資料3-2
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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0020 改05
提出年月日
平成26年7月15日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉

確率論的リスク評価について（内部事象 運転時レベル１）

平成26年7月
東京電力株式会社

目次

1. 事故シーケンスグループ等の抽出における PRA の実施範囲と評価対象
2. 「PRA の説明における参照事項」に基づく構成について
3. レベル 1PRA
3.1 内部事象 PRA
3.1.1 出力運転時 PRA
3.1.1.a 対象プラント
3.1.1.b 起因事象
3.1.1.c 成功基準
3.1.1.d 事故シーケンス
3.1.1.e システム信頼性
3.1.1.f 信頼性パラメータ
3.1.1.g 人的過誤
3.1.1.h 炉心損傷頻度3.1.2 停止時 PRA
3.1.2.a 対象プラント
3.1.2.b 起因事象
3.1.2.c 成功基準
3.1.2.d 事故シーケンス
3.1.2.e システム信頼性
3.1.2.f 信頼性パラメータ
3.1.2.g 人的過誤
3.1.2.h 炉心損傷頻度3.2 外部事象 PRA
3.2.1 地震 PRA
3.2.1.a 対象プラントと対象シナリオ
3.2.1.b 地震ハザード
3.2.1.c 建屋・機器のフラジリティ
3.2.1.d 事故シーケンス
3.2.2 津波 PRA
3.2.2.a 対象プラントと対象シナリオ
3.2.2.b 津波ハザード
3.2.2.c 建屋・機器のフラジリティ
3.2.2.d 事故シーケンスi

今回のご説明範囲

4. レベル 1.5PRA
4.1 内部事象 PRA
4.1.1 出力運転時 PRA
4.1.1.a プラントの構成・特性
4.1.1.b プラント損傷状態の分類及び発生頻度4.1.1.c 格納容器破損モード
4.1.1.d 事故シーケンス
4.1.1.e 事故進展解析
4.1.1.f 格納容器破損頻度
4.1.1.g 不確実さ解析及び感度解析
4.2 外部事象 PRA
4.2.1 地震 PRA

ii

添付資料

目

次

今回のご説明範囲

3. レベル 1PRA
3.1 内部事象 PRA
3.1.1 出力運転時 PRA
添付資料 3.1.1.a-1

サプレッションプール(S/C)温度が上昇した場合の高圧炉心注水系(HPCF)の機能維持

添付資料 3.1.1.b-1

起因事象の LOCA の発生頻度算定の考え方

添付資料 3.1.1.b-2

起因事象から除外している事象の考え方と原子炉圧力容器(RPV)破
断発生確率の評価結果

添付資料 3.1.1.b-3

運転時 PRA において通常停止を起因事象として取扱う考え方

添付資料 3.1.1.b-4 「起動操作」を起因事象に含めないことの考え方
添付資料 3.1.1.b-5

起因事象発生頻度の評価における考え方

添付資料 3.1.1.b-6

起因事象「外部電源喪失」の発生頻度の算出に用いる運転実績

添付資料 3.1.1.b-7

具体的破断箇所を想定した場合の LOCA 後の炉心損傷頻度

添付資料 3.1.1.b-8

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)の発生箇所の考え方

添付資料 3.1.1.b-9

ISLOCA の評価に関する海外(米国)との違い(データ及びシナリオ)

添付資料 3.1.1.c-1

PRA における炉心損傷の定義としての燃料被覆管の酸化率の扱い

添付資料 3.1.1.c-2

成功基準設定の考え方

添付資料 3.1.1.c-3

事象進展解析結果を踏まえた成功基準の設定例

添付資料 3.1.1.d-1

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号機内的事象出力運転時レベル 1PRA イベ
ントツリー

添付資料 3.1.1.d-2

逃がし安全(S/R)弁の開固着を想定する考え方

添付資料 3.1.1.d-3

外部電源復旧の考え方と外部電源復旧に関する最新データ整備状況

添付資料 3.1.1.d-4

PRA において RCIC 運転時間 8 時間とすることの妥当性

添付資料 3.1.1.d-5

事故シーケンスの最終状態の分類の考え方

添付資料 3.1.1.e-1

ホウ酸水注入系(SLC)の失敗確率

添付資料 3.1.1.e-2

サポート系が一部故障している場合の評価添付資料 3.1.1.e-3

スクラム系(機械系)における原子炉停止失敗の定義

添付資料 3.1.1.f-1

故障率データが整備されていない機器の故障率の扱い

添付資料 3.1.1.f-2

保守作業に伴う待機除外の考え方と実績との比較

添付資料 3.1.1.f-3

共通原因故障パラメータを適用している系統

添付資料 3.1.1.f-4

共通要因故障に関する MGL パラメータ適用の考え方

添付資料 3.1.1.g-1

ストレスファクタの適用の考え方とその影響

添付資料 3.1.1.g-2

起因事象発生前の人的過誤として評価した事例の抽出過程

添付資料 3.1.1.g-3

人間信頼性解析(HRA)ツリーによる人的過誤の分析例

添付資料 3.1.1.h-1

炉心損傷頻度の計算に用いた計算コードの特徴(検証結果)

添付資料 3.1.1.h-2

ドミナントシーケンスのイベントツリー上への表示
iii

添付資料 3.1.1.h-3

不確実さ解析における計算回数と収束性の確認

添付資料 3.1.1.h-4

不確実さ評価において、各入力変数のサンプリングから炉心損傷頻度の確率分布を生成するプロセス

添付資料 3.1.1.h-5

設計基準事故対処設備のみに期待する場合の PRA

3.1.2 停止時 PRA
3.2 外部事象 PRA
3.2.1 地震 PRA
3.2.2 津波 PRA

今回のご説明範囲

4. レベル 1.5PRA
4.1 内部事象 PRA
4.1.1 出力運転時 PRA
4.2 外部事象 PRA
4.2.1 地震 PRAiv

1. 事故シーケンスグループ等の抽出における PRA の実施範囲と評価対象
本 PRA は、「実用発電用原子炉及びその付属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈」(平成 25 年 6 月 19 日)(以下、「解釈」という。)第 3 章第 37 条に基づいて実施したものである。
本 PRA の結果は、解釈第 3 章第 37 条において炉心損傷防止対策等の有効性評価の対象として定められている、必ず想定する事故シーケンスグループ等に追加して評価すべき事故シーケンスグループ等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定に活用する。
PRA の実施範囲は、日本原子力学会において実施基準が標準化されているなど、現段階で実施可能な、内部事象レベル 1 (出力運転時、停止時)、内部事象レベル 1.5 (出力運転時)、外部事象として地震レベル 1 及び津波レベル 1 とした。
評価の対象とするプラント状態は、通商産業省「原子力発電所内におけるアクシデ
ントマネジメントの整備について」(平成 4 年 7 月)(以下、「AM 要請」という。)以前の状態とした。
これは、今回の PRA の目的が、設計基準事象を超えた重大事故に対する有効性評
価を行うための事故シーケンスグループ等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定であることに鑑み、設計基準設備による対応を基本とし、AM 要請以降に整備したア
クシデントマネジメント策には期待しないことを前提に評価を行うこととしたものである。
なお、給復水系による冷却や、外部電源の復旧など、AM 要請以前より運用されている通常の操作・対応や、ECCS の手動起動などの AM 要請以前より設備の設計方針の前提として考慮され、手順があるものについては、重大事故対応を目的として特別に整備したものではないことから、評価対象として含めることとした。

1-1

2. 「PRA の説明における参照事項」に基づく構成について
本資料は、事故シーケンスグループ等の抽出に際して実施した各種 PRA について、「PRA の説明における参照事項」(原子力規制庁 平成 25 年 9 月)の記載に基づいて構成した。
また、「PRA の説明における参照事項」の記載と関連して留意すべき事項については、先に以下の通りに示した。
○ピアレビューについて追而

2-1

3. レベル 1PRA
3.1 内部事象 PRA
3.1.1 出力運転時 PRA
出力運転時 PRA は、(社)日本原子力学会が発行した「原子力発電所の出力運
転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準(レベル 1PSA 編)：
2008」を参考に評価を実施し、各実施項目については「PRA の説明における参照事項」(原子力規制庁 平成 25 年 9 月)の記載事項への適合性を確認した。
評価フローを第 3.1.1-1 図に示す。
3.1.1.a 対象プラント
プラントの設計及び運転の特性を把握するため、プラントに関する各種情報を収集した。
① 対象とするプラントの説明(1) プラントの構成・特性の調査
プラントの構成・特性の調査の目的は、対象施設の設計及び運転の特性を把握するために、プラントに関する各種情報を収集することである。
以下、a.に記載の通りに PRA に必要な KK6/7 号機の情報を収集し、b.にプラントの概要を、c.に PRA において考慮する系統の概要を示した。
a. PRA に必要な情報の収集
PRA の実施に必要な情報として、次のプラント情報を収集した。
・PRA の実施にあたり必要とされる基本的な情報 (設計情報、運転・保守管理情報等)・定量化にあたり必要とされる情報(事象発生に関する運転経験等)
情報収集に使用したリストを第 3.1.1.a-1 表に示す。
b. プラントの概要
・出力 熱出力3,926 MW
電気出力 1,356 MW・プラント型式
改良型沸騰水型軽水炉(ABWR)
・格納容器型式
圧力抑制型鉄筋コンクリート造格納容器(RCCV)c. PRA において考慮する緩和機能(系統)の概要
PRA において考慮する緩和機能(系統)の概要を次に示す。また、系
統設備及び構成の概要を第 3.1.1.a-2 表及び第 3.1.1.a-1 図に示す。
1) 原子炉停止に関する機能
通常運転時は、原子炉再循環流量制御系と、制御棒及び制御棒駆動系からなる反応度制御系により、原子炉の出力の調整を行う。異常時にあっては、以下の系統により原子炉を停止する。
○スクラム系(第 3.1.1-a-2, 3 図)
原子炉水位低(L3)等の異常を検知して、急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し、原子炉を停止させる。本系統は、各制御棒に3.1.1-1

スクラム信号を発する原子炉保護系(RPS)及び制御棒の駆動系から構成される。
○代替制御棒挿入(ARI)
原子炉保護系とは別の信号系により制御棒を挿入し、原子炉を停止させる。
○再循環ポンプトリップ(RPT)
原子炉の出力を抑制し原子炉停止を補助する設備。ATWS 時に
RIP をトリップさせて、炉心流量を減少させ、急速に負の反応度を印加することにより、原子炉圧力上昇を緩和する。
○ほう酸水注入系(SLC)(第 3.1.1-a-4 図)
手動でポンプを起動し、ほう酸水を原子炉へ注入することにより、炉心に負の反応度を与え、原子炉を停止させる。
2) 炉心冷却に関する機能(第 3.1.1-a-5, 6, 7 図)
通常運転時は、給水系より原子炉へ冷却材を給水し、炉心で発生する蒸気を原子炉から主蒸気系を通して取り出し、タービン発電機を駆動する。タービンを出た低圧の蒸気は復水器にて凝縮され、再び復水系から給水系へ冷却材を供給する。プラント停止時には、残留熱除去系により原子炉の崩壊熱を除去する。異常時にあっては、
以下の系統により原子炉を冷却する。
○高圧炉心注水系(HPCF)(第 3.1.1-a-8 図)
原子炉水位低(L1.5)またはドライウェル圧力高の信号で自動起動し、復水貯蔵槽(CSP)(第 1 水源)あるいはサプレッションプール(S/C)(第 2 水源)の水を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッ
ダのノズルから燃料集合体に注水して炉心を冷却する。非常用炉
心冷却系(ECCS)の一つ。各水源の使い分けについては添付資料
3.1.1.a-1 に示す。
○原子炉隔離時冷却系(RCIC)(第 3.1.1-a-9 図)
原子炉水位低(L2 及び L1.5)またはドライウェル圧力高の信号で自動起動し、復水貯蔵槽(CSP)(第 1 水源)あるいはサプレッションプール(S/C)(第 2 水源)の水を給水スパージャより注水し、炉心を冷却する。本系統は、原子炉で生じる蒸気で駆動する蒸気タービンの回転を注水ポンプの動力源としている。また、制御用電源及び機器駆動用電源には直流電源及び蓄電池を用いており、プラントが全交流電源喪失に至っても炉心冷却が可能である。非常用炉心冷却系(ECCS)の一つ。
○自動減圧系(ADS)
主蒸気系の逃がし安全弁 18 個の内 8 個からなり、低圧注水系と連携して炉心を冷却する機能を持つ。本系統は、原子炉水位低3.1.1-2

(L1)及びドライウェル圧力高の両信号をうけて作動し、原子炉圧力を低下させる。非常用炉心冷却系(ECCS)の一つ。
○低圧注水系(LPFL)(第 3.1.1-a-10 図)
原子炉水位低(L1)またはドライウェル圧力高の信号で自動起動し、サプレッションプール水を低圧注水スパージャ(B 系、C 系)
または給水スパージャ(A 系)より注水して炉心を冷却する。非常用炉心冷却系(ECCS)の一つ。
○給水系(FDW)
主復水器ホットウェルを水源とし、低圧復水ポンプ(LPCP)及
び高圧復水ポンプ(HPCP)により昇圧した冷却水を電動機駆動原子炉給水ポンプ(M/D-RFP)により原子炉へ注入して炉心を冷却する。
○復水系(CP)
主復水器ホットウェルを水源とし、低圧復水ポンプ(LPCP)により原子炉へ注入して炉心を冷却する。
3) 放射性物質の閉じ込めに関する機能
通常運転時は、格納容器内雰囲気は窒素置換されるとともにドラ
イウェル内ガス冷却装置により循環冷却されている。異常時にあっては、以下の系統により格納容器の機能を維持する。
○原子炉格納容器(格納容器)(第 3.1.1-a-11 図)
格納容器は円筒形をしたドライウェルとサプレッションチェ
ンバに区分されている。ドライウェルとサプレッションチェンバの液相部は、10 本のベント管により連通されており、原子炉冷却材喪失事故(以下、LOCA という)時に原子炉から放出される蒸気はベント管を通ってサプレッションプールに導かれて凝縮される。
格納容器内雰囲気は、大量の水素ガスが発生したとしても可燃限界に至らないよう、通常運転中は常時窒素置換されている。
○通常除熱(復水器を用いた除熱)(第 3.1.1-a-5 図)
原子炉と主復水器の循環サイクルの確立により、原子炉圧力容器(RPV)の崩壊熱を除去する。起因事象発生後、RPV が隔離された場合、主蒸気隔離弁(MSIV)を開放し、循環サイクルの再確立をする必要がある。
○残留熱除去系(第 3.1.1-a-12 図)
・格納容器スプレイ冷却モード
残留熱除去系(RHR)の一つの機能であり、サプレッションプ
ール水をドライウェル内及びサプレッションプール内にスプレイすることで、事故時に格納容器内に浮遊しているよう素を
3.1.1-3除去するとともに、格納容器内の温度、圧力を低減し、格納容器の健全性を維持する。
・S/C プール水冷却モード(第 3.1.1-a-13 図)
残留熱除去系(RHR)の一つの機能であり、サプレッションプ
ール水を残留熱除去系熱交換器で冷却することにより、格納容
器内の温度、圧力を低減し、格納容器の健全性を維持する。
4) 安全機能のサポートに関する機能
補機冷却は、海水系及び中間ループ系からなる補機冷却系により原子炉建屋またはタービン建屋内の補機を冷却する。
○補機冷却系
・原子炉補機冷却系(第 3.1.1-a-13 図)
高圧炉心注水系(HPCF)、低圧注水系(LPFL)及び非常用ディーゼル発電機を、原子炉補機冷却水系(RCW)及び同海水系(RSW)によって冷却する。
・タービン補機冷却系(第 3.1.1-a-14 図)
給復水系関連設備を、タービン補機冷却水系(TCW)及び同海水系(TSW)によって冷却する。
○復水器真空度維持に関するサポート系(第 3.1.1-a-15 図)
・循環水系(CW)
通常運転中は 3 台の循環水ポンプによって冷却水(海水)を復水器に導き、主復水器に流入する蒸気を凝縮する。熱交換した
冷却水は放水口を経て海に放出される。
・タービングランド蒸気系(TGS)
タービン及び弁類のグランド部のシールのための蒸気を供給すること、復水器へ蒸気及び空気を戻すことにより内部への空気の流入を防止すること等を目的とした系統である。
・復水器空気抽出系(AO)
主復水器に漏入する空気及びタービン排気に含まれる水素、酸素等の非凝縮ガスを連続的に高真空の主復水器より抽出し、気体廃棄物処理系(OG)へ送り、復水器真空度を保持するための系統である。
・気体廃棄物処理系(OG)
16N、19O のような短寿命放射性核種に対して十分な時間減衰を図り、平常時に排気筒より放出される放射能を許容放出率より低くする設備である。PRA では AO からの非凝縮性ガスからの排気機能を維持するための機能として考慮する。すなわ
ち、復水器真空度維持に必要な系統としている。
○電源系(第 3.1.1-a-16～18 図)
3.1.1-4

・非常用電源系
主発電機トリップ等により所内常用電源が失われると、常用母線への給電は自動的に起動変圧器からの受電に切り替わる。
さらに、常用母線から非常用母線への給電がない場合には、非常用母線の電圧低下を検知して 3 台の非常用ディーゼル発電
機が自動起動し、非常用機器に給電する。
直流電源装置は、原子炉系の DC125V の蓄電池 4 組、DC250V の蓄電池 1 組が設けられている。直流電源系は、電源の制御として遮断器の開閉の他、非常用ディーゼル発電機の起動等にも用いられる。

