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50原委第705号
昭和50年12月23日
内閣総理大臣殿
原子力委員会委員長
九州電力株式会社玄海原子力発電所の原子炉の
設置変更（2号炉増設）について（答申）
昭和49年8月30日付け49原第7997号（昭和50年12月11日付け50原第10022号で一部補正）で諮問のあった標記の件について、下記のとおり答申する。
記
標記に係る変更の許可の申請は、核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律第26条第4項で準用する第24条第1項各号に掲げる許可の基準に係る適合性に関する意見は次のとおりであり、各基準に適合しているものと認める。
（別紙）
核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律第24条第1項各号に掲げる許可の基準の適合に関する意見
（平和利用）
1 この原子炉は、九州電力株式会社が一般電気事業を営むために用いるものであって、平和の目的以外に利用されるおそれがないものと認める。
（計画的遂行）
2 この原子炉の設置は、「原子力開発利用長期計画」に定める方針にのっとっており、将来のエネルギー供給の安定を図るうえで十分な意義を有するものであると考えられるので、この原子炉の設置がわが国の原子力開発および利用の計画的な遂行に支障を及ぼすおそれがないものと認める。
（経理的基礎）
3 この原子炉の設置に要する資金は、自己資金、日本開発銀行を含む国内金融機関からの借入れ等により調達する計画になっており、申請者の総合的経理能力および原子炉設置のための資金計画からみて、原子炉を設置するために必要な経理的基礎があるものと認める。
（技術的能力）
4 別添の原子炉安全専門審査会の審査結果のとおり、この原子炉を設置し、かつ、その運転を適確に遂行するに足りる技術的能力があるものと認める。
（災害防止）
5 原子炉安全専門審査会の審査結果のとおり、この原子炉の位置、構造および設備は、核原料物質、核燃料物質によって汚染された物または原子炉による災害の防止上支障がないものと認める。（別添参照）
（別添）
昭和50年12月12日
原子力委員会
委員長 佐々木義武殿
原子炉安全専門審査会
会長 内田 秀雄
九州電力株式会社玄海原子力発電所の
設置変更（2号炉増設）に係る安全性について
当審査会は昭和49年9月3日付け49原委第247号（昭和50年12月11日付け50原委第700号をもって一部補正）をもって審査の結果を求められた標記の件について結論を得たので報告します。
Ⅰ 審査結果
九州電力株式会社玄海原子力発電所の原子炉の設置変更に関し、同社が提出した「玄海原子力発電所原子炉設置変更許可申請書（2号炉増設）」（昭和49年8月27日付け申請、昭和50年12月5日付け一部補正）に基づき審査した結果、本原子炉の設置変更に係る安全性は、十分確保し得るものと認める。
Ⅱ 審査方針
当審査会は、次のような考え方及び方針の基に審査を進めた。
1 審査にあたっては、平常時は勿論、地震、機器の故障及びその他の異常時においても、一般公衆及び従事者に対して放射線障害を与えず、かつ、万一の事故を想定した場合にも、一般公衆の安全が確保されるべきであることを基本方針とした。
2 審査を行うに際しては、原子力委員会がこれによるべきであると指示した「原子炉立地審査指針」及び「軽水炉についての安全設計に関する審査指針」への適合性を検討した。また、平常時の許容被曝線量及び放射性物質の放出管理については、「原子炉の設置、運転等に関する規則等の規定に基づき、許容被曝線量等を定める件」（昭和35年科学技術庁告示第21号）に適合することのほか、原子力委員会が定めた「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に関する指針」への適合性についても検討した。
3 審査を行うに際しては、九州電力株式会社玄海原子力発電所原子炉設置変更許可申請書（2号炉増設）及び添付書類に基づき、当該原子炉設置変更の許可段階における基本的計画が安全上から見て妥当であるかどうかを検討した。これらの審査の対象となった原子炉設置変更許可申請書及びその添付書類に記載されている基本的事項は、今後の詳細設計、施工、検査及び運転の段階においても堅持されることが法令上前提となっているものである。
なお、原子炉安全技術専門部会（昭和50年2月18日設置）の小委員会で現在検討中の事項のうち現時点で適用できる範囲については可能なかぎり審査に反映することとした。
Ⅲ 変更の内容
九州電力株式会社玄海原子力発電所の原子炉設置変更許可の申請に関し、九州電力株式会社が提出した原子炉設置変更許可申請書及び添付書類によれば、この原子炉設置変更の概要は、次のとおりである。
1 概要
この変更は、佐賀県東松浦郡玄海町に所在する玄海原子力発電所に熱出力約1,650MW（電気出力559MW）の濃縮ウラン、軽水減速、軽水冷却型（加圧水型）原子炉1基が既に運転を行っている同型の1号炉に隣接して2号炉として、設置されるものである。
1.1 玄海原子力発電所は、佐賀県北西部にある東松浦半島の北西海岸に位置しており、北東に外津浦南西に八田浦を形成する値賀崎半島にある。
発電所の敷地面積は、約740,000m2であり、東側の敷地境界に隣接して、地役権を設定した約32,000m2の非居住地域がある。
敷地の中央部は標高約11mに造成され、原子炉格納施設、原子炉補助建家及びタービン建家などの主要構造物の敷地となる。
2号炉設備は、外津浦側に設置されている1号炉設備に隣接して、八田浦側に設置される。
鋼及び鉄筋コンクリート造の原子炉格納施設、鉄筋コンクリート造の原子炉補助建家などの重要な構造物の基礎は、岩盤で直接支持される。
復水器冷却水は、深層取水で、外津浦側の取水口から取水し、放水ピットを経て、八田浦へ放水される。
2号炉の炉心の位置は、1号炉の炉心から南西約110mの所であり、北緯33°31′43″、東経129°50′19″である。2号炉の原子炉本体の中心から、地役権設定地域を含まない。発電所敷地境界までの最短距離は、東方向約490mであり、地役権設定地域を含めた場合の、最短距離は南南西方向約550mである。
1.2 この原子炉施設は2ループの加圧水型原子炉であって、既に運転中の玄海原子力発電所1号炉及び建設中の伊方発電所1号炉と基本的に同一設計のものである。
1.3 この原子炉施設は、原子炉本体、核燃料物質の取扱施設及び貯蔵施設、原子炉冷却系統施設、計測制御系統施設、放射性廃棄物の廃棄施設、放射線管理施設、原子炉格納施設などから構成される。
原子炉本体は、燃料体、減速材、反射材、制御材、支持構造物及び原子炉容器などから構成される。原子炉容器の外側には、放射線遮蔽壁が設けられる。
核燃料物質の取扱施設及び貯蔵施設は、核燃料取扱設備、新燃料貯蔵設備、使用済燃料貯蔵設備、などから構成される。
原子炉冷却系統施設は、1次冷却設備、2次冷却設備，非常用炉心冷却設備などから構成される。
1次冷却設備は、2つの閉回路からなり、それぞれの回路には、1次冷却材ポンプを有し、1次冷却材は、原子炉で加熱されたのち、蒸気発生器に入り、ここで2次系と熱交換を行い再び原子炉に還流する。
なお、2回路のうち1回路には、1次冷却材圧力を調整するための加圧器が設けられる。
2次冷却設備は、蒸気発生器を介して1次冷却設備と熱交換を行い発生蒸気によって蒸気タービンを駆動する閉回路である。
非常用炉心冷却設備は、工学的安全施設の1設備で蓄圧注入系、高圧注入系及び低圧注入系から構成される。
原子炉冷却系統施設には、その他に化学体積制御設備、余熱除去設備、原子炉補機冷却水設備などが設けられる。
計測制御系統施設は、原子炉制御設備、原子炉保護設備、工学的安全施設作動設備、原子炉計装、中央制御室、プロセス計装などから構成される。
放射性廃棄物廃棄施設は、気体廃棄物廃棄設備、液体廃棄物廃棄設備、固体廃棄物廃棄設備などから構成される。
放射線管理施設は、屋内管理用の設備及び屋外管理用の設備から構成され、屋内管理用としては、放射線監視設備及び放射線管理設備が、屋外管理用としては、敷地内外の固定モニタ、モニタリングカー、気象観測設備などが設けられる。
原子炉格納施設は、工学的安全施設の1設備で原子炉格納容器及びその外周コンクリート壁などから構成される。原子炉格納容器と外周コンクリート壁との間の下部には、密閉構造のアニュラス部が構成される。
原子炉格納施設には、この他に原子炉格納容器空気再循環設備、原子炉格納容器換気設備、アニュラス空気再循環設備、原子炉格納容器スプレイ設備などが設けられる。
2 原子炉及び炉心
2.1 概要
原子炉及び炉心は、原子炉容器、燃料集合体、炉内構造物、制御棒クラスタ、制御棒クラスタ駆動装置などから構成される。
炉心は121体の燃料集合体を円柱状に配列して構成される。初装荷炉心では、炉心を3領域に分け、3つの異なった濃縮度のもの（約2.3wt％、約3.0wt％、約3.4wt％）が採用される。
炉心は、1次冷却設備の軽水により冷却、減速され、その減速材中に中性子吸収材としてほう酸が注入される。
燃料集合体は多数の二酸化ウランペレットをジルカロイ－4で被覆した燃料棒を組合せたものである。
燃料棒の配列は、14行、14列であるが、そのうち16本が制御棒クラスタ案内シンブル、1本が必要に応じて炉内計測に使用される炉内計装用案内シンブルであって、残り179本が燃料棒である。
制御棒クラスタ案内シンブルは、炉心位置に対応して、制御棒クラスタ、バーナブルポイズン、中性子源などの挿入に使用される。
燃料集合体を支持する炉内構造物は大別して、上部炉心支持構造物と、下部炉心支持構造物から構成される。
炉心内で発生した熱エネルギは、炉心内を上昇する1次冷却材に伝達され、蒸気発生器に至ってタービンを駆動する高温高圧の蒸気の発生に用いられる。
原子炉の反応度制御は、制御棒クラスタの操作及び1次冷却材中のほう素濃度調整の独立した二つの方法によって行われる。
なお、初装荷炉心初期における過剰増倍率は、バーナブルポイズンにより抑制される。
制御棒クラスタは、原子炉容器上部ふたに取付けた磁気ジャーク式制御棒クラスタ駆動装置により駆動される。ほう素濃度は、フィード・アンド・ブリード方式、又はイオン交換方式により調整される。
更に、炉心の軸方向出力分布調整のため、ローラ・ナート式駆動装置で駆動する出力分布調整用制御棒クラスタが設置される。半径方向及び軸方向の出力振動に対する安定性を解析し、出力分布調整用制御棒クラスタの使用により、軸方向出力分布が制御される。
核設計において、制御棒クラスタやバーナブル・ポイズンの配置燃料濃縮度や、1次冷却材中のほう素濃度などのパラメータを決定し、最大反応度効果を持つ制御棒クラスタ1本が、全引抜き位置のままであったとしても、原子炉制御、保護設備とともに適切な反応度制御ができるように設計される。
熱水力設計において、燃料被覆管と1次冷却材との間で適切な熱伝達が行われるように、寸法、出力、流量分布、混合などについて局所的な分布も考慮して炉心が設計される。
また、通常運転時及び運転時の異常な過渡変化状態において、燃料中心温度、最小DNB比などの設計方針を満足するように、燃料棒が設計される。
動特性において、定格出力の約15％以上の通常運転時の状態で外乱及び設計負荷変化時に主要諸変数の変化が許容制限値内におさまるように、原子炉及び原子炉制御設備が設計される。
2.2 燃料
燃料棒は、燃料温度、核分裂生成ガスなどによる内部ガス圧、被覆管の応力及び歪を制限することにより、その健全性を確保するように設計される。
燃料は低濃縮二酸化ウランペレットをジルカロイ－4被覆管に挿入し、上部にステンレス鋼コイルバネを入れ、両端にジルカロイ－4端栓を溶接した密封構造のもので、ヘリウムが、加圧封入される。
燃料棒の主要寸法は、燃料棒外径約11mm、燃料棒有効長さ約3.7m及び被覆管厚さ約0.6mmである。
燃料集合体は、種々の荷重に基づく応力及び変形を制限し、また、集合体が他の構成部品の機能を阻害することがないように設計される。
燃料集合体は制御棒クラスタ案内シンブルとそれに接合した7個のバネつき支持格子とによって骨格を形成し、燃料棒及び炉内計装用案内シンブルを挿入した後、上部ノズル及び下部ノズルを取付けて組立てられる。また、燃料棒上端と上部ノズル間及び燃料棒下端と下部ノズル間には、それぞれ約20mmの間隙を設けるほか燃料棒が軸方向には容易に伸びることができる構造とするなど曲りの発生率を低減する対策が施される。
2.3 炉内構造物
炉内構造物は、通常運転時、運転時の異常な過渡変化状態、地震時及び1次冷却材喪失などの事故時に必要な強度及び機能を保持するよう設計される。
炉内構造物は、燃料集合体とともに1次冷却材の炉心内での流量分布を均一にし、バイパス流量を少くするとともに、適切な熱伝達が行えるよう設計される。
上部炉心支持構造物は、制御棒クラスタ案内管、上部炉心支持板、上部炉心支持柱、上部炉心板などから構成される。
下部炉心支持構造物は、下部炉心板、下部炉心支持柱、下部炉心支持板、炉心槽、炉心バッフル板、熱遮蔽体などから構成される。
2.4 反応度制御設備
制御棒は、中性子吸収材である銀・インジウム・カドミウム合金をステンレス鋼管で被覆し、両端に端栓を溶接したもので、上端はスパイダ継手により、固定される。
制御棒には、中性子吸収材を全長にわたって配置し、出力分布調整用制御棒には、軸方向出力分布の調整ができるよう下方約1/4に中性子吸収材を配置し、上方約3/4には中性子吸収効果の小さい補強材を配置する。
制御棒クラスタは、高温零出力から高温全出力にわたる出力の変化に伴う反応度変化を制御し、原子炉スクラム時には自重により炉心に挿入される。
制御棒クラスタ案内シンブルの下部は、径を小さくするとともに数個の小孔を設け、原子炉スクラム動作の終りにダッシュポット効果による緩衝作用を行わせるように設計される。
制御棒クラスタは、制御棒16本をスパイダ継手で対称位置に配置した構造で各制御棒は、燃料集合体内の燃料棒位置に固定した16本の制御棒クラスタ案内シンブル内を上下に移動する。
制御棒クラスタは、炉心内の燃料集合体のうち29体に挿入され、その他の燃料集合体には、バーナブル・ポイズン、プラギング・デバイスなどが挿入される。
制御棒クラスタは、原子炉容器上部ふたに取り付けた磁気ジャック式駆動装置により、駆動されるが、この制御棒クラスタ駆動装置は、圧力ハウジング、コイル・アッセンブリ、ラッチ・アッセンブリ、駆動軸などから構成される。
化学体積制御設備のほう素濃度調整により、冷態から高温零出力までの1次冷却材温度変化に伴う反応度変化、キセノン、サマリウムなどによる反応度変化、燃料の燃焼による反応度変化などが制御される。
バーナブル・ポイズンは，ほうけい酸ガラス管をステンレス鋼で被覆し、クラスタ状に成形したもので燃料集合体の制御棒クラスタ案内シンブルに挿入される。初装荷炉心のバーナブルポイズン棒の総数は704本で、炉心全体に分布して配置される。
その他の設備として、燃料集合体の制御棒クラスタ案内シンブルには、プラギング・デバイス及び中性子源が挿入される。プラギング・デバイスは、炉心内のバイパス流量を小さくするために使用し、中性子源は低中性子束密度における中性子束監視、及び原子炉起動用に使用される。
3 1次冷却設備
3.1 概要
1次冷却設備は、原子炉容器、蒸気発生器、1次冷却材ポンプ、加圧器、加圧器逃しタンク、1次冷却材配管及び弁類で構成され、原子炉格納容器内に設置される。1次冷却設備は、次の機能を有する。
（1）炉心で加熱された1次冷却材を1次冷却材ポンプにより循環し、蒸気発生器で2次側水と熱交換させ、タービンを駆動する高温、高圧の蒸気を発生させる。
（2）原子炉運転中に、炉心損傷を起こすことのないように十分な炉心冷却を行う。
（3）原子炉冷却材圧力バウンダリを構成し、1次冷却材中の放射性物質が、外部に漏洩するのを防ぐ隔壁になる。
1次冷却材は、炉心の冷却のほか減速材、反射材としての機能を果たし、更に、中性子の吸収材であるほう素の溶媒ともなる。
