1.3 全交流動力電源喪失
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
特徴
全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原
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
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する
タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※2
原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※4
逃がし安全弁による原子炉圧力制御は，原子炉圧力の推移により確認する。原子炉圧力が逃がし安全弁の設定圧力以下まで低下することにより異常を認知する

交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認※5
原子炉隔離時冷却による原子炉圧力容器へ注水は継続するが，逃がし安全弁からの原子炉冷却材流出により原子炉水位の回復は緩やかなものとなる

回復は解析上考慮せず

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9ｋV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

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」※7
逃がし安全弁の「開固着」は原子炉圧力の低下及び逃がし安全弁排気管温度の推移等により確認することができる。実際は，逃がし安全弁の開閉操作を実施して「開固着」復帰を試みる※3
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※4

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認Ⅰ

逃がし安全弁設定圧力以下まで
原子炉圧力低下を確認

高圧代替注水系
起動

Yes

高圧代替注水系による※5

原子炉水位回復確認

基本的な考え方逃がし安全弁 1 個の開固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は，所内蓄電式直流電源設備より電源を給電した原
子炉隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止後は，低圧代替注水系（可搬型）による注水の準備が完了した後，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（可搬型）により炉心を冷却し，常設代
替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード）
による注水の準備が完了した以
降は残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することに
よって炉心損傷の防止を図る。
また，代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード），格納容器圧力逃がし装
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。

原子炉注水は解析上考慮せず逃がし安全弁開固着確認※7※6

早期の電源回復不能と判断※8
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

原子炉圧力低下継続確認

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による代替原子炉注水準備

非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

代替原子炉補機冷却系
準備

回復は解析上常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電※9
原子炉圧力1.03MPa[gage]
原子炉隔離時冷却系機能喪失

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源受電失敗

考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
炉心損傷なし継続確認

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了※10（適宜実施）

低圧代替注水系（可搬型）による代替原子炉注水準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
以外燃料供給準備（タンクローリ(4kL,16kL)給油準備）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への燃料補給
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了

タンクローリ（4kL,16kL）による給油準備完了可搬設備への燃料補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

No

低圧代替注水系（可搬型）
代替原子炉注水準備が完了

Ⅲ

代替注水系準備Yes※11

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※9
解析上，原子炉圧力1.03MPa[gage]にて原子炉隔離時冷却系機能喪失を想定する

代替注水系による原子炉注水※10
原子炉注水に必要な弁を手動操作により開操作を実施する
復水補給水系バイパス流防止操作を実施する

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水開始確認※11
急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している
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
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水停止※12
格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲
気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※13
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

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイ開始

No

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイ可能Ⅳ※14
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代替スプレイ系準備

Yes
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイを並行して実施

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

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

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.

h.
i.
j.

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
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備
逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却
系（可搬型）による原子炉格
納容器冷却
格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱
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※12
格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
Yes
※13
No

格納容器ベント
停止条件不成立

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する

格納容器ベント停止

Yes

優先②
優先③
優先④

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」※14
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

残留熱除去系（B）
低圧注水系準備完了

低圧代替注水系（可搬型）から残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水切替え実施

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止

残留熱除去系（B）によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却開始【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※13
No

格納容器ベント
停止条件成立Yes

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）

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

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
Ⅳ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する

原子炉水位レベル3にて残留熱除去系(B)によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却停止「格納容器内圧力0.18MPa[gage]」以上

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
残留熱除去系（B）低圧注水系にて原子炉水位レベル3からレベル8を維持する
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

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

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.3.4-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.3.4-2

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。
逃がし安全弁の再閉失敗により，原子炉水位はさらに低下するが，高圧炉心注水系は全交流動力電源喪失のため起動せず，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「水位確保」へ移行する。
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

1.0.7-1.3.4-3

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「水位確保」

操作補足事項

Ｂ

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。
全交流動力電源喪失及び逃がし安全弁再閉失敗により，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（可搬型）を準備する。
低圧代替注水系（可搬型）で使用する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の準備完了を確認し「急速減圧」へ移行する。

