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東海第二発 電所

は営業秘密又は防護上の観点

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提出年月日

工事 計画審査資 料
補足-240改1

平成 30 年○月○日

工事計画に係る補足説明資料
補足-240【計測制御系統施設】

平成 30 年 10 月
日本原子力発電株式会社

補足-240-1【計測装置の構成並びに計測範囲及び警報動作範囲について】目次
1.

格納容器水素濃度及び酸素濃度の測定原理と適用性について ............................ 1

1.1 格納容器水素・酸素濃度計測装置について ......................................... 1
1.2 計測装置の測定原理 ............................................................. 2
1.2.1 格納容器内水素濃度（ＳＡ） ................................................. 2
1.2.2 格納容器内酸素濃度（ＳＡ） ................................................. 3
1.3 システム構成 ................................................................... 5
1.4 格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の認証について ........ 10
1.4.1 環境試験 .................................................................. 10
1.4.2 耐震試験 .................................................................. 13
1.5 格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の電源供給について .... 132.

原子炉格納容器内水位監視について ................................................. 14

2.1 原子炉圧力容器破損までの水位管理 .............................................. 14
2.2 原子炉圧力容器破損及びデブリ落下・堆積検知（表 2.2-1「原子炉圧力容器破損及びデブリ落下・堆積検知の概念」） ........................................................ 14
2.3 原子炉圧力容器破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2 m の場合） ................. 15
2.4 原子炉圧力容器破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2 m の場合） ................. 153.

原子炉圧力容器内の水位監視について .............................................. 22

3.1 原子炉圧力容器内の水位監視について ............................................ 22
3.2 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）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）の概要 ............................................................. 24
3.3 原子炉圧力容器への注水流量による原子炉圧力容器内の水位の推定手段 .............. 32
3.4 原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）及びサプレッション・チェンバ圧力による水位の推定
手段 ............................................................................... 344.

可搬型計測器について ............................................................. 35

4.1 可搬型計測器による監視パラメータの測定結果の換算概要 .......................... 445.

計測結果の記録の保存について ..................................................... 45

5.1 設置基準対象施設に関する計測結果の記録及び保存 ................................ 45
5.2 重大事故等対処設備に関する計測結果の記録及び保存 .............................. 46
6.

安全保護装置の不正アクセス行為防止のための措置について ........................... 47

6.1 安全保護装置の概要 ............................................................ 47
6.2 安全保護系の物理的な分離又は機能的な分離対策 .................................. 49
6.2.1 安全保護装置の物理的分離対策 .............................................. 49
6.2.2 ハードウェアの物理的な分離又は機能的な分離対策 ............................ 50
6.2.3 物理的及び電気的アクセスの制限対策 ........................................ 50
6.3 想定脅威に対する対策について .................................................. 51
6.4 耐ノイズ・サージ対策 .......................................................... 51
6.5 安全保護装置のうち，一部デジタル演算処理を行う機器（平均出力領域計装）の概要 .. 52

6.5.1 ＡＰＲＭの信号処理部の構成 ................................................ 52
6.5.2 ソフトウェアの検証と妥当性の確認範囲 ...................................... 53
7.

代替パラメータによる主要パラメータの推定の誤差による影響について ................. 55

1.

格納容器水素濃度及び酸素濃度の測定原理と適用性について

1.1 格納容器水素・酸素濃度計測装置について
格納容器水素・酸素濃度計測装置は，著しい炉心の損傷が発生した場合に，原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素を監視する目的で，水素及び酸素濃度が変動する可能性のある範囲で測定できる設計とする。
格納容器内水素濃度は，事象発生直後からジルコニウム−水反応により大量の水素が発生し，可燃限界濃度である 4.0 ％を大きく上回る。その後，水の放射線分解によって原子炉格納容器
内酸素濃度が上昇する。事象発生約 84 時間後にサプレッション・チェンバの酸素濃度がドライ
条件において 4.0 ％に到達することから原子炉格納容器への窒素供給を実施することで，原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度は低下する。約 164 時間後に原子炉格納容器圧力が 310
kPa[gage]に到達し，原子炉格納容器への窒素注入を停止するが，事象発生から約 168 時間後まで酸素濃度がドライ条件においても可燃限界である 5.0 ％を超えることはなく，原子炉格納容
器内での水素爆発は生じない。
また，168 時間以降に水の放射線分解によって発生する酸素によって酸素濃度が再び上昇し，ドライ条件において 4.3 ％に到達した場合には，原子炉格納容器内での水素燃焼を防止する観点で，格納容器ベントを実施するため，原子炉格納容器内で可燃限界に到達することはなく，原子炉格納容器内での水素爆発は生じない。
このために，格納容器水素・酸素濃度計測装置は，事故初期に容易に準備対応ができ，炉心損傷時の環境条件に対応できるものであることが求められ，プロセス計器として，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の傾向（トレンド）を監視できることが重要となる。東海第二発電所では，重大事故等時の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）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）によって監視することとしている。有効性評価シナリオ「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においては，
常設代替高圧電源装置による給電及び格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の起動を事故発生後 3 時間以内に実施可能であり，3 時間後までに水素濃度及び酸素濃度の監視が可能となる。この時間までに原子炉格納容器内での酸素濃度は 5.0 ％を超えることはない。
格納容器水素濃度計測装置は，水素の熱伝導率が空気，窒素，酸素等と大きく異なることを利用した，水素に着目した熱伝導方式の濃度計である。熱伝導方式は，事故時に酸素濃度等のガス成分に変動があっても熱伝導率が水素と大きく異なるため，水素濃度測定に対して大きな誤差にはならない，また，事故時に発生するキセノン等の不活性ガスはバックグラウンドとなる空気と比較してモル分率が十分小さいためサンプルガスの熱伝導率への影響は十分小さいことから，水素濃度測定に対する大きな誤差にはならない利点がある。
格納容器酸素濃度計測装置は，常磁性体である酸素分子が磁界内で，磁化された際に生じる吸引力を利用した磁気力方式の濃度計である。酸素は強い磁化率を有しており，測定において水素や窒素のような弱い反磁性を有する他ガスの影響は受けない。

1

1.2 計測装置の測定原理
1.2.1 格納容器内水素濃度（ＳＡ）
原子炉格納容器内の水素濃度を測定するために用いる格納容器内水素濃度（ＳＡ）は，
熱伝導式のものを用いる。熱伝導式の水素検出器は，図 1.2.1-1 に示すとおり，検知素子と補償素子（白金）でブリッジ回路が構成されている。検知素子の部分のみに測定対象ガスが流れ，補償素子の部分に測定対象ガスが流れない構造としている。
水素濃度計の測定部より電圧を印加して検知素子と補償素子の両方のサーミスタを一定温度に加熱した状態で，検知素子側に水素を含む測定ガスを流すと，測定ガスが熱をうばい，検知素子の温度が低下することにより抵抗が低下する。この検知素子の抵抗が低下す
るとブリッジ回路の平衡が失われ，図 1.2.1-1 のＡＢ間に電位差が生じる。この電位差が水素濃度に比例する原理を用いて，水素濃度を測定する。
なお，格納容器内水素濃度の計測範囲 0 ％〜100 ％において，計器仕様は最大±1.7 ％の誤差を生じる可能性があるが，この誤差があることを理解した上で，原子炉格納容器内の水素濃度の推移，傾向（トレンド）を監視する。

図 1.2.1-1 格納容器内水素濃度（ＳＡ）検出回路の概要図

2

1.2.2 格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
原子炉格納容器内の酸素濃度を測定するために用いる格納容器内酸素濃度（ＳＡ）は，
磁気力式のものを用いる。磁気力式の酸素濃度検出器は，「図 1.2.2-1 格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の概要図」に示すとおり，吊るされた 2 つの球体，くさび型状の磁極片，ＬＥＤからの光を受光素子へ反射する鏡等にて構成されている。また，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の検出回路を「図 1.2.2-2 格納容器内酸素濃度（ＳＡ）検出回路図」に示す。
初期状態において球体は上から見て右回りに傾いた位置で静止している。ガラス管内に強い磁化率を持つ酸素分子が流れ込むと，磁場に引き寄せられ，磁極片の先端部に酸素分子が吸引されることで，先端部周辺の酸素密度が上昇する。吊るされた 2 つの球体は磁極片の先端部側と端部側の密度差によって生じた浮力により右回りに回転する。これにより，ＬＥＤからの光を受光素子へ反射する鏡の向きが変わることで，受光素子に当たる光量が変化する。増幅器は受光素子への光量が一定となるように制御しており，受光素子への光量の変化を検知するとフィードバック電流を増加させる。球体はフィードバック電流がコ
イルを流れることで発生するカウンターモーメントを受けて光量が一定となる初期位置で静止する。このフィードバック電流が酸素濃度に比例する原理を用いて酸素濃度の測定を行う。
（「図 1.2.2-3 格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の動作原理イメージ」参照）。
なお，格納容器内酸素濃度の計測範囲 0〜25 ％において，計器仕様は最大±1.1 ％の誤差が生じる可能性があるが，この誤差を考慮して格納容器ベントの実施判断基準を設定している。

図 1.2.2-1 格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の概要図

3

ダンベル
①
③

②
①

フィードバック電流
④
⑤

⑤

⑥

光

【凡例】
①球体
②鏡
③ＬＥＤ
④受光素子 ⑤増幅器 ⑥指示部
図 1.2.2-2 格納容器内酸素濃度（ＳＡ）検出回路図

図 1.2.2-3 格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の動作原理イメージ4

1.3 システム構成
水素及び酸素濃度の測定においては，以下の格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置を用いて測定を行う。格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の構成を図 1.3-1 に示す。
これにより使用する条件下において水素濃度及び酸素濃度測定への影響は十分小さい設計とする。
(1) ガスサンプラ
ガスサンプラは金属フィルタと直径 0.4 mm のオリフィスから構成され，測定ガスの吸入口として原子炉格納容器内に設置される。サンプルガスを吸入する際には，ガスサンプラ内部のスロットルを通過する際，ガスの流れが制限されることでサンプルガスは格納容器内の圧力から装置内の圧力まで減圧され，サンプリング配管下流での蒸気凝縮を防止する。ガス
サンプラの構造については図 1.3-2 に示す。
(2) サンプリング配管用トレースヒータ
サンプリング配管用トレースヒータはサンプルガスの蒸気凝縮の防止を目的として設置している。サンプリング配管用トレースヒータは，原子炉格納容器外から格納容器内雰囲気ガ
スサンプリング装置までのサンプリング配管にトレースヒータを敷設する。サンプリング配管の温度を当該ヒータにより 130 ℃に制御し，蒸気凝縮を防止する。
(3) 格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置
格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置は水素濃度及び酸素濃度の測定を行うことを目的として設置している。格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置は，水素濃度検出器，酸素濃度検出器，湿度検出器，キャビネットヒータ，冷却器等から構成され，大きさは幅約 1.6 m，
奥行約 0.9 m，高さ約 2.1 m である。
水素濃度の測定においては，測定ガスの蒸気凝縮を防止するため，測定ガスの露点条件に達しないように温度・圧力を一定レベルに制御後，ウェット条件の水素濃度を測定する。水素濃度は演算装置にて湿度測定の数値を用いて湿度補正したドライ条件の値が算出され，演算装置から中央制御室にウェット条件及びドライ条件の値が同時に出力される。
酸素濃度の測定では，水素濃度及び湿度測定後の測定ガスを冷却器により一定温度に冷却し，蒸気凝縮後のドライ条件の酸素濃度を測定する。酸素濃度は演算装置にて湿度測定の数値を用いて湿度補正したウェット条件の値が算出され，演算装置から中央制御室にウェット
条件及びドライ条件の値が同時に出力される。
なお，格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置によるサンプリングは,サンプルガスを一定時間検出器ラインに保持する方式とする。
各構成機器の概要について以下に示す。
a.

水素濃度検出器
水素濃度検出器はサンプルガス中の水素濃度を測定するために設置する。

5

b.

酸素濃度検出器
酸素濃度検出器はサンプルガス中の酸素濃度を測定するために設置する。

c.

湿度検出器
湿度検出器は水素濃度検出器による水素濃度の測定及び酸素検出器による酸素濃度の測定において蒸気濃度を考慮した値に補正するために設置する。

d.

キャビネットヒータ
キャビネットヒータはサンプルガス中に含まれる蒸気の凝縮を防止するため，ヒータ
内温度を 120 ℃に制御するために設置する。

e.

冷却器
冷却器は酸素濃度検出器へのサンプルガスの冷却及びサンプルガス中に含まれる蒸気を凝縮し，除去するために設置する。サンプルガスは冷却器で 20 秒間保持され，5 ℃まで冷却される。

f.

タンク
タンクはサンプルガスを格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置内へ引き込む際の圧力変動及び流量変動を防止するために設置する。タンクの容量は 20 L である。

g.

圧縮機
圧縮機はタンクの容量 20 L にサンプル配管の容量 1 L を含めた合計 21 L の空間体積内を規定圧力 90 kPa[abs]から 65 kPa[abs]まで減圧するため及び格納容器内雰囲気ガ
スサンプリング装置内にサンプルガスを循環させるために設置する。圧縮機による減圧は当該装置の要求時間 1 分以内に実施される。

h.

コイル
コイルは格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置内のサンプルガス温度を 120 ℃に保つために設置する。
i.

窒素ボンベ
窒素ボンベはサンプリング装置内の空気作動弁の駆動源及び検出器中へサンプルガスを押し込むための窒素の供給に必要な容量を原子炉建屋付属棟に設置する。なお，サンプルガスを検出器へ押し込む際の窒素消費量はサンプリング 1 回当たり 1 L である。
重大事故等時に使用する格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の窒素ボンベは，高圧ガス保安法の適合品である一般汎用型の窒素ボンベを使用する。このため，本ボンベの容量は一般汎用型の窒素ボンベの標準容量 46.7 NL/個となる。格納容器内雰囲気ガス
サンプリング装置の窒素ボンベの本数は，格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置を 76

日間運転するために必要な数を確保する。
格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置 1 系統について，1 日当たりの窒素消費量は以下の通り。なお，サンプリングは 3 分間に 1 回の頻度で実施するため，1 日当たりの
窒素消費量はサンプリング 480 回分の消費量とする。
①

格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の検出ラインにサンプリングガスを押し込むための消費量②＝480 NL/日

格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の空気作動弁を駆動させるための消費量＝155 NL/日③

格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の冷却器にて発生した凝縮水を原子炉格
納容器内に押し込むための消費量＝330 NL/日

上記①〜③より合計は 965 NL/日である。格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置は多重性を考慮し，2 系列設置することから，7 日間の運転における窒素消費量は 13510 NLである。
窒素ボンベ 1 個当たりの供給量Ｓｂは，ボンベ使用下限圧力Ｐ２を設定し，ボンベ初期
充填圧力Ｐ１及びボンベ容量Ｖｂの関係から下記の式で求める。なお，ボンベ使用下限圧
力Ｐ ２ は重大事故等時における原子炉格納容器の使用圧力 0.62 MPa を考慮し，0.8
MPa[abs]に設定する。

Ｓｂ＝

Ｐ１−Ｐ２

＝

ＰＮ

×Ｖｂ

14.8−0.8
×46.7
0.1013＝6454[NL/個]
Ｓｂ：ボンベによる供給量[NL]Ｐ１：ボンベ初期充填圧力＝14.8 MPa[abs]Ｐ２：ボンベ使用下限圧力＝0.8 MPa[abs]ＰＮ：大気圧＝0.1013 MPa[abs]Ｖｂ：ボンベ容量＝46.7 NL/個
Ｍ ：必要ボンベ個数
上記より，格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置を 7 日間運転するために必要な窒素ボンベの個数Ｍは以下となる。，
Ｓｂ＞13510
上記の関係式より，
6454×Ｍ＞13510
Ｍ＞2.097

よって，格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の窒素ボンベの本数は 2.09 となることから，必要な本数は 3 個となるため，窒素ボンベは 3 個を上回る 4 個以上とする。

原子炉建屋付属棟
窒素ボンベ

・・・
他チャンネルへ

原子炉建屋付属棟

中央制御室

演算装置

指示

Ｃ
ドライウェル

MO

コイル

MO

Ａ1

MO

Ａ2

Ｄ
ME

Ｂ
Ｅ

H2E

SV

電源

他チャンネルへ
冷却器
圧縮機

O2E

ガスサンプラタンク

サプレッション・チェンバ

格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置
検出器信号
サンプリングライン
パージガスライン

MO

ME:湿度検出器
H2E：水素濃度検出器
O2E:酸素濃度検出器

空気作動弁

背圧弁

電磁弁

逆止弁

電動弁

SV

トレースヒータ
キャビネットヒータ範囲

図 1.3-1 格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の構成（通常待機状態）

8図 1.3-2 ガスサンプラの構造図

91.4 格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の認証について
1.4.1 環境試験
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の構成機器である格納容
器内雰囲気ガスサンプリング装置の環境試験の条件及び評価結果について以下に示す。なお，ガスサンプラについては評価結果に仕様を記載する。
(1) 気候負荷試験
気候負荷試験において格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置を温度：66 ℃，圧力：大気圧，湿度 98 %の環境で管理される気候チャンバー内に 10 日間設置し，気候チャンバー
内から取り出した後で，格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置が機能的な健全性が確保されていることを確認している。
(2) 放射線負荷試験
放射線負荷試験において格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の各機器に対し，放射線負荷(表 1.4.1-1 を参照)を照射し，照射時及び照射後において格納容器内雰囲気ガスサ
ンプリング装置の機能的な健全性が確保されていることを確認している。
表 1.4.1-1 格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置内の機器における放射線負荷について
機器

要求値

サンプルガスが流れる機器

20.6 kGy

パージガスのみが流れる機器

20.6 kGy(3) 評価結果a.

