まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 1.2.1 表

有効性評価における重要事故シーケンスと技術的能力審査基
準/設置許可基準規則/技術基準規則との関連(1/2)

変更後
第 1.2.1 表

変更理由

有効性評価における重要事故シーケンスと技術的能力審査基 ④(技術的能力資料との整合)
準/設置許可基準規則/技術基準規則との関連(1/3)

1-50

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 1.2.1 表

有効性評価における重要事故シーケンスと技術的能力審査基 第 1.2.1 表

準/設置許可基準規則/技術基準規則との関連(2/2)

変更後

変更理由

有効性評価における重要事故シーケンスと技術的能力審査基 ④(技術的能力資料との整合)
準/設置許可基準規則/技術基準規則との関連(2/3)

1-51

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後
第 1.2.1 表

変更理由

有効性評価における重要事故シーケンスと技術的能力審査基 ④(技術的能力資料との整合)
準/設置許可基準規則/技術基準規則との関連(3/3)

第 1.2.2 表 重要事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事故

第 1.2.2 表 重要事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事に至るおそれがある事故）（1/2）

故に至るおそれがある事故）（1/2）※直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機(DG)を起動できなくなることから，「外部 ※直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることから，「外部電源電源喪失＋直流電源喪失」により，全交流動力電源喪失となる。

喪失＋直流電源喪失」により，全交流動力電源喪失となる。

1-52

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.2.2 表 重要事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事故

第 1.2.2 表 重要事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事に至るおそれがある事故）（2/2）

故に至るおそれがある事故）（2/2）

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

故）（1/7）故）（1/7）

1-53

変更理由

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

故）（2/7）故）（2/7）

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

故）（3/7）故）（3/7）※ 格納容器破損モード「水素燃焼」は，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉が運転中，格納容器内を窒素で置換しており，酸素濃度を低く管理しているため，酸素が可燃限界に至る可能性が十分に小さいと判断し，内部事象レベル 1.5PRA の評価対象から ※ 格納容器破損モード「水素燃焼」は，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉が運転除外している。このため，PRA からは PDS 及び事故シーケンスは抽出されない。

中，格納容器内を窒素で置換しており，酸素濃度を低く管理しているため，酸素ガスが可燃限界に至る可能性が十分に小さいと判断し，内部事象運転時レベル 1.5PRA の評価対象から除外している。このため，PRA からは PDS 及び事故シーケンスは抽出さ
れない。

1-54

変更理由
⑤

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

故）（4/7）補足：PDS の分類結果

故）（4/7）
補足：PDS の分類結果

S1E や S2E では，高圧状態で炉心損傷に至る場合が考えられるが，LOCA は速 ※1 蓄電池枯渇により事象発生から 8 時間で原子炉隔離時冷却系が停止し，炉心損傷
やかな冷却材流出の影響を確認する PDS として，AE をその代表として扱うことに至るため，プラント損傷時点では直流電源が機能喪失している。
とし，高圧状態かつ早期に炉心損傷に至る事象は TQUX で代表させることとし ※2 S1E や S2E では，高圧状態で炉心損傷に至る場合が考えられるが，LOCA は速やかた。
な冷却材流出の影響を確認する PDS として，大破断 LOCA をその代表として扱う
こととし，高圧状態かつ早期に炉心損傷に至る事象は TQUX で代表させることとした。
注：網掛けは格納容器破損時期が炉心損傷前であり，炉心損傷後の格納容器の機能に 注：網掛けは格納容器破損時期が炉心損傷前であり，炉心損傷後の原子炉格納容器の期待できないため，炉心損傷防止対策の有効性を確認する。このため，格納容器機能に期待できないため，炉心損傷防止対策の有効性を確認する。このため，格破損防止対策の有効性評価の対象外とする PDS を示す。
納容器破損防止対策の有効性評価の対象外とする PDS を示す。
※

1-55

変更理由
⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

故）（5/7）故）（5/7）

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

故）（6/7）故）（6/7）

1-56

変更理由
⑤

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

第 1.2.3 表 評価事故シーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事

故）（7/7）故）（7/7）※ 格納容器破損モード「水素燃焼」は，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉が運転※ 格納容器破損モード「水素燃焼」は，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉が運中，格納容器内を窒素で置換しており，酸素濃度を低く管理しているため，酸素が可

転中，格納容器内を窒素で置換しており，酸素濃度を低く管理しているため，酸燃限界に至る可能性が十分に小さいと判断し，内部事象レベル 1.5PRA の評価対象から素ガスが可燃限界に至る可能性が十分に小さいと判断し，内部事象運転時レベル

除外している。このため，PRA からは PDS 及び事故シーケンスは抽出されない。その

1.5PRA の評価対象から除外している。このため，PRA からは PDS 及び事故シーケン

上での PDS の選定理由は同表(3/7)参照。

スは抽出されない。その上での PDS の選定理由は同表（3/7）参照。

第 1.2.4 表 重要事故シーケンスの選定（運転停止中の原子炉における重大第 1.2.4 表 重要事故シーケンスの選定（運転停止中の原子炉における重事故に至るおそれがある事故）

大事故に至るおそれがある事故）

1-57

変更理由
⑤

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 1.4.1 表 有効性評価に使用する解析コード一覧表

変更後
第 1.4.1 表 有効性評価に使用する解析コード一覧表－運転中の原子炉における重大事故に至るおそれ－運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

第 1.4.2 表 有効性評価に使用する解析コード一覧表

がある事故

第 1.4.2 表 有効性評価に使用する解析コード一覧表－運転中の原子炉における重大事故

第 1.4.3 表 有効性評価に使用する解析コード一覧表－運転中の原子炉における重大事故

第 1.4.3 表 有効性評価に使用する解析コード一覧表－運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそ－運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故れがある事故1-58

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 1.4.4 表 SAFER における重要現象の不確かさ等（1/2）

変更後
第 1.4.4 表 SAFER における重要現象の不確かさ等（1/2）

変更理由
⑤
⑥

第 1.4.4 表 SAFER における重要現象の不確かさ等（2/2）

第 1.4.5 表 CHASTE における重要現象の不確かさ等

第 1.4.4 表 SAFER における重要現象の不確かさ等（2/2）⑤

第 1.4.5 表 CHASTE における重要現象の不確かさ等

⑤

1-59

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 1.4.6 表 REDY における重要現象の不確かさ等（1/2）

第 1.4.6 表 REDY における重要現象の不確かさ等（2/2）

第 1.4.7 表 SCAT における重要現象の不確かさ等

変更後
第 1.4.6 表 REDY における重要現象の不確かさ等（1/2）

第 1.4.6 表 REDY における重要現象の不確かさ等（2/2）

第 1.4.7 表 SCAT における重要現象の不確かさ等

1-60

変更理由
⑤

⑤

④(解析コード資料との整合)まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 1.4.8 表 MAAP における重要現象の不確かさ等（1/4）

第 1.4.8 表 MAAP における重要現象の不確かさ等（2/4）

変更後

変更理由

第 1.4.8 表 MAAP における重要現象の不確かさ等（1/4）⑤

第 1.4.8 表 MAAP における重要現象の不確かさ等（2/4）

⑤

1-61

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 1.4.8 表 MAAP における重要現象の不確かさ等（3/4）

変更後
第 1.4.8 表 MAAP における重要現象の不確かさ等（3/4）

変更理由④(解析コード資料との整合)⑤

第 1.4.8 表 MAAP における重要現象の不確かさ等（4/4）

第 1.4.8 表 MAAP における重要現象の不確かさ等（4/4）④(解析コード資料との整合)⑤

1-62

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 1.4.9 表 APEX における重要現象の不確かさ等（1/2）

第 1.4.9 表 APEX における重要現象の不確かさ等（2/2）

変更後

変更理由

第 1.4.9 表 APEX における重要現象の不確かさ等（1/2）

第 1.4.9 表 APEX における重要現象の不確かさ等（2/2）

1-63

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.7.1 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要第 1.7.1 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重

現象一覧

要現象一覧

（運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故）（運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故）（1/3）（1/3）○：評価項目となるパラメータに有意なを影響を与える現象（重要現象）○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象※1 三次元効果の模擬は，REDY/SCATコード体系では困難であるため，米国において中性※1 三次元効果の模擬は，REDY/SCAT コード体系では困難であるため，米国において中性子束振動の評価実績のある原子炉過渡解析コード（TRACG）を使用して，参考的に解子束振動の評価実績のある原子炉過渡解析コード（TRACG）を使用して，参考的に解析して影響を確認している。

析して影響を確認している。

1-64

変更理由
⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.7.1 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧 第 1.7.1 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧 ⑤（運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故）（運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故）

（2/3）

（2/3）

○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象

1-65

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

第 1.7.1 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧

第 1.7.1 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一④ (最新の TBP解析の条件との整（運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故）

覧

（3/3）

（運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故）（3/3）○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象※1 評価事象「全交流動力電源喪失」の有効性評価のうち「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」の事故シーケンスにおいては，格納容器ベントによる原子炉格納容器除熱を実施せず，その有効性を確認していることから，当該の事
故シーケンスにおいては，格納容器ベントは重要現象とならない。
※2 評価事象「崩壊熱除去機能喪失」の有効性評価では，「取水機能が喪失した場合」と※1 評価事象「崩壊熱除去機能喪失」の有効性評価では，「取水機能が喪失した場合」と「残留熱除去系が故障した場合」について有効性を確認しており，取水機能が喪失し「残留熱除去系が故障した場合」について有効性を確認しており，取水機能が喪失した場合にはサプレッション・プール冷却が，残留熱除去系が故障した場合には格納容

た場合にはサプレッション・プール冷却が，残留熱除去系が故障した場合には格納容器ベントがそれぞれ重要現象となる。

器ベントがそれぞれ重要現象となる。

※3 第1.7.1表（2/3）の「冷却材放出（臨界流・差圧流）」と同一の物理現象※2 第 1.7.1 表（2/3）の「冷却材放出（臨界流・差圧流）」と同一の物理現象

1-66

合)
⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一（運転中の原子炉における重大事故）（1/5）

覧（運転中の原子炉における重大事故）（1/5）○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象

1-67

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一④(有効性評価の条件との整合)（運転中の原子炉における重大事故）(2/5)

覧（運転中の原子炉における重大事故）(2/5)○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象※1 評価事象「溶融炉心・コンリート相互作用」の有効性評価の評価事故シーケンスにおいては，ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）を実施せず，その有効性を確認していることから，当該の事故シーケンスにおいては，ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）は重要現象とならない。

1-68

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一④(最新の水素燃焼シナリオとの（運転中の原子炉における重大事故）(3/5)

覧（運転中の原子炉における重大事故）(3/5)○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）※1 評価事象「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性 －：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象
評価においては，「代替循環冷却を使用する場合」と「代替循環冷却を使用しない場 ※1 評価事象「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性
合」の有効性を確認しており，代替循環冷却を使用する場合はサプレッション・プー

評価においては，「代替循環冷却系を使用する場合」と「代替循環冷却系を使用しな

ル冷却が，代替循環冷却を使用しない場合は格納容器ベントがそれぞれ重要現象とない場合」の有効性を確認しており，代替循環冷却系を使用する場合はサプレッショる。

ン・プール冷却が，代替循環冷却系を使用しない場合は格納容器ベントがそれぞれ重要現象となる。

※2 物理現象「放射線水分解等による水素・酸素発生」の評価指標への影響については， ※2 物理現象「放射線水分解等による水素ガス・酸素ガス発生」の評価指標への影響につ
評価事象「水素燃焼」において，解析条件の不確かさとして整理し，評価指標への影

いては，評価事象「水素燃焼」において，解析条件の不確かさとして整理し，評価指響を確認する。

標への影響を確認する。
※3 評価事象「水素燃焼」の有効性評価の評価事故シーケンスにおいては，格納容器ベントを実施せず，その有効性を確認していることから，当該の事故シーケンスにおいては，格納容器ベントは重要現象とならない。

1-69

整合)
⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一（運転中の原子炉における重大事故）(4/5)

覧（運転中の原子炉における重大事故）(4/5)○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象※1 評価事象「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性 ※1 評価事象「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性評価では，当該物理現象の発生に至らないが，当該物理現象による評価指標への影響

評価では，当該物理現象の発生に至らないが，当該物理現象による評価指標への影響については，評価事象「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の有効性評価のについては，評価事象「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の有効性評価の中で確認できる。

中で確認できる。

※2 物理現象「放射線水分解等による水素・酸素発生」の評価指標への影響については， ※2 物理現象「放射線水分解等による水素ガス・酸素ガス発生」の評価指標への影響につ
評価事象「水素燃焼」において，解析条件の不確かさとして整理し，評価指標への影

いては，評価事象「水素燃焼」において，解析条件の不確かさとして整理し，評価指響を確認する。

標への影響を確認する。

1-70

変更理由
④(解析コード資料との整合)⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧

第 1.7.2 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一（運転中の原子炉における重大事故）(5/5)

覧（運転中の原子炉における重大事故）(5/5)○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象○：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）※1 評価事象「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性評 －：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象
価では，当該物理現象の発生に至らないが，当該物理現象による評価指標への影響に ※1 評価事象「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性評
ついては，評価事象「溶融炉心・コンクリート相互作用」の有効性評価の中で確認で価では，当該物理現象の発生に至らないが，当該物理現象による評価指標への影響にきる。

ついては，評価事象「溶融炉心・コンクリート相互作用」の有効性評価の中で確認で
きる。

1-71

変更理由
⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.7.3 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一覧

第 1.7.3 表 評価項目となるパラメータに有意な影響を与える重要現象一（運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故）

覧（運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故）〇：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）〇：評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現象（重要現象）－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象－：評価項目となるパラメータに有意な影響を与えない現象

1-72

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (b) 高圧注水・減圧機能喪失
動力電源喪失 (d) 崩壊熱除去機能喪失(e) 原子炉停止機能喪失(c) 全交流

第 1.2.1 図 内部事象レベル 1PRA 用用イベントツリー（1/3）(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (b) 高圧注水・減圧機能喪失
流動力電源喪失 (d) 崩壊熱除去機能喪失(e) 原子炉停止機能喪失(c) 全交第 1.2.1 図 内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー（1/3）⑤(a) 高圧・低圧注水機能喪失
除去機能喪失(b) 高圧注水・減圧機能喪失(d) 崩壊熱第 1.2.1 図 内部事象レベル 1PRA 用イベントツリー（2/3）(a) 高圧・低圧注水機能喪失
熱除去機能喪失(b) 高圧注水・減圧機能喪失(d) 崩壊第 1.2.1 図 内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー（2/3）

1-73

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

(d) 崩壊熱除去機能喪失 (e) 原子炉停止機能喪失 (f) LOCA 時注水機
能喪失(g) 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)(d) 崩壊熱除去機能喪失(e) 原子炉停止機能喪失(f) LOCA 時注水機
能喪失(g) 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）

第 1.2.1 図 内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー（3/3）

第 1.2.1 図 内部事象レベル 1PRA 用イベントツリー（3/3）⑤(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (b) 高圧注水・減圧機能喪失 (c) 全交流動力電源喪 ※1 E-LOCA：Excessive LOCA
失 (d) 崩壊熱除去機能喪失(f) LOCA 時注水機能喪失 (h) 炉心損傷直結シーケンス E-LOCA：Excessive(h) 炉心損傷直結シーケンス
LOCA

第 1.2.2 図 地震レベルレベル 1PRA 階層イベントツリー

第 1.2.2 図 地震レベル 1PRA 階層イベントツリー

1-74まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

※1 D/G 全台機能喪失を伴わない外部電源喪失は過渡事象として整理した。
(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (b) 高圧注水・減圧機能喪失 (d) 崩壊熱除去機能喪失 (e) 原子炉停止機能喪失(f) LOCA 時注水機能喪失※1 非常用ディーゼル発電機全台機能喪失を伴わない外部電源喪失は過渡事象として整理した。

第 1.2.3 図 地震レベル 1PRA イベントツリー（1/2）

第 1.2.3 図 地震レベル 1PRA イベントツリー（1/2）(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (b) 高圧注水・減圧機能喪失 (d) 崩壊熱除去機能喪失 (e) 原子炉停止機能喪失 (h) 炉心損傷直結シーケンス⑤※1 全交流動力電源喪失が生じた時点で最終ヒートシンク喪失も発生することから，全※1 全交流動力電源喪失が生じた時点で最終ヒートシンク喪失も発生することから，全交流動力電源喪失の事故シーケンスとして整理した。
交流動力電源喪失の事故シーケンスとして整理した。
(c) 全交流動力電源喪失 (e) 原子炉停止機能喪失 (f) LOCA 時注水機能(c) 全交流動力電源喪失 (e) 原子炉停止機能喪失 (h) 炉心損傷直結
喪失
シーケンス

第 1.2.3 図 地震レベル 1PRA イベントツリー（2/2）

第 1.2.3 図 地震レベル 1PRA イベントツリー（2/2）

1-75

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

※1 内部事象のイベントツリーに包絡されるものと整理した。
① 過渡事象
④ 直流電源喪失② 最終ヒートシンク喪失(LUHS)⑤ 外部電源喪失※1 内部事象のイベントツリーに包絡されるものと整理した。
① 過渡事象 ② 最終ヒートシンク喪失(LUHS) ③ 全交流動力電源喪失③ 全交流動力電源喪失(SBO)(SBO) ④ 直流電源喪失 ⑤ 外部電源喪失

第 1.2.4 図 津波レベル 1PRA 津波高さ別イベントツリー

第 1.2.4 図 津波レベル 1PRA 津波高さ別イベントツリー※1 イベントツリー上はシーケンスを抽出できるが，津波によって注水機能を全て喪失して炉心損傷に至るため，当該シーケンスは発生しない。
※2 当該ヘディングはランダム故障を考慮して設定している。これは当該ヘディング
が，逃がし安全弁の逃がし弁機能又は安全弁機能による，津波襲来後の過渡的な状況下での原子炉圧力制御を考慮しているものであって，少なくとも安全弁機能には期待できることを考慮すると，津波による機能喪失は想定されないためである。当該ヘディングの非信頼度への津波による影響は無いが，全ての事故シーケ
ンスを抽出する観点から，ランダム故障による分岐確率(内部事象 PRA での値と同じ)を設定して分析している。
(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (b) 高圧注水・減圧機能喪失 (d) 崩壊熱除去機能喪失 (f) LOCA 時注水機能喪失※1 イベントツリー上はシーケンスを抽出できるが，津波によって注水機能を全て喪失して炉心損傷に至るため，当該シーケンスは発生しない。

第 1.2.5 図 津波レベル 1PRA イベントツリー

第 1.2.5 図 津波レベル 1PRA イベントツリー※2 当該ヘディングはランダム故障を考慮して設定している。これは当該ヘディング
が，逃がし安全弁の逃がし弁機能又は安全弁機能による，津波襲来後の過渡的な状況下での原子炉圧力制御を考慮しているものであって，少なくとも安全弁機能には期待できることを考慮すると，津波による機能喪失は想定されないためである。当該ヘデ
ィングの非信頼度への津波による影響は無いが，全ての事故シーケンスを抽(a) 高圧・低圧注水機能喪失 (b) 高圧注水・減圧機能喪失
熱除去機能喪失 (f) LOCA 時注水機能喪失

1-76(d) 崩壊まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

(a) 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)(b) 高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱(DCH)(c) 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(FCI)(a) 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）(b) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（DCH）(c) 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（炉外 FCI）

第 1.2.6 図 格納容器イベントツリー（1/2）

第 1.2.6 図 格納容器イベントツリー（1/2）

1-77

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

(a) 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)(c) 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(FCI)(f) 溶融炉心・コンクリート相互作用

第 1.2.6 図 格納容器イベントツリー（2/2）(a) 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）(c) 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（炉外 FCI）
(f) 溶融炉心・コンクリート相互作用

第 1.2.6 図 格納容器イベントツリー（2/2）

1-78

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

(a) 崩壊熱除去機能喪失(b) 全交流動力電源喪失(c) 原子炉冷却材の流出(a) 崩壊熱除去機能喪失(b) 全交流動力電源喪失(c) 原子炉冷却材の流出*1 D/G 全台が機能喪失し，かつ外部電源復旧等に失敗するかどうかを示すヘディング*2 除熱機能(RHR，CUW)及び注水機能(HPCF，LPFL，MUWC，FP) の確保に失敗するかどうかを示すヘディング*3 直流電源喪失時又は全交流動力電源喪失時において，HPCF，LPFL，MUW の
注水機能は期待できないが，原子炉開放中(POS B)における消火系（FP）のディーゼル駆動消火ポンプによる原子炉ウェル・燃料プールへの注水についてのみ，
エンジン駆動用蓄電池により制御電源が供給されるため，その機能を期待する*4 RHR・代替除熱設備(CUW)機能喪失（フロントライン系故障）及び RHR 機能喪失（サポート系故障）*5 RIP・CRD・LPRM 点検時，CUW ブロー時における作業・操作誤りにより冷却材流出*6 事象を認知し，注水に成功するかどうかを示すヘディング(除熱機能(RHR，
CUW)には期待しない)
漏洩箇所隔離の成功・失敗により注水機能の成功基準が異なる※1 非常用ディーゼル発電機全台が機能喪失し，かつ外部電源復旧等に失敗するかどうかを示すヘディング※2 除熱機能(RHR，CUW)及び注水機能(HPCF，LPFL，MUWC，FP) の確保に失敗するかどうかを示すヘディング※3 直流電源喪失時又は全交流動力電源喪失時において，HPCF，LPFL，MUW の注水機能は期待できないが，原子炉開放中(POS B)における消火系（FP）のディーゼル駆動消火ポンプによる原子炉ウェル・燃料プールへの注水についてのみ，エンジン駆動用蓄電池により制御電源が供給されるため，その機能を期待する※4 RHR・代替除熱設備(CUW)機能喪失（フロントライン系故障）及び RHR 機能喪失
（サポート系故障）※5 RIP・CRD・LPRM 点検時，CUW ブロー時における作業・操作誤りにより冷却材流出※6 事象を認知し，注水に成功するかどうかを示すヘディング(除熱機能(RHR，CUW)には期待しない)
漏えい箇所隔離の成功・失敗により注水機能の成功基準が異なる

第 1.2.7 図 内部事象停止時レベル 1PRA 用イベントツリー

第 1.2.7 図 内部事象停止時レベル 1PRA イベントツリー

1-79

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 1.5.1 図 原子炉停止後の崩壊熱

第 1.5.1 図 原子炉停止後の崩壊熱

1-80

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前
1.

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方

1.1

概 要

本原子炉施設において，｢運転中の原子炉における重大事故に至るお②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
1.

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方

1.1

概 要

本発電用原子炉施設において，｢運転中の原子炉における重大事故に ⑤それがある事故｣，「運転中の原子炉における重大事故」，「使用済燃料プ

至るおそれがある事故｣，「運転中の原子炉における重大事故」，「使用済ールにおける重大事故に至るおそれがある事故」及び「運転停止中の原

燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」及び「運転停止

子炉における重大事故に至るおそれがある事故」（以下「重大事故等」

中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」（以下「重大事という。）が発生した場合にも，炉心や燃料の著しい損傷の防止あるい故等」という。）が発生した場合にも，炉心や燃料の著しい損傷の防止

は原子炉格納容器の破損及び敷地外への放射性物質の異常な水準の放出

あるいは原子炉格納容器の破損及び敷地外への放射性物質の異常な水準の防止のために講じることとしている措置（以下「重大事故等対策」との放出の防止に講じることとしている措置（以下「重大事故等対策」という。）が有効であることを示すため，以下のとおり，評価対象とするいう。）が有効であることを示すため，以下のとおり，評価対象とする

事故シーケンスを整理し，対応する評価項目を設定した上で，計算プロ

事故シーケンスを整理し，対応する評価項目を設定した上で，計算プロ

グラムを用いた解析等の結果を踏まえて，設備，手順及び体制の有効性

グラムを用いた解析等の結果を踏まえて，設備，手順及び体制の有効性を評価する。

を評価する。

1.1.1

1.1.1

評価対象の整理及び評価項目の設定

本原子炉施設を対象とした確率論的リスク評価（以下「PRA」とい評価対象の整理及び評価項目の設定

本発電用原子炉施設を対象とした確率論的リスク評価（以下「PRA」 ⑤う。）の知見等を踏まえ，重大事故等に対処するための措置が基本的にという。）の知見等を踏まえ，重大事故等に対処するための措置が基本同じである事故シーケンスのグループ化を行い，措置の有効性を確認す的に同じである事故シーケンスのグループ化を行い，措置の有効性を確るための代表的な事故シーケンス（以下「重要事故シーケンス等」とい認するための代表的な事故シーケンス（以下「重要事故シーケンス等」

う。）を選定して，対応する措置の有効性評価を行う。

という。）を選定して，対応する措置の有効性評価を行う。

有効性評価に際しては，事故の様相やプラントの特徴を踏まえて有効性を確認するための評価項目を設ける。
具体的には「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」による。
1.1.2

評価に当たって考慮する事項

有効性評価に際しては，事故の様相やプラントの特徴を踏まえて有効性を確認するための評価項目を設ける。
具体的には「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」による。
1.1.2

評価に当たって考慮する事項

有効性評価は，「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大有効性評価は，「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」に係る適合性状況説明資料（以下「技術的能力に能力に係る審査基準」に係る適合性状況説明資料（以下「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」という。）で講じることとしてい係る審査基準への適合状況説明資料」という。）で講じることとしている措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大事故等対処設備

る措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大事故等対処設備としている設備を用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはそとしている設備を用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係を含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要の他の措置との関係を含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要員を整理した上で，安全機能の喪失に対する仮定，外部電源に対する仮員を整理した上で，安全機能の喪失に対する仮定，外部電源に対する仮

1-1

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

定，単一故障に対する仮定及び運転員等の操作時間に対する仮定等を考定，単一故障に対する仮定，運転員等（運転員と緊急時対策要員）の操 ⑤

慮して，原則として事故が収束し，｢運転中の原子炉における重大事故

作時間に対する仮定等を考慮して，原則として事故が収束し，｢運転中に至るおそれがある事故｣については原子炉が安定停止状態に，「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故｣については原子炉の原子炉における重大事故」については原子炉及び原子炉格納容器が安が安定停止状態に，「運転中の原子炉における重大事故」については原定状態に，「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事

子炉及び原子炉格納容器が安定状態に，「使用済燃料プールにおける重故」については使用済燃料プール水位が回復し，水位及び温度が安定し大事故に至るおそれがある事故」については使用済燃料プール水位が回た状態に，「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある

復し，水位及び温度が安定した状態に，「運転停止中の原子炉における事故」については原子炉が安定状態（以下「原子炉等が安定停止状態

重大事故に至るおそれがある事故」については原子炉が安定状態（以下等」という。）に導かれる時点までを対象とする。

「原子炉等が安定停止状態等」という。）に導かれる時点までを対象とする。

具体的には「1.3 評価に当たって考慮する事項」による。
1.1.3

有効性評価に使用する計算プログラム

有効性評価において使用する計算プログラム（以下「解析コード」と具体的には「1.3 評価に当たって考慮する事項」による。
1.1.3

有効性評価に使用する計算プログラム

有効性評価において使用する計算プログラム（以下「解析コード」と ⑤いう。）は，事故シーケンスの特徴に応じて，評価項目となるパラメー

いう。）は，事故シーケンスの特徴に応じて，評価項目となるパラメー

タに有意な影響を与える現象や運転員等操作に有意な影響を与える現象

タに有意な影響を与える現象や運転員等操作に有意な影響を与える現象（以下「重要現象」という。）がモデル化されており，実験等を基に妥（以下「重要現象」という。）がモデル化されており，実験等をもとに当性が確認され，適用範囲を含めてその不確かさが把握されているもの

妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確かさが把握されているもを選定して使用する。

のを選定して使用する。

具体的には「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」に示す解析

具体的には「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」に示す解析

コードを使用する。

コードを使用する。

1.1.4

1.1.4

有効性評価における解析の条件設定

有効性評価における解析の条件設定

有効性評価における解析の条件設定については，「1.3 評価に当たっ

有効性評価における解析の条件設定については，「1.3 評価に当たって考慮する事項」による仮定等を考慮するとともに，事象進展の不確かて考慮する事項」による仮定等を考慮するとともに，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性さを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目となるパラメータに対して余裕が小さくなるを確認するための評価項目となるパラメータに対して余裕が小さくなる

ような設定とする。また，解析コードや解析条件の不確かさが大きい場ような設定とする。また，解析コードや解析条件の不確かさが大きい場

合には，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。

合には，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。

具体的には「1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針」による。

具体的には「1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針」によ
る。

1-2

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前
1.1.5

解析の実施

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
1.1.5

解析の実施

有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほ

有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解か，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，その結果を明示する。

析を実施し，その結果を明示する。

なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉

なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りではない。

できる場合はこの限りではない。

1.1.6

1.1.6

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認し，それらの影響を踏まえても，措置の実現性に問

操作時間余裕を確認し，それらの影響を踏まえても，措置の実現性に問

題なく，評価項目を満足することを感度解析等により確認する。

題なく，評価項目を満足することを感度解析等により確認する。

具体的には「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方

具体的には「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方

針」による。

針」による。

1.1.7

1.1.7

必要な要員及び資源の評価

必要な要員及び資源については，発電所内の原子炉施設で重大事故等

必要な要員及び資源の評価

必要な要員及び資源については，発電所内の発電用原子炉施設で重大 ⑤が同時期に発生することを想定して整備することから，それぞれの観点

事故等が同時期に発生することを想定して整備することから，それぞれから最も厳しい重大事故等を考慮しても，少なくとも外部支援がないもの観点から最も厳しい重大事故等を考慮しても，少なくとも外部支援がのとして所内単独での措置を 7 日間継続して実施できることを確認すないものとして所内単独での措置を 7 日間継続して実施できることを確

る。

認する。

具体的には「1.8 必要な要員及び資源の評価方針」による。
1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定

具体的には「1.8 必要な要員及び資源の評価方針」による。
1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定

重大事故等対策の有効性を確認するため，重大事故等のそれぞれにつ

重大事故等対策の有効性を確認するため，重大事故等のそれぞれについて，以下のとおり，事故シーケンスのグループ化，重要事故シーケン

いて，以下のとおり，事故シーケンスのグループ化，重要事故シーケンス等の選定及び有効性を確認するための評価項目の設定を行う。

ス等の選定及び有効性を確認するための評価項目の設定を行う。

炉心損傷防止対策及び運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策

炉心損傷防止対策及び運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスグループ，並びに格納容器破損防止の有効性を確認する事故シーケンスグループ，並びに格納容器破損防止対策の有効性を確認する格納容器破損モード（以下「事故シーケンスグ

対策の有効性を確認する格納容器破損モード（以下「事故シーケンスグ

ループ等」という。）の選定に当たっては，アクシデントマネジメント

ループ等」という。）の選定に当たっては，アクシデントマネジメント

1-3

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後策や緊急安全対策等を考慮しない仮想的なプラント状態を対象として実策や緊急安全対策等を考慮しない仮想的なプラント状態を評価対象とし ⑤施した PRA の結果を活用する。

て実施した PRA の結果を活用する。

「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」に対し

⑥誤記訂正
変更理由

「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」に対し ⑤ては，原子炉施設内部の原因によって引き起こされる事象（以下「内部ては，発電用原子炉施設内部の原因によって引き起こされる事象（以下事象」という。）を対象とするレベル 1PRA に加えて，PRA が適用可能な「内部事象」という。）を対象とする内部事象運転時レベル 1PRA に加え外部事象として地震，津波それぞれのレベル 1PRA を活用する。「運転中て，PRA が適用可能な外部事象として地震及び津波それぞれのレベルの原子炉における重大事故」に対しては，内部事象レベル 1.5PRA を活1PRA を活用する。「運転中の原子炉における重大事故」に対しては，内用する。「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事

部事象運転時レベル 1.5PRA を活用する。「運転停止中の原子炉における故」に対しては，停止時レベル 1PRA を活用する。

重大事故に至るおそれがある事故」に対しては，内部事象停止時レベル
1PRA を活用する。
‑4

PRA を実施した結果，本原子炉施設の運転中の炉心損傷頻度は 10 /炉

PRA を実施した結果，本発電用原子炉施設の運転中の炉心損傷頻度は ④(PRA資料との記載整合)

年程度，格納容器破損頻度は 10‑6/炉年程度，運転停止中の炉心損傷頻10‑4/炉年程度，格納容器破損頻度は 10‑5/炉年程度，運転停止中の炉心損 ⑤

度は 10‑8/定検程度である。

傷頻度は 10‑8/定検程度である。

また，現状 PRA が適用できない地震，津波以外の外部事象について

また，現状 PRA が適用できない地震及び津波以外の外部事象について ⑤

は，当該外部事象により誘発される起因事象について分析を実施した結は，当該外部事象により誘発される起因事象について分析を実施した結果，いずれも内部事象レベル 1PRA で想定する起因事象に包絡されるこ果，いずれも内部事象レベル 1PRA で想定する起因事象に包絡されることと及び炉心損傷後の原子炉格納容器内の事象進展は内部事象と同等であ及び炉心損傷後の原子炉格納容器内の事象進展は内部事象と同等である

ると考えられることから，新たに追加すべき事故シーケンスグループはと考えられることから，新たに追加すべき事故シーケンスグループ等は

ない。

ない。

なお，有効性評価における重要事故シーケンスと「実用発電用原子炉

なお，有効性評価における重要事故シーケンスと「実用発電用原子炉 ⑤に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準（以下「技術的能置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」（以下「技術的力審査基準」という。）」，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、能力審査基準」という。），「実用発電用原子炉及びその附属施設の位構造及び設備の基準に関する規則（以下「設置許可基準規則」とい置、構造及び設備の基準に関する規則」（以下「設置許可基準規則」とう。）」及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規いう。）及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する則（以下「技術基準規則」という。）」との関連を第 1.2.1 表に示す。

規則」（以下「技術基準規則」という。）との関連を第 1.2.1 表に示す。

ここで記載している事故シーケンスグループ等の選定の考え方についここで記載している事故シーケンスグループ等の選定の考え方については，「付録 1 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選ては，「付録 1 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」に示す。

定について」に示す。

1-4

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前
1.2.1
1.2.1.1

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」につい②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
1.2.1
1.2.1.1

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」につい ⑤ては，運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に対し，原子炉施設のては，運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に対し，発電用原子炉

安全性を損なうことがないよう設計することが求められる構築物，系統

施設の安全性を損なうことがないよう設計することが求められる構築

及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著しい損傷に物，系統及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著し至る可能性があると想定する事故シーケンスを，本原子炉施設を対象とい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスを，本発電用原子した PRA の結果を踏まえてグループ化し，それぞれに対して重要事故シ

炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえてグループ化し，それぞれに対ーケンスを選定し，評価を行う。

して重要事故シーケンスを選定し，評価を行う。

(1) 事故シーケンスの抽出(1) 事故シーケンスの抽出

内部事象レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から炉心損傷

内部事象運転時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から炉心 ⑤に至ることを防止するための緩和手段等の成功及び失敗の組合せをイ損傷に至ることを防止するための緩和手段等の成功及び失敗の組合せ

ベントツリーを用いて網羅的に分析し，炉心損傷に至る事故シーケンをイベントツリーを用いて網羅的に分析し，炉心損傷に至る事故シースを抽出する。第 1.2.1 図に内部事象レベル 1PRA におけるイベント

ケンスを抽出する。第 1.2.1 図に内部事象運転時レベル 1PRA におけるツリーを示す。

イベントツリーを示す。

地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA においては，内部事象と同様

地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA においては，内部事象と同様にイベントツリーを用いた分析を実施し，炉心損傷に至る事故シーケにイベントツリーを用いた分析を実施し，炉心損傷に至る事故シーケ

ンスを抽出する。第 1.2.2 図に地震レベル 1PRA の階層イベントツリ

ンスを抽出する。第 1.2.2 図に地震レベル 1PRA の階層イベントツリー

ーを，第 1.2.3 図に地震レベル 1PRA のイベントツリーを，第 1.2.4を，第 1.2.3 図に地震レベル 1PRA のイベントツリーを，第 1.2.4 図に

図に津波レベル 1PRA の津波高さ別イベントツリーを，第 1.2.5 図に

津波レベル 1PRA の津波高さ別イベントツリーを，第 1.2.5 図に津波レ

津波レベル 1PRA のイベントツリーを示す。

ベル 1PRA のイベントツリーを示す。

地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるもの

地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるものの，喪失する安全機能が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止すの，喪失する安全機能が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止す

るための緩和手段も同じであるため，事故シーケンスは内部事象と同るための緩和手段も同じであるため，事故シーケンスは内部事象と同じである。また，地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA では，複数のじである。また，地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA では，複数の安全機能が地震又は津波によって同時に損傷する事象や，建屋・構築

安全機能が地震又は津波によって同時に損傷する事象や，建屋・構築物等の損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスも取物等の損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスも取

り扱う。

り扱う。

具体的には，地震レベル 1PRA では，建屋の損傷や原子炉圧力容器

具体的には，地震レベル 1PRA では，建屋の損傷や原子炉圧力容器等 ⑤

等の大型静的機器の損傷，計測・制御機能喪失によって原子炉施設がの大型静的機器の損傷，計測・制御機能喪失によって発電用原子炉施監視及び制御不能となる事象等，緩和設備への影響範囲や影響程度等

設が監視及び制御不能となる事象等，緩和設備への影響範囲や影響程を明確にすることが困難な事象を抽出しており，これらは直接，炉心度等を明確にすることが困難な事象を抽出しており，これらは直接，

1-5

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前
損傷に至る事象として取り扱う。

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
炉心損傷に至る事象として取り扱う。

津波レベル 1PRA では，浸水高さに応じ，当該高さに設置されてい津波レベル 1PRA では，浸水高さに応じ，当該高さに設置されている ⑤る安全機能が機能喪失する評価モデルとしており，浸水高さに応じた安全機能が機能喪失する評価モデルとしており，浸水高さに応じた安安全機能の喪失の状態毎に津波特有のシーケンスとして抽出する。

全機能の喪失の状態ごとに津波特有のシーケンスとして抽出する。

なお，LOCA では，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出

なお，LOCA では，原子炉冷却材圧力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，流出の規模に規模によりプラント応答，成功基準等が異なるため，流出の規模に応応じて以下のとおりに分類する。

じて以下のとおりに分類する。

a.

a.

b.

大破断 LOCA

大破断 LOCA

原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の両端破断のよう

原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，自動減圧系の作動に，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，自動減圧系の作動なしに低圧注水系によって冷却が可能となる規模の LOCA である。

なしに低圧注水系によって冷却が可能となる規模の LOCA である。

中破断 LOCAb.

大破断 LOCA と比較して破断口が小さく，減圧が緩やかなもの

中破断 LOCA

c.

大破断 LOCA と比較して破断口径が小さく，原子炉減圧が緩やかな ⑤で，低圧注水系による炉心冷却には自動減圧系の作動が必要となるもので，低圧注水系による炉心冷却には自動減圧系の作動が必要と規模の LOCA である。また，破断流量は原子炉隔離時冷却系の容量なる規模の LOCA である。また，流出量は原子炉隔離時冷却系の容量以上であり，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保は不可能であ以上であり，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保は不可能である。

る。

小破断 LOCA

c.

中破断 LOCA より破断口が小さなもので，原子炉隔離時冷却系の小破断 LOCAd.

中破断 LOCA より破断口径が小さなもので，原子炉隔離時冷却系の ⑤

みでの水位確保が可能な規模の LOCA である。また，減圧が緩やか

みでの水位確保が可能な規模の LOCA である。また，原子炉減圧が緩なため，低圧注水系による炉心冷却には，自動減圧系の作動が必要

やかなため，低圧注水系による炉心冷却には，自動減圧系の作動がである。

必要である。

Excessive LOCA
大破断 LOCA を上回る規模の LOCA であり，非常用炉心冷却系の注水の成否に関わらず炉心損傷に至る。

(2) 事故シーケンスのグループ化
PRA の知見を活用して抽出した事故シーケンスを，重大事故等に対d.

Excessive LOCA
大破断 LOCA を上回る規模の LOCA であり，非常用炉心冷却系の注水の成否に関わらず炉心損傷に至る。

(2) 事故シーケンスのグループ化
PRA の知見を活用して抽出した事故シーケンスを，重大事故等に対 ⑤処するための措置が基本的に同じとなるよう，炉心損傷に至る主要因

処するための措置が基本的に同じとなるよう，炉心損傷に至る主要因の観点から以下の事故シーケンスグループに分類する。なお，PRA での観点から以下の事故シーケンスグループに分類する。なお，PRA では LOCA 時の注水機能喪失シーケンスを，破断口の大きさに応じて大は LOCA 時の注水機能喪失シーケンスを，破断口径の大きさに応じて大破断 LOCA，中破断 LOCA，小破断 LOCA に詳細化して抽出しているが，破断 LOCA，中破断 LOCA，小破断 LOCA に詳細化して抽出しているが，いずれも LOCA 時の注水機能喪失を伴う事故シーケンスグループであいずれも LOCA 時の注水機能喪失を伴う事故シーケンスグループである

るため，LOCA 時注水機能喪失に該当するものとして整理する。

ため，LOCA 時注水機能喪失に該当するものとして整理する。

1-6

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

a.

高圧・低圧注水機能喪失

a.

高圧・低圧注水機能喪失b.

高圧注水・減圧機能喪失

b.

高圧注水・減圧機能喪失

c.

全交流動力電源喪失c.

全交流動力電源喪失d.

崩壊熱除去機能喪失d.

崩壊熱除去機能喪失

e.

原子炉停止機能喪失

e.

原子炉停止機能喪失

f.

LOCA 時注水機能喪失

f.

LOCA 時注水機能喪失

g.

格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)g.

格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

津波特有の事故シーケンスでは，津波高さに応じた複数の安全機能

津波特有の事故シーケンスでは，津波高さに応じた複数の安全機能の喪失を考慮したが，これについては，その喪失により，最も早く炉の喪失を考慮したが，これについては，その喪失により，最も早く炉心損傷に至る安全機能あるいは安全機能の組合せの事故シーケンスグ

心損傷に至る安全機能あるいは安全機能の組合せの事故シーケンスグ

ループとして，上記の a.及び c.に整理した。

ループとして，上記の a.及び c.に整理した。

また，地震特有の事象で，以下に示す 5 つの事故シーケンスは，地また，地震特有の事象で，以下に示す 5 つの事故シーケンスは，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することが困難なことか

震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することが困難なことから，上記の事故シーケンスグループと直接的に対応せず，炉心損傷にら，上記の事故シーケンスグループと直接的に対応せず，炉心損傷に直結するものとして抽出している。

直結するものとして抽出している。

・Excessive LOCA

・Excessive LOCA

・計測・制御系喪失

・計測・制御系喪失

・格納容器バイパス(地震による配管の格納容器外での破損と隔離弁・格納容器バイパス（地震による配管の格納容器外での破損と隔離弁の閉失敗の重畳)

・圧力容器・格納容器損傷

・原子炉建屋損傷

・原子炉建屋損傷

これらの各事故シーケンスグループによる炉心損傷頻度には，必ず

変更理由の閉失敗の重畳）

・格納容器・圧力容器損傷⑤

これらの各事故シーケンスグループによる炉心損傷頻度には，必ず ⑤しも炉心損傷に直結する程の損傷に至らない場合も含んでおり，実際

しも炉心損傷に直結する程の損傷に至らない場合も含んでおり，実際には地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等があには地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等がある場合，これらを用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止る場合，これらを用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止できる可能性もあると考えられるため，過度な保守性を排除することできる可能性もあると考えられる。このため，過度な保守性を排除すで各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は，現在の値よりも更にることで各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は，現在の値より小さい値になる。また，地震後に機能を維持した設計基準事故対処設

も更に小さくなる。また，地震後に機能を維持した設計基準事故対処

備等に期待した上で，それらのランダム故障により炉心損傷に至る場

設備等に期待した上で，それらのランダム故障により炉心損傷に至る合の事故シーケンスは，内部事象レベル 1PRA により抽出された上記場合の事故シーケンスは，内部事象運転時レベル 1PRA により抽出されの a.から g.の事故シーケンスグループに包絡されるものと考えられた上記の a.から g.の事故シーケンスグループに包絡されるものと考えること及びそれらに該当しない深刻な損傷の場合には可搬型のポンられること及びそれらに該当しない深刻な損傷の場合には可搬型のポ

プ，電源，放水設備等を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図

ンプ，電源，放水設備等を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を

1-7

⑥誤記訂正

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後ることから，これらの各事故シーケンスグループを有意な頻度又は影図ることから，これらの各事故シーケンスグループを有意な頻度又は響をもたらす事故シーケンスグループとして追加する必要はない。

影響をもたらす事故シーケンスグループとして追加する必要はない。

(3) 重要事故シーケンスの選定(3) 重要事故シーケンスの選定

事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故

事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故 ⑤

シーケンスを選定する。同じ事故シーケンスグループに複数の事故シシーケンスを選定する。同じ事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，共通原因故障又は系統間の機能の依存ーケンスが含まれる場合には，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間，炉心損傷防止に必要性，炉心損傷防止対策の実施に対する時間余裕，炉心損傷防止に必要な設備容量及び事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳な設備容量及び事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しい事故シーケンスを選定する。

しい事故シーケンスを選定する。重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。

a.

高圧・低圧注水機能喪失a.

起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉

高圧・低圧注水機能喪失b.

起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉 ⑤水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因とし，逃水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。逃がし安全弁

圧注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のたの再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による低圧注水を実施する状況を想定しために重大事故等対処設備による低圧注水を実施する状況を想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によって減圧され場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減ている場合の方が，減圧に必要な逃がし安全弁の容量が少なく，低圧されている場合の方が，原子炉減圧に必要な逃がし安全弁の容量

圧注水が可能となるまでの時間が短縮できると考えられ，対応が容が少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えたためである。

易になると考えられるためである。

また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンス

また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事が含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと

象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないものとし，選判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないものとし，選定対象から除外した。

定対象から除外した。

高圧注水・減圧機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉b.

高圧注水・減圧機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉

水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象と水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失し，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失

敗＋原子炉減圧失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。逃が敗＋原子炉減圧失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷

し安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷

1-8

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前

c.

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況を想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によっを想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によっ ⑤て減圧されている場合の方が，減圧に必要な逃がし安全弁の容量がて原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧に必要な逃がし安

少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮できると考えら

全弁の容量が少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮でれ，対応が容易になると考えたためである。

き，対応が容易になると考えられるためである。

全交流動力電源喪失c.

全交流動力電源喪失

本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なる 4 つ

本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なる 4 つの事故シーケンスが抽出されたため，これらを以下の 4 つの詳細化の事故シーケンスが抽出されたため，これらを以下の 4 つの詳細化した事故シーケンスグループとして分類し，重要事故シーケンスとした事故シーケンスグループとして分類し，重要事故シーケンスとして選定する。

して選定する。

(a) 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)(a) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失後，原子炉本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系により炉心冷却を継続するが，蓄電池の直流電源供隔離時冷却系により炉心冷却を継続するが，蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して，原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に給能力が枯渇して，原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に至るものである。

至るものである。

本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動 ⑤力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」のみであることから，こ

力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停

れを重要事故シーケンスとして選定する。

止）」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。

(b) 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に至るものである。
本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動(b) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に至るものである。
本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動 ⑤力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」のみである

力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗（RCIC 本体のことから，これを重要事故シーケンスとして選定する。

機能喪失）」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。

(c) 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源と全ての直流電源が喪失し炉心損傷に至るものである。
また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケン(c) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源と全ての直流電源が喪失し炉心損傷に至るものである。
また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適り，事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないもさないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないも

1-9

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

のとした。

のとした。

発生原因が津波特有の事故シーケンス以外には，本事故シーケ

発生原因が津波特有の事故シーケンス以外には，本事故シーケ ⑤

ンスグループに係る事故シーケンスは「外部電源喪失＋直流電源

ンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外喪失」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」のみであることから，こ定する。なお，全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電

れを重要事故シーケンスとして選定する。なお，全ての直流電源機(DG)を起動できなくなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることか喪失」により，全交流動力電源喪失となる。

ら，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，全交流動力電源喪失となる。

(d) 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗

d.

(d) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に逃本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着することにより，原子炉隔離がし安全弁 1 個が開状態のまま固着することにより，原子炉隔離

時冷却系も機能喪失し炉心損傷に至るものである。

時冷却系も機能喪失し炉心損傷に至るものである。

本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」のみである

力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」のみであことから，これを重要事故シーケンスとして選定する。

ることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。

崩壊熱除去機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉d.

崩壊熱除去機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉 ⑤水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因とし，逃水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」

がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」を選定する。

を選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした

逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，逃

理由は，逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスと逃がし安がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスと逃がし安全弁の再閉

全弁の再閉失敗を含むシーケンスを比較した場合，逃がし安全弁の失敗を含むシーケンスを比較した場合，逃がし安全弁の再閉失敗を

再閉失敗を含まないシーケンスの方が炉心損傷頻度が高く，当該事含まないシーケンスの方が炉心損傷頻度が高いためである。

故シーケンスグループの特徴を有するためである。

ここで，崩壊熱除去機能喪失については，RHR フロント系故障とここで，崩壊熱除去機能喪失については，残留熱除去系の機能喪 ⑤

サポート系故障の場合で，炉心損傷防止対策が異なることを踏まえ

失と原子炉補機冷却系の機能喪失の場合で，炉心損傷防止対策が異て，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗（RHR フロント系故障）」及び「過なることを踏まえて，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗（残留熱除去系

渡事象＋崩壊熱除去失敗（RHR サポート系故障）」を重要事故シーケの機能喪失）」及び「過渡事象＋崩壊熱除去失敗（原子炉補機冷却ンスとする。

系の機能喪失）」を重要事故シーケンスとする。

なお，LOCA を起因とする事故シーケンスについては，崩壊熱除去

なお，LOCA を起因とする事故シーケンスについては，崩壊熱除去機能の代替手段の有効性も含めて事故シーケンスグループ「f.

機能の代替手段の有効性も含めて事故シーケンスグループ「 f.

LOCA 時注水機能喪失」で評価することから，本事故シーケンスグル

LOCA 時注水機能喪失」で評価することから，本事故シーケンスグル

ープにおける重要事故シーケンスの選定対象から除外している。

ープにおける重要事故シーケンスの選定対象から除外している。

1-10

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前e.

原子炉停止機能喪失②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
e.

変更理由

原子炉停止機能喪失

起因事象発生後の出力変化及び原子炉格納容器に与えられる蒸気⑤

負荷の観点で厳しい，過渡事象（反応度投入の観点で最も厳しく，
格納容器隔離によって炉心からの発生蒸気が全て格納容器に流入する主蒸気隔離弁閉を選定）を起因とする，「過渡事象＋原子炉停止
失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，原子炉停止機能喪失に関連して抽出される事故シーケンス

原子炉停止機能喪失に関連して抽出される事故シーケンス「大破 ⑤「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「中破断 LOCA＋原子炉停止失断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「中破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「小破敗」，「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」については，反応度投入の観断 LOCA＋原子炉停止失敗」については，反応度投入の観点では原子

点では原子炉が減圧されることから「過渡事象＋原子炉停止失敗」

炉が減圧されることから「過渡事象＋原子炉停止失敗」よりも事象

よりも事象進展が緩やかな事象である。

進展が緩やかな事象である。

重大事故等対処設備である代替制御棒挿入機能に期待する場合，重大事故等対処設備である代替制御棒挿入機能に期待する場合，LOCA と原子炉停止機能喪失が重畳する事故シーケンスは，LOCA を

LOCA と原子炉停止機能喪失が重畳する事故シーケンスは，LOCA を伴伴う事故シーケンスグループに包絡される。また，LOCA と原子炉停う事故シーケンスグループに包絡される。また，LOCA と原子炉停止

止機能喪失が重畳する事故シーケンスの炉心損傷頻度は他の事故シ機能喪失が重畳する事故シーケンスの炉心損傷頻度は他の事故シーーケンスグループの事故シーケンスの炉心損傷頻度と比較しても極ケンスグループの事故シーケンスの炉心損傷頻度と比較しても極め

めて小さい。

て小さい。

これらを踏まえ，反応度投入の観点で最も厳しい事故シーケンス

これらを踏まえ，起因事象発生後の出力変化及び原子炉格納容器を重要事故シーケンスとして選定した。

⑤に与えられる蒸気負荷の観点で厳しい過渡事象（反応度投入の観点で最も厳しく，格納容器隔離によって炉心からの発生蒸気が全て格
納容器に流入する主蒸気隔離弁閉を選定）を起因とする，「過渡事象＋原子炉停止失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。

f.

LOCA 時注水機能喪失
配管破断規模の大きさによる原子炉冷却材流出流量が多く水位の

f.

LOCA 時注水機能喪失
配管破断規模の大きさによる原子炉冷却材流出流量が多く水位の ⑤低下が早いため，原子炉注水開始までの余裕時間が短い中破断 LOCA

低下が早いため，原子炉注水開始までの時間余裕が短い中破断 LOCA

を起因とする。また，重畳する注水機能喪失のうち，低圧注水機能を起因とする。また，重畳する注水機能喪失のうち，低圧注水機能喪失については，減圧機能喪失による場合と，低圧の非常用炉心冷喪失については，原子炉減圧機能喪失による場合と，低圧非常用炉

却系そのものが機能喪失する場合が考えられるが，代替となる設備

心冷却系そのものが機能喪失する場合が考えられるが，代替となるに要求される設備容量の観点では，減圧機能である逃がし安全弁に設備に要求される設備容量の観点では，原子炉減圧機能である逃がは十分な台数が備えられている一方，低圧の非常用炉心冷却系そのし安全弁には十分な台数が備えられている一方，低圧非常用炉心冷ものが機能喪失する場合は，代替となる注水設備の容量が低圧の非却系そのものが機能喪失する場合は，代替となる注水設備の容量が常用炉心冷却系よりも少ない点で厳しい事象になると考えられるこ

低圧非常用炉心冷却系よりも少ない点で厳しい事象になると考えら

1-11

⑥誤記訂正

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前

g.

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後と，さらに減圧機能が喪失する事故シーケンスよりも低圧の非常用れること，さらに原子炉減圧機能が喪失する事故シーケンスよりも炉心冷却系そのものが機能喪失する事故シーケンスの方が炉心損傷

低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する事故シーケンスの方頻度が高いことも踏まえ，低圧の非常用炉心冷却系そのものの機能が炉心損傷頻度が高いことも踏まえ，低圧非常用炉心冷却系そのも喪失が重畳する場合である「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧のの機能喪失が重畳する場合である「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋

ECCS 注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。

低圧 ECCS 注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。

なお，上記の重要事故シーケンスは，低圧 ECCS 注水失敗が含ま

なお，上記の重要事故シーケンスは，低圧 ECCS 注水失敗が含まれており，低圧の非常用炉心冷却系の機能喪失は残留熱除去系によれており，低圧非常用炉心冷却系の機能喪失は残留熱除去系によるる崩壊熱除去機能にも期待できないこととほぼ同義であることか

崩壊熱除去機能にも期待できないこととほぼ同義であることから，ら，事故シーケンスグループ「d. 崩壊熱除去機能喪失」の LOCA を

事故シーケンスグループ「d. 崩壊熱除去機能喪失」の LOCA を起因起因とする事故シーケンスを包含する。

とする事故シーケンスを包絡する。

格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）に係る事故

g.

変更理由

⑤

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）に係る事故 ⑤

シーケンスは，「インターフェイスシステム LOCA」のみとしている

シーケンスは，「インターフェイスシステム LOCA」のみとしていることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，格納ことから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，格納容器バイパス事象としては原子炉冷却材浄化系等の高圧設計の配管

容器バイパスとしては原子炉冷却材浄化系等の高圧設計の配管の原の原子炉格納容器外での破断事象も想定できるが，これは PRA の検子炉格納容器外での破断事象も想定できるが，これは PRA の検討の討の中で高圧設計の配管の破損頻度が低圧設計の配管の破損頻度に中で高圧設計の配管の破損頻度が低圧設計の配管の破損頻度に比べ比べて小さい傾向にあることを理由に考慮の対象から除外していて小さい傾向にあることを理由に考慮の対象から除外している。

る。
なお，国内外の先進的な対策を考慮した場合であっても，全てのなお，国内外の先進的な対策を考慮した場合であっても，全ての状況に対応できるような炉心損傷防止対策を講じることが困難な事

状況に対応できるような炉心損傷防止対策を講じることが困難な事

故シーケンスとしては，以下の事故シーケンスが抽出されている。

故シーケンスとしては，以下の事故シーケンスが抽出されている。

①大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗

①大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗

②全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋原子炉停止②全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋原子炉停止

失敗

失敗①については，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の機①については，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の機能に期待できることを確認しており，これを除く事故シーケンスを能に期待できることを確認しており，これを除く事故シーケンスを対象に，重要事故シーケンスの選定を実施している。

対象に，重要事故シーケンスの選定を実施している。

②は地震 PRA から抽出された事故シーケンスであり，炉心損傷防②は地震レベル 1PRA から抽出された事故シーケンスであり，炉心 ⑤止対策を講じることが困難な事故シーケンスであるが，喪失する安損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスであるが，喪失全機能が明確であることから炉心損傷に直結する事故シーケンスとする安全機能が明確であることから炉心損傷に直結する事故シーケ

はしていない。この事故シーケンスにおける原子炉停止失敗の支配

ンスとはしていない。この事故シーケンスにおける原子炉停止失敗

的な要因は地震による炉内構造物の損傷であるが，これは地震の最の支配的な要因は地震による炉内構造物の損傷であるが，これは地

1-12

⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

大加速度が地震発生と同時に加わるという，現状の保守的な PRA の震の最大加速度が地震発生と同時に加わるという，現状の保守的なモデルによって評価されるものであり，現実的には，炉内構造物の

PRA のモデルによって評価されるものであり，現実的には，炉内構損傷確率が高くなる加速度に到達する前に，原子炉スクラムに至る

造物の損傷確率が高くなる加速度に到達する前に，原子炉スクラムと考えられる。

に至ると考えられる。

以上のとおり，②の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的に評

以上のとおり，②の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的に評価されており，現実的に想定すると，本事故シーケンスによって炉価されており，現実的に想定すると，本事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シー心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シー

ケンスは炉心損傷防止対策又は格納容器破損防止対策の有効性を確

ケンスは炉心損傷防止対策又は格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスから除外している。

認する事故シーケンスから除外している。

各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事
故シーケンスについて整理した結果を第 1.2.2 表に示す。
1.2.1.2

有効性を確認するための評価項目の設定

各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事
故シーケンスについて整理した結果を第 1.2.2 表に示す。
1.2.1.2

有効性を確認するための評価項目の設定「1.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選「1.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事故シーケンスグループについては，炉心の著しい損傷を定」に挙げた事故シーケンスグループについては，炉心の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。

評価項目を設定する。

(1) 炉心の著しい損傷が発生するおそれがないものであり，かつ，炉心(1) 炉心の著しい損傷が発生するおそれがないものであり，かつ，炉心を十分に冷却できるものであること。具体的には燃料被覆管の最高温を十分に冷却できるものであること。具体的には燃料被覆管の最高温

度が 1,200℃以下であること及び燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著度が 1,200℃以下であること及び燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以下であること。

しくなる前の被覆管厚さの 15％以下であること。

(2) 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力が，最高使用圧力
8.62MPa[gage]の 1.2 倍である 10.34MPa[gage]を下回ること。
(3) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力を下回る圧力である最高使用圧力 0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下(2) 原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ に か か る 圧 力 が ， 最 高 使 用 圧 力 ⑤
8.62MPa[gage]の 1.2 倍の圧力 10.34MPa[gage]を下回ること。
(3) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力である最高使 ⑤
用圧力 0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。

回ること。
(4) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，限界温度を下回る温度(4) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度 200℃を下回 ⑤

である 200℃を下回ること。

ること。

また，格納容器圧力逃がし装置等を使用する事故シーケンスグループ

また，格納容器圧力逃がし装置等を使用する事故シーケンスグループ ⑤の有効性評価では，上記の評価項目に加えて，敷地境界外での実効線量の有効性評価では，上記の評価項目に加えて，敷地境界での実効線量をを評価し，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えない評価し，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないここととして，発生事故当たり 5mSv 以下であることを確認する。

ととして，発生事故当たりおおむね 5mSv 以下であることを確認する。

ここで，原子炉格納容器バウンダリの健全性に対する有効性を確認す

ここで，原子炉格納容器バウンダリの健全性に対する有効性を確認するための評価項目の上限については，漏えい経路になる可能性がある原るための評価項目の上限については，漏えい経路になる可能性がある原

1-13

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更前

変更後

子炉格納容器バウンダリ構成部に対して，規格計算又は試験にて，柏崎子炉格納容器バウンダリ構成部に対して，規格計算又は試験にて，構造

刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉における仕様を踏まえた構造健全性及健全性及びシール部機能維持の確認を行っており，継続的に評価条件をびシール部機能維持の確認を行っており，継続的に評価条件を維持して維持していく。

いく。
ここで記載している，原子炉格納容器本体，シール部等の原子炉格納

ここで記載している，原子炉格納容器本体，シール部等の原子炉格納容器バウンダリ構成部の健全性については，「付録 2 原子炉格納容器の容器バウンダリ構成部の健全性については，「付録 2 原子炉格納容器の温度及び圧力に関する評価」に示す。

温度及び圧力に関する評価」に示す。

1.2.2

1.2.2

運転中の原子炉における重大事故

1.2.2.1

格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定「運転中の原子炉における重大事故」については，著しい炉心損傷の運転中の原子炉における重大事故

1.2.2.1

格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定「運転中の原子炉における重大事故」については，著しい炉心損傷の ⑤

発生後，格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モ

発生後，原子炉格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器

ードを，本原子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえて選定し，格納破損モードを，本発電用原子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえて容器破損モードごとに評価事故シーケンスを選定して評価を行う。

選定し，格納容器破損モードごとに評価事故シーケンスを選定して評価を行う。

(1) 格納容器破損モードの抽出(1) 格納容器破損モードの抽出

内部事象レベル 1.5PRA においては，事象進展に伴い生じる格納容

内部事象運転時レベル 1.5PRA においては，事象進展に伴い生じる原 ⑤

器の健全性に影響を与える負荷の分析から，格納容器破損モードの抽

子炉格納容器の健全性に影響を与える負荷の分析から，格納容器破損出を行う。

モードの抽出を行う。

具体的には，事象進展を炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子

具体的には，事象進展を炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子炉圧力容器破損直後，原子炉圧力容器破損以降の長期の各プラント状

炉圧力容器破損直後，原子炉圧力容器破損以降の長期の各プラント状態に分類して，それぞれの状態で発生する負荷を抽出し，事象進展中態に分類して，それぞれの状態で発生する負荷を抽出し，事象進展中に実施される緩和手段等から第 1.2.6 図に示す格納容器イベントツリに実施される緩和手段等から第 1.2.6 図に示す格納容器イベントツリーを作成し，格納容器破損モードを抽出して整理する。

ーを作成し，格納容器破損モードを抽出して整理する。

(2) 格納容器破損モードの選定(2) 格納容器破損モードの選定

格納容器イベントツリーにより抽出した格納容器破損モードを，事

格納容器イベントツリーにより抽出した格納容器破損モードを，事 ⑤

象進展の類似性から以下の格納容器破損モードに分類する。ここで，象進展の類似性から以下の格納容器破損モードに分類する。ここで，水素燃焼については，本原子炉施設では，運転中は原子炉格納容器内

水素燃焼については，本発電用原子炉施設では，運転中は原子炉格納の雰囲気を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，PRA で

容器内の雰囲気を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価におPRA で定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評

いては窒素置換の有効性を確認する観点で，格納容器破損モードとし価においては窒素置換の有効性を確認する観点で，格納容器破損モーて挙げている。

ドとして挙げている。

a.

a.

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

1-14

⑥誤記訂正
変更理由

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正

変更後

b.

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱b.

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱c.

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用c.

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

d.

水素燃焼

d.

水素燃焼

e.

溶融炉心・コンクリート相互作用e.

溶融炉心・コンクリート相互作用

また，上記に分類されない格納容器破損モードとして，以下の格納⑤記載の拡充,適正化

変更理由

また，上記に分類されない格納容器破損モードとして，以下の格納容器破損モードを抽出している。

容器破損モードを抽出している。

・原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損

・原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損

・過圧破損（除熱機能喪失による格納容器先行破損）

・水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）・格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により格納容器

・格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により原子炉格 ⑤の隔離機能が失われている状態）

・インターフェイスシステム LOCA

・水蒸気爆発（原子炉圧力容器内での水蒸気爆発）

・水蒸気爆発（原子炉圧力容器内での水蒸気爆発）

原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損，過圧破損（除熱機能喪失によ

原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損，水蒸気（崩壊熱）による過圧 ⑤

る格納容器先行破損）及びインターフェイスシステム LOCA は格納容

破損（炉心損傷前）及びインターフェイスシステム LOCA は格納容器先器先行破損の事故シーケンスである。原子炉未臨界確保失敗時の過圧

行破損の事故シーケンスである。原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損

破損，過圧破損（除熱機能喪失による格納容器先行破損）では炉心損

及び水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）では炉心損傷の傷の前に水蒸気によって原子炉格納容器が過圧破損し，また，インタ

前に水蒸気によって原子炉格納容器が過圧破損し，また，インターフーフェイスシステム LOCA ではインターフェイスシステム LOCA によっェイスシステム LOCA ではインターフェイスシステム LOCA によって原て原子炉格納容器の隔離機能を喪失することで，原子炉格納容器外へ

子炉格納容器の隔離機能を喪失することで，原子炉格納容器外への原の原子炉冷却材の流出による原子炉建屋内の環境悪化等が生じ，原子子炉冷却材の流出による原子炉建屋内の環境悪化等が生じ，原子炉注

炉注水機能の維持が困難となり，炉心損傷に至る恐れがある。格納容

水機能の維持が困難となり，炉心損傷に至るおそれがある。格納容器

器先行破損の事故シーケンスは，「運転中の原子炉における重大事故

先行破損の事故シーケンスは，「運転中の原子炉における重大事故にに至るおそれがある事故」の評価において，各々重要事故シーケンス

至るおそれがある事故」の評価において，各々重要事故シーケンスをを選定し，重大事故等防止対策の有効性を確認していることから，新選定し，重大事故等防止対策の有効性を確認していることから，新たたな格納容器破損モードとして追加する必要はない。

な格納容器破損モードとして追加する必要はない。

格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により格納容器⑤

納容器の隔離機能が失われている状態）

・インターフェイスシステム LOCA

格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により原子炉格 ⑤の隔離機能が失われている状態）については，炉心損傷頻度の低減を

納容器の隔離機能が失われている状態）については，炉心損傷頻度の図るとともに，万一の重大事故発生時に原子炉格納容器の隔離に失敗低減を図るとともに，万一の重大事故発生時に原子炉格納容器の隔離していることの無いよう，原子炉格納容器の漏えいに対する検知性をに失敗することのないよう，原子炉格納容器の漏えいに対する検知性向上させることが有効であり，これらについては重大事故等対処設備を向上させることが有効であり，これらについては重大事故等対処設や日常の原子炉格納容器の圧力監視等で対応すべき事象であることか

備，日常の原子炉格納容器の圧力監視等で対応すべき事象であること

ら，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たにから，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新た追加する必要はない。

に追加する必要はない。

1-15

⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

変更理由

水蒸気爆発（原子炉圧力容器内での水蒸気爆発）については，発生

水蒸気爆発（原子炉圧力容器内での水蒸気爆発）については，発生する可能性が極めて低いことことから，有意な頻度又は影響をもたらする可能性が極めて低いことから，有意な頻度又は影響をもたらす格

す格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。

納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。

なお，原子炉格納容器下部床とドライウェル床とが同じレベルに構

なお，原子炉格納容器下部床とドライウェル床とが同じレベルに構成されている BWR MARK-Ⅰ型の格納容器に特有の事象として格納容器

成されている BWR MARK-Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の事象として格直接接触（シェルアタック）があるが，本原子炉施設は RCCV 型の原

納容器直接接触（シェルアタック）があるが，本発電用原子炉施設は

子炉格納容器であり，溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接RCCV 型の原子炉格納容器であり，溶融炉心が原子炉格納容器バウンダ

触することはない構造であることから，評価対象として想定する格納

リに直接接触することはない構造であることから，評価対象として想容器破損モードとはしていない。

定する格納容器破損モードとはしていない。

(3) 評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに，有効性評価の対象とする評価事故シー⑤(3) 評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに，有効性評価の対象とする評価事故シー ⑤

ケンスを選定する。具体的には，格納容器破損モードごとに，当該破ケンスを選定する。具体的には，格納容器破損モードごとに，当該破損モードに至る可能性のある最も厳しいと考えられるプラント損傷状損モードに至る可能性のある最も厳しいと考えられるプラント損傷状態（以下「PDS」という。）を含む事故シーケンスの中から，当該破損態（以下「PDS」という。）を含む事故シーケンスの中から，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスを選定する。評価事故シーケン

モードの観点で厳しい事故シーケンスを選定する。評価事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。また，PDS の分類結果について

スの選定結果は以下のとおりである。また，PDS の分類結果についての説明を第 1.2.3 表に示す。なお，第 1.2.3 表において格納容器破損の説明を第 1.2.3 表に示す。なお，第 1.2.3 表において格納容器破損

時期が炉心損傷前に分類されている TW，TC，インターフェイスシステ

時期が炉心損傷前に分類されている崩壊熱除去機能喪失，原子炉停止

ム LOCA は，格納容器先行破損の事故シーケンスであり，著しい炉心機能喪失，インターフェイスシステム LOCA は，格納容器先行破損の事

損傷の発生後，原子炉格納容器が破損に至る可能性があると想定する

故シーケンスであり，著しい炉心損傷の発生後，原子炉格納容器が破

格納容器破損モードには該当しないことから，これらの PDS は評価事損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードには該当しない

故シーケンスの選定においては考慮していない。

ことから，これらの PDS は評価事故シーケンスの選定においては考慮していない。
なお，PDS として「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれ ⑤がある事故」の事故シーケンスグループに対して以下の表記を用いる。
高圧・低圧注水機能喪失:TQUV

高圧注水・減圧機能喪失:TQUX

全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失):長期 TB

全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+RCIC 失敗:TBU

全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+直流電源喪失 :TBD
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+SRV 再閉失敗 :TBP
LOCA 時注水機能喪失(大破断 LOCA)

1-16

⑥誤記訂正

:LOCA(AE)①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前

a.