3.1.1-5

3.1.1.b 起因事象
炉心損傷に至る可能性のある起因事象を同定し、その発生頻度を評価した。
①評価対象とした起因事象のリスト、説明及び発生頻度(1) 起因事象の選定
a. 検討手順
起因事象を体系的に分析し同定するため、国内のプラント異常事
象や設備を網羅している資料として原子炉設置許可申請書及び海外の評価事例(EPRI NP-2230)を以下の手順で分析した。
1) 原子炉の外乱に至る起因事象を同定するため、設置許可申請書添付書類十で評価されている原子炉の異常な過渡変化及び事故について分析した。
2) 従属性を有する起因事象(サポート系故障や起因事象従属性を有する事象)を抽出するため、設置許可申請書添付書類八等に記載されている原子炉の運転に係わる設備毎に機能喪失時の影響を検討した。
3) 原子炉冷却材圧力バウンダリに関する事象(LOCA)については、その規模により、プラント応答などが異なるため、別途検討した。
b. 起因事象の分析・同定
起因事象を分析及び同定した結果を以下に示す。
1) 過渡変化・事故による起因事象の同定
設置許可申請書添付書類十に基づく事象に関して、過渡事象を分析している EPRI NP-2230 における事象分類との対応をとり、考慮すべき事象を相互に確認した。さらに、各事象の特徴を把握するために、起因事象発生時の主要な状況と緩和設備の主要な状況について整理した。整理した結果を第 3.1.1.b-1 表に示す。
起因事象の状況や緩和設備の状況が同等となる事象については同類の事象として事象分類を行なった。この事象分類に基づき、起因事象のグループ化を検討する。
2) 従属性を有する起因事象の同定(手動停止等)
設置許可申請書添付八章等に基づく原子炉の運転に係わる設
備毎に機能喪失時の影響を検討し、従属性を有する起因事象を分析・同定した。整理した結果を第 3.1.1.b-2 表に示す。
当該設備が機能喪失しても原子炉への外乱に至らないものは、
起因事象対象外とした。また、1) 項により検討済みの場合には、過渡変化で考慮済みとした。当該設備が機能喪失した場合に、広範な緩和設備が合わせて機能喪失に至るサポート系故障などを、従属性を有する起因事象として摘出した。
3) 原子炉冷却材圧力バウンダリに係る起因事象の同定(LOCA)
3.1.1-6

原子炉冷却材圧力バウンダリに該当する容器・配管等の設備を抽出し、想定される破損モードを整理した。想定される破損モードに基づき起因事象の分析・同定を行った。整理した結果を添付
資料 3.1.1.b-1 に示す。
格納容器内での破損は LOCA として検討した。また、格納容
器外での破損で破損部位が隔離できない場合は、格納容器バイパ
スとして検討した。
LOCA では、バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準などが異なるため、流出規模に応じて、漏えい、
小 LOCA、中 LOCA、大 LOCA 及び設計基準事故(DBA)超過
LOCA に事象を分類した。
LOCA は、発生経験のない事象であるため、プラント実績に基づいた統計による発生頻度評価は困難であるため、発生頻度についても合わせて検討した。
格納容器バイパスには、隔離弁の多重故障や弁試験時の隔離失敗などにより原子炉圧力が低圧設計部等にかかることでこれが破損し、原子炉冷却材が格納容器外で流出する事象(ISLOCA)と、
常時開状態などの隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損し、これに重ねて隔離弁の閉鎖失敗により原子炉冷却材が格納
容器外で流出する事象(バイパス破断)が考えられる。両事象に該当する設備について、事象の発生頻度や影響程度を検討した。概略評価の結果、バイパス破断は炉心損傷頻度が小さいとして評価対象外とした。
c. 本プラントのトラブル事例のレビュー
KK6/7 号機及び他の国内原子炉のトラブル事例を調査し、全ての事象が選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認した。KK6/7 号機における過去のトラブル事例は 3.1.1.h③(3)の感度解析において考慮している。
(2) 対象外とした起因事象
以下の事象は、発生頻度、プラントへの影響などの観点から、リスク
評価上の重要性は低いと考え、評価対象から除外した。除外理由を添付
資料 3.1.1.b-2 に示す。
・燃料プールでの放射性物質の放出
・燃料集合体の落下
・制御棒落下・主蒸気管破断・RPV 破断(3) 起因事象のグループ化
3.1.1-7

炉心損傷頻度の評価を効率的に実施するために起因事象のグループ化を行った。
a. グループ化の考え方同定された起因事象において、プラント応答や必要となる緩和設備などが同等となり、同一のイベントツリー及びフォールトツリー
で扱える事象をグループ化する。成功基準の設定や事故シーケンスの分析を行うために、発生頻度の大きさと起因事象がもたらす影響の程度を考えて、グループ化した起因事象の中から代表事象を選定する。
b. 起因事象のグループ化
起因事象は過渡変化、冷却材喪失、従属性を有する起因事象及び通常停止に大きく区分されるため、各区分について、起因事象のグループ化について検討した。起因事象のグループ化の結果と事象の定義及び事象と緩和設備の主要な状況をまとめたものを第3.1.1.b-4 表に示す。
1) 異常過渡及び事故事象のグループ化
異常過渡及び事故事象は、第 3.1.1.b-1 表の通り、発生時のプラントの応答に応じて事象分類 A から J までに分類されているが、これらの事象分類をグループ化し、代表事象の選定を行った。
○事象分類 A 及び B1、B2
これらの事象分類はタービントリップなどにより原子炉がスクラムする事象であり、タービンバイパス弁は正常に作動する事象であることから、いずれも事象初期から継続して給復水系が利用できる。これらの 3 事象分類を合わせて一つの起因事象グループ「非隔離事象」とする。
○事象分類 C、D、E
これらの事象分類は MSIV などが閉鎖する事象であり、原子炉とタービン側が互いに隔離される事象である。事象初期には給復水系が利用できるが、水源である主復水器のホット
ウェルが隔離されるため、給復水系の運転継続に支障が生ずる。
これらの 3 事象分類を合わせて一つの起因事象グループ「隔離事象」とする。
○事象分類 F
本事象分類はタービンからの給水流量が全喪失する事象であり、原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る事象である。事象初期には給復水系が利用できず、他の事象とはプラント応答が異なることから、単独で一つの起因
3.1.1-8

事象グループ「全給水喪失」とする。
○事象分類 G
本事象分類はタービンからの給水流量が減少し、原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る事象である。
給水流量の全喪失までには至らないため、機能は低下しているが事象の初期にも給復水系は利用可能である。これらのプラント応答は他の事象と異なることから、単独で一つの起因事象グループ「水位低下事象」とする。
○事象分類 H1、H2
原子炉保護系(RPS)の誤動作が起因となっている事象や、制御棒の誤引抜きに関する事象など出力の増加が軽微な事象である。
事象初期で原子炉が隔離されないため、給復水系が利用可能である。H1、H2 を合わせて一つの起因事象グループ「RPS
誤動作等」とする。
○事象分類 I
本事象分類は外部電源が喪失する事象であり、事象の発生により非常用電源の確保が必要になるなど、他の事象とはプラント応答が異なる。このため、単独で一つの起因事象グループ「外部電源喪失」とする。
○事象分類 J
本事象分類は、原子炉運転中に S/R 弁が誤開放する事象であり、原子炉冷却材(蒸気)の流出を伴う。原子炉水位の低下などは給水系により収束可能であるが、これに失敗する場合などでは、より厳しい過渡変化に移行する。このため、単独で一つの起因事象グループ「S/R 弁誤開放」とする。誤開放
する S/R 弁は 1 弁とする。なお、ADS などの回路の誤動作
による複数の S/R 弁の誤開放は、大 LOCA に含まれている。
2) 冷却材喪失でのグループ化
冷却材喪失では、事象分類として小 LOCA、中 LOCA 及び
大 LOCA が同定されている。各事象分類のグループ化は以下のとおり。
○小 LOCARCIC により事象緩和が可能な LOCA である。注水に利用できる系統などが他の事象分類とは異なるため、単独で一つの起因事象グループ「小 LOCA」とする。
○中 LOCA
事象発生後短期間では原子炉の減圧に至らないが、長期間
3.1.1-9

では減圧するとして扱う。この点、他の事象分類とは異なる
ため、単独で一つの起因事象グループ「中 LOCA」とする。
○大 LOCA
事象発生により原子炉が減圧状態になる範囲であり、S/R
弁による減圧操作なしに低圧注水系により、事象緩和が可能
な LOCA である。RCIC に期待できないなど、他の事象分類とはプラント応答が異なるため、単独で一つの起因事象グループ「大 LOCA」とする。
3) 格納容器バイパス
格納容器バイパスとして、インターフェイスシステム LOCA
(ISLOCA)が同定されている。ISLOCA は、単独で一つの起因事
象グループとする。
4) 従属性を有する起因事象でのグループ化
従属性を有する起因事象では、グループ化を行なわない。このため、以下に示す各事象分類単独で一つの起因事象グループとする。
「原子炉補機冷却系故障」「交流電源故障(非常用)」「直流電源故障」「タービン・サポート系故障」
なお、「空気圧縮系故障」については、IA 及び SA の機能喪失が生じた場合に主蒸気隔離弁の閉止に至る可能性を考え、異常過渡事象の「隔離事象」に含められると考えた。
5) 通常停止
定期検査など前もって計画されているプラント停止の他、機器からの漏えいなど比較的軽微な故障による計画されないプラン
ト停止を含めて「通常停止」を考慮し、単独で一つの起因事象グ
ループとする。起因事象に通常停止を含めることについては、添付資料 3.1.1.b-3 に考え方を示す。なお、起動操作は起因事象として考慮していないが、これについては添付資料 3.1.1.b-4 に考え方を示す。
(4) 起因事象発生頻度の評価
a. 発生経験の調査選定された各起因事象グループの発生頻度を評価するため、国内
BWR プラントでの起因事象の発生経験について以下を対象に調査した。
・(独)原子力安全基盤機構発行の原子力施設運転管理年報
・原子力安全推進協会により運営されている NuCIA
3.1.1-10

・電気事業者によるプレスリリース
調査期間は、平成 21 年 3 月までとした。発生件数を第 3.1.1.b-4 表に、発生頻度を第 3.1.1.b-5 表に示す。また、起因事象発生確率の算
出における考え方を添付資料 3.1.1.b-5 に示す。
○過渡事象の発生頻度
過渡事象の多くは運転実績が得られているため、国内 BWR プラ
ントの運転経験から得られた起因事象の発生件数と運転期間（発電
時間又は暦年）を用いて、次の式から起因事象の発生頻度を算出し、工学的判断により不確実さを設定した。
λIE ＝ XIE/TIE
λIE ：起因事象の発生頻度
XIE ：起因事象の発生件数
TIE ：運転期間(発電時間又は暦年)発生件数がない S/R 弁誤開放は、発生件数を 0.5 件とした。
また、
外部電源喪失は、起因事象の発生がプラント状態に依存しないと考えられるため、運転時に発生した 2 件に停止時に発生した 1 件を加えた 3 件に対して暦年で除して算出している。なお、外部電源設備については BWR と PWR の間に大きな相違が無いと考えられるが、本評価では BWR の運転実績のみを発生頻度算出の対象とした。PWRの運転実績を考慮した場合の影響については添付資料 3.1.1.b-6 で確認に示す。
○手動停止の発生頻度
手動停止の発生頻度は過渡事象の発生頻度と同様に平成 20 年度までの国内 BWR の運転経験に基づき算出した。発生件数がない従
属性を有する起因事象については、発生件数を 0.5 件とする。また、電源系や補機冷却系では、運転炉年に母線数や系統数を考慮している。
○LOCA の発生頻度
LOCA は、日米ともに発生経験が無い事象であり、かつ原子炉冷却材バウンダリの設計及び運転管理において日米で大きな差異がないため、発生頻度については、添付資料 3.1.1.b-1 のとおり、米国の文献値を参考にして設定した。なお、本評価では、特定の緩和系が LOCA により使用できない場合を考慮したシーケンス分析とはしていないが、これを考慮した場合の影響ついても確認している。
確認結果を添付資料 3.1.1.b-7 に示す。
○格納容器バイパス事象(ISLOCA)の発生頻度
格納容器を貫通し高圧設計部と低圧設計部のインターフェイスとなる配管のうち、弁の故障により低圧設計部が加圧され、3.1.1-11

ISLOCA になり得る配管を同定し、フォールトツリーを用いたシス
テム信頼性解析により ISLOCA の発生頻度を算出した。算出の考え方を添付資料 3.1.1.b-8 に、ISLOCA に関する海外での評価事例との比較を添付資料 3.1.1.b-9 に示す。

3.1.1-12

3.1.1.c 成功基準
炉心損傷を防止するために必要とされる緩和設備又は緩和操作の組
合せや、緩和設備や緩和操作がその機能を達成するために必要な条件である成功基準を同定した。
① 成功基準の一覧表(1) 炉心損傷の定義
炉心損傷は燃料被覆管最高温度が 1200℃を超える状態に至ることと定義した。この定義とした理由を添付資料 3.1.1.c-1 に示す。
(2) 起因事象ごとの成功基準の一覧表
炉心損傷を防止するために必要とされる緩和設備や緩和操作の組合せや、緩和設備や緩和操作がその機能を達成するために必要な条件である成功基準について検討した。原子炉の安全停止に必
要な安全機能は、次の 3 種類である。
・原子炉停止・炉心冷却・格納容器からの熱除去成功基準の検討にあたっては、プラントの構成・特性(設計情報)
や、先行 PRA、既往の安全解析(設置許可申請書)などを参考に、起因事象グループ毎にそれぞれの安全機能に対し、成功基準を検討した。起因事象ごとの成功基準を第 3.1.1.c-1～5 表に示す。また、
成功基準設定の考え方と解析結果との関係を添付資料 3.1.1.c-2 に、解析結果をもとに成功基準を設定した例を添付資料 3.1.1.c-3 に示す。
(3) 対処設備作動までの許容時間
MAAP による事故進展解析結果を用いて、各事故シーケンスにおける運転員操作のための時間余裕を設定した。第 3.1.1.c-6 表に
事故進展解析結果を、第 3.1.1.c-7 表に設定した許容時間を示す。
a. 原子炉の停止操作に対する時間余裕
SLC 手動起動を含む ATWS 事象対応については、格納容器の最高使用圧力の 2 倍(格納容器過圧破損)となる 0.5 時間(TC シー
ケンスにおける格納容器破損時刻)から余裕をもたせた時間とし、ATWS 事象発生の認知の時間余裕を 10 分とした。また、ATWS
収束後の除熱操作の時間余裕は 20 分としている。なお、TC シ
ーケンスについては、ATWS 発生と同時に圧力制御失敗に伴う主蒸気管破断を想定しており、格納容器破損時刻としては保守的な仮定で評価している。

3.1.1-13

b. 炉心冷却に対する時間余裕
注水に関する操作(ECCS の手動操作等)については、過渡事象と LOCA とで区別した。過渡事象については、TQUV シーケン
スでの炉心溶融となる時間 0.8 時間から余裕をもたせた時間とし、過渡事象発生の認知の時間余裕を 30 分とした。LOCA につ
いては炉心溶融となる時間 0.6 時間から余裕をもたせた時間とし、LOCA 発生の認知の時間余裕を 20 分とした。
c. 格納容器からの熱除去に対する時間余裕
格納容器からの熱除去については、格納容器の最高使用圧力の 2 倍(格納容器過圧破損)となる 15.7 時間(LOCA 時におけるTW シーケンスでの格納容器破損時刻)から余裕をもたせた時間とし、除熱が必要となる状況の認知の時間余裕を 14 時間とした。
なお、時間余裕に基づく人的過誤(診断失敗)確率の算出にあたっては、ヒューマンエラーハンドブック(NUREG/CR-1278)を参考としたが、同文献には 14 時間時点での人的過誤(診断失敗)確率が示されていないため、同文献の値を対数内挿し、14 時間時点の値を算出した。
(4) 対処設備の使命時間
緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転時間である使命時間については、以下の観点から 24 時間を適用した。
・事故シナリオの特徴及び対応する緩和設備の能力から、24 時間以内にプラントを安定した状態に移行させることが可能。
・内的事象は主に設備のランダム故障を起因とした事象進展を評価していることから、地震等の外的事象に比べて設備の復旧に期待し易く、また、事象発生が評価対象プラントに限定されるため、事象発生直後からサイト内の支援(物的、人的)にも期待できると考えられる。
事故シーケンスにおいて必要な安全機能が達成されるなどの場合には、24 時間未満の使命時間を用いることとし、SLC につ
いては使命時間を 3 時間とした。これは、SLC がほう酸水タン
ク内のほう酸水全量を原子炉へ注入した時点で必要な安全機能を達成した事となる系統であり、KK6 号炉及び 7 号炉の SLC
は、注入開始から 165 分(2.75 時間)でほう酸水タンク内のほう酸水全量を原子炉へ注入する設計であることから、上記の時間

3.1.1-14

から保守側に(長目に)考慮して使命時間を設定したものである。
(5) 熱水力解析等の解析結果及び解析コードの検証性
今回の評価では、概ね既往の設計情報から成功基準を設定しているが、一部の成功基準設定のために実施した事故進展解析には MAAP コードを使用した。MAAP は格納容器を含めたシビ
アアクシデントの事象進展を解析可能なコードであり、重大事
故等防止対策の有効性評価においても MAAP を使用している。
本コードの適用性については、重大事故等防止対策の有効性評
価の内容説明と合わせて提示する。

