2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)（代替循環冷却系を使用する場合）
2.4 水素燃焼
特徴
発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動
力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器
内の雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至る。

解析上の対応手順の概要フロー
原子炉冷却材喪失（大破断LOCA）
発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1
※2

※2

※2

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認

低圧注水機能喪失を確認
Ⅱ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する※3Ⅲ
全交流動力電源喪失発生

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する
Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である※4

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却系運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却系運転を開始する※5
早期の電源回復不能と判断※6

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する

Ⅰ

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備※7
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

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

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電（約12時間後）淡水タンクから防火水槽への補給

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可
可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

Ⅳ

（適宜実施）※8

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給

格納容器薬品注入準備※9
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了燃料被覆管温度1200℃到達

Ⅲ

非常用ガス処理系運転確認
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※10基本的な考え方
損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却，また，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了

※11

a.

b.

c.
d.
e.

f.

g.

原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
炉心損傷確認
水素濃度監視常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納
容器冷却
代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※12

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

破断口までの水位回復確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）

※13
※14

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

※16
※15

※1

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※3

外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※4

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※5

中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※6

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※7防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である

格納容器温度190℃超過確認
格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認Yes

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）No

原子炉注水とドライウェル
スプレイの並行操作不可能

対応手順の概要

非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（残留熱除去系(A)使用）
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ（残留熱除去系(B)使用）※8 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル：6.0E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水※9

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※10 原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを開始する※11 低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※12

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※13 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する

※17

※18

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※14

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※15

格納容器温度計にて確認する※16

格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9362mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉
水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される解析上考慮していないが，推定手段により損傷炉心の冠水が維持されていることを，原子炉圧力容器表面温度により圧力容器内が過熱状態に至っていないことにより確認
する

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※19

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイに切り替える※20
サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイに切り替える

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系運転可能

機能喪失設備の復旧
または格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱

Yes

事故シーケンスグループ「水素燃焼」は「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損)（代替循環冷却系を使用する場合）」と同じ手順である。

代替循環冷却系運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※21

Ⅴ
代替循環冷却系運転による除熱実施判断※22
代替循環冷却系運転準備（復水移送ポンプ停止）

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※19

サプレッション・チェンバ・プールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッション・チェンバ側格
納容器薬品注入を実施する

復水貯蔵槽への補給
停止※21
代替循環冷却系運転準備（系統構成2）※18※21

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水機能を確保し，切替えに伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※22

復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

代替循環冷却系運転開始（復水移送ポンプ起動）

No
代替循環冷却系運転により格納容器圧力下降
補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］

Yes

代替循環冷却系運転運転継続

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

No

Yes
可搬型代替注水系（A-2級）
による注水

代替循環冷却系運転継続

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測格納容器内圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却系運転により格納容器内圧力下降

パラメータの継続監視（水素，酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッション・チェンバ・プール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却系運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する

格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

No

凡例

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作

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

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

代替循環冷却系運転による原子炉格納容器冷却により格納容器内圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限
圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

1.0.7-2.1.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-2.1.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「冷却材喪失事故」

操作補足事項Ａ「冷却材喪失事故」発生
AOP「冷却材喪失事故」により対応する。
原子炉格納容器圧力高により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「冷却材喪失事故」で対応する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.1-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｂ「全交流動力電源喪失発生」
最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
冷却材喪失及び原子炉への注水機能喪失により，原子炉
格納容器内の温度及び圧力が上昇する。
原子炉圧力容器内の圧力－
ドライウェル空間部温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断し，「水位不明」
制御へ移行する。
全交流動力電源喪失が発生したことから，「交流/直流電源供給回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.1-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｃ

全交流動力電源喪失の対応として，第一ガスタービン発電機を起動し，D 系及び C 系の非常用母線を受電する。

AM 設備別操作手順書
1-2 「電源確保戦略（給電）」・第一ガスタービン発電機起動
1-3 「電源確保戦略（受電）」・M/C7C・7D 受電

1.0.7-2.1.1-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位不明」

操作補足事項Ｄ

格納容器雰囲気放射線レベ
ルにて，SOP 導入条件判断図
により炉心損傷を判断し，SOPに移行する。

AM 設備別操作手順書

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.1-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-1「RPV 制御」

操作補足事項Ｅ「水位不明」操作
第一ガスタービン発電機からの交流電源供給を確認後，
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を開始する。
低圧代替注水系（常設）の最大流量で原子炉圧力容器への注水を継続し，炉心を冠水させる。
なお，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器へのスプレイが十分にできない場
合には，原子炉圧力容器への注水を優先し，原子炉の冠水を維持 できる範囲にお いては，原子炉圧力容器への注水を停止し，原子炉格納容器へのスプレイを実施する。