1次冷却系の運転中は、化学体積制御設備により 水質管理を厳重に実施して腐食の発生を防止する。
また、原子炉格納容器内への水及び蒸気などの漏洩を早期に発見する設備を設け、常時監視する。
原子炉冷却材圧力バウンダリとなる系及び機器は、通常運転時、運転時の異常な過渡変化状態、地震時及び1次冷却材喪失などの事故時に必要な強度と機能を保持するよう設計される。
また、その材料は、耐食性及び脆性遷移温度を考慮して選定される。
更に、原子炉冷却材圧力バウンダリとなる系及び機器は、計画的に供用期間中検査ができるように設計される。
3.2 原子炉容器
原子炉容器は、上部及び底部が半球状のたて置円筒形で、上部ふたは、フランジで容器胴にボルト締めされる。
原子炉容器は、円筒部内径約3.3m、内のり全高約11.2mで、胴円筒部上部には、1次冷却材出入口ノズル及びコア・デルージ・ノズルが設けられ、下部鏡板部には、炉内計装用ノズルが用いられる。
原子炉容器内には、燃料、炉内構造物、制御棒クラスタ、その他、炉心付属品が収容される。
原子炉容器の本体は、底合金鋼及び低合金鍛鋼が用いられ内面の1次冷却材と接触する部分はステンレス鋼で溶接肉盛りされる。
原子炉容器の設計圧力及び設計温度は175kg/cm2G及び343℃である。
原子炉容器は、炉内構造物を取出すことにより、内面の検査が可能であるように設計される。
なお、使用中の中性子照射による原子炉容器母材の機械的性質の変化を監視するため、炉心周囲に照射試験片が取り付けられる。
3.3 蒸気発生器
蒸気発生器は、たて置U字管型の熱交換器であり、胴部外径最大約4.5m、全高約21mである。
1次冷却材が出入する水室部と、2次冷却材が出入する胴側からなり、胴側には、外径約22.2mmの伝熱管約3,380本及びドライヤなどが内蔵される。
水室部には1次冷却材出入口ノズルが設けられ、上部胴には給水ノズル及び蒸気出口ノズルなどが設けられる。
蒸気発生器本体は、低合金鋼、低合金鍛鋼及び鋳鋼が使用され、伝熱管には、ニッケル・クロム・鉄合金が使用される。
水室は、ステンレス鋼で溶接肉盛りされる。
なお、蒸気発生器の2次側水については、腐食防止のための適切な水質管理が行われる。
3.4 1次冷却材ポンプ
1次冷却材ポンプは、漏洩制御軸封式たて置斜流型ポンプであり、その容量は約20,200m3/h/台である。
1次冷却材ポンプは、十分な炉心冷却流量が確保できるように設計され、ポンプを駆動する電動機の電源が喪失した場合でも、回転慣性モーメントにより、過渡期間中に十分な流量が保たれるように設計される。
更に、逆転防止装置を設け、ポンプ1台運転中でも他の停止中のポンプが逆回転しないように設計される。
ポンプは、直結された三相誘導電動機によって駆動される。
電動機及びポンプのインペラは、保守又は点検に際して、ケーシングを動かすことなく容易に取外しができるように設計される。
3.5 加圧器
加圧器は、たて置円筒上下半球鏡容器で材料は、低合金鋼を使用し、内面はステンレス鋼で溶接肉盛りされる。
加圧器は、電熱器スプレイ、安全弁及び逃し弁などの付属設備の機能とあいまって、原子炉施設の通常運転時及び運転時の異常な過渡変化状態における1次冷却材の圧力変化を許容範囲内に制限するとともに、最高使用圧力を超えないよう1次冷却材圧力は規定値に保たれる。
3.6 配管及び弁類
1次冷却材配管には、ステンレス鋼が使用され、接続部はすべて溶接によって接続される。
この、1次冷却材配管のうち、通常運転中1次冷却材との温度差によって大きな熱応力が発生する可能性のある加圧器サージ管、化学体積制御設備からの充てん配管などの取付部には、その熱応力を軽減するためサーマル・スリーブが設けられる。
1次冷却系に使用される弁のうち、弁が1次冷却材に触れるものについては、その接する主要部分はすべてステンレス鋼が使用される。
大口径の弁類は、ステム・リークオフを設け、小口径の弁類についても可能な限り、グランド部にベローズなどを用いて、1次冷却系から原子炉格納容器内への漏洩を極力少なくするように設計される。
4 工学的安全施設
工学的安全施設は、1次冷却材喪失事故などに起因して燃料の溶融や多量の放射性物質の放散が生じる可能性のある場合を想定して、燃料被覆管の大破損や放射性物質の放散を防止、若しくは抑制するために設けられ、非常用炉心冷却設備、原子炉格納容器、原子炉格納容器スプレイ設備及びアニュラス空気再循環設備からなる。
本施設は、内圧、外圧、自重、熱膨張及び地震時などの荷重に対し必要な強度と機能を保持できるように設計される。
4.1 非常用炉心冷却設備
非常用炉心冷却設備は、原子炉冷却材圧力バウンダリ内のいかなる寸法の配管破断による冷却材喪失事故を想定した場合にも、ほう酸水を原子炉容器内に注入することにより燃料温度の過度の上昇を防止して、被覆管の大破損を防ぎ、更に、ジルコニウム－水反応を無視しうる程度におさえる機能を有している。
同設備は蓄圧注入系、高圧注入系及び低圧注入系の3つの系統から構成される。
4.1.1 蓄圧注入系
蓄圧注入系は蓄圧タンクと配管、弁などで構成され1次冷却系の圧力が蓄圧タンクの保持圧力（約50kg/cm2G）以下に減少すると蓄圧タンク内のほう酸水を自動的に1次冷却材回路の低温測から炉心に注入する系統である。
この系の作動は、逆止弁の自動開放によるため電源などの駆動源を必要としない。
通常運転中は、蓄圧タンク中のほう酸水の水位及び濃度、蓄圧タンクの圧力を監視し、遠隔操作によって調整できるようになっている。
4.1.2 高圧注入系
高圧注入系は、高圧注入ポンプ、ほう酸注入タンク及び配管、弁などで構成され非常用炉心冷却設備作動信号により、ほう酸注入タンク及び燃料取替用水タンクのほう酸水などを1次冷却材低温側配管及びコア・デルージ・ノズルから炉心に注入する系統である。高圧注入ポンプは、非常用電源にも接続されている。
高圧注入ポンプの作動試験は、通常運転中でも行えるようになっている。
4.1.3 低圧注入系
低圧注入系は、低圧注入ポンプ、余熱除去冷却器及び配管、弁などで構成され、非常用炉心冷却設備作動信号により、燃料取替用水タンクのほう酸水などをコア・デルージ・ノズルから炉心に注入する系統である。低圧注入ポンプは、非常用電源にも接続されている。
低圧注入ポンプの作動試験は、通常運転中でも行えるようになっている。なお、このポンプは、原子炉停止時に余熱除去系としても使われるが、通常運転中は、非常用炉心冷却設備として常に、待機状態におかれる。
4.2 原子炉格納施設
原子炉格納施設は、鋼製の原子炉格納容器とその外周のコンクリート製遮蔽壁及びその付属設備で構成される。
本施設は、原子炉及び1次冷却設備など主要な原子炉施設を原子炉格納容器内に納め、1次冷却材喪失事故時などに圧力障壁となるとともに環境へ放射性物質が放散するのを防止する障壁としての機能を有している。
4.2.1 原子炉格納容器
原子炉格納容器は、内経約33m、全高約67mの上部半球、下部半だ円鏡円筒形の炭素鋼製の容器である。また、その周囲の遮蔽壁は、原子炉格納容器より約3m大きい径をもち、上部約35cm円筒部約80cmの遮蔽厚さをもつ円筒上部ドーム形の鉄筋コンクリート構造である。これら原子炉格納容器及び遮蔽壁は岩盤に直接置いた鉄筋コンクリート・スラブで直接支持される。
原子炉格納容器の設計圧力及び設計温度は、1次冷却材喪失事故時に生ずる最高圧力及び温度を考慮し、設計圧力は、2.45kg/cm2G、設計温度は、141℃とされる。原子炉格納容器の材料である炭素鋼は、容器の脆性破壊を防止するため脆性遷移温度が最低使用温度より17deg以上低い材料が選ばれる。
また、原子炉格納容器を貫通する配管や電線などのある貫通部は、漏洩が十分少ない構造とし、原子炉格納容器全体の漏洩率を設計圧力において容器内容積の0.1％/d以下におさえることにしている。
なお、この貫通部のうち、大口径配管、高温配管及び電線貫通部は必要なときに個々にあるいは、まとめて耐圧、漏洩試験を行うことができるようにし、また、原子炉格納容器全体の漏洩率試験は、竣工時及び運転開始後の定期検査時にも行うことにしている。
事故時に放射性物質が原子炉格納容器外へ漏れるのを防ぐため、貫通する配管で閉塞を必要とする配管には、隔離弁又は盲ぶたを設け、いわゆる格納容器バウンダリを形成するようにしている。この隔離弁は格納容器隔離信号によって作動するが、検出器、制御回路なども含め、定期的に機能を確認するための作動試験が行えるようになっている。
4.2.2 外部遮蔽壁及びアニュラス部
外部遮蔽壁は、通常運転時及びいかなる事故状態にも原子炉格納容器から漏洩する放射線をこの壁で遮蔽し周辺への影響を少くする機能をもっている。
本原子炉は、原子炉格納容器の頂部も遮蔽壁を設け、上部方向への漏洩線量の低減をも図っている。
外部遮蔽円筒部と原子炉格納容器円筒部との間にはアニュラスシールを設け、このシールより下部はアニュラス部という密閉構造とし、いわゆる二重格納設備になっている。
原子炉格納容器の貫通部の大部分は、このアニュラス部を通しており、事故時は原子炉格納容器からアニュラス部に漏洩した空気をアニュラス部で再循環させ、浄化して一部を排気筒へ導くようになっている。
4.3 原子炉格納容器スプレイ設備
原子炉格納容器スプレイ設備は、1次冷却材喪失事故時に原子炉格納容器内の内圧を下げるとともに原子炉格納容器内に放出されるよう素を除去する機能を有し、スプレイポンプ・スプレイ冷却器及び薬品タンクなどから構成され100％容量の設備が2系統設置される。
この設備は、格納容器スプレイ作動信号によって、自動作動し、燃料取替用水タンクなどの水をよう素除去薬剤とともに、原子炉格納容器内に噴出させるもので、スプレイ・ポンプの電源は非常用電源にも接続される。
原子炉格納容器スプレイポンプの作動試験は、通常運転中にも行えるようになっている。
4.4 アニュラス空気再循環設備
アニュラス空気再循環設備は、1次冷却材喪失事故時に、アニュラス部を負圧に保ち、原子炉格納容器からアニュラス部に漏洩した空気を浄化し再びアニュラス部に循環させる機能を有し、ファン及びフィルタで構成され、100％容量のものが2系統設置される。また、本設備は、アニュラス内の換気にも使えることになっている。
この設備は、非常用炉心冷却設備作動信号により自動作動し、アニュラス内部の排気を行って負圧を達成し、その後アニュラス空気を再循環させる。再循環ファンの電動機は、非常用電源にも接続される。
アニュラス空気再循環設備の作動試験は通常運転中にも行えるようになっている。
5 原子炉補助施設
原子炉補助施設は、原子炉の運転及び安全を保持するための施設であり、化学体積制御設備、余熱除去設備、原子炉補機冷却水設備、原子炉補機冷却海水設備、燃料取扱及び貯蔵設備と試料採取設備で構成される。これらの設備は内圧、自重、熱膨張及び地震時などの荷重に対し必要な強度と機能を保持できるように設計される。
5.1 化学体積制御設備
化学体積制御設備は、体積制御タンク、充てんポンプ、熱交換器、脱塩塔、薬品タンク、フィルタ、ほう酸タンク及び配管、弁などから構成され、下記の機能をもつように設計される。
即ち
（1）1次冷却設備中の1次冷却材保有量を適正に保持する。
（2）反応度制御のため、1次冷却中のほう素の濃度を調整する。
（3）1次冷却材中の核分裂生成物、腐食生成物を除去し、1次冷却材を浄化する。
（4）1次冷却設備の腐食を防止するために、1次冷却材中に腐食抑制剤を添加し、その濃度を適正に保つ
などである。
体積制御タンクは、その水位を制御することによって、1次冷却系の冷却材保有量を適正な値に保持できるように設計される。
また、体積制御タンク内は、その気相部を水素ガスで加圧することによって、1次冷却材中の水素濃度を制御できるように設計される。
充てんポンプは、1次冷却系に1次冷却材を注入するために設置される。
熱交換器は、化学体積制御系統内を流れる1次冷却材の温度を適切な値に調節するために設置される。
脱塩塔は、1次冷却材の浄化などのために設置する。
薬品タンクは、1次冷却材のpH制御のための薬品を添加するために使用されるものである。
ほう酸タンクは、1次冷却材中に添加されるほう酸水を貯蔵するために設置される。ほう酸水の濃度は、約12wt％に維持され、また、ほう酸の析出を防止するための電気加熱器が設けられ、自動的に温度調節がなされている。
5.2 余熱除去設備
余熱除去設備は、冷却器、ポンプ、配管及び弁から構成され、原子炉停止時には炉心の崩壊熱と顕熱を除去する機能を有する。
また、この設備は、燃料取替時には、燃料取替用水タンクの水を原子炉キャビティに水張し、燃料取替期間中の冷却ができる機能を有する。
更に、運転中にあっては、非常用炉心冷却設備の低圧注入系としての機能を有する。
5.3 原子炉補機冷却水設備
原子炉補機冷却水設備は、余熱除去冷却器、原子炉格納容器スプレイ冷却器、使用済燃料ピット冷却器、1次冷却材ポンプ及び原子炉格納容器スプレイ・ポンプなどの原子炉補機に冷却水を供給する設備であり、ポンプ、冷却器、サージ・タンク、配管及び弁から構成される。
原子炉補機冷却水は純水を使用し各原子炉補機から熱を除去した後、ポンプによって冷却器に至り、ここで海水によって冷却され、再び原子炉補機に戻る。
多重性を有する工学的安全施設関連補機への原子炉補機冷却水配管は、2系統の母管から分岐される。
5.4 原子炉補機冷却海水設備
原子炉補機冷却海水設備は、海水ポンプ、配管及び弁から構成され、原子炉補機冷却水冷却器、コントロール・タワー空調用冷凍機及び非常用ディーゼルなどを海水で冷却できるように設計される。
海水ポンプは、非常用電源によっても駆動できるように設計され、また、非常用炉心冷却設備作動信号あるいは、外部電源喪失信号により、自動起動されるように設計される。
5.5 燃料取扱及び貯蔵設備
燃料取扱及び貯蔵設備は、新燃料貯蔵設備、燃料取扱設備及び使用済燃料貯蔵設備から構成される。
新燃料貯蔵室は、鉄筋コンクリート造りで、原子炉補助建家内の独立した区画に設けられ、ラックに新燃料を乾燥状態で保存する構造とされる。
新燃料貯蔵ラックは、所定の位置以外には、燃料体を挿入できない構造とされる。
新燃料貯蔵室は、容量一杯の新燃料を貯蔵し、たとえ常温の純水で満たされたとしても、実効増倍率は0.90以下に保たれ、臨界に達することのないように設計される。
貯蔵容量は、1回取替分である約1/3炉心相当分とする。
燃料取扱設備は、ポーラ・クレーン、燃料取替クレーン、燃料移送装置、使用済燃料ピット・クレーンなどから構成される。
燃料取替クレーンのグリッパは、駆動源喪失時においても燃料を落とさないような構造に設計される。
使用済燃料ピットには、使用済燃料被覆管の破損を検査するための装置、及び破損のある燃料集合体ごとに密封して、収容するための容器が備えられる。
使用済燃料ピットは、原子炉補助建家内に設けられ、約6/3炉心分の使用済燃料を貯蔵する能力を有するように設計される。
使用済燃料ピットの遮蔽は、鉄筋コンクリート壁及びピット水で行い十分な壁厚とするとともに、ピット内面はピット水の漏れを防ぐため、ステンレス鋼板で内張りを行い、更に漏洩を検知するためのピット水位警報装置が設けられる。
ピット内の貯蔵ラックは、所定の位置以外には使用済燃料体を挿入できない構造とされ、たとえ容量一杯の新燃料を貯蔵し、常温の純水で満たされたとしても実効増倍率は、0.90以下となるように設計される。
使用済燃料ピットには、貯蔵してある使用済燃料の崩壊熱によるピット水の温度上昇の防止、ピット水の浄化及びピット水面に浮遊する不純物の除去を行うため、使用済燃料ピット水浄化冷却設備が設けられる。
5.6 試料採取設備
1次冷却材などの化学的及び放射化学的性質を分析評価するため、各系統の主要各所から試料を採取できるように設計される。
1次冷却材系統設備からの試料及び分析頻度が高い試料は、原子炉系試料採取室のサンプル・フード内で集中採取される。放射能が低い試料及び分析頻度が低い試料については、現場試料採取設備が設けられる。
6 計測制御系統施設
原子炉の計測制御系統施設は、原子炉制御設備、原子炉保護設備、工学的安全施設作動設備、原子炉計装設備、中央制御室及びプロセス計装設備などから構成される。
6.1 原子炉制御設備