3.1.1-15

3.1.1.d 事故シーケンス選定した起因事象に対して、炉心損傷を防止するために必要な安全機能及び安全機能を達成するために必要な緩和設備や緩和操作を検討し、炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。
① イベントツリー(1) イベントツリー図
炉心損傷に至るシーケンスを明らかにするために、イベントツリー手法を用いた。イベントツリーは、炉心損傷に至るまでの進展を表すロジックであり、起因事象毎に作成した。
なお、スクラム失敗事象はスクラム成功事象とプラント挙動が大幅に異なるため、別途イベントツリーを作成している。但し、ISLOCA に関しては、起因事象発生頻度をフォールトツリーでモデル化しており、ATWS を含めて一つのイベントツリーにまとめた。
作成したイベントツリーを第 3.1.1.d-1～5 図に示す。また、詳細なイ
ベントツリー及び各ヘディングの概要を添付資料 3.1.1.d-1 に示す。
(2) ヘディング及び事故進展の説明とイベントツリー作成上の主要な仮定
以下にイベントツリーの作成で考慮した条件等を示す。
a. 過渡変化事象に対するイベントツリー
1) 非隔離事象に対するイベントツリー
本起因事象が発生し、S/R 弁開放による圧力制御に失敗した場合
は、原子炉圧力バウンダリ機能を喪失して大 LOCA に至るものと仮定し、大 LOCA のイベントツリーに移行する。S/R 弁の開放後はその再閉鎖が必要となる。高圧系としては HPCF 及び RCIC による炉心冷却が行われる。
S/R 弁再閉鎖失敗(開固着)時は、原子炉内の蒸気が S/C に流出するため、保守的に RCIC 及び PCS 機能には期待しない。この理由の詳細を添付資料 3.1.1.d-2 に示す。
2) 隔離事象に対するイベントツリー
本起因事象に対するイベントツリーの構造は、PCS を除き非隔離事象に対するイベントツリーと同一である。PCS を使用するには、MSIV の開操作が必要であるが、MSIV 開を確実に実施できるとは限らないため PCS には期待しない。
3) 全給水喪失事象に対するイベントツリー
本起因事象に対するイベントツリーは、給水系を除き、非隔離事
象に対するイベントツリーと同一の構造である。
4) 水位低下事象に対するイベントツリー
本起因事象に対するイベントツリーは、非隔離事象に対するイベ
ントツリーと同一の構造である。但し、給復水系の失敗確率につい
3.1.1-16ては、起因事象従属性(復水ポンプ 1 台トリップ及び MSIV が閉まっている状況を想定)により非隔離事象とは異なる。
5) RPS 誤動作等に対するイベントツリー
原子炉圧力に対する影響が小さいため、給水系が失敗しない限り
S/R 弁は作動しない。従って、イベントツリーは、スクラム系と給水系のヘディングに続いてその他の緩和機能を展開した構造となる。
6) 外部電源喪失に対するイベントツリー
外部電源喪失事象が発生すると動力用電源を喪失するため、非常用ディーゼル発電機の起動による早急な非常用電源の確保が必要とされる。その後の長期的な電源確保としては外部電源の復旧や非常用ディーゼル発電機の継続運転が必要になる。従って、本評価では、以下に示す 4 つの電源確保について考慮した。
○直流電源の確保
非常用ディーゼル発電機(サポート系を含む)の起動及び遮断器操作、並びに外部電源が復旧した場合の遮断器操作には直流電源の確保が必要であり、外部電源喪失直後の直流電源はバッテリーから供給される。このため、所内バッテリー3 系統に多重故障が発生した場合には、非常用ディーゼル発電機と外部電源から受電することはできない。
また、以下については直流電源が確保されている状態を前提とする。
○外部電源復旧による 30 分以内の交流電源の確保
炉心冷却が行われない場合、炉心が露出するまでに 30 分以上要する。従って、30 分以内に外部電源が復旧されれば、電動給水ポンプ等による炉心冷却が可能となる。
また、外部電源復旧に関する考え方を添付資料 3.1.1.d-3 に示す。
○非常用ディーゼル発電機による 30 分以内の交流電源の確保
30 分以内に外部電源が復旧されない場合、非常用ディーゼル
発電機の起動による早急な非常用電源の確保が必要とされる。非常用ディーゼル発電機が 3 系統とも機能喪失している場合には、
炉水位確保手段としては RCIC のみが期待される。
○外部電源復旧等による 8 時間以内の交流電源の確保
動力用電源が喪失した状態で炉水位確保手段が RCIC のみの場合、直流電源用バッテリーからの RCIC への供給持続時間として約 8 時間が確保されているが、それ以降の継続的な水位確保には、以下の電源確保手段のうち、いずれかが必要である。なお、
3.1.1-17

RCIC 運転時間 8 時間とすることの妥当性を添付資料 3.1.1.d-4に示す。
・外部電源の 8 時間以内の復旧
・高圧電源融通による受電
7) S/R 弁誤開放に対するイベントツリー
起因事象としての S/R 弁誤開放の場合には、炉圧は上昇しないた
め、他の S/R 弁が開放することはない。これ以外は、非隔離事象のイベントツリーと同様の構造となる。
b. スクラム失敗(ATWS)に対するイベントツリー
スクラム失敗のイベントツリーでは、スクラム失敗原因をスクラム
電気系とスクラム機械系に分けて事象進展を評価する。過渡変化事象を起因とする ATWS では、スクラム系が失敗しても、RPT の作動に
より原子炉出力を抑制し、SLC 起動に成功すれば原子炉未臨界は達成される。LOCA を起因とする ATWS のイベントツリーでは、スクラ
ム系失敗により炉心損傷に至るとした。
c. LOCA に対するイベントツリー
大 LOCA 時には、破断の直後に原子炉が急速に減圧されるため、低圧系作動のための原子炉減圧は不要となる。従って、炉心冷却機能
としては高圧系(HPCF)及び低圧系が使用可能である。格納容器熱除去機能は、RHR 系が使用可能である。
中 LOCA 時の炉心冷却機能として、高圧系は HPCF のみを考慮する。低圧系の作動には原子炉減圧を必要とし、原子炉減圧に失敗した
場合は炉心損傷に至る。格納容器熱除去機能は、大 LOCA と同様である。
小 LOCA 時の炉心冷却機能として、高圧系は給水系、HPCF、RCICが使用できる。低圧系の作動には減圧操作が必要となる。低圧系としては、LPFL 以外にも復水系を使用できる。格納容器熱除去機能は、
大 LOCA と同様である。
d. 手動停止に対するイベントツリー
手動停止として通常停止、サポート系故障停止(交流電源故障、直流電源故障、補機冷却海水系故障)を評価した。但し、これら手動停
止は、プラント停止手順が同一であるが、使用不能となる機器の違いを考慮して、イベントツリーの構造を設定した。
給復水系機能が確保されている場合は炉心冷却及び格納容器からの除熱に成功するものとする。また、給復水系機能が確保されている
場合は適切に水位及び圧力が制御されているため、圧力制御のヘディ
ングは不要である。
e. 格納容器バイパス事象に対するイベントツリー
3.1.1-18

ISLOCA が発生した後、ISLOCA 発生箇所の隔離に成功すれば、
安全機能(原子炉停止機能、炉心冷却機能、格納容器熱除去機能)に期待できることから、それぞれの緩和系をヘディングに並べた。ただし、ISLOCA 発生箇所の緩和系については、フォールトツリー内で使用不能となるようモデル化した。
非隔離事象のイベントツリーと異なる点は以下の通り。
・原子炉停止機能
RPV 外への原子炉冷却水の流出があるため、SLC には期待しないこととした。
・原子炉圧力制御機能
事象初期に RPV 外への原子炉冷却水の流出があるため、初期の RPV 圧力制御は不要とした。ただし、低圧注水のための
ADS については、十分減圧されていない状況も考えられることから保守的に必要とすることとした。
・炉心冷却機能
事象初期に RPV が減圧されるため、タービン駆動である
RCIC には期待しないこととした。
(3) 事故シーケンスグループの分類(最終状態の説明)
イベントツリーによって抽出された炉心損傷事故シーケンスは、炉心損傷防止の緩和機能の喪失状況、プラントの状態及び緩和系に与える影
響によって、第 3.1.1.d-1 表に示す炉心損傷シーケンスグループに分類
する。分類の考え方の詳細を添付資料 3.1.1.d-5 に示す。炉心損傷事故はこれらのグループによって特徴付けられる。

3.1.1-19

3.1.1.e システム信頼性「事故シーケンスの分析」で同定されたイベントツリーのヘディングの分
岐確率を算出するために、そのヘディングに対応するシステムの信頼性モデルを作成し、システムの非信頼度を求めた。
① 評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした系統設備は、大きく分けて次の2つのシステムである。
・フロントラインシステム(非常用炉心冷却系、給復水系等)
・サポートシステム(電源設備、補機冷却海水系等)
フロントライン系とサポート系の境界を明確にした上で、サポート系も含めた評価対象範囲を設計図書に基づき明確にした。また、システムが複数の系列から構成されている場合には、それぞれの系列についてモデル化した。
以下に評価対象とした主要なフロントライン系及びサポート系を示す。
また、フロントライン系とサポートライン系の依存性を第 3.1.1.e-1 表に示す。
1) フロントライン系
・原子炉停止機能
RPS, ARI, RPT, SLC
・炉心冷却機能
給水系, HPCF(B, C), RCIC, ADS, 復水系, LPFL(A, B, C)
・格納容器熱除去機能
PCS, RHR(A, B, C)
2) サポート系
・補機冷却系、海水系
RCW(A, B, C), RSW(A, B, C), TCW, TSW
・電源系
交流電源(区分 A, B, C, D, E), 直流電源(区分 A, B, C)
・補給系
燃料油系, MUWP
② システム信頼性評価手法
事故シーケンスの頻度を推定するために、展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を評価する必要がある。この各分岐に対して必要なプラント緩和システムの成功・失敗確率を評価するために、システ
ムが機能喪失に至る要因の組合せを網羅的に展開でき、システムのアンア
ベイラビリティの定量化が可能である手法として、フォールトツリー法を用いた。
基事象としては動的機器、静的機器、電源関係の機器、信号系の機器の故障、試験及び保守、人的過誤などを用いた。機器の故障については、原
3.1.1-20

子力施設情報公開ライブラリー(NuCIA)で定義している故障率、故障モー
ド及び機器バウンダリとの整合性を確保した基事象を作成した。
なお、配管の故障は、動的機器に比して発生確率が非常に小さくシステ
ムの非信頼度に影響がないと考えられることから、基本的にモデル化を省略した。
システム信頼性評価のイメージを第 3.1.1.e-1 図に示す。
③ システム信頼性評価の結果(1) 起因事象毎のシステム信頼性評価結果
システムの信頼性解析モデルを基に、頂上事象の発生確率を定量化することでシステムの非信頼度を評価する。
代表的なシステム信頼性(フォールトツリー)の評価結果を第 3.1.1.e-2
表に示す。また、比較的非信頼度の大きな SLC について、非信頼度評
価の概略を添付資料 3.1.1.e-1 に示す。また、サポート系が故障した場合の影響を添付資料 3.1.1.e-2 に示す。
(2) 主要なミニマルカットセット
本評価では主要な事故シーケンスのミニマルカットセットを抽出した。抽出結果は、3.1.1.h 炉心損傷頻度の項に示す。
④ システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠を第3.1.1.e-3 表に示す。

3.1.1-21

3.1.1.f 信頼性パラメータシステム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器
故障率、試験又は保守作業による待機除外確率などを評価するために必要となるパラメータを作成した。
① 非信頼度を構成する要素と評価式
系統の非信頼度を評価するフォールトツリーの基事象(要素)として、動的機器、静的機器、電源関係の機器、信号系の機器の故障、保守、人的過誤などを用いている。これらを基事象としてフォールトツリーに組み込むにあたっては、故障モード別に以下の a, b の評価式に基づいて発生確率を算出した。
a. 状態変更失敗確率

Q = QdQd：デマンド故障確率
又はQ = λs × Ts / 2
λs ：起動(又は状態変更)失敗率
Ts ：平均試験間隔
b. 機能維持失敗確率

Qr = λr × Tm
λr ：機能維持失敗率
Tm ：使命時間② 機器故障率パラメータの一覧
機器故障率パラメータの設定方法(機器の分類、機器の境界、故障モードの分類等)については、原子力安全推進協会(旧：日本原子力技術協会)が整備した、「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定(1982 年度～2002 年度 21 ヵ年)49 基データ」(21 ヵ年データ)を、
機器バウンダリについては 21 ヵ年データが参照している「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出(1982 年度～1997
年度 16 ヵ年 49 基データ 改訂版)」を用いた。これらは国内 49 プラン
トの実績(1982 年度～2002 年度)に基づき整備されており、原子力安全推進協会主催「PSA 用一般機器故障率検討有識者会議」において議論され、まとめられたものである。
なお、21 ヵ年データに記載の無い機器(圧縮機等)については、機器の特性を考慮した上で、21 ヵ年データに記載された機器で代用している。
代用した機器及び代用する際の考え方については添付資料 3.1.1.f-1 に詳細を示す。
③ 機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率(1) 復旧に期待する機器故障した機器の復旧に期待する場合には、手順書整備や要員確保の状
3.1.1-22

況を分析して機器を選定するが、今回の評価では外部電源の復旧のみを考慮した。但し、外部電源復旧は、原子力発電所の運転管理での対応ではなく、系統運用側(発電所外)での対応である。送電線の復旧は通常行
われる対応であることから考慮に含めることとした。
(2) 平均修復時間、復旧特性データ
外部電源については、国内の実績による復旧特性データを用いて復旧失敗確率を評価している。詳細を添付資料 3.1.1.d-3 に示す。
④ 待機除外確率(1) 保守作業による待機除外確率定例試験(サーベランス)や、点検等により発見された故障機器の保守作業に伴う系統の非信頼度(待機除外確率)を考慮した。保守による系統の待機除外確率 qmu の算出には以下の式を用いた。また、保守作業に伴う待機除外の考え方と実績との比較を添付資料 3.1.1.f-2 に示す。

qmu =  (mui  Tmui )i

ただし、

λmui： サーベランス試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発生頻度(NUREG/CR-2815 を参照し、機器故障率の 10 倍をメンテナンス頻度として設定)
Tmui： 機器 i の平均修復時間
なお、サーベランス実施期間中の使用不能(待機除外)確率は、系統の非信頼度への寄与が小さいと考えられるためモデル化を省略した。これ
は、サーベランス中に異常が発生した場合、系統によってはサーベラン
ス中であっても自動起動することや、自動起動しない系統であっても運転員によってその系統を速やかに使用可能な状態に戻すことが可能であることを考慮したものである。
⑤ 共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ同一または異なる区分の系統で、多重性を持たせるために用いられる機器については、機器の型式、運用モード、試験・保守の手順等を考慮して、モデル化すべき共通原因故障機器と故障モードを同定した。共通原因故障を適用した系統について、詳細を添付資料 3.1.1.f-3 に示す。
また、動的機器の静的故障モード、静的機器の各故障モード及び複数機器の故障発生の可能性が低いと判断できる機器の故障は共通原因故障の考慮の対象から除外した。共通原因故障のモデル化には MGL 法を用いた。
MGL 法については詳細を添付資料 3.1.1.f-4 に示す。
共通原因故障因子(パラメータ)は、PRA で使用実績のある β ファクタ及び γ ファクタを用いた。使用した β ファクタ及び γ ファクタを第 3.1.1.f-2
表に示す。なお、4 重故障以上の係数は、すべて 1 とした。
3.1.1-23

3.1.1.g 人的過誤
起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として、それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し、その発生確率を求めた。
① 評価対象とした人的過誤及び評価結果(1) 人的過誤の評価に用いた手法
人的過誤の発生確率の分析においてはヒューマンエラーハンドブッ
ク(NUREG/CR-1278)の THERP 手法を用いた。
(2) 人的過誤の分類及び評価結果
分析対象とする人的過誤の抽出にあたっては、プラントの運転、保守、点検など、炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間のタスクを分析し、タスクを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定した。
人間信頼性解析で評価対象とする人的過誤は、以下の a, b に示す通り、事象発生前と事象発生後の人的過誤に大別される。それぞれに対して、抽出された人的過誤を HRA ツリーでモデル化し、過誤確率を評価した。
同定した人的過誤及び過誤確率の評価結果を第 3.1.1.g-1 表に示す。
なお、評価にあたってのストレスファクタの適用の考え方を添付資料
3.1.1.g-1 に示す。
a. 事象発生前の人的過誤
事象発生前の人的過誤としては、試験・保守時の作業終了後、対象の系統あるいは機器を正しい状態に復帰させる際の復旧エラーを考慮した。事象発生前の人的過誤の評価対象として抽出した事例の抽出過程を添付資料 3.1.1.g-2 に示す。
b. 事象発生後の人的過誤
事象発生後の人的過誤としては、自動起動に対する手動バックアッ
プ失敗、事故シナリオ上必要な手動起動の失敗、手順書またはスキル
ベースの機能回復操作失敗を考慮した。
(3) 人的操作に対する許容時間、過誤回復の取り扱い
事象発生前に関する許容時間は、通常状態であり、十分な時間がある
ため設定しない。ストレスファクタも適度な作業負荷として設定した。
事象発生後に関する人的操作に対する許容時間は MAAP による事故進展解析の結果等を考慮して決定し、THERP の標準診断曲線を参照して失敗確率を設定している。また、過誤回復については各人的過誤の特徴を考慮し、過誤回復に期待できるか否かを判断の上、設定した。
人的過誤の分析例を添付資料 3.1.1.g-3 に示す。
また、事象発生後に関する許容時間については以下に示す通り。
a. 過渡事象及び小 LOCA 時の操作失敗
原子炉注水に関する操作では，許容時間は注水失敗等の 30 分とした。制御室操作(認知+動作)は比較的単純で手順書ベースであることか
3.1.1-24

ら 10 分以内程度で完了できるため、十分に時間余裕があると考える。
また，過誤回復にも十分に時間余裕があると考える。
b. 大 LOCA 時の操作失敗
原子炉注水に関する操作では，許容時間は注水失敗等の 20 分とした。制御室操作(認知+動作)は比較的単純で手順書ベースであることから 10 分以内程度で完了できるため、十分に時間余裕があると考える。
また，過誤回復にも十分に時間余裕があると考える。
c. ATWS 時の SLC 起動等の操作失敗
ATWS 時の事象進展解析に基づき許容時間は 10 分とした。各操作は比較的単純で手順書ベースであることから 10 分以内程度で完了できる。事象進展が厳しいことから過誤回復には期待しない。
d. 過渡事象及び LOCA 時の際の現場での機器の操作失敗
緊急時における現場操作であるため、やや作業負荷が高い操作となるが、原子炉への注水に成功した後の段階での現場操作を対象としていることから，過誤回復には十分な時間余裕があると考える。
(4) 人的過誤の評価に用いた主要な仮定
人的過誤は THERP 手法に基づいて実施しており、これに加える形での主要な仮定は設定していない。

