東海第二発電所 審査資料
資料番号
SA 技-C-1 改 120
提出年月日
平成 30 年 3 月 27 日

東海第二発電所「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設
置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について

平成 30 年 3 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
1.

重大事故等対策1.0

重大事故等対策における共通事項

1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

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

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

1.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手
順等

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

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

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

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

1.10

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

1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

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

1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等

1.14

電源の確保に関する手順等

1.15

事故時の計装に関する手順等

1.16

原子炉制御室の居住性等に関する手順等

1.17

監視測定等に関する手順等

1.18

緊急時対策所の居住性等に関する手順等

1.19

通信連絡に関する手順等

目−1

2.

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他テロリズムへの対応における事項

2.1

可搬型設備等による対応

目−2

1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等
＜

目

1.1.1

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(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

原子炉緊急停止(b)

選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制(c)

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制(d)

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止(e)

ほう酸水注入(f)

原子炉水位低下による原子炉出力抑制

(g)

制御棒挿入

(h)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．手順等
1.1.2

重大事故等時の手順

1.1.2.1(1)

フロントライン系故障時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉
出力）

(2)

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」(3)

重大事故等時の対応手段の選択

1.1.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.1.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.1.2

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.1.3

原子炉自動スクラム設定値リスト
目−1添付資料1.1.4

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）

説明図

添付資料1.1.5

ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）説

明図
添付資料1.1.6

重大事故対策の成立性
1．非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」(1)

スクラム・パイロット弁計器用空気系排気(2)

スクラム個別スイッチによる制御棒挿入(3)制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁による排水添付資料1.1.7

中性子束振動が発生した場合の対応について添付資料1.1.8

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等
における設定根拠の考え方について

添付資料1.1.9

原子炉手動スクラムにおける設備の位置付けについて

添付資料1.1.10

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」における優先順位の考え方について

添付資料1.1.11

解釈一覧

添付資料1.1.12

手順のリンク先について

添付資料1.1.13

技術的能力における設備名称の括弧書きの記載方針につい
て

目−2

1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象が発生するおそれがある場合又は当該事象が発生した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに、発電用原子炉を未臨界に移行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。

【解釈】
１

「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」とは、発電用原子炉を緊急停止していなければならない状
況にもかかわらず、原子炉出力又は原子炉圧力等のパラメータの変化から緊急停止していないことが推定される場合のことをいう。

２「発電用原子炉を未臨界に移行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）沸騰水型原子炉(BWR)及び加圧水型原子炉(PWR)共通ａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事
象のおそれがある場合」に、手動による原子炉の緊急停止操作を実施すること。
（２）BWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事
象のおそれがある場合」に、原子炉出力を制御するため、原子炉冷却1.1−1

材再循環ポンプが自動停止しない場合は、手動で停止操作を実施すること。
ｂ）十分な反応度制御能力を有するほう酸水注入設備（SLCS）を起動する判断基準を明確に定めること。
ｃ）発電用原子炉を緊急停止することができない事象の発生時に不安定な出力振動が検知された場合には、ほう酸水注入設備（SLCS）を作動させること。
（３）PWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事
象のおそれがある場合」に、原子炉出力を抑制するため、補助給水系
ポンプが自動起動しない場合又はタービンが自動停止しない場合は、手動操作により実施すること。
ｂ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事
象のおそれがある場合」に、化学体積制御設備又は非常用炉心冷却設
備による十分な量のほう酸水注入を実施すること。

運転時の異常な過渡変化時において，発電用原子炉を停止させるための設計
基準事故対処設備は，原子炉緊急停止系である。
この設備が機能喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに，発電用原子炉を未臨界に移行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。

1.1.1

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
1.1−2

運転時の異常な過渡変化により発電用原子炉の緊急停止が必要な状況における設計基準事故対処設備として，原子炉緊急停止系を設置している。
この設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（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
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.1−1図）。
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 ※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。

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四十四条及び技術基準
規則第五十九条（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を明確
にする。
(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，運転時の異常な過渡変化時のフロントラ

イン系故障として，原子炉緊急停止系の故障による機能喪失を想定する。
サポート系故障（駆動源喪失）は，原子炉緊急停止系の電源又は計器用空気が喪失することにより制御棒が挿入されることから想定しない。
設計基準事故対処設備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。
1.1−3なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，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1.1−1表に整理する。
ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

原子炉緊急停止
運転時の異常な過渡変化時において，原子炉緊急停止（原子炉スクラム）ができない事象（以下「ＡＴＷＳ」という。）が発生するおそれがある場合又はＡＴＷＳが発生した場合に，原子炉手動スクラム又は代替制御棒挿入機能による制御棒挿入により，発電用原子炉を緊急停止する手段がある。
ⅰ)

原子炉手動スクラム
中央制御室からの原子炉手動スクラム操作により発電用原子炉を緊急停止する。
原子炉手動スクラムに使用する設備は以下のとおり。
・手動スクラム・スイッチ
・原子炉モード・スイッチ「停止」
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系配管・弁・制御棒駆動系水圧制御ユニットⅱ)

代替制御棒挿入機能による制御棒挿入
代替制御棒挿入機能は，原子炉圧力高又は原子炉水位異常低下（レベル２）設定点の信号により作動し，自動で制御棒を緊急挿入する。また，上記「1.1.1(2)ａ．(a)ⅰ)

原子炉手動スクラム」の対応手段を実施しても全制御棒全挿入又は最大未臨界引抜位置
1.1−4（全制御棒“02”位置） ※２ を確認できない場合は，中央制御室からの手動操作により代替制御棒挿入機能を作動させて制御棒を緊急挿入する。
代替制御棒挿入機能による制御棒挿入で使用する設備は以下のとおり。
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系配管・弁・制御棒駆動系水圧制御ユニット
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備※2：冷温停止を達成するために全制御棒を挿入しなければならな
い制御棒位置。
（添付資料1.1.9）(b)選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，選択制御棒挿入機構により制御棒を挿入し原子炉出力を抑制する手段がある。
ⅰ)

選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制
低炉心流量高出力領域に入った場合に原子炉出力を制御し，安定性の余裕を確保するため，あらかじめ選択された制御棒を自動で挿入する。また，上記「1.1.1(2)ａ．(a)ⅰ)
ム」及び「1.1.1(2)ａ．(a)ⅱ)

原子炉手動スクラ

代替制御棒挿入機能による制御

棒挿入」の対応手段を実施しても全制御棒全挿入又は最大未臨界引
1.1−5抜位置（全制御棒“02”位置）を確認できない場合は，中央制御室からの手動操作により選択制御棒挿入機構を作動させ，あらかじめ選択された制御棒を挿入する。
選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制で使用する設備は以下のとおり。
・選択制御棒挿入機構
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系配管・弁・制御棒駆動系水圧制御ユニット
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備(c)

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，代替再循環系ポンプトリップ機能又は再循環系ポンプの手動停止操作により，原子炉出力を抑制する手段がある。
ⅰ)

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制
代替再循環系ポンプトリップ機能は，原子炉圧力高又は原子炉水位異常低下（レベル２）設定点の信号により再循環系ポンプを自動で停止させ，炉心流量を低下し発電用原子炉内のボイド率が上昇することにより原子炉出力を抑制する。再循環系ポンプが自動で停止
しない場合は，中央制御室からの手動操作により再循環系ポンプを停止し，原子炉出力を抑制する。
再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制で使用する設備は以下
のとおり。
1.1−6

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）・再循環系ポンプ遮断器手動スイッチ
・低速度用電源装置遮断器手動スイッチ
・再循環系ポンプ遮断器
・低速度用電源装置遮断器
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備(d)

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止
ＡＴＷＳが発生した場合に，自動減圧系の起動阻止スイッチにより発電用原子炉の自動による減圧を防止する手段がある。
ⅰ)

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止
上記「1.1.1(2)ａ．(c)ⅰ)

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制」の対応手段により原子炉出力を抑制した後，自動減圧系の起動阻止スイッチにより自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動を阻止し，発電用原子炉の自動減圧による原子炉圧力容器への冷水注水量増加に伴う原子炉出力の急上昇を防止する。
自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止で使用する設備は以下のとおり。
・自動減圧系の起動阻止スイッチ
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備(e)

ほう酸水注入ＡＴＷＳが発生した場合に，ほう酸水を注入することにより発電用原子炉を未臨界にする手段がある。
ⅰ)

ほう酸水注入1.1−7

上記「1.1.1(2)ａ．(d)ⅰ)

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止」の対応手段を実施した後，サプレッション・プール水温度が原子炉出力−サプレッション・プール水温度
相関曲線の「ほう酸水注入系起動領域」に近接した場合に，中央制御室からの手動操作により十分な反応度制御能力を有するほう酸水注入系を起動し，ほう酸水を注入することで発電用原子炉を未臨界にする。
また，ＡＴＷＳ発生時に不安定な出力振動（以下「中性子束振動」という。）を確認 ※３ した場合は，ほう酸水注入系によりほう酸水を注入することとしている。
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
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備※3：複数の平均出力領域計装指示値が2秒〜3秒周期で振動し，最大振幅が20％を超えた場合又は複数の局所出力領域計装指示
値が2秒〜3秒周期で振動し，最大振幅が10％を超えた場合に中性子束振動と判断する。
（添付資料1.1.7）(f)

原子炉水位低下による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，原子炉圧力容器内の水位を低下させる

ことにより原子炉出力を抑制する手段がある。
1.1−8

ⅰ)

原子炉水位低下による原子炉出力抑制
上記「1.1.1(2)ａ．(c)ⅰ)

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制」の対応手段を実施しても，原子炉出力が55％以上の場
合又は発電用原子炉が隔離状態において，原子炉出力が3％以上の場合は，中央制御室からの手動操作にて原子炉圧力容器内の水位を低下させることにより，原子炉冷却材の自然循環に必要な水頭圧が低下し自然循環流量を減少させ，発電用原子炉内のボイド率を上昇させて原子炉出力を抑制する。なお，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが自動起動した場合は，これらの系統による原子炉水位制御を優先し実施する。
原子炉水位低下による原子炉出力抑制で使用する設備は以下のとおり。
・給水制御系
・タービン駆動給水ポンプ
・電動駆動給水ポンプ
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ポンプ（添付資料1.1.8）
(g)

制御棒挿入
ＡＴＷＳが発生した場合に，上記「1.1.1(2)ａ．(a)ⅰ)

原子炉

手動スクラム」の対応手段を実施しても全制御棒全挿入又は最大未臨
界引抜位置（全制御棒“02”位置）を確認できない場合は，手動操作により制御棒を挿入する手段がある。
ⅰ)

制御棒挿入
中央制御室でのスクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜1.1−9き操作，現場でのスクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操
作，現場でのスクラム個別スイッチの操作，中央制御室からの手動操作による制御棒挿入又は現場での制御棒駆動水圧系引抜配管ベン
ト弁からの排水操作により制御棒を挿入する。
制御棒挿入で使用する設備は以下のとおり。
・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ
・スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁・スクラム個別スイッチ
・制御棒手動操作系
・制御棒駆動系配管・弁・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備(h)

重大事故等対処設備と自主対策設備
原子炉緊急停止で使用する設備のうち，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制

御棒挿入機能），ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイ
ッチ，制御棒，制御棒駆動機構，制御棒駆動水系配管・弁，制御棒駆動系水圧制御ユニット，非常用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。
再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制で使用する設備のうち，ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能），再循環系ポンプ遮断器手動スイッチ，低速度用電源装置遮断器手動スイッチ，再循環系ポンプ遮断器，低速度用電源装置遮断器，非常用交流電源設備
1.1−10

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。
自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止で使用する設備のうち，自動減圧系の起動阻止スイッチ，非常用交流電源設
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。
ほう酸水注入で使用する設備のうち，ほう酸水注入ポンプ，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，非常用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。
（添付資料1.1.1）
以上の重大事故等対処設備により，発電用原子炉を緊急に停止できない場合においても原子炉出力を抑制し，発電用原子炉を未臨界に移行することができる。
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。
・手動スクラム・スイッチ及び原子炉モード・スイッチ「停止」
運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉が自動スク
ラムしなかった場合に，手動スクラム・スイッチの操作及び原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替える操作により制御棒のスクラム動作を可能とするための設計基準事故対処設備であり，原子炉緊急停止系の回路を共有しているため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
・選択制御棒挿入機構
1.1−11

あらかじめ選択された制御棒を自動的に挿入する機能であり，ＡＴＷＳ発生時の状況によっては発電用原子炉の未臨界の維持は困難であるが，原子炉出力を抑制する手段として有効である。
・原子炉水位低下による原子炉出力抑制で使用する設備
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉圧力容器への注水量の調整が可能であれば，原子炉圧力容器内の水位を低下させることができ，原子炉出力を抑制する手段として有効である。なお，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉
心スプレイ系ポンプが自動起動した場合は，これらの系統による原子炉水位制御を優先する。
・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ
全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケ
ンスグループに対して有効性を確認できないが，スクラム・パ
イロット弁電磁コイルの電源を遮断することで，制御棒をスク
ラム動作させられるため，制御棒を挿入する手段として有効である。
・スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケ
ンスグループに対して有効性を確認できないが，現場に設置してある計器用空気系配管内の計器用空気を排出し，スクラム弁
ダイアフラムの空気圧を喪失させることでスクラム弁を開とすることが可能であることから，制御棒を挿入する手段として有効である。
・スクラム個別スイッチ
1.1−12全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケ
ンスグループに対して有効性を確認できないが，現場に設置してある当該スイッチを操作することで制御棒のスクラム動作が可能であることから，制御棒を挿入する手段として有効である。
・制御棒手動操作系
全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケ
ンスグループに対して有効性を確認できないが，制御棒を手動にて挿入する手段として有効である。
・制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系配管にホースを接続し，制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁から排水するため，全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケンスグループに対して有効性を確認できないが，制御棒を挿入する手段として有効である。
ｂ．手順等
上記「ａ．フロントライン系故障時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。
この手順は，ＡＴＷＳ時における運転員等 ※４ による一連の対応操作として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）」及び「ＡＭ設備別操作手順書」に定める（第1.1−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.1−2表，第1.1−3表）。
※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。
1.1−13

（添付資料1.1.2）

1.1.2

重大事故等時の手順

1.1.2.1(1)

フロントライン系故障時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉
出力）運転時の異常な過渡変化時において，原子炉自動スクラム信号が発信した場合又は原子炉手動スクラム操作を実施した場合は，原子炉スクラムの成否を確認するとともに，原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替えることにより原子炉スクラムを確実にする。
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。
①原子炉自動スクラム信号が発信した場合②原子炉手動スクラム操作を実施した場合
ｂ．操作手順非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）における手順の概要は以下のとおり。手順の成功は，制御棒位置
表示が挿入されていること又は原子炉出力が低下していることにより確認する。
タイムチャートを第1.1−2図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉スクラ
ム状況の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，スクラム警報の発生の有無，制御棒の挿入状態及び原子炉出力の低下の状況を状態表示等により確認し，発電長に報告する。
1.1−14③発電長は，運転員等に原子炉スクラムが成功していない場合は，手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラムを指示する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉スクラムが成功していない場合
は，手動スクラム・スイッチにより原子炉手動スクラムを実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替えるように指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切替えを実施し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に代替制御棒挿入機能を手動で作動させるように指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，代替制御棒挿入機能を手動で作動させ，発電長に報告する。
⑨発電長は，上記④，⑥及び⑧の操作を実施しても全制御棒が全挿入位置とならず，最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで
挿入されない場合は，ＡＴＷＳと判断し，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」への移行を運転員等に指示する。
ｃ．操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」への移行まで2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(2)

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」1.1−15

ＡＴＷＳ発生時に，発電用原子炉を安全に停止させる。
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。
①非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）の操作を実施しても，全制御棒が全挿入位置又は最大未臨
界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで挿入されない場合②非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）において，制御棒位置指示が確認できない場合
ｂ．操作手順非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」における手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.1−3図及び第1.1−4図に，原子炉出力−サプレッション・プール水温度相関曲線を第1.1−5図に，タイムチャートを第1.1−6図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に平均出力領域
計装の確認を指示し，平均出力領域計装指示値が3％以上の場合
は，代替再循環系ポンプトリップ機能による再循環系ポンプの自動トリップの状況を確認するように指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替再循環系ポンプトリップ機能による再循環系ポンプの自動トリップ状況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，運転員等に代替再循環系ポンプトリップ機能が作動していない場合は，再循環系ポンプを手動で停止するように指示する。
④運転員等は中央制御室にて，手動操作により再循環系ポンプの停止を実施し，発電長に報告する。
1.1−16

⑤発電長は，運転員等に自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉
出力急上昇防止操作を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，自動減圧系の起動阻止スイッチにより，自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動阻止操作を実施
し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉
出力急上昇防止操作が完了した後，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作を同時に行うことを指示する。なお，同時に実施することが不可能な場合は，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作の順で優先させる。
【ほう酸水注入系の起動操作】⑧発電長は，運転員等にサプレッション・プール水温度が原子炉出力−サプレッション・プール水温度相関曲線の「ほう酸水注入系起動領域」に近接した場合又は中性子束振動が確認された場合に，ほう酸水注入系の起動操作を指示する。
⑨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（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系を起動する場合は，「ＳＹＳ

Ｂ」位置）にする。）を実施することにより，ほう酸水貯蔵タンク
出口弁及びほう酸水注入系爆破弁が開となり，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ（Ｂ）が起動し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始されたことをほう酸水貯蔵タンク液位の低下，平均出力領域計装指示値及び起動領域計装指示値の低下により確認した後，発電長に報告する。
1.1−17

⑩発電長は，運転員等に逃がし安全弁からの蒸気流入によるサプレッ
ション・プール水温度の上昇を抑制するため，残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）ポンプの起動を指示する。
⑪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）ポンプを起動し，発電長に報告する。
⑫発電長は，サプレッション・プール水温度指示値が106℃に近接した場合は，運転員等にサプレッション・チェンバを水源として運転している原子炉隔離時冷却系の停止操作を指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，手動操作により原子炉隔離時冷却系の停止操作を実施し，発電長に報告する。
【原子炉水位低下操作】⑭発電長は，平均出力領域計装指示値が55％以上の場合又は発電用原子炉が隔離状態において平均出力領域計装指示値が3％以上の場
合に，運転員等に原子炉水位低下操作を指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，平均出力領域計装指示値が55％以上の場合又は発電用原子炉が隔離状態において平均出力領域計装指示
値が3％以上の場合は，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ），原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の
注水量を減少させ，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点を下限とし，原子炉圧力容器内の水位を低下させることで原子炉出力を平均出力領域計装指示値で3％未満に維持した後，発電長に報告する。なお，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動した場合は，これらの系統による原子炉水位制御を優先し実施する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉出力を平均出力領域計装指示値
1.1−18

で3％未満に維持できない場合は，原子炉圧力容器内の水位を原子
炉水位異常低下（レベル１）設定点より＋500mm 〜 ＋1,500mmに維持するように原子炉水位低下操作を実施し，発電長に報告する。
【制御棒の挿入操作】⑰発電長は，運転員等に制御棒の挿入操作を指示する。
⑱運転員等は中央制御室又は原子炉建屋原子炉棟にて，以下の操作に
より制御棒の挿入を実施し，発電長に報告する。なお，以下の操作
は全制御棒が全挿入位置又は最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで挿入された時点で，操作を完了する。
・スクラム弁が閉の場合には，以下の操作を実施する。
ⅰ)

中央制御室にて，代替制御棒挿入機能を手動で作動させる。

ⅱ)

中央制御室にて，選択制御棒挿入機構を手動で作動させる。

ⅲ)

中央制御室にて，スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜き操作を実施する。

ⅳ)

原子炉建屋原子炉棟にて，スクラム・パイロット弁計器用
空気系の排気操作を実施する。

・スクラム弁が開の場合には，以下の操作を実施する。
ⅰ)

中央制御室にて，原子炉スクラムをリセットした後，手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラムを実施する。

ⅱ)

中央制御室にて，原子炉スクラムをリセットした後，原子炉建屋原子炉棟にて，スクラム個別スイッチによるスクラ
ム操作を実施する。
1.1−19

ⅲ)

中央制御室にて，原子炉圧力容器内の圧力と制御棒駆動水
圧系駆動水圧力の差圧を確保し，手動操作による制御棒挿入を実施する。原子炉圧力容器内の圧力と制御棒駆動水圧
系駆動水圧力の差圧が確保できない場合は，制御棒駆動水ポンプの予備機起動又は原子炉建屋原子炉棟にて，アキュ
ムレータ充填水ヘッダ元弁を閉とする。

ⅳ)

原子炉建屋原子炉棟にて，制御棒駆動水圧系引抜配管ベン
ト弁からの排水を実施し，制御棒を挿入する。

⑲発電長は，運転員等に上記⑱の操作により全制御棒が全挿入位置又は最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）までの挿入に成功
した場合は，ほう酸水注入ポンプの停止を指示する。
制御棒が挿入できない場合は，ほう酸水の全量注入完了を確認し，ほう酸水注入ポンプの停止を指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，全制御棒が全挿入位置又は最大未臨界
引抜位置（全制御棒“02”位置）までの挿入に成功した場合に，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ（Ｂ）を停止
し，発電長に報告する。
制御棒が挿入できない場合は，ほう酸水の全量注入完了を確認した後，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
発電長は，運転員等に発電用原子炉の未臨界の確認を指示する。
運転員等は中央制御室にて，平均出力領域計装及び起動領域計装により発電用原子炉の未臨界を確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の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
1.1−20合，作業開始を判断してから制御棒の挿入操作が完了するまでの所要時
間は以下のとおり。
・代替再循環系ポンプトリップ機能の作動確認完了：1 分以内
・自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の起動阻止操作完了：2分以内
・ほう酸水注入系の起動操作完了：4分以内
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）操作完了：15分
以内
・原子炉水位低下操作開始：4分以内
・代替制御棒挿入機能による制御棒挿入操作完了：13分以内
・選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制操作完了：14分以内
・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ引抜き操作完了：27分
以内・原子炉スクラム・リセット後の原子炉手動スクラム操作完了：23
分以内
・原子炉圧力容器内の圧力と制御棒駆動水圧系駆動水圧力の差圧確保後の手動操作による制御棒挿入操作完了：329分以内
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから制御棒の挿入操作が完了するまでの所要時間は以下のとおり。
・スクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作完了：72分以内
・スクラム個別スイッチによる制御棒挿入操作完了：128分以内
・制御棒駆動水圧系の引抜配管ベント弁からの排水操作完了：982分
以内
1.1−21

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。
（添付資料1.1.4，添付資料1.1.5，添付資料1.1.6，
添付資料1.1.7，添付資料1.1.8，添付資料1.1.10）(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1.1−7図に示す。
運転時の異常な過渡変化の発生時に，ＡＴＷＳが発生した場合，非常時
運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）対応
に従い，中央制御室から速やかに操作が可能である手動スクラム・スイッ
チによる原子炉手動スクラム，原子炉モード・スイッチの「停止」位置への切替え操作及び代替制御棒挿入機能による制御棒挿入の手動操作を実施
し，発電用原子炉を緊急停止させる。
手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラム，原子炉モード・ス
イッチの「停止」位置への切替え操作及び代替制御棒挿入機能による制御
棒挿入の手動操作を実施しても全制御棒が全挿入若しくは最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで挿入されない場合又は制御棒位置指示が確認できない場合は，原子炉停止機能喪失と判断する。非常時運転手順
書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」に従い，原子炉出力が3％以上の場合は，再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制操作を行うとともに，自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動を阻止し，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作を同時並行で実施する。同時に実行不可の場合は，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉
水位低下操作，制御棒の挿入操作の順で優先させる。
1.1−22

ほう酸水注入系により発電用原子炉を未臨界へ移行させるため，サプレ
ッション・プール水温度が原子炉出力−サプレッション・プール水温度相
関曲線の「ほう酸水注入系起動領域」に近接した場合又は中性子束振動が確認された場合には，ほう酸水注入ポンプを速やかに起動する。
原子炉水位低下による原子炉出力抑制を実施するため，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ），原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉圧力容器への注水量を減少させ，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点を下限とし，原子炉水位を原子炉出力3％未満に維持できるように原子炉圧力容器内の水位を低下させる。原子炉出力を3％未満に維持できない場合は，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位異常低下（レベル１）設定点より＋500mm 〜 ＋1,500mmに維持するよ
うに原子炉水位低下操作を実施する。なお，原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心スプレイ系が自動起動した場合は，これらの系統による原子炉水位制
御を優先し実施する。
制御棒挿入により発電用原子炉を未臨界へ移行させるため，スクラム弁が閉の場合は，手動操作により代替制御棒挿入機能を作動し，制御棒を挿入する。
手動操作による代替制御棒挿入機能により制御棒が挿入できない場合
は，選択制御棒挿入機構によりあらかじめ選択されている制御棒を挿入することにより原子炉出力を抑制し，スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜き操作又はスクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作による制御棒の挿入を実施する。
制御棒挿入により発電用原子炉を未臨界へ移行させるため，スクラム弁が開の場合は，原子炉スクラムをリセットした後，手動スクラム・スイッ
チにより原子炉手動スクラムを実施する。
1.1−23

手動スクラム・スイッチにより原子炉手動スクラムを実施しても発電用
原子炉を緊急停止できない場合は，原子炉スクラムをリセットした後，ス
クラム個別スイッチにより制御棒を挿入する。
スクラム個別スイッチによる制御棒が挿入できない場合は，原子炉圧力容器内の圧力と制御棒駆動水圧系駆動水圧力の差圧を確保し，手動操作による制御棒挿入を実施する。
手動操作による制御棒挿入ができない場合は，制御棒駆動水圧系の引抜
配管ベント弁から排水し，制御棒を挿入する。
1.1.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・
プール水の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手順等」にて整備する。
ほう酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器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
故時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.1−24事

第1.1−1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，対処設備，手順書一覧（1／3）（フロントライン系故障時）
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

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能） ※１，※２
ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ ※２
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット
非常用交流電源設備 ※４
燃料給油設備 ※４

重大事故等 対処設 備

代替制御棒 挿入機 能による制御棒挿入

自主対策設 備原 子炉 手動 スク ラ ム

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時反応度制御」

原子炉緊急停止系

ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポ
ンプトリップ機能） ※２
再循環系ポンプ遮断器手動スイッチ ※２
低速度用電源装置遮断器手動スイッ
チ ※２
再循環系ポンプ遮断器
低速度用電源装置遮断器
非常用交流電源設備 ※４
燃料給油設備 ※４

重大事故等 対処設備

再循環系ポ ンプ停止による原子炉出力 抑制

選択制御棒挿入機構
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット
非常用交流電源設備 ※４
燃料給油設備 ※４

自主対策設 備

選択制御棒 挿入機 構による原子 炉出力 抑制

フロントラ イン系 故障

手動スクラム・スイッチ
原子炉モード・スイッチ「停止」
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）等

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」※1：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※2：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※3：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。
※4：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。

1.1−25

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／3）（フロントライン系故障時）
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

自動減圧系の起動阻止スイッチ
非常用交流電源設備 ※４
燃料給油設備 ※４

自主対策設 備

制御棒挿入 ︵スク ラム・パ イロ ット弁継電器用ヒュ ーズの 引抜き操 作︶

スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

自主対策設 備原子炉水位 低 下に よる
原子炉出力 抑制

給水制御系
タービン駆動給水ポンプ
電動駆動給水ポンプ
原子炉隔離時冷却系ポンプ
高圧炉心スプレイ系ポンプ

重大事故等 対処設 備

ほう酸水注 入ほう酸水注入ポンプ
ほう酸水貯蔵タンク ※３
ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４
燃料給油設備 ※４

手順書

重大 事故等 対処設 備

自動減圧系 の起動 阻止スイ ッチ
による原子 炉出力 急上昇防 止フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時反応度制御」※1：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※2：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※3：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。
※4：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。

1.1−26

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／3）（フロントライン系故障時）
分類

対応
手段

制御棒
制御棒駆動機構
スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時反応度制御」ＡＭ設備別操作手順書

スクラム個別スイッチ
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

自主対策設 備

制御棒挿入
︵スクラム 個別ス イッチの操作 ︶非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時反応度制御」ＡＭ設備別操作手順書

制御棒手動操作系
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット
非常用交流電源設備 ※４
燃料給油設備 ※４

自主対策設 備

制御棒挿入 ︵制御棒駆動水 圧系
引抜配管ベント弁からの排 水︶制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

自主対策設 備

制御棒挿入
︵手動操作 による 制御棒挿入︶

フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対処設備

自主対策設備制 御棒挿入 ︵スク ラ ム・ パ イ ロ ット
弁計器用空 気系の排気操作 ︶機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時反応度制御」ＡＭ設備別操作手順書※1：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※2：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※3：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。
※4：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。

1.1−27

第 1.1−2 表

重大事故等対処に係る監視計器

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

対応手段

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）

原子炉スクラム発生の有無

スクラム警報原子炉スクラム要素

原子炉自動スクラムに至るパラメー
タの変化 ※１

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉手動スクラム操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出
力）

原子炉出力
代替制御棒挿入機能による制御棒挿入※1：原子炉自動スクラム信号の設定値については，添付資料 1.1.3 参照。

1.1−28

平均出力領域計装
起動領域計装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

対応手段

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」操作

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」自動減圧系の起動阻止ス
イッチによる原子炉出力急上昇防止

ほう酸水注入操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装再循環系ポンプ運転状態

再循環系ポンプ表示灯

自動減圧系及び過渡時自動減圧機
能の起動阻止状態

自動減圧系及び過渡時自動減圧機能
起動阻止状態表示灯

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

未臨界の監視平均出力領域計装
起動領域計装原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位

最終ヒートシンクによる冷却状態の確認

サプレッション・プール水温度
残留熱除去系系統流量
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

補機監視機能局所出力領域計装
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装原子炉隔離状態の有無

主蒸気隔離弁開閉表示灯

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

給水流量
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

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
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操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」プラント停止状態

原子炉水位低下による原
子炉出力抑制※1：原子炉自動スクラム信号の設定値については，添付資料 1.1.3 参照。

1.1−29

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

対応手段

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」代替制御棒挿入機能による制御棒挿入操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制

制御棒挿入

操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

補機監視機能制御棒駆動水圧系駆動水ヘッダ差圧※1：原子炉自動スクラム信号の設定値については，添付資料 1.1.3 参照。

1.1−30第1.1−3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

供給対象設備

給電元
給電母線

ほう酸水注入ポンプ

非常用交流電源設備
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系
ＭＣＣ ２Ｄ系

ほう酸水注入系

非常用交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系【1.1】
緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等
弁

1.1−31

（凡例）：OR 条件

フロントライン系故障時の対応手段①：原子炉手動スクラム②：代替制御棒挿入機能による制御棒挿入③：選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制④：再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制⑤：自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止⑥：ほう酸水注入⑦：原子炉水位低下による原子炉出力抑制⑧-1：制御棒挿入（スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜き操作）⑧-2：制御棒挿入（スクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作）⑧-3：制御棒挿入（スクラム個別スイッチの操作）⑧-4：制御棒挿入（手動操作による制御棒挿入）⑧-5：制御棒挿入（制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁からの排水）：フロントライン系の代替設備・手段による対応：フロントライン系

⑦

⑥

⑤

④

原子 炉緊 急 停止 系機 能喪 失

制御 棒ス タ ック

⑧-5

⑧-4

⑧-2

②

スク ラム 機 械系 故障

スク ラム 電 気系 故障

⑧-3

⑧-1

③

⑧- 5

①

原子 炉緊 急 停止 系不 動作

制御 棒駆 動 系
（ス クラ ム 機能 ）故 障

スク ラム ・ パイ ロッ ト弁 故 障

片ト リッ プ 系
出力 段不 動 作

論理回路 不 動作⑧- 4

水圧 制御 ユ ニッ トア キュ ム レー タ
圧力 低下

スク ラム 弁 故障

⑧-4

⑧-4

セン サ誤 不 動作 ＊ １

主ト リッ プ 系
出力 段不 動 作

制御 棒駆 動 水
ポン プ故 障配管 破損

スク ラム 水 排出 容器
周り 故障

水圧 制御 ユ ニッ トア キュ ム レー タ故 障⑧-4

水圧 制御 ユ ニッ ト
配管 故障

水圧 制御 ユ ニッ ト
弁故 障

＊1：誤不動作とは，計測及び制御設備がトリップ信号を出力すべき事態が発生したと判断される場合にもかかわらず，トリップ信号を出力しない状態又はそのような状態が発生すると推定される状態。
注1：サポート系故障（駆動源喪失）は，原子炉緊急停止系の電源又は計器用空気が喪失することにより制御棒が挿入されることから想定しない。

第 1.1−1 図

機能喪失原因対策分析
1.1−32

1

2

3

経過時間（ 分）
4
5

6

7

8

9

備考

事象発生
手順の項目

非常時運転 手順書Ⅱ（徴候ベー ス）
原子炉制御
「スクラム 」
（原子炉出 力）実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.1−2 図

2分「反応 度制御」 へ移行判 断

原子炉自動 スクラム 失敗の確 認
手動スクラ ム・スイ ッチによ る原子炉 手動スク ラ ム操作
原子炉モー ド・スイ ッチ「停 止」位置 切替え
代替制御棒 挿入機能 による制 御棒挿入 操作
1
反応度制御 へ移行判 断

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）タイムチャート

1.1−33

凡例
電磁弁

検出器

NE

常時励磁

ND

常時無励磁

電気信号

1.1−34設 計 基 準対 象 施設 から追加した箇所

第 1.1−3 図

ＡＴＷＳ緩和設備

概要図

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

爆破弁

1.1−35

安全弁
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑨

※１

，⑨

※２

⑨ ※３ ，⑨ ※４
記載例

弁名称
ほう酸水貯蔵タンク出口弁
ほう酸水注入系爆破弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.1−4 図

ほう酸水注入ポンプによるほう酸水注入

概要図

注:ＳＬＣはほう酸水注入系を，Ｓ／Ｐはサプレッション・プールを示す。

第 1.1−5 図

原子炉出力−サプレッション・プール水温度相関曲線

1.1−36

1

手順の項目

2

3

4

5

9

経過時間（ 分）
10
11
12

13

14

15

16

17

18

備考

原子炉制御「スクラム」より

実施箇所・ 必要要 員数

代替再循環 系ポン プトリッ プ機能 の作動確 認
自動減圧系 及び過 渡時自動 減圧機 能の起動 阻止操 作

非常時運転 手順書 Ⅱ（徴候ベー ス）
原子炉制御
「反応度制 御」運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

ほう酸水注 入系の 起動操作
原子炉水位 低下操 作（出力 3 ％以下 を維持 する。 維持できな い場合 は，原子 炉
水位を原子 炉水位 異常低下 （レベ ル１）設 定点＋ 500 mm 〜＋1 ,5 00 mm に維持 ）
制御棒手動 挿入へ 移行

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン・ プール冷却系）操 作

1

10

手順の項目

15

20

25

30

35

経過時間（ 分）
70
75
80

85

120

125

130

135

140

備考

実施箇所・ 必要要 員数
原子炉スク ラム・ リセット 操作

非常時運転 手順書 Ⅱ（徴候ベー ス）
原子炉制御
「反応度制 御」（スクラム 弁が開 の場合）

原子炉スク ラム・ リセット 後の原 子炉手動 スクラ ム操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）2

運転員等
（当直運転 員）（現場）

2

原子炉スク ラム・ リセット 操作

移動

10

手順の項目

※1

スクラム個 別スイ ッチによ る制御 棒挿入操 作

15

20

25

30

35

経過時間（ 分）
40
45
50

55

60

65

70

75

80

備考

実施箇所・ 必要要 員数
代替制御棒 挿入機 能による 制御棒 挿入操作

非常時運転 手順書 Ⅱ（徴候ベー ス）
原子炉制御
「反応度制 御」（スクラム 弁が閉 の
場合）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）選択制御棒 挿入機 構による 原子炉 出力抑制 操作
2スクラム・ パイロ ット弁継 電器用 ヒューズ 引抜き 操作

移動
運転員等（当直運転 員）
（現場）

2

スクラム・ パイロ ット弁計 器用空 気系の排 気操作※1：スクラム個別スイッチによる制御棒挿入以降は，手動操作による制御棒挿入又は制御棒駆動水圧系引抜配管
ベント弁からの排水操作を実施する。

第 1.1−6 図

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」タイムチャート

1.1−37

運転時の異常な過渡変化時
ＡＴＷＳ発生
原子炉手動スクラム（手動スクラム・スイッチ）

原子炉再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制（自動）代替制御棒挿入機能による制御棒挿入（自動）選択制御棒挿入機構
による原子炉出力抑制（自動）原子炉手動スクラム（原子炉モード・スイッチ「停止」）

原子炉再循環系ポンプが自動停止
していない場合は，手動で対応

作動していない場合は，手動で対応作動していない場合は，
手動で対応

（凡例）
：プラント状態：操作・確認：判断：重大事故等対処設備

代替制御棒挿入機能による制御棒挿入（手動）----- ：自動作動していない場合の対応
No

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界 引
抜位 置 ※ １①より原子炉停止機能喪失

Yes

原子 炉出 力
3％ 以上

スクラム弁
“閉”

No

No

Yes
代替制御棒挿入機能による制御棒挿入（手動）Yes
原子炉再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制（手動）

ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下
操作，制御棒の挿入操作は同時並行で実施す
るが，同時に実行不可の場合は，ほう酸水注
入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作の優先順とする。

自動減圧系の起動阻止
スイッチによる原子炉出力急上昇防止

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜 位置

スクラム・リセット

原子炉手動スクラム（手動スクラム・スイッチ）No

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜 位置

Yes
ほう酸水注入系の起動操作 ※ ２

原子炉水位低下による
原子炉出力抑制

ほう酸水注入原子炉出 力 −サ プレ ッシ ョ ン・
プール水 温 度相 関曲 線
「ほう酸 水 注入 系起 動領 域 」近 接No

①へ

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜 位置

Yes

スクラム・リセット

No

制御棒挿入
（スクラム個別スイッチの操作）

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜 位置

Yes

原子 炉隔 離 時冷 却系 ，
高圧 炉心 ス プレ イ系 によ る
原子 炉水 位 制御

ほう酸水全量注入完了

Yes

制御 棒挿 入（ス クラ ム ・パ イロ ット 弁 継電
器用 ヒュ ー ズの 引抜 き操 作 ）制御棒挿入

原子 炉隔 離 時冷 却系
高圧 炉心 ス プレ イ系
自動 起動

ほう酸水注入ポンプ
起動

選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制（手動）制御棒の挿入操作

原子炉水位低下操作

No

給水 系（ タ ービ ン駆 動給 水
ポン プ及 び 電動 駆動 給水 ポ ンプ） によ る 原子 炉水 位制 御

No

Yes
制御棒挿入
（手動操作による制御棒
挿入）

原子 炉圧 力 容器 内の 水位が原 子炉 水 位異 常低 下( レ ベル ２)
設定 点以 上 で原 子炉 出力が 3％ 未 満

Yes②より
ほう酸水注入系停止

原子炉出力3％未満維持No
全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜位置

原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
異常低下(レベル１)
設定点＋500mm〜＋1,500mm に維持

Yes
制御棒挿入
（スクラム・パイロット弁計
器用空気系の排気操作）

原子炉水位維持②へ

発電用原子炉の未臨界※1：制御棒位置指示が確認できない場合は，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」に移行する。
※2：ＡＴＷＳ発生時に中性子束振動が確認された場合は，ほう酸水注入系によりほう酸水を注入する。

第 1.1−7 図

No

重大事故等時の対応手段選択フローチャート
1.1−38

制御棒挿入（制御棒駆動水圧系引抜配管
ベント弁からの排水）添付資料1.1.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／6）
技術 的能 力 審査 基準（ 1. 1 ）【本 文】
発電 用原 子 炉設 置 者におい て 、運 転 時の 異常な 過渡 変 化時 に おいて発 電 用原 子 炉の 運転を 緊急 に 停止 す ることが で きな い 事象 が発生 する お それ が ある場合 又 は当 該 事象 が発生 した 場 合に お いても炉 心 の著 し い損 傷を防 止す る ため 、 原子炉冷 却 材圧 力 バウ ン
ダリ 及び 原 子炉 格 納容器の 健 全性 を 維持 す
ると とも に 、発 電 用原子炉 を 未臨 界 に移 行する 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 。

【解 釈】
１ 「発 電 用原 子 炉の運転 を 緊急 に 停止 するこ とが で きな い事象 のお そ れが あ る場
合」 とは 、 発電 用原子 炉を 緊 急停 止 して
いな けれ ば なら ない状 況に も かか わ らず、 原子 炉 出力 又は原 子炉 圧 力等 の パラ
メー タの 変 化か ら緊急 停止 し てい な いことが 推定 さ れる 場合の こと を いう ｡
２ 「発 電 用原 子 炉を未臨 界 に移 行 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 ）沸 騰 水型 原 子炉(B W R) 及 び加 圧水 型 原
子炉 (P W R) 共 通ａ） 上記 １ の「 発 電用原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと ができ ない 事 象の お それがあ る場 合 」に 、手動 によ る 原子 炉 の緊
急停 止操 作 を実 施する こと 。

（２ ）B W Rａ） 上記 １ の「 発 電用原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと ができ ない 事 象の お それがあ る場 合 」に 、原子 炉出 力 を制 御 する
ため 、原 子 炉冷 却材再 循環 ポ ンプ が 自動停止 しな い 場合 は、手 動で 停 止操 作 を実施す るこ と 。

ｂ） 十分 な 反応 度 制御能力 を 有す る ほう 酸
水注 入設 備 （S L CS ）を 起 動す る 判断 基準
を明 確に 定 める こと。
ｃ） 発電 用 原子 炉 を緊急停 止 する こ とが できな い事 象 の発 生時に 不安 定 な出 力 振動が検 知さ れ た場 合には 、ほ う 酸水 注 入設
備（ SL C S） を 作動 させ る こと 。

（３ ）P W Rａ） 上記 １ の「 発 電用原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと ができ ない 事 象の お それがあ る場 合 」に 、原子 炉出 力 を抑 制 する
ため 、補 助 給水 系ポン プが 自 動起 動 しな
い場 合又 は ター ビンが 自動 停 止し な い場
合は 、手 動 操作 により 実施 す るこ と 。

ｂ） 上記 １ の「 発 電用原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと ができ ない 事 象の お それがあ る場 合 」に 、化学 体積 制 御設 備 又は
非常 用炉 心 冷却 設備に よる 十 分な 量 のほう酸 水注 入 を実 施する こと 。

番号

①

−

②

③

④

⑤

設置 許可 基 準規 則 （第 44 条 ）技術基準 規 則（ 第 5 9 条 ）

番号

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設 には 、運 転 時の 異 常な 過
渡変 化時 に おい て 発電 用原 子 炉の 運 転を 緊
急に 停止 す るこ と がで きな い 事象 が 発生 す
るお それ が ある 場 合又 は当 該 事象 が 発生 した場 合に お いて も 炉心 の著 し い損 傷 を防 止する ため 、 原子 炉 冷却 材圧 力 バウ ン ダリ 及び原 子炉 格 納容 器 の健 全性 を 維持 す ると ともに 、発 電 用原 子 炉を 未臨 界 に移 行 する ために 必要 な 設備 を 設け なけ れ ばな ら ない 。

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設には 、運 転 時の 異 常な 過
渡変 化時 に おい て発電 用原 子 炉の 運 転を 緊
急に 停止 す るこ とがで きな い 事象 が 発生 す
るお それ が ある 場合又 は当 該 事象 が 発生 した場 合に お いて も炉心 の著 し い損 傷 を防 止する ため 、 原子 炉冷却 材圧 力 バウ ン ダリ 及び原 子炉 格 納容 器の健 全性 を 維持 す ると ともに 、発 電 用原 子炉を 未臨 界 に移 行 する ために 必要 な 設備 を施設 しな け れば な らな
い。

【解 釈】
１ 第４ ４ 条に 規 定す る「 発 電用 原 子炉 の 運
転を 緊急 に 停止 す るこ とが で きな い 事象が発 生す る おそ れ があ る場 合 」と は 、発電用 原子 炉 が緊 急 停止 して い なけ れ ばな
らな い状 況 にも か かわ らず 、 原子 炉 出力又は 原子 炉 圧力 等 のパ ラメ ー タの 変 化から緊 急停 止 して い ない こと が 推定 さ れる
場合 のこ と をい う 。
２ 第４ ４ 条に 規 定す る「 発 電用 原 子炉 を 未臨界 に移 行 する た めに 必要 な 設備 」 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 の設備を いう 。

【解 釈】
１ 第５ ９ 条に 規定す る「 発 電用 原 子炉 の 運
転を 緊急 に停止 す るこ とが で きな い 事象が発 生す るおそ れ があ る場 合 」と は 、発電用 原子 炉が緊 急 停止 して い なけ れ ばな
らな い状 況にも か かわ らず 、 原子 炉 出力又は 原子 炉圧力 等 のパ ラメ ー タの 変 化から緊 急停 止して い ない こと が 推定 さ れる
場合 のこ とをい う 。
２ 第５ ９ 条に 規定す る「 発 電用 原 子炉 を 未臨界 に移 行する た めに 必要 な 設備 」 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 の設備を いう 。

（１ ）B W Rａ） セン サ ー出 力 から 最終 的 な作 動 装置 の入力 まで の 原子 炉 スク ラム 系 統か ら 独立した 代替 反 応度 制 御棒 挿入 回 路（ A RI ）を
整備 する こ と。

（１ ）B W Rａ） セン サ ー出 力から 最終 的 な作 動 装置 の入力 まで の原子 炉 スク ラム 系 統か ら 独立した 代替 反応度 制 御棒 挿入 回 路（ A RI ）を整 備す ること 。

ｂ） 上記 １ の「 発 電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ が ある 場 合」 に、 原 子炉 出 力を制御 する た め、 原 子炉 冷却 材 再循 環 ポン
プを 自動 で 停止 さ せる 装置 を 整備 す ること。

ｂ） 上記 １ の「 発電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す ること が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ がある 場 合」 に、 原 子炉 出 力を制御 する ため、 原 子炉 冷却 材 再循 環 ポン
プを 自動 で停止 さ せる 装置 を 整備 す ること。

ｃ） 十分 な 反応 度 制御 能力 を 有す る ほう 酸
水注 入設 備 （S L CS ）を 整 備す る こと 。

ｃ） 十分 な 反応 度制御 能力 を 有す る ほう 酸
水注 入設 備（S L CS ）を 整 備す る こと 。

（２ ）P W Rａ） 上記 １ の「 発 電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ が ある 場 合」 に、 原 子炉 出 力を抑制 する た め、 補 助給 水系 ポ ンプ を 自動
的に 起動 さ せる 設 備及 び蒸 気 ター ビ ンを
自動 で停 止 させ る 設備 を整 備 する こ と。

（２ ）P W Rａ） 上記 １ の「 発電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す ること が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ がある 場 合」 に、 原 子炉 出 力を抑制 する ため、 補 助給 水系 ポ ンプ を 自動
的に 起動 させる 設 備及 び蒸 気 ター ビ ンを
自動 で停 止させ る 設備 を整 備 する こ と。

−ｂ） 上記 １ の「 発 電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ が ある 場 合」 には 、 化学 体 積制
御設 備又 は 非常 用 炉心 冷却 設 備に よ る十分な 量の ほ う酸 水 注入 を実 施 する 設 備を整備 する こ と。

ｂ） 上記 １ の「 発電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す ること が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ がある 場 合」 には 、 化学 体 積制
御設 備又 は非常 用 炉心 冷却 設 備に よ る十分な 量の ほう酸 水 注入 を実 施 する 設 備を整備 する こと。

−

⑥

−

⑦

⑧

⑨

−

−

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1−39

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／6）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段

代替 制御 棒 挿入 機 能に よる制御棒 挿 入

ＡＴ ＷＳ 緩和設 備 （代 替制 御 棒挿入機 能） ※ １
ＡＴ ＷＳ 緩和設 備 （代 替制 御 棒挿入機 能） 手動ス イ ッチ ※ １

解釈
対応 番号

備考

既設
既設

制御 棒

既設

制御 棒駆 動機構

既設

−

手段

機器 名称

手動 スク ラム・ ス イッ チ
原子 炉モ ード・ ス イッ チ「 停止」
制御 棒
制御 棒駆 動機構

制御 棒駆 動系配 管 ・弁

既設

制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト

既設制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト

非常 用交 流電源 設 備

既設

選択 制御 棒挿入 機 構

燃料 給油 設備

既設

−

−

−

制御 棒挿 入制御 棒挿 入制御 棒挿 入︵ス クラ ム ・パ イロッ ト ︵ス クラ ム ・パ イロッ ト︵ス クラ ム 個別 ス イッ チ
弁継電器用ヒューズ
弁計器用空気系のの操 作︶の引抜き 操 作︶
排気操作︶−

選択制御 棒 挿入機構に よる
原子 炉出 力 抑制

−

既設
新設

原子 炉手 動 スクラ ム

機器 名称

①②⑥⑦

手段

自主対策 設 備

制御 棒駆 動系配 管 ・弁制御 棒
制御 棒駆 動機構
制御 棒駆 動系配 管 ・弁制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト
非常 用交 流電源 設 備
燃料 給油 設備
スク ラム ・パイ ロ ット 弁継 電 器
用ヒ ュー ズ
制御 棒
制御 棒駆 動機構
制御 棒駆 動系配 管 ・弁制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト制御 棒制御 棒駆 動機構
スク ラム ・パイ ロ ット 弁計 器 用
空気 系配 管・弁制御 棒駆 動系配 管 ・弁制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト
スク ラム 個別ス イ ッチ
制御 棒
制御 棒駆 動機構
制御 棒駆 動系配 管 ・弁制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト

制御 棒挿 入︵手 動操 作 によ る 制御 棒挿 入︶制御 棒手 動操作 系
制御 棒
制御 棒駆 動機構
制御 棒駆 動系配 管 ・弁制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト
非常 用交 流電源 設 備
燃料 給油 設備

制御 棒挿 入︵制御棒駆動水圧 系
引抜配管 ベント弁
から の排 水︶制御 棒
制御 棒駆 動機構
制御 棒駆 動系配 管 ・弁制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1−40

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／6）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段再循 環系 ポンプ 遮 断器 手動 ス イ
ッチ ※ １

既設

低速 度用 電源装 置 遮断 器手 動 ス
イッ チ ※ １

既設

再循 環系 ポンプ 遮 断器

既設

低速 度用 電源装 置 遮断 器

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

自動 減圧 系の起 動 阻止 スイ ッ チ

新設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

ほう 酸水 注入ポ ン プ

既設

ほう 酸水 貯蔵タ ン ク

既設

ほう 酸水 注入系 配 管・ 弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

備考

手段

機器 名称

給水 制御 系−

原子 炉水 位 低下 に よる
原子 炉出 力 抑制

既設

ター ビン 駆 動給 水 ポン プ

電動 駆動 給 水ポ ン プ

原子 炉隔 離 時冷 却 系ポ ンプ

高圧 炉心 ス プレ イ 系ポ ンプ

−

−

①④⑤⑥⑨

ほう酸水注入

ＡＴ ＷＳ 緩和設 備 （代 替再 循 環
系ポ ンプ トリッ プ 機能 ） ※ １

解釈
対応 番号

①⑥

自動 減圧 系 の起動阻止スイッチ
による原子炉出力急上昇防 止

既設
新設

①③⑥⑧

再循 環系ポ ンプ停 止による原子炉出力抑制

機器 名称

自主対策 設 備−※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1−41−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／6）
技術的能力審査基準（1.1）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象が発生するおそれがある場合又は当該事象が発生した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに、発電用原子炉を未臨界に移行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。

運転時の異常な過渡変化時において，ＡＴＷＳが発生するおそれがある場合又は当該事象が発生した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材
圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに，発電用原子炉を未臨界に移行させる手段として，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能），ＡＴＷ
Ｓ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ，ＡＴＷＳ緩和
設備（代替再循環系ポンプトリッ
プ機能），再循環系ポンプ遮断器
手動スイッチ，低速度用電源装置
遮断器手動スイッチ，自動減圧系の起動阻止スイッチ及びほう酸水
注入ポンプにより原子炉冷却材圧
力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに，発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」とは、発電用原子炉を緊急停止していなけ
ればならない状況にもかかわらず、原子炉出力又は原子炉圧力等のパラメータの変化から緊急停止していないことが推定される場合のことをいう。
２ 「発電用原子炉を未臨界に移行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：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1−42

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／6）
技術的能力審査基準（1.1）

適合方針（１）沸騰水型原子炉(BWR)及び加圧
水型原子炉(PWR)共通ａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができな
い事象のおそれがある場合」に、手動による原子炉の緊急停止操作を実施すること。
（２）BWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができな
い事象のおそれがある場合」に、原子炉出力を制御するため、原子炉冷却材再循環ポンプが自動停止しない場合は、手動で停止操作を実施すること。

運転時の異常な過渡変化時において，ＡＴＷＳが発生した場合に，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御
棒挿入機能）手動スイッチにより発電用原子炉を緊急停止するために必要な手順等を整備する。

ｂ）十分な反応度制御能力を有する
ほう酸水注入設備（SLCS）を起動する判断基準を明確に定めること。
ｃ）発電用原子炉を緊急停止することができない事象の発生時に不安定な出力振動が検知された場
合には、ほう酸水注入設備（SLCS）を作動させること。

運転時の異常な過渡変化時において，ＡＴＷＳが発生した場合に，原子炉出力を抑制するため，
再循環系ポンプが自動停止しない
場合の手段として，再循環系ポン
プ遮断器手動スイッチ及び低速度用電源装置遮断器手動スイッチに
より再循環系ポンプを停止させる
ために必要な手順等を整備する。
運転時の異常な過渡変化時において，ＡＴＷＳが発生した場合に，ほう酸水注入ポンプを起動する判断基準を明確に定める。
運転時の異常な過渡変化時，Ａ
ＴＷＳが発生した場合において，中性子束振動を確認した場合にほう酸水注入ポンプを動作させるために必要な手順等を整備する。

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1−43

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／6）
技術的能力審査基準（1.1）

適合方針（３）PWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができな
い事象のおそれがある場合」に、原子炉出力を抑制するため、補助給水系ポンプが自動起動しない場合又はタービンが自動停止しない場合は、手動操作により実施すること。
ｂ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができな
い事象のおそれがある場合」に、化学体積制御設備又は非常用炉心冷却設備による十分な量のほう酸水注入を実施するこ
と。

対象外

対象外

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1−44

添付資料1.1.2

1.1−45
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.1−46

添付資料1.1.3
原子炉自動スクラム設定値リスト

1.1−47

添付資料1.1.4

1.1−48第1図

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）

説明図

添付資料 1.1.5

1.1−49第1図

ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）

説明図

添付資料1.1.6
重大事故対策の成立性

1．非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」(1)

スクラム・パイロット弁計器用空気系排気ａ．操作概要
スクラム・パイロット弁計器用空気系排気が必要な状況において，まで移動するとともに，現場に設置してある
スクラム・パイロット弁計器用空気系配管内の計器用空気を排気することでスクラム弁ダイアフラムの空気圧を喪失させスクラム弁を開とし，制御棒をスクラム動作させる。
ｂ．作業場所

ｃ．必要要員数及び所要時間
制御棒挿入の手段のうち，現場におけるスクラム・パイロット弁計器
用空気系排気に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：73分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は45分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：40分（移動経路：中央制御室から（放射線防護具着用を含む））
・排気操作：5分（操作対象1弁：ｄ．操作の成立性について
1.1−50作業環境：非常用照明を配備しており，常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.1−51

スクラム用空気元弁

スクラム用空気元弁操作

スクラム・パイロット弁
計器用空気系

計器用空気排気操作

1.1−52(2)スクラム個別スイッチによる制御棒挿入

ａ．操作概要スクラム個別スイッチによる制御棒挿入が必要な状況において，まで移動するとともに，現場に設置してあるス
クラム個別スイッチを操作することでスクラム・パイロット弁を動作し，制御棒をスクラム動作させる。
ｂ．作業場所

ｃ．必要要員数及び所要時間
制御棒挿入の手段のうち，現場におけるスクラム個別スイッチによる制御棒挿入に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：128分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は95分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：45分（移動経路：中央制御室から（放射線防護具着用を含む））
・スクラム個別スイッチ操作：50分（操作対象370個：

ｄ．操作の成立性について
作業環境：非常用照明を配備しており，常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
1.1−53

又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常のスイッチ操作であり容易に操作可能である。また，
操作対象スイッチは操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

スクラム個別スイッチ

スクラム個別スイッチ操作

1.1−54(3)制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁による排水ａ．操作概要制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁による排水が必要な状況において，まで移動するとともに，現場に設置してある制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁を開とすることでピストン上部の冷却材を排水し，制御棒を動作させる。
ｂ．作業場所

ｃ．必要要員数及び所要時間
制御棒挿入の手段のうち，現場における制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁による排水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：982分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は795分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：45分（移動経路：中央制御室から（放射線防護具着用を含む））
・排水操作：750分（操作対象185弁：（対象作業：ホース準備，ホース接続等を含む））
ｄ．操作の成立性について
作業環境：非常用照明を配備しており，常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
1.1−55

又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

ホース接続

ホース接続操作

引抜配管ベント弁

引抜配管ベント弁操作

1.1−56

添付資料1.1.7
中性子束振動が発生した場合の対応について

1．中性子束振動が発生した場合の対応
以下のいずれかの状況が確認された場合に，中性子束振動が発生したと判断し，ほう酸水注入系によりほう酸水の注入を実施する。
・複数の平均出力領域計装指示値が2秒〜3秒周期で振動し，最大振幅が20％を超えた場合。
・複数の局所出力領域計装指示値が2秒〜3秒周期で振動し，最大振幅が10％を超えた場合。

2．中性子束振動の判断基準について
中性子束振動が発生し燃料棒線出力が急激に上昇した場合，沸騰遷移が発生し燃料被覆管温度が上昇する可能性があるが，出力振動の振幅が極端に大きい場合を除き速やかにリウェットすることで適切に冷却されるため燃料被覆管の破損は発生しないと考えられる。一方，通常運転状態においても中性
子束は数％振動していることから，中性子束振動の発生を容易に認知できる大きさで，かつ振幅が極端に大きくならない範囲として，平均出力領域計装指示値で20％，局所出力領域計装指示値で10％を判断基準として設定している。

1.1−57

3．局所出力領域計装による認知の容易性について
局所出力領域計装の指示については，中央制御室内に設置されている運転監視補助装置（プロセス計算機）の画面及び中央制御室内に設置されている
補助制御盤のモニタ画面により，確認することができる。そのため，局所出
力領域計装により中性子束振動の発生を容易に認知できる。なお，これら局
所出力領域計装の指示は，デジタル値 ※ 及びバーチャートで表示されるため，中性子束振動が発生していること及びその変動幅を容易に認知できる。
※：燃料棒の線出力密度の熱的制限値（44kW／m）を100％とした相対値

1.1−58

添付資料1.1.8

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等における設定根拠の考え方について緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等における設定根
拠の考え方を以下に示す。
1．サプレッション・プール水温度における設定根拠の考え方について
サプレッション・プール水温度における設定根拠の考え方を第 1 表に示
す。
第1表
操作項目

判断基準

ほう酸水注入系 サプレッション・プー
の起動
ル水温度：49℃

原子炉隔離時冷 サプレッション・プー
却系の停止
ル水温度：106℃

1.1−59考え方
サプレッション・プール水温
度が高温待機運転時の制限値
49℃を超える場合には原子炉
手動スクラムを実施することから，ほう酸水注入系は原子炉スクラム（自動及び手動）のバックアップ機能であることを踏まえ，サプレッション・プール水温度の原子炉手動スクラム実施基準（49℃）
近接に設定
原子炉隔離時冷却系の高温耐性（116℃）に余裕を考慮して設定

2．原子炉出力における設定根拠の考え方について
原子炉出力における設定根拠の考え方を第 2 表に示す。
第2表
操作項目

判断基準

原子炉水位低下 発電用原子炉が隔離状
操作
態における原子炉出力：3％

原子炉出力：55％

1.1−60考え方
原子炉スクラムが正常に作動していないことを判断するた
め，平均出力領域計装の誤差範囲以上の原子炉出力（3％）に設定
タービン・バイパス弁が動作している場合には，定格の約25％の蒸気を主復水器へ放出することができるので原子炉
発生蒸気からその分を差し引いたものがサプレッション・
チェンバへ放出される。そのため，タービン・バイパス弁が使用できる場合でも原子炉
出力が 55％以上となった場
合，サプレッション・チェン
バへの放出蒸気は定格の 30％以上となる。これに対し，全制御棒挿入失敗時に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
異常低下（レベル２）設定点に維持したときの原子炉発生
蒸気量は定格の約 30％である
ことから，原子炉圧力容器内の水位を低下することが効果的となる原子炉出力（55％）に設定添付資料1.1.9

原子炉手動スクラムにおける設備の位置付けについて

現在，原子炉自動スクラムに失敗した場合，手動スクラム・スイッチ及び原
子炉モード・スイッチを使用して，手動で発電用原子炉を停止する手順としている。これら手動で発電用原子炉を停止するために使用する設備は，技術的能力審査基準「1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」において，自主対策設備として位置付けている。
以下，これらの設備を自主対策設備として位置付けている理由とその妥当性について整理する。

1．原子炉手動スクラムに係る設備を自主対策設備とする理由について
運転時の異常な過渡変化時において，発電用原子炉を停止させるための設計基準事故対処設備は，原子炉緊急停止系である。このため，技術的能力審査基準「1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順

等」での機能喪失原因対策分析では，原子炉緊急停止系を故障想定対象として抽出している。
原子炉緊急停止系で原子炉手動スクラムと共用している箇所は，スクラム回路であり，これらの故障を想定した場合，手動による発電用原子炉の緊急停止に失敗するおそれがある。
一方，共用している箇所以外の故障によって原子炉スクラムに失敗した場
合には，手動スクラム・スイッチ又は原子炉モード・スイッチの手動操作によって，原子炉停止できることがある。
このため，機能喪失原因対策分析上，必ず期待し得る対策ではないもの
1.1−61

の，故障の状況によっては有効となる対策であることから，自主対策設備として整理している。
2．原子炉手動スクラムに係る設備を自主対策設備とした場合の基準適合性について
設置許可基準規則（第 44 条）において重大事故等対処設備に位置付ける
設備は，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）の自動信号による発電用
原子炉を緊急停止する機能である。
一方，技術的能力審査基準（1.1）では，解釈の第 2 項(1)ａ)

を満足する手順として，自動で作動するＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）を手動にて操作する手順を整備し，その際に使用する設備を重大事故等対処設備としている。
ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）は，設計基準事故対処設備に対して，独立性を有し共通要因によって機能喪失することがない設計としているため，基準適合に係る重大事故等対処設備として整理できる。このため，
手動スクラム・スイッチ及び原子炉モード・スイッチを自主対策設備としても，基準適合性の観点から問題となることはないと考える。
第1表
設置許可基準規則（第 44 条）【解釈】

センサー出力から最終的な作
動装置の入力までの原子炉ス
クラム系統から独立した代替
反応度制御棒挿入回路（ARI）を整備すること。

技術的能力審査基準（1.1）

対処設備

【解釈】

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御
棒挿入機能）「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事
象のおそれがある場合」に、手動による原子炉の緊急停止操作を実施すること。

1.1−62対処設備
ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御
棒挿入機能）手動スイッチ
手動スクラム・スイッチ

原子炉モード・スイッチ「停
止」

ＳＲＮＭ
中性子束高
ＳＲＮＭ
原子炉周期
（ペリオド）短原子炉
モード・スイッチ「運転」で閉

バイパス
ＡＰＲＭ
中性子束低

バイパス

ＡＰＲＭ
中性子束高

ＳＲＮＭ
機器動作不良バイパス

ＡＰＲＭ
機器動作不良

左
回
路
に
同
じ

左
回
路
に
同
じ

1C

1E

1A

左
回
路
に
同
じ

1G

中性子束

PS

PS

LS

LS

2A

2C

3A

3C

原子炉圧力

原子炉水位

その他トリップ

（凡例）

1C
1C
1G
1G

中性子束

2A
2A
3A
3A

原子炉
モード・スイッチ
「停止」

2C
2C
3C
3C

原子炉圧力
原子炉水位

5A

5C

5C

5A

4C

4G

4G

4C

5A

5C

スクラム回路スクラム・パイロット弁
ソレノイド

注：ＳＲＮＭは起動領域モニタを，ＡＰＲＭは平均出力領域モニタを示す。

第1図

原子炉緊急停止系

概要図

第４グループ

4G

5C

第３グループ

4C

4A

第２グループ

4E

5A

4G

第１グループ

4C

4E

本図はＡチャンネルが示されている。
回路共有箇所

リセット

4E

4E

：接点

リセット

4A

：リレー又はソレノイド
4A

手動スクラム・スイッチ（押しボタン）

リセット

リセット

4A

リセット・バイパス

1.1−63

1A
1A
1E
1E

：ヒューズ

添付資料1.1.10

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」における優先順
位の考え方について

ＡＴＷＳが発生した場合，発電用原子炉は臨界状態が継続し，原子炉出力が高い状態で維持され，発電用原子炉で発生する熱によって原子炉格納容器内の圧力が上昇することで，炉心損傷より先に原子炉格納容器破損に至るため，発電用原子炉を未臨界状態に移行させることで発電用原子炉での発生熱量を低下させるとともに，原子炉格納容器からの除熱を行う必要がある。この場合の対応として，発電用原子炉を未臨界に移行させるための「ほう酸水注入系の起動操作」，原子炉出力及びサプレッション・プール水温度の上昇を抑制する「原子炉水位低下操作」がある。また，操作時間を要するが発電用原子炉を未臨界にすることが可能である「制御棒の挿入操作」がある。以下に各々の操作における優先順位の考え方について示す。

1．ほう酸水注入系の起動操作における優先順位の考え方
制御棒に代わり，発電用原子炉の未臨界を維持するための手段として，ほう酸水注入系によるほう酸注入手段がある。ほう酸水による発電用原子炉の未臨界移行には時間を要するため，速やかに実施する必要がある。
2．原子炉水位低下操作における対応手段の考え方
ほう酸水注入による発電用原子炉の未臨界移行までの間の，原子炉格納容器への熱負荷を低減させるために，注水量抑制によって，原子炉水位低下措置を講じる。
(1)

原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが自動起動
1.1−64

していない場合給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）は注水量が多いため，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）が作動している場合は，原子炉圧力容器内の水位が高めに維持され，原子炉出力が増加するため，原子炉圧力容器への注水量を減少させる。なお，タービン駆動給水ポンプは原子炉発生蒸気を使用することから，原子炉水位低下操作により原子炉出力が低下した場合は，電動駆動給水ポンプに切り替え，原子炉水位低下操作を継続する。
(2)

原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが自動起動した場合
原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると高圧炉心スプレイ

系ポンプ及び原子炉隔離時冷却系ポンプが自動起動し，これらのポンプにより原子炉注水が開始される。給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）が作動している場合は，(1)の状況よりも原子炉圧力容器への注水量が多く，より原子炉出力が増加するため，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）を待機状態にする。
部分制御棒挿入失敗時，又はほう酸水が注入されて原子炉発生蒸気量を高圧炉心スプレイ系ポンプ及び原子炉隔離時冷却系ポンプの注水量が上回った場合は，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）
を待機状態にする。
3．制御棒の挿入操作
制御棒の挿入操作は，スクラム弁の開・閉状態により，その後の操作が選択されることから，最初に実施すべきことは，スクラム弁の状態を確認することである。以下にスクラム弁の状態による制御棒の挿入操作の優先順位の考え方を示す。
1.1−65(1)スクラム弁が閉の場合
スクラム弁が閉の場合は，スクラム弁を開とする手段及び中央制御室から容易に操作が可能な手段を優先する。そのため，主制御盤から容易にス
クラム弁を開とすることが可能なＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機
能）及び補助制御盤にてスクラム弁を電気的に開放するスクラム・パイロ
ット弁継電器用ヒューズの引抜き操作を実施する。
(2)

スクラム弁が開の場合
スクラム弁が開の場合は，原子炉スクラムをリセットし，制御棒を挿入するための方法を試みる準備を実施する。原子炉スクラムのリセットが成功した場合は，原子炉スクラムが可能な手段及び中央制御室から容易に操作が可能な手段を優先することから，手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラムを実施する。また，制御棒の挿入が確認されない場合は，原子炉スクラムをリセットし，スクラム個別スイッチの操作を実施する。
スクラム個別スイッチの操作により制御棒が挿入できない場合は，原子炉圧力容器内の圧力と御棒駆動水圧系駆動水圧力の差圧を確保し，制御棒の挿入を実施する。

1.1−66

添付資料1.1.11
解釈一覧
操作手順の解釈一覧
手順

操作手順記載内容
平均出力領域計装指示値が3％以上

1.1−671.1.2.1
フロントライン系故障時の対応手順(2)

非常時運転手順
書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」−ほう酸水貯蔵タンク液位の低下
サプレッション・プール水温度指示値が106℃に近接
平均出力領域計装指示値が55％以上
平均出力領域計装指示値が3％以上
平均出力領域計装指示値が55％以上
平均出力領域計装指示値が3％以上
原子炉水位異常低下（レベル２）設定点
平均出力領域計装指示値で3％未満
平均出力領域計装指示値で3％未満
原子炉水位異常低下（レベル１）設定点より＋500mm 〜 ＋1,500mmに維持
ほう酸水の全量注入完了

解釈
添付資料 1.1.8「緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等における設定根拠の考え方について」に整理する。
ほう酸水貯蔵タンク液位にて16,840L
添付資料 1.1.8「緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等における設定根拠の考え方について」に整理する。
原子炉水位（広帯域）等にて原子炉水位異常低下（レベル２）
添付資料 1.1.8「緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等における設定根拠の考え方について」に整理する。
原子炉水位（広帯域）等にて原子炉水位異常低下（レベル１）設定点より＋500mm 〜 ＋
1,500mmに維持
ほう酸水貯蔵タンク液位にて0L

添付資料 1.1.12
手順のリンク先について

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.1.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱手順＜リンク先＞

1.6.2.1(2)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱

・ほう酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気
設備への給電・非常用交流電源設備への燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.1−68

添付資料 1.1.13
技術的能力における設備名称の括弧書きの記載方針について

1．概要
技術的能力において，設備名称に括弧書きを加えて記載しているため，記載方針について整理した。
文章の説明上，設備の名称に説明を追記した方がわかり易い場合は，下表の分類 A〜D のような情報を括弧書きで追記する。

2．記載方針設備名の記載の考え方を以下に示す。
分類

考え方

A

括弧書きを含めた設備の名称又は設備の呼称を記載する。

B

系統構成で使用するものは括弧書きで記載する。

C

同じ設備の名称で複数の手段がある場合は括弧書きでその手段を記載する。

D

操作場所，付帯設備等の補足事項を記載する必要がある場合は括弧に記載する。

1.1−69

技術的能力において，括弧書きで記載している設備及び分類を以下に示
す。
1.1
分類

括弧書きで記載している設備

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）

1.2
分類

括弧書きで記載している設備

C

逃がし安全弁（安全弁機能）

A

原子炉水位（広帯域）A

原子炉水位（燃料域）

A

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

A

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

A

原子炉圧力（ＳＡ）

1.3
分類

括弧書きで記載している設備

C

逃がし安全弁（自動減圧機能）

C

逃がし安全弁（逃がし弁機能）A

可搬型窒素供給装置（小型）1.1−701.4
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水中型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

B

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）B

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）1.5
分類

括弧書きで記載している設備

A

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

A

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

A

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

A

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

C

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

C

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ

C

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

1.6
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

C

可搬型代替注水中型ポンプ（代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用）

B

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）1.1−711.7
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

A

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

A

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

A

第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）

A

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

A

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

1.8
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水中型ポンプ（格納容器下部注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（格納容器下部注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水中型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

1.9
分類

括弧書きで記載している設備

A

格納容器内水素濃度（ＳＡ）

A

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

A

フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

1.1−72

1.11
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水中型ポンプ（代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（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）

A，C

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）（大気への拡散抑制として使用）A

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）A

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

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）

D

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）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール冷却系として使用）

1.12
分類

括弧書きで記載している設備

A

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

D

泡消火薬剤容器（消防車用）

D

消火栓（原水タンク）

D

泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）

1.1−73

1.13
分類

括弧書きで記載している設備

C

逃がし安全弁（安全弁機能）

B

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）B

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

C

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

C

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ

C

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ

A

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

D

泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は代替高圧炉心スプレイ
系ディーゼル発電機海水系として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール冷却系として使用）

1.15
分類
D

括弧書きで記載している設備
安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）（データ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置，ＳＰＤＳデータ表示装置）

1.16
分類

括弧書きで記載している設備

A

可搬型照明（ＳＡ）

D

データ表示装置（待避室）

D

中央制御室待避室 空気ボンベユニット（空気ボンベ）

A，D

衛星電話設備（可搬型）（待避室）

C

防護具（全面マスク）

D

衛星電話設備（屋外アンテナ）

1.1−74

1.17
分類

括弧書きで記載している設備

D

可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サンプラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ
及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）

1.18
分類

括弧書きで記載している設備

A

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

A

衛星電話設備（固定型）

A

衛星電話設備（携帯型）

A

無線連絡設備（携帯型）

D

統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡ
Ｘ）

D

衛星電話設備（屋外アンテナ）

A

無線連絡設備（固定型）

A

送受話器（ページング）

D

電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

D

テレビ会議システム（社内）D

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

A，D
D

専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向））放射線管理用資機材（線量計及びマスク等）

1.1−75

1.19
分類

括弧書きで記載している設備

A

衛星電話設備（固定型）

A

衛星電話設備（携帯型）

A

無線連絡設備（固定型）

A

無線連絡設備（携帯型）

A

送受話器（ページング）

D

電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）A

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

D

衛星電話設備（屋外アンテナ）

D

統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡ
Ｘ）

D

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

D

テレビ会議システム（社内）A，D

専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向））1.1−76

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
＜

目

1.2.1

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(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

高圧代替注水系による原子炉注水(b)

重大事故等対処設備

ｃ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水

(b)

復旧

(c)

重大事故等対処設備

ｄ．監視及び制御(a)

監視及び制御(b)

重大事故等対処設備

ｅ．重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備(a)

重大事故等の進展抑制(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｆ．手順等
1.2.2

重大事故等時の手順

1.2.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1)

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水(2)

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水
目−1

1.2.2.2(1)

フロントライン系故障時の対応手順

高圧代替注水系による原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.2.2.3(1)

サポート系故障時の対応手順

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動
ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動(2)復旧
ａ．代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
ｂ．代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電(3)

重大事故等時の対応手段の選択
ａ．全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失した場合の対応
ｂ．全交流動力電源のみ喪失した場合の対応

1.2.2.4

監視及び制御(1)

原子炉水位の監視又は推定(2)

常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認(3)

原子炉水位の制御

1.2.2.5(1)

重大事故等の進展抑制時の対応手順

重大事故等の進展抑制
ａ．ほう酸水注入系による原子炉注水
ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉注水(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.2.2.6

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.2.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
目−2

添付資料1.2.2

自主対策設備仕様

添付資料1.2.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.2.4

重大事故対策の成立性
1．現場での人力操作による高圧代替注水系起動(1)

現場での人力操作による高圧代替注水系起動

2．ほう酸水注入系による原子炉注水(1)

ほう酸水注入系による原子炉注水（継続注水）

添付資料1.2.5

原子炉水位計の校正条件について添付資料1.2.6

全交流動力電源喪失時に高圧注水系の起動に失敗した場合の処置について

添付資料1.2.7

解釈一覧

添付資料1.2.8

手順のリンク先について

目−3

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【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉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。

【解釈】
１「発電用原子炉を冷却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）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統喪失を想定し、原子炉隔離
時冷却系（RCIC）若しくは非常用復水器（BWR の場合）又はタービン
動補助給水ポンプ（PWRの場合）（以下「RCIC 等」という。）により発電用原子炉を冷却するため、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整備すること。
ａ）可搬型重大事故防止設備
ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設備（可搬型バッテリ又は窒素ボン
ベ等）を用いた弁の操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が容易に行える場合を除く。
ｂ）現場操作1.2−1ⅰ）現場での人力による弁の操作により、RCIC 等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。
※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。
ｃ）監視及び制御ⅰ）原子炉水位（BWR 及びPWR）及び蒸気発生器水位（PWR の場合）を推定する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅱ）RCIC 等の安全上重要な設備の作動状況を確認する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅲ）原子炉水位又は蒸気発生器水位を制御する手順等（手順及び装備
等）を整備すること。
（２）復旧
ａ）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、注水（循環を含む。）すること及び原子炉を冷却できる設備に電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（BWR の場合）ｂ）電動補助給水ポンプに代替交流電源を接続することにより、起動及
び十分な期間の運転継続ができること。（PWR の場合）
（３）重大事故等の進展抑制
ａ）重大事故等の進展を抑制するため、ほう酸水注入系（SLCS）又は制御棒駆動機構（CRD）等から注水する手順等を整備すること。（BWRの場合）

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準事故対処設備
1.2−2

が有する発電用原子炉の冷却機能は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレ
イ系による冷却機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，発電用原子炉を冷却する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。

1.2.1

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
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，発電用原子炉を冷却し炉心の著しい損傷を防止するための設計基準事故対処設備として原子炉隔離時冷却系ポンプ，高圧炉心スプレイ系ポンプ及びサプレッション・
チェンバを設置している。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（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
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.2−1図）。
また，発電用原子炉を冷却するために原子炉水位を監視及び制御する対応手段及び重大事故等対処設備，重大事故等の進展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。
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 ※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
1.2−3

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。）だけでなく，設置許可基準規則第四十五条及び技術基準
規則第六十条（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，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
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として原子炉隔離
時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプの故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失を想定する。
設計基準事故対処設備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，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，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1.2−1表に整理する。
ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレ
イ系が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。また，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に必要な設備として，逃がし安全弁（安全弁機能）を重大事故等対処設備と位置付け，重大事故等の対処に用いる。なお，逃がし安全弁（安全弁機能）は，蒸気圧力がスプリングの設定圧力に達すると自動開
放することから，運転員等による操作を必要としない。
1.2−4

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・所内常設直流電源設備
また，所内常設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。
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備
高圧炉心スプレイ系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心スプレイ系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）・サプレッション・チェンバ・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備
ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

高圧代替注水系による原子炉注水
1.2−5設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉
心スプレイ系ポンプが故障により原子炉注水ができない場合は，中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水する手段がある。
この対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期
間，高圧代替注水系の運転を継続する。
ⅰ)

中央制御室からの高圧代替注水系起動中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水する設備は以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ・逃がし安全弁（安全弁機能）・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
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備
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。
1.2−6

・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(b)

重大事故等対処設備
中央制御室からの高圧代替注水系起動で使用する設備のうち，常設
高圧代替注水系ポンプ，逃がし安全弁（安全弁機能），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，可搬型代替直流電源設備，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。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが故障した場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。

ｃ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水
設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプ
レイ系が全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により原子炉注水ができない場合は，常設代替直流電源設備として使用する緊急用
125V系蓄電池から給電される常設高圧代替注水系ポンプを中央制御室からの手動操作により起動し原子炉注水する手段がある。
1.2−7

また，直流電源の確保ができず中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプが起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水する手段がある。
これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策
及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，高圧代替注水系の運転を継続する。
ⅰ)

中央制御室からの高圧代替注水系起動中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水する設備は「1.2.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

中央制御室からの高圧代替注水系起動」で選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅱ)

現場での人力操作による高圧代替注水系起動
現場での人力による弁の操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水する設備は以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ
・高圧代替注水系タービン止め弁
・逃がし安全弁（安全弁機能）・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
1.2−8・原子炉圧力容器(b)

復旧
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を所内常設直流電源設備により給電している場合
は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に代替交流電源設備（常設又は可搬型）又は代替直流電源設備（可搬型）により原子炉隔
離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保する手段がある。

ⅰ)

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
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所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器に給電し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を継続する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
・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
1.2−9

・燃料給油設備
なお，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低圧電源車に燃料を給油することにより，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧
時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能である。
ⅱ)

代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
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り，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を継続する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備
なお，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に燃料を給油することにより原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が

1.2−10整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能
である。
(c)

重大事故等対処設備
現場での人力操作による高圧代替注水系起動で使用する設備のう
ち，常設高圧代替注水系ポンプ，高圧代替注水系タービン止め弁，逃がし安全弁（安全弁機能），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・弁及び原子炉圧力容器は重大事故等対処設備として位置付ける。
代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電で使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプ，逃がし安全弁（安全弁機能），サプレッション・チェンバ，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，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。
代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電で使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプ，逃がし安全弁（安全弁機能），サプレッション・チェンバ，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，原子炉圧力容器，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。
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。
1.2−11

（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源が喪失した場
合，又は全交流動力電源の喪失に加えて常設直流電源系統が喪失した
場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。
ｄ．監視及び制御(a)

監視及び制御上記「1.2.1(2)ｂ．(a)「1.2.1(2)ｃ．(a)高圧代替注水系による原子炉注水」及び全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失

時の原子炉注水」により原子炉注水する際は，以下の監視及び制御に関する手段を用いる。
ⅰ)

原子炉水位の監視又は推定
・発電用原子炉を冷却するための原子炉水位の監視又は推定する手段がある。

ⅱ)

常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認
・発電用原子炉を冷却するための原子炉注水で使用する常設高圧代替注水系ポンプの作動状況を確認する手段がある。

ⅲ)

原子炉水位の制御・発電用原子炉を冷却するための原子炉水位を制御する手段がある。
監視及び制御に使用する設備（監視計器）は以下のとおり。なお，

現場計器については，Ｓ Ｓ 機能維持を担保する設計である。
高圧代替注水系（中央制御室起動時）の監視計器
・原子炉水位（広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）
・原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
・高圧代替注水系系統流量
1.2−12

・サプレッション・プール水位
高圧代替注水系（現場起動時）の監視計器
・原子炉水位（広帯域 ※２ ，燃料域 ※２ ，ＳＡ広帯域 ※２ ，ＳＡ燃料域※２）・高圧代替注水系系統流量・可搬型計測器
・常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力・常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力・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※2：中央制御室にて監視可能であるが，現場においても監視可能。
(b)

重大事故等対処設備
監視及び制御で使用する設備のうち，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），高圧代替注水系系統流量，サプレッション・プール水位，可搬型計測器，常設高圧代替注水系ポン
プ吐出圧力，常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力，高圧代替注水系タービン入口圧力及び高圧代替注水系タービン排気圧力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。
（添付資料1.2.1）

1.2−13

以上の重大事故等対処設備を用いて原子炉水位及び常設高圧代替注
水系ポンプの作動状況を監視することにより，発電用原子炉を冷却するために必要な監視及び制御ができる。
ｅ．重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備(a)

重大事故等の進展抑制
原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系による原子炉注水により原子炉圧力容器内の水位が維持できない場合は，重大事故等の進展を抑制するため，ほう酸水注入系及び制御棒駆動水圧系により原子炉注水する手段がある。

ⅰ)

ほう酸水注入系による原子炉注水
ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉注水を実施する。
さらに，ほう酸水貯蔵タンクに純水系から補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉注水を継続する。
ほう酸水注入系により原子炉注水する設備及び純水系による注水を継続する設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）
・ほう酸水貯蔵タンク
・ほう酸水注入系配管・弁・純水系
・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
1.2−14

・燃料給油設備ⅱ)

制御棒駆動水圧系による原子炉注水
復水貯蔵タンクを水源とした制御棒駆動水圧系により原子炉注水する設備は以下のとおり。
・制御棒駆動水ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）
・復水貯蔵タンク・制御棒駆動水圧系配管・弁・補給水系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
ほう酸水注入系による原子炉注水で使用する設備のうち，ほう酸水注入ポンプ，逃がし安全弁（安全弁機能），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。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態で冷却機能が喪失した場合においても重大事故等の進展を抑制することができる。
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
1.2−15

