東海第二発電所 審査資料
資料番号
SA 技-C-7 改 2
提出年月日
平成 30 年 4 月 24 日

東海第二発電所

技術的能力 比較表

平成 30 年 4 月
日本原子力発電株式会社

本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
目

次

技術的能力比較表
1.

重大事故等対策1.0

重大事故等対策における共通事項

1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

1.3

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

1.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手
順等

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等

1.9

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

1.10

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

1.12

工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等

1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等

1.14

電源の確保に関する手順等

1.15

事故時の計装に関する手順等

1.16

原子炉制御室の居住性等に関する手順等

1.17

監視測定等に関する手順等

1.18

緊急時対策所の居住性等に関する手順等

1.19

通信連絡に関する手順等
目−1

2.

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

2.1

可搬型設備等による対応

目−2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.4 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

東海第二
1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等＜＜ 目 次 ＞
1.4.1 対応手段と設備の選定

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

a. 発電用原子炉運転中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 低圧代替注水

備考

目 次 ＞

ａ．発電用原子炉運転中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 低圧代替注水

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

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

相違理由①

ⅰ. 復旧

ⅰ) 復旧

相違理由①

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

相違理由①(c) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備(c) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備

ⅰ. 低圧代替注水ⅰ) 低圧代替注水相違理由①

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

相違理由①

b. 発電用原子炉停止中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 低圧代替注水ｂ．発電用原子炉停止中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 低圧代替注水

相違理由①ⅱ) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

原子炉除熱（自主対策設備）として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

柏崎は発電用原子炉運転中のフロントライン系故障時の対応手段及び設備と同様のため，記載なし。

(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

相違理由①

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

相違理由①

c. 手順等

ｃ．手順等

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.4.2 重大事故等時の手順

1.4.2 重大事故等時の手順

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 低圧代替注水

備考

ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）(c) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

東二は残留熱除去系の有する格納容器除熱機能を代替する
内部水源設備として,代替循環
冷却系を新設する。代替循環冷
却系は原子炉が低圧時に注水が可能な設備であるため，低圧注水手段として対応手順を整備する。
柏崎の低圧代替注水系（常設）と代替循環冷却系は，同じ復水移送ポンプを使用しており，代替循環冷却系は原子炉格納容
器内の減圧及び除熱として整理している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

(c) 消火系による原子炉圧力容器への注水(d) 消火系による原子炉圧力容器への注水

相違理由①(e) 補給水系による原子炉圧力容器への注水

東二は補給水系を原子炉注水設備（自主対策設備）として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

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

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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圧力容器への注水

東海第二

備考

(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（低圧注水系）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

東二は残留熱除去系が有する機能を明記している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

(b) 低圧炉心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

東二は低圧炉心スプレイ系が設置されており，原子炉注水設
備として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

b. 重大事故等時の対応手段の選択(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
a. 低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却(b) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却(b) 消火系による残存溶融炉心の冷却(c) 消火系による残存溶融炉心の冷却(d) 補給水系による残存溶融炉心の冷却(c) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水/海水）
b. 重大事故等時の対応手段の選択

相違理由④(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）
ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順

1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

b. 重大事故等時の対応手段の選択

相違理由③

ａ．低圧代替注水

東二は表題を記載。

ｂ．原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

相違理由②(a) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

相違理由②

ｃ．重大事故等時の対応手段の選択

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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発電用原子炉からの除熱
b. 重大事故等時の対応手段の選択
1.4.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

東海第二

備考

(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）電源復旧後の発電用原子炉からの除熱

相違理由⑤

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
1.4.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順

東二は設計基準事故対処設備
は重大事故等対処設備と定義している。
柏崎では，設計基準事故対処設
備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準
事故対処設備を重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置づけている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

(1) 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(1) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

(2) 低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水

相違理由⑥(2) 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(3) 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

相違理由⑧1.4.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.4.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

4

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】

東海第二1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって、設計基準

発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって、設計基準

事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整

原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１ 「炉心の著しい損傷」を「防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却ａ）可搬型重大事故防止設備の運搬、接続及び操作に関する手順等を整備すること。
（２）復旧
ａ）設計基準事故対処設備に代替電源を接続することにより起動及び十分な期間の運転継続ができること。
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（低圧注水モード）による冷却機能である。
また，発電用原子炉停止中において， 設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による崩壊熱除去機能である。

備考１「炉心の著しい損傷」を「防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却ａ）可搬型重大事故防止設備の運搬、接続及び操作に関する手順等を整備すること。
（２）復旧
ａ）設計基準事故対処設備に代替電源を接続することにより起動及び十分な期間の運転継続ができること。
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による冷却機能である。

相違理由⑥⑧

また，発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能である。

相違理由⑧

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止する

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活用した手順等ため，発電用原子炉を冷却する対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等につ東二は対処設備の設置工事をについて説明する。

いて説明する。

未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記
載とした。

5

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.4.1 対応手段と設備の選定

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

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，発電用原子炉を冷却し炉心の著しい損傷

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，発電用原子炉を冷却し炉心の著しい損傷

及び原子炉格納容器の破損を防止するための設計基準事故対処設備として残留熱除去系（低圧注及び原子炉格納容器の破損を防止するための設計基準事故対処設備として残留熱除去系（低圧注水モード）を設置している。

水系）及び低圧炉心スプレイ系を設置している。

発電用原子炉停止中において，発電用原子炉内の崩壊熱を除去するための設計基準事故対処設
備として残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を設置している。

備考

相違理由⑥⑧

発電用原子炉停止中において，発電用原子炉内の崩壊熱を除去するための設計基準事故対処設
備として残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を設置している。

相違理由⑧

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，設計基準事故 相違理由⑦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，その機能を対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能， 相違理由⑦

代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応で原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備をきる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.4−1図）。

選定する（第 1.4.1 図）。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

また，炉心の著しい損傷，溶融が発生し，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を選

また，炉心の著しい損傷，溶融が発生し，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※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，事故対応に有効使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

な設備。

な設備。

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

でなく，設置許可基準規則第四十七条及び技術基準規則第六十二条（以下「基準規則」という。）

でなく，設置許可基準規則第四十七条及び技術基準規則第六十二条（以下「基準規則」という。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係をの要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

明確にする。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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（低圧注水モード又は原子炉停止時冷却モード）が健全であれば重大事故等の対処に用いる。

東海第二

備考

(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（低圧注水系）若しくは低圧炉心スプレイ系又は残 相違理由⑦⑧⑥
留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処 相違理由⑧⑦に用いる。

残留熱除去系（低圧注水モード）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

残留熱除去系（低圧注水系）による発電用原子炉の冷却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

相違理由⑧

東二は残留熱除去系熱交換器
を流路に用いるため設備と位置付ける。
柏崎も東二同様に流路に用いるが，配管に含めることで残留熱除去系熱交換器は設備と位置付けない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

東二の残留熱除去系（低圧注水系）の原子炉圧力容器に注水は・給水系配管・弁・スパージャ

注水ノズルを使用している。
柏崎の残留熱除去系（低圧注水モード）残留熱除去系スパージ
ャ及び給水系スパージャを使用している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。
・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

7

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・原子炉補機冷却系

東海第二

備考

・残留熱除去系海水系ポンプ

東二は残留熱除去系及び低圧・残留熱除去系海水系ストレーナ

炉心スプレイ系の冷却水として，残留熱除去系海水系を設置している。なお，柏崎は原子炉
補機冷却系を残留熱除去系冷却水として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

なお，残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

なお，残留熱除去系（低圧注水系）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としての 相違理由⑧み用いる。
低圧炉心スプレイ系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

相違理由⑩
相違理由⑥

・低圧炉心スプレイ系ポンプ
・サプレッション・チェンバ
・低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・非常用交流電源設備
４
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。

・燃料給油設備
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 相違理由⑧とおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ

備考

相違理由⑪
相違理由⑪

・再循環系配管・弁東二の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は再循環系配管を使用する。
柏崎は再循環系としての配管は有しておらず，残留熱除去系
として配管設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・原子炉補機冷却系
・非常用交流電源設備

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑫

・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由⑫

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備相違理由⑬

機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（低圧注水モード及機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（低圧注水系）及 相違理由⑧

び原子炉停止時冷却モード）の故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）並びに低圧炉心スプレイ系の故障を想定する。また，サ 相違理由⑧⑥

失又は原子炉補機冷却系の故障を想定する。

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。

さらに，炉心溶融後，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合を想定する。

さらに，炉心溶融後，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合を想定する。

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準

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 1.4.1 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1.4−1表に整理する。

a. 発電用原子炉運転中の対応手段及び設備

ａ．発電用原子炉運転中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 低圧代替注水

相違理由⑫ⅰ) 低圧代替注水

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水モード）の故障により発電用原子炉

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の故の冷却ができない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型）及び消火系

障により発電用原子炉の冷却ができない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水により発電用原子炉を冷却する手段がある。

系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により発電用原子炉を冷却する手段
がある。

9

相違理由⑨

相違理由①
相違理由⑧⑥
相違理由③④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅰ) 低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却

東海第二

備考

(ⅰ) 低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却

低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

東二は低圧代替注水系を新設

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽

し，常設設備として代替淡水貯・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁槽を水源とする常設低圧代替
注水系ポンプを使用するが，柏崎は既設の復水貯蔵槽を水源とする復水補給水系を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁東二の低圧代替注水は対応手・給水系配管・弁・スパージャ

段毎に使用する注水配管が決・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

まっているが，柏崎は全ての対
応手段に対し，残留熱除去系（低圧注水モード）及び高圧炉
心注水系の注水配管を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。
相違理由⑪

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器
東二の低圧代替注水系（常設）・非常用交流電源設備

は常設代替交流電源設備で給電するが，柏崎は常設代替交流
電源設備の他，可搬型代替交流
電源設備，非常用電源設備，代替所内電気設備で給電する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。
・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

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

東海第二・第二代替交流電源設備

備考
東二は，常設代替交流電源設備
を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定
し，1 台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱示す。

・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑰・代替所内電気設備

相違理由⑰
・燃料給油設備(ⅱ)低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却相違理由⑬(ⅱ) 低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却

低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉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

相違理由⑧・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑧

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬型設備による注水・淡水貯水池・代替淡水貯槽等に使用する水源として西側
淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策
設備）を新設し，「1.13 重大事
故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑲と示す。

11

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・ホース・接続口

東海第二
・ホース

備考
東二は第 47 条の設備の整理で接続口を低圧代替注水系配管に含めることとしている。

・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑮・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁相違理由⑯・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備

相違理由⑰・常設代替交流電源設備
相違理由⑱・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
相違理由⑰・代替所内電気設備
・燃料補給設備

・燃料給油設備相違理由⑧

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

柏崎はあらかじめ敷設したホ

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

ースを使用することを記載しする場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可ているが，東二はホースをあら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。

かじめ敷設する前提ではないため記載していない。

また，低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却は，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，低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却は，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。

12

相違理由⑲

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東海第二(ⅲ) 代替循環冷却系による発電用原子炉の冷却

備考
相違理由③

代替循環冷却系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅲ)消火系による発電用原子炉の冷却(ⅳ) 消火系による発電用原子炉の冷却相違理由①

消火系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

消火系による発電用原子炉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

相違理由⑧・多目的タンク

東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑳示す。

13

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・消火系配管・弁

東海第二

備考

・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁

柏崎は復水補給水系を経由する。

・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｂ系配管・弁相違理由⑯・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・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

相違理由⑱・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑰
・燃料給油設備(ⅴ) 補給水系による発電用原子炉の冷却補給水系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備

14

相違理由⑧
相違理由④

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ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二

備考

ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

低圧代替注水で使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系配管・

低圧代替注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧

相違理由⑮③⑯

弁，残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ，残留熱除去系(A)配管・弁，給水系配管・弁・代替注水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設

スパージャ，高圧炉心注水系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型

備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース， 相違理由⑧⑲

代替交流電源設備，代替所内電気設備，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続

低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は口及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑯
相違理由⑰⑧相違理由⑲

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。
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（低圧注水モード）が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。

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（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却すること

相違理由⑧⑥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。
・代替循環冷却系ポンプ

相違理由③

残留熱除去系の有する原子炉格納容器からの除熱機能を代替することを目的に設置した設備であり，発電用原子炉が高圧状態から低圧注水に移行することを考慮した注水量としていないため，低圧注水への移行段階での炉心損傷を防止するための注水量としては十分ではない場合があるが，低圧で注水が可能な設備であるため，低圧注
水手段としては有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ，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， 東二は可搬型代替注水大型ポ
使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替

ンプを使用した代替残留熱除循環冷却系が使用可能となれば，発電用原子炉を冷却する手段として有効である。

去系海水系を新規配備し，残留熱除去系又は代替循環冷却系に冷却水を供給できる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 示す。

15

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・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・弁備考
相違理由⑧⑳

耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

東二は常設低圧代替注水系ポと同等の機能（流量）を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による要な火災が発生していない場合において，発電用原子炉を冷却する手段として有効でンプ，可搬型代替注水中型ポン消火が必要な火災が発生していない場合において，発電用原子炉を冷却する手段としある。

プ及び可搬型代替注水大型ポンプの設計仕様が同等の機能て有効である。

（容量）を有さないため異なる。（例：低圧代替注水系（常設）柏崎 125m3/h/台，東二 200
m3/h/台）以降，同様の相違理由によるものは相違理由 示す。

・残留熱除去系(C)配管・弁・スパージャ，高圧炉心注水系(B)及び(C)配管・弁・スパー

東二は注入する配管による制※1

ジャ

限はなく，各注入配管には監視

当該配管を用いた注水手段は使用に制限（原子炉圧力容器への注水流量が少ない，

計器が設置されている。

注水流量の監視ができない，現場での系統構成が必要）があるが，残留熱除去系(A)及び(B)配管から注水ができない場合において，発電用原子炉を冷却する手段として有効である。
※1：高圧炉心注水系配管・弁・スパージャのうち，復水移送ポンプの吸込ライン（復水貯蔵槽下部の非常用ライン）の配管・弁は重大事故等対処設備であるが，原
子炉圧力容器への注水ラインの配管・弁・スパージャは自主対策設備として位置付ける。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑱

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。
・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，使用可能であれば発電用原子炉を冷却する手段として有効である。

16

相違理由④

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

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あ

相違理由⑫

残留熱除去系（低圧注水モード）による発電用原子炉の冷却ができない場合は，「(a)ⅰ.

る残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による発電用原子炉の冷却ができ

相違理由⑧

低圧代替注水」の手段に加え，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ない場合は，「(a)ⅰ) 低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用いて緊相違理由①⑱

非常用所内電気設備へ電源を供給し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。）

相違理由⑧

冷却水を確保することで残留熱除去系（低圧注水モード）を復旧し，発電用原子炉を冷却を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給し，残留熱除相違理由⑫

する手段がある。

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熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系を復旧し，発電用原子炉を冷却する手相違理由⑧⑥段がある。
常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備及び代替原子炉補機冷却系へ燃料を補給

常設代替交流電源設備及び代替残留熱除去系海水系へ燃料を給油し，電源の供給を継続

相違理由⑱

し，電源の供給を継続することにより，残留熱除去系（低圧注水モード）を十分な期間， 運することにより，残留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系を十分な期間，運相違理由⑧⑥

転継続することが可能である。

転継続することが可能である。

また，発電用原子炉停止後は発電用原子炉からの除熱を長期的に行うため，残留熱除去

また，発電用原子炉停止後は発電用原子炉からの除熱を長期的に行うため，残留熱除去

系（原子炉停止時冷却モード）に移行する。残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）に系（原子炉停止時冷却系）に移行する。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）については， 相違理由⑧

ついては，「b.(b)ⅰ.復旧」にて整理する。

「ｂ．(b)ⅰ) 復旧」にて整理する。

(ⅰ)代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水モード）の復旧
代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

(ⅰ) 代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水系）の復旧
代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水系）の復旧で使用する設備は以下の

相違理由⑧
相違理由⑧

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・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ

相違理由①

・残留熱除去系熱交換器

相違理由⑩・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

相違理由⑪

・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑪

17

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東海第二

備考

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・原子炉補機冷却系

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑫

・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由⑫

・緊急用海水ポンプ

相違理由

・緊急用海水系ストレーナ

相違理由

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由

・ホース

相違理由

・代替原子炉補機冷却系

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑱・第二代替交流電源設備

なお，残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

・燃料給油設備相違理由⑬

なお，残留熱除去系（低圧注水系）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路相違理由⑧としてのみ用いる。
(ⅱ) 代替交流電源設備による低圧炉心スプレイ系の復旧
代替交流電源設備による低圧炉心スプレイ系の復旧で使用する設備は以下のとおり。
・低圧炉心スプレイ系ポンプ
・サプレッション・チェンバ
・低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備

18

相違理由⑩
相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
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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，原子炉圧力容器，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置付ける。

東海第二ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

備考
相違理由①

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，残留熱

相違理由⑩

除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ，原子炉圧力容器，残留熱除去系海相違理由⑫

水系ポンプ，残留熱除去系海水系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレー

相違理由⑫

ナ，常設代替交流電源設備，低圧炉心スプレイ系ポンプ，低圧炉心スプレイ系配管・弁・ 相違理由⑥
ストレーナ・スパージャ及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑬

また，残留熱除去系ポンプ，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ，給水系

相違理由⑪

配管・弁・スパージャ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）とし相違理由⑫⑦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，発電用原子炉を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。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相違理由⑫した場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。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

相違理由

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（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系が使用可能となれば，発電用原子炉を冷却する手段として有効である。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑱

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。
(c) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備
ⅰ. 低圧代替注水(c) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備
ⅰ) 低圧代替注水相違理由①

炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存

炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存する場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型）及び消火系により残存する場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火相違理由③

した溶融炉心を冷却する手段がある。

系及び補給水系により残存した溶融炉心を冷却する手段がある。

相違理由④

19

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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）(ⅰ)低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

東海第二

備考

(ⅰ) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

相違理由⑮

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽

相違理由⑮・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑮・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁相違理由⑯・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・高圧炉心注水系配管・弁

相違理由⑯・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑱・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑰・代替所内電気設備

相違理由⑰
・燃料給油設備(ⅱ)低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却

相違理由⑬(ⅱ) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由⑧・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑧

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

相違理由⑲

・淡水貯水池・代替淡水貯槽

相違理由⑲・ホース・接続口

・ホース

東二は第 47 条の設備の整理で接続口を低圧代替注水系配管に含めることとしている。

・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑮・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁相違理由⑯・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑱・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑰
・燃料給油設備20

相違理由⑧

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東海第二

備考

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

柏崎はあらかじめ敷設したホ

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

ースを使用することを記載しする場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可ているが，東二はホースをあら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。

かじめ敷設する前提ではないため記載していない。

また，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却は，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，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却は，代替淡水貯槽又は西側淡相違理由⑲

水貯水設備の淡水だけでなく，海水も利用できる。
(ⅲ) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却

相違理由③

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅲ)消火系による残存溶融炉心の冷却(ⅳ) 消火系による残存溶融炉心の冷却

相違理由①

消火系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

消火系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由⑧・多目的タンク

相違理由⑳

21

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・消火系配管・弁

東海第二・消火系配管・弁使用配管の相違・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備

・常設代替交流電源設備

相違理由⑱・可搬型代替交流電源設備
相違理由⑰・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑰

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑯
相違理由⑯

・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器

備考

・燃料給油設備(ⅴ) 補給水系による残存溶融炉心の冷却

相違理由⑧
相違理由④

補給水系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由①

低圧代替注水で使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系配管・

低圧代替注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧

相違理由⑮⑯

弁，残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ，残留熱除去系(A)配管・弁，給水系配管・弁・代替注水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設

相違理由⑯

スパージャ，高圧炉心注水系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型

備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース， 相違理由⑧⑲

代替交流電源設備，代替所内電気設備，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続

低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ，可搬型代替交流電源設備，代替循環冷却系ポ

相違理由⑰⑧③

口及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

ンプ，サプレッション・チェンバ，残留熱除去系熱交換器，代替循環冷却系配管・弁，残相違理由⑧③⑫

留熱除去系配管・弁・ストレーナ，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除去系海水系スト

相違理由⑫

レーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ及び燃料給油設備は重大事故等対処相違理由 ⑧設備として位置付ける。

22

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

東海第二防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解

備考
相違理由⑲

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。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合においても，残存した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

以上の重大事故等対処設備により，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合においても，残存した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

相違理由

敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替
循環冷却系が使用可能となれば，残存した溶融炉心を冷却する手段として有効である。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁相違理由⑧⑳
・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，復水移送ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

相違理由と同等の機能（流量）を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

消火が必要な火災が発生していない場合において，残存した溶融炉心を冷却する手段

要な火災が発生していない場合において，残存した溶融炉心を冷却する手段として有として有効である。

効である。

・第二代替交流電源設備

相違理由⑱

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。
相違理由④・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，残存した溶融炉心を冷却する手段として有効である。

23

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東海第二b. 発電用原子炉停止中の対応手段及び設備

ｂ．発電用原子炉停止中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 低圧代替注水

備考ⅰ) 低圧代替注水

相違理由①

発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止

発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止

時冷却モード）の故障により発電用原子炉からの除熱ができない場合は，低圧代替注水系

時冷却系）の故障により発電用原子炉からの除熱ができない場合は，低圧代替注水系（常相違理由⑧（常設），低圧代替注水系（可搬型）及び消火系により発電用原子炉を冷却する手段があ設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により発電用原子相違理由③④る。

炉を冷却する手段がある。

これらの対応手段で使用する設備は，「a.(a)ⅰ.低圧代替注水」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)

低圧代替注水」で選定した設備と相違理由①

同様である。
ⅱ) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

相違理由②

非常用電源が使用可能な場合において，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ができない場合に，原子炉冷却材浄化系により発電用原子炉からの除熱を行う手段がある。
(ⅰ) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱
原子炉冷却材浄化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。
・原子炉冷却材浄化系ポンプ
・原子炉圧力容器
・原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器
・再循環系配管・弁・原子炉冷却材浄化系配管・弁・給水系配管・弁ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備
低圧代替注水で使用する設備において，重大事故対処設備としての位置付けは，「ａ．
(a)ⅰ) 低圧代替注水」で選定した設備と同様である。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の設備により，発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱

以上の重大事故等対処設備により，発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設

除去系（原子炉停止時冷却モード）が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却する備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合においても，発電用原子炉

ことができる。

を冷却することができる。

24

東二は対応手段として自主対策設備を選定していることから，重大事故等対処設備と自主対策設備について記載の整理
を行う。
相違理由⑧

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東海第二

備考

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

東二は対応手段として自主対策設備を選定していることから，重大事故等対処設備と自主・原子炉冷却材浄化系
原子炉運転停止直後の発電用原子炉からの除熱を行うための十分な熱交換量が確対策設備について記載の整理保できず，耐震性は確保されていないが，原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器への原を行う。

子炉補機冷却水の通水が可能であれば，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の崩壊

相違理由②

熱除去機能が喪失した場合において，発電用原子炉からの除熱を行う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
相違理由①

ⅰ) 復旧

発電用原子炉停止中において，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，発電用原子炉停止中において，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

相違理由⑫

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）による発電用原子り，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）による発電用原子相違理由⑧

炉からの除熱ができない場合は，「(a)ⅰ.低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交流電

炉からの除熱ができない場合は，「(a)ⅰ)

相違理由①⑱⑰

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給し，原子炉補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

相違理由⑧

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（原子炉２Ｄへ電源を供給し，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相違理由⑫

停止時冷却モード）を復旧し，発電用原子炉からの除熱を行う手段がある。

より冷却水を確保することで残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を復旧し，発電用原子相違理由⑧

低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交流

炉からの除熱を行う手段がある。
常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備及び代替原子炉補機冷却系へ燃料を補給

常設代替交流電源設備及び代替残留熱除去系海水系へ燃料を給油し，電源の供給を継続

相違理由⑱

し，電源の供給を継続することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を十分することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を十分な期間，運転継続すること

相違理由⑧な期間，運転継続することが可能である。

が可能である。

25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅰ)代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の復旧
代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

東海第二(ⅰ) 代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の復旧
代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の復旧で使用する設備

相違理由⑧
相違理由⑧

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

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・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・スパージャ

・残留熱除去系配管・弁

相違理由⑪
相違理由⑪

・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉補機冷却系

備考

・再循環系配管・弁相違理由⑭

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑫

・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

相違理由

・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

相違理由⑱・燃料給油設備26

相違理由⑬

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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，原子炉圧力容器，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置付ける。

東海第二

備考

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，残留熱除去系ポンプ，原子炉圧力容器，残留熱除去系熱交

相違理由⑫

換器，残留熱除去系配管・弁，再循環系配管・弁，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除相違理由⑭⑫去系海水系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ，常設代替交流電源

相違理由

設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑬⑦

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・スパージ

相違理由⑪
相違理由⑪⑫⑦

ャ，給水系配管・弁・スパージャ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。
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，発電用原子炉からの除熱を行うことができる。
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相違理由⑫した場合においても，発電用原子炉からの除熱を行うことができる。
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

相違理由

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（原子炉停止時冷却系）が使用可能となれば，発電用原子炉からの除熱を行う手段として有効である。
相違理由⑱

・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。

27

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c. 手順等
上記「a. 発電用原子炉運転中の対応手段及び設備」及び「b. 発電用原子炉停止中の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

東海第二
ｃ．手順等

備考
相違理由①

上記「ａ．発電用原子炉運転中の対応手段及び設備」及び「ｂ．発電用原子炉停止中の対応
手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員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 東二は「技術的能力 1.0 重大事ス）（以下「EOP」という。），事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）（以下「SOP」（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 故対策における共通事項（添付という。），事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）（以下「停止時 EOP」という。），AM

アクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.4−1

資料 1.0.10 重大事故等発生時

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 1.4.1 表）。

表）。

の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 示す。
整備する手順書名の相違

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.4.2 表，第 1.4.3 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1.4−2表，第1.4−3表）。

相違理由⑨※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員の定義を追記。

28

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東海第二1.4.2 重大事故等時の手順

1.4.2 重大事故等時の手順

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 低圧代替注水
給水・復水系，高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，残留熱除去系（低備考ａ．低圧代替注水
給水・復水系，高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，残留熱除去系（低圧注水モード）が故障により使用できない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系

圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系が故障により使用できない場合は，低圧代替注水系（常設） 相違理由⑧⑥（可搬型）及び消火系による原子炉圧力容器への代替注水を同時並行で準備する。

及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手段を同時並行で準備する。

東二は準備に時間がかかる低圧代替注水系（可搬型）について並行準備を行う。
柏崎は全ての注水手段について同時並行で準備し，複数ある
注水手段の中で優先順位を整理する。

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合は，上記代替注水手段のうちポンプ 1 台以上を起原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可東二の全ての注水系統を記載

動し，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉圧力容器への注水を開搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の手段のうち低圧で原子炉圧力容器への注水可 東ニの注水手段は系統数で記始する。

能な系統1系統以上を起動し，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子 載する。
炉圧力容器への注水を開始する。

また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台

また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注

以上又は上記代替注水手段のうち 2 系以上を起動し，注水のための系統構成が完了した時点で，水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の手段のうち低圧で原子炉圧力容器へ 相違理由③④

逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水を開始する。原子の注水可能な系統1系統以上を起動し，注水のための系統構成が完了した時点で，逃がし安全

炉圧力容器への注水に使用する手段は，準備が完了した代替注水手段のうち，低圧代替注水系

弁による発電用原子炉の減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水を開始する。原子炉圧力容器（常設），消火系，低圧代替注水系（可搬型）の順で選択する。

への注水に使用する手段は，準備が完了した手段のうち，低圧代替注水系（常設），代替循環

相違理由③

冷却系，消火系，補給水系及び低圧代替注水系（可搬型）の順で選択する。

相違理由③④

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合
は，上記注水手段及び代替注水手段のうち使用できる手段にて原子炉圧力容器へ注水する。

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合
は，上記注水手段及び代替注水手段のうち使用できる手段にて原子炉圧力容器へ注水する。

29

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由①

給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注

東二の原子炉隔離時冷却系は力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合において，低圧代替注

水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場

非常用炉心冷却系に含まれな※1

水系（常設）及び注入配管が使用可能な場合 。

※１

合において，低圧代替注水系（常設）が使用可能な場合。

いが，柏崎は非常用炉心冷却系に含まれる。

※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。
ⅱ. 操作手順※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。
ⅱ) 操作手順

相違理由⑲
相違理由①
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.4.2 図及び第 1.4.4 図に，概要図を第 1.4.7 図に，タイムチャート

順の対応フローを第1.4−2図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−8図に，タイムチャート

相違理由⑨を第 1.4.8 図から第 1.4.11 図に示す。

を第1.4−9図に示す。

相違理由⑨①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に低圧代替注水系（常設）による原
子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧代替注水系（常設）による相違理由

原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。また，原子炉冷却材喪失事象が確認さ

原子炉冷却材喪失事象発生時れた場合は，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉を指示する。

の対応措置を記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

②運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

東二は必要な電源の受電操作に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁の電源の受電操作を実施する。また，原子炉冷却材を記載（中央制御室の緊急用電喪失事象が確認された場合は，原子炉冷却材浄化系吸込弁を全閉とする。

源切替盤にて実施）
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
東二は運転員等の対応要員数
をタイムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由

30

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東海第二

備考

②中央制御室運転員 A 及び B は，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

相違理由に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保さ柏崎は本項②操作にて電源がする。

れていることを状態表示等にて確認する。

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

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，

東二は代替電源設備は容量を第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，低圧代替注水系（常設）

設計で担保しているため，負荷が使用可能か確認する。

容量確認は不要。
柏崎は原子炉圧力容器への注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

水流量確保

断弁の全閉操作を実施する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプ（2 台）の起動操作を実施し，復水移送ポ
ンプ吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認する。

④運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）の使用モードを選択し，低圧代

相違理由

替注水系（常設）を起動操作した後，常設低圧代替注水系ポンプの起動，及び常設低相違理由⑮

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と相違理由⑮

ともに常設低圧代替注水系系統分離弁，原子炉注水弁及び原子炉圧力容器注水流量調

東二は判断に必要な情報とし整弁が自動開したことを確認する。

て数値を記載している。

⑮

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑮

31

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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）

東海第二⑥a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑥b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作を実施する。
⑥c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は残留熱除去系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。
⑥d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑥e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。
⑦当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が復水移送ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，運転員に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

⑤発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

a⑧ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

相違理由
相違理由⑯

⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｃ系注入弁の全開操作を実施する。

b⑧ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由
相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑧c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑧d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(B)の全開操作を実施する。
⑧e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)の全開操作を実施する。

32⑯

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑨a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

東海第二

備考

⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注

相違理由⑯中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子相違理由

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，

炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水

相違理由⑮

当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原

位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。

相違理由

⑮

子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉

なお，原子炉圧力容器への注水と原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合は，原東二の残留熱除去系Ｃ系は注

格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系注入弁(B)を全閉後，残留熱除去系格

子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイに必要な系統構成を行い，原子水機能のみであり，原子炉格納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)を全開して炉圧力容器への注水と原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

容器内へのスプレイ時は弁の切り替えは不要。原子炉格納容

スプレイを実施する。

器内へのスプレイは必要な系
統構成を実施し，原子炉圧力容器への注水と同時に行える。
⑨b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原
子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑨c 残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位
指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑩現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として復水移送ポンプ吸込ラインの柏崎は吸込ラインの切替えで切替え操作（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。

復水貯蔵槽の保有水量を最大限に使用する。

⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼す⑧発電長は，運転員等に代替淡水貯槽の補給を指示する。

る。

33

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考

ⅲ) 操作の成立性

残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した低圧代替注水系（常設）に

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

相違理由⑯

よる原子炉圧力容器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及びしてから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで9分以内で可能

相違理由⑯確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）によである。

る原子炉圧力容器への注水開始までの所要時間は以下のとおり。
残留熱除去系(B)注入配管使用の場合:12 分以内

相違理由⑯

残留熱除去系(A)注入配管使用の場合:12 分以内

相違理由⑯
相違理由⑯

残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した低圧代
替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水操作は，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低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始までの所要時間は以下のとおり。
残留熱除去系(C)注入配管使用の場合 :約 40 分

相違理由⑯

高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合:約 25 分

相違理由⑯

高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合:約 30 分

相違理由⑯
東二の代替淡水貯槽の補給に

その後，現場運転員 2 名にて復水移送ポンプの水源確保操作を実施した場合，15 分以内

ついては，「1.13で可能である。

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。
なお，プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。

なお，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指

相違理由

⑯

揮のもと運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから低圧代

相違理由

⑯

替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで9分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

東二は中央制御室のみの操作る。室温は通常運転時と同程度である。

であるため記載なし。

34

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b)低圧代替注水系（可搬型） による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由①

給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注

東二の原子炉隔離時冷却系は力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合において，低圧代替注

水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場

非常用炉心冷却系に含まれな※1

水系（可搬型）及び注入配管が使用可能な場合 。

※１

合において，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合。

いが，柏崎は非常用炉心冷却系に含まれる。
相違理由⑲※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※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）が確保さ合。

ⅱ. 操作手順

相違理由⑲

れている場合。

ⅱ) 操作手順

相違理由①
東二は手順名を記載

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）手順の概要は手順の対応フローを第 1.4.2 図及び第 1.4.4 図に，概要図を第 1.4.12 図及び第 1.4.18 図

以下のとおり。手順の対応フローを第1.4−2図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−10図相違理由⑨に，タイムチャートを第 1.4.13 図から第 1.4.17 図及び第 1.4.19 図に示す。

及び第1.4−12図に，タイムチャートを第1.4−11図，第1.4−13図及び第1.4−14図に示す

東二は複数ある注水系統と接（残留熱除去系Ｃ系配管を使用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側

続口について，手順の差異を整接続口による原子炉圧力容器への注水及び低圧炉心スプレイ系配管を使用する原子炉建理する。

屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の手順は，手順⑦以外同様。）。

35

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［交流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，運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

東海第二【交流動力電源が確保されている場合】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配

備考
相違理由⑧
相違理由

管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に低圧代替注水系（可搬型）②発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプレイ系配管を使用した

相違理由

による原子炉圧力容器への注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

相違理由⑧③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注相違理由

ホース接続及び起動操作を依頼する。
水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁又は低圧炉心スプレイ系注入弁の電源の受電操作を実施する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注④運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注相違理由

水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。

水に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保

相違理由

されていることを状態表示等にて確認する。

相違理由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発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等

相違理由⑯に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。 原子炉圧力容器への注水流量確保⑤現場運転員 C 及び D は，MUWC 接続口内側隔離弁(B)又は MUWC 接続口内側隔離弁(A)のど

東二外部水源に係わる手順に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ついては，「1.13

取り外し，弁操作を行う）。

の収束に必要となる水の供給

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

手順等」にて整備する。

配管までホースを敷設し送水するラインがある。

相違理由⑯

a

⑥ 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は残留熱除去系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。

