1 平成 30 年 3 月 12 日 電気事業連合会 原子力規制検査の安全実績指標（PI）案に対する事業者意見について 1．はじめに 安全実績指標（以下、PI という）は、客観的に測定可能なデータを用いて監視領域の安全 上重要な分野のパフォーマンスを測定するものであり、原子力施設の安全を確保する事業者が 主体的に算出すべきものと認識している。PI のしきい値については、米国と同じように基本 検査の重要度評価と共通的な評価となるよう、規制要件や安全解析に基づき設定されるものと 認識している。（添付資料 1） 米国では事業者から PI による監視・評価について提案し、規制が合意して現在の運用にな ったものと理解している。米国では添付資料 2 のとおり事業者がガイドラインで PI の具体的 な算出方法を明確にしており、ガイドラインに従って PI が算出されているか基本検査におい て検証されている。日本においても同様の運用がされるものと理解しており、本格運用開始か ら事業者のガイドラインにて PI が算出できるよう検討を進めている。（添付資料 3） 2．PI に対する事業者意見について 1 月 24 日の面談において貴庁より示された PI 案について主な事業者意見を以下に示す。ま た、これらを含めた PI 案に対する個別の意見については添付資料（4）～添付資料（15）を参 照いただきたい。 （1）7,000 臨界時間当たりの計画外自動・手動スクラム回数について 米国では過去 4 四半期中のスクラムが 1 回のみであれば、過去 4 四半期の原子炉臨界時 間によって判定が「緑」から「白」に変わることがないよう、しきい値を元に算定範囲 外とする時間が設定されている。日本においても米国と同様の考え方で設定すべきと考 えており、貴庁より示されたしきい値であれば、算定範囲外とする時間は「3,500 時間 未満」にすべきと考える。 （2）安全系の使用不能時間割合について 米国では「安全系の使用不能時間割合」に代わりリスク情報を活用した MSPI が使用さ れている。日本においては、PRA モデルの高度化を進めており、事業者としてはこの領 域の PI として、「安全系の使用不能時間割合」ではなく、PRA モデルの高度化が完了し たプラントから順次 MSPI を算出することとしたい。なお、MSPI を国内プラントに適用 した場合の課題の抽出しているところであり、今後これらの検討を進めていきたい。
2 （3）安全系の機能故障件数について 算定方法では、保安規定に定める運転上の制限（以下、LCO という）を逸脱した件数全 てを安全系の機能故障件数とみなすように読めるが、この PI は「影響緩和」の監視領 域に対応するものであることから、影響緩和系に関係する LCO 逸脱件数を対象にすべき と考える。 （4）重大事故等及び大規模損壊発生時に対応する要員の訓練参加割合について 算定式の分母は、「対応要員の合計」となっているが、対応要員のうち任意の班を対象 とする訓練があるため、「訓練に参加が必要な要員の合計」にすべきと考える。 ユニット毎に PI を算出する案が示されているが、ユニットの区別がない訓練があるた め、ひとつの訓練から算出されたＰＩ値を複数のユニットで使用する場合もあり得る。 （「重大事故等対策における操作の成立性」も同様） 評価期間は過去 8 四半期として、四半期毎に PI を算出する案が示されているが、訓練 は年度単位で計画しており、四半期をまたがって実施する訓練もあるため、年度毎に PI を算出することとしたい。（「重大事故等対策における操作の成立性」も同様） （5）重大事故等対処設備の使用不能時間割合について SA 設備についても（2）と同様、「使用不能時間割合」ではなく、リスク情報を活用し た MSPI を導入したいと考えている。しかしながら、米国では SA 設備について PI が設 定されておらず、MSPI の評価手法が確立されていないことから、評価手法の検討を進 めたうえで導入の可否を判断したい。 （6）放出時におけるモニタリング機能喪失件数について 放射線環境モニタリングプログラムについては、米国は PI ではなく、基本検査によっ て確認されていることから、日本においてもモニタリング機能は基本検査で確認いただ くこととし、PI は算出しないこととしたい。 （7）個人最大放射線線量（基準値を超えた件数について）について 年度期間中の個人最大被ばく線量を算出する案が示されているが、複数のサイトで作業 する放射線従事者もいるため、年度期間中の個人最大被ばく線量ではなく、年度期間中 の個人最大被ばく線量を超えた件数と算出すべきと考える。 線量限度を超えた場合は、「赤」と評価されるしきい値が示されているが、米国を参考 に設定される基本検査の重要度評価の区分と整合しないため、線量限度を 1 件超えた場 合は「白」、2 件以上超えた場合は「黄」にすべきと考える。
3 3.添付資料
(1) IMC0308「REACTOR OVERSIGHT PROCESS BASIS DOCUMENT」（一部抜粋） (2) Regulatory Assessment Performance Indicator Guideline（一部抜粋） (3) PI ガイドライン検討スケジュール（案） (4) スクラムにかかる PI に関する事業者意見について (5) 「7,000 臨界時間当たりの計画外出力変化回数」PI に関する事業者意見について (6) MSPI の導入に係る事業者スタンスについて (7) 安全系の使用不能時間割合について (8) 安全実績指標のうち「安全系の機能故障件数（運転上の制限逸脱件数）」に関する具体 的指標内容について (9) 「格納容器内への原子炉冷却材漏えい率」PI に関する事業者意見について (10) 「原子炉冷却材中のよう素 131 濃度」PI に関する事業者意見について (11) 訓練にかかる規制 PI に関する事業者意見について (12) 「重大事故等対処設備の使用不能時間割合」PI に関する事業者意見について (13) 安全実績指標のうち「重大事故等対処設備の機能故障件数（運転上の制限逸脱件数）」 に関する具体的指標内容について (14) 公衆被ばくに係る PI に関する事業者意見について (15) 「個人最大放射線線量（基準値を超えた件数）及び計画外放射線影響発生件数の組み合 わせ」PI に関する事業者意見について 以 上
Issue Date: 09/04/14 1 0308
NRC INSPECTION MANUAL
IPABMANUAL CHAPTER 0308
REACTOR OVERSIGHT PROCESS BASIS DOCUMENT
0308-01 PURPOSE
To describe the basis for the significant decisions reached by the U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC) staff during the development and implementation of the Reactor Oversight Process (ROP) for operating commercial nuclear power plants. This document shall serve as the source information for all applicable program documents such as manual chapters,
performance indicator guidance, and assessment guidance.
0308-02 OBJECTIVES
02.01 To discuss significant developmental steps and decisions reached.
02.02 To describe in general how the processes work and why they are setup the way they are.
02.03 To summarize the history of, and reasons for, significant changes made to the oversight processes.
02.04 To explain those significant attributes that were initially considered but not used in the ROP, and the basis for the decision not to include them in the process.
0308-03 APPLICABILITY
None stated.
0308-04 DEFINITIONS
None stated.
0308-05 RESPONSIBILITIES AND AUTHORITIES
None stated.
Issue Date: 09/04/14 8 0308 These performance goals reflect those areas of licensee performance for which the NRC has regulatory responsibility in support of the overall agency mission. These performance goals were represented in the framework structure as the strategic performance areas of Reactor Safety, Radiation Safety, and Safeguards, and formed the second level of the regulatory oversight framework.