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。
・純水系（ほう酸水注入系による原子炉注水を継続させる場合）
ほう酸水貯蔵タンクへの補給に使用する純水系は耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，純水系からほう酸水貯蔵タンクに補給することができれば，ほう酸水注入系による原子炉注水を継続することが可能となることから，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。
・制御棒駆動水圧系
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，
制御棒駆動水ポンプ及び復水貯蔵タンクは耐震Ｓクラスではな
くＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。
（添付資料1.2.2）
ｆ．手順等
上記「ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備」，「ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「ｃ．サポート系
故障時の対応手段及び設備」，「ｄ．監視及び制御」及び「ｅ．重大事故等の進展抑制時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 ※３ 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（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止1.2−16

時徴候ベース）」，「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1.2−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.2−2表，第1.2−3表）。
※3

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。
（添付資料1.2.3）

1.2.2

重大事故等時の手順

1.2.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉隔離時冷却系が健全な場合は，原子炉水位異常低下（レベル２）
による原子炉隔離時冷却系ポンプの自動起動，又は中央制御室からの手動操作により原子炉隔離時冷却系ポンプを起動し，サプレッション・チェン
バを水源とした原子炉注水を実施する。なお，原子炉隔離時冷却系の水源
はサプレッション・チェンバを優先して用いるが，原子炉隔離時冷却系で用いることができる水源として復水貯蔵タンクもある。サプレッション・
プール水枯渇，サプレッション・チェンバ破損又はサプレッション・プー
ル水の温度が上昇することを考慮し，原子炉隔離時冷却系の運転継続を可能とするため，原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵タンクに手動で切り替える。いずれの切替えにおいても，運転中の原子炉隔離時冷却系を停止することなく水源切替えが可能である。
また，原子炉圧力容器内の圧力低下により原子炉隔離時冷却系ポンプが停止した場合，又は原子炉圧力容器内の圧力低下により原子炉隔離時冷却系系統流量が確保できず，原子炉圧力容器内の水位低下が継続している場
1.2−17

合には，原子炉隔離時冷却系ポンプを手動停止する。なお，原子炉圧力容
器内の水位が原子炉水位異常低下（レベル１）設定点未満で，原子炉圧力容器内の圧力が確保された場合は，原子炉隔離時冷却系ポンプを起動し，原子炉圧力容器内の水位が燃料有効長頂部到達までに原子炉注水を開始する。
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。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル２）信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）による原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プ
ールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2−2図に，タイムチャートを第1.2−3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉隔離時
冷却系ポンプの手動起動又は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，原子炉隔離時冷却系ポンプの手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル２））により，原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁，原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁が開し，原子炉隔離時冷却系ポンプが起動したことを確認した後，発電長に報告する。

1.2−18

③運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを原子炉
隔離時冷却系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系タービン回転数の調整により原子炉隔離時冷却系系統流量を調整することで，原子炉
圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから原子炉隔離時冷却系による原子炉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。
【自動起動信号が発信した場合】
・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，2分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・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，3分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(2)

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水
高圧炉心スプレイ系が健全な場合は，原子炉水位異常低下（レベル２）
若しくはドライウェル圧力高信号による高圧炉心スプレイ系ポンプの自動起動，又は中央制御室からの手動操作により高圧炉心スプレイ系ポンプを起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉注水を実施する。
1.2−19なお，高圧炉心スプレイ系の水源はサプレッション・チェンバを優先して用いるが，高圧炉心スプレイ系で用いることができる水源として復水貯蔵
タンクもある。サプレッション・プール水枯渇，サプレッション・チェン
バ破損又はサプレッション・プール水の温度が上昇することを考慮し，高圧炉心スプレイ系の運転継続を可能とするため，高圧炉心スプレイ系の水源を復水貯蔵タンクに手動で切り替える。いずれの切替えにおいても，運転中の高圧炉心スプレイ系を停止することなく水源切替えが可能である。
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。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）及び原
子炉隔離時冷却系による原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順高圧炉心スプレイ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2−4図に，タイムチャートを第1.2−5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に高圧炉心スプ
レイ系ポンプの手動起動又は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，高圧炉心スプレイ系ポンプの手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高）により高圧炉心スプレイ系ポンプが起動し，高1.2−20圧炉心スプレイ系注入弁が開となったことを確認した後，発電長に報告する。
③運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを高圧炉
心スプレイ系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，高圧炉心スプレイ系注入弁の開閉操作により高圧炉心スプレイ系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから高圧炉心スプレイ系による原子炉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。
【自動起動信号が発信した場合】
・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，3分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・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，3分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.2.2.2(1)

フロントライン系故障時の対応手順

高圧代替注水系による原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動
1.2−21

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が機能喪失した場合は，中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水を実施する。
なお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子
炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，
ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.2−6図に，タイムチャートを第1.2−7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に中央制御室
からの高圧代替注水系起動の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系起動による原子炉注
水に必要な原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の電源切替え操作を
1.2−22

実施し，原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，中央制御室からの高圧代替注水系起動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
態表示等により確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系トリップ・スロ
ットル弁の閉を確認する。
なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時
冷却系の駆動蒸気ラインを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を閉とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系注入弁及び原子炉隔
離時冷却系原子炉注入弁を開とする。
⑦運転員等は，発電長に中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の開始を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系タービン止め弁を開とし，常設高圧代替注水系ポンプを起動する。
⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを高圧
代替注水系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
1.2−23

⑫運転員等は中央制御室にて，常設高圧代替注水系ポンプを起動・停止することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水開始まで10分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(2)

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1.2−14図に示す。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が機能喪失し原子炉圧力容
器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合
は，中央制御室からの手動操作により重大事故等対処設備である高圧代替
注水系を起動し原子炉注水する。

1.2.2.3(1)

サポート系故障時の対応手順

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，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注水ができない場合に，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池から給電される
常設高圧代替注水系ポンプを中央制御室からの手動操作により起動し原子炉注水を実施する。
1.2−24

なお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子
炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，
ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統が喪失し，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧
力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場
合。

(b)

操作手順
中央制御室からの高圧代替注水系起動の操作手順については，「1.2.2.2(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
中央制御室からの高圧代替注水系起動の操作の成立性については，「1.2.2.2(1)ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動」の操作の成立性と同様である。

ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動

1.2−25

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，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注水ができない場合において，直流電源の確保ができず中央制御室からの手動操作により常設高圧
代替注水系ポンプが起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水を実施する。
なお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子
炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，
ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
「1.2.2.4

監視及び制御」の手順については，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統が喪失し，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧
力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合で，中央制御室からの手動操作により高圧代替注水系を起動できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されてい
る場合。

(b)

操作手順

1.2−26

現場での人力操作による高圧代替注水系起動での原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2−8図に，タイムチャートを第1.2−9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に現場での人力操作による高圧代替注水系起動の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉水位及び高圧代替注水系系統
流量の計器端子台に可搬型計測器を接続し，原子炉水位指示値を確認する。
③運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉隔離時冷却系トリッ
プ・スロットル弁の閉を確認する。
なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時
冷却系の駆動蒸気ラインを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を閉とする。
④運転員等は，発電長に現場での人力操作による高圧代替注水系起動の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に現場での人力操作による高圧代替注水系起動での原子炉注水の系統構成を指示する。
⑥運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，高圧代替注水系注入弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁を開とする。
⑦運転員等は，発電長に現場での人力操作による高圧代替注水系起動での原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に現場での人力操作による高圧代替注水系起動での原子炉注水の開始を指示する。

1.2−27

⑨運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，高圧代替注水系タービン止め弁を開操作することにより，常設高圧代替注水系ポンプを起動する。
⑩運転員等は中央制御室にて，可搬型計測器により常設高圧代替注
水系ポンプの作動状況及び原子炉注水が開始されたことを原子炉
水位及び高圧代替注水系系統流量の流量上昇により確認し，発電長に報告する。なお，中央制御室にて原子炉水位及び高圧代替注
水系系統流量の監視ができない場合は，原子炉建屋原子炉棟にて可搬型計測器により原子炉水位指示値を監視し，現場計器にて常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値を確認することで，常設
高圧代替注水系ポンプの作動状況及び原子炉注水が開始されたことを確認する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持するように指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，可搬型計測器により原子炉水位指示値を確認し，原子炉建屋原子炉棟の運転員等と連絡を密にし，原子炉建屋原子炉棟の運転員等が常設高圧代替注水系ポンプを起動・停止することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の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（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名にて実施した場

1.2−28

合，作業開始を判断してから現場での人力操作による高圧代替注水系
起動での原子炉注水開始まで58分以内と想定する。
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。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.2.4）(2)復旧
ａ．代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源の喪失により所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器が機能喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を所内常設直流電源設備の蓄電池により給電している場合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前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所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器に給電し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を実施する。
なお，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が実施されている場合において，サプレッション・プール水の除熱機能である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の機能が喪失している場合は，サプレッ
ション・プール水の温度が上昇することを考慮し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を準備する。サプレッション・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超えると想定された場合は，原子炉注水を低圧代替注水系（可搬型）に切り替える。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に
1.2−29

必要な所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合。
(b)

操作手順
常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設備に関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。
(c)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから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電源復旧後，原子炉隔離時冷却系の原子炉
注水開始まで 3 分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
また，代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電完了までの所要時間は以下のとおり想定する。なお，常設代替交流電源設備に関する操作の成立性及び可搬型代替交流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。

・常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電：92分以内
・可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電：
180 分以内
ｂ．代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を所内常設直流電源設備の蓄電池により給電している場
1.2−30合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に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り給電し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保
して原子炉注水を実施する。
なお，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が実施されている場合において，サプレッション・プール水の除熱機能である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の機能が喪失している場合は，サプレッ
ション・プール水の温度が上昇することを考慮し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を準備する。サプレッション・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超えると想定された場合は，原子炉注水を低圧代替注水系（可搬型）に切り替える。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合において，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必要な直流電源を確保できない場合。

(b)

操作手順
可搬型代替直流電源設備に関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。
(c)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから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り電源復旧後，原子炉隔離時冷却系の原子炉注水開始まで 3 分以内と想定する。
1.2−31

中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
また，可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電完了までの所要時間を 250 分以内と想定する。なお，可搬型代替直流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
(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1.2−14図に示す。
ａ．全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失した場合の対応
中央制御室からの手動操作により重大事故等対処設備である高圧代替
注水系を起動し原子炉注水する。
直流電源の確保ができず中央制御室からの手動操作により高圧代替注
水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉注水する。
ｂ．全交流動力電源のみ喪失した場合の対応
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を所内常設直流電源設備により給電している場合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前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所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器に給電し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水する。
代替交流電源設備により給電ができない場合は，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り原子1.2−32炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水する。
これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期
間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。
（添付資料1.2.6）
1.2.2.4(1)

監視及び制御原子炉水位の監視又は推定
発電用原子炉を冷却するため，原子炉圧力容器内の水位が維持されていることを原子炉水位により監視する。また，この計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15

事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
(2)

常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時において，現場での人力操作により起動した常設高圧代替注水系ポンプの作動状況を中央制御室
にて確認する手順を整備する。
ａ．手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時において，現場での人力操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動した場合。
ｂ．操作手順常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認に関する手順は，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」と同様である。
1.2−33

ｃ．操作の成立性
常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認に関する操作の成立性については，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」と同様である。
(3)

原子炉水位の制御
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時において，現場での人力操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水をしている場
合に，常設高圧代替注水系ポンプを起動・停止することで原子炉圧力容器
内の水位を制御する手順を整備する。
ａ．手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時において，現場での人力操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉注水をしている場合に，原子炉圧力容器内の水位の制御が必要な場合。
ｂ．操作手順常設高圧代替注水系ポンプによる原子炉水位の制御に関する手順については，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」と同様である。
ｃ．操作の成立性
常設高圧代替注水系ポンプによる原子炉水位の制御に関する操作の成立性については，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注
水系起動」と同様である。

1.2.2.5(1)

重大事故等の進展抑制時の対応手順

重大事故等の進展抑制
ａ．ほう酸水注入系による原子炉注水

1.2−34

高圧炉心スプレイ系の機能喪失又は全交流動力電源喪失時において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合には，ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉注水を実施す
る。
さらに，ほう酸水貯蔵タンクに純水系から補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉注水を継続する。
(a)

手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態の場合で，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，高圧代替注水系及び制御棒駆動水圧系により，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合。

(b)

操作手順
ほう酸水注入系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2−10図に，タイムチャートを第1.2−11図に示す。
【ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉注水（ほう酸水注入）】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注水（ほう酸水注入）の準備を指示する。
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，運転員等にほう酸水注入系による原子炉注水（ほう酸
水注入）の開始を指示する。
④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（Ｂ）の起動操作（ほう酸水注入系起動用キー・
1.2−35

スイッチを「ＳＹＳＳＡ」位置（Ｂ系を起動する場合は，「ＳＹＢ」位置）にする。）を実施することにより，ほう酸水貯蔵

タンク出口弁及びほう酸水注入系爆破弁が開となり，ほう酸水注
入ポンプが起動し，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力が原子炉圧力容
器内の圧力以上であることを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉注水（ほう酸水注入）が開始されたことをほう酸水貯蔵タンク液位の低下により確認し，発電長に報告する。
【ほう酸水貯蔵タンクを使用した原子炉注水（継続注水）】⑥発電長は，運転員等にほう酸水注入系による原子炉注水（継続注
水）の開始を指示する。
⑦運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，ほう酸水貯蔵タンク純水補
給ライン元弁及びほう酸水貯蔵タンク純水補給水弁を開とし，ほう酸水注入系による原子炉注水を継続し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記のほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉注水（ほう酸水注入）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，作業開始を判断してからほう酸水注入系による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
さらに，ほう酸水貯蔵タンクに純水系から補給し，ほう酸水貯蔵タ
ンクを使用した原子炉注水（継続注水）を行う場合は，現場対応を運
転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してか
ら原子炉注水（継続注水）完了まで60分以内と想定する。
1.2−36

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。
（添付資料1.2.4）
ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉注水
原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系により
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合で，電源及び冷却水を確保し，復水貯蔵タンクを水源とした制御棒駆動水圧系による原子炉注水を実施する。
(a)

手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系により，原子炉圧力容器
内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合
において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
制御棒駆動水圧系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2−12図に，タイムチャートを第1.2−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に制御棒駆動
水圧系による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水圧系による原子炉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するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に制御棒駆動水ポンプの起動を指示する。

1.2−37

④運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水ポンプを起動し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に制御棒駆動水圧系による原子炉注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水圧系流量調整弁及び制御棒駆動水圧系駆動水圧力調整弁を開とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水圧系による原子炉注水が開始されたことを制御棒駆動水圧系系統流量の流量上昇により確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから制御棒駆動水圧系による原子炉注水開始まで4分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(2)

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1.2−14図に示す。
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態において，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合は，原子炉
圧力容器内への注水量が多い制御棒駆動水圧系により原子炉注水する。ただし，制御棒駆動水圧系が使用できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉注水する。制御棒駆動水圧系及びほう酸水注入系では発電用原子炉を冷却するには十分な注水量を確保できないが，原子炉冷却材圧力バウンダ
1.2−38

リの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，重大事故等の進展抑制として使用する。
なお，ほう酸水注入系による原子炉注水を継続する場合は，ほう酸水貯蔵タンクに純水系から補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉注水（継続注水）を実施する。
1.2.2.6

その他の手順項目について考慮する手順

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水手順については，「1.4原子炉冷却材圧力バウンダリ低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。
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。
原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系，制御棒駆動水ポンプ，電動弁及び監視計器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。
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。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15

事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
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時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.2−39事故

第1.2−1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，対処設備，手順書一覧（1／6）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉注水）
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

重大事故等 対処設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書−

高圧炉心スプレイ系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
サプレッション・チェンバ ※１
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

重大事故等 対処設 備

高圧炉心ス プレイ 系による 原子 炉注水

設計基準事 故対処 設備

原子炉隔離 時冷却 系による 原子 炉注水

原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
サプレッション・チェンバ ※１
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）
配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器所内常設直流電源設備 ※２
非常用交流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」等
ＡＭ設備別操作手順書※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：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。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

1.2−40対応手段，対処設備，手順書一覧（2／6）（フロントライン系故障時）
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

常設高圧代替注水系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
サプレッション・チェンバ ※１
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
常設代替交流電源設備※２
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

手順書

重大事故等対処設備

高圧炉心スプレイ系ポンプ

中央制御室からの高圧代替注水系起動

フロントライン系故障

原子炉隔離時冷却系ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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：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。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

1.2−41

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／6）（サポート系故障時）
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

常設高圧代替注水系ポンプ
高圧代替注水系タービン止め弁
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
サプレッション・チェンバ ※１
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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

現場での人 力操作 による高 圧代 替注水系起 動

所内常設直流電源設備（常設直流電源系統）

常設高圧代替注水系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
サプレッション・チェンバ ※１
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 ※２
可搬型代替直流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

手順書

重大 事故等 対処設 備

中央制 御室 からの 高圧代替 注水 系起動

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力
電源）

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書※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：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。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

1.2−42

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／6）（サポート系故障時）
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

原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
サプレッション・チェンバ ※１
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）
配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁・ストレーナ
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
燃料給油設備 ※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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

代替直流電 源設備 による原 子炉 隔離時冷却 系への 給電

原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
サプレッション・チェンバ ※１
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）
配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
可搬型代替直流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

手順書

重大 事故等 対処設 備

代替交流電 源設備 による原 子炉 隔離時冷却 系への 給電

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力
電源）

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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：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。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

1.2−43

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／6）（監視及び制御）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

重大 事故等 対処設 備

原子炉水位 の監視 又は推定

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）
可搬型計測器手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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

原子炉水位 の制御

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）
高圧代替注水系系統流量
可搬型計測器
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力重大事故等 対処設 備

常設高圧代 替注水 系ポンプ の作 動状況確認

監視及び制 御−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）
高圧代替注水系系統流量
サプレッション・プール水位
可搬型計測器
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力常設高圧代替注水系ポンプ入口
圧力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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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：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。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

1.2−44

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／6）（重大事故等の進展抑制）
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

ほう酸水注入ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
ほう酸水貯蔵タンク ※１
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 ※２
可搬型代替交流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

重大 事故等 対処設 備

ほ う 酸 水 注 入 系に よ る 原 子 炉 注 水︵ほう酸水 注入︶非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

ほう酸水注入ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
ほう酸水貯蔵タンク ※１
ほう酸水注入系配管・弁
純水系
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
燃料給油設備 ※２

自主対策設 備

ほう酸水注 入系に よる原子炉注水︵継続注水 ︶

重大 事故等 の進展 抑制−

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

自主対策設 備制 御 棒 駆動 水 圧 系 に よる 原 子炉 注水制御棒駆動水ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４
復水貯蔵タンク ※１
制御棒駆動水圧系配管・弁補給水系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」等
ＡＭ設備別操作手順書※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：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。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

1.2−45

第1.2−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／9）
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）1.2.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

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）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

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

原子炉隔離時冷却系系統流量

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−46

監視計器一覧（2／9）
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）1.2.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(2) 高圧炉心スプレイ系による原子炉注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等

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）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

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

高圧炉心スプレイ系系統流量

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−47

監視計器一覧（3／9）
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）1.2.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 高圧代替注水系による原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

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）

原子炉圧力容器への注水流量

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能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

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−48

監視計器一覧（4／9）
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）1.2.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
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）

原子炉圧力容器への注水流量

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能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

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−49

監視計器一覧（5／9）
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）1.2.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水
ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
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）（可搬型計測器）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器への注水流量

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
高圧代替注水系系統流量（可搬型計測器）

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能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
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

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）（可搬型計測器）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量（可搬型計測器）

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力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

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−50

監視計器一覧（6／9）
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）1.2.2.4 監視及び制御(2) 常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認

判断基準

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
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）（可搬型計測器）

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）（可搬型計測器）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量（可搬型計測器）

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−51

監視計器一覧（7／9）
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）1.2.2.4 監視及び制御(3) 原子炉水位の制御

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）（可搬型計測器）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量（可搬型計測器）

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）（可搬型計測器）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量（可搬型計測器）

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力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

判断基 準

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−52

監視計器一覧（8／9）
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）1.2.2.5 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制
ａ．ほう酸水注入系による原子炉注水
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

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）

原子炉圧力容器への注水流量

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
高圧代替注水系系統流量

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」等

補機監視機能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
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

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）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

補機監視機能純水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

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

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−53

監視計器一覧（9／9）
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）1.2.2.5 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制
ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉注水
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

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）

原子炉圧力容器への注水流量

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
高圧代替注水系系統流量

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能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
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

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

制御棒駆動水圧系系統流量

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能制御棒駆動系冷却水ライン流量

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作1.2−54

第1.2−3表
対象条文

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

原子炉隔離時冷却系（注水系）【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

給電元
給電母線

供給対象設備

高圧代替注水系（蒸気系）

高圧代替注水系（注水系）

弁

所内常設直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
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

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

1.2−55

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

フロントライン系故障時の対応手段①：高圧代替注水系による原子炉注水（中央制御室からの高圧代替注水系起動）
サポート系故障時の対応手段②：全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水（中央制御室からの高圧代替注水系起動）③：全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水（現場での人力操作による高圧代替注水系起動）④：復旧（代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電）⑤：復旧（代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電）：フロントライン系：サポート系

原子 炉冷 却 材圧 力バ ウン ダ リ高 圧時 の冷却 機能 喪 失①②

原子 炉隔 離 時冷 却系
機能 喪失

注 1：高圧炉心スプレイ系については，④及び⑤の対応手段は対象外である。

③

高圧 炉心 ス プレ イ系
機能 喪失

※1

ポン プ周 り故障

配管 ・弁 故 障

弁故 障

電源 喪失
（直 流電 源 ）

起動 失敗

※2
復水 貯蔵
タン ク
主蒸 気配 管 ・弁
故障

＜蒸 気配 管 範囲 ＞
主蒸 気配 管 〜原 子炉 隔離
時冷 却系 蒸 気供 給弁 まで

原子炉隔 離 時冷 却系
周り＜蒸気配 管 範囲 ＞
原子炉隔 離 時冷 却系 蒸気供給弁〜 原 子炉 隔離 時冷
却系ター ビ ンま で

手動

注水 配管 ・ 弁
故障
スト レー ナ
詰ま り

共通 配管 ・ 弁

自動起動
信号故障

共通 配管 ・ 弁
＜淡 水配 管 範囲 ＞
・サ プレ ッ ショ ン・ チェ ン
バ出 口〜 原 子炉 隔離 時冷
却系 ポン プ 入口 弁ま で・原 子炉 隔 離時 冷却 系ポ ン
プ出 口弁 〜 原子 炉圧 力容
器ま で

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

原子 炉隔 離 時冷 却系
周り
高圧 炉心 ス プレ イ系
機能 喪失＜淡 水配 管 範囲 ＞
原子 炉隔 離 時冷 却系 ポン プ
入口 弁〜 原 子炉 隔離 時冷 却
系ポ ンプ 出 口弁 まで※1

ポン プ周 り
故障

配管 破損

弁故 障

復水 貯蔵
タン ク

スト レー ナ
詰ま り

第 1.2−1 図

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

機能喪失原因対策分析（1／2）
1.2−56

起動 失敗

自動 起動
信号 故障

手動

駆動 源喪 失

海水 系
機能 喪失

電源 喪失
（直 流電 源 ）（交 流電 源 ）

※3

※2

※5

（凡例）

（略語）

：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応

Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ

フロントライン系故障時の対応手段①：高圧代替注水系による原子炉注水（中央制御室からの高圧代替注水系起動）：フロントライン系

サポート系故障時の対応手段②：全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水（中央制御室からの高圧代替注水系起動）③：全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水（現場での人力操作による高圧代替注水系起動）④：復旧（代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電）⑤：復旧（代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電）：サポート系

電源 喪失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)※2

注 1：高圧炉心スプレイ系については，④及び⑤の対応手段は対象外
である。

※4
④

配電 盤
機能 喪失

⑤

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

蓄電 池
機能 喪失

交流電源 喪 失

充電 器故 障外部 電源 系
故障

非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機等 故 障※4

駆動 源喪 失(交流 電 源)海水 系機 能 喪失
※5
※3

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失
ポン プ周 り
故障

弁故 障

配管破損

スト レー ナ
詰ま り

起動 失敗

自動 起動
信号 故障

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)※5※2

外部 電源 系
故障

手動

第 1.2−1 図

機能喪失原因対策分析（2／2）

1.2−57

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

高圧 炉心 ス プレ イ系
ディ ーゼ ル 発電 機故 障

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

HO

油圧駆動

弁

逆止弁
操作手順
②

※１

弁名称

② ※２

原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁② ※３

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁

記載例

逃がし安全弁

原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁

設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2−2 図

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

1.2−58

概要図

0.5

手順の項目

原子炉隔離時冷却系による原子炉 注水
（自動起動信号が発信した場合）

原子炉隔離時冷却系による原子炉 注水
（手動起動 の場合 ）1.5

実施箇所・ 必要要 員数

経過時間（ 分）
2
2.5

2分

3

3.5

4

4.5

備考

4.5

備考

原子炉隔 離時冷 却系によ る原子 炉注水
自動起動確 認

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

手順の項目

1

実施箇所・ 必要要 員数

11.5

経過時間（ 分）22.5

原子炉隔離 時冷却 系による 原子炉 注水

3

3.5

4

3分
注水開始操 作

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.2−3 図

1

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

1.2−59

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

HO

油圧駆動

弁

逆止弁

逃がし安全弁
操作手順
②，⑤
記載例

弁名称

設計基準対象施設から追加した箇所

高圧炉心スプレイ系注入弁○ ：操作手順番号を示す。

第 1.2−4 図

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水
1.2−60

概要図

0.5

手順の項目

高圧炉心スプレイ系による原子炉 注水
（自動起動信号が発信した場合）

実施箇所・ 必要要 員数

1.5

経過時間（ 分）22.5

高圧炉心ス プレイ 系による 原子炉 注水

3

3.5

4

4.5

備考

4

4.5

備考

3分
自動起動確 認

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

手順の項目

1

実施箇所・ 必要要 員数

11.5

経過時間（ 分）22.5

高圧炉心ス プレイ 系による 原子炉 注水

3

3.5

3分
注水開始操 作高圧炉心スプレイ系による原子炉 注水
（手動起動 の場合 ）運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.2−5 図

1

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水

1.2−61

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

HO

油圧駆動

弁

逆止弁

操作手順

弁名称

⑤

原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁※１

高圧代替注水系注入弁

⑥

⑥ ※２

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁⑨

高圧代替注水系タービン止め弁

記載例

逃がし安全弁
設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2−6 図

中央制御室からの高圧代替注水系起動
1.2−62

概要図

2

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

46

経過時間（ 分）810

中央制御室 からの 高圧代替 注水系 起動

12

14

16

18

備考

10 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
中央制御室からの高圧
代替注水系 起動

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.2−7 図

2系統構成， 注水開 始操作

中央制御室からの高圧代替注水系起動

1.2−63

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

HO

油圧駆動

弁

逆止弁

操作手順

弁名称

③

原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁※１

高圧代替注水系注入弁

⑥

⑥ ※２

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁⑨

高圧代替注水系タービン止め弁

記載例

逃がし安全弁
設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2−8 図

現場での人力操作による高圧代替注水系起動
1.2−64

概要図

5

手順の項目

10

実施箇所・ 必要要 員数

15

20

25

30

経過時間（ 分）
35
40
45

50

55

60

現場での人 力操作 による高 圧代替 注水系起 動

58 分

65

70

75

備考

準備
可搬型計測 器接続 （2 個）及び 計測

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1
原子炉水位 監視移動
現場での人力操作
による高圧代替注
水系起動

運転員等（当直運転 員）
（現場）

原子炉隔離 時冷却 系関連系 統構成
2
原子炉水位 監視及 び原子炉 水位の 制御
4
移動

運転員等
（当直運転 員及び重大事故等 対応要 員）（現場）

第 1.2−9 図2

高圧代替注 水系関 連系統構 成

現場での人力操作による高圧代替注水系起動

1.2−65

タイムチャート

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

爆破弁

1.2−66

安全弁

逃がし安全弁
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
④

※１

④

※３

記載例

，④

※２

，④

※４

弁名称

操作手順

ほう酸水貯蔵タンク出口弁
ほう酸水注入系爆破弁

⑦
⑦

※２

※１

，⑦

弁名称
ほう酸水貯蔵タンク純水補給ライン元弁※３

ほう酸水貯蔵タンク純水補給水弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2−10 図

ほう酸水注入系による原子炉注水

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

2分

20

30

経過時間（ 分）
40
50

60

60 分

ほう酸水 注入系 による原 子炉注 水

70

80

90

備考

原子炉 への継続 注水完 了

注水開始操 作※1

1

移動

ほう酸水注入系による
原子炉注水
運転員等
（当直運転 員）
（現場）

系統構成
2
原子炉への 継続注 水操作※1：ほう酸水注入系Ａ系による原子炉注水を示す。また，ほう酸水注入系Ｂ系による原子炉注水については，注
水開始まで 2 分以内と想定する。

第 1.2−11 図

ほう酸水注入系による原子炉注水

1.2−67

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

操作手順
⑥ ※１
⑥
記載例

※２

逃がし安全弁

弁名称
制御棒駆動水圧系流量調整弁

フィルタ

制御棒駆動水圧系駆動水圧力調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2−12 図

制御棒駆動水圧系による原子炉注水

1.2−68

概要図

1

手順の項目

制御棒駆動 水圧系に よる原子炉注 水実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.2−13 図23

経過時間（ 分）
4
5

4分

6

7

8

9

備考

制御棒駆動 水圧系に よる原子 炉注水
系統構成， 注水開始 操作

1

制御棒駆動水圧系による原子炉注水

1.2−69

タイムチャート(1)フロントライン系故障時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態：操作・確認：判断
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系機能喪失：重大事故等対処設備

原子炉圧力容器内の水位を
原子炉水位低（レベル３）
設定点以上維持不可

中央制御室からの高圧代替注水系起動

発電用原子炉の冷却

第 1.2−14 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／4）

1.2−70(2)サポート系故障時の対応手段の選択（1／2）（凡例）：プラント状態：操作・確認：判断
全交流動力電源喪失

常設直流電源系統喪失：重大事故等対処設備

No

Yes

直流電源の
確保

No

所内常設直流電源設備の蓄電池による原子炉隔離時
冷却系への給電

Yes

中央制御室からの高圧代替注水系起動

現場での人力操作による高圧代替注水系起動

発電用原子炉の冷却

第 1.2−14 図

復旧①
第 1.2−14 図（3／4）へ

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／4）

1.2−71

(2)サポート系故障時の対応手段の選択（2／2）（凡例）
復旧①
第 1.2−14 図（2／4）から：プラント状態：操作・確認：判断：重大事故等対処設備

No

常設代替交流電源
設備使用可能Yes
可搬型代替交流電源
設備使用可能No

1.2−72Yes

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電（常設代替交流電源設備）

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電（可搬型代替交流電源設備）

代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電（可搬型代替直流電源設備）

発電用原子炉の冷却

第 1.2−14 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／4）

(3)重大事故等の進展抑制時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態：操作・確認

原子炉隔離時冷却系，
高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系機能喪失：判断：重大事故等対処設備

原子炉圧力容器内の水位を
原子炉水位低（レベル３）
設定点以上維持不可

非常用交流電源
設備使用可能No

Yes

常設代替交流電源設備使用可能

Yes

制御棒駆動水圧系
による原子炉注水

制御棒駆動
水圧系による
原子炉注水
成功

No

可搬型代替交流電源設備
による電源供給No

Yes
ほう酸水注入系
による原子炉注水

重大事故等の進展抑制

第 1.2−14 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（4／4）

1.2−73

添付資料 1.2.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／9）
技術 的能 力 審査 基準（ 1.2）
【本 文】
発電 用原 子 炉設 置 者におい て 、原 子 炉冷 却
材圧 力バ ウ ンダ リ が高圧の 状 態で あ って 、
設計 基準 事 故対 処 設備が有 す る発 電 用原 子
炉の 冷却 機 能が 喪 失した場 合 にお い ても 炉
心の 著し い 損傷 を 防止する た め、 発 電用 原
子炉 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 。

【解 釈】
１ 「発 電用 原 子炉 を 冷却 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 ）全 交 流動 力 電源喪失 ・ 常設 直 流電 源系
統喪 失を 想 定し 、原子 炉隔 離 時冷 却 系（RCIC） 若 しく は非常 用復 水 器（ BWR の場合 )又 はタ ー ビン 動 補助 給水 ポ ンプ (PWRの場 合） （ 以下 「RCIC 等 」と い う。 ） に
より 発電 用 原子 炉を冷 却す る ため 、 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 を整備す るこ と 。
ａ） 可搬 型 重大 事 故防止設 備ⅰ） 現場 で の可 搬 型重大事 故 防止 設 備（ 可搬型バ ッテ リ 又は 窒素ボ ンベ 等 ）を 用 いた
弁の 操作 に より 、RCIC等の 起 動及 び 十分
な期 間※ の 運転 継続を 行う 手 順等 （ 手順
及び 装備 等 ）を 整備す るこ と 。た だ し、
下記 （１ ） ｂ） ⅰ）の 人力 に よる 措 置が
容易 に行 え る場 合を除 く。

番号

①

−

②

−

ｂ） 現場 操 作ⅰ） 現場 で の人 力 による弁 の 操作 に より 、
RCIC等の 起 動及 び十分 な期 間 ※の 運 転継
続を 行う 手 順等 （手順 及び 装 備等 ） を整
備す るこ と 。
※： 原子 炉 冷却 材 圧力バウ ン ダリ の 減圧 対策及 び原 子 炉冷 却材圧 力バ ウ ンダ リ 低圧時 の冷 却 対策 の準備 が整 う まで の 期間の こと 。

③

ｃ） 監視 及 び制 御ⅰ） 原子 炉 水位 （BWR 及び PWR） 及び 蒸 気 発
生器 水位 （PWR の場合 ）を 推 定す る 手順
等（ 手順 、 計測 機器及 び装 備 等） を 整備する こと 。

④

ⅱ） RCIC 等 の 安全 上 重要 な設 備 の作 動 状 況を確 認す る 手順 等（手 順、 計 測機 器 及び装備 等） を 整備 するこ と。
ⅲ） 原子 炉 水位 又 は蒸気発 生 器水 位 を制 御す
る手 順等 （ 手順 及び装 備等 ） を整 備 すること 。
（２ ）復 旧ａ） 原子 炉 冷却 材 圧力バウ ン ダリ が 高圧 の状
態に おい て 、注 水（循 環を 含 む。 ） する こと及 び原 子 炉を 冷却で きる 設 備に 電 源を 接
続す るこ と によ り、起 動及 び 十分 な 期間 の運転 継続 が でき ること 。（ BWR の 場 合）ｂ） 電動 補 助給 水 ポンプに 代 替交 流 電源 を接続す るこ と によ り、起 動及 び 十分 な 期間 の運転 継続 が でき ること 。（ PWR の 場 合）（３ ）重 大 事故 等 の進展抑 制ａ） 重大 事 故等 の 進展を抑 制 する た め、 ほう
酸水 注入 系 （SLCS）又 は制 御 棒駆 動 機構
（CRD） 等か ら 注水 す る手 順等 を 整備 す る
こと 。（ BWR の 場合）

設置 許可 基 準規 則 （第 45 条）

技術基準 規 則（ 第 60 条）【本 文】
発電 用原 子 炉施 設 には 、原 子 炉冷 却 材圧 力バ
ウン ダリ が 高圧 の 状態 であ っ て、 設 計基 準事
故対 処設 備 が有 す る発 電用 原 子炉 の 冷却 機能が喪 失し た 場合 に おい ても 炉 心の 著 しい 損傷を防 止す る ため 、 発電 用原 子 炉を 冷 却す るた
めに 必要 な 設備 を 設け なけ れ ばな ら ない 。

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設には 、原 子 炉冷 却 材圧 力バ
ウン ダリ が 高圧 の状態 であ っ て、 設 計基 準事
故対 処設 備 が有 する発 電用 原 子炉 の 冷却 機能が喪 失し た 場合 におい ても 炉 心の 著 しい 損傷を防 止す る ため 、発電 用原 子 炉を 冷 却す るた
めに 必要 な 設備 を施設 しな け れば な らな い。

【解 釈】
１ 第４ ５条 に 規定 す る「 発電 用 原子 炉 を 冷却す るた め に必 要 な設 備」 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 設 備を い う。

【解 釈】
１ 第６ ０条 に 規定 す る「 発電 用 原子 炉 を 冷却す るた めに必 要 な設 備」 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 設 備を い う。

（１ ）全 交 流動 力 電源 喪失 ・ 常設 直 流電 源系
統喪 失を 想 定し 、 原子 炉隔 離 時冷 却 系(RCIC)若 し くは 非 常用 復水 器 （BWR の場合） 又は タ ービ ン 動補 助給 水 ポン プ （PWRの場 合） （ 以下 「RCIC 等 」と い う。 ） に
より 発電 用 原子 炉 を冷 却す る ため 、 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 設備 を 整備する こと 。

（１ ）全 交 流動 力電源 喪失 ・ 常設 直 流電 源系
統喪 失を 想定し 、 原子 炉隔 離 時冷 却 系(RCIC)若 しくは 非 常用 復水 器 （BWR の場合） 又は タービ ン 動補 助給 水 ポン プ （PWRの場 合） （以下 「RCIC 等 」と い う。 ） に
より 発電 用原子 炉 を冷 却す る ため 、 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 設備 を 整備する こと 。

ａ） 可搬 型 重大 事 故防 止設 備ⅰ） 現場 で の可 搬 型重 大事 故 防止 設 備（ 可搬型バ ッテ リ 又は 窒 素ボ ンベ 等 ）を 用 いた
弁の 操作 に より 、RCIC 等 の起 動 及び 十 分
な期 間※ の 運転 継 続を 行う 可 搬型 重 大事
故防 止設 備 等を 整 備す るこ と 。た だ し、
下記 （１ ） ｂ） ⅰ ）の 人力 に よる 措 置が
容易 に行 え る場 合 を除 く。

ａ） 可搬 型 重大 事故防 止設 備ⅰ） 現場 で の可 搬型重 大事 故 防止 設 備（ 可搬型バ ッテ リ又は 窒 素ボ ンベ 等 ）を 用 いた
弁の 操作 により 、RCIC 等 の起 動 及び 十 分
な期 間※ の運転 継 続を 行う 可 搬型 重 大事
故防 止設 備等を 整 備す るこ と 。た だ し、
下記 （１ ）ｂ） ⅰ ）の 人力 に よる 措 置が
容易 に行 える場 合 を除 く。

ｂ） 現場 操 作ⅰ） 現場 で の人 力 によ る弁 の 操作 に より 、
RCIC 等 の起 動 及び 十 分な 期間 ※ の運 転
継続 を行 う ため に 必要 な設 備 を整 備 すること 。
※： 原子 炉 冷却 材 圧力 バウ ン ダリ の 減圧 対策及 び原 子 炉冷 却 材圧 力バ ウ ンダ リ 低圧時 の冷 却 対策 の 準備 が整 う まで の 期間の こと 。

ｂ） 現場 操 作ⅰ） 現場 で の人 力によ る弁 の 操作 に より 、
RCIC 等 の起 動 及び 十 分な 期間 ※ の運 転
継続 を行 うため に 必要 な設 備 を整 備 すること 。
※： 原子 炉 冷却 材圧力 バウ ン ダリ の 減圧 対策及 び原 子炉冷 却 材圧 力バ ウ ンダ リ 低圧時 の冷 却対策 の 準備 が整 う まで の 期間の こと 。

番号

⑨

−

⑩

−

⑤
⑪

⑥

⑦

−

⑧

1.2−74

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／9）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁・ スト レ ーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

所内 常設 直流電 源設 備

既設

非常 用交 流電源 設備

既設

燃料 給油 設備

既設

高圧 炉心 スプレ イ系 ポ ンプ

既設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ ・ス パ ージ ャ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

非常 用交 流電源 設備

既設

燃料 給油 設備既設①⑨

高圧炉心 スプレイ系による 原子炉 注水

既設

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

−

−

−

①⑨

原子 炉隔 離時冷却系 に よる 原子炉 注水

原子 炉隔 離時冷 却系 ポ ンプ

自主対策 設 備

1.2−75

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／9）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設
新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

高圧 代替 注水系 （蒸 気 系） 配
管・ 弁

新設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

高圧 代替 注水系 （注 水 系） 配
管・ 弁

新設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

解釈
対応 番号

①⑨

中央 制御 室 から の高 圧 代替 注 水系 起動 ︵ フロ ント ラ イン 系故 障 時︶

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ

自主対策 設 備

1.2−76

備考

手段

機器 名称

−

−

−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／9）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

高圧 代替 注水系 （蒸 気 系） 配
管・ 弁

新設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

高圧 代替 注水系 （注 水 系） 配
管・ 弁

新設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ

新設

高圧代替注水系タービン止め弁

新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

高圧 代替 注水系 （蒸 気 系） 配
管・ 弁

新設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

高圧 代替 注水系 （注 水 系） 配
管・ 弁

新設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁既設

原子 炉圧 力容器

既設①②③⑨⑩⑪

現場での 人 力操 作に よ る高圧 代替 注水 系 起動 ︵サポ ート 系故 障時︶

新設

解釈
対応 番号

①②⑨⑩

中央 制御 室から の高圧 代替 注 水系 起動 ︵ サポ ート 系故障時︶

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ

自主対策 設 備

1.2−77

備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／9）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
既設新設

代替 交流 電 源設 備に よ る
原子 炉隔 離 時冷却系 へ の給 電
代替 直流 電 源設 備に よ る
原子 炉隔 離 時冷却系 へ の給 電

既設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁・ スト レ ーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

原子 炉隔 離時冷 却系 ポ ンプ

既設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁・ スト レ ーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

原子 炉水 位（広 帯域 ）既設

原子 炉水 位（燃 料域 ）既設

原子 炉水 位（Ｓ Ａ広 帯 域）新設

原子 炉水 位（Ｓ Ａ燃 料 域）

新設

原子 炉圧 力既設

原子 炉圧 力（Ｓ Ａ）

新設

高圧 代替 注水系 系統 流 量新設

サプ レッ ション ・プ ー ル水 位

既設

可搬 型計 測器新設

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ 吐
出圧 力

新設

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ 入
口圧 力

新設

高圧 代替 注水系 ター ビ ン入 口
圧力新設

高圧 代替 注水系 ター ビ ン排 気
圧力

新設

備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

−

−

−

−

①④⑤⑥⑨

監視及び制御原子 炉隔 離時冷 却系 ポ ンプ

解釈
対応 番号

①⑦⑨

機器 名称

①⑦⑨

手段

自主対策 設 備

1.2−78

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／9）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
既設新設

ほう 酸水 注 入系 によ る 原子炉 注水 ︵ほ う 酸水 注入︶

ほう 酸水 注入ポ ンプ

既設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

ほう 酸水 貯蔵タ ンク

既設

ほう 酸水 注入系 配管 ・ 弁

既設−

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

−

−

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

ほう 酸水 注入ポ ンプ−

ほう 酸水 注 入系 による 原子 炉 注水 ︵継 続 注水︶

機器 名称

①⑧⑨

手段

自主対策 設 備

逃が し安全 弁（ 安全 弁 機能 ）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 代替 交流電 源設 備

可搬 型代 替交流 電源 設 備

燃料 給油 設備

−

−

純水 系

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）

−

−

−

−

制御 棒駆 動 水圧 系に よ る原子 炉注 水−制御 棒駆 動水ポ ンプ

原子 炉圧 力容器

非常 用交 流電源 設備

燃料 給油 設備

復水 貯蔵 タンク制御 棒駆 動水圧 系配 管 ・弁

補給 水系 配管・ 弁

1.2−79

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／9）
技術的能力審査基準（1.2）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原
子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設
備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉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。

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，設計基準事
故対処設備である原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ
系ポンプが有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても，炉心の著しい損傷を防止する手段として，常設高圧代替注水系
ポンプによる発電用原子炉を冷却するために必要な手順等を整備する。また，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に必要な手段として，
設計基準対象施設である逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉
冷却材圧力バウンダリの高圧の状態を維持するために必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「発電用原子炉を冷却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）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統喪失を想定し、原子炉隔離時冷却系（RCIC）若しくは非常用復水器（BWRの場合）又はタービン動補助給水ポンプ（PWRの場合）（以下「RCIC 等」という。）により発電用原子炉を冷却するため、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整備すること。

−

設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧
炉心スプレイ系ポンプが全交流動
力電源喪失及び常設直流電源系統
喪失により使用できない場合には，原子炉隔離時冷却系と同等以上の効果を有する手段として，常設高圧代替注水系ポンプによる発電用原子炉を冷却するために必要な手順等を整備する。なお，常設
高圧代替注水系ポンプを選定した
理由について，別紙−1に示す。

1.2−80

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／9）
技術的能力審査基準（1.2）

適合方針ａ）可搬型重大事故防止設備
ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設
備（可搬型バッテリ又は窒素ボンベ等）を用いた弁の操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）
ⅰ）の人力による措置が容易に行える場合を除く。
ｂ）現場操作ⅰ）現場での人力による弁の操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。
※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。
ｃ）監視及び制御ⅰ）原子炉水位（BWR及びPWR）及び蒸気発生器水位（PWRの場合）を推定する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。

（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が操作性を考慮した弁の配置とすることにより，容易に行えることから，（１）ａ）ⅰ）可搬型重大事故防止設備に対する措置は対象外。

ⅱ）RCIC 等の安全上重要な設備の作動状況を確認する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。

ⅲ）原子炉水位又は蒸気発生器水位を制御する手順等（手順及び装備等）を整備すること。

現場での人力による弁の操作により，常設高圧代替注水系ポンプを起動及び十分な期間 ※ の運転継続を行うために必要な手順等（手順及び装備等）を整備する。
※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材
圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時に中央制御室にて原子炉水位を監視又は推定するために必要な手順等を整備する。
なお，原子炉水位を推定するために必要な手順については「1.15
事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時に中央制御室にて発電用原子炉を冷却するために使用する常設高圧代替注水系ポン
プの作動状況を確認するために必要な手順等を整備する。
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時に原子炉水位を制御するために必要な手順等（手順及び装備等）を整備する。

1.2−81

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（9／9）
技術的能力審査基準（1.2）

適合方針

（２）復旧
ａ）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、注水（循環を含む。）すること及び原子炉を冷却できる設備に電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（BWRの場合）

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，代替直流電源（可搬型代替直流電源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）及び代替交流電源（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設備として使用する可搬型代替低圧電源車）により，原子炉隔離時冷却系の起動及び十分な期間の運転継続に必要な直流電源を給電するための手順等を整備する。
なお，電源の供給に関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。

ｂ）電動補助給水ポンプに代替交流電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（PWRの場合）（３）重大事故等の進展抑制
ａ）重大事故等の進展を抑制するため、ほう酸水注入系（SLCS）又は制御棒駆動機構（CRD）等から注水する手順等を整備すること。（BWRの場合）

対象外

重大事故等の進展を抑制する手段として，ほう酸水注入ポンプによる原子炉注水に必要な手順等を整備する。

1.2−82

別紙−1
高圧代替注水系の現場での人力操作に係る措置の基準への適合性について

1．高圧代替注水系について
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，設計基準事故対処設
備が有する機能が喪失した場合においても，炉心の著しい損傷を防止するため，高圧代替注水系は，原子炉隔離時冷却系と同等の注水能力を有するとともに，十分な期間の運転を継続し，原子炉圧力容器内の水位を維持できる設計としている。また，原子炉隔離時冷却系ポンプは，運転に際しタービング
ランドシール等からの漏えい蒸気凝縮に使用する補機類（バロメトリックコ
ンデンサ，真空ポンプ及び復水ポンプ）を必要とする設計であるが，高圧代替注水系である常設高圧代替注水系ポンプは，漏えい蒸気凝縮に使用する補機類を不要とする設計である。
このため，高圧代替注水系は原子炉隔離時冷却系と同等の効果を有する設備である。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，発電用原子炉を減圧し低圧代替注水系（可搬型）であ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使用した原子炉注水する手段も整備している。
2．操作の容易性
原子炉隔離時冷却系の現場操作による起動は，原子炉隔離時冷却系原子炉
注入弁，原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁，原子炉隔離時冷却系潤滑油クーラ冷却水供給弁，原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁及び原子炉隔離時冷却系ト
リップ・スロットル弁を現場で開操作することで起動することができる。
一方，高圧代替注水系は，高圧代替注水系注入弁，原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁及び高圧代替注水系タービン止め弁を現場で開操作することで起
1.2−83

動することができる。高圧代替注水系は，原子炉隔離時冷却系に比べ，現場での操作弁数が少ないことから，より容易に起動操作ができる設計である。
また，高圧代替注水系は原子炉隔離時冷却系のようなタービン回転速度制
御ではなく，起動・停止により原子炉圧力容器への注水量を制御する運転方法であることから，容易に原子炉水位を制御することが可能な設計である。
3．現場環境による影響
現場での人力操作で原子炉隔離時冷却系を起動及び注水継続することが必要となる状況では，直流電源が喪失していることが想定される。この場合，タービングランドシール等からの漏えい蒸気凝縮に使用する補機類が使用できないため，原子炉隔離時冷却系ポンプ室内に漏えいした蒸気の一部は凝縮し，その凝縮水はポンプ室に蓄積される。このため，操作場所である原子炉
隔離時冷却系ポンプ室内は，高温・高圧蒸気及び凝縮水による浸水環境となり，現場操作が困難な環境となることが考えられる。
一方，常設代替高圧注水系ポンプは，1．に記載したとおり，タービング
ランドシール等からの蒸気漏えいがない設計である。したがって，現場での高圧代替注水系の操作場所は，容易に操作が可能な環境であると考えられる。
4．運転継続性
直流電源が喪失している状況で原子炉隔離時冷却系の注水を継続する場合には，漏えい蒸気の凝縮水が原子炉隔離時冷却系ポンプ室内に蓄積されることから，ポンプ運転継続のために，排水処理の実施が必要になるものと考えられる。この排水処理作業は，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用
原子炉を冷却するための手段の準備が整うまでの期間以上の時間を要するものであり，現場での人力操作による原子炉隔離時冷却系の十分な期間の運転を満足するものではない。
1.2−84

一方，高圧代替注水系は，蒸気漏えいのない設計とし，現場での人力操作
による高圧代替注水系の起動・停止が容易に行え，注水制御を容易に行える設計とすることから，十分な期間の運転継続が可能である。
5．原子炉隔離時冷却系の適合性
上記 1．〜4．で示すとおり，原子炉隔離時冷却系ポンプは，運転に際しタービングランドシール等からの漏えい蒸気凝縮に使用する補機類を必要とする設計であり，直流電源が喪失している状況では，タービングランドシール
等からの漏えい蒸気凝縮に使用する補機類が使用できないため，原子炉隔離
時冷却系ポンプ室内に漏えいした蒸気の一部は凝縮し，その凝縮水は原子炉
隔離時冷却系ポンプ室内に蓄積されることから，ポンプ運転継続のために凝縮水の排水処理が必要になり，この排水処理を他社と同様な時間評価をした
結果，約 350 分の時間を要することとなる。
以上から，現場での人力操作による高圧代替注水系の起動及び注水継続操
作は容易に行えることから十分な期間の運転継続が可能であるが，現場での人力操作による原子炉隔離時冷却系の起動及び注水継続操作は，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策が整うまでの期間内まで排水対策に時間を要し，原子炉隔離時冷却系における十分な期間の運転継続が困難である。
6．適合性以上から，高圧代替注水系を使用した現場での人力操作による高圧代替注
水系の起動及び注水継続操作は，原子炉隔離時冷却系に対して同等以上の効果を有する措置であると考える。

1.2−85

添付資料 1.2.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

約 2,000m３（1 基当たり）−2基

制御棒駆動水ポンプ

常設

Ｂクラス

46.3m３ ／h（1 台当たり）

823m

2台

機器名称

1.2−86

添付資料1.2.3

1.2−87
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.2−88
第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料 1.2.4
重大事故対策の成立性

1．現場での人力操作による高圧代替注水系起動(1)

現場での人力操作による高圧代替注水系起動
ａ．操作概要現場での人力操作による高圧代替注水系起動が必要な状況において，原子炉建屋原子炉棟地下2階及び原子炉建屋原子炉棟地上4階まで移動するとともに，現場での人力による操作により系統構成を実施し，高圧代替注水系を起動し原子炉注水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地下2階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地
上4階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
現場での人力操作による高圧代替注水系起動における，現場での系統
構成及び起動操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名）
所要時間目安 ※１ ：58分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は58分以内）※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）】
・高圧代替注水系の移動：47分（移動経路：中央制御室から原子炉
建屋原子炉棟地上4階及び地下1階（放射1.2−89線防護具着用を含む））
・高圧代替注水系関連系統構成：11分（操作対象1弁：原子炉建屋
原子炉棟地上4階）
・原子炉隔離時冷却系の移動：41分 ※２ （移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地下2階（放射線防護具着用を含む））
・原子炉隔離時冷却系関連系統構成：17分 ※２ （操作対象1弁：原子
炉建屋原子炉棟地下2階）※2：原子炉隔離時冷却系の移動及び原子炉隔離時冷却系関連系
統構成と並行して行うため，所要時間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：電動弁の手動ハンドルによる現場操作については，操作に工具等は必要とせず，手動弁と同様な操作であるため，容易に実施可能である。また，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備より，中央制御室との連絡が可能である。
1.2−902．ほう酸水注入系による原子炉注水(1)

ほう酸水注入系による原子炉注水（継続注水）
ａ．操作概要
ほう酸水注入系による原子炉注水（継続注水）が必要な状況において，原子炉建屋原子炉棟地上5階まで移動するとともに，系統構成を実施し，純水系によりほう酸水貯蔵タンクに補給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上5階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
ほう酸水注入系による原子炉注水（継続注水）における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：60分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は60分以内）所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：45分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上5階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：5分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地上5階）
・原子炉注水（継続注水）操作：10分（操作対象2弁：原子炉建屋
原子炉棟地上5階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手
1.2−91

袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備より，中央制御室との連絡が可能である。

1.2−92

添付資料 1.2.5
原子炉水位計の校正条件について技術的能力審査基準において，監視計器のうち原子炉水位（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）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）について，使用用途と校正条件を整理する。

第1図

原子炉水位計の指示範囲

1.2−93

第 1 表計器名称

原子炉水位計

指示範囲

用途

校正条件

通常の運転水位監視

定格運転時の圧力・温度

1.2−94①原子炉水位（狭帯域）

0mm〜 1,500mm※ １②原子炉水位（広帯域）− 3,800mm〜 1,500mm※ １

過渡時の水位監視

定格運転時の圧力・温度③原子炉水位（ＳＡ広帯域）− 3,800mm〜 1,500mm※ １

過渡時の水位監視

定格運転時の圧力・温度④原子炉水位（燃料域）− 3,800mm〜 1,300mm※ ２

事故後の水位監視

大気圧・飽和温度⑤原子炉水位（ＳＡ燃料域）− 3,800mm〜 1,300mm※ ２

事故後の水位監視

大気圧・飽和温度※1※2

水 位 計 測 基 準 点 ： 蒸 気 乾 燥 器 ス カ ー ト 下 端 （ 圧 力 容 器 基 準 点 よ り 13,400mm）
水 位 計 測 基 準 点 ： 有 効 燃 料 頂 部 （ 圧 力 容 器 基 準 点 よ り 9,203mm）

第 1 表より，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）にて原子炉圧力容器内水位を確認する場合は，原子炉水位計の校正条件の違いから，「原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）補正曲線」（第 2 図）を用いる。

第2図

原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）補正曲線

1.2−95

添付資料 1.2.6
全交流動力電源喪失時に高圧注水系の起動に失敗した場合の処置について

1．事象の進展
重大事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」に含まれる事故シーケンス「外部電源喪失＋直流電源失敗 ※ ＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）」，「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」及び「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」では，原子炉の出力運転中に全交流動力電源喪失に加えて，直流電源喪失又は原子炉隔離時冷却系の故障が重畳し，電動の原子炉注
水機能及び原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで全ての原子炉注水機能が喪失することを想定する。このため，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容
器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
また，重大事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に含まれる事故シーケンス「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」，「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」では，原子炉の出力運転中に全交流動力電源喪失により，電動の原子炉注水機能が喪失するとともに，逃がし安全弁 1 個が開固着することで原子炉圧力が低下し，蒸気駆動の原子
炉隔離時冷却系も停止することで全ての原子炉注水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁を介して原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない
場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至1.2−96

る。
※：直流電源失敗により非常用ディーゼル発電機の起動ができなくなる。

2．全交流動力電源喪失時に高圧注水系の起動に失敗した場合の対応(1)

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
重大事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」においては，代替の直流電源供給機能及び交流動力電源が不要な代替の原子炉注水機能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維持し，その後，原子炉圧力容器を減圧し，可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。
具体的な対応の概要については，以下のとおり。
ａ．全電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。
ｂ．全電源喪失に伴う高圧注水機能喪失の確認後，常設代替直流電源設備
又は可搬型代替直流電源装置からの給電により，中央制御室からの遠隔操作にて高圧代替注水系を起動し，原子炉注水を開始する。
原子炉注水を開始後，原子炉水位が回復したことを確認し，原子炉水
位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子
炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
ｃ．サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代
替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
1.2−97

ｄ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧により，原子炉圧力が可搬型代替注水中型ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉
圧力の低下により高圧代替注水系が停止したことを確認する。

(2)

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
重大事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」においては，逃がし安全弁 1 個開固着によって蒸気駆動の原子炉注水機能が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は蒸気駆動の原子炉注水機
能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維持し，その後，原子炉圧力容器を強制的に減圧し，可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。
具体的な対応の概要については，以下のとおり。
ａ．全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注
水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。
ｂ．全交流動力電源喪失及び逃がし安全弁開固着の確認後，原子炉水位が
原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉水位が回復したことを確認し，逃がし安全弁の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間，原子炉水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維
1.2−98持する。
ｃ．全交流動力電源喪失し，早期の電源回復不能の確認後，中央制御室内及び現場配電盤にて所内常設直流電源設備の不要な負荷の切離しを実施することにより 24 時間後までの蓄電池による直流電源供給を確保する。
ｄ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動
準備操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）を開固着したものを含め 7 個手動開放し，原子炉減圧を実施する。
ｅ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。

1.2−99

添付資料1.2.7
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順(1)
1.2.2.1
設計基準事故対処設備を使用した対応手順

1.2−100

1.2.2.2
フロントライン系故障時の対応手順1.2.2.3
サポート系故障時の対応手順

1.2.2.5
重大事故等の進展抑制
時の対応手順(2)

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
高圧炉心スプレイ系による原子炉注
水(1)

高圧代替注水系による原子炉注水(1)

全交流動力電源喪失及び常設直流電
源系統喪失時の原
子炉注水(1)

重大事故等の進展
抑制

判断基準記載内容解釈−

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）−

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）ａ．ほう酸水注入系による原子炉注水

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）ｂ．制御棒駆動水圧系
による原子炉注水

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動ｂ．現場での人力操作
による高圧代替注
水系起動

操作手順の解釈一覧
手順

操作手順記載内容
原子炉隔離時冷却系系統流量の流量上昇(1)

原子炉隔離時冷却系による原子炉注
水−

原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位高（レベル８）設定点

1.2.2.1
設計基準事故対処設備を使用した対応手順

高圧炉心スプレイ系系統流量の流量上昇(2)

高圧炉心スプレイ系による原子炉注
水−

原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位高（レベル８）設定点
高圧代替注水系系統流量の流量上昇

1.2−1011.2.2.2
フロントライン系故障時の対応手順(1)

高圧代替注水系による原子炉注水

ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動

原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位高（レベル８）設定点
高圧代替注水系系統流量の流量上昇

1.2.2.3
サポート系故障時の対
応手順

(1)

全交流動力電源喪失及び常設直流電
源系統喪失時の原
子炉注水

ｂ．現場での人力操作
による高圧代替注
水系起動

現場計器にて常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧
力指示値を確認
原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位高（レベル８）設定点

1.2.2.5
重大事故等の進展抑制
時の対応手順(1)

重大事故等の進展抑制

ｂ．制御棒駆動水圧系
による原子炉注水

制御棒駆動水圧系系統流量の流量上昇

解釈
原子炉隔離時冷却系系統流量が約142m3／hまで上昇
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
高圧炉心スプレイ系系統流量が約1,440m３ ／hま
で上昇
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
高圧代替注水系系統流量が約136.7m３ ／hまで上昇
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
高圧代替注水系系統流量が約136.7m３ ／hまで上昇
現場計器にて常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧
力指示値が約9.0MPa[gage]以上
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
制御棒駆動水圧系系統流量が約14.5m３ ／hまで上昇

添付資料 1.2.8
手順のリンク先について

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ついて，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.2.2.2(1)ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

2．1.2.2.3(1)ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

3．1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

4．1.2.2.3(2)ａ．代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電・常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設備に関する手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電
1.2−102

気設備への給電
5．1.2.2.3(2)ｂ．代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電・可搬型代替直流電源設備に関する手順＜リンク先＞

1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電

6．1.2.2.4(1)

原子炉水位の監視又は推定

・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

7．1.2.2.6

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

その他の手順項目について考慮する手順

・低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水手順＜リンク先＞

1.4.2.2(1)ａ．(b)低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）

・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＜リンク先＞

1.13.2.3(1)ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉注水時の水源の切替え1.13.2.3(1)ｂ．高圧炉心スプレイ系による原子炉注水時の水源の切替え・原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系，制御棒駆動水ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電
1.2−103

気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
・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油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油
1.2−104

・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.2−105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
＜

目

1.3.1

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(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備
(a)

代替減圧

(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

常設直流電源系統喪失時の減圧(b)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧(c)

逃がし安全弁が作動可能な環境条件(d)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失における逃がし安全弁
の復旧

(e)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｄ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段及び設備(a)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｅ．手順等
1.3.2
1.3.2.1

重大事故等時の手順
フロントライン系故障時の対応手順
目−1

(1)

代替減圧
ａ．手動による原子炉減圧(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.3.2.2(1)

サポート系故障時の対応手順

常設直流電源系統喪失時の減圧
ａ．常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
ｂ．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
ｃ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復(2)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による窒素確保
ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧(3)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失における逃がし安全弁の復
旧ａ．代替直流電源設備による復旧
ｂ．代替交流電源設備による復旧(4)

重大事故等時の対応手段の選択

1.3.2.3

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順

1.3.2.4(1)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

1.3.2.5

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.3.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.3.2

自主対策設備仕様

添付資料1.3.3

対応手段として選定した設備の電源構成図目−2

添付資料1.3.4

重大事故対策の成立性
1．非常用窒素供給系による窒素確保(1)

予備の高圧窒素ボンベへの交換

2．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
(1)

系統構成

(2)

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保

3．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧(1)

予備の高圧窒素ボンベへの交換

4．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の漏えい停止
操作（残留熱除去系の場合）(1)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の漏えい
停止操作

添付資料1.3.5

インターフェイスシステムＬＯＣＡ時の概要図

添付資料1.3.6

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の破断面積及び現場環境等について添付資料1.3.7

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の検知手段について

添付資料 1.3.8

発電用原子炉の減圧操作について添付資料 1.3.9

逃がし安全弁の電源受電状態について

添付資料 1.3.10

解釈一覧

添付資料 1.3.11

手順のリンク先について

目−3

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【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧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｡

【解釈】
１

「炉心の著しい損傷」を「防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダ
リを減圧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）可搬型重大事故防止設備ａ）常設直流電源系統喪失時において、減圧用の弁（逃がし安全弁（BWR の場合）又は、主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWR の場合））を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよ
う、手順等が整備されていること｡ｂ）減圧用の弁が空気作動弁である場合、減圧用の弁を作動させ原子炉
冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう可搬型コンプレッサー
又は窒素ボンベを整備すること｡
ｃ）減圧用の弁が作動可能な環境条件を明確にすること｡（２）復旧
ａ）常設直流電源喪失時においても、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、代替電源による復旧手順
1.3−1

等が整備されていること｡（３）蒸気発生器伝熱管破損（SGTR）
ａ）SGTR 発生時において、破損した蒸気発生器を隔離すること。隔離できない場合、加圧器逃がし弁を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。（PWR の場合）
（４）インターフェイスシステムLOCA（ISLOCA）
ａ）ISLOCA 発生時において、原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離すること。隔離できない場合、原子炉を減圧し、原子炉冷却材の漏えいを抑制するために、逃がし安全弁（BWR の場合）又は主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWR の場合）を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること｡

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準対象施設が有する発電用原子炉の減圧機能は，逃がし安全弁による減圧機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧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。
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離することで原子炉冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離ができない場合は，逃がし安全弁による減圧で原子炉冷却材の漏えいを抑制することとしており，これらの手順等について説明する。

1.3.1

対応手段と設備の選定
1.3−2

(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態にある場合は，発電用原子炉の減圧が必要である。発電用原子炉の減圧をするための設計基準対象施設として，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を設置している。また，設計基準事故対処設備として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を設置している。
これらの発電用原子炉の減圧機能が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準対象施設及び設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（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事故等対処設備を選定する（第1.3−1図）。
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止する対応手段及び重大事故等対処設備並びにインターフェイス
システムＬＯＣＡ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及び自主対策設備 ※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。

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四十六条及び技術基準
規則第六十一条（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を明確
にする。
1.3−3

(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，フロントライン系故障として，逃がし安全弁（自動減圧機能）の自動減圧機能（以下「自動減圧系」という。）の故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪失，直流電源（常設直流電源又は常設直流電源系統）喪失又は窒素供給系の故障を想定する。
設計基準事故対処設備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，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，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1.3−1表に整理する。
ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備
(a)

代替減圧
設計基準事故対処設備である自動減圧系の故障により発電用原子炉が自動で減圧できない場合は，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧の自動化，又は逃がし安全弁の中央制御室からの手動操作により発電用原子炉を減圧する手段がある。

ⅰ)

原子炉減圧の自動化
原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達10分後及び残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ又は低圧炉心スプレイ系ポンプが運転している場合に，過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち，2個を作動させて発電用原子炉を自動で減圧する。
過渡時自動減圧機能による減圧で使用する設備は以下のとおり。
1.3−4

・過渡時自動減圧機能・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

手動による原子炉減圧
中央制御室からの手動操作により自動減圧機能用電磁弁又は逃がし弁機能用電磁弁を作動させ，アキュムレータに蓄圧された窒素を逃がし安全弁に供給することにより逃がし安全弁を開放し，発電用原子炉を減圧する。また，原子炉隔離時冷却系を中央制御室からの操作により起動し，原子炉蒸気の一部を用いて復水貯蔵タンクの水を循環することにより発電用原子炉を減圧する。さらに，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，主復水器の真空状態が維持できていれば，中央制御室からの手動操作によりタービ
ン・バイパス弁を開操作し，発電用原子炉を減圧する。

(ⅰ)

逃がし安全弁による減圧逃がし安全弁による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・所内常設直流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

1.3−5

・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・代替所内電気設備
・燃料給油設備
また，上記所内常設直流電源設備への継続的な給電を使用す
る設備は以下のとおり。
・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(ⅱ)

原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧
原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵タンク
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・補給水系配管・弁・所内常設直流電源設備
・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(ⅲ)

タービン・バイパス弁による減圧
タービン・バイパス弁による減圧で使用する設備は以下のと
おり。
1.3−6

・タービン・バイパス弁
・タービン制御系
・主蒸気系配管・弁(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
原子炉減圧の自動化で使用する設備のうち，過渡時自動減圧機能，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキュムレータ，非常用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。
逃がし安全弁による減圧で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキュム
レータ，所内常設直流電源設備，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，代替所内電気設備，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。
（添付資料1.3.1）
以上の重大事故等対処設備により，逃がし安全弁が機能喪失した場
合においても，発電用原子炉を減圧することができる。
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。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機
能用アキュムレータは，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担
1.3−7保できないが，窒素供給系が機能喪失した場合で逃がし弁機能用アキュムレータ（容量：1回）に駆動源が確保されている場合
は，逃がし安全弁（逃がし弁機能）により発電用原子炉を減圧することができるため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の代替
減圧手段として有効である。
・復水貯蔵タンク及び補給水系配管・弁
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉隔離時冷却系により原子炉蒸気の一部を用いて復水貯蔵タンクの水を再循環することにより，発電用原子炉を減圧することができるため，逃がし安全弁の代替減圧手段として有効である。
・タービン・バイパス弁，タービン制御系及び主蒸気系配管・弁
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，主復水器が使用可能であれば，発電用原子炉を減圧することができるた
め，逃がし安全弁の代替減圧手段として有効である。
（添付資料1.3.2）
ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

常設直流電源系統喪失時の減圧
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源が喪失し，発電用原子炉の減圧ができない場合は，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，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並びに逃がし安
全弁用可搬型蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する手段がある。

ⅰ)

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
1.3−8

常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。
常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復の原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替直流電源設備
・代替所内電気設備
・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
ⅱ)

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
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り逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。
可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復の原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替直流電源設備
・代替所内電気設備
・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
・燃料給油設備ⅲ)

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
1.3−9

逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復の原子
炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁用可搬型蓄電池
・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
(b)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧逃がし安全弁の作動に必要な逃がし弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能用アキュムレータの供給圧力が喪失した場合は，非常用窒素供給系により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する手段がある。

ⅰ)

非常用窒素供給系による窒素確保
逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な窒素の供給源を窒素供給系から非常用窒素供給系に切り替わることで窒素を確保し，発電用原子炉を減圧する。また，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの圧力が低下した場合は，予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベに切り替えることで窒素を確保し，発電用原子炉を減圧する。
非常用窒素供給系による窒素確保で使用する設備は以下のとおり。
・非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（自動減圧機能）
1.3−10・主蒸気系配管・クエンチャ
・非常用窒素供給系配管・弁・自動減圧機能用アキュムレータ
・所内常設直流電源設備
・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
・代替所内電気設備
・燃料給油設備ⅱ)

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
非常用窒素供給系からの供給期間中において，逃がし安全弁の作動により，逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な窒素の圧力が低下した場合は，可搬型窒素供給装置（小型）から供給することで窒素を確保し，発電用原子炉を減圧する。
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置（小型）・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ
・非常用窒素供給系配管・弁・自動減圧機能用アキュムレータ
・所内常設直流電源設備
・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
1.3−11

・代替所内電気設備
・燃料給油設備ⅲ)

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
逃がし安全弁の作動に必要なアキュムレータ（逃がし弁機能用及び自動減圧機能用）の供給圧力が喪失した場合は，非常用逃がし安全弁駆動系により逃がし安全弁（逃がし弁機能）のアクチュエータに非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベから窒素を供給することで，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。また，予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベに切り替えることで窒素を供給することも可能である。
非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（逃がし弁機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ
・非常用逃がし安全弁駆動系配管・弁・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(c)

逃がし安全弁が作動可能な環境条件想定される重大事故等時の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，逃がし安全弁の作動に必要な圧力の窒素を供給可能な設計としている。

ⅰ)

逃がし安全弁の背圧対策想定される重大事故等時の環境条件を考慮して，原子炉格納容器
1.3−12内圧力が設計圧力の2倍の状態（620kPa［gage］（2Pd））となった場
合においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定する。
逃がし安全弁の背圧対策として，窒素の供給圧力を設定するために使用する設備は以下のとおり。
・非常用窒素供給系
・非常用逃がし安全弁駆動系(d)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失における逃がし安全弁の復旧
全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合は，代替電源により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧させて発電用原子炉を減圧する手段がある。

ⅰ)

代替直流電源設備による復旧
代替直流電源設備（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）により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧させて発電用原子炉を減圧する。
代替直流電源設備による復旧で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

代替交流電源設備による復旧
代替交流電源設備（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）により直流125V充電器に給電し，逃がし安全弁の1.3−13

作動に必要な直流電源を確保することにより逃がし安全弁の機能を復旧させて発電用原子炉を減圧する。
代替交流電源設備による復旧で使用する設備は以下のとおり。
・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(e)

重大事故等対処設備と自主対策設備
常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復で使用する設備のうち，常設代替直流電源設備，代替所内電気設備，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復で使用する設備のうち，可搬型代替直流電源設備，代替所内電気設備，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキュムレータ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。
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復で使用する設備のうち，逃がし安全弁用可搬型蓄電池，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ及び自動減圧機能用アキュムレー
タは重大事故等対処設備として位置付ける。
非常用窒素供給系による窒素確保で使用する設備のうち，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系
配管・クエンチャ，非常用窒素供給系配管・弁，自動減圧機能用アキュ
ムレータ，所内常設直流電源設備，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，代替所内電気設備及び燃1.3−14

料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧で使用する設備のう
ち，非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ，逃がし安全弁（逃がし弁機能），主蒸気系配管・クエンチャ，非常用逃がし安全弁駆動系配管・弁，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対処設備として位置付ける。
逃がし安全弁の背圧対策で使用する設備のうち，非常用窒素供給系
及び非常用逃がし安全弁駆動系は重大事故等対処設備として位置付ける。
代替直流電源設備による復旧で使用する設備のうち，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。
代替交流電源設備による復旧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。
※2

逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象。

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。
（添付資料1.3.1）
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失，直流電源（常設直流電源又は常設直流電源系統）喪失又は逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失が発生した場合においても，発電用原子炉を減圧することができる。
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
1.3−15す。
・可搬型窒素供給装置（小型）
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保まで時間を要す
るが，逃がし安全弁（自動減圧機能）に窒素を供給可能であれ
ば，重大事故等の対処に必要となる窒素を確保できることから有効な手段である。
（添付資料1.3.2）ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止
炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合において，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止するため，中央制御室からの手動操作で逃がし安全弁を開放することにより発電用原子炉を減圧する手段がある。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止するための原子炉
減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・所内常設直流電源設備
・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
1.3−16

・燃料給油設備(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系
配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキュムレータ，所内常設直流電源設備，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。
（添付資料1.3.1）
以上の重大事故等対処設備により，炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合においても，高圧溶融物放出／格納
容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損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，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機
能用アキュムレータは，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，窒素供給系が機能喪失した場合で逃がし弁機能用アキュムレータ（容量：1回）に駆動源が確保されている場合
は，逃がし安全弁（逃がし弁機能）により発電用原子炉を減圧することができるため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の代替
1.3−17

減圧手段として有効である。
（添付資料1.3.2）
ｄ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段及び設備(a)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，中央制御室から漏えい箇所の隔離操作を実施するが，漏えい箇所の隔離ができない場合，
原子炉格納容器外に原子炉冷却材の漏えいが継続する。原子炉格納容
器外への漏えいを抑制するため，逃がし安全弁又はタービン・バイパ
ス弁により発電用原子炉を減圧し，現場での弁の隔離操作により原子
炉冷却材の漏えい箇所を隔離する手段がある。
なお，原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離に使用する設備は，系統に原子炉圧力が負荷される状態での電動弁の開閉試験を実施する場合に，系統が過圧される可能性がある系統の隔離弁を選定している。
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時における発電用原子炉の減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・タービン・バイパス弁
・タービン制御系
・主蒸気系配管・弁・所内常設直流電源設備
・常設代替直流電源設備
1.3−18

・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時における原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心スプレイ系注入弁
・原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
・低圧炉心スプレイ系注入弁
・残留熱除去系Ａ系注入弁
・残留熱除去系Ｂ系注入弁
・残留熱除去系Ｃ系注入弁(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ，
自動減圧機能用アキュムレータ，高圧炉心スプレイ系注入弁，原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁，低圧炉心スプレイ系注入弁，残留熱除去
系Ａ系注入弁，残留熱除去系Ｂ系注入弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁，
所内常設直流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替交流電源設
備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備を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。
（添付資料1.3.1）
以上の重大事故等対処設備により，インターフェイスシステムＬＯ
ＣＡが発生した場合においても，中央制御室から漏えい箇所の隔離操
1.3−19

作をすることで原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離するが，漏えい箇所の隔離ができない場合には，発電用原子炉を減圧することで原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいすることを抑制し，現場での弁の隔離操作により原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離することができる。
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。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機
能用アキュムレータは，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，窒素供給系が機能喪失した場合で逃がし弁機能用アキュムレータ（容量：1回）に駆動源が確保されている場合
は，逃がし安全弁（逃がし弁機能）により発電用原子炉を減圧することができるため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の代替
減圧手段として有効である。
・タービン・バイパス弁，タービン制御系及び主蒸気系配管・弁
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，主復水器が使用可能であれば，発電用原子炉を減圧することができるた
め，逃がし安全弁の代替減圧手段として有効である。
（添付資料1.3.2）
ｅ．手順等
上記「ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備」，「ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備」及び「ｄ．インターフェイスシステムＬＯ
1.3−20ＣＡ発生時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 ※３ 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（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」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.3−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整理する（第1.3−2表，第1.3−3表）。
※3

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。
（添付資料1.3.3）

1.3.2

重大事故等時の手順

1.3.2.1(1)

フロントライン系故障時の対応手順

代替減圧
ａ．手動による原子炉減圧
低圧で原子炉注水が可能な系統による原子炉注水への移行を目的として，逃がし安全弁，原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転及び主蒸気隔離弁が開状態での主復水器を使用したタービン・バイパス弁により発電用原子炉の減圧を実施する。
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損の防止を目的として，逃がし安全弁により発電用原子炉の減圧を
行う。
(a)
ⅰ)

逃がし安全弁による減圧
手順着手の判断基準
1.3−21

【炉心損傷前の減圧の場合】
炉心損傷前において，低圧で原子炉注水が可能な系統 ※１ 又は低圧代替注水系 ※２ 1系統以上起動できた場合。
※1：炉心損傷前における「低圧で原子炉注水が可能な系統」とは，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）及び給水・復水系をいう。
※2：炉心損傷前における「低圧代替注水系」とは，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，消火系及び補給水系をいう。
【炉心損傷後の減圧の場合】
炉心損傷を判断した場合 ※３ で，原子炉圧力容器内の圧力が0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統 ※４ が使用できず，低圧注水系統 ※５ 1系統以上起動できた場合，又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した場合。
（添付資料1.3.8）※3：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の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。
※4：炉心損傷後における「高圧注水系統」とは，高圧炉心スプ
レイ系，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替
注水系をいう。
※5：炉心損傷後における「低圧注水系統」とは，給水・復水
1.3−22

系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系），
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，消火系及び補給水系をいう。
ⅱ)

操作手順
逃がし安全弁の手動操作による減圧手順は以下のとおり。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし
安全弁による発電用原子炉の減圧を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，以下の操作及び確認により発電用原子炉の減圧を行い，発電長に報告する（操作及び確認は(ⅰ)から順に実施する。）。
・炉心損傷前の減圧の場合(ⅰ)

逃がし安全弁（自動減圧機能）7個を手動操作により
開放する。

(ⅱ)

逃がし安全弁（自動減圧機能）7個を開放できない場
合，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を手動操作により追加で開放し，合計7個まで開放する。

(ⅲ)

逃がし安全弁7個を開放できない場合，逃がし安全弁
1個以上が開放されていることを確認する。

・炉心損傷後の減圧の場合(ⅰ)

逃がし安全弁（自動減圧機能）2個を手動操作により
開放する。

(ⅱ)

逃がし安全弁（自動減圧機能）2個を開放できない場
合，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を手動操作により追加で開放し，合計2個まで開放する。

ⅲ)

操作の成立性
1.3−23

上記の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，作業開始を判断してから逃がし安全弁による減圧開始までの所要時間は1分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(b)ⅰ)

原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧
手順着手の判断基準
炉心損傷前において，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代
替注水系1系統以上起動により原子炉注水手段が確保され，逃がし
安全弁による発電用原子炉の減圧ができない場合。

ⅱ)

操作手順
原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧手順は以下のとおり。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンクの循環運転による発電用原子炉の減圧を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系を復水貯蔵
タンク循環運転で起動し，発電用原子炉の減圧を行い，発電長に報告する。

ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タ
ンク循環運転による減圧開始までの所要時間は25分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，
1.3−24

速やかに対応できる。
(c)ⅰ)

タービン・バイパス弁による減圧
手順着手の判断基準
炉心損傷前において，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代
替注水系1系統以上起動により原子炉注水手段が確保され，逃がし
安全弁及び原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による発電用原子炉の減圧ができない場合。

ⅱ)

操作手順
タービン・バイパス弁による減圧手順は以下のとおり。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にタービン・バイパス弁による発電用原子炉の減圧を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，タービン・バイパス弁を手動で開操作し，発電用原子炉の減圧を行い，発電長に報告する。

ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してからタービン・バイパス弁による減圧開始までの所要時間は3分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(2)

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1.3−15図に示す。
逃がし安全弁の自動減圧機能喪失により逃がし安全弁が自動で作動しない場合，炉心損傷前であれば，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代
替注水系による原子炉注水準備が完了した後，逃がし安全弁の中央制御室
1.3−25

からの操作により発電用原子炉の減圧を実施する。
逃がし安全弁の中央制御室からの操作により発電用原子炉の減圧ができない場合，原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による発電用原
子炉の減圧を実施する。ただし，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生
時の減圧手段としては使用しない。
原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による発電用原子炉の減圧ができない場合，主蒸気隔離弁が開可能であれば，主復水器を使用したタービン・バイパス弁による発電用原子炉の減圧を実施する。
また，炉心損傷を判断した場合で，原子炉圧力容器内の圧力が0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統が使用できず，低圧注水系統1系統以上起動できた場合，又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した
場合に逃がし安全弁の中央制御室からの操作により発電用原子炉の減圧を実施する。
なお，原子炉水位低異常低下（レベル１）設定点到達10分後及び残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ又は低圧炉心スプレイ系ポンプが運転している場合，過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個を作動させて自動で発電用原子炉を減圧する。
1.3.2.2(1)

サポート系故障時の対応手順

常設直流電源系統喪失時の減圧
ａ．常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を中央制御室からの手動操作により開放し
1.3−26

て発電用原子炉を減圧する。
(a)

手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧ができない場合。

(b)

操作手順
常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3−2図に，タイムチャートを第1.3−3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし安全弁（自動減圧機能）の電源を所内常設直流電源設備から常設代替
直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池への切替え準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放に必要な緊急用直流125V主母線盤電圧が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に逃がし安全弁（自動減圧機能）の電源を所
内常設直流電源設備から常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池への切り替えを指示する。
④運転員等は中央制御室にて，緊急用電源切替盤で逃がし安全弁の制御回路電源を所内常設直流電源設備から常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池への切り替えを実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放を指1.3−27示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁（自動減圧機能）を手動操作により開放し，原子炉圧力の低下により発電用原子炉の減圧が開始されたことを確認して，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから常設代替直流電源設備による逃がし安
全弁機能回復まで5分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，常設代替直流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
ｂ．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，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り逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を中央制御室からの操作により開放して発電用原子炉を減圧する。
(a)

手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧ができない場合において，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への給電ができない
場合。

(b)

操作手順
可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復手順の概要は
1.3−28以下のとおり。
概要図を第1.3−4図に，タイムチャートを第1.3−5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし安全弁（自動減圧機能）の電源を所内常設直流電源設備から可搬型代
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への切替え準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，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り逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放に必要な緊急用直流125V主母線盤電圧が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に逃がし安全弁（自動減圧機能）の電源を所
内常設直流電源設備から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への切り替えを指示する。
④運転員等は中央制御室にて，緊急用電源切替盤で逃がし安全弁（自動減圧機能）の制御回路電源を所内常設直流電源設備から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への切り替えを実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に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逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁（自動減圧機能）を手動操作により開放し，原子炉圧力の低下により発電用原子炉の減圧が開始されたことを確認して，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
1.3−29上記の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，作業開始を判断してから可搬型代替直流電源設備による代替所
内電気設備への給電完了後，逃がし安全弁機能回復まで5分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電完了までの所要時間を240分以内と想定する。可搬型代替直流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
ｃ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，中央制御室にて逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を手動操作により開放して発電用原子炉を減圧する。
発電用原子炉の減圧状況の確認は，中央制御室の計器により確認が可能である。
なお，逃がし安全弁用可搬型蓄電池の接続は逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣの作動回路Ｂ系に優先で接続する。その他の逃がし安全弁（自動減圧機能）についても蒸気によるサプレッション・プール水温度の局所的な上昇を考慮し異なる主蒸気系配管から2個を選定する。
(a)