原子炉制御設備は、制御棒クラスタ制御系、ほう素濃度制御系、加圧器圧力制御系、加圧器水位制御系、給水制御系、タービンバイパス制御系と主蒸気大気放出弁制御系から構成される。
本原子炉には、制御棒クラスタ29本、出力分布調整用制御棒クラスタ4本を使用する。前者を制御グループ4バンク、停止グループ2バンクに分け、原子炉出力制御用と停止用に、後者を出力分布調整用に使用する。原子炉スクラム時には制御棒クラスタ29本が、その駆動装置用電源を遮断することにより自重で炉心に挿入される。
1次冷却材中のほう素濃度は、化学体積制御設備を使用して手動操作で増減する。ほう素濃度を高くする場合には、充てんポンプによって1次冷却材中へほう酸水を注入し、逆にほう素濃度を低くする場合には、純水を補給して所要の濃度に希釈する。
なお、炉心寿命末期に1次冷却材中のほう素濃度を低下させる時には、抽出水をほう素除去脱塩塔を通して行う。
過渡時の1次冷却系の圧力変化は、加圧器及び加圧器圧力制御装置によって制御する。この圧力制御は、1次冷却系の圧力が一定になるように行う。加圧器には、スプレイ弁、逃し弁、安全弁及び電熱器が設けられる。
タービン・バイパス制御系は、蒸気発生器によって発生する蒸気をタービンをバイパスして直接復水器へダンプする装置であり、定格負荷の約40％に相当する蒸気をバイパスする能力を持っている。
6.2 原子炉保護設備
原子炉保護設備は、原子炉プラントの種々のパラメータを測定し、測定値が保護設定点に達した場合に原子炉スクラムを行うことにより炉心及び原子炉冷却材圧力バウンダリの保護を行う。
原子炉保護設備は、原子炉プラントの種々のパラメータを監視する2ないし4重チャンネルの検出器を含む計測回路と、それから入力を受信し、原子炉スクラム遮断器を自動的に開くための2重トレインの論理回路とで構成される。
原子炉保護設備は、単一故障時の保護機能が喪失しないように、多重性、独立性をもたせ、制御設備からの分離をはかるとともにフェイル・セイフ、運転中の試験可能性などを考慮して設計される。
6.3 工学的安全施設作動設備
工学的安全施設作動設備としては、非常用炉心冷却設備、原子炉格納容器隔離弁、補助給水ポンプ、アニュラス空気再循環設備、格納容器スプレイ設備及びそれらの関連機器を作動させる回路を設ける。
これらの回路は、プラントの諸変数を監視する多重計測回路と、それから信号を受けて工学的安全施設を作動させる多重の論理回路とで構成させる。
工学的安全施設作動設備の設計方針は、原子炉保護設備の設計方針と同様に、高い信頼性と十分な安全機能が得られるように設計される。
6.4 原子炉計装設備
原子炉の運転又は、制御保護動作に必要な情報のなかで、とくに炉心に関する情報を得るために、炉外核計装、炉内計装、停止余裕監視装置、制御棒クラスタ位置指示計装が設けられる。
炉外核計装は原子炉停止状態から定格出力の120％までの原子炉出力を監視するため、線源領域、中間領域、出力領域の3つの計測領域を設け、各領域の測定範囲は相互に重なりを持たせて、一つの領域から他の領域に移る際にも、測定が不連続とならないように中性子束検出器などの測定系が設計される。
炉内計装は、あらかじめ定められた燃料集合体の出口温度を測定する炉内熱電対計装と、燃料集合体中央部の軸方向中性子束を測定する炉内核計装で構成される。
制御グループの制御棒クラスタバンクA、B、C、Dにおのおの停止余裕監視装置を設けるとともに、制御棒クラスタ位置指示計装は、制御棒クラスタ駆動装置の圧力ハウジング外部に取付けた電気コイルが検出器として用いられる。
6.5 中央制御室
計測制御系統施設のうち、原子炉及びタービン発電機の運転に必要な監視及び操作装置は、集中化し、中央制御盤に設置される。
原子炉施設の通常運転、安全停止及び事故処置に必要な計測制御装置は、中央制御盤上で集中監視及び制御が行えるように設計される。
また、中央制御室は、万一の原子炉事故の際にも従業員が、中央制御室内にとどまって所要の操作及び措置がとれるように設計される。
なお、何らかの原因で中央制御室に接近できない場合にも、原子炉を安全に停止できるように、中央制御室外原子炉停止装置が設けられる。
6.6 プロセス計装設備
プロセス計装は、プロセスの温度、圧力、流量、水位、電導度などを測定するもので、その主要な調節計、指示計、記録計などは、中央制御盤に配置される。
プロセス計装には、1次冷却系計装、化学体積制御系計装、主蒸気及び給水系計装、その他の計装が設けられる。
7 電気施設
発電所で発生した電力は、220kV送電線2回線で送電され、約21km離れた西九州開閉所に連系される。
発電所の所内電気系統は、発電機及び励磁装置、主変圧器、所内変圧器、起動変圧器、予備変圧器、6.9kV高圧母線、460V低圧母線、ディーゼル発電機、直流電源、計測制御用電源などにより構成される。
220kV送電線は、2回線同時事故を少なくするよう不平衡絶縁とされるが、2回線とも停電した場合にも、外部電源は約13km離れた唐津変電所から66kV送電線で予備変圧器を通して所内に供給される。
発電所内には、非常用電源設備としてディーゼル発電機及び蓄電池が設けられる。
ディーゼル発電機は、外部電源が完全に喪失した場合に、発電所を安全に停止するために必要な電力を供給し、更に、工学的安全施設作動のための電力をも供給するように設計される。
ディーゼル発電機は、100％容量のものを2台備え、おのおの非常用母線に接続される。
また、各ディーゼル発電設備は、原子炉補助建家内のそれぞれ独立した室に設置される。
蓄電池は発電所の安全に必要な直流電源設備として2組設置され、開閉器作動電源、電磁弁、タービン発電機及び原子炉関係の計測制御装置、タービンの軸受油ポンプなどに供給するように設計される。
これら2組の蓄電池は、原子炉補助建家内のそれぞれ独立した室に設置される。
8 タービン及び付属設備
タービン及び付属設備は、主蒸気系統、タービン、復水設備、給水設備などで構成される。
蒸気発生器で発生した蒸気は、2系統の主蒸気管により高圧タービンに至り、高圧タービンを出た蒸気は、湿分分離加熱器を経て低圧タービンに入る。低圧タービンの排気は、復水器に流入し復水となり復水ポンプによって低圧給水加熱器群を経て脱気器に送られる。
脱気器を出た給水は、給水ポンプで加圧され、高圧給水加熱器を経て蒸気発生器へ供給される。高圧タービンからの抽気は、脱気器と高圧給水加熱器へ、低圧タービンからの抽気は低圧給水加熱器へ供給される。
タービンは、串型3車室4分流排気再熱再生式、回転数1,800rpmの発電機直結式で、定格出力は559,260kWである。
タービンの負荷が急減した時に、原子炉の余剰発生熱を除去するために、蒸気を復水器へダンプするタービン・バイパス系が設けられる。
この系では、各々の主蒸気管に4個づつタービン・バイパス弁が設置され、定格負荷から50％までの負荷急減時に、原子炉をスクラムすることがなく、また、大気へ蒸気を放出せずに復水器に導いて運転を継続できるように設計される。
また、タービン・バイパス系が、使用不能の場合でも、大気に主蒸気を制御しながら放出することにより、プラントを温態停止状態に維持し、更に、所定の速度で冷態停止することができるように、各々の主蒸気管に1個づつ主蒸気大気放出弁が設けられ、定格蒸気流量の約10％を大気に放出できるように設計される。
更に、タービン・バイパス系及び主蒸気大気放出弁が使用不能の場合に備えて、主蒸気系統を過度の圧力上昇から保護するために、各々の主蒸気管に7個ずつ主蒸気安全弁が設置され、これらの作動により定格流量の蒸気が大気に放出できるように設計される。
主蒸気隔離弁は、主蒸気管損傷時及び蒸気発生器伝熱管損傷時に主蒸気系統を隔離するために、各主蒸気の連絡管の上流に1個ずつ設けられる。
蒸気発生器への通常の給水は、主給水ポンプ（50％容量3台、内1台は予備）により行われるが、外部電源喪失などにより、これらのポンプが使用できない場合には、補助給水ポンプにより給水される。
補助給水ポンプは、タービン駆動1台、電動2台が設置される。
復水器真空ポンプの排気は、放射線モニタで連続的に監視され、異常が認められない場合には、排気管から大気中に放出されるが、万一放射性物質が検出された場合は、弁の自動切替によりチャコール・フィルタを通して排気筒へ導かれる。蒸気発生器の2次側ブロー・ドレンは、放射線モニタで連続的に監視され、放射性物質が検出された場合には、ブローダウンを自動的に停止し、また系統の切替によってブローダウン・タンクのドレンは、放射性廃棄物廃棄施設に送り処理される。
9 放射性廃棄物廃棄施設
放射性廃棄物廃棄施設は、気体廃棄物処理設備、液体廃棄物処理設備及び固体廃棄物処理設備で構成される。
9.1 気体廃棄物処理設備
気体廃棄物処理設備は、窒素廃ガス処理系統及び水素廃ガス処理系統で構成される。
9.1.1 窒素廃ガス処理系統
窒素廃ガス処理系統では、主として冷却材貯蔵タンクなどにシール用として充てんしている窒素ガス及び各機器からベントされる窒素系廃ガスが処理される。
窒素系廃ガスは、ガス圧縮装置で圧縮し、ガス減衰タンクに一定期間貯蔵して放射能を減衰させた後、原則として冷却材貯蔵タンクのカバーガスとして再使用される。
ガス圧縮装置は、圧縮機、気水分離器及び封水冷却器から構成される。
圧縮機には、漏洩による被曝を防止するため、回転遠心水封式が採用される。
圧縮機は2台設置され、1台の容量は約68Nm3/hである。
ガス減衰タンクは、平常運転時に発生する窒素廃ガスを約45日間貯蔵できるように15m3の容量のものを4基設置し、窒素廃ガスは約7kg/cm2Gに加圧して貯蔵される。
9.1.2 水素廃ガス処理系統
水素廃ガス処理系統では、体積制御タンクに連続注入、パージされた水素とともに抽出される冷却材中のガス（主に希ガス）が処理される。
水素廃ガスは、水素廃ガス圧縮機で加圧・圧縮され、水素廃ガス前処理装置を経た後、水素分離装置（パラジウム合金膜水素分離方式）で放射性ガスと純水素とに分離される。
水素分離装置は、パラジウム合金膜水素分離セル、水素廃ガス予熱器、水素冷却器及び水素廃ガス後備冷却器からなる。
分離された放射性ガスは、水素廃ガス減衰タンクに原則として貯蔵しておくように設計される。
純水素は水素タンクに貯蔵し、再使用される。
水素廃ガス圧縮機は、約20Nm3/hの容量のものが2台設置される。
パラジウム合金膜の破損は、分離セルの純水素出口側に設置した放射線モニタで検出される。
水素分離装置の容量は、約4Nm3/hである。
水素廃ガス減衰タンクは、約17m3の容量のものが4基設置される。
水素ガス処理系は、2号炉の設備として設置されるが、1号炉の水素廃ガスも処理することとなっている。
9.2 液体廃棄物処理設備
液体廃棄物処理設備は、冷却材貯蔵タンク、A廃液貯蔵タンク（再使用可能な廃液）及びB廃液貯蔵タンク（低水質廃液）に分離回収された液体廃棄物を処理するほう酸回収系統、A廃液処理系統及びB廃液処理系統で構成される。
それぞれの系統は、蒸発器、脱塩塔などからなり、処理水は、水質を確認した後、再使用、再処理、所外放出などの処理が行われる。
9.2.1 ほう酸回収系統
ほう酸回収系統は、冷却材貯蔵タンクに集められる1次冷却材中のほう素濃度を変更する際に生ずる抽出水、格納容器内冷却材ドレン及び補助建家冷却材ドレンを処理するものである。
冷却材貯蔵タンクに集められた液体廃棄物は、ほう酸回収装置脱塩塔でイオン化不純物を除去し、ほう酸回収装置の脱ガス塔で溶存気体を分離し、ほう酸回収装置の蒸発器により、溶存固形分が濃縮分離される。
処理水は、更にほう酸蒸りゅう水脱塩塔で浄化され、モニタ・タンクに貯蔵し、水質を確認した後、1次冷却材の補給水として再使用される。
また、濃縮液は、ほう酸溶液として再使用される。
冷却材貯蔵タンクは、大気と接触しないように窒素ガスでシールされ、放射性ガスを含む窒素ガスは気体廃棄物処理系で処理される。
また、ほう酸回収装置の脱ガス塔で分離された気体も、気体廃棄物として処理される。
冷却材貯蔵タンクは、1次冷却系保有水の約2倍を貯蔵できるように約120m3の容量のものが3基設置される。
モニタ・タンクは、約40m3の容量のものが2基設置される。
9.2.2 A廃液処理系統
A廃液処理系統では、A廃液貯蔵タンクに集められた再使用可能な補助建家内機器ドレンが処理される。
A廃液貯蔵タンクに集められた液体廃棄物は、A廃液蒸発装置で溶存固形分が濃縮分離される。処理水は、更に、廃液蒸りゅう水モニタ脱塩塔で浄化し、廃液蒸りゅう水モニタ・タンクに貯蔵され、原則として、1次系純水タンクに送り再使用される。
また、濃縮液は、固化され固体廃棄物として処理される。
A廃液貯蔵タンクは、約30m3の容量のものが1基、廃液蒸りゅう水モニタ・タンクは、約10m3の容量のものが2基設置される。
9.2.3 B廃液処理系統
B廃液処理系統は、B廃液貯蔵タンクに集められる低水質の補助建家内機器ドレン、床ドレン及び中和後の脱塩塔再生廃液を処理するものである。
B廃液貯蔵タンクに集められた液体廃棄物は、まずB廃液蒸発装置で溶存固形分が濃縮分離される。
処理水は、更に、廃液蒸りゅう水脱塩塔で浄化し、廃液蒸りゅう水タンクに貯蔵され、放射性物質の濃度が十分低いことを確認した後、複水器冷却水と混合希釈して放水口より放出される。
また、濃縮液は、固体廃棄物として処理される。
B廃液貯蔵タンクは約70m3の容量のものが1基、廃液蒸りゅう水タンクは、約10m3の容量のものが2基設置される。
洗たく排水、手洗排水及びシャワー排水は、洗浄排水タンクに集められる。
この洗浄排水についても、B廃液処理系統で処理されるが、放射性物質の濃度が十分低いことを確認した場合には、復水器冷却水と混合希釈して放出されることもある。
9.3 固体廃棄物処理設備
固体廃棄物処理設備は、ドラム詰室、ドラム詰装置、使用済フィルタ取扱装置、ベイラ、使用済樹脂貯蔵タンク、固体廃棄物貯蔵庫などから構成される。
9.3.1 ドラム詰室
ドラム詰室には、ドラム詰装置などを設け、ドラム缶の移動及びドラム詰めを、すべて遠隔操作で行えるように設計される。
ドラム詰装置は、廃液濃縮液及び使用済樹脂などをドラム缶に詰めるものである。
使用済フィルタ取扱装置は、使用済のカートリッジ・フィルタを遠隔操作で取り出せるように設計される。
ベイラは、圧縮減容可能な低レベル放射性固体廃棄物を、ドラム缶内で圧縮減容できるように設計される。
9.3.2 使用済樹脂貯蔵タンク
使用済樹脂貯蔵タンクは、脱塩塔使用済樹脂を長期間貯蔵し、半減期の短い同位元素を減衰させるものであるが、将来ドラム詰めも可能なように設計される。
使用済樹脂貯蔵タンクは、約16m3の容量のものが6基設置される。
9.3.3 固体廃棄物貯蔵庫
固体廃棄物貯蔵庫は、本原子力発電所に既に設置されているものが使用される。
固体廃棄物を詰めたドラム缶は、固体廃棄物貯蔵庫に保管管理される。
10 放射線管理施設
放射線管理施設は遮蔽設備、放射線管理関係設備及び放射線監視設備で構成される。
10.1 遮蔽設備
遮蔽設備は、原子炉1次遮蔽、原子炉2次遮蔽、原子炉格納容器外部遮蔽、補助遮蔽、燃料取扱遮蔽などである。
これらの遮蔽は、燃料取替時、保修時などの通常運転時において原子炉容器、1次冷却設備、燃料取替及び貯蔵設備、放射性廃棄物廃棄施設などからの放射線による発電所従業員の被曝線量を現行法令に定められた許容被曝線量を十分下まわるように設計される。
10.1.1 原子炉1次、2次遮蔽
原子炉1次遮蔽は、原子炉容器を直接とり囲む鉄筋コンクリート壁である。
原子炉1次遮蔽は、原子炉容器からの熱伝達及びコンクリート内部で吸収される放射線による過熱脱水を防止するため、原子炉容器冷却ファンにより冷却される。
原子炉2次遮蔽は、原子炉格納容器内の1次冷却系機器配管をとり囲む構造物で、原子炉格納容器内部コンクリート、原子炉格納容器などで構成される。
10.1.2 原子炉格納容器外部遮蔽
原子炉格納容器外部遮蔽は、原子炉格納容器を囲む円筒上部ドーム型の鉄筋コンクリート構造物で、円筒部厚さ約80cm、ドーム部厚さ約35cm、地上高さ約45mのものである。
10.1.3 補助遮蔽
