柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

東海第二
1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.7.1 対応手段と設備の選定

1.7.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

a. 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備

備考

目 次 ＞

ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備(a) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

東二は基準要求の順に代替循環
冷却系を先に記載している。
柏崎は後段(b)に記載。

(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(b) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

見出し記号の附番ルールの相違以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

(b) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(c) 格納容器内 pH 制御(c) サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. 手順等

ｂ．手順等

1.7.2 重大事故等時の手順

1.7.2 重大事故等時の手順

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流電源が健全である場合の対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順

a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

相違理由②ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

東二は既設の復水移送ポンプ

ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を使用した代替冷却ができないことから代替循環冷却系を新設する。
柏崎は既設の復水移送ポンプを使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

1

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東海第二b. 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
c. 格納容器内 pH 制御

備考
相違理由③

ｃ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

柏崎は薬液を格納容器内へ復水移送ポンプを使用してスプレイするが，東二は薬注タン
クを窒素にて加圧し，サプレ
ッション・プールスプレイ配管を介してサプレッション・
プールに注入している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

d. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

東二「1.7.2.1（1）b.(d) 原
子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換」に整理。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

1.7.2.2 その他の手順項目について考慮する手順

1.7.2.2 その他の手順項目について考慮する手順

1.7.2.3 重大事故等時の対応手段の選択

1.7.2.3 重大事故等時の対応手段の選択

2

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1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等【要求事項】

東海第二1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉格納容器の過圧破損の防止【解釈】
１「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉格納容器の過圧破損の防止

ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納

ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納容器代替循環冷却系、格納容器圧力逃がし装置又は格納容器再循環ユニットにより、原子容器代替循環冷却系、格納容器圧力逃がし装置又は格納容器再循環ユニットにより、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

ｂ）格納容器代替循環冷却系又は格納容器再循環ユニットによる原子炉格納容器内の圧力及ｂ）格納容器代替循環冷却系又は格納容器再循環ユニットによる原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下の手順は、格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器の圧力及び温度のび温度の低下の手順は、格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器の圧力及び温度の低下の手順に優先して実施されるものであること。

低下の手順に優先して実施されるものであること。

（２）悪影響防止ａ）格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉格納容器の負圧破損を防止する手順等を整備すること。
（３）現場操作等
ａ）格納容器圧力逃がし装置の隔離弁は、人力により容易かつ確実に開閉操作ができること。
ｂ）炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納容器圧力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。
ｃ）隔離弁の駆動源が喪失した場合においても、格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作できるよう、必要な資機材を近傍に配備する等の措置を講じること。
（４）放射線防護ａ）使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護
対策がなされていること。

（２）悪影響防止ａ）格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉格納容器の負圧破損を防止する手順等を整備すること。
（３）現場操作等
ａ）格納容器圧力逃がし装置の隔離弁は、人力により容易かつ確実に開閉操作ができること。
ｂ）炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納容器圧力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。
ｃ）隔離弁の駆動源が喪失した場合においても、格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作できるよう、必要な資機材を近傍に配備する等の措置を講じること。
（４）放射線防護ａ）使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護
対策がなされていること。

3

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活用した

容器内の圧力及び温度を低下させるための対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用し東二は対処設備の設置工事を手順等について説明する。

た手順等について説明する。

未だ実施していないため，方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

1.7.1 対応手段と設備の選定

1.7.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内へ流出した高温の冷却材及び炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内へ流出した高温の冷却材及び溶融炉心の崩壊熱により発生する水蒸気により，原子炉格納容器内の圧力及び温度が上昇し，溶融炉心の崩壊熱により発生する水蒸気により，原子炉格納容器内の圧力及び温度が上昇し，原子炉格納容器の過圧破損に至るおそれがある。

原子炉格納容器の過圧破損に至るおそれがある。

原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

なお，設備の選定に当たっては，様々な条件下での事故対処を想定し，全交流動力電源の喪失を考慮する。

なお，設備の選定に当たっては，様々な条件下での事故対処を想定し，全交流動力電源の喪失を考慮する。

※１

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備

を重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※１を選

選定する。

定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

な設備。

な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけ選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけ

でなく，設置許可基準規則第五十条及び技術基準規則第六十五条（以下「基準規則」という。）

でなく，設置許可基準規則第五十条及び技術基準規則第六十五条（以下「基準規則」という。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

を明確にする。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。ただし，全交流動力電源が喪失した場合は代替交流電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係
を第 1.7.1 表に整理する。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。ただし，全交流動力電源が喪失した場合は代替交流電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.7−1表に整理する。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

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a. 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備

東海第二

備考

ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備【以下，ページ 14 より当該箇所を引用】(b) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替
循環冷却系により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。

(a) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替循環冷却系により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。

放射線防護対策として，現場での系統構成は代替循環冷却系の運転開始前に行い，代替循

東二は基準要求の順に代替循環
冷却系を先に記載している。
柏崎は比較表ページ 14 に記載
東二の代替循環冷却系は原子環冷却系の起動及びその後の流量調整等の操作については中央制御室から操作を行う。

炉建屋原子炉棟内に設備が設置されており，中央制御室からの遠隔操作にて系統構成を実施する。
柏崎は二次格納施設外に設備が設置されており，現場操作にて系統構成を実施する。

なお，代替循環冷却系運転後長期における系統廻りの線量低減対策として，可搬型代替

なお，代替循環冷却系運転後長期における系統廻りの線量低減対策として，可搬型代替

注水ポンプを使用した外部注水により系統水を入れ替えることでフラッシングが可能であ

注水大型ポンプを使用した外部注水により系統水を入れ替えることでフラッシングが可能る。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ

相違理由②

である。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ

5

相違理由③

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・代替原子炉補機冷却系

東海第二

備考

・残留熱除去系熱交換器

東二の代替循環冷却系の冷却・残留熱除去系海水系ポンプ

水として，既設の残留熱除去

・残留熱除去系海水系ストレーナ

系海水系，新設する緊急用海

・緊急用海水ポンプ

水系，新規配備する代替残留・緊急用海水系ストレーナ

熱除去系海水系のいずれかを使用する。
柏崎は新設の代替原子炉補機
冷却系を使用して冷却を行う。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

・可搬型代替注水大型ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ

・防火水槽

・代替淡水貯槽

相違理由②

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ

東二の低圧代替注水は対応手

相違理由②・淡水貯水池・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ
・高圧炉心注水系配管・弁・復水補給水系配管・弁段毎に使用する注水配管が決・代替循環冷却系配管・弁まっているが，柏崎は全ての対・給水系配管・弁・スパージャ

応手段に対し，残留熱除去系

・格納容器スプレイ・ヘッダ（低圧注水モード）及び高圧炉
心注水系の注水配管を使用す
る。

・ホース

・ホース

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

東二の代替循環冷却系に使用で・第二代替交流電源設備

きる代替電源設備は，電源容量・可搬型代替交流電源設備の観点から常設代替交流電源設

・代替所内電気設備備のみ。

・燃料補給設備

・燃料給油設備【引用ここまで】

6

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

東海第二(b) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ⅰ) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段があ

格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。

る。

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・フィルタ装置

備考
相違理由①
相違理由①

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・フィルタ装置
東二はフィルタ装置内に銀ゼ・よう素フィルタ

オライトを収納したよう素除去部を設け，よう素除去を行う。柏崎はフィルタ装置下流側によう素フィルタ，ドレン
タンクを設置するよう素除去装置にてよう素除去を行う。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。
・ラプチャーディスク

・圧力開放板相違理由②・ドレン移送ポンプ

・移送ポンプ相違理由②・ドレンタンク
・遠隔手動弁操作設備

相違理由⑧・遠隔人力操作機構

相違理由②・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）

東二は遠隔人力操作機構によ・第二弁操作室差圧計る第二弁操作室空気ボンベユ
ニット使用にて第二弁操作室を正圧化することにより，格
納容器圧力逃がし装置を使用する際，プルームの影響による操作員の被ばく低減を図る。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

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東海第二・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

備考
東二のベント弁は電動駆動のため操作用ボンベ使用による空気駆動弁操作なし。柏崎は隔離弁に空気駆動弁を使用しており，制御電源や操作ボンベが必要。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

・可搬型窒素供給装置

・可搬型窒素供給装置

・スクラバ水 pH 制御設備

柏崎はフィルタ装置内スクラ
ビング水の水抜き操作（水位調整）を整備しているが，東二は7 日間の調整は不要で調整として必要な操作は蒸発分の補給操作のみを整備している。蒸発ではスクラビング水に含まれる薬液の濃度は低下しないことから，東二は予め待機中から十分な量の薬剤をスクラビン
グ水に添加しておくことで，ベント中の薬剤調整が不要となる設計としている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

・フィルタベント遮蔽壁

・フィルタ装置遮蔽

・配管遮蔽

・配管遮蔽

相違理由②

・第二弁操作室遮蔽

相違理由⑨・第一弁（Ｓ／Ｃ側）

東二は格納容器圧力逃がし装・第一弁（Ｄ／Ｗ側）

置で操作対象となる弁を明確

・第二弁

に示す。

・第二弁バイパス弁
・不活性ガス系配管・弁・不活性ガス系配管・弁・耐圧強化ベント系配管・弁・耐圧強化ベント系配管・弁8

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・格納容器圧力逃がし装置配管・弁

東海第二・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）

相違理由⑨
相違理由⑩

・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁・窒素供給配管・弁相違理由②

・移送配管・弁相違理由②・補給水配管・弁相違理由②・ホース・接続口
・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）

備考

相違理由②
・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバを含む）

東二は真空破壊弁を別項目と・真空破壊弁

して記載。

・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由②

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由②

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬型設備による注水・淡水貯水池・代替淡水貯槽等に使用する水源として西側・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替
淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。
・淡水タンク

東二は代替淡水源に加えて，淡水タンクを自主対策設備として示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

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・常設代替交流電源設備

東海第二

備考

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

東二は，常設代替交流電源設
備を常設代替高圧電源装置 5台で定格とし，故障や点検を想定し，1 台予備を確保しているため，柏崎で記載している
自主対策設備は設置していな
い。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・常設代替直流電源設備

・常設代替直流電源設備

・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備

格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとする。
優先①:格納容器圧力逃がし装置によるウェットウェルベント（以下「W/W ベント」とい

格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとする。
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側ベント

う。）

設備運用・設計，体制の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

優先②：格納容器圧力逃がし装置によるドライウェルベント（以下「D/W ベント」という。）

優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベント

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相違理由⑮

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なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

東海第二
なお，可搬型代替注水中型ポンプによるフィルタ装置への水の補給は，原則として西側淡水貯水設備又は淡水タンクの淡水を利用する。

備考
東二は常設しているホースはなし。

する場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可

東二は水源によって中型と大搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

型ポンプの使い分けがある。

また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）によるフィルタ装置への水の補給は防火水槽又は淡水貯水池の淡水を利用する。
ⅱ. 現場操作

また，可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置への水の補給は，原則として代相違理由②

替淡水貯槽又は淡水タンクの淡水を利用する。
ⅱ) 現場操作

格納容器圧力逃がし装置の隔離弁（空気駆動弁，電動駆動弁）の駆動源や制御電源が喪失

格納容器圧力逃がし装置の隔離弁（電動駆動弁）の駆動源や制御電源が喪失した場

した場合，隔離弁を遠隔で手動操作することで原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させ合，隔離弁を遠隔で手動操作することで原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるる手段がある。

手段がある。

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相違理由①
東二は隔離弁として，空気作動弁を使用しない。

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放射線防護対策として，隔離弁を遠隔で手動操作するエリアは原子炉建屋内の原子炉区域外とする。

東海第二備考

放射線防護対策として，隔離弁を遠隔で手動操作するエリアは二次格納施設外である原 相違理由⑨
子炉建屋付属棟又は原子炉建屋廃棄物処理棟とする。さらに，格納容器圧力逃がし装置の第二弁及び第二弁バイパス弁の操作場所である第二弁操作室は必要な要員を収容可能な
遮蔽に囲まれた空間とし，第二弁操作室空気ボンベユニットにて正圧化することにより，外気の流入を一定時間遮断することで，格納容器圧力逃がし装置を使用する際のプルームの影響による操作員の被ばくを低減する。

格納容器圧力逃がし装置の現場操作で使用する設備は以下のとおり。

格納容器圧力逃がし装置の現場操作で使用する設備は以下のとおり。

・遠隔手動弁操作設備

・遠隔人力操作機構

相違理由②・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）

相違理由⑨・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

相違理由⑩・第二弁操作室差圧計

相違理由⑨・第二弁操作室遮蔽

相違理由⑨・第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）相違理由⑨・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁ⅲ. 不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換
排気中に含まれる可燃性ガスによる爆発を防ぐため，格納容器圧力逃がし装置の系統内を不活性ガス（窒素ガス）で置換する手段がある。

相違理由⑩ⅲ) 不活性ガス（窒素）による系統内の置換
排気中に含まれる可燃性ガスによる爆発を防ぐため，格納容器圧力逃がし装置の系統内を不活性ガス（窒素）で置換する手段がある。

東二は単体で性状がわかるガ
スには「ガス」を付けないこととしている。

不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換で使用する設備は以下のとおり。

不活性ガス（窒素）による系統内の置換で使用する設備は以下のとおり。

以降，同様の相違理由によるも・可搬型窒素供給装置

・可搬型窒素供給装置のは相違理由⑯と示す。

・ホース・接続口

東二のホースは装置に含まれ，接続口は配管に含まれる。
・不活性ガス系配管・弁第 50 条の記載に従い整理している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

・耐圧強化ベント系配管・弁相違理由⑰・格納容器圧力逃がし装置配管・弁相違理由⑰・フィルタ装置相違理由⑰・常設代替交流電源設備

相違理由⑰・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑰・燃料給油設備相違理由⑰12

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅳ. 原子炉格納容器負圧破損の防止

東海第二

備考

ⅳ) 原子炉格納容器負圧破損の防止

格納容器圧力逃がし装置の使用後に格納容器スプレイを行う場合は，原子炉格納容器

格納容器圧力逃がし装置の使用後に格納容器スプレイを行う場合は，原子炉格納容器

東二は格納容器逃がし装置のの負圧破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力を監視し，規定の圧力に到達した時の負圧破損を防止するとともに，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減するため，停止可能を判断した後，原子点で格納容器スプレイを停止する手順を定めている。格納容器スプレイについては，「1.6

可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内へ不活性ガス（窒素）を供給する手段があ

炉格納容器内の不活性ガス

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整理する。

る。また，原子炉格納容器スプレイを，サプレッション・チェンバ圧力指示値が13.7kPa（窒素）置換を実施する。

［gage］まで低下した場合に停止する手順を定めている。なお，格納容器スプレイにつ東二は判断に必要な情報としいては，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整理する。

て数値を記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。

また，中長期的に原子炉格納容器内の水蒸気凝縮による原子炉格納容器の負圧破損を防

東二は格納容器圧力逃がし装止するとともに原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減するため，可搬型格納容器窒素

置の停止時における対応は，供給設備により原子炉格納容器へ窒素ガスを供給する手段がある。

不活性ガスを原子炉格納容器に注入し，長期安定停止に向け，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下することを目
的に残留熱除去系又は代替循
環冷却系により原子炉格納容
器内を除熱する。

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器の負圧破損の防止で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型大容量窒素供給装置

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器の負圧破損の防止で使用する設備は以下の

相違理由②

とおり。
・可搬型窒素供給装置

相違理由②

・ホース

東二のホースは設備に含まれる・可燃性ガス濃度制御系配管・弁柏崎の可燃性ガス濃度制御系配管は窒素供給ラインとして使用
・不活性ガス系配管・弁し，東二は不活性ガス系配管を使用する。

・耐圧強化ベント系配管・弁相違理由⑰・格納容器圧力逃がし装置配管・弁相違理由⑰・原子炉格納容器

相違理由⑰

・常設代替交流電源設備

相違理由⑰・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑰・燃料給油設備相違理由⑰

13

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東海第二(b) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

備考
東二は比較表（a）ページ 5 に記

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替

載

循環冷却系により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。
放射線防護対策として，現場での系統構成は代替循環冷却系の運転開始前に行い，代替循
環冷却系の起動及びその後の流量調整等の操作については中央制御室から操作を行う。

東二の代替循環冷却系は原子
炉建屋原子炉棟内に設備が設置されており，中央制御室からの遠隔操作にて系統構成を実施する。
柏崎は二次格納施設外に設備が設置されており，現場操作

なお，代替循環冷却系運転後長期における系統廻りの線量低減対策として，可搬型代替注にて系統構成を実施する。

水ポンプを使用した外部注水により系統水を入れ替えることでフラッシングが可能である。

代替循環冷却系の長期運転後

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。

における系統の線量低減対策について，東二は技術的能力「添付資料 1.0.15 格納容器の長期にわたる状態維持に係る体制の整備について」に整理する（柏崎と同様）。

14

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東海第二

備考

・復水移送ポンプ

相違理由③

・代替原子炉補機冷却系

相違理由⑦

・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・サプレッション・チェンバ
・防火水槽
・淡水貯水池・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ
・高圧炉心注水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・格納容器スプレイ・ヘッダ
・ホース
・原子炉圧力容器
・原子炉格納容器
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備(c) 格納容器内 pH 制御(c) サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

格納容器圧力逃がし装置を使用する際，格納容器 pH 制御設備による薬液注入により原子炉

格納容器圧力逃がし装置を使用する際，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による格納容器内が酸性化することを防止し，サプレッション・チェンバのプール水中によう素を薬液注入によりサプレッション・プール水が酸性化することを防止し，サプレッション・

保持することで，よう素の放出量を低減する手段がある。

プール水中によう素を保持することで，よう素の放出量を低減する手段がある。

格納容器 pH 制御設備による薬液注入で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②
相違理由④

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入で使用する設備は以下のとおり。

・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

相違理由⑰・格納容器下部注水系（常設）相違理由⑰
・薬液タンク

相違理由④・蓄圧タンク加圧用窒素ガスボンベ

相違理由④

15

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・格納容器 pH 制御設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二

備考

・サプレッション・プール水ｐＨ制御装置配管・弁相違理由④

・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ

相違理由⑰

・サプレッション・チェンバ相違理由⑰

・常設代替直流電源設備

相違理由⑰・可搬型代替直流電源設備

相違理由⑰・燃料給油設備相違理由⑰(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備【以下，ページ 17 より当該箇所を引用】
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，復水移送

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，代替循

ポンプ，代替原子炉補機冷却系，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），サプレッション・チェン

環冷却系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除去系海水

バ，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ，高圧炉心注水系配管・弁，復水補給水系配系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ，可搬型代替注水大型ポン

管・弁，給水系配管・弁・スパージャ，格納容器スプレイ・ヘッダ，ホース，原子炉圧力容器，

プ，サプレッション・チェンバ，代替淡水貯槽，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ス

原子炉格納容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備及び燃

プレイヘッダ，代替循環冷却系配管・弁，ホース，原子炉圧力容器，原子炉格納容器，常料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大

設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由③

相違理由⑫

事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。

【引用ここまで】
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のう

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，フィルタ装置，よう素フィルタ， ラプチャーディスク，ドレン移送ポンプ，ドレンタン

ち，フィルタ装置，圧力開放板，移送ポンプ，遠隔人力操作機構，第二弁操作室空気ボン

ク，遠隔手動弁操作設備，遠隔空気駆動弁操作用ボンベ，可搬型窒素供給装置，スクラバ水 pH

ベユニット（空気ボンベ），第二弁操作室差圧計，可搬型窒素供給装置，フィルタ装置遮制御設備，フィルタベント遮蔽壁，配管遮蔽，不活性ガス系配管・弁，耐圧強化ベント系配管・

蔽，配管遮蔽，第二弁操作室遮蔽，第一弁（Ｓ／Ｃ側），第一弁（Ｄ／Ｗ側），第二弁，第弁，格納容器圧力逃がし装置配管・弁，遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁，ホース・接続口，

二弁バイパス弁，不活性ガス系配管・弁，耐圧強化ベント系配管・弁，格納容器圧力逃が原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む），可搬型代替注水ポンプ（A-し装置配管・弁，第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁），窒素供給配管・弁，移送2 級），常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備，常設代替直流

配管・弁，補給水配管・弁，原子炉格納容器（サプレッション・チェンバを含む），真空

電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。防火水槽及び淡破壊弁，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，代水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b)項を満足する

替淡水貯槽，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設備，ための代替淡水源（措置）として位置付ける。

可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

16

相違理由②⑧⑰

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現場操作で使用する設備のうち，遠隔手動弁操作設備，遠隔空気駆動弁操作用ボンベ及び遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁は重大事故等対処設備として位置付ける。

東海第二

備考

現場操作で使用する設備のうち，遠隔人力操作機構，第二弁操作室空気ボンベユニット

相違理由⑨（空気ボンベ），第二弁操作室差圧計，第二弁操作室遮蔽及び第二弁操作室空気ボンベユ

相違理由⑩

ニット（配管・弁）は重大事故等対処設備として位置付ける。
不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換で使用する設備のうち，可搬型窒素供給装置及びホース・接続口は重大事故等対処設備として位置付ける。

不活性ガス（窒素）による系統内の置換で使用する設備のうち，可搬型窒素供給装置，
不活性ガス系配管・弁，耐圧強化ベント系配管・弁，格納容器圧力逃がし装置配管・弁，相違理由⑰

フィルタ装置，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大相違理由⑰

事故等対処設備として位置付ける。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，復水移送

東二は比較表ページ 16 に記載

ポンプ，代替原子炉補機冷却系，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），サプレッション・チェン

相違理由③

バ，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ，高圧炉心注水系配管・弁，復水補給水系配管・弁，給水系配管・弁・スパージャ，格納容器スプレイ・ヘッダ，ホース，原子炉圧力容器，
原子炉格納容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。
原子炉格納容器負圧破損の防止で使用する設備のうち，可搬型窒素供給装置，不活性ガ

相違理由②⑰ス系配管・弁，耐圧強化ベント系配管・弁，格納容器圧力逃がし装置配管・弁，原子炉格
納容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース
敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使東二は可搬型代替注水大型ポンプを使用した代替残留熱除用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替循環 去系海水系を新規配備し，残冷却系が使用可能となれば，原子炉格納容器内の減圧及び除熱する手段として有効であ 留熱除去系又は代替循環冷却る。

系に冷却水を供給できる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑲と示す。

17

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東海第二・淡水タンク（多目的タンク，ろ過水貯蔵タンク，原水タンク及び純水貯蔵タンク）

備考
相違理由⑬

耐震性は確保されていないが，重大事故等の収束に必要となる水を確保する手段として有効である。
なお，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生している場
合は，消火系の水源である多目的タンク，ろ過水貯蔵タンク及び原水タンクは使用できない。
・格納容器内 pH 制御で使用する設備

・サプレッション・プール水ｐＨ制御装置

重大事故等対処設備であるよう素フィルタにより中央制御室の被ばく低減効果が一定

重大事故等対処設備である格納容器圧力逃がし装置により中央制御室の被ばく低減

程度得られており，復水移送ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納

効果が一定程度得られており，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置によりサプレッ

容器下部注水系（常設）の運転に併せて原子炉格納容器内に薬剤を注入することで原子

ション・チェンバに薬液を注入することで原子炉格納容器外に放出されるよう素の放出

炉格納容器外に放出されるよう素の放出量を低減する手段は更なるよう素低減対策とし量を低減する手段は更なるよう素低減対策として有効である。

相違理由②④て有効である。
・可搬型格納容器窒素供給設備

東二は可燃性ガスによる爆発

有効性評価における原子炉格納容器内の圧力評価により，事故発生後 7 日間は窒素ガ

及び原子炉格納容器の負圧破スを供給しなくても原子炉格納容器が負圧破損に至る可能性はない。

損を防止する設計であること

その後の安定状態において，サプレッション・チェンバ・プール水の温度が低下し，原ら，可搬型窒素供給装置を重大

子炉格納容器内で発生する水蒸気が減少した場合においても，本設備を用いて原子炉格

事故等対処設備と位置付ける。

納容器へ窒素ガスを供給することで原子炉格納容器内の負圧化を回避できることから，
原子炉格納容器の負圧破損防止対策として有効である。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑭

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において 重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

18

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b. 手順等
上記「a.原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（シビアア

東海第二

備考

ｂ．手順等
上記「ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等※２及び重大事故等対応要員の対応として「非常時運転手順書Ⅲ

東二は「技術的能力 1.0 重大

クシデント）（以下「SOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める事故対策における共通事項（添める（第 1.7.1 表）。

（第 1.7−1 表）。

付資料 1.0.10

重大事故等発生時の体制について）」より,当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑳と示す。
整備する手順書名の相違
また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.7.2 表，第 1.7.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第 1.7−2 表，第 1.7−3 表）
。

相違理由⑥

※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を追記。

19

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東海第二1.7.2 重大事故等時の手順

1.7.2 重大事故等時の手順

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

備考(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順(1) 交流電源が健全である場合の対応手順

相違理由②【以下，ページ 63 より当該箇所を引用】
b. 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

炉心の著しい損傷が発生した場合において，復水補給水系を用いた代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止

東二は基準要求の順に代替循環

炉心の著しい損傷が発生した場合において，代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容

冷却系を先に記載している。

器内の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

相違理由③(a) 手順着手の判断基準

相違理由①

する。
(a) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準※1※2

炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系の復旧に見込みがなく

原子炉格納容器内の除熱が困難な状況で，以下の条件が全て成立した場合。
※3・復水補給水系が使用可能であること。

・代替原子炉補機冷却系による冷却水供給が可能であること。

※１

炉心損傷を判断した場合※２において，残留熱除去系の復旧に見込みがなく

原子炉格納容器内の減圧及び除熱が困難な状況で，以下の条件が全て成立した場合。
・代替循環冷却系が使用可能※３であること。

相違理由③

・残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系のいずれかによる冷相違理由⑦

却水供給が可能であること。
・原子炉格納容器内の酸素濃度が 4vol%以下※4 であること。

・原子炉格納容器内の酸素濃度が4.3vol％以下であること。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

東二は計測箇所を明確に記載。

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使東二は 10 倍を含めて炉心損傷

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

と判断するため。
相違理由②※2:設備に故障が発生した場合，又は駆動に必要な電源若しくは補機冷却水が確保できない場合。
※3:設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場
合。

※2：設備に故障が発生した場合，又は駆動に必要な電源若しくは冷却水が確保できない場合。
※3：設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合。

※4:ドライ条件の酸素濃度を確認する。格納容器内酸素濃度（CAMS）にて 4vol%以下を確認

東二は代替循環冷却系を起動できない場合は，代替格納容器スプレイを継続することで，ドライウェル側とサプレッすることによって D/W と S/C 間

ション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

の酸素濃度は均一化するため，
代替循環冷却系起動前の代替
格納容器スプレイマネジメン
トは不要である。
東二は，原子炉格納容器の酸素濃度をドライで測定しているため，考慮不要である。

20

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ⅱ. 操作手順
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり。

東海第二(b) 操作手順

備考
相違理由①

代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順も同様。
）。

原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合は， 残留熱

柏崎は代替循環冷却系の運転除去系（A）注入配管使用による原子炉圧力容器への注水と残留熱除去系（B）スプレイ配管

に際し，水源の切替えが必要と使用によるドライウェルスプレイ（以下「D/W スプレイ」という。）を同時に実施する手順なるため，復水補給水系の運転とし，前提条件として復水貯蔵槽を水源とした残留熱除去系（B）スプレイ配管使用による状態を前提条件として定義す

D/W スプレイ中とする。

る。

また，原子炉圧力容器への注水ができない状況において，原子炉圧力容器の破損を判断

東二では代替循環冷却系を使した場合は，原子炉格納容器下部への注水と残留熱除去系（B）スプレイ配管使用による D/W

用したペデスタル（ドライウェ

スプレイを同時に実施する手順とし，前提条件として復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納ル部）への注水は実施しない。

容器下部への注水及び残留熱除去系（B）スプレイ配管使用による D/W スプレイ中とする。
手順の対応フローは第 1.7.1 図に，概要図を第 1.7.19 図に，タイムチャートを第 1.7.20
図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の準備開始を指示する。

手順の対応フローは第1.7−1図に，概要図を第1.7−3図に，タイムチャートを第1.7−4

相違理由⑥

図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子相違理由⑮⑳

炉格納容器内の減圧及び除熱の準備開始を指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の減圧及び東二は必要な電源の受電操作に必要なポンプ・電動弁及び監視計器の電源，冷却水が確保されていることを状態表示

除熱に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，を記載（中央制御室の緊急用電にて確認する。

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁，残留熱除去系Ａ系注入弁及び残留熱除去系

源切替盤にて実施）

Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施するとともに，代替循環冷却系Ａ系に相違理由⑮⑳

よる原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な電動弁の電源が確保されたことを状態
表示等にて確認する。また，ポンプ及び監視計器の電源並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量を確認し，復水補給水系が使用可能か確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器補助盤にて復水補給水系バイパス流防止として
タービン建屋負荷遮断弁の全閉確認を実施する。
⑤現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプ水源切替え準備のため，復水補給水系復水貯蔵槽出口弁,高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第一，第二元弁，復水移送ポンプミニマムフロ
ー逆止弁後弁，復水補給水系制御棒駆動系駆動水供給元弁を全閉とし，復水補給水系常／非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開確認を実施する。

21

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥a 原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合

東海第二③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミ

現場運転員 E 及び F は，電動弁操作盤にて代替循環冷却系の系統構成を実施する。（残ニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バ

留熱除去系熱交換器出口弁（A），サプレッションプール水浄化系復水貯蔵槽側吸込弁，

イパス弁の全閉操作を実施する。

残留熱除去系最小流量バイパス弁（B），残留熱除去系熱交換器出口弁（B），残留熱除去
系 S/P スプレイ注入隔離弁（B）の全閉，及び残留熱除去系注入弁（A）の全開操作を実④運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系

備考
相違理由⑮⑳

相違理由⑮⑳

Ａ系テスト弁の全開操作を実施する。

施する。）⑥b 原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合

東二では代替循環冷却系を使

現場運転員 E 及び F は，電動弁操作盤にて代替循環冷却系の系統構成を実施する。（サ

用したペデスタル（ドライウェ

プレッションプール水浄化系復水貯蔵槽側吸込弁，残留熱除去系最小流量バイパス弁

ル部）への注水は実施しない。

（B），残留熱除去系熱交換器出口弁（B），残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁（B）の全閉操作を実施する。）⑦中央制御室運転員 A 及び B は，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の準備完了を当直副長に報告する。
⑧当直副長は，運転員に代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始を指⑤運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水の系統構成が完了したこ

相違理由⑮⑳とを報告する。
⑥発電長は，運転員等に代替循環冷却系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。

相違理由⑮⑳示する。
⑨中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプを停止後，残留熱除去系洗浄水弁（B）を相違理由⑮

全閉とし，現場運転員 C 及び D へ連絡する。
⑩現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口元弁を全閉とし，当直副長に報

相違理由⑮

告する。
⑪現場運転員 E 及び F は， 当直副長からの指示により，残留熱除去系高圧炉心注水系第一

相違理由⑮

止め弁及び残留熱除去系高圧炉心注水系第二止め弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系
ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報
告する。

22

相違理由⑮⑳

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑫a 原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合（⑫a〜⑮a）

東海第二⑧ａ原子炉圧力容器への注水（100m３／h）及び原子炉格納容器へのスプレイ（150m３／h）

備考
相違理由⑮⑳を実施する場合（⑧ａ〜⑫ａ）
発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイの開始を指示する。

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁（B）を調整開とした後に復水移送⑨ａ運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施後，代替循環

ポンプを起動し，速やかに残留熱除去系洗浄水弁（A）及び残留熱除去系洗浄水弁（B）を

冷却系Ａ系注入弁を開にし，代替循環冷却系Ａ系テスト弁の全閉操作を実施する。

開として代替循環冷却系の運転を開始する。

⑩ａ運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全開操作を実施

相違理由⑮⑳
相違理由⑮⑳

後，代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁を開とする。
a⑬ 中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水移送ポ⑪ａ運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを代替循環冷

ンプ吐出圧力指示値の上昇，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及却系原子炉注水流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認する。あわび原子炉水位指示値の上昇により確認する。あわせて，原子炉格納容器内へのスプレイ

せて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを代替循環冷却系格納容器スが開始されたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，復水補給水系流量（RHR B 系

プレイ流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，発電長に代替注水流量）指示値の上昇，並びに格納容器内圧力指示値及び格納容器内温度指示値報告する。

相違理由⑮⑳の低下により確認し，当直副長に報告する。
⑭a 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注

東二は災害対策本部への連絡

水及び原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

は不要。
相違理由⑮

⑮a 当直副長は，原子炉圧力容器内の水位及び原子炉格納容器内の圧力を継続監視し，残留⑫ａ発電長は，原子炉圧力容器内の水位及び原子炉格納容器内の圧力を継続監視し，代替

熱除去系洗浄水弁（A）及び残留熱除去系洗浄水弁（B）にて適宜，原子炉圧力容器内の水循環冷却系Ａ系注入弁及び代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁にて適宜，原子炉

位及び原子炉格納容器内の圧力の調整を行うよう中央制御室運転員に指示する。

圧力容器内の水位及び原子炉格納容器内の圧力の調整を行うよう運転員等に指示す相違理由⑮⑳

る。
また，状況により残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁（B），残留熱除去系格納容器

また，状況により代替循環冷却系Ａ系注入弁及び代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレ

冷却ライン隔離弁（B）を全閉，残留熱除去系S/Pスプレイ注入隔離弁（B）を全開とす

イ弁を全閉，代替循環冷却系Ａ系テスト弁を全開とすることで，原子炉圧力容器へのることで，D/Wスプレイからサプレッション・チェンバ・プールスプレイ（以下｢S/Pス

注水及び原子炉格納容器へのスプレイからサプレッション・プールの除熱へ切り替えプレイ｣という。）へ切り替える。

る。

23

相違理由⑮

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑫b 原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合（⑫b

東二では代替循環冷却系を使〜⑯b）中央制御室運転員A及びBは，下部ドライウェル注水ライン隔離弁の全開操作を実用したペデスタル（ドライウェ

施する。

ル部）への注水は実施しない。

⑬b 中央制御室運転員A及びBは，残留熱除去系洗浄水弁（B）を調整開とした後に復水移送ポンプを起動し，速やかに下部ドライウェル注水流量調節弁及び残留熱除去系洗浄水弁（B）を開として代替循環冷却系の運転を開始する。
⑭b 中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器下部への注水が開始されたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値の上昇により確認する。あわせて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）指示
値の上昇，並びに格納容器内圧力指示値及び格納容器内温度指示値の低下により確認
し，当直副長に報告する。
⑮b 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑯b 当直副長は，原子炉格納容器内の圧力を継続監視し，残留熱除去系洗浄水弁（B）にて適宜，原子炉格納容器内の圧力の調整を行うよう中央制御室運転員に指示する。
⑧ｂ原子炉格納容器へのスプレイ（250m３／h）を実施する場合（⑧ｂ〜⑪ｂ）

東二は原子炉圧力容器への注

発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの開

水及び原子炉格納容器へのス始を指示する。

プレイに加え，原子炉格納容器ｂ

への単独スプレイ手順を整備

後，代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁を開とする。

している。

⑨ 運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全開操作を実施
ｂ⑩ 運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを代替
循環冷却系格納容器スプレイ流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑪ｂ発電長は，原子炉格納容器内の圧力を継続監視し，代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁にて適宜，原子炉格納容器内の圧力の調整を行うよう運転員等に指示する。
また，状況により代替循環冷却系Ａ系注入弁及び代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレ
イ弁を全閉，代替循環冷却系Ａ系テスト弁を全開とすることで，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器へのスプレイからサプレッション・プールの除熱へ切り替える。
※炉心損傷前における代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順は同様。

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ⅲ. 操作の成立性

東海第二(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運

上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施し，作業開始を判断した後，転員 4 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替循環冷却系による原子炉格納容

冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで41

器内の減圧及び除熱開始まで約 90 分で可能である。

分以内で可能である。

備考
相違理由①
相違理由⑮⑳

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

【引用ここまで】
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。

東二は代替循環冷却系の運転・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内に必要な冷却水の確保時間を・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内

明確に記載。

・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプ使用の場合：370分以
内※４※4：代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの現場操作は重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合の所要時間を示す。
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合，及び代炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合，及び代替循環冷却系の運転が期待できない場合は，サプレッション・チェンバ・プール水以外の水源を替循環冷却系の運転が期待できない場合は，サプレッション・チェンバ以外の水源を用いた用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施しているため，サプレッション・チェンバ・プール

原子炉格納容器内へのスプレイを実施しているため，サプレッション・プール水位が上昇す

水位が上昇するが，外部水源注水制限値に到達した場合は，このスプレイを停止するため，原子るが，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した場合は，サプレッシ

相違理由②

炉格納容器内の圧力を 620kPa[gage]以下に抑制できる見込みがなくなることから，格納容器圧ョン・チェンバの格納容器ベント排気ラインの水没を防止するために原子炉格納容器内への相違理由②

力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過圧破損をスプレイを停止し，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施

相違理由②

防止する。

することで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

東二はスプレイ停止理由を明

相違理由①

また，原子炉格納容器内でジルコニウム−水反応により発生した水素ガスが原子炉建屋に漏また，原子炉格納容器内でジルコニウム−水反応により発生した水素が原子炉建屋に漏えい 確に記載。

えいする可能性があることから，原子炉建屋オペレーティングフロア天井付近の水素濃度，非する可能性があることから，原子炉建屋原子炉棟 6 階天井付近の水素濃度，原子炉建屋原子炉 相違理由⑱

常用ガス処理系吸込配管付近の水素濃度及び原子炉建屋オペレーティングフロア以外のエリア

棟 2 階及び原子炉建屋原子炉棟地下 1 階のハッチ等の貫通部付近の水素濃度並びに静的触媒式 相違理由⑯の水素濃度並びに静的触媒式水素再結合器動作監視装置の出入口温度の監視を行い，原子炉建

水素再結合器動作監視装置にて静的触媒式水素再結合器の出入口温度の監視を行い，原子炉建

相違理由②

屋内において異常な水素ガスの漏えいを検知した場合は原子炉格納容器内に滞留した水素ガス

屋内において異常な水素の漏えいを検知した場合は原子炉格納容器内に滞留した水素を排出す

相違理由⑯を排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。

ることで，原子炉建屋への水素の漏えいを防止する。

東二は具体的なパラメータ名

なお，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減させるため，運転員は待避室へ待避しプラントパラメータを継続して監視する。

なお，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減さを記載。

せるため，中央制御室待避室へ待避及び第二弁操作室にて待機し，プラントパラメータを中

相違理由⑯

央制御室待避室内のデータ表示装置（待避室）により継続して監視する。

相違理由⑯
相違理由②⑨相違理由②

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格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器

東海第二

備考

格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内

内の除熱機能が1系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつの除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度 格納容器ベント停止判断基準

可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する

制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合， の相違。

ことを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。

並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満 以降，同様の相違理由による及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合は第一弁を全閉 ものは相違理由 と示す。
し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断

なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1 系

し，適切に対応する。なお，フィルタ装置出口弁については，第一弁を全閉後，原子炉格納容統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，炉心の著しい損傷の緩和及び原子炉格納容器の破損※2防止のために必要な操作が完了した場合 。

相違理由①

炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系及び代替循環冷却系による原子炉

相違理由②

格納容器内の減圧及び除熱ができず，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋相違理由⑱5.5mに到達した場合※２。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故

東二は計測箇所を明確に記載。

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタ

東二は 10 倍を含めて炉心損傷（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

と判断するため。
相違理由②※2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場合，※2：発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の温度及び圧力の制御

又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施する必ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。

要がある場合は，これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし，発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。

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制御パラメータについて明確に記載。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の手順は以下のとお

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のり。手順の対応フローを第 1.7.1 図に，概要図を第 1.7.2 図に，タイムチャートを第 1.7.3

とおり。手順の対応フローを第1.7−1図及び第1.7−2図に，概要図を第1.7−5図に，タ図及び第 1.7.4 図に示す。

イムチャートを第1.7−7図に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑬以外は同様）］

備考
相違理由①
相違理由⑥

【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑨以外は同様）
】

相違理由②

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃が相違理由⑮

し装置による格納容器ベントの準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備のた

相違理由⑮

め，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に報告する。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・③発電長は，格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側からの格納容器ベントの準備を

相違理由⑮⑳

チェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，開始するよう運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベントができない場合

相違理由⑮⑳

格納容器圧力逃がし装置によりウェットウェル（以下「W/W」という。）側から格納容器

は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

ベント実施の準備を開始するよう運転員に指示する（原子炉格納容器内の水位がサプレ
ッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限を越えている場合はドライウェル（以下「D/W」という。）側からの格納容器ベント実施の準備を開始するよう指示する）。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置に④発電長は，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準 相違理由⑮⑳

よる格納容器ベントの準備開始を報告する。
③現場運転員 C 及び D は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動弁備開始を報告する。
⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な 相違理由⑮⑳の電源の受電操作を実施する。

電動弁の電源切替操作を実施する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要

電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示

な電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状にて確認する。

態表示等にて確認する。

相違理由⑮⑳
監視計器に電源確保の状態表
示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

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東海第二

備考

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲

東二の移送ポンプは満水保管内であること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認すとしているため，水張手順は整

る。

備しない。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系（以下「AC⑦運転員等は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系の隔離信号が発生して系」という。）隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，AC 系隔離信号のいる場合は，中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。

相違理由⑮⑳

除外操作を実施する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系⑧運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント

相違理由⑮⑳が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離

系一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，耐圧強相違理由②

弁及び非常用ガス処理系出口 U シール隔離弁の全閉操作， 並びに耐圧強化ベント弁，非化ベント系二次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁及び換気空調系二次隔離

柏崎は，格納容器ベント時に常用ガス処理系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び弁の全閉を確認する。

影響がある非常用ガス処理系

換気空調系第二隔離弁の全閉，及びフィルタ装置入口弁の全開を確認後，二次隔離弁をａの弁を閉とするため，非常用調整開（流路面積約 50%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完

運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）の全開操作を実施する。

ガス処理系を停止するものと了を当直副長に報告する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパスｂ

推測されるが，東二は格納容弁を調整開（流路面積約 50%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開操作できない場合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁器ベント時に原子炉建屋ガス

備完了を当直副長に報告する。

（Ｄ／Ｗ側）の全開操作を実施する。

処理系と接続している系統の⑨ Ｓ／Ｃ側ベントの場合⑨ Ｄ／Ｗ側ベントの場合

隔離弁のみを閉とするため，運転中であっても影響はな
い。
柏崎は，格納容器圧力逃がし装置の二次隔離弁を調整開運用とする。
東二の第一弁は全開運用とし
ている。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧現場運転員 C 及び D は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタベント大気放出

東海第二

備考

⑩運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告 相違理由⑮⑳

ラインドレン弁を全閉，水素バイパスライン止め弁を全開とし，格納容器圧力逃がし装する。

置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン⑪発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備が完了したことを災ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。

相違理由⑮⑳

害対策本部長代理に報告する。

⑩当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び水位，並びに原子炉建屋内の水素濃度に関す

相違理由⑮⑳

る情報収集を適宜行い，当直長に報告する。また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力及び水位，並びに原子炉建屋内の水素濃度に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン相違理由⑮⑳⑫発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を災害対策本部長

トの開始を緊急時対策本部に報告する。
⑫当直副長は，以下のいずれかの条件に到達したことを確認し，運転員に格納容器ベント

代理に報告する。
⑬発電長は，以下のいずれかの条件に到達したことを確認し，運転員等に格納容器ベ開始を指示する。
・外部水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施中に，サプレッション・チェン

相違理由⑮⑳

ント開始を指示する。
・外部水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施中に，サプレッション・プ

バ・プール水位が「真空破壊弁高さ」に到達した場合。
・原子炉建屋オペレーティングフロア天井付近の水素濃度が 2.2vol%に到達した場合。

相違理由⑱⑳

ール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した場合。
・原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％に到達した場合。

柏崎はサプレッション・チェ
ンバ・プール水位が「真空破壊弁高さ」に到達。
東二はサプレッション・プー
ル水位指示値通常水位＋6.5mに到達で格納容器ベント開始。
柏崎は原子炉建屋オペレーティングフロア天井付近の水素濃度が 2.2vol%に到達で格納容器ベント開始。
東二は大規模損壊で対応。

⑬ａ W/W ベントの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気⑭運転員等は中央制御室にて，第二弁の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置

供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバによる格納容器ベントを開始する。なお，第二弁の開操作ができない場合は，第二側）の全開操作により，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。現場

弁バイパス弁の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント

運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を遠隔手動弁操作設備を開始する。

による操作で全開状態を保持させる。

29

相違理由⑮⑳

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑬ｂ D/W ベントの場合

備考
相違理由⑮

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（ドライウェル側）の全開操作により，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）を遠隔手動弁操作設備による操作で全開状態を保持させる。
⑭中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さ⑮運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始れたことを，格納容器内圧力指示値の低下又は原子炉建屋水素濃度指示値が安定若しくされたことをドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，格納容器ベント開始時の判断は低下，フィルタ装置入口圧力指示値の上昇，フィルタ装置出口放射線モニタ指示値の並びにフィルタ装置圧力及びフィルタ装置スクラビング水温度指示値の上昇によりパラメータの相違

上昇により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置によ確認するとともに，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）指示値

る格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

の上昇により確認し，発電長に報告する。また，発電長は，格納容器圧力逃がし装相違理由⑮⑳

置による格納容器ベントが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。
⑮中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値を確認し，水位

東二は格納容器圧力逃がし装調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実置使用時の水位低下量は設計施するよう緊急時対策本部に依頼する。

にて担保しているため，水張り不要。

⑯中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑯運転員等は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容

び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離

器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）の全開保持状態を遠隔手動弁操作

破損防止機能が使用可能な場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］

設備により解除するよう現場運転員に指示する。

（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度

相違理由⑮⑳
相違理由⑩が可燃限界未満であることを確認することにより，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。
⑰現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）

相違理由⑩⑮⑳を遠隔手動弁操作設備による操作で全開保持状態を解除する。
⑱中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウ

相違理由⑮⑳ェル側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は， 二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 45 分で可能である。原子炉格納容器内の減

東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備開始を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数

相違理由⑮⑳及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合

圧及び除熱開始後，現場運転員 2 名にて一次隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，5分以内で可開状態を保持させた場合，約 40 分で可能である。

能である。
・中央制御室からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，5分以内で可能である。
第二弁操作室正圧化基準到達から第二弁操作室の正圧化開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・第二弁操作室空気ボンベユニットによる第二弁操作室の正圧化
現場対応を重大事故等対応要員3名にて作業を実施した場合，4分以内で可能である。
格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの第二弁操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，2分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，第一弁（Ｓ／Ｃ側）
操作を中央制御室にて実施した場合，5分以内で可能である。また，サプレッション・プ
ール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達後，第二弁操作を中央制御室にて実施した場
合，2分以内で可能である。
【Ｄ／Ｗ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5m に到達後，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を中央制御室にて実施した場合，5 分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5m に到達後，第二弁操作を中央制御室にて実施
した場合，2 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

東二は現場操作についてはる。室温は通常運転時と同程度である。一次隔離弁の操作場所は原子炉建屋内の原子炉区「(2) a. 格納容器圧力逃がし

域外に設置することに加え，あらかじめ遮蔽材を設置することで作業時の被ばくによる影装置による原子炉格納容器内響を低減している。また，操作前にモニタリングを行い接近可能であることを確認し防護の減圧及び除熱（現場操作）」

具を確実に装着して操作する。

にて整理。比較表ページ 74

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東海第二(b) 第二弁操作室の正圧化
格納容器圧力逃がし装置を使用する際に，第二弁操作室を第二弁操作室空気ボンベユニ
ットにより加圧し，第二弁操作室の居住性を確保する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合※２。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の温度及び圧力の制御ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
ⅱ) 操作手順
第二弁操作室の正圧化手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.7−1 図に，概要図を第 1.7−6 図に，タイムチャートを第 1.7−7 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に第二弁操作室の正圧化準備を指示する。
②重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁操作室空気ボンベユニット空気ボンベ集合弁及び第二弁操作室空気ボンベユニット空気供給出口弁を全開とし，第二弁操作室の正圧化準備が完了したことを発電長に報告する。
③発電長は，サプレッション・プール水位指示値が第二弁操作室の正圧化基準である
通常水位＋6.4m※３に到達したことを確認し，重大事故等対応要員に第二弁操作室の正圧化の開始を指示する。
④重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁操作室空気ボンベユニット空気供
給流量調整弁により規定流量に調整し，第二弁操作室の正圧化を開始する。
⑤重大事故等対応要員は，第二弁操作室内外の差圧指示値により第二弁操作室内の正圧化開始を確認し，発電長に報告する。なお，必要により第二弁操作室空気ボンベ
ユニット空気供給流量調整弁を調整する。
※3：格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの前に，速やかに第二弁操作室の加圧を行えるように設定。なお，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.4m から＋6.5m に到達するまで評価上約 20 分である。

32

備考
相違理由⑨

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東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性
上記の現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，作業開始を判断してから第二弁操作室空気ボンベユニットによる第二弁操作室の正圧化準備完了まで50分以内で可能である。
第二弁操作室の正圧化基準到達から第二弁操作室内の正圧化開始まで4分以内で可能である。このうち，第二弁操作室空気ボンベユニットの第二弁操作室空気供給差圧調整弁の操作から正圧に達するまで1分以内である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

【以下，ページ 50 より当該箇所を引用】(c) フィルタ装置水位調整（水張り）フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ
インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

(c) フィルタ装置スクラビング水補給
フィルタ装置の水位が通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り下限水位である

相違理由②
相違理由⑰

1,325mm に到達する前に，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽又は淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置へ水張りを実施する。

ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水張り）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.7.7 図に，タイムチャートを第 1.7.8 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由①

フィルタ装置の水位指示値が 1,500mm 以下の場合。
ⅱ) 操作手順
フィルタ装置スクラビング水補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.7−8 図

相違理由①
相違理由⑥

に，タイムチャートを第 1.7−9 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラ 相違理由⑮

調整（水張り）の準備開始を指示する。

ビング水補給の準備開始を依頼する。

東二は発電長の判断により本手順を実施する。

②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラビング水補給の準 相違理由⑮⑳
備開始を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給の準備開始を指示する。

相違理由⑮⑳④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給に必要な監視計器の電 相違理由⑮⑳
源が確保されていることを状態表示等により確認し，フィルタ装置スクラビング水補 東二は準備に関する項目を明給の準備完了を発電長に報告する。

確に記載。

⑤発電長は，フィルタ装置スクラビング水補給の準備完了を災害対策本部長代理に報告 相違理由⑮する。

33

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東海第二②a 防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開した水張りの場合又は淡水貯水池

備考
東二はあらかじめ敷設していから可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，るホースをはない。

あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を配備し，防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）へ，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からフィルタ装置補給水接続口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
②b 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を使用した水張り⑥重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替 相違理由⑮⑳の場合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの配備及びホースを接続し，フィルタ

緊急時対策要員は，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

装置スクラビング水補給の準備完了を災害対策本部長代理に報告する。

からフィルタベント装置補給水接続口へ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑦災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給の準備完了を発電長に報告 相違理由⑮する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可 相違理由⑮
搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置水位調整（水張り）の開始を指示す⑨災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替 相違理由⑮⑰⑳

る。

注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を重大事故等対応要員に指示する。

④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）起動と FCVS フィルタベント装置給⑩重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替 相違理由⑮⑰⑳

水ライン元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置への給水が開始されたことを，フィル

注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，格納容器圧力逃がし装

タベント遮蔽壁附室の FCVS 計器ラックにて，フィルタ装置水位指示値の上昇により確

置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁の全開操作を実施し，フィ

認し，給水開始を緊急時対策本部に報告する。

ルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。

⑤緊急時対策本部は，当直長にフィルタ装置の水位を監視するよう依頼する。

⑪災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替 相違理由⑮⑰⑳
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを発電長に報告する。

⑥当直副長は，フィルタ装置の水位を監視するよう中央制御室運転員に指示する。
⑦中央制御室運転員 A は，フィルタ装置水位にて水位を継続監視し，規定水位に到達した⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給が開始されたことをフ 相違理由⑮⑳

ことを当直副長に報告する。

ィルタ装置水位指示値の上昇により確認した後，通常水位（水位低）である2,530mm以上まで補給されたことを確認し，発電長に報告する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ（A−東海第二⑬発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給の停止を依頼す

2 級）停止操作を依頼する。
⑨緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）停止操作を指示

備考
相違理由⑮

る。
⑭災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替 相違理由⑮⑰⑳

する。

注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの停止を重大事故等対応要員に指示する。

⑩緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）停止操作，FCVS フィルタベント装⑮重大事故等対応要員は格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にて，フィルタベント装 相違理由⑮⑰⑳

置給水ライン元弁の全閉操作及びフィルタ装置補給水接続口送水ホースの取外し操作を置補給水ライン元弁を全閉とした後，フィルタ装置スクラビング水補給として使用す実施する。

る可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長代理に報告する。

⑪緊急時対策要員は，緊急時対策本部にフィルタ装置水位調整（水張り）の完了を報告す⑯災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替 相違理由⑮⑰

る。

注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水を停止したことを発電長に報告する。

ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

相違理由①

上記の操作は，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラビング水補給の開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開したフィルタ装置水位調整（水張【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置スクラビングり）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実

水補給】（水源：代替淡水貯槽）

施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定〜可搬型代替注水ポンプ（A・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，180 分以内で可能である。

相違理由⑮⑳−2 級）の配備〜送水準備〜フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了まで約 125分で可能である。
淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開したフィルタ装置水位調整（水【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置スクラビング張り）（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央

水補給】（水源：淡水タンク）

制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，165 分以内で可能である。

から水源と送水ルートの特定〜可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備〜送水準備〜フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約65 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了まで約 125 分で可能である。

35

相違理由⑮⑳

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二また，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を使用した

備考
東二はあらかじめ敷設していフィルタ装置水位調整（水張り）（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホース

るホースをはない。

が使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり，中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ位置（A−2 級）と送水ルートの確認〜送水準備〜フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替
注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約 95 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了
まで約 155 分で可能である。
なお，屋外における本操作は格納容器ベント実施後の短期間において，フィルタ装置水

格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室における操作は，フィルタ装置スクラビング水の蒸発によるフィルタ装置の水位低下は評価上想定されないため，フィルタ装置水位調整が格納容器ベント開始後 7 日間は補給操作が不要となる水量を保有していることから，（水張り）操作を実施することはないと考えられるが，作業時の被ばくによる影響を低減

大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているとともに，格納容器するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。

圧力逃がし装置格納槽の遮蔽壁により作業が可能な放射線環境である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

【引用ここまで】

東二は短期間での補給操作が不要。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置スク

東二は可搬型設備を使用する

ラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポン

手順については，その成立性

プの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びを記載している。

ＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

【以下，ページ 73 より当該箇所を引用】
d. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給(d) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

中長期的に原子炉格納容器内の水蒸気凝縮による原子炉格納容器の負圧破損を防止するとと格納容器ベント停止後における水の放射線分解によって発生する可燃性ガス濃度の上昇

もに原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減するため，可搬型格納容器窒素供給設備によりを抑制，及び原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型窒素供給装置により原子原子炉格納容器へ窒素ガスを供給する。

炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。

(a) 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準※1

炉心損傷を判断した場合※2において，原子炉格納容器内の除熱を開始した場合 。

相違理由①
相違理由②⑮

相違理由①※１

格納容器ベント停止可能と判断した場合。

東二は格納容器ベント停止後※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復の可燃性ガス濃度の上昇抑制

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ

し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び及び負圧破損防止を考慮し，ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合，並不活性ガス（窒素）置換を実

びに原子炉格納容器内の圧力が 310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温施する。

※2:格納容器ベントによる原子炉格納容器内の除熱を開始した場合。

度が 171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合は第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給の手順は以下のとおり。概要図を第 1.7.25 図に，タイムチャートを第 1.7.26 図に示す。

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。手順の対応
フローを第 1.7−2 図に，概要図を第 1.7−10 図に，タイムチャートを第 1.7−11 図に示

相違理由⑥

す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に原子炉格納容器への窒素ガス供給①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に原子炉格納容器内の 相違理由⑮の準備開始を指示する。

不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に原子炉格納容器への窒素ガ

相違理由⑮

ス供給のための可搬型格納容器窒素供給設備の準備を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に可搬型格納容器窒素供給設備の準備を指示する。

②災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス 相違理由⑮（窒素）注入をするための接続口を発電長に報告する。なお，格納容器窒素供給ライン接続口は，接続口蓋開放作業を必要としない格納容器窒素供給ライン東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置をＳ／Ｃ側用に1台，Ｄ／Ｗ側用に1台の準備及び可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車1台の準備を重大事故等対応要員に指示する。

④現場運転員 C 及び D は，可搬型格納容器窒素供給設備を接続するための準備作業を実施④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供 相違理由⑮する。

給装置用電源車を原子炉建屋東側屋外に配備した後，可搬型窒素供給装置として使用⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋近傍に可搬型格納容器窒素供給設備を移動させる。

する窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車にケーブルを接続するとともに，窒素供⑥緊急時対策要員は，可燃性ガス濃度制御系配管に可搬型格納容器窒素供給設備を接続す

給用ホースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外る。

に配備した場合は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。

⑦緊急時対策要員は，可搬型大容量窒素供給装置を起動する。
⑧緊急時対策要員は，窒素ガス供給ユニット D/W 側止め弁又は窒素ガス供給ユニット S/C

相違理由⑮⑤重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ 相違理由⑮

側止め弁を全開し，原子炉格納容器への窒素ガス供給の準備が完了したことを緊急時対／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを災害対策策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

本部長代理に報告する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑥災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ 相違理由⑮／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を発電長に報告する。
⑨当直副長は，サプレッション・チェンバ・プール水温度指示値が 104℃になる前に，中央⑦災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ 東二は手順着手の判断基準の制御室運転員に原子炉格納容器への窒素ガス供給を開始するよう指示する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系入口第一，第二隔離弁又は可燃性／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を重大事故等対応要員に指示する。

記載しているとおり，格納容⑧重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補 器ベント停止可能と判断した

ガス濃度制御系出口第一，第二隔離弁を全開し，窒素ガスを原子炉格納容器に供給する。

給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の全開操作を実施し，原子炉格納容器内への不活性ガ 場合に実施する。
ス（窒素）注入を開始したことを，災害対策本部長代理に報告する。

相違理由⑮⑨災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス 相違理由⑮（窒素）注入を開始したことを発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全閉による格納容器ベント停 東二は⑩〜 の手順で格納容止を指示する。

器ベント停止に関する手順を⑪運転員等は，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器ベント 記載している。
を停止したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱開始を指示する。また，原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御※２するように指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を開始した後，原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御する。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入によりドラ
イウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入が完了したことを発電長に報告する。

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東海第二

備考

⑮発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全開による格納容器圧力逃が 東二は⑩〜 の手順で格納容し装置による格納容器ベントを指示する。

器ベント停止に関する手順を⑯運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全開操作を実施し， 記載している。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを発電長に報告する。
⑰発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策
本部長代理に報告する。
⑱発電長は，可燃性ガス濃度制御系が起動可能な圧力まで原子炉格納容器内の圧力が低下したことを確認し，運転員等に可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を実施し，発電長に報告する。
⑳発電長は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を災害対策本部長代理に依頼する。
災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を重大事故等対応要員に指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，原子炉格納容器内への不活性ガ
ス（窒素）注入を停止した後，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を発電長に報告する。
発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全閉による格納容器ベント停止を指示する。
運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
※2：原子炉格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原子炉格納容器内の温度が150℃到達で原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員

東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作において，作業開始を判断してから原子炉格納容器内の不活性ガス（窒

備考
相違理由①
東二は接続口毎の成立性を記

2 名及び緊急時対策要員 16 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型格納素）置換開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

載している。

容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給開始まで約 480 分で可能である。

【格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒相違理由⑮⑳

なお，本操作は，格納容器ベント後に時間が経過した後の操作であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているため，作業可能である。

素）置換の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，135 分以内で可能である。
【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒相違理由⑮⑳素）置換の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，115 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

【引用ここまで】

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型
窒素供給装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確
保する。

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相違理由

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東海第二

備考

【以下，ページ 55 より当該箇所を引用】(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ(e) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分格納容器ベントを実施した際には，原子炉格納容器内に含まれる非凝縮性ガスがフィル

解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝タ装置を経由して大気へ放出されることから，フィルタ装置内での水素爆発を防止するた縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸め，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内を不活性ガス（窒素）で置換する。

相違理由②
相違理由⑮

い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
格納容器圧力逃がし装置を停止した場合。
ⅱ. 操作手順
格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの概要は以下のとおり。概要図を第1.7.11 図に，タイムチャートを第 1.7.12 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断に基づき，当直長に格納容器圧力逃がし装置停止後

ⅰ) 手順着手の判断基準
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が終了した場合。
ⅱ) 操作手順
フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。手順の対応フ

相違理由⑮
相違理由①
相違理由⑥

ローを第1.7−2図に，概要図を第1.7−12図に，タイムチャートを第1.7−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置内の不 東二は発電長の判断により本の窒素ガスパージの系統構成を開始するよう依頼するとともに，緊急時対策要員に格納
容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの準備開始を指示する。

相違理由①

活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
②災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス手順を実施する。
相違理由⑮（窒素）注入をするための準備開始を重大事故等対応要員に指示する。
②当直副長は，中央制御室運転員に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系

東二は本手順における運転員

統構成開始を指示する。

等による系統構成は不要。

③中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統
構成として，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側），一次隔離弁（ドライウェル側）
及び耐圧強化ベント弁の全閉確認，並びにフィルタ装置入口弁の全開確認後，二次隔離弁を全開操作し，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成完了を当直副長に報告する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を全開操作する。また，中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備にて二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全開する手段がある。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋外壁南側（屋外）へ可搬型窒素供給装置を配備し送気ホー③重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側屋外へ可搬型窒素供給装置を配備し，接続口 相違理由⑮

スを接続口へ取り付け，窒素ガスパージの準備完了を緊急時対策本部に報告する。

の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口へ取り付け，フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを災害対策本部長代理に報告する。

⑥緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスパージの開始を指示する。

④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装 相違理由⑮
置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑦緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の開操作に

東海第二

備考

⑤重大事故等対応要員は原子炉建屋西側屋外にて，フィルタベント装置窒素供給ライン 相違理由⑮より窒素ガスの供給を開始するとともに，緊急時対策本部に窒素ガスパージの開始を報

元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入を開始したこ

告する。

とを災害対策本部長代理に報告する。
⑥災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒 相違理由⑮素）置換を開始したことを発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水温度の確認を指示する。
※１⑧運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃

東二はフィルタ装置の冷却状以下であることを確認し，発電長に報告する。

態をフィルタ装置スクラビン
グ水温度で確認している。
相違理由⑮⑳⑧緊急時対策本部は，窒素ガスパージの開始を当直長に報告するとともに，緊急時対策要⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度計を起動するように指示する。

相違理由⑮⑳

員に水素濃度測定のためのサンプリングポンプの起動を指示する。
⑨緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サンプリングラックにて，系統構成，工具準⑩運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度計を起動し，発電長に報告す 相違理由⑮⑳

備及びサンプリングポンプの起動を実施するとともに，緊急時対策本部にサンプリング

るとともに，フィルタ装置入口水素濃度指示値を監視する。

ポンプの起動完了を報告する。

※1：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビ
ング水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。

⑩緊急時対策本部は，サンプリングポンプの起動完了を当直長に報告するとともに，フィ

東二は不活性ガス（窒素）置換

ルタ装置の入口圧力及び水素濃度の監視を依頼する。

後の系統構成は不要。

⑪当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度を監視するよう指示する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置入口圧力によりフィルタ装
置入口配管内の圧力が正圧であることを確認する。また，フィルタ装置水素濃度により水素濃度が許容濃度以下まで低下したことを確認し，窒素ガスパージ完了を当直副長に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に窒素ガスパージ完了を報告する。
⑭緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス供給の停止を指示するとともに，当直長にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を依頼する。
⑮緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の全閉操作を実施し，緊急時対策本部に窒素ガス供給の停止を報告する。

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東海第二⑯当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を指

備考
東二は不活性ガス（窒素）置示する。

換後の系統構成は不要。

⑰中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガス供給停止後のフィルタ装置入口圧力指示値及びフィルタ装置水素濃度指示値が，窒素ガスパージ完了時の指示値と差異が発生しないことを継続的に監視する。
⑱当直長は，当直副長からの依頼に基づき，フィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視をもって格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの完了を緊急時対策本部に報告する。
⑲当直副長は，窒素ガスパージ完了後の系統構成を開始するよう運転員に指示する。
⑳中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガスパージ完了後の系統構成として，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。また，中央制
御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備にて二次隔離弁又は二次隔離弁
バイパス弁を全閉する手段がある。
現場運転員 C 及び D は，窒素ガスパージ完了後の系統構成として，水素バイパスライン
止め弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置ⅲ) 操作の成立性
上記の現場対応を重大事故等対応要員6名にて実施した場合，作業開始を判断してから相違理由①
相違理由⑮⑳

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換開始まで135分以内で可能である。

停止後の窒素ガスパージ完了まで約 270 分で可能である。その後，中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて窒素ガスパージ完了後の系統構成を実施した場合，約 15 分で可能である。
なお，屋外における本操作は，格納容器ベント停止後の操作であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

【引用ここまで】

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型
窒素供給装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確
保する。

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相違理由

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東海第二

備考

【以下，ページ 53 より当該箇所を引用】(d) フィルタ装置水位調整（水抜き）(f) フィルタ装置スクラビング水移送

相違理由①

格納容器ベントにより原子炉格納容器内から排気されたガスが格納容器圧力逃がし装置の水の放射線分解により発生する水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するため，

柏崎はフィルタ装置の機能維配管内及びフィルタ装置内で凝縮し，その凝縮水がフィルタ装置に溜まることでフィルタ装

フィルタ装置スクラビング水をサプレッション・チェンバへ移送する。移送ポンプの電源持を目的として水抜きを行

置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィルタの差圧が設

は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源

う。

計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を設備として使用する可搬型代替低圧電源車から受電可能である。

東二は水素がフィルタ装置内実施する。

に蓄積することを防止するために行う。

ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィ
ルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水抜き）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.7.9 図に，タイムチャートを第 1.7.10 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位ⅰ) 手順着手の判断基準
フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃以下において，フィルタ装置水位が規定値以上確保されている場合。
ⅱ) 操作手順
フィルタ装置スクラビング水移送手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第相違理由①
本手順における目的の違いによる判断基準の相違
相違理由①
相違理由⑥

1.7−2図に，概要図を第1.7−14図に，タイムチャートを第1.7−15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張り 東二は発電長の判断により本調整（水抜き）の準備開始を指示する。

の準備開始を依頼する。

手順を実施する。

②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りの準備開始を指示 相違理由⑮する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送の準備開始を指示する。
②緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び東二はスクラビング水移送に④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要なポンプ，電 必要な準備は運転員等によりFCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後，FCVS

動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に 行う。

フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開操作する。また，フィル

報告する。

相違理由⑮⑳

タベント遮蔽壁附室にて，ドレン移送ポンプの電源が確保されていることを FCVS 現場制
御盤のドレン移送ポンプ運転状態ランプにより確認する。
⑤発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成を指示す 東二はスクラビング水移送にる。
⑥運転員等は中央制御室にて，フィルタベント装置移送ライン止め弁を全開とする。

必要な系統構成は運転員等により行う。

⑦運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，フィルタベント装置ドレン移送ライン切替 相違理由⑮⑳
弁（Ｓ／Ｃ側）を全開とする。
③緊急時対策要員は，フィルタ装置水位調整（水抜き）の系統構成完了を緊急時対策本部に⑧運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成が完了したことを報告する。

発電長に報告する。

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備考

④緊急時対策本部は，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水抜き）の開始を指示する。

⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送を指示する。

東二はスクラビング水移送を⑤緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプ A 又は B の起動操作を実施し，FCVS フィルタベン