手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧ができない場合において，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への給電ができない
1.3−30

場合。
(b)

操作手順
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3−6図に，タイムチャートを第1.3−7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力の計器端子台に可搬型計測器を接続し，原子炉圧力指示値を確認する。
③運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池及び電源ケーブルを接続する。
④運転員等は，逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放の準備が完了したことを発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし
安全弁（自動減圧機能）開放を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，接続した逃がし安全弁用可搬型蓄電
池のスイッチ操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放
し，発電用原子炉の減圧を開始する。
⑦運転員等は中央制御室にて，接続した可搬型計測器の原子炉圧力
指示値の低下により発電用原子炉の減圧が開始されたことを確認し，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
1.3−31

場合，作業開始を判断してから逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復まで55分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(2)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による窒素確保
窒素供給系からの窒素の供給が喪失し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素の供給圧力が低下した場合に，供給源が非常用窒素供給系に自動で切り替わることで逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保する。
また，非常用窒素供給系からの供給期間中において，逃がし安全弁（自動減圧機能）の窒素の供給圧力が低下した場合に，予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベに切り替えを実施する。
(a)

手順着手の判断基準【窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え】
窒素供給系からの窒素の供給が喪失し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な自動減圧機能用アキュムレータの圧力が1.10MPa［gage］以下の場合。
【非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ切替え】
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（自動減圧機能）作動用の窒素を供給している期間中において，非常用窒素供給系
高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下の場合。

(b)

操作手順
非常用窒素供給系による窒素確保手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3−8図に，タイムチャートを第1.3−9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に非常用窒素
1.3−32

供給系による窒素確保を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ供給止め弁が開したことを確認する。あわせて，自動減圧系作動用
アキュムレータ圧力低（1.10MPa［gage］以下）警報が消灯する
ことを確認し，発電長に報告する。
③運転員等は中央制御室にて，非常用窒素供給系供給圧力指示値が1.10MPa［gage］を超え，逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に非常用窒素供給系高圧窒素ボンベによる逃がし安全弁（自動減圧機能）への窒素供給中に，非常用窒素供給
系高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下の場合に，予備ボンベラックに配備している予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボン
ベと使用済みの非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの交換を指示する。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベを運搬し，使用済みの非常用窒素供給系高圧窒素ボンベと予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの入れ替えを実施する。
⑥運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，使用済みの非常用窒素供給
系高圧窒素ボンベを予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベに切り替えを実施し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に非常用窒素供給系高圧窒素ボンベを交換した後の非常用窒素供給系供給圧力の確認を指示する。
⑧運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，非常用窒素供給系高圧窒素
ボンベを交換した後，窒素が供給されていることを非常用窒素供1.3−33

給系供給圧力指示値により確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから非常用窒素供給系による窒素確保完了までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え】
・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，2分以内と想定する。
【非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ切替え】
・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，282分以内と想定する。
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。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.3.4）

ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベからの供給期間中において，逃がし
安全弁（自動減圧機能）の窒素の供給圧力が低下した場合に，可搬型窒
素供給装置（小型）からの供給に切り替えて逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保する。
(a)

手順着手の判断基準
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（自動減圧機能）作動用の窒素を供給している期間中において，非常用窒素供給系
高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下の場合。

(b)

操作手順
1.3−34

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3−10図に，タイムチャートを第1.3−11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可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための準備を依頼する。
②発電長は，運転員等に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし
安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホース接続及び系統構成（非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの隔離操作含む）を指示する。
③運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟及び原子炉建屋原子炉棟にて，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホースの接続及び系
統構成（非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの隔離操作含む）を実施し，発電長に報告する。
④発電長は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホースの接続及び系統構成が完了したことを連絡する。
⑤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（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための準備を指示する。
⑥重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置（小型）と原子炉建屋南側の接続口に窒素供給用ホースを取り付ける。
⑦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（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保
1.3−35するための準備が完了したことを報告する。
⑧災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源の供給開始を連絡する。
⑨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（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源の供給開始を指示する。
⑩重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源供給のための系統構成を実施し，可搬型窒素供給装置（小型）を起動する。
⑪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（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源へ供給を開始し，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源へ供給を開始したことを報告する。
⑫災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源の確保が完了したことを連絡する。
⑬発電長は，運転員等に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし
安全弁（自動減圧機能）駆動源が確保されていることの確認を指示する。
⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，非常用窒素供給系供給圧力
指示値が1.10MPa［gage］を超え，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源が確保されたことを確認し，発電長に報告する。
1.3−36

(c)操作の成立性上記の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2名にて実施した場合，作業開始を判断してから可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保まで305分以内と想定する。
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。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。
（添付資料1.3.4）

ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
逃がし安全弁の駆動に必要な窒素供給が喪失した場合，非常用逃がし
安全弁駆動系の中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（逃がし弁機能）の駆動源を確保し，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。なお，中央制御室からの遠隔操作ができない
場合，現場での手動操作を実施する。
発電用原子炉の減圧状況の確認は，中央制御室の計器により確認が可
能である。
(a)

手順着手の判断基準【非常用逃がし安全弁駆動系の中央制御室からの遠隔操作】
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の駆動源である窒素供給系及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源である非常用窒素供給系の窒素が喪失し，中央制御室からの遠隔操作による発電用原子炉の減圧ができない場合。
【非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替え】
非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（逃が1.3−37

し弁機能）へ作動用の窒素供給期間中に，非常用逃がし安全弁駆動系
高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下の場合。
(b)

操作手順
非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3−12図に，タイムチャートを第1.3−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，非常用逃がし安全弁駆動系窒素ブロ
ーライン隔離弁を閉とする。なお，中央制御室からの遠隔操作により閉にできない場合は，原子炉建屋原子炉棟にて現場手動操作
により非常用逃がし安全弁駆動系窒素ブローライン隔離弁を閉とする。
③運転員等は，発電長に非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給
弁及び非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給ライン隔離弁を開とする。なお，中央制御室からの遠隔操作により開にできない場合
は，原子炉建屋原子炉棟にて現場手動操作により非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給弁及び非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給ラ
イン隔離弁を開とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力の低下により発電用原子炉の減圧が開始されたことを確認し，発電長に報告する。
1.3−38

⑦発電長は，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベによる逃がし安全弁（逃がし弁機能）への窒素供給中に，非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベの圧力が低下した場合に，予備ボンベラックに配備している予備の非常用逃がし安全弁駆動系
高圧窒素ボンベと使用済みの非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素
ボンベの交換を指示する。
⑧運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，予備の非常用逃がし安全弁
駆動系高圧窒素ボンベを運搬し，使用済みの非常用逃がし安全弁
駆動系高圧窒素ボンベと予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒
素ボンベの入れ替えを実施する。
⑨運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，使用済みの非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベを予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベに切り替えを実施し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから非常用逃がし安全弁駆動系
による原子炉減圧開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧】・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，4分以内と想定する。
【非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替え】・現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替えによる原子炉減圧開始まで120分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤か
1.3−39

らの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
（添付資料1.3.4）(3)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失における逃がし安全弁の復
旧ａ．代替直流電源設備による復旧
常設直流電源喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，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
整流器により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
(a)

手順着手の判断基準
常設直流電源喪失により，直流125V主母線盤２Ａ及び直流125V主母
線盤２Ｂの電圧喪失を確認した場合。

(b)

操作手順
可搬型代替直流電源設備に関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。
代替直流電源による復旧後，逃がし安全弁は，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により
対応する。
(c)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから代替直流電源設備により電源復旧後，逃がし安全弁の開放まで1分以内と想定する。
1.3−40中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電完了までの所要時間を250分以内と想定する。可搬型代替直流電源設
備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
ｂ．代替交流電源設備による復旧
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，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
低圧電源車により直流125V充電器に給電し，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，直流125V主母線盤２Ａ及び直流125V主母線盤２Ｂの電源喪失を確認した場合。

(b)

操作手順
常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設備に関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。
代替交流電源による復旧後，逃がし安全弁は，中央制御室からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により対応する。
(c)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから代替交流電源設備により電源復旧後，逃がし安全弁の開放まで1分以内と想定する。
1.3−41

中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電完了までの所要時間は以下のとおり想定する。常設代替交流電源設備に関する操作の成立性及び可搬型代替交流電源設備に関する操作の成立性
は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。

・常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電：92分
以内
・可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電：
180分以内(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1.3−15図に示す。
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，常設代替
直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。常設代替直流電源設
備として使用する緊急用125V系蓄電池による直流電源の確保に失敗した場
合，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又は逃がし安全弁用可搬型蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。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逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復するまでに時間を要することから，逃がし安全弁用可搬型蓄電池を同時に準備する。
1.3−42常設直流電源喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，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り直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧する。
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失した場合，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直流125V充電器に給電することで直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧する。
逃がし安全弁の作動に必要な窒素の喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，非常用窒素供給系により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源が確保され，逃がし安全弁（自動減圧機能）により発電用原子炉を減圧する。
非常用窒素供給系の圧力が低下した場合については，予備の非常用窒素
供給系高圧窒素ボンベへの切替え又は可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保する。可搬型窒素供給装置（小型）については窒素確保までに時間を要することから，あらかじめ災
害対策本部長代理へ準備を依頼する。
非常用窒素供給系により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源が確保できない場合，非常用逃がし安全弁駆動系により逃がし安全弁(逃がし弁機能)の駆動源を確保する。
なお，逃がし安全弁の背圧対策として，想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ窒素の供給圧力を設定する。
1.3.2.3

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順

炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合におい1.3−43

て，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止するため，逃がし安全弁を使用した中央制御室からの手動操作による発電用原子炉の減圧を行う。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止するための手動による原子炉減圧の操作手順については，「1.3.2.1(1)ａ．(a)逃がし安全弁による減圧」にて整備する。
1.3.2.4(1)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉冷却材圧力バウン
ダリ機能が喪失し，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材の漏えいが生じる。
したがって，原子炉格納容器外への漏えいを停止するための漏えい箇所の隔離，保有水を確保するための原子炉注水が必要となる。
漏えい箇所の隔離ができない場合は，逃がし安全弁又はタービン・バイ
パス弁により発電用原子炉を減圧することで，原子炉建屋原子炉棟への原
子炉冷却材の漏えいを抑制し，漏えい箇所の隔離を行う。
ａ．手順着手の判断基準
非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系の系統圧力及び原子炉水位のパラメータ変化によりインターフェイスシステムＬＯＣＡ発生を確認した場合。
ｂ．操作手順「二次格納施設制御」における操作手順の概要は以下のとおり。
タイムチャートを第1.3−14図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に漏えい箇所を隔離し漏えいの抑制を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の圧力，原子炉格納1.3−44

容器内の圧力，原子炉格納容器内の温度，主蒸気流量，給水流量及び原子炉建屋原子炉棟への異常漏えい等を示すパラメータの変化及び警報発報により，インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生を総合的に確認することで漏えい箇所を特定し中央制御室からの遠隔操作にて隔離を実施し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に漏えい箇所の隔離ができない場合は，原子炉
スクラム及び主蒸気隔離弁の閉操作を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉スクラム及び主蒸気隔離弁の閉操作を実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉建屋ガス処理系の停止操作及び中央制
御室換気系の起動操作を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系の停止操作及び中央制御室換気系の起動操作を実施し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態
で，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系を1系統以上の起動後，原子炉減圧及び残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）の起動操作を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系を1系
統以上の起動操作を実施する。
⑨運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁により原子炉急速減圧を行い，発電用原子炉の減圧を実施することで，原子炉建屋原子炉棟
への原子炉冷却材漏えい量を抑制する。逃がし安全弁による減圧ができない場合，主蒸気隔離弁が開可能であれば，主復水器を使用したタービン・バイパス弁による発電用原子炉の減圧を実施する。
1.3−45

⑩運転員等は逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧を実施した場
合，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）の起動操作を実施し，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位異常低下（レベル２）設定点から原子炉水位低（レベル３）設定点の間で維持するように指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系により，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位異常低下（レベル２）設定点から原子炉水位低（レベル３）設定点の間に維持し，発電長に報告する。
⑬発電長は，運転員等に漏えい箇所の隔離を指示する。
⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作による漏えい箇所の隔離を実施し，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系により，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以
上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作のうち，中央制御室からの隔離操作を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生か
1.3−46

ら漏えい箇所の隔離完了まで12分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
中央制御室からの隔離操作により隔離ができない場合の現場対応を運
転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名にて実施した場合，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生から漏えい箇所の隔離完了まで300分以内と想定する。
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。なお，インターフェイスシステムＬＯＣＡ
発生時は，漏えいした水の滞留及び蒸気による高湿度環境が想定されるため，現場での隔離操作は環境性等を考慮し，自給式呼吸用保護具を着用する。
（中央制御室からの遠隔隔離操作の成立性）
インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する可能性のある操作
は，定期試験として実施する非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系電動弁作動試験における原子炉注入弁の手動開閉操作である。
上記試験を行う際は，系統圧力を監視し上昇傾向にならないことを確認しながら操作し，系統圧力が上昇傾向になった場合は速やかに原子炉注入弁の閉操作を実施することとしている。しかし，隔離弁の隔離失敗等により系統圧力が異常に上昇し，低圧設計部分の過圧を示す
警報の発生及び漏えい関連警報が発生した場合は，同試験を実施していた非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系でインターフェイスシ
ステムＬＯＣＡが発生していると判断できる。これにより，漏えい箇所及び隔離すべき箇所の特定が容易であり，中央制御室からの隔離操
作を速やかに行うことを可能とする。
1.3−47

（現場隔離操作の成立性）
隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートの環境を考慮しても，現場での隔離操作は可能とする。
（溢水の影響）隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートは，インターフェイスシステムＬＯＣＡにより漏えいが発生する機器よりも上層階に位置し，溢水の影響を受けない。
（インターフェイスシステムＬＯＣＡの検知について）
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，非常用炉心冷却系及
び原子炉隔離時冷却系の系統圧力，原子炉圧力容器内の圧力，原子炉
圧力容器内の水位及び原子炉格納容器内の圧力等の関連パラメータ変化を確認することによりインターフェイスシステムＬＯＣＡ発生を判断する。また，非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系のポンプ室
は，原子炉建屋原子炉棟内において各部屋が分離されているため，床漏えい検出器及び火災報知器により，漏えい場所を特定するための参考情報の入手も可能である。
（添付資料1.3.4，添付資料1.3.5，添付資料1.3.6，添付資料1.3.7）
1.3.2.5

その他の手順項目について考慮する手順

逃がし安全弁，非常用逃がし安全弁駆動系，電動弁及び監視計器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」に整備する。

可搬型窒素供給装置（小型），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油手
順については，「1.14電源の確保に関する手順等」に整備する。

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
1.3−48事故

時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.3−49

第1.3−1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，対処設備，手順書一覧（1／7）（フロントライン系故障時）
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

過渡時自動減圧機能
逃がし安全弁（自動減圧機能） ※２
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
非常用交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３− ※１

重大事故等 対処設備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ

自主対策設 備

手動による 原子炉減 圧︵逃がし 安全弁による減圧︶

逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※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
代替所内電気設備
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

原子炉減圧 の自動化

フロントラ イン系故 障時

自動減圧系

対処設備

重大事故等対策要領※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※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。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらか
じめ供給圧力を設定している。

1.3−50対応手段，対処設備，手順書一覧（2／7）（フロントライン系故障時）
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

自主対策設備

フロントライン系故障時

手動による 原子炉減 圧︵原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧︶

原子炉隔離時冷却系ポンプ
復水貯蔵タンク
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・
弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・
弁
補給水系配管・弁所内常設直流電源設備※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

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

自動減圧系

自主対策設 備

手動による 原子炉減 圧︵タービン ・バイパス弁による 減圧︶

タービン・バイパス弁
タービン制御系
主蒸気系配管・弁

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※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。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらか
じめ供給圧力を設定している。

1.3−51

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／7）（サポート系故障時）
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

重大事故等対処設備

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

常設代替直流電源設備※３
代替所内電気設備
逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等対処設備

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

サポート系故障時

所内常設直流電源設備（常設直流電源系統）

可搬型代替直流電源設備※３
代替所内電気設備
逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
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

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復

逃がし安全弁用可搬型蓄電池
逃がし安全弁（自動減圧機能）※４
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※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。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらか
じめ供給圧力を設定している。

1.3−52

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／7）（サポート系故障時）
分類

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設備

可搬型窒素供給装置（小型）
逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用窒素供給系配管・弁自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備 ※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
代替所内電気設備
燃料給油設備 ※３

手順書

重大事故等対処設備

非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ
逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用窒素供給系配管・弁自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備 ※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
代替所内電気設備
燃料給油設備 ※３

可搬型窒素供給装置︵小型︶による窒素確保

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）※５
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用逃がし安全弁駆動系配管・弁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

重大事故等対処設備

非常用逃がし安全弁駆動系による
原子炉減圧

サポート系故障時−対応
手段

非常用窒素供給系による窒素確保

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
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

逃がし安全弁の背圧 対策

非常用窒素供給系
非常用逃がし安全弁駆動系− ※６※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※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。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらか
じめ供給圧力を設定している。

1.3−53

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／7）（サポート系故障時）
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

可搬型代替直流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

重大事故等対処設備

所内常設直流電源設備のうち蓄電池及び充電器（常設直流電源）

代替直流電源設備による復旧

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機等（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

サポート系故障時
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

所内常設直流電源設備のうち蓄電池（常設直流電源）

代替交流電源設備による復旧

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機等（全交流動力電源）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※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。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらか
じめ供給圧力を設定している。

1.3−54

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／7）（原子炉格納容器破損の防止）
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

逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備 ※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

手順書

重大事故等対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ初期対応」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ

自主対策設備

炉心損傷時における高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱の防止

原子炉格納容器破損の防止

−

対応
手段

重大事故等対策要領※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※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。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらか
じめ供給圧力を設定している。

1.3−55

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／7）（インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時）
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

逃がし安全弁（自動減圧機能）
高圧炉心スプレイ系注入弁
原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
低圧炉心スプレイ系注入弁
残留熱除去系Ａ系注入弁
残留熱除去系Ｂ系注入弁
残留熱除去系Ｃ系注入弁
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備※３
常設代替直流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

重大事故等対処設備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」
重大事故等対策要領

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ
タービン・バイパス弁
タービン制御系
主蒸気系配管・弁自主対策設備

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時

−

対応
手段

※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※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。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらか
じめ供給圧力を設定している。

1.3−56

第1.3−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／6）
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）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧
ａ．手動による原子炉減圧(a) 逃がし安全弁による減圧【炉心損傷前の減圧の場合】
判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力

操作

原子炉圧力容器内の水位

高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
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
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
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力
原子炉圧力（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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

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

サプレッション・プール水温度

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧
ａ．手動による原子炉減圧(a) 逃がし安全弁による減圧【炉心損傷後の減圧の場合】

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」

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圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

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燃料域）

原子炉圧力容器への注水量

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力

操作

原子炉圧力容器内の水位

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

1.3−57

高圧炉心スプレイ系系統流量
原子炉隔離時冷却系系統流量
高圧代替注水系系統流量
給水流量
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
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
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
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
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力
原子炉圧力（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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
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

監視計器一覧（2／6）
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）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧
ａ．手動による原子炉減圧(b) 原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

運転状態の監視（運転状態）
原子炉圧力容器内の圧力操作

ＡＭ設備別操作手順書

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の水位

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
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
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉隔離時冷却系系統流量
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力復水貯蔵タンク水位
原子炉圧力
原子炉圧力（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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

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

サプレッション・プール水温度

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧
ａ．手動による原子炉減圧(c) タービン・バイパス弁による減圧

判断基準

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

運転状態の監視（運転状態）
原子炉圧力容器内の圧力
操作

原子炉圧力容器内の水位

補機監視機能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
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
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉隔離時冷却系系統流量
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力復水貯蔵タンク水位
原子炉圧力
原子炉圧力（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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
復水器真空度

1.3−58

監視計器一覧（3／6）
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）1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧
ａ．常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

操作

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

ＡＭ設備別操作手順書

電源

直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

電源

緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧
ｂ．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

操作

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

ＡＭ設備別操作手順書

電源

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

電源

緊急用直流 125V 主母線盤電圧
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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧
ｃ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復

操作

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

電源

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）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

ＡＭ設備別操作手順書

1.3−59

監視計器一覧（4／6）
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）1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による窒素確保【窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え】
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

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」

操作

駆動源の確保

自動減圧系作動用アキュムレータ圧力低警報
非常用窒素供給系供給圧力

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力

ＡＭ設備別操作手順書
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による窒素確保【非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ切替え】
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

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」

操作

駆動源の確保

高圧窒素ボンベ圧力低警報
非常用窒素供給系供給圧力
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力ＡＭ設備別操作手順書
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

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」

操作

駆動源の確保

高圧窒素ボンベ圧力低警報
非常用窒素供給系供給圧力
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力

ＡＭ設備別操作手順書
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

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」

操作

駆動源の確保

高圧窒素ボンベ圧力低警報
非常用窒素供給系供給圧力
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力
非常用逃がし安全弁駆動系供給圧力
非常用逃がし安全弁駆動系窒素ボンベ圧力

補機監視機能非常用逃がし安全弁駆動系供給圧力
非常用逃がし安全弁駆動系窒素ボンベ圧力ＡＭ設備別操作手順書

1.3−60

監視計器一覧（5／6）
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）1.3.2.4 インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

判断基準

格納容器バイパスの監視

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）
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
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力

格納容器バイパスの監視

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）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
ドライウェル雰囲気温度
ドライウェル圧力
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
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
主蒸気流量
給水流量

原子炉圧力容器への注水量

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
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）

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
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
常設低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
代替淡水貯槽水位

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
残留熱除去系海水系系統流量

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

操作

1.3−61

監視計器一覧（6／6）
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）1.3.2.4 インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

漏えい関連警報

1.3−62【漏えい検知】
ISOLATION SYS MS LINE PRESS LOWISOLATION SYS MS LINE FLOW HIGHLDS CUW ⊿F HIGH OR CONT. TROUBLE
RCIC STEAM LINE BREAK ⊿P HIGHLDS MS TUNNEL TEMP HI
LDS T/B MS LINE TEMP HI
LDS RCIC EQUIP AREA TEMP HI
LDS RCIC PIPE AREA TEMP HI
LDS CUW ROOMS TEMP HI
LDS RHR EQUIP AREA TEMP HI
LDS CUW ROOMS AMBIENT TEMP HI
LDS RHR EQUIP ROOMS AMBIENT TEMP HI【床漏えい警報】
HPCS PUMP AREA FLOODING
RCIC PUMP AREA FLOODING
LPCS PUMP AREA FLOODING
RHR PUMP A(B,C) AREA FLOODING
RHR Hx A(B) AREA FLOODING
R/B EAST SUMP PUMP AREA FLOODING
R/B WEST SUMP PUMP AREA FLOODING【原子炉建屋サンプ液位警報】
R/B FD SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B ED SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B SD SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B OD SUMP A(B) LEVEL HI OR HI-HI OR POWER
FAILURE【原子炉建屋サンプ温度警報】
R/B ED SUMP A OR B TEMP HIGH
【原子炉建屋内異常漏えい警報】
R/B FD SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
R/B ED SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
R/B SD SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
【圧力警報】
HPCS SPRAY HEAD TO TOP OF CORE-PLATE ⊿P HIGH
HPCS PUMP SUCTION PRESS HI/LO
RCIC PUMP SUCTION PRESS HIGH
RHR INJECTION VALVE ⊿P LOW
RHR PUMP DISCH PRESS ABNORMAL HI/LO
RHR SHUTDOWN HEADER PRESS HIGH
LPCS INJECTION VALVE ⊿P LOW
LPCS PUMP ABNORMAL HI/LO DISCH PRESS
プロセス放射線モニタ警報
火災報知器警報
原子炉建屋内放射線モニタ警報
原子炉建屋内ダストモニタ警報

第 1.3− 3 表
対象条文【 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

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
供給対象設備

給電元
給電母線
所内常設直流電源設備
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 ２ Ａ
直 流 125V主 母 線 盤 ２ Ｂ

逃がし安全弁

1.3−63

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

フロントライン系故障時の対応手段①：原子炉減圧の自動化②-1：手動による原子炉減圧（逃がし安全弁による減圧）②-2：手動による原子炉減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク
循環運転による減圧）②-3：手動による原子炉減圧（タービン・バイバス弁による減圧） ＊１：フロントライン系：サポート系②-3

サポート系故障時の対応手段③：常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復④：可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復⑤：逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復⑥：非常用窒素供給系による窒素確保⑦：可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保⑧：非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧⑨：代替直流電源設備による復旧⑩：代替交流電源設備による復旧

逃が し安 全 弁に よる
原子 炉減 圧 機能 喪失②-2

逃が し安 全 弁

逃が し安 全 弁
（逃 がし 弁 機能 ）機 能喪 失

（自 動減 圧 機能 ）＊２

機 能喪 失※2

逃が し安 全 弁
弁体 故障⑧

駆動 源喪 失（窒 素）

※3制御 回路 Ａ 系故 障制御 回路 Ｂ 系故 障

※1

※1

⑤

①

電磁 弁
故障

④

③

駆動源喪 失
（直流）

信号 故障

※5

②-1

自動 減圧 系
信号 故障

第1.3−1図手動＊1：主蒸気隔離弁開時のみ有効＊2：逃がし安全弁（自動減圧機能）は，Ｂ，Ｃ，Ｆ，Ｈ，Ｋ，Ｌ，Ｒの 7 個

機能喪失原因対策分析（1／3）
1.3−64

（凡例）：フロントライン系

フロントライン系故障時の対応手段①：原子炉減圧の自動化②-1：手動による原子炉減圧（逃がし安全弁による減圧）②-2：手動による原子炉減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク
循環運転による減圧）：サポート系②-3：手動による原子炉減圧（タービン・バイバス弁による減圧）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応＊１

サポート系故障時の対応手段③：常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復④：可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復⑤：逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復⑥：非常用窒素供給系による窒素確保⑦：可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保⑧：非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧⑨：代替直流電源設備による復旧⑩：代替交流電源設備による復旧

逃が し安 全 弁
（逃 がし 弁 機能 ）機 能喪 失

※2

逃が し安 全 弁
弁体 故障
⑧

電磁 弁
故障

作動 回路
故障

駆動 源喪 失（直 流）

駆動 源喪 失
（窒 素）

※5

※4

②-1
自動 起動
信号 故障

手動

駆動 源喪 失（窒 素）

駆動 源喪 失（窒 素）

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）※3※4

窒素 供給 設 備
故障

配管 破損

アキ ュム レ ータ
故障

逃が し安 全 弁
（逃 がし 弁 機能 ）窒素 供給 系
故障

配管 破損

アキ ュム レ ータ
故障⑦⑥
窒素 供給 系
故障

高圧 窒素 ボ ンベ
故障

＊1：主蒸気隔離弁開時のみ有効＊2：逃がし安全弁（自動減圧機能）は，Ｂ，Ｃ，Ｆ，Ｈ，Ｋ，Ｌ，Ｒの 7 個

第1.3−1図

機能喪失原因対策分析（2／3）
1.3−65

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

フロントライン系故障時の対応手段①：原子炉減圧の自動化②-1：手動による原子炉減圧（逃がし安全弁による減圧）②-2：手動による原子炉減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク
循環運転による減圧）：フロントライン系②-3：手動による原子炉減圧（タービン・バイバス弁による減圧）：サポート系＊１

サポート系故障時の対応手段③：常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復④：可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復⑤：逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復⑥：非常用窒素供給系による窒素確保⑦：可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保⑧：非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧⑨：代替直流電源設備による復旧⑩：代替交流電源設備による復旧（略語）
Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置
Ｐ／Ｃ：パワーセンタ

電源 喪失（直 流電 源 ）駆動 源喪 失(交流 電 源)

※5

※6

配電 盤
機能 喪失

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

⑨

蓄電 池
機能 喪失

駆動 源喪 失（交 流電 源 ）

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

⑩

充電 器故 障外部 電源 系
故障

非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機等 故 障

＊1：主蒸気隔離弁開時のみ有効＊2：逃がし安全弁（自動減圧機能）は，Ｂ，Ｃ，Ｆ，Ｈ，Ｋ，Ｌ，Ｒの 7 個※6

第1.3−1図

機能喪失原因対策分析（3／3）
1.3−66

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

注：常設直流電源設備による電源供給については，逃がし安全弁（自動減圧機能）用電磁弁Ａ系への供
給を示す。

操作手順
⑥

弁名称
逃がし安全弁（自動減圧機能）

記載例 ○ ：操作手順番号を示す。

第1.3−2図

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

1.3−67

概要図

1

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2

3

経過時間（ 分）
4
5

6

7

8

9

備考

常設代替直 流電源 設備によ る逃が し安全弁 機能回 復5分
必要な負荷 の電源 切替え操 作

常設代替直 流電源 設備
による逃が し安全 弁機能回復第1.3−3図

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

減圧開始操 作

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復ート

1.3−68

タイムチャ

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

注：可搬型直流電源設備による電源供給については，
逃がし安全弁（自動減圧機能）用電磁弁Ａ系への供給を示す。

操作手順
⑥
記載例

弁名称
逃がし安全弁（自動減圧機能）○ ：操作手順番号を示す。

第1.3−4図

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

1.3−69

概要図

1

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2

3

経過時間（ 分）
4
5

6

7

8

9

備考

可搬型代替 直流電 源設備に よる逃 がし安全 弁機能 回復
5分
必要な負荷 の電源 切替え操 作

可搬型代替 直流電 源設備
による逃が し安全 弁機能回復

第1.3−5図

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

減圧開始操 作

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復ャート

1.3−70

タイムチ

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑥
記載例

弁名称
逃がし安全弁（自動減圧機能）○ ：操作手順番号を示す。

第1.3−6図

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復

1.3−71

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2030

経過時間（ 分）
40
50

60

70

80

90

備考

逃がし安全 弁用可 搬型蓄電 池によ る逃がし 安全弁 機能回復
55 分
準備
可搬型計測 器接続 （1 個）及び 計測

逃がし安全 弁用可 搬型
蓄電池によ る逃が し安
全弁機能回 復運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）可搬型蓄電 池，ケ ーブル接 続
1
減圧開始操 作
減圧確認

第1.3−7図

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
ムチャート

1.3−72

タイ

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
②

※１

，②

記載例

※２

弁名称
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ供給止め弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.3−8 図

非常用窒素供給系による窒素確保
1.3−73

概要図

1

手順の項目
非常用窒素供給系による窒素確保（窒素供給系から非常用窒素供給系への切替
え）実施箇所・ 必要要 員数2分

非常用窒素供給系による窒素確保（非常用窒素供給系高圧窒素ボン ベ切替 え）

3

経過時間（ 分）
4
5

6

7

8

9

備考

260

270

280

290

備考

非常 用窒素供 給系に よる窒素 確保
警報確認，系統構成確認

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

1

10

手順の項目

2

実施箇所・ 必要要 員数30

経過時間（ 分）40250

非常用窒素 供給系
高圧窒素ボ ンベ圧 力低警報 発生

非常用窒素 供給系 による窒 素確保

282分

警報確認

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）（現場）2

第 1.3−9 図

20

移動，ボンベ交換操作

非常用窒素供給系による窒素確保

1.3−74

タイムチャート

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称

操作手順

弁名称

非常用窒素供給系原子炉建屋内側隔離弁③※４

非常用窒素供給系窒素供給弁Ａ③ ※２

非常用窒素供給系原子炉棟外側隔離弁③ ※５

非常用窒素供給系窒素供給弁Ｂ③ ※３

非常用窒素供給系窒素原子炉棟内側隔離弁⑩

非常用窒素供給系窒素原子炉建屋外側隔離弁

③

記載例

※１

○
：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.3−10 図

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
1.3−75概要図

20
手 順の 項 目

実 施箇 所 ・ 必要 要 員 数

運 転員 等（ 当直 運 転 員）
（ 現場 ）

40

60

80

100

120

経 過時 間 （ 分）
140
160
180

280

可 搬型 窒 素 供給 装 置 （小 型 ） によ る 窒 素 確保

300

320

340

360

380

備 考

305分

移動，ホース接続，系統構成
2

準 備
移 動
ホ ース 接 続

可 搬型 窒 素 供給
装 置（ 小 型 ）によ る窒 素 確 保
重 大事 故 等
対 応要 員起 動前 確 認 ，系 統 構 成
2発 電機 起 動
可 搬型 窒 素 供給 装 置 （小 型） 起動
窒 素供 給 操 作

第 1.3− 11 図

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
チャート

1.3−76

タイム

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
②
⑤ ※１
記載例

弁名称
非常用逃がし安全弁駆動系窒素ブローライン隔離弁

操作手順
⑤

※２

弁名称
非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給ライン隔離弁

非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.3−12図

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
1.3−77

概要図

1

手順の項目

非常用逃がし安全弁駆動系による 原子炉 減圧（中央制御 室操作 ）実施箇所・ 必要要 員数

3

4

5

経過時間（ 分）67

4分

（非常用逃 がし安 全弁
駆動系高圧 窒素ボ ンベ
切替え）

9

10

11

12

備考

140

150

備考

非常用逃 がし安 全弁駆動 系によ る原子炉 減 圧

系統構成， 減圧開 始操作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

減圧確認

実施箇所・ 必要要 員数

20

30

40

50

経過時間（ 分）
60
100

110

非常用逃が し安全 弁駆動系 による原子炉減圧 失敗確 認
非常用逃が し安全 弁駆動系 による 窒素確保

120

130

120 分
移動，ボンベ交換操作

非常用逃が し安全 弁駆動系による 原子炉 減圧（現場操作 ）

8

逃し安全弁 駆動源 喪失確認

10

手順の項目

2

運転員等
（当直運転 員）（現場）

第 1.3−13 図

2

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
チャート

1.3−78

タイム

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
170
180

190

290

300

310

320

300 分

現場隔離※1330

備考

インターフ ェイス システム ＬＯＣ Ａ事象発 生
インターフェイスシステムＬＯＣＡ事象
原子炉減圧完了，サプレッション・プール冷却操作実施箇所・ 必要要 員数

12 分以内遠隔隔離

警報確認，パラメータ確認
手動スクラ ム及び 遠隔隔離 操作
主蒸気隔離弁閉操作
原子炉建屋ガス処理系停止及び中央制御室換気系起動操作
1
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）低圧注水系又は低圧代替注水系起動操作
2

非常時運転 手順書 Ⅱ（徴候ベー ス）
「二次格納 施設制
御」原子炉減圧操作
原子炉水位調整

隔離成功まで L2〜L3 水位を維持

原子炉水位調整

隔離成功後 L3〜L8 水位を維持

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）起動操作
1

移動，現場隔離操作

運転員等（当直運転 員）
（現場）

3

運転員等
（重大事故 等対応要員 ）
（現場）

1

※2

4

※1：漏えい量によらず，現場での隔離操作の所要時間は 300 分以内と想定する。
※2：現場での隔離操作においては，2 人 1 組として 2 組で隔離操作を行う。

第 1.3−14 図

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」
イムチャート（中央制御室からの遠隔操作による漏えい箇所の隔離ができない場合）

1.3−79タ

(1)フロントライン系故障時の対応手段の選択
逃がし安全弁による自動減圧機能喪失（凡例）：プラント状態：操作・確認

炉心損傷

No

：判断
：重大事故等対処設備

Yes
原子炉圧力容器内の圧力が 0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統が使用できず，低圧注水系統 1 系統以上起動
又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器
内の水位が規定水位（燃料有効長底部から燃料有効長の 20％高い位置）に到達

低圧で原子炉へ注水可能な系統
又は低圧代替注水系注水準備完了①（2／2）から手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（自動減圧機能）による減圧）【逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 個を開放】手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（自動減圧機能）による減圧）【逃がし安全弁（自動減圧機能）
2 個を開放】No
原子炉減圧成功

Yes
No
原子炉減圧成功

Yes

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達 10 分後及び残留熱除去系ポンプ運転
又は低圧炉心スプレイ系ポンプ運転

手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（逃がし弁機能）による減圧）【逃がし安全弁合計 7 個まで開放】

No
原子炉減圧成功 ※１

手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（逃がし弁機能）による減圧）【逃がし安全弁合計 2 個まで開放】

Yes
手動による原子炉減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵
タンク循環運転による減圧） ※２

No
原子炉減圧成功
主蒸気隔離弁
隔離条件解除Yes

手動による原子炉減圧（タービン・バイパス弁による減圧）※1※2※3

発電用原子炉の減圧

第 1.3−15 図

逃がし安全弁が 1 個以上開放できた場合，原子炉減圧成功を判断する。
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の代替減圧手段としては使用しない。
過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個を作動させる。

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／2）
1.3−80原子炉減圧の自動化（過渡時自動減圧機能による減圧） ※３(2)サポート系故障時の対応手段の選択
常設直流電源系統喪失による逃がし安全弁機能喪失

作動用窒素喪失（凡例）：プラント状態

常設代替直流電源設備
による逃がし安全弁機能回復：操作・確認

非常用窒素供給系
による窒素確保：判断：重大事故等対処設備

常設代替直流電源設備
による給電成功No

非常用窒素供給系
高圧窒素ボンベ圧力
5.0MPa［gage］以下
でない

Yes
逃がし安全弁用可搬型蓄電池
による逃がし安全弁機能回復

No

非常用窒素供給系
による窒素確保（予備の非常用窒素供給系
高圧窒素ボンベ）

Yes

可搬型代替直流電源設備
による逃がし安全弁機能回復

逃がし安全弁（自動減圧機能）
開放

逃がし安全弁（自動減圧機能）の窒素確保成功

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保No

発電用原子炉の減圧

Yes

逃がし安全弁（自動減圧機能）
開放

常設直流電源喪失による逃がし安全弁機能喪失

全交流動力電源喪失

No
非常用逃がし安全弁
駆動系高圧窒素ボンベ圧力
5.0MPa［gage］以下
でない

Yes
常設代替交流電源設備による復旧

常設代替交流電源設備
による給電成功Yes

代替交流電源設備による復旧

非常用逃がし安全弁駆動系
による原子炉減圧

可搬型代替直流電源設備
による復旧

Yes

No
可搬型代替交流電源設備による復旧

発電用原子炉の減圧

代替直流電源設備による復旧①（1／2）へ

第 1.3−15 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／2）
1.3−81No
非常用逃がし安全弁駆動系
による原子炉減圧（予備の非常用逃がし安全弁駆動系
高圧窒素ボンベ）

添付資料 1.3.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／9）
技術 的能 力 審査 基準（ 1.3）
【本 文】
発電 用原 子 炉設 置 者におい て 、原 子 炉冷 却
材圧 力バ ウ ンダ リ が高圧の 状 態で あ って 、
設計 基準 事 故対 処 設備が有 す る発 電 用原 子
炉の 減圧 機 能が 喪 失した場 合 にお い ても 炉
心の 著し い 損傷 及 び原子炉 格 納容 器 の破 損を防 止す る ため 、 原子炉冷 却 材圧 力 バウ ン
ダリ を減 圧 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 。
【解 釈】
１ 「炉 心の 著 しい 損 傷」 を「 防 止す る ため、 原子 炉 冷却 材圧力 バウ ン ダリ を 減圧す 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 ）可 搬 型重 大 事故防止 設 備ａ） 常設 直 流電 源 系統喪失 時 にお い て、 減
圧用 の弁 （ 逃が し安全 弁（ BWR の 場 合）
又は 、主 蒸 気逃 がし弁 及び 加 圧器 逃 がし弁（ PWR の 場 合）） を作 動さ せ 原子 炉 冷
却材 圧力 バ ウン ダリの 減圧 操 作が 行 える
よう 、手 順 等が 整備さ れて い るこ と｡ｂ） 減圧 用 の弁 が 空気作動 弁 であ る 場合 、
減圧 用の 弁 を作 動させ 原子 炉 冷却 材 圧力
バウ ンダ リ の減 圧操作 が行 え るよ う 可搬型コ ンプ レ ッサ ー又は 窒素 ボ ンベ を 整備する こと ｡

番号

①

−

②

③

ｃ） 減圧 用 の弁 が 作動可能 な 環境 条 件を 明
確に する こ と｡④
（２ ）復 旧ａ） 常設 直 流電 源 喪失時に お いて も 、減 圧用の 弁を 作 動さ せ原子 炉冷 却 材圧 力 バウ
ンダ リの 減 圧操 作が行 える よ う、 代 替電
源に よる 復 旧手 順等が 整備 さ れて い ること｡
（３ ）蒸 気 発生 器 伝熱管破 損 （SGTR）
ａ） SGTR 発 生 時に お いて 、破 損 した 蒸 気発生 器を 隔 離す ること 。隔 離 でき な い場合、 加圧 器 逃が し弁を 作動 さ せる こ と等によ り原 子 炉冷 却材圧 力バ ウ ンダ リ の減圧操 作が 行 える よう、 手順 等 が整 備 され
てい るこ と 。（ PWR の 場合 ）⑤

設置 許可 基 準規 則 （第 46 条）

技術 基準 規則（ 第 61 条）【本 文】
発電 用原 子 炉施 設 には 、原 子 炉冷 却 材圧 力
バウ ンダ リ が高 圧 の状 態で あ って 、 設計 基
準事 故対 処 設備 が 有す る発 電 用原 子 炉の 減
圧機 能が 喪 失し た 場合 にお い ても 炉 心の 著
しい 損傷 及 び原 子 炉格 納容 器 の破 損 を防 止する ため 、 原子 炉 冷却 材圧 力 バウ ン ダリ を減圧 する た めに 必 要な 設備 を 設け な けれ ばなら ない 。

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設には 、原 子 炉冷 却 材圧 力
バウ ンダ リ が高 圧の状 態で あ って 、 設計 基
準事 故対 処 設備 が有す る発 電 用原 子 炉の 減
圧機 能が 喪 失し た場合 にお い ても 炉 心の 著
しい 損傷 及 び原 子炉格 納容 器 の破 損 を防 止する ため 、 原子 炉冷却 材圧 力 バウ ン ダリ を減圧 する た めに 必要な 設備 を 施設 し なけ れ
ばな らな い 。

【解 釈】
１ 第４ ６条 に 規定 す る「 炉心 の 著し い 損
傷」 を「 防 止す る ため 、原 子 炉冷 却 材
圧力 バウ ン ダリ を 減圧 する た めに 必 要
な設 備」 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 の設 備 をい う。

【解 釈】
１ 第６ １条 に 規定 す る「 炉心 の 著し い 損
傷」 を「 防 止す るため 、原 子 炉冷 却 材
圧力 バウ ン ダリ を減圧 する た めに 必 要
な設 備」 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 の設 備をい う。

（１ ）ロ ジ ック の 追加ａ） 原子 炉 水位 低 かつ 低圧 注 水系 が 利用 可
能な 状態 で 、逃 が し安 全弁 を 作動 さ せる
減圧 自動 化 ロジ ッ クを 設け る こと （BWRの場 合） 。

（１ ）ロ ジ ック の追加
ａ） 原子 炉 水位 低かつ 低圧 注 水系 が 利用 可
能な 状態 で 、逃 がし安 全弁 を 作動 さ せる
減圧 自動 化 ロジ ックを 設け る こと （BWRの場 合） 。

（２ ）可 搬 型重 大 事故 防止 設 備ａ） 常設 直 流電 源 系統 喪失 時 にお い ても 、
減圧 用の 弁 （逃 が し安 全弁 （BWR の 場合） 又は 主 蒸気 逃 がし 弁及 び 加圧 器 逃がし弁 （PWR の場 合 ）） を作 動 させ 原 子炉
冷却 材圧 力 バウ ン ダリ の減 圧 操作 が 行え
るよ う、 手 動設 備 又は 可搬 型 代替 直 流電源設 備を 配 備す る こと 。
ｂ） 減圧 用 の弁 が 空気 作動 弁 であ る 場合 、
減圧 用の 弁 を作 動 させ 原子 炉 冷却 材 圧力
バウ ンダ リ の減 圧 操作 が行 え るよ う 、可搬型 コン プ レッ サ ー又 は窒 素 ボン ベ を配
備す るこ と 。

（２ ）可 搬 型重 大事故 防止 設 備ａ） 常設 直 流電 源系統 喪失 時 にお い ても 、
減圧 用の 弁 （逃 がし安 全弁 （BWR の 場合） 又は 主 蒸気 逃がし 弁及 び 加圧 器 逃がし弁 （PWR の場 合）） を作 動 させ 原 子炉
冷却 材圧 力 バウ ンダリ の減 圧 操作 が 行え
るよ う、 手 動設 備又は 可搬 型 代替 直 流電源設 備を 配 備す ること 。
ｂ） 減圧 用 の弁 が空気 作動 弁 であ る 場合 、
減圧 用の 弁 を作 動させ 原子 炉 冷却 材 圧力
バウ ンダ リ の減 圧操作 が行 え るよ う 、可搬型 コン プ レッ サー又 は窒 素 ボン ベ を配
備す るこ と 。

ｃ） 減圧 用 の弁 は 、想 定さ れ る重 大 事故 等が発 生し た 場合 の 環境 条件 に おい て 確実に作 動す る こと 。

ｃ） 減圧 用 の弁 は、想 定さ れ る重 大 事故 等が発 生し た 場合 の環境 条件 に おい て 確実に作 動す る こと 。

番号

⑦

−

⑧

⑨

⑩

−
⑪

（４ ）イ ン ター フ ェイスシ ス テム LOCA
（ISLOCA）
ａ） ISLOCA 発 生時 に おい て、 原 子炉 冷 却
材圧 力バ ウ ンダ リの損 傷箇 所 を隔 離 すること 。隔 離 でき ない場 合、 原 子炉 を 減圧
し、 原子 炉 冷却 材の漏 えい を 抑制 す るた
めに 、逃 が し安 全弁（ BWR の 場合 ） 又は
主蒸 気逃 が し弁 及び加 圧器 逃 がし 弁
（PWR の 場 合） を作動 させ る こと 等 により原 子炉 冷 却材 圧力バ ウン ダ リの 減 圧操
作が 行え る よう 、手順 等が 整 備さ れ てい
るこ と｡

⑥

※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−82

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
機器 名称

既設
新設

過渡 時自 動減圧 機 能

既設

手段

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

所内 常設 直流電 源 設備

既設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

常設 代替 直流電 源 設備新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

代替 所内 電気設 備

新設

常設 代替 交流電 源 設備新設

燃料 給油 設備

新設

−

手段

機器 名称

−

−

−

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）

−

−

−

手動 によ る 原子 炉 減圧
︵原 子炉 隔 離時 冷 却系 の復 水 貯蔵 タ ンク 循環 運転 に よる 減 圧︶−

備考

−手 動に よ る原子 炉減圧︵ 逃 がし安 全弁 によ る減圧︶

既設①⑦

手動 によ る 原子 炉 減圧 ︵逃 が し安 全 弁に よる 減圧 ︶

※１

①⑦⑧

原子 炉減圧 の自 動 化−

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

解釈
対応 番号

自主対策 設 備

逃が し弁 機能用 ア キュ ムレ ー タ−

原子 炉隔 離時冷 却 系ポ ンプ
復水 貯蔵 タンク
原子 炉隔 離時冷 却 系（ 蒸気 系 ）配管 ・弁
主蒸 気系 配管・ 弁
原子 炉隔 離時冷 却 系（ 注水 系 ）配管 ・弁
補給 水系 配管・ 弁
所内 常設 直流電 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

※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−83

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

機器 名称

−

−

新設

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

代替 所内 電気設 備

新設

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

燃料 給油 設備

新設

逃が し安 全弁用 可 搬型 蓄電 池

新設

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

−

手段

機器 名称

ター ビン ・バイ パ ス弁

ター ビン 制御系

主蒸 気系 配管・ 弁

−

−

−

①②③④⑦
⑨⑩⑪

逃がし安全弁用
可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復

代替 所内 電気設 備

①②③④⑤
⑦⑨⑩⑪

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

新設

−

備考

①⑤⑦

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

常設 代替 直流電 源 設備

解釈
対応 番号

手動 によ る 原子 炉 減圧
︵タ ービン ・バ イパス
弁による減圧︶−

既設新設

自主 対策 設備

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

非常 用窒 素供給 系 高圧 窒素 ボ ン
ベ

既設
新設

可搬 型窒 素供給 装 置（ 小型 ）逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

非常 用窒 素供給 系 配管 ・弁

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

所内 常設 直流電 源 設備

既設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

常設 代替 直流電 源 設備新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

代替 所内 電気設 備

新設

代替 所内 電気設 備

燃料 給油 設備新設

燃料 給油 設備−

可搬型窒素供給装置︵小型︶による窒素確保

既設①②③④⑦⑨⑩⑪

非常用窒素供給系による窒素確保※２

非常 用窒 素供給 系 配管 ・弁
自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ
所内 常設 直流電 源 設備
可搬 型代 替交流 電 源設 備
常設 代替 直流電 源 設備

※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−84

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段

非常 用逃 がし安 全 弁駆 動系 高 圧
窒素 ボン ベ

新設

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

非常 用逃 がし安 全 弁駆 動系 配
管・ 弁

新設

常設 代替 直流電 源 設備新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

非常 用窒 素供給 系

既設新設

代替直流電源設備による復旧
代替交流電源設備による復旧

非常 用逃 がし安 全 弁駆 動系

新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

常設 代替 交流電 源 設備新設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

①④⑦⑪

逃がし安全 弁の背
圧対策

※３

備考

①②③④⑦⑨⑩⑪

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）

解釈
対応 番号

①⑤⑦

既設
新設

①⑤⑦

機器 名称

手段

自主 対策 設備

※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−85

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

解釈
対応 番号

自主対策 設 備

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

逃が し弁 機能用 ア キュ ムレ ー タ

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

所内 常設 直流電 源 設備

既設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

常設 代替 直流電 源 設備新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）高圧 炉心 スプレ イ 系注 入弁

既設逃がし弁機能用アキュムレータ

原子 炉隔 離時冷 却 系原 子炉 注 入弁

既設

タービン・バイパス弁

低圧 炉心 スプレ イ 系注 入弁

既設

タービン制御系

残留 熱除 去系Ａ 系 注入 弁

既設

残留 熱除 去系Ｂ 系 注入 弁

既設

残留 熱除 去系Ｃ 系 注入 弁

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

所内 常設 直流電 源 設備

既設

常設 代替 直流電 源 設備新設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

備考

−

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応①−

手段

炉心損傷時における高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱の防止①⑥⑦

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応

既設
新設

①⑦

炉心損傷時における高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱の防止

機器 名称

機器 名称

−

主蒸気系配管・弁※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−86−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／9）
技術的能力審査基準（1.3）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原
子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設
備が有する発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧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｡

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，設計基準対
象施設である逃がし安全弁が有す
る発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止する手段として，逃がし安全弁による発電用原子炉を減圧するために必要な手順等を整備する。
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格
納容器破損を防止する手段として，逃がし安全弁による発電用原子炉を減圧するために必要な手順【解釈】
１ 「炉心の著しい損傷」を「防止するため、原子炉冷却材圧力バ
ウンダリを減圧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）可搬型重大事故防止設備ａ）常設直流電源系統喪失時において、減圧用の弁（逃がし安全弁（BWR の場合）又は、主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWRの場合））を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること｡−

設計基準事故対処設備である自動減圧機能が常設直流電源系統喪失により使用できない場合には，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並びに逃がし安全弁
用可搬型蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を作動させ，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるように手順等を整備する｡※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−87

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／9）
技術的能力審査基準（1.3）

適合方針ｂ）減圧用の弁が空気作動弁である
場合、減圧用の弁を作動させ原
子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう可搬型コン
プレッサー又は窒素ボンベを整備すること｡

設計基準対象施設である逃がし
安全弁（逃がし弁機能）又は設計
基準事故対処設備である逃がし安全弁（自動減圧機能）が逃がし安全弁作動用窒素喪失により使用できない場合は，非常用窒素供給系
により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な窒素を供給し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよ
うに手順等を整備する。
また，非常用逃がし安全弁駆動
系により逃がし安全弁（逃がし弁機能）のアクチュエータに窒素を供給することで逃がし安全弁（逃がし弁機能）を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるように手順等を整備する。

ｃ）減圧用の弁が作動可能な環境条
件を明確にすること｡

想定される重大事故等の環境条
件を考慮し，原子炉格納容器内圧力が設計圧力の2倍の状態（620kPa［gage］（2Pd））となった場合においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，非常用窒素供給系及び非常用逃がし安全弁駆動系の供給圧力をあらかじめ設定している。

※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−88

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／9）
技術的能力審査基準（1.3）

適合方針

（２）復旧
ａ）常設直流電源喪失時においても、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、代替電源による復旧手順等が整備されていること。

設計基準事故対処設備である自動減圧機能が常設直流電源喪失により使用できない場合には，代替直流電源（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）及び代
替交流電源（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設
備として使用する常設代替低圧電源車）により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁を作動させ，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるように手順等を整備する｡
なお，電源の供給に関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。

（３）蒸気発生器伝熱管破損（SGTR）ａ）SGTR 発生時において、破損した
蒸気発生器を隔離すること。隔離できない場合、加圧器逃がし弁を作動させること等により原
子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。（PWR の
場合）

対象外

※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−89

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（9／9）
技術的能力審査基準（1.3）

適合方針（４）インターフェイスシステム
LOCA（ISLOCA）
ａ）ISLOCA発生時において、原子炉
冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離すること。隔離できな
い場合、原子炉を減圧し、原子炉冷却材の漏えいを抑制するために、逃がし安全弁（BWRの場
合）又は主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWRの場合）を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること｡

インターフェイスシステムＬＯ
ＣＡ発生時には，原子炉冷却材圧
力バウンダリの損傷箇所を中央制
御室からの注入弁の操作により隔離する。隔離できない場合，逃がし安全弁（自動減圧機能）により発電用原子炉を減圧し，原子炉冷却材の漏えいを抑制するとともに，現場での注入弁の操作により原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離する手順等を整備する。

※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個に接続する。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3−90

L

R

N

J
A

E

主蒸気系配管 C

U
V
主蒸気系配管 D

C

原子炉圧力容器
主蒸気系配管 A

D
主蒸気系配管 B

H

G
F

B
M

P

S

K

原子炉格納容器内

凡例：逃がし安全弁（自動減圧機能＋逃がし弁機能）：逃がし安全弁（逃がし弁機能）：逃がし安全弁（逃がし弁機能＋非常用逃がし安全弁駆動系）

第1図

逃がし安全弁の配置図

1.3−91第1表

対応手段と逃がし安全弁の対象
逃がし弁機能対応手段

原子炉減圧の自動化（過渡時自動減圧機能による減圧）
手動による原子炉減圧（逃がし安全弁による減圧）
常設代替直流電源設備
による逃がし安全弁機
能回復
可搬型代替直流電源設
備による逃がし安全弁
機能回復―

自動減圧機能(A)(D)(E)(G)(J)(M)(N)(P)(S)(U)(V)(B)(C)(F)(H)(K)(L)(R)○○

備考(B)(C)が対象○○○

逃がし安全弁用可搬型
蓄電池による逃がし安
全弁機能回復○非常用窒素供給系によ
る窒素確保

○

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確
保○非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧○

代替直流電源設備によ
る復旧

○

○

代替交流電源設備によ
る復旧

○

○

7 個のうち 2 個に接続（接続する逃がし安全弁（自動減圧機能）の優先順位については第 2 表に示す。）

(A)(G)(S)(V)が対象

1.3−92

第2表

逃がし安全弁用可搬型蓄電池接続の優先順位
主蒸気系配管
【A】

順位

【B】

作動回路

Ｂ系

2

Ｂ系

3

Ｂ系

4

Ｂ系

5

Ａ系

6

Ａ系

7

Ａ系

8

Ａ系

【D】

逃がし安全弁
(H)

1

【C】

(B)

(F)

(K)

(L)

(R)

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

(C)

○

1.3−93○

添付資料 1.3.2
自主対策設備仕様

機器名称

常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

逃がし弁機能用アキュムレータ

常設

Ｃクラス

0.085m３（1 個当たり）−

18 個

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

約 2,000m３（1 基当たり）−

2基

可搬型窒素供給装置（小型）可搬−

14m ３ ［N］／h−

1台

1.3−94

添付資料 1.3.3

1.3−95
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.3−96
第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料 1.3.4
重大事故対策の成立性

1．非常用窒素供給系による窒素確保(1)

予備の高圧窒素ボンベへの交換
ａ．操作概要非常用窒素供給系による窒素確保が必要な状況において，原子炉建屋
原子炉棟地上3階まで移動するとともに，予備の高圧窒素ボンベを運搬し，使用済みの高圧窒素ボンベと交換を実施した後，予備の高圧窒素ボ
ンベに切り替えて逃がし安全弁（自動減圧機能）に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
非常用窒素供給系による窒素確保における，予備の高圧窒素ボンベへの交換に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安 ※ ：282分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は280分以内）※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：59分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上3階（放射線防護具着用を含む））
・ボンベ交換操作：221分（対象作業：ボンベ運搬，ボンベ交換等を含む）
1.3−97

ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：ボンベは一般汎用品と同様であり，ボンベ切替え・交換操
作は特殊な操作を必要とせず容易に実施可能である。また，操作対象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.3−982．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
(1)

系統構成
ａ．操作概要
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟地上1階，原子炉建屋原子炉棟地上1階及び原子
炉建屋原子炉棟地上3階まで移動するとともに，ホースの接続及び系統構成を実施し，可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟地上1階（管理区域），原子炉建屋原子炉棟
地上1階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保における，現場でのホース接続及び系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安 ※ ：305分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は295分以内）※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：52分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上3階（放射線防護具着用を含む））
・ホース接続：172分（対象作業：ホース敷設を含む）
・系統構成：71分（操作対象5弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地上1階，原子炉建屋廃棄物処理棟地上3階（非常用窒素供1.3−99給系高圧窒素ボンベ隔離操作を含む））
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.3−100

(2)可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
ａ．操作概要
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保が必要な状況において，屋外（原子炉建屋南側周辺）に可搬型窒素供給装置（小型）を配備して接続口の蓋を開放し，ホースを接続口に接続した後，可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋南側周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保における，現場でのホース接続，系統構成及び窒素供給操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（重大事故等対応要員2名）
所要時間目安 ※ ：305分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は175分以内）※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・系統構成：125分（対象作業：ホース接続，可搬型窒素供給装置（小型）起動等を含む）
・窒素供給操作：10分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトによ1.3−101

り，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：可搬型窒素供給装置（小型）からのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型窒素供給装置（小型）起動

可搬型窒素供給装置（小型）系統構成

1.3−1023．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧(1)

予備の高圧窒素ボンベへの交換
ａ．操作概要非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧が必要な状況において，原子炉建屋原子炉棟地上1階まで移動するとともに，予備の高圧窒素ボンベを運搬し，使用済みの高圧窒素ボンベと交換を実施した後，予備の高圧窒素ボンベに切り替えて逃がし安全弁（逃がし弁機能）に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧における，予備の高圧窒
素ボンベへの交換に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安 ※ ：120分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は120分以内）※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：53分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上1階（放射線防護具着用を含む））
・ボンベ交換操作：67分（対象作業：ボンベ運搬，ボンベ交換等を含む）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライ
1.3−103

トを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：ボンベは一般汎用品と同様であり，ボンベ切替え・交換操
作は特殊な操作を必要とせず容易に実施可能である。また，操作対象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.3−104

4．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の漏えい停止操作（残留熱除去
系の場合）
(1)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の漏えい停止操作
ａ．操作概要
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の漏えい停止操作（残留熱除去系の場合）が必要な状況で，中央制御室からの遠隔操作により隔離ができない場合において，逃がし安全弁又はタービン・バイパス弁により発電用原子炉を減圧して原子炉建屋原子炉棟への原子炉冷却材漏えいを抑制し，原子炉建屋原子炉棟地上3階まで移動するとともに，現場での人力による隔離操作により漏えいを停止する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の漏えい停止操作（残留熱除去系の場合）における，現場での隔離操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名）
所要時間目安：300分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は115分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）】
・移動：67分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上3階（放射線防護具着用を含む））
・現場隔離操作：48分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地上3
1.3−105

階）ｄ．操作の成立性について
作業環境：操作現場の温度は作業時間において約44℃，湿度は約100％となる可能性があるが，放射線防護具（タイベック，アノラック，個人線量計，長靴・胴長靴，自給式呼吸用保護具，綿手袋，ゴム手袋）を着用することにより作業可能である。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：電動弁の手動ハンドルによる現場操作については，操作に工具等は必要とせず，手動弁と同様な操作であるため，容易に実施可能である。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.3−106

現場手動隔離操作（放射線防護具着用）

自給式呼吸用保護具

自給式呼吸用保護具着用状態（前面）

自給式呼吸用保護具着用状態（後面）

1.3−107添付資料 1.3.5
インターフェイスシステムＬＯＣＡ時の概要図

1.3−108
第1図

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概要図（原子炉隔離時冷却系による原子炉注水段階）

1.3−109
第2図

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概要図（漏えい抑制のための原子炉減圧後の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水段階）

1.3−110
第3図

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概要図（隔離成功後の低圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系による格納容器除熱段階）

添付資料 1.3.6

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の破断面積及び現場環境等について

1．評価対象系統について
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）」（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）では，原子炉冷却材圧力バウ
ンダリと接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統において，高圧設計部分と低圧設計部分を分離する隔離弁の誤開放等により低圧設計部分が過圧され，格納容器外での原子炉冷却材の漏えいが発生することを想定する。
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設された配管を第１図に示す。
ＩＳＬＯＣＡの評価対象となる系統は，第１表に示すとおり以下の条件を基に選定している。
①出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳ
ＬＯＣＡ発生の可能性がある系統②出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁の開閉試験を実施する系統③出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が 2 個以下であり，開閉試験時に隔離弁 1 個にて隔離機能を維持する系統
以上により，ＩＳＬＯＣＡの評価対象としては，以下が選定された。
・低圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系
・残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系
1.3−111

・残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系
これらの評価対象に対して構造健全性評価を実施し，この結果に基づき有効性評価における破断面積を設定する。
なお，出力運転中に隔離弁の開閉試験を実施する系統としては，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系も該当するが，開閉試験時に隔離弁 1 個にて隔離機能を維持する範囲は高圧設計となっている。これらの系統にて低圧設計部の圧力上昇が確認された場合には，運転手順に従い注入弁の隔離状態を確認する等，圧力上昇時の対応操作を実施する。

1.3−112

1.3−113
第1図

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し，格納容器外に敷設されている配管

第1表
系統名
給水系
高圧炉心スプ
レイ系
原子炉隔離時
冷却系

ＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続されている配管

結論

②開閉
試験

③隔離弁
2 個以下

給水系注入配管

対象外

×

−

−

高圧炉心スプレイ注入配管

対象外

○

○

×

原 子炉 隔離 時冷 却系 原子 炉圧 力
容器頂部スプレイ配管

対象外

○

○

×

原 子炉 隔離 時冷 却系 蒸気 供給 配
管

対象外

×

−

−

評価対象

○

○

○

評価対象

○

○

○

対象外

○

×

−

対象外

○

×

−

残 留熱 除去 系原 子炉 圧力 容器 頂部スプレイ配管

対象外

○

×

−

制 御棒 駆動 水圧 系制 御棒 挿入 側
配管

対象外

×

−

−

制 御棒 駆動 水圧 系制 御棒 引抜 側
配管

対象外

×

−

−

ほう酸水注入系注入配管

対象外

○

×

−

原子炉冷却材浄化系入口配管

対象外

×

−

−

主蒸気系配管

対象外

×

−

−

原子炉圧力容器計装系配管

対象外

×

−

−

試料採取系サンプリング配管

対象外

×

−

−

低圧炉心スプ
低圧炉心スプレイ系注入配管
レイ系
残留熱除去系
残留熱除去系原子炉注入配管（低圧注水系）
残 留熱 除去 系（ 原子 炉停 止時 冷
残留熱除去系
却系）吸込配管（原子炉停止残 留熱 除去 系（ 原子 炉停 止時 冷
時冷却系）
却系）原子炉圧力容器戻り配管
残留熱除去系

制御棒駆動水圧系
ほう酸水注入系
原子炉冷却材
浄化系
主蒸気系
原子炉圧力容
器計装系
試料採取系

選定結果
①隔離弁
閉止

1.3−114

2．ＩＳＬＯＣＡ発生時に低圧設計部に負荷される圧力及び温度条件の設定
1．で選定されたＩＳＬＯＣＡの評価対象に対して隔離弁の誤開放等による加圧事象が発生した場合の構造健全性評価を実施した結果，いずれの評価
対象においても構造健全性が維持される結果が得られた。いずれの評価対象においても低圧設計部の機器設計は同等であることを踏まえ，以下では加圧範囲に大きなシール構造である熱交換器が設置されている残留熱除去系Ａ系に対する構造健全性評価の内容について示す。
残留熱除去系は，通常運転中に原子炉圧力が負荷される高圧設計部と低圧設計部とを内側隔離弁（逆止弁（テスタブルチェッキ弁））及び外側隔離弁（電動弁）の 2 個により隔離している。外側隔離弁には，弁の前後差圧が低い場合のみ開動作を許可するインターロックが設けられており，開許可信号が発信した場合は警報が発報する。また，これらの弁の開閉状態は中央制御室にて監視が可能である。本重要事故シーケンスでは，内側隔離弁の内部リーク及び外側隔離弁前後差圧低の開許可信号が誤発信している状態を想定
し，この状態で外側隔離弁が誤開放することを想定する。また，評価上は，保守的に逆止弁の全開状態を想定する。
隔離弁によって原子炉定格圧力が負荷されている高圧設計部と低圧設計部
が物理的に分離されている状態から隔離弁を開放すると，高圧設計部から低圧設計部に水が移動し，配管内の圧力は最終的に原子炉定格圧力にほぼ等しい圧力で静定する。
一般に，大きな圧力差のある系統間が隔離弁の誤開放等により突然連通し
た場合，低圧側の系統に大きな水撃力が発生することが知られている。特に低圧側の系統に気相部が存在する場合，圧力波の共振が発生し，大きな水撃力が発生する場合があるが，残留熱除去系は満水状態で運転待機状態にある
ため，その懸念はない。また，残留熱除去系以外の非常用炉心冷却系及び原1.3−115

子炉隔離時冷却系も満水状態で運転待機状態にある。
一方，満水状態であったとしても，隔離弁が急激に開動作する場合は大きな水撃力が発生するが，緩やかな開動作であれば管内で生じる水撃力も緩やかとなり，また，後述するとおり圧力波の共振による大きな水撃力も発生せず，圧力がバランスするまで低圧側の系統が加圧される。
電動弁は，駆動機構にねじ構造やギアボックス等があるため機械的要因では急激な開動作（以下「急開」という。）とはなり難い。また，電動での開放時間は約 10.6 秒であり，電気的要因でも急開とならないことから，誤開放を想定した場合，水撃作用による圧力変化が大きくなるような急開とはならない。
以上より，残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により系統が加圧される場合においても，原子炉圧力を大きく超える圧力は発生しないものと考えられるが，残留熱除去系の逆止弁が全開状態において電動弁が 10.6 秒で全閉から全開する場合の残留熱除去系の圧力推移をＴＲＡＣＧコードにより評価した。
残留熱除去系過圧時の各部の圧力最大値を第 2 表に，圧力推移図を第 2 図
に示す。

第2表

残留熱除去系過圧時の各部の圧力最大値

位
置
注入弁（F042A）入口（系統側）
逃がし弁（F025A）入口
熱交換器
ポンプ出口逆止弁（F031A）出口

1.3−116

圧力最大値（MPa［abs］）
約 7.50
約 7.10
約 8.00
約 8.01

注 入 弁（ F042A ） 入 口（ 系 統側 ）
逃 が し弁 （ F025A ） 出口
熱 交 換器ポ ン プ出 口 逆止 弁（ F031A ）出口

第2図

残留熱除去系過圧時の圧力推移

弁開放直後は，定格運転状態の残留熱除去系の注入弁出口（原子炉圧力容器側）の圧力（7.2Mpa［abs］）に比べて最大約 0.8MPa 高い圧力（約 8.01MPa［abs］）まで上昇し，その後，上昇幅は減衰し 10 秒程度で静定する。
次項の構造健全性評価に当たっては，圧力の最大値であるポンプ出口逆止
弁出口における約 8.01MPa［abs］に，加圧される範囲の最下端の水頭圧（0.24MPa）を加えた約 8.25MPa［abs］を丸めてゲージ圧力に変換した
8.2MPa［gage］が保守的に系統に負荷され続けることを想定する。また，圧力の上昇は 10 秒程度で静定することからこの間に流体温度や構造材温度が大きく上昇することはないと考えられるが，評価上は保守的に構造材温度が定格運転状態の原子炉冷却材温度である 288℃となっている状態を想定する。

1.3−1173．構造健全性評価
3．1

構造健全性評価の対象とした機器等について
残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により加圧される範囲において，圧力バウンダリとなる以下の箇所に対して 2．で評価した圧力（8.2MPa［gage］），温度（288℃）の条件下に晒された場合の構造健全性評価を
実施した。
①

熱交換器

②

逃がし弁

③

弁

④

計

⑤

配管・配管フランジ部

器

詳細な評価対象箇所を第 3 図に示す。

1.3−118

復水移送系より

MO
F086

F018-202
FT-N013F018-201

原子 炉隔 離 時冷 却 系へ
F023

FT

F061

MO

MO

F016A

F017A
dPT-N058A

FF022-219

格納 容器 ス プレイ ヘッ ダ
可燃性ガス濃度制御系へ

FF101A
FF020-215

FF104A

F009-201

FF022-230

dP
T
MO

F009
-202

NO

F042A
FF029-201
F007
-207

FT-N015A

FT
F007
-206

V25-606

FF022-205

MO

F063A

F053A

高圧 設計

F092A

NO
再循 環系 へ
F050A

F090A

FF020-230

F027A

低圧 設計 高圧 設計

MO

F024A

F041A

FD042A-1

FD053A-1

F025A
FF012

FT
FT-N060A

FF022
-221

FF020-205

FF022
-223

FF029-202

復水移送系より低圧 設計

原子 炉圧 力 容 器

F170A

F091

再循環系よりサプレッション・チェンバスプレイへ
MO

F008

MO

1.3−119

F009

サプ レッ シ ョン ・ チェ ンバ へ
MO
F049

F048A

残留 熱除 去 系
熱交 換器

MO

TE

F073A

F074A

PT

F065A

低圧炉心スプレイ系よりFF006-202
PT-N002ATE-N004A

FF006-201
F007
-208

AO

F003A

MO
F084A
FR004A

TE

F007
-204
PT-N026A

PT

MO
F047A

FF020-201

F080A F060A

F007
-203

F085A

PT

PT-N053A

TE-N027A

MO

F087A

低圧設計

MO

F181A

MO

サプレッション・チェンバより

高圧 設計

F071A

F072A

MO

残留 熱除 去 系ポ ンプ A

F098A

F006A

F051A
F031A
F179A

MO
残留 熱除 去 系Ｂ 系 へ
F006B

残留 熱除 去 系の 隔 離弁 の誤 開 放等 に より 加圧 され る 範囲

第3図

残留熱除去系Ａ系の評価対象範囲

3．2

構造健全性評価の結果(1)

熱交換器（別紙 3）
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧，加温される熱交換器の各部位について，「東海第二発電所

工事計画認可申請書」（以下「既工認」という。）を基に設計上の裕度を確認し，裕度が評価上の想定圧力（8.2MPa［gage］）と系統の最高使用圧力（3.45MPa［gage］）との比である 2.4 より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板，
胴側入口・出口管台及びフランジ部について評価した。
ａ．胴側胴板（厚肉部，薄肉部）「発電用原子力設備規格
補版を含む））＜第Ⅰ編

設計・建設規格（2005 年版（2007 年追軽水炉規格＞（JSME S NC1-2005/2007）」（以下「設計・建設規格」という。）「PCV-3122

円筒形の胴の厚さの規定」を適用し，胴板の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｂ．胴側鏡板設計・建設規格「PCV-3225

半だ円形鏡板の厚さの規定 1」を適用

し，胴側鏡板の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｃ．胴側入口・出口管台設計・建設規格「PVC-3610

管台の厚さの規定」を適用し，胴側入口・出口管台の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
1.3−120

ｄ．フランジ部
日本工業規格 JIS

B8265「圧力容器の構造−一般事項」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，ボルトの実機の断面積はボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容応力以下であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
(2)

逃がし弁（別紙 4）ａ．弁座

設計・建設規格「VVC-3230

耐圧部に取り付く管台の必要最小厚さ」

を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必
要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｂ．弁

体

弁体下面にかかる圧力が全て弁体の最小肉厚部に作用するとして発生するせん断応力を評価した。その結果，許容せん断応力は発生せん断応
力以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｃ．弁本体の耐圧部
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｄ．弁耐圧部の接合部
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジの応力評価」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。
1.3−121

上記の評価の結果，ボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上であるが，発生応力が許容圧力以上であったため，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出した。その結果，ボンネットボルトの伸び量からボン
ネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がマイナスであり，弁耐圧部の接合部が圧縮されることになるが，許容応力が発生応力以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確
認した。
(3)

弁（別紙 5）ａ．弁本体
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは計算上必要な厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｂ．弁耐圧部の接合部
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジの応力評価」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，F086，F080A，F060A，FF029-201 及び FF029202 の弁はボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容圧力以下の弁の評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
また，上記の条件を満たさない弁については，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出した。その結果，ボンネットボルトの伸び量からボンネッ
トフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がプラスである
1.3−122

弁については，伸び量がガスケットの復元量以下であり，評価した部位
は漏えいが発生しないことを確認した。伸び量がマイナスの弁について
はボンネットフランジとリフト制限板がメタルタッチしており，それ以
上ガスケットが圧縮しない構造となっていることから，ボンネットナッ
ト締付部の発生応力が材料の許容応力以下であり，評価した部位は破損
せず漏えいが発生しないことを確認した。
(4)計器（別紙 6）ａ．圧力計，差圧計
圧力計及び差圧計は，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力以上の計装設備耐圧値を有しており，破損は発生しないことを確認した。なお，構造材の温度上昇に伴う耐力低下（温度−30℃〜40℃における設計引張強さに対する 288℃における設計引張強さの割合は SUS316Lの場合で約 79％）を考慮しても，計装設備耐圧値は加圧時における圧力以上となる。
ｂ．温度計
日本機械学会「配管内円柱状構造物の流量振動評価指針」（JSME
S012-1998）を適用し，同期振動発生の回避又は抑制の判定並びに応力評価及び疲労評価を実施した。その結果，換算流速 V γ が 1 より小さ
く，許容値が組み合わせ応力を上回り，かつ，設計疲労限σ Ｆ が応力振幅を上回ることから，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
(5)

配管（別紙 7）ａ．管設計・建設規格「PPC-3411

直管(1)内圧を受ける直管」を適用し，必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上で1.3−123

あり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｂ．フランジ部
設計・建設規格「PPC-3414

フランジ」を適用してフランジ応力算定

用応力を算出し，フランジボルトの伸び量を評価した。その結果，伸び量がマイナスであり，フランジ部が圧縮されることになるが，ガスケッ
トの許容圧縮量が合計圧縮量以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。

4．破断面積の設定について（別紙 8）
3．の評価結果から，隔離弁の誤開放等により残留熱除去系の低圧設計部
分が加圧されたとしても，破損は発生しないことを確認した。
そこで，残留熱除去系の加圧範囲のうち最も大きなシール構造である熱交換器フランジ部に対して，保守的に弁開放直後の圧力ピーク値（8.2Mpa［gage］），原子炉冷却材温度（288℃）に晒され続け，かつ，ガスケットに期待しないことを想定した場合の破断面積を評価した。
評価部位

圧力
(MPa)

温度
(℃)

＋
⊿L1

熱交換器
8.2
288
0.19
フランジ部
⊿L1：ボルトの内圧による伸び量⊿L2：ボルトの熱による伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱による伸び量

伸び量（mm）
＋
⊿L2

−
⊿L3

1.31

1.19

内径
(mm)

全部材
伸び量
(mm)

破断面積
(cm２ )

2,120

0.31

約 21

上記評価に基づき，有効性評価では，残留熱除去系熱交換器フランジ部に約 21cm ２ の漏えいが発生することを想定する。
なお，評価対象のうち残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系及び残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系以外の低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系には，加圧範囲に熱交換器のような大きなシール構造を有する機器は設置されていない。
また，構造健全性評価の結果，設計・建設規格を適用した一次評価におい
1.3−124

て許容値を満足せず，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネ
ットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出する二次評価に基づき破損が発生しないことを確認している評価部位の中で，許容値に対する裕度の最も低い F048A の弁耐圧部の接合部における漏えいを想定する場合，漏えい面積は熱交換器フランジ部と比較して小さくなり，また漏えい場所も同じ
熱交換器室であることから，その影響は熱交換器フランジ部に約 21cm２ の漏えいを想定した場合に包含されると考えられる。

5．現場の環境評価
ＩＳＬＯＣＡが発生した場合，事象を収束させるために,健全な原子炉注
水系統による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉減圧操作及び残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。また，漏えい箇所の隔離は，残留熱除去系（低圧注水系）の注入弁を現場にて閉止する想定としている。
ＩＳＬＯＣＡ発生に伴い原子炉冷却材が原子炉建屋原子炉棟内に漏えいすることで，建屋下層階への漏えい水の滞留並びに高温水及び蒸気による建屋
内の雰囲気温度，湿度，圧力及び放射線量の上昇が想定されることから，設備の健全性及び現場作業の成立性に与える影響を評価した。
現場の環境評価において想定する事故条件，重大事故等対策に関連する機器条件及び重大事故等対策に関連する操作条件は，有効性評価の解析と同様
であり，ＩＳＬＯＣＡは残留熱除去系Ｂ系にて発生するものとする。
なお，ＩＳＬＯＣＡが残留熱除去系Ａ系にて発生することを想定した場
合，破断面積（21 ㎝ ２ ）及び破断箇所（熱交換器フランジ部）はＢ系の場合と同じであり，漏えい発生区画は東側となることから，原子炉建屋原子炉棟の東側区画の建屋内雰囲気温度等が同程度上昇する。
1.3−125

(1)

設備の健全性に与える影響について
有効性評価において，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡ発生時に期待する設備は，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去
系Ａ系及び低圧代替注水系（常設），逃がし安全弁並びに関連する計装設備である。
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋原子炉棟内環境を想定した場合の設備の健全性への影響について以下のとおり評価した。
ａ．溢水による影響（別紙 9，10）
東海第二発電所の原子炉建屋原子炉棟は，地下 2 階から 5 階まで耐火壁を設置することで東側区分と西側区分を物理的に分離する方針である。ＩＳＬＯＣＡによる原子炉冷却材の漏えいは，残留熱除去系Ｂ系が設置されている西側区画において発生するのに対して，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系は東側区画に位置していることから，溢水の影響はない。
低圧代替注水系（常設）は，ポンプが原子炉建屋原子炉棟から物理的に分離された区画に設置されているため，溢水の影響はない。また，低圧代替注水系（常設）の電動弁のうち原子炉建屋原子炉棟内に設置されるものは原子炉建屋原子炉棟 3 階以上に位置しており，事象発生から評価上，現場隔離操作の完了タイミングとして設定している 5 時間までの原子炉冷却材の流出量は約 300t であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水深は地下 2 階の床面から約 2m 程度であるため，溢水の影響はない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に必要な設備への影響はない。
ｂ．雰囲気温度・湿度による影響（別紙 9，10）
1.3−126

東側区画における温度・湿度については，初期値から有意な上昇がな
く，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ａ系への影響はない。また，低圧代替注水系（常設）の原子炉建屋原子炉棟内の電動弁は，西側区画に位置するものが 2 個あるが，これらはＩＳＬＯ
ＣＡ発生時の原子炉建屋原子炉棟内の環境を考慮しても機能が維持される設計とすることから影響はない。さらに，逃がし安全弁及び関連する計装設備についても，ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋原子炉棟内の環境において機能喪失することはない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に必要な設備への影響はない。
ｃ．放射線による影響（別紙 11）
原子炉減圧時に燃料から追加放出される核分裂生成物の全量が，原子
炉建屋原子炉棟内に瞬時に移行するという保守的な条件で評価した結果，
地上 3 階における吸収線量率は最大でも約 15.2mGy／h 程度であり，設計基準事故対象設備の設計条件である 1.7kGy と比較しても十分な余裕があるため，期待している機器の機能維持を妨げることはない。

(2)

現場操作の成立性に与える影響について
有効性評価において，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡ発生時に必要な現場操作は，残留熱除去系Ｂ系の注入弁の閉止操作である。
残留熱除去系Ｂ系の注入弁の操作場所及びアクセスルートを第 4 図に示す。残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡ発生時は，原子炉建屋原子炉
棟内の環境を考慮して，主に漏えいが発生している西側区画とは逆の東側区画を移動することとしている。
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋原子炉棟内環境を想定した場合のアク1.3−127

セス性への影響を以下のとおり評価した。
ａ．溢水による影響（別紙 9，10）
東側区画は，ＩＳＬＯＣＡによる原子炉冷却材漏えいが発生する西側
区画とは物理的に分離されていることから，溢水による東側区画のアクセス性への影響はない。また，注入弁は西側区画の 3 階に設置されており，この場所において注入弁の現場閉止操作を実施するが，事象発生か
ら評価上，現場隔離操作の完了時間として設定している 5 時間までの原
子炉冷却材の流出量は約 300t であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水深は地下 2 階の床面から約 2m 程度であるた
め，操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。
ｂ．雰囲気温度・湿度による影響（別紙 9，10）
東側区画における温度及び湿度については，初期値から有意な上昇がなく，アクセス性への影響はない。また，西側区画のうちアクセスルー
ト及び操作場所となる原子炉建屋原子炉棟 3 階西側において，原子炉減圧後に建屋内環境が静定する事象発生の約 2 時間後から現場隔離操作の完了時間として設定している 5 時間後までの温度及び湿度は，最大で約44℃及び約 100％である。残留熱除去系Ｂ系の注入弁の閉止操作は 2 チーム体制にて交代で実施し，1 チーム当たりの原子炉建屋原子炉棟内の滞在時間は約 36 分であるため，操作場所へのアクセス及び操作は可能
である ※ 。なお，操作場所への移動及び現場操作を実施する場合は，放射線防護具（タイベック，アノラック，個人線量計，長靴・胴長靴，自給式呼吸用保護具，綿手袋，ゴム手袋）を着用する。
※

想定している作業環境（最大約 44℃）においては，主に低温やけどが懸1.3−128

念されるが，一般的に，接触温度と低温やけどになるまでのおおよその時間の関係は，44℃で 3〜4 時間として知られている。（出典：消費者庁
News Release（平成 25 年 2 月 27 日））

ｃ．放射線による影響（別紙 11）
原子炉減圧時に燃料から追加放出される核分裂生成物の全量が，原子
炉建屋原子炉棟内に瞬時に移行するという保守的な条件で評価した結果，線量率は最大でも約 15.2mSv／h 程度である。残留熱除去系Ｂ系の注入弁の閉止操作は 2 チーム体制にて交代で実施し，1 チーム当たりの原子炉建屋原子炉棟内の滞在時間は約 36 分であるため，作業時間を保守的に 1 時間と設定し時間減衰を考慮しない場合においても作業員の受ける実効線量は最大で約 15.2mSv となる。また，有効性評価において現
場操作を開始する事象発生の約 3 時間後における線量率は約 5.6mSv／h
であり，この場合に作業員の受ける実効線量は約 5.6mSv となる。
なお，事故時には原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした放射性物質の一部はブローアウトパネルを通じて環境へ放出されるおそれがあるが，これらの事故時においては原子炉建屋放射能高の信号により中央制御室の換気系は閉回路循環運転となるため，中央制御室内にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

1.3−129

1.3−130
第 4図

操作場所へのアクセスルート

(3)

結

論

ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋原子炉棟内環境を想定した場合でも，
ＩＳＬＯＣＡ対応に必要な設備の健全性は維持される。また，中央制御室の隔離操作に失敗した場合でも，現場での隔離操作が可能であることを確認した。

6．非居住区域境界及び敷地境界の実効線量評価について
ＩＳＬＯＣＡが発生後，原子炉建屋原子炉棟が加圧されブローアウトパネ
ルが開放された場合，原子炉建屋原子炉棟内に放出された核分裂生成物がブローアウトパネルから大気中に放出されるため，この場合における非居住区
域境界及び敷地境界の実効線量を評価した。
その結果，非居住区域境界及び敷地境界における実効線量はそれぞれ約
1.2×10−１ mSv，3.3×10 −１ mSv となり，「2.6ＬＯＣＡ時注水機能喪失」における耐圧強化ベント系によるベント時の実効線量（非居住区域境界：約6.2×10 −１ mSv，敷地境界：約 6.2×10−１ mSv）及び事故時線量限度の 5mSv を下回ることを確認した。

1.3−131

別紙 1
残留熱除去系Ａ，Ｂ系電動弁作動試験について
1.