With a risk-informed perspective, the staff then identified the most important elements in each of these strategic performance areas that form the foundation for meeting the overall agency mission. These elements were identified as the cornerstones of safety in the third level of the regulatory oversight framework structure. These cornerstones serve as the fundamental building blocks for the ROP, and acceptable licensee performance in these cornerstones provides reasonable assurance that the overall mission of adequate protection of public health and safety is met.
The cornerstones of safety were chosen to: (1) limit the frequency of initiating events;
(2) ensure the availability, reliability, and capability of mitigating systems; (3) ensure the integrity of the fuel cladding, reactor coolant system, and containment boundaries; (4) ensure the
adequacy of the emergency preparedness functions; (5) protect the public from exposure to radioactive material releases; (6) protect nuclear plant workers from exposure to radiation; and (7) provide assurance that the physical protection program can protect against the design-basis threat of radiological sabotage.
Once the regulatory oversight framework was established, the staff developed defining principles that formed the strategy and rules for the further development of the details of the ROP. These defining principles established the relationship between elements of the oversight processes, such as enforcement and inspection, and include:
There will be a risk-informed baseline inspection program that establishes the minimum regulatory interaction for all licensees.
Thresholds can be set for licensee safety performance, below which increased NRC interaction (including enforcement) would be warranted.
Adequate assurance of licensee performance at the cornerstone level requires assessment of both PIs and inspection findings.
Both the PIs and results of inspections used to assess a cornerstone will have risk-informed thresholds.
Crossing a PI threshold and an inspection threshold will have the same meaning with respect to safety significance and directly define the level of NRC involvement and action.
The baseline inspection program will cover those risk-significant attributes of licensee performance not adequately covered by PIs.
NEI 99-02 [Revision 7]
Regulatory Assessment
Performance Indicator
Guideline
August 31, 2013
添付資料（２）NEI 99-02 [Revision 7] 08/31/2013
viii
TABLE OF CONTENTS
EXECUTIVE SUMMARY ... i
SUMMARY OF CHANGES TO NEI 99-02 ... ii
FAQ TABLE ... iv
1 INTRODUCTION ... 1
Background ... 1
General Reporting Guidance ... 2
Guidance for Correcting Previously Submitted Performance Indicator Data ... 3
Comment Fields ... 3
Numerical Reporting Criteria ... 5
Submittal of Performance Indicator Data ... 5
2 PERFORMANCE INDICATORS ... 10
2.1 INITIATINGEVENTSCORNERSTONE ... 10
UNPLANNED SCRAMS PER 7,000CRITICAL HOURS ... 10
UNPLANNED POWER CHANGES PER 7,000CRITICAL HOURS ... 14
UNPLANNED SCRAMS WITH COMPLICATIONS ... 21
2.2 MITIGATINGSYSTEMSCORNERSTONE ... 30
SAFETY SYSTEM FUNCTIONAL FAILURES ... 30
MITIGATING SYSTEM PERFORMANCE INDEX ... 34
2.3 BARRIERINTEGRITYCORNERSTONE ... 41
REACTOR COOLANT SYSTEM (RCS)SPECIFIC ACTIVITY ... 41
REACTOR COOLANT SYSTEM LEAKAGE ... 44
2.4 EMERGENCYPREPAREDNESSCORNERSTONE ... 46
DRILL/EXERCISE PERFORMANCE ... 46
EMERGENCY RESPONSE ORGANIZATION DRILL PARTICIPATION ... 53
ALERT AND NOTIFICATION SYSTEM RELIABILITY ... 60
2.5 OCCUPATIONALRADIATIONSAFETYCORNERSTONE ... 65
OCCUPATIONAL EXPOSURE CONTROL EFFECTIVENESS ... 65
2.6 PUBLICRADIATIONSAFETYCORNERSTONE ... 71
RETS/ODCMRADIOLOGICAL EFFLUENT OCCURRENCE ... 71
2.7 PHYSICALPROTECTIONSECURITYCORNERSTONE ... 73
NEI 99-02 [Revision 7] 08/31/2013
ix
Appendices
A. Acronyms & Abbreviations ... A-1
B. Structure and Format of NRC Performance Indicator Data Files B-1
C. Background Information and Cornerstone Development... C-1
D. Plant
Specific-Specific
Design Issues ... D-1
E. Frequently Asked Questions ... E-1
F.
Methodologies for Computing the Unavailability Index, the
Unreliability
Index and Component Performance Limits ... F-1
G. MSPI Basis Document Development ... G-1
H. USwC Basis Document ……… H-1
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14
UNPLANNED POWER CHANGES PER 7,000CRITICAL HOURS
1
Purpose
2
This indicator monitors the number of unplanned power changes (excluding scrams) that could 3
have, under other plant conditions, challenged safety functions. It may provide leading 4
indication of risk-significant events but is not itself risk-significant. The indicator measures the 5
number of plant power changes for a typical year of operation at power. 6
7
Indicator Definition
8
The number of unplanned changes in reactor power of greater than 20% of full-power, per 7,000 9
hours of critical operation excluding manual and automatic scrams. 10
11
Data Reporting Elements
12
The following data is reported for each reactor unit: 13
14
• the number of unplanned power changes, excluding scrams, during the previous quarter 15
16
• the number of hours of critical operation in the previous quarter 17
18
Calculation
19
The indicator is determined using the values reported for the previous 4 four quarters as follows: 20 21 valueValue = 22 hrs 7,000 qtrs) 4 previous the during critical hours of number (total qtrs) 4 previous over the changes power unplanned of number (total × 23 24 Definition of Terms 25
Unplanned changes in reactor power, for the purposes of this indicator, are is a changes in 26
reactor power that (1) are was initiated less than 72 hours following the discovery of an off-27
normal condition that required or resulted in a power change, and that result in, or require a 28
change in power level of greater than 20% of full power to resolve, and (2) has not been 29
excluded from counting per the guidance below. Unplanned changes in reactor power also 30
include uncontrolled excursions of greater than 20% of full power that occur in response to 31
changes in reactor or plant conditions and are not an expected part of a planned evolution or test. 32
33
Clarifying Notes
34
The value of 7,000 hours is used because it represents one year of reactor operation at about an 35
80% availability factor. 36
37
If there are fewer than 2,400 critical hours in the previous four quarters the indicator value is 38
displayed as “N/A” because rate indicators can produce misleadingly high values when the 39
FAQ469 (09-09)
NEI 99-02 [Revision 7] 08/31/2013
15
denominator is small. The data elements (unplanned power changes and critical hours) are still 1
reported. 2
3
The 72 72-hour period between discovery of an off-normal condition and the corresponding 4
change in power level is based on the typical time to assess the plant condition, and prepare, 5
review, and approve the necessary work orders, procedures, and necessary safety reviews, to 6
effect a repair. The key element to be used in determining whether a power change should be 7
counted as part of this indicator is the 72-hour period and not the extent of the planning that is 8
performed between the discovery of the condition and initiation of the power change. 9
10
Given the above, it is incumbent upon licensees to provide objective evidence that 11
identifies when the off-normal condition was discovered and when the power change of 12
more than 20% was initiated. Such objective evidence may include logs, troubleshooting 13
plans, meeting minutes, corrective action program documents, or similar type 14
documentation. 15
16
Examples of occurrences that would be counted against this indicator include: 17
• Power reductions that exceed 20% of full power and are not part of a planned and 18
documented evolution or test. Such power changes may include those conducted in 19
response to equipment failures or personnel errors or those conducted to perform 20
maintenance. 21
• Runbacks and power oscillations greater than 20% of full power. A power oscillation 22
that results in an unplanned power decrease of greater than 20% followed by an 23
unplanned power increase of 20% should be counted as two separate PI events, unless the 24
power restoration is implemented using approved procedures. For example, an operator 25
mistakenly opens a breaker causing a recirculation flow decrease and a decrease in power 26
of greater than 20%. The operator, hearing an alarm, suspects it was caused by his action 27
and closes the breaker resulting in a power increase of greater than 20%. Both transients 28
would count since they were the result of two separate errors (or unplanned/non-29
proceduralized action). 30
• Unplanned downpowers of greater than 20% of full power for ALARA11 reasons.