格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の評価結果
東二の環境条件

計器仕様

温度

66 ℃＊

66 ℃

湿度

100 %

100 %

放射線

20 kGy20.6 kGy＊：環境温度対策については「安全設備及び重大事故等対処設備が使用される条件の下における健全性に関する説明書のうち補足-40-12 安全設備及び重大事故等対処設備の環境条件の設定について」に記載する。
b.

ガスサンプラの仕様
東二の環境条件

計器仕様

温度

200 ℃

250 ℃

圧力

620 kPa

1600 kPa

湿度

蒸気

蒸気

放射線

640 kGy

5 MGy
10

(4)

200 ℃，620 kPa[gage]における使用について
格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置の性能確認として，サンプルガスの温度を

60 ℃〜140 ℃，圧力を 100〜630 kPa[abs]の範囲に変化させ，水素濃度の測定が正常に行えることを確認している。
a.

圧力について格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置はサンプルガスの測定を行うため，以下の工程で動作する。
①

圧縮機を起動させ，格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置内を真空化させる。

②

サンプリング装置の入口弁（図 1.3-1 のＡ1 もしくはＡ2）及びコイル下流の弁（図 1.3-1 のＢ）を開し，圧縮機により装置内にサンプルガスを吸い込み，装置
内にサンプルガスを循環させる。

③

圧縮機を停止させ，コイル下流の弁（図 1.3-1 のＢ）を閉とする。

④

格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置内のコイル部分の圧力が規定圧力（90kPa[abs]）に達するまでサンプルガスを吸い込み，規定圧力（90 kPa[abs]）到達後，サンプリング入口弁（図 1.3-1 のＡ1 もしくはＡ2）を閉とする。

⑤

窒素ボンベから窒素を供給する弁（図 1.3-1 のＣ）を開とし，窒素ボンベでサンプルガスを加圧する。サンプルガスの加圧が完了した後，窒素ボンベから窒素を供給する弁（図 1.3-1 のＣ）を閉とする。

⑥

検出器ラインの入口弁（図 1.3-1 のＤ）を開とし，検出器ラインの冷却器までサンプルガスを押し込んだ後，検出器ラインの入口弁（図 1.3-1 のＤ）を閉とする。押し込まれたサンプルガスは，冷却器により冷却される。

⑦

再び検出器ラインの入口弁（図 1.3-1 のＤ）を開とし，冷却器により冷却されたサンプルガスを酸素検出器まで押し込んだ後，検出器ラインの入口弁（図 1.3-1のＤ）を閉とする。押し込まれたサンプルガスは，計器の内包する圧力を一定とするため，検出器ラインの出口弁（図 1.3-1 のＥ）により，圧力が約 100
kPa[abs]に維持された状態で検出器ラインに保持される。

⑧

検出器でサンプルガスの測定を行う。サンプルガスは水素濃度検出器ではウェット条件，酸素濃度検出器ではドライ条件で測定される。測定結果は演算装置にて湿度検出器で測定された数値を用いて湿度補正され，水素濃度のドライ条件及び酸素濃度のウェット条件の値が算出される。中央制御室には演算装置によって水素濃度及び酸素濃度各々のウェット条件及びドライ条件の値が出力される。

⑨

以降,①から繰り返す。

格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置は性能確認により，格納容器内の圧力が 100〜630 kPa[abs]において測定可能であることを確認しているが，格納容器内の圧力が620 kPa[gage]の場合においても上記④のとおり，サンプルガスを吸い込む工程では，

11

格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置内が規定圧力（90 kPa[abs]）以上とならない制御をしていることから，測定は可能である。
b.

温度についてサンプルガスはサンプリング配管用のトレースヒータによって 130 ℃に温度制御されてから格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置内へ吸引される。格納容器内雰囲気ガ
スサンプリング装置は性能確認により，格納容器内の温度が 140 ℃において測定可能であることを確認しているが，格納容器内においてサンプルガス温度が 200 ℃であったとしても，小口径のサンプリング配管を約 40 m 通過する際の熱損失により 130 ℃まで冷却されることを確認しているため，格納容器内の温度が 200 ℃の場合においても測定は可能である。

1.4.2 耐震試験
耐震試験において，格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置及びガスサンプラを加振台に設置し，表 1.4.2-1 に示す加速度を加えた後で格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置
及びガスサンプラが機能的な健全性が確保されていることを確認している。
表 1.4.2-1 格納容器内雰囲気ガスサンプリング装置及びガスサンプラの地震負荷について
方向

格納容器内雰囲気ガスサン
プリング装置

X 方向
Y 方向
Z 方向

12

ガスサンプラ1.5 格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の電源供給について
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）は，常設代替交流電源設備である常設代替高圧電源装置から緊急用モータコントロールセンタを介した電源供給により計測できる設計とする。電源供給について図 1.5-1 に示す。

図 1.5-1 格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の電源概略構成図

13

2.

原子炉格納容器内水位監視について
格納容器下部内の水位管理のために設置する計器について，概要及び設置位置を「表 2-1 格
納容器下部内計器の概要」及び「図 2-1 格納容器下部内の計器設置図」に示す。また，各計器の設置目的等を以下に示す。

2.1 原子炉圧力容器破損までの水位管理(1) 格納容器下部水位（1 m 超（1.05 m））
格納容器下部底面から 1 m 超の水位を検知できるよう，測定誤差を考慮した高さに水位計を設置し，炉心損傷後は当該水位計設置高さまで事前注水を実施する。注水停止後は，排水配管等により原子炉圧力容器破損までに 1 m 水位まで排水される。
約 180 °間隔で計 2 個設置し，1 個以上がこの高さ以上の水位を検知した場合に水張り完了及び注水停止を判断する。
なお，高さ 1 m 超水位計高さまで排水されたことを水位計 1 個が検知した後，水位 1 m
まで排水される時間遅れを考慮して，排水弁は自動閉止することとする。
（図 2-6「格納容器下部の概要」参照）
2.2 原子炉圧力容器破損及びデブリ落下・堆積検知（「表 2.2-1 原子炉圧力容器破損及びデブリ
落下・堆積検知の概念」）(1) 格納容器下部水温（0 m）
デブリの落下を検知し，原子炉圧力容器破損を判断することを目的とした温度計を格納
容器下部底部に設置する。測温抵抗体式温度計を採用することで，格納容器下部にデブリが落下した際の水温上昇や高温のデブリに接触した際に指示値がダウンスケールとなる特性を利用し，原子炉圧力容器からのデブリ落下検知が可能である。
デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5 個設置し，原子炉圧力容器破損の早期判断の観点から，2 個以上が上昇傾向（デブリの落下による水温上昇）又はダ
ウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）となった場合に，原子炉圧力容器破損を判断する。
(2) 格納容器下部水温（0.2 m）
0.2 m 以上のデブリの堆積を検知し，格納容器下部満水までの注水可否を判断することを目的とした温度計を格納容器下部底面から 0.2 m の高さに設置する。また，本計器は原子炉圧力容器破損の判断にも使用する。
デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5 個設置し，十分な量のデブリ堆積検知の観点から 3 個以上がオーバースケール（デブリの接触による温度上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）した場合に格納容器下部満水までの注水を判断する。また，原子炉圧力容器破損の早期判断の観点から，2 個以上が上昇傾向（デブリの落下による水温上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）となった場合に，原子炉圧力容器破損を判断する。

14

2.3 原子炉圧力容器破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2 m の場合）
(1) 格納容器下部水位（0.5 m）
格納容器下部底部から 0.5 m の高さに水位計を設置し，デブリの少量落下時（堆積高さ0.2 m 未満）において格納容器下部水位を 0.5 m〜1 m の範囲に維持するため，水位 0.5 m未満を検知し格納容器下部注水開始を判断する。
約 180 °間隔で計 2 個設置し，1 個以上が水位 0.5 m 未満を検知した場合に注水開始を判断する。
(2) 格納容器下部水位（1 m 未満（0.95 m））
格納容器下部底面より 1 m の高さから測定誤差を差し引いた高さに水位計を設置し，デブリの少量落下時（堆積高さ 0.2 m 未満）において格納容器下部水位を 0.5 m〜1 m の範囲に維持するため，水位 1 m 到達を検知し格納容器下部注水停止を判断する。
180 °間隔で計 2 個設置し，1 個以上が水位 1 m 到達を検知した場合に注水停止を判断する。
(3) 格納容器下部雰囲気温度
自主対策設備として格納容器下部底面から 1.1 m の高さに温度計を設置し，デブリの少量落下時に格納容器下部水位を 0.5 m〜1 m の範囲に管理している間において，デブリが冠水されていることを確認する。
約 180 °間隔で計 2 個設置し，1 個以上が露出したデブリからの輻射熱等により上昇した場合に注水を判断する。
2.4 原子炉圧力容器破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2 m の場合）
(1) 格納容器下部水位（2.25 m，2.75 m）
格納容器下部底面から 2.25 m 及び 2.75 m の高さに水位計を設置し，デブリの多量落下時(堆積高さ 0.2 m 以上)において格納容器下部水位を 2.25 m〜2.75 m の範囲に維持するため，各高さにおける水位の有無を検知し格納容器下部注水開始及び停止を判断する。
格納容器下部側壁の貫通孔を通じた格納容器下部外側の水位計測用容器内に，2.25 m
及び 2.75 m の各高さに 2 個の水位計を設置し，1 個以上が 2.25 m 未満を検知した場合に格納容器下部注水開始，2.75 m 到達を検知した場合に格納容器下部注水停止を判断す
る。
なお，水位計測用容器は格納容器下部外側の壁に溶接されており，格納容器下部水位（2.25 m，2.75 m）の水位測定に必要な強度及び水密性を有した設計としている。

各計器の検出部の仕様等を「表 2-2 検出部の仕様等」に，測定原理を「図 2-2 電極式水位計の動作原理」及び「図 2-3 測温抵抗体式温度計の動作原理」にそれぞれ示す。また，各計器の構造図及び設置概略図を「図 2-4 格納容器下部水位及び格納容器下部水温の構造図及び設置概略図」に示す。格納容器下部内に設置する各計器の検出部及びケーブル（ＭＩケーブル）は耐15熱性の高い無機物で構成し，格納容器下部外に取り出したケーブル（ＭＩケーブル）をペネトレ
ーションボックス内にてペネトレーションのケーブルと直ジョイントで接続する。
これらの計器は，重大事故等時の環境条件下において耐性を有する設計とする。格納容器下部
内のＳＡ環境条件としては，格納容器破損防止対策の有効性評価において示している各解析結果を包絡する格納容器内環境条件 200 ℃（ピーク温度 235 ℃−5 分間），0.62 MPa[gage]を設定している。また格納容器下部内は原子炉圧力容器破損後のデブリの落下を考慮した以下の設計を採用する。
・各計器のＭＩケーブルは，「図 2-5 格納容器下部内検出器及びケーブル（ＭＩケーブル）
設置概略図」に示すとおり，チャンネル毎に別ルートで敷設し，デブリの落下に伴う格納容器下部内構造物等の落下物を考慮した場合においても，複数のチャンネルが同時に損傷し，機能喪失することがない設計とする。
・各計器の検出部及びＭＩケーブルには融点が約 1400 ℃の金属製の保護カバーを設置（デブリ検知用水温計検出部を除く）し，ＭＩケーブルへのデブリの付着及び格納容器下部内構造物等に付着したデブリの輻射熱から保護する設計とする。なお，保護カバーは検出器ごとに別々のルートで設置する設計とする。
なお，格納容器下部内の検出器・ＭＩケーブル，保護カバーは無機物で構成されており，放射線による影響はない。
表 2-1 格納容器下部内計器の概要
設置高さ＊
格納容器下部水温計

0 m
0.2 m

設置数

計器種別

各高さに 5 個

測温抵抗体式
温度計

各高さに 2 個

電極式
水位計

0.5 m
0.95 m
格納容器下部水位計

1.05 m2.25 m2.75 m＊：格納容器下部底面（コリウムシールド上表面：EL. 11806 mm）からの高さ

表 2.2-1 原子炉圧力容器破損及びデブリ落下・堆積検知の概念

16水位計測用容器

図 2-1 格納容器下部内の計器設置図17

表 2-2 検出部の仕様等
計器種別

測定レンジ

測定誤差

耐環境性
温度：短期 230 ℃

測温抵抗体式
温度計-200〜500 ℃±（0.3＋0.005¦t¦）t：測定温度

長期 200 ℃
圧力：620 kPa[gage]
放射線：−＊
温度：短期 230 ℃

電極式

−

水位計

（レベルスイッチ）±10 mm

長期 200 ℃
圧力：620 kPa[gage]
放射線：−＊＊：検出部は無機物で構成しており，放射線による影響はない

図 2-2

18

図 2-319図 2-420

格納容器下部

図は格納容器下部水温（0 m）の場合のイメージ

図 2-5 格納容器下部内検出器及びケーブル（MI ケーブル）設置概略図

図 2-6 格納容器下部の概要
21

3.