3.1.1-25

3.1.1.h 炉心損傷頻度
炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出すると共に、主要な結果を分析した。
① 炉心損傷頻度の算出に用いた手法
本評価では小イベントツリー/大フォールトツリーのモデルを作成し、計算
コードには Safety Watcher を用いた。Safety Watcher は(株)テプコシステ
ムズによって開発された計算コードであり、海外にて十分な使用実績のある
Risk Spectrum PSA とのベンチマークや、PSR-PSA で十分に使用実績のある FT-FREE とのベンチマーク等、(株)テプコシステムズの品質保証体制において検証されたコードである。炉心損傷頻度の計算に用いた計算コードの特徴及び検証結果を添付資料 3.1.1.h-1 に示す。
② 炉心損傷頻度(1) 全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスとその分析
事故シーケンスの定量化の結果、全炉心損傷頻度は 3.3×10-6 [/炉年]となった。事故シーケンスグループの分類は第 3.1.1.d-1 表の通り。全炉心損傷頻度に占める割合の大きい事故シーケンスを第 3.1.1.h-1 表に示す。
第 3.1.1.h-1 表の通り、支配的な事故シーケンスは全て除熱失敗(TW)のシーケンスとなった。また、添付資料 3.1.1.h-2 として、これらの支配的なシーケンスをイベントツリー上に示した。
(2) 起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスとその分析
起因事象別の炉心損傷頻度及び起因事象毎に占める割合の大きい事故
シーケンスを第 3.1.1.h-2 表に、起因事象別の炉心損傷頻度の円グラフを
第 3.1.1.h-1 図に示す。起因事象別に見た場合、通常停止(計画停止及び軽微な故障による計画外停止)が 50%以上、隔離事象が約 3 割を占める結果となった。また、起因事象別に炉心損傷頻度の高いシーケンスを確認すると、除熱失敗に至ることで炉心損傷に至るシーケンスが支配的であることが確認された。
通常停止(計画停止及び軽微な故障による計画外停止)が炉心損傷頻度の50%以上を占めている点について、通常停止は発生頻度が 1.7 回/炉年であり、通常停止以外の起因事象の発生頻度の合計が 0.3 回/炉年である。このことを考慮すると、通常停止は、高い発生頻度の影響で炉心損傷頻度が大きくなっているものの、仮に起因事象発生頻度 1 とする条件付確率で見れば、炉心損傷に至る確率は低い事象であると考えられる。
(3) プラント損傷状態(事故シーケンスグループ)別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスとその分析
事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度及び事故シーケンスグルー
プ毎に占める割合の大きい事故シーケンスを第 3.1.1.h-3 表に、事故シー
ケンスグループ別の炉心損傷頻度の円グラフを第 3.1.1.h-2 図に示す。
事故シーケンスグループ別に見た場合、TW(格納容器からの熱除去失3.1.1-26

敗)がほぼ 100%を占める結果となった。また、炉心損傷頻度の高いシーケ
ンスを確認すると、除熱失敗に至ることで炉心損傷に至るシーケンスが支配的であることが確認された。
事故シーケンスグループの中の事故シーケンスについて、支配的な事故
シーケンスの最小カットセットを抽出した結果を第 3.1.1.h-4 表に示す。
全体に占める割合の大きな TW、S1E 及び TQUV について、主要な最小カットセットを見ると、TW 及び S1E については補機冷却水系及び補機冷却海水系の共通要因故障が抽出されている。また、TQUV についても補機冷却水系の共通要因故障が抽出されている。これらの抽出結果を踏まえた上で考えられる CDF の低減を図るための対策の 1 つとしては、最終ヒートシンク機能の多様化がある。
③ 重要度解析、不確実さ解析及び感度解析(1) 重要度解析
基事象に関する FV 重要度の評価結果を第 3.1.1.h-5 表に、RAW の評価
結果を第 3.1.1.h-6 表に示す。また、基事象の FV 重要度及び RAW の相関を第 3.1.1.h-3 図に示す。
a. Fussell-Vesely(FV)重要度
1～3 及び 5、7、8 位は原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海
水系が機能喪失する共通要因故障の基事象である。これらの基事象の発生は RCIC を除く高圧注水機能、低圧注水機能、除熱機能等の多くの機能喪失に繋がる。また、4、6、9、10 位は残留熱除去系に関する基事象である。全炉心損傷頻度の 99%を占める事故シーケンスグルー
プが崩壊熱除去機能喪失(TW)であることから、除熱機能に影響する
基事象が高い FV 重要度を示した。
b. Risk Achievement Worth(RAW)1、2 及び 4～9 位は原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の全系列が機能喪失する基事象である。これらの基事象の発生はRCIC を除く高圧注水機能、低圧注水機能、除熱機能等の多くの機能喪失に繋がることから高い RAW を示す基事象として抽出されたものと考えられる。
3 番目の制御棒の挿入失敗について、制御棒は信頼度が高く、発生を仮定した場合のリスク増加が高いと共に、制御棒以外の原子炉停止
機能がホウ酸水注入系等の ATWS 対応設備のみとなることから、高い RAW を示す結果となった。
制御棒の挿入失敗は高い RAW を示したものの、その FV 重要度は非常に小さいことから、原子炉停止機能としては高い信頼性が確保されているものと考える。
(2) 不確実さ解析
不確実さの解析結果を第 3.1.1.h-4 図に示す。
3.1.1-27

各シーケンスグループ及び全炉心損傷頻度について、平均値、中央値、95%確率値、5%確率値及び不確定性の指標としてエラーファクター(EF)を評価した。
評価の結果、点推定値と平均値は概ね一致した。また、全炉心損傷頻度の EF は 5 であり、これは全炉心損傷頻度の 99%を占める TW の EF
がほぼそのまま反映された結果となった。
不確実さ解析における計算回数と収束性の確認結果を添付資料 3.1.1.
h-3 に、不確実さ解析のプロセスの概要を添付資料 3.1.1.h-4 に示す。
(3)感度解析
感度解析として、ベイズ統計手法を用い、パラメータの傾向に柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号機の運転経験を反映した。
○KK6/7 号機の運転経験の起因事象発生頻度に対する感度
評価結果を第 3.1.1.h-5 図に示す。
KK6/7 号機の運転経験反映パラメータを用いた起因事象の発生頻度(平均値)は、一般パラメータ(平成 20 年度末までの国内プラントの実績)を用いて算出した点推定値と同等となった。但し、LOCA の発生頻度は
国内プラント実績に基づく発生頻度ではなく、海外文献の値を引用しているため感度解析の対象外とした。
○KK6/7 号機の運転経験の機器故障率に対する感度
評価結果を第 3.1.1.h-6 図に示す。
KK6/7 号機で発生していない故障については、一般パラメータを用いた場合よりも KK6/7 運転経験反映パラメータを用いた場合の方が低い
故障率となった。
KK6/7 号機で 1 件以上発生した故障については、一般パラメータを用いた場合よりも KK6/7 号機の運転経験反映パラメータを用いた場合の方が高い故障率となった。
○起因事象発生頻度及び機器故障率の炉心損傷頻度に対する感度
過去に KK6/7 号機で発生した起因事象を第 3.1.1.h-7 表に、評価に係わる機器故障を第 3.1.1.h-8 表に、評価結果を第 3.1.1.h-7 図に示す。
全炉心損傷頻度は KK6/7 運転経験反映パラメータを用いた場合 1.1×
10-6 /炉年となり、一般パラメータを用いた場合の 3.3×10-6 /炉年から減少した。KK6/7 運転経験反映パラメータを用いた場合の炉心損傷頻度も一般パラメータを用いた場合のエラーファクターの幅の中に含まれていることから、KK6/7 号機の評価に一般パラメータを用いても評価上問
題ないと考える。
各事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は、ISLOCA を除き、一般パラメータを用いた場合から減少した。ISLOCA の炉心損傷頻度が増加した理由は、KK7 号機において 2003 年に発生した給水配管逆止弁の内部リーク事象を反映したためである。
3.1.1-28

○設計基準事故対処設備のみに期待した場合の評価
今回の評価では、設計基準事故対処設備(DBA 設備)及び DBA 設備以外のプラント運転開始時より備えている手段・設備(通商産業省「原子力発電所内におけるアクシデントマネジメントの整備について」(平成 4
年 7 月)の以前から備えている対策)の一部を考慮したプラント状態を評価している。
今回の評価に対する感度解析として、DBA 設備の機能のみに期待したプラント状態を評価した。感度解析の結果を添付資料 3.1.1.h-5 に示す。

3.1.1-29

第 3.1.1.a-1 表

PRA に必要な情報を収集する際に参照した資料リスト

資料名
設計
情報

原子炉設置許可申請書
配管計装線図(P&ID)
インターブロック線図(IBD)
電気展開接続図(ECWD)
系統計仕様書(SS)
機器設計仕様書(ES)
電源一覧表

運転
管理
情報

単線結線図
原子炉施設保安規定

事故時運転操作手順書(事象ベース)AOP
事故時運転操作手順書(徴候ベース)EOP
設備別操作手順書
定例試験手順書
保守点検手入れ要領
ユニット操作手順書
警報発生時操作手順書
定例切替表
原子力施設運転管理年報
原子力安全推進協会により運営されているニューシア
電気事業者によるプレスリリース

目

的系統の仕様を確認し、成功基準等の根拠とする。
系統の冷却水等の流路を確認し、フォールトツリー
等の根拠とする。
系統の自動起動信号等の論理構成を確認し、フォー
ルトツリー等の根拠とする。
系統の回路構成を確認し、フォールトツリー等の根拠とする。
系統の仕様を確認し、成功基準等の根拠とする。
機器の仕様を確認し、成功基準等の根拠とする。
機器の電源区分を確認し、フォールトツリー等の根拠とする。
同上系統の待機除外に関する規定を調査し、システムア
ンアベイラビリティの根拠とする。
また、停止時 PRAにおける感度解析をする際の設定の根拠とする。
起因事象発生時の運転員における対応を確認し、イベントツリー、人間信頼性解析等の根拠とする。
同上
設備の操作手順を確認し、フォールトツリー、人間
信頼性解析等の根拠とする。
機器の健全性が確認される周期を確認し、フォール
トツリーの根拠とする。
同上
プラント起動/停止時の手順等の確認に用いる。
機器の警報の有無や内容の確認し、フォールトツリ
ー等の根拠とする。
常用切替運転をする機器の切替間隔を確認し、フォールトツリー等の根拠とする。
起因事象発生頻度評価の根拠とする。
同上
同上

3.1.1-30

第 3.1.1.a-2 表

系統設備概要系統設備
原子炉停止に関する機能
スクラム系
原子炉保護系
制御棒及び制御棒駆動系
ほう酸水注入系
炉心冷却に関する機能
高圧炉心注水系(HPCF)
原子炉隔離時冷却系(RCIC)
自動減圧系(ADS)
低圧注水系
RHR LPFL モード
放射性物質の閉じ込めに関する機能
残留熱除去系
安全機能のサポートに関する機能
原子炉補機冷却系

原子炉補機冷却海水系
非常用ディーゼル発電機
直流電源設備概要

2 out of 4 論理回路
制御棒 205 本
系統数 1 電動ポンプ 2 台

ポンプ容量約 11 m3/h/台

系統数 2 電動ポンプ 2 台
ポンプ容量約 180 m3/h/台～約 730 m3/h/台
系統数 1 タービン駆動ポンプ 1 台
ポンプ容量約 190 m3/h/台ADS 機能付逃がし安全弁 8 弁
容量約 380t/h/個
系統数 3 電動ポンプ 3 台

ポンプ容量約 950m3/h/台

系統数 3 電動ポンプ 3 台

ポンプ容量約 950m3/h/台

系統数 3 電動ポンプ 6 台(2 台/系統)
ポンプ容量約 1,300m3/h/台(A/B 系)(C 系は 6 号炉約 1,100 m3/h/台、7 号炉約 800 m3/h/台)
系統数 3 電動ポンプ 6 台(2 台/系統)
ポンプ容量約 1,800m3/h/台(A/B/C 系)
台数 3 発電容量約 6,250 kVA/台
系統数(125V)4 蓄電池 4 組

3.1.1-31

第 3.1.1.b-1 表

過渡変化・事故による起因事象の同定
起因事象の状況

申請書添付十章による事象分類(最新書式)

申請書添付十章による過渡・事故事象

EPRI NP-2230による過渡事象（ 注 ）圧力バウンダリの状態

外部電源の状態

緩和設備の状況
主蒸気管隔離1. 発電機負荷遮断
2. 発電機負荷遮断バイパス弁不作動

タービン側で隔離

4. タ－ビントリップバイパス弁不作動
10. 圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）

継続可能

26. 給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
5. 主蒸気隔離弁の閉鎖ＭＳＩＶ閉7. 主蒸気隔離弁の部分閉鎖
6. 主蒸気隔離弁の１弁閉鎖

原子炉圧力制御系の故障（蒸気流量増加）

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

（Ａ）
ＭＳＶ閉／
ＣＶ急閉

タービントリップ
炉圧高ダイバース

ＭＳＶ閉

タービントリップ
炉圧高ダイバース

9. 圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

ＭＳＩＶ閉12. タ－ビンバイパス弁誤開放

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

ＭＳＩＶ閉

継続可能

中性子束高（実績）

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

ＭＳＩＶ閉

炉圧高ダイバース

Ｌ３

Ｌ３
Ｌ２

22. 全給水流量喪失
給水流量の全喪失

事象分類

（Ｄ１）

（Ａ）

20. 給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）

原子炉冷却材圧力又は原子炉冷却材保有量の異
常な変化
主蒸気隔離弁の誤閉止（運転時の異常な過渡変化）

主なＡＴＷＳ信号等（ＲＰＴ／ＡＲＩ）

継続可能

13. バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖
給水制御系の故障（流量増加）

主なスクラム信号

継続可能

3. タ－ビントリップ
負荷の喪失（発電機負荷遮断／タ－ビントリップ）（タービン・パイパス弁作動・不作動を考慮）

初期給復水系の使用

炉圧高ダイバース不可

23. 給水または復水ポンプ１台トリップ

（Ｃ）

（Ｆ）

継続可能
（機能低下）

24. 給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）

（Ｃ）
（Ｂ１）

（Ｇ）

25. 給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
31. 外部電源喪失
外部電源喪失（随伴して復水器真空度喪失）

不 可（電源なし）

外部電源なし32. 補助電源喪失

ＭＳＩＶ閉
可／継続に障害(ホットウェル隔離)8. 復水器真空度喪失
炉心内の熱発生又は熱除去の異常な変化（運転時の異常な過渡変化）

3.1.1-32

原子炉冷却材流量制御系の誤動作（再循環流量増加）

14. 再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）

給水加熱喪失21. 給水加熱喪失

原子炉冷却材流量の部分喪失（ＲＩＰ３台トリップ，スクラムせず）
炉心内の反応度又は出力分布の異常な変化（運転時の異常な過渡変化）

16. 再循環ポンプ１台トリップ
15. 再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）

出力運転中の制御棒の異常な引き抜き

27. 出力運転中の制御棒引抜き

原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き

28. 起動時における制御棒引抜き

継続可能

冷却材流出あり

－

－

中性子束高

炉圧高ダイバース
タービントリップ（Ｉ）

炉圧高ダイバース
タービントリップ（Ｅ）

タービントリップ

この事象グループは、当該プラントでは原子炉水位 L8 に達せず、スクラムに至らないため、過渡変化・事故による起因事象の対象外とする。
この事象グループは、当該プラントではＬ－８に達せずスクラムもしないため対象外とする。
(なお、この事象の発生を受けてプラント停止を判断し、停止操作を実施した場合は通常停止(計画外停止)に含まれる。)

33. ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動
11. 逃がし安全弁誤開放／開固着

ＣＶ急閉／
ＭＳＩＶ閉 等（Ｂ２）
過渡変化・事
起因事象
故による起因
対象外
事象対象外

継続可能

中性子束高

ＡＴＷＳ時の影響は小さいと考えられるため対象外

（Ｈ１）

継続可能

ＭＳＶ閉(Ｌ８タービン
トリップを想定)

タービントリップ
炉圧高ダイバース（Ａ）

可／継続に障害（冷却材流出）手動，Ｌ３，Ｄ／Ｗ圧
力高を想定

Ｌ３
Ｌ２

（Ｊ）

継続可能

ＲＰＳ誤信号等

ＲＰＳが原因であり，ＡＴＷＳ対象外（Ｈ２）

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

炉心流量急減ＭＳＶ閉，Ｌ８タービ
ントリップ

タービントリップ
炉圧高ダイバース（Ｄ２）

Ｌ３，Ｄ／Ｗ圧力高

Ｌ３Ｌ２30. 原子炉保護系故障によるスクラム
34. プラント異常によるスクラム
35. 原子炉保護系計装の故障によるスクラム
17. 全再循環ポンプトリップ
原子炉冷却材流量の喪失
原子炉冷却材の喪失
又は炉心冷却状態の著しい変化（事故）

環境への放射性物質の異常な放出
（事故）

ＭＳＩＶ閉

可／継続に障害（冷却材流出）原子炉冷却材喪失－

冷却材流出あり

主蒸気管破断－事象の発生によりＭＳＩＶが閉鎖することで、初期の原子炉への影響はＭＳＩＶ閉と同様であるが、ＭＳＩＶ閉鎖に失敗すると格納容器をバイパスした状態での原子炉冷却材（蒸気）の喪失となる。

燃料集合体の落下－

燃料集合体の落下事象は、運転中では使用済燃料集合体の移送作業中における落下が考えられるが、落下した場合でもプラント運転には影響がない。また、使用済燃料集合体が落下し燃料棒が破損した場合に、破損した使用済燃料棒から放出される核分裂生成物の量は、炉心損傷以降に放出される可能性のある核分裂生成物の量と比較して十分に小さく、外部への影響は小さい。

放射性気体廃棄物処理施設の破損－

配管破断により主復水器から気体廃棄物処理系に流入する放射性物質が漏えいする事象であるが、破断個所を隔離する弁が多重に設置されており、事象を収束できかつ外部への影響は十分小さい。

－

制御棒一本が制御棒駆動軸から分離して炉心から落下することによる急激な反応度添加と出力分布変化で、燃料棒が破損することが評価されているが、このような想定の下でも外部への影響は十分小さい。

可燃性ガスの発生－

設置許可申請書では，原子炉冷却材喪失後の事故進展により発生する事象と位置付けており，ＰＲＡでは起因事象としては扱わない。

動荷重の発生－設置許可申請書では，格納容器及び格納容器内部の構造物は原子炉冷却材喪失時及び逃がし安全弁作動時に生じると考えられる動荷重が発生する事象と位置づけており，ＰＲＡでは起因事象として扱わない。

反応度の異常な投入又は原子炉出力の急激な変
制御棒落下
化（事故）
原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化（事故）