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

変更理由

LOCA 時注水機能喪失(中破断 LOCA):LOCA(S1E)

LOCA 時注水機能喪失(小破断 LOCA):LOCA(S2E)

崩壊熱除去機能喪失:TW

原子炉停止機能喪失

:TC

a.

⑤

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，LOCA(LOCA 後の注

本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，LOCA は原子炉冷却 ④（PRA資料との記載整合）

水失敗による炉心損傷)は原子炉冷却材の流出を伴うことから水位材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳し ⑤

低下が早く，事象進展の観点で厳しい。頻度の観点で PDS を見る

い。頻度の観点で PDS を見ると，過圧破損では，長期 TB 及び TBU をと，過圧破損では，長期 TB 及び TBU を PDS とした格納容器破損頻

PDS とした格納容器破損頻度が全体の約 50%を占めており，過温破損

度が全体の 50%以上を占めており，過温破損では，LOCA を PDS としでは，LOCA を PDS とした格納容器破損頻度が全体の 50%以上を占めた格納容器破損頻度が全体の 50%以上を占めている。対策の観点でている。対策の観点では過圧破損に対しては原子炉格納容器の除熱は過圧破損に対しては原子炉格納容器の除熱が，過温破損に対してが，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。

は損傷炉心への注水が必要となる。
以上の観点を総合的に考慮すると，LOCA に非常用炉心冷却系注水

以上の観点を総合的に考慮すると，LOCA に非常用炉心冷却系注水 ⑤

機能喪失及び全交流動力電源喪失を加えることで，電源の復旧，注機能喪失及び全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復水機能の確保等必要となる事故対処設備が多く，格納容器破損防止

旧，注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとなる。よって，過策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとなる。よって，過圧

圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するため PDS として，及び過温への対策の有効性を総合的に評価するため PDS として，LOCA を選定し，これに全交流動力電源喪失事象の重畳を考慮するもLOCA を選定し，これに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものと

のとする。

する。

LOCA に属する事故シーケンスのうち，破断口径が大きいことからb.

LOCA に属する事故シーケンスのうち，破断口径が大きいことから ⑤

原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に必要な流量が多いた

原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に必要な流量が多いた

め，対応時の余裕時間，必要な設備容量の観点で厳しい大破断 LOCA

め，対応時の時間余裕，必要な設備容量の観点で厳しい大破断 LOCAを起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとしてを起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして「1.2.1.1(3) 重要事故シーケンスの選定」にて挙げた事故シーケ「1.2.1.1(3) 重要事故シーケンスの選定」にて挙げた事故シーケ

ンスとの包含関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時

ンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時

間の厳しさの観点を踏まえて，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋間の厳しさの観点を踏まえて，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋

全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとして選定する。

全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとして選定する。

高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱

⑥誤記訂正

b.

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，長期 TB は炉心損

本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，長期 TB は炉心損

傷に至る前に RCIC による一時的な冷却が有効であり，起因事象発

傷に至る前に RCIC による一時的な冷却に成功しており，起因事象

生から減圧までの時間余裕の観点では TQUX，TBD 及び TBU が厳しい発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点では TQUX，TBD 及び TBU

1-17

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

PDS となる。高圧状態で炉心損傷に至る点では TQUX，TBD，TBU にが厳しい PDS となる。高圧状態で炉心損傷に至る点では TQUX，

PDS 選定上の有意な違いは無いことから，これらのうち，本格納容

TBD，TBU に PDS 選定上の有意な違いはないことから，これらのう器破損モードを代表する PDS として，TQUX を選定する。

ち，本格納容器破損モードを代表する PDS として，TQUX を選定す

変更理由
⑤

る。

c.

TQUX に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融

TQUX に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡事象を起因とし，逃がし安全弁の再までの時間の観点で厳しい過渡事象を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋

閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋

炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」を評価事故シーケンス

炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」を評価事故シーケンスとして選定する。

として選定する。

逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施す

心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施す

る状況を想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗る状況を想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によって減圧されている場合の方が，減圧が完了し，高圧溶融物放によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧が完了し，出/格納容器雰囲気直接加熱を防止できる状態となるまでの時間が高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止できる状態となる

短縮できると考えられる点で対応が容易になると考えたためであまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。

る。

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用c.

⑤

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，原子炉圧力容器外

本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（FCI）の観点からは，原子炉格納容の溶融燃料－冷却材相互作用（FCI）の観点からは，原子炉格納容器下部へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の器下部へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギーが大きいシーケンスが厳しくなる。原子

溶融炉心の保有エネルギが大きいシーケンスが厳しくなる。原子炉

炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される

圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶

溶融炉心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損

融炉心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損にに至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融

融炉心の割合が多くなると考えられる。また，本格納容器破損モー

炉心の割合が多くなると考えられる。また，本格納容器破損モード

ドに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉心・コンクリーに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉心・コンクリート

ト相互作用の緩和対策である，原子炉格納容器下部への水張りが実相互作用の緩和対策である，原子炉格納容器下部への水張りが実施施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器の破された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が損が想定される状況では，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されてい発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。こる。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する

れらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDS を

PDS を選定するものとし，高圧状態で破損する TQUX， TBU 及び長期選定するものとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長期 TB は

TB は選定対象から除外する。LOCA は，蒸気が急速に原子炉格納容選定対象から除外する。LOCA は，蒸気が急速に原子炉格納容器に流

1-18

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前

d.

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケ出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスよンスより小さくなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シ

り小さくなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シーケン

ーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギーが小さくな

スより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えると考えられる。さらに，破断口から高温の冷却材が流出し原子炉られる。さらに，破断口から高温の冷却材が流出し原子炉格納容器

格納容器下部に滞留する可能性があるが，FCI による水蒸気爆発

下部に滞留する可能性があるが，FCI による水蒸気爆発は，低温のは，低温の水に落下する場合の方が発生する可能性が高い事象であ

水に落下する場合の方が発生する可能性が高い事象であり，原子炉

り，原子炉格納容器下部に高温の冷却材が流入する場合には発生の格納容器下部に高温の冷却材が流入する場合には発生の可能性が低

可能性が低減されるものと考えられることから，LOCA は選定対象か減されるものと考えられることから，LOCA は選定対象から除外す

ら除外する。よって，本格納容器破損モードにおいて厳しい PDS とる。よって，本格納容器破損モードにおいて厳しい PDS として，原して，原子炉の水位低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が子炉の水位低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が短い TQUV

短い TQUV を選定する。

を選定する。

TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を

TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損

閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損

傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」を評価事故シーケンスとして選定す

傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」を評価事故シーケンスとして選定す

る。

る。

水素燃焼

d.

変更理由

⑤

水素燃焼

本原子炉施設では，原子炉格納容器内が窒素置換され，初期酸素

本発電用原子炉施設では，原子炉格納容器内が窒素置換され，初濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に可燃

期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易限界を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要に 13vol%を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度がとなるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水

射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。ここで，国内外の先進の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。本格納容器破損モ

的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することができない事故シーードは PRA から抽出されたものではないが，評価のために PDS を格

ケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シー

納容器先行破損の事故シーケンス以外の PDS から選定する。酸素ガ

ケンスとしては，大破断 LOCA と非常用炉心冷却系注水機能の喪失

スは水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量のが重畳する事故シーケンスのみが抽出されていることから，「a. 雰

影響を受けるため，炉心損傷後の原子炉格納容器内の気体組成を考

囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におえる上で影響が大きいと考えられるジルコニウム－水反応による水いて選定した評価事故シーケンス，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪

素ガス発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウ

失＋全交流動力電源喪失」を本格納容器破損モードの評価事故シー

ム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放ケンスとして選定する。

出経路から，LOCA とその他の PDS に大別できる。LOCA では事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子
炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は 13vol%を上回るものの，

1-19

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
その他の PDS に比べて水素ガス発生量が少なくなると考えられる。

変更理由⑤

このため，LOCA では水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他の PDS よりも相対的に高くなる可能性が考えられる。さらに，原子炉圧力容器破損の有無の影響を考えると，原子炉圧力容器が破損する場合には，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる非凝縮性ガスが酸素濃度を低下させる方向に寄与する可能性が考えられることから，同じ PDS でも原子炉圧力容器破損に至らない場合を想定することが適切と考える。また，
1.2.1.1(3)に示すとおり，炉心損傷を防止できない事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンス
としては，大破断 LOCA と非常用炉心冷却系注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスのみが抽出されている。これらのことから，「a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において選定した評価事故シーケンス，「大破断 LOCA＋ECCS
注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を本格納容器破損モードの評
価事故シーケンスとして選定する。
有効性評価にあたっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，有効性評価に当たっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，

ジルコニウム－水反応による水素の過剰な発生の抑制及び水の放射

ジルコニウム－水反応による水素ガスの過剰な発生の抑制及び水の線分解に伴い発生する酸素を原子炉格納容器内に保持することによ

放射線分解に伴い発生する酸素ガスを原子炉格納容器内に保持する

る酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷後に原子炉注水に成功し，格ことによる酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷後に原子炉注水に成納容器ベントを実施しない場合について評価するものとする。

功し，格納容器ベントを実施しない場合について評価するものとする。

e.

溶融炉心・コンクリート相互作用e.

溶融炉心・コンクリート相互作用

本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，溶融炉心・コンク

本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，溶融炉心・コンク

リート相互作用の観点からは，原子炉格納容器下部に落下する溶融

リート相互作用の観点からは，原子炉格納容器下部に落下する溶融

炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧

炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶融炉心が分散さで破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，原子炉格納容器下部

れ易く，また，落下速度が大きくなることで，原子炉格納容器下部に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却さに落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方れ易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合がが，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧力容器の破損が想定される多くなると考えられる。また，原子炉圧力容器破損が想定される状

1-20

⑥誤記訂正

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後状況では，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止

況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止すするため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況るため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況もも考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDS を選定するも考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDS を選定するもののとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長期 TB は選定対象かとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長期 TB は選定対象からら除外する。LOCA は原子炉格納容器下部への冷却材の流入の可能性除外する。LOCA は原子炉格納容器下部への冷却材の流入の可能性ががあり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象とはあり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象とはなならないと考えられるため，選定対象から除外する。よって，本格らないと考えられるため，選定対象から除外する。よって，本格納納容器破損モードにおいて最も厳しい PDS として，原子炉の水位低

容器破損モードにおいて最も厳しい PDS として，原子炉の水位低下

下が早く，対策実施までの時間余裕の観点から厳しい TQUV を選定

が早く，対策実施までの時間余裕の観点から厳しい TQUV を選定す

する。

る。

TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，対応時の時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象

きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」を評価事故シーケンスとして選定する。

失敗）」を評価事故シーケンスとして選定する。

格納容器破損モード及び評価事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2.3 表に示す。
1.2.2.2

有効性を確認するための評価項目の設定

変更理由

TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，対応時の ⑤

余裕時間の観点で厳しい過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大格納容器破損モード及び評価事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2.3 表に示す。
1.2.2.2

有効性を確認するための評価項目の設定「1.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定」「1.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定」に挙げた格納容器破損モードについては，格納容器破損防止対策に対しに挙げた格納容器破損モードについては，格納容器破損防止対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。なて有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。なお，格納容器直接接触（シェルアタック）については，BWR MARK-Ⅰ型

お，格納容器直接接触（シェルアタック）については，BWR MARK-Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の格納容器破損モードであり，RCCV 型の格納容の原子炉格納容器に特有の格納容器破損モードであり，RCCV 型の原子炉

器は溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触する構造ではない

格納容器は溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触する構造でため，格納容器直接接触（シェルアタック）に係る評価項目「原子炉格はないため，格納容器直接接触（シェルアタック）に係る評価項目「原納容器の床上に落下した溶融炉心が床面を拡がり原子炉格納容器バウン

子炉格納容器の床上に落下した溶融炉心が床面を拡がり原子炉格納容器

ダリと直接接触しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること」につバウンダリと直接接触しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されるこ

いては，有効性を確認するための評価項目として設定しない。

と」については，有効性を確認するための評価項目として設定しない。

(1) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が，限界圧力を下回る圧力(1) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が，限界圧力である最高使である最高使用圧力 0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下用圧力 0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。

⑤

回ること。
(2) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度を下回る温度(2) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度 200℃を下回

1-21

⑥誤記訂正

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前
である 200℃を下回ること。

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後(3) 放射性物質の総放出量は，放射性物質による環境への汚染の視点も含め，環境への影響をできるだけ小さくとどめるものであること。

含め，環境への影響をできるだけ小さくとどめるものであること。

(4) 原子炉圧力容器の破損までに，原子炉圧力は 2.0MPa[gage]以下に低(4) 原子炉圧力容器の破損までに，原子炉圧力は 2.0MPa[gage]以下に低減されていること。

減されていること。

(5) 急速な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による熱的・(5) 急速な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による熱的・機械的荷重によって，原子炉格納容器バウンダリの機能が喪失しない

機械的荷重によって，原子炉格納容器バウンダリの機能が喪失しない

こと。

こと。

(6) 原子炉格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟を防止するこ(6) 原子炉格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟を防止すること。具体的には，原子炉格納容器内の酸素濃度が 5vol%以下であること。具体的には，原子炉格納容器内の酸素濃度が 5vol%以下であること。

と。

(7) 可燃性ガスの蓄積，燃焼が生じた場合においても，(1)の要件を満足すること。
(8) 溶融炉心による浸食によって，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が喪失しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること。
1.2.3
1.2.3.1

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
想定事故(7) 可燃性ガスの蓄積，燃焼が生じた場合においても，(1)の要件を満足すること。
(8) 溶融炉心による侵食によって，原子炉格納容器の構造部材の支持機

1.2.3
1.2.3.1

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
想定事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」については，本原子炉施設において，使用済燃料プール内に貯蔵されている

いては，本発電用原子炉施設において，使用済燃料プール内に貯蔵され燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する以下の事故の評価を行ている燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する以下の事故の評

う。

価を行う。

(1) 想定事故 1(1) 想定事故 1

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する

使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する

事故

事故

サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故⑤

能が喪失しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること。

「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」につ(2) 想定事故 2

変更理由

ること。

(3) 放射性物質の総放出量は，放射性物質による環境への汚染の視点も(2) 想定事故 2
サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故

1-22

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前
1.2.3.2②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後有効性を確認するための評価項目

1.2.3.2

変更理由

有効性を確認するための評価項目の設定⑤「1.2.3.1 想定事故」に挙げた想定事故ついては，使用済燃料プール「1.2.3.1 想定事故」に挙げた想定事故については，使用済燃料プー

における燃料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確ルにおける燃料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを認するため，以下の評価項目を設定する。

確認するため，以下の評価項目を設定する。

(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。

(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。

(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。

(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。

(3) 未臨界が維持されていること。

(3) 未臨界が維持されていること。

1.2.4

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

1.2.4

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

1.2.4.1

事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定

1.2.4.1

事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」に「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」については，復水器真空破壊から制御棒引抜き開始までの期間を評価対象

ついては，復水器真空破壊から制御棒引き抜き開始までの期間を評価対※とし，原子炉の水位，温度，圧力などのプラントパラメータの類似

象※とし，原子炉の水位，温度，圧力等のプラントパラメータの類似性，保守点検状況などに応じた緩和設備の使用可能性，起因事象，成功性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使用可能性，起因事象及び成功基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に区分する。ま

基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に区分する。また，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性がた，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスを，本原子炉施設を対象とした PRA の結あると想定する事故シーケンスを，本発電用原子炉施設を対象とした果を踏まえ運転停止中事故シーケンスグループにグループ化し，運転停

PRA の結果を踏まえて，運転停止中事故シーケンスグループにグループ

止中事故シーケンスグループごとに，重要事故シーケンスを選定して評化し，運転停止中事故シーケンスグループごとに，重要事故シーケンス価を行う。

を選定して評価を行う。

※：「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防※：「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定め止対策の有効性評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定められている運転停止中の期間は「主発電機の解列から，原子炉起られている運転停止中の期間は「主発電機の解列から、原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」となり，本評価対象と異動の過程における主発電機の併列まで」となり，本評価対象と異なる。ただし,「主発電機の解列から復水器真空破壊まで」及びなる。ただし,「主発電機の解列から復水器真空破壊まで」及び「制御棒引抜き開始から原子炉起動の過程における主発電機の併「制御棒引抜き開始から原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」における低出力運転時及びプラント停止時の期間におい列まで」における低出力運転時及びプラント停止時の期間においては，給復水系を含む緩和設備の待機状態が出力運転時とほぼ同ては，給復水系を含む緩和設備の待機状態が出力運転時とほぼ同程度であり，かつ発生する起因事象もほぼ同様であることから運程度であり，かつ発生する起因事象もほぼ同様であることから運転時における内部事象レベル 1PRA の評価範囲と位置づけてい

転時における内部事象レベル 1PRA の評価範囲と位置づけている。

る。
（添付資料 1.2.1)（添付資料 1.2.1)

1-23

⑥誤記訂正

⑤

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正

変更前

変更後

(1) 運転停止中事故シーケンスの抽出(1) 運転停止中事故シーケンスの抽出⑤記載の拡充,適正化

停止時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から燃料損傷に

内部事象停止時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から燃至ることを防止するための緩和手段の組合せ等を第 1.2.7 図に示すイ

料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組合せ等を第 1.2.7 図

ベントツリーで分析し，燃料損傷に至る事故シーケンスを抽出する。

に示すイベントツリーで分析し，燃料損傷に至る事故シーケンスを抽

変更理由
⑤

出する。
(2) 運転停止中事故シーケンスのグループ化(2) 運転停止中事故シーケンスのグループ化

PRA の結果を踏まえて抽出した事故シーケンスについて，重大事故

PRA の結果を踏まえて抽出した事故シーケンスについて，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じとなるよう，燃料損傷に至る等に対処するための措置が基本的に同じとなるよう，燃料損傷に至る

主要因の観点から事故シーケンスを以下のように分類する。なお，反主要因の観点から事故シーケンスを以下のように分類する。なお，反応度の誤投入については，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限

応度の誤投入については，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限

り反応度事故に至る可能性はなく，また万一，反応度事故に至った場

り反応度事故に至る可能性はなく，また万一，反応度事故に至った場

合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損又は大規模な炉心合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損又は大規模な炉心損傷に至ることは考え難いことから，停止時レベル 1PRA の起因事象損傷に至ることは考え難いことから，内部事象停止時レベル 1PRA のから除外しているが，本事故事象に対する対策の有効性を確認する観起因事象から除外しているが，本事故事象に対する対策の有効性を確点や「実用発電用原子炉及びその附属設備の位置、構造及び設備の基認する観点や「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び準に関する規則の解釈（平成 25 年 6 月 19 日原子力規制委員会決

設備の基準に関する規則の解釈」にて挙げられる運転停止中事故シー定）」にて挙げられる運転停止中事故シーケンスグループとの包含関ケンスグループとの包含関係も踏まえて追加する。

⑤

係も踏まえて追加する。
a.

崩壊熱除去機能喪失

a.

崩壊熱除去機能喪失b.

全交流動力電源喪失b.

全交流動力電源喪失

c.

原子炉冷却材の流出c.

原子炉冷却材の流出

d.

反応度の誤投入d.

反応度の誤投入(3) 重要事故シーケンスの選定(3) 重要事故シーケンスの選定

運転停止中事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とす

運転停止中事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とす

る重要事故シーケンスを選定する。同じ運転停止中事故シーケンスグ

る重要事故シーケンスを選定する。同じ運転停止中事故シーケンスグ

ループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，燃料損傷防止対ループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，燃料損傷防止対策の実施に対する余裕時間，燃料損傷回避に必要な設備容量及び運転策の実施に対する時間余裕，燃料損傷回避に必要な設備容量及び運転停止中事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しいシー

停止中事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しいシー

ケンスを選定する。

ケンスを選定する。重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。

a.

崩壊熱除去機能喪失

a.

崩壊熱除去機能喪失

運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性

運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，RHR 機能喪失[フロントライン]を起因事象とする「崩の観点から，RHR 機能喪失[フロントライン]を起因事象とする「崩

1-24

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前

b.

c.

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除

壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除

去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。なお，原去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。なお，原子炉補機冷却系（原子炉補機冷却海水系を含む）の故障によって崩子炉補機冷却系（原子炉補機冷却海水系を含む）の故障によって崩壊熱除去機能が喪失する場合については，事象進展が同様となる全壊熱除去機能が喪失する場合については，事象進展が同様となる全交流動力電源喪失において，燃料損傷防止対策の有効性を確認す

交流動力電源喪失において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する。

る。

全交流動力電源喪失

b.

運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，外部電源喪失とともに非常用ディーゼル発電機が機能の観点から，外部電源喪失とともに非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至る「外部電源喪失＋交流電源喪失

喪失し，全交流動力電源喪失に至る「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定す＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。なお，本重要事故シーケンスは，従属的に発生する「原子炉補る。なお，本重要事故シーケンスは，従属的に発生する「原子炉補機冷却機能喪失」の重畳を考慮したものとなっている。

機冷却機能喪失」の重畳を考慮したものとなっている。

原子炉冷却材の流出

変更理由

全交流動力電源喪失

運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性c.

原子炉冷却材の流出

事象認知までに要する時間（点検作業に伴う冷却材の流出事象は事象認知までに要する時間や冷却材の流出量の観点から，「原子検知が容易）や冷却材の流出量の観点から，「原子炉冷却材流出

炉冷却材流出（RHR 切替え時のミニフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除（RHR 切り替え時のミニフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系

去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。なお，内失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。なお，停止時レベル

部事象停止時レベル 1PRA では，RHR の原子炉停止時冷却モードの吸1PRA では，RHR の原子炉停止時冷却モードの吸込みノズルの設置位込みノズルの設置位置が，有効燃料棒頂部より高い位置にあり，冷置が，有効燃料棒頂部より高い位置にあり，冷却材の流出が発生し却材の流出が発生したとしても燃料露出に至らないことから，「RHR

たとしても燃料露出に至らないことから，「RHR 切り替え時のミニフ

切替え時のミニフロー弁操作誤り」は起因事象として同定していな

ロー弁操作誤り」は起因事象として同定していないが，「1.2.4.2

いが，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」におい

有効性を確認するための評価項目の設定」において設定する「(2)て設定する「(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること」

放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること」を考慮して，あらを考慮して，あらためて起因事象として選定した。

⑤

ためて起因事象として選定した。
d.

反応度の誤投入
反応度の誤投入に係る事故シーケンスは「反応度の誤投入」のみ

d.

反応度の誤投入
反応度の誤投入に係る事故シーケンスは「反応度の誤投入」のみであることから，重要事故シーケンスとして選定する。具体的にであることから，重要事故シーケンスとして選定する。具体的には，代表性の観点から，「停止中に実施される試験等により，最大は，代表性の観点から，「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜か

1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近接を認知できずに臨界に至る事故」を想定する。

れ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」を
想定する。

1-25

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後各運転停止中事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス

及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2.4 表に示す。

す。

1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定

1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定「1.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選「1.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉定」に挙げた事故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉における燃料の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性がある

における燃料の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。

ことを確認するため，以下の評価項目を設定する。

(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。

(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。

(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。

(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。

(3) 未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は(3) 未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界

燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く。）。

は除く）。

1.3
1.3.1

評価に当たって考慮する事項
有効性評価において考慮する措置

1.3
1.3.1

評価に当たって考慮する事項
有効性評価において考慮する措置

グループ化した事故シーケンスごとに，関連する措置を「技術的能力

グループ化した事故シーケンスごとに，関連する措置を「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」及び「重大事故等対処設備につに係る審査基準への適合状況説明資料」及び「重大事故等対処設備について」との関係を含めて整理して評価を行う。評価に当たっては，「技いて」との関係を含めて整理して評価を行う。評価に当たっては，「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」で講じることとした措

術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」で講じることとした措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大事故等対策として用置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大事故等対策として用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係も含めて必要となる水源，燃料及び電源等の資源や要員を整理し，資源も含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要員を整理し，資源及及び要員の確保に関する評価を行う。

び要員の確保に関する評価を行う。

なお，「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」，

変更理由

各運転停止中事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス

及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2.4 表に示

なお，「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」及びにおける 1 つの事故シーケンスグループにおいて複数の対策があり，そ「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」におれぞれで重要事故シーケンス等を選定していない場合には，代表性，包ける 1 つの事故シーケンスグループにおいて複数の対策があり，それぞ絡性を整理し解析を行う。また，「運転中の原子炉における重大事故」

れで重要事故シーケンス等を選定していない場合には，代表性，包絡性における 1 つの格納容器破損モードにおいて複数の対策がある場合にはを整理し解析を行う。また，「運転中の原子炉における重大事故」にお各々の対策において解析を行う。

ける 1 つの格納容器破損モードにおいて複数の対策がある場合には各々

1-26

⑥誤記訂正

⑤

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

⑥誤記訂正
変更理由

の対策において解析を行う。
1.3.2

安全機能の喪失に対する仮定

1.3.2

安全機能の喪失に対する仮定

グループ化した事故シーケンスごとに，PRA の結果を踏まえ，起因事

グループ化した事故シーケンスごとに，PRA の結果を踏まえ，起因事

象の発生に加えて想定する多重故障，共通原因故障又は系統間の機能依象の発生に加えて想定する多重故障，共通原因故障又は系統間の機能依存性を考慮した従属故障等の安全機能の喪失を考慮する。

存性を考慮した従属故障等の安全機能の喪失を考慮する。

また，機能喪失の要因として故障又は待機除外を想定した設備の復旧

また，機能喪失の要因として故障又は待機除外を想定した設備の復旧には期待しない。

には期待しない。

1.3.3

1.3.3

外部電源に対する仮定

外部電源に対する仮定

外部電源有無の双方について考慮するが，基本的には常用系機器の機

外部電源有無の双方について考慮するが，基本的には常用系機器の機能喪失，工学的安全施設の作動遅れ及び運転員等操作への影響を考慮し能喪失，工学的安全施設の作動遅れ及び運転員等操作への影響を考慮して外部電源がない場合を想定する。ただし，外部電源を考慮した方が有て外部電源がない場合を想定する。ただし，外部電源を考慮した方が有効性を確認するための評価項目に対して評価結果の余裕が小さくなるよ

効性を確認するための評価項目に対して評価結果の余裕が小さくなるよ

うな場合は，外部電源がある場合を想定する。

うな場合は，外部電源がある場合を想定する。

1.3.4

1.3.4

単一故障に対する仮定

単一故障に対する仮定

重大事故等は設計基準事故対処設備が多重の機能喪失を起こすことを重大事故等は，設計基準事故対処設備が多重の機能喪失を起こすこと想定しており，さらに，重大事故等対処設備は，設計基準事故対処設備を想定しており，さらに，重大事故等対処設備は，設計基準事故対処設に対して多様性を考慮して設置していることから，重大事故等対処設備

備に対して多様性を考慮して設置していることから，重大事故等対処設の単一故障は仮定しない。

備の単一故障は仮定しない。

1.3.5

1.3.5

運転員等の操作時間に対する仮定

運転員等の操作時間に対する仮定

事故に対処するために必要な運転員等の手動操作については，原則と事故に対処するために必要な運転員等の手動操作については，原則として，中央制御室での警報発信又は監視パラメータが操作開始条件に達して，中央制御室での警報発信又は監視パラメータが操作開始条件に達したことを起点として，確実な実施のための時間余裕を含め，以下に示したことを起点として，確実な実施のための時間余裕を含め，以下に示す時間で実施するものとして考慮する。

す時間で実施するものとして考慮する。

(1) 可搬型設備に関しては，事象発生から 12 時間は，可搬型設備を使(1) 可搬型設備に関しては，事象発生から 12 時間は，可搬型設備を使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応

用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう，その機能に期待しないと仮定する。

できるよう，その機能に期待しないと仮定する。ただし，要員の確保等速やかに対応可能な体制が整備されている場合を除く。

(2) 可搬型設備以外の操作については，実際の操作に要する時間の不確⑤(2) 可搬型設備以外の操作については，実際の操作に要する時間の不確

1-27④(可搬型設備の運用方針の変更)

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

変更理由

定性を考慮し，以下の考え方に基づき設定する。

定性を考慮し，以下の考え方に基づき設定する。

a. 中央制御室で警報発信等を起点として実施する操作については，

a. 中央制御室で警報発信等を起点として実施する操作については，

事象発生後の状況の把握や他のパラメータの確認等を考慮して開始

事象発生後の状況の把握や他のパラメータの確認等を考慮して開始するものとする。

するものとする。

b. 上記操作に引き続き中央制御室で実施する操作については，速やb. 上記操作に引き続き中央制御室で実施する操作については，速やかに操作を開始するものとし，個別の運転操作に必要な時間を考慮

かに操作を開始するものとし，個別の運転操作に必要な時間を考慮する。運転員は手順書に従い，各操作条件を満たせば順次操作を実する。運転員は手順書に従い，各操作条件を満たせば順次操作を実施するものとし，有効性評価における解析の条件設定においては，施するものとし，有効性評価における解析の条件設定においては，各操作に必要な時間に基づき設定する。なお，事象発生直後の輻輳各操作に必要な時間に基づき設定する。なお，事象発生直後の輻輳している状態においては操作を開始するまでの余裕時間を考慮すしている状態においては操作を開始するまでの時間余裕を考慮する。

る。

c. 現場で実施する操作については，個別の現場操作に必要な時間を

c. 現場で実施する操作については，個別の現場操作に必要な時間を考慮する。なお，有効性評価における解析の条件設定においては，考慮する。なお，有効性評価における解析の条件設定においては，

操作場所までのアクセスルートの状況，操作場所の作業環境等を踏

操作場所までのアクセスルートの状況，操作場所の作業環境等を踏

まえて，現場操作に必要な時間を設定する。

まえて，現場操作に必要な時間を設定する。
（添付資料 1.3.1)(3) 有効性評価における操作時間は，「技術的能力に係る審査基準への⑤⑤

適合状況説明資料」で示している操作時間と同一若しくは時間余裕を踏まえて設定する。
（添付資料 1.3.1)
1.3.6

考慮する範囲1.3.6

考慮する範囲

有効性評価を行うに当たっては，異常状態の発生前の状態として，通有効性評価を行うに当たっては，異常状態の発生前の状態として，通常運転範囲及び運転期間の全域について考慮し，サイクル期間中の炉心常運転範囲及び運転期間の全域について考慮し，サイクル期間中の炉心燃焼度変化，燃料交換等による長期的な変動及び運転中予想される運転

燃焼度変化，燃料交換等による長期的な変動及び運転中予想される運転状態を考慮する。

状態を考慮する。

有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉等が安定停有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉等が安定停止状態等に導かれるまでを対象とするが，有効性評価における解析とし止状態等に導かれるまでを対象とするが，有効性評価における解析としては，原子炉等が安定停止状態等に導かれることが合理的に推定可能なては，原子炉等が安定停止状態等に導かれることが合理的に推定可能な時点までとし，外部支援がないものとして 7 日間の対策成立性を評価す時点までとし，外部支援がないものとして 7 日間の対策成立性を評価する。

る。

燃料の種類については，代表的に 9×9 燃料（A 型）を評価対象とす

燃料の種類については，代表的に 9×9 燃料（A 型）を評価対象とする。「事故」においては，9×9 燃料（A 型）及び 9×9 燃料（B 型）の熱る。設計基準事故においては，9×9 燃料（A 型）及び 9×9 燃料（B 型）

水力特性がほぼ同じであり，また，炉心全体及び局所的な核特性が混在の熱水力特性がほぼ同じであり，また，炉心全体及び局所的な核特性が

1-28

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

変更理由

炉心ゆえに厳しくなることはないため，代表的に 9×9 燃料（A 型）のみ

混在炉心ゆえに厳しくなることはないため，代表的に 9×9 燃料（A 型） ⑤及び 9×9 燃料（B 型）のみで構成された炉心について，解析条件を厳しのみ及び 9×9 燃料（B 型）のみで構成された炉心について，解析条件をく与え，評価を行っているが，燃料の種類の違いによって解析結果に大厳しく与え，評価を行っているが，燃料の種類の違いによって解析結果

きな差異は確認されていない。これらの結果を考慮して，また，本原子に大きな差異は確認されていない。これらの結果を考慮して，また，本炉施設の重大事故等対策（設備，手順等）の有効性を確認するという重発電用原子炉施設の重大事故等対策（設備，手順等）の有効性を確認す

大事故等対策の有効性評価の目的を踏まえて，評価対象の燃料の種類はるという重大事故等対策の有効性評価の目的を踏まえて，評価対象の燃1 つとし，代表的に 9×9 燃料（A 型）について評価を行う。

料の種類は 1 つとし，代表的に 9×9 燃料（A 型）について評価を行う。

1.4

1.4

有効性評価に使用する計算プログラム

有効性評価に使用する計算プログラム

有効性評価に使用する解析コードは，事故シーケンスの特徴に応じ有効性評価に使用する解析コードは，事故シーケンスの特徴に応じて，重要現象がモデル化されており，実験等を基に妥当性が確認され，て，重要現象がモデル化されており，実験等をもとに妥当性が確認さ適用範囲を含めてその不確かさが把握されているものとして，以下に示れ，適用範囲を含めてその不確かさが把握されているものとして，以下

す解析コードを使用する。また，重要事故シーケンス等に対して適用すに示す解析コードを使用する。また，重要事故シーケンス等に対して適る解析コードについて，事故シーケンスグループ等との対応を第 1.4.1

用する解析コードについて，事故シーケンスグループ等との対応を第表から第 1.4.3 表に示す。

1.4.1 表から第 1.4.3 表に示す。

ここで記載している，解析コードの妥当性確認内容や不確かさ等につここで記載している，解析コードの妥当性確認内容や不確かさ等については，「付録 3 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデン

いては，「付録 3 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデン

ト解析コードについて」に示す。

ト解析コードについて」に示す。
（添付資料 1.4.1)

1.4.1
1.4.1.1

SAFER
概要

⑤

（添付資料 1.4.1)
1.4.1
1.4.1.1

SAFER
概要

長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER は長期間の原子炉内熱水力過

長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER は長期間の原子炉内熱水力過渡変化を解析するコードである。原子炉内を 9 ノードに分割し，原子炉

渡変化を解析するコードである。原子炉内を 9 ノードに分割し，原子炉

圧力及び各ノードの水位変化等を計算する。原子炉内冷却材量の評価に

圧力，各ノードの水位変化等を計算する。原子炉内冷却材量の評価に当当たっては，上部タイプレート及び炉心入口オリフィス等での気液対向

たっては，上部タイプレート，炉心入口オリフィス等での気液対向流制

流制限現象（CCFL）及び上部プレナムにおけるサブクール域の局在化に限現象（CCFL）及び上部プレナムにおけるサブクール域の局在化によりより冷却材が下部プレナムに落下する現象（CCFL ブレークダウン）を考

冷却材が下部プレナムに落下する現象（CCFL ブレークダウン）を考慮す

慮することができる。

ることができる。

また，本コードでは，平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体に対また，本コードでは，平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体に対して燃料ペレット，燃料被覆管及びチャンネルボックス等の温度計算をして燃料ペレット，燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行行なう。燃料被覆管の温度計算においては，その冷却状態に応じた熱伝う。燃料被覆管の温度計算においては，その冷却状態に応じた熱伝達係

1-29

⑥誤記訂正

⑤

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更前

変更後

達係数，燃料棒間の輻射及び燃料棒とチャンネルボックスの輻射を考慮

数，燃料棒間の輻射及び燃料棒とチャンネルボックスの輻射を考慮するすることができる。また，燃料被覆管と冷却水又は水蒸気との化学反応ことができる。また，燃料被覆管と冷却水又は水蒸気との化学反応（ジ（ジルコニウム－水反応）を Baker－Just の式によって計算し，表面のルコニウム－水反応）を Baker－Just の式によって計算し，表面の酸化酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管

覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。

の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。

本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力等の初期条件，原子炉の本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力等の初期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，

幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，

プラント過渡特性パラメータ，非常用炉心冷却系等の特性，想定破断のプラント過渡特性パラメータ，非常用炉心冷却系等の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，原子炉水位，燃位置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管の最高温度，燃料被覆管酸化量等が求められる。

料被覆管の最高温度，燃料被覆管酸化量等が求められる。

1.4.1.2

1.4.1.2

重要現象のモデル化

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心及び原子炉圧力容器における重(1) 炉心(1) 炉心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。

核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。

燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，

燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，
燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。

熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化，気液分

熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化，気液分

離（水位変化）・対向流，三次元効果及び気液熱非平衡がモデル化さ

離（水位変化）・対向流，三次元効果及び気液熱非平衡がモデル化さ

れている。

れている。

(2) 原子炉圧力容器(2) 原子炉圧力容器

重要現象として，冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボ重要現象として，冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボ

イド率変化，気液分離（水位変化）・対向流及び ECCS 注水（給水系・イド率変化，気液分離（水位変化）・対向流及び ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）がモデル化されている。

代替注水設備含む）がモデル化されている。

1.4.1.3

妥当性確認及び不確かさの把握⑤

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心及び原子炉圧力容器における重要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。

燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。

変更理由

重要現象のモデル化

要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。

1.4.1.3

妥当性確認及び不確かさの把握

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，TBL，ROSA－Ⅲ，FIST－ABWR の実験解析を実施している。具体的には，TBL，ROSA－Ⅲ及び FIST－ABWR の実験解により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているも析により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているのを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的ものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体

1-30

⑥誤記訂正

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後には，第 1.4.4 表に示すとおりである。

的には，第 1.4.4 表に示すとおりである。

1.4.2

CHASTE

1.4.2

CHASTE

1.4.2.1

概要

1.4.2.1

概要

炉心ヒートアップ解析コード CHASTE は，燃料ペレット，燃料被覆

炉心ヒートアップ解析コード CHASTE は，燃料ペレット，燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行うコードである。本コード

管，チャンネルボックス等の温度計算を行うコードである。本コード

は，燃料ペレットを半径方向に最大 9 ノードに分割し，燃料集合体内燃

は，燃料ペレットを半径方向に最大 9 ノードに分割し，燃料集合体内燃

料棒を 1 本毎に全て取り扱い，その熱的相互作用（輻射等）を考慮して料棒を 1 本ごとに全て取り扱い，その熱的相互作用（輻射）を考慮している。また，ジルコニウム－水反応を Baker－Just の式によって計算いる。また，ジルコニウム－水反応を Baker－Just の式によって計算

し，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することにし，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合によって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。燃は，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。燃料被覆管表面からの除熱に対する熱伝達係数は，SAFER で求めた値を用

料被覆管表面からの除熱に対する熱伝達係数は，SAFER で求めた値を用

いる。

いる。

本コードの入力は，原子炉出力及び原子炉圧力の時間変化，炉心露出

本コードの入力は，原子炉出力及び原子炉圧力の時間変化，炉心露出

時間，再冠水時間，炉心スプレイによる冷却開始時間等のプラント過渡

時間，再冠水時間，炉心スプレイによる冷却開始時間等のプラント過渡特性，燃料集合体及び炉心に関するデータ，並びに熱伝達係数変化であ

特性，燃料集合体及び炉心に関するデータ並びに熱伝達係数変化であり，出力として，燃料被覆管の最高温度及び燃料被覆管酸化量等が求め

り，出力として，燃料被覆管の最高温度，燃料被覆管酸化量等が求めら

られる。

れる。

1.4.2.2

重要現象のモデル化

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化さ

1.4.2.2(1) 炉(1) 炉心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。

燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管

燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管

1.4.2.3

妥当性確認及び不確かさの把握⑤⑤核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
酸化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。

⑤

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。

心

変更理由

重要現象のモデル化れている。具体的には以下のとおりである。

酸化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
1.4.2.3

妥当性確認及び不確かさの把握

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，BWR－FLECHT 実験解析，炉心冷却実験解を実施している。具体的には，BWR－FLECHT 実験解析，炉心冷却実験解

析及びスプレイ冷却特性実験解析により確認している。また，入力条件

析及びスプレイ冷却特性実験解析により確認している。また，入力条件

1-31

⑥誤記訂正

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更前

変更後

により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，そのにより不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4.5 表に示すとおりであ

不確かさを把握している。具体的には，第 1.4.5 表に示すとおりであ

る。

る。

1.4.3

REDY

1.4.3.1

概要

1.4.3

概要

プラント動特性解析コード REDY は，炉心，圧力容器，圧力容器内部

プラント動特性解析コード REDY は，炉心，原子炉圧力容器，原子炉

構造物，原子炉冷却材再循環系，主蒸気管，タービン系，原子炉格納容

圧力容器内部構造物，原子炉冷却材再循環系，主蒸気管，タービン系，器等のプラント全体を模擬し，6 群の遅発中性子及び反応度フィードバ

原子炉格納容器等のプラント全体を模擬し，6 群の遅発中性子及び反応

ックを含む炉心一点近似動特性，燃料棒の熱的動特性及び冷却材の熱水

度フィードバックを含む炉心一点近似動特性，燃料棒の熱的動特性及び力挙動を計算する。

冷却材の熱水力挙動を計算する。

本コードの入力は，原子炉出力，炉心流量等の初期条件，原子炉，主本コードの入力は，原子炉出力，炉心流量等の初期条件，原子炉，主蒸気管，原子炉格納容器等のデータ，核データ，燃料棒データ，各種制蒸気管，原子炉格納容器等のデータ，核データ，燃料棒データ，各種制

御系データ等であり，出力として，原子炉出力，原子炉圧力，炉心流御系データ等であり，出力として，原子炉出力，原子炉圧力，炉心流量，原子炉水位，格納容器圧力，サプレッション・チェンバ・プール水量，原子炉水位，格納容器圧力，サプレッション・チェンバ・プール水

温度等の時間変化が求められる。

温度等の時間変化が求められる。

なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実

なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，格納容器圧力，サプレッション・チェンバ・プール水

績のあるものに，格納容器圧力，サプレッション・チェンバ・プール水

温度の時間変化を求めることができるように，格納容器モデルを追加し温度の時間変化を求めることができるように，格納容器モデルを追加したものである。

たものである。

1.4.3.2

1.4.3.2

重要現象のモデル化

重要現象のモデル化

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器及び原子炉格事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器及び原子炉格

納容器における重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のと納容器における重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。

おりである。

(1) 炉心(1) 炉心核については，重要現象として核分裂出力，反応度フィードバック
効果及び崩壊熱がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化がモデル

変更理由

REDY

1.4.3.1

核については，重要現象として核分裂出力，反応度フィードバック
効果及び崩壊熱がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化がモデル化されている。

化されている。

(2) 原子炉圧力容器(2) 原子炉圧力容器

重要現象として，冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧

重要現象として，冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）及びほう酸水の拡散が流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）及びほう酸水の拡散が

1-32

⑥誤記訂正

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前
モデル化されている。
(3) 原子炉格納容器
重要現象として，サプレッション・チェンバ・プール冷却がモデル化されている。
1.4.3.3

妥当性確認及び不確かさの把握②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後(3) 原子炉格納容器

1.4.3.3

妥当性確認及び不確かさの把握

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ABWR 実機試験解析，設計解析での確認等を実施している。具体的には，ABWR 実機試験解析，設計解析での確認等

により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているもにより確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的のを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4.6 表に示すとおりである。

には，第 1.4.6 表に示すとおりである。

1.4.4

1.4.4

1.4.4.1

概要⑤

る。

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認

SCAT

変更理由

モデル化されている。
重要現象として，サプレッション・プール冷却がモデル化されてい1.4.4.1

SCAT
概要

単チャンネル熱水力解析コード SCAT は，単一チャンネルを模擬し，単チャンネル熱水力解析コード SCAT は，単一チャンネルを模擬し，これを軸方向一次元に多ノード分割する。各ノードについて，燃料棒にこれを軸方向一次元に多ノード分割する。各ノードについて，燃料棒には半径方向にのみ熱伝導方程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し，は半径方向にのみ熱伝導方程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し，チャンネル内冷却材には，質量及びエネルギー保存則を適用して冷却材

チャンネル内冷却材には，質量及びエネルギ保存則を適用して冷却材のの熱水力挙動を計算する。

熱水力挙動を計算する。

本コードの入力は，燃料集合体の幾何学的形状，軸方向出力分布等の本コードの入力は，燃料集合体の幾何学的形状，軸方向出力分布等の炉心データ，燃料集合体出力，チャンネル入口流量等の初期条件，REDY

炉心データ，燃料集合体出力，チャンネル入口流量等の初期条件，REDY

コードの出力から得られたチャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等

コードの出力から得られたチャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等であり，出力として，GEXL 相関式に基づく限界出力比（CPR），各ノードであり，出力として，GEXL 相関式に基づく限界出力比（CPR），各ノードでの冷却材流量，クオリティ等の時間変化が求められる。

での冷却材流量，クオリティ等の時間変化が求められる。

なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実

なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，沸騰遷移後の燃料被覆管温度を求めることができるよ績のあるものに，沸騰遷移後の燃料被覆管温度を求めることができるよ

うに，沸騰遷移後の燃料被覆管－冷却材間の熱伝達評価式とリウェット

うに，沸騰遷移後の燃料被覆管－冷却材間の熱伝達評価式とリウェット

相関式を適用している。

相関式を適用している。

1-33

⑥誤記訂正

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前
1.4.4.2

重要現象のモデル化

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化さ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
1.4.4.2

変更理由

重要現象のモデル化

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。

れている。具体的には，以下のとおりである。

(1) 炉心(1) 炉心核については，重要現象として，出力分布変化がモデル化されてい④（解析コード資料との整合）る。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面
熱伝達及び沸騰遷移がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，気液熱非平衡がモデル化されている。
1.4.4.3

燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面
熱伝達及び沸騰遷移がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，気液熱非平衡がモデル化されている。

妥当性確認及び不確かさの把握

1.4.4.3

妥当性確認及び不確かさの把握

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ATLAS 試験，NUPEC BWR 燃料集合体熱水を実施している。具体的には，ATLAS 試験，NUPEC BWR 燃料集合体熱水力試験により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮して力試験により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。

いるものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。

具体的には，第 1.4.7 表に示すとおりである。

具体的には，第 1.4.7 表に示すとおりである。

1.4.5

MAAP

1.4.5

1.4.5.1

概

要

⑥誤記訂正

1.4.5.1

MAAP
概要

シビアアクシデント総合解析コード MAAP は，炉心損傷を伴う事故シシビアアクシデント総合解析コード MAAP は，炉心損傷を伴う事故シーケンスについて，炉心損傷，圧力容器破損，格納容器破損，放射性物

ーケンスについて，炉心損傷，原子炉圧力容器破損，原子炉格納容器破質の環境放出に至るまでのプラント内の熱水力及び放射性物質挙動を解損，放射性物質の環境放出に至るまでのプラント内の熱水力及び放射性析するコードである。炉心損傷後の原子炉内及び原子炉格納容器内を一物質挙動を解析するコードである。炉心損傷後の原子炉内及び原子炉格次系，ドライウェル，ウェットウェルに分割し，重大事故等時に想定さ納容器内を一次系，ドライウェル，ウェットウェルに分割し，重大事故れる炉心のヒートアップ，燃料被覆管の酸化・破裂，炉心損傷，溶融炉等時に想定される炉心のヒートアップ，燃料被覆管の酸化・破裂，炉心

心移行挙動と冷却性，水素と水蒸気の生成，溶融炉心・コンクリート反

損傷，溶融炉心移行挙動と冷却性，水素ガスと水蒸気の生成，溶融炉

応，格納容器圧力・温度，放射性物質の放出と移行/沈着挙動等の諸現

心・コンクリート反応，格納容器圧力・温度，放射性物質の放出と移行象がモデル化され，また，種々の注水設備や冷却設備の特性や制御系が／沈着挙動等の諸現象がモデル化され，また，種々の注水設備や冷却設モデル化できるため，自動トリップや運転員操作等によるシステム応答備の特性や制御系がモデル化できるため，自動トリップや運転員操作等を含む，重大事故等時のプラント挙動の評価が可能である。

によるシステム応答を含む，重大事故等時のプラント挙動の評価が可能
である。

1-34

⑤
⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容

本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容器温度等の初期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集器温度等の初期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，格納容器自由空間体積，流路面積及び流合体及び炉心に関するデータ，格納容器自由空間体積，流路面積及び流路抵抗，注水設備，減圧設備及び冷却設備の特性，想定破断の位置及び路抵抗，注水設備，原子炉減圧設備及び冷却設備の特性，想定破断の位

破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，原子炉水位，燃料温度，

置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，原子炉水位，燃料

溶融炉心温度，格納容器圧力，格納容器温度，コンクリート浸食量，放温度，溶融炉心温度，格納容器圧力，格納容器温度，コンクリート侵食

射性物質の格納容器内の分布等が求められる。

量，放射性物質の原子炉格納容器内の分布等が求められる。

1.4.5.2

1.4.5.2

重要現象のモデル化

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器，原子炉格納容器，原子炉圧力容器（炉心損傷後），原子炉格納容器（炉心損傷後）

容器，原子炉圧力容器（炉心損傷後），原子炉格納容器（炉心損傷後）における重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりでにおける重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりで

ある。

ある。

(1) 炉心(1) 炉心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。

核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。

燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面

燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面

熱伝達，燃料被覆管変形及び燃料被覆管酸化がモデル化されている。

熱伝達，燃料被覆管変形及び燃料被覆管酸化がモデル化されている。

熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化及び気液

熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流出（臨界流・差圧流）及び ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）がモデル化されている。
(3) 原子炉格納容器(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流出（臨界流・差圧流）及び ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）がモデル化されている。
(3) 原子炉格納容器
重要現象として，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，放射線分解等による内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，放射線水分解等によ

水素・酸素発生，格納容器ベント及びサプレッション・チェンバ・プ

る水素ガス・酸素ガス発生並びに格納容器ベント及びサプレッショ

ール冷却がモデル化されている。

ン・プール冷却がモデル化されている。
(4) 原子炉圧力容器（炉心損傷後）重要現象として，リロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力

重要現象として，リロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損及伝達），下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉圧力容器内 FP 挙動がモデル化されている。

び原子炉圧力容器内 FP 挙動がモデル化されている。

(5) 原子炉格納容器（炉心損傷後）⑤

分離（水位変化）・対向流がモデル化されている。

重要現象として，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び(4) 原子炉圧力容器（炉心損傷後）

変更理由

重要現象のモデル化

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器，原子炉格納(5) 原子炉格納容器（炉心損傷後）

1-35

⑥誤記訂正

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

重要現象として，原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉

重要現象として，原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉

圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達），格納容器下部床面での溶融炉心

圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達），格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，溶融炉心と格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコの拡がり，溶融炉心と格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生，原子炉

ンクリートの伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生，原子炉

格納容器内 FP 挙動がモデル化されている。

格納容器内 FP 挙動がモデル化されている。

1.4.5.3

妥当性確認及び不確かさの把握

1.4.5.3

変更理由

妥当性確認及び不確かさの把握

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，TMI 事故解析，CORA 実験解析，HDR 実験を実施している。具体的には，TMI 事故解析，CORA 実験解析，HDR 実験

解析，CSTF 実験解析，ACE 実験解析，SURC－4 実験解析，PHEBUS－FP 実

解析，CSTF 実験解析，ACE 実験解析，SURC－4 実験解析，PHEBUS－FP 実

験解析，ABCOVE 実験解析，感度解析等により，その不確かさを把握して

験解析，ABCOVE 実験解析，感度解析等により確認している。また，入力いる。具体的には，第 1.4.8 表に示すとおりである。

条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，⑤

その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4.8 表に示すとおりで
ある。
1.4.6

APEX

1.4.6.1

概

1.4.6
要

1.4.6.1

APEX
概要

反応度投入事象解析コード APEX は，熱的現象を断熱としており，炉反応度投入事象解析コード APEX は，熱的現象を断熱としており，炉心平均出力の過渡変化を炉心一点近似による中性子動特性方程式で表

心平均出力の過渡変化を炉心一点近似による中性子動特性方程式で表し，出力の炉心空間分布を二次元（R－Z）拡散方程式で表す。炉心各部

し，出力の炉心空間分布を二次元（R－Z）拡散方程式で表す。炉心各部分のエンタルピの上昇は，出力分布に比例するものとし，炉心平均エン分のエンタルピの上昇は，出力分布に比例するものとし，炉心平均エン

タルピがある程度上昇する間（エンタルピステップ）は，出力分布は一タルピがある程度上昇する間（エンタルピステップ）は，出力分布は一定としている。また，投入反応度としては，制御棒価値，スクラム反応

定としている。また，投入反応度としては，制御棒価値，スクラム反応

度及びドップラ反応度を考慮するが，このドップラ反応度は，二次元拡度及びドップラ反応度を考慮するが，このドップラ反応度は，二次元拡

散計算による出力分布を考慮して求められる。

散計算による出力分布を考慮して求められる。

APEX の入力は，炉心の幾何学的形状，各種中性子断面積，拡散係数，

APEX の入力は，炉心の幾何学的形状，各種中性子断面積，拡散係数，

ドップラ係数，炉心動特性パラメータ等の核データ，制御棒反応度の時

ドップラ係数，炉心動特性パラメータ等の核データ，制御棒反応度の時間変化等であり，出力として，中性子束分布，エンタルピ分布及び炉心間変化等であり，出力として，中性子束分布，エンタルピ分布及び炉心

平均出力の時間変化が求められる。

平均出力の時間変化が求められる。

APEX の出力に基づき，単チャンネル熱水力解析を行う場合には，単チャンネル熱水力解析コード SCAT（RIA 用）を用いる。
SCAT（RIA 用）は，燃料棒を燃料ペレット，ペレットと被覆管の間の⑤APEX の出力に基づき，単チャンネル熱水力解析を行う場合には，単チャンネル熱水力解析コード SCAT（RIA 用）を用いる。
SCAT（RIA 用）は，燃料棒を燃料ペレット，ペレットと燃料被覆管の

1-36

⑥誤記訂正

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更前

変更後

空隙部であるギャップ部，燃料被覆管で構成し，ノード毎に径方向の熱間の空隙部であるギャップ部，燃料被覆管で構成し，ノードごとに径方伝達を計算する。燃料ペレット及び燃料被覆管には，径方向一次元の非向の熱伝達を計算する。燃料ペレット及び燃料被覆管には，径方向一次

定常熱伝導方程式を適用して燃料棒内の温度分布を計算し，チャンネル

元の非定常熱伝導方程式を適用して燃料棒内の温度分布を計算し，チャ

内冷却材には，質量，運動量及びエネルギー保存則を適用して冷却材のンネル内冷却材には，質量，運動量及びエネルギ保存則を適用して冷却

熱水力挙動を計算する。冷却材の沸騰状態に応じた熱伝達率相関式を用材の熱水力挙動を計算する。冷却材の沸騰状態に応じた熱伝達率相関式

いることにより，燃料棒の除熱量を求める。

を用いることにより，燃料棒の除熱量を求める。

SCAT（RIA 用）の入力は，APEX の出力から得られた炉心平均出力変SCAT（RIA 用）の入力は，APEX の出力から得られた炉心平均出力変化，炉心出力分布に加え，燃料集合体幾何条件，燃料集合体熱水力デー

化，炉心出力分布に加え，燃料集合体幾何条件，燃料集合体熱水力デー

タ，燃料物性データ，ギャップ熱伝達係数，ペレット径方向出力分布，タ，燃料物性データ，ギャップ熱伝達係数，ペレット径方向出力分布，

局所出力ピーキング係数等であり，出力として，非断熱燃料エンタルピ

局所出力ピーキング係数等であり，出力として，非断熱燃料エンタルピの時間変化が求められる。

の時間変化が求められる。

1.4.6.2

1.4.6.2

重要現象のモデル化

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化さ(1) 炉心(1) 炉心核については，重要現象として，核分裂出力，出力分布変化，反応

核については，重要現象として，核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバック効果及び制御棒反応度効果がモデル化されている。

度フィードバック効果及び制御棒反応度効果がモデル化されている。

燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面

燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面

1.4.6.3

検証/妥当性確認及び不確かさの把握⑤

事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。

熱伝達及び沸騰遷移がモデル化されている。

変更理由

重要現象のモデル化れている。具体的には，以下のとおりである。

熱伝達及び沸騰遷移がモデル化されている。
1.4.6.3

妥当性確認及び不確かさの把握

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの検証/妥当

事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認

性確認を実施している。具体的には，SPERT－ⅢE 炉心実験，実効共鳴積を実施している。具体的には，SPERT－ⅢE 炉心実験，実効共鳴積分測定

分測定に関わる Hellstrand の実験式，MISTRAL 臨界試験，実機での制御に関わる Hellstrand の実験式，MISTRAL 臨界試験，実機での制御棒価値

棒価値測定試験により確認している。また，入力条件により不確かさを測定試験により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮し考慮しているものを除いて，検証/妥当性確認により，その不確かさをているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握してい把握している。具体的には，第 1.4.9 表に示すとおりである。

る。具体的には，第 1.4.9 表に示すとおりである。

1-37

⑥誤記訂正

⑤
⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前
1.5
1.5.1

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後有効性評価における解析の条件設定の方針

1.5

解析条件設定の考え方

1.5.1

変更理由

有効性評価における解析の条件設定の方針
解析条件設定の考え方

有効性評価における解析の条件設定については，事象進展の不確かさ

有効性評価における解析の条件設定については，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性をを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目となるパラメータに対して余裕が小さくなるよ

確認するための評価項目となるパラメータに対して余裕が小さくなるような設定とする。この際，「1.4 有効性評価に使用する計算プログラ

うな設定とする。この際，「1.4 有効性評価に使用する計算プログラ

ム」において把握した解析コードの持つ重要現象に対する不確かさや解ム」において把握した解析コードの持つ重要現象に対する不確かさや解析条件の不確かさによって，さらに本原子炉施設の有効性評価の評価項

析条件の不確かさによって，さらに本発電用原子炉施設の有効性評価の目となるパラメータ及び運転員等操作時間に対する余裕が小さくなる可

評価項目となるパラメータ及び運転員等操作時間に対する余裕が小さく能性がある場合は，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設なる可能性がある場合は，影響評価において感度解析等を行うことを前定する。ただし，「1.5.2 共通解析条件」に示す解析条件については共提に設定する。ただし，「1.5.2 共通解析条件」に示す解析条件につい通の条件として設定する。

ては共通の条件として設定する。

なお，初期条件とは異常状態が発生する前の原子炉施設の状態，事故

なお，初期条件とは異常状態が発生する前の発電用原子炉施設の状条件とは重大事故等の発生原因となる機器の故障又は安全機能の喪失の態，事故条件とは重大事故等の発生原因となる機器の故障又は安全機能

状態，機器条件とは重大事故等を収束させる際に使用する重大事故等対の喪失の状態，機器条件とは重大事故等を収束させる際に使用する重大処設備の状態，操作条件とは運転員等が重大事故等対処設備を操作可能

事故等対処設備の状態，操作条件とは運転員等が重大事故等対処設備をとなる状態のことをいう。

操作可能となる状態のことをいう。

また，有効性評価においては発電所内の原子炉施設で重大事故等が同

また，有効性評価においては発電所内の発電用原子炉施設で重大事故時に発生することも想定していることから，6 号及び 7 号炉で異なる評等が同時に発生することも想定していることから，6 号及び 7 号炉で異価条件を設定している場合は，両号炉の条件を記載する。

なる評価条件を設定している場合は，両号炉の条件を記載する。

（添付資料 1.5.1)
1.5.2

共通解析条件⑤⑤⑤

共通解析条件

操作条件については，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に

操作条件については，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示すとおり個別に解析条件を設定するが，以下に示す解析条件は，各重示すとおり個別に解析条件を設定するが，以下に示す解析条件は，各重要事故シーケンス等においてその影響が大きく変わらないことから共通

要事故シーケンス等においてその影響が大きく変わらないことから共通の条件として設定する。また，LOCA の破断位置については，原子炉内のの条件として設定する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する

保有水量及び流出量等の観点から選定する。なお，解析条件の不確かさ

配管の破断による LOCA を想定する場合の配管の破断位置については，の影響については，グループ化した事故シーケンスごとに確認する。

原子炉圧力容器内の保有水量，流出量等の観点から選定する。なお，解（添付資料 1.5.2)⑤（添付資料 1.5.1)
1.5.2

析条件の不確かさの影響については，グループ化した事故シーケンスごとに確認する。
（添付資料 1.5.2)

1-38

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前
1.5.2.1

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故(1) 初期条件②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
1.5.2.1

変更理由

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故(1) 初期条件a.

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」を除く事故シー⑤

ケンスグループにおいて用いる条件a.

初期運転条件(a) 初期運転条件

原子炉熱出力の初期値として，定格値(3,926MWt)，原子炉圧力

原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧（圧力容器ドーム部）の初期値として，定格値（7.07MPa[gage]）

力の初期値として，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとすを用いるものとする。また，炉心流量の初期値として，定格値である。また，炉心流量の初期値として，定格値である 100％流量

3

る 100％流量(52.2×10 t/h)を用いるものとする。
b.

炉心及び燃料⑤⑤(52.2×103t/h)を用いるものとする。
(b) 炉心及び燃料

炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心

炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉に関する条件は 9×9 燃料(A 型)を装荷した平衡サイクルを想定した心に関する条件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想値，燃料ペレット/燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条

定した値，燃料ペレット，燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に件は設計値を用いるものとする。

関する条件は設計値を用いるものとする。

(a) 原子炉停止後の崩壊熱

a)⑤

原子炉停止後の崩壊熱⑤

原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却⑤

原子炉停止後の崩壊熱は，第 1.5.1 図に示す ANSI/ANS-5.11979 に基づく崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩壊熱は燃系の性能評価指針」にて使用することが妥当とされた

焼度が高くなるサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期

ANSI/ANS-5.1-1979+2σ を最確条件とした ANSI/ANS-5.1-1979の燃焼度のばらつきを考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩壊熱は33GWd/t の条件に対応したものとする。

燃焼度が高くなるサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度 33GWd/t の条件に対応したものとする。崩壊熱曲線を第1.5.1.図に示す。

(b) 最大線出力密度b)

燃料棒の最大線出力密度は，設計の最大値として，44.0kW/m を

最大線出力密度用いるものとする。
c.

原子炉圧力容器原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。

d.

原子炉格納容器⑤

燃料棒の最大線出力密度は，設計限界値として，44.0kW/m を ⑤用いるものとする。
(c) 原子炉圧力容器⑤

原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(d) 原子炉格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイス
システム LOCA）」では原子炉格納容器に関する解析条件は用いな
い。

1-39

⑥誤記訂正

⑤
⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後(a) 容積

a)

変更理由

容積

格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構⑤

原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部

3

⑤

3

造物体積を除く全体積として 7,350m ，ウェットウェル空間部

機器，構造物体積を除く全体積として 7,350m ，ウェットウェ

は，必要最小空間部体積として 5,960m3，ウェットウェル液相部

ル空間部は，必要最小空間部体積として 5,960m3，ウェットウ

は，必要最小プール水量として 3,580m3 を用いるものとする。

ェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3 を用いるものとする。

(b) 初期温度及び初期圧力b)

格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温度は⑤

原子炉格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温⑤

度は 57℃，サプレッション・チェンバ・プール水温は 35℃をのとする。また，格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるも用いるものとする。また，原子炉格納容器の初期圧力はのとする。

5.2kPa[gage]を用いるものとする。
c)

サプレッション・チェンバ・プールの初期水位

サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転時⑤

サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転の水位として 7.05m を用いるものとする。

時の水位として 7.05m を用いるものとする。

(d) 真空破壊装置

d)

真空破壊装置真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル－⑤

真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル

サプレッション・チェンバ間差圧)）を用いるものとする。
e.

初期温度及び初期圧力

57℃，サプレッション・チェンバ・プール水温は 35℃を用いるも(c) サプレッション・チェンバ・プールの初期水位－サプレッション・チェンバ間差圧)）を用いるものとする。

外部水源の温度(e) 外部水源の温度

外部水源の温度について，初期温度は 50℃とし，事象発生から⑤

外部水源の温度について，復水貯蔵槽の水温は初期温度を 50℃ ⑤

12 時間以降は 45℃，事象発生から 24 時間以降は 40℃とする。

とし，事象発生から 12 時間以降は 45℃，事象発生から 24 時間以
降は 40℃とする。また，淡水貯水池の水温は 40℃とする。

f.

主要機器の形状(f) 主要機器の形状

原子炉圧力容器，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管，

原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。

⑤⑤

値を用いるものとする。
b.

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において用いる⑤

条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値として，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また，炉心流量の初期値として，定格値である 100％流量(52.2×103t/h)，主蒸気流量の初期値として，定格値（7.64×103t/h）を用いるものとする。

1-40

⑥誤記訂正

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後(b) 給水温度

変更理由⑤

給水温度の初期値は 215℃とする。
(c) 燃料及び炉心⑤

炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
a)

最小限界出力比
燃料の最小限界出力比は，設計限界値として，1.22 を用いる
ものとする。

b)

最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，設計限界値として，44.0kW/m を用いるものとする。

c)

核データ
動的ボイド係数はサイクル末期の値の 1.25 倍，動的ドップ
ラ係数はサイクル末期の値の 0.9 倍を用いるものとする。

(d) 原子炉圧力容器⑤

原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(e) 原子炉格納容器⑤

原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。
a)

容積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェ
ル空間部は，必要最小空間部体積として 5,960m3，ウェットウ
ェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3 を用いるも
のとする。

b)

初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，サプレッション・チェ
ンバ・プール水温は 35℃を用いるものとする。また，原子炉格
納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。

(f) 外部水源の温度
外部水源の温度は 32℃とする。

1-41

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後(g) 主要機器の形状変更理由⑤

原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。

(2) 重大事故等対策に関連する機器条件a.

安全保護系等の設定点
原子炉緊急停止系作動回路のスクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低 (レベル 3)(2) 重大事故等対策に関連する機器条件a.

安全保護系等の設定点
原子炉緊急停止系作動回路のスクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低 (レベル 3)

セパレータスカート下端から＋62cm（遅れ時間 1.05 秒）

セパレータスカート下端から＋62cm（有効燃料棒頂部から＋380cm）（遅れ時間 1.05 秒）

タービン蒸気加減弁急速閉
炉心流量急減「第 3 図⑤

タービン蒸気加減弁急速閉制御油圧低（4.12MPa[gage]）（遅れ時間 0.08 秒）

制御油圧低（4.12MPa[gage]）（遅れ時間 0.08 秒）
炉心流量急減炉心流量急減の解析上のスクラムの設定値」参照

柏崎刈羽原子力発電所原子力規制委員会設置法附則第 23 条⑤

第 1 項の届出書（平成 25 年 9 月 27 日（平成 26 年 4 月 25 日に一部補正））の添付書類十の第 3.2.1-1 図「炉心流量急減の解析上のスクラムの設定値」参照
工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。

工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。

原子炉水位低 (原子炉隔離時冷却系（補給水機能）起動)設定

原子炉水位低（原子炉隔離時冷却系（補給水機能）起動）設定

点

点
セパレータスカート下端から－58cm（レベル 2）

セパレータスカート下端から－58cm（有効燃料棒頂部から＋260cm）（レベル 2）

原子炉水位低 (高圧炉心注水系起動，主蒸気隔離弁閉止)設定

原子炉水位低（高圧炉心注水系起動，主蒸気隔離弁閉止）設定

点

点
セパレータスカート下端から－203cm（レベル 1.5）

原子炉水位低 (低圧注水系起動，自動減圧系作動)設定点
セパレータスカート下端から－287cm（レベル 1）⑤

原子炉水位低（低圧注水系起動，自動減圧系作動）設定点
セパレータスカート下端から－287cm（有効燃料棒頂部から＋31cm）（レベル 1）

原子炉水位低（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点⑤

セパレータスカート下端から－203cm（有効燃料棒頂部から＋115cm）（レベル 1.5）

原子炉水位低（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点

1-42

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

セパレータスカート下端から＋62cm（レベル 3）

変更理由

セパレータスカート下端から＋62cm（有効燃料棒頂部から＋380cm）（レベル 3）

原子炉水位低（再循環ポンプ 6 台トリップ）設定点⑤

原子炉水位低（再循環ポンプ 6 台トリップ）設定点

セパレータスカート下端から－58cm（レベル 2）

セパレータスカート下端から－58cm（有効燃料棒頂部から＋260cm）（レベル 2）⑤

原子炉水位高（原子炉隔離時冷却系（補給水機能）トリップ，
高圧炉心注水系注入隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から＋166cm（有効燃料棒頂部から＋484cm）（レベル 8）
原子炉圧力高（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点

原子炉圧力高（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点

原子炉圧力 7.48MPa[gage]

原子炉圧力 7.48MPa[gage]

ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作

ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作

動）設定点

動）設定点

ドライウェル圧力 13.7kPa[gage]b.

逃がし安全弁

ドライウェル圧力 13.7kPa[gage]b.

逃がし安全弁

逃がし安全弁の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）

逃がし安全弁の逃がし弁機能の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力は，設計値として以下の値を用いるものとする。

⑤

における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。なお，アキュムレータ内の窒素を消費した場合には安全弁機能による
原子炉圧力制御となるが，事象初期に作動する逃がし弁機能による
原子炉圧力制御にて代表させる。

1.5.2.2

第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個

第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個

第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個

第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個

第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個

第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個

第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個

第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個

第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個

第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個

第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個

第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個

運転中の原子炉における重大事故(1) 初期条件

1.5.2.2

運転中の原子炉における重大事故(1) 初期条件

1.5.2.1(1)に同じ。なお，「1.5.2.1(1)b. 炉心及び燃料」のうち，⑤

最大線出力密度については，条件として用いていない。
a.

初期運転条件⑤

原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力

⑤

1-43

⑥誤記訂正

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

変更理由

の初期値として，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。
また，炉心流量の初期値として，定格値である 100％流量（52.2×
103t/h）を用いるものとする。
b.

