柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

東海第二
1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.5.1 対応手段と設備の選定

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

目 次 ＞

a. フロントライン系故障時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(a) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送(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(b) 重大事故等対処設備

b. サポート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(a) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(a) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

c. 手順等

ｃ．手順等

1.5.2 重大事故等時の手順

1.5.2 重大事故等時の手順

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.5.2.1 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（交流電源が健全である場合）(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）

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

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

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) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
b. 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）(3) 重大事故等時の対応手段の選択(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
ｂ．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）(3) 重大事故等時の対応手段の選択

1

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東海第二1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順

1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送

a. 代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

ａ．緊急用海水系による冷却水確保

b. 大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水

ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水確保

確保(2) 重大事故等時の対応手段の選択(2) 重大事故等時の対応手段の選択

1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.5.2.3 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 原子炉補機冷却系による補機冷却水確保(1) 残留熱除去系海水系による冷却水確保

1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

2

備考

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東海第二

1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等【要求事項】【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

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。

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（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

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

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。

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，残留熱除去系（原子炉停

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，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）， 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
原子炉補機冷却系による冷却機能である。

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

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しており，ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

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。

3

備考

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東海第二1.5.1 対応手段と設備の選定

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(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

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（原子炉停止時冷却モード，サプ

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

レッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード），原子炉補機冷却

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）並系を設置している。

びに残留熱除去系海水系を設置している。

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対処設備（設計基準拡張）

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，設と位置付け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

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

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）。

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と自主対策設備※１を選

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

定する。
※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1

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

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

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確にする。
(2) 対応手段と設備の選定の結果

重大事故等対処設備（設計基準拡張）である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッ

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・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）が健全であれば重大事

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

故等の対処に用いる。

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（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの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）による発電用原子炉からの除熱で使用する設備は以下の
とおり。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

・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

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（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からするための手順等」における「残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱」にて整理する。

の除熱」にて整理する。

残留熱除去系（ サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）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（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）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（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

・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モード）

・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・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェ

「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・プールの除熱」及

ンバ・プールの除熱」及び「残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器

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へのスプレイ」にて整内へのスプレイ」にて整理する。

理する。

重大事故等対処設備（設計基準拡張）である原子炉補機冷却系が健全であれば重大事故等の対処に用いる。

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。

原子炉補機冷却系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

残留熱除去系海水系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

・原子炉補機冷却海水ポンプ

・残留熱除去系海水系ポンプ

・原子炉補機冷却水ポンプ
・原子炉補機冷却系配管・弁・海水ストレーナ・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・原子炉補機冷却系サージタンク
・原子炉補機冷却水系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・海水貯留堰・非常用取水設備

・スクリーン室
・取水路
・補機冷却用海水取水路
・補機冷却用海水取水槽

5

備考

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・非常用交流電源設備

東海第二・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

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（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）

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の故障を想定する。また，サポート系故障として，原子炉補機冷却系の故障又は全交流動力電源

却系）の故障を想定する。また，サポート系故障として，残留熱除去系海水系の故障又は全交流喪失を想定する。

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

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。

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。

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. フロントライン系故障時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(a) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送(a) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送

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

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ

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（サン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）が故障等により最プレッション・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）が故障等に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

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

シンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。

ートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

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東海第二

この対応手段及び設備は，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順

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。

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
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

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

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ

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（サン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）が故障等により最プレッション・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）が故障等に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

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（大気）へ熱を輸送する手段がある。

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・耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁・第一弁（Ｓ／Ｃ側）

・耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁・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・遠隔手動弁操作設備

・遠隔人力操作機構

・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁7

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）・原子炉格納容器（ サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）

東海第二・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・不活性ガス系配管・弁・非常用ガス処理系配管・弁・原子炉建屋ガス処理系配管・弁・主排気筒（内筒）

・非常用ガス処理系排気筒・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型直流電源設備
・燃料給油設備
格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとする。
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるウェットウェルベント（以下「W/W ベント」と格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとする。
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側ベントいう。）
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるドライウェルベント（以下「D/W ベント」とい

優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベントう。）
優先③：耐圧強化ベント系による W/W 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 ベント

優先④：耐圧強化ベント系によるＤ／Ｗ側ベント

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

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ⅲ. 現場操作東海第二ⅲ) 現場操作

格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の隔離弁（ 空気駆動弁，電動駆動弁）の格納容器圧力逃がし装置の隔離弁（電動駆動弁）の駆動源や制御電源が喪失した場合，駆動源や制御電源が喪失した場合，隔離弁を遠隔で手動操作することで最終ヒートシンク

隔離弁を遠隔で手動操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。

（大気）へ熱を輸送する手段がある。なお，隔離弁を遠隔で手動操作するエリアは原子炉建

なお，隔離弁を遠隔で手動操作するエリアは原子炉建屋付属棟又は原子炉建屋廃棄物処理

屋内の原子炉区域外とする。

棟の二次格納施設外とする。

格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の現場操作で使用する設備は以下のとお

格納容器圧力逃がし装置の現場操作で使用する設備は以下のとおり。

り。
・遠隔手動弁操作設備

・遠隔人力操作機構

・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁9

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
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は重大事故等対処設備として位置付ける。

東海第二(b) 重大事故等対処設備
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のう
ち，格納容器圧力逃がし装置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（W/W）配管・弁，耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁，遠隔手動弁操作設備，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

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ，遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁，原子炉格納容器（サプレ

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（サプレッショッション・チェンバ，真空破壊弁を含む），不活性ガス系配管・弁，非常用ガス処理系配管・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，主排気筒（内筒），常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設

弁，非常用ガス処理系排気筒，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備，常設代替直流電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置付け

油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

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

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。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ

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

ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）の使用が不可能な場合（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）の使用がにおいても最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送できる。

不可能な場合においても最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送できる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

10

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二b. サポート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(a) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(a) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送

ⅰ. 代替原子炉補機冷却系による除熱

ⅰ) 緊急用海水系による除熱

設計基準事故対処設備である原子炉補機冷却系が故障等又は全交流動力電源喪失により設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系が故障等又は全交流動力電源喪失に最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，代替原子炉補機冷却系により最終ヒートシ

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

ンク（海）へ熱を輸送する手段がある。

（海）へ熱を輸送する手段がある。

代替原子炉補機冷却系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

緊急用海水系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

・熱交換器ユニット

・緊急用海水ポンプ

・大容量送水車（ 熱交換器ユニット用）

・緊急用海水系配管・弁・代替原子炉補機冷却海水ストレーナ

・緊急用海水系ストレーナ・ホース・原子炉補機冷却系配管・弁・サージタンク

・残留熱除去系海水系配管・弁・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・海水貯留堰・非常用取水設備

・スクリーン室・取水路
・可搬型代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・燃料補給設備

・燃料給油設備

代替原子炉補機冷却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

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（原子炉停止時冷却時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却系），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

モード ）により最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

イ冷却系）により最終ヒートシンク（海）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が起動できない場合は，常設代替交流電

なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで残留熱源設備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／除去系を復旧する。

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で残留熱除去系を復旧する。

11

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

残留熱除去系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（原子炉停止時冷却モード）

・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・チェンバ・プール水冷却モード）

・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モード）

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
ⅱ. 大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱
上記「1.5.1(2)b.(a)ⅰ.代替原子炉補機冷却系による除熱」の代替原子炉補機冷却系が故ⅱ) 代替残留熱除去系海水系による除熱
上記「1.5.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

緊急用海水系による除熱」の緊急用海水系が故障等により障等により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，大容量送水車（熱交換器ユニッ

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

ト用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプにより原子炉補機冷却系へ直接海水を送水する

シンク（海）へ熱を輸送する手段がある。

手段がある。
大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱で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。

使用する設備は以下のとおり。
・大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプ

・可搬型代替注水大型ポンプ

・代替原子炉補機冷却海水ストレーナ
・ホース

・ホース

・原子炉補機冷却系配管・弁・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

・残留熱除去系熱交換器

・海水貯留堰・非常用取水設備

・スクリーン室・取水路
・可搬型代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・移動式変圧器
・燃料補給設備

・燃料給油設備12

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプと併せて設計

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（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェン

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（格納容バ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）により最終ヒートシンク（海）器スプレイ冷却系）により最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

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が起動できない場合は，常設代替交流電

なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで残留熱源設備により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄ

除去系を復旧する。

へ電源を供給することで残留熱除去系を復旧する。

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（原子炉停止時冷却モード）

・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・チェンバ・プール水冷却モード）

・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モード）

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

13

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

代替原子炉補機冷却系による除熱で使用する設備のうち，熱交換器ユニット，大容量送水

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，緊急用海水系スト車（熱交換器ユニット用），代替原子炉補機冷却海水ストレーナ，ホース，原子炉補機冷却系

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，非配管・弁・サージタンク，残留熱除去系熱交換器，海水貯留堰，スクリーン室，取水路，可搬

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（原子炉停止時冷却型代替交流電源設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

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

代替原子炉補機冷却系と併せて使用する設備のうち，常設代替交流電源設備は重大事故等

イ冷却系）は重大事故等対処設備として位置付ける。

対処設備として位置付ける。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）は重大事故等対処設備(設計基準拡張)として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，最終ヒートシンクへ熱を輸送でき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できる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプ（移動式変圧器

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，最終ヒートシンクへ熱を輸送でき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，ホースを含む）
原子炉補機冷却系の淡水側に直接海水を送水することから，熱交換器の破損や配管の敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用腐食が発生する可能性があるが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ

できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により残留熱除去系

ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）と併せて使用する（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

ことで最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する手段として有効である。

系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能となれば，最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する手段として有効である。

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 手順等
上記「a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備」及び「b. 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。

東海第二
ｃ．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」及び「ｂ．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，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベー

これらの手順は，運転員等※２及び重大事故等対応要員の対応として「非常時運転手順書Ⅱス）（以下「EOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第（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

1.5.1 表）。

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，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.5.2 表，第 1.5.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第1.5－2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（運転操作対応）をいう。

15

備考

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東海第二1.5.2 重大事故等時の手順

1.5.2 重大事故等時の手順

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.5.2.1 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（交流電源が健全である場合）(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）

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。

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。

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

また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸

場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考

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

慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に内の温度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

全閉する。

合は，第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，フィルタ装置出口弁については，第一弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷※1 前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合。

(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ⅰ) 手順着手の判断基準
炉心損傷※１前において，外部水源による原子炉格納容器内の冷却により，サプレッション・プール水位が上昇し，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合。

※1:｢炉心損傷｣は，格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線※1：格納容器雰囲気放射線モニタでドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガ線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内

ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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

確認した場合。

上を確認した場合。

16

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

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

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の手順は以下のとおり。手順対応フローを第 1.5.3 図に，概要図を第 1.5.4 図に，タイムチャートを第 1.5.5 図

り。手順対応フローを第1.5－2図に，概要図を第1.5－4図に，タイムチャートを第1.5－5

及び第 1.5.6 図に示す。

図に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑧以外は同様）］【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑦以外は同様。）。
】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側かチェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，らの格納容器ベントの準備を開始するように運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格

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

納容器ベントができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよ器ベントの準備を開始するよう運転員に指示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッ

うに指示する。
）。

ション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限を越えている場合はドライウェル（以下「D/W」という。）側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。
②当直長は， 当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置に②発電長は，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備開始を報告する。

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

の電源の受電操作を実施する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な④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の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示

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

示等にて確認する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内であること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認す
る。

17

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系（以下「AC東海第二⑤運転員等は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系の隔離信号が発生してい系」という。）隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，AC 系隔離信号のる場合は，中央制御室にて，不活性ガス系隔離信号の除外操作を実施する。

除外操作を実施する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，耐圧強化ベ

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

常用ガス処理系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換閉を確認する。

気空調系第二隔離弁の全閉， 及びフィルタ装置入口弁の全開を確認する。

18

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧ａ W/W ベントの場合

東海第二⑦ａＳ／Ｃ側ベントの場合
運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）の全開操作を実施する。

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全開操作を実施する。
⑧ｂ D/W ベントの場合⑦ｂＤ／Ｗ側ベントの場合第一弁（Ｓ／Ｃ側）の開操作ができない場合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を全開（Ｄ／Ｗ側）の全開操作を実施する。

とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（ドライウェル側） の全開操作を実施する。
⑨現場運転員 C 及び D は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタベント大気放出⑧運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告する。

ラインドレン弁を全閉とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン⑨発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を災害対策本部長
代理に報告する。

ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑪当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い,当直長に報告する。
また，当直長は原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を緊急時対策本部に報告する。

⑩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，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を災害対策本部長代理に報告する。
⑬当直副長は，格納容器ベント開始圧力（310kPa[gage]）に到達する時間，原子炉格納容器⑪発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント開始を指示する。

内の圧力上昇率を考慮し，中央制御室運転員に格納容器ベント開始を指示する。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二⑭中央制御室運転員 A 及び B は，二次隔離弁を調整開（流路面積約 70%開）とし，格納容器⑫運転員等は中央制御室にて，第二弁の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置に圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操作ができない場合

よる格納容器ベントを開始する。なお，第二弁の開操作ができない場合は，第二弁バは，二次隔離弁バイパス弁を調整開（流路面積約 70%開）とし，格納容器圧力逃がし装置

イパス弁の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始

による格納容器ベントを開始する。

する。

なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
⑮中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さ⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを格納容器内圧力指示値の低下及びフィルタ装置入口圧力指示値の上昇により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，並び確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器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

ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

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

⑯当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。
⑰現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。
⑱中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値を確認し，水位調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実施するよう緊急時対策本部に依頼する。
⑲中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び系による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウ

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ェル側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。

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

一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的［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な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

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ⅲ.操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 40 分で可能である。

東海第二ⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備開始を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数
及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，5分以内で可能である。
・中央制御室からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，5分以内で可能である。
格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの第二弁操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，2分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作を中央制御室にて実施した場合，5分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達後，第二弁操作を中央制御室にて実施した場合，2分以内で可能である。
【Ｄ／Ｗ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を中央制御室にて実施した場合，5分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達後，第二弁操作を中央制御室にて実施した場合，2分以内で可能である。

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

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(b) 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待機時水位下限である 2,530mm を下回り，下限水位である 1,325mmに到達する前に，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽又は淡水タンクを水源とした可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置へ水張りを実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合。
ⅱ) 操作手順
フィルタ装置スクラビング水補給手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.5－6 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開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラビング水補給の準備開始を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給の準備開始を指示する。
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，フィルタ装置スクラビング水補
給の準備完了を発電長に報告する。
⑤発電長は，フィルタ装置スクラビング水補給の準備完了を災害対策本部長代理に報告する。
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，フィルタ装置スクラビング水補給の準備完了を災害対策本部長代理に報告する。

⑦災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給の準備完了を発電長に報告する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を依頼する。
⑨災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を重大事故等対応要員に指示
する。

22

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二⑩重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替
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の全開操作を実施し，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。
⑪災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを発電長に報告する。
⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給が開始されたことをフ
ィルタ装置水位指示値の上昇により確認した後，待機時水位下限である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，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停止を重大事故等対応要員に指示する。
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全閉とした後，フィルタ装置スクラビング水補給として使用す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，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発電長に報告する。

23

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラビング水補給の開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【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 名にて作業を実施した場合，180 分以内で可能である。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置スクラビング
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 名にて作業を実施した場合，165 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。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。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二(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※１と判断した場合。
※1：残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，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る。
②災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするための接続口を発電長に報告する。なお，格納容器窒素供給ライン接続口は，接続口蓋開放作業を必要としない格納容器窒素供給ライン東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置をＳ／Ｃ側用に1台，Ｄ／Ｗ側用に1台の準備及び可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車1台の準備を重大事故等対応要員に指示する。
④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，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災害対策
本部長代理に報告する。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑥災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を発電長に報告する。
⑦災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を重大事故等対応要員に指示する。
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）の全開操作を実施し，原子炉格納容器内への不活性ガ
ス（窒素）注入を開始したことを，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，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発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全閉による格納容器ベント停止を指示する。
⑪運転員等は，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱開始を指示する。また，原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）～13.7kPa［gage］の間で制御※２するように指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を開始した後，原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）～13.7kPa［gage］の間で制御する。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入によりドラ
イウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入が完了したことを発電長に報告する。
⑮発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントのため，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全開操作を指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを発電長に報告する。
⑰発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策
本部長代理に報告する。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑱発電長は，可燃性ガス濃度制御系が起動可能な圧力まで原子炉格納容器内の圧力が低下したことを確認し，運転員等に可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を実施し，発電長に報告する。
⑳発電長は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を災害対策本部長代理に依頼する。
災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を重大事故等対応要員に指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，原子炉格納容器内への不活性ガ
ス（窒素）注入を停止した後，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を発電長に報告する。
発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全閉による格納容器ベント停止を指示する。
運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
※2：原子炉格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原子炉格納容器内の温度が150℃到達で原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
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】
・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて作業を実施した場合，135 分以内で可能である。
【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】
・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて作業を実施した場合，115 分以内で可能ある。

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二なお，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。
(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，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開始を重大事故等対応要員に指示する。
③重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側屋外へ可搬型窒素供給装置を配備し，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付け，フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを災害対策本部長代理に報告する。
④災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を重大事故等対応要員に指示する。
⑤重大事故等対応要員は原子炉建屋西側屋外にて，フィルタベント装置窒素供給ライン
元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑥災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換を開始したことを発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水温度の確認を指示する。
⑧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℃※１以下であることを確認し，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度計を起動するように指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度計を起動し，発電長に報告するとともに，フィルタ装置入口水素濃度指示値を監視する。
※1：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビ
ング水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。
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名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）置換開始まで135分以内で可能である。
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。

29

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(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。移送ポンプの電源
は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車から受電可能である。
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℃※１以下において，フィルタ装置水位が規定値以上確保されている場合。
※1：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビン
グ水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。
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。
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開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りの準備開始を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送の準備開始を指示する。
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。