AM 設備別操作手順書
3 「原子炉注水戦略」
・消防車による原子炉注水

1.0.7-1.3.4-4

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」
不測事態「急速減圧」

操作補足事項Ｃ

低圧代替注水系（可搬型）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。
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

1.0.7-1.3.4-5

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」
原子炉制御「水位確保」

操作補足事項Ｄ

低圧代替注水系（可搬型）
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。
なお，第一ガスタービン発
電機及び代替原子炉補機冷却系の準備完了後，低圧代替注
水系（可搬型）から残留熱除去系（低圧注水モード）に切り替える。

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」

1.0.7-1.3.4-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

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を監視し，原子炉格納容器内の圧力に応じた対応操作を実施する。

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「PCV 圧力制御」

1.0.7-1.3.4-7Ｅ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Ｅ

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（可搬型）に
より原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
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

1.0.7-1.3.4-8

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」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｆ

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

1.0.7-1.3.4-9

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「S/P 温度制御」

操作補足事項Ｇ

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。
以降，原子炉水位がレベル
3 まで低下したら，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を再開し，原子炉水位がレベル8 まで上昇したら，残留熱除去系（サプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却モード）
によるサプレッション・チェ
ンバ・プールの除熱を再開することを繰り返す。

AM 設備別操作手順書「格納容器スプレイ戦略」
・RHR(B)による PCV スプレイ
5

10 「格納容器除熱戦略」

・RHR(A)による S/P 除熱「代替除熱戦略」
・代替 Hx による補機冷却水(A)確保
・代替 Hx による補機冷却水(B)確保

1.0.7-1.3.4-10

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
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，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により原子炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下
により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
また，取水機能の喪失を想定することから，あわせて非常用ディーゼル発電機も機能喪失する。

解析上の対応手順の概要フロー
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生
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

非常用ディーゼル発電機自動起動確認

非常用ディーゼル発電機
起動失敗

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）：解析上考慮しない操作・判断結果※1

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※2
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

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

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ディーゼル発電機運転継続不可判断【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ※5
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

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

No

Ⅳ

Ⅰ

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する

高圧代替注水系
起動操作

Yes

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

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※6
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるスプレイを実施する
Ⅶ
※8

※7

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

非常用ディーゼル発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

基本的な考え方
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流
電源設備による給電及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注
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，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）及び代替
原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）によ
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，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。

Ⅲ

Ⅱ

※9

※11

※10

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

交流電源回復操作を実施
常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

代替原子炉補機冷却系準備

b.
c.
d.
e.
f.

g.

h.

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
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
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（低圧注水モード）による原子炉注水

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給回復は解析上考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了Ⅴ（70分後）
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

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※12No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬設備への燃料補給

代替注水系2台準備Yes※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

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※13

代替注水系による原子炉注水※2
非常用ディーゼル発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する※14※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ディーゼル発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判
断する

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確認※4
非常用ディーゼル発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，他号機からの電力融通についても検討する※15※5
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

a.

Ⅳ

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

対応手順の概要

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

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

炉心損傷なし継続確認※6
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

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Ⅵ※16※8
非常用ディーゼル発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動
力電源喪失に備えた準備を実施する

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※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

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※10
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始する

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

Yes
※17

代替原子炉補機冷却系準備が完了

原子炉水位低（レベル3）にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを停止し低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開

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

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※11
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅶ※12
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

残留熱除去系準備※13
代替注水系準備完了後，「サプレッションプール水熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レ
ベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※18

※14
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

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※15
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※16
格納容器内圧力が13.7kPa[gage]を超過し，残留熱除去系による格納容器冷却機能が喪失しているため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施す
ることを想定する

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止※17
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始す
る
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる原子炉格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止
時冷却モードにより冷温停止状態とする※18
解析上，残留熱除去系による格納容器冷却機能を確認するために，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置到達前にドライウェルスプレイを停止することを想定する
使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.4.1-2

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「外部電源喪失発生」，「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

1.0.7-1.4.1-3

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。
外部電源喪失により，給水機能が 喪失しているこ とから，原子炉水位レベル 2 で原子炉隔離時冷却系が自動起動
し，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。
外部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

1.0.7-1.4.1-4

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Ｃ

外部電源喪失により非常用
ディーゼル発電機が自動起動
するが，起動に失敗し全交流
動力電源喪失となる。
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