原子炉圧力容器内の水位監視について

3.1 原子炉圧力容器内の水位監視について
ＢＷＲプラントにおいては，原子炉圧力容器の水位を計測することで，原子炉圧力容器内の水位の状態を監視し，炉心の冷却状態を把握する上で重要となる原子炉圧力容器内の保有水量の監視を行っている。
したがって，重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータのうち，原子炉
圧力容器内の水位については，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）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）を主要パラメータとしており，原子炉水位の計測が困難になった場合，以下の推定手段を整備している。
①

原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）による原子炉圧力容器内の水位計測（原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）を推定する場合は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）にて推定）②

原子炉圧力容器への注水流量（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），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），代替循環冷却系原子炉注水流量，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）による原子炉
圧力容器内の水位の推定③

項目

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）及びサプレッション・チェンバ圧力による水位の推定
原子炉圧力容器内の水位監視パラメータ
原子炉水位
（広帯域）
原子炉水位

主要パラ

（燃料域）

メータ

原子炉水位
(ＳＡ広帯域)
原子炉水位(ＳＡ燃料域)
原子炉水位(ＳＡ広帯域)
原子炉水位

推定手段

(ＳＡ燃料域)

①

原子炉水位
（広帯域）
原子炉水位
（燃料域）

対応設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
22

検出器
差圧式水位
検出器
差圧式水位
検出器
差圧式水位
検出器
差圧式水位
検出器
差圧式水位
検出器
差圧式水位
検出器
差圧式水位
検出器
差圧式水位
検出器

個数

計測範囲

2

-3800〜1500 mm＊12-3800〜1300 mm＊21-3800〜1500 mm＊11-3800〜1300 mm＊21-3800〜1500 mm＊11-3800〜1300 mm＊22-3800〜1500 mm＊12-3800〜1300 mm＊2

高圧代替注水系系
統流量

重大事故等対処設備

低圧代替注水系原
子炉注水流量

重大事故等対処設備（常設ライン用）
低圧代替注水系原
子炉注水流量

重大事故等対処設備（可搬ライン用）

差圧式流量
検出器
差圧式流量
検出器
差圧式流量
検出器

1

0〜50 L/s

10〜500 m3/h

10〜300 m3/h

10〜80 m3/h

10〜80 m3/h

20〜150 m3/h

10〜50 L/s

10〜500 L/s

30〜600 L/s

10〜600 L/s

2

0〜10.5 MPa

2

0〜10.5 MPa

1

0〜1 MPa

低圧代替注水系原
子炉注水流量（常設ライン狭帯

重大事故等対処設備

差圧式流量
検出器

域用）
推定手段

低圧代替注水系原②

子炉注水流量（可搬ライン狭帯

重大事故等対処設備

差圧式流量
検出器

域用）
代替循環冷却系原
子炉注水流量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
原子炉圧力
推定手段

原子炉圧力

③

（ＳＡ）
サプレッション・
チェンバ圧力重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備
重大事故等対処設備

差圧式流量
検出器
差圧式流量
検出器
差圧式流量
検出器
差圧式流量
検出器
差圧式流量
検出器
弾性圧力検
出器
弾性圧力検
出器
弾性圧力検
出器

＊1：基準点は，原子炉圧力容器零レベルより 1340 cm 上とする。
（蒸気乾燥器スカート下端）＊2：基準点は，原子炉圧力容器零レベルより 920 cm 上とする。（燃料有効長頂部）

23

3.2 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）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）の概要
原子炉水位計は，差圧式検出器により，原子炉圧力容器下部の計装配管より分岐した受圧部（高圧側）に加わる水頭圧と凝縮槽より分岐した受圧部（低圧側）に加わる圧力との差を検出することで，水位に比例した信号を検出し，信号演算処理後，指示，記録する。
(1) 原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（広帯域），原子炉水位（ＳＡ広帯域）は蒸気乾燥器スカート下端（原子炉圧
力容器零レベルより 1340 cm）を基準とし，-3800〜1500 mm までの水位を計測することにより，原子炉圧力容器内の水位を確認する。
また，原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ広帯域）は通常運転時の炉内環境下で使用することを想定し，通常運転時の炉水温度 285.6 ℃における水の密度に対して補正を行っている。
(2) 原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）は燃料有効長頂部（原子炉圧力容器零レベルより 920 cm）を基準とし，-3800〜1300 mm までの水位を計測することにより，原子炉圧力容器内の水位を確認する。
また，原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）は原子炉降圧後に使用することを想定し，大気圧時の飽和水温度 100 ℃における水の密度に対して補正を行っている。
なお，原子炉圧力及び温度が補正よりも高い状態では水位の指示は実水位よりも低く指示するため，燃料有効長頂部に到達及び燃料有効長底部から燃料有効長の 20 ％上の位置に到達等の水位低下の判断は実水位よりも早めに行うことになる。
計器の概要については「図 3.2-1 原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ広帯域）の概要」及び「図 3.2-2 原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）の概要」に凝縮槽の配置については「図 3.2-3 凝縮槽の配置図」に凝縮槽から計器までの配管ルートについては「図 3.2-4 凝縮槽Ｄから原子炉水位への配管ルート概略図」に示す。また，凝縮槽を兼用している計器については「表 3.2-1 凝縮槽を兼用している計器」に，計器の仕様について
は「表 3.2-2 原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（燃料域）の仕様」及び「表 3.2-3 原
子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）の仕様」に示す。

24

原子炉圧力容器

蒸気乾燥器
凝縮槽

1500 mm
蒸気乾燥器スカート下端 0 mm

指示・記録

計＊
測
範
囲

他計器へ（表 3.2-1 参照）
演算装置-3800 mm

燃料

原子炉水位（広帯域（ＳＡ広帯域））（差圧式水位検出器）＊：蒸気乾燥器スカート下端（原子炉圧力容器零レベルより1340 cm）を基準とする

図 3.2-1 原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ広帯域）の概要

原子炉圧力容器

凝縮槽

指示・記録

他計器へ（表 3.2-1 参照）
1300 mm
燃料有効長頂部 0 mm

演算装置

計＊
測
範
囲
-3800 mm
燃料

原子炉水位（燃料域（ＳＡ燃料域））（差圧式水位検出器）＊：燃料有効長頂部（原子炉圧力容器零レベルより920 cm）を基準とする

図 3.2-2 原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）の概要
25

凝縮槽Ｄ

凝縮槽Ａ

0°
340°

原子炉圧力容器

20°

90°

270°

200°

160°

180°

凝縮槽Ｂ

凝縮槽Ｃ

図 3.2-3 凝縮槽の配置図

図 3.2-4 凝縮槽Ｄから原子炉水位への配管ルート概略図26

表 3.2-1 凝縮槽を兼用している計器(1/4)
名称

原子炉水位

計器番号

計測範囲

凝縮槽

LT-B22-N073A-3800〜1500 mm

Ａ

LT-B22-N073B-3800〜1500 mm

Ｃ

LT-B22-N073C-3800〜1500 mm

Ａ

LT-B22-N073D-3800〜1500 mm

Ｃ

LT-B22-N074A＊

0〜1500 mm

Ａ＊

LT-B22-N074B

0〜1500 mm

Ｃ

LT-B22-N080A

0〜1500 mm

Ａ

LT-B22-N080B

0〜1500 mm

Ｂ

LT-B22-N080C

0〜1500 mm

Ｃ

LT-B22-N080D

0〜1500 mm

Ｄ

LT-B22-N081A-3800〜1500 mm

Ａ

LT-B22-N081B-3800〜1500 mm

Ｂ

LT-B22-N081C-3800〜1500 mm

Ｃ

LT-B22-N081D-3800〜1500 mm

Ｄ

LT-B22-N095A

0〜1500 mm

Ｄ

LT-B22-N095B

0〜1500 mm

Ｂ

LT-B22-N096＊-3800〜1500 mm

Ｄ

LT-C34-N004A

0〜1500 mm

Ｃ

LT-C34-N004B

0〜1500 mm

Ｂ

LT-C34-N004C＊

0〜1500 mm

Ａ

27

用途

高圧炉心スプレイ系起動

原子炉水位高検知

原子炉非常停止信号

主蒸気隔離弁閉

原子炉水位低検知
中央制御室外原子炉停止機能室計器

中央制御室計器

表 3.2-1 凝縮槽を兼用している計器(2/4)
名称

計器番号

計測範囲

凝縮槽

用途

LT-B22-N079A-3800〜1500 mm

Ａ

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御

LT-B22-N079B-3800〜1500 mm

Ｃ

棒挿入機能）

LT-B22-N079C-3800〜1500 mm

Ａ

LT-B22-N079D-3800〜1500 mm

Ｃ

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機
能）
低圧炉心スプレイ系起動

LT-B22-N091A-3800〜1500 mm

Ｄ

残留熱除去系（低圧注水系）

原子炉水位

起動

（広帯域）

過渡時自動減圧機能
LT-B22-N091B-3800〜1500 mm

Ｂ

自動減圧系起動中央制御室計器
低圧炉心スプレイ系起動

LT-B22-N091C-3800〜1500 mm

Ｄ

残留熱除去系（低圧注水系）
起動

LT-B22-N091D-3800〜1500 mm

Ｂ

過渡時自動減圧機能
自動減圧系起動

原子炉水位

LT-B22-N044A-3800〜1300 mm

Ｄ

（燃料域）

LT-B22-N044B-3800〜1300 mm

Ｂ

LT-B22-N010-3800〜1500 mm

Ａ

中央制御室計器LT-B22-N020-3800〜1300 mm

Ｂ

中央制御室計器

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）28

中央制御室計器

表 3.2-1 凝縮槽を兼用している計器(3/4)
名称

原子炉圧力

計器番号

計測範囲

凝縮槽

＊

PI-B22-R004A

0〜10 MPaＤ

PI-B22-R004B＊

0〜10 MPaＢ

PT-B22-N051A

0〜10.5 MPa

Ｄ

PT-B22-N051B

0〜10.5 MPa

Ｂ

PT-B22-N068A＊

0〜10 MPaＤ＊

PT-B22-N068B

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068C＊

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068D＊

0〜10 MPaＤ＊

PT-B22-N068E

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068F＊

0〜10 MPaＤ＊

PT-B22-N068G

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068H＊

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068J＊

0〜10 MPaＤ＊

PT-B22-N068K

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068L＊

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068M＊

0〜10 MPaＤ＊

PT-B22-N068N

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068P＊

0〜10 MPaＤ＊

PT-B22-N068R

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068S＊

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N068U＊

0〜10 MPaＤ＊

PT-B22-N068V

0〜10 MPaＤ

PT-B22-N078A

0〜10 MPaＡ

PT-B22-N078B

0〜10 MPaＢ

PT-B22-N078C

0〜10 MPaＣ

PT-B22-N078D

0〜10 MPaＤ

PT-C34-N005

0〜8.5 MPa

Ａ

中央制御室計器

PT-C34-N008

6〜7.5 MPa

Ａ

中央制御室計器

PT-C61-N006＊

0〜10 MPa

Ｄ

29

用途
現場計器

中央制御室計器

逃がし安全弁の逃がし弁機能

原子炉非常停止信号

中央制御室外原子炉停止機能
室計器

表 3.2-1 凝縮槽を兼用している計器(4/4)
名称

原子炉圧力

計器番号

計測範囲

凝縮槽

＊

用途

PS-32-03.09A-101.3〜588.4 kPa

Ａ

PS-32-03.09B＊-101.3〜588.4 kPa

Ａ＊

PS-32-03.09C-101.3〜588.4 kPa

Ａ

PS-32-03.09D＊-101.3〜588.4 kPa

Ａ

主蒸気隔離弁漏えい抑PS-32-03.09E＊-101.3〜588.4 kPa

Ｃ

制系

＊

PS-32-03.09F-101.3〜588.4 kPa

Ｃ

PS-32-03.09G＊-101.3〜588.4 kPa

Ｃ

PS-32-03.09H＊-101.3〜588.4 kPa

Ｃ

PT-B22-N071A

0〜10.5 MPa

Ａ

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代PT-B22-N071C

0〜10.5 MPa

Ａ

替原子炉再循環系ポン
プトリップ機能）

原子炉圧力（ＳＡ）

ＡＴＷＳ緩和設備（代PT-B22-N071B

0〜10.5 MPa

Ｃ

替制御棒挿入機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポン

PT-B22-N071D

0〜10.5 MPa

Ｃ

プトリップ機能）
中央制御室計器＊：工事計画書記載対象外

30

表 3.2-2 原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（燃料域）の仕様
項目
計測範囲

検出器種類
個数

計器仕様

補足

（広帯域）-3800〜1500 mm（燃料域）-3800〜1300 mm

燃料有効長底部から主蒸気管高さま
での水位を確認可能であり，燃料集
合体の冠水を確認可能である。
水位に比例する水頭圧を検出するこ

差圧式水位検出器とができる。

（広帯域）2−（燃料域）2

ＤＢとＳＡの分離用の信号分配器を精度

1 台多く介して出力されるため，原（広帯域）±46 mm

子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉（燃料域）±44 mm

水位（ＳＡ燃料域）と比較して誤差が大きくなっている。

検出器の耐環境性
耐震性
電源

重大事故等時の温度，圧力，放射線耐環境仕様に耐えることを確認。

耐震Ｓクラス
非常用電源（直流電源及び代替−電源）から給電

表 3.2-3 原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）の仕様
項目
計測範囲

検出器種類
個数
精度
検出器の耐環
境性
耐震性
電源

計器仕様

補足

（ＳＡ広帯域）-3800〜1500 mm（ＳＡ燃料域）-3800〜1300 mm

燃料有効長底部から主蒸気管高さま
での水位を確認可能であり，燃料集
合体の冠水を確認可能である。
水位に比例する水頭圧を検出するこ

差圧式水位検出器とができる。

（ＳＡ広帯域）1−（ＳＡ燃料域）1（ＳＡ広帯域）±43 mm（ＳＡ燃料域）±41 mm−
重大事故等時の温度，圧力，放射線耐環境仕様に耐えることを確認。

耐震Ｓクラス相当
非常用電源（直流電源及び代替電源）から給電
31−

3.3 原子炉圧力容器への注水流量による原子炉圧力容器内の水位の推定手段
原子炉圧力容器への注水流量と水位不明時から水位推定時点までの経過時間により，水位不明となってから原子炉圧力容器へ注水された水量（以下「Ｖ１」という）を算出する。
「図3.3-1 崩壊熱除去に必要な水量」において水位不明となってから崩壊熱除去によって蒸発した水量（以下「Ｖ２」という）は水位推定時点の崩壊熱除去に必要な注水量を上辺，水位不明となった時点の崩壊熱除去に必要な注水量を下辺，水位不明となってから水位推定時点までの経過時間を高さとした台形の面積として近似される。Ｖ１とＶ２の差が水位不明となってから
水位推定時点までの水量の変化量となるため，Ｖ１とＶ２の差を原子炉圧力容器レベル換算により原子炉水位変化幅に換算し，直前まで判明していた水位に原子炉水位変化幅を足すことにより原子炉水位を推定する。
【原子炉水位推定までの計算過程】
V

Q

t

V＝ Q

Q

l

V

V /k

L

L

l

t
t

t /2

Ｖ１：水位不明となってから原子炉圧力容器へ注水された水量[m3]Ｖ２：水位不明となってから崩壊熱除去によって蒸発した水量[m3]Ｑ１：原子炉圧力容器への注水流量[m3/h]
Ｑ２１：水位不明となった時点の崩壊熱除去に必要な注水量[m3/h]
Ｑ２２：水位推定時点の崩壊熱除去に必要な注水量[m3/h]
ｔ１：原子炉停止後から水位不明となるまでの経過時間[h]ｔ２：原子炉停止後の経過時間[h]ｌ：原子水位変化幅[mm]ｋ:原子炉圧力容器レベル換算＝
Ｌ１：直前まで判明していた水位[mm]Ｌ２：推定水位 [mm]32

図 3.3-1 崩壊熱除去に必要な水量【誤差の影響について】
原子炉圧力容器内の水位を監視する目的は，炉心冷却状態を把握することであり，代替パラメータ（原子炉水位）による推定は，同一物理量からの推定であり，計器誤差を考慮した上で対応することにより，重大事故等時の対策を実施することが可能である。
代替パラメータ(原子炉圧力容器への注水流量)による推定では，崩壊熱除去に必要な注水量を注水することで，炉心冷却状態の傾向が把握できるため，計器誤差を考慮した上で対応することにより，重大事故等時の対策を実施することが可能である。

33

3.4 原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）及びサプレッション・チェンバ圧力による水位の推定手段
原子炉圧力容器が満水であることを確認することで炉心冷却状態を確認する。
具体的には，逃がし安全弁により原子炉圧力が低圧状態で維持されている状態において，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系）又は代替の注水系統による原子炉圧力容器への注水により，原子炉水位が主蒸気管高さまで上昇し，逃がし安全弁か
ら蒸気ではなく水が流れ出すことで，原子炉圧力容器内の圧力が上昇し，サプレッション・チ
ェンバとの差圧が大きくなる。原子炉圧力又は原子炉圧力（ＳＡ）とサプレッション・チェン
バ圧力の差圧が］以上であれば原子炉圧力容器を満水と推定する。（「図 3.4-1「満水判断のイメージ」を参照）

原子炉格納容器

原子炉格納容器原子炉圧力容器原子炉圧力容器
逃がし安全弁圧力計

逃がし安全弁

圧力計

PI

PI
主蒸気管

主蒸気管

燃料

燃料

注水量分の蒸気が逃がし安全弁からサプ
レッション・チェン
バへ排出される

圧力計

水が流れ出すことで，原子炉圧力容器が加圧され，サプレッショ
ン・チェンバとの差圧が大きくなる

圧力計

PI

PI
サプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバ

原子炉圧力容器満水時

原子炉水位＜主蒸気管高さ

図 3.4-1 満水判断のイメージ

34

4.