31
• Power reductions due to equipment failures that are under the control of the nuclear unit 32
are included in this indicator. 33
34
Examples of occurrences that are not counted include the following: 35
• Planned power reductions (anticipated and contingency) that exceed 20% of full power 36
and are initiated in response to an off-normal condition discovered at least 72 hours 37
before initiation of the power change. 38
11 As defined in Title 10, Section 20.1003, of the Code of Federal Regulations (10 CFR 20.1003), ALARA is an acronym for "as low as (is)
reasonably achievable," which means making every reasonable effort to maintain exposures to ionizing radiation as far below the dose limits as practical, consistent with the purpose for which the licensed activity is undertaken, taking into account the state of technology, the economics of improvements in relation to state of technology, the economics of improvements in relation to benefits to the public health and safety, and other societal and socioeconomic considerations, and in relation to utilization of nuclear energy and licensed materials in the public interest. (Source: http://www.nrc.gov/reading-rm/basic-ref/glossary/alara.html)
FAQ469 (09-09)
Balazik 6/3/13
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16
• Unanticipated equipment problems that are encountered and repaired during a planned 1
power reduction greater than 20% that alone could have required a power reduction of 2
20% or more to repair. 3
• Apparent power changes that are determined to be caused by instrument problems. 4
• If conditions arise that would normally require unit shutdown, and a Notice of 5
Enforcement Discretionn NOED (NOED) is granted that allows continued operation 6
before power is reduced greater than 20%, an unplanned power change is not reported 7
because no actual change in power greater than 20% of full power occurred. However, a 8
comment should be made that the NRC had granted an NOED during the quarter, which, 9
if not granted, may have resulted in an unplanned power change. 10
• Anticipatory power reductions intended to reduce the impact of external events such 11
as hurricanes or range fires threatening offsite power transmission lines, and power 12
changes requested by the systeam load dispatcher. 13
• Power changes to make rod pattern adjustments. 14
• Power changes directed by the load dispatcher under normal operating conditions due to 15
load demand, for economic reasons, for grid stability, or for nuclear plant safety 16
concerns. 17
18
Anticipated power changes greater than 20% in response to expected environmental problems 19
(such as accumulation of marine debris, biological contaminants, or frazil icing) which are 20
proceduralized but cannot be predicted greater than 72 hours in advance may not need to be 21
counted unless they are reactive to the sudden discovery of off-normal conditions. However, 22
unique environmental conditions which have not been previously experienced and could not 23
have been anticipated and mitigated by procedure or plant modification, may not count, even if 24
they are reactive. The licensee is expected to take reasonable steps to prevent intrusion of 25
marine or other biological growth from causing power reductions. Intrusion events that can be 26
anticipated as part of a maintenance activity or as part of a predictable cyclic behavior would 27
normally be counted unless the down power was planned 72 hours in advance. The 28
circumstances of each situation are different and should be identified to the NRC in a FAQ if the 29
licensee and resident inspector disagree so that a determination can be made concerning whether 30
the power change should be counted. 31
32
Licensees should use the power indication that is used to control the plant to determine if a 33
change of greater than 20% of full power has occurred. 34
35
If a condition is identified that is slowly degrading and the licensee prepares plans to reduce 36
power when the condition reaches a predefined limit, and 72 hours have elapsed since the 37
condition was first identified, the power change does not count. If however, the condition 38
suddenly degrades beyond the predefined limits and requires rapid response, this situation would 39
count. If the licensee has previously identified a slowly degraded off-normal condition but has 40
not prepared plans recognizing the potential need to reduce power when the condition reaches 41
predefined limits, then a sudden degradation of that condition requiring rapid response would 42
constitute a new off-normal condition and therefore, a new time of discovery. 43
44
FAQ469 (09-09)
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17
Off-normal conditions that begin with one or more power reductions and end with an unplanned 1
reactor trip are counted in the unplanned reactor scram indicator only. However, if the cause of 2
the downpower(s) and the scram are different, an unplanned power change and an unplanned 3
scram must both be counted. For example, an unplanned power reduction is made to take the 4
turbine generator off line while remaining critical to repair a component. However, when the 5
generator is taken off line, vacuum drops rapidly due to a separate problem and a scram occurs. 6
In this case, both an unplanned power change and an unplanned scram would be counted. If an 7
off-normal condition occurs above 20% power, and the plant is shut down by a planned reactor 8
trip using normal operating procedures, only an unplanned power change is counted. 9
10
In developing a plan to conduct a power reduction, additional contingency power reductions may 11
be incorporated. These additional power reductions are not counted if they are implemented to 12
address the initial condition. 13
14
Equipment problems encountered during a planned power reduction greater than 20% that alone 15
may have required a power reduction of 20% or more to repair are not counted as part of this 16
indicator if they are repaired during the planned power reduction. However, if during the 17
implementation of a planned power reduction, power is reduced by more than 20% of full power 18
beyond the planned reduction, then an unplanned power change has occurred. 19
20
Unplanned power changes and shutdowns include those conducted in response to equipment 21
failures or personnel errors and those conducted to perform maintenance. They do not include 22
automatic or manual scrams or load-follow power changes. Power changes to restore 23
equipment to service in accordance with approved procedures are excluded. 24
25
Apparent power changes that are determined to be caused by instrumentation problems are not 26
included. 27
28
Unplanned power changes include runbacks and power oscillations greater than 20% of full 29
power. A power oscillation that results in an unplanned power decrease of greater than 20% 30
followed by an unplanned power increase of 20% should be counted as two separate PI events, 31
unless the power restoration is implemented using approved procedures. For example, an 32
operator mistakenly opens a breaker causing a recirculation flow decrease and a decrease in 33
power of greater than 20%. The operator, hearing an alarm, suspects it was caused by his action 34