AM 設備別操作手順書「原子炉注水戦略」
・MUWC による原子炉注水

1.0.7-2.1.1-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-2「PCV 制御」

操作補足事項Ｆ「除熱」操作原子炉格納容器内の温度が190℃に到達後は，代替格納容器スプレイの間欠運転を実施する。
また，原子炉格納容器内のpH 制御のため薬品注入を実施する。
代替原子炉補機冷却系の準備が完了し，復水補給水系を用いた代替循環冷却が実施できる場合は，代替循環冷却運転を実施し，原子炉圧力容器への注水および原子炉格納容器の除熱を開始する。

AM 設備別操作手順書
5 「格納容器スプレイ戦略」
・MUWC による PCV スプレイ
4 「圧力制御戦略」
・炉心損傷後格納容器薬品注
入
10 「S/P 除熱戦略」
・代替循環冷却系による PCV
内の減圧及び除熱「代替除熱戦略」
・代替 Hx による補機冷却水(B)確保「水源確保戦略」
・消防車による CSP への補給

1.0.7-2.1.1-8

2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)（代替循環冷却系を使用しない場合）

特徴
発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動
力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器
内の雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至る。

解析上の対応手順の概要フロー
原子炉冷却材喪失（大破断LOCA）
発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1
※2

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※2

高圧給水機能喪失を確認※2

高圧注水機能喪失を確認

低圧注水機能喪失を確認

Ⅱ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する
Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する※3

全交流動力電源喪失発生

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である※4

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却系運転以外に除熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却系運転を開始する※5
早期の電源回復不能と判断

Ⅰ
原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備※6

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

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

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電フィルタ装置排水ポンプ水張り

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可
可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可※7

炉心損傷確認

可搬設備への燃料補給※8

基本的な考え方
損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却，また，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器の破損
及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。

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

格納容器薬品注入準備
燃料被覆管温度1200℃到達

淡水タンクから防火水槽への補給※10
燃料温度2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の
準備が完了

※11

c.
d.
e.

f.

g.

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上
考慮せず

Ⅳ

代替原子炉補機冷却系準備

解析上
考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給※12

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

破断口までの水位回復確認

使用済燃料プール冷却開始（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する

※13
※14

※15
格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

対応手順の概要b.

非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

格納容器温度190℃超過確認

原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
炉心損傷確認
水素濃度監視常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱Ⅲ

非常用ガス処理系運転確認

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

a.

※9

※16

※1

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※3

外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※4

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※5

中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※6
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）No
原子炉注水とドライウェル
スプレイの並行操作不可能

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了Yes
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（残留熱除去系(A)使用）
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ（残留熱除去系(B)使用）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを開始する※17

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※7

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェ
ル：6.0E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※8

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※9

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※10

原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※11 低圧代替注水量から崩壊熱除去に必要な注水量を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止１時間後の必要注水量が60m3 /hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※12

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※13

原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する※14

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※15

格納容器温度計にて確認する※16

格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する※18※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9362mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル10921mm（圧力容器基準点より）の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される解析上考慮していないが，推定手段により損傷炉心の冠水が維持されていることを，原子炉圧力容器表面温度により圧力容器内が過熱状態に至っていないことにより確認する

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※19

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※19

サプレッション・チェンバ・プールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッション・チェンバ側格納容器薬品注入を実施する

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイに切り替える

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

※18

※21

解析上は，格納容器内圧力計指示0.62MPa[gage]接近（原子炉格納容器の限界圧力到達前）に，格納容器ベント操作を開始する※22

格納容器ベント実施を見据えて，サプレッション・チェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する※23 格納容器ベント実施時に，残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び可燃性ガス濃度制御が可能であることが確認された場合は，格納容器ベントを停止する。
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※20※24 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する
レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える

レベル１を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイに切り替える

No

Ⅴ

代替循環冷却系運転不可能

代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱

Yes

サプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さ到達により格納容器ベント判断※21

サプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止※22

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
接近※21

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）
中央制御室待避室陽圧化操作

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッション・チェンバ・プール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］※23
No
格納容器ベント
停止条件不成立

Yes

格納容器ベント停止※24

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

凡例
低圧代替注水系(常設）による原子炉注水を継続し，格納容器ベントによる格納容器内圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める
機能喪失していた設備の復旧後，格納容器ベントは残留熱除去系等による格納容器除熱が可能であること，及び可燃性ガス濃度制御が可能であることを確認し停止する
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り冷却し，格納容器が十分に冷却された後，原子炉注水を低圧代替注水系(常設）から低圧注水系へ切り替える：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1.2-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-2.1.2-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「冷却材喪失事故」

