- PDF Free Download

Size: px

Start display at page:

Download "　"

ゆきいしなみ
5 years ago
Views:

1 平成 30 年 6 月 6 日電気事業連合会 MSPI の検討状況について 1. はじめに国内 PWRについて高度化されたPRAモデルを用いてMSPIの試評価を実施した試評価の目的は MSPI 評価手順を確認すること及び現在想定されているSDPのクライテリア ( 白 ~ 赤に対してΔCDF:10-6 ~10-4 / 炉年 ) とMSPI 評価結果が整合しうるかについて見通しを得ることであるなお評価はNEI99-02Rev.7に準拠して実施した 2.MSPI 感度解析結果 (PWR) PWRのMSPI 対象設備 ( 以下参照 ) について MSPIの試評価を実施した非常用 AC 電源高圧注入系余熱除去系補助給水系原子炉補機冷却水系結果いずれも評価が可能であり故障がないのにクライテリアを超過するなどといった不整合は確認されなかったなお米国におけるMSPIは業界実績の不待機率 ( アンアベイラビリティ ) や信頼度のベースライン値からΔCDFを計算するものであるが本評価においてはそれぞれについて現行 PRAにおける使用値や国内プラントの実績値を暫定的なベースラインに設定して評価を行ったまた BWRについては PRA 高度化モデルを開発中であり有意な数値を得ることは出来ないが評価の手順の確認までは実施することが出来た 3. 今後の見通し今後信頼度のベースライン値やこの他本評価にあたって暫定的に設定したパラメータを確認していく必要がある ( 詳細は別紙添付 A 添付 B 参照 ) また各事業者におけるMSPI 採取方法の検討等を踏まえてガイドライン化を行っていく必要がある以上 1

2 別紙 MSPI 試評価結果 1 はじめに MSPI 試評価では緩和機能ごとに機能劣化条件 ( 故障率の悪化やアンアベイラビリティ ) および MSPI 評価用パラメータ ( 故障率およびアンアベイラビリティのベースライン値 ) を対象とした感度解析を実施し現実的に起こりうる機能劣化条件による MSPI の計算値と MSPI のクライテリアの相対関係を把握する本資料では非常用 AC 電源高圧注入系余熱除去系補助給水系及び原子炉補機冷却水系について試評価を行った結果を示す ( 参考 )MSPI の計算 (NEI APPENDIX F の評価式 ) MSPI=UAI+URI UAI : アンアベイラビリティに関わる指標 URI: 信頼性に関わる指標 UAI および URI の評価式については本資料添付 A および添付 B を参照 2 主な評価条件表 1 アンアベイラビリティに関わる指標 (UAI) の主な試評価条件項目評価条件プラント型式 PWR 3 ループ対象系統系統毎 ( 非常用 AC 電源高圧注入系余熱除去系補助給水系及び原子炉補機冷却水系 ) 評価対象プラントの出力時 1.6E-06 事象 PRA の炉心損傷頻度 ( 年平均値 ) 待機除外期間 URI の評価で想定する故障回数に応じ系統内で待機除外が発生するものとする FVUAP/UAP の最も高い系統において上記の機器故障が発生するものとしその度に保安規定上の復旧完了時間相当の期間待機除外が発生するものと想定ベースとなる PRA で想定している試験等による計画的な待機除外の期間も考慮するアンアベイラビリティベースライン値 PRA モデル設定値 ( なお米国においては 1999 年 ~2001 年のプラント実績値を用いている ) 2