and closes the breaker resulting in a power increase of greater than 20%. Both transients would 35
count since they were the result of two separate errors (or unplanned/non-proceduralized action). 36
Alternately, ifIf the power change is implemented to restore equipment to service and is 37
performed using an approved procedure, the power change(s) (increases or decreases) to 38
restore the equipment to service would not count against this indicator. For example, in 39
BWRs, a power reduction for the purpose of re-starting a recently tripped reactor recirculation 40
pump to re-establish two-loop operation is excluded if the initial power reduction is caused by 41
the recirculation pump trip. The second power reduction to recover the tripped recirculation 42
pump does not count if it is implemented by an approved procedure in response to the initial 43 condition. 44 45 FAQ483 (11-04) FAQ483 (11-04) Miller 2/11/13 Miller 2/11/13
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18
If conditions arise that would normally require unit shutdown, and an NOED is granted that 1
allows continued operation before power is reduced greater than 20%, an unplanned power 2
change is not reported because no actual change in power greater than 20% of full power 3
occurred. However, a comment should be made that the NRC had granted an NOED during the 4
quarter, which, if not granted, may have resulted in an unplanned power change. 5
6
Anticipatory power reductions intended to reduce the impact of external events such as 7
hurricanes or range fires threatening offsite power transmission lines, and power changes 8
requested by the system load dispatchers, are excluded. 9
10
Anticipated power changes greater than 20% in response to expected environmental problems 11
(such as accumulation of marine debris, biological contaminants, animal intrusion, 12
environmental regulations, or frazil icing) may qualify for an exclusion from the indicator. The 13
licensee is expected to take reasonable steps to prevent intrusion of animals, marine debris, or 14
other biological growth from causing power reductions. Intrusion events that can be anticipated 15
as a part of a maintenance activity or as part of a predictable cyclic behavior would normally be 16
counted, unless the downpower was planned 72 hours in advance or the event meets the guidance 17
below. 18
In order fFor an environmental event to be excluded, any of the following may be applied: 19
• If the conditions have been experienced before and they exhibit a pattern of predictability 20
or periodicity (e.g., seasons, temperatures, weather events, animals, etc.), the station must 21
have a monitoring procedure in place or make a permanent modification to prevent 22
recurrence for the event to be considered for exclusion from the indicator. If monitoring 23
identifies the condition, the licensee must have implemented a proactive procedure (or 24
procedures) to specifically address mitigation of the condition before it results in impact 25
to operation. This procedure cannot be a general Abnormal Operating Procedure (AOP) 26
or Emergency Operating Procedure (EOP) addressing the symptoms or consequences of 27
the condition (e.g., low condenser vacuum); rather, it must be a condition-specific 28
procedure that directs actions to be taken to address the specific environmental conditions 29
(e.g., jellyfish, gracilaria, frazil ice, etc.) 30
• If the event is predictable, but the magnitude of the event becomes unique, the licensee 31
must take appropriate actions and equipment designed to mitigate the event must be fully 32
functional at the time of the event to receive an exclusion. 33
• Environmental conditions that are unpredictable (i.e., lightning strikes) may not need to 34
count if equipment designed to mitigate the event was fully functional at the time of the 35
event. 36
• Downpowers caused by adherence to environmental regulations, NPDES permits, or 37
ultimate heat sink temperature limits may be excluded from the indicator. 38
The circumstances of each situation are different. In all cases, the NRC Region and Resident 39
Inspectors should evaluate the circumstances of the power change, and if in disagreement with 40
the licensee’s position, the event should be identified in an FAQ so that a decision can be made 41
concerning whether the power change should be counted. If the event is truly unique, an FAQ 42
should be submitted unless the NRC Region and Resident Inspectors agree with the licensee’s 43 position. 44 45 Miller 2/11/13 Miller 2/11/13 Miller 2/11/13
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19
Power changes to make rod pattern adjustments are excluded. 1
2
Power changes directed by the load dispatcher under normal operating conditions due to load 3
demand, for economic reasons, for grid stability, or for nuclear plant safety concerns arising 4
from external events outside the control of the nuclear unit are not included in this indicator. 5
However, pPower reductions due to equipment failures that are under the control of the nuclear 6
unit are included in this indicator. 7
8
Licensees should use the power indication that is used to control the plant to determine if a 9
change of greater than 20% of full power has occurred. 10
11
This indicator captures changes in reactor power that are initiated following the discovery of an 12
off-normal condition. If a condition is identified that is slowly degrading and the licensee 13
prepares plans to reduce power when the condition reaches a predefined limit, and 72 hours have 14
elapsed since the condition was first identified, the power change does not count. If, however, 15
the condition suddenly degrades beyond the predefined limits and requires rapid response, this 16
situation would count. 17
18
Off-normal conditions that begin with one or more power reductions and end with an unplanned 19
reactor trip are counted in the unplanned reactor scram indicator only. However, if the cause of 20
the downpower(s) and the scram are different, an unplanned power change and an unplanned 21
scram must both be counted. For example, an unplanned power reduction is made to take the 22
turbine generator off line while remaining critical to repair a component. However, when the 23
generator is taken off line, vacuum drops rapidly due to a separate problem and a scram occurs. 24
In this case, both an unplanned power change and an unplanned scram would be counted. If an 25
off-normal condition occurs above 20% power, and the plant is shutdown by a planned reactor 26
trip using normal operating procedures, only an unplanned power change is counted. 27
28
Downpowers of greater than 20% of full power for ALARA reasons are counted in the indicator. 29 Miller 2/11/13 Miller 2/11/13 Miller 2/11/13
NEI 99-02 [Revision 7] 08/31/2013
20
Data Example
1
Unplanned Power Changes per 7,000 Critical Hours
2Q97 3Q97 4Q97 1Q98 2Q98 3Q98 4Q98 1Q99
No. of Power Changes in Qtr 1 0 0 1 2 2 1 3
Total Power Changes in 4 Qtrs 1 1 1 2 3 5 6 8
No. Hrs Critical in Qtr 1500 1000 2160 2136 2160 2136 2136 1751
Total Hrs Critical in 4 Qtrs NA NA NA 6796 7456 8592 8568 8183