操作補足事項Ａ「冷却材喪失事故」発生
AOP「冷却材喪失事故」により対応する。
原子炉格納容器圧力高により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「冷却材喪失事故」で対応する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.2-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｂ「全交流動力電源喪失発生」
最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
冷却材喪失及び原子炉への注水機能喪失により，原子炉
格納容器内の温度及び圧力が上昇する。
原子炉圧力容器内の圧力－
ドライウェル空間部温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断し，「水位不明」
制御へ移行する。
全交流動力電源喪失が発生したことから，「交流/直流電源供給回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.2-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｃ

全交流動力電源喪失の対応として，第一ガスタービン発電機を起動し，D 系及び C 系の非常用母線を受電する。

AM 設備別操作手順書
1-2 「電源確保戦略（給電）」・第一ガスタービン発電機起動
1-3 「電源確保戦略（受電）」・M/C7C・7D 受電

1.0.7-2.1.2-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位不明」

操作補足事項Ｄ

格納容器雰囲気放射線レベ
ルにて，SOP 導入条件判断図
により炉心損傷を判断し，SOPに移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.2-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-1「RPV 制御」

操作補足事項Ｅ「水位不明」操作
第一ガスタービン発電機からの交流電源供給を確認後，
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を開始する。
低圧代替注水系（常設）の最大流量で原子炉圧力容器への注水を継続し，炉心を冠水させる。
なお，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器へのスプレイが十分にできない場
合には，原子炉圧力容器への注水を優先し，原子炉の冠水を維持 できる範囲にお いては，原子炉圧力容器への注水を停止し，原子炉格納容器へのスプレイを実施する。

AM 設備別操作手順書「原子炉注水戦略」
・MUWC による原子炉注水

1.0.7-2.1.2-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-2「PCV 制御」

操作補足事項Ｆ「除熱」操作原子炉格納容器内の温度が190℃に到達後は，代替格納容器スプレイの間欠運転を実施する。また，原子炉格納容器
内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
「PCV ベント」操作
代替格納容器スプレイによりサプレッション・チェン
バ・プール水位が格納容器真空破壊弁の高さに到達した場
合には，外部水源による原子炉格納容器へのスプレイを停止し，格納容器ベントを実施する。

AM 設備別操作手順書
5 「格納容器スプレイ戦略」
・MUWC による PCV スプレイ
4 「圧力制御戦略」
・炉心損傷後 PCV ベント(フィルタベント使用(S/C))
・炉心損傷後格納容器薬品注入「代替除熱戦略」
・代替 Hx による補機冷却水(B)確保「水源確保戦略」
・消防車による CSP への補給

1.0.7-2.1.2-8

2.2 高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱
2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用
2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用
解析上の対応手順の概要フロー

特徴
(2.2)
発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化
又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格納容器圧力が上昇する等，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至る。
(2.3)
発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，
原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられな
い場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の水が接触して一時的な格納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器の破損に至る。
(2.5)
発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，
原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられな
い場合には，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格
納容器内へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが侵食され，原子炉格納容器の構造材の支持機能を喪失
し，原子炉格納容器の破損に至る。

給水流量の
全喪失発生

主蒸気隔離弁全閉発生

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生

外部電源喪失発生※1

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※2

高圧注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

非常用ガス処理系運転確認

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2

中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計にて機能喪失を確認する※3

代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※4

原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する※5

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※6 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示が「ドライウェル：4.5E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：5.5E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。格納容器内雰
囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※7「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※8

原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断する※9 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）及び，原子炉への注水不能により損傷炉心冷却失敗と判断する※2

低圧注水機能喪失を確認

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※3

低圧代替注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず※4全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

回復は解析上考慮せず

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）※6

炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

g.
h.
i.
j.

原子炉スクラム確認
高圧・低圧注水機能喪失確認
炉心損傷確認
水素濃度監視逃がし安全弁による原子炉急速減圧
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
原子炉格納容器下部への注水
原子炉圧力容器破損確認
溶融炉心への注水
代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入
タンクローリ（4kL）
による給油準備完了※8

損傷炉心冷却未達成と判断

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給
Ⅳ可搬設備への燃料補給
ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）

損傷炉心冷却失敗と判断※10

格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※11

原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）により実施する格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする※12

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

※9
Ⅴ

※10
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※13 原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※11

格納容器過温防止スプレイ実施
格納容器下部注水による格納容器薬品注入

格納容器下部水位2ｍ(注水量180m3)
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。
また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

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

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

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
格納容器限界圧力以下

Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器下部注水も可能であり，この場合
水源は淡水以外に海水も使用することが可能である原子炉格納容器バウンダリ機能維持

原子炉圧力容器破損を判断

補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］※12

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

消火系による格納容器下部注水【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※13
格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

a.
b.
c.
d.
e.
f.