補助遮蔽は、原子炉補助建家内の廃棄物廃棄設備、化学体積制御設備、試料採取設備などの放射性物質を内蔵する機器及び配管をとり囲む構造物で、原子炉補助建家内の通路及び隣接機器室への放射線を遮蔽するものである。
10.1.4 燃料取扱遮蔽
燃料取扱遮蔽は、燃料取替時に原子炉キャビティに張るほう酸水及びキャナル壁、使用済燃料ピットに張るほう酸水などから構成され、燃料取替時、燃料移送時及び使用済燃料貯蔵時における使用済燃料からの放射線を遮蔽するものである。
10.2 放射線管理関係設備
放射線管理関係設備は出入管理設備、汚染管理設備、試料分析関係設備及び個人管理関係設備で構成されるが、これらの諸設備は本原子力発電所に既に設置されているものが使用される。
10.3 放射線監視設備
放射線監視設備は、プロセス・モニタリング設備、エリア・モニタリング設備、野外管理用モニタリング設備及び放射線サーベイ用機器から構成される。
なお、野外管理用モニタリング設備及び放射線サーベイ用機器は、本原子力発電所に既に設置されているものが使用される。
10.3.1 プロセス・モニタリング設備
プロセス・モニタリング設備は、プロセス系の液体及び気体中の放射線の監視を行うためのもので、放射性ガスの監視を行うガスモニタ、排出液中の放射能監視を行う水モニタ、放射性塵埃の監視を行う塵埃モニタがプロセス系の各系統に設けられる。
その測定値は中央制御室で自動記録、指示が行われるとともに、設定値を超えた時は、中央制御室に警報を発するよう設計される。
10.3.2 エリア・モニタリング設備
エリア・モニタリング設備は、建家内、室内などに放射線検出器を配置し、空間線量の監視を行うものである。
その測定値は中央制御室で自動記録、指示が行われるとともに設定値を超えた時は、現場及び中央制御室に警報を発するように設計される。
11 発電所補助施設
発電所補助施設は、給水処理設備、換気設備、圧縮空気設備、補助蒸気設備及び消火設備から構成される。
給水処理設備は、本原子力発電所に既に設置されているものが使用される。
換気設備は、原子炉格納施設換気設備、原子炉補助建家換気設備及び中央制御室換気設備などから構成される。
原子炉格納施設換気設備は、空気を供給する原子炉格納容器給気設備、原子炉格納容器内の空気を内部浄化する原子炉格納容器空気再循環設備、原子炉格納容器排気設備及び原子炉格納容器排気筒から構成される。
原子炉格納容器空気再循環設備には、原子炉格納容器内の空気を浄化して、放射能レベルを低下させるために粒子用フィルタ及びよう素フィルタが設けられる。
原子炉格納施設換気設備の排気は、地上約43mの原子炉格納容器排気筒から放射能をモニタしながら大気中に放出される。
原子炉補助建家換気設備は、補機室給気設備及び補助建家排気設備から構成され、一般補機室、使用済燃料ピット及び安全補機室の給気並びに排気を行うように設計される。
補機室内の排気は、粒子用フィルタで濾過後、放射能をモニタしながら地上約43mの原子炉補助建家排気筒から排気される。更に、モニタによる自動切替えで使用できるよう素用フィルタが設けられる。
中央制御室換気設備は、本原子力発電所に既に設置されているものが使用される。
圧縮空気設備は制御用圧縮空気設備及び所内用圧縮空気設備から構成される。
制御用空気圧縮機は100％容量のものが2台設置されるが、所内用空気圧縮機もバックアップとして使用できるよう設計される。
補助蒸気設備は、スチーム・コンバータ及び補助ボイラから構成され、タービンのグランド蒸気、廃液蒸発装置、屋外タンクの保温、各種建家の暖房用などに蒸気を供給するよう設計される。
消火設備は、水消火設備、炭酸ガス消火設備、泡消火設備及び火災感知設備から構成され、消防法などに基づいて設計される。
12 核、熱設計及び動特性
炉心の最大過剰増倍率は、初装荷炉心及び平衡炉心で0.24Δk以下であるが、制御棒クラスタとほう素濃度調整による反応度制御能力は0.25Δk以上あり、余裕をもって炉心の反応度制御を行うことができる。
制御棒クラスタは、最大反応度効果を持つ制御棒クラスタ1本が、引抜けたまま挿入できない場合でも、0.01Δk以上の反応度停止余裕を与えるように設計される。
定格出力運転中、完全引抜位置から制御棒クラスタ1本が落下した場合の添加反応度は、-2.5×10-3Δk/kを上回ることがないように設計される。
制御棒クラスタの最大反応度添加率は、原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性を損なわず、炉内構造物が炉心冷却の機能を果たせるように制限される。すなわち、制御棒クラスタが、引抜手順上可能な最大速度約114cm/minで引抜かれても、最大反応度添加率は8.6×10-4（Δk/k）/s以下となるように設計される。
炉心が負の反応度フィードバック特性を持つように、原子炉はドプラ係数が負であり、かつ、減速材温度係数が出力運転中、正とならないよう設計される。
通常運転時及び運転時の異常な過渡変化状態において、燃料中心温度を二酸化ウランの溶融点未満とするため、定格出力時の最大線出力密度は、49.1kW/m以下となるように設計される。また、出力分布を監視し最小DNB比1.3の制限を下回る出力分布が起こらないように制御される、種々の出力分布におけるアキシャル・オフセットと熱流束熱水路係数（FQ）の対応を整理した結果によると、アキシャル・オフセットをある範囲内に保てば、熱流束熱水路係数を設計値以下にすることができる。したがって、通常運転時は、アキシャル・オフセットを常時炉外核計装で監視し、必要があれば出力分布調整用制御棒クラスタ、又はバンクD制御棒クラスタを操作することにより、アキシャル・オフセットはある範囲内に抑えられる。
キセノンによる出力分布の振動が考えられるのは、軸方向振動のみであり、水平方向振動は炉心寿命中安定である。軸方向振動は、炉心寿命末期で起こる可能性があるが、ドプラ係数が振動の抑制に有効に作用し、更に、出力分布調整用制御棒クラスタ又は、バンクD制御棒クラスタを操作し、アキシャル・オフセットを運転目標範囲に保つことにより、出力分布の振動を避けることができる。
外乱及び設計負荷変化に対して、原子炉制御系を含めた原子炉系の応答が安定で、原子炉運転に重要な諸変数の変動は、十分な減衰性をもって設定値に制御されるように設計される。
更に、下記の負荷変化に対して、原子炉はスクラムすることなく、主要諸変数の変化は許容制限内におさまり、プラントの安全運転を損なう状態を起こさないように設計される。
（1）±10％ステップ状負荷変化（定格負荷の15％から100％の範囲内）
（2）±5％/minのランプ状負荷変化（定格負荷の15％から100％の範囲内）
（3）50％を超えない急激負荷減少（タービン・バイパス制御系併用）
13 耐震設計
原子炉施設は原則として剛構造とし、重要な建物、構築物の基礎は直接岩盤に支持される。
原子炉施設の耐震設計は、通常運転時などに生ずる荷重と地震時に生ずる地震荷重との組合せによって行われる。
発電所の全ての建物、構築物、機器、配管系は安全上の重要度に従ってA、B及びCの3クラスに分類され、それぞれに応じて耐震設計が行われる。
Aクラスに分類されるものは、原子炉冷却材圧力バウンダリ、原子炉格納施設などのように、その機能喪失が原子炉事故をひき起こす恐れのある施設及び周辺公衆の災害を防止するための緊要な施設である。
Aクラスの建物、構築物の耐震設計は、基礎岩盤における最大加速度が180Galの地震動に対する動的解析を行って求められる水平地震力、並びに建築基準法に示される水平震度（この場合、地盤及び構造種別による低減率は考慮されるが、地域による低減率は考慮されない。以下同じ）の3倍の水平震度から定まる水平地震力を下まわらない値によって行われる。鉛直地震力は建物、構築物の基礎底面における前記の水平震度の1/2の値を鉛直震度として求まる地震力を下まわらない値が用いられる。この場合、水平及び鉛直方向の地震力は、同時に不利な方向に作用するものとしている。
Aクラス機器、配管系の耐震設計は、水平地震力として前記の地震動に対する動的解析によって求められる値で、かつ、据え付け位置における支持構築物の水平震度の1.2倍から定まる地震力を下まわらない値が用いられる。鉛直地震力としては建物、構築物に対する鉛直震度の1.2倍の震度より定まる地震力を下まわらない値が用いられる。この場合、水平及び鉛直方向の地震力は、同時に不利な方向に作用するものとしている。
更に、Aクラスのうち原子炉格納容器、原子炉非常停止装置及びほう素濃度制御系のように安全対策上特に緊要な施設は、基礎岩盤における最大加速度が270Gal（180Galの1.5倍）の地震力による動的解析が行われ、それによる地震力によってもその安全機能が保持できることが確認される。
Bクラスに分類されるものは、原子炉補助建家、放射性廃棄施設などのように高放射性物質に関連する施設である。
Bクラスの建家、構築物の水平地震力は、建築基準法に定められる水平震度の1.5倍から定まる値で設計される。
Bクラスの機器、配管系については、据え付け位置における支持構築物の水平震度の1.2倍から定まる地震力によって設計される。ただし、共振の恐れあるものについては、動的解析も行われる。
Cクラスに分類されるものは、Aクラス、Bクラス以外の施設で、これらの建家、構築物の水平地震力は、建築基準法による水平震度より定まる値により設計される。
Cクラスの機器、配管系は、据え付け位置の支持構築物の水平震度の1.2倍より定まる地震力で設計される。
また、ある程度以上の地震に対して原子炉を自動的に停止させるため、50～200Galの範囲で原子炉スクラムを設定できる地震感知器が設置される。
14 放射線管理及び監視
本原子力発電所の従業員及び周辺公衆への放射線被曝を少くするため、本原子力発電所においては以下に述べるように放射線管理及び監視が行われることとなっている。
14.1 放射性廃棄物の放出管理
本原子力発電所外に放出される放射性廃棄物は、気体廃棄物及び液体廃棄物であるが、それらの放出管理は次のように行われることとなっている。
14.1.1 気体廃棄物の放出管理
気体廃棄物は、補助建家排気筒及び原子炉格納容器排気筒からフィルタを通して放出される。
排気中の放射性物質の濃度は、それぞれの排気筒に設けられるガスモニタによって中央制御室に指示、記録され、放射性物質の濃度が設定値を超えたときは、中央制御室に警報を発し、適切な処置がなされるように運転員の注意を喚起することとなっている。
14.1.2 液体廃棄物の放出管理
液体廃棄物は、前述の液体廃棄物処理設備で処理された後、復水器冷却水と混合、希釈されて放出される。
液体廃棄物の放出にあたっては、放出前のタンク内の液体廃棄物の放射性物質の濃度が許容濃度以下であることが確認される。
放出液中の放射性物質の濃度は、復水器冷却水によって希釈される前の排水配管に設置された排水モニタによって中央制御室に指示、記録され、放射性物質の濃度が設定値を超えたときは、中央制御室に警報を発し適切な処置がなされるように運転員の注意が喚起される。
14.2 敷地内の放射線管理
敷地内の放射線管理は、敷地内を管理区域、保全区域、周辺監視区域に区分し、それぞれの区域での放射線管理は次のように行われる。
14.2.1 管理区域内の管理
管理区域として原子炉格納施設、原子炉補助建家の大部分及び固体廃棄物貯蔵庫が設定される。
管理区域は、外部放射線に起因する放射線管理区域と空気中、若しくは水中の放射性物質の濃度、又は、表面の放射性物質の密度に起因する汚染管理区域に分け、更に、各区域を2種類程度に区分して、段階的な出入管理が行われる。
管理区域の空間線量率、空気中及び水中の放射性物質の濃度、表面の放射性物質の密度などは、エリア・モニタリング設備及びプロセス・モニタリング設備によって連続監視するほか、携帯用モニタ及びサンプリング測定により定期的な監視が行われる。
管理区域の出入口には、出入管理設備を設け管理区域から退去する者、又は、持ち出そうとする物品の表面の放射性物質の密度が許容表面密度を超えないように管理される。
14.2.2 保全区域の管理
保全区域としては、タービン建家及び原子炉補助建家の管理区域以外の区域が設定される。
保全区域は、他の場所と区別できるようにされ、管理の必要に応じて人の立入制限、物品の持出制限などの措置がなされる。
14.2.3 周辺監視区域内の管理
本変更によっても周辺監視区域は変更されない。
また、周辺監視区域内の管理も特に変更されない。
14.3 周辺地域の放射線監視
本変更によっても周辺地域の放射線監視は特に変更されない。
Ⅳ 審査の内容
1 立地条件の評価
本変更に伴い増設される原子炉（以下2号炉という）は、現在運転中の1号炉の炉心から南西約110mの地点に設置されるもので、敷地附近の地質、海象、気象及び地震活動性からみた立地条件は、本変更においても変らない。
2号炉の支持地盤については、原子炉設置予定位置に、2号炉の基礎岩盤まで一部開削し、また、各種ボーリングを行って調査した結果、十分な支持耐力を有するものであることを確認した。
本原子力発電所の淡水使用量は、1号炉、2号炉合せて平均で約1,800m3/dである。淡水源としては、敷地内の八田川の下流に設置した貯水容量約10万m3の貯水池に八田川の全流量を貯水するほか、敷地の東南約2kmを流れる志礼川から取水し、貯水池に貯水するので、所要水量は確保できるものと判断する。
2 原子炉施設の安全評価
2.1 準拠規格並びに基準
本原子炉施設の設計、製作並びに検査に当たっては、次の法令、規格及び基準に基づくものとしている。
① 原子炉の設置、運転等に関する規則
② 核燃料物質の使用等に関する規則
③ 原子炉の設置、運転等に関する規則等の規定に基づき、許容被曝線量等を定める件
④ 電気工作物の溶接に関する技術基準を定める通商産業省令
⑤ 電気設備に関する技術基準を定める通商産業省令
⑥ 発電用原子力設備に関する技術基準を定める通商産業省令
⑦ 建築基準法
⑧ 労働安全衛生法
⑨ 日本工業規格
⑩ 日本建築学会各種構造設計及び計算基準
⑪ 電気学会電気規格調査会標準規格
⑫ 日本電気協会電気技術基準調査委員会電気技術指針
また、このほか、ASME、USASI、ASTM、IEEE、などの基準に準拠するものとしている。これらの準拠基準並びに規格などは、安全上適切と認められているものである。
2.2 耐震設計
（1）玄海地点附近における過去の地震記録に基づいて算定された基盤最大加速度は80Galである。耐震設計に用いられる基礎岩盤での地震動の最大加速度は、十分な余裕を見込んで180Galとしており妥当なものである。
（2）動的解析に用いられる地震波形として、玄海地点の地盤性状及び主な施設の国有周期を考慮して、施設に大きな応答を与えるゴールデンゲート（修正）、仙台501（修正）及びエルセントロ（修正）地震波形の3波を併用していることは妥当である。
（3）すべての原子力施設は、安全上の重要度に従って、3種類のクラスに分類され、それぞれのクラスに応じた耐震設計が行われるが、各クラスに分類されている設備の内訳は妥当なものである。
（4）機器及び配管において、地震による荷重と通常運転時に生ずる荷重の組合せによって算定される応力に対する許容応力として、原則として使用材料の降伏強さをとり、また、主要な機器及び配管において1次応力と2次応力の和が降伏強さを超える場合にあっては、その機器又は配管の変形が、その機器及び配管の機能を損なわないことを確かめることとしているのは妥当な考え方である。
（5）その他Ⅲ－13耐震設計の項で述べた耐震設計の基本的な考え方は妥当なものである。
2.3 炉心設計
加圧水型の原子炉は、我が国においても、既に5基が運転中であり、更に、4基が建設中である。また、諸外国においては、既に十分な運転経験も得られているので、実証的な資料及び解析結果から炉心設計についての計画値は十分信頼し得るものである。
本原子炉は、反応度制御に制御棒方式と、1次冷却材中のほう素濃度調整方式を併用しており、1次冷却材中のほう素が減速材温度係数に対し、正の効果を持つので、制御棒だけで制御する原子炉にくらべて減速材温度係数（負）の絶対値は小さくなる。しかし、本原子炉では、炉心にバーナブル・ポイズンを採用して、初期の過剰増倍率を下げ、ほう素濃度を抑えているので、炉心寿命初期においても、運転温度で減速材温度係数は負に保たれる。燃料のドプラ効果に基づく負の反応度効果により、反応度外乱に対して常に自己制御性を持っているので問題はない。