可搬型計測器について
可搬型計測器は，重大事故等対処設備の機能を有しており，重大事故等時が発生し，計測に必要な計器電源が喪失した場合に，当該重大事故等の対処に必要なパラメータについて，検出器からの温度指示の監視，又は電流信号を計測した後，換算表を用いて圧力，水位及び流量に換算して監視するとともに，記録用紙に記録する。
（「図 4-1 可搬型計測器の概略構成図」，「表 4-1 可搬型計測器の測定対象パラメータ」，「図4-2 可搬型計測器接続イメージ」，「表 4-2 可搬型計測器の必要個数整理」参照。）

温度，圧力，水位

中央制御室

及び流量検出器
指 示

演算装置
可搬型計測器表示

記 録

内は可搬の範囲を示す。
図 4-1 可搬型計測器の概略構成図35

表 4-1 可搬型計測器の測定対象パラメータ
監視パラメータ
原子炉圧力容器温度

原子炉水位（燃料域）

フィルタ装置水位

高圧代替注水系系統流量

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

フィルタ装置圧力

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

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

フィルタ装置スクラビング水
温度

ドライウェル圧力

残留熱除去系海水系系統流量

低圧代替注水系原子炉注水流

サプレッション・チェンバ圧

緊急用海水系流量（残留熱除量（可搬ライン用）

力

去系熱交換器）

低圧代替注水系原子炉注水流

サプレッション・プール水温

緊急用海水系流量（残留熱除量（可搬ライン狭帯域用）

度

去系補機）

量（常設ライン狭帯域用）

代替循環冷却系原子炉注水流量

ドライウェル雰囲気温度

常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

代替循環冷却系ポンプ入口温サプレッション・チェンバ雰

常設低圧代替注水系ポンプ吐

度

囲気温度

出圧力

残留熱除去系熱交換器入口温度
残留熱除去系熱交換器出口温度
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
低圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
原子炉圧力格納容器下部水温
代替淡水貯槽水位
西側淡水貯水設備水位

代替循環冷却系ポンプ吐出圧
力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐
出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力低圧代替注水系格納容器スプ

低圧炉心スプレイ系ポンプ吐

レイ流量（常設ライン用）

出圧力

低圧代替注水系格納容器スプ
レイ流量（可搬ライン用）

残留熱除去系ポンプ吐出圧力

低圧代替注水系格納容器下部

静的触媒式水素再結合器動作

注水流量

監視装置

代替循環冷却系格納容器スプ

使用済燃料プール水位・温度

レイ流量（ＳＡ広域）

原子炉圧力（ＳＡ）

サプレッション・プール水位

原子炉水位（広帯域）

格納容器下部水位36

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

① 可搬型計測器接続② ケーブル接続③ 可搬型計測器（温度，圧力，水位，流量計測用）④ 可搬型計測器（圧力・水位・流量計測用）

図 4-2 可搬型計測器接続イメージ37

表 4-2
分類
原子炉圧力容器内の温度
原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力容器の水位

可搬型計測器の必要個数整理（1／5）
重要
計器数

必要
個数

＊1

＊2

0〜900 ℃

4

1

0〜10.5 MPa[gage]2

監視パラメータの計測範囲

可搬型計測器の測定可能範囲

原子炉圧力容器温度

0〜500 ℃

原子炉圧力

0〜10.5 MPa[gage]

監視パラメータ

検出器の種類

測定箇所

備考

熱電対

中央制御室

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

弾性圧力検出器

中央制御室

1
原子炉圧力（ＳＡ）

0〜10.5 MPa[gage]

0〜10.5 MPa[gage]2

弾性圧力検出器

中央制御室

原子炉水位（広帯域）−3800〜1500 ㎜ ＊3−3800〜1500 ㎜ ＊32

差圧式水位検出器

中央制御室

原子炉水位（燃料域）−3800〜1300 ㎜ ＊4−3800〜1300 ㎜ ＊42

差圧式水位検出器

中央制御室

差圧式水位検出器

中央制御室

差圧式水位検出器

中央制御室

原子炉水位
（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3800〜1500 ㎜ ＊3−3800〜1500 ㎜ ＊3

1−3800〜1300 ㎜ ＊4−3800〜1300 ㎜ ＊4

1

1

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

38

表 4-2
分類

原子炉圧力容器への注水量

39
原子炉格納容器への注水量

監視パラメータ
高圧代替注水系
系統流量
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
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）
代替循環冷却系
原子炉注水流量
残留熱除去系
系統流量
低圧炉心スプレイ系
系統流量
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

可搬型計測器の必要個数整理（2／5）
重要
計器数

必要
個数

＊1

＊2

監視パラメータの計測範囲

可搬型計測器の測定可能範囲0〜50 L/s

0〜50 L/s

1

0〜50 L/s

0〜50 L/s

10〜500 L/s

0〜500 L/s

0〜500 m3/h ＊ 5

検出器の種類

測定箇所

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

1

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜500 m 3 /h＊ 51

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜80 m3/h ＊50〜80 m 3/h ＊51

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜300 m3/h

0〜300 m 3 /h

1

差圧式流量検出器

中央制御室

1

1
0〜80 m 3/h

1

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜150 m3/h

0〜150 m 3 /h

2

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜600 L/s

0〜600 L/s

3

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜600 L/s

0〜600 L/s

1

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜500 m3/h ＊ 50〜500 m 3 /h＊ 51

差圧式流量検出器

中央制御室

1
3

0〜500 m /h

0〜500 m /h

1

0〜200 m3/h

0〜200 m 3 /h

11

いずれかの系統を使用する。

いずれかの系統を使用する。

0〜80 m3 /h3

備考

いずれかの系統を使用する。
差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室−

表 4-2
分類

原子炉格納容器
内の温度

監視パラメータ
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

可搬型計測器の必要個数整理（3／5）
重要
計器数

必要
個数

＊1

＊2

0〜350 ℃

8

0〜200 ℃

0〜350 ℃

0〜200 ℃

監視パラメータの計測範囲

可搬型計測器の測定可能範囲0〜300 ℃

検出器の種類

測定箇所

備考

1

熱電対

中央制御室

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

2

1

熱電対

中央制御室

0〜500 ℃

3

1

測温抵抗体

中央制御室

＊6

原子炉格納容器内の圧力

格納容器下部水温0〜500 ℃
（格納容器下部床面
0 m，＋0.2 m） ＊ 7

0〜500 ℃

各5

8

測温抵抗体

中央制御室

ドライウェル圧力

0〜1 MPa[abs]0〜1 MPa[abs]11

弾性圧力検出器

中央制御室

サプレッション・チェ
ンバ圧力

0〜1 MPa[abs]0〜1 MPa[abs]11

弾性圧力検出器

中央制御室

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

サプレッション・プー
ル水位−1〜9 m＊8（EL.2030〜
12030 mm）

−1〜9 m＊8（EL.2030〜
12030 mm）

1

1

差圧式水位検出器

中央制御室−＋1.05 m＊ 7， ＊ 9（EL.12856 mm）＋1.05 m＊ 7， ＊9（EL.12856 mm）

2＋0.50 m，＋0.95 m＋0.50 m，＋0.95 m
1

電極式水位検出器

中央制御室

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

40
原子炉格納容器
内の水位

格納容器
下部水位

（高さ
1 m 超検知用）（高さ
0.5 m，
1.0 m 未
満検知
用）
（満水管
理用）

原子炉格納容器内の水素濃度原子炉格納容器
内の放射線量率

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
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）＊7， ＊10＊ 7， ＊ 10（EL.12306 mm，12756 mm）

（EL.12306 mm，12756 mm）

＋2.25 m，＋2.75 m＋2.25 m，＋2.75 m

各2

デブリ落下・堆積検知の高さ毎に必要な個数（4 個×2 高さ分）を設定する。

＊7， ＊11＊ 7， ＊ 11（EL.14056 mm，14556 mm）

（EL.14056 mm，14556 mm）

0〜100 ％

−

2

− ＊18

熱伝導式
水素検出器

−

可搬型計測器での測定対象外。

10−2 〜10 5 Sv/h

−

2

− ＊18

電離箱

−

可搬型計測器での測定対象外。

10−2 〜10 5 Sv/h

−

2

− ＊18

電離箱

−

可搬型計測器での測定対象外。

各2

表 4-2
分類

監視パラメータ

起動領域計装未臨界の維持又は監視

出力領域計装41
最終ヒートシンクの確保

監視パラメータの計測範囲
10−1 〜10 6 cps（1.0×103〜1.0×
109cm−2・s−1）
0〜40 ％又は 0〜
125 ％（1.0×10 8〜1.5×
10 13 cm−2・s−1）
0〜125 ％
（1.0×1012〜1.0×
1014 cm−2・s−1）＊12

可搬型計測器の必要個数整理（4／5）
重要
計器数

必要
個数

＊1

＊2

−

8

−

可搬型計測器の測定可能範囲検出器の種類

測定箇所

備考

− ＊18

核分裂電離箱−

可搬型計測器での測定対象外。

2＊13

− ＊18

核分裂電離箱−

可搬型計測器での測定対象外。

フィルタ装置水位

180〜5500 mm

180〜5500 mm

21

差圧式水位検出器

中央制御室−

フィルタ装置圧力

0〜1 MPa[gage]

0〜1 MPa[gage]11

弾性圧力検出器

中央制御室−

0〜300 ℃

0〜350 ℃

1

1

熱電対

中央制御室

−

10−2 〜10 5 Sv/h

−

2

− ＊18

電離箱

−

可搬型計測器での測定対象外。

10− 3〜10 4 mSv/h

−

1

− ＊18

電離箱

−

可搬型計測器での測定対象外。

0〜100 ％

−

2

− ＊18

熱伝導式
水素検出器

−

可搬型計測器での測定対象外。

10− 2〜10 5 mSv/h

−

2

− ＊18

電離箱

−

可搬型計測器での測定対象外。

0〜100 ℃

0〜350 ℃

2

1

熱電対

中央制御室

−

0〜300 m3/h

0〜300 m 3 /h

21

差圧式流量検出器

中央制御室

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
耐圧強化ベント系放射線モニタ
代替循環冷却系ポンプ
入口温度
代替循環冷却系
格納容器スプレイ流量
残留熱除去系熱交換器
入口温度
残留熱除去系熱交換器
出口温度
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）

0〜300 ℃

0〜350 ℃

2

1

熱電対

中央制御室

0〜300 ℃

0〜350 ℃

2

1

熱電対

中央制御室

0〜550 L/s

0〜550 L/s

2

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜800 m3/h

0〜800 m 3 /h

1

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜50 m3 /h

0〜50 m 3/h

1

差圧式流量検出器

中央制御室

1

−
複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。
複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。
複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

表 4-2
分類

水源の確保

42
原子炉建屋内の水素濃度

原子炉格納容器
内の酸素濃度

可搬型計測器の必要個数整理（5／5）
重要
計器数

必要
個数

＊1

＊2

0〜20 m

1

0〜6.5 m0〜6.5 m1

0〜10 MPa[gage]

0〜10 MPa[gage]

1

0〜10 MPa[gage]

0〜10 MPa[gage]

1

0〜10 MPa[gage]

0〜10 MPa[gage]

0〜5 MPa[gage]
0〜5 MPa[gage]

監視パラメータの計測範囲

可搬型計測器の測定可能範囲代替淡水貯槽水位

0〜20 m

西側淡水貯水設備水位監視パラメータ

常設高圧代替注水系
ポンプ吐出圧力原子炉隔離時冷却系
ポンプ吐出圧力高圧炉心スプレイ系
ポンプ吐出圧力常設低圧代替注水系
ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系
ポンプ吐出圧力
残留熱除去系
ポンプ吐出圧力低圧炉心スプレイ系
ポンプ吐出圧力検出器の種類

測定箇所

備考

1

差圧式水位検出器

中央制御室

−

1

電波式水位検出器

中央制御室−

弾性圧力検出器

中央制御室

弾性圧力検出器

中央制御室

1

弾性圧力検出器

中央制御室

0〜5 MPa[gage]2

弾性圧力検出器

中央制御室

0〜5 MPa[gage]2

弾性圧力検出器

中央制御室

10〜4 MPa[gage]3

弾性圧力検出器

中央制御室

0〜4 MPa[gage]

0〜4 MPa[gage]1

弾性圧力検出器

中央制御室

0〜10 ％−

2

触媒式水素検出器

−

熱伝導式
水素検出器

−

− ＊18
−

3

0〜300 ℃

0〜350 ℃

4＊14

2

熱電対

中央制御室

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

0〜25 ％

−

2

− ＊18

磁気力式
酸素検出器

−

可搬型計測器での測定対象外。

−

1

− ＊18

ガイドパルス式
水位検出器−

可搬型計測器での測定対象外。

0〜500 ℃

1＊16

測温抵抗体

中央制御室

熱電対

中央制御室

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

− ＊18

電離箱

−

可搬型計測器での測定対象外。

− ＊18

赤外線カメラ−

可搬型計測器での測定対象外。

−4300〜＋7200 mm＊15

使用済燃料プールの監視

使用済燃料エリアプール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カ
メラ

可搬型計測器での測定対象外。

0〜20 ％

使用済燃料プール
水位・温度（ＳＡ広域） （EL.35077〜46577 mm）
0〜120 ℃
使用済燃料プール温度（ＳＡ）

いずれかの系統を使用する。

いずれかの系統を使用する。

0〜4 MPa[gage]

原子炉建屋水素濃度
静的触媒式水素再結合器 動
作監視装置
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

1

10〜120 ℃

0〜350 ℃

1＊17

10 −2 〜10 5 Sv/h−1

10 −3 〜10 4 mSv/h

−

1

−

−

1

配備個数：可搬型計測器（温度，圧力，水位，流量計測用）を 20 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 20 個配備する。
配備台数：可搬型計測器（圧力・水位・流量計測用）を 19 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 19 個配備する。

43＊1：監視パラメータの計器数＊2：可搬型計測器の必要個数＊3：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（原子炉圧力容器零レベルより 1340 cm）：温度，圧力・水位・流量計測用＊4：基準点は燃料有効長頂部（原子炉圧力容器零レベルより 920 cm）＊5：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊6：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0 m，0.2 m 位置水温計兼デブリ検知器）：圧力・水位・流量計測用＊7：格納容器下部底面（コリウムシールド上表面：EL.11806 mm）からの高さ＊8：基準点は通常運転水位 EL.3030 mm（サプレッション・チェンバ底部より 7030 mm）＊9：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1 m 超水位計）＊10：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2 m の場合）（高さ 0.5 m，1.0 m 未満水位計）＊11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2 m の場合）（満水管理水位計）＊12：定格出力時の値に対する比率で示す。
＊13：出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A，B の 2 チャンネルが対象。出力領域計装の A，C，E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B，D，F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
＊14：2 基の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置＊15：基準点は使用済燃料貯蔵ラック上端 EL.39377 mm（使用済燃料プール底部より 4688 mm）＊16：検出点 2 箇所
＊17：検出点 8 箇所
＊18：全交流動力電源喪失時は，水素・酸素監視装置，放射線監視装置，炉内核計装装置及び使用済燃料プール監視装置（水位・温度(ＳＡ広域)，監視カメラ）に対して常設代替交流電源設備により電源供給された場合には，監視計器は使用可能である。

4.1 可搬型計測器による監視パラメータの測定結果の換算概要
可搬型計測器による温度，圧力，水位及び流量（注水量）のパラメータについて，検出器からの温度指示の監視，又は電流信号を計測した後，換算表を用いて圧力，水位及び流量に換算する際の概要を以下に示す。
(1) 温度（例：原子炉圧力容器温度の場合）
可搬型計測器にて原子炉圧力容器温度の検出器のタイプ（熱電対）を選択し，表示された値を読み取る。
(2) 圧力（例：原子炉圧力の場合）
可搬型計測器にて原子炉圧力の圧力検出器から電流信号を計測し，その結果を以下の換算式により工学値に読み替える。
圧力＝（電流値

4）／16

10.5

[計測範囲：0〜10.5 MPa，電流値：4〜20 mA](3) 水位（例：原子炉水位（広帯域）の場合）
可搬型計測器にて原子炉水位（広帯域）の水位検出器から電流信号を計測し，その結果を以下の換算式により工学値に読み替える。
水位＝（電流値4）／16

5300−3800[計測範囲：-3800 mm〜1500 mm，電流値：4〜20 mA](4) 流量（注水量）（例：高圧炉心スプレイ系系統流量の場合）
可搬型計測器にて高圧炉心スプレイ系系統流量の流量検出器から，電流信号を計測し，その結果を以下の換算式により工学値に読み替える。

流量＝（電流値 ４）１６500[計測範囲：0〜500 L/s，電流値：4〜20 mA]

44

5.