Ⅱ
淡水タンクから防火水槽への補給

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10% 到達※7

基本的な考え方

対応手順の概要※5

代替原子炉補機冷却系
準備

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧(2.2)
溶融炉心，水蒸気及び水素ガスの急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器破損までに逃がし
安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下す
るまでに，格納容器下部注水系（常設）によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格
納容器冷却を実施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，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冷却を実施する。その後，代替循環冷
却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格
納容器の圧力及び温度を低下させる。
(2.3)
原子炉格納容器を冷却及び除熱し，溶融炉心から原
子炉格納容器下部の水への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，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冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器
圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
(2.5)
原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下する時
点で，原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保し，かつ，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却することにより，原子炉格納容器の破損を防止するとともに，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発生を抑制する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，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冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器
圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

※1【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッション・チェンバ・プール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

代替循環冷却系運転継続可能No
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

凡例

代替循環冷却系による格納容器スプレイ及び格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

事故シーケンス「原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」は「高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱」と同じ手順である。

1.0.7-2.2-1

事故時運転操作手順書 全体対応フロー

1.0.7-2.2-2

詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「主蒸気隔離弁 閉」

操作補足事項Ａ「外部電源喪失発生」，「主蒸気隔離弁全閉発生」
AOP「主蒸気隔離弁 閉」により対応する。
主蒸気隔離弁閉信号により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は引き続き
AOP「主蒸気隔離弁 閉」事故
手順で対応する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.2-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「一次格納容器制御導入」を継続監視する。
高圧・低圧注水機能喪失に
より原子炉水位をレベル 3～
レベル 8 に維持できないことから「水位確保」へ移行する。
外部電源喪失が発生したことから，EOP「交流/直流電源供給回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.2-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｃ

外部電源喪失により非常用
ディーゼル発電機が自動起動する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.2-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

操作補足事項Ｄ

プラント状態を的確に把握し，作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
全給水喪失及び高圧・低圧
注水機能喪失により，原子炉
圧力容器への注水ができず，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 に維持できないことから，低圧代替注水系（常設）を準備する。
しかし，低圧代替注水機能喪失により，原子炉圧力容器への注水機能が喪失し，原子炉水位が有効燃料頂部以上に維持不可のため「水位回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.2-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位回復」

操作補足事項Ｅ

原子炉圧力容器への注水機能の喪失により，原子炉水位は急減し，燃料が露出する。
代替注水設備を含め原子炉
圧力容器への注水機能の喪失
確認後，「EOP/SOP インターフ
ェイス」に移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.2-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
ES/I「EOP/SOP インターフェイス」

操作補足事項Ｆ

格納容器雰囲気モニタを起動し，原子炉格納容器内のガ
ンマ線量率を確認する。
各種注水系の再起動ができないことから，SOP に移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.2-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-1「RPV 制御」

操作補足事項Ｇ「減圧」操作原子炉圧力容器への注水機能の喪失により原子炉水位が「有効燃料棒底部＋10％燃料有効長」に到達した時点で，逃がし安全弁 2 個を開放し減圧を行う。
「下部 D/W 注水」操作
損傷炉心の冷却に失敗したと判断した時点で，格納容器
下部注水系（常設）による原
子炉格納容器下部への注水を開始する。総注水量 180m3 到
達後、原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉圧力容器の破損後，格納容器下部注水系（常設）
により，原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を開始する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.2-9解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-2「PCV 制御」

操作補足事項Ｈ「除熱」操作原子炉格納容器内の圧力が465kPa[gage]に到達後は，代替格納容器スプレイの間欠運転を実施する。
また，原子炉格納容器内のpH 制御のため薬品注入を実施する。
代替原子炉補機冷却系の準備が完了し，復水補給水系を用いた代替循環冷却が実施できる場合は，代替循環冷却運転を実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.2-10

3.1 想定事故 1

特徴
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料
プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料
プール水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中

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

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

外部電源喪失発生：評価上考慮しない操作・判断結果

残留熱除去系停止及び燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※2

基本的な考え方※1

冷却機能復旧操作燃料プール代替注水系により使用済燃料プールへ注水することによって，燃料損傷の防止を図る。
また，燃料プール代替注水系により使用済燃料プール水位を維持する。

注水機能復旧操作※3※4

冷却機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）

外部電源喪失により電動駆動ポンプが停止する
ため通常状態への復旧を実施するが，評価上は考慮しない

回復は評価上考慮せず※2
Ⅰ

注水機能復旧操作

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水
・サプレッションプール浄化系による注水・消火ポンプによる代替注水※3
注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

回復は評価上考慮せず

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保または注水開始不可

対応手順の概要a.
b.
c.