残留熱除去系Ａ，Ｂ系電動弁作動試験(1)

試験の頻度，目的
この試験は，保安規定第 39 条に基づく試験であり，原子炉の状態が運転，起動又は高温停止において 1 ヶ月に 1 回の頻度で実施する。
保安規定第 39 条（抜粋）
低圧注水系における注入弁，試験可能逆止弁，格納容器スプレイ弁，
サプレッションプールスプレイ弁及び残留熱除去系テストバイパス弁が開することを確認する。また，動作確認後，動作確認に際して作動した弁の開閉状態及び主要配管が満水であることを確認する。

(2)

内側隔離弁（試験可能逆止弁）及び外側隔離弁（注入弁）の試験手順
外側隔離弁（注入弁）においては，弁の前後差圧が低い場合のみ開動作を許可するインターロックが設けられているため，以下の手順にて試験を
実施する。
①

弁間圧抜き
注入弁差圧計にて 3.92MPa 以下まで内側隔離弁（試験可能逆止弁）と外側隔離弁（注入弁）間の注入ライン圧抜き弁の開閉を実施し減圧する。その際，警報「RHR INJECTION VALVE ΔP LOW」が点灯する。

②

外側隔離弁の開閉試験
外側隔離弁 F042A(B)の開閉時間を測定する。

③

内側隔離弁の開閉試験
内側隔離弁 F041A(B)の開閉時間を測定する。その際，警報「RHR
INJECTION VALVE ΔP LOW」が消灯する。

1.3−132

別紙 2
低圧炉心スプレイ系の構造健全性評価
低圧炉心スプレイ系の評価対象範囲を別第 2-1 図に示す。

1.3−133

1.3−134
別第 2−1 図

低圧炉心スプレイ系の評価対象範囲

別紙 3
熱交換器からの漏えいの可能性について

既工認から設計上の裕度を算出し，裕度が 2.4 より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板及び胴側入口・出口管台及びフランジ部について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
1．強度評価1．1

評価部位の選定
既工認から設計上の裕度を算出し，裕度が 2.4（隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力 8.2Mpa［gage］と最高使用圧力 3.45MPa［gage］の比）より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡
板，胴側入口・出口管台及びフランジ部について評価した。

1．2

評価方法

(1)

胴側胴板の評価
設計・建設規格「PVC-3122

円筒形の胴の厚さの規定」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さ以上であることを確認した。
(2)

胴側鏡板の評価
設計・建設規格「PVC-3225

半だ円形鏡板の厚さの規定 1」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であることを確認した。
(3)

胴側入口，出口管台設計・建設規格「PVC-3610

管台の厚さの規定」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さ以上であることを確
1.3−135

認した。
(4)

フランジ部
日本工業規格 JIS

B8265「圧力容器の構造−一般事項」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，ボルトの実機の断面積はボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容応力以下であることを確認した。
1．3

評価結果
熱交換器の各部位について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

1.3−136

別紙 4
逃がし弁からの漏えいの可能性について逃がし弁について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及
び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
1．強度評価1．1

評価部位
逃がし弁については，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時において吹き出し前に加圧される弁座，弁体及び入口配管並びに吹き出し後に加圧される弁耐圧部及び弁耐圧部の接合部について評価した。

1．2

評価方法
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時には 8.2MPa［gage］になる前に逃がし弁が吹き出し，圧力は低下すると考えられるが，ここでは，逃がし弁の吹き出し前に加圧される箇所と吹き出し後に加圧される箇所ともに 8.2MPa［gage］，288℃になるものとして評価する。

(1)

弁座の評価
設計・建設規格には安全弁に関する強度評価手法の記載がない。弁座は円筒形の形状であることから，設計・建設規格「VVC-3230

耐圧部に取り付く管台の必要最小厚さ」を準用し，計算上必要な厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であることを確認した。
(2)

弁体の評価
設計・建設規格には安全弁に関する強度評価手法の記載がない。弁体の中心部は弁棒で支持されており，外周付近は構造上拘束されていることから，弁体下面にかかる圧力（8.2Mpa［gage］）がすべての弁体の最小肉厚部に作用するとして発生するせん断応力を算出し，許容せん断応
1.3−137

力以下であることを確認する。
(3)

弁本体の耐圧部の評価
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であることを確認した。
(4)

弁耐圧部の接合部の評価
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジ応力評価」を適用しボルトの必要な断面積及び許容応力を算出し，実機のボルトの断面積がボルトの必要な断面積以上であるが，発生応力が許容応力以下であることを確認した。
1．3

評価結果
逃がし弁の各部位について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

1.3−138

別紙 5
弁（逃がし弁を除く。）からの漏えいの可能性について逃がし弁を除く弁について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下
で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
評価対象弁について隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力，温度以上で設計していることから破損が発生しないことを確認した。
1．強度評価評価対象弁の構成部品のうち，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に破損が発生すると想定される部位として，弁箱及び弁蓋からなる弁本体の耐圧部並びに弁本体耐圧部の接合部について評価した。
(1)

弁本体の耐圧部の評価
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。
(2)

弁耐圧部の接合部の評価
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジ応力評価」を適用しボルトの必要な断面積及び許容応力を算出し，実機のボルトの断面積がボルトの必要な断面積を上回り，かつ，発生応力が許
容応力を下回ることを確認した。
1．3

評価結果
弁（逃がし弁を除く。）の各部位について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。
1.3−139

別紙 6
計器からの漏えいの可能性について

計器について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2Mpa［gage］），温度（288℃）の条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
1．圧力計，差圧計隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧される以下の全ての計器について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力以上の計装設備耐圧値を有しており，破損が発生しないことを確認した。なお，構造材の温度上昇に伴う耐力低下（温度−30℃〜40℃における設計引張強さに対する 288℃における設計引張強さの割合は SUS316L の場合で約 79％）を考慮しても，計装設備耐圧値は加圧時における圧力以上となる。
2．温度計
2．1

評価方針
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧される温度計について，耐圧部となる温度計ウェルの健全性を評価した。評価手法として，
日本機械学会「配管内円通状構造物の流量振動評価指針（JSME S 0121998）に従い，同期振動発生の回避又は抑制評価，一次応力評価並びに疲労評価を実施し，破損の有無を確認した。

2．2

評価結果
計器について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2Mpa［gage］），温度（288℃）の条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

1.3−140

別紙 7
配管からの漏えいの可能性について

配管及び配管フランジ部について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
1．強度評価1．1

評価部位の選定
配管の構成部品のうち漏えいが想定される部位は，高温・高圧の加わる配管と，配管と配管を繋ぐフランジ部があり，それらについて評価を
実施した。

1．2

評価方法

(1)

配管の評価
クラス２配管の評価手法である設計・建設規格「PPC-3411(1)内圧を受ける直管」を適用して必要な厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。

(2)

フランジ部の評価
設計・建設規格「PPC-3411

フランジ」を適用してフランジの手法を適用してフランジ応力算定用圧力からフランジボルトの伸び量を算出したところ，伸び量がマイナスの場合は，フランジ部が増し締めされるため，ガスケット最大圧縮量を下回ることを確認した。
なお，熱曲げモーメントの影響については，設計・建設規格で規定されている（PPC-1.7）式を使用し，フランジ部に作用するモーメントを圧力に換算して評価を実施した。

1.3−1411．3

評価結果
配管の各部位について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材
温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

1.3−142

別紙 8
破断面積の設定について

1．評価部位の選定と破断面積の評価方法
別紙 3〜別紙 7 の評価結果から，隔離弁の誤開放等により残留熱除去系の低圧設計部分が加圧されたとしても，破損が発生しないことを確認した。
そこで，隔離弁の誤開放による加圧事象発生時の加圧範囲のうち最も大きなシール構造であり，損傷により原子炉冷却材が流出した際の影響が最も大
きい熱交換器フランジ部に対して，保守的に弁開放直後の圧力ピーク値（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷され，かつ，ガスケットに期待しないことを想定した場合の破断面積を評価した。
2．破断面積の評価結果
熱交換器フランジの破断面積について評価した結果，別第 8−1 表に示すとおり破断面積は約 21cm２ となる。
別第 8−1 表
評価部位

圧力
(MPa)

温度
(℃)

＋
⊿L1
0.19

フランジ部
8.2
288
⊿L1：ボルトの内圧による伸び量⊿L2：ボルトの熱による伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱による伸び量

破断面積評価結果

伸び量（mm）＋⊿L2
1.31

1.3−143

−
⊿L3
1.19

内径
(mm)
2,120

全部材
伸び量
(mm)
0.31

破断
面積
(cm２ )
約 21

別紙 9
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材漏えい量評価及び原子炉建屋内環境評価

1．評価条件
有効性評価の想定のとおり，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材の漏えい量及び原子炉建屋原子炉棟内の環境（雰囲気温度，湿度及び圧力）を評価した。
原子炉建屋原子炉棟内の環境評価特有の評価条件を別第 9−1 表に，原子炉建屋原子炉棟のノード分割図及び原子炉建屋平面図を別第 9−1 図及び別第 9-2 図に示す。
なお，高圧炉心スプレイ系ポンプ室及び原子炉隔離時冷却系ポンプ室は他室と水密扉で区切られており，蒸気の移動がほぼないため，解析においても蒸気の移動を考慮していない。

1.3−144

別第 9−1 表項目

原子炉建屋内の環境評価条件

主要解析条件

解析コード

ＭＡＡＰ４

漏えい箇所

残留熱除去系Ｂ系
熱交換器室

漏えい面積

約 21cm２

事故シナリオ

・原子炉水位低下（レベル２）設定
点到達時に，原子炉隔離時冷却系
による原子炉注水開始
・低圧炉心スプレイ系を起動し，事象発生 15 分後に逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個による原子炉減圧・事象発生 17 分後に低圧代替注水系（常設）を起動・原子炉水位回復後，低圧炉心スプ
レイ系を停止し，原子炉水位を原
子炉水位（レベル３）設定点以上に維持・事象発生 25 分後，サプレッション・プール冷却開始
・事象発生 5 時間後，残留熱除去系
隔離完了

原子炉建屋モデル

別第 9−1 図参照

原子炉建屋壁から環境への放熱考慮しない

原子炉建屋換気系

考慮しない

ブローアウトパネ
ル開放圧力

6.9kPa［gage］

条件設定の考え方
格納容器及び原子炉建屋原子炉棟等の詳細ノードのモデル化が可能であり，隔離弁の閉止操作等の重大事故等対策を考慮した事象進展を模擬することが可能である解析コード
有効性評価の解析と同様

有効性評価の解析と同様
有効性評価の解析と同様

原子炉建屋原子炉棟東西の物
理的分離等を考慮して設定
雰囲気温度，湿度，圧力及び放射線量の観点から厳しい想定として設定雰囲気温度，湿度及び圧力の観点から厳しい想定として設
定
設計値を設定※：現在設置されているブローアウトパネル 12 枚のうち 2 枚を閉止する方針であるが，本評価では 12 枚全てに期待している。なお，全てのブローアウトパネルに期待しない場合の評価を別紙 10 に示している。

1.3−145

ブロ ーア ウ トパ ネル
6階

階段 ，大 物 搬入 口

階段
4〜5 階 西側 区画

4〜5 階 東側 区画

ブロ ーア ウ トパ ネル

ブロ ーア ウ トパ ネル

大物 搬入 口階段
3 階西 側区 画

3 階東 側区 画

大物 搬入 口

階段1.3−146

1〜2 階 西側 区画

1〜2 階 東側 区画

扉

扉

残留 熱除 去 系Ｂ
熱交 換器 室扉

地下 1 階 西側 区画

扉

地下 1 階 東側 区画

階段
高圧 炉心
スプ レイ 系
ポン プ室

残留 熱除 去 系Ａ
熱交 換器 室

階段

階段

階段

残留 熱除 去 系Ｂ
ポン プ室

残留 熱除 去 系Ｃ
ポン プ室

階段
残留 熱除 去 系Ａ
ポン プ室

階段
低圧 炉心
スプ レイ 系
ポン プ室

原子 炉隔 離 時
冷却 系
ポン プ室

扉
扉

：漏 えい 箇 所

別第 9−1 図原子炉建屋内ノード分割モデル：水 密扉

1.3−147
別第 9−2 図原子炉建屋平面図（地下 2 階）

1.3−148
別第 9−2 図原子炉建屋平面図（地下 1 階）

1.3−149
別第 9−2 図原子炉建屋平面図（1 階）1.3−150
別第 9−2 図原子炉建屋平面図（2 階）1.3−151
別第 9−2 図原子炉建屋平面図（3 階）1.3−152
別第 9−2 図原子炉建屋平面図（4 階）1.3−153
別第 9−2 図原子炉建屋平面図（5 階）1.3−154
別第 9−2 図原子炉建屋平面図（6 階）2．評価結果
原子炉冷却材の積算漏えい量の推移を別第 9−3 図に，原子炉建屋内の雰
囲気温度（西側区画），雰囲気温度（東側区画），湿度（西側区画），湿度（西側区画），圧力（西側区画）及び圧力（東側区画）の推移を別第 9−4 図から別第 9−9 図に示す。
別第 9−3 図に示すとおり，現場隔離操作の完了時間として設定している事象発生 5 時間までの原子炉冷却材の漏えい量は約 300t である。また，別第 9−4 図及び別第 9−5 図に示すとおり，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び操作場所の雰
囲気温度の最大値は 41℃である。
なお，ブローアウトパネルが設置されている 4〜5 階西側区画，4〜5 階東側区画及び 6 階全ての圧力はブローアウトパネルの設定圧力に到達し，ブローアウトパネルが開放している。

1.3−155

500

破損系統の隔離による原子炉冷却材漏えいの停止

400

冷
却
材
流
出
量
（t）

原子炉減圧による
原子炉冷却材漏えい量の低下
300

200

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 9−3 図

原子炉冷却材の積算漏えい量

1.3−15610

120
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室

100

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側

原
子
炉
建
屋
内
温
度

原子炉建屋 3階西側

80

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

60

(℃)

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 9−4 図

原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（西側区画）

120
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側

100

原子炉建屋 1〜2階東側
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

80

原子炉建屋 6階
60

40

20

0
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 9−5 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（東側区画）

1.3−157

40

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
40

原子炉建屋 1〜2階西側(％)

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 9−6 図原子炉建屋内の湿度の推移（西側区画）

100
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側
原子炉建屋 6階
60

40
(％)

20

0
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 9−7 図原子炉建屋内の湿度の推移（東側区画）

1.3−15840

0.016
残留熱除去系(B)ポンプ室
0.014

残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側

0.010

原子炉建屋 6階
0.008

0.006

(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 9−8 図原子炉建屋内の圧力の推移（西側区画）

0.016
LPCSポンプ室
0.014

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

0.010

原子炉建屋 6階

0.008

0.006
(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 9−9 図原子炉建屋内の圧力の推移（東側区画）

1.3−15940

別紙 10
ブローアウトパネルに期待しない場合のＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材
漏えい量評価及び原子炉建屋内環境評価

1．評価条件
別紙 9 の評価条件のうち，ブローアウトパネルのみが開かない場合の条件
で評価を実施した。

2．評価結果
原子炉冷却材の積算漏えい量の推移を別第 10−1 図に，原子炉建屋内の雰
囲気温度（西側区画），雰囲気温度（東側区画），湿度（西側区画），湿度（西側区画），圧力（西側区画）及び圧力（東側区画）の推移を別第 10−2
図から別第 10−7 図に示す。
別第 10−1 図に示すとおり，現場隔離操作の完了時間として設定している事象発生 5 時間までの原子炉冷却材の漏えい量は約 300t である。また，別第 10−2 図及び別第 10−3 図に示すとおり，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び操作場所の雰囲気温度の最大値は 44℃である。ブローアウトパネルに期待する場合と期待しない場合の比較を第 10−1 表に示す。
第 10−1 表

ブローアウトパネルに期待する場合と期待しない場合の評価結果の比較

項 目
原子炉冷却材の漏えい量
事象発生 2 時間から 5 時間
までのアクセスルート及び操作場所の雰囲気温度の最大値期待する場合300t

期待しない場合
300t

41℃

44℃

1.3−160

500

400

冷
却
材
流
出
量
（t）

300

200

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 10−1 図

原子炉冷却材の積算漏えい量

1.3−16110

120
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室

100
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側
原子炉建屋 3階西側

80

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

60

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 10−2 図

原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（西側区画）

120
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側

100

原子炉建屋 1〜2階東側
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

80

原子炉建屋 6階
60

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 10−3 図

原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（東側区画）

1.3−162

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60

残留熱除去系(B)ポンプ室
40

残留熱除去系(C)ポンプ室(％)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側
原子炉建屋 3階西側

20

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 10−4 図

原子炉建屋内の湿度の推移（西側区画）

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60

40
(％)

LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

20

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側
原子炉建屋 6階
0
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 10−5 図

原子炉建屋内の湿度の推移（東側区画）

1.3−16340

0.016
残留熱除去系(B)ポンプ室
0.014

残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側

0.010

原子炉建屋 6階
0.008

0.006

(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 10−6 図

原子炉建屋内の圧力の推移（西側区画）

0.016
LPCSポンプ室
0.014

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

0.010

原子炉建屋 6階

0.008

0.006
(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 10−7 図

原子炉建屋内の圧力の推移（東側区画）

1.3−16440

別紙 11
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内線量率評価
及び非居住区域境界及び敷地境界の実効線量評価

1．原子炉建屋内線量率について
(1)

評価の想定
破断口から原子炉建屋原子炉棟に漏えいした原子炉冷却材中の放射性物
質のうち気相に移行する放射性物質及び燃料から追加放出される放射性物
質が原子炉建屋原子炉棟から環境への漏えいは考慮せずに原子炉建屋原子炉棟内に均一に分布するものとして原子炉建屋原子炉棟内の線量率を評価した。
評価上考慮する核種は現行設置許可と同じものを想定し，線量評価の条件となる I-131 の追加放出量は，実績データから保守的に設定した。
運転開始から施設定期検査による原子炉停止時等に測定しているＩ-131の追加放出量の最大値は約 41Ci（約 1.5×10１２ Bq）［昭和 62 年 4 月 9 日（第 8 回施設定期検査）］であり，評価に使用するＩ-131 の追加放出量
は，実績値を包絡する値として 100Ci（3.7×10１２ Bq）と設定した。
また，放出される放射性物質には，冷却材中に含まれる放射性物質があるが，追加放出量と比較すると数％程度であり，追加放出量で見込んだ余裕分に含まれるため考慮しないものとする。
原子炉建屋原子炉棟内の作業の被ばく評価においては，放射線防護具（自給式呼吸用保護具等）を着用することにより内部被ばくの影響が無視できるため，外部被ばくのみを対象とする。

1.3−165

別第 11−1 表
項

評価条件（追加放出量）
評価値

実績値（最大）I-131 追加放出量（Bq）

3.7×10 １２

1.5×10１２（昭和 62 年 4 月 9 日（第 8 回施設定期検査））

希ガス及びハロゲン等の追加放出量（γ線 0.5MeV 換算値）（Bq）

2.3×10 １４

―

(2)

目

評価の方法
原子炉建屋原子炉棟内の空間線量率は，以下のサブマージョンモデルにより計算する。サブマージョンモデルの概要を別第 11-1 図に示す。

D = 6.2 × 10 １４ ・

Qγ
E ・ 1
V / γ

e μ・

・ 3600

ここで，Ｄ：放射線量率（Gy／h）

6.2×10−１４ ：サブマージョンモデルによる換算係数
Ｑγ

・ ３・
・

・

：原子炉建屋原子炉棟内放射性物質量（Bq：γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

Ｖ Ｒ/Ｂ

：原子炉建屋原子炉棟空間体積（85,000m３ ）Ｅγ：γ線エネルギ（0.5MeV／dis）

μ：空気に対するγ線のエネルギ吸収係数（3.9×10−３ ／m）

Ｒ：評価対象エリア（原子炉建屋原子炉棟地上 3 階）の空間容積と等価な半球の半径（m）

R=

3・ V
2・π

1.3−166

ＶＯＦ：評価対象エリア（原子炉建屋原子炉棟地上 3 階）の容積（5,000m３ ）
原子炉建屋
放出された放射性物質の全量が原子炉建屋内に均一に分布するものとし，建屋内の放射性物質濃度を設定する。
保守的に原子炉建屋から環境への放射性物質の放出は考慮しない。

原子炉建屋 3 階
（作業フロア）作 業 場 所 か ら 見 渡 せる 範 囲 を 対 象と し ， 格 納 容 器 が 遮蔽と な る 範 囲 の被ばくは考慮しない。
保 守 的 に 建 屋 内 の 格納 容 器 以 外 の構 造 物 ， 配 管 ， 機 器等の 遮 蔽 は 考 慮
し な い 。 ま た ， 空 間容積 は 原 子 炉 建
屋 内 の ア ク セ ス ル ート及 び 隔 離 操 作
場所となる 1 階から 3 階のうち最も大きい 3 階の値を使用した。

原子炉建屋

格納容器

：作業員
：評価対象範囲
原子炉建屋 3 階（平面図）

評 価 対 象 範 囲 の 体 積を 保 存 し 半 球
状 の 空 間 に 放 射 性 物 質が均 一 に 分 布
す る も の と し て 空 間 線量率 を 評 価 する。

サブマージョンモデル概要図別第 11−1 図

サブマージョンモデルの概要
1.3−167

評価の結果評価結果を別第 11−2 図に示す。線量率の最大は約 15.2mSv／h 程度であり，時間減衰によって低下するため，線量率の上昇が現場操作に影響を与える可能性は小さく，期待している機器の機能は維持される。

20

外部被ばくによる実効線量率（mSv/h）

(3)

15

10

5

0
0

別第 11−2 図

2

4

6
8
10 12 14 16
原子炉建屋立ち入り開始時間（h）

1820

原子炉建屋原子炉棟立入開始時間と線量率の関係

なお，事故時には原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした放射性物質が環境へ放出される可能性があるが，これらの事故時においては原子炉建屋放射
能高の信号により中央制御室の換気系は閉回路循環運転となるため，中央制御室内にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

1.3−1681.3−169

種

I−131
I−132
I−133
I−134
I−135
Br−83
Br−84
Mo−99
Tc−99mハロゲン等
合計
Kr−83mKr−85m
Kr−85
Kr−87
Kr−88
Xe−131m
Xe−133m
Xe−133
Xe−135m
Xe−135
Xe−138
希ガス
合 計
ハロゲン等
＋希ガス
合 計

核

9.09
3.71
1.77E-04
1.31E+01
5.94
5.82E-02
3.08E-01
1.31E-01
6.38E+01
1.83
7.04E+01
−
−

−

−

−

−

0.53
1.31
0.29
2.54
3.58
0.040
0.19
6.77
1.06
6.63
6.28

崩壊定数
−1
（d ）
8.60E-02
7.30
8.00E-01
1.90E+01
2.52
6.96
3.14E+01
2.49E-01
2.76

収 率
（％）
2.84
4.21
6.77
7.61
6.41
0.53
0.97
6.13
5.4

−

−

0.00250.159
0.0022
0.793
1.950
0.020
0.042
0.045
0.432
0.250
1.183

−

1.29E+14

7.56E+13

1.38E+12
3.41E+12
2.25E+11
6.62E+12
9.33E+12
1.04E+11
4.95E+11
1.76E+13
2.76E+12
1.73E+13
1.64E+13

5.32E+13

3.70E+12
5.48E+12
8.82E+12
9.91E+12
8.35E+12
6.90E+11
1.26E+12
7.99E+12
7.04E+12

追加放出量（Bq）

ＩＳＬＯＣＡ時の放出量

γ線実効エネルギ
（MeV）
0.381
2.253
0.608
2.75
1.645
0.0075
1.742
0.16
0.13

別第 11−2 表

2.28E+14

9.93E+13

6.90E+09
1.09E+12
9.91E+08
1.05E+13
3.64E+13
4.17E+09
4.16E+10
1.59E+12
2.39E+12
8.64E+12
3.87E+13

1.29E+14

追加放出量（Bq）（γ線実効エネルギ0.5MeV換算値）
2.82E+12
2.47E+13
1.07E+13
5.45E+13
2.75E+13
1.04E+10
4.40E+12
2.56E+12
1.83E+12

2．非居住区域境界及び敷地境界の実効線量評価について
(1)

評価想定
非居住区域境界及び敷地境界の実効線量評価では，ＩＳＬＯＣＡにより
原子炉建屋原子炉棟内に放出された核分裂生成物が大気中に放出されることを想定し，非居住区域境界及び敷地境界の実効線量を評価した。評価条
件は別第 11−1 表から別第 11−5 表に従うものとする。
破断口から漏えいする原子炉冷却材が原子炉建屋原子炉棟内に放出されることに伴う減圧沸騰によって気体となる分が建屋内の気相部へ移行するものとし，破断口から漏えいする冷却材中の放射性物質が気相へ移行する
割合は，運転時の原子炉冷却材量に対する原子炉建屋原子炉棟放出に伴う減圧沸騰による蒸発量の割合から算定した。燃料から追加放出される放射性物質が気相へ移行する割合は，燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子
炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，同様に運転時の原子炉冷却材量に対する原子炉減圧に伴う減圧沸騰による蒸発量の割合から算定した。また，破断口及び逃がし安全弁から放出される蒸気量は，各々の移行率に応じた量が流出するものとした。（別第 11−3 図及び別第 11−4 図参照）
その結果，放出量は別第 11−4 表に示すとおりとなった。

(2)

評価結果
非居住区域境界及び敷地境界における実効線量はそれぞれ約 1.2×10−１
mSv，約 3.3×10−１ mSv となり，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」における耐圧強化ベント系によるベント時の実効線量（非居住区域境界：約 6.2×10−１
mSv，敷地境界：約 6.2×10−１mSv）及び事故時線量限度の 5mSv を下回った。
1.3−170

なお，評価上は考慮していないものの，原子炉建屋原子炉棟に放出された放射性物質は外部に放出されるまでの建屋内壁への沈着による放出量の低減に期待できること及び冷却材中の放射性物質の濃度は運転時の原子炉冷却材量に応じた濃度を用いているが，実際は原子炉注水による濃度の希釈に期待できることにより，さらに実効線量が低くなると考えられる。

1.3−171

別第 11−3 表

放出評価条件項 目
原子炉運転日数（日）主要解析条件2,000

追加放出量（Ｉ−131）（Bq）

3.7×10１２

冷却材中濃度（Ｉ− 131）（ Bq／g）

1.5×10２

燃料から追加放出されるよう素の割合（％）

無機よう素：96
有機よう素：4

逃がし安全弁からサプレッショ
ン・チェンバへの移行率（％）

無機よう素，
ハロゲン等：100
有機よう素：
99.958

破断口から格納容器への移行率（％）

無機よう素，
ハロゲン等：100
有機よう素：0.042

サプレッション・チェンバのプー
ル水でのスクラビング等による除去係数
逃がし安全弁からサプレッショ
ン・チェンバへ移行した放射性物
質の気相部への移行割合

無機よう素，ハロゲン等については
保守的に全量が逃がし安全弁からサプレッション・チェンバ及び破断口から格納容器のそれぞれに移行するものとするものとして設定
有機よう素についてはＳＡＦＥＲ解
析の積算蒸気量の割合に基づき設定

10Standard Review Plan6.5.5 に基づき設定

2「発電用軽水型原子炉施設の安全評
価に関する審査指針」に基づき設定

冷却材から気相への放出割合（冷却材中の放射性物質）（％）

11

冷却材から気相への放出割合（追加放出される放射性物質）（％）

4

格納容器からの漏えい率
（％／d）

0.5

別第 11−4 表
核

条件設定の考え方
十分な運転時間として仮定した時間
至近の I-131 追加放出量の実績値を包絡する値として設定し，その他の核種はその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。
I-131 の追加放出量に基づく全希ガ
ス漏えい率から冷却材中濃度を設定し，その組成を拡散組成とする。
（運転実績の最大の I-131 の冷却材
中濃度（5.6×10−１Bq／g）を十分に包絡する値である。
）「発電用軽水型原子炉施設の安全評
価に関する審査指針」に基づき設定

原子炉冷却材量に対する原子炉建屋
原子炉棟放出に伴う減圧沸騰による蒸気量の割合を設定
原子炉減圧により燃料棒内ギャップ部から冷却材中へ放出されることを踏まえ，原子炉冷却材量に対する減圧沸騰による蒸気量から算出
格納容器の設計漏えい率から設定

放出量

種

放出量（Bq）

希ガス＋ハロゲン等（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

9.5×10 １２

よう素（Ｉ−131 等価量（小児実効線量係数換
算））

2.8×10 １１

1.3−172

別第 11−5 表
核大気拡散条件(地上放出)種

放出量（Bq）

相対濃度（χ／Ｑ）（s／m３ ）

非居住区域境界：2.9×10−５
敷地境界：8.2×10−５相対線量（Ｄ／Ｑ）（Gy／Bq）

非居住区域境界：4.0×10−１９
敷地境界：9.9×10−１９

1.3−173

冷却材中に存在するよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 8.5×10１２ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 1.6×10１１ Bq

無機よう素，ハロゲン等

破断口から
原子炉建屋内への放出
気相部への移行割合：11％ ※ １

燃料棒から追加放出されるよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 1.3×10１４ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 6.5×10１２ Bq

無機よう素，ハロゲン等

有機よう素逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
キャリーオーバー割合：
2％

逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
移行率：99.958％

破断口から
原子炉建屋内への放出
移行率：0.042％

破断口から
原子炉建屋内への放出
気相部への移行割合：4％ ※ ２

サプレッション・プール水中のスクラビング等による除去係数：10

格納容器気相中のよう素，ハロゲン等格納容器からの漏えい率：0.5％／d

原子炉建屋内気相中のよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 6.1×10１２ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 2.8×10１１ Bq

環境へ放出※1 運転時冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発量の割合として算定。
※2 燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，急速減圧するまではその低下割合に応じた量の放射性物質が冷却材中に放出されるものとし，急速減圧以降はギャップ内の残りの放射性物質が全て冷却材中に放出されるものとして，冷却材中の放射性物質の濃度を決定し，その冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発量の割合として算定。

別第 11−3 図

よう素，ハロゲン等の環境への放出過程

1.3−174燃料棒から追加放出される希ガス
約 9.9×10１３ Bq

逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
移行率：99.958％

破断口から
原子炉建屋内への放出
移行率：0.042％

格納容器中の希ガス格納容器からの漏えい
漏えい率：0.5％／d

原子炉建屋内気相中の希ガス
約 3.5×10１２ Bq

環境へ放出

別第 11−4 図

希ガスの環境への放出過程（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

1.3−175

Ｉ − 131 追 加 放 出 量 の 測 定 結 果 に つ い て

運転開始から施設定期検査による原子炉停止時等に測定しているＩ− 131 の 追 加 放 出 量 の 測 定 値 は 以 下 の と お り 。

中間停止（ 昭 和 54 年 6 月 2 日 ）0.0Ci
第 １ 回 定 検 （ 昭 和 54 年 9 月 7 日 ）
0.0Ci
中間停止
（ 昭 和 5 5 年 4 月 29 日 ）0.0Ci
第 2 回 定 検 （ 昭 和 55 年 9 月 6 日 ）
0.0Ci
中間停止
（ 昭 和 5 6 年 6 月 16 日 ）0.0Ci
第 3 回 定 検 （ 昭 和 5 6 年 9 月 12 日 ）0.01Ci
第 4 回 定 検 （ 昭 和 5 7 年 6 月 11 日 ）0.01Ci
中間停止（ 昭 和 5 8 年 1 月 31 日 ）0.01Ci
第 5 回 定 検 （ 昭 和 5 8 年 9 月 17 日 ）0.01Ci
第 6 回 定 検 （ 昭 和 5 9 年 12 月 1 2 日 ） 0.01Ci
中間停止（ 昭 和 60 年 8 月 1 日 ）0.01Ci
第 7 回 定 検 （ 昭 和 6 1 年 1 月 20 日 ）0.01Ci
第 8 回 定 検 （ 昭 和 62 年 4 月 9 日 ）4 0.9Ci
第 9 回 定 検 （ 昭 和 63 年 8 月 1 日 ）0.01Ci
第 1 0 回 定 検 （ 平 成 元 年 1 1 月 30 日 ） 4 .5×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 2 年 1 1 月 29 日 ） 4 .7×10 ８ B q
第 11 回 定 検 （ 平 成 3 年 4 月 20 日 ）4 .4×10 ８ B q
第 12 回 定 検 （ 平 成 4 年 9 月 6 日 ）1 .9×10 ８ B q
中間停止（平成 5 年 4 月 4 日）
1 .7×10 ８ B q
第 13 回 定 検 （ 平 成 6 年 2 月 19 日 ）1 .6×10 ８ B q
第 14 回 定 検 （ 平 成 7 年 4 月 14 日 ）1 .7×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 8 年 8 月 10 日 ）9 .8×10 ７ B q
第 15 回 定 検 （ 平 成 8 年 9 月 10 日 ）1 .5×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 9 年 7 月 12 日 ）1 .5×10 ８ B q
第 16 回 定 検 （ 平 成 10 年 1 月 8 日 ）1 .6×10 ８ B q
第 17 回 定 検 （ 平 成 11 年 4 月 4 日 ）1 .7×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 1 2 年 12 月 2 6 日 ） 1 .7×10 ８ B q
第 1 8 回 定 検 （ 平 成 1 3 年 3 月 26 日 ） 1 .7×10 ８ B q
第 1 9 回 定 検 （ 平 成 1 4 年 9 月 15 日 ） 1 .5×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 1 5 年 3 月 20 日 ） 8 .9×10 ７ B q
第 20 回 定 検 （ 平 成 16 年 2 月 2 日 ）1 .3×10 ８ B q
第 2 1 回 定 検 （ 平 成 1 7 年 4 月 24 日 ） 1 .5×10 ８ B q
第 2 2 回 定 検 （ 平 成 1 8 年 11 月 2 0 日 ） 8 .9×10 ７ B q（ 平 成 1 9 年 3 月 17 日 ） 1 .1×10 ８ B q
第 2 3 回 定 検 （ 平 成 2 0 年 3 月 19 日 ） 1 .2×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 2 1 年 7 月 21 日 ） 1 .2×10 ８ B q
第 24 回 定 検 （ 平 成 21 年 9 月 9 日 ）1 .2×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 2 2 年 6 月 28 日 ） 9 .7×10 ７ B q
第 25 回 定 検−（ ※ 1Ci ＝ 3. 7×10 １ ０ B q）

1.3−176

添付資料 1.3.7

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の検知手段について

1．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の判断方法について
第1表にインターフェイスシステムＬＯＣＡと原子炉格納容器内でのＬＯ
ＣＡが発生した場合のパラメータ比較を示す。インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡと原子炉格納容器内でのＬＯＣＡは，どちらも原子炉冷却材の漏えい事象であるが，漏えい箇所が原子炉格納容器の内側か外側かという点で異なる。このため，原子炉圧力，原子炉水位といった原子炉冷却材一次バウンダ
リ内のパラメータは同様の挙動を示すが，エリアモニタや原子炉格納容器圧力といった格納容器内外のパラメータに相違が表れるので，容易にインターフェイスシステムＬＯＣＡと判別することができる 。

第1表

インターフェイスシステムＬＯＣＡと原子炉格納容器内でのＬＯＣＡ
発生時のパラメータ比較
ＩＳＬＯＣＡ

格納容器内での
ＬＯＣＡ

原子炉水位

変動※

変動※

原子炉圧力

変動※

変動※

格納容器内圧力

変化なし

上昇

ドライウェル雰囲気温度

変化なし

上昇

格納容器ドレン流量

変化なし

上昇

上昇

変化なし

原子炉建屋床ドレンサンプポンプ
等運転頻度

増加※

変化なし

原子炉建屋内空間線量率

上昇

変化なし

各パラメータ

原子炉圧力容器パラメータ

格納容器内パラメータ

残留熱除去系系統圧力格納容器外パラメータ等※漏えい量により変動しない場合がある。

1.3−177

2．インターフェイスシステムＬＯＣＡの認知について
インターフェイスシステムＬＯＣＡは，低圧設計部と高圧設計部を隔離す
る弁の誤開放等により発生する事故である。低圧設計部に原子炉圧力が負荷された場合，系統の異常過圧を知らせる警報（RHR ABNORMAL HI／LO PRESS
等）が発報する。非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系の系統圧力及び原子炉水位のパラメータ変化を確認することでインターフェイスシステムＬ
ＯＣＡ発生を判断する。これらのパラメータ以外にも原子炉圧力，格納容器
内圧力，格納容器内温度，主蒸気流量，給水流量，第 2 表に示すとおりで室
温上昇及び室内への漏水を検知し発報する警報（LDS RHR EQUIP ROOMSAMBIENT TEMP HIGH，RHR Hx AREA FLOODING 等）が設置されており，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時に変化する可能性があるパラメータとして総合的に確認し，インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生を容易に認知することができる。
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生を確認した場合，中央制御室からの遠隔隔離操作を試みる。仮に中央制御室からの遠隔隔離ができない場合
は，現場手動操作により弁を閉止することで漏えい系統を隔離する。

1.3−178

第2表

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時に変化するパラメータ等
パラメータ等

インターフェイスシステムＬＯＣＡ
発生時の変化

警報「RHR PUMP DISCH PRESSABNORMAL HI/LO」等(HI 側)

残留熱除去系ポンプ出口圧力が約 2.75MPa［gage］
まで上昇したことを検知し発報する。（通常時約0.49MPa［gage］）

警報「RHR Hx AREA FLOODING」等

機器及び配管からの床面への漏えいを検知し発報する。

警報「LDS RHR EQUIP ROOMS AMBIENT
TEMP HIGH」等

各室内で漏えいが発生した場合において，室温が上昇したことを検知し発報する。

火災警報

蒸気の影響により漏えい発生場所近傍の煙感知器が作動した場合，火災警報が発報する。また，建屋内が 75℃以上の高温となった場合には熱感知器が作動し，火災警報が発報する。

原子炉建屋空間線量率

漏えい発生場所近傍のエリア放射線モニタ指示値が上昇する。

原子炉建屋ダストモニタ

漏えい発生場所近傍のダスト（蒸気漏えい）発生
によりモニタ指示値が上昇する。

警報「R/B FD SUMP LEAKAGE HIGH」「R/B FD SUMP LEVEL HI-HI」等

漏えい水のサンプへの流入によりサンプポンプ運
転頻度が増加又は連続運転となる。また，サンプ
液位が通常運転液位を超えたことを検知し警報が発報する。

警報「R/B ED SUMP TEMP HIGH」

漏えい水のサンプへの流入によりサンプ内の温度が上昇したことを検知し発報する。

1.3−179

添付資料 1.3.8
発電用原子炉の減圧操作について

1．炉心損傷前の発電用原子炉の減圧操作(1)

発電用原子炉の手動減圧操作
炉心損傷前の発電用原子炉の手動減圧操作には，原子炉圧力容器への熱応力の影響を考慮し，原子炉冷却材温度変化率 55℃／h 以下を監視しながら実施する「通常の減圧」と，事故時において逃がし安全弁 7 個を開放することにより発電用原子炉を急速に減圧する「急速減圧」がある。
各減圧操作は，低圧で原子炉注水が可能な手段を確保した上で，以下のとおり判断して実施する。

ａ．通常の減圧操作
通常の減圧操作は，プラント通常起動／停止時及び事故対応中で急速減圧操作の条件が成立していない場合において適用する。
本操作は，主復水器が使用できる場合には，タービンバイパス弁を用いて原子炉発生蒸気を主復水器へ，主復水器が使用できない場合には，逃がし安全弁を間欠で用いてサプレッション・プールへ導くことで発電用原子炉の減圧を行う。

ｂ．急速減圧操作
急速減圧操作は，事故対応中において以下のような場合に，逃がし安全弁 7 個を開放することにより実施する。

①高圧注水機能喪失等により原子炉水位が低下し，低圧注水機能により
1.3−180

原子炉注水を速やかに行う場合②高圧注水機能により原子炉水位が緩やかに上昇しているが，炉心露出（原子炉水位が燃料有効長頂部以下）の時間が最長許容炉心露出時間を上回った場合③原子炉水位不明が発生し，低圧の注水機能により原子炉圧力容器を満水にする場合④インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生し，中央制御室からの遠隔隔離に失敗した場合
また，以下の場合で減圧操作に時間余裕がある場合は，減圧による原子炉格納容器への熱負荷に留意し，格納容器圧力及び温度を監視しながら逃がし安全弁 7 個を順次開放するが，原子炉冷却材温度変化率 55℃／h 以下は適用されない。
⑤サプレッション・プール熱容量制限に到達した場合⑥格納容器圧力を約 245kPa［gage］（0.8Pd）以下に維持できない場合⑦ドライウェル温度が 171℃に到達した場合⑧サプレッション・プール水位が通常水位＋6.0ｍに接近又は通常水位−50 ㎝以下となった場合

本操作は，逃がし安全弁（自動減圧機能）「7 個」を手動開放することを第一優先とする。
それができない場合は，逃がし安全弁（自動減圧機能）以外の逃がし
安全弁を含めたものから使用可能なもの「7 個」を手動開放する。

さらに，それもできない場合は，急速減圧に必要な最小弁数である「1 個」以上を手動開放することにより急速減圧する。逃がし安全弁
1.3−181（自動減圧機能）以外の逃がし安全弁による減圧ができない場合は，代替の減圧手段を試みる。
なお，急速減圧に必要な最小弁数「1 個」は，残留熱除去系（低圧注水系）1 台による原子炉注水を仮定した場合に燃料被覆管最高温度が1,200℃以下に抑えられることを条件として設定している。
急速減圧操作の概要は第 1 図のとおり。

1.3−182

①高圧注水機能喪失
による原子炉水位低下⑤サプレッション・プ
ール熱容量制限到達③原子炉水位不明②最長許容炉心露出時間超過④インターフェイスシステムＬＯＣＡ⑧サプレッション・プ
ール水位制限値到達⑥格納容器最高使用
圧力到達※１※１※１：これらの条件成立により急速減圧を実施する場合は，減圧による格納容器への熱負荷に留意し，格納容器圧力及び温度を監視 しな が ら実 施す る。
※２ ：逃 が し安 全弁 （自 動 減圧 機能 ）※３：逃がし安全弁（自動減圧機能）及び逃がし安全弁（自動減圧機能 ）以 外 の逃 がし 安全 弁

急速減圧 条 件成 立

ADS 弁 ※ ２
全弁順次 開 放⑦ドライウェル最高
使用温度到達※１

※１

No

Yes
ADS+SRV ※ ３
7 個ま で
追加 開放

No

Yes
ADS+SRV
1 個以 上開 放

No

Yes

急速 減圧

代替減圧 手 段

第1図(2)

急速減圧操作概要

発電用原子炉の自動減圧
前項(1)のような運転員による手動操作がない場合でも，事故事象を収束させるための原子炉減圧として，自動減圧系及び過渡時自動減圧回路の2 つがある。逃がし安全弁の機能を第 1 表に整理するとともに，概要を以下に示す。
なお，原子炉停止機能喪失（ＡＴＷＳ）の場合は，発電用原子炉の自動減圧により低温の水が注水されることを防止するため，運転員の判断によ
1.3−183

り自動減圧を阻止するための操作スイッチがある。

ａ．自動減圧回路（第 2 図）
非常用炉心冷却系の一部であり，高圧炉心スプレイ系のバックアップ
設備として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放し原子炉圧力を速やかに低下させ，低圧注水系の早期注水を促す。
具体的には，「原子炉水位異常低下（レベル１）」及び「ドライウェル
圧力高」信号が 120 秒間継続し，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）が運転中であれば，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個が開放する。

ｂ．過渡時自動減圧回路（第 2 図）
非常用炉心冷却系の自動減圧機能が動作しない場合においても，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止する。
自動減圧回路の動作信号のうち，ドライウェル圧力高信号が成立しな
くても，発電用原子炉の水位が低い状態で一定時間経過した場合は，残留熱除去系（低圧注水系）等の起動を条件に過渡時自動減圧回路は動作する。
具体的には，原子炉水位異常低下（レベル１）信号が 10 分間継続し，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）が運転中であれば，自動減圧機能付き逃がし安全弁 2 個が開放する。
過渡時自動減圧回路は，原子炉水位異常低下（レベル１）に「10 分間」の時間遅れを考慮して，炉心損傷に至らない台数を検討した結果，
1 個を開放すれば炉心損傷の制限値（燃料被覆管 1,200℃以下，被覆管
酸化割合 15％以下）を満足するため，余裕として 1 個を追加して 2 個
1.3−184

と設定した。
第1表

逃がし安全弁機能一覧
機

能

弁番号
(A)(D)(E)(G)(J)(M)(N)(P)(S)(U)(V)

逃がし弁機能安全弁機能

自動減圧回路過渡時
自動減圧回路○○――(F)(H)(K)(L)(R)

○

○

○

―

(B)(C)○○○○

1.3−185

第2図

自動減圧機能論理回路

1.3−1862．炉心損傷後の発電用原子炉の減圧操作
原子炉への注水手段がなく原子炉圧力容器の破損に至るおそれがある場合には，原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧を実施する必要がある。この際，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待するために原子炉減圧を遅らせ，原子炉水位計（燃料域）で原子炉水位が「燃料有効長底部から
燃料有効長の20％高い位置」（以下「ＢＡＦ＋20％」という。）を下回った
場合に，逃がし安全弁（自動減圧機能）2個で原子炉の減圧を実施する手順としている。
減圧を実施する水位及び弁の個数については，以下の評価結果をもとに決定している。
(1)

原子炉手動減圧のタイミングについて
原子炉への注水手段がない場合の原子炉手動減圧のタイミングを検討するため，原子炉水位が「原子炉水位異常低下（レベル１）」（以下「Ｌ１」という。）に到達後10分から50分のそれぞれのタイミングで減圧する場合の解析を実施し，水素の積算発生量を評価した。減圧に用いる逃がし安全弁（自動減圧機能）の弁の個数は，7個（逃がし安全弁（自動減圧機能）全て），2個及び1個のそれぞれで実施されるものとした。
評価結果を第2表に示すとともに，それぞれの弁の個数で減圧した場合の原子炉水位及び積算水素発生量の推移を，第3図から第8図に示す。これ
らの評価結果から，水素の積算発生量については，おおむねＬ１到達後35分から50分の間で大きな差が現れた。
この評価結果から，酸化反応（ジルコニウム−水反応）が活発になる前の，Ｌ１到達後35分までに減圧を実施することが望ましいと判断した。

(2)

原子炉手動減圧に用いる弁の個数について
1.3−187

第2表より，(1)で判断した原子炉手動減圧を実施するタイミング（Ｌ１
到達後35分）近辺の減圧タイミングに着目すると，逃がし安全弁（自動減圧機能）1個の場合の水素発生量が大きくなっている。また，減圧時の炉内蒸気流量の観点では，逃がし安全弁（自動減圧機能）7個の場合よりも逃がし安全弁（自動減圧機能）2個の場合の方が，炉内蒸気流量が小さいことから，被覆管に対する負荷が小さいものと考える。
減圧完了までの時間については，第3図，第5図及び第7図のとおり，弁の個数が少ないほど長くなるが，いずれの場合も原子炉圧力容器破損までの時間に対しては十分な余裕があるため，原子炉圧力容器破損時の溶融炉
心落下量など，原子炉圧力容器破損後の事象進展に与える影響は小さい。
以上から，原子炉手動減圧の際に開放する弁の個数は逃がし安全弁（自動減圧機能）2個とした。

(3)

原子炉手動減圧を実施する原子炉水位について
上記評価結果より，原子炉手動減圧をＬ１到達後35分以降に実施する場
合に水素の積算発生量に顕著な増加が見られること，また，減圧をＬ１到達後10分から35分の間で実施する場合には水素の積算発生量に有意な傾向が確認されないことを踏まえ，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待する観点から，減圧はＬ１到達後35分で実施するものとし，判断基準としては
このタイミングに相当する原子炉水位を用いることとした。
第5図より，Ｌ１到達後35分での原子炉水位はＢＡＦ＋20％程度である
ことから，これを原子炉手動減圧実施の水位とした。
なお，海外における同様の判断基準を調査した結果，米国の緊急時操作
ガイドライン（ＥＰＧ） [1]の例では，不測事態の蒸気冷却の手順において，原子炉へ注水できない場合の原子炉減圧の判断基準をＢＡＦ＋70％程
1.3−188

度としていることを確認した。これは，ＢＡＦ＋70％程度よりも原子炉水位が高い状況では，注水がなくかつ原子炉減圧していない状態でも，冠水部分の燃料から発生する蒸気により露出部分の燃料を冷却できると判断しているものと推定される。当社の判断基準は，米国の例との差異はあるものの，上述の評価結果を踏まえ蒸気冷却効果，水素発生量及び被覆管に対する負荷の観点から定めているものであり，妥当であると考える。

(4)

原子炉水位の確認手段について
原子炉水位は，原子炉水位計（燃料域）によって確認する。原子炉水位
がＢＡＦ＋20％に到達する時点（事象発生から約 38 分後）では，原子炉
圧力容器内の気相部温度は飽和温度を超えているが，ドライウェル内の気相部温度は 80℃程度であることから，原子炉水位計の凝縮槽内の水位は維持され，原子炉水位計による原子炉水位の確認は可能と考える。
また，仮に水位不明となった場合は炉心損傷を判断した時点で急速減圧を実施する手順となっており，同等の対応となることから，運転員の対応に影響はない。

[1] “ABWR Design Control Document [Tier2，Chapter18，Human Factors
Engineering]”，GE Nuclear Energy，Mar.1997．

1.3−189

第2表

原子炉手動減圧に関する解析結果

逃がし安全
弁（自動減
圧機能
7個

逃がし安全
弁（自動減
圧機能
2個

逃がし安全
弁（自動減
圧機能
1個

（減圧時に燃料被覆管が受ける荷重としては，燃料被覆管内外の圧力差による応力等が考えられ，蒸気流量の増加とともに大きくなると考えられることから，加わる荷重の指標として蒸気流量を参考としている）

1.3−190

TAF

BAF+20%
BAF

第3図

第4図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個）

1.3−191

第5図

第6図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個）

1.3−192

第7図

第8図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個）

1.3−193

添付資料 1.3.9
逃がし安全弁の電源受電状態について
サポート系故障時の対応手段のうち，逃がし安全弁の機能回復及び復旧について電源受電状態を第 1 図から第 5 図に示す。

1.3−1941.3−195
第1図

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

1.3−196
第2図

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

1.3−197
第3図

代替直流電源設備による逃がし安全弁復旧（可搬型代替直流電源設備を使用）

1.3−198
第4図

代替交流電源設備による逃がし安全弁復旧（常設代替交流電源設備を使用）（1／2）

1.3−199
第4図

代替交流電源設備による逃がし安全弁復旧（常設代替交流電源設備を使用）（2／2）

1.3−200
第5図

代替交流電源設備による逃がし安全弁復旧（可搬型代替交流電源設備を使用）（1／2）

1.3−201
第5図

代替交流電源設備による逃がし安全弁復旧（可搬型代替交流電源設備を使用）（2／2）

添付資料1.3.10
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順

判断基準記載内容

逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な自動減圧機能用アキュムレータの圧力が1.10MPa［gage］以下
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下

原子炉圧力容器温度が格納容器内雰囲気放射線モニタの使用不能時における炉心損傷判断基準である300℃以上
原子炉圧力等にて原子炉圧力容器内の圧力が0.69MPa［gage］以上
蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待するため，原子炉水位（燃料域）等にて原子炉水位が
燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置に到達した場合
非常用窒素供給系供給圧力が自動減圧系作動用ア
キュムレータ圧力低警報である1.10MPa［gage］
以下
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力が交換圧力である5.0MPa［gage］以下

非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下

非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力が交換圧力である5.0MPa［gage］以下

非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下

非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力が交換圧力である5.0MPa［gage］以下

原子炉圧力容器温度で300℃以上
1.3.2.1
フロントライン系故障時の対応手順(1)

代替減圧

ａ．手動による原子炉
減圧(a) 逃がし安全弁による減圧

1.3−202ａ．非常用窒素供給系
による窒素確保
1.3.2.2
サポート系故障時の対
応手順

(2)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪
失時の減圧

ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
ｃ．非常用逃がし安全
弁駆動系による原
子炉減圧

解釈

原子炉圧力容器内の圧力が0.69MPa［gage］以上
原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達

操作手順の解釈一覧
手順

操作手順記載内容
自動減圧系作動用アキュムレータ圧力低（1.10MPa［gage］以下）警報が消灯
ａ．非常用窒素供給系
による窒素確保

1.3.2.2
サポート系故障時の対
応手順

(2)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪
失時の減圧

ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
ｃ．非常用逃がし安全
弁駆動系による原
子炉減圧

非常用窒素供給系供給圧力指示値が1.10MPa［gage］を超え
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下

1.3−203(1)

非常時運転手順書
Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制
御」非常用窒素供給系供給圧力が自動減圧系作動用ア
キュムレータ圧力低警報設定値である1.10MPa［gage］以下
非常用窒素供給系供給圧力にて1.10MPa［gage］を超え
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力が交換圧力である5.0MPa［gage］以下

非常用窒素供給系供給圧力指示値が1.10MPa［gage］を超え

非常用窒素供給系供給圧力にて1.10MPa［gage］

非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベの圧力が低下

非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ圧力
が交換圧力である5.0MPa［gage］まで低下

原子炉水位異常低下（レベル２）設定点
1.3.2.4
インターフェイスシス
テムＬＯＣＡ発生時の
対応手順

解釈

原子炉水位低（レベル３）設定点−
原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位高（レベル８）設定点

原子炉水位（広帯域）等にて原子炉水位異常低下（レベル２）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位高（レベル８）

添 付 資 料 1.3.11
手順のリンク先について

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ついて，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1． 1.3.2.2(3)ａ ． 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 復 旧・可搬型代替直流電源設備に関する手順＜リンク先＞

1.14.2.3(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ｂ ． 可 搬 型 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 代
替所内電気設備への給電

2． 1.3.2.2(3)ｂ ． 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 復 旧・常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設
備に関する手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ ． 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ ． 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 代 替
所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 代
替所内電気設備への給電

3． 1.3.2.5

その他の手順項目について考慮する手順

1.3−204

・逃がし安全弁，非常用逃がし安全弁駆動系，電動弁及び監視計
器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所
内電気設備への給電

1.14.2.2(1)ａ ． 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ ． 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 代 替
所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 代
替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ ． 常 設 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 代 替
所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ｂ ． 可 搬 型 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 代
替所内電気設備への給電
・ 可 搬 型 窒 素 供 給 装 置 （ 小 型 ）， 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油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ ． 可 搬 型 設 備 用 軽 油 タ ン ク か ら 各 機
器への給油
1.14.2.5(1)ｂ ． 軽 油 貯 蔵 タ ン ク か ら 常 設 代 替 高 圧
1.3−205電源装置への給油
1.14.2.5(1)ｃ ． 軽 油 貯 蔵 タ ン ク か ら ２ Ｃ ・ ２ Ｄ 非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機への給油
・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.3−206

1.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手
順等
＜

目

1.4.1

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(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
ｂ．原子炉運転中の対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備ⅰ)

低圧代替注水ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(b)

サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

復旧

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(c)

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備ⅰ)

低圧代替注水ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．原子炉運転停止中の対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備ⅰ)

低圧代替注水ⅱ)

原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱ⅲ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(b)

サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

復旧

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備
目−1

ｄ．手順等
1.4.2

重大事故等時の手順

1.4.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1)

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水(2)

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水(3)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

1.4.2.2(1)

原子炉運転中における対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(a)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水(b)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）(c)

代替循環冷却系による原子炉注水(d)

消火系による原子炉注水(e)

補給水系による原子炉注水

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択(2)

サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧
(a)

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水(b)

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択(3)

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(a)

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却(b)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海
水）
目−2

(c)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却(d)

消火系による残存溶融炉心の冷却(e)

補給水系による残存溶融炉心の冷却

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
1.4.2.3(1)

原子炉運転停止中における対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水ｂ．原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱(a)

原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱

c．重大事故等時の対応手段の選択(2)

サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧
(a)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
1.4.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.4.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.4.2

自主対策設備仕様

添付資料1.4.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.4.4

重大事故対策の成立性
1．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）(1)

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による送水（淡水／海水）

(2)

系統構成
目−3

2．消火系による原子炉注水
(1)

系統構成

3．補給水系による原子炉注水
(1)

系統構成

4．原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱
(1)

系統構成

5．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱も同様）(1)
添付資料 1.4.5

系統構成

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料 1.4.6

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

添付資料 1.4.7

原子炉圧力容器の破損判断について

添付資料 1.4.8

原子炉運転停止中の除熱機能と注水手段

添付資料 1.4.9

運転停止中の原子炉の事故時における現場作業員の退避について

添付資料 1.4.10

解釈一覧

添付資料 1.4.11

手順のリンク先について

目−4

1.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉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、原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉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。

【解釈】
１「炉心の著しい損傷」を「防止するため、発電用原子炉を冷却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）原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却ａ）可搬型重大事故防止設備の運搬、接続及び操作に関する手順等を整備すること。
（２）復旧
ａ）設計基準事故対処設備に代替電源を接続することにより起動及び十分な期間の運転継続ができること。

原子炉運転中，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による冷却機能である。
原子炉運転停止中において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による冷却
1.4−1

機能である。また，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の長期的な冷却機能は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能である。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，発電用原子炉を冷却する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。

1.4.1

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
原子炉運転中において，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で発電用原子炉を冷却し，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するための設計基準事故対処設備として，残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ，低圧炉心スプレイ系ポンプ及びサプレッション・チェンバを設置している。
原子炉運転停止中において，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態
で発電用原子炉を冷却し，炉心の著しい損傷を防止するための設計基準事
故対処設備として，残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ，低圧炉心スプレ
イ系ポンプ及びサプレッション・チェンバを設置している。また，発電用原子炉の長期的な冷却である崩壊熱を除去するための設計基準事故対処設
備として残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプを設置している。
なお，本条項での原子炉運転停止中とは，原子炉冷却材温度100℃未満※１

及び原子炉圧力容器全ボルト締付状態で，残留熱除去系（原子炉停止

時冷却系）により発電用原子炉を冷却している期間とする。
※1：発電用原子炉の昇温を伴う検査時は除く。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用
1.4−2

いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（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
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.4−1図）。
また，炉心の著しい損傷，溶融が発生し，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合において，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及び自主対策設備 ※２ を選定する。
※2

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。）だけでなく，設置許可基準規則第四十七条及び技術基準
規則第六十二条（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を明確
にする。
(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，フロントライン系故障として，残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ並びに低圧炉心スプレイ系ポンプの故障による機能喪失を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失を想定する。
さらに，炉心の著しい損傷，溶融が発生し，原子炉圧力容器内に溶融炉
1.4−3心が残存する場合を想定する。
設計基準事故対処設備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，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，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1.4−1表に整理する。
ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
設計基準事故対処設備による原子炉注水で使用する残留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系が健全であれば重大事故等対処設備
として重大事故等の対処に用いる。また，設計基準事故対処設備による原子炉除熱で使用する残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・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
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備
低圧炉心スプレイ系による原子炉注水で使用する設備は以下のとお
1.4−4

り。
・低圧炉心スプレイ系ポンプ
・サプレッション・チェンバ
・低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・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
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系配管・弁・再循環系配管・弁・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
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備
ｂ．原子炉運転中の対応手段及び設備(a)ⅰ)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備
低圧代替注水設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ
及び低圧炉心スプレイ系ポンプが故障により原子炉注水ができない
1.4−5

場合は，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，消火系及び補給水系により原子炉注水する手段がある。
(ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉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・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
・燃料給油設備(ⅱ)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉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（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・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・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ
1.4−6

・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
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水は，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)

代替循環冷却系による原子炉注水
代替循環冷却系による原子炉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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
1.4−7

(ⅳ)

消火系による原子炉注水
消火系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・電動駆動消火ポンプ
・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・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅴ)

補給水系による原子炉注水
補給水系による原子炉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
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
1.4−8

ⅱ)

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，代替淡水貯槽，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。
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水で使用する設備のうち，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，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水
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，低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ，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，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。
（添付資料1.4.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプ及び低圧炉心スプレイ系ポンプが故障により機能喪失した場
合においても，発電用原子炉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。
・代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系の有する原子炉格納容器からの除熱機能を代替
1.4−9

することを目的に設置した設備であり，発電用原子炉が高圧状
態から低圧注水に移行することを考慮した注水量としていない
ため，低圧注水への移行段階での炉心損傷を防止するための注水量としては十分ではない場合があるが，低圧で注水が可能な設備であるため，低圧注水手段としては有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉注水する手段として有効である。
・電動駆動消火ポンプ，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ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉注水する手段として有効である。
・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ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉注水する手段として有効である。
（添付資料1.4.2）(b)サポート系故障時の対応手段及び設備
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段
及び設備は以下のとおり。

ⅰ)

復旧
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系が全交流動力電源喪失により使用できない場合
1.4−10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。）を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／
Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給するとともに，残留熱除去系
海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は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で冷却水を確保することにより，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系を復旧する手段がある。
残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系が残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合は，緊急用海水ポンプ
又は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で冷却水を確保することにより，残留熱除去系（低圧注水系）
及び低圧炉心スプレイ系を復旧する手段がある。
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
へ燃料を給油し，電源及び冷却水の供給を継続することにより，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系を十分な期間，運転継続することが可能である。
また，原子炉運転停止後は原子炉除熱を長期的に行うため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に移行する。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）については，「1.4.1(2)ｃ．(b)ⅰ)

復旧」にて

整理する。
(ⅰ)

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水
残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
1.4−11

・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，｢1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時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」にて整理する。
(ⅱ)

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）・サプレッション・チェンバ
・低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
1.4−12

・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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，｢1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時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」にて整理する。
ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備
残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ（海水冷却），サプレッション・チェ
ンバ，残留熱除去系熱交換器，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給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水で使用する設備のうち，
低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却），サプレッション・チェン
バ，低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ，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給油設備は重大事故等対処設備として位置付け
1.4−13

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。
（添付資料1.4.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（低圧注水系）
及び低圧炉心スプレイ系が全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合においても，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系を復旧し，発電用原子炉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。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系が使用可能であれば，原子炉注水する手段として有効である。
（添付資料1.4.2）(c)ⅰ)

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備
低圧代替注水炉心の著しい損傷，溶融が発生し，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存する場合は，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，消火系及び補給水系により残存溶融炉心を冷却する手段がある。
1.4−14

(ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却
低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却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・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
・燃料給油設備(ⅱ)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却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（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・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・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ
・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
1.4−15

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
なお，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却は，代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備の淡水だけでなく，海水も利用できる。
(ⅲ)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅳ)

消火系による残存溶融炉心の冷却
消火系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
1.4−16

・電動駆動消火ポンプ
・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・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅴ)

補給水系による残存溶融炉心の冷却補給水系による残存溶融炉心の冷却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
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備
1.4−17低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，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。
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備のうち，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，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型
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，低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージ
ャ，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，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。
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却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。
（添付資料1.4.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存する場合においても，残存溶融炉心を冷却することができ
1.4−18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。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，残存溶融炉心を冷却する手段として有効である。
・電動駆動消火ポンプ，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ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，残存溶融炉心を冷却する手段として有効である。
・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ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，残存溶融炉心を冷却する手段として有効である。
（添付資料1.4.2）
ｃ．原子炉運転停止中の対応手段及び設備(a)ⅰ)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備
低圧代替注水原子炉運転停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプが故障により原子炉除熱がで1.4−19

きない場合は，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，消火系及び補給水系により原子炉注水する手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

低圧代替注水」で選定した設備と同様である。
ⅱ)

原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）崩壊熱除去機能が喪失した
場合で，常用電源が使用可能であれば，原子炉冷却材の浄化に用いる原子炉冷却材浄化系により原子炉除熱する手段がある。

(ⅰ)

原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱
原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉冷却材浄化系ポンプ
・原子炉圧力容器
・原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器
・再循環系配管・弁・原子炉冷却材浄化系配管・弁・給水系配管・弁ⅲ)

重大事故等対処設備と自主対策設備
重大事故対処設備としての位置付けは，「1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)
低圧代替注水」で選定した設備と同様であり，原子炉運転停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時
冷却系）ポンプが故障した場合においても，発電用原子炉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
1.4−20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。
・原子炉冷却材浄化系
原子炉運転停止直後の原子炉除熱するための十分な熱交換量が確保できず，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器への原子炉補機冷却水の通水が可能であれば，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の崩壊熱除去機能が喪失した場合において，原子炉除熱する手段として有効である。
（添付資料1.4.2）(b)サポート系故障時の対応手段及び設備
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段
及び設備は以下のとおり。

ⅰ)

復旧
原子炉運転停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が全交流動力電源喪失により使用できない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧
電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／
Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給するとともに，残留熱除去系
海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は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で冷却水を確保することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を復旧する手段がある。
また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合は，緊急用海水ポンプ又は代替
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で冷1.4−21

却水を確保することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を復旧する手段がある。
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
へ燃料を給油し，電源及び冷却水の供給を継続することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を十分な期間，運転継続することが可能である。
(ⅰ)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・原子炉圧力容器
・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系配管・弁・再循環系配管・弁・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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，｢1.14確保に関する手順等」にて整理する。
1.4−22電源の残留熱除去系海水系機能喪失時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」にて整理する。
ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ（海水冷却），原子炉圧力容器，残留熱除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁，再循環系配管・弁，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。
（添付資料1.4.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合においても，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を復旧し，原子炉除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（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が使用可能であれば，原子炉除熱する手段として有効である。
1.4−23

（添付資料1.4.2）
ｄ．手順等
上記「ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備」，「ｂ．原子炉運転中の対応手段及び設備」及び「ｃ．原子炉運転停止中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 ※３ 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（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）」，「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」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.4−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.4−2表，第1.4−3表）。
※3

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。
（添付資料1.4.3）

1.4.2

重大事故等時の手順

1.4.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
残留熱除去系（低圧注水系）が健全な場合は，原子炉水位異常低下（レベル１）若しくはドライウェル圧力高信号による残留熱除去系（低圧注水系）ポンプの自動起動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去
系（低圧注水系）ポンプを起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉注水を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
1.4−24

以下のいずれかの状況に至った場合。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プ
ールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水手順も同様。）。
概要図を第1.4−2図に，タイムチャートを第1.4−3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系
ポンプ（Ａ）の手動起動又は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，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高）により残留熱除去系ポンプ（Ａ）が起動したことを確認し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認し，残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉
注水の開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の手動操作，
1.4−25

又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウ
ェル圧力高）により開したことを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑥発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持す
るように指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の開閉操作により残留熱除去系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉注水が不要となる
間に，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する必要がある場合
は，残留熱除去系Ａ系注入弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とし，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから残留熱除去系（低圧注水系）
よる原子炉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。
【自動起動信号が発信した場合】
・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，3分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・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，3分以内と想定する。
1.4−26

中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去系（低圧注水系）の起動に必要となる残留熱除去系
海水系ポンプによる冷却水確保の所要時間は2分以内と想定する。
(2)

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水
低圧炉心スプレイ系が健全な場合は，原子炉水位異常低下（レベル１）
若しくはドライウェル圧力高信号による低圧炉心スプレイ系ポンプの自動起動，又は中央制御室からの手動操作により低圧炉心スプレイ系ポンプを起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉注水を実施する。
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。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プ
ールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順低圧炉心スプレイ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4−4図に，タイムチャートを第1.4−5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧炉心スプ
レイ系ポンプの手動起動又は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，低圧炉心スプレイ系ポンプの手動起動
1.4−27

操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高）により低圧炉心スプレイ系ポンプが起動したことを確認し，低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認し，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水の開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁の手動操
作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドラ
イウェル圧力高）により開したことを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを低圧炉
心スプレイ系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑥発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持す
るように指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁の開閉操作により低圧炉心スプレイ系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
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炉心スプレイ系による原子炉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。
【自動起動信号が発信した場合】
・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，2分以内と想定する。
1.4−28

【手動起動の場合】
・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，2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，低圧炉心スプレイ系の起動に必要となる残留熱除去系海水系ポンプによる冷却水確保の所要時間は2分以内と想定する。
(3)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を起動し，原子炉除熱を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
原子炉圧力容器内の水位が原子炉水位低（レベル３）設定点から原子
炉水位高（レベル８）設定点の間で維持され，かつ原子炉圧力指示値が0.93MPa［gage］以下の場合。
ｂ．操作手順残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による原子炉除熱手順も同様。）。
概要図を第1.4−6図に，タイムチャートを第1.4−7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉建屋付属棟にて，原子炉保護系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。
1.4−29

④運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系レグシール
ライン弁を閉とする。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁を閉とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，再循環系ポンプ（Ａ）が停止していることを確認し，再循環系ポンプ（Ａ）出口弁を閉とする。
⑦運転員等は，発電長に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の準備が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）使用可能圧力0.93MPa［gage］以下であることを確認
し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱するための系統構成を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を閉とし，閉側回路を除外する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系内側隔離弁の開側回路を除外し，残留熱除去系外側隔離弁を開とする。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系内側隔離弁を開とし，開側回路の除外を解除する。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁を開とする。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁を調整開とする。
⑭運転員等は，発電長に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱するための系統構成が完了したことを報告する。
⑮発電長は，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系に
1.4−30よる原子炉除熱の開始を指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上，及び残留熱除去系系統流量の流量上昇を確認する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を調整開とする。
⑱運転員等は中央制御室にて，原子炉除熱が開始されたことを残留熱除去系熱交換器入口温度が低下することにより確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の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名により操作を実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱開始まで177分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
なお，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動に必要となる残留熱除去系海水系ポンプによる冷却水確保の所要時間は4分以内と想定する。
（添付資料1.4.4）
1.4.2.2(1)

原子炉運転中における対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
1.4−31

ａ．低圧代替注水
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による注水機能が喪失した場合に，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による原子炉注水手段を低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段と同時並行で準備を開始する。
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合は，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，消火系及び補給水系の手段のうち，低圧で原子炉注水可能な系統1系統以上の起動及び注水
ラインの系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉注水を開始する。なお，常設低圧代替注水系ポンプ又は西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系は残留熱除去系Ｂ系配管を用いるため，残留熱除去系Ｂ系配管を使用しない
代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を優先して使用する。
原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，原子炉圧力容器内を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水・復水系，高圧炉心スプレ
イ系，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）を使用し原子炉注水を実施する。
(a)ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
手順着手の判断基準
残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
1.4−32低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4−8図に，タイムチャートを第1.4−9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水の準備を指示する。また，原
子炉冷却材喪失事象が確認された場合は，原子炉冷却材浄化系
吸込弁の閉を指示する。
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
子炉注水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し，残留熱除去系Ｃ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。また，原子炉冷却材喪失事象が確認された場合は，原
子炉冷却材浄化系吸込弁を閉とする。
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する。
④運転員等は，発電長に低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水の準備が完了したことを報告する。
⑤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。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｃ）の操作
スイッチを隔離する。
⑦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 ※１ を選択し，低圧代替注水系（常設）を起動操作した
後，常設低圧代替注水系ポンプの起動，及び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
1.4−33

確認する。
⑧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，
原子炉注水弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁が自動開した
ことを確認する。
⑨運転員等は，発電長に常設低圧代替注水系ポンプの起動が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水の開始を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｃ系注入弁を開とし，原子炉注水が開始されたことを低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器注水流量調整弁により低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を
原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
※1：原子炉注水と原子炉格納容器内へのスプレイを実施する
場合は，原子炉注水及び原子炉格納容器内へのスプレイに必要な系統構成を行い，原子炉注水と原子炉格納容器
内へのスプレイを実施する。
1.4−34

ⅲ)

操作の成立性
原子炉運転中において，上記の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，作業開始を判断してから低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水開始まで9分以内と想定する。
重大事故等対策の有効性評価

3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）に示す常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，作業開始を判断してから原子炉格納容器内へのス
プレイと原子炉注水開始まで15分以内と想定する。
なお，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名により実施し，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始まで9分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(b)ⅰ)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
手順着手の判断基準
残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び低圧代替
注水系（常設）により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，以下のいずれかの状況に至った場合。
①代替循環冷却系，消火系及び補給水系により原子炉注水ができず，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
1.4−35②代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉圧
力容器内の水位が上昇せず，消火系及び補給水系により原子炉注
水ができない場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）手順の概要は以下のとおり。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。
概要図を第1.4−10図に，タイムチャートを第1.4−11図に示す（残留熱除去系Ｃ系配管を使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注水の手順
は，手順⑩以外同様。）。
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低圧代替注水系配管・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。
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低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備を指示する。
④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低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
注水準備を指示する。
1.4−36

⑤運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注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し，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表示灯が点灯したことを確認する。
⑥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認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｃ）又は低圧炉心スプレイ系ポンプの操作スイッチを隔離する。
⑧運転員等は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
注水準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑩ ａ 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側接続口による原子炉注水の場合
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容器注水流量調整弁を開とする。
なお，電源が確保できない場合，運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系
注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開とする。
⑩ ｂ 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注水の場合
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
1.4−37

系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開とする。
なお，電源が確保できない場合，運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ
系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開とする。
⑪運転員等は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑫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。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水するための準備が完了したことを報告する。
⑭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。
⑮災害対策本部長代理は，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。
⑯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，高所西側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を開とし，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。
1.4−38

⑰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連絡する。
⑱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
注水が開始されたことの確認を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを低圧代替注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子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）に
より原子炉注水が開始されたことを連絡する。
発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器注水流量調整弁により低圧代替注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子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
原子炉運転中において，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。
1.4−39

【中央制御室からの操作（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名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（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名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【現場操作（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注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【現場操作（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注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，165分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（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名にて実施した場合，535分以内と想定す
1.4−40る。
【中央制御室からの操作（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名にて実施した場合，320分以内と想定する。
【現場操作（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注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【現場操作（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注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，320分以内と想定する。
なお，原子炉運転停止中の当直要員の体制において，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。
【中央制御室からの操作（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名にて実施した場合，215分以内と想定する。
1.4−41

【中央制御室からの操作（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名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（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名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（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名にて実施した場合，320分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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，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1.4−42

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。
（添付資料1.4.4）(c)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉注水
手順着手の判断基準
残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び低圧代替
注水系（常設）により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系による原子炉注水手順も同様。）。
概要図を第1.4−12図に，タイムチャートを第1.4−13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系による原子炉注水の準備を指示する。
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
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し，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系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
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
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するとともに，冷却水が確保
1.4−43

されていることを確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作
スイッチを隔離する。
⑥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）バイパス弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口
弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開とする。
⑧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とを報告する。
⑨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。
⑩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。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，代替循環冷却系Ａ系による原子炉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Ａ系注入弁を開とした後，代替循環冷却系Ａ系注入弁を開とするとともに，代替循
環冷却系Ａ系テスト弁を閉とする。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを代
1.4−44

替循環冷却系原子炉注水流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑭発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持するように指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系注入弁により代替循環冷却系原子炉注水流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，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注水開始まで41分以内と想定する。
さらに，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制
御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名により実施し，作業開始を判断してから代替循環冷却系による原子炉注水開始まで41分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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
1.4−45(d)ⅰ)

消火系による原子炉注水
手順着手の判断基準
残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び低圧代替
注水系（常設）により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，以下のいずれかの状況に至った場合。
①代替循環冷却系により原子炉注水ができず，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。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。
②代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉圧
力容器内の水位が上昇しない場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。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。

ⅱ)

操作手順
消火系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4−14図に，タイムチャートを第1.4−15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注水の準備を指示する。
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，運転員等に消火系による原子炉注水の系統構成を指示する。
1.4−46

④運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑤運転員等は，発電長に消火系による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に電動駆動消火ポンプ ※２ 又はディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，電動駆動消火ポンプ又はディーゼ
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，発電長に報告する。
⑧発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，消火系による原子炉注水の開始を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開とする。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開とする。
⑪運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持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Ｂ系注入弁の開閉操
作により残留熱除去系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子1.4−47炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉注水が不要となる間に，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する必要がある場合は，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃス
プレイ弁を開とし，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
※2：常用電源が使用できる場合に，電動駆動消火ポンプを使用する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから消火系による原子炉注水開始まで56分以内と想定する。
なお，原子炉注水が不要と判断し，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合，原子炉格納容器内へのスプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで5分以内と想定する。
さらに，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制
御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名により実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉注水開始まで56分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
1.4−48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。
（添付資料1.4.4）(e)ⅰ)

補給水系による原子炉注水
手順着手の判断基準
残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び低圧代替
注水系（常設）により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，以下のいずれかの状況に至った場合。
①代替循環冷却系及び消火系により原子炉注水ができず，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。
②代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉
圧力容器内の水位が上昇せず，消火系により原子炉注水ができない場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場
合。

ⅱ)

操作手順
補給水系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4−16図に，タイムチャートを第1.4−17図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系
による原子炉注水の準備を指示する。
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，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。
1.4−49

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する。
⑥重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フ
ランジの切り替えが完了したことを報告する。
⑦災害対策本部長代理は，発電長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを連絡する。
⑧発電長は，運転員等に補給水系による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑨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を開とする。
⑩運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開とする。
⑫運転員等は，発電長に補給水系による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑬発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑭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した後，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，補給水系による原子炉注水の開始を指示する。
1.4−50⑯運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開とし，原子炉注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑰発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁の開閉操
作により残留熱除去系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉注水が不要となる間に，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する必要がある場合は，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃス
プレイ弁を開とし，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから補給水系による原子炉注水開始まで110分以内と想定する。
なお，原子炉注水が不要と判断し，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合，原子炉格納容器内へのスプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから原子炉格納容器内へのスプレイ開始
1.4−51

まで5分以内と想定する。
さらに，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制
御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（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名により実施し，作業開始を判断してから補給水系による原子炉注水開始まで110分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
（添付資料1.4.4）
ｂ．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1.4−26図に示す。
残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による注水機能が喪失し，原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持ができない場合
は，低圧代替注水系（常設）により原子炉注水する。
低圧代替注水系（常設）が使用できない場合は，代替循環冷却系により原子炉注水する。
代替循環冷却系が使用できない場合，又は代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉圧力容器内の水位が上昇しない場合
は，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉注水する。
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
1.4−52

又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉注水手段は，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉注水は，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。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切替えに時間を要することから，消火系による原子炉注水ができない場合に実施する。
（添付資料1.4.5，添付資料1.4.6）(2)

サポート系故障時の対応手順
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手順は以下のとおり。
ａ．復旧(a)

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水
全交流動力電源喪失により残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉
心スプレイ系による注水機能が喪失した場合，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残留熱除去系（低圧注水系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用
海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（低圧注水系）にて原子炉注水を実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による注水機能が喪失した場合，緊急用
海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（低圧注水系）にて原子炉注水を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
1.4−53

循環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，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Ｍ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水が確保され，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による注水手順も同様。）。
概要図を第1.4−18図に，タイムチャートを第1.4−19図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系
による原子炉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するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動を指示
1.4−54

する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動
し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［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，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，残留熱除去系（低圧注水系）による原
子炉注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を開とし，原子炉注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持するように指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の開閉操
作により残留熱除去系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉注水が不要となる間に，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する必要がある場合は，残留熱除去系Ａ系注入弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃス
プレイ弁を開とし，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
ⅲ)

操作の成立性
原子炉運転中において，上記の中央制御室対応を運転員等（当直1.4−55運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。
さらに，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合，原子炉注水が不要と判断してから原子炉格納容器内へのスプレイまで5分以内と想定する。
また，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名により実施し，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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(b)

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
全交流動力電源喪失により残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉
心スプレイ系による注水機能が喪失した場合，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低圧炉心スプレイ系の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポン
プ又は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により冷却水を確保し，低圧炉心スプレイ系にて原子炉注水を実
1.4−56

施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による注水機能が喪失した場合，緊急用
海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより冷却水を確保し，低圧炉心スプレイ系にて原子炉注水を実施する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，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Ｍ／Ｃ ２Ｃの受電が完了し，残留熱除去系（低圧注水系）が復旧できず，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水が確保され，残留熱除去系（低圧注水系）
が復旧できず，サプレッション・プールの水位が確保されている場
合。

ⅱ)

操作手順
低圧炉心スプレイ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4−20図に，タイムチャートを第1.4−21図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧炉心スプレイ系による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系による原子炉
1.4−57

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するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に低圧炉心スプレイ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，低圧炉心スプレイ系ポンプを起動し，低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［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，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁を開とし，原子炉注水が開始されたことを低圧炉心スプレイ系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持するように指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁の開閉操作により低圧炉心スプレイ系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上
から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
原子炉運転中において，上記の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，作業開始を判断した後，冷却水を1.4−58確保してから低圧炉心スプレイ系による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。
また，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名により実施し，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから低圧炉心スプ
レイ系による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，低圧炉心スプレイ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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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
ｂ．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1.4−26図に示す。
全交流動力電源が喪失し，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を受電した後，緊急用Ｍ／Ｃから
Ｍ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄを受電し，交流動力電源が確保され，残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系海水系が復旧できる場合は，残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉注水する。また，残留熱除去
系（低圧注水系）が復旧できず，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系
海水系が復旧できる場合は，低圧炉心スプレイ系により原子炉注水する。
1.4−59なお，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Ｍ／Ｃ ２Ｃ及びＭ／Ｃ ２Ｄが受電できない場合は，｢1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

低圧代替注水」又は｢1.4.1(2)ｂ．(c)ⅰ)

低圧代替注

水」の対応手段を実施する。
残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系海水系が使用できな
い場合は，緊急用海水系により冷却水を確保し，残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉注水する。
残留熱除去系（低圧注水系）が使用できない場合は，低圧炉心スプレ
イ系により原子炉注水する。
緊急用海水系が使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保し，残留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系
により原子炉注水するが，代替残留熱除去系海水系の運転に時間を要することから，｢1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)(c)ⅰ)

低圧代替注水」又は｢1.4.1(2)ｂ．

低圧代替注水」の対応手段を並行して実施する。

なお，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の復旧が困難な場合には，｢1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)ｂ．(c)ⅰ)(3)