3 表 2 信頼性に関わる指標 (URI) の主な試評価条件項目評価条件対象機器系統で抽出された URI 評価対象機器の種別毎 1 故障回数至近 3 炉年で (1 回 2 回又は 3 回 ) の故障の発生を想定時故障 ( または待機中故障 ) 運転継続故障のそれぞれに対して評価する故障モードの組み合わせは考えない回数 3 年間で想定される回数 ( 例 :1 ヶ月に 1 回の機能確認試験を行う常時待機機器であれば 1 回 / 月 36 ヶ月 =36 回 ) 機器運転期間常時待機機器については試験時の運転時間を想定 ( 例 : 機能確認試験毎に 1 時間ポンプの運転を行う場合は機器の運転期間は 1 時間 3 年間の試験回数 ) 常時運転機器 ( 切替運転含む ) については総運転時間 ( 例 : 原子炉補機冷却水ポンプ ) 待機時間作動期間が MSPI 評価期間 (3 年 ) に比べて十分短ければ 3 年を想定信頼度ベースライン値一般国内故障率データ ( 29 ヶ年 )( なお米国では NEI99-02Rev7App.F に記載の固定値を使用している ) の非信頼性の設定 NEI99-02Rev7 に記載されている事前分布パラメータを設定パラメータ運転継続の非信頼性の設定パラメータ NEI99-02Rev7 に記載されている事前分布パラメータを設定 URI に対する補正対象 : 共通原因故障の影響に関する補正係数システム内で多重化されている設備に対する故障で PRA モデル上で共通原因故障を考慮している故障モードシステム間での共通原因故障は対象外 FCFF 補正方法 : 上記条件で補正対象となる機器故障モードに対し FCCF =1.5 を設定共通原因故障の考慮不要の機器故障モードについては FCCF =1.0 を設定 ( なお米国ではプラント個別の固定値を使用 ) 1 ポンプ弁ディーゼル発電機 3

4 3 MSPI 試計算結果既存の出力時内的事象 PRA モデル ( 年平均値 CDF 算出用モデル ) の炉心損傷頻度信頼性パラメータ重要度評価結果とを利用して MSPI の試計算を実施した計算結果を表 3 ~ 表 7 に示すなお機器の故障は FV UAP /UA P の大きいトレンにおいて発生するものとしたいずれの結果も白と評価される MSPI のクライテリア 1E-06 に対して余裕があることが確認できたなお負値は故障を想定していない方の機器 / 故障モードの故障回数が 0 回であることに起因しており故障を想定する機器 / 故障モードのリスク増分が相殺されているためである 4

5 表 3 非常用 AC 電源に対する MSPI 試評価結果非常用 AC 電源故障回数 UAI URI MSPI 1-4.6E E E E E E-07 時故障非常用ディー 3 6.5E E E-07 ゼル発電機 1-4.6E E E-07 運転継続 2 3.0E E E E E E-07 表 4 高圧注入系に対する MSPI 試評価結果高圧注入系故障回数 UAI URI MSPI 1 1.4E E E E E E-08 時故障高圧注入 3 4.7E E E-08 ポンプ 1 1.4E E E-08 運転継続 2 3.0E E E E E E E E E-08 電動弁 2 3.0E E E-08 時故障 3 4.7E E E-08 5

6 表 5 余熱除去系に対する MSPI 試評価結果余熱除去系故障回数 UAI URI MSPI 1 1.0E E E E E E-08 時故障余熱除去 3 3.3E E E-08 ポンプ 1 1.0E E E-08 運転継続 2 2.2E E E E E E E E E E E E-11 時故障格納容器 3 6.3E E E-10 スプレイポンプ 1-8.2E E E-10 運転継続 2-9.7E E E E E E E E E-08 電動弁 2 2.2E E E-08 時故障 3 3.3E E E-08 ( 参考 ) 格納容器スプレイ系に対する MSPI 試評価結果格納容器スプレイ系故障回数 UAI URI MSPI 1-8.2E E E E E E-11 時故障格納容器 3 6.3E E E-10 スプレイポンプ 1-8.2E E E-10 運転継続 2-9.7E E E E E E-10 6

7 表 6 補助給水系に対する MSPI 試評価結果補助給水系故障回数 UAI URI MSPI 1 1.6E E E E E E-08 時故障タービン動 3 6.4E E E-07 補助給水ポンプ 1 1.6E E E-08 運転継続 2 4.0E E E E E E E E E E E E-09 時故障電動 3 5.7E E E-09 補助給水ポンプ 1-3.4E E E-09 運転継続 2 1.1E E E E E E-09 電動弁 1 1.6E E E E E E-08 時故障 3 6.4E E E-08 空気作動弁 1 1.6E E E E E E-08 時故障 3 6.4E E E-08 7