使用済燃料プールの冷却機
能喪失確認
使用済燃料プールの注水機
能喪失確認
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注
水

※6

※7

淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水準備（燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水）※5
使用済燃料プール水温
100℃到達燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

Ⅱ

淡水タンクから防火水槽への補給（約12時間後）
燃料プール代替注水系の準備完了
Ⅲ

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了

スプレイヘッダ以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水※8
燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水開始

可搬設備への燃料補給<注水が実施出来なかった場合>※1
残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード再起動，残留熱除去系（C）燃料プール冷却モード起動及び燃料プール冷却浄化系再起動操作を実施する
使用済燃料プール水位維持の為
注水継続※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作※9
使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，注
水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し使用済燃
料プール冷却系による冷却を実施する※3
中央制御室にて使用済燃料プール水位・温度，機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計，系統圧力指示計
等にて機能喪失を確認する※4
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※5
使用済燃料プール水温度計にて確認する※6
使用済燃料プールへの注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの注水を実施する※7防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による使用済燃料プールへの注水も可能である
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-1級）を使用することもできる※8
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-0.4ｍとなる※9
使用済燃料プール水位計にて確認する【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
サプレッションプール浄化系により使用済燃料プールへの注水も実施できる。水源は復水貯蔵槽またはサプレッションプールになる
消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
Ⅱ
防火水槽を用いた使用済燃料プールへの注水の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する
Ⅲ
燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」以外に，復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
燃料プール代替注水系の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

1.0.7-3.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-3.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
事故時運転操作手順書

解析上の対応手順の概要フロー

ｈｋｊｊｊｊｊｊｊｊｊｊｈ

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」
Ａ「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項「外部電源喪失発生」
外部電源喪失が発生したことから，停止時 EOP「交流/直流電源供給回復」により対応する。
外部電源喪失により非常用
ディーゼル発電機が自動起動する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-3.1-3

詳細手順説明
事故時運転操作手順書

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「SFP 原子炉水位・温度制御」

操作補足事項Ｂ

外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止する。また，非常用ディーゼ
ル発電機が起動するが，使用済燃料プールの冷却系の起動に失敗し，使用済燃料プールの冷却機能が喪失する。
燃料プール代替注水系を用いた注水により使用済燃料プ
ールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を補給すること
で，使用済燃料プール水位を維持する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-3.1-4

3.2 想定事故 2
解析上の対応手順の概要フロー特徴
使用済燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイフォン現象
等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生するとともに，使用済燃料プール注水機能が喪失することを想定する。
このため，使用済燃料プール水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，燃料は露出し，燃料損傷に至る。

※1
実際は，使用済燃料プール側の水頭圧により漏えい量が抑制されることも考えられる

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作
評価上，残留熱除去系ポンプの機能喪失を想定しているため，残留熱除去系ポンプを用いた使用済燃料プールへの補給も機能喪失を想定

凡例※3
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する
外部電源喪失発生

残留熱除去系停止及び燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）※4
下記により要因調査を実施する
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する
・「FPCゲート／RPV・PCV間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※5
中央制御室にて使用済燃料プール水位・温度，機器ランプ表示，機器故障警報，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する※1
漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始
Ⅰ※2

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代替注水※3
復水移送ポンプによる使用済燃料プール
注水と同等の流量確保不可

使用済燃料プール水位低下継続確認
Ⅱ

※4

※5
注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

回復は評価上考慮せず

冷却機能喪失確認※6（注水機能喪失により確認）

回復は評価上
考慮せず

使用済燃料プール水位低下要因調査

サイフォンブレーク孔露出 ※7（サイフォンブレーク孔によりサイフォン現象が停止する場合）
※9
※10
※8

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

対応手順の概要

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

使用済燃料プール水位低下
確認
使用済燃料プールの注水機
能喪失確認
使用済燃料プール漏えい箇
所の隔離
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認※11

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了（約12時間後）
燃料プール代替注水系
の準備完了

※13

Ａ

（サイフォン現象を停止できない場合）

Ⅳ
可搬設備への燃料補給

弁閉止による隔離準備

弁閉止による隔離操作Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※12

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

弁閉止による隔離準備

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水準備（燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水）

使用済燃料プール水位がサイフォンブレーク孔位置付近にて安定確認

d.

：判断

燃料プール水位低警報発生

使用済燃料プール水の漏えいの停止及び燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水によって，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代替注水系により使用済燃料プール水位を維持する。

c.

：緊急時対策要員（現場）のみの作業

注水機能復旧操作

基本的な考え方b.

：操作及び判断：プラント状態：評価上考慮しない操作・判断結果

漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始

a.