炉心及び燃料⑤

炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心⑤に関する条件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する
条件は設計値を用いるものとする。
(a) 原子炉停止後の崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指針」にて使用することが妥当とされた ANSI/ANS5.1-1979+2σ を最確条件とした ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく
崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩壊熱は燃焼度が高くな
るサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度 33GWd/t の条件に対応したものとする。崩壊熱曲線を第 1.5.1.図に示す。
c.
d.

原子炉圧力容器⑤

原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。

⑤

原子炉格納容器⑤

原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，評⑤

価事故シーケンス「雰囲気圧力・温度の静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」及び「水素燃焼」では以下のうち（e）から（i）は解析条件として用いない。
(a) 容積原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空
間部は，必要最小空間部体積として 5,960m3，ウェットウェル液
相部は，必要最小プール水量として 3,580m3 を用いるものとする。
(b) 初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温度は 57℃，サプレッション・チェンバ・プール水温は 35℃を用いるものとする。また，原子炉格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]

1-44

⑥誤記訂正

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後を用いるものとする。

変更理由⑤(c) サプレッション・チェンバ・プールの初期水位
サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転時の水位として 7.05m を用いるものとする。
(d) 真空破壊装置
真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル－
サプレッション・チェンバ間差圧)）を用いるものとする。
(e) 溶融炉心からプール水への熱流束
溶融炉心からプール水への熱流束は，800kW/m2 相当（圧力依存あり）とする。
(f) コンクリートの種類
コンクリートの種類は，玄武岩コンクリートとする。
(g) コンクリート以外の構造材の扱い
内側鋼板，外側鋼板及びリブ鋼板についてはコンクリートよりも融点が高いことから保守的に考慮しないものとする。
(h) 原子炉圧力容器下部の構造物の扱い
原子炉圧力容器下部の構造物は，発熱密度を下げないよう保守的に原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないものとする。
(i) 格納容器下部床面積
コリウムシールドで囲まれる部分が広く，溶融炉心の拡がり面
積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなる 6号炉の格納容器下部床面積を用いるものとする。
e.

外部水源の温度⑤

外部水源の温度は初期温度を 50℃とし，事象発生から 12 時間以⑤

降は 45℃，事象発生から 24 時間以降は 40℃とする。
f.

主要機器の形状⑤

原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値⑤を用いるものとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件(2) 重大事故等対策に関連する機器条件

1.5.2.1(2)に同じ。

⑤
a.

逃がし安全弁

⑤

逃がし安全弁の逃がし弁機能の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力

⑤

1-45

⑥誤記訂正

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

変更理由

における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。

⑤

第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個
第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個
第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個
第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個
第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個
第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個
1.5.2.3

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故(1) 初期条件a.

b.

1.5.2.3

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故(1) 初期条件

燃料崩壊熱

a.

崩壊熱

使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間

使用済燃料プールには貯蔵燃料のほかに，原子炉停止後に最短時（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管

間（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MW

管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MWを用いるものとする。

を用いるものとする。

使用済燃料プール水温b.

使用済燃料プールの初期水温は，運用上許容される上限温度である 65℃を用いるものとする。

⑤

使用済燃料プールの初期水位及び初期水温⑤

使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，この時の使用済燃⑤

料プール保有水量は，保有水量を厳しく見積もるため使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定し，約 2,093m3 とする。また，使用済燃料プールの初期水
温は，運用上許容される上限の 65℃とする。

c.

使用済燃料プールのプールゲートの状態

c.

主要機器の形状

保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原d.

⑤

使用済燃料プール等の主要機器の形状に関する条件は設計値を用

子炉ウェルとの間に設置されているプールゲートは閉状態とする。

いる。

主要機器の形状⑤

使用済燃料プール等の主要機器の形状に関する条件は設計値を用いる。
（添付資料 1.5.3)
1.5.2.4

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事

故(1) 初期条件（事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」を除く）（添付資料 1.5.3)
1.5.2.4

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事

故(1) 初期条件（事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」を除く）

1-46

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前
a.

崩壊熱

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後
a.

変更理由

崩壊熱

原子炉停止後の崩壊熱は，第 1.5.1 図に示す ANSI/ANS-5.1-1979

原子炉停止後の崩壊熱は，第 1.5.1 図に示す ANSI/ANS-5.1-1979に基づく崩壊熱曲線を使用し，崩壊熱を厳しく見積もるために，原の式に基づく崩壊熱曲線を使用し，崩壊熱を厳しく見積もるため子炉停止 1 日後の崩壊熱として約 22MW を用いるものとする。

に，原子炉停止 1 日後の崩壊熱として約 22MW を用いるものとす

⑤

る。
b.

原子炉初期水位及び原子炉初期水温⑤

原子炉初期水位は通常運転水位とする。また，原子炉初期水温は⑤

52℃とする。
b.

原子炉圧力

c.

水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力の初期値は大気圧とし，事象発生後も大気圧が維持されるものとする。
c.

原子炉圧力

⑤

原子炉圧力の初期値は大気圧とし，水位低下量を厳しく見積もる⑤

ために，事象発生後も大気圧が維持されるものとする。

原子炉水温
残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度として，原子炉水温の初期値は 52℃とする。
d.

d.

主要機器の形状e.

原子炉圧力容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとす

1.6

解析の実施方針

外部水源の温度⑤

外部水源の温度は 50℃とする。

⑤

主要機器の形状⑤

原子炉圧力容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとす

る。

る。
1.6

解析の実施

有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほ

有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解か，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，事象進展が適切に解析されていることを確認し,その結果析を実施し，事象進展が適切に解析されていることを確認し,その結果を明示する。

を明示する。

なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉

なお，事象進展の特徴，厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りではない。

できる場合はこの限りではない。

1-47

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正

変更前
1.7

②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更後

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針

1.7

変更理由

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。ここで，操作の不確かさの影響と操作時間余裕を評価するものとする。

⑤

は，運転員等操作に対する不確かさ要因である，認知，要員配置，移動，操作所要時間，他の並列操作有無及び操作の確実さに起因して生じる運転員等操作の開始時間の変動が，有効性評価の成立性に与える影響のことである。
不確かさ等の影響確認は，評価項目となるパラメータに対する余裕が不確かさの影響確認は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小小さくなる場合に感度解析等を行う。事象推移が緩やかであり，重畳す

さくなる場合に感度解析等を行う。事象推移が緩やかであり，重畳するる影響因子がないと考えられる等，影響が容易に把握できる場合は，選影響因子がないと考えられる等，影響が容易に把握できる場合は，選定定している重要事故シーケンス等の解析結果等を用いて影響を確認すしている重要事故シーケンス等の解析結果等を用いて影響を確認する。

る。事象推移が早く，現象が複雑である等，影響が容易に把握できない

事象推移が早く，現象が複雑である等，影響が容易に把握できない場合

場合は，事象の特徴に応じて解析条件を変更した感度解析によりその影

は，事象の特徴に応じて解析条件を変更した感度解析によりその影響を響を確認する。

確認する。
（添付資料 1.7.1)

1.7.1

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価（添付資料 1.7.1)
1.7.1

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」においては，重要現象「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」においては，重要現象として評価指標及び運転操作に対する影響が大きい又は中程度と考えらとして評価指標及び運転操作に対する影響が大きい又は中程度と考えられる物理現象を選定しており，そのうち第 1.7.1 表から第 1.7.3 表に示れる物理現象を選定しており，そのうち第 1.7.1 表から第 1.7.3 表に示す物理現象を有効性評価において評価項目となるパラメータに有意な影す物理現象を有効性評価において評価項目となるパラメータに有意な影響を与えると整理している。解析コードの不確かさは，選定している重響を与えると整理している。解析コードの不確かさは，選定している重要事故シーケンス等における上記の物理現象に対する不確かさを考慮

要事故シーケンス等における上記の物理現象に対する不確かさを考慮し，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与し，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。

える影響を確認する。

1.7.2

1.7.2

解析条件の不確かさの影響評価

解析条件の不確かさの影響評価

解析条件のうち，初期条件，事故条件及び機器条件の不確かさについ

解析条件のうち，初期条件，事故条件及び機器条件の不確かさについて，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与て，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。また，解析条件である操作条件の不確かさとしえる影響を確認する。また，解析条件である操作条件の不確かさとして，操作の不確かさ要因に起因して生じる運転員等操作の開始時間の変て，操作の不確かさ要因である，「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作

1-48

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について③評価進捗による変更・修正②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充,適正化

変更前

変更後

動が，操作開始時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与え所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」に起因して生じる影響を確認する。

る運転員等操作の開始時間の変動が，操作開始時間に与える影響及び評

変更理由

価項目となるパラメータに与える影響を確認する。

1.7.3

操作時間余裕の把握

1.7.3

操作時間余裕の把握

解析上考慮する運転員等操作の各々について，その遅れによる影響度

解析上考慮する運転員等操作の各々について，その遅れによる影響度

合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。

有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。

1.8

1.8

1.8.1

必要な要員及び資源の評価方針
必要な要員の評価

発電所内の原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することを想定し

1.8.1

必要な要員及び資源の評価方針
必要な要員の評価

発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することをた最も厳しい状態での重大事故等対策時において，時間外，休日（夜想定した最も厳しい状態での重大事故等対策時において，夜間及び休日間）における要員の確保の観点から，「技術的能力に係る審査基準への(平日の勤務時間帯以外)における要員の確保の観点から，「技術的能力

適合状況説明資料」で整備される体制にて，対処可能であることを確認に係る審査基準への適合状況説明資料」で整備される体制にて，対処可

するとともに，必要な作業が所要時間内に実施できることを確認する。

能であることを確認するとともに，必要な作業が所要時間内に実施でき⑤ることを確認する。
1.8.2

必要な資源の評価

1.8.2

必要な資源の評価

発電所内の原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することを想定し発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することをた最も厳しい状態での重大事故等対策時において，必要となる水源，燃想定した最も厳しい状態での重大事故等対策時において，必要となる水料及び電源の資源の確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び電源負源，燃料及び電源の資源の確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び荷を確認するとともに，7 日間継続してこれらの資源が供給可能である

電源負荷を確認するとともに，7 日間継続してこれらの資源が供給可能ことを評価する。また，有効性評価において考慮されていない機器につであることを評価する。また，有効性評価において考慮されていない機いても，使用した場合を想定して，各資源について 7 日間継続して資源器についても，使用した場合を想定して，各資源について 7 日間継続しの供給が可能であることを確認する。

て資源の供給が可能であることを確認する。

1-49

⑥誤記訂正

⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2. 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

2. 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

2.1 高圧・低圧注水機能喪失

2.1 高圧・低圧注水機能喪失

2.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に含まれる事故

事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に含まれる事故

シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおシーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，②「過渡事象＋SRV

り，①「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，②「過渡事象＋SRV

再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，③「通常停止＋高圧注水失

再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，③「通常停止＋高圧注水失

敗＋低圧注水失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧

敗＋低圧注水失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧

注水失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」及び

注水失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」及び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」で⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」で

ある。

ある。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え

方方
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，運転時の事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，運転時の ⑤

異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，高圧注水機

異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失すること能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出にを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出に

より原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下すること

より原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心がから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することか露出し，炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，併せて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失を想定す

ら，あわせて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失等を想定

る。

する。

本事故シーケンスグループは，原子炉圧力容器内への高圧及び低圧の本事故シーケンスグループは，原子炉圧力容器内への高圧・低圧注水 ⑤

注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグルー

機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループでプである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，高圧注水機能ある。このため，重大事故等対策の有効性評価には，高圧・低圧注水機

又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えら

能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

れる。
ここで，高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事ここで，高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事 ⑤

象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，原子炉の減圧後，低圧注水防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，原子炉を減圧し，低圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の減圧により原子炉に移行して炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の減圧により原子炉

2.1-1

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位がより早く低下することか

圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位がより早く低下することか ⑤ら，事故対応として厳しいと考えられる。このことから，本事故シーケ

ら，事故対応として厳しいと考えられる。このことから，本事故シーケ

ンスグループに対しては，高圧の注水機能に期待しない対策の有効性を

ンスグループにおいては，高圧注水機能に期待せず，原子炉の減圧後，評価することとする。なお，高圧及び低圧の注水機能喪失が生じ，重大

低圧注水に移行して炉心損傷を防止する対策の有効性を評価することと事故等対処設備の注水手段としては高圧注水のみに期待可能な事故シーする。なお，高圧・低圧注水機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の高ケンスとして，全交流動力電源喪失時の原子炉隔離時冷却系喪失があ

圧注水機能のみに期待する事故シーケンスとしては，全交流動力電源喪る。これについては，2.3.2 において主に高圧代替注水系の有効性を確

失時の原子炉隔離時冷却系喪失があり，「2.3.2 全交流動力電源喪失

認している。

（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」において主に高圧代替注水系

変更理由の有効性を確認している。
したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

操作により原子炉減圧し，減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）にを冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器ス

より炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格 ⑤

プレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置，耐納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧

圧強化ベント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器

力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施す

圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

る。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策

事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」における機能喪事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」における機能喪 ⑤失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安能とするため，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性

全弁による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷却系による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状

原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子2.1.1 から図 2.1.3 に，手順の概要を図 2.1.4 に示すとともに，重大事

炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 2.1.1 図から第作手順の関係を表 2.1.1 に示す。

2.1.3 図に，手順の概要を第 2.1.4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.1.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 ⑤

象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員

10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名で央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。

ある。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1

その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（62.1-2の位置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名であ名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊る。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。

策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬 ③（要員の運用変更）

液補給作業を行うための参集要員 8 名である。必要な要員と作業項目に液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目ついて図 2.1.5 に示す。

について第 2.1.5 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項

目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名

目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。

で対処可能である。

a. 原子炉スクラム確認

a. 原子炉スクラム確認

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスク
ラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスク
ラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベ

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル1.5）で高圧炉心ル2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル1.5）で高圧炉心注水系，原子炉水位低（レベル1）で低圧注水系の自動起動信号が発注水系，原子炉水位低（レベル1）で残留熱除去系（低圧注水モード）

生するが全て機能喪失していることを確認する。

の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。

高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系
統の流量指示等である。
c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による⑤

高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系
統の流量指示等である。
c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による ⑤

原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送

原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送

ポンプ1台を追加起動し，2台運転とする。また，原子炉注水に必要なポンプ1台を追加起動し，2台運転とする。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可

電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。

能であることを確認する。低圧代替注水系（常設）のバイパス流防止
系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制変更理由

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制

2.1-3

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁8個を手動開操作し原子炉御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁8個を手動開操作し原子炉をを急速減圧する。

急速減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替

逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替

注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

炉水位が回復する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な変更理由

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な ②（計器名称の変更）

計装設備は，原子炉水位計及び復水補給水系流量（原子炉圧力容器）

計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B系代替注水流 ⑤等である。

量）等である。

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル3）から原子炉水位高（レベル8）の間で維持する。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル3）から原子炉水位高（レベル8）の間で維持する。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇

崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェする。格納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェ

ル雰囲気温度が171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作

ル雰囲気温度が171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施

により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷する。

却を実施する。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認する⑤

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を ②（計器名称の変更）ために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（原確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系 ⑤

子炉格納容器）である。

流量（RHR B系代替注水流量）である。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却時に，原子代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却時 ⑤

炉水位が原子炉水位低（レベル3）まで低下した場合は，中央制御室に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル3）まで低下した場合は，中からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系を停止し，原子炉

央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

注水を実施する。原子炉水位高（レベル8）まで原子炉水位が回復しを停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル8）まで原た後，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する。

子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレイを再開する。

f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし

f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし ⑤て，原子炉格納容器一次隔離弁を二次格納施設外からの人力操作によて，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からのり開する。

人力操作により開する。

2.1-4

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施して変更後代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を ⑤も，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器

実施しても，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉

二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作すること

格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作

で，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施すすることで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を

る。

実施する。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施してい格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，る間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベル等である。

格納容器内雰囲気放射線レベル等である。

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベ

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベ

ントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水位等である。

プレッション・チェンバ・プール水位である。

以降，炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行う。
なお，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継以降，炉心冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続 ⑤
的に行い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

続的に行う。

2.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象

スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象と事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因

し，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡

水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」である。

事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝 ⑤

気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイ達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸ド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器

騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替

む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流

2.1-5

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベン

動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷トが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能

却，格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切にである長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合

評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シ

解析コード MAAP，炉心ヒートアップ解析コード CHASTE により原子炉圧

ビアアクシデント総合解析コード MAAP，炉心ヒートアップ解析コード

力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度（以降，CHASTE により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧

格納容器温度とは原子炉格納容器気相部の温度を指す。）等の過渡応答を力，格納容器温度（以降，格納容器温度とは原子炉格納容器気相部の温求める。

度を指す。）等の過渡応答を求める。

本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温

本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料温度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE によ

被覆管の最高温度を詳細に評価する。

り燃料被覆管の最高温度を詳細に評価する。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，

重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目と本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

なるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 ⑤

2.1.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特2.1.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケン

有の解析条件を以下に示す。

ス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧注
水機能として低圧注水系の機能が喪失するものとする。

(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低 ⑤
圧注水機能として残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失す
るものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は使用できるものとする。

外部電源は使用できるものとする。

外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしな

外部電源がある場合，事象発生と同時に原子炉冷却材再循環ポン ⑤

いことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまではプ（以下「再循環ポンプ」という。）がトリップしないことによ原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，炉心冷却上り，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出厳しくなる。

力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，炉心冷却上厳し
くなる。

2.1-6

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとす変更後
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。

る。

(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能

原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 3）信号により再原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4 台を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により循環ポンプ 4 台を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により残りの再循環ポンプ 6 台を自動停止するものとする。

残りの再循環ポンプ 6 台を自動停止するものとする。

(c) 逃がし安全弁(c) 逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリ

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動の過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量とし減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

て，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 低圧代替注水系（常設）(d) 低圧代替注水系（常設）

逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉注水逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉注水 ⑤し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替

注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ

注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

(e) 代替格納容器スプレイ冷却系(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）格 納 容 器 圧 力 及 び 温 度 抑 制 に 必 要 な ス プレ イ 流 量 を 考 慮 し ，
3⑤

格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し， ⑤140m /h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，代替格納容器

140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプ

スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替え

レイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにてにて実施する。

実施する。

(f) 格納容器圧力逃がし装置等(f) 格納容器圧力逃がし装置等

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に

変更理由

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に ⑤

おける最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁おける最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約 70%開※）にて原子炉格納容器除熱を実施の中間開操作（流路面積 70%開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施す

する。

る。

※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二 ⑤

隔離弁を流路面積約 70%相当で中間開するが，格納容器圧力に低次隔離弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力下傾向が確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，

強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用

2.1-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

場合に比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低 ⑤向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合

下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いたの条件に包絡される。

場合の条件に包絡される。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間にｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a)低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構(a) 低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統 ⑤

成は，高圧・低圧注水系機能喪失を確認後実施するが，事象判断の構成は，高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から10分後に開始するものとし，操作時時間を考慮して，事象発生から10分後に開始するものとし，操作時間は約4分間とする。

間は約4分間とする。

(b)原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注水系(b) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作にお ⑤（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約14分後に開始すける低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生からる。

約14分後に開始する。

(c)代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，格(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却 ⑤

納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格操作は，格納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合に実施す

納容器スプレイは，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した後，る。なお，格納容器スプレイは，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に格納容器ベント実施前に停止する。

到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。

(d)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド(d) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格
納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド ⑤

内及びシュラウド内外） ※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，

内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，

原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図2.1.6から図2.1.11に，燃料被原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第2.1.6図から第2.1.11図に，燃覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド

料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボ率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生

イド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂がする時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を図

発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を

2.1.12から図2.1.17に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッショ

第2.1.12図から第2.1.17図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッ

2.1-8

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

ン・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図2.1.18から図2.1.21に示ション・チェンバ・プール水位及び水温 の推移を第2.1.18図から第 ⑤す。

2.1.21図に示す。
※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の ⑤水位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉
水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，
水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

ａ．事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低ａ．事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低 ⑤（レベル 3）信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 3）信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レ（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベルベル 1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル1）で低圧注水系の起動に失敗する。これにより，低圧注水系の吐出圧1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の起動に失敗する。これによ力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。

り，残留熱除去系（低圧注水モード）の吐出圧力が確保されないた
め，自動減圧系についても作動しない。

再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップ

再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップ

し，原子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。主蒸気隔離

し，原子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。主蒸気隔離

弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。

弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。

事象発生から約 14 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし事象発生から約 14 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし

安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。

圧後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。

原子炉急速減圧を開始すると，冷却材の流出により原子炉水位は低

原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水 ⑤下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）に水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。

よる注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧に

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧に

2.1-9

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

より，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。そのより，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その ⑤

結果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下

結果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置におにより，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発けるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，燃料

生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水す

被覆管温度は低下することから，ボイド率は低下し，熱伝達係数は上ると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆昇する。

管温度は低下する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については， ⑤

上記に伴い変化する。また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。崩壊熱除去機能を

子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び格納容器上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器

子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容

除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。なお，原子器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過し炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊

た時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移

チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン

するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

※炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側の水位⑤を示した。シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒
頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
ｂ．評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，図 2.1.12 に示すとおり，原子炉水位が回

ｂ．評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 2.1.12 図に示すとおり，原子炉水位が ⑤復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が昇し，約 874℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高上昇し，約 874℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最2.1-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%

酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，以下となる。

15%以下となる。

原子炉圧力は，図 2.1.6 に示すとおり，逃がし安全弁の作動によ

原子炉圧力は，第 2.1.6 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動によ ⑤

り，約 7.51MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリ

り，約 7.51MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々にかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.81MPa[gage]以下であり，最高使用圧

約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.81MPa[gage]以下であり，最高使用圧

力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩 ⑤

壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによっ壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレて，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレ

イ冷却系による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等にイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし

よる原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウン

装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容

ダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃

器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及びに抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，

約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回

限界圧力及び限界温度を下回る。

る。

図 2.1.7 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続に

第 2.1.7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続 ⑤より炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始するこ

後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始するとで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

ことで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

（添付資料 2.1.1）
格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量の評（添付資料 2.1.1）
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での ⑤

価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間

実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3 全交流動力電用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3.1

源喪失」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな

果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放い。

射線被ばくのリスクを与えることはない。

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」にす(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリ示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

くのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

2.1-11

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

2.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

変更後

2.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
高圧・低圧注水機能喪失では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には時間余裕を評価するものとする。
高圧・低圧注水機能喪失では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には ⑤成功するが，低圧注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさ 成功するが，低圧注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間 の影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作とし に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作 て，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作及 を含む），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作とする。

却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

とおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードはａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実 ⑥

実験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することか

験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析ら，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性があ

結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よっる。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温て，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低く

度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変なるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはな

わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操く，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない

作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化 ⑤
量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるた

2.1-12

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃め，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よっ

料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があて，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与えるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはない

る可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）にことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝 ⑤

伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器

達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モモデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によってデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾

価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系

等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した

析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全

不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているた

容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器

め，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器

圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却

スプレイ及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間にえる影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確

容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を始の起点としている代替格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃がし装操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小（添付資料 2.1.2）

さい。
（添付資料 2.1.2）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目とな

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

るパラメータに対する余裕は大きくなる。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料 ⑤

燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的なえ，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラ結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目とメータに対する余裕は大きくなる。

なるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ

達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ2.1-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

デル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

デル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格 ⑤

納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系

実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析でに起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体と不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納

しては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評

容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目とな

価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領るパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいて動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実

は，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定

験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良

データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラく一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータ

メータに与える影響は小さい。

に与える影響は小さい。
（添付資料 2.1.2）（添付資料 2.1.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価(2) 解析条件の不確かさの影響評価

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤2.1.2 に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件と2.1.2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件した場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，

価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定がある

評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があことから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目

ることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項に関する影響評価の結果を以下に示す。

目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確 ⑤

条件は約 42.0kW/m 以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（速（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操

作時間に与える影響はない。

作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に ⑤

対して最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，本解析条件の不確

対して最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かかさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よ

2.1-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

なるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下りも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低 ⑤が緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和さそれに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力れ，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に

圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準

変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウ初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウ ⑤ェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ

ェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ

ール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件にール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件

対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことか

操作時間に与える影響は小さい。

ら，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点 ⑤から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低のから，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を解析条件に設定している。なお，外部電源がない場合源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用デ

は非常用ディーゼル発電機により電源が確保されることから，運転員

ィーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員等操作時間

等操作時間に与える影響はない。

に与える影響はない。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとし

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤て，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守て，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作とし性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可て冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作である

能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料2.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確（添付資料 2.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確 ⑤

条件は約 42.0kW/m 以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に ⑤

対して最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，本解析条件の不確

対して最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かかさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よ

2.1-15

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

なるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下りも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低 ⑤が緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される

下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和さため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，

れ，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器

格納容器圧力上昇は遅くなるが，格納容器圧力上昇は格納容器ベント

圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格により抑制されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はな

納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータい。

に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウ ⑤ェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件
に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点 ⑤から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低のから，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を解析条件に設定している。仮に事象発生とともに外部源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがト発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがトリップする

リップするため，原子炉水位の低下が遅くなり，炉心露出時間も短くため，原子炉水位の低下が遅くなり，炉心露出時間も短くなることかなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外お，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が確保

部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給され

される。

る。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとし

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤て，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守て，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評価項性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメ

目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料2.1.2）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要（添付資料2.1.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響

与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価

が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示

に示す。

す。

2.1-16

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉

操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉 ⑤

急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 14 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，

約 14 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，

高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間及び低圧代替注水系

高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，余裕時間を含めて設定（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，時間余裕を含めて設定されていることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始時間はしていることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始時間は解

解析上の設定よりも若干早まる可能性があり，原子炉注水の開始時間

析上の設定よりも若干早まる可能性があり，原子炉への注水開始時間を早める。

も早まることから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納 ⑤

操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa［gage］

容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa

到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響としの運転操作においては，原子炉注水を優先するため，原子炉水位高て，実態の運転操作においては，原子炉注水を優先するため，原子炉（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプ

水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容

レイへ切替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器ス器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水

プレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，操作の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条

0.18MPa[gage]付近となるが，操作開始時間に与える影響は小さいこ件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性とから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないこ

コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時とから，他の操作に与える影響はない。

間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，原子炉注
水との切替え操作であるため，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操 ⑤

作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到

作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準

運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約 17（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約 17

時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向

時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納容器ベント操作のを監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベントの操作所要時間は余裕時間を含めて設定されていることから，実態の操操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始

作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は

影響は小さい。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した

小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。ただし，場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅

格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対

2.1-17

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

れる可能性があるが，格納容器限界圧力は 0.62MPa［gage］のため，応するため，20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉 ⑤

原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。当該操作

格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操容器の健全性という点では問題とはならない。当該操作は，解析コー

作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，

ド及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。な

遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作とのお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現重複もないことから，他の操作に与える影響はない。なお，格納容器

場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対（添付資料2.1.2）

応することから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料2.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉 ⑤等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定

急速減圧操作を含む）は，運転員等操作時間に与える影響として，実よりも早くなる可能性があり，その場合には燃料被覆管温度は解析結態の操作開始時間は解析上の設定よりも早くなる可能性があり，その果よりも低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく

場合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低くなることから，評価項なる。

目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納 ⑤

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況に

容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水より格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa［gage］付の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa

近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ［gage］付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容の開始時間が早くなる場合，遅くなる場合の何れにおいても，事象進器スプレイの開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおい展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影ても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメー

響は小さい。

タに与える影響は小さい。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操 ⑤

作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は

作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は

解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータ

える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗しに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失た場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時遅れる可能性があり，格納容器ベント操作開始時間が遅くなった場

間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった

合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇する。評価項目と場合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価なるパラメータに影響を与えるが，格納容器限界圧力は 0.62MPa

項目となるパラメータに影響を与えるが，原子炉格納容器の限界圧力［gage］のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはなら

は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全性というない。

点では問題とはならない。

2.1-18

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（添付資料2.1.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラ変更理由（添付資料2.1.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目 ⑤

メータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕をとなるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作

確認し，その結果を以下に示す。

時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作について

第2.1.22図から第2.1.24図に示すとおり，操作条件の低圧代替注水系 ③（敷地境界線量評価の追加）

は，事象発生から約19分後（操作開始時間の5分程度の時間遅れ）まで（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から約19分後（操 ③（注水遅れを考慮した感度解析に低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最作開始時間5分程度の遅れ）までに低圧代替注水系（常設）による注水

高温度は約944℃となり1,200℃以下となるため，炉心の著しい損傷は発が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約944℃となり1,200℃以下と ⑤

生せず，評価項目を満足する。また，ドライウェルのベントラインを経なることから，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足すること由した耐圧強化ベント系による格納容器ベントをしても敷地境界線量はから時間余裕がある。また，ウェットウェルのベントラインを経由した

約1.4mSvであり，5mSvを下回る。事象発生から約24分後（操作開始時間

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界線量は約の10分程度の時間遅れ）では，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目

4.3×10-2mSv，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベントを満足するが，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベント

系による格納容器ベント時の敷地境界線量は約1.4mSvであり，5mSvを下系による格納容器ベントをすると敷地境界線量は5mSvを超える。この場回る。事象発生から約24分後（操作開始時間10分程度の遅れ）では，炉合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕があ

行い，格納容器圧力0.62MPa［gage］にて格納容器ベントすることとなる。また，ウェットウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がるため,重大事故での対策の範囲となる。

し装置による格納容器ベント時の敷地境界線量は約1.3mSvとなり，また，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界線量は約36mSvであり，5mSvを超える。この場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器圧力0.62MPa［gage］に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故での対策の範囲となる。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容 ⑤

作については，代替格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生か

10時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

ら約10時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作 ⑤については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約17時間あについては，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約17時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失り，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。また，遠隔操作

2.1-19の追記）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

敗により，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納の失敗により，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても， ⑤

容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇傾向

格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかである。格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力0.62MPa［gage］に至は，過圧の観点で厳しい「3.1雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静容器過圧・過温破損）」においても事象発生約38時間であり，約20時間

的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約38時間後で以上の余裕があることから，時間余裕がある。

あり，約20時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕があ（添付資料2.1.2，2.1.3）

る。
（添付資料2.1.2，2.1.3）(4) まとめ(4) まとめ

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確か

操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価さが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となる

項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作パラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

時間には時間余裕がある。

2.1.4 必要な要員及び資源の評価

2.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，6号及事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までに必要な要

び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までに必要な要員は，「2.1.1(3)炉心損傷防止対策」に示すとおり24名である。「6.2重員は，「2.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり24名である。「6.2

大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び急時対策要員等の72名で対処可能である。

緊急時対策要員等の72名で対処可能である。

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は8名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は20名であり，発電所構 ③（要員の運用変更）
外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である

2.1-20

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(2) 必要な資源の評価

変更理由(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，必要事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価しな水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

ている。その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ ②（送水ラインの変更）

冷却系による代替格納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮す

冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7日間の対応を考 ③（水源評価における単位換算時

ると，号炉あたり合計約5,200m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同慮すると，号炉あたり合計約5,300m3の水が必要となる。6号及び7号炉

3時被災を考慮すると，合計約10,400m の水が必要である。水源として，
33の同時被災を考慮すると，合計約10,600m の水が必要である。水源とし ⑤各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m 及び淡水貯水池に約18,000m の水を保有て，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水をしている。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵

水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給水するこ槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽とで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備

象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。

等に対応できるよう設定しているものである。

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。

（添付資料2.1.4）
ｂ．燃料
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的の水温の条件変更)

3（添付資料2.1.4）
ｂ．燃料
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水について ②（免震重要棟の位置づけ変更にに事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプの運転を想定すると，7日

は，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。本重要事故シー転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必要と ③（燃費試験結果の反映）

ケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源がなる。本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していな ④（燃費修正）

喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後

いが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給 ⑤7日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたりを想定し，事象発生後7日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転

約751kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービ

した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。5号炉原子炉建屋内

ン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について

緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機によは，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約る電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間

79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉 合計 約1,601kL）の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約
1,549kL）。

2.1-21伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

6号及び7号炉の各軽油タンクにて約1,020kL（6号及び7号炉合計 約

変更理由

6号及び7号炉の各軽油タンクにて約1,020kL（6号及び7号炉合計約 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることか

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼ

ら，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水，非常 ⑤ル発電機による電源供給，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発用ディーゼル発電機による電源供給，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所

電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給

用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機にについて，7日間の継続が可能である。

よる電源供給について，7日間の継続が可能である。
（添付資料 2.1.5）

ｃ．電源（添付資料 2.1.5）

ｃ．電源

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していない

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給をが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6号及び7号炉において重大事故等対策時に必想定した場合においても，6号及び7号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることか

要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることか

ら，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

ら，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリ

また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

ング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能

リング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可

である。

能である。

2.1.5 結論
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，高圧注水機

2.1.5 結論
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失すること 能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴で で，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対する炉心 ある。事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃 損傷防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納 がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納
容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃が 容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び格納容器 ⑤し装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重要事故シーケ

伴う反映）

圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重要事故シーケ

2.1-22伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」に ンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水

ついて有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉 系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ ⑤
格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実 る原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器
施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリに除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量

は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな
い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」

いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子 ⑤において，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水， 炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対 傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき， 認でき，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対して有事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対して有効であ 効である。
る。

2.1-23

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.1

高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図

第 2.1.1 図「高圧・低圧注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（1/3）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）（1/3）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）

タンクローリ（4kL）

非常用ディーゼル
発電機

軽油タンク

外部電源

⑤

Gen
原子炉建屋
原子炉格納容器
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器スプレイ・ヘッダ

逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

淡水貯水池

低圧代替注水系
（常設）

復水貯蔵槽

残留熱除去系
ポンプ

可搬型代替
注水ポンプ
（A-2級）

Ｂ
Ａ(Ｃ)

復水移送
ポンプ

※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 2.1.2

高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）第 2.1.2 図「高圧・低圧注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）2.1-24②（送水ラインの変更）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更）②（代替格納容器圧力逃がし装置の位置づけ変更に伴う反映）⑤

図 2.1.3

高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

第 2.1.3 図「高圧・低圧注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.1-25

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（解析上の時刻）
（0分）

変更理由

給水流量の全喪失発生

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達②（送水ラインの変更）②（代替格納容器圧力逃がし装置：解析上考慮しない操作・判断結果※1

再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認（約22秒後）※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※6
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認※2
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）（約9分後）⑤※3
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）（約4分後）の位置づけ変更に伴う反映）※1
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※7
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※8
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する※2
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ※9
防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である（約10分後）高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

回復は解析上考慮せず※3
操作時間約4分間を設定

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水※10
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3 /hとする。以後，本操作を繰り返す※11
格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

No※12ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

代替注水系2台以上準備※13
格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する

Yes

※14
格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベント操作を開始する（約14分後）中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4（約19分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達（約20分後）低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約26分後）原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※5※16
格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※17
機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポン
プの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である

※6

※7
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※8（約34分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復（約103分後）

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

炉心損傷なし継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開※9

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）給油準備）

Ⅲ
淡水タンクから防火水槽への補給※10（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備完了（約10時間後）

格納容器内圧力0.18MPa[gage]到達

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※11Ⅴ
原子炉水位高（レベル8）到達後
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅴ（約12時間後）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

タンクローリ（4kL）による給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ（適宜実施）
復水移送ポンプによる代替格納容器スプレイと同等の流量確保不可

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅵ

Yes
※12
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを交互に実施（約17時間後）可搬設備への燃料補給

No代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて※13
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水も実施可能である
Ⅱ

Ⅶ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可
能である

原子炉満水操作Ⅲ（約17時間後）防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水
池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて ※14
格納容器ベント実施

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能であるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する

炉心損傷なし

No
※15

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅵ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる格納容器ベント停止

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

Ⅴ

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」※16

Ⅶ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制
し圧力上昇を抑制する※17

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状
態へ，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

図 2.1.4

高圧・低圧注水機能喪失時の対応手順の概要

第 2.1.4 図「高圧・低圧注水機能喪失」の対応手順の概要

2.1-26

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

高圧・低圧注水機能喪失

経過時間（分）

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

備考

120

事象発生
原子炉スクラム
約22秒 原子炉水位低（レベル2）
約4分

実施箇所・必要人員数

原子炉水位低（レベル1.5）
約9分

原子炉水位低（レベル1）

プラント状況判断
約14分

原子炉急速減圧
約19分

操作項目
当直長

責任者
指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策本部要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

各号炉運転操作指揮

5人

運転員
（現場）
6号

7号

原子炉水位有効燃料棒頂部到達（※）

操作の内容※シュラウド内水位に基づく時間

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約20分

低圧代替注水系（常設） 原子炉注水開始

約34分 原子炉水位有効燃料棒頂部回復（※）

約103分 原子炉水位高（レベル8）

・給水流量の全喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・冷却材再循環ポンプトリップ確認
・原子炉隔離時冷却系
2人
A,B

状況判断

自動起動／機能喪失確認

2人
a,b

－

－

－

－

10分
・高圧炉心注水系
自動起動／機能喪失確認
・高圧代替注水系起動操作

解析上考慮せず

・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
・残留熱除去系
自動起動／機能喪失確認
高圧／低圧注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）
低圧代替注水系（常設）

準備操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

注水操作

－

－

（1人）

（1人）

A

ａ

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

－

－

準備操作
－

－

－

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去系

・逃がし安全弁

8個

5分

－

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系－－

・放射線防護装備準備

－

・現場移動
・低圧代替注水系（常設）現場系統構成

2人

2人
c,d

－

－

対応可能な要員により対応する

4分

・低圧代替注水系（常設）系統構成

－

C,D

機能回復

・復水移送ポンプ起動／運転確認

手動開放操作格納容器スプレイ実施までレベル3～レベル8維持

注入弁操作

10分

30分

※復水貯蔵槽吸込ライン切替

第 2.1.5 図 「高圧・低圧注水機能喪失」の作業と所要時間（1/2）

図 2.1.5 高圧・低圧注水機能喪失時の作業と所要時間(1/2)②（送水ラインの変更による作業

高圧・低圧注水機能喪失

経過時間（時間）2

低圧代替注水系（常設）運転員（中央制御室）
6号
7号

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）操作

原子炉満水操作（解析上考慮せず）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
サプレッション・チェンバスプレイ操作（解析上考慮せず）

運転員
（現場）

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

操作の内容

6号

7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・原子炉注水量の増加

－

－

－

－

・残留熱除去系

3人

－

－

3人

スプレイ弁操作

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

（1人）

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

B

b

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（1人）

（1人）

（2人）,※1（2人）,※2－－

・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）－－

・放射線防護装備準備－－約10時間 格納容器圧力0.18MPa[gage]到達

レベル8到達後格納容器スプレイ切替
レベル3到達後原子炉注水切替

格納容器スプレイ実施までレベル3～レベル8維持②（格納容器ベント準備作業内容

格納容器圧力0.31MPa[gage]到達

レベル3～レベル8維持

原子炉注水と格納容器スプレイの切替えを繰り返し実施
格納容器圧力0.279MPa[gage]以下維持不可の場合，原子炉格納容器空間部への熱の放出を防止するた

解析上考慮せず

め，原子炉への注水量を増やしできるだけ高く維持する

サプレッション・チェンバ空間温度49℃超過確認後②（給油準備作業時間の見直し）

10分

360分

現場確認中断（一時待避中）

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給

⑤

適宜実施

60分

10分

・現場移動

90分

・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）
・6号炉フィルタ装置水位調整準備

60分（排水ポンプ水張り）

格納容器ベント操作

・7号炉フィルタ装置水位調整準備

－

－

－

－

－

－

－

・格納容器ベント状態監視

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

10人
（参集）

10人
（参集）

－

－

－

－

b
（1人）

B

b

－

60分

（排水ポンプ水張り）
・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）－

B

格納容器ベント操作後，・格納容器ベント状態監視

適宜ベント状態監視
遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて格納容器ベントを行う
操作は，現場への移動を含め，約5分後から開始可能である（操作完了は，約20分後)
具体的な操作方法は，弁駆動部に設置された遠隔手動弁操作設備により，原子炉建屋内の原子炉区域外から操作を行う

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

20分

解析上考慮せず

解析上考慮せず

・フィルタ装置水位調整
・フィルタ装置pH測定
・フィルタ装置薬液補給

適宜実施

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する・ドレン移送ラインN2パージ・放射線防護装備準備

10分

給油準備
－

給油作業

必要人員数

合計

－

－

2人

－

－

－

2人

2人

2人

8人

A,B

a,b

C,D

c,d

（参集要員20人）（

図 2.1.5 高圧・低圧注水機能喪失時の作業と所要時間(2/2)

－

－
2人

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

140分

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

適宜実施

作業中断
（一時待避中）

適宜実施

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 2.1.5 図 「高圧・低圧注水機能喪失」の作業と所要時間（2/2）

2.1-27

追加による作業時間の見直し）

解析上考慮せず

サプレッション・チェンバスプレイを実施する

※1,※2

（1人）

時間の見直し）原子炉注水開始

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注
水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），ホース接続，ホー－低圧代替注水系（常設）

ス水張り）

（1人）

格納容器ベント準備操作

－

約20分

約17時間

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給

4

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

備考

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.6

原子炉圧力の推移

第 2.1.6 図

2.1-28

原子炉圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.7

原子炉水位(シュラウド内水位)の推移※2

第 2.1.7 図

2.1-29原子炉水位（シュラウド内水位）の推移※2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.8

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.1.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移⑤

図 2.1.9

注水流量の推移

第 2.1.9 図

2.1-30注水流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.10

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

第 2.1.10 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移⑤

図 2.1.11

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.1.11 図

2.1-31

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.12

燃料被覆管温度の推移

第 2.1.12 図

燃料被覆管温度の推移⑤

図 2.1.13

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

第 2.1.13 図

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

2.1-32

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.14

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

第 2.1.14 図

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移⑤※

図 2.1.15 高出力燃料集合体のボイド率の推移※
高出力燃料集合体内に水位があることから，二相水位以下のボイド率を示している。

第 2.1.15 図※

高出力燃料集合体のボイド率の推移※

高出力燃料集合体内に水位があることから，二相水位以下のボイド率を示している。

2.1-33

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.16

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.1.16 図

2.1-34

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.17

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆

第 2.1.17 図

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料管の円周方向の応力の関係

被覆管の円周方向の応力の関係⑤

図 2.1.18

格納容器圧力の推移

第 2.1.18 図

2.1-35

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.19

格納容器気相部温度の推移

第 2.1.19 図

格納容器気相部温度の推移⑤

図 2.1.20 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 2.1.20 図 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

2.1-36

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.1.21 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

第 2.1.21 図 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移③（注水遅れを考慮した感度解析の追記）

第 2.1.22 図

操作開始時間 5 分遅れのケースにおける原子炉圧力の推移

2.1-37

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（注水遅れを考慮した感度解析の追記）

第 2.1.23 図

操作開始時間 5 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移③（注水遅れを考慮した感度解析の追記）

第 2.1.24 図

操作開始時間 5 分遅れのケースにおける燃料被覆管温度の推移

2.1-38

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.1.1

高圧・低圧注水機能喪失時における重大事故等対策について変更後
第 2.1.1 表「高圧・低圧注水機能喪失」の重大事故等対策について

変更理由②（計器名称の変更）⑤

表 2.1.2

主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（1／4）

第 2.1.2 表

主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（1/4）

2.1-39⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

表 2.1.2

主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（2／4）

第 2.1.2 表

主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（2/4）⑤

表 2.1.2

主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（3／4）

第 2.1.2 表

主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（3/4）⑤

2.1-40まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.1.2

主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（4／4）

変更後
第 2.1.2 表

主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（4/4）

2.1-41

変更理由⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2.2 高圧注水・減圧機能喪失

2.2 高圧注水・減圧機能喪失

2.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に含まれる事故

事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に含まれる事故

シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおシーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，②「過渡事象＋り，①「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，②「過渡事象＋

SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，③「通常停止＋高圧注

SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，③「通常停止＋高圧注

水失敗＋原子炉減圧失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗

水失敗＋原子炉減圧失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失＋原子炉減圧失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」及び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧

敗」及び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。

失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え

方方
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，運転時の事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，運転時の ⑤

異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，高圧注水機

異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能が喪失することを想定する。このた能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能（自動減圧機能）が喪失することをめ，原子炉注水ができず，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出想定する。このため，原子炉注水ができず，逃がし安全弁による圧力制

により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下するこ御（逃がし弁機能）に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量とから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合が露出し，炉心損傷に至る。

には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，原子炉が高圧のまま減圧できずに炉心本事故シーケンスグループは，原子炉が減圧できず高圧のままで炉心 ⑤損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策

損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，高圧注水機能又は原子炉減圧機能に対する重大事故の有効性評価には，高圧注水機能又は原子炉減圧機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

等対処設備に期待することが考えられる。

ここで，高圧注水・減圧機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事ここで，高圧注水・減圧機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事 ⑤

象発生の後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷

象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷をを防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，設計基準事故対処設備に防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，設計基準事故対処設備によよる減圧にも失敗した後に，重大事故等対処設備によって減圧し，低圧

る原子炉減圧にも失敗した後に，重大事故等対処設備によって原子炉を注水に移行して炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の減圧により原減圧し，低圧注水に移行して炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位がより早く低下するこ

減圧により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位がより早とから，事故対応として厳しいと考えられる。このことから，本事故シく低下することから，事故対応として厳しいと考えられる。このことかーケンスグループに対しては，高圧の注水機能に期待しない対策及び減ら，本事故シーケンスグループにおいては，高圧注水機能に期待せず，

2.2-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

圧機能の有効性を評価することとする。なお，高圧注水及び減圧機能喪

原子炉減圧機能に対する対策の有効性を評価することとする。なお，高 ⑤失が生じ，重大事故等対処設備の注水手段としては高圧注水のみに期待

圧注水及び原子炉減圧機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の注水手段

可能な事故シーケンスとして，全交流動力電源喪失時の直流電源喪失がとしては高圧注水のみに期待する事故シーケンスとして，全交流動力電ある。これについては，2.3.3 において主に高圧代替注水系の有効性を確

源喪失時の直流電源喪失があり，「2.3.3

認している。

源＋DG 喪失）+直流電源喪失」において主に高圧代替注水系の有効性を確

全交流動力電源喪失（外部電認している。
したがって，本事故シーケンスグループでは，代替自動減圧ロジック

したがって，本事故シーケンスグループでは，代替自動減圧ロジック ⑤を用いた逃がし安全弁による原子炉減圧を行い，減圧後に残留熱除去系を用いた逃がし安全弁による原子炉減圧を行い，原子炉減圧後に残留熱（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止

除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷を図る。また，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード及びサプ除熱を実施する。

レッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」における機能喪(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」における機能喪 ⑤失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として代替自動減圧ロジックを用いた逃がし能とするため，初期の対策として代替自動減圧ロジックを用いた逃がし

安全弁による原子炉減圧手段，残留熱除去系（低圧注水モード）による安全弁による原子炉減圧手段及び残留熱除去系（低圧注水モード）によ

原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性を維持する

る原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全ため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系による原子炉格納容器弁を開維持することで，残留熱除去系（低圧注水モード）による炉心冷除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.2.1 から図 2.2.2

却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状に,手順の概要を図 2.2.3 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プーに示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 2.2.1

ル水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらのに示す。

対策の概略系統図を第 2.2.1 図から第 2.2.2 図に,手順の概要を第 2.2.3
図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.2.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 ⑤

及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員

号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊及び緊急時対策要員で構成され，合計 16 名である。その内訳は次のとお

急時対策要員で構成され，合計 16 名である。その内訳は次のとおりでありである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），る。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐して駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名でいる要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。

2.2-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前ある。必要な要員と作業項目について図 2.2.4 に示す。

変更後必要な要員と作業項目について第 2.2.4 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項

目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，16 名

目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，16 名で対処可能である。

で対処可能である。

a. 原子炉スクラム確認

a. 原子炉スクラム確認

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域
モニタ等である。
b. 高圧注水機能喪失確認

ムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域
モニタ等である。
b. 高圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル1.5）で高圧炉心注水2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル1.5）で高圧炉心注水系の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。

系の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。

高圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量

高圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量

原子炉水位はさらに低下し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去

指示等である。
原子炉水位は更に低下し，原子炉水位低（レベル1）で残留熱除去系

系（低圧注水モード）が自動起動する。

（低圧注水モード）が自動起動する。

c. 代替自動減圧ロジック動作確認

c. 代替自動減圧ロジック動作確認

原子炉水位低（レベル1）到達の10分後及び残留熱除去系ポンプ運転

原子炉水位低（レベル1）到達の10分後及び残留熱除去系ポンプ運転時に代替自動減圧ロジックにより，逃がし安全弁4個が自動で開放し，時に代替自動減圧ロジックにより，逃がし安全弁4個が自動で開放し，原子炉が急速減圧される。

原子炉が急速減圧される。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

d. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

d. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉急速減圧に

代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が残留熱除去系（低圧注水モード）の系統圧力を下回

より，原子炉圧力が残留熱除去系（低圧注水モード）の系統圧力を下回

ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

必要な計装設備は，原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。

⑤

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び ⑤

原子炉圧力等である。

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために⑤

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラ

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル指示等である。

変更理由

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。

2.2-3

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル3）から原変更後
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル3）から原

子炉水位高（レベル8）の間で維持する。

子炉水位高（レベル8）の間で維持する。

e. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運e. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転

転

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉水位維持を確認後，異残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉水位維持を確認後，異なる残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モー

なる残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始する。

ド運転を開始する。

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・

運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・

プール水温度等である。

プール水温度等である。

f. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転

f. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の ⑤

運転により，プール水温が静定することを確認後，サプレッション・チ

運転により，サプレッション・チェンバ・プール水温が静定することをェンバ・プール水冷却モード運転以外の残留熱除去系を原子炉停止時冷確認後，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転以外の残

却モード運転に切替える。これにより原子炉は冷温停止状態に移行す

留熱除去系を原子炉停止時冷却モード運転に切り替える。これにより原る。

子炉は冷温停止状態に移行する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の運転を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の運転を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続 ⑤
的に行う。

2.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン

スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事

スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事

象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事

象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。

象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝

達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸

2.2-4

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉

騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉 ⑤

圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水

向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備

設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材

造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，サプレッション・との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，サプレッション・プー

プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価する

ル冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することことが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデン

デント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管

ト総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温

温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲とし

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，て，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 ⑤

2.2.2 に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特2.2.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス

有の解析条件を以下に示す。

特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，原(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。

子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は使用できるものとする。

外部電源は使用できるものとする。

外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップ

外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラム

しないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラム

までは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，までは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，

炉心冷却上厳しくなる。

炉心冷却上厳しくなる。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとすｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとす

2.2-5

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

る。

る。

(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能

原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 3）信号により再原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4 台を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により循環ポンプ 4 台を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により残りの再循環ポンプ 6 台を自動停止するものとする。

残りの再循環ポンプ 6 台を自動停止するものとする。

(c) 原子炉減圧機能(c) 原子炉減圧機能

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリ

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁によるの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁による原子炉手動減圧に失敗することを想定する。代替自動減圧ロジック

原子炉手動減圧に失敗することを想定する。代替自動減圧ロジックを用いた自動減圧機能付き逃がし安全弁による原子炉減圧は，原子を用いた自動減圧機能付き逃がし安全弁による原子炉減圧は，原子炉水位低（レベル 1）到達から 10 分後に開始し，自動減圧機能付き

炉水位低（レベル 1）到達から 10 分後に開始し，自動減圧機能付き

逃がし安全弁 4 個により原子炉減圧する。容量として，1 個あたり定逃がし安全弁 4 個により原子炉減圧する。容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）

原子炉水位低（レベル 1）到達後，残留熱除去系（低圧注水モー

原子炉水位低（レベル 1）到達後，残留熱除去系（低圧注水モード）が自動起動し，逃がし安全弁による原子炉減圧後に，954m3/hド）が自動起動し，逃がし安全弁による原子炉減圧後に，954m3/h（0.27MPa[dif]において）にて原子炉注水する。

（0.27MPa[dif]において）にて原子炉注水する。

(e) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード(e) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード

及び原子炉停止時冷却モード）

及び原子炉停止時冷却モード）

伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェン

伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェン ⑤

バのプール水温又は原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃においバ・プール水温又は原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）とする。

て）とする。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継⑤続的に行う。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に変更理由

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー(a) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作は，原子炉水位高（レベル 8）を確認後，開始する。

ド）運転操作は，原子炉水位高（レベル 8）を確認後，開始する。

(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転操作は，原子炉圧(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転操作は，原子炉圧力が 0.93MPa[gage]まで低下したことを確認後，事象発生 12 時間後

力が 0.93MPa[gage]まで低下したことを確認後，事象発生 12 時間後に開始する。

に開始する。

2.2-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後(添付資料2.2.1)(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド

変更理由(添付資料2.2.1)(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド ⑤

内及びシュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原内及びシュラウド内外） ※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，

子炉圧力容器内の保有水量の推移を図2.2.5から図2.2.10に，燃料被覆管

原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第2.2.5図から第2.2.10図に，燃料

温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管

被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイ

炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する

ド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を図2.2.11

生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第から図2.2.16に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェ

2.2.11図から第2.2.16図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッシ

ンバ・プール水位及び水温の推移を図2.2.17から図2.2.20に示す。

ョン・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第2.2.17図から第2.2.20
図に示す。
※1 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の ⑤水位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉
水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，
水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド
内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

a. 事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低

a. 事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低 ⑤（レベル3）信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レ（レベル3）信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル2）で原子炉隔離時冷却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベルベル2）で原子炉隔離時冷却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル1）で残1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル1）で残留熱除去系（低圧注水モード）が起動する。原子炉水位低（レベル1）到留熱除去系（低圧注水モード）が起動する。原子炉水位低（レベル1）到達の10分後に代替自動減圧ロジックにより，逃がし安全弁4個が開き，原達の10分後に代替自動減圧ロジックにより，逃がし安全弁4個が開き，原子炉が急速減圧される。減圧後に，残留熱除去系（低圧注水モード）に子炉が急速減圧される。原子炉減圧後に，残留熱除去系（低圧注水モー

2.2-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
よる原子炉注水が開始される。

変更後ド）による原子炉注水が開始される。

再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル3）で4台トリップ

再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル3）で4台トリップ

し，原子炉水位低（レベル2）で残り6台がトリップする。主蒸気隔離弁

し，原子炉水位低（レベル2）で残り6台がトリップする。主蒸気隔離弁

は，原子炉水位低（レベル1.5）で全閉する。

は，原子炉水位低（レベル1.5）で全閉する。

原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位

原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位 ⑤は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，残留熱除去系（低圧注水モーは低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水が開始すると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水ド）による原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠

する。

水する。

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧によ燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧によ ⑤り，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結り，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結

果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下す

果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数る。その後，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水によは低下する。その後，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注

り，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置

水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，燃

生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水する

料被覆管温度は低下することから，ボイド率は低下し，熱伝達係数は上と，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温昇する。

度は低下する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，上

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原 ⑤記に伴い変化する。また，炉心が再冠水した以降は，残留熱除去系を用

子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。また，炉心が再冠水しいた原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順に従い，冷温停止状態

た以降は，残留熱除去系を用いた原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除に移行することができる。

熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。

※炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側の水位⑤を示した。シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒
頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
b. 評価項目等

変更理由

b. 評価項目等

2.2-8

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

燃料被覆管の最高温度は，図 2.2.11 に示すとおり，原子炉水位が回

変更理由

燃料被覆管の最高温度は，第 2.2.11 図に示すとおり，原子炉水位が ⑤復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇

回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上し，約 761℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度

昇し，約 761℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量

酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下とは酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下

なる。

となる。

原子炉圧力は，図 2.2.5 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，

原子炉圧力は，第 2.2.5 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動によ ⑤

約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかり，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリ

かる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（ 高々約にかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は， 約

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は， 約 ⑤

0.07MPa[gage]及び約 101℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリに0.07MPa[gage]及び約 101℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及びかかる圧力及び温度は，限界圧力及び限界温度を下回る。

限界温度を下回る。

図 2.2.6 に示すとおり，残留熱除去系（低圧注水モード）による注水

第 2.2.6 図に示すとおり，残留熱除去系（低圧注水モード）による注 ⑤

継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，12 時間

水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，12 時

後に残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を開始

間後に残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を開することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

（添付資料 2.2.2）（添付資料 2.2.2）

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
高圧注水・減圧機能喪失では，高圧注水機能及び原子炉減圧機能が喪失

時間余裕を評価するものとする。
高圧注水・減圧機能喪失では，高圧注水機能及び原子炉減圧機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作 することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，残留熱除去系（サプレッシ 有意な影響を与えると考えられる操作として，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作とする。

ョン・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作とする。

2.2-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

変更後(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

とおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響

ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実 ⑥

験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することか

験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解ら，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性があ

析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よる。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温って，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低度は低くなるが，原子炉注水は代替自動減圧ロジックを用いた逃がし

くなるが，原子炉注水は代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁

安全弁による原子炉減圧及び残留熱除去系の自動起動により行われ，による原子炉減圧及び残留熱除去系の自動起動により行われ，燃料被燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないこと

覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，から，運転員等操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化 ⑤

量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるた

燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料

め，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よっ

被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるて，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与えが，操作手順（冠水後の流量調整操作）に変わりはないことから，運る可能性があるが，操作手順（冠水後の流量調整操作）に変わりはな

転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝 ⑤達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ

達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

デル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認し

析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全た不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できており，ま納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できており，また，格納容器

た，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作

圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことかはないため，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器各領域間

各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいの流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定デー

定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さく，格タと良く一致することを確認しており，その差異は小さく，また，格2.2-10

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない

納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない ⑤ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.2.3）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料 2.2.3）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目とな

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

るパラメータに対する余裕は大きくなる。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料 ⑤

燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的なえ，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラ結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目とメータに対する余裕は大きくなる。

なるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝 ⑤達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ

達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

デル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認し

析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全た不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているた

納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目とめ，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容なるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにお動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実

いては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は

験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるく一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータ

パラメータに与える影響は小さい。

に与える影響は小さい。
（添付資料 2.2.3）（添付資料 2.2.3）(2) 解析条件の不確かさの影響評価(2) 解析条件の不確かさの影響評価

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤2.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件

2.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって

2.2-11

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があは，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定ることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられ目に関する影響評価の結果を以下に示す。

る項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，原子炉注とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水

水は代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧は代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧及及び残留熱除去系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作

び残留熱除去系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間

始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時に与える影響はない。

間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下が緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか

格納容器圧力上昇が遅くなるが，残留熱除去系（サプレッション・

ら，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，残留熱除去系（サチェンバ・プール水冷却モード）への移行は冠水後の操作であるたプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）への移行は冠水後め，運転員等操作時間に与える影響はない。

の操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン

バ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより

析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さ

解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

いことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観 ⑤

点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を解析条件に設定している。なお，外部電源が

外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は

ない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が確保されることか

非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

等操作時間に与える影響はない。

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）は，本解析条件の不機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）は，解析条件の不確 ⑤

2.2-12

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計

かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計 ⑤値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作とし後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量て冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であ調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

ることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

（添付資料2.2.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確（添付資料2.2.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価

価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下が緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容

格納容器圧力上昇が遅くなり，評価項目となるパラメータに対する器圧力及び温度の上昇が遅くなることから，評価項目となるパラメ

余裕は大きくなる。

ータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観 ⑤

点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を解析条件に設定している。仮に事象発生とと外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電

もに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環

源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがト

ポンプがトリップするため，原子炉水位の低下が遅くなり，炉心露リップするため，原子炉水位の低下が遅くなり，炉心露出時間も短

出時間も短くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕はくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機なる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機によりにより電源が確保される。

電源が供給される。

2.2-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）は，本解析条件の不変更理由

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）は，解析条件の不確 ⑤

確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計

かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになる値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目

ため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

（添付資料2.2.3）
ｂ．操作条件（添付資料2.2.3）
ｂ．操作条件

操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響

与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価

が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水 ⑤

冷却モード）運転操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位

冷却モード）運転操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位

高（レベル8）到達時（事象発生から約50分後）を設定している。

高（レベル8）到達後（事象発生から約60分後）を設定している。 ⑥

運転員等操作時間に与える影響として，複数の残留熱除去系を用い運転員等操作時間に与える影響として，複数の残留熱除去系を用いて低圧注水モードによる原子炉水位維持操作とサプレッション・チて低圧注水モードによる原子炉水位維持操作とサプレッション・チ

ェンバ・プール水冷却モードの運転操作を同じ運転員が操作するこェンバ・プール水冷却モードの運転操作を同じ運転員が行うことかとから，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードの操作開ら，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードの操作開始時

始時間は変動しうるが，その時間は短く，実態の操作開始時間は解間は変動し得るが，その時間は短く，実態の操作開始時間は解析上

析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さの設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいこと

い。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不から，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析

確かさにより操作開始時間は早まる可能性があるが，中央制御室でコード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始行う操作であることから，他の操作に与える影響はない。

時間は早まる可能性があるが，中央制御室で行う操作であることか（添付資料2.2.3）

ら，他の操作に与える影響はない。
（添付資料2.2.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

冷却モード）運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，冷却モード）運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評2.2-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

（添付資料2.2.3）(3) 操作時間余裕の把握

変更理由（添付資料2.2.3）(3) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラ

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目 ⑤

メータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕をとなるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作

確認し，その結果を以下に示す。

時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却 ⑤モード）運転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水冷モード）運転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水冷

却モード運転開始までの時間は事象発生から約50分後であり，運転操作

却モード運転開始までの時間は事象発生から約60分後であり，操作開始 ⑥が遅れる場合においても，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達するまが遅れる場合においても，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達するまでの時間は，事象進展が同様となる「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」にでの時間は，事象進展が同様となる「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」に示すとおり約17時間であり，約16時間以上の余裕があることから，時間示すとおり約17時間であり，約16時間以上の時間余裕がある。また，原余裕がある。また，格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時

子炉格納容器の限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の間は，過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・

納容器過圧・過温破損）」においても事象発生から約38時間であり，約過温破損）」においても事象発生約38時間後であり，約37時間以上の時

37時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

間余裕がある。

（添付資料2.2.3）（添付資料2.2.3）(4) まとめ(4) まとめ

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運 時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目とな 転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータ るパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間 に対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

余裕がある。

2.2.4 必要な要員及び資源の評価

2.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，6号及事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，6号及 ⑤び7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「2.2.1(3)炉心損傷防 び7号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「2.2.1(3) 炉心止対策」に示すとおり16名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員 損傷防止対策」に示すとおり16名である。「6.2 重大事故等対策時に必要の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可 な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の72名で対2.2-15

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

能である。

処可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，必要な変更理由

事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価してい 水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価してる。その結果を以下に示す。

いる。その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，サプ

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，サプ ⑤

レッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源

レッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7日間の継続実施が可能である。

が枯渇することはないため，7日間の注水継続実施が可能である。

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
ｂ．燃料

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
ｂ．燃料

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していない

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していない ②（免震重要棟の位置づけ変更にが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給をが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を伴う反映）

想定し，事象発生後7日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した

想定し，事象発生後7日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した ④（燃費修正）

場合，号炉あたり約751kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策

場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。5号炉原子炉建屋内緊急 ⑤

所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転

続 に 合 計 約 79kL の 軽 油 が 必 要 と な る 。 （ 6 号 及 び 7 号 炉 合 計 約

継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約1,519kL）。

1,581kL）。
6号及び7号炉の各軽油タンクにて約1,020kL（6号及び7号炉 合計約6号及び7号炉の各軽油タンクにて約1,020kL（6号及び7号炉合計約 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，

非常用ディーゼル発電機による電源供給，免震重要棟内緊急時対策所用

非常用ディーゼル発電機による電源供給，5号炉原子炉建屋内緊急時対策

ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機

所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機

による電源供給について，7日間の継続が可能である。

による電源供給について，7日間の継続が可能である。

（添付資料 2.2.4）
ｃ．電源（添付資料 2.2.4）
ｃ．電源

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していない

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給をが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6号及び7号炉において重大事故等対策時に必想定した場合においても，6号及び7号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることか

要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることか

ら，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

ら，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

2.2-16

伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリ

変更後

また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

ング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能

ング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能

である。

である。

2.2.5 結論

2.2.5 結論

事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，高圧注水機

事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，高圧注水機

能及び原子炉減圧機能が喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が 能及び原子炉減圧機能が喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢高 露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢高圧注水・減圧機能喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策 圧注水・減圧機能喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧手 として代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧手段，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水手段，安定状態に 段，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器 向けた対策として残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器
除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢高圧注水・減圧機能喪失｣の重要事故シーケン

除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢高圧注水・減圧機能喪失｣の重要事故シーケン

ス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」に ス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁について有効性評価を行った。
上記の場合においても，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁に ⑤よる原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水，残 よる原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を実施すること 留熱除去系（原子炉停止時冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プ
により，炉心損傷することはない。

ール水冷却モード）による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにその結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」

変更理由

いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原 ⑤

において，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減 子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水，残留熱除圧，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水等の炉心損傷防止 去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格

2.2-17

伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認で 納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対し ⑤
き，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に対して有効で て有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧ある。

機能喪失」に対して有効である。

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器※２⑤

逃がし安全弁

給水系
より

主タービン系へ

主タービン系へ

※１

※１

復水貯蔵槽

復水貯蔵槽

原子炉圧力容器原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ

復水移送
ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ

※１

※１

Ｂ(Ｃ)

Ａ

Ａ

※２

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ
原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.2.1

高圧注水・減圧機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器※２

Ｂ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 2.2.1 図「高圧注水・減圧機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）（1/2）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）

⑤

外部電源

Gen

逃がし安全弁

給水系
より

外部電源

Gen

Gen

逃がし安全弁

給水系
より非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器※２

外部電源

主タービン系へ※１

復水貯蔵槽

原子炉圧力容器
復水移送
ポンプ

Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ

※１
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ
高圧代替注水系ポンプ

図 2.2.2

高圧注水・減圧機能喪失時の重大事故等対策の概略系統（2/2）（原子炉注水，原子炉格納容器除熱及び原子炉冷却）第 2.2.2 図「高圧注水・減圧機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（2/2）（原子炉注水，原子炉格納容器除熱及び原子炉冷却）2.2-18

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前（解析上の時刻）
（0分）

変更後

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達（解析上の時刻）（0分）

凡例
給水流量の全喪失発生：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果：解析上考慮しない操作・判断結果※1【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）（約22秒後）【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1

再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認（約4分後）：操作・確認（運転員のみの作業）

原子炉水位低（レベル3）到達※10（約21秒後）

変更理由

再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復することを確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※3
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する（約4分後）※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
解析上考慮していないが，実態は残留熱除去系ポンプの運転を確認後，逃がし安全弁による原子炉急速減圧を行い，原子炉水位の回復を図る※2
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
ⅠⅠ
高圧代替注水系起動操作

高圧代替注水系起動操作（約9分後）

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水（約9分後）

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※3
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器
内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※4（約19分後）高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）

回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※5（約22分後）（約26分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約44分後）（約19分後）※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施
する※10
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する※6（約33分後）※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料
棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）

逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧

回復は解析上考慮せず※6※5
代替自動減圧ロジック阻止

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復※7（約22分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達（約26分後）残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約33分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復（約44分後）原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了

逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4個追加開）※7※5
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※6
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復することを確認する※8

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器
内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※9※8
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料
棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する※10
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

※8
Yes

No

原子炉水位判明

原子炉満水操作Yes（約50分後）（12時間後）※9

原子炉満水操作（約50分後）残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持（約60分後）残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却実施（12時間後）残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサプ
レッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

図 2.2.3※9
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※11（水位不明ではない）

高圧注水・減圧機能喪失時の対応手順の概要

※12

※10
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※11
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す※12
原子炉注水で使用している残留熱除去系と異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサプ
レッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める第 2.2.3 図「高圧注水・減圧機能喪失」の対応手順の概要

2.2-19⑤⑥

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

高圧注水・減圧機能喪失

経過時間 （分）
10

20

30

40

経過時間 （時間）

／
50

60

10

12

14

18

20

経過時間（分）

備考
10

約21秒

当直長

責任者
指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室 ）
6号
7号

1人
1人
1人

号炉毎運転操作指揮5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

運転員
（現場）
6号

7号

12時間後
残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード
運転開始

原子炉水位低（レベル2）

約4分

操作項目

原子炉水位低（レベル1.5）

約9分

原子炉水位低（レベル1）

約19分

40

当直長

責任者
操作項目

指揮者

原子炉水位有効燃料棒頂部到達(※)

約26分

低圧注水系

約33分

当直副長
当直副長

原子炉水位有効燃料棒頂部回復(※)
約50分

約22秒

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

各号炉運転操作指揮5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

原子炉注水開始

通報連絡者

6号

6号
7号

緊急時対策本部要員

運転員（中央制御室）6号
7号

原子炉水位高（レベル8）

運転員
（現場）
6号

7号

経過時間（時間）

／
50

60

10

12

14

18

備考

20

約33分 原子炉水位有効燃料棒頂部回復(※)
原子炉水位低（レベル2）

約4分※シュラウド内水位に基づく時間代替自動減圧ロジック動作

約22分

緊急時対策要員
（現場）
7号

30

原子炉スクラム実施箇所・必要人員数

プラント状況判断

操作 の内容20

事象発生

原子炉スクラム

中央監視
緊急時対策本部連絡⑤

高圧注水・減圧機能喪失

事象発生

実施箇所 ・必要人員数

変更理由

約50分

12時間後
残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード
運転開始

原子炉水位高（レベル8）

原子炉水位低（レベル1.5）

約9分

原子炉水位低（レベル1）

プラント状況判断
※シュラウド内水位に基づく時

操作の内容

間

約19分 代替自動減圧ロジック動作
約22分

原子炉水位有効燃料棒頂部到達(※)

約26分 低圧注水系 原子炉注水開始
約60分
残留熱除去系
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード
運転開始

緊急時対策要員
（現場）
7号

6号

・給水流量の全喪失確認

・給水流量の全喪失確認
・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
・冷却材再循環ポンプトリップ確認