⑩運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計 運転員等が行う。

ト装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁の増開操作により，ポンプ吐出側流量を必要

測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。

流量に調整する。また，フィルタ装置からの排水が開始されたことをフィルタベント遮
蔽壁附室 FCVS 計器ラックのフィルタ装置水位指示値の低下により確認し，フィルタ装置
水位調整（水抜き）が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑥緊急時対策本部は，当直長にフィルタ装置の水位を監視するよう依頼する。
⑦当直副長は，フィルタ装置の水位を監視するよう中央制御室運転員に指示する。
⑧中央制御室運転員 A は，フィルタ装置水位にて水位を継続監視し，通常水位に到達したことを当直副長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部にドレン移送ポンプ停止操作を依頼する。
⑩緊急時対策本部は，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ停止操作を指示する。
⑪緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプを停止し，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポ
ンプ吐出側第一止め弁，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作する。
⑫緊急時対策要員は，緊急時対策本部にフィルタ装置水位調整（水抜き）の完了を報告す⑪運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水移送が完了したことを発電長に報告する。

る。

東二はスクラビング水移送を運転員等が行う。

⑫発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備が完了したことを報告す 東二は本手順⑫〜 にて，フィる。

ルタ装置スクラビング水移送⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備が完了した ライン洗浄のため，フィルタ装ことを報告する。

置の水張りを行い，再度スクラ⑭災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水 ビング水の移送を行う。
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告する。
⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。

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備考

⑯重大事故等対応要員は，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポン 東二は本手順⑫〜 にて，フィプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属 ルタ装置スクラビング水移送室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置水張 ライン洗浄のため，フィルタ装りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより置の水張りを行い，再度スクラ送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。

ビング水の移送を行う。

⑰災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを報告する。
⑱発電長は，運転員等にフィルタ装置水位を確認するように指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置水位指示値が通常水位（水位低）である
2,530mm以上まで水張りされたことを確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水の停止を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの停止を指示する。
重大事故等対応要員は，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁を全閉とした後，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水停止を報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄のため，スクラビ
ング水移送を指示する。

46

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東海第二

備考

運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計 東二は本手順⑫〜 にて，フィ
測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。

ルタ装置スクラビング水移送

運転員等は，フィルタ装置スクラビング水移送ラインの洗浄が完了したことを発電長 ライン洗浄のため，フィルタ装に報告する。

置の水張りを行い，再度スクラ
ビング水の移送を行う。

発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度を確認するように指示する。

東二は本手順 〜 にて，フィ

運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度指示値が可燃限界未満である ルタ装置内の不活性ガス（窒ことを確認し，発電長に報告する。

素）置換の停止を行う。

発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換の停止を指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外にて，フィルタベント装置窒素供給ライン
元弁を全閉とし，フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換を停止する。
重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告する。
災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置出口弁を全閉とするように指示する。

東二は本手順 〜 にて，フィ

運転員等は格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にて，フィルタ装置出口弁を全閉と ルタ装置出口弁を全閉とし，フし，発電長に報告する。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作

上記の操作のうちフィルタ装置スクラビング水移送については，中央制御室対応を運業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整（水抜き）完了まで約

転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，130 分で可能である。なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施から 25 時間後以作業開始を判断してからフィルタ装置スクラビング水移送開始まで54分で可能である。

降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，

また，フィルタ装置水張りについては，フィルタ装置スクラビング水移送完了からフ

また，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応するこ

ィルタ装置水張り開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

とで，作業可能である。

【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置水張り】（水源：
代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，180 分以内で可能である。

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ィルタ装置の隔離を行う。
相違理由①
相違理由⑮⑳

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東海第二

備考

【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置水張り】（水源： 相違理由⑮⑳
淡水タンク）
・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，165 分以内で可能である。
フィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄については，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，フィルタ装置水張り完了からフィルタ装置スクラ
ビング水移送ライン洗浄開始まで4分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

【引用ここまで】

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポン
プ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。

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相違理由

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東海第二(b) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

備考
東二の移送ポンプは満水保管

格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置の水位調整準備として，乾燥状態で保管されとしているため，水張手順は整ているドレン移送ポンプへ水張りを実施する。

備しない。

ⅰ. 手順着手の判断基準
残留熱除去系の機能が喪失した場合，又は炉心損傷を判断した場合※1。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りの手順は以下のとおり。概要図を第 1.7.5 図に，タイムチャートを第 1.7.6 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ
水張りを指示する。
②緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁を全開操作し，FCVS
フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全開した後，FCVS フィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁を開操作することで系統内のエア抜きを実施し，エア抜き完了後，FCVS フィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁を全閉操作する。
③緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプ水張りの完了を緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りの完了まで 45 分以内で可能である。
なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施前の操作であることから，作業エリアの環境による作業性への影響はない。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二(c) フィルタ装置水位調整（水張り）

備考

東二は「1.7.2.1(1)b.(c) フフィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ

ィルタ装置スクラビング水補インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

給」にて整理。
（比較表ページ 33）

ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水張り）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.7.7 図に，タイムチャートを第 1.7.8 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水張り）の準備開始を指示する。
②a 防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開した水張りの場合又は淡水貯水池
から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を配備し，防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）へ，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からフィルタ装置補給水接続口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
②b 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を使用した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
緊急時対策要員は，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からフィルタベント装置補給水接続口へ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。

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東海第二③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置水位調整（水張り）の開始を指示す

備考
東二は「1.7.2.1(1)b.(c) フる。

ィルタ装置スクラビング水補④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）起動と FCVS フィルタベント装置給給」にて整理。

水ライン元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置への給水が開始されたことを，フィル（比較表ページ 33）

タベント遮蔽壁附室の FCVS 計器ラックにて，フィルタ装置水位指示値の上昇により確認し，給水開始を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策本部は，当直長にフィルタ装置の水位を監視するよう依頼する。
⑥当直副長は，フィルタ装置の水位を監視するよう中央制御室運転員に指示する。
⑦中央制御室運転員 A は，フィルタ装置水位にて水位を継続監視し，規定水位に到達したことを当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）停止操作を依頼する。
⑨緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）停止操作を指示する。
⑩緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）停止操作，FCVS フィルタベント装置給水ライン元弁の全閉操作及びフィルタ装置補給水接続口送水ホースの取外し操作を実施する。
⑪緊急時対策要員は，緊急時対策本部にフィルタ装置水位調整（水張り）の完了を報告する。

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東海第二ⅲ. 操作の成立性

備考
東二は「1.7.2.1(1)b.(c) フ

防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開したフィルタ装置水位調整（水張ィルタ装置スクラビング水補り）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実給」にて整理。

施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定〜可搬型代替注水ポンプ（A（比較表ページ 33）−2 級）の配備〜送水準備〜フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了まで約 125分で可能である。
淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開したフィルタ装置水位調整（水張り）（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定〜可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備〜送水準備〜フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約65 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了まで約 125 分で可能である。
また，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を使用したフィルタ装置水位調整（水張り）（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり，中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ位置（A−2 級）と送水ルートの確認〜送水準備〜フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替
注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約 95 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了
まで約 155 分で可能である。
なお，屋外における本操作は格納容器ベント実施後の短期間において，フィルタ装置水の蒸発によるフィルタ装置の水位低下は評価上想定されないため，フィルタ装置水位調整（水張り）操作を実施することはないと考えられるが，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二(d) フィルタ装置水位調整（水抜き）

備考
東二の有効性評価では格納容

格納容器ベントにより原子炉格納容器内から排気されたガスが格納容器圧力逃がし装置の器ベント開始後のスクラビン

配管内及びフィルタ装置内で凝縮し，その凝縮水がフィルタ装置に溜まることでフィルタ装グ水位は低下傾向になるため置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィルタの差圧が設

水位調整のための水抜き対応

計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を手順は整備しない。

実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィ
ルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水抜き）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.7.9 図に，タイムチャートを第 1.7.10 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水抜き）の準備開始を指示する。
②緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及びFCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後，FCVS
フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開操作する。また，フィル
タベント遮蔽壁附室にて，ドレン移送ポンプの電源が確保されていることを FCVS 現場制
御盤のドレン移送ポンプ運転状態ランプにより確認する。
③緊急時対策要員は，フィルタ装置水位調整（水抜き）の系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。
④緊急時対策本部は，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水抜き）の開始を指示する。
⑤緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプ A 又は B の起動操作を実施し，FCVS フィルタベン
ト装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁の増開操作により，ポンプ吐出側流量を必要流量に調整する。また，フィルタ装置からの排水が開始されたことをフィルタベント遮
蔽壁附室 FCVS 計器ラックのフィルタ装置水位指示値の低下により確認し，フィルタ装置
水位調整（水抜き）が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑥緊急時対策本部は，当直長にフィルタ装置の水位を監視するよう依頼する。
⑦当直副長は，フィルタ装置の水位を監視するよう中央制御室運転員に指示する。
⑧中央制御室運転員 A は，フィルタ装置水位にて水位を継続監視し，通常水位に到達したことを当直副長に報告する。

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東海第二

備考
東二の有効性評価では格納容⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部にドレン移送ポンプ停止操作を依頼する。

器ベント開始後のスクラビン⑩緊急時対策本部は，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ停止操作を指示する。

グ水位は低下傾向になるため⑪緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプを停止し，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポ

水位調整のための水抜き対応

ンプ吐出側第一止め弁，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及手順は整備しない。

び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作する。
⑫緊急時対策要員は，緊急時対策本部にフィルタ装置水位調整（水抜き）の完了を報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整（水抜き）完了まで約130 分で可能である。なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施から 25 時間後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二

備考
東二は「1.7.2.1(1)b.(e) フ(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ
格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分

ィルタ装置内の不活性ガス

解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝（窒素）置換」にて整理。

縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸（比較表ページ 41）

い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
格納容器圧力逃がし装置を停止した場合。
ⅱ. 操作手順
格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの概要は以下のとおり。概要図を第1.7.11 図に，タイムチャートを第 1.7.12 図に示す。
①緊急時対策本部は， 手順着手の判断に基づき，当直長に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成を開始するよう依頼するとともに，緊急時対策要員に格納
容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの準備開始を指示する。
②当直副長は，中央制御室運転員に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系
統構成開始を指示する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統
構成として，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側），一次隔離弁（ドライウェル側）
及び耐圧強化ベント弁の全閉確認，並びにフィルタ装置入口弁の全開確認後，二次隔離弁を全開操作し，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成完了を当直副長に報告する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を全開操作する。また，中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備にて二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全開する手段がある。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋外壁南側（屋外）へ可搬型窒素供給装置を配備し送気ホースを接続口へ取り付け，窒素ガスパージの準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑥緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスパージの開始を指示する。

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東海第二

備考

⑦緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の開操作に

東二は「1.7.2.1(1)b.(e) フより窒素ガスの供給を開始するとともに，緊急時対策本部に窒素ガスパージの開始を報ィルタ装置内の不活性ガス

告する。

（窒素）置換」にて整理。

⑧緊急時対策本部は，窒素ガスパージの開始を当直長に報告するとともに，緊急時対策要（比較表ページ 41）

員に水素濃度測定のためのサンプリングポンプの起動を指示する。
⑨緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サンプリングラックにて，系統構成，工具準
備及びサンプリングポンプの起動を実施するとともに，緊急時対策本部にサンプリング
ポンプの起動完了を報告する。
⑩緊急時対策本部は，サンプリングポンプの起動完了を当直長に報告するとともに，フィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の監視を依頼する。
⑪当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度を監視するよう指示する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置入口圧力によりフィルタ装
置入口配管内の圧力が正圧であることを確認する。また，フィルタ装置水素濃度により水素濃度が許容濃度以下まで低下したことを確認し，窒素ガスパージ完了を当直副長に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に窒素ガスパージ完了を報告する。
⑭緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス供給の停止を指示するとともに，当直長にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を依頼する。
⑮緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の全閉操作を実施し，緊急時対策本部に窒素ガス供給の停止を報告する。
⑯当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を指示する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガス供給停止後のフィルタ装置入口圧力指示値及びフィルタ装置水素濃度指示値が，窒素ガスパージ完了時の指示値と差異が発生しないことを継続的に監視する。

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東海第二

備考

⑱当直長は，当直副長からの依頼に基づき，フィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続

東二は「1.7.2.1(1)b.(e) フ

監視をもって格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの完了を緊急時対策本部

ィルタ装置内の不活性ガスに報告する。

（窒素）置換」にて整理。

⑲当直副長は，窒素ガスパージ完了後の系統構成を開始するよう運転員に指示する。

（比較表ページ 41）⑳中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガスパージ完了後の系統構成として，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。また，中央制
御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備にて二次隔離弁又は二次隔離弁
バイパス弁を全閉する手段がある。
現場運転員 C 及び D は，窒素ガスパージ完了後の系統構成として，水素バイパスライン
止め弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置
停止後の窒素ガスパージ完了まで約 270 分で可能である。その後，中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて窒素ガスパージ完了後の系統構成を実施した場合，約 15 分で可能である。
なお，屋外における本操作は，格納容器ベント停止後の操作であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二(f) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

備考
相違理由⑪

フィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水されることでス
クラバ水の pH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を補給する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
排気ガスの凝縮水により，フィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断し，排水を行った場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置スクラバ水 pH 調整の手順は以下のとおり。概要図を第 1.7.13 図に，タイ
ムチャートを第 1.7.14 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へスクラバ水の pH 測
定及び薬液補給の準備開始を指示する。
②緊急時対策要員は，pH 測定の系統構成として，フィルタベント装置 pH 入口止め弁及びフィルタベント装置 pH 出口止め弁を全開操作した後，pH 計サンプリングポンプを起動させ，サンプリングポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。また，フィルタベント遮蔽
壁南側（屋外）へ薬液補給用として可搬型窒素供給装置，ホース，補給用ポンプ及び薬液を配備するとともに，系統構成を行い，緊急時対策本部に薬液補給の準備完了を報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置への薬液補給の開始を指示する。
④緊急時対策要員は，薬液補給のためホース接続及び FCVS フィルタベント装置給水ライン
元弁を全開操作し，補給用ポンプを起動，所定量の薬液を補給するとともに，補給用ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策本部は，当直長にスクラバ水の pH 値及び水位を確認するよう依頼する。
⑥当直副長は，スクラバ水の pH 値及び水位を確認するよう中央制御室運転員に指示する。
⑦中央制御室運転員 A は，FCVS 制御盤のフィルタ装置スクラバ水 pH 及びフィルタ装置水位によりスクラバ水の pH 値及び水位を確認するとともに，フィルタ装置スクラバ水 pH 指
示値が規定値であることを当直副長に報告する。

58

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東海第二⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，スクラバ水の pH 値及び水位，並びにフィルタ

備考
相違理由⑪

装置への薬液補給の完了を緊急時対策本部に報告する。
⑨緊急時対策本部は，緊急時対策要員に薬液補給の停止及び pH 測定の停止を指示する。
⑩緊急時対策要員は，薬液補給を停止するため，補給用ポンプを停止し，FCVS フィルタベ
ント装置給水ライン元弁を全閉操作する。また，pH 測定を停止するため，pH 計サンプリ
ングポンプを停止，フィルタベント装置 pH 入口止め弁及びフィルタベント装置 pH 出口
止め弁を全閉操作し，緊急時対策本部にフィルタ装置スクラバ水 pH 調整の完了を報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラバ水 pH 調整完了まで約 85分で可能である。なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施から 25 時間後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(g) ドレン移送ライン窒素ガスパージ

東二は「1.7.2.1(1)b.(f) フフィルタ装置水位調整（水抜き）後，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生

ィルタ装置スクラビング水移する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水送」にて整理。

をサプレッション・チェンバに排水する。

（比較表ページ 44）

ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置水位調整（水抜き）完了後又はドレンタンク水抜き完了後。
ⅱ. 操作手順
ドレン移送ライン窒素ガスパージ手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.7.15 図に，タイムチャートを第 1.7.16 図に示す。

59

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東海第二①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へドレン移送ライン

備考
東二は「1.7.2.1(1)b.(f) フ

窒素ガスパージの準備開始を指示する。

ィルタ装置スクラビング水移②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて，可搬型窒素供給装置を配備

送」にて整理。

し，排水ライン接続口に可搬型窒素供給装置からの送気ホースを接続する。また，FCVS フ（比較表ページ 44）ィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレ
ンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作し，ドレン移送ライン窒素ガスパージの準備完了を緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給開始を指示する。
④緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレンライン N パージ用元弁を全開操作
し，窒素ガスの供給を開始するとともに，緊急時対策本部にドレン移送ライン窒素ガス
パージの開始を報告する。
⑤緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給停止を指示する。
⑥緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレンライン N2 パージ用元弁を全閉操作
し，窒素ガスの供給を停止する。また，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作し，ドレン移送ポンプ出口ライン配管内が正圧で維持されていることをドレン移送
ライン圧力により確認し，ドレン移送ライン窒素ガスパージが完了したことを緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからドレン移送ライン窒素ガスパージ完了まで約 130 分で可能である。なお，
屋外における本操作は，格納容器ベント実施から 25 時間後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(h) ドレンタンク水抜き

相違理由⑧

ドレンタンクが水位高に到達した場合は，よう素フィルタの機能維持のため排水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
ドレンタンクが水位高に到達すると判断した場合。

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東海第二

備考
相違理由⑧

ⅱ. 操作手順
ドレンタンク水抜きの概要は以下のとおり。概要図を第 1.7.17 図に， タイムチャート
を第 1.7.18 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員にドレンタンク水抜きを指示する。
②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室にてドレン移送ポンプの電源が確保されていることを FCVS 現場制御盤のドレン移送ポンプ運転状態ランプにより確認する。また，ドレンタンク水抜きの系統構成として FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全閉，FCVS フィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁を遠隔手動弁操作設備にて全開，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した
後，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開操作し，ドレン移送ポンプ A 又は B を起動する。その後，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐
出側第一止め弁の増開操作によりポンプ吐出側流量を必要流量に調整し，ドレンタンク
内の水をサプレッション・チェンバへ排水開始したことを緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策本部は，当直長にドレンタンクの水位を確認するよう依頼する。
④当直副長は，ドレンタンクの水位を確認するよう中央制御室運転員に指示する。
⑤中央制御室運転員 A は，ドレンタンク水位にて継続監視し，規定水位に到達したことを当直副長に報告する。
⑥当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部にドレン移送ポンプ停止操作を依頼する。
⑦緊急時対策本部は，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ停止操作を指示する。
⑧緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室 FCVS 計器ラックのドレンタンク水位にて排水による水位の低下を確認し，ドレン移送ポンプを停止した後，FCVS フィルタベント
装置ドレンタンク出口止め弁を遠隔手動弁操作設備にて全閉，FCVS フィルタベント装置
ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側
第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉，
FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全開操作し，ドレンタンク水抜きの完了を緊急時対策本部に報告する。

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東海第二ⅲ. 操作の成立性

備考
相違理由⑧

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからドレンタンク水抜き完了まで約 80 分で可能である。なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施から 25 時間後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ば
くによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二b. 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

備考
相違理由③

炉心の著しい損傷が発生した場合において，復水補給水系を用いた代替循環冷却系の運転に相違理由③

より，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
(a) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱東二の記載は,要求事項及び事

ⅰ. 手順着手の判断基準

象に係わる箇所の記載に対し※1※2

炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系の復旧に見込みがなく原子炉格納て「炉心の著しい損傷が発生し容器内の除熱が困難な状況で，以下の条件が全て成立した場合。
※3・復水補給水系が使用可能た場合」を使用している。また，であること。

操作は判断した後に実施するものであるため，操作に係わる箇所の記載に対しては「炉心損傷を判断」を使用している。

・代替原子炉補機冷却系による冷却水供給が可能であること。

相違理由⑦

・原子炉格納容器内の酸素濃度が 4vol%以下※4 であること。

東二は，原子炉格納容器の酸素濃度をドライで測定しているため，考慮不要である。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ

東二は計測箇所を明確に記載。

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

東二は 10 倍を含めて炉心損傷※2:設備に故障が発生した場合，又は駆動に必要な電源若しくは補機冷却水が確保できなと判断するため。

い場合。

相違理由②

※3:設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場

電源の確認については東二は合。

手順内にて確認する。

※4:ドライ条件の酸素濃度を確認する。格納容器内酸素濃度（CAMS）にて 4vol%以下を確認

東二は代替循環冷却系を起動できない場合は，代替格納容器スプレイを継続することで，ドライウェル側とサプレッすることによって D/W と S/C 間

ション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

の酸素濃度は均一化するため，
代替循環冷却系起動前の代替
格納容器スプレイマネジメン
トは不要である。

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東海第二ⅱ. 操作手順

備考
相違理由②

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり。
原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合は， 残留熱

柏崎は代替循環冷却系の運転除去系（A）注入配管使用による原子炉圧力容器への注水と残留熱除去系（B）スプレイ配管

に際し，水源の切替えが必要と使用によるドライウェルスプレイ（以下「D/W スプレイ」という。）を同時に実施する手順なるため，復水補給水系の運転とし，前提条件として復水貯蔵槽を水源とした残留熱除去系（B）スプレイ配管使用による状態を前提条件として定義す

D/W スプレイ中とする。

る。

また，原子炉圧力容器への注水ができない状況において，原子炉圧力容器の破損を判断した場合は，原子炉格納容器下部への注水と残留熱除去系（B）スプレイ配管使用による D/W
スプレイを同時に実施する手順とし，前提条件として復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水及び残留熱除去系（B）スプレイ配管使用による D/W スプレイ中とする。
手順の対応フローは第 1.7.1 図に，概要図を第 1.7.19 図に，タイムチャートを第 1.7.20
図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要なポンプ・電動弁及び監視計器の電源，冷却水が確保されていることを状態表示
にて確認する。
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量を確認し，復水補給水系が使用可能か確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器補助盤にて復水補給水系バイパス流防止として
タービン建屋負荷遮断弁の全閉確認を実施する。
⑤現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプ水源切替え準備のため，復水補給水系復水貯蔵槽出口弁,高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第一，第二元弁，復水移送ポンプミニマムフロ

柏崎は復水補給水系にて代替

ー逆止弁後弁，復水補給水系制御棒駆動系駆動水供給元弁を全閉とし，復水補給水系常循環冷却運転を行う際の復水／非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開確認を実施する。

移送ポンプ水源切替手順を整⑥a 原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合理する。

現場運転員 E 及び F は，電動弁操作盤にて代替循環冷却系の系統構成を実施する。（残東二の代替循環冷却系の水源

留熱除去系熱交換器出口弁（A），サプレッションプール水浄化系復水貯蔵槽側吸込弁，

はサプレッション・チェンバの残留熱除去系最小流量バイパス弁（B），残留熱除去系熱交換器出口弁（B），残留熱除去

みであり，水源切替手順はな

系 S/P スプレイ注入隔離弁（B）の全閉，及び残留熱除去系注入弁（A）の全開操作を実

い。

施する。）

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東海第二⑥b 原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合

備考
相違理由②

現場運転員 E 及び F は，電動弁操作盤にて代替循環冷却系の系統構成を実施する。（サプレッションプール水浄化系復水貯蔵槽側吸込弁，残留熱除去系最小流量バイパス弁（B），残留熱除去系熱交換器出口弁（B），残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁（B）の全閉操作を実施する。）⑦中央制御室運転員 A 及び B は，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の準備完了を当直副長に報告する。
⑧当直副長は，運転員に代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始を指示する。
⑨中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプを停止後，残留熱除去系洗浄水弁（B）を全閉とし，現場運転員 C 及び D へ連絡する。
⑩現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口元弁を全閉とし，当直副長に報告する。
⑪現場運転員 E 及び F は， 当直副長からの指示により，残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁及び残留熱除去系高圧炉心注水系第二止め弁の全開操作を実施する。
⑫a 原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合（⑫a〜⑮a）
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁（B）を調整開とした後に復水移送ポンプを起動し，速やかに残留熱除去系洗浄水弁（A）及び残留熱除去系洗浄水弁（B）を開として代替循環冷却系の運転を開始する。
⑬a 中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水移送ポ
ンプ吐出圧力指示値の上昇，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認する。あわせて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，復水補給水系流量（RHR B 系
代替注水流量）指示値の上昇，並びに格納容器内圧力指示値及び格納容器内温度指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。
⑭a 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注
水及び原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

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東海第二⑮a 当直副長は，原子炉圧力容器内の水位及び原子炉格納容器内の圧力を継続監視し，残留

備考
相違理由②

熱除去系洗浄水弁（A）及び残留熱除去系洗浄水弁（B）にて適宜，原子炉圧力容器内の水位及び原子炉格納容器内の圧力の調整を行うよう中央制御室運転員に指示する。
また，状況により残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁（B），残留熱除去系格納容器
冷却ライン隔離弁（B）を全閉，残留熱除去系S/Pスプレイ注入隔離弁（B）を全開とすることで，D/Wスプレイからサプレッション・チェンバ・プールスプレイ（以下｢S/Pス
プレイ｣という。）へ切り替える。
⑫b 原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合（⑫b〜⑯b）中央制御室運転員A及びBは，下部ドライウェル注水ライン隔離弁の全開操作を実施する。
⑬b 中央制御室運転員A及びBは，残留熱除去系洗浄水弁（B）を調整開とした後に復水移送ポンプを起動し，速やかに下部ドライウェル注水流量調節弁及び残留熱除去系洗浄水弁（B）を開として代替循環冷却系の運転を開始する。
⑭b 中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器下部への注水が開始されたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値の上昇により確認する。あわせて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）指示
値の上昇，並びに格納容器内圧力指示値及び格納容器内温度指示値の低下により確認
し，当直副長に報告する。
⑮b 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑯b 当直副長は，原子炉格納容器内の圧力を継続監視し，残留熱除去系洗浄水弁（B）にて適宜，原子炉格納容器内の圧力の調整を行うよう中央制御室運転員に指示する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 4 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の減圧及び除熱開始まで約 90 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

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東海第二(b) 代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

備考
相違理由②

炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器の過圧破損を防止するために代替循環冷却系

東二の代替循環冷却系への残の運転を実施する場合，代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を確保し，代替循環冷却系

留熱除去系海水系，緊急用海で使用する残留熱除去系熱交換器（B）及び代替循環冷却系の運転可否の判断で使用する格納水系及び代替残留熱除去系海容器内酸素濃度（CAMS）へ供給する。

水系による冷却水確保の手順

ⅰ. 手順着手の判断基準

については，「1.5 最終ヒー※1

炉心損傷を判断した場合において，代替循環冷却系設備を使用する場合。

トシンクへ熱を輸送するため※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計の手順等」にて整備する。

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
ⅱ. 操作手順
代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.7.1 図に，概要図を第 1.7.21 図に，タイムチャート
を第 1.7.22 図に示す。
代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットの手順については，「1.5.2.2(1)a.代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水確保」の操作手順と同様である。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水確保の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水確保の準備のため，熱交換器ユニットの配備及び主配管（可搬型）の接続を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水確保に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水確保に必要な電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示
にて確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水確保の中央制
御室側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.7.21 図参照）
⑥現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水確保の非管理区域側
系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.7.21 図参照）

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東海第二⑦緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水確保のための熱交換器ユ

備考
相違理由②

ニットの配備及び主配管（可搬型）の接続完了について緊急時対策本部に報告する。ま東二の代替循環冷却系への残た，緊急時対策本部は当直長に報告する。

留熱除去系海水系，緊急用海⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水供水系及び代替残留熱除去系海給開始を緊急時対策本部に依頼する。

水系による冷却水確保の手順⑨緊急時対策要員は，熱交換器ユニット内の代替原子炉補機冷却水ポンプを起動し，代替については，「1.5 最終ヒー

原子炉補機冷却水系による補機冷却水供給開始について緊急時対策本部に報告する。まトシンクへ熱を輸送するため

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。

の手順等」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 13 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員
操作の系統構成完了まで約 115 分，緊急時対策要員操作の補機冷却水供給開始まで約 540分で可能である。
なお，炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場合，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を 2 班体制とし，交替して対応する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう， 使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
室温は通常運転時と同程度である。

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c. 格納容器内 pH 制御

東海第二ｃ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

備考
相違理由②

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内のケーブル被覆材に含まれ炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内のケーブル被覆材に含まれる塩素等の酸性物質の発生により，サプレッション・チェンバ・プール水が酸性化する。サプレ

る塩素等の酸性物質の発生により，サプレッション・プール水が酸性化する。サプレッショ

相違理由②ッション・チェンバ・プール水が酸性化すると，サプレッション・チェンバ・プール水に含まれン・プール水が酸性化すると，サプレッション・プール水に含まれる粒子状よう素が元素状

相違理由②る粒子状よう素が元素状よう素に変わり，その後に有機よう素となる。これにより格納容器圧

よう素に変わり，その後に有機よう素となる。これにより格納容器圧力逃がし装置による格

力逃がし装置による格納容器ベント時に外部への放射性物質の放出量が増加することとなる。

納容器ベント時の放射性物質の放出量が増加することとなる。

格納容器ベント時の放射性物質の系外放出量を低減させるために，復水移送ポンプ吸込配管

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の放射性物質の放出量を低減させるために薬液（水酸化ナトリウム）を注入し，格納容器スプレイ配管から原子炉格納容器内に注入するに，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）のスプレイヘッダ（サプレッション・チェン

柏崎は格納容器内への直接ス

ことで，サプレッション・チェンバ・プール水の酸性化を防止し格納容器ベント時の放射性物質

バ側）からサプレッション・チェンバ内に薬液（水酸化ナトリウム）を注入することで，サプレイするが，東二はサプレッの系外放出を低減する。

プレッション・プール水の酸性化を防止し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント

ション・プールへ薬液を注入し時の放射性物質の放出量を低減する。

ている。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準※1

炉心損傷を判断した場合※2において，復水補給水系が使用可能な場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置が使用可

相違理由②

能な場合※２。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故

東二は計測箇所を明確に記載。

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタ

東二は 10 倍を含めて炉心損傷

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

と判断するため。
相違理由②※2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。
(b) 操作手順
格納容器内 pH 制御の手順は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.7.1 図に，概要図を第1.7.23 図に，タイムチャートを第 1.7.24 図に示す。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（薬液タンク）が確保されている場合。

相違理由②(b) 操作手順
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入手順の概要は以下のとおり。手相違理由②順の対応フローを第1.7−2図に，概要図を第1.7−16図に，タイムチャートを第1.7−17図

相違理由⑥

に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に復水補給水系による原子炉格納容
器内へのスプレイ，原子炉格納容器下部への注水及び格納容器内 pH 制御のため，薬液注①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にサプレッション・プール水ｐＨ

相違理由⑮⑳制御装置による薬液注入の開始を指示する。

入の開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認し，発電長に報告する。

69

相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）②中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプが運転中であることを確認し，S/P スプレイの系統構成のため残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁（B）を全開にする。

東海第二③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁及び残留熱除去系Ｂ

備考
相違理由⑮⑳系Ｓ／Ｃスプレイ弁の全閉を確認する。
④運転員等は中央制御室にて，弁駆動用窒素供給弁の全開操作を実施する。

相違理由⑮⑳⑤発電長は，運転員等にサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作を相違理由⑮⑳③現場運転員 C 及び D は，廃棄物処理建屋地上 2 階レイダウンエリア（管理区域）にて，薬液タンク水位指示値により薬液量が必要量以上確保されていることを確認し，当直副長に報告する。また，復水移送ポンプの運転状態に異常がないことを確認する。
④現場運転員 C 及び D は，薬液注入の系統構成のため，復水移送ポンプ吸込配管注入弁を全開にする。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，薬液注入準備完了を確認した後に，復水補給水系流量（RHR
B 系代替注水流量）指示値が規定値となるように残留熱除去系洗浄水弁（B）を調整開し，指示する。

S/P スプレイを開始する。S/P スプレイの開始を当直副長に報告するとともに，現場運転

柏崎は S/P スプレイ開始後に薬液注入を操作を実施する。

員 C 及び D へ薬液注入操作を指示する。
⑥現場運転員 C 及び D は，S/P スプレイが開始されたことを中央制御室運転員 A 及び B に確認し，薬液の復水貯蔵槽への混入を防止するため復水補給水系ポンプミニマムフロー
戻り弁の全閉操作を実施する。
⑥運転員等は中央制御室にて，圧送用窒素供給弁の全開操作を実施し，薬液タンク圧力の上昇を確認する。
⑦現場運転員 C 及び D は， 薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し，薬液注入が開始されたことを廃棄物処理建屋地上 2 階レイダウンエリア（管理区域）にて，薬液タンク水⑦運転員等は中央制御室にて，薬液注入窒素作動弁の全開操作を実施し，薬液注入が開始されたことを薬液タンク液位指示値の低下により確認する。

位指示値の低下により確認する。

東二は窒素による圧力を利用して薬液注入を実施する。
相違理由⑮⑳
東二は薬液タンク液位指示値
は中央制御室にて確認し，柏崎は水位指示値の確認を現場にて確認⑧現場運転員 C 及び D は，廃棄物処理建屋地上 2 階レイダウンエリア（管理区域）にて，⑧運転員等は中央制御室にて，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位にて確

規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位にて確認後，薬液注入タンク出口弁の認後，薬液注入窒素作動弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止する。また，薬液注入

東二は薬液タンク液位指示値

全閉操作を実施し薬液注入を停止する。また，薬液注入を停止した旨を当直副長に報告を停止したことを発電長に報告する。

は中央制御室にて確認し，柏崎する。

相違理由⑮⑳は水位指示値の確認を現場に
て確認
相違理由⑮

70

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑨中央制御室運転員 A 及び B は，S/P スプレイから D/W スプレイに切替えることを当直副長

備考
相違理由⑮⑳に報告するとともに，現場運転員 C 及び D へ連絡する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁（B）の全開操作
後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁（B）の全開操作を実施する。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁（B）の全閉操作を実施する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，S/P スプレイから D/W スプレイに切替えが完了したことを，当直副長に報告するとともに現場運転員 C 及び D へ薬液注入操作を指示する。
⑬現場運転員 C 及び D は，薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し，薬液注入が開始されたことを廃棄物処理建屋地上 2 階レイダウンエリア（管理区域）にて，薬液タンク水
位指示値の低下により確認する。
⑭現場運転員 C 及び D は，廃棄物処理建屋地上 2 階レイダウンエリア（管理区域）にて，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位にて確認後，薬液注入タンク出口弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止する。また，薬液注入を停止した旨を当直副長に報告する。
⑮中央制御室運転員 A 及び B は，D/W スプレイから原子炉格納容器下部への注水に切替えることを当直副長に報告するとともに，現場運転員 C 及び D へ連絡する。
⑯中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器下部への注水の系統構成のため，下部ドライウェル注水ライン隔離弁を全開とする。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値が規定値となるように下部ドライウェル注水流量調節弁を調整開し，原子炉格納容器下部への注水を開始する。
⑱中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁（B），残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁（B），及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁（B）の全閉操作を実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑲中央制御室運転員 A 及び B は，D/W スプレイから原子炉格納容器下部への注水に切替えが

備考
相違理由⑮⑳

完了したことを，当直副長に報告するとともに現場運転員 C 及び D へ薬液注入操作を指示する。
⑳現場運転員 C 及び D は， 薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し，薬液注入が開始されたことを廃棄物処理建屋地上 2 階レイダウンエリア（管理区域）にて，薬液タンク水
位指示値の低下により確認する。
現場運転員 C 及び D は， 廃棄物処理建屋地上 2 階レイダウンエリア（管理区域）にて，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位にて確認後，薬液注入タンク出口弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止する。また，薬液注入を停止した旨を当直副長に報告する。
現場運転員 C 及び D は，復水補給水系ポンプミニマムフロー戻り弁の全開操作を実施する。
中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部水位にて+2m（総注水量 180m3）となったら
下部ドライウェル注水流量調節弁，下部ドライウェル注水ライン隔離弁の全閉操作を実施する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断し

員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器内 pH 制御のための薬液注てからサプレッション・プール水ｐＨ制御のための薬液注入開始まで15分以内で可能であ入開始までの所要時間は以下のとおり。

る。

72

相違理由⑮⑳

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東海第二・原子炉格納容器内へのスプレイ（S/P）による薬液注入開始まで約 30 分で可能である。

備考
相違理由⑮⑳・原子炉格納容器内へのスプレイ（D/W）による薬液注入開始まで約 65 分で可能である。
・原子炉格納容器下部への注水による薬液注入開始まで約 100 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。
d. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

相違理由⑤

中長期的に原子炉格納容器内の水蒸気凝縮による原子炉格納容器の負圧破損を防止するとともに原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減するため，可搬型格納容器窒素供給設備により原子炉格納容器へ窒素ガスを供給する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉格納容器内の除熱を開始した場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:格納容器ベントによる原子炉格納容器内の除熱を開始した場合。
(b) 操作手順
可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給の手順は以下のとおり。概要図を第 1.7.25 図に，タイムチャートを第 1.7.26 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に原子炉格納容器への窒素ガス供給の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に原子炉格納容器への窒素ガ
ス供給のための可搬型格納容器窒素供給設備の準備を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に可搬型格納容器窒素供給設備の準備を指示する。
④現場運転員 C 及び D は，可搬型格納容器窒素供給設備を接続するための準備作業を実施する。
⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋近傍に可搬型格納容器窒素供給設備を移動させる。
⑥緊急時対策要員は，可燃性ガス濃度制御系配管に可搬型格納容器窒素供給設備を接続する。
⑦緊急時対策要員は，可搬型大容量窒素供給装置を起動する。
⑧緊急時対策要員は，窒素ガス供給ユニット D/W 側止め弁又は窒素ガス供給ユニット S/C
側止め弁を全開し，原子炉格納容器への窒素ガス供給の準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

73

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東海第二⑨当直副長は，サプレッション・チェンバ・プール水温度指示値が 104℃になる前に，中央

備考
相違理由⑤

制御室運転員に原子炉格納容器への窒素ガス供給を開始するよう指示する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系入口第一，第二隔離弁又は可燃性
ガス濃度制御系出口第一，第二隔離弁を全開し，窒素ガスを原子炉格納容器に供給する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員
2 名及び緊急時対策要員 16 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給開始まで約 480 分で可能である。
なお，本操作は，格納容器ベント後に時間が経過した後の操作であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているため，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合及び代替炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合及び代替

循環冷却系の運転が期待できない場合は，サプレッション・チェンバ・プール水以外の水源を

循環冷却系の運転が期待できない場合は，サプレッション・チェンバ以外の水源を用いた原

相違理由②用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施しているため，サプレッション・チェンバ・プー

子炉格納容器内へのスプレイを実施しているため，サプレッション・プール水位が上昇する

相違理由②

ル水位が上昇するが，外部水源注水制限値に到達した場合は，このスプレイを停止するため，が，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した場合は，サプレッショ

相違理由②

原子炉格納容器内の圧力を 620kPa[gage]以下に抑制できる見込みがなくなることから，格納

ン・チェンバの格納容器ベント排気ラインの水没を防止するために原子炉格納容器内へのス

東二はスプレイ停止理由を明

容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過プレイを停止し，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施

確に記載。

圧破損を防止する。

し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

相違理由⑱

また，原子炉格納容器内でジルコニウム−水反応により発生した水素ガスが原子炉建屋に漏また，原子炉格納容器内でジルコニウム−水反応により発生した水素が原子炉建屋に漏えい 相違理由⑯

えいする可能性があることから，原子炉建屋オペレーティングフロア天井付近の水素濃度，非する可能性があることから，原子炉建屋原子炉棟 6 階天井付近の水素濃度，原子炉建屋原子炉 相違理由②

常用ガス処理系吸込配管付近の水素濃度及び原子炉建屋オペレーティングフロア以外のエリア

棟 2 階及び原子炉建屋原子炉棟地下 1 階のハッチ等の貫通部付近の水素濃度並びに静的触媒式の水素濃度並びに静的触媒式水素再結合器動作監視装置の出入口温度の監視を行い，原子炉建

水素再結合器動作監視装置にて静的触媒式水素再結合器の出入口温度の監視を行い，原子炉建

東二は具体的なパラメータ名

屋内において異常な水素ガスの漏えいを検知した場合は原子炉格納容器内に滞留した水素ガス

屋内において異常な水素の漏えいを検知した場合は原子炉格納容器内に滞留した水素を排出すを記載。

を排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。

ることで，原子炉建屋への水素の漏えいを防止する。

相違理由⑯
相違理由⑯

74

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）を中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，

備考
相違理由⑮

遠隔人力操作機構による現場操作（二次格納施設外）を実施する。
第二弁及び第二弁バイパス弁を操作する第二弁操作室は，必要な要員を収容可能な遮蔽に相違理由⑨

囲まれた空間とし，第二弁操作室空気ボンベユニットにて正圧化することにより外気の流入を一定時間遮断し，格納容器圧力逃がし装置を使用する際のプルームの影響による操作員のなお，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減させるため，運転員は待避室へ待避しプラントパラメータを継続して監視する。

格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器

被ばくを低減する。また，格納容器ベントを実施した際のプルームの影響による被ばくを低減するため，中央制御室待避室へ待避及び第二弁操作室にて待機し，プラントパラメータを相違理由⑨

中央制御室待避室内のデータ表示装置（待避室）により継続して監視する。

相違理由②

格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内 相違理由

内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かの除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可つ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する

搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに原子炉格ことを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。

納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合は，第一弁を閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応す

なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統

る。なお，フィルタ装置出口弁については，第一弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

全交流動力電源喪失時は，現場手動にて系統構成を行うとともに原子炉建屋原子炉区域の系

全交流動力電源喪失時は，現場手動にて系統構成を行う。

統構成は事前に着手する。

東二は原子炉建屋原子炉棟へ入域せず，系統構成が可能。

75

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）ⅰ) 手順着手の判断基準［原子炉建屋原子炉区域の系統構成］

相違理由①
東二は原子炉建屋原子炉棟へ

全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合。

入域せず，系統構成が可能。

［格納容器ベント準備］
炉心損傷を判断した場合※1 において，炉心の著しい損傷の緩和及び原子炉格納容器の破※2損防止のために必要な操作が完了した場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，全交流動力電源喪失時の場合に残留熱除去系及相違理由②

び代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ができない場合において，サ

相違理由⑱

プレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合※２。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故

東二は計測箇所を明確に記載。

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタ

東二は 10 倍を含めて炉心損傷

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

と判断するため。
相違理由②※2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場※2：発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の温度及び圧力の制御

合，又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。

制御パラメータについて明確に記載。

する必要がある場合は，これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし，発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
ⅱ. 操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）の手順はⅱ) 操作手順

相違理由①

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）の手順は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.7.1 図に， 概要図を第 1.7.27 図に，タイムチャ

以下のとおり。手順の対応フローを第1.7−1図及び第1.7−2図に，概要図を第1.7−18図 相違理由⑥

ートを第 1.7.28 図及び第 1.7.29 図に示す。

に，タイムチャートを第1.7−19図に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑭以外は同様）］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉建屋原子炉区域の系統構成を現場運【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑦以外は同様）】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃が転員に指示する。
②現場運転員 E 及び F は，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理

相違理由⑮⑳

し装置による格納容器ベントの準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備のた

系出口 U シール隔離弁の全閉操作を実施する。
③当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・

相違理由②

相違理由⑨⑮⑳

め，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に報告する。
③発電長は，格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側からの格納容器ベントの準備を開 相違理由②⑮⑳

チェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，始するよう運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベントができない場合は，格納容器圧力逃がし装置により W/W 側から格納容器ベント実施の準備を開始するよう運Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

転員に指示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限を越えている場合は D/W 側からの格納容器ベント実施の準備を開始するよう指示する）。

76

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置に

東海第二④発電長は，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準 相違理由⑮⑳

よる格納容器ベントの準備開始を報告する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な備開始を報告する。
⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な 相違理由⑮⑳

監視計器の電源が確保されていることを確認する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として非常用ガス処理系第備考

監視計器の電源が確保されていることを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，原子炉建屋ガス処 相違理由②⑮⑳

二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁の全閉を確認する。

理系一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁，換気空調系一次隔離弁及び換気
空調系二次隔離弁の全閉を確認する。

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲

東二の移送ポンプは満水保管内であること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認すとしているため，水張手順はる。
⑧現場運転員 C 及び D は，フィルタベント大気放出ラインドレン弁を全閉， 水素バイパス

整備しない。
ａ⑦ Ｓ／Ｃ側ベントの場合

ライン止め弁を全開とする。また，耐圧強化ベント弁の全閉を遠隔手動弁操作設備の開

運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構による操 相違理由②度指示にて確認し，二次隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約 50%開）と作で全開とする。

する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作⑦ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

設備にて調整開（流路面積約 50%開）とする。

相違理由⑮⑳
柏崎は，格納容器圧力逃がし第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁 装置の隔離弁を調整開運用と（Ｄ／Ｗ側）を遠隔人力操作機構による操作で全開とする。

する。
東二の隔離弁は全開運用としている。

⑨中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了⑧運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告 相違理由⑮⑳

を当直副長に報告する。
⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベンする。
⑨発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を災害対策本部長 相違理由⑮⑳

ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。

代理に報告する。

⑪当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び水位，並びに原子炉建屋内の水素濃度に関する情報収集を適宜行い，当直長に報告する。また，当直長は原子炉格納容器内の圧力及び水位，並びに原子炉建屋内の水素濃度に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン⑩発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を災害対策本部長

トの開始を緊急時対策本部に報告する。

代理に報告する。

77

相違理由⑱⑮⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑬当直副長は，以下のいずれかの条件に到達したことを確認し，運転員に格納容器ベント

東海第二⑪発電長は，以下のいずれかの条件に到達したことを確認し，運転員等に格納容器ベン 相違理由⑮⑳開始を指示する。
・外部水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施中に，サプレッション・チェン

備考

ト開始を指示する。
・外部水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施中に，サプレッション・プ

バ・プール水位が「真空破壊弁高さ」に到達した場合。

ール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した場合。

・原子炉建屋オペレーティングフロア天井付近の水素濃度が 2.2vol%に到達した場合。

柏崎はサプレッション・チェ
ンバ・プール水位が「真空破壊弁高さ」に到達。

・原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％に到達した場合。

東二はサプレッション・プー
ル水位指示値通常水位＋6.5mに到達で格納容器ベント開始。
柏崎は原子炉建屋オペレーティングフロア天井付近の水素濃度が 2.2vol%に到達で格納容器ベント開始。
東二は大規模損壊で対応。

⑭ａ W/W ベントの場合

相違理由⑮⑳

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を遠隔手動弁操作設⑫重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁を遠隔人力操作機構にて全開とし，備による操作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。第二弁の開操作ができなｂ

い場合は，第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構にて全開とし，格納容器圧力逃がし

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）を遠隔手動弁操作設備による操装置による格納容器ベントを開始する。

⑭ D/W ベントの場合作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント操作を開始する。
⑮中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さ

相違理由⑮⑳

れたことを，格納容器内圧力指示値の低下又は原子炉建屋水素濃度指示値が安定若しく⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さは低下，フィルタ装置入口圧力指示値の上昇，フィルタ装置出口放射線モニタ指示値のれたことをドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並び上昇により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置によにフィルタ装置圧力及びフィルタ装置スクラビング水温度指示値の上昇により確認

る格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

するとともに，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。また，発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

78

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑯中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値を確認し，水位

東二は格納容器圧力逃がし装調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実置使用時の水位低下量は設計施するよう緊急時対策本部に依頼する。

にて担保しているため，水張り不要。
⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却 相違理由
系による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，格納容器ベント停止判断をする。
相違理由⑰中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）を全閉するよう現場運転員に指示する。
⑱現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（サプレッション・チェ

⑮運転員等は原子炉建屋付属棟にて，遠隔人力操作機構により第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ 相違理由②⑮⑳

ンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施する。

／Ｗ側）の全閉操作を実施する。

⑲中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バ
イパス弁を全閉するよう現場運転員に指示する。
⑳現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス
弁の全閉操作を実施する。

79

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 4 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 75 分で可能である。

東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備開始を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数
及び所要時間は以下のとおり。
・現場からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，125分以内で可能である。
・現場からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
また，格納容器ベント準備開始を判断してから第二弁操作室までの移動は45分以内で可能である。
第二弁操作室正圧化基準到達から第二弁操作室の正圧化開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・第二弁操作室空気ボンベユニットによる第二弁操作室の正圧化
現場対応を重大事故等対応要員3名にて作業を実施した場合，4分以内で可能である。
格納容器ベント判断基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・現場操作（第二弁）遠隔操作不可の場合）
現場対応を重大事故等対応要員3名にて作業を実施した場合，30分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベント】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，第一弁（Ｓ／Ｃ側）
操作を現場にて実施した場合，125分以内で可能である。また，サプレッション・プール
水位指示値が通常水位＋6.5mに到達後，第二弁操作を現場にて実施した場合，30分以内で可能である。
（総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：155分
以内）【Ｄ／Ｗ側ベント】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，第一弁（Ｄ／Ｗ側）
操作を現場にて実施した場合，140分以内で可能である。また，サプレッション・プール
水位指示値が通常水位＋6.5mに到達後，第二弁操作を現場にて実施した場合，30分以内で可能である。
（総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：170分
以内）80

相違理由⑮⑳
東二は各現場操作毎に成立性を示す。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

東海第二

備考

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

遠隔手動弁操作設備の操作については，操作に必要な工具はなく通常の弁操作と同様で遠隔人力操作機構については，速やかに操作ができるように，汎用電動工具（電動ドあるため，容易に実施可能である。操作場所は原子炉建屋内の原子炉区域外に設置するこライバ）を操作場所近傍に配備する。また，作業エリアには蓄電池内蔵型照明を配備しとに加え，あらかじめ遮蔽材を設置することで作業時の被ばくによる影響を低減している。

ており，建屋内常用照明消灯時における作業性を確保しているが，ヘッドライト及びＬ

また，操作前にモニタリングを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着してＥＤライトをバックアップとして携行する。

操作する。また，作業エリアにはバッテリー内蔵型 LED 照明を配備しており，建屋内常用
照明消灯時における作業性を確保しているが，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携行する。

(b) 第二弁操作室の正圧化

相違理由⑨

格納容器圧力逃がし装置を使用する際に，第二弁操作室を第二弁操作室空気ボンベユニ
ットにより加圧し，第二弁操作室の居住性を確保する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)ｂ．(b) 第二弁操作室の正圧化」の操作手順と同様である。

【以下，ページ 83 より当該箇所を引用】(c) フィルタ装置水位調整（水張り）フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ
インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

(c) フィルタ装置スクラビング水補給
フィルタ装置の水位が通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り下限水位である

相違理由②
相違理由⑰

1,325mm に到達する前までに，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽又は淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置へ水張りを実施する。

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(c)フィルタ装置水位調整（水張り）」の操作
手順と同様である。

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)ｂ．(c) フィルタ装置スクラビング水補給」の操作手順と同様である。

【引用ここまで】

81

相違理由①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

【以下，ページ 73 より当該箇所を引用】
d. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給(d) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

中長期的に原子炉格納容器内の水蒸気凝縮による原子炉格納容器の負圧破損を防止するとと格納容器ベント停止後における水の放射線分解によって発生する可燃性ガス濃度の上昇

もに原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減するため，可搬型格納容器窒素供給設備によりを抑制，及び原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型窒素供給装置により原子原子炉格納容器へ窒素ガスを供給する。

炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。

【引用ここまで】

相違理由①
相違理由②⑮

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)ｂ．(d) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換」の操作手順と同様である。

【以下，ページ 83 より当該箇所を引用】(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ(e) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分格納容器ベントを実施した際には，原子炉格納容器内に含まれる非凝縮性ガスがフィル

解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝タ装置を経由して大気へ放出されることから，フィルタ装置内での水素爆発を防止するた縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸め，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内を不活性ガス（窒素）で置換する。

相違理由②
相違理由⑮

い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(e)格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ」の操作手順と同様である。

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)ｂ．(e) フィルタ装置内の不活性ガス（窒

相違理由①素）置換」の操作手順と同様である。

【引用ここまで】【以下，ページ 83 より当該箇所を引用】(d) フィルタ装置水位調整（水抜き）(f) フィルタ装置スクラビング水移送

相違理由①

格納容器ベントにより原子炉格納容器内から排気されたガスが格納容器圧力逃がし装置の水の放射線分解により発生する水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するため，

柏崎はフィルタ装置の機能維配管内及びフィルタ装置内で凝縮し，その凝縮水がフィルタ装置に溜まることでフィルタ装

フィルタ装置スクラビング水をサプレッション・チェンバへ移送する。移送ポンプの電源持を目的として水抜きを行

置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィルタの差圧が設

は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源

う。

計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を設備として使用する可搬型代替低圧電源車から受電可能である。

東二は水素がフィルタ装置内実施する。ドレン移送ポンプの電源は， 代替交流電源設備から受電可能である。

に蓄積することを防止するために行う。

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(d)フィルタ装置水位調整（水抜き）」の操作
手順と同様である。

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)ｂ．(f) フィルタ装置スクラビング水移送」の操作手順と同様である。

【引用ここまで】

82

相違理由①

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東海第二

備考
東二の移送ポンプは満水保管(b) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置の水位調整準備として，乾燥状態で保管されとしているため，水張手順は整ているドレン移送ポンプへ水張りを実施する。

備しない。

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(b)フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」の操作手順と同様である。
(c) フィルタ装置水位調整（水張り）東二は「1.7.2.1(2)a.(c) フフィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ

ィルタ装置スクラビング水補インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

給」にて整理。

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(c)フィルタ装置水位調整（水張り）」の操作（比較表ページ 81）

手順と同様である。
(d) フィルタ装置水位調整（水抜き）

東二の有効性評価では格納容

格納容器ベントにより原子炉格納容器内から排気されたガスが格納容器圧力逃がし装置の器ベント開始後のスクラビン

配管内及びフィルタ装置内で凝縮し，その凝縮水がフィルタ装置に溜まることでフィルタ装グ水位は低下傾向になるため置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィルタの差圧が設

水位調整のための水抜き対応

計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を手順は整備しない。

実施する。ドレン移送ポンプの電源は， 代替交流電源設備から受電可能である。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(d)フィルタ装置水位調整（水抜き）」の操作
手順と同様である。
(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

東二は「1.7.2.1(2)a.(e) フ

格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分

ィルタ装置内の不活性ガス

解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝（窒素）置換」にて整理。

縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸（比較表ページ 82）

い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(e)格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ」の操作手順と同様である。

83

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東海第二

備考
相違理由⑪

(f) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整
フィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水されることでス
クラバ水の pH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を補給する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(f)フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」の操作手順と同様である。
(g) ドレン移送ライン窒素ガスパージ

東二は「1.7.2.1(2)a.(f) フフィルタ装置水位調整（水抜き）後は，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発ィルタ装置スクラビング水移

生する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留送」にて整理。

水をサプレッション・チェンバに排水する。

（比較表ページ 82）

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(g)ドレン移送ライン窒素ガスパージ」の操作
手順と同様である。
(h) ドレンタンク水抜き

相違理由⑧

ドレンタンクが水位高に到達した場合は，よう素フィルタの機能維持のため排水を実施する。ドレン移送ポンプの電源は，代替交流電源設備から受電可能である。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(h)ドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
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1.7.2.2 その他の手順項目について考慮する手順
復水移送ポンプ，電動弁，中央制御室監視計器類への電源供給手順及び代替交流電源設備への燃料補給手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

東海第二

備考

1.7.2.2 その他の手順項目について考慮する手順
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池又は東二は詳細な電源を明確にしている。

可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による代替循環
冷却系ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備

東二は詳細な電源を明確にしとして使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備とている。

して使用する可搬型代替低圧電源車，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及び可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車への燃料給油手順については，「1.14
電源の確保に関する手順等」にて整備する。
残留熱除去系又は代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による減圧及び除熱の手順については，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
代替循環冷却系への代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順については，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
水源から接続口までの可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

残留熱除去系による減圧及び除熱手順については，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための相違理由②

手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順につい

相違理由②

ては，
「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽への水の補給手順並びに水源から接続口への可搬型代替注

相違理由②⑫水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

原子炉建屋内の水素濃度監視手順については，｢1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。

原子炉建屋内の水素濃度監視手順については，｢1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順については，「1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等」にて整備する。

東二は可燃性ガス濃度制御系
による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順を「1.9

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等」
にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

東二は操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順を「1.15
事故時の計装に関する手順等」に整備する。

85

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.7.2.3 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第 1.7.30
図に示す。

東海第二
1.7.2.3 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.7
炉心の著しい損傷が発生した場合は，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注

施しながら原子炉格納容器の圧力及び温度の監視を行うとともに，格納容器ベント操作に備え，格入を行うとともに，代替格納容器スプレイにより原子炉格納容器内の冷却を実施しながら原子

納容器 pH 制御装置による薬液の注入を行う。

炉格納容器の圧力及び温度の監視を行う。

よる原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
また，原子炉圧力容器の破損を判断した後に代替循環冷却系が起動できる場合は，代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
代替循環冷却系が起動できない場合は， 格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベントによる減圧を行う。

相違理由⑥−20図に示す。

炉心の著しい損傷が発生した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるスプレイを実

代替原子炉補機冷却系の設置が完了し，代替循環冷却系が起動できる場合は，代替循環冷却系に

備考

残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，格納容器圧力逃がし装

相違理由②

相違理由③

置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に優先し，内部水源である代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施する。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，外部水源を使用した代替
格納容器スプレイを実施する。外部水源を使用するためサプレッション・プール水位が上昇
し，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した場合は，外部水源を使用した代替格納容器スプレイを停止し，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧

相違理由及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントは，弁の駆動電源及び空気源がない場合，現場での手動操作を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置を用いて，格納容器ベントを実施する際には，スクラビングに

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントは，弁の駆動電源がない場合，現場での手動操 相違理由⑩
作を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置を用いて，格納容器ベントを実施する際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できる W/W を経由する経路を第一優先とする。W/W ベントライン

よる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃを経由する経路を第一優先とする。Ｓ／Ｃ側ベン 相違理由②が水没等の理由で使用できない場合は，D/W を経由してフィルタ装置を通る経路を第二優先とする。

トラインが水没等の理由で使用できない場合は，Ｄ／Ｗを経由してフィルタ装置を通る経路を第二優先とする。

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱又は格納容器ベント実施後は，残留熱除去系の復旧を行い，長期的な原子炉格納容器内の除熱を実施する。

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱又は格納容器ベント実施後は，残留熱除去系の復旧を行い，長期的な原子炉格納容器の除熱を実施する。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施する際の系統の選択は，常設低圧代替注水系ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系と配管を共有しない系統を優先して使用する。優先順位は以下のとおり。
優先①：代替循環冷却系Ａ系
優先②：代替循環冷却系Ｂ系

86

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.7.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

第1.7−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

全体を通して共通の相違理由

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／2）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1/3）

分類
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備②③④⑦⑩⑪⑫⑬⑭⑲ついて対処設備

ィーゼル発電機（全交流動力電源）由を記載しているため下線を省（シビアアクシデント）略する。

「除熱−１」等

柏崎の記載が他ページに示されＡＭ設備別操作手順書

る場合はページ数を記載する。

重大事故等対策要領（以下，第 1.7−1 表は同様。）
柏崎の代替循環冷却系による

ジ 89 に記載。

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

設備※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

87

非常時運転手順書Ⅲ

除熱に係る記載は，比較表ペー

自主対策

淡水タンク※２

四角点線枠にて示し，備考に理原子炉格納容器内の減圧及び重大事故等対処設備※1:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。
※5:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b）項を満足するための代替淡水源（措置）

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

外部電源系及び非常用デフィルタ装置
圧力開放板
移送ポンプ
遠隔人力操作機構
第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）第二弁操作室差圧計
可搬型窒素供給装置
フィルタ装置遮蔽
配管遮蔽
第二弁操作室遮蔽
第一弁（Ｓ／Ｃ側）
第一弁（Ｄ／Ｗ側）
第二弁
第二弁バイパス弁
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）
窒素供給配管・弁
移送配管・弁
補給水配管・弁原子炉格納容器（サプレッション・チェン
バを含む）
真空破壊弁
可搬型代替注水中型ポンプ※２
可搬型代替注水大型ポンプ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽※２
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
常設代替直流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
燃料給油設備※３設備

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホースは記載を省略する。
それ以外の相違理由については自主対策

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
サプレッション・チェンバ※２
代替淡水貯槽
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプ
レイヘッダ
代替循環冷却系配管・弁
原子炉圧力容器
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

重大事故等対処設備

多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜き）」「フィルタベント停止後の N2 パージ」「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」「ドレン移送ライン N2 パージ」
「ドレンタンク水抜き」

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

AM 設備別操作手順書「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））
」「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））
」

自主対策設備

防火水槽 ※5，※6
淡水貯水池 ※5，※6
第二代替交流電源設備 ※3

事故時運転操作手順書（シビアアク
シデント）「PCV 制御」「R/B 制御」

原子炉格納容器の過圧破損防止

フィルタ装置よう素フィルタ
ラプチャーディスク
ドレン移送ポンプ
ドレンタンク遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
可搬型窒素供給装置
スクラバ水 pH 制御設備
フィルタベント遮蔽壁
配管遮蔽
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁
遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁ホース・接続口
原子炉格納容器（サプレッション・チェン
バ，真空破壊弁を含む）
可搬型代替注水ポンプ（A−2 級） ※5
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
常設代替直流電源設備 ※3
可搬型直流電源設備 ※3

対応
手段

手順書

重大事故等対処設備

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

原子炉格納容器の過圧破損防止

−

対応
手段

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

分類

分類

対応
手段

対処設備

対処設備

遠隔人力操作機構
第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）第二弁操作室差圧計
第二弁操作室遮蔽
第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

可搬型窒素供給装置
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

薬液タンク
蓄圧タンク加圧用窒素ガスボンベ
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置配管・弁
残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ
サプレッション・チェンバ常設代替直流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
燃料給油設備※３（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅲ※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

88

非常時運転手順書Ⅲ

重大事故等対策要領

自主対策設備による薬 液注入

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置※1:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。
※5:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b）項を満足するための代替淡水源（措置）原子炉格納容器負圧破損の防止

原子炉格納容器の過圧破損防止−

可搬型窒素供給装置
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁フィルタ装置常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N パージ」

多様なハザード対応手順「可搬型格納容器窒素供給設備による PCV 窒素供給」

自主対策設備原子炉格納容器負圧破損の防 止

可搬型大容量窒素供給装置
ホース
可燃性ガス濃度制御系配管・弁AM 設備別操作手順書「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））
」「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））
」

不活性ガス︵窒素︶による系統内の置換

重大事故等対処設備による系統内の置換

不活性ガス︵ 窒素ガス ︶可搬型窒素供給装置
ホース・接続口

事故時運転操作手順書（シビアアク
シデント）「PCV 制御」「R/B 制御」

対応
手段

現場操作

現場 操作

原子炉格納容器の過圧破損防止−

重大事故等対処設備

遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁手順書

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備

全交流動力電源

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／2）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2/3）
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

東海第二（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（3/3）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

復水移送ポンプ
代替原子炉補機冷却系 ※2
可搬型代替注水ポンプ（A−2 級） ※5
サプレッション・チェンバ
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ
高圧炉心注水系配管・弁
復水補給水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
格納容器スプレイ・ヘッダ
ホース
原子炉圧力容器
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
燃料補給設備 ※3

自主対策設備

格納容器内ｐＨ制 御代替格納容器スプレイ冷却系（常設） ※1
格納容器下部注水系（常設） ※4
格納容器 pH 制御設備

事故時運転操作手順書（シビアアク
シデント）「PCV 制御」

AM 設備別操作手順書「代替循環冷却系による PCV 内の減圧及び除熱」

自主対策設備

防火水槽 ※5，※6
淡水貯水池 ※5，※6
第二代替交流電源設備 ※3

手順書

重大事故等対処設備

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除 熱

原子炉格納容器の過圧破損防止

−

対応
手段

事故時運転操作手順書（シビアアク
シデント）「PCV 制御」

AM 設備別操作手順書「炉心損傷後格納容器薬品注入」※1:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。
※5:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b）項を満足するための代替淡水源（措置）89

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第1.7−2表 重大事故等対処に係る監視計器
第 1.7.2 表 重大事故等対処に係る監視計器
監視計器一覧（1/7）

監視計器一覧（1／10）

全体を通して共通の相違理由
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1)交流電源が健全である場合の対応手順
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

原子炉格納容器内の放射線量率

AM 設備別操作手順書「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

原子炉建屋内の水素濃度

判断基準

原子炉圧力容器温度

判断基準

原子炉圧力容器内の温度

原子炉建屋水素濃度･原子炉建屋地上 4 階
静的触媒式水素再結合器 動作監視装置

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

電源

四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省略する。
柏崎の記載が他ページに示され原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

る場合はページ数を記載する。

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度（以下，第 1.7−2 表は同様。）

原子炉格納容器内の温度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）

柏崎の代替循環冷却系による原子炉格納容器内の酸素濃度

電源

緊急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系格納容器スプレイ流量
代替循環冷却系ポンプ入口温度
残留熱除去系熱交換器入口温度

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ出口流量

水源の確保

サプレッション・プール水位操作

90

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）
原子炉圧力容器温度

ＡＭ設備別操作手順書
M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

それ以外の相違理由については

原子炉圧力容器内の温度

最終ヒートシンクの確保

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）②③④⑦⑩⑪⑫⑬⑭⑲ついては記載を省略する。

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

原子炉格納容器内の放射線量率
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」「R/B 制御」

監視パラメータ（計器）

原子炉格納容器内の減圧及び除熱に係る監視計器は，比較表ページ 93 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（2/7）

東海第二

備考

監視計器一覧（2／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）AM 設備別操作手順書「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」

監視パラメータ（計器）柏崎の格納容器圧力逃がし装1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1)交流電源が健全である場合の対応手順
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」「R/B 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に係る監視計器

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋地上 4 階
・原子炉建屋地上 2 階
・原子炉建屋地下 1 階
・原子炉建屋地下 2 階

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 2 階・原子炉建屋原子炉棟地下 1 階

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）フィルタ装置入口水素濃度

は，比較表ページ 90,91 に記

判断基準

操作

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作

91

載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1)交流電源が健全である場合の対応手順
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

判断基準

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量−

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量操作

補機監視機能−フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力

判断基準

−

操作

補機監視機能ＡＭ設備別操作手順書−

フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位

判断基準

−

−

操作
判断基準
操作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位

補機監視機能ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

補機監視機能第二弁操作室差圧
空気ボンベユニット空気供給流量

操作

判断基準

−

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(b) 第二弁操作室の正圧化−フィルタ装置水位

操作

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

原子炉圧力容器温度

補機監視機能判断基準

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

原子炉圧力容器内の温度操作

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N2 パージ」

原子炉格納容器内の放射線量率

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

操作

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水抜き）」

備考

監視計器一覧（3／10）

監視計器一覧（3/7）

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水張り）
」

東海第二

92

相違理由⑨

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（4／10）

監視計器一覧（4/7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1)交流電源が健全である場合の対応手順
b.代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

判断基準

原子炉格納容器内の酸素濃度

水源の確保

比較表ページ 92 に記載。
最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

格納容器内酸素濃度

原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉格納容器内の水位

格納容器下部水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

柏崎の可搬型格納容器窒素供原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉圧力容器内の水位（水張り）に係る監視計器は，

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(d) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

判断基準

最終ヒートシンクの確保

柏崎のフィルタ装置水位調整

ＡＭ設備別操作手順書

操作AM 設備別操作手順書「代替循環冷却系による PCV 内の減圧及び除熱」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(c) フィルタ装置スクラビング水補給

判断基準

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

操作

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）

最終ヒートシンクの確保

サプレッション・チェンバ・プール水温度
復水補給水系温度（代替循環冷却）復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力93

給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給に係る監視計器は，比較表ページ 94 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(e) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1)交流電源が健全である場合の対応手順
c.格納容器内 pH 制御
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器下部水位