：操作・確認（運転員のみの作業）

スプレイヘッダ以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水※6
注水機能喪失により冷却機能は水源がないため機能喪失と判断する

サイフォン現象漏えい箇所
弁閉止による隔離操作※7
サイフォンブレーク孔は通常水位から約0.5m下に位置している※14
使用済燃料プール水温
100℃到達※14（約7時間後）※15Ａ（約23時間後）※16

燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水開始※8
サイフォンブレーク孔によりサイフォン現象の漏えいは停止し，使用済燃料プール水位はサイフォンブレーク孔の露出水位付近で安定す
る

使用済燃料プール水温
100℃到達

使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）※9
使用済燃料プールへの注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの注水を実施する

Ａ

※15

※17

有効燃料棒頂部まで低下（約7ｍ低下）燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水開始（使用済燃料プールへの注水ができない場合）（約1.0日後）※15

使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）
使用済燃料プール水位維持の為注水継続

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続（約3.5日後）

燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，注水系統
によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状
態で運転可能な系統により冷却を実施する

燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，注
水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇
所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する※15

有効燃料棒頂部まで低下（約7ｍ低下）※10防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による使用済燃料プールへの注水も可能である
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-1級）を使用することもできる※11
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいが無いことにより，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する（実際は，要因調査の際に「燃料プール冷却モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※12
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいの形跡が無いこと，サイフォンブレーク孔の露出水位付近で使用済燃料プール
水位が安定していることから，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていたと判断する（実際は，要因調査の際に「燃料プール冷却モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※13
サイフォンブレーク孔により使用済燃料プールからの漏えいは停止しているが，破断箇所を系統から隔離するため弁により隔離操作を実施する※14
使用済燃料貯蔵プール水温度計にて確認する【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】※15
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する

Ⅰ
消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である※16
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-1.2ｍとなる

Ⅱ「床漏えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合もある
Ⅲ
防火水槽を用いた使用済燃料プールへの注水の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する
Ⅳ
燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」以外に，復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
可搬型燃料プール代替注水系の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

1.0.7-3.2-1※17
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-1.0ｍとなる

事故時運転操作手順書

1.0.7-3.2-2

全体対応フロー詳細手順説明
事故時運転操作手順書

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ａ「外部電源喪失発生」
外部電源喪失が発生したことから，停止時 EOP「交流/直流電源供給回復」により対応する。
外部電源喪失により非常用
ディーゼル発電機が自動起動する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-3.2-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「SFP 原子炉水位・温度制御」

操作補足事項Ｂ

外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止する。また，残留熱除去系配管破断が発生し，サイフォン現象により使用済燃料プール
水位が低下する。
燃料プール代替注水系を用いた注水により使用済燃料プ
ールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた 水量を補給する ことで，使用済燃料プール水位を維持する。
原子炉建屋パラメータの変化から，破損箇所を特定し，隔離を実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-3.2-4

4.1 崩壊熱除去機能喪失

特徴
原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去
機能が喪失することを想定する。
このため，燃料の崩壊熱により原
子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー

プラント前提条件
・プラント停止後1日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）停止中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中
・原子炉水位通常運転水位（通常，原子炉停止時冷却モード運転時は＋1550mm以上）

凡例

基本的な考え方
残留熱除去系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認
残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

b.
c.
d.

原子炉停止時冷却モード再起動時のプラント状態確認にて「崩壊熱除去機能喪失」を確認：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※1
崩壊熱除去機能喪失を模擬するため「熱交換器出口弁開操作忘れ」及び「熱交換器出口弁開操作不能」を評価条件とする。実際は，原子炉停止時冷却モード停止時の原子炉冷却材最高温度を確認する。再起動後から原子炉冷却材温度を継続監視するため，早期に崩壊熱除去機能喪失は確認することができる※4
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する
評価上，人的過誤等の認知を約60分後としているため，建屋内への放射性物質の放出が想定されることから退避を指示する

評価上考慮せず※5
評価上，原子炉圧力容器を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する

原子炉冷却材温度100℃到達 ※2
※3
※4

※5
中央制御室での逃がし安全弁
1個による原子炉減圧※6
注水前の原子炉最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）＋3.3ｍ（レベル3－約500mm）となる

運転していた残留熱除去系
復旧操作

回復は評価上
考慮せず待機していた残留熱除去系を用いた
低圧注水モードでの注水※7

待機していた残留熱除去系を用いた原子炉停止時冷却モードにより崩壊熱除去機能復旧※8

逃がし安全弁「全閉」

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める※7
原子炉水位計（広帯域）にて原子炉水位の回復を確認する
低圧注水モードにより原子炉水位は通常運転水位まで回復する
なお，原子炉停止時冷却モードを運転する際は通常運転水位よりも高く維持する※8
低圧注水モードで注水後，原子炉停止時冷却モードへ切り替える※6

原子炉水位回復確認：緊急時対策要員（現場）のみの作業※3
1時間ごとの中央制御室監視により原子炉冷却材温度の上昇，及び崩壊熱除去機能喪失を認知する

対応手順の概要
残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）運転による崩壊熱除去機能回復：プラント状態※2
約1時間後に原子炉冷却材温度が100℃に到達する※1

運転中の残留熱除去系故障確認a.