・冷却材再循環ポンプトリップ確認

状況判断

2人

2人

A,B

a,b

・原子炉隔離時冷却系
自動起動／機能喪失確認－－－

・原子炉隔離時冷却系－

10分
・高圧炉心注水系
自動起動／機能喪失確認

状況判断・高圧代替注水系起動操作

2人

2人

A,B

a,b

自動起動／機能喪失確認
－

－

－

－

10分
・高圧炉心注水系
自動起動／機能喪失確認

解析上考慮せず

・高圧代替注水系起動操作
・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

高圧注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）－－

原子炉減圧確認

（1人）
A

（1人）
a

低圧注水モード

注水操作

（1人）
A

（1人）
a

残留熱除去系
サプレッション・チェンバ・プール水冷却

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系
機能回復－

・逃がし安全弁 4個
自動開放確認
注入弁自動開確認
注入弁操作

試験用調節弁操作

・残留熱除去系
自動起動確認対応可能な要員により対応する

高圧注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系
機能回復

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 4個
自動開放確認

残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード準備

－

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系

－

－

－

－

2人

2人

C,D

c,d

－

－

原子炉水位をレベル3～レベル8で維持

・原子炉停止時冷却モード

ラインアップ

注水操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系
・残留熱除去系

注入弁自動開確認
注入弁操作

残留熱除去系
サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

試験用調節弁操作

・パラメータ監視

原子炉停止時冷却モード運転

－

－

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
低圧注水モードから原子炉停止時冷却モード切
替

（1人）

A

a

－

－

（1人）

（1人）

A

a

2人
A,B

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

－

－

－

－

－

－

－

・現場移動

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード
・パラメータ監視・残留熱除去系

残留熱除去系ポンプ（B）

90分

残留熱除去系

30分

電動弁隔離

ラインアップ・パラメータ監視

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

・現場移動
・残留熱除去系

残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード運転

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード起動
・原子炉冷却材温度調整

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

低圧注水モードから原子炉停止時冷却モード切・原子炉停止時冷却モード
・パラメータ監視

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・現場移動
・残留熱除去系

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード起動
・原子炉冷却材温度調整

2人
A,B

2人
a,b

2人
C,D

2人
c,d

原子炉停止時冷却モード運転を継続 残留熱除去系ポンプ（C）

・原子炉冷却材温度調整
90分

残留熱除去系ポンプ（A）

残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード運転
合計
（

－

－

2人

2人

2人

a,b

C,D

c,d

－

－

・現場移動
・残留熱除去系

電動弁隔離

・原子炉停止時冷却モード起動
・原子炉冷却材温度調整

30分

0人

残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード運転
必要人員数

合計
（

図 2.2.4

高圧注水・減圧機能喪失時の作業と所要時間

残留熱除去系ポンプ（A）

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を継続＊2系列原子炉停止時冷却モード運転後は適宜原子炉注水実施

残留熱除去系ポンプ（B）

90分

30分

電動弁隔離

系統構成

原子炉停止時冷却モード運転を継続 残留熱除去系ポンプ（C）

90分
残留熱除去系ポンプ（A）

替
原子炉停止時冷却モード運残留熱除去系ポンプ（A）
転を継続）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

系統構成

原子炉水位をレベル3～レベル8で維持

残留熱除去系ポンプ（C）

原子炉停止時冷却モード準備

・原子炉停止時冷却モード起動

・原子炉停止時冷却モード

逃がし安全弁動作による原子炉減圧を適宜確認する

残留熱除去系ポンプ（A）

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を継続＊2系列原子炉停止時冷却モード運転後は適宜原子炉注水実施

残留熱除去系ポンプ（C）

残留熱除去系

必要人員数－

低圧注水モード

モード操作

対応可能な要員により対応する

適時確認

原子炉減圧確認・残留熱除去系
・残留熱除去系

解析上考慮せず

・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認・残留熱除去系
自動起動確認

電動弁隔離

30分

原子炉停止時冷却モード運残留熱除去系ポンプ（A）
転を継続

0人

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

第 2.2.4 図「高圧注水・減圧機能喪失」の作業と所要時間

2.2-20⑥

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.2.5

原子炉圧力の推移

第 2.2.5 図

原子炉圧力の推移⑤

図 2.2.6

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.2.6 図

2.2-21

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.2.7

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.2.7 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移⑤

図 2.2.8

注水流量の推移

第 2.2.8 図

2.2-22

注水流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.2.9

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

第 2.2.9 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移⑤

図 2.2.10

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.2.10 図

2.2-23

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.2.11

燃料被覆管温度の推移

第 2.2.11 図

燃料被覆管温度の推移⑤

図 2.2.12

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

第 2.2.12 図

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

2.2-24

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

⑤

図 2.2.13

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

第 2.2.13 図

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

2.2-25

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.2.14

高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.2.14 図

高出力燃料集合体のボイド率の推移⑤

図 2.2.15

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.2.15 図

2.2-26

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.2.16

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆

第 2.2.16 図

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料管の円周方向の応力の関係

被覆管の円周方向の応力の関係⑤

図 2.2.17

格納容器圧力の推移

第 2.2.17 図

2.2-27

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 2.2.18 図
図 2.2.18

格納容器気相部温度の推移

格納容器気相部温度の推移⑤

図 2.2.19

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 2.2.19 図

2.2-28

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.2.20

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移
第 2.2.20 図

表 2.2.1

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

高圧注水・減圧機能喪失時における重大事故等対策について
第 2.2.1 表「高圧注水・減圧機能喪失」の重大事故等対策について

2.2-29⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

表 2.2.2

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（1／4）

第 2.2.2 表

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（1/4）⑤

表 2.2.2

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（2／4）

第 2.2.2 表

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（2/4）⑤

2.2-30まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

表 2.2.2

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（3／4）

第 2.2.2 表

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（3/4）⑤

表 2.2.2

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（4／4）

第 2.2.2 表

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（4/4）⑤⑥

2.2-31

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2.3 全交流動力電源喪失

2.3 全交流動力電源喪失

2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）

2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）

2.3.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.3.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目失）」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」である。

失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え

方方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」では，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動失）」では，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動

し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するもの

し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉の，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることを想定する。このため，逃がし安隔離時冷却系に期待できなくなることを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量

全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態におい本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電源が枯渇した以降の原子炉圧力容器内への注水機能を喪失して，直流電源が枯渇した以降の原子炉圧力容器内への注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このたたことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能

め，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設

変更理由

したがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

備より電源を給電した原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって事備から電源を給電した原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって事象発生 24 時間後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電

象発生 24 時間後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電 ⑤及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって，炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機

機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベ冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容

ント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃が

器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実2.3.1-1の位置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
し装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更後

変更理由

施する。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，失）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性

却系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系をがし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器

却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状

除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.3.1.1 から図態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格2.3.1.4 に，手順の概要を図 2.3.1.5 に示すとともに，重大事故等対策

納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 2.3.1.1

関係を表 2.3.1.1 に示す。

図から第 2.3.1.4 図に，手順の概要を第 2.3.1.5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.3.1.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 ③（要員の運用変更）

象発生10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員

10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央 ⑤

は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名であ制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計28名である。そのる。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長1名

内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長1名（6号及び（6号及び7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名で7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発ある。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時

電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部

対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は10名である。

要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。

また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷

また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷 ③（要員の運用変更）

却系作業等を行うための参集要員34名である。必要な要員と作業項目に却系作業等を行うための参集要員46名である。必要な要員と作業項目に ⑤ついて図2.3.1.6に示す。

ついて第2.3.1.6図に示す。

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能とな能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原り，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原2.3.1-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

子炉がスクラムしたことを確認する。

子炉がスクラムしたことを確認する。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベ

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始すること

ル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。

により，原子炉水位が回復する。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装 ⑤
設備は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原

子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発

中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない

電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない

場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電

場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電

源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開

源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開

始する。

始する。

d. 直流電源切替

d. 直流電源切替え

原子炉隔離時冷却系で使用している直流電源の枯渇を防止するた

変更理由

⑤

原子炉隔離時冷却系で使用している直流電源の枯渇を防止するた ⑤

め，事象発生から 8 時間経過するまでに所内蓄電式直流電源設備切替

め，事象発生から 8 時間経過するまでに所内蓄電式直流電源設備切替え（蓄電池 A から蓄電池 A-2 に切替）を実施する。事象発生から，19 時（蓄電池 A から蓄電池 A-2 に切り替え）を実施する。事象発生から，19間経過するまでに所内蓄電式直流電源設備切替（蓄電池 A-2 から AM 用

時間経過するまでに所内蓄電式直流電源設備切替え（蓄電池 A-2 から

直流 125V 蓄電池に切替）を実施することにより 24 時間にわたって直流

AM 用直流 125V 蓄電池に切り替え）を実施することにより 24 時間にわ

電源の供給を行う。なお，所内蓄電式直流電源設備の切替操作を実施

たって直流電源の供給を行う。なお，所内蓄電式直流電源設備の切替する際には，時間的裕度を確保するため，原子炉水位高（レベル 8）近え操作を実施する際には，時間的裕度を確保するため，原子炉水位高傍まで原子炉水位を上昇させた後，原子炉隔離時冷却系を停止し，切（レベル 8）近傍まで原子炉水位を上昇させた後，原子炉隔離時冷却系

替操作を実施する。

を停止し，切替え操作を実施する。

2.3.1-3

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
e. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし変更後
e. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし ⑤て，原子炉格納容器一次隔離弁を二次格納施設外からの人力操作によて，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からのり開する。

人力操作により開する。

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次 ⑤

隔離弁を二次格納施設外からの人力操作によって中間開操作すること隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって中間開で，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施す

操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除る。

熱を実施する。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施してい格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は格る間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，

納容器内雰囲気放射線レベル等である。

格納容器内雰囲気放射線レベル等である。

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等の原

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベ ⑤

子炉格納容器ベントラインが水没しないことを確認するために必要なントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サ計装設備はサプレッション・チェンバ・プール水位である。

プレッション・チェンバ・プール水位である。

f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，代替原子炉補常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1台を手動起動する。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低台を手動起動する。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備が完了した後，中央制御室か

圧注水モード）による原子炉注水の準備が完了した後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速らの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速

減圧する。

減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

2.3.1-4

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
g. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により,原子炉圧力が残留熱除去

変更後
g. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により,原子炉圧力が残留熱除去 ⑤系（低圧注水モード）の系統圧力を下回ると原子炉注水が開始され，系（低圧注水モード）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始さ

原子炉水位が回復する。

れ，原子炉水位が回復する。

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するため

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び残留熱除去系系統流量である。

に必要な計装設備は，原子炉水位及び残留熱除去系系統流量である。

h. 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除h. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容 ⑤

熱

変更理由

器除熱
原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後，中央制御

原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後，中央制御 ⑤室からの遠隔操作により残留熱除去系を低圧注水モードから格納容器

室からの遠隔操作により残留熱除去系を低圧注水モードから格納容器

スプレイモード（ドライウェル側のみ）に切替えるとともに，格納容

スプレイ冷却モード（ドライウェル側のみ）に切り替えるとともに，器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われている場合

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われているは，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止す場合は，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止

る。

する。

残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容 ⑤

熱を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等であ器除熱を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等

る。

である。

i. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

i. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード（ドラ残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード ⑤

イウェル側のみ）への切替え後は，低圧代替注水系（常設）を用いて（ドライウェル側のみ）への切替え後は，低圧代替注水系（常設）を

原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）用いて原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベの間で維持する。

ル 8）の間で維持する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な ②（計器名称の変更）

計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（原子炉圧力容器）等

計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量） ⑤

である。

等である。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系により継続的に行う。

2.3.1-5

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

2.3.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.3.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン ⑤

スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失するこ

電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失する「全交流動力電源喪とで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」である。

失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝 ⑤達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変

炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替

代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ

動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷

冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象とな

却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。

る。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱

よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力

水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード

過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP に

MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，より原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容

格納容器温度等の過渡応答を求める。

器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 ⑤

2.3.1.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケン

2.3.1.2表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケ

ス特有の解析条件を以下に示す。

ンス特有の解析条件を以下に示す。

2.3.1-6

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

a. 事故条件

a. 事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失す

起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって， ⑤るものとする。

外部電源を喪失するものとする。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定(b) 安全機能の喪失に対する仮定

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力
電源を喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力
電源を喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

電源を喪失するものとしている。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号(a) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系

変更理由

原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系

原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，原子炉隔離時冷却系は，原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとす

182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

る。

(c) 逃がし安全弁(c) 逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリ

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動の過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量とし減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。

て，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。

(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）

残留熱除去系（低圧注水モード）は事象発生から24時間後に手動起残留熱除去系（低圧注水モード）は事象発生から24時間後に手動動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとす

起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものと

る。

する。

(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

逃がし安全弁による原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高逃がし安全弁による原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高（レベル8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/hにて原子炉格納（レベル8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/hにて原子炉格納容器内にスプレイするものとする。また，伝熱容量は，熱交換器1基

容器内にスプレイするものとする。また，伝熱容量は，熱交換器1基あたり約8MW（サプレッション・チェンバのプール水温52℃，海水温

あたり約8MW（サプレッション・チェンバ・プール水温52℃，海水温

2.3.1-7⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

度30℃において）とする。

度30℃において）とする。

(f) 低圧代替注水系（常設）(f) 低圧代替注水系（常設）

残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード（ド変更理由

残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード ③（24時間後以降の注水を実態にライウェル側のみ）への切替え後に，崩壊熱相当量で原子炉注水（ドライウェル側のみ）への切替え後に，約 90m3/h にて崩壊熱相当見合った注水量に変更した解し，その後は炉心を冠水維持する。

量で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持する。

析に見直し）⑤(g) 格納容器圧力逃がし装置等(g) 格納容器圧力逃がし装置等

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁おける最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁 ⑤※の中間開操作（流路面積約 70%開 ）にて原子炉格納容器除熱を実施の中間開操作（流路面積 70%開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施す

する。

る。

※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次

離弁を 50％開にて開始するが，格納容器圧力に低下傾向が確認でき隔離弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低 ⑤ない場合は，増開操作を実施する。解析においては，操作手順の考

下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強え方を踏まえ，中間開操作（流路面積約 70%開）とする。

化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

(h) 代替原子炉補機冷却系
伝 熱 容 量 は 約 23MW （ サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ の プ ー ル 水 温
100℃，海水温度 30℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対す(h) 代替原子炉補機冷却系
伝 熱 容 量 は 約 23MW （ サ プ レ ッ シ ョ ン ・チ ェ ン バ・プール水温 ⑤
100℃，海水温度 30℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に ⑤る仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a)交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後に(a) 交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後 ⑤

常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(c)逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から24時間後に開始する。
(d)代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操作は，事象発生24時間後に開始する。

に常設代替交流電源設備によって供給を開始する。
(b) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格 ⑤
納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から24時間 ⑤
後に開始する。
(d) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から24時間後に開始 ⑤する。

2.3.1-8

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(e)低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から24時間後に開始(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード） ⑤

する。なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位が真空破壊の起動操作は，事象発生から24時間後に開始する。

装置-1mに到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注(f) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から24時間後に開 ⑤

水を停止する。

始する。なお，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装(f)代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）の起動操作は，事象発生から約25時間後に開始する。

置-1mに到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ ⑤
冷却モード）の起動操作は，事象発生から約25時間後に開始する。

(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件

本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も ⑤

生していないため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の発生していないため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故

評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界での時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境

実効線量評価にあたっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する界での実効線量評価に当たっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価

審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月 30 日）に示されている評価手に関する審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月 30 日）に示されて法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。

いる評価手法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。

(a) 事故発生時の冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容されａ. 事象発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容 ⑤

る I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事される I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これによ

故 発 生 時 に 冷 却 材 中 に 存 在 す る よ う 素 は ， I-131 等 価 量 で 約り,事象発生時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で1.3×1012Bq となる。

約 1.3×1012Bq となる。

(b) 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量ｂ. 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量 ⑤は，I-131については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた

は，I-131については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた

値※1である3.7×1013Bqとし，その他の核分裂生成物についてはその組

値※2である3.7×1013Bqとし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の2倍の放出がある

成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の2倍の放出がある

ものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加ものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについては γ線実効エネルギ 0.5MeV換算値で 約放出量は，希ガスについては γ 線実効エネルギ 0.5MeV 換算値で 約9.9×1014Bq，よう素についてはI-131等価量で約6.5×1013Bqとなる。

9.9×1014Bq，よう素についてはI-131等価量で約6.5×1013Bqとなる。

※1※2 過去に実測されたI-131追加放出量から，全希ガス漏えい率（f値） ⑤

過去に実測されたI-131追加放出量から，全希ガス漏洩率（f値）
7

1mCi/s（3.7×10 Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。

1mCi/s（3.7×107Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。

全希ガス漏洩率が 3.7×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏洩率

全希ガス漏えい率が 3.7×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏え

あ た り の I-131 の 追 加 放 出 量 の 平 均 値 に あ た る 値 は 1.4×1012Bq

い率あたりのI-131の追加放出量の平均値にあたる値は1.4×1012Bq（37Ci）であり，柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉の線量評価で用（37Ci）であり，6号及び7号炉の線量評価で用いるI-131追加放出量13

い る I-131 追 加 放 出 量 は ， こ れ に 余 裕 を 見 込 ん だ 3.7×10 Bq

は，これに余裕を見込んだ3.7×1013Bq（1000Ci）を条件としている。

2.3.1-9

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前（1000Ci）を条件としている。（1Ci = 3.7×1010Bq/s）

変更後（1Ci = 3.7×1010Bq）

出典元

出典元

・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（TLR-

・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（TLR-

032）
・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR021）(c) 燃料棒から追加放出されるよう素のうち有機よう素は4%とし，残りの96%は無機よう素とする。
(d) 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて

032）
・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR021）
c. 燃料棒から追加放出されるよう素のうち有機よう素は4%とし，残りの96%は無機よう素とする。
ｄ. 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて瞬 ⑤

瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10%は時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10%は瞬時に気

瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。

相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素か

有機よう素から分解したよう素，無機よう素が気相部にキャリーら分解したよう素及び無機よう素が気相部にキャリーオーバーされる

オーバーされる割合は2%とする。

割合は2%とする。

(e) 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通し

e. 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して ⑤て崩壊熱相当の蒸気に同伴し，原子炉格納容器内に移行するもの

崩壊熱相当の蒸気に同伴し，原子炉格納容器内に移行するものとすとする。この場合，希ガス及び有機よう素は全量が，無機よう素る。この場合，希ガス及び有機よう素は全量が，無機よう素は格納容

は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量器ベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するもが移行するものとする。

のとする。

(f) サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等によ

f. サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等により ⑤り除去されなかったものが原子炉格納容器の気相部へ移行するも除去されなかったものが原子炉格納容器の気相部へ移行するものとすのとする。希ガス及び有機よう素については，スクラビングの効る。希ガス及び有機よう素については，スクラビングの効果を考えな

果を考えない。また，核分裂生成物の自然減衰は，格納容器ベン

い。また，核分裂生成物の自然減衰は，格納容器ベント開始までの期

ト開始までの期間について考慮する。

間について考慮する。

(g) 敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外

g. 敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部 ⑤

部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばく

被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによるによる実効線量は，主蒸気隔離弁閉止後のよう素の内部被ばくに

実効線量は，主蒸気隔離弁閉止後のよう素の内部被ばくによる実効線

よる実効線量を求める以下の式（1）で，また，希ガスのγ線外量を求める以下の式（1）で，また，希ガスのγ線外部被ばくによる実部被ばくによる実効線量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時

効線量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時の希ガスのγ線外部被の希ガスのγ線外部被ばくによる実効線量を求める以下の式

ばくによる実効線量を求める以下の式（2）で計算する。

（2）で計算する。

2.3.1-10

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

HI2＝R ･ H∞ ･ χ/Q ･ QＩ・・・・・・・・・・・・・

（1）

3

R

：呼吸率（m /s）H∞

HI ＝R ･ H∞ ･ χ/Q ･ QＩ・・・・・・・・・・・・・
R

呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の呼吸率（活動時）0.31m3/hを秒当たりに換算して用いる。

呼吸率（活動時）0.31m3/hを秒当たりに換算して用いる。
H∞：よう素（I-131）を1Bq吸入した場合の小児の実効線量⑤-7

線量（1.6×10 Sv/Bq）（1.6×10 Sv/Bq）：相対濃度（s/m3）

χ/Q：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131等価量－小児実効線量係数換算）

Hγ＝K ･ D/Q ･ Qγ ・・・・・・・・・・・・・ （2）K⑤：呼吸率（m /s）

-7

QI

（1）

3

呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の：よう素（I-131）を1Bq吸入した場合の小児の実効

χ/Q

変更理由

：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数：相対濃度（s/m3）

QI：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131等価量－小児実効線量係数換算）
Hγ＝K ･ D/Q ･ Qγ
K・・・・・・・・・・・・・ （2）：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数（K＝1Sv/Gy）（K＝1Sv/Gy）

D/Q：相対線量（Gy/Bq）

D/Q：相対線量（Gy/Bq）

Qγ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）

Qγ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

（γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

(h) 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器圧力逃がし装置又h. 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合 ②(代替格納容器圧力逃がし装置
は，格納容器圧力逃がし装置排気管からの放出，実効放出継続時間 1-5の位置づけ変更に伴う反映)

3

は代替格納容器圧力逃がし装置排気管からの放出，実効放出継続時間の値として， 相対濃度（χ/Q）を 1.2×10 （s/m ），相対線量

時間 1 時間の値として，相対濃度（χ/Q）を 1.2×10-5（s/m3），（D/Q）を 1.9×10-19 （Gy/Bq）とし，耐圧強化ベント系を用いる場合

相対線量（D/Q）を 1.9×10-19（Gy/Bq）とし，耐圧強化ベント系

は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値と（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3），相対線量（D/Q）は 1.2×10-19（Gy/Bq）

して，相対濃度（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3），相対線量（D/Q）はとする。

1.2×10-19（Gy/Bq）とする。
(i) サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数

i. サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は ②(代替格納容器圧力逃がし装置

は 10，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置

10，格納容器圧力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去する

まれるよう素を除去するためのよう素フィルタによる除染係数は 50 と ⑤ためのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。

する。

（添付資料 2.3.1.1）（添付資料 2.3.1.1）

2.3.1-11の位置づけ変更に伴う反映)

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(4) 有効性評価の結果

変更理由(4) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド ⑤

及びシュラウド内外） ※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子内及びシュラウド内外）※3，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，

炉圧力容器内の保有水量の推移を図2.3.1.7から図2.3.1.12に，燃料被覆

原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第2.3.1.7図から第2.3.1.12図

管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナの推移を図2.3.1.13から図2.3.1.15に，格納容器圧力，格納容器温度，サ

ム部のボイド率の推移を第2.3.1.13図から第2.3.1.15図に，格納容器圧

プレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図2.3.1.16から図

力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の2.3.1.19に示す。

推移を第2.3.1.16図から第2.3.1.19図に示す。
※3 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を ⑤示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位である
ことから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効
燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

a. 事象進展a. 事象進展

全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離

却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについて

時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプにつは，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。

いては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。

所内蓄電式直流電源設備は，負荷切離しを行わずに 8 時間，その後

所内蓄電式直流電源設備は，負荷切離しを行わずに 8 時間，その後 ⑤は不要な負荷の切離し及び直流電源切替（蓄電池 A から蓄電池 A-2）をは不要な負荷の切離し及び直流電源切替え（蓄電池 A から蓄電池 A-2）

実施し，加えて事象発生から 19 時間経過するまで直流電源切替（蓄電を実施し，加えて事象発生から 19 時間経過するまで直流電源切替え

池 A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池）を実施することにより，更に 16 時

（蓄電池 A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池）を実施し，更に 16 時間の合間の合計 24 時間にわたり，重大事故等の対応に必要な設備に電源を供

計 24 時間にわたり，重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給す

給できるものとする。この間，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低る。この間，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）での自（レベル 2）での自動起動及び原子炉水位高（レベル 8）でのトリップ

動起動及び原子炉水位高（レベル 8）でのトリップを繰り返すことにを繰り返すことによって，原子炉水位は適切に維持される。

よって，原子炉水位は適切に維持される。

（添付資料 2.3.1.2，2.3.1.3）（添付資料 2.3.1.2，2.3.1.3）

2.3.1-12

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による交

変更後事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による ⑤

流電源の供給を開始し，その後，中央制御室からの遠隔操作により逃が交流電源の供給を開始し，その後，中央制御室からの遠隔操作によりし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉の急速減圧を実施し，原子炉逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉の急速減圧を実施し，減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始す

原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水をる。原子炉の急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉開始する。原子炉の急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出によ

水位は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

り原子炉水位は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）によるが開始されると原子炉水位が回復する。

原子炉注水が開始され,原子炉水位が回復する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱によ

変更理由

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱に ⑤り発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及より発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧

び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器圧力逃がし装置等による力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器圧力逃がし装置等

原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 16による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生

時間経過した時点で実施する。また，原子炉格納容器除熱時のサプレッから約 16 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時

ション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントのサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約ライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するた機能は維持される。この点と，蒸気の流入によってサプレッション・チめ，真空破壊装置の健全性は維持される。この点と，蒸気の流入によェンバ・プール水温が上昇することを考慮し，その確実な運転継続を確ってサプレッション・チェンバ・プール水温が上昇することを考慮

保する観点から，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。常設

し，その確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔離時冷却系の代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，ベントラインを閉じ

水源は復水貯蔵槽とする。常設代替交流電源設備による電源供給を開て，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器

始した後は，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した除熱を行うものとする。
※2 シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュ
ラウド外を計測している。

残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うものとする。
⑤

2.3.1-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

b. 評価項目等

変更理由

b. 評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，図 2.3.1.13 に示すとおり，初期値(約

燃料被覆管の最高温度は，第 2.3.1.13 図に示すとおり，初期値をわ ⑤310℃)を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸ずかに上回る約 311℃となるが，1,200℃以下となる。また，燃料被覆 ⑥

化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%

管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であ以下となる。

り，15%以下となる。

原子炉圧力は，図 2.3.1.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動によ

原子炉圧力は，第 2.3.1.7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動に ⑤

り，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリ

より，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約

ダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩 ⑤

熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによっ

納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，格納容器圧力逃がし装置等にて，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，格納容器圧力逃がし

よる原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダ装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容リにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及

えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，限界圧

び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下力及び限界温度を下回る。

回る。
（添付資料 2.3.1.4）

図 2.3.1.8 に示すとおり，原子炉隔離時冷却系による注水継続により

第 2.3.1.8 図に示すとおり，原子炉隔離時冷却系による注水継続に ⑤

炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に格納より炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後

容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始し，さらに代替に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始し，さ原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実らに代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容施することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

器除熱を実施することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持で（添付資料 2.3.1.5）

きる。
（添付資料 2.3.1.5）

2.3.1-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置によるベン-3

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界での実 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

ト時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 9.9×10 mSv であり，5mSv

効線量の評価結果は約 9.9×10-3mSv であり，5mSv を下回る。また，耐を下回る。また，耐圧強化ベント系によるベント時の敷地境界での実効圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評 ⑤

線量の評価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合

価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も周辺も周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはなの公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。

い。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくに示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被のリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

2.3.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

2.3.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作

操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作

時間余裕を評価するものとする。

時間余裕を評価するものとする。

「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」では，全交流動力電

変更理由

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）では，全交流動力電源喪 ⑤

源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備とし 失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期て期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の 待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなること 電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることが特が特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発 徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生か
生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響 ら 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与を与えると考えられる操作として，所内蓄電式直流電源設備切替操作 え る と 考 え ら れ る 操 作 と し て ， 所 内 蓄 電 式 直 流 電 源 設 備 切 替 え 操 作（A→A-2），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作， （A→A-2），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作，
所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM）及び代替原子炉補機冷却系 所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）及び代替原子炉補機冷却運転操作とする。

系運転操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

とおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

2.3.1-15の位置づけ変更に伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

a. 運転員等操作時間に与える影響

変更理由

a. 運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実 ⑤

験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することか

験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析 ⑥

ら，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性があ

結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よっる。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温て，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低く

度は低くなるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行するこ

なるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）と）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員

転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化 ⑤

量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるた

燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料

め，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よっ

被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるて，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与えが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはる可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行ないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝 ⑤達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ

達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

デル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認し

析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全た不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているた

納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容

め，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容器圧力器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容器圧力逃がし装置

逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各

格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確か

領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいてさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスのは，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定

挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことか

さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容

ら，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容器圧力器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

（添付資料 2.3.1.6）（添付資料 2.3.1.6）

2.3.1-16

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

b. 評価項目となるパラメータに与える影響

変更理由

b. 評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱 ⑤伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目とな

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃

るパラメータに対する余裕は大きくなる。

料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約 311℃となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは，燃 ⑤

燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的

え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラな結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有メータに対する余裕は大きくなる。

効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約 311℃となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝 ⑤達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ

達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

デル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認し

析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全た不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているた

納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目とめ，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容なるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにお動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実

いては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は

験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるく一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータ

パラメータに与える影響は小さい。

に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.1.6）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表（添付資料 2.3.1.6）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤2.3.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条

2.3.1.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって

2.3.1-17

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定

は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられがあることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

る項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはな

被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことか

く，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はな

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなる

水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなことから，格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧ることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順

力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことか（格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わり

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン

バ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより

析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さ

解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

いことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系 ⑤（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析よ（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析よりり多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時

注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える

間に与える影響はない。

影響はない。
（添付資料2.3.1.6）（添付資料2.3.1.6）

2.3.1-18

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

変更理由(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件 ⑥条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されると考えられるとした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位が，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維

は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約310℃)を上回る

燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約311℃となるこことはないことから，上記の不確かさが評価項目となるパラメータとから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくな

水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力の上昇は遅くなるが，格納容器圧力の上昇は格納り，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目

える影響はない。

となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目に与える影響は小さい。

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系 ⑤（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる

くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく（添付資料2.3.1.6）なる。
（添付資料2.3.1.6）

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響

与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価

2.3.1-19

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2）は，解析操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）は，解 ⑤上の操作開始時間として事象発生から8時間経過するまでを設定し析上の操作開始時間として事象発生から8時間経過するまでを設定ている。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要とな替え操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要ることから，原子炉水位の状況により切替操作の操作開始時間は変となることから，原子炉水位の状況により切替え操作の操作開始時動する可能性があるが，炉心は冠水維持されるため問題とならな

間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されることから，運い。

転員等操作時間に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱 ⑤

操 作 は ， 解 析 上 の 操 作 開 始 時 間 と し て 格 納 容 器 圧 力 0.31MPa

操 作 は ， 解 析 上 の 操 作 開 始 時 間 と し て 格 納 容 器 圧 力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響と［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントのして，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約16時間後であり，格納容器ベント準備操作は格納容器

事象発生の約16時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容

圧力上昇の傾向を監視しながら予め実施可能である。また，格納容器圧力及び温度の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ実施可能で器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながら予ある。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾め準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定

向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。よって，実態の操とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。操作開始

作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与え

時 間 が 遅 れ た 場 合 に お い て も ， 格 納 容 器 限 界 圧 力 は 0.62MPa

る影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さ［gage］のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはない。操作開始時間が遅れた場合においても，原子炉格納容器の限界

らない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）

圧力は0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全性の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御という点では問題とはならない。当該操作は，解析コード及び解析室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員

影響はない。

（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM）は，解操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）は， ⑤

析上の操作開始時間として事象発生から19時間経過するまでを設定

解析上の操作開始時間として事象発生から19時間経過するまでを設している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電替操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要と切替え操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必なることから，原子炉水位の状況により切替操作の操作開始時間は要となることから，原子炉水位の状況により切替え操作の操作開始

2.3.1-20

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されるため問題とならな

時間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されることから， ⑤い。

運転員等操作時間に与える影響はない。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始 ⑤

時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時

時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定

策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある

しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度

始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対するを早期に低下させる。

余裕は大きくなる。
（添付資料2.3.1.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2）は，運転(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）は，運 ⑤

員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上設定から変動する可能性があるが，直流電源設備は原子炉注水等のの設定から変動する可能性があるが，直流電源設備は原子炉注水等

サポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければのサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなけれ

評価項目となるパラメータに与える影響はない。

ば評価項目となるパラメータに与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時

間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラ間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

メータに与える影響は小さい。

操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM）は，運操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）は， ⑤

転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上

運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析の設定から変動する可能性があるが，直流電源設備は原子炉注水等上の設定から変動する可能性があるが，直流電源設備は原子炉注水のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなけれ等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなけ

ば評価項目となるパラメータに与える影響はない。

れば評価項目となるパラメータに与える影響はない。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間 ⑤に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まに与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性がある。この場合，格納容器圧力及び温度を早期に低下さり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることかせる可能性があり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，

くなる。なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24

常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24時間後に制限す

時間後に制限する場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のる場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとみが早まったとしても，常設代替交流電源設備から受電する設備をしても，常設代替交流電源設備から受電する設備を運転できないた

2.3.1-21

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。

め，評価項目となるパラメータに影響しない。

（添付資料2.3.1.6）(3) 操作時間余裕の把握

変更理由（添付資料2.3.1.6）(3) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラ

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目 ⑤

メータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕をとなるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作

確認し，その結果を以下に示す。

時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2）については，

操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）について ⑤

原子炉水位高（レベル8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際には，原子炉水位高（レベル8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した

切替操作を実施するが，原子炉水位高（レベル8）から有効燃料棒頂部

際に切替え操作を実施するが，原子炉水位高（レベル8）から有効燃料まで原子炉水位が低下するには約1時間以上あり，準備時間が確保でき棒頂部まで原子炉水位が低下するには約1時間以上あり，準備時間が確るため，時間余裕がある。

保できることから，時間余裕がある。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作 ⑤については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約16時間あについては，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約16時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，格納容器ベン

り，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。また，格納容器

ト 操 作 開 始 時 間 が遅れ る 場 合 に お い ても， 格 納 容 器 圧 力 は 0.31MPa

ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇の傾向は緩やかである。

［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原格納容器限界圧力0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，過圧の観点で厳子炉格納容器の限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧のしい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・損）」においても事象発生約38時間であり，約20時間以上の余裕がある

過温破損）」においても事象発生約38時間後であり，約20時間以上の準ことから，時間余裕がある。

備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM）について

操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）について ⑤

は，原子炉水位高（レベル8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した

は，原子炉水位高（レベル8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した

際に切替操作を実施するが，原子炉水位高（レベル8）から有効燃料棒

際に切替え操作を実施するが，原子炉水位高（レベル8）から有効燃料

頂部まで原子炉水位が低下するには約1時間以上あり，準備時間が確保

棒頂部まで原子炉水位が低下するには約1時間以上あり，準備時間が確できるため，時間余裕がある。

保できることから，時間余裕がある。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定とし操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定とし ⑤て常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24時間後としておて常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24時間後としており，4時間程度の準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

り，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から24時間（添付資料2.3.1.6）

あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料2.3.1.6）

2.3.1-22

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前(4) まとめ

変更後

変更理由(4) まとめ

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員 ⑤

等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確か

操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価さが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となる

項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作るパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操時間には時間余裕がある。

作時間には時間余裕がある。

2.3.1.4 必要な要員及び資源の評価

2.3.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ③(要員の運用変更)

失）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生失）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発10時間までに必要な要員は，「2.3.1.1 (3)炉心損傷防止対策」に示すと

生10時間までに必要な要員は，「2.3.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示

おり30名である。「6.2

すとおり28名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。

果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の72名で対処可能である。

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は34名であり，発電所構外

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は46名であり，発電所構 ③(要員の運用変更)

から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条失）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
（添付資料 2.3.1.7）

2.3.1-23

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

a. 水源

変更理由

a. 水源

原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水につ原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水に ②（送水ラインの変更）

いては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約1,600m3の水が必要とついては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約1,600m3の水が必 ⑤なる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約3,200m3の水が必要要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約3,200m3の水である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池にが必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水

約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災

貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水

発生12時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）

ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させにより復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能とな

く復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としている

で，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，こが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった

れは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合

場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しにおいても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定してているものである。

いるものである。
（添付資料 2.3.1.7）

b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生

b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発 ②（免震重要棟の位置づけ変更に直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉におい生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉におて合計約860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによる復水

いて合計約504kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 ③（燃費試験結果の反映）

貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後か ④（燃費修正）

水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLのらの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転を想定すると，7日間の運 ⑤軽油が必要となる。また，代替原子炉補機冷却系専用の電源車について

転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却は，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続

系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代

搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型

替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）につい

大容量送水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたりては，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット

約30kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン用）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約11kLの軽油発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，が必要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及び事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kL

モニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生の軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約1,093kL）

直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約643kL）。

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電

2.3.1-24

伴う反映)

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

用燃料タンク（約 200kL）にて合計約 2,240kL の軽油を保有しており，機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有してお ②(第二GTGの位置づけ変更に伴うこれらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源り，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備によ供給，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補る電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への ③(免震重要棟の位置づけ変更に

機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機によ給水，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策

る電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給につい

所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電 ⑤て，7 日間の継続が可能である。

機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.3.1.8）

c. 電源

反映)
伴う反映)

（添付資料 2.3.1.8）
c. 電源

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必 ②（常設代替交流電源設備の負荷な負荷として，6号及び7号炉で約2,342kW（6号炉：約1,159kW，7号炉：

要な負荷として，6号炉で約1,284kW，7号炉で約1,294kW必要となる

約1,183kW）必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量がが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷

2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

に対しての電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリ

また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタ ②(免震重要棟の位置づけ変更に

ング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給が可能でリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給が可

ある。

能である。

蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定して ⑤不要な直流負荷の切離し及び蓄電池の切替等を行うことにより，事象発も，不要な直流負荷の切離し，蓄電池の切替え等を行うことにより，

生後24時間の直流電源供給が可能である。

事象発生後24時間の直流電源供給が可能である。

（添付資料 2.3.1.2,2.3.1.9）
2.3.1.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪（添付資料 2.3.1.2,2.3.1.9）
2.3.1.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）」では，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し， 失）」では，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その 設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池が枯渇して原子炉隔離時冷却系が機能喪失するこ 期間を超えた後に蓄電池が枯渇して原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴 とで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋
DG喪失）｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉 DG喪失）｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留 隔離時冷却系等による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注 熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段及び代 水手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ
替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）に 冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段及び格納容器圧力逃がし装置
よる原子炉格納容器除熱手段を整備している。

修正）等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

2.3.1-25

伴う反映)

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

変更後

事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）｣の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 失）｣の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の失）（蓄電池枯渇後RCIC停止）」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の ⑤

長時間運転，逃がし安全弁による原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モ 長時間運転，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常ード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，格納容器圧力逃が 設）による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉減圧，代替原子炉補機
し装置等による原子炉格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を介した残留 冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱を実施す 炉格納容器除熱，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱をることにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリに実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリに ⑤かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は評価項目 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量

は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな
い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水，格納容器圧 ⑤

電源喪失＋DG 喪失）」において，原子炉隔離時冷却系等による原子炉注 力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定
水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防 した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケ止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認で ンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」に対して

2.3.1-26

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

き，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 有効である。
失）」に対して有効である。

⑤

図 2.3.1.1

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の

第 2.3.1.1 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の重大事故等対処設備の概略系統図（1/4）

重大事故等対策の概略系統図（1/4）（原子炉注水）（原子炉注水）②（送水ラインの変更）
外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉建屋
原子炉格納容器

Gen

耐圧強化ベント系

主排気筒②（代替格納容器圧力逃がし装置※1の位置づけ変更に伴う反映）

淡水貯水池

※2
逃がし安全弁

⑤主タービン系へ

給水系
より

復水貯蔵槽

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）

※1
※3
※3
可搬型
薬液注入装置

原子炉圧力容器

※2

高圧代替
注水ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

タンクローリ（4kL)
軽油タンク

格納容器圧力逃がし装置

ドレン移送ポンプ

図 2.3.1.2

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の

第 2.3.1.2 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の重大事故等対処設備の概略系統図（2/4）

重大事故等対策の概略系統図（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.1-27

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後
外部電源

非常用ディーゼル
発電機

変更理由②（送水ラインの見直し）

原子炉格納容器⑤

格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen

逃がし安全弁タンクローリ（4kL,16kL）

淡水貯水池
軽油タンク
給水系より

主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-2級）

原子炉圧力容器

復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

Ａ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ

大容量送水車
熱交換器ユニット （熱交換器ユニット用）

海水

取水ポンプ

※残留熱除去系は，原子炉水位がレベル8に到達した時点で，低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モードに運転を切り替える。

図 2.3.1.3

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の

第 2.3.1.3 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の重大事故等対処設備の概略系統図（3/4）

重大事故等対策の概略系統図（3/4）（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

外部電源

非常用ディーゼル
発電機⑤

原子炉格納容器Gen

タンクローリ（4kL,16kL）

逃がし安全弁

軽油タンク
給水系より

主タービン系へ

原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ

熱交換器ユニット

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

海水

取水ポンプ

※残留熱除去系の低圧注水モードとサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを切り替えて，原子炉水位をレベル3～レベル8の範囲で維持する。

図 2.3.1.4

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の重大事故等対処設備の概略系統図（4/4）（原子炉格納容器除熱）

第 2.3.1.4 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の重大事故等対策の概略系統図（4/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.1-28

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（解析上の時間）※1 外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合

※1

（0分）

変更理由
凡例

全交流動力電源喪失発生

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2※3 中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果※2交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認（約3分後）

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」※6 サプレッションプール水位高「+50mm」到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる
具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）※7 防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※3
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※8Ⅲ※9 原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする
実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる

Ⅰ
高圧代替注水系起動

消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する
Ⅳ

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ

Yes※10 所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※11 格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損
傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※4
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である
Ⅵ

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系からの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系での代替格納容器スプレイの使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるスプレイを実施する※5（約10分後）早期の電源回復不能と判断（約1.9時間後）

Ⅱ※6
格納容器圧力13.7kPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」※9
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

炉心損傷無し継続確認

Ⅳ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電※10
所内蓄電式直流電源設備切替

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
の準備完了

Ⅴ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可（約12時間後）タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了（適宜実施）※11（約16時間後）※7
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

Ⅲ※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施（約8時間後）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

フィルタ装置排水ポンプ水張り（適宜実施）
可搬設備への燃料補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」（24時間後）
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※12

Yes（24時間後）格納容器ベント停止

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※13

所内蓄電式直流電源設備切替※14

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

Ⅵ

残留熱除去系準備※15（24時間後）（約19時間後）No

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

代替注水系2台準備
Yes（24時間後）残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了（24時間後）中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

代替注水系による原子炉注水※16※12 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※13 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられるフィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施
する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※14 所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※15 原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※16 残留熱除去系準備完了後，「サプレッションプール水熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価しているまた，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※17 残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※17
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）に切替※18 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※19 格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]を確認し格納容器スプレイ操作を開始する

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※18※19「格納容器内圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

ⅦⅦ（約25時間後）残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却モード
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による代替格納容器スプレイ

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）と同等の流量確保不可

格納容器内圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）から残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

図 2.3.1.5

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の対応手順 第 2.3.1.5 図の位置づけ変更に伴う反映）※5 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧
母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

回復は解析上考慮せず

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達②（代替格納容器圧力逃がし装置

原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する※4

原子炉スクラム・タービントリップを確認②（送水ラインの変更）「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の対応

の概要

手順の概要

2.3.1-29⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更による作業

全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG喪失）

経過時間（分）10
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者
指揮者
操作項目
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策本部要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

各号炉運転操作指揮

5人

運転員
（現場）
6号
7号

20

30

40

経過時間（時間）

／

50

60

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

備考

16

時間の見直し）事象発生
原子炉スクラム

操作の内容
中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
7号

約3分

約8時間

原子炉水位低（レベル2）

直流電源切替約16時間
格納容器圧力0.31MPa[gage]到達②（常設代替交流電源設備の遠隔プラント状況判断

6号

起動化による操作内容の修・全交流動力電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
2人
A,B

状況判断

2人
a,b

－

－

－

－

10分
・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

正）・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認

原子炉注水操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水

機能回復

交流電源回復操作（解析上考慮せず）対応可能な要員により対応する

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

－

－

－

・非常用高圧母線

受電前準備（中央制御室）

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線

受電前準備

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）（解析上考慮せず）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）（解析上考慮せず）

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 受電準備操作（解析上考慮せず）

（1人）
B

（1人）
b

－
4人

4人

－

－

C,D

c,d

E,F

e,f

（1人）
常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 受電操作
（解析上考慮せず）

（1人）

B

b

－

－

・外部電源

回復

追加による作業時間の見直
解析上，事象発生24時間の交流電源回復は考慮しない

－

－

－

－

・非常用高圧母線

受電確認

（4人）
C,D

（4人）
c,d

－

－

・非常用高圧母線

受電

E,F

e,f

し）

－

－

2人
E,F

2人
e,f

2人
C,D

2人
c,d

－

－

－

－

30分

・蓄電池切替準備

10分

・蓄電池切替操作（A→A-2）

代替原子炉補機冷却系

準備操作

－

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

※1

※1

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

3人

貯水池から復水貯蔵槽への補給

－

－

－

－

－

－

－

（2人）
E,F

3人

－

蓄 電 池 Aか ら 蓄 電 池 A-2へ 切 替 え る

⑤

300分

現場系統構成10分

・放射線防護装備準備・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り

330分＋待避時間30分

作 業 時 間 10時 間

10分

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水②（給油準備作業時間の見直し）

10分

・放射線防護装備準備

所内蓄電式直流電源設備切替操作

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代
替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），ホース接

360分

続，ホース水張り）（2人）,※2（2人）,※3

※4

※4

－

－

・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）－－

・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給

60分

全交流動力電源喪失が長期に及ぶ場合

この時間内に実施

に実施する

（2人）
e,f
90分

格納容器ベント準備操作
－

－

－

－

－

－

－

－

・6号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

※2,※3
・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

10分

・放射線防護装備準備
給油準備

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

2人
・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応 じ て 適

140分

宜軽油タンクから補給※5

図 2.3.1.6②（格納容器ベント準備作業内容

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の作業と所 第 2.3.1.6 図

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜実施「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の作業

要時間（1/2）と所要時間（1/2）

2.3.1-30

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG喪失）

経過時間（時間）

16

17
約16時間

18

19

20

21

22

23

24

25

26

備考

27

②（常設代替交流電源設備の遠隔

24時間
常設代替交流電源設備による給電開始
残留熱除去系ポンプ起動

格納容器圧力0.31MPa[gage]到達

起動化による操作内容の修実施箇所・必要人員数
操作項目

24時間
原子炉急速減圧

操作の内容
約19時間

運転員
（中央制御室）6号
7号
原子炉注水操作

運転員
（現場）
6号
7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）

90分

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

直流電源切替正）原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水
原子炉隔離時冷却系での注水は、残留熱除去系ポンプによる注水準備完了を確認するまで実施

格納容器ベント準備操作
－

－

（1人）
B

－

－

※2,※3

（1人）
b

－

－

－

・格納容器ベント状態監視

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

10人
（参集）

10人
（参集）

給油準備

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

格納容器ベント操作－

代替原子炉補機冷却系

準備操作

（2人）

－

－

－

－

－

－

－

－

給油作業

代替原子炉補機冷却系

運転

－

－

－

－

－

－

－

－

作を実施する

適宜実施
タ ン ク ロ ー リ （ 16kL） 残 量 に 応 じ て 適

120分

宜軽油タンクから補給

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

（13人）

（13人）

・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り

作業中断（一時待避中）270分＋待避時間30分

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給（2人）

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応 じ て 適

140分

宜軽油タンクから補給・電源車への給油※7（3人）

・代替原子炉補機冷却系

⑤

適宜実施

・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油
※7
（3人）

適宜実施

運転状態監視10分

所内蓄電式直流電源設備切替操作

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

20分

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

10分

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

－

－

（4人）
C,D
E,F

(4人)
c,d
e,f

－

－

・放射線防護装備準備・蓄電池切替準備

30分

蓄 電 池 A-2か ら AM用 蓄 電 池 へ 切 り 替 える

残留熱除去系

起動操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）切替

低圧代替注水系（常設）

使用済燃料プール冷却

10分

・現場移動

－

－

－

－

・非常用高圧母線

受電前準備

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

受電確認

－

－

（4人）
C,D
E,F

(4人)
c,d
e,f

－

－

・非常用高圧母線

受電

（1人）

（1人）

－

－

－

－

・残留熱除去系ポンプ起動

－

－

－

－

・逃がし安全弁 2個 手動開放操作
・低圧注水モードによる原子炉注水

5分

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設） 系統構成

15分

A

a

（1人）
A

（1人）
a

（１人）
B

（１人）
b

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

（1人）

（1人）

－

－

－

－

50分

10分

10分

15分

・現場移動
30分

・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成※復水貯蔵槽吸込ライン切替
・低圧注水モードによる原子炉注水停止

5分

A

a

注水操作

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント停止操作

30分

起動操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・格納容器スプレイ弁操作

格納容器圧力は13.7～180kPa[gage]維持

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側1系隔離

（１人）

（１人）

－

－

－

－

－

－

－

－

※4

※4

（2人）

（2人）

再開

（解析上考慮せず）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給

B

b

（１人）
B

（１人）
b

－

－

－

－

・低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成
・燃料プール冷却浄化系再起動

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給

－

－

－

2人
a.b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油
（2人）

必要人員数

合計

2人
A,B

（

原子炉水位はレベル3～レベル8維持

注入弁操作

※5
給油作業

図 2.3.1.6

40分

受電前準備（中央制御室）（1人）
A

格納容器ベント停止操作

格納容器スプレイ冷却系

健全性確認含む

（1人）
B

準備操作

低圧注水モードから事 象 発 生 19時 間 後

15分

・蓄電池切替操作（A-2→AM用）

常設代替交流電源設備からの受電操作

・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

60分

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する

現場確認中断（一時待避中）
現場確認中断（一時待避中）燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持

30分

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

要員を確保して対応する

30分

適宜実施

適宜実施

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する

8人（参集要員46人））内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の作業と所 第 2.3.1.6 図

要員数の見直し）

作 業 時 間 10時 間

※6,※7

※6

・放射線防護装備準備

常設代替交流電源設備からの受電準備操作②（格納容器ベント後作業の必要

適宜実施

※1

※6,※7

給油準備

中央制御室からの連絡を受けて現場操適宜実施

・軽油タンクからタンクローリ（16kL）への補給

※2,※3

※1

②（給油準備作業時間の見直し）

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

60分
20分

・フィルタ装置水位調整
・フィルタ装置pH測定
・フィルタ装置薬液補給
・ドレン移送ラインN2パージ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の作業

要時間（2/2）と所要時間（2/2）

2.3.1-31

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

第 2.3.1.7 図
図 2.3.1.7

原子炉圧力の推移

原子炉圧力の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.8

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.3.1.8 図

2.3.1-32

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.9

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.3.1.9 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.10

注水流量の推移

第 2.3.1.10 図

2.3.1-33

注水流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.11

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

第 2.3.1.11 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.12

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.3.1.12 図

2.3.1-34

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤⑥

図 2.3.1.13

燃料被覆管温度の推移

第 2.3.1.13 図

燃料被覆管温度の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.14

高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.3.1.14 図

2.3.1-35

高出力燃料集合体のボイド率の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.15

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.3.1.15 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.16

格納容器圧力の推移

第 2.3.1.16 図

2.3.1-36

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.17

格納容器気相部温度の推移

第 2.3.1.17 図

格納容器気相部温度の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.18

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 2.3.1.18 図

2.3.1-37

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.1.19
表 2.3.1.1

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

第 2.3.1.19 図

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時における重 第 2.3.1.1 表

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の重大 ②（計器名称の変更）

大事故等対策について

事故等対策について

2.3.1-38⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.3.1.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更後
第 2.3.1.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失））（1/5）

表 2.3.1.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（1/5）

第 2.3.1.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失））（2/5）失））（2/5）

2.3.1-39

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.3.1.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更後
第 2.3.1.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失））（3/5）

表 2.3.1.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更理由失））（3/5）

第 2.3.1.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ③（24時間後以降の注水を実態に失））（4/5）失））（4/5）

見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

2.3.1-40

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.3.1.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更後
第 2.3.1.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失））（5/5）失））（5/5）

2.3.1-41

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗

2.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗

2.3.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.3.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理失）＋RCIC 失敗」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）」である。

喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗（RCIC 本体の機能喪失）」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え

方方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却失）＋RCIC 失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力系が機能喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には原子炉水位

炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態におい本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，唯一の原子炉注水手段である原子炉隔離時冷却系が機能喪失したこて，唯一の原子炉注水手段である原子炉隔離時冷却系が機能喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，とによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，

重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源の電源供給機

重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源の電源供給機

能に加えて高圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが能に加えて高圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設

変更理由⑤

したがって，本事故シーケンスグループでは，直流電源設備から電源 ②(代替格納容器圧力逃がし装置

備より電源を給電した高圧代替注水系による原子炉注水によって 24 時を給電した高圧代替注水系による原子炉注水によって 24 時間後まで炉間後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧 ⑤去系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注水の準備が

注水モード），低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了したと完了したところで，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，ころで，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧

原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却する

後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによっ

ことによって，炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系をて炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱

介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系及び除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によ耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

る原子炉格納容器除熱を実施する。

2.3.2-1の位置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更後

変更理由

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋RCIC 失敗」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至る失）＋RCIC 失敗」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として高圧ことなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として高圧

代替注水系による原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の代替注水系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策とし健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷て，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）による却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格

炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，

納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.3.2.1 か安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去

ら図 2.3.2.4 に，手順の概要を図 2.3.2.5 に示すとともに，重大事故等

系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手

原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第順の関係を表 2.3.2.1 に示す。

2.3.2.1 図から第 2.3.2.4 図に，手順の概要を第 2.3.2.5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.3.2.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 ③（要員の運用変更）

象発生10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員

10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央 ⑤

は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名であ制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計28名である。そのる。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長1名

内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長1名（6号及び（6号及び7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名で7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発ある。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時

電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部

対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は10名である。

要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。

また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷

また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員34名である。必要な要員と作業項目に却系作業等を行うための参集要員46名である。必要な要員と作業項目について図2.3.2.6に示す。

ついて第2.3.2.6図に示す。

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能とな能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原り，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。同時に原子炉隔離時冷却系が機

子炉がスクラムしたことを確認する。同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失し，設計基準事故対処設備の注水機能を全て喪失する。

能喪失し，設計基準事故対処設備の注水機能を全て喪失する。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
原子炉隔離時冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
原子炉隔離時冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備

2.3.2-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

は，原子炉隔離時冷却系系統流量計である。

は，原子炉隔離時冷却系系統流量計である。

b. 高圧代替注水系による原子炉注水

b. 高圧代替注水系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，中央制御室からの遠原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，中央制御室からの遠隔操作によって高圧代替注水系を手動起動し，原子炉注水を開始する

隔操作によって高圧代替注水系を手動起動し，原子炉注水を開始する

ことにより，原子炉水位が回復する。

ことにより，原子炉水位が回復する。

原子炉水位回復後は，運転員による高圧代替注水系の蒸気入口弁の原子炉水位回復後は，運転員による高圧代替注水系の蒸気入口弁の手動開閉操作によって炉心を冠水維持可能な範囲に制御する。なお，

手動開閉操作によって炉心を冠水維持可能な範囲に制御する。なお，

原子炉水位の制御に必要な弁の電源は常設代替直流電源設備から供給

原子炉水位の制御に必要な弁の電源は常設代替直流電源設備から供給される。事象発生から 24 時間にわたって常設代替直流電源設備によりされる。事象発生から 24 時間にわたって常設代替直流電源設備により直流電源の供給は可能である。

直流電源の供給は可能である。

高圧代替注水系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備

高圧代替注水系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備 ⑤は，原子炉水位及び高圧代替注水系系統流量等である。

は，原子炉水位，高圧代替注水系系統流量等である。

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

早期の電源回復不能判断及び対応準備については，2.3.1.1 (3) c と早期の電源回復不能判断及び対応準備については，「2.3.1.1(3)c. ⑤

同じ。

早期の電源回復不能判断及び対応準備」と同じ。

d. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱d. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱については，
2.3.1.1 (3) e と同じ。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱については， ⑤「2.3.1.1(3)e. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱」と同じ。

e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
逃がし安全弁による原子炉急速減圧については，2.3.1.1 (3) f と同

e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
逃がし安全弁による原子炉急速減圧については，「2.3.1.1(3)f. 逃 ⑤じ。

がし安全弁による原子炉急速減圧」と同じ。

f. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

f. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，
2.3.1.1 (3) gと同じ。

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については， ⑤「2.3.1.1(3)g. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水」と同じ。

g. 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱g. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容 ⑤器除熱

残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱については，2.3.1.1 (3) hと同じ。

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容 ⑤
器除熱については，「2.3.1.1(3)h. 残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却モード）による原子炉格納容器除熱」と同じ。

h. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，2.3.1.1 (3)h. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，

2.3.2-3

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
iと同じ。

変更後
「2.3.1.1(3)i. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。 ⑤2.3.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.3.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン ⑤

スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失するこ

電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，その上，原子炉隔離とで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，その上，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失

時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」である。

（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗（RCIC 本体の機能喪失）」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝 ⑤達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変

炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替

代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ

動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷

冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象とな

却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。

る。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱

よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力

水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード

過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP に

MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，より原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容

格納容器温度等の過渡応答を求める。

器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 ⑤

2.3.2.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケン

2.3.2.2表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケ

ス特有の解析条件を以下に示す。

ンス特有の解析条件を以下に示す。

a. 事故条件

a. 事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

2.3.2-4

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。

変更理由

起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によっ ⑤て，外部電源を喪失するものとする。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定(b) 安全機能の喪失に対する仮定

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力 ⑤電源を喪失するものとする。同時に，原子炉隔離時冷却系について電源を喪失するものとする。さらに，原子炉隔離時冷却系についても機能喪失するものとする。

も機能喪失するものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

電源を喪失するものとしている。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号(a) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムはタービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

(b) 高圧代替注水系(b) 高圧代替注水系

運転員による高圧代替注水系の蒸気入口弁の遠隔での手動開閉操
3

運転員による高圧代替注水系の蒸気入口弁の遠隔での手動開閉操 ⑤

作 に よ っ て 注 水 す る 。 本 評 価 で は 設 計 値 で あ る 182m /h

作 に よ っ て 注 水 す る 。 本 評 価 で は 設 計 値 で あ る 182m3/h（8.12MPa[dif]において）～114m3/h（1.03MPa[dif]において）に対（8.12MPa[dif]において）～114m3/h（1.03MPa[dif]において）に対し，保守的に 20%減の流量で注水するものとした。

し，保守的に 20%減の流量で注水するものとする。

(c) 逃がし安全弁(c) 逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリ

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動の過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量とし減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。

て，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。

(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）

残留熱除去系（低圧注水モード）は事象発生から24時間後に手動

残留熱除去系（低圧注水モード）は事象発生から24時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものと起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものと

する。

する。

(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）
逃がし安全弁による原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）⑤

逃がし安全弁による原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高 ⑤（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にて原子炉格（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にて原子炉格

納容器にスプレイするものとする。また，伝熱容量は，熱交換器 1

納容器内にスプレイするものとする。また，伝熱容量は，熱交換器

基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバのプール水温 52℃，海1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 52℃，

2.3.2-5

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
水温度 30℃において）とする。
(f) 低圧代替注水系（常設）
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード（ド

変更後

変更理由

海水温度 30℃において）とする。
(f) 低圧代替注水系（常設）
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード ③（24時間後以降の注水を実態にライウェル側のみ）への切替え後に，崩壊熱相当量で原子炉注水（ドライウェル側のみ）への切替え後に，約 90m3/h にて崩壊熱相当見合った注水量に変更した解し，その後は炉心を冠水維持する。

量で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持する。

析に見直し）(g) 格納容器圧力逃がし装置等(g) 格納容器圧力逃がし装置等

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約 70%開※）にて原子炉格納容器除熱を実弁の中間開操作（流路面積 70%開※1）にて原子炉格納容器除熱を実

施する。

施する。

⑤

※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次 ⑤

離弁を 50％開にて開始するが，格納容器圧力に低下傾向が確認でき隔離弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低 ⑥ない場合は，増開操作を実施する。解析においては，操作手順の考

下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強え方を踏まえ，中間開操作（流路面積約 70%開）とする。

化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

(h) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバのプール水温
100℃，海水温度 30℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対す(h) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温
100℃，海水温度 30℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間にる仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a)高圧代替注水系による原子炉注水操作は，事象判断の時間を考慮し(a)高圧代替注水系による原子炉注水操作は，事象判断の時間を考慮して事象発生から10分後に開始するものとし，操作時間は，原子炉隔離て事象発生から10分後に開始するものとし，操作時間は，原子炉隔離

時冷却系の機能喪失のみならず，直流電源喪失時を考慮しても中央制時冷却系の機能喪失のみならず，直流電源喪失時を考慮しても中央制

御室内で十分対応可能と考えられる操作の時間余裕を考慮して15分間

御室内で十分対応可能と考えられる操作の時間余裕を考慮して15分間

とする。

とする。

(b)交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後に(b)交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後に常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。

常設代替交流電源設備によって供給を開始する。

(c)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納(c)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

2.3.2-6

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

(d)逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から24時間後(d)逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から24時間後に開始する。

に開始する。

(e)代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の(e)代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から24時間後に開始す ⑤

起動操作は，事象発生から24時間後に開始する。

る。
(f)代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の ⑤
起動操作は，事象発生から24時間後に開始する。

(f)低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から24時間後に開始(g)低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から24時間後に開始 ⑤する。なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位が真空破壊装する。なお，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置

置-1mに到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を-1mに到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停

停止する。

止する。

(g)代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモ(h)代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷 ⑤ード）の起動操作は，事象発生から約25時間後に開始する。

却モード）の起動操作は，事象発生から約25時間後に開始する。
（添付資料 2.3.2.1）(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件は，2.3.1.2(3)と同(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件は，「2.3.1.2(3) 有 ⑤

じ。

効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件」と同じ。

(4) 有効性評価の結果(4) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド ⑤

内及びシュラウド内外） ※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，

内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，

原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図2.3.2.7から図2.3.2.12に，燃原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第2.3.2.7図から第2.3.2.12図

料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のに，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナ

ボイド率の推移を図2.3.2.13から図2.3.2.15に，格納容器圧力，格納容

ム部のボイド率の推移を第2.3.2.13図から第2.3.2.15図に，格納容器圧器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図

力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の2.3.2.16から図2.3.2.19に示す。

推移を第2.3.2.16図から第2.3.2.19図に示す。
※2 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を ⑤示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認す
る原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，

2.3.2-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃 ⑤料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラ
ウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生してa. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して ⑤

原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離

原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離

時冷却系の自動起動に失敗した後，高圧代替注水系を手動起動するこ

時冷却系の自動起動に失敗した後，高圧代替注水系を手動起動することにより原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電とにより原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。

源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。

事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，中央制御室からの遠隔操作により交流電源の供給を開始し，その後，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉の急速減圧を実施し，逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉の急速減圧を実施し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を

原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。原子炉の急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出によ開始する。原子炉の急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）によるり原子炉水位は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復する。

原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱に崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧より発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧

力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器圧力逃がし装置等

力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器圧力逃がし装置等

による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 16 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時から約 16 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するた

14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。常設代替交流電源設備によめ，真空破壊装置の健全性は維持される。常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機

る電源供給を開始した後は，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機

冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うものと冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うものと

する。

する。

※

シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位⑤を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確

2.3.2-8

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外⑤

側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュ
ラウド外を計測している。
b. 評価項目等

b. 評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，図 2.3.2.13 に示すとおり，初期値(約

燃料被覆管の最高温度は，第 2.3.2.13 図に示すとおり，初期値をわ ⑤310℃)を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸ずかに上回る約 311℃となるが，1,200℃以下となる。また，燃料被覆 ⑥

化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であ15%以下となる。

り，15%以下となる。

原子炉圧力は，図 2.3.2.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動によ

原子炉圧力は，第 2.3.2.7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動に ⑤

り，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダ

より，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウン

リにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差

ダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによっ壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，格納容器圧力逃がして，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 146℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び約 146℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下

び温度は，限界圧力及び限界温度を下回る。

回る。

図 2.3.2.8 に示すとおり，高圧代替注水系による注水継続により炉第 2.3.2.8 図に示すとおり，高圧代替注水系による注水継続により ⑤

心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に格納炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に格容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始し，さらに代

納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始し，さらに替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除を実施することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

熱を実施することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持でき（添付資料 2.3.1.5）

る。

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置によるベ
ント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 9.9×10-3mSv であり，
5mSv を下回る。また，耐圧強化ベント系によるベント時の敷地境界で（添付資料 2.3.1.5）
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での ②（代替格納容器圧力逃がし装置
実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使2.3.2-9の位置づけ変更に伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

の実効線量の評価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSv を下回る。いず用までの時間が本事象と同等である「2.3.1 全交流動力電源喪失（外 ⑤れの場合も周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与える

部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果と同等となり，5mSv をことはない。

下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

与えることはない。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

2.3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

2.3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。

時間余裕を評価するものとする。

「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」では，全全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗では，全交流交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失することが特徴 動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失することが特徴であである。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から る。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時
12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与え 間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えるとると考えられる操作として，高圧代替注水系による原子炉注水操作，格納 考えられる操作として，高圧代替注水系による原子炉注水操作，格納容器
容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作及び代替原子炉補機 圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作及び代替原子炉補機冷却冷却系運転操作とする。

系運転操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確か

本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価については，「2.3.1.3(1) 解析コードにおける重要現象

さの影響評価については，「2.3.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同じ。

の不確かさの影響評価」と同じ。
（添付資料 2.3.2.2）（添付資料 2.3.2.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価(2) 解析条件の不確かさの影響評価

a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

本重要事故シーケンスにおける初期条件，事故条件及び重大事故等

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤（不確かさ評価として，原子炉対策に関連する機器条件に係る不確かさの影響評価については，

2.3.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条

隔離時冷却系の場合と同じ旨「2.3.1.3(2)ａ. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって記載省略していたが，高圧代機器条件」と同じ。

は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定

替注水系としての記載としてがあることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられ追記）（添付資料2.3.2.2）

る項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

2.3.2-10

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

(a) 運転員等操作時間に与える影響⑤

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤
条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはな
く，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉
水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の高圧代替注水系は，解析条件の不確かさとして，実際 ⑤の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原
子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系 ⑤（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料2.3.2.2） ⑤

2.3.2-11

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響⑤

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤
条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，
燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約311℃となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉
水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目に与える影響は小さい。
機器条件の高圧代替注水系は，解析条件の不確かさとして，実際 ⑤の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原
子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系 ⑤（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料2.3.2.2）

2.3.2-12

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要変更後b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時

作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響がえる影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項

評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作は，解析上の操(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作は，解析上の操 ⑤

作開始時間として事象発生から25分後を設定している。運転員等操

作開始時間として事象発生から25分後を設定している。運転員等操

作時間に与える影響として，原子炉隔離時冷却系の機能喪失のみな

作時間に与える影響として，原子炉隔離時冷却系の機能喪失のみならず，直流電源喪失時を考慮しても中央制御室内で十分対応可能とらず，直流電源喪失時を考慮しても中央制御室内で十分対応可能と考えられる操作の時間として設定されていることから，操作開始時考えられる操作の時間として設定していることから，操作開始時間

間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，原子炉注水の開始時は解析上の設定よりも早まる可能性があり，原子炉注水の開始時間間を早める。

も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱 ⑤

操 作 は ， 解 析 上 の 操 作 開 始 時 間 と し て 格 納 容 器 圧 力 0.31MPa

操 作 は ， 解 析 上 の 操 作 開 始 時 間 と し て 格 納 容 器 圧 力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響と［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントのして，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約16時間後であり，格納容器ベント準備操作は格納容器

事象発生の約16時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容

圧力上昇の傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納器圧力及び温度の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能

容器ベント操作も同様に格納容器圧力上昇の傾向を監視しながら予である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力及び温度め準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。よっとほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，操て，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開

作開始時間が遅れた場合においても，格納容器限界圧力は0.62MPa

始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える［gage］のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはな

影響も小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，原子炉格納らない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）

容器の限界圧力は0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御器の健全性という点では問題とはならない。当該操作は，解析コー室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配ド及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間

置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与えるは遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を影響はない。

行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

2.3.2-13

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始

変更理由

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始 ⑤

時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時

時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定

策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある

しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度

始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対するを早期に低下させる。

余裕は大きくなる。
（添付資料2.3.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料2.3.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作は，運転員等操操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作は，運転員等操

作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よ

作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早くなる可能性があるが，操作開始時間が早くなった場合におりも早くなる可能性があるが，操作開始時間が早くなった場合においても原子炉水位が有効燃料棒頂部を下回らないことから，評価項

いても原子炉水位が有効燃料棒頂部を下回らないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

目となるパラメータに与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時

間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラ間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

メータに与える影響は小さい。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間 ⑤に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まに与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性がある。この場合，格納容器圧力及び温度を早期に低下さり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることかせる可能性があり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，

くなる。なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24

常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24時間後に制限す

時間後に制限する場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のる場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとみが早まったとしても，常設代替交流電源設備から受電する設備をしても，常設代替交流電源設備から受電する設備を運転できないた

運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。

め，評価項目となるパラメータに影響しない。

（添付資料2.3.2.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラ（添付資料2.3.2.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目 ⑤

メータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕をとなるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作

確認し，その結果を以下に示す。

時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作については，事象発操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作については，事象発2.3.2-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

生から50分後（操作開始時間の25分程度の時間遅れ）までに高圧代替注

生から50分後（操作開始時間の25分程度の時間遅れ）までに高圧代替注 ⑤

水系による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約859℃とな水系による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約859℃とな

り1,200℃を下回るため，炉心の著しい損傷は発生しない。

り1,200℃を下回ることから，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから，時間余裕がある。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作 ⑤については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約16時間あについては，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約16時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，格納容器ベン

り，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。また，格納容器

ト 操作開始時間が遅 れる場合においても ，格納容器圧力は 0.31MPa

ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇の傾向は緩やかである。

［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で子炉格納容器の限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・損）」においても事象発生約38時間であり，約20時間以上の余裕がある

過温破損）」においても事象発生約38時間後であり，約20時間以上の準ことから，時間余裕がある。

備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定とし操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定とし ⑤て常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24時間後としておて常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24時間後としており，4時間程度の準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

り，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から24時間（添付資料2.3.2.2）

あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料2.3.2.2）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員 ⑤