補機監視機能薬液タンク水位
サプレッションプール水 pH

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

置停止後の窒素ガスパージに原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度94

係る監視計器は，比較表ページ
92 に記載。

柏崎のフィルタ装置水位調整（水抜き）に係る監視計器は，最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置入口水素濃度

ＡＭ設備別操作手順書

操作

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

柏崎の格納容器圧力逃がし装1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(f) フィルタ装置スクラビング水移送

判断基準

原子炉圧力容器温度

操作

操作

原子炉圧力容器内の温度

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1)交流電源が健全である場合の対応手順
d.可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給
多様なハザード対応手順「可搬型格納容器窒素供給設備による PCV 窒素供給」

備考

監視計器一覧（5／10）

監視計器一覧（5/7）

AM 設備別操作手順書「炉心損傷後格納容器薬品注入」

東海第二比較表ページ 92 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（6／10）

監視計器一覧（6/7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2)全交流動力電源喪失時の対応手順
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」「R/B 制御」

AM 設備別操作手順書「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順
ｃ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度･原子炉建屋地上 4 階
静的触媒式水素再結合器 動作監視装置

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（A）
格納容器内水素濃度（B）
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋地上 4 階
・原子炉建屋地上 2 階
・原子炉建屋地下 1 階
・原子炉建屋地下 2 階

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

操作

原子炉圧力容器温度

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書

95

操作

判断基準

原子炉圧力容器内の温度判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

柏崎の格納容器内 pH 制御に係る監視計器は，比較表ページ 94に記載。

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

補機監視機能薬液タンク圧力薬液タンク液位柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（7/7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

判断基準
判断基準
操作
判断基準
操作
判断基準
操作
判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

操作
操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量−−

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量−

操作

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 2 階・原子炉建屋原子炉棟地下 1 階

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）フィルタ装置入口水素濃度

フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力−

補機監視機能格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）−

ＡＭ設備別操作手順書
補機監視機能監視パラメータ（計器）

原子炉格納容器内の放射線量率

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等−

フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位

−

操作

判断基準

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

原子炉格納容器内の放射線量
率

判断基準

操作

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N パージ」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2)全交流動力電源喪失時の対応手順
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水抜き）」

備考

監視計器一覧（7／10）

手順書

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水張り）
」

東海第二

−

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位

補機監視機能ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量96柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（8／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(b) 第二弁操作室の正圧化

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

補機監視機能第二弁操作室差圧
空気ボンベユニット空気供給流量

ＡＭ設備別操作手順書

操作

97

相違理由⑨

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東海第二

備考

監視計器一覧（9／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）判断基準

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(c) フィルタ装置スクラビング水補給
最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

柏崎のフィルタ装置水位調整（水張り）に係る監視計器は，比較表ページ 96 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(d) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

柏崎の可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給に係る監視計器は，比較表ページ 94 に記

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

判断基準

原子炉格納容器内の圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作

98

載。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（10／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(e) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

判断基準

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度

判断基準

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(f) フィルタ装置スクラビング水移送
最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度

ＡＭ設備別操作手順書

操作99

柏崎の格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージに係る監視計器は，比較表ページ
96 に記載。

柏崎のフィルタ装置水位調整（水張り）に係る監視計器は，比較表ページ 96 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

第 1.7.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

第 1.7−3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

対象条文
【1.7】
原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

供給対象設備
格納容器圧力逃がし装置

給電元給電母線

対象条文

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

供給対象設備

備考

給電元
給電母線

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）

代替循環冷却系 弁

常設代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。
）

残留熱除去系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

不活性ガス系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

格納容器圧力逃がし装置 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

AM 用 MCC
AM 用直流 125V
不活性ガス系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

MCC C 系
AM 用 MCC
直流 125V B 系
AM 用直流 125V
非常用ガス処理系弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
復水移送ポンプ【1.7】
原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
AM 用 MCC
復水補給水系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC
残留熱除去系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系電源
計測用 B 系電源100

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

101

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

102

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 142，143，144，145 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 142，143，
144，145 に記載。

103

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

104

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

105

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

106

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二以下、ページ 146 より当該箇所を引用

備考
柏崎は比較表ページ 146 に記
載。
相違理由⑮

107

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

108

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 108 に記載。

109柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑨

110

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮

111

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑨
相違理由⑮

112

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 127 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 127 に記載。

113

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 128〜130 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 128〜130
に記載。
相違理由⑮

114

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮

115

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮

116

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 151 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 151 に記載。

117

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 152 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 152 に記
載。
相違理由⑮

118

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 133，134 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 133，134
に記載。

119

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

120

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 135 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 135 に記
載。
相違理由⑮

121

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 131 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 131 に記載。

122

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

以下、ページ 132 より当該箇所を引用
柏崎は比較表ページ 132 に記
載。
相違理由⑮

123

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

・比較表ページ 132 から引用した柏崎タイムチャートを 123 ページに記載。
柏崎は比較表ページ 132 に記
載。
相違理由⑮

124

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二の移送ポンプは満水保管としているため，水張手順は整
備しない。

125

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二の移送ポンプは満水保管としているため，水張手順は整
備しない。

126

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 113 に記載。

127柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 114 に記載。

128

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 114 に記載。

129

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 114 に記載。

130柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 122 に記載。

131

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 123 に記載。

132

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 119 に記載。

133

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 119 に記載。

134

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 121 に記載。

135

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は予め待機中から十分な量の薬剤をスクラビング水に添加しておくことで，ベント中の薬剤調整が不要となる設計としている。

136

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は予め待機中から十分な量の薬剤をスクラビング水に添加しておくことで，ベント中の薬剤調整が不要となる設計としている。

137

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置スクラビ
ング水移送」にて整理。比較表
ページ 122 に記載。

138

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置スクラビ
ング水移送」にて整理。比較表
ページ 123 に記載。

139

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二の格納容器圧力逃がし装置にはドレンタンクを設置し
ていない。

140

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二の格納容器圧力逃がし装置にはドレンタンクを設置し
ていない。

141

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 103 に記載。

142

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 103 に記載。

143

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 103 に記載。

144

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 103 に記載。

145

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 107 に記載。

146

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二の代替循環冷却系への残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の手順については，「1.5 最終ヒートシ
ンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

147

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二の代替循環冷却系への残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の手順については，「1.5 最終ヒートシ
ンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

148

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

149

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮

150

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 117 に記載。

151柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 118 に記載。

152

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

153

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 153 に記載。

154

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮

155

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑨
相違理由⑮

156

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

157

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等

東海第二
1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.8.1 対応手段と設備の選定

1.8.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

a. 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備

備考

目 次 ＞

ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設
備

東二では原子炉格納容器の下部を「ペデスタル（ドライウェル部）」と定義付けている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

(a) 格納容器下部注水(a) ペデスタル（ドライウェル部）への注水(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手段及び設備

ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及

相違理由①
相違理由①

び設備
(a) 原子炉圧力容器への注水(a) 原子炉圧力容器への注水(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

c. 手順等

ｃ．手順等

1.8.2 重大事故等時の手順

1.8.2 重大事故等時の手順

1.8.2.1 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

相違理由①(1) 格納容器下部注水(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

a. 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水

ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

b. 格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水（淡水/海水）

ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海

相違理由①

水）
c. 消火系による原子炉格納容器下部への注水

ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

東二は補給水系（自主対策設
備）を注水手段として整備する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。
相違理由①

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順

1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水(1) 原子炉圧力容器への注水

a. 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

ａ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

b. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）

ｂ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）
ｃ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由①

東二は残留熱除去系の有する格
納容器除熱機能を代替する内部水源設備として,代替循環冷却系を新設する。代替循環冷却系
は原子炉が低圧時に注水が可能な設備であるため，低圧注水手段として対応手順を整備する。
柏崎の低圧代替注水系（常設）と代替循環冷却系は，同じ復水移送ポンプを使用しており，代替循環冷却系は原子炉格納容器内の減圧及び除熱として整理している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

c. 消火系による原子炉圧力容器への注水

ｄ．消火系による原子炉圧力容器への注水
ｅ．補給水系による原子炉圧力容器への注水

d. 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

ｆ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

e. ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

ｇ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

f. 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水

相違理由②

東二は原子炉圧力容器破損後は制御棒駆動系に期待しない。このため東二は制御棒駆動系からの注水手順を整備しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二g. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

備考
全交流電源喪失を想定しており，常設代替交流電源設備から
ＨＰＣＳ高圧母線の受電は，考慮しない。このため東二は高圧
炉心スプレイ系に期待できないことから緊急注水手順を整備しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

1.8.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.8.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.8.2.4 重大事故等時の対応手段の選択

1.8.2.4 重大事故等時の対応手段の選択

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等【要求事項】

東海第二1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な破損を防止するため、溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１ 「溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等」とは、

１

以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
なお、原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却は、溶融炉心・コンクリート相互作「溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる装置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
なお、原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却は、溶融炉心・コンクリート相互作

用(MCCI)を抑制すること及び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触する用（ＭＣＣＩ）を抑制すること及び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために行われるものである。

ことを防止するために行われるものである。

（１）原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉格納容器下部注水設備により、原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止
ａ）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため、原子炉圧力容器へ注水する手順等を整備すること。

（１）原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉格納容器下部注水設備により、原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止
ａ）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため、原子炉圧力容器へ注水する手順等を整備すること。

4

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心・コンクリート相互作用（以下「MCC

炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心・コンクリート相互作用（以下「ＭＣＣ

東二は通常運転時からペデスタI」という。）を抑制すること及び溶融炉心の原子炉格納容器バウンダリへの接触を防止するＩ」という。
）による原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部（以下ルに水を確保している。また，

ことにより原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部に落下し「ペデスタル（ドライウェル部）」という。）に落下した炉心を冷却する対処設備を整備する。

炉心損傷を判断した場合はペデた炉心を冷却する対処設備を整備している。

スタルへの水位確保操作を行い，原子炉圧力容器の破損の徴
候及び破損によるパラメータの変化により原子炉圧力容器の破損を判断した場合はペデスタルへの注水操作を行う。
柏崎は炉心の冷却が未達成の場
合は原子炉格納容器下部への初期水張りを行う。また，原子炉
圧力容器の破損の徴候及び破損によるパラメータの変化により
原子炉圧力容器の破損を判断した場合は原子炉格納容器下部への注水操作を行う。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。
相違理由①
東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

5

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二また，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水す

また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子る対処設備を整備している。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

炉圧力容器へ注水する対処設備を整備する。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

備考
相違理由①
東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

1.8.1 対応手段と設備の選定

1.8.1 対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

炉心の著しい損傷が発生した場合において，MCCI による原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却する必要がある。
また，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する必要がある。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ＭＣＣＩによる原子炉格納容器の破損を防止するため，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却する必要がある。
また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，

相違理由①
相違理由①

原子炉圧力容器へ注水する必要がある。

原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却及び溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却及び溶融炉心のペデスタル

相違理由①（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するための対応手段と重大事故等対処設備

相違理由①を選定する。
なお，対応手段の選定は電源の有無に依存しないことから，交流電源を確保するための対応
手段を含めることとする。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※ 1 をなお，対応手段の選定は電源の有無に依存しないことから，交流電源を確保するための対応
手段を含めることとする。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※１を選

選定する。

定する。

※ 1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

な設備。

な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけ選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけ

でなく，設置許可基準規則第五十一条及び技術基準規則第六十六条（以下「基準規則」といでなく，設置許可基準規則第五十一条及び技術基準規則第六十六条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのう。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

関係を明確にする。

6

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2)対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。ただし，全交流動
力電源が喪失した場合は代替交流電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係
を第 1.8.1 表に整理する。

東海第二

備考

(2) 対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。ただし，全交流動
力電源が喪失した場合は代替交流電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.8−1表に整理する。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

a. 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備

ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設

相違理由①

備
炉心損傷の進展により原子炉圧力容器の破損に至る可能性がある場合，あらかじめ原子炉格納ペデスタル（ドライウェル部）には，通常運転時から水を確保※２するとともに炉心が損傷

相違理由①⑥

容器下部に注水しておくことで，原子炉圧力容器が破損に至った場合においても，原子炉格納容した場合に，ペデスタル（ドライウェル部）の水位が確実に確保されていることを確認する

相違理由①

器下部に落下した溶融炉心の冷却性を向上させ，MCCI の抑制及び溶融炉心の原子炉格納容器バウ

ため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水することで，原子炉圧力容器が破損に至った場

相違理由①

ンダリへの接触防止を図る。

合においても，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下する溶融炉心の冷却を向上さ

相違理由①

せ，ＭＣＣＩの抑制を図る。

また，原子炉圧力容器破損後は原子炉格納容器下部に注水を継続することで，原子炉格納容器

また，原子炉圧力容器破損後はペデスタル（ドライウェル部）に注水することで，ペデス

相違理由①

下部に落下した溶融炉心を冠水冷却し，MCCI の抑制及び溶融炉心の原子炉格納容器バウンダリへタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却し，ＭＣＣＩの抑制を図る。

相違理由⑥の接触防止を図る。

7

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
さらに，原子炉格納容器下部への注水に併せてコリウムシールドを設置することで，原子炉格

東海第二さらに，ペデスタル（ドライウェル部）への注水に併せてコリウムシールドの設置，格納

備考
東二と柏崎の原子炉格納容器の納容器下部へ落下した溶融炉心がドライウェル高電導度廃液サンプ及びドライウェル低電導度

容器ドレンサンプの形状変更及びペデスタル（ドライウェル部）の床面を平坦化すること

形状の違いにより，ＭＣＣＩ及

廃液サンプへ流入することを防止し，サンプ底面のコンクリートの浸食を抑制する。

で，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心とコンクリートの相互作用に

びＦＣＩによる原子炉格納容器

よる浸食及びコンクリートへの熱影響を抑制する。また，コリウムシールド内は格納容器床の破損を防止するための詳細設

ドレンサンプとして用いるために，ペデスタル（ドライウェル部）内に設ける排水の流入口計及び運用が異なることから，をスワンネック構造とする。

それぞれ記載方法が異なってい

なお，「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に伴う水蒸気爆発の発生を仮定る。

した場合の影響を小さく抑えるとともに，ＭＣＣＩの抑制効果に期待できる深さを考慮してペデスタル（ドライウェル部）の水位を約1mに維持する。
※2：原子炉起動前において，消火系，補給水系又は純水系を使用して事前水張りを行い，ペ東二はペデスタル（ドライウェ

デスタル（ドライウェル部）水位を約 1m とする。通常運転時は，原子炉格納容器内のル部）水位の通常運転時におけドライウェル内ガス冷却装置から発生する凝縮水と原子炉格納容器内で発生する結露水る管理方法を記載している。

が床ドレン水としてペデスタル（ドライウェル部）へ流入し，流入した床ドレン水は 1mに立ち上げたスワンネックから原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ排水される。
原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ排水される流量を監視することで，原子炉格
納容器内の原子炉冷却材漏えい率を確認することができる。

8

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a)格納容器下部注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却す

東海第二(a) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

備考
相違理由①

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落相違理由①るため，原子炉格納容器下部へ注水する手段がある。

下した溶融炉心を冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）へ注水する手段がある。

相違理由①

ⅰ.格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水

ⅰ) 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

見出し記号の附番ルールの相違

格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。
相違理由①

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

東二は低圧代替注水系を新設

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽

し，常設設備として代替淡水貯・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁槽を水源とする常設低圧代替注

・格納容器下部注水系配管・弁

水系ポンプを使用するが，柏崎は既設の復水貯蔵槽を水源とす
る復水補給水系を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

・高圧炉心注水系配管・弁柏崎は高圧炉心注水系配管を経由する。
・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁

東二は原子炉格納容ドレン系配・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁管・弁をペデスタルの構造物と位置付けている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・コリウムシールド・コリウムシールド・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は，常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定
し，1 台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。
・可搬型代替交流電源設備

東二の低圧代替注水系（常設）・代替所内電気設備

は常設代替交流電源設備で給電するが，柏崎は常設代替交流電源設備の他，可搬型代替交流電源設備，非常用電源設備，代替
所内電気設備で給電する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。
・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれるが，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないた
め記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

10

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ.格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水
格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

東海第二ⅱ) 格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用

備考
相違理由①⑧相違理由①

する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ

設備名称の相違・可搬型代替注水大型ポンプ

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬型設備による注水等

・淡水貯水池・代替淡水貯槽に使用する水源として西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

・ホース・接続口

・ホース

東二は第 51 条の設備の整理で接続口を低圧代替注水系配管に含めることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

11

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・復水補給水系配管・弁

東海第二・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑨・格納容器下部注水系配管・弁相違理由⑨・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁相違理由⑩・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁相違理由⑩・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・コリウムシールド・コリウムシールド・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
相違理由⑫・代替所内電気設備
・燃料補給設備

備考

・燃料給油設備相違理由⑭

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ敷設

柏崎はあらかじめ敷設したホー

したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用する場

スを使用することを記載してい合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可搬のホーるが，東二はホースをあらかじ

スにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

め敷設する前提ではないため記載していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

また，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

12

相違理由①
相違理由⑮

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ⅲ. 消火系による原子炉格納容器下部への注水
消火系による原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ⅲ) 消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとお

備考
相違理由①⑧相違理由①り。
・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由⑭

・多目的タンク

東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。

・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・格納容器下部注水系配管・弁相違理由⑨・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁相違理由⑩・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁相違理由⑩・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・コリウムシールド・コリウムシールド・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑫
・燃料給油設備13

相違理由⑭

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東海第二ⅳ) 補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・格納容器下部注水系配管・弁・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁・原子炉格納容器
・コリウムシールド・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備14

備考
相違理由①②⑧
相違理由①②

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二

備考

(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
相違理由①⑨

格納容器下部注水で使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系配ペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポ

管・弁，高圧炉心注水系配管・弁，原子炉格納容器，コリウムシールド，常設代替交流電源

ンプ，代替淡水貯槽，低圧代替注水系配管・弁，格納容器下部注水系配管・弁，原子炉格設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），ホ

納容器床ドレン系配管・弁，原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁，原子炉格納容器，コ

相違理由⑩

ース・接続口及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。防火水槽及び淡水

リウムシールド，常設代替交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大相違理由⑫⑭⑯

貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足する型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大相違理由⑮⑭ための代替淡水源（措置）として位置付ける。

事故等対処設備として位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融

相違理由①

炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク及び消火系配管・弁相違理由⑭⑱

耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）と耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

東二では常設低圧代替注水系ポ同等の機能（流量）を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

要な火災が発生していない場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落ンプ，可搬型代替注水中型ポン

要な火災が発生していない場合において，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却下した溶融炉心を冷却する手段として有効である。

プ及び可搬型代替注水大型ポンする手段として有効である。

プの設計仕様が同等の機能（容量）を有するとは言えないため，柏崎と同様な記載は困難である。（例：低圧代替注水系（常設）柏崎 125m３/h/台，東二 200 m３/h/台）
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑲と示す。
・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク及び補給水系配管・弁耐震性は確保されていないが，使用可能であれば，ペデスタル（ドライウェル部）
へ冷却する手段として有効である。

15

相違理由②
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・第二代替交流電源設備

備考
相違理由⑪

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
b. 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手段及び設備

ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及

相違理由①

び設備
(a) 原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する手段がある。

(a) 原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する手段がある。

16

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅰ. 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ⅰ) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由⑧

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

相違理由⑨・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽

相違理由⑨・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑨・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁東二の低圧代替注水は対応手段

・給水系配管・弁・スパージャ毎に使用する注水配管が決まっ

・高圧炉心注水系配管・弁ているが，柏崎は全ての対応手段に対し，残留熱除去系（低圧注水モード）及び高圧炉心注水
系の注水配管を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑳と示す。

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑫・代替所内電気設備

相違理由⑫・燃料給油設備17

相違理由⑬

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

東海第二ⅱ) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由⑧

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由⑭

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑭

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

相違理由⑮

・淡水貯水池・代替淡水貯槽

相違理由⑮・ホース・接続口

・ホース

相違理由⑯

・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑨・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁相違理由⑳・給水系配管・弁・スパージャ

・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑫
・燃料給油設備

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ敷

相違理由⑭
相違理由⑰

設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用する
場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。
また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水は，西側淡水貯水設
備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

18

相違理由⑮

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅲ) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由③

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅲ. 消火系による原子炉圧力容器への注水
消火系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

ⅳ) 消火系による原子炉圧力容器への注水
消火系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由⑭

・多目的タンク

相違理由⑱

・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｂ系配管・弁相違理由⑳・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑫
・燃料給油設備19

相違理由⑭

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅴ) 補給水系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由②⑧

補給水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅳ. 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・高圧代替注水系ポンプⅵ) 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

相違理由⑧

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水※３で使用する設備は以下のとおり。

東二は注水ラインを原子炉隔離・常設高圧代替注水系ポンプ

時冷却系のヘッドスプレイノズ
ルを使用していることを注記している。柏崎は給水系のスパー
ジャを使用している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑭

・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ

高圧代替注水系の水源として柏崎は復水貯蔵槽を用い給水系配管から注水する。
東二は高圧炉心スプレイ系入口
ラインをサクションとしたサプ
レッション・チェンバを用い原
子炉隔離時冷却系配管から注水する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

20

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁
相違理由⑨・復水補給水系配管
・高圧炉心注水系配管・弁

備考

・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）

相違理由⑳
柏崎は 6 号炉と７号炉で注水系接続先に違いがあるため記載

・給水系配管・弁・スパージャ

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁

高圧代替注水系の水源として柏崎は復水貯蔵槽を用い給水系配管から注水する。
東二は高圧炉心スプレイ系入口
ラインをサクションとしたサプ
レッション・チェンバを用い原
子炉隔離時冷却系配管から注水する。

・原子圧力容器・原子炉圧力容器

以降，同様の相違理由によるも・常設代替直流電源設備

・常設代替直流電源設備のは相違理由 と示す。

・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備
相違理由⑪

また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑫・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備

なお，6 号炉の注水配管は直接給水系に接続するが，7 号炉の注水配管は残留熱除去系配※3：高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却は，ヘッドスプレイノズルによる原子炉管を経由して給水系に接続する。

注水である。

21

相違理由⑬

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ⅴ. ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ⅶ) ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

備考
相違理由⑧

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は以下のとおり。

・ほう酸水注入系ポンプ

・ほう酸水注入ポンプ

相違理由⑭

・ほう酸水注入系貯蔵タンク

・ほう酸水貯蔵タンク

相違理由⑭

・ほう酸水注入系配管・弁・ほう酸水注入系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

柏崎は高圧炉心注水配管からほう酸水を注入する。東二は，ほう酸水注入系配管を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備

ⅵ. 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水

相違理由⑬

相違理由④

制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・制御棒駆動水ポンプ
・復水貯蔵槽・制御棒駆動系配管・弁・復水補給水系配管・弁・原子炉圧力容器
・原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑤

ⅶ. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水
高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心注水系ポンプ
・復水貯蔵槽・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・復水補給水系配管
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，復水移送

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，常設低相違理由⑨

ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系配管・弁，残留熱除去系配管・弁・スパージャ，給水系

圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧代替注水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・

相違理由⑳

配管・弁・スパージャ，高圧炉心注水系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備とし相違理由⑫⑬

可搬型代替交流電源設備及び代替所内電気設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

て位置付ける。

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，可搬

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続口，復水補給水系配管・弁，残留熱除去系配管・型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽，

相違理由⑭⑮⑳

弁・スパージャ，給水系配管・弁・スパージャ，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，ホース，低圧代替注水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・弁，低圧炉心スプレイ系配相違理由⑯

可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として

管・弁・スパージャ，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備

相違理由⑳

位置付ける。防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑭

順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。
代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，代替循環冷却系
ポンプ，サプレッション・チェンバ，残留熱除去系熱交換器，代替循環冷却系配管・弁，
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ，原子炉圧力容器，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除去系海水系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ，常設代替交流
電源設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

23

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，高圧代替注水系

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，常設高圧代替注

相違理由⑭

ポンプ，復水貯蔵槽，高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔水系ポンプ，サプレッション・チェンバ，高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系

相違理由

離時冷却系（蒸気系） 配管・弁，高圧代替注水系（注水系）配管・弁，復水補給水系配配管・弁，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，高圧代替注水系（注水系）配管・管，高圧炉心注水系配管・弁，残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ），給水系配管・弁・ス

弁，高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・

相違理由⑳

パージャ，原子炉圧力容器，常設代替直流電源設備，可搬型直流電源設備，常設代替交流弁，原子炉圧力容器，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備，常設代替交流電

相違理由⑭

電源設備及び可搬型代替交流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付け

相違理由⑬

る。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備のうち，ほう酸

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備のうち，ほう酸

水注入系ポンプ，ほう酸水注入系貯蔵タンク，ほう酸水注入系配管・弁，高圧炉心注水系

水注入ポンプ，ほう酸水貯蔵タンク，ほう酸水注入系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代

相違理由⑭ ⑪

配管・弁・スパージャ，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源

替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として相違理由⑬

設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止し，原子炉圧力容器内に残存した溶融炉心を冷却することができる。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面へ

相違理由①の落下を遅延又は防止し，原子炉圧力容器内に残存した溶融炉心を冷却することができる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース
敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替
循環冷却系が使用可能となれば，発電用原子炉を冷却する手段として有効である。

24

相違理由⑰

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁東海第二・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク及び消火系配管・弁耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）と耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

同等の機能（流量）を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による消火が要な火災が発生していない場合において，原子炉圧力容器への注水手段として有効で必要な火災が発生していない場合において，原子炉圧力容器への注水手段として有効であある。

備考
相違理由⑭⑱る。
・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク及び補給水系配管・弁相違理由②

耐震性は確保されていないが，使用可能であれば，原子炉圧力容器へ注水する手段として有効である。
・制御棒駆動系

相違理由④

発電用原子炉を冷却するための十分な注水量が確保できず，加えて耐震性が確保されていないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に原子炉圧力容器下部に落下した溶融炉心を冷却し，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止する手段として有効である。
・高圧炉心注水系

相違理由⑤

モータの冷却水がない状態での運転となるため運転時間に制限があり，十分な期間の運転継続はできないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における原子炉圧力容器への注水手段として有効である。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑪

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 手順等

東海第二

備考

ｃ．手順等

上記「a. 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備」及び「b.

上記「ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応

相違理由①

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順及び設備」により選定した手段及び設備」及び「ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・相違理由①

対応手段に係る手順を整備する。

防止のための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（シビアアク

これらの手順は，運転員等※４及び重大事故等対応要員の対応として「非常時運転手順書Ⅲ

東二は「技術的能力 1.0 重大事シデント）（以下「SOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定め（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める

故対策における共通事項（添付る（第 1.8.1 表）。

（第1.8−1表）。

資料 1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員が重大事
故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑧

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.8.2 表，第 1.8.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.8−2表，第1.8−3表）
。

相違理由⑧

※4 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を記載

26

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

1.8.2 重大事故等時の手順

1.8.2 重大事故等時の手順

1.8.2.1 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

相違理由①(1) 格納容器下部注水(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

a. 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため格納容器
下部注水系（常設）により原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため格納容器
下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却相違理由①を実施する。
炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保す
るため，水位確保操作を実施する。

東二は原子炉圧力容器破損が早く炉心損傷の判断にて初期水張り（水位確保操作）を実施する。柏崎は損傷炉心の冷却が未達成の場合に実施する。
相違理由⑥

また，原子炉圧力容器破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却する

また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉

相違理由①

ため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内の減心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を継続する。その際は，サ

相違理由①

圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達しない

プレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタ

原子炉圧力容器破損後のペデスように崩壊熱相当の流量とする。

ル（ドライウェル部）に崩壊熱相当量を注水し，水位を維持する。

タル（ドライウェル部）への注
水は，柏崎は注水流量で管理し，東二はペデスタル（ドライウェル部）の水位で管理している。以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑭
相違理由

27

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 手順着手の判断基準［原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準］

東海第二

備考

(a) 手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】

相違理由①⑧設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

損傷炉心の冷却が未達成の場合※1 で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※2。

炉心損傷を判断した場合※１で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※２。

原子炉格納容器下部への注水操
作の判断の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

28

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準］
原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力容

東海第二【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】

相違理由①⑧

原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※2。

器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※２。

※ 1:「損傷炉心の冷却が未達成」は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線

合。

備考

相違理由

量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器
雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※ 2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

相違理由⑨※ 3:「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下，制御棒の位置表※3：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒

原子炉圧力容器の破損の徴候をの位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達によ判断するためのパラメータの相り確認する。

違示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
※ 4:「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，原子炉圧力容器内の圧力の低※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，格納容器下部水温（水温計兼新設のデブリ落下検知を設置す

下，原子炉格納容器内の圧力の上昇，原子炉格納容器内の温度の上昇により確認する。

デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇るため原子炉圧力容器の破損時又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水の監視パラメータとして使用す

温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

る。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

(b) 操作手順(b) 操作手順

格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水手順の概要は以下のとお

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要

相違理由①

り。手順の対応フローを第 1.8.1 図に，概要図を第 1.8.3 図に，タイムチャートを第 1.8.4

は以下のとおり。手順の対応フローを第1.8−1図及び第1.8−2図に，概要図を第1.8−4図

相違理由⑦

図に示す。

に，タイムチャートを第1.8−5図に示す。

相違理由⑦

29

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水の準備開始を指示する。
②現場運転員 E 及び F は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライ

備考
相違理由
相違理由①
相違理由①

ウェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格東二は運転員等の対応要員数を納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施する。

タイムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由①
相違理由

③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制
限弁が全閉，及びベント管に接続する排水弁が全開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が全閉している場合は，全開操作を実施する。

30

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

③中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部④運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライへの注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていウェル部）への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計

監視計器に電源確保の状態表ることを状態表示にて確認する。

器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

示がない場合，指示値により確

相違理由①

認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，

東二は代替電源設備は容量を設

第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，格納容器下部注水系（常計で担保しているため，負荷容設）が使用可能か確認する。

量確認は不要⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

柏崎は原子炉格納容器への注水

断弁の全閉操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプの起動操作を実施し，復水移送ポンプ吐
出圧力指示値が規定値以上であることを確認する。

流量確保⑤運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプの起動操作を実施し，常設低相違理由⑭

圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認する。

相違理由⑭
東二は指示値を明確化⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライ相違理由①への注水の系統構成として，下部ドライウェル注水ライン隔離弁の全開操作を実施し，ウェル部）への注水の系統構成として，常設低圧代替注水系系統分離弁，格納容器下相違理由①⑭

当直副長に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水の準備完了

部注水系ペデスタル注水弁，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格相違理由を報告する。

納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の全開操作を実施し，発電長に格相違理由①

納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備完了

相違理由を報告する。

相違理由①
相違理由①

31

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧当直副長は，運転員に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水開始を指示する。
⑨a 原子炉格納容器下部への初期水張りの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，下部ドライウェル注水流量調節弁の全開操作を実施し，

東海第二⑦発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始を指示する。

備考
相違理由①
相違理由①

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】

相違理由①⑥⑧⑧運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁を開と相違理由

復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値の上昇（90m /h 程度）により注水さし，低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m３／h程度）により注水さ相違理由れたことを確認し，当直副長に報告する。

れたことを確認し，発電長に報告する。

相違理由

なお，格納容器下部水位にて+2m（総注水量 180m3）到達後，原子炉格納容器下部への注

なお，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器

相違理由⑥

水を停止する。

３

下部注水流量を80m ／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1m

東二は通常，ペデスタル内水位（約27m３）を超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル

1m（約 27m３）を確保する運用部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定としており，本操作開始時の水の時間遅れで排水弁が自動で全閉となることを確認する。

位により総注水量は変化する。

32

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑨b 原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，下部ドライウェル注水流量調節弁を開とし，崩壊熱除去
3に必要な注水流量（35〜70m /h）に調整し，注水を継続する。

東海第二

備考

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】

原子炉圧力容器破損後のペデス⑨運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁を開とタル（ドライウェル部）への注

し，低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m ／h程度）により注水さ水は，東二はペデスタル（ドラれたことを確認し，発電長に報告する。

イウェル部）の水位管理で対応⑩発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペするため水位維持できる流量とデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。

している。柏崎は崩壊熱相当のａ

注水をすることで対応している

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ

ため，手順に相違がある。

堆積検知用）で0.2m未満であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流

以降，同様の相違理由によるも量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長のは相違理由 と示す。

⑪ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合に報告する。
⑪ｂ溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m以上であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。
⑩現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として復水移送ポンプ吸込ラインの切替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開操作）を実施する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル

相違理由（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

張り開始を確認するまで 35 分以内で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水移送ポ

相違理由

ンプの水源確保を実施した場合，15 分以内で可能である。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，17分以内で可能であ

相違理由⑥

る。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，1分以内で可能であ

相違理由⑥

る。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

東二では現場操作を行わないた

室温は通常運転時と同程度である。

め記載無し

33

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水（淡水/海水）

東海第二ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海

備考
相違理由①

水）
炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）及び消火系による炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給

原子炉格納容器下部への注水機能が喪失した場合，原子炉格納容器の破損を防止するため格納水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失した場合，原子炉格納容器の相違理由①②

容器下部注水系（可搬型）により原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

破損を防止するため格納容器下部注水系（可搬型）によりペデスタル（ドライウェル部）の相違理由①

床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

相違理由①

炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保す
るため，水位確保操作を実施する。

相違理由②

相違理由①
判断基準（東二は炉心損傷判断
時,柏崎は炉心損傷に至る可能性）の違いによる相違
相違理由①⑥また，原子炉圧力容器破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却する

また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉

相違理由①

ため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内の減心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を継続する。その際は，サ

相違理由①

圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達しない

プレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタ

相違理由

ように崩壊熱相当の流量とする。

ル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持する。

相違理由

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により復水補給水系外部接続口及び消火系連結送水口を任意に選択できる構成としている。

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により原子炉建屋西側接続口，原子炉建屋
東側接続口，高所西側接続口及び高所東側接続口を任意に選択できる構成としている。

34

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】［原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準］※1

損傷炉心の冷却が未達成の場合

で，格納容器下部注水系（常設）及び消火系による原子※１

炉心損傷を判断した場合

相違理由①
※２

で，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合。

炉格納容器下部への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合※2。

東二は格納容器下部注水系（可搬型）の準備を格納容器下部注
水系（常設）と同時並行で実施
する。
相違理由

［原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準］
原子炉圧力容器の破損の徴候※3及び破損によるパラメータの変化※4により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設），消火系による原子炉格納容器下※2部への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合 。

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】※３

原子炉圧力容器の破損の徴候

及び破損によるパラメータの変化

相違理由①

※４

により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によるペデ相違理由①②スタル（ドライウェル部）への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能

相違理由①

な場合※２。
※ 1:「損傷炉心の冷却が未達成」は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場
合。

※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線

相違理由⑭

量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器
雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※ 2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確

相違理由⑮

保されている場合。
※ 3:「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下，制御棒の位置表
示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認する。

※3：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失）
，制御棒

相違理由

の位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達によ

相違理由

り確認する。
※ 4:「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，原子炉圧力容器内の圧力の※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，格納容器下部水温（水温計兼低下，原子炉格納容器内の圧力の上昇，原子炉格納容器内の温度の上昇により確認す

デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇る。

又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

35

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第 1.8.1 図に，概要図を第 1.8.5 図に，タイムチャートを第 1.8.6 図
及び第 1.8.7 図に示す。

東海第二

備考

(b) 操作手順
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概相違理由①

要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの格納容器下部注水系（可搬型）として使水源から接続口までの格納容器用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順について

下部注水系（可搬型）として使は，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。手順の対応フ

用する可搬型代替注水中型ポンローを第1.8−1図及び第1.8−2図に，概要図を第1.8−6図に，タイムチャートを第1.8−7

プ及び可搬型代替注水大型ポン

図に示す。

プによる送水手順を「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備するこ
とを記載
相違理由⑦
相違理由⑦
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配管・弁の接続口への格納容器下部注水系（可搬型）の接続を依頼する。

東二固有の記載②災害対策本部長代理は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）で使用する低圧代替
注水系配管・弁の接続口を報告するとともに重大事故等対応要員に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備開始を指示する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水の準備開始を指示する。

東二固有の記載③発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水の準備開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドラ

相違理由①
相違理由①

イウェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び柏崎は③で実施

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施する。

東二は電動弁の名称を記載⑤運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制
限弁が全閉，及びベント管に接続する排水弁が全開であることを確認する。なお，ベ

東二固有の手順

ント管に接続する排水弁が全閉している場合は，全開操作を実施する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

柏崎固有の記載の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

東二は④で実施36

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドラ相違理由①部への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されてイウェル部）への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が相違理由①いることを状態表示にて確認する。

確保されていることを状態表示等にて確認する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

相違理由

断弁の全閉操作を実施する。

柏崎は原子炉格納容器への注水⑥aMUWC 接続口内側隔離弁(B)を使用する場合

流量確保

緊急時対策要員は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水

相違理由⑯の系統構成として，屋外にて MUWC 接続口内側隔離弁(B)の全開操作（遠隔手動弁操作設
備による操作）を実施する。
⑥bMUWC 接続口内側隔離弁(A)を使用する場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水の系統構成として，非管理区域にて MUWC 接続口内側隔離弁(A)の全開操作（遠隔手動弁操作設備による操作）を実施する。

37

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下⑦運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドラ相違理由①部への注水の系統構成として，下部ドライウェル注水流量調節弁，下部ドライウェル注

イウェル部）への注水の系統構成として，格納容器下部注水系ペデスタル注水弁，格相違理由①

水ライン隔離弁の全開操作を実施し，当直副長に格納容器下部注水系（可搬型）による納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁，格納容器下部注水系ペデスタル注入

相違理由

原子炉格納容器下部への注水の準備完了を報告する。

ライン流量調整弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁の全開操作を実相違理由①

施し，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）

相違理由①

への注水の準備完了を報告する。
⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作⑧重大事故等対応要員は，格納容器下部注水系（可搬型）による送水準備完了について

相違理由を行い，格納容器下部注水系（可搬型）による送水準備完了について緊急時対策本部に

災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。

相違理由報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

相違理由⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策要員又は運転員が選択した送水ラ⑨災害対策本部長代理は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬

インからの可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼す

型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告する。

相違理由

る。
⑩当直副長は，中央制御室運転員に格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器
下部への注水の確認を指示する。

⑩発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水の確認を指示する。

⑪緊急時対策要員は，緊急時対策要員又は運転員が選択した送水ラインから送水するた⑪重大事故等対応要員は，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注

め，MUWC 接続口外側隔離弁 1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちら

水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，かの全開操作を実施し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁の全開操作を実施

策本部は当直長に報告する。

し，送水開始について災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は

相違理由①
相違理由①
相違理由
接続口の明確化
相違理由

発電長に報告する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器下部への注水が開始されたことを復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。

⑫運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたこ

相違理由①とを低圧代替注水系格納容器下部注水指示値の上昇により確認し，発電長に報告す

相違理由

る。
a

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

相違理由①

当直長は，当直副長の依頼に基づき，格納容器下部水位にて+2m（総注水量 180m3）到達⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位

相違理由⑬ 原子炉格納容器下部への初期水張りの場合
後，原子炉格納容器下部への注水の停止を緊急時対策本部に依頼する。

を検知したことを確認し，発電長に報告する。
⑭発電長は災害対策本部長代理にペデスタル（ドライウェル部）への注水の停止を依頼
する。

38

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑮災害対策本部長代理は重大事故等対応要員にペデスタル（ドライウェル部）への注水

備考
相違理由①

の停止を指示する。
⑯重大事故等対応要員はペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止し，災害対策本相違理由①

部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑰運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）の水位がベント管を通じ相違理由①

た排水により低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で全閉となることを確認する。
⑬b 原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水の場合【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】
ａ⑱ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合

相違理由①
相違理由

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m未満であることを確認し，発電長に報告する。また，発電長は災害対策本部長代理にペデスタル（ドライウェル部）への注水を依頼する。
⑲ａ災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にペデスタル（ドライウェル部）への注

相違理由①

水を指示する。
⑳ａ重大事故等対応要員は，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施し，災害対策

相違理由①

本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
ａ

運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）の水位が0.5m〜1.0mに維

相違理由①

持されていることを確認し，発電長に報告する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】
ｂ⑱ 溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合

相違理由①
相違理由

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m以上であることを確認し，発電長に報告する。また，発電長は災害対策本部長代理にペデスタル（ドライウェル部）への注水を依頼する。
⑲ｂ災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にペデスタル（ドライウェル部）への注

相違理由①

水を指示する。
⑳ｂ重大事故等対応要員は，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施し，災害対策

相違理由①

本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
ｂ

運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）の水位が2.25m〜2.75mに維持されていることを確認し，発電長に報告する。
3

当直長は，当直副長の依頼に基づき，崩壊熱除去に必要な注水流量（35〜70m /h）を可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）にて継続して送水するよう緊急時対策本部に依頼する。

39

相違理由①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水操作のうち，運転員が東二は水源と接続口に対して所実施する原子炉建屋での系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確

要時間を示し、柏崎は水源と敷認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合に必要な時間は約 35 分である。

設されてあるホースの使用可否

また，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水操作のうち，緊上記の操作について，作業開始を判断してから格納容器下部注水系（可搬型）によるペ急時対策要員が実施する屋外での格納容器下部注水系（可搬型）による送水操作に必要な 1

デスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。

り。

［防火水槽を水源とした送水］に対して所要時間を示している。
原子炉格納容器下部への初期水

緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分

張り開始確認時間を記載［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］
緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］
緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分
格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水操作は，作業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約 330 分で可能である。

40

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【高所東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水源：代替

備考
東二は水源と接続口に対して所

淡水貯槽）

要時間を示し、柏崎は水源と敷・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名に設されてあるホースの使用可否て実施した場合，215分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水源：西側淡水貯水設備）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水
源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水
源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，320分以内で可能である。
【高所東側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，20分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，20分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，20分以内で可能である。

41

に対して所要時間を示している。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整

相違理由

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作備する。格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬

相違理由

業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペース

相違理由を確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

相違理由
相違理由
東二では屋内操作を行わないた
め記載無し

42

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 消火系による原子炉格納容器下部への注水

東海第二ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

備考
相違理由①
東二は条件を記載

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，ろ過水

炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）によりペデスタ

タンクを水源とした消火系により原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施す

ル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子炉格納容器

相違理由①

る。

の破損を防止するため，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした消火系によりペデ

相違理由①⑭⑱

スタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

相違理由①

炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保す
るため，水位確保操作を実施する。

相違理由
判断基準（東二は炉心損傷判断
時,柏崎は炉心損傷に至る可能性）の違いによる相違

また，原子炉圧力容器破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却する

また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉

相違理由①

ため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内の減心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を継続する。その際は，サプ

相違理由①

圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達しない

レッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル

相違理由⑭

ように崩壊熱相当の流量とする。

（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持する。

相違理由(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準［原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準］※1

損傷炉心の冷却が未達成の場合

で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】※１

炉心損傷を判断した場合

相違理由①⑧で，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライ

相違理由①

下部への注水ができず，消火系が使用可能な場合※2。ただし，重大事故等へ対処するために

ウェル部）への注水ができず，消火系が使用可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対処す

相違理由①

消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

るために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

43

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準］

東海第二【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】

備考
相違理由①⑧

原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力容

原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ

相違理由①

水ができず，消火系が使用可能な場合※2。ただし，重大事故等へ対処するために消火系によル部）への注水ができず，消火系が使用可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対処するた

相違理由①

る消火が必要な火災が発生していない場合。

めに消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

※1:「損傷炉心の冷却が未達成」は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線

合。

相違理由⑭

量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器
雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合。

※3:「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下，制御棒の位置表
示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認する。

※3：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒

原子炉格納容器内の圧力の上昇，原子炉格納容器内の温度の上昇により確認する。

相違理由
相違理由

の位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達により確認する。

※4:「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，原子炉圧力容器内の圧力の低下，

相違理由⑭⑱相違理由※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

(b) 操作手順
消火系による原子炉格納容器下部への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロー
を第 1.8.1 図に，概要図を第 1.8.8 図に，タイムチャートを第 1.8.9 図に示す。

(b) 操作手順
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要は以下のとおり。手順

相違理由①の対応フローを第1.8−1図及び第1.8−2図に，概要図を第1.8−8図に，タイムチャートを相違理由⑦

第1.8−9図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による原子炉格納容器下部への注水の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備開始を指示する。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による原子炉格納容

相違理由①
相違理由①
東二は⑤で実施

器下部への注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，消火系による原子炉格納容器下部への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

②運転員等は中央制御室にて，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に相違理由①

必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデ

相違理由①

スタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施する。

東二は電動弁の名称を記載
相違理由

44

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制

備考

東二固有の手順

限弁が全閉，及びベント管に接続する排水弁が全開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が全閉している場合は，全開操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉格納容器下部への注水に必要な電動④運転員等は中央制御室にて，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状認する。

態表示等にて確認する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮相違理由①⑤運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。

相違理由⑥運転員等は，発電長に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備完

相違理由①

断弁の全閉操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉格納容器下部への注水の系統構成として，復水補給水系消火系第 1，第 2 連絡弁の全開操作及び下部ドライウェル注水ライ了を報告する。

柏崎固有の記載

ン隔離弁の全開操作を実施し，当直副長に消火系による原子炉格納容器下部への注水の準備完了を報告する。
⑦5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

⑦発電長は，運転員等にディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。

柏崎は②で実施⑧運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出

相違理由

ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告す

東二は指示値を記載る。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉格納容器下部への注水開始を緊急時対策本部に報告する。

⑨運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁の全開相違理由①操作を実施し，発電長に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備

相違理由①

完了を報告する。
⑨当直副長は中央制御室運転員に消火系による原子炉格納容器下部への注水開始を指示する。

⑩発電長は，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始を指
示する。

45

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑩a 原子炉格納容器下部への初期水張りの場合

東海第二

備考

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

相違理由⑥

中央制御室運転員 A 及び B は，下部ドライウェル注水流量調節弁の全開操作を実施し，⑪運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁を相違理由①

復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値の上昇（90m /h 程度）により注水さ開とし，低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m ／h程度）により注相違理由れたことを確認し，当直副長に報告する。

水されたことを確認し，発電長に報告する。

相違理由

なお，格納容器下部水位にて+2m（総注水量 180m3）到達後，原子炉格納容器下部への注

なお，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により低圧代替注水系格

東二は格納容器下部水位で，柏水を停止する。

納容器下部注水流量を80m３／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを

崎は総注水量で水位を管理して超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水をいる。

停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で全閉となることを確認する。
⑩b 原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，下部ドライウェル注水流量調節弁を開とし，崩壊熱除去に必要な注水流量（35〜70m3/h）に調整し，注水を継続する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉格納容器下部への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

相違理由①⑧⑫運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁を

原子炉圧力容器破損後のペデス開とし，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低タル（ドライウェル部）への注

圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m ／h程度）で確認した後，発電

水は，柏崎は注水流量で管理長に報告する。

し，東二はペデスタル（ドライ⑬発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペウェル部）の水位で管理していデスタル（ドライウェル部）への注水開始を指示する。

る。異なる管理方法をとっていａ

るため，手順に相違がある。

⑭ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m未満であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
⑭ｂ溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m以上であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。

46

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから原子炉格

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ

相違理由の注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

相違理由【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】

相違理由⑥

納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約 30 分で可能である。
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，54分以内で可能である。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】

相違理由⑥・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，1分以内で可能である。
円滑に作業できるように， 移動経路を確保し， 防護具， 照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑭整備する。室温は通常運転時と同程度である。
ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由②

炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によ補給水系においても，炉心損傷

りペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子を判断した場合のペデスタルの

炉格納容器の破損を防止するため，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系によりペデスタル

水位確保操作及び原子炉圧力容（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

器破損後のペデスタルへの注水

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保す
るため，水位確保操作を実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉
心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。その際は，サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持する。

47

手順を整備する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(a) 手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】
炉心損傷を判断した場合※１で，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によるペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水ができず，補給水系が使用可能な場合※２。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】
原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができず，補給水系が使用可能な場合※２。
※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線
量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器
雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。
※3：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒の位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達により確認する。
※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

48

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(b) 操作手順
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.8−1図及び第1.8−2図に，概要図を第1.8−10図に，タイムチャートを第1.8−11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制
限弁が全閉，及びベント管に接続する排水弁が全開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が全閉している場合は，全開操作を実施する。
④運転員等は中央制御室にて，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
⑤発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
⑥災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑦重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施し，連絡配管閉止フ
ランジの切り替え完了について災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑧運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡ライン止め弁の全開操作を実施する。
⑨運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。
⑩運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁の全開操作を実施する。
⑪発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧
力指示値が約 0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑬運転員等は，発電長に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備完了を報告する。
⑭発電長は，運転員等に補給水系よるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始を指
示する。

49

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】⑮運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁を開とし，低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m ／h程度）により注
水されたことを確認し，発電長に報告する。
なお，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器
下部注水流量を80m３／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で全閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】⑯運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁を開とし，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを
低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m ／h程度）で確認した後，発電長に報告する。
⑰発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
⑱ａ溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m未満であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
⑱ｂ溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m以上であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。

50

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2
名及び重大事故等対応要員4名にて実施した場合，108分以内で可能である。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて実施した場合，1 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

51

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

東海第二1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順

備考
相違理由①

(1) 原子炉圧力容器への注水

炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止

炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落するため原子炉圧力容器へ注水する。また，十分な炉心の冷却ができず原子炉圧力容器下部へ溶下を遅延又は防止するため原子炉圧力容器へ注水する。また，十分な炉心の冷却ができず原子融炉心が移動した場合でも原子炉圧力容器へ注水することにより原子炉圧力容器の破損遅延又

炉圧力容器下部へ溶融炉心が移動した場合でも原子炉圧力容器へ注水することにより原子炉圧は防止を図る。

力容器の破損遅延又は防止を図る。
溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため原子炉圧

相違理由①

東二は可搬型代替注水中型ポン

力容器への注水手段を着手する場合は，低圧代替注水系（常設）及び低圧代替注水系（可搬プ又は大型ポンプは準備に時間型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉圧を要することから先行して準備

力容器への注水手段を同時並行で準備する。

を並行開始することを記載

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明と判断した場合は，原子炉底部からジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。
）以上まで水位を回復させるために必要な原子炉注水量を注水する。その後，原子炉水位をＬ０以上で維持するため崩壊熱相当の注水量以上での注水を継続的に実施する。

52

東二は原子炉圧力容器の水位不明時の対応を記載

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東海第二

備考

ａ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

a. 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において,給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉心の著しい損傷が発生した場合において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常

東二の原子炉隔離時冷却系は

炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備とし非常用炉心冷却系に含まれな

搬型代替交流電源設備により低圧代替注水系（常設）の電源を確保し，原子炉圧力容器へ注水て使用する常設代替高圧電源装置により低圧代替注水系（常設）の電源を確保し，原子炉圧

いが，柏崎は非常用炉心冷却系する。

力容器へ注水する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，給水・復水に含まれる。

系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への相違理由⑪

注水ができない場合は，低圧代替注水系（常設）の運転状態確認後，逃がし安全弁により減相違理由⑪圧を実施する。

東二は原子炉冷却材圧力バウン
ダリが高圧時の対応を記載

逃がし安全弁により減圧を実施する手順については「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」にて整備する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準※2

力容器への注水ができず，低圧代替注水系（常設）が使用可能な場合 。

ダリが高圧時の対応を記載

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。

炉心損傷を判断した場合※1 において，給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧

東二は原子炉冷却材圧力バウン

炉心損傷を判断した場合※１において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常用炉

東二の原子炉隔離時冷却系は心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（常設）が使用可能な

非常用炉心冷却系に含まれな場合※２。

いが，柏崎は非常用炉心冷却系に含まれる。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑭

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

東二ではガンマ線線量率の 10倍を含めて炉心損傷と判断するため「以上」としている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

※2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

53

相違理由⑨

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二(b) 操作手順

低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.8.2 図に，概要図を第 1.8.10 図に，タイムチャートを第 1.8.11 図に順の対応フローを第1.8−3図に，概要図を第1.8−12図に，タイムチャートを第1.8−13図

示す。

に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。

備考①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧代替注水系（常設）による

相違理由⑦

相違理由

原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

東二固有の手順に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁の電源切替え操作を実施する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保され東二は②の電源切換え後の確認する。

ていることを状態表示等にて確認する。

を実施

相違理由

相違理由
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，東二の電源設備は容量を設計で第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，低圧代替注水系（常設）

担保しているため，負荷容量確が使用可能か確認する。

認は不要

54

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

柏崎は原子炉格納容器への注水

断弁の全閉操作を実施する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプ（2 台）の起動操作を実施し，復水移送
ポンプ吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認する。

備考

流量確保
④運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）の使用モードを選択し，低圧代

相違理由⑨替注水系（常設）を起動操作した後，常設低圧代替注水系ポンプが起動し，常設低圧

相違理由⑨

代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認するとと

東二は指示値を明確化

もに常設低圧代替注水系系統分離弁，原子炉注水弁及び原子炉圧力容器注水流量調整

東二固有の操作

弁が自動開したことを確認する。
⑤発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に柏崎は⑦で実施

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
a⑥ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。

相違理由⑳⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｃ系注入弁の全開操作を実施する。

b⑥ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由

⑳

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作を実施する。
⑦当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が復水移送ポンプの吐出圧力以下であることを確

東二は⑧で実施

認後，運転員に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
a⑧ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。
⑧b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑨a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注

相違理由⑨系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認

水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子相違理由⑨し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）

炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水

相違理由から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

位を原子炉水位Ｌ０以上に維持する。

相違理由⑨b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認
し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

55

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑩現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として復水移送ポンプ吸込ラインの備考
柏崎固有の操作

切替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の開操作）を実施する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼す

柏崎固有の操作る。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，相違理由実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで7

相違理由

注水開始まで残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注入配管を使用した場合に分以内で可能である。

相違理由

おいても約 12 分で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水移送ポンプの水源確保を相違理由実施した場合，15 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

東二では現場操作を行わないた

室温は通常運転時と同程度である。

め記載無し

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）

東海第二

備考

ｂ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）及び消火系による原子炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器への火系及び補給水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（可搬相違理由②

注水を実施する。

型）により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧

東二は原子炉冷却材圧力バウンの場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水がダリが高圧時の対応を記載

相違理由②③

できない場合は，低圧代替注水系（可搬型）の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し
て行う。

て行う。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準※1

炉心損傷を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※2。

炉心損傷を判断した場合※１において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常用炉

東二は低圧代替注水系（可搬

心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能型）の準備を低圧代替注水系

※２

な場合

。

（常設）と同時並行で実施す
る。
相違理由③

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑭

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確

相違理由⑮

保されている場合。
(b) 操作手順(b) 操作手順

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。

順の対応フローを第 1.8.2 図に，概要図を第 1.8.12 図に，タイムチャートを第 1.8.13 図

なお，水源から接続口までの低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中

水源から接続口までの低圧代替及び第 1.8.14 図に示す。

型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13 重大事故等の注水系（可搬型）として使用す収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。手順の対応フローを第1.8−3 図に，概る可搬型代替注水中型ポンプ及要図を第1.8−14図に，タイムチャートを第1.8−15図に示す（残留熱除去系Ｃ系配管を使び可搬型代替注水大型ポンプに用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉圧力容器

よる送水手順については，への注水及び低圧炉心スプレイ系配管を使用する原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力「1.13 重大事故等の収束に必

容器への注水の手順は，手順⑦以外同様。
）。

要となる水の供給手順等」にて
整備する。
相違理由⑦
東二は複数ある注水系統と接続口について，手順の差異を整理する。

57

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配備考
東二固有の記載

管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。

②災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）で使用する低圧代替注水

相違理由

系配管・弁の接続口を連絡するとともに重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬相違理由型）による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に低圧代替注水系（可搬型）③発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプレイ系配管を使用した

相違理由

による原子炉圧力容器への注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。

相違理由

ホース接続及び起動操作を依頼する。
④運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注

東二固有の手順

水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁又は低圧炉心スプレイ系注入弁の電源切替え操作を実施する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注⑤運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。

水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていること

東二は⑤の電源切換え後の確認を状態表示等により確認する。

相違理由

相違理由

柏崎は原子炉格納容器への注水④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮断弁の全閉操作を実施する。

流量確保⑤aMUWC 接続口内側隔離弁(B)を使用する場合

相違理由⑯

緊急時対策要員は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成として，屋外にて MUWC 接続口内側隔離弁(B)の全開操作（遠隔手動弁操作設備による操作）を実施する。
⑤bMUWC 接続口内側隔離弁(A)を使用する場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成として，非管理区域にて MUWC 接続口内側隔離弁(A)の全開操作（遠隔手動弁操作
設備による操作）を実施する。
⑥発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。

58

東二固有の記載

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

東海第二⑦ａ残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東

備考
相違理由⑯

側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作及び原子炉圧力指示

運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁及び原子炉圧力

相違理由⑯

値が可搬型代替注水ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，残留熱除去系洗浄水弁

容器注水流量調整弁の全開操作を実施する。

相違理由⑯(B)の全開操作を実施する。
⑥b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯⑦ｂ低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への

相違理由⑯

注水の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作及び原子炉圧力指示

運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ系注入弁及び原子炉圧

相違理由⑯値が可搬型代替注水ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，残留熱除去系洗浄水弁

力容器注水流量調整弁の全開操作を実施する。

相違理由⑯(A)の全開操作を実施する。

相違理由⑯⑧発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器へ注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。

59

東二固有の記載

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑨災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代

備考
東二固有の操作替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡するとともに重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型
ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑦緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作⑩重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中

相違理由⑭を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，原子相違理由⑭⑯する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁の全開操作を実施し，低相違理由⑭⑯⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策要員又は運転員が選択した送水ラ

圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注

相違理由⑭⑯

インからの可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼す

水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災

相違理由⑭

る。

害対策本部長代理は，発電長に報告する。

相違理由⑨当直副長は，中央制御室運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確認を指示する。

⑪発電長は，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確

相違理由認を指示する。

⑩緊急時対策要員は，緊急時対策要員又は運転員が選択した送水ラインから送水するた

柏崎固有の操作

め，MUWC 接続口外側隔離弁 1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちらかの全開操作を実施し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑪a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑭⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注

相違理由

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認

水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）又は低圧代替注水系原相違理由

し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）

子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子炉水位

相違理由

から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原

東二では「注水−１」にて水位

子炉水位Ｌ０以上に維持する。

をＬ０以上としている。
柏崎では「RPV 制御」にて水位
を L3〜L8 としている⑪b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認
し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力

柏崎固有の記載

容器への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

60

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作のうち，運転員が実施する原子炉建屋での各注入配管の系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容

相違理由

器への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合の所要時間は約 20 分である。
また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作のうち，緊急時対策
要員が実施する屋外での低圧代替注水系（可搬型）による送水操作に必要な 1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］

東二は水源と接続口に対して所

緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分

要時間を示し、柏崎は水源と敷［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］設されてあるホースの使用可否

緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分

に対して所要時間を示してい［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］る。

緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始まで約 330 分で可能である。

61

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場

備考
東二は水源と接続口に対して所合】（水源：代替淡水貯槽）

要時間を示し、柏崎は水源と敷・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名に設されてあるホースの使用可否て作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場に対して所要時間を示している。

合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注
水の場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注
水の場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬

相違理由

業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペー

相違理由

スを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

相違理由
東二では屋内操作を行わないた
め記載無し

62

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ｃ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由③

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容

代替循環冷却系においても，炉器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置

心損傷を判断した場合の原子炉により代替循環冷却系の電源を確保し，原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉

圧力容器への注水手順を整備す

冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による。

る原子炉圧力容器への注水ができない場合は，代替循環冷却系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができず，代替循環冷却系が使用可能な場合※２。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合。

63

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(b) 操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり（代替循
環冷却系Ｂ系による原子炉圧力容器への注水手順も同様。
）。
手順の対応フローを第1.8−3図に，概要図を第1.8−16図に，タイムチャートを第1.8−17図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系
熱交換器（Ａ）バイパス弁及び残留熱除去系Ａ系注入弁の電源切替え操作を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水に必
要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミ
ニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バ
イパス弁の全閉操作を実施する。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系
Ａ系テスト弁の全開操作を実施する。
⑥運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系
ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上であることを確認後，発電長に報告する。
⑦発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に
代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。

64

備考
相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施した後，代替
循環冷却系Ａ系注入弁の全開操作を実施するとともに，代替循環冷却系Ａ系テスト弁の全閉操作を実施する。
⑨運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを代替循環冷
却系原子炉注水流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内で可能である。

65

備考
相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 消火系による原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考
相違理由⑧

ｄ．消火系による原子炉圧力容器への注水

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができない場合は， 消火系による原子炉圧力容器への注水を実施する。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系

相違理由③による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，消火系による原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系

東二は原子炉冷却材圧力バウン

及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，消火系の運転状態確

ダリが高圧時の対応を記載

認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

て行う。

て行う。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への※2

炉心損傷を判断した場合※１において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系によ
※２

相違理由③

注水ができず，消火系が使用可能な場合 。ただし，重大事故等へ対処するために消火系にる原子炉圧力容器への注水ができず，消火系が使用可能な場合

よる消火が必要な火災が発生していない場合。

対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑭

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

。ただし，重大事故等へ※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合。

66

相違理由⑭⑱

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.8.2 図に，概要図を第 1.8.15 図に，タイムチャートを第 1.8.16 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。

東海第二

備考

(b) 操作手順
消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを
第1.8−3図に，概要図を第1.8−18図に，タイムチャートを第1.8−19図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉圧力容器へ

相違理由⑦
相違理由

の注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

東二は手順内で電源が確保されていること確認する。
柏崎は手順内で電源の受電を実施する。

③運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。

東二は補助ボイラ冷却水の冷却水に消火系を使用している。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による原子炉圧力容器への注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。

④発電長は，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出
ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告す

相違理由
相違理由
東二はディーゼル駆動消火ポン
プ起動後の状況確認を記載る。
③現場運転員 C 及び D は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の電源の相違理由⑳

受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の相違理由⑳

電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

原子炉圧力容器への注水流量確

断弁の全閉操作を実施する。

保⑥中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉圧力容器への注水の系統構成とし相違理由⑳て，復水補給水系消火系第 1，第 2 連絡弁の全開操作を実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑦a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑦b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作を実施する。
⑧5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。

相違理由⑳

また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉圧力容器への注水開始を相違理由⑳

緊急時対策本部に報告する。
⑩当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力がディーゼル駆動消火ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，中央制御室運転員に消火系による原子炉圧力容器への注水の開始を指⑥発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。

相違理由⑧
東二は指示値を記載示する。
⑪a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

相違理由⑳⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁及び残留熱除去系Ｂ系
注入弁の全開操作を実施する。

b⑪ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑭
相違理由
相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑫a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去

相違理由⑧⑭

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認

系系統流量指示値及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとと相違理由⑭

し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）

もに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上で維持する。

東二では「注水−１」にて水位

から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

をＬ０以上としている。
柏崎では「RPV 制御」にて水位
を L3〜L8 としている⑫b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認
し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉圧力容器への注水が開始

相違理由⑳されたことを緊急時対策本部に報告する。

68

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系によ直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器へる原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注入の注水開始まで56分以内で可能である。

相違理由
相違理由⑳

配管を使用した場合においても約 30 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑭整備する。室温は通常運転時と同程度である。
ｅ．補給水系による原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，補給水系による原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離
時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，補給水系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができず，補給水系が使用可能な場合※２。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。
(b) 操作手順
補給水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.8−3図に，概要図を第1.8−20図に，タイムチャートを第1.8−21図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉圧力容器への注水に必要なポン
プ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
③発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。

69

相違理由②

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑤重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施し，災害対策本部長
代理に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑥運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡ライン止め弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁の全開操作を実施する。
⑨発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧
力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑪発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧
力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量指示値の上昇により確認
し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注水開始まで110分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

70

備考
相違理由②

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d. 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態

東海第二ｆ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由⑧

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態

で，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができない

で，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない

相違理由⑭

場合は，常設代替直流電源設備又は可搬型直流電源設備により高圧代替注水系の電源を場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源

東二は詳細な電源を明確にして確保し，原子炉圧力容器へ注水する。

設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊急用いる。

125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型

東二は詳細な電源を明確にして整流器により高圧代替注水系の電源を確保し，原子炉圧力容器へ注水する。

いる。
相違理由⑭
東二は詳細な電源を明確にしている。

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

て行う。

て行う。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失し，高圧代※2

替注水系が使用可能な場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心

東二では原子炉冷却材圧力バウ

スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができず，高圧代替注水系が使用可能な場合

ンダリが高圧の状態で給水でき※２る設備を明確にしている。

。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑭

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:原子炉圧力指示値が規定値以上ある場合において，設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。
(b) 操作手順
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水については，「1.2.2.1(1)a. 中央制御室
からの高圧代替注水系起動」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性※2：原子炉圧力指示値が0.69MPa[gage]以上ある場合において，設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合。

東二は指示値を記載
相違理由(b) 操作手順
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水については，「1.2.2.1(1)ａ．中央制御室
からの高圧代替注水系起動」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて操作を実施した場合，相違理由実施した場合，作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始

作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始まで 10 分以内

相違理由

まで 15 分以内で可能である。

で可能である。

71

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e. ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
損傷炉心へ注水する場合，ほう酸水注入系によるほう酸水の注入を並行して実施する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，損傷炉心へ注水する場合で，ほう酸水注入系が使

東海第二ｇ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

備考
相違理由⑧

損傷炉心へ注水する場合，ほう酸水注入系によるほう酸水の注入を並行して実施する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，損傷炉心へ注水する場合で，ほう酸水注入系が使用可能な場合※2。

用可能な場合※２。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑭

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，電源及び水源（ほう酸水注入系貯蔵タンク）が確保されている場合。
(b) 操作手順
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第 1.8.2 図に，概要図を第 1.8.17 図に，タイムチャートを第 1.8.18
図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入の準備開始を指示する。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（ほう酸水貯蔵タンク）が確保されている場合。

相違理由(b) 操作手順
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.8−3図に，概要図を第1.8−22図に，タイムチャートを第1.8−23図

相違理由⑦

に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にほう酸水注入系による原子炉圧

相違理由

力容器へのほう酸水注入の準備開始を指示する。

②現場運転員 C 及び D は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に必要

柏崎は受電操作を実施

なポンプ及び電動弁の電源の受電操作を実施する。

東二は電源が確保されていることを確認③中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入②運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に必要なポンプ及び電動弁の電源が確保されたこと並びに監視計器の電源が確保されに必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて柏崎は本項②操作にて電源が確ていることを状態表示にて確認する。

確認する。

保されたことを確認

相違理由⑧

相違理由

72

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東海第二

備考

④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，代替電源設備は容量を設計で担

第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，ほう酸水注入系が使用可保しているため，負荷容量確認

能か確認する。

は不要。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系ポンプ(A)又は(B)の起動操作（ほう酸水③運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ

相違理由⑧

注入系起動用キー・スイッチを「ポンプ A」位置（B 系を起動する場合は「ポンプ B」位（Ｂ）の起動操作（ほう酸水注入系起動用キー・スイッチを「ＳＹＳ Ａ」位置（Ｂ相違理由⑭置）にすることで，ほう酸水注入系ポンプ吸込弁及びほう酸水注入系注入弁が全開とな系を起動する場合は「ＳＹＳ Ｂ」位置）にすることで，ほう酸水貯蔵タンク出口弁

相違理由⑭

り，ほう酸水注入系ポンプが起動し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始される。）

及びほう酸水注入系爆破弁が全開となり，ほう酸水注入ポンプが起動し，原子炉圧力相違理由⑭を実施し，発電用原子炉が未臨界であることを継続して監視する。

容器へのほう酸水注入が開始される。）を実施し，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力が原

東二ではほう酸水注入時の発電

子炉圧力容器内の圧力以上であることを確認する。

用原子炉が未臨界であることの確認をほう酸水の全量注入をもって確認する。

⑥当直副長は，ほう酸水注入系ポンプの運転時間によりほう酸水注入系貯蔵タンクの液位を推定し，ほう酸水の全量注入完了を確認後，中央制御室運転員にほう酸水注入系ポン④発電長は，運転員等にほう酸水貯蔵タンク液位を監視し，ほう酸水の全量注入完了を確認後，ほう酸水注入ポンプを停止するよう指示する。