30

備考

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東海第二⑥運転員等は中央制御室にて，フィルタベント装置移送ライン止め弁を全開とする。
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）を全開とする。
⑧運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成が完了したことを発電長に報告する。
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報告する。
⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
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の全開操作を実施し，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報告する。
⑱発電長は，運転員等にフィルタ装置水位を確認するように指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置水位指示値が待機時水位下限である
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。

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備考

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東海第二⑳発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水の停止を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの停止を指示する。
重大事故等対応要員は，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁を全閉とした後，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水停止を報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄のため，スクラビ
ング水移送を指示する。
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
元弁を全閉とし，フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換を停止する。
重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告する。
災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置出口弁を全閉とするように指示する。
運転員等は，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にてフィルタ装置出口弁を全閉とし，発電長に報告する。

32

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二ⅲ) 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名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラビング水移送開始まで54分以内で可能である。
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 名にて作業を実施した場合，180 分以内で可能である。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置水張り】（水源：
淡水タンク）
・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，165 分以内で可能である。
フィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄については，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，フィルタ装置水張り完了からフィルタ装置
スクラビング水移送ライン洗浄開始まで4分以内で可能である。
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，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。室温は通常運転時と同程度である。

33

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(b) 原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）
残留熱除去系の機能が喪失し，格納容器圧力逃がし装置により大気を最終ヒートシンクとして熱を輸送する場合，空気駆動弁である一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドラ
イウェル側）を全開とし，格納容器ベントラインを構成する必要があり，通常の駆動空気供給源である計装用圧縮空気系が喪失した状況下では遠隔空気駆動弁操作用ボンベが駆動源となる。常設ボンベの圧力が低下した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換することで，一次隔離弁の駆動圧力を確保する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
格納容器圧力逃がし装置の系統構成及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施中，各隔離弁の駆動源である遠隔空気駆動弁操作用ボンベの圧力が規定値以下となった場合。
ⅱ. 操作手順
原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.7 図に，タイムチャートを第 1.5.8 図に示す。
［一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，現場運転員に一次隔離弁（サプレッション・
チェンバ側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベを，使用済みボンベから予備ボンベへの交換を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，予備ボンベを予備ボンベラックから運搬する。
③現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気ボンベ
出口弁及びボンベ本体の弁を全閉とし，使用中ボンベを取り外し，予備ボンベを接続する。
④現場運転員 C 及び D は，ボンベ本体の弁を全開とし，ボンベ接続部から一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気ボンベ出口弁までのリークチェックを実施する。
⑤現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気ボンベ
出口弁を全開にする。
⑥現場運転員 C 及び D は，使用済みボンベをボンベラックへ収納する。

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東海第二⑦現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベの交換完了を当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，予備ボンベの確保を緊急時対策本部に依頼する。
［一次隔離弁（ドライウェル側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，現場運転員に一次隔離弁（ドライウェル側）
遠隔空気駆動弁操作用ボンベを，使用済みボンベから予備ボンベへの交換を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，予備ボンベを予備ボンベラックから運搬する。
③現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気ボンベ出口弁及びボンベ本体の弁を全閉とし，使用中ボンベを取り外し，予備ボンベを接続する。
④現場運転員 C 及び D は，ボンベ本体の弁を全開とし，ボンベ接続部から一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気ボンベ出口弁までのリークチェックを実施する。
⑤現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気ボンベ出口弁を全開にする。
⑥現場運転員 C 及び D は，使用済みボンベをボンベラックへ収納する。
⑦現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベの交換完了を当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，予備ボンベの確保を緊急時対策本部に依頼する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからボンベ交換終了まで約 45 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。室温は通常運転時と同程度である。

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東海第二(c) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置の水位調整準備として，乾燥状態で保管されているドレン移送ポンプへ水張りを実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
残留熱除去系の機能が喪失した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りの手順は以下のとおり。概要図を第 1.5.9 図に，タイムチャートを第 1.5.10 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ
水張りを指示する。
②緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁を全開操作し，FCVS
フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全開した後，FCVS フィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁を開操作することで系統内のエア抜きを実施し，エア抜き完了後，FCVS フィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁を全閉操作する。
③緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプ水張りの完了を緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りの完了まで 45 分以内で可能である。
なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施前の操作であることから，作業エリアの環境による作業性への影響はない。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，照明及び通信連絡設備を整備する(d) フィルタ装置水位調整（水張り）フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ
インからフィルタ装置へ水張りを実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水張り）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.11 図に，タイムチャートを第 1.5.12 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水張り）の準備開始を指示する。

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東海第二②a 防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）を展開した水張りの場合又は淡水貯水池
から可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）を展開した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）を配備し，防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）へ，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）からフィルタ装置補給水接続口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
②b 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）を使用した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
緊急時対策要員は，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）からフィルタベント装置補給水接続口へ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置水位調整（水張り）の開始を指示する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）起動と FCVS フィルタベント装置給水ライン元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置への給水が開始されたことを，フィルタ
ベント遮蔽壁附室の FCVS 計器ラックにて，フィルタ装置水位指示値の上昇により確認
し，給水開始を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策要員は，フィルタ装置水位指示値が規定水位に到達したことを確認し，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級） 停止操作，FCVS フィルタベント装置給水ライン元弁の全閉操作及びフィルタ装置補給水接続口送水ホースの取外し操作を実施する。
⑥緊急時対策要員は，緊急時対策本部へフィルタ装置水位調整（水張り）の完了を報告す
る。

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東海第二ⅲ. 操作の成立性
防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）を展開したフィルタ装置水位調整（水張り）操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定～可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備～送水準備～フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了まで約 125 分で可能である。
淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）を展開したフィルタ装置水位調整（水張り）（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特
定～可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備～ 送水準備～フィルタ装置補給用接続口使用
による可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調
整（水張り）完了まで約 125 分で可能である。
また，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）を使用したフィルタ装置水位調整（水張り）（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり，緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した
場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ位置（A－2 級）と送水ルートの確認～送水準備～フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による注水開始まで約 95 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了まで約 155 分で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，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，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す
る。

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東海第二(e) フィルタ装置水位調整（水抜き）
格納容器ベントにより原子炉格納容器内から排気されたガスが格納容器圧力逃がし装置の配管内及びフィルタ装置内で凝縮し，その凝縮水がフィルタ装置に溜まることでフィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィルタの差圧が設
計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィ
ルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水抜き）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.13 図に，タイムチャートを第 1.5.14 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水抜き）の準備開始を指示する。
②緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及びFCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後，FCVS
フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開操作する。また，フィル
タベント遮蔽壁附室にて，ドレン移送ポンプの電源が確保されていることを FCVS 現場制
御盤のドレン移送ポンプ運転状態ランプにより確認する。
③緊急時対策要員は，フィルタ装置水位調整（水抜き）の系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。
④緊急時対策本部は，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水抜き）の開始を指示する。
⑤緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプ A 又は B の起動操作を実施し，FCVS フィルタベン
ト装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁の増開操作により，ポンプ吐出側流量を必要流量に調整する。また，フィルタ装置からの排水が開始されたことをフィルタベント遮
蔽壁附室 FCVS 計器ラックのフィルタ装置水位指示値の低下により確認し，フィルタ装置
水位調整（水抜き）が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑥緊急時対策要員は，フィルタ装置水位指示値が通常水位に到達したことを確認後，ドレン移送ポンプを停止し，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁，
FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作する。

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東海第二⑦緊急時対策要員は，緊急時対策本部へフィルタ装置水位調整（水抜き）の完了を報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整（水抜き）完了まで約 150 分で可能である。なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，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，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(f) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ
格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
格納容器圧力逃がし装置を停止した場合。
ⅱ. 操作手順
格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ手順の概要は以下のとおり。概要図を
第 1.5.15 図に，タイムチャートを第 1.5.16 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断に基づき，当直長に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成を開始するよう依頼するとともに，緊急時対策要員に格納
容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの準備の開始を指示する。
②当直副長は，中央制御室運転員に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系
統構成開始を指示する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統
構成として，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側），一次隔離弁（ドライウェル側）
及び耐圧強化ベント弁の全閉確認，並びにフィルタ装置入口弁の全開確認後，二次隔離弁を全開操作し，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成完了を当直副長に報告する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を全開操作する。また，中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備にて二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全開する手段がある。

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東海第二④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋外壁南側（屋外）へ可搬型窒素供給装置を配備し送気ホースを接続口へ取り付け，窒素ガスパージの準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑥緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスパージの開始を指示する。
⑦緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の開操作により窒素ガスの供給を開始するとともに，緊急時対策本部に窒素ガスパージの開始を報告する。
⑧緊急時対策本部は，窒素ガスパージの開始を当直長に報告するとともに，緊急時対策要員に水素濃度測定のためのサンプリングポンプの起動を指示する。
⑨緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サンプリングラックにて，系統構成，工具準
備及びサンプリングポンプの起動を実施するとともに，緊急時対策本部にサンプリング
ポンプの起動完了を報告する。
⑩緊急時対策本部は，サンプリングポンプの起動完了を当直長に報告するとともに，フィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の監視を依頼する。
⑪当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度を監視するよう指示する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置入口圧力によりフィルタ装
置入口配管内の圧力が正圧であることを確認する。また，フィルタ装置水素濃度により水素濃度が許容濃度以下まで低下したことを確認し，窒素ガスパージ完了を当直副長に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ窒素ガスパージ完了を報告する。
⑭緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス供給の停止操作を指示するとともに，当直長にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を依頼する。
⑮緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の全閉操作を実施し，緊急時対策本部に窒素ガス供給の停止を報告する。
⑯当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を指示する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガス供給停止後のフィルタ装置入口圧力指示値及びフィルタ装置水素濃度指示値が，窒素ガスパージ完了時の指示値と差異が発生しないことを継続的に監視する。

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東海第二⑱当直長は，当直副長からの依頼に基づき，フィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視をもって格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの完了を緊急時対策本部に報告する。
⑲当直副長は，窒素ガスパージ完了後の系統構成を開始するよう運転員に指示する。
⑳中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガスパージ完了後の系統構成として，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。また，中央制
御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備にて二次隔離弁又は二次隔離弁
バイパス弁を全閉する手段がある。
現場運転員 C 及び D は，窒素ガスパージ完了後の系統構成として，水素バイパスライン
止め弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置
停止後の窒素ガスパージ完了まで約 270 分で可能である。その後，中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて窒素ガスパージ完了後の系統構成を実施した場合，約 15 分で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，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，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(g) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整
フィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水されることでス
クラバ水の pH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を補給する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
排気ガスの凝縮水により，フィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断し，排水を行った場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置スクラバ水 pH 調整の手順は以下のとおり。概要図を第 1.5.17 図に，タイ
ムチャートを第 1.5.18 図に示す。

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東海第二①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へスクラバ水の pH 測
定及び薬液補給の準備開始を指示する。
②緊急時対策要員は，pH 測定の系統構成として，フィルタベント装置 pH 入口止め弁及びフィルタベント装置 pH 出口止め弁を全開操作した後，pH 計サンプリングポンプを起動させ，サンプリングポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。また，フィルタベント
遮蔽壁南側（屋外）へ薬液補給用として可搬型窒素供給装置，ホース，補給用ポンプ及び薬液を配備するとともに，系統構成を行い，緊急時対策本部に薬液補給の準備完了を報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置への薬液補給の開始を指示する。
④緊急時対策要員は，薬液補給のためホース接続及び FCVS フィルタベント装置給水ライン
元弁を全開操作し，補給用ポンプを起動，所定量の薬液を補給するとともに，補給用ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策本部は，当直長にスクラバ水の pH 値及び水位を確認するよう依頼する。
⑥当直副長は，スクラバ水の pH 値及び水位を確認するよう中央制御室運転員に指示する。
⑦中央制御室運転員 A は，FCVS 制御盤のフィルタ装置スクラバ水 pH 及びフィルタ装置水位によりスクラバ水の pH 値及び水位を確認するとともに，フィルタ装置スクラバ水 pH 指
示値が規定値であることを当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，スクラバ水の pH 値及び水位，並びにフィルタ装置への薬液補給の完了を緊急時対策本部に報告する。
⑨緊急時対策本部は，緊急時対策要員に薬液補給の停止及び pH 測定の停止を指示する。
⑩緊急時対策要員は，薬液補給を停止するため，補給用ポンプを停止し，FCVS フィルタベ
ント装置給水ライン元弁を全閉操作する。また，pH 測定を停止するため，pH 計サンプリ
ングポンプを停止，フィルタベント装置 pH 入口止め弁及びフィルタベント装置 pH 出口
止め弁を全閉操作し，緊急時対策本部へフィルタ装置スクラバ水 pH 調整の完了を報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始の判断をしてからフィルタ装置スクラバ水 pH 調整完了まで約 85分で可能である。なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，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，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す
る。

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東海第二(h) ドレン移送ライン窒素ガスパージ
フィルタ装置水位調整（水抜き）後，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水をサプレッション・チェンバに排水する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置水位調整（水抜き）完了後又はドレンタンク水抜き完了後。
ⅱ. 操作手順
ドレン移送ライン窒素ガスパージの概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.19 図に， タ
イムチャートを第 1.5.20 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へドレン移送ライン
窒素ガスパージの準備開始を指示する。
②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて，可搬型窒素供給装置を配備
し，排水ライン接続口に可搬型窒素供給装置からの送気ホースを接続する。また，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレ
ンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作し，ドレン移送ライン窒素ガスパージの準備完了を緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給開始を指示する。
④緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレンライン N2 パージ用元弁を全開操作
し，窒素ガスの供給を開始するとともに，緊急時対策本部にドレン移送ライン窒素ガスパージの開始を報告する。
⑤緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給停止を指示する。
⑥緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレンライン N2 パージ用元弁を全閉操作
し，窒素ガスの供給を停止する。また，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作し，ドレン移送ポンプ出口ライン配管内が正圧で維持されていることをドレン移送
ライン圧力により確認し，ドレン移送ライン窒素ガスパージが完了したことを緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからドレン移送ライン窒素ガスパージ完了まで約 135 分で可能である。なお，
炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，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。

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備考

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

東海第二円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(i) ドレンタンク水抜き
ドレンタンクが水位高に到達した場合は，よう素フィルタの機能維持のため排水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
ドレンタンクが水位高に到達すると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
ドレンタンク水抜きの概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.21 図に，タイムチャートを
第 1.5.22 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員にドレンタンク水抜きを指示する。
②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室にてドレン移送ポンプの電源が確保されていることを FCVS 現場制御盤ドレン移送ポンプ運転状態ランプにより確認する。また，
ドレンタンク水抜きの系統構成として FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全閉，FCVS フィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁を遠隔手
動弁操作設備にて全開，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後，
FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開操作し，ドレン移送
ポンプ A 又は B を起動する。その後，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側
第一止め弁の増開操作によりポンプ吐出側流量を必要流量に調整し，ドレンタンク内の水をサプレッション・チェンバへ排水開始したことを緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室 FCVS 計器ラックのドレンタンク水位にて排水による水位の低下を確認し，ドレン移送ポンプを停止した後，FCVS フィルタベント
装置ドレンタンク出口止め弁を遠隔手動弁操作設備にて全閉，FCVS フィルタベント装置
ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側
第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉，
FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全開操作し，ドレンタンク水抜きの完了を緊急時対策本部に報告する。

45

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東海第二ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからドレンタンク水抜き完了まで約 80 分で可能である。なお，炉心損傷がない
状況下での格納容器ベントであることから，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，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
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，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。

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，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。

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

また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸

場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考

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

慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に内の温度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

全閉する。

合は，第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，耐圧強化ベント系二次隔離弁については，第一弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

(a) 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準(a) 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ⅰ) 手順着手の判断基準

炉心損傷※1 前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧炉心損傷※１前において，外部水源による原子炉格納容器内の冷却により，サプレッショ

力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合で，格納容器圧力逃がし装置が機能

ン・プール水位が上昇し，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達し喪失※2 した場合。

た場合に，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失※２した場合，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合で，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合。

※1:｢炉心損傷｣は，格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線※1：格納容器雰囲気放射線モニタでドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガ線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内

ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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

確認した場合。

上を確認した場合。

※2:｢格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。
※2：「格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 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。

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。

手順の対応フローを第 1.5.3 図に，概要図を第 1.5.23 図に，タイムチャートを第 1.5.24 図

手順の対応フローを第1.5－2図に，概要図を第1.5－14図に，タイムチャートを第1.5－15

及び第 1.5.25 図に示す。

図に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑪以外は同様）］【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑧以外は同様。）。
】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，耐圧強化ベント系によるＳ／Ｃ側からの格納

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

耐圧強化ベント系による W/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう運転員に指トができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するように指示す

示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水る。
）。

制限を越えている場合は D/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による除熱準備開始を緊急時対策本部に報告する。
③現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

②発電長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントによる除熱準備開始を災害対策本部長代理に報告する。
③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に必要な電動弁の電源切替え操作を実施する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁④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に必要な電動弁のの電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により

認する。

確認する。
⑤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全開とする。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の確認として，AC 系隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，AC 系隔離信号の除外操作を実施する。

⑥運転員等は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系の隔離信号が発生している
場合は，中央制御室にて，不活性ガス系隔離信号の除外操作を実施する。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系⑦運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系排が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離風機（Ａ）及び（Ｂ）の操作スイッチ隔離操作，非常用ガス処理系フィルタトレイン（Ａ）

弁及び非常用ガス処理系出口 U シール隔離弁の全閉操作，並びに非常用ガス処理系第一出口弁及び非常用ガス処理系フィルタトレイン（Ｂ）出口弁の全閉操作，並びに原子炉

隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁

建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁の全閉確認を実施する。

及び換気空調系二次隔離弁の全閉を確認する。

⑦現場運転員 C 及び D は，フィルタ装置入口弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすること
で，フィルタ装置入口弁の駆動源を確保し，当直副長に報告する。
⑧中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタ装置入口
弁の全閉操作を実施する。現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備によりフィルタ
装置入口弁の全閉操作を実施する。