最大価値を有する制御棒クラスタ1本が、未挿入の状態にあっても、常に炉心を臨界未満にでき、かつ、その状態で反応度停止余裕は0.01Δk以上である。
キセノンによる出力分布の空間振動は、炉心寿命末期で、軸方向振動が起こる可能性があるが、出力分布調整用制御棒クラスタ又はバンクD制御棒クラスタを操作して制御でき、プラントの安定性は確保されるので、制御用の問題はないと判断する。
炉心設計では、通常運転時及び運転時の異常な過渡変化状態において、燃料ペレットの中心溶融が起きないこと、及び最小DNB比が1.3以上であることを設計基準としている。定格出力における燃料中心最高温度は、通常運転時には約2,000℃、また、運転時の異常な過渡変化状態では約2,350℃であり、二酸化ウランの融点より十分低い温度である。
また、最小DNB比は、1,3以上であり、前記の設計基準を満足している。
燃料集合体の設計では、輸送及び取扱い中の変形を防ぐような配慮並びに通常運転条件下で、従来の同型の燃料体に比べ、曲りの発生率を低減できるような配慮がなされることは妥当であると判断する。
これらの観点から、本原子炉は、通常運転時及び運転時の異常な過渡変化状態における核的・熱的制限値を含む運転条件を遵守することによって、安全性は十分確保されるものと判断する。
2.4 計測制御設備
2.4.1 中央制御室
万一、原子炉事故が発生したと想定した場合、中央制御室内の従業員に対して、放射線被曝の危険がないように配慮するとともに、従業員が中央制御室内にとどまり、事故対策に必要な各種の操作を行うことができるように設計される。
中央制御室の換気系統は、事故時には外気との連絡口を遮断し、チャコール・フィルタを通る閉回路循環方式として、従業員の内部被曝を防止するように設計される。
また、火災が起こらないように、制御室内の制御盤、計器類は、原則として不燃性、難燃性の材料が用いられる。
中央制御室に接近できない場合に、原子炉を即時に停止し、高温停止状態に維持し、必要に応じて低温停止状態に導くことができるように、中央制御室外に必要な設備が設置されることは妥当である。
以上の観点から中央制御室は、所定の機能を果たす能力を有していると判断する。
2.4.2 原子炉停止系
原子炉停止系の性能、機能の妥当性に関しては、既にⅣ：2.3炉心設計の項で言及した。
原子炉停止系として、制御棒クラスタと化学体積制御設備の原理の異なる2つの独立した系が設けられ、高温待機状態、又は高温出力運転状態の原子炉を、高温臨界未満の状態にすることができる。
制御棒クラスタは、最大の制御能力を有する制御棒クラスタ1本が完全に抜けて挿入できない場合でも、停止余裕条件として最も厳しい高温零出力で、少なくとも0.01Δk以上の反応度停止余裕を持ち、その状態を維持できるように設計される。
以上の観点から原子炉停止系は、所定の機能を果たす能力を有していると判断する。
2.4.3 安全保護系
原子炉保護設備は、信号の発生から、伝達、比較に至るまで多重性をもたせた保護動作を行う。
2outof4,2outof3あるいは1outof2の論理回路は、連絡ケーブルも含めて多重化している。
また、系全体としては、電源喪失、回路の断線などに対してフェイルセイフとなるように設計されている。
原子炉保護系を構成するチャンネルは、相互干渉が起らないように、可能な限り物理的、電気的独立性を持たせている。
原子炉保護設備は、運転中にも計測チャンネル並びに論理回路トレイン（原子炉スクラム遮断器を含む）のすべての試験ができるよう設計される。
以上の観点から安全保護系は、所定の機能を果たす能力を有していると判断する。
2.5 原子炉冷却材圧力バウンダリ
（1）原子炉冷却材圧力バウンダリとなる系及び機器は、通常運転時、運転時の異常な過渡変化状態及び1次冷却材喪失などの事故時の状態に対し「発電用原子力設備に関する構造などの技術基準を定める告示」（通商産業省）に従って設計されるほか、諸外国の規格、基準をも参考にするなどできるだけ新しい知見を取入れて設計するという考え方は妥当である。
（2）加圧器に逃し弁及び安全弁を設け、予想される過渡現象に起因する圧力上昇による原子炉冷却材バウンダリの破損を防止することとしているのは妥当である。
（3）原子炉圧力バウンダリのうち、フェライト系鋼材を用いる系及び機器は、最低使用温度を脆性遷移温度+33deg以上にすることとし、かつ、原子炉容器母材については、中性子照射による脆性遷移温度の変化を監視するために、試験片を炉内に挿入することとしているが、これらは脆性破壊防止の観点から適切である。
（4）原子炉冷却材圧力バウンダリとなる系及び機器は、製作時及び運転開始前の検査並びに供用期間中の検査によって、その健全性の維持についての確認が行われることとなっており、その考え方は妥当である。
2.6 工学的安全施設
2.6.1 工学的安全施設全般
非常用炉心冷却設備、原子炉格納施設、格納容器スプレイ系、アニュラス空気再循環設備の工学的安全施設は、動的機器の単一故障を仮定した場合でも、所定の安全機能を果たし得るよう以下に述べるように独立した2系統が設けられ、多重性を有するように設計される。また、これらの動的機器は、同時に別の目的に使用されないように設計される。更に、これらの工学的安全施設は、定期的にその性能が検査できるよう設計上の配慮がなされるので、安全上妥当な設計であると判断する。
2.6.2 非常用炉心冷却設備
非常用炉心冷却設備は、蓄圧注入系、高圧注入系及び低圧注入系の3つの系統からなる。
これらの系統は、多重性を有する設計とすることになっており、また、電源を必要とする系統については、常用電源のほか非常用ディーゼル発電機、蓄電池からなる非常用電源に接続されており、更に、非常用電源設備の動的機器の単一故障を仮定した場合にも、各系統の機能が喪失しないように設計される。また、通常運転中においても系統の性能試験は、定期的に行えるように設計される。
このような非常用炉心冷却設備の構成により、1次冷却材回路主配管の完全両端破断といった1次冷却材喪失事故時に、動的機器の単一故障及び常用電源喪失を仮定しても被覆管の大破損を防止することが可能である。
このような非常用炉心冷却設備の性能は、後述の1次冷却材喪失事故の解析結果に示されるとおり昭和50年5月13日に原子力委員会が決定した「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の安全評価指針」を満足しており、妥当なものであると判断する。
2.6.3 原子炉格納施設
原子炉格納容器は、原子炉冷却材圧力バウンダリの最も苛酷な配管破断による冷却材喪失事故を仮定した場合にも、事故後の最大想定エネルギ放出に起因する圧力及び温度に耐え、かつ、漏洩率を所定の値以下にすることができると判断する。
原子炉格納容器の耐圧部の材料は、板材については、原子力発電用炭素鋼圧延鋼板4種相当品を使用し、管材は、低温配管用鋼管相当品を使用することになっている。
これらの材料は、その脆性遷移温度が原子炉格納容器バウンダリの最低使用温度より17deg以上低いものであることを確認したうえ、使用することになっているので脆性破壊を防止できると判断する。
原子炉格納容器の事故時に閉鎖が要求される貫通部については、通常運転時に流体が原子炉格納容器を出入する配管の場合，隔離弁などを容器内外につけ、二重に閉鎖が可能としていることは、動的機器の単一故障を仮定しても確実に隔離操作が行えるから妥当である。
その他原子炉格納容器は、全体漏洩率が設計値を超えないことを確認する試験装置や貫通部の漏洩試験装置も有しており、必要な場合試験できるようになっている。
以上からこの原子炉格納施設は、所定の機能を果たす能力をもっていると判断する。
2.6.4 原子炉格納容器スプレイ設備
原子炉格納容器スプレイ設備は、2系統設け、多重性を有する設計となっており、また、常用電源のほか非常用電源にも接続されている。
従って、1次冷却材喪失事故時に動的機器の単一故障及び外部電源喪失を仮定しても、原子炉格納容器内の圧力を最大許容圧力以下に保ち、事故後24時間以内に大気圧程度に減圧するように設計されること、また、スプレイ水による原子炉格納容器内の放射性無機よう素の除去効率が等価半減期100秒以下となるように設計されることから、後述の安全評価のとおり本設備の機能は、有効に働くものと判断する。
2.6.5 アニュラス空気再循環設備
アニュラス空気再循環設備は、2系統設け、多重性を有する設計とすることになっており、また、常用電源のほか非常用電源にも接続されている。
従って、1次冷却材喪失事故時に、動的機器の単一故障及び外部電源喪失を仮定した場合にも、アニュラス部の負圧を3分以内に達成し、一方よう素用フィルタによる除去効率が95％以上となるように設計されていることから、後述の安全評価のとおり、本設備の機能は有効に働くものと判断する。
なお、この設備は、原子炉運転中でも保守点検のための接近が可能であるので、トラッピング材のサンプルをとり出し実験室規模のよう素吸着試験を行うことができ、また、フィルタ差圧についても、目詰りを監視できるように設計するので、性能は確認できるものと判断する。
2.7 非常用電源設備
非常用電源設備としては、ディーゼル発電機及び蓄電池を中心とした直流電源設備が設置される。
これらディーゼル発電機及び直流電源は、1次冷却材喪失事故が生じ、かつ、外部電源が喪失した場合を想定し、その場合に必要な容量を保有するもの各2組ずつが設置される。
それぞれは独立した室に収納されるほか、独立分離した非常用母線に接続される。
従って、非常用電源として、動的機器の単一故障を仮定しても、安全上重要かつ必須の設備が、所定の機能を果たすに十分な能力を有するものと考える。
2.8 核燃料貯蔵施設
（1）臨界事故の防止
新燃料貯蔵室は、浸水の考えられない配置とされ、室内の貯蔵ラックは、所定の位置以外には、燃料集合体を挿入できない構造とし、新燃料を乾燥状態で貯蔵することとなっている。
新燃料貯蔵室は、容量一杯の新燃料を貯蔵し、たとえ常温の純水で満たされたとしても、実効増倍率は0.90以下になるように設計される。
使用済燃料ピット内の貯蔵ラックは、所定の位置以外には燃料集合体を挿入できない構造とされ、使用済燃料をほう酸水中に貯蔵することとなっている。
使用済燃料ピットはたとえ容量一杯の新燃料を貯蔵し常温の純水で満たされたとしても、実効増倍率は0.90以下になるように設計される。
従って、核燃料物質の貯蔵施設は、臨界事故を防止できると判断する。
（2）冷却能力
使用済燃料ピット水温は、使用済燃料ピット水浄化冷却設備により、過去3回の燃料取替で（1回の取替量は全炉心の1/3）1炉心分貯蔵されているところへ、原子炉から全炉心分を取出して貯蔵したとしても、崩壊熱による燃料の損傷を防止できるように設計するのは妥当である。
2.9 放射性廃棄物廃棄施設
放射性廃棄物廃棄施設は、気体、液体、固体の放射性廃棄物に対して、それぞれの処理設備が設けられ、平常運転時において敷地周辺へ放出される放射性物質による被曝線量の評価値が現行法令の定める許容被曝線量を十分に下まわり、また、原子力委員会が定めた「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に関する指針」を満足するように設計されており、妥当なものであると判断する。
2.9.1 気体廃棄物処理設備
窒素排ガス処理系統のガス減衰タンクは、通常運転時に発生する窒素廃ガスを約45日間貯蔵できるように設計される。
この設計は後述の「平常運転時における被曝評価」に示すように、ガス減衰タンクの減衰期間を30日と仮定して、周辺監視区域境界上での被曝線量の評価値が十分許容線量を下まわり、また、上記の線量目標値を満足していることから妥当なものであると判断する。
また、水素ガス処理系統を設ける設計は、気体廃棄物の放出をより少なくするので妥当なものである。
2.9.2 液体廃棄物処理設備
ほう酸回収系統、A廃液処理系統及びB廃液処理系統の除染能力及び設備容量は、廃液発生量を十分処理する能力を有しており、後述の「平常運転時における被曝評価」に示すように、液体廃棄物による被曝線量の評価値が十分許容線量を下まわり、また、上記の線量目標値を満足していることから妥当なものであると判断する。
2.9.3 固体廃棄物処理設備
固体廃棄物処理設備は、ドラム詰め操作のときの放射線被曝を少なくするため、十分な遮蔽を行うとともに、遠隔操作可能な設計とすることは妥当である。
固体廃棄物は、可能な限りドラム缶に詰め固体廃棄物貯蔵庫に保管管理し、固体廃棄物を最終的に処分する場合には、関係官庁の承認を受けることになっている。
この方針は妥当である。
2.10 放射線監視施設
発電所敷地内外の放射線監視設備としては、モニタリング・ステーション、モニタリング・ポスト及びモニタリング・ポイントが既に設置されており、モニタリング・カーも既に配備されている。
ガス減衰タンクからの気体廃棄物、原子炉格納容器換気空気及び原子炉補助建家換気空気の放出時の放射性物質濃度を監視するため、原子炉格納容器排気筒及び原子炉補助建家排気筒にガスモニタが設けられる。
また、液体廃棄物の放出時の放射性物質濃度を監視するため、復水器、冷却水によって希釈される前の排水配管に排水モニタが設けられる。
これらの設備によって平常時及び事故時の放射線を測定し、発電所周辺へ放出される放射性物質を適切に監視できるものと判断する。
3 平常運転時における原子炉施設周辺の被曝線量評価
原子炉施設の基本的計画が、平常運転時において法令に定める「周辺監視区域外の許容被曝線量」及び「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に関する指針」に適合していることを確認するため、原子炉施設周辺の被曝線量評価を行った。
3.1 放射性廃棄物中の放射性物質
放射性廃棄物中に含まれる放射性物質は、炉心に装荷されている燃料の被覆管が何らかの原因により損傷を生じた場合に、1次冷却材中に漏洩する核分裂生成物及び1次冷却系の物質が中性子照射を受けて生成した放射化生成物である。
3.1.1 気体廃棄物の発生源
気体廃棄物中の主な放射性物質は、1次冷却材中に含まれる核分裂生成物のうち揮発性の放射性希ガス及び放射性よう素（以下Ⅳ.3において希ガス及びよう素という。）である。
これらの放射性物質の1次冷却材中の平均濃度は、炉心燃料の1％の燃料被覆管に損傷があるものとし、1次冷却材保有量、浄化系の性能などを考慮して計算する。
このほかにも1次冷却材及び原子炉格納容器内空気が、中性子照射を受けて生成する窒素－16、窒素－17、アルゴン－41などがあるが、これらの放射化生成物は生成量も少なく、半減期も短いので環境への放出量は極めて少ない。
したがって、気体廃棄物中の放射性物質による被曝線量の評価は、1次冷却材中の希ガス及びよう素（よう素－131、よう素－133）に着目して行うものとする。
（1）ガス減衰タンク系から放出される希ガス及びよう素
ガス減衰タンクに収集される気体廃棄物は、原子炉の運転制御に伴って抽出される1次冷却材及び1次系機器ドレンを処理する過程で分離された気体、冷却材貯蔵タンクなどに1次冷却材が流入する際に移行するカバーガスである。
ガス減衰タンクに移行する希ガスの量は、ほう酸回収装置で処理される抽出冷却材及び1次系機器ドレン並びに冷態停止時における脱ガス操作中の1次冷却材にそれぞれ含まれる全ての希ガスが、ガス減衰タンクに収集されるものと仮定して計算する。
ガス減衰タンクに移行した希ガスは、ガス減衰タンクで30日間減衰されるものとして計算すると、ガス減衰タンクから放出される希ガスの量は年間約8,800Ciである。
なお、よう素については、ガス減衰タンクに移行する量も少なく、また、ガス減衰タンクでの減衰効果を考慮すると、よう素の環境への放出量は極めて少なくなるので計算上無視するものとする。