相違理由⑯

b

⑥ 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合
相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(B)の全開操作を実施する。
c⑥ 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。

36

重大事故等

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑦a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作及び原子炉圧力指示値
が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，残留熱除去系
洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。
⑦b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作及び原子炉圧力指示値
が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，残留熱除去系
洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑦c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力指示値が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，現場運転員 C 及び D は残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑦d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力指示値が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，現場運転員 C 及び D は高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(B)の全開操作を実施する。
⑦e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力指示値が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，現場運転員 C 及び D は高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)の全開操作を実施する。
⑥ａ残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所 使用する系統と接続口の各組
東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合
運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を全開とする。

37

合せを毎に手順に整理する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

⑥ｂ低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器へ 使用する系統と接続口の各組の注水の場合

合せを毎に手順に整理する。

運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ系注入弁及び原子炉圧
力容器注水流量調整弁を全開とする。
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⑦発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器へを行い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告の注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを報告する。

相違理由する。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，運転員が選択した送水ラインからの可搬型代
替注水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩当直副長は，中央制御室運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確認を指示する。

⑧災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代

相違理由

替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告するとともに重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。

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⑨重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中

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，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

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，低圧代替注る。

水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確認を指示する。

38

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑫a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

東海第二

備考

⑪運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注

相違理由⑯中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）又は低圧代替注水系原相違理由⑯

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，

子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子炉水位

相違理由

当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原

指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原

相違理由⑮

子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。

※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉格納容器内にスプレイする場合は， 残留熱除去系注入弁(B)を全閉後，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納容器冷却ライン隔離弁(B)を全開してスプレイを実施する。
b⑫ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原
子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑫c 残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位
指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

⑫発電長は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

39

相違理由

⑮

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［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，運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

東海第二

備考

【全交流動力電源が喪失している場合】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配相違理由

管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に低圧代替注水系（可搬型）②発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプレイ系配管を使用した

相違理由 ⑯による原子炉圧力容器への注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

相違理由③運転員等は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水に必要な監視

相違理由

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，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水に必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。

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。
原子炉圧力容器への注水流量④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確保

水積算計バイパス弁の全閉操作を実施する。

東二外部水源に係わる手順に⑤現場運転員 C 及び D は，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ついては，「1.13

り外し，弁操作を行う）。

の収束に必要となる水の供給

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

手順等」にて整備する。

配管までホースを敷設し送水するラインがある。
⑥a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系注入弁(B)及び残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。
⑥b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系注入弁(A)及び残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑥c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系注入弁(C)及び残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑥d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(B)及び高圧炉心注水系洗浄用補給水止め
弁(B)の全開操作を実施する。

40

重大事故等

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑥e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(C)及び高圧炉心注水系洗浄用補給水止め
弁(C)の全開操作を実施する。
⑦緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑧当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，中央制御室運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧④発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等

相違理由⑯に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。 相違理由

力容器への注水の確認を指示する。
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

相違理由⑯

替注水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩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。
⑤ａ残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所 使用する系統と接続口の各組
東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合

合せを毎に手順に整理する。

運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁及び原
子炉圧力容器注水流量調整弁の全開操作を実施する。
⑤ｂ低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器へ 使用する系統と接続口の各組の注水の場合運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を全開とする。
⑥発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを報告する。
⑦災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告するとともに重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。

41

合せを毎に手順に整理する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

⑧重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を全開とし，低圧代替注
水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。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，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確認を指示する。
a⑪ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注

相違理由（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直

水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）又は低圧代替注水系原相違理由⑮

副長に報告する。現場運転員 C 及び D は，中央制御室運転員の指示に基づき原子炉圧力子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子炉水位

容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。

b⑪ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。現場運転員 C 及び D は，中央制御室運転員の指示に基づき原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑪c 残留熱除去系(C)及び高圧炉心注水系(B)，(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。現場運転員 C 及び D は，中央制御室運転員の指示に基づき原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

⑪発電長は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

42

相違理由

⑮

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考

ⅲ) 操作の成立性

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作のうち，運転員が実施す発電用原子炉運転中において，上記の操作手順は作業開始を判断してから，低圧代替注る原子炉建屋での各注入配管の系統構成を，交流電源が確保されている場合は 1 ユニット

水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以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，全交流動力

下のとおり。

相違理由

電源が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。
［交流電源が確保されている場合］
残留熱除去系(A)(B)注入配管使用の場合：約 25 分
残留熱除去系(C)注入配管使用の場合：約 65 分高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合 ：約 30 分
高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合 ：約 55 分

【交流動力電源が確保されている場合】

東二は水源と接続口に対して【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉

所要時間を示し、柏崎は使用す圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）

る注入配管に対して所要時間

・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名にて作業を実を示している。

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Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉
圧力容器への注水の場合）】（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（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・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。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。

43

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［全交流動力電源が喪失している場合］
残留熱除去系(A)注入配管使用の場合：約 135 分

東海第二

備考【全交流動力電源が喪失している場合】

東二は水源と接続口に対して【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への所要時間を示し、柏崎は使用す

残留熱除去系(B)(C)注入配管使用の場合 ：約 85 分

注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）

る注入配管に対して所要時間

高圧炉心注水系(B)(C)注入配管使用の場合：約 75 分

・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名及び重大事故等を示している対応要員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Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（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，165分以内で可能である。
【現場操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員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（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・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，320分以内で可能である。
また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作のうち，緊急時対策要員が実施する屋外での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
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始まで約 330 分で可能である。

44

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

なお，発電用原子炉停止中の当直要員の体制において，上記の操作手順は，作業開始を

東二は水源と接続口に対して判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始までの必要な所要時間を示し、柏崎は水源と要員数及び所要時間は以下のとおり。

敷設されてあるホースの使用【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉可否に対して所要時間を示し

圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）ている。

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，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Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉
圧力容器への注水の場合）】（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（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・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。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，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

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑧る。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，十整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬

相違理由⑧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。

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。

45

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水ⅰ) 手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，代替循環冷却系が使用可能な場合※１。
※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）が確保されている場合。
ⅱ) 操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり（代替循
環冷却系Ｂ系による原子炉圧力容器への注水手順も同様）。手順の対応フローを第1.4−2
図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−15図に，タイムチャートを第1.4−16図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水に必
要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁及び残留熱除去系Ａ系注入弁の電源の受電操作を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水に必
要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていること並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミ
ニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バ
イパス弁を全閉とするとともに代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を全開とする。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系
ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑥発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施した後，代替
循環冷却系Ａ系注入弁の全開操作を実施するとともに，代替循環冷却系Ａ系テスト弁の全閉操作を実施する。

46

備考
相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを代替循環冷
却系原子炉注水流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉
水位高（レベル８）に維持する。
ⅲ) 操作の成立性
発電用原子炉運転中において，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，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内で可能である。
さらに，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替
循環冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内で可能である。

47

備考
相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 消火系による原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考

(d) 消火系による原子炉圧力容器への注水

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由①

給水・復水系，非常用炉心冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器へ給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系，低圧代替注水系（常設）及び東二の原子炉隔離時冷却系はの注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子

非常用炉心冷却系に含まれな※1※１場合において，消火系及び注入配管が使用可能な場合 。ただし，重大事故等へ対処する

炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，消火系が使用可能な場合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。

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

柏崎は非常用炉心冷却系に含

合。

まれる。

。た いため記載。

相違理由③※1:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合。

東二は手順内で電源が確保されていることを確認する。
柏崎は手順内で電源の受電を
実施する。
相違理由⑳

ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを

第 1.4.2 図及び第 1.4.4 図に，概要図を第 1.4.20 図に，タイムチャートを第 1.4.21 図か

第1.4−2図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−17図に，タイムチャートを第1.4−18図にら第 1.4.24 図に示す。

示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉圧力容器へ

相違理由①
相違理由⑨
相違理由

の注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ， 東二は手順内で電源が確保さ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。

れていることを確認する。
柏崎は手順内で電源の受電を実施する。

③運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を全閉とする。

東二は補助ボイラ冷却水の冷却水に消火系を使用している。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による原子炉圧力容器への注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。

④発電長は，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水準備のため，ディーゼル

相違理由①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。

48

東二はディーゼル駆動消火ポ
ンプ起動後の状況確認を記載

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二③a 残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
③b 残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 E 及び F は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
相違理由⑯④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は， 復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

相違理由⑯

断弁の全閉操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉圧力容器への注水の系統構成として，相違理由⑯

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。
⑦a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑦b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作を実施する。
⑦c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。
⑦d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑦e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。
⑧5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。ま相違理由⑯

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉圧力容器への注水開始を

相違理由⑯

緊急時対策本部に報告する。

49

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑩当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力がディーゼル駆動消火ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，運転員に消火系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

東海第二⑥発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等

相違理由①に消火系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

a⑪ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

備考

相違理由⑯
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁及び残留熱除去系Ｂ系

相違理由⑧

注入弁の全開操作を実施する。
⑪b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑪c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は， 残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑪d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(B)の全開操作を実施する。
⑪e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)の全開操作を実施する。
相違理由⑯⑫a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告す

当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原るとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レ

子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ベル８）の間で維持する。

※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉

なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系注入弁(B)を全閉後，残留熱除去系格

子炉格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全閉後，残留熱除去系

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)を全開してＢ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開としてスプレイを

スプレイを実施する。

実施する。

b

⑫ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由①⑧

相違理由⑧
相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原
子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑫c 残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位
指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉圧力容器への注水が開始

相違理由⑯されたことを緊急時対策本部に報告する。

50

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考
相違理由①

残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧力容

発電用原子炉運転中において，上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名にて作業を

相違理由⑯

器への注水操作は，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

実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで56

相違理由

転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系分以内で可能である。

による原子炉圧力容器への注水開始まで約 30 分で可能である。
残留熱除去系(C)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧力容器への注水操作は，1

相違理由⑯

ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4 名及び 5 号炉
運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで約 40 分で可能である。
高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧

相違理由⑯

力容器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現
場運転員 4 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで約 30 分で可能である。
なお，原子炉圧力容器への注水が不要と判断し，原子炉格納容器内へのスプレイを実施

東二は原子炉圧力容器への注する場合，原子炉格納容器内へのスプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから水が不要と判断し，原子炉格納

原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで5分以内で可能である。

容器内へのスプレイを実施す

さらに，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長のる場合を整理指揮のもと運転員等（当直運転員）3名により実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで56分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑧整備する。室温は通常運転時と同程度である。
(e) 補給水系による原子炉圧力容器への注水ⅰ) 手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，補給水系が使用可能な場合※１。
※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。

51

相違理由④

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

東海第二ⅱ) 操作手順
補給水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロー
を第1.4−2図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−19図に，タイムチャートを第1.4−20図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉圧力容器への注水に必要なポン
プ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
③発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑤重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施し，災害対策本部長
代理に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑥運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡ライン止め弁を全開とする。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を全閉とする。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を全開とする。
⑨発電長は，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水準備のため，復水移送ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧
力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑪発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

52

備考
相違理由④

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東海第二⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施後，注水が開

備考
相違理由④

始されたことを残留熱除去系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，
原子炉格納容器内にスプレイを実施場合は，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開としてスプレイを実施する。
ⅲ) 操作の成立性
発電用原子炉運転中において，上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名及び重大事
故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注水開始まで110分以内で可能である。
なお，原子炉圧力容器への注水が不要と判断し，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合，原子炉格納容器内へのスプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで5分以内で可能である。
さらに，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）3名及び重大事故等対応要員4名により実施し，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注水開始まで110分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

53

相違理由④

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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1.4.32 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

東海第二

備考

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4−35図に示す。
外部電源，常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が使

相違理由⑨
相違理由⑧⑮あれば低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水する。復水貯蔵槽が使用できない

用可能であれば低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水する。代替淡水貯槽が使 相違理由⑮

場合，消火系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。

用できない場合，代替循環冷却系，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）により原 相違理由③④
子炉圧力容器へ注水する。

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，消火系又は低圧
代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。
なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ対処

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，消火系又は相違理由⑧

低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。
なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，重大事故等へ対処するために消火系による

柏崎固有の記載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可能

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使用可能 相違理由⑧⑳が確認できた場合に実施する。

が確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要 相違理由④
することから，消火系による原子炉圧力容器への注水ができず復水貯蔵タンクの使用可能が確認できた場合に実施する。

低圧代替注水を実施する際の注入配管の選択は，中央制御室からの操作が可能であって，注水流量が多いものを優先して使用する。優先順位は以下のとおり。

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施する際の系統の選択は，常設低圧代替

相違理由③

注水系ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系と配管を共有しない系統を優先して使用す 設備系統の違いによる相違る。優先順位は以下のとおり。

優先①：残留熱除去系(B)注入配管（中央制御室からの操作が可能）

優先①：代替循環冷却系Ａ系

優先②：残留熱除去系(A)注入配管（中央制御室からの操作が可能）

優先②：代替循環冷却系Ｂ系

優先③：残留熱除去系(C)注入配管
優先④：高圧炉心注水系(B)注入配管
優先⑤：高圧炉心注水系(C)注入配管

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 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圧力容器への注水(a) 残留熱除去系（低圧注水系）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

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（低圧注水モード）

備考

相違理由⑤

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（低圧注水系） 相違理由⑫⑧

による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流及び低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電

相違理由⑥⑱

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系源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（低圧注水系）の電源を復相違理由⑤⑫により冷却水を確保することで，残留熱除去系（低圧注水モード）にて原子炉圧力容器へ注旧し，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

相違理由⑫

水する。

することで，残留熱除去系（低圧注水系）にて原子炉圧力容器へ注水を実施する。

相違理由⑧

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。

相違理由⑱

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等については，「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。
ⅰ. 手順着手の判断基準

相違理由⑫ⅰ) 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 系の常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受相違理由①

受電が完了し，残留熱除去系（低圧注水モード）が使用可能な状態※1 に復旧された場合。

電され，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（低

相違理由⑱

※１

圧注水系）が使用可能な状態に復旧された場合。

東二は受電経路具体的に示す。
相違理由⑧※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※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）が確保さされている状態。

れている状態。

55

相違理由⑫

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

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①
相違理由⑧

残留熱除去系(B)（低圧注水モード）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水手順の概要は

残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水手順の概要は以以下のとおり（残留熱除去系(A)（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水手順も下のとおり（残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系によ同様)。概要図を第 1.4.25 図に，タイムチャートを第 1.4.26 図に示す。

る原子炉圧力容器への注水手順も同様）。概要図を第1.4−21図に，タイムチャートを第1.4 以降，同様の相違理由によるも−22図に示す。

優先する号機の相違のは相違理由 と示す。
相違理由⑨

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)（低圧
注水モード）による原子炉圧力容器への注水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)（低圧注水モード）の起動に必要なポン①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

相違理由

⑧

相違理由⑧

②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系の起動に必要なポンプ， 相違理由

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されて電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに冷却水が確保されているこ

相違理由⑫いることを状態表示にて確認する。

とを状態表示等にて確認する。

相違理由

⑧

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代替電源設備は容量を設計で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)（低圧注水モード）

担保しているため，負荷容量確が使用可能か確認する。

認は不要。

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，残留熱相違理由①系ポンプ(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

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，発電長に相違理由(B)（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。

残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。

⑤当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が残留熱除去系ポンプ(B)の吐出圧力以下であるこ④発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等とを確認後，中央制御室運転員に，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力に，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

相違理由

容器への注水開始を指示する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)を全開として原子炉圧力容器への注水を開始する。

⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を全開として原子炉圧力容器へ相違理由の注水を開始する。

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去

相違理由

系(B)系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告

系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告す

相違理由

するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レるとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ベル８）の間で維持する。

56

⑧

⑧

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東海第二

備考

※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉

なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原相違理由①

格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系注入弁(B)を全閉後，残留熱除去系格

子炉格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系Ａ系注入弁を全閉後，残留熱除去系

相違理由

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)を全開してＡ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開してスプレイを実

相違理由⑧

スプレイを実施する。

施する。

ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

相違理由①
東二は原子炉の状態を記載

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

発電用原子炉運転中において，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（低圧注水モード）による原子炉圧実施した場合，作業開始を判断してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容相違理由① ⑧

力容器への注水開始まで 15 分以内で可能である。

器への注水開始まで2分以内で可能である。

相違理由

なお，プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。

なお，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水開始まで2分以内で可能である。

57

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
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東海第二(b) 低圧炉心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水
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（低圧注水系）
及び低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により低圧炉心スプレイ系の電源を復旧し，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保すること
で，低圧炉心スプレイ系にて原子炉圧力容器へ注水を実施する。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置に関する手順等については，「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等について
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。
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が受電され，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃの受電が完了し，残留熱除去系（低圧注水系）が復旧できず，低圧炉心スプレイ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，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。
ⅱ) 操作手順
低圧炉心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4−23図に，タイムチャートを第1.4−24図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系の起動に必要なポンプ，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。

58

備考
相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二③運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系ポンプの起動操作を実施し，低圧炉
心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上であることを確認後，発電長に低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。
④発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁を全開として原子炉圧力容器への注水を開始する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧炉心ス
プレイ系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
ⅲ) 操作の成立性
発電用原子炉運転中において，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低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで2分以内で可能である。
なお，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから低圧炉
心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで2分以内で可能である。

59

備考
相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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1.4.32 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

東海第二

備考

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相違理由⑨

1.4−35図に示す。
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相違理由⑱

補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（低圧注水モード）により原子炉圧力容器へ注きた場合，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（低圧注水系）により原子 相違理由⑫⑧

水する。

炉圧力容器へ注水する。また，残留熱除去系（低圧注水系）が復旧できず，残留熱除去系海水相違理由⑥系の運転が可能であれば低圧炉心スプレイ系により原子炉圧力容器へ注水する。
原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系（低残留熱除去系海水系の運転ができない場合，緊急用海水系を運転し，残留熱除去系（低圧注

相違理由

圧注水モード）により原子炉圧力容器へ注水するが，代替原子炉補機冷却系の設置に時間を要水系）により原子炉圧力容器へ注水する。緊急用海水系の運転ができない場合，代替残留熱除 相違理由

することから，低圧代替注水系（常設）等による原子炉圧力容器への注水を並行して実施する。

去系海水系を設置し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器へ注水するが，代替 柏崎は代替原子炉補機冷却系

発電用原子炉停止後は，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残留熱除去系海水系の設置に時間を要することから，低圧代替注水系（常設）等による原子炉 の設置に時間を要することかの除熱を実施する。

圧力容器への注水を並行して実施する。原子炉運転停止後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷 ら並行して実施することを明却系）による原子炉除熱を実施する。

60記。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順

東海第二

備考

(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順

炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，溶融炉心が原子炉圧力容器を破損し原子炉

炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，溶融炉心が原子炉圧力容器を破損しペデス 相違理由⑧

格納容器下部へ落下した場合，格納容器下部注水系により原子炉格納容器下部へ注水することでタル（ドライウェル部）へ落下した場合，格納容器下部注水系によりペデスタル（ドライウェル 相違理由⑧

落下した溶融炉心を冷却するが，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存した場合は，低圧代替注水部）へ注水することで落下した溶融炉心を冷却するが，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存したにより原子炉圧力容器へ注水することで残存した溶融炉心を冷却し，原子炉圧力容器から原子炉

場合は，低圧代替注水により原子炉圧力容器へ注水することで残存した溶融炉心を冷却し，原子格納容器への放熱を抑制する。

炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱を抑制する。

a. 低圧代替注水

ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

ⅰ. 手順着手の判断基準

相違理由①ⅰ) 手順着手の判断基準

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※1 により原子炉圧力容器の破損を判断

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水が可能な場合

した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水が可能な場合※2※２※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，格納※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デ

東二は各水温計兼デブリ落下

ブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇検知用及び堆積検知用の検出又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水器を設置し，水温の上昇又は指温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

示値の喪失により原子炉圧力。

。

容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認する。

容器の破損を判断する。
柏崎は原子炉圧力，格納容器内
圧力，ドライウェル雰囲気温度
指示値の上昇により判断する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量3※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要

3

３

相違理由⑧

３

（140m /h，35〜70m /h）が確保され， 更に低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力な流量（130m ／h，80m ／h）が確保され，更に低圧代替注水系（常設）により原子 設備設計の違いによる相違

容器への注水に必要な流量（30m3/h）が確保できる場合。

炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場合。

なお，十分な注水流量が確保できない場合には溶融炉心の冷却を優先し効果的な注水

なお，十分な注水流量が確保できない場合には原子炉格納容器内へのスプレイを優箇所を選択する。

先する。

ⅱ. 操作手順
低圧代替注水系(常設)による残存溶融炉心の冷却については，「(1)a.(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水」の操作手順のうち，残留熱除去系(B)注入配管

ⅱ) 操作手順
低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却については，｢(1)ａ．(a)替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水｣の操作手順と同様である。

及び残留熱除去系(A)注入配管を使用した手順と同様である。

61

相違理由⑯
相違理由①

低圧代
相違理由⑯

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
なお，手順の対応フローを第 1.4.6 図に示す。また，概要図は第 1.4.7 図，タイムチャートは第 1.4.8 図と同様である。
ⅲ. 操作の成立性

東海第二

備考

なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。また，概要図は第1.4−8図，タイムチャ

相違理由⑨
相違理由⑨

ートは第1.4−9図と同様である。

相違理由①ⅲ) 操作の成立性

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

上記の操作は，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

相違理由

実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器へしてから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで9分以内で相違理由⑯の注水開始までの所要時間は以下のとおり。

可能である。

相違理由⑯

残留熱除去系(B)注入配管使用の場合:12 分以内

相違理由⑯

残留熱除去系(A)注入配管使用の場合:12 分以内

相違理由⑯
東二の代替淡水貯槽の補給に

その後，現場運転員 2 名にて復水移送ポンプの水源確保操作を実施した場合，15 分以内

ついては，「1.13で可能である。

重大事故等の収束に必要となる水の供給

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手順等」にて整備する。

る。

相違理由③

(b) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却
ⅰ) 手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）が使用できず，代替循環冷却系による原子炉
圧力容器への注水が可能な場合※２。
※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。
※2：代替循環冷却系により原子炉格納容器内へのスプレイに必要な流量（150m３／h）を確保し，さらに原子炉圧力容器への注水量（100m３／h）が確保できる場合。
ⅱ) 操作手順
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却については，｢(1)ａ．(c)

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水｣の操作手順と同様である。
なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。概要図は第1.4−15図，タイムチャート
は第1.4−16図と同様である。

62

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

ⅲ) 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

相違理由③

してから代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内で可能である。
(b) 消火系による残存溶融炉心の冷却

相違理由①(c) 消火系による残存溶融炉心の冷却

ⅰ. 手順着手の判断基準

相違理由①ⅰ) 手順着手の判断基準※1

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化

により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）が使用できず，消火系による原子炉圧力容器※2

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系が使用できず，消火系に※２への注水が可能な場合 。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要

よる原子炉圧力容器への注水が可能な場合な火災が発生していない場合

系による消火が必要な火災が発生していない場合。

※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，格納※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デ容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認する。

相違理由③。ただし，重大事故等へ対処するために消火
相違理由

ブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要（140m3/h，35〜70m3/h）が確保され，更に消火系により原子炉圧力容器への注水に必な流量（130m３／h，80m３／h）が確保され，更に消火系により原子炉圧力容器への注3３

水に必要な流量（14m ／h〜50m ／h）が確保できる場合。

なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的な注水箇

なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先

所を選択する。

する。

消火系による残存溶融炉心の冷却については，「(1)a.(c) 消火系による原子炉圧力容器への注水」の操作手順のうち，残留熱除去系(B)注入配管又は残留熱除去系(A)注入配管を

設備設計の違いによる相違

３

要な流量（30m /h）が確保できる場合。

ⅱ. 操作手順

相違理由⑧

相違理由①

ⅱ) 操作手順
消火系による残存溶融炉心の冷却については，｢(1)ａ．(d)相違理由⑯

消火系による原子炉圧力容器への注水｣の操作手順と同様である。

相違理由①
相違理由⑯

使用した手順と同様である。
なお，手順の対応フローを第 1.4.60 に示す。また，概要図は第 1.4.20 図，タイムチャートは第 1.4.21 図と同様である。
ⅲ. 操作の成立性
残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧力容器への注水操作は，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

なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。また，概要図は第1.4−17図，タイムチ
ャートは第1.4−18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）3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圧力容器への注水開始まで56分以内で可能である。

相違理由⑨
相違理由⑨
相違理由①
相違理由
相違理由

転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系
による原子炉圧力容器への注水開始まで約 30 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

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

63

相違理由⑧

⑯

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

(d) 補給水系による残存溶融炉心の冷却

相違理由④ⅰ) 手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系が使用できず，補給水系による原子炉圧力容器への注水が可能な場合※２。
※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。
※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（130m３／h，80m３／h）が確保され，更に補給水系により原子炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場合。
なお，十分な注水流量が確保できない場合には，原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
ⅱ) 操作手順
補給水系による残存溶融炉心の冷却については，｢(1)ａ．(e)補給水系による原子炉

圧力容器への注水｣の操作手順と同様である。
なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。また，概要図は第1.4−19図，タイムチ
ャートは第1.4−20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）3名及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注水開始まで110分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

64

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水/海水）
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）ⅰ) 手順着手の判断基準※1

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化

により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）及び消火系が使用できず，低圧代替注水系（可※2搬型）による原子炉圧力容器への注水が可能な場合 。

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化

相違理由①
※１

により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が可能な場
合

※２

。

東二は低圧代替注水系（可搬型）の準備を低圧代替注水系（常設）と同時並行で実施する。

※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，格納※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デ容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認する。

相違理由

ブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要

相違理由⑧（140m3/h，35〜70m3/h）が確保され，更に低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧な流量（130m３／h，30m３／h〜80m３／h）が確保され，更に低圧代替注水系（可搬型） 設備設計の違いによる相違

力容器への注水に必要な流量（30m3/h）が確保できる場合。

により原子炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場
合。

なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的な注水箇

なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先

所を選択する。

する。

ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却については，「(1)a.(b) 低圧代替

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）については，｢(1)注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）」の操作手順（交流電源がａ．(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）｣の操確保されている場合）のうち，残留熱除去系(B)注入配管又は残留熱除去系(A)注入配管を作手順【交流動力電源が確保されている場合】と同様である。

相違理由⑯

相違理由①
相違理由⑧

使用した手順と同様。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

東二では操作手順に差異がな

り外さず，MUWC 接続口内側隔離弁(B)の場合は屋外（緊急時対策要員）にて，MUWC 接続口

いため記載していない

内側隔離弁(A)の場合は非管理区域（運転員）にて遠隔手動弁操作設備を使用して行う。
なお，手順の対応フローを第 1.4.6 図に示す。また，概要図は第 1.4.12 図，タイムチャートは第 1.4.17 図及び第 1.4.27 図に示す。

なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。概要図は第1.4−10図，タイムチャート
は第1.4−11図と同様である。

65

相違理由⑨
相違理由⑨

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却操作のうち，運転員が実施する原子炉建屋での各注入配管の系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

備考
相違理由①
相違理由
東二は所要時間の中に注入配管の系統構成が含まれているび確認者）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以下のとおり。
残留熱除去系(A)(B)注入配管使用の場合：約 20 分
また，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却操作のうち，緊急時対策要

東二は水源と接続口に対して員が実施する屋外での低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却操作に必要な 1

所要時間を示し、柏崎は水源とユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。

敷設されてあるホースの使用可否に対して所要時間を示している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

［防火水槽を水源とした送水］

相違理由

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）］

相違理由

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 ］

相違理由

緊急時対策要員 6 名にて実施した場合 約 330 分
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却開始まで約 330 分で可能である。

66

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉

備考
相違理由

圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉

相違理由

圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口によ相違理由る原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）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。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口によ相違理由る原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑧る。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，十整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬

相違理由⑧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。

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。

67

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所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1.4.32 図に示す。
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れば低圧

東海第二

備考

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4−35図に示す。
常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が使用可能であ

相違理由⑨
相違理由⑧⑮

代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水し，残存した溶融炉心を冷却する。復水貯蔵

れば低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水し，残存した溶融炉心を冷却する。 相違理由⑮

槽が使用できない場合，消火系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水し，代替淡水貯槽が使用できない場合，代替循環冷却系，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可 相違理由③④

残存した溶融炉心を冷却する。

搬型）により原子炉圧力容器へ注水し，残存した溶融炉心を冷却する。
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手段については，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手段と同時並行で準備する。
また，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補東二は低圧代替注水系（常設）及び低圧代替注水系（可搬型）を同時並行で準備する。また，給水系の手段のうち原子炉圧力容器への注水可能な系統1系統以上を起動し，注水のための系 注水のための系統構成が完了
統構成が完了した時点で，その手段による原子炉圧力容器への注水を開始する。

した時点で，その手段を使用した注水を開始する旨を明記している。

なお，消火系による原子炉圧力容器へ注水は，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ対処す

なお，消火系による原子炉圧力容器へ注水は，重大事故等へ対処するために消火系による消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可能が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使用可能が 柏崎固有の記載確認できた場合に実施する。

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 相違理由⑧⑳
ことから，消火系による原子炉圧力容器への注水ができず復水貯蔵タンクの使用可能が確認で 相違理由④
きた場合に実施する。

低圧代替注水を実施する際の注入配管の選択は，注水流量が多いものを優先して使用する。
優先順位は以下のとおり。

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施する際の系統の選択は，常設低圧代替
注水系ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系と配管を共有しない系統を優先して使用す 設備系統の違いによる相違る。優先順位は以下のとおり。

優先①：残留熱除去系(B)注入配管

優先①：代替循環冷却系Ａ系

優先②：残留熱除去系(A)注入配管

優先②：代替循環冷却系Ｂ系

68

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東海第二1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順

1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

備考

ａ．低圧代替注水

東二は表題を記載

発電用原子炉停止中に低圧注水系が機能喪失した場合の対応手順については「1.4.2.1(1)a.(a)発電用原子炉停止中に原子炉圧力容器への注水する機能が喪失した場合の対応手順について 東二は原子炉停止中において低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水」，「1.4.2.1(1)a.(b)低圧代替注水系（可は「1.4.2.1(1)ａ．(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水」，「1.4.2.1(1) 高圧注水系の高圧炉心スプレ搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）」及び「1.4.2.1(1)a.(c)消火系による原子ａ．(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）」，「1.4.2.1(1) イ系も期待するので原子炉圧

炉圧力容器への注水」の対応手順と同様である。

ａ．(c) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水」，「1.4.2.1(1)ａ．(d) 消火系による 力容器への注水としている。
原子炉圧力容器への注水」及び「1.4.2.1(1)ａ．(e)補給水系による原子炉圧力容器への注水」 相違理由③④⑨の対応手順と同様である。
なお，手順の対応フローを第 1.4.5 図に示す。

なお，手順の対応フローを第 1.4.−5 図及び 1.4−6 図に示す。
ｂ．原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱(a) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，非常用電源が使用可能であれば原子炉冷却材浄化系ポンプを起動して原子炉除熱を実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱ができない場合において，原子炉冷却材浄化系が使用可能な場合※１。
※1：設備に異常がなく，電源及び冷却水が確保されている場合。
ⅱ) 操作手順
原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.4−25
図に，タイムチャートを第1.4−26図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉建屋付属棟にて，原子炉保護系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。

69

相違理由⑨

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東海第二④運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱に必要なポンプ， 相違理由②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。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器温度調整弁の温度設定が40℃であることを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系吸込弁が全開であることを確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系内側隔離弁，原子炉冷却材浄化系外側隔離弁及び原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁を全開とする。
⑧運転員等は，発電長に原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱の準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）及び原子炉冷却材浄化系ポン
プ（Ｂ）の起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）メカシールパージ水ラ
イン仕切弁を全開とする。
⑪運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）メカシールパ
ージ水ライン調整弁を調整開とし，メカシールパージ流量を調整する。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）を起動し，原子炉冷却材浄化系系統流量指示値の上昇を確認する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器バイパス弁を調整開とし，原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁を全閉とする。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）メカシールパージ水ラ
イン仕切弁を全開とする。
⑮運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）メカシールパ
ージ水ライン調整弁を調整開とし，メカシールパージ流量を調整する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）を起動し，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器バイパス弁を調整開とする。

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：1.4 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】
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東海第二⑰運転員等は，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）及び原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ） 相違理由②の起動が完了したことを発電長に報告する。
⑱発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系再生熱交換器のバイパス運転による原子炉
除熱を指示する。
⑲運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系再生熱交換器バイパス弁を全開とする。
⑳運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系原子炉戻り弁を全閉として，原子炉
冷却材浄化系原子炉出口温度指示値の上昇が緩和したことを確認し，発電長に報告する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱開始まで202分以内で可能である。
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。
ｃ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4−35図に示す。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，常用電源が使用可能であれば原子炉冷却材浄化系により原子炉除熱する。

71

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）(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二

備考

(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発電用原子炉からの除熱(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）電源復旧後の発電用原子炉からの除熱

相違理由⑤

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（原子炉停止時冷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（原子炉停止時

相違理由⑫却モード）による発電用原子炉からの除熱ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第冷却系）による発電用原子炉からの除熱ができない場合は，常設代替交流電源設備により残相違理由⑧⑱

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

留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の電源を復旧し，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又相違理由⑤⑫

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（原子炉停止時冷却モード）にて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（原子炉停止時冷相違理由 ⑧

発電用原子炉からの除熱を実施する。

却系）にて発電用原子炉からの除熱を実施する。

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に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて

相違理由⑱

整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系に関する手順等は「1.5

他逐条に整理する内容を記載

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。
ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準
東二は受電経路具体的に示す。

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非常用高圧母線 C 系又は D 系の常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電受電が完了し，残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード）が使用可能な状態※1 に復旧されされ，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（原子た場合。

炉停止時冷却系）が使用可能な状態※１に復旧された場合。

相違理由⑧※1:設備に異常がなく，電源及び補機冷却水が確保されており，原子炉水位指示値が原子※1：設備に異常がなく，電源及び冷却水が確保されており，原子炉水位指示値が原子炉水相違理由⑫

炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持され，かつ原子炉圧力位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持され，かつ原子炉圧力指指示値が規定値以下の状態。

示値が0.93MPa［gage］以下の状態。

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相違理由

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）電源復旧後の発電用原子炉からの除熱手順

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系電源復旧後の発電用原子炉からの除熱手順の相違理由⑧の概要は以下のとおり（残留熱除去系(A)（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉

概要は以下のとおり（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による発電用原子炉から

相違理由⑧からの除熱手順も同様）。概要図を第 1.4.28 図に，タイムチャートを第 1.4.29 図に示す。

の除熱手順も同様）。概要図を第1.4−27図に，タイムチャートを第1.4−28図に示す。

相違理由⑨①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に残留熱除去系(B)（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準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による発電用原子炉からの除熱準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉屋付属棟にて，原子炉保護系電源の復旧を実施す
る。