8 表 7 原子炉補機冷却水系に対する MSPI 試評価結果原子炉補機冷却水系故障回数 UAI URI MSPI 1 5.7E E E E E E-07 時故障原子炉補機冷 3 1.8E E E-06 却水ポンプ 1 5.7E E E-08 運転継続 2 1.2E E E E E E-07 海水ポンプ 1 5.7E E E E E E-07 時故障 3 1.8E E E E E E-08 運転継続 2 1.2E E E E E E-07 電動弁 1 5.7E E E E E E-07 時故障 3 1.8E E E-07 8

9 4 クライテリアに対する感度解析結果前章の計算式を基に白と評価される MSPI のクライテリア 1E-06 に至るのに必要となる故障回数を求めた感度解析結果を表 8~ 表 12 に示す表 8 非常用 AC 電源に対する感度解析結果非常用 AC 電源故障回数 UAI URI MSPI E E E-07 非常用ディー時故障 E E E-06 ゼル発電機運転継続 4 1.0E E E E E E-06 表 9 高圧注入系に対する感度解析結果高圧注入系故障回数 UAI URI MSPI E E E-07 高圧注入時故障 E E E-06 ポンプ運転継続 E E E E E E-06 電動弁 E E E-07 時故障 E E E-06 9

10 表 10 余熱除去系に対する感度解析結果余熱除去系故障回数 UAI URI MSPI E E E-07 余熱除去時故障 E E E-06 ポンプ運転継続 E E E E E E E E E-07 格納容器時故障 E E E-06 スプレイポンプ運転継続 E E E E E E-06 電動弁 E E E-07 時故障 E E E-06 ( 参考 ) 格納容器スプレイ系に対する感度解析結果格納容器スプレイ系故障回数 UAI URI MSPI E E E-07 格納容器時故障 E E E-06 スプレイポンプ運転継続 E E E E E E-06 表 11 補助給水系に対する感度解析結果補助給水系故障回数 UAI URI MSPI E E E-07 タービン動時故障 E E E-06 補助給水ポンプ運転継続 E E E E E E E E E-07 電動時故障 E E E-06 補助給水ポンプ運転継続 E E E E E E-06 電動弁 E E E-07 時故障 E E E-06 空気作動弁 E E E-07 時故障 E E E-06 10

11 表 12 原子炉補機冷却水系に対する感度解析結果原子炉補機冷却水系故障回数 UAI URI MSPI 2 1.2E E E-07 原子炉補機冷時故障 3 1.8E E E-06 却水ポンプ運転継続 9 5.6E E E E E E E E E-07 海水ポンプ時故障 E E E-06 運転継続 E E E E E E-06 電動弁 E E E-07 時故障 E E E-06 11

12 5 考察フロントラインシステムである余熱除去系補助給水系及び高圧注入系については MSPI はクライテリアに対して大きな余裕があることが分かった個別機器で見た場合格納容器スプレイポンプと電動補助給水ポンプについては MSPI 値に対する故障回数およびアンアベイラビリティの感度は極めて低い評価したフロントライン系の MSPI 値がクライテリアに対して大きな余裕を持つ要因として以下が考えられる各種 AM 策等設備の冗長性バックアップが存在するため各評価対象機器のリスク重要度が小さい故障率が小さく全炉心損傷頻度 CDFP が小さいため MSPI が小さく評価されるなお監視対象系統内の設備には MSPI 値に対する影響が小さい設備があることからプラントによってはリスク重要度の観点から一部の機器を MSPI 評価対象外にする選択肢もありうる ( ただしプラント差を考慮する必要あり ) 余熱除去機能については NEI ガイドの記載内容を考慮し余熱除去系統に加えて事故時の格納容器除熱機能を有する格納容器スプレイ系も MSPI の評価対象とした格納容器スプレイポンプはリスク重要度が低くポンプの故障およびアンアベイラビリティによる MSPI 増加は極めて限定的 NEI99-02 ガイドには格納容器スプレイ系は risk significant な余熱除去機能を担う場合余熱除去系として評価対象に含めるべきと記載されている注本評価の場合格納容器スプレイのリスク重要度は低く (FV<<0.005) ) 計算結果からも MSPI の算出に有意な影響が無いことが示されている注 )PI に関する NEI ガイドでは risk significant を明確に定義していないもののリスク重要度分類 (NEI00-02) では FV<0.005 かつ RAW<2.0 が重要度の低い設備の一つの目安となっている 12