プの停止を指示する。

相違理由⑧
東二では中央制御室にてほう酸
水貯蔵タンク水位を監視することができる。

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系ポンプを停止し，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性⑤運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプを停止し，発電長に報告する。

相違理由⑧(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開相違理由

転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからほう酸水注入系による原子炉圧始を判断してからほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入開始まで2分以内

相違理由

力容器へのほう酸水注入開始まで約 20 分で可能である。

で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

東二では現場操作を行わないた

室温は通常運転時と同程度である。

め記載無し

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東海第二f. 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由④

炉心の著しい損傷が発生した場合において,原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び高圧
代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により制御棒駆動系の電源を確保し，原子炉圧力容器の下部への注水を実施することで，原子炉圧力容器の下部に落下した溶融炉心を冷却し，原子炉圧力容器の破損の進展を抑制する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失し，制御棒駆動系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。
(b) 操作手順
制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水については，「1.2.2.3(1)b.制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
上記の現場操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水開始まで約 20 分で可能である。

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東海第二g. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

備考
相違理由⑤

炉心の著しい損傷が発生した場合において,原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備
により高圧炉心注水系の電源を確保することで高圧炉心注水系を冷却水がない状態で一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への緊急注水を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失し，高圧炉
心注水系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線
レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場
合。
※2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。
(b) 操作手順
高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水については，「1.2.2.3(1)c.高圧炉心
注水系による原子炉圧力容器への緊急注水」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水開始まで約 25 分で可能である。

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1.8.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

東海第二

備考

1.8.2.3 その他の手順項目について考慮する手順
逃がし安全弁による減圧手順については，「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順については，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

東二は逃がし安全弁による減圧の具体的な手順を技術的能力「1.3 原子炉冷却材圧力バウ
ンダリを減圧するための手順
等」に，残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手
順を「1.5 最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための手順等」に，サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替手順を「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」に整理する。

復水貯蔵槽，防火水槽及びろ過水タンクへの水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型

西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替注水中

相違理由⑮

代替注水ポンプ（A−2 級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に

相違理由⑮の供給手順等」にて整備する。

必要となる水の供給手順等」にて整備する。

復水移送ポンプ，高圧代替注水系，ほう酸水注入系ポンプ，制御棒駆動水ポンプ 高圧炉心注水

常設低圧代替注水系ポンプ，復水移送ポンプ，高圧代替注水系，代替循環冷却系ポンプ，ほう系ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並びに第一ガスタービン発電機，第酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備，可搬型代

相違理由⑤⑭

二ガスタービン発電機，電源車，ディーゼル駆動消火ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大51 条の記載に従い整理していへの燃料補給手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

る。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

相違理由③④⑤⑨⑩

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順を「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備することを記載。

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1.8.2.4 重大事故等時の対応手段の選択(1) 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.8.19 図に示す。

東海第二

備考

1.8.2.4 重大事故等時の対応手段の選択(1) ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段の選択

相違理由①

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.8−24図に示す。

相違理由⑦代替交流電源設備により交流電源が確保できた場合，復水貯蔵槽が使用可能であれば格納容器

常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が使用可能であ

相違理由⑭⑨下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水（初期水張り）を実施する。復水貯蔵槽

れば格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作を実施

相違理由①

が使用できない場合，消火系又は格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部へのする。代替淡水貯槽が使用できない場合，消火系，補給水系又は格納容器下部注水系（可搬相違理由①②⑨

注水（初期水張り）を実施する。また，原子炉圧力容器が破損し，原子炉格納容器下部へ落下し型）によるペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作を実施する。また，原子炉圧力容器

相違理由①

た溶融炉心を冠水冷却する場合においても，初期水張りを実施する際と同様の順で対応手段を選が破損し，ペデスタル（ドライウェル部）へ落下した溶融炉心を冠水冷却する場合において相違理由①

択し，原子炉格納容器下部へ注水する。

も，ペデスタル（ドライウェル部）の水位確保を実施する際と同様の順で対応手段を選択し，

相違理由①

ペデスタル（ドライウェル部）へ注水する。ペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作

相違理由①

は，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却と並行して実施するが，発電用原子炉の冷

東二固有の操作却や原子炉格納容器内の冷却とペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作が並行して実施できない場合は，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却を実施した後，ペデスタル（ドライウェル部）への水張りを実施する。
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手段について

東二は格納容器下部注水系（常は，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手段と同時並設）及び格納容器下部注水系

行で準備する。

（可搬型）を同時並行で準す

また，格納容器下部注水系（常設），格納容器下部注水系（可搬型），消火系及び補給水系のる。また，注水のための系統構

手段のうちペデスタル（ドライウェル部）への注水可能な系統1系統以上を起動し，注水のた成が完了した時点で，その手段

めの系統構成が完了した時点で，その手段によるペデスタル（ドライウェル部）への注水を開を使用した注水を開始する旨を始する。

明記している。

なお，消火系による原子炉格納容器下部への注水は，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ

なお，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水は，重大事故等へ対処するため対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水タンクの使用に消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水貯蔵タンク又は多目的タン

相違理由⑩⑱

可認できた場合に実施する。

クの使用可能が確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替

相違理由②⑱

えに時間を要することから，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない

相違理由②

場合に実施する。

相違理由②

77

相違理由①，柏崎固有の記載

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手段の選択

東海第二(2) 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段の選

備考
相違理由①

択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.8.19 図に示す。

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.8−24図に示す。

相違理由⑦代替交流電源設備により交流電源が確保できるまでは,交流電源を必要としない高圧代替注水

常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できるまでは，交流動力電源を必要としな

相違理由⑭

系により原子炉圧力容器へ注水し,代替交流電源設備により交流電源が確保できた段階で，高圧

い高圧代替注水系により原子炉圧力容器へ注水し，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流

相違理由⑭

代替注水系に併せてほう酸水注入系によるほう酸水注入及び制御棒駆動系による原子炉圧力容

電源設備により交流動力電源が確保できた段階で，高圧代替注水系に併せてほう酸水注入系に相違理由④⑭

器への注水を行う。また，低圧代替注水系の運転が可能となり発電用原子炉の減圧が完了するまよるほう酸水注入を行う。また，低圧の代替注水手段の運転が可能となり発電用原子炉の減圧

東二は複数の手段がある。

での期間は，高圧代替注水系により原子炉圧力容器への注水を継続するが，高圧代替注水系が使が完了するまでの期間は，高圧代替注水系により原子炉圧力容器への注水を継続する。

相違理由⑤

用できなくなった場合は高圧炉心注水系により原子炉圧力容器へ緊急注水する。
発電用原子炉の減圧が完了し，復水貯蔵槽が使用可能であれば低圧代替注水系（常設）により相違理由⑤
発電用原子炉の減圧が完了し，代替淡水貯槽が使用可能であれば低圧代替注水系（常設）に相違理由⑨

原子炉圧力容器へ注水する。復水貯蔵槽が使用できない場合，消火系又は低圧代替注水系（可搬より原子炉圧力容器へ注水する。代替淡水貯槽が使用できない場合，代替循環冷却系，消火相違理由③⑨型）により原子炉圧力容器へ注水する。その際も併せてほう酸水注入系によるほう酸水注入を行系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。その際も併せ

相違理由②

う。

てほう酸水注入系によるほう酸水注入を行う。
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手段については，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手段と同時並行で準備する。
また，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系，補給

東二は低圧代替注水系（常設）及び低圧代替注水系（可搬型）を同時並行で準備する。また，

水系及び高圧代替注水系の手段のうち原子炉圧力容器への注水可能な系統1系統以上を起動

注水のための系統構成が完了しし，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉圧力容器への注水を開始た時点で，その手段を使用したする。

注水を開始する旨を明記している。

なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していないことが確認できた場合に実施する。

なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，重大事故等へ対処するために消火系による

柏崎固有の記載

消火が必要な火災が発生していないことが確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡

相違理由②

配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系による原子炉圧力容器への注水

相違理由②ができない場合に実施する。

相違理由②

低圧代替注水を実施する際の注入配管の選択は，中央制御室からの操作が可能であって，注水

相違理由⑳

流量が多いものを優先して使用する。
溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のために原子炉圧力容器へ注水を実施している際， 損傷炉心の冷却が未達成と判断した場合は， 原子炉格納容器下部への注水操作を開

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のために原子炉圧力容器へ注水を実施している際，炉心損傷と判断した場合は，原子炉格納容器下部への注水操作を開始する。

相違理由

始する。
代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施する際の系統の選択は，常設低圧代替 相違理由③
注水系ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系と配管を共有しない系統を優先して使用する。優先順位は以下のとおり。
優先①：代替循環冷却系Ａ系
優先②：代替循環冷却系Ｂ系
78

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
第 1.8.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

復水貯蔵槽 ※1

全体を通して共通の相違理由①

原子炉格納容器

可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備
第二代替交流電源設備 ※2

ホース・接続口

原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備 ※2
可 搬 型 代 替 交 流 電源 設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

防火水槽 ※1，※4
淡水貯水池 ※1，※4
第二代替交流電源設備 ※2

AM 設備別操作手順書「MUWC による下部 D/W 注水」

自
主
対
策
設
備

事故時運転操作手順書（シビアアクシ
重
大
事
故
等
対
処
設
備

デント）
「RPV 制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による下部 D/W 注水」

多様なハザード対応手順「消防車による送水（デブリ冷
却）
」

自
主
対
策
設
備

事故時運転操作手順書（シビアアクシ

ろ過水タンク ※1

デント）

消火系による

原子炉格納容器下部への注水

原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

れ以外の相違理由については四

自
主
対
策
設
備

※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

記載しているため下線は省略。
柏崎の記載が他ページに示され常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※２
低圧代替注水系配管・弁格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器床ドレン系配管・弁
原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁
原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

可搬型代替注水中型ポンプ※２
可搬型代替注水大型ポンプ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器床ドレン系配管・弁
原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁
原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領−「RPV 制御」

消火系配管・弁については記載を省略する。そ角点線枠にて示し,備考に理由を「RPV 制御」

ディーゼル駆動消火ポンプ

復水補給水系配管・弁

手順書

シデント）

格納容器下部注水系︵可搬型︶によるペデスタル︵ドライウェル部︶への注水

原子炉格納容器下部への注水

格納容器下部注水系︵可搬型︶による復水補給水系配管・弁対処設備

重大事故等対処設備

常設代替交流電源設備 ※2対応
手段⑨⑩⑪⑫⑬⑭⑮⑯⑰⑱⑳

重大事故等対処設備

コリウムシールド

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

格納容器下部注水系︵常設︶によるペデスタル︵ドライウェル部︶への注水

高圧炉心注水系配管・弁分類

ペデスタル︵ドライウェル部︶の床面に落下した溶融炉心の冷却

原子炉格納容器下部への注水

格納容器下部注水系︵常設︶による復水補給水系配管・弁

重
大
事
故
等
対
処
設
備

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）−

第1.8−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

事故時運転操作手順書（シビアアク

復水移送ポンプ

原
子
炉
格
納
容
器
下
部
に
落
下
し
た
溶
融
炉
心
の
冷
却

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／5）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1/3）
分類

東海第二

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる下部 D/W 注水」※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

79

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

る場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.8−1 表において同様）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／5）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

柏崎の消火系による原子炉格納重大事故等対処設備

容器下部への注水に係る記載は，比較表ページ 79 に記載。

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

自主対策設備ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※２
多目的タンク※２
消火系配管・弁

−相違理由②
格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器床ドレン系配管・弁
原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁
原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

重大事故等対策要領

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁

※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

80

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設備補給水系による
ペデスタル︵ドライウェル部︶への注水

ペデスタル︵ドライウェル部︶の床面に落下した溶融炉心の冷却

消火系による
ペデスタル︵ドライウェル部︶への注水

格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器床ドレン系配管・弁
原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁
原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
対応手段，対処設備，手順書一覧（2/3）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／5）
対処設備

手順書
事故時運転操作手順書（シビアアク

復水貯蔵槽 ※1

シデント）

高圧炉心注水系配管・弁
原子炉圧力容器

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備「RPV 制御」「R/B 制御」
AM 設備別操作手順書「MUWC による原子炉注水」

常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備

復水補給水系配管・弁「RPV 制御」

残留熱除去系配管・弁・スパージャ
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

淡水貯水池 ※1，※4
第二代替交流電源設備 ※2

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉注水」
多様なハザード対応手順「消防車による送水（デブリ冷却）」

自設主備対策防火水槽 ※1，※4「R/B 制御」「RPV 制御」

復水補給水系配管・弁

「R/B 制御」

残留熱除去系配管・弁・スパージャ
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる原子炉注水」

常設代替交流電源設備 ※2

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※２
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

可搬型代替注水中型ポンプ※２
可搬型代替注水大型ポンプ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパー
ジャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

相違理由③

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース

自主対策設備

可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

81

ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等対策要領

第二代替交流電源設備 ※2※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

重大事故等対策要領

重大事故等対処設備

シデント）

消火系配管・弁

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアク

ろ過水タンク ※1

自主対策設備消火系による

原子炉圧力容器への注水

ディーゼル駆動消火ポンプ

−

対処設備

重大事故等対処設備

シデント）

低圧代替注水系︵可搬型︶による原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアク

ホース・接続口
重大事故等対処設備

低圧代替注水系︵可搬型︶による原子炉圧力容器への注水

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

溶融炉心のペデスタル︵ドライウェル部︶の床面への落下遅延・防止

自設主備対策

第二代替交流電源設備 ※2対応
手段

重大事故等対処設備

給水系配管・弁・スパージャ

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器への注水

低圧代替注水系︵常設︶による残留熱除去系配管・弁・スパージャ

分類

低圧代替注水系︵常設︶による
原子炉圧力容器への注水

復水移送ポンプ

復水補給水系配管・弁

−

東海第二

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
対応手段，対処設備，手順書一覧（3/3）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／5）
対処設備

手順書

シデント）

高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁「RPV 制御」

主蒸気系配管・弁「R/B 制御」※3

高圧炉心注水系配管・弁残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）
給水系配管・弁・スパージャ

対応
手段

対処設備

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※２
多目的タンク※２
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

柏崎の消火系による原子炉圧力容器への注水に係る記載は，比較表ページ 81 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備 ※2
可搬型直流電源設備 ※2

可搬型代替交流電源設備 ※2

事故時運転操作手順書（シビアアク

ほう酸水注入系貯蔵タンク

シデント）

ほう酸水注入系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ「RPV 制御」「R/B 制御」

原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2

AM 設備別操作手順書

可搬型代替交流電源設備 ※2「SLC ポンプによるほう酸水注入」
自主対策
設備

第二代替交流電源設備 ※2

制御棒駆動系配管・弁
復水補給水系配管・弁
原子炉圧力容器「RPV 制御」「R/B 制御」
AM 設備別操作手順書

原子炉補機冷却系「CRD による原子炉注水」 ※3

高圧炉心注水系ポンプ

事故時運転操作手順書（シビアアク

復水貯蔵槽 ※1

シデント）

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
復水補給水系配管
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2

自主対策設備高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）「RPV 制御」「R/B 制御」

常設高圧代替注水系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・
弁
高圧代替注水系（注水系）配管・弁
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・
弁
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

ＡＭ設備別操作手順書

相違理由④

AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」 ※3

相違理由②

重大事故等対策要領

重大事故等対処設備

シデント）

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等−

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアク

復水貯蔵槽 ※1

自主対策設備

制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水

制御棒駆動水ポンプ

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

自主対策設備

ほう酸水注入系ポンプ
重大事故等
対処設備

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止

自主対策
設備

第二代替交流電源設備 ※2

補給水系による
原子炉圧力容器への注水

常設代替交流電源設備 ※2

溶融炉心のペデスタル︵ドライウェル部︶の床面への落下遅延・防止

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

復水補給水系配管

重大事故等対処設備

高圧代替注水系（注水系）配管・弁機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

自主対策設備

事故時運転操シビアアク

復水貯蔵槽

分類

消火系による
原子炉圧力容器への注水

高圧代替注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁

−

東海第二

※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

82

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／5）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

柏崎のほう酸水注入系による原に係る記載は，比較表ページ 82に記載。

ほう酸水注入ポンプ
ほう酸水貯蔵タンク※２
ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備−

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

溶融炉心のペデスタル︵ドライウェル部︶の床面への落下遅延・防止

子炉圧力容器へのほう酸水注入※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

83

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第1.8−2表 重大事故等対処に係る監視計器
第 1.8.2 表 重大事故等対処に係る監視計器
監視計器一覧（1/7）

監視計器一覧（1／11）

全体を通して共通の相違理由①
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書(1)格納容器下部注水
原子炉格納容器内の放射線量率「RPV 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

AM 設備別操作手順書「MUWC による下部 D/W 注水」

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉格納容器内の温度

電源

ドライウェル雰囲気温度
原子炉格納容器内の温度

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

・原子炉圧力容器下鏡部温度

判断基準

判
断
基
準

原子炉圧力容器温度

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)

制御棒の位置

制御棒操作監視系
M/C C 電圧非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書

電源

制御棒位置指示

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧

原子炉格納容器内の温度

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
水源の確保

操作

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水温度
原子炉格納容器内の水位
操作

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）
緊急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセン
タ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

補機監視機能M/C D 電圧

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用）
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m 未満検知用）
格納容器下部水位（満水管理用）
格納容器下部雰囲気温度

格納容器下部水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量(格納容器下部注水流量)

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

84⑨⑩⑪⑫⑬⑭⑮⑯⑰⑱⑳
については記載を省略する。そ監視パラメータ（計器）1.8.2.1 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

監視パラメータ（計器）

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

れ以外の相違理由については，四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線は省略。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.8−2 表において同様）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（2/7）

東海第二

備考

監視計器一覧（2／11）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1)格納容器下部注水
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）
原子炉格納容器内の放射線量率「RPV 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

AM 設備別操作手順書「消防車による下部 D/W 注水」

原子炉圧力容器内の温度

多様なハザード対応手順「消防車による送水（デブリ冷却）」・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器内の温度

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

判断基準

判
断
基
準

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）

サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)

制御棒の位置

制御棒操作監視系
M/C C 電圧非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

補機監視機能制御棒位置指示

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

M/C D 電圧電源

P/C C-1 電圧

ＡＭ設備別操作手順書

P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

操作

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水位

格納容器下部水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）

補機監視機能可搬型代替注水ポンプ吐出圧力

原子炉格納容器内の水位

操
作

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

85

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用）
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m 未満検知用）
格納容器下部水位（満水管理用）
格納容器下部雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（3/7）

東海第二

備考

監視計器一覧（3／11）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1)格納容器下部注水
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）
原子炉格納容器内の放射線量率「RPV 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる下部 D/W 注水」

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器温度

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉格納容器内の温度

格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積
検知用）

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

補機監視機能制御棒位置指示

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力・原子炉圧力容器下鏡部温度
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器内の温度

原子炉格納容器内の放射線量率

判断基準

判
断
基
準

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

制御棒の位置

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)

制御棒操作監視系

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等

M/C C 電圧M/C D 電圧
電源

ＡＭ設備別操作手順書

P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
復水貯蔵槽水位

水源の確保

原子炉格納容器内の温度

復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位
ドライウェル雰囲気温度

操作

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

操
作

監視パラメータ（計器）

原子炉格納容器内の水位

格納容器下部水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位

原子炉格納容器内の水位86

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用）
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m 未満検知用）
格納容器下部水位（満水管理用）
格納容器下部雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（4／11）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉格納容器内の温度

格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）

電源
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

補機監視機能制御棒位置指示ＡＭ設備別操作手順書

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉格納容器内の温度

操作

87

原子炉格納容器内の水位

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用）
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m 未満検知用）
格納容器下部水位（満水管理用）
格納容器下部雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（4/7）

東海第二

備考

監視計器一覧（5／11）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順(1)原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」
原子炉圧力容器内の温度
AM 設備別操作手順書「MUWC による原子炉注水」

原子炉圧力容器内の水位
判
断基
準原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器内の圧力
原子炉圧力容器への注水量

補機監視機能水源の確保
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）
原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」
原子炉圧力容器内の温度
AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉注水」「消防車による送水（デブリ冷却）」

原子炉圧力容器内の水位
判
断
基
準
電源

P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出圧力(A)
復水移送ポンプ吐出圧力(B)
復水移送ポンプ吐出圧力(C)
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）
原子炉圧力容器温度

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧操作

多様なハザード対応手順

原子炉圧力容器温度
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧

判断基準

水源の確保

「RPV 制御」

1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ａ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
水源の確保

防火水槽

原子炉圧力容器内の圧力

淡水貯水池
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能可搬型代替注水ポンプ吐出圧力

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

原子炉圧力容器内の水位

操
作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

M/C D 電圧
電源

操
作

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

88柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

重大事故等の対応に必要となる監視項目
1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順
手順書(1)原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」
判断基準「消火ポンプによる原子炉注水」

備考

監視計器一覧（6／11）

監視計器一覧（5/7）

AM 設備別操作手順書

東海第二原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器内の水位監視パラメータ（計器）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）
原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧

原子炉圧力容器内の温度判断基準

P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器内の圧力復水貯蔵槽水位
水源の確保

原子炉圧力容器内の水位

操作

原子炉圧力容器内の圧力
原子炉圧力容器への注水量
補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位「RPV 制御」
原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」

原子炉圧力容器内の温度
判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力容器への注水量

原子炉圧力容器温度

電源

AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

操作

原子炉圧力容器への注水量

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器内の圧力

水源の確保

ＡＭ設備別操作手順書

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力容器内の水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

操作

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

電源

復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

水源の確保

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
高圧代替注水系系統流量
高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

補機監視機能高圧代替注水系タービン入口圧力高圧代替注水系タービン排気圧力
高圧代替注水系ポンプ吸込圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｂ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

M/C D 電圧電源

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

89

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）
原子炉圧力容器温度
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧
西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ラ
イン狭帯域用）西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

柏崎の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水に係る監視計器は比較表ページ 88 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（6/7）

東海第二

備考

監視計器一覧（7／11）

重大事故等の対応に手順書必要となる監視項目
1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）(1)原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」「SLC ポンプによるほう酸水注入」

判断基準

AM 設備別操作手順書

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器内の水位

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）
原子炉圧力容器温度

1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｃ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧M/C D 電圧

電源

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

判断基準

操作

原子炉圧力容器内の水位

P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

原子炉圧力
原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力(SA)

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「R/B 制御」
原子炉圧力容器内の温度
AM 設備別操作手順書
判断基準「CRD による原子炉注水」

原子炉圧力容器内の水位

電源

原子炉圧力容器温度
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換
器）

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確認

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

P/C C-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧

補機監視機能原子炉補機冷却水系(A)系統流量

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力
操作

原子炉圧力容器内の温度

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉圧力容器への注水量

制御棒駆動系系統流量

補機監視機能制御棒駆動系充てん水ライン圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

90

相違理由③

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（7/7）

東海第二

備考

監視計器一覧（8／11）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順(1)原子炉圧力容器への注水

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「R/B 制御」

1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｆ．消火系による原子炉圧力容器への注水

判
断
基
準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

原子炉圧力容器内の水位

判断基準

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

容器への注水に係る監視計器

相違理由⑤

M/C D 電圧電源

柏崎の消火系による原子炉圧力は，比較表ページ 89 に記載。

AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」

監視パラメータ（計器）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉圧力容器への注水量

高圧炉心注水系(B)系統流量

ＡＭ設備別操作手順書

補機監視機能高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

操
作

操作

91

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（9／11）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｅ．補給水系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作

92

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（10／11）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｆ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

柏崎の高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水に係る監視計器は，比較表ページ 91 に

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作93

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（11／11）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｇ．ほう酸注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

柏崎のほう酸注入系による原子炉圧力容器への注水に係る監視原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

計器は，比較表ページ 90 に記
載。

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作94

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.8.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

第1.8−3表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

柏崎との相違箇所については，

給電元
対象条文

対象条文

供給対象設備

供給対象設備

給電母線【1.8】

復水移送ポンプ

常設低圧代替注水系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ低圧代替注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。
）

格納容器下部注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

MCC C 系
AM 用 MCC

復水補給水系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC
残留熱除去系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

残留熱除去系 弁
MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC
高圧代替注水系弁四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線は省常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等

給電元
給電母線

低圧炉心スプレイ系 弁

常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系

略。
相違理由⑨

相違理由⑳

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
AM 用直流 125V
ほう酸水注入系ポンプ・弁常設代替交流電源設備【1.8】
原子炉格納容器下部の溶融
炉心を冷却するための手順
等

可搬型代替交流電源設備

代替循環冷却系ポンプ

代替循環冷却系 弁

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

原子炉隔離時冷却系 弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤
直流125V主母線盤２Ａ

高圧代替注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤

ほう酸水注入ポンプ・弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

MCC C 系
MCC D 系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

95

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
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東海第二

96

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

97

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

98

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑩

99

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑨

100

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
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東海第二

備考

相違理由

101

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
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東海第二

備考

相違理由⑩

102

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東海第二

備考

相違理由⑮

103

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備考

相違理由⑮
相違理由

104

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮
相違理由

105

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮
相違理由

106

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮
相違理由

107

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑩

108

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑱

109

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

110

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②⑩111

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

112

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

113

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑨

114

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

115

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮

116

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮
相違理由

117

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮
相違理由

118

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

119

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

120

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

121

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑱

122

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

123

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東海第二

備考

相違理由②

124

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

125

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

126

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

127

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

128

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

129

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

東海第二

備考

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.9.1 対応手段と設備の選定

1.9.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

目 次 ＞

a. 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(a) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止(c) 水素濃度及び酸素濃度の監視(c) 水素濃度及び酸素濃度の監視(d) 代替電源による必要な設備への給電(d) 代替電源による必要な設備への給電(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. 手順等

ｂ．手順等

1.9.2 重大事故等時の手順

1.9.2 重大事故等時の手順

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止

a. 発電用原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化

ａ．発電用原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化

b. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。
東二は気体名として「ガス」
は記載しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止

東海第二

備考

(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ａ．可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化

東二は格納容器圧力逃がし装置内に残留した可燃性ガスによる爆発を防ぐため原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置の系統内を不活性ガス（窒素）で置換する手段を記載する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出

ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出

b. 耐圧強化ベント系(W/W)による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出相違理由②

東二は炉心損傷後に耐圧強化
ベントは使用しない。柏崎は格納容器圧力逃がし装置が使用出来ない場合の手段として耐圧強化ベント系を使用して原子炉格納容器内の水素及び酸素の排出を実施する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
a. 格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視

東海第二

備考

ｃ．可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水 東二は既設の格納容器雰囲気
素濃度及び酸素濃度監視

モニタの水素濃度及び酸素濃度を自主対策設備として位置付けていることから，重大事故等対処設備として新設の格
納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）を設置する。柏崎は，既設の格納容器内雰囲気計装の水素濃度及び酸素濃度を重大事故等対処設備として位置付けている。なお，格納容器内
水素濃度(SA)についても新たに設置する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

b. 格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
1.9.2.2 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備の電源を代替電源設備から給電する手順

ｂ．格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
1.9.2.2 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備の電源を代替電源設備から給電する手順

1.9.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.9.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.9.2.4 重大事故等時の対応手段の選択

1.9.2.4 重大事故等時の対応手段の選択

3

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による破損を防止する必要がある場合

における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による破損を防止する必要がある場合には、水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等が適切に整備されには、水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

ているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１「水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる

１「水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）BWR（１）BWRａ)原子炉格納容器内の不活性化により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格
納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）PWR のうち必要な原子炉ａ)水素濃度制御設備により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（３）BWR 及び PWR 共通ａ）原子炉格納容器内の不活性化により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格
納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）PWRのうち必要な原子炉ａ）水素濃度制御設備により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（３）BWR及びPWR共通ａ)原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要なａ）原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

ｂ）炉心の著しい損傷後、水−ジルコニウム反応及び水の放射線分解による水素及び酸素の水ｂ）炉心の著しい損傷後、水−ジルコニウム反応及び水の放射線分解による水素及び酸素の水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手順等を整備すること。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解による水素

備考

素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手順等を整備すること。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解による水素

ガス及び酸素ガスが，原子炉格納容器内に放出された場合においても水素爆発による原子炉格納容器 及び酸素が，原子炉格納容器内に放出された場合においても，水素爆発による原子炉格納容器の破損

相違理由②の破損を防止するため，水素濃度制御を行う対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活 を防止するため，水素濃度制御を行う対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順

東二は対処設備の設置工事を用した手順等について説明する。

未だ実施していないため方針

等について説明する。

を示し，他条文と整合を図る記
載とした。

4

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.9.1 対応手段と設備の選定

1.9.1 対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

備考

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応により短期的に発生する水

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解及び金属 東二はジルコニウム−水反素ガス及び水の放射線分解により発生する水素ガス及び酸素ガスの水素爆発による原子炉格納容

腐食（以下「ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等」という。）により発生する水素及び酸 応，水の放射線分解及び金属器の破損を防止するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

素の水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段と重大事故等対処設備を選 腐食により水素の発生を考慮定する。

していることから，金属腐食についても記載している。
相違理由②

※１

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備

を※１

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備

を

選定する。

選定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

な設備。

な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけ選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけ

でなく，設置許可基準規則第五十二条及び技術基準規則第六十七条（以下「基準規則」といでなく，設置許可基準規則第五十二条及び技術基準規則第六十七条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのう。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

関係を明確にする。

(2)対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係
を第 1.9.1 表に整理する。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を
第1.9−1表に整理する。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

5

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東海第二a. 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(a) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止ⅰ) 不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化

原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するため，発備考

東二は表題を記載。

原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するため，発電電用原子炉運転中の原子炉格納容器内は，不活性ガス（窒素ガス）置換により原子炉格納用原子炉運転中の原子炉格納容器内は，不活性ガス（窒素）により原子炉格納容器内雰囲 相違理由②

容器内雰囲気を不活性化した状態になっている。

気を不活性化した状態としており，炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニ 東二はジルコニウム−水反応，
ウム−水反応，水の放射線分解等にて発生する水素及び酸素により原子炉格納容器内で水 水の放射線分解及び金属腐食
素爆発が発生することを防止する。なお，格納容器ベントを開始するまでは，原子炉格納 により水素の発生を考慮して容器内は不活性ガス（窒素）が封入された状態となっている。

原子炉格納容器内の不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下のとおり。

いることから，金属腐食につい

原子炉格納容器内の不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下 ても記載。また，格納容器ベンのとおり。

トが実施されるまで不活性ガ
ス（窒素）が封入されていることを記載。

・不活性ガス系

・不活性ガス系

不活性ガス系による原子炉格

・原子炉格納容器

納容器水素爆発防止で使用する設備を記載している。

ⅱ) 可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器水素爆発防止
また，中長期的に原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減させるため，可搬型格納容器窒素供給設備により原子炉格納容器へ窒素ガスを供給する手段がある。

東二は表題を記載。

炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇した場合に原子炉格納 東二は炉心損傷が発生した場
容器内の可燃性ガス濃度を低減させるため，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器へ 合に原子炉格納容器内の酸素窒素を供給する手段がある。

濃度上昇を抑制するために窒素を供給し，格納容器ベント遅延を図る。柏崎は原子炉格納容器の負圧破損防止及び可燃性ガス濃度を低減させるために窒素を供給する手段を記載。

6

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東海第二

この対応手段及び設備は，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」

この対応手段及び設備は，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順

における「原子炉格納容器負圧破損の防止」にて選定する対応手段及び設備と同様であ等」における「原子炉格納容器負圧破損の防止」にて選定する対応手段及び設備と同様で

る。

ある。

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型格納容器窒素供給設備

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下のとお

備考

相違理由①

り。
・可搬型窒素供給装置

相違理由①

・不活性ガス系配管・弁

可搬型窒素供給装置による原・原子炉格納容器

子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備を記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。
相違理由⑧(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ⅰ.格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ⅰ) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出

見出し記号の附番ルールの相違以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。
東二は耐圧強化ベントを期待しないことから「等」を削除
相違理由②

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを，格納容器圧力逃がし装置

等により原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素を，格納容器圧力逃がし装置により原 相違理由②

又は耐圧強化ベント系により原子炉格納容器外に排出することにより，水素爆発による原子炉格納容器外に排出することにより，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する 相違理由⑤

子炉格納容器の破損を防止する手段がある。

手段がある。

7

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これらの対応手段及び設備は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」

東海第二これらの対応手段及び設備は，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手

備考
東二は中央制御室から遠隔操における「耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」及び「1.7 原子炉

順等」における「格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」及び 作ができない場合の対応手段

格納容器の過圧破損を防止するための手順等」における「格納容器圧力逃がし装置による「現場操作」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

について整備することから，現場操作の対応手段及び設備を記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

なお，格納容器圧力逃がし装置内を可搬型窒素供給装置から供給する不活性ガス（窒素） 東二の格納容器圧力逃がし装にて，原子炉起動前に不活性化した状態としておくことで，格納容器ベント実施時におけ 置内の不活性化は，重大事故等
る水素爆発を防止する。

時に用いる手段ではないため，
不活性化の実施時期を記載。

(ⅰ) 可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化

東二は表題を記載。

可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化で使用する設備は以 相違理由③下のとおり。
・可搬型窒素供給装置
・格納容器圧力逃がし装置
・燃料給油設備(ⅱ) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出で使用する設備は以下の 相違理由②

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出で使用する設備は以下のとおり。

東二は表題を記載。

とおり。

・格納容器圧力逃がし装置

・格納容器圧力逃がし装置

・フィルタ装置出口放射線モニタ

・フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

相違理由①・フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置入口水素濃度

相違理由①

・常設代替交流電源設備

第 53 条の記載に合せて整理。

・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備8柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
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東海第二(ⅲ) 遠隔人力操作機構による現場操作

備考
相違理由⑩

遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備は以下のとおり。
・遠隔人力操作機構
耐圧強化ベント系（W/W）による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出で使用

相違理由⑤

する設備は以下のとおり。
・サプレッション・チェンバ・耐圧強化ベント系（W/W）
・可搬型窒素供給装置
・ホース・接続口・耐圧強化ベント系放射線モニタ
・フィルタ装置水素濃度
ⅱ. 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御(ⅳ) 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解

相違理由⑨

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分等により原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを可燃性ガス濃度制御系に解等により原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素を可燃性ガス濃度制御系により低 相違理由②より低減し，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手段がある。

減し，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手段がある。

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御で使用する設備は以下のとおり。

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御で使用する設備は以下のとおり。

・可燃性ガス濃度制御系再結合器ブロワ

・可燃性ガス濃度制御系ブロワ

相違理由①

・可燃性ガス濃度制御系加熱器

東二は使用する設備を明確に記載

・可燃性ガス濃度制御系再結合装置

・可燃性ガス濃度制御系再結合器

相違理由①

・可燃性ガス濃度制御系冷却器

東二は使用する設備を明確に記載

・可燃性ガス濃度制御系配管・弁・可燃性ガス濃度制御系配管・弁・残留熱除去系

・残留熱除去系
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備

9

第 53 条の記載に合せて整理。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 水素濃度及び酸素濃度の監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスの濃度を測定し，監視する手

東海第二

備考

(c) 水素濃度及び酸素濃度の監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等
により原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素の濃度を測定し，監視する手段がある。

相違理由②ⅰ) 格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内

相違理由⑥⑨段がある。
ⅰ.格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視の水素濃度及び酸素濃度監視
原子炉格納容器内において変動する可能性のある範囲にわたり水素濃度を測定する設備は以下のとおり。
・格納容器内水素濃度(SA)相違理由⑥

原子炉格納容器内において変動する可能性のある範囲にわたり水素濃度及び酸素濃度を測定する設備は以下のとおり。
・格納容器内水素濃度（ＳＡ）
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

相違理由⑥

・常設代替交流電源設備

第 53 条の記載に合せて整理。

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅱ.格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
原子炉格納容器内の水素燃焼の可能性を把握するのに十分な計測範囲で水素濃度及び酸素濃度を測定する設備は以下のとおり。

ⅱ) 格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

相違理由①⑨原子炉格納容器内の水素燃焼の可能性を把握するのに十分な計測範囲で水素濃度及び酸素濃度を測定する設備は以下のとおり。

・格納容器内水素濃度

・格納容器内水素濃度

・格納容器内酸素濃度

・格納容器内酸素濃度・残留熱除去系海水系ポンプ

東二は格納容器雰囲気モニタ

・残留熱除去系海水系ストレーナの冷却水に海水を使用する。

・緊急用海水ポンプ

柏崎は補機冷却水を使用す

・緊急用海水系ストレーナ

る。

・可搬型代替注水大型ポンプ
・ホース・非常用交流電源設備

第 53 条の記載に合せて整理。

・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(d)代替電源による必要な設備への給電
上記「(b)炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止」や「(c)(d) 代替電源による必要な設備への給電
上記「(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止」や「(c)水素濃度及び酸素濃度の監視」で使用する設備について，全交流動力電源又は直流電源

水素濃度及び酸素濃度の監視」で使用する設備について，全交流動力電源喪失時に，代替電 東二で使用する設備は交流電喪失時に，代替電源設備から給電する手段がある。

源設備から給電する手段がある。

源の為，直流電源喪失の考慮は不要

10

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

代替電源設備による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。

代替電源設備による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

備考

第 53 条の記載に合せて整理。

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・常設代替直流電源設備

東二で使用する設備は交流電・可搬型直流電源設備

源の為，直流電源設備は不要

・代替所内電気設備
・燃料給油設備

東二は常設代替交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化で使用する設備のうち，可搬型窒 東二は原子炉格納容器内の可素供給装置，不活性ガス系配管・弁及び原子炉格納容器は重大事故等対処設備として位置付 燃性ガス（酸素濃度）が上昇しける。

た場合において，可燃限界未満に維持する必要があるため，対応手段の設備を記載

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出で使格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出で使用する設備のうち，格納 相違理由②

用する設備のうち，格納容器圧力逃がし装置，サプレッション・チェンバ，耐圧強化ベン

容器圧力逃がし装置，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ），フィルタ装 東二は確認レンジを詳細に記

ト系（W/W），フィルタ装置出口放射線モニタ，フィルタ装置水素濃度，可搬型窒素供給装

置入口水素濃度，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設

置，ホース・接続口及び耐圧強化ベント系放射線モニタは重大事故等対処設備として位置

備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

付ける。

載，相違理由①

遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備のうち，遠隔人力操作機構は重大事故等 相違理由⑩
対処設備として位置付ける。

水素濃度及び酸素濃度の監視で使用する設備のうち，格納容器内水素濃度(SA)，格納
容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度は重大事故等対処設備として位置付ける。

水素濃度及び酸素濃度の監視で使用する設備のうち，格納容器内水素濃度（ＳＡ），格納容器内酸素濃度（ＳＡ），常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設 相違理由⑥
備は重大事故等対処設備として位置付ける。

代替電源による必要な設備への給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設
備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型直流電源設備及び代替

代替電源設備による必要な設備への給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設備， 東二で使用する設備は交流電
可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

所内電気設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止することができる。

相違理由①⑥
源の為，直流電源設備は不要
相違理由①

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止すること
ができる。

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また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可燃性ガス濃度制御系

東海第二

備考

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策
設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可燃性ガス濃度制御系

炉心損傷による大量の水素ガスが発生するような状況下では，可燃性ガス濃度制御系の炉心損傷による大量の水素が発生するような状況下では，可燃性ガス濃度制御系の処 相違理由②

処理能力を超える水素ガスが発生することから，可燃性ガス濃度制御系による水素ガスの理能力を超える水素が発生することから，可燃性ガス濃度制御系による水素の処理には 相違理由②

処理には期待できず，また原子炉格納容器圧力の上昇に伴い可燃性ガス濃度制御系の使用期待できず，また原子炉格納容器圧力の上昇に伴い可燃性ガス濃度制御系の使用に制限に制限がかかるが，格納容器ベント又は格納容器スプレイにより原子炉格納容器内の圧力がかかるが，格納容器ベント又は格納容器スプレイにより原子炉格納容器内を可燃性ガ

を可燃性ガス濃度制御系運転可能圧力まで低下し，かつ電源復旧等により設計基準事故対ス濃度制御系運転可能圧力及び温度まで低下し，かつ電源復旧等により設計基準事故対

処設備である可燃性ガス濃度制御系を運転することが可能であれば，中長期的な格納容器

処設備である可燃性ガス濃度制御系を運転することが可能であれば，中長期的な原子炉 相違理由①

内水素対策として有効である。

格納容器内水素対策として有効である。
・格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度

東二の格納容器内水素濃度及原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇に伴い格納容器内水素濃度及び格納容器内酸 び格納容器内酸素濃度は，使用素濃度は使用できない場合があるが，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），代替 圧力及び温度に制限があるた
循環冷却系，代替格納容器スプレイ又は格納容器ベントにより原子炉格納容器内の圧力 め自主対策設備の位置付けと及び温度が低下し，かつ電源等が復旧し，格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度 する。
の使用が可能となれば，水素濃度及び酸素濃度を監視する手段として有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

東二は格納容器雰囲気モニタ

敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使 による格納容器内水素濃度，格用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により格納容器 納容器内酸素濃度の冷却水確
内水素濃度及び格納容器内酸素濃度が使用可能となれば，水素濃度及び酸素濃度を監視 保の手段の一つとして使用可する手段として有効である。

能であれば自主対策設備の位置付けとして使用する。

・可搬型格納容器窒素供給設備

東二は原子炉格納容器内の可発電用原子炉運転中は原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しているため，炉心損傷に伴燃性ガス（酸素濃度）が上昇し

い水素ガスが発生した場合においても，事故発生直後に酸素濃度が可燃限界に至ることはた場合において，可燃限界未満ない。

に維持する必要があるため，重有効性評価における原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度評価により，事故発生後 7 日間

大事故等対処設備として位置

は原子炉格納容器への窒素ガス供給は不要であるが，その後の安定状態において，本設備付ける。

を用いて原子炉格納容器へ窒素ガスを供給することで原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減できることから，水素爆発による原子炉格納容器の破損防止対策として有効である。

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東海第二

備考
東二は，常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することかを常設代替高圧電源装置 5 台ら，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するためで定格とし，故障や点検を想定の手段として有効である。

し，1 台予備を確保している。
よって，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。

なお，原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止として使用す

なお，原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止として使用する

東二の可搬型窒素供給装置にる設備である不活性ガス系は，発電用原子炉運転中に原子炉格納容器内を常時不活性設備である不活性ガス系は，発電用原子炉運転中に原子炉格納容器内を常時不活性化す よる格納容器圧力逃がし装置

化する手段として使用する設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものでる手段として使用する設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではない 内の不活性化は，原子炉起動前はないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

ため，重大事故等対処設備とは位置付けない。また，「1.9.1(2)ａ．(b)ⅰ)(ⅰ) 可搬に実施するものであり，重大事

型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化」として使用する設備であ 故等時に使用するものではな
る可搬型窒素供給装置は，原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内を不活性化する手 いため，不活性ガス系と同様に段として使用する設備であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等 記載。
対処設備とは位置付けない。
b. 手順等
上記「a.水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（シビｂ．手順等
上記「ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等※２及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書

東二は「技術的能力 1.0 重大

アアクシデント）（以下「SOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応

Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手 事故対策における共通事項（添手順に定める（第 1.9.1 表）。

順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.9−1表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.9.2 表，第 1.9.3 表）。

付資料 1.0.10

重大事故等発また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する 生時の体制について）」より,当（第1.9−2表，第1.9−3表）。

直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

整備する対応手順書名の相違
相違理由⑦
運転員等の定義を追記。

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東海第二1.9.2 重大事故等時の手順

1.9.2 重大事故等時の手順

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止

a. 発電用原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等で

備考

ａ．発電用原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等で発生する水素ガスにより，原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を発生する水素により，原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止 相違理由②

防止するため，発電用原子炉起動時に原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素ガス）により置換するため，発電用原子炉起動時に原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）により置換し，発電 相違理由②

し，発電用原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性化した状態を維持する。

用原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性化した状態を維持する。

これらの操作は，重大事故等時に対応するものではなく通常の運転操作により対応する。

これらの操作は，重大事故等時に対応するものではなく通常の運転操作により対応する。
概要図を第1.9−3図に示す。

東二は不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化の概要図を記載14

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b. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

東海第二ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給

中長期的に原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減させるため，可搬型格納容器窒素供給
設備により原子炉格納容器へ窒素ガスを供給する。

備考
相違理由①②

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生する水素及び酸素の反 東二は原子炉格納容器におけ応による水素爆発により原子炉格納容器が破損することを防止するため，可搬型窒素供給装置 る水素爆発を防止するため，可により原子炉格納容器へ窒素を供給する。

搬型窒素供給装置を整備する。
柏崎は中長期的な原子炉格納容器の負圧破損を防止するとともに可燃性ガス濃度を低減するために整備する。
相違理由②(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合(a) 手順着手の判断基準※1※2において，原子炉格納容器内の除熱を開始した場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度及び酸素濃度の制御ができず，原子炉格納容器内の酸素濃度が3.5vol％に到達した場合。

東二は判断基準として原子炉格納容器内の酸素濃度とし，柏崎はサプレッション・チェン
バ・プール水温度指示値を定める。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使東海第二では 10 倍を含めて炉(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

心損傷と判断するため「以上」相違理由①としている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。
相違理由①※2:代替循環冷却系又は残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱を開始した場合。

東二は，炉心損傷が発生した場
合に原子炉格納容器内へ窒素を供給することにより原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇を抑制し，格納容器ベントを遅延する。
柏崎は原子炉格納容器内の除熱を開始した場合に，窒素供給を実施し，可燃性ガス濃度を低
減させる。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二(b) 操作手順

備考
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給の手順は以下のとおり。概要図を第 1.9.2 図に，タイムチャートを第 1.9.3 図に示す。

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給の手順は以下のとおり。手順の対 相違理由①②
応フローを第 1.9−1 図に，概要図を第 1.9−4 図に，タイムチャートを第 1.9−5 図に示

相違理由⑦

す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に原子炉格納容器への窒素ガス供給の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に原子炉格納容器への窒 相違理由②⑬
素供給の準備開始を依頼する。

②当直長は，当直副長の依頼に基づき，緊急時対策本部に原子炉格納容器への窒素ガス供給の柏崎固有の記載

ための可搬型格納容器窒素供給設備の準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側 東二は接続口が複数あり優先
及びＤ／Ｗ側）への窒素供給をするための接続口を報告する。なお，格納容器窒素供給 順位を記載
ライン接続口は，接続口蓋開放作業を必要としない格納容器窒素供給ライン東側接続口を優先する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に可搬型格納容器窒素供給設備の準備を指示する。

③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置として使用する窒素 相違理由①⑬
供給装置をＳ／Ｃ側用に1台，Ｄ／Ｗ側用に1台を準備及び可搬型窒素供給装置として使東二は，可搬型窒素供給装置 1用する窒素供給装置用電源車1台の準備を指示する。

台（200Nm３／h）による原子炉
格納容器への窒素供給で酸素濃度上昇抑制が出来ない場合，可搬型窒素供給装置 2 台（400Nm３／h）での窒素注入を実施することにより，酸素濃度上昇を抑制することが可能なため，必要な手順を整備している。

④現場運転員 C 及び D は，可搬型格納容器窒素供給設備を接続するための準備作業を実施する。

④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供給 東二は運転員等の対応要員数
装置用電源車を原子炉建屋東側屋外に配備した後，可搬型窒素供給装置として使用する をタイムチャートに示す。

⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋近傍に可搬型格納容器窒素供給設備を移動させる。

窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車にケーブルを接続するとともに，窒素供給用ホ 以降，同様の相違理由によるも⑥緊急時対策要員は，可燃性ガス濃度制御系配管に可搬型格納容器窒素供給設備を接続する。

ースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外に配備し のは相違理由⑭と示す。
た場合は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。

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相違理由①⑬

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東海第二

備考
相違理由①⑬⑦緊急時対策要員は，可搬型大容量窒素供給装置を起動する。

⑤重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置を起動する。

⑧緊急時対策要員は，窒素ガス供給ユニット D/W 側止め弁又は窒素ガス供給ユニット S/C 側止⑥重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／ 相違理由⑪⑬

め弁を全開し，原子炉格納容器への窒素ガス供給の準備が完了したことを緊急時対策本部にＷ側）への窒素供給の準備が完了したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災 相違理由②報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑦発電長は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度が，原子炉格納容器

相違理由⑬
原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）の（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給基準である4.0vol％に到達したことを確認し，災害対策本部 窒素供給判断を記載している。
長代理に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給を依頼する。
⑨当直副長は，格納容器ベントによる水素ガス及び酸素ガスの排出を実施した場合，又はサプ
レッション・チェンバ・プール水温度指示値が 104℃以下になる前に，中央制御室運転員に⑧災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容 相違理由②⑬
器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給開始を指示する。

原子炉格納容器への窒素ガス供給を開始するよう指示する。

柏崎は窒素供給基準をサプレ
ッション・チェンバ・プール水
温にて判断している。

⑩中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系入口第一，第二隔離弁又は可燃性ガス
濃度制御系出口第一，第二隔離弁を全開し，窒素ガスを原子炉格納容器に供給する。

⑨重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補 相違理由⑬⑭
給弁（Ｓ／Ｃ側）を全開とし，窒素を原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）に供給を開始したこ 相違理由②⑬とを，災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告す

相違理由⑬

る。
⑩発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度指示値を確認し，原子炉格納容器内 東二は，可搬型窒素供給装置 1の酸素濃度が上昇傾向の場合は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置による原子 台（200Nm３／h）による原子炉
炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給の追加を依頼する。

格納容器への窒素供給で酸素濃度上昇抑制が出来ない場合，可搬型窒素供給装置 2 台（400Nm３／h）での窒素注入を実施することにより，酸素濃度上昇を抑制することが可能なため，必要な手順を整備している。

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東海第二⑪ａ原子炉格納容器内の酸素濃度上昇傾向の場合

備考
東二は，可搬型窒素供給装置 1

災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容 台（200Nm３／h）による原子炉器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給開始を指示し，重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋 格納容器への窒素供給で酸素外又は原子炉建屋西側屋外にて，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ

濃度上昇抑制が出来ない場合，側）への窒素供給を開始する。なお，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ 可 搬 型 窒 素 供 給 装 置 2 台
圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達するまで可搬型窒素供給装置による原子炉（400Nm３／h）での窒素注入を格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給を継続する。その後，運転員等は中央 実施することにより，酸素濃度制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa

上昇を抑制することが可能な［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，発電長に報告する。

ため，必要な手順を整備してい⑪ｂ原子炉格納容器内の酸素濃度上昇傾向でない場合
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給をドライウェル圧
力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達するまで継続し，運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ
圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，発電長に報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理に原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを報告し，原子炉格納容器への窒素供給停止を依頼する。
⑬災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に原子炉格納容器への窒素供給停止を指示する。
⑭重大事故等対応要員は，原子炉格納容器への窒素供給を停止するため，⑪ａにより原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）へ窒素供給をしていた場合は，原子炉建屋東側屋
外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を全閉とする。また，⑪ｂにより原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給を継続した場合は，原
子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を全閉とする。なお，重大事故等対応要員は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）又は原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給を停止した後，災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度の確認を指示する。

18る。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑯ａ原子炉格納容器内の酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過している場合

東二は，可搬型窒素供給装置 1

運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示 台（200Nm３／h）による原子炉
値が4.0vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。
⑯ｂ原子炉格納容器内の酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過していない場合

格納容器への窒素供給で酸素濃度上昇抑制が出来ない場合，運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示 可 搬 型 窒 素 供 給 装 置 2 台
値が4.0vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。また，災害対策本部長代理 （400Nm３／h）での窒素注入をは，重大事故等対応要員に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給を指示し，重大事 実施することにより，酸素濃度故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，可搬型窒素供給装 上昇を抑制することが可能な置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給を開始する。なお，原子炉格納容器 ため，必要な手順を整備してい内の酸素濃度指示値の傾向に応じて，以下の操作を実施する。
ⅰ) 原子炉格納容器内の酸素濃度上昇傾向の場合
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給開始を指示し，重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給を開始する。その後，運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が465kPa[gage]（1.5Pd）に到達したことを発電長に報告する。また，重大事故等対応要員は，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を全閉とし，原子炉格納容器への窒素供給を停止する。
ⅱ) 原子炉格納容器内の酸素濃度上昇傾向でない場合
運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が465kPa[gage]（1.5Pd）に到達したことを発電長に報告する。また，重大事故等対応要員は，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を全閉とし，原子炉格納容器への窒素供給を停止する。
⑰発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度の確認を指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示
値が格納容器ベント判断基準である4.3vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。
⑲発電長は，運転員等にサプレッション・プール水温度の確認を指示する。

19る。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑳ａサプレッション・プール水温度指示値が100℃未満の場合
発電長は災害対策本部長代理に，原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給を依頼す

備考
東二は，可搬型窒素供給装置 1
台（200Nm３／h）による原子炉る。なお，原子炉格納容器への窒素供給停止前に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ 格納容器への窒素供給で酸素側）への窒素供給を実施していた場合は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）へ 濃度上昇抑制が出来ない場合，の窒素供給を依頼する。
⑳ｂサプレッション・プール水温度指示値が100℃以上の場合

可搬型窒素供給装置 2 台（400Nm３／h）での窒素注入を発電長は，運転員等に外部水源である代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の起動及び 実施することにより，酸素濃度
内部水源である残留熱除去系又は代替循環冷却系の停止を指示し，災害対策本部長代理 上昇を抑制することが可能なに原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給を依頼する。なお，原子炉格納容器への窒 ため，必要な手順を整備してい素供給停止前に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給を実施していた る。
場合は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給開始を指示する。
ａ

原子炉格納容器への窒素供給停止前の操作が⑪ａ又は⑯ｂⅰ)により可搬型窒素供給装

置2台で実施した場合
重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を全開とし，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）
への窒素供給を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
ｂ

原子炉格納容器への窒素供給停止前の操作が⑪ｂ又は⑯ｂⅱ)により可搬型窒素供給装

置1台で実施した場合
重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｄ／Ｗ側）を全開とし，原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器へ窒素供給を開始したことを報告する。
発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を指示する。

20

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2名及び緊急時対策要員 16 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型格納容器

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
上記の操作において，作業開始を判断してから原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給 相違理由⑬
開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給開始まで約 480 分で可能である。
なお，本操作は，格納容器ベント後に時間が経過した後の操作であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているため，作業可能である。
【格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給 東二は使用する格納容器窒素の場合】供給ライン接続口に対しての・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，135 分以内で可能である。

所要時間を示している。

【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，115 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整 相違理由①⑬
備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給 東二は屋外にてホース等の接装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドラ 続があるため現場の作業性に
イト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

21

ついて記載している。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止

東海第二

備考

(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ａ．可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化

相違理由③

格納容器圧力逃がし装置は，可搬型窒素供給装置から供給する不活性ガス（窒素）にて，原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内を不活性化した状態としておくことで，格納容器ベン
ト実施時における系統内での水素爆発を防止する。この操作は，重大事故等時に対応するもの
ではなく通常の運転操作により対応する。
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出

ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニ

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニ

ウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が

ウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベント操作により原子炉格納容確認された場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベント操作により原子炉格納容

器内の水素ガス及び酸素ガスを排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防止す

器内の水素及び酸素を排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防止する。

相違理由②

相違理由②

る。
なお，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減させるため，運転員は待避室へ待避しプラントパラメータを継続して監視する。

なお，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減させるため，運転員等は中央制御室待避室へ待避し中央制御室待避室内のデータ表示装置（待避相違理由⑪⑬室）によりプラントパラメータを継続して監視する。

東二は設備名を記載

なお，中央制御室から格納容器圧力逃がし装置の遠隔操作ができない場合は，遠隔人力操作 格納容器圧力逃がし装置の遠機構を使用した現場（二次格納施設外）での操作を実施する。格納容器圧力逃がし装置の遠隔 隔人力操作機構を使用した現
人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント手順については，「1.7 原子炉格納場操作による格納容器ベント

容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。

手順については，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。

格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内

格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内 相違理由⑬の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつの除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度

可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する

制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能と判断しことを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次た場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温隔離弁については，一次隔離弁を全閉後，原子格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，

度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合は，より安定的な状態になった場合に全閉する。

第一弁を全閉とし，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 手順着手の判断基準

東海第二

備考

(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，炉心の著しい損傷の緩和及び原子炉格納容器の破損防※2止のために必要な操作が完了した場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度及び酸素濃※２度の制御ができず，原子炉格納容器内の酸素濃度が4.3vol％に到達した場合

で，原子炉水素燃焼を防止するために設定した格納容器ベント判断基

格納容器内へ不活性ガス（窒素）を注入している場合。

準※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑫

事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場合，※2：炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場

又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施する必要

合，又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施がある場合は，これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし，発する必要がある場合は，これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始す

電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，速やる。ただし，発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却がでかに格納容器ベントの準備を開始する。

きない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出手順の概要

東海第二(b) 操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出手順の概要は以下のとおり。 相違理由②は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.9.1 図に，概要図を第 1.9.4 図に，タイムチャート

手順の対応フローを第1.9−1図に，概要図を第1.9−6図に，タイムチャートを第1.9−7図にを第 1.9.5 図に示す。

示す

なお，格納容器圧力逃がし装置補機類の操作手順は「1.7.2.1（1）a.格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて整備する。また，原子炉格納容器ベント弁駆動源

備考

相違理由⑦

なお，格納容器圧力逃がし装置補機類の操作手順は「1.7.2.1（1）ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて整備する。

東二のベント弁は電動駆動の確保（予備ボンベ）の操作手順は「1.5.2.1（1）a.(b)原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予ため操作用ボンベ使用による備ボンベ）」にて整備する。

空気駆動弁操作なし。柏崎は隔離弁に空気駆動弁を使用しており，制御電源や操作ボンベが必要。

ウェットウェルベント（以下「W/W ベント」という。）の場合(ドライウェルベント（以下「D/W【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑦以外は同様）】

相違理由①

ベント」という。）の場合，手順⑫以外は同様)①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェ

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側から 相違理由①⑬

ンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，格納容器の格納容器ベントの準備を開始するよう運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納容器 相違理由①⑬

圧力逃がし装置によるウェットウェル（以下「W/W」という。）側からの格納容器ベントの準ベントができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示す 相違理由①⑬

備を開始するよう運転員に指示する(原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・る）。

プール水位外部水源注水制限を越えている場合はドライウェル（以下「D/W」という。）側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する)。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備開始を報告する。
③現場運転員 C 及び D は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動②発電長は，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備 相違理由⑬
開始を報告する。
③運転員等は，中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な 相違理由⑪⑬⑭
電動弁の電源切替え操作を実施する。

相違理由⑬④運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電 相違理由⑪⑬⑭

弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認

動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等 監視計器に電源確保の状態表する。

にて確認する。

示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

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東海第二

備考

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内で東二の移送ポンプは満水保管あること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認する。

としているため，水張手順は整備しない。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系（以下「AC 系」という。）隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，AC 系隔離信号の除外操作⑤運転員等は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系の隔離信号が発生している 相違理由①⑪⑬⑭
場合は，中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。

相違理由①⑬⑭を実施する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系が運⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント系一 相違理由⑪⑬⑭

転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，耐圧強化ベント 相違理由①

常用ガス処理系出口 U シール隔離弁の全閉操作，並びに耐圧強化ベント弁，非常用ガス処理

系二次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁及び換気空調系二次隔離弁の全閉を確 柏崎は，格納容器ベント時に系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔認する。

影響がある非常用ガス処理系

離弁の全閉，及びフィルタ装置入口弁の全開確認後，二次隔離弁を調整開（流路面積約 50%開）ａの弁を閉とするため，非常用とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。二次

運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）の全開操作を実施する。

ガス処理系を停止するものと隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を調整開（流路面積約 50%開）とし，ｂ

推測されるが，東二は格納容

第一弁（Ｓ／Ｃ側）の開操作ができない場合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁器ベント時に原子炉建屋ガス（Ｄ／Ｗ側）の全開操作を実施する。

処理系と接続している系統の格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。

⑦ Ｓ／Ｃ側ベントの場合⑦ Ｄ／Ｗ側ベントの場合

隔離弁のみを閉とするため，運転中であっても影響はな
い。
柏崎は，格納容器圧力逃がし装置の二次隔離弁を調整開運用とする。
東二の第一弁は全開運用としている。
⑧現場運転員 C 及び D は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタベント大気放出ライ
ンドレン弁を全閉，水素バイパスライン止め弁を全開とし，格納容器圧力逃がし装置による⑧運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告す 相違理由⑪⑬
る。

格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部に報告する。

⑨発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を災害対策本部長代理に報告する。

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相違理由⑪⑬

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東海第二

備考

⑩当直副長は，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を適宜確認し，当直長に報告する。ま東二は，代替循環冷却系を起動た，当直長は原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度に関する情報を，緊急時対策本部にすることにより D/W と S/C 間

報告する。なお，ドライ条件の酸素濃度が 4.0vol%以上の場合は，代替格納容器スプレイを実の酸素濃度が均一化されるた施することで，ドライウェル側とサプレッション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

め，格納容器スプレイは不要である。

⑪当直副長は，原子炉格納容器内のウェット条件の酸素濃度が 4.0vol%に到達したこと，及びド⑩発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント開始を指示する。

相違理由⑬

ライ条件の酸素濃度が 5.0vol%以下であることを確認し，運転員に格納容器圧力逃がし装置に

東二はベント開始の判断基準

よる格納容器ベント開始を指示する。

が手順着手の判断基準と同様の為，記載不要。
東二はドライ条件の酸素濃度を計測している。

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東海第二⑫ａ W/W ベントの場合

備考
柏崎は，格納容器圧力逃がし

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給

装置の二次隔離弁を調整開す

弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全開ることでベント準備完了と操作により，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。また，中央制御室かし，一次隔離弁を全開操作にらの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて一次隔離弁（サプレッショて格納容器ベントを実施す

ン・チェンバ側）を全開する手段がある。更に一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）逆る。

操作用空気排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給

東二は第一弁を全開操作する

弁及び一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気排気側止め弁を全開することでことでベント準備完了とし，第電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を全開す

二弁の全開操作により格納容る手段がある。

器ベント実施となる。

⑫

ｂ

D/W ベントの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（ドライウェル側）の全開操作により，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。また，中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて一次隔離弁（ドライウェル側）を全開する手段がある。更に一次隔離弁（ドライウェル側）逆操作用空気排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（ドライウェル側）を全開する手段がある。
⑬中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始された⑪運転員等は中央制御室にて，第二弁（優先）を全開とするが，第二弁が全開できない場 相違理由⑪⑬⑭

ことを，格納容器内水素濃度指示値及び格納容器内酸素濃度指示値の低下，フィルタ装置出

合は，第二弁バイパス弁を全開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが口放射線モニタ指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器開始されたことを格納容器内水素濃度（ＳＡ），格納容器内酸素濃度（ＳＡ），格納容 相違理由⑥

圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度指示値の低下，並びにフィルタ装置入口水素濃度 相違理由⑬
及びフィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）指示値の上昇により確認

相違理由①⑬

し，発電長に報告する。また，発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン 相違理由⑬
トが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑭中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，フィルタ装置水素濃度による水素濃

東海第二

備考

⑫運転員等は，格納容器ベント開始後，フィルタ装置水素濃度による水素濃度の監視及び 相違理由⑪⑭

度の監視及びフィルタ装置出口放射線モニタによる放射線量率の監視を行う。また，緊急時

フィルタ装置出口放射線モニタによる放射線量率の監視を行う。また，緊急時対策要員

対策要員は，フィルタ装置出口放射線モニタから得た放射線量率及び事前にフィルタ装置出

は，フィルタ装置出口放射線モニタから得た放射線量率及び事前にフィルタ装置出口配口配管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質濃度から算出した換算係数を用いて放射性

管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質濃度から算出した換算係数を用いて放射性物質濃度を推定する。

物質濃度を推定する。

⑮中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値を確認し，水位調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実施するよう緊急時対策本部に依頼する。
⑯中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系に⑬運転員等は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格 相違理由⑪⑬⑭

よる原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッシ

水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機 違ョン・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による能が使用可能な場合，並びに運転員等に原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］

格納容器ベントを停止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度が171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の可燃限界未満であることを確認することにより，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全全閉操作を実施する。

閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。

(c) 操作の成立性

格納容器ベント停止判断の相(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，格納容相違理由⑪⑬

2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置による原子炉格器ベント準備については，作業開始を判断してから格納容器ベント準備完了までは5分以内

相違理由⑬

納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出開始まで約 45 分で可能である。

で可能である。
格納容器ベント開始については，格納容器ベント判断基準到達から格納容器ベント開始ま 相違理由⑪⑬
で2分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室

東二では現場操作を行わない

温は通常運転時と同程度である。一次隔離弁の操作場所は原子炉建屋内の原子炉区域外に設置ため記載無しすることに加え，あらかじめ遮蔽材を設置することで作業時の被ばくによる影響を低減している。また，操作前にモニタリングを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着して
操作する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑤

b. 耐圧強化ベント系（W/W）による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出
炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニ
ウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認され，格納容器圧力逃がし装置の機能が喪失した場合に，耐圧強化ベント系を使用した格納容器ベント操作により原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスを排出することで原子炉格
納容器の水素爆発による破損を防止する。
なお，耐圧強化ベント系を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減させるため，運転員は待避室へ待避しプラントパラメータを継続して監視する。
格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する
ことを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する
等，より安定的な状態になった場合に全閉する。
(a) 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，炉心の著しい損傷の緩和及び原子炉格納容器の破損防止のために必要な操作が完了した場合※2 で格納容器圧力逃がし装置が使用できず※3，耐圧強化
ベント系が使用可能な場合。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準
事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場合，又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施する必要がある場合は，これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし，発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
※3:「格納容器圧力逃がし装置が使用できない」とは，設備に故障が発生した場合。

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東海第二ⅱ. 操作手順

備考
相違理由⑤

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.9.1 図に，概要図を第 1.9.6 図に，タイムチャートを第1.9.7 図に示す。
なお，原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の操作手順は「1.5.2.1（1）b.(b)原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）」にて整備する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チ
ェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，耐圧強化ベント系による W/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう運転員に指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備開
始を緊急時対策本部に報告するとともに，緊急時対策要員による耐圧強化ラインの窒素ガス
パージ中であることの確認を行う。
③現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理系出口 U シール隔離弁の全閉操作，並びに非常用ガ
ス処理系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系
第二隔離弁の全閉確認を実施する。
⑥現場運転員 C 及び D は，フィルタ装置入口弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすることで，フィルタ装置入口弁の駆動源を確保し，当直副長に報告する。
⑦現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすることで，耐圧強化ベント弁の駆動源を確保し，当直副長に報告する。
⑧中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント前の系統構成として，フィルタ装置入口弁の全閉操作を実施する。現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設
備によりフィルタ装置入口弁の全閉操作を実施する。また，中央制御室及び遠隔手動弁操作
設備からの操作以外の手段として，フィルタ装置入口弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，フィルタ装置入口弁操作用空気ボンベ出口弁及びフィルタ装置入口弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，フィルタ装置入口弁を全閉する手段がある。

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東海第二⑨中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント前の系統構成とし

備考
相違理由⑤

て，耐圧強化ベント弁を全開とする。また，中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて耐圧強化ベント弁を全開する手段がある。更に耐圧強化ベン
ト弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁及び耐圧強化ベント弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，耐圧強化ベント弁を全開する手段がある。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，二次隔離弁を調整開（弁開度約 20％開）とする。開度指示は現場運転員 C 及び D にて確認する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイ
パス弁を調整開（弁開度約 20％開）とする。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑫現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁を全開とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了
を緊急時対策本部に報告する。
⑭当直副長は，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を適宜確認し，当直長に報告する。
また，当直長は原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。なお，ドライ条件の酸素濃度が 4.0vol%以上の場合は，代替格納容器スプレイを実施することで，ドライウェル側とサプレッション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。
⑮当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの開始を
緊急時対策本部に報告する。
⑱中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを，格納容器内水素濃度指示値及び格納容器内酸素濃度指示値の低下，耐圧強化ベント系放射線モニタ指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