タービン側で隔
離19. 再循環ポンプ軸固着（ホットウェル隔離）(給水管破断時は不可)（注）18. 再循環停止ル－プ誤起動，29.制御棒の異常な挿入，36.手動スクラム，37.原因不明については対象外とした。

表3原子炉冷却LOCA 事象
材圧力バウン
ダリにかかるについては起因事象の同
別途検討
定にて検討

起因事象
対象外

第 3.1.1.b-2 表
設 備(添付八最新書式)
超高圧開閉所機器，起動用開閉所機器
154kV開閉所機器
起動用変圧器及び共通用母線
号機間共用（指針７適合性） 起動用開閉所変圧器及び予備電源変圧器
可搬式再結合装置
コントロール建屋
燃 料
炉心支持構造物
圧力容器内部構造物
1.原子炉及び原子炉停止系

内部構造物

制御棒及び制御棒駆動系

従属性を有する起因事象の同定(1/3)

設備概要（当該プラント申請書添付八章等）

項 目（添付八最新書式）

１号から７号炉共用
１号から７号炉共用
６号及び７号炉共用
１号から７号炉共用
６号及び７号炉共用
６号及び７号炉共用
燃料棒及び燃料集合体
炉心シュラウド，上部格子板，炉心支持板，制御棒案内管

6.電気設備にて検討

格納容器内ガス濃度制御系（可燃性ガス濃度制御系）にて影響を考慮。
建物・構築物は内的事象ＰＲＡ対象外
再循環ポンプを除く，これらの設備が破損するのは，地震など外的な要因が加わった場合と考えられ，内的事象の範疇での重大な損傷とそれによる原子炉への外乱は考え難い。

起因事象対象外起因事象対象外起因事象対象外過渡変化で考慮済み

過渡変化で考慮済み

ほう酸水貯蔵タンク，ポンプ，テストタンク，配管，弁類

保安規定などにより待機除外から原子炉停止に至る場合には，当該設備に期待できない
が，プラントの停止に必要となる注水機能や除熱機能には影響がなく，通常停止に同等である。誤動作した場合にも原子炉停止となるが，待機除外時と同様，通常停止に同等である。

通常停止に含む

原子炉圧力容器，配管，弁類，支持構造物

ＬＯＣＡ，原子炉圧力容器破損などの事象の他，隔離弁の故障に関連して，主蒸気管等の配管破断時の隔離弁閉失敗など格納容器バイパスに関する事象に至る。

原子炉冷却材圧力バウ
ンダリに係る起因事象の同定にて考慮

主蒸気流量制限器，主蒸気隔離弁，逃がし安全弁
再循環ポンプ，漏えい監視設備（タービン，給復水系はタービン設備に記す）

主蒸気隔離弁の閉止・逃がし安全弁の誤動作・再循環ポンプのトリップなどが考えられ，それぞれ原子炉スクラムなど外乱に至るが,過渡変化にて考慮されている。

過渡変化で考慮済み

原子炉冷却材浄化系

ポンプ，再生熱交換器，非再生熱交換器，ろ過脱塩装置，補助機器

機能喪失により原子炉冷却材の浄化機能がなくなるが，これにより直ちに原子炉への外乱に至ることはない。

起因事象対象外残留熱除去系

ポンプ，熱交換器，配管，弁類（原子炉停止時冷却モード、低圧注水モード、格納容器スプレイ冷却
モード、サプレッションチェンバプール水冷却モード、燃料プール水の冷却及び補給）これらの設備が機能喪失し保安規定などにより手動停止に至る場合には，当該設備に期待できないが，アンアベイラビリティとして分岐確率（フォールトツリー）で考慮される。また，当該設備以外は，通常の手動停止に同様の状況であるため，通常停止に含める。

通常停止に含む

原子炉隔離時冷却系

ポンプ，蒸気駆動タービン，配管，弁類

ほう酸水注入系
原子炉圧力容器配管
原子炉圧力容器及び 弁類
一次冷却材設備
主蒸気系
原子炉冷却材再循環系
漏えい監視設備

3.1.1-33

過渡変化で考慮済み

非常用炉心冷却系

これらの設備の誤動作については，誤動作時に原子炉への注水が可能な高圧注水系の誤動作として過渡変化で考慮されている。
低圧注水系（ポンプ，配管，弁類），高圧炉心注水系（ポンプ，スパー
ジャ，配管，弁類），原子炉隔離時冷却系，自動減圧系（逃がし安全弁
自動減圧系が誤動作した場合は，原子炉冷却材圧力バウンダリである複数の逃がし安全
8/18）
弁が開放されるため，大LOCAに含める。

原子炉補機冷却系

中間ループ循環ポンプ，熱交換器，海水ポンプ，配管，弁類機能喪失により，再循環ポンプ等の常用系機器に影響が及ぶ他，残留熱除去系等の非常用系機器にも影響が及び，広範な緩和設備が合わせて機能喪失に至るため，従属性を有する起因事象とする。

従属性を有する起因事象

原子炉格納容器

原子炉格納容器本体，ダイヤフラムフロア及びベント管，真空破壊装
置，格納容器貫通部，隔離弁，その他の格納容器内主要構造物

これらの設備が破損するのは，地震など外的な要因が加わった場合と考えられ，内的事象の範疇での重大な損傷とそれによる原子炉への外乱は考え難い。

起因事象対象外

格納容器内ガス濃度制御系
原子炉格納容器スプレイ系

可燃性ガス濃度制御系，不活性ガス系
残留熱除去系に同じ

当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。
残留熱除去系に同じ

ドライウェル冷却系

ファン，冷却装置

当該設備の機能喪失によりドライウェル内の空間温度が上昇することから，再循環ポンプなどの機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生ずる
前に手動停止などの対応が可能である。

通常停止に含む

原子炉建屋原子炉区域

建物，扉，エアロック

気密機能の喪失が考えられるが，直ちに原子炉への外乱に至ることはない。

起因事象対象外

非常用ガス処理系

湿分除去装置，ファン，フィルタ装置（高性能粒子フィルタ，よう素用
当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。
チャコールフィルタ等），排気管，主排気筒

一次格納施設
3.原子炉
格納施設

二次格納施設蒸気タービン
4.タービン設備

電気設備にて共用の影響を考慮

気水分離器，蒸気乾燥器，再循環ポンプ，給水スパージャ，高圧炉心注
水系配管及びスパージャ，圧力容器頂部スプレイノズル，差圧検出管， 再循環ポンプについては，ポンプトリップにより原子炉スクラムに至るが，過渡変化に
炉内核計装案内管，チャンネルボックスて考慮されている。
機能喪失した場合には，原子炉の反応度制御に支障が生ずるが，スクラム機能はフェー
制御棒，制御棒駆動機構，制御棒駆動水圧系（制御棒駆動水ポンプ，水
ル・セーフとしているため，原子炉の停止に重大な障害とはならない。
圧制御ユニット）
また，誤動作等によるスクラムは，過渡変化で考慮されている。

原子炉停止系

2.原子炉冷却設備

起因事象としての扱い

機能喪失時の影響

復水器及び循環水系
復水・給水系

蒸気タービン，タービン制御装置，潤滑油系，タービンバイパス系，湿分分離加熱器，タービングランド蒸気系
これらのタービン設備の機能喪失により，タービントリップ・復水器真空度喪失・給水
復水器，空気抽出器，循環水系喪失などの過渡事象が発生し，原子炉スクラムに至る。
低圧復水ポンプ，高圧復水ポンプ，給水加熱器，原子炉給水ポンプ

大LOCAに含む

起因事象対象外－起因事象対象外過渡変化で考慮済み

第 3.1.1.b-2 表
項 目（添付八最新書式）
安全保護系
中央制御室
原子炉制御系
原子炉核計装系
5.計測制御設備

原子炉プラントプロセス計装
運転監視補助装置

従属性を有する起因事象の同定(2/3)

設備概要（当該プラント申請書添付八章等）

設 備(添付八最新書式)

制御盤，計測制御装置，中央制御室換気空調系，中央制御室遮蔽，通信連絡設 通信連絡設備などを除き，これらの計測制御設備の機能喪失等により，原子炉・タービンの運
備及び照明設備，中央制御室外原子炉停止装置
転に外乱が及ぶことから，過渡変化が発生し原子炉スクラムに至る。
なお，工学的安全施設作動回路は，各工学的安全施設に合わせて考慮する。
原子炉出力制御系（反応度制御系，タービン制御系），原子炉圧力制御系（タービンバイパス制御系，圧力制御装置），原子炉給水制御系
タービン制御系（ＥＨＣ）の機能喪失により，バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖等の過起動領域モニタ，出力領域モニタ，制御棒引抜監視装置
渡事象が発生し，原子炉スクラムに至る。
圧力容器計装，再循環系計装，原子炉給水系及び主蒸気系計装，制御棒駆動系
計装，原子炉格納容器内雰囲気計装，漏えい検出系計装等
当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。

圧縮空気系

計装用圧縮空気系（圧縮機，空気だめ，フィルタ，除湿装置）
所内用圧縮空気系（圧縮機，空気だめ）

ＩＡには１０分間の容量を有する空気貯層があり，ＳＡからの圧縮空気供給も可能である。空IA には 10 分間の容量を有する空気貯槽があり，SA からの圧縮空気供給も可能であるが、系気貯層まで喪失すると原子炉スクラムに至るが，安全系はＩＡに依存しておらず機能は維持さ
統空気圧力が大きく低下した後は、主蒸気隔離弁の閉止の後に原子炉スクラムに至る場合があれる。タービン設備ではＩＡに依存する機器があるため，スクラムに至らないまでも重大な支る。このことから、IA 及び SA の機能喪失は過渡変化の隔離事象として整理できると考える。
障が生じた場合を従属性を有する起因事象として考慮する。

送電線

500kV及び154kV送電線（プラント間共用）

変圧器
開閉所
所内母線

横軸円筒回転界磁形，回転子水素ガス冷却，固定子水冷却，３相交流同期発電発電機故障など単体故障は負荷遮断等の過渡変化として考慮済み。また，外部電源喪失は，所機
内電源が非常用電源以外にない状態として定義しているため，送電線の多重故障の他，これら
主変圧器，起動用開閉所変圧器（プラント間共用），所内変圧器，起動変圧器 の電気設備の故障重複・共用による影響等により外部電源喪失に至った場合も過渡変化で考慮（プラント間共用），動力用変圧器，予備電源変圧器されている。
超高圧開閉所（遮断器，断路器，500kV母線），起動用開閉所（遮断器，断路器，66kV母線）（何れもプラント間共用）
常用高圧母線，非常用高圧母線，共通用高圧母線，メタルクラッド開閉装置， 非常用母線喪失時には当該区分の安全系が機能喪失の状態で手動停止に至る。
常用低圧母線，非常用低圧母線，共通用低圧母線，キュービクル
母線下流の電源設備では喪失の影響は限定的であるが，これらも含めて考慮する。

6.電気設備

3.1.1-348.放射性廃棄物
廃棄設備

起因事象としての扱い

原子炉緊急停止系作動回路，後備緊急停止系，工学的安全施設作動回路

制御棒引抜阻止回路，制御棒価値ミニマイザ，監視計算装置

発電機

7.燃料の貯蔵設備
及び取扱設備機能喪失時の影響

非常用ディーゼル発電機

非常用ディーゼル発電機

ディーゼル発電機の待機除外から手動停止に至る場合には，当該設備に期待できないが，アンアベイラビリティとして分岐確率（フォールトツリー）で考慮される。また，当該設備以外
は，通常の手動停止に同様の状況であるため，通常停止に含める。

直流電源設備

非常用所内電源125V系統（充電器，蓄電池），常用所内電源250V系統（充電器，蓄電池）

非常用母線喪失時には当該区分の安全系が機能喪失の状態で手動停止に至る。
母線下流の電源設備では喪失の影響は限定的であるが，これらも含めて考慮する。

過渡変化で考慮済み

過渡変化で考慮済み

起因事象対象外従属性を有する起因事象
空気圧縮系故 障は，タービン ・サポー
過渡変化で考慮済み
ト系故障として取り扱う（本 文(2)起因事象のグル ープ 3)従属性を有す る起因事象での グループ化を参 照）。

過渡変化で考慮済み

従属性を有する起因事象

通常停止に含む

従属性を有する起因事象

計測制御用電源設備

バイタル交流120V母線及び計測母線120/240V母線，静止形無停電電源装置

原子炉緊急停止系母線などの機能喪失で原子炉スクラムに至る。

過渡変化で考慮済み

通信連絡設備及び照明設備

所内通信設備，加入電話設備，電力保安通信用電話設備，照明設備

当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。

起因事象対象外ケーブル及び電線路

ケーブル，ケーブルトレイ，電線管等

これらの設備が破損するのは，火災など外的な要因が加わった場合と考えられ，内的事象の範疇での重大な損傷とそれによる原子炉への外乱は考え難い。

起因事象対象外

燃料取替機
原子炉建屋クレーン

ブリッジ，トロリ，燃料つかみ具
本設備では一般に，①炉心以外の施設に存在する放出源である燃料は崩壊熱レベルにあり，使用済燃料プールは充分な冷却水を有すること，②燃料取替時の燃料からの放射性物質の放出
は，炉心に関わる事象発生時に想定される放出される放射性物質の量と比較し限定されること，③重量物は放射性物質を有する設備には落下することのないよう運用していることから，
炉心損傷頻度を評価するための起因事象としては対象外とする。

起因事象対象外申請書添付十章での気体廃棄物処理系破損による事故評価に見られるように，これらの設備の機能喪失・破損による影響は限定的であり，また直ちに原子炉への外乱に至ることはない。

起因事象対象外放射線防護設備

換気空調設備の機能喪失により室内温度が上昇することから，原子炉建屋・タービン建屋・中遮蔽設備，換気空調設備（原子炉・タービン区域換気空調系，中央制御室換気
央制御室等の場合に運転に関係する機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかで空調系等）あり，影響が生ずる前に手動停止などの対応が可能である。

通常停止に含む

放射線管理設備

放射線のモニタリング設備等であり，一般には機能喪失により原子炉への外乱に至ることはな
放射線監視設備（プロセス放射線モニタリング設備，エリア放射線モニタリン
いが，プロセス放射線モニタの主蒸気管放射能高の誤信号によりスクラムの上，主蒸気隔離弁
グ設備，環境モニタリング設備），出入管理関係設備，試料分析関係設備
閉鎖に至る。

過渡変化で考慮済み

新燃料貯蔵庫
使用済燃料貯蔵プール
キャスク除染設備
燃料プール冷却浄化系
破損燃料検出装置

クレーン
新燃料貯蔵ラック
使用済燃料貯蔵ラック，キャスクピット
ピット
ポンプ，ろ過脱塩装置，熱交換器，スキマサージタンク，配管，弁類
シッピング装置

気体廃棄物処理系

排ガス予熱器，再結合器，排ガス復水器，除湿冷却器，ホールドアップ装置

液体廃棄物処理系
固体廃棄物処理系

低電導度廃液系，高電導度廃液系，洗濯廃液系，シャワドレン系

9.放射線防護設備及び放射線管理設備

濃縮廃液系，使用済樹脂系，雑固体系，固体廃棄物貯蔵庫

第 3.1.1.b-2 表
設 備(添付八最新書式)

項 目（添付八最新書式）
水処理設備

10.発電所補助設備

機能喪失時の影響

起因事象としての扱い

原水の処理設備であり，機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。

起因事象対象外補給水系

ろ過水系，純水補給水系，復水補給水系（復水貯蔵槽，復水移送ポン
プ）

所内各設備への水補給を行っているが，これらの設備の機能喪失により補給を受けている設備が直ちに機能喪失に至ることはない。復水貯蔵槽は非常用水源にもなっているが，内的事象により機能喪失することはない。

起因事象対象外補助ボイラ設備

所内ボイラ，給水設備，缶水処理装置

タービングランドシール（起動・停止時），蒸気式空気抽出器（起動・停止時），ＯＧ
排ガス予熱器等に蒸気を供給しているため，機能喪失した場合，起動時の復水器真空度
喪失等が想定されるが，影響が生ずる前に手動停止などの対応が可能である。

通常停止に含む

タービン補機冷却系

中間ループ循環ポンプ，熱交換器，海水ポンプ，配管，弁類

タービン補機冷却系は，タービン関係機器，給水ポンプ，復水ポンプ等を冷却しており，機能喪失により主要なタービン設備に期待できない状態でのプラント停止に至ることから，従属性を有する起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

試料採取系

フード付試料採取盤，発信器盤，試料調整ラック，分析盤，現場採取シ
当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。
ンク

起因事象対象外

消火系

火災報知設備，消火栓設備（消火ポンプ等），二酸化炭素消火設備等

当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。

起因事象対象外サプレッションプール浄化系
発電所緊急時対策所
サプレッションプール水排水系

ろ過脱塩装置（燃料プール冷却浄化系と共用），ポンプ，配管，弁類
データ収集装置，通信連絡設備
サプレッションプール水サージタンク，返送用ポンプ

当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。
当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。
当該設備の機能喪失により直ちに原子炉への外乱に至ることはない。

起因事象対象外起因事象対象外起因事象対象外3.1.1-35

第 3.1.1.b-2 表
区

従属性を有する起因事象の同定(3/3)

設備概要（当該プラント申請書添付八章等）
ろ過水タンク，純水装置，純水タンク

分

従属性を有する起因事象

事象

従属性を有する起因事象の同定(まとめ)
事象の定義

事象分類

原子炉補機冷却系の機能喪失時の手動停止

原子炉補機冷却系が機能喪失し，非常用機器に期待できない状態での原子炉手動停止。

原子炉補機冷却系故障

所内高圧電源（非常用）の機能喪失時の手動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用Ｄ／Ｇを除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止。