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東海第二⑨現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすることで，耐圧強化ベント弁の駆動源を確保し，当直副長に報告する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント弁の全開操作を実施する。
⑪ａ W/W ベントの場合⑧ａＳ／Ｃ側ベントの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，一次隔離弁（サプ

運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，第一弁（Ｓ／Ｃ側）

レッション・チェンバ側）操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保することで，一次隔の全開操作を実施する。

離弁（ サプレッション・チェンバ側）の全開操作を実施する。
⑪ｂ D/W ベントの場合⑧ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，一次隔離弁（ドラ

第一弁（Ｓ／Ｃ側）の開操作ができない場合は，運転員等は中央制御室にて，格納容器

イウェル側）操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保することで，一次隔離弁（ドライ

ベント前の系統構成として，第一弁（Ｄ／Ｗ側）の全開操作を実施する。

ウェル側）の全開操作を実施する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備完了を緊急時対策本部に報告する。

⑨運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を発電長に報告する。
⑩発電長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備完了を災害対策本部長代理に報告する。

⑭当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い，当直長に報告する。
また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑮当直長は，当直副長からの依頼に基づき， 耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始
を緊急時対策本部に報告する。

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，耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を災害対策本部長代理に報告する。

⑯当直副長は，格納容器ベント開始圧力（310kPa[gage]）に到達する時間，原子炉格納容器⑫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開始を指示する。

内の圧力上昇率を考慮し，中央制御室運転員に耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を指示する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，二次隔離弁を調整開（流路面積約 70%開）とし，耐圧強化
ベント系による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二⑬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
離弁の全開操作を実施し，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。

次隔離弁バイパス弁を調整開（流路面積約 70%開）とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。
なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。

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東海第二⑱中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたこ⑭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が開始されたこととを格納容器内圧力指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は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，並びに耐圧強化

耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告す

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。また，発電長は，る。

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災害対策本部長代理に報告する。

⑲当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。
⑳現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。
中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑮運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系

系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子び酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライ

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ウェル側）の全閉操作を実施し，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを停止する。一

負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに運転員等に原子炉格納容器内の圧力310kPa

次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的［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な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

度が可燃限界未満であることを確認することにより，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを停止する。

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ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 55 分で可能である。

東海第二ⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備開始を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数
及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，11分以内で可能である。
・中央制御室からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，11分以内で可能である。
格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの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の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，4分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作を中央制御室にて実施した場合，11分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達後，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操作を中央制御室にて実施した場合，4分以内で可能である。
【Ｄ／Ｗ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を中央制御室にて実施した場合，11分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達後，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操作を中央制御室にて実施した場合，4分以内で可能である。

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

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備考

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東海第二(b) 原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）
残留熱除去系の機能が喪失し，耐圧強化ベント系により大気を最終ヒートシンクとして熱を輸送する場合，空気駆動弁である一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェ
ル側）及び耐圧強化ベント弁を全開とし，格納容器ベントラインを構成する必要があり，通常の駆動空気供給源である計装用圧縮空気系が喪失した状況下では遠隔空気駆動弁操作用ボン
ベが駆動源となる。常設ボンベの圧力が低下した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換することで，一次隔離弁及び耐圧強化ベント弁の駆動圧力を確保する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
耐圧強化ベント系の系統構成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を実施中，各隔離弁の駆動源である遠隔空気駆動弁操作用ボンベの圧力が規定値以下となった場合。
ⅱ. 操作手順
原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.7 図に，タイムチャートを第 1.5.8 図に示す。
［一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］
操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(b)原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）」の操作手順と同様である。
［一次隔離弁（ドライウェル側） 遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］
操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(b)原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）」の操作手順と同様である。
［耐圧強化ベント弁遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，現場運転員に耐圧強化ベント弁遠隔空気駆
動弁操作用ボンベを，使用済みボンベから予備ボンベへの交換を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，予備ボンベを予備ボンベラックから運搬する。
③現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁及びボンベ本体の弁を全閉とし，使用中のボンベを取り外し，予備ボンベを接続する。
④現場運転員 C 及び D は，ボンベ本体の弁を全開とし，ボンベ接続部から耐圧強化ベント
弁操作用空気ボンベ出口弁までのリークチェックを実施する。

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備考

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

東海第二⑤現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁を全開にする。
⑥現場運転員 C 及び D は，使用済みボンベをボンベラックへ収納する。
⑦現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁遠隔空気駆動弁操作用ボンベの交換終了を当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，予備ボンベの確保を緊急時対策本部に依頼する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからボンベ交換終了まで約 45 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。室温は通常運転時と同程度である。
(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
残留熱除去系の機能が喪失し，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。

(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
残留熱除去系の機能が喪失し，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。

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

また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸

場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考

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

慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については， 一次隔離弁を全と判断した場合，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

閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合

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に全閉する。

合は，第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，フィルタ装置出口弁については，第一弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

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

全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合は，現場手動にて系統構成を行
う。

52

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）ⅰ) 手順着手の判断基準［原子炉建屋原子炉区域の系統構成］
全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合。
［格納容器ベント準備］
炉心損傷※1 前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合。

炉心損傷※１前において，全交流動力電源喪失時に外部水源による原子炉格納容器内の冷却により，サプレッション・プール水位が上昇し，サプレッション・プール水位指示値
が通常水位＋5.5mに到達した場合，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格
納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタでドライウェル又はサプレッション・チェンバ内の※1:｢炉心損傷｣は，格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線

ガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内

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雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を

300℃以上を確認した場合。

確認した場合。
ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

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

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のり。手順対応フローを第 1.5.3 図に，概要図を第 1.5.26 図に， タイムチャートを第 1.5.27

とおり。手順対応フローを第1.5－2図に，概要図を第1.5－16図に，タイムチャートを第

図及び第 1.5.28 図に示す。

1.5－17図に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑨以外は同様）］【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑦以外は同様。）。】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉建屋原子炉区域の系統構成を現場運①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を依頼する。

転員に指示する。
②現場運転員 E 及び F は，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理②災害対策本部長代理は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備のため，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に報告する。

系出口 U シール隔離弁の全閉操作を実施する。

53

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二③当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・③発電長は，格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側からの格納容器ベントの準備を開

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

格納容器圧力逃がし装置による W/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう運転

は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するように指示する。
）。

員に指示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・プール水位外部水
源注水制限を越えている場合は D/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置に④発電長は，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備開始を報告する。

よる格納容器ベントの準備開始を報告する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。

監視計器の電源が確保されていることを確認する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内であること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント弁，⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，原子炉建屋ガス処

非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁の全閉，並びにフィルタ装置入

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

空調系二次隔離弁の全閉を確認する。

⑧現場運転員 E 及び F は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系第一隔
離弁及び換気空調系第一隔離弁の全閉を確認する。
⑨ａ W/W ベントの場合⑦ａＳ／Ｃ側ベントの場合

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側）を遠隔手動弁操作

運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構による操設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，作で全開とする。

直流電源が健全である場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁を現場で手動開し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更に一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）逆操作用空気
排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁及び一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を全開する手段がある。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑨ｂ D/W ベントの場合

東海第二⑦ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）を遠隔手動弁操作設備による操第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健（Ｄ／Ｗ側）を遠隔人力操作機構による操作で全開とする。

全である場合は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を現場で手動開し，一次隔離弁（ドライウェル側）を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更に一次隔離弁（ドライウェル側）逆操作用空気排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（ドライウェル側）
操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（ドライウェル側）を全開す
る手段がある。
⑩現場運転員 C 及び D は，フィルタベント大気放出ラインドレン弁を全閉とし，格納容器⑧運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告する。

圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン⑨発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を災害対策本部長
代理に報告する。

ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑫当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い,当直長に報告する。
また，当直長は原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン⑩発電長は，格納容器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

トの開始を緊急時対策本部に報告する。

値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を災害対策本部長代理に報告する。
⑭当直副長は，格納容器ベント開始圧力（310kPa[gage]）に到達する時間，弁操作に必要な⑪発電長は，重大事故等対応要員に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント開始を指示する。

時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，運転員に格納容器ベント開始を指示する。
⑮現場運転員 C 及び D は，二次隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約 70%⑫重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁を遠隔人力操作機構にて全開とし，開）とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操

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

作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積い場合は，第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構にて全開とし，格納容器圧力逃がし

約 70%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。

装置による格納容器ベントを開始する。

なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。

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備考

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

東海第二⑯中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さ⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを格納容器内圧力指示値の低下及びフィルタ装置入口圧力指示値の上昇により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，並び確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器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

ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

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

⑰当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。
⑱現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。
⑲中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値を確認し，水位調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実施するよう緊急時対策本部に依頼する。
⑳中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及系による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系によるび酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライ

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

ウェル側）を全閉するよう現場運転員に指示する。

納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，格納容器ベント停止判断をする。

現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（サプレッション・チェ

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

ンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施する。

／Ｗ側）の全閉操作を実施する。

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バ
イパス弁を全閉するよう現場運転員に指示する。
現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス
弁の全閉操作を実施する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置によⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備開始を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数
及び所要時間は以下のとおり。

る原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 70 分で可能である。

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東海第二・現場からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，125分以内で可能である。
・現場からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
格納容器ベント判断基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・現場操作（第二弁）遠隔操作不可の場合
現場対応を重大事故等対応要員3名にて作業を実施した場合，30分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベント】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作を現場にて実施した場合，125分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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
後，第二弁操作を現場にて実施した場合，30分以内で可能である。
（総要員数：運転員等（当直運転員）3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：155分以内）【Ｄ／Ｗ側ベント】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を現場にて実施した場合，140分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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
後，第二弁操作を現場にて実施した場合，30分以内で可能である。
（総要員数：運転員等（当直運転員）3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：170分以内）

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

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

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遠隔手動弁操作設備の操作については，操作に必要な工具はなく通常の弁操作と同様であるため，容易に実施可能である。

東海第二遠隔人力操作機構については，速やかに操作ができるように，汎用電動工具（電動ドライバ）を操作場所近傍に配備する。

また，作業エリアにはバッテリー内蔵型 LED 照明を配備しており，建屋内常用照明消灯

また，作業エリアには蓄電池内蔵型照明を配備しており，建屋内常用照明消灯時にお時における作業性を確保しているが，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携ける作業性を確保しているが，ヘッドライト及びＬＥＤライトをバックアップとして携

行する。

行する。

室温は通常運転時と同程度である。
(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待機時水位下限である 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施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(b) フィルタ装置スクラビング水補給」の操作手順と同様である。
(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。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(c) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換」の操作手順と同様である。
(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。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(d) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換」の操作手順と同様である。
(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。移送ポンプの電源
は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車から受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(e) フィルタ装置スクラビング水移送」の操作手順と同様である。

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東海第二(b) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置の水位調整準備として，乾燥状態で保管されているドレン移送ポンプへ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(c)フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」の操作手順と同様である。
(c) フィルタ装置水位調整（水張り）フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ
インからフィルタ装置へ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(d)フィルタ装置水位調整（水張り）」の操作
手順と同様である。
(d) フィルタ装置水位調整（水抜き）
格納容器ベントにより原子炉格納容器内から排気されたガスが格納容器圧力逃がし装置の配管内及びフィルタ装置内で凝縮し，その凝縮水がフィルタ装置に溜まることでフィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィルタの差圧が設
計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。ドレン移送ポンプの電源は，代替交流電源設備から受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(e)フィルタ装置水位調整（水抜き）」の操作
手順と同様である。
(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ
格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(f)格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ」の操作手順と同様である。

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東海第二(f) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整
フィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水されることでス
クラバ水の pH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を補給する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(g)フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」の操作手
順と同様である。
(g) ドレン移送ライン窒素ガスパージ
フィルタ装置水位調整（水抜き）後，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水をサプレッション・チェンバに排水する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(h)ドレン移送ライン窒素ガスパージ」の操作
手順と同様である。
(h) ドレンタンク水抜き
ドレンタンクが水位高に到達した場合は，よう素フィルタの機能維持のため排水を実施する。ドレン移送ポンプの電源は，代替交流電源設備から受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(i)ドレンタンク水抜き」の操作手順と同様で
ある。

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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（現場操作）
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，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。

東海第二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（現場操作）
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，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。

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

また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸

場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考

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

慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に内の温度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

全閉する。

合は，第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，耐圧強化ベント系二次隔離弁については，第一弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

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

全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合は，現場手動にて系統構成を行

統構成は事前に着手する。

う。

(a) 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）(a) 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）

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準［原子炉建屋原子炉区域の系統構成］
全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合。
［格納容器ベント準備］
炉心損傷※1 前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧炉心損傷※１前において，全交流動力電源喪失時に外部水源による原子炉格納容器内の冷力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合で，格納容器圧力逃がし装置が機能却により，サプレッション・プール水位が上昇し，サプレッション・プール水位指示値が通喪失※2 した場合。

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※２した場合，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合。

※1:｢炉心損傷｣は，格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線※1：格納容器雰囲気放射線モニタでドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガ線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内

ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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

確認した場合。

上を確認した場合。

※2:｢格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。

※2：「格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 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。

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。

手順の対応フローを第 1.5.3 図に，概要図を第 1.5.29 図に，タイムチャートを第 1.5.30 図

手順対応フローを第1.5－2図に，概要図を第1.5－18図に，タイムチャートを第1.5－19図及び第 1.5.31 図に示す。

に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑩以外は同様）］【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑥以外は同様。）。】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉建屋原子炉区域の系統構成を現場運転員に指示する。
②現場運転員 E 及び F は，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理
系出口 U シール隔離弁の全閉操作を実施する。
③当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，耐圧強化ベント系によるＳ／Ｃ側からの格納

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

耐圧強化ベント系による W/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう運転員に指トができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するように指示す

示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水る。
）。

制限を越えている場合は D/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による除熱準備開始を緊急時対策本部に報告する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁の全閉を確認する。

②発電長は，耐圧強化ベント系による除熱準備開始を災害対策本部長代理に報告する。
③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に必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び（Ｂ）の操作スイッチ隔離操作，並びに原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁及び換気空調系二次隔離弁の全閉を確認する。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス⑦現場運転員 E 及び F は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁の全閉を確認する。

処理系フィルタトレイン（Ａ）出口弁及び非常用ガス処理系フィルタトレイン（Ｂ）出
口弁の全閉操作を実施する。

⑧現場運転員 C 及び D は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタ装置入口弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健全である場合は，フィルタ装置入口弁の駆動空気を確保し，フィルタ装置入口弁を中央制御室の操作により全閉する手段がある。
更にフィルタ装置入口弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，フィルタ装置入口弁操作用
空気ボンベ出口弁及びフィルタ装置入口弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，フィルタ装置入口弁を全閉する手段がある。

62

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二⑨現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健全である場合
は，耐圧強化ベント弁の駆動空気を確保し，耐圧強化ベント弁を中央制御室の操作により全開する手段がある。更に耐圧強化ベント弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，耐圧強化
ベント弁操作用空気ボンベ出口弁及び耐圧強化ベント弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，耐圧強化ベント弁を全開する手段がある。
⑩ａ W/W ベントの場合⑥ａＳ／Ｃ側ベントの場合

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を遠隔手動弁操作

運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構による操作設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，で全開とする。

直流電源が健全である場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁を現場で手動開し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更に一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）逆操作用空気
排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁及び一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を全開する手段がある。
⑩ｂ D/W ベントの場合⑥ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）を遠隔手動弁操作設備による操第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁（Ｄ作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健／Ｗ側）を遠隔人力操作機構による操作で全開とする。

全である場合は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を現場で手動開し，一次隔離弁（ドライウェル側）を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更に一次隔離弁（ドライウェル側）逆操作用空気排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（ドライウェル側）
操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を全開する手段がある。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を当直⑦運転員等は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を発電長に報告する。

副長に報告する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備完了を緊急時対策本部に報告する。

⑧発電長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備完了を災害対策本部長代理に
報告する。

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備考

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東海第二⑬当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い，当直長に報告する。
また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑭当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始
を緊急時対策本部に報告する。

⑨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，耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を災害対策本部長代理に報告する。

⑮当直副長は，格納容器ベント開始圧力（310kPa[gage]）に到達する時間，弁操作に必要な⑩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開始を指示する。

時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，運転員に耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を指示する。
⑯現場運転員 C 及び D は，二次隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約 70%⑪運転員等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開）とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操作がで系二次隔離弁を電動弁ハンドル操作にて全開とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベきない場合は，二次隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約 70%ントを開始する。

開）とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたこ⑫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が開始されたこととを格納容器内圧力指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，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，並びに耐圧強化

耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告す

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。また，発電長は，る。

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災害対策本部長代理に報告する。

⑱当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。
⑲現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。
⑳中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系

系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子び酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライ

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ウェル側）を全閉するよう現場運転員に指示する。

負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに運転員等に原子炉格納容器内の圧力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。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（サプレッション・チェ

東海第二⑭運転員等は原子炉建屋付属棟にて，遠隔人力操作機構により第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ

ンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施する。

／Ｗ側）の全閉操作を実施する。

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バ
イパス弁を全閉するよう現場運転員に指示する。
現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス
弁の全閉操作を実施する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 135 分で可能である。

ⅲ) 操作の成立性
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。
・現場からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，125分以内で可能である。
・現場からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
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。
・現場からの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の場合
現場対応を重大事故等対応要員3名にて作業を実施した場合，12分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作を現場にて実施した場合，125分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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
後，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操作を現場にて実施した場合，12分以内で可能である。（総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：137分以内）

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東海第二【Ｄ／Ｗベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa［gage］）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を現場にて実施した場合，140分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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）に到達後，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操作を現場にて実施した場
合，12分以内で可能である。
（総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：152分以内）

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

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

室温は通常運転時と同程度である。

(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1.5.37 図に示す。

室温は通常運転時と同程度である。

(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1.5－26図に示す。

残留熱除去系が機能喪失した場合は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の除熱

残留熱除去系が機能喪失した場合は，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を実施する。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り原子炉格納及び除熱を実施する。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り原容器内の除熱を実施する。

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格納容器ベントは，弁の駆動電源及び空気源がない場合，現場での手動操作を行う。