低圧代替注水」又は｢1.4.1(2)低圧代替注水」の対応手段を実施する。

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，溶融炉心が原子炉圧力容器を破損しペデスタル（ドライウェル部）に落下した場合，格納容器
下部注水系によりペデスタル（ドライウェル部）へ注水することで落下した溶融炉心を冷却するが，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存した場合
は，低圧代替注水により原子炉圧力容器内へ注水することで残存溶融炉心を冷却し，原子炉圧力容器から原子炉格納容器内への放熱を抑制する。
ａ．低圧代替注水
1.4−60(a)ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化 ※３ により原子炉
圧力容器の破損を判断し，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向となった場合で，残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプ
レイ系及び代替循環冷却系により原子炉圧力容器内へ注水ができな
い場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
※3：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」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。
（添付資料1.4.7）

ⅱ)

操作手順
低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却については，｢1.4.2.2(1)ａ．(a)低圧代替注水系（常設）による原子炉注水｣の操作手順と同様である。
残存溶融炉心の冷却については，原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（原子炉
格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水量：80m３ ／h）を確保し，原子炉圧力容器内へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３ ／h）の注水を実施する。しかし，十分な注水流量が確保できない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
1.4−61

なお，概要図は第1.4−8図，タイムチャートは第1.4−9図と同様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原
子炉圧力容器内への注水開始まで9分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(b)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）

ⅰ)

手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の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，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向となった場合で，残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系，代替循環冷却系，低圧代替注水系（常設），消火系及び補給水系により原子炉圧力容器内へ注水ができない場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）については，｢1.4.2.2(1)ａ．(b)低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）｣の操作手順と同様である。
残存溶融炉心の冷却については，原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（原子炉
格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水量：30m３ ／h〜80m３ ／h）を確保し，原子炉圧力容器
1.4−62

内へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３ ／h）の注水を実施する。しかし，十分な注水流量が確保できない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
なお，概要図は第1.4−10図，タイムチャートは第1.4−11図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器内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。
【中央制御室からの操作（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内への注水の場合）】（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名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（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内への注水の場合）】（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名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（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内への注水の場合）】（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
1.4−63

大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（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内への注水の場合）】（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名にて実施した場合，320分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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，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。
（添付資料1.4.4）(c)ⅰ)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の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，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向となった場合で，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレ
イ系により原子炉圧力容器内への注水ができない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
1.4−64

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却については，｢1.4.2.2(1)ａ．(c)

代替循環冷却系による原子炉注水｣の操作手

順と同様である。
残存溶融炉心の冷却については，原子炉格納容器内へのスプレイ
流量を150m３ ／hを確保し，原子炉圧力容器内への注水量を100m３ ／hで実施する。
なお，概要図は第1.4−12図，タイムチャートは第1.4−13図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，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内への注水開始まで41分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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(d)ⅰ)

消火系による残存溶融炉心の冷却手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化により原子炉圧力
1.4−65

容器の破損を判断し，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向となった場合で，残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系，代替循環冷却系及び低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器内へ注水ができない場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。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。
ⅱ)

操作手順
消火系による残存溶融炉心の冷却については，｢1.4.2.2(1)ａ．
(d)

消火系による原子炉注水｣の操作手順と同様である。

残存溶融炉心の冷却については，原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（原子炉
格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水量：80m３ ／h）を確保し，原子炉圧力容器内へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３ ／h）の注水を実施する。しかし，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
なお，概要図は第1.4−14図，タイムチャートは第1.4−15図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器内への注水開始まで56分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.4−66

現場対応については，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。
（添付資料1.4.4）(e)ⅰ)

補給水系による残存溶融炉心の冷却手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の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，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向となった場合で，残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系，代替循環冷却系，低圧代替注水系（常設）及び消火系により原子炉圧力容器内へ注水ができない場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
補給水系による残存溶融炉心の冷却については，｢1.4.2.2(1)ａ．(e)

補給水系による原子炉注水｣の操作手順と同様である。

残存溶融炉心の冷却については，原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（原子炉
格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水量：80m３ ／h）を確保し，原子炉圧力容器内へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３ ／h）の注水を実施する。しかし，十分な注水流量が確保できない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
なお，概要図は第1.4−16図，タイムチャートは第1.4−17図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
1.4−67

上記の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，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
内への注水開始まで110分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
（添付資料1.4.4）
ｂ．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1.4−26図に示す。
原子炉圧力容器が破損し，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による残存溶融炉心の冷却ができない場合は，代替循環冷却系による残存溶融炉心を冷却する。
代替循環冷却系が使用できない場合は，低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却を実施する。
低圧代替注水系（常設）が使用できない場合は，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却を実施する。
なお，消火系による残存溶融炉心の冷却は，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。
また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切替えに時間を要することから，消火系による残存溶融炉心の冷却ができない場合に実施する。
（添付資料1.4.5，添付資料1.4.6）
1.4−68

1.4.2.3(1)

原子炉運転停止中における対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水
原子炉運転停止中に原子炉注水する機能が喪失した場合の対応手順については，「1.4.2.2(1)ａ．(a)注水」，「1.4.2.2(1)ａ．(b)低圧代替注水系（常設）による原子炉

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉

注水（淡水／海水）」，「1.4.2.2(1)ａ．(c)
炉注水」，「1.4.2.2(1)ａ．(d)「1.4.2.2(1)ａ．(e)

代替循環冷却系による原子消火系による原子炉注水」及び補給水系による原子炉注水」の対応手順と同様である。
ｂ．原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱(a)

原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，常用電源が使用可能であれば原子炉冷却材浄化系ポンプを起動して原子炉除熱を実施する。

ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱ができな
い場合。

ⅱ)

操作手順
原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4−22図に，タイムチャートを第1.4−23図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉建屋付属棟にて，原子炉保護
1.4−69系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系による原子炉
除熱に必要なポンプ，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するとともに，冷却水が確保されていることを確認する。
⑤運転員等は，発電長に原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱の準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱するための系統構成を指示する。
⑦運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器温度調整弁の温度設定が40℃であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系吸込弁が開であることを確認する。
⑨運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系内側隔離弁及び原子炉冷却材浄化系外側隔離弁を開とする。
⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁を開とする。
⑪運転員等は，発電長に原子炉冷却材浄化系ポンプ起動の系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）及び原
子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）の起動を指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）
メカシールパージ水ライン仕切弁を開とする。
1.4−70⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系ポン
プ（Ａ）メカシールパージ水ライン調整弁を開とし，メカシー
ルパージ流量を調整する。
⑮運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）
を起動し，原子炉冷却材浄化系系統流量の流量上昇を確認する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器バイパス弁を調整開とし，原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁を閉とする。
⑰運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）
メカシールパージ水ライン仕切弁を開とする。
⑱運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系ポン
プ（Ｂ）メカシールパージ水ライン調整弁を開とし，メカシー
ルパージ流量を調整する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）
を起動し，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器バイパス弁を調整開とする。
⑳運転員等は，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）及び原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）の起動が完了したことを発電長に報告する。
発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系再生熱交換器のバイパス運転による原子炉除熱を指示する。
運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系再生
熱交換器バイパス弁を開とする。
運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系原子炉戻り弁
1.4−71

を閉として，原子炉冷却材浄化系原子炉出口温度の上昇が緩和したことを確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱開始まで202分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
（添付資料1.4.4）

ｃ．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1.4−26図に示す。
残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による注水機能喪失又は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失し，原子炉水位の低下を確認した場合は，低圧代替注水系（常設）により原子炉注水する。
低圧代替注水系（常設）が使用できない場合は，代替循環冷却系により原子炉注水する。
代替循環冷却系が使用できない場合，又は代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉圧力容器内の水位が上昇しない場合
は，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉注水
1.4−72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
又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉注水手段は，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉注水は，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。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切替えに時間を要することから，消火系による原子炉注水ができない場合に実施する。
また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が使用可能となるまでは，原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱を実施する。
（添付資料1.4.5，添付資料1.4.6）(2)

サポート系故障時の対応手順
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手順は以下のとおり。
ａ．復旧(a)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱
全交流動力電源喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，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残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用
海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）にて原子炉除熱を実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，緊急用海水ポン
1.4−73

プ又は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により冷却水を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）にて原子炉除熱を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，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Ｍ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，原子炉圧力指示値が0.93MPa［gage］以下である場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水が確保され，原子炉圧力指示値が0.93MPa［gage］以下である場合。
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系
による原子炉除熱手順も同様。）。
概要図を第1.4−24図に，タイムチャートを第1.4−25図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の準備を指示する。
1.4−74

②運転員等は中央制御室及び原子炉建屋付属棟にて，原子炉保護
系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱に必要なポンプ，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すると
ともに，冷却水が確保されていることを確認する。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系レグシ
ールライン弁を閉とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，再循環系ポンプ（Ａ）が停止していることを確認し，再循環系ポンプ（Ａ）出口弁を閉とする。
⑧運転員等は，発電長に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）使用可能圧力0.93MPa［gage］以下であることを確認し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱するための系統構成を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口
弁を閉とし，閉側回路を除外する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系内側隔離弁の開側回路を除外し，残留熱除去系外側隔離弁を開とする。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系内側隔離弁を開とし，開側回路の除外を解除する。
1.4−75

⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時
冷却ライン入口弁を開とする。
⑭運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時
冷却注入弁を調整開とする。
⑮運転員等は，発電長に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱するための系統構成が完了したことを報告する。
⑯発電長は，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の開始を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動
し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以
上，及び残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認する。
⑱運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口
弁を調整開とする。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉除熱が開始されたことを残留熱除去系熱交換器入口温度が低下することにより確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱開始まで177分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
1.4−76

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。
なお，残留熱除去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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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（添付資料1.4.4）
ｂ．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1.4−26図に示す。
全交流動力電源が喪失し，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を受電した後，緊急用Ｍ／Ｃから
Ｍ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄを受電し，交流動力電源が確保され，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）及び残留熱除去系海水系が復旧できる
場合は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉除熱する。
なお，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Ｍ／Ｃ ２Ｃ及びＭ／Ｃ ２Ｄが受電できない場合は，｢1.4.1(2)ｃ．
(a)ⅰ)

低圧代替注水」の対応手段を実施する。

残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系海水系が使用できな
い場合は，緊急用海水系により冷却水を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により除熱する。緊急用海水系が使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉除熱するが，代替残留熱除去系海水系の運1.4−77

転に時間を要することから，｢1.4.1(2)ｃ．(a)ⅰ)

低圧代替注水」の対応手段を並行して実施する。
なお，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の復旧が困難な場合には，｢1.4.1(2)ｃ．(a)ⅰ)

低圧代替注水」の対応手段を実施する。
（添付資料1.4.8，添付資料1.4.9）

1.4.2.4

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。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「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。
常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，残留熱除去系ポンプ，低圧炉心スプレイ系ポンプ，電動弁及び監視計器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」に整備する。

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，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時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.4−78事故

第1.4−1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，対処設備，手順書一覧（1／9）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉注水）
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

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
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
非常用交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

重大事故等 対処設 備

残留熱除去 系︵低 圧注水系 ︶による原子 炉注水

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
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

低圧炉心スプレイ系ポンプ
サプレッション・チェンバ ※２
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スト
レーナ・スパージャ
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
非常用交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

重大事故等 対処設 備−

低圧炉心ス プレイ 系
による原子 炉注水

設計基準事 故対処 設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「 停 止 時原 子炉 水 位制
御」等
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

残留熱除去系ポンプ
原子炉圧力容器
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁
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
非常用交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

重大 事故等 対処設 備

残 留 熱 除 去 系︵ 原 子 炉 停止 時 冷 却 系 ︶による原子 炉除熱

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「 停 止 時原 子炉 水 位制
御」等
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※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。

1.4−79

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／9）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
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

重大事故等対処設 備

低 圧 代 替 注 水 系︵ 常 設 ︶ に よ る
原子炉注水

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

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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

自主対策設 備代替循環冷 却系に よる原子 炉注 水

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
可搬型代替注水大型ポンプ ※１
常設代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

低圧代替注水系︵可搬型︶による原子炉注水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（低圧
注水系）ポンプ

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
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパー
ジャ
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※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）「水位確保」等
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：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。

1.4−80対応手段，対処設備，手順書一覧（3／9）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
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

自主対策設 備消火系によ る原子炉注水

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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

残留熱除去系（低圧
注水系）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
非常用交流電源設備 ※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

自主対策設 備補給水系に よる原 子炉注水

フロントラ イン系 故障

電動駆動消火ポンプ
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
非常用交流電源設備 ※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

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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：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。

1.4−81

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／9）（原子炉運転中のサポート系故障時）
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

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
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

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

重大事故等 対処設 備

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）
サプレッション・チェンバ ※２
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スト
レーナ・スパージャ
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

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

手順書

重大 事故等 対処設 備

低圧炉心ス プレイ 系復旧後 の原 子炉注水

残留熱除去系海水系

残留熱除去 系︵低 圧注水系 ︶復 旧後の原子 炉注水サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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：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。

1.4−82

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／9）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
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

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

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
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）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

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

代替循環冷 却系に よる残存 溶融 炉心の冷却

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

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」

重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

低圧代替注 水系︵ 可搬型︶ によ る
残存溶融炉 心の冷 却

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
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ
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
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備 ※３

手順書

重大事故等対処設備

低圧代替注水系︵常設︶による残存溶融炉心の冷却

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合

−

対処設備

重大事故等対策要領※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。

1.4−83

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／9）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
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

自主対策設 備

消火 系によ る 残 存 溶融 炉心 の冷 却

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書
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・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※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

自主対策設備補給水系による残存溶融炉心の冷却

溶融炉心が 原子炉 圧力容器 内に 残 存す る場 合

電動駆動消火ポンプ
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
非常用交流電源設備 ※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

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
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「1.5 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。

1.4−84

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／9）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
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

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

手順書

重大 事故等 対処設 備

低圧代替注 水 系︵ 常設︶に よる 原子炉注水

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「 停 止 時崩 壊熱 除 去制御」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
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ
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
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Ⅱ（停止時徴候ベース）「 停 止 時崩 壊熱 除 去制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

自主対策設備代替循環冷却系による原子炉注水

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
可搬型代替注水大型ポンプ ※１
常設代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

重大事故等 対処設 備

低圧代替注 水系︵ 可搬型︶ によ る原子炉注 水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポ
ンプ

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「 停 止 時崩 壊熱 除 去制御」等
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「1.5 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。

1.4−85

対応手段，対処設備，手順書一覧（8／9）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
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

電動駆動消火ポンプ
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
非常用交流電源設備 ※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

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

自主対策設 備原子炉冷却 材浄化 系による 原子 炉除熱

原子炉冷却材浄化系ポンプ
原子炉圧力容器原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器
再循環系配管・弁
原子炉冷却材浄化系配管・弁給水系配管・弁

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等

重大事故等対策要領

自主対策設 備補給水系に よる原 子炉注水

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
非常用交流電源設備 ※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

手順書

自主対策設 備消火系による原子炉注水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポ
ンプ

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制
御」ＡＭ設備別操作手順書※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。

1.4−86

対応手段，対処設備，手順書一覧（9／9）（原子炉運転停止中のサポート系故障時）

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）
残留熱除去系海水系

対処設備

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
原子炉圧力容器
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁
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

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

手順書

自主対策設 備対応
手段

重大 事故等 対処設 備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残 留 熱 除 去 系︵ 原 子炉 停 止 時 冷 却 系 ︶ 復 旧 後 の 原 子 炉 除 熱

分類

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
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：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。

1.4−87

第1.4−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／17）
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）1.4.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
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）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
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

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
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

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.4−88

監視計器一覧（2／17）
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）1.4.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(2) 低圧炉心スプレイ系による原子炉注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
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）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
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

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
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

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

低圧炉心スプレイ系系統流量

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.4−89

監視計器一覧（3／17）
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）1.4.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(3) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等

ＡＭ設備別操作手順書

操作

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）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

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

1.4−90

監視計器一覧（4／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量

補機監視機能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

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（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）水源の確保

代替淡水貯槽水位

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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1.4−91

監視計器一覧（5／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）

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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注水量

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

補機監視機能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
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

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）
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）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）「水位確保」等
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1.4−92

監視計器一覧（6／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(c) 代替循環冷却系による原子炉注水

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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注水量

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
常設低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

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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1.4−93

監視計器一覧（7／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(d) 消火系による原子炉注水

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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注水量

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

補機監視機能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
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

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（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

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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1.4−94

監視計器一覧（8／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(e) 補給水系による原子炉注水

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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器への注水量

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

補機監視機能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
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消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

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（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

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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1.4−95

監視計器一覧（9／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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）

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ 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
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧

最終ヒートシンクの確保

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）
残留熱除去系海水系系統流量

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.4−96

監視計器一覧（10／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(b) 低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
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

最終ヒートシンクの確保

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）
残留熱除去系海水系系統流量

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

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

低圧炉心スプレイ系系統流量

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
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1.4−97

監視計器一覧（11／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

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
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）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量
代替循環冷却系原子炉注水流量

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」

補機監視機能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
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力ＡＭ設備別操作手順書

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（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）水源の確保

代替淡水貯槽水位

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

操作

1.4−98

監視計器一覧（12／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(b) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）

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
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）

原子炉圧力容器への注水量

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

補機監視機能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
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

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）
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）水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

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広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書

操作1.4−99

監視計器一覧（13／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(c) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書

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
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）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量

補機監視機能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

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

1.4−100

監視計器一覧（14／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(d) 消火系による残存溶融炉心の冷却

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

判断基準
原子炉圧力容器への注水量

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」

ドライウェル雰囲気温度
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）
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

補機監視機能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
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

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（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

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.4−101

監視計器一覧（15／17）
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）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(e) 補給水系による残存溶融炉心の冷却

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

判断基準
原子炉圧力容器への注水量

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」

ドライウェル雰囲気温度
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）
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

補機監視機能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
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消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

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（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

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.4−102

監視計器一覧（16／17）
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）1.4.2.3 原子炉運転停止中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱(a) 原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制
御」操作

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

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

原子炉冷却材浄化系系統流量
原子炉冷却材浄化系原子炉出口温度
原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器出口温度1.4−103

監視計器一覧（17／17）
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）1.4.2.3 原子炉運転停止中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
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

最終ヒートシンクの確保

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）
残留熱除去系海水系系統流量

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）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

操作

ＡＭ設備別操作手順書

1.4−104

第1.4−3表

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
供給対象設備

給電元
給電母線

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

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。）

対象条文

弁

低圧炉心スプレイ系

弁【1.4】
原子炉冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等
残留熱除去系

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
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

弁

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

代替循環冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ弁

1.4−105

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

フロントライン系故障時の対応手段①：低圧代替注水系（常設）による原子炉注水②−1：低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水【残留熱除去系Ｃ系配管使用時】②−2：低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水【低圧炉心スプレイ系配管使用時】③：代替循環冷却系による原子炉注水④：消火系による原子炉注水⑤：補給水系による原子炉注水：フロントライン系：サポート系

原子 炉運 転 中に おけ る
原子 炉冷 却 材圧 力バ ウン ダ リ低 圧時 の冷却機能 喪 失

②−2

②−1

⑤

①

②−2

④

配管 故障

⑤

①

②−1

④

②−1

②−2

⑤

③

①

サプ レッ シ ョン ・
チェ ンバ

④

＜配 管範 囲 ＞
サプ レッ シ ョン ・チ ェン バ 出口
〜各 ポン プ 入口 弁ま で

②−2

②−1

⑤

①

③

④

②−2

①

③

②−2

⑤

②−1

④

⑤

②−1

①

④

③
残留熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ）機能 喪失

配管・弁故障及び熱交換器破損配管 ・弁 故 障及び熱交 換器 破 損

配管 ・弁 故 障

＜配 管範 囲 ＞
＜配管範 囲 ＞＜配 管範 囲 ＞
残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｃ ） 出口
残留熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ） 出口 残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ） 出口 逆止 弁〜 原 子炉 圧力 容器 ま で逆止弁〜 原 子炉 圧力 容器 ま で逆止 弁〜 原 子炉 圧力 容器 ま で

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｃ ）
機能 喪失

※1

※1

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ
機能喪失

配管 ・弁 故 障
＜配 管範 囲 ＞
低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ 出口
逆止 弁〜 原 子炉 圧力 容器 ま で※1

ポン プ周 り故障

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ）
機能 喪失

※2

ストレー ナ詰まり

配管 故障

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

起動 操作 失 敗

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ入 口 弁〜
ポン プ出 口 逆止 弁ま で

自動 起動
信号 故障

※3

駆動 源喪 失(交流 電 源)※6

電源 喪失
(直流 電 源)ポン プ周 り故障

スト レー ナ
詰ま り

配管 故障

起動 操作 失 敗

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ入 口 弁〜
ポン プ出 口 逆止 弁ま で

※5

手動

自動 起動
信号 故障

手動

注1：残留熱除去系Ｃ系については，熱交換器を有しておらず原子炉停止時冷却系の手段ではないため，全交流動力電源喪失及び残留熱除去系海水系機能喪失時における復旧後の原子炉除熱手段は対象外である。
注2：残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は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により残留熱除去系ポンプを冷却する手段として海水を確保する。

第 1.4−1 図

機能喪失原因対策分析（1／3）

1.4−106

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※3

※6

※5

（凡例）
：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

フロントライン系故障時の対応手段①：低圧代替注水系（常設）による原子炉注水②−1：低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水【残留熱除去系Ｃ系配管使用時】②−2：低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水【低圧炉心スプレイ系配管使用時】③：代替循環冷却系による原子炉注水④：消火系による原子炉注水⑤：補給水系による原子炉注水⑥：原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱：フロントライン系：サポート系

原子 炉運 転 停止 中に おけ る
原子 炉冷 却 材圧 力バ ウン ダ リ低 圧時 の冷却 機能 喪 失又 は崩 壊熱 除 去機 能喪 失

②−2

②−1

①

②−2

④

⑤

配管 故障

⑤

②−1

④

①

②−1

⑤

④

①

③

③

②−2

配管 故障

③

⑥

⑤

①

③

②−1

②−2

⑤

⑤

④

②−1

①

④

③
残留熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ）機能 喪失

配管 ・弁 故 障及び熱交 換器 破 損

配管 ・弁 故 障及び熱交 換器 破 損

配管 ・弁 故 障

＜配 管範 囲 ＞
＜配管範 囲 ＞
残留熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ） 出口 残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ） 出口
逆止 弁〜 原 子炉 圧力 容器 ま で逆止弁〜 原 子炉 圧力 容器 ま で

①

④

③

②−2

①

②−1

サプ レッ シ ョン ・
チェ ンバ

④

⑤

＜配 管範 囲 ＞
残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｃ ） 出口
逆止 弁〜 原 子炉 圧力 容器 ま で

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ）機能 喪失

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｃ ）機能 喪失

配管 ・弁 故 障

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ
機能喪失

（原 子炉 冷 却材 圧力 バウ ン ダリ 低圧 時の冷 却機 能 喪失 のみ ）＜配 管範 囲 ＞
低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ 出口
逆止 弁〜 原 子炉 圧力 容器 ま で※1※1

ポン プ周 り故障②−1

＜配 管範 囲 ＞
原子 炉圧 力 容器 〜ポ ンプ 入 口弁まで
各ポ ンプ 出 口逆 止弁 〜原 子 炉圧力容 器 ま で＜配 管範 囲 ＞
サプ レッ シ ョン ・チ ェン バ 出口
〜各 ポン プ 入口 弁ま で

②−2

②−2

（原子炉 冷 却材 圧力 バウ ン ダリ 低圧 時の冷 却機 能 喪失 のみ ）※1

※2

ストレー ナ詰まり

配管 故障

起動 操作 失 敗

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ入 口 弁〜
ポン プ出 口 逆止 弁ま で

自動 起動
信号 故障

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※3

※6

※5

ポン プ周 り故障

スト レー ナ
詰ま り

配管 故障

起動 操作 失 敗

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ入 口 弁〜
ポン プ出 口 逆止 弁ま で

手動

自動 起動
信号 故障

手動

注1：残留熱除去系Ｃ系については，熱交換器を有しておらず原子炉停止時冷却系の手段ではないため，全交流動力電源喪失及び残留熱除去系海水系機能喪失時における復旧後の原子炉除熱手段は対象外である。
注2：残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は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により残留熱除去系ポンプを冷却する手段として海水を確保する。

第 1.4−1 図

機能喪失原因対策分析（2／3）

1.4−107

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※3

※6

※5

（凡例）
：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

サポート系故障時の対応手段⑦：残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水【全交流動力電源喪失時】⑧：残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水【残留熱除去系海水系機能喪失時】⑨：低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水【全交流動力電源喪失時】⑩：低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水【残留熱除去系海水系機能喪失時】⑪：残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱【全交流動力電源喪失時】⑫：残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱【残留熱除去系海水系機能喪失時】：フロントライン系：サポート系（略語）
Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ
⑩

⑫

⑧

※3
残留 熱除 去 系海 水系 ポン プ 機能 喪失
配管 故障＜配 管範 囲 ＞
ポン プ出 口 〜放 水路 まで

スト レー ナ
詰ま り

ポン プ周 り故障

弁故 障

起動 操作 失 敗

自動 起動
信号 故障

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※6

※5

手動

電源 喪失
(直流 電 源)駆動 源喪 失(交流 電 源)
※5
※4

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

⑨

配電 盤
機能 喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

⑦
蓄電 池
機能 喪失

※6
⑪

交流 電源 喪 失
外部 電源 系
故障

充電 装置 故 障非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機故 障※4

注1：残留熱除去系Ｃ系については，熱交換器を有しておらず原子炉停止時冷却系の手段ではないため，全交流動力電源喪失及び残留熱除去系海水系機能喪失時における復旧後の原子炉除熱手段は対象外である。
注2：残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は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により残留熱除去系ポンプを冷却する手段として海水を確保する。

第 1.4−1 図

機能喪失原因対策分析（3／3）
1.4−108

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁
操作手順
④，⑦ ※１⑦ ※２ ，⑦ ※３
⑦
記載例

※４

弁名称
逆止弁

残留熱除去系Ａ系注入弁
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁

冷却水○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4−2図

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
1.4−109

概要図

0.5

手順の項目

残留熱除去 系（低圧 注水系）によ る原子炉 注
水（自動起動 信号が発 信した場合）

実施箇所・ 必要要員 数

11.5

経過時間（ 分）22.5

残留熱除去 系（低圧 注水系） による原 子炉注水

3

3.5

4

4.5

備考

3分
自動起動確 認

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）※1

1

※1：残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水を示す。また，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水については，注水開始まで 3 分以内と想定する。

0.5

手順の項目

残留熱除去 系（低圧 注水系）によ る原子炉 注
水実施箇所・ 必要要員 数

11.5

経過時間（ 分）22.5

残留熱除去 系（低圧 注水系） による原 子炉注水

3

3.5

4

4.5

備考

3分
注水開始操 作

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）※2

1

（手動起動 の場合）

※2：残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水を示す。また，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水については，注水開始まで 3 分以内と想定する。

第 1.4−3 図

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
ト

1.4−110

タイムチャー

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁
操作手順

弁名称

④，⑦

低圧炉心スプレイ系注入弁

記載例

逆止弁

○ ：操作手順番号を示す。

第1.4−4図

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水

1.4−111

概要図

0.5

手順の項目

低圧炉心ス プレイ系 による原子炉 注水
（自動起動 信号が発 信
した場合）

1.5

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
2
2.5

2分

3

3.5

4

4.5

備考

4

4.5

備考

低圧炉心ス プレイ系 による原 子炉注水
自動起動確 認

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

手順の項目

1

実施箇所・ 必要要員 数

11.5

経過時間（ 分）
2
2.5

2分

3

3.5

低圧炉心ス プレイ系 による原 子炉注水
注水開始操 作低圧炉心ス プレイ系 による原子炉 注水
（手動起動 の場合）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.4−5 図

1

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水

1.4−112

タイムチャート

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

④

残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁⑤

残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁⑥

再循環系ポンプ（Ａ）出口弁⑨，⑰

残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁⑩

残留熱除去系外側隔離弁⑪

残留熱除去系内側隔離弁⑫

残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁⑬

残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁

記載例

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

冷却水

○ ：操作手順番号を示す。

第1.4−6図

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

1.4−113

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

20

30

100

110

120

経過時間（ 分）
130
140
150

160

170

残留熱除去 系（原子 炉停止時 冷却系） による原 子 炉除熱

180

190

200

210

備考

177 分

原子炉保護 系復旧準 備
格納容器隔 離復旧
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

起動前準備 ，系統構 成※1

原子炉停止 時冷却系 起動，除 熱開始操 作

残留熱除去 系（原子炉停止時冷 却系）による原子炉 除熱

移動，原子 炉保護系 復旧
運転員等（当直運転 員）
（現場）

移動，系統 構成2

※1：残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱を示す。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による原子炉除熱については，除熱開始まで 177 分以内と想定する。

第 1.4−7 図

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱
ムチャート

1.4−114

タイ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.4−115

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称

操作手順

⑧

※１

常設低圧代替注水系系統分離弁⑧※２

原子炉注水弁

記載例

⑧

※３

弁名称

，⑬

原子炉圧力容器注水流量調整弁⑪

残留熱除去系Ｃ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4−8図

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

概要図

1

手順の項目

2

3

実施箇所・ 必要要 員数

45

経過時間（ 分）678

低圧代替注 水系（ 常設）に よる原 子炉注水

9

10

11

12

備考

24

備考

9分

必要な負荷 の電源 切替え操 作

低圧代替注 水系（ 常設）による原子 炉注水

運転員等
（当直運転 員）(中央制御 室)

原子炉冷却 材浄化 系吸込弁 の閉操 作（※1）
2系統構成， 注水開 始操作※1：原子炉冷却材喪失事象が確認された場合。

2

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

4

6

8

10

経過時間（ 分）
12
14

16

18

20

22

常設低圧代 替注水 系ポンプ を使用 した原子 炉注水と格納容器 スプレ イ
15 分
必要な負荷 の電源 切替え操 作
原子炉冷却 材浄化 系吸込弁 の閉操 作

低圧代替注 水系（ 常設）による原子 炉注水
（常設低圧 代替注 水系
ポンプを使 用した 原子
炉注水と格 納容器 スプ
レイ）

第1.4−9図

運転員等（当直運転 員）(中央制御 室)系統構成
2
原子炉格納 容器内 の冷却開 始操作
原子炉注水 開始操 作

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
子炉運転中）（1／2）

1.4−116

タイムチャート（原

1

手順の項目

2

3

実施箇所・ 必要要 員数

45

経過時間（ 分）678

低圧代替注 水系（ 常設）に よる原 子炉注水

9

10

11

12

備考

9分

必要な負荷 の電源 切替え操 作

低圧代替注 水系（ 常設）による原子 炉注水

運転員等
（当直運転 員）(中央制御 室)

原子炉冷却 材浄化 系吸込弁 の閉操 作（※1）
1系統構成， 注水開 始操作※1：原子炉冷却材喪失事象が確認された場合。

第1.4−9図

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
子炉運転停止中）（2／2）

1.4−117

タイムチャート（原

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.4−118

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑩

記載例

ａ※１

，⑩

ｂ※１

弁名称
原子炉注水弁

操作手順
⑩

⑩ ａ※２

残留熱除去系Ｃ系注入弁⑩ ｂ※２

低圧炉心スプレイ系注入弁

ａ※３，

⑩

ｂ※３

⑯

弁名称
，

原子炉圧力容器注水流量調整弁
原子炉建屋西側接続口の弁，高所西側接続口の弁，高所東側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4−10図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

実施箇所・ 必要要 員数

170

180

190

200

210

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

220

備考

215 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）系統構成

1

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）代替淡水貯 槽から の送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作 ）（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
子炉注水の 場合）

代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
ホース接続
送水準備， 注水開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
80
90

実施箇所・ 必要要 員数

100

110

120

130

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

140

150

備考

140 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）西側淡水貯 水設備 からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作 ）（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
子炉注水の 場合）

系統構成

重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ設置，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は 412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は 70m】

第1.4−11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転中）（1／6）

1.4−119

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）
（現場）

170

180

190

200

210

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

220

備考

215 分

移動，系統 構成36

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）運転員等（重大事故 等対応要員 ）（現場）

3

代替淡水貯 槽から の送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し（現場操作 ）
（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
子炉注水の 場合）

代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
80
90

実施箇所・ 必要要 員数

100

110

120

130

160

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

170

備考

165 分

移動，系統 構成

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

運転員等
（重大事故 等対応要員 ）（現場）

3

6
低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）（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
子炉注水の 場合）

西側淡水貯 水設備 か
らの送水

準備

（現場操作 ）

ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し
重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ設置，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は70m】

第1.4−11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転中）（2／6）

1.4−120

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

実施箇所・ 必要要 員数

490

500

510

520

530

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

540

備考

535 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）代替淡水貯 槽から の送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作 ）（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 炉注水 の場合）

代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
90
170

実施箇所・ 必要要 員数

180

260

270

280

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

320

330

備考

320 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）西側淡水貯 水設備 からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作 ）（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 炉注水 の
場合）

系統構成

西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ 設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， 注水開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は 542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は 881m】

第1.4−11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転中）（3／6）

1.4−121

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）
（現場）

490

500

510

520

530

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

540

備考

535 分

移動，系統 構成36

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）運転員等（重大事故 等対応要員 ）（現場）

3
代替淡水貯 槽から の送水準備（現場操作 ）
（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 炉注水 の場合）

ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽
周辺），
代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
ホース接続
送水準備， 注水開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
90
170

実施箇所・ 必要要 員数

180

260

270

280

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

320

330

備考

320 分

移動，系統 構成

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

運転員等
（重大事故 等対応要員 ）（現場）

3

6

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）（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 炉注水 の場合）

西側淡水貯 水設備 か
らの送水

準備

（現場操作 ）

ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し
西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ 設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， 注水開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は 542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は 881m】

第 1.4−11 図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転中）（4／6）

1.4−122

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

実施箇所・ 必要要 員数

170

180

190

200

210

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

220

備考

215 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）代替淡水貯 槽から の送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作 ）（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
子炉注水の 場合）

代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
ホース接続
送水準備， 注水開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
80
90

実施箇所・ 必要要 員数

100

110

120

130

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

140

150

備考

140 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）西側淡水貯 水設備 からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作 ）（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
子炉注水の 場合）

系統構成

重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ設置，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は70m】

第1.4−11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転停止中）（5／6）

1.4−123

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

実施箇所・ 必要要 員数

490

500

510

520

530

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

540

備考

535 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）代替淡水貯 槽から の送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作 ）（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 炉注水 の場合）

代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
90
170

実施箇所・ 必要要 員数

180

260

270

280

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉注 水

320

330

備考

320 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
注水（淡水 ／海水 ）西側淡水貯 水設備 からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作 ）（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 炉注水 の
場合）

系統構成

西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ 設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， 注水開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は881m】

第1.4−11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転停止中）（6／6）

1.4−124

凡例
ポンプ

操作手順
⑥ ※１
⑥

⑦

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

NO

窒素駆動

逆止弁

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁※３

冷却水

代替循環冷却系Ａ系テスト弁⑫ ※１

残留熱除去系Ａ系注入弁⑫ ※２ ，⑮

代替循環冷却系Ａ系注入弁

記載例

空気駆動

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁

※４

，⑫

AO

弁

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁

⑦ ※１
※２

電動駆動

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁

※２

⑥ ※３
⑥

弁名称

MO

設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4−12図

代替循環冷却系による原子炉注水
1.4−125

概要図

5

手順の項目

10

15

経過時間（ 分）20
25

実施箇所・ 必要要 員数3035

代替循環冷 却系に よる原子 炉注水

40

45

備考

41 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作

代替循環冷 却系に よる
原子炉注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

系統構成
※1

2
注水開始操 作

※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉注水については，注
水開始まで41分以内と想定する。

第1.4−13図

代替循環冷却系による原子炉注水
転中）（1／2）

1.4−126

タイムチャート（原子炉運

5

手順の項目

10

15

経過時間（ 分）20
25

実施箇所・ 必要要 員数3035

代替循環冷 却系に よる原子 炉注水

40

45

備考

41 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作

代替循環冷 却系に よる
原子炉注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

系統構成
※1

1
注水開始操 作

※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉注水については，注
水開始まで41分以内と想定する。

第1.4−13図

代替循環冷却系による原子炉注水
転停止中）（2／2）

1.4−127

タイムチャート（原子炉運

凡例
ポンプ

操作手順
④
⑨

※１

，⑨

⑩，⑬

※１

⑬ ※２ ，⑬ ※３
⑬
記載例

※４

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁名称
補助ボイラ冷却水元弁※２

MO

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁
弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁
残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

逆止弁

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4−14図

消火系による原子炉注水

1.4−128

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2030

経過時間（ 分）4050

消火系によ る原子 炉注水

60

70

80

90

備考

56 分
系統構成， 注水開 始操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

消火系によ る原子 炉注水

第1.4−15図

移動，系統 構成

消火系による原子炉注水

タイムチャート（原子炉運転中）（1／2）

1.4−129

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2030

経過時間（ 分）4050

消火系によ る原子 炉注水

60

70

80

90

備考

56 分
系統構成， 注水開 始操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

消火系によ る原子 炉注水

第1.4−15図

移動，系統 構成

消火系による原子炉注水

タイムチャート（原子炉運転停止中）（2／2）

1.4−130

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

⑨ ※１ ，⑨ ※２補給水系−消火系連絡ライン止め弁⑩

補助ボイラ冷却水元弁⑪ ※１ ，⑪ ※２⑯，⑱※１⑱ ※２ ，⑱ ※３
⑱
記載例

※４

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁
弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁
残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

逆止弁

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4−16図

補給水系による原子炉注水

1.4−131

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

経過時間（ 分）60
70

実施箇所・ 必要要 員数

80

90

100

110

補給水系に よる原 子炉注水

120

備考

110 分

系統構成， 注水開 始操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

重大事故等
対応要員

4

移動
補給水系に よる原 子炉
注水第1.4−17図

系統構成

移動，連絡 配管閉 止フラン ジ切替 え

補給水系による原子炉注水（1／2）

1.4−132

タイムチャート（原子炉運転中）

10

手順の項目

20

30

40

50

経過時間（ 分）60
70

実施箇所・ 必要要 員数

80

90

100

110

補給水系に よる原 子炉注水

120

備考

110 分

系統構成， 注水開 始操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

重大事故等
対応要員

4

移動
補給水系に よる原 子炉
注水第1.4−17図

系統構成

移動，連絡 配管閉 止フラン ジ切替 え

補給水系による原子炉注水中）（2／2）

1.4−133

タイムチャート（原子炉運転停止

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁
操作手順
弁名称
※１
⑥，⑧
残留熱除去系Ａ系注入弁⑧ ※２ ，⑧ ※３
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
冷却水⑧ ※４
残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁
記載例 ○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4−18図

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水
1.4−134

概要図

0.5

手順の項目

残留熱除去 系（低 圧注水系）復旧 後の原 子炉
注水実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

1.5

経過時間（ 分）
2
2.5

2分

3

3.5

4

4.5

備考

残留熱除 去系（ 低圧注水 系）復 旧後の原 子 炉注水

系統構成， 注水開 始操作※1

1※1：残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水を示す。また，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水については，注水開始まで2分以内と想定する。

第1.4−19図

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水ート（原子炉運転中）（1／2）

1.4−135

タイムチャ

0.5

手順の項目

残留熱除去 系（低 圧注水系）復旧 後の原 子炉
注水実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

1.5

経過時間（ 分）
2
2.5

2分

3

3.5

4

4.5

備考

残留熱除 去系（ 低圧注水 系）復 旧後の原 子 炉注水

系統構成， 注水開 始操作※1

1※1：残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水を示す。また，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水については，注水開始まで 2 分以内と想定する。

第1.4−19図

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水ート（原子炉運転停止中）（2／2）

1.4−136

タイムチャ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁
操作手順

弁名称

⑥，⑧

低圧炉心スプレイ系注入弁

記載例

逆止弁

○ ：操作手順番号を示す。

第1.4−20図

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
1.4−137

概要図

0.5

手順の項目

低圧炉心ス プレイ 系復旧
後の原子炉 注水

1

1.5

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第1.4−21図

経過時間（ 分）
2
2.5

2分

3

3.5

4

4.5

備考

低圧炉心 スプレ イ系復旧 後の原 子炉注水

系統構成， 注水開 始操作
1

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
子炉運転中）（1／2）

1.4−138

タイムチャート（原

0.5

手順の項目

低圧炉心ス プレイ 系復旧
後の原子炉 注水

1

1.5

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第1.4−21図

経過時間（ 分）
2
2.5

2分

3

3.5

4

4.5

備考

低圧炉心 スプレ イ系復旧 後の原 子炉注水
系統構成， 注水開 始操作

1

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
子炉運転停止中）（2／2）

1.4−139

タイムチャート（原

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

冷却水

1.4−140

メカシールパージ水

操作手順

弁名称

操作手順

弁名称

⑧

原子炉冷却材浄化系吸込弁

⑬

⑨ ※１

原子炉冷却材浄化系内側隔離弁

⑭

⑨ ※２

原子炉冷却材浄化系外側隔離弁⑯ ※１ ，⑲⑩，⑯ ※２

原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁⑰

記載例

原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）
メカシールパージ水ライン仕切弁
原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）
メカシールパージ水ライン調整弁
原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器
バイパス弁
原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）
メカシールパージ水ライン仕切弁

操作手順
⑱

弁名称
原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）
メカシールパージ水ライン調整弁
原子炉冷却材浄化系再生熱交換器
バイパス弁
原子炉冷却材浄化系原子炉戻り弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4−22図

原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱

概要図

10

手順の項目

20

30

100

110

120

経過時間（ 分）
130
140
150

実施箇所・ 必要要 員数

160

170

180

190

原子炉冷却 材浄化 系による 進展抑 制

200

210

備考

202 分

原子炉保護 系復旧 準備
格納容器隔 離復旧
起動前準備 ，系統 構成
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

原子炉冷却 材浄化 系ポンプ 1 台目 起動，系 統流量 調整
1
原子炉冷却 材浄化 系ポンプ 2 台目 起動準備
原子炉冷却 材浄化 系ポンプ 2 台目 起動，系 統流量 調整
除熱開始操 作原子炉冷却 材浄化 系による進展 抑制移動，原子 炉保護 系復旧
移動，起動 前準備
系統構成
運転員等
（当直運転 員）（現場）

運転状況確 認2
原子炉冷却 材浄化 系ポンプ 2 台目 起動準備
運転状況確 認
除熱開始準 備操作

第1.4−23図

原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱

1.4−141

タイムチャート

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

⑤

残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁⑥

残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁⑦

再循環系ポンプ（Ａ）出口弁⑩，⑱

残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁⑪

残留熱除去系外側隔離弁⑫

残留熱除去系内側隔離弁⑬

残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁⑭

残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁

記載例

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

冷却水

○ ：操作手順番号を示す。

第1.4−24図

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱
要図
1.4−142

概

10

手順の項目

20

実施箇所・ 必要要 員数

30

100

110

120

経過時間（ 分）
130
140
150

160

170

180

残留熱除去 系（原 子炉停止 時冷却 系）復旧 後の原 子炉除熱

177 分

190

200

210

備考

原子炉保護 系復旧 準備
格納容器隔 離復旧
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

起動前準備 ，系統 構成

1※1

原子炉停止 時冷却 系起動， 除熱開 始操作

残留熱除去 系（原 子
炉停止時冷 却系） 復
旧後の原子 炉除熱

移動，原子 炉保護 系復旧
運転員等（当直運転 員）（現場）

2

移動，系統 構成

※1：残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱を示す。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による原子炉除熱については，除熱開始まで177分以内と想定する。

第1.4−25図

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱イムチャート1.4−143タ

原子炉運転中における対応手順(1)

フロントライン系故障時の対応手段の選択

低圧 注水 系 機能 喪失（凡例）①（2／5）から：プラント状態：操作・確認原子 炉水 位 低（ レベ ル３ ）設定 点以 上 に維 持不 可：判断
：重大事故等対処設備

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
準備 ※ １低圧 代替 注 水系 （常 設）によ る原 子 炉注 水No

原子 炉注 水成功

Yes
代替循環 冷 却系 によ る
原子 炉注 水原子 炉注 水
成功

No

Yes
No

原子 炉
水位 上昇

Yes

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No

Yes
消火 系に よ る原 子炉 注水

原子 炉注 水成功

NoYes
補給 水系 に よる
原子 炉注 水原子 炉注 水
成功

No

Yes

低圧 代替 注 水系 （可 搬型 ）によ る原 子 炉注 水（ 淡水 ／ 海水 ）発電 用原 子 炉の 冷却※1：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準備を
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と同時並行で準備を開始し，重大事故等時の対応手段選択フロー
チャートの優先順位に従い，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水時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を使用する。

第1.4−26図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／5）
1.4−144（凡例）原子炉運転中における対応手順：プラント状態(2)：操作・確認

サポート系故障時の対応手段の選択：判断：重大事故等対処設備
全交 流動 力 電源 喪失

残留 熱除 去 系海 水系 機能 喪 失

常設 代替 交 流電 源設 備に よ り
緊急 用Ｍ ／ Ｃ受 電

緊急 用海 水 系によ る冷 却 水確 保

緊急 用Ｍ ／ Ｃか ら
Ｍ／ Ｃ ２Ｃ ，
Ｍ／ Ｃ ２Ｄ
受電 可能

冷却 水確 保成功

NoNo

代替 残留 熱 除去 系海 水系によ る冷 却 水確 保

Yes
Yes
残留 熱除 去 系（ 低圧 注水 系 ）復旧 後の 原 子炉 注水

原子 炉注 水成功

残留 熱除 去 系（ 低圧 注水 系 ）復旧 後の 原 子炉 注水No
原子 炉注 水
成功

Yes

Yes

低圧 炉心 ス プレ イ系
復旧 後の 原 子炉 注水

原子 炉注 水成功No

低圧 炉心 ス プレ イ系
復旧 後の 原 子炉 注水

原子 炉注 水
成功

No

No

Yes
Yes

発電 用原 子 炉の 冷却①（1／5）へ（3／5）へ発電 用原 子 炉の 冷却

第1.4−26図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／5）
1.4−145①（1／5）へ（3／5）へ（凡例）原子炉運転中における対応手順：プラント状態(3)

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段の選択：操作・確認：判断

低圧 注水 系 機能 喪失：重大事故等対処設備
炉心 の著 し い損 傷

原子 炉圧 力 容器 破損

代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（ 常設 ）によ る原 子 炉格 納容 器内 へ のス プレ イ

格納 容器 下 部注 水系 （常 設 ）によ る原 子 炉格 納容 器内 の 冷却

代替 循環 冷 却系 によ る
原子 炉格 納 容器 内へ のス プ レイ

1.6 の範囲

1.8 の範囲

原子 炉格 納 容器 内の 圧力 及 び温 度が低下 傾向①（2／5）から
代替 循環 冷 却系 によ る
残存 溶融 炉 心の 冷却

原子 炉圧 力 容器
注水 成功

No

Yes
代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（ 常設 ）によ る原 子 炉格 納容 器内 へ のス プレ イ
停止

原子 炉格 納 容器 内の
圧力 465kPa（1.5Pd）到 達

低圧 代替 注 水系 （常 設） に よる
残存 溶融 炉 心の 冷却No

原子 炉圧 力 容器
注水 成功

No

Yes
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Yes
代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（ 常設 ）によ る原 子 炉格 納容 器内 へ のス プレ イ

Yes
補給 水系 に よる
残存 溶融 炉 心の 冷却消火系に よ る
残存溶融 炉 心の 冷却

1.6 の範囲

No

低圧 代替 注 水系 （可 搬型 ） による残存 溶融 炉 心の 冷却 （淡 水 ／海 水）

原子 炉格 納 容器 内の 冷却原子炉圧 力 容器
注水成功

Yes

残存 溶融 炉 心の 冷却

第1.4−26図No

原子 炉圧 力 容器
注水 成功

Yes

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／5）

1.4−146No原子炉運転停止中における対応手順(1)

フロントライン系故障時の対応手段の選択
原子 炉冷 却 材圧 力バ ウン ダ リ
低圧 時の 冷 却機 能喪 失又 は崩壊 熱除 去機能 喪失（凡例）：プラント状態②（5／5）から：操作・確認原子 炉水 位低下 確認：判断③（5／5）から：重大事故等対処設備
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 準備 ※ １

低圧 代替 注水系 （常 設）によ る原 子炉注 水No

原子炉注 水成功

Yes※1：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準備を低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と同時並行で開始し，重大事故等時の対応手段選択
フローチャートの優先順位に従い，低圧
代替注水系（可搬型）による原子炉注水時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を使用する。

代替 循環 冷 却系 によ る
原子 炉注 水原子 炉注 水
成功

No

Yes
原子 炉
水位 上昇

No

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

No

Yes

Yes

消火 系に よ る原 子炉 注水

原子 炉注 水成功

NoYes
補給 水系 に よる
原子 炉注 水原子 炉注 水
成功

Yes

No

低圧 代替 注 水系 （可 搬型 ）によ る原 子 炉注 水（ 淡水 ／ 海水 ）発電 用原 子炉の 冷却

残留熱除 去 系（原 子炉 停止時 冷却 系）
使用可能

Yes
③
（5／5）へ

第1.4−26図No
原子 炉冷 却 材浄 化系によ る原 子 炉除 熱②（4／5）へ

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（4／5）
1.4−147

原子炉運転停止中における対応手順(2)

サポート系故障時の対応手段の選択（凡例）
全交 流動 力 電源 喪失

残留 熱除 去 系海 水系 機能 喪 失：プラント状態：操作・確認

緊急 用海 水 系によ る冷 却 水確 保

常設代替 交 流電 源設 備に よ り
緊急 用Ｍ ／ Ｃ受 電

：判断
：重大事故等対処設備

緊急 用Ｍ ／ Ｃか ら
Ｍ／ Ｃ ２Ｃ ，
Ｍ／ Ｃ ２Ｄ
受電 可能

冷却 水確 保成功

NoNo

代替 残留 熱 除去 系海 水系によ る冷 却 水確 保

Yes③（4／5）よりYes③（4／5）より残留熱除 去 系（ 原子 炉停 止 時冷 却系 ）復旧 後の 原 子炉 除熱

原子 炉除 熱成功

残留 熱除 去 系（ 原子 炉停 止 時冷 却系 ）復旧 後の 原 子炉 除熱No
原子 炉除 熱
成功

Yes

No

Yes

発電 用原 子 炉の 除熱

発電 用原 子 炉の 除熱②（4／5）へ

第1.4−26図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（5／5）

1.4−148②（4／5）へ添付資料1.4.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／9）
技術 的能 力 審査 基準（ 1.4）
【本 文】
発電 用原 子 炉設 置 者におい て 、原 子 炉冷 却
材圧 力バ ウ ンダ リ が低圧の 状 態で あ って 、
設計 基準 事 故対 処 設備が有 す る発 電 用原 子
炉の 冷却 機 能が 喪 失した場 合 にお い ても 炉
心の 著し い 損傷 及 び原子炉 格 納容 器 の破 損を防 止す る ため 、 発電用原 子 炉を 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 。

【解 釈】
１ 「炉 心の 著 しい 損 傷」 を「 防 止す る た
め、 発電 用 原子 炉を冷 却す 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 ）原 子 炉冷 却 材圧力バ ウ ンダ リ 低圧 時の冷 却ａ） 可搬 型 重大 事 故防止設 備 の運 搬 、接 続及び 操作 に 関す る手順 等を 整 備す る こ
と。

番号

①

−

設置 許可 基 準規 則 （第 47条 ）技術基準 規 則（ 第62条 ）【本 文】
発電 用原 子 炉施 設 には 、原 子 炉冷 却 材圧 力
バウ ンダ リ が低 圧 の状 態で あ って 、 設計 基
準事 故対 処 設備 が 有す る発 電 用原 子 炉の 冷却機 能が 喪 失し た 場合 にお い ても 炉 心の 著
しい 損傷 及 び原 子 炉格 納容 器 の破 損 を防 止する ため 、 発電 用 原子 炉を 冷 却す る ため に必要 な設 備 を設 け なけ れば な らな い 。

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設には 、原 子 炉冷 却 材圧 力
バウ ンダ リ が低 圧の状 態で あ って 、 設計 基
準事 故対 処 設備 が有す る発 電 用原 子 炉の 冷却機 能が 喪 失し た場合 にお い ても 炉 心の 著
しい 損傷 及 び原 子炉格 納容 器 の破 損 を防 止する ため 、 発電 用原子 炉を 冷 却す る ため に必要 な設 備 を施 設しな けれ ば なら な い。

【解 釈】
１ 第４ ７条 に 規定 す る「 炉心 の 著し い 損
傷」 を「 防 止す る ため 、発 電 用原 子 炉を冷却 する た めに 必 要な 設備 」 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 設備 を い
う。

【解 釈】
１ 第６ ２条 に 規定 す る「 炉心 の 著し い 損
傷」 を「 防止す る ため 、発 電 用原 子 炉を冷却 する ために 必 要な 設備 」 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 設備 を いう。

（１ ）重 大 事故 防 止設 備ａ） 可搬 型 重大 事 故防 止設 備 を配 備 する こと。

（１ ）重 大 事故 防止設 備ａ） 可搬 型 重大 事故防 止設 備 を配 備 する こと。

②

（２ ）復 旧ａ） 設計 基 準事 故 対処設備 に 代替 電 源を 接
続す るこ と によ り起動 及び 十 分な 期 間の運転 継続 が でき ること 。

番号

④

−

⑤
ｂ） 炉心 の 著し い 損傷 に至 る まで の 時間 的
余裕 のな い 場合 に 対応 する た め、 常 設重
大事 故防 止 設備 を 設置 する こ と。

ｂ） 炉心 の 著し い損傷 に至 る まで の 時間 的
余裕 のな い場合 に 対応 する た め、 常 設重
大事 故防 止設備 を 設置 する こ と。

⑥③

ｃ） 上記 ａ ）及 び ｂ） の重 大 事故 防 止設 備
は、 設計 基 準事 故 対処 設備 に 対し て 、多様性 及び 独 立性 を 有し 、位 置 的分 散 を図
るこ と。

1.4−149ｃ） 上記 ａ ）及 びｂ） の重 大 事故 防 止設 備
は、 設計 基準事 故 対処 設備 に 対し て 、多様性 及び 独立性 を 有し 、位 置 的分 散 を図
るこ と。

⑦

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段既設

サプ レッ ション ・ チェ ンバ

既設

残留 熱除 去系熱 交 換器

既設

残留 熱除 去系配 管 ・弁 ・ス ト
レー ナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

残留 熱除 去系海 水 系ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系海 水 系ス トレ ーナ

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

低圧 炉心 スプレ イ 系ポ ンプ

既設

サプ レッ ション ・ チェ ンバ

既設

低圧 炉心 スプレ イ 系配 管・弁・ スト レーナ ・ スパ ージ ャ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

残留 熱除 去系海 水 系ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系海 水 系ス トレ ーナ

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

残留 熱除 去系ポ ン プ

既設原子 炉圧 力容器

既設

残留 熱除 去系熱 交 換器

既設

残留 熱除 去系配 管 ・弁

既設

再循 環系 配管・ 弁

既設

残留 熱除 去系海 水 系ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系海 水 系ス トレ ーナ

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設①④

残留 熱除去 系︵ 原子炉 停止時 冷却 系︶に よる 原子 炉 除熱

残留 熱除 去系ポ ン プ

解釈
対応 番号

①④

低圧炉心スプレイ系による原子炉 注水

既設
新設

①④

残留 熱除 去 系︵ 低 圧注 水系 ︶ によ る 原子 炉注 水

機器 名称

自主対策 設 備

1.4−150

備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

機器 名称

既設
新設

自主対策 設 備

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称
代替 循環 冷却系 ポ ンプ

代替 淡水 貯槽新設

サプ レッ ション ・ チェ ンバ

低圧 代替 注水系 配 管・ 弁

新設

残留 熱除 去系Ｃ 系 配管 ・弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源 設備新設

燃料 給油 設備新設

可搬 型代 替注水 中 型ポ ンプ

新設

可搬 型代 替注水 大 型ポ ンプ

新設

西側 淡水 貯水設 備新設

緊急 用海 水系ス ト レー ナ

代替 淡水 貯槽新設

可搬 型代 替注水 大 型ポ ンプ

ホー ス

新設

低圧 代替 注水系 配 管・ 弁

新設

残留 熱除 去系熱 交 換器−

代替 循環 冷却系 に よる 原子 炉 注水①②④⑤⑦

低圧代替 注水系 ︵可搬 型︶
による原子炉注水

新設①④⑥⑦

低圧 代替 注 水系 ︵ 常設 ︶による原子炉注水

常設 低圧 代替注 水 系ポ ンプ

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

常設 代替 交流電 源 設備
燃料 給油 設備−

低圧 炉心 スプレ イ 系配 管・弁・ スパ ージャ既設

残留 熱除 去系Ｃ 系 配管 ・弁

既設

ディ ーゼ ル駆動 消 火ポ ンプ

原子 炉圧 力容器

既設

ディ ーゼ ル駆動 消 火ポ ンプ

常設 代替 交流電 源 設備新設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

電動 駆動 消火ポ ン プ

消火系による原子炉注水

多目 的タ ンク
消火 系配 管・弁
残留 熱除 去系Ｂ 系 配管 ・弁
原子 炉圧 力容器
非常 用交 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
燃料 給油 設備
復水 移送 ポンプ
復水 貯蔵 タンク

−

−

−

−

補給水系による原子炉 注水−

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
非常 用交 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
燃料 給油 設備

1.4−151

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

サプ レッ ション ・ チェ ンバ

既設

残留 熱除 去系熱 交 換器

既設

残留 熱除 去系配 管 ・弁 ・ス ト
レー ナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

残留 熱除 去系海 水 系ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系海 水 系ス トレ ーナ

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水系ストレーナ

新設

常設代替交流電源設備新設

燃料 給油 設備新設

低圧 炉心 スプレ イ 系ポ ンプ（海 水冷 却）

既設

サプ レッ ション ・ チェ ンバ

既設

低圧 炉心 スプレ イ 系配 管・弁・ スト レーナ ・ スパ ージ ャ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

残留 熱除 去系海 水 系ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系海 水 系ス トレ ーナ

既設

緊急 用海 水ポン プ

新設

緊急 用海 水系ス ト レー ナ

新設

常設 代替 交流電 源 設備新設

燃料 給油 設備

新設

手段

機器 名称

可搬 型代 替注水 大 型ポ ンプ−−

可搬 型代 替注水 大 型ポ ンプ

1.4−152−

残留 熱除去 系︵低 圧注 水系︶ 復旧 後 の原子炉 注水

既設

備考

残留 熱除去 系︵低圧注 水系︶ 復旧 後 の原子炉 注水

残留 熱除 去系ポ ン プ（ 海水 冷
却）

解釈
対応 番号

①③④

低圧 炉心 スプレ イ 系復旧後 の 原子 炉 注水

既設
新設

①③④

残留 熱除去 系︵低圧注 水系︶ 復旧 後 の原子炉 注水

機器 名称

自主対策 設 備−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
既設新設

低圧 代替 注 水系 ︵ 常設 ︶によ る
残存 溶融炉 心の冷却
低圧代替 注水系 ︵可搬 型︶ に よる
残存 溶融炉 心の冷却

代替 淡水 貯槽新設

低圧 代替 注水系 配 管・ 弁

新設

残留 熱除 去系Ｃ 系 配管 ・弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源 設備新設

燃料 給油 設備新設

可搬 型代 替注水 中 型ポ ンプ

新設

可搬 型代 替注水 大 型ポ ンプ

新設

西側 淡水 貯水設 備

新設

代替 淡水 貯槽

新設

ホー ス

新設

低圧 代替 注水系 配 管・ 弁

新設

低圧 炉心 スプレ イ 系配 管・弁・ スパ ージャ既設

残留 熱除 去系Ｃ 系 配管 ・弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源 設備新設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

代替 循環 冷却系 ポ ンプ新設

サプ レッ ション ・ チェ ンバ

既設

残留 熱除 去系熱 交 換器

既設

代替 循環 冷却系 配 管・ 弁

新設

残留 熱除 去系配 管 ・弁 ・ス ト
レー ナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

残留 熱除 去系海 水 系ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系海 水 系ス トレ ーナ

既設

緊急 用海 水ポン プ

新設

緊急 用海 水系ス ト レー ナ

新設

常設 代替 交流電 源 設備新設

燃料 給油 設備

新設

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

−

可搬 型代 替注水 大 型ポ ンプ

1.4−153−

代替 循環冷却系による残存 溶融炉 心の冷却

新設

備考

①④

代替 循環冷却系による残存 溶融炉 心の冷却

常設 低圧 代替注 水 系ポ ンプ

解釈
対応 番号

①④

機器 名称

①④

手段

自主対策 設 備−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

機器 名称

既設
新設

解釈
対応 番号

自主対策 設 備

備考

手段

機器 名称
電動 駆動 消火ポ ン プ
ディ ーゼ ル駆動 消 火ポ ンプ

消火 系に よ る残存 溶融炉心 の 冷却

ろ過 水貯 蔵タン ク
多目 的タ ンク
消火 系配 管・弁
残留 熱除 去系Ｂ 系 配管 ・弁
原子 炉圧 力容器
非常 用交 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

−

−

−

−

−

燃料 給油 設備
復水 移送 ポンプ
復水 貯蔵 タンク補給 水系 に よる 残 存溶 融炉 心 の冷却

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
非常 用交 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
燃料 給油 設備

1.4−154

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／9）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

機器 名称

既設
新設

自主対策 設 備

解釈
対応 番号

備考

−

−

原子 炉圧 力容器

既設

残留 熱除 去系熱 交 換器

既設

残留 熱除 去系配 管 ・弁

既設

再循 環系 配管・ 弁

既設

残留 熱除 去系海 水 系ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系海 水 系ス トレ ーナ

既設

緊急 用海 水ポン プ

新設

緊急 用海 水系ス ト レー ナ

新設

常設 代替 交流電 源 設備新設

燃料 給油 設備

新設

機器 名称

原子 炉冷 却材浄 化 系ポ ンプ
原子 炉圧 力容器
原子 炉冷 却材浄 化 系非 再生 熱
交換 器
再循環系配管・弁
原子 炉冷 却材浄 化 系配 管・ 弁
給水 系配 管・弁
可搬型代 替 注水 大 型ポ ンプ

1.4−155−

残留 熱除去 系︵ 原子炉 停止時 冷却 系︶復旧後 の原子 炉除 熱

既設

①③④

残留 熱除去 系︵ 原子炉 停止時 冷却 系︶復旧後 の原子 炉除 熱

残留 熱除 去系ポ ン プ（ 海水 冷
却）

原子 炉冷 却 材浄 化 系に よる 原 子炉 除 熱

−

−
−

手段

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／9）
技術的能力審査基準（1.4）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原
子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって、設計基準事故対処設
備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉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。

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって，設計基準事
故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ及び低圧炉
心スプレイ系ポンプが有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場
合においても，炉心の著しい損傷を防止する手段として常設低圧代
替注水系ポンプ，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
替注水大型ポンプ及び原子炉格納容器の破損を防止する手段として，常設低圧代替注水系ポンプ，
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
及び代替循環冷却系ポンプによる発電用原子炉を冷却するために必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「炉心の著しい損傷」を「防止するため、発電用原子炉を冷却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。

1.4−156−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（9／9）
技術的能力審査基準（1.4）

適合方針（１）原子炉冷却材圧力バウンダリ
低圧時の冷却ａ）可搬型重大事故防止設備の運搬、接続及び操作に関する手順等を整備すること。

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって，設計基準事
故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ及び低圧炉
心スプレイ系ポンプが有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場
合においても，炉心の著しい損傷を防止する手段として，可搬型重
大事故防止設備である低圧代替注
水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる発電用原子炉を冷却するために必要な手順等を整備する。
なお，低圧代替注水系（可搬型）におけ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運搬及び接続に関する手順については「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。
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ（海水冷却）並びに低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）が全交流動力電源喪失により使用できない場合には，常設代替
交流電源設備として使用する常設
代替高圧電源装置を用いて緊急用
Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ
２Ｄへ電源を供給することで残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
ポンプ（海水冷却）並びに低圧炉
心スプレイ系ポンプ（海水冷却）を復旧する手順等を整備する。
なお，電源の供給に関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。

（２）復旧
ａ）設計基準事故対処設備に代替電源を接続することにより起動及び十分な期間の運転継続ができること。

1.4−157

添付資料1.4.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

代替循環冷却系ポンプ

常設

Ｓクラス

約 250m３ ／h（1 台当たり）

約 120m

2台

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系とし
て使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h（1 台当たり）

約 140m

4台

電動駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 3.7m３ ／min

89m

1台

ディーゼル駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 4.3m３ ／min

90m

1台

ろ過水貯蔵タンク

常設

Ｃクラス

約 1,500m３−

1基

多目的タンク

常設

Ｃクラス

約 1,500m３−

1基

復水移送ポンプ

常設

Ｂクラス

145.4m３ ／h（1 台当たり）

85.4m

2台

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

約 2,000m３（1 基当たり）−

2基

原子炉冷却材浄化系ポンプ

常設

Ｂクラス

81.8m３ ／h（1 台当たり）

152.4m2台

原子炉冷却材浄化系非再生熱交
換器

常設

Ｂクラス

8,838.8kW／h（1 基当たり）

−

2基

機器名称

※1：Ｓクラスの機能維持

1.4−158

添付資料1.4.3

1.4−159
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.4−160

添付資料 1.4.4
重大事故対策の成立性

1．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）(1)

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による送水（淡水／海水）
ａ．操作概要低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水が必要な状況において，
外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，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により発電用原子炉に送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水として，最長時間を要す
る代替淡水貯槽から低圧炉心スプレイ系配管による原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は535分以内）※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
1.4−161

【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：20分 ※２ （対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：475分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分※2：ホース敷設準備は，系統構成と並行して行うため，所要時
間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：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からのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。
また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

1.4−162

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.4−163可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.4−164

(2)系統構成
ａ．操作概要低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水が必要な状況で，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない場合，残留熱除去系Ｃ系配管によ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を使用した原子炉注水の場合においては，原子炉建屋原子炉棟地上3階及び原子炉建屋原子炉棟地上4階まで移動するとともに，現場での人力による操作により系統構成を実施し，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により原子炉注水する。低圧炉心スプレイ系配管による原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉注水の場合は，原子炉建屋原子炉棟地上3階まで移動するとともに，現場での人力による操作により系統構成を実施し，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により原子炉注水する。
ｂ．作業場所【残留熱除去系Ｃ系配管によ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を使用した原子炉注水の場合】
原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地
上4階（管理区域）【低圧炉心スプレイ系配管による原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉注水の場合】
原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水として，最長時間を要す
る代替淡水貯槽から低圧炉心スプレイ系配管による原子炉建屋東側接続
1.4−165

口を使用した送水での現場の系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名）
所要時間目安：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は70分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）】
・移動：46分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上3階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：24分（操作対象3弁：原子炉建屋原子炉棟地上3階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：電動弁の手動ハンドルによる現場操作については，操作に工具等は必要とせず，手動弁と同様な操作であるため，容易に実施可能である。また，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。
1.4−166

2．消火系による原子炉注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系による原子炉注水が必要な状況において，タービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉注水する。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
消火系による原子炉注水における，現場での系統構成に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：56分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は45分以内）所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：41分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：4分（操作対象1弁：タービン建屋地上1階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能で
1.4−167

ある。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

系統構成（補助ボイラ冷却水元弁）

1.4−168

3．補給水系による原子炉注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系による原子炉注水が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物
処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプにより原子炉注水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階（管理区域）及びタービン建屋地
上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
補給水系による原子炉注水における，現場での系統構成に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員4名）
所要時間目安：110分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は100分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：40分 ※１ （移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処
理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：25分（操作対象3弁：原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階）【重大事故等対応要員】
・移動：40分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
1.4−169

・連絡配管閉止フランジ切替え：35分※1：重大事故等対応要員の移動及び連絡配管フランジ切り替えと並行して行うため，所要時間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作及び一般的なフランジ切替え作業であり容易に実施可能である。また，操作対象弁及びフランジは操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室及び災害対策本部との連絡が可能である。

1.4−170

作業場所（全体）

連絡配管閉止フランジ

連絡配管閉止フランジ切替え訓練

系統構成（補給水系−消火系連絡ライン止め弁）

系統構成（補助ボイラ冷却水元弁）

1.4−1714．原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱
(1)

系統構成
ａ．操作概要原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱が必要な状況において，原子炉
建屋原子炉棟地上3階及び原子炉建屋原子炉棟地上4階まで移動するとともに，系統構成を実施し，原子炉冷却材浄化系により原子炉除熱する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地
上4階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：202分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は200分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：86分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋付属棟地上1階（放射線防護具着用を含む））
39分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建
屋原子炉棟地上4階）
・原子炉保護系復旧：19分
・系統構成：36分（操作対象2弁：原子炉建屋原子炉棟地上3階（対象作業：起動前準備，運転状況確認等を含む））
・除熱開始準備操作：20分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地
1.4−172上4階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作及び受電操作であり容易に操作可能である。
また，操作対象弁及び操作盤は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

ポンプメカシールパージ流量調整操作（原子炉冷却材浄化系ポンプメカ
シールパージ水ライン調整弁）

1.4−173

原子炉冷却材浄化系
再生熱交換器バイパス運転操作（原子炉冷却材浄化系再生熱交換器バイパス弁）5．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱も同様）
(1)

系統構成
ａ．操作概要残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱が必要な状況において，原子炉建屋原子炉棟地下2階まで移動するとともに，系統構成を実施し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉除熱す
る。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地下2階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：177分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は150分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：86分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋付属棟地上1階（放射線防護具着用を含む））
42分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建
屋原子炉棟地下2階）
・原子炉保護系復旧：19分
・系統構成：3分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地下2階）
ｄ．操作の成立性について
1.4−174

作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作及び受電操作であり容易に操作可能である。
また，操作対象弁及び操作盤は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

系統構成（残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁）

1.4−175

添付資料1.4.5
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系
ポンプ

サプレッショ
ン・プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は，補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の実施時期を早めることとなる ※ 。

1.4−176

一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし，その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器減圧及
び除熱の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷
却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施する
手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する
対応方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順と1.4−177

なる。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰囲
気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）のγ線線量率が，設計基準
事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操
作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ド1.4−178

ライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，
炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，格納容器下部水位を確実に約 1m 確保するた
めに常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施す
る手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装1.4−179

置による格納容器減圧及び除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり，運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.4−180

事象発生

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

ＬＯＣＡ

過渡事象
成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水炉心損傷防止対策の

炉心損傷防止対策の2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

有効性評価にて確認

有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷

成功（格納容器過圧・過温破損）
3.4

水素燃焼

評価対象となる格納容器破損モード

原子炉注水

代替循環冷却系の運転可能時
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

2.(2)代替循環冷却系の代替循環冷却系の

運転可能時

運転可能時

代替循環による

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ⑧

2.(1)ｄ．⑥

2.(2)

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用⑧

・Ｄ／Ｗスプレイ

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル

上記操作完了後

上記操作完了後

常設低圧による

常設低圧による

2.(1)ｂ．③

・ペデスタル（ドライウェル

2.(1)ｂ．③

・ペデスタル（ドライウェル部）への注水2.(1)ｂ．③部）への注水部）への注水リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
常設低圧による

2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的)

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

ＲＰＶ破損判断後

常設低圧による

常設低圧による

2.(1)ｃ．④

・Ｄ／Ｗスプレイ・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(1)ｃ．④

2.(1)ｃ．⑤・ペデスタル（ドライウェル・ペデスタル（ドライウェル

2.(1)ｃ．⑤部）への注水部）への注水

ドライウェル圧力及び雰囲気温
ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

度が下降傾向に転じた場合
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥
常設低圧による※
原子炉注水に失敗するシーケンスである

・Ｄ／Ｗスプレイ停止

が，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な【凡例】

格納容器圧力及び格納容器圧力及び状態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質に

常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ

雰囲気温度の上昇時

雰囲気温度の上昇時よる加熱等を防止する観点から原子炉注

代替循環：代替循環冷却系ポンプ「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・Ｄ／Ｗスプレイ

（一時的）

（一時的）

第 1 図 事故対応の流れ
1.4−181

水を行う
2.(1)ｄ．⑦

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で水素及び酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.4−182

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点
で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage]到達にて窒素供給停止（約 163 時間）

0.4(MPa[gage])
格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.0%到達にてサプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第1図

格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの1.4−183

格納容器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となるため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度 ※ ）について
も，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.4−184

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0〜168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.4−185

168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ
試験結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧
力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.4−186

第2表
フランジ部位

トップヘッドフランジ

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側

機器搬入用ハッチ
外側

サプレッション・チェ
ンバアクセスハッチ

(4)

内側
外側

7日間（168時間）以降の格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容
器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.4−187

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0〜7 日

7 日〜14 日

14 日〜30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。
1.4−188

第4図(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格
納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケンスにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大
1.4−189

きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度については第5図に示すとおり150℃を超えない範囲で，また，格納容器圧力については第6
図に示すとおり1Pd程度（1Pd＋数十kPa ※ ）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方

1.4−190

(6)7 日間（168 時間）以降の放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.4−191

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から,酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度
4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納
容器内への窒素注入操作（以下「窒素注入」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素注入及び格納
容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素注入の判断基準と作業時間について
窒素注入に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％：酸素濃度 4.0vol％(b)窒素注入の開始基準「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 5 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が約 6 時間（約 360 分）確保できるため，起動準備
時間の 180 分に対して十分余裕があることが確認できる。

1.4−192

第5表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％

約15時間

窒素注入準備の余裕時間

約6時間
4.0vol％約21時間

ｂ．窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について
窒素注入及び格納容器ベントに係る実施基準，実施基準の設定根拠を第2表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計装誤差（約0.6vol％）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素注入及び格納容器ベントが実施可能である。

第6表

窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素注入開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値

酸素濃度3.5vol％（2.9vol％〜
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％〜
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％〜
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器ベントの開始基準の到達前を設定計装誤差を踏まえても可燃限界領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.4−193

添付資料1.4.6
常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

1．常設低圧代替注水系ポンプの機能
常設低圧代替注水系ポンプは以下の 5 つの機能に期待している。
・原子炉水位を維持し炉心損傷の防止及び炉心損傷の進展を防止するための低圧代替注水機能
・格納容器の過圧・過温破損防止のための代替格納容器スプレイ機能
・格納容器内での溶融炉心の冷却のためのペデスタル（ドライウェル
部）注水機能・格納容器のトップヘッドフランジ部からの漏えいを抑制するための格
納容器頂部注水機能・使用済燃料プール水位を維持し燃料損傷を防止するための使用済燃料
プール注水機能

2．常設低圧代替注水系ポンプの機能確保について(1)

単一の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，各注水先の最大流量を包絡する注水量を確保できる設計としている。
常設低圧代替注水系ポンプにより注水する際の系統構成は，中央制御室からの遠隔操作により行い，現場操作は不要である。また，各注水先へ注水する際の操作の相違点は，開操作する弁の違いのみであり，各弁の操作も中央制御室からの遠隔操作が可能であることから，困難な操作はない。
このように，常設低圧代替注水系ポンプの単一の機能の確保については問題ないと考えられる。
1.4−194(2)複数の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，複数個所への同時注水を想定したものとなっており，想定する同時注水の組合せで必要流量が確保できる設計としている。また，想定する同時注水の組合せで，重大事故等による影響の緩和が可能であることを有効性評価にて示している。
① 原子炉注水と格納容器スプレイ

大破断ＬＯＣＡが発生し，非常用炉心冷却系からの注水に失敗した場合，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを同時に実施する。この場合の最大流量の組合せは，原子炉注水 230m３ ／h，格納容器スプレイ 130m ３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却並びに格納
容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制できることを有効性評価で確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。なお，上記以外の同時
注水については，原子炉へは崩壊熱相当での注水となるため，上記注水流量を超えることはない。
②原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）注水
大破断ＬＯＣＡが発生し非常用炉心冷却系からの注水に失敗し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に成功した場
合，原子炉水位Ｌ０到達後に格納容器スプレイを停止し，原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）の水張りを実施する。この場合の最大流量の組合せは，原子炉注水として崩壊熱相当の流量，ペデスタル（ドライウェ
ル部）の水張りとして 80m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却及びペデ
スタル（ドライウェル部）の必要水位を確保できることを有効性評価にて確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。
1.4−195

③格納容器スプレイとペデスタル（ドライウェル部）注水
原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器が破損する場合，格納容器スプレ
イとペデスタル（ドライウェル部）への注水を同時に実施する。この場合の最大流量の組合せは，格納容器スプレイ 300m３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水 80m ３ ／h であるが，この条件で格納容器圧力及び雰囲気
温度の上昇の抑制並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉
心の冷却等ができることを有効性評価で確認するとともに，この流量を確保できる設計としている。
④その他注水先の組合せ
その他の組合せとして，格納容器頂部又は使用済燃料プールへの注水が重畳することも考えられる。これら注水先へは，間欠的に注水を行い一定量の水位を維持するため，①，②及び③の最大流量の注水等と異なるタイ
ミング又は系統の余力で注水等を行うため，対応が可能である。
また，複数の注水先に注水するための操作については，各注水先へ注水するための操作に必要な時間を考慮した有効性評価により，炉心冷却や溶融炉心の冷却等ができることを確認している。
以上より，常設低圧代替注水系ポンプの複数の機能の確保についても問題ないと考えられる。

3．常設低圧代替注水系ポンプの機能の冗長性について
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系及び代替循環冷却系を用いた手段に加え，アクセスルートの確保を確認した後であれば低圧代替
注水系（可搬型）によって機能を補うことも可能である。また，格納容器冷却については，代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬1.4−196型），ペデスタル（ドライウェル部）注水については格納容器下部注水系（可搬型），格納容器頂部注水については格納容器頂部注水系（可搬型），使用済燃料プール注水については可搬型代替注水大型ポンプ及び可搬型代替注
水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）によって機能を補うことも可能である。このように，常設低圧代替注水系ポンプの各機能については冗長性を持たせることで機能強化を図っている。

1.4−197

別添 1

常設低圧代替注水系ポンプ，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した同時注水について

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水
大型ポンプを使用した注水については，原子炉，原子炉格納容器，ペデスタル（ドライウェル部），原子炉格納容器頂部及び使用済燃料プールを注水先として設計する。このため，重大事故等時において，複数の注水先に対して同時に必要流量を注水できるよう設計する。なお，各注水先への注水は弁の開操作のみで実施可能であるため，必要箇所への注水を継続しつつ，注水先を追加することが可能である。
有効性評価で考慮する同時注水パターンを第 1 表及び第 2 表に示す。
また，有効性評価における事象進展ごとの常設低圧代替注水系ポンプ，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注水先の組み合わせケースを第 3 表から第 7 表に示す。

1.4−198

第1表

有効性評価で考慮する常設低圧代替注水系ポンプを使用した同時注水
ケース
原子炉格納容器ペデスタル

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール︵ドライウェル部︶

原子炉

第2表

47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

53 条／
1.10

54 条／
1.11

230m３ ／h

130m３ ／h

−

−

−

−

300m３ ／h

80m３ ／h−−

50m３ ／h

130m３ ／h−−

114m３ ／h

有効性評価で考慮する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプを使用した同時注水ケース
原子炉格納容器ペデスタル

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール︵ドライウェル部︶

原子炉
47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

53 条／
1.10

54 条／
1.11

50m３ ／h

130m３ ／h−−−

50m３ ／h

130m３ ／h−−

16m３ ／h1.4−199

第3表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（炉心損傷前）47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

使用済燃料プール

初期注水段階

378m３ ／h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ ／h

130m３ ／h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／h

130m３ ／h−−

114m３ ／h

原子炉格納容器ベント
段階

50m３ ／h

−

−

−

−

ペデスタル

原子炉格納容器

原子炉格納容器頂部

54 条／
1.11

原子炉

︵ドライウェル部︶

53 条／
1.10

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していない

対象事象：高圧・低圧注水機能喪失，ＬＯＣＡ時注水機能喪失

第4表

設計基準事故対処設備による原子炉注水成功後に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

使用済燃料プール

378m３ ／h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ ／h

130m３ ／h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／h

130m３ ／h−−

114m３ ／h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ ／h

−

−

−

−

ペデスタル

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

1.4−200

原子炉格納容器

原子炉格納容器頂部

54 条／
1.11

原子炉

︵ドライウェル部︶

53 条／
1.10

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していない※崩壊熱除去機能（残留熱除去系が故障した場合）のケース

対象事象：崩壊熱除去機能喪失

第5表

全交流動力電源喪失（24 時間継続）時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を使用する場合
47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

使用済燃料プール

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

110m３ ／h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

50m３ ／h

130m３ ／h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／h

130m３ ／h−−

16m３ ／h

ペデスタル

原子炉格納容器

原子炉格納容器頂部

54 条／
1.11

原子炉

︵ドライウェル部︶

53 条／
1.10

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

対象事象：全交流動力電源喪失，津波浸水による注水機能喪失

第6表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（ＬＯＣＡ起因による
炉心損傷事象）
53 条／
1.10

54 条／
1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器頂部

ペデスタル

原子炉格納容器51 条／1.8︵ドライウェル部︶

49 条／1.6

原子炉

1.4−20147 条／1.4

初期注水段階

230m３ ／h

130m３ ／h−−−

再冠水後制御段階 ※50m３ ／h

130m３ ／h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階 ※50m３ ／h

130m３ ／h−−

114m３ ／h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ ／h

−

−

−

−

備考

・ＬＯＣＡが発生し設計基準事故対処設備による注水に失敗し，炉心損傷に至った場合に，炉心の再冠水
並びに原子炉格納容器内温度及び圧力を抑制するためのケース
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量※代替循環冷却系を使用できない場合のケース

対象事象：雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損），水素燃焼

第7表

原子炉圧力容器破損時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
54 条／
1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器

53 条／
1.10

原子炉格納容器頂部

原子炉

51 条／1.8

ペデスタル

49 条／1.6︵ドライウェル部︶

47 条／1.4

原子炉圧力容器破損段階−

300m３ ／h

80m３ ／h−−

原子炉圧力容器破損段
階での対応後の段階−

130m３ ／h

80m３ ／h−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階−−

80m３ ／h−

114m３ ／h

備考

・設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備による原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器の破損に至った場合に，原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制
並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却するためのケース
・ペデスタル（ドライウェル部）注水はペデスタル（ドライウェル部）の水位維持時の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

対象事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用，溶融炉心・コンク
リート相互作用1.4−202

添付資料 1.4.7
原子炉圧力容器の破損判断について

炉心損傷後に原子炉へ注水されない場合，溶融炉心が原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）の炉心下部プレナムに落下（リロケーション）し，その後ＲＰＶが破損することとなるが，リロケーション後のＲＰＶ破損のタ
イミングには不確かさが存在する。ＲＰＶ破損後は，ペデスタル（ドライウ
ェル部）に溶融炉心が落下することにより，ペデスタル（ドライウェル部）
水への伝熱による蒸発及び水蒸気発生に伴う格納容器の圧力上昇が発生することから，格納容器スプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）注水を実施するために，ＲＰＶ破損を速やかに判断する必要がある。
このため，ＲＰＶ破損前に，事象の進展に応じて生じる物理現象（原子炉水位低下，リロケーション）を検知できる【破損徴候パラメータ】によって，ＲＰＶ破損の徴候を検知し，徴候を検知した以降のＲＰＶ破損に至るまでの間はＲＰＶ破損を検知可能なパラメータ【破損判断パラメータ】を継続的に監視することによって，ＲＰＶ破損の速やかな判断が可能となるようにする。

1.4−203

第1表

パラメータ
【破損徴候パラメータ】
原子炉水位

制御棒位置

1.4−204

ＲＰＶ下鏡部温度（第 1 図）過渡事象及びＬＯＣＡ事象時のＲＰＶ破損判断パラメータ設定の理由

設定の理由
原子炉水位の低下・喪失により，リロケーションに先立ち発生する炉心の露出を検知するものであり，Ｒ
ＰＶ破損前における事象進展の把握のため設定。
ＲＰＶ下部に制御棒位置検出のためのケーブルが設置されており，溶融炉心が下部プレナムに落下した際のケーブル接触に伴う指示値喪失を検知することによりリロケーションの発生を検知可能であり，ＲＰＶ
破損前における事象進展の把握のため設定。
ＲＰＶ下鏡部温度 300℃到達を検知することにより，リロケーション発生後におけるＲＰＶ下鏡部の温度上昇を検知可能であり，破損徴候パラメータとして設定可能。なお，ＲＰＶ内が 300℃到達の状態は，逃がし安全弁（安全弁機能）最高吹出圧力に対する飽和温度を超えており，ＲＰＶ内が過熱状態であることを意味するため，リロケーション前に下部プレナムに水がある状態では到達しない。

【破損判断パラメータ】
・ＲＰＶ下鏡部温度により破損徴候を判定した以降，ペデスタル（ドライウェル部）の水温が顕著に上昇
格納容器下部水温するのはＲＰＶ破損時のみであり，ＲＰＶ破損の誤検知の恐れはない。
（第 2 図）・少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさを考慮しても，格納容器下部水温計の上昇又は指示値喪失により，ＲＰＶ破損の速やかな判断が可能。
【従来の破損判断パラメータ等】
・原子炉圧力以下の理由により，破損判断パラメータとして設定しない・ドライウェル圧力・ＬＯＣＡ事象のリロケーション時等，ＲＰＶ破損時と同様の傾向を示す場合が存在する。
・ドライウェル雰囲気温度
又は・ペデスタル（ドライウェル
・少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさを考慮した場合，変化幅が部）雰囲気温度，等小さい。

VESSEL TOP HEAD ADJAC TO FLANGE（135°，270°）
VESSEL TOP HEAD FLANGE（135°，270°）
VESSEL WALL ADJAC TO FLANGE（0°，135°，270°）

VESSEL HEAD STUD
（135°，270°）
VESSEL FLANGE（0°，135°，270°）
括弧内は RPV 上側から見た下図の角度で温度計検出位置を表している。
（ は重大事故等対処設備）

FEED WATER NOZZLE（90°，90°，210°，210°）0°：重大事故等対処設備
270°

90°

180°

VESSEL BOTTOM ABOVE SKIRT JCT（0°，135°，270°）

SUPPORT SKIRT TOP（0°，135°，270°）

VESSEL BOTTOM HEAD
（120°，225°，340°）＊＊角度については設計図面からの読み取り

SUPPORT SKIRT AT MTG FLANGE（0°，135°，270°）0°

VESSEL BOTTOM ABOVE SKIRT JCT
VESSEL BOTTOM HEAD
270°

90°

180°

RPV 下鏡部及びボトムスカート上部
温度計検出位置（RPV 上側から見た図）第 58 条で重大事故等対処設備とする温度計の検出位置は代表性を考慮してＲＰＶ上部，中部，下鏡部及びボトムスカート上部各々1 箇所としている。
炉心損傷が進み損傷炉心が溶融すると，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行する。その後，溶融炉心が下部プレナムの構造物を溶融し，炉心支持板の上にある溶融炉心が全て下部プレナムに落下するとともに，下鏡部の温度が上昇
し，いずれはＲＰＶ破損に至る。このようにＲＰＶ破損前には，下部プレナムに全量の溶融炉心が落下することを考慮すると，ＲＰＶ破損の徴候を検知するには下鏡部の 1 つの温度計で十分と考えられるが，東海第二発電所では高さ方
向及び径方向ともに位置的に分散された 2 箇所の温度計を重大事故等対処設備とし，ＲＰＶ破損徴候の検知性の向上を図っている。

第1図

ＲＰＶ温度計検出位置

1.4−205

1.4−206
第2図

ペデスタル内の計器設置図

添付資料1.4.8
原子炉運転停止中の除熱機能と注水手段

1.4−207添付資料1.4.9
運転停止中の原子炉の事故時における現場作業員の退避について

1.