相違理由
相違理由⑧
東二は原子炉保護系電源の復
旧及び格納容器隔離の復旧操③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。

作を記載②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）の起動に必④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系の起動に必要

相違理由⑧

要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源並びに補機冷却水が確保されていること，原子なポンプ，電動弁及び監視計器の電源並びに冷却水が確保されていること，原子炉水炉水位指示値が原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持され位指示値が原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持されていること，原子炉圧力指示値が原子炉停止時冷却モードインターロック解除の設定値ていることを状態表示等にて確認する。

以下であることを状態表示にて確認する。

東二は判断基準で設定値以下であることを確認する。

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東二の常設代替交流電源設備

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)（原子炉停止時冷は容量を設計で担保している却モード）が使用可能か確認する。

ため，負荷容量確認は不要。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁を全閉と柏崎は本項⑤操作で実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）による発電⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁を全閉とするとともに相違理由

用原子炉からの除熱の系統構成として，残留熱除去系ポンプ S/P 水吸込隔離弁(B)，残留

再循環系ポンプ（Ａ）が停止していることを確認し，再循環系ポンプ（Ａ）出口弁を

相違理由⑭

熱除去系最小流量バイパス弁(B)を全閉，残留熱除去系停止時冷却内側，外側隔離弁(B)，

全閉とする。

残留熱除去系ポンプ炉水吸込弁(B)，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。

⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を全閉とする。

系統構成の相違⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系外側隔離弁の全開操作を実施するとともに

柏崎は本項④操作で隔離弁を残留熱除去系内側隔離弁の全開操作を実施する。

73

全開としている。

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東海第二⑤現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系封水ポンプ(B)吸込弁，残留熱除去系封水ポンプ(B)

備考
東二は本項⑤操作で実施

吐出弁，残留熱除去系封水ポンプ(B)最小流量吐出弁の全閉操作を実施する。
東二は残留熱除去系ポンプ停⑥現場運転員 E 及び F は，残留熱除去系封水ポンプ(B)及び残留熱除去系最小流量バイパス

止時冷却注入弁を調整開とし弁(B)の MCC 電源｢切｣操作を実施する

最低流量を確保した状態でポンプを起動することから，ミニ
フロー弁は開とならない。また，開になった場合においても中央制御室の状態表示で監視が可能であり，停止時冷却注入弁の流量上昇操作にて閉とすることが可能であるため隔離操作は実施しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
⑨運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁の全

柏崎は本項⑤操作で実施

開操作を実施するとともに残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁を調整開とする。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）運転の準備完了を当直副長に報告する。
⑧当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系(B)（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開始を指示する。

⑩運転員等は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系運転の準備完了を発電長に報

相違理由

告する。
⑪発電長は，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による発電用原子炉

相違理由

からの除熱開始を指示する。

⑨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⑫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，残留熱相違理由

系ポンプ(B)の吐出圧力が上昇したことを残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力にて確認後，除去系ポンプ（Ａ）の吐出圧力が上昇したことを残留熱除去系ポンプ吐出圧力にて確

相違理由

残留熱除去系熱交換器出口弁(B)を調整開し，発電用原子炉からの除熱を開始する。

認後，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を調整開し，発電用原子炉からの除熱を開

相違理由

始する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，発電用原子炉からの除熱が開始されたことを残留熱除去⑬運転員等は中央制御室にて，発電用原子炉からの除熱が開始されたことを残留熱除去

相違理由

系(B)系統流量指示値の上昇及び残留熱除去系(B)熱交換器入口温度指示値の低下により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温度指示値の低下により確

相違理由確認し，当直副長に報告する。

認し，発電長に報告する。

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ⅲ. 操作の成立性

東海第二

備考

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

上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断

相違理由

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残留熱除去系（原子炉停止時してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱開始まで177

相違理由⑧

冷却モード）による発電用原子炉からの除熱開始まで 20 分以内で可能である。

分以内で可能である。

なお，プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮の相違理由

もと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
b. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4.32 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

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑧整備する。室温は通常運転時と同程度である。
ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4−35図に示す。
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

相違理由⑨
相違理由⑱

補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）により発電用原子

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（原子炉停止時冷却系）に 相違理由⑧炉からの除熱を実施する。

より発電用原子炉からの除熱を実施する。

原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系（原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（原子炉停相違理由⑫

子炉停止時冷却モード）により発電用原子炉からの除熱を実施するが，代替原子炉補機冷却系

止時冷却系）により発電用原子炉からの除熱を実施する。緊急用海水系の運転ができない場合， 相違理由⑫⑱の設置に時間を要することから，低圧代替注水系（常設） 等による原子炉圧力容器への注水を

代替残留熱除去系海水系を設置し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉

並行して実施する。

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，低圧代替注水系（常設）等による原子炉圧力容器への注水を並行して実施する。

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東海第二

備考

1.4.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.4.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順

相違理由⑦(1) 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(1) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水

相違理由⑧

残留熱除去系が健全な場合は，自動起動（原子炉水位低（レベル 1）又はドライウェル圧力高）

残留熱除去系（低圧注水系）が健全な場合は，自動起動（原子炉水位異常低下（レベル１）又 相違理由⑤，信号名称の相違による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去系（低圧注水モード）を起動し，はドライウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去系（低圧 相違理由⑧

サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

注水系）を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。 相違理由⑧

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への相違理由⑧

注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合。

b. 操作手順
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手順の概要は以下のとおり。

ｂ．操作手順残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり

相違理由⑧⑯（残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉圧力容 相違理由⑯
概要図を第 1.4.30 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（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

器への注水手順も同様）。概要図を第1.4−29図に，タイムチャートを第1.4−30図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

相違理由⑯⑨相違理由
相違理由⑧②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②運転員等は中央制御室にて，手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レ相違理由

子炉水位低（レベル 1）又はドライウェル圧力高）により残留熱除去系ポンプが起動し，

ベル１）又はドライウェル圧力高）により残留熱除去系ポンプ（Ａ）が起動し，残留熱除

相違理由⑯

残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が規定値以上となったことを確認後，当直副長に残去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上となったことを確認後，発電長に残留

相違理由

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準備完了を報告する。

熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。

相違理由⑧③当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が規定圧力以下となったことを確認後，中央制御
室運転員に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水開始を指示③発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下となったことを確認後，運転員等に残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

⑧，信号名称の相違

相違理由
相違理由⑧

する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの手動操作，又は自動起動信号（原子炉④運転員等は中央制御室にて，手動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル

水位低（レベル 1）及び原子炉圧力低，又はドライウェル圧力高及び原子炉圧力低）によ

１）又はドライウェル圧力高）により残留熱除去系Ａ系注入弁が全開となったことを確認

相違理由⑯，インターロックのり残留熱除去系注入弁が全開となったことを確認する。

する。

相違

76

相違理由

，信号名称の相違

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

東海第二

備考

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系系

相違理由

系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告す

統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するととも相違理由

るとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の

ル 8）の間で維持する。

間で維持する。

※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉

なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子相違理由①

格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系注入弁を全閉後，残留熱除去系格納

炉格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系Ａ系注入弁を全閉後，残留熱除去系Ａ

相違理由⑯

容器冷却流量調節弁及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁を全開してスプレイ

系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開としてスプレイを実相違理由⑧を実施する。

施する。

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相違理由

から残留熱除去系（低圧注水系）よる原子炉圧力容器への注水開始まで3分以内で可能である。 相違理由
(2) 低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水
低圧炉心スプレイ系が健全な場合は，自動起動（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライ
ウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により低圧炉心スプレイ系ポンプを起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合。
ｂ．操作手順低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.4−31図に，タイムチャートを第1.4−32図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧炉心スプレイ系ポンプによる原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，手動起動操作又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高）により低圧炉心スプレイ系ポンプが起動し，低圧炉心ス
プレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上となったことを確認後，発電長に低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。
③発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下となったことを確認後，運転員等に
低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

77

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

④運転員等は中央制御室にて，手動操作又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１） 相違理由⑥
又はドライウェル圧力高）により低圧炉心スプレイ系注入弁が全開となったことを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧炉心スプレ
イ系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで2分以内で可能である。
(2) 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
残留熱除去系が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系（原子炉停止時(3) 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 相違理由⑤冷却モード）を起動し，発電用原子炉からの除熱を実施する。

熱除去系（原子炉停止時冷却系）を起動し，発電用原子炉からの除熱を実施する。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

原子炉水位指示値が原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持され，かつ原子炉圧力指示値が規定値以下の場合。
b. 操作手順
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手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.4.31 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準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉水位指示値が原子炉水位低（レベル 3）から原子炉
水位高（レベル 8）の間で維持されていること，原子炉圧力指示値が原子炉停止時冷却モ

相違理由①⑧相違理由⑧原子炉水位指示値が原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持され，かつ原子炉圧力指示値が0.93MPa［gage］以下の場合。

相違理由

ｂ．操作手順残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による発電用原子炉からの除熱手順の概要は以下

相違理由⑧⑪のとおり（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による原子炉除熱手順も同様）。概要図

相違理由⑪⑨を第1.4−33図に，タイムチャートを第1.4−34図に示す。

相違理由⑨①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系） 相違理由
Ａ系による発電用原子炉からの除熱準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉水位指示値が原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持されていることを状態表示等にて確認する。

⑧

相違理由⑪⑧
相違理由①
相違理由

ードインターロック解除の設定値以下であることを確認する。
③運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁を全閉とす

柏崎は本項④操作で実施る。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁を全閉とするとともに再循環系ポンプ（Ａ）が停止していることを確認し，再循環系ポンプ（Ａ）出口弁を全閉とす
る。

78

相違理由⑭

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

東海第二

備考

⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を全閉とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系外側隔離弁の全開操作を実施するとともに残留
熱除去系内側隔離弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁の全開操作を実施するとともに残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁を調整開とする。
③中央制御室運転員 A 及び B は，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の系統構成として，残留熱除去系ポンプ S/P 水吸込隔離弁，残留熱除去系最小流量バイパス弁を全閉、残留熱除去系停止時冷却内側，外側隔離弁，残留熱除去系ポンプ炉水吸込弁，残留熱除去系注入弁の全開操作を実施する。
④現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系封水ポンプ吸込弁，残留熱除去系封水ポンプ吐出弁，残留熱除去系封水ポンプ最小流量吐出弁の全閉操作を実施する。
⑤現場運転員 E 及び F は，残留熱除去系封水ポンプ及び残留熱除去系最小流量バイパス弁

相違理由の MCC 電源｢切｣操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転の準備完
了を当直副長に報告する。
⑦当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系（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開始を指示する。
⑧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，残留熱除去ポ⑧運転員等は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系運転の準備完了を発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による発電用原子炉から

相違理由①
相違理由
相違理由①

⑧⑪

相違理由①

⑪

の除熱開始を指示する。
⑩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，残留熱除去

ンプ吐出圧力指示値が上昇したことを確認後，残留熱除去系熱交換器出口弁を調整開し，系ポンプ（Ａ）吐出圧力指示値が上昇したことを残留熱除去系ポンプ吐出圧力にて確認後， 相違理由⑪

発電用原子炉からの除熱を開始する。

残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を調整開し，発電用原子炉からの除熱を開始する。

相違理由⑪⑨中央制御室運転員 A 及び B は，発電用原子炉からの除熱が開始されたことを残留熱除去⑪運転員等は中央制御室にて，発電用原子炉からの除熱が開始されたことを残留熱除去系系

相違理由①

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温度指示値の低下により確認

統流量指示値の上昇及び残留熱除去系熱交換器入口温度指示値の低下により確認し，発電相違理由

し，当直副長に報告する。

長に報告する。

相違理由

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

ｃ．操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して相違理由

4 名にて操作を実施した場合，操作開始を判断してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

から残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱開始まで177分以内 相違理由⑧による発電用原子炉からの除熱開始まで 20 分以内で可能である。

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

室温は通常運転時と同程度である。

⑧⑪

する。室温は通常運転時と同程度である。

79

相違理由
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.4.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系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。
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代

東海第二

備考

1.4.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順について 相違理由⑫は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽への水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替

替注水ポンプ（A−2 級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供

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

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び相違理由⑧⑮⑲

重大事故等の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 東二は詳細な電源を明確にし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，可搬

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，代替循環 ている。相違理由③⑮

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順等」

冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，残留熱除去系ポンプ，低圧炉心スプレイ系ポンプ，電動弁及び監 相違理由⑥にて整備する。

視計器への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬 東二は詳細な電源を明確にし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 ている。
中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」に整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15
等」にて整備する。

事故時の計装に関する手順

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

80

（参考資料）
１．４ 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ
1

番号
相違理由①

2

相違理由②

2

相違理由③

3

相違理由④

3

相違理由⑤

3

相違理由⑥

4

相違理由⑦

4
6

相違理由⑧
相違理由⑨

7

相違理由⑩

7

相違理由⑪

8

相違理由⑫

8

相違理由⑬

9

相違理由⑭

10

相違理由⑮

10

相違理由⑯

10

相違理由⑰

11

相違理由⑱

内容
見出し記号の附番ルールの相違
東二は原子炉冷却材浄化系を原子炉除熱（自主対策設備）として使用する。
東二は残留熱除去系の有する格納容器除熱機能を代替する内部水源設備として,代替循環冷却系を新設する。代替循環冷却系は原子炉が低圧時に注水が可能な設備であるため，低圧注水手段
として対応手順を整備する。
柏崎の低圧代替注水系（常設）と代替循環冷却系は，同じ復水移送ポンプを使用しており，代替循環冷却系は原子炉格納容器内の減圧及び除熱として整理している。
東二は補給水系を原子炉注水設備（自主対策設備）として使用する。
東二は残留熱除去系が有する機能を明記している。
東二は低圧炉心スプレイ系が設置されており，原子炉注水設備として使用する。
東二は設計基準事故対処設備は重大事故等対処設備と定義している。
柏崎では，設計基準事故対処設備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準事故対処設備を重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置づけている。
設備名称の相違
図表番号の附番ルールの相違
東二は残留熱除去系熱交換器を流路に用いるため設備と位置付ける。
柏崎も東二同様に流路に用いるが，配管に含めることで残留熱除去系熱交換器は設備と位置付けない。
東二の残留熱除去系（低圧注水系）の原子炉圧力容器に注水は注水ノズルを使用している。
柏崎の残留熱除去系（低圧注水モード）残留熱除去系スパー
ジャ及び給水系スパージャを使用している。
東二は残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系の冷却水として，残留熱除去系海水系を設置している。なお，柏崎は原子炉
補機冷却系を残留熱除去系冷却水として使用する。
柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
東二の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は再循環系配管を使用する。
柏崎は再循環系としての配管は有しておらず，残留熱除去系として配管設置している。
東二は低圧代替注水系を新設し，常設設備として代替淡水貯槽を水源とする常設低圧代替注水系ポンプを使用するが，柏崎は既設の復水貯蔵槽を水源とする復水補給水系を使用する。
東二の低圧代替注水は対応手段毎に使用する注水配管が決まっているが，柏崎は全ての対応手段に対し，残留熱除去系（低圧注水モード）及び高圧炉心注水系の注水配管を使用する。
東二の低圧代替注水系（常設）は常設代替交流電源設備で給電するが，柏崎は常設代替交流電源設備の他，可搬型代替交
流電源設備，非常用電源設備，代替所内電気設備で給電する。
東二は，常設代替交流電源設備を常設代替高圧電源装置5台で定格とし，故障や点検を想定し，1台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。

（参考資料）
１．４ 比較表の相違理由一覧

11

相違理由⑲

13

相違理由⑳

15

相違理由

16

相違理由

28

相違理由

30

相違理由

30

相違理由

30

相違理由

30

相違理由

31

相違理由

31
56

相違理由
相違理由

61

相違理由

66

相違理由

74

相違理由

相違理由

東二は可搬型設備による注水等に使用する水源として西側淡
水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
東二は可搬型代替注水大型ポンプを使用した代替残留熱除去
系海水系を新規配備し，残留熱除去系又は代替循環冷却系に冷却水を供給できる。
東二は常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポン
プ及び可搬型代替注水大型ポンプの設計仕様が同等の機能（容量）を有さないため異なる。（例：低圧代替注水系（常設）柏
崎125m3/h/台，東二200 m3/h/台）
東二は「技術的能力1.0重大事故対策における共通事項（添付資料1.0.10重大事故等発生時の体制について）」より，当直運
転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
原子炉冷却材喪失事象発生時の対応措置を記載。
東二は必要な電源の受電操作を記載（中央制御室の緊急用電源切替盤にて実施）
東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。
監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
東二は判断に必要な情報として数値を記載している。
優先する号機の相違
東二は各水温計兼デブリ落下検知用及び堆積検知用の検出器を設置し，水温の上昇又は指示値の喪失により原子炉圧力容器の破損を判断する。
柏崎は原子炉圧力，格納容器内圧力，ドライウェル雰囲気温
度指示値の上昇により判断する。
東二は水源と接続口に対して所要時間を示し、柏崎は水源と敷設されてあるホースの使用可否に対して所要時間を示している。
東二は残留熱除去系ポンプ停止時冷却注入弁を調整開とし最低流量を確保した状態でポンプを起動することから，ミニフロー
弁は開とならない。また，開になった場合においても中央制御室の状態表示で監視が可能であり，停止時冷却注入弁の流量上昇操作にて閉とすることが可能であるため隔離操作は実施しない。
東二は，重大事故等時の対処に用いる場合の水源はサプレッ
ション・チェンバを用いる。

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

備考

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

東二は本項で使用する設備に自主対策設備はない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

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）(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）

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）

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(3) 重大事故等時の対応手段の選択

1

東二は交流動力電源で統一

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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

備考

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

東二残留熱除去系冷却水の代替

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

設備として，緊急用海水系（緊急用海水ポンプ）,代替残留熱除去確保

系海水系（可搬型代替注水大型ポンプ）により残留熱除去系へ直接海水を送水する手段がある。
柏崎は代替原子炉補機冷却系（代替原子炉補機冷却海水ポンプ，大容量送水車）を設置しており，代替原子炉補機冷却系により原子
炉補機冷却系を間接的に冷却する手段と直接原子炉補機冷却系に海水を送水する手段がある。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由②と示す。
(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

東二は設計基準事故対処設備は重大事故等対処設備と定義している。柏崎では，設計基準事故対
処設備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準
事故対処設備を重大事故等対処
設備（設計基準拡張）と位置づけている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由③と示す。

(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

東二は残留熱除去系の冷却水と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

して残留熱除去系海水系，柏崎は原子炉補機冷却系を設置。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由④と示す。

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

1.5 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。

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。

【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

備考

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

設備名称の相違

原子炉補機冷却系による冷却機能である。

以降，同様の相違理由による冷却系）並びに残留熱除去系海水系による冷却機能である。

ものは相違理由⑤と示す。

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。

東二は対処設備の本格的な設置工事前であることから方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.5.1 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

備考

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

相違理由⑤

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）並相違理由④⑤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。

相違理由④

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）。

相違理由③

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるもる（第 1.5.1 図）。

のは相違理由⑥と示す。
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

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

※１

を選

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。

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(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（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッ

相違理由③⑤

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 相違理由⑤

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。

4

相違理由③
相違理由⑤

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

東海第二・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

備考
相違理由⑤

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 相違理由⑤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

相違理由⑤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）

相違理由⑤

・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）

相違理由⑤

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 相違理由⑤

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相違理由⑤

相違理由③④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。

相違理由④・原子炉補機冷却海水ポンプ

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由④
相違理由④

・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

相違理由④

・残留熱除去系海水系配管・弁

相違理由④
相違理由④

・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

相違理由④・海水貯留堰・非常用取水設備

相違理由④

・スクリーン室

相違理由④

・取水路

相違理由④

・補機冷却用海水取水路

相違理由④・補機冷却用海水取水槽

相違理由④

5

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・非常用交流電源設備

東海第二

備考

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設
備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

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 相違理由⑤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 相違理由④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

相違理由⑥

見出し記号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるも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）が故障等にのは相違理由⑧と示す。

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

相違理由⑤

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

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

備考

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

相違理由⑧

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

相違理由⑤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）が故障等に相違理由⑤

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・弁第 48 条の記載に従い整理して・耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁・第一弁（Ｓ／Ｃ側）

いる。

・耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁・第一弁（Ｄ／Ｗ側）

相違理由⑤・耐圧強化ベント系一次隔離弁

相違理由⑤・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

相違理由⑤・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

東二のベント弁は電動駆動の・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁ため操作用ボンベ使用による空気駆動弁操作なし。柏崎は隔離弁に空気駆動弁を使用しており，制御電源や操作ボンベが必要。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

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

備考

・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバを含む）

相違理由⑤

・真空破壊弁相違理由⑤

・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・弁相違理由⑤・主排気筒（内筒）

・非常用ガス処理系排気筒

相違理由⑤

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

東二は，常設代替交流電源設
備を常設代替高圧電源装置 5・第二代替交流電源設備

台で定格とし，故障や点検を想定し，1 台予備を確保しているため，柏崎で記載している
自主対策設備は設置していな
い。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備

第 48 条の記載に従い整理・常設代替直流電源設備

第 48 条の記載に従い整理・可搬型直流電源設備

第 48 条の記載に従い整理・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。

相違理由⑦

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

相違理由⑤

優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベント

相違理由⑤

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

相違理由⑤

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

相違理由⑤

優先①：格納容器圧力逃がし装置によるウェットウェルベント（以下「W/W ベント」という。）
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」という。）

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 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）の東海第二ⅲ) 現場操作備考
相違理由⑧

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， 相違理由⑨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二次格納施設外である原子炉建屋付属棟又は相違理由⑤

屋内の原子炉区域外とする。

原子炉建屋廃棄物処理棟とする。さらに，格納容器圧力逃がし装置の第二弁及び第二弁バ

東二は遠隔人力操作機構によイパス弁の操作場所である第二弁操作室は必要な要員を収容可能な遮蔽に囲まれた空間

る操作にて，格納容器圧力逃がとし，第二弁操作室空気ボンベユニットにて正圧化することにより，外気の流入を一定時し装置を使用する際，プルーム間遮断することで，格納容器圧力逃がし装置を使用する際のプルームの影響による操作員の影響による操作員の被ばくの被ばくを低減する。

低減を図るため，第二弁操作室を設置する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

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。

相違理由⑤・遠隔人力操作機構

相違理由⑤

り。
・遠隔手動弁操作設備
・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

相違理由⑨・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁相違理由⑨・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）

相違理由⑪

・第二弁操作室差圧計

相違理由⑪・第二弁操作室遮蔽

相違理由⑪・第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）

相違理由⑪

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

備考
相違理由①

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

相違理由⑤

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

相違理由⑤⑨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・ 相違理由⑤

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，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処

相違理由⑦

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

設備として位置付ける。

48 条の記載従い整理。

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。
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

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 相違理由⑤
ける。

相違理由⑨

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（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系 相違理由⑤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。

相違理由⑤

相違理由①

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑩

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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柏崎刈羽原子力発電所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(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

東海第二

備考

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
ⅰ) 緊急用海水系による除熱

相違理由②⑧

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

相違理由④

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

相違理由②

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。

相違理由②・熱交換器ユニット

・緊急用海水ポンプ

相違理由②・大容量送水車（ 熱交換器ユニット用）

・緊急用海水系配管・弁相違理由②・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

相違理由②
相違理由②

・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

相違理由②
相違理由④

・スクリーン室

相違理由④

・取水路

相違理由④

・可搬型代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

東二は常設である緊急海水系

・燃料補給設備

・燃料給油設備に給電する。柏崎は可搬型の熱交換器ユニットに給電する。

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 相違理由②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

相違理由⑤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。

相違理由⑤

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／東二では詳細の電源経路を記

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

載。

することで残留熱除去系を復旧する。

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

東海第二

備考

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）

相違理由⑤

・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）

相違理由⑤

・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）

相違理由⑤

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑩・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ⅱ) 代替残留熱除去系海水系による除熱

相違理由②

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上記「1.5.1(2)ｃ．(a)ⅱ)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最相違理由②⑧

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

終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，代替残留熱除去系海水系により最終ヒートシ

相違理由②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

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。

相違理由②

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由②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

相違理由②・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・弁相違理由②・緊急用海水系配管・弁相違理由②・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

相違理由④

・スクリーン室

相違理由④

・取水路

相違理由④

・可搬型代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

載。

・移動式変圧器
・燃料補給設備

東二では詳細な電源経路を記

・燃料給油設備12

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

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（原子炉停相違理由②⑦

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

相違理由⑤

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。

相違理由⑤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

相違理由⑩

除去系を復旧する。

へ電源を供給することにで残留熱除去系を復旧する。

東二では詳細な電源経路を記
載

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）

相違理由⑤

・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）

相違理由⑤

・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）

相違理由⑤

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑩・第二代替交流電源設備

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

東海第二(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

緊急用海水系による除熱で使用する設備のうち，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系スト 相違理由②④⑤

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

備考イ冷却系）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

相違理由②

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 柏崎は原子炉補機冷却系淡水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側に海水送水による熱交換器

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

去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）又は残留の破損等が発生する危惧、東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。

熱除去系（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

二は敷地に遡上する津波によ熱を輸送する手段として有効である。

るアクセスルート復旧の危惧
を記載。
相違理由⑤

・第二代替交流電源設備

相違理由⑩

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。

14

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

東海第二

備考

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

東二は「技術的能力 1.0 重大ス）（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 事故対策における共通事項

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（添付資料 1.0.10 重大事故表）。

等発生時の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。
対応手順書名を正確に記載
相違理由⑥

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

相違理由⑥※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を追記。

15

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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。
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備考

東二は交流動力電源で統一

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 格納容器ベント停止条件の違場合は，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 いによる記載内容の相違。

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 相違理由⑤
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 相違理由⑤
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

相違理由⑧

※１

炉心損傷

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 相違理由⑭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に到達し東二は対応フローに従いサプた場合。

レッション・プール水位により格納容器ベントの準備を開始。
柏崎は原子炉格納容器内の圧力により準備を開始する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

※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：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑤

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

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相違理由⑤

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。

確認した場合。

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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。

備考
相違理由⑧
相違理由⑥

［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）】

相違理由⑤①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

設備運用・設計，体制の違いに起チェンバ・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運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納

因する記載の相違はあるが，実態

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

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うとして記載内容に違いはない。

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

指示する）
。

以降，同様の相違理由によるもション・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（以下のは相違理由⑭と示す。

「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）。

相違理由⑤②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

相違理由⑭

備開始を報告する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要なの電源の受電操作を実施する。

電動弁の電源切替え操作を実施する。

東二は運転員等の対応要員数
をタイムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

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相違理由⑭⑮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

相違理由⑭にて確認する。

示等にて確認する。

監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

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

東二は格納容器圧力逃がし装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

置使用時の水位低下量は設計る。

にて担保しているため，水張
り不要。

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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）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 系隔離信号の備考
相違理由⑫⑭⑮

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

柏崎は，格納容器ベント時に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影響がある非常用ガス処理系

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。

の弁を閉とするため，非常用

相違理由⑫⑭⑮

ガス処理系を停止するものと

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。

推測されるが，東二は格納容器ベント時に原子炉建屋ガス処理系と接続している系統の隔離弁のみを閉とするため，運転中であっても影響はない。

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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）⑧ａ W/W ベントの場合

東海第二⑦ａＳ／Ｃ側ベントの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気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。

備考
相違理由⑤
相違理由⑤⑫⑭⑮

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

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。

（Ｄ／Ｗ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

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

相違理由⑤⑫⑭⑮
相違理由⑫⑭⑮

する。

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

ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。

相違理由⑭

代理に報告する。

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。
相違理由⑭⑫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。

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

東二はサプレッション・プール

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

水位とサプレッション・チェン

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バ圧力にて格納容器ベント開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。

始を判断する。柏崎は格納容器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

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。

る。

内の圧力により判断する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

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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。

備考
相違理由⑤⑫⑭⑮

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

相違理由⑤⑫⑭⑮

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。

柏崎固有の操作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。

柏崎固有の操作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

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

にて担保しているため，水張り不要。
相違理由⑫⑭⑮⑲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格納容器ベント停止条件の違

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

いによる記載内容の相違。

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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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。

備考
相違理由⑧
東二は操作する弁毎に要員数と所要時間を整理する。

・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，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，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。
東二は中央制御室操作である

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。

ため記載しない。

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東海第二(b) フィルタ装置スクラビング水補給

備考
柏崎は「1.5.2.1(1)a.(d) フフィルタ装置の水位が通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り，下限水位である ィルタ装置水位調整（水張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り）」にて整理。

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（比較表ページ 36）

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相違理由⑯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

東二で新規配備する可搬型代

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，フィルタ替注水大型ポンプは，様々な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。

手段に用いるため，使用目的を併記する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。

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

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

東海第二

備考

⑩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

柏崎は「1.5.2.1(1)a.(d) フ

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ィルタ装置水位調整（水張

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，フィり）」にて整理。

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（比較表ページ 36）

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，通常水位（水位低）である2,530mm以上まで補給されたことを確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給の停止を依頼する。
⑭災害対策本部長代理は，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。

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東海第二

備考

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柏崎は「1.5.2.1(1)a.(d) フ

必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

ィルタ装置水位調整（水張【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置スクラビングり）」にて整理。

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。

24（比較表ページ 36）

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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

備考
柏崎は「1.9 水素爆発による原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 子炉格納容器の破損を防止すを抑制，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。

25

るための手順等」にて整備

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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，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全開による格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを指示する。
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。

26

備考
柏崎は「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

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東海第二

備考

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

柏崎は「1.9 水素爆発による原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子炉格納容器の破損を防止す

素・酸素濃度制御を指示する。

るための手順等」にて整備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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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

備考
柏崎は「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

柏崎は「1.5.2.1(1)a.(f) 格

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 納容器圧力逃がし装置停止後
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の窒素ガスパージ」にて整め，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。

理。

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。

28（比較表ページ 40）

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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。

備考
柏崎は「1.5.2.1(1)a.(f) 格
納容器圧力逃がし装置停止後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。

の窒素ガスパージ」にて整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以下で理。

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（比較表ページ 40）

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東海第二

備考

(e) フィルタ装置スクラビング水移送

柏崎は「1.5.2.1(1)a.(e) フ

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， ィルタ装置水位調整（水抜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。移送ポンプの電源き）」及び「1.5.2.1(1)a.(h)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

ドレン移送ライン窒素ガスパ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。

ージ」にて整理。
（比較表ページ 39,44）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。なお，水源から接続口へのフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.5−12図に，タイムチャートを第1.5−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備開始を依頼する。
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

相違理由⑯

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東海第二

備考

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。

柏崎は「1.5.2.1(1)a.(e) フ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

ィルタ装置水位調整（水抜弁（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通常水位（水位低）である
2,530mm以上まで水張りされたことを確認し，発電長に報告する。

31き）」及び「1.5.2.1(1)a.(h)ドレン移送ライン窒素ガスパージ」にて整理。
（比較表ページ 39,44）

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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

備考
柏崎は「1.5.2.1(1)a.(e) フ

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。

ィルタ装置水位調整（水抜

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き）」及び「1.5.2.1(1)a.(h)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。

ドレン移送ライン窒素ガスパ

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 ージ」にて整理。
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（比較表ページ 39,44）

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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

備考
柏崎は「1.5.2.1(1)a.(e) フ
ィルタ装置水位調整（水抜員等（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， き）」及び「1.5.2.1(1)a.(h)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分以内で可能であドレン移送ライン窒素ガスパる。

ージ」にて整理。

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。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。

33（比較表ページ 39,44）

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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）

備考
相違理由⑨

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。

34

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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

備考
相違理由⑦

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。

35

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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

備考
設備及び体制の違いによる記
載内容の相違。

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）東二は「1.5.2.1(1)a.(b) フフィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ
インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

ィルタ装置スクラビング水補ⅰ. 手順着手の判断基準

給」にて整理。

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。

（比較表ページ 22）

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

備考

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

東二は「1.5.2.1(1)a.(b) フ

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，ィルタ装置スクラビング水補あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）

給」にて整理。

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（比較表ページ 22）−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

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(b) フ
ィルタ装置スクラビング水補

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，作業開始を判給」にて整理。

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（比較表ページ 22）〜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）

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(e) フ
ィルタ装置スクラビング水移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送」にて整理。

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（比較表ページ 30）

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

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(e) フ
ィルタ装置スクラビング水移る。

送」にて整理。

ⅲ. 操作の成立性（比較表ページ 30）

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。

東二は「1.5.2.1(1)a.(d) フ(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

ィルタ装置内の不活性ガス

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

縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸（比較表ページ 28）

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

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(d) フ
ィルタ装置内の不活性ガスージの系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。

（窒素）置換」にて整理。

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（比較表ページ 28）

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

備考

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

東二は「1.5.2.1(1)a.(d) フ

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

ィルタ装置内の不活性ガスに報告する。

（窒素）置換」にて整理。
（比較表ページ 28）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。

東二はベント開始後 7 日間は(g) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

スクラビング水の水位調整が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不要のため，記載なし。

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

備考
東二はベント開始後 7 日間はスクラビング水の水位調整が定及び薬液補給の準備開始を指示する。

不要のため，記載なし。

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

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(e) フ
ィルタ装置スクラビング水移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送」にて整理。

をサプレッション・チェンバに排水する。

（比較表ページ 30）

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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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(e) フ
ィルタ装置スクラビング水移る。

送」にて整理。
（比較表ページ 30）(i) ドレンタンク水抜き

東二はドレンタンクがないた

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

め，記載なし。

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。

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東海第二

備考
東二はドレンタンクがないた

ⅲ. 操作の成立性

め，記載なし。

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。
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 相違理由②⑭

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 格納容器ベント停止判断基準

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 の相違。

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 以降，同様の相違理由による

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 ものは相違理由⑲と示す。
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) 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
※1

炉心損傷

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で，格納容器圧力逃がし装置が機能
喪失

※2

した場合。

(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，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 東二は使用できる設備を具体
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※２た場合に，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：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

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

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。

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。

46

的に記載
相違理由⑬
相違理由⑤⑭

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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。

備考
相違理由⑧
相違理由⑥

［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）】

相違理由⑤①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

相違理由⑭

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運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベント

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ができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

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）。
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。

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。

⑤運転員等は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系の隔離信号が発生している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，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。

換気空調系二次隔離弁の全閉を確認する。

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

相違理由⑫⑭⑮⑯

相違理由⑫⑭⑮

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

相違理由⑭

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相違理由⑫⑭⑮⑦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。

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。
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。

47

相違理由⑫⑭⑮

相違理由⑫⑭⑮

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東海第二

備考

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

相違理由⑤

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） 相違理由⑫⑮

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。

相違理由⑤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

相違理由⑫⑮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相違理由⑫⑮

報告する。
相違理由⑭

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相違理由⑭⑰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。