（2）原子炉格納容器換気系から放出される希ガス及びよう素
原子炉格納容器換気系から放出される気体廃棄物中の放射性物質は、機器、弁などから原子炉格納容器内に漏洩した1次冷却材中に含まれる希ガス及びよう素である。
この系から放出される希ガス及びよう素は、1次冷却材の漏洩率を0.11T/d、漏洩冷却材に含まれる放射性物質が空気中に移行する割合を希ガス1、よう素0.1と仮定し、換気回数、フィルタ効率、減衰時間などを考慮して計算すると、希ガスの年間放出量は約1,300Ci、よう素の年間放出量は約0.8Ciである。
（3）原子炉補助建家換気系から放出される希ガス及びよう素
原子炉補助建家換気系から放出される気体廃棄物中の放射性物質は、原子炉格納容器換気系の場合と同様に原子炉補助建家内に漏洩した1次冷却材中に含まれる希ガス及びよう素である。
この系から放出される希ガス及びよう素は、1次冷却材の漏洩率を0.08T/d、漏洩冷却材に含まれる放射性物質が空気中に移行する割合を希ガス1、よう素0.005と仮定し、原子炉補助建家内における減衰効果を無視して計算すると、希ガスの年間放出量は、約5,400Ci、よう素の年間放出量は約0.61Ciである。
（4）定期検査時に放出されるよう素
定期検査時には、放射性物質のうちよう素－131が、機器の保修などに伴って放出されると考えられる。ここでは、原子炉格納容器換気系及び原子炉補助建家換気系からよう素－131が、運転中と同じ放出率で放出されるものとして計算すると、よう素－131の年間放出量は約0.22Ciである。
3.1.2. 液体廃棄物の発生源
液体廃棄物中の主な放射性物質は、1次冷却材中に漏洩した核分裂生成物と1次冷却系の腐食生成物が中性子照射を受けて生成した放射化生成物である。
液体廃棄物は、原子炉施設の機器、弁などから漏洩した機器ドレン、床ドレン、衣服などの洗浄に伴って発生する洗濯排水、薬品ドレンなどである。
これらの液体廃棄物は、その性状に応じて分離回収された後、液体廃棄物処理設備で濾過、蒸発、脱塩などの処理が行われる。処理によって生成した処理水は、水質により再使用又は所外放出が行われる。
環境に放出される液体廃棄物の量は、処理モード、処理設備の性能、処理水の再使用の割合などを考慮して求めると、年間約4,000m3となり、そのなかに含まれる放射性物質の量は、トリチウムを除き、約0.2Ciである。
なお、トリチウムについては、先行炉の実績を参考にして年間500Ciが放出されるものと想定する。
3.2. 全身被曝線量の評価
平常運転時に環境に放出される放射性物質による全身被曝線量の評価は、次の主要条件を用いて行った。
3.2.1. 気体廃棄物中の希ガスによる全身被曝線量
（1）連続放出の場合
① 原子炉補助建家換気系及び原子炉格納容器減圧時における原子炉格納容器換気系の排気は連続的に放出されるものとする。
② 原子炉補助建家換気系から放出される希ガスの量は年間5,400Ci（γ線実効エネルギ0.083MeV）、原子炉格納容器減圧時における原子炉格納容器換気系から放出される希ガスの量は、年間510Ci（γ線実効エネルギ0.043MeV）とする。
③ 排気筒の実効高さは、吹き上げ高さを無視し、地上高43mとする。
④ 気象条件は敷地における1年間の気象観測の実測値を用いる。
⑤ 原子炉施設の年間稼動率は80％とする。
（2）間けつ放出の場合
① ガス減衰タンク系及び原子炉停止時の原子炉格納容器換気系の排気は、間けつ的に放出されるものとする。
② ガス減衰タンク系から放出される希ガスの量は、年間8,800Ci（γ線実効エネルギ0.033MeV）、原子炉停止時の原子炉格納容器換気系から放出される希ガスの量は、年間790Ci（γ線実効エネルギ0.042MeV）とする。
③ 排気筒の実効高さは、吹き上げ高さを無視し、地上高43mとする。
④ 着目地点への影響回数は、風向出現頻度と年間総放出回数とから二項確率分布で評価する。
⑤ 風速は、着目方位の逆数平均風速を使用する。
以上の条件を用いて計算した結果、敷地境界（地役権設定地域を含む、以下同じ）の外で希ガスからのγ線による全身被曝線量が最大となる地点は、2号炉心から南方向約590mの地点であり、その被曝線量は、年間約0.1m
remである。
また、1号炉からの寄与を含めると希ガスからのγ線による全身被曝線量が最大となる地点は、2号炉心から南方向約590mの地点及び北東方向約900mの地点であり、その被曝線量はいずれも年間約0.2m remである。
3.2.2. 液体廃棄物中の放射性物質による全身被曝線量
① 放射性物質の年間放出量は、トリチウムを除き1Ciとし、トリチウムは500Ciとする。
② 放射性核種の組成比は、先行炉の実績を参考とする。
③ 放出された放射性物質は、復水器冷却水（補機冷却水を含む）によって希釈されるものとし、放出後の海水による希釈は考慮しない。
また、冷却水循環水ポンプの年間稼動率は、80％とする。
④ 海産生物による放射性物質の濃縮係数は最近の報告値を用いる。
⑤ 海産物摂取量は、魚類200g/d、無脊椎動物20g/d、海藻類、生40g/d（生3ヵ月、生相当量の乾物9ヵ月）とする。
⑥ 全身被曝線量の計算はICRP Publication2（1）による。
以上の条件を用いて計算した結果、液体廃棄物中の放射性物質による全身被曝線量は、年間約0.2mremである。
3.3 甲状腺被曝線量の評価
平常運転時に環境に放出されるよう素による甲状腺被曝線量評価は、次の主要条件を用いて行った。
3.3.1 気体廃棄物中のよう素による甲状腺被曝線量
① よう素の年間放出量は、1.65Ciとする。
② 放出モード、排気筒の実効高さ及び気象条件は3.2と同一とする。
③ 被曝線量は、呼吸による摂取、葉菜による摂取及び牛乳による摂取の被曝経路を考慮する。
④ 呼吸量は、成人2×107cm3/d、幼児8×106cm3/d、乳児3×106cm3/dとする。
⑤ 葉菜の摂取量は、成人100g/d、幼児50g/d、乳児20g/dとする。
⑥ 牛乳の摂取量は、成人200ml/d、幼児500ml/d乳児600ml/dとする。
以上の条件を用いて計算した結果、敷地境界の外で濃度が最大となる地点は、2号炉心より南方向約590mの地点で、その地点における年平均濃度は 3.0×10-14μCi/cm3である。
甲状腺被曝線量は最大濃度地点に人が居住し、付近の葉菜を摂取するものとし、かつ、2号炉心から北東方向約2.8kmの地点で生産される牛乳を摂取するものとして計算すると最大となる。線量は幼児で年間約4.6mremである。
また、1号炉の寄与も含めると年間約9.1mremである。
3.3.2 液体廃棄物中のよう素による甲状腺被曝線量
① よう素－131の年間放出量は、0.15Ciとする。（トリチウムを除く核種の組成比15％相当量）
② 放出されたよう素－131は、復水器冷却水（補機冷却水を含む）で希釈されるものとし、放出後の海水による希釈は考慮しない。
③ 被曝線量の計算は、比放射能法による。
以上の条件を用いて計算した結果、甲状腺被曝線量は年間約0.8mremである。
3.4 評価結果
原子炉施設周辺の被曝線量評価値は、敷地境界の外で全身被曝線量は年間約0.4mrem、甲状腺被曝線量は安定よう素の摂取率に依存して変動することを考慮するとその線量は年間約9.1mremである。
従って「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に関する指針」に定める全身被曝線量の目標値（年間5mrem）及び甲状腺被曝線量の目標値（年間15mrem）を満足している。
また、周辺監視区域は、敷地境界の内側に設けられているが、周辺監視区域境界においても放出放射性物質による全身被曝線量は、周辺監視区域外の許容被曝線量（1年間につき0.5rem）をはるかに下回っている。
このほか、全身被曝線量に寄与する放射線は、原子炉施設からの直接線量及びスカイシャイン線量がある。これらの線量は原子炉施設からの距離によって急速に減少するので、一般公衆の被曝線量に寄与する地点は周辺監視区域近傍に限られるが、これらの線量の寄与を考慮しても周辺監視区域外の被曝線量は許容被曝線量にくらべ十分小さい。
4 運転時の異常な過渡変化状態の解析
運転時の異常な過渡変化状態とは、原則として、各運転モードで合理的に考えられる動的機器の単一故障若しくは誤動作又は、運転員の単一誤操作により引き起こされる異常な運転状態をいう。
この場合においても燃料の損傷限界を超えないこと及び原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性が損なわれないことが必要である。
以下に運転時の異常な過渡変化状態の解析条件及びその結果を示すが、いずれの場合でも上述の条件を満足しており原子炉施設の安全性は確保されるものと判断した。
4.1 制御系及び1次冷却系の故障などに起因する過渡変化
制御系及び1次冷却系の故障若しくは誤動作又は誤操作に起因する過渡変化としては、制御棒クラスタの引抜き、あるいは落下及び不整合、ほう素の希釈、冷水導入、冷却材流量部分喪失及び1次系の減圧などに伴う反応度投入事象又は、冷却材流量の減少に伴う冷却能力の減少事象を想定した。
4.1.1 未臨界状態からの制御棒クラスタ引抜き
原子炉制御系又は制御棒駆動系の誤動作などにより、起動時に最大反応度効果を有する2つの制御棒バンクが同時に最大速度で炉心から連続して引き抜かれ、8.6×10-4（Δk/k）/sで反応度が添加されたと仮定する。
中性子束の過度の上昇は負のドプラ係数による反応度帰還効果によっておさえられるが、中性子束は約8.7秒後に中性子高（低設定）原子炉スクラムの設定点に達し、原子炉は自動停止される。そのために熱流束の増加及び燃料温度の上昇は小さく、過渡期間中の最小DNB比は1.48、燃料中心温度は、最高約1,426D、二酸化ウランペレットのもつエンタルピは約120cal/gであり、燃料被覆管の破損を引き起こすことはないと判断する。
4.1.2 出力運転中制御棒クラスタ引抜き
Ⅳ－4.1.1と同様な事態が定格出力運転中に生じた場合を想定する。解析では、反応度添加率として最大の反応効果を有する2つの制御棒バンクが同時に最大速度で引き抜かれる場合の8.6×10-4（δk/k）/sと、引抜き速度が小さい場合の7×10-5（∂k/k）/sを仮定する。
その結果、中性子束高（高設定）原子炉スクラム信号及び1次冷却材可変温度高原子炉スクラム信号によって、それぞれ、約1.6秒後、約18秒後に原子炉は自動停止され、原子炉圧力及び1次冷却材平均温度の上昇は抑制される。過渡期間中の最小DNB比はそれぞれ1.42及び1.34であり、燃料中心温度はそれぞれ最高約2,245℃及び約2,400℃であるので燃料被覆管の損傷は起こらない。また原子炉圧力は、最大約158kg/cm2G、及び約164kg/cm2Gであり、原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性が損なわれることはない。
4.1.3 制御棒クラスタ落下及び不整合
制御棒クラスタ駆動装置又は、その制御装置などの故障によって制御棒クラスタが引抜き位置から炉心内に落下し、局部的に原子炉出力が減少したとする。
解析では、定格出力運転中に最大反応度効果2.5×10-3δk/kを有する制御棒クラスタ1本が落下し、中性子束変化率高原子炉スクラム信号による原子炉の自動停止は無視し、出力は制御棒制御系により定格出力に復帰すると仮定する。
その結果、減少した原子炉出力は、他の制御棒クラスタの引抜きによって補償され、過渡変化の生じる前の出力に復帰する。その間の最小DNB比は1.33で燃料中心温度の上昇も小さく、燃料被覆管の損傷は起こらない。原子炉圧力も最大約159kg/cm2Gであり、原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性が損なわれることはない。
また、制御棒クラスタ駆動装置、同駆動回路の故障により、バンク内の制御棒クラスタが不揃いに駆動された場合に、炉心出力分布が悪化することが想定される。解析は、原子炉が定格出力運転時にバンクD制御棒クラスタがバンク挿入限界にあり、内1本の制御棒クラスタが全引抜き位置にあるものと仮定する。その結果、最小DNB比は、1.31であり、燃料中心温度上昇も小さく、燃料被覆管の損傷は起こらない。
4.1.4 ほう素の異常な希釈
化学体積制御設備の誤動作から純水が1次冷却材中に注入され、炉心内のほう素濃度が下り反応度が添加されたとする。
解析では1次冷却材中のほう素濃度を起動時においては、2,000ppm、出力運転時においては1,600ppmと仮定して、その1次冷却材中に充てんポンプ3台による最大流量42.9m3/hで純水を注入し希釈するものとする。
その結果、起動時の場合は、希釈が始まってから、臨界に至るまでの間に運転員が、中性子束高の警報により異常状態を検知し、対策をとる時間は十分にある。
出力運転時で、かつ、制御棒を手動制御している場合は、希釈により反応度が添加され、1次冷却材可変温度高原子炉スクラム信号により原子炉は自動停止される。この過渡変化での反応度添加率は「Ⅳ－4.1.2出力運転中制御棒クラスタ引抜き」における解析の範囲内にあることから問題になることはない。
出力運転時で制御棒が自動制御の場合は、希釈に伴う反応度添加を補正するため、制御棒が挿入される。希釈がすすむと制御棒が挿入限界に達し警報が発生するので、更に、希釈がすすみ停止余裕を失うに至るまでの間に運転員が対策をとる時間は十分にある。
4.1.5 1次冷却系停止回路誤起動に伴う冷水導入
1次冷却材ポンプ1台で部分負荷運転を行っているときに他方の停止回路を起動した場合、低温の冷却水が急速に原子炉へ導入され、負の反応度温度係数の効果により反応度が添加され、原子炉出力が上昇したとする。
解析では、原子炉を定格の12％出力で運転中に、停止している1次冷却材ポンプを誤起動し、
① 停止回路中の流量は10秒で定格に達したとする。
② 原子炉出力は上昇するが、中性子束高（低設定）原子炉スクラム信号などによる原子炉の自動停止はないものと仮定する。
その結果、最小DNB比及び燃料中心温度とも熱流束が定格値の約25％にとどまるので問題にはならず、燃料被覆管の損傷は起こらない。また、原子炉圧力は、最大約163kg/cm2Gまで上昇するが、原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性が損なわれることはない。
4.1.6 1次冷却材流量部分喪失
原子炉出力運転中にポンプの故障などにより、1次冷却材ポンプ1台が停止し、炉心の冷却能力が低下したとする。
解析では、定格出力運転中に1次冷却材ポンプ2台のうち1台が停止し、流量がポンプの慣性によって徐々に減少し、原子炉は1次冷却材流量喪失原子炉スクラム信号により自動停止されると仮定する。
その結果、最小DNB比は1.49であり、燃料中心温度は原子炉出力が上昇しないので溶融点に至ることはなく、したがって燃料被覆管の損傷は起こらない。また、原子炉圧力は最大約159kg/cm2Gであり原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性も損なわれることはない。
4.1.7 1次系の異常な減圧
加圧器安全弁が、何らかの原因により全開し続けるとすると、1次系の圧力は降下し、中性子束は減少するが、自動運転の場合には制御棒は出力を維持するように引き抜かれる。
解析では、定格出力運転時に加圧器安全弁1個が定格容量の140％で吹き出すものと仮定する。
その結果、出力は上昇するが、1次冷却材可変温度高原子炉スクラム信号により、原子炉は自動停止され、最小DNB比は、1.42であり燃料中心温度は原子炉出力が約104％にとどまるので溶融点に至ることはなく、したがって燃料被覆管の損傷は起こらない。
また、原子炉圧力は降下するのみである。
4.2 2次冷却系の故障及び電源喪失などに起因する過度変化
2次冷却系の故障若しくは誤動作又は誤操作あるいは電源喪失などの施設全体に影響を与える原因による過渡変化として、蒸気流量過大、2次系の減圧又は蒸気発生器への過剰給水などによる1次冷却材の温度低下に伴う反応度添加事象及び負荷喪失、電源喪失などによる外乱事象を想定した。