はじめに
運転停止中の原子炉における事故の発生時，運転員は，現場作業員の退避が完了したことを確認し，逃がし安全弁の開操作を開始する。このため，現場作業員の退避に係る教育状況，及び退避開始から退避完了確認までの流れを踏まえ，退避に要する時間の見積もりを行った。

2.

作業員への退避に係る教育状況
発電所構内で作業を実施する作業員に対しては，以下のように退避に係る教育を実施しており，事故時における退避指示への対応等について周知徹底している。
＜教育内容＞
・送受話器（ページング）等による退避指示への対応について
・管理区域への入退域方法について＜教育の実施時期＞
・発電所への入所時

3.

事故発生後における退避開始から退避完了確認までの流れ
事故発生後，作業員は発電長の送受話器（ページング）による退避指示により，現場からの退避（管理区域からの退域をもって現場からの退避完了とする。）を行う。また，作業員全員の退避完了確認は，以下の 2 つの手段で行う。
・個人線量計を管理している出入監視員（管理区域の入退域ゲートの境界
1.4−208

に常駐）は，個人線量計の貸出状況により全作業員が管理区域内から退域していることを確認し，災害対策本部に連絡する。
・各作業グループの作業責任者又は監理員は，作業員の点呼により自グループの全員が退避していることを確認し，作業担当部門に連絡する。作業担当部門の担当者は，自部門が担当している全ての作業グループが退避していることを確認して災害対策本部に連絡し，災害対策本部は全作業グループが退避していることを確認する。
なお，作業員は，2 名以上の作業グループで作業を実施するため，退避時に負傷者が発生した場合においても，周囲の作業員からの救助により退避可
能である。

4.

作業員の退避時間
作業員の退避時間及びその内訳を第 1 表に示す。①〜③は，いずれも多数の作業ステップからなる項目であるが，そのうち，②におけるＥＰＤゲートの通過が退避時間において律速となるが，以下の実績から算出した退避時間に滞在人数等の不確かさを考慮し，作業員は 1 時間で退避完了すると見積もった。
◎ＥＰＤゲートの通過人数：26 人／分（第 24 回施設定期検査実績）◎管理区域におけるピーク滞在人数：1,020 人（第 24 回施設定期検査実績）→1,020 人 ÷ 26 人／分 ＝ 40 分 → 1 時間

1.4−209

第1表

作業員の退避時間内訳
経過時間

10 分

20 分

30 分

40 分

50 分

60 分

①作業場所から管理区
域の入退域ゲートへの移動②管理区域からの退域③退避の確認↑
保守的に
1 時間とする

退避時間

5.

作業員の退避に係る環境影響評価（1）被ばく評価
作業員の退避は 1 時間以内に完了するため，作業員が過度な被ばくを受ける状況は想定し難いものと考える。

（2）雰囲気温度評価
雰囲気温度が高い作業場所である格納容器内においても，退避完了までに有意な温度上昇は見られず，作業員の退避に影響はない。

1.4−210

添付資料1.4.10
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順
(1)

(2)
1.4.2.1
設計基準事故対処設備を使用した対応手順(3)

判断基準記載内容

残留熱除去系（低圧注水系）による
原子炉注水
低圧炉心スプレイ系による原子炉注
水1.4−211
(1)

(c)
(d)
(e)

1.4.2.3
原子炉運転停止中における対応手順(2)

サポート系故障時
の対応手順
ａ．復旧

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）−

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位高（レベル８）設定点
原子炉圧力指示値が0.93MPa[gage]以下(b)
フロントライン系
故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

原子炉水位低（レベル３）設定点−(a)

1.4.2.2
原子炉運転中における対応手順−

原子炉水位低（レベル３）設定点

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉
除熱

(a)

解釈

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（可搬型）による
原子炉注水（淡水／海水）
代替循環冷却系による原子炉注水
消火系による原子炉注水
補給水系による原子炉注水
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子
炉除熱

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が0.93MPa[gage]以下

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉圧力指示値が0.93MPa[gage]以下

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が0.93MPa[gage]以下

操作手順の解釈一覧（1／5）
手順

操作手順記載内容
残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上(1)

残留熱除去系（低圧注水系）による
原子炉注水

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下−

残留熱除去系系統流量の流量上昇
原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位高（レベル８）設定点

1.4−2121.4.2.1
設計基準事故対処設備を使用した対応手順

低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上(2)

低圧炉心スプレイ系による原子炉注
水

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下−

低圧炉心スプレイ系系統流量の流量上昇
原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位高（レベル８）設定点(3)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉
除熱

原子炉圧力指示値が0.93MPa[gage]以下−

残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上
残留熱除去系系統流量の流量上昇

解釈
残留熱除去系ポンプ吐出圧力にて残留熱除去系
ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
残留熱除去系系統流量が約1,690m３ ／hまで上昇
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力にて低圧炉
心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
低圧炉心スプレイ系系統流量が約1,440m３ ／hま
で上昇
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が0.93MPa[gage]以下
残留熱除去系ポンプ吐出圧力にて残留熱除去系
ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上
残留熱除去系系統流量が約1,690m３ ／hまで上昇

操作手順の解釈一覧（2／5）
手順

操作手順記載内容
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
原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下(a)1.4−213

1.4.2.2
原子炉運転中における
対応手順

(1)

フロントライン系
故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(b)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

低圧代替注水系（可搬型）による
原子炉注水（淡水／海水）添付資料1.4.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位高（レベル８）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

低圧代替注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
系原子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）の流量上昇で確認

添付資料 1.4.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上
原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
代替循環冷却系による原子炉注水

常 設 低 圧代 替注 水系ポ ン プ吐出 圧 力 にて 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
原 子 炉 圧 力 等 に て 原 子 炉 圧 力 指 示 値 が 4.90MPa［gage］以下

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）の流量上昇

原子炉水位高（レベル８）設定点

(c)

解釈

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力にて代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］
以上
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

代替循環冷却系原子炉注水流量の流量上昇

代替循環冷却系原子炉注水流量が約250m３ ／hま
で上昇

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位高（レベル８）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）操作手順の解釈一覧（3／5）
手順(d)

消火系による原子
炉注水

操作手順記載内容

解釈

消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上

消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力にて消火系ポンプ
吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

残留熱除去系系統流量の流量上昇

残留熱除去系系統流量が75m３ ／hまで上昇

原子炉水位低（レベル３）設定点(1)

フロントライン系
故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上
原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

1.4−214(e)

1.4.2.2
原子炉運転中における
対応手順

(2)

サポート系故障時
の対応手順
ａ．復旧

(a)

補給水系による原子炉注水

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力にて復水移送ポ
ンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］
以上
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

残留熱除去系系統流量の流量上昇

残留熱除去系系統流量が75m３ ／hまで上昇

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位高（レベル８）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）

残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上

残留熱除去系ポンプ吐出圧力にて残留熱除去系
ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下

残留熱除去系系統流量の流量上昇

残留熱除去系系統流量が約1,690m３ ／hまで上昇

原子炉水位低（レベル３）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）

原子炉水位高（レベル８）設定点

原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）操作手順の解釈一覧（4／5）
手順

操作手順記載内容
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上(2)

サポート系故障時
の対応手順
ａ．復旧

(b)

低圧炉心スプレイ
系復旧後の原子炉
注水

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
低圧炉心スプレイ系系統流量の流量上昇
原子炉水位低（レベル３）設定点
原子炉水位高（レベル８）設定点
原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h

1.4−215(a)1.4.2.2
原子炉運転中における対応手順

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却ペデスタル（ドライウェル部）注水量30m３ ／h〜
80m３ ／h
原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３
／h）

(3)

溶融炉心が原子炉
圧力容器内に残存する場合の対応手
順
ａ．低圧代替注水

原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h(b)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）

ペデスタル（ドライウェル部）注水量30m３ ／h〜
80m３ ／h
原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３
／h）

(c)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却

原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h
原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３／h）

解釈
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力にて低圧炉
心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
低圧炉心スプレイ系系統流量が約1,440m３ ／hま
で上昇
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル３）
原子炉水位（狭帯域）等にて原子炉水位低（レベル８）
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）にて原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h
低圧代替注水系格納容器下部注水流量にてペデ
スタル（ドライウェル部）注水量30m３ ／h〜80m３／h
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）等にて原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３／h〜50m３ ／h）
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）等にて原子炉格納容器内へのスプレイ
流量：130m３ ／h
低圧代替注水系格納容器下部注水流量にてペデ
スタル（ドライウェル部）注水量 30m３ ／h〜80m
３／h
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）等にて原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３／h〜50m３ ／h）
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量にて原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h
代替循環冷却系原子炉注水流量にて原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３ ／h）

操作手順の解釈一覧（5／5）
手順

操作手順記載内容
原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h(d)

消火系による残存
溶融炉心の冷却(3)
1.4.2.2
原子炉運転中における対応手順

溶融炉心が原子炉
圧力容器内に残存する場合の対応手
順
ａ．低圧代替注水

ペデスタル（ドライウェル部）注水量30m３ ／h〜
80m３ ／h
原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３／h）
原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h(e)

補給水系による残存溶融炉心の冷却ペデスタル（ドライウェル部）注水量30m３ ／h〜
80m３ ／h

1.4−216

原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３／h）

残留熱除去系系統流量にて原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h
低圧代替注水系格納容器下部注水流量にてペデ
スタル（ドライウェル部）注水量30m３ ／h〜80m３／h
残留熱除去系系統流量にて原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３ ／h）
残留熱除去系系統流量にて原子炉格納容器内へのスプレイ流量：130m３ ／h
低圧代替注水系格納容器下部注水流量にてペデ
スタル（ドライウェル部）注水量30m３ ／h〜80m３／h
残留熱除去系系統流量にて原子炉圧力容器へ崩壊熱相当量（14m３ ／h〜50m３ ／h）(1)

1.4.2.3
原子炉運転停止中における対応手順フロントライン系
故障時の対応手順
ｂ．原子炉冷却材浄化
系による原子炉除
熱

解釈

(2)

サポート系故障時
の対応手順
ａ.復旧

(a)

(a)

原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子
炉除熱

原子炉冷却材浄化系系統流量の流量上昇

原子炉圧力指示値が0.93MPa[gage]以下
残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上
残留熱除去系系統流量の流量上昇

原子炉冷却材浄化系系統流量が163.6m ３ ／hまで上昇
原子炉圧力等にて原子炉圧力指示値が0.93MPa[gage]以下
残留熱除去系ポンプ吐出圧力にて残留熱除去系
ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上
残留熱除去系系統流量が約1,690m３ ／hまで上昇

添付資料1.4.11
手順のリンク先について

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.4.2.2(1)ａ．(b)低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）・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＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水

2．1.4.2.4

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＜リンク先＞

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.3(1)ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
1.5.2.3(1)ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保・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＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.4−217

1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．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淡水貯槽への補給（淡水／海水）1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，
残留熱除去系ポンプ，低圧炉心スプレイ系ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
・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，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
1.4−218

＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.4−219

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等
＜

目

1.5.1

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(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｄ．手順等
1.5.2

重大事故等時の手順

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.2(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

フロントライン系故障時の対応手順

最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
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．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(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.5.2.3(1)

サポート系故障時の対応手順

最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
目−1

(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.5.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.5.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.5.2

自主対策設備仕様

添付資料1.5.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.5.4

重大事故対策の成立性
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
(1)

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(2)

フィルタ装置スクラビング水補給(3)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換(4)

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換(5)

フィルタ装置スクラビング水移送

2．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(1)耐圧強化ベント系の現場操作による格納容器ベント

3．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保(1)

代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプによる送水（海水）添付資料1.5.5

格納容器ベント操作について

添付資料1.5.6

スクラビング水の保有水量の設定根拠について

添付資料1.5.7

解釈一覧

添付資料1.5.8

手順のリンク先について

目−2

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する最終ヒー
トシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送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。

【解釈】
１

「最終ヒートシンクへ熱を輸送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ための手順等をいう。

（１）炉心損傷防止ａ）取水機能の喪失により最終ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWRにおいては、サプレッションプールへの熱の蓄積により、原子炉冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所
内車載代替の最終ヒートシンク（UHS）の繋ぎ込み及び最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。

設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能は，残1.5−1留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール
冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）並びに残留熱除去系海水系による冷却機能である。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送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。

1.5.1

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
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送する必要がある。最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設計基準事
故対処設備として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却系）ポンプ並びに残留熱除去系海水系ポンプを設置している。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，これらを重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（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事故等対処設備を選定する（第1.5−1図）。
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 ※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用することは困難である
1.5−2

が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
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。）だけでなく，設置許可基準規則第四十八条及び技術基準
規則第六十三条（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を明確
にする。
(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，フロントライン系故障として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプの故障による機能喪失を想定する。また，サポート系故障として，残留熱除去系海水系
機能喪失又は全交流動力電源喪失を想定する。
設計基準事故対処設備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，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，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1.5−1表に整理する。
ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱で使用する設
1.5−3

備は以下のとおり。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
この対応手段及び設備は，「1.4原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧

時に発電用原子炉を冷却するための手順等」における「残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱」にて整理する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
これらの対応手段及び設備は，「1.6原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」における「残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱」及び「残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱」にて整理する。
設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。
残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保で使用する設備は以下のとおり。
・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・残留熱除去系海水系配管・弁・残留熱除去系熱交換器
・非常用取水設備
1.5−4

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備
ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)ⅰ)

最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
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
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプが故障により最終ヒート
シンクへ熱を輸送できない場合は，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。
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」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」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
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。
・格納容器圧力逃がし装置
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁・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
・燃料給油設備ⅱ)

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
1.5−5設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプが故障により最終ヒート
シンクへ熱を輸送できない場合は，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。
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で使用する設備は以下のとおり。
・耐圧強化ベント系配管・弁・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁・耐圧強化ベント系一次隔離弁・耐圧強化ベント系二次隔離弁・遠隔人力操作機構
・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・不活性ガス系配管・弁・原子炉建屋ガス処理系配管・弁・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ⅲ)

遠隔人力操作機構による現場操作
第一弁（Ｓ／Ｃ側，Ｄ／Ｗ側），第二弁及び第二弁バイパス弁の駆動源が喪失した場合，隔離弁を遠隔人力操作機構により人力で操
1.5−6

作することで最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。これらの遠隔人力操作機構で現場操作するエリアは二次格納施設外である原子炉建屋付属棟又は原子炉建屋廃棄物処理棟とする。
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」における「遠隔人力操作機構による現場操作」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
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(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
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で使用する設備のうち，格納容器圧力逃がし装置（第一弁（Ｓ／Ｃ側）
バイパス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁を除く），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。
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で使用する設備のうち，耐圧強化ベント系配管・弁，第一弁（Ｓ／Ｃ側），第一弁（Ｄ／Ｗ側），耐圧強化ベント系一次隔離弁，耐圧強化ベント系
二次隔離弁，遠隔人力操作機構，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，不活性ガス系配管・弁，原子炉建屋
ガス処理系配管・弁，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。
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対処設備として位置付ける。
1.5−7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。
（添付資料1.5.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプの機能喪失に加えて，残留熱除去系海水系が有する最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する機能が喪失した場合においても最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送することができる。
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。
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス
弁
バイパスラインは口径が小さく，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損の防止には十分な容量ではないが，原子炉格納容
器内の圧力及び温度上昇を緩和する手段として有効である。
ｃ．サポート系故障時の対応手段及び設備
残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段及び設備は以下のとおり。
(a)ⅰ)

最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
緊急用海水系による除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系の機能喪失又は全交流動力電源喪失により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場
合は，緊急用海水系により最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する手段がある。
1.5−8

緊急用海水系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・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・残留熱除去系熱交換器
・非常用取水設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
緊急用海水系と併せて設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール
冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプにより最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプが起動できない場合
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により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。）を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／
Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給することにより残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール
冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）を復旧する。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ
1.5−9

・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ
ⅱ)

代替残留熱除去系海水系による除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系の機能喪失又は全交流動力電源喪失により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場
合は，代替残留熱除去系海水系により最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する手段がある。
代替残留熱除去系海水系による除熱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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・ホース
・残留熱除去系海水系配管・弁・緊急用海水系配管・弁・残留熱除去系熱交換器
・非常用取水設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
代替残留熱除去系海水系と併せて設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
ポンプにより最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプが起動できない場合
1.5−10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緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給することにより残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）を復旧する。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
緊急用海水系による除熱で使用する設備のうち，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，残留熱除去系熱交換器，非常用取水設備，常設代替
交流電源設備，燃料給油設備，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ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。
（添付資料1.5.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系海水系による冷却機能が喪失した場合においても，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）又は残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプが使用可能であれば，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送できる。
1.5−11

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（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事故
シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）又は残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能であれば，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する手段として有効である。
（添付資料1.5.2）
ｄ．手順等
上記「ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備」，「ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」及び「ｃ．サポー
ト系故障時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Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）」，「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」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.5−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.5−2表，第1.5−3表）。
※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1.5−12

操作対応）をいう。
（添付資料1.5.3）

1.5.2

重大事故等時の手順

1.5.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
残留熱除去系海水系が健全な場合は，自動起動信号（残留熱除去系ポン
プ等の起動）による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去系海水系ポンプを起動し，冷却水（海水）の確保を実施する。
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。
①自動起動信号が発信した場合
残留熱除去系ポンプ等が起動した場合。
②手動起動の場合
残留熱除去系を使用した原子炉圧力容器内で発生する崩壊熱の除去
又は原子炉格納容器内の除熱が必要な場合。
ｂ．操作手順残留熱除去系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。
概要図を第1.5−2図に，タイムチャートを第1.5−3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系
海水系Ａ系又は残留熱除去系海水系Ｂ系の手動起動又は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，残留熱除去系海水系Ａ系又は残留熱除去系海水系Ｂ系の手動起動操作，又は自動起動信号（残留熱除去系
1.5−13

ポンプ等の起動）により残留熱除去系海水系ポンプ（Ａ）及び（Ｃ）又は残留熱除去系海水系ポンプ（Ｂ）及び（Ｄ）が起動し，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁又は残留熱除去系熱交換器（Ｂ）海水流量調整弁が開したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系海水系Ａ系又は残留熱除去系海水系Ｂ系が起動したことを残留熱除去系海水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。
ｃ．操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから残留熱除去系海水系による冷却水（海水）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。
【自動起動信号が発信した場合】
・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，2分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・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，4分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.5.2.2(1)

フロントライン系故障時の対応手順

最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
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
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格1.5−14

納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベント操作を実施し，最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
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，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。第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を開操作できない場
合は，第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とする。
格納容器ベント開始後において，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，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と判断した場合，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に，第一弁を閉とし，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。
(a)
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手順着手の判断基準
炉心損傷 ※１ 前において，残留熱除去系及び代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ができない場合に，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：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の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。
1.5−15

※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
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とおり。
概要図を第1.5−4図に，タイムチャートを第1.5−5図に示す（Ｓ／Ｃ側ベント，Ｄ／Ｗ側ベント及び第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合の手順は，手順⑩以外は同様。）。
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
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。
②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，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベントの系統構成を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，換気空調系一次隔離弁及び換気空調系二次隔離弁の閉を確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁及び原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁の閉を確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の閉を確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号が発生している場合は，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。
1.5−16

⑧運転員等は，発電長に格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベントの系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の電源の供給状態に応じて，Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側を選択し，Ｓ／Ｃ
側による格納容器ベント又はＤ／Ｗ側による格納容器ベントを指示する。
⑩ ａ Ｓ／Ｃ側ベントの場合
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
納容器ベントのため，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を開とし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｓ／Ｃ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，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り開とし，発電長に報告する。
⑩ ｂ Ｄ／Ｗ側ベントの場合第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，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のため，第一弁（Ｄ／Ｗ側）を開とし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｄ／Ｗ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，原子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｄ／Ｗ側）を遠隔
人力操作機構により開とし，発電長に報告する。
⑩ ｃ 第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合
第一弁（Ｓ／Ｃ側）及び第一弁（Ｄ／Ｗ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（Ｓ／Ｃ側）バイ
パス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，発電長に報告する。
1.5−17

⑪発電長は，格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プ
ール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した後，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，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開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，第二弁（優先）を開とし，発電長に報告する。なお，第二弁が開できない場合は，第二弁バイパ
ス弁を開とする。また，第二弁及び第二弁バイパス弁が中央制
御室からの遠隔操作により開できない場合は，重大事故等対応
要員は第二弁操作室にて第二弁又は第二弁バイパス弁を遠隔人
力操作機構により開とする。
⑬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
ベントが開始されたことを原子炉格納容器内の圧力，フィルタ
装置圧力，フィルタ装置スクラビング水温度及びフィルタ装置
出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）により確認するように指示する。
⑭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）指示値の上昇を確認し，発電長に報告する。
⑮発電長は，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，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
1.5−18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に，運転員等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。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作のうち格納容器ベント準備については，格納容器ベン
ト準備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。
【①中央制御室からの操作（Ｓ／Ｃ側ベントの場合）】
・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，5分以内と想定する。
【②中央制御室からの操作（Ｄ／Ｗ側ベントの場合）】
・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，5分以内と想定する。
【③現場操作（第一弁（Ｓ／Ｃ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，125分以内と想定する。
【④現場操作（第一弁（Ｄ／Ｗ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，140分以内と想定する。
格納容器ベント開始については，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。
【⑤中央制御室からの操作（第二弁の場合）】
1.5−19

・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，2分以内と想定する。
【⑥現場操作（第二弁及び第二弁バイパス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名にて実施した場合，75分以内と想定する。
○格納容器ベント準備に関する所要時間（第一弁の場合）【中央制御室から第一弁を開操作する場合】
手順着手の判断基準である炉心損傷前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に到達してから，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作は，上記①の操作を実施し5分以内で操作可能である。また，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作は，上記②の操作を実施し5分以内で操作可能である。なお，第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁操作は，①及び②と同様である。
【現場にて第一弁を開操作する場合】
手順着手の判断基準である炉心損傷前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に到達してから，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作は，上記①の操作を実施し遠隔操作の失敗を判断した後，上記③の操作を実施し130分以内で操作可能である。また，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作は，上記②の操作を実施
し遠隔操作の失敗を判断した後，上記④の操作を実施すること
で145分以内で操作可能である。
○格納容器ベント準備完了から格納容器ベント開始に関する所要時
間（第二弁の場合）【中央制御室から第二弁を開操作する場合】
1.5−20格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位
指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達してから，上記⑤の操作を実施し2分以内で操作可能である。なお，第二弁バイパス弁操作は，⑤と同様である。
【現場にて第二弁を開操作する場合】
格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位
指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達してから，上記⑤の操作を実施し遠隔操作の失敗を判断した後，⑥の操作を実施し77分以内で操作可能である。なお，第二弁バイパス弁操作は，第二弁と操作場所が同じであることから移動時間はなく30分以内で操作可能である。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応においては，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。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，使用工具を操作
場所近傍に配備する。
（添付資料1.5.4）(b)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 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
1.5−21

施する。
ⅰ)

手順着手の判断基準
フィルタ装置水位指示値が 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。なお，水源から接続口への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

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第 1.5−6 図に，タイムチャートを第 1.5−7 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ビング水補給の準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置ス
クラビング水補給の準備を指示する。
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を指示する。
④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。
⑤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準備が完了したことを連絡する。
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，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準備が完了したことを報告す
1.5−22

る。
⑦災害対策本部長代理は，発電長に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。
⑧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。
⑨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開とし，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。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に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連絡する。
⑪発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給が開始されたことの確認を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置の水位の上昇を確認した後，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。
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る。
⑭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
1.5−23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の停止を指示する。
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，フィルタベント装置補給水ライン元弁を閉とした後，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。
⑯災害対策本部長代理は，発電長に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連絡する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作について，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。
【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水補給】（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 分以内と想定する。
【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
タ装置スクラビング水補給】（水源：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 分以内と想定する。
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。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置スクラビング水補給として使用
1.5−24

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。
（添付資料1.5.4，添付資料1.5.6）(c)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
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炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。

ⅰ)

手順着手の判断基準
格納容器ベント停止可能 ※３ と判断した場合。
※3：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，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と判断した場合で，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。

ⅱ)

操作手順
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。
概要図を第 1.5−8 図に，タイムチャートを第 1.5−9 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原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼す
1.5−25

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内への不活性ガス（窒素）注入をするための接続口を連絡する。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，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用する窒素供給装置用電源車1台の準備を指示する。
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。
⑤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原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／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報告する。
⑥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側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を連絡する。
⑦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
1.5−26

装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。
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，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を開とし，原子炉格納容器内への不活性ガス（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。
⑨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内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを連絡する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁閉による格納容器ベント停止を指示する。
⑪運転員等は，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を閉とし，格納容器ベント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 ※４ するように指示する。
⑬運転員等は，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，発電長に報告する。また，原子炉格
納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御し，発電長に報告する。
⑭発電長は，運転員等に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内の不活性ガス（窒素）注入完了の確認をするように指示
1.5−27

する。
⑮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。
⑯発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，格納容器
圧力逃がし装置による格納容器ベントを指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）
又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，格
納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを発電長に報告する。
⑱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へ連絡する。
⑲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。
⑳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。
発電長は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を依頼する。
1.5−28

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内への不活性ガス（窒素）注入の停止を指示する。
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）を閉とし，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，発電長に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）注入の停止を連絡する。
発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁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）
又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を閉とし，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
※4：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。
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。
【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（窒素）置換の場合】
1.5−29

・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 分以内と想定する。
【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 分以内と想定する。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
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。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。
（添付資料 1.5.4）(d)フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
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。

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1.5−30おり。
概要図を第1.5−10図に，タイムチャートを第1.5−11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，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置内への不活性ガス（窒素）注入をする
ための準備を指示する。
③重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側
屋外に配備し，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。
④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報告する。
⑤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への不活性ガス（窒素）注入の開始を連絡する。
⑥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置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。
⑦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元弁を開とし，フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑧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）置換を開始したことを連絡
1.5−31

する。
⑨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。
⑩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℃ ※５ 以下であることを確認し，発電長に報告する。
⑪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。
⑫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。
※5：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。
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フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）置換
開始まで135分以内と想定する。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
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。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
1.5−32

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。
（添付資料 1.5.4）(e)フィルタ装置スクラビング水移送
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，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。

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。なお，水源から接続口への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。
概要図を第1.5−12図に，タイムチャートを第1.5−13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水張りの準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りの準備を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送の準備を指示する。
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，電動弁及び監視計器の電源が確保されてい1.5−33

ることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
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開とする。
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え弁（Ｓ／Ｃ側）を開とする。
⑧運転員等は，発電長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が完了したことを報告する。
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。
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。
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。
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連絡する。
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ことを報告する。
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。
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
1.5−34

注水大型ポンプの起動を指示する。
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室にてフィルタベ
ント装置補給水ライン元弁を開とし，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災害対策本部長代理に報告する。
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連絡する。
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1.5−35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連絡する。
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。
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。
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に報告する。
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。
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ことを確認し，発電長に報告する。
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
1.5−36

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）置換の停止を連絡する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置出口弁を閉とするように指示する。
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
タ装置出口弁を閉とし，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
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，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分以内と想定する。
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。
【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 分以内と想定する。
【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：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 分以内と想定する。
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
1.5−37

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分以内と想定する。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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，ホース等の接続を速やかに作業できるように，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。
（添付資料1.5.4）
ｂ．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
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の機能が喪失した場合及び格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合に，耐圧強化ベント系を使用した格納容器ベント操作を実施し，最終ヒート
シンク（大気）へ熱を輸送する。
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，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。第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を開操作できない場
1.5−38

合は，第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とする。
格納容器ベント開始後において，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，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と判断した場合，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に，第一弁を閉とし，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。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷前において，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＋5.5mに到達した場合に，格納容器圧力逃がし装置
が機能喪失 ※６ した場合。
※6：格納容器圧力逃がし装置に故障が発生した場合。

(b)

操作手順
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手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.5−14図に，タイムチャートを第1.5−15図に示す（Ｓ／Ｃ側ベント及びＤ／Ｗ側ベント及び第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合の手順は，手順⑪以外は同様。）。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベ
1.5−39ント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認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの系統構成を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，換気空調系一次隔離弁及び換気空調
系二次隔離弁の閉を確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁及び原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁の閉を確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，計器用空気系系統圧力指示値が約0.52MPa［gage］以下の場合又は計器用空気系系統圧力指示値が確認できない場合は，バックアップ窒素供給弁を開とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号が発生している場合は，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。
⑧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（Ｂ）の操作スイッチを隔離し，非常用ガス処理系フィルタ装置
出口隔離弁Ａ及び非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁Ｂを閉とする。
⑨運転員等は，発電長に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの系統構成が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の電源の供給状態に応じて，Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側を選択し，Ｓ／Ｃ側による格納容器ベント又はＤ／Ｗ側による格納容器ベントを指示する。
⑪ ａ Ｓ／Ｃ側ベントの場合
運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベ
1.5−40ントのため，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を開とし，発電長に報告する。
なお，第一弁（Ｓ／Ｃ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，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り開とし，発電長に報告する。
⑪ ｂ Ｄ／Ｗ側ベントの場合第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は中央制御室
にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントのため，第一弁（Ｄ／Ｗ側）を開とし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｄ／Ｗ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，原
子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｄ／Ｗ側）を遠隔人力操作機構により開とし，発電長に報告する。
⑪ ｃ 第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合
第一弁（Ｓ／Ｃ側）及び第一弁（Ｄ／Ｗ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（Ｓ／Ｃ側）バイパス
弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，発電長に報告する。
⑫発電長は，サプレッション・プール水位指示値が格納容器ベント判断基準である通常水位＋6.5mに到達した後，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，運転員等に耐圧強化ベント系
による格納容器ベントの開始を指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁を開とし，発電長に報告する。なお，
耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁のどちらか又は両弁ともに中央制御室からの遠隔操作により開でき
1.5−41

ない場合は，重大事故等対応要員は原子炉建屋原子炉棟にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁のどちらか又は両弁を開とする。
⑭発電長は，運転員等に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原子炉格納容器内の圧力及び耐圧強化ベント系
放射線モニタにより確認するように指示する。
⑮運転員等は，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ドライウェル圧力又及びサプレッション・チェンバ圧力
指示値の低下，並びに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，発電長に報告する。
⑯発電長は，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，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に，運転員等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。
(c)

操作の成立性
上記の操作のうち格納容器ベント準備について，格納容器ベント準備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。
【①中央制御室からの操作（Ｓ／Ｃ側ベントの場合）】
・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，11分以内と想定する。
1.5−42【②中央制御室からの操作（Ｄ／Ｗ側ベントの場合）】
・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，11分以内と想定する。
【③現場操作（第一弁（Ｓ／Ｃ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，125分以内と想定する。
【④現場操作（第一弁（Ｄ／Ｗ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，140分以内と想定する。
格納容器ベント開始については，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。
【⑤中央制御室からの操作（耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の場合）】
・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，4分以内と想定する。
【⑥現場操作（耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離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名にて実施した場合，62分以内と想定する。
○格納容器ベント準備に関する所要時間（第一弁の場合）【中央制御室から第一弁を開操作する場合】
手順着手の判断基準である炉心損傷前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に到達してから，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作は，上記①の操作を実施し11分以内で操作可能である。また，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作は，上記②の操作を実施
1.5−43

し11分以内で操作可能である。なお，第一弁バイパス弁操作は，①及び②と同様である。
【現場にて第一弁を開操作する場合】
手順着手の判断基準である炉心損傷前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に到達してから，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作は，上記①の操作を実施し遠隔操作の失敗を判断した後，上記③の操作を実施し136分以内で操作可能である。
また，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作は，上記②の操作を実施し遠隔操作の失敗を判断した後，上記④の操作を実施することで151分以内で操作可能である。
○格納容器ベント準備完了から格納容器ベント開始に関する所要時間（耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の場
合）【中央制御室から耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント
系二次隔離弁を開操作する場合】
格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達してから，上記⑤の操作を実施し4分以内で操作可能である。
【現場にて耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁を開操作する場合】
格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達してから，上記⑤の操作を実施し遠隔操作の失敗を判断した後，上
1.5−44

記⑥の操作を実施し66分以内で操作可能である。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応においては，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。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，使用工具を操作場所
近傍に配備する。
（添付資料 1.5.4）(2)

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1.5−20図に示す。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が機能喪失し，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
場合は，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準備を開始する。また，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合
は，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の準備を開始する。
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，内部水源である代替循環冷却系により原子炉格納容器内の除熱を実施する
が，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。しかし，外部水源を使用するためサプレッション・プールの水位が上昇し，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又は耐圧強化
1.5−45ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱は中央制御室からの遠隔操作で行うが，中央制御室からの遠隔操作が実施できない場合は，遠隔人力操作機構による現場操作又は現場での手動操作を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系を用いて格納容器
ベントを実施する際は，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側ベントを第一優先とする。最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送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
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベント
優先③：耐圧強化ベント系によるＳ／Ｃ側ベント
優先④：耐圧強化ベント系によるＤ／Ｗ側ベント（添付資料1.5.5）
1.5.2.3(1)

サポート系故障時の対応手順

最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使用した原子炉除熱及び原子炉格納容器内の除熱ができなくなることから，残留熱除去系海水系の系統構成を行い，緊急用海水系により冷却水（海水）を確保する。
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残留熱除去系の電源を確保し冷却水（海水）通水確認後，目的に応じ残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プ
1.5−46

ール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプを起動し，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替循
環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系を優先して使用する。
(a)

手順着手の判断基準
残留熱除去系海水系機能喪失又は全交流動力電源喪失により，残留熱除去系海水系を使用できない場合。

(b)

操作手順
緊急用海水系Ａ系による冷却水（海水）の確保手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系海水系Ａ系への冷却水（海水）の送水手順を示す。残留熱除去系海水系Ｂ系への冷却水（海水）の送水手順も同様。）。
概要図を第1.5−16図に，タイムチャートを第1.5−17図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に緊急用海水系による冷却水確保の準備を指示する。
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確保に必
要な残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③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
1.5−47

を状態表示等により確認し，発電長に報告する。
④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。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の自動閉信号の除外を実施する。
⑥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。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系−緊急用海水系系統分
離弁（Ａ）を閉とする。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁を開とする。
⑨運転員等は，発電長に緊急用海水系による冷却水確保の系統構成が完了したことを報告する。
⑩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。
⑪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。
⑫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。
⑬運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）を調整開とし，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）指示値の上昇を確認する。
⑭運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）を調整開とし，緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）指示値の上昇を確認する。
1.5−48

⑮運転員等は，発電長に緊急用海水系による冷却水の供給を開始したことを報告する。
(c)

操作の成立性
上記の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，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24分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
残留熱除去系海水系の機能が喪失し，緊急用海水系が使用できない場
合は，残留熱除去系を使用した原子炉除熱及び原子炉格納容器内の除熱ができなくなることから，残留熱除去系海水系の系統構成を行い，代替残留熱除去系海水系により冷却水（海水）を確保する。
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残留熱除去系の電源を確保し冷却水（海水）通水確認後，目的に応じ残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプを起動し，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替循
環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系を優先して使用する。
(a)

手順着手の判断基準
1.5−49

残留熱除去系海水系機能喪失又は全交流動力電源喪失により残留熱除去系海水系が機能喪失し，緊急用海水系が使用できない場合。
(b)

操作手順
代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）確保手順の概要は以下のとおり（代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した残留熱除去系海水系Ａ系への冷却水送水手順を示す。代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口又は代替
残留熱除去系海水系西側接続口を使用した残留熱除去系海水系Ｂ系への冷却水送水手順も同様。ただし，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側
接続口又は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⑪以外は同様。）。
概要図を第1.5−18図に，タイムチャートを第1.5−19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残留熱除去系海水系による冷却水確保の準備を依頼する。
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残留熱除去系海水系による冷却水確保のため，水源から代替残留熱除去
系海水系の接続口を決定し，発電長に使用する代替残留熱除去系
海水系接続口を連絡する。なお，代替残留熱除去系海水系接続口
は，接続口蓋開放作業を必要としない代替残留熱除去系海水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残留熱除去系
海水系による冷却水確保のため，使用する水源から代替残留熱除去系海水系の接続口を指示する。
④重大事故等対応要員は，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を海に配置し，可搬型代替注水大型ポ
1.5−50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，海から代替残留熱除去系海水系の接続口までホースの敷設を実施する。
⑥発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の準備を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系による冷却水確保に必要な残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系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
を状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の系統構成を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の自動閉信号の除外を実施する。
⑪ ａ 代替残留熱除去系海水系Ａ系東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，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁を開とする。
⑪ ｂ 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，残留熱除去系−緊急用海水系系統分
離弁（Ａ）を閉とし，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整
弁，緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）及び緊急用海水系
1.5−51

ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）を開とする。
⑫運転員等は，発電長に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の系統構成が完了したことを報告する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に代替残留熱除去系
海水系による冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に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による冷却水の送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替残留熱除去系
海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，代替残留熱除去系海水系西側接続口，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口の弁が閉していることを確認した後，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を起動し，ホース内の水張り及び空気抜きを実施する。
⑰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，代替残留熱除去系海水系西側接続口，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口の弁を開とし，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。
⑱災害対策本部長代理は，発電長に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により冷却水の送水を開始したことを連絡する。
1.5−52

⑲発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系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。
⑳運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系により冷却水の供給が開始されたことを残留熱除去系海水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。
発電長は，災害対策本部長代理に代替残留熱除去系海水系により冷却水の供給が開始されたことを連絡する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替残留熱除去系
海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御するように指示する。
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回転数を制御し，災害対策本部長
代理に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）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。
【代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口による冷却水（海水）確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，370分以内と想定する。
【代替残留熱除去系海水系西側接続口による冷却水（海水）確保の場
合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大
1.5−53

事故等対応要員8名にて実施した場合，310分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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，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保管場所に使用工具及びホースを配備する。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する。
（添付資料1.5.4）(2)

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1.5−20図に示す。
残留熱除去系海水系が機能喪失した場合は，緊急用海水系により海洋へ熱を輸送する手段を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）を使用して原子炉除熱及び原子炉格納容器内の除熱を行う。
緊急用海水系が使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系により海洋へ熱を輸送する手段を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）を使用して原子炉除熱及び原子炉格納容器内の除熱を行う。

1.5.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手順については，
1.5−54

「1.4原子炉冷却材圧力バウンダリ低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。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）並びに代替循環冷却系による原子炉格納容器内の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手順等」にて整備する。
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。
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度制御手
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。
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

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」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。
残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ，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。
可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，窒素供給装置用
電源車，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及び非常用交流電源設備への燃料給油手順については，「1.14にて整備する。
1.5−55電源の確保に関する手順等」

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時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.5−56

事故

第1.5−1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，対処設備，手順書一覧（1／4）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉除熱）
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

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢減圧冷却｣

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系） ※１

重大事故等 対処設備

残留熱除去 系︵原子 炉停止時 冷 却系︶によ る
原子炉除熱

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
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

残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系） ※２

重大事故等 対処設備

残留熱除去 系︵サプ レッショ ン ・プール冷 却系︶に よる
サプレッシ ョン・プ ール水の 除 熱設計基準事 故対処設 備

−

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等
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※1：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低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。
※2：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。
※3：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。
※4：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。
※5：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。

1.5−57

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／4）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原子炉格納容器内の除熱）
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

残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却系） ※２

手順書

重大事故等 対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣等
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等
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
残留熱除去系海水系配管・弁残留熱除去系熱交換器
非常用取水設備
非常用交流電源設備 ※５
燃料給油設備 ※５

重大事故等 対処設備

残 留 熱 除 去 系︵ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 ︶ に よ る
残留熱除去 系海水系 による冷 却 水︵ 海水︶ の確保
原子炉格納 容器内の 除熱設計基準事 故対処設 備

−

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
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※1：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低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。
※2：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。
※3：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。
※4：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。
※5：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。

1.5−58

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／4）（フロントライン系故障時）
分類

対応
手段

格納容器圧力逃がし装置 ※３
常設代替交流電源設備 ※５
可搬型代替交流電源設備 ※５
常設代替直流電源設備 ※５
可搬型代替直流電源設備 ※５
燃料給油設備 ※５

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

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圧力制御｣
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

遠隔人力操 作機構に よる
現場操作

遠隔人力操作機構 ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣

自主対策設 備第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

重大事故等 対処設備

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

耐圧強化ベント系配管・弁第一弁（Ｓ／Ｃ側）
第一弁（Ｄ／Ｗ側）
耐圧強化ベント系一次隔離弁
耐圧強化ベント系二次隔離弁
遠隔人力操作機構
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
不活性ガス系配管・弁
原子炉建屋ガス処理系配管・弁常設代替交流電源設備 ※５
可搬型代替交流電源設備 ※５
燃料給油設備 ※５

手順書

自主対策設 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 熱フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
及び残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却
系）ポンプ

対処設備

重大事故等 対処設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣
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「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低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。
※2：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。
※3：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。
※4：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。
※5：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。

1.5−59

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／4）（サポート系故障時）
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

重大 事故等 対処設備

緊 急 用 海水 系に よ る 除 熱サポート系 故障

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・弁残留熱除去系熱交換器
非常用取水設備
常設代替交流電源設備 ※５
燃料給油設備 ※５
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ ※１
残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）ポンプ ※２
残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却系）ポンプ ※２

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

残留熱除去系海水系

重大事故等対策要領

可搬型代替注水大型ポンプ
ホース
残留熱除去系海水系配管・弁
緊急用海水系配管・弁残留熱除去系熱交換器
非常用取水設備
常設代替交流電源設備 ※５
燃料給油設備 ※５
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ ※１
残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）ポンプ ※２
残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却系）ポンプ ※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

自主対策設 備代替残留熱 除去系海 水系によ る 除熱

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
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：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低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。
※2：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。
※3：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。
※4：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。
※5：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。

1.5−60第1.5−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／6）
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）1.5.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

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

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
残留熱除去系海水系系統流量

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

原子炉圧力容器内の圧力

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
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1.5−61

監視計器一覧（2／6）
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）1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
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

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣

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

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

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）

補機監視機能モニタリング・ポスト

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.5−62

監視計器一覧（3／6）
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

判断基準 操作

1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
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) 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

1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
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(c) 原子炉格納容器内の不活性ガス（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）

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

1.5−63

監視計器一覧（4／6）
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）1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
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(d) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

判断基準

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

ＡＭ設備別操作手順書

操作
判断基準

1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
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(e) 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1.5−64

監視計器一覧（5／6）
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）1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
ｂ．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

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣

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

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水位

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

耐圧強化ベント系放射線モニタ
非常用ガス処理系出口放射線モニタ

補機監視機能

計器用空気系系統圧力モニタリング・ポスト

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.5−65

監視計器一覧（6／6）
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）1.5.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制
御」等

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

操作

ＡＭ設備別操作手順書

電源275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ 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
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

最終ヒートシンクの確保

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）

1.5.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

操作

ＡＭ設備別操作手順書

電源

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）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
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

1.5−66

第1.5−3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

【1.5】
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

供給対象設備

給電元
給電母線

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

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。）
ＭＣＣ ２Ｄ系

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

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

第二弁

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

第二弁バイパス弁

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

耐圧強化ベント系一次隔離弁

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

耐圧強化ベント系二次隔離弁

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

緊急用海水ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｍ／Ｃ

緊急用海水系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ弁

残留熱除去系海水系

弁1.5−67

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

フロントライン系故障時の対応手段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②：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③：遠隔人力操作機構による現場操作

最終 ヒー ト シン ク喪 失：フロントライン系③②

サポート系故障時の対応手段④：緊急用海水系による除熱⑤：代替残留熱除去系海水系による除熱①：サポート系（略語）
Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置
残留 熱除 去 系Ａ 系
機能 喪失

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ

残留 熱除 去 系Ｂ 系
機能 喪失

※1
※1

⑤

ポン プ周 り故障

起動 操作 失 敗

弁故 障

熱交 換器
破損

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※2

※3

※4

配管 破損

自動 起動
信号 故障

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

スト レー ナ
詰ま り

④

手動

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※2

※3

※4

ポン プ周 り故障

起動 操作 失 敗弁故 障

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※3

※4

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

配電 盤
機能 喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

※5

配管 破損

スト レー ナ
詰ま り

自動 起動
信号 故障

蓄電 池
機能 喪失

手動
交流 電源 喪 失

充電 装置 故 障※3

第1.5−1図

機能喪失原因対策分析
1.5−68

外部 電源 系
故障

非常用デ ィ ーゼ ル
発電機故 障

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

弁

逆止弁

ストレーナ
設計基準対象施設から追加した箇所

1.5−69
操作手順

弁名称

②

残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁，残留熱除去系熱交換器（Ｂ）海水流量調整弁

記載例○：操作手順番号を示す。

第1.5−2図

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

概要図

0.5

手順の項目

残留熱除去 系海水系 による冷却水 （海水） の確保（自動起動 信号が発 信
した場合）

1

1.5

経過時間（ 分）2
2.5
2分

実施箇所・ 必要要員 数

3

3.5

4

4.5

備考

残留熱除去 系海水系 による冷 却水の確 保

自動起動確 認
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）※1

1

※1：残留熱除去系海水系Ａ系による冷却水の確保を示す。また，残留熱除去系海水系Ｂ系による冷却水の確保については，冷却水の供給開始まで 2 分以内と想定する。

1

手順の項目

残留熱除去 系海水系 による冷却水 （海水） の確保

実施箇所・ 必要要員 数

2

3

経過時間（ 分）
4
5

4分

6

7

8

9

備考

残留熱除去 系海水系 による冷 却水の確 保

冷却水供給 開始操作
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）※2

1

（手動起動 の場合）

※2：残留熱除去系海水系Ａ系による冷却水の確保を示す。また，残留熱除去系海水系Ｂ系による冷却水の確保については，冷却水の供給開始まで 4 分以内と想定する。

第 1.5−3 図

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
ート

1.5−70

タイムチャ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁
設計基準対象施設から追加した箇所

1.5−71
操作手順
④

※１

④

※２

⑤ ※１
⑤
記載例

※２

弁名称

操作手順

弁名称

⑥

※１

換気空調系二次隔離弁⑥※２

原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁⑩ａ

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁ｂ

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

換気空調系一次隔離弁⑩

耐圧強化ベント系一次隔離弁
耐圧強化ベント系二次隔離弁

操作手順

弁名称

⑩

ｃ※１

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁⑩

ｃ※２

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁⑫

第二弁，第二弁バイパス弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.5−4図

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

概要図

1

2

3

4

経過時間（ 分）
7
8
9

5

6

5分

格納容器ベ ント準備 完了

10

11

12

13

14

15

備考

格納容器ベ ント準備 判断
手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

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（中央制御 室操作）

系統構成

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

格納容器ベ ント準備
※1

1

（格納容器 ベント準 備：Ｓ／Ｃ側 ベントの場合）

※1：第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁の開操作においては，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，2分以内と想定する。
1
手順の項目

2

3

経過時間（ 分）
7
8
9

5

6

5分

格納容器ベ ント準備 完了

10

11

12

13

14

15

備考

格納容器ベ ント準備 判断

実施箇所・ 必要要員 数

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（中央制御 室操作）

4

系統構成

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

格納容器ベ ント準備
※2

1

（格納容器 ベント準 備：Ｄ／Ｗ側 ベントの 場
合）※2：第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁の開操作においては，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，2分以内と想定する。

10

手順の項目

（格納容器 ベント準
備：第一弁 （Ｓ／Ｃ側）遠隔操 作不可の 場
合）（格納容器 ベント準
備：第一弁 （Ｄ／Ｗ
側）遠隔操 作不可の 場
合）

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

140

150

備考

140

150

備考

125 分

移動
格納容器ベ ント準備
運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

第一弁（Ｄ ／Ｗ側） 遠隔操作 不可を判 断実施箇所・ 必要要員 数

格納容器ベ ント準備 完了

140 分

移動

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 ）

40

格納容器ベ ント準備 完了

10

手順の項目

30

第一弁（Ｓ ／Ｃ側） 遠隔操作 不可を判 断実施箇所・ 必要要員 数

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 ）

20

格納容器ベ ント準備
運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

格納容器ベント準備（第一弁）

第1.5−5図

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
タイムチャート（1／2）

1.5−72

1

手順の項目

2

3

4

5

6

経過時間（ 分）
7
8
9

10

11

12

13

14

15

備考

格納容器ベ ント基準 到達
2 分 格納容器ベ ント

実施箇所・ 必要要員 数

格納容器ベ ント開始
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

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）※11

（中央制御 室操作）

※1：第二弁の遠隔開操作不可の場合，第二弁バイパス弁を開とする。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，2分以内と想定する。

5

手順の項目

10

15

40

45

50

経過時間（ 分）55
60
65

第二弁及び 第二弁バ イパス弁 遠隔操作 不可を判 断実施箇所・ 必要要員 数

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 ）

70

75

80

85

90

75 分

格納容器 ベント

95

備考

格納容器ベ ント開始 操作
重大事故等
対応要員

※2

3

（第二弁及 び第二弁 バ
イパス弁遠 隔操作不 可の場合）※2：第二弁の遠隔人力操作機構による開操作不可の場合，第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構により開とする。現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，30分以内と想定する。

格納容器ベント（第二弁）

第1.5−5図

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
タイムチャート（2／2）

1.5−73

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.5−74

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称

⑨，⑮

フィルタベント装置補給水ライン元弁

記載例○：操作手順番号を示す。

第1.5−6図

フィルタ装置スクラビング水補給

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

60

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
70
100
110

120

160

170

フィルタ装 置スクラ ビング水 補給

180

190

180 分
代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 代替淡水 貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し

フィルタ装 置スク
ラビング水 補給（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 ング水
の補給）

備考

200

代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポンプ 設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 補給開始 操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
70
80
90

100

140

150

160

フィルタ装 置スクラ ビング水 補給

170

備考

180

165 分
淡水タンク からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 淡水タン ク周辺），ホ ース荷卸 し
フィルタ装 置スク
ラビング水 補給（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 ング水
の補給）

ポンプ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設
8

移動（淡水 タンク〜 フィルタ 装置スク ラ
ビング水補 給ライン 接続口）
ホース接続
送水準備， 補給開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口）の場合は 56m，ホース敷設（淡水タンクからフィルタ装置スクラビング
水補給ライン接続口）の場合は 133m】

第1.5−7図

フィルタ装置スクラビング水補給

1.5−75

タイムチャート

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.5−76

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称

⑧，

窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）⑪，⑰，⑪ ※１ ，⑰ ※１ ，
⑪

※２

記載例

，⑰

※２

，

第一弁（Ｓ／Ｃ側），第一弁（Ｄ／Ｗ側）※１

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁※２

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.5−8図

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

経過時間（ 分）
70
80
90

60

実施箇所・ 必要要員 数

100

110

120

130

原子炉格納 容器内の 不活性ガ ス（窒素 ）置換

140

150

備考

150

備考

135 分

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 西 側接続口）
窒素供給装 置用電源 車準備
2
ケーブル敷 設，接続
窒素供給装 置用電源 車起動
原子炉格納 容器内の不活性ガ ス（窒素）置換（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（ 窒素）置換の場合 ）

準備

重大事故等
対応要員

6
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 西 側接続口）
原子炉建屋 西側接続 口蓋開放
ホース接続
4
窒素供給装 置準備
窒素供給装 置起動
窒素供給開 始操作

10

手順の項目

20

30

実施箇所・ 必要要員 数

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

原子炉格納 容器内の 不活性ガ ス（窒素 ）置換

120

130

140

115 分

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 東 側接続口）
窒素供給装 置用電源 車準備
2
ケーブル敷 設，接続
窒素供給装 置用電源 車起動

原子炉格納 容器内の不活性ガ ス（窒素）置換（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（ 窒素）置換の場合 ）

重大事故等
対応要員

6

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 東 側接続口）
ホース接続

4

窒素供給装 置準備
窒素供給装 置起動
窒素供給開 始操作

第 1.5−9 図

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

1.5−77

タイムチャート

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.5−78

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑦

※１

記載例

，⑦

※２

弁名称
フィルタベント装置窒素供給ライン元弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.5−10 図

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

経過時間（ 分）
70
80
90

60

実施箇所・ 必要要員 数

100

110

120

130

フィルタ装 置内の不 活性ガ ス（窒素 ）置換

140

150

備考

135 分

準備
移動（南側 保管場所 〜フィ ルタベン ト配管 窒素供 給ライン接 続口）
窒素供給装 置用電源 車準備
2
ケーブル敷 設，接続
窒素供給装 置用電源 車起動

フィルタ装 置内の不活性ガス （窒
素）置換

準備

重大事故等
対応要員

6
移動（南側 保管場所 〜フィ ルタベン ト配管 窒素供 給ライン接 続口）
原子炉建屋 西側接続 口蓋開 放ホース接続
4
窒素供給装 置準備
窒素供給装 置起動
窒素供給開 始操作

第1.5−11図

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

1.5−79

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.5−80

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称

操作手順
※１

⑥

フィルタベント装置移送ライン止め弁⑦

フィルタベント装置ドレン移送ライン切替え弁（Ｓ／Ｃ側）

⑯，

，

※２

弁名称
フィルタベント装置窒素供給ライン元弁
フィルタ装置出口弁

フィルタベント装置補給水ライン元弁

記載例 ○：操作手順番号を示す。
○※１〜：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.5−12図

フィルタ装置スクラビング水移送

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

実施箇所・ 必要要員 数

54 分

100

110

120

130

140

150

備考

170

180

190

200

備考

フィルタ 装置スク ラビング 水移送

起動操作

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

フィルタ装 置スク
ラビング水 移送

移動，系統 構成

10

手順の項目

経過時間（ 分）
70
80
90

60

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
100
110

120

160

フィルタ装 置スクラ ビング水 移送完了

実施箇所・ 必要要員 数

フィルタ装 置水張り

180 分
代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 代替淡水 貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し
フィルタ装 置スク
ラビング水 移送（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）

代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポンプ 設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 水張り開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口）の場合は 56m】

1

手順の項目
フィルタ装 置スク
ラビング水 移送（フィルタ 装置ス
クラビング 水移送
ライン洗浄 ）

2

3

4

フィルタ装 置水張り 完了
4分

実施箇所・ 必要要員 数

56

経過時間（ 分）
7
8
9

10

11

12

13

14

15

備考

フィルタ装 置スクラ ビング水 移送ライ ン洗 浄
起動操作

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第1.5−13図1

フィルタ装置スクラビング水移送

1.5−81

タイムチャート（1／2）

10

手順の項目

20

30

40

50

54 分

実施箇所・ 必要要員 数

100

110

120

130

140

150

備考

150

160

170

180

備考

フィルタ 装置スク ラビング 水移送

起動操作

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

フィルタ装 置スク
ラビング水 移送

移動，系統 構成

10

手順の項目

経過時間（ 分）
70
80
90

60

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

フィルタ装 置スクラ ビング水 移送完了

実施箇所・ 必要要員 数

140

フィルタ装 置水張り

165 分
淡水タンク からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 淡水タン ク周辺），ホ ース荷卸 し
ポンプ設置

フィルタ装 置スク
ラビング水 移送（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）

重大事故等
対応要員

ホース敷設
8

移動（淡水 タンク〜 フィルタ 装置スク ラビ
ング水補給 ライン接 続口）
ホース接続
送水準備， 水張り開 始操作【ホース敷設（淡水タンクからフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口）の場合は 133m】

1

手順の項目
フィルタ装 置スク
ラビング水 移送（フィルタ 装置ス
クラビング 水移送
ライン洗浄 ）

2

3

4

フィルタ装 置水張り 完了
4分

実施箇所・ 必要要員 数

56

経過時間（ 分）
7
8
9

10

11

12

13

14

15

備考

フィルタ装 置スクラ ビング水 移送ライ ン洗 浄
起動操作

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第1.5−13図1

フィルタ装置スクラビング水移送

1.5−82

タイムチャート（2／2）

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁
設計基準対象施設から追加した箇所

1.5−83
操作手順
④

※１

④

※２

⑤ ※１
⑤

※２

⑥
記載例

弁名称

操作手順

弁名称

操作手順

⑧

※１

換気空調系二次隔離弁⑧※２

非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁Ｂ⑬

原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁⑪ａ

第一弁（Ｓ／Ｃ側）⑬ ※２

原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁⑪

ｂ

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

バックアップ窒素供給弁ｃ※１

換気空調系一次隔離弁⑪

非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁Ａ

⑪

弁名称

ｃ※２

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁※１

耐圧強化ベント系一次隔離弁
耐圧強化ベント系二次隔離弁

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.5−14 図

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

概要図

1

2

3

4

5

6

格納容器ベ ント準備 判断
手順の項目

経過時間（ 分）7
8
9

格納容器ベ ント準備 完了

実施箇所・ 必要要員 数

耐圧強化ベ ント系に よる原子炉格 格納容器 内の減圧及び 除熱
（中央制御 室操作）

10

11

12

13

14

15

備考

11 分

系統構成
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

格納容器ベ ント準備
※1

1

（格納容器 ベント準 備：Ｓ／Ｃ側 ベントの 場
合）※1：第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁の開操作においては，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，2分以内と想定する。

1

2

3

4

5

6

格納容器ベ ント準備 判断
手順の項目

経過時間（ 分）7
8
9

格納容器ベ ント準備 完了

実施箇所・ 必要要員 数

耐圧強化ベ ント系に よる原子炉格 格納容器 内の減圧及び 除熱
（中央制御 室操作）

10

11

12

13

14

15

備考

11 分

系統構成
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

格納容器ベ ント準備
※2

1

（格納容器 ベント準 備：Ｄ／Ｗ側 ベントの 場
合）※2：第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁の開操作においては，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，2分以内と想定する。

10

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

140

150

備考

第一弁（Ｓ ／Ｃ側） 遠隔操作 不可を判 断
手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

格納容器ベ ント準備 完了
移動

耐圧強化ベ ント系に よる原子炉格 格納容器 内の減圧及び 除熱
（現場操作 ）
（格納容器 ベント準
備：第一弁 （Ｓ／Ｃ側）遠隔操 作不可の 場
合）格納容器ベ ント準備
運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

10

手順の項目

（格納容器 ベント準
備：第一弁 （Ｄ／Ｗ
側）遠隔操 作不可の 場
合）

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

140

150

備考

第一弁（Ｄ ／Ｗ側） 遠隔操作 不可を判 断実施箇所・ 必要要員 数

格納容器ベ ント準備 完了

140 分

移動

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（現場操作 ）

125 分

格納容器ベ ント準備
運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

格納容器ベント準備（第一弁）

第1.5−15図

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
イムチャート（1／2）

1.5−84

タ

1

2

3

6

経過時間（ 分）
7
8
9

4

5

4分

格納容器ベ ント

10

11

12

13

14

15

備考

50

55

60

65

70

75

備考

格納容器ベ ント基準 到達
手順の項目

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 熱実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

格納容器ベ ント開始 操作
1（中央制御 室操作）

5

手順の項目

10

15

20

25

30

耐圧強化ベ ント系一 次隔離弁 及び耐圧 強化ベン ト 系二次隔離 弁遠隔操 作不可を 判断実施箇所・ 必要要員 数

62分

格納 容器ベン ト

移動耐圧強化ベ ント系に よる原子炉格 納容器内 の減圧及び除 熱（現場操作 ）

経過時間（ 分）
35
40
45

系統構成
重大事故等
対応要員

格納容器ベ ント開始 操作

3（耐圧強化 ベント系 一次隔離弁及 び耐圧強 化
ベント系二 次隔離弁 遠
隔操作不可 の場合）

格納容器ベント（耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁）

第1.5−15図

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
イムチャート（2／2）

1.5−85

タ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

弁

逆止弁

ストレーナ
設計基準対象施設から追加した箇所

1.5−86
操作手順

弁名称

操作手順

⑦

残留熱除去系−緊急用海水系系統分離弁（Ａ）⑬

緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）

残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁⑭

緊急用海水系ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）

⑧
記載例

弁名称

○：操作手順番号を示す。

第1.5−16図

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

概要図

2

手順の項目

4

6

8

10

12

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
14
16
18

20

22

緊急用海水 系による 冷却水の 確保

24

26

28

30

備考

24 分

必要な負荷 の電源切 替え操作
緊急用海水 系による冷却水（ 海水）の確保

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

系統構成
※1

2
冷却水供給 開始操作

※1：緊急用海水系Ａ系による冷却水の確保を示す。また，緊急用海水系Ｂ系による冷却水の確保については，冷却水の供給開始まで 24 分以内と想定する。

第1.5−17図

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

1.5−87

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

弁

逆止弁

ストレーナ

ホース

1.5−88

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称⑪ａ，⑪ｂ※２

残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁⑪ｂ※１

残留熱除去系−緊急用海水系系統分離弁（Ａ）⑪ｂ※３

緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）ｂ※４⑪

緊急用海水系ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）⑯，⑰

代替残留熱除去系海水系西側接続口の弁，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口の弁，代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口の弁

記載例 ○：操作手順番号を示す。

第1.5−18図

代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

60

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
70
80
90

330

340

350

360

代替残留熱 除去系海 水系によ る冷却水 の確保

370

備考

380

370 分

必要な負荷 の電源切 替え操作
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）系統構成

1

代替残留熱 除去系
海水系によ る冷却水（海水） の確保
（代替残留 熱除去
系海水系Ａ 系東側
接続口又は 代替残留熱除去系 海水系
Ｂ系東側接 続口による冷却水 （海水）確保の 場合）

ＳＡ用海水 ピットからの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 ＳＡ用海 水 ピット周辺），ホ ース荷卸 し
ＳＡ用海水 ピット蓋 開放，ポ ンプ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 冷却水供 給開始操 作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
70
80
90

250

260

290

300

代替残留熱 除去系海 水系によ る冷却水 の確保

310

備考

320

310 分

必要な負荷 の電源切 替え操作
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

代替残留熱 除去系
海水系によ る冷却水（海水） の確保
（代替残留 熱除去系海水系西 側接続口による冷 却水
（海水）確 保の場
合）系統構成

ＳＡ用海水 ピットからの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 ＳＡ用海 水 ピット周辺），ホ ース荷卸 し
ＳＡ用海水 ピット蓋 開放，ポ ンプ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
原子炉建屋 西側接続 口蓋開放 ，ホース 接続

送水準備， 冷却水供 給開始操 作【ホース敷設（ＳＡ用海水ピットから代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口
又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口）の場合は 355m，ホース敷設（ＳＡ用海水ピットから代替残留熱除去系海水系西側接続口）の場合は253m】

第1.5−19図

代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
チャート

1.5−89タイム

第1.5−20図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／3）

1.5−90（1）フロントライン系故障時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態

最終 ヒー ト シン ク喪 失※1

：操作・確認：判断※2：重大事故等対処設備

格納 容器 圧 力
逃が し装 置
使用 可能

No
②より

Yes

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
遠隔 操作 成 功

Yes

①より
No

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
遠隔 操作 成 功

遠隔 人力 操 作機 構に よる 現 場操 作
（第 一弁 （ Ｓ／ Ｃ側 ））遠隔 人力 操 作機 構に よる 現 場操 作
（第 一弁 （ Ｓ／ Ｃ側 ））No

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
現場 操作 成 功

Yes

Yes

No

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
現場 操作 成 功

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
遠隔 操作 成 功NoYes

遠隔 人力 操 作機 構に よる 現 場操 作
（第 一弁 （ Ｄ／ Ｗ側 ））Yes

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
現場 操作 成 功No

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
遠隔 操作 成 功

Yes
No

※3

第二 弁
遠隔 操作 成 功

耐圧 強化 ベ ント 系によ るＳ ／ Ｃ側 ベン ト

耐圧 強化 ベ ント 系
一次 隔離 弁遠隔 操作 成 功No

第二 弁
バイ パス 弁遠隔 操作 成 功

耐圧 強化 ベ ント 系によ るＤ ／ Ｗ側 ベン ト

※3

①へ

Yes

No

Yes
第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側） バイ パ ス弁
第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側） バイ パ ス弁
遠隔 操作

格納 容器 圧 力逃 がし 装置によ るＤ ／ Ｗ側 ベン ト

遠隔 人力 操 作機 構に よる 現 場操作（第 一弁 （ Ｄ／ Ｗ側 ））第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
現場 操作 成 功

Yes
格納 容器 圧 力逃 がし 装置によ るＳ ／ Ｃ側 ベン トNo

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側） バイ パ ス弁
第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側） バイ パ ス弁
遠隔 操作

②へ

No

Yes

No

耐圧 強化 ベ ント 系
一次 隔離 弁 現場 操作

Yes
第二 弁現 場 操作 成功

No
耐圧 強化 ベ ント 系
二次 隔離 弁遠隔 操作 成 功

Yes

Yes
遠隔 人力 機 構に よる 現場 操 作（第 二弁 ）

遠隔 人力 機 構に よる 現場 操 作（第 二弁 バ イパ ス弁 ）No

耐圧 強化 ベ ント 系
二次 隔離 弁 現場 操作

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

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 熱第1.5−20図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／3）

1.5−91※1：残留熱除去系及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。
※2：炉心損傷前において，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。
※3：炉心損傷前において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達及び原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）に到達した場合。

（2）サポート系故障時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態：操作・確認最終 ヒー ト シン ク喪 失（残留熱 除 去系 海水 系機 能 喪失 ）：判断
：重大事故等対処設備
No

緊急 用海 水 系
使用 可能

Yes

緊急 用海 水 系に よる
冷却 水（ 海 水） の確 保

第1.5−20図

代替 残留 熱 除去 系海 水系によ る冷 却 水（ 海水 ）確 保

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／3）

1.5−92

添付資料1.5.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／6）
技術 的能 力 審査 基準 （1.5）

【本文】
発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送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。
【解釈】
１ 「最終ヒートシンクへ熱を輸送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ための手順等をいう。
（１）炉心損傷防止ａ）取水機能の喪失により最終
ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWRにおいては、サプレッションプールへの熱の蓄積により、原子炉冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒートシ
ンク（UHS）の繋ぎ込み及び最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。

番号

①

−

②

設置 許可 基 準規 則（ 第48条 ）【本文】
発電用原子炉施設には、設計基準事故対処設備が有する最終
ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な設備を設けなければならない。

技術 基準 規 則（ 第63条）【本文】
発電用原子炉施設には、設計基準事故対処設備が有する最終
ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な設備を施設しなければ
ならない。

【解釈】
【解釈】
１ 第４８条に規定する「最終ヒ １ 第６３条に規定する「最終ヒートシンクへ熱を輸送するたートシンクへ熱を輸送するために必要な設備」とは、以下めに必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同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等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。
行うための設備をいう。
ａ）炉心の著しい損傷等を防止するため、重大事故防止設備を整備すること。

ａ）炉心の著しい損傷等を防止するため、重大事故防止設備を整備すること。

ｂ）重大事故防止設備は、設計基準事故対処設備に対して、
多重性又は多様性及び独立性を有し、位置的分散を図ること。
ｃ）取水機能の喪失により最終
ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWR においては、サプレッションプール
への熱の蓄積により、原子炉
冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒート
シンクシステム（UHSS）の繋ぎ込み及び最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。
ｄ）格納容器圧力逃がし装置を整備する場合は、本規程第５０条３ｂ)に準ずること。また、その使用に際しては、敷地境界での線量評価を行うこと。

ｂ）重大事故防止設備は、設計基準事故対処設備に対して、
多重性又は多様性及び独立性を有し、位置的分散を図ること。
ｃ）取水機能の喪失により最終
ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWR においては、サプレッションプール
への熱の蓄積により、原子炉
冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒート
シンクシステム(UHSS)の繋ぎ
込み及び最終的な熱の逃がし
場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。
ｄ）格納容器圧力逃がし装置を整備する場合は、本規程第６５条３ｂ)に準ずること。また、その使用に際しては、敷地境界での線量評価を行うこと。

1.5−93

番号

③

−

④

⑤

⑥

⑦

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／ 6 ）重大 事故 等 対処 設備 を使 用 した 手段
審査 基準 の 要求 に適 合す る ため の手 段

既設

残留 熱除去 系︵ サプ レッ シ ョン ・プ ー ル 冷却 系︶
によるサプ レッション・プ ール水の 除熱−−

残留 熱除 去系（ サプ レッ シ ョン・ プー ル冷却 系）

既設

残留 熱除去 系︵ 格納 容器 スプレ イ冷却 系︶
による原子 炉格納容 器内 の 除熱−−

残留 熱除 去系（ 格納 容器 ス プ
レイ 冷却 系）

既設−

残留 熱除去 系海 水系 によ る
冷却 水︵ 海 水︶ の確 保

備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

−

−

−

−

①③

残留 熱除 去系（ 原子 炉停 止 時
冷却 系）

解釈
対応 番号

①③

既設
新設

①③

残留 熱除去 系︵ 原子 炉停 止時冷却系︶ に よる
原子 炉除 熱

機器 名称

①③

手段

自主対策 設 備

−

−

−

−

残留 熱除 去系海 水系 ポン プ

既設

残留 熱除 去系海 水系 スト レ ーナ

既設

残留 熱除 去系海 水系 配管 ・ 弁

既設

残留 熱除 去系熱 交換 器

既設

非常 用取 水設備

既設

非常 用交 流電源 設備

既設

燃料 給油 設備

既設

1.5−94

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／ 6 ）重大 事故 等 対処 設備 を使 用 した 手段
審査 基準 の 要求 に適 合す る ため の手 段
手段

機器 名称

既設
新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設備新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設備新設

燃料 給油 設備

新設

−

備考

−

手段

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
︵第 一弁 バ イパ ス弁を使 用した 場合︶

既設
新設

解釈
対応 番号

① ② ③ ④ ⑤ ⑥⑦

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
︵第 一弁 を 使用 した 場合︶

格納 容器 圧力逃 がし 装置

自主対策 設 備

機器 名称
格納 容器 圧力逃 がし 装置
第一 弁（ Ｓ／Ｃ 側） バイ パ ス
弁
第一 弁（ Ｄ／Ｗ 側） バイ パ ス
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−
燃料 給油 設備

耐圧 強化 ベント 系配 管・ 弁

既設

第一 弁（ Ｄ／Ｗ 側）

既設

耐圧 強化 ベント 系一 次隔 離 弁

既設

耐圧 強化 ベント 系二 次隔 離 弁

新設

遠隔 人力 操作機 構

新設

原子 炉格 納容器

既設

真空 破壊 弁既設

不活 性ガ ス系配 管・ 弁

既設

原子 炉建 屋ガス 処理 系配 管 ・弁

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設備新設

燃料 給油 設備新設

遠隔 人力 操作機 構

新設

解釈対応番号⑦については，炉心の著しい損傷時に使用することを想定していないことから，遮蔽又は離隔等の放射線防護対策以外は適合した設備である。

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
︵第 一弁 バ イパ スを 使用 し た場 合︶

第一 弁（ Ｓ／Ｃ 側）

第一 弁（ Ｄ／Ｗ 側） バイ パ ス
弁
耐圧 強化ベ ント 系一 次隔 離 弁
耐圧 強化ベ ント 系二 次隔 離 弁
原子 炉格 納容器
真空 破壊 弁不活 性ガ ス系配 管・ 弁
原子 炉建 屋ガス 処理 系配 管 ・弁
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−

① ② ③ ④ ⑤ ⑥⑦

による現場操作

遠隔人力操作機構

耐圧 強化 ベント 系配 管・ 弁
第一 弁（ Ｓ／Ｃ 側） バイ パ ス
弁① ② ③ ④ ⑤ ⑥⑦

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
︵第 一弁を 使用した 場合︶

既設

1.5−95−−−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／ 6 ）重大 事故 等 対処 設備 を使 用 した 手段
審査 基準 の 要求 に適 合す る ため の手 段
手段

機器 名称

既設
新設

自主対策 設 備

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

可搬 型代 替注水 大型 ポン プ

緊急 用海 水系ス トレ ーナ

新設

ホー ス

緊急 用海 水系配 管・ 弁

新設

残留 熱除 去系海 水系 配管 ・ 弁

残留 熱除 去系海 水系 配管 ・ 弁

既設

残留 熱除 去系熱 交換 器

既設

非常 用取 水設備新設−

代替 残留 熱 除去 系海 水系 に よる 除熱新設①②③④⑤⑥

緊急用海 水系に よる 除熱

緊急 用海 水ポン プ

緊急 用海水 系配 管・ 弁

残留 熱除 去系熱 交換 器

非常 用取 水設備

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

残留 熱除 去系（ 原子 炉停 止 時
冷却 系） ポンプ

既設

残留 熱除 去系（ 原子 炉停 止 時
冷却 系） ポンプ

残留 熱除 去系（ サプ レッ シ ョン・ プー ル冷却 系） ポン プ

既設

残留 熱除 去系（ サプ レッ シ ョン・ プー ル冷却 系） ポン プ

残留 熱除 去系（ 格納 容器 ス プ
レイ 冷却 系）ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系（ 格納 容器 ス プ
レイ 冷却 系）ポ ンプ

1.5−96

常設 代替 交流電 源設 備

燃料 給油 設備

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／6）
技術的能力審査基準（1.5）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損
傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送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。

設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系が有する最終ヒート
シンク（海洋）へ熱を輸送する機能が喪失した場合において，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止する手段として，緊急用海水ポンプによる最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送するために必要な手順等を整備する。また，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する機能の喪失に加えて，設計基準事故対処設備である
残留熱除去系が有する機能が喪失した場合において，炉心の著しい損傷
及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止する手段として，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による最終ヒートシ
ンク（大気）へ熱を輸送するために必要な手順等を整備する。なお，緊急用海水系（常設設備）の代替残留
熱除去系海水系（可搬型設備）に対する同等性については，別紙−1に
示す。

【解釈】
１ 「最終ヒートシンクへ熱を輸送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ための手順等をいう。

1.5−97−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／6）
技術的能力審査基準（1.5）

適合方針（１）炉心損傷防止ａ）取水機能の喪失により最終ヒー
トシンクが喪失することを想定した上で、BWRにおいては、サプ
レッションプールへの熱の蓄積により、原子炉冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒートシンク（UHS）の繋ぎ込
み及び最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWRにおいては、タービ
ン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。

取水機能の喪失により残留熱除去
系海水系が有する最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する機能が喪失したことを想定し，緊急用海水ポン
プによる最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送するために必要な手順等を整備する。
最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する機能の喪失に加えて，残留熱除去系の使用が不可能な場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による最終ヒート
シンク（大気）へ熱を輸送するために必要な手順等を整備する。なお，
耐圧強化ベント系においては，炉心の著しい損傷時に使用することを想定していないことから，遮蔽又は離隔等の放射線防護対策を不要とした設備である。

1.5−98

別紙−1
緊急用海水系（常設設備）の代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）に対する同等性について

１．はじめに
東海第二発電所では，設置許可基準規則第 48 条の重大事故等対処設備として常設設備である緊急用海水系を設置することとし，可搬型設備である代替残留熱除去系海水系については自主対策設備としている。一方，設置許可基準規則第 48 条（解釈）では「以下に掲げる措置（可搬）“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設備」が要求されている。ここでは，緊急用海水系（常設設備）の代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）に対する同等性について，その考え方を示す。

２．代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）の特長と緊急用海水系（常設設備）の同等性の整理
可搬型設備は，複数確保する設置場所の中から，被災状況を踏まえて設置可能な場所を選択し設置することで，重大事故等対応に必要な機能を確保することができるため，柔軟な重大事故等対応に期待できることが特長である。この特長を確保するためには，以下の措置が必要となる。

①設計基準事故対処設備との離隔
待機時は機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と接続せず，離隔した場所に保管することで，共通要因による機能喪失リスクを低減。
②保管場所間の離隔
可搬型設備の多重性を確保し，それらを分散保管することで，可搬型
1.5−99

設備が同時に機能喪失するリスクを低減。
③複数の接続箇所を確保
複数の接続口を設置することで，共通要因により接続口が使用できな
くなるリスクを低減。

これら可搬型設備の特長を確保するために必要な措置について，常設設備
である緊急用海水系の対応状況を第１表のとおり整理した。
第１表に示すとおり，可搬型設備の特長を確保するためのリスク低減措置については，常設設備である緊急用海水系への設計上の配慮によって，同等の措置がとられていることが確認できる。
したがって，緊急用海水系は可搬型設備による対応と同等以上の措置と考えることができる。

1.5−100

第１表

緊急用海水系の可搬型設備による対応との同等性整理

可搬型設備の代替残留熱除去系海水系

緊急用海水系（可搬型設備）（常設設備）

No. 特長を確保するための措置①

設 計 基 準 事 故 ・可搬型代替注水大型ポン

・緊急用海水ポンプは，対処設備とのプは，残留熱除去系海水残留熱除去系海水系

離隔系（海水ポンプ室，原子（海水ポンプ室，原子炉建屋）から離隔した屋炉建屋）から離隔した

外に保管

地下埋設の格納槽内に設置②

残留熱除去系海水系と残留熱除去系海水系との同時機能喪失リスクの同時機能喪失リスク

を低減

を低減

保 管 場 所 間 の ・可搬型大型ポンプは，2離隔・緊急用海水ポンプは，箇所の保管場所に分散配

頑健な地下埋設の格納

備

槽内に 2 台設置想定する自然現象によ想定する自然現象からる同時機能喪失リスク

防護

を低減

1.5−101

可搬型設備の代替残留熱除去系海水系

緊急用海水系（可搬型設備）（常設設備）

No. 特長を確保するための措置③複 数 の 接 続 箇 ・接続口は，原子炉建屋東
所

西に 2 箇所設置

・残留熱除去系海水系との接続配管は，頑健な地下トレンチ及び原子炉建屋内に敷設・残留熱除去系海水系との接続配管は，残留熱除去系海水系 2 系統と接続接続口が使用できなく接続配管が使用できななるリスクを低減

くなるリスクを低減

３．まとめ
緊急用海水系（常設設備）の代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）との同等性について整理した。可搬型設備の特長を確保するための措置を，緊急用海水系（常設設備）の，設計において配慮（設計基準事故対処設備との位
置的分散等）することにより，代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）と同等以上の効果を有する措置を行うための設備とすることが可能である。
したがって，緊急用海水系（常設設備）については，代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）と同等以上の措置を行うための設備であると考えられる。
以上
1.5−102

添付資料 1.5.2
自主対策設備仕様

機器名称

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）※1：Ｓクラスの機能維持

常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h（1 台当たり）

約 140m4台

1.5−103

添付資料1.5.3

1.5−104
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図 対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.5−105添付資料1.5.4
重大事故対策の成立性

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(1)

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ａ．操作概要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が必要な状況で，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない場合において，原子炉建屋付属棟地上 1 階又は原子炉建屋付属棟屋上まで移動するとともに，現場での遠隔人力操作機構による操作により系統構成を実施する。格納容器ベントについては，原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3階まで移動するとともに，現場での遠隔人力操作機構による操作により格納容器ベントする。
ｂ．作業場所
原子炉建屋付属棟地上 1 階（二次格納施設外），原子炉建屋付属棟屋
上（二次格納施設外），原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階（二次格納施
設外）
ｃ．必要要員数及び所要時間
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として，第一優先のＳ／Ｃ側ベントを使用した格納容器ベントに必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）3名，重大事故等対応要員3名）
所要時間目安 ※１ ：第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作 125 分以内（所要時間目
1.5−106

安のうち，現場操作に係る時間は 125 分以内）
第二弁操作 75 分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は 75 分以内）
※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作】【運転員等（当直運転員）】
・移動：35 分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋付属棟地上 1階（放射線防護具着用を含む））
・格納容器ベント準備：90 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋付属棟
地上 1 階）【第二弁操作】【重大事故等対応要員】
・移動：45 分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上 1 階から原子炉
建屋廃棄物処理棟地上 3 階（放射線防護具着用を含む））
・格納容器ベント開始操作：30 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋廃
棄物処理棟地上 3 階）ｄ．操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建屋
内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。現場操作員の放射線防護を考慮し，遠隔人力操作機構
は，二次格納施設外に設置している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，
綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能で
1.5−107

ある。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：遠隔人力操作機構による現場操作については，速やかに操作ができるように使用工具を操作場所近傍に配備している。また，工具等を使用しなくても手動弁と同様に弁操作ができるため，容易に実施可能である。なお，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室及び災害対策本部との連絡が可能である。