Indicator Value (Grayed) (Grayed) (Grayed) Grayed) 2.8 4.1 4.9 6.8 Thresholds Green: ≤ 6.0 5.9 5.9 5.9 5.9 White: > 6.0 6.08 6.08 6.08 6.08 Yellow: NA Red: NA 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 2Q98 3Q98 4Q98 1Q99 Unplanned Power Changes per 7,000 Hrs
White > 6.0 Green≤ 6.0
添付資料（３） 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 ガイドライン作成 ガイドライン意見交換 PIの採取（試運用） 全体工程 PIガイドライン検討スケジュール（案） ○平成30年10月の試運用開始までにドラフト版ガイドラインを作成する。 ○ドラフト版ガイドラインの作成できたものから規制と事業者間で内容確認・意見交換を実施する。 ○フェーズ１の試運用ではドラフト版のガイドラインを用いて代表プラントにおいてPIを採取する。 ○フェーズ１以降の試運用ではドラフト版のガイドラインを用いて全プラントにおいてPIを採取する。 ○試運用の気づきをガイドラインに反映する。反映した箇所については都度規制と事業者間で内容確認・意見交換を実施する。 ○平成32年4月の本格運用までにガイドラインを制定する。 平成29年度 （2017年度） 平成30年度 （2018年度） 平成31年度 （2019年度） 平成32年度 （2020年度） 試運用 運用開始 試運用開始 作成できたものから随時規制と事業者間 で内容確認・意見交換を実施 法施行 代表プラントよるPI採取（フェーズ１） 全プラントにおけるPI採取（フェーズ１以降） ドラフト版作成 試運用の気づきをガイドラインに反映 ガイドライン制定
添付資料（４） スクラムにかかるＰＩに関する事業者意見について 平成３０年１月２４日の面談にて示されたＰＩ（案）のうち「７０００臨界時間当たり の計画外自動・手動スクラム回数」および「追加的な運転操作が必要な計画外スクラム回 数」に関する事業者意見を以下に示す。 １．７０００臨界時間当たりの計画外自動・手動スクラム回数 （１）算定範囲外の考え方 米国は過去４四半期中のスクラムが１回のみであれば、判定が白とならないように ＰＩの算定範囲外とする時間が決められている。（別紙１）米国の緑／白のしきい値 は＞３であることから、算定範囲外とする時間は、「過去４四半期の臨界時間が２４ ００時間未満」となっている。 算定範囲外とする時間は、米国に合わせて「過去４四半期の臨界時間が２４００時 間未満」とする案が示されているが、緑／白のしきい値を＞２とするのであれば、「３ ５００時間未満」にすべきと考える。なお、現行の国内指標のレベル３のしきい値は ＞２となっており、算定範囲外とする時間も「３５００時間未満」となっている。（別 紙２） （２）臨界時間の定義 現行の国内指標では、「本指標に関して言及する場合は、原子炉起動から停止まで の時間を言い、具体的には原子炉運転時間（原子炉運転時間は、昭和 52 年 6 月 1 日 付文書（NISA 基盤課）依頼に基づき報告される運転状況（起動、停止日時））から算 定する。」となっていたが、今回示された案では起動、停止日時ではなく、純粋な臨 界時間とされている。 これまでは原子炉等規制法に基づく報告事象から規制側にてＰＩを算出していた が、今後は事業者が主体的に算出するため、事業者が保有しているデータを用いて算 出できるよう、定義が変更されたものと理解している。本変更に関して異論はない。 ２．追加的な運転操作が必要な計画外スクラム回数 本指標については、米国の指標の定義とも整合しており異論はない。 スクラムとしてカウントするものの定義は、米国の NEI99-02「Regulatory
Assessment Performance Indicator Guideline」で示されている判定フローによるも のと考えている。（別紙３）
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Turkey Point Unplanned Scrams per 7000 Hours Critical
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Plant: Turkey Point Unit 3 Date of Event: March 12, 2013 Submittal Date: March 14, 2013
Licensee Contact: Bob Tomonto Tel/email: 305-246-7327 bob.tomonto@fpl.com
NRC Contact: Tim Hoeg Tel/email: 305-246-6199 tim.hoeg@nrc.gov
Performance Indicator: IE01, Unplanned Scrams per 7000 Critical hours Site-Specific FAQ (Appendix D)? YES
FAQ requested to become effective when approved.
This FAQ concerns the March 12, 2013 Turkey Point Unit 3 manual reactor trip. This trip was the third in four quarters and because the plant had accrued a low number of critical hours in that time period (approximately 4500), the NRC Performance Indicator IE01 exceeded the Green-White threshold of 3.0. Florida Power & Light (FPL), as licensee for Turkey Point Units 3 and 4, proposes that Performance Indicator IE01 be shown as “N/A” until Unit 3 has accumulated four full quarters of power operation so that the indicator will be representative of operational performance. The reason for this request is that the site was in a planned extended shutdown during the first three quarters of 2012 (2/26/12 - 9/6/12) to perform upgrades and plant improvements associated with an Extended Power Uprate (EPU). The low number of critical hours was not in any way related to poor operational or regulatory performance.
This request is being submitted as a Plant-Specific FAQ, as discussed in NEI 99-02, Appendix D, which states that the
guidance was written to accommodate situations anticipated to arise at a typical nuclear power plant. However, uncommon plant designs or unique conditions may exist that have not been anticipated. In these cases, licensees should first apply the guidance as written to determine the impact on the indicators. Then, if the licensee believes that there are unique circumstances sufficient to warrant an exception to the guidance as written, the licensee should submit a Frequently Asked Question to NEI for consideration at a public meeting with the NRC.
Question Section
NEI 99-02 Guidance needing interpretation (include page and line citation):
• NEI 99-02, Rev 6, Page 10 Lines 25-27. • NEI 99-02, Rev 6, Page D-1 Lines 16-21.
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Turkey Point Unplanned Scrams per 7000 Hours Critical
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Event or circumstances requiring guidance interpretation:
Between February 26, 2012 and September 6, 2012, Turkey Point Unit 3 was shutdown for extensive plant modifications and improvements required to support operation at increased power levels. The extended EPU shutdown resulted in a very low number of critical hours during the first three quarters of 2012. As a result of scrams during the first quarter of 2013, Unit 3 will end this quarter with NRC PI IE01 value of approximately 4.5, which is indicative of the volatility of the PI when the number of hours of critical operation is significantly below the 7000 hour reference value.
NEI 99-02, Revision 6 allows for displaying the IE01 value as “N/A” when accumulated critical hours are less than 2400. That is intended to prevent a unit from crossing from Green to White, based solely on a single unplanned scram. NEI 99-02, also clearly indicates that the indicator is monitored over four quarters of operation. Further, the Data Example table on page 11, shows no PI values until after four quarters of data are accumulated. In fact, the example in that table shows that greater than 2400 hours of critical operation had been accumulated in third quarter of 1997, with one scram, yet no PI value is displayed.
NRC Inspection Manual Chapter (IMC) 0351, “Implementation of the Reactor Oversight Process at Reactor Facilities in an Extended Shutdown Condition for Reasons Other Than Significant Performance Problems,” acknowledges that even two quarters of operating data following a plant shutdown of longer than six months “makes this PI more volatile.” NRC IMC 308, “Reactor Oversight Process (ROP) Basis Document,” Attachment 1, Figure 1 provides the basis for using 7000 hours in the denominator is one year’s worth of critical hours assuming an 80% capacity factor. In addition, Figure 1 also states that the Green to White threshold for PI IE01 was selected to “identify outliers from industry norms.”
For Turkey Point Unit 3, the White threshold will be crossed because the denominator is below industry norm (7000 hours) due to the extended EPU outage, not because of the scrams. The unit did not operate for a full four quarters with a “normal” refueling outage and therefore should not be penalized with a significantly high PI because it is not representative of a reduction in safety margin and Turkey Point Unit 3 is not an outlier from industry norms. A previously submitted White Paper from the NEI ROP Task Force proposed a similar approach for MSPI data. The basis is that the indicator value is heavily influenced by the number of hours of critical operation. When a plant is shutdown for extended outage (i.e., greater than six months), the indicator may not give results that are representative of the intent of ROP. Consequently, it has been proposed that MSPI be “grayed out” for those plants that are
shutdown for greater than six months and not be restored until after four quarters of operation have been accumulated.