計測結果の記録の保存について

5.1 設置基準対象施設に関する計測結果の記録及び保存技術基準規則第 34 条第 4 項及びその解釈に関わる計測結果は中央制御室に，原則，確実に記録計にて継続的に記録し，記録紙は取り替えて保存できる設計とする。制御棒の位置及び原
子炉圧力容器の入口及び出口における圧力及び温度の計測結果は，プロセス計算機から記録を帳票として出力し保存できる設計とするとともに，一次冷却材の不純物の濃度については，断続的な試料の分析を行い，従事者が測定結果を記録し保存できる設計とする。
計測項目

計測装置等
起動領域計装炉心における中性子束密度

出力領域計装制御棒の位置

制御棒位置

一次冷却材の不純物の濃度

分析装置
主蒸気圧力
主蒸気温度

原子炉圧力容器の入口及び出口における圧

主蒸気流量

力，温度及び流量

給水圧力
給水温度
給水流量
原子炉水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
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圧力，温度及び可燃性ガ

ドライウェル雰囲気温度

スの濃度

サプレッション・チェンバ雰囲気温度
格納容器内水素濃度
格納容器内酸素濃度

その他の計測項目については，添付書類「Ⅴ-1-3-1 使用済燃料貯蔵槽の温度，水位及び漏えいを監視する装置の構成に関する説明書並びに計測範囲及び警報動作範囲に関する説明書」
及び添付書類「Ⅴ-1-7-1 放射線管理用計測装置の構成に関する説明書並びに計測範囲及び警報動作範囲に関する説明書」に示す。

45

5.2 重大事故等対処設備に関する計測結果の記録及び保存
重大事故等の対応に必要となるパラメータは，原則，緊急時対策支援システム伝送装置に電磁的に記録，保存できる設計とする。保存した記録は，電源喪失により失われない＊とともに，帳票に出力できる設計とする。また，プラント状態の推移を把握するためにデータ収集周期は 1 分，記録の保存容量は計測結果を取り出すことで継続的なデータを得ることができるよう，14 日以上保存できる設計とする。
重大事故等の対応に必要となる現場のパラメータについても，可搬型計測器により記録できる設計とする。
＊：計測結果の記録は，中央制御室と緊急時対策所建屋の電源の異なる 2 つのサーバーに保存しているため，電源喪失により保存した記録が失われない設計としている。
なお，添付書類「Ⅴ-1-3-1 使用済燃料貯蔵槽の温度，水位及び漏えいを監視する装置の構成に関する説明書並びに計測範囲及び警報動作範囲に関する説明書」及び添付書類「Ⅴ-1-7-1 放射線管理用計測装置の構成に関する説明書並びに計測範囲及び警報動作範囲に関する説明書」においても，緊急時対策支援システム伝送装置は電源喪失により保存した記録が失われないことを説明している。

46

6.

安全保護装置の不正アクセス行為防止のための措置について「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」第三十五条（安全保護装置）
第五号にて要求されている，『不正アクセス行為その他の電子計算機に使用目的に沿うべき動作をさせず，又は使用目的に反する動作をさせる行為による被害を防止することができるものとす
るために必要な措置が講じられているものであること。』に対して安全保護装置について適切な措置を実施している。

6.1 安全保護装置の概要
安全保護装置は，検出信号処理において一部デジタル演算処理を行う機器がある他は，アナログ回路で構成している。また，安全保護装置とそれ以外の設備との間で用いる信号はアナログ信号（接点信号を含む）であり，外部ネットワークを介した不正アクセス等による被害を受けることはない。例として，原子炉緊急停止系の構成例を「図 6.1-1 原子炉緊急停止系の構成例」に示す。また，安全保護系の構成を「図 6.1-2 安全保護系構成概略図」に示す。
安全保護装置は，検出器からの信号を受信し，原子炉緊急停止系を自動的に作動させる回路と，工学的安全施設を作動させる信号を発する工学的安全施設作動回路で構成しており，多重性及び電気的・物理的な独立性を持たせている。

Ry

A 検出器

C 検出器

B 検出器

D 検出器

トリップ設定器

トリップ設定器

トリップ設定器

トリップ設定器

ﾁｬﾝﾈﾙ
A1

ﾁｬﾝﾈﾙ
A2

Ry

Ry

安全保護系チャンネル A

ﾁｬﾝﾈﾙ
B1

Ry

ﾁｬﾝﾈﾙ
B2

安全保護系チャンネル B

排気
計装用空気圧縮系より制御棒へ

水圧制御ユニットより
スクラム弁

図 6.1-1 原子炉緊急停止系の構成例

47図 6.1-2 安全保護系構成概略図

48

6.2 安全保護系の物理的な分離又は機能的な分離対策
6.2.1 安全保護装置の物理的分離対策
安全保護装置は，不正アクセスを防止するため，安全保護系盤等の扉には施錠を行い，許可された者以外はハードウェアを直接接続できない対策を実施している。

安全保護系盤等は，社内規程に定める発電長による扉の鍵管理を行っている。
データ収集端末は，作業担当箇所により鍵管理されたラック内に保管しており，許可されない者のアクセスを防止している。また，情報セキュリティに関する教育を行っている。

49

6.2.2 ハードウェアの物理的な分離又は機能的な分離対策
安全保護装置の信号は，安全保護装置→プロセス計算機・データ伝送装置→防護装置→
緊急時対策支援システム伝送装置→防護装置を介して外部に伝送している。この信号の流れにおいて，安全保護装置からは発信されるのみであり，外部からの信号を受信しないこと，及びハードウェアを直接接続しないことで物理的及び機能的分離を行っている。

ー

ネ
ッ
ト統
ワ合
原
ク子
力
衛防
星災
系
）

通信機器

出
入
管
理
等
に
よ
る
遮
断

防護装置

防護装置

通信機器

防護装置

防護装置
通信機器
緊急時対策支援システム伝送装置

データ
伝送装置

（

安全保護装置プロセス
計算機

盤の施錠及び部屋の施錠）

アナログ回路であり，ネットワークを介した
不正アクセス等による被害を受けない【凡例】：データ伝送（有線）：データ伝送（無線）

ネ
ッ
ト統
ワ合
原
ク子
力
有防
線災
系
ー

外
部
か
ら
の
人
的
妨
害
行
為
又
は
破
壊
行
為

（

緊急時対策所

原子炉建屋

防護装置の役割
通信方向をハードウェアレベルで一方向（送信機能のみ）に制限し，外部からのデータ書き込み機能を設けないことでウイルスの侵入及び外部からの不正アクセスを防止する。

6.2.3 物理的及び電気的アクセスの制限対策
発電所への入域に対しては，出入管理により物理的アクセスを制限し，電気的アクセスについては，安全保護装置を有する制御盤を施錠管理とし，デジタル演算処理を行う機器
からデータを採取するデータ収集端末にはデジタル演算処理を行う機器からのデータ受信機能のみを設けるとともに，データ収集端末を施錠管理された場所に保管することで管理されない変更を防止している。

50

6.3 想定脅威に対する対策について
デジタル演算処理を行う機器については，工場製作段階から表 6.3-1 に示す想定脅威に対する対策を行っている。
表 6.3-1 想定脅威に対する対策（工場製作及び出荷）

外部脅威

想定脅威

対策

外部からの侵入ソフトウェアの設計データの製作環境は外部に接続しない環境で製作

内部脅威

設備の脆弱性

安全保護系のソフトウェアは供給者独自ソ
フトウェアにて構築

不正ソフトウェア利用

不正ソフトウェアが無いことを確認した環境で，ソフトウェア設計を実施

持込危機・媒体による改ざ作業専用端末による作業

ん・漏えい
作業環境からの不正アクセス

作業環境での第三者のソフトウェアへの不正アクセスを防止

人的要因

作業ミス，知識不足による情情報セキュリティ教育の実施

報漏えい等
6.4 耐ノイズ・サージ対策
安全保護装置は，雷・誘導サージ・電磁波障害等による擾乱に対して，制御盤へ入線する電源受電部及びケーブルからの信号入出力部にラインフィルタや絶縁回路を設置している。
ケーブルは金属シールド付ケーブルを適用し，金属シールドは接地して電磁波の侵入を防止する設計としている。安全保護装置は，鋼製の筐体に格納し，筐体を接地することで電磁波の侵入を防止する設計としている。

51

6.5 安全保護装置のうち，一部デジタル演算処理を行う機器（平均出力領域計装）の概要
安全保護装置のうち，一部デジタル演算処理を行う機器として，平均出力領域計装，起動領域計装及び主蒸気管放射線モニタがある。これらの機器構成の測定原理は同様で構成部品の使用方法も類似しておりソフトウェアの検証と妥当性は，ほぼ同様の確認・検証を行っていることから，代表として平均出力領域計装（以下，ＡＰＲＭという。）について説明する。図 6.51 に原子炉緊急停止系の概略図，図 6.5-2 にＡＰＲＭの概略図を示す。

図 6.5-1 原子炉緊急停止系の概略図
デジタル演算処理の範囲
操作・表示
パネル
検出器

ＬＰＲＭ
カード

ＡＳＰ
カード

ＣＰＵ
カード
メモリ
カード

ＤＯ
カード

リレー
ユニット

ＡＯ
カード

検証３,４
検証２,５
検証１及び妥当性確認

図 6.5-2 ＡＰＲＭの概略図

52

原子炉非常停止信号
・中性子束高・中性子束低・動作不能

6.5.1 ＡＰＲＭの信号処理部の構成
6.5.1.1 ＬＰＲＭ入力カード
最大５点のＬＰＲＭ検出器の信号を入力可能であり，電流制限，絶縁アンプ，フィル
ターの機能を持っている。また特性試験時に使用する高圧電源装置の電源切替も行う。
6.5.1.2 ＡＳＰカード
ＬＰＲＭ入力カードからのアナログ信号を受けＡ／Ｄ変換を行う。変換したデジタ
ル信号にＬＰＲＭゲイン調整，２５０％レンジ制限を行い，ＣＰＵカードに受け渡すバッファメモリに記録する。
6.5.1.3 ＣＰＵカード
デジタル演算処理を行う箇所であり，構成機器の制御，ＡＳＰカードのバッファメモ
リからの信号読み取りを行う。読み取ったＬＰＲＭレベルの平均演算，ゲイン調整によりＡＰＲＭレベルの演算を行う。原子炉非常停止信号の演算では，メモリーカードに保存している設定値または，再循環流量信号から熱流束相当の演算により得られる設定
値とＡＰＲＭレベルとの比較演算を行う。また，特性試験時の機器制御，構成機器の自己診断も行い，機器の異常時には動作不能の信号を出力する。
6.5.1.4 メモリーカード
ＣＰＵカードが実行するソフトウェアプログラム及びパラメータを保存している。
6.5.1.5 操作・表示パネル
各種操作を行うタッチパネルにブザー，キースイッチを含む。
6.5.1.6 ＤＯカード
ＣＰＵカードの演算結果により中性子束高，低等の接点信号を出力する。
6.5.1.7 ＡＯカード
ＣＰＵカードの演算したＡＰＲＭレベル等をＤ／Ａ変換し，記録計等にアナログ信号を出力する。
6.5.2 ソフトウェアの検証と妥当性の確認範囲
ソフトウェアの検証と妥当性の確認はＪＥＡＧ４６０９に準じて確認している。各ステップで行った検証内容の概略を「表 6.5.2-1 ソフトウェアの検証と妥当性の概要」に示す。

53

表 6.5.2-1 ソフトウェアの検証と妥当性の概要
実施内容
検証１

基準要求事項が，システム設計要求

基準図書・設置許可申請書仕様に反映されていることを検証

対象図書
・系統設計仕様書
・計装ブロック図する。
検証２

システム設計要求仕様が，ハードウ

・系統設計仕様書

・機器設計仕様書

ェア・ソフトウェア設計要求仕様に・計装ブロック図・インターロック

反映されていることを検証する。
検証３

ブロック線図ソフトウェア設計要求仕様が，ソフ・機器設計仕様書

トウェア設計に反映されているこ・インターロックとを検証する。

検証４

ソフトウェア設計により，ソフトウ・機能仕様書ブロック線図・機能仕様書・ソフトウェア仕様書

・ソフトウェア仕様書

・ソフトウェア

ェアが製作されていることを検証

ソースリストする。
検証５

ハードウェア・ソフトウェアを統合

・展開接続図・ソフトウェア仕様書

・設置許可申請書

・工場試験要領書

し，ハードウェア・ソフトウェア設計要求仕様通りのシステムになっていることを検証する。
妥当性確認

基準要求を満たしていることを確認する。

・工場試験成績書

検証及び妥当性確認はあらかじめ作成された計画書に基づき実施される。
発注者は計画書の記載内容を確認するとともに，各検証の基準図書となる書類について内容の確認を行う。これらの図書は調達文書にて提出を求め，設計管理要項に定める方法により確
認する。

54

7.

代替パラメータによる主要パラメータの推定の誤差による影響について
重大事故等が発生し，計測機器の故障又は故障が疑われ，当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータ（主要パラメータ）を計測することが困難となった場合において，
代替パラメータを用いて判断した場合の影響について説明する。
なお，計装設備の計器誤差については表 7-2 に示す。

＊：代替パラメータによる推定にあたっては，代替パラメータの誤差による影響を考慮する。

55

表 7-1
分類

主要パラメータ
原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の温度
原子炉圧力

56
原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力（ＳＡ）

代替パラメータによる判断への影響（1／22）

＊1

手
有
手
有
手
有
手

有
手
有
手
手
有
手
有
手
有
手
手
有
手

代替パラメータ＊2①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力②原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉格納容器下部への ②原子炉水位（広帯域）②原子炉水位（燃料域）
注水判断②原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉除熱機能確認②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③残留熱除去系熱交換器入口温度

判断基準
炉心損傷確認
原子炉圧力容器破損確認

高圧・低圧注水機能確認①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉圧力容器減圧機能 ③原子炉水位（広帯域）③原子炉水位（燃料域）
確認③原子炉水位（ＳＡ広帯域）
炉心損傷確認③原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力容器破損確認 ③原子炉圧力容器温度
高圧・低圧注水機能確認①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力
原子炉圧力容器減圧機能 ③原子炉水位（広帯域）③原子炉水位（燃料域）
確認③原子炉水位（ＳＡ広帯域）
炉心損傷確認③原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力容器破損確認 ③原子炉圧力容器温度

代替パラメータによる判断への影響
影響①原子炉圧力容器温度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネ
ルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉圧力容器温度の監視が不可能となった場合は，原子炉水位が
燃料有効長頂部以上の場合には，原子炉圧力容器内が飽和状態と想定し，原子炉圧力容器内の温度は原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），
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）で推定できるため，事故収束を行う
上で問題とはならない。
なし②原子炉水位が燃料有効長頂部以下の場合には，スクラム後の原子炉水位が燃料有効長頂部に到達してからの経過時間より原子炉圧力容
器内の温度を推定可能であり，輻射伝熱及び燃料棒鉛直方向の熱伝導等を考慮していないため正確な評価は困難だが，原子炉圧力容器
内の状態を把握する上で有効である。
③残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により推定可能であり，判断に与える影響はない。
①原子炉圧力の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉圧力の監視が不可能となった場合は，同じ仕様の原子炉圧力（ＳＡ）により監視可能であり，判断に与える影響はない。
③原子炉水位から原子炉圧力容器内が飽和状態にあることが限定され なし
るものの原子炉圧力容器内の圧力は上記①，②で推定ができるため，事故収束を行う上で問題とはならない。
①原子炉圧力（ＳＡ）の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネ
ルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉圧力（ＳＡ）の監視が不可能となった場合は，同じ仕様の原子炉圧力により監視可能であり，判断に与える影響はない。
③原子炉水位から原子炉圧力容器内が飽和状態にあることが限定され なし
るものの原子炉圧力容器内の圧力は上記①，②で推定ができるため，事故収束を行う上で問題とはならない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

表 7-1
分類

主要パラメータ
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）＊1

原子炉圧力容器内の水位

有
手
有
手
手
有
手

代替パラメータによる判断への影響（2／22）

57

代替パラメータ＊2①主要パラメータの他チャンネル②原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉圧力容器減圧機能 ②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③高圧代替注水系系統流量確認③低圧代替注水系原子炉注水流量（常炉心損傷確認設ライン用）
原子炉圧力容器破損確認 ③低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）③低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用）③低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン狭帯域用）③代替循環冷却系原子炉注水流量③原子炉隔離時冷却系系統流量③高圧炉心スプレイ系系統流量③残留熱除去系系統流量③低圧炉心スプレイ系系統流量④原子炉圧力④原子炉圧力（ＳＡ）④サプレッション・チェンバ圧力

判断基準
高圧・低圧注水機能確認

代替パラメータによる判断への影響①原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影
響はない。
②原子炉水位（広帯域）原子炉水位（燃料域）の監視が不可能になった場合は，同じ仕様の原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）により監視可能であり，判断に与える影響はない。なお，
大破断ＬＯＣＡ等により原子炉格納容器温度が上昇し，ドライウェ
ル雰囲気温度の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。水位不明と判断した場合は，下記③により推定する。
③直前まで判明していた原子炉水位に変換率を考慮し，原子炉圧力容器への注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を利用して，発電用
原子炉の状態を考慮した推定としており，炉心冷却状態を把握する上で適用でき，判断に与える影響はない。
④原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）とサプレッション・チェンバ圧力の差圧から原子炉水位を推定する手段は，原子炉水位の監視が困難になった場合の原子炉圧力容器の満水操作時における原子炉施設の状態を考慮した推定としており，炉心冷却状態を把握する上で適用でき，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