格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による格納容器ベントは，弁の駆動電源及び空気源がない場合，現場での手動操作を行う。

なお，格納容器圧力逃がし装置及び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

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には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できる W/W を経由する経路を第一優先とには，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃ側ベントを第一優先とすする。W/W ベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，D/W を経由してフィルタ装置を通る。Ｓ／Ｃ側ベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，Ｄ／Ｗを経由してフィルタ装る経路を第二優先とする。

置を通る経路を第二優先とする。

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東海第二1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順

1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送

a. 代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

ａ．緊急用海水系による冷却水確保

原子炉補機冷却系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使用した発電用原子炉からの除熱，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発電用原子炉からの除原子炉格納容器内の除熱及び使用済燃料プールの除熱ができなくなるため，代替原子炉補機冷

熱及び原子炉格納容器内の除熱ができなくなるため，緊急用海水系により冷却水を供給する。

却系を用いた補機冷却水確保のため，原子炉補機冷却系の系統構成を行い，代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を供給する。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されてい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がる場合に，冷却水通水確認後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェ

確保されている場合に，冷却水通水確認後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去ンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）を起動し，最終ヒートシンク（海）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）を起動し，へ熱を輸送する。

最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

原子炉補機冷却系の故障又は全交流動力電源の喪失により原子炉補機冷却系を使用できない場合。
(b) 操作手順

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第 1.5.2 図に，概要図を第 1.5.32 図に，タイムチャートを第 1.5.33 図に示す。

残留熱除去系海水系の故障又は全交流動力電源の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系による冷却水確保手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.5－3図に，概要図を第1.5－20図に，タイムチャートを第1.5－21図に示す。

ⅰ. 運転員操作（本手順は A 系使用の場合であり，B 系使用時については手順⑥を除いて同様である。）（本手順はＡ系使用の場合であり，Ｂ系使用時についても同様である。）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替原子炉補機冷却系による補機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

冷却水確保の準備開始を指示する。

の準備開始を指示する。

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備考

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東海第二②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の準備のため，熱交換器ユニットの配備及び主配管（可搬型）の接続を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

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電動弁の電源切替え操作を実施する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保に必要な電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確保に必要な電動弁の電源が動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示に確保されたこと，並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示て確認する。

等にて確認する。
④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。
⑤運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ室空調機を起動する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の中央制御
室側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.32 図参照）

⑥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の中央制御室側系統構成である残留熱除去系－緊急用海水系系統分離弁（Ａ）及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の全閉操作を実施し，発電長に報告する。

⑥現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の非管理区域側系
統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.32 図参照）B 系使用時は，熱交換器ユニットの繋ぎ込み箇所が，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁の後になる
ため，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁については系統構成対象外とする。（A 系使用時は，原子炉補機冷却水系熱交換器（A/D）冷却水出口弁の前に繋ぎこむ）⑦現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の管理区域側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.32 図参照）
⑧緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保のための熱交換器ユニットの配備及び主配管（可搬型）の接続完了について緊急時対策本部に報告する。また，
緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水供給開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩緊急時対策要員は，熱交換器ユニット内の代替原子炉補機冷却水ポンプを起動し，代替
原子炉補機冷却系による補機冷却水供給開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

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東海第二ⅱ. 緊急時対策要員操作（補機冷却水供給）①緊急時対策要員は，緊急時対策本部から荒浜側又は大湊側高台資機材置場へ移動する。
②緊急時対策要員は，熱交換器ユニット，大容量送水車（熱交換器ユニット用）等の健全性確認を行う。
③緊急時対策要員は，熱交換器ユニット，大容量送水車（熱交換器ユニット用）等を荒浜側
又は大湊側高台資機材置場からタービン建屋近傍屋外に移動させる。
④緊急時対策要員は，可搬型の主配管（淡水用ホース及び海水用ホース）の敷設及び接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，電源ケーブルの敷設及び接続を行う。
⑥緊急時対策要員は，熱交換器ユニット等の淡水側の水張りに向け系統構成のための弁の開閉操作を行う。
⑦緊急時対策要員は，中央制御室運転員 A 及び B と連絡を密にし，熱交換器ユニット等の淡水側の水張りのため代替冷却水供給止め弁の開操作を行う。
⑧緊急時対策要員は，熱交換器ユニット等の淡水側の水張り範囲内におけるベント弁の開操作及び代替冷却水戻り止め弁の開操作を行い， 配管内の空気抜きを実施する。
⑨緊急時対策要員は，淡水側の水張り範囲内において漏えいのないことを確認する。
⑩緊急時対策要員は，可搬型代替交流電源設備の起動操作を行う。
⑪緊急時対策要員は，熱交換器ユニット等の海水側の水張りに向け系統構成のための弁の開閉操作を行う。
⑫緊急時対策要員は，熱交換器ユニット等の海水側の水張りのため大容量送水車（熱交換器ユニット用）を起動させる。
⑬緊急時対策要員は，海水側の水張り範囲内におけるベント弁の開操作を行い，配管内の空気抜きを実施する。
⑭緊急時対策要員は，海水側の水張り範囲内において漏えいのないことを確認する。
⑮緊急時対策要員は，緊急時対策本部及び当直長に熱交換器ユニットによる補機冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑯緊急時対策要員は，中央制御室運転員 A 及び B と連絡を密にし，熱交換器ユニット内の代替原子炉補機冷却水ポンプを起動し，補機冷却水の供給を行う。
⑰緊急時対策要員は，熱交換器ユニット出口流量調整弁の開操作を行い，代替 RCW ポンプ
吐出圧力指示値が規定値となるよう開度を調整する。

⑦運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ（Ａ）を起動し，冷却水の供給を行う。
⑧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）の全開操作を行い，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。
⑨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）の全開操作を行
い，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。

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東海第二⑱緊急時対策要員は，熱交換器ユニット及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転状
態を継続して監視する。

(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 13 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員操作の系統構成完了まで約(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから緊急用海水系による冷却水供給開始まで24分以内で可能である。

255 分，緊急時対策要員操作の補機冷却水供給開始まで約 540 分で可能である。
なお，炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場合，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を 2 班体制とし，交替して対応する。
プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
室温は通常運転時と同程度である。

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備考

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b. 大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水

東海第二ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水確保

確保
原子炉補機冷却系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使用した除熱戦略ができなくな

残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，緊急用海水系が使用できない場合は，残留熱除るため，代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を確保するが，代替原子炉補機冷却系熱交去系を使用した発電用原子炉からの除熱及び原子炉格納容器内の除熱ができなくなるため，残換器ユニットが機能喪失した場合は，原子炉補機冷却系の系統構成を行い，大容量送水車（熱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を供給する。

交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプにより，原子炉補機冷却系に海水を注入することで補機冷却水を供給する。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されて常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源がいる場合に，冷却水通水確認後，目的に応じた運転モードで残留熱除去系（原子炉停止時冷却確保されている場合に，冷却水通水確認後，目的に応じた運転モードで残留熱除去系（原子炉モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）

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（格納容器を起動し，最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

スプレイ冷却系）を起動し，最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］
代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合。
［代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合］
代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合で，大容量送水車（熱交換器ユニット用）が故障等により使用できない場合。
(b) 操作手順

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た場合で，緊急用海水系が故障等により使用できない場合。
(b) 操作手順

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却

代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順の概要は以下のとおり（代替残留熱除去

水確保手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.5.2 図に，概要図を第 1.5.34 図系海水系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に，タイムチャートを第 1.5.35 図に示す。

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

ⅰ. 運転員操作［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］

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（本手順は A 系使用の場合であり，B 系使用時については手順⑥を除いて同様である。ま同様。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

た，代替原子炉補機冷却海水ポンプを使用した場合においても操作手順は同様である。）

接続口を使用した手順は，手順⑪以外は同様。）。手順の対応フローを第1.5－3図に，概要図を第1.5－22図に，タイムチャートを第1.5－23図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の準備開始を依頼する。

71

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に大容量送水車（熱交換器ユ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

ニット用）による補機冷却水確保の準備として，大容量送水車（熱交換器ユニット用）

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，発電長に使の配備，ホースの接続を依頼する。

用する代替残留熱除去系海水系接続口を報告する。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。

③現場運転員 C 及び D は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

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電動弁の電源切替え操作を実施する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水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確保に必要な電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されているこの電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にてとを状態表示にて確認する。

確認する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の中央制御室側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.34 図参照）
⑥現場運転員 C 及び D は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の非管理区域側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.34 図参照）B 系使用時
は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の繋ぎ込み箇所が，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁の後になるため，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口
弁については系統構成対象外とする。
（A 系使用時は，原子炉補機冷却水系熱交換器（A/D）
冷却水出口弁の前に繋ぎこむ）

72

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二⑦現場運転員 C 及び D は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の管理区域側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.34 図参照）
⑧緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保のための大容量送水車（熱交換器ユニット用）の配備，主配管（可搬型）の接続完了について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水供給開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水供給開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
ⅱ. 緊急時対策要員操作［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］①緊急時対策要員は，緊急時対策本部から荒浜側又は大湊側高台資機材置場へ移動する。
②緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）等の健全性確認を行う。
③緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）を荒浜側又は大湊側高台資機材置場からタービン建屋近傍屋外に移動させる。
④緊急時対策要員は，ホースの敷設及び接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部及び当直長に大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑥緊急時対策要員は，中央制御室運転員 A 及び B と連絡を密にし，大容量送水車（ 熱交
換器ユニット用）を起動し，補機冷却水の供給を行う。
⑦緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の吐出圧力にて必要流量が確保されていることを確認する。
⑧緊急時対策要員は，ホース等の海水通水範囲について漏えいのないことを確認する。
⑨緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転状態を継続して監視す
る。

73

備考

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東海第二［代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合］①緊急時対策要員は，緊急時対策本部から荒浜側又は大湊側高台資機材置場へ移動する。
②緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプ等の健全性確認を行う。
③緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプ等を荒浜側又は大湊側高台資機材置場からタービン建屋近傍屋外に移動させる。
④緊急時対策要員は，ホースの敷設及び接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，電源ケーブルの敷設及び接続を行う。
⑥緊急時対策要員は，可搬型代替交流電源設備の起動操作を行う。
⑦緊急時対策要員は，緊急時対策本部及び当直長に代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑧緊急時対策要員は，中央制御室運転員 A 及び B と連絡を密にし，代替原子炉補機冷却海水ポンプを起動し，補機冷却水の供給を行う。
⑨緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプの吐出圧力にて必要流量が確保されていることを確認する。
⑩緊急時対策要員は，ホース等の海水通水範囲について漏えいのないことを確認する。
⑪緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプの運転状態を継続して監視する。
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。
⑪ａ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）海水流量調整弁を全開とする。
⑪ｂ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）を全閉とし，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ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）を全開とする。
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報告する。

74

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に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全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全開とし，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報告する。
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報告する。
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(c) 操作の成立性［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員
2 名及び緊急時対策要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員による

上記の操作は，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。

系統構成完了まで約 255 分，緊急時対策要員による大容量送水車（熱交換器ユニット用）を使用した補機冷却水供給開始まで約 300 分で可能である。

75

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二【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名にて作業を実施した場合，370分以内で可能である。
【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，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，310分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
室温は通常運転時と同程度である。

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。

［代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員
2 名及び緊急時対策要員 11 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員による系統構成完了まで約 255 分，緊急時対策要員による代替原子炉補機冷却海水ポンプ）を使用した補機冷却水供給開始まで約 420 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，速やかに作業が開始できるよう， 使用する資機材は作業場所近傍に配備する。

76

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 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1.5.37 図に示す。
原子炉補機冷却系が機能喪失した場合は，代替原子炉補機冷却系により海へ熱を輸送する手段を確保し，残留熱除去系を使用して原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱を行う。

東海第二(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1.5－26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へ熱を輸送する手段を確保
し，残留熱除去系を使用して原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱を行う。

代替原子炉補機冷却系が故障等により熱を輸送できない場合は，大容量送水車（ 熱交換器ユニ

緊急用海水系が故障等により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海へ熱ット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプにより原子炉補機冷却系へ直接海水を送水し，残留を輸送する手段を確保し，残留熱除去系を使用して原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱除去系を使用して原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱を行う。

熱を行う。

77

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.5.2.3 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 原子炉補機冷却系による補機冷却水確保(1) 残留熱除去系海水系による冷却水確保

原子炉補機冷却系が健全な場合は，自動起動信号による作動，又は中央制御室からの手動操作

残留熱除去系海水系が健全な場合は，自動起動信号による作動，又は中央制御室からの手動操により原子炉補機冷却系を起動し， 原子炉補機冷却系による補機冷却水確保を行う。

作により残留熱除去系海水系を起動し，残留熱除去系海水系による冷却水確保を行う。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

残留熱除去系を使用した原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱が必要な場合。
b. 操作手順
原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.36 図に示す。

残留熱除去系を使用した原子炉圧力容器内及び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Ａ系による冷却水確保手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系海水系
Ｂ系による冷却水確保手順も同様。
）。概要図を第1.5－24図に，タイムチャートを第1.5－25図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に原子炉補機冷却系による補機冷却水確保開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系海水系による冷却水確保開始を指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動信号（原子②運転員等は中央制御室にて，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動信号（残留熱除炉水位低（レベル 1）又はドライウェル圧力高）により待機中の原子炉補機冷却海水ポンプ

去系ポンプ等の起動）により残留熱除去系海水系ポンプ（Ａ）及び（Ｃ）が起動し，残留熱及び原子炉補機冷却水ポンプの起動，並びに原子炉補機冷却系熱交換器冷却水出口弁及び除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁が全開したことを確認する。

残留熱除去系熱交換器冷却水出口弁の全開を確認する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉補機冷却系による補機冷却水確保が開始されたことを原子炉補機冷却系系統流量指示値の上昇及び残留熱除去系熱交換器入口冷却水流量指示③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系海水系Ａ系による冷却水確保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。

値の上昇により確認し当直副長に報告する。
c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｃ．操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから残留熱除去系海水系による冷却水供給開始まで4分以内で可能である。

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格納容器内の除熱手順は，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系ポンプ，電動弁，中央制御室監視計器類への電源供給手順及び電源車への燃料補給
手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

東海第二

備考

1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
格納容器圧力逃がし装置及び代替循環冷却系を用いた原子炉格納容器内の除熱手順は，「1.7
原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型
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並びに可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車，常設代替交流電源設備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」にて整備する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）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。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）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。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）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。
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）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。

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。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽への水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替
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。
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
等」にて整備する。

79

事故時の計装に関する手順

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東海第二

備考

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

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（1/5）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／4）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））（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及び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

分類
対処設備

手順書

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※１

手順書

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）による原子炉格納容器内の除熱設計基準事故対処設備－

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内の除熱※1:手順は「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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」「PCV 圧力制御」等

対処設備

重大事故等対処設備

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱

重大事故等対処設備（設計基準拡張）－

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）※2
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
※2

対応
手段

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）※1

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）｢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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

80

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2/5）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／4）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））（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及び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

手順書

分類

重大事故等対処設備

設計基準事故対処設備※1:手順は「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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

対応
手段

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

海水貯留堰
スクリーン室取水路

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（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

原子炉補機冷却海水ポンプ
原子炉補機冷却水ポンプ
原子炉補機冷却系配管・弁・海水ストレーナ
原子炉補機冷却系サージタンク
原子炉補機冷却水系熱交換器
補機冷却用海水取水路
補機冷却用海水取水槽
非常用交流電源設備 ※3

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉補機冷却系による除熱

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

－

対応
手段

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※４
燃料給油設備※４

重大事故等対処設備

残留熱除去系海水系による除熱

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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

81

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（3/5）

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）（フロントライン系故障時）

分類

分類

対応
手段

手順書

格納容器圧力逃がし装置

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

重大事故等対処設備

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」

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

重大事故等対処設備

格納容器圧力逃がし装置※３

手順書

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

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
非常用ガス処理系排気筒常設代替交流電源設備※４
可搬型代替交流電源設備※４
燃料給油設備※４

遠隔人力操作機構

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

自主対策
設備

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

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボ
ンベ]」

対処設備

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

対応
手段

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

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

フロントライン系故障時

フロントライン系故障時

耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁
遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁
原子炉格納容器（サプレッション・チェン
バ，真空破壊弁を含む）
不活性ガス系配管・弁
非常用ガス処理系配管・弁
主排気筒（内筒）
常設代替交流電源設備※3
可搬型代替交流電源設備※3
代替所内電気設備※3
常設代替直流電源設備※3
可搬型直流電源設備※3

第二代替交流電源設備※3

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備

残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ
冷却モード）

対処設備

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱能喪失を想定する
設計基準事故対処設備

備考

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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

82

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（4/5）（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

残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ
冷却モード）
全交流動力電源

対処設備

手順書

遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

重大事故等対処設備

現場操作

フロントライン系故障時

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」

多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ
水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜き）」「フィルタベント停止後の N2 パージ」
「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」
「ドレン移送ライン N2 パージ」
「ドレンタンク水抜き」※1:手順は「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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

83

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（5/5）

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／4）（サポート系故障時）（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

原子炉補機冷却系
全交流動力電源

対処設備

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

サポート系故障時

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

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※４
燃料給油設備※４
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※１
残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）※２
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）※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

自主対策設備

AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機冷却水（B）確保」

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

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）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

多様なハザード対応手順「代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保」「大容量送水車による補機冷却水確保」

緊急用海水ポンプ
緊急用海水系配管・弁
緊急用海水系ストレーナ
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
常設代替交流電源設備※４
燃料給油設備※４
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※１
残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）※２
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）※２

残留熱除去系海水系

自主対策
設備

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代
替原子炉補機冷却海水ポンプ
代替原子炉補機冷却海水ストレーナ
ホース
原子炉補機冷却系配管・弁残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）※1
残留熱除去系（サプレション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）※2
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モー
ド）※2
海水貯留堰
スクリーン室取水路
常設代替交流電源設備※3
第二代替交流電源設備※3
可搬型代替交流電源設備※3
移動式変圧器
燃料補給設備※3