1.5−108

(2)フィルタ装置スクラビング水補給
ａ．操作概要フィルタ装置スクラビング水補給が必要な状況において，水源を選定
し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，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のスクラビング水を補給する。
ｂ．作業場所
格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室，屋外（格納容器圧力逃がし装
置格納槽周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽又は淡水タンク）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
フィルタ装置スクラビング水補給として，最長時間を要する代替淡水貯槽から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送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：180分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は180分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：10分 ※２ （対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：120分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含
1.5−109む）・送水準備：20分※2：ホース敷設準備は，系統構成と並行して行うため，所要時
間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：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
替注水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接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はな
く，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5−110可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.5−111夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.5−112(3)原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
ａ．操作概要原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が必要な状況で，屋外（原子炉建屋東側周辺）に可搬型窒素供給装置を配備した場合においては，窒素供給用ホースを格納容器窒素供給ライン東側接続口に接続し，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内に窒素を供給する。屋外（原子炉建屋西側周辺）に可搬型窒素供給装置を配備した場合は，接続口の蓋を開放し，窒素供給用ホースを格納容器窒素供給ライン西側接続口に接続した後，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換として，最長時間を要す
る格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した窒素供給に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（重大事故等対応要員6名）
所要時間目安：135分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は135分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から格納容器窒素供給ライン西側接続口）・電源車の系統構成：35分 ※３ （対象作業：ケーブル敷設，電源車
1.5−113

起動等を含む）
・可搬型窒素供給装置の系統構成：85分（対象作業：窒素供給用ホース接続，可搬型窒素供給装置
起動等を含む）・窒素供給開始操作：10分※3：電源車の系統構成は，可搬型窒素供給装置の系統構成と並行して行うため，所要時間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：可搬型窒素供給装置からの窒素供給用ホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5−114

(4)フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
ａ．操作概要フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換が必要な状況において，屋外（原子炉建屋西側周辺）に可搬型窒素供給装置を配備して接続口の蓋を開放し，窒素供給用ホースをフィルタベント配管窒素供給ライン接続
口に接続した後，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋西側周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換として，フィルタベント配管窒素供給ライン接続口を使用した窒素供給に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（重大事故等対応要員6名）
所要時間目安：135分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は135分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所からフィルタベント配管窒
素供給ライン接続口）
・電源車の系統構成：35分（対象作業：ケーブル敷設，電源車起動等を含む）
・可搬型窒素供給装置の系統構成：85分（対象作業：窒素供給用ホース接続，可搬型窒素供給装置
1.5−115

起動等を含む）
・窒素供給開始操作：10分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：可搬型窒素供給装置からの窒素供給用ホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5−116

(5)フィルタ装置スクラビング水移送
ａ．フィルタ装置スクラビング水移送
(a)

操作概要
フィルタ装置スクラビング水移送が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，移送ポンプによりフィルタ装置スクラビング水をサプレッション・チ
ェンバに移送する。

(b)

作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階（管理区域）(c)

必要要員数及び所要時間
フィルタ装置スクラビング水移送における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2 名（運転員等（当直運転員）2 名）
所要時間目安：50分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は50分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：44分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：6分（操作対象1弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階）(d)

操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建
屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護
1.5−117

具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.5−118

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フィルタ装置水張り(a)

操作概要
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フィルタ装置水張りが必要な状況において，水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，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によりフィルタ装置に水張りする。

(b)

作業場所
格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室，屋外（格納容器圧力逃がし装置格納槽周辺，取水箇所（代替淡水貯槽，淡水タンク）周辺）(c)

必要要員数及び所要時間
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フィルタ装置水張りとして，最長時間を要する代替淡水貯槽から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送水に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：180分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は180分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：20分（対象作業：ホース積込み，ホース荷卸
しを含む）
1.5−119

・系統構成：120分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分(d)操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤラ
イトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：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からのホース接続
は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。
また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），
送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5−120可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.5−121

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.5−1222．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(1)

耐圧強化ベント系の現場操作による格納容器ベント
ａ．操作概要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が必要な状
況で，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない場合において，原子炉建屋付属棟地上1階又は原子炉建屋付属棟屋上まで移動するとともに，現場での遠隔人力操作機構による操作により系統構成を実施する。格納容器ベントについては，原子炉建屋原子炉棟地上5階まで移動するとともに，現場での人力による操作により格納容器ベントする。
ｂ．作業場所
原子炉建屋付属棟地上1階（非管理区域），原子炉建屋付属棟屋上（非管理区域），原子炉建屋原子炉棟地上5階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
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として，第一優先のＳ／Ｃ側ベントを使用した格納容器ベントに必要な要員数，所
要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）3名，重大事故等対応要員3名）
所要時間目安：第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作125分以内（所要時間目安の
うち，現場操作に係る時間は125分以内）
耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系
二次隔離弁操作62分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は62分以内）
所要時間内訳【第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作】
1.5−123

【運転員等（当直運転員）】
・移動：35 分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋付属棟地上 1階（放射線防護具着用を含む））
・格納容器ベント準備：90 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋付属棟
地上 1 階）【耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁操作】【重大事故等対応要員】
・移動：50 分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上 1 階から原子炉
建屋原子炉棟地上 5 階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：6 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋原子炉棟地上 5 階）
・格納容器ベント開始操作：6 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋原子炉棟地上 5 階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建屋
内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。現場操作員の放射線防護を考慮し，遠隔人力操作
機構は，二次格納施設外に設置している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人
線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：電動弁の手動ハンドルによる現場操作については，操作に必要な工具等はなく通常の弁操作と同様であるため，容易
1.5−124

に実施可能である。また，遠隔人力操作機構による現場操作については，工具等を使用しなくても手動弁と同様に弁操作ができるため，容易に実施可能である。なお，一部の設備については設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。
連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室及び災害対策本部との連絡が可能である。

耐圧強化ベント現場操作

1.5−125

3．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保(1)

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による送水（海水）
ａ．操作概要代替残留熱除去系海水系による冷却水の確保が必要な状況において，
外部接続口を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，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
ポンプにより残留熱除去系海水系に送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，取水箇所（ＳＡ用海水ピット）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
代替残留熱除去系海水系による冷却水の確保として，最長時間を要す
るＳＡ用海水ピットから代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：370分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は370分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所からＳＡ用海水ピット周辺）・ホース敷設準備：20分（対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
1.5−126

・系統構成：310分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：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からのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5−127

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

東海港での送水訓練（ホース敷設）東海港での送水訓練（水中ポンプユニット設置）

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.5−128

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.5−129

添付資料 1.5.5
格納容器ベント操作について

格納容器圧力逃がし装置の放出系統として，サプレッション・チェンバからとドライウェルから放出する系統の 2 通りあるが，サプレッション・プールにおけるスクラビング効果（エアロゾル等の低減効果）が期待できるサプレッション・チェンバからのベントを優先して使用する。
ただし，サプレッション・チェンバからのベントが実施できない場合には，ドライウェルからのベントを実施する。
また，第一弁及び第二弁の操作順位は，第一弁の現場操作時間に対して第二弁操作時間が短いこと及びベント停止時に隔離する第一弁のシート面保護の観点から，流体の流れがない状態で第一弁の開操作を実施し，その後第二弁の開操作を実施する。
なお，ベント停止時に第一弁で隔離する理由は，ベント停止後の格納容器圧
力逃がし装置への窒素供給時において，第一弁下流から窒素を供給することで第一弁と第二弁の間の水素滞留を防止するためである。
格納容器圧力逃がし装置の系統概要図（操作対象箇所）を第 1 図に示す。

1.5−130

1.5−131

地下格納槽

窒素供給
ライン

原子炉建屋
付属棟

＊8

原子炉圧力容器

第1図

サプレッション・チェンバ

ドライウェル

MO

＊2

AO

MO

＊1

＊4

③第二弁

＊3

原子炉建屋
ガス処理系へ

①第一弁（サプレッション・＊5
チェンバ側）

AO

原子炉隔離時冷却系
真空ポンプより

AO

MO

水素濃度計
H2E

耐圧強化
ベント系

MO

換気空調系へ

⑤耐圧強化ベント隔離弁

遠隔人力
操作機構
＊6
＊7
＊8

＊1

＊3

＊2

RE

原子炉建屋付属棟

廃棄物
処理設備へ

窒素供給
ライン

空気ボンベ

DPI

第二弁操
作室遮蔽
差圧計

圧力開放板

放射線モニタ

RE

格納容器圧力逃がし装置の系統概要図（操作対象箇所）

原子炉建屋原子炉棟

MO

AO⑥ＦＲＶＳ系統
入口弁

AO
MO

＊4
＊5
＊6

＊7

原子炉格納容器②第一弁（ドライウェル側）④Ｃ／Ｓ排気系統入口弁

AO
不活性ガス系※：図中の番号は 4.1.3(2)ｂ．(a)及び(b)に対応している

MO
付属室

補給水
ライン

格納容器圧力逃がし装置格納槽

MO

フィルタ装置排気筒

(1)

格納容器圧力逃がし装置におけるベントタイミング
格納容器圧力逃がし装置によるベント操作は，第 1 表に示す基準に到達した場合に，発電長の指示の下に運転員が実施する。これにより，格納容器の過圧破損防止及び格納容器内での水素燃焼防止が可能である。

第1表
炉心状態

ベント実施判断基準

目的

実施判断基準
格納容器圧力 310kPa［gage］（最高使用圧力：1Pd）到

炉心損傷なし達
過圧破損防止サプレッション・プール通常水位＋6.5m 到達

炉心損傷を判断した場合水素燃焼防止格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％到達

格納容器の過圧破損防止の観点では，炉心損傷なしの場合は，残留熱除去
系等の格納容器除熱機能が喪失し格納容器圧力が上昇した際，格納容器圧力が 279kPa［gage］から 217kPa［gage］の範囲で代替格納容器スプレイ系（常設）による格納容器スプレイ（連続）を実施する。外部水源によるスプレイであるため，サプレッション・プール通常水位＋6.5m に到達すればベントライン水没を防止する観点から格納容器スプレイを停止し，格納容器圧
力が 310kPa［gage］に到達した時点でベントの実施を判断する。これは，格納容器除熱機能の復旧時間の確保及び追加放出された希ガスの減衰時間を確保することを目的としている。炉心損傷を判断した場合は，465kPa［gage］から 400kPa［gage］の範囲で代替格納容器スプレイ系（常設）による格納容器スプレイ（連続）を実施し，サプレッション・プール通常水位＋6.5m に到達した時点で格納容器スプレイを停止するとともにベントを実施する。これにより確実に 620kPa［gage］（2Pd）到達までに格納容器ベン1.5−132

トが実施できる。炉心損傷の有無により，格納容器スプレイ実施基準を変更
する理由は，炉心損傷した場合，格納容器内に放射性物質が放出されるため，炉心損傷なしの場合に比べてベント実施操作判断基準に到達するタイミ
ングを遅らせることにより，ベント時の外部影響を軽減させるためである。
また，炉心損傷を判断した場合は，ジルコニウム−水反応により大量の水素が発生し，格納容器内の水素濃度は可燃限界の 4vol％を超過する。その後，水の放射線分解によって格納容器内酸素濃度が上昇し，格納容器内水素・酸素濃度が可燃限界に到達することにより，格納容器内で水素燃焼が発生するおそれがある。この水素燃焼の発生を防止するため，格納容器内酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した時点でベント操作を実施することで格納容器内の水素・酸素を排出する。ベント実施の判断フローを第 2〜
4 図に示す。
炉心損傷の有無の判断は，第 2 表に示すパラメータを確認する。

第2表

確認パラメータ（炉心損傷判断）

確認パラメータ

炉心損傷判断設計基準事故（原子 炉冷却材喪失）に お
ドラ イ ウェ ル又 は サ プ
いて想定する希ガス の追加放出量相当 の
レッ シ ョン ・チ ェ ン バ
γ線線量率の 10 倍以上となった場合，炉のγ線線量率心が損傷したものと判断する ※ 。
※

この基準は，炉内蓄積量の割合約 0.1％に相当する希ガスが格納容器内に放出した場合のγ線線量率相当となっている。

さらに，炉心損傷後の重大事故等対処設備の機能喪失を仮定した場合のベント実施判断基準として，第 3 表に示す判断基準を整理している。これらの1.5−133

状況においても，格納容器ベント実施により，格納容器破損の緩和又は大気へ放出される放射性物質の総量の低減が可能である。

第3表

炉心損傷後の重大事故等対処設備の機能喪失を仮定した場合のベント実施判断基準

目的

実施判断基準格納容器スプレイが実施できない場合

格納容器破損の緩和
原子炉建屋水素濃度 2vol％到達

格納容器温度 200℃以上において温度上昇が継続している場合
大気へ放出される放射可搬型モニタリング・ポスト指示値の急激な上昇
性物質の総量の低減
原子炉建屋内の放射線モニタ指示値の急激な上昇

重大事故時における格納容器スプレイ手段として，常設設備を用いた残留熱除去系，代替格納容器スプレイ系（常設）及び代替循環冷却系並びに可搬型設備を用いた代替格納容器スプレイ系（可搬型）がある。想定し難い状況
ではあるが，これら格納容器スプレイ手段が喪失した場合，想定する希ガスの減衰時間が短くなるが，格納容器の圧力を抑制する観点から，格納容器破損の緩和のためベントを実施する。
また，格納容器から漏えいした水素により，原子炉建屋原子炉棟水素濃度が上昇した場合，原子炉建屋原子炉棟内で水素爆発が発生することよって格納容器が破損するおそれがある。このような場合，格納容器圧力を低下させることで格納容器から漏えいする水素量を低減し，原子炉建屋原子炉棟内での水素爆発による格納容器破損を緩和するため，水素の可燃限界濃度

1.5−134

4vol％を考慮し，原子炉建屋水素濃度 2vol％到達によりベントを実施する。
格納容器への十分な注水等ができない場合，格納容器雰囲気が過熱状態になり，格納容器は限界圧力を下回る 620kPa［gage］に達する前に 200℃に達し，いずれは過温破損に至ることが考えられる。この場合，格納容器ベント
実施することによって過温破損を防止できないが，フィルタ装置を介した放出経路を形成し，大気への放射性物質の放出を極力低減するためのベントを実施する。
さらに，格納容器が限界圧力を下回る 620kPa［gage］及び限界温度を下回る 200℃に到達する前に，何らかの理由により格納容器の健全性が損なわれ，格納容器から異常な漏えいがある場合，可搬型モニタリング・ポスト指
示値及び原子炉建屋内の放射線モニタ指示値が急激に上昇することが考えられる。この場合，格納容器圧力を低下させることで漏えい箇所からの漏えい量を低減させることが可能と考えられることから，フィルタ装置を介さない
大気への放射性物質の放出を極力低減するためにベントを実施する。

1.5−135

事象発生※1 格納容器雰囲気放射線モニタγ線線量率が設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量相当の 10 倍以上となった場合，格納容器スプレイ及びベントの運用を変更する。

格納容器雰囲気放射線
モニタ指示値が追加放出量相当の 10 倍以上 ※１

ＹＥ Ｓ※2 残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱が可能となった場合には，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器
除熱を実施する。

ＮＯ※3 ベント準備に要する時間を考慮し，確実にベント準備が完了する
残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱可能 ※２

タイミングとして設定。

ＹＥ Ｓ

残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱可能 ※２ＮＯ

1.5−136

サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達 ※３※4 ベント準備は，格納容器圧力が

ＹＥ Ｓ

620kPa［gage］]到達までに速やかにベントを実施するため，第一弁の開を実施する。第一弁操作はサプレ

ＮＯッション・チェンバ側を優先し，中央制御室からの遠隔操作を実施す

サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達 ※３

ベント準備操作開始 ※４る。遠隔操作不可の場合には現場にて手動操作を実施する。また，炉心ベント準備操作開始 ※４

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達

格納容器酸素濃度ドライ条件にて 4.3vol％到達までにベント準備操作完了

格納容器圧力 310kPa［gage］
到達

代替格納容器スプレイ停止

容器過圧破損防止のためのベント準備に際しては，格納容器圧力が620kPa［gage］到達までに確実にベ

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達

代替格納容器スプレイ停止

損傷を判断した場合において，格納ントが実施できるよう，第二弁操作
場所に移動し，待機する。
格納容器酸素濃度ドライ条件に ※5 残留熱除去系又は代替循環冷却系にて 4.3vol％到達 ※５
よる格納容器除熱実施中に，水の放射線分解によって格納容器内酸素濃ベント実施

格納容器除熱を継続

ベント実施

ベント実施

度が上昇し，ドライ条件で 4.3vol％に到達した時点で，ベント操作を実

第 4 図に
詳細フローを示す

第 3 図に
詳細フローを示す

第2図

ベント実施の判断フロー

施する。遠隔操作不可の場合には，現場に移動し，手動操作を実施する。

①代替格納容器スプレイ実施（格納容器圧力 279kPa［gage］到達）②ベント準備操作開始（サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達）③代替格納容器スプレイ停止（サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達）④ベント操作（格納容器圧力 310kPa［gage］到達）①代替格納容器スプレイ実施
・279kPa［gage］〜217kPa［gage］連続スプレイ②ベント準備操作開始
・格納容器圧力 310kPa［gage］到達時に速やかにベントを実施可能とするため，事前に第一弁の開操作を実施する。
・第一弁の操作はサプレッション・チェンバ側を優先し，中央制御室からのスイッチ操作を実施する。スイッチ操作不可（弁開閉表示の消灯，スイッチによる開弁不可）の場合は，現場にて人力操作を実施する。サプレッショ
ン・チェンバ側ベント弁が開弁できない場合
は，ドライウェル側ベント弁の操作を行う。
・第一弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時
間は 90 分である。

③スプレイ停止・サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達すれば，代替格納容器スプレイを停止する。

④ベント操作・格納容器圧力 310kPa［gage］到達後速やかにベント操作を行う。
・第二弁を開弁することでベントを開始する。
・中央制御室から遠隔操作できない場合（弁開閉表示によって開動作したことが確認できない場合）は，第二弁操作場所へ移動し，現場操作（人力による遠隔操作）を実施する。
・第二弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時
間は 30 分である。

⑤ベント成否確認⑤ベント成否確認
・ベント操作実施後，格納容器圧力及び温度が減少し，フィルタ装置出口放射線モニタ，圧力及び温度が上昇していることを確認する。
・遠隔操作によりパラメータに変化が見られない場合，ベント失敗の可能性があるため，第二弁操作場所へ移動し，人力操作によるベントを実施する。

⑥安定停止に向けた復旧（ベント停止）⑥安定停止に向けた復旧
・下記機能が使用可能と判断した場合，格納容器ベントを停止する。
○格納容器除熱機能○窒素供給機能○格納容器内水素・酸素濃度制御機能

第3図

炉心損傷していない場合のベント実施フロー
1.5−137

①代替格納容器スプレイ実施（格納容器圧力 465kPa［gage］到達）②ベント準備操作開始（サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達）③ベント操作（代替格納容器スプレイ停止）（サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達）④ベント成否確認⑤安定停止に向けた復旧（ベント停止）第4図①代替格納容器スプレイ実施
・465kPa［gage］〜400kPa［gage］連続スプレイ②ベント準備操作開始
・代替格納容器スプレイ停止後，速やかにベントを実施可能とするため，事前に第一弁の開操作を実施する。
・第一弁の操作はサプレッション・チェンバ側を優先し，中央制御室からのスイッチ操作を実施する。スイッチ操作不可（弁開閉表示の消灯，スイッチによる開弁不可）の場合は，現場にて人力操作を実施する。サプレッショ
ン・チェンバ側ベント弁が開弁できない場合
は，ドライウェル側ベントに切り替えて弁の操作を行う。
・サプレッション・プール水位通常水位＋5.5mに到達すれば，第二弁操作者は第二弁現場操
作場所へ移動し，待機する。
・第一弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時
間は 90 分である。
③ベント操作・格納容器圧力 620kPa［gage］までに確実にベントを実施するため，サプレッション・プー
ル水位通常水位＋6.5m 到達後格納容器スプレ
イを停止し，速やかにベント操作を行う。
・第二弁を開弁することでベントを開始する。
・ベント開始後，中央制御室操作者は中央制御室待避室に待避する。
・中央制御室から遠隔操作できない場合（弁開閉表示によって開動作したことが確認できない場合）は，現場待機している第二弁操作者へ連絡し，現場操作（人力による遠隔操作）を実施する。
・第二弁の人力操作は 3 名で実施し，開操作時
間は 30 分である。

④ベント成否確認
・ベント操作実施後，格納容器圧力及び温度が減少し，フィルタ装置出口放射線モニタ，圧力及び温度が上昇していることを確認する。
・遠隔操作によりパラメータに変化が見られない場合，ベント失敗の可能性があるため，人力操作によるベントを実施する。
⑤安定停止に向けた復旧
・下記機能が使用可能と判断した場合，格納容器フィルタベントを停止する。
○格納容器除熱機能○窒素供給機能○格納容器内水素・酸素濃度制御機能

炉心損傷を判断した場合のベント実施フロー
1.5−138

(2)格納容器圧力逃がし装置の操作手順の概要
ａ．系統待機状態の確認
格納容器圧力逃がし装置の待機状態において，第 4 表に示すパラメー
タにより，系統に異常がないことを確認する。

第4表

確認パラメータ（系統待機状態）

確認パラメータ

確認内容

フィルタ装置水位

待機水位である 2,530〜2,800 ㎜の範囲にあること

フィルタ装置スクラビング
水ｐＨ

13 以上であること

フィルタ装置排気ライン圧
力

微正圧に維持されていること

ｂ．ベント準備操作
ベント準備操作は，ベント操作が必要になった場合に速やかに実施できるよう，以下に示す事前準備を行う。
なお，弁名称及び弁名称に付記する①〜⑥の番号は，第 1 図の番号に対応している。
(a)

ベント実施に必要な隔離弁の健全性確認
中央制御室にてベント実施に必要な隔離弁の健全性を確認するた
め，当該弁に電源が供給されていることを表示灯により確認する。
①第一弁（サプレッション・チェンバ側）②第一弁（ドライウェル側）③第二弁

1.5−139(b)他系統との隔離確認
ベント操作前に，中央制御室にて他系統（換気空調系，原子炉建屋
ガス処理系及び耐圧強化ベント系）と隔離する弁が全閉となっている
ことを表示灯により確認する。
④Ｃ／Ｓ排気系統入口弁⑤耐圧強化ベント隔離弁⑥ＦＲＶＳ系統入口弁(c)

第一弁の開操作中央制御室にて開操作を実施する。万一，中央制御室での開操作ができない場合には，現場にて第一弁の人力による開操作を実施する。
また，格納容器圧力逃がし装置の放出経路として，サプレッショ
ン・チェンバからとドライウェルから放出する経路の 2 通りあるが，
サプレッション・プールにおけるスクラビング効果（エアロゾル等の低減効果）が期待できるサプレッション・チェンバからのベントを優先して使用する。
ただし，サプレッション・チェンバからのベントが実施できない場
合には，ドライウェルからのベントを実施する。
現場操作の着用装備は，全面マスク，タイベック，アノラック，綿手袋，ゴム手袋及び胴長であり，着用時間は約 12 分である。

(d)

第二弁操作のための要員移動
炉心損傷を判断した場合における格納容器過圧破損防止を目的としたベントの準備操作に関しては，格納容器圧力が 620kPa［gage］到達までに確実にベントが実施できるよう，ベント実施基準到達までに
第二弁操作場所に移動し，待機する。

1.5−140

現場操作の着用装備は，全面マスク，タイベック，アノラック，綿手袋，ゴム手袋及び胴長であり，着用時間は約 12 分である。
ｃ．ベント準備判断の確認パラメータ
ベント準備の判断は，ベント実施判断基準の到達までに確実にベント準備操作が完了する基準として，炉心損傷有無に関わらず，サプレッション・プール通常水位＋5.5m 到達によりベント準備実施の判断をする。また，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施している場合，格納容器酸素濃度の上昇速度からドライ条件で4.3vol％に到達する時間を予測し，4.3vol％到達までにベント準備を完了させる。
ベント準備着手判断に必要なパラメータを以下に示す。
・サプレッション・プール水位
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

ｄ．ベント準備作業の妥当性
炉心損傷なしの場合及び炉心損傷ありの場合の作業項目及び作業環境
を第 5 表に示す。ベント弁の開操作については，中央制御室での遠隔操作の場合と現場での手動操作（人力による遠隔操作）の場合について記載している。
ベント準備は，ベント実施判断基準に到達した場合の速やかなベント実施を可能とすることを目的としていることから，ベント実施に不可欠な操作であり，ベント実施基準到達までにベント準備操作を完了させることとする。

1.5−141

第5表
作業項目

作業場所

ベント準備操作時の作業項目及び作業環境
作業環境
温度・湿度

放射線量

他系統との隔離ベント実施に必要な隔離弁の健全性確認

第一弁開操作（移動含む）

中央制御室

中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性がある
が，作業に支障を及ぼす程の影響はない。

【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】約 60mSv／7 日間【炉心損傷後】15mSv／h 以下
通常運転時と同程度。

第二弁への現場移動屋外
原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明及び直流非常灯が使用できない場
合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保する。

周辺には支障となる設備はない。

―

アクセスルー
ト上に支障となる設備はない。

携行型有線通話装置，電力保安
通信用電話設備（固定電話機，
ＰＨＳ端末）,
送受話器のうち,使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。

原子炉建屋付
属棟（二次格納施設外）【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】14mSv／h 以下

1.5−142

連絡手段

照明

ヘッドライトやLED ラ
イトを携行しているため，建屋内非常用
照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

ｅ．ベント準備操作の余裕時間
ベントを実施する有効性評価シナリオのうち，ベント準備操作の余裕
時間の最も短い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」における現場での手動操作（人力による遠隔操作）を実施した場合のベント準備の余裕時間についてタイムチャートを第 5 図に示す。
第 5 図に示すとおり，ベント準備完了後からベント実施基準であるサ
プレッション・プール通常水位＋6.5m 到達までに十分な時間があることから，確実に準備を完了することができる。

【炉心損傷を判断した場合のベント準備】
経過 時間 （ 時間 ）0
有効 性評 価 シナ リオ「雰 囲気 圧 力・ 温度によ る静 的 負荷 」におけ る評 価 結果

2

15

16

17

18

19

20

21

約16.5時 間
サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 位
通常 水位 ＋ 約5.5m到 達

事象 発生
原子 炉ス ク ラム

約19.5時 間
格納 容器 ス プレ イ停 止

格納 容器 連 続ス プレ イ 開始
ベン ト準 備 開始

ベン ト操 作 開始
ベン ト準 備 操作 の余裕時 間ベン ト準 備 所要 時間
約 2 時間 45 分

操作 場所 ・ 必要 要員 数
MCRから の第 一 弁
開操 作及 び 失敗 確認

中央 制御 室1

第一 弁開 操 作の ため の装備 着用 及 び現 場移 動

現場

3

第一 弁開 操 作

現場

【3】

緊急 時対 策 所へ の退 避

現場

【3】

第二 弁開 操 作の ため の装備 着用 及 び現 場移 動

現場

3

第5図

17時 間

余裕 時間
約 15 分

18時 間

5分
35 分
90分
35 分
45分

ベント準備操作のタイムチャート

1.5−143

ｆ．ベント実施操作判断基準(a)

炉心損傷なしの場合
ⅰ)

格納容器圧力 310kPa［gage］到達
格納容器の健全性を確保するため，最高使用圧力である 310kPa［gage］に到達した時点でベントを実施する。

(b)

炉心損傷を判断した場合
ⅰ)

サプレッション・プール通常水位＋6.5m 到達
格納容器へ大量の放射性物質が放出されることから，大気への放射性物質の放出を極力遅らせることでベント時の外部影響を軽減させるため，限界圧力を下回る 620kPa［gage］に到達するまでにベントを実施する。具体的には，中央制御室での遠隔操作に失敗した
場合の現場手動操作時間を考慮し，格納容器スプレイ停止基準であるサプレッション・プール通常水位＋6.5m に到達した時点でベントを実施する。

ⅱ)

格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合
炉心損傷時には，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等により水素・酸素が発生し，可燃限界に到達すると水素燃焼が発生するおそれがある。これを防止するため，可燃限界到達前に格納容器
内の水素・酸素を排出することを目的として，格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合にベントを実施する。
4.3vol％の基準設定に当たっては，酸素濃度の可燃限界である
5vol％に対し，計器誤差の±約 0.6vol％及び 0.1vol％の余裕を考慮して設定した。

1.5−144

ｇ．ベント実施操作判断の確認パラメータ(a)

炉心損傷なしの場合
ⅰ)

格納容器圧力 310kPa［gage］到達
炉心損傷がない場合は，格納容器圧力にてベント実施操作を判断するため，確認パラメータは以下のとおり。
・格納容器圧力
なお，格納容器圧力の測定ができない場合には，格納容器圧力を推定する手段として，格納容器温度を代替パラメータとする。

(b)

炉心損傷を判断した場合
ⅰ)

サプレッション・プール通常水位＋6.5m 到達
炉心損傷を判断した場合は，連続の格納容器スプレイを実施しな
がら，サプレッション・プール水位にてベント実施操作を判断する。したがって，確認パラメータは以下のとおり。
・サプレッション・プール水位

ⅱ)

格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合
格納容器酸素濃度によりベント実施操作を判断するため，確認パ
ラメータは以下のとおり。
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

1.5−145

ｈ．ベント実施操作の妥当性
ベントは，第二弁を開弁することで実施する。炉心損傷していない場
合及び炉心損傷を判断した場合の作業項目及び作業環境を第 6 表に示す。ベント弁の開操作については，中央制御室での操作を基本とするが，万一，中央制御室での操作ができない場合には，現場（原子炉建屋付属棟）にて手動操作（人力による遠隔操作）を実施する。
なお，炉心損傷を判断する有効性評価の「格納容器圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」シーケンスにおいて，ベント準備段階の現場アクセス，現場待機，現場での手動操作，プルーム通過までの現場待機及び帰還の一連の作業での実効線量は，約 28mSv である。

第6表
作業項目

作業場所

中央制御室

ベント実施操作時の作業項目及び作業環境
作業環境
温度・湿度

放射線量

中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性があるが，作業に支障を及ぼす程の影響はない。

【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】約 60mSv／7 日間

第二弁開操作

原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

通常運転時と同程度。

【炉心損傷前】
炉心損傷がないため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】14mSv／h 以下

1.5−146

連絡手段

照明

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明及び直流非常灯が使用できない場
合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保す
る。

周辺には
支障とな
る設備は
ない。

―

ヘッドライトや LED ライトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

アクセス
ルート上
に支障と
なる設備
はない。

携行型有線通話装置，電力保安通信用
電話設備（固定電話
機，ＰＨＳ端末）,
送受話器のうち,使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

ｉ．有効性評価におけるベント実施操作の余裕時間
ベントを実施する有効性評価シナリオのうち，最もベント実施操作の余裕時間が短い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」における現場での手動操作（人力による遠隔操作）を実施した場合のベント実施操作の余裕
時間についてタイムチャートを第 6 図に示す。
第 6 図に示すとおり，ベント実施基準到達から格納容器限界圧力を下回る 620kPa［gage］に到達するまでに十分な時間があることから，確
実にベント実施可能である。

経過 時間 （ 時間 ）0

有効 性評 価 シナ リオ「雰 囲気 圧 力・ 温度によ る静 的 負荷 」におけ る評 価 結果

2

17.5

18

18.5

20

20.5

ベン ト操 作 時間

中央 制御 室1

中央 制御 室1

中央 制御 室

1

現場

3

第6図

20時 間

19.5時間
3分
2分
2分
30分

ベント実施のタイムチャート

1.5−14721

約20時間 19分
格納 容器 圧 力620kPa［gage］ 到達
約19時間 33分
格納 容器 ス プレ イ停 止ベン ト操 作 開始

操作 場所 ・ 必要 要
員数

第二 弁開 操作

19.5

ベン ト準 備 完了

事象 発生
原子 炉ス ク ラム

ベン ト操 作 時間 の余裕間

格納 容器 スプレ
イ停 止操 作MCRから の第 二 弁
開操 作及 び失敗
確認
MCRから の第 二 弁
バイ パス 弁開操
作及 び失 敗確認

19

37 分

約 9 分 余裕 時間

ｊ．ベント成否確認
ベント操作開始時は，第 7 表に示すパラメータによりベントが開始されたことを確認する。

第7表

確認パラメータ（ベント操作開始時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力指示値が低下すること

フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度

指示値が上昇すること

フィルタ装置出口放射線モニタ

パラメータに変化が見られない場合は，ベント失敗の可能性があるた
め，現場操作によるベントを実施する。
ベント開始直後は，格納容器内で発生する水素，水蒸気及び窒素等からなるベントガスが系統内に流入するが，系統内は不活性化されているため，高濃度の水素が流入しても水素燃焼には至らない。

1.5−148

ｋ．ベント継続時
ベント継続時は，第 8 表に示すパラメータによりベント継続状況に異常がないことを確認する。

第8表

確認パラメータ（ベント継続時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力及び温度
サプレッション・プール水位
フィルタ装置圧力
各パラメータに異常な変化
フィルタ装置水位がないこと
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
モニタリング・ポスト

ベント継続時には，格納容器内及びフィルタ装置内では放射性物質の崩壊熱による多量の蒸気が発生することにより，水素濃度は低く抑えられるため，可燃限界に至らない。
なお，炉心損傷がない場合の格納容器圧力逃がし装置によるベント実
施中に炉心損傷を判断した場合は，ベントを継続する運用とする。これ
は，ベント実施までには代替格納容器スプレイにより外部注水制限に到達していることが想定され，事象が進むことで発生する可能性のある炉
心のリロケーション ※ 及び原子炉圧力容器破損時の過熱蒸気発生の影響
による格納容器圧力の急激な上昇を抑制する手段がベントのみであるためである。加えて，次のとおり，ベントを継続した場合でも，一時的に

1.5−149

ベント停止する場合と比較し，被ばくの観点で大きな差異はないと考えられる。
・ベントを停止しても格納容器の圧力上昇により再度ベントすることとなり，希ガス保持時間を大きく確保することはできないこと
・このような事態では，原子炉スクラムしてからある程度の時間が経過していることから，希ガスの減衰時間は十分に確保されており，
ベントを停止しない場合でも大きな放出量にならないと考えられること※ここで言うリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムに移行する状態を指す。

ｌ．ベント停止操作
第 9 表に示す機能が全て使用可能となったことにより，ベント停止後も長期的に格納容器の安定状態を継続可能であることを判断する。また，第 10
表に示すパラメータを確認し，ベント停止操作が可能であることを判断した場合には，第一弁を閉とすることでベントを停止する。

1.5−150

第9表

ベント停止のために必要な機能及び設備

必要な機能

設備

設備概要

残留熱除去系又は代替循環冷却系

格納容器内に残存する核分裂生成物から発生する崩壊熱を除去し，最終的な熱の逃がし場へ熱を輸送する

格納容器除熱機能
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

窒素供給機能格納容器内水素・酸素
濃度制御機能可搬型窒素供給装置

・残留熱除去系の運転に伴う蒸気凝縮により，格納容器内が負圧になることを防止する
・系統内のパージを実施する

可燃性ガス濃度制御系

水の放射線分解によって発生する
水素及び酸素の濃度が可燃限界濃度に到達することを防止する

格納容器水素・酸素濃度計

格納容器内の水素・酸素濃度を監視する

第 10 表確認パラメータ（ベント停止時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力及び温度

310kPa［gage］以下であること及び 171℃以下であること

格納容器水素濃度

可燃限界未満であること

ベント停止前から窒素供給装置による格納容器への窒素供給を行い，ベント停止後も継続し，系統を含めて不活性化することで，水素濃度は低く抑えられ，可燃限界には至らない。
第 7 図にベント停止前の窒素供給の概要を示す。

ｍ．ベント停止操作手順
次にベント停止の流れを示す。
①ベント停止可能であると判断した場合，窒素供給設備により格納容器に窒素注入を開始する。
・ベント弁は開状態であるため，注入した窒素はそのまま排出されると考えられるが，ベント弁閉後における「水の放射性分解によって1.5−151

発生する水素・酸素濃度の上昇」を抑制するため，早期に注入開始することを目的として最初に実施する。
・ドライウェル内に水素・酸素が滞留している可能性を考慮して，ドライウェル側から窒素供給する。
②第一弁を閉とする。
・第一弁閉後は，第一弁と第二弁の間に水素が滞留するおそれがあるため，第一弁の下流から窒素を供給し滞留している水素をパージする運用としている。このため，第一弁を閉とすることでベントを停止する（第二弁は開状態を維持する）。
・フィルタ装置への窒素供給を開始する。
③残留熱除去系又は代替循環冷却系を起動する。
・ベント弁を閉止後，サプレッション・プール水温度が飽和温度以下
であることを確認し，残留熱除去系又は代替循環冷却系を起動する。
・残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施することで，格納容器内の気相を蒸気から窒素へ置換する。
④格納容器の気相が蒸気から窒素への置換が完了したことを確認し，第一弁を開として格納容器の圧力を低下させる。
⑤可燃性ガス濃度制御系を起動する。
・残留熱除去系による冷却水を供給し，可燃性ガス濃度制御系の暖気運転を開始する。
・起動後 3 時間以内に暖機運転が完了し，処理が開始される。
⑥第一弁を閉とする。
⑦格納容器への窒素注入を停止する。

1.5−152

⑧格納容器内水素・酸素濃度計により，格納容器内水素・酸素濃度を監視する。

ｎ．ベント停止操作の妥当性
炉心損傷なしの場合及び炉心損傷を判断した場合の作業項目及び作業
環境を第 11 表に示す。ベント弁の閉操作については，中央制御室での操作を基本とするが，万一，中央制御室での操作ができない場合には，現場（原子炉建屋付属棟）にて手動操作を実施する。

第 11 表
作業項目

作業場所

中央制御室

ベント停止操作項目及び作業環境
作業環境

温度・湿度
中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性があるが，作業に支障を及ぼす程の影
響はない。

放射線量

【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】約 60mSv／7 日間

連絡手段

照明

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明
及び直流非常灯が使用できない場合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保する。

周辺には支障となる設備はない。

―

ヘッドライトや LED ラ
イトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

アクセスルー
ト上に支障となる設備はない。

携行型有線通話装置，
電力保安通信用電話設
備（固定電話機，ＰＨＳ端末）,送受話器のうち，使用可能な設備
により，中央制御室に連絡する。

アクセスルー
ト上に支障となる設備はない。

衛星電話設備（固定型，携帯型）,無線連絡設備（固定型，携帯型）,電力保安通信用
電話設備（固定電話
機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可
能な設備により，災害対策本部に連絡する。

第一弁操作

原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

窒素供給操作屋外

通常運転時と同程度。

【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】15mSv／ｈ以下−（屋外での作業）【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】3.9mSv／ｈ以下

車両の作業用照明・ヘッドライト・LED ライ
トにより，操作可能である。夜間において
も，操作に影響はない。

1.5−153

ｏ．ベント停止後の操作
ベント停止後は，第 12 表で示すパラメータにより格納容器及び格納容器圧力逃がし装置に異常がないことを確認する。

第 12 表確認パラメータ（ベント停止後）

確認パラメータ

確認内容
・格納容器内が負圧でないこと
・ベント停止後長期的に格納容器圧
力及び温 度の異 常な 上昇がな いこと格納容器圧力及び温度

格納容器水素濃度

格納容器内及びフィルタ装置入口の水素濃度の異常な上昇がないこと

フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置水位

フィルタ装置の水位が確保されていること（フィルタ装置のスクラビン
グ水の移送後を除く）

フィルタ装置スクラビング水温度

温度の異常な上昇がないこと

フィルタ装置出口放射線モニタ

放射線量率の異常な上昇がないこと

ベント実施後はフィルタ装置出口ラインの圧力開放板が開放されていることから，窒素供給による系統パージ停止後は，フィルタ装置を大気と隔離するため，フィルタ装置出口弁を「閉」にする。
なお，フィルタ装置出口弁の閉操作については，フィルタ装置のスク
ラビング水温度が上昇しないこと及び水素濃度の上昇により可燃限界濃度に到達しないことにより判断する。
第 8 図にベント停止後の窒素供給の概要を示す。

1.5−154第7図

窒素供給概要図（ベント停止前）

第8図

窒素供給概要図（ベント停止後）

1.5−155

添付資料1.5.6
スクラビング水の保有水量の設定根拠について
スクラビング水の初期保有水量（系統待機時）は，ベント開始後 24 時間
はベンチュリスクラバによる所定の放射性物質の除去性能が得られる水量と，と設定している。
スクラビング水の水量の設定根拠を以下に示す。また，フィルタ装置水位の概略図を第 1 図に示す。

(1)

最大水量について

1.5−156

1.5−157(2)最小水量について

1.5−158

1.5−159

第1図フィルタ装置水位の概略図

1.5−160

(3)スクラビング水の補給期間について

フィルタ装置の設計条件に基づいているスクラビング水の初期保有水量（フィルタ装置の寸法）は，他の設計条件と同様に，大きな保守性を確保し設定（設計）している。一方，スクラビング水の補給期間は，運用に係るものであり，有効性評価に基づく運用を考慮して評価することとし，有効性評価のうち
ベント時間を厳しく評価する大破断ＬＯＣＡを想定した「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におけるフィルタ装置内の発熱量を用いたスクラビング水の水位挙動より評価する（第 1 表）。
スクラビング水の補給期間の評価条件及び評価結果を以下に示す。

【評価条件】
・初期水位：
・室温：25℃ ※１ （系統待機時），65℃ ※２ （ベント実施中）
・ベント時の格納容器圧力：第 2 図のとおり
・フィルタ装置内発熱量：※1

ベント実施前のスクラビング水の初期水温としても使用。地下の格納容器圧力逃がし装置格納槽にあることを踏まえて設
定した値

※2

スクラビング水の蒸発量を多く見込むために高めに設定した値※3

19 時間ベントの解析結果にＮＵＲＥＧ補正した格納容器外へ放出された放射性物質（希ガスを除く）の発熱量（約 15kW）に余裕を考慮した値

1.5−161

【評価結果】
スクラビング水位の挙動を第 3 図に示す。より保守的な結果を与えるＤ／Ｗベントのケースにおいても，ベント時のスクラビング水位は最高水
位，最低水位に至らず，想定事故においては事象発生後 7 日間（168 時間）
運転員による水の補給操作は不要となる。

第1表

設備設計と運用の主な条件設定の差異
設備設計

運用

【フィルタ装置寸法】【水補給の運用の評価】

2 時間〜3 時間後
19 時間後 ※ベント時間【原子炉定格熱出力の 1％【有効性評価結果より】
相当の時間】
500kW

20kW【ベント時間【ベント時間2 時間〜3 時間ベース】

19 時間ベース】

フィルタ装置内
発熱量※

水補給の運用の評価のほか，被ばく評価もベント時間 19 時間ベース

1.5−162

第2図

ベント時の圧力推移図（水位計算時）

1.5−163

第3図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におけるベント時のスクラビング水位の変化

1.5−164

（参考）スクラビング水の下限水位の設定について
スクラビング水位について，ベンチュリノズルの頂部まで水位があれば，設計上期待しているＤＦが確保できることを以下のとおり確認した。

ベンチュリスクラバは，第 4 図のようにスクラビング水を微小液滴にしてベントガス中に噴霧させることで除去効率を上げている。

①ベンチュリノズル下方よりベントガスが流入②スロート部でベントガス流速が増大③スクラビング水がベントガス中に噴霧（微小液滴）④ガスとスクラビング水が接触する面積が大きくな
り除去効率が上がる⑤ベントガス及び液滴は方向を変えられ，スクラビ
ング水中に斜め下に排出

第4図

ベンチュリスクラバにおける除去原理①エアロゾルのＤＦについて•

ベンチュリスクラバ内のガス流速と水滴速度が異なることで，ガス中のエアロゾルが水滴に衝突し水滴に付着する現象を用いたものであることから，慣性衝突による除去が支配的と考えられる。

•

そのメカニズムから，ＤＦに影響するのはガス流速及びエアロゾル粒径であり，水位はベンチュリスクラバによるエアロゾル除去原理が有効となるベンチュリノズル上端以上であればよい。

•

JAVA 試験によるエアロゾルのＤＦの結果を第 5 図及び第 6 図に示す。図に示すとおり，様々なガス流速と質量中央径が異なるエアロゾルで試験が行われているが，ガス流速及び質量中央径によるＤＦへの有意な影響
1.5−165

は見られず，スクラビング水位をベンチュリノズル上端とした試験においても，設計条件ＤＦ1,000 以上を十分に確保できている。

：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験
ＤＦは金属フィルタを含めた数値

Decontamination Factor, [-]1000000

100000

10000

1000

100

10

1

Venturi Velocity, [m/s]第5図

ベンチュリノズル部におけるガス流速とエアロゾルＤＦの関係：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験
ＤＦは金属フィルタを含めた数値

1000000

Decontamination Factor [-]100000

10000

1000

100

10

1
Test Aerosol

第6図

エアロゾルの粒径とエアロゾルＤＦの関係

1.5−166

②無機よう素のＤＦについて•

スクラビング水に添加された薬剤との化学反応により非揮発性のよう素イオンに変化させ，スクラビング水中に捕集・保持することから，スク
ラビング水のＰＨがＤＦに影響する主要なパラメータであり，水位はベンチュリスクラバによる除去原理が有効となるベンチュリノズル上端以上であればよい。
JAVA 試験による無機よう素のＤＦの結果を第 7 図に示す。スクラビング
水位がベンチュリノズル上端となっている試験は，無機よう素の捕集の観点から厳しい条件である低ＰＨにおいても，設計条件ＤＦ100 以上を確保できている。

：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験

10000

Decontamination Factor, [-]

•

1000

100

10

1

Scrubbing water, [pH]第7図

スクラビング水のＰＨと無機よう素ＤＦの関係

1.5−167

したがって，スクラビング水位の下限水位をベンチュリノズル上端とすることは適切と考える。
実運用における系統待機時（通常時）のスクラビング水位は，ベンチュリノ
ズルの上端（1,325mm） を十分に上回る 2,530mm とし，ＦＰが多く流入するベ
ント開始初期のスクラビング水位を十分に確保し，ベント中においても，スクラビング水位 1,500mm 以上を確保するようスクラビング水を補給する運用とする。
スクラビング水のｐＨについては，待機時にｐＨ13 以上（NaOH 濃度
3.0wt％相当）であることを確認し，ベント中におけるスクラビング水のアル
カリ性を維持する運用とする。

1.5−168

（参考）スクラビング水スロッシングの影響について
格納容器圧力逃がし装置のスクラバ容器について，地震時にスロッシン
グが発生することで，スクラビング水が金属フィルタ下端まで到達する可能性がある。そこで，保守的な評価となるハウスナー理論を用いてスロッ
シング高さを評価した。
ハウスナー理論により，スロッシング高さdmax は以下のように算出できる。
0.408 R coth 1.84

dmax =

g
ω

2
θ R
N h

h
R

1

=

mm

ここで，

ωN =

1.84
R

θh = 1.534

g tanh 1.84

SA
2
ωN R

h
R

tanh 1.84

=

h
R

s

1

=

R

:フィルタ装置容器半径（内径）

［mm］

h

：スクラビング水上限水位g：重力加速度9,806.65［mm／s２ ］

SA：応答加速度［mm／s ２ ］

［mm］

（原子炉建屋の基準地震動Ｓ ｓ から保守的に設定）

金属フィルタは上限水位から高さは最大でもmm上方に設置しており，スロッシングmmと算出されることから，スクラビング水は金属フィル

タ下端まで到達しない。評価結果を第8図に示す。

1.5−169また，スロッシング水位が下限水位時にスロッシングが発生すると，ベンチュリノズルは一部気層部に露出し，性能が一時低下するが，露出している時間はベント実施時間と比較して非常に小さく，さらにベンチュリス
クラバの後段には金属フィルタも設置していることから，格納容器ベントにより放出される放射性物質のトータル量に影響を与えるものではないと
考える。

第8図

スクラビング水スロッシング評価結果

1.5−170

添付資料1.5.7
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順

判断基準記載内容(a)1.5−171

1.5.2.2
フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替
熱輸送

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)

フィルタ装置スク
ラビング水補給(c)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換(e)ｂ．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

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

フィルタ装置スク
ラビング水移送−

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
原子炉圧力容器温度で300℃以上
フィルタ装置水位指示値が1,500mm以下
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度が171℃未満
フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃
以下
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

解釈
サプレッション・プール水位指示値が格納容器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達
原子炉圧力容器温度が格納容器内雰囲気放射線モニタの使用不能時における炉心損傷判断基準である300℃以上
フィルタ装置水位指示値がフィルタ装置スクラ
ビング水補給開始の判断基準である1,500mm以下
原子炉格納容器内の圧力が格納容器ベント停止の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）未満
原子炉格納容器内の温度が格納容器ベント停止の判断基準である171℃未満
フィルタ装置スクラビング水温度指示値がフィルタ装置スクラビング水移送開始の判断基準である55℃以下
サプレッション・プール水位指示値が格納容器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達操作手順の解釈一覧（1／2）
手順
1.5.2.1
設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

操作手順記載内容−−

残留熱除去系海水系系統流量指示値の上昇

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圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原子炉格納容器内の温度が150℃
到達フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃
以下

フィルタ装置スクラビング水温度にてフィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃以下

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

1.5−172

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

1.5.2.2
フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸
送(b)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

フィルタ装置スク
ラビング水補給通常水位（水位低）である2,530mm以上
原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御

(c)

(d)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換残留熱除去系海水系系統流量指示値が約690m３ ／hまで上昇

サプレッション・プール水位指示値が外部水源による格納容器スプレイ停止の判断基準である
通常水位＋6.5mに到達
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が格納容器ベント開始の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達
原子炉格納容器内の圧力が格納容器ベント停止の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）未満
原子炉格納容器内の温度が格納容器ベント停止の判断基準である171℃未満
フィルタ装置水位指示値がスクラビング水補給
停止の判断基準である通常水位（水位低）である2,530mm以上
ドライウェル圧力等にて原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が不活性ガス（窒素）注入完了の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達
可燃性ガス濃度制御系が起動可能な圧力である
147kPa[gage]未満まで原子炉格納容器内の圧力が低下したことを確認
格納容器スプレイ開始の判断基準である原子炉
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

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(a)

解釈

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
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

操作手順の解釈一覧（2／2）
手順

1.5.2.2
フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替
熱輸送

操作手順記載内容
フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下

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

(e)

フィルタ装置スク
ラビング水移送

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
フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下
計器用空気系系統圧力指示値が約0.52MPa［gage］以下

1.5−173

1.5.2.2
フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸
送ｂ．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

サプレッション・プール水位指示値が格納容器
ベント判断基準である通常水位＋6.5mに到達−

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
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

1.5.2.3
サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替
熱輸送

ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保−

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）指
示値の上昇
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）指示値の上昇

ｂ．代替残留熱除去系
海水系による冷却水（海水）の確保−

残留熱除去系海水系系統流量指示値の上昇

解釈
フィルタ装置水位指示値がスクラビング水移送停止の判断基準である計測範囲下端である180mmまで低下
フィルタ装置水位指示値がスクラビング水補給
停止の判断基準である通常水位（水位低）である2,530mm以上
フィルタ装置水位指示値がスクラビング水移送停止の判断基準である計測範囲下端である180mmまで低下
計器用空気系系統圧力にて計器用空気系系統圧
力指示値が約0.52MPa［gage］以下
サプレッション・プール水位指示値が外部水源による格納容器スプレイ停止の判断基準である
通常水位＋6.5mに到達
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が格納容器ベント開始の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達
原子炉格納容器内の圧力が格納容器ベント停止の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）未満
原子炉格納容器内の温度が格納容器ベント停止の判断基準である171℃未満
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）指示値が約650m３ ／hまで上昇
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）指示値
が約40m３ ／hまで上昇
残留熱除去系海水系系統流量指示値が約690m３ ／hまで上昇

操作の成立性の解釈一覧
手順

操作の成立性記載内容
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
プレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達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

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
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

1.5−174

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
1.5.2.2
フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替
熱輸送

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
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
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
ｂ．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

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−
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
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
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

解釈
サプレッション・プール水位指示値が格納容器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達
サプレッション・プール水位指示値が格納容器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達
サプレッション・プール水位指示値が外部水源による格納容器スプレイ停止の判断基準である
通常水位＋6.5mに到達
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が格納容器ベント開始の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達
サプレッション・プール水位指示値が外部水源による格納容器スプレイ停止の判断基準である
通常水位＋6.5mに到達
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が格納容器ベント開始の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達
サプレッション・プール水位指示値が格納容器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達
サプレッション・プール水位指示値が格納容器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達
サプレッション・プール水位指示値が外部水源による格納容器スプレイ停止の判断基準である
通常水位＋6.5mに到達
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が格納容器ベント開始の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達
サプレッション・プール水位指示値が外部水源による格納容器スプレイ停止の判断基準である
通常水位＋6.5mに到達
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が格納容器ベント開始の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達

添付資料1.5.8
手順のリンク先について

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.5.2.2(1)ａ．(b)フィルタ装置スクラビング水補給

・水源から接続口への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＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．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る送水

2．1.5.2.2(1)ａ．(e)フィルタ装置スクラビング水移送・水源から接続口への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による送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．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る送水
1.5−175

3．1.5.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手順＜リンク先＞

1.4.2.1(3)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

1.4.2.3(2)ａ．(a)残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
復旧後の原子炉除熱・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）並びに代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱手順＜リンク先＞

1.6.2.1(1)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.1(2)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.2(1)ａ．(a)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.2(1)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器
内へのスプレイ

1.6.2.2(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのス
プレイ

1.6.2.2(2)ａ．(b)

残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）復旧後のサプレッション・
プール水の除熱1.6.2.3(1)ａ．(a)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

1.5−176

1.6.2.3(1)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器
内へのスプレイ

1.6.2.3(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのス
プレイ

1.6.2.3(2)ａ．(b)

残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）復旧後のサプレッション・
プール水の除熱

・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＜リンク先＞

1.7.2.1(1)

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・可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度制御
手順＜リンク先＞

1.9.2.1(2)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

・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＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．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る送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順
1.5−177

＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．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淡水貯槽への補給（淡水／海水）
1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電・可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，窒素供給装置
用電源車，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設備として使用する可搬型代替低圧電源車への燃料給油手順1.5−178

＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.5−179

1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
＜

目

1.6.1

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(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
ｂ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ⅱ)

代替格納容器スプレイⅲ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(b)

サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

復旧

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ⅱ)

代替格納容器スプレイⅲ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(b)

サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

復旧

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｄ．手順等
目−1

1.6.2

重大事故等時の手順

1.6.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へ
のスプレイ

(2)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.2(1)

炉心の著しい損傷防止のための対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(a)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ

ｂ．代替格納容器スプレイ(a)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へ
のスプレイ

(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）(c)

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(d)

補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

ｄ．重大事故等時の対応手段の選択(2)

サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧
(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内へのスプレイ目−2(b)残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
1.6.2.3(1)

原子炉格納容器破損を防止するための対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(a)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ

ｂ．代替格納容器スプレイ(a)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へ
のスプレイ

(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）(c)

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(d)

補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

ｄ．重大事故等時の対応手段の選択(2)

サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧
(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内へのスプレイ(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
目−31.6.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.6.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.6.2

自主対策設備仕様

添付資料1.6.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.6.4

重大事故対策の成立性
1．代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格
納容器内へのスプレイ（淡水／海水）(1)

代替格納容器スプレイ冷却系（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
大型ポンプによる送水（淡水／海水）

(2)

系統構成

2．消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
(1)

系統構成

3．補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ(1)
添付資料 1.6.5

系統構成

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプ
レッション・プール水の除熱における手順着手の判断基準の設定根拠について添付資料1.6.6

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料1.6.7

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

添付資料1.6.8

格納容器スプレイフロー図

添付資料1.6.9

解釈一覧

添付資料1.6.10

手順のリンク先について

目−4

1.6

原子炉格納容器内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、設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、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。

２

発電用原子炉設置者は、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並びに放射性物質の濃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。

【解釈】
１

第１項に規定する「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」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃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）炉心の著しい損傷を防止するための原子炉格納容器の冷却等ａ）設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、格納容器スプレ
イ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。
（２）原子炉格納容器の破損を防止するための原子炉格納容器の冷却等
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1.6−1

防止するため、格納容器スプレイ代替注水設備により、原子炉格納容
器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能は，残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の冷却機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，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する。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合においても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並びに放射性物質の濃度を低下させ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。

1.6.1

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
炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる必要がある。また，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並びに放射性物質の濃度を低下させる必要がある。原子炉格納容器内を冷却するための設計基準事故対処設備として，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ
並びにサプレッション・チェンバを設置している。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するた
1.6−2

めに，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（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
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.6−1図）。
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 ※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。

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四十九条及び技術基準
規則第六十四条（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を明確
にする。
(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，フロントライン系故障として，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）ポンプの故障による機能喪失を想定する。また，サポート系
故障として，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失を想定する。
設計基準事故対処設備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，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，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1.6
1.6−3

−1表に整理する。
ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が健全であれ
ば重大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ
・原子炉格納容器
・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
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・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
・非常用交流電源設備
1.6−4

・燃料給油設備
ｂ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止す
るため，残留熱除去系が有する原子炉格納容器内の除熱機能を代替することを目的に設置した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。なお，代替循環冷却系の水源は，内部水源であるサプレッション・チェンバを用いる。

(ⅰ)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の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
・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・スプレイヘッダ
・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（代替残留熱除去系海水系として
使用）
1.6−5

・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅱ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の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
・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・スプレイヘッダ
・原子炉格納容器
・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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

代替格納容器スプレイ
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，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において炉心の著しい損傷を防止するため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替格納容器スプレイ冷却
1.6−6

系（可搬型），消火系及び補給水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。なお，代替格納容器スプレイの
水源は，外部水源を用いる。
(ⅰ)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却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・代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ
・原子炉格納容器
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅱ)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
内の冷却
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却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（代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽
1.6−7

・ホース
・低圧代替注水系配管・弁・代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ
・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
・燃料給油設備
なお，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格
納容器内の冷却は，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)

消火系による原子炉格納容器内の冷却消火系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・電動駆動消火ポンプ
・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・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ
・原子炉格納容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
1.6−8

(ⅳ)

補給水系による原子炉格納容器内の冷却補給水系による原子炉格納容器内の冷却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・スプレイヘッダ
・原子炉格納容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅲ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合において，原子炉運転中に原子炉格納容器内のガスを循環し冷却するドライウェル内
ガス冷却装置により原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する手段がある。

(ⅰ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱
ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・ドライウェル内ガス冷却装置送風機
1.6−9

・ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル
・原子炉格納容器
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備
代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱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・スプレイヘッダ，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給油設備は重大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除熱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，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給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧代替注水系配管・弁，代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁，残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ，原子炉格納容器，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
備として位置付ける。
1.6−10代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備のうち，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ，代替格納容器スプ
レイ冷却系（可搬型）として使用する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，代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁，残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ，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。
（添付資料1.6.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプが故障により機能喪失した場合においても，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（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。
1.6−11

・電動駆動消火ポンプ，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ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。
・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ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。
・ドライウェル内ガス冷却装置
通常運転中に原子炉格納容器内のガスを循環し冷却することで，ドライウェル内の電気的及び機械的構造物を熱により劣化させないようにするための設備であるため，重大事故等時は原
子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる十分な能力を確保していない。また，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉格納容器内への原子炉補機冷却水の通水及びドライウェル内ガス冷却装置送風機の起動が可能である場
合，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する手段として有効である。
なお，ドライウェル内ガス冷却装置送風機が停止している場
合においても，原子炉補機冷却水の通水を継続することにより，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルのコイル表面で蒸気を凝縮することが可能であり，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和することが可能である。
（添付資料 1.6.2）
1.6−12

(b)サポート系故障時の対応手段及び設備
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段
及び設備は以下のとおり。

ⅰ)

復旧
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が全交
流動力電源喪失により使用できない場合には，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。）を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２
Ｄへ電源を供給するとともに，残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用
海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）を復旧し，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。
また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）が残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合には，緊急用海水ポンプ又は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で冷却水を確保することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を復旧し，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。
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
1.6−13

に燃料を給油し，電源及び冷却水の供給を継続することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を十分な期間，運転継続することが可能
である。
(ⅰ)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ
・原子炉格納容器
・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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時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」にて整理する。
1.6−14

(ⅱ)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプ
レッション・プール水の除熱
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプ
レッション・プール水の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・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（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時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」にて整理する。
ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内の除熱で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ（海水冷却），サプレッション・チェンバ，残留熱除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ，原子炉格納容器，
1.6−15

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給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ（海水冷却），サプレッション・チェンバ，残留熱除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ，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。
（添付資料1.6.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
が全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合においても，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を復旧
し，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（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
1.6−16

故シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が使用可能であれば，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。
（添付資料1.6.2）
ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)ⅰ)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失
した場合に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並びに放射性物質の濃度を低下させる手段がある。なお，代替循環冷却系の水源は，内部水源であるサプレッション・チェンバを用いる。
この対応手段で使用する設備は，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)(ⅰ)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱」及び「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)(ⅱ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」にて選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅱ)

代替格納容器スプレイ
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失
した場合に原子炉格納容器の破損を防止するため，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型），
1.6−17

消火系及び補給水系により原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる手段がある。なお，代替格納容器ス
プレイの水源は，外部水源を用いる。
これらの対応手段で使用する設備は，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」にて選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅲ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失
し，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合において，原子炉運転中に原子炉格納容
器内のガスを循環し冷却するドライウェル内ガス冷却装置により原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する手段がある。
この対応手段で使用する設備は，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅲ)

ドライ

ウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱」にて選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)(ⅰ)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱」，「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)(ⅱ)代替循環冷却系
による原子炉格納容器内の除熱」及び「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅱ)

代替

格納容器スプレイ」で使用する設備における重大事故等対処設備の位置付けは，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様である。
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1.6−18

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。
（添付資料1.6.1）
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，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃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（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉格納容器内を除熱し，放射性物
質の濃度を低下させる手段として有効である。
・電動駆動消火ポンプ，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ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却し，放射性物質の濃度を低下させる手段として有効である。
・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ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却し，放射性物質の濃度を低下させる手段として有効である。
・ドライウェル内ガス冷却装置
通常運転中に原子炉格納容器内のガスを循環し冷却すること
1.6−19で，ドライウェル内の電気的及び機械的構造物を熱により劣化させないようにするための設備であるため，炉心の著しい損傷防止，及び原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる十分な能力を確保していない。また，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機
能維持を担保できないが，原子炉格納容器内への原子炉補機冷却水の通水及びドライウェル内ガス冷却装置送風機の起動が可能である場合，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する手段として有効である。
なお，ドライウェル内ガス冷却装置送風機が停止している場
合においても，原子炉補機冷却水の通水を継続することにより，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルのコイル表面で蒸気を凝縮することが可能であり，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和することが可能である。
（添付資料 1.6.2）(b)サポート系故障時の対応手段及び設備
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段
及び設備は以下のとおり。

ⅰ)

復旧
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）が全交流動力電源喪失により使用できない場合には，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緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／Ｃ
からＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給するとともに，残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海1.6−20水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保する
ことにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を復旧し，原子炉格納容
器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる手段がある。
また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）が残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合には，緊急用海水ポンプ又は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で冷却水を確保することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を復旧し，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる手段がある。
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
へ燃料を給油し，電源及び冷却水の供給を継続することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を十分な期間，運転継続することが可能である。
これらの対応手段で使用する設備は，「1.6.1(2)ｂ．(b)ⅰ)

復旧」で選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.6.1(2)ｃ．(b)ⅰ)

復旧」で使用する設備における重大事故等対処設備の位置付けは，「1.6.1(2)ｂ．(b)ⅱ)
設備と自主対策設備」と同様である。
1.6−21

重大事故等対処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。
（添付資料1.6.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
が全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合においても，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を復旧
し，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃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（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が使用可能であれば，原子炉格納容器内を除熱し，放射性物質の濃度を低下させる手段として有効である。
（添付資料1.6.2）
ｄ．手順等
上記「ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備」，「ｂ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備」及び「ｃ．原1.6−22

子炉格納容器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設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.6−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.6−2表，第1.6−3表）。
※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。
（添付資料1.6.3）

1.6.2

重大事故等時の手順

1.6.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系ポンプを起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
原子炉格納容器内へのスプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，原子炉格納容器内へのスプレイの起動／停止を行う。
ａ．手順着手の判断基準
原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達 ※１ した場合に1.6−23

おいて，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
※1：「原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第1.6−4表）に達した場合。
ｂ．操作手順残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器
内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（第1.6−4表）に従い実施する（残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順も同様。）。
概要図を第1.6−2図に，タイムチャートを第1.6−3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系
ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上である
ことを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基
準（第1.6−4表）に従い原子炉格納容器内のスプレイ先を選択
し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉
格納容器内へのスプレイの開始を指示する。
④ ａ Ｄ／Ｗスプレイ又はＳ／Ｃスプレイの場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。
④ ｂ Ｄ／Ｗスプレイ及びＳ／Ｃスプレイの場合
1.6−24

運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及び残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス
弁を閉とする。
⑥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残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下及び原子炉格納容器内の温度の低下により確認し，発電長に報告する。なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。
⑦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停止の判断基準（第1.6−4表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止し発電長に報告する。その後，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第1.6−4表）に再度到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開し発電長に報告する。なお，
原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉注水が必要となった
場合は，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｃスプレイ弁を閉とした後，残留熱除去系Ａ系注入弁を開とし，原子炉注水を実施する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応は運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで7分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.6−25

なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の起動に必要となる
残留熱除去系海水系ポンプによる冷却水確保の所要時間は4分以内と想
定する。
(2)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系ポンプを起動し，サプレッション・プール水の除熱を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッショ
ン・チェンバ雰囲気温度指示値が82℃以上に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
（添付資料1.6.5）
ｂ．操作手順残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッ
ション・プール水の除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系によるサプレッション・プール水の除熱手順も同様。）。
概要図を第1.6−4図に，タイムチャートを第1.6−5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系
ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上である
ことを確認した後，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却1.6−26系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系テスト弁を開とする。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス
弁を閉とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プール水の除熱が開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇及びサプレッション・
プール水の温度の低下により確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応は運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱開始まで2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の起動に必要となる残留熱除去系海水系ポンプによる冷却水確保の所要時間は4分以内と想定する。
1.6.2.2(1)

炉心の著しい損傷防止のための対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため，代替循環冷却系により原子炉格納1.6−27

容器内の除熱を実施する。
原子炉格納容器内へのスプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，原子炉格納容器内へのスプレイの起動／停止を行う。なお，常設低圧代替注水系ポンプ又は西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系は残留熱除去系Ｂ系配管を用いるため，残留熱除去系Ｂ系配管を使用しない
代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を優先して使用する。
(a)ⅰ)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
手順着手の判断基準
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によりサプレッ
ション・プール水の除熱ができず，サプレッション・プール水温度
指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度指示
値が82℃以上に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系によるサプレッション・プール水の除熱手順も同様。）。
概要図を第1.6−6図に，タイムチャートを第1.6−7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系によるサプレッション・プール水の除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系によるサプレ
ッション・プール水の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）出口弁及び残留熱除去系熱1.6−28交換器（Ａ）バイパス弁の電源切替え操作を実施し，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）バイパス弁の表示灯が点灯した
ことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系によるサプレ
ッション・プール水の除熱に必要なポンプ，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すると
ともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水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，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作
スイッチを隔離する。
⑥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）バイパス弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口
弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開とする。
⑧運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の開始を指示する。
⑩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
1.6−29［gage］以上であることを確認した後，サプレッション・プー
ル水の除熱が開始されたことを代替循環冷却系ポンプ出口流量の上昇及びサプレッション・プール水の温度の低下により確認
し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，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サプレッション・プール水の除熱開始まで24分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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(b)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ
手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により原子炉格納容器内の除熱ができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達した場
合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場
合。

ⅱ)

操作手順
1.6−30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へのスプレイ手順も同様。）。ただし，原子炉格納容器内へのスプ
レイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（第1.6−4表）に従い実施する。また，原子炉格納容器
内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第1.6−6表）に従い実施する。
概要図を第1.6−8図に，タイムチャートを第1.6−9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準備を指示する。
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
格納容器内へのスプレイ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Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施し，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Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
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
格納容器内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より確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
④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
1.6−31

器内へのスプレイの系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作
スイッチを隔離する。
⑥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）バイパス弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口
弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開とする。
⑧運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容
器内へのスプレイの系統構成が完了したことを報告する。
⑨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。
⑩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。
⑪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Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁を開とした後，代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁を開とするとともに，代替循環冷却系Ａ系テスト弁を閉とする。
⑬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の低下及び原子炉格納容器内の温度の低下により確認し，発電長に報告する。
1.6−32

⑭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制
御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従い，連続スプレイによる原子炉格納容器内へのスプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのス
プレイを停止し発電長に報告する。その後，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達した
場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開し発電長に報告する。なお，代替循環冷却系の水源は内部水源であるため，サプレッション・プールの水位上昇を考慮不要であることから流量調整は実施しない。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，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格納容器内へのスプレイ開始まで41分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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

ｂ．代替格納容器スプレイ
1.6−33

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，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において炉心の著しい損傷を防止するため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替格
納容器スプレイ冷却系（可搬型），消火系及び補給水系による原子炉格
納容器内へのスプレイを実施する。
原子炉格納容器内へのスプレイ開始後は，外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・プール水位の上昇を考慮し，原子炉格納容器内へのスプレイの流量調整又は起動／停止を行う。
なお，代替格納容器スプレイ冷却系（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る原子炉格納容
器内へのスプレイは，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイと同時並行で準備を開始する。
(a)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へ
のスプレイ

ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）並びに代替循環冷却系により原子炉格納容器内の除熱ができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達した場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ開1.6−34

始，停止の判断基準（第1.6−4表）に従い実施する。また，原子炉
格納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第1.6−6表）に従い実施する。
概要図を第1.6−10図に，タイムチャートを第1.6−11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプ
レイの準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な残留熱除去
系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除
去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイに必要なポンプ，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する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｂ）の操作
スイッチを隔離する。
⑤運転員等は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の使用モードを選択し，代替格納容器スプレイ冷却系（常1.6−35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。
⑧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，
代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁が自動開したことを確認する。
⑨運転員等は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の起動が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの開始を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁を開とし，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）の上
昇，原子炉格納容器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の温度の低下及び原子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
⑫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制
御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従い，制御範囲内で連続スプレイによる原子炉格納容器内へのスプレイの制御を実施
し発電長に報告する。また，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止し発電長に報告する。その後，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達し，サプレッション・プール水位指示値が原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達し1.6−36

ていない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開し発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで11分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）並びに代替循環冷却系，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系及び補給水系により原子炉格納容器内へのスプレイができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達した場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。ただし，原子炉格納容器
内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ
開始，停止の判断基準（第 1.6−4 表）に従い実施する。また，原子炉格納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従い実施する。な
1.6−37

お，水源から接続口までの代替格納容器スプレイ冷却系（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。
概要図を第 1.6−12 図に，タイムチャートを第 1.6−13 図に示す
（残留熱除去系Ｂ系配管を使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格納容器内へのスプレイ
及び残留熱除去系Ａ系配管を使用する原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの手順は，手順⑩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低圧代替注水系配管・弁の接続口への代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（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代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備を指示する。
④発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｂ系配管又は残留熱除去系
Ａ系配管を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な残留熱除
去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレ
イ弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプ
1.6−38

レイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内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より確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｂ）又は残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作スイッチを隔離する。
⑧運転員等は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成を指示する。
⑩ ａ 残留熱除去系Ｂ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側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁を開とする。
なお，電源が確保できない場合，運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁を開とする。
⑩ ｂ 残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合
1.6−39

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，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁を開とする。
なお，電源が確保できない場合，運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁を開とする。
⑪運転員等は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイのための原子
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。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（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る送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替格納容器ス
プレイ冷却系（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。
⑯重大事故等対応要員は，代替格納容器スプレイ冷却系（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
注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，高所西
1.6−40側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を開とし，代替格納容器スプレイ冷却系（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。
⑰災害対策本部長代理は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（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連絡する。
⑱発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことの確認を指示する。
⑲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低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用）又は低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用）の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の温度の低下及び原子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
⑳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制
御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従い，原子炉格納容器
内へのスプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止し発電長に報告する。その後，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達し，サプレッション・プ
ール水位指示値が原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基
準（第 1.6−4 表）に到達していない場合は，原子炉格納容器
1.6−41

内へのスプレイを再開し発電長に報告する。
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格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）による原子炉格納容器内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。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（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，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（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分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：西側淡水貯1.6−42

水設備）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（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分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（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分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：西側
淡水貯水設備）1.6−43

・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，320分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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，代替格納容器スプレイ
冷却系（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。
（添付資料1.6.4）(c)ⅰ)

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）並びに代替循環冷却系及び代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内へのスプレイができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達した場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。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。

ⅱ)

操作手順
消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下の
1.6−44とおり。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開
は，原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（第1.6−4表）に従い実施する。また，原子炉格納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第1.6−6表）に従い実施する。
概要図を第1.6−14図に，タイムチャートを第1.6−15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格納容器内へのスプレイの準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉格納容器内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より確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成を指示する。
④運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑤運転員等は，発電長に消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に電動駆動消火ポンプ ※２ 又はディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，電動駆動消火ポンプ又はディーゼ
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，発電長に報告する。
⑧発電長は，運転員等に消火系による原子炉格納容器内へのスプ
1.6−45

レイの開始を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開とする。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。
⑪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残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容
器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の温度の低下及び原子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。
⑫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制
御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従い，連続スプレイによる原子炉格納容器内へのスプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのス
プレイを停止し発電長に報告する。その後，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達し，サプレッション・プール水位指示値が原子炉格納容器内へのス
プレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達していない場合
は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開し発電長に報告する。
なお，原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉注水が必要となった場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｃスプレイ弁を閉とした後，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開と1.6−46し，原子炉注水を実施する。
※2：常用電源が使用できる場合に，電動駆動消火ポンプを使用する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで58分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
（添付資料1.6.4）(d)ⅰ)

補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ
手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）並びに代替循環冷却系，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系により原子炉格納容器内へのスプレイができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達した場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている
場合。

ⅱ)

操作手順
補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開
1.6−47は，原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（第1.6−4表）に従い実施する。また，原子炉格納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第1.6−6表）に従い実施する。
概要図を第1.6−16図に，タイムチャートを第1.6−17図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系
による原子炉格納容器内へのスプレイの準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉格納容器内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より確認し，発電長に報告する。
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。
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する。
⑥重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フ
ランジの切り替えが完了したことを報告する。
⑦災害対策本部長代理は，発電長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを連絡する。
⑧発電長は，運転員等に補給水系による原子炉格納容器内へのス
プレイ系統構成を指示する。
⑨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を開とする。
1.6−48

⑩運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開とする。
⑫運転員等は，発電長に補給水系による原子炉格納容器内へのス
プレイの系統構成が完了したことを報告する。
⑬発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑭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した後，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に補給水系による原子炉格納容器内へのス
プレイの開始を指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。
⑰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残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の温度の低下及び原
子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。なお，補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ
は，流量調整が不可能である。
⑱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制
御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従い，連続スプレイによる原子炉格納容器内へのスプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へ
1.6−49

のスプレイを停止し発電長に報告する。その後，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到
達し，サプレッション・プール水位指示値が原子炉格納容器
内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達していない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開し発電長に報告する。
なお，原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉注水が必要となった場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｃスプレイ弁を閉とした後，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開とし，原子炉注水を実施する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから補給水系による原子炉格納容器
内へのスプレイ開始まで111分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
（添付資料1.6.4）

ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循
1.6−50環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合において，原子炉補機冷却水を通水後，ドライウェル内
ガス冷却装置送風機を起動して原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
ドライウェル内ガス冷却装置送風機を停止している場合においても，原子炉格納容器内への原子炉補機冷却水の通水を継続することにより，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルのコイル表面で蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）並びに代替循環冷却系による原子炉
格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合。

ⅱ)

操作手順
ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.6−18 図に，タイムチャートを第 1.6−19 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にドライウ
ェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱に必要な送風機，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，運転員等にドライウェル内ガス冷却装置による原子1.6−51

炉格納容器内の除熱の系統構成を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉補機冷却水系隔離弁，ドラ
イウェル内ガス冷却装置送風機原子炉補機冷却水系入口弁及びドライウェル内ガス冷却装置送風機原子炉補機冷却水系出口弁を開とし，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルへの冷却水
通水を開始する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置送風機の起動阻止信号が発信している場合は除外操作を実施する。
⑥運転員等は，発電長にドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の系統構成が完了したことを報告する。
⑦発電長は，運転員等にドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の開始を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置送風機を起動し，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉格納容器内の温度の上昇が緩和することを確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してからドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱開始まで10分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｄ．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1.6−24図に示す。
重大事故等時において，原子炉格納容器内へのスプレイが必要な場合
1.6−52

は，サプレッション・プールの水位上昇を抑制するため，内部水源であるサプレッション・チェンバを使用した設備を優先する。そのため，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場
合，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を実施する。
代替循環冷却系が使用できない場合は，外部水源である代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。内部水源を使用した設備が使用可能となったら，外部水源を使用した設備から内部水源を使用した設備へ切り替える。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用できない場合は，消火系，補給水系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉
格納容器内へのスプレイを実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（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る原子炉格納容器内へのスプレイは，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイと同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，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。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切替えに時間を要することから，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない
場合に実施する。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合は，原子炉補機冷却水を確保した後，ドライウェル
内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱を実施し，原子炉格納容
器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
1.6−53

（添付資料1.6.6，添付資料1.6.7）(2)

サポート系故障時の対応手順
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手順は以下のとおり。
ａ．復旧(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内へのスプレイ
全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，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残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は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により冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合
は，緊急用海水ポンプ又は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により冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
原子炉格納容器内へのスプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，原子炉格納容器内へのスプレイの起動／停止を行う。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
1.6−54

循環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，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を受電した後，緊急用Ｍ／
ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，原子炉格納容
器内へのスプレイ開始の判断基準に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保し，原子炉格納容器内へのスプレイ
開始の判断基準に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。ただし，原子炉格
納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのス
プレイ開始，停止の判断基準（第1.6−4表）に従い実施する（残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順も同様。）。
概要図を第1.6−20図に，タイムチャートを第1.6−21図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除
1.6−55

去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内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より確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動
し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［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，運転員等に原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第1.6−4表）に従い原子炉格納容器内へのスプレイ先を選択し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの開始を指示する。
⑥ ａ Ｄ／Ｗスプレイ又はＳ／Ｃスプレイの場合
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
弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。
⑥ ｂ Ｄ／Ｗスプレイ及びＳ／Ｃスプレイの場合
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
弁及び残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイ
パス弁を閉とする。
⑧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1.6−56

開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容
器内の圧力の低下及び原子炉格納容器内の温度の低下により確認し，発電長に報告する。なお，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。
⑨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停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止し発電長に報告する。その後，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開し発電長に報告する。
なお，原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉注水が必要となった場合は，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｃスプレイ弁を閉とした後，残留熱除去系Ａ系注入弁を開とし，原子炉注水を実施する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレ
イ開始まで7分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
1.6−57

・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱
全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱機能が喪失した場
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により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替
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により冷却水を確保し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱機能が喪失した場合は，緊急用海水ポンプ又は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により冷却水を確保し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・
プール水の除熱を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系を優先して使
用する。

ⅰ)

手順着手の判断基準
1.6−58

【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，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を受電した後，緊急用Ｍ／
ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェン
バ雰囲気温度指示値が82℃以上に到達した場合において，サプレッ
ション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保し，サプレッション・プール水温度
指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度指示
値が82℃以上に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
（添付資料1.6.5）
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプ
レッション・プール水の除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系によるサプレッション・プール水の除熱手順も同様。）。
概要図を第1.6−22図に，タイムチャートを第1.6−23図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除
去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の準備を指示する。
②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系によるサプレッション・プール水の除熱に
1.6−59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するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動
し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［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，運転員等に残留熱除去系（サプレッション・プール
冷却系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系テスト弁を開とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイ
パス弁を閉とする。
⑧運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プール水の除熱が開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇及びサプレッ
ション・プール水の温度の低下により確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル水の除熱開始まで2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，
1.6−60速やかに対応できる。
なお，残留熱除去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。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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
ｂ．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1.6−24図に示す。
全交流動力電源喪失時，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を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄを受電し，交流動力電源が確保され，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が復旧できる場合は，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を実施する。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Ｍ／Ｃ ２Ｃ及びＭ／Ｃ ２Ｄが受電できない場合は，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」又は「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を実施する。
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器
内へのスプレイ又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）に
1.6−61

よるサプレッション・プール水の除熱を実施する。緊急用海水ポンプが使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代
替注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を実施するが，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプの運転に時間を要することから，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)
代替格納容器スプレイ」の対応手段を並行して実施する。
なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）の復旧ができない場合には，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」又は「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を実施する。
（添付資料1.6.6，添付資料1.6.7）
1.6.2.3(1)

原子炉格納容器破損を防止するための対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
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（格納容器
スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプが故障により機能喪失し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合に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る原子炉格納容器内の除熱を実施する。
原子炉格納容器内へのスプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，原子炉格納容器内へのスプレイの起動／停止を
1.6−62

行う。
(a)
ⅰ)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
手順着手の判断基準
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によりサプレッ
ション・プール水の除熱ができない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱手順については，「1.6.2.2(1)ａ．(a)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱」の操作手順と同様である。
なお，概要図は第1.6−6図，タイムチャートは第1.6−7図と同様
である。

ⅲ)

操作の成立性
代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱の操作の成立性については，「1.6.2.2(1)ａ．(a)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱」の操作の成立性と同様である。

(b)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ
手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※３ において，残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）並びに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内の除熱ができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断
基準に到達 ※４ し，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
※3：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故
1.6−63

における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の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。
※4：「原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準（第1.6−5表）に達した場合。
ⅱ)

操作手順
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については，「1.6.2.2(1)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容

器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプ
レイ開始，停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。また，
原子炉格納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのス
プレイ制御に関する判断基準（第1.6−7表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6−8図，タイムチャートは第1.6−9図と同様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，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格納容器内へのスプレイ開始まで41分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
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
1.6−64

下のとおり。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・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
ｂ．代替格納容器スプレイ
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（格納容器
スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプが故障により機能喪失した場合に，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替格納容器スプレ
イ冷却系（可搬型），消火系及び補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
原子炉格納容器スプレイ開始後は，外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・プール水位の上昇を考慮し，格納容器スプレイの流量調整又は起動／停止を行う。
なお，代替格納容器スプレイ冷却系（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る原子炉格納容
器内へのスプレイは，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイと同時並行で準備を開始する。
(a)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へ
のスプレイ

ⅰ)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
により原子炉格納容器内の除熱ができず，原子炉格納容器内へのス
1.6−65

プレイ開始の判断基準に到達し，代替淡水貯槽の水位が確保されて
いる場合。
ⅱ)

操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順については，「1.6.2.2(1)ｂ．(a)代替格納容器

スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。原子炉格納容器内へのスプレ
イの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第1.6−7表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6−10図，タイムチャートは第1.6−11図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで11分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）ⅰ)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
1.6−66

並びに代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により原子炉格納容器内へのスプレイができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達し，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順については，「1.6.2.2(1)ｂ．(b)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）」の操作手順と同様である。ただし，原子炉格納容
器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレ
イ開始，停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。原子炉格
納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制
御に関する判断基準（第1.6−7表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6−12図，タイムチャートは第1.6−13図と同
様である。
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格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）による原子炉格納容器内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。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（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，215分以内と想定する。
1.6−67