代替パラメータによる判断への影響（3／22）＊1

原子炉圧力容器内の水位

有
手
有
手
手
有
手

58

代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響①原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）の監視が不可①原子炉水位（広帯域）能になった場合は，同じ仕様の原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃②原子炉水位（燃料域）
料域）により監視可能であり，判断に与える影響はない。なお，大原子炉圧力容器減圧機能 ②高圧代替注水系系統流量
破断ＬＯＣＡ等により原子炉格納容器温度が上昇し，ドライウェル②低圧代替注水系原子炉注水流量（常確認
雰囲気温度の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水設ライン用）
炉心損傷確認
位不明と判断する。水位不明と判断した場合は，下記②により推定②低圧代替注水系原子炉注水流量（常する。
設ライン狭帯域用）
原子炉圧力容器破損確認②低圧代替注水系原子炉注水流量（可 ②直前まで判明していた原子炉水位に変換率を考慮し，原子炉圧力容器への注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を利用して，発電用
搬ライン用）
原子炉の状態を考慮した推定としており，炉心冷却状態を把握する②低圧代替注水系原子炉注水流量（可上で適用でき，判断に与える影響はない。
搬ライン狭帯域用）③原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）とサプレッション・チェンバ圧力の②代替循環冷却系原子炉注水流量
差圧より原子炉水位を推定する手段は，原子炉水位の監視が困難にな②原子炉隔離時冷却系系統流量
った場合の原子炉圧力容器の満水操作時における原子炉施設の状態②高圧炉心スプレイ系系統流量を考慮した推定としており，炉心冷却状態を把握する上で適用でき，②残留熱除去系系統流量判断に与える影響はない。
②低圧炉心スプレイ系系統流量③原子炉圧力③原子炉圧力（ＳＡ）③サプレッション・チェンバ圧力

判断基準
高圧・低圧注水機能確認＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
高圧代替注水系系統流量

59

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）
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）
代替循環冷却系原子炉注水流量

代替パラメータによる判断への影響（4／22）

＊1

有
手

有
手

有
手

判断基準
高圧注水機能確認

低圧注水機能確認

代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響①サプレッション・プール水位①各系統の原子炉圧力容器への注水量の監視が不可能となった場合②原子炉水位（広帯域）は，水源であるサプレッション・プール水位，代替淡水貯槽水位又②原子炉水位（燃料域）
は西側淡水貯水設備水位の変化により原子炉圧力容器への注水量を②原子炉水位（ＳＡ広帯域）推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉水位（ＳＡ燃料域）②崩壊熱除去に必要な注水量と原子炉水位変化率に相当する水量の和③常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力を利用して，発電用原子炉の状態を考慮した推定としており，崩壊熱除去に必要な注水量を確認し炉心冷却状態を把握する上で適用で①代替淡水貯槽水位
き，判断に与える影響はない。
①西側淡水貯水設備水位③各系統の流量の監視が不可能となった場合は，ポンプ吐出圧力から②原子炉水位（広帯域）ポンプの注水特性を用いて，流量を確認することで，原子炉圧力容②原子炉水位（燃料域）
器への注水量を把握することができ，判断に与える影響はない。
②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）①サプレッション・プール水位②原子炉水位（広帯域）②原子炉水位（燃料域）②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
原子炉隔離時冷却系系統量
有 高圧注水機能確認①サプレッション・プール水位
手②原子炉水位（広帯域）②原子炉水位（燃料域）②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系系統流量
有 高圧注水機能確認①サプレッション・プール水位②原子炉水位（広帯域）手②原子度水位（燃料域）②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

低圧注水機能確認

なし

なし

なし

表 7-1
分類

原子炉圧力容器への注水量

主要パラメータ
残留熱除去系系統流量

低圧炉心スプレイ系系統流量

代替パラメータによる判断への影響（5／22）

＊1

有
手

有
手

判断基準
低圧注水機能確認

低圧注水機能確認

代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響①各系統の原子炉圧力容器への注水量の監視が不可能となった場合①サプレッション・プール水位
は，水源であるサプレッション・プール水位，代替淡水貯槽水位又②原子炉水位（広帯域）
は西側淡水貯水設備水位の変化により原子炉圧力容器への注水量を②原子炉水位（燃料域）
推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②崩壊熱除去に必要な注水量と原子炉水位変化率に相当する水量の和②原子炉水位（ＳＡ燃料域）
を利用して，発電用原子炉の状態を考慮した推定としており，崩壊③残留熱除去系ポンプ吐出圧力
熱除去に必要な注水量を確認し炉心冷却状態を把握する上で適用で①サプレッション・プール水位き，判断に与える影響はない。
②原子炉水位（広帯域）③各系統の流量の監視が不可能となった場合は，ポンプ吐出圧力から②原子炉水位（燃料域）
ポンプの注水特性を用いて，流量を確認することで，原子炉圧力容②原子炉水位（ＳＡ広帯域）
器への注水量を把握することができ，判断に与える影響はない。
②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

60

表 7-1
分類

主要パラメータ
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）

原子炉格納容器への注水量

代替循環冷却系格納容器スプレイ
流量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

代替パラメータによる判断への影響（6／22）

＊1

有
手

有
手

有
手

判断基準
代替パラメータ＊2
原子炉格納容器冷却機能 ①代替淡水貯槽水位
確認①西側淡水貯水設備水位②サプレッション・プール水位

原子炉格納容器冷却機能 ①代替循環冷却系原子炉注水流量確認①代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

原子炉格納容器冷却機能 ①代替淡水貯槽水位
確認①西側淡水貯水設備水位②格納容器下部水位

61

代替パラメータによる判断への影響①低圧代替注水系格納容器スプレイ流量の監視が不可能となった場合
は，水源である代替淡水貯槽水位又は西側淡水貯水設備水位の変化
により原子炉格納容器への注水量を推定可能であり，判断に与える影響はない。
②注水先のサプレッション・プール水位の変化量から注水量を推定可能であり，判断に与える影響はない。
①代替循環冷却系格納容器スプレイ流量の監視が不可能となった場合
は,代替循環冷却系ポンプ吐出圧力から代替循環冷却系ポンプの注水特性を用いて流量を推定し，この流量から代替循環冷却系原子炉
注水流量を差し引いて，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量を推定可能であり，判断に与える影響はない。
①低圧代替注水系格納容器下部注水流量の監視が不可能となった場合
は，水源である代替淡水貯槽水位又は西側淡水貯水設備水位の変化
により原子炉格納容器への注水量を推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉格納容器下部へ注水した場合は，計測範囲内において適用可能である。なお，原子炉格納容器下部への注水目的は，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却するため，初期水張り高さ（＋
1.05m），ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）
高さ（＋0.5m，＋0.95m）及びＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積
高さ≧0.2m の場合）高さ（＋2.25m，＋2.75m）が計測されれば良い
ため，事故対応を行う上で必要な状態を把握でき，判断に与える影
響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
ドライウェル雰囲気温度

有
手
有
手

62

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ雰囲気
温度

代替パラメータによる判断への影響（7／22）

＊1

判断基準
原子炉圧力容器破損確認
原子炉格納容器除熱機能確認

有手

原子炉圧力容器破損確認

有手

原子炉格納容器除熱機能確認

代替パラメータ＊2①主要パラメータの他チャンネル②ドライウェル圧力③サプレッション・チェンバ圧力①主要パラメータの他チャンネル②サプレッション・プール水温度③サプレッション・チェンバ圧力

代替パラメータによる判断への影響①ドライウェル雰囲気温度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②ドライウェル雰囲気温度の計測が不可能となった場合は，原子炉格
納容器内が飽和温度にある場合に限定されるが，重大事故等時の有効性評価（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損））において，事象初期において一時的に原子炉に格納容器内が過熱状態に至るものの，その後のほとんどの期間で原子炉格納容器
内は飽和状態に維持されることから，原子炉格納容器の過温破損防止に必要な情報を得ることができ，判断に与える影響はない。
③サプレッション・チェンバ圧力により，上記②と同様にドライウェ
ル雰囲気温度を推定可能であり，判断に与える影響はない。
①サプレッション・チェンバ雰囲気温度の 1 チャンネルが故障した場
合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②サプレッション・チェンバ雰囲気温度の監視が不可能となった場合
は，原子炉格納容器内の各部の温度を同じ仕様のサプレッション・
プール水温度により推定可能であり，原子炉格納容器の過温破損防止対策を行う上で判断に与える影響はない。
③サプレッション・チェンバ雰囲気温度の計測が不可能となった場合
は，原子炉格納容器内が飽和温度にある場合に限定されるが，重大事故等時の有効性評価（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損））において，事象初期において一時的に原子炉格
納容器内が過熱状態に至るものの，その後のほとんどの期間で原子炉格納容器内は飽和状態に維持されることから，原子炉格納容器の過温破損防止に必要な情報を得ることができ，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
サプレッション・プール水温度

有
手
有
手

原子炉格納容器内の温度

手格納容器下部水温

代替パラメータによる判断への影響（8／22）＊1

代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響①主要パラメータの他チャンネル①サプレッション・プール水温度の 1 チャンネルが故障した場合は，②サプレッション・チェンバ雰囲気温他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
度②サプレッション・プール水温度の監視が不可能となった場合は，原
原子炉格納容器除熱機能
子炉格納容器内の各部の温度を同じ仕様のサプレッション・チェン
確認
バ雰囲気温度により推定可能であり，原子炉格納容器の過温破損防止対策を行う上で判断に与える影響はない。
原子炉圧力容器減圧機能確認
判断基準
原子炉圧力容器破損確認

有手

サプレッション・プール冷
却機能確認

有
手
有
手

原子炉圧力容器破損確認
原子炉格納容器下部への注水判断①主要パラメータの他チャンネル

63①格納容器下部水温の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
①なお，デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5個（予備 1 個含む）設置し，ＲＰＶ破損の早期判断の観点から，2 個以上が上昇傾向（デブリ落下による水温上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）することでＲＰＶ破損を検知可能であり，判断に与える影響はない。
①また，十分な量のデブリ堆積検知の観点から，3 個以上がオーバース
ケール（デブリの接触による温度上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）した場合は，格納容器下部満水注水を行うため，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
ドライウェル圧力64

原子炉格納容器内の圧力

サプレッション・チェンバ圧力

代替パラメータによる判断への影響（9／22）

＊1

有
手
有
手

有
手
有
手

代替パラメータ＊2①サプレッション・チェンバ圧力②ドライウェル雰囲気温度
原子炉格納容器除熱機能 ③［ドライウェル圧力］＊3
確認

判断基準
原子炉圧力容器破損確認

代替パラメータによる判断への影響①ドライウェル圧力の監視が不可能となった場合は，ドライウェルとサプレッション・チェンバは，真空破壊装置及びベント管を介してそれぞれ均圧されることから，同じ仕様のサプレッション・チェン
バ圧力により推定可能であり，原子炉格納容器の過圧破損防止対策を行う上で判断に与える影響はない。
②原子炉格納容器内が飽和状態にある場合に限定されるが，重大事故等時の有効性評価（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））において，事象初期に一時的に原子炉格納容器内が過熱状態に至るものの，その後のほとんどの期間で原子炉格納容器
内は飽和状態に維持されることから，原子炉格納容器の過圧破損防止対策に必要な情報を得ることができ，判断に与える影響はない。
③常用計器でドライウェル圧力を監視可能であれば，判断に与える影
響はない。
原子炉圧力容器破損確認 ①ドライウェル圧力①サプレッション・チェンバ圧力の監視が不可能となった場合は，ド②サプレッション・チェンバ雰囲気温ライウェルとサプレッション・チェンバは，真空破壊装置及びベン
度
ト管を介してそれぞれ均圧されることから，同じ仕様のドライウェ
原子炉格納容器除熱機能③［サプレッション・チェンバ圧力］
ル圧力により推定可能であり，原子炉格納容器の過圧破損防止対策
確認＊3を行う上で判断に与える影響はない。
②原子炉格納容器内が飽和状態にある場合に限定されるが，重大事故等時の有効性評価（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））において，事象初期に一時的に原子炉格納容器内が過熱状態に至るものの，その後のほとんどの期間で原子炉格納容器
内は飽和状態に維持されることから，原子炉格納容器の過圧破損防止対策に必要な情報を得ることができ，判断に与える影響はない。
③常用計器でサプレッション・チェンバ圧力を監視可能であれば，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
サプレッション・プール水位

有
手
有
有
手

原子炉格納容器内の水位65

格納容器下部水位

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）

代替パラメータによる判断への影響（10／22）
＊1

有
手

手
手

代替パラメータ＊2①低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）①低圧代替注水系原子炉注水流量（常原子炉冷却材流出確認
設ライン狭帯域用）
原子炉格納容器除熱機能 ①低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用）
確認①低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン狭帯域用）①低圧代替注水系格納容器スプレイ流
量（常設ライン用）①低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用）①低圧代替注水系格納容器下部注水流量②代替淡水貯槽水位②西側淡水貯水設備水位③ドライウェル圧力③サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器下部注水 ①主要パラメータの他チャンネル
機能確認②低圧代替注水系格納容器下部注水流量③代替淡水貯槽水位③西側淡水貯水設備水位④［格納容器下部雰囲気温度］＊3
判断基準
原子炉圧力容器破損確認

原子炉圧力容器破損確認
格納容器ベント判断①主要パラメータの他チャンネル②［格納容器内水素濃度］＊3

代替パラメータによる判断への影響
影響①サプレッション・プール水位の監視が不可能となった場合は，低圧
代替注水系原子炉注水流量，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量及び低圧代替注水系格納容器下部注水流量の注水量により推定可能であり，判断に与える影響はない。
②水源である代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備の水位変化によりサプレッション・プール水位を推定可能であり，判断に与える影響はない。
③ドライウェル圧力とサプレッション・チェンバ圧力の差圧によりサ
プレッション・プール水位を推定する手段は，計測範囲が限定されなし
るものの，原子炉格納容器内の水位は上記①，②で推定できるため，事故収束に向けた対応を行う上で問題とはならない。

①格納容器下部水位の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②格納容器下部水位の監視が不可能となった場合は，低圧代替注水系
格納容器下部注水流量の注水量により，格納容器下部水位を推定可能であり，判断に与える影響はない。
③水源である代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備の水位変化により推定可能であり，判断に与える影響はない。
④常用計器で格納容器下部雰囲気温度を監視可能であれば，判断に与える影響はない。
①格納容器内水素濃度（ＳＡ）の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②常用計器で格納容器内水素濃度を監視可能であれば，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

なし

なし

表 7-1
分類

原子炉格納容器内の放射線量率

主要パラメータ
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）

代替パラメータによる判断への影響（11／22）
＊1

有
手
有

有
手
有

代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響①主要パラメータの他チャンネル①格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）の 1 チャンネルが故障した②格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はＣ）ない。
原子炉格納容器除熱機能②格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）の監視が不可能となった場
確認
合は，同じ仕様の格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）により推定可能であり，炉心損傷を推定する上で判断に与える影響はない。
炉心損傷確認①主要パラメータの他チャンネル①格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）の 1 チャンネルが故障した②格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はＷ）ない。
原子炉格納容器除熱機能②格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）の監視が不可能となった場
確認
合は，同じ仕様の格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）により推定可能であり，炉心損傷を推定する上で判断に与える影響はない。
判断基準
炉心損傷確認＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

66

表 7-1
分類

主要パラメータ
起動領域計装未臨界の維持又は監視

出力領域計装67［制御棒操作監視系］＊3

代替パラメータによる判断への影響（12／22）
＊1

有
手
手

判断基準
原子炉スクラム確認
原子炉未臨界確認有手
手

原子炉スクラム確認

有手

原子炉スクラム確認

原子炉未臨界確認

代替パラメータ＊2①主要パラメータの他チャンネル②出力領域計装③［制御棒操作監視系］＊3①主要パラメータの他チャンネル②起動領域計装③［制御棒操作監視系］＊3①起動領域計装②出力領域計装代替パラメータによる判断への影響
影響①起動領域計装の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②起動領域計装の監視が不可能となった場合は，出力領域計装より推定可能であり，判断に与える影響はない。
なし③制御棒は，発電用原子炉が低温状態において臨海未満に維持できる設備であるため，その機能が満足していることを全制御棒が全挿入位置にあることで確認することができる。これにより，発電用原子炉の未臨界を推定可能であり，判断に与える影響はない。
①出力領域計装の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②出力領域計装の計測が不可能となった場合は，起動領域計装より推定可能であり，判断に与える影響はない。
なし③制御棒は，発電用原子炉が低温状態において臨海未満に維持できる設備であるため，その機能が満足していることを全制御棒が全挿入位置にあることで確認することができる。これにより，発電用原子炉の未臨界を推定可能であり，判断に与える影響はない。
①制御棒操作監視系の監視が不可能となった場合は，起動領域計装より発電用原子炉の出力を監視可能であり，判断に与える影響はない。
なし②出力領域計装により発電用原子炉の出力を監視可能であり，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