：操作及び判断：評価上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失発生

運転員が異常を認知して，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うこと
によって，燃料損傷の防止を図る。
また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

：操作・確認（運転員のみの作業）

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-4.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-4.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ａ「外部電源喪失発生」
外部電源喪失が発生したことから，停止時 EOP「交流/直流電源供給回復」により対応する。
外部電源喪失により非常用
ディーゼル発電機が自動起動する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-4.1-3

事故時運転操作手順書

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「SFP 原子炉水位・温度制御」

操作補足事項Ｂ

外部電源喪失前に運転していた残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を再起動す
るが，熱交換器出口弁の異常により崩壊熱除去機能が喪失
し，原子炉水温度が上昇する
ことから，運転中の残留熱除去系の動作状況を確認する。
待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉
圧力容器への注水を実施し，原子炉水位の上昇を確認後，残留熱除去系を低圧注水モードから原子炉停止時冷却モードへ切り替える。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-4.1-4

4.2 全交流動力電源喪失

特徴
原子炉の運転停止中に全交流
動力電源が喪失することにより，
原子炉の注水機能及び除熱機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉
冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー

プラント前提条件
・プラント停止後1日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）停止中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中
・原子炉水位通常運転水位（通常，原子炉停止時冷却モード運転時は＋1550mm以上）

全交流動力電源喪失発生

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

：判断
：判断

：運転員と緊急時対策要員：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業(現場）の共同作業

Ⅱ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側
緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替
交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）：評価上考慮しない操作・判断結果：評価上考慮しない操作・判断結果※1【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため運転状態について確認する
常設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する※2※3
回復は評価上考慮せず

早期の電源回復不能と判断

基本的な考え方
運転員が異常を認知して，常設
代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。
また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（原子炉停止
時冷却モード）による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

非常用ディーゼル発電機または外部電源による交流動力電源回復操作を実施※4
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

Ⅱ

代替原子炉補機冷却系
準備

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）給油準備）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

残留熱除去系準備

可搬設備への燃料補給

Ⅰ

原子炉水温100℃到達

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水※5

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可※6中央制御室での逃がし安全弁
1個による原子炉減圧

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

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了※7

対応手順の概要
a.

b.
c.
d.
e.

全交流動力電源喪失による残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）停止確認
早期の電源回復不能判断及び対応準備
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持低圧代替注水系（常設）による原子炉注水残留熱除去系(原子炉停止時
冷却モード)運転による崩壊熱除去機能回復

復水移送ポンプ1台を用いた
低圧代替注水（常設）による
原子炉注水

原子炉水位回復※8

原子炉水位回復後は蒸発量に応じた原子炉注水を実施※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※2中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施できず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

残留熱除去系による崩壊熱除去機能回復※3
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する
逃がし安全弁「全閉」※4
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※5
約1時間後に原子炉水温が100℃に到達する

代替原子炉補機冷却系を使用した原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する※6
評価上原子炉圧力容器を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する※7
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
注水前の原子炉最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）+2.9ｍ（レベル2+約300mm）となる※8
原子炉水位計（広帯域）にて水位回復を確認する

1.0.7-4.2-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-4.2-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ａ「全交流動力電源喪失発生」
全交流動力電源喪失が発生したことから，停止時 EOP「交流/直流電源供給回復」により対応する。
全交流動力電源喪失の対応として，第一ガスタービン発電機を起動し， C 系の非常用母線を受電する。

AM 設備別操作手順書
1-2 「電源確保戦略（給電）」・第一ガスタービン発電機起動
1-3 「電源確保戦略（受電）」・M/C7C・7D 受電

1.0.7-4.2-3

事故時運転操作手順書

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「SFP 原子炉水位・温度制御」

操作補足事項Ｂ

第一ガスタービン発電機からの交流電源供給を確認後，
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を開始し，原子炉水位が上昇することを確認する。
また，代替原子炉補機冷却系の準備完了後，残留熱除去
系（原子炉停止時冷却モード）
により原子炉の除熱を行う。

AM 設備別操作手順書
3 「原子炉注水戦略」
・MUWC による原子炉注水

9 「原子炉除熱戦略」
・RHR(A)による原子炉除熱「代替除熱戦略」
・代替 Hx による補機冷却水（A）確保

1.0.7-4.2-4

4.3 原子炉冷却材の流出

特徴
原子炉の運転停止中に原子炉
冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生し，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出及び燃料の崩壊熱による蒸発に伴い原子炉冷却材が減少することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー

凡例

プラント前提条件
・原子炉ウェル満水
・全燃料装荷＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

※1

b.

c.

