添付資料 1.0.7

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柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
有効性評価における重大事故対応時の手順について

目

次

1. 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
1.1 高圧・低圧注水機能喪失
1.2 高圧注水・減圧機能喪失
1.3 全交流動力電源喪失
1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG 喪失）
1.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG 喪失）+RCIC 失敗
1.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG 喪失）+直流電源喪失
1.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG 喪失）+SRV 再閉失敗
1.4 崩壊熱除去機能喪失
1.4.1 取水機能が喪失した場合
1.4.2 残留熱除去系が故障した場合
1.5 原子炉停止機能喪失
1.6 LOCA 時注水機能喪失
1.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
2. 運転中の原子炉における重大事故
2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
2.1.1 代替循環冷却系を使用する場合
2.1.2 代替循環冷却系を使用しない場合
2.2 高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱
2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用
2.4 水素燃焼
2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用
3. 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
3.1 想定事故 1
3.2 想定事故 2
4. 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
4.1 崩壊熱除去機能喪失
4.2 全交流動力電源喪失
4.3 原子炉冷却材の流出
4.4 反応度の誤投入 ※重大事故等の対策は，全て自動で作動するため，手順による対応は不要。

1.1 高圧・低圧注水機能喪失

特徴

解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発
生後，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注
水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下する
ことから，緩和措置がとられない
場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
また，低圧注水機能喪失を想定することから，あわせて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去
機能喪失等を想定する。

凡例：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果※1
再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※1
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

再循環ポンプ
6台トリップ確認※2※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※6
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※7
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認※2
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※8
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※9
防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※2
Ⅰ

基本的な考え方逃がし安全弁の手動開操作に
より原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。
また，代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による原子炉格納容
器冷却，格納容器圧力逃がし装置
及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

回復は解析上
考慮せず

※3

※10
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水
流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す※11
格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原子炉
水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ⅡNo

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※14
格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

代替注水系2台以上準備
Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※15
格納容器ベント実施時に，残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び水素・酸素濃度監視が可能であることが確認された場合は，格納容器ベントを停止する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※4※16
格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5※17
機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水
ポンプの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

対応手順の概要
※6

a.
b.
c.
d.
e.

f.

原子炉スクラム確認
高圧・低圧注水機能喪失確認
逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格
納容器冷却
格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱

原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※7
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※8

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※9

炉心損傷なし継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

Ⅲ
淡水タンクから防火水槽への補給※10

原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）給油準備）

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備完了
サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※11

格納容器内圧力0.18MPa[gage]
到達ⅤⅤ
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

原子炉水位高（レベル8）到達後
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ

タンクローリ（4kL）による給油準備完了可搬設備への燃料補給

No代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅵ

Yes
※12
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを交互に実施※13

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅶ

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水も実施可能である
Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※14Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する
Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能であるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する

Yes

※15
No

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント
停止条件不成立

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

フィルタ装置排水ポンプ水張り

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ
復水移送ポンプによる代替格納容器スプレイと同等の流量確保不可

Yes

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

Ⅴ
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅵ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施
できる格納容器ベント停止
Ⅶ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇
を抑制する
※16

※17

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状
態へ，格納容器ベントは残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び水素・酸素濃度監視が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「給水全喪失」

操作補足事項Ａ「給水全喪失」事故発生
AOP「給水全喪失」により対応する。
原子炉水位低信号により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「給水全喪失」で対応する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.1-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて発電用原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「一次格納容器制御導入」を継続監視する。
全給水喪失していることから，原子炉水位レベル 2 で原子炉隔離時冷却系が自動起動
し，レベル 1.5 で高圧炉心注
水系が自動起動するが，高圧注水機能喪失により，原子炉
圧力容器への注水が不可となる。
原子炉水位をレベル 3～レ
ベル 8 に維持できないことか
ら「水位確保」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.1-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