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東海第二⑲中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，フィルタ装置水素濃度による水素濃

備考
相違理由⑤

度の監視及び耐圧強化ベント系放射線モニタによる放射線量率の監視を行う。また，緊急時対策要員は，耐圧強化ベント系放射線モニタから得た放射線量率及び事前に耐圧強化ベント
系配管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質濃度から算出した換算係数を用いて放射性物質濃度を推定する。
⑳中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全閉操作を実施し，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを停止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ベント系による水素ガス及び酸素ガス排出開始まで約 60 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。一次隔離弁の操作場所は原子炉建屋内の原子炉区域外に設置することに加え，あらかじめ遮蔽材を設置することで作業時の被ばくによる影響を低減している。また，操作前にモニタリングを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着して操作する。

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東海第二

備考
相違理由⑤

(b) 耐圧強化ラインの窒素ガスパージ
炉心の著しい損傷が発生し，耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出を実施する際，耐圧強化ベントライン主排気筒側の大気開放されたラインに対してあらかじめ窒素ガスパージを実施することにより，系統内の酸素濃度を可燃限界未満に保ち，水素爆発を防止する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷後，代替循環冷却系を長期使用し原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇を確認した場合。
ⅱ. 操作手順
耐圧強化ラインの窒素ガスパージ手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.9.8 図に，タイ
ムチャートを第 1.9.9 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に耐圧強化ベント系の窒素ガスパージを指示する。
②緊急時対策要員は，荒浜側高台保管場所にて，可搬型窒素供給装置の健全性を確認するとともに，タービン建屋西側大物搬入口前(屋外)に可搬型窒素供給装置を配備する。
③緊急時対策要員は，タービン建屋−原子炉建屋連絡通路南西側(タービン建屋)にて，可搬型
窒素供給装置から接続口への送気ホース取付け操作を実施する。また，耐圧強化ベント系 N
パージ用元弁（二次格納施設側）及び耐圧強化ベント系 N パージ用元弁（タービン建屋側）の全開操作を実施した後，窒素ガス供給の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
④緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給開始を指示する。
⑤緊急時対策要員は，可搬型窒素供給装置より窒素ガスの供給を開始し，耐圧強化ベント系への窒素ガスパージの開始を緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ラインの窒素ガスパージ完了まで約 360 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

33

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

東海第二ｃ．可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，原子炉

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，原子炉格

格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，可燃性ガス濃度制御系により納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，可燃性ガス濃度制御系により原子原子炉格納容器内の水素濃度の抑制を行う。

炉格納容器内の水素濃度の抑制を行う。

なお，可燃性ガス濃度制御系の運転に際しては，原子炉格納容器内の圧力を可燃性ガス濃なお，可燃性ガス濃度制御系の運転に際しては，原子炉格納容器内の圧力を可燃性ガス濃度度制御系運転時の制限圧力(105kPa[gage])以下に維持する。

制御系運転時の制限圧力（147kPa［gage］）未満に維持する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉格納容器内の水素濃度が 5vol%以下で，可燃性※2

備考

炉心損傷を判断した場合※１において，原子炉格納容器内の水素濃度が4vol%以下で，可燃

相違理由⑬
相違理由⑬

※２

ガス濃度制御系が使用可能な場合 。

性ガス濃度制御系が使用可能な場合。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:原子炉格納容器内の圧力が 105kPa[gage](可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力)以下で※2：原子炉格納容器内の圧力が147kPa［gage］（可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧あり，設備に異常がなく，電源，残留熱除去系から供給される冷却水（サプレッション・チ力）未満であり，設備に異常がなく，電源及び残留熱除去系から供給される冷却水ェンバ・プール水）が確保されている場合。

（サプレッション・プール水）が確保されている場合。

34

相違理由①
相違理由①⑫

相違理由⑬
相違理由①⑬

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
可燃性ガス濃度制御系(A)による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順の概要は以下のとおり。(可燃性ガス濃度制御系(B)による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順も同様)
手順の対応フローを第 1.9.1 図に，概要図を第 1.9.10 図に，タイムチャートを第 1.9.11 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可燃性ガス濃度制御系(A)による原子炉
格納容器内の水素濃度制御の準備開始を指示する。

東海第二

備考

(b) 操作手順
可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順の概要は以下のと 相違理由①
おり（可燃性ガス濃度制御系Ｂ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順も同様。）。

相違理由①

手順の対応フローを第1.9−1図及び第1.9−2図に，概要図を第1.9−8図に，タイムチャー

相違理由⑦

トを第1.9−9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可燃性ガス濃度制御系Ａ系による 相違理由①⑪⑬
原子炉格納容器内の水素濃度制御の準備開始を指示する。

②現場運転員 C 及び D は，可燃性ガス濃度制御系(A)による原子炉格納容器内の水素濃度制御に

柏崎は受電操作を実施

必要なブロワ，ヒータ及び電動弁の電源の受電操作を実施する。

東二は電源が確保されていることを記載③中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系(A)による原子炉格納容器内の水素濃度②運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素相違理由①⑪⑬⑭

制御に必要なブロワ，ヒータ，電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保さ濃度制御に必要なブロワ，加熱器，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを 相違理由①

れていることを状態表示にて確認する。

状態表示等にて確認する。

相違理由⑮④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ第一ガスタービン発電機，第二ガ

東二の常設代替交流電源設備

スタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，可燃性ガス濃度制御系が使用可能かは容量を設計で担保している確認する。

ため，負荷容量確認は不要。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(A)(サプレッション・チェンバ・プール水冷却③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系が運 相違理由①⑪⑬⑭

モード)が運転中であり，可燃性ガス濃度制御系(A)冷却器への冷却水供給が可能であること

転中であり，可燃性ガス濃度制御系Ａ系冷却器への冷却水供給が可能であることを確認 相違理由①を確認する。

し，発電長に可燃性ガス濃度制御系Ａ系の起動準備完了を報告する。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系(A)起動準備として，可燃性ガス濃度制

柏崎は可燃性ガス濃度制御系

御系(A)隔離信号の除外操作を実施する。

起動準備に隔離信号の除外及⑦中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系室を二次格納施設として負圧管理とすび系統構成を実施し，準備完了

るため，可燃性ガス濃度制御系室連絡弁を「全開」とし,当直副長に可燃性ガス濃度制御系のになる。東二は隔離信号がない

起動準備完了を報告する。

ため記載なし35

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧当直副長は，原子炉格納容器内の圧力が可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力

東海第二

備考

④発電長は，原子炉格納容器内の圧力が可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力（147kPa 相違理由⑬(105kPa[gage])以下であることを確認し，中央制御室運転員に可燃性ガス濃度制御系の起動［gage］）未満であることを確認し，運転員等に可燃性ガス濃度制御系Ａ系の起動操作 相違理由①⑪⑬

操作を指示する。

を指示する。

⑨中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系(A)の起動操作を実施し，可燃性ガス濃⑤運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系の起動操作を実施し，可燃性ガ 相違理由①⑪⑬⑭

度制御系入口ガス流量指示値，ブロワ吸込ガス流量指示値，ブロワ吸込圧力指示値の上昇後，ス濃度制御系再循環ガス流量指示値，可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量指示値 相違理由⑬

系統が安定に運転していることを確認する。

及び可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス圧力指示値の上昇後，系統が安定に運転して 相違理由⑬
いることを確認する。

⑩中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系ヒータが正常に動作していることを加⑥運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系加熱器が正常に動作していることを 相違理由①⑪⑬⑭

熱管表面温度指示値及び再結合器表面温度指示値の上昇により確認し，予熱運転が開始した

可燃性ガス濃度制御系加熱器入口温度指示値，可燃性ガス濃度制御系加熱器表面温度指ことを確認する。

示値，可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度指示値，可燃性ガス濃度制御系再結合器出口ガス温度指示値及び可燃性ガス濃度制御系再結合器表面温度指示値の上昇により確認し，予熱運転が開始したことを確認する。

⑪中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系起動後 180 分以内に可燃性ガス濃度制⑦運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系起動後，約180分で可燃性ガス

相違理由①⑪⑬⑭

御系の予熱運転が完了することを確認し，その後再結合器内ガス温度指示値が規定値で安定濃度制御系Ａ系の予熱運転が完了することを確認し，その後可燃性ガス濃度制御系再結 相違理由①

し温度制御されることを確認する。

合器内ガス温度指示値が649℃で安定し温度制御されることを確認する。

⑫中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器内水素濃度指示値及び格納容器内酸素濃度指示値から可燃性ガス濃度制御系の吸引流量と再循環流量の調整を実施する。

東二は指示値の明確化⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内水素濃度及び酸素濃度から可燃性ガス濃 相違理由①⑪⑬⑭
度制御系ブロワ吸込ガス流量と可燃性ガス濃度制御系再循環ガス流量の調整を実施す

相違理由⑬

る。
⑬中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御が行われているこ⑨運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系による水素濃度制御が行われて 相違理由①⑪⑬⑭とを格納容器内水素濃度指示値及び格納容器内酸素濃度指示値が低下することにより確認いることを原子炉格納容器内水素濃度及び酸素濃度が低下することにより確認し，発電 相違理由①⑬

し，当直副長に報告する。

長に報告する。

36

相違理由⑬

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始判断から可燃性

相違理由⑪

2 名にて作業を実施し，作業開始判断から可燃性ガス濃度制御系起動まで約 30 分で可能である。

ガス濃度制御系起動まで8分以内で可能である。また，可燃性ガス濃度制御系起動後，再結

相違理由⑬

また，可燃性ガス濃度制御系起動後，再結合運転開始までの予熱時間は約 180 分で可能である。

合運転開始までの予熱時間は約180分で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室

東二では現場操作を行わない

温は通常運転時と同程度である。
(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
a. 格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視ため記載無し(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水 相違理由⑥⑬
素濃度及び酸素濃度監視

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等
で原子炉格納容器内に発生する水素ガスの濃度を格納容器内水素濃度(SA)により監視する。

相違理由⑥⑬

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等で原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素の濃度を格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器 相違理由②⑥⑬
内酸素濃度（ＳＡ）により監視する。

なお，格納容器内水素濃度(SA)は，通常時から常時監視が可能である。

なお，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）を優先して使用する。

東二はサンプリング装置により水素及び酸素濃度を測定する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯を示す。
サンプリング装置は 2 系統有しており使用する優先を記載
している。

(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

37

相違理由①
相違理由①⑫

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視手順の概要は以下のとお
り。

東海第二

備考

(b) 操作手順
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ） 相違理由⑥⑬⑯
による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視手順の概要は以下のとおり（格納容器 相違理由⑥⑬
内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ｂ）による原子 相違理由⑪⑯
炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視手順も同様。）。
手順の対応フローを第1.9−1図に，概要図を第1.9−10図に，タイムチャートを第1.9−11 東二は格納容器内水素濃度（Ｓ
図に示す。

Ａ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の起動操作があるため，概要図及びタイムチャートを記載①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器内水素濃度(SA)による原子炉
格納容器内の水素濃度の監視を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び 相違理由⑥⑪⑬
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度計測準備 相違理由⑥⑬⑯
開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（Ｓ 相違理由⑯Ａ）のサンプリング装置（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度計測に必要な圧縮機，電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに格納容器内水
素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）の暖気が開始※２又は完了していることを状態表示等にて確認する。

②中央制御室運転員 A 又は B は，格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度③運転員等は中央制御室にて，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（Ｓ 相違理由⑥⑪⑬⑯の監視を強化する。また，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備からＡ）のサンプリング装置（Ａ）の暖気完了を確認した後，格納容器内水素濃度（ＳＡ）

給電されていることを確認後，格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）の起動操作を行い，格納容の監視を強化する。

器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の測定※３が開始されたことを確認し，発電長に報告する。
※2：通常時から緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン

東二の機器仕様を記載

タ」を「ＭＣＣ」という。）は外部電源系にて受電され暖気しており，全交流動
力電源の喪失時は常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により緊急用Ｍ
ＣＣを受電した後，暖気が自動的に開始される。
※3：格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）によるＤ／Ｗ側，Ｓ／Ｃ側の雰囲気ガスのサンプリングは自動で切り替
わる。

38

相違理由⑯

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性
上記の中央制御室対応は運転員 1 名により確認を実施する。運転員による準備や起動操作はない。

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断した後，相違理由⑥⑪⑬⑯

交流電源を確保してから格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）による計測開始まで38分以内で可能である。なお，全交流動力電源の 東二の機器仕様を記載
喪失時には常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流
電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により緊急用ＭＣＣを受電した後，暖気が自動的に開始され，最長38分で計測が可能である。
ｂ．格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

b. 格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等相違理由①

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等でで原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを格納容器内水素濃度及び格納容器内

原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素を格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度によ 相違理由②酸素濃度により監視する。

り監視する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準※1

炉心損傷を判断した場合※１において，格納容器雰囲気モニタが使用可能な場合※２。

相違理由①※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由①

事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

炉心損傷を判断した場合※2において，格納容器内雰囲気計装が使用可能な場合 。

※2:設備に異常がなく，電源及び補機冷却水が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び冷却水が確保されている場合。

39

相違理由①⑫
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二備考(b) 操作手順

格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視手順の概要は格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視手順 相違理由①

以下のとおり。手順の対応フローを第 1.9.1 図に，概要図を第 1.9.12 図に，タイムチャートをの概要は以下のとおり（格納容器雰囲気モニタ（Ｂ）による原子炉格納容器内の水素濃度及 相違理由⑬

第 1.9.13 図に示す。

び酸素濃度の監視手順も同様。）。概要図を第1.9−12図に，タイムチャートを第1.9−13図

相違理由⑦

に示す。

相違理由⑦

なお，格納容器内雰囲気計装は，重大事故等時には代替交流電源設備からの給電により電源

柏崎は格納容器内雰囲気計装を確保し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保した後，計測を開が重大事故等対処設備として始する。

位置づけているため，電源及代替交流電源設備からの電源供給手順については，「1.14.2.1(1)a.第一ガスタービン発電機,

び冷却水確保の手順を記載し第二ガスタービン発電機又は電源車による M/CC 系及び M/CD 系受電」手順にて対応する。

ている。

代替原子炉補機冷却系による冷却水確保手順については，「1.5.2.2(1)a.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保」手順にて対応する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器内雰囲気計装による原子炉格
納容器内の水素濃度及び酸素濃度計測準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器雰囲気モニタ（Ａ）によ 相違理由①⑬
る原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度計測準備開始を指示する。

②現場運転員 C 及び D は，格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素柏崎は必要な電源の受電操作

濃度計測に必要なサンプリングポンプ，電動弁の電源の受電操作を実施する。

を記載（現場にて実施）③中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及②運転員等は中央制御室にて，格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水

び酸素濃度計測に必要なサンプリングポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されている

素濃度及び酸素濃度計測に必要なサンプリングポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確こと，並びに冷却水が確保されていることを状態表示にて確認する。

保されていること，並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の測定が開始されたことを確認し，当直副長に報告する。

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員
2 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから格納容器内雰囲気計装の計測開始まで約 25 分

相違理由⑮

③運転員等は中央制御室にて，格納容器雰囲気モニタ（Ａ）の起動操作を実施後，格納容 相違理由①⑬⑭
器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の測定が開始さ 相違理由①
れたことを確認し，発電長に報告する。

(c) 操作の成立性

相違理由①⑬⑭

相違理由⑬(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから格納容器雰囲気モニタの計測開始まで5分以内で可能である。

相違理由⑬
相違理由①⑬で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室

東二では現場操作を行わない

温は通常運転時と同程度である。

ため記載無し40

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.9.2.2 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備の電源を代替電源設備から給1.9.2.2 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備の電源を代替電源設備から給

電する手順

電する手順

炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による原原子炉格納容器破損を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備す

子炉格納容器破損を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備する。

る。
代替電源設備により給電する手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備す

備考

代替電源設備により給電する手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

る。
1.9.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.9.2.3 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順について 東二は格納容器雰囲気モニタ
は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

の冷却水確保手順を「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送する手順等」に整備する。
格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント手順につ 東二は格納容器圧力逃がし装
いては，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。

置による原子炉格納容器内の水素排出の格納容器ベント操
作で使用する遠隔人力操作機
構手順を「1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」に整備する。
中央制御室監視計器類への電源供給手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替 東二は詳細な電源を明確にし交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊急用 ている。
125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器
による可燃性ガス濃度制御系ブロワ，可燃性ガス濃度制御系加熱器，電動弁及び監視計器への電源 東二は手段に対する設備への供給手順並びに可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車，常設代替交流電源設備 電源供給及び燃料給油を記載として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備とし している。
て使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順 東二は操作の判断，確認に係る等」にて整備する。

計装設備に関する手順を「1.15
事故時の計装に関する手順等」に整備する。

41

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.9.2.4 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第 1.9.14
図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合は，格納容器内雰囲気計装により原子炉格納容器内の水素濃度
及び酸素濃度を，格納容器内水素濃度(SA)により原子炉格納容器内の水素濃度を監視する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合において，原子炉格納容器

東海第二

備考

1.9.2.4 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.9−

相違理由⑦

14図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合は，格納容器雰囲気モニタ又は格納容器内水素濃度（ＳＡ）及 相違理由①⑥⑬
び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を監視する。

相違理由⑥

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合において，原子炉格納容器内

内の圧力を可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力以下に維持可能で，原子炉格納容器内の水素濃の圧力を可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力未満に維持可能で，可燃性ガス濃度制御系を起動 相違理由⑬

度が規定値以下の場合は，可燃性ガス濃度制御系を起動し，原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素

し，原子炉格納容器内の水素及び酸素を再結合させることで，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度 相違理由②

ガスを再結合させることで，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度が可燃限界へ到達することを防止

が可燃限界へ到達することを防止する。

相違理由②

する。
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度の抑制ができず，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度の抑制ができず，原子炉格納容器内の酸素濃度が規定値に到達した場合は，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内に滞留して酸素濃度が3.5vol%に到達した場合は，原子炉格納容器内で発生する水素及び酸素の反応による水いる水素ガス及び酸素ガスを排出することで，水素爆発の発生を防止する。格納容器圧力逃がし装素爆発を防止するため，可搬型窒素供給装置により不活性ガス（窒素）を原子炉格納容器内へ注入 が使用できない場合，可搬型窒

置が機能喪失した場合は耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸する準備を行う。原子炉格納容器内の酸素濃度が4.0vol％に到達した場合は，可搬型窒素供給装置

素供給装置による窒素注入に素ガスを排出することで，水素爆発の発生を防止する。

により不活性ガス（窒素）を原子炉格納容器内へ注入する。原子炉格納容器内の酸素濃度がより酸素濃度の上昇を抑制さ

東二は可燃性ガス濃度制御系

4.3vol％に到達した場合は，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内に滞留している水素 せ酸素濃度 4.3vol％到達で格及び酸素を排出することで，水素爆発の発生を防止する。

納容器ベントに移行する。

なお，格納容器圧力逃がし装置を用いて，原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素ガ

なお，格納容器圧力逃がし装置を用いて，原子炉格納容器内に滞留している水素及び酸素を排出 相違理由②

スを排出する際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できる W/W を経由する経路

する際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃ側を経由する経路を第 相違理由①

を第一優先とする。W/W ベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，D/W を経由してフィル一優先とする。Ｓ／Ｃ側ベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，Ｄ／Ｗ側を経由して 相違理由①

タ装置を通る経路を第二優先とする。

フィルタ装置を通る経路を第二優先とする。

発電用原子炉起動時には，原子炉格納容器内の空気を窒素ガスにより置換し，発電用原子炉運転

発電用原子炉起動時には，原子炉格納容器内の空気を窒素により置換し，発電用原子炉運転中の 相違理由②中の原子炉格納容器内雰囲気を不活性化した状態を維持することで，原子炉格納容器内の気体の組

原子炉格納容器内雰囲気を不活性化した状態を維持することで，原子炉格納容器内の気体の組成が成が可燃限界に至ることを防ぎ，原子炉格納容器内における水素爆発の発生を防止している。

可燃限界に至ることを防ぎ，原子炉格納容器内における水素爆発の発生を防止している。

42

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.9.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

第1.9−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

全体を通して共通の相違理由

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／4）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1/2）

分類
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

− ※1

不活性ガス系 ※1−※5

可搬型格納容器窒素供給設備

多様なハザード対応手順「可搬型格納容器窒素供給設備による PCV 窒素供給」

手順書

る。
それ以外の相違理由については
四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省

不活性ガス系※１
原子炉格納容器

※２

−

※１

−

略する。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。

東二は炉心損傷が発生した場
重大事故等対処設備

可搬型窒素供給装置
不活性ガス系配管・弁
原子炉格納容器

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」

合に原子炉格納容器内の酸素濃度上昇を抑制するために窒素を供給し，格納容器ベント遅ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領延を図る。柏崎は原子炉格納容器の負圧破損防止及び可燃性ガス濃度を低減させるために窒素を供給する手段を記載。

可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化

AM 設備別操作手順書「PCV 水素・酸素ガス放出（フィルタベント使用（S/C））
」「PCV 水素・酸素ガス放出（フィルタベント使用（D/W））
」「PCV 水素・酸素ガス放出（耐圧強化ライン使用（S/C））
」「PCV 水素・酸素ガス放出（耐圧強化ライン使用（D/W））
」−

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器水素爆発防止

事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「PCV 制御」①⑥については記載を省略す
対処設備（以下，第 1.9−1 表は同様。）
水素爆発による原子炉格納容器の破損防止

重大事故等
対処設備

サプレッション・チェンバ
耐圧強化ベント系（W/W） ※3
可搬型窒素供給装置
ホース・接続口
耐圧強化ベント系放射線モニタ
フィルタ装置水素濃度

重大事故等
対処設備

格納容器圧力逃がし装置等による原子 炉格 納容 器内の 水 素ガス及 び酸 素ガスの 排 出

格納容器圧力逃がし装置 ※2，※3
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置水素濃度

自主対策設備原子炉格納容器水素爆発防止

水素爆発による原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器内不活性化による

−

対応
手段

不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

多様なハザード対応手順「耐圧強化ベント系 N パージ」

※1:発電用原子炉運転中は原子炉格納容器内を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2:格納容器圧力逃がし装置補機類の手順は「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※3:原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5:不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

相違理由③

可搬型窒素供給装置※３
格納容器圧力逃がし装置
燃料給油設備※７−※４−※３※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※3：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※4：可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置及び燃料給油設備は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※5：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※7：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

43

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

分類

対処設備

自主対策
設備

※1:発電用原子炉運転中は原子炉格納容器内を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2:格納容器圧力逃がし装置補機類の手順は「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※3:原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5:不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

手順書

格納容器圧力逃がし装置※６フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
フィルタ装置入口水素濃度
常設代替交流電源設備※７
可搬型代替交流電源設備※７
常設代替直流電源設備※７
可搬型代替直流電源設備※７
燃料給油設備※７

遠隔人力操作機構※６

可燃性ガス濃度制御系ブロワ
可燃性ガス濃度制御系加熱器
可燃性ガス濃度制御系再結合器
可燃性ガス濃度制御系冷却器
可燃性ガス濃度制御系配管・弁残留熱除去系
非常用交流電源設備※７
常設代替交流電源設備※７
燃料給油設備※７の水素及び酸素の排出」に係る非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」

記載は，比較表ページ 43 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

相違理由⑩
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ水素濃度制御」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※3：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※4：可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置及び燃料給油設備は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※5：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※7：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

44

柏崎の「格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器内

自主対策設備

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

− ※4

対処設備

重大事故等対処設備

AM 設備別操作手順書「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」−

遠隔人力操作機構による現場操作

事故時運転操作手順書(シビアアク
シデント)「PCV 制御」

水素爆発による原子炉格納容器の破損防止

重大事故等
対処設備

第二代替交流電源設備 ※4

重大事故等対処設備

代替電源による

必要な設備への給電

常設代替交流電源設備 ※4
可搬型代替交流電源設備 ※4
常設代替直流電源設備 ※4
可搬型直流電源設備 ※4
代替所内電気設備 ※4

AM 設備別操作手順書「FCS(A)による格納容器水素制
御」「FCS(B)による格納容器水素制御」事故時運転操作手順書(シビアアク
シデント)「PCV 制御」

対応
手段

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「PCV 制御」

重大事故等対処設備

水素濃度及び酸素濃度の監視

水素爆発による原子炉格納容器の破損防止−

格納容器内水素濃度
格納容器内酸素濃度

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出

可燃性ガス濃度制御系再結合器ブロワ
可燃性ガス濃度制御系再結合装置
可燃性ガス濃度制御系配管・弁残留熱除去系

格納容器内水素濃度(SA)−

手順書

自主対策設備

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

−

分類

対応
手段

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／4）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2/2）
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

東海第二

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／4）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

ページ 44 に記載。

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
常設代替交流電源設備※７
可搬型代替交流電源設備※７
燃料給油設備※７

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

格納容器内水素濃度
格納容器内酸素濃度
残留熱除去系海水系ポンプ※５
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※５
緊急用海水系ストレーナ
可搬型代替注水大型ポンプ※５ホース
非常用交流電源設備※７
常設代替交流電源設備※７
燃料給油設備※７

自主対策設備

格納容器雰囲気モニタ
による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

東二は格納容器雰囲気モニタ
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ水素濃度制御」
等の冷却水に海水を使用する。
柏崎は補機冷却水を使用する。

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※3：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※4：可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置及び燃料給油設備は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※5：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※7：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

45

柏崎の「水素濃度及び酸素濃度の監視」に係る記載は，比較表

重大事故等対処設備

格納容器内水素濃度︵ＳＡ︶及び格納容器内酸素濃度︵ＳＡ︶による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

水素爆発による原子炉格納容器の破損防止

−

対応
手段

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／4）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

柏崎の「代替電源による必要な設備への給電」に係る記載は比較表ページ 44 に記載。

常設代替交流電源設備※７
可搬型代替交流電源設備※７
燃料給油設備※７

重大事故等対処設備

代替電源による必要な設備への給電

水素爆発による原子炉格納容器の破損防止−

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※3：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※4：可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置及び燃料給油設備は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※5：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※7：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

46

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二第 1.9−2 表

第 1.9.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1)原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止
b.可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給
判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）①⑥については記載を省略す
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）る。
それ以外の相違理由については

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止
ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給

四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力る原子炉格納容器内の水素ガ

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

相違理由⑤

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用）
残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

水源の確保

代替淡水貯槽水位
サプレッション・プール水位
ろ過水貯蔵タンク水位
復水貯蔵タンク水位

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

操作

判断基準

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器温度−―

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2)炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出
b.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出事故時運転操作手順書(シビアアクシデン
ト)「PCV 制御」

全体を通して共通の相違理由

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉圧力容器内の温度判断基準

AM 設備別操作手順書「PCV 水素・酸素ガス放出（フィルタベン
ト使用（S/C））」「PCV 水素・酸素ガス放出（フィルタベン
ト使用（D/W））」「PCV 水素・酸素ガス放出（耐圧強化ライン使用（S/C））」「PCV 水素・酸素ガス放出（耐圧強化ライン
使用（D/W））」

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／5）

監視計器一覧(1/3)

多様なハザード対応手順「可搬型格納容器窒素供給設備によるPCV 窒素供給」

備考

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度
サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置水素濃度
フィルタ装置出口放射線モニタ
耐圧強化ベント系放射線モニタ

柏崎の記載が他ページに示されＡＭ設備別操作手順書

操作

操作

原子炉格納容器内の水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）
「放出」

47

略する。
る場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.9−2 表は同様。）

柏崎の「耐圧強化ベント系によス及び酸素ガスの排出。」

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（2／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）置による原子炉格納容器内の1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）
「放出」

操作

48

水素ガス及び酸素ガスの排出」

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッ
ド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。
） ２Ｃ電圧
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置圧力
フィルタ装置水位
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

ＡＭ設備別操作手順書

柏崎の「格納容器圧力逃がし装に係る監視計器は，比較表ペー
ジ 47 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（3／5）

監視計器一覧(2/3)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)

原子炉格納容器内の水素濃度

AM 設備別操作手順書「FCS(A)による格納容器水素制御」「FCS(B)による格納容器水素制御」

監視パラメータ（計器）1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止ｃ．可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2)炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止c.可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御
事故時運転操作手順書(シビアアクシデン
ト)「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原子炉格納容器内の圧力

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

補機監視機能可燃性ガス濃度制御系(A)(B)入口ガス流量
ブロワ(A)(B)吸込ガス流量
ブロワ(A)(B)吸込圧力
加熱管(A)(B)内ガス温度
加熱管(A)(B)出口ガス温度
加熱管(A)(B)表面温度
再結合器(A)(B)内ガス温度
再結合器(A)(B)表面温度

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ水素濃度制御」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の圧力

原子炉格納容器内の圧力

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量
残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

補機監視機能可燃性ガス濃度制御系再循環ガス流量
可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量
可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス圧力
可燃性ガス濃度制御系加熱器入口温度
可燃性ガス濃度制御系加熱器表面温度
可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度
可燃性ガス濃度制御系再結合器出口ガス温度
可燃性ガス濃度制御系再結合器表面温度

ＡＭ設備別操作手順書

操作

操作

原子炉格納容器内の酸素濃度

判断基準

格納容器内酸素濃度
格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

判断基準

原子炉格納容器内の酸素濃度

原子炉格納容器内の水素濃度49

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（4／5）

監視計器一覧(3/3)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(3)原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
a.格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視
事故時運転操作手順書(シビアアクシデン
ト)「PCV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率

操作

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(SA)電源

AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(SA)

判断基準

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

最終ヒートシンクの確保

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

ＡＭ設備別操作手順書

操作AM 設備別操作手順書「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」

原子炉格納容器内の放射線量率

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(3)原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
b.格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
事故時運転操作手順書(シビアアクシデン
ト)「PCV 制御」

監視パラメータ（計器）1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度
監視

判断基準

判断基準

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書50

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（5／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ｂ．格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

補機監視機能残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ水素濃度制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書

操作51

柏崎の「格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視」に係る監視計器は，比較表ページ 50に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.9.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

第1.9−3表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

柏崎との相違箇所については四

対象条文

【1.9】
水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するため
の手順等

給電元
給電母線

供給対象設備

格納容器圧力逃がし装置

対象条文

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

供給対象設備不活性ガス系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

格納容器圧力逃がし装置 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤

フィルタ装置入口水素濃度

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

格納容器内水素濃度（ＳＡ）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

AM 用 MCC
AM 用直流 125V
不活性ガス系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

MCC C 系
AM 用 MCC
直流 125V B 系
AM 用直流 125V
非常用ガス処理系弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
フィルタ装置水素濃度【1.9】
水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

給電元
給電母線

AM 用直流 125V
フィルタ装置出口放射線モニタ

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

AM 用直流 125V
耐圧強化ベント系放射線モニタ

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

AM 用直流 125V
水素濃度及び酸素濃度監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
AM 用直流 125V

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

52

角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省
略。

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

53

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

54

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は「不燃性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化」の概要図を記載。

55

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

56

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑬

57

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

58

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 58 に記載。

59

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑬

60

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑤

61

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑤

62

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑤

63

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑤

64

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑤

65

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

66

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑬

67

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑥

68

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑥

69

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

70

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑬

71

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は当該手順につながりのある手順との紐付けのため，全体フローチャートを作成。

72

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は当該手順につながりのある手順との紐付けのため，全体フローチャートを作成。

73

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

74

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

東海第二

備考

1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等＜＜ 目 次 ＞
1.10.1 対応手段と設備の選定

1.10.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

目 次 ＞

a. 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備

ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備(a) 水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止(a) 水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止(b) 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制(b) 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制

東二は気体名として「ガス」
は記載しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

(c) 水素ガス排出による原子炉建屋等の損傷防止(c) 水素排出による原子炉建屋等の損傷防止(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. 手順等

ｂ．手順等

1.10.2 重大事故等時の手順

1.10.2 重大事故等時の手順

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制のための対応手順

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順(1) 原子炉ウェル注水(1) 原子炉ウェル注水

a. 格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（淡水/海水）

相違理由①

相違理由①

ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

東二の格納容器頂部注水系はｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）

新設の常設低圧代替注水系ポンプを使用する常設と可搬型
代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプを使用する可搬型による手段を整備する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

b. サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

東二はサプレッションプール
浄化系は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順

東海第二

備考

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出

東二は原子炉建屋原子炉棟内

ａ．交流動力電源が健全である場合の操作手順の水素排出を目的とし，原子ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順

炉建屋ガス処理系を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

(1) 原子炉建屋内の水素濃度監視(2) 原子炉建屋内の水素濃度監視(2) 原子炉建屋トップベント(3) 原子炉建屋外側ブローアウトパネル開放及びブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放による水素排出

東二は柏崎と同等の設備として原子炉建屋外側ブローアウ

ａ．ブローアウトパネル強制開放装置による原子炉建屋外側ブローアウトパネル開放

トパネル及びブローアウトパ

ｂ．ブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放

ネル強制開放装置を設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

1.10.2.3 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備の電源を代替電源設備から給電する手順

1.10.2.3 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備の電源を代替電源設備から給電する手順

1.10.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.10.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択

1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原子炉格納容器から漏えいする気体状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」と

子炉格納容器から漏えいする気体状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」という。)の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当該原子炉建屋等のいう。
）の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示さ損傷を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

れていること。

【解釈】

【解釈】

１ 「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

１「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止するた

ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止するため、水素濃度制御設備又は水素排出設備により、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防め、水素濃度制御設備又は水素排出設備により、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等を整備すること。

止するために必要な手順等を整備すること。

ｂ）水素爆発による損傷を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とする手順等を整備すること。

備考ｂ）水素爆発による損傷を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とする手順等を整備すること。
相違理由①

炉心の著しい損傷が発生した場合において，水素ガスが原子炉格納容器内に放出され，原子炉格

炉心の著しい損傷が発生した場合において，水素が原子炉格納容器内に放出され，原子炉格納容

納容器から原子炉建屋に漏えいした場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止す

器から原子炉建屋原子炉棟に漏えいした場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防設備名称の相違るための対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

止するための対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。
東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.10.1 対応手段と設備の選定

1.10.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

備考

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素ガスが原子炉格

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉格納相違理由①

納容器から原子炉建屋に漏えいした場合に，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するため容器から原子炉建屋原子炉棟に漏えいした場合に，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止

相違理由⑥の対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

また，原子炉格納容器外への水素ガスの漏えいを抑制するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

また，原子炉格納容器外への水素の漏えいを抑制するための対応手段及び重大事故等対処設

相違理由①

備を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※１ を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※１を選定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

な設備。

な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけ選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけ

でなく，設置許可基準規則第五十三条及び技術基準規則第六十八条（以下「基準規則」といでなく，設置許可基準規則第五十三条及び技術基準規則第六十八条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのう。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

関係を明確にする。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係
を第 1.10.1 表に整理する。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.10−1表に整理する。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

4

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備(a) 水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止
ⅰ. 静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制

東海第二

備考

ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備(a) 水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止
ⅰ) 静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制

見出し記号の附番ルールの相違以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素ガスが原

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子相違理由①

子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいした場合に，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を抑制

炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟に漏えいした場合に，原子炉建屋内の水素濃度の上

相違理由⑥

し，水素爆発を防止するため，静的触媒式水素再結合器により漏えいした水素ガスと酸素昇を抑制し，水素爆発を防止するため，静的触媒式水素再結合器により漏えいした水素

相違理由①

ガスを触媒反応によって再結合させる手段がある。

と酸素を触媒反応によって再結合させる手段がある。

相違理由①

なお，静的触媒式水素再結合器は触媒反応により受動的に起動する設備であり，運転員による起動操作は必要としない。

なお，静的触媒式水素再結合器は触媒反応により受動的に起動する設備であり，運転員等※２による起動操作は必要としない。

東二は「技術的能力 1.0 重大事
故対策における共通事項（添付資料 1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より，
当直運転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員
が重大事故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制で使用する設備は以下のとおり。

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制で使用する設備は以下のとおり。

・静的触媒式水素再結合器

・静的触媒式水素再結合器

・静的触媒式水素再結合器動作監視装置

・静的触媒式水素再結合器動作監視装置

・原子炉建屋原子炉区域

・原子炉建屋原子炉棟

ⅱ. 原子炉建屋内の水素濃度監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋内の水素濃度が変動する可能性のある範囲にわたり水素濃度を測定し，監視する手段がある。

相違理由⑥※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

相違理由⑩ⅱ) 原子炉建屋内の水素濃度監視

相違理由⑨

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋内の水素濃度が変動する可能性のある範囲にわたり水素濃度を測定し，監視する手段がある。

5

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

原子炉建屋内の水素濃度監視で使用する設備は以下のとおり。

原子炉建屋内の水素濃度監視で使用する設備は以下のとおり。

・原子炉建屋水素濃度

・原子炉建屋水素濃度

上記設備は原子炉建屋原子炉区域に 8 個（ そのうち，原子炉建屋オペレーティングフロ

上記設備は原子炉建屋原子炉棟内に5個（そのうち，原子炉建屋原子炉棟の最上階であアに 3 個）設置している。

る6階に2個）設置する。

備考

相違理由⑥
建屋規模，形状等の違いに伴う選定箇所及び設置個数の相違。

ⅲ. 代替電源による必要な設備への給電
上記「ⅰ.静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制」及び「ⅱ.原子炉建屋内

ⅲ) 代替電源による必要な設備への給電

相違理由⑦「(a)ⅰ) 静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制」，「(a)ⅱ) 原子炉建屋内の相違理由⑨の水素濃度監視」で使用する設備について，全交流動力電源又は直流電源喪失時に代替電

水素濃度監視」及び「（c)ⅰ) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出」で使用する設備相違理由④⑨源設備から給電する手段がある。

について，全交流動力電源又は直流電源喪失時に代替電源設備から給電する手段がある。

代替電源による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。

代替電源による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

東二は原子炉建屋内の水素濃・可搬型代替交流電源設備

度監視のうち原子炉建屋原子・常設代替直流電源設備

・常設代替直流電源設備

炉棟 6 階は交流電源設備，6 階・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備

を除く原子炉建屋原子炉棟に設置するものは直流電源設備
からの給電が可能な設計。柏

また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。

崎は全ての原子炉建屋水素濃・常設代替交流電源設備

度を直流電源からの給電が可能な設計。また，東二の原子
炉建屋原子炉棟 6 階設置の水素濃度監視は交流電源のため前段で交流電源設備を起動しており継続的な給電をする。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

6

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東海第二・燃料給油設備

備考
柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設
備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

・第二代替交流電源設備

東二は，常設代替交流電源設

・可搬型代替交流電源設備

備を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定し，1 台予備を確保している。よって，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

7

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制

東海第二(b) 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器頂部を冷却して原子炉格納

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器頂部を冷却して原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール材の熱劣化を緩和することにより，原子炉格納容器ト

容器トップヘッドフランジ部のシール材の熱劣化を緩和することにより，原子炉格納容器

ップヘッドフランジからの水素ガスの漏えいを抑制し，原子炉建屋等の水素爆発を防止す

トップヘッドフランジ部からの水素の漏えいを抑制し，原子炉建屋等の水素爆発を防止する手段がある。

る手段がある。
ⅰ) 格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

備考
相違理由①

相違理由①
相違理由②

代替淡水貯槽を水源として常設低圧代替注水系ポンプにより原子炉ウェルに注水し，原子炉格納容器頂部を冷却することで，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部からの水素の漏えいを抑制する。
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・低圧代替注水系配管・弁・格納容器頂部注水系配管・弁・原子炉ウェル
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅰ. 格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水ⅱ) 格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）相違理由⑨②

防火水槽又は淡水貯水池を水源として可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）により原子炉ウ

西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源として可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬相違理由⑥

ェルに注水し，原子炉格納容器頂部を冷却することで，原子炉格納容器トップヘッドフラ型代替注水大型ポンプにより原子炉ウェルに注水し，原子炉格納容器頂部を冷却するこ

相違理由⑥ンジからの水素ガスの漏えいを抑制する。

とで，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部からの水素の漏えいを抑制する。

相違理由①

格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下の
とおり。

8

相違理由②

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

東海第二

備考

・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由⑥・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑥

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬型設備による注水・淡水貯水池・代替淡水貯槽等に使用する水源として西側
淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替
淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・ホース・接続口

・ホース

東二は接続口を低圧代替注水
系配管に含む。

・低圧代替注水系配管・弁・格納容器頂部注水系配管・弁相違理由②・格納容器頂部注水系配管・弁・燃料プール冷却浄化系配管・弁柏崎の格納容器頂部注水系は燃料プール冷却浄化系配管を
経由する。

9

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・原子炉ウェル

・燃料補給設備

東海第二

備考

・原子炉ウェル
・常設代替交流電源設備

低圧代替注水系及び格納容器

・可搬型代替交流電源設備

頂部注水系の給電に使用

・燃料給油設備相違理由⑥

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

柏崎はあらかじめ敷設したホ

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

ースを使用することを記載しする場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可ているが，東二はホースをあ搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

らかじめ敷設する前提ではな
いため記載していない。

また，格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

10

相違理由②
相違理由⑭

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東海第二ⅱ．サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

備考
相違理由③

サプレッションプール浄化系により復水貯蔵槽の水を原子炉ウェルに注水し，原子炉格
納容器頂部を冷却することで，原子炉格納容器トップヘッドフランジからの水素ガスの漏えいを抑制する。
サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・サプレッションプール浄化系ポンプ
・復水貯蔵槽・サプレッションプール浄化系配管・弁・燃料プール冷却浄化系配管・弁・原子炉ウェル
・原子炉補機冷却系（6 号炉のみ）
なお，7 号炉のサプレッションプール浄化系ポンプは空冷式の設備であるため，原子炉
補機冷却系による冷却が不要である。
(c) 水素ガス排出による原子炉建屋等の損傷防止(c) 水素排出による原子炉建屋等の損傷防止

相違理由①ⅰ) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出相違理由④

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するた

原子炉建屋ガス処理系にて原め，原子炉建屋ガス処理系により水素を大気へ排出し，原子炉建屋原子炉棟内における

子炉建屋原子炉棟内の水素等

水素の滞留を防止する手段がある。

を含む気体を排出することに原子炉建屋ガス処理系による水素排出で使用する設備は以下のとおり。

より原子炉建屋原子炉棟内の・非常用ガス処理系排風機

水素濃度を可燃限界未満に低・非常用ガス再循環系排風機

減し，水素爆発による原子炉

・非常用ガス処理系フィルタトレイン

建屋原子炉棟の損傷を防止す

・非常用ガス再循環系フィルタトレイン

る。

・非常用ガス処理系配管・弁・非常用ガス再循環系配管・弁・非常用ガス処理系排気筒
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備11

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ⅰ. 原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出

東海第二ⅱ) 原子炉建屋外側ブローアウトパネルによる水素の排出

備考
相違理由⑨⑤①

原子炉建屋内に水素ガスが漏えいし，原子炉建屋内の水素濃度が上昇した場合，原子炉

原子炉建屋原子炉棟内に水素が漏えいし，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度が上昇し相違理由①⑥

建屋トップベントを開放し，原子炉建屋オペレーティングフロア天井部の水素ガスを大気た場合，原子炉建屋外側ブローアウトパネルを開放し，原子炉建屋原子炉棟の最上階で相違理由⑤⑥①へ排出することで，原子炉建屋内における水素ガスの滞留を防止する手段がある。

ある6階の水素を大気へ排出することで，原子炉建屋原子炉棟内における水素の滞留を防相違理由⑥①

止する手段がある。
原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出で使用する設備は以下のとおり。

原子炉建屋外側ブローアウトパネルによる水素の排出で使用する設備は以下のとお

相違理由⑤①り。
・原子炉建屋トップベント

・原子炉建屋外側ブローアウトパネル

相違理由⑤

・ブローアウトパネル強制開放装置

相違理由⑤

・ブローアウトパネル閉止装置

相違理由⑤

・ブローアウトパネル開閉状態表示

相違理由⑤・大容量送水車（ 原子炉建屋放水設備用）

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

相違理由⑥⑯

・ホース

・ホース

・放水砲

・放水砲

・燃料補給設備

・燃料給油設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止で使用する設備のうち，静的触媒式水素再水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止で使用する設備のうち，静的触媒式水素再結合器，静的触媒式水素再結合器動作監視装置，原子炉建屋原子炉区域，原子炉建屋水素結合器，静的触媒式水素再結合器動作監視装置，原子炉建屋原子炉棟，原子炉建屋水素濃濃度，常設代替直流電源設備，可搬型直流電源設備，常設代替交流電源設備及び可搬型代

度，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代

替交流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
水素排出による原子炉建屋等の損傷防止で使用する設備のうち，非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機，非常用ガス処理系フィルタトレイン，非常用ガス再循環系フィルタトレイン，非常用ガス処理系配管・弁，非常用ガス再循環系配管・弁，非常用
ガス処理系排気筒，非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されてい
る。

相違理由⑥

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されてい
る。

12

相違理由⑥
相違理由⑥
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・原子炉ウェルに注水するための設備（格納容器頂部注水系，サプレッションプール浄化
系）

東海第二

備考

以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・原子炉ウェルに注水するための設備（格納容器頂部注水系（常設）及び格納容器頂部

相違理由②③

注水系（可搬型））

原子炉格納容器からの水素ガス漏えいを防止する効果に不確かさはあるが，原子炉格

原子炉格納容器からの水素漏えいを防止する効果に不確かさはあるが，原子炉格納納容器頂部を冷却して原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール材の熱劣化を緩和

容器頂部を冷却して原子炉格納容器トップヘッドフランジ部のシール材の熱劣化を緩することにより，原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制できることから有効である。

和することにより，原子炉建屋原子炉棟への水素漏えいを抑制できることから有効で

相違理由①
相違理由⑥①ある。
・原子炉建屋トップベント

・原子炉建屋外側ブローアウトパネルによる水素を排出するための設備（原子炉建屋

相違理由⑤

外側ブローアウトパネル，ブローアウトパネル強制開放装置及びブローアウトパネ
ル閉止装置）
原子炉建屋オペレーティングフロア天井部を開放する操作であり放射性物質を低減す

原子炉建屋外側ブローアウトパネルを開放する操作であり放射性物質を低減する機る機能はないが，仮に原子炉建屋内に漏えいした水素ガスが静的触媒式水素再結合器で能はないが，仮に原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした水素が原子炉建屋ガス処理系及処理しきれない場合において，水素ガスを排出することで原子炉建屋内における水素ガ

び静的触媒式水素再結合器で処理しきれない場合において，水素を排出することで原スの滞留を防止する手段として有効である。

子炉建屋原子炉棟内における水素の滞留を防止する手段として有効である。

・第二代替交流電源設備相違理由⑤
相違理由⑥①④
相違理由①
相違理由⑬

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

13

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 手順等
上記「a.水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

東海第二

備考

ｂ．手順等
上記「ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（シビアア

これらの手順は，運転員等及び重大事故等対応要員の対応として「非常時運転手順書Ⅱ

クシデント）（以下「SOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」

正確に記載

定める（第 1.10.1 表）。

及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.10−1表）
。

相違理由⑧

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第 1.10.2 表，第 1.10.3 表）。

相違理由⑩，対応手順書名をまた，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第1.10−2表，第1.10−3表）
。

14

相違理由⑧

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.10.2 重大事故等時の手順

1.10.2 重大事故等時の手順

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制のための対応手順

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順(1) 原子炉ウェル注水(1) 原子炉ウェル注水
ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，代替淡水貯槽を水源として格納容器頂部注水系（常設）により原子炉ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟への水素漏えいを抑制する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，ドライウェル雰囲気温度指示値が171℃を超えるおそれがある場合で，代替淡水貯槽の水位が規定値以上確保されている場合で，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水が可能な場合※２。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

15

備考

相違理由①
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(b) 操作手順
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.10−1図に，概要図を第1.10−3図に，タイムチャートを第1.10−4
図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへ注水するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注
水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェル注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，ウェル注水弁及びウェル注水流量調節弁を開にした後，格納容器頂部注水系（常設）により原子炉ウェル注水が開始されたことを低圧代替注
水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）の流量上昇及びドライウェル雰囲気温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注水及び格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェル注水の停止を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注水又はウェル注水流量調節弁及びウェル注水弁を閉にし，格納容器頂部
注水系（常設）による原子炉ウェル注水の停止を発電長に報告する。

16

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水開始まで6分以内で可能である。
なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するまで注水した後は，蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部が冠水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部のシール部温度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

17

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（淡水/海水）

東海第二ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）

備考
相違理由②⑨

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，防火

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，西水槽又は淡水貯水池を水源として格納容器頂部注水系により原子炉ウェルに注水することで原側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源として格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉相違理由⑭

子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する。

ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋原子相違理由⑥

炉棟への水素漏えいを抑制する。
(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉格納容器内の温度が 171℃を超えるおそれが※2ある場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，ドライウェル雰囲気温度指示値が171℃を超えるおそれがある場合で，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水ができず，

相違理由⑥
相違理由②

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水が可能な場合※２。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使東二では 10 倍を含めて炉心損レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

傷と判断するため「以上」と

合。

相違理由⑥

している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場
合。

※2：設備に異常がなく，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確保されている場合。

18

相違理由⑭

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二(b) 操作手順

備考
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はあるが，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとお

相違理由②

フローを第 1.10.1 図に，概要図を第 1.10.2 図に，タイムチャートを第 1.10.3 図に示す。

り。手順の対応フローを第1.10−1図に，概要図を第1.10−5図に，タイムチャートを第相違理由⑧

1.10−6図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器頂部注水系による原子炉
ウェルへの注水の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配相違理由⑯⑩管・弁の接続口への格納容器頂部注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に格納容器頂部注水系（可搬型）で使用する低圧代替
注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に格納容器頂部注水系（可搬型）による

柏崎は⑥に記載
相違理由②
相違理由②

原子炉ウェルへの注水の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水の相違理由②

準備を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器頂部注水系による相違理由②

原子炉ウェルへの注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配置，ホース接
続及び起動操作を依頼する。

19

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）③中央制御室運転員 A は，格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。

東海第二

備考

⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの

東二は運転員等の対応要員数

注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確をタイムチャートに示す。

認し，発電長に報告する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。
相違理由②⑥発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水の相違理由②

系統構成を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，ウェル注水弁及びウェル注水流量調節弁を開とし，発電相違理由②長に報告する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル

相違理由②へ注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを報告する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配置，ホース接続及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告⑨重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）による相違理由⑩

原子炉ウェルへ注水するための準備が完了したことを報告する。

する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑤当直副長は，原子炉格納容器内の温度が 171℃に到達したことを確認し，当直長に報告

相違理由⑯

する。
⑥当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器頂部注水系による

東二は③に記載

原子炉ウェルへの注水開始を依頼する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬相違理由②型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告するとともに，重大事故等対応要員に格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代

相違理由②

替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑦緊急時対策要員は， 緊急時ウェル注水ライン（南側）元弁又は（北側）元弁のどちら⑪重大事故等対応要員は，格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注かを開操作して送水流量を必要流量に調整し，送水開始について緊急時対策本部に報告

水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁を開とし，格納容器

相違理由⑩⑯

頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルへの注水が開始されたことの確認を指示する。

20

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧中央制御室運転員 A は，原子炉ウェルに注水が開始されたことを上部ドライウェル内雰
囲気温度指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。

東海第二⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉ウェルに注水が開始されたことを低圧代替注水系

備考
相違理由②

格納容器頂部注水流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（可搬ライン用）の流量上昇及びドライウェル雰囲気温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑭発電長は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェル

相違理由②への注水が開始されたことを報告する。
⑮運転員等は中央制御室にて，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要相違理由②

な注水量の注水又はウェル注水流量調節弁及びウェル注水弁を閉にし，格納容器頂部
注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停止を発電長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に原子炉格納容器トップヘッ⑯発電長は，災害対策本部長代理に格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために

ドフランジが冠水するために必要な注水量の注水及び注水後の停止操作を依頼する。

必要な注水量の注水及び格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停相違理由⑩⑯

止を依頼する。
⑰重大事故等対応要員は，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注相違理由②

水量の注水又は格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停止したことを災害対策本部長に報告する。
⑱災害対策本部長は，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注水又は格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停止したことを発電長に報告する。

21

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
防火水槽を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水操作は，1 ユニッ

東海第二(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉

ト当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始

ウェルへの注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水開始まで約 110 分で可能で【高所東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）ある。
淡水貯水池を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。

設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び【高所西側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】（水源：西側淡水貯水設備）

緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実による原子炉ウェルへの注水開始まで約 115 分で可能である。

【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】（水源：代替淡水貯槽）

じめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実

注水系による原子炉ウェルへの注水開始まで約 330 分で可能である。

相違理由⑩⑯
東二は水源と接続口に対して所要時間を示す。柏崎は使用する注入配管に対して所要時間を示している。

施した場合，140分以内で可能である。

また，淡水貯水池を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（あらか
名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部

備考

施した場合，535分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】（水源：西側淡水貯水設
備）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実相違理由⑩施した場合，320分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具及び通信連絡設備を整備する。可搬

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑥型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業ス整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬

相違理由②

ペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発になお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するまで注水した後は，蒸発よる水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水すによる水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部が冠る水位を維持することにより， 原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温度を水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部のシール部温シールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

22

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二b. サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

備考
相違理由③

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，復水貯蔵槽を水源としてサプレッションプール浄化系により原子炉ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉格納容器内の温度が 171℃を超えるおそれがある場合で，サプレッションプール浄化系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線
レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場
合。
※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。ただし，7 号炉のサプレッションプール浄化系ポンプは空冷式の設備であるため，補機冷却水による冷却が不要である。
(b) 操作手順
サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.10.1 図に， 概要図を第 1.10.4 図に， タイムチャートを第 1.10.5 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水の準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注
水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，サプレッションプール浄化系が使用可能か確認する。
④現場運転員 C 及び D は，サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水の系統構成として，燃料プール冷却浄化系使用済燃料貯蔵プール入口弁の全閉操作，燃料プ
ール冷却浄化系ウェル再循環弁の全開操作を実施し，当直副長にサプレッションプール
浄化系による原子炉ウェルへの注水の準備完了を報告する。
⑤当直副長は， 原子炉格納容器内の温度が 171℃に到達したことを確認し，中央制御室運転員にサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水開始を指示する。

23

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由③

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，サプレッションプール浄化系ポンプを起動し，速やかにサプレッションプール浄化系燃料プール注入弁の開操作にて，サプレッションプール浄化系系統流量指示値が必要流量になるよう調整する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉ウェルへの注水が開始されたことを上部ドライウ
ェル内雰囲気温度指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。
⑨当直副長は，中央制御室運転員 A 及び B に原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するために必要な注水量の注水及び注水後の停止操作を指示する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水開始まで約 40 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。
1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出
炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉格納容器から
原子炉建屋原子炉棟に漏えいする可能性があることから，外部電源又は非常用ディーゼル発電
機により電源を確保し，原子炉建屋ガス処理系の自動起動を確認する。ただし，原子炉建屋ガ
ス処理系が自動起動していない場合は，原子炉建屋ガス処理系を手動起動する。また，全交流
動力電源喪失時には常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により電源を確保し，原子炉建屋ガス処理系を手動起動する。なお，原子炉建屋ガス処理系は，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内へ漏えいする水素等を含む気体を吸引し，放射性物質を低減して原子炉建屋外に排出する。

24

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ａ．交流動力電源が健全である場合の操作手順(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，外部電源又は非常用ディーゼル発電機により原子
炉建屋ガス処理系に給電が可能な場合。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
(b) 操作手順
原子炉建屋ガス処理系による水素排出手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを
第1.10−2図に，概要図を第1.10−7図に，タイムチャートを第1.10−8図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋ガス処理系Ａ系及び原子炉建屋ガス処理系Ｂ系の自動起動の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，自動起動信号（原子炉水位低（レベル３），ドライウェル
圧力高，原子炉建屋換気系排気ダクトモニタ放射能高又は原子炉建屋換気系燃料取替
床排気ダクトモニタ放射能高信号）により非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用
ガス処理系排風機（Ｂ）並びに非常用ガス再循環系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循
環系排風機（Ｂ）が起動したことを確認するとともに，非常用ガス再循環系空気流量
及び非常用ガス処理系空気流量の上昇を確認する。
③運転員等は中央制御室にて，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常排気系隔離弁の閉を確認するとともに，非常用ガス再循環系系統入口弁，非常用ガス再循環系フィルタト
レイン入口弁，非常用ガス再循環系フィルタトレイン出口弁，非常用ガス処理系フィ
ルタトレイン入口弁，非常用ガス処理系フィルタトレイン出口弁及び非常用ガス再循
環系系統再循環弁の開を確認する。
④運転員等は，発電長に原子炉建屋ガス処理系Ａ系及び原子炉建屋ガス処理系Ｂ系が自動起動したことを報告する。

25

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑤発電長は，環境へのガス放出量の増大，フィルタトレインに湿分を含んだ空気が流入すること等を考慮し，運転員等に原子炉建屋ガス処理系Ａ系又は原子炉建屋ガス処理
系Ｂ系の停止を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系
排風機（Ａ）又は非常用ガス処理系排風機（Ｂ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉建屋換気系が隔離していることを確認するように指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋換気系が隔離されていることを確認し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系による水素排出開始まで6分以内で可能である。
ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／Ｃからモータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。
） ２Ｃ
又はＭＣＣ ２Ｄの受電が完了した場合。
(b) 操作手順
原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素排出手順の概要は以下のとおり（原子炉建屋ガス処理系Ｂ系による水素排出手順も同様。
）。手順の対応フローを第1.10−2図に，概要図を第1.10−7図に，タイムチャートを第1.10−8図に示す。

26

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素排出の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素排出に必要な排風機及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は中央制御室にて，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常排気系隔離弁の閉を確認するとともに，非常用ガス再循環系系統入口弁，非常用ガス再循環系フィルタト
レイン入口弁，非常用ガス再循環系フィルタトレイン出口弁，非常用ガス処理系フィ
ルタトレイン入口弁，非常用ガス処理系フィルタトレイン出口弁及び非常用ガス再循
環系系統再循環弁の開を確認する。なお，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常排気系
隔離弁が閉でない場合，又は非常用ガス再循環系系統入口弁，非常用ガス再循環系フィルタトレイン入口弁，非常用ガス再循環系フィルタトレイン出口弁，非常用ガス処
理系フィルタトレイン入口弁，非常用ガス処理系フィルタトレイン出口弁及び非常用
ガス再循環系系統再循環弁が開でない場合は，中央制御室にて系統構成を実施する。
④運転員等は，発電長に原子炉建屋ガス処理系による水素排出の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉建屋ガス処理系の起動を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系
排風機（Ａ）を起動し，非常用ガス再循環系空気流量及び非常用ガス処理系空気流量の上昇を確認した後，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系による水素排出開始まで5分以内で可能である。

27

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(1) 原子炉建屋内の水素濃度監視

東海第二(2) 原子炉建屋内の水素濃度監視

備考
相違理由⑨

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内で発生した水素ガスが原子炉格納容器か

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉格納容器から相違理由①

ら原子炉建屋に漏えいする可能性があることから，原子炉建屋水素濃度にて原子炉建屋オペレー

原子炉建屋原子炉棟に漏えいする可能性があることから，原子炉建屋水素濃度にて原子炉建屋

相違理由⑥

ティングフロア天井付近の水素濃度，非常用ガス処理系吸込配管付近の水素濃度及び原子炉建屋

原子炉棟の最上階である6階の水素濃度，原子炉建屋原子炉棟2階及び原子炉建屋原子炉棟地下1建屋規模，形状等の違いに伴オペレーティングフロア以外のエリアの水素濃度（以下「原子炉建屋内の水素濃度」という。）

階のハッチ等の貫通部付近の水素濃度（以下「原子炉建屋内の水素濃度」という。）を監視す

う選定箇所の相違。

を監視する。また，静的触媒式水素再結合器の動作状況を確認するため，静的触媒式水素再結合

る。また，静的触媒式水素再結合器の動作状況を確認するため，静的触媒式水素再結合器動作器動作監視装置にて静的触媒式水素再結合器の出入口温度を監視する。

監視装置にて静的触媒式水素再結合器の出入口温度を監視する。

また，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認した場合は，非常用ガス処理系の系統内での水素

また，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認した場合は，原子炉建屋ガス処理系の系統内で爆発を回避するため，非常用ガス処理系を停止する。

の水素爆発を回避するため，原子炉建屋ガス処理系を停止する。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

相違理由⑥

炉心損傷を判断した場合※1

炉心損傷を判断した場合※１※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑥

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑮

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

28

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 操作手順
原子炉建屋内の水素濃度監視手順の概要は以下のとおり。

東海第二

備考

ｂ．操作手順原子炉建屋内の水素濃度監視手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.10−2図

相違理由⑧に，概要図を第1.10−9図に，タイムチャートを第1.10−10図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に原子炉建屋水素濃度による原子炉建①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋水素濃度による原子炉

屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水結合器の動作状況の監視を指示する。

素再結合器の動作状況の監視を指示する。

また，原子炉建屋オペレーティングフロアの水素濃度が 1.3vol%に到達した場合は，非常また，原子炉建屋原子炉棟の最上階である 6 階の水素濃度が 2.0vol％に到達した場合

用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止するよう指示する。

は，非常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止するよう指示する。

②中央制御室運転員 A は，原子炉建屋水素濃度による原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静②運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋水素濃度による原子炉建屋内の水素濃度の監視

的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再結合器の動作状況の監視を強及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再結合器の動作状況を化する。なお，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から給電さ監視する。なお，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から給れていることを確認後，原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器の動電されていることを確認後，原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合

作状況の監視を強化する。

器の動作状況の監視を強化する。

③中央制御室運転員 A は，原子炉建屋オペレーティングフロアの原子炉建屋水素濃度指示値
が 1.3vol%に到達したことを確認した場合は，非常用ガス処理系を停止する。

相違理由⑯

相違理由⑥
相違理由⑰

③運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋内の原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％に到

相違理由⑰⑥達したことを確認した場合は，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系

相違理由④⑥

排風（Ａ）又は非常用ガス処理系排風機（Ｂ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ｂ）を停止する。
c. 操作の成立性
原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器の動作状況の監視は，1 ユニッ
ト当たり中央制御室運転員１名にて対応を実施する。
また，非常用ガス処理系の停止操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから非常用ガス処理系の停止まで約ｃ．操作の成立性
原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器の動作状況の監視は，運転員

相違理由⑯

等1名にて対応を実施する。
また，原子炉建屋ガス処理系の停止操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系の停止まで6分以内で可能である。

5 分で可能である。

29

相違理由⑥⑩
相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 原子炉建屋トップベント

東海第二(3) 原子炉建屋外側ブローアウトパネル開放及びブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放に

備考
相違理由⑤

よる水素排出
炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋内の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋内の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子建屋トップベントを開放することにより，原子炉建屋オペレーティングフロア天井部に滞留した

炉建屋外側ブローアウトパネルの開放及びブローアウトパネル閉止装置のパネル部を開放する

相違理由⑤⑥

水素ガスを大気へ排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

ことにより，原子炉建屋原子炉棟の最上階である6階に滞留した水素を大気へ排出し，原子炉建

相違理由⑥

屋原子炉棟の水素爆発を防止する。
また，原子炉建屋トップベントを開放する場合は，放水砲を用いた原子炉建屋への放水を実施

また，原子炉建屋外側ブローアウトパネルを開放する場合は，放水砲を用いた原子炉建屋へ

相違理由⑤する。なお，放水砲を用いた原子炉建屋への放水手順については，「1.12.2.1(1)a.大容量送水の放水を実施する。なお，放水砲を用いた原子炉建屋への放水手順については，「1.12.2.1 (1)相違理由⑥車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制」にて整備する。

ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制」
にて整備する。
ａ．ブローアウトパネル強制開放装置による原子炉建屋外側ブローアウトパネル開放

a. 手順着手の判断基準
原子炉建屋内の水素濃度の上昇により格納容器ベントを実施したにもかかわらず，原子炉建
屋内の水素濃度が低下しない場合。
b. 操作手順
原子炉建屋トップベント操作の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.10.6 図に，概要図を第 1.10.7 図に，タイムチャートを第 1.10.8 図に示す。

(a) 手順着手の判断基準

相違理由⑨

原子炉建屋内の水素濃度の上昇により格納容器ベントを実施したにもかかわらず，原子炉建屋内の水素濃度が低下しない場合。
(b) 操作手順

相違理由⑨

ブローアウトパネル強制開放装置による原子炉建屋外側ブローアウトパネル開放操作手順

相違理由⑤の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.10−2図に，概要図を第1.10−11図に，タイ

相違理由⑧

ムチャートを第1.10−12図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当直長を経由して，原子炉建屋トップベント①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放に

相違理由⑯⑤の実施を緊急時対策本部に依頼する。また，中央制御室運転員に原子炉建屋オペレーティ

よる水素排出の実施を災害対策本部長代理に依頼する。また，運転員等に原子炉建屋内

相違理由⑩

ングフロア天井付近の水素濃度を継続的に監視するよう指示する。

の水素濃度を継続的に監視するように指示する。

②中央制御室運転員 A は，原子炉建屋内の水素濃度の監視に必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。
③緊急時対策本部は，原子炉建屋トップベントの開放の準備開始を緊急時対策要員に指示する。
④緊急時対策要員は，工具を準備し，原子炉建屋トップベントの開放の準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策本部は，原子炉建屋トップベントの開放の実施を緊急時対策要員に指示する。

②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開相違理由⑩⑤放を指示する。
⑥緊急時対策要員は，原子炉建屋トップベントの開放を実施し， 緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

③重大事故等対応要員は，現場（原子炉建屋原子炉棟外）にてブローアウトパネル強制開放装置を操作し，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放を実施し，災害対策本部長
代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に連絡する。

30

相違理由⑩⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑦中央制御室運転員 A は，原子炉建屋トップベントの開放により原子炉建屋オペレーティン
グフロアの原子炉建屋水素濃度指示値が低下したことを確認し，当直副長に報告する。
c. 操作の成立性

東海第二④運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放により原子炉建備考
相違理由⑰⑤

屋内の水素濃度が低下したことを確認し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性

相違理由⑨

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 3 名にて作業を

上記の操作は，重大事故等対応要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してか

相違理由⑩⑯

実施した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋トップベントの開放まで約 55 分で可能であらブローアウトパネル強制開放装置による原子炉建屋外側ブローアウトパネルの1箇所を開

相違理由⑤

る。

放するまで50分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，通信連絡設備を整備する。反力用フック及び円滑に作業できるように，移動経路を確保し，通信連絡設備を整備する。

相違理由⑤

トップベント開放用ワイヤーロープのレバーブロックへの取り付け，レバーブロックの操作は容易に実施可能である。
また，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保してまた，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についてもいる。なお，放射性物質の放出が予想されることから，防護具（全面マスク，個人線量計，ゴ確保している。なお，放射性物質の放出が予想されることから，放射線防護具を装備してム手袋）を装備して作業を行う。

作業を行う。

31

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ｂ．ブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放(a) 手順着手の判断基準
ブローアウトパネル閉止装置の遠隔操作により原子炉建屋外側ブローアウトパネル開口部が閉止されている場合において，原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％に到達後，格納容器圧力逃がし装置による水素排出を実施したにもかかわらず，原子炉建屋内の水素濃度が上昇を継続している場合。
(b) 操作手順
ブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放操作手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.10−2図に，概要図を第1.10−11図に，タイムチャートを第1.10−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，ブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放による水素排出の実施を災害対策本部長代理に依頼する。また，運転員等に原子炉建屋
内の水素濃度を監視するように指示する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にブローアウトパネル閉止装置のパネル部
開放を指示する。
③重大事故等対応要員は，現場（二次格納施設外）にてブローアウトパネル閉止装置を操作し，ブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放を実施後，災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に連絡する。
④運転員等は中央制御室にて，ブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放により原子炉
建屋内の水素濃度が低下したことを確認し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，重大事故等対応要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからブローアウトパネル閉止装置のパネル部の1箇所を開放するまで40分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，通信連絡設備を整備する。
また，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。なお，放射性物質の放出が予想されることから，放射線防護具を装備して作業を行う。