1.0.7-1.4.1-5

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」

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」

Ｄ

原子炉格納容器の除熱機能がないため，原子炉格納容器の圧力及び温度が上昇することから ，一次格納容器 制御「S/P 温度制御」「PCV 圧力制御」が導入される。
全 交 流 動 力 電 源喪 失 に より，残留熱除去系によるサプ
レッション・チェンバ・プー
ル水の冷却ができないため，
サプレッション・チェンバ・
プール水の温度を継続監視する。
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
場合には，「急速減圧」に移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.4.1-6

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」
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，
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。
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「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」
・MUWC による原子炉注水

1.0.7-1.4.1-7

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「PCV 圧力制御」

操作補足事項Ｆ

原子炉格納容器の除熱機能がないため，原子炉格納容器の圧力を監視し，原子炉格納容器の圧力に応じた対応操作を実施する。
原子炉水位確保後，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。
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。

AM 設備別操作手順書
5 「格納容器スプレイ戦略」
・MUWC による PCV スプレイ

1.0.7-1.4.1-8

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「S/P 温度制御」

操作補足事項Ｇ

代替原子炉補機冷却系の準備完了後，残留熱除去系によるサプ レッション・チ ェン
バ・プール水の冷却を実施し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止する。
その後は，残留熱除去系に
より原子炉圧力容器への注水とサプ レッション・チ ェン
バ・プールの除熱を繰り返す。

AM 設備別操作手順書
10 「格納容器除熱戦略」
・RHR(A)による S/P 除熱「代替除熱戦略」
・代替 Hx による補機冷却水(A)確保「水源確保戦略」
・消防車による CSP への補給

1.0.7-1.4.1-9

1.4 崩壊熱除去機能喪失
1.4.2 残留熱除去系が故障した場合
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，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊
熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材
温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により原子炉格
納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低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・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達※1：解析上考慮しない操作・判断結果

再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※2

再循環ポンプ
6台トリップ確認※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※3

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※4

中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する※5

原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する※6

機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する※7

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※8

復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービン・バイパス弁で減圧する※9

評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧するNo

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位回復確認

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※3

基本的な考え方
原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系により炉心を冷却す
ることによって炉心損傷の防止を図る。
また，代替格納容器スプレイ冷
却系（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。

残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4

残留熱除去系早期復旧不可※5

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷なし継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※6※7

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）準備※8

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

No

復水器
使用不可

Ⅱ

淡水タンクから防火水槽への補給

復水器真空度維持
タービン・バイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

主蒸気隔離弁を手動「全閉」
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.
f.

g.

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
残留熱除去系機能喪失確認
逃がし安全弁による原子炉減圧
高圧炉心注水系による原子炉注水
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

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

サプレッション・チェンバ・プール水温上
昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※9Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給（約12時間後）タンクローリ（4kL）
による給油準備完了（適宜実施）※10
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少（適宜実施）

可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※10 実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，解析上原子炉
水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

高圧炉心注水系自動起動確認 ※11
原子炉注水流量確認

原子炉水位回復確認※12

原子炉隔離時冷却系停止※13
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持※11

中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※12

高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※13

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※14

格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※15

格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※16 格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベント操作を開始する
格納容器内圧力0.18MPa[gage]
到達

※14
Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）と同等の流量確保不可※17 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※18 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇する
ことが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プール
へのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※19 機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である※15
No

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

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

Yes

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可

※16

Ⅴ
原子炉満水操作【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

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」

ⅡYes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する※17

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

No

格納容器ベント
停止条件不成立

格納容器ベント停止

Yes

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
Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能であるⅣ
消火系を代替格納容器スプレイとして使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるスプレイを実施す

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

る

※18

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制
し圧力上昇を抑制する※19

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。なお，原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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

1.0.7-1.4.2-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.4.2-2

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

1.0.7-1.4.2-3

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，原子炉隔離時冷却系により注水が開始され，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。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.4.2-4

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「スクラム」

操作補足事項Ｂ

給水全喪失により復水器が使用不能であるため主蒸気隔離弁を手動「全閉」し，逃がし安全弁により原子炉圧力を制御する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.4.2-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