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

サポート系故障時

第二代替交流電源設備※3

対処設備

重大事故等対処設備

緊急用海水系による除熱

AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機冷却水（B）確保」

多様なハザード対応手順「熱交換器ユニットによる補機冷
却水確保」

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）※1
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）※2
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モー
ド）※2

対応
手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

重大事故等対処設備

代替原子炉補機冷却系による除熱

熱交換器ユニット
大容量送水車（熱交換器ユニット用）
代替原子炉補機冷却海水ストレーナ
ホース
原子炉補機冷却系配管・弁・サージタンク
残留熱除去系熱交換器
海水貯留堰
スクリーン室取水路
常設代替交流電源設備※3
可搬型代替交流電源設備※3
燃料補給設備※3

手順書

備考

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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※1:手順は「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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

84

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

第1.5－2表 重大事故等対処に係る監視計器

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（1／10）

監視計器一覧（1/8）
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 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（交流電源が健全である場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

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

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

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・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

補機監視機能隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 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（交流動力電源が健全である場合）
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
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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ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
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の水位

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）

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

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

操作
判断基準

AM 設備別操作手順書「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」操作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

操作85

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

操作
判断基準
判断基準
操作
操作
判断基準
操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

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

1.5.2.1 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（交流動力電源が健全である場合）
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

フィルタ装置水位

フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量－

補機監視機能最終ヒートシンクの確保

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

操作

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

補機監視機能－ＡＭ設備別操作手順書

判断基準

操作

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N2 パージ」

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量－

補機監視機能－フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力原子炉格納容器内の酸素濃度
最終ヒートシンクの確保－

補機監視機能監視パラメータ（計器）1.5.2.1 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（交流動力電源が健全である場合）
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

判断基準 操作判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水抜き）」

最終ヒートシンクの確保

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 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（交流電源が健全である場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水張り）」

備考

監視計器一覧（2／10）

監視計器一覧（2/8）

多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

東海第二

－

フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位－－

操作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位

補機監視機能ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量86

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度
残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（3／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 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（交流動力電源が健全である場合）
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

1.5.2.1 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（交流動力電源が健全である場合）
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
フィルタ装置入口水素濃度

ＡＭ設備別操作手順書

操作87

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

備考

監視計器一覧（4／10）

監視計器一覧（3/8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器1.5.2.1 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（交流電源が健全である場合）
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
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用
（D/W）
）」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

判断基準

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

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

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 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（交流動力電源が健全である場合）
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

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

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圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の水位

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

耐圧強化ベント系放射線モニタ

補機監視機能

計器用空気系系統圧力操作

操作

原子炉格納容器内の水位

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉格納容器内の放射線量率

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

東海第二

AM 設備別操作手順書「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」操作

88

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（5／10）

監視計器一覧（4/8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉格納容器内の水素濃度

原子炉格納容器内の放射線量率

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

操作原子炉格納容器内の放射線量率

判断基準

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

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

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）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

操作

原子炉格納容器内の水位89

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

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・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の水位

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）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（5/8）
監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

操作
判断基準
判断基準
操作
操作
判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

操作

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」－

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能補機監視機能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

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(c) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
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

フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量－

補機監視機能ＡＭ設備別操作手順書

ＡＭ設備別操作手順書

－

操作

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N パージ」－

フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力原子炉格納容器内の酸素濃度
最終ヒートシンクの確保－

補機監視機能－フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位

判
断
基
準

－

操
作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

判
断
基
準

補機監視機能ドレンタンク水位

操作

補機監視機能ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(b) フィルタ装置スクラビング水補給

判断基準

操
作

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水抜き）」

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準 操作判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水張り）」

備考

監視計器一覧（6／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

東海第二

－

90

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度
残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（7／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(d) 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

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(e) フィルタ装置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91

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（6/8）

東海第二

備考

監視計器一覧（8／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
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（現場操作）
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」
AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用
（D/W）
）」

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 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
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（現場操作）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

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

サプレッション・プール水位

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）

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

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

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

耐圧強化ベント系放射線モニタ

操作

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉格納容器内の水位92柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（7/8）
監視パラメータ（計器）1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送
a.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
b.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保
事故時運転操作手順書（徴候ベース）
ドライウェル雰囲気温度「S/P 温度制御」等
原子炉格納容器内の温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機冷却水（B）確保」

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

水源の確保

RCW サージタンク水位(A)水位
RCW サージタンク水位(B)水位

最終ヒートシンクの確保

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量操作

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

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・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

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）

1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海）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の確保

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

最終ヒートシンクの確保

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

補機監視機能大容量送水車吐出圧力

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

93

操作

操作

補機監視機能代替 RCW ユニット入口温度
代替 RCW ポンプ(A)吸込圧力
代替 RCW ポンプ(B)吸込圧力
代替 RCW ポンプ(A)吐出圧力
代替 RCW ポンプ(B)吐出圧力
代替 RSW ポンプ出口圧力
大容量送水車吐出圧力

判断基準

判断基準

多様なハザード対応手順「代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷
却水確保」「大容量送水車による補機冷却水確保」

監視パラメータ（計器）1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送
ａ．緊急用海水系による冷却水の確保

操作

電源

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機冷却水（B）確保」

備考

監視計器一覧（9／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

多様なハザード対応手順「熱交換器ユニットによる補機冷却水確保」

東海第二

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・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（8/8）

東海第二

備考

監視計器一覧（10／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

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 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の確保

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等
原子炉圧力容器内の温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度

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

原子炉圧力容器の温度

原子炉圧力容器の温度

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
残留熱除去系海水系系統流量
残留熱除去系系統流量

ＡＭ設備別操作手順書

操作RCW サージタンク水位(A)水位
RCW サージタンク水位(B)水位
RCW サージタンク水位(C)水位

操作

水源の確保

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の温度

原子炉圧力容器温度

94

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

第 1.5.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

第1.5－3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

給電元
給電母線

供給対象設備
格納容器圧力逃がし装置

対象条文

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

供給対象設備

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

MCC C 系
AM 用 MCC
直流 125V B 系
AM 用直流 125V

非常用ガス処理系弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備【1.5】
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

給電元
給電母線

不活性ガス系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用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

格納容器圧力逃がし装置 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

耐圧強化ベント系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

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 弁

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

残留熱除去系海水系 弁

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

AM 用 MCC
AM 用直流 125V
不活性ガス系弁備考

MCC C 系
MCC D 系

代替原子炉補機冷却系（熱交換器ユニッ
ト）

可搬型代替交流電源設備

代替原子炉補機冷却系（熱交換器ユニッ
ト）
原子炉補機冷却系弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系電源
計測用 B 系電源95

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

96

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

97

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

98

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

99

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

100

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

101

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

102

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

103

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

104

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

105

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

106

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

107

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

108

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

109

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

110

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

111

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

112

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

113

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

114

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

115

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

116

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

117

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

118

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

119

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

120

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

121

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

122

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

123

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

124

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

125

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

126

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

127

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

128

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

129

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

130

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

131

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

132

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

133

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

134

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

135

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

136

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

137

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

138

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

139

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

140

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

141

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

142

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

143

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

144

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

145

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

146

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

147

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

148

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

東海第二
1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.6.1 対応手段と設備の選定

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

目 次 ＞

a. 炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備

ａ．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(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 代替格納容器スプレイⅰ) 代替格納容器スプレイ

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備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(b) サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 復旧

ⅰ) 復旧

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

1

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二b. 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ｂ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時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. 代替格納容器スプレイⅰ) 代替格納容器スプレイ

ⅱ. 格納容器代替除熱ⅱ) 格納容器代替除熱ⅲ. 重大事故等対処設備と自主対策設備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(b) サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 復旧

ⅰ) 復旧

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

c. 手順等

ｃ．手順等

1.6.2 重大事故等時の手順

1.6.2 重大事故等時の手順

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順

1.6.2.1 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(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 代替格納容器スプレイ

ａ．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(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) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ(c) 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）(d) 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）

2

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

b. 重大事故等時の対応手段の選択(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二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．復旧

(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

b. 重大事故等時の対応手段の選択

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

1.6.2.2 原子炉格納容器の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(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 代替格納容器スプレイ

ａ．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(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) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ(c) 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）(d) 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／b. 格納容器代替除熱ｂ．格納容器代替除熱(a) ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱(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代替除熱

c. 重大事故等時の対応手段の選択

ｃ．重大事故等時の対応手段の選択

海水）

3

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二(2) サポート系故障時の対応手順

a. 復旧

ａ．復旧

(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

b. 重大事故等時の対応手段の選択

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

1.6.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.6.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(1) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ(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(2) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チ(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・プールの除熱ェンバ・プールの除熱
1.6.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.6.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

4

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等【要求事項】【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

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されていること。

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２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】

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」

１

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」

行うための手順等をいう。

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（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

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

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。

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
冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による冷却機能である。
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している。
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している。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

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。

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二1.6.1 対応手段と設備の選定

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(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。

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

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，

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モード及びサプ

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

レッション・チェンバ・プール水冷却モード）を設置している。

却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）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対処設備（設計基準拡張）

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，設計基準事と位置付け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

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）。

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。

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※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。

使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけで選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけな設備。
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，自主対策設備とのにする。

関係を明確にする。

6

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 対応手段と設備の選定の結果
重大事故等対処設備（設計基準拡張）である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード又はサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）が健全であれば重大事故等の対処に用いる。

東海第二(2) 対応手段と設備の選定の結果
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モード）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）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

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ

・格納容器スプレイ・ヘッダ

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・原子炉補機冷却系

・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

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備7

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェ
ンバ・プールの除熱で使用する設備は以下のとおり。

東海第二
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

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・原子炉補機冷却系

・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

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備8

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二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

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

冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の故障を想定する。また，サポ

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）の故障を想定する。また，

ート系故障として，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障を想定する。

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

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備を以下に示す。

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

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対策設備と整備する手順についての関係を第 1.6.1 表に整理する。

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表に整理する。

a.炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備

ａ．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(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 代替格納容器スプレイⅰ) 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モード）の故障により原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）の故障により

子炉格納容器内の除熱ができない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系及び原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる

系，補給水系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内の圧手段がある。

力及び温度を低下させる手段がある。

(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(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。

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。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁・格納容器スプレイ・ヘッダ

・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ

・高圧炉心注水系配管・弁・原子炉格納容器・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

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備

・燃料給油設備10

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)消火系による原子炉格納容器内の冷却

東海第二(ⅱ) 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。

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。

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク

・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ

・格納容器スプレイ・ヘッダ
・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備

・燃料給油設備11

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(ⅲ) 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12

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(ⅳ) 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。

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。

・可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）

・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

・淡水貯水池・代替淡水貯槽・ホース・接続口

・ホース・復水補給水系配管・弁・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・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ

・格納容器スプレイ・ヘッダ

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二・原子炉格納容器・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

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備

・燃料給油設備14

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用する
場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

また，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，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，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。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ.重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

代替格納容器スプレイで使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系

代替格納容器スプレイで使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水配管・弁，残留熱除去系配管・弁，格納容器スプレイ・ヘッダ，高圧炉心注水系配管・弁，原貯槽，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

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

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，可搬型代替

代替注水ポンプ（A－2 級），ホース・接続口及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位交流電源設備，可搬型代替注水大型ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ，西側淡水貯水置付ける。

設備，ホース，残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。非常用交流電源設備は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器ス

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残留熱除去系（格納プレイ冷却モード）が故障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

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）が故障した

ることができる。

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
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁東海第二・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，消火系配管・弁耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプと同等の機能（流量）を有することから，重耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合において，原

必要な火災が発生していない場合において，原子炉格納容器内を冷却する手段とし

子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。

て有効である。

・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク，補給水系配管・弁耐震性は確保されていないが，使用可能であれば原子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 復旧(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 復旧

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，設計基準事故対処設備である残留

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，設計基準事故対処設備で熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

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

による原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，「(a)ⅰ.代替格納容器スプレイ」の手段にール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，「(a)ⅰ) 代替格納容器

加え，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源をスプレイ」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用いて緊急用メタルクラッド開閉装供給し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除置（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／

去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を

ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給し，残留熱除去系海水系，緊急用海水

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。

系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保することで残留熱除去系（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。

18

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅰ)代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の復旧

東海第二(ⅰ) 代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の復旧

代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ

・格納容器スプレイ・ヘッダ
・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・原子炉補機冷却系

・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

・代替原子炉補機冷却系

・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・燃料給油設備19

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

東海第二(ⅱ) 代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の復旧の復旧
代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・原子炉補機冷却系

・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

・代替原子炉補機冷却系

・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・燃料給油設備20

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ.重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

復旧で使用する設備のうち，サプレッション・チェンバ，格納容器スプレイ・ヘッダ，原子復旧で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ，サプレッション・チェンバ，残留

炉格納容器，代替原子炉補機冷却系及び常設代替交流電源設備は重大事故等対処設備として位熱除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ，原子炉格納置付ける。また，残留熱除去系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・スト容器，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

レーナ及び原子炉補機冷却系は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。

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。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系が故障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
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系が故障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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース
敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により残留熱除去系（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）が使用可能となれば，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有
効である。

21

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

b. 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ｂ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時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ⅰ) 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

納容器スプレイ冷却モード）の故障により原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，代替格

系（格納容器スプレイ冷却系）の故障により原子炉格納容器内の除熱ができない場合

納容器スプレイ冷却系（常設），消火系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ

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。

冷却系（可搬型）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，原子炉圧力容器の破損前に代替格納容器スプレイを実施することで，原子炉格
納容器内の温度上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境条件を緩和することができる。ただし，本操

なお，原子炉圧力容器の破損前に代替格納容器スプレイを実施することで，原子炉格
納容器内の温度上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境条件を緩和することができる。

作を実施しない場合であっても，評価上，原子炉圧力容器底部が破損に至るまでの間，逃がし安全弁は発電用原子炉の減圧機能を維持できる。

これらの対応手段で使用する設備は，「a.(a)ⅰ.代替格納容器スプレイ」で選定した設備と同様である。

これらの対応手段で使用する設備は，「ａ．(a)ⅰ)
した設備と同様である。

22

代替格納容器スプレイ」で選定

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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ⅱ.格納容器代替除熱

東海第二ⅱ) 格納容器代替除熱

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供

非常用交流電源設備を用いてＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給することで原給することで原子炉補機冷却系を復旧し，ドライウェル冷却系により原子炉格納容器内の除熱

子炉補機冷却系を復旧し，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除熱を行う手段がある。

を行う手段がある。

(ⅰ)ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱(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代替除熱
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代替除熱で使用する設備はドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱で使用する設備は以下のとおり。

以下のとおり。
・ドライウェル冷却系送風機・ドライウェル内ガス冷却装置送風機

・ドライウェル冷却系冷却器

・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
・原子炉補機冷却系

・原子炉補機冷却系

・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・燃料給油設備23

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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ⅲ. 重大事故等対処設備と自主対策設備
代替格納容器スプレイで使用する設備において，重大事故等対処設備の位置付けは，「a.(a)ⅱ.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。

東海第二ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備
代替格納容器スプレイで使用する設備において，重大事故等対処設備の位置付けは，「ａ．(a)ⅱ) 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，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事

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，設計

故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障した場合においても，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）が故障した場合にお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。

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
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，消火系配管・弁耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプと同等の機能（流量）を有することから，重耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合において，原

必要な火災が発生していない場合において，原子炉格納容器内を冷却し，放射性物

子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。

質の濃度を低下させる手段として有効である。

24

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク，補給水系配管・弁耐震性は確保されていないが，使用可能であれば，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。

・ドライウェル冷却系

・ドライウェル内ガス冷却装置

耐震性は確保されておらず，除熱量は小さいが，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電

耐震性は確保されていないが，非常用交流電源設備により原子炉補機冷却系を復源設備により原子炉補機冷却系を復旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びドライウェル

旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びドライウェル内ガス冷却装置送風機の冷却系送風機の起動が可能である場合，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。

起動が可能である場合，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。

また，ドライウェル冷却系送風機が停止している場合においても，冷却水の通水を継続する

また，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，冷却ことにより，ドライウェル冷却系冷却器のコイル表面で蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧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表面で力上昇を緩和することが可能である。

蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧力上昇を緩和することが可能である。

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有
効である。

25

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 復旧

東海第二

備考

(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 復旧

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，設計基準事故対処設備である残留

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，設計基準事故対処設備で熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

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

が使用できない場合は，「(a)ⅰ.代替格納容器スプレイ」の手段に加え，常設代替交流電源設

ール冷却系）が使用できない場合は，「(a)ⅰ) 代替格納容器スプレイ」及び「(a)ⅱ)

備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供給し，格納容器代替除熱」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用いて緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給し，残留熱除去系

原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除去系

海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保することで残留（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を復旧

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

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。

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。

これらの対応手段で使用する設備は，「a.(b)ⅰ.復旧」で選定した設備と同様である。

これらの対応手段で使用する設備は，「ａ．(b)ⅰ)
ある。

26

復旧」で選定した設備と同様で

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備
復旧で使用する設備において，重大事故等対処設備，重大事故等対処設備（設計基準拡張）
及び自主対策設備の位置付けは，「a.(b)ⅱ.重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様であ

東海第二ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備
復旧で使用する設備において，重大事故等対処設備及び自主対策設備の位置付けは，「ａ．(b)ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様である。

る。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

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モード及びサプレ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）及び残ッション・チェンバ・プール水冷却モード）が全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故

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

障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モード及びサプ

海水系の故障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

レッション・チェンバ・プール水冷却モード）を復旧し，原子炉格納容器内の圧力及び温度並

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

びに放射性物質の濃度を低下させることができる。

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。

27

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 手順等
上記「a.炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備」及び「b.原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

東海第二
ｃ．手順等
上記「ａ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備」及び「ｂ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベース）

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（以下「EOP」という。），事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）（以下「SOP」という。），（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」

AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第 1.6.1 表）。

及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.6－1表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.6.2 表，第 1.6.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.6－2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。

28

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二1.6.2 重大事故等時の手順

1.6.2 重大事故等時の手順

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順

1.6.2.1 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(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 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