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Turkey Point Unplanned Scrams per 7000 Hours Critical
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With a greater than six month refuel outage and only a portion of third quarter 2012, fourth quarter 2012 and the first quarter 2013 with potential critical operating hours, the PI will not display representative values for Turkey Point Unit 3 and should be displayed as “N/A.” The PI will not accurately represent plant operation until the full four quarters of plant operation have been accrued.
Potentially relevant existing FAQ numbers:
There are no potentially relevant FAQs. However, it should be noted that recent discussions with NRC staff regarding applicability of MSPI data that is skewed by extended plant shutdowns indicates that indicators that are tied to reactor critical hours may not be valid for shutdowns exceeding approximately 6 months and should not be actively monitored until four quarters after reactor restart.
Response Section
Propose that Turkey Point Unit 3 be granted exemption from the threshold of 3.0 unplanned scrams per 7000 hours critical because of the circumstances for the extended plant shutdown resulting in less than four full quarters of operation. The PI should be displayed as “N/A” on the NRC website until four full quarters of power operation following the extended EPU outage in 2012.
NRC Final Response
The Unplanned Scrams indicator is defined as the number of unplanned scrams during the previous four quarters, both manual and automatic, while critical per 7,000 hours. Current guidance in NEI 99-02 requires this PI to be reported when more than 2,400 critical hours are accumulated in the previous four quarters. The 2,400 critical hours limit is intended to prevent a unit from crossing the Green-White threshold on a single unplanned scram. Turkey Point Unit 3 accumulated 4,745 critical hours and three scrams in the previous four quarters.
The PI is normalized to 7,000 hours to account for approximately 73 days (80% availability factor) of shutdown time in four quarters. Since the PI is based on critical hours and number of scrams in the previous four quarters, low critical hours (<7,000) will cause a PI threshold to be exceeded with a lower number of scrams. The Green-White threshold was crossed based on a combination of both critical hours and the number of scrams at Turkey Point Unit 3.
The licensee is requesting an exemption for Turkey Point Unit 3 from the threshold of 3.0 unplanned scrams per 7,000 critical hours because of the circumstances for the extended plant shutdown resulting in less than four quarters of operation. The NEI 99-02 guidance was written to accommodate anticipated situations like this at a typical nuclear power plant. Appendix D of NEI 99-02 allows exemptions to be granted if unique conditions exist that have not been
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Turkey Point Unplanned Scrams per 7000 Hours Critical
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operation a unique condition. The NRC staff does not support granting Turkey Point Unit 3 an exemption to the Unplanned Scrams per 7,000 Critical Hours indicator’s Green-White
threshold.
別紙２
算出範囲外（臨界時間：２４００時間未満）とした場合の懸案
(緑／白閾値：2.0)
３Ｑ以前 ４Ｑ １Ｑ ２Ｑ ３Ｑ ４Ｑ 臨界時間 2100 2100 500 0 0 0 スクラム後、原子炉停止期間が継続 スクラム 0 0 1 0 0 0 規制庁案ＰＩ 0 1.03 1.49 2.7 N/A パフォーマンスが変化しない状況で閾値を超える ３５００時間未満 0 1.03 1.49 Ｎ/A N/A － （解決案） １．算出範囲外とする臨界時間を３５００時間とする。 （考え方を米国規制ＰＩと合わせる） ２．緑／白閾値を２→３とする。 （閾値そのものを米国規制ＰＩと合わせる） 緑／白の閾値は実績値の統計に基づくとしており、一定の合理性があることから、米国指標根拠を 合わせる解決案１が妥当と考えられる。（FAQ 13-01 Final Turkey Point Unplanned Scrams per 7000 Hours Critical ）
NEI 99-02, Revision 6 allows for displaying the IE01 value as “N/A” when accumulated critical hours are less than 2400. That is intended to prevent a unit from crossing from Green to White, based solely on a single unplanned scram.
米国指標では、１回のスクラムのみで緑から白へ移行するクロス現象を防止するために２４００時間 に設定されている。
追加的な運転操作が必要な計画外スクラム判定フロー PWR BWR 2 本以上の制御棒の完全 挿入に失敗した タービンがトリップに 失敗した 非常用母線への電源が 喪失した スクラム対応中に主給水が使用で きなかった、あるいは承認されたプ ラント手順に従って回復できなか った 安全注入信号を受信した スクラム対応手順が別 の EOP へ移行せずに完了 できなかった RPS 作動の結果、冷温停止制御 棒パターンを表示／確立でき なかった 圧力制御は、初期過渡事象後に確 立できなかった 任意の非常用母線への電源が喪失 した 初期過渡状態の後、原子炉圧力 ／レベルとドライウェル圧力 の安定化はＥＯＰの移行条件 を満たしていた スクラム対応中に主給水が使用 できなかった、あるいは承認さ れたプラント手順を使って回復 できなかった レベル１注入信号を受信した カウントしない カウントする カウントしない スクラム発生 スクラム発生 YES YES YES YES YES YES YES YES YES YES YES YES No No No No No No No No No No No No 別紙３