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」

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」

Ｃ

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。
原子炉隔離時冷却系の運転及び逃がし安全弁の開閉に伴い，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード）を起動するが，残留熱除去系喪失によりサプ
レッション・チェンバ・プー
ル水の冷却ができないため，
サプレッション・チェンバ・
プール水の温度を継続監視する。
サ プ レ ッ ショ ン ・ チェ ン
バ・プール水の温度上昇が継続していることを確認し「減圧冷却」に移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.4.2-6

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」
原子炉制御「減圧冷却」

操作補足事項Ｄ

サプ レッション・チ ェン
バ・プール水の温度上昇により逃がし安全弁を 1 個開放し原子炉減圧を開始する。
原子炉減圧に伴い，原子炉
隔離時冷却系の流量が低下し原子炉水位レベル 1.5 で高圧
炉心注水系が起動する。
高圧炉心注水系により注水が開始され原子炉水位が上昇することを確認後，原子炉隔離時冷却系を停止し，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

1.0.7-1.4.2-7

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」
一次格納容器制御「PCV 圧力制御」

操作補足事項Ｅ

原子炉格納容器内の圧力を監視し，原子炉格納容器内の圧力に応じた対応操作を実施する。
残留熱除去系の崩壊熱除去
機能が 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。
残留熱除去系が喪失しているため，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。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.4.2-8

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」
一次格納容器制御「PCV 圧力制御」

操作補足事項Ｅ

原子炉格納容器内の圧力が180kPa[gage]に到達したら，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。
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

1.0.7-1.4.2-9

1.5 原子炉停止機能喪失

特徴
運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，原子炉は臨界状態を継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー

凡例
主蒸気隔離弁全閉発生

原子炉スクラム信号発生

タービン駆動給水ポンプトリップ
電動駆動給水ポンプ自動起動

原子炉圧力高信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※2

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施

手動スクラムボタンによるスクラム成功は解析上考慮せず※3

基本的な考え方
代替制御棒挿入機能による原子炉停止又は代替冷却材再循環
ポンプ・トリップ機能によって原子炉出力を低下させること等に
よって炉心の著しい損傷の防止を図り，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって原子炉停止する。
また，残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施する。

：操作及び判断：解析上考慮しない操作・判断結果※1

原子炉スクラム失敗確認：操作・確認（運転員のみの作業）

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」

再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉モードスイッチによるスクラム成功は解析上考慮せず

タービン・トリップ確認
逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

サプレッション・チェンバ・プール水位+50mm到達

高圧炉心注水系水源自動切替え「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

対応手順の概要
a.
b.
c.

d.
e.
f.

原子炉スクラム失敗確認
格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認
原子炉隔離時冷却系及び高
圧炉心注水系による原子炉
水位維持
自動減圧系の自動起動阻止
ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作残留熱除去系（サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）運転による原子炉格
納容器除熱

高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認 ※5

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認※6

原子炉隔離時冷却系水源自動切替え「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

No

高圧炉心注水系及び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」

高圧代替注水系 起動
Yes※1
全制御棒が全挿入位置とならず，未挿入の制御棒がペアロッド1組又は制御棒1本よりも多い場合，原子炉スクラム失敗(ATWS)と判断する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する
サプレッション・チェンバ・プール水温度高「49℃」到達※3
再循環ポンプトリップによる選択制御棒挿入には期待しない。また，残り6台の再循環
ポンプのランバックにも期待しない

復水器ホットウェル水位低低以下
給復水ポンプトリップ※4
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低下※5
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力，流量指示計等にて起動を確認する
原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

再循環ポンプ
6台トリップ確認※7
ドライウェル圧力高及び原子炉水位低（レベル1）の両方が検出されると警報が発生する。30秒間継続後，高圧炉心注水系または残留熱除去系の吐出圧力確立により自動減圧系
が動作する※8
自動減圧系動作により原子炉圧力容器は急激に減圧され，低圧注水系統から大量の冷水が注入し，炉心ボイドを急激に潰し大きな正の反応度印加を引き起こす可能性があるため，自動減圧系が動作する前に自動起動阻止を実施する※7
ADS論理タイマー動作
警報発生確認