等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確か

操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価さが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となる

項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作るパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操時間には時間余裕がある。

作時間には時間余裕がある。

2.3.2.4 必要な要員及び資源の評価

2.3.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時にお失）＋RCIC失敗」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時にお2.3.2-15

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

ける事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.2.1 (3)炉心損傷防止

ける事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.2.1(3) 炉心損傷防止 ③（要員の運用変更）対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員対策」に示すとおり28名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の72名で対処可

可能である。

能である。

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は34名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は46名であり，発電所構 ③（要員の運用変更）
外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資失）＋RCIC失敗」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

a. 水源

a. 水源

高圧代替注水系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水に必要

高圧代替注水系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水に必 ⑤な水量は，2.3.1.4(2) a.「水源」の必要水量とほぼ同じであり，必要要な水量は，「2.3.1.4(2)a. 水源」の必要水量とほぼ同じであり，必な水源は確保可能である。

要な水源は確保可能である。

b. 燃料
2.3.1.4(2) b.「燃料」と同じであり，常設代替交流電源設備による

b. 燃料「2.3.1.4(2)b. 燃料」と同じであり，常設代替交流電源設備による ②（免震重要棟内緊急時対策所の電源供給，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，代替原電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発

水，代替原子炉補機冷却系の運転，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用 ⑤電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供

可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機に給について，7日間の継続が可能である。

よる電源供給について，7日間の継続が可能である。

c. 電源

c. 電源

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必 ②（常設代替交流電源設備の電源

要な負荷として，6号及び7号炉で約2,342kW（6号炉：約1,159kW，7号

要な負荷として，6号炉で約1,284kW，7号炉で約1,294kW必要となる

炉：約1,183kW）必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量

が，常設代替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

に対しての電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタ

タリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給可能である。

が可能である。

も，事象発生後24時間の直流電源供給が可能である。

負荷修正）

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニ ②（免震重要棟内緊急時対策所のリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定して位置づけ変更に伴う反映）

蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，事象発生後24時間の直流電源供給が可能である。

2.3.2-16

位置づけ変更に伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（添付資料2.3.1.2,2.3.1.9）

2.3.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪変更理由（添付資料2.3.1.2,2.3.1.9）

2.3.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋RCIC失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系 失）＋RCIC失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷 が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失 に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗｣に対する炉心損傷防止対策として （外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗｣に対する炉心損傷防止対策として
は，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注水手段，安定状態に は，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系 向けた対策として残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉 （常設）による原子炉注水手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除
格納容器除熱手段及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納 去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段及び容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋RCIC失敗｣の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源 失）＋RCIC失敗｣の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」について有効性評価を行った。

喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗（RCIC本体の機能喪失）」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，高圧代替注水系による原子炉注水，逃がし安全

上記の場合においても，高圧代替注水系による原子炉注水，残留熱除去 ⑤弁による原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水 系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，逃系（常設）による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格 がし安全弁による原子炉減圧，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去
納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプ 系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱，格納容器
レイモード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷 圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリに損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量

は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな
い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ

2.3.2-17

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部

変更後

変更理由

いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，高圧代替注水系等による原子炉注水，格納容器圧力逃

電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」において，高圧代替注水系等による原子 がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した
炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損 重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンス
傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確 グループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」に認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ 対して有効である。
DG喪失）＋RCIC失敗」に対して有効である。

⑤

図 2.3.2.1

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時

第 2.3.2.1 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCICの重大事故等対処設備の概略系統図（1/4）

失敗」の重大事故等対策の概略系統図（1/4）（原子炉注水）（原子炉注水）

2.3.2-18

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更）②（代替格納容器圧力逃がし装置の位置づけ変更に伴う反映）⑤

図 2.3.2.2

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時

第 2.3.2.2 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCICの重大事故等対処設備の概略系統図（2/4）

失敗」の重大事故等対策の概略系統図（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）②（送水ラインの変更）⑤

図 2.3.2.3

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時

第 2.3.2.3 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCICの重大事故等対処設備の概略系統図（3/4）

失敗」の重大事故等対策の概略系統図（3/4）（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.2-19

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.3.2.4

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時

第 2.3.2.4 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCICの重大事故等対処設備の概略系統図（4/4）

失敗」の重大事故等対策の概略系統図（4/4）（原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.2-20

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（解析上の時間）

全交流動力電源喪失発生

（0分）

変更理由

※1

外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※2

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※3

中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等により機能喪失を確認する※4

高圧代替注水系起動準備には原子炉隔離時冷却系との蒸気供給ライン隔離確認または隔離操作を含む※1②（代替格納容器圧力逃がし装置

タービン蒸気加減弁急速閉動作※2※5 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する原子炉スクラム，タービン・トリップを確認

交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認（約3分後）※6 高圧代替注水系は，原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル2到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止
する

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービン・バイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※8

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※9 格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する※3
原子炉隔離時冷却系機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※4※10 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※5

高圧代替注水系
起動準備操作開始（10分後）※7

早期の電源回復不能と判断

操作時間余裕15分間を設定
高圧代替注水系 起動（高圧代替注水系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認）（25分後）

原子炉水位高（レベル8）にて高圧代替注水系による
原子炉注水停止Ⅰ
炉心損傷なし継続確認
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する※6

原子炉水位低（レベル2）にて高圧代替注水系による
原子炉注水再開＊以後，レベル2からレベル8を維持

非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

Ⅲ
淡水タンクから防火水槽への補給Ⅱ

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

回復は解析上考慮せず※9（約16時間後）※7
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）※8

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）（約12時間後）
常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受
電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

代替原子炉補機冷却系
準備No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備完了

Ⅳ（約12時間後）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する（適宜実施）（適時実施）

可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」

フィルタ装置排水ポンプ水張り（24時間後）
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※10

Yes（24時間後）格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※11

Ⅴ
残留熱除去系準備※12（24時間後）低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

Yes（24時間後）残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了（24時間後）中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉減圧【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認

Ⅱ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）※14
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池
からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※15

原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）に切替え

代替注水系2台準備

代替注水系による原子炉注水※13Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能
である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である
Ⅴ
残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系からの原子炉注水も可能である※11 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる
フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※12 原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13 残留熱除去系準備完了後，「サプレッションプール水熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原
子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※14 原子炉隔離時冷却系蒸気隔離弁が閉じることにより，高圧代替注水系が隔離される※15 残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17 格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]を確認し格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅵ
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系での代替格納容器スプレイの使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるスプレイを実施する

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止

凡例

※16

※17

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位レベル3からレベル8を維持する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

格納容器内圧力0.18MPa[gage]以上
Ⅵ

Ⅵ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による代替格納容器スプレイ

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ（約25時間後）使用済燃料プール冷却 開始

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却モードにてドライウェルスプレイ開始

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ
代替格納容器スプレイ（常設）と同等の流量確保不可

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

格納容器内圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）から残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

図 2.3.2.5

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時

第 2.3.2.5 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCICの対応手順概要

失敗」の対応手順の概要

2.3.2-21②（送水ラインの変更）の位置づけ変更に伴う反映）⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更による作業
時間の見直し）②（常設代替交流電源設備の遠隔起動化による操作内容の修正）②（格納容器ベント準備作業内容
追加による作業時間の見直し）②（給油準備作業時間の見直し）⑤

図 2.3.2.6

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の作業と所要時間（1/2）

第 2.3.2.6 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC
失敗」の作業と所要時間（1/2）

2.3.2-22

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（常設代替交流電源設備の遠隔起動化による操作内容の修正）②（給油準備作業時間の見直し）②（格納容器ベント後作業の必要
要員数の見直し）⑤

図 2.3.2.6

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の作業と所要時間（2/2）

第 2.3.2.6 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC
失敗」の作業と所要時間（2/2）

2.3.2-23

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.7

原子炉圧力の推移

第 2.3.2.7 図

原子炉圧力の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.8

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.3.2.8 図

2.3.2-24

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.9

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.3.2.9 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.10

注水流量の推移

第 2.3.2.10 図

2.3.2-25

注水流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.11

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

第 2.3.2.11 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.12

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.3.2.12 図

2.3.2-26

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤⑥

図 2.3.2.13

燃料被覆管温度の推移

第 2.3.2.13 図

燃料被覆管温度の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.14

高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.3.2.14 図

2.3.2-27

高出力燃料集合体のボイド率の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.15

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.3.2.15 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.16

格納容器圧力の推移

第 2.3.2.16 図

2.3.2-28

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.17

格納容器気相部温度の推移

第 2.3.2.17 図

格納容器気相部温度の推移③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.18

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 2.3.2.18 図

2.3.2-29

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（24時間後以降の注水を実態に見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

図 2.3.2.19
表 2.3.2.1

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時
における重大事故等対策について

第 2.3.2.19 図
第 2.3.2.1 表

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC
失敗」の重大事故等対策について

2.3.2-30⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.3.2.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更後
第 2.3.2.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋RCIC 失敗）（1/6）

表 2.3.2.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（1/6）

第 2.3.2.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋RCIC 失敗）（2/6）

失）＋RCIC 失敗）（2/6）

2.3.2-31

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.3.2.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更後
第 2.3.2.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋RCIC 失敗）（3/6）

表 2.3.2.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更理由失）＋RCIC 失敗）（3/6）

第 2.3.2.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ③（24時間後以降の注水を実態に失）＋RCIC 失敗）（4/6）

失）＋RCIC 失敗）（4/6）

見合った注水量に変更した解析に見直し）⑤

2.3.2-32

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.3.2.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

変更後
第 2.3.2.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋RCIC 失敗）（5/6）

表 2.3.2.2

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（5/6）

第 2.3.2.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋RCIC 失敗）（6/6）

失）＋RCIC 失敗）（6/6）

2.3.2-33

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失

2.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失

2.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋直流電源喪失」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の失）＋直流電源喪失」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋直流電源喪整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部※1

失」 である。

電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失」※1である。

※1 全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなく※1 全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的になることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流動力電源喪失となる。

全交流動力電源喪失となる。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え

方方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋直流電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が失失）＋直流電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が喪われることを想定する。このため，直流電源喪失に伴い原子炉隔離時冷失することを想定する。このため，直流電源喪失に伴い原子炉隔離時冷却系が機能喪失して原子炉注水ができず，逃がし安全弁による圧力制御

却系が機能喪失して原子炉注水ができず，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態におい本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態におい ⑤て，直流電源喪失により原子炉隔離時冷却系が機能喪失したことによって，直流電源喪失により唯一の原子炉注水手段である原子炉隔離時冷却て炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故

系が機能喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループ

等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源の電源供給機能に加えである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交て高圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられ

流電源の電源供給機能に加えて高圧注水機能に対する重大事故等対処設る。

備に期待することが考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設

したがって，本事故シーケンスグループでは，常設代替直流電源設備 ⑤備より電源を給電した高圧代替注水系による原子炉注水によって24時間から電源を給電した高圧代替注水系による原子炉注水によって24時間後後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系

系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了了したところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子したところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉

2.3.3-1

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却すること

減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することに ②（代替格納容器圧力逃がし装置

によって，炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介しよって炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残た残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系及び更な留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置 ⑤

る信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

位置づけ変更に伴う反映）

子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋直流電源喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に失）＋直流電源喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として

高圧代替注水系による原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容

高圧代替注水系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策

器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補として，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）に機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置等による原子よる炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するた

炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図

め，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱

2.3.3.1から図2.3.3.4に，手順の概要を図2.3.3.5に示すとともに，重除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等に大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備

よる原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図をと操作手順の関係を表2.3.3.1に示す。

第2.3.3.1図から第2.3.3.4図に，手順の概要を第2.3.3.5図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第2.3.3.1表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 ③（要員の運用変更）

象発生10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員

10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央 ⑤

は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名であ制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計28名である。そのる。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長1名

内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長1名（6号及び（6号及び7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名で7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発ある。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時

電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部

対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は10名である。

要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。

また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷

また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷 ③（要員の運用変更）

却系作業等を行うための参集要員34名である。必要な要員と作業項目に却系作業等を行うための参集要員46名である。必要な要員と作業項目に ⑤ついて図2.3.3.6に示す。

ついて第2.3.3.6図に示す。

2.3.3-2

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
a.全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認※2

変更後
a.全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認※2

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失※3 する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能と能喪失※3 する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生によりなり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムする。同時に直流電源が機能喪失し，これによって原子炉がスクラムする。同時に直流電源が機能喪失し，これによって原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，設計基準事故対処設備の原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，設計基準事故対処設備の注水機能を全て喪失する。

注水機能を全て喪失する。

※2 直流電源喪失時には平均出力領域モニタ等による原子炉スクラム※2 直流電源喪失時には平均出力領域モニタ等による原子炉スクラムの確認はできないが，直流電源が失われることで，スクラムパイの確認はできないが，直流電源が失われることで，スクラムパイ

ロット弁が無励磁となるため原子炉のスクラムに至る。また，原

ロット弁が無励磁となるため原子炉のスクラムに至る。また，原子炉スクラムに失敗している場合には逃がし安全弁によるサプレ

子炉スクラムに失敗している場合には逃がし安全弁によるサプレ

ッション・チェンバへの蒸気放出が頻繁に発生するため，その動ッション・チェンバへの蒸気放出が頻繁に発生するため，その動作状況から原子炉スクラム失敗を推定できるものと考える。

作状況から原子炉スクラム失敗を推定できるものと考える。

※3 本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスは 2.3.3.2 の通※3本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスは「2.3.3.2 炉 ⑤

り，「外部電源喪失＋直流電源喪失」であるが，全ての直流電源喪

心損傷防止対策の有効性評価」のとおり，「全交流動力電源喪失

失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることから，（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」であるが，全ての直「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流動力電

流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなるこ

源喪失となる。

とから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流
動力電源喪失となる。

b.高圧代替注水系による原子炉注水
高圧代替注水系による原子炉水注水については，2.3.2.1 (3) b と同

b.高圧代替注水系による原子炉注水
高圧代替注水系による原子炉注水については，「2.3.2.1(3)b.高圧代 ⑤じ。

替注水系による原子炉注水」と同じ。

c.早期の電源回復不能判断及び対応準備

c.早期の電源回復不能判断及び対応準備

直流電源喪失により各種制御電源を喪失し，中央制御室からの電源

直流電源喪失により各種制御電源を喪失し，中央制御室からの電源回復が困難となるため，早期の交流電源回復不可と判断する。これに回復が困難となるため，早期の交流電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水より，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

系（常設）の準備を開始する。
d.格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱d.格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱については，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱については， ⑤「2.3.1.1(3)e.格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除2.3.1.1 (3) e と同じ。

熱」と同じ。

e.逃がし安全弁による原子炉急速減圧

e.逃がし安全弁による原子炉急速減圧

2.3.3-3

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
逃がし安全弁による原子炉急速減圧については，2.3.1.1 (3) f と同

変更後
逃がし安全弁による原子炉急速減圧については，「2.3.1.1(3)f.逃が ⑤じ。

し安全弁による原子炉急速減圧」と同じ。

f. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

f. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，
2.3.1.1 (3) g と同じ。

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については， ⑤「2.3.1.1(3)g.残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水」と同じ。

g.残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱については，2.3.1.1 (3) h と同じ。

g.残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器
除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容 ⑤
器除熱については，「2.3.1.1(3)h. 残留熱除去系（格納容器スプレイ

h.低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，2.3.1.1 (3)i と同じ。

冷却モード）による原子炉格納容器除熱」と同じ。
h.低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については， ⑤「2.3.1.1(3)i.低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。

2.3.3.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.3.3.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン ⑤

スは「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電スは「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての直流電源を喪失することにより全ての非源喪失を起因事象とし，全ての直流電源を喪失することにより全ての非常用ディーゼル発電機及び全ての注水機能を喪失する「外部電源喪失＋常用ディーゼル発電機及び全ての注水機能を喪失する「全交流動力電源

直流電源喪失」である。

喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝 ⑤達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変

炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS注水（給水系・代替

代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ

動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷

冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象とな

却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。

る。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱

よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力

水力過渡変化解析コードSAFER，シビアアクシデント総合解析コード

過渡変化解析コードSAFER，シビアアクシデント総合解析コードMAAPに

MAAPにより原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，より原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容

2.3.3-4

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
格納容器温度等の過渡応答を求める。

変更後
器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する解析条件は表2.3.2.2と同じ。また，

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件は第 ⑤

主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下

2.3.2.2表と同じ。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケに示す。

ンス特有の解析条件を以下に示す。

a. 事故条件

a. 事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定

起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によっ ⑤て，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定

全ての直流電源が機能喪失するものとする。これにより，全ての全ての直流電源が機能喪失するものとする。これにより，全ての非常用ディーゼル発電機及び直流電源を制御電源としている原子炉

非常用ディーゼル発電機及び直流電源を制御電源としている原子炉

隔離時冷却系が機能喪失するものとする。

隔離時冷却系が機能喪失するものとする。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

電源を喪失するものとしている。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

重大事故等対策に関連する機器条件は，2.3.2.2 (2) b と同じ。

重大事故等対策に関連する機器条件は，「2.3.2.2(2)b.重大事故等対 ⑤策に関連する機器条件」と同じ。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
重大事故等対策に関連する操作条件は，2.3.2.2 (2) cと同じ。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
重大事故等対策に関連する操作条件は，「2.3.2.2(2)c.重大事故等対 ⑤策に関連する操作条件」と同じ。

(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件

有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件は，2.3.1.2 (3)と同有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件は，「2.3.1.2(3) 有効 ⑤

じ。

性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件」と同じ。

2.3.3-5

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(4) 有効性評価の結果(4) 有効性評価の結果

有効性評価の結果は，2.3.2.2 (4)と同じ。

有効性評価の結果は，「2.3.2.2(4) 有効性評価の結果」と同じ。

2.3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

変更理由⑤

2.3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間の余裕を評価するものとする。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

時間の余裕を評価するものとする。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋直流電源喪失」は，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が機能喪 失）＋直流電源喪失」は，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が機能喪失することが特徴であるが，対応操作が同様であることから，不確かさの 失することが特徴であるが，対応操作が同様であることから，不確かさの
影響評価の観点では 2.3.2.3 と同じ。

影響評価の観点では「2.3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同じ。

2.3.3.4 必要な要員及び資源の評価

2.3.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ③（要員の運用変更）

失）＋直流電源喪失」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時失）＋直流電源喪失」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時 ⑤において事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.3.1 (3)炉心損傷における事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.3.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な防止対策」に示すとおり28名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の72名で対対処可能である。

処可能である。

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は34名であり，発電所構

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は46名であり，発電所構 ③（要員の運用変更）

外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

必要な資源の評価結果は，2.3.2.4 (2)と同じ。

必要な資源の評価結果は，「2.3.2.4(2) 必要な資源の評価」と同じ。 ⑤

2.3.3-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
2.3.3.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪変更後
2.3.3.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋直流電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が喪失 失）＋直流電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が喪失し，これにより原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の し，これにより原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケ 低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケ
ンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源 ンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として高圧代替注 喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として高圧代替注
水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系 水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段， （低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段及び代替原子炉 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モー
補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子 ド）による原子炉格納容器除熱手段及び格納容器圧力逃がし装置等による
炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋直流電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源喪失＋直流電源喪 失）＋直流電源喪失」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部失」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，高圧代替注水系による原子炉注水，逃がし安全

電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，高圧代替注水系による原子炉注水，残留熱除去 ⑤弁による原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水 系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，逃系（常設）による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格 がし安全弁による原子炉減圧，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去
納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプ 系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱，格納容器
レイモード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷 圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリに損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，長期的には安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量

は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな
い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

2.3.3-7

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

変更後

変更理由

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保 ⑤可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電 以上のことから，高圧代替注水系等による原子炉注水，格納容器圧力逃が源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」において，高圧代替注水系等による原 し装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心 要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグ
損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが ループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」
確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失 に対して有効である。
＋DG 喪失）＋直流電源喪失」に対して有効である。

⑤

図 2.3.3.1

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪 第 2.3.3.1 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電失時の重大事故等対処設備の概略系統図(1/4)

源喪失」の重大事故等対策の概略系統図(1/4)（原子炉注水）（原子炉注水）

2.3.3-8

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後
外部電源

変更理由
②（送水ラインの見直し）

原子炉建屋

非常用ディーゼル
発電機

主
排
気
筒

原子炉格納容器

Gen

耐圧強化ベント系②（代替格納容器圧力逃がし装置※1の位置づけ変更に伴う反映）

淡水貯水池

AM用直流125V
蓄電池

蓄電池

ＤＣ

※2
逃がし安全弁

ＤＣ⑤

主タービン系へ

給水系
より

復水貯蔵槽
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）

※1
※3

※3
可搬型
薬液注入装置

原子炉圧力容器
高圧代替
注水ポンプ

※2

タンクローリ
（4kL)

軽油タンク

原子炉隔離時冷却系ポンプ
格納容器圧力逃がし装置
ドレン移送ポンプ

図 2.3.3.2

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪 第 2.3.3.2 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電失時の重大事故等対処設備の概略系統図(2/4)

源喪失」の重大事故等対策の概略系統図(2/4)（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

AM用直流125V
蓄電池

蓄電池

ＤＣ

外部電源

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

ＤＣ②（送水ラインの見直し）

非常用ディーゼル
発電機

Gen

⑤

逃がし安全弁

淡水貯水池

給水系より

タンクローリ（4kL,16kL）

主タービン系へ

軽油タンク

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）

低圧代替注水系（常設）
原子炉圧力容器

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
熱交換器ユニット

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

海水

取水ポンプ

※残留熱除去系は，原子炉水位がレベル8に到達した時点で，低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モードに運転を切り替える。

図 2.3.3.3

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪 第 2.3.3.3 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電失時の重大事故等対処設備の概略系統図(3/4)

源喪失」の重大事故等対策の概略系統図(3/4)（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.3-9

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後
外部電源

原子炉格納容器
蓄電池

AM用直流125V
蓄電池

ＤＣ

ＤＣ

変更理由
⑤

非常用ディーゼル
発電機

Gen
逃がし安全弁タンクローリ（4kL,16kL）

給水系より

主タービン系へ

軽油タンク

原子炉圧力容器

可搬型代替交流電源設備（電源車）

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ
Ａ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
熱交換器ユニット

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

海水

取水ポンプ

※残留熱除去系の低圧注水モードとサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを切り替えて，原子炉水位をレベル3～レベル8の範囲で維持する。

図 2.3.3.4

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪 第 2.3.3.4 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電失時の重大事故等対処設備の概略系統図(4/4)

源喪失」の重大事故等対策の概略系統図(4/4)（原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.3-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（解析上の時間）②（送水ラインの見直し）※2※1
直流電源喪失発生

全交流動力電源喪失発生

（0分）

変更理由

【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

※5
※3
※4

原子炉スクラム・タービントリップ

交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

主蒸気隔離弁「全閉」

回復は解析上考慮せず②（代替格納容器圧力逃がし装置

Ⅱ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

逃がし安全弁による原子炉圧力制御の位置づけ変更に伴う反映）

Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

原子炉隔離時冷却系
制御電源喪失により機能喪失⑤

Ⅴ
残留熱除去系ラインを優先して使用するが、現場操作で洗浄水弁を開することにより、高圧炉心注水系からの原子炉注水も可能である
Ⅵ

※7
※6

高圧代替注水系
起動準備操作開始（10分後）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系での代替格納容器スプレイの使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるスプレイを実施する

早期の電源回復不能と判断

操作時間余裕15分間を設定（25分後）

Ⅰ※8

高圧代替注水系 起動（高圧代替注水系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認）

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて高圧代替注水系による
原子炉注水停止

代替原子炉補機冷却系
準備

直流電源回復操作を実施

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備
Ⅱ

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

回復は解析上考慮せず

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

直流A系電源復旧準備※10
原子炉水位低（レベル2）にて高圧代替注水系による
原子炉注水再開＊以後，レベル2からレベル8を維持※9
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可（約12時間後）※11
格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施（約16時間後）タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了Ⅳ（適宜実施）

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes

可搬設備への燃料補給（適宜実施）

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

AM用直流電源設備による直流A系電源回復操作

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」

フィルタ装置排水ポンプ水張り（24時間後）No

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷なし※12
Yes
格納容器ベント停止（24時間後）※13

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

残留熱除去系準備Ⅴ※14（24時間後）低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了（24時間後）No

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

Yes
代替注水系2台準備
残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

代替注水系による原子炉注水※15
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉減圧（24時間後）残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※1

外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※2

全交流電源喪失および蓄電池の機能喪失により直流電源喪失を想定する※3

交流及び直流電源喪失によりスクラム回路の制御電源が喪失し，スクラムパイロット弁が開し制御棒がスクラム動作をする※4

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※5

主蒸気隔離弁制御電源喪失により全閉を想定する※6

高圧代替注水系起動準備には原子炉隔離時冷却系との蒸気供給ライン隔離確認または隔離操作を含む※7

直流電源喪失により，各種制御電源が喪失するため中央制御室からの電源回復操作が困難であるため，早期の電源回復不可と判断する※8

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※9防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※16

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※17
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧
代替注水系（常設）に切替※10 高圧代替注水系は，原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル2到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する※11 格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※18※19

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

格納容器内圧力0.18MPa[gage]以上
Ⅵ

Ⅵ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による代替格納容器スプレイ

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ（約25時間後）残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却モード
にてドライウェルスプレイ開始
使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ
代替格納容器スプレイ（常設）と同等の流量確保不可

格納容器内圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※12 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）から残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする※13 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※14 原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※15 残留熱除去系準備完了後，「サプレッションプール水熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※16 原子炉隔離時冷却系蒸気隔離弁が閉じることにより，高圧代替注水系が隔離される
凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

図 2.3.3.5※18 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※19 格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]を確認し格納容器スプレイ操作を開始する：解析上考慮しない操作・判断結果

第 2.3.3.5 図※17 残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪源喪失」の対応手順の概要

失時の対応手順の概要

2.3.3-11

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG喪失）+直流電源喪失②（送水ラインの変更）

経過時間（分）10
実施箇所・必要人員数
1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

当直副長
当直副長

1人
1人

各号炉運転操作指揮

緊急時対策本部要員

5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

当直長

責任者
指揮者
操作項目
通報連絡者

6号
7号

運転員
（中央制御室）
6号
7号

運転員
（現場）
6号
7号

20

30

経過時間（時間）

／

40

50

60

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

備考

16

②（常設代替交流電源設備の遠隔事象発生

原子炉スクラム操作の内容

約3分 原子炉水位低（レベル2）

緊急時対策要員（現場）
7号

起動化による操作内容の修

約16時間
格納容器圧力0.31MPa[gage]到達

プラント状況判断

6号

・全交流動力電源喪失確認

正）・原子炉スクラム・タービントリップ確認

状況判断

2人

2人

A,B

a,b

－

－

－

－

・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

10分②（格納容器ベント準備作業内容

・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認
・直流電源喪失確認
・原子炉隔離時冷却系機能喪失確認
直流電源機能喪失調査，復旧操作（解析上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

・直流電源 機能回復

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機 機能回復

－

－

－

－

・外部電源 回復

－

－

－

－

－

－

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

対応可能な要員により対応する

交流電源回復操作

高圧代替注水系起動操作

高圧代替注水系による原子炉注水

－

－

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

・高圧代替注水系系統構成
・高圧代替注水系起動操作

15分

・高圧代替注水系 起動／停止操作

－

10分

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系 現場系統構成

300分

－

－

13人

13人

（参集）

（参集）

※1

※1

・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り

し）原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水・放射線防護装備準備

代替原子炉補機冷却系 準備操作②（給油準備作業時間の見直し）

10分

・放射線防護装備準備

－
・現場移動

330分＋待避時間30分

作 業 時 間 10時 間⑤

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）（解析上考慮せず）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

（1人）
A

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機 起動

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機 給電（1人）
a（解析上考慮せず）

常設代替交流電源設備からの

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線 受電前準備（中央制御室）

－

－

4人
C,D
E,F

4人
c,d
e,f

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線 受電前準備

（1人）

（1人）

解析上，事象発生24時間の交流電源回

非常用高圧母線 受電準備操作（解析上考慮せず）

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 受電操作

B

b

－

－

－

－

（解析上考慮せず）

遮断器制御電源確保

復は考慮しない

－

－

－

－

・非常用高圧母線 受電確認

（4人）
C,D
E,F

（4人）
c,d
e,f

－

－

・非常用高圧母線 受電

（2人）

（2人）

C,D

c,d
－

－

（2人）
C,D

・現場移動

格納容器ベント準備操作

－

－

－

3人

－

までに実施する

代替交流電源設備からの交流電源受電

10分

・AM用直流125V蓄電池→直流125V主母線盤A受電

3人

貯水池から復水貯蔵槽への補給

代替交流電源設備からの交流電源受電

30分

・直流125V主母線盤A受電前負荷隔離

（2人）
c,d

までに実施する

10分

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水・現場移動・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代
替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），ホース接

360分

続，ホース水張り）（2人）,※2（2人）,※3※4※4・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給－－

・放射線防護装備準備

－

－

－

－

・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）

－

－

－

－

・6号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

2人
E,F

2人
e,f

－

－

・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）

適宜実施

10分

60分

全交流動力電源喪失が長期に及ぶ場合

この時間内に実施

に実施する

90分

60分

※2,※3
－

－

－

－

給油準備

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

・放射線防護装備準備

60分

10分

2人
・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応 じ て 適 宜

140分

軽油タンクから補給※5

図 2.3.3.6

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の作業と所要時間（1/2）

追加による作業時間の見直対応可能な要員により対応する（解析上考慮せず）

第 2.3.3.6 図

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜実施「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失」の作業と所要時間（1/2）

2.3.3-12

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（常設代替交流電源設備の遠隔

全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG喪失）+直流電源喪失
経過時間（時間）

16

17
約16時間

18

19

20

21

22

23

24

25

26

備考

27

起動化による操作内容の修

格納容器圧力0.31MPa[gage]到達
24時間
常設代替交流電源設備による給電開始
残留熱除去系ポンプ起動実施箇所・必要人員数
操作項目

操作の内容
運転員
（中央制御室）原子炉注水操作運転員（現場）

緊急時対策要員
（現場）

正）

24時間
原子炉急速減圧

6号

7号

6号

7号

6号

7号

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）

90分

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水
高圧代替注水系系での注水は、残留熱除去系ポンプによる注水準備完了を確認するまで実施②（給油準備作業時間の見直し）

格納容器ベント準備操作

格納容器ベント操作

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

（1人）
B

（1人）
b

－

－

給油準備

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

－

－

－

－

※2,※3

－

－

・格納容器ベント状態監視－－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

10人
（参集）

10人
（参集）

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

60分
20分

・フィルタ装置水位調整
・フィルタ装置pH測定
・フィルタ装置薬液補給

代替原子炉補機冷却系

準備操作

（2人）

※1

※1

（13人）

（13人）

※6,※7

※6,※7

・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

270分＋待避時間30分

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応 じ て 適 宜

－

－

－

－

－

－

※7

※7

－

－
（3人）

（3人）

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

20分

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

10分

－

－

－

－

・非常用高圧母線

（4人）
C,D

(4人)
c,d

－

－

・放射線防護装備準備

－

－

（1人）

（1人）

（第一ガスタービン発電機）

運転

B

b

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

（1人）
B

（1人）
b

（1人）

（1人）

B

b

－

－

E,F
－

－

（1人）

（1人）

B

b

常設代替交流電源設備からの受電操作

残留熱除去系

起動操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線

受電前準備

－

－

・非常用高圧母線

受電確認

－

－

・非常用高圧母線

受電

－

－

－

・残留熱除去系ポンプ起動

・逃がし安全弁 2個 手動開放操作
・低圧注水モードによる原子炉注水

－

（1人）
a

－

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

－

40分

10分

－

－

健全性確認含む

50分

10分

10分

15分

5分

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）

系統構成

・現場移動
・低圧代替注水系（常設）

現場系統構成

15分

準備操作
－

－

（1人）

（1人）

A

a

注水操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント停止操作

起動操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・格納容器スプレイ弁操作

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側１系隔離・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

－

－

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する

・燃料プール冷却浄化系再起動

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

低圧注水モードから低圧代替注水系（常設）切替
低圧代替注水系（常設）

格納容器ベント停止操作

格納容器スプレイ冷却系

使用済燃料プール冷却

e,f

適宜実施

受電前準備（中央制御室）

(4人)
c,d
e,f

（1人）
A

軽油タンクから補給

適宜実施

運転状態監視

－
（4人）
C,D
E,F

140分

・電源車への給油・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油

・代替原子炉補機冷却系

再開（解析上考慮せず）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給

－

－

（1人）
B

（1人）
b

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

－

※4

※4

・低圧注水モードによる原子炉注水停止

注入弁操作

（2人）
※5

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a.b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油
（2人）

必要人員数

合計

（

5分

・低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給
（2人）

給油作業

30分

※復水貯蔵槽吸込ライン切替－

原子炉水位はレベル3～レベル8維持

30分

格納容器圧力は13.7～180kPa[gage]維持

現場確認中断（一時待避中）
現場確認中断（一時待避中）60分

燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持

30分

要員を確保して対応する

30分

適宜実施

適宜実施

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する

8人（参集要員46人））内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 2.3.3.6 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失」の作業と所要時間（2/2）

2.3.3-13

要員数の見直し）

作 業 時 間 10時 間－

常設代替交流電源設備からの受電準備操作

喪失時の作業と所要時間(2/2)

作業中断（一時待避中）－常設代替交流電源設備準備操作

宜軽油タンクから補給

適宜実施

給油作業

※6

②（格納容器ベント後作業の必要

タ ン ク ロ ー リ （ 16kL） 残 量 に 応 じ て 適

120分

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

給油準備

代替原子炉補機冷却系

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源

作を実施する

適宜実施

・軽油タンクからタンクローリ（16kL）への補給（2人）

図 2.3.3.6

中央制御室からの連絡を受けて現場操適宜実施

・ドレン移送ラインN2パージ
※2,※3

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.3.3.1

変更後

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪 第 2.3.3.1 表
失時における重大事故等対策について「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電 ⑤源喪失」の重大事故等対策について

2.3.3-14

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗

2.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗

2.3.4.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.3.4.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整失）＋SRV 再閉失敗」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。

喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え ⑤
方事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋SRV 再閉失敗」では，全交流動力電源喪失後と同時に逃がし安全弁失）＋SRV 再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1

1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。

炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。

このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原

このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原

子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，

子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には原子炉水位の低下により炉心が露出し，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出

炉心損傷に至る。

し，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態におい本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態におい ⑤て，逃がし安全弁 1 個が開固着したことによって，蒸気駆動の注水系がて，逃がし安全弁 1 個が開固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで原子炉注水機能を喪失

囲に原子炉圧力が低下することで原子炉注水機能を喪失したことによっし，炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事て炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能に加えて高等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能に加えて高圧

圧注水機能及び低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待するこ

注水機能及び低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することとが考えられる。

が考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 個の開したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 個の開 ⑤固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は，所内蓄電式直流電源設備から電源を給電した原子炉下するまでの間は，所内蓄電式直流電源設備より電源を給電した原子炉

隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止

隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止

後は，低圧代替注水系（可搬型）による注水の準備が完了した後，逃が後は，低圧代替注水系（可搬型）による注水の準備が完了した後，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替

し安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替

注水系（可搬型）により炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給注水系（可搬型）により炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード）による注水の準備が完了した以電及び残留熱除去系（低圧注水モード）による注水の準備が完了した以

2.3.4-1

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

降は残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによっ降は残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによっ ⑤て，炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬て炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格

除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード），格納容器圧

納容器除熱を実施する。

力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施す

変更理由

る。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋SRV 再閉失敗」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至失）＋SRV 再閉失敗」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原

子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，炉心冷却を継原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系

続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向（低圧注水モード）による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器

けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器ス

納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容

プレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これら

機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水の対策の概略系統図を第 2.3.4.1 図から第 2.3.4.4 図に，手順の概要を第冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段

2.3.4.5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，を整備する。これらの対策の概略系統図を第 2.3.4.1 図から第 2.3.4.4 図

重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.3.4.1 表に示す。

に，手順の概要を第 2.3.4.5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を
第 2.3.4.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 ③（要員の運用変更）

象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員

10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中 ⑤

は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 30 名であ央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 32 名である。そる。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名の内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名

び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。

である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 10 名である。

部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 12 名である。

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 46 名である。必要な要員と作業項目に却系作業等を行うための参集要員 46 名である。必要な要員と作業項目について第 2.3.4.6 図に示す。

ついて第 2.3.4.6 図に示す。

2.3.4-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

変更後
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能と能喪失する。これにより，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生によりなり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。

原子炉がスクラムしたことを確認する。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

域モニタ等である。

b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベ

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始すること

ル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。

により，原子炉水位が回復する。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量である。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装 ⑤
設備は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁 1 個の開固着

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。

下するまでの間継続する。

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発

中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない

電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない

場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電

場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電

源設備，代替原子炉補機冷却系の準備を開始する。

源設備，代替原子炉補機冷却系の準備を開始する。

また，逃がし安全弁１個の開固着により原子炉圧力が低下し，原子

また，逃がし安全弁１個の開固着により原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時冷却系による継続した原子炉水位維持が困難となることが想

炉隔離時冷却系による継続した原子炉水位維持が困難となることが想定されることから，低圧代替注水系（可搬型）の準備を開始する。

定されることから，低圧代替注水系（可搬型）の準備を開始する。

逃がし安全弁開固着による原子炉圧力低下を確認するために必要な逃がし安全弁開固着による原子炉圧力低下を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

計装設備は，原子炉圧力である。

d. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備

d. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備として，建屋内

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備として，建屋内

操作にて原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）の手動開操作にて原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）の手動開

操作，バイパス流防止弁の閉操作及び接続口内側隔離弁の開操作を実操作，バイパス流防止弁の閉操作及び接続口内側隔離弁の開操作を実

2.3.4-3

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
施する。
屋外操作にて可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の建屋近傍への配置，

変更後
施する。

屋外操作にて可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の建屋近傍への配置， ②（送水ラインの変更）

ホース接続を実施する。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の水源

ホース接続を実施する。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の燃料である防火水槽への淡水貯水池からの補給及び可搬型代替注水ポンプ

給油準備を実施する。

（A-2 級）の燃料給油準備を実施する。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備完了後，中央制

e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了後，中央 ⑤御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉急速減圧する。

を急速減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力で原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力で

ある。

ある。

f. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

f. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が可搬型代

逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が可搬型代

替注水ポンプ（A-2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，建屋内操

替注水ポンプ（A-2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，建屋内操

作にて電動弁（残留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁）を手動開し，作にて電動弁（残留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁）を手動開し，屋外操作にて接続口外側隔離弁の開操作を実施することで，原子炉注屋外操作にて接続口外側隔離弁の開操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

水が開始され，原子炉水位が回復する。

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を確認するために必要

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流

な計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）等である。

量）等である。

g. 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却

g. 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇

崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル

する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル

雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系

雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系(可搬型)による原子炉格納容器冷却を実施する。

(可搬型)による原子炉格納容器冷却を実施する。

建屋内操作にて原子炉格納容器冷却に必要な電動弁（残留熱除去系

建屋内操作にて原子炉格納容器冷却に必要な電動弁（残留熱除去系

格納容器冷却流量調節弁，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁及格納容器冷却流量調節弁，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁及び残留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁）の手動開操作を実施するこび残留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁）の手動開操作を実施することで原子炉格納容器冷却が開始される。

とで原子炉格納容器冷却が開始される。

なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器

変更理由

なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器

2.3.4-4

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

スプレイ冷却系(可搬型)による原子炉格納容器冷却は，異なる残留熱

スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却は，異なる残留 ⑤除去系の流路を使用し，同時に実施する。

熱除去系の流路を使用し，同時に実施する。

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系

流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

h. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

h. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし ⑤て，原子炉格納容器一次隔離弁を二次格納施設外からの人力操作によて，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からのり開する。

人力操作により開する。

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次 ⑤

隔離弁を二次格納施設外からの人力操作によって中間開操作すること隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって中間開で，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施す

操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除る。

熱を実施する。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施してい格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は格る間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，

納容器内雰囲気放射線レベル等である。

格納容器内雰囲気放射線レベル等である。

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等の原

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベ ⑤

子炉格納容器ベントラインが水没しないことを確認するために必要なントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サ計装設備はサプレッション・チェンバ・プール水位である。

プレッション・チェンバ・プール水位である。

i. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

i. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，代替格納容器

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，代替格納容器 ⑤

スプレイ冷却系(可搬型)による原子炉格納容器冷却で使用した残留熱

スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却で使用した残留除去系の電動弁を待機状態とする。代替原子炉補機冷却系を介した残熱除去系の電動弁を待機状態とする。代替原子炉補機冷却系を介した留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中央残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1 台を手動起動する。

央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1 台を手動起動する。

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）に

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備が完了した時点で,低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で,低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去

よる原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去

2.3.4-5

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するため変更後
系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は,原子炉水位，残留熱除去系系統流量等である。

に必要な計装設備は,原子炉水位，残留熱除去系系統流量等である。

j. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

j. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

運転

運転

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）に

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水により，原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回よる原子炉注水により，原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，残留熱除去系（サプレッション・チ

復した後，原子炉注水を停止し，残留熱除去系（サプレッション・チ

ェンバ・プール水冷却モード）の運転を開始する。格納容器圧力逃がェンバ・プール水冷却モード）の運転を開始する。格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われている場合は，格納容器

し装置等による原子炉格納容器除熱が行われている場合は，格納容器

圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。

圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェン

運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェン

バ・プール水温度等である。

バ・プール水温度等である。

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

運転時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合

運転時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合

は，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッショ

は，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッショ

ン・チェンバ・プール水冷却モード）運転を停止し，残留熱除去系

ン・チェンバ・プール水冷却モード）運転を停止し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レ（低圧注水モード）による原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，サプレッ

ベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，サプレッ

ション・チェンバ・プール水冷却を再開する。

ション・チェンバ・プール水冷却を再開する。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

2.3.4.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.3.4.2 炉心損傷防止対策の有効性評価（1) 有効性評価の方法（1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン

スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失するこ

電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，逃がし安全弁の再閉とで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，逃がし安全弁の再閉

2.3.4-6

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

失敗により蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下し失敗により蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪失する「全た後は，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。

交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝 ⑤達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変

炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替

代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ

動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷

冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象とな

却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。

る。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱

よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力

水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード

過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP に

MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，より原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容

格納容器温度等の過渡応答を求める。

器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第2.3.4.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケ

2.3.4.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケ

ンス特有の解析条件を以下に示す。

ンス特有の解析条件を以下に示す。

a. 事故条件

a. 事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失す
るものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定

起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって， ⑤
外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。さらに，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生源を喪失するものとする。さらに，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生するものとする。

するものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

2.3.4-7

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電

変更後
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

源を喪失するものとしている。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号(a) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

(b) 原子炉隔離時冷却系(b) 原子炉隔離時冷却系

原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，
3

原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し， ⑤182m /h（8.12MPa[dif]～1.03MPa[dif]において）の流量で注水する

182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとすものとする。

る。

(c) 逃がし安全弁(c) 逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの

過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減

過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，

圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 低圧代替注水系（可搬型）3

原子炉減圧後に，84m /h で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持(d) 低圧代替注水系（可搬型）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，84m3/h で原子炉注水し，その ⑤するように注水する。また，低圧代替注水系（可搬型）による原子後は炉心を冠水維持するように注水する。また，低圧代替注水系

炉注水を代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納（可搬型）による原子炉注水を代替格納容器スプレイ冷却系（可搬容器冷却と併せて行う場合は，40m3/h の流量で原子炉注水するもの型）による原子炉格納容器冷却と併せて行う場合は，40m3/h の流量とする。

で原子炉注水するものとする。

(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，80m3/h
にて原子炉格納容器内にスプレイする。
(f) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，80m3/h
にて原子炉格納容器内にスプレイする。
(f) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に ⑤

おける最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁おける最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開※）にて原子炉格納容器除熱を実施すの中間開操作（流路面積 70%開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。

る。

※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二 ⑤

隔離弁を流路面積 70%相当で中間開するが，格納容器圧力に低下

次隔離弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力傾向が確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，

2.3.4-8

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場

耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用 ⑤合に比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた

条件に包絡される。

場合の条件に包絡される。

(g) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW （サプレッ ション ・ チェンバの プール 水 温
100℃，海水温度 30℃において）とする。

(g) 代替原子炉補機冷却系
伝 熱 容 量 は 約 23MW （サプレッ ション ・ チェンバ ・ プール 水 温
100℃，海水温度 30℃において）とする。

(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

ド）

伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェン
バのプール水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(i) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェン ⑤
バ・プール水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(i) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後(a) 交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後 ⑤に常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，事象発生4時
間後から開始する。

に常設代替交流電源設備によって供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，事象発生4時
間後から開始する。

(c) 逃がし安全弁による原子炉の急速減圧操作は，低圧代替注水系(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，低圧代替注水系（可（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で開始する。

搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で開始する。

(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合に実施す却操作は，格納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，格納容器圧力が0.31MPa[gage]にる。なお，格納容器スプレイは，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。

到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。
(e) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格 ⑤
納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(f) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から24時間後に開始 ⑤する。

(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード） ⑤

2.3.4-9

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前の起動操作は，事象発生から 25.5 時間後に開始する。
(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・

変更後の起動操作は，事象発生から25.5時間後に開始する。
(h) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・ ⑤

チェンバ・プール水冷却モード）の起動操作は，原子炉水位高

チェンバ・プール水冷却モード）の起動操作は，原子炉水位高（レベル8）に到達した場合に開始する。

（レベル 8）に到達した場合に開始する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド ⑤

内及びシュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流出流

内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第2.3.4.7図から第2.3.4.12

原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第2.3.4.7図から第2.3.4.12図

図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合

合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆

体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の力の関係を第2.3.4.13図から第2.3.4.18図に，格納容器圧力，格納容器関係を第2.3.4.13図から第2.3.4.18図に，格納容器圧力，格納容器温温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第2.3.4.19図から第2.3.4.22図に示す。

2.3.4.19図から第2.3.4.22図に示す。

※ 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の ⑤の水位を示した。シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを

水位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高

かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となめの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉

る原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態におい水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確て主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラ

認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の

ウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料

水位計（燃料域）にて監視する。6号炉の原子炉水位計（燃料域）は域）にて監視する。6号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内

シュラウド内を，7号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外をを，7号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測してい

計測している。

る。

a. 事象進展a. 事象進展

全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時

原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時

冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについ冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップすては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。

る。

2.3.4-10

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

逃がし安全弁（1 個）が開固着しているため，蒸気の流出が継続し，逃がし安全弁（1 個）が開固着しているため，蒸気の流出が継続し，事象発生から約 1.5 時間が経過した時点で原子炉隔離時冷却系が動作事象発生から約 1.5 時間が経過した時点で原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲まで原子炉圧力が低下する。このため，原子炉隔離時冷できない範囲まで原子炉圧力が低下する。このため，原子炉隔離時冷却系が停止する。低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備

却系が停止する。低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（可搬型）によが完了した時点で原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔る原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって，逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施する。逃が操作によって，逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施する。逃がし安全弁（1 個）の開固着及び原子炉急速減圧による原子炉冷却材の流し安全弁（1 個）の開固着及び原子炉急速減圧による原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替

出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替

注水系（可搬型）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉注水系（可搬型）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。

心は再冠水する。

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧に

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧に ⑤伴って上昇する。その結果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却とより，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。そのなり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（可搬型）によ

結果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達る原子炉注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管

係数は低下する。その後，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉

水により，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝心が再冠水すると，燃料被覆管温度は低下することから，ボイド率は

達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達低下し，熱伝達係数は上昇する。

係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，
上記に伴い変化する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱に高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については， ⑤
原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱に ⑤より発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧より発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧

力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却

力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却

系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等

系（可搬型）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置

による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発から約 18 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時

生から約 18 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）

時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するた破壊装置の健全性は維持される。

め，真空破壊装置の健全性は維持される。

常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，事象発生か

常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，事象発生から 25.5 時間後に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水から残留

ら 25.5 時間後に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水から残留

熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水に切替える。原子炉水熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水に切替える。原子炉水位が維持されることを確認した後，ベントラインを閉じて，代替原子位が維持されることを確認した後，ベントラインを閉じて，代替原子2.3.4-11

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行う

炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行う

ものとする。

ものとする。

b. 評価項目等

b. 評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，第 2.3.4.13 図に示すとおり，原子炉水位

燃料被覆管の最高温度は，第 2.3.4.13 図に示すとおり，原子炉水位 ⑤が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 805℃ に到達するが，1,200℃以下となる。また，燃料被が上昇し，約 805℃ に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 2%以下で最高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管あり，15%以下となる。

の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

原子炉圧力は，第 2.3.4.7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動に

原子炉圧力は，第 2.3.4.7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダ

より，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダ

リにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差リにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩 ⑤

壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによっ壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレて，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレ

イ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし

イ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃が装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容し装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及約 144℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回

度は，限界圧力及び限界温度を下回る。

る。

第 2.3.4.8 図に示すとおり，低圧代替注水系（可搬型）による注水

第 2.3.4.8 図に示すとおり，低圧代替注水系（可搬型）による注水

継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，25.5

継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，25.5

時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉注

時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉注

水及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，ま水及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

た，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.3.4.1）

格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量の評（添付資料 2.3.4.1）
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での ⑤

価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間

実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3.1 全交流動力用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない

電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下とな「2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量

2.3.4-12

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

り，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくの評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対してのリスクを与えることはない。

著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

2.3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

2.3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗では，事時間余裕を評価するものとする。
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗では，事象発生直後の原子炉隔離時冷却系による炉心冷却には成功するが，逃がし 象発生直後の原子炉隔離時冷却系による炉心冷却には成功するが，逃がし安全弁の再閉失敗による原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の 安全弁の再閉失敗による原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の注水機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する 注水機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する
運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及 運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁 び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁
による原子炉減圧操作，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操 による原子炉減圧操作，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操
作，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操 作，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操
作，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作及び代替原 作，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作及び代替原
子炉補機冷却系運転操作とする。

子炉補機冷却系運転操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

とおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

a. 運転員等操作時間に与える影響

a. 運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実 ⑥

験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することか

験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解ら，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性があ

析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よ2.3.4-13

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

る。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温って，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行す

くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行するこること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としていと）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運る運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな

転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

い。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化 ⑤

量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるた

燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料

め，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よっ

被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるて，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与えが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変る可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行

わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝 ⑤達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ

達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

デル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認し

析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全た不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているた

納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容

め，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容器圧力器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，

却系（可搬型）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時

格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確か間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材とさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスのの熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致するこ

さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容とを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（可搬（添付資料 2.3.4.2）型）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.4.2）

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱2.3.4-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目とな

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

るパラメータに対する余裕は大きくなる。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは，燃 ⑤

燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的

え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラな結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目

メータに対する余裕は大きくなる。

となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝 ⑤達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ

達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

デル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格

納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認し

析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全た不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているた

納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目とめ，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容なるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにお動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実

いては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は

験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるく一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータ

パラメータに与える影響は小さい。

に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.4.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件（添付資料 2.3.4.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第2.3.4.1表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確2.3.4.1表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定

は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられがあることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

る項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確
条件は約42kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤
条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件

2.3.4-15

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順 ⑤（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはな（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはな

く，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はな

く，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなる

水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇ことから，格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン

バ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより

析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さ

解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

いことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系 ⑤（可搬型）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析（可搬型）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析よより多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復

り多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復はは早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御する量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作が，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与時間に与える影響はない。

える影響はない。
（添付資料2.3.4.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確（添付資料2.3.4.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条

条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩2.3.4-16

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉 ⑤位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくな

水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇

り，格納容器圧力の上昇は遅くなるが，格納容器圧力の上昇は格納は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか

容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与ら，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及びえる影響はない。

温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン

バ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより

析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さ

解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目に与える影響は小さい。

いことから，評価項目に与える影響は小さい。

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系 ⑤（可搬型）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析よ（可搬型）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復がり多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる

早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大き（添付資料2.3.4.2）

くなる。
（添付資料2.3.4.2）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響

与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価

が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作 ⑤

開始時間として事象発生から4時間後を設定している。運転員等操開始時間として事象発生から4時間後を設定している。運転員等操

作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定と作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作時間に与える影響はない。

ほぼ同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は， ②（送水ラインの変更）

解析上の操作開始時間として事象発生から約4時間後を設定してい解析上の操作開始時間として事象発生から4時間後を設定してい ⑤る。運転員操作時間に与える影響として，実態の運転操作は約3時る。運転員操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解間10分で注水準備が可能であり，解析上の注水開始時間は余裕時間

析上の設定とほぼ同等であるため，操作時間に与える影響はない。

2.3.4-17

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

を含めて設定されていることから，原子炉注水の開始時間を早める可能性がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉 ⑤

格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える

0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である

影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である

ため，操作時間に与える影響はない。当該操作は，解析コード及びことから，操作時間に与える影響はない。当該操作は，解析コード

解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れ

及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間はる可能性があるが，運転員（現場）は，他の操作との重複もないこ

遅れる可能性があるが，運転員（現場）は，他の操作との重複もなとから，他の操作に与える影響はない。

いことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱 ⑤

操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.31MPa[gage]

操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.31MPa[gage]

到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施

態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の基準（格納容器圧力0.31MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約18時間後であり，格納容器ベント準備操作は格納容器圧力上昇の約18時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベの傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器

ント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながらあらか

ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながらあらじめ準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設

かじめ準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。操作開設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことか

始時間が遅れた場合においても，格納容器限界圧力は

ら，操作開始時間に与える影響も小さい。操作開始時間が遅れた場

0.62MPa[gage]のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題

合においても，原子炉格納容器の限界圧力は0.62MPa[gage]であるとはならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件をことから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならな除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中い。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要

確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他与える影響はない。

の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始 ⑤

時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時

時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定

策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある

しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度

始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する

2.3.4-18

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

を早期に低下させる。

変更理由

余裕は大きくなる。
（添付資料2.3.4.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響⑤（添付資料2.3.4.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほ時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

い。

操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は， ②（送水ラインの変更）

運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作は約3時間

運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析10分で注水準備が可能であり，解析上の注水開始時間は余裕時間を上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与え含めて設定されており，原子炉への注水が早くなる可能性があるこる影響は小さい。

とから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉

格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態

格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目との操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。格納容器スプレイ開始時間

なるパラメータに与える影響は小さい。格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほが早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は

小さい。

小さい。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時

間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラ間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

メータに与える影響は小さい。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間 ⑤に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まに与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性があり，格納容器圧力，温度等を早期に低下させる可能性

り，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることかがあることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく

ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，なる。

常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24時間後に制限す（添付資料2.3.4.2）

る場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交流電源設備から受電する設備を運転できないた
め，評価項目となるパラメータに影響しない。
（添付資料2.3.4.2）

2.3.4-19

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(3) 操作時間余裕の把握

変更理由(3) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパ

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項 ⑤

ラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

第2.3.4.23図から第2.3.4.25図に示すとおり，操作条件の逃がし安第2.3.4.23図から第2.3.4.25図に示すとおり，操作条件の逃がし安 ⑤

全弁による原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子全弁による原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作については，運転員による原子炉隔離時冷却系の再起動を

炉注水操作については，運転員による原子炉隔離時冷却系の再起動を考慮した場合において，事象発生から5時間10分後（操作開始時間の考慮した場合において，事象発生から5時間10分後（操作開始時間7070分の時間遅れ）までに逃がし安全弁による原子炉減圧を開始し低圧分の時間遅れ）までに逃がし安全弁による原子炉減圧操作を開始し低代替注水系（可搬型）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高

圧代替注水系（可搬型）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最温度は約808℃となり1,200℃以下となるため，炉心の著しい損傷は発

高温度は約808℃となり1,200℃以下となることから，炉心の著しい損生せず，評価項目を満足する。

傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格 ⑤

納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象

納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約9時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕があ発生から約9時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕が

る。

ある。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操 ⑤作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約18時

作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約18時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，格納容間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。また，格器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は

納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器圧力の上昇の傾向は緩やか

0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるである。格納容器限界圧力0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，過圧ため， 原子炉格納容器の限界圧力0.62MPa[gage]に至るまでの時間の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過は，過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格圧・過温破損）」においても事象発生約38時間であり，約20時間以上

納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約38時間後であり，約の余裕があることから，時間余裕がある。

20時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，代替原子炉

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定と ⑤

補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から24時間あり，準備時

して常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24時間後として間が確保できるため，時間余裕がある。また，運転操作が遅れる場合

おり，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から24においても，限界圧力0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，過圧の観時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・（添付資料2.3.4.2，2.3.4.3）過温破損）」においても事象発生から約38時間であり，約12時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料2.3.4.2，2.3.4.3）

2.3.4-20

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(4)まとめ

変更理由(4)まとめ解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転 ⑤

員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響

員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響

及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合において不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価も，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内

おいて，操作時間には時間余裕がある。

において，操作時間には時間余裕がある。

2.3.4.4 必要な要員及び資源の評価

2.3.4.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ③（要員の運用変更）失）＋SRV再閉失敗」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時失）＋SRV再閉失敗」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時 ⑤において事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.4.1 (3) 炉心損傷における事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.4.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり30名である。｢6.2 重大事故等対策時に必要な防止対策」に示すとおり32名である。｢6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果｣で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で要員の評価結果｣で説明している運転員，緊急時対策要員等の72名で対対処可能である。

処可能である。

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は46名であり，発電所構

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は46名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失 ） ＋ SRV 再 閉 失 敗 」 に お い て ， 必 要 な 水 源 ， 燃 料 及 び 電 源 は ，失 ） ＋ SRV 再 閉 失 敗 」 に お い て ， 必 要 な 水 源 ， 燃 料 及 び 電 源 は ，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に

す。

示す。

a. 水源

a. 水源

原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイにつ3

原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及 ⑤
び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約2,100m の水が必いては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約2,100m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約4,200m3の水が要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約4,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生4時

被災を考慮しても，必要な水源は確保可能であり，水源を枯渇させるこ2.3.4-21

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送することで，防火水槽を枯渇

変更理由となく7日間の注水継続実施が可能である。

させることなく防火水槽を水源とした7日間の注水継続が可能となる。

②（送水ラインの変更）（添付資料 2.3.4.4） ⑤（添付資料 2.3.4.4）
b. 燃料

b. 燃料

常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生

常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生 ②（免震重要棟の位置づけ変更に直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉におい直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）にて合計約504kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）に ③（燃費試験結果の反映）

よる原子炉注水及び格納容器スプレイについては，保守的に事象発生直よる原子炉注水及び格納容器スプレイについては，保守的に事象発生直 ④（燃費修正）

後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転を想定すると，7日間の後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転を想定すると，7日間の ⑤運転継続に号炉あたり約16kLの軽油が必要となる。また，代替原子炉補運転継続に号炉あたり約21kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定す

想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要とな

ると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替る。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）に

原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）について

ついては，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニッは，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）

ト用）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約30kLの軽の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約11kLの軽油が必油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及び要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直タリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後か後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必らの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要と要となる。（6号及び7号炉合計 約1,105kL）

なる（6号及び7号炉合計約655kL）。

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機

伴う反映）

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機 ②（免震重要棟の位置づけ変更に用燃料タンク（約 200kL）にて合計約 2,240kL の軽油を保有しており，用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源

これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源 ②（第二GTGの位置づけ変更に伴供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納容器

供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納容器

スプレイ，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用

スプレイ，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機

策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

（添付資料2.3.4.5）
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要

伴う反映）
う反映）

（添付資料2.3.4.5）
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要 ②（常設代替交流電源設備の負荷な負荷として，6号及び7号炉で約2,122kW（6号炉：約1,049kW 7号炉：

な負荷として，6号炉で約1,174kW，7号炉で約1,184kW必要となるが，常約1,073kW）必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が設代替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対し2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

ての電源供給が可能である。

2.3.4-22

修正）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリ

変更理由

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

ング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能

リング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可

である。

能である。
（添付資料 2.3.4.6）

2.3.4.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪（添付資料 2.3.4.6）
2.3.4.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋SRV再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁1個 失）＋SRV再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁1個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧 が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失し，原子炉水位の低下により 力が低下することで，原子炉注水機能を喪失し，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー 炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」に対 プ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系， する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，
低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定 低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による 状態に向けた対策として，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉
原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系， 注水手段，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段による原子炉格 冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッショ
納容器除熱手段を整備している。

ン・チェンバ・プール水冷却モード）及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪 ⑤失）＋SRV再閉失敗」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部 失）＋SRV再閉失敗」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬

電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬 ⑤型）及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系 型）及び逃がし安全弁による原子炉注水，残留熱除去系（低圧注水モー（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残 ド）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原留熱除去系及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実 子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレ施することにより，炉心損傷することはない。

ッション・チェンバ・プール水冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはな
い。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにその結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量

2.3.4-23

伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな
い。

い。

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び ⑤

電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」において，原子炉隔離時冷却系，低 逃がし安全弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替格納容 による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系
器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機 及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防冷却系を介した残留熱除去系及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉 止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認で格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対 き，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電 失）＋SRV再閉失敗」に対して有効である。
源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」に対して有効である。

⑤

第 2.3.4.1 図

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉

第 2.3.4.1 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（1/4）

閉失敗」の重大事故等対策の概略系統図（1/4）（原子炉注水）（原子炉注水）

2.3.4-24

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
非常用ディーゼル
発電機

タンクローリ（4kL）

外部電源②（送水ラインの変更）

Gen

軽油タンク

⑤

原子炉建屋

原子炉格納容器

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
格納容器スプレイ・ヘッダ

低圧代替注水系（可搬型）
逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より

淡水貯水池

※

※

原子炉圧力容器

可搬型代替注水ポンプ

Ａ

第 2.3.4.2 図

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉

残留熱除去系
ポンプ

残留熱除去系
ポンプ

第 2.3.4.2 図（A-2級）

Ｂ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（2/4）

閉失敗」の重大事故等対策の概略系統図（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）

外部電源

タンクローリ（4kL）②（送水ラインの変更）

非常用ディーゼル
発電機

Gen

軽油タンク

②（代替格納容器圧力逃がし装置
原子炉建屋

原子炉格納容器

耐圧強化ベント系

※1

主
排
気
筒

⑤

逃がし安全弁
給水系より

主タービン系へ※2※1※2

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）

可搬型
薬液注入装置

原子炉圧力容器
低圧代替注水系（可搬型）

残留熱除去系
ポンプ

格納容器圧力逃がし装置

Ａ

ドレン移送ポンプ

第 2.3.4.3 図

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉

第 2.3.4.3 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV

失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（3/4）

再閉失敗」の重大事故等対策の概略系統図（3/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.4-25の位置づけ変更に伴う反映）

淡水貯水池

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 2.3.4.4 図

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再失 第 2.3.4.4 図 「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV
再閉失敗」の重大事故等対策の概略系統図（4/4）
敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（4/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.4-26

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（解析上の時間）（0分）※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能と
なった場合

※1

全交流動力電源喪失発生

変更理由

※2
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

タービン蒸気加減弁急速閉動作

交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認⑤※3
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※2
原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
逃がし安全弁による原子炉圧力制御は，原子炉圧力の推移により確認する。原子炉圧力が逃がし安全弁の設定圧力以下まで低下することにより異常を認知する回復は解析上考慮せず※5
原子炉隔離時冷却による原子炉圧力容器へ注水は継続するが，逃がし安全弁からの冷却材流出により原子炉水位の回復は緩やかなものとなる（約3分後）

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」※6
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9ｋV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する※3
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※7
逃がし安全弁の「開固着」は原子炉圧力の低下及び逃がし安全弁排気管温度の推移等により確認することができる。実際は，逃がし安全弁の開閉操作を実施して「開固着」復帰を試みる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

逃がし安全弁設定圧力以下まで
原子炉圧力低下を確認

Ⅰ

高圧代替注水系
起動

Yes

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※5

原子炉水位回復確認

逃がし安全弁開固着確認（約10分後）※7※6

早期の電源回復不能と判断※8
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

原子炉圧力低下継続確認

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による代替原子炉注水準備

非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

代替原子炉補機冷却系
準備

回復は解析上常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電※9（約90分後）原子炉圧力1.03MPa[gage]
原子炉隔離時冷却系機能喪失（約130分後）

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源受電失敗

考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了※10（適宜実施）

低圧代替注水系（可搬型）による代替原子炉注水準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
以外燃料供給準備（タンクローリ(4kL,16kL)給油準備）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への燃料補給
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了

タンクローリ（4kL,16kL）による給油準備完了（適宜実施）
No

低圧代替注水系（可搬型）
代替原子炉注水準備が完了

代替注水系準備Yes（4時間後）（約4.1時間後）

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※9
解析上，原子炉圧力1.03MPa[gage]にて原子炉隔離時冷却系機能喪失を想定する

代替注水系による原子炉注水※10
原子炉注水に必要な弁を手動操作により開操作を実施する
復水補給水系バイパス流防止操作を実施する

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水開始確認※11
格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放
射線レベル計等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水停止(約9時間後）※12
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイ開始※13
格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施するNo

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイ可能

Ⅳ

代替スプレイ系準備

Yes
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイを並行して実施（約18時間後）可搬設備への燃料補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

Ⅲ

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイ停止※11
格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
Yes

炉心損傷なしNo

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
※12

Yes

格納容器ベント停止

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」※13

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作
代替原子炉補機冷却系
準備が完了

残留熱除去系（B）
低圧注水系準備完了（25.5時間後）

低圧代替注水系（可搬型）から残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水切替実施

凡例

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

残留熱除去系（B）によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却開始【有効性評価の対象とはしていないが、ほかに取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止

原子炉水位レベル3にて残留熱除去系(B)によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却停止「格納容器内圧力0.18MPa[gage]」以上

Ⅱ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却モードにてドライウェルスプレイ開始

消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
Ⅳ

残留熱除去系（B）低圧注水系にて原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
格納容器内圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

x

残留熱除去系(B)による原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

図 2.3.4.5

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV

第 2.3.4.5 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV

再閉失敗時の対応手順の概要

再閉失敗」の対応手順の概要

2.3.4-27②（送水ラインの変更）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更）

全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG喪失）+SRV再閉失敗

経過時間（分）

10

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

各号炉運転操作指揮

緊急時対策本部要員

5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

6号
7号

指揮者
通報連絡者

運転員
（中操）
6号

7号

運転員
（現場）
7号
6号

40

30

50

70

60

80

100

90

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

250

240

260

270

備考

280

事象発生

実施箇所・必要人員数

当直副長
当直副長

当直長

責任者
操作項目

20

約90分
原子炉圧力1.03MPa原子炉隔離時冷却系機能喪失
原子炉注水喪失

原子炉スクラム操作の内容

4時間
低圧代替注水系(可搬型）
原子炉急速減圧開始②（常設代替交流電源設備の遠隔注水準備完了

起動化による操作内容の修約3分 原子炉水位低（レベル2）
約4.1時間後低圧代替注水系(可搬型）による原子炉注水開始

緊急時対策要員（現場）約130分
ＧＴＧからの受電失敗確認

プラント状況判断

7号

6号

・全交流動力電源喪失確認

正）・原子炉スクラム・タービントリップ確認
状況判断

2人

2人

A,B

a,b

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

－

－

－

・非常用高圧母線－－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

10分

－

－

・逃がし安全弁「開固着」確認
・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認
原子炉注水操作
交流電源回復操作（解析上考慮せず）

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電準備
操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電操作
／受電失敗確認

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電準備
操作
常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電操作
／受電失敗確認
常設代替交流電源設備 停止操作
（第一ガスタービン発電機）

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備操作

機能回復
対応可能な要員により対応する

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

原子炉隔離時冷却系での注水は、原子炉圧力1.03MPaまで実施

回復

20分

健全性確認含む

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
B

（1人）
b

－

4人

4人

－

－

C,D

c,d

E,F

e,f

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線 D系（電源盤受電準備）

受電前準備

50分

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線 D系 受電前準備（コントロール建屋負荷抑制）

50分

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電確認

10分

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電／受電失敗

10分

（1人）

（1人）

－

D系

10分
20分

受電前準備（中央制御室）

10分

20分

B

b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電前準備（中央制御室）

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線

C系

受電前準備

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電確認

10分

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電／受電失敗

10分

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

・放射線防護装備準備・現場移動・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉への注水準備（可搬型代替注水ポンプ(A-2級)移動，ホース敷設(淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-2級)，可搬型
代替注水ポンプ(A-2級)から接続口，ホース水張り ）

－

－

－

5人

5人

（2人）
C,D

（2人）
c,d

―

―

－

50分

10分

停止

230分

・現場移動
・ユニハンドラ－リンク機構取り外し

40分

・現場移動
・電動弁等現場系統構成（洗浄水弁・原子炉注入弁）（バイパス流防止措置）

95分

5
分

・原子炉減圧操作
（1人）
Ａ

（1人）
ａ

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作―――（2人）,※2（2人）,※1

―

―

給油準備

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉への注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）運転状態確認
・淡水貯水池からの送水状態確認
・放射線防護装備準備2人

図 2.3.4.6

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失
敗時の作業と所要時間(2/2)

第 2.3.4.6 図

適宜実施

・原子炉注水状態確認―

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

適宜実施

10分

140分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜実施

最初の給油は起動１時間後を想定しており，約２時間毎の給油を実施する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」の作業と所要時間(1/2)

2.3.4-28⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（常設代替交流電源設備の遠隔

全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG喪失）+SRV再閉失敗

経過時間（時間）

2

3

4

5

7

6

8

10

9

11

12

13

14

15

19

18

17

16

20

21

24

23

22

備考

29

28

27

26

25

起動化による操作内容の修

事象発生

操作の内容

運転員
（中操）

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操
作

運転員
（現場）
7号
6号

24時間
常設代替交流電源設備による給電開始
残留熱除去系ポンプ起動

約18時間
格納容器圧力0.31MPa[gage]到達

約9時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ開始

実施箇所・必要人員数
操作項目

正）

緊急時対策要員（現場）
7号

6号

6号

7号

（1人）
Ａ

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）運転状態確認
・淡水貯水池からの送水状態確認

適宜実施

－

－

－

－

（2人）

（2人）

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜実施

（1人）

（1人）

（2人）

(2人)