32

備考
相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.10.2.3

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備の電源を代替電源設備から給

東海第二

備考

1.10.2.3 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備の電源を代替電源設備から給

電する手順

電する手順

炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による

原子炉建屋等の損傷を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備す

原子炉建屋等の損傷を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備する。

る。

代替電源設備により給電する手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
1.10.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
復水貯蔵槽，防火水槽への水の補給手段及び水源から接続口までの可搬型代替注水ポンプ（A−2級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整代替電源設備により給電する手順については，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。
1.10.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手

相違理由②

順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

備する。
非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊東二は詳細な電源を明確にしている。

急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型
整流器による非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機及び監視計器への電源供給手

相違理由④

順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
サプレッションプール浄化系ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備， 可搬型代替交流電源設備，可搬型直流電源設

搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び非常用交流電源設備への燃料給ている。

備，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）及び大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）への燃料補給手

油手順については，「1.14

相違理由⑥⑯電源の確保に関する手順等」にて整備する。

東二は詳細な電源を明確にし順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
放水砲を用いた原子炉建屋への放水については，「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

放水砲を用いた原子炉建屋への放水については，「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

東二は操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

33

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第 1.10.9

東海第二

備考

1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.10

図に示す。

−14図に示す。

(1) 原子炉ウェル注水(1) 原子炉ウェル注水

相違理由⑧

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器トップヘッドフランジからの水素

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部からのガス漏えいを抑制するため，原子炉格納容器内の温度の上昇が継続している場合で，サプレッシ

水素漏えいを抑制するため，ドライウェル雰囲気温度の上昇が継続している場合，格納容器頂相違理由①⑥③ョンプール浄化系が使用可能であればサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水を実施する。格納容器頂部注水系（常設）によ

相違理由②を実施する。サプレッションプール浄化系が使用不可能な場合は，格納容器頂部注水系による原る原子炉ウェルへの注水が使用不可能な場合は，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉

相違理由②

子炉ウェルへの注水を実施する。この際の水源は防火水槽を優先し，防火水槽が使用不可能な場

ウェルへの注水を実施する。

合は淡水貯水池を使用する。
(2) 原子炉建屋内の水素濃度監視及び原子炉建屋トップベント(2) 原子炉建屋ガス処理系，原子炉建屋内の水素濃度監視及び原子炉建屋外側ブローアウトパネ

相違理由⑨④⑤ル
原子炉建屋オペレーティングフロアの水素濃度を原子炉建屋水素濃度により監視し，静的触媒
式水素再結合器の動作状況を静的触媒式水素再結合器動作監視装置により監視する。

炉心の著しい損傷が発生した場合は，原子炉建屋ガス処理系により水素を排出するととも相違理由④に，原子炉建屋内の水素濃度を原子炉建屋水素濃度により監視し，静的触媒式水素再結合器の相違理由⑥

動作状況を静的触媒式水素再結合器動作監視装置により監視する。

静的触媒式水素再結合器の動作により，原子炉建屋内の水素濃度の上昇は抑制されるが，仮に原子炉建屋ガス処理系による水素排出及び静的触媒式水素再結合器の動作により，原子炉建相違理由④

原子炉建屋内に漏えいした水素ガスが静的触媒式水素再結合器で処理しきれない場合は，水素ガ

屋内の水素濃度の上昇は抑制されるが，仮に原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした水素が原子炉相違理由④

スの発生源を断つため，格納容器ベント操作を実施する。それでもなお原子炉建屋内の水素濃度

建屋ガス処理系及び静的触媒式水素再結合器で処理しきれない場合は，原子炉建屋水素濃度指東二は原子炉建屋ガス処理系が低下しない場合は，原子炉建屋の水素爆発を防止するため，原子炉建屋トップベントにより水示値が2.0vol％到達後原子炉建屋ガス処理系を停止するとともに，水素の発生源を断つため，の停止判断基準（水素濃度）

素ガスの排出を実施する。

格納容器ベント操作を実施する。それでもなお原子炉建屋内の水素濃度が低下しない場合は，を記載した。

原子炉建屋原子炉棟の水素爆発を防止するため，原子炉建屋外側ブローアウトパネルにより水相違理由⑤

素の排出を実施する。

相違理由①

34

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.10.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

第1.10−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

全体を通して共通の相違理由

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／3）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1/2）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備
− ※1

自主対策
設備
事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「PCV 制御」

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉ウェル注水」

事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「PCV 制御」
自主対策設備

サプレッションプール浄化系ポンプ
復水貯蔵槽 ※3
サプレッションプール浄化系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
原子炉ウェル
原子炉補機冷却系（6 号炉のみ）

AM 設備別操作手順書「SPCU による原子炉ウェル注水」

手順書を省略する。
それ以外の相違理由については
四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省静的触媒式水素再結合器※１
静的触媒式水素再結合器動作監視装置
原子炉建屋原子炉棟

原子炉建屋水素濃度

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
燃料給油設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」等

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」等

重大事故等対処設備

多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉ウェ
ル注水）
」

−
サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

代替電源による必要な設備への給電自主対策設備

格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水

原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）※3
防火水槽 ※3
淡水貯水池 ※3
ホース・接続口
格納容器頂部注水系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
原子炉ウェル
燃料補給設備 ※2−

原子炉建屋内の水素濃度監視

重大事故等
対処設備

第二代替交流電源設備 ※2

水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止

− ※2

対処設備

重大事故等対処設備

重大事故等
対処設備

代替電源による必要な設備への給電常設代替直流電源設備 ※2
可搬型直流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2

事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「R/B 制御」②⑥⑪⑫⑬⑭については記載

重大事故等対処設備

原子炉建屋内の水素濃度監視原子炉建屋水素濃度

分類

対応
手段

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制

静的触媒式水素再結合器 ※1
静的触媒式水素再結合器動作監視装置
原子炉建屋原子炉区域

手順書

重大事故等
対処設備

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制

水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止

−

対応
手段

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

略する。

重大事故等対策要領

柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.10−1 表は同様。）

重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

相違理由③
柏崎「サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水」※1:静的触媒式水素再結合器は，運転員による操作不要の原子炉建屋水素濃度制御設備である。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

※1：静的触媒式水素再結合器は，運転員等による操作不要の水素濃度制御設備である。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

35

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／3）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

柏崎の原子炉ウェルへの注水に係る記載は，比較表ページ

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽低圧代替注水系配管・弁格納容器頂部注水系配管・弁
原子炉ウェル
常設代替交流電源設備
燃料給油設備

自主対策設備原子炉格納容器外への水素漏えい抑制

格納容器頂部注水系︵常設︶による原子炉ウェルへの注水

35 に記載。
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領−※1：静的触媒式水素再結合器は，運転員等による操作不要の水素濃度抑制設備である。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

36

自主対策設備

格納容器頂部注水系︵可搬型︶による原子炉ウェルへの注水︵淡水／海水︶

可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
西側淡水貯水設備
代替淡水貯槽ホース
低圧代替注水系配管・弁格納容器頂部注水系配管・弁
原子炉ウェル
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
燃料給油設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

分類
対処設備

手順書

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備−−

非常用ガス処理系排風機
非常用ガス再循環系排風機
非常用ガス処理系フィルタトレイン
非常用ガス再循環系フィルタトレイン
非常用ガス処理系配管・弁
非常用ガス再循環系配管・弁
非常用ガス処理系排気筒
非常用交流電源設備※２
常設代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２相違理由④
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

相違理由⑤
原子炉建屋外側ブローアウトパネル
ブローアウトパネル強制開放装置
ブローアウトパネル閉止装置
ブローアウトパネル開閉状態表示
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）
ホース
放水砲
燃料給油設備※1：静的触媒式水素再結合器は，運転員等による操作不要の水素濃度抑制設備である。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

37

手順書

自主対策設備※1:静的触媒式水素再結合器は，運転員による操作不要の原子炉建屋水素濃度制御設備である。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

原子炉建屋外側ブローアウトパネル
による水素の排出

水素排出による原子炉建屋等の損傷防止

多様なハザード対応手順「水素対策（原子炉建屋トップベ
ント）
」

対処設備

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「R/B 制御」

対応
手段

原子炉建屋ガス処理系
による水素排出原子炉建屋トップベント
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用） ※4
ホース
放水砲 ※4
燃料補給設備 ※2

自主対策設備原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出

水素ガス排出による原子炉建屋等の損傷防止

−

対応
手段

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／3）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2/2）
分類

東海第二

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.10.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

第1.10−2表 重大事故等対処に係る監視計器

全体を通して共通の相違理由

監視計器一覧（1/2）

監視計器一覧（1／3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」操作

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」

判断基準

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
・上部ドライウェル内雰囲気温度

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
・上部ドライウェル内雰囲気温度

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
・上部ドライウェル内雰囲気温度

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
・上部ドライウェル内雰囲気温度

補機監視機能サプレッションプール浄化系系統流量

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

ＡＭ設備別操作手順書

監視パラメータ（計器）

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作38を省略する。
それ以外の相違理由については
四角点線枠にて示し，備考に理原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確認

代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ラ
イン用）

水源の確保

代替淡水貯槽水位

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順(1) 原子炉ウェル注水
ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）

判断基準

操作

水源の確保

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

操作

AM 設備別操作手順書「SPCU による原子炉ウェル注水」

原子炉格納容器内の放射線量
率

判断基準

判断基準

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉ウェル注水」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順(1) 原子炉ウェル注水
ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制のための対応手順(1)原子炉ウェル注水
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」②⑥⑪⑫⑬⑭については記載

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確認

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

補機監視機能低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（可搬ラ
イン用）

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位由を記載しているため下線を省略する。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.10−2 表は同様。
）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（2／3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出ａ．交流動力電源が健全である場合の操作手順

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」
ＡＭ設備別操作手順書

相違理由④

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

補機監視機能非常用ガス再循環系空気流量
非常用ガス処理系空気流量

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順

ＡＭ設備別操作手順書

操作39

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

補機監視機能非常用ガス再循環系空気流量
非常用ガス処理系空気流量

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）
「水素」

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二監視計器一覧（3／3）

監視計器一覧（2/2）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器温度

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋地上 4 階
・原子炉建屋地上 2 階
・原子炉建屋地下 1 階
・原子炉建屋地下 2 階
静的触媒式水素再結合器 動作監視装置

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」等

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋地上 4 階
・原子炉建屋地上 2 階
・原子炉建屋地下 1 階
・原子炉建屋地下 2 階
静的触媒式水素再結合器 動作監視装置

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(2)原子炉建屋トップベント
判断基準

原子炉建屋内の水素濃度

操作

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋地上 4 階
静的触媒式水素再結合器 動作監視装置

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 2 階・原子炉建屋原子炉棟地下 1 階
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 2 階・原子炉建屋原子炉棟地下 1 階
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

補機監視機能非常用ガス再循環系空気流量
非常用ガス処理系空気流量

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋地上 4 階
・原子炉建屋地上 2 階
・原子炉建屋地下 1 階
・原子炉建屋地下 2 階

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(3) 原子炉建屋外側ブローアウトパネル開放及びブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放による水素排出
ａ．ブローアウトパネル強制開放装置による原子炉建屋外側ブローアウトパネル開放

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）
「水素」等

判断基準

多様なハザード対応手順「水素対策(原子炉建屋トップベント)」

監視パラメータ（計器）

原子炉格納容器内の放射線量率

AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

操作

操作

原子炉建屋内の水素濃度

判断基準

判断基準

原子炉圧力容器内の温度

電源

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(2) 原子炉建屋内の水素濃度監視

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(1)原子炉建屋内の水素濃度監視

事故時運転操作手順書(シビアアクシデント)「R/B 制御」

備考

操作

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 2 階・原子炉建屋原子炉棟地下 1 階
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 2 階・原子炉建屋原子炉棟地下 1 階

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(3) 原子炉建屋外側ブローアウトパネル開放及びブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放による水素排出
ｂ．ブローアウトパネル閉止装置のパネル部開放

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）
「水素」等

操作

40

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 2 階・原子炉建屋原子炉棟地下 1 階
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟 6 階・原子炉建屋原子炉棟 2 階・原子炉建屋原子炉棟地下 1 階

相違理由⑤

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.10.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

第1.10−3表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

柏崎との相違箇所については四

給電元
給電母線

角点線枠にて示し，備考に理由

対象条文【1.10】
水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

供給対象設備静的触媒式水素再結合器動作監視装
置

給電元
給電母線

対象条文

常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

供給対象設備静的触媒式水素再結合器動作監視装置

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流 125V 主母線盤

原子炉建屋水素濃度

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用ＭＣＣ
緊急用直流 125V 主母線盤

非常用ガス処理系排風機

常設代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

非常用ガス処理系 弁

常設代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ

非常用ガス再循環系排風機

常設代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

非常用ガス再循環系 弁

常設代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

AM 用直流 125V
原子炉建屋水素濃度

常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

AM 用直流 125V

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

【1.10】
水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

41を記載しているため下線を省
略。

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

42

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎における同等の手順フローである事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B制御」は，比較表ページ 57 に記載。

43

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

44

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

45

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

46

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②
相違理由⑯

47

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②
相違理由⑯

48

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②
相違理由⑯

49

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

50

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

51

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④

52

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④

53

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「原子炉建屋原子炉棟
内の水素濃度監視手順」の概要図を記載する。

54

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「原子炉建屋原子炉棟
内の水素濃度監視手順」の概要図を記載する。

55

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「原子炉建屋原子炉棟
内の水素濃度監視手順」のタ
イムチャートを記載する。

56

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二における同等の手順フローである非常時運転手順書Ⅲ「水素」は，比較表ページ 43 に記載。

57

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
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東海第二

備考

相違理由⑤

58

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑤
相違理由⑯

59

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑤
相違理由⑯

60

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は原子炉建屋トップベン
ト及び原子炉ウェルに注水するための設備（格納容器頂部
注水系，サプレッションプー
ル浄化系）を自主対策設備としているが，東二は柏崎と同等の設備である原子炉建屋外側ブローアウトパネル及びブローアウトパネル強制開放装置及び格納容器頂部注水系の手段を整備している。

61

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

東海第二1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.11.1 対応手段と設備の選定

1.11.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

a. 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応手段及び設備

目 次 ＞

ａ．使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応手段及び設備(a) 燃料プール代替注水(a) 燃料プール代替注水(b) 漏えい抑制(b) 漏えい抑制(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手段及び設備

ｂ．使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手段及び設備(a) 燃料プールスプレイ(a) 燃料プールスプレイ(b) 漏えい緩和(b) 漏えい緩和(c) 大気への放射性物質の拡散抑制(c) 大気への放射性物質の拡散抑制(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

1

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二c. 重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手段及び設備

ｃ．重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手段及び設備(a) 使用済燃料プールの監視(a) 使用済燃料プールの監視(b) 代替電源による給電(b) 代替電源による給電(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c) 重大事故等対処設備

備考

東二は本項で使用する設備に自主対策設備はない。

d. 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手段及び設備ｄ．使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手段及び設備(a) 代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱(a) 代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

東二は，使用済燃料プールを除熱する設備として代替燃料プール冷却系をＳＡ設備として新設する。
柏崎は，燃料プール冷却浄化系に代替交流電源設備を用いる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

e. 手順等

ｅ．手順等

1.11.2 重大事故等時の手順

1.11.2 重大事故等時の手順

1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な

1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模漏えい発生時の対応手順

な漏えい発生時の対応手順

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(1) 燃料プール代替注水

東海第二

備考

ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッ

東二は，常設低圧代替注水系ポ(1) 燃料プール代替注水ダ）を使用した使用済燃料プールへの注水

a. 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水（淡水/海水）b. 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水（淡水/海水）ンプまたは可搬型の代替注水ポ

ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系

ンプにて送水するが，柏崎は，（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水（淡水／海可搬型の代替注水ポンプのみと水）している。また，東二は，代替

ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用
した使用済燃料プールへの注水（淡水／海水）

燃料プール注水系として常設注
水ライン，常設スプレイヘッダ
及び可搬スプレイヘッダを設置
し，起因事象により注水とスプレイを使い分ける。柏崎は常設
スプレイヘッダと可搬型スプレ
イヘッダにて注水とスプレイを行う。なお，東二は，燃料プー
ルスプレイ設備を使用済燃料プールへの注水として用いることができる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 消火系による使用済燃料プールへの注水

東海第二

備考

ｄ．消火系による使用済燃料プールへの注水(2) 漏えい抑制

相違理由①

a. サイフォン現象による使用済燃料プール水漏えい発生時の漏えい抑制
1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順

1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1) 燃料プールスプレイ(1) 燃料プールスプレイ
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ

東二は，燃料プールスプレイ手段として，常設低圧代替注水系
ポンプ及び常設スプレイヘッダを使用した手段並びに可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプ及び常設スプ
レイヘッダ又は可搬型スプレイ
ノズルを使用した手段を整備する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

a. 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水/海水）ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水／海水）

相違事項③
設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

b. 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレ
イ（淡水/海水）ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用
した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水／海水）4

相違事項③④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 漏えい緩和a. 使用済燃料プール漏えい緩和

東海第二

備考

(2) 漏えい緩和
ａ．使用済燃料プール漏えい緩和

1.11.2.3 重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順

1.11.2.3 重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順(1) 使用済燃料プールの状態監視(1) 使用済燃料プールの状態監視

a. 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起動

ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動

b. 代替電源による給電

ｂ．代替電源による給電

1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順

1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1) 代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱(1) 使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(a) 代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保(c) 代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保

1.11.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

1.11.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

1.11.2.6 重大事故等時の対応手段の選択

1.11.2.6 重大事故等時の対応手段の選択

5

相違理由④

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等【要求事項】
１ 発電用原子炉設置者において、使用済燃料貯蔵槽の冷却機能又は注水機能が喪失し、又は東海第二1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等【要求事項】
１

発電用原子炉設置者において、使用済燃料貯蔵槽の冷却機能又は注水機能が喪失し、又は使用済燃料貯蔵槽からの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が低下

使用済燃料貯蔵槽からの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が低下した場合において使用済燃料貯蔵槽内の燃料体又は使用済燃料（以下「貯蔵槽内燃料体等」

した場合において使用済燃料貯蔵槽内の燃料体又は使用済燃料（以下「貯蔵槽内燃料体等」という。）を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等が適切に整という。）を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

２ 発電用原子炉設置者は、使用済燃料貯蔵槽からの大量の水の漏えいその他の要因により当２

発電用原子炉設置者は、使用済燃料貯蔵槽からの大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が異常に低下した場合において貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷の該使用済燃料貯蔵槽の水位が異常に低下した場合において貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し、及び臨界を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整進行を緩和し、及び臨界を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 第１項に規定する「使用済燃料貯蔵槽の冷却機能又は注水機能が喪失し、又は使用済燃料【解釈】
１第１項に規定する「使用済燃料貯蔵槽の冷却機能又は注水機能が喪失し、又は使用済燃料貯蔵槽からの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が低下した場合」

貯蔵槽からの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が低下した場合」とは、実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈とは、実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈（原規技発第 1306193 号（平成２５年６月１９日原子力規制委員会決定））第３７条３−１（原規技発第1306193号（平成２５年６月１９日原子力規制委員会決定））第３７条３−１(a)及び(b)で定義する想定事故１及び想定事故２ において想定する使用済燃料貯蔵槽の水位(a)及び(b)で定義する想定事故１及び想定事故２において想定する使用済燃料貯蔵槽の水位の低下をいう。

の低下をいう。

２ 第１項に規定する「貯蔵槽内燃料体等を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するた

２

第１項に規定する「貯蔵槽内燃料体等を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行う

めに必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行う

ための手順等をいう。

ための手順等をいう。

ａ）想定事故１ 及び想定事故２ が発生した場合において、代替注水設備により、使用済燃料ａ）想定事故１及び想定事故２が発生した場合において、代替注水設備により、使用済燃料

貯蔵槽内燃料体等を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等を貯蔵槽内燃料体等を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等を整備すること。

整備すること。

ｂ）想定事故１及び想定事故２が発生した場合において発生する水蒸気が重大事故等対処設ｂ）想定事故１及び想定事故２が発生した場合において発生する水蒸気が重大事故等対処設

備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は、当該悪影響を防止するために必要な手順等を整備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は、当該悪影響を防止するために必要な手順等を整備すること。

備すること。

6

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
３ 第２項に規定する「貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し、及び臨界を防止する

東海第二３第２項に規定する「貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し、及び臨界を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置をために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

行うための手順等をいう。

ａ）使用済燃料貯蔵槽の水位が維持できない場合において、スプレイ設備により、燃料損傷ａ）使用済燃料貯蔵槽の水位が維持できない場合において、スプレイ設備により、燃料損傷を緩和し、臨界を防止するために必要な手順等を整備すること。

を緩和し、臨界を防止するために必要な手順等を整備すること。
ｂ）燃料損傷時に、できる限り環境への放射性物質の放出を低減するための手順等を整備す

ｂ）燃料損傷時に、できる限り環境への放射性物質の放出を低減するための手順等を整備す
ること。

ること。
４ 第１項及び第２項の手順等として、使用済燃料貯蔵槽の監視は、以下によること。
ａ）使用済燃料貯蔵槽の水位、水温及び上部の空間線量率について、燃料貯蔵設備に係る重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり測定できること。
ｂ）使用済燃料貯蔵槽の計測設備が、交流又は直流電源が必要な場合には、代替電源設備からの給電を可能とすること。

備考

４

第１項及び第２項の手順等として、使用済燃料貯蔵槽の監視は、以下によること。

ａ）使用済燃料貯蔵槽の水位、水温及び上部の空間線量率について、燃料貯蔵設備に係る重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり測定できること。
ｂ）使用済燃料貯蔵槽の計測設備が、交流又は直流電源が必要な場合には、代替電源設備からの給電を可能とすること。

使用済燃料貯蔵槽（以下「使用済燃プール」という。）の冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料貯蔵槽（以下「使用済燃料プール」という。
）の冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水位が低下した

使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水位が低下した場

場合において，使用済燃料プール内の燃料体又は使用済燃料（以下「使用済燃料プール内の燃料体合において，使用済燃料プール内の燃料体又は使用済燃料（以下「使用済燃料プール内の燃料体等」という。）を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するための対処設備を整備している。

等」という。
）を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するための対処設備を整備する。

東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

また，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水

また，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，位が異常に低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，放射性物質の放出を低減するための対処設備を整備している。

臨界を防止し，放射性物質の放出を低減するための対処設備を整備する。

東二は対処設備の設置工事を未

ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

だ実施していないため方針を示

ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

し，他条文と整合を図る記載とした。

7

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.11.1 対応手段と設備の選定

1.11.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

使用済燃料プールの冷却機能を有する設計基準対象施設として，燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系（燃料プール冷却モード）を設置している。
また，使用済燃料プールの注水機能を有する設備として，残留熱除去系（残留熱除去系ポンプによる補給機能），復水補給水系及びサプレッションプール浄化系（非常時補給モード）を設置して備考

使用済燃料プールの冷却機能を有する設計基準対象施設として，燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系（使用済燃料プールの冷却機能）を設置している。
また，使用済燃料プールの注水機能を有する設備として，残留熱除去系（残留熱除去系ポン
プによる補給機能）及び補給水系を設置している。

いる。

相違理由④
相違理由④
東二は，柏崎に設置するサプレ
ッションプール水を浄化する系
統は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

これらの冷却及び注水機能が故障等により喪失した場合，又は使用済燃料プールに接続する配これらの冷却及び注水機能が故障等により喪失した場合，又は使用済燃料プールに接続する管の破断等による使用済燃料プールの小規模な水の漏えいにより水位の低下が発生した場合は，配管の破断等による使用済燃料プールの小規模な水の漏えいにより水位の低下が発生した場合その機能を代替するために，各設計基準対象施設が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機は，その機能を代替するために，各設計基準対象施設が有する機能，相互関係を明確にした

能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設（以下「機能喪失原因対策分析」という。
）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大備を選定する（第 1.11.1 図）。

事故等対処設備を選定する（第1.11−1図）。

図表番号の附番ルールの相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能喪失時，又は使用済燃料プールの小規模な漏え

使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能喪失時，又は使用済燃料プールの小規模な漏い発生時において，発生する水蒸気による重大事故等対処設備への悪影響を防止するための対応

えい発生時において，発生する水蒸気による重大事故等対処設備への悪影響を防止するための手段及び重大事故等対処設備を選定する。

対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

使用済燃料プールから大量の水が漏えいし，使用済燃料プールの水位が維持できない場合を想

使用済燃料プールからの大量の水が漏えいし，使用済燃料プールの水位が維持できない場合

定し，使用済燃料プールへのスプレイにより使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷を緩和を想定し，使用済燃料プールへのスプレイにより使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。なお，使用済燃料プール内の燃料体等を緩和するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。なお，使用済燃料プール内のをボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵することにより，未臨界は維持される。

燃料体等をボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵することにより，未臨界は維持される。

8

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な

えい若しくは使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時において，使用済燃料プールの水

漏えい若しくは使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時において，使用済燃料プール

位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定するための対応の水位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定するため手段及び重大事故等対処設備を選定する。

の対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※1 を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※１を選定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設

使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

備。

な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけで選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけなく，設置許可基準規則第五十四条及び技術基準規則第六十九条（以下「基準規則」という。）のでなく，設置許可基準規則第五十四条及び技術基準規則第六十九条（以下「基準規則」とい要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明う。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との確にする。

関係を明確にする。

9

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 対応手段と設備の選定の結果

東海第二(2) 対応手段と設備の選定の結果

機能喪失原因対策分析の結果，使用済燃料プールの冷却設備若しくは注水設備が故障等により機能喪失原因対策分析の結果，使用済燃料プールの冷却設備若しくは注水設備が故障等によ機能喪失した場合，使用済燃料プールに接続する配管の破断等による使用済燃料プールの小規模り機能喪失した場合，使用済燃料プールに接続する配管の破断等による使用済燃料プールの小な水の漏えいにより水位の低下が発生した場合，又は使用済燃料プールから大量の水が漏えい

規模な水の漏えいにより水位の低下が発生した場合，又は使用済燃料プールからの大量の水がし，使用済燃料プールの水位が維持できない場合を想定する。

漏えいし，使用済燃料プールの水位が維持できない場合を想定する。

設計基準対象施設に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準， 基準規則

設計基準対象施設に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準規からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備

則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対を以下に示す。

策設備を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準対象施設，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策

なお，機能喪失を想定する設計基準対象施設，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主設備と整備する手順についての関係を第 1.11.1 表に整理する。

対策設備と整備する手順についての関係を第1.11−1表に整理する。

a. 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えａ．使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模ない発生時の対応手段及び設備(a) 燃料プール代替注水

備考

相違理由⑥

漏えい発生時の対応手段及び設備(a) 燃料プール代替注水

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの小規模な使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの小規

水の漏えい発生時に，使用済燃料プールへの注水により使用済燃料プール内の燃料体等を冷却

模な水の漏えい発生時に，使用済燃料プールへの注水により使用済燃料プール内の燃料体

し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段がある。

等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段がある。
ⅰ) 常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽10

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

・低圧代替注水系配管・弁・代替燃料プール注水系配管・弁・常設スプレイヘッダ
・使用済燃料プール
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅰ. 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水ⅱ) 可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水

見出し記号の附番ルールの相違。

系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水

以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑦と示す。
相違理由②

常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水相違理由②

系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。

・可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由④・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由④

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬型設備による注水等

・淡水貯水池・代替淡水貯槽に使用する水源として西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として
防火水槽及び淡水貯水池（代替
淡水源：自主対策設備）を新設
し，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

11

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
第 54 条で選定されている設備を記載。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑨と示す。

・ホース・接続口

・ホース

東二は接続口を低圧代替注水系
配管の設備に含める。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑩と示す。

・低圧代替注水系配管・弁相違理由②

・燃料プール代替注水系配管・弁・代替燃料プール注水系配管・弁相違理由④

・常設スプレイヘッダ

・常設スプレイヘッダ

・使用済燃料プール

・使用済燃料プール
・常設代替交流電源設備

東二は給電が必要とされる設備

・可搬型代替交流電源設備に用いる電源設備を記載。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑪と示す。

・燃料補給設備

・燃料給油設備12

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

柏崎はあらかじめ敷設したホー

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

スを使用することを記載していする場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可るが，東二はホースをあらかじ

搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

め敷設する前提ではないため記載していない。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑫と示す。

また，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水は，防火水槽又は淡水
貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。
ⅱ. 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注

なお，注水ライン又は常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。
ⅲ) 可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を水使用した使用済燃料プールへの注水

可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のと可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）をおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）

相違理由②⑧

相違理由②
相違理由②

使用した使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由④・淡水貯水池・代替淡水貯槽

相違理由⑧・ホース・接続口

・ホース・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）・防火水槽

・燃料プール代替注水系配管・弁・可搬型スプレイヘッダ

・可搬型スプレイノズル

・使用済燃料プール

・使用済燃料プール

・燃料補給設備

・燃料給油設備

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

相違理由③
相違理由④
相違理由⑫

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用する場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

13

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
また，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。
ⅲ. 消火系による使用済燃料プールへの注水

東海第二
なお，可搬型スプレイノズルを使用した使用済燃料プールへの注水は，代替淡水貯槽

備考
相違理由③⑧の淡水だけでなく，海水も利用できる。
ⅳ) 消火系による使用済燃料プールへの注水

相違理由⑦

消火系による使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。

消火系による使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由④

・多目的タンク

東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。
相違理由⑨・消火系配管・弁・消火系配管・弁・消防用ホース

・復水補給水系配管・弁東二では消防用ホースを使用する。また，柏崎の消火系による注水流路は複数系統の配管を経由する。

・残留熱除去系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁東二では残留熱除去系Ｂ系配管・弁を使用する。

・燃料プール冷却浄化系配管・弁・燃料プール冷却浄化系配管・弁・使用済燃料プール

・使用済燃料プール
・非常用交流電源設備

東二では非常用交流電源設備又は常設代替交流電源設備により給電する。柏崎は常設代替交流
電源設備により給電される。

14

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・常設代替交流電源設備

東海第二

備考

・常設代替交流電源設備
東二は，常設代替交流電源設備を・第二代替交流電源設備

常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定し，1台予備を確保している。よって，
柏崎で記載している自主対策設
備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・燃料補給設備

・燃料給油設備15

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 漏えい抑制

東海第二

備考

(b) 漏えい抑制

使用済燃料プールに接続する配管の破断等により，使用済燃料プールディフューザ配管か

使用済燃料プールに接続する配管の破断等により，燃料プール水戻り配管からサイフォン

らサイフォン現象による使用済燃料プール水漏えいが発生した場合に，使用済燃料プールの現象による使用済燃料プール水漏えいが発生した場合に，燃料プール水戻り配管上部に設置

サイフォン防止機能を有するサイフォンブレーク孔によりサイフォン現象の継続を防止する

する静的サイフォンブレーカにより，静的サイフォンブレーカ下端まで水位が低下した時点 設計方針の相違とともに，現場手動弁の隔離操作により漏えいを停止する手段がある。

で，自動的にサイフォン現象の継続を防止することで，漏えいを停止する手段がある。

東二は，サイフォン現象による漏漏えい抑制で使用する設備は以下のとおり。

えい時に静的サイフォンブレーカ

・静的サイフォンブレーカ

により漏えいの継続を防止する設

漏えい抑制で使用する設備は以下のとおり。
・サイフォン防止機能計であるが，柏崎はサイフォンブ

レーク用孔によりサイフォン現象の継続を防止し，現場の手動弁の隔離操作により漏えいを停止する設計である。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。
(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備

燃料プール代替注水で使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級），可搬型代

燃料プール代替注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯相違理由②④⑧

替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続口，燃料プール代替注水系配管・弁，常設スプレイ

槽，低圧代替注水系配管・弁，代替燃料プール注水系配管・弁，常設スプレイヘッダ，使相違理由②④⑨

ヘッダ，可搬型スプレイヘッダ，使用済燃料プール及び燃料補給設備は重大事故等対処設備

用済燃料プール，常設代替交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大相違理由②④として位置付ける。

型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース，可搬型代替交流電源設備，可搬型スプレイノズル

相違理由③④⑧⑩⑪

及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由④

16

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】

備考
相違理由⑧

1b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。
漏えい抑制で使用する設備のうち，サイフォン防止機能は重大事故等対処設備として位置付ける。また，重大事故等時には現場手動弁による隔離操作を併せて実施する。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策
設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁漏えい抑制で使用する設備のうち，静的サイフォンブレーカは重大事故等対処設備として 相違理由⑮
位置付ける。

相違理由⑮

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，消火系配管・弁・消防用ホース

相違理由④⑬
東二では消防用ホースを使用する。

耐震性は確保されていないが，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）と同等の機能（流量）

耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

柏崎の同等の機能（流量）に関を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生

要な火災が発生していない場合において，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，する記載は，東二では常設低圧していない場合において，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段として有効である。

代替注水系ポンプ，可搬型代替

び臨界を防止する手段として有効である。

注水中型ポンプ及び可搬型代替
注水大型ポンプの設計仕様が同等の機能（容量）を有するとは言えないため，柏崎と同様な記載は困難である。（例：可搬型
代替注水ポンプ（A−2 級）柏崎
120m3/h/台，常設低圧代替注水
系ポンプ東二 200m3/h/台）
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

17

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑭

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
b. 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手段及び設備

ｂ．使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手段及び設備(a) 燃料プールスプレイ(a) 燃料プールスプレイ

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時，使用済燃料プールへのスプレイにより燃料損傷を緩和し，臨界を防止し，放射性物質の放出を低減する手段がある。

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時，使用済燃料プールへのスプレイにより燃料損傷を緩和し，臨界を防止し，放射性物質の放出を低減する手段がある。
ⅰ) 常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイで使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・低圧代替注水系配管・弁・代替燃料プール注水系配管・弁・常設スプレイヘッダ
・使用済燃料プール
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備18

相違理由③

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ⅰ. 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ

東海第二ⅱ) 可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水

レイ

系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ

常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイで使用する設備は以下の可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水

とおり。

備考
相違理由③④⑦
相違理由④

系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイで使用する設備は以下のとおり。

・可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由④・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由④

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

相違理由⑧・淡水貯水池・代替淡水貯槽

相違理由⑧・ホース・接続口

・ホース

相違理由⑩

・低圧代替注水系配管・弁相違理由③

・燃料プール代替注水系配管・弁・代替燃料プール注水系配管・弁相違理由④

・常設スプレイヘッダ

・常設スプレイヘッダ

・使用済燃料プール

・使用済燃料プール

・燃料補給設備

・常設代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑪・燃料給油設備相違理由④

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ相違理由⑫敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用する場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

また，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイは，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイは，代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

19

相違理由⑧

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ⅱ. 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのス

東海第二ⅲ) 可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）をプレイ使用した使用済燃料プールへのスプレイ

可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイで使用する設備は以下

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）をのとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）

備考
相違理由③④⑦
相違理由③④使用した使用済燃料プールへのスプレイで使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由④・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

相違理由④

・防火水槽

相違理由⑧

・淡水貯水池・代替淡水貯槽

相違理由⑧・ホース・接続口

・ホース

相違理由⑩

・燃料プール代替注水系配管・弁東二は既設配管を使用しない。

・可搬型スプレイヘッダ

・可搬型スプレイノズル

・使用済燃料プール

・使用済燃料プール

・燃料補給設備

・燃料給油設備

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

相違理由③
相違理由④
相違理由⑫

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

東二の燃料プールスプレイは燃する場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可料プールへの注水機能のとして搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

も満足出来る。
相違理由③

また，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイは，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，可搬型スプレイノズルを使用した使用済燃料プールへのスプレイは，代替淡水
貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

20

相違理由⑧

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 漏えい緩和

東海第二(b) 漏えい緩和

使用済燃料プール内側から漏えいしている場合に，シール材を張り付けたステンレス鋼板

使用済燃料プール内側から漏えいしている場合に，シール材を張り付けたステンレス鋼を使用済燃料プール開口部付近までロープで吊り下ろし，漏えいするプール水の流れやプー板を使用済燃料プール開口部付近までロープで吊り下ろし，漏えいするプール水の流れやル水による水圧を利用して開口部を塞ぐことで漏えいを緩和する手段がある。

プールによる水圧を利用して開口部を塞ぐことで漏えいを緩和する手段がある。

この手段では漏えいを緩和できない場合があること，重いステンレス鋼板を使用するため

この手段では漏えいを緩和できない場合があること，重いステンレス鋼板を使用するた作業効率が悪いことから，今後得られた知見を参考に，より効果的な漏えい緩和策を取り入め作業効率が悪いことから，今後得られた知見を参考に，より効果的な漏えい緩和策を取れていく。

り入れていく。

漏えい緩和で使用する資機材は以下のとおり。

漏えい緩和で使用する資機材は以下のとおり。

・シール材

・シール材

・接着剤

・接着剤

・ステンレス鋼板

・ステンレス鋼板

・吊り降ろしロープ・吊り降ろしロープ(c) 大気への放射性物質の拡散抑制(c) 大気への放射性物質の拡散抑制

重大事故等により，使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷に至った場合において，大重大事故等により，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場合におい気へ放射性物質が拡散するおそれがある場合は，原子炉建屋放水設備により大気への放射性て，大気へ放射性物質が拡散するおそれがある場合は，放水設備により大気への放射性物

物質の拡散を抑制する手段がある。

質の拡散を抑制する手段がある。

大気への放射性物質の拡散抑制で使用する設備は以下のとおり。

備考

相違理由④

大気への放射性物質の拡散抑制で使用する設備は以下のとおり。

・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

・ホース

・ホース

・放水砲

・放水砲

・燃料補給設備

・燃料給油設備

相違理由④

なお，大気への放射性物質の拡散抑制の操作手順については，「1.12 工場等外への放射

手順名等の相違

なお，大気への放射性物質の拡散抑制の操作手順については，「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

21

相違理由④

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東海第二

備考

燃料プールスプレイで使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級），可搬型代

燃料プールスプレイで使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯相違理由③⑧

替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続口，燃料プール代替注水系配管・弁，常設スプレイ

槽，低圧代替注水系配管・弁，代替燃料プール注水系配管・弁，常設スプレイヘッダ，使相違理由④⑨ヘッダ，可搬型スプレイヘッダ，使用済燃料プール及び燃料補給設備は重大事故等対処設備

用済燃料プール，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，可搬型代替注水中型

相違理由③⑪として位置付ける。

ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース，可搬型スプレイノズル

相違理由④⑩及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】相違理由⑧1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。
大気への放射性物質の拡散抑制で使用する設備のうち，大容量送水車（原子炉建屋放水設
備用），ホース，放水砲及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷を緩和し，臨界を防止すること及び放射性物質の放出を低減することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策
設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

大気への放射性物質の拡散抑制で使用する設備のうち，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），ホース，放水砲及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷を緩和
し，臨界を防止すること及び放射性物質の放出を低減することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

・シール材， 接着剤，ステンレス鋼板，吊り降ろしロープ・シール材，接着剤，ステンレス鋼板，吊り降ろしロープ

漏えい箇所により漏えいを緩和できない場合があり，また，プラントの状況によって使用

漏えい箇所により漏えいを緩和できない場合があり，また，プラントの状況によって使済燃料プールへのアクセスができない場合があるが，使用できれば漏えいを抑制する手段と用済燃料プールへのアクセスができない場合があるが，使用できれば漏えいを抑制する手して有効である。

段として有効である。

22

相違理由④
相違理由④

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二c. 重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手段及び設備

ｃ．重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手段及び設備(a) 使用済燃料プールの監視(a) 使用済燃料プールの監視

重大事故等時において，使用済燃料プールの水位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定するための手段がある。

備考

重大事故等時において，使用済燃料プールの水位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定するための手段がある。

使用済燃料プールの監視で使用する設備（監視計器）は以下のとおり。

使用済燃料プールの監視で使用する設備（監視計器）は以下のとおり。

・使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

・使用済燃料プール温度（ＳＡ）

東二の使用済燃料プール水位は・使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

・使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

使用済燃料プール上端付近から底部まで測定可能なＳＡ広域のみを設置する。
柏崎は測定範囲の異なる使用済
燃料貯蔵プール水位（SA 広域）
及び使用済燃料貯蔵プール水位（SA）を設置。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

・使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

・使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

相違理由④・使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（ 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）

・使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）

相違理由④

23

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 代替電源による給電
全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合において，使用済燃料プールの状態を監視するため，代替電源設備により使用済燃料プール監視計器へ給電する手段がある。

東海第二

備考

(b) 代替電源による給電
全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合において，使用済燃料プールの状態を監視するため，代替電源設備により使用済燃料プール監視計器へ給電する手段がある。

代替電源による給電で使用する設備は以下のとおり。

代替電源による給電で使用する設備は以下のとおり。

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑭・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・所内蓄電式直流電源設備

・常設代替直流電源設備

相違理由④・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備

相違理由④・燃料給油設備

柏崎は代替交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれるが，東二は代替交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載
している。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑱と示す。

(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c) 重大事故等対処設備

東二は本項で使用する設備に自主対策設備はない。

使用済燃料プールの監視で使用する設備（監視計器）のうち，使用済燃料貯蔵プール水位・

使用済燃料プールの監視で使用する設備（監視計器）のうち，使用済燃料プール温度

相違理由④

温度（SA），使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プール放射線モ（ＳＡ），使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プールエリア放射線モニ

相違理由⑰

ニタ（高レンジ・低レンジ）及び使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監

タ（高レンジ・低レンジ）及び使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメ

相違理由④

視カメラ用空冷装置を含む）は重大事故等対処設備として位置付ける。

ラ用空冷装置を含む）は重大事故等対処設備として位置付ける。

代替電源による給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源

代替電源による給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電設備，所内蓄電式直流電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置付

源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等ける。

対処設備として位置付ける。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

24

相違理由④⑱

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料貯蔵プールの水位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定することができる。

東海第二以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プールの水位，水温及び上部の空間線量

備考
相違理由④

率について変動する可能性のある範囲にわたり測定することができる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策

東二は本項で使用する設備に自設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

主対策設備はない。

相違理由⑭

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
d. 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手段及び設備ｄ．使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手段及び設備(a) 代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱(a) 代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

相違理由①

燃料プール冷却浄化系が全交流動力電源喪失により起動できず，使用済燃料プールから発使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールから発生する水蒸気が重大事

生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は，常設代替交流電

故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は，常設代替交流電源設備又は可搬型代源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ替交流電源設備により代替燃料プール冷却系の電源を確保し，緊急用海水ポンプ又は可搬

相違理由①⑭電源を供給することで燃料プール冷却浄化系の電源を確保し，原子炉補機冷却系又は代替原型代替注水大型ポンプで冷却水を確保することで代替燃料プール冷却系による使用済燃料相違理由①

子炉補機冷却系により冷却水を確保することで燃料プール冷却浄化系を起動し，使用済燃料

プールを除熱する手段がある。

相違理由①

プールを除熱する手段がある。
代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱で使用代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱で使用する設備は以下のとおり。

相違理由①

・燃料プール冷却浄化系ポンプ

・代替燃料プール冷却系ポンプ

相違理由①

・使用済燃料プール

・使用済燃料プール

する設備は以下のとおり。

・燃料プール冷却浄化系熱交換器
・燃料プール冷却浄化系配管・弁・スキマサージタンク・ディフューザ

相違理由①・スキマサージタンク

相違理由①

・代替燃料プール冷却系熱交換器

相違理由①

・代替燃料プール冷却系配管・弁相違理由①

・燃料プール冷却浄化系配管・弁25

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

・原子炉補機冷却系

・緊急用海水ポンプ

東二は代替燃料プール冷却系冷・代替原子炉補機冷却系

・緊急用海水系ストレーナ

却水の確保手段として，緊急用・緊急用海水系配管・弁海水系（緊急用海水ポンプ）,代・残留熱除去系海水系配管・弁替残留熱除去系海水系（可搬型・非常用取水設備

代替注水大型ポンプ）により残・可搬型代替注水大型ポンプ

留熱除去系へ直接海水を送水す

・ホースる手段を整備している。柏崎は代替原子炉補機冷却系（代替原子炉補機冷却海水ポンプ，大容
量送水車）を設置しており，代替原子炉補機冷却系により原子
炉補機冷却系を間接的に冷却する手段と直接原子炉補機冷却系に海水を送水する手段がある。

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑭・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備26

相違理由⑱

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二

備考

(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱で使用代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱で使用する設備のうち，代替燃料

相違理由①

する設備のうち，燃料プール冷却浄化系ポンプ，使用済燃料プール，燃料プール冷却浄化系熱

プール冷却系ポンプ，使用済燃料プール，スキマサージタンク，代替燃料プール冷却系熱

相違理由①

交換器，燃料プール冷却浄化系配管・弁・スキマサージタンク・ディフューザ，代替原子炉補交換器，代替燃料プール冷却系配管・弁，燃料プール冷却浄化系配管・弁，緊急用海水ポ

相違理由①

機冷却系，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備は重大事故等対処設備としてンプ，緊急用海水系ストレーナ，緊急用海水系配管・弁，残留熱除去系海水系配管・弁，相違理由①

位置付ける。

非常用取水設備，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重相違理由①⑱

大事故等対処設備として位置付ける。
また，原子炉補機冷却系は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，燃料プール冷却浄化系が全交流動力電源喪失により起動できない場合においても，燃料プール冷却浄化系の電源を確保し，使用済燃料プールを除

相違理由①
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合においても，使用済燃料プールを除熱することができる。

相違理由①④
相違理由①

熱することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策
設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

・第二代替交流電源設備

相違理由⑭

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

東二は左記のとおり自主設備と敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使 位置付ける。
用できない場合において，使用済燃料プールが沸騰し原子炉建屋原子炉棟内の環境が悪化する前に，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱を開始できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替燃料プール冷却系に使用可能であれば，使用済燃料プールを除熱する手段として有効である。
e. 手順等

ｅ．手順等

上記「a.使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小上記「ａ．使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水

規模な漏えい発生時の対応手段及び設備」，「b.使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生の小規模な漏えい発生時の対応手段及び設備」，「ｂ．使用済燃料プールからの大量の水の漏時の対応手段及び設備」，「c.重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手段

えい発生時の対応手段及び設備」，「ｃ．重大事故等時における使用済燃料プールの監視のた及び設備」及び「d. 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応

めの対応手段及び設備」及び「ｄ．使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

27

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベー

これらの手順は，運転員等※２及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書

東二は「技術的能力 1.0 重大事ス）（以下「EOP」という。），事故時運転操作手順書（ シビアアクシデント）（以下「SOP」

Ⅱ（徴候ベース）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第故対策における共通事項（添付資という。），事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）（以下「停止時 EOP」という，AM 設備

1.11−1表）。

料 1.0.10

別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第 1.11.1 表）。

重大事故等発生時の体制について）」より,当直運転
員と重大事故等対応要員のうち
運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑲と示す。
整備する対応手順書名の相違
相違理由⑥

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.11.2 表，第 1.11.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.11−2表，第1.11−3表）。

相違理由⑥※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員の定義を追記。

28

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東海第二1.11.2 重大事故等時の手順

1.11.2 重大事故等時の手順

1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な

1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模漏えい発生時の対応手順(1) 燃料プール代替注水

備考

な漏えい発生時の対応手順(1) 燃料プール代替注水
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏えいが発生した場合に，代替淡水貯槽を水源として常設低圧代替注水系ポンプにより使用済燃料プールへ注水する。
また，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ実施のための準備作業として，原子炉建屋廃棄物
処理棟東側扉から原子炉建屋原子炉棟6階までのホース敷設，原子炉建屋原子炉棟6階での可搬型スプレイノズル設置，可搬型スプレイノズルとのホース接続等を実施する。本作業は，原子炉建屋原子炉棟内で作業を行うことから，作業環境が悪化する前に常設低圧代替注水系
ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済
燃料プールへの注水と同時に本手段に係わる準備を開始する。なお，原子炉建屋廃棄物処理
棟東側扉が使用できない場合は，原子炉建屋原子炉棟大物搬入口から原子炉建屋原子炉棟6階までのホース敷設を実施する。
(a) 手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合。
・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

29

相違理由②

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東海第二(b) 操作手順
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.11−2図に，概要図を第1.11−3図に，タイムチャートを第1.11−4図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料
プールへの注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了していること及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
④発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑥発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水
ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水の開始を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁の全開操作を実施した
後，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とし，使用済燃料プールへの注水が開始されたことを使用済燃料プール監視カメラ，使用済燃料プール水位の上昇及び使用済燃料プール温度の低下により確認する。また，発電長に報告するとともに使用済
燃料プール水位を使用済燃料プール水位低レベル以上に維持する。なお，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）による注水ラインを使用した使用済
燃料プールへの注水が実施できない場合は，使用済燃料プールスプレイライン元弁の全開操作を実施した後，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とし，使用済燃料プールへの注水を実施する。

30

備考
相違理由②

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東海第二(c) 操作の成立性

備考
相違理由②

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレ
イヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水開始まで15分以内で可能である。
a. 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水（淡水/海水）ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水（淡水／海相違理由②④相違理由②水）
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の相違理由②④

えいが発生した場合に，防火水槽又は淡水貯水池を水源として可搬型代替注水ポンプにより使漏えいが発生した場合に，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源として代替燃料プール

相違理由②④

用済燃料プールへ注水する。

注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールへ注水する。

相違理由②(a) 手順着手の判断基準

優先する系統の相違

可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）1 台又は（A−2 級）1 台により，常設スプレイヘッダを使用
した使用済燃料プールへの注水が可能である。
可搬型代替注水ポンプ（A−1 級） 及び（A−2 級）で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）で常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水を実施する。
(a) 手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。

以下のいずれかの状況に至り，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水及び消火系による使用済燃料プールへの注水ができない場合。

・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

31

相違理由④

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二(b) 操作手順

備考
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様な相違理由によるものは相違理由⑳と示す。

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系

相違理由②（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第 1.11.2 図，第 1.11.4 図及び第 1.11.5 図に，概要図を第 1.11.6 図に，タイムチャートを第 1.11.7 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に燃料プール代替注水系による常設
スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水準備開始を指示する。

手順の対応フローを第1.11−2図に，概要図を第1.11−5図に，タイムチャートを第1.11−6図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配

相違理由⑥
相違理由⑥
柏崎は，③で記載。

管・弁の接続口への可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる相違理由②④

代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）の接続を依頼する。

相違理由②②災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイ

相違理由⑳ヘッダ）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を報告するとともに重大事故等対応要員に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水準備開始を指示する。
③発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによ柏崎は，①で記載。

る代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料

相違理由②④⑲⑳

プールへの注水準備開始を指示する。

32

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）②中央制御室運転員 A は，｢1.11.2.3(1)a.使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起

東海第二

備考

④運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置 相違理由④⑲⑳

動｣手順により冷却装置の起動が完了していること及び使用済燃料貯蔵プール監視カメ

起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了していること及 東二は運転員等の対応要員数をラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。

び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。

タイムチャートに示す。
以降，同様な相違理由によるものは相違理由 と示す。

東二は，①で記載。

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水準備のため，可搬型代替注

相違理由②④⑳

水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）の配備，ホース接相違理由⑳

続及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）による送水準備完了について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑤当直長は当直副長からの依頼に基づき，燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッ

相違理由⑳

ダを使用した使用済燃料プールへの注水開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑤運転員等は中央制御室にて，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポン

相違理由⑲⑳

プによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状

監視計器に電源確保の状態表示

態表示等にて確認する。

がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

⑥発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによ

相違理由⑳

る代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料
プールへの注水の系統構成を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とする。

相違理由⑲⑳

また，中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，運転員等は原子炉建屋原

東二は，系統構成において中央

子炉棟にて，現場手動操作により使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とす

制御室からの電動弁の遠隔操作る。なお，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）による注水ラができない場合，現場にて手動インを使用した使用済燃料プールへの注水が実施できない場合は，使用済燃料プール操作を行う。

スプレイライン元弁の全開操作を実施した後，使用済燃料プール注水ライン流量調整

以降，同様の相違理由によるも弁を開とし，使用済燃料プールへの注水を実施する。

のは相違理由 と示す。

33

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑧発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型

備考
相違理由⑳

ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した
使用済燃料プールへの注水の原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを報告する。
⑨重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型

相違理由⑳

代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水準備が完了したことを報告する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイ

相違理由⑳ヘッダ）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水の開始を報告するとともに重大事故等対応要員に代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
東二は,⑫で記載。

⑥当直副長は，中央制御室運転員に燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水状況について，使用済燃料貯蔵プール監視カメラ及び相違理由②④⑳

使用済燃料貯蔵プール水位・温度による確認を指示する。
⑦緊急時対策要員は，使用済燃料プール外部注水原子炉建屋北側注水ライン元弁又は使用⑪重大事故等対応要員は，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）

済燃料プール外部注水原子炉建屋東側注水ライン元弁のどちらかを開操作して送水流量として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した

相違理由④を規定流量に調整し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本後，原子炉建屋西側接続口，原子炉建屋東側接続口，高所東側接続口又は高所西側接相違理由④部は当直長に報告する。

続口の弁の全開操作を実施し，送水開始について災害対策本部長代理に報告する。ま相違理由⑳

た，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。

相違理由⑳⑫発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料
プールへの注水が開始されたことの確認を指示する。

34

相違理由②④⑳

柏崎は,⑥で記載。
相違理由②④⑳

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東海第二

備考

⑧中央制御室運転員 A は，使用済燃料プールへの注水が開始されたことを使用済燃料貯蔵⑬運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールへの注水が開始されたことを使用済燃

相違理由④

プール監視カメラ及び使用済燃料貯蔵プール水位・温度により確認し，当直副長に報告

料プール監視カメラ及び使用済燃料プール水位・温度により確認し，発電長に報告す

相違理由④

する。

るとともに使用済燃料プール水位を使用済燃料プール水位低レベル以上に維持する。

柏崎は，⑩で記載。

⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール代替注水系による常設スプレイヘ⑭発電長は，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料

相違理由②④⑳

ッダを使用した使用済燃料プールへの注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告す

プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの相違理由②⑳る。

注水が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

相違理由⑳⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，使用済燃料プールの水位を使用済燃料プール

東二は，⑬で記載。

水位低レベル以上に維持するよう，可搬型代替注水ポンプの間欠運転又は現場での流量相違理由⑳調整を緊急時対策本部に依頼する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

防火水槽を水源とし，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作は，1

上記の操作は，作業開始を判断してから可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水

東二は，水源，接続口及び操作ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した

場所での組合わせた状況での時業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始まで 110 分以内で可能である。

使用済燃料プールへの注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

間を記載している。

淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースを使用した場合の常設スプレイヘ【中央制御室からの操作（高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】ッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及

（水源：代替淡水貯槽）

び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プール

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実への注水開始まで 115 分以内で可能である。
また，淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合の常設施した場合，215分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】

スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運（水源：西側淡水貯水設備）

転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実

燃料プールへの注水開始まで 330 分以内で可能である。

施した場合，140分以内で可能である。
【現場操作（高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【現場操作（高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。

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東海第二【中央制御室からの操作（原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の

備考
東二は，水源，接続口及び操作場合）】（水源：代替淡水貯槽）

場所での組合わせた状況での時

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実間を記載している。

施した場合，535分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】（水源：西側淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。
【現場操作（原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】（水
源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【現場操作（原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】（水
源：西側淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由④

可搬型代替注水ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペース整備する。代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した可搬型

相違理由②④を確保していることから，容易に実施可能である。

代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金

相違理由④具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

36

相違理由④

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b. 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水

東海第二ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用

備考
相違理由③④（淡水/海水）した使用済燃料プールへの注水（淡水／海水）

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水のえいが発生した場合に，防火水槽又は淡水貯水池を水源として可搬型代替注水ポンプにより使漏えいが発生した場合に，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を優

相違理由②⑧

用済燃料プールへ注水する。

先して使用するが，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）の機能が喪相違理由②⑧

失した場合は，代替淡水貯槽を水源として代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）

相違理由②③を使用した可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールへ注水する。
可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）1 台又は（A−2 級）1 台により，可搬型スプレイヘッダを使

柏崎固有の手順

用した使用済燃料プールへの注水が可能である。
可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）及び（A−2 級）で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ（A−2級）で可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水を実施する。
(a) 手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至り，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水(a) 手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。

ができない場合。

東二は可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注
水の準備を常設低圧代替注水系
ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレ
イヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水と同時並行で実施する。

・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

相違理由④

ただし，使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合。
東二は原子炉建屋原子炉棟 6 階に可搬型スプレイノズルを設置するため判断基準に記載

37

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
手順の対応フローを第 1.11.2 図，第 1.11.4 図及び第 1.11.5 図に，概要図を第 1.11.8 図に，タイムチャートを第 1.11.9 図及び第 1.11.10 図に示す。

東海第二

備考

(b) 操作手順
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使

相違理由③⑳用した使用済燃料プールへの注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.11

相違理由⑥−2図に，概要図を第1.11−7図に，タイムチャートを第1.11−8図に示す。

相違理由⑥①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型
ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料

相違理由③⑲⑳
柏崎は③a，③b に記載

プールへの注水の準備開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替注水大型ポンプによる代替

東二固有の手順

燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水の準備として，可搬型代替注水大型ポンプの配置，及び原子炉建屋原子炉棟6階に可搬型
スプレイノズルの設置を指示する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に燃料プール代替注水系による可搬
スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水準備開始を指示する。

③発電長は，運転員等に可搬型代替大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型ス

相違理由③⑲⑳

プレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水の準備開始を指示する。

②中央制御室運転員 A は，｢1.11.2.3(1)a.使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起④運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装動｣手順により冷却装置の起動が完了していること及び使用済燃料貯蔵プール監視カメ

置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了しているこラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。

と及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認す

相違理由④⑲⑳

る。
③a SFP 可搬式接続口使用の場合

柏崎は表題を記載

当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に燃料プール代替注水系によ相違理由③⑲⑳

る可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水準備のため，可搬型代替

柏崎は使用する接続口毎に手順

注水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。

を整備している。

③b 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合

東二は①に記載

可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）の配備， ホース接続及び起動操作，並びに原子炉建屋扉外側の防潮扉の開放を依頼する。

38

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑤運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用

備考
東二固有の手順

した使用済燃料プールへの注水に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態
表示等にて確認する。
⑥発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水の準備が完了したことを報告する。
④a SFP 可搬式接続口使用の場合
現場運転員 C 及び D は，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した⑦重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可

使用済燃料プールへの注水の系統構成として，原子炉建屋地上 1 階 SFP 可搬式接続口（原搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水の準備として，可搬型代

柏崎は使用する接続口毎に手順

子炉建屋南側）から南東側階段を経由して原子炉建屋オペレーティングフロアまでホー替注水大型ポンプを配置するとともに，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉から原子炉建を整備している。

スを敷設し，原子炉建屋オペレーティングフロアにて可搬型スプレイヘッダを設置しホ

屋原子炉棟6階までホースの敷設を行い，原子炉建屋原子炉棟6階にて可搬型スプレイ

東二は⑦に記載ースと接続する。

ノズルを設置しホースと接続する。原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉が使用できない場
合は，原子炉建屋原子炉棟大物搬入口から原子炉建屋原子炉棟6階までのホース敷設を実施する。

④b 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合
現場運転員 C 及び D は，原子炉建屋扉内側から北西側階段を経由して原子炉建屋オペレ
ーティングフロアまでホースを敷設し，原子炉建屋オペレーティングフロアにて可搬型
スプレイヘッダを設置しホースと接続する。
⑤a SFP 可搬式接続口使用の場合
現場運転員 C 及び D は，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した
使用済燃料プールへの注水の系統構成として，SFP 接続口内側隔離弁の全開操作を実施する。
⑤b 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合
現場運転員 C 及び D は，可搬型代替注水ポンプとのホースの接続のために原子炉建屋扉の開放を実施する。緊急時対策要員は，原子炉建屋扉外側の防潮扉を開放し，現場運転員
による原子炉建屋扉の開放操作完了後，原子炉建屋内に敷設されたホースとの接続を実
施する。

39

相違理由③④⑲⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑧重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプによる代替

備考
東二固有の手順

燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水の準備が完了したことを報告する。
⑨災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水の開始を報告するとともに重大事
故等対応要員に代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑥緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）の配備，ホース接⑩重大事故等対応要員は，代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用

続及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）による送水準する可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホース内の水張りを実施した後，代替燃料

備完了について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプよ相違理由③⑲⑳

り送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理
は，発電長に報告する。
⑦当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイ

柏崎固有の手順

ヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑧当直副長は，中央制御室運転員に燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水状況について使用済燃料貯蔵プール監視カメラ及び⑪発電長は，運転員等に代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使相違理由③⑲⑳

用済燃料プールへの注水が開始されたことの確認を指示する。

使用済燃料貯蔵プール水位・温度による確認を指示する。
⑨a SFP 可搬式接続口使用の場合
緊急時対策要員は，SFP 接続口外側隔離弁を開操作して送水流量を規定流量に調整し，送柏崎は使用する接続口毎に手順

水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

を整備している。

⑨b 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合
緊急時対策要員は，送水流量を規定流量に調整し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

40

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑩中央制御室運転員 A は，使用済燃料プールへの注水が開始されたことを使用済燃料貯蔵⑫運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールへの注水が開始されたことを使用済燃相違理由③⑲⑳

プール監視カメラ及び使用済燃料貯蔵プール水位・温度により確認し，当直副長に報告

料プール監視カメラ及び使用済燃料プール水位・温度により確認し，発電長に報告す

相違理由④⑳する。

る。

⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイ⑬発電長は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイ

相違理由③⑳

ヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告

ノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水が開始されたことを災害対策本部長代

相違理由⑲

する。

理に報告する。

⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，使用済燃料プールの水位を使用済燃料プール

柏崎固有の手順

水位低レベル以上に維持するよう，可搬型代替注水ポンプの間欠運転又は現場での流量調整を緊急時対策本部に依頼する。

41

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作のうち，運転員が実施す

上記の操作は，作業開始を判断してから可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プー

東二は水源と接続口に対して所る原子炉建屋での系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にル注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水開始までの必要

要時間を示し，柏崎はあらかじて作業を実施した場合に必要な時間は約 65 分である。

な要員数及び所要時間は以下のとおり。

め敷設してあるホースの使用有【原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉を使用した場合】（水源：代替淡水貯槽）無に対して所要時間を示していまた，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作のうち，緊急時対策要員が実施する屋外での燃料プール代替注水系による送水操作に必要な 1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員 2 名にて実施し，SFP 可搬式接続口を使用した場合：約 110 分
緊急時対策要員 2 名にて実施し，原子炉建屋大物搬入口から接続した場合：約 120 分

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実る。

施した場合，435分以内で可能である。
【原子炉建屋原子炉棟大物搬入口を使用した場合】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。

［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］
緊急時対策要員 4 名にて実施し，SFP 可搬式接続口を使用した場合：約 115 分
緊急時対策要員 4 名にて実施し，原子炉建屋大物搬入口から接続した場合：約 120 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］
緊急時対策要員 6 名にて実施し，SFP 可搬式接続口を使用した場合：約 330 分
緊急時対策要員 6 名にて実施し，原子炉建屋大物搬入口から接続した場合：約 340 分
可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作は，作業開始を判断してから燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水開始まで約 340 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を

相違理由④

また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。可搬型代整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，原子炉建屋内で使用する資機材は作業

相違理由⑳

替注水ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保し場所近傍に配備する。代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可相違理由③ていることから，容易に実施可能である。

搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペ

相違理由④ースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇におけ

相違理由④

る作業性についても確保している。

室温は，事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度であ東二は手順着手の判断基準に原る。

子炉建屋原子炉棟６階へのアクセス可否の判断があるため室温の管理はしない。

42

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 消火系による使用済燃料プールへの注水

東海第二ｄ．消火系による使用済燃料プールへの注水

備考
相違理由⑦

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水のえいが発生した場合に，消火系による使用済燃料プールへの注水を行う。ろ過水タンクを水源

漏えいが発生した場合に，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源としてディーゼル駆動

相違理由⑫としてディーゼル駆動消火ポンプにより残留熱除去系洗浄水ラインから残留熱除去系最大熱負消火ポンプにより消防用ホース又は残留熱除去系Ｂ系ラインを経由して使用済燃料プールへ

相違理由⑳

荷ラインを経由して使用済燃料プールへ注水する。

注水する。

消火栓を使用した使用済燃料プールへの注水に用いる流路とな
る消防用ホースを記載。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準【消火栓を使用した使用済燃料プールへの注水の場合】

消火系は「消火栓」及び「残留熱除去系ライン」を使用した使用済燃料プールへの注水手順があるため，対象手順項目を記載。

以下のいずれかの状況に至り，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水が以下のいずれかの状況に至り，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系

できず，消火系が使用可能な場合※1。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火（注水ライン／常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水ができず，消火系が必要な火災が発生していない場合。

が使用可能な場合※1。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火

東二は、放射線環境等によりア

災が発生していない場合及び使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合。

クセスが困難な場合があるため記載

・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

※1:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合※1：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合。

43

相違理由④⑳
相違理由⑬

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プールへの注水の場合】

備考
消火系は「消火栓」及び「残留熱除去系ライン」を使用した使用済燃料プールへの注水手順であるため，対象手順項目を記載。

以下のいずれかの状況に至り，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水ができず，消火系が使用可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合及び使用済燃料プールエリアへアクセスができない場合。

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合。
・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。
※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
消火系による使用済燃料プールへの注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを
第 1.11.2 図， 第 1.11.4 図及び第 1.11.5 図に，概要図を第 1.11.11 図に，タイムチャート

東海第二

備考

(b) 操作手順
消火系による使用済燃料プールへの注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロー
を第1.11−2図に，概要図を第1.11−9図に，タイムチャートを第1.11−10図に示す。

相違理由⑥【消火栓を使用した使用済燃料プールへの注水の場合】

消火系は「消火栓」及び「残留を第 1.11.12 図に示す。
熱除去系ライン」を使用した使用済燃料プールへの注水手順を記載①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系（消火栓からの消防用ホ
ース接続）による使用済燃料プールへの注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了していること及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済
燃料プールへの注水に必要なポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態
表示等にて確認する。
④運転員等は原子炉建屋原子炉棟5階又は原子炉建屋原子炉棟6階の消火栓から使用済燃料プールまで消防用ホースの敷設を行い，手すり等に固縛し，固定する。
⑤発電長は，運転員等に消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済燃料プールへの注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出
ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上であることを確認する。
⑦発電長は，運転員等に消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済燃料プールへの注水の開始を指示する。
⑧運転員等は原子炉建屋原子炉棟5階又は原子炉建屋原子炉棟6階にて，消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済燃料プールへの注水を開始する。
⑨運転員等は中央制御室にて，消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済
燃料プールへの注水が開始されたことを使用済燃料プール監視カメラ及び使用済燃料
プール水位・温度により確認し，発電長に報告する。
⑩運転員等は原子炉建屋原子炉棟5階又は原子炉建屋原子炉棟6階にて，消火栓により使用済燃料プール水位を使用済燃料プール水位低レベル以上に維持する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プールへの注水の場合】

備考
消火系は「消火栓」及び「残留熱除去系ライン」を使用した使用済燃料プールへの注水手順を記載①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による使用済燃料プールへの注水準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系（残留熱除去系ライン）

相違理由⑳による使用済燃料プールへの注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了しているこ

使用済燃料プール監視カメラ用
空冷装置起動手順を記載。

と及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による使用済燃料プ

東二は⑤で記載。

ールへの注水準備のためディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。
③ 現場運転員 C 及び D は，消火系による使用済燃料プールへの注水に必要な電動弁の電源

相違理由⑳の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による使用済燃料プールへの注水に必要な電動弁③運転員等は中央制御室にて，消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プールの電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認

への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表する。

示等にて確認する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮相違理由⑲⑳
相違理由④運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。