操作補足事項

Ｃ

プラント状態を的確に把握し，作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
全給水喪失及び高圧・低圧
注水機能喪失により，原子炉
圧力容器への注水ができず，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 に維持できないことから，低圧代替注水系（常設）を準備する。
低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上起動を確認し「急速減圧」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.1-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」

操作補足事項Ｄ

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水準備が完了後，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を順次開放して，原子炉減圧を実施する。
原子炉減圧後は原子炉圧力とドライウェル空間部温度の相関関係から，原子炉水位計が正常 であることを確 認する。
原子炉水位計正常を確認後「水位確保」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.1-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

操作補足事項Ｅ

低圧代替注水系（常設）により，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 で維持するように制御する。

AM 設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

1.0.7-1.1-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｆ

低圧注水機能喪失により，残留熱除去系の崩壊熱除去機能も喪失していることから，逃がし安全弁からの排気により原子炉格納容器内の圧力が上昇する。

AM 設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「PCV 圧力制御」

1.0.7-1.1-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「PCV 圧力制御」

操作補足事項Ｆ

原子炉格納容器内の圧力が180kPa[gage]に到達したら，
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を停止し，代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）により原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
以降，原子炉水位がレベル
3 まで低下したら，低圧代替
注水系（常設）による原子炉
圧力容器への注水を再開し、原子炉水位がレベル 8 まで上昇したら，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による原
子炉格納容器内へのスプレイを再開することを繰り返す。
原子炉格納容器内の圧力が310kPa[gage]に到達したら，格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベントを実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.1-9

1.2 高圧注水・減圧機能喪失

特徴
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発
生後，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能（自動減圧機能）が喪失することを想定する。
このため，原子炉注水ができず，逃がし安全弁による圧力制御（逃がし弁機能）に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下する
ことから，緩和措置がとられない
場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー
凡例
給水流量の全喪失発生：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果※1
再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する
再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する

基本的な考え方
代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧を行い，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。
また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）※3
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
解析上考慮していないが，実態は残留熱除去系ポンプの運転を確認後，逃がし安全弁
による原子炉急速減圧を行い，原子炉水位の回復を図る※2
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

Ⅰ

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.

f.

原子炉スクラム確認
高圧注水機能喪失確認
代替自動減圧ロジック動作確認
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード）運転
残留熱除去系（原子炉停止
時冷却モード）運転

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※3
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※4
高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）

逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧

回復は解析上
考慮せず

※6

※5

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復

代替自動減圧ロジック阻止※7

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4個追加開）残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※8
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了※5
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※6
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復することを確認する※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内
雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※8
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒
頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する

※9

※10

※9
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※11

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持※12

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサプ
レッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-1※10水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※11
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す※12
原子炉注水で使用している残留熱除去系と異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを実施する

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.2-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「給水全喪失」

操作補足事項Ａ「給水全喪失」事故発生
AOP「給水全喪失」により対応する。
原子炉水位低信号により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「給水全喪失」で対応する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.2-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「一次格納容器制御導入」を継続監視する。
全給水喪失していることから，原子炉水位レベル 2 で原子炉隔離時冷却系が自動起動
し，レベル 1.5 で高圧炉心注
水系が自動起動するが，高圧注水機能喪失により，原子炉
圧力容器への注水が不可となる。
原子炉水位をレベル 3～レ
ベル 8 に維持できないことか
ら「水位確保」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.2-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

操作補足事項

Ｃ

プラント状態を的確に把握し，作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
全給水喪失及び高圧注水機
能喪失により，原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉水位は低下する。
原子炉水位低下により原子
炉水位レベル 1 にて低圧注水
系の起動を確認する。
高圧注水系機能喪失により原子炉水位が有効燃料棒頂部
以上に維持不可のため「水位回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.2-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位回復」

操作補足事項Ｄ

低圧注水系は自動起動には成功するが，減圧機能喪失に
より原子炉圧力容器への注水が不可となることから，原子炉水位は低下する。
低圧注水系 1 系統以上の起動を確認後「急速減圧」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.2-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」