4.2.1 蒸気流量過大に伴う冷水導入
タービンバイパス系、主蒸気安全弁などの誤動作により、蒸気流量が過大になると1次冷却材の温度が低下し、反応度が添加される。また、蒸気流量が過大になると制御棒制御系が自動運転の場合には更に反応度が添加される。
解析では、定格出力運転中にタービンバイパス弁、蒸気加減弁、主蒸気大気放出弁又は主蒸気安全弁のうち、1個が全開となり、蒸気流量が10％急増すると仮定する。
その結果、減速材温度係数が大きな負の場合で制御棒制御系が自動運転であっても、最小DNB比は1.45であり、燃料中心温度は原子炉出力が約110％にとどまるので、溶融点に至ることはなく、したがって、燃料被覆管の損傷は起こらない。
また、原子炉圧力は初期値を上まわることはない。
4.2.2 2次系の異常な減圧
Ⅳ－4.2.1と同様な事態が制御棒の全挿入されている場合に生じたとする。解析では、温態停止状態で最大容量をもつ主蒸気安全弁1個が全開したと仮定する。
その結果、蒸気放出に伴い1次冷却材が冷却されて、加圧器水位低及び原子炉圧力低の一致信号により高圧注入系が作動し、高濃度のほう酸水が炉心に注入され、原子炉は未臨界に保たれ、最小DNB比及び燃料中心温度が問題となることはない。
4.2.3 蒸気発生器への過剰給水に伴う冷水導入
蒸気発生器の給水制御弁の誤動作などによって給水が過剰になったとすると、1次冷却材の原子炉入口温度が低下し反応度が添加される。
解析では、定格出力運転中に給水制御弁が全開したと仮定する。
その結果、原子炉出力は上昇するが、原子炉保護系の動作によって原子炉は自動停止される。この過渡変化時の最大反応度添加率は約7×10-5（Δk/k）/sであり、これは「Ⅳ－4.1.2出力運転中制御棒クラスタ引抜き」で解析されている反応度添加率の範囲内にあるので、最小DNB比なども上記の解析結果より厳しくなることはない。
4.2.4 蒸気発生器2次側給水設備の故障又は誤動作
主給水ポンプ又は復水ポンプの電源喪失、又は給水制御設備の誤動作などによって蒸気発生器への給水が停止すると、熱除去能力が低下し、1次冷却材温度及び圧力が上昇する。
解析では、定格出力運転時に主給水ポンプ2台が停止し、同時に外部電源が喪失して1次冷却材ポンプも停止し、1次冷却材は自然循環すると仮定する。
その結果、蒸気発生器水位が急減し、蒸気発生器水位低原子炉スクラム信号により、原子炉は自動停止され、非常用ディーゼル発電機によって電動補助給水ポンプが自動起動され水位は回復する。また、1次冷却材が自然循環することにより冷却は継続され、加圧器が満水になることもなく、原子炉圧力は最大約164kg/cm2Gであって、原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性は損なわれることはない。なお、原子炉は直ちに自動停止され、原子炉出力も上昇しないので燃料の健全性が損なわれることはない。
4.2.5 負荷喪失
電力系統の故障、タービン又は発電機の故障、タービン制御系統の誤動作などにより急激な負荷減少が生じる。
解析では、定格出力運転時に外部負荷喪失が起こり、タービンはトリップするが、タービントリップ信号による原子炉の自動停止は起こらないものとし、かつ、タービンバイパス弁及び主蒸気大気放出弁は働かないと仮定する。
その結果、蒸気発生器2次側の圧力は上昇し、主蒸気安全弁が動作する。一方1次冷却材温度も上昇し、1次冷却材可変温度高原子炉スクラム信号により、原子炉は自動停止される。この場合、加圧器の圧力抑制効果が働くとすると最小DNB比は1.55、原子炉圧力は約164kg/cm2Gである。また、同効果を無視すると最小DNB比は1.61、原子炉圧力は約180kg/cm2Gである。いずれの場合にも原子炉出力は上昇しないので、燃料中心温度は溶融点に至ることはなく、したがって燃料及び原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性が損なわれることはない。
4.2.6 電源喪失
送電系統、又は、所内電気設備の故障などにより所内常用電源が喪失すると原子炉施設の運転状態が乱れる。
解析では220KV送電線2回線及び66KV送電線のすべてが同時に故障し所内常用電源のすべてが喪失されたと仮定する。
その場合でも所内常用電源喪失を仮定している「Ⅳ－4.2.4蒸気発生器2次側給水設備の故障又は誤動作」の結果よりも厳しくなることはない。
5 事故解析
ここで想定した事故は、現実に起こる確率は非常に低いが万一発生した場合、発電所からの放射能の放出を制限する目的で設けられている各種の安全防護施設の設計並びに事故発生の防止対策の妥当性を検討する目的で選択したものである。事故の想定に当っては、機器の破損あるいは、1次冷却材配管及びその他の配管の破断などを仮定した。
以下に事故状態の解析条件及びその結果を示すが、いずれの場合でも、原子炉施設の安全性は確保されるものと判断した。
5.1 1次冷却材流量喪失事故
原子炉出力運転中に何らかの原因で、1次冷却材ポンプの2台停止又は、1台の回転軸固着が起きた場合、1次冷却材流量の喪失を引き起こし、その結果、炉心の冷却能力が、低下し、1次冷却材温度、燃料被覆管温度及び原子炉圧力が上昇する。
事故の想定としては、電源喪失によるポンプ2台の停止と、何らかの原因による1台の回転軸の固着とする。
事故解析に当っては、次の前提条件を用いる。
（1）原子炉は、定格出力の102％で運転しているものとする。
（2）原子炉は、1次冷却材流量低原子炉スクラム信号で自動停止する。
軸固着のケースに対しては、更に次のように仮定する。
（3）原子炉圧力の初期値を定常運転時の最大圧力とし、原子炉圧力の低減効果をもつ加圧器スプレイ弁、加圧器逃し弁及びタービンバイパス弁は作動しないものとする。
（4）過渡変化時には燃料被覆管温度が高くなるように、ギャップ熱伝達係数を変化させる。
解析の結果、1次冷却材ポンプ2台停止の場合、原子炉圧力は約164kg/cm2G、最小DNB比は1.33にとどまる。
また、軸固着の場合には、原子炉圧力は、約186kg/cm2Gまで上昇するが、原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性は保たれる。最小DNB比は1.30を下まわるが，燃料被覆管最高温度の最大値は、約1100℃にとどまり、ジルコニウム－水反応量も少ないので、炉心の冷却能力が失われることはない。
この事故の発生を防止する対策として、次のものがあり、事故発生の可能性は少ないものである。
（1）1次冷却材ポンプは、設計、製作及び検査の各段階で、1次冷却材ポンプ故障の可能性が少なくなるよう配慮することになっている。
（2）1次冷却材ポンプ2台は、それぞれ別の所内母線に接続し、発電機側と送電線側のいずれからも、受電可能な所内母線構成とされ、発電機側の電源が無電圧になると、直ちに送電線側に切り替えられる。また、ポンプの接続される母線は、単一母線故障で2台のポンプ喪失が起こらないよう分離されることになっている。
5.2 制御棒クラスタ抜出し事故
原子炉運転時、何らかの原因で、制御棒クラスタ駆動装置圧力ハウジングが破断した場合、制御棒クラスタは、大きな圧力差のため、短時間の内に、炉心から飛び出し、急激な反応度添加と厳しい出力分布の歪をもたらし、燃料棒及び燃料被覆管の損傷の可能性があり、かつ、1次冷却材の喪失を伴う。
事故の想定としては、原子炉臨界状態で破断したハウジング内の制御棒クラスタ1本が炉心から飛び出すものとする。
事故解析に当っては、次の前提条件を用いる。
（1）原子炉は、炉心寿命初期、炉心寿命末期に対し、各々全出力及び零出力状態で運転しているものとする。
（2）抜出し制御棒クラスタの反応度効果は、全挿入位置から飛び出す場合のものとして評価する。
（3）原子炉は、零出力運転の場合、中性子束高（低設定）原子炉スクラム信号で、定格出力運転の場合は、中性子束高（高設定）原子炉スクラム信号で自動停止する。
解析の結果、燃料被覆管表面温度及び燃料ペレット中心温度の最大値は、それぞれ、約1,001℃、約2,665℃で、ジルコニウム－水反応量も僅かである。燃料ペレット最大エンタルピの値も約222cal/gであり、炉心の冷却能力を損うような燃料の損傷は起こらない。
また、破損したハウジングから放出される1次冷却材量は、1次冷却材喪失事故に比べて少なく、非常用炉心冷却系の作動により、未臨界状態に維持され、十分に冷却できる。
この事故の発生を防止する対策としては、次のものがあり、事故発生の可能性は少ないものである。
（1）制御棒クラスタ駆動装置圧力ハウジングは、設計、製作及び検査の各段階で、ハウジング破損の可能性が少なくなるよう配慮することになっている。
（2）過渡状態での1次冷却系の過圧を防止するため、加圧器逃し弁及び加圧器安全弁などの設備が設けられる。
5.3 1次冷却材喪失事故
何らかの原因で、1次冷却系の配管の破損が生じると、1次冷却材が流出し、炉心内の冷却材が喪失するので、対策を施さなければ、炉心冷却は不可能となり、燃料の大破損を生じることになる。このような事故に対処するため、原子炉には非常用炉心冷却系が設けられているが、その機能を評価するため、1次冷却材喪失事故を以下のように想定する。
事故の想定としては、1次冷却材配管の両端完全破断から、小口径配管の破断までとする。
事故解析に当っては、昭和50年5月13日に原子力委員会が決定した「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の安全評価指針」（以下「ECCS安全評価指針」と言う）にしたがい次の前提条件を用いる。
（1）事故前の原子炉は定格出力の102％で運転しているものとし、炉心の保有エネルギ及び崩壊熱を計算する。
（2）所内常用電源はすべて喪失するものとし、電源を必要とする非常用炉心冷却系の作動は、非常用ディーゼル発電機の電力が供給されるまでの間遅延するものとする。
（3）非常用ディーゼル発電機を含む工学的安全施設について、解析結果が厳しくなるように、動的機器の単一故障を仮定する。
また、解析モデルについても、大破断及び小破断解析のいずれの場合も「ECCS安全評価指針」を満足するものが使用されている。
破断口からの1次冷却材流出量の程度によって、原子炉水位及び原子炉圧力の低下の割合も変化するため、破断面積によって、非常用炉心冷却系の作動状態が異なる。1次冷却材喪失事故時に 炉心の健全性を確認するため、「ECCS安全評価指針」に基づき、燃料被覆管温度、ジルコニウム－水反応量及び長期間の炉心冷却能力について、検討を行った。
その結果、低温側1次冷却材配管の両端完全破断の0.4倍の断面積を想定した場合が燃料被覆管の温度上昇及びジルコニウム－水反応量が最大となる。以下、この場合について、解析条件、経過及び結果を示す。
（1）低温側配管が両端完全破断すると、破断口から1次冷却材は急激に流出し、原子炉圧力が原子炉格納容器内の圧力に等しくなるまで、ブローダウンが持続する。
（2）所内常用電源喪失を仮定し、炉心に冷却材を注入する高圧及び低圧注入系は、非常用ディーゼル発電機の起動によって、事故発生の約31秒後に作動する。なお、蓄圧注入系は、原子炉圧力が蓄圧タンクの保持圧力を下まわる事故発生の約10秒後作動するが、事故発生後約22秒のブローダウン終了時まで有効に働かないものと仮定する。
（3）動的機器の単一故障として、低圧注入系の1系列が働かないものと仮定する。この場合原子炉格納容器内圧が低くなり、再冠水時の炉心での熱伝達が悪くなるので、燃料被覆管温度上昇の観点から最も厳しい。
（4）事故発生の約40秒後に、水位は、炉心燃料の下端に達し、再冠水が始まる。再冠水開始後は、炉心で発生する蒸気と、巻きこみ水滴によって炉心冷却が行われる。燃料被覆管温度は、事故発生後、約100秒で最高値に達し、約280秒で急激に低下する。
（5）解析の結果、燃料被覆管の最高温度は、約1,130℃であり、制限値1,200℃を下まわる。また、燃料被覆管の局所的最大ジルコニウム－水反応量、全炉心平均ジルコニウム－水反応量はそれぞれ5％以下、0.3％以下であり、十分小さい。長期にわたる炉心の冷却は再循環モードの確立によって確保される。原子炉格納容器内圧の最大値は約2.57kg/cm2Gで最大許容圧力2.75kg/cm2Gを下まわっており、原子炉格納容器の健全性は確保できる。
なお、小破断の解析として、最も厳しい低温側配管口径約15cmスプリット破断の解析結果は、燃料被覆管の最高温度で約758℃であり、ジルコニウム－水反応量も十分に小さい。
以上により、「ECCS安全評価指針」を満足しており、事故後の炉心冷却は維持できるものと判断する。
この事故の発生を防止する対策として次のものがあり、事故発生の可能性は少ないものである。
（1）原子炉冷却材圧力バウンダリの機器及び配管は設計、製作及び検査の各段階で、原子炉冷却材圧力バウンダリ破損の可能性が少なくなるよう配慮することになっている。
（2）過渡状態での1次冷却系の過圧を防止するため加圧器逃し弁及び加圧器安全弁などの設備が設けられる。
（3）1次冷却系の健全性を監視するため、供用期間中検査が行われるほか、1次冷却材の漏れを早期に検出するため、原子炉格納容器内に1次冷却材漏洩監視装置が設けられる。
5.4 蒸気発生器伝熱管破損事故
何らかの原因で、蒸気発生器伝熱管が破損した場合、1次冷却材が蒸気発生器2次側へ流出し、放射性物質による汚染が生じる可能性がある。
事故の想定としては、原子炉出力運転中に、蒸気発生器伝熱管1本が瞬時に完全破断を起こすものとする。
事故解析に当っては、次の前提条件を用いる。
（1）原子炉スクラム後、外部電源は、喪失するものとし、主蒸気安全弁の作動によって、1次冷却系の除熱及び減圧が、蒸気発生器を介して行われるものとする。
（2）1次冷却系及び2次冷却系への注入は、それぞれ高圧注入ポンプ2台、補助給水ポンプ3台中2台の作動によるものとする。
この結果、原子炉は、事故発生の約4分後に、原子炉圧力低原子炉スクラム信号で自動停止し、その後、1次冷却系の減圧及び2次冷却系への1次冷却材流出により、原子炉圧力低信号及び加圧器水位低信号の一致によって、非常用炉心冷却設備が作動し、ほう酸水が炉心に注入される。冷却及び減圧が進んで、破損蒸気発生器側の蒸気圧力が主蒸気安全弁の設定圧力以下になると、主蒸気隔離弁、主蒸気大気放出弁、給水弁を閉じることにより、事故発生後30分以内に破損蒸気発生器は隔離される。隔離されるまでの間に1次冷却系から2次冷却系へ流出する1次冷却材量は、全保有水量の30％以下（約32t）にとどまる。
この事故の発生を防止する対策として、次のものがあり、瞬時の完全破断のような事故発生の可能性は少ない。
（1）蒸気発生器の伝熱管は、設計、製作及び検査の各段階で、蒸気発生器伝熱管破損の可能性が少なくなるよう配慮することになっている。
（2）蒸気発生器伝熱管腐食を小さくするため、使用する水の溶存酸素や塩素などの含有量をおさえるように水質が管理される。
（3）過渡状態での1次冷却系の過圧を防止するため、加圧器逃し弁及び加圧器安全弁などの設備が設けられる。
（4）蒸気発生器ブローダウン水及び空気抽出器排気の放射能レベルは、常時監視されており、蒸気発生器伝熱管の漏洩は早期に検出できるので適切な処置が講じられる。
5.5 主蒸気管破断事故
何らかの原因で主蒸気管が破断すると、蒸気の流出によって、1次冷却系の温度及び圧力が低下するので反応度が添加され、原子炉スクラム後、再臨界となり出力上昇の可能性がある。
事故の想定としては、温態停止状態にあるときに、主蒸気管の完全破断が流量測定用ノズル下流部分、又は、蒸気発生器出口部分において生じるものとする。
事故解析に当っては、次の前提条件を用いる。
（1）炉心の反応度停止余裕は、原子炉スクラム時に最大の反応度効果をもつ制御棒クラスタ1本が完全引抜き位置に固着し挿入されないときの値とする。
（2）工学的安全施設の動的機器の単一故障として、高圧注入ポンプ1台が働かないものと仮定する。
（3）主蒸気逆止弁の効果は無視し、主蒸気管の隔離は、主蒸気隔離弁によって行われるものとする。