ａ．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

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障により使用できない場合は，復水貯蔵槽

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できない場合は，代替淡水貯槽を水源とした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にスプレイする。

を水源とした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にスプレイする。

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動/停止を行う。

スプレイ作動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
ル水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。

ⅰ.手順着手の判断基準

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モード）による原子炉格納容器内へのスプレイができ

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ができなない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合※1 で，原子炉格納い場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合※１で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。

容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。

※1:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

※2:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧力，サ

格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又プレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰

はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動

囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起の判断基準（第 1.6.4 表）に達した場合。

動の判断基準（第1.6－4表）に達した場合。

29

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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ⅱ.操作手順東海第二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下のとおり。手順の対応フローを第 1.6.2 図から第 1.6.5 図に，概要図を第 1.6.7 図に，タイ以下のとおり。手順の対応フローを第1.6－2図から第1.6－3図及び第1.6－5図に，概要図を

ムチャートを第 1.6.8 図に示す。

第1.6－9図に，タイムチャートを第1.6－10図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に代替格納容器スプレイ冷却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（常系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。

設）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器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する

示にて確認する。

とともに，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に必要な電動弁の電源が確保されたこと，並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

30

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能か確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮断弁の全閉操作を実施する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプの起動操作を実施し，復水移送ポンプ吐出圧
力指示値が規定値以上であることを確認する。

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）の使用モードを選択
し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の起動操作を実施した後，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。

31

備考

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

東海第二⑥当直副長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6.4 表に基づきドライウェル又はサプレッション・チェンバ・プールを選択し，中央制御室運転員に系統構成開始を指示する。

⑦a ドライウェルスプレイ（以下「D/W スプレイ」という。）の場合④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

中央制御室運転員 A 及び B 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

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し，代替格納容器スプレ

内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除イ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。

去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施し，当直副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完了を報告する。
⑦b サプレッション・チェンバ・プールスプレイ（以下「S/P スプレイ」という。）の場合
中央制御室運転員 A 及び B 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
内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全開操作を実施し，当直副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
レイの準備完了を報告する。
⑧当直副長は，運転員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
プレイ開始を指示する。
⑨中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系流量（RHRB 系代替注水流量）指示値が 140m /hとなるよう残留熱除去系洗浄水弁(B)を調整開とし，原子炉格納容器内へのスプレイを開始⑤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Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全開操作を実施し，原
子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器へのスプレイが開始されたことを低圧代替注

納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，当直副

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及び温度の長に報告する。

低下並びに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。

32

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二なお，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，サプ
レッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，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する。

なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

また，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サプレッェンバ・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）

ション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力

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（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気

スプレイを停止する。その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドラ

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレ

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又はサプレッション・プール

イ起動の判断基準（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

水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6－4 表）に再度到達再開する。

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する。

※S/P スプレイから D/W スプレイへの切替えが必要となった場合は，残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施する。
※D/W スプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系注入※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格

は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系注入弁

納容器冷却ライン隔離弁(B)の全閉操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

⑪現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として，復水移送ポンプ吸込ラインの切替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開操作）を実施する。

⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。

33

備考

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ⅲ.操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実

上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断施した場合，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

容器内へのスプレイ開始まで 25 分以内で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水移送始まで11分以内で可能である。

ポンプの水源確保を実施した場合，15 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

34

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障により使用できず，代替格納容器スプレ

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，ろ過水タンクを水源とし

レイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，ろ過水貯蔵タン

た消火系により原子炉格納容器内にスプレイする。

ク又は多目的タンクを水源とした消火系により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動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・

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又

プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイの起動

はスプレイの起動/停止を行う。

／停止を行う。

ⅰ. 手順着手の判断基準

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モード）及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に※1

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）で，原子炉格納容器

による原子炉格納容器内へのスプレイができず，消火系が使用可能な場合※１で，原子炉内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合 。ただし，重大事故等へ対処するために消火格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。ただし，重大事故等へ対処

系による消火が必要な火災が発生していない場合。

するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

※1:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が※2:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧

よる原子炉格納容器内へのスプレイができず，消火系が使用可能な場合※2確保されている場合。
格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサ力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・

プレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基

チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内

準（第 1.6.4 表）に達した場合。

へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－4表）に達した場合。

35

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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ⅱ. 操作手順

東海第二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とおり。手順の対応フロー

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とおり。手順の対応

を第 1.6.2 図から第 1.6.5 図に，概要図を第 1.6.9 図に，タイムチャートを第 1.6.10 図に示

フローを第1.6－2図から第1.6－5図に，概要図を第1.6－11図に，タイムチャートを第す。

1.6－12図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による原子炉格納容器内への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

スプレイの準備開始を指示する。

内へのスプレイの準備開始を指示する。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による原子炉格納容器
内へのスプレイの準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な電動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弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認

ポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認すする。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮断る。
③運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。

弁の全閉操作を実施する。
④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準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐
出ヘッダ圧力指示値が約 0.79MPa［gage］以上であることを確認する。
⑥当直副長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6.4 表に基づきドライウェル又はサプ⑥発電長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6－4 表に基づきドライウェル又はレッション・チェンバ・プールを選択し，中央制御室運転員に系統構成開始を指示する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成とサプレッション・チェンバを選択し，運転員等に系統構成を指示する。
⑦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の系統構して，復水補給水系消火系第 1，第 2 連絡弁の全開操作を実施する。

成として，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁の全開操作を実施する。

36

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二⑧aD/W スプレイの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系
格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施し，当直副長に消火系による原子炉格納容
器内へのスプレイの準備完了を報告する。
⑧bS/P スプレイの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全開操作を実施
し，当直副長に消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。
⑨5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急時対策本部に報告する。
また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始
を緊急時対策本部に報告する。
⑪当直副長は，中央制御室運転員に消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始を指示す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レイ開始を指示する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)を全開とし，原子炉格納容器内へる。
⑨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のスプレイを開始する。

系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開とし，原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

⑬中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格⑩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納容器への注水量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉格納容器内

留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉の水位の上昇により確認し，当直副長に報告する。

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。
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。
なお，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，サプレッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，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する。

なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

また，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サェンバ・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）

プレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力

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（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，ドライウェル圧力，サプレッシ

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレョン・チェンバ圧力，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

イ起動の判断基準（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

温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起再開する。

動の判断基準（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する。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二※S/P スプレイから D/W スプレイへの切替えが必要となった場合は，残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施する。
※D/W スプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系注入※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格

場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及び残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレ

納容器冷却ライン隔離弁(B)の全閉操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

イ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉
圧力容器へ注水する。

⑭当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

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

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び現場対応を運転員等（当直運転員）2

2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉格

名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉格納容器内へ

納容器内へのスプレイ開始まで約 30 分で可能である。

のスプレイ開始まで58分以内で可能である。

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

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

38

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）及び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は，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動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・
プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ起動／
停止を行う。
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），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び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おいて，補給水系が使用可能な場合※１で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。
※1：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。
※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，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又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－4表）に達した場合。
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。手順の対応フローを第1.6－2図から第1.6－5図に，概要図を第1.6－13図に，タイムチャートを第
1.6－14図に示す。

39

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による原子炉格納容
器内へのスプレイの準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，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て確認する。
③発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切替えを依頼する。
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替えを実施し，災害対策本部長
代理に連絡配管閉止フランジの切替えが完了したことを報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑥運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系－消火系連絡ライン止め弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁の全開操作を実施する。
⑨発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ
圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑪発電長は，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開始を指示す
る。

40

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑫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スプレイ弁の全開操作を実施する。
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残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉
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。
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。
なお，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，サプレッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，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する。また，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・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）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，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又はサプレッション・プール水位
指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（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する。
※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃス
プレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名
及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系
による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで111分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(d) 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）

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障により使用できず，代替格納容器ス

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ

プレイ冷却系（常設）及び消火系により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，代替

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な格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。

い場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動/停止を行う。

スプレイ作動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・
プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の接なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水中型ポンプ及び可続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

搬型代替注水大型ポンプの接続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としていⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

る。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及残留熱除去系（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がでび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おいて，代替格納容器スプきない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※１で，レイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※1 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。

基準に到達した場合※2。

※1:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確保されている場合。

※2:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェン

力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・

バ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へ

チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－4表）に達した場合。

のスプレイ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に達した場合。
ⅱ. 操作手順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

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要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.6.2 図から第 1.6.5 図に，概要図を第 1.6.11

概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.6－2 図から第 1.6－3 図及び第 1.6－5 図

図及び第 1.6.14 図に，タイムチャートを第 1.6.12 図，第 1.6.13 図及び第 1.6.15 図に示に，概要図を第 1.6－15 図及び第 1.6－17 図に，タイムチャートを第 1.6－16 図及び第す。

1.6－18 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⑤以外は同様。
）。

42

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二［交流電源が確保されている場合］【交流動力電源が確保されている場合】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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。

による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に代替格納容器スプレイ冷却系（可②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系配管を使用した搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）

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開始を指示する。

の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。
③中央制御室運転員 A 及び B 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（可搬型）による原子炉

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に

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て確認する。

去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施する。また，代替格納容器スプ
レイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮断弁の全閉操作を実施する。
⑤現場運転員 C 及び D 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の系統構成として，MUWC 接続口内側隔離弁(B)又は MUWC 接続口内側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する（当該弁は遠隔手動弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を行う）。
なお，上記の送水ライン以外にも，原子炉建屋原子炉区域にて接続口から復水補給水系配管までホースを敷設し送水するラインがある。
⑥当直副長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6.4 表に基づきドライウェル又はサプレ④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開始を指示する。

ッション・チェンバ・プールを選択し，中央制御室運転員に系統構成開始を指示する。

43

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑤ａ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

中央制御室運転員 A 及び B 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

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

器内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)，残留熱除格納容器内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁，

去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)及び残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施し，当直

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の全開操作を実副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施し，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完了を報告する。

のスプレイの準備完了を報告する。

⑦bS/P スプレイの場合⑤ｂ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

中央制御室運転員 A 及び B 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

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

器内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)及び残留熱

格納容器内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁，除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

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の全開操作を実施し，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完了を報告する。

⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を行⑥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

い，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。ま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
ことを報告する。

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，運転員が選択した送水ラインからの可搬型代替注⑦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

水ポンプ（A－2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼する。

報告するとともに，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。
⑩当直副長は，中央制御室運転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⑧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確認を指示する。

容器内へのスプレイの確認を指示する。
⑪緊急時対策要員は，運転員が選択した送水ラインから送水するため，MUWC 接続口外側隔離弁⑨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

1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちらかの全開操作を実施し，送水開

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，原子炉建屋始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

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の全開操作を実施し，送水開始について災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。

44

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑫中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格

東海第二⑩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納容器への注水量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉格納容器内

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の水位の上昇により確認し，当直副長に報告する。

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及び温度の低下並
びに原子炉格納容器の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
なお，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第 1.6－6 表）に従い，サプレッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，連続スプレイによる原子炉格

なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

納容器内へのスプレイの制御を実施する。また，サプレッション・チェンバ圧力，ェンバ・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）

ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はに到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力

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（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気

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す

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレる。その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰

イ起動の判断基準（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

囲気温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位再開する。

指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（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する。

※S/P スプレイから D/W スプレイへの切替えが必要となった場合は，残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施する。
※D/W スプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系注入※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となっ弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格

た場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除

納容器冷却ライン隔離弁(B)の全閉操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施又は残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）よる原子⑪発電長は，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が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

45

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二［全交流動力電源が喪失している場合］【全交流動力電源が喪失している場合】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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。

による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に代替格納容器スプレイ冷却系（可②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系配管を使用した搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）

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開始を指示する。

の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。
③中央制御室運転員 A 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（可搬型）による原子炉
格納容器内へのスプレイに必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示のスプレイに必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。

等にて確認する。
④当直副長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6.4 表に基づきドライウェル又はサプレ④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開始を指示する。

ッション・チェンバ・プールを選択し，現場運転員に系統構成開始を指示する。
⑤現場運転員 C 及び D 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の系統構成として，MUWC 接続口内側隔離弁(B)又は MUWC 接続口内側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する（当該弁は遠隔手動弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を行う）。
なお，上記の送水ライン以外にも，原子炉建屋原子炉区域にて接続口から復水補給水系配管までホースを敷設し送水するラインがある。
⑥現場運転員 C 及び D は，復水補給水系バイパス流防止として復水補給水系原子炉建屋復水積
算計バイパス弁の全閉操作を実施する。

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑤ａ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

現場運転員 C 及び D 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

運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁，代替格へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)，残留熱除去系

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の全開操作を実施し，格納容器冷却ライン隔離弁(B)及び残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施し，当直副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

レイの準備完了を報告する。

完了を報告する。
⑦bS/P スプレイの場合⑤ｂ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

現場運転員 C 及び D 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

運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁，代替格へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)及び残留熱除去

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の全開操作を実施し，系洗浄水弁(B)の全開操作を実施し，当直副長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）に

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よる原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。

レイの準備完了を報告する。

⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を行⑥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

い，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。ま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
ことを報告する。

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，運転員が選択した送水ラインから可搬型代替注水⑦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ポンプ（A－2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼する。

報告するとともに，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）⑩当直副長は，中央制御室運転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容器内へのスプレイの確認を指示する。

指示する。

⑪緊急時対策要員は，運転員が選択した送水ラインから送水するため，MUWC 接続口外側隔離弁
1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちらかの全開操作を実施し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

⑧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全開とし，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。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
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確認を指示する。

47

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑫中央制御室運転員 A は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格納容器⑩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への注水量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉格納容器内の水位

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の上昇により確認し，当直副長に報告する。

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及び温度の低下並
びに原子炉格納容器の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
なお，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第 1.6－6 表）に従い，サプレッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，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する。また，サプレッション・チェンバ圧力，

なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はェンバ・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）

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するよう現場運転員に指示する。

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する

その後，格納容器内圧力（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプ

よう運転員等に指示する。その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子圧力，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又はサプレ

炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に再度到達した場合は，原子炉格ッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準

納容器内へのスプレイを再開する。

（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する。

※S/P スプレイから D/W スプレイへの切替えが必要となった場合は，残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施する。
※D/W スプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系注入※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格

場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系

納容器冷却ライン隔離弁(B)の全閉操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

Ｂ系注入弁の全開操作を実施又は残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原⑪発電長は，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が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

48

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
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操作のうち，

東海第二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

運転員が実施する原子炉建屋での系統構成を，交流電源が確保されている場合は 1 ユニット当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たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて，全交流動力電源がり。

喪失している場合は 1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合の所要時間は以下のとおり。
【交流動力電源が確保されている場合】
交流電源が確保されている場合：約 25 分

【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全交流動力電源が喪失している場合：約 100 分

炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）

また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作の・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業をうち，緊急時対策要員が実施する屋外での可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水操作に必要な 1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］
緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］
緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分

実施した場合，215分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（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）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【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）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。

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
レイ開始まで約 330 分で可能である。

【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）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二【交流動力電源が喪失している場合】【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）・上記の操作は，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名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【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：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，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名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【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）・上記の作業は，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名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【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）
・上記の作業は，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分以内で可能である。

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

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

可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業を整備する。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スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

50

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等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1.6.26 図に示す。

東海第二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
1.6－29図に示す。

外部電源，代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合，復水貯蔵槽が使用可能であ

外部電源，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により交流動力電源が確保れば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にスプレイする。復水貯蔵槽できた場合，代替淡水貯槽が使用可能であれば代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によりが使用できない場合，消火系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器

原子炉格納容器内にスプレイする。代替淡水貯槽が使用できない場合，消火系，補給水系及内にスプレイする。

び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。

交流電源が確保できない場合，現場での手動操作により系統構成を実施し，消火系又は代替格
納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。

交流動力電源が確保できない場合，現場での手動操作により系統構成を実施し，消火系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。
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段については，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手段と同時並行で準備する。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）の手段のうち原子炉格納容器内へのスプレイ可能な系統1系統以上を起動し，原子炉格納容器内へのスプレイのための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ

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対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水タンクの使用

系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの可能が確認できた場合に実施する。

使用可能が確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切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。

51

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二(2) サポート系故障時の対応手順

a. 復旧

ａ．復旧

(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，残留熱除去系（格納容器スプレイ

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（格納容器ス

冷却モード）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，常設代替交流電源設備

プレイ冷却系）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，常設代替交流電

又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原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復旧し，残留熱

子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

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により冷却水を確保すること

にて原子炉格納容器内にスプレイする。

で，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）にて原子炉格納容器内にスプレイする。

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動/停止を行う。
なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイの起動／停止を行う。
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関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
また，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関する手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

52

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二ⅰ) 手順着手の判断基準

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 D 系の受電が完了

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を受し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が使用可能な状態※1 に復旧された場合で，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，残留熱除去

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。

系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能な状態※１に復旧された場合で，原子炉格納容
器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。

※1:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保され※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている状態。

ている状態。
※2:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧

格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動

チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内の判断基準（第 1.6.4 表）に達した場合。

へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－4表）に達した場合。

53

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二ⅱ) 操作手順

残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプ

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系電源復旧後の原子炉格納容器内へのス

レイ手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.6.2 図から第 1.6.5 図に，概要図をプレイ手順の概要は以下のとおり。（残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系に

第 1.6.16 図に，タイムチャートを第 1.6.17 図に示す。

よる原子炉格納容器内へのスプレイ手順も同様。）。手順の対応フローを第1.6－2図から第1.6－5図に，概要図を第1.6－19図に，タイムチャートを第1.6－20図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系(B)（格納容器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（格納容器スプスプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。

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開始を指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）の起動に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，並びに補機冷却水が確保

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にて確認する。

されていること，並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）が使用可能か確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプ(B)の起動操作を実施し，残留熱除去系③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動操作を実施し，残留ポンプ(B)吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認後，当直副長に残留熱除去系(B)

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後，発電長（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告すに残留熱除去系（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る。