相違理由⑫⑰⑬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

相違理由⑫⑭⑮⑰

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相違理由⑫⑭⑮⑰

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又及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並びに耐圧強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化ベント系放射線モニタ指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。また，発電長る。

は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを災害対策本部長代理に

備考
相違理由⑤⑫⑭⑮

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。

柏崎固有の操作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。

柏崎固有の操作中央制御室運転員 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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相違理由⑤⑫⑭⑮
判断基準を東二は詳細に記載

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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

備考
相違理由⑧
相違理由⑫⑭⑮
東二は操作する弁毎に要員数
及び所要時間を整理している。

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，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，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

東二は現場操作なし。

る。室温は通常運転時と同程度である。

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東海第二(b) 原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）

備考
東二のベント弁は電動駆動のため操作用ボンベ使用による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空気駆動弁操作なし。

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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東海第二

備考

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。

東二のベント弁は電動駆動の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。

ため操作用ボンベ使用による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空気駆動弁操作なし。

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。
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(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 相違理由⑭

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 東二は判断基準を詳細に記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 載。

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 相違理由⑤⑭
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。

相違理由⑭
柏崎は系統構成を事前に実施する。

52

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

東海第二(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］

要である
相違理由⑭

［格納容器ベント準備］
力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合。

相違理由⑧
柏崎は現場での系統構成が必

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。
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備考

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相違理由⑤⑬

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※２。

※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：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

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。

確認した場合。

※2：発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の温度及び圧力の制

相違理由⑤

相違理由⑬

御ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
ⅱ. 操作手順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転員に指示する。
②現場運転員 E 及び F は，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理

相違理由⑧
相違理由⑥

相違理由⑤
相違理由⑫⑭

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

系出口 U シール隔離弁の全閉操作を実施する。

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。

53

相違理由⑫⑭⑮

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

東海第二③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，始するよう運転員等に指示する。
（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベントができない場合は，格納容器圧力逃がし装置による 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

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）。

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

備考
相違理由⑤⑭

相違理由⑬

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相違理由⑫⑭

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

相違理由⑫⑭⑮

監視計器の電源が確保されていることを確認する。
相違理由⑭⑥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。

相違理由⑤⑫⑭⑮

相違理由⑭⑧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。

54

相違理由⑤
相違理由⑤⑫⑭⑮

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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）⑨ｂ D/W ベントの場合

東海第二

備考

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。

相違理由⑤⑫⑭⑮

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

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

相違理由⑤⑫⑭⑮

する。
⑨発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を災害対策本部長

ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。

相違理由⑫⑭⑮

代理に報告する。
相違理由⑫⑭⑫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

トの開始を緊急時対策本部に報告する。

相違理由⑫⑬⑭⑮

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。

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

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

相違理由⑫⑭を指示する。

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， 相違理由⑤⑫⑭⑮

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。
東二は全開する手順である。

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。

55

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

東海第二⑯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

備考
相違理由⑤⑫⑭⑮

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。

柏崎固有の操作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。

柏崎固有の操作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

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

にて担保しているため，水張り不要。

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

相違理由⑤⑫⑭⑮［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。

相違理由⑤⑫⑭⑮／Ｗ側）の全閉操作を実施する。
相違理由⑭

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。

相違理由⑭

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。

56

相違理由⑧
相違理由⑤⑫⑭⑮

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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・現場からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合

備考
相違理由⑤⑫⑭⑮

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

東二は中央制御室から遠隔操である。

作できない場合を記載。

・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，75分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベント】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，第一弁（Ｓ／Ｃ側）
操作を現場にて実施した場合，125分以内で可能である。また，サプレッション・プール
水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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，75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：200分以内）【Ｄ／Ｗ側ベント】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，第一弁（Ｄ／Ｗ側）
操作を現場にて実施した場合，140分以内で可能である。また，サプレッション・プール
水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，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，75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：215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。
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。

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

相違理由⑤を整備する。
遠隔人力操作機構については，速やかに操作ができるように，汎用電動工具（電動ド相違理由⑤⑭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。

57

相違理由⑤

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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通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り，下限水位である

備考
柏崎は「1.5.2.1(2)b.(c) フ
ィルタ装置水位調整（水張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り）」にて整理。

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（比較表ページ 59）

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

柏崎は「1.9 水素爆発による原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

子炉格納容器の破損を防止す

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るための手順等」にて整備

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

柏崎は「1.5.2.1(2)b.(e) 格

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

納容器圧力逃がし装置停止後

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の窒素ガスパージ」にて整め，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。

理。

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） （比較表ページ 59）
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， 柏崎は「1.5.2.1(2)b.(d) フ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

ィルタ装置水位調整（水抜は，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き）」及び「1.5.2.1(2)b.(g)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。

ドレン移送ライン窒素ガスパ

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。

58ージ」にて整理。
（比較表ページ 59,60）

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東海第二(b) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

備考
設備及び体制の違いによる記
載内容の相違。

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）東二は「1.5.2.1(2)b.(b) フ
ィルタ装置スクラビング水補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給」にて整理。

インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

（比較表ページ 58）

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。

東二は「1.5.2.1(2)b.(e) フ(d) フィルタ装置水位調整（水抜き）ィルタ装置スクラビング水移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送」にて整理。

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（比較表ページ 58）

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。
東二は「1.5.2.1(2)b.(d) フ(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ
格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分

ィルタ装置内の不活性ガス

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

縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸（比較表ページ 58）

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

備考
東二はベント開始後 7 日間はスクラビング水の水位調整が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不要のため，記載なし。

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

東二は「1.5.2.1(2)b.(e) フ
ィルタ装置スクラビング水移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送」にて整理。

をサプレッション・チェンバに排水する。

（比較表ページ 58）

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。
東二はドレンタンクがないた(h) ドレンタンク水抜き

め，記載なし。

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。

60

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

東海第二

備考

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 相違理由⑤⑬⑭

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。

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

相違理由⑭
柏崎は事前に系統構成を実施

う。

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（現場操作）
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（現場操作）ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由⑧
柏崎は表題を記載。

［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。

相違理由⑭［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の場合に外部水源による原子炉格納容器 相違理由⑤⑬⑭

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

喪失※2 した場合。

値が通常水位＋5.5mに到達した場合に，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失※２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：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

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

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。

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。

61

相違理由⑤

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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

備考
相違理由⑧
相違理由⑥
相違理由⑤
柏崎固有の操作

転員に指示する。
柏崎固有の操作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運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベント

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ができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

相違理由⑤⑭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，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格納容器ベントによる除熱準備開始を災害対策本部

相違理由⑫⑭

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

相違理由⑫⑭⑮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相違理由⑤⑫⑭⑮

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，換気空調系二次隔離弁の全閉を確認する。

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。

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

相違理由⑤⑫⑭⑮

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
口弁の全閉とする。
柏崎固有の操作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。

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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

備考
柏崎と操作順の相違

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。

相違理由⑤
相違理由⑤⑫⑭⑮

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。

相違理由⑤
相違理由⑤⑫⑭⑮

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。

相違理由⑤⑫⑭⑮⑧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相違理由⑤⑫⑭⑮

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。

報告する。

63

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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。

備考
相違理由⑫⑭

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相違理由⑫⑬⑭⑮

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。
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。

相違理由⑫⑭⑮⑯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

相違理由⑤⑫⑭⑮

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遠隔人力操作機構にて全開とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベンきない場合は，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%

トを開始する。

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。

東二は弁を全開とする運用

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又及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並びに耐圧強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化ベント系放射線モニタ指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。また，発電長る。

は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを災害対策本部長代理に相違理由⑤⑫⑭⑮

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。

64

相違理由⑤⑫⑭⑮
東二は停止判断基準を記載

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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。

備考
相違理由⑫⑭⑮／Ｗ側）の全閉操作を実施する。
相違理由⑫⑭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

相違理由⑫⑭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，62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，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，62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：187分以内）

65

相違理由⑧
東二は操作する弁毎に要員数
及び所要時間を整理している。

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東海第二

備考

【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，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操

東二は操作する弁毎に要員数

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・プール水及び所要時間を整理してい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・チェンバ圧る。

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，62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：202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。
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

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 相違理由⑥−26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減圧 相違理由⑭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。

相違理由⑭

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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相違理由⑤⑭

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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
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，

ａ．緊急用海水系による冷却水確保

備考

相違理由②

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 相違理由④

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，残留熱除去系海水系の系統構成を行い， 東二の残留熱除去系は海水直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，代替原子炉補機冷緊急用海水系により冷却水を供給する。

接冷却のため，使用済燃料プールの除熱は原子炉補機冷却

却系により補機冷却水を供給する。

系を使用している。
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相違理由⑩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 相違理由⑤

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

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 相違理由④
できない場合。
（b） 操作手順

相違理由②

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。

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 1.5.2 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

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− 相違理由⑥に示す。

21図に示す。
柏崎は表題を記載

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。）

相違理由⑭①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

相違理由②⑫⑭

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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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

備考
相違理由②⑭

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

相違理由②⑤⑫⑭⑮

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

相違理由②⑤⑫⑭⑮

東海固有の操作号の除外を実施する。
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）

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。

東海固有の操作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相違理由②⑫⑭⑮

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。
相違理由②⑭⑥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）

相違理由②⑭⑦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）

相違理由②⑭⑧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。

相違理由②⑭⑨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。

相違理由②⑭⑩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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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅱ. 緊急時対策要員操作（補機冷却水供給）

備考
相違理由②⑭①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

相違理由②⑫⑭⑮

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）の全開操作を相違理由②⑫⑭⑮

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。

69

相違利湯②⑭

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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

備考
相違理由②⑭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，作業開始を判断し相違理由②⑤⑫⑭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，

東二は中央制御室からの操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，交替して対応作。

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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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

備考
相違理由②

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 相違理由④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相違理由②⑩⑭

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 東二は電源確保の優先を記

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 載。

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
表題を記載［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］

相違理由②

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。

表題を記載［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
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

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 相違理由②⑭
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
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 相違理由②⑥⑭

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

東二は接続口を詳細に記載

相違理由⑥

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。

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相違理由②⑫

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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備考
相違理由②⑫⑭

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

東二固有の操作保のため，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。
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。

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。

相違理由②⑫⑭⑮⑦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

相違理由②⑫⑭⑮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

相違理由②⑫⑭⑮⑯

柏崎固有の操作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）

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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備考
柏崎固有の操作

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

柏崎は緊急時対策要員の操作手順を詳細に記載［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。

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東海第二

備考

［代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合］

柏崎は緊急時対策要員の操作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。

手順を詳細に記載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。

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東二固有の操作

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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

備考
東二固有の操作

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） 相違理由②⑭
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。

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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

備考
相違理由②⑭

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】

相違理由②⑭・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 相違理由②⑤⑭
整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
表題を記載［代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合］

相違理由②⑭

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。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 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。
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

東海第二

備考

(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 相違理由⑥−26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 相違理由②⑤⑮
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。
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 相違理由②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。

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東海第二

備考

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

相違理由③(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

相違理由④

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。

相違理由④

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。（残留熱除去系海水相違理由④⑥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。
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

相違理由⑫⑭開始を指示する。
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 相違理由⑫⑭⑮

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 相違理由⑫⑭⑮
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。

78

相違理由⑫⑭⑮

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.5.2.4 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

相違理由⑭
相違理由⑤⑩⑭

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代替注水中型ポ
ンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，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及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車への燃料給油手順については，「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。

相違理由⑤⑭
東二は可燃性ガス濃度制御系
による原子炉格納容器内の水

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

素及び酸素濃度制御の具体的

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 重大事故等のな手順を技術的能力「1.9 水

収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

素爆発による原子炉格納容器操作の判断，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。

事故時の計装に関する手順の破損を防止するための手順等」に，代替淡水貯槽に補給するす具体的な手順を技術的能力「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」に，操作の判断，確認に係る計器設備に関する手順を技術的能力「1.15 事故時の計装に関する手順等」に整備することを記載。

79

（参考資料）
１．５ 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ
1

番号
相違理由①

2

相違理由②

2

相違理由③

2

相違理由④

3
4

相違理由⑤
相違理由⑥

6

相違理由⑦

6

相違理由⑧

7

相違理由⑨

8

相違理由⑩

9

相違理由⑪

15

相違理由⑫

16

相違理由⑬

17

相違理由⑭

17

相違理由⑮

17

相違理由⑯

19

相違理由⑰

22

相違理由⑱

46

相違理由⑲

内容
東二は本項で使用する設備に自主対策設備はない。
東二は残留熱除去系冷却水の代替設備として，緊急用海水系（緊急用海水ポンプ）,代替残留熱除去系海水系（可搬型代替
注水大型ポンプ）により残留熱除去系へ直接海水を送水する手段がある。柏崎は代替原子炉補機冷却系（代替原子炉補機
冷却海水ポンプ，大容量送水車）を設置しており，代替原子炉
補機冷却系により原子炉補機冷却系を間接的に冷却する手段と直接原子炉補機冷却系に海水を送水する手段がある。
東二は設計基準事故対処設備は重大事故等対処設備と定義している。柏崎では，設計基準事故対処設備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準事故対処設備を重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置づけている。
東二は残留熱除去系の冷却水として残留熱除去系海水系，柏崎は原子炉補機冷却系を設置。
設備名称の相違
図表番号の附番ルールの相違
柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
見出し記号の附番ルールの相違
東二のベント弁は電動駆動のため操作用ボンベ使用による空気駆動弁操作なし。柏崎は隔離弁に空気駆動弁を使用しており，制御電源や操作ボンベが必要。
東二は，常設代替交流電源設備を常設代替高圧電源装置5台で定格とし，故障や点検を想定し，1台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
東二は遠隔人力操作機構による操作にて，格納容器圧力逃がし装置を使用する際，プルームの影響による操作員の被ばく低減を図るため，第二弁操作室を設置する。
東二は「技術的能力1.0 重大事故対策における共通事項（添付資料1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
東二は対応フローに従いサプレッション・プール水位により格納
容器ベントの準備を開始。柏崎は原子炉格納容器内の圧力により準備を開始する。
設備運用・設計，体制の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。
監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載
東二はサプレッション・プール水位とサプレッション・チェンバ圧
力にて格納容器ベント開始を判断する。柏崎は格納容器内の圧力により判断する。
東二で新規配備する可搬型代替注水大型ポンプは，様々な手段に用いるため，使用目的を併記する。
格納容器ベント停止判断基準の相違。

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考ⅰ) 代替格納容器スプレイ

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

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

相違理由①

ⅰ. 復旧

ⅰ) 復旧

相違理由①

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

相違理由①

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二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

備考

ⅰ. 代替格納容器スプレイⅰ) 代替格納容器スプレイ

相違理由①

ⅱ. 格納容器代替除熱ⅱ) 格納容器代替除熱

相違理由①ⅲ. 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

相違理由①(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

相違理由①

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

相違理由①

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

相違理由①(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由①
東二は補給水系を代替格納容器スプレイ（自主対策設備）として整備する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

(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

相違理由①

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

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

備考

相違理由①

(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

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

b. 重大事故等時の対応手段の選択

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

1.6.2.2 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) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水/海水）(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由①②(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／

相違理由①

海水）
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

3

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 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

備考

1.6.2.3 設計基準事故対処設備を使用した対応手順

相違理由③

東二は設計基準事故対処設備
は重大事故等対処設備と定義している。
柏崎では，設計基準事故対処設
備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準
事故対処設備を重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置づけている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

(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

相違理由③(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

相違理由③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

柏崎刈羽原子力発電所／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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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能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示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。

されていること。

２ 発電用原子炉設置者は、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を

２ 発電用原子炉設置者は、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために防止するため、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。

必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

備考

【解釈】

【解釈】
１ 第１項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」及

１ 第１項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」及

び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる

び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行ために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行

うための手順等をいう。

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。

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（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。

相違理由③

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。

5

東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

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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

備考

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

相違理由③

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。

相違理由③

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）。

相違理由④

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるもる（第 1.6.1 図）。

のは相違理由⑤と示す。
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

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

する。

選定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用※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，事故対応に有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけで選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけなく，設置許可基準規則第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

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考

(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

相違理由③④（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相違理由③④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相違理由③

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

東二はスプレイヘッダを残留熱除去系と位置付けている。柏
崎は原子炉格納容器の設備に位置付けている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

・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

東二は残留熱除去系ポンプ及・残留熱除去系海水系ストレーナ

び残留熱除去系熱交換器の冷却水として，残留熱除去系海水系を設置している。なお，柏崎は原子炉補機冷却系を残留熱除去系冷却水として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

7

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
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

備考
相違理由③

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

相違理由⑦

・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

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

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，

相違理由③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。

相違理由⑦

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。

9

相違理由⑤

相違理由①
相違理由③
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

東二は代替格納容器スプレイ

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽系の常設設備として，代替淡水・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁貯槽を水源とする常設低圧代・残留熱除去系配管・弁・代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁替注水系ポンプを使用するが，・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

柏崎は復水貯蔵槽を水源とす
る復水補給水系を使用するた・高圧炉心注水系配管・弁め配管等構成にも相違がある。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。
・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・非常用交流電源設備

東二は常設代替交流電源設備
のみで給電が可能であるが，柏崎は常設代替交流電源設備の他，非常用電源設備より給電される。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

・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

東二は，常設代替交流電源設備
を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定
し，1 台予備を確保している。
よって，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑩・代替所内電気設備

相違理由⑩・燃料給油設備10

相違理由⑩

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)消火系による原子炉格納容器内の冷却

東海第二

備考

(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

相違理由③

・多目的タンク

東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁

柏崎は復水補給水系の配管を使用している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

・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

相違理由⑥

・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
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備

相違理由⑩・燃料給油設備

・燃料補給設備11

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(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
相違理由①②

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所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。

備考
相違理由①

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却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

相違理由③

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由③

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬設備による注水等

・淡水貯水池・代替淡水貯槽に使用する水源として西側淡
水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬設備
による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手
順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・ホース・接続口

・ホース

東二は接続口を低圧代替注水
系配管に含めることで設備に位置付けない。

・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁

東二は低圧代替系、代替格納容・代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁器スプレイ冷却系の配管･弁を使用するが、柏崎は・復水補給
水系配管・弁を使用する系統に相違がある。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

・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

13

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・原子炉格納容器

備考

・原子炉格納容器

・非常用交流電源設備

相違理由⑩・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑩・代替所内電気設備
・燃料給油設備

・燃料補給設備14

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ敷

柏崎はあらかじめ敷設したホ

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ースを使用することを記載し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ているが，東二はホースをあらースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

かじめ敷設する前提ではないため記載していない。

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。

15

相違理由⑭

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ.重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

備考
相違理由①
相違理由⑨

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

注水大型ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース，残留熱除去

相違理由③⑥⑮

置付ける。

系配管・弁・スプレイヘッダ，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等

相違理由③

対処設備として位置付ける。
防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】相違理由④⑭1b)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。

16

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・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・弁備考
相違理由③⑫

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東二では常設低圧代替注水系

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ポンプ，可搬型代替注水中型ポ

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。

ンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの設計仕様が同等の機能（容量）を有するとは言えな
いため，柏崎と同様な記載は困難である。（例：低圧代替注水系（常設）柏崎 125m3/h/台，東二 200 m3/h/台）
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

・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。

17

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑪

・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

相違理由①

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相違理由⑦

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

相違理由③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

相違理由①

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

相違理由⑪

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／

東二は受電経路を具体的に示

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，緊急用海水す。

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

東二は残留熱除去系海水系のスプレイ冷却系）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，原子代替設備として，常設の緊急用

炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。

海水ポンプを使用した緊急用
海水系及び可搬型代替注水大型ポンプを使用した代替残留熱除去系海水系を新設し，残留熱除去系に冷却水を供給できる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。
相違理由⑦
相違理由③

18

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(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

備考
相違理由③
相違理由③

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

相違理由⑥

・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

相違理由⑦

・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由⑦

・緊急用海水ポンプ

相違理由⑰・緊急用海水系ストレーナ

相違理由⑰

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑰

・ホース

相違理由⑰

・代替原子炉補機冷却系

・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

相違理由⑪・燃料給油設備19

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(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

備考
相違理由③

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・プール冷却系）の復旧で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。

相違理由③

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

相違理由⑦

・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由⑦

・緊急用海水ポンプ

相違理由⑰・緊急用海水系ストレーナ

相違理由⑰

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑰

・ホース

相違理由⑰

・代替原子炉補機冷却系

・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・燃料給油設備20

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
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

備考
相違理由①
相違理由⑥

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

相違理由⑦⑰

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相違理由⑧

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相違理由⑦

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

相違理由⑰

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。
相違理由⑪

・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

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

東海第二

備考

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

相違理由①

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

相違理由③

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

相違理由②

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。

東二は代替格納容器スプレイを実施しない場合，原子炉格納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

容器内温度が上昇し，逃がし安全弁は発電用原子炉の減圧機能を維持できる。

全弁の減圧機能に影響がでる
可能性がある。

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

相違理由①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ.格納容器代替除熱

東海第二ⅱ) 格納容器代替除熱

備考
相違理由①

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備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相違理由③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

相違理由③を行う手段がある。

を行う手段がある。

東二は受電経路を具体的に示す。

(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。

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

相違理由③
相違理由③

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

相違理由③・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

相違理由③

・原子炉格納容器
・原子炉補機冷却系
・非常用交流電源設備

相違理由⑩・常設代替交流電源設備

相違理由⑩・第二代替交流電源設備

相違理由⑪・燃料給油設備23

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
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

備考
相違理由①

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)ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様である。

相違理由①

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

以上の重大事故等対処設備により，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

相違理由③

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・弁相違理由③⑫
相違理由⑯

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

東二は放射性物質の濃度を低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。

下させる目的も記載（柏崎も他に記載している）頁 26

24

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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・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク，補給水系配管・弁

備考
相違理由②

耐震性は確保されていないが，使用可能であれば，原子炉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。

相違理由③
相違理由⑩⑪

相違理由③

相違理由⑪

・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

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

相違理由①

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相違理由⑦

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

相違理由③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)

相違理由①

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

相違理由⑪

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

東二は受電経路を具体的に示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す。相違理由⑦⑰（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

相違理由③

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

相違理由①

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

備考
相違理由①
相違理由④
相違理由①

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）及び残相違理由③

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

相違理由⑦

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

相違理由③

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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

備考

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

東二は「技術的能力 1.0 重大（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」

事故対策における共通事項（添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）。

付資料 1.0.10

重大事故等発生時の体制について）」より,当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。
整備する手順書名の相違
また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.6.2 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）。

相違理由⑤※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を追記。

28

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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

備考

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

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

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

東二のスプレイマネージメン

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トは早期な格納容器ベントをスプレイの起動／停止を行う。

回避するためにサプレッショ

はスプレイの起動/停止を行う。

相違理由③⑨ン・プール水位についても考慮している。
以降，同様な相違理由によるものは相違理由⑲と示す。
相違理由①ⅰ) 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※1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

で，原子炉格納残留熱除去系（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
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

相違理由③

※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。

相違理由⑨※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

相違理由③

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

相違理由⑤

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ⅱ.操作手順東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由⑤
相違理由①
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様な相違理由によるものは相違理由⑳と示す。

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

相違理由⑤

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。

相違理由⑤①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（常相違理由⑱⑳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

東二は必要な電源の受電操作示にて確認する。

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を記載（中央制御室の緊急用電

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

源切替盤にて実施）

ことを状態表示等にて確認する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
東二は運転員等の対応要員数
をタイムチャートに示す。
以降，同様な相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑱⑳
柏崎は本項②操作にて電源が確保されたことを確認
監視計器に電源確保の状態表
示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

30

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東海第二

備考

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，第二東二は代替電源設備は容量を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（常設計で担保しているため，負荷設）が使用可能か確認する。

容量確認は不要。
柏崎は原子炉格納容器への注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。

水流量確保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

相違理由⑨⑱⑳

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

相違理由⑨

ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認する。

相違理由⑨
東二は指示値の明確化
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

31

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東海第二

備考

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

東二の代替格納容器スプレイ

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。

冷却系（常設）によるスプレイ
先として，スプレイによる除熱効果が低いサプレッション・チ
ェンバを設計上考慮していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

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

相違理由⑨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

相違理由⑨

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。

相違理由⑨
相違理由⑨

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。

相違理由⑨⑦b 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

相違理由⑨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)の全開操作を相違理由⑨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相違理由⑨⑱⑳

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，原相違理由⑨⑱⑳

子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

する。
相違理由③⑱⑳⑩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相違理由③

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。

相違理由⑱

32

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東海第二

備考

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

東二は早期格納容器ベントを回レッション・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避するためサプレッション・プ

プレイの制御を実施する。

ール水位の上昇を抑制できる連続スプレイを選定している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

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，サプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内に到達した場合は，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

相違理由⑤（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

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

相違理由③

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

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

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

相違理由⑤⑲（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。

相違理由③
相違理由③
柏崎は吸込ラインの切替えで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復水貯蔵槽の保有水量を最大替え操作（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。

限に使用する。
東二の代替淡水貯槽は切換えを伴わず最大限利用できるので操作不要。
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。

⑧発電長は，運転員等に代替淡水貯槽の補給を指示する。

33

相違理由⑨⑱⑳

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ⅲ.操作の成立性

東海第二備考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

相違理由①

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相違理由⑱

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

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

東海第二

備考

(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

相違理由③

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

相違理由⑱

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，スプレイ流量のはスプレイの起動/停止を行う。

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）及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に※1

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

で，原子炉格納容器

相違理由⑲

相違理由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）※１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

相違理由③

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※2。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）が相違理由⑫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

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

相違理由⑤

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ⅱ. 操作手順

東海第二

備考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

相違理由⑤

す。

1.6−12図に示す。

相違理由⑤①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。

相違理由⑱⑳

内へのスプレイの準備開始を指示する。
東二は④で実施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。

東二は電源が確保されている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。

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

相違理由⑱⑲⑳
相違理由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。

相違理由⑱④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，

柏崎は②で実施

弁の全閉操作を実施する。
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

東二は指示値を記載

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イェル又レッション・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はサプレッション・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

相違理由⑤⑱⑳
相違理由⑱
相違理由⑤⑱⑳
相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

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

相違理由⑱

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。

相違理由③⑱⑳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。

相違理由③⑱⑳

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 1.6−4 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，サプレッション・プール水位指示値が，原子に到達した場合は，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（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

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

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

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再開する。

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。

37

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

※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

相違理由③

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Ｓ／Ｃスプレイ弁の全閉操作を

相違理由③

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。

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

相違理由③

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

相違理由⑱⑳

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

備考
相違理由②

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流量の調整又はスプレイ起動／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

相違理由⑲

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二①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り替えを依頼する。
④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑤重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施し，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑥運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡ライン止め弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁の全開操作を実施する。
⑨発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ
圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑪発電長は，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
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑫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，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。

41

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 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

東海第二

備考

(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／

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

相違理由③

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

相違理由②

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・

相違理由⑲

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，可搬

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。

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る。

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），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

。

相違理由③

相違理由③
東二は代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）の準備を代替
格納容器スプレイ冷却系（常基準に到達した場合※2。

設）と同時並行で実施する。
※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

相違理由⑭

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・

相違理由③

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

相違理由⑤のスプレイ起動の判断基準（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。

相違理由⑤

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

相違理由⑤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 図及び第相違理由⑤，東二は複数ある注す。

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

水系統と接続口について，手順

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系配の差異を整理する。

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⑦以外は同様。）。

42

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

［交流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]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相違理由⑱⑳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。

相違理由③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の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。

備開始を指示する。

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，代替格納容器スプ相違理由③⑱⑳

相違理由⑱⑳
相違理由

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。
柏崎は原子炉格納容器への注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。

水流量確保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。

器内へのスプレイの系統構成開始を指示する。

43

相違理由⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考

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

相違理由⑱⑳

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，

相違理由②

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

相違理由②⑱⑳

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

相違理由⑱⑳

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，

相違理由②

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

相違理由②⑱⑳

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

相違理由③

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。

ことを報告する。

相違理由⑱⑨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。

相違理由③⑱⑳

相違理由③⑱⑳

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相違理由③

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）と相違理由③⑱⑳

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

相違理由③

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

容器内へのスプレイの確認を指示する。

相違理由⑱⑳

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

相違理由③

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相違理由③

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，災害対相違理由⑱

策本部長代理は発電長に報告する。

44

相違理由③⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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 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）指示値の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の備考

相違理由③⑱⑳
相違理由③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

相違理由⑤

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

相違理由

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，サに到達した場合は，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

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（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。

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

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

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，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

再開する。

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

相違理由⑤

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相違理由③⑤

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相違理由③

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，残留熱除相違理由③

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し，原子炉圧力容器へ注水する。

相違理由③⑬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

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。

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。

45

相違理由③⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

［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相違理由⑱⑳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。

相違理由③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の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。

備開始を指示する。

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。

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

相違理由③⑱⑳

相違理由⑱⑳
相違理由等にて確認する。
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。

相違理由⑱⑳

器内へのスプレイの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

柏崎は原子炉格納容器への注算計バイパス弁の全閉操作を実施する。

水流量確保

46

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑦aD/W スプレイの場合

東海第二

備考

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

相違理由⑱⑳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す

相違理由②

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，当直副る。

相違理由②⑱⑳

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。
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

相違理由⑱⑳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す

相違理由②

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）にる。

相違理由②⑱⑳

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

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。

ことを報告する。

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。
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

相違理由③⑱⑳
相違理由③
相違理由③⑱⑳

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相違理由③

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）と相違理由③⑱⑳

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

相違理由③

示する。

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）として使用する可相違理由③⑱⑳

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

相違理由③

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相違理由③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

相違理由⑱

長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。

相違理由⑱⑨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

相違理由⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

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相違理由③⑱⑳

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

相違理由③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

相違理由③

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，運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判相違理由③

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，連相違理由③⑤

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
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

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

相違理由③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）ン・チェンバ雰囲気温度，サプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器

相違理由③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。

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

相違理由③⑤

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，サプ内へのスプレイを停止するよう運転員等に指示する。その後，ドライウェル圧力，

相違理由③

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

相違理由③

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

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相違理由③

納容器内へのスプレイを再開する。

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

相違理由③⑤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）に到達し相違理由③⑤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

相違理由③

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

相違理由③

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し，原子炉圧力容器へ注水する。

相違理由③⑬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

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。

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。

48

相違理由③⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考

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

相違理由③

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

相違理由⑱

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。

相違理由⑱
相違理由⑳

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。

交流電源が確保されている場合：約 25 分

[交流動力電源が確保されている場合]

東二は交流動力電源が確保さ【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れているか否かで整理する。

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。

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。

49

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

[交流動力電源が喪失している場合]

東二は交流動力電源が確保さ【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れているか否かで整理する。

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

相違理由③

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

相違理由③

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

相違理由③

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。

相違理由③

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

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等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

備考

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。

相違理由⑤

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により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が相違理由③⑨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

使用可能であれば代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイ

相違理由⑨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

する。代替淡水貯槽が使用できない場合，消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ冷却

相違理由②内にスプレイする。

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，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にスプレイす

相違理由②

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東二は代替格納容器スプレイては，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冷却系（常設）及び代替格納容時並行で準備する。

器スプレイ冷却系（可搬型）をまた，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

同時並行で準備する。また，ス

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

プレイのための系統構成が完し，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉格納容器内へのスプレ了した時点で，その手段を使用

イを開始する。

したスプレイを開始する旨を明記している。

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相違理由⑫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

相違理由②

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

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考

(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

相違理由⑦

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

相違理由③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

相違理由⑦⑪

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

相違理由③⑰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。

相違理由③

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／

相違理由⑲

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，相違理由⑪「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等は，「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

相違理由⑦⑰

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所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

備考

ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由①

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 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※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した場合 。

※１系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能な状態に復旧された場合で，原子炉格納容

相違理由⑪
東二は受電経路具体的に示す。
相違理由③

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

相違理由③

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・

相違理由③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

相違理由③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。

相違理由⑤

53

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①
優先する号機の相違

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

以降，同様の相違理由によるも第 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図かのは相違理由 と示す。

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。

相違理由③⑤①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（格納容器スプ相違理由⑱⑳

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。

相違理由③②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系による相違理由③⑱

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

相違理由⑳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。

相違理由⑦①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
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。

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代替電源設備は容量を設計で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担保しているため，負荷容量確モード）が使用可能か確認する。

認は不要。

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

相違理由（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

相違理由③⑳

る。

レイの準備完了を報告する。

相違理由①⑱⑤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（格納容相違理由①⑤⑱

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。

相違理由

54

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）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

備考
相違理由⑱⑳

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

東二では D/W スプレイと S/C ス

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。

プレイの片方又は両方を行う
場合があり２ケースを記載しレイを開始する。

ている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由

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

相違理由

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。

東二では系統構成を手順で示している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相違理由①⑱

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

相違理由⑳

副長に報告する。

認し，発電長に報告する。なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による

東二では残留熱除去系（格納容

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。

器スプレイ冷却系）に流量調整弁が無い

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

相違理由③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，サプレッション・プール水位指示値が，原子相違理由③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

相違理由⑤（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

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

相違理由③

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

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・チェンバ雰囲気温相違理由③

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

相違理由⑤

再開する。

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

相違理由⑤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

相違理由③

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

相違理由③

弁(B)の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

る。

相違理由③

55

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由①

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

相違理由⑱

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

相違理由③

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。

相違理由⑳(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

相違理由③

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

相違理由⑦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

相違理由③

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，相違理由⑪

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

相違理由⑦⑪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・プールの除相違理由③

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，相違理由⑪「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等について
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。

56

相違理由⑦⑰

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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）
ⅰ. 手順着手の判断基準

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

東海第二

※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

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。

相違理由①
相違理由⑪

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

東二は受電経路具体的に示す。

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。

相違理由③※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

相違理由⑦

れている状態。

ている状態。
ⅱ. 操作手順

備考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・プール冷相違理由①
東二は残留熱除去系が有する機能を明記。

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

相違理由⑤−22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。

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

相違理由③⑱⑳
相違理由③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

相違理由③⑱
相違理由する。
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代替電源設備は容量を設計で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担保しているため，負荷容量確

水ポンプ(A)が使用可能か確認する。

認は不要。

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。

相違理由①⑱⑤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］

相違理由①⑱

ッション・チェンバ・プールの除熱の準備完了を報告する。

57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

東二は指示値を記載

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。

相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）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・

東海第二④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。

備考
相違理由①③⑳

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⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系テスト弁の全開及び残留熱除去系熱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

交換器（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

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。

ョン・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

相違理由①⑱⑳とを確認する。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

相違理由①

上記の操作は，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

相違理由⑱

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・

相違理由③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。

相違理由⑳

58

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

備考

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。

相違理由⑤

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相違理由⑪

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相違理由③⑦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