1 添付資料（５） 「7,000 臨界時間当たりの計画外出力変化回数」PI に関する 事業者意見について 平成 30 年 1 月 24 日面談において提示された PI（案）のうち、「7,000 臨界時間当たりの 計画外出力変化回数」に関する事業者意見を以下に示す。 １．定義、算出方法、しきい値について PI の定義、算出方法、しきい値については異論はない。 ２．算定範囲外とする時間について 算定範囲外とする時間について、11 指標の「過去 4 四半期の臨界時間が 3,500 時 間未満」から、米国に合わせて「過去 4 四半期の臨界時間が 2,400 時間未満」と する案が示されているが、以下の理由から「過去 4 四半期の臨界時間が 3,500 時 間未満」にすべきと考える。 「7,000 臨界時間当たり計画外スクラム」PI でも同様の算定範囲外とする時 間が設定されているが、米国では、計画外スクラム PI において算定範囲外 とする時間は、「過去 4 四半期に 1 回のスクラムであれば緑と判定する」よ うに設定されている（NEI99-02 FAQ13-01）。米国における計画外スクラム PI の緑／白のしきい値は 3 であるため、算定範囲外とする時間は 2,400 時 間未満となっている。 米国では、計画外出力変化 PI において算定範囲外とする時間について、計 画外スクラム PI のような設定根拠は示されていない。米国における計画外 出力変化 PI の緑／白のしきい値は 6 であるが、算定範囲外とする時間は計 画外スクラムと同様の 2,400 時間未満とされている。（したがって過去 4 四 半期に 2 回の出力変化であれば緑と判定される。） 計画外スクラム PI、計画外出力変化 PI の緑／白のしきい値は、2 とする案 が示されている。計画外出力変化 PI において算定範囲外とする時間につい ても、計画外スクラム PI と同じ考え方で、過去 4 四半期に 1 回の出力変化 であれば緑と判定するよう設定することが適切であり、しきい値が 2 であれ ば、算定範囲外とする時間は 3,500 時間未満とすることが適切と考える。
2
３．「計画外」の定義について
計画外出力変化とは、米国では NEI99-02「Regulatory Assessment Performance Indicator Guideline」（以下、NEI99-02 という）において、
（１）出力変化を必要とした異常状態の検出から 72 時間以内に開始し、 かつ （２）（NEI99-02 に記載されている）カウント除外事例に該当しない、 出力変化であると定義されている。 NEI99-02 を参考に、事業者で PI のガイドラインを作成中であり、計画外出力変化 の定義については、ガイドラインに記載する考えである。 NEI99-02 の定義における（１）の「72 時間」とは、米国における「プラントの状 態を評価し、必要な作業指示、手順、安全レビューを準備、レビュー、承認し、 修理を行うまでにかかる平均的な時間」に基づいている。米国の PI と整合を図る 観点から、計画外出力変化の定義は、NEI99-02 に合わせて「72 時間以内」に開始 した出力変化とすることが適切と考える。 NEI99-02 の定義における（２）のカウント除外事例については、基本的に NEI99-02 と同等とすることを考えているが、具体的な内容は、ガイドラインに関する協議 の中でご提案させていただきたい。 以上
添付資料（６） MSPI の導入に係る事業者スタンスについて １．はじめに 平成 30 年１月 24 日の規制庁殿との面談において安全実績指標（PI）案が示された。この中で、 緩和系の監視領域の PI「安全系の使用不能時間割合」については、米国ではこれに代わり MSPI が使用されている。MSPI はプラント運転中の主要な緩和系統を対象とし、リスク情報（アンアベ イラビリティ、非信頼度等）を活用した緩和系統のパフォーマンスを監視するための指標である。 日本の新たな検査制度における PI の設定方針として、米国の PI と同様の視点、範囲で設定す ることを原則とするとしていることから、新たな検査制度開始時点から米国と同様に MSPI を導 入できるよう事業者内で検討を進めている。 ２．新たな検査制度における MSPI の導入について MSPI については、現在その評価のベースとなる PRA のモデル高度化を進めており、試運用プラ ントの大飯 3,4 号機については 2018 年 10 月、柏崎刈羽 6,7 号機については 2019 年 4 月に整備 できるよう準備を進めている（別紙１）。また、MSPI の評価方法についても別紙２のとおり検討 している。 事業者としては、高度化モデルの整備が出来たプラントから MSPI を採取し、これを「安全系 の使用不能時間割合」に代わる緩和系の監視領域の PI としたい。 再稼働審査中のプラント及び再稼働未申請のプラントについては、再稼働前までに PRA モデル の高度化作業を終えることとしていることから、再稼働時点で MSPI の採取が可能である。 ３．対象系統 対象系統選定の考え方は別紙３－１、３－２のとおり。 ４．しきい値 米国と同様のしきい値とすることを基本とする。米国のしきい値は別紙４のとおり。 ５．今後の予定 MSPI を導入するにあたっての課題の摘出、解決など更なる検討を進める。さらに、事業者側で 整備する米国の NEI99-02 に相当するガイドラインに MSPI による算出方法などを明記していく。 以 上
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大飯３、４
【代表プラント】
伊方３
高浜３、４
川内１、２
玄海３、４
高浜１、２
美浜３
柏崎刈羽６、７
【代表プラント】
その他申請済
プラント
PRAモデルの高度化及びモデル開示に係るスケジュール
平成30年度
（2018年度）
【基本的な考え方】
○ 代表プラントである大飯３、４及び柏崎刈羽６、７は、平成30年度下期からの新検査制度の試運用を踏まえ、可能な限り早期にＬ１及びＬ1.5PRAモデルをNRAに開示する。
○ 再稼働審査済のプラントは、新検査制度運用開始時までに高度化作業を終え、Ｌ１及びＬ1.5PRAモデルをNRAに開示する。
○ 再稼働審査中プラント及び未申請プラントは、再稼働までにPRAモデルの高度化作業を終え、Ｌ１及びＬ1.5PRAモデルをNRAに開示する。
再稼働
審査済
プラント
再稼働
申請済
プラント
再稼働
未申請
プラント
平成29年度
（2017年度）
平成31年度
（2019年度）
平成32年度
（2020年度）
新検査制度試運用
新検査制度
運用開始
新検査制度試運用開始
PRA高度化モデル開示
再稼働までにPRAモデルの高度化作業を終え、NRAにPRAモデルを開示
高度化モデル整備
PRA高度化モデル開示
高度化モデル整備
高度化モデル整備
高度化モデル整備
高度化モデル整備
PRA高度化
モデル開示
高度化モデル整備
高度化モデル整備
PRA高度化モデル開示
（ABWRモデル）
高度化モデル整備（柏崎刈羽７）
PRA高度化モデル開示：再稼働までに
（柏崎刈羽６As-Isモデル）
高度化モデル整備（柏崎刈羽６）
PRA高度化
モデル開示
PRA高度化
モデル開示
PRA高度化モデル開示
PRA高度化モデル開示
（柏崎刈羽７As-Isモデル）
PRA高度化モデル開示（可能）
ドラフトモデルを可能
な限り早期に提示
別紙１
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MSPI 評価方法の検討状況について
緩和系パフォーマンス指標（MSPI）の評価方法について検討した。
１．評価方法
MSPI の評価は NEI 99-02 APPENDIX F の評価式を適用する。 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、URI の評価式を以下に示す。 ２．UAI の計算方法 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。
UAI = ∑ UAInj=1 tj (A-1)
j,n ：システム内での監視対象トレン及びその総数
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。
UAIt = CDFP�FVUAUAP
P �max�UAt− UABLt� (A-2)
CDFP ：評価対象プラントの出力時内的事象のCDF （評価ではCDF の年平均値を用いる） FVUAP ：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） （評価では着目トレンの待機除外基事象に対するFV 値を用いる） UAP ：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 （評価では基事象の待機除外確率を用いる） 別紙２
2 UAt ：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 （評価では対象トレンのアンアベイラビリティの実績値を用いる） UABLt ：トレンのアンアベイラビリティ値の基準値 （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、評 価では待機除外確率UApで代用する（OLM を行う場合には、あらため て基準値を設定する必要あり）） 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。 ３．URI の計算方法 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。