13 添付 A UAI(Unavailability Index) の計算方法 1. 基本式 UAI は着目する系統の関わる設備のアンアベイラビリティの悪化により生じたリスク増加量を表した指標でありトレン毎のリスク増加量 UAIt の総和で表現される n UAI = j=1 UAI tj (A-1) j,n : システム内での監視対象トレンおよびその総数 UAIt は [UA パラメータの PSA 結果における重要度 ] [ プラント固有 UA と基準値との差 ] のとして算出され下式で評価される UAI t = CDF P [ FV UA P (UA UA t UA BLt ) P ]max (A-2) CDF P : 評価対象プラントの出力時内的事象の CDF FV UAP : トレンのアンアベイラビリティに対する FV 重要度 ( プラント固有値 ) UA P :PRA でモデル化している当該トレンのアンアベイラビリティ値 UA t :12 四半期間におけるトレンのアンアベイラビリティ実績値 UA BLt : トレンのアンアベイラビリティ値の基準値同一トレンの関連設備の待機除外に関わる基事象の FVUAP/UAP 値はシステムに対する影響が同じであれば同じ値になる影響が異なる場合やモデル化方法により値に差異がある場合は最大値を使用する 2. パラメータの設定方法試評価における UAIt 評価に関わるパラメータの設定方法は以下とする (1) CDF P 評価対象プラントの出力時事象 PRA の炉心損傷頻度 ( 年平均値 ) を用いる (2) FV UAP (1) の PRA で評価された着目トレンの待機除外基事象に対する FV 値を用いるなお FV 重要度の算出においては CDF 定量化時のカットオフ値が CDF の 6 桁程度以下か重要度評価結果への有意な影響がない程十分低いカットオフ値を設定する ( 試評価ではカットオフの確認は省略 ) 13

14 (3) UA P (2) の FV 値の対象となった基事象の待機除外確率用いる (4) UA t 対象トレンのアンアベイラビリティの実績値を用いる ( 試評価においては本文の表 2に示す方法で設定する ) (5) UA BLt 現時点では産業界平均やプラント実績データが不足しているため PRA モデルで用いている待機除外確率 UA P で代用するなお同一設備に対し計画的な待機除外と計画外の待機除外を別々の基事象としてモデル化している場合はその合計値をUA P として使用する参考 UAI におけるトレンの区分とバウンダリ例 (NEI 99-02) 14

15 添付 B URI(Unreliability Index) の計算方法 1. 基本式 URI は着目する系統の信頼性の悪化により生じたリスク増加量を表した指標であり系統の監視対象機器の信頼性悪化に伴うリスク増加量の総和で表現される URI は [ 非信頼性 (UR) パラメータの PSA 結果における重要度 ] [ プラント固有 UR と基準値との差 ] のとして算出され下式で評価される m URI = j=1 [B Dj (UR Dj UR DBj ) + B Rj (UR Rj UR RBj )] (B-1) B Dj B Rj : 機器 j の時故障の BirnBaum 重要度 : 機器 j の運転継続故障の BirnBaum 重要度 UR Dj : 機器 j の時の非信頼性値 (12 四半期実績 ) UR DBj : 機器 j の時の非信頼性値 ( 基準値 ) UR Rj : 機器 j の運転継続の非信頼性値 (12 四半期実績 ) UR RBj : 機器 j の運転継続の非信頼性値 ( 基準値 ) j,m : 監視対象機器およびその総数 B-1 式に用いる機器故障モードに対する BirmBaum 重要度 B は次式で計算する B = CDF P [ FV UR C F UR CCF PC ]max (B-2) CDF P : 評価対象プラントの出力時内的事象の CDF FV URC : 機器故障モードの非信頼性に対する FV 重要度 UR PC :PRA でモデル化している機器故障モードの非信頼性値 ( 基事象の値 ) FCCF : 共通原因故障を考慮した補正係数 2. パラメータの設定方法試評価における URI 評価に関わるパラメータの設定方法は以下とする (1) CDF P 評価対象プラントの出力時事象 PRA の炉心損傷頻度 ( 年平均値 ) を用いる (2) FV URC (1) の PRA で評価される着目機器故障モードの基事象に対する FV 値を用いるなお FV 重要度の算出においては CDF 定量化時のカットオフ値が CDF の 6 15