相違理由③

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，残留熱除相違理由⑦

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

相違理由③

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，代替残留熱除相違理由⑦⑰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

相違理由③

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

相違理由⑦⑰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）等により原子柏崎は代替原子炉補機冷却系

炉格納容器内へのスプレイを並行して実施する。

の設置に時間を要することか
ら並行して実施することを明記59

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.6.2.2 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

備考

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

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）

相違理由③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

相違理由⑨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※3

炉心損傷を判断した場合

相違理由①
※１

において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）によ

相違理由③

る原子炉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

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 。

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：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

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

東海第二では 10 倍を含めて炉（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

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。

心損傷と判断するため「以上」相違理由③としている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由③
※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

相違理由⑨
相違理由⑤
相違理由⑤

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

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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)ｂ．(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器イ」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

備考
相違理由①
相違理由①
相違理由⑤

炉格納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第1.6−6表）に従い実施する。
なお，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。

相違理由⑤
相違理由⑤

相違理由①
相違理由⑱
相違理由⑳

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。
相違理由⑳

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

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

備考
相違理由①
相違理由③
相違理由③⑫

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・

相違理由⑲

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。
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

相違理由①
相違理由③

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：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

相違理由③

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

相違理由③（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

相違理由③※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）が相違理由③⑫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

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。

相違理由⑤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)ｂ．(c)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−

相違理由①
相違理由①
相違理由⑤

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

相違理由⑤
相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由①

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

相違理由⑱

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

相違理由⑳

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。

相違理由⑳

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，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

柏崎刈羽原子力発電所／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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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

備考
相違理由②

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流量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
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：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)ｂ．(d)補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，原
子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動，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

相違理由⑲

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 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／

備考
相違理由①

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）

相違理由③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相違理由②

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・

相違理由⑲

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，可搬

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。

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る。

ⅰ.手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由③

相違理由①

炉心損傷を判断した場合※1 において，残留熱除去系（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）が東二は代替格納容器スプレイ

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

冷却系（可搬型）の準備を代※３

替格納容器スプレイ冷却系※3

スプレイ起動の判断基準に到達した場合 。

。

相違理由③

（常設）と同時並行で実施する。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相違理由③

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

相違理由③ル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※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）が相違理由⑭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※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（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へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−5表）に達した場合。

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

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
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，

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイについ
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納相違理由①「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)ｂ．(b)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[交流電源が確保されている場合]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，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。

相違理由⑤

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

東二はスプレイ制御の判断基

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）に従い実施す判断基準（第1.6−7表）に従い実施する。

準を用いる。
相違理由⑤

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。

66

相違理由⑤

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

備考
相違理由①
相違理由⑱⑳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）

所要時間を示し，柏崎は使用す・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名にる注入配管に対して所要時間て作業を実施した場合，215分以内で可能である。
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名にレイ開始まで約 330 分で可能である。

を示している。

【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
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

東二は水源と接続口に対して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，防護具，照明及び通信連絡設備を整備

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，十分な作業する。代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポン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。

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

相違理由⑳

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。

67

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

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

相違理由①③

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相違理由③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，原子炉格納容相違理由⑪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相違理由③

炉格納容器内の除熱を行う。

除熱を行う。

相違理由③

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

相違理由③

相違理由⑪

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

相違理由①
相違理由③

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ⅱ) 操作手順相違理由①

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は以下のとお

相違理由③

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 図に，タ相違理由⑤1.6.23 図に示す。

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

容器内の代替除熱の準備開始を指示する。

相違理由③⑳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。
柏崎は必要な電源の受電操作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。

を記載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

相違理由③

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

相違理由

態表示にて確認する。

態表示等にて確認する。

68

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

東海第二

備考

④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代替電源設備は容量を設計で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

担保しているため，負荷容量確

る。

認は不要。
東二は隔離信号の除外操作は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⑤で実施。

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

相違理由①③⑳

除熱の系統構成を指示する。
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

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系系統流量指示値の上昇を確認し，当直副長に報告する。

水通水を開始する。

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。

発信している場合は除外操作を実施する。

相違理由①③

相違理由①③⑳
柏崎は隔離信号の除外操作は⑤で実施。

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)の起動操作を実除熱の開始を指示する。
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

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

相違理由①③⑳

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。
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。

相違理由①③⑳
相違理由⑳
相違理由①
相違理由⑱

相違理由⑳

室温は通常運転時と同程度である。

69

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 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ｃ．重大事故等時の対応手段の選択

備考
相違理由①

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6−29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により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が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

使用可能であれば代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイ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

する。代替淡水貯槽が使用できない場合，消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ冷却内にスプレイする。

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，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にスプレイす

相違理由⑤
相違理由⑨
相違理由②⑨東二の交流動力電源が確保できない場合の操作を記載。

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東二は代替格納容器スプレイては，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冷却系（常設）及び代替格納容時並行で準備する。

器スプレイ冷却系（可搬型）をまた，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

同時並行で準備する。また，ス

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

プレイのための系統構成が完し，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉格納容器内へのスプレ了した時点で，その手段を使用

イを開始する。

したスプレイを開始する旨を明記している。

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

東二の消火系と補給水系は閉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

止フランジで系統分離していする。

るため，使用にあたっては時間を要する。

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

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 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

備考

(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相違理由⑦

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相違理由③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

相違理由⑪

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

相違理由⑦⑰

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）

相違理由③

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／

相違理由⑲

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，相違理由⑪「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等について
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

他逐条に整理する内容を記載

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

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

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／

東二は受電経路具体的に示す。

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

相違理由③

※3

場合 。

相違理由⑪

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：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

相違理由③

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

相違理由③（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※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

1.6.5 表）に達した場合。

の判断基準（第1.6−5表）に達した場合。

ⅱ. 操作手順

相違理由⑦
相違理由③
相違理由⑤

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）に従い実相違理由③（手順書名の相違）

相違理由⑤

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。

相違理由⑤
相違理由⑤

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

相違理由⑱

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

相違理由③

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

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

備考

(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

相違理由③⑦

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

相違理由③

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，相違理由⑪

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

相違理由⑦⑰

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・プールの除相違理由③

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，相違理由⑪「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等について
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

他逐条に整理する内容を記載

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

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

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／

東二は受電経路具体的に示す。

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

相違理由③

相違理由⑪

※２

状態

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：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

相違理由③

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

相違理由③（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※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

相違理由③

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。

相違理由③（手順書名の相違）
相違理由③
相違理由⑤
相違理由⑤

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，作業開始を判断してか

相違理由⑱

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・プールの相違理由③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

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

備考

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。

相違理由⑤

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相違理由⑪

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

相違理由⑦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

相違理由③

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

相違理由⑰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）により原相違理由③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。

海水系を設置し，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

相違理由③

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

東海第二

備考

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

相違理由④(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

相違理由③

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

相違理由③

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相違理由③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／停止を行う。

プレイの起動/停止を行う。

東二では流量調整弁が無いことから記載無し

ａ．手順着手の判断基準

a. 手順着手の判断基準※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 。

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

相違理由③

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

相違理由③

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相違理由③

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。

相違理由⑤

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。

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

相違理由③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

A 系を先に書く理由：東二では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（残留熱除去判断基準によって使用する手系（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。）。

順が違う。

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

相違理由⑤

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

備考
相違理由⑱⑳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。

相違理由⑱⑳
相違理由⑱⑳

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

相違理由⑤⑱⑳

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相違理由⑱⑳

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。

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。

相違理由③

a

ａ

④ D/W スプレイの場合④ Ｄ／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スプレイ弁を開とする。

相違理由⑱⑳

開始する。

④bS/P スプレイの場合

相違理由

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

相違理由

運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及び残留熱除去系Ａ系
Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉とする。

東二では系統構成を手順で示
している

77

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

東海第二

備考

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

相違理由⑱⑳

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，発相違理由⑱⑳

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

東二では残留熱除去系（格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。

器スプレイ冷却系）に流量調整
弁が無い
相違理由③

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

相違理由③

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

相違理由③

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，相違理由③

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。

相違理由③

実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

78

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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

備考

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，作業開始を判断し相違理由⑱⑳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

相違理由③

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。

相違理由③

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

相違理由③

・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

相違理由③

・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．操作手順相違理由③

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

相違理由⑱⑳

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。

数値の明確化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

東海操作手順②で記載されてション・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。

相違理由⑱⑳いる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

相違理由③⑱

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。

柏崎手順⑤にて記載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。

東二では系統構成を手順で示
している。

79

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑤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。

備考
相違理由③⑱⑳

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，作業開始を判断し相違理由⑱⑳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相違理由⑪⑰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。

相違理由⑪⑰

東二は詳細な電源を明確にし復水移送ポンプ，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，復水ている。

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

相違理由⑦⑨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

東二は詳細な電源を明確にし交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水中型ている。

ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

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

80

（参考資料）
１．6 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ

番号

1

相違理由①

見出し記号の附番ルールの相違

2

相違理由②

東二は補給水系を代替格納容器スプレイ（自主対策設備）として
整備する。

3

相違理由③

設備名称の相違

4

相違理由④

6

相違理由⑤

7

相違理由⑥

7

7

相違理由⑦

相違理由⑧

内容

東二は設計基準事故対処設備は重大事故等対処設備と定義している。
柏崎では，設計基準事故対処設備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準事故対処設備を重大事故等対処
設備（設計基準拡張）と位置づけている。
図表番号の附番ルールの相違
東二はスプレイヘッダを残留熱除去系と位置付けている。柏崎は原子炉格納容器の設備に位置付けている。
東二は残留熱除去系ポンプ及び残留熱除去系熱交換器の冷却水として，残留熱除去系海水系を設置している。なお，柏崎は原
子炉補機冷却系を残留熱除去系冷却水として使用する。
柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれるが，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。

相違理由⑨

東二は代替格納容器スプレイ系の常設設備として，代替淡水貯槽を水源とする常設低圧代替注水系ポンプを使用するが，柏崎
は復水貯蔵槽を水源とする復水補給水系を使用するため配管等構成にも相違がある。

相違理由⑩

東二は常設代替交流電源設備のみで給電が可能であるが，柏崎は常設代替交流電源設備の他，非常用電源設備より給電され
る。

10

相違理由⑪

東二は，常設代替交流電源設備を常設代替高圧電源装置5台で定格とし，故障や点検を想定し，1台予備を確保している。よって，
柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。

11

相違理由⑫

東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。

11

相違理由⑬

柏崎は復水補給水系の配管を使用している。

10

10

13

13

相違理由⑭

相違理由⑮

東二は可搬設備による注水等に使用する水源として西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬設備による注水等に使用する水源として防火
水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
東二は接続口を低圧代替注水系配管に含めることで設備に位置付けない。
東二は低圧代替系、代替格納容器スプレイ冷却系の配管･弁を使用するが、柏崎は・復水補給水系配管・弁を使用する系統に相違がある。

（参考資料）
１．6 比較表の相違理由一覧
比較表ﾍﾟｰｼﾞ

番号

17

相違理由⑯

18

28

相違理由⑰

相違理由⑱

内容
東二では常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポン
プ及び可搬型代替注水大型ポンプの設計仕様が同等の機能（容量）を有するとは言えないため，柏崎と同様な記載は困難である 。 （例 ： 低 圧 代 替 注 水 系 （常 設 ） 柏 崎 125m3/h/ 台 ， 東 二 200
m3/h/台）東二は残留熱除去系海水系の代替設備として，常設の緊急用海水ポンプを使用した緊急用海水系及び可搬型代替注水大型ポン
プを使用した代替残留熱除去系海水系を新設し，残留熱除去系に冷却水を供給できる。
東二は「技術的能力1.0 重大事故対策における共通事項（添付資料1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より,当直運転
員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。

29

相違理由⑲

東二のスプレイマネージメントは早期な格納容器ベントを回避するためにサプレッション・プール水位についても考慮している。

30

相違理由⑳

設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。

30

相違理由

東二は必要な電源の受電操作を記載（中央制御室の緊急用電源切替盤にて実施）

30

相違理由

東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。

30

相違理由

監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。

31

相違理由

東二は指示値の明確化

32

相違理由

東二の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるスプレイ先として，スプレイによる除熱効果が低いサプレッション・チェンバを設計上考慮していない。

33

相違理由

東二は早期格納容器ベントを回避するためサプレッション・プー
ル水位の上昇を抑制できる連続スプレイを選定している。

54

相違理由

優先する号機の相違

55

相違理由

東二ではD/WスプレイとS/Cスプレイの片方又は両方を行う場合があり２ケースを記載している。

60

相違理由

東海第二では10倍を含めて炉心損傷と判断するため「以上」としている。

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

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

1.7.1 対応手段と設備の選定

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

a. 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備

備考

目 次 ＞

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

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

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

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

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

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

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

b. 手順等

ｂ．手順等

1.7.2 重大事故等時の手順

1.7.2 重大事故等時の手順

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

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

a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

相違理由②ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

東二は既設の復水移送ポンプ

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

1

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

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

備考
相違理由③

ｃ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

柏崎は薬液を格納容器内へ復水移送ポンプを使用してスプレイするが，東二は薬注タン
クを窒素にて加圧し，サプレ
ッション・プールスプレイ配管を介してサプレッション・
プールに注入している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。
東二「1.7.2.1（1）b.(d) 原

d. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換」に整理。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。
(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

1.7.2.2 その他の手順項目について考慮する手順

1.7.2.2 その他の手順項目について考慮する手順

1.7.2.3 重大事故等時の対応手段の選択

1.7.2.3 重大事故等時の対応手段の選択

2

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

東海第二1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等【要求事項】

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

切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

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

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

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

炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

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

低下の手順に優先して実施されるものであること。

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

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

3

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

東海第二

備考

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

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

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

た手順等について説明する。

未だ実施していないため，方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

1.7.1 対応手段と設備の選定

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

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

原子炉格納容器の過圧破損に至るおそれがある。

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

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

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

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

※１

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

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

選定する。

定する。

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

な設備。

な設備。

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

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

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

を明確にする。

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

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

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

4

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

東海第二

備考

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

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

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

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

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

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

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

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

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

相違理由②

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

5

相違理由③

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

東海第二

備考

・残留熱除去系熱交換器

東二の代替循環冷却系の冷却・残留熱除去系海水系ポンプ

水として，既設の残留熱除去

・残留熱除去系海水系ストレーナ

系海水系，新設する緊急用海

・緊急用海水ポンプ

水系，新規配備する代替残留・緊急用海水系ストレーナ

熱除去系海水系のいずれかを使用する。
柏崎は新設の代替原子炉補機
冷却系を使用して冷却を行う。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。
相違理由②

・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

・可搬型代替注水大型ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ

・防火水槽

・代替淡水貯槽

相違理由②

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ

東二の低圧代替注水は対応手・淡水貯水池・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ

段毎に使用する注水配管が決・高圧炉心注水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・代替循環冷却系配管・弁まっているが，柏崎は全ての対・給水系配管・弁・スパージャ

応手段に対し，残留熱除去系

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

・ホース

・ホース

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

東二の代替循環冷却系に使用で・第二代替交流電源設備

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

・代替所内電気設備備のみ。

・燃料補給設備

・燃料給油設備【引用ここまで】

6

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

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

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

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

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

る。

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

備考
相違理由①
相違理由①

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

・よう素フィルタ

東二はフィルタ装置内に銀ゼオライトを収納したよう素除去部を設け，よう素除去を行う。柏崎はフィルタ装置下流側によう素フィルタ，ドレン
タンクを設置するよう素除去装置にてよう素除去を行う。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

・ラプチャーディスク

・圧力開放板相違理由②・ドレン移送ポンプ

・移送ポンプ相違理由②・ドレンタンク
・遠隔手動弁操作設備

相違理由⑧・遠隔人力操作機構

相違理由②・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）

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

7

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東海第二・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

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

・可搬型窒素供給装置

・可搬型窒素供給装置
柏崎はフィルタ装置内スクラ・スクラバ水 pH 制御設備

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

・フィルタ装置遮蔽

・配管遮蔽

・配管遮蔽

相違理由②

・第二弁操作室遮蔽

相違理由⑨・第一弁（Ｓ／Ｃ側）

東二は格納容器圧力逃がし装・第一弁（Ｄ／Ｗ側）

置で操作対象となる弁を明確

・第二弁

に示す。

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

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・格納容器圧力逃がし装置配管・弁

東海第二

備考

・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁

相違理由⑨
相違理由⑩

・窒素供給配管・弁相違理由②

・移送配管・弁相違理由②・補給水配管・弁

相違理由②
相違理由②

・ホース・接続口
・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバを含む）

東二は真空破壊弁を別項目と・真空破壊弁

して記載。

・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由②

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由②

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬型設備による注水・淡水貯水池・代替淡水貯槽等に使用する水源として西側

・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

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

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

9

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・常設代替交流電源設備

東海第二

備考

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

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

・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・常設代替直流電源設備

・常設代替直流電源設備

・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備

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

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

設備運用・設計，体制の違いに起因する記載の相違はあるう。）

が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるドライウェルベント（以下「D/W ベント」という。）

優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベント

10

相違理由⑮

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

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

備考
東二は常設しているホースはなし。

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

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

型ポンプの使い分けがある。

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

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

替淡水貯槽又は淡水タンクの淡水を利用する。
ⅱ) 現場操作

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

格納容器圧力逃がし装置の隔離弁（電動駆動弁）の駆動源や制御電源が喪失した場

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

手段がある。

11

相違理由①
東二は隔離弁として，空気作動弁を使用しない。

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

東海第二放射線防護対策として，隔離弁を遠隔で手動操作するエリアは二次格納施設外である原

備考
相違理由⑨

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

格納容器圧力逃がし装置の現場操作で使用する設備は以下のとおり。

格納容器圧力逃がし装置の現場操作で使用する設備は以下のとおり。

・遠隔手動弁操作設備

・遠隔人力操作機構

相違理由②・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）

相違理由⑨・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

相違理由⑩・第二弁操作室差圧計

相違理由⑨・第二弁操作室遮蔽

相違理由⑨・第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）

相違理由⑨
相違理由⑩

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

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

東二は単体で性状がわかるガ
スには「ガス」を付けないこととしている。

不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換で使用する設備は以下のとおり。

不活性ガス（窒素）による系統内の置換で使用する設備は以下のとおり。

以降，同様の相違理由によるも・可搬型窒素供給装置

・可搬型窒素供給装置のは相違理由⑯と示す。
東二のホースは装置に含まれ，・ホース・接続口

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

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

相違理由⑰・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑰・燃料給油設備相違理由⑰12

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ⅳ. 原子炉格納容器負圧破損の防止

東海第二

備考

ⅳ) 原子炉格納容器負圧破損の防止

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

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

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

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

炉格納容器内の不活性ガス

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整理する。

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

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

て数値を記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。

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

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

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

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

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

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

相違理由②

とおり。
・可搬型窒素供給装置

相違理由②

・ホース

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

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

相違理由⑰

・常設代替交流電源設備

相違理由⑰・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑰・燃料給油設備相違理由⑰

13

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東海第二(b) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

備考
東二は前段（a）ページ 5 に記載

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替
循環冷却系により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。
放射線防護対策として，現場での系統構成は代替循環冷却系の運転開始前に行い，代替循

東二の代替循環冷却系は原子
炉建屋原子炉棟内に設備が設

環冷却系の起動及びその後の流量調整等の操作については中央制御室から操作を行う。

置されており，中央制御室からの遠隔操作にて系統構成を実施する。
柏崎は二次格納施設外に設備が設置されており，現場操作にて系統構成を実施する。
なお，代替循環冷却系運転後長期における系統廻りの線量低減対策として，可搬型代替注

代替循環冷却系の長期運転後

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

における系統の線量低減対策

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

について，東二は技術的能力「添付資料 1.0.15 格納容器の長期にわたる状態維持に係る体制の整備について」に整理する（柏崎と同様）。

14

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東海第二

備考

・復水移送ポンプ

相違理由③

・代替原子炉補機冷却系

相違理由⑦

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

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

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

保持することで，よう素の放出量を低減する手段がある。

プール水中によう素を保持することで，よう素の放出量を低減する手段がある。

格納容器 pH 制御設備による薬液注入で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②
相違理由④

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

・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

相違理由⑰・格納容器下部注水系（常設）相違理由⑰
・薬液タンク

相違理由④・蓄圧タンク加圧用窒素ガスボンベ

相違理由④

15

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・格納容器 pH 制御設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二

備考

・サプレッション・プール水ｐＨ制御装置配管・弁相違理由④

・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ

相違理由⑰

・サプレッション・チェンバ相違理由⑰

・常設代替直流電源設備

相違理由⑰・可搬型代替直流電源設備

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

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

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

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

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

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

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

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

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

設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由③

相違理由⑫

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

16

相違理由②⑧⑰

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

東海第二

備考

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

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

相違理由⑩

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

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

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

事故等対処設備として位置付ける。
東二はページ 16 に記載

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

相違理由③

ポンプ，代替原子炉補機冷却系，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），サプレッション・チェン
バ，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ，高圧炉心注水系配管・弁，復水補給水系配管・弁，給水系配管・弁・スパージャ，格納容器スプレイ・ヘッダ，ホース，原子炉圧力容器，
原子炉格納容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。
原子炉格納容器負圧破損の防止で使用する設備のうち，可搬型窒素供給装置，不活性ガ

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

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

東二は可搬型代替注水大型ポ

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 ンプを使用した代替残留熱除用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替循環

去系海水系を新規配備し，残冷却系が使用可能となれば，原子炉格納容器内の減圧及び除熱する手段として有効であ

留熱除去系又は代替循環冷却る。

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

17

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

備考
相違理由⑬

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

・サプレッション・プール水ｐＨ制御装置

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

重大事故等対処設備である格納容器圧力逃がし装置により中央制御室の被ばく低減

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

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

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

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

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

相違理由②④て有効である。
東二は可燃性ガスによる爆発

・可搬型格納容器窒素供給設備

及び原子炉格納容器の負圧破有効性評価における原子炉格納容器内の圧力評価により，事故発生後 7 日間は窒素ガスを供給しなくても原子炉格納容器が負圧破損に至る可能性はない。

損を防止する設計であること

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

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

事故等対処設備と位置付ける。

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

相違理由⑭

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

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

東海第二

備考

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

東二は「技術的能力 1.0 重大

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

（第 1.7−1 表）。

付資料 1.0.10

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

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

相違理由⑥※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を追記。

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

東海第二1.7.2 重大事故等時の手順

1.7.2 重大事故等時の手順

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

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

備考

相違理由②

(1) 交流動力電源が健全である場合の対応手順【以下，ページ 63 より当該箇所を引用】
b. 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

東二は基準要求の順に代替循環

ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

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

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

冷却系を先に記載している。

器内の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

相違理由③(a) 手順着手の判断基準

相違理由①

する。
(a) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1において，残留熱除去系の復旧に見込みがなく

※2

原子炉格納

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

・代替原子炉補機冷却系による冷却水供給が可能であること。

炉心損傷を判断した場合※１※２において，残留熱除去系の復旧に見込みがなく

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

相違理由③

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

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

・原子炉格納容器内の酸素濃度が4.3vol％以下であること。

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

東二は計測箇所を明確に記載。

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

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

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

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

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

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

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

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

ション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

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

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

東海第二(b) 操作手順

備考
相違理由①

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

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

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

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

D/W スプレイ中とする。

る。

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

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

用したペデスタル（ドライウェ

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

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

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

相違理由⑥

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

炉格納容器内の減圧及び除熱の準備開始を指示する。

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

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

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

源切替盤にて実施）

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

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

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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）⑥a 原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合

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

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

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

イパス弁の全閉操作を実施する。

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

備考
相違理由⑮⑳

相違理由⑮⑳

Ａ系テスト弁の全開操作を実施する。

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

東二では代替循環冷却系を使

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

用したペデスタル（ドライウェ

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

ル部）への注水は実施しない。

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

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

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

全閉とし，現場運転員 C 及び D へ連絡する。
相違理由⑮⑩現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口元弁を全閉とし，当直副長に報
告する。

相違理由⑮

⑪現場運転員 E 及び F は， 当直副長からの指示により，残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁及び残留熱除去系高圧炉心注水系第二止め弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系
ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報
告する。

22

相違理由⑮⑳

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

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

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

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

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

冷却系Ａ系注入弁を開にし，代替循環冷却系Ａ系テスト弁の全閉操作を実施する。

開として代替循環冷却系の運転を開始する。

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

相違理由⑮⑳
相違理由⑮⑳

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

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

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

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

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

東二は災害対策本部への連絡は不要。

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

相違理由⑮⑮a 当直副長は，原子炉圧力容器内の水位及び原子炉格納容器内の圧力を継続監視し，残留⑫ａ発電長は，原子炉圧力容器内の水位及び原子炉格納容器内の圧力を継続監視し，代替

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

位及び原子炉格納容器内の圧力の調整を行うよう中央制御室運転員に指示する。

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

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

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

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

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

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

る。

23

相違理由⑮

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東海第二

備考

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

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

施する。

ル部）への注水は実施しない。

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

東二は原子炉圧力容器への注

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

水及び原子炉格納容器へのス始を指示する。

プレイに加え，原子炉格納容器ｂ

への単独スプレイ手順を整備

後，代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁を開とする。

している。

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

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ⅲ. 操作の成立性

東海第二(c) 操作の成立性

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

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

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

器内の減圧及び除熱開始まで約 90 分で可能である。

分以内と想定する。

備考
相違理由①
相違理由⑮⑳

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

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

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

明確に記載。

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

ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

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

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

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

相違理由②

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

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

相違理由②

防止する。

することで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

東二はスプレイ停止理由を明

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

確に記載。

また，原子炉格納容器内でジルコニウム−水反応により発生した水素ガスが原子炉建屋に漏相違理由①

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

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

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

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

相違理由②

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

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

相違理由⑯を排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。

ることで，原子炉建屋への水素の漏えいを防止する。

東二は具体的なパラメータ名

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

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

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

相違理由⑯

央制御室待避室内のデータ表示装置（待避室）により継続して監視する。

相違理由⑯
相違理由②⑨相違理由②

25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器

東海第二

備考

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

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

相違理由①

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

相違理由②

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

東二は計測箇所を明確に記載。

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

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

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

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

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

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

26

制御パラメータについて明確に記載。

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

東海第二ⅱ) 操作手順

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

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

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

イムチャートを第1.7−7図に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑬以外は同様）］

備考
相違理由①
相違理由⑥

【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑨以外は同様）】

相違理由②①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃が相違理由⑮

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

相違理由⑮

め，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に報告する。

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

相違理由⑮⑳

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

相違理由⑮⑳

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

は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

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

相違理由⑮⑳

備開始を報告する。
⑤運転員等は，中央制御室にて格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要なの電源の受電操作を実施する。

相違理由⑮⑳電動弁の電源切替操作を実施する。

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

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

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

態表示等にて確認する。

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

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東海第二

備考

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

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

る。

備しない。

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

相違理由⑮⑳

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

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

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

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

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

影響がある非常用ガス処理系

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

運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）の全開操作を実施する。

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

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

備完了を当直副長に報告する。

（Ｄ／Ｗ側）の全開操作を実施する。

処理系と接続している系統の⑨ Ｓ／Ｃ側ベントの場合⑨ Ｄ／Ｗ側ベントの場合

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

28

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

東海第二⑩運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告

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

備考
相違理由⑮⑳する。

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

相違理由⑮⑳

害対策本部長代理に報告する。

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

相違理由⑮⑳

る情報収集を適宜行い，当直長に報告する。また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力及相違理由⑮⑳

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

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

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

相違理由⑮⑳

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

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

相違理由⑱⑳

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

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

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

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

弁バイパス弁の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント

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

による操作で全開状態を保持させる。

29

相違理由⑮⑳

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東海第二⑬ｂ D/W ベントの場合

備考
相違理由⑮

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

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

る格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

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

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

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

にて担保しているため，水張り不要。

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

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

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

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

設備により解除するよう現場運転員に指示する。

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

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

相違理由⑩⑮⑳を遠隔手動弁操作設備による操作で全開保持状態を解除する。
相違理由⑮⑳⑱中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウ
ェル側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は， 二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

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ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 45 分で可能である。原子炉格納容器内の減

東海第二

備考

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

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

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

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

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

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

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

具を確実に装着して操作する。

にて示す。

31

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

32

備考
相違理由⑨

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東海第二

備考

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

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

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

相違理由②
相違理由⑰

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

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

相違理由①

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

相違理由①
相違理由⑥

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

調整（水張り）の準備開始を指示する。

ビング水補給の準備開始を依頼する。

相違理由⑮
東二は発電長の判断により本手順を実施する。

②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラビング水補給の準相違理由⑮⑳

備開始を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給の準備開始を指示する。

相違理由⑮⑳④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給に必要な監視計器の電相違理由⑮⑳源が確保されていることを状態表示等により確認し，フィルタ装置スクラビング水補

東二は準備に関する項目を明給の準備完了を発電長に報告する。

確に記載。

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

33

相違理由⑮

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

備考
東二はあらかじめ敷設しているホースをはない。

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

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

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

装置スクラビング水補給の準備完了を災害対策本部長代理に報告する。

相違理由⑮⑳からフィルタベント装置補給水接続口へ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑦災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給の準備完了を発電長に報告

相違理由⑮

する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可

相違理由⑮

搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置水位調整（水張り）の開始を指示す⑨災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替る。

相違理由⑮⑰⑳

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

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

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

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

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

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

認し，給水開始を緊急時対策本部に報告する。

ルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型

相違理由⑮⑰⑳

代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑤緊急時対策本部は，当直長にフィルタ装置の水位を監視するよう依頼する。

⑪災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替

相違理由⑮⑰⑳

注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを発電長に報告する。
⑥当直副長は，フィルタ装置の水位を監視するよう中央制御室運転員に指示する。
⑦中央制御室運転員 A は，フィルタ装置水位にて水位を継続監視し，規定水位に到達した⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給が開始されたことをフことを当直副長に報告する。

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

34

相違理由⑮⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ（A−東海第二⑬発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給の停止を依頼す

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

備考
相違理由⑮

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

相違理由⑮⑰⑳

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

⑩緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）停止操作，FCVS フィルタベント装⑮重大事故等対応要員は格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にて，フィルタベント装置給水ライン元弁の全閉操作及びフィルタ装置補給水接続口送水ホースの取外し操作を置補給水ライン元弁を全閉とした後，フィルタ装置スクラビング水補給として使用す実施する。

る可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部⑪緊急時対策要員は，緊急時対策本部にフィルタ装置水位調整（水張り）の完了を報告す

相違理由⑮⑰⑳

長代理に報告する。

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

相違理由⑮⑰

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

ⅲ) 操作の成立性

相違理由①

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

水補給】（水源：代替淡水貯槽）

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

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

水補給】（水源：淡水タンク）

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

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

35

相違理由⑮⑳

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

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

備考
東二はあらかじめ敷設しているホースをはない。

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

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

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

圧力逃がし装置格納槽の遮蔽壁により作業が可能な放射線環境である。

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

【引用ここまで】

東二は短期間での補給操作が不要。

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

東二は可搬型設備を使用する

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

手順については，その成立性

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

ＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

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

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

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

炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。

(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※2において，原子炉格納容器内の除熱を開始した場合 。

格納容器ベント停止可能

相違理由②⑮

相違理由①ⅰ) 手順着手の判断基準
※1

相違理由①

※１

と判断した場合。

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

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

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

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

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

※2:格納容器ベントによる原子炉格納容器内の除熱を開始した場合。

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

36

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給の手順は以下のとおり。概要図を第 1.7.25 図に，タイムチャートを第 1.7.26 図に示す。

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

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

相違理由⑥

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

相違理由⑮

不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
相違理由⑮②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に原子炉格納容器への窒素ガ
ス供給のための可搬型格納容器窒素供給設備の準備を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に可搬型格納容器窒素供給設備の準備を指示する。

②災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス

相違理由⑮（窒素）注入をするための接続口を発電長に報告する。なお，格納容器窒素供給ライン接続口は，接続口蓋開放作業を必要としない格納容器窒素供給ライン東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置をＳ／Ｃ側用に1台，Ｄ／Ｗ側用に1台の準備及び可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車1台の準備を重大事故等対応要員に指示する。
④現場運転員 C 及び D は，可搬型格納容器窒素供給設備を接続するための準備作業を実施④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供

する。

相違理由⑮

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

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

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

に配備した場合は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付け
る。
相違理由⑮

⑦緊急時対策要員は，可搬型大容量窒素供給装置を起動する。
⑧緊急時対策要員は，窒素ガス供給ユニット D/W 側止め弁又は窒素ガス供給ユニット S/C⑤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

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

本部長代理に報告する。

37

相違理由⑮

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

東海第二⑥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

備考
相違理由⑮

／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を発電長に報告する。
⑦災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ

東二は手順着手の判断基準の／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を重大事故等対応要員に指示する。

記載しているとおり，格納容⑩中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系入口第一，第二隔離弁又は可燃性⑧重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補器ベント停止可能と判断した

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

給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の全開操作を実施し，原子炉格納容器内への不活性ガ

場合に実施する。

ス（窒素）注入を開始したことを，災害対策本部長代理に報告する。

相違理由⑮⑨当直副長は，サプレッション・チェンバ・プール水温度指示値が 104℃になる前に，中央制御室運転員に原子炉格納容器への窒素ガス供給を開始するよう指示する。

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

相違理由⑮（窒素）注入を開始したことを発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全閉による格納容器ベント停止を指示する。
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。

38

東二は⑩〜 の手順で格納容
器ベント停止に関する手順を記載している。

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

東海第二⑮発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全開による格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを指示する。

備考
東二は⑩〜 の手順で格納容
器ベント停止に関する手順を⑯運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全開操作を実施し， 記載している。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを発電長に報告する。
⑰発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策
本部長代理に報告する。
⑱発電長は，可燃性ガス濃度制御系が起動可能な圧力まで原子炉格納容器内の圧力が低下したことを確認し，運転員等に可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を実施し，発電長に報告する。
⑳発電長は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を災害対策本部長代理に依頼する。
災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を重大事故等対応要員に指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，原子炉格納容器内への不活性ガ
ス（窒素）注入を停止した後，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を発電長に報告する。
発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全閉による格納容器ベント停止を指示する。
運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
※2：原子炉格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原子炉格納容器内の温度が150℃到達で原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

39

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

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

備考
相違理由①
東二は接続口毎の成立性を記

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

載している。

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

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

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

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

【引用ここまで】

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

40

相違理由

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

東海第二

備考

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

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

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

相違理由②
相違理由⑮

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

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

相違理由⑮
相違理由①
相違理由⑥

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

相違理由①

活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
②災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス

東二は発電長の判断により本手順を実施する。
相違理由⑮（窒素）注入をするための準備開始を重大事故等対応要員に指示する。
東二は本手順における運転員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。