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

低圧注水機能待機号機を
原子炉停止時冷却モードへ切替え準備※2

残留熱除去系ミニマムフロー弁「開」のまま電動弁電源「切」操作

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1
外部電源喪失により停止した側の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードで再起動する※3※2
作業予定等による原子炉停止時冷却モード運転号機の切替えを想定※3
人的過誤を仮定するため，全閉操作後に電源を切るミニマムフロー弁を，全開のまま電源を切ることを想定する※4

原子炉冷却材圧力バウンダ
リ外への原子炉冷却材流出
確認
原子炉冷却材圧力バウンダ
リ外への原子炉冷却材流出
停止確認
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水：緊急時対策要員（現場）のみの作業

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

低圧注水機能待機号機の原子炉停止時冷却モード切替え準備完了

a.

：プラント状態：評価上考慮しない操作・判断結果

基本的な考え方

対応手順の概要：操作及び判断

外部電源喪失残留熱除去系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉圧力容器からの原子炉
冷却材流出の停止や，残留熱除去
系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことで必要量の原
子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷の防止を図る。
また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

：操作・確認（運転員のみの作業）

原子炉ウェルの水頭圧により原子炉冷却材流出開始

評価上考慮せず※4
原子炉停止時冷却モード切替え準備完了時に原子炉圧力容器からの水頭圧によりサプレッ
ション・チェンバ・プールへの流出は始まり，プラント状態（原子炉水位，原子炉水温等）
確認により原子炉冷却材流出が確認できるが，評価上考慮しない※5
流出量は約87m3/h。原子炉水位低下速度は約530mm/h※4

原子炉停止時冷却モード切替え時のプラント状態確認にて「原子炉水位低下」を確認

評価上考慮せず

原子炉停止時冷却モード
運転号機切替え

原子炉停止時冷却モード停止号機を
低圧注水モード待機へ切替え

サプレッション・チェンバ・プールへの ※5
原子炉冷却材流出による原子炉水位低下開始

原子炉停止時冷却モード切替え時のプラント状態確認にて「原子炉水位低下」を確認

評価上考慮せず※6※7

原子炉水位の低下を確認※6
1時間ごとの中央制御室監視にて，原子炉水位(定検時水張用)により原子炉水位低下を検知する
実際は，原子炉停止時冷却モード切替え時にプラント状態（原子炉水位，原子炉水温等）を確認する。そのため，早期に原子炉冷却材流出は確認することができる
なお，原子炉水位(定検時水張用)による監視ができない場合でも，サプレッション・チェンバ・
プール水位により異常を検知することは可能である

原子炉水位低下調査開始

残留熱除去系ミニマムフロー弁「開」確認隔離操作※8※9
サプレッション・チェンバ・プールへの
原子炉冷却材流出停止原子炉水位低下停止

低圧注水モード待機号機を起動し原子炉注水開始

原子炉水位の上昇を確認※7
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する
実際は退避が必要な原子炉の状態には至らないが，評価上，人的過誤の認知を約60分後としている
ため，建屋内への放射性物質の放出が想定されることから退避を指示する※8
原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ・プール水位上昇により，サプレッション・
チェンバとのバウンダリ喪失を判断し，隔離操作を実施する
隔離操作完了により，正常な原子炉停止時冷却モードの運転となる※9
隔離成功時の原子炉ウェル最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）+15m（原子炉ウェルオーバーフローレ
ベル-1m）となる
なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位上昇は約+30cmとなる

※10

※10
原子炉水位(定検時水張用)により原子炉水位の上昇を確認する

ミニマムフロー弁を全閉とした
原子炉停止時冷却モード運転号機にて原子炉除熱継続

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-4.3-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-4.3-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ａ

外部電源喪失が発生したことから，停止時 EOP「交流/直流電源供給回復」により対応する。
外部電源喪失により非常用
ディーゼル発電機が自動起動する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-4.3-3

事故時運転操作手順書

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「停止時 EOP」「SFP 原子炉ウェル水位・温度制御」

操作補足事項Ｂ

原子炉水位低下を確認後，原因調査を実施する。
原因が判明次第，実施前の状態に復旧する。
また，待機中の残留熱除去
系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水を実施し，原子炉水位の上昇を確認する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-4.3-4