表 7-1
分類

主要パラメータ
サプレッション・プール水温度

代替循環冷却系

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系ポンプ入口温度

代替循環冷却系原子炉注水流量

代替パラメータによる判断への影響（13／22）
＊1

有
手

68

判断基準
代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響
代替循環冷却系による原 ①主要パラメータの他チャンネル①サプレッション・プール水温度の 1 チャンネルが故障した場合は，子炉格納容器除熱確認②サプレッション・チェンバ雰囲気温他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
度②サプレッション・プール水温度の監視が不可能となった場合は，サプレッション・チェンバ内の温度を同じ仕様のサプレッション・チ
ェンバ雰囲気温度により推定可能であり，最終ヒートシンクが確保されていることを把握する上で判断に与える影響はない。
①残留熱除去系熱交換器出口温度①代替循環冷却系ポンプ入口温度の監視が不可能となった場合は，同じ仕様の残留熱除去系熱交換器出口温度により推定可能であり，最終ヒートシンクが確保されていることを把握する上で判断に与える影響はない。
①代替循環冷却系原子炉注水流量の監視が不可能となった場合は,水①サプレッション・プール水位源であるサプレッション・プール水位の変化により注水量を推定可②原子炉水位（広帯域）能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉水位（燃料域）②注水先の原子炉水位の水位変化から注水量を推定可能であり，判断②原子炉水位（ＳＡ広帯域）に与える影響はない。
②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③代替循環冷却系格納容器スプレイ流 ③代替循環冷却系ポンプ吐出圧力から代替循環冷却系ポンプの注水特性を用いて流量を推定し，この流量から代替循環冷却系格納容器ス
量
プレイ流量を差し引いて，代替循環冷却系原子炉注水流量を推定可③代替循環冷却系ポンプ吐出圧力能であり，判断に与える影響はない。
④原子炉圧力容器温度④除熱対象である原子炉圧力容器温度の低下傾向を確認することができれば，除熱が適切に行われていることを確認することができ，最終ヒートシンクが確保されていることを把握することができ，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ

代替循環冷却系

代替循環冷却系格納容器スプレイ
流量フィルタ装置圧力

格納容器圧力逃がし装置

69

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

代替パラメータによる判断への影響（14／22）
＊1

有
手

有
手

判断基準
代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響
代替循環冷却系による原 ①代替循環冷却系原子炉注水流量①代替循環冷却系格納容器スプレイ流量の監視が不可能となった場合
子炉格納容器除熱確認
は，代替循環冷却系ポンプ吐出圧力から代替循環冷却系ポンプの注①代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
水特性を用いて流量を推定し，この流量から代替循環冷却系原子炉②サプレッション・プール水温度
注水流量を差し引いて，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量を推②ドライウェル雰囲気温度定可能であり，判断に与える影響はない。
②サプレッション・チェンバ雰囲気温 ②除熱対象であるサプレッション・プール水温度，ドライウェル雰囲
度
気温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度の低下傾向を確認することができれば，除熱が適切に行われていることを確認することができ，最終ヒートシンクが確保されていることを把握することができ，判断に与える影響はない。
格納容器圧力逃がし装置 ①主要パラメータの他チャンネル①フィルタ装置水位の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルによる原子炉格納容器除により推定可能であり，判断に与える影響はない。
熱確認①ドライウェル圧力①フィルタ装置圧力の監視が不可能となった場合は，ドライウェル圧①サプレッション・チェンバ圧力力，サプレッション・チェンバ圧力の低下傾向から格納容器ベント②フィルタ装置スクラビング水温度の実施を確認することができ，判断に与える影響はない。
②飽和温度／圧力の関係を利用してフィルタ装置スクラビング水温度によりフィルタ装置圧力を推定可能であり，判断に与える影響はない。
①フィルタ装置圧力①飽和温度／圧力の関係を利用してフィルタ装置スクラビング水温度によりフィルタ装置圧力を推定可能であり，判断に与える影響はない。
①主要パラメータ（フィルタ装置出口 ①フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ）の 1 チャンネルが故障
放射線モニタ（高レンジ））の他チャ
した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影
ンネル
響はない。
①主要パラメータの他チャンネル①フィルタ装置入口水素濃度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チ②格納容器内水素濃度（ＳＡ）
ャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②フィルタ装置入口水素濃度の監視が不可能となった場合は，原子炉格納容器内の水素が格納容器圧力逃がし装置の配管内を通過することから，格納容器内水素濃度（ＳＡ）により推定可能であり，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

なし

なし
なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
耐圧強化ベント系放射線モニタ

代替パラメータによる判断への影響（15／22）＊1

耐圧強化ベント系

有手

判断基準
代替パラメータ＊2
耐圧強化ベント系による ①主要パラメータの他チャンネル
原子炉格納容器除熱確認

代替パラメータによる判断への影響①耐圧強化ベント系放射線モニタの 1 チャンネルが故障した場合は，
他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。

影響なし

残留熱除去系

70

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度

残留熱除去系熱交換器出口温度

残留熱除去系系統流量

有手

残留熱除去系による原子 ①原子炉圧力容器温度
炉格納容器除熱確認①サプレッション・プール水温度①残留熱除去系熱交換器入口温度の監視が不可能となった場合は，除熱対象である原子炉圧力容器温度，サプレッション・プール水温度の低下傾向を確認することができれば，除熱が適切に行われていることを確認することができ，最終ヒートシンクが確保されていることを把握することができ，判断に与える影響はない。
①残留熱除去系熱交換器出口温度の監視が不可能となった場合は，残①残留熱除去系熱交換器入口温度
留熱除去系熱交換器の熱交換量評価から残留熱除去系熱交換器入口②残留熱除去系海水系系統流量
温度を推定可能であり，判断に与える影響はない。
②緊急用海水系流量（残留熱除去系熱②残留熱除去系海水系又は緊急用海水系の流量が確保されていること
交換器）
から残留熱除去系熱交換器出口側が冷却されるため，最終ヒートシ②緊急用海水系流量（残留熱除去系補ンクが確保されていることを把握することができ，判断に与える影機）
響はない。
①残留熱除去系ポンプ吐出圧力①残留熱除去系系統流量の監視が不可能となった場合は，残留熱除去
系ポンプ吐出圧力から残留熱除去系ポンプの注水特性を用いて残留熱除去系系統流量を確認することで，原子炉格納容器への注水量を把握することができ，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

なし

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）

代替パラメータによる判断への影響（16／22）
＊1

有
手

判断基準
代替パラメータ＊2
インターフェイスシステ ①主要パラメータの他チャンネル
ムＬＯＣＡの判断②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の状態

格納容器バイパスの監視

71

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）①原子炉水位（広帯域）①原子炉水位（燃料域）

原子炉圧力①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力（ＳＡ）③原子炉水位（広帯域）③原子炉水位（燃料域）③原子炉水位（ＳＡ広帯域）③原子炉水位（ＳＡ燃料域）③原子炉圧力容器温度

原子炉圧力（ＳＡ）①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力③原子炉水位（広帯域）③原子炉水位（燃料域）③原子炉水位（ＳＡ広帯域）③原子炉水位（ＳＡ燃料域）③原子炉圧力容器温度

代替パラメータによる判断への影響①原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影
響はない。
②原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）の監視が不可能となった場合は，同じ仕様の原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）で原子炉圧力容器内の水位を監視することができ，判断に与える影響はない。
①同じ仕様の原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）で原子炉圧
力容器内の水位を監視することができ，判断に与える影響はない。
①原子炉圧力の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉圧力の監視が不可能となった場合は，同じ仕様の原子炉圧力（ＳＡ）で原子炉圧力容器内の圧力を監視することができ，判断に与える影響はない。
③原子炉圧力容器内が飽和状態にあることが限定されるものの，原子炉圧力容器内の圧力は上記①，②で推定可能であり，事故収束を行う上で問題とならない。
①原子炉圧力（ＳＡ）の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネ
ルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉圧力（ＳＡ）の監視が不可能となった場合は，同じ仕様の原子炉圧力で原子炉圧力容器内の圧力を監視することができ，判断に与える影響はない。
③原子炉圧力容器内が飽和状態にあることが限定されるものの，原子炉圧力容器内の圧力は上記①，②で推定可能であり，事故収束を行う上で問題とならない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器内の状態

格納容器バイパスの監視

ドライウェル圧力

代替パラメータによる判断への影響（17／22）
＊1

有
手

判断基準
代替パラメータ＊2
インターフェイスシステ ①主要パラメータの他チャンネル
ムＬＯＣＡの判断②ドライウェル圧力①サプレッション・チェンバ圧力②ドライウェル雰囲気温度③［ドライウェル圧力］＊372

代替パラメータによる判断への影響①ドライウェル雰囲気温度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②ドライウェル雰囲気温度の監視が不可能となった場合は，原子炉格
納容器内が飽和状態にあることが限定されるが，重大事故等時の有効性評価（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損））において，事象初期に一時的に原子炉格納容器内が過熱状態に至るものの，その後のほとんどの期間で原子炉格納容器内は飽和状態に維持されることから，適用可能であり，判断に与える影響はない。
①ドライウェル圧力の監視が不可能となった場合は，ドライウェルとサプレッション・チェンバは，真空破壊装置及びベント管を介してそれぞれ均圧されることから，同じ仕様のサプレッション・チェン
バ圧力により推定可能であり，原子炉格納容器の過圧破損防止対策を行う上で判断に与える影響はない。
②原子炉格納容器内が飽和状態にある場合に限定されるが，重大事故等時の有効性評価（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））において，事象初期に一時的に原子炉格納容器内が過熱状態に至るものの，その後のほとんどの期間で原子炉格納容器
内は飽和状態に維持されることから，原子炉格納容器の過圧破損防止対策に必要な情報を得ることができ，判断に与える影響はない。
③常用計器でドライウェル圧力を監視可能であれば，判断に与える影
響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧
力

原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧
力

原子炉建屋内の状態

73

格納容器バイパスの監視

残留熱除去系ポンプ吐出圧力

低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧
力

代替パラメータによる判断への影響（18／22）
＊1

有
手

判断基準
代替パラメータ＊2
インターフェイスシステ ①原子炉圧力
ムＬＯＣＡの判断①原子炉圧力（ＳＡ）②［エリア放射線モニタ］＊3①原子炉圧力①原子炉圧力（ＳＡ）②［エリア放射線モニタ］＊3①原子炉圧力①原子炉圧力（ＳＡ）②［エリア放射線モニタ］＊3①原子炉圧力①原子炉圧力（ＳＡ）②［エリア放射線モニタ］＊3

代替パラメータによる判断への影響①高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力の監視が不可能となった場合
は，格納容器バイパスが発生した場合（発生箇所の隔離まで）は，
原子炉圧力と破損箇所が同様の傾向を示すことから，判断に与える影響はない。
②エリア放射線モニタ（有効監視パラメータ）の指示上昇傾向を把握することができ，格納容器バイパス事象が発生したことを推定可能であり，判断に与える影響はない。
①原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力の監視が不可能となった場合
は，格納容器バイパスが発生した場合（発生箇所の隔離まで）は，
原子炉圧力と破損箇所が同様の傾向を示すことから，判断に与える影響はない。
②エリア放射線モニタ（有効監視パラメータ）の指示上昇傾向を把握することができ，格納容器バイパス事象が発生したことを推定可能であり，判断に与える影響はない。
①残留熱除去系ポンプ吐出圧力の監視が不可能となった場合は，格納容器バイパスが発生した場合（発生箇所の隔離まで）は，原子炉圧
力と破損箇所が同様の傾向を示すことから，判断に与える影響はない。
②エリア放射線モニタ（有効監視パラメータ）の指示上昇傾向を把握することができ，格納容器バイパス事象が発生したことを推定可能であり，判断に与える影響はない。
①低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力の監視が不可能となった場合
は，格納容器バイパスが発生した場合（発生箇所の隔離まで）は，
原子炉圧力と破損箇所が同様の傾向を示すことから，判断に与える影響はない。
②エリア放射線モニタ（有効監視パラメータ）の指示上昇傾向を把握することができ，格納容器バイパス事象が発生したことを推定可能であり，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
サプレッション・プール水位

代替パラメータによる判断への影響（19／22）
＊1

有
手

判断基準
高圧・低圧注水機能確認

水源の確保

代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響
影響①高圧代替注水系系統流量①サプレッション・プール水位の監視が不可能となった場合は，サプ①代替循環冷却系原子炉注水流量
レッション・チェンバ内のプール水を水源とする各系統の注水量と①原子炉隔離時冷却系系統流量直前まで判明していたサプレッション・プールの水位容量曲線を用①高圧炉心スプレイ系系統流量
いて推定するため，必要な水源であるサプレッション・プール水位①残留熱除去系系統流量が確保されていることを推定可能であり，判断に与える影響はない。
②各ポンプが正常に動作していることをポンプ吐出圧力で確認するこ①低圧炉心スプレイ系系統流量なしとで，必要な水源であるサプレッション・プール水位が確保されて②常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力いることを推定可能であり，判断に与える影響はない。
②代替循環冷却系ポンプ吐出圧力②原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力②高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力②残留熱除去系ポンプ吐出圧力②低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

74

表 7-1
分類

主要パラメータ
代替淡水貯槽水位

代替パラメータによる判断への影響（20／22）
＊1

有
手

判断基準
低圧注水機能確認

水源の確保

75

西側淡水貯水設備水位有手

低圧注水機能確認

代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響①低圧代替注水系原子炉注水流量（常 ①代替淡水貯槽水位の監視が不可能となった場合は，代替淡水貯槽を設ライン用）
水源とする各系統の注水量と直前まで判明していた代替淡水貯槽の①低圧代替注水系原子炉注水流量（常水位に水位容量曲線を用いて推定可能であり，判断に与える影響は
設ライン狭帯域用）
ない。
①低圧代替注水系原子炉注水流量（可 ②注水先の原子炉水位又はサプレッション・プール水位の水位変化を搬ライン用）
確認することで，必要な水源である代替淡水貯槽水位が確保されて①低圧代替注水系原子炉注水流量（可いることを推定可能であり，判断に与える影響はない。
搬ライン狭帯域用）③常設低圧代替注水系ポンプが正常に動作していることをポンプ吐出①低圧代替注水系格納容器スプレイ流
圧力で確認することにより，必要な水源である代替淡水貯槽水位が量（常設ライン用）
確保されていることを推定可能であり，判断に与える影響はない。
①低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用）①低圧代替注水系格納容器下部注水流量②原子炉水位（広帯域）②原子炉水位（燃料域）②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）②サプレッション・プール水位③常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力①低圧代替注水系原子炉注水流量（常 ①西側淡水貯水設備水位の監視が不可能となった場合は，西側淡水貯設ライン）
水設備を水源とする各系統の注水量と直前まで判明していた西側淡①低圧代替注水系原子炉注水流量（常水貯水設備の水位に水位容量曲線を用いて推定可能であり，判断に設ライン狭帯域用）
与える影響はない。
①低圧代替注水系格納容器スプレイ流 ②注水先の原子炉水位又はサプレッション・プール水位の水位変化を量（常設ライン）
確認することで，必要な水源である西側淡水貯水設備水位が確保さ①低圧代替注水系格納容器下部注水流
れていることを推定可能であり，判断に与える影響はない。
量②原子炉水位（広帯域）②原子炉水位（燃料域）②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）②サプレッション・プール水位＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