等による系統構成は不要。

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

スを接続口へ取り付け，窒素ガスパージの準備完了を緊急時対策本部に報告する。

の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口へ取り付け，フィルタ装置内への不活

相違理由⑮性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑥緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスパージの開始を指示する。

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

41

相違理由⑮

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

東海第二

備考

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

より窒素ガスの供給を開始するとともに，緊急時対策本部に窒素ガスパージの開始を報

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

告する。

とを災害対策本部長代理に報告する。
⑥災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒

相違理由⑮

相違理由⑮

素）置換を開始したことを発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水温度の確認を指示する。
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℃

東二はフィルタ装置の冷却状

※１

以下で

あることを確認し，発電長に報告する。

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

相違理由⑮⑳⑩運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度計を起動し，発電長に報告す

相違理由⑮⑳

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

るとともに，フィルタ装置入口水素濃度指示値を監視する。

ポンプの起動完了を報告する。

※1：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビ
ング水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。
東二は不活性ガス（窒素）置換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，フィ後の系統構成は不要。

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

42

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

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

備考
東二は不活性ガス（窒素）置換後の系統構成は不要。

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

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換開始まで135分以内で可能である。

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

【引用ここまで】

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

43

相違理由

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

東海第二

備考

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

相違理由①

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

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

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

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

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

う。

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

東二は水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するた

実施する。

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

1.7−2図に，概要図を第1.7−14図に，タイムチャートを第1.7−15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張り

調整（水抜き）の準備開始を指示する。

の準備開始を依頼する。
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

東二は発電長の判断により本手順を実施する。
相違理由⑮する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送の準備開始を指示する。

東二はスクラビング水移送に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④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要なポンプ，電必要な準備は運転員等によりFCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後，FCVS

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

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

報告する。

相違理由⑮⑳

タベント遮蔽壁附室にて，ドレン移送ポンプの電源が確保されていることを FCVS 現場制
御盤のドレン移送ポンプ運転状態ランプにより確認する。
⑤発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成を指示する。

必要な系統構成は運転員等に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。

より行う。

⑦運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，フィルタベント装置ドレン移送ライン切替

相違理由⑮⑳

弁（Ｓ／Ｃ側）を全開とする。
③緊急時対策要員は，フィルタ装置水位調整（水抜き）の系統構成完了を緊急時対策本部に

東二はスクラビング水移送に⑧運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成が完了したことを報告する。

発電長に報告する。

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備考

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

⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送を指示する。

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

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

運転員等が行う。

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

測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。

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

る。
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。

45

東二はスクラビング水移送を運転員等が行う。
東二は本手順⑫〜 にて，フィルタ装置スクラビング水移送
ライン洗浄のため，フィルタ装
置の水張りを行い，再度スクラ
ビング水の移送を行う。

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備考

⑯重大事故等対応要員は，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポン

東二は本手順⑫〜 にて，フィプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属

ルタ装置スクラビング水移送室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置水張ライン洗浄のため，フィルタ装りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより置の水張りを行い，再度スクラ送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。

ビング水の移送を行う。

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

46

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備考

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

ルタ装置スクラビング水移送

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

置の水張りを行い，再度スクラ
ビング水の移送を行う。

発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度を確認するように指示する。

東二は本手順 〜 にて，フィ

運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度指示値が可燃限界未満である

ルタ装置内の不活性ガス（窒ことを確認し，発電長に報告する。

素）置換の停止を行う。

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

ⅲ. 操作の成立性

発電長は，運転員等にフィルタ装置出口弁を全閉とするように指示する。

東二は本手順 〜 にて，フィ

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

ィルタ装置の隔離を行う。

ⅲ) 操作の成立性

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

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

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

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

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

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

ィルタ装置水張り開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

とで，作業可能である。

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

47

相違理由①
相違理由⑮⑳

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東海第二

備考

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

【引用ここまで】

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

48

相違理由

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東海第二(b) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

備考
東二の移送ポンプは満水保管としているため，水張手順は整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備しない。

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

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東海第二(c) フィルタ装置水位調整（水張り）

備考

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

ィルタ装置スクラビング水補給」にて整理。

インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

（比較表ページ 33）
ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水張り）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.7.7 図に，タイムチャートを第 1.7.8 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水張り）の準備開始を指示する。
②a 防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開した水張りの場合又は淡水貯水池
から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を配備し，防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）へ，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からフィルタ装置補給水接続口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
②b 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を使用した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
緊急時対策要員は，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からフィルタベント装置補給水接続口へ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。

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

備考
東二は「1.7.2.1(1)a.(c) フ
ィルタ装置スクラビング水補る。

給」にて整理。

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（比較表ページ 33）

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

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東海第二ⅲ. 操作の成立性

備考
東二は「1.7.2.1(1)a.(c) フ
ィルタ装置スクラビング水補

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 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実給」にて整理。

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

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東海第二(d) フィルタ装置水位調整（水抜き）

備考
東二の有効性評価では格納容

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

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

水位調整のための水抜き対応

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

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

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

東海第二⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部にドレン移送ポンプ停止操作

備考
東二の有効性評価では格納容器ベント開始後のスクラビンを依頼する。
⑩緊急時対策本部は，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ停止操作を指示する。

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

水位調整のための水抜き対応
手順は整備しない。

ンプ吐出側第一止め弁，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作する。
⑫緊急時対策要員は，緊急時対策本部にフィルタ装置水位調整（水抜き）の完了を報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整（水抜き）完了まで約130 分で可能である。なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施から 25 時間後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

備考
東二は「1.7.2.1(1)a.(e) フ

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

ィルタ装置内の不活性ガス

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

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

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

55

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東海第二

備考

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

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

告する。

（窒素）置換」にて整理。
（比較表ページ 41）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，緊急時対策本部に窒素ガスパージ完了を報告する。
⑭緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス供給の停止を指示するとともに，当直長にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を依頼する。
⑮緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の全閉操作を実施し，緊急時対策本部に窒素ガス供給の停止を報告する。
⑯当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を指示する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガス供給停止後のフィルタ装置入口圧力指示値及びフィルタ装置水素濃度指示値が，窒素ガスパージ完了時の指示値と差異が発生しないことを継続的に監視する。

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東海第二

備考

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

東二は「1.7.2.1(1)a.(e) フ

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

ィルタ装置内の不活性ガスに報告する。

（窒素）置換」にて整理。
（比較表ページ 41）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，屋外における本操作は，格納容器ベント停止後の操作であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二(f) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

備考
相違理由⑪

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

58

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

備考
相違理由⑪

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

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

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

をサプレッション・チェンバに排水する。

（比較表ページ 44）

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

59

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

備考
東二は「1.7.2.1(1)a.(f) フ
ィルタ装置スクラビング水移

窒素ガスパージの準備開始を指示する。

送」にて整理。

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（比較表ページ 44）

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

相違理由⑧(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。
ⅰ. 手順着手の判断基準
ドレンタンクが水位高に到達すると判断した場合。

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東海第二ⅱ. 操作手順

備考
相違理由⑧

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

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東海第二ⅲ. 操作の成立性

備考
相違理由⑧

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

62

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東海第二b. 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

備考
相違理由③
相違理由③

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

東二の記載は,要求事項及び事(a) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合象に係わる箇所の記載に対し※1

において，残留熱除去系の復旧に見込みがなく※2て「炉心の著しい損傷が発生し原子炉格納た場合」を使用している。また，

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

操作は判断した後に実施するであること。

ものであるため，操作に係わる箇所の記載に対しては「炉心損傷を判断」を使用している。
・代替原子炉補機冷却系による冷却水供給が可能であること。

相違理由⑦

・原子炉格納容器内の酸素濃度が 4vol%以下※4 であること。

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

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

東二は計測箇所を明確に記載。

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

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

い場合。

相違理由②

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

電源の確認については東二は
手順内にて確認する。

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

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

ション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

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

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東海第二ⅱ. 操作手順

備考
相違理由②

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

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

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

D/W スプレイ中とする。

る。

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

柏崎は復水補給水系にて代替

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

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

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

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

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

みであり，水源切替手順はな

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

い。

施する。）

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

備考
相違理由②

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

65

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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）

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

備考
相違理由②

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

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

備考
相違理由②

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

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

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

水系による冷却水確保の手順

ⅰ. 手順着手の判断基準

については，「1.5 最終ヒー炉心損傷を判断した場合※1

トシンクへ熱を輸送するためにおいて，代替循環冷却系設備を使用する場合。

の手順等」にて整備する。

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

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

備考
相違理由②

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

留熱除去系海水系，緊急用海
水系及び代替残留熱除去系海

⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替原子炉補機冷却水系による補機冷却水供水系による冷却水確保の手順

給開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑨緊急時対策要員は，熱交換器ユニット内の代替原子炉補機冷却水ポンプを起動し，代替については，「1.5 最終ヒー

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

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。

の手順等」にて整備する。

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

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東海第二ｃ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

c. 格納容器内 pH 制御

備考
相違理由②

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

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

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

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

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

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

納容器ベント時の放射性物質の放出量が増加することとなる。

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

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

柏崎は格納容器内への直接ス

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

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

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

ション・プールへ薬液を注入し時の放射性物質の放出量を低減する。

ている。

(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合(a) 手順着手の判断基準※1※2において，復水補給水系が使用可能な場合 。

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

相違理由②

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

東二は計測箇所を明確に記載。

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

東二は 10 倍を含めて炉心損傷

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

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

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

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（薬液タンク）が確保されている場合。

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

相違理由⑥

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

相違理由⑮⑳制御装置による薬液注入の開始を指示する。

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

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相違理由⑳

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）②中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプが運転中であることを確認し，S/P スプレイの系統構成のため残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁（B）を全開にする。

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

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

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

柏崎は S/P スプレイ開始後に薬液注入を操作を実施する。

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

東二は窒素による圧力を利用して薬液注入を実施する。
相違理由⑮⑳
東二は薬液タンク液位指示値
は中央制御室にて確認し，柏崎

位指示値の低下により確認する。

は水位指示値の確認を現場にて確認
相違理由⑮⑳⑧現場運転員 C 及び D は，廃棄物処理建屋地上 2 階レイダウンエリア（管理区域）にて，⑧運転員等は中央制御室にて，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位にて確

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

東二は薬液タンク液位指示値

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

は中央制御室にて確認し，柏崎は水位指示値の確認を現場に

する。

て確認
相違理由⑮

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

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

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

備考
相違理由⑮⑳

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

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

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

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

る。

72

相違理由⑮⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
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東海第二・原子炉格納容器内へのスプレイ（S/P）による薬液注入開始まで約 30 分で可能である。

備考
相違理由⑮⑳・原子炉格納容器内へのスプレイ（D/W）による薬液注入開始まで約 65 分で可能である。
・原子炉格納容器下部への注水による薬液注入開始まで約 100 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。
相違理由⑤

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

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東海第二

備考
相違理由⑤

⑨当直副長は，サプレッション・チェンバ・プール水温度指示値が 104℃になる前に，中央制御室運転員に原子炉格納容器への窒素ガス供給を開始するよう指示する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系入口第一，第二隔離弁又は可燃性
ガス濃度制御系出口第一，第二隔離弁を全開し，窒素ガスを原子炉格納容器に供給する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員
2 名及び緊急時対策要員 16 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給開始まで約 480 分で可能である。
なお，本操作は，格納容器ベント後に時間が経過した後の操作であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているため，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(2) 全交流動力電源喪失時の対応手順
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

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

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

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

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

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

相違理由②

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

相違理由②

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

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

東二はスプレイ停止理由を明

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

確に記載。

圧破損を防止する。

し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

相違理由⑱

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

相違理由⑯

また，原子炉格納容器内でジルコニウム−水反応により発生した水素ガスが原子炉建屋に漏えいする可能性があることから，原子炉建屋オペレーティングフロア天井付近の水素濃度，非する可能性があることから，原子炉建屋原子炉棟 6 階天井付近の水素濃度，原子炉建屋原子炉 相違理由②

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

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

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

東二は具体的なパラメータ名

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

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

を排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。

ることで，原子炉建屋への水素の漏えいを防止する。

相違理由⑯
相違理由⑯

74

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

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

備考
相違理由⑮

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

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

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

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

中央制御室待避室内のデータ表示装置（待避室）により継続して監視する。

相違理由②

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

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

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

納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納相違理由

容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合は，第一弁を閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応す
なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統

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

更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

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

全交流動力電源喪失時は，現場手動にて系統構成を行う。

統構成は事前に着手する。

東二は原子炉建屋原子炉棟へ入域せず，系統構成が可能。

75

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

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

ⅰ. 手順着手の判断基準

備考

相違理由①
東二は原子炉建屋原子炉棟へ［原子炉建屋原子炉区域の系統構成］

入域せず，系統構成が可能。

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

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

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

相違理由⑱

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

東二は計測箇所を明確に記載。

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

東二は 10 倍を含めて炉心損傷

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

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

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

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

制御パラメータについて明確に記載。

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

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）の手順は

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

以下のとおり。手順の対応フローを第1.7−1図及び第1.7−2図に，概要図を第1.7−18図ートを第 1.7.28 図及び第 1.7.29 図に示す。

に，タイムチャートを第1.7−19図に示す。

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

相違理由①
相違理由⑥
相違理由②
相違理由⑮⑳

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

系出口 U シール隔離弁の全閉操作を実施する。

相違理由⑨⑮⑳

め，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に報告する。

③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，始するよう運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベントができない場合は，格納容器圧力逃がし装置により W/W 側から格納容器ベント実施の準備を開始するよう運Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

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

76

相違理由②⑮⑳

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

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

備開始を報告する。
⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として非常用ガス処理系第備考

相違理由⑮⑳監視計器の電源が確保されていることを確認する。
⑥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

二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁の全閉を確認する。

相違理由②⑮⑳

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

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

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

る。
⑧現場運転員 C 及び D は，フィルタベント大気放出ラインドレン弁を全閉， 水素バイパスａ⑦ Ｓ／Ｃ側ベントの場合

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

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

相違理由⑮⑳する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作⑦ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

設備にて調整開（流路面積約 50%開）とする。

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

する。
東二の隔離弁は全開運用としている。

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

ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。

相違理由⑮⑳

代理に報告する。

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

トの開始を緊急時対策本部に報告する。

代理に報告する。

77

相違理由⑱⑮⑳

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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）⑬当直副長は，以下のいずれかの条件に到達したことを確認し，運転員に格納容器ベント

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

備考

相違理由⑮⑳

ト開始を指示する。
・外部水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施中に，サプレッション・プ
ール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した場合。

バ・プール水位が「真空破壊弁高さ」に到達した場合。

柏崎はサプレッション・チェ
ンバ・プール水位が「真空破壊弁高さ」に到達。

・原子炉建屋オペレーティングフロア天井付近の水素濃度が 2.2vol%に到達した場合。
・原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％に到達した場合。

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

⑭ａ W/W ベントの場合

相違理由⑮⑳

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

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

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

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

⑭ D/W ベントの場合作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント操作を開始する。

相違理由⑮⑳⑮中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを，格納容器内圧力指示値の低下又は原子炉建屋水素濃度指示値が安定若しく⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さは低下，フィルタ装置入口圧力指示値の上昇，フィルタ装置出口放射線モニタ指示値のれたことをドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並び上昇により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置によにフィルタ装置圧力及びフィルタ装置スクラビング水温度指示値の上昇により確認

る格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

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

78

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

東海第二

備考

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

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

にて担保しているため，水張り不要。
⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却

相違理由

系による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，格納容器ベント停止判断をする。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却

相違理由

系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）を全閉するよう現場運転員に指示する。
⑱現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（サプレッション・チェ

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

ンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施する。

／Ｗ側）の全閉操作を実施する。

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

79

相違理由②⑮⑳

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 4 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 75 分で可能である。

東海第二

備考

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

相違理由⑮⑳
東二は各現場操作毎に成立性を示す。

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

東海第二

備考

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

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

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

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

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

(b) 第二弁操作室の正圧化

相違理由⑨

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

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

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

相違理由②
相違理由⑰

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

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

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

【引用ここまで】

81

相違理由①

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東海第二

備考

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

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

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

炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。

【引用ここまで】

相違理由①
相違理由②⑮

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

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

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

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

相違理由②
相違理由⑮

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

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

相違理由①素）置換」の操作手順と同様である。

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

相違理由①

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

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

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

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

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

う。

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

東二は水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するた実施する。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。

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

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

【引用ここまで】

82

相違理由①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

備考
東二の移送ポンプは満水保管としているため，水張手順は整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備しない。

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，「1.7.2.1(1)a.(b)フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」の操作手順と同様である。

東二は「1.7.2.1(2)a.(c) フ(c) フィルタ装置水位調整（水張り）ィルタ装置スクラビング水補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給」にて整理。

インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

（比較表ページ 81）

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

東二の有効性評価では格納容(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器ベント開始後のスクラビン

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

水位調整のための水抜き対応

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

実施する。ドレン移送ポンプの電源は， 代替交流電源設備から受電可能である。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(d)フィルタ装置水位調整（水抜き）」の操作
手順と同様である。
東二は「1.7.2.1(2)a.(e) フ(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ
格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分

ィルタ装置内の不活性ガス

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

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

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

83

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

東海第二(f) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

備考
相違理由⑪

フィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水されることでス
クラバ水の pH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を補給する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(f)フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」の操作手順と同様である。
東二は「1.7.2.1(2)a.(f) フ(g) ドレン移送ライン窒素ガスパージ

ィルタ装置スクラビング水移フィルタ装置水位調整（水抜き）後は，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留送」にて整理。

水をサプレッション・チェンバに排水する。

（比較表ページ 82）

なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.(g)ドレン移送ライン窒素ガスパージ」の操作
手順と同様である。
相違理由⑧(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，「1.7.2.1(1)a.(h)ドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。

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：1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.7.2.2 その他の手順項目について考慮する手順
復水移送ポンプ，電動弁，中央制御室監視計器類への電源供給手順及び代替交流電源設備への燃料補給手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

東海第二

備考

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

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

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

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

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

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

相違理由②

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

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

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

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

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

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

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

85

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

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

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

納容器 pH 制御装置による薬液の注入を行う。

炉格納容器の圧力及び温度の監視を行う。

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

相違理由⑥−20図に示す。

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

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

備考

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

相違理由②

相違理由③

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

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

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントは，弁の駆動電源がない場合，現場での手動操

相違理由⑩

作を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置を用いて，格納容器ベントを実施する際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できる W/W を経由する経路を第一優先とする。W/W ベントライン

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

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

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

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

86

相違理由③

（参考資料）
１．７ 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ
1
1

番号
相違理由①
相違理由②

2

相違理由③

2

相違理由④

2

相違理由⑤

4

相違理由⑥

6

相違理由⑦

7

相違理由⑧

7

相違理由⑨

8

相違理由⑩

8

相違理由⑪

9

相違理由⑫

9

相違理由⑬

10

相違理由⑭

10

相違理由⑮

12

相違理由⑯

12
13

相違理由⑰
相違理由⑱

17

相違理由⑲

19

相違理由⑳

26

相違理由

内容
見出し記号の附番ルールの相違
設備名称又は系統構成の相違
東二は既設の復水移送ポンプを使用した代替冷却ができない
ことから代替循環冷却系を新設する。
柏崎は既設の復水移送ポンプを使用する。
柏崎は薬液を格納容器内へ直接スプレイするが，東二はサプ
レッション・プールへ薬液を注入している。
東二「1.7.2.1（1）b.(d) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換」に整理。
図表番号の附番ルールの相違
東二の代替循環冷却系の冷却水として，既設の残留熱除去系
海水系，新設する緊急用海水系，新規配備する代替残留熱除去系海水系のいずれかを使用する。
柏崎は新設の代替原子炉補機冷却系を使用して冷却を行う。
東二はフィルタ装置内に銀ゼオライトを収納したよう素除去部を設け，よう素除去を行う。柏崎はフィルタ装置下流側によう素フィルタを設置している。
東二は遠隔人力操作機構による操作にて，格納容器圧力逃がし装置を使用する際，プルームの影響による操作員の被ばく低減を図るため，第二弁操作室を設置する。
東二のベント弁は電動駆動のため操作用ボンベ使用による空気駆動弁操作なし。柏崎は隔離弁に空気駆動弁を使用しており，制御電源や操作ボンベが必要。
柏崎はフィルタ装置内スクラビング水の水抜き操作（水位調整）を整備しているが，東二は蒸発分の補給操作のみを整備している。蒸発ではスクラビング水に含まれる薬液の濃度は低下しないことから，東二は予め待機中から十分な量の薬剤をスクラ
ビング水に添加しておくことで，ベント中の薬剤調整が不要となる設計としている。
東二は可搬型設備による注水等に使用する水源として西側淡
水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
東二は代替淡水源に加えて，淡水タンクを自主対策設備として示す。
東二は，常設代替交流電源設備を常設代替高圧電源装置5台で定格とし，故障や点検を想定し，1台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
設備運用・設計，体制の違いに起因する記載の相違はあるが、実態として記載内容に違いはない。
東二は単体で性状がわかるガスには「ガス」を付けないこととしている。
東二は使用する設備を明確に記載。
東二は判断に必要な情報として数値を記載している。
東二は可搬型代替注水大型ポンプを使用した代替残留熱除去
系海水系を新規配備し，残留熱除去系又は代替循環冷却系に冷却水を供給できる。
東二は「技術的能力1.0 重大事故対策における共通事項（添付資料1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より,当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。
格納容器ベント停止判断基準の相違。

（参考資料）
１．７ 比較表の相違理由一覧
27

相違理由

28

相違理由

監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
東二は可搬型設備を使用する手順については，その成立性を記載している。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等

東海第二
1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.8.1 対応手段と設備の選定

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

a. 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備

備考

目 次 ＞

ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設

東二では原子炉格納容器の下部を「ペデスタル（ドライウェル

備部）」と定義付けている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。
(a) 格納容器下部注水(a) ペデスタル（ドライウェル部）への注水(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手段及び設備

ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及

相違理由①
相違理由①

び設備
(a) 原子炉圧力容器への注水(a) 原子炉圧力容器への注水(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

c. 手順等

ｃ．手順等

1.8.2 重大事故等時の手順

1.8.2 重大事故等時の手順

1.8.2.1 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

相違理由①(1) 格納容器下部注水(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

a. 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水

ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

b. 格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水（淡水/海水）

ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海

相違理由①

水）
c. 消火系による原子炉格納容器下部への注水

ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

東二は補給水系（自主対策設
備）を注水手段として整備する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。
相違理由①

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順

1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水(1) 原子炉圧力容器への注水

a. 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

ａ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

b. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）

ｂ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）
ｃ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由①

東二は残留熱除去系の有する格
納容器除熱機能を代替する内部水源設備として,代替循環冷却系を新設する。代替循環冷却系
は原子炉が低圧時に注水が可能な設備であるため，低圧注水手段として対応手順を整備する。
柏崎の低圧代替注水系（常設）と代替循環冷却系は，同じ復水移送ポンプを使用しており，代替循環冷却系は原子炉格納容器内の減圧及び除熱として整理している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

c. 消火系による原子炉圧力容器への注水

ｄ．消火系による原子炉圧力容器への注水
ｅ．補給水系による原子炉圧力容器への注水

d. 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

ｆ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

e. ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

ｇ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

相違理由②

東二は原子炉圧力容器破損後はf. 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水

制御棒駆動系に期待しない。このため東二は制御棒駆動系からの注水手順を整備しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

2

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

東海第二

備考
全交流電源喪失を想定しておg. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

り，常設代替交流電源設備から
ＨＰＣＳ高圧母線の受電は，考慮しない。このため東二は高圧
炉心スプレイ系に期待できないことから緊急注水手順を整備しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。
1.8.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.8.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.8.2.4 重大事故等時の対応手段の選択

1.8.2.4 重大事故等時の対応手段の選択

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等【要求事項】

東海第二1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な破損を防止するため、溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１ 「溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等」とは、

１

以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
なお、原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却は、溶融炉心・コンクリート相互作「溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる装置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
なお、原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却は、溶融炉心・コンクリート相互作

用(MCCI)を抑制すること及び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触する用（ＭＣＣＩ）を抑制すること及び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために行われるものである。

ことを防止するために行われるものである。

（１）原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉格納容器下部注水設備により、原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止
ａ）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため、原子炉圧力容器へ注水する手順等を整備すること。

（１）原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉格納容器下部注水設備により、原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止
ａ）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため、原子炉圧力容器へ注水する手順等を整備すること。

4

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心・コンクリート相互作用（以下「MCC

炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心・コンクリート相互作用（以下「ＭＣＣ

東二は通常運転時からペデスタI」という。）を抑制すること及び溶融炉心の原子炉格納容器バウンダリへの接触を防止するＩ」という。）による原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部（以下ルに水を確保している。また，

ことにより原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部に落下し「ペデスタル（ドライウェル部）」という。）に落下した炉心を冷却する対処設備を整備する。

炉心損傷を判断した場合はペデスタルへの水位確保操作を行た炉心を冷却する対処設備を整備している。

い，原子炉圧力容器の破損の徴
候及び破損によるパラメータの変化により原子炉圧力容器の破損を判断した場合はペデスタルへの注水操作を行う。
柏崎は炉心の冷却が未達成の場
合は原子炉格納容器下部への初期水張りを行う。また，原子炉
圧力容器の破損の徴候及び破損によるパラメータの変化により
原子炉圧力容器の破損を判断した場合は原子炉格納容器下部への注水操作を行う。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。
相違理由①
東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

5

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二また，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水す

また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子る対処設備を整備している。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

炉圧力容器へ注水する対処設備を整備する。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

備考
相違理由①
東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

1.8.1 対応手段と設備の選定

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

炉心の著しい損傷が発生した場合において，MCCI による原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却する必要がある。
また，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する必要がある。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ＭＣＣＩによる原子炉格納容器の破損を防止するため，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却する必要がある。
また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，

相違理由①
相違理由①

原子炉圧力容器へ注水する必要がある。

原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却及び溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却及び溶融炉心のペデスタル

相違理由①（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するための対応手段と重大事故等対処設備

相違理由①を選定する。
なお，対応手段の選定は電源の有無に依存しないことから，交流電源を確保するための対応
手段を含めることとする。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※ 1 をなお，対応手段の選定は電源の有無に依存しないことから，交流電源を確保するための対応
手段を含めることとする。

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

選定する。

定する。

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

な設備。

な設備。

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

でなく，設置許可基準規則第五十一条及び技術基準規則第六十六条（以下「基準規則」といでなく，設置許可基準規則第五十一条及び技術基準規則第六十六条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのう。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

関係を明確にする。

6

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2)対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。ただし，全交流動
力電源が喪失した場合は代替交流電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係
を第 1.8.1 表に整理する。

東海第二

備考

(2) 対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。ただし，全交流動
力電源が喪失した場合は代替交流電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.8−1表に整理する。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

a. 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備

ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設

相違理由①

備
炉心損傷の進展により原子炉圧力容器の破損に至る可能性がある場合，あらかじめ原子炉格納ペデスタル（ドライウェル部）には，通常運転時から水を確保するとともに炉心が損傷し相違理由①⑥

容器下部に注水しておくことで，原子炉圧力容器が破損に至った場合においても，原子炉格納容た場合に，ペデスタル（ドライウェル部）の水位が確実に確保されていることを確認するた

相違理由①

器下部に落下した溶融炉心の冷却性を向上させ，MCCI の抑制及び溶融炉心の原子炉格納容器バウめ，ペデスタル（ドライウェル部）に注水することで，原子炉圧力容器が破損に至った場合

相違理由①

ンダリへの接触防止を図る。

においても，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下する溶融炉心の冷却を向上させ，

相違理由①

ＭＣＣＩの抑制を図る。

また，原子炉圧力容器破損後は原子炉格納容器下部に注水を継続することで，原子炉格納容器

また，原子炉圧力容器破損後はペデスタル（ドライウェル部）に注水することで，ペデス

相違理由①

下部に落下した溶融炉心を冠水冷却し，MCCI の抑制及び溶融炉心の原子炉格納容器バウンダリへタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却し，ＭＣＣＩの抑制を図る。

相違理由⑥の接触防止を図る。

7

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
さらに，原子炉格納容器下部への注水に併せてコリウムシールドを設置することで，原子炉格

東海第二さらに，ペデスタル（ドライウェル部）への注水に併せてコリウムシールドの設置，格納

備考
東二と柏崎の原子炉格納容器の納容器下部へ落下した溶融炉心がドライウェル高電導度廃液サンプ及びドライウェル低電導度

容器ドレンサンプの形状変更及びペデスタル（ドライウェル部）の床面を平坦化すること

形状の違いにより，ＭＣＣＩ及

廃液サンプへ流入することを防止し，サンプ底面のコンクリートの浸食を抑制する。

で，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心が格納容器機器ドレンサンプ

びＦＣＩによる原子炉格納容器

及び格納容器床ドレンサンプ（以下「格納容器ドレンサンプ」という。）へ流入することをの破損を防止するための詳細設防止し，コンクリートの侵食及びペデスタル（ドライウェル部）構造への熱影響を抑制す

計及び運用が異なることから，る。また，コリウムシールド内は格納容器床ドレンサンプとして用いるために，ペデスタル

それぞれ記載方法が異なってい（ドライウェル部）内に設ける排水の流入口をスワンネック構造とする。

る。

なお，「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に伴う水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を小さく抑えるとともに，ＭＣＣＩの抑制効果に期待できる深さを考慮してペデスタル（ドライウェル部）の水位を約1mに維持する。

8

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a)格納容器下部注水

東海第二(a) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

備考
相違理由①

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落相違理由①るため，原子炉格納容器下部へ注水する手段がある。

下した溶融炉心を冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）へ注水する手段がある。

相違理由①

ⅰ.格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水

ⅰ) 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

見出し記号の附番ルールの相違

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却す

格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。
相違理由①

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

東二は低圧代替注水系を新設

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽

し，常設設備として代替淡水貯・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁槽を水源とする常設低圧代替注

・格納容器下部注水系配管・弁

水系ポンプを使用するが，柏崎は既設の復水貯蔵槽を水源とす
る復水補給水系を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。
柏崎は高圧炉心注水系配管を経・高圧炉心注水系配管・弁由する。
・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁

東二は原子炉格納容ドレン系配・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁管・弁をペデスタルの構造物と位置付けている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・コリウムシールド・コリウムシールド・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

9柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・第二代替交流電源設備

備考
東二は，常設代替交流電源設備
を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定
し，1 台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

・可搬型代替交流電源設備

東二の低圧代替注水系（常設）・代替所内電気設備

は常設代替交流電源設備で給電するが，柏崎は常設代替交流電源設備の他，可搬型代替交流電源設備，非常用電源設備，代替
所内電気設備で給電する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。
・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれるが，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないた
め記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

10

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ.格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水
格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

東海第二ⅱ) 格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用

備考
相違理由①⑧相違理由①

する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ

設備名称の相違・可搬型代替注水大型ポンプ

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬型設備による注水等

・淡水貯水池・代替淡水貯槽に使用する水源として西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

・ホース・接続口

・ホース

東二は第 51 条の設備の整理で接続口を低圧代替注水系配管に含めることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

11

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・復水補給水系配管・弁

東海第二・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑨・格納容器下部注水系配管・弁相違理由⑨・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁相違理由⑩・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁相違理由⑩・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・コリウムシールド・コリウムシールド・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
相違理由⑫・代替所内電気設備
・燃料補給設備

備考

・燃料給油設備相違理由⑭

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ敷設

柏崎はあらかじめ敷設したホー

したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用する場

スを使用することを記載してい合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可搬のホーるが，東二はホースをあらかじ

スにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

め敷設する前提ではないため記載していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

また，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

12

相違理由①
相違理由⑮

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 消火系による原子炉格納容器下部への注水
消火系による原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ⅲ) 消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとお

備考
相違理由①⑧相違理由①り。
・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由⑭

・多目的タンク

東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。

・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・格納容器下部注水系配管・弁相違理由⑨・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁相違理由⑩・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁相違理由⑩・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・コリウムシールド・コリウムシールド・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
相違理由⑫・代替所内電気設備
・燃料補給設備

・燃料給油設備13

相違理由⑭

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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ⅳ) 補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・格納容器下部注水系配管・弁・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁・原子炉格納容器
・コリウムシールド・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備14

備考
相違理由①②⑧
相違理由①②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二

備考

(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

格納容器下部注水で使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系配ペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポ

管・弁，高圧炉心注水系配管・弁，原子炉格納容器，コリウムシールド，常設代替交流電源

ンプ，代替淡水貯槽，低圧代替注水系配管・弁，格納容器下部注水系配管・弁，原子炉格設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），ホ

納容器床ドレン系配管・弁，原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁，原子炉格納容器，コ

相違理由⑩

ース・接続口及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。防火水槽及び淡水

リウムシールド，常設代替交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大相違理由⑫⑭⑯

貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足する型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大相違理由⑮⑭ための代替淡水源（措置）として位置付ける。

事故等対処設備として位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁相違理由①⑨

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融

相違理由①

炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク及び消火系配管・弁相違理由⑭⑱

耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）と耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

東二では常設低圧代替注水系ポ同等の機能（流量）を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

要な火災が発生していない場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落ンプ，可搬型代替注水中型ポン

要な火災が発生していない場合において，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却下した溶融炉心を冷却する手段として有効である。

プ及び可搬型代替注水大型ポン
プの設計仕様が同等の機能（容する手段として有効である。

量）を有するとは言えないため，柏崎と同様な記載は困難である。（例：低圧代替注水系（常設）柏崎 125m３/h/台，東二 200 m３/h/台）
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑲と示す。
・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク及び補給水系配管・弁耐震性は確保されていないが，使用可能であれば，ペデスタル（ドライウェル部）
へ冷却する手段として有効である。

15

相違理由②
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・第二代替交流電源設備

備考
相違理由⑪

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
b. 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手段及び設備

ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及

相違理由①

び設備
(a) 原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する手段がある。

(a) 原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する手段がある。

16

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅰ. 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ⅰ) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由⑧

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

相違理由⑨・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽

相違理由⑨・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑨・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁東二の低圧代替注水は対応手段

・給水系配管・弁・スパージャ毎に使用する注水配管が決まっ

・高圧炉心注水系配管・弁ているが，柏崎は全ての対応手段に対し，残留熱除去系（低圧注水モード）及び高圧炉心注水
系の注水配管を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑳と示す。

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑫・代替所内電気設備

相違理由⑫・燃料給油設備17

相違理由⑬

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

東海第二ⅱ) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由⑧

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由⑭

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑭

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

相違理由⑮

・淡水貯水池・代替淡水貯槽

相違理由⑮・ホース・接続口

・ホース

相違理由⑯

・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑨・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁相違理由⑳・給水系配管・弁・スパージャ

・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
相違理由⑫・代替所内電気設備
・燃料補給設備

・燃料給油設備

相違理由⑭
相違理由⑰

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，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水は，西側淡水貯水設
備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