相違理由⑳⑤発電長は，運転員等に消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プールへの注

柏崎は②で記載。

断弁の全閉操作を実施する。
水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出
ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上であることを確認する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による使用済燃料プールへの注水の系統構成とし相違理由⑳て，復水補給水系消火系第 1，第 2 連絡弁の全開操作及び残留熱除去系燃料プール側第一出口弁(B)，第二出口弁の全開操作を実施し，当直副長に消火系による使用済燃料プールへの注水準備完了を報告する。
⑦5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急時対策本部に報告す

相違理由⑳る。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による使用済燃料プールへの注水開始

相違理由⑳を緊急時対策本部に報告する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑨当直副長は，中央制御室運転員に消火系による使用済燃料プールへの注水開始を指示する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

東海第二⑦発電長は，運転員等に消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プールへの注

備考
相違理由⑳

水開始を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁の全開操作を実施す

相違理由⑲⑳る。
⑨運転員等は原子炉建屋原子炉棟3階にて，残留熱除去系Ｂ系燃料プール冷却浄化系ライ相違理由⑳

ン隔離弁の全開操作を実施する。
⑩運転員等は原子炉建屋原子炉棟4階にて，残留熱除去系使用済燃料プールリサイクル弁

相違理由⑳の全開操作を実施し，消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プールへの注水を開始する。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，使用済燃料プールへの注水が開始されたことを使用済燃⑪運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールへの注水が開始されたことを使用済燃料貯蔵プール監視カメラ，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇，使料プール監視カメラ，残留熱除去系系統流量指示値の上昇及び使用済燃料プール水

用済燃料貯蔵プール水位指示値の上昇により確認し当直副長に報告するとともに，使用

位・温度により確認し，発電長に報告する。

相違理由④⑲⑳
東二は⑫で記載。

済燃料プールの水位を使用済燃料プール水位低レベル以上に維持する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による使用済燃料プールへの注水が開相違理由⑳始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑫運転員等は原子炉建屋原子炉棟4階にて，残留熱除去系使用済燃料プールリサイクル弁

柏崎は⑪で記載。

により使用済燃料プールの水位を使用済燃料プール水位低レベル以上に維持する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから消火系による使用済燃料プールへの注水開始ま2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による使での必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

用済燃料プールへの注水開始まで約 30 分で可能である。

【消火栓を使用した使用済燃料プールへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）4名及び重大事故等対応要員1名にて作業を実施した場合，60分以内で可能である。
【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プールへの注水の場合】

相違理由
東二は「消火栓」使用した場合と「残留熱除去系ライン」使用
した場合で要員数と所要時間を記載している。

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，105分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

47

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は使用済燃料プール漏えい(2) 漏えい抑制

発生時の漏えい抑制を実施する

a. サイフォン現象による使用済燃料プール水漏えい発生時の漏えい抑制
サイフォン現象により使用済燃料プールディフューザ配管から使用済燃料プール水の漏えい際に隔離操作を行うことから手が発生し，サイフォンブレーク孔位置まで使用済燃料プールの水位が低下した場合は，サイフ順を整備している。

ォンブレーク孔からの空気の流入によりサイフォン現象の継続が停止し，使用済燃料プール水

東二は自動的にサイフォンブレの流出が停止することを確認する。その後，現場の手動弁操作により破断箇所を系統から隔離

ーカーにより漏えいの継続が防する。

止されるため手順を整備しない。

また，サイフォンブレーク孔の機能が喪失した場合は，サイフォン現象が継続することから，隔離により使用済燃料プール水の流出を停止させる。
(a) 手順着手の判断基準
燃料プール水位低警報が発生した場合。
(b) 操作手順
サイフォン現象による使用済燃料プール水漏えい発生時の漏えい抑制手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.11.2 図から第 1.11.5 図に， 概要図を第 1.11.13 図に，タイムチャートを第 1.11.14 図に示す。
［有効性評価想定事故 2 残留熱除去系（最大熱負荷モード）運転時における配管からの漏えい発生の例］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に使用済燃料プール水位低下の要因の調査を指示する。
②中央制御室運転員 A は，使用済燃料プールの漏えいを示す警報（使用済燃料プールライナ
ードレン漏えい大，使用済燃料プールゲート/RPV・PCV 間漏えい大）の発生の有無を確認する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，要因調査の結果から漏えいの発生している残留熱除去系（最大熱負荷モード）の運転を停止し，隔離可能な電動弁にて隔離操作を実施する。
④当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系（最大熱負荷モード）の運転の停止及び電動弁での隔離操作後，使用済燃料プールの水位がサイフォンブレーク孔露出水位付近で安定することの確認を指示する。
⑤中央制御室運転員 A は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度及び使用済燃料貯蔵プール監視
カメラにて使用済燃料プールの水位を監視し，サイフォンブレーク孔露出水位付近での水位低下状況を当直副長に報告する。

48

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は使用済燃料プール漏えい⑥当直副長は，使用済燃料プールの水位低下が継続している場合，サイフォン現象が継続していると判断し，現場運転員に現場での隔離操作を指示する。

発生時の漏えい抑制を実施する⑦現場運転員 C 及び D は，破断箇所を系統から隔離するため，現場での手動操作による燃際に隔離操作を行うことから手料プール冷却浄化系使用済燃料貯蔵プール入口弁の全閉操作を実施するとともに，隔離順を整備している。

による漏えいの停止を確認する。

東二は自動的にサイフォンブレ⑧中央制御室運転員 A は，現場での隔離操作によってサイフォン現象が停止し，使用済燃ーカーにより漏えいの継続が防料プールの水位が安定したことを確認する。

止されるため手順を整備しない。

また，使用済燃料プールの水位が使用済燃料プール水位低レベル以上となるまで注水する。
（注水手段及び手順については，「(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッ
ダを使用した使用済燃料プールへの注水（淡水/海水）」，「(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水（淡水/海水）」及び「(1)c.消火系による使用済燃料プールへの注水」の操作手順と同様である。)(c) 操作の成立性
上記の現場操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場
運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからサイフォン現象による使用済
燃料プール水漏えい発生時の漏えい抑制まで 90 分以内で可能である。
なお，プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

49

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順

1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1) 燃料プールスプレイ(1) 燃料プールスプレイ
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下
し，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，常設低圧
代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイを実施することで使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止する。
また，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの小規模な漏えい発生時に，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水ができない場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。
なお，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水／海水）実施のための準備作業として，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉から原子炉建屋原子炉棟6階までのホース敷設，原子炉建屋原子炉棟6階での可搬型スプレイノズル設置及び可搬型スプレイノズルとのホース接続等を実施する。本作業は，原子炉建屋原子炉棟内で作業を行うことから，作業環境が悪化する前に常設
低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水と同時に本手段に係わる準備を開始する。また，原子炉
建屋廃棄物処理棟東側扉が使用できない場合は，原子炉建屋原子炉棟大物搬入口から原子炉
建屋原子炉棟6階までのホース敷設を実施する。
(a) 手順着手の判断基準
使用済燃料プール水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況に至った場合。
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。
・使用済燃料貯蔵ラック上端＋6,668mmを下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて確認した場合。
(b) 操作手順
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用
した使用済燃料プールへのスプレイ手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.11−2図に，概要図を第1.11−11図に，タイムチャートを第1.11−12図に示す。

50

備考

相違理由③

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのス
プレイの準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了していること及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイに必要なポンプ，
電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
④運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水又は可搬型代替注水中型ポンプ若しくは可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施している場合は，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁及び使用済燃料プール注水
ライン元弁の全閉操作を実施する。
⑤運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁及び使用済燃料プールス
プレイライン元弁の全開操作を実施する。
⑦発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設
スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイの開始を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とし，使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことを使用済燃料プール監視カメラ及び使用済燃料プール水位・温度により確認した後，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ開始まで15分以内で可能である。

51

備考
相違理由③

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ

東海第二ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系

備考
相違理由⑳

（淡水/海水）（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水／海水）

使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより使用済燃料プールの水位が異常に低下し，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより使用済燃料プールの水位が異常に低下

使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，可搬型代替注

し，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，西側淡水相違理由④⑳

水ポンプ（A−1 級）1 台及び（A−2 級）2 台により，常設スプレイヘッダを使用したスプレイを

貯水設備又は代替淡水貯槽を水源として可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型

相違理由②⑳

実施することで使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止する。

ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイを実施することで使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止する。

なお，可搬型代替注水ポンプは（A−2 級）2 台を並列に連結し，更に可搬型代替注水ポンプ

柏崎固有の記載（A−1 級）1 台を直列に連結して使用する。（接続方法を第 1.11.15 図に示す。）
また，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの小相違理由②

規模な漏えい発生時に，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水ができな
い場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。
(a) 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至った場合。

(a) 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況

相違理由⑳に至り，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）

相違理由②を使用した使用済燃料プールへのスプレイができない場合。
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。

・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度・使用済燃料貯蔵ラック上端＋6,668mmを下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温度にて確認した場合。

(b) 操作手順

相違理由⑰⑳（ＳＡ広域）にて確認した場合。

(b) 操作手順

燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレ

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系

相違理由③④イ手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.11.2 図，第 1.11.4 図及び第 1.11.5（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ手順の概要は以下のと相違理由⑤

図に，概要図を第 1.11.15 図に，タイムチャートを第 1.11.16 図に示す。

おり。手順の対応フローを第1.11−2図に，概要図を第1.11−13図に，タイムチャートを第相違理由⑤

1.11−14図に示す。

52

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東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配管・弁の接続口への代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可

備考
相違理由③⑲⑳
柏崎は③に記載

搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）で使相違理由⑳

用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を報告するとともに重大事故等対応要員に可
搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイの準備開始を指示する。

相違理由③⑲⑳①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に燃料プール代替注水系による常設③発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによスプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイの準備開始を指示する。

る代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのス

相違理由④⑲⑳

プレイの準備開始を指示する。

相違理由④②中央制御室運転員 A は，｢1.11.2.3(1)a.使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起④運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装動｣手順により冷却装置の起動が完了していること及び使用済燃料貯蔵プール監視カメ

置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了しているこラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。

と及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認す③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に燃料プール代替注水系によ

東二は①に記載

る。

る常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイの準備のため，可搬型
代替注水ポンプ（A−1 級）及び（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。
⑤運転員等は中央制御室にて，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポン

相違理由⑳

プによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プール
へのスプレイに必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
⑥発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによ

相違理由⑳

る代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのス
プレイの系統構成を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系

相違理由⑳（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水又は可搬型代替注水中型ポンプ若しくは可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施している場合は，使用済燃料プール注水ライン元弁の全閉操作を実施する。
⑧運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールスプレイライン元弁の全開操作を実施した後，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とする。

53

相違理由⑳

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東海第二⑨発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型

備考
相違理由⑳

ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイの原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを報告する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）及び可搬型代替注水ポンプ（A−2⑩重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型

東二は⑩に記載

級）を第 1.11.15 図に示す接続方法となるよう配備し，ホース接続及び起動操作を行い，代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した

相違理由⑲⑳可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）及び（A−2 級）による送水準備完了について緊急時対使用済燃料プールへのスプレイの準備が完了したことを報告する。

策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

相違理由⑲⑳⑪災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水の開始を報告するとともに重大事故等対応要員に代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起⑤当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール代替注水系による常設スプレイヘ

動を指示する。

相違理由⑳

ッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイの開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑥当直副長は，中央制御室運転員に燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使相違理由⑳用した使用済燃料プールへのスプレイ状況について，使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
による確認を指示する。
⑦緊急時対策要員は，使用済燃料プール外部注水原子炉建屋北側注水ライン元弁又は使用⑫重大事故等対応要員は，代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用す

済燃料プール外部注水原子炉建屋東側注水ライン元弁のどちらかを開操作して送水流量る可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建を規定流量に調整し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本屋西側接続口，原子炉建屋東側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口の弁の全部は当直長に報告する。

開操作を実施し，送水開始について災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策

相違理由⑲⑳

本部長代理は，発電長に報告する。
⑬発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによ

相違理由⑳

る代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのス
プレイが開始されたことの確認を指示する。
⑧中央制御室運転員 A は，使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことを使用済燃料⑭運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことを使用

相違理由⑲⑳

貯蔵プール監視カメラにより確認し当直副長に報告するとともに，使用済燃料プール内

済燃料プール監視カメラ及び使用済燃料プール水位・温度により確認し，発電長に報相違理由④⑳の燃料へ均等にスプレイされていること及び使用済燃料プールがオーバーフローしてい告する。

ないことを監視する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール代替注水系による常設スプレイヘ⑮発電長は，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料

相違理由②⑳

ッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイが開

相違理由⑱

告する。

始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

防火水槽を水源とし，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作

上記の操作は，作業開始を判断してから可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水

東二は水源と接続口に対して所は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 3 名にて作業を実施した場

大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プ

要時間を示し，柏崎はあらかじ

合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始まで 125 分以内で可能であールへのスプレイ開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

め敷設してあるホースの使用有る。

【高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】（水源：代替淡水貯無に対して所要時間を示してい淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースを使用した場合の常設スプレイヘ
ッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始まで 140 分以内で可能である。
また，淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合の常設
スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作は，1 ユニット当たり中央制
御室運転員 1 名，緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始まで 330 分以内で可能である。

槽）る。

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由④

可搬型代替注水ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペース整備する。代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水

相違理由②を確保していることから，容易に実施可能である。

中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であ

相違理由④り，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

55

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレ

東海第二ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用

備考
相違理由③

イ（淡水/海水）した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水／海水）

使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下し，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下

使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に常設スプレイヘ

し，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，常設スプ

相違理由④

ッダを優先して使用するが，外的要因(航空機衝突又は竜巻等)により，常設スプレイヘッダのレイヘッダを優先して使用するが，常設スプレイヘッダの機能が喪失した場合は，可搬型代

相違理由⑳

機能が喪失した場合は，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）1 台及び（A−2 級）1 台，又は（A−替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済

相違理由⑳

2 級）2 台により，可搬型スプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで使用済燃料プー

燃料プールへのスプレイを実施することで使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進

相違理由⑳

ル内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止する。

行を緩和し，臨界を防止する。

なお，可搬型代替注水ポンプは（A−1 級）1 台及び（A−2 級）1 台を直列に連結，又は（A−

柏崎固有の手順2 級）2 台を直列に連結して使用する。（接続方法を第 1.11.17 図に示す。）
また，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの相違理由②

小規模な漏えい発生時に，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水ができない場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。
(a) 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至り，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイができない場合。

(a) 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況

相違理由⑳に至り，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイができない場合。

東二は原子炉建屋原子炉棟 6 階

ただし，使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合。

に可搬型スプレイノズルを設置するため判断基準に記載

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。

・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度・使用済燃料貯蔵ラック上端＋6,668mmを下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温度にて確認した場合。

(b) 操作手順

相違理由④⑰⑳（ＳＡ広域）にて確認した場合。

(b) 操作手順（可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）1 台及び（A−2 級）1 台使用した場合）

柏崎は表題を記載

燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使

相違理由⑳

レイ手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.11.2 図，第 1.11.4 図及び第 1.11.5

用した使用済燃料プールへのスプレイ手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第

相違理由⑥

図に，概要図を第 1.11.17 図に，タイムチャートを第 1.11.18 図及び第 1.11.19 図に示す。

1.11−2図に，概要図を第1.11−7図に，タイムチャートを第1.11−8図に示す。

相違理由⑥

56

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき， 運転員に燃料プール代替注水系による可搬①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型

柏崎は③に記載型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイの準備開始を指示する。

ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料

相違理由⑲⑳

プールへのスプレイの準備開始を依頼する。

相違理由⑳②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替注水大型ポンプによる代替

相違理由⑳

燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレ
イの準備として，可搬型代替注水大型ポンプの配置，及び原子炉建屋原子炉棟6階に可搬型スプレイノズルの設置を指示する。
③発電長は，運転員等に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬柏崎は①に記載型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイの準備開始を指示す

相違理由⑲⑳る。
②中央制御室運転員 A は，｢1.11.2.3(1)a.使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起④運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装相違理由⑳動｣手順により冷却装置の起動が完了していること及び使用済燃料貯蔵プール監視カメ

置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了しているこ

相違理由④ラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。

と及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用

相違理由⑳

した使用済燃料プールへのスプレイに必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
⑥発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注

相違理由⑳

水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイの準備が完了したことを報告する。
⑦重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイの準備として，可搬型代替注水大型ポンプを配置するとともに，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉から原子
炉建屋原子炉棟6階までホースの敷設を行い，原子炉建屋原子炉棟6階にて可搬型スプレイノズルを設置しホースと接続する。原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉が使用できな
い場合は，原子炉建屋原子炉棟大物搬入口から原子炉建屋原子炉棟6階までのホース敷設を実施する。

57

相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二③a SFP 可搬式接続口使用の場合

備考
柏崎は使用する接続口毎に手順

当直長は当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に燃料プール代替注水系によるを整備している。

可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ準備のため，可搬型代

東二は①に記載。

替注水ポンプ（A−1 級）及び（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。
③b 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合
可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）及び（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作，並びに原子炉建屋扉外側の防潮扉の開放を依頼する。
④a SFP 可搬式接続口使用の場合
現場運転員 C 及び D は，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した
使用済燃料プールへのスプレイの系統構成として，原子炉建屋地上 1 階 SFP 可搬式接続口（原子炉建屋南側）から南東側階段を経由して原子炉建屋オペレーティングフロアまでホースを敷設し，原子炉建屋オペレーティングフロアにて可搬型スプレイヘッダを設置しホースと接続する。
④b 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合
現場運転員 C 及び D は，原子炉建屋扉内側から北西側階段を経由して原子炉建屋オペレ
ーティングフロアまでホースを敷設し，原子炉建屋オペレーティングフロアにて可搬型
スプレイヘッダを設置しホースと接続する。
⑤a SFP 可搬式接続口使用の場合
現場運転員 C 及び D は，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した
使用済燃料プールへのスプレイの系統構成として，SFP 接続口内側隔離弁の全開操作を実施する。
⑤b 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合
現場運転員 C 及び D は，可搬型代替注水ポンプとのホースの接続のために原子炉建屋扉の開放を実施する。緊急時対策要員は，原子炉建屋扉外側の防潮扉を開放し，現場運転員
による原子炉建屋扉の開放操作完了後，原子炉建屋内に敷設されたホースとの接続を実
施する。

58

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑥緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）と（A−2 級）が直列となるよう配⑧重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプによる代替

相違理由⑲⑳

備し，ホース接続及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）及び（A−2 級）

燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレ

相違理由⑳による送水準備完了について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直

イの準備が完了したことを報告する。

東二は⑨に記載。

長に報告する。
⑦当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイ⑨災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）とヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイの開始を緊急時対策本部に依頼する。

して使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水の開始を報告するとともに重大事

柏崎は⑥⑦に記載。
相違理由⑲⑳故等対応要員に代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑩重大事故等対応要員は，代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用

相違理由⑳

する可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホース内の水張りを実施した後，代替燃料
プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理
は，発電長に報告する。
⑧当直副長は，中央制御室運転員に燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ状況について，使用済燃料貯蔵プール監視カメ⑪発電長は，運転員等に代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことの確認を指示する。

相違理由⑲⑳
相違理由⑳

ラによる確認を指示する。
⑨a SFP 可搬式接続口使用の場合

柏崎は使用する接続口毎に手順

緊急時対策要員は，SFP 接続口外側隔離弁を開操作して送水流量を規定流量に調整し，送を整備している。

水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨b 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合
緊急時対策要員は，送水流量を規定流量に調整し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑩中央制御室運転員 A は，使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことを使用済燃料⑫運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことを使用

相違理由⑲⑳

貯蔵プール監視カメラにより確認し当直副長に報告するとともに，使用済燃料プール内の済燃料プール監視カメラ及び使用済燃料プール水位・温度により確認し，発電長に報相違理由⑰⑳

燃料へ均等にスプレイされていること及び使用済燃料プールがオーバーフローしていな

告する。

相違理由⑳

いことを監視する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイ⑬発電長は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイ

相違理由④⑳

ヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部にノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイが開始されたことを災害対策本部

相違理由⑲

報告する。

長代理に報告する。

59

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作のうち，運転員が実

上記の操作は，作業開始を判断してから可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プー施する原子炉建屋での系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2ル注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ開始までの名にて作業を実施した場合に必要な時間は約 65 分である。

必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

相違理由⑲⑳

また，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作のうち，緊急時対策要員が実施する屋外での燃料プール代替注水系による送水操作に必要な 1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員 2 名にて実施し，SFP 可搬式接続口を使用した場合：約 125 分
緊急時対策要員 2 名にて実施し，原子炉建屋大物搬入口から接続した場合：約 135 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］
緊急時対策要員 4 名にて実施し，SFP 可搬式接続口を使用した場合：約 125 分
緊急時対策要員 4 名にて実施し，原子炉建屋大物搬入口から接続した場合：約 135 分【原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉を使用した場合】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，435分以内で可能である。
【原子炉建屋原子炉棟大物搬入口を使用した場合】（水源：代替淡水貯槽）

東二は使用する入口毎に所要時間を整理している。柏崎は水源，ホース敷設の有無で所要時間を整理している。

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，370分以内で可能である。

［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］
緊急時対策要員 6 名にて実施し，SFP 可搬式接続口を使用した場合：約 330 分
緊急時対策要員 6 名にて実施し，原子炉建屋大物搬入口から接続した場合：約 340 分
可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作は，作業開始を判断してから燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへのスプレイ開始まで約 340 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を

相違理由④

また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。可搬型代整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，原子炉建屋内で使用する資機材は作業

相違理由⑳

替注水ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保し場所近傍に配備する。代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可

相違理由⑳ていることから，容易に実施可能である。

搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペ

相違理由④ースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇におけ

相違理由④

る作業性についても確保している。

室温は，事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度であ東二は手順着手の判断基準に原る。

子炉建屋原子炉棟 6 階へのアクセス可否の判断があるため，室温の整理はしない。

60

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 漏えい緩和a. 使用済燃料プール漏えい緩和
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいが発生した場合において，あらかじめ準備してい東海第二(2) 漏えい緩和
ａ．使用済燃料プール漏えい緩和
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいが発生した場合において，あらかじめ準備してる漏えい抑制のための資機材を用いて，使用済燃料プール内側からの漏えいを緩和する。

いる漏えい抑制のための資機材を用いて，使用済燃料プール内側からの漏えいを緩和する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至り，使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合。

使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。

・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度・使用済燃料貯蔵ラック上端＋6,668mmを下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温度(b) 操作手順
使用済燃料プールからの漏えい緩和の手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第
1.11.20 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に資機材を用いた使用済燃料プール
からの漏えい緩和措置の開始を指示する。

相違理由⑳に至り，使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合。

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。
にて確認した場合。

備考

相違理由④⑰⑳（ＳＡ広域）にて確認した場合。
(b) 操作手順
使用済燃料プールからの漏えい緩和の手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを
第1.11−2図に，タイムチャートを第1.11−15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置の開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に資機材を用いた使用済燃料プールから

相違理由⑥
相違理由⑲⑳
相違理由⑳
相違理由⑳の漏えい緩和措置を指示する。
③発電長は，運転員等に資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置のための準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A は，｢1.11.2.3(1)a.使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起④運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装動｣手順により冷却装置の起動が完了していること及び使用済燃料貯蔵プール監視カメ

置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了しているこラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。

と及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認す

柏崎は①に記載
相違理由⑲⑳
相違理由④⑲⑳
相違理由④る。
⑤運転員等は中央制御室にて，資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置

相違理由⑲⑳に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
③現場運転員 E 及び F は，ステンレス鋼板にシール材を接着させ，吊り降ろし用のロープ⑥重大事故等対応要員は原子炉建屋原子炉棟6階にて，ステンレス鋼板にシール材を接着を取り付けた後，貫通穴付近まで吊り下げ，手すり等に固縛・固定し，漏えい緩和措置がさせ，吊り降ろしロープを取り付けた後，貫通穴付近まで吊り下げ，手すり等に固完了したことを当直副長に報告する。

縛・固定し，漏えい緩和措置が完了したことを災害対策本部長代理に報告する。ま相違理由⑳

た，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。

相違理由⑳

61

相違理由⑲⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑦発電長は，運転員等に資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置が完了

備考
相違理由⑲⑳

したことの確認を指示する。
④中央制御室運転員 A は，使用済燃料プールからの漏えい量が減少したことを使用済燃料⑧運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールからの漏えい量が減少したことを使用

相違理由⑲⑳

貯蔵プール監視カメラ及び使用済燃料貯蔵プール水位・温度にて確認し，当直副長に報済燃料プール監視カメラ及び使用済燃料プール水位にて確認し，発電長に報告する。

相違理由④⑰⑳

告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施する。作業開始を判断してから使用済燃料プールからの漏えい緩和措置完了まで約 120 分で可能である。

(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施

相違理由⑲した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールからの漏えい緩和措置完了まで150分

相違理由⑳以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を
整備する。

相違理由④
柏崎は資機材の配備場所を選定
している。

62

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.11.2.3 重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順

東海第二

備考

1.11.2.3 重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい

生時又は使用済燃料プールからの大量の水の漏えいが発生した場合，使用済燃料プール監視計器の発生時又は使用済燃料プールからの大量の水の漏えいが発生した場合，使用済燃料プール監視計

環境条件は，使用済燃料プール水の沸騰による蒸散が継続し，高温（大気圧下のため 100℃を超える

器の環境条件は，使用済燃料プール水の沸騰による蒸散が継続し，高温（大気圧下のため100℃をことはない。），高湿度の環境が考えられるが，監視計器の構造及び位置により直接検出器の電気回超えることはない。
），高湿度の環境が考えられるが，監視計器の構造及び位置により事故時環境

相違理由⑳

路部等に接しないことから，監視計器を事故時環境下においても使用できる。

下においても使用できる。

相違理由⑳

なお，使用済燃料プール監視カメラについては，耐環境性向上のため冷気を供給することで冷却

相違理由④

なお，使用済燃料貯蔵プール監視カメラについては，耐環境性向上のため冷気を供給することで
冷却する。

する。

使用済燃料プールの監視は，想定される重大事故等時においては，これらの計器を用いることで使用済燃料プールの監視は，想定される重大事故等時においては，これらの計器を用いること変動する可能性のある範囲を各計器がオーバーラップして監視する。また，各計器の計測範囲を把で変動する可能性のある範囲にわたり監視する。また，各計器の計測範囲を把握した上で使用済

握した上で使用済燃料プールの水位，水温，上部空間線量率及び状態監視を行う。

燃料プールの水位，水温，上部空間線量率及び状態監視を行う。

相違理由⑳

また，使用済燃料プールの温度，水位及び上部の空間線量率の監視設備並びに監視カメラは，非常

また，使用済燃料プールの温度，水位及び上部の空間線量率の監視設備並びに監視カメラは，相違理由④

用所内電源設備から給電され，交流又は直流電源が必要な場合は，代替電源設備から電源が給電さ常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池及び可搬型代替直流電源設備として使相違理由⑳れる。これらの監視設備を用いた使用済燃料プールの監視は運転員が行う。

用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器から給電され，使用済燃料プール監視カメラ用空相違理由⑳

冷装置は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源

相違理由⑳

設備として使用する可搬型代替低圧電源車から給電することにより，使用済燃料プールの監視を

相違理由⑳

実施する。
(1) 使用済燃料プールの状態監視
通常時の使用済燃料プールの状態監視は，使用済燃料プール水位警報検出器（フロート式），使用済燃料プール温度及び燃料貯蔵プールエリア放射線モニタにより実施する。

(1) 使用済燃料プールの状態監視
通常時の使用済燃料プールの状態監視は，使用済燃料プール水位，燃料プール冷却浄化系ポ

相違理由④

ンプ入口温度，使用済燃料プール温度，燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ，原子相違理由⑳

炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト放射線モニタ及び原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニ

相違理由⑳

タにより実施する。
重大事故等時においては，重大事故等対処設備である使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA），

重大事故等時においては，重大事故等対処設備である使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広相違理由④⑰⑳

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・域），使用済燃料プール温度（ＳＡ），使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レ

相違理由④⑰⑳

低レンジ）及び使用済燃料貯蔵プール監視カメラにより，使用済燃料プールの水位，水温，上部空ンジ）及び使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）に

相違理由④

間線量率及び状態監視を行う。上記の重大事故等対処設備による監視計器は，常設設備であり設

より，使用済燃料プールの水位，水温，上部空間線量率及び状態監視を行う。上記の重大事故置を必要としない。また，通常時から常時監視が可能な設備であり，継続的に監視を実施する。

等対処設備である監視計器は，常設設備であり可搬型設備を必要としない。また，通常時から常時監視が可能な設備であり，継続的に監視を実施する。

63

相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二燃料貯蔵プールエリア放射線モニタ及び使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レ

燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ及び使用済燃料プールエリア放射線モニタンジ）の機能が喪失している場合は，あらかじめ評価（ 使用済燃料配置変更ごとに行う空間線量（高レンジ・低レンジ）の機能が喪失している場合は，あらかじめ評価（使用済燃料配置変更率評価）し把握した相関（減衰率）関係により使用済燃料プールの空間線量率を推定する。

ごとに行う空間線量率評価）し把握した水位と放射線線量率の相関（減衰率）関係により使用

備考
相違理由④
相違理由⑳

済燃料プールの空間線量率を推定する。
a. 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起動

ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

以下のいずれかの状況に至った場合。

以下のいずれかの状況に至った場合。

・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

(b) 操作手順
使用済燃料プールの状態監視に必要な監視カメラの空冷装置の起動手順の概要は以下のとおり。また， 概要図を第1.11.21 図に， タイムチャートを第1.11.22 図に示す。

相違理由④

相違理由④

(b) 操作手順
使用済燃料プールの状態監視に必要な使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動手

相違理由④

順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.11−2図に，概要図を第1.11−16図に，相違理由⑥

タイムチャートを第1.11−17図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に使用済燃料貯蔵プール監視カメラの空冷装置の起動準備を指示する。
②中央制御室運転員 A は，使用済燃料貯蔵プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できること及び空冷装置起動に必要な電源が確保されていることを確認する。
③現場運転員 C 及び D は，使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置冷却空気止め弁の全開操作後，空冷装置を起動する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に使用済燃料プール監視カメラ用

相違理由④⑲⑳

空冷装置の起動準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視相違理由⑲

認できること及び使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動に必要なコンプレッ

相違理由④⑳

サ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

相違理由④③運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置出口弁の全開操作後，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を起動する。

相違理由④⑲⑳
東二は中央制御室での操作，柏崎は現場操作での操作。

④中央制御室運転員 A は，使用済燃料貯蔵プール監視カメラの状態に異常がないことを確認する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起動まで約④運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラの状態に異常がないことを相違理由④⑲

確認する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動まで7分以内で可能である。

相違理由⑲
相違理由④⑳

20 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

柏崎は現場での操作があるため室温は通常運転時と同程度である。

記載している。

64

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 代替電源による給電
全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合，使用済燃料プールの状態を監視するため，代替電源により使用済燃料プール監視計器へ給電する手順を整備する。
代替電源により使用済燃料プール監視計器へ給電する手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

東海第二

備考

ｂ．代替電源による給電
全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合，使用済燃料プールの状態を監視するため，代替電源により使用済燃料プール監視計器へ給電する手順を整備する。
代替電源により使用済燃料プール監視計器へ給電する手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順

1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1) 代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱(1) 使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

相違理由①
相違理由①

全交流動力電源の喪失により燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱ができず，使設計基準対象施設である燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系（使用済燃料プール水の用済燃料プールから発生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は，冷却及び補給）による使用済燃料プールの除熱ができず，使用済燃料プールから発生する水常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により燃料プール冷却浄化系の電源を確保し，原蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は，常設代替交流電源設備と相違理由①

子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，燃料プール冷却浄化系

して使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替

相違理由①④⑳による使用済燃料プールの除熱を実施する。なお，水源であるスキマサージタンクへの補給につい低圧電源車により代替燃料プール冷却系の電源を確保し，緊急用海水系又は代替燃料プール

相違理由⑳ては，「1.11.2.1(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プ

冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保することで，代替燃料ールへの注水（淡水/海水）」，「1.11.2.1(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッ

プール冷却系による使用済燃料プールの除熱を実施する。なお，使用済燃料プールの水位がダを使用した使用済燃料プールへの注水（淡水/海水）」又は「1.11.2.1(1)c.消火系による使用済

オーバーフロー水位付近でない場合は，「1.11.2.1(1) 燃料プール代替注水」又は燃料プールへの注水」と同様の手順にて実施する。また，常設代替交流電源設備及び第二代替交流「1.11.2.2(1) 燃料プールスプレイ」と同様の手順により使用済燃料プール水位をオーバー

相違理由②

電源設備に関する手順等は「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

フロー水位付近とする。また，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置

相違理由⑳及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車に関する手順等は「1.14相違理由⑳

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

65

相違理由⑳

相違理由⑳

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東海第二(a) 代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱ⅰ) 手順着手の判断基準

a. 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧※1

母線 C 系及び D 系の受電が完了し，燃料プール冷却浄化系が使用可能な状態

備考
相違理由①
相違理由⑦

使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，代替燃料プール冷却系が使用可能な場合※１。

相違理由①※1：設備に異常がなく，電源，水源（スキマサージタンク）及び緊急用海水系又は可搬

相違理由⑳である場合。

※1:設備に異常がなく，電源，水源（スキマサージタンク）及び原子炉補機冷却系又は代替原
子炉補機冷却系による補機冷却水が確保されている状態。
b. 操作手順（A 系のポンプ及び熱交換器を使用の例）

型代替注水大型ポンプによる冷却水が確保されている状態。
ⅱ) 操作手順相違理由⑦

代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱手順の概

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱手順の概要は以下のとおり。手相違理由①

要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.11.2 図，第 1.11.4 図及び第 1.11.5 図に，概要図順の対応フローを第1.11−2図に，概要図を第1.11−18図に，タイムチャートを第1.11−

相違理由⑥

を第 1.11.23 図に,タイムチャートを第 1.11.24 図に示す。

19図に示す。

相違理由⑥①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に燃料プール冷却浄化系による使用済①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替燃料プール冷却系による燃料プールの除熱の準備開始を指示する。

相違理由①

使用済燃料プールの除熱の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷

東二固有の手順

装置起動」手順により使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了していること及び使用済燃料プール監視カメラにて使用済燃料プールが視認できることを確認する。
②現場運転員 E 及び F は，燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱に必要なポ柏崎固有の手順

ンプ，電動弁の電源の受電操作を実施する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，燃料プール冷却浄化系の起動に必要なポンプ，電動弁及び③運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱監視計器の電源が確保されていること，並びに補機冷却水が確保されていることを状態表に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等に示及びパラメータにて確認する。

て確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認する。
④発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，燃料プール冷却浄化系入口隔離弁の全閉操作を実施する。
⑥運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系ポンプ入口弁及び代替燃料プー
ル冷却系熱交換器出口弁の全開操作を実施する。

66

相違理由①⑲⑳
相違理由
相違理由①
東二固有の手順柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
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東海第二

備考
相違理由①

④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，燃料プール冷却浄化系が使用可能か確

柏崎固有の手順

認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱の系統構成として，燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器第一入口弁，燃料プール冷却浄化系ろ過
脱塩器第二入口弁及び燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器出口弁を全閉操作，燃料プール冷
却浄化系ろ過脱塩器バイパス弁(A)，(B)の全閉確認を実施する。
⑥現場運転員 C 及び D は，燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱効率を上げるため，補機冷却水を通水していない熱交換器の燃料プール冷却浄化系熱交換器(B)出口弁の全閉操作を実施する。
なお，燃料プール冷却浄化系熱交換器(B)出口弁の操作場所は二次格納施設内であり，事象の進展によりアクセス困難となった場合は，全閉操作は実施しない。
⑦当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱開始を緊急時対策本部に報告する。
⑧当直副長は， 中央制御室運転員に燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱開⑦発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱を指示

始を指示する。

相違理由①⑲⑳

する。

⑨中央制御室運転員 A 及び B は，燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器バイパス弁(A)を微開と

柏崎固有の手順

し，燃料プール冷却浄化系ポンプ(A)の起動操作を実施する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器バイパス弁(A)を調整開と⑧運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系ポンプ※２を起動し，使用済燃料

し，FPC ポンプ(A)吐出流量指示値の上昇及び使用済燃料貯蔵プール温度指示値の低下によ

プールの除熱が開始されたことを使用済燃料プール温度の低下により確認した後，り使用済燃料プールの除熱が開始されたことを確認する。

発電長に報告する。
※2：代替燃料プール冷却系は，燃料プール冷却浄化系又は残留熱除去系（使用済燃相違理由①④⑲⑳

東二固有の記載

料プール水の冷却及び補給）が復旧した場合に，代替燃料プール冷却系を停止

東二は代替燃料プール冷却系のし，燃料プール冷却浄化系又は残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び停止条件について記載している。

補給）により使用済燃料プールの冷却を実施する。なお，使用済燃料プール内の燃料体等から発生する崩壊熱により，燃料プール冷却浄化系又は残留熱除去
系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）を選択し，使用済燃料プールの冷却を実施する。ただし，燃料プール冷却浄化系は非常用電源設備が復旧した場合に，使用済燃料プールの冷却に用いる。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プール

柏崎固有の手順の除熱が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

67

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c. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由⑦

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断

相違理由⑲

名にて作業を実施し，作業開始を判断してから燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プール

してから代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱開始まで15分以内で可能

相違理由⑳の除熱開始まで約 45 分で可能である。

である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室

東二は現場操作を実施しない。

温は通常運転時と同程度である。
(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
ⅰ) 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールの温度が上昇していることを確認した場合。
ⅱ) 操作手順
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保手順の概要は以下のとおり（緊急用海水系
Ａ系による冷却水（海水）の送水手順を示す。緊急用海水系Ｂ系による冷却水（海水）の送水手順も同様。
）。手順の対応フローを第1.11−2図に，概要図を第1.11−20図に，タイムチャートを第1.11−21図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に緊急用海水系による冷却水確保の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系による冷却水の確保に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
③発電長は，運転員等に緊急用海水系による冷却水確保の系統構成を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水出口ライン切替
え弁（Ａ）の全開操作を実施する。
⑤運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ室空調機を起動する。
⑥発電長は，運転員等に緊急用海水ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ（Ａ）を起動し，発電長に報告する。
⑧発電長は，運転員等に緊急用海水系による冷却水の供給を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水供給流量調節弁を調整開とし，緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）の流量上昇を確認した後，発電長に報告する。

68

相違理由①
東二は冷却水の確保手順を記載。

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東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由①

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから緊急用海水系による冷却水の供給開始まで20分以内で可能である。
(c) 代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保ⅰ) 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールの温度が上昇していることを確認した場合で，緊急用海水系が使用できない場合。
ⅱ) 操作手順
代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保手順の概要は以下のとおり（代替燃料プール冷却系東側接続口，代替燃料プール冷却系西側接続口，代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した手順は，手順⑨以外は同様。
）。手順の対応フローを第1.11−2図に，概要図を第1.11−22図に，タイムチ
ャートを第1.11−23図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保の準備開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，プラントの被災状況に応じて代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保のため，水源からの接続口を決定し，発電長に使用する代替燃料プール冷却系の接続口を報告する。なお，代替
燃料プール冷却系の接続口は，各作業時間（出動準備，移動，代替淡水貯槽蓋開放，ポンプ設置，ホース敷設，西側接続口蓋開放，ホース接続及び送水準備）を考慮し，送水開始までの時間が最短となる代替燃料プール冷却系東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保のため，使用する水源から代替燃料
プール冷却系の接続口を指示する。
④重大事故等対応要員は，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプを海に配置し，可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプユニットを設置する。
⑤重大事故等対応要員は，海から代替燃料プール冷却系の接続口までホースの敷設を
実施する。

69

東二は冷却水の確保手順を記載。

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東海第二⑥発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保の準備開始を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水
大型ポンプによる冷却水確保に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
⑧発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保の系統構成を指示する。
⑨ａ代替燃料プール冷却系東側接続口又は代替燃料プール冷却系西側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合
運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水供給流量調節弁が全閉していることを確認する。
⑨ｂ代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合
運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水供給流量調節弁の全開操作を実施する。
⑩運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水出口ライン切替
え弁（Ａ）又は代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水出口ライン切替え弁（Ｂ）の全開操作を実施する。
⑪重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑫災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプによる冷却水の送水開始を報告するとともに重大事故等対応要員に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑬重大事故等対応要員は，代替燃料プール冷却系西側接続口，代替燃料プール冷却系
東側接続口又は代替残留熱除去系海水系西側接続口の弁が全閉していることを確認した後，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホース内の水張り及び空気抜きを実施する。
⑭重大事故等対応要員は，ホース内の水張り及び空気抜きが完了した後，代替燃料プール冷却系西側接続口，代替燃料プール冷却系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系西側接続口の弁の全開操作を実施し，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。

70

備考
相違理由①
東二は冷却水の確保手順を記載。

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東海第二⑮発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水の供給が開始されたことを確認するように指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水
大型ポンプにより冷却水の供給が開始されたことを緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）の流量上昇により確認し，発電長に報告する。
⑰発電長は，災害対策本部長代理に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプにより冷却水の供給が開始されたことを報告する。
⑱災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御するように指示する。
⑲重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ付きの圧力計にて圧力指示値を確認し，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御し，災害対策本部長代理に報告する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから代替燃料プール冷却系として使用する可搬型
代替注水大型ポンプによる冷却水の供給開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【代替燃料プール冷却系東側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，370分以内で可能である。
【代替燃料プール冷却系西側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，310分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

71

備考
相違理由①
東二は冷却水の確保手順を記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.11.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

東海第二

備考

1.11.2.5 その他の手順項目について考慮する手順
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制手順については，「1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順並びに水源から接続口までの可搬型代替注
水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13 重大事故等の収柏崎は後段に記載
相違理由⑳，手順名の相違
柏崎は後段に記載
相違理由④⑧束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代

東二は電源を明確にしている。

替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型
整流器による常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，緊急
電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並びに可搬型代替注水ポンプへの燃料補給手
順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

用海水ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備として使用す

相違理由④⑳る常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する
可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

東二は操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順を「1.15
事故時の計装に関する手順等」に整備する。

防火水槽及びろ過水タンクへの水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替注水ポンプ

東二は前段に記載

による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
原子炉建屋放水設備による大気への放射性物質の拡散抑制手順については，「1.12 発電所外への

東二は前段に記載

放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
燃料プール冷却浄化系への代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順は，「1.5 最終ヒー

相違理由①

トシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

72

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.11.2.6 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手順の選択方法は以下のとおり。対応手順の選択フローチャートを第 1.11.25
図に示す。

東海第二

備考

1.11.2.6 重大事故等時の対処手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.11−24図に示す。

相違理由⑥

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の漏えいが発生し使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の漏えいが発た場合は，燃料プール水位低又は温度高警報の発生により事象を把握するとともに，使用済燃料貯生した場合は，使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報の発生により事相違理由④

蔵プール水位・温度（SA），使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プール

象を把握するとともに，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プール温度（Ｓ

相違理由④⑰⑳

放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）及び使用済燃料貯蔵プール監視カメラにて状態の監視を行う。

Ａ），使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）及び使用済燃料プール監視相違理由④⑰⑳

カメラにて状態の監視を行う。
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールの水位が低下した場

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の漏えいが発相違理由⑳

合は，その程度によらず,可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）を使用した使用済燃料プールへの注水又生し，使用済燃料プールの水位低下が確認された場合は，常設低圧代替注水系ポンプによる代相違理由②はスプレイが可能となるように準備する。可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）が使用できない場合は，

替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を準備するが，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）が使用できない水を実施する。常設低圧代替注水系ポンプが使用できない場合は，消火系による使用済燃料プ

相違理由②

場合は，消火系による使用済燃料プールへの注水を実施する。

ールへの注水，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プー

優先する系統の相違

ル注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施する。
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用し東二は常設低圧代替注水系ポン

た使用済燃料プールへの注水手段については，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プープによる代替燃料プール注水系

ル注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水手段と同（注水ライン／常設スプレイヘ

時並行で準備する。

ッダ）を使用した使用済燃料プー

また，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイ

ルへの注水及び可搬型代替注水ヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水，消火系による使用済燃料プールへの注水，可大型ポンプによる代替燃料プー

搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ラル注水系（可搬型スプレイノズ

イン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水及び可搬型代替注水大型ポル）を使用した使用済燃料プール

ンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのへの注水を同時並行で準備する。

注水の手段のうち使用済燃料プールへの注水可能な系統1系統以上を起動し，注水のための系統

また，注水のための系統構成が完

構成が完了した時点で，その手段による使用済燃料プールへの注水を開始する。

了した時点で，その手段を使用した注水を開始する旨を明記してなお，消火系による使用済燃料プールへの注水は，発電所構内(大湊側)における火災への対応や消火系を用いた原子炉冷却等の用途に用いられる可能性があることから，可搬型代替注水ポンプのなお，消火系による使用済燃料プールへの注水は，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合に実施する。

使用を優先する。

73

いる。
相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水又はスプレイを実施する際は，防火水槽

備考
優先する系統の相違を水源として使用し，防火水槽が使用できない場合は淡水貯水池を使用する。また，可搬型スプレイ
ヘッダよりも系統構成が容易で使用済燃料プール近傍での現場操作がなく，スロッシング等により使用済燃料プールの水位が低下しても被ばくを低減できることから，常設スプレイヘッダの使用を優先する。
可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）による使用済燃料プールへの注水を実施しても燃料プール代替注水設備による使用済燃料プールへの注水ができない場合又は燃料プール代

使用済燃料プールの水位の低下が継続する場合は，漏えい量が緩和できればその後の対応に余裕が替注水設備による使用済燃料プールへの注水を実施しても使用済燃料プールの水位の低下が継生じることから，漏えい緩和を実施する。ただし，漏えい緩和には不確定要素が多いことから，可搬続する場合は，漏えい量が緩和できればその後の対応に余裕が生じることから，漏えい緩和を型代替注水ポンプ（A−1 級）又は（A−2 級）を使用した使用済燃料プールへのスプレイを実施する。

実施する。ただし，漏えい緩和には不確定要素が多いことから，常設低圧代替注水系ポンプに相違理由③⑳

相違理由③よる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイを実施する。常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）

相違理由③を使用した使用済燃料プールへのスプレイにて使用済燃料プールへスプレイができない場合
は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用し相違理由⑳

た使用済燃料プールへのスプレイ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系

相違理由⑳

可搬型代替注水ポンプが使用できず，使用済燃料プールへのスプレイが実施できない場合は，大気（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイを実施する。使用済燃料への放射性物質の拡散を抑制するための対応を実施する。

プールへのスプレイが実施できない場合は，大気への放射性物質の拡散を抑制するための対応を実施する。

全交流動力電源の喪失により燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱ができず，使使用済燃料プール冷却機能の喪失により使用済燃料プールの除熱ができず，使用済燃料プー

相違理由⑳

用済燃料プールから発生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は，ルから発生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は，常設代替

相違理由①

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により燃料プール冷却浄化系の電源を確保し，原交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用す

相違理由①

子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水の確保及び燃料プール代替注水により水源る可搬型代替低圧電源車により代替燃料プール冷却系の電源を確保し，緊急用海水系又は代替

相違理由⑳であるスキマサージタンクへの補給を行うことで，燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プール

燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水の確保及び燃料プー

相違理由⑳の除熱を実施する。

ル代替注水により使用済燃料プール水位をオーバーフロー水位付近とすることで，代替燃料プ

相違理由①④ール冷却系による使用済燃料プールの除熱を実施する。

74

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第1.11−1表 機能喪失を想定する設計基準対象施設と整備する手順
第 1.11.1 表 機能喪失を想定する設計基準対象施設と整備する手順
対応手段，対処設備，手順書一覧（1/3）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による可搬型 SFP スプレイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 可搬型スプレ
イ）」

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」「原子炉建屋制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却
及び補給）

手順書

違理由については四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線は省略する。柏崎の記
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※１
低圧代替注水系配管・弁代替燃料プール注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
常設代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２

可搬型代替注水中型ポンプ※１
可搬型代替注水大型ポンプ※１
西側淡水貯水設備※１
代替淡水貯槽※１
ホース
低圧代替注水系配管・弁代替燃料プール注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
常設代替交流電源設備※２
可搬型代替交流電源設備※２
燃料給油設備

非常時運転手順書Ⅱ載が他ページに示される場合は（徴候ベース）

ページ数を記載する。

「使用済燃料プール制御」（以下，
第1.11−1 表において同様）
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※２※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：静的サイフォンブレーカは，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※4：手順については「1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

75⑧⑨⑩⑪⑫⑬⑭⑮⑰⑱については記載を省略する。それ以外の相重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる SFP 注水」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

燃料プール冷却浄化系

対処設備

重大事故等対処設備

多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 常設スプレイ）」︵注水ライン／常設スプレイヘッダ︶を使用した使用済燃料プールへの注水※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
※4:重大事故等時には現場手動弁による隔離操作を併せて実施する。
※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による SFP スプレイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時︐又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時

重大事故等対処設備

漏えい抑制

−

自主対策設備サイフォン防止機能 ※4

自主対策設備消火系による使用済燃料プールへの注水

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水タンク ※1
消火系配管・弁復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁使用済燃料プール
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
燃料補給設備 ※2

重大事故等対処設備

防火水槽 ※1，※5
淡水貯水池 ※1，※5

自主対策設備

可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）
可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
燃料プール代替注水系配管・弁可搬型スプレイヘッダ
使用済燃料プール
燃料補給設備 ※2

防火水槽 ※1，※5
淡水貯水池 ※1，※5

重大事故等対処設備

燃料プール代替注水系による可搬型スプレイ
ヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時︐又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時

可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）
可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
燃料プール代替注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
燃料補給設備 ※2

手順書

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系

対処設備

燃料プール代替注水系による常設スプレイ
ヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水

燃料プール冷却浄化系
残留熱除去系

対応
手段

全体を通して共通の相違理由④

対応
手段／常設スプレイヘッダ︶を使用した使用済燃料プールへの注水

機能喪失を想定する
設計基準対象施設分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系︵注水ライン

分類

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／7）

相違理由②柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
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東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／7）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対処設備※１

可搬型代替注水大型ポンプ
代替淡水貯槽※１
ホース
可搬型スプレイノズル
使用済燃料プール
燃料給油設備※２

手順書

重大事故等対処設備

残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系︵可搬型スプレイノズル︶を使用した使用済燃料プールへの注水

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎の消火系による使用済燃料

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※１
多目的タンク※１
消火系配管・弁・消防用ホース
使用済燃料プール

自主対策設備消火系による使用済燃料プールへの注水︵消火栓を使用した使用済燃料プールへの注水の場合︶

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時︐又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時

燃料プール冷却浄化系

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」較表ページ 75 に記載。
東二は消火系による使用済燃料
プールへの注水において，消火栓

ＡＭ設備別操作手順書

による使用済燃料プールへの注

重大事故等対策要領

水と残留熱除去系ラインを使用※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：静的サイフォンブレーカは，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※4：手順については「1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

76

プールへの注水に係る記載は，比した使用済燃料プールへの注水
手段を選定する。

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東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／7）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対処設備

手順書

柏崎の消火系による使用済燃料
プールへの注水に係る記載は，比較表ページ 75 に記載。
ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※１
多目的タンク※１
消火系配管・弁残留熱除去系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁使用済燃料プール
非常用交流電源設備※２
常設代替交流電源設備※２
可搬型代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２

東二は消火系による使用済燃料
プールへの注水において，消火栓
自主対策設備残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）消火系による使用済燃料プールへの注水︵残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プールへの注水の場合︶

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

による使用済燃料プールへの注
水と残留熱除去系ラインを使用
した使用済燃料プールへの注水
手段を選定する。

柏崎の漏えい抑制に係る記載は，

静的サイフォンブレーカ

重大事故等対策設備

漏えい抑制

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時︐又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時

燃料プール冷却浄化系

対応
手段※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：静的サイフォンブレーカは，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※4：手順については「1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

77

比較表ページ 75 に記載。

―※３

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東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（4／7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2/3）

分類
対応
手段

−

多様なハザード対応手順「大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制」 ※3

※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
※4:重大事故等時には現場手動弁による隔離操作を併せて実施する。
※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

対処設備

手順書

相違理由③

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※１
低圧代替注水系配管・弁代替燃料プール注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
常設代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２

可搬型代替注水中型ポンプ※１
可搬型代替注水大型ポンプ※１
西側淡水貯水設備※１
代替淡水貯槽※１
ホース
低圧代替注水系配管・弁代替燃料プール注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
常設代替交流電源設備※２
可搬型代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

重大事故等対処設備

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」「原子炉建屋制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「SFP 漏えい緩和」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

重大事故等対処設備

大気への放射性物質の拡散抑制

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）
ホース
放水砲
燃料補給設備 ※2

多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 可搬型スプレ
イ）」

自主対策設備シール材
接着剤
ステンレス鋼板
吊り降ろしロープ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による可搬型 SFP スプレイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

自主対策設備

防火水槽 ※1，※5
淡水貯水池 ※1，※5

多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 常設スプレイ）」

重大事故等対処設備

可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）
可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
燃料プール代替注水系配管・弁可搬型スプレイヘッダ
使用済燃料プール
燃料補給設備 ※2

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による SFP スプレイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

対応
手段

重大事故等対処設備

防火水槽 ※1，※5
淡水貯水池 ※1，※5

自主対策設備

漏えい緩 和−燃料プール代替注水系による可搬型スプレイ
ヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時−

可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）
可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
燃料プール代替注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
燃料補給設備 ※2

手順書

重大事故等対処設備

燃料プール代替注水系による常設スプレイ
ヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ

−

対処設備

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系︵常設 可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール
スプレイヘッダ︶を使用した使用済燃料プールへのスプレイ
注水系︵常設スプレイヘッダ︶を使用した使用済燃料プールへのスプレイ

分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：静的サイフォンブレーカは，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※4：手順については「1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

78

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／7）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対処設備

手順書

柏崎の可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系
可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレ

可搬型代替注水大型ポンプ※１
代替淡水貯槽※１
ホース
可搬型スプレイノズル
使用済燃料プール
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系︵可搬型スプレイノズル︶を使用した使用済燃料プールへのスプレイ

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時

−

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」イに係る記載は，比較表ページ 78に記載。

ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎の漏えい緩和可に係る記載
自主対策設備

漏えい緩和

シール材
接着剤
ステンレス鋼板
吊り降ろしロープ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」は，比較表ページ 78 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

可搬型代替注水大型ポンプ（放水
用）※４
ホース
放水砲※４
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

大気への放射性物質の拡散抑制

柏崎の大気への放射性物質の拡散抑制に係る記載は，比較表ペー
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」重大事故等対策要領※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：静的サイフォンブレーカは，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※4：手順については「1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

79

ジ 78 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対応
手段

対処設備

手順書

分類

AM 設備別操作手順書「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

手順書

使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

原子炉建屋換気系排気ダ
クト放射線モニタ※２

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備※２
常設代替直流電源設備※２
可搬型代替直流電源設備※２
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備−
原子炉補機冷却系 ※6

自主対策設備

第二代替交流電源設備 ※2

対処設備

重大事故等対処設備

原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト放射線モ
ニタ

代替電源による給電

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「FPC による SFP 除熱」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

重大事故等時における使用済燃料プールの監視

重大事故等対処設備

代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱

使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響の防止

燃料プール冷却浄化系ポンプ
使用済燃料プール
燃料プール冷却浄化系熱交換器
燃料プール冷却浄化系配管・弁・スキマサージタンク・ディフューザ
代替原子炉補機冷却系 ※6
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2

自主対策設備

代替電源による給電

全交流動力電源

第二代替交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備−

燃料取替フロア燃料プー
ルエリア放射線モニタ−

使用済燃料プールの監視

燃料プール冷却浄化系ポンプ入口温度
使用済燃料プール温度

常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
所内蓄電式直流電源設備 ※2
可搬型直流電源設備 ※2対応
手段

使用済燃料プール水位

重大事故等対処設備

使用済燃料プールの監視

重大事故等時における使用済燃料プールの監視

使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA)
使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA 広域)
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ(高レ
ンジ・低レンジ)
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ(使用済
燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む)

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（3/3）
分類

東海第二

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：静的サイフォンブレーカは，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※4：手順については「1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
※4:重大事故等時には現場手動弁による隔離操作を併せて実施する。
※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

80

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／7）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対処設備

代替燃料プール冷却系ポンプ
使用済燃料プール
スキマサージタンク
代替燃料プール冷却系熱交換器
代替燃料プール冷却系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
緊急用海水ポンプ
緊急用海水系ストレーナ
緊急用海水系配管・弁残留熱除去系海水系配管・弁
非常用取水設備
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

相違理由①
重大事故等対処設備

残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

可搬型代替注水大型ポンプ
ホース

自主対策設備

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響の防止

燃料プール冷却浄化系

対応
手段※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：静的サイフォンブレーカは，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※4：手順については「1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

81

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東海第二

備考

第 1.11.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

第1.11−2表 重大事故等対処に係る監視計器

全体を通して共通の相違理由④

監視計器一覧（1／12）

監視計器一覧（1/4）

手順書

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応手順(1)燃料プール代替注水

使用済燃料プールの監視

電源

多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 常設スプレイ）」「消防車による送水（SFP 可搬型スプレイ）」

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A-2 蓄電池電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

操作

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

使用済燃料プールの監視

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
スキマサージタンク水位
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア雰囲気温度
エリア放射線モニタ
・燃料貯蔵プール
プロセス放射線モニタ
・燃料取替エリア排気放射能モニタ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レ
ンジ）

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

電源

緊急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセン
タ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）

水源の確保

代替淡水貯槽水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書

防火水槽
淡水貯水池

操作

水源の確保

監視パラメータ（計器）1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応
手順(1) 燃料プール代替注水
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済
燃料プールへの注水

判断基準

判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による SFP スプレイ」「消防車による可搬型 SFP スプレイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」⑧⑨⑩⑪⑫⑬⑭⑮⑰⑱について
重大事故等の対応に必要となる監視項目

82

は記載を省略する。それ以外の相違理由については四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線は省略する。柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
（以下，第1.11−2 表において同様）
相違理由②

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監視計器一覧（2/4）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応手順(1)燃料プール代替注水

使用済燃料プールの監視

判断基準

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

使用済燃料プールの監視

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
スキマサージタンク水位
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア雰囲気温度
エリア放射線モニタ
・燃料貯蔵プール
プロセス放射線モニタ
・燃料取替エリア排気放射能モニタ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レ
ンジ）

操作

ろ過水タンク水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

補機監視機能低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（可搬ライン用）

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位操作

使用済燃料プールへの注水量

1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応手順(2)漏えい抑制

判断基準

使用済燃料プールの監視操作

使用済燃料プールの監視

監視パラメータ（計器）1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応
手順(1) 燃料プール代替注水
ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプ
レイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水（淡水／海水）

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A-2 蓄電池電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

水源の確保

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

電源

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」「原子炉建屋制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

備考

監視計器一覧（2／12）

手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる SFP 注水」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

東海第二燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
スキマサージタンク水位
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア雰囲気温度
エリア放射線モニタ
・燃料貯蔵プール
プロセス放射線モニタ
・燃料取替エリア排気放射能モニタ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レ
ンジ）

柏崎の燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用
した使用済燃料プールへの注水（淡水/海水）に係る記載は比較表ページ 82 に記載。

東二は自動的にサイフォンブレーカーにより漏えいの継続が防止されるため漏えい抑制手順を整備しない。

83

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東海第二

備考

監視計器一覧（3／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応
手順(1) 燃料プール代替注水
ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水（淡水／海水）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニ
タ

水源の確保

代替淡水貯槽水位判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書

操作84

柏崎の燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注
水（淡水/海水）に係る記載は比較表ページ 82 に記載。

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東海第二

備考

監視計器一覧（4／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.1 使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時の対応
手順(1) 燃料プール代替注水
ｄ．消火系による使用済燃料プールへの注水

電源Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
残留熱除去系系統流量

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書

操作85

柏崎の消火系による使用済燃料
プールへの注水に係る記載は比較表ページ 82 に記載。

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重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1)燃料プールスプレイ

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

使用済燃料プールの監視

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
スキマサージタンク水位
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア雰囲気温度
エリア放射線モニタ
・燃料貯蔵プール
プロセス放射線モニタ
・燃料取替エリア排気放射能モニタ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レ
ンジ）

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

操作

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

補機監視機能低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(2)漏えい緩和操作

使用済燃料プールの監視

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
スキマサージタンク水位
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア雰囲気温度
エリア放射線モニタ
・燃料貯蔵プール
プロセス放射線モニタ
・燃料取替エリア排気放射能モニタ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レ
ンジ）

操作

判断基準

使用済燃料プールの監視

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1) 燃料プールスプレイ
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへ
のスプレイ

判断基準

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A-2 蓄電池電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

判断基準

使用済燃料プールの監視

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 常設スプレイ）」「消防車による送水（SFP 可搬型スプレイ）」

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」「原子炉建屋制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「SFP 漏えい緩和」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

備考

監視計器一覧（5／12）

監視計器一覧（3/4）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による SFP スプレイ」「消防車による可搬型 SFP スプレイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

東海第二

86

相違理由③

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（6／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1) 燃料プールスプレイ
ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水／海水）

柏崎の燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用
した使用済燃料プールへのスプ

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」

水源の確保

ＡＭ設備別操作手順書

使用済燃料プールの監視

操作
補機監視機能水源の確保

87

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（可搬ライン用）
西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

レイ（淡水/海水）に係る記載は比較表ページ 86 に記載。

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東海第二

備考

監視計器一覧（7／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1) 燃料プールスプレイ
ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プール
へのスプレイ（淡水／海水）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニ
タ

水源の確保

代替淡水貯槽水位判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書

操作88

柏崎の燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのス
プレイ（淡水/海水）に係る記載は比較表ページ 86 に記載。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（8／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(2) 漏えい緩和
ａ．使用済燃料プール漏えい緩和

緩和に係る記載は比較表ページ

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト
放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」

柏崎の使用済燃料プール漏えい

ＡＭ設備別操作手順書

操作89

86 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（9／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.3 重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順(1) 使用済燃料プールの状態監視
ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動

柏崎の使用済燃料貯蔵プール監
視カメラ用空冷装置起動に係る記載は比較表ページ 86 に記載。

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

ＡＭ設備別操作手順書

操作90

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二監視計器一覧（10／12）

監視計器一覧（4/4）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」

使用済燃料プールの監視

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
監視パラメータ（計器）1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1)代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
スキマサージタンク水位

判断基準
電源

操作

最終ヒートシンクの確保

使用済燃料プールの監視

燃料プール水位低 警報
燃料プール温度高 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
スキマサージタンク水位
FPC ポンプ（A）吐出流量
FPC ポンプ（B）吐出流量
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア雰囲気温度

判断基準

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A-2 蓄電池電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量

監視パラメータ（計器）1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1) 使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(a) 代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

使用済燃料プールの監視
AM 設備別操作手順書「FPC による SFP 除熱」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」

電源

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
スキマサージタンク水位

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

補機監視機能緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却
系熱交換器）

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

補機監視機能代替燃料プール冷却系熱交換器出口温度
緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却
系熱交換器）

ＡＭ設備別操作手順書

操作

91

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（11／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1) 使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

補機監視機能緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却
系熱交換器）

判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書

操作

92

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（12／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1) 使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(c) 代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

補機監視機能緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却
系熱交換器

判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制御」
ＡＭ設備別操作手順書

操作

93

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第1.11−3表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
第 1.11.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
対象条文【1.11】
使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

給電元
給電母線

供給対象設備

使用済燃料プール監視計器類

対象条文

供給対象設備

中央制御室監視計器類

点線枠にて示し，備考に理由を記

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ載しているため下線を省略。
相違理由②

低圧代替注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。
）

代替燃料プール注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

代替燃料プール冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

代替燃料プール冷却系 弁常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

緊急用海水ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｍ／ＣMCC C 系
MCC D 系

緊急用海水系 弁

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤
直流125V主母線盤２Ｂ

使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤

使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プー
ル監視カメラ用空冷装置を含む）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用ＭＣＣ
緊急用直流125V主母線盤

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
所内蓄電式直流電源設備
可搬型直流電源設備

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系（6 号炉）
MCC D 系（6 号炉）
P/C C 系（7 号炉）
P/C D 系（7 号炉）
燃料プール冷却浄化系弁柏崎との相違箇所については四角

常設低圧代替注水系ポンプ

直流 125V A 系
直流 125V A-2 系
AM 用直流 125V
MCC C 系

燃料プール冷却浄化系ポンプ

給電元
給電母線

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

【1.11】
使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

94

相違理由①

相違理由①

相違理由⑰

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

95

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

96

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 95，96 に記載。

97柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は先行 PWR との比較のため補足を作成しており，東二は柏崎との比較となるため補足は作成
していない。

98

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

99

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

100

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

101

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

102

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

103

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

104

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②⑧105

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧⑳106

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧⑳107

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧⑳108

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧⑳109

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

110

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

111

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

112

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は消火系による使用済燃料
プールへの注水において，消火栓による使用済燃料プールへの注
水と残留熱除去系ラインを使用
した使用済燃料プールへの注水の手順を整備する。

113

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑬

114

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

115

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は自動的にサイフォンブレーカーにより漏えいの継続が防止されるため漏えい抑制手順を整備しない。

116

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は自動的にサイフォンブレーカーにより漏えいの継続が防止されるため漏えい抑制手順を整備しない。

117

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

118

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

119

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③⑧120

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧⑳121

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧⑳122

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 110 に記載。

123

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 111〜112 に
記載。

124

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 111〜112 に
記載。

125

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 111〜112 に
記載。

126

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

127

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

128

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

129

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由①

130

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由①

131

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由①

132

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由①

133

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由①

134

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由①

135

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

136

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

137

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等

東海第二1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等＜ 目 次 ＞
1.12.1 対応手段と設備の選定＜目次＞
1.12.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

a. 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損

備考

ａ．炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい 他手順書「1.11 使用済燃料貯

傷時の対応

損傷時の対応蔵槽の冷却等のための手順等」(a) 大気への放射性物質の拡散抑制(a) 大気への放射性物質の拡散抑制の記載に統一している。

(b) 海洋への放射性物質の拡散抑制(b) 海洋への放射性物質の拡散抑制

以降，同様の相違理由によるも

b. 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の対応手段及び設備

ｂ．原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の対応手段及び設備

c. 重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．重大事故等対処設備と自主対策設備(a) 大気及び海洋への放射性物質の拡散抑制(a) 大気及び海洋への放射性物質の拡散抑制(b) 航空機燃料火災への泡消火(b) 航空機燃料火災への泡消火

d. 手順等

ｄ．手順等

1.12.2 重大事故等時の手順

1.12.2 重大事故等時の手順

1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい

1.12.2.1

損傷時の手順等(1) 大気への放射性物質の拡散抑制のは相違理由①と示す。

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著相違理由①

しい損傷時の手順等(1) 大気への放射性物質の拡散抑制

a. 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制

ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制

設備名称の相違b. ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み

ｂ．ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み

以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制

a. 放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制

ａ．汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制

東二は，放射性物質吸着材を自b. 汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制

ｂ．放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制

主対策設備と整理していることから，「汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制」
を先に記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

1

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 重大事故等時の対応手段の選択
1.12.2.2 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の手順(1) 初期対応における延焼防止処置
a. 化学消防自動車単独又は大型化学高所放水車等による泡消火

東海第二

備考

ｃ．重大事故等時の対応手段の選択
1.12.2.2 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の手順(1) 初期対応における延焼防止処置
ａ．化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤容器（消防車用）による泡消火

東二は，初期対応における延焼防止処置として，化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤容器（消防車用）を整備。大型化学高所放水車等は整備しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

(2) 航空機燃料火災への泡消火
a. 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火災への泡消火(2) 航空機燃料火災への泡消火
ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火

相違理由②
東二は，泡消火薬剤を容器に入れた状態で整備。柏崎の泡原液搬送車，泡消火薬剤備蓄車に対して，それぞれ泡消火薬剤容器（大型ポンプ用），泡消火薬剤容器（消防車用）が対応している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

b. 重大事故等時の対応手段の選択

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

1.12.2.3 その他の手順項目にて考慮する手順

1.12.2.3 その他の手順項目にて考慮する手順

2

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東海第二1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等