Ａ

a

－

－

適宜実施

・原子炉注水状態確認
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉への注水

最初の給油は起動１時間後を想定し給油作業ており，約２時間毎の給油を実施す
る

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ操作
－

E,F

e,f

（2人）
E,F

(2人)
e,f

（4人）
C.D
E,F

(4人)
c,d
e,f

（2人）
C,D

（2人）
c,d

適宜実施

・格納容器スプレイ状態確認

120分

・電動弁現場系統構成（格納容器スプレイ弁）②（格納容器ベント後作業の必要

－

－

－

－

－

－

－

②（給油準備作業時間の見直し）

・現場移動

30
分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器へのスプレイ
・原子炉注水流量調整－－

・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）－－

・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）

60分

この時間内に実施
90分

格納容器ベント準備操作－

・6号炉フィルタ装置水位調整準備－

要員数の見直し）

60分（排水ポンプ水張り）
※1,※2

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

－

－

－

－

－

・格納容器ベント状態監視

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

10人

10人

・フィルタ装置水位調整
・フィルタ装置pH測定

（参集）

（参集）

60分
適宜実施
60分

格納容器ベント操作
（1人）
B

（1人）
b

代替原子炉補機冷却系

準備操作

－

－

代替原子炉補機冷却系

運転

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系 現場系統構成

13人

・放射線防護装備準備

（参集）

（参集）

※3,※4

※3,※4

※3

※3

（3人）

（3人）

・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機 起動

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機 給電

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線 受電前準備（中央制御室）－－

・放射線防護装備準備

（4人）
C,D

(4人)
c,d

E,F

e,f
－

－

・現場移動
・非常用高圧母線 受電前準備－操作を実施する

300分
10分
10時間＋待避時間4時間(格納容器ベント)
適宜実施

・代替原子炉補機冷却系 運転状態監視

給油準備

常設代替交流電源設備からの受電準備操作

中央制御室からの連絡を受けて現場

適宜実施・フィルタ装置薬液補給
・ドレン移送ラインN2パージ

－

13人

140分

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給※4・電源車への給油

（2人）

適宜実施

・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油－

20分

健全性確認含む

10分
40分

10分

50分

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線 受電確認

10分

－

－

（4人）
C,D
E,F

(4人)
c,d
e,f

－

－

・非常用高圧母線 受電

10分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系 電動弁復旧操作

80分

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・残留熱除去系 電動弁復旧操作

80分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系ポンプ起動

－

－

－

－

(2人),※1(2人),※2

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水系
統構成復旧

－

－

（2人）
C,D

－

－

（2人）
Ｅ,Ｆ

残留熱除去系
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー
ド操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

（2人）
E,F

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

（１人）
B

（１人）
b

－

（１人）

（１人）

常設代替交流電源設備からの受電操作

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ系統構成復旧

残留熱除去系

15分

起動操作
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉への注水停止
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）停止

15分－

・残留熱除去系 注入弁操作

5分

－

－

・残留熱除去系 電動弁復旧操作

80分

（2人）
c,d

－

－

・残留熱除去系 電動弁復旧操作

80分

(2人)
e,f

－

－

・手動弁系統構成復旧

－

－

－

・残留熱除去系 試験用調節弁操作

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント停止操作－－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側1系隔離

－

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動－－

レ ベ ル 8ま で 注 水 後 は 、 適 宜 原 子 炉

低圧代替注水系(可搬型)から
低圧注水モード切替

注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードの切替えを繰り返し実施

格納容器ベント停止操作

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

給油準備
給油作業

レ ベ ル 8ま で 注 水 後 は 、 適 宜 原 子 炉

適宜実施

注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードの切替えを繰り
返し実施

B

b

－

－

－

必要人員数 合計

30分

－

－

※1，※2
（2人）

－

2人

2人

4人

4人

12人

Ａ,Ｂ

a,b

Ｃ,Ｄ,Ｅ,Ｆc,d,e,f（参集要員46人）

30分
60分
燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持

30分

要員を確保して対応する

30分
120分

・軽油タンクからタンクローリ（16kL）への補給

適宜実施

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油（ ）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

図 2.3.4.6

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失
敗時の作業と所要時間(2/2)

第 2.3.4.7 図

原子炉圧力の推移

第 2.3.4.6 図「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」の作業と所要時間(2/2)

第 2.3.4.7 図

2.3.4-29

原子炉圧力の推移⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 2.3.4.8 図

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.3.4.8 図

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.3.4.9 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.3.4.9 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

2.3.4-30

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

第 2.3.4.10 図

注水流量の推移変更後

第 2.3.4.10 図

変更理由

注水流量の推移⑤

第 2.3.4.11 図

逃がし安全弁からの蒸気流出流量の推移

第 2.3.4.11 図

2.3.4-31

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

第 2.3.4.12 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.3.4.13 図

燃料被覆管温度の推移

変更後

第 2.3.4.12 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.3.4.13 図

2.3.4-32

燃料被覆管温度の推移

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

第 2.3.4.14 図

燃料被覆管の最高温度発生位置における変更後

第 2.3.4.14 図

熱伝達係数の推移

熱伝達係数の推移

第 2.3.4.15 図

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

燃料被覆管の最高温度発生位置における第 2.3.4.15 図

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

2.3.4-33

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 2.3.4.16 図

高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.3.4.16 図

高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.3.4.17 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.3.4.17 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.3.4-34

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

第 2.3.4.18 図

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

第 2.3.4.19 図

格納容器圧力の推移

変更後

第 2.3.4.18 図

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

第 2.3.4.19 図

2.3.4-35

格納容器圧力の推移

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

第 2.3.4.20 図

第 2.3.4.21 図

格納容器気相部温度の推移

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

変更後

第 2.3.4.20 図

第 2.3.4.21 図

2.3.4-36

格納容器気相部温度の推移

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

第 2.3.4.22 図

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

変更後

第 2.3.4.22 図

変更理由

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移⑤

第 2.3.4.23 図

原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による

第 2.3.4.23 図

操作開始時間 70 分遅れのケースにおける原子炉圧力の推移

原子炉注水操作 70 分遅れのケースにおける原子炉圧力の推移

2.3.4-37

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 2.3.4.24 図

原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作 70 分遅れのケースにおける原子炉水位

第 2.3.4.24 図

操作開始時間 70 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（シュラウド内外水位）の推移⑤

第 2.3.4.25 図

原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による

第 2.3.4.25 図

操作開始時間 70 分遅れのケースにおける燃料被覆管温度の推移

原子炉注水操作 70 分遅れのケースにおける燃料被覆管温度の推移

2.3.4-38

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 2.3.4.1 表

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉

変更後
第 2.3.4.1 表

失敗時における重大事故等対策について(1/2)

第 2.3.4.1 表

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉
失敗時における重大事故等対策について(2/2)

変更理由「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再 ⑤
閉失敗」の重大事故等対策について(1/2)

第 2.3.4.1 表「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」の重大事故等対策について(2/2)

2.3.4-39⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG

変更後
第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤喪失）＋SRV 再閉失敗）（1/6）

第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG失）＋SRV 再閉失敗）（1/6）

第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤喪失）＋SRV 再閉失敗）（2/6）

失）＋SRV 再閉失敗）（2/6）

2.3.4-40

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG

変更後
第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV 再閉失敗）（3/6）

第 2.3.4.2 表

変更理由⑤喪失）＋SRV 再閉失敗）（3/6）

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪 ⑤失）＋SRV 再閉失敗）（4/6）

失）＋SRV 再閉失敗）（4/6）

2.3.4-41

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG

変更後
第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV 再閉失敗）（5/6）

第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG

変更理由⑤喪失）＋SRV 再閉失敗）（5/6）

第 2.3.4.2 表

主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV 再閉失敗）（6/6）

喪失）＋SRV 再閉失敗）（6/6）

2.3.4-42⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2.4 崩壊熱除去機能喪失

2.4 崩壊熱除去機能喪失

2.4.1 取水機能が喪失した場合

2.4.1 取水機能が喪失した場合

2.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シ事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋り，①「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋

崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊熱除去失敗」，④「通常停止＋

崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊熱除去失敗」，④「通常停止＋

SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪失＋崩壊熱除去失SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦「小敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨

破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大破断 LOCA＋RHR 失敗」である。

「大破断 LOCA＋RHR 失敗」である。

(2)事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え
方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え
方

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失し事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失し ⑤た場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA をた場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩除く）の発生後，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材温壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が原子炉格納容器に放出され，格納容器度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により原子炉格納容器に圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷

放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられないより先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能を喪場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴っ失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷にて炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が至る。また，取水機能の喪失を想定することから，併せて非常用ディ

露出し，炉心損傷に至る。また，取水機能の喪失を想定することかーゼル発電機も機能喪失する。ここで，対応がより厳しい事故シーケ

ら，あわせて非常用ディーゼル発電機も機能喪失する。ここで，対応ンスとする観点から，外部電源の喪失を設定し，全交流動力電源喪失

がより厳しい事故シーケンスとする観点から，外部電源の喪失を設定が生じるものとした。

し，全交流動力電源喪失が生じるものとした。

本事故シーケンスグループは，取水機能を喪失したことによって最本事故シーケンスグループは，取水機能を喪失したことによって最

終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，取水機能に対する重大事故等対処設

大事故等対策の有効性評価には，取水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

備に期待することが考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系

による原子炉注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替による原子炉注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替

2.4.1-1

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

交流電源設備による給電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注

交流電源設備による給電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注 ⑤

水の準備が完了したところで，逃がし安全弁の手動開操作により原子水の準備が完了したところで，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却する

炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）及び代替原子炉

ことによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷

補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却系による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプ

熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施する。

レイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却変更理由系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3)炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失し(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失し ⑤た場合）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることた場合)」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉なく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），代替原子炉補機冷却系を介炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するた

した残留熱除去系（低圧注水モード）及び逃がし安全弁による原子炉

め，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開

原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去

維持することで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続す系による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系

る。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向け

統図を図2.4.1.1から図2.4.1.4に，手順の概要を図2.4.1.5に示すとた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納ともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策

容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレにおける設備と操作手順の関係を表2.4.1.1に示す。

ッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 2.4.1.1 図から第2.4.1.4 図に，手順の概要を第 2.4.1.5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.4.1.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発 ③（要員の運用変更）

事象発生10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要

生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員 ⑤員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名

は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名でである。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直ある。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長長1名（6号及び7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転

1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は10名であ行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。

る。

2.4.1-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機

また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機

冷却系作業を行うための参集要員26名である。必要な要員と作業項目

冷却系作業を行うための参集要員26名である。必要な要員と作業項目について図2.4.1.6に示す。

について第2.4.1.6図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業

項目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，項目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，30名で対処可能である。

28名で対処可能である。

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用機能喪失する。これにより，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。

生により原子炉がスクラムしたことを確認する。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力
領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

ベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始すベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始す

ることにより，原子炉水位が回復する。

ることにより，原子炉水位が回復する。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。

装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）か

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）か

中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼルら原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル ⑤

発電機の起動ができず，非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復がで発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代

きない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代

替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

の準備を開始する。

d. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧③（要員の運用変更）

領域モニタ等である。
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レc. 早期の電源回復不能判断及び対応準備⑤

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レら原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

変更理由

d. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，低圧代替注

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，低圧代替注

水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を手動起動する。また，原子炉注

隔操作により復水移送ポンプ 2 台を手動起動する。また，原子炉注

水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水

水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水

2.4.1-3

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前弁）が開動作可能であることを確認する。

変更後

変更理由

弁）が開動作可能であることを確認する。低圧代替注水系（常設） ⑤のバイパス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水停止を確認し，サプレッシ

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水停止を確認し，サプレッシ ⑤ョン・チェンバ・プール水熱容量温度制限により，中央制御室からョン・チェンバのプール水の熱容量温度制限により，中央制御室かの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速らの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急減圧する。

速減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。
e. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

原子炉急速減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。
e. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代

替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

原子炉水位が回復する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要 ②（計器名称の変更）

な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（原子炉圧力容

な計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水 ⑤器）等である。

流量）等である。

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
f. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上

崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライ

昇する。格納容器圧力が 13.7kPa[gage]到達後に，原子炉水位が原

ウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠子炉水位高（レベル 8）に到達した場合は，中央制御室からの遠隔隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納却を実施する。

容器冷却を実施する。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認す⑤

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却 ②（計器名称の変更）

るために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水 ⑤（原子炉格納容器）等である。

系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却時に，原代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却 ⑤

子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系を停止し，は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系

原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位（常設）を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベルが回復した後，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開

8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器する。

スプレイを再開する。

2.4.1-4

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
g. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー

変更後
g. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー

ド）運転

ド）運転

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中 ⑤

央制御室からの遠隔操作によりサプレッション・チェンバ・プール

央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チ

水冷却モード運転を開始する。

ェンバ・プール水冷却モード）運転を開始する。

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を確認する

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー ⑤ために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温ド）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チ

度等である。

ェンバ・プール水温度等である。

h. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

h. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到

サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到

達後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替原達後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替原

子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原

子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。

子炉注水を開始する。

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するた

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は,原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等でめに必要な計装設備は,原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等で

ある。

ある。

原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位

原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位

高（レベル 8）の間で維持する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子高（レベル 8）の間で維持する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子

炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，サプレッション・チェ

炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，サプレッション・チェ

ンバ・プール水冷却モード運転を再開する。

ンバ・プール水冷却モード運転を再開する。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。
2.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1)有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケ

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。
2.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケ ⑤

ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，

ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，

過渡事象（原子炉水位の低下の観点で厳しい給水流量の全喪失）を起

過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）因とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続され事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」である。

る「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」である。

なお，取水機能を喪失することで，非常用ディーゼル発電機も機能

なお，取水機能を喪失することで，非常用ディーゼル発電機も機能喪失することから，本評価では，より厳しい条件とする観点から外部喪失することから，本評価では，より厳しい条件とする観点から外部電源の喪失も設定し，取水機能喪失に全交流動力電源喪失が重畳する

電源の喪失も設定し，取水機能喪失に全交流動力電源喪失が重畳する

2.4.1-5

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

ものとして，取水機能喪失時の炉心損傷防止対策の有効性を確認すものとして，取水機能喪失時の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。

る。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝 ⑤達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変

子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領

替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレ

スプレイ冷却，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よっイ冷却，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，こて，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過れらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化

渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP に

解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原より原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温容器温度等の過渡応答を求める。

度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲とし

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，て，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，

評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す

評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

る。

(2)有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を(2)有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を ⑤

表2.4.1.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シー

第2.4.1.2表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シケンス特有の解析条件を以下に示す。

ーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件ａ．事故条件(a)起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b)安全機能の喪失に対する仮定
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c)外部電源(a)起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b)安全機能の喪失に対する仮定
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c)外部電源

外部電源は以下の観点により使用できないものと仮定する。

外部電源は以下の観点により使用できないものと仮定する。

ａ)事象の進展に対する影響

ａ)事象の進展に対する影響

外部電源がある場合，再循環ポンプは，事象発生と同時にトリップせず，原子炉水位低の信号でトリップするた

外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプが ⑤トリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）に

2.4.1-6

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

め，外部電源が喪失し，同時に原子炉スクラム及び再循環

よる原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原 ⑤

ポンプが全台トリップする事象に比べ，原子炉水位の低下

子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却という観が早く，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。

点では厳しくなる。しかし，本評価では，事故直後から原

なお，本評価では，初期の炉心冠水維持は原子炉隔離時冷子炉隔離時冷却系により炉心は冠水維持され，原子炉減圧

却系にて行うこととなるため，その後に低圧代替注水系

により炉心は露出するが，低圧代替注水系（常設）により（常設）による原子炉注水に移行する際の原子炉減圧過程

炉心冷却が継続されることから外部電源の有無の影響は小では，崩壊熱は十分減衰しており外部電源の有無の影響は

さい。

小さい。
ｂ)重大事故等対策に対する影響

ｂ)重大事故等対策に対する影響

本解析においては，取水機能の喪失を仮定しており，原本解析においては，取水機能の喪失を仮定しており，原 ⑤

子炉隔離時冷却系を除く非常用炉心冷却系及び非常用交流

子炉隔離時冷却系を除く非常用炉心冷却系及び非常用交流

電源設備は使用できない。よって，外部電源なしを仮定す

電源設備は使用できない。よって，外部電源なしを仮定することにより，常設代替交流電源設備等の更なる重大事故

ることにより，常設代替交流電源設備等の更なる重大事故等対策が必要となることから要員及び資源等の観点で厳し等対策が必要となることから要員，資源等の観点で厳しい

い条件となる。

条件となる。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)原子炉スクラム信号(a)原子炉スクラム信号

原子炉スクラムはタービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。
(b)原子炉隔離時冷却系

原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものと ⑤する。
(b)原子炉隔離時冷却系

原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとす

182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

る。

(c)逃がし安全弁(c)逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリ

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動の過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量とし減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。

て，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。

(d)低圧代替注水系（常設）
原子炉減圧後に，最大300m3/hにて原子炉注水し，その後は炉心を(d)低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大300m3/hにて原子炉注水 ⑤冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）によし，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替る原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用

注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水2.4.1-7

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
いて弁の切替えにて実施する。
(e)代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，変更後移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(e)代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器ス器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替プレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにえにて実施する。

て実施する。

伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバのプール水温
100℃，海水温度 30℃において）とする。
(g)残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェ
ンバのプール水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(h)残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，サプレッション・チェン(f)代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 ⑤
100℃，海水温度 30℃において）とする。
(g)残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェ ⑤
ンバ・プール水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(h)残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，サプレッション・チェン ⑤

バ・プール水位が真空破壊装置‐1m に到達した時点で手動起動し，バ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した時点で手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，事象発生70分後に常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から70分後

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，事象発生から70分後に常設代替交流電源設備 ⑤によって供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から70分後 ⑤の常設代替交流電源設備からの給電の直後に開始する。なの常設代替交流電源設備からの給電の直後に開始する。なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位が真空破壊

お，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装装置-1mに到達した場合，低圧代替注水系（常設）による置-1mに到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原

原子炉注水を停止する。

子炉注水を停止する。

(c)逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，事象発生約3時間後に開始する。

⑤

格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し， ⑤

140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，代替格納容(f)代替原子炉補機冷却系

変更理由(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，低圧代替注水系 ⑤（常設）起動操作後，原子炉水位がレベル8に到達する事
象発生から約3時間後に開始する。

(d) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容 ⑤は，原子炉水位高（レベル8）に到達した場合に開始す

器冷却操作は，原子炉水位高（レベル8）に到達した場合る。なお，格納容器スプレイは，事象発生から約25時間後に開始する。なお，格納容器スプレイは，事象発生から約2.4.1-8

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前に停止する。

変更後
25時間後に停止する。
(e) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から20時間後 ⑤に開始する。

(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系によるサプレ(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッシ ⑤ッション・チェンバ・プール水冷却モード運転は，事象発ョン・チェンバ・プール水冷却モード）の起動操作は，事生20時間後に開始する。

象発生から20時間後に開始する。

(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モ(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モ ⑤ード）による原子炉注水は,サプレッション・チェンバ・ード）による原子炉注水は,サプレッション・チェンバ・

プール水位が真空破壊装置-1mに到達後に開始する。

プール水位が真空破壊装置-1mに到達後に開始する。

(3)有効性評価の結果(3)有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウ※

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウ ⑤

ド内及びシュラウド内外） ，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流

ド内及びシュラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図2.4.1.7から図2.4.1.12

量 ， 原 子 炉 圧 力 容 器 内 の 保 有 水 量 の 推 移 を 第 2.4.1.7 図 か ら 第に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達2.4.1.12図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置にお係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，平均出力燃ける熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料

平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆向の応力の関係を図2.4.1.13から図2.4.1.18に，格納容器圧力，格納管の円周方向の応力の関係を第2.4.1.13図から第2.4.1.18図に，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を

容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及図2.4.1.19から図2.4.1.22に示す。

び水温の推移を第2.4.1.19図から第2.4.1.22図に示す。
※1 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の ⑤水位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉
水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位をあわせて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュ
ラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

2.4.1-9

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
a. 事象進展

変更後
a. 事象進展

取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急

速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベ

速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持されル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともる。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。

に 10 台全てがトリップする。

事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交

流電源の供給を開始し，その後，原子炉急速減圧及び低圧代替注水系

流電源の供給を開始し，その後，原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施

室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施

する。

する。

原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）に位が低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水す

よる原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。

る。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧

変更理由

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧に ⑤により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。そより，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。そのの結果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低

結果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が行わ係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水れ，炉心が再冠水すると燃料被覆管温度は低下することから，ボイドにより，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達率は低下し，熱伝達係数は上昇する。

係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。

平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率について
は，上記に伴い変化する。

平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率について ⑤
は，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。崩壊熱除去機

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は

容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため代替格納容器スプレイ

徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に冷却系による原子炉格納容器冷却及び事象発生から 20 時間経過した時よる原子炉格納容器冷却及び事象発生から 20 時間経過した時点での代点での代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱

容器除熱を行う。

を行う。
⑤※炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側の水位を示した。シュラウド内
側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の自動起動信号となる原子炉水位計

2.4.1-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュ
ラウド外を計測している。

b. 評価項目等

b. 評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，図 2.4.1.13 に示すとおり，原子炉水位が燃料被覆管の最高温度は，第 2.4.1.13 図に示すとおり，原子炉水位 ⑤回復するまでの間に炉心の上部が一時的に露出するため燃料被覆管のが回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度温度が上昇し，約 427℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆が上昇し，約 427℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の管の最高温度は，平均出力燃料集合体にて発生している。また，燃料最高温度は，平均出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆

被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下

管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であであり，15%以下となる。

り，15%以下となる。

原子炉圧力は，図 2.4.1.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動に

原子炉圧力は，第 2.4.1.7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動に ⑤より，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウン

より，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウン

ダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差

ダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内でまた，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩 ⑤

崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによっ壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレて，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレ

イ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却系を介しイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却た残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うことによっ

炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約て，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約0.30MPa[gage]及び約 143℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリ

0.30MPa[gage]及び約 143℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及にかかる圧力及び温度は，限界圧力及び限界温度を下回る。

び限界温度を下回る。

図 2.4.1.8 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続

第 2.4.1.8 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継 ⑤により約 4 時間後に炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後

続により約 4 時間後に炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。そのは，20 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原後は，20 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状

原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定態を維持できる。

状態を維持できる。
（添付資料 2.4.1.1）（添付資料 2.4.1.1）

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

2.4.1-11

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

2.4.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

2.4.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。

操作時間余裕を評価するものとする。

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）では，炉心冷却には崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）では，炉心冷却には ⑤成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することが特成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響

から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操

作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，逃がし安全弁によ

作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器る原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉

冷却操作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

格納容器冷却操作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1)解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」にとは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりであ示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

る。

ａ．運転員等操作時間に与える影響

ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは ⑤

実験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価すること

実験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することか ⑥から，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性

ら，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性ががある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被ある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆

覆管温度は低くなるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行

管温度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水にすること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とし移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点ている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与え響はない。

る影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸 ⑤
化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与え

2.4.1-12

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際るため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性があ ⑤の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能る。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に性があるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）

影響を与える可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱 ⑤伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によ器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高って格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画と価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なるは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系におい等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこのてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定され解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，る。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できている

現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としてことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替

いる代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は

格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達

部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度

及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容

及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認し

器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することをており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始

確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間にを操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

与える影響は小さい。

に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.4.1.2）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料 2.4.1.2）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では

熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効

熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードで炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃 ⑤は，燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果

料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目とな的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価るパラメータに対する余裕は大きくなる。

項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱

2.4.1-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容 ⑤器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によ器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高って格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画と価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なるは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系におい等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこのてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定され解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，る。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できている

現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格い。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確か

伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及びさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガス

非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，るため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

（添付資料 2.4.1.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，（添付資料 2.4.1.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は， ⑤

表2.4.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最第2.4.1.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当た最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当っては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるようたっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよ

な設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えるとうな設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与える考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

と考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはな

被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことか

く，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はな

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉

2.4.1-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

位の低下が緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇 ⑤緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか

格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注

ら，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉

水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことか

与える影響はない。

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン

バ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより

析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さ

解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

いことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失とな

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失とな ⑤

り事象進展が厳しくなる外部電源なしを設定している。なお，外部り事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。な

電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期

お，外部電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象は高圧注水系にて原子炉水位が維持され，その後に低圧注水系によ発生初期は原子炉隔離時冷却系にて原子炉水位が維持され，原子炉る注水に移行する際の急速減圧過程では崩壊熱は十分減衰している

減圧により炉心は露出するものの，低圧代替注水系（常設）によりことから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響

炉心冷却が継続されるため，事象進展に影響はないことから，運転はない。

員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさと機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤

して，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保て，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持

として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作

可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることかであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

（添付資料2.4.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確（添付資料2.4.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価

価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下が緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇

2.4.1-15

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか ⑤

格納容器圧力上昇が遅くなり，評価項目となるパラメータに対するら，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなり，評価項目となるパラ

余裕は大きくなる。

メータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失とな

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失とな ⑤

り事象進展が厳しくなる外部電源なしを設定している。なお，外部り事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。な

電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期

お，外部電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象は高圧注水系にて原子炉水位が維持され，その後に低圧注水系によ発生初期は原子炉隔離時冷却系にて原子炉水位が維持され，原子炉る原子炉注水に移行する際の急速減圧過程では崩壊熱は十分減衰し減圧により炉心は露出するが，低圧代替注水系（常設）により炉心ていることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメー

冷却が継続されるため，事象進展に影響はないことから，評価項目

タに与える影響はない。

となるパラメータに与える影響はない。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさと機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤

して，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保て，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守守性），燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラ

価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

メータに対する余裕は大きくなる。

（添付資料2.4.1.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，（添付資料2.4.1.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員 ⑤「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作

転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間

時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を

評価結果を以下に示す。

以下に示す。

(a)運転員等操作時間に与える影響(a)運転員等操作時間に与える影響

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，解析上の操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，解析上の ②（常設代替交流電源設備の遠隔操作開始時間として事象発生から70分後を設定している。運転員

操作開始時間として事象発生から70分後に低圧代替注水系（常等操作時間に与える影響として，実態の運転操作は，認知に10分設）への電源供給が完了することを設定している。運転員等操作

間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の合計70分間であり，時間に与える影響として，実態の運転操作は約30分間で完了可能

2.4.1-16

起動化）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

解析上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与えるであり，解析上の受電完了時間（70分後）は 時間余裕を含めて ②（常設代替交流電源設備の遠隔影響は小さい。

設定していることから，低圧代替注水系（常設）の起動操作が早まる可能性がある。これにより，逃がし安全弁による原子炉減圧操作が早まる可能性があるが，当該操作は原子炉水位高（レベル8）到達後に，原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための減圧操作であり，原子炉水位維持の観点では問題とならない。

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操 ⑤

作開始時間として事象発生から約3時間後を設定している。運転

作開始時間として事象発生から約3時間後を設定している。運転

員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，

員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，

原子炉水位維持を優先するため，原子炉水位高（レベル8）到達

原子炉水位維持を優先するため，原子炉水位高（レベル8）到達

後に原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切替える

後に原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉隔離時冷却るための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉隔離時冷系による原子炉注水の状況により原子炉減圧の操作開始時間は変却系による原子炉注水の状況により原子炉減圧の操作開始時間は動する可能性があるが，原子炉水位の維持の点では問題とならな

変動する可能性があるが，原子炉水位維持の点では問題とならない。

い。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉 ⑤

冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力13.7kPa

格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力［gage］到達後の原子炉水位高（レベル8）到達時を設定してい13.7kPa［gage］到達後の原子炉水位高（レベル8）到達時を設定る。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作におしている。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操

いては原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル8）到作においては原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル

達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替

8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ

えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイ

冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水の状況の操作開始は格納容器圧力13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力（レベル8）到達付近となるが，操作開始時間に与える影響はな

13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル8）到達付近となる

い。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）のが，運転員等操作時間に与える影響はない。当該操作は，解析コ不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御

ード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始

室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他作に与える影響はない。

の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開 ⑤

始時間として事象発生から20時間後を設定している。運転員等操始時間として事象発生から20時間後を設定している。運転員等操

作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊

急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時

急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時

2.4.1-17

起動化）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了するこ ⑤

能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器とで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作

圧力及び温度を早期に低下させる。

時間に対する余裕は大きくなる。
（添付資料2.4.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料2.4.1.2）(b)評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，運転員等

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，運転員等 ②（常設代替交流電源設備の遠隔操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与え操作について，実態の運転操作は約30分で完了可能であり，解析る影響は小さい。

上の受電完了時間（70分後）は時間余裕を含めて設定していることから，低圧代替注水系（常設）の起動操作が早まる可能性がある。これにより，逃がし安全弁による原子炉減圧操作が早まる可能性があるが，当該操作は原子炉水位高（レベル8）到達後に，原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるた
めの減圧操作であり，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操

作時間に与える影響として，原子炉減圧時点において崩壊熱は十作時間に与える影響として，原子炉減圧時点において崩壊熱は十分減衰していることから，評価項目となるパラメータに与える影分減衰していることから，評価項目となるパラメータに与える影

響は小さい。

響は小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉 ⑤

冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水

格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧

13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル8）到達付近となる

力13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル8）到達付近となが格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時

るが格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始

間が早くなる場合，遅くなる場合の何れにおいても，事象進展は時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進ほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与え響は小さい。

る影響は小さい。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時 ⑤間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度等を早期に低下させ早まり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性がある

る可能性がある。

ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくな（添付資料2.4.1.2）

る。
（添付資料2.4.1.2）

2.4.1-18

起動化）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(3) 操作時間余裕の把握

変更理由(3) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となる

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価 ⑤

パラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内

間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作については，低操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作については，低 ⑤圧代替注水系（常設）の運転に必要な常設代替交流電源設備からの圧代替注水系（常設）の運転に必要な常設代替交流電源設備からの受電は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24時受電は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24時間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であること

象発生から時間余裕がある。

から，時間余裕がある。

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，低圧操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，低圧 ⑤

代替注水系（常設）への移行は，初期の原子炉隔離時冷却系による代替注水系（常設）への移行は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24時間）内に実施することで炉心損傷を回避す

注水可能継続時間（24時間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から時間余裕がある。

ることが可能であることから，時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生か

納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事ら約5時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

象発生から約5時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，代替原子

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，代替原子 ⑤炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から20時間あり，準炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から20時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，操作が遅れる場

備時間が確保できることから，時間余裕がある。また，操作が遅れ合においても，格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時

る場合においても，原子炉格納容器の限界圧力0.62MPa［gage］に間は，過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷

至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1雰囲気圧力・温度に（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約38時間であよる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約り，約18時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

38時間後であり，約18時間以上の余裕があることから，時間余裕が（添付資料2.4.1.2）ある。
（添付資料2.4.1.2）

2.4.1-19

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(4) まとめ

変更理由(4) まとめ

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える

転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析

影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析

条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合

条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。こにおいても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認での他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

きる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

2.4.1.4 必要な要員及び資源の評価

2.4.1.4 必要な要員及び資源の評価(1)必要な要員の評価(1)必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失し事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失し ③（要員の運用変更）た場合）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時においてた場合）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における ⑤

事象発生10時間までに必要な要員は，「2.4.1.1(3)炉心損傷防止対事象発生10時間までに必要な要員は，「2.4.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員策」に示すとおり28名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の72名で対処処可能である。

可能である。

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は26名であり，発電所
構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2)必要な資源の評価

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は26名であり，発電所
構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2)必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失し事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源のた場合）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイについ3

原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水 ⑤及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイにては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約3,500m の水が必

ついては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約3,500m3の水要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約7,000m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約7,000m3が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉

淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，

2.4.1-20

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A- ②（送水ラインの変更）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水2級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させる ⑤貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継ことなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能とな続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生る。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としてい12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以るが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなか内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等

った場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるように対応できるよう設定しているものである。

設定しているものである。
（添付資料2.4.1.3）

ｂ．燃料（添付資料2.4.1.3）
ｂ．燃料

常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉に生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによおいて合計約504kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 ③（燃費試験結果の反映）

る復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後か ④（燃費修正）

型代替注水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたらの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転を想定すると，7日間の運 ⑤

り約10kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車に転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却

ついては，保守的に事象発生直後からの電源車の運転を想定すると，系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定

7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子

すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。

炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象

代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）につ発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7日間いては，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニッの運転継続に号炉あたり約30kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊ト用）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約11kLの急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機

軽油が必要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，

備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉

象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kL

合計 約1,093kL）の軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約643kL）。

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電

伴う反映）

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電 ②（第二GTGの位置づけ変更に伴機用燃料タンク（約 200kL）で合計約 2,240kL の軽油を保有してお機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備により，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備によ ②（免震重要棟の位置づけ変更にる電源供給，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，代替る電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン

給水，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策 ⑤発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源

所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電供給について，7 日間の継続が可能である。

機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.4.1.4）

ｃ．電源（添付資料 2.4.1.4）
ｃ．電源

2.4.1-21

う反映）
伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必変更理由

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必 ②（常設代替交流電源設備の負荷

要な負荷として，6号及び7号炉で約2,342kW（6号炉：約1,159kW 7号

要な負荷として，6号炉で約1,649kW，7号炉で約1,615kW必要となる

炉：約1,183kW）必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容が，常設代替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

荷に対しての電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタ

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

リング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給がタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給可能である。

が可能である。
（添付資料 2.4.1.5）

2.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場（添付資料 2.4.1.5）
2.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した ⑤合）」では，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去場合）」では，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱機能が喪失し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って除去機能が喪失し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心て炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢崩壊熱除が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ

去機能喪失(取水機能が喪失した場合）｣に対する炉心損傷防止対策として｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）｣に対する炉心損傷防は，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及び止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水

逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格系（常設），代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モ

納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷ード）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策

却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱手段を整備していとして代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却る。

手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備

事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）｣の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。

している。
事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した
場合）｣の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊
熱除去失敗」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）

上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常 ⑤及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による設），代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）

原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

設）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリに修正）

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリ

2.4.1-22

伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項にかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評目を満足している。また，安定状態を維持できる。

価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ

操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につさい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水変更理由

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及び ⑤

機能が喪失した場合）」において，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系

逃がし安全弁による原子炉注水，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替原子炉補機冷却系を介除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンス

定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱ケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）」に対除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）」に対して有効である。

して有効である。
⑤

図 2.4.1.1

崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)時の重大事故

第 2.4.1.1 図「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」の等対策の概略系統図(1/4)

重大事故等対策の概略系統図(1/4)（原子炉注水及び原子炉急速減圧）（原子炉注水及び原子炉急速減圧）

2.4.1-23

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器※2

Gen

低圧代替注水系（常設）

逃がし安全弁

外部電源

主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

※1
※1
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※2Ｃ
原子炉隔離時冷却系ポンプ
Ｂ
A
B(C)
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

復水移送ポンプ

タンクローリ（16kL）
軽油タンク

図 2.4.1.2

崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)時の重大事故

第 2.4.1.2 図

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」の等対策の概略系統図(2/4)

重大事故等対策の概略系統図(2/4)(原子炉注水及び原子炉格納容器冷却)（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

⑤

原子炉格納容器

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
タンクローリ（4kL,16kL）

給水系
より

淡水貯水池

低圧代替注水系（常設）

軽油タンク

復水貯蔵槽

可搬型代替交流電源設備（電源車）

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）

原子炉圧力容器

ＣＢ

海水

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

A

B(C)

残留熱除去系ポンプ

熱交換器ユニット

残留熱除去系ポンプ

復水移送ポンプ

取水ポンプ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

図 2.4.1.3

崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)時の重大事故等対策の概略系統図(3/4)(原子炉注水及び原子炉格納容器除熱)

第 2.4.1.3 図「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」の重大事故等対策の概略系統図(3/4)（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱)

2.4.1-24

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後
非常用ディーゼル
発電機

外部電源

変更理由
⑤

原子炉格納容器

Gen
逃がし安全弁主タービン系へ
タンクローリ（4kL,16kL）

給水系
より

軽油タンク

可搬型代替交流電源設備（電源車）

原子炉圧力容器

Ｃ
Ｂ

A
海水

大容量送水車（熱交換器ユニット用） 熱交換器ユニット

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

取水ポンプ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

図 2.4.1.4

崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)時の重大事故等対策の概略系統図(4/4)(原子炉注水及び原子炉格納容器除熱)

第 2.4.1.4 図「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」の重大事故等対策の概略系統図(4/4)（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.4.1-25

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更）（解析上の時間）

外部電源喪失発生（0分）

給水流量の全喪失発生
凡例（約13秒後）タービン蒸気加減弁急速閉動作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ディーゼル発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗：解析上考慮しない操作・判断結果※1

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※2
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認（約3分後）

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ディーゼル発電機運転継続不可判断【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）※5
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

No

Ⅳ

Ⅰ

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

高圧代替注水系
起動操作

Yes

Ⅴ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※6

原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるスプレイを実施する※8※7（約10分後）非常用ディーゼル発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

Ⅶ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

Ⅲ

Ⅱ

※9

※11

※10

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

炉心損傷無し継続確認

Ⅳ

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

交流電源回復操作を実施
常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

代替原子炉補機冷却系準備

回復は解析上考慮せず（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了Ⅴ（70分後）
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給（約12時間後）可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給※12（適宜実施）

No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬設備への燃料補給

代替注水系2台準備
Yes（約3時間後）低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※13（約222分後）

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達（約229分後）

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始確認（約244分後）

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※1
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

代替注水系による原子炉注水※2
非常用ディーゼル発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する※14※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ディーゼル発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する※4
非常用ディーゼル発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，他号機からの電力融通についても検討する※15※5
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※6
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止※16（約5時間後）※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始※8
非常用ディーゼル発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動
力電源喪失に備えた準備を実施する

No

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Yes
※17

代替原子炉補機冷却系準備が完了

原子炉水位低（レベル3）にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを停止し低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施※10
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始する※11
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイを交互に実施※12
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

残留熱除去系準備（20時間後）※9防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である（20時間後）※13
代替注水系準備完了後，「サプレッションプール水熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始
※18

（約25時間後）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止（約35時間後）

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※14
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※15
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する※16
格納容器内圧力が13.7kPa[gage]を超過し，残留熱除去系による格納容器冷却機能が喪失しているため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施することを想定する

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止※17
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる原子炉格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止
時冷却モードにより冷温停止状態とする※18
解析上，残留熱除去系による格納容器冷却機能を確認するために，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置到達前にドライウェルスプレイを停止することを想定する
使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

図 2.4.1.5

崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)時の対応手順

第 2.4.1.5 図「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」の対応

の概要

手順の概要

2.4.1-26⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（常設代替交流電源設備の遠隔

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

経過時間（分）

10

当直長

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策本部要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

各号炉運転操作指揮5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

運転員
（現場）
6号
7号

20

30

40

50

60

70

80

100

110

120

130

正）

原子炉スクラム

操作の内容

約3分

緊急時対策要員（現場）
7号

原子炉水位低（レベル2）⑤

約60分
常設代替交流電源設備による給電開始

プラント状況判断

6号

・給水流量の全喪失確認

状況判断

2人
A,B

2人
a.b

－

－

－

－

・全交流動力電源喪失確認

10分

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

原子炉注水操作原子炉隔離時冷却系での注水は，復水移送ポンプによる注水開始を確認するまで実施
原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機 機能回復

－

－

－

－

－

－

・外部電源 回復

（1人）
A

（1人）
a
－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機 給電

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

・非常用高圧母線 D系 受電前準備（中央制御室）

－

－

－

－

・放射線防護装備準備

－

－

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線 D系 受電前準備－－・非常用高圧母線 D系 受電前準備（コントロール建屋負荷抑制）－－

・非常用高圧母線 D系 受電確認

10分

－

－

・非常用高圧母線 D系 受電

10分

－

－

・非常用高圧母線 C系 受電前準備（中央制御室）

－

－

－

－

・非常用高圧母線 C系 受電確認－－

・非常用高圧母線 C系 受電

－

－

－

－

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

対応可能な要員により対応する

・第一ガスタービン発電機 起動

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電操作

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－
4人

4人

C,D
E,F

c,d
e,f

（2人）
C,D

（2人）
c,d

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)時の作業と所

第 2.4.1.6 図

20分

健全性確認含む

10分

20分

10分

50分

（電源盤受電準備）・現場移動

低圧代替注水系（常設） 準備操作

図 2.4.1.6

50分

20分

・現場移動

50分

・非常用高圧母線 C系 受電前準備・復水移送ポンプ（B,C）起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）

系統構成

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成

10分

10分
全交流動力電源回復前から通信手段確保等

15分の作業を実施する

30分※復水貯蔵槽吸込ライン切替「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」の作業

要時間（１／２）と所要時間(1/2)

2.4.1-27

起動化による操作内容の修

備考
90

事象発生

実施箇所・必要人員数

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更による作業

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

経過時間（時間）
2

4

6

8

10

12

14

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

備考

38

時間の見直し）事象発生

ｚ約3分 原子炉水位低（レベル2）ｚ
約3時間 低圧代替注水系（常設） 注水準備完了、原子炉急速減圧開始
実施箇所・必要人員数
操作項目

操作の内容

約222分

原子炉水位

約229分

低圧代替注水系（常設）

約244分

運転員
（中央制御室）6号
7号（1人）

原子炉注水操作原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

操作

A

a
（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

（1人）
A

（1人）
a

6号

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系

手動停止

－

－

－

－

・逃がし安全弁

2個

手動開放操作－－－－・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

3人

復水貯蔵槽への補給－

約25時間
格納容器スプレイ停止

－

－

3人

－

（2人）,※1

－

給油作業

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－
－

※1,※2

－

（2人）

－

・残留熱除去系②（給油準備作業時間の見直し）⑤

5分
原子炉水位はレベル3～レベル8維持しレベル8まで注水後は，適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
格納容器スプレイ停止後は，原子炉水位はレベル3～レベル8維持
原子炉水位確保可能を条件に格納容器スプレイ開始
適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

スプレイ弁操作

10分

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続

360分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給

適宜実施

タ ン ク ロ ー リ （ 16kL） 残 量 に 応 じ て 適 宜 軽 油 タ ン ク か ら 補

120分

・軽油タンクからタンクローリ（16kL）への補給

給

適宜実施

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油－

・放射線防護装備準備・現場移動・代替原子炉補機冷却系

（2人）
C,D

（2人）
c,d
－

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

※3,※4

10分

300分

現場系統構成

準備操作

－

－

－

－

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

運転

残留熱除去系

起動操作

残留熱除去系

原子炉注水操作

残留熱除去系
サプレッション・チェンバ・プール水冷却操作

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）（2人）,※2－

給油準備

代替原子炉補機冷却系

約35時間
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止
残留熱除去系による原子炉注水開始

原子炉注水確認口），ホース接続，ホース水張り）

給油準備

代替原子炉補機冷却系※シュラウド内水位に基づく時間
20時間
サプレッションプール冷却開始

緊急時対策要員（現場）
7号

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から原子炉注水開始

有効燃料棒頂部回復※

原子炉水位高（レベル8）・原子炉隔離時冷却系

（1人）

（1人）

運転員
（現場）
6号
7号

有効燃料棒頂部到達※

原子炉水位

約5時間

再開

※3,※4

10分

・放射線防護装備準備

・現場移動

10時間

・資機材配置及びホース敷設、起動及び系統水張り

140分

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

※3
（2人）

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応 じ て 適 宜 軽 油 タ ン ク か ら 補 給・電源車への給油・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油

※4

※4

－

－

－

－
（3人）

（3人）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）

（1人）

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

適宜実施

運転状態監視・サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード

起動準備

・サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード

起動

10分

5分

A

a

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

サプレッション・チェンバ・プール水冷却弁操作

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側1系隔離・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

適宜実施

（1人）
B

（1人）
b

－

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する

（1人）

（1人）

レ ベ ル 8ま で 注 水 後 は 、 適 宜 原 子 炉 注 水 と サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ ・ プ ー ル 水 冷 却 モ ー ド の 切 替 え を 繰 り 返 し 実 施
原 子 炉 水 位 は レ ベ ル 3～ レ ベ ル 8維 持

－

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成

B

b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

適宜実施

60分

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

30分

燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持
要員を確保して対応する

30分

10分

・放射線防護装備準備

給油準備

給油作業

必要人員数

合計

2人

2人

A,B

a,b
（

図 2.4.1.6

崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)時の作業と所

4人

4人

C,D,E,Fc,d,e,f

2人

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

140分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応 じ て 適 宜 軽 油 タ ン ク か ら 補 給

適宜実施

8人
（その他参集26人））内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 2.4.1.6 図「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」の作業

要時間（２／２）と所要時間（2/2）⑤

図 2.4.1.7

原子炉圧力の推移

第 2.4.1.7 図

2.4.1-28

原子炉圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.1.8

原子炉水位(シュラウド内水位)の推移

第 2.4.1.8 図

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移⑤

図 2.4.1.9

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.4.1.9 図

2.4.1-29

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.1.10

注水流量の推移

第 2.4.1.10 図

注水流量の推移⑤

図 2.4.1.11

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

第 2.4.1.11 図

2.4.1-30

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.1.12

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.4.1.12 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移⑤

図 2.4.1.13

燃料被覆管温度の推移

第 2.4.1.13 図

2.4.1-31

燃料被覆管温度の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.1.14

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

第 2.4.1.14 図

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移⑤

図 2.4.1.15

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

第 2.4.1.15 図

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

2.4.1-32

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.1.16

平均出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.4.1.16 図

平均出力燃料集合体のボイド率の推移⑤

図 2.4.1.17

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.4.1.17 図

2.4.1-33

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.1.18

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被第 2.4.1.18 図

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と覆管の円周方向の応力の関係

燃料被覆管の円周方向の応力の関係⑤（端数処理適正化[20時間後，
0.292→0.30]）

図 2.4.1.19

格納容器圧力の推移

第 2.4.1.19 図

2.4.1-34

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.1.20

格納容器気相部温度の推移

第 2.4.1.20 図

格納容器気相部温度の推移⑤

図 2.4.1.21

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 2.4.1.21 図

2.4.1-35

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.1.22

表 2.4.1.1

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）における重第 2.4.1.22 図

第 2.4.1.1 表

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」の重大事故等対策について

大事故等対策について

2.4.1-36②（計器名称の変更）⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.4.1.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場

変更後
第 2.4.1.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した ⑤合））（1／5）場合））（1/5）

2.4.1-37

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.4.1.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場

変更後
第 2.4.1.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した ⑤合））（2／5）

表 2.4.1.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場場合））（2/5）

第 2.4.1.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した ⑤合））（3／5）場合））（3/5）

2.4.1-38

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.4.1.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場

変更後
第 2.4.1.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した ⑤合））（4／5）

表 2.4.1.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場場合））（4/5）

第 2.4.1.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した ⑤合））（5／5）場合））（5/5）

2.4.1-39

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2.4 崩壊熱除去機能喪失⑤

2.4.2 残留熱除去系が故障した場合

2.4.2 残留熱除去系が故障した場合

2.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シ事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋り，①「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋

崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊熱除去失敗」，④「通常停止＋

崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊熱除去失敗」，④「通常停止＋

SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪失＋崩壊熱除去失SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦「小敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨

破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大破断 LOCA＋RHR 失敗」である。

「大破断 LOCA＋RHR 失敗」である。

(2)事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え
方

変更理由(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え
方

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故

障した場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事 故（LOCA を除く）の発生後，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の（LOCA を除く）の発生後，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原故障により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原

子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により原子

子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により原子炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置

炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損すがとられない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低る。これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，残留熱除去系が故障したことによっ本事故シーケンスグループは，残留熱除去系が故障したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このたて最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，残留熱除去系の有する炉心冷め，重大事故等対策の有効性評価には，残留熱除去系の有する炉心冷

却及び原子炉格納容器除熱機能に対する重大事故等対処設備に期待す

却及び原子炉格納容器除熱機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

ることが考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

及び高圧炉心注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防及び高圧炉心注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉 ⑤

冷却，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系及び更なる信頼性

格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による

2.4.2-1の位置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格

変更後

変更理由

原子炉格納容器除熱を実施する。

納容器除熱を実施する。
(3)炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故 ⑤

障した場合）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至る

障した場合）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原ことなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原

子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段を整備す

子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段を整備る。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けし，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却で，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容

手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容備する。これらの対策の概略系統図を図 2.4.2.1 から図 2.4.2.3 に，器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，格納容器手順の概要を図 2.4.2.4 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以

圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これら下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表の対策の概略系統図を第 2.4.2.1 図から第 2.4.2.3 図に，手順の概要

2.4.2.1 に示す。

を第 2.4.2.4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を 第2.4.2.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発 ⑤

事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員

要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24

は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名で名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当ある。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長

直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う

1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転

運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名であ

である。

る。

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬 ③（要員の運用変更）

液補給作業を行うための参集要員 8 名である。必要な要員と作業項目

液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目 ⑤について図 2.4.2.5 に示す。

について第 2.4.2.5 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業

項目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，項目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。

24 名で対処可能である。

a. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクa. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスク

2.4.2-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
ラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水変更後ラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベ

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始すること

ル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始するこにより，原子炉水位が回復する。

とにより，原子炉水位が回復する。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
c. 残留熱除去系機能喪失確認

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
c. 残留熱除去系機能喪失確認

原子炉隔離時冷却系運転により，サプレッション・チェンバ・プー

原子炉隔離時冷却系運転により，サプレッション・チェンバ・プー

ル水温が上昇するため，残留熱除去系によるサプレッション・チェン

ル水温が上昇するため，残留熱除去系によるサプレッション・チェン

バ・プール水冷却モードを起動するが，残留熱除去系の故障によりサ

バ・プール水冷却モードを起動するが，残留熱除去系の故障によりサ

プレッション・チェンバのプール水の冷却は失敗する。

プレッション・プール冷却は失敗する。

残留熱除去系の故障を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。
d. 逃がし安全弁による原子炉減圧

残留熱除去系の故障を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。
d. 逃がし安全弁による原子炉減圧

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故により，主復水器による運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故により，主復水器による原子炉減圧ができないため，中央制御室からの遠隔操作によって主蒸

原子炉減圧ができないため，中央制御室からの遠隔操作によって主蒸気隔離弁を手動で全閉し，かつ，逃がし安全弁を手動開操作し原子炉

気隔離弁を手動で全閉し，かつ，逃がし安全弁を手動開操作し原子炉を減圧する。

を減圧する。

原子炉減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。
e. 高圧炉心注水系による原子炉注水

原子炉減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。
e. 高圧炉心注水系による原子炉注水

原子炉圧力が低下するため，原子炉隔離時冷却系系統流量が低下し原子炉圧力が低下するため，原子炉隔離時冷却系系統流量が低下し原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水

原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉位は回復する。

水位は回復する。

高圧炉心注水系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，高圧炉心注水系系統流量等である。
原子炉水位回復確認後，原子炉隔離時冷却系は停止する。
f. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却変更理由

高圧炉心注水系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，高圧炉心注水系系統流量等である。
原子炉水位回復確認後，原子炉隔離時冷却系は停止する。
f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却2.4.2-3⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇

変更後
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇 ⑤する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェする。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェ

ル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作

ル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施

により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷する。

却を実施する。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認する

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を ②（計器名称の変更）ために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（原確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流 ⑤

子炉格納容器）である。

量（RHR B 系代替注水流量）等である。

g. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし

g. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし ⑤て，原子炉格納容器一次隔離弁を二次格納施設外からの人力操作によて，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からのり開する。

人力操作により開する。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を継続して代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を ⑤も，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器

継続しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉

二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作すること

格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作

で，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施すすることで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を

る。

実施する。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施してい格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，る間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベル等である。

格納容器内雰囲気放射線レベル等である。

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベ

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベ ⑤

ントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水位等である。

プレッション・チェンバ・プール水位である。

以降，炉心の冷却は，高圧炉心注水系による注水により継続的に行う。
なお，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継変更理由

以降，炉心冷却は，高圧炉心注水系による注水により継続的に行 ⑤
い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

続的に行う。

2.4.2-4

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

2.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1)有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケ(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケ ⑤

ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，

ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，

過渡事象（原子炉水位の低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続されされる「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」である。

る「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝 ⑤達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変

子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領

替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレ

スプレイ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらのイ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コ

適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード

ード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧

SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡過渡応答を求める。

応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲とし

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，て，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，

評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す

評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

る。

(2)有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を ⑤

表2.4.2.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シー

第2.4.2.2表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シケンス特有の解析条件を以下に示す。

ーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件(a)起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b)安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失するものとす

ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失するものとす

2.4.2-5

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
る。

変更後
る。

(c)外部電源
外部電源は以下の観点により使用できるものと仮定する。
ａ)事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，再循環ポンプは，事象発生と同時にトリッ(c) 外部電源
外部電源は以下の観点により使用できるものと仮定する。
ａ) 事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップ ⑤

プせず，原子炉水位低の信号でトリップするため，外部電源が喪失しないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラ

し，同時にスクラム及び再循環ポンプが全台トリップする事象に比ムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いた

べ，原子炉水位の低下が早く，事象初期の炉心冷却という観点ではめ，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。しかし，本評厳しくなる。なお，本評価では，初期の炉心冠水維持は高圧注水系

価では，初期の炉心冠水維持は原子炉隔離時冷却系にて行い，そのにて行うこととなるため，その後に低圧注水系の注水に移行する際

後に高圧炉心注水系による注水に移行し，炉心冷却が継続されるこの減圧過程では，崩壊熱は十分減衰しており外部電源の有無の影響とから，外部電源の有無の影響は小さい。

は小さい。
ｂ)重大事故等対策に対する影響
本解析においては，残留熱除去系の喪失を仮定しており，非常用ｂ) 重大事故等対策に対する影響
本解析においては，残留熱除去系の喪失を仮定しており，非常用 ⑤交流電源設備は使用可能であることから，外部電源の有無によっ

交流電源設備は使用可能であることから，外部電源の有無によって，常設代替交流電源設備等更なる重大事故等対策が必要となるこて，常設代替交流電源設備等の更なる重大事故等対策が必要となるとはない。

ことはない。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは原子炉水位低（レベル3）信号によるものとする。
(b)代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル3）信号によるもの ⑤とする。
(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能

原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル3）信号に原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル3）信号によりより再循環ポンプ4台を自動停止し，原子炉水位低（レベル2）信再循環ポンプ4台を自動停止し，原子炉水位低（レベル2）信号に号により残りの再循環ポンプ6台を自動停止するものとする。

より残りの再循環ポンプ6台を自動停止するものとする。

(c)原子炉隔離時冷却系(c) 原子炉隔離時冷却系

原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動

原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動

し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するもし，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するも

のとする。

のとする。

(d)高圧炉心注水系(d) 高圧炉心注水系

高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

2.4.2-6

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(e)逃がし安全弁

変更後(e) 逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダ

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダ

リの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧にはリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には

自動減圧機能付き逃がし安全弁（1個）を使用するものとし，容自動減圧機能付き逃がし安全弁（1個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとす

量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。

る。

(f)代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。
(g)格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力

変更理由(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）⑤

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。
(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 ⑤0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉

0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉

格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約 70%開※）にて原子

格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開※1）にて原子

炉格納容器除熱を実施する。

炉格納容器除熱を実施する。

※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容 ⑤

二次隔離弁を 50％開にて開始するが，格納容器圧力に低下

器二次隔離弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納 ⑥

傾向が確認できない場合は，増開操作を実施する。解析に

容器圧力の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実おいては，操作手順の考え方を踏まえ，中間開操作（流路施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容面積約 70%開）とする。

器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることか
ら，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，サプレッション・チェン
バ・プール水温が49℃に到達した場合に実施する。
(b)代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，格ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，サプレッション・チェン
バ・プール水温が49℃に到達した場合に実施する。
(b)代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操 ⑤

納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格作は，格納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。

納容器スプレイは，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した後，なお，格納容器スプレイは，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達

格納容器ベント実施前に停止する。

した後，格納容器ベント実施前に停止する。

(c)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納(c)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納

2.4.2-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3)有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウ

変更後
容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウ ⑤

ド内及びシュラウド内外） ※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流

ド内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図2.4.2.6から図2.4.2.11

量 及 び 原 子 炉 圧 力 容 器 内 の 保 有 水 量 の 推 移 を 第 2.4.2.6 図 か ら 第に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレ2.4.2.11図に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉ナム部のボイド率の推移を図2.4.2.12から図2.4.2.14に，格納容器圧

心下部プレナム部のボイド率の推移を第2.4.2.12図から第2.4.2.14図

力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プーの推移を図2.4.2.15から図2.4.2.18に示す。

ル水位及び水温の推移を第2.4.2.15図から第2.4.2.18図に示す。
※2 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を ⑤示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位である
ことから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効
燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

a. 事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低

a. 事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低 ⑤（レベル 3）信号が発生して原子炉がスクラムし，原子炉水位低（レ（レベル 3）信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位

ベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して，原子炉水位は適切に低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は適維持される。

切に維持される。

再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。

再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。

原子炉水位が回復した時点で，残留熱除去系の早期復旧が期待でき

原子炉水位が回復した時点で，残留熱除去系の早期復旧が期待できないことを考慮して，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全ないことを考慮して，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全

弁 1 個を手動開することで，原子炉を減圧する。原子炉減圧後も原子

弁 1 個を手動開することで，原子炉を減圧する。原子炉減圧後も原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を継続し，原子炉水位低（レベル

炉隔離時冷却系による原子炉注水を継続し，原子炉水位低（レベル1.5）で高圧炉心注水系が自動起動した後，原子炉隔離時冷却系を手1.5）で高圧炉心注水系が自動起動した後，原子炉隔離時冷却系を手動停止する。その後は，高圧炉心注水系による原子炉注水によって，動停止する。その後は，高圧炉心注水系による原子炉注水によって，原子炉水位は適切に維持される。

原子炉水位は適切に維持される。

2.4.2-8

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
高出力燃料集合体のボイド率については，原子炉減圧により増加す

変更後

変更理由

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については， ⑤る。また，高圧炉心注水系による原子炉注水時に，炉心上部プレナム

原子炉減圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水部の蒸気が凝縮され，原子炉が減圧されることにより，一時的に増加

時に，炉心上部プレナム部の蒸気が凝縮され，原子炉が減圧されるこする。

とにより，ボイド率が一時的に増加し，ドライアウトが発生する。

炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減圧により増加⑤する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水時に原子炉減圧の影響を受け，一時的に増加する。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱に ⑤

壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納より発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧

容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレ

力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却

イ冷却系による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等に系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等

よる原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生かによる原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生

ら約 22 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のから約 22 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時

サプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するた

空破壊装置の健全性は維持される。

め，真空破壊装置の健全性は維持される。

※シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示し⑤ているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。
一方，非常用炉心冷却系の自動起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，
シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
b. 評価項目等
原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持される

b. 評価項目等
原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はお ⑤

ため，燃料被覆管の最高温度は，図 2.4.2.12 に示すとおり初期値(約

おむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は，第 2.4.2.12 図

310℃)を上回ることはなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸に示すとおり初期値(約 310℃)を上回ることはなく，1,200℃以下とな

化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%以る。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆下となる。

管厚さの 1％以下であり，15%以下となる。

原子炉圧力は，図 2.4.2.6 に示すとおり逃がし安全弁の作動により，

原子炉圧力は，第 2.4.2.6 図に示すとおり，7.07MPa[gage]以下に抑 ⑤

2.4.2-9

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

7.07MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかるえられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力

圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）をと原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約考 慮 し て も ， 約 7.37MPa[gage] 以 下 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍

7.37MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩 ⑤

壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによっ壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレて，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレ

イ冷却系による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等にイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし

よる原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウン

装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容

ダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃

器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，

び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下

限界圧力及び限界温度を下回る。

回る。

図 2.4.2.7 に示すとおり，高圧炉心注水系による注水継続により炉第 2.4.2.7 図に示すとおり，高圧炉心注水系による注水継続により ⑤

心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 22 時間後に格納炉心がおおむね冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 22 時

容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始することで安間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始す

定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

ることで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

（添付資料 2.4.2.1）
格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量の評（添付資料 2.4.2.1）
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での ⑤

価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間

実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3 全交流動力電用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない

源喪失」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，「2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量

周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはなの評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対してい。

著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

2.4.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

2.4.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。

操作時間余裕を評価するものとする。

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）では，炉心冷却崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）では，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失するには成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失する

2.4.2-10

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

ことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，ことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は， ⑤

事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉

意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉

減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作

減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器

及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作とする。

冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」にとは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりであ示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

る。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コード ⑥

は実験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価する

は実験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することことから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価するから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくな性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃り燃料被覆管温度は低くなるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却料被覆管温度は低くなるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度

び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転

作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等

員等操作時間に与える影響はない。

操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは ⑤

酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を

析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よっ与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性て，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響をがある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位

与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時

圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運転員等操作

冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，

時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との ⑤

熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度

2.4.2-11

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画 ⑤内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系に

機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるも

おいてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定さのと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度のれる。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切

傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の開始の起点としている代替格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。ま器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さ

た，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導い。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度

凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認してお及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認

り，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始のしており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を起点としている代替格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃がし装操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える（添付資料 2.4.2.2）

影響は小さい。
（添付資料 2.4.2.2）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析でｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析で ⑤は熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，は熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむ
ね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは ⑤

燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量にえ，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラ

保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子メータに対する余裕は大きくなる。

炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格2.4.2-12

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区 ⑤

画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画

内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系に

機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるも

おいてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定さのと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度のれる。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切

傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータにに再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材と影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝の熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析に

達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格より格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一

納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致する

致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与ことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与ええる影響は小さい。

る影響は小さい。
（添付資料 2.4.2.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件（添付資料 2.4.2.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件 ⑤は，表2.4.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値

は，第2.4.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さ設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小くなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影

さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に

す。

示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最 ⑤

確条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，

確条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，原条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動に

炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動によより行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員り行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等

等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。

操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 ⑤

33GWd/tに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解33GWd/tに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析

析条件の不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定

壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることかしている崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なく

2.4.2-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

ら，原子炉水位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放なり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の ⑤出も少なくなることから，サプレッション・チェンバ・プール水

放出も少なくなることから，サプレッション・チェンバ・プール

温及び格納容器圧力の上昇が遅くなるが，操作手順（サプレッシ

水温及び格納容器圧力の上昇が遅くなるが，操作手順（サプレッョン・チェンバ・プール水温に応じて原子炉減圧すること及び格ション・チェンバ・プール水温に応じて原子炉減圧すること及び

納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりは

格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェ

（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェ

ンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎによ

ンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにり解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響はより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響

小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする ⑤

観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉

水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなる

水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなる

ように外部電源がある状態を解析条件に設定している。なお，外ように外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がな

部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機より電源が供給されい場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることかることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の高圧注水系は，本解析条件の不確かさとして，実際

機器条件の高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実 ⑤の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），

際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守

原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維

冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であ持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であること

るため，運転員等操作時間に与える影響はない。

から，運転員等操作時間に与える影響はない。

（添付資料2.4.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最（添付資料2.4.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最 ⑤

確条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，

確条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されると考え条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子られるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心

炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおは 冠 水 維 持 さ れ るため ， 燃 料 被 覆 管 の最高 温 度 は 初 期 値 ( 約

むね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約310℃)を上回ることはないことから，上記の不確かさが評価項目

310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメーとなるパラメータに与える影響はない。

タに与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度
33GWd/tに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 ⑤
33GWd/tに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析

2.4.2-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

析条件の不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定 ⑤

壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることかしている崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なく

ら，原子炉水位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放なり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の出も少なくなり，格納容器圧力上昇は遅くなるが，格納容器圧力放出も少なくなり，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，上昇は格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパ格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制される

ラメータに与える影響はない。

ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする ⑤

観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉

水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなる

水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなる

ように外部電源がある状態を解析条件に設定している。仮に事象ように外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生ととも

発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同に外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環

時に再循環ポンプがトリップするため，原子炉水位の低下が遅く

ポンプがトリップするため，原子炉水位の低下が遅くなることかなり，炉心露出時間も短くなるため，評価項目となるパラメータ

ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用

お，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源がディーゼル発電機により電源が確保される。

供給される。

機器条件の高圧注水系は，本解析条件の不確かさとして，実際

機器条件の高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実 ⑤の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），

際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守

原子炉水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対す性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパる余裕は大きくなる。

ラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料2.4.2.2）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，（添付資料2.4.2.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要 ⑤「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」

無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員

運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，価し，評価結果を以下に示す。

評価結果を以下に示す。

2.4.2-15

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操 ⑤

作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温49℃到

作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温49℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，事故時の重要監視パラメータとしてサ態の運転操作においては，事故時の重要監視パラメータとしてサプレッション・チェンバ・プール水温を継続監視しており，まプレッション・チェンバ・プール水温を継続監視しており，また，サプレッション・チェンバ・プール水温の上昇は緩やかであた，サプレッション・チェンバ・プール水温の上昇は緩やかであることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コー

り，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作

ド及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時

時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条間が遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間が遅れる可操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉 ⑤

冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与え0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容る影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器スプレイの操作実施基準（格納容器圧力0.18MPa[gage]）に到器スプレイの操作実施基準（格納容器圧力0.18MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約10時間後であり，格納容器スプレイの達するのは，事象発生の約10時間後であり，格納容器スプレイの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながら予め操作が可

準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同作が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定と等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解ほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，

析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作

運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コー

開始時間が遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であド及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時

り，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響は間が遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他のない。

操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除 ⑤

熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa

熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響

として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベンとして，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベン

トの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達する

トの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約22時間後であり，格納容器ベントの準備操作のは，事象発生の約22時間後であり，格納容器ベントの準備操作

は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながら予め操作が可能であは格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能で

2.4.2-16

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

る。また，格納容器ベント操作の操作所要時間は余裕時間を含めある。また，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定 ⑤て設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定

していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。ただ等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員

し，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操等操作時間に与える影響も小さい。ただし，格納容器ベント実施

作にて対応するため，約20分程度操作開始時間が遅れる可能性が時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約あるが，格納容器限界圧力は0.62MPa[gage]のため，原子炉格納20分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器

容器の健全性の点では問題とならない。当該操作は，解析コードの限界圧力は0.62MPa[gage]であることから，原子炉格納容器の及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間

健全性の点では問題とならない。当該操作は，解析コード及び解は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れ

作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。なる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作とのお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合において重複もないことから，他の操作に与える影響はない。なお，格納も，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はな

容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操い。

作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料2.4.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料2.4.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操

作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定

作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与えるとほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

影響は小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉 ⑤

冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作

格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目と態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評なるパラメータに与える影響は小さい。

価項目となるパラメータに与える影響は小さい。格納容器スプレ
イ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除 ⑤

熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開

熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目とな

始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施

るパラメータに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施

時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約20分程度操作開始時間が遅れる可能性があり，格納容器ベント操20分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操

作開始時間が遅くなった場合，格納容器圧力は0.31MPa［gage］

作開始時間が遅くなった場合，格納容器圧力は0.31MPa［gage］

2.4.2-17

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

より若干上昇する。評価項目となるパラメータに影響を与える

より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与え ⑤が，格納容器限界圧力は0.62MPa［gage］のため，原子炉格納容

るが，原子炉格納容器の限界圧力は0.62MPa［gage］であること

器の健全性という点では問題とはならない。

から，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。

（添付資料2.4.2.2）(3) 操作時間余裕の把握（添付資料2.4.2.2）(3) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となる

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時

パラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時

間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，初期操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，逃が ⑤の原子炉隔離時冷却系による注水継続が可能な時間（24時間）内にし安全弁による原子炉減圧までの時間は事象発生から約1時間であ実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生かり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

ら時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生か

納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事ら約10時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

象発生から約10時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱 ⑤操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約22時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，

22時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合

遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格においても，格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格

納容器圧力の上昇の傾向は緩やかである。格納容器限界圧力

納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力

0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1雰

0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1雰

囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にお

囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約38時間であり，約16時間以上の余裕があることかいても事象発生約38時間後であり，約16時間以上の準備時間が確保

ら，時間余裕がある。

できることから，時間余裕がある。
（添付資料2.4.2.2）(4) まとめ（添付資料2.4.2.2）(4) まとめ

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える

転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析

影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析

2.4.2-18

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合

条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。こにおいても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認での他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

きる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

2.4.2.4 必要な要員及び資源の評価

変更理由

2.4.2.4 必要な要員及び資源の評価(1)必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時にお障した場合）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までに必要な要員は，「2.4.2.1(3)炉心損傷防止

ける事象発生10時間までに必要な要員は，「2.4.2.1(3) 炉心損傷防対策」に示すとおり24名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要止対策」に示すとおり24名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の72名で対処可能である。

対処可能である。

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は8名であり，発電所
構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2)必要な資源の評価

また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は20名であり，発電所 ③（要員の運用変更）
構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資障した場合）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイについて
3

原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系による原子炉注水及び代 ②（送水ラインの変更）
替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイにつ ⑤は，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約6,200m の水がいては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約6,200m3の必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計

12,400m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に

12,400m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これ

約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これ

により，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確により，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を，火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給水するこ

貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなくとで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした

2.4.2-19

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続が可能となる。ここ

7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補 ⑤で，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としている

給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備が，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなを事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，かった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応でき

その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているもの

るよう設定しているものである。

である。

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。

（添付資料 2.4.2.3）
ｂ．燃料（添付資料 2.4.2.3）
ｂ．燃料

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水に ②（免震重要棟の位置づけ変更に

保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプの運転を想定

ついては，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ

伴う反映）

すると，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要とな（A-2級）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約 ③（燃費試験結果の反映）る。本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定して15kLの軽油が必要となる。本重要事故シーケンスの評価では外部 ④（燃費修正）

いないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機によ電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用 ⑤る電源供給を想定し，事象発生後7日間非常用ディーゼル発電機

ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後7日間非が最大負荷で運転した場合，号炉あたり約751kLの軽油が必要と常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約なる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニ

753kLの軽油が必要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可

タリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生

搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kLのについては，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約1,601kL）

転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約
1,549kL）。

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

合計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能で合計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給あることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵 ⑤

水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，免震重要棟内緊急槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリン

子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモ

グ・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可

ニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の能である。

継続が可能である。
（添付資料 2.4.2.4）

ｃ．電源（添付資料 2.4.2.4）
ｃ．電源

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定してい本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機によるないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による