表 7-1
分類

原子炉建屋内の水素濃度

主要パラメータ
原子炉建屋水素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

代替パラメータによる判断への影響（21／22）
＊1

手

76

原子炉格納容器内の酸素濃度

手
手

判断基準
代替パラメータ＊2
代替パラメータによる判断への影響
原子炉建屋内水素濃度確 ①主要パラメータの他チャンネル①原子炉建屋水素濃度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネ
認②静的触媒式水素再結合器動作監視装ルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
置②原子炉建屋水素濃度の監視が不可能となった場合は，原子炉建屋内の水素が静的触媒式水素再結合器で処理された場合，発熱反応が生じ，装置の入口と出口温度に差が生じる。温度差を測定することに
より静的触媒式水素再結合器に入る水素濃度を推定可能であり，判断に与える影響はない。
原子炉圧力容器破損確認 ①主要パラメータの他チャンネル①格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の 1 チャンネルが故障した場合は，他②格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
格納容器ベント判断Ｗ）②格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の監視が不可能になった場合は，炉心②格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／
損傷判断後の初期酸素濃度と保守的なＧ値を入力とした評価結果
Ｃ）（解析結果）では，実際の原子炉格納容器内の酸素濃度よりも高く②ドライウェル圧力評価されることになるが，原子炉格納容器内での水素燃焼を防止す②サプレッション・チェンバ圧力る上で判断に与える影響はない。
③［格納容器内酸素濃度］＊3②ドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力を確認し，事故後の原子炉格納容器内への空気（酸素）の流入有無を把握することは，炉心損傷判断後の初期酸素濃度と保守的なＧ値を入力とした評価結果（解析結果）の信頼性を上げることとなることから，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性を把握する上で判断に与える影響はない。
③常用計器で格納容器内酸素濃度を監視可能であれば，判断に与える影響はない。

＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

表 7-1
分類

主要パラメータ
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

有
手

有
手

使用済燃料プールエリア放射 有線モニタ（高レンジ・低レンジ） 手

77
使用済燃料プール監視カメラ

代替パラメータによる判断への影響（22／22）
＊1

有
手

判断基準
代替パラメータ ＊ 2
代替パラメータによる判断への影響
使 用 済 燃 料 プ ー ル の 冷 ①使用済燃料プール温度（ＳＡ） ① 同じ仕様 の使用済 燃料プール 温度（Ｓ Ａ）で使 用済燃料プ ー
ル の温度を 計測す ることが でき ，使用済 燃料プ ールの監 視を
却 機 能 又 は 注 水 機 能 確 ①使用済燃料プールエリ ア放射線行う上で判断に与える影響はない。
認モニタ（高レンジ・低レンジ）① 水位／放 射線量率 の関係を利 用して， 必要な水 位が確保さ れ②使用済燃料プール監視カメラて いること を推定 でき，使 用済 燃料プー ルを監 視する上 で判断に与える影響はない。
② 使用済燃 料プール の状態を監 視する上 で判断に 与える影響 はない。
使 用 済 燃 料 プ ー ル の 冷 ①使用済燃料プール水位・温度（Ｓ ①同じ仕様の使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ）で使用済燃料却機能又は注水機能確
Ａ広域）
プ ールの温 度を計 測するこ とが でき，使 用済燃 料プール の監認②使用済燃料プールエリ ア放射線視を行う上で判断に与える影響はない。
モニタ（高レンジ・低レンジ） ② 使用済燃 料プール の状態を監 視する上 で判断に 与える影響 は③使用済燃料プール監視カメラない。
使 用 済 燃 料 プ ー ル の 冷 ①使用済燃料プール水位・温度（Ｓ ① 水位／放 射線量率 の関係を利 用して， 必要な水 位が確保さ れ却機能又は注水機能確
Ａ広域）て いること を推定 でき，使 用済 燃料プー ルを監 視する上 で判認②使用済燃料プール温度（ＳＡ）
断に与える影響はない。
②使用済燃料プール監視カメラ② 使用済燃 料プール の状態を監 視する上 で判断に 与える影響 はない。
使 用 済 燃 料 プ ー ル の 冷 ①使用済燃料プール水位・温度（Ｓ ① 水位／放 射線量率 の関係を利 用して， 必要な水 位が確保さ れ却機能又は注水機能確
Ａ広域）て いること を推定 でき，使 用済 燃料プー ルを監 視する上 で判認①使用済燃料プール温度（ＳＡ）
断に与える影響はない。
①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）＊1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準＊2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
＊3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

影響

なし

なし

なし

なし

表 7-2計装設備の計器誤差について（1／4）

検出器
の種類

計測範囲

個数

取付箇所

誤差 ＊ 14熱電対

0〜500 ℃

4

原子炉格納容器内±5.4 ℃

原子炉圧力

弾性
圧力検出器

0〜10.5 MPa［gage］

2

原子炉建屋原子炉棟3階±91 kPa

原子炉圧力（ＳＡ）

弾性
圧力検出器

0〜10.5 MPa［gage］

2

原子炉建屋原子炉棟3階±84 kPa

原子炉水位（広帯域）

差圧式
水位検出器

−3800〜1500 mm ＊ 12

原子炉建屋原子炉棟3階±46 mm

原子炉水位（燃料域）

差圧式
水位検出器

−3800〜1300 mm ＊ 22

原子炉建屋原子炉棟2階±44 mm

原子炉水位（ＳＡ広帯
域）

差圧式
水位検出器

−3800〜1500 mm ＊ 1

1

原子炉建屋原子炉棟3階±43 mm

原子炉水位（ＳＡ燃料
域）

差圧式
水位検出器

−3800〜1300 mm ＊ 21

原子炉建屋原子炉棟2階±41 mm高圧代替注水系系統流
量

差圧式
流量検出器

0〜50 L/s

1

原子炉建屋原子炉棟地下 2 階±0.5 L/s

低圧代替注水系原子炉
注水流量（常設ライン
用）

差圧式
流量検出器

0〜500 m 3 /h

1

原子炉建屋原子炉棟3階±4.0 m 3 /h

低圧代替注水系原子炉
注水流量（常設ライン狭
帯域用）

差圧式
流量検出器

0〜 80 m 3 /h

1

原子炉建屋原子炉棟3階±0.7 m 3 /h

低圧代替注水系原子炉
注水流量（可搬ライン
用）

差圧式
流量検出器

0〜300 m 3 /h

1

原子炉建屋原子炉棟2階±2.4 m 3 /h

低圧代替注水系原子炉
注水流量（可搬ライン狭
帯域用）

差圧式
流量検出器

0〜80 m 3 /h

1

原子炉建屋原子炉棟2階±0.7 m 3 /h

代替循環冷却系原子炉
注水流量

差圧式
流量検出器

0〜150 m 3 /h

2

原子炉建屋原子炉棟地下 2 階，2 階±1.2 m 3 /h

原子炉隔離時冷却系系
統流量

差圧式
流量検出器

0〜50 L/s

1

原子炉建屋原子炉棟地下 2 階±0.5 L/s

高圧炉心スプレイ系系
統流量

差圧式
流量検出器

0〜500 L/s

1

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±4.3 L/s

残留熱除去系系統流量

差圧式
流量検出器

0〜600 L/s

3

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±5.2 L/s

低圧炉心スプレイ系系
統流量

差圧式
流量検出器

0〜600 L/s

1

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±5.2 L/s

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ラ
イン用）

差圧式
流量検出器

0〜500 m 3 /h

1

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±4.0 m 3 /h

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ラ
イン用）

差圧式
流量検出器

0〜500 m 3 /h

1

原子炉建屋原子炉棟3階±4.0 m 3 /h

低圧代替注水系格納容器下部注水流量差圧式
流量検出器

0〜200 m 3 /h

1

原子炉建屋原子炉棟3階±1.6 m 3 /h

代替循環冷却系格納容器スプレイ流量差圧式
流量検出器

0〜300 m 3 /h

2

原子炉建屋原子炉棟地下 2 階±2.4 m 3 /h

名称
原子炉圧力容器温度78

表 7-2計装設備の計器誤差について（2／4）

名称

検出器
の種類

計測範囲

個数

取付箇所

誤差 ＊ 14

ドライウェル雰囲気温度

熱電対

0〜300 ℃

8

原子炉格納容器内±3.5 ℃

サプレッション・チェ
ンバ雰囲気温度

熱電対

0〜200 ℃

2

原子炉格納容器内±2.2 ℃

サプレッション・プー
ル水温度

測温抵抗体

0〜200 ℃

3

原子炉格納容器内±2.1 ℃

格納容器下部水温測温抵抗体

0〜500 ℃ ＊ 3（格納容器下部床面
0 m，＋0.2 m） ＊ 4

各5

原子炉格納容器内±4.8 ℃

ドライウェル圧力

弾性
圧力検出器

0〜1 MPa［abs］

1

原子炉建屋原子炉棟4階±8.0 kPa

サプレッション・チェン
バ圧力

弾性
圧力検出器

0〜1 MPa［abs］

1

原子炉建屋原子炉棟1階±8.0 kPa

サプレッション・プール
水位

差圧式
水位検出器

−1〜9 m（EL.2030〜12030 mm）

1

原子炉建屋原子炉棟地下 2 階±8.0 cm＋1.05 m ＊ 4,＊ 6（EL.12856 mm）

2

原子炉格納容器内±10 mm＋0.50 m,＋0.95 m ＊ 4,＊ 7（EL.12306mm，12756mm）

各2

原子炉格納容器内±10 mm＋2.25 m,＋2.75 m ＊ 4,＊ 8（EL.14056 mm，14556 mm）

各2

原子炉格納容器内±10 mm

熱伝導式
水素検出器

0〜100 ％

2

原子炉建屋原子炉
棟 2，3 階±1.7 ％

格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ)

電離箱

10 − 2 〜10 5 Sv/h

2

原子炉建屋原子炉棟3階±0.1N デカード
（N=7） ＊ 15

格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｓ／Ｃ)

電離箱

10 − 2 〜10 5 Sv/h

2

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±0.1N デカード
（N=7） ＊ 15

起動領域計装核分裂
電離箱

10 − 1 〜10 6 cps（1.0×10 3 〜1.0×10 9 cm
−2・s − 1 ）0〜40 ％又は 0〜125 ％（1.0×108 〜1.5×10 13 cm−2・s − 1 ）8

原子炉格納容器内

7.3×10 Ｎ − 1 〜
1.38×10 Ｎ cps
N:−1〜6又は±2.0 ％出力領域計装核分裂
電離箱0〜125 ％
（1.0×10 12 〜1.0×10 14 cm−2・s − 1 ）2＊ 9

原子炉格納容器内±2.7 ％

フィルタ装置水位

差圧式
水位検出器

180〜5500 mm

2

格納容器圧力逃がし装置格納槽内±43 mmフィルタ装置圧力

弾性
圧力検出器

0〜1 MPa［gage］

1

格納容器圧力逃がし装置格納槽内±8.0 kPa

熱電対

O〜300 ℃

1

格納容器圧力逃がし装置格納槽内±3.3 ℃

格納容器下部水位

格納容器内水素濃度（ＳＡ）

フィルタ装置スクラビ
ング水温度

電極式
水位検出器

＊5

79

表 7-2
名称

フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

計装設備の計器誤差について（3／4）

検出器
の種類

電離箱

計測範囲

個数

取付箇所

誤差 ＊ 1410 − 2 〜10 5 Sv/h

1

原子炉建屋廃棄物
処理棟 1 階±0.1N デカード
（N=7） ＊ 15

10 − 2 〜10 5 Sv/h1

屋外（原子炉建屋南側外壁面）±0.1N デカード
（N=7） ＊ 15

10 − 3 〜10 4 mSv/h

1

原子炉建屋廃棄物
処理棟 1 階±0.1N デカード
（N=7） ＊ 15

フィルタ装置入口水素
濃度

熱伝導式
水素検出器

0〜100 ％

2

原子炉建屋付属棟 3階±2.1 ％

耐圧強化ベント系放射
線モニタ

電離箱

10 − 2 〜10 5 mSv/h2

屋外（原子炉建屋東側外壁面）±0.1N デカード
（N=7） ＊ 15

代替循環冷却系ポンプ
入口温度

熱電対

0〜100 ℃

2

原子炉建屋原子炉棟地下 2 階±1.1 ℃

残留熱除去系熱交換器
入口温度

熱電対

0〜300 ℃

2

原子炉建屋原子炉棟1階±3.4 ℃

残留熱除去系熱交換器
出口温度

熱電対

0〜300 ℃

2

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±3.4 ℃

1

原子炉建屋原子炉棟地下 2 階±4.8 L/s

1

原子炉建屋廃棄物処理棟地下 1 階

±4.8 L/s

残留熱除去系海水系系
統流量

差圧式
流量検出器

0〜550 L/s

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）

差圧式
流量検出器

0〜800 m 3 /h

1

原子炉建屋廃棄物処理棟地下 1 階

±6.4 m 3 /h

緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

差圧式
流量検出器

0〜50 m 3 /h

1

原子炉建屋廃棄物処理棟地下 1 階

±0.4 m 3 /h

代替淡水貯槽水位

差圧式
水位検出器

0〜20 m1

常設低圧代替注水系ポンプ室内±16 cm

西側淡水貯水設備水位

電波式
水位検出器

0〜6.5 m

1

常設代替高圧電源
装置置場（地下）±4.7 cm

常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力弾性
圧力検出器

0〜10 MPa［gage］

1

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±86 kPa

常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力弾性
圧力検出器

0〜5 MPa［gage］

2

常設低圧代替注水系ポンプ室内±40 kPa

代替循環冷却系ポンプ
吐出圧力

弾性
圧力検出器

0〜5 MPa［gage］

2

原子炉建屋原子炉棟地下 2 階±40 kPa

原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力弾性
圧力検出器

0〜10 MPa［gage］

1

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±86 kPa

高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力弾性
圧力検出器

0〜10MPa［gage］

1

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±86 kPa

残留熱除去系ポンプ吐
出圧力

弾性
圧力検出器

0〜4 MPa［gage］

3

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±35 kPa

低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力弾性
圧力検出器

0〜4 MPa［gage］

1

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階±35 kPa80

表 7-2
名称

計装設備の計器誤差について（4／4）

検出器
の種類

計測範囲

個数

取付箇所

誤差 ＊ 14

触媒式
水素検出器

0〜10 ％

2

原子炉建屋原子炉棟6階±0.6 ％

熱伝導式
水素検出器

0〜20 ％

3

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階，2 階±1.1 ％

熱電対

0〜300 ℃

4 ＊ 10原子炉建屋原子炉棟6階±3.5 ℃

磁気力式
酸素検出器

0〜25 ％

2

原子炉建屋原子炉
棟 2，3 階±1.1 ％

ガイド
パルス式
水位検出器

−4300〜＋7200 mm（EL.35077〜46577 mm）

1

測温抵抗体

0〜120 ℃1 ＊ 12熱電対

0〜120 ℃1 ＊ 1310 − 2 〜10 5 Sv/h

1

原子炉建屋水素濃度

静的触媒式水素再結合器動作監視装置
格納容器内酸素濃度（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）

電離箱

使用済燃料プール監視
カメラ

赤外線
カメラ

＊1
＊2
＊3
＊4
＊5
＊6
＊7
＊8
＊9
＊10
＊11
＊12
＊13
＊14
＊15

＊ 11

原子炉建屋原子炉棟6階±3.0 ℃
原子炉建屋原子炉棟6階

原子炉建屋原子炉棟6階
10 − 3 〜10 4 mSv/h

1

−
（映像）

1

±173 mm

原子炉建屋原子炉棟6階±1.1 ℃±0.1N デカード
（N=7） ＊ 15
±0.1N デカード
（N=7） ＊ 15−
（映像）

基準点は蒸気乾燥器スカート下端（原子炉圧力容器零レベルより 1340 cm）
基準点は燃料有効長頂部（原子炉圧力容器零レベルより 920 cm）
原子炉圧力容器破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0 m，0.2 m 位置水温計兼デブリ検知器）
格納容器下部底面（コリウムシールド上表面：EL.11806 mm）からの高さ
基準点は通常運転水位：EL.3030 mm（サプレッション・チェンバ底部より 7030 mm）
原子炉圧力容器破損前までの水位管理（高さ 1 m 超水位計）
原子炉圧力容器破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2 m の場合）（高さ 0.5 m，1.0 m 未満水位計）
原子炉圧力容器破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2 m の場合）（満水管理水位計）
出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A，B の 2 チャンネルが対象。出力領域計装の A，C，E チャンネ
ルにはそれぞれ 21 個，B，D，F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
2 基の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置
基準点は使用済燃料貯蔵ラック上端：EL.39377 mm（使用済燃料プール底部より 4688 mm）
検出点 2 箇所
検出点 8 箇所
検出器〜ＳＡ監視操作盤の誤差指示に対して最大で指示値×10 （ ±0.1N） の誤差が発生する

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