URI = ∑ �Bmj=1 Dj�URDj− URDBj� + BRj�URRj− URRBj�� (B-1)
BDj ：機器j の作動要求時故障の BirnBaum 重要度 BRj ：機器j の運転継続故障の BirnBaum 重要度 URDj ：機器j の作動要求時の非信頼性値（12 四半期実績） URDBj ：機器j の作動要求時の非信頼性値（基準値） URRj ：機器j の運転継続の非信頼性値（12 四半期実績） URRBj ：機器j の運転継続の非信頼性値（基準値） j,m ：監視対象機器及びその総数 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 = CDFP�FVURURC PC�max∗ FCCF (B-2) CDFP ：評価対象プラントの出力時内的事象のCDF （評価ではCDF の年平均値を用いる） FVURC ：機器・故障モードの非信頼性に対するFV 重要度 （評価では着目機器・故障モードの基事象に対するFV 値を用いる）
3 URPC ：PRA でモデル化している機器・故障モードの非信頼性値 （評価では基事象の非信頼性値を用いる） FCCF ：共通原因故障を考慮した補正係数 URD及びURRについては、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)URD（作動要求の非信頼性）の設定 URDは次式を用いて計算する。 URD=a+b+DNd+a (B-3) Nd ：MSPI 評価対象期間中におけるデマンド故障件数 （評価では対象機器のデマンド故障の実績値を用いる） D ：MSPI 評価対象期間中における総デマンド数 （評価では対象機器のデマンド数の実績値を用いる）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−URDB) URDB (B-4) 表B-1 URDの計算に用いるa の値 Mean 値 a 0 – 0.0025 0.50 >0.0025 – 0.010 0.49 >0.010 – 0.016 0.48 >0.016 – 0.023 0.47 >0.023 – 0.027 0.46
4 (2)URR（運転継続の非信頼性）の設定 URRは次式を用いて計算する。 URR=Nb+TR+ar∗ Tm (B-5) NR ：MSPI 評価対象期間中における運転継続故障件数 （評価では対象機器の運転継続故障の実績値を用いる） Tr ：MSPI 評価対象期間中における総運転時間 （評価では対象機器の総運転時間の実績値を用いる） Tm ：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λm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 λm (B-6) (3)URD（時間故障率を用いた作動要求を含む待機モードの非信頼性）の設定 URDを時間故障率λsにより評価している場合，すなわち非信頼性を次式で評価している 場合について述べる。 URD=12∗ λs ∗ TS (B-7) λs ：時間故障率[/hour] Ts ：平均試験間隔[hour] NEI 99-02 APPENDIX F では，このように非信頼性を評価しているケースがないため， (2)に示したURRと同様な考え方を適用して評価する。(2)では，時間故障率の事前パラメー
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ズ更新式は確率過程に一般的なポアソン過程を適用している。
URDを式(B-7)に従い評価している場合も確率過程はポアソン過程であり，さらにλsに(2)
と同様なconstrained non-informative prior 分布を適用して評価する。 すなわち， URD=12∗b+TNS+aST∗ TS (B-8) NS ：MSPI 評価対象期間中における故障件数 （評価では対象機器の故障件数の実績値を用いる） TST ：MSPI 評価対象期間中における総待機時間 （評価では対象機器の総待機時間の実績値を用いる） TS ：PRA モデルで想定している当該機器・故障モードの平均試験間隔 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 URDの評価に用いる故障率 λs がmean
値となるconstrained non-informative prior 分布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
λS (B-9)
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別紙３－１ MSPI の対象とする系統について（BWR）（案）
１．はじめに
NEI99-02 Rev.7 を参考に、BWR における MSPI の対象とする系統について検討する。
２．NEI99-02 Rev.7 における MSPI 対象系統
MSPI 対象系統 考え方 非常用AC 電源（emergency AC power system） 外部電源喪失時に非常用電源を給電するための系統。 高 圧 注 水 系 （high pressure injection system） 一次冷却材のインベントリを維持し、崩壊熱を除去する ために高圧で機能する系統。 原子炉隔離時冷却（reactor core isolation cooling） 崩壊熱を除去するために高圧で機能し、一次冷却材のイ ンベントリを維持するように機能する系統。 残 留 熱 除 去 系 （residual heat removal system） サプレッションプール水を冷却する残留熱除去系統。 補 機 冷 却 水 系 （cooling water support system） 冷却水系がサポートするトレインやシステムのセグメン ト中の機器の直接冷却を提供するために必要な系統。 ３．国内プラントにおけるMSPI 対象系統の考え方
NEI99-02 Rev.7 によると、MSPI は、プラントのパフォーマンスを監視するための指標
の一つであり、過渡時及びLOCA 時の炉心冷却手段、長期除熱手段、非常用交流電源の給 電手段及び補機冷却手段のうち、リスク上重要度が高い緩和設備・系統を対象としている。 また、MSPI はアンアベイラビリティ、アンリライアビリティ及びシステム機器の性能限界 の3 つの要素から構成される指標である。 以上を踏まえ、次の事項の全てに該当する系統をMSPI の対象系統とする。 ① 基本的安全機能を有する系統及びそのサポート系（設計基準事故対処設備※） ② 動的機器を含む系統 ③ リスクへの影響が大きいと考えられる系統 ④ 保安規定において許容待機除外時間（AOT）が設定されている系統 ※ 重大事故等対処設備（SA 設備）については別途検討 ４．国内BWR プラントにおける MSPI 対象系統 上記3.の考え方に基づき、以下の通り MSPI 対象系統を抽出した（参考資料参照）。 非常用ディーゼル発電機 高圧炉心スプレイ系、高圧炉心注水系 原子炉隔離時冷却系 残留熱除去系 原子炉補機冷却水系・海水系 以 上
参考資料
表
MSPI 対象系統の抽出について（案）
選定理由 系統名※1 ①設計基準事故対処設備 ②動的機器※2を含む系統 ③リスクへの影響が大きい と考えられる系統 ④保安規定において許容待機除外時間 （AOT）が設定されている系統※3 MSPI 評価対象系統 国内案※4 NEI99-02 Rev.7 原子炉 停止 機能 水圧制御ユニット ○ × ○ △（ 8h） × × 原子炉保護系 ○ × ○ ×（速やかに） × × 代替制御棒挿入（ARI） × × ○ △（ 8h） × × 再循環ポンプトリップ（RPT） × × ○ ○（10day） × × ほう酸水注入系 ○ ○ （SLC ポンプ） ○ △（ 8h） × × 原子炉 注水 機能 高圧炉心注水系 ○ ○ （HPCF ポンプ） ○ ○（10day） ○ ○ 原子炉隔離時冷却系 ○ ○ （RCIC ポンプ） ○ ○（10day） ○ ○ 残留熱除去系 ○ ○ （RHR ポンプ） ○ ○（10day） ○ ※5 ○ 崩壊熱 除去 機能 給水系 × ○ （M/D-RFP ポンプ） ○ × × ※6 ○ 原子炉格納容器ベント × × ○ × × × サポー ト機 能 非常用AC 電源 ○ ○ （非常用D／G） ○ ○（10day） ○ ※7 ○ 非常用DC 電源 ○ × ○ ○（10day） × × 原子炉補機冷却水系 ○ ○ （RCW ポンプ） ○ ○（10day） ○ ○ 原子炉補機冷却海水系 ○ ○ （RSW ポンプ） ○ ○（10day） ○ ○ 重大事故等対処設備 重大事故等対処設備（SA 設備）については別途検討。 ※1 MSPI 試行評価対象プラントである柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号機を対象に、MSPI 評価対象系統を抽出した。 ※2 ここでは、電動ポンプ等の使命時間中の継続運転が必要な機器を動的機器と定義する。※3 AOT が 1 日未満の場合は、PI は計画外スクラムにてカウント可能と考えられることから、MSPI では評価対象外とした。
※4 ①～④の全てに該当する場合は、MSPI 評価対象系統として抽出した。
※5 BWR5 の低圧注水設備（RHR(C)（LPCI(C)）、LPCS）については、多重化が図られており、リスク重要度が相対的に低いため MSPI 評価対象系統としない。
※6 給水系は通常運転時待機のため、基本的に待機除外になることはないため MSPI 評価対象外とする。