1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等【要求事項】【要求事項】

１

１

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は貯蔵槽内燃料

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷に至った場合において工場等外への放射性物質の拡散を抑制するために必要体等の著しい損傷に至った場合において工場等外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１ 「工場等外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な手順等」とは、以下に規定する措置

１ 「工場等外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な手順等」とは、以下に規定する措置

又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

ａ）炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷に至った場

ａ）炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷に至った場

合において、放水設備により、工場等外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な手順合において、放水設備により、工場等外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な手順等を整備すること。

等を整備すること。

ｂ）海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順等を整備すること。

ｂ）海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷に至炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に 相違理由①

った場合において，発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための設備を整備しており，ここでは， 至った場合において，発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための設備を整備しており，ここでこの設備を活用した手順等について説明する。

は，この設備を活用した手順等について説明する。

3

備考

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東海第二

備考

1.12.1 対応手段と設備の選定

1.12.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方（1）対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損 相違理由①に至った場合において，発電所外へ放射性物質が拡散するおそれがある。発電所外へ放射性物質傷に至った場合において，発電所外へ放射性物質が拡散するおそれがある。発電所外へ放射性物の拡散を抑制するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

質の拡散を抑制するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

また，原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合において，消また，原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合において，消火対応するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

火対応するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。
※１

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備

を選定

する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※１を選定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況におい使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効て使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有

な設備。

効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけ選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけ

でなく，設置許可基準規則第五十五条及び技術基準規則第七十条（以下「基準規則」という。
）

でなく，設置許可基準規則第五十五条及び技術基準規則第七十条（以下「基準規則」という。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，重大事故等対処設備，設の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，重大事故等対処設備及び 東二は，本手順で「設計基準事

計基準事故対処設備及び自主対策設備との関係を明確にする。

自主対策設備との関係を明確にする。

（2）対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段とその対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を
第 1.12.1 表に整理する。

故対処設備」を使用しない。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段とその対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を
第 1.12−1 表に整理する。

図表の付番方法による相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

a. 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損

ａ．炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい 相違理由①

傷時の対応手段及び設備損傷時の対応手段及び設備

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおそれがある場合，又は使用済燃料プール内

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおそれがある場合，又は使用済燃料プール内

燃料体等の著しい損傷のおそれがある場合は，大気への放射性物質の拡散抑制，放射性物質をの燃料体等の著しい損傷のおそれがある場合は，大気への放射性物質の拡散抑制，放射性物質 相違理由①含む汚染水が発生する場合は，海洋への放射性物質の拡散抑制を図る。

を含む汚染水が発生する場合は，海洋への放射性物質の拡散抑制を図る。

(a) 大気への放射性物質の拡散抑制(a) 大気への放射性物質の拡散抑制

炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷に至った場合は，放水設備により，大気への放射性物質の拡散抑制を行う手段がある。

炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損 相違理由①
傷に至った場合は，原子炉建屋放水設備により，大気への放射性物質の拡散抑制を行う手段 相違理由②がある。
4

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東海第二大気への放射性物質の拡散抑制に使用する設備（原子炉建屋放水設備）は以下のとおり。

大気への放射性物質の拡散抑制に使用する設備（原子炉建屋放水設備）は以下のとおり。

・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

・ホース

・ホース

・放水砲

・放水砲

備考

相違理由②

・ＳＡ用海水ピット取水塔

海水取水に必要となる設備（構・海水引込み管造物）を記載。

・ＳＡ用海水ピット
・燃料補給設備

・燃料給油設備・ガンマカメラ・ガンマカメラ・サーモカメラ・サーモカメラ(b) 海洋への放射性物質の拡散抑制
炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷(b) 海洋への放射性物質の拡散抑制
炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損 相違理由①に至った場合において，原子炉建屋への放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場合傷に至った場合において，原子炉建屋への放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場

は，海洋への放射性物質の拡散抑制を行う手段がある。

合は，海洋への放射性物質の拡散抑制を行う手段がある。

海洋への放射性物質の拡散抑制に使用する設備（海洋拡散抑制設備）は以下のとおり。

海洋への放射性物質の拡散抑制に使用する設備（海洋拡散抑制設備）は以下のとおり。

・放射性物質吸着材
・汚濁防止膜

相違理由②

相違理由③
・汚濁防止膜・放射性物質吸着材

・小型船舶（汚濁防止膜設置用）

相違理由③
東二は，汚濁防止膜設置用の小型船舶を使用しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されていこれらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

る。
b. 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の対応手段及び設備
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合,初期対応における延焼防止処置により,火災に対応する手段がある。

ｂ．原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の対応手段及び設備
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合，初期対応における延焼防止処置により，火災に対応する手段がある。

初期対応における延焼防止処置に使用する設備は以下のとおり。

初期対応における延焼防止処置に使用する設備は以下のとおり。

・化学消防自動車

・化学消防自動車

・水槽付消防ポンプ自動車

・水槽付消防ポンプ自動車

・泡消火薬剤備蓄車

・泡消火薬剤容器（消防車用）

・大型化学高所放水車

相違理由⑤
相違理由④

・消火栓（原水タンク）

東二は，手順で使用する淡水源を明記している。
以降，同様の相違理由によるも5

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東海第二

備考
のは相違理由⑧と示す。

・防火水槽
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合,航空機燃料火災の泡消火により火災に対応する手段がある。

相違理由⑧

原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合，航空機燃料火
災の泡消火により火災に対応する手段がある。

航空機燃料火災への泡消火に使用する設備は以下のとおり。

航空機燃料火災への泡消火に使用する設備は以下のとおり。

・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

・ホース

・ホース

・放水砲

・放水砲

・泡原液搬送車

・泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）

相違理由⑤

・泡原液混合装置

・泡混合器

相違理由②

・ＳＡ用海水ピット取水塔

海水取水に必要となる設備（構・海水引込み管造物）を記載。

相違理由②

・ＳＡ用海水ピット
・燃料補給設備
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
c. 重大事故等対処設備と自主対策設備(a) 大気及び海洋への放射性物質の拡散抑制
審査基準及び基準規則に要求される，大気への放射性物質の拡散抑制に使用する設備のう・燃料給油設備

相違理由②

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
ｃ．重大事故等対処設備と自主対策設備(a) 大気及び海洋への放射性物質の拡散抑制
審査基準及び基準規則に要求される，大気への放射性物質の拡散抑制に使用する設備のう

ち，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），ホース，放水砲及び燃料補給設備は，いずれ

ち，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），ホース，放水砲及び燃料給油設備は，いずれも 相違理由②も重大事故等対処設備と位置付ける。

重大事故等対処設備と位置付ける。

海洋への放射性物質の拡散抑制に使用する設備のうち，放射性物質吸着材，汚濁防止膜及び小型船舶（汚濁防止膜設置用）は重大事故等対処設備と位置付ける。
以上の重大事故等対処設備により発電所外への放射性物質の拡散抑制が可能であることから，以下の設備は自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

海洋への放射性物質の拡散抑制に使用する設備のうち，汚濁防止膜は重大事故等対処設備 相違理由③⑦と位置付ける。
以上の重大事故等対処設備により発電所外への放射性物質の拡散抑制が可能であることから，以下の設備は自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

・ガンマカメラ・ガンマカメラ・サーモカメラ・サーモカメラ

これらの設備については，大気への放射性物質の拡散を直接抑制する手段ではないが，原これらの設備については，大気への放射性物質の拡散を直接抑制する手段ではないが，原子炉建屋放水設備により原子炉建屋に向けて放水する際に，原子炉建屋から漏えいする放射子炉建屋放水設備により原子炉建屋に向けて放水する際に，原子炉建屋から漏えいする放射性物質や熱を検出する手段として有効である。

性物質や熱を検出する手段として有効である。
・放射性物質吸着材

相違理由③

放射性物質吸着材を設置するためには，地震発生後のアクセスルートの液状化による影響 相違理由③
6

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東海第二

備考

（一部のアクセスルートで車両通行不可）を踏まえると最短でも，作業開始を判断してから15 時間程度要することになるが，放射性物質の吸着効果が期待され，海洋への放射性物質の拡散抑制及び放出量の低減を図る手段として有効である。
なお，アクセスルートに液状化の影響が無い場合は，作業開始を判断してから約 6.5 時間と想定する。
(b) 航空機燃料火災への泡消火基準規則に要求される,航空機燃料火災への泡消火に使用する設備のうち,大容量送水車(b) 航空機燃料火災への泡消火基準規則に要求される，航空機燃料火災への泡消火に使用する設備のうち，可搬型代替注 相違理由②⑤（原子炉建屋放水設備用），ホース,放水砲，泡原液搬送車, 泡原液混合装置及び燃料補給設

水大型ポンプ（放水用），ホース，放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用），泡混合器及び備は,重大事故等対処設備と位置付ける。

燃料給油設備は，重大事故等対処設備と位置付ける。

以上の重大事故等対処設備により航空機燃料火災への泡消火が可能であることから，以下の設備は自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

以上の重大事故等対処設備により航空機燃料火災への泡消火が可能であることから，以下の設備は自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

・化学消防自動車

・化学消防自動車

・水槽付消防ポンプ自動車

・水槽付消防ポンプ自動車

・泡消火薬剤備蓄車

・泡消火薬剤容器（消防車用）

・大型化学高所放水車

相違理由⑤
相違理由④

これらの設備については，航空機燃料火災への対応手段として放水量が少ないため，同等

これらの設備については，航空機燃料火災への対応手段として放水量が少ないため，同等の放水効果は得られにくいが，早期に消火活動が可能であり，航空機燃料の飛散によるアクの放水効果は得られにくいが，早期に消火活動が可能であり，航空機燃料の飛散によるアクセスルート及び建屋への延焼拡大防止の手段として有効である。

セスルート及び建屋への延焼拡大防止の手段として有効である。
・消火栓（原水タンク）

相違理由⑧

・防火水槽

相違理由⑧

これらの設備については，耐震ＳクラスではなくＳＳ機能維持を担保できないが，初期対 相違理由⑧
応における延焼防止処置の水源として使用する手段としては有効である。
d. 手順等
上記のａ．
，b .及び c .により選定した対応手段に係る手順を整備する。これらの手順は，緊急時対策要員の対応として，多様なハザード対応手順に定める（第 1.12.1 表）
。

ｄ．手順等
上記のａ．
，ｂ．及びｃ．により選定した対応手段に係る手順を整備する。これらの手順は，重大事故等対応要員の対応として，「重大事故等対策要領」に，自衛消防隊の対応として，「防 整備する手順書の違い
火管理要領」に定める（第 1.12−1 表）。

東二は，初期対応における延焼防止処置は，自衛消防隊が，防火管理要領に基づき実施する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。
相違理由⑥

また，重大事故等時に監視が必要となる計器についても整理する（第 1.12.2 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器についても整理する（第 1.12−2 表）
。
7

相違理由⑥

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東海第二1.12.2 重大事故等時の手順

1.12.2 重大事故等時の手順

1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい

1.12.2.1

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著

備考

相違理由①

しい損傷時の手順等

損傷時の手順等(1) 大気への放射性物質の拡散抑制（1）大気への放射性物質の拡散抑制
a. 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制

ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，格納炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，格納容

容器スプレイによる原子炉格納容器内の除熱や格納容器圧力逃がし装置及び代替循環冷却器スプレイによる原子炉格納容器内の除熱や格納容器圧力逃がし装置及び代替循環冷却によによる原子炉格納容器の減圧及び除熱させる手段がある。

る原子炉格納容器の減圧及び除熱させる手段がある。

また，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより使用済燃料プールの水位が異常に

相違理由②

また，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより使用済燃料プールの水位が異常に低低下し，使用済燃料プール注水設備で注水しても水位が維持できない場合は，燃料プールス

下し，使用済燃料プール注水設備で注水しても水位が維持できない場合は，使用済燃料プール 相違理由②

プレイにより燃料損傷を緩和する手段がある。

スプレイにより燃料損傷を緩和する手段がある。

しかし，これらの機能が喪失し，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定し，しかし，これらの機能が喪失し，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気へ可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気への放 相違理由②の放射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。

射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

以下のいずれかが該当する場合とする。
・炉心損傷を判断した場合※1において，あらゆる注水手段を講じても発電用原子炉への以下のいずれかが該当する場合とする。
・炉心損傷を判断した場合※１において，あらゆる注水手段を講じても発電用原子炉への注水が確認できない場合
・使用済燃料プール水位が低下した場合において，あらゆる注水手段を講じても水位低下

注水が確認できない場合
・使用済燃料プール水位が低下した場合において，あらゆる注水手段を講じても水位低が継続する場合

下が継続する場合

・大型航空機の衝突等，原子炉建屋の外観で大きな損傷を確認した場合

・大型航空機の衝突等，原子炉建屋の外観で大きな損傷を確認した場合※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1 ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事

有効性評価における炉心損傷

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線

故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線 の判断にならい記載。東二でレベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

合。

は，10 倍を含めて炉心損傷を判断するため，「10 倍以上」としている。

(b) 操作手順(b) 操作手順

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡散を抑制

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲による大気への放射性物質の拡散を抑制す 相違理由②

する手順の概要は以下のとおり。
手順の概要図を第 1.12.1 図に，タイムチャートを第 1.12.2

る手順の概要は以下のとおり。手順の概要図を第 1.12−1 図に，タイムチャートを第 1.12 相違理由⑥

図に，ホース敷設ルート及び放水砲の設置位置を第 1.12.3 図に示す。

−2 図に，ホース敷設ルート及び放水砲の設置位置を第 1.12−3 図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当直長を経由して，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制の準備を緊急時対策本

災害対策本部長代理は，発電長と連携を密にし，手順着手の判断基準に基づき，可搬 体制の違いによる記載内容の①

型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制の準備 相違。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
部に依頼する。

東海第二開始を重大事故等対応要員に指示する。

備考
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。
相違理由②
東二は，手順①で対応の指示ま②緊急時対策本部は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制の準備開始を緊急時対策要員に指示する。
③緊急時対策要員は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）を海水取水箇所周辺に設置する。
④緊急時対策要員は，ホースを取水ポンプに接続後，取水ポンプを取水箇所へ設置し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）吸込口にホースを接続する。
⑤緊急時対策要員は，放水砲を設置し，ホースの運搬，大容量送水車（原子炉建屋放水設
備用）から放水砲までのホース敷設を行い，放水砲にホースを接続する。
⑥緊急時対策要員は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）取水ポンプを起動し，水張りを行う。

で実施する。
② 重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）を海水取水箇所周辺に 相違理由②⑩設置する。
③ 重大事故等対応要員は，ホースを水中ポンプに接続後，水中ポンプを取水箇所へ設置 相違理由②⑩
し，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）吸込口にホースを接続する。
④ 重大事故等対応要員は，放水砲を設置し，ホースの運搬，可搬型代替注水大型ポンプ 相違理由②⑩（放水用）から放水砲までのホース敷設を行い，放水砲にホースを接続する。
⑤ 重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）を起動し，ホースの水 相違理由②⑩
張り及び空気抜きを行った後に，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）を待機状態（ア 東二は，この段階で放水砲までイドリング状態）にする。

のホース水張り及び空気抜きを実施し，待機状態にする。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

⑦緊急時対策要員は，放水砲噴射ノズルを原子炉建屋の破損口等の放射性物質放出箇所に向けて調整し，準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑧当直副長は，手順着手を判断した時の状況が継続しており，以下の状況であると判断し⑥ 重大事故等対応要員は，放水砲噴射ノズルを原子炉建屋の破損口等の放射性物質放出 相違理由⑩
箇所に向けて調整し，準備完了を災害対策本部長代理に報告する。
⑦災害対策本部長代理は，発電長と連携を密にし，手順着手を判断した時の状況が継続し 相違理由②⑩

た場合は，当直長を経由して，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲によるており，以下のいずれかの状況が該当し，放水により発生する汚染水が直接海洋に流出 東二は，放水開始の判断に汚濁

大気への放射性物質の拡散抑制実施を緊急時対策本部に依頼する。

する経路となる 4 箇所への汚濁防止膜 1 重設置による放射性物質の拡散抑制措置が完了 防止膜の設置（放水路Ａ〜Ｃ及されている場合は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲による大気への放射び集水桝-8 の 4 箇所への 1 重設性物質の拡散抑制実施を重大事故等対応要員に指示する。ただし，プラント状況により， 置）が完了していることを条件
大量の大気への放射性物質の拡散を回避する必要が生じた場合は，汚濁防止膜の設置作 付けている。ただし，大規模損業と並行して放水砲による放水を開始するよう重大事故等対応要員に指示する。

壊時のようなプラント状況下においては，その限りではないこととする。

・原子炉格納容器へあらゆる注水手段を講じても注水できず，原子炉格納容器の破損のおそれがあると判断した場合
・原子炉格納容器からの異常な漏えいにより，格納容器圧力逃がし装置で原子炉格納容・原子炉格納容器へあらゆる注水手段を講じても注水できず，原子炉格納容器の破損のおそれがあると判断した場合
・原子炉建屋水素濃度が 2vol％に到達した場合，原子炉格納容器内の水素排出のため格 格納容器圧力逃がし装置によ器の減圧及び除熱をしているものの，原子炉建屋内の水素濃度が低下しないことによ

納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベントによる水素排出ができず，原子炉建屋 る水素排出ができない場合に，り原子炉建屋トップベントを開放する場合

水素濃度の上昇が継続することにより，原子炉建屋外側ブローアウトパネル（ブローア 原子炉建屋外側ブローアウト
ウトパネル閉止装置使用後においては，ブローアウトパネル閉止装置）を開放する場合

パネルを開放する運用としている。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・燃料プール代替注水系（可搬型）による燃料プールスプレイができない場合

・代替燃料プール注水系による使用済燃料プールスプレイができない場合・プラントの異常により，モニタリング・ポストの指示がオーダーレベルで上昇した場・プラントの異常により，モニタリング・ポストの指示がオーダーレベルで上昇した場

合東二は，手順⑦で対応の指示ま

射性物質の拡散抑制の実施を緊急時対策要員に指示する。

で実施している。
⑧ 重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）を操作（昇圧）し，放 相違理由②⑩

水砲により原子炉建屋の破損口等の放射性物質放出箇所へ海水の放水を開始し，緊急時

水砲により原子炉建屋破損口等の放射性物質放出箇所へ海水の放水を開始し，災害対策対策本部に報告する。

本部長代理に報告する。

⑪緊急時対策本部は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制開始について，当直長を経由して当直副長に報告する。
⑫緊急時対策要員は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）の運転状態を継続監視し，

相違理由②

合

⑨緊急時対策本部は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放⑩緊急時対策要員は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）の送水ポンプを起動し，放備考⑨ 災害対策本部長代理は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲による大気への 相違理由②⑩
放射性物質の拡散抑制開始について，発電長に報告する。
⑩ 重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）の運転状態を継続監視 相違理由②⑩

定格負荷運転時における給油間隔を目安に燃料の給油を実施する。（燃料を給油しない

し，定格負荷運転時における給油間隔を目安に燃料の給油を実施する。
（燃料を給油し場合，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）は約 2 時間の運転が可能）ない場合，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）は約 3.5 時間の運転が可能）

設備性能（燃料タンク容量）の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

(c) 操作の成立性
上記(b) の現場対応は，準備段階では緊急時対策要員 8 名（水張りは 5 名）にて実施し，(c) 操作の成立性
上記(b)の現場対応は，準備段階では重大事故等対応要員 8 名（可搬型代替注水大型ポン 相違理由②⑩

所要時間は，複数あるホース敷設ルートのうち，設置距離が短くなる 7 号炉南側からのループ（放水用）の起動，ホースの水張り及び空気抜きは 4 名）にて実施し，所要時間は，複数 東二は，訓練実績より，指揮者

トを優先的に選択することで，手順着手から約 130 分（7 号炉の場合，6 号炉の場合は約あるホース敷設ルートのうち，設置距離が短くなる廃棄物処理建屋南側から原子炉建屋南側 1 名，可搬型代替注水大型ポン

160 分）で大気への放射性物質の拡散抑制の準備を完了することとしている。
（ホース敷設エリアへのルートを選択した場合は，手順着手から 145 分で大気への放射性物質の拡散抑制 プ（放水用）操作者 1 名，放水距離が長くなる 5 号炉北側からのルートでホースを敷設した場合は，約 190 分で大気へのの準備を完了することとしている（ホース敷設距離が長くなる敷地南側の防潮堤沿いのルー 砲操作者 1 名，放水砲操作補助

放射性物質の拡散抑制の準備を完了することとしている。
）

トでホースを敷設した場合は，210 分で大気への放射性物質の拡散抑制の準備を完了するこ 者 1 名の計 4 名で実施する。
ととしている）。

また，敷地の違いにより経路の記載，所要時間が異なる。

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を整備する。作

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明，通信連絡設備を整備す 相違理由②

業環境の周囲温度は外気温と同程度である。ホース等の取り付けについては速やかに作業がる。作業環境の周囲温度は外気温と同程度である。ホース等の取付けについては速やかに作できるように大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）の保管場所に使用工具及びホースを配業ができるように可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）の保管場所に使用工具及びホースを

備する。

配備する。

緊急時対策本部からの指示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制を開始する。緊急時

災害対策本部長代理からの指示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制を開始する。重 相違理由⑩

対策要員 5 名にて実施し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への大事故等対応要員 4 名にて実施し，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲による大 相違理由②放射性物質の拡散抑制の実施指示から 10 分で放水することが可能である。

気への放射性物質の拡散抑制の実施指示から 5 分で放水することが可能である。

配備車両（設備）の違いから，
東二は，柏崎よりも短時間で放10柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
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東海第二

備考
水可能となる。

放水砲は可搬型設備のため，任意に設置場所を設定することが可能であり，風向き等の天放水砲は可搬型設備のため，任意に設置場所を設定することが可能であり，風向き等の天候状況及びアクセス状況に応じて，最も効果的な方角から原子炉建屋の破損口等，放射性物

候状況及びアクセス状況に応じて，最も効果的な方角から原子炉建屋の破損口等，放射性物

質の放出箇所に向けて放水する。なお，原子炉建屋への放水に当たっては，原子炉建屋から質の放出箇所に向けて放水する。なお，原子炉建屋への放水に当たっては，原子炉建屋から漏えいする放射性物質や熱を検出する手段として，必要に応じてガンマカメラ又はサーモカ

漏えいする放射性物質や熱を検出する手段として，必要に応じてガンマカメラ又はサーモカ

メラを活用する。原子炉建屋の破損箇所や放射性物質の放出箇所が確認できない場合は，原メラを活用する。原子炉建屋の破損箇所や放射性物質の放出箇所が確認できない場合は，原

子炉建屋の中心に向けて放水する。

子炉建屋の中心に向けて放水する。

放水砲による放水は，噴射ノズルを調整することで放水形状を直線状又は噴霧状に調整で放水砲による放水は，噴射ノズルを調整することで放水形状を直線状又は噴霧状に調整でき，放水形状は，直線状とするとより遠くまで放水できるが，噴霧状とすると直線状よりもき，放水形状は，直線状とするとより遠くまで放水できるが，噴霧状とすると直線状よりも放射性物質の拡散抑制効果が期待できることから，なるべく噴霧状を使用する。

放射性物質の拡散抑制効果が期待できることから，なるべく噴霧状を使用する。

また，直線状で放射する場合も到達点では，噴霧状になっているため放射性物質の拡散抑制効果がある。
なお，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲の準備にあたり，プラント状況や

また，直線状で放射する場合も到達点では，噴霧状になっているため放射性物質の拡散抑制効果がある。
なお，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲の準備にあたり，プラント状況や周 相違理由②

周辺の現場状況，ホースの敷設時間等を考慮し，複数あるホース敷設ルートから全対応の作

辺の現場状況，ホースの敷設時間等を考慮し，複数あるホース敷設ルートから全対応の作業

業時間が短くなるよう適切なルートを選択する。

時間が短くなるよう適切なルートを選択する。

b. ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み

ｂ．ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み

原子炉建屋放水設備により原子炉建屋に向けて放水する際に，原子炉建屋から放出される放原子炉建屋放水設備により原子炉建屋に向けて放水する際に，原子炉建屋から放出される放射性物質の漏えい箇所を把握し，大気への放射性物質の拡散抑制をより効果的なものとするた

射性物質の漏えい箇所を把握し，大気への放射性物質の拡散抑制をより効果的なものとするため，ガンマカメラ又はサーモカメラにより放射性物質や熱を検出し，放射性物質漏えい箇所をめ，ガンマカメラ又はサーモカメラにより放射性物質や熱を検出し，放射性物質漏えい箇所を絞り込む手順を整備する。

絞り込む手順を整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制を

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制を行 相違理由②

行う手順の着手を判断した場合において，放射性物質の漏えい箇所が原子炉建屋外観上で判う手順の着手を判断した場合において，放射性物質の漏えい箇所が原子炉建屋外観上で判断断できない場合。

できない場合。

(b) 操作手順
ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所を特定する手順の概要は以下のとおり。また，手順の概要図を第 1.12.4 図，タイムチャートを第 1.12.5 図に示す。

(b) 操作手順
ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所を特定する手順の概要は以下のとおり。また，手順の概要図を第 1.12−4 図に，タイムチャートを第 1.12−2 図に示 相違理由⑥す。

東二は，「大気への放射性物質の拡散抑制」手順と，「海洋への放射性物質の拡散抑制」手順のタイムチャートを統合し，作業時間の相関が分かるように
している。
11

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所を絞り込む作業の開始を指示する。

① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員へガンマ 相違理由⑩
カメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所を絞り込む作業の開始を指示する。

②緊急時対策要員は，ガンマカメラ又はサーモカメラを原子炉建屋が視認できる場所に運搬する。
③緊急時対策要員は，ガンマカメラ又はサーモカメラにより放射性物質の漏えい箇所を絞り込む。
(c) 操作の成立性
ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の特定は，緊急時対策要員 2名の体制である。

② 重大事故等対応要員は，ガンマカメラ又はサーモカメラを原子炉建屋が視認できる場 相違理由⑩
所に運搬する。
③ 重大事故等対応要員は，ガンマカメラ又はサーモカメラにより放射性物質の漏えい箇 相違理由⑩
所を絞り込む。
(c) 操作の成立性
ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の特定は，可搬型代替注水大 相違理由②⑩型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制にて放水砲設置に携わ 東二は，大気への拡散抑制に携る重大事故等対応要員 2 名が実施する。

わる重大事故等対応要員が兼務することとしている。

作業は，緊急時対策本部の指示に従い対応することとしており，ガンマカメラ又はサーモ

作業は，災害対策本部長代理の指示に従い対応することとしており，ガンマカメラ又はサ 相違理由⑩

カメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み手順着手から約 60 分で絞り込み作業を開始

ーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み手順着手から 35 分で絞り込み作業を開 設備の違いから，柏崎より短時することとしている。

始することとしている。

（2）海洋への放射性物質の拡散抑制(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制

間で絞り込み作業が開始可能。

＜参考：柏崎の当該箇所＞
b. 汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合において，原子炉建屋から直接放ａ．汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制

相違理由③

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合，又は使用済燃料プール内の燃料 東二では，使用済燃料プールの射性物質が拡散する場合を想定し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲により原体等の著しい損傷に至った場合において，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想 対応も必要と考えている。

子炉建屋に海水を放水する場合は，放射性物質を含む汚染水が発生する。

定し，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水する場合 相違理由②は，放射性物質を含む汚染水が発生する。

放射性物質を含む汚染水は構内排水路を通って放水口から海へ流れ込むため，汚濁防止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。

放射性物質を含む汚染水は原子炉建屋周辺を取り囲む地上部の一般排水路で集水され，地下 相違理由②
埋設の一般排水路を通って雨水排水路集水桝又は放水路から海へ流れ込むため，汚濁防止膜を 排水経路の違いによる記載の設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。

相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

小型船舶（汚濁防止膜設置用）を用いて，取水口 3 箇所，放水口 1 箇所の合計 4 箇所に汚汚濁防止膜は，防潮堤に囲まれた発電所敷地内から海洋に接続する全ての排水経路である雨 相違理由⑭

濁防止膜を設置する。設置に当たっては，放水した汚染水が海洋に流れ込むルートにある放水水排水路集水桝−１〜９及び放水路−Ａ〜Ｃの計 12 箇所に設置する。設置に当たっては，原口 1 箇所を優先する。

子炉建屋に放水することで発生する汚染水が，放水範囲の周囲にある一般排水路を経由して直接流れ込む雨水排水路集水桝−８及び放水路−Ａ〜Ｃの 4 箇所を優先する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 手順着手の判断基準
放射性物質吸着材の設置作業が完了した後において，汚濁防止膜の設置が可能な状況（大津波警報，津波警報が出ていない又は解除された等）である場合。
(b) 操作手順
汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順の概要は以下のとおり。また，汚濁防止膜の設置位置図を第 1.12.8 図に，タイムチャートを第 1.12.9 図に示す。

東海第二

備考

(a) 手順着手の判断基準
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制を 相違理由③
行う手順の着手を判断した場合。
(b) 操作手順
汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順の概要は以下のとおり。また，汚濁防止膜の設置位置図を第 1.12−5 図に，タイムチャートを第 1.12−2 図に，汚濁防相違理由⑥⑬

止膜設置手順の概要図を第 1.12−6 図に示す。

東二は，汚濁防止膜の設置手順が複雑なので，補足説明用の概要図を作成した。

① 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へ汚濁防止膜の設
置開始を指示する。
② 緊急時対策要員は，汚濁防止膜と付属資機材及び海上作業に必要な小型船舶（汚濁防① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員へ汚濁防 相違理由⑩
止膜の設置開始を指示する。
② 重大事故等対応要員は，汚濁防止膜及び付属資機材を設置位置近傍に運搬する。

止膜設置用）を設置位置背面に運搬する。

相違理由⑦⑩
運搬位置の違い③ 緊急時対策要員は，汚濁防止膜をシャックル及び，接続ロープ等で必要本数を連結さ東二は，1 箇所で必要となる汚せる。

濁防止膜の長さが短く，連結作業が不要。
設置箇所の形状，長さ等の違い
による設置手順の相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

④ 緊急時対策要員は，汚濁防止膜の両端部に固定用ロープを取り付け，連結させた汚濁③ 重大事故等対応要員は，汚濁防止膜の両端部に固定用ロープを取り付け，他端を所定 相違理由⑮

防止膜を順次，護岸から海面に投入し，片方の固定用ロープを護岸沿いに引き，汚濁の箇所に固定する。合わせて，汚濁防止膜のフロート部を設置位置上部のグレーチング防止膜を所定の位置に配置する。

等にロープで固縛し，雨水排水路集水桝等内に吊り下げる。

⑤ その際，緊急時対策要員は，小型船舶（汚濁防止膜設置用）を使用し，汚濁防止膜が相違理由⑦

水面上で支障物等に絡まないよう調整する。
⑥ 緊急時対策要員は，汚濁防止膜配置後，両端部の固定用ロープを護岸の所定の箇所へ

上記手順③で固定を実施する。

固定する。
⑦ 緊急時対策要員は，小型船舶（汚濁防止膜設置用）を使用し，汚濁防止膜のカーテン部を結束していたロープを切断し，カーテン部を開放する。

④ 重大事故等対応要員は，汚濁防止膜のカーテン部を結束していたロープを外し，カー 相違理由⑦⑩
テン部を開放する。
⑤ 重大事故等対応要員は，汚濁防止膜両端部の固定用ロープを保持しながらフロート部 相違理由⑮を固縛していたロープを解き，その後，固定用ロープを繰り出すことにより雨水排水路
集水桝等の所定の箇所へ設置する。

⑧ 緊急時対策要員は，同作業完了後，引き続き，同様の手順により 2 重目の汚濁防止膜を設置する。

⑥ 重大事故等対応要員は，同作業完了後，引き続き，同様の手順により 2 重目の汚濁防 相違理由⑩
止膜を設置する。
13

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
汚濁防止膜の設置は，北放水口への 1 重目の汚濁防止膜の設置を緊急時対策要員 6 名で
実施する。

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
汚濁防止膜の設置は，12 箇所における現場対応のうち，優先的に設置する 4 箇所（雨水排 相違理由⑭
水路集水桝−８及び放水路−Ａ〜Ｃ）への 1 重目については，重大事故等対応要員 5 名で実施する。

その後の汚濁防止膜の設置については，積込み・運搬を緊急時対策要員 6 名，設置を緊急時対策要員 7 名，合計 13 名で実施する。

その後の汚濁防止膜の設置については，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲に 相違理由③⑩
よる大気への放射性物質の拡散抑制の現場対応にて，放水砲設置，ホース敷設準備及びホー
ス敷設を終えた重大事故等対応要員 4 名が合流し，合計 9 名で実施する。

汚濁防止膜の設置作業は，北放水口（1 箇所）の設置を約 190 分，その後の取水口（3 箇

汚濁防止膜の設置作業は，優先的に設置する 4 箇所（雨水排水路集水桝−８及び放水路− 相違理由⑩⑭

所）への設置を約 24 時間で行うこととしている。それぞれ 1 重目の汚濁防止膜の設置完了

Ａ〜Ｃ）への 1 重目の設置を手順着手から 140 分で行うこととしている。優先的に設置する 東二は，汚濁防止膜は 1 箇所ご後，緊急時対策本部の指示により，2 重目の汚濁防止膜を設置する。

4 箇所への 1 重目の汚濁防止膜の設置完了後，災害対策本部長代理の指示により，優先的に とに 2 重設置するが，放水砲に設置する 4 箇所への 2 重目の汚濁防止膜の設置，及び残る 8 箇所への汚濁防止膜の設置を 6 よる放水開始前には，優先設置
時間以内に行うこととしている。

4 箇所への 1 重設置を完了させることとするため，その所要時
間を主に記載。

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明，通信連絡設備を整備す 相違理由②⑦

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を整備する。
さらに，積み込み，運搬等にユニック車を使用することで重量物である汚濁防止膜を効率的る。また，複数の汚濁防止膜を効率的に運搬できるよう車両を配備することで作業安全を確 東二は，1 本の汚濁防止膜重量に運搬でき，また，海上作業では小型船舶（汚濁防止膜設置用）を使用することで汚濁防止保するとともに作業時間の短縮を図る。

膜の展開作業が容易となり，作業安全を確保するとともに作業時間の短縮を図る。

が軽いため，重量物とは記載していない。また，ユニック車に限らず，使用可能な車両を使用する。

a. 放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合は，原子炉建屋から直接放射性物

ｂ．放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合，又は使用済燃料プール内の燃料 東二では，使用済燃料プールに質が拡散する場合を想定し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲により原子炉建体等の著しい損傷に至った場合は，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定し， 関する対応も必要と考えてい屋に海水を放水する場合は，放射性物質を含む汚染水が発生する。

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水する場合は，放 る。
射性物質を含む汚染水が発生する。

防潮堤内側の合計 6 箇所に放射性物質吸着材を設置することにより，海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。設置に当たっては，放水した汚染水が流れ込む 6 号及び 7 号

相違理由②

防潮堤内側の合計 10 箇所に放射性物質吸着材を設置することにより，海洋への放射性物質 東二は，放射性物質吸着材の設の拡散を抑制する手順を整備する。

炉近傍の構内雨水排水路の集水桝 2 箇所を優先する。

置に関しては優先順位を設けていないため，設置箇所数のみを記載。

(a) 手順着手の判断基準
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制を行う手順の着手を判断した場合。

(a) 手順着手の判断基準
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制を行 相違理由②
う手順の着手を判断した場合。（汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制措置が完 相違理由③
14

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

了した後に実施する。
）(b) 操作手順
放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順の概要は以下のとお(b) 操作手順
放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制を行う手順の概要は以下のとおり。また，放射性物質吸着材の設置位置図を第 1.12.6 図に，タイムチャートを第 1.12.7 図り。また，放射性物質吸着材の設置位置図を第 1.12−7 図に，タイムチャートを第 1.12−2 相違理由⑥⑬

に示す。

図に示す。

①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へ放射性物質吸着材① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員へ放射性 相違理由⑩の設置開始を指示する。

物質吸着材の設置開始を指示する。

②緊急時対策要員は，放射性物質吸着材を，設置位置近傍まで運搬する。

② 重大事故等対応要員は，放射性物質吸着材を，設置箇所近傍まで運搬する。

相違理由⑩③緊急時対策要員は，放射性物質吸着材を設置する。
（6 号及び 7 号炉に放水した汚染水③ 重大事故等対応要員は，放射性物質吸着材を設置する。

相違理由⑩が流れ込む 6 号及び 7 号炉近傍の構内雨水排水路の集水桝 2 箇所を優先的に設置す

東二は，放射性物質吸着材の設る。
）

置に関しては優先順位を設けていないため，優先箇所の記載不要。

(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

放射性物質吸着材の設置は，緊急時対策要員 4 名の体制である。

放射性物質吸着材の設置は，重大事故等対応要員 9 名の体制である。

設置作業は，緊急時対策本部の指示に従い対応することとしており，放射性物質吸着材を設置作業は，災害対策本部長代理の指示に従い対応することとしており，放射性物質吸着 相違理由⑩

放射性物質拡散抑制の手順着手から約 180 分で設置することとしている。
（6 号及び 7 号炉

材を放射性物質拡散抑制の手順着手から約 21 時間で設置することとしている。

に放水した汚染水が流れ込む 6 号及び 7 号炉近傍の構内雨水排水路の集水桝 2 箇所へ放射相違理由⑩

設置箇所数及び設置方法の違いにより，所要時間が異なる。

性物質吸着材を約 100 分で設置することとしている。
）
円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明，通信連絡設備を整備す 相違理由②る。
＜東二では，本項目は比較表 12〜14 ページに掲載＞

b. 汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合において，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水する場合は，放射性物質を含む汚染水が発生する。
放射性物質を含む汚染水は構内排水路を通って放水口から海へ流れ込むため，汚濁防止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。
小型船舶（汚濁防止膜設置用）を用いて，取水口 3 箇所，放水口 1 箇所の合計 4 箇所に汚濁防止膜を設置する。設置に当たっては，放水した汚染水が海洋に流れ込むルートにある放水口 1 箇所を優先する。
(a) 手順着手の判断基準
放射性物質吸着材の設置作業が完了した後において，汚濁防止膜の設置が可能な状況（大15柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二津波警報，津波警報が出ていない又は解除された等）である場合。
(b) 操作手順
汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順の概要は以下のとおり。また，汚濁防止膜の設置位置図を第 1.12.8 図に，タイムチャートを第 1.12.9 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へ汚濁防止膜の設置開始を指示する。
②緊急時対策要員は，汚濁防止膜と付属資機材及び海上作業に必要な小型船舶（汚濁防止膜設置用）を設置位置背面に運搬する。
③緊急時対策要員は，汚濁防止膜をシャックル及び，接続ロープ等で必要本数を連結させる。
④緊急時対策要員は，汚濁防止膜の両端部に固定用ロープを取り付け，連結させた汚濁防止膜を順次，護岸から海面に投入し，片方の固定用ロープを護岸沿いに引き，汚濁防止
膜を所定の位置に配置する。
⑤その際，緊急時対策要員は，小型船舶（汚濁防止膜設置用）を使用し，汚濁防止膜が水面上で支障物等に絡まないよう調整する。
⑥緊急時対策要員は，汚濁防止膜配置後，両端部の固定用ロープを護岸の所定の箇所へ固定する。
⑦緊急時対策要員は，小型船舶（汚濁防止膜設置用）を使用し，汚濁防止膜のカーテン部
を結束していたロープを切断し，カーテン部を開放する。
⑧緊急時対策要員は，同作業完了後，引き続き，同様の手順により 2 重目の汚濁防止膜を設置する。
(c) 操作の成立性
汚濁防止膜の設置は，北放水口への 1 重目の汚濁防止膜の設置を緊急時対策要員 6 名で実施する。
その後の汚濁防止膜の設置については，積込み・運搬を緊急時対策要員 6 名，設置を緊急時対策要員 7 名，合計 13 名で実施する。
汚濁防止膜の設置作業は，北放水口（1 箇所）の設置を約 190 分，その後の取水口（3 箇所）への設置を約 24 時間で行うこととしている。それぞれ 1 重目の汚濁防止膜の設置完了
後，緊急時対策本部の指示により，2 重目の汚濁防止膜を設置する。
円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を整備する。
さらに，積み込み，運搬等にユニック車を使用することで重量物である汚濁防止膜を効率的に運搬でき，また，海上作業では小型船舶（汚濁防止膜設置用）を使用することで汚濁防止膜の展開作業が容易となり，作業安全を確保するとともに作業時間の短縮を図る。
c. 重大事故等時の対応手段の選択

ｃ．重大事故等発生時の対応手段の選択
16

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
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炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合において，大容量送水車（原子炉

東海第二

備考

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合において，可搬型代替注水大型ポン 相違理由②

建屋放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水することで放射性物質を含む汚染水

プ（放水用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水することで放射性物質を含む汚染水が発生が発生するため，放射性物質吸着材の設置による汚染水の海洋への拡散抑制を開始する。

するため，汚濁防止膜の設置による汚染水の海洋への拡散抑制を開始する。

相違理由③

海洋への放射性物質の拡散抑制手順の流れを第 1.12.10 図に示す。

海洋への放射性物質の拡散抑制の手順の流れを第 1.12−8 図に示す。

相違理由⑥

放射性物質吸着材は，6 号及び 7 号炉に放水した汚染水が流れ込む 6 号及び 7 号炉近傍の汚濁防止膜は，原子炉建屋に放水した汚染水が流れ込む雨水排水路集水桝−８及び放水路−Ａ 相違理由③⑭

構内雨水排水路の集水桝 2 箇所を優先的に設置し，最終的に合計 6 箇所設置することで，海〜Ｃの 4 箇所を優先的に設置し，最終的に合計 12 箇所に設置することで，海洋への放射性物質

洋への放射性物質の拡散抑制を行う。

の拡散抑制を行う。

その後，汚濁防止膜を設置するが，汚濁防止膜の設置が困難な状況（大津波警報，津波警報

その後，放射性物質吸着材を設置することで，更なる海洋への放射性物質の拡散抑制を行う。 相違理由③が出ている状況等）である場合，汚濁防止膜の設置が可能な状況になり次第，汚濁防止膜の設

東二は，海洋への放射性物質の置を開始する。

拡散抑制作業を，全て防潮堤内で実施するため記載不要。

また，放射性物質吸着材の設置作業と汚濁防止膜の設置作業を異なる要員で対応できる場合

東二は，対応可能要員が想定よは，並行して作業を実施することが可能である。

り多く確保できる場合は，重大事故等対処設備である「汚濁防止膜の設置」を優先させることから，本記載は省略した。

1.12.2.2 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の手順（1）初期対応における延焼防止処置
a. 化学消防自動車単独又は大型化学高所放水車等による泡消火
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合において,化学消1.12.2.2 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の手順(1) 初期対応における延焼防止処置
ａ．化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤容器（消防車用）による泡消火

相違理由④⑤

原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合において，化学消防自動車単独，又は，化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び大型化学高所放水車によ防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤容器（消防車用）により初期対応における 相違理由④⑤

り初期対応における泡消火を行う手順を整備する。使用可能な淡水源がある場合は，防火水槽

泡消火を行う手順を整備する。水源は，消火栓（原水タンク）又は防火水槽を使用する。

や消火栓（淡水タンク），使用可能な淡水がなければ海水を使用する。

東二は，海水取水箇所の地面から海水面までの落差が大きく，
ポンプ吸込み能力が不足する
ため海水の使用は想定しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

(a) 手順着手の判断基準
航空機燃料火災が発生した場合。
(b) 操作手順
化学消防自動車単独又は大型化学高所放水車等による泡消火を行う手順の概要は以下の(a) 手順着手の判断基準
航空機燃料火災が発生した場合。
(b) 操作手順
化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤容器（消防車用）による泡消火 相違理由④⑤
17柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
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東海第二

備考

とおり。また，航空機燃料火災への対応の概要図を第 1.12.11 図に，タイムチャートを第を行う手順の概要は以下のとおり。また，初期対応における延焼防止処置の概要図を第 1.12 図の名称の相違

1.12.12 図に，水利の配置図を第 1.12.13 図に示す。

−9 図に，タイムチャートを第 1.12−10 図に，水利の配置図を第 1.12−11 図に示す。

① 自衛消防隊の消防隊長は,発電所敷地内において航空機衝突による火災を確認した場
合，現場の火災状況及び安全を確保した後，初期消火に必要な設備の準備を開始する。

相違理由⑥① 自衛消防隊の現場指揮者は，発電所敷地内において航空機衝突による火災を確認した場 相違理由⑩
合，現場の火災状況及び安全を確保した後，初期消火に必要な設備の準備を開始する。

・周辺の状況（けが人の有無，モニタリングの状況）

・周辺の状況（けが人の有無，モニタリングの状況）

・消火の水源に，防火水槽や消火栓（淡水タンク）を使用する場合は，水量が確保され・消火の水源である防火水槽や消火栓（原水タンク）に，水量が確保され使用できるこ 相違理由②⑯

使用できることを確認とを確認

・化学消防自動車単独による泡消火又は大型化学高所放水車による泡消火の実施判断

使用する水源は淡水のみ
相違理由④は，現場火災状況を基に自衛消防隊の消防隊長が自衛消防隊へ指示

東二は，初期対応における設備の選択は不要②自衛消防隊の消防隊長は，現場火災状況を緊急時対策本部へ報告する。

② 自衛消防隊の現場指揮者は，現場火災状況を災害対策本部長代理へ報告する。

・周辺の状況（けが人の有無，モニタリング実施結果）

・周辺の状況（けが人の有無，モニタリング実施結果）

・消火の水源・消火の水源・化学消防自動車単独による泡消火又は大型化学高所放水車による泡消火の実施判断の

相違理由⑩

相違理由④

結果
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に大型化学高所放水車，大容量送水車（原子炉建屋

東二は，初期対応における延焼放水設備用）による泡消火の開始及び必要により淡水貯水池から防火水槽への送水を指防止処置の実施判断を自衛消示する。

防隊の現場指揮者が判断するため，災害対策本部長代理（緊急時対策本部）からの指示は不要。

④緊急時対策要員は，自衛消防隊が使用する大型化学高所放水車及び泡原液搬送車を現場相違理由④まで運転する。
⑤自衛消防隊は，緊急時対策要員から大型化学高所放水車及び泡原液搬送車を引き取る。

相違理由④＜化学消防自動車単独での泡消火を選択した場合＞⑥自衛消防隊は，水源近傍に化学消防自動車を設置し，水利を確保する。

③ 自衛消防隊は，水源近傍に水槽付消防ポンプ自動車を設置し，水利を確保する。

⑦自衛消防隊は，初期消火活動場所へホースを敷設，接続及び準備作業を行う。

④ 自衛消防隊は，初期消火活動場所へ化学消防自動車を設置し，水槽付消防ポンプ自動 相違理由②相違理由②車から化学消防自動車へのホース敷設，接続及び準備作業を行う。
⑧自衛消防隊は，消火用水と泡消火薬剤を混合させて，化学消防自動車による泡消火を開始する。
⑨自衛消防隊は，適宜，泡消火薬剤備蓄車から，泡原液の補給を実施する。

⑤ 自衛消防隊は，消火用水と泡消火薬剤を混合させて，化学消防自動車による泡消火を開始する。
⑥ 自衛消防隊は，適宜，泡消火薬剤容器（消防車用）を運搬して泡消火薬剤の補給を実 相違理由⑤
施する。

＜大型化学高所放水車等による泡消火を選択した場合＞

相違理由④⑩自衛消防隊は，水源近傍に化学消防自動車及び水槽付消防ポンプ自動車を設置し, 水利を確保する。
⑪自衛消防隊は，初期消火活動場所へホースを敷設するとともに大型化学高所放水車の中
18

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東海第二

備考

継口へホースを接続する。
⑫自衛消防隊は，化学消防自動車及び水槽付消防ポンプ自動車から取水し, 大型化学高所
放水車へ送水を開始する。
⑬自衛消防隊は, 大型化学高所放水車による泡消火を実施する。現場状況により化学消防
自動車からも泡消火又は延焼防止を実施する。
（必要に応じて，緊急時対策要員を活用する。
）⑭自衛消防隊は，適宜，泡消火薬剤備蓄車から，泡原液の補給を実施する。
（泡原液搬送車を接続することも可能である。
）(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の現場対応は，自衛消防隊 6 名及び緊急時対策要員 2 名の合計 8 名で対応する。化

上記の現場対応は，自衛消防隊 9 名で対応する。化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動 相違理由④⑤⑩

学消防自動車単独での泡消火を選択した場合，初期消火開始まで手順着手から約 35 分，大車及び泡消火薬剤容器（消防車用）による初期消火開始まで手順着手から 20 分で対応する 車両移動時間の相違

型化学高所放水車等による泡消火を選択した場合，初期消火開始まで手順着手から 55 分でこととしている。

対応することとしている。
（緊急時対策要員 2 名は，大型化学高所放水車，泡原液搬送車を運転し，自衛消防隊への引き渡し後，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火災への泡消火に向けた準備にとりかかる。
）
なお, 大型化学高所放水車のテーブルは 360°旋回することが可能なため,火災現場の状

相違理由④

況に応じて，最も効果的な方角から泡消火を実施する。
円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明，通信連絡設備を整備す 相違理由②
る。

（2）航空機燃料火災への泡消火
a. 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航(2) 航空機燃料火災への泡消火
ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡混 相違理由②⑤

空機燃料火災への泡消火合器による航空機燃料火災への泡消火

原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合は,大容量送水車

原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合は，可搬型代替注 相違理由②⑤（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置により，海水を水源と水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡混合器により，海した航空機燃料火災への泡消火を行う手順を整備する。

水を水源とした航空機燃料火災への泡消火を行う手順を整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

航空機燃料火災が発生した場合。
(b) 操作手順
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置によ

航空機燃料火災が発生した場合(b) 操作手順
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡 相違理由②⑤⑥

る泡消火手順の概要は以下のとおり。また，航空機燃料火災への対応の概要図を第 1.12.11

混合器による泡消火手順の概要は以下のとおり。また，航空機燃料火災への対応の概要図を図に，タイムチャートを第 1.12.12 図に，水利の配置及び大容量送水車（原子炉建屋放水設

第 1.12−12 図に，タイムチャートを第 1.12−10 図に，水利の配置及び可搬型代替注水大型備用）及び放水砲による泡消火に関するホース敷設ルートを第 1.12.13 図に示す。

ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡混合器による泡消火に19

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東海第二

備考

関するホース敷設ルートの例を第 1.12−13 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へ大容量送水車（原①

災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員へ可搬型 相違理由②⑤⑩

子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置の設置開始を指示す

代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡混合る。

器の設置開始を指示する。

②緊急時対策要員は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）を取水箇所周辺に設置する。

② 重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）を取水箇所周辺に設置 相違理由②⑩する。

③緊急時対策要員は，ホースを取水ポンプに接続後，取水ポンプを取水箇所へ設置し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）吸込口にホースを接続する。
④緊急時対策要員は，放水砲を設置し，ホースの運搬，大容量送水車（原子炉建屋放水設③ 重大事故等対応要員は，ホースを水中ポンプに接続後，水中ポンプを取水箇所へ設置 相違理由②⑩
し，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）吸込口にホースを接続する。
④ 重大事故等対応要員は，放水砲を設置し，ホースの運搬，可搬型代替注水大型ポンプ 相違理由②⑤⑩

備用），泡原液搬送車，泡原液混合装置から放水砲までホースを敷設し，放水砲にホー（放水用），泡消火薬剤容器（大型ポンプ用），泡混合器から放水砲までホースを敷設し，スを接続する。

放水砲にホースを接続する。

⑤緊急時対策要員は，放水砲にホースを接続後，放水砲噴射ノズルを火災発生箇所に向けて調整する。
⑥緊急時対策要員は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）送水ポンプを起動し，放水砲による消火を開始する。
⑦緊急時対策要員は，泡原液搬送車の弁操作を行い，泡消火を開始する。

⑤ 重大事故等対応要員は，放水砲にホースを接続後，放水砲噴射ノズルを火災発生箇所 相違理由⑩に向けて調整する。
⑥ 重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）を起動し，放水砲によ 相違理由②⑩
る消火を開始する。
⑦ 重大事故等対応要員は，泡混合器を起動し，泡消火を開始する。

相違理由②⑩
設備の違いにより操作内容が異なる。

⑧緊急時対策要員は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）の運転状態を継続監視し，⑧ 重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）の運転状態を継続監視 相違理由②⑩⑫

定格負荷運転時における給油間隔を目安に燃料の給油（燃料を給油しない場合，大容量し，定格負荷運転時における給油間隔を目安に燃料の給油（燃料を給油しない場合，送水車（原子炉建屋放水設備用）は約 2 時間の運転が可能）を実施する。

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）は約 3.5 時間の運転が可能）を実施する。

(c) 操作の成立性
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置によ(c) 操作の成立性
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡 相違理由②⑤

る泡消火は，準備段階では現場にて 8 名で実施する。手順着手から約 130 分（7 号炉の場

混合器による泡消火は，準備段階では現場にて 8 名で実施する。所要時間は，複数あるホー 敷地の違いにより経路の記載，合，6 号炉の場合は約 160 分）で準備を完了することとしている。
（ホース敷設距離が長く

ス敷設ルートのうち，設置距離が短くなる廃棄物処理建屋南側から原子炉建屋南側エリアへ 所要時間が異なる。

なる 5 号炉北側からのルートでホースを敷設した場合は，約 190 分で対応することとしてのルートを選択した場合は，手順着手から 145 分で準備を完了することとしている（ホースいる。
）

敷設距離が長くなる敷地南側の防潮堤沿いのルートでホースを敷設した場合は，210 分で対応することとしている）。

放水段階では緊急時対策要員 5 名にて実施する。1％濃縮用泡消火剤を 4,000L 配備し，放水開始から約 25 分の泡消火が可能である。
泡消火剤は，放水流量（15,000L/min）の 1％濃度で自動注入となる。

放水段階では，重大事故等対応要員 5 名にて実施する。
1％濃縮用泡消火薬剤を 5m３配備し， 相違理由②⑩
泡消火開始から約 20 分の泡消火が可能である。
３

泡消火薬剤は，放水流量（約 1,338m ／h）の 1％濃度で自動注入となる。

放水用ポンプの違いから放水流量が異なるため，泡消火薬剤の配備量及び泡消火時間（目安）も異なる。

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を整備する。ホ

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明，通信連絡設備を整備す 相違理由②

ース等の取付けについては，速やかに作業ができるように大容量送水車（原子炉建屋放水設

る。ホース等の取付けについては，速やかに作業ができるように可搬型代替注水大型ポンプ

備用）の保管場所に使用工具及びホースを配備する。

（放水用）の保管場所に使用工具及びホースを配備する。
20

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b. 重大事故等時の対応手段の選択

東海第二

備考

ｂ． 重大事故等時の対応手段の選択

航空機燃料火災への対応は，各消火手段に対して異なる要員で対応することから，準備完了
したものから泡消火を開始する。

航空機燃料火災への対応は，各消火手段に対して異なる要員で対応することから，準備完了したものから泡消火を開始する。

化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤備蓄車又は大型化学高所放水車

化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤容器（消防車用）は，可搬型代替注 相違理由②④⑤

は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），泡原液搬送車，泡原液混合装置及び放水砲によ水大型ポンプ（放水用），泡消火薬剤容器（大型ポンプ用），泡混合器及び放水砲による泡消火を

る泡消火を開始するまでのアクセスルートを確保するための泡消火，要員の安全確保のための開始するまでのアクセスルートを確保するための泡消火，要員の安全確保のための泡消火，航空

泡消火，航空機燃料の飛散による延焼拡大防止のための広範囲の泡消火を行う。

機燃料の飛散による延焼拡大防止のための広範囲の泡消火を行う。

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），泡原液搬送車，泡原液混合装置及び放水砲による
3

泡消火は，航空機燃料火災を約 900m /h の流量で消火する。

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），泡消火薬剤容器（大型ポンプ用），泡混合器及び放水砲 相違理由②⑤
による泡消火は，航空機燃料火災を約 1,338m３／h の流量で消火する。

初期対応において，アクセスルートを確保するための泡消火，要員の安全確保のための泡消

相違理由④

火，航空機燃料の飛散による延焼拡大防止のための消火活動については，大型化学高所放水車
より車両の移動が容易で,機動性が高い化学消防自動車を優先する。
建屋等高所への消火活動を行える場合，大型化学高所放水車による泡消火を行う。
使用する水源について，化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車又は大型化学高所放水車
は，防火水槽，消火栓（淡水タンク）のうち，準備時間が短く，大容量である防火水槽を優先

使用する水源について，化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車は，防火水槽，消火栓（原相違理由②④⑯

水タンク）のうち，準備時間が短い消火栓（原水タンク）を優先する。

する。防火水槽，消火栓（淡水タンク）が使用できなければ海水を使用する。
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），泡原液搬送車，泡原液混合装置及び放水砲による泡消火の水源は，大流量の放水であるため海水を使用する。
1.12.2.3 その他の手順項目にて考慮する手順
原子炉建屋トップベントに関する手順は「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），泡消火薬剤容器（大型ポンプ用），泡混合器及び放水砲 相違理由②⑤
による泡消火の水源は，大流量の放水であるため海水を使用する。
1.12.2.3 その他の手順項目にて考慮する手順
原子炉建屋からの水素の排出に関する手順は，「2.

大規模な自然災害又は故意による大型航空 東二は，原子炉建屋からの水素機の衝突その他のテロリズムへの対応 別冊Ⅰ. 具体的対応の共通事項」にて整備する。

の排出には，ブローアウトパネ
ルを開放する運用としている。

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順は「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。
大容量送水車等の車両への燃料補給に関する手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順は，「1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）等の車両への燃料補給に関する手順は，「1.14
保に関する手順等」にて整備する。

21

電源の確

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二第 1.12.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

第1.12−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順
対応手段，対応設備，手順書一覧（1／2）

対応手段，対応設備，手順書一覧
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対応設備

手順書

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）
ホース
放水砲
ＳＡ用海水ピット取水塔
海水引込み管
ＳＡ用海水ピット
燃料給油設備※１

手順書

相違理由②④⑤⑦⑨

重大事故等対策要領

ガンマカメラサーモカメラ

自主対策設備

自主対策設備※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

22

重大事故等対策要領

放射性物質吸着材

電源の確保に関する手順等」にて整理する。

自主対策設備手順は「1.14

汚濁防止膜

重大事故等対処設備

多様なハザード対応手順「 初期対 応におけ る延焼 防止処
置」「航空機燃料火災への泡消火」

※1

対処設備

−

海洋への放射性物質の拡散抑制

重大事故等対処設備

初期対応における
延焼防止処置

化学消防自動車
水槽付消防ポンプ自動車
泡消火薬剤備蓄車
大型化学高所放水車

重大事故等対処設備

航空機燃料火災への泡消火

大容量送水車（原子炉建屋放水設備
用）
ホース
放水砲
泡原液搬送車
泡原液混合装置
燃料補給設備 ※１

多様なハザード対応手順「放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制」「汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制」

対応
手段

重大事故等対処設備

自主対策設備海洋への放射性物質の拡散抑制

原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災

放射性物質吸着材
汚濁防止膜
小型船舶（汚濁防止膜設置用）

多様なハザード対応手順「大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制」

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

大気への放射性物質の拡散抑制

ガンマカメラサーモカメラ分類

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損
使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷

重大事故等対処設備

大気への放射性物質の拡散抑制

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損
使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷

大容量送水車（原子炉建屋放水設備
用）
ホース
放水砲
燃料補給設備 ※1

−

−

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第1.12−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順
対応手段，対応設備，手順書一覧（2／2）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）
ホース
放水砲
泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）
泡混合器
ＳＡ用海水ピット取水塔
海水引込み管
ＳＡ用海水ピット
燃料給油設備※１

手順書

重大事故等対処設備

航空機燃料火災への泡消火

原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災

重大事故等対策要領−

化学消防自動車
水槽付消防ポンプ自動車
泡消火薬剤容器（消防車用）
消火栓（原水タンク）
防火水槽

手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。
消防法に基づく社内規程23

自主対策設備

初期対応における延焼防止処置

※1
※2

対応
手段

防火管理要領※２
重大事故等対策要領

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東海第二

備考

第 1.12.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

第 1.12−2 表 重大事故等対処に係る監視計器
監視計器一覧（1／4）

監視計器一覧（1/3）

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷時の手順等(1) 大気への放射性物質の拡散抑制
ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制

相違理由②⑨判断基準

重大事故等の対応に
手順書
監視パラメータ（計器）必要となる監視項目
1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷時の手順等(1) 大気への放射性物質の拡散抑制
a. 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制
格納容器内雰囲気放射線レベル(a) (D/W)
「大容量送水車（原子炉建屋放水
原子炉格納容器内の放射 格納容器内雰囲気放射線レベル(a) (S/C)
設備用）及び放水砲による大気へ
線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(b) (D/W)の放射性物質の拡散抑制」
格納容器内雰囲気放射線レベル(b) (S/C)
原子炉圧力容器内の温度 原子炉圧力容器温度
原子炉水位(広帯域)
原子炉圧力容器内の水位 原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
高圧代替注水系系統流量
復水補給水系流量(RHR A 系代替注水流量)
復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量)
原子炉隔離時冷却系系統流量
原子炉圧力容器への注水 制御棒駆動系系統流量量
残留熱除去系(a) 系統流量
残留熱除去系(b) 系統流量
残留熱除去系(c) 系統流量
高圧炉心注水系(b) 系統流量
高圧炉心注水系(c) 系統流量
燃料プール水位低 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA)
使用済燃料プールの監視 使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA 広域)
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
高圧代替注水系系統流量
復水補給水系流量(RHR A 系代替注水流量)
復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量)
原子炉隔離時冷却系系統流量
原子炉圧力容器への注水 制御棒駆動系系統流量量
残留熱除去系(a) 系統流量
残留熱除去系(b) 系統流量
残留熱除去系(c) 系統流量
高圧炉心注水系(b) 系統流量
高圧炉心注水系(c) 系統流量
格納容器内圧力(D/W)
原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(S/C)
原子炉建屋内の水素濃度 原子炉建屋水素濃度
燃料プール水位低 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA)
使用済燃料プールの監視 使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA 広域)
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
屋外の放射線量
モニタリング・ポスト

判断基準

重大事故等対策要領

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水
位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注
水量

高圧代替注水系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
代替循環冷却系原子炉注水流量（可搬ライン用）
代替循環冷却系原子炉注水流量（可搬ライン狭帯域用）
原子炉隔離時冷却系系統流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レン
ジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメ
ラ用空冷装置含む）

原子炉格納容器への注
水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用）
低圧代替注水系格納容器下部注水流量

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レン
ジ）
使用済燃料プール監視カメラ

原子炉建屋周辺の放射線量率モニタリング・ポスト
可搬型モニタリング・ポスト

操作

原子炉格納容器内の放
射線量率

操作

24

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備考

監視計器一覧（2／4）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷時の手順等(1) 大気への放射性物質の拡散抑制
ｂ．ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み

判断基準

重大事故等対策要領

操作25

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水
位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注
水量

高圧代替注水系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
代替循環冷却系原子炉注水流量（可搬ライン用）
代替循環冷却系原子炉注水流量（可搬ライン狭帯域用）
原子炉隔離時冷却系系統流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レン
ジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメ
ラ用空冷装置含む）−

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備考

監視計器一覧（3／4）

監視計器一覧（2/3）
重大事故等の対応に
監視パラメータ（計器）必要となる監視項目
1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷時の手順等(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制
a.放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制
格納容器内雰囲気放射線レベル(a) (D/W)
多様なハザード対応手順
原子炉格納容器内の放射 格納容器内雰囲気放射線レベル(a) (S/C)
「放射性物質吸着材による海洋
線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(b) (D/W)
への放射性物質の拡散抑制」
格納容器内雰囲気放射線レベル(b) (S/C)
原子炉圧力容器内の温度 原子炉圧力容器温度
原子炉水位(広帯域)
原子炉圧力容器内の水位 原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
高圧代替注水系系統流量
復水補給水系流量(RHR A 系代替注水流量)
復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量)
原子炉隔離時冷却系系統流量
原子炉圧力容器への注水 制御棒駆動系系統流量量
残留熱除去系(a) 系統流量
残留熱除去系(b) 系統流量
残留熱除去系(c) 系統流量
高圧炉心注水系(b) 系統流量
高圧炉心注水系(c) 系統流量
燃料プール水位低 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA)
使用済燃料プールの監視 使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA 広域)
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
手順書

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷時の手順等(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制
ａ．汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制

判断基準

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水
位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注
水量

高圧代替注水系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
代替循環冷却系原子炉注水流量（可搬ライン用）
代替循環冷却系原子炉注水流量（可搬ライン狭帯域用）
原子炉隔離時冷却系系統流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レン
ジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメ
ラ用空冷装置含む）

判断基準

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

重大事故等対策要領−

操作

1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷時の手順等(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制
b.汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制
格納容器内雰囲気放射線レベル(a) (D/W)
多様なハザード対応手順
原子炉格納容器内の放射 格納容器内雰囲気放射線レベル(a) (S/C)
「汚濁防止膜による海洋への放線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(b) (D/W)
射性物質の拡散抑制」
格納容器内雰囲気放射線レベル(b) (S/C)
原子炉圧力容器内の温度 原子炉圧力容器温度
原子炉水位(広帯域)
原子炉圧力容器内の水位 原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
高圧代替注水系系統流量
復水補給水系流量(RHR A 系代替注水流量)
復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量)
原子炉隔離時冷却系系統流量
原子炉圧力容器への注水 制御棒駆動系系統流量量
残留熱除去系(a) 系統流量
残留熱除去系(b) 系統流量
残留熱除去系(c) 系統流量
高圧炉心注水系(b) 系統流量
高圧炉心注水系(c) 系統流量
燃料プール水位低 警報
使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA)
使用済燃料プールの監視 使用済燃料貯蔵プール水位・温度(SA 広域)
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

判断基準
操作

−

26

−

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
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東海第二

備考

監視計器一覧（4／4）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷時の手順等(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制
ｂ．放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制

判断基準

重大事故等対策要領

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水
位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注
水量

高圧代替注水系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
代替循環冷却系原子炉注水流量（可搬ライン用）
代替循環冷却系原子炉注水流量（可搬ライン狭帯域用）
原子炉隔離時冷却系系統流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レン
ジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメ
ラ用空冷装置含む）

監視計器一覧（3/3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）

操作

判断基準

1.12.2.2 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の手順(1) 初動対応における延焼防止処置
a.化学消防自動車単独又は大型化学高所放水車等による泡消火
多様なハザード対応手順「初期対応における延焼防止処置」−

1.12.2.2 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の手順(1) 初期対応における延焼防止処置
ａ．化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤容器（消防車用）による延焼防止処置−

防火管理要領

判断基準

操作

−

−

1.12.2.2 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の手順(2) 航空機燃料火災への対応
ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡混合器及び泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）による航空機燃料火災への泡消火

判断基準

判断基準

−

操作

重大事故等対策要領
1.12.2.2 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災時の手順(2) 航空機燃料火災への泡消火
a.大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火災への泡消火
多様なハザード対応手順「航空機燃料火災への泡消火」

−

−

操作

操作

重大事故等対策要領−

27−

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

28

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑬

29

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東海第二

30

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
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東海第二

備考

第 1.12.4 図 ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所の絞り込み手順の概略
図

相違理由⑬

第 1.12.5 図 ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所の絞り込み手順 タイム
チャート

31

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東海第二

32

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は，汚濁防止膜の設置手順が複雑なので，補足説明用の概要図を作成した。

33

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東海第二

備考

相違理由⑬

34

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

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備考

相違理由⑬

35

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備考

相違理由③

36

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備考

東二は，
「初期対応における延焼防止処置」のみの概要図とした。

37

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38

備考

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39

備考

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40

備考