【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（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分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（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分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（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分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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，代替格納容器スプレイ
冷却系（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
1.6−68

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。
（添付資料1.6.4）(c)ⅰ)

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
並びに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び代替循環冷却系により原子炉格納容器内へのスプレイができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達し，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。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。

ⅱ)

操作手順
消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順については，「1.6.2.2(1)ｂ．(c)

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，原子炉格納容器内へのスプ
レイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6−14図，タイムチャートは第1.6−15図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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，作業開始を判断してから消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで58分以内と想定する。
1.6−69中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
（添付資料1.6.4）(d)ⅰ)

補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ
手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
並びに代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替循環冷却系及び消火系により原子炉格納容器内へのスプレイができず，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達し，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順については，「1.6.2.2(1)ｂ．(d)補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，原子炉格納容器内へのス
プレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6−16図，タイムチャートは第1.6−17図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の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
1.6−70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格納容器
内へのスプレイ開始まで111分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，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。
（添付資料1.6.4）
ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱
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（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循環冷却系による原子炉格
納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合に，原子炉
補機冷却水を通水後，ドライウェル内ガス冷却装置送風機を起動して原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
ドライウェル内ガス冷却装置送風機を停止している場合においても，原子炉格納容器内への原子炉補機冷却水の通水を継続することで，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルのコイル表面で蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。

ⅰ)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
並びに代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納
容器スプレイができない場合。
1.6−71

ⅱ)

操作手順
ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.6.2.2(1)ｃ．(a)ドライウェル内ガス冷却装置

による原子炉格納容器内の除熱」の操作手順と同様である。
なお，概要図は第 1.6−18 図，タイムチャートは第 1.6−19 図と同様である。
ⅲ)

操作の成立性
ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の操作の成立性については，「1.6.2.2(1)ｃ．(a)ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱」の操作の成立性と同様である。
ｄ．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1.6−24図に示す。
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（格納容器
スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，原子炉格納容器
内の圧力及び温度上昇を抑えるため，外部水源であるが冷却水が不要であり短時間に原子炉格納容器内へのスプレイを開始することが可能な代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
代替循環冷却系の冷却水が確保された場合は，サプレッション・プー
ルの水位上昇を考慮するため，内部水源を使用した代替循環冷却系により原子炉格納容器内の除熱を開始し，外部水源を使用した代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイを停止す
1.6−72

る。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び代替循環冷却系が使用できない場合は，消火系，補給水系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（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る原子炉格納容器内へのスプレイは，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイと同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，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。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切替えに時間を要することから，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない
場合に実施する。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合は，原子炉補機冷却水を確保した後，ドライウェル
内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱を実施し，原子炉格納容
器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
（添付資料1.6.6，添付資料1.6.7）(2)

サポート系故障時の対応手順
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手順は以下のとおり。
ａ．復旧(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内へのスプレイ
炉心の著しい損傷が発生した場合において，全交流動力電源の喪失
1.6−73

により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容
器内の除熱機能が喪失した場合は，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残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，緊急用海水ポンプ又は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
により冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を供給することが可能となるＭ／Ｃ ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

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，全交流動力電源喪失時，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を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ
２Ｄの受電が完了し，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達した場合で，サプレッション・プールの水位が確保されて
1.6−74

いる場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保
し，原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準に到達した場合
で，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器
内へのスプレイ手順については，「1.6.2.2(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6−20図，タイムチャートは第1.6−21図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内へのスプレイの操作の成立性については，「1.6.2.2(2)ａ．
(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格

納容器内へのスプレイ」の操作の成立性と同様である。
(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレ
ッション・プール水の除熱機能が喪失した場合は，常設代替交流電源
1.6−75

設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去
系海水系ポンプ，緊急用海水ポンプ又は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により冷却水を確保し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プ
ール水の除熱を実施する。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
によるサプレッション・プール水の除熱機能が喪失した場合は，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を実施する。
原子炉格納容器内へのスプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，原子炉格納容器内へのスプレイの起動／停止を行う。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を供給することが可能となるＭ／Ｃ ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

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，全交流動力電源喪失時，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
1.6−76

用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ
２Ｄの受電が完了し，サプレッション・プール水温度指示値が32℃
以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が82℃以上に到達した場合で，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保
し，サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が82℃以上に到達した場合
で，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
（添付資料1.6.5）
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱手順については，「1.6.2.2(2)ａ．(b)
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッ
ション・プール水の除熱」の操作手順と同様である。
なお，概要図は第1.6−22図，タイムチャートは第1.6−23図と同
様である。

ⅲ)

操作の成立性
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱の操作の成立性については，「1.6.2.2(2)ａ．(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱」の操作の成立性と同様である。
1.6−77

ｂ．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1.6−24図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，全交流動力電源喪失時，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を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄを受電し，交流動力電源が確保され，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が復旧できる場合は，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格
納容器内へのスプレイ又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を実施する。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Ｍ／Ｃ ２Ｃ及びＭ／Ｃ ２Ｄが受電できない場合は，「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)(ⅰ)

代替

循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱」，「1.6.1(2)ｃ．
(a)ⅰ)(ⅱ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ」又は「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を実施する。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル水の除熱を実施する。緊急用海水ポンプが使用できない場合は，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により冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉
格納容器内へのスプレイ又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷
1.6−78却系）によるサプレッション・プール水の除熱を実施するが，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運転に時間を要することから，「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を並行して実施する。
なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）の復旧ができない場合には，「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」又は「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を実施する。
（添付資料1.6.6，添付資料1.6.7）
1.6.2.4

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。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「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。
常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，ドライウェル内ガス冷却装置送風機，残留熱除去系ポンプ，電動弁及び監視計
器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。
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，非常用交流電源設備，
1.6−79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時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.6−80事故

第1.6−1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，対処設備，手順書一覧（1／9）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原子炉格納容器内の除熱）
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

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
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
非常用交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

重大事故等 対処設 備

残留熱除去 系︵格 納容器ス プレ イ冷却系︶
による原子 炉格納 容器内の 除熱

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」
等
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

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
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
非常用交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

重大事故等 対処設 備

残留熱除去 系︵サ プレッシ ョン ・プール冷 却系︶によるサプレッション・プ ール水の除熱

設計基準事 故対処 設備

−

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」
等
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※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。

1.6−81

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／9）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
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

重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」
等
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

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 の除熱

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・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」
等
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設 備

フロントラ イン系 故障

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプ

重大 事故等 対処設 備

代替循環冷 却系に よる
サプレッシ ョン・ プール水 の除 熱

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・スプレイヘッダ
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

重大事故等対策要領※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。

1.6−82

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／9）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
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

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・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁
残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレ
イヘッダ
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」
等
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

代替格納容 器スプ レイ冷却 系︵ 可搬型︶に よる
原子炉格納 容器内 の冷却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・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁
残留熱除去系配管・弁・スプレイヘ
ッダ
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

手順書

重大 事故等 対処設 備

代替格納容 器スプ レイ冷却 系︵ 常設︶によ る
原 子炉 格 納 容 器 内 の 冷 却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」
等
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「1.5 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。

1.6−83

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／9）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

対処設備

電動駆動消火ポンプ
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・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」
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

ドライウェ ル内ガ ス冷却装 置に よる
原子炉格納 容器内 の除熱

ドライウェル内ガス冷却装置送風機
ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル
原子炉格納容器
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備 ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」
等

重大事故等対策要領

自主対策設 備

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・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※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

手順書

自主対策設 備補給水系に よる原 子炉格納 容器 内の冷却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

消 火 系 に よ る 原 子 炉 格納 容 器 内 の 冷 却

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｄ／Ｗ温度制御」
ＡＭ設備別操作手順書※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。

1.6−84

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／9）（炉心損傷前のサポート系故障時）
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

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」
等
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設 備残留熱除去 系︵サ プレッシ ョン ・プール冷 却系︶
復旧後のサ プレッ ション・ プー ル水の除熱

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
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

重大 事故等 対処設 備

残留熱除去 系︵格 納容器ス プレ イ冷却系︶
復旧後の原 子炉格 納容器内 の除 熱

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対処設備

重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」
等
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「1.5 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。

1.6−85

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／9）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
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

重大事故等対策要領

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

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

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 の除熱

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・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
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

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

自主対策設 備

フロントラ イン系 故障

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプ

重大 事故等 対処設 備

代替循環冷 却系に よる
サプレッシ ョン・ プール水 の除 熱

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・スプレイヘッダ
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

重大事故等対策要領※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。

1.6−86

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／9）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

対処設備

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）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

自主対策設 備消火系によ る原子炉 格納容器 内 の冷却

電動駆動消火ポンプ
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・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※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

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等

重大事故等対策要領

重大事故等 対処設備

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・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁
残留熱除去系配管・弁・スプレイヘ
ッダ
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

手順書

重大 事故等 対処設備

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・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁
残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレ
イヘッダ
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

代替格納容 器スプレ イ冷却系︵ 可搬型︶
による原子 炉格納容 器内の冷 却

フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

代替格納容 器スプレ イ冷却系 ︵ 常設︶による原子 炉格納容 器 内の冷 却

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

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：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。

1.6−87

対応手段，対処設備，手順書一覧（8／9）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
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
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・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※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

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

自主対策設 備

ドライウェ ル内ガ ス冷却装 置に よる
原子炉格納 容器内 の除熱

ドライウェル内ガス冷却装置送風機
ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル
原子炉格納容器
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備 ※３

手順書

自主対策設 備補給 水 系に よる 原 子炉 格納 容 器 内の冷 却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

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※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。

1.6−88

対応手段，対処設備，手順書一覧（9／9）（炉心損傷後のサポート系故障時）
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

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
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

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

自主対策設 備

重大事故等対策要領

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

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

自主対策設 備残留熱除去 系︵サ プレッシ ョン ・プール冷 却系︶
復旧後のサ プレッ ション・ プー ル水の除熱

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
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

重大 事故等 対処設 備

残留熱除去 系︵格 納容器ス プレ イ冷却系︶
復旧後の原 子炉格 納容器内 の除 熱

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対処設備

重大事故等対策要領※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。

1.6−89

第 1.6−2 表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／20）
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）1.6.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

操作

ＡＭ設備別操作手順書

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

水源の確保

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

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

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

1.6−90

監視計器一覧（2／20）
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）1.6.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(2) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」等

ＡＭ設備別操作手順書

操作

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温度

サプレッション・プール水温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

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

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

1.6−91

監視計器一覧（3／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(a) 代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

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

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出口流量
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

1.6−92

監視計器一覧（4／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(b) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

原子炉格納容器内の圧力

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

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

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

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−93

監視計器一覧（5／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

原子炉格納容器内の圧力

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

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

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

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位

サプレッション・プール水位

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）

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

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−94

監視計器一覧（6／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）

判断基準

原子炉格納容器内の圧力

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

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
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）

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

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位

サプレッション・プール水位

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）

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）「ＰＣＶ圧力制御」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−95

監視計器一覧（7／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(c) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

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
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）

補機監視機能
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

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

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

ＡＭ設備別操作手順書

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位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

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

判断基準

原子炉格納容器内の圧力操作

1.6−96

監視計器一覧（8／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(d) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

原子炉格納容器内の圧力

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

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
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）

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

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位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

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1.6−97

監視計器一覧（9／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a) ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

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

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

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｄ／Ｗ温度制御」

原子炉格納容器への注水量

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
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）

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−98

監視計器一覧（10／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

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

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）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力 1 号線電圧
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
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

水源の確保

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

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

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

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−99

監視計器一覧（11／20）
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）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(b) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱
サプレッション・プール水温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力 1 号線電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」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）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

ＡＭ設備別操作手順書

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

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

判断基準

原子炉格納容器内の温度操作

1.6−100

監視計器一覧（12／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(a) 代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
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
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力ＡＭ設備別操作手順書

水源の確保

サプレッション・プール水位

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

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出口流量
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

操作

1.6−101

監視計器一覧（13／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(b) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ

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
ＡＭ設備別操作手順書

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

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

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位

サプレッション・プール水位

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

1.6−102

監視計器一覧（14／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ

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温度

ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

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位

サプレッション・プール水位

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）

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

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−103

監視計器一覧（15／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）

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温度

ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
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

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位

サプレッション・プール水位

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）

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−104

監視計器一覧（16／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(c) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
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

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
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ＡＭ設備別操作手順書

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位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

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

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

操作

1.6−105

監視計器一覧（17／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(d) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ
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

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン）
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
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消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力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位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

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

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

操作

1.6−106

監視計器一覧（18／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a) ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

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

原子炉格納容器への注水量

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
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）

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

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

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−107

監視計器一覧（19／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

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

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）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力１号線電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

水源の確保

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

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

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

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.6−108

監視計器一覧（20／20）
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）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(b) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

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

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力１号線電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

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）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

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

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1.6−109

第 1.6−3 表

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
供給対象設備

給電元
給電母線

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

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。）

対象条文

弁

代替格納容器スプレイ冷却系【1.6】
原子炉格納容器内の冷却等のための手順等弁

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

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

代替循環冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

残留熱除去系

弁

弁

1.6−110

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

第 1.6−4 表

原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（炉心の著しい損傷防止のための対応）

手順書

代替格納容器
残留熱除去系
スプレイによる
による原子炉格納容
原子炉格納容器内へ
器内へのスプレイのスプレイ ※６
（内部水源）（外部水源）

ドライウェル圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で，原子炉水位（広帯域）指示値で3,790mm（原子炉水位Ｌ１）未満を経験し原子炉水位（燃料域）指示値で-1,118mm（原子炉水位Ｌ０）以上に維持されている場合

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で,24 時間継続した場合

−

−

Ｓ／Ｃ

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 98kPa［gage］以上で，24 時間継続した場合

Ｄ／Ｗ−

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合

Ｄ／Ｗ−

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）以上の場合﹁非常時運 転手順書 Ⅱ﹂
Ｄ ／Ｗ 温 度 制 御Ｓ／Ｐ温度 制 御

ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃に近接した場合

サプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が 104℃に近接した場合 ※３﹁非常時運 転手順書 Ⅱ﹂
Ｓ／Ｐ水位 制 御 ※ １

サプレッション・プール水位指示値が＋6.0m に近接した場合

※２

−

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

−

Ｄ／Ｗ

−

Ｓ／Ｃ ※７

Ｓ／Ｃ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

手順書

﹁非常時運 転手順書 Ⅱ﹂
Ｐ ＣＶ圧力 制 御・Ｄ ／Ｗ温度 制 御・Ｓ／Ｐ 温度制 御 ・Ｓ／Ｐ 水 位制 御﹁非常時運 転手順書 Ⅱ﹂
Ｐ ＣＶ 圧力 制 御炉心の著し い損傷防 止のため の 対応

原子炉格納容器内へのスプレイ開始の判断基準

代替循環冷却系による原子炉格納
容器内へのスプレ
イ ※４，５（内部水源）

原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準

以下のいずれかの条件でスプレイを停止する。
・サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合・ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度指示値が 65℃以下かつドライウェル雰囲
気温度指示値が 66℃以下
・サプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が 82℃未満まで低下した場合
・サプレッション・プール水位指示値が＋6.5m 以上の場合※1：原子炉冷却材喪失時，真空破壊弁の機能喪失前に原子炉格納容器内の圧力を低下させ，ドライウェルとサプレッション・チェンバの圧力を平衡にする。
※2：残留熱除去系（低圧注水系）が起動し発電用原子炉の冷却を実施している場合は，発電用原子炉の冷却を優先するが，サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）以上の場合は，残留熱除去系（低圧注水系）による発電用原子炉の冷却を停止
し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイを実施することにより，原子炉格納容器の健全性を維持する。
※3：サプレッション・チェンバ空間部を効果的に除熱するため，直接サプレッション・チェンバへスプレイを実施する。
※4：残留熱除去系による原子炉格納容器内へのスプレイが実施できない場合，代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
※5：代替循環冷却系は，Ｄ／Ｗのみ原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。残留熱除去系におけるＳ／Ｃスプレイの流量配分は，系統全流量に対して 5％相当であり，残留熱除去系よりも系統流量が少ない代替循環冷却系にてＳ／Ｃスプレイを実施してもスプレイによる除熱効果は低く，また，代替循環冷却系はサプレッション・プール水を循環することでサプレッション・プール水の除熱が可能であることから，Ｓ／Ｃスプレイを設計上考慮していない。
※6：残留熱除去系及び代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイが実施できない場合，代替格納容器スプレイによる原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
※7：消火系及び補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイに限る。

1.6−111

第 1.6−5 表

原子炉格納容器内へのスプレイ開始，停止の判断基準（原子炉格納容器破損を防止するための対応）

手順書

手段

原子炉格納容器内へのスプレイ開始
の判断基準

原子炉
圧力容器
破損前

原子炉
圧力容器
破損後

150

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

原子炉格納容器内へのスプレイ停止
の判断基準

内部水源

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 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合

代替循環冷却系

炉心損傷した場合において，原子炉注
水機能が喪失した場合

250

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

※１

外部水源

代替格納容 器スプレ イによる原子炉格納 容器内へ のスプレ イ﹁非常時運 転手順書 Ⅱ﹂
ＡＭ初期対 応﹁非常時運 転手順書 Ⅲ﹂
除熱︱１・ 除熱︱３

原子炉格納 容器破損を防止す る ための対応

代替循環冷 却系によ る
原子炉格納 容器内へ のスプレ イ

炉心損傷した場合

原子炉格納容器内へのスプレイ流量（m３ ／h）[最大流量]

ドライウェル圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で，原子炉水位（燃料域）指示値で-1,118mm（原子炉水位Ｌ０）以上に維持できず，炉心損
傷した場合，原子炉水位（燃料域）指示値で-1,118mm（原子炉水位Ｌ０）まで水位が回復した場合
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（自主対策設備：消火系，補給水系）

炉心損傷した場合

130

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

サプレッション・プール水位指示値が＋6.5m 以上の場合ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃未満及び原子炉圧力容器が健全である時，内部水源による格納容器スプレイが開始された場合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 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合

※１

内部水源

残留熱除去 系による原子炉格納 容器内へ のスプレ イ

残留熱除去系

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 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合

約 1,690

Ｓ／Ｃ
Ｄ／Ｗ（ ， は優先順位を示す。）

Ｄ／Ｗ
Ｓ／Ｃ（ ， は優先順位を示す。）

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 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合※1：①炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は，外部水源であるが冷却水が不要であり短時間に原子炉格納容器内へのスプレイを開始することが可能な代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
②代替循環冷却系の冷却水が確保された後は，サプレッション・プールの水位上昇により格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管が水没することを防止するため，内部水源を使用した代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイを実施し，外部水源を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止する。ただし，代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイを継続する。
③原子炉圧力容器破損又はドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃以上となった場合は，急激な原子炉格納容器内の圧力及び温度上昇を抑制するため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ及び代替循環冷却系による原子炉格
納容器内へのスプレイの同時スプレイを実施する。原子炉格納容器内の圧力及び温度上昇の抑制を実施した後は，サプレッション・プールの水位上昇により格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管が水没することを防止するため，外部水源を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。（第 1.6-7 表参照）

1.6−112

第 1.6−6 表

原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（炉心の著しい損傷防止のための対応）

手段

制御

手順書

外部水源

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（自主対策設備：消火系，補給水系）

制御範囲 ※１

制御停止の判断基準

原子炉格納容器内へのスプレイ流量（m３ ／h）

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合→

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合

150

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）以上の場合

サプレッション・チェンバ圧力指示値 279kPa［gage］（0.9Pd）〜217kPa［gage］（0.7Pd）

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 217kPa［gage］（0.7Pd）未満まで低下した場合
又は原子炉格納容器内へのスプレイ流量が 102m３／h 未満になった場合

130〜102※１（130※２ ）﹁非常時運 転手順書 Ⅱ﹂
Ｐ ＣＶ圧力 制 御内部水源

代替格納容 器スプレ イによる原子炉格納 容器内へ のスプレ イ

圧力制御

代替循環冷 却系に よ る
原 子炉 格 納 容 器 内へ のス プ レ イ

代替循環冷却系制御開始の判断基準※1：制御範囲内で原子炉格納容器内へのスプレイ流量を調整しながら連続スプレイを実施する。なお，消火系及び補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイは，原子炉格納容器内へのスプレイ流量の調整ができないため，間欠スプレイにて実施する。
※2：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）は，原子炉格納容器内へのスプレイ流量を 130m３ ／h 一定流量で原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。なお，状況により原子炉格納容器内へのスプレイ流量 130m３ ／h で間欠スプレイを実施する。

1.6−113

第 1.6−7 表

原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（原子炉格納容器破損を防止するための対応）
手段

制御

手順書

﹁非常時運 転手順書 Ⅲ﹂
除熱︱１・ ３

内部水源

制御範囲 ※１

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）
以上の場合

150

→

ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃以上
の場合

250

ドライウェル雰囲気温度指示値 171℃〜151℃

制御停止の判断基準

原子炉格納容器内へのスプレイ流量（m３ ／h）﹁非常時運 転手順書 Ⅲ﹂
除熱︱２

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（自主対策設備：消火系，補給水系）﹁非常時運 転手順書 Ⅲ﹂
除熱︱１・ ３

格納容器ス プレイ流 量制御

外部水源

代替格納容 器スプレ イによる原子炉格納 容器内へ のスプレ イ

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 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合

停止

代替循環冷却系による原子炉注水ができる場合に，ドライウェル圧力，サプ
レッション・チェンバ圧力及びドライ
ウェル雰囲気温度が低下傾向に転じた
場合

150

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 400kPa［gage］（1.3Pd）未満まで低下した場
合又は原子炉格納容器内へのスプレイ
流量 102m３ ／h 未満になった場合

130〜102（130※２ ）代替循環冷却系による原子炉注水ができる場合に，ドライウェル圧力，サプ
レッション・チェンバ圧力及びドライ
ウェル雰囲気温度が低下傾向に転じた場合130（停止 ※３ ）代替循環冷却系﹁非常時運 転手順書 Ⅲ﹂
除熱︱２

代替循環冷 却系によ る
原子炉格納 容器内へ のスプレ イ

制御開始の判断基準

原子炉格納容器内へのスプレイ流量（m３ ／h）[最大流量]

原子炉圧力容器破損

250→

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）
以上の場合

130

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 465kPa［gage］（1.5Pd）〜
400kPa［gage］（1.3Pd）

ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃以上
の場合

300

ドライウェル雰囲気温度指示値 171℃〜151℃

原子炉圧力容器破損

300→※1：制御範囲内で原子炉格納容器内へのスプレイ流量を調整しながら連続スプレイを実施する。なお，消火系及び補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイは，原子炉格納容器内へのスプレイ流量の調整ができないため，間欠スプレイにて実施する。
※2：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）は，原子炉格納容器内へのスプレイ流量を 130m３ ／h 一定流量で原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。なお，状況により原子炉格納容器内へのスプレイ流量 130m３ ／h で間欠スプレイを実施する。
※3：追加起動時

1.6−114

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

フロントライン系故障時の対応手段①：代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱②：代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱③：代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却④−1：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却【残留熱除去系Ａ系配管使用時】④−2：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却【残留熱除去系Ｂ系配管使用時】⑤：消火系による原子炉格納容器内の冷却⑥：補給水系による原子炉格納容器内の冷却⑦：ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱：フロントライン系：サポート系

原子 炉格 納 容器 内の 冷却 機 能喪 失

④−2

④−1

③

⑥

⑤

⑦

④−2

④−1

配管 故障

③

②

①

⑦

⑥

⑤

④−2

⑦

④−1

③

⑥

⑤

＜配 管範 囲 ＞
サプ レッ シ ョン ・チ ェン バ 出口
〜各 ポン プ 入口 弁ま で
④−2

③

⑦

②

⑥

①

②

配管 ・弁 故 障

⑤

⑦

①

④−1

サプ レッ シ ョン ・チ ェン バ
配管 ・弁 故 障及び及び

熱交 換器 破 損

熱交 換器 破 損

＜配 管範 囲 ＞
残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ） 出口 逆止 弁
〜原 子炉 格 納容 器ま で

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ）機能 喪失

＜配 管範 囲 ＞
残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ） 出口 逆止 弁
〜原 子炉 格 納容 器ま で

※1

※1

ポン プ周 り故障

スト レー ナ
詰ま り

起動 操作 失 敗

配管 故障
＜配 管範 囲 ＞
各ポ ンプ 入 口弁
〜各 ポン プ 出口 逆止 弁ま で

自動 起動
信号 故障

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動源喪 失(交流電 源)

電源 喪失(直流 電 源)

※2

※5

※4

手動

第 1.6−1 図

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ）機能 喪失

機能喪失原因対策分析（1／2）

1.6−115

（略語）

（凡例）
：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応

Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ

サポート系故障時の対応手段⑧：残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱【全交流動力電源喪失時】⑨：残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱【残留熱除去系海水系機能喪失時】⑩：残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール
水の除熱【全交流動力電源喪失時】⑪：残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール
水の除熱【残留熱除去系海水系機能喪失時】：フロントライン系：サポート系

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失⑪⑨

駆動 源喪 失(交流 電 源)※3

※2

残留熱除 去 系海 水系 ポン プ
機能 喪失

配管 故障

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ出 口 〜放 水路 まで

ストレー ナ
詰ま り

ポン プ周 り
故障

⑩

弁故 障

起動 操作 失 敗

自動 起動
信号 故障

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※5

※4

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

⑧

外部 電源 系
故障

※5

非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機故 障手動
電源 喪失
(直流 電 源)

※4

配電盤
機能喪失

蓄電 池
機能 喪失

交流 電源 喪 失※3

第 1.6−1 図

機能喪失原因対策分析（2／2）
1.6−116

充電 装置 故 障

凡例
ポンプ

操作手順
④ ａ※１ ，④ ａ※２ ，④ ｂ※１ ，④ ｂ※２ ，⑦ ※１ ，⑦ ※２④ ａ ，④ ｂ※３ ，
⑦ ※３

記載例

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁名称
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁⑤

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁※４

残留熱除去系Ａ系注入弁

⑦

MO

弁

逆止弁

冷却水

○
：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.6−2 図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容
器内へのスプレイ

概要図
1.6−117

1

手順の項目
残留熱除去 系（格 納容器スプレイ 冷却系 ）による原子炉 格納容 器内へのスプレ イ

2

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）345

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

11

12

備考

残留熱除去 系（格 納容器ス プレイ 冷却系） による 原子炉格納 容器内 へのスプ レイ
7分
系統構成， スプレ イ開始操 作※1

1※1：残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイを示す。また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系による原子炉格納容器内へのスプレイについては，スプレイ開始まで 7 分以内と想定する。

第1.6−3図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器
内へのスプレイ

タイムチャート

1.6−118

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

操作手順

逆止弁

弁名称

④

残留熱除去系Ａ系テスト弁⑤

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

記載例

冷却水

○ ：操作手順番号を示す。

第 1.6−4 図

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレ
ッション・プール水の除熱
1.6−119

概要図

0.5

手順の項目
残留熱除去 系（サ プレッション・ プール 冷却系）による サプレ ッション・プー ル水の 除熱実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

1.5

経過時間（ 分）
2
2.5

3

3.5

4

4.5

備考

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン・ プール冷 却系） によるサプ レッシ ョン・プ ール水 の除熱
2分
系統構成， 除熱開 始操作※1

1※1：残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱を示す。また，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系によるサプレッション・プール水の除熱については，
除熱開始まで 2 分以内と想定する。

第1.6−5図

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッ
ション・プール水の除熱

タイムチャート

1.6−120

凡例
ポンプ

操作手順

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁⑥ ※２

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁⑥ ※３

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁

⑥

⑦ ※１
⑦
記載例

※２

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

弁名称

⑥ ※１

※４

MO

逆止弁

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁
代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁
代替循環冷却系Ａ系テスト弁

冷却水
設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6−6図

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
1.6−121

概要図

5

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

1015

経過時間（ 分）
20
25

30

35

40

45

備考

代替循環冷 却系に よるサプ レッシ ョン・プ ール水 の除熱
24 分
必要な負荷 の電源 切替え操 作

代替循環冷却系によるサプレッション・プー
ル水の除熱

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）系統構成，除熱開始

2※1※1：代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系によるサプ
レッション・プール水の除熱については，除熱開始まで 24 分以内と想定する。

第1.6−7図

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
チャート

1.6−122

タイム

凡例
ポンプ

操作手順
⑥ ※１
⑥

⑦

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

NO

窒素駆動

逆止弁

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁※４⑫ ※１ ，⑫ ※２
⑫ ※３
記載例

空気駆動

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁

※４

，⑫

AO

弁

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁

⑦ ※１
※２

電動駆動

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁

※２

⑥ ※３
⑥

弁名称

MO

冷却水

代替循環冷却系Ａ系テスト弁
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁

設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6−8図

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ
1.6−123

概要図

5

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

1015

経過時間（ 分）
20
25

30

35

代替循環冷 却系に よる原子 炉格納 容器内へ のスプ レイ

40

45

備考

41 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
代替循環冷却系による原子炉格納容器内への
スプレイ

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

系統構成
2

※1
スプレイ開 始操作

※1：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を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉
格納容器内へのスプレイについては，除熱開始まで 41 分以内と想定する。

第1.6−9図

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイャート

1.6−124

タイムチ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.6−125

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑧

※１

⑧

※２

記載例

弁名称

操作手順

常設低圧代替注水系系統分離弁
代替格納容器スプレイ注水弁

⑧
⑪

※１

※３

，⑪

弁名称
代替格納容器スプレイ流量調整弁※２

残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6−10図

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ

概要図

1

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（常 設）によ る原子 炉格納容器 内への スプレイ

11

12

備考

11 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内への
スプレイ

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第1.6−11図

2

系統構成，スプレイ開始操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ

タイムチャート

1.6−126

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.6−127

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑩

ａ※１

，⑩

ａ※２

弁名称
残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁⑩ ａ※３ ，⑩ ｂ※３

代替格納容器スプレイ注水弁⑩ ａ※４ ，⑩ ｂ※４

代替格納容器スプレイ流量調整弁

記載例

操作手順
⑩

ｂ※１

，⑩
⑯

ｂ※２

弁名称
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
原子炉建屋西側接続口の弁，高所西側接続口の弁，高所東側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6−12図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

170

180

190

200

210

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（可 搬型）に よる原 子炉格納容 器内へ のスプレ イ

実施箇所・ 必要要 員数

備考

220

215 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作

代替格納容 器スプ
レイ冷却系 （可搬型）による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイ（淡 水／海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷 卸し（中央制御 室操作）
（残留熱除 去系Ｂ系配管を使 用した
高所東側接 続口による原子炉 格納容器内へのス プレイの場合）

代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
ホース接続
送水準備， スプレ イ開始操 作

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（可 搬型）に よる原 子炉格納容 器内へ のスプレ イ

140

備考

150

140 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
代替格納容 器スプ
レイ冷却系 （可搬型）による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイ（淡 水／海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

西側淡水貯 水設備
からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷 卸し（中央制御 室操作）
（残留熱除 去系Ｂ系配管を使 用した
高所西側接 続口による原子炉 格納容器内へのス プレイ
の場合）

系統構成

重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ設置，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， スプレ イ開始操 作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は70m】

第1.6−13図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
内へのスプレイ（淡水／海水）

1.6−128

タイムチャート（1／4）

10

手順の項目

20

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）
（現場）

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

170

180

190

200

210

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（可 搬型）に よる原 子炉格納容 器内へ のスプレ イ

備考

220

215 分

移動，系統 構成
36

代替格納容 器スプ
レイ冷却系 （可搬型）による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイ（淡 水／海水）

運転員等
（重大事故 等対応要員 ）（現場）

3
代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷 卸し（現場操作 ）
（残留熱除 去系Ｂ系配管を使 用した
高所東側接 続口による原子炉 格納容器内へのス プレイの場合）

代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
ホース接続
送水準備， スプレ イ開始操 作

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（現場）
代替格納容 器スプ
レイ冷却系 （可搬型）による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイ（淡 水／海
水）

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

170

180

210

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（可 搬型）に よる原 子炉格納容 器内へ のスプレ イ

220

備考

230

215 分

移動，系統 構成3
6

運転員等
（重大事故 等対応要員 ）（現場）

3

西側淡水貯 水設備
からの送水

準備

（現場操作 ）
（残留熱除 去系Ｂ系配管を使 用した
高所西側接 続口による原子炉 格納容器内へのス プレイの場合）

20ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷 卸し
重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備 蓋開放，ポンプ設置 ，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， スプレ イ開始操 作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は 412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は 70m】

第1.6−13図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
内へのスプレイ（淡水／海水）

1.6−129

タイムチャート（2／4）

10

手順の項目

20

実施箇所・ 必要要 員数

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

490

500

510

520

530

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（可 搬型）に よる原 子炉格納容 器内へ のスプレ イ

備考

540

535 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作

代替格納容 器スプ
レイ冷却系 （可搬型）による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイ（淡 水／海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷 卸し（中央制御 室操作）
（残留熱除 去系Ａ系配管を使 用した
原子炉建屋 東側接続口による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイの場 合）代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， スプレ イ開始操 作

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
90
170

180

260

270

280

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（可 搬型）に よる原 子炉格納容 器内へ のスプレ イ

320

備考

330

320 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作

代替格納容 器スプ
レイ冷却系 （可搬型）による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイ（淡 水／海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

西側淡水貯 水設備
からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷 卸し（中央制御 室操作）
（残留熱除 去系Ａ系配管を使 用した
原子炉建屋 東側接続口による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイの場 合）系統構成

西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ 設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， スプレ イ開始操 作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は 542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は 881m】

第1.6−13図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
内へのスプレイ（淡水／海水）

1.6−130

タイムチャート（3／4）

10

手順の項目

20

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）
（現場）

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
170
180

490

500

510

520

530

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（可 搬型）に よる原 子炉格納容 器内へ のスプレ イ

備考

540

535 分

移動，系統 構成
36

代替格納容 器スプ
レイ冷却系 （可搬型）による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイ（淡 水／海水）

運転員等
（重大事故 等対応要員 ）（現場）

3
代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷 卸し（現場操作 ）
（残留熱除 去系Ａ系配管を使 用した
原子炉建屋 東側接続口による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイの場 合）代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， スプレ イ開始操 作

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
90
170

180

260

270

280

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（可 搬型）に よる原 子炉格納容 器内へ のスプレ イ

320

備考

330

320 分

移動，系統 構成

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

運転員等
（重大事故 等対応要員 ）（現場）

3

6
代替格納容 器スプ
レイ冷却系 （可搬型）による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイ（淡 水／海水）

ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷 卸し（現場操作 ）
（残留熱除 去系Ａ系配管を使 用した
原子炉建屋 東側接続口による 原子炉
格納容器内 へのス
プレイの場 合）西側淡水貯 水設備
からの送水

準備

西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ 設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， スプレ イ開始操 作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は 542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は 881m】

第 1.6−13 図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
内へのスプレイ（淡水／海水）

1.6−131

タイムチャート（4／4）

凡例
ポンプ

操作手順
④
⑨

※１

，⑨

残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁⑩，⑫ ※３

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁

⑫
記載例

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁⑩ ※１ ，⑩ ※２ ，⑫ ※１ ，⑫ ※２
※４

電動駆動

弁名称
補助ボイラ冷却水元弁

※２

MO

弁

逆止弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6−14図

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6−132

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

経過時間（ 分）4050

60

消火系によ る原子 炉格納容 器内へ のスプレ イ

58 分

20

30

70

80

90

備考

系統構成， スプレ イ開始操 作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

消火系による原子炉格
納容器内へ のスプ レイ

第1.6−15図

移動，系統 構成

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6−133

タイムチャート

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

⑨ ※１ ，⑨ ※２補給水系−消火系連絡ライン止め弁

⑩
⑪

※１

，⑪

補助ボイラ冷却水元弁※２

残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁⑯，⑱ ※３

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁

⑱
記載例

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁⑯ ※１ ，⑯ ※２ ，⑱ ※１ ，⑱ ※２
※４

MO

弁

逆止弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6−16図

補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6−134

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

補給水系に よる原 子炉格納 容器内 へのスプ レイ

120

130

140

150

備考

111 分
系統構成， スプレ イ開始操 作

1

移動
補給水系による原
子炉格納容器内へ
のスプレイ

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

重大事故等
対応要員

4

第 1.6−17 図

系統構成

移動，連絡 配管閉 止フラン ジ切替 え

補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ
ト1.6−135

タイムチャー

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

冷却水

1.6−136
操作手順

弁名称

操作手順
※４

④ ※１ ，④ ※２※３原子炉補機冷却水系隔離弁

弁名称

※６

④ ，④ ，④ ※８ ，④ ※１０

ドライウェル内ガス冷却装置送風機原子炉補機冷却水系出口弁※５④ ，④ ，
ドライウェル内ガス冷却装置送風機原子炉補機冷却水系入口弁④ ※７ ，④ ※９
記載例 ○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.6−18 図

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

概要図

1

手順の項目

ドライウェル内ガス冷
却装置による原子炉格
納容器内の 除熱実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.6−19 図

2

3

4

5

経過時間（ 分）67

8

9ドライウェ ル内ガ ス冷却装 置によ る原子炉 格納容 器内の除熱

10

11

12

備考

10 分

系統構成， 除熱開 始操作
1

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱タイムチャート

1.6−137

凡例
ポンプ

操作手順
⑥ ａ※１ ，⑥ ａ※２ ，⑥ ｂ※１ ，⑥ ｂ※２ ，⑨ ※１ ，⑨ ※２⑥ ａ ，⑥ ｂ※３ ，
⑨ ※３
⑦
⑨ ※４
記載例

MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁名称
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

弁

残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁

逆止弁

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁
冷却水

残留熱除去系Ａ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6−20図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

概要図1.6−138

1

手順の項目
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器
内へのスプ レイ実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

11

12

備考

残留熱除去 系（格 納容器ス プレイ 冷却系） 復旧後 の原子炉格 納容器 内へのス プレイ
7分
系統構成， スプレ イ開始操 作※1

1※1：残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイを示す。また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイについては，スプレイ開始まで 7 分以内と想定する。

第1.6−21図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

タイムチャート

1.6−139

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

操作手順

逆止弁

弁名称

⑥

残留熱除去系Ａ系テスト弁⑦

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

記載例

冷却水

○ ：操作手順番号を示す。

第 1.6−22 図

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプ
レッション・プール水の除熱
1.6−140

概要図

0.5

手順の項目

残留熱除去 系（サ プレッション・ プール 冷却系）復旧後 のサプ レッション・プ ール水 の除熱実施箇所・ 必要要 員数

11.5

経過時間（ 分）
2
2.5

3

3.5

4

4.5

備考

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン・ プール冷 却系） 復旧後のサ プレッ ション・ プール 水の除熱
2分
系統構成， 除熱開 始操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）※1

1

※1：残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系復旧後のサプレッション・プール水の除熱を示す。また，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系復旧後のサプレッション・プール水の除熱については，除熱開始まで 2 分以内と想定する。

第 1.6−23 図

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプ
レッション・プール水の除熱

1.6−141

タイムチャート第 1.6−24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／7）
1.6−142

第 1.6−24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／7）

1.6−143

第 1.6−24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／7）
1.6−144

炉心の著しい損傷防止のための対応手順
（凡例）

(1)

フロントライン系故障時の対応手段の選択：プラント状態：操作・確認

原子 炉格 納 容器 内の冷却 機能 喪 失：判断
：重大事故等対処設備①（5／7）より
代替 循環 冷 却系によ る原 子 炉格 納容
器内 への ス プレ イ

1.6−145

原子 炉格 納容器 内へ のスプ レイ 成 功

No

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②（5／7）よりYes

代替 格納 容 器スプレ イ
冷却 系(可搬 型)によ る
原子 炉格 納 容器内へ のスプ レイ

消火 系に よ る
原子 炉格 納 容器 内へ の
スプ レイ

No

Yes
代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系(常設 )に よる
原子 炉格 納 容器 内へ のスプ レイ

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 準 備 ※ １

原子 炉格 納容器 内へ のスプ レイ 成 功

Yes

原子 炉格 納容器 内へ のスプ レイ 成 功

原子 炉格 納容器 内へ のスプ レイ 成 功

No

No

Yes

補給 水系 に よる
原子 炉格 納 容器 内へ のスプ レイ

原子 炉補 機 冷却 水系によ る冷 却 水確 保No原子 炉格 納容器 内へ のスプ レイ 成 功YesNo

ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却装置 によ る
原子 炉格 納 容器 内の 除熱

Yes

原子炉格納容器内の冷却※1：代替格納容器スプレイ冷却系（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準備を代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイと同時並行で開始し，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順に従い，代替格納容器スプ
レイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ時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を使用する。

第 1.6−24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（4／7）

（凡例）

炉心の著しい損傷防止のための対応手順：プラント状態：操作・確認(2)

サポート系故障時の対応手段の選択：判断：重大事故等対処設備
残留熱除去系海水系機能喪失

全交流動力電源喪失

常設代替交流電源設備により緊急用Ｍ／Ｃ受電

緊急用海水系による
冷却水確保

No

緊急 用Ｍ ／ Ｃか ら
Ｍ／ Ｃ ２Ｃ ，２ Ｄ
受電 可能

冷却水確保可能代替残留熱除去系海水系による冷却水確保

Yes

Yes

1.6−146

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ又はサプレッション・プール水の除熱

原子 炉格 納 容器 内へ のス プ レイ又は サプ レ ッシ ョン ・プ ー ル水 の
除熱 成功

No

②
（4／7）へ

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ又はサプレッション・プール水の除熱

No

原子 炉格 納 容器 内へ のス プ レイ又は サプ レ ッシ ョン ・プ ー ル水 の
除熱 成功

No

Yes

Yes
原子炉格納容器内へのスプレイ又はサプレッション・プール水の除熱①（4／7）へ

第 1.6−24 図

原子炉格納容器内へのスプレイ又はサプレッション・プール水の除熱

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（5／7）①（4／7）へ原子炉格納容器破損を防止するための対応手順
(1)

（凡例）
：プラント状態

フロントライン系故障時の対応手段の選択：操作・確認
炉心 の著 し い損 傷が 発生：判断：重大事故等対処設備

原子 炉格 納 容器 内の冷却 機能 喪 失No

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③（7／7）よりYes
代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系(常設 )に よる
原子 炉格 納 容器 内へ のスプ レイ

1.6−147

原子 炉格 納容器 内へ のスプ レイ 成 功

Yes

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 準 備 ※ １ ， ※ ２No
原子 炉格 納容器 内へ のスプ レイ 成 功
代替 循環 冷 却系によ る原 子 炉格 納容 器
内へ のス プ レイ

原子 炉格 納容器 内へ のスプ レイ 成 功

Yes

No

Yes

原子炉格納容器内の冷却

代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系(可搬 型)によ る
原子 炉格 納 容器 内へ のスプ レイ

消火 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 内へ のスプ レイ 成 功NoYes

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 内へ のスプ レイ 成 功NoNo

原子 炉補 機 冷却 水系によ る冷 却 水確 保

ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却装置 によ る
原子 炉格 納 容器 内の 除熱

Yes※1：代替格納容器スプレイ冷却系（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準備を代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイと同時並行で開始し，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順に従い，代替格納容器スプ
レイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ時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を使用する。
※2：炉心損傷により屋外放射線量が高い場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を実施する。

第 1.6−24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（6／7）

原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(2)

サポート系故障時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態：操作・確認

炉心 の著 し い損 傷が 発生

炉心 の著 し い損 傷が 発生：判断：重大事故等対処設備
残留熱除去系海水系機能喪失

全交流動力電源喪失

常設代替交流電源設備により緊急用Ｍ／Ｃ受電

緊急用海水系による冷却水確保

1.6−148

NoNo

緊急 用Ｍ ／ Ｃか ら
Ｍ／ Ｃ ２Ｃ ，２ Ｄ
受電 可能

冷却水確保可能代替残留熱除去系海水系による冷却水確保

Yes

Yes
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ又はサプレッション・プール水の除熱

原子 炉格 納 容器 内へ のス プ レイ又は サプ レ ッシ ョン ・プ ー ル水 の除熱 成功

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ又はサプレッション・プール水の除熱

No

原子 炉格 納 容器 内へ のス プ レイ又は サプ レ ッシ ョン ・プ ー ル水 の
除熱 成功

Yes

No

Yes

③
（6／7）へ

原子炉格納容器内へのスプレイ又はサプレッション・プール水の除熱

第 1.6−24 図

原子炉格納容器内へのスプレイ又はサプレッション・プール水の除熱

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（7／7）③（6／7）へ添付資料1.6.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／7）
技術的能力審査基準（1.6）
【本文】
１ 発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、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。
２ 発電用原子炉設置者は、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並びに放射性物質の濃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。
【解釈】
１ 第 1 項に規定する「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」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃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）炉心の著しい損傷を防止するための原子炉格納容器の冷却等ａ）設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、格納容器ス
プレイ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

（２）原子炉格納容器の破損を防止するための原子炉格納容器の冷却等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、格納容器スプレ
イ代替注水設備により、原子炉格
納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

番号

①

−

②

設置許可基準規則（第49条）

技術基準規則（第64条）【本文】
１ 発電用原子炉施設には、設計基準
事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合
において炉心の著しい損傷を防止するため、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設備を設けなければならない。
２ 発電用原子炉施設には、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並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な設備を設けなければならない。

【本文】
１ 発電用原子炉施設には、設計基準
事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合
において炉心の著しい損傷を防止するため、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設備を施設しなければならない。
２ 発電用原子炉施設には、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並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な設備を施設しなければならない。

【解釈】
１ 第１項に規定する「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設備」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な設備」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設備をいう。

【解釈】
１ 第１項に規定する「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設備」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な設備」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設備をいう。

（１）重大事故等対処設備ａ）設計基準事故対処設備の格納容器スプレイ注水設備（ポンプ又は水源）が機能喪失しているものとして、格納容器スプレイ代替注水設備を配備すること。

（１）重大事故等対処設備ａ）設計基準事故対処設備の格納容器
スプレイ注水設備（ポンプ又は水源）が機能喪失しているものとして、格納容器スプレイ代替注水設備を配備すること。

ｂ）上記ａ）の格納容器スプレイ代替
注水設備は、設計基準事故対処設備に対して、多様性及び独立性を有し、位置的分散を図ること。

ｂ）上記ａ）の格納容器スプレイ代替
注水設備は、設計基準事故対処設備に対して、多様性及び独立性を有し、位置的分散を図ること。

（２）兼用ａ）第１項の炉心損傷防止目的の設備と第２項の格納容器破損防止目的の設備は、同一設備であってもよい。

（２）兼用ａ）第１項の炉心損傷防止目的の設備と第２項の格納容器破損防止目的の設備は、同一設備であってもよい。

番号

④

−

⑤

⑥

③

1.6−149−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／7）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

機器 名称

既設
新設

サプレッション・チェンバ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器

既設

残留熱除去系海水系ポンプ

既設

残留熱除去系海水系ストレーナ

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備

既設

残留熱除去系ポンプ

既設

サプレッション・チェンバ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

残留熱除去系海水系ポンプ

既設

残留 熱 除去 系海 水 系ス ト レーナ

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備既設①④

残留熱除去 系︵サ プレッシ ョン ・プール冷 却系︶によるサプレッション・プ ール水の除熱

既設

解釈
対応 番号

①④

残留熱除去 系︵格 納容器ス プレ イ冷却系︶
による原子 炉格納 容器内の 除熱

残留熱除去系ポンプ

自主対策 設 備

1.6−150

備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／7）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

機器 名称

既設
新設

残留熱除去系熱交換器

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

残留熱除去系海水系ポンプ

既設

残留熱除去系海水系ストレーナ

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水系ストレーナ

新設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

代替循環冷却系ポンプ新設

サプレッション・チェンバ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器

既設

残留熱除去系海水系ポンプ

既設

残留熱除去系海水系ストレーナ

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水系ストレーナ

新設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

−

手段

機器 名称

可搬型代替注水大型ポンプ−

可搬型代替注水大型ポンプ

1.6−151−

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器内の 除熱

既設

備考

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱

サプレッション・チェンバ①②③④⑤⑥

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器内の 除熱

新設

解釈
対応 番号

①②④

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱

代替循環冷却系ポンプ

自主対策 設 備−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／7）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
既設新設

常設低圧代替注水系ポンプ新設

電動駆動消火ポンプ

代替淡水貯槽新設

ディーゼル駆動消火ポンプ

低圧代替注水系配管・弁新設

代替格納容器スプレイ冷却
系配管・弁

新設

残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

可搬型代替注水中型ポンプ新設

常設代替交流電源設備

可搬型代替注水大型ポンプ新設

可搬型代替交流電源設備

西側淡水貯水設備新設

燃料給油設備代替淡水貯槽新設

復水移送ポンプ

ホース

新設

低圧代替注水系配管・弁新設

代替格納容器スプレイ冷却
系配管・弁

新設

残留熱除去系配管・弁・ス
プレイヘッダ

既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

可搬型代替交流電源設備−−

燃料給油設備1.6−152−−

ドライウェ ル内ガ ス
冷却装置に よる
原子炉格納 容器内 の除熱

−

−

手段

補給水系に よる原 子炉格納 容器 内の冷却①②③④⑤⑥

代替格納容 器スプ レイ冷却 系︵ 可搬型︶に よる原 子炉格納 容器 内の冷却−

備考

消火系による原子炉格納容 器内の冷却

代替格納容 器スプ レイ冷却 系︵ 常設︶によ る
原子炉格納 容器内 の冷却

−

解釈
対応 番号

①②③④⑤⑥

機器 名称

手段

−

自主対策 設 備

機器 名称

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備

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・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備
常設代替交流電源設備

ドライウェル内ガス冷却装
置送風機
ドライウェル内ガス冷却装
置冷却コイル
原子炉格納容器
非常用交流電源設備
燃料給油設備

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／7）
重大 事故 等 対処 設 備を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に 適合 する た めの 手 段
手段

サプレッション・チェンバ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器

既設

残留熱除去系海水系ポンプ

既設

残留熱除去系海水系ストレーナ

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水系ストレーナ

新設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

残留熱除去系ポンプ（海水
冷却）

既設

サプレッション・チェンバ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

残留熱除去系海水系ポンプ

既設

残留熱除去系海水系ストレーナ

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水系ストレーナ

新設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

手段

機器 名称

可搬型代替注水大型ポンプ−−

可搬型代替注水大型ポンプ

1.6−153−

残留熱除去 系︵格 納容器ス プレ イ冷却系︶
復旧後の原 子炉格 納容器内 の除 熱

既設備考

残 留 熱 除 去 系︵ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 ︶復旧後の原 子炉格 納容器内 の除 熱

残留熱除去系ポンプ（海水
冷却）

解釈
対応 番号

①④

残留熱除去 系︵サ プレッシ ョン ・プール冷 却系︶
復旧後のサ プレッ ション・ プー ル水の除熱

既設
新設

①④

残 留 熱 除 去 系︵ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 ︶復旧後の原 子炉格 納容器内 の除 熱

機器 名称

自主対策 設 備−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／7）
技術的能力審査基準（1.6）

適合方針【要求事項】
１ 発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、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。

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）ポンプが有する原子炉格
納容器内の除熱機能が喪失した場合において，炉心の著しい損傷を防止する手段として，常設低圧代替注水系ポン
プ，代替循環冷却系ポンプ及び代替格
納容器スプレイ冷却系（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。
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手段として，常設低圧代替注水系
ポンプ，代替循環冷却系ポンプ及び代替格納容器スプレイ冷却系（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，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備する。

２

発電用原子炉設置者は、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並びに放射性物質の濃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。

【解釈】
１ 第１項に規定する「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」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃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。

1.6−154−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／7）
技術的能力審査基準（1.6）

適合方針（１）炉心の著しい損傷を防止するための原子炉格納容器の冷却等ａ）設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、格納容器スプレイ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）ポンプが有する原子炉格
納容器内の除熱機能が喪失した場合において，炉心の著しい損傷を防止する手段として，格納容器スプレイ代替注
水設備である常設低圧代替注水系ポン
プ，代替循環冷却系ポンプ及び代替格
納容器スプレイ冷却系（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，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。
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手段として，格納容器スプレイ代
替注水設備である常設低圧代替注水系
ポンプ，代替循環冷却系ポンプ及び代替格納容器スプレイ冷却系（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，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備する。

（２）原子炉格納容器の破損を防止するための原子炉格納容器の冷却等
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、格納容器ス
プレイ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

1.6−155

添付資料1.6.2
自主対策設備仕様

機器名称

常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

可搬

Ｓクラス※１

約 1,320m３／h（1 台当たり）

約 140m

4台

電動駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 3.7m３／min

89m

1台

ディーゼル駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 4.3m３／min

90m

1台

ろ過水貯蔵タンク

常設

Ｃクラス

約 1,500m３−

1基

多目的タンク

常設

Ｃクラス

約 1,500m３−

1基

復水移送ポンプ

常設

Ｂクラス

145.4m３／h（1 台当たり）

85.4m

2台

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

約 2,000m３（1 基当たり）−

2基

ドライウェル内ガス冷却装置
送風機

常設

Ｂクラス

978m３／min（1 台当たり）−

5台

ドライウェル内ガス冷却装置
冷却コイル

常設

Ｂクラス

330.3kW
（1 基当たり）−

5基※1：Ｓクラスの機能維持

1.6−156

添付資料1.6.3

1.6−157
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.6−158

添付資料 1.6.4
重大事故対策の成立性

1．代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）(1)

代替格納容器スプレイ冷却系（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る送水（淡水／海水）
ａ．操作概要代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイが必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，代替格納容器スプ
レイ冷却系（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原子炉格納容器に送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイとして，最長時間を要する代替淡水貯槽から残留熱除去系Ａ系
配管による原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る1.6−159

時間は535分以内）※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：20分 ※２ （対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：475分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分※2：ホース敷設準備は，系統構成と並行して行うため，所要時
間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：代替格納容器スプレイ冷却系（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からのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続
1.6−160

可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備
はなく，十分な作業スペースを確保している。
連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.6−161

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.6−162

(2)系統構成
ａ．操作概要代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイが必要な状況で，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない場合，残留熱除去系Ｂ系配管によ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を使用した原子炉格納容器内へのスプレ
イの場合においては，原子炉建屋原子炉棟地上 1 階及び原子炉建屋原子炉棟地上 2 階まで移動するとともに，現場での人力による操作により系統構成を実施し，代替格納容器スプレイ冷却系（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原子炉格納容器内へスプレイする。残留熱除去系Ａ系配管による原子炉建屋
東側接続口を使用した原子炉格納容器内へのスプレイの場合は，原子炉
建屋原子炉棟地上 4 階まで移動するとともに，現場での人力による操作により系統構成を実施し，代替格納容器スプレイ冷却系（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原子炉格納容器内へスプレイする。
ｂ．作業場所【残留熱除去系Ｂ系配管によ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を使用した原子炉格納容器内へのスプレイの場
合】
原子炉建屋原子炉棟地上1階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地
上2階（管理区域）【残留熱除去系Ａ系配管による原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉格納容器内へのスプレイの場合】
原子炉建屋原子炉棟地上4階（管理区域）
1.6−163ｃ．必要要員数及び所要時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイとして，最長時間を要する代替淡水貯槽から残留熱除去系Ａ系
配管による原子炉建屋東側接続口を使用した送水での現場の系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名）
所要時間目安：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は175分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）】
・移動：47分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上4階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：128分（操作対象4弁：原子炉建屋原子炉棟地上4階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：電動弁の手動ハンドルによる現場操作については，操作に工具等は必要とせず，手動弁と同様な操作であるため，容易に実施可能である。また，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。
1.6−164

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.6−165

2．消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系による原子炉格納容器内へのスプレイが必要な状況において，タービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉格納容器内
へスプレイする。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
消火系による原子炉格納容器内へのスプレイにおける，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：58分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は45分以内）所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：41分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：4分（操作対象1弁：タービン建屋地上1階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
1.6−166

移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

系統構成（補助ボイラ冷却水元弁）

1.6−167

3．補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイが必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプにより原子炉格納容器内へスプレイする。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階（管理区域）及びタービン建屋地
上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイにおける，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員4名）
所要時間目安：111分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は100分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：40分 ※３ （移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処
理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：25分（操作対象3弁：原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階）【重大事故等対応要員】
・移動：40分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建
1.6−168

屋廃棄物処理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
・連絡配管閉止フランジ切替え：35分※3：重大事故等対応要員の移動及び連絡配管フランジ切り替えと並行して行うため，所要時間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作及び一般的なフランジ切替え作業であり容易に実施可能である。また，操作対象弁及びフランジは操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室及び災害対策本部との連絡が可能である。

1.6−169

作業場所（全体）

連絡配管閉止フランジ

連絡配管閉止フランジ切替え訓練

系統構成（補給水系−消火系連絡ライン止め弁）

系統構成（補助ボイラ冷却水元弁）

1.6−170

添付資料 1.6.5
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル水の除熱における手順着手の判断基準の設定根拠について

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プ
ール水の除熱における手順着手の判断基準として，サプレッション・プール水
温度 32℃以上又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度 82℃以上としており，設定根拠の考え方について，以下に示す。
操作項目

判断基準

考え方

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール
水の除熱

サプレッション・プー
ル水温度：32℃以上

サプレッション・プール水温度が32℃を超えている場合に，逃がし安全弁等の動作により 49℃を超える可能性があることから，残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を開始する温度として 32℃を設定する。なお，サプレッション・プール水温
度 49℃はこの時点でＬＯＣＡが起きても原子炉蒸気の凝縮が行え
る 77℃を越えない温度である。

サプレッション・チェ
ンバ雰囲気温度：82℃
以上

サプレッション・チェンバ雰囲気
温度は局所温度であり，局部でもサプレッション・チェンバ設計温度 104℃を超えないようにするた
め，余裕をもって残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル水の除熱を開始する温度としてサプレッション・チェンバ雰囲気
温度 82℃を設定する。

1.6−171

添付資料 1.6.6
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系ポンプ

サ プ レ ッ シ ョン・プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は，補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の実施時期を早めることとなる ※ 。

1.6−172

一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし，その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器減圧及
び除熱の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷
却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施する手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する
対応方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順と
1.6−173

なる。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰囲
気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）のγ線線量率が，設計基準
事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操
作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ド1.6−174

ライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，
炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，格納容器下部水位を確実に約 1m 確保するた
めに常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施す
る手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装1.6−175

置による格納容器減圧及び除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり，運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.6−176

第 1 図 事故対応の流れ
1.6−177

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で水素及び酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.6−178

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点
で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage] 到達にて窒素供給停止（約 163 時間）

0.4(MPa[gage])
格納容器酸素濃度（ドライ条件） 4.0% 到達にてサプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第1図

格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの1.6−179

格納容器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となるため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度 ※ ）について
も，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.6−180

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0〜168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.6−181168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ
試験結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧
力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.6−182

第2表
フランジ部位

トップヘッドフランジ

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側

機器搬入用ハッチ
外側
サプレッション・チ

内側ェンバアクセスハッ
チ

(4)

外側

7日間（168時間）以降の格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容
器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.6−183

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0〜7 日

7 日〜14 日

14 日〜30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。
1.6−184

第4図(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格
納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケンスにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大
1.6−185

きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度については第5図に示すとおり150℃を超えない範囲で，また，格納容器圧力については第6
図に示すとおり1Pd程度（1Pd＋数十kPa※ ）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方
1.6−186

(6)7 日間（168 時間）以降の放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.6−187

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度
4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納
容器内への窒素注入操作（以下「窒素注入」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素注入及び格納
容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素注入の判断基準と作業時間について
窒素注入に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)

窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％(b)

窒素注入の開始基準：酸素濃度 4.0vol％「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 5 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が約 6 時間（約 360 分）確保できるため，起動準備
時間の 180 分に対して十分余裕があることが確認できる。

1.6−188

第5表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％約15時間

4.0vol％

約21時間

窒素注入準備の余裕時間

約6時間

ｂ．窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について
窒素注入及び格納容器ベントに係る実施基準，実施基準の設定根拠を第6表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計装誤差（約0.6vol％）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素注入及び格納容器ベントが実施可能である。

第6表

窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素注入開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値

酸素濃度3.5vol％（2.9vol％〜
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％〜
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％〜
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器ベントの開始基準の到達前を設定
計装誤差を踏まえても可燃限界
領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.6−189

添付資料 1.6.7
常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

1．常設低圧代替注水系ポンプの機能
常設低圧代替注水系ポンプは以下の 5 つの機能に期待している。
・原子炉水位を維持し炉心損傷の防止及び炉心損傷の進展を防止するための低圧代替注水機能
・格納容器の過圧・過温破損防止のための代替格納容器スプレイ機能
・格納容器内での溶融炉心の冷却のためのペデスタル（ドライウェル部）
注水機能
・格納容器のトップヘッドフランジ部からの漏えいを抑制するための格納容器頂部注水機能・使用済燃料プール水位を維持し燃料損傷を防止するための使用済燃料プール注水機能2．常設低圧代替注水系ポンプの機能確保について(1)

単一の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，各注水先の最大流量を包絡する注水量を確保できる設計としている。
常設低圧代替注水系ポンプにより注水する際の系統構成は，中央制御室からの遠隔操作により行い，現場操作は不要である。また，各注水先へ注水する際の操作の相違点は，開操作する弁の違いのみであり，各弁の操作も中央制御室からの遠隔操作が可能であることから，困難な操作はない。
このように，常設低圧代替注水系ポンプの単一の機能の確保については問題ないと考えられる。
1.6−190(2)複数の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，複数個所への同時注水を想定したものとなっており，想定する同時注水の組み合わせで必要流量が確保できる設計としている。また，想定する同時注水の組み合わせで，重大事故等による影響の緩和が可能であることを有効性評価にて示している。
①原子炉注水と格納容器スプレイ
大破断ＬＯＣＡが発生し，非常用炉心冷却系からの注水に失敗した場合，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを同時に実施する。この場合の最大流量の組み合わせは，原子炉注水 230m３ ／h，格納容器スプレイ 130m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却並びに格
納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制できることを有効性評価で確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。なお，上記以外の同時注水については，原子炉へは崩壊熱相当での注水となるため，上記注水
流量を超えることはない。
②原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）注水
大破断ＬＯＣＡが発生し非常用炉心冷却系からの注水に失敗し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に成功した場
合，原子炉水位Ｌ０到達後に格納容器スプレイを停止し，原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）の水張りを実施する。この場合の最大流量の組合せは，原子炉注水として崩壊熱相当の流量，ペデスタル（ドライウェ
ル部）の水張りとして 80m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却及びペデ
スタル（ドライウェル部）の必要水位を確保できることを有効性評価にて確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。
1.6−191

③格納容器スプレイとペデスタル（ドライウェル部）注水
原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器が破損する場合，格納容器スプレ
イとペデスタル（ドライウェル部）への注水を同時に実施する。この場合の最 大流量の 組 み合 わせ は， 格納 容 器ス プレイ 300m ３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水 80m３ ／h であるが，この条件で格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した
溶融炉心の冷却等ができることを有効性評価で確認するとともに，この流量を確保できる設計としている。
④その他注水先の組み合わせ
その他の組み合わせとして，格納容器頂部又は使用済燃料プールへの注
水が重畳することも考えられる。これら注水先へは，間欠的に注水を行い一定量の水位を維持するため，①，②及び③の最大流量の注水等と異なるタイミング又は系統の余力で注水等を行うため，対応が可能である。
また，複数の注水先に注水するための操作については，各注水先へ注水するための操作に必要な時間を考慮した有効性評価により，炉心冷却や溶融炉心の冷却等ができることを確認している。
以上より，常設低圧代替注水系ポンプの複数の機能の確保についても問題ないと考えられる。

3．常設低圧代替注水系ポンプの機能の冗長性について
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系及び代替循環冷却系を用いた手段に加え，アクセスルートの確保を確認した後であれば低圧代替
注水系（可搬型）によって機能を補うことも可能である。また，格納容器冷却については，代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬1.6−192型），ペデスタル（ドライウェル部）注水については格納容器下部注水系（可搬型），格納容器頂部注水については格納容器頂部注水系（可搬型），
使用済燃料プール注水については可搬型代替注水大型ポンプ及び可搬型代替
注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）によって機能を補うことも可能である。このように，常設低圧代替注水系ポンプの各機能については冗長性を持たせることで機能強化を図っている。

1.6−193

別添 1

常設低圧代替注水系ポンプ，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使用した複数個所への同時注水について

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水
大型ポンプを使用した注水については，原子炉，原子炉格納容器，ペデスタル（ドライウェル部），原子炉格納容器頂部及び使用済燃料プールを注水先として設計する。このため，重大事故等時において，複数の注水先に対して同時に必要流量を注水できるよう設計する。なお，各注水先への注水は弁の開操作のみで実施可能であるため，必要箇所への注水を継続しつつ，注水先を追加することが可能である。
有効性評価で考慮する同時注水パターンを第 1 表及び第 2 表に示す。
また，有効性評価における事象進展ごとの常設低圧代替注水系ポンプ，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注水先の組み合わせケースを第 3 表から第 7 表に示す。

1.6−194

第1表

有効性評価で考慮する常設低圧代替注水系ポンプを使用した同時注水
ケース
原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

49 条 ／ 1.6

51 条 ／ 1.8

53 条 ／
1.10

54 条 ／
1.11

230m３ ／ h

130m３ ／ h

−

−

−

−

300m３ ／ h80m３ ／ h−−

50m３ ／ h

130m３ ／ h−−

114m３ ／ h

ペデスタル

原子炉格納容器︵ドライウェル部︶

原子炉

第2表

47 条 ／ 1.4

有効性評価で考慮する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプを使用した同時注水ケース
原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

49 条 ／ 1.6

51 条 ／ 1.8

53 条 ／
1.10

54 条 ／
1.11

50m３ ／ h

130m３ ／ h−−−

50m３ ／ h

130m３ ／ h−−

16m３ ／ h

ペデスタル

原子炉格納容器︵ドライウェル部︶

原子炉
47 条 ／ 1.4

1.6−195

第3表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（炉心損傷前）54 条 ／
1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器53 条 ／
1.10

原子炉格納容器頂部

原子炉

51 条 ／ 1.8

ペデスタル

49 条 ／ 1.6︵ドライウェル部︶

47 条 ／ 1.4

初期注水段階

３378m ／ h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ ／ h

130m３ ／ h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／ h

130m３ ／ h−−

114m３ ／ h

原子炉格納容器ベント
段階

50m３ ／ h

−

−

−

−

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していない

対象事象：高圧・低圧注水機能喪失，ＬＯＣＡ時注水機能喪失

第4表

設計基準事故対処設備による原子炉注水成功後に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
47 条 ／ 1.4

49 条 ／ 1.6

51 条 ／ 1.8

使用済燃料プール

378m３ ／ h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ ／ h

130m３ ／ h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／ h

130m３ ／ h−−

114m３ ／ h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ ／ h

−

−

−

−

ペデスタル

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

1.6−196

原子炉格納容器

原子炉格納容器頂部

54 条 ／
1.11

原子炉︵ ドラ イ ウ ェ ル 部 ︶53 条 ／
1.10

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していない※崩壊熱除去機能（残留熱除去系が故障した場合）のケース

対象事象：崩壊熱除去機能喪失

第5表

全交流動力電源喪失（24 時間継続）時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を使用する場合
54 条 ／
1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器53 条 ／
1.10

原子炉格納容器頂部

原子炉

51 条 ／ 1.8

ペデスタル

49 条 ／ 1.6︵ドライウェル部︶

47 条 ／ 1.4

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

３110m ／ h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

50m３ ／ h

130m３ ／ h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／ h

130m３ ／ h−−

16m３ ／ h

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

対象事象：全交流動力電源喪失，津波浸水による注水機能喪失

第6表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（ＬＯＣＡ起因による
炉心損傷事象）53 条 ／
1.10

54 条 ／
1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器頂部

ペデスタル

原子炉格納容器51 条 ／ 1.8︵ドライウェル部︶

49 条 ／ 1.6

原子炉

1.6−19747 条 ／ 1.4

初期注水段階

230m３ ／ h

130m３ ／ h−−−

再冠水後制御段階 ※50m３ ／ h

130m３ ／ h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階 ※50m３ ／ h

130m３ ／ h−−

114m３ ／ h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ ／ h

−

−

−

−

備考

・ＬＯＣＡが発生し設計基準事故対処設備による注水に失敗し，炉心損傷に至った場合に，炉心の再冠水
並びに原子炉格納容器内温度及び圧力を抑制するためのケース
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量※代替循環冷却系を使用できない場合のケース

対象事象：雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損），水素燃焼

第7表

原子炉圧力容器破損時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合

47 条 ／ 1.4

49 条 ／ 1.6

原子炉

原子炉格納容器51 条 ／ 1.8

54 条 ／
1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器頂部

ペデスタル︵ドライウェル部︶53 条 ／
1.10

原子炉圧力容器破損段階−

300m３ ／ h80m３ ／ h−−

原子炉圧力容器破損段
階での対応後の段階−

130m３ ／ h80m３ ／ h−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階−−

80m３ ／ h−

114m３ ／ h

備考

・設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備による原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器の破損に至った場合に，原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制
並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却するためのケース
・ペデスタル（ドライウェル部）注水はペデスタル（ドライウェル部）の水位維持時の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

対象事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用，溶融炉心・コンク
リート相互作用1.6−198添付資料 1.6.8＜炉心損傷前圧力制御＞
凡例：内部水源による原子炉格納容器内へのスプレイ：外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイ：プラント状態：操作・確認：判断基準

事象発生

原子炉格納容器内の圧力245kPa[gage]（0.8pd）
到達残留熱除去系[内部水源]

代替循環冷却系[内部水源]

残留熱除去系による原子炉格納容器内へのスプレイ（失敗）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）[外部水源]

残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ[内部水源]（失敗）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

原子炉格納容器内の圧力279kPa[gage]（0.9pd）
到達

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ[外部水源]

1.6−199

制御範囲
サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]（0.9pd）〜217kPa[gage]（0.7pd）[連続スプレイ]（成功）

内部水源による
原子炉格納容器内の除熱
への切替え

（失敗）

内部水源による
原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ
停止

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ継続[外部水源]

サプレッション・プール
水位＋6.5m 到達

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ
停止

サプレッション・チェンバ圧力13.7kPa[gage]未満

1.5 の範囲
残留熱除去系による原子炉格納容器内へのスプレイ
停止

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ
停止

格納容器スプレイフロー図（1／3）

格納容器ベント＜炉心損傷前

温度制御・水位制御＞

凡例：内部水源による原子炉格納容器内へのスプレイ：外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイ：プラント状態：操作・確認：判断基準

事象発生

ドライウェル雰囲気温度
171℃近接サプレッション・プール
水位＋6.0m 到達

代替循環冷却系[内部水源]

残留熱除去系[内部水源]

残留熱除去系による原子炉格納容器内へのスプレイ（失敗）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）[外部水源]

残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ[内部水源]（失敗）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ[外部水源]

1.6−200（成功）

内部水源による
原子炉格納容器内の除熱
への切替え

（失敗）

内部水源による
原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ
停止

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ継続[外部水源]

サプレッション・プール
水位＋6.5m 到達

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ
停止

以下のいずれかの条件で格納容器スプレイを停止する。
・ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度 65℃以下且つドライウェル雰囲気温度 66℃以下
・サプレッション・チェンバ雰囲気温度 82℃未満
・ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力 13.7kPa[gage]未満

1.5 の範囲
残留熱除去系による原子炉格納容器内へのスプレイ
停止

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ
停止

格納容器スプレイフロー図（2／3）

格納容器ベント＜炉心損傷後＞
凡例：内部水源による原子炉格納容器内へのスプレイ：外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイ：内部水源及び外部水源による同時格納容器スプレイ：プラント状態：操作・確認
：判断基準

事象発生

炉心損傷

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ※１ 130m3／h[外部水源]

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ※２ 150m3／h[内部水源]

格納容器スプレイ制御判断

代替循環冷却系[内部水源]

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）[外部水源]

代替循環冷却系[内部水源]

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）[外部水源]

格納容器スプレイ流量制御

原子炉圧力容器健全

原子炉圧力容器破損※３

ドライウェル雰囲気温度 171℃未満

ドライウェル雰囲気温度
171℃以上※３

代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）（並列運転）

運転中
ではない

代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）運転中

運転中
ではない

代替循環冷却系
運転中

代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）起動代替循環冷却系
起動

代替循環冷却系

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）33

150→250m ／h[内部水源]

130→300m ／h[外部水源]

制御範囲
ドライウェル雰囲気温度 171℃以上の場合・ドライウェル雰囲気温度 171〜151℃[連続スプレイ]
原子炉圧力容器破損の場合・連続スプレイドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力及びドライウェル雰囲気温度が低下傾向に転じた場合

1.6−201

代替循環冷却系

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器の冷却停止

3

250→150m ／h[内部水源]

代替循環冷却系又は代替格納容器スプレイ冷却系（常設）（単独運転）
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力465kPa[gage]未満

465kPa[gage]以上※４
優先①

優先②
代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）運転中

運転中
ではない

代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）起動代替循環冷却系
運転中

運転中
ではない

代替循環冷却系
起動

制御範囲
ドライウェル圧力又はサプレッショ
ン・チェンバ圧力465〜400kPa[gage][連続スプレイ]ドライウェル圧力又はサプレッショ
ン・チェンバ圧力
400kPa[gage]未満【原子炉格納容器内へのスプレ
イ停止判断】【原子炉格納容器内へのスプレ
イ停止判断】

・原子炉水位Ｌ0 以上に維持できず，炉心損傷した場合に，原子炉
水位Ｌ0 まで回復※５
・ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力 400kPa[gage]
未満・内部水源による原子炉格納容器内へのスプレイ開始（残留熱除去
系，代替循環冷却系）
・サプレッション・プール水位＋6.5m 以上
・原子炉格納容器内へのスプレイ流

・ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力13.7kPa[gage]未満

3

3

量 102m ／h 未満（可搬型：130m／h 未満）
・ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力13.7kPa[gage]未満

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ停止

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ停止※1：原子炉格納容器内へのスプレイは，外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイによってサプレッ
ション・プールの水位上昇により格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管が水没することを防止するため，内部水源での原子炉格納容器内へのスプレイを優先で実施する。ただし，急激な原子炉格納容器内の圧力及び温度上昇を抑えるため早急な対応が可能である外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイにて原子炉格納容器内の冷却を確保する。その後，内部水源による原子炉格納容器内へのスプレイが可能であれば，内部水源による原子炉格納容器内へのス
プレイに切り替えて原子炉格納容器内の除熱を継続する。
※2：炉心損傷した場合に原子炉注水機能が喪失した場合は，代替循環冷却系にて 250m３／h の原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
※3：ドライウェル雰囲気温度 171℃以上又は原子炉圧力容器破損を確認した場合は，代替循環冷却系にて
250m３／h 及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）にて 300m３／h の 2 系統同時による並列運転での原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
※4：ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力 465kPa[gage]以上を確認した場合は，代替循環
冷却系にて 150m３／h 又は代替格納容器スプレイ冷却系（常設）にて 130m３／h のどちらか１系統による単独運転での原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
※5：大 LOCA 発生時に，外部水源による原子炉注水及び原子炉格納容器内へのスプレイをしている場合，サプレッション・プール水位上昇を考慮し，損傷炉心の冷却に必要な原子炉水位 L0 まで回復したことを確認したら外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。

格納容器スプレイフロー図（3／3）

添付資料1.6.9
解釈一覧
判断基準の解釈一覧（1／2）
手順

解釈

サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度
指示値が82℃以上に到達

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系 ） に よる サプ レッシ ョ ン・プ ー ル 水の 除熱 を
開 始 す る判 断基 準であ る サプレ ッ シ ョン ・プ ー
ル 水 温 度 指 示 値 32 ℃ 以 上 ， 又 は サ プ レ ッ シ ョン・チェンバ雰囲気温度指示値82℃以上(2)
1.6.2.1
設計基準事故対処設備を使用した対応手順

1.6−2021.6.2.2
炉心の著しい損傷防止のための対応手順

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱(1) フロントライン系
故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱判断基準記載内容−(a)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度
指示値が82℃以上に到達

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系 ） に よる サプ レッシ ョ ン・プ ー ル 水の 除熱 を
開 始 す る判 断基 準であ る サプレ ッ シ ョン ・プ ー
ル 水 温 度 指 示 値 32 ℃ 以 上 ， 又 は サ プ レ ッ シ ョン・チェンバ雰囲気温度指示値82℃以上(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧
後のサプレッション・プール水の除熱

サ プ レ ッシ ョン ・ プー ル 水温度 指 示 値が 32℃ 以
上 ， 又 はサ プレ ッ ショ ン ・チェ ン バ 雰囲 気温 度
指示値が82℃以上に到達

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を開始する判断基準であるサプレッション・プー
ル水温度指示値32℃以上，又はサプレッショ
ン・チェンバ雰囲気温度指示値82℃以上

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ

原子炉圧力容器温度で300℃以上

原 子 炉 圧力 容器 温度が 格 納容器 内 雰 囲気 放射 線
モ ニ タ の使 用不 能時に お ける炉 心 損 傷判 断基 準である300℃以上

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧
後のサプレッション・プール水の除熱

サ プ レ ッシ ョン ・ プー ル 水温度 指 示 値が 32℃ 以
上 ， 又 はサ プレ ッ ショ ン ・チェ ン バ 雰囲 気温 度
指示値が82℃以上に到達

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系 ） に よる サプ レッシ ョ ン・プ ー ル 水の 除熱 を
開 始 す る判 断基 準であ る サプレ ッ シ ョン ・プ ー
ル 水 温 度 指 示 値 32 ℃ 以 上 ， 又 は サ プ レ ッ シ ョン・チェンバ雰囲気温度指示値82℃以上(2)

サポート系故障時
の対応手順
ａ．復旧
(1)

1.6.2.3
格納容器破損を防止するための対応手順

フロントライン系
故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の除熱

(b)

(b)
(2)

サポート系故障時
の対応手順
ａ．復旧

判断基準の解釈一覧（2／2）
手順

解釈

サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度
指示値が82℃以上に到達

添 付 資 料 1.6.5 「 残 留 熱 除 去 系 （ サ プ レ ッ シ ョン ・ プ ール 冷却 系）に よ るサプ レ ッ ショ ン・ プ
ー ル 水 の除 熱に おける 手 順着手 の 判 断基 準の 設
定根拠について」に整理する。

(2)
1.6.2.1
設計基準事故対処設備を使用した対応手順

1.6.2.2
炉心の著しい損傷防止のための対応手順

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱(1) フロントライン系
故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱判断基準記載内容−

1.6−203(a)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度
指示値が82℃以上に到達

添 付 資 料 1.6.5 「 残 留 熱 除 去 系 （ サ プ レ ッ シ ョン ・ プ ール 冷却 系）に よ るサプ レ ッ ショ ン・ プ
ー ル 水 の除 熱に おける 手 順着手 の 判 断基 準の 設
定根拠について」に整理する。

(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧
後のサプレッション・プール水の除熱

サ プ レ ッシ ョン ・ プー ル 水温度 指 示 値が 32℃ 以
上 ， 又 はサ プレ ッ ショ ン ・チェ ン バ 雰囲 気温 度
指示値が82℃以上に到達

添付資料1.6.5「残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プ
ール水の除熱における手順着手の判断基準の設
定根拠について」に整理する。

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ

原子炉圧力容器温度で300℃以上

原 子 炉 圧力 容器 温度が 格 納容器 内 雰 囲気 放射 線
モ ニ タ の使 用不 能時に お ける炉 心 損 傷判 断基 準である300℃以上

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧
後のサプレッション・プール水の除熱

サ プ レ ッシ ョン ・ プー ル 水温度 指 示 値が 32℃ 以
上 ， 又 はサ プレ ッ ショ ン ・チェ ン バ 雰囲 気温 度
指示値が82℃以上に到達

添 付 資 料 1.6.5 「 残 留 熱 除 去 系 （ サ プ レ ッ シ ョン ・ プ ール 冷却 系）に よ るサプ レ ッ ショ ン・ プ
ー ル 水 の除 熱に おける 手 順着手 の 判 断基 準の 設
定根拠について」に整理する。

(2)

サポート系故障時
の対応手順
ａ．復旧
(1)

1.6.2.3
格納容器破損を防止するための対応手順

フロントライン系
故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の除熱

(b)

(b)
(2)

サポート系故障時
の対応手順
ａ．復旧

操作手順の解釈一覧（1／2）
手順(1)

1.6.2.1
設計基準事故対処設備を使用した対応手順(2)

操作手順記載内容

残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ
残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱

1.6−204(b)(a)

フロントライン系
故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

残 留 熱 除去 系ポ ンプ吐 出 圧力に て 残 留熱 除去 系
ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上

残留熱除去系系統流量の上昇

残留熱除去系系統流量が約1,690m３ ／hまで上昇

残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上

残 留 熱 除去 系ポ ンプ吐 出 圧力に て 残 留熱 除去 系
ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上

残留熱除去系系統流量の上昇

残留熱除去系系統流量が約1,690m３ ／hまで上昇−(1)1.6.2.2
格納容器破損を防止するための対応手順

残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上−(a)
フロントライン系
故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の除熱

解釈

(1)

(b)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ
代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器内へのス
プレイ
代替格納容器スプ
レイ冷却系（可搬型）による原子炉
格納容器内へのス
プレイ

代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上
代替循環冷却系ポンプ出口流量の上昇
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量の上昇
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
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）の上昇低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量（可搬ライン用）の上昇

代 替 循 環冷 却系 ポンプ 吐 出圧力 に て 代替 循環 冷
却 系 ポ ン プ 吐 出 圧力 指 示 値 が 約 1.2MPa［ gage］
以上
代替循環 冷却系ポンプ出口 流量が約 250m ３ ／hまで上昇
代 替 循 環冷 却系 ポンプ 吐 出圧力 に て 代替 循環 冷
却 系 ポ ン プ 吐 出 圧力 指 示 値 が 約 1.2MPa［ gage］
以上
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量で150m ３ ／h ま で 上 昇 （ 全 量 ス プ レ イ 時 250 m ３ ／ h ま で 上昇）
常 設 低 圧代 替注 水系ポ ン プ吐出 圧 力 にて 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
添付資料1.4.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。
添付資料1.4.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。

操作手順の解釈一覧（2／2）
手順

フロントライン系
故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

消 火 系 ポン プ吐 出ヘッ ダ 圧力に て 消 火系 ポン プ
吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上
残留熱除去系系統流量で約185m３ ／hまで上昇
復 水 移 送ポ ンプ 吐出ヘ ッ ダ圧力 に て 復水 移送 ポ
ンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］
以上
残留熱除去系系統流量で約250m３ ／hまで上昇
残 留 熱 除去 系ポ ンプ吐 出 圧力に て 残 留熱 除去 系
ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上
残留熱除去系系統流量の上昇(d)

補給水系による原
子炉格納容器内へのスプレイ

復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上(a)

残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ
残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱(2)

1.6−205

サポート系故障時
の対応手順
ａ．復旧

解釈

(c)
(1)

1.6.2.2
格納容器破損を防止するための対応手順

操作手順記載内容(b)

残留熱除去系系統流量の上昇
残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上
残留熱除去系系統流量の上昇

残 留熱除去 系系統流 量指示 値が 約1,690m ３ ／ hまで上昇

残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上

残 留 熱 除去 系ポ ンプ吐 出 圧力に て 残 留熱 除去 系
ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上

残留熱除去系系統流量の上昇

残 留熱除去 系系統流 量指示 値が 約1,690m ３ ／ hまで上昇

添付資料 1.6.10
手順のリンク先について

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.6.2.2.(1)ｂ．(b)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）・水源から接続口までの代替格納容器スプレイ冷却系（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型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水

2．1.6.2.4

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＜リンク先＞

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.3(1)ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
1.5.2.3(1)ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保・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＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
1.6−206

大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．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淡水貯槽への補給（淡水／海水）1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，
ドライウェル内ガス冷却装置送風機，残留熱除去系ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
・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，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
1.6−207

料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.6−208