レイの準備完了を報告する。

⑤当直副長は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.4 表）に基づき④発電長は，運転員等に原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第1.6原子炉格納容器内のスプレイ先を選択し，中央制御室運転員に残留熱除去系(B)（格納容器ス－4表）に基づき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（格納容プレイ冷却モード）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。

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。

54

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑤ａＤ／Ｗスプレイ又はＳ／Ｃスプレイの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実

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

施し，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)を調整開として原子炉格納容器内へのスプ

Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開として原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

レイを開始する。

⑥bS/P スプレイの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)を全開として原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。
⑤ｂＤ／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スプレイ弁を全開として原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を全閉とする。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格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が開始されたことを残納容器への注水量の上昇並びに原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，当直留熱除去系系統流量の上昇並びに原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確副長に報告する。

認し，発電長に報告する。残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉
格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。

なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

なお，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サェンバ・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）

プレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力

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（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，ドライウェル圧力，サプレッシ

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレョン・チェンバ圧力，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

イ起動の判断基準（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

温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起再開する。

動の判断基準（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
イを再開する。

※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった

残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)及

場合は，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｃスプレイ弁の全閉操作をび残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施後，残留熱除去系注入隔離

実施後，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水す弁(B)の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

る。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉

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

格納容器内へのスプレイ開始まで 15 分以内で可能である。

イ開始まで7分以内で可能である。

(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，残留熱除去系（サプレッション・チ

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（サプレッシェンバ・プール水冷却モード）（以下「残留熱除去系（S/P 冷却モード）」という。）によるサ

ョン・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱ができない場合は，常設代替

プレッション・チェンバ・プールの除熱ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替

交流電源設備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復旧し，交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却

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より冷却水を確保するこ

系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（S/P 冷却モード）にてサプレッション・チェ

とで，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）にてサプレッション・プールの除

ンバ・プールの除熱を実施する。

熱を実施する。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

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関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
また，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関する手順については「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。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅰ. 手順着手の判断基準
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 C 系又は D 系の受電が完了し，残留熱除去系（S/P 冷却モード）が使用可能な状態※1 に復旧された場合。

東海第二ⅰ) 手順着手の判断基準
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，残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）が使用可能な状態※１に復旧された場合。

※1:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保され※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている状態。

ている状態。
ⅱ. 操作手順
残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱手順の概要は以下のとおり。

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系電源復旧後のサプレッション・
プール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・プールの除熱手順も同様。）。

手順の対応フローを第 1.6.4 図に，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当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系(A)（S/P 冷却手順の対応フローを第1.6－4図に，概要図を第1.6－21図に，タイムチャートを第1.6－22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・プールの除熱の準備開始を指示すモード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱の準備開始を指示する。

る。
②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）の起動に必要なポンプ，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

電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに補機冷却水が確保されていることによるサプレッション・プールの除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源を状態表示にて確認する。

が確保されていること，並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，残留熱除去系ポンプ(A)及び残留熱除去系封水ポンプ(A)が使用可能か確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプ(A)の起動操作を実施する。

③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動操作を実施する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，当直副長に残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）によるサプレ④運転員等は中央制御室にて，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後，発電長に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却ッション・チェンバ・プールの除熱の準備完了を報告する。

系）Ａ系によるサプレッション・プールの除熱の準備完了を報告する。

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）によるサプレッション・

東海第二⑤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系によるチェンバ・プールの除熱開始を指示する。

サプレッション・プールの除熱開始を指示する。

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系試験用調節弁(A)を調整開とし，原子炉格納容⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系テスト弁の開及び残留熱除去系熱交器への注水量の上昇及びサプレッション・チェンバ・プール水の温度の低下によりサプレッ

換器（Ａ）バイパス弁を全閉とし，残留熱除去系系統流量の上昇及びサプレッショ

ション・チェンバ・プールの除熱が開始されたことを確認する。

ン・プール水の温度の低下によりサプレッション・プールの除熱が開始されたことを確認する。

ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，１ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）によるサプレッション・チ

してから残留熱除去系（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・ェンバ・プールの除熱開始まで 15 分以内で可能である。

プールの除熱開始まで2分以内で可能である。

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備考

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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1.6.26 図に示す。

東海第二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
1.6－29図に示す。

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保できた場合，原子炉補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交流動力電源が確保で機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び S/P 冷却モード）

きた場合，残留熱除去系海水系の運転が可能であれば残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却により原子炉格納容器内の除熱を実施する。原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替原子系）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を

炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び S/P 冷却モード）によ実施する。残留熱除去系海水系の運転ができない場合は，緊急用海水系を運転し，残留熱除り原子炉格納容器内の除熱を実施するが，代替原子炉補機冷却系の設置に時間を要することから，

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

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格納容器内へのスプレイを並行して実施す

る原子炉格納容器内の除熱を実施する。緊急用海水系が運転できない場合は，代替残留熱除る。

去系海水系を設置し，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を実施するが，代替残留熱除去系
海水系の設置に時間を要することから，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等により原子炉格納容器内へのスプレイを並行して実施する。

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備考

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東海第二1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

1.6.2.2 原子炉格納容器の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(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 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

ａ．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

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モード）

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）

が故障により使用できない場合は，復水貯蔵槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷却系（常が故障により使用できない場合は，代替淡水貯槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷却設）により原子炉格納容器内にスプレイする。

系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイする。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）によ

格納容器スプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合※2 で，原る原子炉格納容器内へのスプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使

子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※3。

用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３。

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

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

ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－5表）に達した場合。

格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値
が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6.5 表）に達した場合。

60

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

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

東海第二ⅱ) 操作手順

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ついては，

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について「1.6.2.1(1)a.(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

は，「1.6.2.1(1)ａ．(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イ」の操作手順と同様である。ただし，スプレイの停止，再開及び流量は，原子炉格納容器内

内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，スプレイの停止及び再開は，原子へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.5 表）に従い実施する。

炉格納容器内へのスプレイ起動・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，手順の対応フローを第 1.6.6 図に示す。また，概要図は第 1.6.7 図，タイムチャート
は第 1.6.8 図と同様である。

ⅲ. 操作の成立性

なお，手順の対応フローを第1.6－6図から第1.6－8図に示す。また，概要図は第1.6－
9図，タイムチャートは第1.6－10図と同様である。

ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実

上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断施した場合，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

容器内へのスプレイ開始まで 25 分以内で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水移送始まで11分以内で可能である。

ポンプの水源確保を実施した場合，15 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

61

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

東海第二(b) 消火系による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，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が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）

故障により使用できず，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にスプレが故障により使用できず，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，ろ過水タンクを水源とした消火系により原子炉格納容器内にスプレイする。

イできない場合は，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした消火系により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動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起動／停止を行う。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）及び代

炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び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ず，消火系が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ず，使用可能な場合※2 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※3。ただ消火系が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達しし，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。

た場合※３。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。

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

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

ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内確保されている場合。
格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値

へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－5表）に達した場合。

が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6.5 表）に達した場合。
ⅱ. 操作手順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については，「1.6.2.1(1)a.(b)消火系による原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，「1.6.2.1(1)ａ．(b)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，スプレイの停止，再開及び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，スプ

流量は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.5 表）に従い実施する。

レイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。

なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に示す。また，概要図は第 1.6.9 図，タイムチャート
は第 1.6.10 図と同様である。

なお，手順の対応フローを第1.6－6図から第1.6－8図に示す。また，概要図は第1.6－
11図，タイムチャートは第1.6－12図と同様である。

62

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二ⅲ) 操作の成立性

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

上記の操作は，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

2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉格にて作業を実施し，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

納容器内へのスプレイ開始まで約 30 分で可能である。

イ開始まで58分以内で可能である。

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

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

63

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）及び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は，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動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起動／停止を行う。
ⅰ) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができず，補給水系が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタでドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガ
ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。
※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－5表）に達した場合。
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，「1.6.2.1(1)ａ．(c)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起動・停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。
なお，手順の対応フローを第1.6－6図から第1.6－8図に示す。また，概要図は第1.6－
13図，タイムチャートは第1.6－14図と同様である。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名
及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系
による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで111分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

64

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二(d) 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）

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モード）

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）

が故障により使用できず，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が故障により使用できず，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容器内にスプレイできない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納より原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬容器内にスプレイする。

型）により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動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スプレイの起動／停止を行う。

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の接なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水中型ポンプ及び可続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

搬型代替注水大型ポンプの接続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としていⅰ.手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

る。
炉心損傷を判断した場合※1 において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），代

炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）によ

替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができる原子炉格納容器内へのスプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）がず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※2 で，原子炉格納容器内への※3

使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合

スプレイ起動の判断基準に到達した場合 。

※３※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：格納容器雰囲気放射線モニタでドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガ基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベ

ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又ル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃。

以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内確保されている場合。
へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－5表）に達した場合。

（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部
温度指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6.5 表）に達した
場合。

65

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二ⅱ) 操作手順

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ついては，

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につい「1.6.2.1(1)a.(c)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ては，「1.6.2.1(1)ａ．(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納イ（淡水/海水）」の操作手順のうち，［交流電源が確保されている場合］の操作手順と同様で容器内へのスプレイ（淡水／海水）」の操作手順のうち【交流動力電源が確保されているある。ただし，MUWC 接続口内側隔離弁の操作については，リンク機構を取り外さず，MUWC 接続

場合】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口内側隔離弁(B)の場合は屋外（緊急時対策要員）にて，MUWC 接続口内側隔離弁(A)の場合は非開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施

管理区域（運転員）にて遠隔手動弁操作設備を使用して行う。また，スプレイの停止，再開及する。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

び流量は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.5 表）に従い実施す

関する判断基準（第1.6－7表）に従い実施する。

る。
なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に，概要図は第 1.6.11 図に，タイムチャートは第 1.6.13
図及び第 1.6.20 図に示す。

なお，手順の対応フローを第1.6－6図から第1.6－8図に，概要図は第1.6－15図に，タイムチャートは第1.6－16図に示す。

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備考

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ⅲ. 操作の成立性
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操作のうち，運転員が実施する原子炉建屋での系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者

東海第二ⅲ) 操作の成立性
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。

及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合の所要時間は約 20 分である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作のうち，緊急時対策要員が実施する屋外での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操作に必要な 1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］
緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］【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）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【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緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分

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）

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操作は，作業・上記の操作は，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
レイ開始まで約 330 分で可能である。

て作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【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）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【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）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。

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

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

可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業を整備する。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スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

67

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二ｂ．格納容器代替除熱ｂ．格納容器代替除熱(a) ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱(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代替除熱

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格納容器内へのスプレイ及び残留熱

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格納容器内へのスプレイ及び残留除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の復旧ができず，原子炉格納容器からの除熱手段が熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の復旧ができず，原子炉格納容器からの除熱手段がない場合に，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により原子炉補機冷却系の電ない場合に，非常用交流電源設備により原子炉補機冷却系の電源を復旧し，原子炉格納容源を復旧し，原子炉格納容器内へ冷却水通水後，ドライウェル冷却系送風機を起動して原子器内へ冷却水通水後，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炉格納容器内の除熱を行う。

除熱を行う。

ドライウェル冷却系送風機を停止状態としても，原子炉格納容器内の冷却水の通水を継続

ドライウェル内ガス冷却装置送風機を停止状態としても，原子炉格納容器内の冷却水のすることで，ドライウェル冷却系冷却器コイル表面で蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧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表面で蒸気を凝縮し，原力の上昇を緩和する。

子炉格納容器内の圧力の上昇を緩和する。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
発電用原子炉の注水機能が喪失し，代替格納容器スプレイ及び残留熱除去系による原子炉格
納容器内の除熱ができず，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により原子炉補機

なお，非常用交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
代替格納容器スプレイ及び残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱ができず，非常用交流電源設備により原子炉補機冷却系が復旧可能である場合。

冷却系が復旧可能である場合。
ⅱ. 操作手順
ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱手順の概要は以下のとおり。手順の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代替除熱手順の概要は以下の対応フローを第 1.6.6 図に，概要図を第 1.6.21 図及び第 1.6.22 図に，タイムチャートを第とおり。手順の対応フローを第 1.6－6 図及び第 1.6－8 図に，概要図を第 1.6－23 図

1.6.23 図に示す。

に，タイムチャートを第 1.6－24 図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にドライウェル冷却系による原子炉格納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代替除熱の準備開始を指示する。

容器内の代替除熱の準備開始を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱に必要な送風機，電動弁の電源の受電操作を実施する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱に必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

要な送風機，電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状の代替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

態表示にて確認する。

態表示等にて確認する。

68

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，ドライウェル冷却系が使用可能か確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱の系
統構成前準備として，ESF 盤区分Ⅰ及び区分Ⅱにて隔離信号の除外操作を実施する。
⑥当直副長は，中央制御室運転員にドライウェル冷却系の冷却水通水開始を指示する。

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炉格納容器内の代替⑦中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱の系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

除熱の系統構成を指示する。
統構成（冷却水通水操作）として，原子炉補機冷却系格納容器外側供給隔離弁(A)，(B)，外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側戻り隔離弁(A)，(B)及び内側戻り隔離弁(A)，(B)の全開操作を実施し，原子炉補機冷却水

炉補機冷却水系出口弁を全開とし，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。

系系統流量指示値の上昇を確認し，当直副長に報告する。
⑧中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系送風機起動前準備として，常用換気空調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。

系盤にてリレー引抜きにより，起動阻止隔離信号を除外する。
⑨当直副長は，中央制御室運転員にドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱の⑥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代替除熱の開始を指示する。

開始を指示する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系送風機(A)，(B)及び(C)の起動操作を実⑦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する。

施し，原子炉格納容器内の圧力の上昇率が緩和することを確認する。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場

員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからドライウェル冷却系による原子炉格合，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代

納容器内の代替除熱開始まで約 45 分で可能である。

替除熱開始まで10分以内で可能である。

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

69

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 重大事故等時の対応手段の選択
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1.6.26 図に示す。
外部電源，代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合，復水貯蔵槽が使用可能であ

東海第二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
1.6－29図に示す。
外部電源，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により交流動力電源が確保れば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にスプレイする。復水貯蔵槽できた場合，代替淡水貯槽が使用可能であれば代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によりが使用できない場合，消火系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器

原子炉格納容器内にスプレイする。代替淡水貯槽が使用できない場合，消火系，補給水系又内にスプレイする。

は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。
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段については，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手段と同時並行で準備する。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）の手段のうち原子炉格納容器内へのスプレイ可能な系統1系統以上を起動し，原子炉格納容器内へのスプレイのための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ

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対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水タンクの使用

系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの可能が確認できた場合に実施する。

使用可能が確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切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。

外部電源，常設代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合，原子炉補機冷却系を復外部電源，非常用交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，原子炉補機冷却系

旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びドライウェル冷却系送風機の起動による原子炉格納を復旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びドライウェル内ガス冷却装置送風機の起動

容器内の除熱を実施する。

による原子炉格納容器内の代替除熱を実施する。

70

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順
a. 復旧(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

東海第二(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系電源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，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故

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又は残留熱除去系海水障により，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ系の故障により，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へのができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電スプレイができない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置

源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，残により残留熱除去系の電源を復旧し，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱

留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）にて原子炉格納容器内にスプレイする。

除去系海水系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
にて原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイの起動／停止を行う。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

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関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
また，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関する手順については「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。

71

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備によ東海第二ⅰ) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，常設代替交流電源設備として使用する常設代替り非常用高圧母線 D 系の受電が完了し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が使用

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／可能な状態※2 に復旧された場合で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した

Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能な状態※２場合※3。

に復旧された場合で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３。

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

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

ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保され※2：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている状態。

ている状態。
※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W）又※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧力は格納容器内圧力（S/C）指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－5表）に達した場合。

1.6.5 表）に達した場合。
ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱については，「1.6.2.1(2)a.(a)残留熱除

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

去系電源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，スプレについては，「1.6.2.1(2)ａ．(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのス

イの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.5 表）にプレイ」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到達した場合に行う。

再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。

なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に示す。また，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

なお，手順の対応フローを第1.6－6図から第1.6－8図に示す。また，概要図は第1.6－
19図，タイムチャートは第1.6－20図と同様である。
ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉

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

格納容器内へのスプレイ開始まで 15 分以内で可能である。

イ開始まで7分以内で可能である。

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

72

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱

東海第二(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，残留熱除去系（S/P 冷却モード）に

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（サプレッシ

よるサプレッション・チェンバ・プールの除熱ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第ョン・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱ができない場合は，常設代替

二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補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復旧し，機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（S/P 冷却モード）にてサプレッション・

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より冷却水を確保するこ

チェンバ・プールの除熱を実施する。

とで，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）にてサプレッション・プールの除熱を実施する。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

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関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
また，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関する手順については「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。

73

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備によ東海第二ⅰ) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，常設代替交流電源設備として使用する常設代替り非常用高圧母線 C 系又は D 系の受電が完了し，残留熱除去系（S/P 冷却モード）が使用可能

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／な状態※2 に復旧された場合。

Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が使用可能な状態※２に復旧された場合。

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

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

ンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保され※2：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている状態。

ている状態。
ⅱ. 操作手順
残 留 熱 除 去 系 電 源 復 旧後 の サ プ レ ッ シ ョ ン ・チ ェ ン バ ・ プ ー ル の 除熱 に つ い て は ，ⅱ) 操作手順
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）電源復旧後のサプレッション・プー

「1.6.2.1(2)a.(b)残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱」の操ルの除熱については，「1.6.2.1(2)ａ．(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッショ

作手順と同様である。

ン・プールの除熱」の操作手順と同様である。

なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に示す。また，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
上記の操作は，１ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実

なお，手順の対応フローを第1.6－6図及び第1.6－8図に示す。また，概要図は第1.6－
21図，タイムチャートは第1.6－22図と同様である。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してか施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）によるサプレッション・チ

ら残留熱除去系（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・プールのェンバ・プールの除熱開始まで 15 分以内で可能である。

除熱開始まで2分以内で可能である。

74

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等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1.6.26 図に示す。

東海第二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
1.6－29図に示す。

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保できた場合，原子炉補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交流動力電源が確保で機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び S/P 冷却モー