操作補足事項Ｅ

原子炉水位レベル 1 の状態
が 10 分継続し，低圧注水系が起動している場合，重大事故等時の逃がし安全弁作動回路が作動し，逃がし安全弁 4 個による 原子炉減圧が開 始する。
原子炉減圧後は原子炉圧力とドライウェル空間部温度の相関関係から，原子炉水位計が正常 であることを確 認する。
原子炉水位計正常を確認後「水位回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.2-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位回復」

操作補足事項Ｆ

原子炉圧力容器内の減圧により低圧注水系による注水が開始され原子炉水位が上昇することを確認する。
原子炉水位が有効燃料棒頂部以上で安定していることを確認後「水位確保」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.2-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

操作補足事項Ｇ

低圧注水系により，原子炉
水位をレベル 3～レベル 8 で維持するように制御する。

AM 設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

1.0.7-1.2-9解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｈ

残留熱除去系によりサプ
レッション・チェンバ・プー
ル水の冷却を実施する。

AM 設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「S/P 温度制御」

1.0.7-1.2-10

1.3 全交流動力電源喪失
1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG 喪失）
1.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG 喪失）+RCIC 失敗
1.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失+DG 喪失）+直流電源喪失
特徴
全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できな
くなることを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧
力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー※1 外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生※2

凡例※3 中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する：解析上考慮しない操作・判断結果※4※2

原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※5 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用
高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず※6 サプレッションプール水位高「+50mm」到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却系ポンプの吸込弁が自動で切り替わる
具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁
が「全閉」することにより切り替わる

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービン・バイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※7 防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能であるⅡ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）※3※8

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※9 原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする
実際の操作においては，自動切替え前に原子炉隔離時冷却系水源切替えスイッチを「CSP」位置にすることにより，自動切替えを阻止することができる

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する
Ⅳ

Ⅰ

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する※10 所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える
高圧代替注水系
起動Ⅴ※11 格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である
Ⅵ※4
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系からの原子炉注水も可能であるⅦ

基本的な考え方代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系での代替格納容器スプレイの使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるスプレイを実施する※5

所内蓄電式直流電源設備から電源を給電した原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって事象発生 24 時間後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了した
ところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。
また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード），格納容器圧
力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

早期の電源回復不能と判断Ⅱ※6
格納容器内圧力13.7kPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替え「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」※7
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

Ⅲ※8
非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※9
原子炉隔離時冷却系水源手動切替え「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

Ⅳ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷なし継続確認
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受
電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電※10
所内蓄電式直流電源設備切替え

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備完了

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）Ⅴ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

代替原子炉補機冷却系
準備
可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了※11
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」※12
格納容器ベント
停止条件不成立

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

No

Yes
格納容器ベント停止
代替原子炉補機冷却系
準備が完了

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.

i.

全交流動力電源喪失及び原
子炉スクラム確認
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
早期の電源回復不能判断及び対応準備
直流電源切替え格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※13
Ⅵ
残留熱除去系準備※15

所内蓄電式直流電源設備切替え

No

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了※14

代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※16※12 格納容器ベント実施時に，残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び水素・酸素濃度監視が可能であることが確認された場合は，格納容器ベントを停止する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉減圧※13 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられるフィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※14

所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える※15

原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※16 残留熱除去系準備完了後，「サプレッションプール水熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない
原子炉減圧後も逃がし安全弁は開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態で維持する

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※17※17

残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※18 残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び水素・酸素濃度監視が可能であることを確認された場合は，格納容器ベントを停止する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）に切替え※19 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を
繰り返す
※18

※20

No

格納容器ベント
停止条件成立格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]を確認し格納容器スプレイ操作を開始する

Yes

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故
シーケンスのうち，「全交流電源
喪 失 ( 外 部 電 源 喪 失 +DG 喪失)+RCIC 失敗」，「全交流電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+直流電源喪失」は原子炉圧力容器への注水方法に原子炉隔離時冷却系と高圧代替注水の違いはあるが，手順上同じであることから，「全交流電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)」を代表して記載する。