解析の結果、蒸気発生器出口部分の破断の場合が、放出蒸気流量が大きく、再臨界後の熱流束の最大値は定格値の約50％に達する。しかし、非常用炉心冷却設備の作動により、高濃度ほう酸水が注入されると、原子炉は未臨界になり、また、最小DNB比も1.39で、原子炉圧力も上昇せず、炉心の安全性は確保される。
この事故の発生を防止する対策として、次のものがあり、事故発生の可能性は少ないものである。
（1）主蒸気管は、設計、製作及び検査の各段階で、主蒸気管破損の可能性が、少なくなるよう配慮することになっている。
（2）過渡状態での主蒸気系の過圧を防止するため、タービンバイパス系、主蒸気大気放出弁及び主蒸気安全弁が設けられる。
5.6 燃料取替取扱事故
燃料取替作業中に、何らかの原因によって、取扱い中の燃料集合体が落下し、燃料被覆管が破損すると、核分裂生成物が放散する。
事故の想定として、取替作業中の使用済燃料が使用済燃料ピットに落下し、その燃料集合体の全燃料の被覆管が破損するものとする。
その結果、破損した燃料棒から核分裂生成物が放出される。しかしながら、燃料取替は、原子炉停止後100時間以上（通常1週間程度）冷却期間が経過して行われること、使用済燃料ピットには、冷却及び放射線遮蔽のための水があることから、原子炉補助建家内に放出される核分裂生成物の量は少ない。このような事故が発生した場合、使用済燃料ピット排気設備を起動し、原子炉補助建家外に放出される排気中の放射性物質を処理するので、敷地外での被曝は少ない。
この事故の発生を防止する対策として、次のものがあり、事故発生の可能性は少ないものである。
（1）燃料取扱装置は、設計、製作及び検査の各段階で、燃料取扱事故発生の可能性が少なくなるよう配慮することになっている。
（2）燃料取扱装置の燃料用グリッパは、駆動源の喪失に対してフェイル・セイフな設計とし、更に燃料をつかんでいる間、グリッパが開かないように、機械的なロック装置が設けられる。
5.7 廃棄物処理設備の破損事故
廃棄物処理設備の一部が何らかの原因で破損すると、内蔵された放射性物質が設備外に放出される恐れがある。
事故の想定として、水素廃ガス減衰タンク1基が破損するものとする。
その結果、原子炉補助建家内に放出された放射性ガスは換気系によって補助建家排気筒に導かれるので、敷地外への放出量は小さい。
廃棄物処理設備の事故発生を防止する対策として、次のものがあり、事故発生の可能性は少ないものである。
（1）廃棄物処理設備は、設計、製作及び検査の各段階で廃棄物処理設備破損の可能性が少なくなるよう配慮することになっている。
（2）水素廃ガス減衰タンク及びガス減衰タンクのガス圧がタンクの設計圧力を下まわるように、水素ガス圧縮機及びガス圧縮機の吐出圧力が決められる。
5.8 燃料集合体誤装荷事故
何らかの原因で燃料集合体の誤装荷が行われ、原子炉が運転されると、出力分布が設計値から大きくはずれる。
事故の想定としては、予備燃料が計画と異なる燃料集合体位置に装荷された場合及び隣接した燃料集合体が交換された場合において、原子炉は、零出力運転状態にあるとする。
その結果、いずれの場合においても零出力試験時の炉内核計装による出力分布測定で、誤装荷の影響が容易に確認できる。
この事故の発生を防止する対策として、次のものがあり、事故発生の可能性は少ないものである。
（1）燃料は、設計、製作及び検査の各段階で、1本の燃料棒又は、1体の燃料集合体に設計と異なる濃縮度の燃料ペレット又は、燃料棒が混入されないよう配慮することになっている。
（2）燃料を装荷する際には、新燃料貯蔵庫又は使用済燃料ピットから出す時、炉心に装荷する時及びすべての燃料集合体が炉心に装荷された時に各々の燃料集合体番号、炉心位置などが確認される。
6 災害評価
本原子炉施設には、これまで述べたように種々の安全対策が講じられており、各種の事故を想定した解析においても、燃料被覆管が大破損に至ることはなく、本原子炉施設の安全性は十分であると認められる。
この章においては、本原子炉施設の各種の安全防護施設との関連において、立地条件の適否を判断するために、「原子炉立地審査指針」に基づき、重大事故及び仮想事故を想定して行われた解析結果を示す。
解析に用いられた仮定は妥当であり、その結果は立地審査指針に適合しているものと認める。
被曝線量の評価は、甲状腺に対する放射性よう素の影響、全身に対する放射性雲による外部線量の影響及び、原子炉格納容器内の核分裂生成物によるスカイシャイン線量及び直接線量の影響を対象として行った。
6.1 重大事故
重大事故として1次冷却材喪失事故及び蒸気発生器伝熱管破損事故の2つの場合を想定する。
6.1.1 1次冷却材喪失事故
評価に当っては、全燃料被覆管が損傷すると仮定する。
これは、立地評価上の仮定として、十分厳しい条件であると判断する。
以下、解析に当っての前提条件を示す。
（1）原子炉は定格出力の102％で運転を行っているものとし、核分裂生成物の炉内蓄積量の計算に当っては、核分裂当たり200MeVのエネルギ発生があるとし、核分裂生成物の収率はORNL－2127（2）によるものとする。
（2）全燃料被覆管の損傷という前提に伴い炉心に蓄積されている核分裂生成物のうち、希ガス2％及びよう素1％が1次冷却材とともに原子炉格納容器内に放出される。
（3）よう素は90％を無機状、10％を有機状のものとし、無機状のよう素は壁面などに吸着されるものの割合を50％、格納容器スプレイによる無機よう素の除去効率は等価半減期100秒とする。
（4）原子炉格納容器からの希ガス及びよう素の漏洩率は、事故発生後24時間は0.3％/d、その後3日間は0.135％/dとする。
（5）原子炉格納容器からの漏洩は97％がアニュラス部に生じ、3％は原子炉格納容器のドーム部に生じるものとする。
（6）原子炉格納容器からアニュラス部に漏洩した気体は、アニュラス空気再循環設備で浄化され、再びアニュラスへ戻されるがその一部は、アニュラス部の負圧維持のため原子炉格納容器排気筒から放出される。
（7）アニュラス空気再循環設備に設けられるチャコール・フィルタのよう素除去効率は90％とする。
なお、事故後アニュラス部の負圧達成時間は評価上10分間とし、この間はアニュラス空気再循環設備のフィルタの効果を無視し、アニュラス部に漏洩してきた気体は、そのまま外部へ放出されるものとする。
（8）原子炉格納容器及びアニュラス部に滞留している核分裂生成物の減衰は考慮する。
（9）大気中の拡散に用いる条件としては、事故継続時間の4日間はヒューミゲーションが続くものとし排気筒の高さ43m以下均一濃度、横の拡がり30°、有効拡散風速は3m/sとする。
上記の条件を用いて評価を行った結果、大気中に放出される核分裂生成物は、よう素約21Ci（I－131等価、以下同様）及び希ガス約3,500Ci（γ線エネルギ0.5MeV換算、以下同様）である。
敷地境界の外において線量が最大となるのは、炉心から南南西方向約550mの敷地境界であり、その地点における線量は甲状腺（小児）に対して、約1.3rem及び全身に対してγ線約0.03rem（β線約0.03rem）である。
6.1.2 蒸気発生器伝熱管破損事故
評価に当っては、1次冷却材中のよう素及び希ガスの濃度は平常運転中の最大濃度を仮定し、更に燃料棒からの追加放出があるものと仮定する。
これは、立地評価上の仮定としては、十分に厳しい条件であると判断する。
以下、評価に当っての前提条件を示す。
（1）事故前の1次冷却材中のよう素濃度は11.4μCi/cm3、希ガス濃度は181μCi/cm3とする。
（2）蒸気発生器伝熱管破損後の燃料棒から1次冷却材中への追加放出源として、よう素は約40,000Ci、希ガスは約250,000Ciを仮定し、原子炉圧力の低下に伴って放出されるものとする。
（3）蒸気発生器伝熱管破損を想定した蒸気発生器の隔離までに1次冷却材の2次冷却系への流出水量は、「Ⅳ－5.4蒸気発生器伝熱管破損事故」の解析に示すように1次冷却系保有水量の30％とする。また、隔離後は、10m3/dの割合で主蒸気安全弁から蒸気が大気へ漏洩するものとするが、この漏洩率は2次冷却系の圧力低下に依存するものとする。
（4）2次冷却系へ流出した希ガスは、その全量が大気へ放出される。また、よう素に関しては、90％は無機状のもの、10％は有機状のものとし、無機状のものは液相－気相間の分配係数を100とし、有機状のものは低減率を1/10とする。また、大気に放出されるまでの減衰は考慮しない。
（5）大気中の拡散に用いる条件は、地上放散、大気安定度F型、横の拡がり20°、有効拡散風速は3m/sとする。
上記の条件を用いて評価を行った結果、大気中に放出される核分裂生成物は、よう素約64Ci及び希ガス約26,000Ciである。
敷地境界の外において線量が最大となるのは、炉心から南南西方向約550mの敷地境界であり、その地点における線量は、甲状腺（小児）に対して約36rem、及び全身に対してγ線約0.2rem（β線約0.9rem）である。
上記、各重大事故時の線量は、「原子炉立地審査指針」にめやす線量として示されている甲状腺（小児）150rem及び全身25remより十分小さい。
6.2 仮想事故
仮想事故として、1次冷却材喪失事故と蒸気発生器伝熱管破損事故の二つの場合を想定する。
6.2.1 1次冷却材喪失事故
重大事故の場合と同じ事故について評価するものとするが、燃料から放出される核分裂生成物の量を炉内蓄積量に対して希ガスは100％、よう素は50％とした。
この放出仮定は、1次冷却材喪失事故のこれまでの評価からは考えられない仮定であるが、「原子炉立地審査指針」の考え方に基づき、各種の安全防護施設との関連において立地条件の妥当性を評価するためのものである。
評価の結果、大気中に放出される核分裂生成物は、よう素約1,030Ci及び希ガス約174,000Ciである。
敷地境界の外において線量が最大となるのは、炉心から南南西方向約550mの敷地境界であり、その地点における線量は、甲状腺（成人）に対して約16rem、全身に対してγ線約1.4rem（β線約1.2rem）である。
6.2.2 蒸気発生器伝熱管破損事故
重大事故の場合と同じ事故について評価するものとするが重大事故の評価と異る条件は次のとおりである。
（1）重大事故では、蒸気発生器伝熱管破損後の燃料棒から1次冷却材中への核分裂生成物の追加放出量は原子炉圧力の低下に伴って放出されると仮定されていたが、仮想事故の場合には事故発生と同時に全量が1次冷却材中に放出されると仮定する。
（2）重大事放では、蒸気発生器隔離後、主蒸気安全弁からの大気への漏洩は、2次冷却系の圧力低下に依存すると仮定したが、仮想事故の場合10m3/dの割合で無限時間漏洩が続くものと仮定する。ただし、大気に放散されるまでのよう素の減衰を考慮する。
（3）大気中の拡散に用いる条件のうち、蒸気発生器の隔離に要する30分までは横の拡がりを20°とし、隔離後については無限時間漏洩を仮定しているため30°とする。
評価の結果、大気中に放出される核分裂生成物は、よう素約370Ci、希ガス約84,000Ciである。
敷地境界の外において線量が最大となるのは、炉心から南南西方向約550mの敷地境界であり、その地点における線量は、甲状腺（成人）に対して約42rem、全身に対してγ線約0.4rem（β線約2.3rem）である。
上記、各仮想事故時の線量は、「原子炉立地審査指針」に、めやす線量として示されている甲状腺（成人）300rem及び全身25remより十分小さい。
6.3 国民遺伝線量の評価
仮想事故時における全身被曝線量の積算値は、仮想事故として想定した1次冷却材喪失事故及び蒸気発生器伝熱管破損事故について、次の条件を用いて評価した結果、「原子炉立地審査指針」に国民遺伝線量の見地から、めやすとして示されている参考値200万man－remを十分下まわっている。
6.3.1 1次冷却材喪失事故
評価に当っての前提条件は、次のとおりである。
（1）大気に放出される核分裂生成物の量は、Ⅳ－6.2.1の値を用いる。
（2）大気中の拡散に用いる条件は、地上放散、風速1.5m/s大気安定度F型、横の拡がりは30°とする。
（3）拡散方向は、最も人口密度の高い方向とする。
（4）現時点での人口集計は、「住民基本台帳に基づく全国人口世帯数表」（自治省行政局編、昭和48年版）に基づき、将来の人口は、2020年における推定人口を用いる。
以上の条件により評価した結果、希ガスによる全身被曝線量の積算値は、1973年の人口に対し約8.8×104man－rem、2020年の推定人口に対し約1.2×105man－remである。
6.3.2 蒸気発生器伝熱管破損事故
評価に当っての前提条件は次のとおりである。
（1）大気に放出される核分裂生成物の量は、Ⅳ－6.2.2の値を用いる。
（2）大気中の拡散条件及び人口などについては、前述の1次冷却材喪失事故と同様とする。
以上の条件により評価した結果、希ガスによる全身被曝線量の積算値は、1973年の人口に対し、約4.3×104man－rem、2020年の推定人口に対し約5.8×104man－remである。
7 技術的能力
申請者は、既に玄海原子力発電所1号炉の建設と運転の実績を有している。
本原子炉施設の建設、運転にあたっては、約120名の技術者を予定しているが、これらの技術者については、玄海原子力発電所1号炉の建設及び運転に従事している者に加えて、更に、日本原子力研究所原子炉研修所による研修、（株）原子力発電訓練センターのシミュレータによる訓練等、国内及び海外の諸機関を活用して養成訓練を行うほか、玄海1号炉の運転等の実務を通じて社内での教育訓練を実施することとなっている。
これらの点から、本原子炉施設を設置するために必要な技術的能力及び的確に運転する技術的能力があるものと判断する。
（1）「体内放射線の許容量に関する専門委員会Ⅱの報告」国際放射線防護委員会
（2）「Uranium－235 Fission－Product Production as a Function of Thermal
Neutron Flux,Irradiation Time,and Decay Time.Ⅰ.Atomic Concentration and
Gross Totals」ORNL－2127
Ⅴ 審査経過
本審査会は、昭和49年9月24日第129回審査会において、次の委員からなる第111部会を設置した。
| （審査委員） |
| 都甲 泰正（部会長） |
東京大学 |
| 飯田 国広 |
東京大学 |
| 大崎 順彦 |
東京大学 |
| 小平 吉男 |
明星大学（昭和50年4月14日辞任） |
| 竹内 清秀 |
気象研究（昭和50年4月15日途中辞任） |
| 浜田 達二 |
理化学研（昭和50年4月15日途中辞任） |
| 弘田 実弥 |
日本原子力研究所 |
| 三島 良績 |
東京大学 |
| 宮永 一郎 |
日本原子力研究所（昭和50年4月14日辞任） |
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| （調査委員） |
| 秋山 宏 |
東京大学 |
| 石川 迪夫 |
日本原子力研究所 |
| 石田 泰一 |
動力炉・核燃料開発事業団 |
| 今井 和彦 |
日本原子力研究所 |
| 大久保 忠恒 |
東京大学 |
| 垣見 俊弘 |
地質調査（昭和49年10月25日途中辞任） |
| 佐藤 一男 |
日本原子力研究所 |
| 松田 時彦 |
東京大学（昭和49年10月23日途中辞任） |
| 宮園 昭八郎 |
日本原子力研究所 |
同部会は、通商産業省原子力発電技術顧問会と合同で審査を行うこととし、昭和49年10月7日に第一回部会を開催し、審査方針を検討するとともに、主として施設を担当するAグループと、主として環境を担当するBグループを設け審査を開始した。
以後、部会及び審査会において審査を行ってきたが、昭和50年12月8日の部会において、部会報告書を決定し、本審査会は、これを受け昭和50年12月12日第143回審査会において本報告書を決定した。
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