自動減圧系自動起動阻止※8※9
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により原子炉注水しているが，原子炉出力が高いため原子炉水位レベル1.5以上に維持できない。そのため，原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）以上を維持する

・ADS自動起動阻止KOS「阻止」切替え
・ADS自動起動阻止位置警報発生確認
・ADS起動信号リセットPB「リセット」※9
原子炉水位回復確認
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）以上に維持※11
ほう酸水注入ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認

※10

※12

残留熱除去系による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始

炉心損傷なし継続確認

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

制御棒挿入操作
回復は解析上考慮せず※11
サプレッション・チェンバ・プール水温度上昇を確認し，残留熱除去系（サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）を起動する
サプレッション・チェンバ・プール水温度高警報設定値（49℃）到達から，操作余裕として10分間を考慮※12
ほう酸水の原子炉注入開始は，ほう酸水貯蔵タンクの水位低下及び原子炉出力低下によ
り確認する

Ⅰ

原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復 ※13
原子炉水位レベル1.5以上に維持※10
原子炉スクラム失敗(ATWS)確認からほう酸水注入系起動を判断する
操作余裕として10分間を考慮

原子炉出力低下に伴いサプレッション・チェンバ・プール水温度低下開始確認※14
ほう酸水全量注入完了確認（ほう酸水貯蔵タンクレベル0m3）
ほう酸水注入ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認※13
ほう酸水注入により原子炉出力が低下するため徐々に原子炉水位が上昇する
ほう酸水注入による原子炉出力の抑制は継続しているが，原子炉水位上昇により原子炉出力が上昇するおそれがあるため，事故対応手順に基づき原子炉出力の上昇を抑制するた
めに原子炉水位レベル1.5以上を維持する※14
ほう酸水全量注入は約165分以内になる設計である

原子炉水位レベル3からレベル8維持※15
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※15

高圧注水系により原子炉水位を維持し，原子炉格納容器はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却を継続する。原子
炉圧力容器を減圧し原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。また機能喪失している設備の復旧に努め，制御棒の挿入機能を復
旧し全挿入する【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
制御棒挿入操作には以下の手段がある
・「代替制御棒挿入回路」の手動作動
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・原子炉緊急停止系電源スイッチによる電源遮断・制御棒電動挿入

1.0.7-1.5-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.5-2

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」「主蒸気隔離弁 閉」

操作補足事項Ａ「原子炉スクラム事故 主蒸
気隔離弁 閉」事故発生
AOP「主蒸気隔離弁 閉」
により対応する。
主蒸気隔離弁閉信号によりスクラムし 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「主蒸気隔離弁 閉」事故
手順で対応する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.5-3

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。
原子炉スクラムに失敗しているため「反応度制御」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.5-4

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「反応度制御」操作補足事項Ｃ

原子炉スクラムに失敗しているため，制御棒の挿入状態，
原子炉出力を確認する。
代替冷却材再循環ポンプをトリップ機構又は手動により停止させる。
格納容器圧力高（13.7 kPa[gage]）信号と原子炉水位低レベル 1 信号が検出され 30
秒経過後，自動減圧機能が動作し，非常用炉心注水系による多量の注水による反応度投入防止のため自動減圧機能の自動起動阻止を行う。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.5-5

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」
原子炉制御「反応度制御」操作補足事項Ｃ「SLC」操作
ほう酸水注入系を起動し，発電用原子炉にほう酸水を注入することで，原子炉出力を低下させる。
ほう 酸水の全量注入 完了
後，ほう酸水注入系を停止する。
「水位」操作主蒸気隔離弁の閉止により給水全喪失に至るが，原子炉格納容器圧力 13.7kPa [gage]
で原子炉隔離時冷却系，高圧
炉心注水系が自動起動し，原子炉圧力容器への注水が確保される。原子炉出力が高い場
合は，原子炉圧力容器への注水量を調整し，原子炉水位をレベル 1.5 まで低下させることで，原子炉出力を低下させる。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.5-6