格納容器ベント継続

格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※20※19「格納容器内圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

ⅦⅦ（約25時間後）残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却モードにてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による代替格納容器スプレイ

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）と同等の流量確保不可
原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

格納容器内圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）から残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧
力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

1.0.7-1.3.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.3.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ａ「全交流動力電源喪失発生」
全交流動力電源喪失により原子炉がスクラムし，EOP「スクラム」へ移行し，対応する。
最初に「原子炉出力」制御
にて発電用原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「一次格納容器制御導入」を継続監視する。
外部電源喪失により，給水機能が 喪失しているこ とから，原子炉水位は継続して低下し，原子炉水位レベル 2 で原子炉隔離時冷却系が自動起動する。
原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器への注水が開始され，原子炉水位が上昇することを確認する。
以降，原子炉水位をレベル
3～レベル 8 で維持するように制御する。
全交流動力電源喪失が発生したことから，EOP「交流/直流電源供給回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.3.1-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｂ

全交流動力電源喪失の対応として，第一ガスタービン発電機を起動し，D 系及び C 系の非常用母線を受電する。

AM 設備別操作手順書
1-2 「電源確保戦略（給電）」・第一ガスタービン発電機起動
1-3 「電源確保戦略（受電）」・M/C7C・7D 受電

1.0.7-1.3.1-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｂ

非 常 用 デ ィ ー ゼル 発 電 機(A)の起動に失敗していることから，原子炉隔離時冷却系で使用している直流電源の枯渇を防止するため，所内蓄電
池式直流電源設備の切替えを行い，延命措置を実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.3.1-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

操作補足事項

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

原子炉格納容器内の除熱機能がないため，原子炉格納容
器内の圧力及び温度が上昇することから，一次格納容器制
御「PCV 圧力制御」「S/P 温度制御」が導入される。原子炉
格納容器内の圧力及び温度を監視し，原子炉格納容器内の圧力及び温度に応じた対応可
能な操作を実施する。
原子炉格納容器内の圧力は上昇するが，全交流動力電源喪失により，原子炉格納容器
内へのスプレイ不可。

AM 設備別操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「PCV 制御」

1.0.7-1.3.1-6Ｃ解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「PCV 制御」

操作補足事項Ｃ

原子炉格納容器内の圧力が310kPa[gage]に到達したら，格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベントを実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.3.1-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「S/P 温度制御」

操作補足事項Ｄ

原子炉格納容器内の温度は上昇するが，全交流動力電源喪失により，原子炉格納容器
内へのスプレイ不可。
サプレッション・チェン
バ・プール水の温度がサプレ
ッション・チェンバ・プール
水熱容量制限値以上になったら，「急速減圧」に移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.3.1-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」

操作補足事項Ｅ

第一ガスタービン発電機からの交流電源供給を確認後，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水準備が完了次第，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）
を順次開放して，原子炉減圧を実施する。
原子炉減圧後は原子炉圧力とドライウェル空間部温度の相関関係から，原子炉水位計が正常であることを確認し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水が開始され，原子炉水
位が上 昇することを確 認する。
原子炉水位計正常を確認後「PCV 圧力制御」へ移行する。

AM 設備別操作手順書
3 「原子炉注水戦略」
・RHR(B)による原子炉注水
・MUWC による原子炉注水「代替除熱戦略」
・代替 Hx による補機冷却水(B)確保

1.0.7-1.3.1-9

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「PCV 圧力制御」

操作補足事項Ｆ

原子炉水位レベル 8 到達
後，残留熱除去系（低圧注水モード）から低圧代替注水系（常設）に切り替えるとともに，原子炉水位をレベル 3～
レベル 8 で維持するように制御する。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント終了後，再度，原子炉格納容器内の圧力が 180kPa [gage]に到達した場合，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）に
より原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.3.1-10