きた場合，残留熱除去系海水系の運転が可能であれば残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却ド）により原子炉格納容器内の除熱を実施する。原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替系）又は残留熱除去系（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を原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び S/P 冷却モード）実施する。残留熱除去系海水系が運転できない場合，緊急用海水系を運転し，残留熱除去系

により原子炉格納容器内の除熱を実施するが，代替原子炉補機冷却系の設置に時間を要すること（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）により原から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格納容器内へのスプレイを並行して子炉格納容器内の除熱を実施する。緊急用海水系の運転ができない場合，代替残留熱除去系実施する。

海水系を運転し，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）により原子炉格納容器内の除熱を実施するが，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，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格
納容器内へのスプレイを並行して実施する。

75

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二1.6.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.6.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(1)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ(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

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作によ残留熱除去系（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（格納容器スプレイ冷却モード）を起動し，サプレッション・チェンバを水源としり残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）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。

た原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はス

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイの起動／停止

プレイの起動/停止を行う。

を行う。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※1。

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※１。

※1:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），格※1：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧力，サ

納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰

プレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断

囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起基準（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モード）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。概要図を第 1.6.24 図に示す。

動の判断基準（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起動・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1.6－25図に，タイムチャートを第1.6－26図に示す。

76

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプの起動操作を実施し，残留熱除去系ポン
プ吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認後，当直副長に残留熱除去系（格納容器ス

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に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。

プレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。
③当直副長は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.4 表）に基づき③発電長は，運転員等に原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－4表）に原子炉格納容器内のスプレイ先を選択し，中央制御室運転員に残留熱除去系（格納容器スプ

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

レイ冷却モード）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。
④aD/W スプレイの場合系）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。
④ａＤ／Ｗスプレイ又はＳ／Ｃスプレイの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁の全開操作を実施

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

し，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁を調整開として原子炉格納容器内へのスプレイを

Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開とする。

開始する。

④bS/P スプレイの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁を全開として原子炉格
納容器内へのスプレイを開始する。
④ｂＤ／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スプレイ弁を全開とする。
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。

77

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑤中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格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納容器への注水量の上昇並びに原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，当直除去系系統流量の上昇並びに原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，発副長に報告する。

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。

なお，格納容器内圧力（D/W），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

なお，ドライウェル圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰囲気ェンバ・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）

温度又はサプレッション・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する。その後，格納容器内圧力判断基準（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す（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気る。その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレ

温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値

イ起動の判断基準（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が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6－4表）に再度到達した場合再開する。

は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。

※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合

残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁及び残留は，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｃスプレイ弁の全閉操作を実施後，熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系注入弁の全開操作を

残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

78

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

東海第二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分以内で可能である。

(2) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェ
ンバ・プールの除熱
残留熱除去系（S/P 冷却モード）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（S/P 冷却モード）を起動し，サプレッション・チェンバ・プールの除熱を実施する。
a. 手順着手の判断基準(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・プールの除熱
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を起動し，サプレッション・プールの除熱を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
下記のいずれかの状態に該当した場合。

下記のいずれかの状態に該当した場合。

・逃がし安全弁開固着・逃がし安全弁開固着

・サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上

・サプレッション・チェンバ・プール水の温度が規定温度以上

・サプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が82℃以上

・サプレッション・チェンバの気体温度が規定温度以上
b. 操作手順
残留熱除去系（S/P 冷却モード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第 1.6.25 図に示す。

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・プールの除熱手順も同様。
）。
概要図を第1.6－27図に，タイムチャートを第1.6－28図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系（S/P 冷却モード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱の準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプの起動操作を実施する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に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中央制御室運転員 A 及び B は，当直副長に残留熱除去系（S/P 冷却モード）によるサプレッ
ション・チェンバ・プールの除熱の準備完了を報告する。
④当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系（S/P 冷却モード）によるサプレッション・
チェンバ・プールの除熱の開始を指示する。

③発電長は，運転員等に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプ
レッション・プール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。

79

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二⑤中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系試験用調節弁を調整開とし，原子炉格納容器へ⑥運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プールの除熱が開始されたことを残留熱の注水量の上昇及びサプレッション・チェンバ・プール水の温度の低下によりサプレッショ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

ン・チェンバ・プールの除熱が開始されたことを確認する。

長に報告する。

c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

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・プールの除熱開始まで2分以内で可能である。

1.6.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系への代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順は，「1.5 最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

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。

復水貯蔵槽，防火水槽及びろ過水タンクへの水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型

西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽への水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替

代替注水ポンプ（A－2 級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水

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 重大事故等のの供給手順等」にて整備する。

収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

復水移送ポンプ，残留熱除去系ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並

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

びに第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，ディーゼル駆動消火ポンプ及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る常設低圧代替注水系ポンプ，復水

び可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）への燃料補給手順については，「1.14 電源の確保に関する手移送ポンプ，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順等」にて整備する。

の電源供給手順並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水中型
ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

80

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

第 1.6.1 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

備考

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（1/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／8）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））（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

熱）
対処設備

手順書

分類
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備(

重大事故等対処設備)※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

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※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

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

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

重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器対処設備

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・プールの除熱設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

重大事故対処設備（設計基準拡張）

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱

重大事故等対処設備（設計基準拡張）－

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1
非常用交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器対応手段

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

重大事故対処設備（設計基準拡張）

残留熱除去系 格納容器スプレイ冷却モード
による原子炉格納容器内の除熱

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1
非常用交流電源設備 ※2

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。

81

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（2/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／8）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

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

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

AM 設備別操作手順書「MUWC による PCV スプレイ」

非常用交流電源設備 ※2

フロントライン系故障

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第二代替交流電源設備 ※2

自主対策
設備

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
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）「ＰＣＶ圧力制御」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（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）

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる PCV スプレイ」

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

自主対策設備消火系による原子炉格納容器内の冷却事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

自主対策設備消火系による
原子炉格納容器内の冷却ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水タンク ※3
消火系配管・弁復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可搬 型 代 替交 流 電 源 設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2対応
手段

重大事故等対処設備

重大事故等対処設備

フロントライン系故障時

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復水移送ポンプ
復水貯蔵槽 ※3
復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
高圧炉心注水系配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備

手順書

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残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却モード）

対処設備

備考

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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

82

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（3/7）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）（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

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

AM 設備別操作手順書「消防車による PCV スプレイ」

対処設備

手順書

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

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※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）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

自主対策
設備

フロントライン系故障

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

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）

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

自主対策設備

多様なハザード対応手順「消防車による送水（格納容器スプレイ）」※1

非常用交流電源設備 ※2

防火水槽 ※3，※4
淡水貯水池 ※3，※4
第二代替交流電源設備 ※2

対応
手段

手順書

重大事故等対処設備

フロントライン系故障時

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ポンプ（A－2 級）
ホース・接続口
復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※2
可 搬 型代 替 交 流 電 源設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

補給水系による原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）分類

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。

83

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（4/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／8）（炉心損傷前のサポート系故障時）（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

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」等
ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

重大事故等対処設備

残留熱除去系海水系

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

自主対策設備

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）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

自主対策
設備

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース

自主対策設備

第二代替交流電源設備 ※2※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

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※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
ホース

代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の復旧

重大事故等
対処設備

代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション
・チェンバ・プール水冷却モード）の復旧

AM 設備別操作手順書「RHR(A)による S/P 除熱」「RHR(B)による S/P 除熱」

サポート系故障

自主対策
設備

サポート系故障 時

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

対処設備

重大事故等対処設備

AM 設備別操作手順書「RHR(B)による PCV スプレイ」

第二代替交流電源設備 ※2

サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2対応
手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の復旧

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1

分類

代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の復旧

サプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2

手順書

重大事故等
対処設備

全交流動力電源
原子炉補機冷却系

対処設備

備考

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。

84

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（5/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／8）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）（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

分類
対応手段

事故時運転操作手順書（シビアアクシ
デント）「RPV 制御」「PCV 制御」

AM 設備別操作手順書「MUWC による PCV スプレイ」

非常用交流電源設備 ※2

フロントライン系故障

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第二代替交流電源設備 ※2

自主対策
設備

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
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）「除熱－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（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）

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる PCV スプレイ」

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

自主対策設備消火系による原子炉格納容器内の冷却事故時運転操作手順書（シビアアクシ
デント）「RPV 制御」「PCV 制御」

自主対策設備消火系による
原子炉格納容器内の冷却ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水タンク ※3
消火系配管・弁復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可搬 型 代 替交 流 電 源 設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2対応
手段

重大事故等対処設備

重大事故等対処設備

フロントライン系故障時

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復水移送ポンプ
復水貯蔵槽 ※3
復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
高圧炉心注水系配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

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残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）

手順書

対処設備

備考

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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※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。

85

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（6/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／8）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）（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

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシ
デント）「RPV 制御」「PCV 制御」

AM 設備別操作手順書「消防車による PCV スプレイ」

多様なハザード対応手順「消防車による送水（格納容器スプレイ）」※1

非常用交流電源設備 ※2

自主対策
設備

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）

AM 設備別操作手順書「DW クーラ代替除熱（RCW－A 系）」「DW クーラ代替除熱（RCW－B 系)」※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

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

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

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

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシ
デント）「RPV 制御」「PCV 制御」

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自主対策設備

ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱

ドライウェル冷却系送風機
ドライウェル冷却系冷却器
原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2

フロントライン系故障

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

防火水槽 ※3，※4
淡水貯水池 ※3，※4
第二代替交流電源設備 ※2対応
手段

自主対策設備

重大事故等対処設備

フロントライン系故障時

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ポンプ（A－2 級）
ホース・接続口
復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※2
可 搬 型代 替 交 流 電 源設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

手順書

補給水系による原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）

対処設備

備考

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。

86

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／8）（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

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
原子炉補機冷却系
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

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代替除熱

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）

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。

87

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（7/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（8／8）（炉心損傷後のサポート系故障時）（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

分類
対応手段

AM 設備別操作手順書「RHR(B)による PCV スプレイ」

可搬型代替注水大型ポンプ
ホース
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）AM 設備別操作手順書「RHR(A)による S/P 除熱」「RHR(B)による S/P 除熱」

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
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
ホース

自主対策設備

重大事故等対処設備（設計基準拡張）※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の復旧

対処設備

残留熱除去系海水系

手順書

重大事故等対処設備

サポート系故障

事故時運転操作手順書（シビアアクシ
デント）

重大事故等

代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション
・チェンバ・プール水冷却モード）の復旧

第二代替交流電源設備 ※2

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※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

※１

自主対策
設備

サポート系故障時

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1

対処設備

自主対策設備

第二代替交流電源設備 ※2

サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2対応
手段

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシ
デント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の復旧

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の復旧

サプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2

手順書

重大事故等
対処設備

全交流動力電源
原子炉補機冷却系

対処設備

備考

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。

88

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

第 1.6－2 表 重大事故等対処に係る監視計器

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（1／15）

監視計器一覧（1/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
監視パラメータ（計器）監視パラメータ（計器）1.6.2.1 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

1.6.2.1 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.代替格納容器スプレイ
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

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格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

AM 設備別操作手順書「MUWC による PCV スプレイ」

判断基準
操作

水源の確保

操作

補機監視機能判断基準

原子炉圧力容器内の温度

復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

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

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

89

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（2／15）

監視計器一覧（2/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 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．代替格納容器スプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.1 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.代替格納容器スプレイ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉圧力容器内の温度

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる PCV スプレイ」

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の圧力

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格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位操作

操作

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位

水源の確保

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

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

原子炉圧力容器温度90

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（3／15）
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 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．代替格納容器スプレイ(c) 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

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

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

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91

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（4／15）

監視計器一覧（3/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 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．代替格納容器スプレイ(d) 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）

1.6.2.1 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.代替格納容器スプレイ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉圧力容器内の温度

AM 設備別操作手順書「消防車による PCV スプレイ」
原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

多様なハザード対応手順「消防車による送水（格納容器スプレイ）」

原子炉格納容器内の圧力復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
防火水槽
淡水貯水池

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

操作

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
可搬型代替注水ポンプ吐出圧力

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

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

補機監視機能

判断基準

判断基準

水源の確保

原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器温度92

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

監視計器一覧（4/14）

東海第二

備考

監視計器一覧（5／15）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 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) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.1 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
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉圧力容器内の温度

AM 設備別操作手順書「RHR(B)による PCV スプレイ」

判断基準

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

補機監視機能原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量

判断基準

原子炉格納容器内の圧力

電源

操作

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

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

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の圧力

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

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

原子炉圧力容器温度

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系(B)系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

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93

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

監視計器一覧（5/14）

東海第二

備考

監視計器一覧（6／15）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 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) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

1.6.2.1 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
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

原子炉格納容器内の温度

AM 設備別操作手順書「RHR(A)による S/P 除熱」「RHR(B)による S/P 除熱」

電源

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量
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）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」等

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

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

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

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

操作

操作

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の水位

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

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

原子炉格納容器内の水位

最終ヒートシンクの確保

原子炉格納容器内の温度

判断基準

判断基準
最終ヒートシンクの確保

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

94

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（7／15）

監視計器一覧（6/14）
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）監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の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

1.6.2.2 原子炉格納容器の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.代替格納容器スプレイ
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の圧力

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・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の温度
原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

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

原子炉格納容器内の放射線量率

AM 設備別操作手順書「MUWC による PCV スプレイ」

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

判断基準

判断基準

水源の確保

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

水源の確保

操作

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

95

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（8／15）

監視計器一覧（7/14）
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）監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の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．代替格納容器スプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.2 原子炉格納容器の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.代替格納容器スプレイ

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の圧力

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・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の温度
原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

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

原子炉格納容器内の放射線量率

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる PCV スプレイ」

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位操作

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の圧力

判断基準

判断基準

水源の確保

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱－１」等

96

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（9／15）
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 原子炉格納容器の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．代替格納容器スプレイ(c) 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

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

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

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97

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（10／15）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視計器一覧(8/14)
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 原子炉格納容器の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.代替格納容器スプレイ

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の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．代替格納容器スプレイ(d) 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）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

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「消防車による PCV スプレイ」
原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

判断基準

水源の確保

判断基準

原子炉圧力容器内の温度
多様なハザード対応手順「消防車による送水（格納容器スプレイ）」

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

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
防火水槽
淡水貯水池

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

操作

原子炉格納容器内の圧力操作

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能可搬型代替注水ポンプ吐出圧力

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

98

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（11／15）

監視計器一覧（9/14）
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）監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の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．格納容器代替除熱(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代替除熱

1.6.2.2 原子炉格納容器の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.格納容器代替除熱
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

AM 設備別操作手順書「DW クーラ代替除熱（RCW－A 系)」「DW クーラ代替除熱（RCW－B 系)」

断判基準
原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

判断基準

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

原子炉格納容器内の圧力

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

補機監視機能Ｍ／Ｃ ２Ｂ－２電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｂ－２電圧
原子炉補機冷却系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

補機監視機能原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力ＡＭ設備別操作手順書
原子炉格納容器内の温度

補機監視機能ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

補機監視機能原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量

操作

操作

原子炉格納容器内の圧力99

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（12／15）

監視計器一覧（10/14）
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）監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の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) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.2 原子炉格納容器の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
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

水源の確保

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の圧力

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

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「RHR(B)による PCV スプレイ」
原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

補機監視機能原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の温度

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

操作原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系(B)系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

操作

100

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（13／15）

監視計器一覧（11/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の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) 残留熱除去系復旧後のサプレッション・プールの除熱

1.6.2.2 原子炉格納容器の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
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）
原子炉格納容器内の温度
AM 設備別操作手順書「RHR(A)による S/P 除熱」「RHR(B)による S/P 除熱」

電源

原子炉格納容器内の水位

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の放射線量率

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

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

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

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

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

判断基準

判断基準
最終ヒートシンクの確保

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

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

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力

原子炉格納容器内の水位操作

操作
最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

101柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（14／15）

監視計器一覧（12/14）
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 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

判断基準

原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量

M/C D 電圧
M/C E 電圧P/C D-1 電圧
P/C E-1 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

判断基準

電源

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(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

原子炉格納容器内の温度

補機監視機能重大事故等の対応に必要となる監視項目

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

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

原子炉格納容器内の圧力

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

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

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

操作

102

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

備考

監視計器一覧（15／15）

監視計器一覧（13/14）
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 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(2)残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

原子炉格納容器内の温度

判断基準
最終ヒートシンクの確保

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の温度

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

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

最終ヒートシンクの確保

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）「Ｓ／Ｐ温度制御」等

水源の確保

サプレッション・プール水位

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

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

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

M/C C 電圧M/C D 電圧
M/C E 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
P/C E-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の水位監視パラメータ（計器）1.6.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(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・プールの除熱

判断基準

電源

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

サプレッション・チェンバ・プール水位

103柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二監視計器一覧（14/14）
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 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(2)残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

原子炉格納容器内の温度

補機監視機能操作
最終ヒートシンクの確保

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水温度
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

104

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

第 1.6.3 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
【1.6】
原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

給電元
給電母線

供給対象設備
復水移送ポンプ

東海第二第 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
対象条文

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
可搬型代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ低圧代替注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。
）

代替格納容器スプレイ冷却系 弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｍ／ＣＭ／Ｃ ２ＣＭ／Ｃ ２Ｄ

残留熱除去系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
AM 用 MCC

復水補給水系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系（6 号炉のみ）
AM 用 MCC

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備
M/C C 系
M/C D 系

残留熱除去系弁【1.6】
原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC

中央制御室監視計器類

備考

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源105

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

106

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

107

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

108

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

109

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

110

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

111

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

112

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

113

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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114

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二

116

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

117

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

118

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

119

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

120

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

121

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

122

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

123

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

124

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

125

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

126

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

127

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

128

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

129

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

130

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

131

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

132

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

133

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

134

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

135

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

136

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

137

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

138

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

139

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

140

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

141

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

142

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

143

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

144

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

145

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

146

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

147

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】

黄色ハッチング：前回からの変更点

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

東海第二

148

備考

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黄色ハッチング：前回からの変更点

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東海第二

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備考