18

相違理由⑮

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅲ) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由③

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅲ. 消火系による原子炉圧力容器への注水
消火系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

ⅳ) 消火系による原子炉圧力容器への注水
消火系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由⑭

・多目的タンク

相違理由⑱

・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｂ系配管・弁相違理由⑳・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑫
・燃料給油設備19

相違理由⑭

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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ⅴ) 補給水系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由②⑧

補給水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅳ. 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・高圧代替注水系ポンプⅵ) 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

相違理由⑧

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水※３で使用する設備は以下のとおり。

東二は注水ラインを原子炉隔離・常設高圧代替注水系ポンプ

時冷却系のヘッドスプレイノズ
ルを使用していることを注記している。柏崎は給水系のスパー
ジャを使用している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑭

・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ

高圧代替注水系の水源として柏崎は復水貯蔵槽を用い給水系配管から注水する。
東二は高圧炉心スプレイ系入口
ラインをサクションとしたサプ
レッション・チェンバを用い原
子炉隔離時冷却系配管から注水する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

20

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

東海第二・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁・復水補給水系配管
・高圧炉心注水系配管・弁

備考

相違理由⑨
・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ

相違理由⑳
柏崎は 6 号炉と７号炉で注水系・残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）

接続先に違いがあるため記載
・給水系配管・弁・スパージャ

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁

高圧代替注水系の水源として柏崎は復水貯蔵槽を用い給水系配管から注水する。
東二は高圧炉心スプレイ系入口
ラインをサクションとしたサプ
レッション・チェンバを用い原
子炉隔離時冷却系配管から注水する。

・原子圧力容器・原子炉圧力容器

以降，同様の相違理由によるも・常設代替直流電源設備

・常設代替直流電源設備のは相違理由 と示す。

・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備
相違理由⑪

また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑫・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備

なお，6 号炉の注水配管は直接給水系に接続するが，7 号炉の注水配管は残留熱除去系配※3：高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却は，ヘッドスプレイノズルによる原子炉管を経由して給水系に接続する。

注水である。

21

相違理由⑬

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ⅴ. ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ⅶ) ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

備考
相違理由⑧

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は以下のとおり。

・ほう酸水注入系ポンプ

・ほう酸水注入ポンプ

相違理由⑭

・ほう酸水注入系貯蔵タンク

・ほう酸水貯蔵タンク

相違理由⑭

・ほう酸水注入系配管・弁・ほう酸水注入系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

柏崎は高圧炉心注水配管からほう酸水を注入する。東二は，ほう酸水注入系配管を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備

相違理由⑬

相違理由④

ⅵ. 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水
制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・制御棒駆動水ポンプ
・復水貯蔵槽・制御棒駆動系配管・弁・復水補給水系配管・弁・原子炉圧力容器
・原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備

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東海第二ⅶ. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

備考
相違理由⑤

高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心注水系ポンプ
・復水貯蔵槽・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・復水補給水系配管
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，復水移送

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，常設低相違理由⑨

ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系配管・弁，残留熱除去系配管・弁・スパージャ，給水系

圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧代替注水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・

相違理由⑳

配管・弁・スパージャ，高圧炉心注水系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備とし相違理由⑫⑬

可搬型代替交流電源設備及び代替所内電気設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

て位置付ける。

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，可搬

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続口，復水補給水系配管・弁，残留熱除去系配管・型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽，

相違理由⑭⑮⑳

弁・スパージャ，給水系配管・弁・スパージャ，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，ホース，低圧代替注水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・弁，低圧炉心スプレイ系配相違理由⑯

可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として

管・弁・スパージャ，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備

相違理由⑳

位置付ける。防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑭

順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。
代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，代替循環冷却系
ポンプ，サプレッション・チェンバ，残留熱除去系熱交換器，代替循環冷却系配管・弁，
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ，原子炉圧力容器，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除去系海水系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ，常設代替交流
電源設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

23

相違理由③

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東海第二

備考

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，高圧代替注水系

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，常設高圧代替注

相違理由⑭

ポンプ，復水貯蔵槽，高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔水系ポンプ，サプレッション・チェンバ，高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系

相違理由

離時冷却系（蒸気系） 配管・弁，高圧代替注水系（注水系）配管・弁，復水補給水系配配管・弁，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，高圧代替注水系（注水系）配管・管，高圧炉心注水系配管・弁，残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ），給水系配管・弁・ス

弁，高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・

相違理由⑳

パージャ，原子炉圧力容器，常設代替直流電源設備，可搬型直流電源設備，常設代替交流弁，原子炉圧力容器，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備，常設代替交流電

相違理由⑭

電源設備及び可搬型代替交流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

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

相違理由⑬

る。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備のうち，ほう酸

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備のうち，ほう酸

水注入系ポンプ，ほう酸水注入系貯蔵タンク，ほう酸水注入系配管・弁，高圧炉心注水系

水注入ポンプ，ほう酸水貯蔵タンク，ほう酸水注入系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代

相違理由⑭ ⑪

配管・弁・スパージャ，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源

替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として相違理由⑬

設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止し，原子炉圧力容器内に残存した溶融炉心を冷却することができる。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面へ

相違理由①の落下を遅延又は防止し，原子炉圧力容器内に残存した溶融炉心を冷却することができる。

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

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース
敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替
循環冷却系が使用可能となれば，発電用原子炉を冷却する手段として有効である。

24

相違理由⑰

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・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁東海第二・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク及び消火系配管・弁耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）と耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

同等の機能（流量）を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による消火が要な火災が発生していない場合において，原子炉圧力容器への注水手段として有効で必要な火災が発生していない場合において，原子炉圧力容器への注水手段として有効であある。

備考
相違理由⑭⑱る。
・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク及び補給水系配管・弁相違理由②

耐震性は確保されていないが，使用可能であれば，原子炉圧力容器へ注水する手段として有効である。
・制御棒駆動系

相違理由④

発電用原子炉を冷却するための十分な注水量が確保できず，加えて耐震性が確保されていないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に原子炉圧力容器下部に落下した溶融炉心を冷却し，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止する手段として有効で
ある。
相違理由⑤

・高圧炉心注水系
モータの冷却水がない状態での運転となるため運転時間に制限があり，十分な期間の運転継続はできないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における原子炉圧力容器への注水手段として有効である。

相違理由⑪

・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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c. 手順等

東海第二

備考

ｃ．手順等

上記「a. 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備」及び「b.

上記「ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応

相違理由①

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順及び設備」により選定した手段及び設備」及び「ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・相違理由①

対応手段に係る手順を整備する。

防止のための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（シビアアク

これらの手順は，運転員等※４及び重大事故等対応要員の対応として「非常時運転手順書Ⅲ

東二は「技術的能力 1.0 重大事シデント）（以下「SOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定め（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める

故対策における共通事項（添付る（第 1.8.1 表）。

（第1.8−1表）。

資料 1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員が重大事
故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑧

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.8.2 表，第 1.8.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.8−2表，第1.8−3表）。

相違理由⑧※4 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を記載

26

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東海第二

備考

1.8.2 重大事故等時の手順

1.8.2 重大事故等時の手順

1.8.2.1 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

相違理由①(1) 格納容器下部注水(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

a. 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため格納容器
下部注水系（常設）により原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由①

炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため格納容器
下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却相違理由①を実施する。
炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保す
るため，水位確保操作を実施する。

東二は原子炉圧力容器破損が早く炉心損傷の判断にて初期水張り（水位確保操作）を実施する。柏崎は損傷炉心の冷却が未達成の場合に実施する。
相違理由⑥

また，原子炉圧力容器破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却する

また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉

相違理由①

ため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内の減心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を継続する。その際は，サ

相違理由①

圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達しない

プレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタ

原子炉圧力容器破損後のペデスように崩壊熱相当の流量とする。

ル（ドライウェル部）に崩壊熱相当量を注水し，水位を維持する。

タル（ドライウェル部）への注
水は，柏崎は注水流量で管理し，東二はペデスタル（ドライウェル部）の水位で管理している。以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑭
相違理由

27

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 手順着手の判断基準［原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準］

東海第二

備考

(a) 手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】

相違理由①⑧設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

損傷炉心の冷却が未達成の場合※1 で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※2。

炉心損傷を判断した場合※１で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※２。

原子炉格納容器下部への注水操
作の判断の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

28

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準］
原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力容

東海第二【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】

相違理由①⑧

原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※2。

器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※２。

※ 1:「損傷炉心の冷却が未達成」は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線

合。

備考

相違理由

量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器
雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※ 2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

相違理由⑨※ 3:「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下，制御棒の位置表※3：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒

原子炉圧力容器の破損の徴候をの位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達によ判断するためのパラメータの相り確認する。

違示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
※ 4:「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，原子炉圧力容器内の圧力の低※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，格納容器下部水温（水温計兼新設のデブリ落下検知を設置す

下，原子炉格納容器内の圧力の上昇，原子炉格納容器内の温度の上昇により確認する。

デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇るため原子炉圧力容器の破損時又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水の監視パラメータとして使用す

温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

る。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

(b) 操作手順(b) 操作手順

格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水手順の概要は以下のとお

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要

相違理由①

り。手順の対応フローを第 1.8.1 図に，概要図を第 1.8.3 図に，タイムチャートを第 1.8.4

は以下のとおり。手順の対応フローを第1.8−1図及び第1.8−2図に，概要図を第1.8−4図

相違理由⑦

図に示す。

に，タイムチャートを第1.8−5図に示す。

相違理由⑦

29

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水の準備開始を指示する。
②現場運転員 E 及び F は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライ

備考
相違理由
相違理由①
相違理由①

ウェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格東二は運転員等の対応要員数を納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施する。

タイムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由①
相違理由

③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制
限弁が全閉，及びベント管に接続する排水弁が全開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が全閉している場合は，全開操作を実施する。

30

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

③中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部④運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライへの注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていウェル部）への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計

監視計器に電源確保の状態表ることを状態表示にて確認する。

器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

示がない場合，指示値により確

相違理由①

認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，

東二は代替電源設備は容量を設

第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，格納容器下部注水系（常計で担保しているため，負荷容設）が使用可能か確認する。

量確認は不要
柏崎は原子炉格納容器への注水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

流量確保

断弁の全閉操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプの起動操作を実施し，復水移送ポンプ吐
出圧力指示値が規定値以上であることを確認する。

⑤運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプの起動操作を実施し，常設低相違理由⑭

圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認する。

相違理由⑭
東二は指示値を明確化⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライ相違理由①への注水の系統構成として，下部ドライウェル注水ライン隔離弁の全開操作を実施し，ウェル部）への注水の系統構成として，常設低圧代替注水系系統分離弁，格納容器下相違理由①⑭

当直副長に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水の準備完了

部注水系ペデスタル注水弁，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格相違理由を報告する。

納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の全開操作を実施し，発電長に格相違理由①

納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備完了

相違理由を報告する。

相違理由①
相違理由①

31

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧当直副長は，運転員に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水開始を指示する。
⑨a 原子炉格納容器下部への初期水張りの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，下部ドライウェル注水流量調節弁の全開操作を実施し，

東海第二⑦発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始を指示する。

備考
相違理由①
相違理由①

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】

相違理由①⑥⑧⑧運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁を開と相違理由

復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値の上昇（90m /h 程度）により注水さし，低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m３/h程度）により注水さ相違理由れたことを確認し，当直副長に報告する。

れたことを確認し，発電長に報告する。

相違理由

なお，格納容器下部水位にて+2m（総注水量 180m3）到達後，原子炉格納容器下部への注

なお，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器

相違理由⑥

水を停止する。

３

下部注水流量を80m ／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1m

東二は通常，ペデスタル内水位（約27m３）を超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル

1m（約 27m３）を確保する運用部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定としており，本操作開始時の水の時間遅れで排水弁が自動で全閉となることを確認する。

位により総注水量は変化する。

32

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑨b 原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，下部ドライウェル注水流量調節弁を開とし，崩壊熱除去
3に必要な注水流量（35〜70m /h）に調整し，注水を継続する。

東海第二

備考

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】

原子炉圧力容器破損後のペデス⑨運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁を開とタル（ドライウェル部）への注

し，低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m /h程度）により注水さ水は，東二はペデスタル（ドラれたことを確認し，発電長に報告する。

イウェル部）の水位管理で対応⑩発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペするため水位維持できる流量とデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。

している。柏崎は崩壊熱相当のａ

注水をすることで対応している

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ

ため，手順に相違がある。

堆積検知用）で0.2m未満であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流

以降，同様の相違理由によるも量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長のは相違理由 と示す。

⑪ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合に報告する。
⑪ｂ溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m以上であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。
⑩現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として復水移送ポンプ吸込ラインの切替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開操作）を実施する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル

相違理由（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

張り開始を確認するまで 35 分以内で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水移送ポ

相違理由

ンプの水源確保を実施した場合，15 分以内で可能である。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，17分以内で可能であ

相違理由⑥

る。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，1分以内で可能であ

相違理由⑥

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

東二では現場操作を行わないた
め記載無し

室温は通常運転時と同程度である。

33

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水（淡水/海水）

東海第二ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海

備考
相違理由①

水）
相違理由②

炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）及び消火系による炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給

原子炉格納容器下部への注水機能が喪失した場合，原子炉格納容器の破損を防止するため格納水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失した場合，原子炉格納容器の相違理由①②

容器下部注水系（可搬型）により原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

破損を防止するため格納容器下部注水系（可搬型）によりペデスタル（ドライウェル部）の相違理由①

床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

相違理由①

炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保す
るため，水位確保操作を実施する。

相違理由①
判断基準（東二は炉心損傷判断
時,柏崎は炉心損傷に至る可能性）の違いによる相違
相違理由①⑥また，原子炉圧力容器破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却する

また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉

相違理由①

ため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内の減心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を継続する。その際は，サ

相違理由①

圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達しない

プレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタ

相違理由

ように崩壊熱相当の流量とする。

ル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持する。

相違理由

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により復水補給水系外部接続口及び消火系連結送水口を任意に選択できる構成としている。

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により原子炉建屋西側接続口，原子炉建屋
東側接続口，高所西側接続口及び高所東側接続口を任意に選択できる構成としている。

34

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 手順着手の判断基準

備考(a) 手順着手の判断基準［原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準］
損傷炉心の冷却が未達成の場合

東海第二

※1

で，格納容器下部注水系（常設）及び消火系による原子炉格納容器下部への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合※2。

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】※１

炉心損傷を判断した場合

ペデスタル（ドライウェル部）への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合［原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準］

で，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系による

相違理由①
相違理由②
相違理由①

※２

。

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】

相違理由①

原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力容

原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設），消火系による原子炉格納容器下器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によるペデ相違理由①②部への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合※2。

スタル（ドライウェル部）への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能

相違理由①

な場合
※ 1:「損傷炉心の冷却が未達成」は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場
合。

※２

。

※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線

相違理由⑭

量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器
雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※ 2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確

相違理由⑮

保されている場合。
※ 3:「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下，制御棒の位置表
示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認する。

※3：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒

相違理由の位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達によ

相違理由

り確認する。
※ 4:「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，原子炉圧力容器内の圧力の※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デ低下，原子炉格納容器内の圧力の上昇，原子炉格納容器内の温度の上昇により確認す

ブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇又る。

は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

35

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第 1.8.1 図に，概要図を第 1.8.5 図に，タイムチャートを第 1.8.6 図
及び第 1.8.7 図に示す。

東海第二

備考

(b) 操作手順
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概相違理由①

要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの格納容器下部注水系（可搬型）として使水源から接続口までの格納容器用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順について

下部注水系（可搬型）として使は，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。手順の対応フ

用する可搬型代替注水中型ポンローを第1.8−1図及び第1.8−2図に，概要図を第1.8−6図に，タイムチャートを第1.8−7

プ及び可搬型代替注水大型ポン

図に示す。

プによる送水手順を「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備するこ
とを記載
相違理由⑦
相違理由⑦
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配管・弁の接続口への格納容器下部注水系（可搬型）の接続を依頼する。

東二固有の記載②災害対策本部長代理は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）で使用する低圧代替
注水系配管・弁の接続口を報告するとともに重大事故等対応要員に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備開始を指示する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水の準備開始を指示する。

東二固有の記載③発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水の準備開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドラ

相違理由①
相違理由①

イウェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び柏崎は③で実施

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施する。

東二は電動弁の名称を記載⑤運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制
限弁が全閉，及びベント管に接続する排水弁が全開であることを確認する。なお，ベ

東二固有の手順

ント管に接続する排水弁が全閉している場合は，全開操作を実施する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

柏崎固有の記載の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

東二は④で実施36

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東海第二

備考

④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドラ相違理由①部への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されてイウェル部）への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が相違理由①いることを状態表示にて確認する。

確保されていることを状態表示等にて確認する。

相違理由⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

柏崎は原子炉格納容器への注水
流量確保

断弁の全閉操作を実施する。
⑥aMUWC 接続口内側隔離弁(B)を使用する場合

相違理由⑯

緊急時対策要員は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水の系統構成として，屋外にて MUWC 接続口内側隔離弁(B)の全開操作（遠隔手動弁操作設
備による操作）を実施する。
⑥bMUWC 接続口内側隔離弁(A)を使用する場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水の系統構成として，非管理区域にて MUWC 接続口内側隔離弁(A)の全開操作（遠隔手動弁操作設備による操作）を実施する。

37

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東海第二

備考

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下⑦運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドラ相違理由①部への注水の系統構成として，下部ドライウェル注水流量調節弁，下部ドライウェル注

イウェル部）への注水の系統構成として，格納容器下部注水系ペデスタル注水弁，格相違理由①

水ライン隔離弁の全開操作を実施し，当直副長に格納容器下部注水系（可搬型）による納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁，格納容器下部注水系ペデスタル注入

相違理由

原子炉格納容器下部への注水の準備完了を報告する。

ライン流量調整弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁の全開操作を実相違理由①

施し，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）

相違理由①

への注水の準備完了を報告する。
⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作⑧重大事故等対応要員は，格納容器下部注水系（可搬型）による送水準備完了について

相違理由を行い，格納容器下部注水系（可搬型）による送水準備完了について緊急時対策本部に

災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。

相違理由報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

相違理由⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策要員又は運転員が選択した送水ラ⑨災害対策本部長代理は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬

インからの可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼す

型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告する。

相違理由

る。
⑩当直副長は，中央制御室運転員に格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器
下部への注水の確認を指示する。

⑩発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水の確認を指示する。

相違理由①
相違理由①

⑪緊急時対策要員は，緊急時対策要員又は運転員が選択した送水ラインから送水するた⑪重大事故等対応要員は，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注

め，MUWC 接続口外側隔離弁 1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちら

水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，かの全開操作を実施し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁の全開操作を実施

策本部は当直長に報告する。

し，送水開始について災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は相違理由
接続口の明確化
相違理由

発電長に報告する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器下部への注水が開始されたことを復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。

⑫運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたこ

相違理由①とを低圧代替注水系格納容器下部注水指示値の上昇により確認し，発電長に報告す

相違理由

る。
a

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

相違理由①

当直長は，当直副長の依頼に基づき，格納容器下部水位にて+2m（総注水量 180m3）到達⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低相違理由⑬ 原子炉格納容器下部への初期水張りの場合
後，原子炉格納容器下部への注水の停止を緊急時対策本部に依頼する。

３

圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m ／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で全閉となることを確認する。

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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）⑬b 原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水の場合

東海第二

備考

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

相違理由①⑭ａ溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合

相違理由

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m未満であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
⑭ｂ溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合

相違理由

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m以上であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。
当直長は，当直副長の依頼に基づき，崩壊熱除去に必要な注水流量（35〜70m3/h）を可

相違理由

搬型代替注水ポンプ（A−2 級）にて継続して送水するよう緊急時対策本部に依頼する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水操作のうち，運転員が柏崎は中央制御室操作及び現場操作を分割して記載

実施する原子炉建屋での系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合に必要な時間は約 35 分である。
また，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水操作のうち，緊上記の操作について，作業開始を判断してから格納容器下部注水系（可搬型）によるペ相違理由①

急時対策要員が実施する屋外での格納容器下部注水系（可搬型）による送水操作に必要な 1

デスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとお

相違理由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。

り。

相違理由

［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

東二は水源と接続口に対して所［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）］

要時間を示し、柏崎は水源と敷緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分設されてあるホースの使用可否［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）］に対して所要時間を示してい

緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分る。

格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水操作は，作業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約 330 分で可能である。

原子炉格納容器下部への初期水張り開始確認時間を記載

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東海第二【高所東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水源：代替

備考
東二は水源と接続口に対して所

淡水貯槽）

要時間を示し、柏崎は水源と敷・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名に設されてあるホースの使用可否て実施した場合，215分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水源：西側
淡水貯水設備）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水
源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水
源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，320分以内で可能である。
【高所東側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，1分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，1分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，1分以内で可能である。

40に対して所要時間を示している。

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東海第二

備考

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

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

相違理由

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作備する。格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬

相違理由

業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペース

相違理由を確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

相違理由
相違理由
東二では屋内操作を行わないた
め記載無し

41

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 消火系による原子炉格納容器下部への注水

東海第二ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

備考
相違理由①
東二は条件を記載

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

炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）によりペデスタ

タンクを水源とした消火系により原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施す

ル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子炉格納容器

相違理由①

る。

の破損を防止するため，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした消火系によりペデ

相違理由①⑭⑱

スタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

相違理由①

炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保す
るため，水位確保操作を実施する。

相違理由
判断基準（東二は炉心損傷判断
時,柏崎は炉心損傷に至る可能性）の違いによる相違

また，原子炉圧力容器破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却する

また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉

相違理由①

ため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内の減心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を継続する。その際は，サプ

相違理由①

圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達しない

レッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル

相違理由⑭

ように崩壊熱相当の流量とする。

（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持する。

相違理由(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準［原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準］
損傷炉心の冷却が未達成の場合※1で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】※１

炉心損傷を判断した場合

相違理由①⑧で，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライ

相違理由①

下部への注水ができず，消火系が使用可能な場合※2。ただし，重大事故等へ対処するために

ウェル部）への注水ができず，消火系が使用可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対処す

相違理由①

消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

るために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準］

東海第二【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】

備考
相違理由①⑧

原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力容

原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ

相違理由①

水ができず，消火系が使用可能な場合※2。ただし，重大事故等へ対処するために消火系によル部）への注水ができず，消火系が使用可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対処するた

相違理由①

る消火が必要な火災が発生していない場合。

めに消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

※1:「損傷炉心の冷却が未達成」は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線

合。

相違理由⑭

量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器
雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合。

※3:「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下，制御棒の位置表
示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認する。

※3：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒

原子炉格納容器内の圧力の上昇，原子炉格納容器内の温度の上昇により確認する。

相違理由
相違理由

の位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達により確認する。

※4:「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，原子炉圧力容器内の圧力の低下，

相違理由⑭⑱

相違理由※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇又
は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

(b) 操作手順
消火系による原子炉格納容器下部への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロー
を第 1.8.1 図に，概要図を第 1.8.8 図に，タイムチャートを第 1.8.9 図に示す。

(b) 操作手順
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要は以下のとおり。手順

相違理由①の対応フローを第1.8−1図及び第1.8−2図に，概要図を第1.8−8図に，タイムチャートを相違理由⑦

第1.8−9図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による原子炉格納容器下部への注水の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備開始を指示する。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による原子炉格納容

相違理由①
相違理由①
東二は⑤で実施

器下部への注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，消火系による原子炉格納容器下部への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

②運転員等は中央制御室にて，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に相違理由①

必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデ

相違理由①

スタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施する。

東二は電動弁の名称を記載
相違理由

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東海第二③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制

備考

東二固有の手順

限弁が全閉，及びベント管に接続する排水弁が全開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が全閉している場合は，全開操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉格納容器下部への注水に必要な電動④運転員等は中央制御室にて，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状認する。

態表示等にて確認する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮相違理由①⑤運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。

相違理由⑥運転員等は，発電長に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備完

相違理由①

断弁の全閉操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉格納容器下部への注水の系統構成として，復水補給水系消火系第 1，第 2 連絡弁の全開操作及び下部ドライウェル注水ライ了を報告する。

柏崎固有の記載

ン隔離弁の全開操作を実施し，当直副長に消火系による原子炉格納容器下部への注水の準備完了を報告する。
⑦5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

⑦発電長は，運転員等にディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。

柏崎は②で実施⑧運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出

相違理由

ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告す

東二は指示値を記載る。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉格納容器下部への注水開始を緊急時対策本部に報告する。

⑨運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁の全開相違理由①操作を実施し，発電長に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備

相違理由①

完了を報告する。
⑨当直副長は中央制御室運転員に消火系による原子炉格納容器下部への注水開始を指示する。

⑩発電長は，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始を指
示する。

44

相違理由①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑩a 原子炉格納容器下部への初期水張りの場合

東海第二

備考

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

相違理由⑥

中央制御室運転員 A 及び B は，下部ドライウェル注水流量調節弁の全開操作を実施し，⑪運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁を相違理由①

復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）指示値の上昇（90m /h 程度）により注水さ開とし，低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m /h程度）により注相違理由れたことを確認し，当直副長に報告する。

水されたことを確認し，発電長に報告する。

相違理由

なお，格納容器下部水位にて+2m（総注水量 180m3）到達後，原子炉格納容器下部への注

なお，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により低圧代替注水系格

東二は格納容器下部水位で，柏水を停止する。

納容器下部注水流量を80m３／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを

崎は総注水量で水位を管理して超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水をいる。

停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で全閉となることを確認する。
⑩b 原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，下部ドライウェル注水流量調節弁を開とし，崩壊熱除去に必要な注水流量（35〜70m3/h）に調整し，注水を継続する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉格納容器下部への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

相違理由①⑧⑫運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁を

原子炉圧力容器破損後のペデス開とし，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低タル（ドライウェル部）への注

圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m /h程度）で確認した後，発電

水は，柏崎は注水流量で管理長に報告する。

し，東二はペデスタル（ドライ⑬発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペウェル部）の水位で管理していデスタル（ドライウェル部）への注水開始を指示する。

る。異なる管理方法をとっていａ

るため，手順に相違がある。

⑭ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m未満であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
⑭ｂ溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m以上であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。

45

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから原子炉格

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ

相違理由の注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

相違理由【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】

相違理由⑥

納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約 30 分で可能である。
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，54分以内で可能である。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】

相違理由⑥・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，1分以内で可能である。
円滑に作業できるように， 移動経路を確保し， 防護具， 照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑭整備する。室温は通常運転時と同程度である。
ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

相違理由②

炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によ補給水系においても，炉心損傷

りペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子を判断した場合のペデスタルの

炉格納容器の破損を防止するため，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系によりペデスタル

水位確保操作及び原子炉圧力容（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

器破損後のペデスタルへの注水

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保す
るため，水位確保操作を実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉
心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。その際は，サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持する。

46

手順を整備する。

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東海第二(a) 手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】
炉心損傷を判断した場合※１で，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によるペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水ができず，補給水系が使用可能な場合※２。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】
原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができず，補給水系が使用可能な場合※２。
※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線
量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器
雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。
※3：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒の位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達により確認する。
※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇又
は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

47

備考
相違理由②

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東海第二(b) 操作手順
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.8−1図及び第1.8−2図に，概要図を第1.8−10図に，タイムチャートを第1.8−11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制
限弁が全閉，及びベント管に接続する排水弁が全開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が全閉している場合は，全開操作を実施する。
④運転員等は中央制御室にて，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
⑤発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
⑥災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑦重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施し，連絡配管閉止フ
ランジの切り替え完了について災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑧運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡ライン止め弁の全開操作を実施する。
⑨運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。
⑩運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁の全開操作を実施する。
⑪発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧
力指示値が約 0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑬運転員等は，発電長に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の準備完了を報告する。
⑭発電長は，運転員等に補給水系よるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始を指
示する。

48

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
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東海第二【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】⑮運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁を開とし，低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m /h程度）により注
水されたことを確認し，発電長に報告する。
なお，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器
下部注水流量を80m３／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で全閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】⑯運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁を開とし，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを
低圧代替注水系格納容器下部注水流量指示値の上昇（80m /h程度）で確認した後，発電長に報告する。
⑰発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
⑱ａ溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m未満であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
⑱ｂ溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ
堆積検知用）で0.2m以上であることを確認後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。

49

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2
名及び重大事故等対応要員4名にて実施した場合，108分以内で可能である。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて実施した場合，1 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

50

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

東海第二1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順

備考
相違理由①

(1) 原子炉圧力容器への注水

炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止

炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落するため原子炉圧力容器へ注水する。また，十分な炉心の冷却ができず原子炉圧力容器下部へ溶下を遅延又は防止するため原子炉圧力容器へ注水する。また，十分な炉心の冷却ができず原子融炉心が移動した場合でも原子炉圧力容器へ注水することにより原子炉圧力容器の破損遅延又

炉圧力容器下部へ溶融炉心が移動した場合でも原子炉圧力容器へ注水することにより原子炉圧は防止を図る。

力容器の破損遅延又は防止を図る。

相違理由①

低圧代替注水系（常設）及び低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型

東二は可搬型代替注水中型ポンポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉圧力容器への注水手段を同時並行で準備す

プ又は大型ポンプは準備に時間る。

を要することから先行して準備を並行開始することを記載

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明と判断した場合は，原子炉底部からジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。）以上まで水位を回復させるために必要な原子炉注水量を注水する。その後，原子炉水位をＬ０以上で維持するため崩壊熱相当の注水量以上での注水を継続的に実施する。

51

東二は原子炉圧力容器の水位不明時の対応を記載

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考

ａ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

炉心の著しい損傷が発生した場合において,給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉心の著しい損傷が発生した場合において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常

東二の原子炉隔離時冷却系は

炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備とし非常用炉心冷却系に含まれな

搬型代替交流電源設備により低圧代替注水系（常設）の電源を確保し，原子炉圧力容器へ注水て使用する常設代替高圧電源装置により低圧代替注水系（常設）の電源を確保し，原子炉圧

いが，柏崎は非常用炉心冷却系する。

力容器へ注水する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，給水・復水に含まれる。

系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器へ

相違理由⑪の注水ができない場合は，低圧代替注水系（常設）の運転状態確認後，逃がし安全弁により相違理由⑪減圧を実施する。

東二は原子炉冷却材圧力バウン
ダリが高圧時の対応を記載

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

て行う。

て行う。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧※2

力容器への注水ができず，低圧代替注水系（常設）が使用可能な場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常用炉

東二の原子炉隔離時冷却系は心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（常設）が使用可能な

非常用炉心冷却系に含まれな場合※２。

いが，柏崎は非常用炉心冷却系に含まれる。

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

相違理由⑭

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

東二ではガンマ線線量率の 10倍を含めて炉心損傷と判断するため「以上」としている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

※2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

52

相違理由⑨

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

東海第二(b) 操作手順

低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.8.2 図に，概要図を第 1.8.10 図に，タイムチャートを第 1.8.11 図に順の対応フローを第1.8−3図に，概要図を第1.8−12図に，タイムチャートを第1.8−13図

示す。

に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。

備考①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧代替注水系（常設）による

相違理由⑦

相違理由

原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

東二固有の手順に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁の電源切替え操作を実施する。
相違理由②中央制御室運転員 A 及び B は，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保され東二は②の電源切換え後の確認する。

ていることを状態表示等にて確認する。

を実施
相違理由

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，東二の電源設備は容量を設計で第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，低圧代替注水系（常設）

担保しているため，負荷容量確が使用可能か確認する。

認は不要

53

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

東海第二④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

柏崎は原子炉格納容器への注水
流量確保

断弁の全閉操作を実施する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプ（2 台）の起動操作を実施し，復水移送
ポンプ吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認する。

備考④運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）の使用モードを選択し，低圧代

相違理由⑨替注水系（常設）を起動操作した後，常設低圧代替注水系ポンプが起動し，常設低圧

相違理由⑨

代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認するとと

東二は指示値を明確化

もに常設低圧代替注水系系統分離弁，原子炉注水弁及び原子炉圧力容器注水流量調整

東二固有の操作

弁が自動開したことを確認する。
⑤発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に柏崎は⑦で実施

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
a

相違理由⑳

⑥ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。

⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｃ系注入弁の全開操作を実施する。

b⑥ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由

⑳

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作を実施する。
東二は⑧で実施⑦当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が復水移送ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，運転員に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
a

相違理由⑳

⑧ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。
⑧b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑨a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注

相違理由⑨系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認

水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子相違理由⑨し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）

炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水

相違理由から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

位を原子炉水位Ｌ０以上に維持する。

相違理由⑨b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認
し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

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東海第二⑩現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として復水移送ポンプ吸込ラインの備考
柏崎固有の操作

切替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の開操作）を実施する。
柏崎固有の操作⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，相違理由実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで7

相違理由

注水開始まで残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注入配管を使用した場合に分以内で可能である。

相違理由

おいても約 12 分で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水移送ポンプの水源確保を相違理由実施した場合，15 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

東二では現場操作を行わないた

室温は通常運転時と同程度である。

め記載無し

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b. 低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）

東海第二

備考

ｂ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）及び消火系による原子炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器への火系及び補給水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（可搬相違理由②

注水を実施する。

型）により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧

東二は原子炉冷却材圧力バウンの場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水がダリが高圧時の対応を記載

相違理由②③

できない場合は，低圧代替注水系（可搬型）の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し
て行う。

て行う。

(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し(a) 手順着手の判断基準※1において，低圧代替注水系（常設）及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※2。

炉心損傷を判断した場合※１において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消火系
及び補給水系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（可搬型）が使用
可能な場合

相違理由③
相違理由②

※２

。

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

相違理由⑭

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確

相違理由⑮

保されている場合。
(b) 操作手順(b) 操作手順

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。

順の対応フローを第 1.8.2 図に，概要図を第 1.8.12 図に，タイムチャートを第 1.8.13 図

なお，水源から接続口までの低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中

水源から接続口までの低圧代替及び第 1.8.14 図に示す。

型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13 重大事故等の注水系（可搬型）として使用す収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。手順の対応フローを第1.8−3 図に，概る可搬型代替注水中型ポンプ及要図を第1.8−14図に，タイムチャートを第1.8−15図に示す（残留熱除去系Ｃ系配管を使び可搬型代替注水大型ポンプに用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉圧力容器

よる送水手順については，への注水及び低圧炉心スプレイ系配管を使用する原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力「1.13 重大事故等の収束に必

容器への注水の手順は，手順⑦以外同様。）。

要となる水の供給手順等」にて
整備する。
相違理由⑦
相違理由⑦
東二は複数ある注水系統と接続口について，手順の差異を整理する。

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東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配備考
東二固有の記載

管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。

②災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）で使用する低圧代替注水

相違理由

系配管・弁の接続口を連絡するとともに重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬相違理由型）による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に低圧代替注水系（可搬型）③発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプレイ系配管を使用した