16 桁程度以下か重要度評価結果への有意な影響がない程十分低いカットオフ値を設定する ( 試評価ではカットオフの確認は省略 ) (3) UR P (2) の FV 値の対象となった基事象の非信頼性値を用いる (4) UR D 3. に記載した方法で設定する (5) UR R 3. に記載した方法で設定する (6) UR DB 試評価では一般国内故障率データ (29 ヵ年 ) の値 (mean 値 ) を用いる (7) UR RB 試評価では一般国内故障率データ (29 ヵ年 ) の値 (mean 値 ) m と PRA での使命時間 Tm を用いた m Tm の値を用いる (8) FCCF 4. に記載した方法で設定する 3. URR および URD のパラメータの設定方法 URR および URD は MSPI 評価期間中の故障実績を反映した機器故障モードの非信頼性値である機器故障モードの非信頼性は基準となる非信頼性を評価期間中の故障実績でベイズ更新することで評価する (1) UR D ( の非信頼性 ) の設定 URD は次式を用いて計算する UR D = N d+a a+b+d (B-3) Nd D :MSPI 評価対象期間中におけるデマンド故障件数 :MSPI 評価対象期間中における総デマンド数 a, b : 故障確率の事前分布パラメータ事前分布パラメータ a,b は非信頼性の基準値 URDB( すなわち基準となる故障率 ) を mean 値とした constrained non-informative prior を用いて設定するすなわち a, b は以下のように設定する a=0.5 ( ただし URDB<2.5E-3 の場合は表 B-1 の参照 ) b = a (1 UR DB ) UR DB (B-4) 16

17 表 B-1 URD の計算に用いる a の値 Mean 値 a > > > > (2) UR R ( 運転継続の非信頼性 ) の設定 URR は次式を用いて計算する UR R = N R+a b+t r T m (B-5) NR Tr Tm :MSPI 評価対象期間中における運転継続故障件数 :MSPI 評価対象期間中における総運転時間 :PRA モデルで想定している当該機器故障モードの使命時間 a, b : 故障率の事前分布パラメータ事前分布パラメータ a,b は非信頼性の基準値 URDB の評価に用いる故障率 m が mean 値となる constrained non-informative prior と想定して設定するすなわち a, b は以下のように設定する a=0.5 b = a λ m (B-6) 4. 共通原因故障を考慮した FV/UR 値 U の補正 URI に対する共通原因故障の影響を FV/UR に補正係数 FCFF を掛けることで考慮する一般的補正係数を用いる手法とプラント固有 PRA から求めた値を用いる手法があるが試評価では一般的補正係数 ( 試評価用の暫定値 ) を使用する補正対象 : システム内で多重化されている設備に対する故障で PRA モデル上で共通原因故障を考慮している故障モードシステム間での共通原因故障は対象外 17

18 補正方法 : 上記条件で補正対象となる機器故障モードに対し FCCF =1.5 を設定共通原因故障の考慮不要の機器故障モードについては FCCF =1.0 を設定参考 URI における評価対象機器例 (NEI 99-02) 18

東京電力株式会社福島第一原子力発電所における事故を踏まえた泊発電所1号機の安全性に関する総合評価（一次評価）の結果について（報告）　添付5-(3)

東京電力株式会社福島第一原子力発電所における事故を踏まえた泊発電所1号機の安全性に関する総合評価（一次評価）の結果について（報告）　添付5-(3) 添付 5-(3)-1 起因事象 : 主給水喪失 ( 外部電源なし ) 主給水喪失 ( 外部電源なし ) 2.43 18.3m 原子炉停止 ( 電動またはタービン動 ) * 1 フィードアンドブリードシナリオ高圧注入による原子炉への給水充てん系によるほう酸の添加 * 1 フィードアンドブリードシナリオへ移行加圧器逃がし弁による熱放出余熱除去系による冷却 *1 フィードアンドブリードシナリオへ移行