交流電源故障（非常用）

直流電源設備（非常用）の機能喪失時の手動停止

直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止。

直流電源故障（非常用）

タービン・サポート系の機能喪失時の手動停止（ＩＡ、タービン補機冷却系）

タービン設備のサポート系が機能喪失し，タービン設備に期待できない状態での原子炉手動停止。タービン補機冷却系故障を代表させる。

タービン・サポート系故障

従属性を有する起因事象

第 3.1.1.b-3 表
区分

起因事象の状況

起因事象
グループ

非隔離事象

隔離事象

起因事象のグループ化の結果と事象の定義及び事象と緩和設備の主要な状況

事象の定義
1. 発電機負荷遮断
2. タ－ビントリップ
3. 圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
4. バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖
7. 給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）
8. 給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
9. ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動
10. 主蒸気隔離弁の１弁閉鎖
11. 再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）
13. 給水加熱喪失
1. 主蒸気隔離弁の閉鎖
2. 主蒸気隔離弁の部分閉鎖
3. 圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）
4. タ－ビンバイパス弁誤開放
5. 発電機負荷遮断バイパス弁不作動
6. タ－ビントリップバイパス弁不作動

緩和設備の状況
主蒸気管隔離初期給復水系の使用

事象分類Ａ

ＭＳＩＶで隔離事象分類Ｃ

事象分類Ｄ１
タービン側で隔離

ＭＳＩＶ閉

可／継続に障害(ホットウェル隔離)3.1.1-36

事象分類Ｆ

不可

水位低下事象1. 給水または復水ポンプ１台トリップ
2. 給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
3. 給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）

事象分類Ｇ

継続可能
(機能低下)

事象分類Ｈ１
継続可能
事象分類Ｈ２

1. 逃がし安全弁誤開放／開固着（１弁）

事象分類Ｊ

小ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣで注水可能な範囲（等価破断径10A-25A）（流出流量（運転圧）約100m3/hまで）

小ＬＯＣＡ

中ＬＯＣＡ

小ＬＯＣＡと大ＬＯＣＡの中間範囲（等価破断径25A-125A）（流出流量（運転圧）約3000m3/hまで）

中ＬＯＣＡ

大ＬＯＣＡ

事象発生により原子炉が減圧状態になる範囲（等価破断径125A以上）（流出流量（運転圧）約3000m3/h以上）

大ＬＯＣＡ

ＩＳＬＯＣＡ

原子炉冷却材の圧力が低圧設計部等に付加され配管破損が起こることにより発生するLOCA

ＩＳＬＯＣＡ

計画されているプラント停止の他、比較的軽微な故障による計画されない停止を含む原子炉手動停止

中性子束高

ＲＰＳ誤信号等

事象分類Ｉ

外部電源なしＭＳＩＶで隔離

冷却材流出あり

炉圧高ダイバース

タービントリップ
炉圧高ダイバース

蒸気加減弁急閉

水位低（Ｌ３）

Ｓ／Ｒ弁誤開放

通常停止

ＭＳＩＶで隔離

タービントリップ

蒸気加減弁急閉
炉心流量急減ＭＳＶ閉Ｌ８タービントリップ

1. 全給水流量喪失

原子炉補機冷却系故 原子炉補機冷却系が機能喪失し、非常用機器に期待できな
障い状態での原子炉手動停止
交流母線や下流の電源設備（非常用Ｄ／Ｇを除く）が機能
交流電源故障喪失し、当該安全区分の設備に期待できない状態での原子
（非常用）
炉手動停止
直流母線や下流の電源設備が機能喪失し、当該安全区分の直流電源故障設備に期待できない状態での原子炉手動停止
タービンサポート系 タービン設備のサポート系機能が喪失し、タービン設備に故障期待できない状態での原子炉手動停止

タービントリップ
炉圧高ダイバース

炉圧高ダイバース

全給水喪失

外部電源喪失蒸気加減弁急速閉／
主蒸気止め弁閉

中性子束高

事象分類Ｅ

3. 原子炉保護系故障によるスクラム
4. プラント異常によるスクラム
5. 原子炉保護系計装の故障によるスクラム
1. 外部電源喪失（所内電源が非常用電源以外にない状態）
2. 補助電源喪失

主なＡＴＷＳ信号（RPT/ARI/FMCRD）

事象分類Ｂ１
事象分類Ｂ２7. 復水器真空度喪失

ＲＰＳ誤動作等

主なスクラム信号

継続可能

6. 再循環ポンプ軸固着

2. 起動時における制御棒引抜き

従
属
起
性
因
を
事
有
象
す
る

外部電源の状態

事象分類Ｄ２1. 出力運転中の制御棒引抜き

バ格
イ納
パ容
ス器

圧力バウンダリの状態

5. 全再循環ポンプトリップ

過
渡
変
化

冷
却
材
喪
失

事象分類

Ｌ３ＲＩＰトリップ
Ｌ２ダイバース

ＡＴＷＳ時の影響は小さいと考えられるため対象外
ＲＰＳが原因であり，ＡＴ
ＷＳ対象外

不 可
（電源なし）

蒸気加減弁急速閉／
ＭＳＩＶ閉 等

ＲＰＳ電源断等

可／継続に障害（冷却材流出）手動，水位低(Ｌ３)
Ｄ／Ｗ圧力高を想定

Ｌ３ＲＩＰトリップ
Ｌ２ダイバース

冷却材流出あり

ＭＳＩＶで隔離

可／継続に障害（冷却材流出）(ホットウェル隔離)(給水管破断時は不可)

水位低（Ｌ３）Ｄ／Ｗ圧力高Ｌ３ＲＩＰトリップ
Ｌ２ダイバース

冷却材流出あり

ＭＳＩＶで隔離

可／継続に障害（冷却材流出）(ホットウェル隔離)

水位低（Ｌ３）

Ｌ３ＲＩＰトリップ
Ｌ２ダイバース

手動停止

手動停止でありＡＴＷＳ対象外

手動停止

手動停止でありＡＴＷＳ対象外原子炉補機冷却系故
障
交流電源故障（非常用）
直流電源故障（非常用）
タービンサポート系
故障
通常停止

継続可能

不可（サポート系なし）

継続可能

第 3.1.1.b-4 表
起因事象
グループ

大分類

非隔離事象

過渡事象

隔離事象

全給水喪失
水位低下事象RPS誤動作等

外部電源喪失S/R弁誤開放
小LOCA
LOCA
中LOCA
大LOCA
原子炉補機冷却系故障（非常用C系）
原子炉補機冷却系故障（非常用D系）
交流電源故障（非常用C母線）
従属性を有する起因事 交流電源故障（非常用D母線）
直流電源故障（非常用A母線）
象
直流電源故障（非常用B母線）
タービン・サポート系故障
通常停止

通常停止

起因事象グループと事象の定義及び国内発生実績
発生件数※1

事象の定義

小計
1.発電機負荷遮断
2.タービントリップ
3.圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
4.バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖
5.全再循環ポンプトリップ
6.再循環ポンプ軸固着
7.給水制御系の故障（流量増加、出力運転時）
8.給水制御系の故障（流量増加、起動・停止時）
9.HPCI/HPCSの誤起動
10.主蒸気隔離弁の１弁閉鎖
11.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）
12.再循環停止ﾙｰﾌﾟ誤起動
13.給水加熱喪失
1.主蒸気隔離弁の閉鎖
2.主蒸気隔離弁の部分閉鎖
3.圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）
4.タービンバイパス弁誤開放
5.発電機負荷遮断バイパス弁不作動
6.タービントリップバイパス弁不作動7.復水器真空度喪失
1.全給水流量喪失
1.給水または復水ポンプ１台トリップ
2.給水制御系の故障（流量減少、出力運転時）
3.給水制御系の故障（流量減少、起動・停止時）
1.出力運転中の制御棒引抜き
2.起動時における制御棒引抜き
3.原子炉保護系故障によるスクラム
4.プラント異常によるスクラム
5.原子炉保護系計装の故障によるスクラム
1.外部電源喪失
2.補助電源喪失
1.逃がし安全弁誤開放／開固着
1.RCICで注水可能な範囲
1.小LOCAと大LOCAの中間範囲
1.事象発生により原子炉が減圧状態になる範囲
1.原子炉補機冷却系が機能喪失し、当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止
1.交流母線や下流の電源設備（非常用Ｄ／Ｇを除く）が機能喪失し、当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止
1.直流母線や下流の電源設備が機能喪失し、当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止
1.タービン設備のサポート系機能が喪失し、タービン設備に期待できない状態での原子炉手動停止
1.計画されているプラント停止の他、比較的軽微な故障による計画されない停止を含む原子炉手動停止

30
26
4
5
1
0
9
0
0
1
4
0
0
5
0
4
2
0
0
2
5
1
11
1
0
1
2
12
9
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

合計

80

13

5
13

24

3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

0

0

810

810

総運転炉年（発電時間）488.1 年※2
暦年 706.1 年※3※1 発生件数は、平成 21 年 3 月までの実績※2 総運転炉年(発電時間)は、平成 21 年 3 月までの BWR プラント全 32 基の発電時間の合計値(原子力安全基盤機構発行の原子力施設運転管理年報での BWR 発電時間の累計 4,278,559 時間
を 24(時間/日)×365.25(日/年)で除した数値)※3 暦年は営業運転開始から平成 21 年 3 月までの BWR プラント全 32 基の年数の合計値

3.1.1-37

第 3.1.1.b-5 表

起因事象グループの発生頻度(単位：回/炉年)

起

因

事

象

発生頻度

備

過渡変化
・非隔離事象※1
・隔離事象※2
・全給水喪失・水位低下事象※3
・RPS 誤動作等
・外部電源喪失
・逃し安全(S/R)弁誤開放

0.16
0.027
0.010
0.027
0.049
0.00420.0010

1) 国内 BWR 実績データ(平成 21 年 3 月末時点)

通常停止
・通常停止
従属性を有する起因事象
・交流電源故障(非常用)・直流電源故障
・原子炉補機冷却系故障
・タービン補機冷却系故障

考2) S/R 弁誤開放は発生経験がないため
0.5 回の発生を仮定

1.7

0.000150.000280.00072
0.00072

原子炉冷却材喪失(LOCA)
・大 LOCA・中 LOCA・小 LOCA

2.0×10-5
2.0×10-4
3.0×10-4

格納容器バイパス事象
・ISLOCA

5.9×10-8

3) サポート系喪失は片系統の喪失とし、発生実績がないため 0.5 回の発生を仮定1) NUREG-1829 及び NUREG/CR-5750のデータに基づき大、中小 LOCA の発生頻度を算出。

1) 隔離弁などの故障により低圧設計配管が破損する頻度をフォールトツリ
ーを用いて算出※1：発電機負荷遮断などによりタービンがトリップする事象(RPV は隔離されない)※2：MSIV 閉信号などにより MSIV が閉鎖する事象(RPV は隔離される)※3：給水制御系の故障などによりタービンからの給水流量が減少し、原子炉水位が低下する事象

3.1.1-38

第 3.1.1.c-1 表
起因事象

原子炉未臨界炉

心

冷

却

格納容器熱除去

大 LOCA・RPS・ARI+RPT

・1/2HPCF
・1/3LPFL

・1/3RHR中 LOCA・RPS・ARI+RPT

・1/2HPCF･ADS+1/3LPFL

・1/3RHR小 LOCA

過
渡
変
化
・
手
動
停
止
過
渡
変
化

プラント運転時の成功基準(起因事象ごと)

・給水系※1
・1/2HPCF
・RCIC
・ADS+復水系
・ADS+1/3LPFL
・給水系※2
・1/2HPCF
・RCIC
・ADS+復水系※2
・ADS+1/3LPFL
・給水系※2
・1/2HPCF
・ADS+復水系※2
・ADS+1/3LPFL

・RPS
・ARI+RPT

S/R 弁
正常作動時

・RPS
・ARI+RPT

S/R 弁
開固着時

・RPS
・ARI+RPTATWS 時・RPT+SLC+S/R 弁開放+1/2HPCF

・PCS
・1/3RHR

・1/3RHR

・1/3RHR

・給水系
・1/2HPCF※3
・ADS+復水系
・ADS+1/3LPFL※3・RPS
ISLOCA（破損箇所の隔離成功後） ・ARI+RPT

・1/3RHR・PCS
・1/3RHR※3

1/2 ：2 系統の内の 1 系統を意味する。
※1 ：小 LOCA 後に原子炉水位の低下が進行すると、原子炉水位に応じて隔離信号が発信されるが、給復水ラインは隔離されないため、LOCA 信号発生時の給復水系からの注水は可能である。これに破断口の大きさと給復水系からの注水による補給のバランス等を考慮し、LOCA の中では小 LOCA の場合のみ給復水系を注水の成功基準として期待している。
※2 ：外部電源喪失時は当該炉心冷却機能(給水系、ADS+復水系)には期待しない。
※3 ：破損が発生した系統には期待しない。
第 3.1.1.c-2 表

低圧系注水時の自動減圧系(ADS)の必要弁数
過渡事象

系統名

S/R 弁
正常動作時

S/R 弁
誤開放時

小 LOCA

中 LOCA

低圧注水系(LPFL)

2弁

1弁

1弁

1弁

3.1.1-39

第 3.1.1.c-3 表

RCW(A 系, B 系)成功基準

高圧注水系

機器名

過渡事象

LOCA

RHR(低圧注水・除熱)

非常用 D/G

過渡事象/LOCA

過渡事象/LOCA

RCW ポンプ

1/2

2/2 ※

2/2※

1/2

RCW Hx

1/2

2/2

2/2

1/2

※常用系隔離成功の有無を問わない

第 3.1.1.c-4 表
高圧注水系
機器名

RCW(C 系)成功基準

RHR(低圧注水・除熱)

非常用 D/G

OG

過渡事象

LOCA

過渡事象/LOCA

過渡事象
/LOCA

過渡事象

RCW
ポンプ

1/2

2/2
＋
常用系隔離

2/2
＋
常用系隔離

1/2

1/2

RCW
Hx

1/2

2/2

2/2

1/2

1/2

第 3.1.1.c-5 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

HPCF-B

1/1

HPCF-C

1/1

RHR-A

1/1

RHR-B

1/1

RHR-C

1/1

D/G-A

2/2

D/G-B

2/2

D/G-C

2/2

3.1.1-40

第 3.1.1.c-6 表

MAAP コードによる事故進展解析結果 (ABWR/RCCV)

事故
シーケンス

炉心溶融

圧力容器破損

格納容器破損

備考

TC(過渡変化後、原子炉停止失敗)

1.0 時間

5.5 時間0.5 時間

事故直後に過圧による一次系の破損(主蒸気ライン破損)を仮定

大 LOCA(大 LOCA 後、炉心注水失敗)

0.6 時間

5.3 時間6.2 時間HPCF 配管破断を仮定

TQUV(過渡変化後、炉心注水失敗、低圧シーケンス)

0.8 時間

5.7 時間9.3 時間L1 で ADS 手動起動を仮定

TQUX(過渡変化後、炉心注水失敗、高圧シーケンス)

1.3 時間

4.5 時間

8.1 時間－TW(LOCA シーケンス)

19.1 時間

28.8 時間

15.7 時間

HPCF 配管破断を仮定

TW(RPV 低圧シーケンス)

21.7 時間

32.3 時間

15.8 時間

事故直後に S/R 弁 1 個再閉鎖失敗を仮定TW(RPV 高圧シーケンス)

22.7 時間

28.8 時間

18.4 時間

－

長期 TB
(SBO)

11.4 時間

15.9 時間

19.0 時間

蓄電池(直流電源)は 8 時間での枯渇を仮定※1 下線は設定に用いた解析結果を示す。

第 3.1.1.c-7 表
緩和操作

許容時間

ATWS 対応

各緩和操作と運転員操作のための許容時間
ATWS 対応(SLC 手動起動等)(ATWS 収束後の格納容器熱除去操作)

10 分

20 分

3.1.1-41

注水操作

注水操作

(LOCA)(過渡事象)

格納容器
熱除去操作

20 分

30 分

14 時間

第 3.1.1.d-1 表

炉心損傷事故シーケンスグループの分類(最終状態の説明と分類)

炉心損傷事故シーケンスの特徴
LOCA発生後の炉心冷却失敗
詳細には、シーケンスグループ
LOCA後の注水失敗

大LOCA後の炉心冷却失敗

AE

中LOCA後の炉心冷却失敗

S1E

小LOCA後の炉心冷却失敗

S2E

過渡変化事象発生後の給水系、高圧系及び低圧系による炉心冷却失敗

TQUV

過渡変化事象発生後の給水系及び高圧系による炉心冷却失敗かつ減圧失敗

TQUX
TB

外部電源喪失後の電源喪失
詳細には、

D/G3台が機能喪失の状態で、RCICにより炉心冷却を継続するが、バッテリーが枯渇し炉心損傷

長期TB

バッテリーの故障により、D/G3台の起動に失敗し炉心損傷

TBD

D/G3台の起動に失敗し、さらにRCICも機能喪失し炉心損傷

TBU(高圧)D/G3台の起動に失敗し、さらにS/R弁開固着によりRCICも機能喪失し炉心損傷

TBP(低圧)

過渡変化事象 / LOCA発生後の格納容器からの熱除去失敗

TW

過渡変化事象 / LOCA発生後の原子炉停止失敗

TC

ISLOCA発生後の破断箇所隔離失敗

ISLOCA

3.1.1-42

給復水系

機能を失う系統(サポート系)

常用
サポート系

非常用
サポート系

換気空調系

交流電源

直流電源

○
M/D-RFP
○
HPCP
○
○
LPCP
○
○
AO, OG, TGS,○
CW, MSIV, TBV
○
TCW
○
TSW
○
○
RCW(A)RSW(A)
RCW(B)
RSW(B)RCW(C)○※1※1
RSW(C)○
HPCF(B) HVH
HPCF(C) HVH
RHR(A) HVH
RHR(B) HVH
RHR(C) HVH
D/G(A)室 HVH
D/G(B)室 HVH
D/G(C)室 HVH※2A系(常用)○
B系(常用)○※5 ○※5
C系(非常用) △※7 △※7
D系(非常用) △※7 △※7
E系(非常用) ○※1
※11
※11
区分1
○
○
区分2
○※12 ○※12
区分3
△※10

○
○
○

○

○

○
○

○
○

○
○

RCW(C)

RCW(B)

非常用
サポート系
RCW(A)常用

D/G(C)

D/G(B)TCW サポート系

サポート系
非常用電源
RHR(C)

RHR(B)

RHR(A)PCS

LPFL(C)

LPFL(B)

LPFL(A)ADS

RCIC

HPCF(C)HPCF(B)