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「反応度制御」操作補足事項Ｃ「CR」操作代替制御棒挿入機能，スク
ラムテストスイッチ，制御棒
手動挿入等により，制御棒を挿入する。
ペアロッド 1 組以下又は，全制御棒 16 ステップ以下まで挿入が完了したら，ほう酸
水注入系を停止し，「スクラム」へ移行する。
「圧力」操作
逃がし安全弁にて，原子炉
圧力を一定に維持する。
逃 が し 安 全 弁 の排 気 に より，サプレッション・チェン
バ・プール水温が上昇することから，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・
プール水を冷却する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.5-7

1.6 LOCA 時注水機能喪失

特徴
原子炉の出力運転中に原子炉
冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧
注水機能及び低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場
合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，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。

解析上の対応手順の概要フロー
中小LOCA発生
外部電源喪失発生※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※3 実態は，ドライウェル圧力高信号により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作※4 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※1
非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※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
原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※7 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※2
高圧注水機能喪失を確認※3（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※9 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する※10

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作

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。

a.
b.
c.
d.
e.

f.

外部電源喪失及び原子炉ス
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

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
低圧注水機能喪失を確認※3（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水※4
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※11 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※5

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

対応手順の概要

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※6

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※12

格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※13

ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す※14

格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※15

格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器
ベント操作を開始する※16

格納容器ベント実施時に，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※17

格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施す
る※18

機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である※7
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※8No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※9

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

※10
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

炉心損傷なし継続確認

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

原子炉水位低（レベル3）にて ※11

Ⅲ

使用済燃料プール冷却 開始

淡水タンクから防火水槽への補給

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開

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

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※12
格納容器内圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
ⅤⅤ

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了

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

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）と同等の流量確保不可

No

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

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

Yes
Ⅵ

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

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

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水も実施可能である※14
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

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

格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅶ
原子炉満水操作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

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※15

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」

Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する

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

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する※16
No

格納容器ベント
停止条件不成立

Yes

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

Ⅶ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

格納容器ベント停止※17
凡例

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※18
低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器
は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.6-2

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「中小破断 LOCA，外部電源喪失発生」
中小破断 LOCA と外部電源喪失により原子炉スクラムする。
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及び中小破断 LOCA が発生していることから，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 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。
外部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

1.0.7-1.6-3

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

外部電源喪失により非常用
ディーゼル発電機が自動起動する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.6-4

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

1.0.7-1.6-5

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

1.0.7-1.6-6

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」

1.0.7-1.6-7

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」

1.0.7-1.6-8

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

1.0.7-1.6-9

1.7 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

特徴
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部
分と低圧設計部分のインターフ
ェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部
分が過圧され破断する事象を想定する。このため，破断箇所から
原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等においてISLOCA事象が発生した
場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2※3

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポ
ンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復
旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作※4※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※5 中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

基本的な考え方
原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系により炉心を冷却す
ることによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がし安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制
及びインターフェイスシステム
LOCA の発生箇所の隔離によって，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。また，残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）
による原子炉格納容器除熱を実
施する。

凡例

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※6

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）
ISLOCA発生を確認した高圧炉心注水ポンプは操作スイッチにより自動起動を阻止する※5

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No

高圧代替注水系 起動

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・原子炉隔離時冷却系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統圧力が待機圧力よりも上昇している・・・・・・・高圧炉心注水系の低圧設計部が過圧されていることを確認する
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる

Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

監視可能であれば以下のパラメータを参考に原子炉建屋内の状況を確認する
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室の監視カメラによる確認・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内の状況を確認できる
・高温の蒸気による火災報知器の動作・・・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる

原子炉隔離操作※6
ISLOCA発生を確認
LOCA事象確認による
原子炉隔離操作は解析上考慮せず（ポンプ水源側からの流出防止のための隔離操作）

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.

i.
j.