2.4.2-20

伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電

機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源

機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモ

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及び ②（免震重要棟の位置づけ変更にニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電モニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての源供給が可能である。

電源供給が可能である。

2.4.2.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障

2.4.2.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障 ⑤した場合）」では，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障によした場合）」では，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損り崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下

し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下

により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケン

により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケン

スグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」に

スグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却

対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策と系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段，格納

して代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手

容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

段及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋

した場合）」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋

崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。

崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系によ

変更理由

上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系によ ⑤る原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷る原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納却，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施するこ

容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施とにより，炉心損傷することはない。

することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリ

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評にかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量

なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量

は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな

は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな

い。

い。

2.4.2-21

伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕

さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残変更理由

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子 ⑤留熱除去系が故障した場合）」において，原子炉隔離時冷却系及び高圧

炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心炉心注水系による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉

損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であること

格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスにが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去系が故障した場合）」に対して有効である。

去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」に対して有効である。

⑤

図 2.4.2.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の第 2.4.2.1 図「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

重大事故等対策の概略系統図（1/3）の重大事故等対策の概略系統図（1/3）（原子炉減圧及び原子炉注水）（原子炉減圧及び原子炉注水）

2.4.2-22

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.2.2

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の第 2.4.2.2 図「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

重大事故等対策の概略系統図（2/3）の重大事故等対策の概略系統図（2/3）（原子炉減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）②（送水ラインの変更）
外部電源②（代替格納容器圧力逃がし装置

原子炉建屋

非常用ディーゼル
発電機

主
排
気
筒

原子炉格納容器

Gen

耐圧強化ベント系※1の位置づけ変更に伴う反映）

淡水貯水池

逃がし安全弁

⑤主タービン系へ

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）

※1
復水貯蔵槽
可搬型
薬液注入装置

原子炉圧力容器
高圧炉心
注水系ポンプＢ(Ｃ)

格納容器圧力逃がし装置

タンクローリ（4kL）
軽油タンク

ドレン移送ポンプ

図 2.4.2.3

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の重大事故等対策の概略系統図（3/3）

第 2.4.2.3 図「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」の重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.4.2-23

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

（解析上の時間）（0分）

凡例

給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達※1
原子炉スクラム・タービントリップを確認（約22秒後）※1

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

再循環ポンプ
6台トリップ確認※3

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※4

中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する※5

原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する※6

機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する※7

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※8

主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する※9

評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する

NoⅠ
高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位回復確認（約10分後）サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動（約20分後）残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3※4

残留熱除去系早期復旧不可（約62分後）※5

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※6※7

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）準備※8

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

No

主復水器
使用不可

Ⅱ
淡水タンクから防火水槽への補給

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

（約62分後）主蒸気隔離弁を手動「全閉」（約62分後）サプレッション・チェンバ・プール水温上
昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※9

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了Ⅲ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給（約12時間後）タンクローリ（4kL）
による油準備完了（適宜実施）（適宜実施）

可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給（約349分後）

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）（約12時間後）※10
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

フィルタ装置排水ポンプ水張り

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※10 実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

高圧炉心注水系自動起動確認 ※11
原子炉注水流量確認※11 中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉水位回復確認※12 高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する（約350分後）

原子炉隔離時冷却系停止※12※13 原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※14 格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※13
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持（約10時間後）※15 格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※16 格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレ
イを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベン
ト操作を開始する

格納容器内圧力0.18MPa[gage] ※14到達

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）と同等の流量確保不可※15

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Yes（約22時間後）（約22時間後）※18 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッ
ション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※19 機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原
子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※17 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

No

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可

※16

Ⅴ
原子炉満水操作

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅱ

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※17
格納容器ベント停止

Yes【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水
池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

Yes

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能であるⅣ
消火系を代替格納容器スプレイとして使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるスプレイを実施す
る

フィルタ装置排水操作 ※18
フィルタ装置薬品注入操作※19

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。なお，原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

図 2.4.2.4

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の対

第 2.4.2.4 図

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制
し圧力上昇を抑制する「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

応手順の概要の対応手順の概要

2.4.2-24の位置づけ変更に伴う反映）

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2 中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認②（代替格納容器圧力逃がし装置：解析上考慮しない操作・判断結果

再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※2②（送水ラインの変更）⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更による作業

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）

経過時間（分）10

経過時間（時間）

／

20

2

4

6

8

10

事象発生

12

20

22

備考

24

約10時間 格納容器圧力0.18MPa[gage]到達

時間の見直し）実施箇所・必要人員数
原子炉スクラム

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

当直副長
当直副長

1人
1人

各号炉運転操作指揮

緊急時対策本部要員

5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

7号

6号

当直長

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

6号
7号

運転員
（中央制御室）
6号
7号

運転員
（現場）
6号

約22秒

②（格納容器ベント準備作業内容

原子炉水位低（レベル2）

操作の内容
約62分
サプレッション・チェンバ・プール水温
49℃到達

緊急時対策要員（現場）
7号

プラント状況判断

約349分

約22時間
代替格納容器スプレイ停止
格納容器圧力0.31MPa[gage]到達

原子炉水位低（レベル1.5）

状況判断

2人

2人

A,B

a,b

－

－

－

－

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

10分②（格納容器ベント後作業の必要・冷却材再循環ポンプトリップ確認

原子炉注水操作

残留熱除去系機能喪失確認
残留熱除去系機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

－

－

－

－

原子炉水位レベル2～レベル8で
原子炉注水

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認・残留熱除去系（A）（B）（C）

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系

機能回復

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁

1個

高圧注水機能

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・高圧炉心注水系
自動起動確認

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
準備操作

－

－

－

－

・放射線防護装備準備

－

－

－

－

・現場移動
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

（1人）

（1人）

A

a

－

－

・残留熱除去系

3人

3人

起動確認

2人

2人

C,D

c,d

－

－

10分

手動起動操作／機能喪失確認

原子炉減圧操作

対応可能な要員により対応する⑤

原子炉水位レベル3～レベル8維持

30分

系統構成

10分

30分

現場系統構成復水移送ポンプトリップ水位付近でスプレイ停止

スプレイ弁操作10分

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給

－

（1人）

格納容器ベント準備操作

－

－

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

－

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備
360分（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代
替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），ホース接続，ホース水張り）－（2人）,※1（2人）,※2－－

・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）－－

・放射線防護装備準備

－

・現場移動
・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）

－

一時
待避

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給

60分

10分

90分

・6号炉フィルタ装置水位調整準備

60分（排水ポンプ水張り）※1,※2

格納容器ベント操作

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）
・ベント状態監視

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

・格納容器ベント状態監視

－

－

（1人）
B

(2人)
C,D

（1人）
b

－

(2人)
c,d

－

－

－

10人
（参集）

10人
（参集）

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

・フィルタ装置水位調整
・フィルタ装置pH測定
・フィルタ装置薬液補給

60分
格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

適宜実施

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視
遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて格納容器ベントを行う。
操作は，現場への移動を含め，約5分後から開始可能である。（操作完了は，約20分後)
具体的な操作方法は，弁駆動部に設置された遠隔手動弁操作設備により，原子炉建屋内の原子炉区域外から操作を行う。

解析上考慮せず

20分

解析上考慮せず

適宜実施

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施
する

・ドレン移送ラインN2パージ・放射線防護装備準備
給油準備

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

2人
C,D

2人
c,d

2人

必要人員数

合計

（

図 2.4.2.5

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の作

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

10分
タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応 じ て 適 宜 軽 油 タ

140分

ンクから補給

適宜実施

一時
待避

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する

8人（参集要員20人））内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数

第 2.4.2.5 図「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

業と所要時間の作業と所要時間

2.4.2-25

要員数の見直し）

5分

手動開操作

※復水貯蔵槽吸込ライン切替

操作追加による作業時間の見直し）②（給油準備作業時間の見直し）

・給水流量の全喪失確認

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.2.6

原子炉圧力の推移

第 2.4.2.6 図

原子炉圧力の推移⑤

図 2.4.2.7

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.4.2.7 図

2.4.2-26

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.2.8

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.4.2.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移⑤

図 2.4.2.9

注水流量の推移

第 2.4.2.9 図

2.4.2-27

注水流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.2.10

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

第 2.4.2.10 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移⑤

図 2.4.2.11

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.4.2.11 図

2.4.2-28

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.2.12

燃料被覆管温度の推移
第 2.4.2.12 図

燃料被覆管温度の推移⑤

図 2.4.2.13

高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.4.2.13 図

2.4.2-29

高出力燃料集合体のボイド率の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.2.14

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.4.2.14 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移⑤

図 2.4.2.15

格納容器圧力の推移

第 2.4.2.15 図

2.4.2-30

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.2.16

格納容器気相部温度の推移

第 2.4.2.16 図

格納容器気相部温度の推移⑤

図 2.4.2.17 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 2.4.2.17 図 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

2.4.2-31

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.4.2.18 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移
表 2.4.2.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）におけ

第 2.4.2.18 図 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移
第 2.4.2.1 表「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

る重大事故等対策についての重大事故等対策について

2.4.2-32⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.4.2.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障し変更後
第 2.4.2.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障 ⑤た場合））（1／5）

表2.4.2.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系

した場合））（1/5）

第 2.4.2.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障 ⑤が故障した場合））（2／5）

した場合））（2/5）

2.4.2-33

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.4.2.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障し変更後
第 2.4.2.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障 ⑤た場合））（3／5）

表 2.4.2.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障しした場合））（3/5）

第 2.4.2.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障 ⑤た場合））（4／5）

した場合））（4/5）

2.4.2-34

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.4.2.2

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障し変更後
第 2.4.2.2 表

主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障 ⑤た場合））（5／5）

した場合））（5/5）

2.4.2-35

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.5.1

原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策等の概略系統図（1/3）

第 2.5.1 図「原子炉停止機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（原子炉減圧及び原子炉注水）（1/3）（原子炉減圧及び原子炉注水）

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

※1

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
復水貯蔵槽

※3

※2

※2
原子炉圧力容器
高圧代替注水系ポンプ※1

原子炉隔離時冷却系ポンプ

Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

ほう酸水
貯蔵タンク

B(C）
※3

図 2.5.2

原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策等の概略系統図（2/3）（原子炉未臨界操作，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

第 2.5.2 図AA{B}残留熱除去系ポンプ

ほう酸水注入ポンプ「原子炉停止機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（2/3）（原子炉未臨界操作，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.5-24⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.5.3

原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策等の概略系統図（3/3）（原子炉注水，原子炉格納容器除熱及び原子炉冷却）第 2.5.3 図「原子炉停止機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水，原子炉格納容器除熱及び原子炉冷却）（解析上の時間）
凡例（約0分）

主蒸気隔離弁全閉発生

原子炉スクラム信号発生

原子炉圧力高信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動

タービン駆動給水ポンプトリップ
電動駆動給水ポンプ自動起動：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果※1※2

原子炉スクラム失敗確認

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施：操作・確認（運転員のみの作業）

手動スクラムボタンによるスクラム成功は解析上考慮せず※3

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」

再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉モードスイッチによるスクラム成功は解析上考慮せず（2.7秒後）タービントリップ確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認（約24秒後）サプレッション・チェンバ・プール水位+50mm到達

高圧炉心注水系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」（約34秒後）格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※5

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認※6

原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

No

高圧炉心注水系および原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

高圧代替注水系 起動
Yes※1
全制御棒が全挿入位置とならず，未挿入の制御棒がペアロッド1組又は制御棒1本よりも多い場合，原子炉スクラム失敗(ATWS)と判断する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する（約43秒後）サプレッション・チェンバ・プール水温度高「49℃」到達（約173秒後）

復水器ホットウェル水位低低以下
給復水ポンプトリップ（約191秒後）

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達（約215秒後）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動（約239秒後）

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
再循環ポンプトリップによる選択制御棒挿入には期待しない。また，残り6台の再循環ポンプのランバックにも期待しない※4
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低下※5
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力，流量指示計等にて起動を確認する※6
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる※7
ドライウェル圧力高及び原子炉水位低（レベル1）の両方が検出されると警報が発生する。
30秒間継続後，高圧炉心注水系または残留熱除去系の吐出圧力確立により自動減圧系が動作する※7
ADS論理タイマー動作
警報発生確認

自動減圧系自動起動阻止（約4分後）※8
自動減圧系動作により原子炉圧力容器は急激に減圧され，低圧注水系統から大量の冷水が注入し，炉心ボイドを急激に潰し大きな正の反応度印加を引き起こす可能性があるため，自動減圧系が動作する前に自動起動阻止を実施する※8

・ADS自動起動阻止KOS「阻止」切替・ADS自動起動阻止位置警報発生確認
・ADS起動信号リセットPB「リセット」※9
原子炉水位回復確認
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）以上に維持※11（約11分後）

ほう酸水注入ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認

※10

※12

残留熱除去系による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

Ⅰ（約22分後）原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復 ※13
原子炉水位レベル1.5以上に維持

制御棒挿入操作（約26分後）回復は解析上考慮せず

ほう酸水全量注入完了確認（ほう酸水貯蔵タンクレベル0m3）
ほう酸水注入ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認

原子炉出力低下に伴いサプレッション・チェンバ・プール水温度低下開始確認※14※9
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により原子炉注水しているが，原子炉出力が高い
ため原子炉水位レベル1.5以上に維持できない。そのため，原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）以上を維持する※10
原子炉スクラム失敗(ATWS)確認からほう酸水注入系起動を判断する
操作余裕として10分間を考慮※11
サプレッション・チェンバ・プール水温度上昇を確認し，残留熱除去系（サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）を起動する
サプレッション・チェンバ・プール水温度高警報設定値（49℃）到達から，操作余裕として10分間を考慮※12
ほう酸水の原子炉注入開始は，ほう酸水貯蔵タンクの水位低下及び原子炉出力低下により
確認する

※13
ほう酸水注入により原子炉出力が低下するため徐々に原子炉水位が上昇する。原子炉出力を維持するため原子炉水位レベル1.5以上を維持する

原子炉水位レベル3からレベル8維持 ※15

高圧注水系により原子炉水位を維持し，原子炉格納容器はサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却を継続する。原子炉圧力容器を減圧し原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。また機能喪失している設備の復旧に努め，制御棒の挿入機能を復旧し全挿入
する

図 2.5.4

原子炉停止機能喪失における操作概要

第 2.5.4 図

2.5-25【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
制御棒挿入操作には以下の手段がある
・「代替制御棒挿入回路」の手動作動
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・原子炉緊急停止系電源スイッチによる電源遮断・制御棒電動挿入※14
ほう酸水全量注入は約165分以内になる設計である※15
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する「原子炉停止機能喪失」の対応手順の概要②（制御棒挿入手段の見直し）⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤サプレッション・チェンバ・プ

原子炉停止機能喪失
経過時間（分）
２

４

６

８

10

12

14

16

18

20

22

備考

24

ール水冷却モード起動を解析時間

事象発生

実施箇所・必要人員数
当直長

責任者

操作項目

指揮者
通報連絡者

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策本部要員

5人

運転員（中央制御室）
6号

運転員
（現場）

7号

6号

7号

原子炉スクラム失敗確認
約34秒

中央監視
緊急時対策本部連絡

格納容器圧力高（13.7kPa[gage]）到達

操作の内容

各号炉運転操作指揮

約173秒

給復水ポンプトリップ（復水器ホットウェル水位低低による）

中央制御室連絡
発電所外部連絡約191秒 原子炉水位低（レベル2）

緊急時対策要員（現場）

約215秒 原子炉水位低（レベル1.5）

6号「11分後」と整合

約43秒 サプレッション・チェンバ・プール水温度高「49℃」到達

約239秒

⑤

原子炉水位低（レベル1）
プラント状況判断

7号
・主蒸気隔離弁

全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

・原子炉スクラム失敗確認

2人
A,B

状況判断

・タービントリップ確認

2人
a,b

－

－

－

10分

－
・原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去系

自動起動確認・再循環ポンプトリップ確認

・給復水ポンプトリップ、原子炉水位低下確認

自動減圧系

自動起動阻止残留熱除去系
替操作

運転モード切ほう酸水注入系

起動操作

制御棒手動挿入、復旧操作（解析上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

0人

0人

・ADS自動起動阻止KOS「阻止」
・ADS起動信号リセットPB「リセット」

・残留熱除去系
低圧注水モード→サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード
・サプレッション・チェンバ・プール冷却状況監視
・ほう酸水注入系
・注入状況監視合計（

図 2.5.5

原子炉停止機能喪失時の作業と所要時間

ほう酸水全量注入完了まで運転継続対応可能な要員により対応する・代替制御棒挿入機能起動
・制御棒電動挿入操作

・高圧炉心注水系

必要人員数

残留熱除去系3系統(サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動）

起動

・原子炉隔離時冷却系

原子炉水位調整操作

30秒

流量調整

流量調整

有効燃料棒頂部以上に維持
原子炉出力低下に伴う水位回復後は，原子炉水位レベル1.5以上維持
有効燃料棒頂部以上に維持
原子炉出力低下に伴う水位回復後は，原子炉水位レベル1.5以上維持

0人）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 2.5.5 図「原子炉停止機能喪失」の作業と所要時間⑤（グラフ表示幅の統一）

図 2.5.6

中性子束, 平均表面熱流束, 炉心流量の推移

第 2.5.6 図（事象発生から 400 秒後まで）

中性子束, 平均表面熱流束, 炉心流量の推移（事象発生から 400 秒後まで）

2.5-26

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤（グラフ表示幅の統一）

図 2.5.7

原子炉蒸気流量, 給水流量の推移（事象発生から 400 秒後まで）

第 2.5.7 図

原子炉蒸気流量, 給水流量の推移（事象発生から 400 秒後まで）⑤（グラフ表示幅の統一）

図 2.5.8

原子炉隔離時冷却系, 高圧炉心注水系の流量の推移

第 2.5.8 図

原子炉隔離時冷却系, 高圧炉心注水系の流量の推移(事象発生から 400 秒後まで）（事象発生から 400 秒後まで）

2.5-27

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤（グラフ表示幅の統一）

図 2.5.9

原子炉圧力, 原子炉水位（シュラウド外水位）,

逃がし安全弁の流量の推移（事象発生から 400 秒後まで）

第 2.5.9 図

原子炉圧力, 原子炉水位（シュラウド外水位）,

逃がし安全弁の流量の推移（事象発生から 400 秒後まで）⑤（グラフ表示幅の統一）

図 2.5.10 炉心平均ボイド率の推移

第 2.5.10 図（事象発生から 400 秒後まで）

炉心平均ボイド率の推移（事象発生から 400 秒後まで）

2.5-28

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 2.5.11 図

図 2.5.11 燃料被覆管温度の推移

燃料被覆管温度※の推移（15 ノード，事象発生から 400 秒後まで）（15 ノード，事象発生から 400 秒後まで）⑤

図 2.5.12

燃料被覆管温度※の推移（14 ノード（第 4 スペーサ位置）及び 15 ノード，事象発生から 400 秒後まで）

第 2.5.12 図

燃料被覆管温度※の推移（14 ノード（第 4 スペーサ位置）及び 15 ノード，事象発生から 400 秒後まで）※ 燃料被覆管については，外面より内面の方が高い温度となるものの，今回の評価が燃料の著しい ※ 燃料被覆管については，外面より内面の方が高い温度となるものの，今回の評価
損傷の有無（重大事故防止）を確認していることに鑑み，燃料が露出し燃料温度が上昇した場合が燃料の著しい損傷の有無（重大事故防止）を確認していることに鑑み，燃料がに，酸化によって破損が先行すると考えられる燃料被覆管表面で燃料被覆管の最高温度を評価し露出し燃料温度が上昇した場合に，酸化によって破損が先行すると考えられる燃ている。
料被覆管表面で燃料被覆管温度を評価している。

2.5-29

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.5.13

熱伝達係数（燃料被覆管の最高温度の発生位置）の推移

第 2.5.13 図（事象発生から 400 秒後まで）

熱伝達係数の推移（燃料被覆管の最高温度の発生位置，事象発生から 400 秒後まで）⑤

図 2.5.14

クオリティ（燃料被覆管の最高温度の発生位置）の推移

第 2.5.14 図クオリティの推移（燃料被覆管の最高温度の発生位置，事（事象発生から 400 秒後まで）

象発生から 400 秒後まで）

2.5-30まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.5.15

中性子束の推移（事象発生から 40 分後まで）

第 2.5.15 図

中性子束の推移（事象発生から 40 分後まで）⑤

図 2.5.16

炉心流量の推移（事象発生から 40 分後まで）

第 2.5.16 図

2.5-31

炉心流量の推移（事象発生から 40 分後まで）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.5.17

原子炉蒸気流量, 給水流量の推移

第 2.5.17 図（事象発生から 40 分後まで）

原子炉蒸気流量, 給水流量の推移（事象発生から 40 分後まで）⑤

図 2.5.18

原子炉隔離時冷却系, 高圧炉心注水系の流量の推移（事象発生から 40 分後まで）

第 2.5.18 図

原子炉隔離時冷却系, 高圧炉心注水系の流量の推移（ 事 象 発 生 か ら 40 分 後 ま で ）2.5-32

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.5.19

原子炉圧力, 原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（事象発生から 40 分後まで）

第 2.5.19 図

原子炉圧力, 原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（事象発生から 40 分後まで）⑤

図 2.5.20

原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（事象発生から 40 分後まで）

第 2.5.20 図

原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（ 事 象 発 生 か ら 40 分 後 ま で ）2.5-33

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.5.21

サプレッション・チェンバ・プール水温, 格納容器圧力の推移（事象発生から 40 分後まで）

第 2.5.21 図

サプレッション・チェンバ・プール水温, 格納容器圧力の推移（事象発生から 40 分後まで）③（外部電源に期待しない場合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.22 図

外部電源がない場合の中性子束の推移（事象発生から 400 秒後まで）

2.5-34

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（外部電源に期待しない場合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.23 図

外部電源がない場合の炉心流量の推移（事象発生から 400 秒後まで）③（外部電源に期待しない場合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.24 図

外部電源がない場合の原子炉圧力,原子炉水位（シュラウド外水位）の流量の推移（事象発生から 400 秒後まで）

2.5-35

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（外部電源に期待しない場合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.25 図

外部電源がない場合の燃料被覆管温度※の推移(15 ノート，事象発生から 400 秒後まで)③（外部電源に期待しない場合の不確かさ解析の追記）

第2.5.26図

外部電源がない場合のサプレッション・チェンバ・プール

水温，格納容器圧力の推移（事象発生から40分後まで）

2.5-36

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（初期炉心流量を減少させた場
合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.27 図

初期炉心流量 90%の場合の中性子束，

平均表面熱流束の推移（事象発生から 400 秒後まで）③（初期炉心流量を減少させた場
合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.28 図

初期炉心流量 90%の場合の炉心流量の推移（事象発生から 400 秒後まで）

2.5-37

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（初期炉心流量を減少させた場
合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.29 図初期炉心流量 90%の場合の原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（事象発生から 400 秒後まで）③（初期炉心流量を減少させた場
合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.30 図

初期炉心流量 90%の場合の燃料被覆管温度※の推移（15 ノード，事象発生から 400 秒後まで）

2.5-38

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（初期炉心流量を少なくした場
合の不確かさ解析の追記）

第 2.5.31 図

初期炉心流量 90%の場合のサプレッション・チェンバ・プ

ール水温，格納容器圧力の推移（事象発生から 40 分後まで）③（燃料棒表面熱伝達の不確かさ解析としてリウェットを考慮
しない場合の感度解析の追加
実施）

第 2.5.32 図

燃料被覆管温度の推移（リウェット考慮せず初期炉心

流量 100%）（事象発生から 400 秒後まで）

2.5-39

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（燃料棒表面熱伝達の不確かさ解析としてリウェットを考慮
しない場合の感度解析の追加
実施）

第 2.5.33 図

燃料被覆管温度の推移（リウェット考慮せず，

初期炉心流量 90%）（事象発生から 400 秒後まで）

表 2.5.1

原子炉停止機能喪失における重大事故等対策について

第 2.5.1 表「原子炉停止機能喪失」の重大事故等対策について

2.5-40⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

表 2.5.2

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（1/5）

第 2.5.2 表

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（1/5）⑤

表 2.5.2

主要解析条件（原子炉停止機能喪失)（2/5）

第 2.5.2 表

主要解析条件（原子炉停止機能喪失)（2/5）⑤

2.5-41

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

表 2.5.2

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（3/5）

第 2.5.2 表

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（3/5）⑤

表 2.5.2

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（4/5）

第 2.5.2 表

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（4/5）⑤

表 2.5.2

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（5/5）

第 2.5.2 表

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（5/5）⑤

2.5-42

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

2.5 原子炉停止機能喪失

2.5 原子炉停止機能喪失

2.5.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.5.1(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケ

事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケ

ンスは，｢1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定｣に示すとおり，①「過 ンスは，｢1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定｣に示すとおり，①「過渡事象＋原子炉停止失敗」，②「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，③「中破 渡事象＋原子炉停止失敗」，②「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，③「中破断 LOCA＋原子炉停止失敗」及び④「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」であ 断 LOCA＋原子炉停止失敗」及び④「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」である。

る。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このた 過渡変化の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，原子炉は臨界状態を継続し，原子炉出力が高い状態が維持されること め，原子炉は臨界状態を継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによってから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大 最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設 事故等対策の有効性評価には，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，代替制御棒挿入機能によ備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，代替制御棒挿入機能によ ⑤る原子炉停止又は代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって原子炉 る原子炉停止又は代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって原子炉出力を低下させること等によって炉心の著しい損傷の防止を図り，ほう酸 出力を低下させること等によって炉心損傷の防止を図り，ほう酸水注入系
水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって原子炉停止する。また， による炉心へのほう酸水の注入によって原子炉停止する。また，残留熱除残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施する。

去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格
納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」における機能喪失に対(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」における機能喪失に対 ⑤して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とする して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とする
ため，初期の対策として代替制御棒挿入機能による原子炉停止又は代替冷 ため，初期の対策として代替制御棒挿入機能又は代替冷却材再循環ポン
却材再循環ポンプ・トリップ機能及びほう酸水注入系による炉心へのほう プ・トリップ機能及びほう酸水注入系による原子炉停止又は反応度抑制手
酸水の注入手段を整備し，原子炉水位の制御には原子炉隔離時冷却系及び 段を整備するとともに高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による原子高圧炉心注水系を用いる。また，原子炉格納容器の健全性を維持するた 炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，高圧炉心注水系及びめ，安定状態に向けた対策として残留熱除去系による原子炉格納容器除熱 原子炉隔離時冷却系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の

2.5-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

手段を整備する。ただし，重要事故シーケンスに対する有効性評価では， 健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプ ⑤
保守的に代替制御棒挿入機能には期待しないものとする。これらの対策の レッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱
概略系統図を図 2.5.1 から図 2.5.3 に，手順の概要を図 2.5.4 に示すとと 手段を整備する。ただし，重要事故シーケンスに対する有効性評価では，もに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策におけ 保守的に代替制御棒挿入機能には期待しないものとする。これらの対策のる設備と操作手順の関係を表 2.5.1 に示す。

概略系統図を第 2.5.1 図から第 2.5.3 図に，手順の概要を第 2.5.4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.5.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 ⑤

及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急び緊急時対策要員で構成され，合計 12 名である。その内訳は次のとおりで 時対策要員で構成され，合計 12 名である。その内訳は次のとおりである。
ある。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副 中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2
長 2 名，運転操作対応を行う運転員 4 名である。発電所構内に常駐してい 名，運転操作対応を行う運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要る要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要 員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な要な要員と作業項目について図 2.5.5 に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目

員と作業項目について第 2.5.5 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目

を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，12 名で対 を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，12 名で対処可能である。
a．原子炉スクラム失敗確認
運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状

処可能である。
a．原子炉スクラム失敗確認
運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状 ⑤

況にもかかわらず，制御棒が原子炉へ挿入されない場合，原子炉スク

況にもかかわらず，制御棒が原子炉に緊急挿入されない場合，原子炉

ラム失敗を確認する。

スクラム失敗を確認する。

原子炉スクラムの失敗を確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

原子炉スクラムの失敗を確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

また，主蒸気隔離弁の閉止による原子炉圧力高信号により再循環ポ

また，主蒸気隔離弁の閉止による原子炉圧力高信号により再循環ポ

ンプ 4 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。

ンプ 4 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。

主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプはトリップする

主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水を継続する。主蒸気遮断が，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水を継続する。主蒸気遮断により給水加熱喪失の状態となり，給水温度が低下するため，徐々ににより給水加熱喪失の状態となり，給水温度が低下するため，徐々に出力が増加する傾向となる。

出力が増加する傾向となる。

b． 格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認

b．格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認

逃がし安全弁の作動により，格納容器圧力が上昇し，ドライウェル

逃がし安全弁の作動により，格納容器圧力が上昇し，ドライウェル

圧力高（13.7kPa [gage]）により，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注

圧力高（13.7kPa [gage]）により，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注

水系及び低圧注水系が自動起動する。

水系及び低圧注水系が自動起動する。

2.5-2

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
高圧・低圧注水系の起動を確認するために必要な計装設備は，各系
統の流量指示等である。
c．原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位維持

変更後
高圧・低圧注水系の起動を確認するために必要な計装設備は，各系
統の流量指示等である。
c．原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位維持

主蒸気隔離弁の閉止により，復水器ホットウェルの水位が低下し給主蒸気隔離弁の閉止により，復水器ホットウェルの水位が低下し給復水ポンプがトリップする。これにより給水流量の全喪失となり，原復水ポンプがトリップする。これにより給水流量の全喪失となり，原子炉水位は低下するが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系によ子炉水位は低下するが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため炉心の冠水は維持される。

る原子炉注水が継続しているため炉心の冠水は維持される。

なお，ここでの原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル

なお，ここでの原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル2）で再循環ポンプ 6 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力2）で再循環ポンプ 6 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。

が低下する。

この後は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の流量を調整することにより原子炉水位低（レベル 1.5）付近で水位を維持する。

この後は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の流量を調整す ⑤（資料内での記載方法の統一）ることにより原子炉水位低（レベル 1.5）以上に水位を維持する。

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持を

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び各系統の流量指示確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び各系統の流量指示

等である。

等である。

d．自動減圧系の自動起動阻止
ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号と原子炉水位低（レベd．自動減圧系の自動起動阻止
ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号と原子炉水位低（レベ ⑤ル 1）信号の両方が 30 秒継続した場合であって，高圧炉心注水系又はル 1）信号の両方が 30 秒継続した場合であって，高圧炉心注水系又は低圧注水系ポンプが 1 台以上運転している（各ポンプの吐出側の系統

低圧注水系のポンプが 1 台以上運転している（各ポンプの吐出側の系圧力が設定値を超えている）場合，自動減圧系が自動起動する。

統圧力が設定値を超えている）場合，自動減圧系が自動起動する。

原子炉スクラム失敗時に自動減圧系が自動起動すると，高圧炉心注

原子炉スクラム失敗時に自動減圧系が自動起動すると，高圧炉心注 ⑤

水系及び低圧注水系から大量の冷水が注水され，出力の急激な上昇に

水系及び低圧注水系から大量の冷水が注水され，出力の急激な上昇に繋がるため，自動減圧系の起動阻止スイッチを用いて自動減圧系の自繋がる可能性があるため，自動減圧系の起動阻止スイッチを用いて自動起動を未然に阻止する。

動減圧系の自動起動を未然に阻止する。

e．ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作
再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制確認後，ほう酸水注入系を

e．ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作
原子炉スクラムの失敗を確認後，ほう酸水注入系を中央制御室から ⑤中央制御室からの遠隔操作により手動起動し，炉心へのほう酸水の注の遠隔操作により手動起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。

入を開始する。ほう酸水の注入により，中性子束が徐々に減少し原子

ほう酸水の注入により，中性子束が徐々に減少し原子炉は臨界未満に炉は未臨界に至る。

至る。

原子炉の未臨界確保を確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタ等である。
f. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転による原子炉格納容器除熱

変更理由

原子炉の臨界未満確保を確認するために必要な計装設備は，起動領 ⑤
域モニタ等である。
f. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード） ⑤
運転

2.5-3

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

事象発生直後からの逃がし安全弁の作動により，サプレッション・

事象発生直後からの逃がし安全弁の作動により，サプレッション・ ⑤

チェンバ・プール水温が上昇して 49℃に到達し，その後もサプレッシ

チェンバ・プール水温が上昇する。サプレッション・チェンバ・プー

ョン・チェンバ・プール水温は上昇し続ける。このため，ほう酸水注

ル水温が 49℃を超えて上昇する場合，中央制御室からの遠隔操作によ

入系の手動起動と同時に，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除

り残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の運転を開の運転を開始し，原子炉格納容器除熱を開始する。

始し，原子炉格納容器除熱を開始する。
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計

残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量及びサプレッション・チェンバ・プ

装設備は，残留熱除去系系統流量及びサプレッション・チェンバ・プ

ール水温度である。

ール水温度である。

以降，原子炉冷却及び原子炉格納容器除熱は残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

2.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス ⑤

は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象 は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点で最も厳しい主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事 （反応度印加の観点で最も厳しく，原子炉隔離によって炉心からの発生蒸象とし，原子炉圧力上昇による反応度印加に伴う出力抑制の観点で厳しく 気が全て原子炉格納容器に流入する主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因なる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」である。

事象とし，原子炉圧力上昇による反応度印加に伴う出力増加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，

本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化， ⑤

反応度フィードバック効果（ボイド・ドップラ / ボロン），崩壊熱，燃料 反応度フィードバック効果（ボイド・ドップラ/ボロン），崩壊熱，燃料棒
棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化，気液 内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化，気液熱
熱非平衡，原子炉圧力容器における冷却材流量変化，冷却材放出（臨界 非平衡，原子炉圧力容器における冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），ほう酸水の拡散， 差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），ほう酸水の拡散並びに原子炉格納容器におけるサプレッション・プール冷却が重要現象となる。 原子炉格納容器におけるサプレッション・プール冷却が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるプラント動特性 よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるプラント動特性
解析コード REDY，単チャンネル熱水力解析コード SCAT により中性子束， 解析コード REDY，単チャンネル熱水力解析コード SCAT により中性子束，
平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位， 平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位，
サプレッション・チェンバ・プール水温，格納容器圧力等の過渡応答を求 サプレッション・チェンバ・プール水温，格納容器圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本

2.5-4

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目と 重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

なるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第2.5.2 に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特2.5.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス

有の解析条件を以下に示す。

特有の解析条件を以下に示す。

a．事故条件⑤a．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定

起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定

1) 原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。

1) 原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。

2) 手動での原子炉スクラムは実施できないものと仮定する。

2) 手動での原子炉スクラムを実施できないものと仮定する。

⑤

3) 代替制御棒挿入機能は保守的に作動しないものとする。

3) 代替制御棒挿入機能は保守的に作動しないものと仮定する。

⑤(c) 評価対象とする炉心の状態(c) 評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。

評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。 ⑤

これは，サイクル末期の方がサイクル初期に比べてボイド反応度印

これは，本評価では，サイクル末期の方がサイクル初期に比べて動加割合が大きく，保守的な評価となることを考慮してサイクル末期

的ボイド係数の絶対値が大きいためボイド反応度印加割合が大きとして設定したものである。

く，保守的な評価となることを考慮してサイクル末期として設定したものである。
（添付資料 2.5.1）(d) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。外部電源がある場合，事象発（添付資料 2.5.1）(d) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。外部電源がある場合，事象発 ⑤生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉出力

生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉出力が高く維持されることから，格納容器圧力及びサプレッション・チが高く維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサェンバ・プール水温の上昇の観点で事象進展が厳しくなる。

プレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で事象進展が厳しくなる。

b．重大事故等対策に関連する機器条件

b．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間⑤

主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，最も短い時間として設計値 ⑤の下限である 3 秒とする。

2.5-5

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(a) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能は，原子炉圧力高変更後(b)代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能（7.48MPa[gage]）又は原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環

ポンプ 4 台がトリップし，原子炉水位低（レベル 2）信号により残ポンプ 4 台がトリップし，原子炉水位低（レベル 2）信号により残り再循環ポンプ 6 台がトリップするものとする。なお，4 台以上のり再循環ポンプ 6 台がトリップするものとする。なお，4 台以上の再循環ポンプがトリップした際に残りの再循環ポンプの運転速度を

再循環ポンプがトリップした際に残りの再循環ポンプの回転速度を5%/秒で速やかに低下させる高速ランバック機能については，保守

5%/秒で速やかに低下させる高速ランバック機能については，保守的に使用できないものと仮定する。

的に使用できないものと仮定する。
また，再循環ポンプが 2 台以上トリップしている状態で運転点が ⑤運転特性図上の高出力-低炉心流量領域に入った場合に作動する選運転特性図上の高出力－低炉心流量領域に入った場合に作動する選択制御棒挿入についても使用できないものと仮定する。

択制御棒挿入についても作動しないものと仮定する。

(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリ(c) 逃がし安全弁の過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁（18個）は，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理する個）は，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

ものとする。

主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプがトリップした後，電動駆動給水ポンプが自動起動するものとする。

⑤

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁（18(c) 電動駆動給水ポンプ⑤

代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能は，原子炉圧力高 ⑤（7.48MPa[gage]）又は原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環

また，再循環ポンプが 2 台以上トリップしている状態で運転点が変更理由(d) 電動駆動給水ポンプ
主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプがトリップし⑤⑤た後，電動駆動給水ポンプが自動起動するものとする。また，復水器ホットウェル水位の低下により電動駆動給水ポンプがトリップす
るものとする。

(d) 原子炉隔離時冷却系(e) 原子炉隔離時冷却系

原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低（レベル 2）又はドライウェ

原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低（レベル 2）又はドライウェル 圧 力 高 （ 13.7kPa [gage] ） で 自 動 起 動 し ， 182m3/h （ 8.12 ～ル圧力高（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa

1.03MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。

[dif]において）の流量で給水するものとする。

(e) 高圧炉心注水系(f) 高圧炉心注水系

高圧炉心注水系は原子炉水位低（レベル 1.5）又はドライウェル

高圧炉心注水系は原子炉水位低（レベル 1.5）又はドライウェル

圧力高（13.7kPa [gage]）で自動起動し，182～727m3/h（8.12～

圧 力 高 （ 13.7kPa[gage] ） で 自 動 起 動 し ， 182 ～ 727m3/h （ 8.12 ～0.69MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。

0.69MPa [dif]において）の流量で給水するものとする。

(f) ほう酸水注入系
ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過(g) ほう酸水注入系

⑤

⑤

⑤

ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過 ⑤した時点で手動起動し，190L/分の流量及びほう酸濃度 13.4%で注入した時点で手動起動し，190L/min の流量及びほう酸濃度 13.4wt%でするものとする。

注入するものとする。

2.5-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(g) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー

変更理由(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー ⑤

ド）

ド）

伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェ

伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェ ⑤

ンバのプール水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
c．重大事故等対策に関連する操作条件

ンバ・プール水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
c．重大事故等対策に関連する操作条件

運転員等操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)自動減圧系の自動起動阻止

運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 自動減圧系の自動起動阻止操作

自動減圧系の自動起動阻止は，原子炉が停止できない場合にドラ⑤

原 子 炉 が 停 止 で き な い 場 合 に ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 高 （ 13.7kPa ⑤

イウェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位低（レベル 1）に[gage]）及び原子炉水位低（レベル 1）によって自動減圧系の自動よって自動減圧系の自動起動信号が発信されることを阻止すること

起動信号が発信されることを阻止するため，自動減圧系の自動起動

を手順に定めている。本評価では運転員による自動減圧系の自動起阻止を手順に定めている。本評価では運転員による自動減圧系の自動を阻止する操作に期待している。

動起動を阻止する操作を期待する。
（添付資料2.5.2）（添付資料 2.5.2）(b) ほう酸水注入系及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・(b) ほう酸水注入系及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の手動起動

プール水冷却モード）運転操作

本評価では，ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，本評価では，ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，

10 分間が経過した時点で手動起動することとしている。残留熱除去

10 分間が経過した時点で手動起動することとしている。残留熱除去

系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）は，サプレ

系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）は，サプレッション・チェンバのプール水の平均温度が 49℃に到達することをッション・チェンバのプール水の平均温度が 49℃に到達することをもって実施することとしており，サプレッション・チェンバ・プー

もって実施することとしており，サプレッション・チェンバ・プー

ル水温が 49℃に到達した時点から，10 分間が経過した時点で残留熱

ル水温が 49℃に到達した時点から，10 分間が経過した時点で残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を手動除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を手動起動することとしている。

起動することとしている。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，⑤(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量， ⑤

原子炉蒸気流量，給水流量，非常用炉心冷却系の流量，原子炉圧力，原子 原子炉蒸気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系流量，高圧炉心注水系流炉水位（シュラウド外）※1，逃がし安全弁の流量，平均炉心ボイド率，燃 量，原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）※1，逃がし安全弁の流料被覆管温度，熱伝達係数及びクオリティの推移を図 2.5.6 から図 2.5.20 量，炉心平均ボイド率，燃料被覆管温度，熱伝達係数及びクオリティの推に，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力の推移を図 移を第 2.5.6 図から第 2.5.20 図に，サプレッション・チェンバ・プール水
2.5.21 に示す。

⑤

温及び格納容器圧力の推移を第 2.5.21 図に示す。

2.5-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前※1 非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位

変更後※1 非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位 ⑤及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）はシュラウド外側の水位であることからシュラウド

帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シ外側の水位を示した。

ュラウド外の水位を示す。

a．事象進展主蒸気隔離弁の誤閉止の発生後，主蒸気隔離弁閉信号が発生する

a．事象進展主蒸気隔離弁の誤閉止の発生後，主蒸気隔離弁閉信号が発生する ⑤

ものの，この信号による原子炉スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁

ものの，この信号による原子炉スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁が閉止されると原子炉圧力が上昇し，これによるボイドの減少によが閉止されると原子炉圧力が上昇し，これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面って正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，これに伴い燃料棒表面で沸騰遷移が生じるため，熱流束が上昇し，これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるた

燃料被覆管の温度が一時的に約 730℃まで上昇する。約 2 秒後に原め，燃料被覆管の温度が一時的に約 730℃まで上昇する。約 2 秒後

子炉圧力高信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能により再に原子炉圧力高信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によ循環ポンプ 4 台がトリップする。なお，本評価では保守的に期待しり再循環ポンプ 4 台がトリップする。なお，本評価では保守的に期ていない代替制御棒挿入機能は，本来この原子炉圧力高信号

待していない代替制御棒挿入機能は，本来この原子炉圧力高信号（7.48MPa[gage]）で作動する。

（7.48MPa[gage]）で作動する。

主蒸気隔離弁の閉止により，タービン駆動給水ポンプはトリップ

主蒸気隔離弁の閉止により，タービン駆動給水ポンプはトリップ ⑤

するが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続される。炉するが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続される。炉心流量の低下に伴い中性子束及び平均表面熱流束も低下するが，再心流量の低下に伴い中性子束及び平均表面熱流束も低下するが，再循環ポンプの運転速度が最低となり，炉心流量が安定した後は徐々循環ポンプの回転速度が最低となり，炉心流量が安定した後は徐々に出力が増加する。これは，主蒸気が遮断されているため，給水温に出力が増加する。これは，主蒸気が遮断されて給水加熱喪失状態

度が低下し，サブクールの大きい冷却材が給水される給水加熱喪失となるため，給水温度が低下して炉心入口サブクールが増加するたの状態となるためである。また，出力上昇の過程では逃がし安全弁めである。これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃の開閉が生じるため，中性子束及び平均表面熱流束が変動し，これ料被覆管の温度が一時的に約 1,060℃まで上昇する。

に伴い燃料棒表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に約 1060℃まで上昇する。
逃がし安全弁の逃がし弁機能の作動により主蒸気がサプレッショ

逃がし安全弁の逃がし弁機能の作動により主蒸気がサプレッショ ⑤ン・チェンバへ流入するため，サプレッション・チェンバ・プール

ン・チェンバへ流入するため，サプレッション・チェンバ・プール

水位が上昇し，事象発生から約 24 秒後に高圧炉心注水系の水源が復水位が上昇し，事象発生から約 24 秒後に高圧炉心注水系の水源が復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバのプール水へと自動で切り水貯蔵槽からサプレッション・チェンバのプール水へと自動で切り替わる。合わせて格納容器圧力も上昇するため，事象発生から約 34

替わる。あわせて格納容器圧力も上昇するため，事象発生から約 34

秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）によって原子炉秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）によって原子炉

隔離時冷却系の水源がサプレッション・チェンバのプール水へと自隔離時冷却系の水源がサプレッション・チェンバのプール水へと自動で切り替わるとともに，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及動で切り替わるとともに，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及

2.5-8

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

び低圧注水系が起動する。サプレッション・チェンバ・プール水温び低圧注水系が起動する。サプレッション・チェンバ・プール水温も上昇し，事象発生から約 43 秒後にサプレッション・チェンバ・プ

も上昇し，事象発生から約 43 秒後にサプレッション・チェンバ・プ

ール水温が 49℃に到達し，その後も上昇傾向が継続する。

ール水温が 49℃に到達し，その後も上昇傾向が継続する。

事象発生から約 173 秒後に復水器ホットウェルの水位低下により事象発生から約 173 秒後に復水器ホットウェルの水位低下により ⑤電動駆動給水ポンプがトリップするため，原子炉水位が低下し，事電動駆動給水ポンプがトリップするため，原子炉水位が低下し，事象発生から約 191 秒後に原子炉水位低（レベル 2）信号で代替冷却象発生から約 191 秒後に原子炉水位低（レベル 2）信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって残り 6 台の再循環ポンプが材再循環ポンプ・トリップ機能によって残り 6 台の再循環ポンプがトリップする。原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子トリップする。原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため，炉心は冠水維持される。その後は，原炉注水が継続しているため，炉心は冠水維持される。

子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の運転員操作により，原子炉
水位低（レベル 1.5）付近で原子炉水位を維持する。
事象発生から約 11 分後（原子炉スクラムの失敗確認から 10 分

事象発生から約 11 分後（原子炉スクラムの失敗確認から 10 分 ⑤後），手動操作によりほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注後），手動操作によりほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入を開始する。同時に（サプレッションプール水温高到達から 10 分

入を開始する。同時に（サプレッションプール水温高到達から 10 分後）残留熱除去系ポンプ 3 台によるサプレッション・チェンバ・プ

後）残留熱除去系ポンプ 3 台によるサプレッション・チェンバ・プ

ール水冷却モードも手動起動する。ほう酸水の注入開始後，中性子ール水冷却モードも手動起動する。ほう酸水の注入開始後，中性子束は徐々に減少し，未臨界に至る。その後は，原子炉水位及びサプ

束は徐々に減少し，臨界未満に至る。これに伴い，原子炉水位は上

レッション・チェンバのプール水の冷却を維持する。

昇し，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の運転員操作により，原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持するとともに，サプレッション・チェンバのプール水の冷却を維持する。

b．評価項目等
燃料被覆管の温度は，図 2.5.11 に示すとおり，給水加熱喪失の状

b．評価項目等
燃料被覆管の温度は，第 2.5.11 図に示すとおり，給水加熱喪失の ⑤態によって出力が増加し，沸騰遷移が生じる期間が最も厳しく，事状態によって出力が増加し，沸騰遷移が生じる期間が最も厳しく，

象発生から約 176 秒で最高の約 1060℃に到達するが，1,200℃以下

事象発生から約 176 秒で最高の約 1,060℃に到達するが，1,200℃以となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の料被覆管厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

燃料被覆管厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

原子炉圧力は，図 2.5.9 に示すとおり，逃がし安全弁の作動によ

原子炉圧力は，第 2.5.9 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動に ⑤

り，約 8.92MPa [gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウン

より，約 8.92MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウ

ダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部に加わる圧

ンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 9.22MPa[gage]以下で差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 9.22MPa[gage]以下であり，あり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，ほう酸水注入系と残留熱除去系の起動後も，格納容器圧力また，ほう酸水注入系と残留熱除去系の起動後も，格納容器圧力

2.5-9

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

及びサプレッション・チェンバ・プール水温は緩やかに上昇する

及びサプレッション・チェンバ・プール水温は緩やかに上昇する ⑤が，それぞれ約 0.19MPa[gage]，約 113℃以下に抑えられ，原子炉格が，それぞれ約 0.19MPa[gage]，約 113℃以下に抑えられ，原子炉格

納 容 器 バ ウ ン ダ リ の 限 界 圧 力 （ 0.62MPa[gage] ） 及 び 限 界 温 度

納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

（200℃）を下回る。
ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって中性子束

ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって中性子束 ⑤は徐々に減少し，未臨界に至る。その後は，原子炉水位及びサプレは徐々に減少し，臨界未満に至る。その後は，原子炉水位及びサプッション・チェンバのプール水の冷却を維持することで安定状態がレッション・チェンバのプール水の冷却を維持することで安定状態確立し，また，安定状態を維持できる。

が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.5.3）（添付資料 2.5.3）

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認し定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

た。

2.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

2.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作

操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作

時間余裕を評価するものとする。

時間余裕を評価するものとする。

原子炉停止機能喪失では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停

原子炉停止機能喪失では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運 止機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び 転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，自動減圧系の自 事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，自動減圧系の自動起動阻止操作，ほう酸水注入系運転操作及び残留熱除去系（サプレッシ 動起動阻止操作，ほう酸水注入系運転操作及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作とする。

ョン・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すと は，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響おりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードでは保守

炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードでは保守的に中央ピークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えるため，解析的に中央ピークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えるため，解析

2.5-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際

結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度をパラメータとしての燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操

作時間に与える影響はない。

作時間に与える影響はない。

炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードでは

炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードでは ⑤

燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定する

燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度をパラメって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開ータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間

運転員等操作時間に与える影響はない。

に与える影響はない。

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保 ⑤

守的な熱伝達モデル等を採用しているため，解析結果は燃料棒表面の守的な熱伝達モデル等を採用しているため，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表

熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表

面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管

温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はな

温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

員等操作時間に与える影響はない。

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が ⑤生じやすい条件として SLMCPR で沸騰遷移が発生するよう設定している生じやすい条件として SLMCPR で沸騰遷移が発生するよう設定しているため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度をパラメって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開ータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間

運転員等操作時間に与える影響はない。

に与える影響はない。

原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コ

原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コ ⑤

ードは保守的な値を用いているため，実際の炉心内におけるほう酸水ードは保守的な値を用いているため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早く，ボロン反応度印加割合が大きくなり未臨界までの時間の拡散は早く，ボロン反応度印加割合が大きくなり臨界未満までの時が早くなるが，ほう酸水の注入開始以降に実施する運転操作はないこ

間が早くなるが，ほう酸水の注入開始以降に実施する運転操作はないとから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.5.4）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料 2.5.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的

炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えることにより燃に中央ピークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えることにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を

料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を2.5-11

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

大きくなる。

炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃

炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するこ料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定することにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被とにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

する余裕は大きくなる。

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保 ⑤

守的な熱伝達モデル等により燃料被覆管温度を高めに評価することか

守的な熱伝達モデル等により燃料被覆管温度を高めに評価するため，

ら，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価するため，評価

有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，更に保守的項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料棒表面な取扱いとして，リウェットを考慮しない場合を仮定しても，燃料被熱伝達についての更に保守的な取扱いとして，リウェットを考慮しな覆管の最高温度は約 1150℃，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくい場合の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。

なる前の燃料被覆管厚さの 4%以下であり，評価項目の要件を満足する。
炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件設定により燃料被覆管温度を高めに評価する可能性が生じやすい条件設定により燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があり，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があり，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなあることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

る。

原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コ

原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コ ⑤

ードはほう酸水の拡散に関して保守的な値を用いているため，未臨界

ードはほう酸水の拡散に関して保守的な値を用いているため，臨界未までの時間を遅く評価し，サプレッション・チェンバ・プール水温及満までの時間を遅く評価し，サプレッション・チェンバ・プール水温

び格納容器圧力を高めに評価することから，評価項目となるパラメー

及び格納容器圧力を高めに評価することから，評価項目となるパラメ

タに対する余裕は大きくなる。

ータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.5.4，2.5.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表（添付資料 2.5.4，2.5.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤2.5.2 に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件

2.5.2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があは，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定ることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられ

2.5-12

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初 期 条 件 の 炉 心 流 量 は ， 解 析 条 件 の 「 52,200t/h （ 定 格 流 量

変更後る項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初 期 条 件 の 炉 心 流 量 は ， 解 析 条 件 の 52,200t/h （ 定 格 流 量 ⑤（100%））」に対して最確条件は「定格流量の約 91%～約 110%」で（100%））に対して最確条件は定格流量の約 91%～約 110%である。

ある。炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，主蒸気

主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応

隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大度が大きくなり，事象進展に影響を与え，運転員等操作時間に影響きくなり，事象進展に影響を与え，運転員等操作時間に影響を与えを与える。よって，炉心流量が少ない場合の感度解析を「(3) 感度る。よって，炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析解析」にて実施する。

を「(3) 感度解析」にて実施する。

初期条件の最小限界出力比は，解析条件の「1.22」に対して最確

初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件 ⑥

値は「1.22 以上」であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とは 1.30 以上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場した場合，解析条件よりも大きくなるため，燃料被覆管温度の上昇

合，解析条件よりも大きくなるため，燃料被覆管温度の上昇は緩和は緩和されるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

影響はない。
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の「44.0kW/m」に対して初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確 ⑤

最確条件は「約 42.0kW/m 以下」であり，本解析条件の不確かさとし条件は約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件て，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転

度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はな

員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の「平衡サ初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイ ⑤

イクル末期の値の 1.25 倍」に対して最確条件は「平衡サイクル初期

クル末期の値の 1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末から末期の値」であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件と期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，した場合，動的ボイド係数の絶対値が小さくなるため燃料被覆管温

動的ボイド係数の絶対値が小さくなるため燃料被覆管温度の上昇が

度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さ緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さいことかく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードのら，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動しうるが，

きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の

動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，プラント挙変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，プラント挙動への影響は小さいことが確認されている（「付録 3 重大事故等対動への影響は小さいことを確認している（「付録 3 重大事故等対策

策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについの有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」）。

て」）。

2.5-13

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の「平衡変更理由

初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サ ⑤

サイクル末期の値の 0.9 倍」に対して最確条件は「平衡サイクル初

イクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から期から末期の値」であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件

末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場とした場合，動的ドップラ係数の絶対値が大きくなるため燃料被覆合，動的ドップラ係数の絶対値が大きくなるため燃料被覆管温度の

管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さいこ

小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コーとから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コー

ドの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因

ドの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおりプラン子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおりプラント挙動への影響は小さいことが確認されている（「付録 3 重大事故

ト挙動への影響は小さいことを確認している（「付録 3 重大事故等等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについ対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについ

て」）。

て」）。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン（ウェットウェル）の空間部及び液相部，格納容器圧力及びサプレ

バ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解ッション・チェンバ・プール水温は，ゆらぎにより解析条件に対し

析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さて変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運く，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観 ⑤

点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによる原子炉圧力容器への低温の給水が継続する

動駆動給水ポンプによる原子炉圧力容器への低温の給水が継続する

ことにより，原子炉出力が高く維持されることから，格納容器圧力ことにより，原子炉出力が高く維持されることから，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で厳しく及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を解析条件に設定している。なお，外なるよう外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がな

部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が確保されい場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることかることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件の「閉止時間：3

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒 ⑤秒」に対して最確条件は「閉止時間：3 秒以上 4.5 秒以下」であに対して最確条件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かり，本解析条件の不確かさとして，解析条件で設定している主蒸気さとして，解析条件で設定している主蒸気隔離弁の閉止時間を長く隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印した場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さく加される反応度は小さくなるが，事象発生から極短時間での動作でなるが，事象発生からごく短時間での動作であることから，運転員

あり，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

等操作時間に与える影響は小さい。

（添付資料2.5.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初 期 条 件 の 炉 心 流 量 は ， 解 析 条 件 の 「 52,200t/h （ 定 格 流 量（添付資料 2.5.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初 期 条 件 の 炉 心 流 量 は ， 解 析 条 件 の 52,200t/h （ 定 格 流 量 ⑤

2.5-14

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

（100%））」に対して最確条件は「定格流量の約 91%～約 110%」で（100%））に対して最確条件は定格流量の約 91%～約 110%である。 ⑤ある。炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，主蒸気

主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応

隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大度が大きくなる等により，評価項目となるパラメータに影響を与えきくなる等により，評価項目となるパラメータに影響を与える。よる。よって，炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析って，炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析を「(3)を「(3) 感度解析」にて実施する。

感度解析」にて実施する。

初期条件の最小限界出力比は，解析条件の「1.22」に対して最確

初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件 ⑥

値は「1.22 以上」であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とは 1.30 以上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場した場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目

合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるとなるパラメータに対する余裕は大きくなる。

パラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の「44.0kW/m」に対して初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確 ⑤

最確条件は「約 42.0kW/m 以下」であり，本解析条件の不確かさとし条件は約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件て，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることとした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項から，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の「平衡サ初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイ ⑤

イクル末期の値の 1.25 倍」に対して最確条件は「平衡サイクル初期

クル末期の値の 1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末から末期の値」であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件と期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，した場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目

燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラとなるパラメータに対する余裕は大きくなるが，評価項目となるパメータに対する余裕は大きくなるが，その影響は小さい。なお，解ラメータに与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を

析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動

要事故シーケンスの事象進展に応じて変動しうるが，動的ボイド係し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮し保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，て厳しい組み合せとした場合においても，評価項目となるパラメー

評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認していタに対する影響は小さいことを確認している（「付録 3 重大事故等る（「付録 3 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデン対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについト解析コードについて」）。

て」）。
初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の「平衡初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サ ⑤

サイクル末期の値の 0.9 倍」に対して最確条件は「平衡サイクル初

イクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から期から末期の値」であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件

末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項

合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となる目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

パラメータに対する余裕は大きくなる。

解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係

解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係

2.5-15

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のと数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおり評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認しおり評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している（「付録 3 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシている（「付録 3 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシ

デント解析コードについて」）。

デント解析コードについて」）。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観 ⑤

点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによる原子炉圧力容器への低温の給水が継続する

動駆動給水ポンプによる原子炉圧力容器への低温の給水が継続する

ことにより，原子炉出力が高く維持されることから，格納容器圧力ことにより，原子炉出力が高く維持されることから，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で厳しく及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を解析条件に設定している。仮に事象なるよう外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生ととも

発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に外部電源喪失が発生する場合は，第 2.5.22 図から第 2.5.26 図にに再循環ポンプがトリップし，電動駆動給水ポンプによる原子炉圧

示すとおり，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがトリップし，電力容器への給水も行われず，原子炉出力が低くなるため，評価項目

動駆動給水ポンプによる原子炉圧力容器への給水も行われず，原子となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がな

炉出力が低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余い場合は非常用ディーゼル発電機により電源が確保される。

裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給される。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件の「閉止時間：3

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒 ⑤秒」に対して最確条件は「閉止時間：3 秒以上 4.5 秒以下」であに対して最確条件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かり，本解析条件の不確かさとして，解析条件で設定している主蒸気さとして，主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉

隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，初期の原子炉出力加される反応度は小さくなり，初期の原子炉出力上昇が小さくなる

上昇が小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余ため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

裕は大きくなる。

（添付資料2.5.4，2.5.6, 2.5.9）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要（添付資料 2.5.4，2.5.6，2.5.9） ⑤
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響

与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価

2.5-16

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，解析上の操作開始(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，解析上の操作開始 ⑤

時間として原子炉水位低（レベル 1）到達後 30 秒以内を設定してい時間として原子炉水位低（レベル 1）到達後 30 秒以内を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動る。運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行うため，操作開始時間は変動しうるが，本操作が遅れないようにタうため，操作開始時間は変動し得るが，本操作が遅れないようにタ

イマー動作の警報が発報すること及び運転員は 2 名で対応すること

イマー動作の警報が発報すること及び運転員は 2 名で対応することから，操作が遅れる可能性は低く，実態の操作開始時間は解析上のから，操作が遅れる可能性は低く，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことか

操作は，解析コード及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）にら，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操ード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより，操作開始

作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影

時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の響はない。

操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件のほう酸水注入系運転操作は，解析上の操作開始時間と操作条件のほう酸水注入系運転操作は，解析上の操作開始時間と ⑤して原子炉スクラムの失敗を確認した後から 10 分後を設定していして原子炉スクラムの失敗を確認した後から 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，状態把握の時間及び操る。運転員等操作時間に与える影響として，状態把握の時間及び操作時間に余裕を含めて解析上は 10 分間を想定しているが，制御棒挿

作時間に余裕を含めて解析上は 10 分間を想定しているが，ほう酸水

入失敗が確認され次第，ほう酸水注入系の起動操作を優先して速や注入系の起動操作は，制御棒挿入失敗が確認され次第，再循環ポン

かに実施する手順となっていること，また，本操作は中央制御室内

プの停止及び自動減圧系の自動起動阻止操作後に速やかに実施するでの簡易なスイッチ操作であることから，操作開始時間は解析上の手順となっていること，また，本操作は中央制御室内での簡易なス

設定よりも早まる可能性があり，原子炉圧力容器へのほう酸水注入

イッチ操作であることから，操作開始時間は解析上の設定よりも早系による注水開始時間を早める。

まる可能性があり，原子炉圧力容器へのほう酸水注入系による注入
開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。当該操作は，操作手順に変わりがなく，パラメータを起点としていない操作であることから，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさによる操作開始時間に与える影響はない。
また，当該操作は，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

冷却モード）運転操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッシ

冷却モード）運転操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温 49℃到達後 10 分後を設定している。

ョン・チェンバ・プール水温 49℃到達後 10 分後を設定している。

2.5-17

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操

運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操 ⑤

作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行う

作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行うことも踏まえて，状況把握の時間及び操作時間に時間余裕を含めてことも踏まえて，状況把握の時間及び操作時間に時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほ設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員

解析コード及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により，操等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解

作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であ析条件（操作条件を除く）の不確かさにより，操作開始時間は遅れ

り，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はな

る可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重い。

複もないことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料2.5.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料 2.5.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，運転員等操作時間

操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はな等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。操作条件のほう酸水注入系運転操作は，操作の不確かさが操作い。

開始時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定

操作条件のほう酸水注入系運転操作は，操作の不確かさが操作開 ⑤よりも早くなる可能性があり，格納容器圧力及び温度は解析結果よ

始時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも低くなる可能性があり，評価項目となるパラメータに対する余りも早くなり，その場合，格納容器圧力及び温度は解析結果よりも裕は大きくなる。なお，燃料被覆管温度は，ほう酸水注入系運転操低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大き

作開始前に最大となることから，評価項目となるパラメータに与えくなる。なお，燃料被覆管温度は，ほう酸水注入系運転操作開始前

る影響はない。

に最大となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

冷却モード）運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，冷却モード）運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

（添付資料2.5.4）(3) 感度解析
解析条件の不確かさにより，初期条件の炉心流量が最確条件のうち最小（添付資料 2.5.4）(3) 感度解析
解析条件の不確かさとして，初期条件の炉心流量が少ない場合には，評 ⑤（定格流量の 90%）となる場合には，評価項目となるパラメータに影響を 価項目となるパラメータに影響を与えることから，本重要事故シーケンス与えることから，本重要事故シーケンスにおいて感度解析を行う。その結 において炉心流量を定格流量の 90%とした感度解析を行う。その結果，第果，燃料被覆管の最高温度は約 1080℃となり，「2.5.2(3) 有効性評価の 2.5.27 図から第 2.5.31 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約結果」で示す最高温度約 1060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回 1,080℃ と な り ， 「 2.5.2(3) 有 効 性 評 価 の 結 果 」 で 示 す 最 高 温 度 約

2.5-18

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

っている。また，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値は約 1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の ⑤
9.12MPa[gage]※2 であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回 酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 3%以下であり，っている。なお，その他の評価項目である，燃料被覆管の酸化量，原子炉 「2.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて格納容器バウンダリにかかる圧力及びサプレッション・チェンバ・プール 上昇するものの，15%を下回っている。また，原子炉冷却材圧力バウンダ
水温については，「2.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高値と同じ。

リにかかる圧力の最高値は約 9.12MPa[gage]※2 であり，最高使用圧力の 1.2
倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。なお，その他の評価項目である，
燃料被覆管の酸化量，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温については，「2.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高値と同じである。
解析コードにおける重要現象の不確かさとして，燃料棒表面熱伝達が小 ③（燃料棒表面熱伝達の不確かさ
さい場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，保守

解析としてリウェットを考慮的な取扱いとして，リウェットを考慮しないことを仮定した場合の感度解しない感度解析の追加実施）

析を行う。その結果，初期条件の炉心流量が 定格流量の場合には，第2.5.32 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,150℃であり，「2.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約 1,060℃に比べて上昇す
るものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 4%以下であり，「2.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて増加するものの，15%を下回っている。また，初期条件の炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）には，第 2.5.33 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,180℃であり，リウェットを考慮した場合における最高温度約 1,080℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 5%以下であり，リウェットを考慮した場
合における燃料被覆管厚さの 3%以下に比べて上昇するものの，15%を下回
っている。
※2

解析コードによる評価結果を示す。一方，「2.5.2(3) 有効性評価※2

解析コードによる評価結果を示す。一方，「2.5.2(3) 有効性評価の結果」では，原子炉圧力の最高値に原子炉圧力と原子炉圧力容の結果」では，原子炉圧力の最高値に原子炉圧力と原子炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値を原子炉器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値を原子炉

冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値として示している。

冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値として示している。

本感度解析の結果についても「2.5.2(3) 有効性評価の結果」と同

本感度解析の結果についても「2.5.2(3) 有効性評価の結果」と同様に原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値を評価す

様に原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値を評価する場合，その最高値は，原子炉圧力の最高値（8.97MPa）に原子炉

る場合，その最高値は，原子炉圧力の最高値（8.97MPa）に原子炉

圧力と原子炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）

圧力と原子炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）

2.5-19

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

を加えた値の 9.27MPa となるが，この値は最高使用圧力の 1.2 倍を加えた値の 9.27MPa となるが，この値は最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。

（10.34MPa[gage]）を下回っている。
（添付資料2.5.6）(4) 操作時間余裕の把握（添付資料 2.5.5，2.5.6） ⑤(4) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメ

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認 ータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

し，その結果を以下に示す。

操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作については，自動減圧系の自操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作については，自動減圧系の自 ⑤

動起動阻止操作が行われなかった場合でも，自動減圧系の作動による減圧 動起動阻止操作が行われなかった場合でも，自動減圧系の作動による原子開始から低圧注水系による原子炉注水が開始されるまでには，低圧注水系 炉減圧開始から低圧注水系による原子炉注水が開始されるまでには，低圧による注水が可能な圧力に原子炉が減圧されるまでの時間があり，この間 注水系による注水が可能な圧力に原子炉が減圧されるまで約 160 秒の時間に自動起動阻止操作又は開放された逃がし安全弁の閉止操作を実施するこ があり，この間に自動起動阻止操作及び開放された逃がし安全弁の閉止操とで低圧注水系による原子炉注水を防止でき，実際にはこの間についても 作を実施することで低圧注水系による原子炉注水を防止でき，実際にはこ操作時間として確保できることから，時間余裕がある。

の間についても操作時間として確保できることから，時間余裕がある。運転状態の原子炉圧力(約 7MPa)から逃がし安全弁 8 個で減圧する場合について，同操作を実施している「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」を参照すると，原子炉圧力(図 2.1.6 参照)は逃がし安全弁 8 個による減圧開始後約160 秒で約 2MPa まで低下している。このことから，自動減圧系の作動により逃がし安全弁 8 個による減圧が開始された場合であっても，減圧開始か
ら約 160 秒の間に自動減圧系の自動起動阻止操作を実施することで，低圧注水系による原子炉注水を防止できる。

ほう酸水注入系運転操作は，手順上，事象発生直後に開始する操作とし

ほう酸水注入系運転操作は，手順上，事象発生直後に行う再循環ポンプ ⑤ている。ほう酸水注入系の運転開始時間は，主にサプレッション・チェン の停止及び自動減圧系の自動起動阻止操作後に開始する操作としている。
バ・プール水温及び格納容器圧力に影響するが，事象発生から 10 分後に操 ほう酸水注入系の運転開始時間は，主にサプレッション・チェンバ・プー
作を開始した場合でも，格納容器圧力及び格納容器温度の最大値は原子炉 ル水温及び格納容器圧力に影響するが，事象発生から 10 分後に操作を開始
格納容器の限界圧力及び限界温度をそれぞれ下回ることから、事象発生か した場合でも，格納容器圧力及び温度の最大値は原子炉格納容器の限界圧
ら 10 分以上の時間余裕がある。

力及び限界温度をそれぞれ下回るため，10 分以上の操作時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ ⑤ード）運転操作については，サプレッションプール水温高警報の発報から ード）運転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水温の高10分程度あり，操作時間が確保できることから，時間余裕がある。

警報の発報から 10 分程度あり，操作時間が確保できることから，時間余裕がある。

（添付資料2.5.4，2.5.10）（添付資料 2.5.4，2.5.10）

2.5-20まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(5) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

変更後(5) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運 時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目とな 転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータ るパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間 に対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

余裕がある。

2.5.4 必要な要員及び資源の評価

2.5.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，6 号及び 7

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，6 号及び 7 ⑤号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「2.5.1(3) 炉心損傷防止 号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「2.5.1(3) 炉心損対策」に示すとおり 12 名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員 傷防止対策」に示すとおり 12 名である。「6.2 重大事故等対策時に必要の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の 72 名で対処可 な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対能である。

処可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行 源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
a．水源
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水についい，その結果を以下に示す。
a．水源
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水につい ⑤ては，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水するては，事象発生初期に復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバ・ことから，水源が枯渇することはないため，7 日間の継続実施が可プールに水源が切り替わった後は，サプレッション・チェンバのプ能である。

ール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日間の注水継続実施が可能である。

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応となる。
b．燃料

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応となる。
b．燃料

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していな

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していな

いが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源

いが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負2.5-21

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更理由

荷で運転した場合，号炉あたり約 751kL の軽油が必要となる。免震荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポ

炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・

スト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転

ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運 ④（燃費修正）を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 79kL の軽油が必要とな転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要とな ⑤る。（6 号及び 7 号炉合計 約 1,581kL）る（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）。

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能である

ことから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，免震重要棟内

ことから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉

緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリン

建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリ

グ・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能

ング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可

である。

能である。

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していな

いが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源

いが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能

含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能

である。

である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

タリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供

ニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源給が可能である。

供給が可能である。

結論

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な

伴う反映）

c．電源

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していな

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニ伴う反映）

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能である

c．電源

2.5.5

変更後

2.5.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な ⑤

過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失し，反応度制御や原子炉水位の 過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失し，反応度制御や原子炉水位の維持に失敗し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー 維持に失敗し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー
プ｢原子炉停止機能喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策 プ「原子炉停止機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対として代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，原 策として代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，
子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸水 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸注入系による炉心へのほう酸水の注入手段，安定状態に向けた対策として 水注入系による炉心へのほう酸水の注入手段，安定状態に向けた対策とし残留熱除去系による原子炉格納容器除熱手段を整備している。また，重要 て残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によ
事故シーケンスに対する有効性評価では使用できないものと仮定したもの る原子炉格納容器除熱手段を整備している。また，重要事故シーケンスに

2.5-22伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

の，原子炉停止機能のバックアップとして代替制御棒挿入機能，手動での 対する有効性評価では使用できないものと仮定したものの，原子炉停止機
原子炉スクラムの手段を整備している。

能のバックアップとして代替制御棒挿入機能，手動での原子炉スクラムの手段を整備している。

事故シーケンスグループ｢原子炉停止機能喪失｣の重要事故シーケンス

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性 「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。

評価を行った。

上記の場合においても，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による

上記の場合においても，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による ⑤

炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水 炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系 位の維持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系
による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはな （サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容い。

器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにその結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
なお，解析条件の不確かさ等を考慮して感度解析を実施しており，いずれの場合においても評価項目を満足することを確認している。

いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
なお，解析条件の不確かさ等を考慮して感度解析を実施しており，いずれの場合においても評価項目を満足することを確認している。

（添付資料2.5.6，2.5.7，2.5.8，2.5.9）
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」にお（添付資料 2.5.6，2.5.7，2.5.8，2.5.9）
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保 ⑤可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流 ⑤

いて，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持， 量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維
ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系による原子 持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプ
炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンス対 レッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停止機 等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であ能喪失」に対して有効である。

ることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対して有効である。

2.5-23

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

2.6 LOCA 時注水機能喪失

2.6 LOCA 時注水機能喪失

2.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に含まれる事故シーケ

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に含まれる事故シーケ

ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，① ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，②「小破断 LOCA＋高圧注 「小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，②「小破断 LOCA＋高圧注
水失敗＋原子炉減圧失敗」，③「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注 水失敗＋原子炉減圧失敗」，③「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注
水失敗」及び④「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。 水失敗」及び④「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。
また，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」からも LOCA を起

また，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」からも LOCA を起因とする事故シーケンスとして，⑤「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」及び 因とする事故シーケンスとして，⑤「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」及び⑥「中破断 LOCA＋RHR 失敗」が抽出された。
なお，大破断 LOCA を起因とする事故シーケンスについては，炉心損傷を⑥「中破断 LOCA＋RHR 失敗」が抽出された。
なお，大破断 LOCA を起因とする事故シーケンスについては，炉心損傷を防止することができないため，格納容器破損防止対策を講じて，その有効 防止することができないため，格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認する。

性を確認する。

(2)事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2)事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運 ⑤

転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後， 転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破 高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破断箇所からの原子炉冷却材の流出により，原子炉水位が低下することか 断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和ら，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位低下により炉心が露出 措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心し，炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，併せ 損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，あわせて残留て残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失を想定する。
本事故シーケンスグループは，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発生し，熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失等を想定する。
本事故シーケンスグループは，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発生し，同時に高圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事 同時に高圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事
故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価に 故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発生時の高圧注水機能又は低圧注水機能 は，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発生時の高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
ここで，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発生後に高圧・低圧注水機能喪失に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
ここで，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発生後に高圧・低圧注水機能喪失 ⑤が生じた際の状況を想定すると，事象発生の後，重大事故等対処設備によ が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重大事故等対処設備によっって高圧注水を実施して炉心損傷を防止することも考えられるが，重大事 て高圧注水を実施して炉心損傷を防止することも考えられるが，重大事故
故等対処設備である高圧代替注水系は蒸気駆動の設備であり，小破断 LOCA 等対処設備である高圧代替注水系は蒸気駆動の設備であり，小破断 LOCA 又又は中破断 LOCA が発生している状況では，その運転継続に対する不確かさ は中破断 LOCA が発生している状況では，その運転継続に対する不確かさが

2.6-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

が大きい。このことから，高圧代替注水系には期待せず，低圧注水機能に 大きい。このことから，本事故シーケンスグループにおいては，高圧代替 ⑤
対する重大事故等対処設備の有効性を評価することとする。

注水系には期待せず，低圧注水機能に対する対策の有効性を評価することとする。

したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

作により原子炉を減圧し，減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を 作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）によりの位置づけ変更に伴う反映）

冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレ 炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器 ⑤
イ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化 スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし
ベント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃が 装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。
し装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」における機能喪失に対(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」における機能喪失に対 ⑤して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とする して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とする
ため，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による ため，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するた 原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁をめ，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による原子 開維持することで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。
炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除 また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策と熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.6.1 から図 2.6.3 して代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手に，手順の概要を図 2.6.4 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下 段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備すに示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 2.6.1 る。これらの対策の概略系統図を第 2.6.1 図から第 2.6.3 図に，手順の概に示す。

要を第 2.6.4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.6.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 ⑤発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は， 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制
中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。そ 御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳の内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及 は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号
び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発 炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発電所構
電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要 内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5
員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補 ③（要員の運用変更）

給作業を行うための参集要員 8 名である。必要な要員と作業項目について 給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について ⑤
図 2.6.5 に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目

第 2.6.5 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目

2.6-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対 を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
a. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認

処可能である。
a. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認

原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管

原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生と同時に外部電源喪失となり，原子炉がスクラムしの中小破断の発生と同時に外部電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。

たことを確認する。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベ

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心ル 2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）

注水系，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。

の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。

高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系
統の流量指示等である。
c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系
統の流量指示等である。
c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による ⑤

原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送

原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送

ポンプ 1 台を追加起動し，2 台運転とする。また，原子炉注水に必要なポンプ 1 台を追加起動し，2 台運転とする。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄弁）が開動作可能

電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可であることを確認する。

能であることを確認する。低圧代替注水系（常設）のバイパス流防止
系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制 ⑤

御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を開操作し原子炉を急速御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開操作し原子炉を減圧する。

急速減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替

逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替

注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

炉水位が回復する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な

2.6-3

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（原子炉圧力容器）で計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流 ②（計器名称の変更）ある。

量）等である。

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却⑤

崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇 ⑤する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル

する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル

雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作によ

雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施す

り代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を

る。

実施する。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認する⑤

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を ②（計器名称の変更）ために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（原確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系 ⑤

子炉格納容器）である。

流量（RHR B 系代替注水流量）である。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却時に，原子代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却時 ⑤

炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室かに，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央らの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系を停止し，原子炉注制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した

停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉

後，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する。

水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレイを再開する。

f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし

f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備とし ⑤て，原子炉格納容器一次隔離弁を二次格納施設外からの人力操作によて，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からのり開する。

人力操作により開する。

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施して代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を ⑤も，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二実施しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格

次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作すること

納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作す

で，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実

る。

施する。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施してい格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は格る間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，

納容器内雰囲気放射線レベル等である。

格納容器内雰囲気放射線レベル等である。

2.6-4

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
サプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置等のベン

変更後
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベ ⑤トラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備はサプレ

ントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サッション・チェンバ・プール水位等である。

プレッション・チェンバ・プール水位である。

以降，炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行う。
なお，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継以降，炉心冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続 ⑤
的に行い,また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

続的に行う。
2.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス

は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中破断 は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中破断
LOCA を起因事象とし，全ての注水機能を喪失する「中破断 LOCA＋HPCF 注 LOCA を起因事象とし，全ての注水機能を喪失する「中破断 LOCA＋HPCF 注
水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」である。なお，中破断 LOCA は，破断口から 水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」である。なお，中破断 LOCA は，破断口からの原子炉格納容器への蒸気の流出に伴う原子炉圧力の低下により，原子炉 の原子炉格納容器への蒸気の流出に伴う原子炉圧力の低下により，原子炉
隔離時冷却系の運転に期待できない規模の LOCA と定義していることから， 隔離時冷却系の運転に期待できない規模の LOCA と定義していることから，
本評価では原子炉隔離時冷却系の運転にも期待しないものとする。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，

本評価では原子炉隔離時冷却系の運転にも期待しないものとする。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達， ⑤

気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイ 気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイ
ド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器 ド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷 における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含 却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）並む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達
熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベン 及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベントが重トが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能 要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるである長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合 長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コ
解析コード MAAP，炉心ヒートアップ解析コード CHASTE により原子炉圧 ード MAAP，炉心ヒートアップ解析コード CHASTE により原子炉圧力，原子力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡 炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求応答を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温

度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料 度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料被覆管の最高温度を詳細に評価する。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本被覆管の最高温度を詳細に評価する。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本

2.6-5

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目と 重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

なるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 ⑤

2.6.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特 2.6.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス
有の解析条件を以下に示す。

特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件ａ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

破断箇所は原子炉圧力容器下部のドレン配管（配管断面積約22

破断箇所は原子炉圧力容器下部のドレン配管（配管断面積約26cm2）とし，破断面積を 1cm2 とする。

26cm ）とし，破断面積を 1cm とする。
（添付資料 2.6.1）(b) 安全機能の喪失に対する仮定（添付資料 2.6.1）(b) 安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧

注水機能として残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失するも注水機能として残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失するものとする。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するのとする。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。

ものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の

外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非低下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失 ⑤に起因する再循環ポンプトリップに伴う炉心流量急減信号によるもに起因する再循環ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるのとする。

ものとする。

(b) 逃がし安全弁(b) 逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリ

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動の過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量とし減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

て，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(c) 低圧代替注水系（常設）(c) 低圧代替注水系（常設）2.6-6まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大300m3/hにて原子炉に注逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉に注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代

水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代

替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同

替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

(d) 代替格納容器スプレイ冷却系
格 納 容 器 圧力 及 び 温度 抑 制 に 必要 な ス プレ イ 流 量 を考 慮 し ，3(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプ

スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替え

レイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにてにて実施する。

実施する。

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に⑤

格 納 容 器 圧 力 及 び 温 度 抑 制 に 必要 な ス プレ イ 流 量 を考 慮 し ，

140m /h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，代替格納容器(e) 格納容器圧力逃がし装置等

変更理由(e) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に ⑤

おける最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁おける最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約 70%開※）にて原子炉格納容器除熱を実施の中間開操作（流路面積 70%開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施す

する。

る。

※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次 ⑤

離弁を 50％開にて開始するが，格納容器圧力に低下傾向が確認でき隔離弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低 ⑥ない場合は，増開操作を実施する。解析においては，操作手順の考

下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強え方を踏まえ，中間開操作（流路面積約 70%開）とする。

化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)低圧代替注水系（常設）の起動及び中央制御室における系統構成

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構 ⑤は，高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間

成は，高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時を考慮して，事象発生から14分後に開始するものとし，操作時間は間を考慮して，事象発生から 14 分後に開始するものとし，操作時間

約4分間とする。

は約 4 分間とする。

(b)原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注水系(b)逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作におけ ⑤（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約18分後に開始する低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約る。

18 分後に開始する。

(c)代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，格(c)代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操 ⑤

2.6-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格作は，格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。

納容器スプレイは，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した後，なお，格納容器スプレイは，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達

格納容器ベント実施前に停止する。

した後，格納容器ベント実施前に停止する。

(d)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内(d)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内 ⑤

及びシュラウド内外） ※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子 及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図 2.6.6 から図 2.6.11 に，燃料被覆管温 炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.6.6 図から第 2.6.11 図に，燃料被覆度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最 管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管
高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下 の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉部プレナム部のボイド率，破断流量の推移及び燃料被覆管に破裂が発生す 心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移及び燃料被覆管に破裂が発る時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を図 2.6.12 生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第から図 2.6.18 に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェン 2.6.12 図から第 2.6.18 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッシ
バ・プール水位及び水温の推移を図 2.6.19 から図 2.6.22 に示す。

ョン・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 2.6.19 図から第 2.6.22
図に示す。
※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水 ⑤位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位をあわせて示す。なお，
水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

a. 事象進展a. 事象進展

事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系

系の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系

2.6-8

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動に失敗する。これにより，残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動に失敗する。これにより，残留熱除去系（低圧注水モード）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作

注水モード）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作

動しない。

動しない。

再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに10 台全てがトリップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル10 台全てがトリップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル1.5）で全閉する。

1.5）で全閉する。

事象発生から約 18 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし事象発生から約 18 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし

安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧

安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧後に，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。

後に，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。

原子炉急速減圧を開始すると，冷却材の流出により原子炉水位は低

原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水 ⑤下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注水

位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）によが開始すると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。

る注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧に

変更理由

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧に ⑤より，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結より，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結

果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下す

果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数る。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料のは低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によ露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボり，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置

イド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，燃料被覆管温におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボ度は低下することから，ボイド率は低下し，熱伝達係数は上昇する。

イド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については， ⑤

上記に伴い変化する。また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。崩壊熱除去機能を喪

炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入す失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子ることで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格

炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇す

納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がる。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納し装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事

容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器

う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プ

14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，

ール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対真空破壊装置の健全性は維持される。

して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

※炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側の水位

⑤

2.6-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

を示した。シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相

変更理由⑤

水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の自動起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃
料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，図 2.6.12 に示すとおり，原子炉水位が回b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 2.6.12 図に示すとおり，原子炉水位が ⑤復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇

回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上し，約 821℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度

昇し，約 821℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量

酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下とは酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下

なる。

となる。

原子炉圧力は，図 2.6.6 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，

原子炉圧力は，第 2.6.6 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動によ ⑤

約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかり，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリ

かる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約にかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩 ⑤

壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却

格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等に

炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかよる原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダ

る圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃にる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，限界圧力及び抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

限界温度を下回る。
図 2.6.7 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続によ第 2.6.7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続に ⑤り炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始することでに格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始すること

2.6-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

変更理由

で安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.6.2）

格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量の評（添付資料 2.6.2）
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での ⑤

価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用

本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3 全交流動力電源喪までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3.1 全失」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以

公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。

下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。なお，LOCA 時注水機能喪失においては，破断口より原子炉格納容器内に直接蒸気が排出されるものの，本評
価では考慮していないが，原子炉格納容器内での自然沈着や格納容器ス
プレイによる除去に期待できるため，サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数（10）に対して遜色ない効果が得られるものと考える。

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばに示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ば

くのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

くのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

2.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

2.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
LOCA 時注水機能喪失では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウ

時間余裕を評価するものとする。
LOCA 時注水機能喪失では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウ ⑤

ンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機 ンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することが特徴である。また， 能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することが特徴である。また，
不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度まで 不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる の短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速 操作として，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷 減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格
却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作とす 納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱る。

操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさ

本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさ

2.6-11

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

の影響評価については，「2.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確 の影響評価については，「2.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同じ。

かさの影響評価」と同じ。
（添付資料2.6.3）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件（添付資料 2.6.3）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第2.6.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件

2.6.2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があは，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定ることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられ目に関する影響評価の結果を以下に示す。

る項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確 ⑤

条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管

温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員

温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運等操作時間に与える影響はない。

転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか

格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準ら，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（速やか備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与えるに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操影響はない。

作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン

バ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより

析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さ

解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

いことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口⑤

事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口

2.6-12

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

径配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大き径配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大き ⑤

くなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定

くなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定

し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事故し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事故シーケンスグループ「LOCA時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積1cm2 を設定している。なお，CHASTE解析によれ表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，第 2.6.23 図から第 ③（燃料被覆管破裂を回避できる

ば，破断面積が5.6cm2までは，燃料被覆管破裂を回避することがで

2.6.25 図に示すとおり，CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2

破断面積評価のための感度解き，原子炉急速減圧の開始時間は約16分後となる。本解析（破断面

までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，原子炉急速減圧の

析を追記）

積が1cm2）における原子炉急速減圧の開始時間は約18分後であり，開始時間は約 16 分後となる。本解析（破断面積が 1cm2）における原運転員等操作時間に与える影響は小さい。破断面積が大きく，炉心子炉急速減圧の開始時間は約 18 分後であり，運転員等操作時間に与損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「3.1 雰囲

える影響は小さい。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂

気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応を含む）に至る場合については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静となる。

的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観 ⑤点から，給復水系による給水が無くなり，原子炉水位の低下が早く点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を解析条件に設定している。なお，外部電

なる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場

源がある場合は，外部電源から電源が供給されることから，原子炉合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるこ

圧力容器への給水機能は維持され，運転員等操作時間に与える影響とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさと機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤

して，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保て，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持

として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作

可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることかであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

（添付資料2.6.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確（添付資料 2.6.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確 ⑤

条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価

価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉

2.6-13

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇 ⑤緩和されるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくは緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることかなる。なお，格納容器圧力上昇は遅くなるが，格納容器圧力上昇はら，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制され格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータ

ることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口 ⑤

径配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大き径配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定

くなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定

し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事故し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事故シーケンスグループ「LOCA時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代2表できる破断面積1cm を設定している。なお，CHASTE解析によれ表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，第 2.6.23 図から第ば，破断面積が5.6cm2までは，燃料被覆管破裂を回避することがで

2.6.25 図に示すとおり，CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2

き，燃料被覆管の最高温度は約886℃となる。破断面積が大きく，までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，燃料被覆管の最高

炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「3.1

温度は約 886℃となる。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の破裂を含む）に至る場合については，「3.1 雰囲気圧力・温度によ対応となる。

る静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観 ⑤点から，給復水系による給水が無くなり，原子炉水位の低下が早く点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を解析条件として設定している。なお，外なる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場

部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水は維合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるた

持されるため，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパ

め，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに

ラメータに対する余裕は大きくなる。

対する余裕は大きくなる。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさと機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤

して，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保て，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守守性），燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラ

価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

メータに対する余裕は大きくなる。

（添付資料2.6.3，2.6.4）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要（添付資料 2.6.3，2.6.4）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤

2.6-14

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響

与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価

が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子 ⑤炉急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生

炉急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から約18分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響としから約 18 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間及び低圧代替注て，高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間及び低圧代替注

水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，余裕時間を含め水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，時間余裕を含めて設定されていることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開て設定していることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始

始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があり，原子炉注水

時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があり，原子炉注水のの開始時間を早める。

開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

却 操 作 は ， 解 析 上 の 操 作 開 始 時 間 と し て 格 納 容 器 圧 力 0.18MPa

納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響と0.18MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与えして，実態の運転操作においては，原子炉注水を優先するため，原る影響として，実態の運転操作においては，原子炉注水を優先する

子炉水位高（レベル8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替

ため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）

格納容器スプレイへ切替えることとしており，原子炉注水の状況にから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしてより格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力0.18MPa[gage]付

おり，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納近となるが，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，操作開始時間に与える影響

析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該

始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにの操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

より操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

操 作 は ， 解 析 上 の 操 作 開 始 時 間 と し て 格 納 容 器 圧 力 0.31MPa

操 作 は ， 解 析 上 の 操 作 開 始 時 間 と し て 格 納 容 器 圧 力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響と［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントのして，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，

2.6-15

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

事象発生の約17時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容

事象発生の約 17 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容 ⑤器圧力の上昇傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。ま納容器ベント操作の操作所要時間は余裕時間を含めて設定されていた，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定しているこることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であとから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操り，操作開始時間に与える影響は小さい。ただし，格納容器ベント

作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，える影響も小さい。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失約20分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，格納容器限界圧

敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時

力は0.62MPa[gage]のため，原子炉格納容器の健全性という点では間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器の限界圧力は問題とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件

0.62MPa[gage]のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除

中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，

く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央他の操作に与える影響はない。なお，格納容器ベント実施時に遠隔制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，

操作に与える影響はない。なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作

他の操作に与える影響はない。

に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の（添付資料2.6.3）

操作に与える影響はない。
（添付資料 2.6.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子 ⑤

転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上

炉急速減圧操作を含む）は，運転員等操作時間に与える影響としの設定よりも早まる可能性があり，その場合には燃料被覆管温度はて，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があ

解析結果よりも低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕

り，その場合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低くなり，評価は大きくなる。

項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位の状

納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉

況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力

注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力0.18MPa[gage]付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであ0.18MPa[gage]付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合の何り，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目とるパラメータに与える影響は小さい。

なるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱 ⑤

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時

操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時

間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメー

間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラ

タに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔操作

メータに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔

2.6-16

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約20分程度操作開操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操 ⑤

始時間が遅れる可能性があり，格納容器ベント操作開始時間が遅く

作開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間がなった場合，格納容器圧力は0.31MPa［gage］より若干上昇する。

遅くなった場合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇す

評価項目となるパラメータに影響を与えるが，格納容器限界圧力はるため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，原子炉格納0.62MPa［gage］のため，原子炉格納容器の健全性という点では問容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容

題とはならない。

器の健全性という点では問題とはならない。
（添付資料2.6.3）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメ（添付資料 2.6.3）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目と ⑤ータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認 なるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間し，その結果を以下に示す。
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については， ⑤

事象進展が同様となる「高圧・低圧注水機能喪失」においては，操作開始 操作開始時間の 5 分程度の時間遅れまでに低圧代替注水系（常設）による
時間の 5 分程度の時間遅れまでに低圧代替注水系（常設）による注水が開 注水が開始できれば，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足する
始できれば，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足する。また， ことから時間余裕がある。また，格納容器ベント時の敷地境界線量は格納容器ベントをしても敷地境界線量は 1.4mSv であり，5mSv を下回る。 1.4mSv であり，5mSv を下回る。操作開始時間 10 分程度の時間遅れでは，操作開始時間の 10 分程度の時間遅れでは，炉心の著しい損傷は発生せず， 炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足するが，格納容器ベント時
評価項目を満足するが，格納容器ベントをすると敷地境界線量は 5mSv を超 の敷地境界線量は 5mSv を超える。この場合，格納容器内雰囲気放射線レベえる。この場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）により炉心損 ル 計 （ CAMS ） に よ り 炉 心 損 傷 の 判 断 を 行 い ， 格 納 容 器 圧 力 0.62MPa
傷の判断を行い，格納容器圧力 0.62MPa［gage］にて格納容器ベントする ［gage］に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故こととなるため,重大事故での対策の範囲となる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作での対策の範囲となる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器 ⑤については，代替格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時 冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作に10 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作に ⑤

ついては，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約17時間あり， ついては，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 17 時間あり，
準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗によ 準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力 り，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇傾向は緩やかで は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるある。格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観 ため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温 過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過破損）」においても事象発生約38時間であり，約20時間以上の余裕がある 圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間以上のことから，時間余裕がある。

準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

2.6-17

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後
（添付資料2.1.3，2.6.3）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

変更理由（添付資料 2.1.3，2.6.3）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運 時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目とな 転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータ るパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間 に対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

余裕がある。

2.6.4 必要な要員及び資源の評価

2.6.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，6 号及び 7

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，6 号及び 7 ⑤号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，「2.6.1(3)炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。「6.2 重 は，「2.6.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急 大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 8 名であり，発電所構外対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構 ③（要員の運用変更）

から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，必要な水事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い， 源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行
その結果を以下に示す。

い，その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷 ②（送水ラインの変更）

却系による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号 却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮す ⑤炉あたり合計約 5,400m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考 ると，号炉あたり合計約 5,400m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時慮すると，合計約 10,800m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水 被災を考慮すると，合計約 10,800m3 の水が必要である。水源として，各号
貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。こ 炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有してれにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可 いる。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送 は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行う 型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯2.6-18

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

ことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間 蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象 が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後と発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間 しているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できな以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に かった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設対応できるよう設定しているものである。

定しているものである。
（添付資料 2.6.5）

ｂ．燃料（添付資料 2.6.5）
ｂ．燃料

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日間非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間 ②（免震重要棟の位置づけ変更に最大負荷で運転した場合，号炉あたり約751kLの軽油が必要となる。可搬 最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。可搬伴う反映）型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発 型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守 ③（燃費試験結果の反映）
生直後からの可搬型代替注水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継 的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定す ④（燃費修正）
続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用 ると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。5 号炉 ⑤
ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給に 原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用
ついては，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合 発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定する
計約79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約1,601kL）と，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉
合計約 1,549kL）。

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから， 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，伴う反映）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディ ⑤機による電源供給，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機によ ーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型る電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について， 電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供
7 日間の継続が可能である。

給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.6.6）

ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

（添付資料 2.6.6）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電 ⑤機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

グ・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能であ ング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能で
る。

ある。

伴う反映）
⑤

2.6-19

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
2.6.5 結論
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運変更後
2.6.5 結論
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運 ⑤

転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後， 転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失す 高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することで，破断箇所から原子炉冷却材が流出して水位が低下することで炉 ることで，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位の低下により心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ 炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー「LOCA 時注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策 プ「LOCA 時注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段， 策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手
安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格 段，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手 よる原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格段を整備している。
事故シーケンスグループ「LOCA時注水機能喪失」の重要事故シーケンス

納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の重要事故シーケンス「中破断LOCA＋HPCF注水失敗＋低圧ECCS注水失敗」について有効性評価を 「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」について有効性評価行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水 ⑤系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉 系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ
格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を る原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリに器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量

は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはな
い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操い。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子 ⑤

いて，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水及び格 炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損
納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策 傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確

2.6-20

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事 認でき，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に対して有効で故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に対して有効である。

ある。

⑤

図 2.6.1

LOCA 時注水機能喪失の重大事故等対策の概略系統図（1/3）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）

第 2.6.1 図「LOCA 時注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（1/3）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）

2.6-21

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
タンクローリ（4kL）

外部電源②（送水ラインの変更）
⑤

軽油タンク
原子炉建屋

原子炉格納容器

非常用ディーゼル
発電機

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

淡水貯水池

低圧代替注水系（常設）

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）
破断箇所
復水貯蔵槽
原子炉冷却材浄化系へ

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ
Ａ(Ｃ)

復水移送
ポンプ

※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，同じ復水移送ポン
プを用いて弁の切替えにより実施する。

図 2.6.2

LOCA 時注水機能喪失の重大事故等対策の概略系統図（2/3）

第 2.6.2 図「LOCA 時注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）

外部電源

非常用ディーゼル
発電機②（送水ラインの変更）

主
排
気
筒

Gen

②（代替格納容器圧力逃がし装置

耐圧強化ベント系 ※1

原子炉建屋の位置づけ変更にともなう反原子炉格納容器

タンクローリ
（4kL）
軽油タンク

映）

逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

淡水貯水池⑤

低圧代替注水系（常設）※1

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）
破断箇所

可搬型
薬液注入装置

復水貯蔵槽
原子炉冷却材浄化系へ

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ
Ａ(Ｃ)

格納容器圧力逃がし装置
復水移送
ポンプ

ドレン移送ポンプ

図 2.6.3 LOCA 時注水機能喪失の重大事故等対策の概略系統図（3/3）

第 2.6.3 図「LOCA 時注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.6-22

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（解析上の時刻）（0分）

中小LOCA発生
外部電源喪失発生

変更理由②（送水ラインの変更）※1 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する
非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作※1（約60秒後）※4 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認②（代替格納容器圧力逃がし装置※3 実態は，ドライウェル圧力高信号により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達の位置づけ変更にともなう反※5 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する

映）※6 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※7 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する（約8分後）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※2
高圧注水機能喪失を確認※3（機器作動状況，系統流量による確認）⑤※8 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※9 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※10 防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である（約13分後）原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認） ※3

Ⅰ（14分後）

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水※4
回復は解析上考慮せず

操作時間約4分間を設定

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※11 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

Yes（約18分後）中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※5（約23分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達（約24分後）※12

格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※13

ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す※14

格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※6

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※15

格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16

格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※17

格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※18

機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である※7（約30分後）原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※8No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes（約37分後）（約103分後）※9

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

※10
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

原子炉水位低（レベル3）にて ※11
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開

Ⅲ
使用済燃料プール冷却 開始

淡水タンクから防火水槽への補給

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する（約12時間後）（約10時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※12

格納容器内圧力0.18MPa[gage]
到達

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅤⅤⅣ（約12時間後）タンクローリ（4kL）
による給油準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り（適宜実施）
可搬設備への燃料補給

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）と同等の流量確保不可

No

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Yes
Ⅵ

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイを交互に実施※13

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，
追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水も実施可能である
Ⅱ（約17時間後）

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※14
格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可
ⅢⅦ
原子炉満水操作（約17時間後）

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能であるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」

No

炉心損傷なし防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※15

Ⅵ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるⅦ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

※16

Yes
格納容器ベント停止※17

凡例

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※18
低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力容器は原
子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード
及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

図 2.6.4

LOCA 時注水機能喪失(中小破断 LOCA)の対応手順の概要

第 2.6.4 図

2.6-23：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果「LOCA 時注水機能喪失」の対応手順の概要

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

経過時間（分）

10

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

当直副長
当直副長

1人
1人

指揮者

操作項目

各号炉運転操作指揮

通報連絡者

緊急時対策本部要員

5人

6号
7号

運転員
（中央制御室）
6号
7号

運転員
（現場）
6号

7号

30

40

50

60

70

80

90

100

110

備考

120

事象発生
原子炉スクラム実施箇所・必要人員数
当直長

責任者

20

約60秒

原子炉水位低（レベル2）
約8分

原子炉水位低（レベル1.5）

プラント状況判断
約13分 原子炉水位低（レベル1）

操作の内容

約18分

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員（現場）
6号
7号※シュラウド内水位に基づく時間

原子炉急速減圧

約23分

原子炉水位有効燃料棒頂部到達※

約24分

低圧代替注水系
約37分

原子炉注水開始
原子炉水位有効燃料棒頂部回復※

約103分

原子炉水位高（レベル8）

・外部電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・非常用ディーゼル発電機起動確認
状況判断

2人

2人

A,B

a,b

－

－

－

－

10分
・原子炉隔離時冷却系
自動起動／機能喪失確認
・高圧炉心注水系
自動起動／機能喪失確認
・高圧代替注水系起動操作

高圧／低圧注水機能喪失（解析上考慮せず）

低圧注水機能調査，復旧操作

起動確認

低圧代替注水系（常設）

準備操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

図 2.6.5

注水操作

LOCA 時注水機能喪失の作業と所要時間(1/2)

－

－

－

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

解析上考慮せず

・原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去系

－

－

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設） 系統構成－－

・放射線防護装備準備－－・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成※復水貯蔵槽吸込ライン切替

2人

2人
c,d

1分

自動起動／機能喪失確認

4分

10分

・現場移動

－

－

－

－

・逃がし安全弁

8個

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

第 2.6.5 図

対応可能な要員により対応する・残留熱除去系

－

－

C,D

機能回復

30分

5分

手動開放操作格納容器スプレイ実施までレベル3～レベル8維持「LOCA 時注水機能喪失」の作業と所要時間（1/2）②（送水ラインの変更による作業

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

経過時間（時間）

2

操作項目

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

6

8

10

操作の内容
運転員
（中央制御室）6号
7号

低圧代替注水系（常設）

4

操作

再開

原子炉満水操作（解析上考慮せず）

運転員
（現場）

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

B

b

（1人）

（1人）

B

b

（1人）

（1人）

A

a

緊急時対策要員
（現場）
7号

6号

7号

6号

－

－

－

－

約24分

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

－

－

－

－

・原子炉注水量の増加

3人

貯水池から復水貯蔵槽への補給

－

－

－

14

16

18

20

22

備考

24

3人

原子炉注水開始

レベル8到達後格納容器スプレイ切替
レベル3到達後原子炉注水切替

格納容器スプレイ実施までレベル3～レベル8維持②（格納容器ベント準備作業内容

・燃料プール冷却浄化系系統構成

追加による作業時間の見直し）

切り替えを繰り返し実施
30分

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する
燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持

30分

要員を確保して対応する

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

格納容器圧力0.279MPa[gage]以下維持不可の場合，原子炉格納容器空間部への熱の放出を防止するた

解析上考慮せず

め，原子炉への注水量を増やしできるだけ高く維持する

格納容器ベント準備操作

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

－

－

⑤

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

（2人）,※1（2人）,※2－－

・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）－－

・放射線防護装備準備

－

－

・現場移動
・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）

360分

現場確認中断（一時待避中）

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給

適宜実施

60分

10分

90分

・6号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

－

60分

※1,※2

格納容器ベント操作

・7号炉フィルタ装置水位調整準備

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）
・格納容器ベント状態監視

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・格納容器ベント状態監視

－

－

(2人)
C,D

(2人)
c,d

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

10人
（参集）

10人
（参集）

－

－

－

－

60分

（排水ポンプ水張り）

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて格納容器ベントを行う
操作は，現場への移動を含め，約5分後から開始可能である（操作完了は，約20分後)
具体的な操作方法は，弁駆動部に設置された遠隔手動弁操作設備により，原子炉建屋内の原子炉区域外からにて操作を行う格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

解析上考慮せず

解析上考慮せず

20分

・フィルタ装置水位調整
・フィルタ装置pH測定
・フィルタ装置薬液補給
・ドレン移送ラインN2パージ・放射線防護装備準備
給油準備

2人

給油作業
必要人員数

合計

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

2人
C,D

2人
c,d

（

図 2.6.5

LOCA 時注水機能喪失の作業と所要時間(2/2)

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜実施

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する

10分
タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンク
から補給

140分

適宜実施

作業中断
（一時待避中）

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する

8人（参集要員20人））内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 2.6.5 図「LOCA 時注水機能喪失」の作業と所要時間（2/2）

2.6-24②（給油準備作業時間の見直し）

10分

ホース接続，ホース水張り）（1人）

時間の見直し）レベル3～レベル8維持

原子炉注水と格納容器スプレイの

スプレイ弁操作・スキマサージタンク水位調整（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），－

低圧代替注水系（常設）

約10時間
格納容器圧力0.18MPa[gage]到達

約17時間
格納容器圧力0.31MPa[gage]到達・残留熱除去系

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水

12

事象発生

実施箇所・必要人員数

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.6.6

原子炉圧力の推移

第 2.6.6 図

原子炉圧力の推移⑤

図 2.6.7

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.6.7 図

2.6-25

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.6.8

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.6.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移⑤

図 2.6.9

注水流量の推移

第 2.6.9 図

2.6-26

注水流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.6.10

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

第 2.6.10 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移⑤

図 2.6.11

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.6.11 図

2.6-27

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.6.12

燃料被覆管温度の推移

第 2.6.12 図

燃料被覆管温度の推移⑤

図 2.6.13

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

第 2.6.13 図

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

2.6-28

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 2.6.14 図
図 2.6.14

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移⑤

図 2.6.15

高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.6.15 図

2.6-29高出力燃料集合体のボイド率の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.6.16

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.6.16 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移⑤

図 2.6.17

破断流量の推移

第 2.6.17 図

2.6-30

破断流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.6.18

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

第 2.6.18 図

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係⑤

図 2.6.19

格納容器圧力の推移

第 2.6.19 図

2.6-31

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.6.20

格納容器気相部温度の推移

第 2.6.20 図

格納容器気相部温度の推移⑤

図 2.6.21 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 2.6.21 図 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

2.6-32

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 2.6.22 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

第 2.6.22 図 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移③（燃料被覆管破裂を回避できる
破断面積評価のための感度解
析を追記）

第 2.6.23 図

2.6-33

原子炉圧力の推移（破断面積：5.6cm2）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（燃料被覆管破裂を回避できる
破断面積評価のための感度解
析を追記）

第 2.6.24 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（破断面積：5.6cm2）③（燃料被覆管破裂を回避できる
破断面積評価のための感度解
析を追記）

第 2.6.25 図

2.6-34

燃料被覆管温度の推移（破断面積：5.6cm2）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.6.1

LOCA 時注水機能喪失（中小破断 LOCA）における重大事故等対策

変更後
第 2.6.1 表「LOCA 時注水機能喪失」の重大事故等対策についてについて

表 2.6.2

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（1／4）

変更理由②（計器名称の変更）⑤

第 2.6.2 表

2.6-35主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（1/4）⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

表 2.6.2

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（2／4）

第 2.6.2 表

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（2/4）⑤

表 2.6.2

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（3／4）

第 2.6.2 表

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（3/4）⑤

2.6-36

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 2.6.2

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（4／4）

変更後
第 2.6.2 表

2.6-37

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（4/4）

変更理由⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

2.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）

2.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）

2.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ

ム LOCA）」において，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケン ム LOCA）」において，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケン
スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インタ スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インターフェイスシステム LOCA」（インターフェイスシステム LOCA の発生後，隔 ーフェイスシステム LOCA」（インターフェイスシステム LOCA の発生後，隔離できないまま炉心損傷に至るシーケンス）である。

離できないまま炉心損傷に至るシーケンス）である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ ⑤

ム LOCA）」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧 ム LOCA）」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の 設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断する事象を想定する。この 隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することを想定する。このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することか ため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出 ら，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，インターフェイスシステム LOCA の発生にし，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，インターフェイスシステム LOCA が発生し ⑤より，最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このた たことによって，最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループであめ，重大事故等対策の有効性評価には，インターフェイスシステム LOCA に る。このため，重大事故等対策の有効性評価には，インターフェイスシス
対する重大事故等対処設備及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所 テム LOCA に対する重大事故等対処設備及びインターフェイスシステムの隔離に期待することが考えられる。
ここで，インターフェイスシステム LOCA が生じた際の状況を想定する

LOCA の発生箇所の隔離に期待することが考えられる。
ここで，インターフェイスシステム LOCA が生じた際の状況を想定する ⑤と，原子炉を減圧した後，低圧注水機能による原子炉注水を実施すること と，原子炉を減圧した後，低圧注水機能による原子炉注水を実施することも考えられるが，本事故シーケンスグループにおいては，低圧の注水機能 も考えられるが，本事故シーケンスグループにおいては，低圧注水機能にによる原子炉への注水には期待せず，高圧の注水機能に対する有効性を評 よる原子炉への注水には期待せず，高圧注水機能に対する対策の有効性を価すること子炉への注水には期待せず，高圧の注水機能に対する有効性を 評価することとする。
評価することとする。

2.7-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び変更後したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び ⑤

高圧炉心注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図 高圧炉心注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がし安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却 り，また，逃がし安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離に 材の漏えいの抑制及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離によって，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。また， よって，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。また，残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施する。

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ ⑤

ム LOCA）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることな ム LOCA）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることな
く，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時 く，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原 冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段を整備し， 子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段を整備し，安定状態に向けた対策として，炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容 安定状態に向けた対策として，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続す
器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系 る。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対による原子炉格納容器の除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図 策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モーを第 2.7.1 図から第 2.7.3 図に，手順の概要を第 2.7.4 図に示すととも ド）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統に，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における 図を第 2.7.1 図から第 2.7.3 図に，手順の概要を第 2.7.4 図に示すととも
設備と操作手順の関係を第 2.7.1 表に示す。

に，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.7.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて,6 号及本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて,6 号及び 7 号 ⑤

び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び 炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時
緊急時対策要員で構成され，合計 20 名である。その内訳は次のとおりであ 対策要員で構成され，合計 20 名である。その内訳は次のとおりである。中る。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，
2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している 運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員の要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な うち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な要員と要員と作業項目について第 2.7.5 図に示す。

作業項目について第 2.7.5 図に示す。

2.7-2

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

a. インターフェイスシステム LOCA 発生

a. インターフェイスシステム LOCA 発生

原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失

低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，インターフェイ

敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，インターフェイ

スシステム LOCA が発生する。

スシステム LOCA が発生する。

b. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
事象発生後に外部電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
c. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低(レベルb. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
事象発生後に外部電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
c. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低(レベル ⑤2)で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することに2)で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。

より，原子炉水位が回復する。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
d. インターフェイスシステム LOCA 発生確認
原子炉水位及び原子炉圧力の低下により LOCA 事象を確認し，格納容

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
d. インターフェイスシステム LOCA 発生確認
原子炉水位及び原子炉圧力の低下により LOCA 事象を確認し，格納容 ⑤

器温度，格納容器圧力の上昇がないことから原子炉格納容器外での漏器温度，格納容器圧力の上昇がないことから原子炉格納容器外での漏えい事象であることを確認し，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力指示のえい事象であることを確認し，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力指示の指示上昇（破断量によっては運転員の対応なしに低下傾向を示す場合

上昇（破断面積が大きく漏えい量が多い場合は，運転員の対応なしにもある）により低圧設計部分が過圧されたことを確認し，インターフ

低下傾向を示す場合もある）により低圧設計部分が過圧されたことをェイスシステム LOCA が発生したことを確認する。

確認し，インターフェイスシステム LOCA が発生したことを確認する。

インターフェイスシステム LOCA の発生を確認するために必要な計装インターフェイスシステム LOCA の発生を確認するために必要な計装 ⑤

設備は，原子炉水位，格納容器圧力，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力設備は，原子炉水位，格納容器内圧力，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧

等である。

力等である。

なお，監視可能であればエリア放射線モニタ，床漏えい警報，火災

なお，監視可能であればエリア放射線モニタ，床漏えい警報，火災報知器動作等により原子炉建屋内の状況を参考情報として得ることが報知器動作等により原子炉建屋内の状況を参考情報として得ることが可能である。

可能である。

2.7-3

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
e. 中央制御室での高圧炉心注水系隔離失敗
中央制御室からの遠隔操作により高圧炉心注水系の隔離操作を実施するが，高圧炉心注入隔離弁の閉操作に失敗する。
高圧炉心注水系の隔離失敗を確認するために必要な計装設備は，原変更後
e. 中央制御室での高圧炉心注水系隔離失敗
中央制御室からの遠隔操作により高圧炉心注水系の隔離操作を実施するが，高圧炉心注入隔離弁の閉操作に失敗する。
高圧炉心注水系の隔離失敗を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

子炉水位及び原子炉圧力である。

f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の隔離が失敗する

中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の隔離が失敗する

ため，破断箇所からの漏えい量を抑制するため原子炉を急速減圧す

ため，破断箇所からの漏えい量を抑制するため原子炉を急速減圧す

る。

る。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
g. 高圧炉心注水系による原子炉注水
原子炉急速減圧操作により原子炉水位が低下し，原子炉水位低(レベル 1.5)で健全側の高圧炉心注水系が自動起動する。
高圧炉心注水系の自動起動を確認するために必要な計装設備は，高圧炉心注水系系統流量である。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
g. 高圧炉心注水系による原子炉注水
原子炉急速減圧操作により原子炉水位が低下し，原子炉水位低(レベル 1.5)で健全側の高圧炉心注水系が自動起動する。
高圧炉心注水系の自動起動を確認するために必要な計装設備は，高圧炉心注水系系統流量である。

原子炉水位回復後は，破断箇所からの漏えい抑制のため，破断箇所

原子炉水位回復後は，破断箇所からの漏えい抑制のため，破断箇所の隔離が終了するまで原子炉水位は高圧炉心注水系ノズル部以下で維の隔離が終了するまで原子炉水位は高圧炉心注水系ノズル部以下で維

持する。

持する。

原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位
及び高圧炉心注水系系統流量である。
h. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位
及び高圧炉心注水系系統流量である。
h. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転

転

原子炉急速減圧によりサプレッション・チェンバ・プール水温が原子炉急速減圧によりサプレッション・チェンバ・プール水温が35℃を超えた時点で，残留熱除去系によるサプレッション・チェン

35℃を超えた時点で，残留熱除去系によるサプレッション・チェン

バ・プール水冷却モード運転を開始する。

バ・プール水冷却モード運転を開始する。

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード） ⑤

運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェン

運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェン

バ・プール水温等である。

バ・プール水温度等である。

2.7-4

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
i. 現場操作での高圧炉心注水系隔離操作
破断箇所からの漏えい抑制が継続し，現場操作により高圧炉心注入隔離弁の全閉操作を実施し，高圧炉心注水系を隔離する。
高圧炉心注水系の隔離を確認するための計装設備は，原子炉水位である。
j. 高圧炉心注水系隔離後の水位維持
高圧炉心注水系の隔離が成功した後は，健全な高圧炉心注水系によ

変更後
i. 現場操作での高圧炉心注水系隔離操作
破断箇所からの漏えい抑制が継続し，現場操作により高圧炉心注入隔離弁の全閉操作を実施し，高圧炉心注水系を隔離する。
高圧炉心注水系の隔離を確認するための計装設備は，原子炉水位である。
j. 高圧炉心注水系隔離後の水位維持
高圧炉心注水系の隔離が成功した後は，健全側の高圧炉心注水系に ⑤り，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル

より，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベ8）の間で維持する。

ル 8）の間で維持する。

原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位
及び高圧炉心注水系系統流量である。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器冷却は残留熱除去系により継続的に行う。

原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位
及び高圧炉心注水系系統流量である。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継 ⑤
続的に行う。

2.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス ⑤

は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷 は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分と 却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とのインターフェイスが，直列に設置された 2 つの隔離弁のみで隔離された のインターフェイスが，直列に設置された 2 個の隔離弁のみで隔離された系統において，隔離弁が両弁ともに破損又は誤開放することで，低圧設計 系統において，隔離弁が両弁ともに破損又は誤開放することで，低圧設計
部分が加圧される「インターフェイスシステム LOCA」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，部分が過圧される「インターフェイスシステム LOCA」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイ 気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイ
ド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果並びに原子炉圧力 ド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果並びに原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向 容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向
流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含 流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可 む）が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER により原子炉圧力，原子 能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER により原子炉圧力，原子
炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。

炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。

2.7-5

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本

重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目と 重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

なるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2)有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第2.7.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス 2.7.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス
特有の解析条件を以下に示す。

特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件ａ．事故条件(a)起因事象(a) 起因事象

破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，原子破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，原子 ⑤

炉圧力容器から低圧設計配管までの弁数が 2 弁であり，インターフェ

炉圧力容器から低圧設計配管までの弁数が 2 個であり，インターフェ

イスシステム LOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系の吸イスシステム LOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系の吸込配管とする(原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系(低圧注水モー込配管とする（原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水モド)の注水ラインについては，原子炉圧力容器から低圧設計配管までード）の注水ラインについては，原子炉圧力容器から低圧設計配管の弁数が 3 弁であり，高圧炉心注水系の吸込配管に比べてインターフ

までの弁数が 3 個であり，高圧炉心注水系の吸込配管に比べてインタェイスシステム LOCA の発生頻度は低くなる)。破断面積は，低圧設計

ーフェイスシステム LOCA の発生頻度は低くなる）。破断面積は，低圧部の耐圧バウンダリとなる箇所に対して，実耐力を踏まえた評価を設計部の耐圧バウンダリとなる箇所に対して，実耐力を踏まえた評行った結果，1cm2 を超えないことを確認しているが，保守的に 10cm2価を行った結果，1cm2 を超えないことを確認しているが，保守的にとする。

10cm2 とする。
（添付資料 2.7.1）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
インターフェイスシステム LOCA が発生した側の高圧炉心注水系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位（添付資料 2.7.1）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
インターフェイスシステム LOCA が発生した側の高圧炉心注水系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位 ⑤の低下が早くなることから，外部電源は事象発生と同時に喪失するの低下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定こととし，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとす

し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

る。

2.7-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)原子炉スクラム信号

変更理由(a) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失 ⑤

起因する再循環ポンプトリップに伴う炉心流量急減信号によるものに起因する再循環ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるとする。

ものとする。

(b)原子炉隔離時冷却系(b) 原子炉隔離時冷却系

原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し， ⑤182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で給水するものとす

182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

る。

(c)高圧炉心注水系(c) 高圧炉心注水系

高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。
(d)逃がし安全弁

高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し， ⑤727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(d) 逃がし安全弁

原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用する

原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

ものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件

運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，インターフェイスシス

(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，インターフェイスシス

テムLOCAの発生を確認した後，中央制御室において隔離操作を行う

テムLOCAの発生を確認した後，中央制御室において隔離操作を行うが，その隔離操作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考が，その隔離操作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮して事象発生から15分後に開始するものとする。

慮して事象発生から15分後に開始するものとする。

(b) 高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，インターフェイスシステム(b) 高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，インターフェイスシステム

LOCA発生時の現場環境条件を考慮し，事象発生から3時間後に開始

LOCA発生時の現場環境条件を考慮し，事象発生から3時間後に開始するものとし，操作時間は60分間とする。

するものとし，操作時間は60分間とする。
（添付資料2.7.1）（添付資料2.7.1）

2.7-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(3)有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内

変更後(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内 ⑤

及びシュラウド内外） ※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子 及びシュラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.7.6 図から第 2.7.11 図に，燃料被覆 炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.7.6 図から第 2.7.11 図に，燃料被覆
管温度，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率， 管温度，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，
破断流量の推移を第 2.7.12 図から第 2.7.15 図に示す。

破断流量の推移を第 2.7.12 図から第 2.7.15 図に示す。
※1 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示 ⑤しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

a. 事象進展a. 事象進展

事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉はスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却炉はスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動する。

系が自動起動する。

再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10
台全てがトリップする。

再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10
台全てがトリップする。

破断口から原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位は低下する

破断口から原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位は低下する

が，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を開始する。

を開始する。

事象発生 15 分後の中央制御室における破断箇所の隔離に失敗するた事象発生 15 分後の中央制御室における破断箇所の隔離に失敗するため，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開する

め，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉を減圧し，原子炉冷却材の漏えいの抑制を図る。原子炉

ことで，原子炉を減圧し，原子炉冷却材の漏えいの抑制を図る。原子炉

減圧により，原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものの，原子炉水位低減圧により，原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものの，原子炉水位低（レベル 1.5）で健全側の高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位が（レベル 1.5）で健全側の高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位が回復する。また，主蒸気隔離弁は，原子炉水位低(レベル 1.5)で全閉す回復する。また，主蒸気隔離弁は，原子炉水位低(レベル 1.5)で全閉す

2.7-8

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
る。

変更後
る。

事象発生 4 時間後，現場操作により高圧炉心注水系の破断箇所を隔離

事象発生 4 時間後，現場操作により高圧炉心注水系の破断箇所を隔離した後は，健全側の高圧炉心注水系により原子炉水位は適切に維持されした後は，健全側の高圧炉心注水系により原子炉水位は適切に維持される。

る。

高出力燃料集合体のボイド率については，原子炉減圧により増加す高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原 ⑤る。また，高圧炉心注水系による原子炉注水が継続され，その原子炉圧

子炉減圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水が継力変化により増減する。

続され，その原子炉圧力変化により増減する。

炉心下部プレナム部のボイド率については，上記に伴い変化する。
その後は，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。

⑤
その後は，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。

※シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示⑤しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の自動起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示した。なお，水位が有効燃
料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子
炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
b. 評価項目等

変更理由

b. 評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，第 2.7.12 図に示すとおり，初期値(約

燃料被覆管の最高温度は，第 2.7.12 図に示すとおり，初期値(約310℃)を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸310℃)を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%

化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%

以下となる。

以下となる。

原子炉圧力は，第 2.7.6 図に示すとおり，約 7.07MPa[gage]以下に抑原子炉圧力は，第 2.7.6 図に示すとおり，約 7.07MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力とえられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約

原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.37MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）

7.37MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）

2.7-9

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

を下回る。

変更理由

を下回る。

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧及原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧及 ⑤

び破断箇所隔離後の原子炉格納容器内への蒸気流入により上昇する。一び破断箇所隔離後の原子炉格納容器内への蒸気流入により上昇する。一方，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度が最も高くなる設方，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度が最も高くなる設計基準事故である「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の計基準事故である「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材喪失」においては，インターフェイスシステム LOCA と「原子炉冷却材喪失」においては，インターフェイスシステム LOCA とは異なり，事象開始から原子炉格納容器内に冷却材が流出し続ける事故は異なり，事象開始から原子炉格納容器内に原子炉冷却材が流出し続けを想定し解析しており，この場合でも原子炉格納容器バウンダリにかかる事故を想定し解析しており，この場合でも原子炉格納容器バウンダリ

る圧力及び温度の最大値は，それぞれ約 0.25MPa[gage]及び約 138℃ににかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.25MPa[gage]及び約 138℃にととどまる。このため，本事象においても原子炉格納容器バウンダリにかどまる。このため，本事象においても原子炉格納容器バウンダリにかかかる圧力及び温度は，限界圧力及び温度を下回る。

る圧力及び温度は，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の破断箇所隔離に

中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の破断箇所隔離には失敗するが，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し破断箇所からのは失敗するが，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し破断箇所からの原子炉冷却材の漏えい抑制を図り，健全側の高圧炉心注水系による原子原子炉冷却材の漏えい抑制を図り，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水を継続することで，炉心の冷却が維持される。その後は，現場操炉注水を継続することで，炉心の冷却が維持される。その後は，現場操作にて高圧炉心注水系の破断箇所を隔離し，健全側の高圧炉心注水系に作にて高圧炉心注水系の破断箇所を隔離し，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水及び残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納

よる原子炉注水及び残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持で容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持で

きる。

きる。
（添付資料 2.7.2）（添付資料 2.7.2）

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）では，原子炉冷却

時間余裕を評価するものとする。
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のイ 材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のイ

2.7-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

ンターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部 ンターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部
分が過圧され破断し，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することが 分が過圧され破断し，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生 特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作 与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作
及び高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作とする。

及び高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すと は，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響おりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実 ⑤

験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よ析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低って，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系が自くなるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化 ⑤

量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるた

燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料

め，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よっ

被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるて，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与えが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動る可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注により実施され運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与水系の自動起動により行われることから，運転員等操作時間に与えるえる影響はない。

影響はない。
（添付資料 2.7.3）（添付資料 2.7.3）

2.7-11

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

変更理由

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱 ⑤伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目とな

価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃

るパラメータに対する余裕は大きくなる。

料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは，燃 ⑤

燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的

え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラな結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有メータに対する余裕は大きくなる。

効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被（添付資料 2.7.3）

覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.7.3）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第2.7.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条

2.7.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定

は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられがあることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

る項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条

条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，原子炉注水とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系が自動起動により行わ

は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行わ

れ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はな

れ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

2.7-12

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不 ⑤

不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下が緩和されるが，操作手順（炉心冠水操作）に変わりはな

水位の低下は緩和されるが，操作手順（炉心冠水操作）に変わりはいことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量は，ゆらぎにより

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎによ ⑤

解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さり解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小く，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観 ⑤点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早く点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を解析条件に設定している。なお，外部電

なる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場

源がある場合は，外部電源から電源が供給されることから，原子炉合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるこ

圧力容器への給水機能は維持され，運転員等操作時間に与える影響とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

はない。
機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，本解析条

機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，解析条件 ⑤

件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があ（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操る。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はな作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

い。

（添付資料2.7.3）（添付資料2.7.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確 ⑤

条件は約42kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条

条件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されると考えられるとした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位が，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維

は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約310℃)を上回る

燃料被覆管の最高温度は初期値(約310℃)を上回ることはないこと

ことはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな

から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

い。

2.7-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t

変更理由

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉の壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉

水位低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなる

水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなが，本重要事故シーケンスは格納容器バイパス事象であるため，評るが，本重要事故シーケンスは格納容器バイパス事象であることか

価項目となるパラメータに与える影響はない。

ら，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量は，ゆらぎにより

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎによ ⑤

解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さり解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観 ⑤点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早く点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を解析条件に設定している。仮に，外部電なる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場

源がある場合は，外部電源から電源が供給されることから，原子炉合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるた

圧力容器への給水機能は維持され，評価項目となるパラメータに対め，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータにする余裕は大きくなる。

対する余裕は大きくなる。

機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，本解析条

機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，解析条件 ⑤

件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなり，評価項目と（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評なるパラメータに対する余裕は大きくなる。

価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料2.7.3）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要（添付資料2.7.3）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響

与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価

が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示

に示す。

す。

2.7-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(a) 運転員等操作時間に与える影響

変更理由(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作

開始時間として事象発生から15分後を設定している。運転員等操作開始時間として事象発生から15分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，破断箇所の隔離操作の失敗の認知により時間に与える影響として，破断箇所の隔離操作の失敗の認知により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉隔離

原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉隔離

時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水により，炉心は冠水

時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，原子炉水位維持の点では問題とならない。

維持されるため，原子炉水位維持の点では問題とならない。

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，解析上の操作

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，解析上の操作 ⑤

開始時間として事象発生から3時間を設定している。運転員等操作開始時間として事象発生から3時間を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，隔離操作を実施すべき弁を容易に認知で時間に与える影響として，隔離操作を実施すべき弁を容易に認知でき，現場での操作場所は漏えい箇所と異なる場所にあり，漏えいのき，現場での操作場所は漏えい箇所と異なる場所にあり，漏えいの影響を受けにくいため，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ影響を受けにくいため，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。

同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員（添付資料2.7.3）

等操作時間に与える影響も小さい。
（添付資料2.7.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作 ⑤

時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原

子炉減圧時点の崩壊熱が高くなるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧

子炉減圧時点の崩壊熱が大きくなるが，原子炉隔離時冷却系及び高炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，評価

圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，評項目となるパラメータに与える影響はない。

価項目となるパラメータに与える影響はない。

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，運転員等操作

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，隔離操作の有無に関わらず，健全側の高時間に与える影響として，隔離操作の有無に関わらず，健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるた

圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

め，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

（添付資料2.7.3）（添付資料 2.7.3）

2.7-15

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(3) 操作時間余裕の把握

変更理由(3) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメ

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認 ータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

し，その結果を以下に示す。

操作条件の逃がし安全弁による手動原子炉減圧操作については，原子炉操作条件の逃がし安全弁による手動原子炉減圧操作については，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持さ 隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されることから，時間余裕がある。

れることから，時間余裕がある。

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，隔離操作の有無に関操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，隔離操作の有無に関 ⑤

わらず，健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維 わらず，健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるため，時間余裕がある。

持されることから，時間余裕がある。
（添付資料2.7.3）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等（添付資料 2.7.3）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運 時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目とな 転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータ るパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間 に対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

余裕がある。

2.7.4 必要な要員及び資源の評価

2.7.4 必要な要員及び資源の評価(1)必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ ⑤

ム LOCA）」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時に必要な要 ム LOCA）」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必員は，「2.7.1(3)炉心損傷防止対策」に示すとおり 20 名である。「6.2 重 要な要員は，「2.7.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 20 名である。
大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急 「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転時対策要員等の 72 名で対処可能である。

員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。

2.7-16

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(2)必要な資源の評価

変更理由(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ

ムLOCA）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価 ムLOCA）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

インターフェイスシステム LOCA の発生後の隔離までの各号炉における流インターフェイスシステム LOCA 発生後の隔離までの各号炉における流出 ⑤

出量は，約 100m3 となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，流出量 量は，約 100m3 となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，流出量はは合計約 200m3 となり，流出量分の注水が必要となる。水源として，各号 合計約 200m3 となり，流出量分の注水が必要となる。水源として，各号炉
炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有して の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有していいる。インターフェイスシステム LOCA により復水貯蔵槽が使用できない場 る。インターフェイスシステム LOCA により復水貯蔵槽が使用できない場合合においても，各号炉のサプレッション・チェンバに約 3,600m3 の水を保 においても，各号炉のサプレッション・チェンバに約 3,600m3 の水を保有有しており，高圧炉心注水系による原子炉注水は，サプレッション・チェ しており，高圧炉心注水系による原子炉注水は，サプレッション・チェン
ンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはな バのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはない。これにより 6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水量が確 い。これにより 6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水量が確保可能であり，7 日間の継続実施が可能である。

保可能であり，7 日間の注水継続実施が可能である。

ｂ．燃料

ｂ．燃料

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日間非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日間 ②（免震重要棟の位置づけ変更に最大負荷で運転した場合，号炉あたり約751kLの軽油が必要となる。モニ 最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。5号炉

伴う反映）

タリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後から 原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用 ④（燃費修正）の運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必要とな 発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定する ⑤る。（6号及び7号炉合計 約1,581kL）。

と，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約1,519kL）。

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから， 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，
非常用ディーゼル発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電 非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機に(添付資料 2.7.4) よる電源供給について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 2.7.4)

2.7-17

伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
c．電源
外部電源は事象発生と同時に喪失することとし，各号炉の非常用ディ

変更後

変更理由

c．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発 ⑤ーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故

重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含ま荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能れることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

である。
また，モニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタ ②（免震重要棟の位置づけ変更に
リング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

2.7.5 結論
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ

2.7.5 結論
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ ⑤

ム LOCA）」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧 ム LOCA）」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の 設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，原子炉格納容 隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，原子炉格納容
器外へ原子炉冷却材が流出することで，原子炉水位の低下により炉心が露 器外へ原子炉冷却材が流出することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢格納 出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)｣に対する炉心損傷防止対 容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系に 策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破 よる原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段，安定状態に向けた対策として残留熱除 断箇所隔離による漏えい停止手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手段を整備している。

去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格
納容器除熱手段を整備している。

事故シーケンスグループ｢格納容器バイパス（インターフェイスシステ

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ ⑤

ムLOCA）｣の重要事故シーケンス「インターフェイスシステムLOCA」につ ムLOCA）」の重要事故シーケンス「インターフェイスシステムLOCA」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系によるいて有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による ⑤

原子炉注水，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱 原子炉注水，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モを実施することにより，炉心損傷することはない。

ード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにその結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリに

2.7-18

伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項 かかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

目を満足している。また，安定状態を維持できる。

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操

作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さ 作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕につ い。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

いて確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉

以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉 ⑤

注水，逃がし安全弁による原子炉急速減圧，運転員の破断箇所隔離による 注水，逃がし安全弁による原子炉急速減圧，運転員の破断箇所隔離による漏えい停止，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱 漏えい停止，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であ ード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要ることが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インタ 事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグル
ーフェイスシステム LOCA）」に対して有効である。

ープ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」に対して有
効である。

原子炉建屋

⑤ （現場環境の評価条件である

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

ブローアウトパネル

軽油タンク

Gen

※3
逃がし安全弁主タービン系へ

復水貯蔵槽

開固着

※2

※4

※1

高圧炉心注水系ポンプ

※2

※1
誤開放

C

原子炉圧力容器
高圧代替注水系ポンプ

破断箇所

※3

B
高圧炉心注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ※4

第 2.7.1 図

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）時の第 2.7.1 図AC

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重大事故等対策の概略系統図（1/3）

重大事故等対策の概略系統図（1/3）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）

2.7-19「ブローアウトパネル」追記）
⑤

給水系
より

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽

Gen

※3

軽油タンク

⑤

外部電源

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
開固着

※2
※1
※2

※1
誤開放

原子炉圧力容器C

高圧代替注水系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ
破断箇所

※3

B
高圧炉心注水系ポンプ※4

第 2.7.2 図

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）時の第 2.7.2 図

原子炉隔離時冷却系ポンプ

AC

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※4「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重大事故等対策の概略系統図（2/3）

重大事故等対策の概略系統図（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）
非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽
隔離操作弁

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より

軽油タンク

開固着

原子炉圧力容器

破断箇所

B
高圧炉心注水系ポンプ

C
高圧炉心注水系ポンプ

A

C
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

第 2.7.3 図

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）時の第 2.7.3 図「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重大事故等対策の概略系統図（3/3）

重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水，原子炉格納容器除熱及び原子炉冷却）（原子炉注水，原子炉格納容器除熱及び原子炉冷却）2.7-20⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後
凡例

本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等においてISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

変更理由

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業②（ISLOCA発生確認手段見直しに伴う反映）：解析上考慮しない操作・判断結果

高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認（解析上の時間）

外部電源喪失発生
ISLOCA発生（約0分）②（サプレッション・チェンバ・

※1

※2

※3

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポ
ンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる

プール水冷却開始時間を解析※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復
旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

条件と整合）

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※4
非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認（約70秒後）※5 中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）
ISLOCA発生を確認した高圧炉心注水ポンプは操作スイッチにより自動起動を阻止する※5

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・原子炉隔離時冷却系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統圧力が待機圧力よりも上昇している・・・・・・・高圧炉心注水系の低圧設計部が過圧されていることを確認する
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

監視可能であれば以下のパラメータを参考に原子炉建屋内の状況を確認する
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室の監視カメラによる確認・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内の状況を確認できる
・高温の蒸気による火災報知器の動作・・・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる

原子炉隔離操作※6
ISLOCA発生を確認（約10分後）LOCA事象確認による
原子炉隔離操作は解析上考慮せず（ポンプ水源側からの流出防止のための隔離操作）

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」※7
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」操作No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

原子炉圧力静定後
上昇傾向確認Yes（15分後）

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧

No

※8
Yes

※9
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持健全側の高圧炉心注水ポンプおよび
原子炉隔離時冷却系ポンプ
水源切替
高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」
健全側の高圧炉心注水ポンプおよび原子炉隔離時
冷却系ポンプの水源切替が完了後，復水貯蔵槽の出口手動弁を「全閉」とする（約18分後）高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認※10

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

原子炉水位上昇確認（約20分後）（約35分後）※11
残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※7 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽から
サプレッション・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる※8

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※9

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする※10 中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
実態は，原子炉急速減圧操作前に高圧炉心注水系を起動し，原子炉圧力低下により原子炉隔離時
冷却系が隔離しても原子炉への注水を維持する。解析では，原子炉水位低下による高圧炉心注水系の自動起動及び原子炉圧力低下による原子炉隔離時冷却系の隔離を想定する

原子炉水位高（レベル8）にて
高圧炉心注水系原子炉注水停止確認※11 解析上，原子炉急速減圧操作前の残留熱除去系起動を考慮せず，高圧炉心注水系による原子炉水位上昇確認後にサプレッション・チェンバ・プール水冷却を開始する※12
原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持（4時間後）※12 ISLOCAによる漏洩量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）

原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

No

電動弁手動操作による隔離操作成功

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※9

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系1系列による原子炉停止時冷却モード
により冷温停止状態とする。残留熱除去系1系列によるサプレッション・チェンバ・プール水冷
却モードを継続する
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

第 2.7.4 図

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）時の第 2.7.4 図

補足２
ISLOCA発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル
・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の対応手順の概要

対応手順の概要

2.7-21⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（サプレッション・チェンバ・

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

経過時間（分）

2

4

6

8

10

12

14

／

16

18

20

22

24

経過時間（時間）

2

3

4

5

6

7

8

9

10

備考

原子炉スクラム

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

当直副長
当直副長

1人
1人

各号炉運転操作指揮

緊急時対策本部要員

5人

当直長

責任者
6号
7号

指揮者

操作項目

通報連絡者

運転員
（中央制御室）
6号
7号

運転員
（現場）
6号

7号

と整合）

15分 原子炉急速減圧
約70秒

原子炉水位低（レベル2）

操作の内容

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員（現場）
6号
7号

約18分 原子炉水位低（レベル1.5）
4時間

高圧炉心注水系からの漏えい停止

プラント状況判断

・高圧炉心注水系吸込配管破断確認

・外部電源喪失確認

状況判断

2人

2人

A,B

a,b

－

－

－

－

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・非常用ディーゼル発電機

・原子炉隔離時冷却系

高圧炉心注水系からの漏えい停止操作（中央制御室操作）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・高圧炉心冷却系

原子炉急速減圧操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 8個
手動開放操作

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b
－

－

－

－

高圧炉心注水系(健全側）

自動起動確認

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード操作

（1人）

（1人）

A

a

－

－

自動起動確認－（現場操作）

原子炉水位調整操作

必要人員数

合計

－

（1人）

（1人）

B

b

2人
A,B

2人
a,b
（

第 2.7.5 図

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）時の作

第 2.7.5 図

4人
c,d
e,f

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

－

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

注入隔離弁全閉失敗を想定

5分

5分

自動起動確認

レベル8到達後
レベル1～レベル1.5 維持・高圧炉心注水系（健全側）
注入弁操作

5分

手動起動

－
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を継続

試験用調節弁操作

・現場移動

30分

・保護具装着／装着補助
－

－
・現場移動
・高圧炉心冷却系

－

－

60分

注入隔離弁閉操作

レベル3～レベル8維持

・高圧炉心注水系（健全側）

0人）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の業と所要時間

第 2.7.6 図

5分・高圧炉心注水系（健全側）

・残留熱除去系

高圧炉心注水系からの漏えい停止操作

4人
C,D
E,F

10分

自動起動確認

注入隔離弁閉操作

・残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系

作業と所要時間

原子炉圧力の推移

第 2.7.6 図

2.7-22

プール水冷却開始時間を解析条件

事象発生

実施箇所・必要人員数

原子炉圧力の推移⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 2.7.7 図

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.7.7 図

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

第 2.7.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 2.7.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

2.7-23

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

第 2.7.9 図

第 2.7.10 図

変更後

注水流量の推移

第 2.7.9 図

注水流量の推移

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移
第 2.7.10 図

2.7-24

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 2.7.11 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.7.12 図 燃料被覆管温度の推移

第 2.7.11 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 2.7.12 図 燃料被覆管温度の推移

2.7-25

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 2.7.13 図 高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.7.13 図 高出力燃料集合体のボイド率の推移

第 2.7.14 図 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

第 2.7.14 図 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.7-26

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について

第 2.7.1 表①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

第 2.7.15 図 破断流量の推移

第 2. 7.15 図 破断流量の推移

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）におけ第 2.7.1 表

変更理由「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の ②（計器名称の変更）

る重大事故等対策について(1/2)

重大事故等対策について(1/2)

2.7-27⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

第 2.7.1 表

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）におけ変更後

第 2.7.1 表「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の ⑤

る重大事故等対策について(2/2)

第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステ

重大事故等対策について(2/2)

第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステ ⑤

ム LOCA））（1／4）

ム LOCA））（1/4）

2.7-28

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステ

変更後
第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステ

ム LOCA））（2／4）

第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステ

ム LOCA））（2/4）

第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステ ⑤

ム LOCA）（3／4）

ム LOCA）（3/4）

2.7-29変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 2.7.2 表

主要解析条件(格納容器バイパス(インターフェイスシステム

変更後
第 2.7.2 表

主要解析条件(格納容器バイパス(インターフェイスシステム

LOCA))(4／4)

LOCA))(4/4)

2.7-30

変更理由