除熱機能に
期待する
除熱機能に
期待しない

給水系注1

高圧注水に
期待する
高圧注水に
期待しない

従属故障の可能性のある系統
フロント系
原子炉減圧, 低圧系注水
格納容器除熱
復水系注2

高圧系注水
系統名

各系統間の従属性

D/G(A)

第 3.1.1.e-1 表

○

○
○
○
○

○
○
○

○
○
○
○

○
○
○
○

○
○

○※1
※1
○

○
○
○

○
○

○
○
○

○

○
○
○

○
○

○
○

○
○
○
○

※3

※3

△
△
○※5 ○※5※7※6△△△※7 △※6

○

※2

○
○

○
○
○

※9

※11

※3

△
△ ○
△※9 ○※12 △※3

○

○

○

○
○※5
※8
○
○
○※8
○ ○※1
※8
○
○
○※8
○ △※10

※4

△
○※5
○
○

○
○

○
※13
○
△
△※13

○
○

○
○

○

○

表中の「○」は従属性の影響により機能喪失する場合、「△」は従属性の影響により信頼性が低下する場合を示す。
注 1 給水系のヘディングは復水器による除熱にも期待している。但し、起因事象が隔離事象の場
合はその後の MSIV 開に期待できないとして、除熱機能に期待していない。また、S/R 弁再閉鎖に失敗した場合は復水器に十分に蒸気を送ることができないため、除熱機能に期待していない。
注 2 給水系で喪失した機能が除熱機能のみの場合は、高圧注水機能にも期待するものとしている。
※1 気体廃棄物処理系(OG)排ガス復水器等の冷却及び冷却系の電源に使用。
※2 タービングランド蒸気系(TGS)、空気抽出系(AO)等の電源として使用。
※3 LPCP ポンプの運転及び起動に使用。1 台運転で成功基準を満たすため、1 台の起動失敗等は系統の機能喪失には直結しない。
※4 TCW(A)ポンプの電源として使用。TCW ポンプは 3 台中 2 台の運転が成功基準であるため、
1 台の起動失敗等は系統の機能喪失には直結しない。
※5 TCW(B)及び TCW(C)のポンプの電源として使用。TCW ポンプは 3 台中 2 台の運転が成功基準であるため、交流電源 B 系の機能喪失が給復水系の機能喪失に繋がる。
※6 復水器ホットウェルへの水補給に用いる復水補給水系(MUWC)の電源として考慮。1 台運転で成功基準を満たすため、いずれか 1 系統の機能維持が必要。
※7 ※6 に加え、M/D-RFP 補助油ポンプ等の冷却に使用。1 台運転で成功基準を満たすため、いずれか 1 系統の機能維持が必要。
※8 主蒸気ドレンラインの電動弁開操作で使用。
※9 ADS 機能用電磁弁は区分 1 及び 2 の両方に接続されており、いずれか 1 方の機能が健全であれば ADS は動作可能。
※10 RCW(C), RSW(C)のポンプ(各系統 2 台設置)の待機側の起動に使用。1 台ずつの運転で成功
基準を満たすため、起動失敗等は系統の機能喪失には直結しない。
※11 M/D-RFP の制御弁に使用。
※12 M/D-RFP 補助油ポンプの起動に使用。
※13 TCW ポンプの待機側の起動に直流電源区分 1 及び区分 2 を使用。TCW ポンプは 3 台中 2台の運転が成功基準であるため、待機側 1 台の起動失敗は系統の機能喪失には直結しない。
3.1.1-43○

第 3.1.1.e-2 表

代表的なシステム信頼性(フォールトツリー)の評価結果システム(系統)起因事象

非信頼度(平均値)

RCIC

4.9×10-3

HPCF(B)

2.7×10-3

HPCF(C)

2.7×10-3

手動減圧

2.2×10-3

LPFL(A)

5.1×10-3

LPFL(B)

5.3×10-3

LPFL(C)

5.7×10-3

復水器を用いた除熱

1.3×10-2

RHR(A)

5.4×10-3

RHR(B)

5.2×10-3

RHR(C)

5.7×10-3

非隔離事象

給水系

1.5×10-2

隔離事象

給水系

2.2×10-2

RCIC

4.5×10-3

HPCF(B)

5.0×10-3

HPCF(C)

5.5×10-3

自動減圧及び手動減圧

4.6×10-6

LPFL(A)

5.3×10-3

LPFL(B)

5.4×10-3

LPFL(C)

5.8×10-3

スクラム系(電気系)

3.9×10-7

スクラム系(機械系)

2.6×10-11

ARI

5.9×10-4

RPT

6.9×10-10

SLC

4.0×10-1

復水系

3.2×10-2

非常用電源系(A)

1.5×10-4

非常用電源系(B)1.6×10-4

非常用電源系(C)1.6×10-4

過渡事象

LOCA

－

3.1.1-44

第 3.1.1.e-3 表
項目

確率値

システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠
EF

定義

設定根拠
本分岐確率は、非 ATWS 関連のイベントツリー
で便宜上定義している「スクラム系」に用いられる。スクラム系の信頼度は高いこと及び非1.0×10-20

10

スクラム失敗ATWS のイベントツリーにおいて、本分岐の設定は、評価結果に影響を及ぼさないことから、非常に低い失敗確率を割り当てている。なお、
EF は工学的判断値※1 である。
S/R 弁誤開放発生時には、プラントパラメータ

原子炉
停止

がスクラム設定値に至るまでに十分な時間的余

運転員
3.0×10-02

6

手動停止認知失敗裕があるため、自動スクラム信号が発生する前に炉停止の必要性を認知することにより、スクラム系の故障を事前に検知するなど、以後の手動緩和に期待できる。
隣接 4 本の制御棒の挿入失敗が発生すると炉心

2.6×10-11

14

CR 隣接 4 本挿

出力を 0％にできないという知見があることか

入失敗

ら事象をモデル化し、評価して設定。詳細を添付資料 3.1.1.e-3 に示す。
S/R 弁は全部で 18 弁あり、それぞれが逃し弁機
能と安全弁機能を有しているため、初期の原子1.0×10-20

13

S/R 弁(1 弁)開炉圧力の制御に失敗する(弁の開放に全て失敗

失敗する)確率は非常に小さいため、分岐確率として
は 1.0×10-20 を適用する。EF については S/R 弁の機器故障率(デマンド)の設定を用いる。
ATWS 時には、炉圧が急激に上昇するため、全圧力制御
4.9×10-03

13

S/R 弁(全弁)開弁の開放を必要として、S/R 弁 1 弁あたりの開失敗

失敗確率(デマンド)(2.7E-4、EF=13)に弁数(18弁)を乗じたもの。
保守的に全ての S/R 弁が開放後、1 個以上の再5.2×10-03

13

S/R 弁

閉鎖失敗確率。S/R 弁 1 弁あたりの閉失敗確率

再閉鎖失敗(デマンド)(2.9×10-4、EF=13)に、全弁数(18 弁)を乗じたもの。

※1：工学的判断に基づき EF を設定する場合、目安として以下を利用(出展：NUREG/CR-1278)
確率値 >= 0.1 でEF=3、0.001<= 確率値 < 0.1 で EF=5、確率値 < 0.001 で3.1.1-45

EF=10

機器

第 3.1.1.f-1 表

平均修復時間、復旧特性のデータ

平均修復時間

備考(出典等)

ポンプ

19 時間

WASH-1400

弁

7 時間

WASH-1400

計装/制御機器

6 時間

WASH-1400

20 時間

1979 年 6 月～1986 年 3 月末までの国内実績データ

D/G※1

外部電源復旧特性「原子力発電所における全交流電源喪失事象について」
原子力安全委員会原子力施設事故・故障分析評価検討会
平成 5 年 6 月※1 復旧失敗確率 P=exp(-2.535t^0.2)
t：復旧時間

第 3.1.1.f-2 表

共通原因故障因子

機器タイプ

βファクタ

γファクタ

参考文献

ポンプ

0.039

0.520

NUREG/CR-1205 Rev.1

弁

0.13

0.565

NUREG/CR-1363 Rev.1

D/G

0.021

0.51

NUREG-1150

計装/制御機器

0.082

0.67

NUREG/CR-2771

リレー（スクラムコンタクタ）

0.05

0.1

SECY-83-293

蓄電池

0.008

0.5

NUREG-1150

3.1.1-46

第 3.1.1.g-1 表
人的過誤(中央制御室操作)
事象発生前

事象発生後

内

同定した人的過誤及び過誤確率の評価結果(例示)容EF(対数正規分布)

事象診断及び操作に関する
許容時間

過誤回復考慮の有無に関する
許容時間

手動弁の開閉忘れ

6.8×10-5

3

十分にある※2

十分にある計測器の誤校正※1

4.0×10-3

4

十分にある※2―※3

過渡事象及び小 LOCA 時の操作失敗

1.4×10-3

3

30 分

十分にある

大 LOCA 時の操作失敗

1.1×10-2

6

20 分

十分にある

ATWS 時の SLC 起動等の操作失敗

5.1×10-1

6

10 分

―※4

2.4×10-3

2

30 分

十分にある

過渡事象及び LOCA 時の際の現場での機器の操作失敗
※ 1

過誤確率
(平均値)

3.1.1-47

定例試験において、非常用 D/G を母線に並列させる際，手動でガバナ類の調整を行うが、この試験後の自動投入設定への復旧失敗をモデル化。
※ 2 事象発生前の診断及び操作に関する許容時間は、十分な時間余裕があるため設定しない。
※ 3 操作後の復旧段階でしか確認する手段がないため、過誤回復には期待しない。
※ 4 ATWS では事象進展が厳しいことから過誤回復には期待しない。

第 3.1.1.h-1 表

全炉心損傷頻度に占める割合の事故大きいシーケンス
炉心損傷頻度起因事象

シーケンスの概要

炉心損傷
モード

通常停止

通常停止後、注水には成功するが、除熱に失敗(高圧の注水系は HPCF が失敗し、RCIC で注水)TW

1.5×10-645%

過渡事象(隔離事象)

過渡事象(隔離事象)発生後、注水には成功するが、
除熱に失敗

TW

9.4×10-7

74%

通常停止

通常停止後、注水には成功するが、除熱に失敗

TW

2.4×10-781%

過渡事象(非隔離事象)過渡事象(非隔離事象)発生後、注水には成功する
が、除熱に失敗(高圧の注水系は HPCF が失敗し、RCIC で注水)TW

1.4×10-785%

従属性を有する起因事象(RSW(C)故障)

RSW(C)故障発生後、注水には成功するが、除熱に失敗

TW

7.4×10-8

88%

3.1.1-48

[/炉年]

割合
(累積)

第 3.1.1.h-2 表

各起因事象別に見た炉心損傷頻度の大きなシーケンス
炉心損傷頻度

起因事象

主要事故シーケンスの概要

非隔離事象

非隔離事象+除熱失敗

1.4×10-7

隔離事象

隔離事象+除熱失敗

9.4×10-7

全給水喪失

全給水喪失+除熱失敗

9.0×10-9

水位低下事象水位低下事象+除熱失敗

2.4×10-8

RPS 誤動作等

RPS 誤動作等+除熱失敗

4.4×10-8

外部電源喪失外部電源喪失+除熱失敗

3.4×10-9

S/R 弁誤開放

S/R 弁誤開放+除熱失敗

3.5×10-8

大破断 LOCA

大破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

5.0×10-10

中破断 LOCA

中破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

3.9×10-9

小破断 LOCA

小破断 LOCA+除熱失敗

1.1×10-8

原子炉補機冷却海水系 C 系故障+除熱失敗

7.4×10-8非常用交流電源 E 系故障+除熱失敗

1.5×10-8直流電源 A 系故障+除熱失敗
直流電源 B 系故障+除熱失敗

3.0×10-8
3.0×10-8

タービン補機冷却海水系故障+除熱失敗

2.5×10-8

通常停止

通常停止+除熱失敗

1.5×10-6

ISLOCAISLOCA

9.5×10-11

原子炉補機冷却海水系 1 系列故障
非常用交流電源
1 系列故障直流電源
1 系列故障タービン補機冷却海水系故障

3.1.1-49[/炉年]

第 3.1.1.h-3 表
炉心損傷
モード

各事故シーケンスグループに見た炉心損傷頻度の大きなシーケンス
主要事故シーケンスの概要
通常停止+除熱失敗(高圧の注水系は HPCF が失敗し、RCIC で注水)TW

炉心損傷頻度[/炉年]
1.5×10-6

隔離事象+除熱失敗

9.4×10-7

通常停止+除熱失敗

2.4×10-7

非隔離事象+除熱失敗

1.4×10-7

中破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

3.9×10-9

通常停止+SRV 再閉失敗+高圧/低圧注水失敗

2.9×10-10

通常停止+高圧/低圧注水失敗

2.3×10-10

非隔離事象+高圧/低圧注水失敗

2.1×10-11

非隔離事象+SRV 再閉失敗+高圧/低圧注水失敗

2.1×10-11

通常停止+高圧注水失敗+減圧失敗

3.2×10-10

全給水喪失+高圧注水失敗+減圧失敗

2.0×10-10

TBU

外部電源喪失+D/G 全台機能喪失+RCIC 停止

5.3×10-10

AE

大破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

5.0×10-10

TB

外部電源喪失+D/G 全台機能喪失+外部電源復旧失敗

4.8×10-10

TBP

外部電源喪失+D/G 全台機能喪失+ SRV 再閉失敗

1.2×10-10

ISLOCAISLOCA 発生(隔離可能規模)+隔離操作失敗

9.5×10-11

TBD

外部電源喪失+直流電源喪失

8.1×10-11

S2E

小破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

8.0×10-13

TC

非隔離事象+スクラム失敗+SLC 起動失敗

2.1×10-12

S1E

TQUV

TQUX

3.1.1-50

第 3.1.1.h-4 表

事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(1/7)※1
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

主要な事故シーケンス

過渡事象+高圧/低圧注水失敗(2.5×10-11 /炉年)
過渡事象
+S/R 弁再閉鎖失敗+高圧/低圧注水失敗(2.1×10-11 /炉年)
3.1.1-51

TQUV(高圧・低圧注水
機能喪失)(6.9×10-10 /炉年)

通常停止
+高圧/低圧注水失敗(2.3×10-10 /炉年)
通常停止
+S/R 弁再閉鎖失敗+高圧/低圧注水失敗(2.9×10-10 /炉年)
サポート系喪失+高圧/低圧注水失敗(1.5×10-11 /炉年)
サポート系喪失+S/R 弁再閉鎖失敗+高圧/低圧注水失敗(3.4×10-12 /炉年)

主要なカットセット[/炉年]

S/R 弁誤開放+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェ
4.8×10-12
ル水位制御失敗S/R 弁誤開放+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホット3.5×10-12
ウェル水位制御失敗
非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+
4.0×10-12
復水器ホットウェル水位制御失敗
非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故
2.9×10-12障)+復水器ホットウェル水位制御失敗

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]
0.7
0.5
0.6
0.4

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェル水
1.2×10-11
位制御失敗+原子炉隔離時冷却系ポンプ起動失敗

1.7

通常停止+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェ
8.7×10-12
ル水位制御失敗+原子炉隔離時冷却系ポンプ起動失敗
通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復4.2×10-11
水系起動操作失敗
通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復4.2×10-11
水器ホットウェル水位制御失敗
タービン補機冷却系故障+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+高圧注水系
7.6×10-12
起動操作失敗タービン補機冷却系故障+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+高圧注水系起動
2.4×10-12
操作失敗+低圧注水系起動操作失敗
タービン補機冷却系故障+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共2.0×10-12
通原因故障)
タービン補機冷却系故障+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗
1.4×10-12(共通原因故障)

1.3
6.1
6.1
1.1
0.4
0.3
0.2

※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

第 3.1.1.h-4 表

事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(2/7)※1
炉心損傷頻度

3.1.1-52

事故シーケンスグループ

主要な事故シーケンス

TQUX(高圧注水・減圧機能喪失)(6.8×10-10 /炉年)

過渡事象
+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(2.0×10-10 /炉年)
過渡事象
+S/R 弁再閉鎖失敗+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(3.0×10-12 /炉年)
通常停止
+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(3.2×10-10 /炉年)
通常停止
+S/R 弁再閉鎖失敗+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(2.2×10-11 /炉年)
サポート系喪失+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(1.9×10-11 /炉年)
サポート系喪失+S/R 弁再閉鎖失敗+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(5.1×10-12 /炉年)

主要なカットセット[/炉年]

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

全給水喪失事象+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原
6.9×10-11
因故障)

10

3.9×10-115.7

全給水喪失事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動3.6×10-13
作/誤高出力(共通原因故障)<0.1

全給水喪失事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉減圧操作失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因
3.1×10-13
故障)

<0.1

通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故
5.9×10-11障)+給水系操作失敗

8.7

3.3×10-11

4.9

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+原子炉
6.5×10-12
減圧操作失敗1.0

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+原
4.7×10-12
子炉減圧操作失敗

0.7

直流電源故障(区分 1)+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力
1.9×10-12(共通原因故障)

0.3

直流電源故障(区分 1)+原子炉減圧操作失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因故障)

1.7×10-120.3

直流電源故障(区分 2)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉減圧操作失敗+ECCS デジタル制御系(SLU)
1.2×10-12
故障

0.2

直流電源故障(区分 2)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ECCS デジタ
6.7×10-13
ル制御系(SLU)故障<0.1

全給水喪失事象+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

通常停止+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号+給水系操作失敗※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

第 3.1.1.h-4 表

事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(3/7)※1
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

主要な事故シーケンス

過渡事象+除熱失敗(9.4×10-7 /炉年)
過渡事象
+S/R 弁再閉鎖失敗+除熱失敗(2.9×10-8 /炉年)
3.1.1-53

TＷ(崩壊熱除去機能喪失)(3.3×10-6 /炉年)

通常停止
+除熱失敗
(1.5×10-6 /炉年)
通常停止
+S/R 弁再閉鎖失敗+除熱失敗(7.7×10-9 /炉年)
サポート系喪失+除熱失敗(7.4×10-8 /炉年)
サポート系喪失+S/R 弁再閉鎖失敗+除熱失敗(3.9×10-10 /炉年)[/炉年]