インターフェイスシステム
LOCA 発生
外部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
インターフェイスシステム
LOCA 発生確認
中央制御室での高圧炉心注
水系隔離失敗逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
高圧炉心注水系による原子炉注水
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）運転現場操作での高圧炉心注水
系隔離操作
高圧炉心注水系隔離後の水
位維持

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」※7No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」操作※8

原子炉圧力静定後
上昇傾向確認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No

Yes

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※9

健全側の高圧炉心注水ポンプ及び原子炉隔離時冷却系ポンプ
水源切替え
高圧炉心注入ポンプ
サプレッション・プール吸込弁「全閉」
健全側の高圧炉心注水ポンプ及び原子炉隔離時
冷却系ポンプの水源切替えが完了後，復水貯蔵槽の出口手動弁を「全閉」とする

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後，原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏えい水を排水処理する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認※10

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※7 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプ
レッション・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる※8

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※9

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

原子炉水位上昇確認

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※11※10 中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
実態は，原子炉急速減圧操作前に高圧炉心注水系を起動し，原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系が隔離しても原子炉への注水を維持する。解析では，原子炉水位低下による高圧炉心注水系の自動起動及び原子炉圧力低下による原子炉隔離時冷却系の隔離を想定する※11 解析上，原子炉急速減圧操作前の残留熱除去系起動を考慮せず，高圧炉心注水系による原子炉水位上
昇確認後にサプレッション・チェンバ・プール水冷却を開始する

原子炉水位高（レベル8）にて
高圧炉心注水系原子炉注水停止確認※12 ISLOCAによる漏えい量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※12
原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持

原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

No

電動弁手動操作による隔離操作成功

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

原子炉格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

補足２
ISLOCA発生時の漏えい量抑制のため原子炉圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル ・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm※9

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系1系列による原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。残留熱除去系1系列によるサプレッション・チェンバ・プール
水冷却モードを継続する
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏えい水を排水処理する

1.0.7-1.7-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.7-2

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

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」

Ａ

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」

Ｂ「高圧炉心注水系電動弁開閉試験時 HPCF ポンプ吸込圧力
高警報発生」，「外部電源喪失
発生」
警報発生時操作手順書により対応する。警報対応中に外部電源喪失が発生し，原子炉
冷却材再循環ポンプが全台トリップする。炉心流量急減信号により原子炉スクラムし，EOP「原子炉スクラム」へ移行する。
「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」及び「二次格納容器制御導入」を継続監視する。
外部電源喪失が発生したことから，EOP「交流/直流電源供給回復」へ移行し，非常用
ディーゼル発電機の運転状態の確認及び電源復旧対応を行う。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-3

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Ｃ

一次系の漏えいを示す警報の発生及び下記のパラメータ
変化傾向から，インターフェ
イスシステム LOCA と判断し，「原子炉建屋制御」に移行する。
・原子炉圧力容器への注水を継続するが，原子炉圧力容
器内の水位の上昇なし
・原子炉圧力容器内の圧力の低下が継続
・原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇なし
・ドライウェルサンプの水位の上昇なし
・原子炉建屋内の放射線モニ
タ及び温度の指示値が上昇
・原子炉建屋サンプポンプの運転頻度が増加・床漏えい警報の発生

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-4

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」
二次格納容器制御「原子炉建屋制御」

操作補足事項Ｃ

インターフェイス LOCA を判断した場合は，破損箇所を特定し隔離する。
中央制御室からの破断箇所の隔離が不可能な場合は，非常用ガス処理系を起動する。
「原子炉圧力」操作
原子炉圧力を低下させ，破断箇所からの漏えい量を抑制することから，「急速減圧」へ移行する。
「原子炉水位」操作
原子炉冷却材の流出が継続しているため，原子炉水位をレベル 1～レベル 1.5 で維持するように制御し，破断箇所
からの漏えい量を抑制する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-5

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

注水可能な系統が起動していることを確認し，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。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-6

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Ｄ

原子炉減圧後は原子炉圧力容器内の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，原子炉圧力を0MPaに維持する。

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」
二次格納容器制御「原子炉建屋制御」

1.0.7-1.7-7

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Ｅ

急速減圧の実施により，サプレッション・チェンバ・プ
ール水温度が上昇することから，「S/P 温度制御」に移行し，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」

1.0.7-1.7-8

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」
二次格納容器制御「原子炉建屋制御」

操作補足事項Ｃ「原子炉建屋環境」操作
原子炉建屋温度，放射線モ
ニタ等の指示値が低下したら，現場にて漏えい箇所の隔離を実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-9