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

隔離事象+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

3.0×10-7

9.1

隔離事象+残留熱除去系起動操作失敗

1.7×10-75.2

非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

9.2×10-90.3

非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+残留熱除去系起動操作失敗

5.4×10-9

0.2

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

8.8×10-727

通常停止+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

6.4×10-719

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

4.5×10-9

0.1

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

3.2×10-9<0.1

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障(二1.5×10-8
重))原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障(三重7.9×10-9以上))
原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗
8.0×10-11(共通原因故障(二重))原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗
4.1×10-11(共通原因故障(三重以上))

0.5

主要なカットセット

0.2
<0.1
<0.1

※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

第 3.1.1.h-4 表

事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(4/7)※1
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

主要な事故シーケンス

主要なカットセット[/炉年]

3.1.1-54

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)
2.2×10-10
外部電源喪失+高圧電源融通失敗
TB +D/G 全台起動失敗(4.8×10-10 /炉年) 外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)起動失敗(共通原因故障)+高 1.5×10-10
圧電源融通失敗
外部電源喪失+S/R 弁再閉鎖失敗+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転
外部電源喪失5.7×10-11+D/G 全台起動失敗 失敗(共通原因故障)
TBP+S/R 弁再閉鎖失敗 外部電源喪失+S/R 弁再閉鎖失敗+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)起動失敗
4.0×10-11(1.2×10-10 /炉年) (共通原因故障)
TB
外部電源喪失 +外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故
2.6×10-11(全交流障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機原子炉建屋側への誤送水)
動力電源
外部電源喪失 +外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故喪失)
2.6×10-11障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機タービン建屋側への誤送水)-9
外部電源喪失(1.2×10/炉年) TBU +D/G 全台起動失敗 外部電源喪失 +外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故
2.6×10-11+RCIC 失敗障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機原子炉建屋側への誤送水)(5.3×10-10 /炉年) 外部電源喪失 +外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故
2.6×10-11障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機タービン建屋側への誤送水)
外部電源喪失 +外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故
2.6×10-11障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号機原子炉建屋側への誤送水)
外部電源喪失外部電源喪失+バッテリーからの給電失敗(共通原因故障)
8.1×10-11
TBD+直流電源喪失-11(8.1×10 /炉年)

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]
18
12
4.8
3.3
2.2
2.2
2.2
2.2
2.2
6.8

※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

第 3.1.1.h-4 表

事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(5/7)※1
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

主要な事故シーケンスTC(原子炉停止機能喪失)(4.9×10-12 /炉年)

過渡事象
+原子炉停止失敗(2.1×10-12 /炉年)

主要なカットセット

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC 手動操作失敗[/炉年]

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

2.1×10-12

43※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
第 3.1.1.h-4 表

事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(6/7)※1
炉心損傷頻度

3.1.1-55

事故シーケンスグループ

主要な事故シーケンス

主要なカットセット

LOCA
LOCA
中 LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)(LOCA 時注水機能喪失) +高圧/低圧注水失敗(4.4×10-9 /炉年)
(3.9×10-9 /炉年) 中 LOCA+原子炉補機冷却系ポンプ起動失敗(共通原因故障)[/炉年]

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

2.3×10-952

7.6×10-10

17※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
第 3.1.1.h-4 表

事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(7/7)※1
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

主要な事故シーケンス

ISLOCA(9.5×10-11 /炉年)

ISLOCA(9.5×10-11 /炉年)

主要なカットセット[/炉年]

定例試験時 HPCF(B)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(B)ポンプ吸込部配管破損
1.5×10-11+HPCF(B)注入隔離弁閉失敗
定例試験時 HPCF(C)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(C)ポンプ吸込部配管破損
1.5×10-11+HPCF(C)注入隔離弁閉失敗

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]
16
16※ 1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

第 3.1.1.h-5 表

Fussell-Vesely(FV)重要度の評価結果(上位 10 位)

3.1.1-56

順位

基事象 (機器名-故障モード)

FV 重要度RAW

1

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ運転継続失敗 共通要因故障

3.1×10-1

5.9×1052

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ運転継続失敗 共通要因故障

2.3×10-1

5.9×1053

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ起動失敗 共通要因故障

1.4×10-1

1.2×1044

残留熱除去系 系統操作失敗(認知/操作失敗の人的過誤)

8.0×10-2

1.2×104

5

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ起動失敗 共通要因故障

4.5×10-2

1.2×1046

残留熱除去系 ポンプ室空調機 ファン起動失敗

2.6×10-2

1.2×104

7

原子炉補機冷却水系 電動弁(原子炉補機冷却水系熱交換器出口)開失敗 共通要因故障

1.8×10-2

1.2×1048

原子炉補機冷却水系 電動弁(残留熱除去系熱交換器出口)開失敗 共通要因故障

1.8×10-2

1.2×1049

残留熱除去系電動弁(ミニフローライン)閉失敗 共通要因故障

1.6×10-2

1.2×10410

残留熱除去系電動弁(注入ライン)閉失敗 共通要因故障

1.6×10-2

1.2×104※ 太字は RAW の評価結果上位 10 位にも含まれる基事象を示す。

第 3.1.1.h-6 表

基事象別の Risk Achievement Worth(RAW)の評価結果(上位 10 位)

3.1.1-57

順位

基事象 (機器名-故障モード)

FV 重要度RAW

1

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ運転継続失敗 共通要因故障

3.1×10-1

5.9×1052

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ運転継続失敗 共通要因故障

2.3×10-1

5.9×1053

制御棒挿入失敗

9.2×10-7

3.5×1044

原子炉補機冷却水系/原子炉補機冷却水系論理回路(SLU)周り共通要因故障

1.3×10-2

1.2×104

5

原子炉補機冷却水系 逆止弁(原子炉補機冷却水系ポンプ吐出)開失敗 共通要因故障

4.5×10-3

1.2×104

6

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ起動失敗 共通要因故障

4.5×10-2

1.2×104

7

原子炉補機冷却水系 電動弁(原子炉補機冷却水系熱交換器出口)開失敗 共通要因故障

1.8×10-2

1.2×1048

原子炉補機冷却海水系 逆止弁(原子炉補機冷却海水系ポンプ吐出)開失敗 共通要因故障

2.2×10-3

1.2×1049

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ起動失敗 共通要因故障

1.4×10-1

1.2×10410

低圧系 ECCS 安全論理回路(SLU)周り共通要因故障

1.3×10-2

1.2×104※太字は FV 重要度の評価結果上位 10 位にも含まれる基事象を示す。

第 3.1.1.h-7 表
発生日時

発生号機

1998 年 8 月 29 日

6 号機

1999 年 5 月 25 日

6 号機

2004 年 11 月 4 日

7 号機

2007 年 7 月 16 日

7 号機

－

KK6/7 号機において過去に発生した起因事象
発生事象
500 kV 表示線保護継電器動作による原子炉
自動停止
発電機励磁装置停止による原子炉自動停止
タービンスラスト軸受磨耗トリップによる原子炉自動停止新潟県中越沖地震に伴う原子炉自動停止
通常停止：25 回

第 3.1.1.h-8 表

起因事象の分類
非隔離事象
非隔離事象
非隔離事象
RPS 誤動作等
通常停止

KK6/7 号機において過去に発生した評価に係わる機器故障

発生日時

発生号機

2003 年 10 月 20 日

7 号機

2003 年 11 月 19 日

7 号機

2004 年 2 月 3 日

7 号機

発生事象
故障の分類
第 5 回定期検査において、給水配管に「たわみ」が確認された事例。「たわみ」の原因としては、給水配管逆止弁(A/B 系)にシートリ逆止弁ークが発生し、原子炉冷却材浄化系から高温
内部リーク
水が流入した可能性が推定されている。A/B
系での発生が推定されていることから、本評
価ではシートリーク 2 件として評価した。
水位計の一部で水位計の校正に用いる基準
点の設定に誤りが確認された事例。設定水位 水位トランスミッタと実水位に差が生じていたことから、実水位
高出力/低出力通りに信号が発信されない可能性があった。
RCIC の機能検査後、RCIC タービン蒸気加減弁が途中開度で固渋した事例。繰り返しの油圧作動弁
弁動作に伴い摺動部表面に荒れが生じ、摩擦作動失敗
抵抗が増大したこと等が固渋発生の原因と推定。

3.1.1-58

3.1.1-59
第 3.1.1-1 図

内部事象運転時レベル 1PRA の評価フロー

3.1.1-60
第 3.1.1.a-1 図

PRA において考慮する緩和機能(系統)の系統構成の概要

3.1.1-61
第 3.1.1.a-2 図

原子炉緊急停止系作動回路概要図

第 3.1.1.a-3 図

原子炉緊急停止系及び制御棒駆動系概要図

3.1.1-62

3.1.1-63
第 3.1.1.a-4 図

ほう酸注水系系統図

3.1.1-64
第 3.1.1.a-5 図

原子炉冷却系系統概要図

3.1.1-65
第 3.1.1.a-6 図

非常用炉心冷却系系統概要図

第 3.1.1.a-7 図

工学的安全施設作動の機能説明図

3.1.1-66

3.1.1-67
第 3.1.1.a-8 図

高圧炉心注水系系統概要図

第 3.1.1.a-9 図

原子炉隔離時冷却系系統概要図

3.1.1-68

第 3.1.1.a-10 図

残留熱除去系低圧注水モード系統概要図

3.1.1-69

3.1.1-70
第 3.1.1.a-11 図

原子炉格納施設構造概要図

第 3.1.1.a-12 図

残留熱除去系格納容器スプレイ冷却モード系統概要図

3.1.1-71

第 3.1.1.a-13 図

S/C プール水冷却モード系統概要図

3.1.1-72

3.1.1-73
第 3.1.1.a-14 図

原子炉補機冷却系系統概要図

淡水海水

第 3.1.1.a-15 図

タービン補機冷却系系統概要図

3.1.1-74

3.1.1-75
第 3.1.1.a-16 図

タービン設備系統概要図

3.1.1-76
第 3.1.1.a-17 図

開閉所単線結線図

3.1.1-77
第 3.1.1.a-18 図

所内単線結線図

3.1.1-78
第 3.1.1.a-19 図

直流電源単線結線図

(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (TQUV)(b) 高圧注水・減圧機能喪失 (TQUX)(d) 崩壊熱除去機能喪失 (TW)(e) 原子炉停止機能喪失 (TC)

第 3.1.1.d-1 図

過渡事象(外部電源喪失除く)のイベントツリー【仮定条件】
・ 外部電源喪失以外の過渡事象を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・ 原子炉停止、炉心冷却、崩壊熱除去に成功することで、事象が収束する。
・ 原子炉停止に失敗した場合、「原子炉停止機能喪失」により炉心損傷に至る。
・ 事象発生により原子炉圧力が変動するため、S/R 弁の開放、再閉鎖による原子炉圧力の制御
を圧力バウンダリ健全性として考慮する。
・ 高圧炉心冷却及び原子炉減圧に失敗した場合、「高圧注水・減圧機能喪失」により炉心損傷に至る。
・ 高圧炉心冷却及び低圧炉心冷却に失敗した場合、「高圧・低圧注水機能喪失」により炉心損傷に至る。
・ 崩壊熱除去に失敗した場合、「崩壊熱除去機能喪失」により炉心損傷に至る。
3.1.1-79

(c) 全交流動力電源喪失 (長期 TB, TBU, TBP, TBD)
第 3.1.1.d-2 図

外部電源喪失のイベントツリー【仮定条件】
・ 交流電源の確保には直流電源を必要とするものとする。
・ 直流電源の確保に成功した場合、外部電源の復旧に期待するものとする。
【イベントツリーの説明】
・ 直流電源確保、交流電源確保に成功した場合、その後は過渡事象のイベントツリーと同様となる。
・ 直流電源確保に成功、交流電源確保に失敗、原子炉圧力容器の圧力バウンダリ健全性の維持に成功、高圧炉心冷却に成功した場合、交流電源確保に失敗しており、その後の崩壊熱除去に期待できないことから、「全交流動力電源喪失(長期 TB)」により炉心損傷に至る。
・ 直流電源確保に成功、交流電源確保に失敗、原子炉圧力容器の圧力バウンダリ健全性の維持に成功、高圧炉心冷却に失敗した場合、「全交流動力電源喪失(TBU)」により炉心損傷に至る。
・ 直流電源確保に成功、交流電源確保に失敗、原子炉圧力容器の圧力バウンダリ健全性の維持に失敗した場合、「全交流動力電源喪失(TBP)」により炉心損傷に至る。
・ 直流電源確保に失敗した場合、「全交流動力電源喪失(TBD)」により炉心損傷に至る。

3.1.1-80

(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (TQUV)(b) 高圧注水・減圧機能喪失 (TQUX)(d) 崩壊熱除去機能喪失 (TW)
第 3.1.1.d-3 図 手動停止(通常停止)、サポート系喪失(従属性を有する起因事象)のイベントツリー【仮定条件】
・ 手動停止(通常停止)では計画停止及び計画外停止を考慮する。
・ サポート系喪失(従属性を有する起因事象)では補機冷却系又は非常用電源 1 系統の機能喪失を考慮する。
・ サポート系喪失(従属性を有する起因事象)の起因事象で故障した系統をサポート系に持つ緩和系には期待できないものとする。
・ 手動停止であるため、原子炉停止は対象外とする。
【イベントツリーの説明】
・ 原子炉停止失敗を対象外としていることを除き、過渡事象のイベントツリーと同様である。

3.1.1-81

(d) 崩壊熱除去機能喪失 (TW)(e) 原子炉停止機能喪失 (TC)(f) LOCA 時注水機能喪失 (AE, S1E, S2E)
第 3.1.1.d-4 図

LOCA のイベントツリー【仮定条件】
・ 起因事象が小 LOCA の場合、高圧炉心冷却で RCIC に期待でき、低圧炉心冷却実施に原子炉減圧を必要とするものとする。
・ 起因事象が中 LOCA の場合、高圧炉心冷却で RCIC に期待できず、低圧炉心冷却実施に減圧を必要とするものとする。
・ 起因事象が大 LOCA の場合、高圧炉心冷却で RCIC に期待できず、低圧炉心冷却実施に減圧を必要としないものとする。
【イベントツリーの説明】
・ 原子炉停止、炉心冷却、崩壊熱除去に成功することで、事象が収束する。
・ 原子炉停止に失敗した場合、「原子炉停止機能喪失」により炉心損傷に至る。
・ 高圧炉心冷却及び低圧炉心冷却に失敗した場合、「LOCA 時注水機能喪失」により炉心損傷に至る。
・ 崩壊熱除去に失敗した場合、「崩壊熱除去機能喪失」により炉心損傷に至る。

3.1.1-82

(g) 格納容器バイパス (ISLOCA)
第 3.1.1.d-5 図

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)のイベントツリー【仮定条件】
・配管破断は HPCF ポンプ吸込配管の破断等、低圧設計の配管の破断を想定する。
【イベントツリーの説明】
・破断口の隔離に失敗した場合、冷却材の流出が続くため、「格納容器バイパス(ISLOCA)」に
より炉心損傷に至る

3.1.1-83

第 3.1.1.e-1 図システム信頼性評価のイメージ(HPCF(B)を例示)

3.1.1-84

非常用交流電源1系
列故障
小破断LOCA

全給水喪失
水位低下事象タービン補機冷却海水系故障
外部電源喪失中破断LOCA
大破断LOCAISLOCA

S/R弁誤開放RPS誤動作等
原子炉補機冷却海
水系1系列故障
直流電源1系列故障
非隔離事象

隔離事象

通常停止

第 3.1.1.h-1 図

起因事象別の炉心損傷頻度の割合

AE
TBU
TQUX
TQUV
S1E

TB
TBP
ISLOCA
TBD
S2E
TC

TW

第 3.1.1.h-2 図

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度の割合
3.1.1-85

基事象による
CDF 増加割合

1.0E+6
RCWポンプ運転継続失敗CCF
RSWポンプ運転継続失敗CCF
RCW/RSW系 SLU廻りCCF
RCWポンプ起動失敗CCF

1.0E+5

RSWポンプ起動失敗CCF
RCW系電動弁(RCW Hx出口)開失敗CCF

RAW

RCW系逆止弁(ポンプ吐出)開失敗CCF

1.0E+4

RCW系電動弁(RHR Hx出口)開失敗CCF
RSW系逆止弁(ポンプ吐出)開失敗CCF

3.1.1-86

RHR系統操作失敗
RHR系電動弁(ミニフローライン)閉失敗CCF

1.0E+3RHR系電動弁(注入ライン)閉失敗CCF
RHRポンプ空調機起動失敗CCF
低圧系ECCS SLU廻りCCF
制御棒挿入失敗

1.0E+2
1.0E-7 1.0E-6 1.0E-5 1.0E-4 1.0E-3 1.0E-2 1.0E-1 1.0E+0
FV重要度

CDF への寄与度※太字は FV 重要度及び RAW の両方の評価結果上位 10 位に含まれる基事象を示す。

第3.1.1.h-3図

全炉心損傷頻度に対する重要度解析結果

点推定値
平均値
中央値
95%確率値
5%確率値

1.E-04
1.E-05
1.E-06
1.E-07
1.E-08
1.E-093.1.1-87

1.E-101.E-11
1.E-12
1.E-13
TQUV

TQUX

TC

長期TB

TBU

TBP

TBD

AE

S1E

S2E

ISLOCA

合計値

EF

TW

1.E-14

5

9

7

11

10

7

21

12

28

33

20

30

5

第3.1.1.h-4図

各事故シーケンスグループ及び全炉心損傷頻度の不確実さ解析結果

EF 

95%確率値
5%確率値

一般パラメータ
KK6/7運転経験反映パラメータ

3.1.1-88(KK6/7 での

(3)

(0)

(0)

(0)

(1)

(0)

(0)

(0)

(0)

発生件数)

第3.1.1.h-5図 KK6/7号機の運転経験の起因事象発生頻度に対する感度解析結果

(0)

(0)

(25)

一般パラメータ
KK6/7運転経験反映パラメータ

3.1.1-89(KK6/7 での
発生件数)

(0)

(0)

(0)
第3.1.1.h-6図

(0)

(0)

(0)

(0)

(1)

KK6/7号機の運転経験の機器故障率に対する感度解析結果

(2)

(1)

3.1.1-90
第3.1.1.h-7図

起因事象発生頻度及び機器故障率の炉心損傷頻度に対する感度解析結果