相違理由

による原子炉圧力容器への注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。

相違理由

ホース接続及び起動操作を依頼する。
④運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注

東二固有の手順

水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁又は低圧炉心スプレイ系注入弁の電源切替え操作を実施する。
相違理由③中央制御室運転員 A 及び B は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注⑤運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。

水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていること

東二は⑤の電源切換え後の確認を状態表示等により確認する。

相違理由④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

柏崎は原子炉格納容器への注水
流量確保

断弁の全閉操作を実施する。
⑤aMUWC 接続口内側隔離弁(B)を使用する場合

相違理由⑯

緊急時対策要員は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成として，屋外にて MUWC 接続口内側隔離弁(B)の全開操作（遠隔手動弁操作設備による操作）を実施する。
⑤bMUWC 接続口内側隔離弁(A)を使用する場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成として，非管理区域にて MUWC 接続口内側隔離弁(A)の全開操作（遠隔手動弁操作
設備による操作）を実施する。
⑥発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。

57

東二固有の記載

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

東海第二⑦ａ残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東

備考
相違理由⑯

側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作及び原子炉圧力指示

運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁及び原子炉圧力

相違理由⑯

値が可搬型代替注水ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，残留熱除去系洗浄水弁

容器注水流量調整弁の全開操作を実施する。

相違理由⑯
相違理由⑯

(B)の全開操作を実施する。
⑥b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合⑦ｂ低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への

相違理由⑯

注水の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作及び原子炉圧力指示

運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ系注入弁及び原子炉圧

相違理由⑯値が可搬型代替注水ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，残留熱除去系洗浄水弁

力容器注水流量調整弁の全開操作を実施する。

相違理由⑯
相違理由⑯

(A)の全開操作を実施する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器へ注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。

58

東二固有の記載

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

東海第二⑨災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代

備考
東二固有の操作替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡するとともに重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型
ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑦緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作⑩重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中

相違理由⑭を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，原子相違理由⑭⑯する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁の全開操作を実施し，低相違理由⑭⑯⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策要員又は運転員が選択した送水ラ

圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注

相違理由⑭⑯

インからの可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼す

水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災

相違理由⑭

る。

害対策本部長代理は，発電長に報告する。

相違理由⑨当直副長は，中央制御室運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確認を指示する。

⑪発電長は，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確

相違理由認を指示する。
柏崎固有の操作⑩緊急時対策要員は，緊急時対策要員又は運転員が選択した送水ラインから送水するた
め，MUWC 接続口外側隔離弁 1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちらかの全開操作を実施し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑪a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑭⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注

相違理由

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認

水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）又は低圧代替注水系原相違理由

し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）

子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子炉水位

相違理由

から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原

東二では「注水−１」にて水位

子炉水位Ｌ０以上に維持する。

をＬ０以上としている。
柏崎では「RPV 制御」にて水位
を L3〜L8 としている⑪b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認
し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力

柏崎固有の記載

容器への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作のうち，運転員が実施する原子炉建屋での各注入配管の系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容

相違理由

器への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合の所要時間は約 20 分である。
また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作のうち，緊急時対策
要員が実施する屋外での低圧代替注水系（可搬型）による送水操作に必要な 1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］

東二は水源と接続口に対して所

緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分

要時間を示し、柏崎は水源と敷設されてあるホースの使用可否［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）］

に対して所要時間を示してい

緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分る。

［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］
緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始まで約 330 分で可能である。

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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【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場

備考
東二は水源と接続口に対して所合】（水源：代替淡水貯槽）

要時間を示し、柏崎は水源と敷・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名に設されてあるホースの使用可否て作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場に対して所要時間を示している。

合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注
水の場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注
水の場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代

相違理由

業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

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

相違理由

していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

相違理由
東二では屋内操作を行わないた
め記載無し

61

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ｃ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由③

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容

代替循環冷却系においても，炉器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置

心損傷を判断した場合の原子炉により代替循環冷却系の電源を確保し，原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉

圧力容器への注水手順を整備す

冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による。

る原子炉圧力容器への注水ができない場合は，代替循環冷却系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができず，代替循環冷却系が使用可能な場合※２。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合。

62

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東海第二(b) 操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり（代替循
環冷却系Ｂ系による原子炉圧力容器への注水手順も同様。）。
手順の対応フローを第1.8−3図に，概要図を第1.8−16図に，タイムチャートを第1.8−17図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系
熱交換器（Ａ）バイパス弁及び残留熱除去系Ａ系注入弁の電源切替え操作を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水に必
要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミ
ニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バ
イパス弁の全閉操作を実施する。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系
Ａ系テスト弁の全開操作を実施する。
⑥運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系
ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上であることを確認後，発電長に報告する。
⑦発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に
代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。

63

備考
相違理由③

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

東海第二⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施した後，代替
循環冷却系Ａ系注入弁の全開操作を実施するとともに，代替循環冷却系Ａ系テスト弁の全閉操作を実施する。
⑨運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを代替循環冷
却系原子炉注水流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内で可能である。

64

備考
相違理由③

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c. 消火系による原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考
相違理由⑧

ｄ．消火系による原子炉圧力容器への注水

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができない場合は， 消火系による原子炉圧力容器への注水を実施する。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系

相違理由③による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，消火系による原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系

東二は原子炉冷却材圧力バウン

及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，消火系の運転状態確

ダリが高圧時の対応を記載

認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

て行う。

て行う。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への※2

炉心損傷を判断した場合※１において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系によ
※２

相違理由③

注水ができず，消火系が使用可能な場合 。ただし，重大事故等へ対処するために消火系にる原子炉圧力容器への注水ができず，消火系が使用可能な場合

よる消火が必要な火災が発生していない場合。

対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

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

相違理由⑭

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭

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

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

。ただし，重大事故等へ※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合。

65

相違理由⑭⑱

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.8.2 図に，概要図を第 1.8.15 図に，タイムチャートを第 1.8.16 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。

東海第二

備考

(b) 操作手順
消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを
第1.8−3図に，概要図を第1.8−18図に，タイムチャートを第1.8−19図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉圧力容器へ

相違理由⑦
相違理由

の注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

東二は手順内で電源が確保されていること確認する。
柏崎は手順内で電源の受電を実施する。

③運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。

東二は補助ボイラ冷却水の冷却水に消火系を使用している。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による原子炉圧力容器への注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。

④発電長は，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出
ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告す

相違理由
相違理由
東二はディーゼル駆動消火ポン
プ起動後の状況確認を記載

る。
相違理由⑳

③現場運転員 C 及び D は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

相違理由⑳④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。

原子炉圧力容器への注水流量確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保断弁の全閉操作を実施する。

相違理由⑳⑥中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉圧力容器への注水の系統構成として，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。

66

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東海第二⑦a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑦b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作を実施する。
相違理由⑳⑧5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。
また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

相違理由⑳⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉圧力容器への注水開始を
緊急時対策本部に報告する。
⑩当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力がディーゼル駆動消火ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，中央制御室運転員に消火系による原子炉圧力容器への注水の開始を指⑥発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。

相違理由⑧
東二は指示値を記載示する。
⑪a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

相違理由⑳⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁及び留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施する。

b⑪ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑭
相違理由
相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑫a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去

相違理由⑧⑭

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認

系系統流量指示値及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとと相違理由⑭

し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）

もに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上で維持する。

東二では「注水−１」にて水位

から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

をＬ０以上としている。
柏崎では「RPV 制御」にて水位
を L3〜L8 としている⑫b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認
し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
相違理由⑳⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉圧力容器への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

67

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

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系によ直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器へる原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注入の注水開始まで56分以内で可能である。

相違理由
相違理由⑳

配管を使用した場合においても約 30 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑭整備する。室温は通常運転時と同程度である。
ｅ．補給水系による原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，補給水系による原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離
時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，補給水系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができず，補給水系が使用可能な場合※２。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。
(b) 操作手順
補給水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.8−3図に，概要図を第1.8−20図に，タイムチャートを第1.8−21図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉圧力容器への注水に必要なポン
プ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
③発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。

68

相違理由②

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

東海第二④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑤重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施し，災害対策本部長
代理に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑥運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡ライン止め弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁の全開操作を実施する。
⑨発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧
力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑪発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧
力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量指示値の上昇により確認
し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注水開始まで110分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

69

備考
相違理由②

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d. 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態

東海第二ｆ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由⑧

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態

で，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができない

で，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない

相違理由⑭

場合は，常設代替直流電源設備又は可搬型直流電源設備により高圧代替注水系の電源を場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源

東二は詳細な電源を明確にして確保し，原子炉圧力容器へ注水する。

設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊急用いる。

125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型

東二は詳細な電源を明確にして整流器により高圧代替注水系の電源を確保し，原子炉圧力容器へ注水する。

いる。
相違理由⑭
東二は詳細な電源を明確にしている。

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行し

て行う。

て行う。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失し，高圧代※2

替注水系が使用可能な場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心

東二では原子炉冷却材圧力バウ

スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができず，高圧代替注水系が使用可能な場合

ンダリが高圧の状態で給水でき※２る設備を明確にしている。

。

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

相違理由⑭

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭

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

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:原子炉圧力指示値が規定値以上ある場合において，設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。
(b) 操作手順
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水については，「1.2.2.1(1)a. 中央制御室
からの高圧代替注水系起動」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性※2：原子炉圧力指示値が0.69MPa[gage]以上ある場合において，設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合。

東二は指示値を記載
相違理由(b) 操作手順
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水については，「1.2.2.1(1)ａ．中央制御室
からの高圧代替注水系起動」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて操作を実施した場合，相違理由実施した場合，作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始

作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始まで 10 分以内

相違理由

まで 15 分以内で可能である。

で可能である。

70

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
e. ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
損傷炉心へ注水する場合，ほう酸水注入系によるほう酸水の注入を並行して実施する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，損傷炉心へ注水する場合で，ほう酸水注入系が使

東海第二ｇ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

備考
相違理由⑧

損傷炉心へ注水する場合，ほう酸水注入系によるほう酸水の注入を並行して実施する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，損傷炉心へ注水する場合で，ほう酸水注入系が使用可能な場合※2。

用可能な場合※２。

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

相違理由⑭

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑭

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

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，電源及び水源（ほう酸水注入系貯蔵タンク）が確保されている場合。
(b) 操作手順
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第 1.8.2 図に，概要図を第 1.8.17 図に，タイムチャートを第 1.8.18
図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入の準備開始を指示する。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（ほう酸水貯蔵タンク）が確保されている場合。

相違理由(b) 操作手順
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.8−3図に，概要図を第1.8−22図に，タイムチャートを第1.8−23図

相違理由⑦

に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にほう酸水注入系による原子炉圧

相違理由

力容器へのほう酸水注入の準備開始を指示する。

②現場運転員 C 及び D は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に必要

柏崎は受電操作を実施

なポンプ及び電動弁の電源の受電操作を実施する。

東二は電源が確保されていることを確認③中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入②運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に必要なポンプ及び電動弁の電源が確保されたこと並びに監視計器の電源が確保されに必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて柏崎は本項②操作にて電源が確ていることを状態表示にて確認する。

確認する。

保されたことを確認

相違理由⑧

相違理由

71

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，代替電源設備は容量を設計で担

第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，ほう酸水注入系が使用可保しているため，負荷容量確認

能か確認する。

は不要。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系ポンプ(A)又は(B)の起動操作（ほう酸水③運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ

相違理由⑧

注入系起動用キー・スイッチを「ポンプ A」位置（B 系を起動する場合は「ポンプ B」位（Ｂ）の起動操作（ほう酸水注入系起動用キー・スイッチを「ＳＹＳ Ａ」位置（Ｂ相違理由⑭置）にすることで，ほう酸水注入系ポンプ吸込弁及びほう酸水注入系注入弁が全開とな系を起動する場合は「ＳＹＳ Ｂ」位置）にすることで，ほう酸水貯蔵タンク出口弁

相違理由⑭

り，ほう酸水注入系ポンプが起動し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始される。）

及びほう酸水注入系爆破弁が全開となり，ほう酸水注入ポンプが起動し，原子炉圧力相違理由⑭を実施し，発電用原子炉が未臨界であることを継続して監視する。

容器へのほう酸水注入が開始される。）を実施し，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力が原

東二ではほう酸水注入時の発電

子炉圧力容器内の圧力以上であることを確認する。

用原子炉が未臨界であることの確認をほう酸水の全量注入をもって確認する。

⑥当直副長は，ほう酸水注入系ポンプの運転時間によりほう酸水注入系貯蔵タンクの液位を推定し，ほう酸水の全量注入完了を確認後，中央制御室運転員にほう酸水注入系ポン④発電長は，運転員等にほう酸水貯蔵タンク液位を監視し，ほう酸水の全量注入完了を確認後，ほう酸水注入ポンプを停止するよう指示する。

相違理由⑧
東二では中央制御室にてほう酸
水貯蔵タンク水位を監視するこ

プの停止を指示する。

とができる。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系ポンプを停止し，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性⑤運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプを停止し，発電長に報告する。

相違理由⑧(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開相違理由

転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからほう酸水注入系による原子炉圧始を判断してからほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入開始まで2分以内

相違理由

力容器へのほう酸水注入開始まで約 20 分で可能である。

で可能である。

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

東二では現場操作を行わないた

室温は通常運転時と同程度である。

め記載無し

72

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二f. 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由④

炉心の著しい損傷が発生した場合において,原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び高圧
代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により制御棒駆動系の電源を確保し，原子炉圧力容器の下部への注水を実施することで，原子炉圧力容器の下部に落下した溶融炉心を冷却し，原子炉圧力容器の破損の進展を抑制する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失し，制御棒駆動系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。
(b) 操作手順
制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水については，「1.2.2.3(1)b.制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
上記の現場操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水開始まで約 20 分で可能である。

73

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二g. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

備考
相違理由⑤

炉心の著しい損傷が発生した場合において,原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備
により高圧炉心注水系の電源を確保することで高圧炉心注水系を冷却水がない状態で一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への緊急注水を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を並行して行う。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失し，高圧炉
心注水系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線
レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場
合。
※2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。
(b) 操作手順
高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水については，「1.2.2.3(1)c.高圧炉心
注水系による原子炉圧力容器への緊急注水」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水開始まで約 25 分で可能である。

74

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.8.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

東海第二

備考

1.8.2.3 その他の手順項目について考慮する手順
逃がし安全弁による減圧手順については，「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順については，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

東二は逃がし安全弁による減圧の具体的な手順を技術的能力「1.3 原子炉冷却材圧力バウ
ンダリを減圧するための手順
等」に，残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手
順を「1.5 最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための手順等」に，サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替手順を「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」に整理する。

復水貯蔵槽，防火水槽及びろ過水タンクへの水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型

西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替注水中

相違理由⑮

代替注水ポンプ（A−2 級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に

相違理由⑮の供給手順等」にて整備する。

必要となる水の供給手順等」にて整備する。
相違理由③④⑤⑨⑩

復水移送ポンプ，高圧代替注水系，ほう酸水注入系ポンプ，制御棒駆動水ポンプ 高圧炉心注水

常設低圧代替注水系ポンプ，復水移送ポンプ，高圧代替注水系，代替循環冷却系ポンプ，ほう系ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並びに第一ガスタービン発電機，第酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備，可搬型代

相違理由⑤⑭

二ガスタービン発電機，電源車，ディーゼル駆動消火ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大51 条の記載に従い整理していへの燃料補給手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

る。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順を「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備することを記載。

75

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.8.2.4 重大事故等時の対応手段の選択(1) 原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.8.19 図に示す。

東海第二

備考

1.8.2.4 重大事故等時の対応手段の選択(1) ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段の選択

相違理由①

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.8−24図に示す。

相違理由⑦代替交流電源設備により交流電源が確保できた場合，復水貯蔵槽が使用可能であれば格納容器

常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が使用可能であ

相違理由⑭⑨下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水（初期水張り）を実施する。復水貯蔵槽

れば格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作を実施

相違理由①

が使用できない場合，消火系又は格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部へのする。代替淡水貯槽が使用できない場合，消火系，補給水系又は格納容器下部注水系（可搬相違理由①②⑨

注水（初期水張り）を実施する。また，原子炉圧力容器が破損し，原子炉格納容器下部へ落下し型）によるペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作を実施する。また，原子炉圧力容器

相違理由①

た溶融炉心を冠水冷却する場合においても，初期水張りを実施する際と同様の順で対応手段を選が破損し，ペデスタル（ドライウェル部）へ落下した溶融炉心を冠水冷却する場合において相違理由①

択し，原子炉格納容器下部へ注水する。

も，ペデスタル（ドライウェル部）の水位確保を実施する際と同様の順で対応手段を選択し，

相違理由①

ペデスタル（ドライウェル部）へ注水する。ペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作

相違理由①

は，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却と並行して実施するが，発電用原子炉の冷

東二固有の操作却や原子炉格納容器内の冷却とペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作が並行して実施できない場合は，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却を実施した後，ペデスタル（ドライウェル部）への水張りを実施する。
相違理由①，柏崎固有の記載

なお，消火系による原子炉格納容器下部への注水は，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ

なお，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水は，重大事故等へ対処するため対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水タンクの使用に消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水貯蔵タンク又は多目的タン

相違理由⑩⑱

可認できた場合に実施する。

クの使用可能が確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替

相違理由②⑱

えに時間を要することから，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない

相違理由②

場合に実施する。

相違理由②

76

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手段の選択

東海第二(2) 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段の選

備考
相違理由①

択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.8.19 図に示す。

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.8−24図に示す。

相違理由⑦代替交流電源設備により交流電源が確保できるまでは,交流電源を必要としない高圧代替注水

常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できるまでは，交流動力電源を必要としな

相違理由⑭

系により原子炉圧力容器へ注水し,代替交流電源設備により交流電源が確保できた段階で，高圧

い高圧代替注水系により原子炉圧力容器へ注水し，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流

相違理由⑭

代替注水系に併せてほう酸水注入系によるほう酸水注入及び制御棒駆動系による原子炉圧力容

電源設備により交流動力電源が確保できた段階で，高圧代替注水系に併せてほう酸水注入系に相違理由④⑭

器への注水を行う。また，低圧代替注水系の運転が可能となり発電用原子炉の減圧が完了するまよるほう酸水注入を行う。また，低圧の代替注水手段の運転が可能となり発電用原子炉の減圧

東二は複数の手段がある。

での期間は，高圧代替注水系により原子炉圧力容器への注水を継続するが，高圧代替注水系が使が完了するまでの期間は，高圧代替注水系により原子炉圧力容器への注水を継続する。

相違理由⑤
相違理由⑤

用できなくなった場合は高圧炉心注水系により原子炉圧力容器へ緊急注水する。
発電用原子炉の減圧が完了し，復水貯蔵槽が使用可能であれば低圧代替注水系（常設）により発電用原子炉の減圧が完了し，代替淡水貯槽が使用可能であれば低圧代替注水系（常設）に相違理由⑨

原子炉圧力容器へ注水する。復水貯蔵槽が使用できない場合，消火系又は低圧代替注水系（可搬より原子炉圧力容器へ注水する。代替淡水貯槽が使用できない場合，代替循環冷却系，消火相違理由③⑨型）により原子炉圧力容器へ注水する。その際も併せてほう酸水注入系によるほう酸水注入を行系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。その際も併せ

相違理由②

う。

てほう酸水注入系によるほう酸水注入を行う。

なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していないことが確認できた場合に実施する。

なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，重大事故等へ対処するために消火系による

柏崎固有の記載

消火が必要な火災が発生していないことが確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡

相違理由②

配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系による原子炉圧力容器への注水

相違理由②ができない場合に実施する。

相違理由②
相違理由⑳

低圧代替注水を実施する際の注入配管の選択は，中央制御室からの操作が可能であって，注水流量が多いものを優先して使用する。
溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のために原子炉圧力容器へ注水を実施している際， 損傷炉心の冷却が未達成と判断した場合は， 原子炉格納容器下部への注水操作を開

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のために原子炉圧力容器へ注水を実施している際，炉心損傷と判断した場合は， 原子炉格納容器下部への注水操作を開始する。

相違理由

始する。
代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施する際の系統の選択は，常設低圧代替
注水系ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系と配管を共有しない系統を優先して使用する。優先順位は以下のとおり。
優先①：代替循環冷却系Ａ系
優先②：代替循環冷却系Ｂ系

77

相違理由③

（参考資料）
１．8 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ

番号

1

相違理由①

1

相違理由②

2

2

3

相違理由③

相違理由④

相違理由⑤

5

相違理由⑥

7

相違理由⑦

9

相違理由⑧

9

相違理由⑨

9

相違理由⑩

10

10

相違理由⑪

相違理由⑫

内容
東二では原子炉格納容器の下部を「ペデスタル（ドライウェル部）」と定義付けている。
東二は補給水系（自主対策設備）を注水手段として整備する。
東二は残留熱除去系の有する格納容器除熱機能を代替する内部水源設備として,代替循環冷却系を新設する。代替循環冷却系は原子炉が低圧時に注水が可能な設備であるため，低圧注水手段
として対応手順を整備する。
柏崎の低圧代替注水系（常設）と代替循環冷却系は，同じ復水移送ポンプを使用しており，代替循環冷却系は原子炉格納容器内の減圧及び除熱として整理している。
東二は原子炉圧力容器破損後は制御棒駆動系に期待しない。このため東二は制御棒駆動系からの注水手順を整備しない。

全交流電源喪失を想定しており，常設代替交流電源設備から
ＨＰＣＳ高圧母線の受電は，考慮しない。このため東二は高圧
炉心スプレイ系に期待できないことから緊急注水手順を整備しない。
東二は通常運転時からペデスタルに水を確保している。また，
炉心損傷を判断した場合はペデスタルへの水位確保操作を行い，原子炉圧力容器の破損の徴候及び破損によるパラメータの変化により原子炉圧力容器の破損を判断した場合はペデス
タルへの注水操作を行う。
柏崎は炉心の冷却が未達成の場合は原子炉格納容器下部への初期水張りを行う。また、原子炉圧力容器の破損の徴候及び破損によるパラメータの変化により原子炉圧力容器の破損を判断した場合は原子炉格納容器下部への注水操作を行う。
図表番号の附番ルールの相違
見出し記号の附番ルールの相違
東二は低圧代替注水系を新設し，常設設備として代替淡水貯槽を水源とする常設低圧代替注水系ポンプを使用するが，柏崎は既設の復水貯蔵槽を水源とする復水補給水系を使用する。
東二は原子炉格納容器ドレン系配管・弁をペデスタルの構造物と位置付けている。
東二は，常設代替交流電源設備を常設代替高圧電源装置5台で定格とし，故障や点検を想定し，1台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
東二の低圧代替注水系（常設）は常設代替交流電源設備で給電するが，柏崎は常設代替交流電源設備の他，可搬型代替交
流電源設備，非常用電源設備，代替所内電気設備で給電する。

（参考資料）
１．8 比較表の相違理由一覧
比較表ﾍﾟｰｼﾞ

番号

10

相違理由⑬

11

相違理由⑭

11

相違理由⑮

11

相違理由⑯

12

相違理由⑰

13

相違理由⑱

15

17

20

20

相違理由⑲

相違理由⑳

相違理由

相違理由

21

相違理由

22

相違理由

内容
柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
設備名称の相違
東二は可搬型設備による注水等に使用する水源として西側淡
水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
東二は第51条の設備の整理で接続口を低圧代替注水系配管に含めることとしている。
柏崎はあらかじめ敷設したホースを使用することを記載しているが，東二はホースをあらかじめ敷設する前提ではないため記載していない。
東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
東二では常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの設計仕様が同等の機能（容量）を有するとは言えないため，柏崎と同様な記載は困難である。（例：低圧代替注水系（常設）柏崎125m3/h/台，東二200 m3/h/台）
東二の低圧代替注水は対応手段毎に使用する注水配管が決まっているが，柏崎は全ての対応手段に対し，残留熱除去系（低圧注水モード）及び高圧炉心注水系の注水配管を使用する。
東二は注水ラインを原子炉隔離時冷却系のヘッドスプレイノズ
ルを使用していることを注記している。柏崎は給水系のスパー
ジャを使用している。
高圧代替注水系の水源として柏崎は復水貯蔵槽を用い給水系
配管から注水する。
東二は高圧炉心スプレイ系入口ラインをサクションとしたサプ
レッション・チェンバを用い原子炉隔離時冷却系配管から注水する。
高圧代替注水系の水源として柏崎は復水貯蔵槽を用い給水系
配管から注水する。
東二は高圧炉心スプレイ系入口ラインをサクションとしたサプ
レッション・チェンバを用い原子炉隔離時冷却系配管から注水する。
柏崎は高圧炉心注水配管からほう酸水を注入する。東二は，ほう酸水注入系配管を使用する。

（参考資料）
１．8 比較表の相違理由一覧
比較表ﾍﾟｰｼﾞ

番号

26

相違理由

内容
東二は「技術的能力1.0重大事故対策における共通事項（添付資料1.0.10重大事故等発生時の体制について）」より，当直運
転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水は，柏崎は注水流量で管理し，東二はペデスタル（ドライウェ
ル部）の水位で管理している。

27

相違理由

28

相違理由

28

相違理由

29

相違理由

原子炉圧力容器の破損の徴候を判断するためのパラメータの
相違

29

相違理由

新設のデブリ落下検知を設置するため原子炉圧力容器の破損時の監視パラメータとして使用する。

30

相違理由

31

相違理由

33

相違理由

52

相違理由

設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
原子炉格納容器下部への注水操作の判断の相違

東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。
監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水は，東二はペデスタル（ドライウェル部）の水位管理で対応するため水位維持できる流量としている。柏崎は崩壊熱相当の注
水をすることで対応しているため，手順に相違がある。
東二ではガンマ線線量率の10倍を含めて炉心損傷と判断するため「以上」としている。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

東海第二

備考

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.9.1 対応手段と設備の選定

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

目 次 ＞

a. 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(a) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止(c) 水素濃度及び酸素濃度の監視(c) 水素濃度及び酸素濃度の監視(d) 代替電源による必要な設備への給電(d) 代替電源による必要な設備への給電(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. 手順等

ｂ．手順等

1.9.2 重大事故等時の手順

1.9.2 重大事故等時の手順

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止

a. 発電用原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化

ａ．発電用原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化

b. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。
東二は気体名として「ガス」
は記載しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止

東海第二

備考

(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ａ．可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化

東二は格納容器圧力逃がし装置内に残留した可燃性ガスによる爆発を防ぐため原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置の系統内を不活性ガス（窒素）で置換する手段を記載する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出

ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出

東二は条文要求を引用した手段名称としている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。
東二は炉心損傷後に耐圧強化

b. 耐圧強化ベント系(W/W)による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出

ベントは使用しない。柏崎は格納容器圧力逃がし装置が使用出来ない場合の手段として耐圧強化ベント系を使用して原子炉格納容器内の水素及び酸素の排出を実施する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

2

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
a. 格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視

東海第二

備考

ｃ．可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

東二は既設の格納容器雰囲気
モニタの水素濃度及び酸素濃度を自主対策設備として位置付けていることから，重大事故等対処設備として新設の格
納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）を設置する。柏崎は，既設の格納容器内雰囲気計装の水素濃度及び酸素濃度を重大事故等対処設備として位置付けている。なお，格納容器内
水素濃度(SA)についても新たに設置する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

b. 格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
1.9.2.2 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備の電源を代替電源設備から給電する手順

ｂ．格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
1.9.2.2 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備の電源を代替電源設備から給電する手順

1.9.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.9.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.9.2.4 重大事故等時の対応手段の選択

1.9.2.4 重大事故等時の対応手段の選択

3

相違理由①

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

東海第二

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による破損を防止する必要がある場合

における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による破損を防止する必要がある場合には、水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等が適切に整備されには、水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

ているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１「水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる

１ 「水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）BWR（１）BWRａ)原子炉格納容器内の不活性化により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格
納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）PWR のうち必要な原子炉ａ)水素濃度制御設備により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（３）BWR 及び PWR 共通ａ）原子炉格納容器内の不活性化により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格
納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）PWRのうち必要な原子炉ａ）水素濃度制御設備により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（３）BWR及びPWR共通ａ)原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要なａ）原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

ｂ）炉心の著しい損傷後、水−ジルコニウム反応及び水の放射線分解による水素及び酸素の水ｂ）炉心の著しい損傷後、水−ジルコニウム反応及び水の放射線分解による水素及び酸素の水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手順等を整備すること。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解による水素

備考

素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手順等を整備すること。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解による水素

ガス及び酸素ガスが，原子炉格納容器内に放出された場合においても水素爆発による原子炉格納容器 及び酸素が，原子炉格納容器内に放出された場合においても，水素爆発による原子炉格納容器の破損

相違理由②の破損を防止するため，水素濃度制御を行う対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活 を防止するため，水素濃度制御を行う対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順

東二は対処設備の設置工事を用した手順等について説明する。

未だ実施していないため方針

等について説明する。

を示し，他条文と整合を図る記
載とした。

4

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東海第二1.9.1 対応手段と設備の選定

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

備考

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応により短期的に発生する水

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解及び金属

東二はジルコニウム−水反素ガス及び水の放射線分解により発生する水素ガス及び酸素ガスの水素爆発による原子炉格納容

腐食（以下「ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等」という。）により発生する水素及び酸

応，水の放射線分解及び金属器の破損を防止するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

素の水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段と重大事故等対処設備を選

腐食により水素の発生を考慮定する。

していることから，金属腐食についても記載している。
相違理由②

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。

選定する。

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

な設備。

な設備。

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

でなく，設置許可基準規則第五十二条及び技術基準規則第六十七条（以下「基準規則」といでなく，設置許可基準規則第五十二条及び技術基準規則第六十七条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのう。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

関係を明確にする。

(2)対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係
を第 1.9.1 表に整理する。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を
第1.9−1表に整理する。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

5

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東海第二a. 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(a) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止ⅰ) 不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化

備考

東二は表題を記載。

原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するため，発原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するため，発電電用原子炉運転中の原子炉格納容器内は，不活性ガス（窒素ガス）置換により原子炉格納用原子炉運転中の原子炉格納容器内は，不活性ガス（窒素）により原子炉格納容器内雰囲

相違理由②

容器内雰囲気を不活性化した状態になっている。

気を不活性化した状態としており，炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニ

東二はジルコニウム−水反応，

ウム−水反応，水の放射線分解等にて発生する水素及び酸素により原子炉格納容器内で水

水の放射線分解及び金属腐食

素爆発が発生することを防止する。なお，格納容器ベントを開始するまでは，原子炉格納により水素の発生を考慮して容器内は不活性ガス（窒素）が封入された状態となっている。

いることから，金属腐食につい

原子炉格納容器内の不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下のとおり。

原子炉格納容器内の不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下のとおり。

ても記載。また，格納容器ベントが実施されるまで不活性ガ
ス（窒素）が封入されていることを記載。

・不活性ガス系

・不活性ガス系

不活性ガス系による原子炉格

・原子炉格納容器

納容器水素爆発防止で使用する設備を記載している。

ⅱ) 可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化
また，中長期的に原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減させるため，可搬型格納容器窒素供給設備により原子炉格納容器へ窒素ガスを供給する手段がある。

東二は表題を記載。

炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇した場合に原子炉格納

東二は炉心損傷が発生した場

容器内の可燃性ガス濃度を低減させるため，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器へ合に原子炉格納容器内の酸素窒素を供給する手段がある。

濃度上昇を抑制するために窒素を供給し，格納容器ベント遅延を図る。柏崎は原子炉格納容器の負圧破損防止及び可燃性ガス濃度を低減させるために窒素を供給する手段を記載。

6

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東海第二

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

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

における「原子炉格納容器負圧破損の防止」にて選定する対応手段及び設備と同様であにおける「原子炉格納容器負圧破損の防止」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

る。

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型格納容器窒素供給設備

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下のとお

備考

相違理由①

り。
・可搬型窒素供給装置

相違理由①

・不活性ガス系配管・弁

可搬型窒素供給装置による原・原子炉格納容器

子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備を記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。
相違理由⑧(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ⅰ.格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ⅰ) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止

見出し記号の附番ルールの相違以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。
東二は耐圧強化ベントを期待しないことから「等」を削除
相違理由④

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを，格納容器圧力逃がし装置

等により原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素を，格納容器圧力逃がし装置により原相違理由②又は耐圧強化ベント系により原子炉格納容器外に排出することにより，水素爆発による原子炉格納容器外に排出することにより，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する

相違理由⑤

子炉格納容器の破損を防止する手段がある。

手段がある。

7

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東海第二

備考

これらの対応手段及び設備は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」

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

東二は中央制御室から遠隔操における「耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」及び「1.7 原子炉

順等」における「格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」及び作ができない場合の対応手段

格納容器の過圧破損を防止するための手順等」における「格納容器圧力逃がし装置による「現場操作」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

について整備することから，現場操作の対応手段及び設備を

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。

記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。
なお，格納容器圧力逃がし装置内を可搬型窒素供給装置から供給する不活性ガス（窒素） 東二の格納容器圧力逃がし装にて，原子炉起動前に不活性化した状態としておくことで，格納容器ベント実施時におけ置内の不活性化は，重大事故等

る水素爆発を防止する。

時に用いる手段ではないため，
不活性化の実施時期を記載。

ⅰ) 可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化
可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化で使用する設備は以

東二は表題を記載。
相違理由③

下のとおり。
・可搬型窒素供給装置
・格納容器圧力逃がし装置
・燃料給油設備ⅱ) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出で使用する設備は以下のとおり。

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下の

東二は表題を記載。
相違理由④

とおり。

・格納容器圧力逃がし装置

・格納容器圧力逃がし装置

・フィルタ装置出口放射線モニタ

・フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

相違理由①・フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置入口水素濃度

相違理由①

・常設代替交流電源設備

第 53 条の記載に合せて整理。

・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備8柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
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東海第二ⅲ) 遠隔人力操作機構による現場操作

備考
相違理由⑩

遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備は以下のとおり。
・遠隔人力操作機構
相違理由⑤

耐圧強化ベント系（W/W）による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出で使用する設備は以下のとおり。
・サプレッション・チェンバ・耐圧強化ベント系（W/W）
・可搬型窒素供給装置
・ホース・接続口・耐圧強化ベント系放射線モニタ
・フィルタ装置水素濃度
ⅱ. 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御ⅳ) 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分等により原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを可燃性ガス濃度制御系に解等により原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素を可燃性ガス濃度制御系により低より低減し，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手段がある。

減し，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手段がある。

相違理由②

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御で使用する設備は以下

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御で使用する設備は以下
のとおり。

相違理由⑨

のとおり。

・可燃性ガス濃度制御系再結合器ブロワ

・可燃性ガス濃度制御系ブロワ

相違理由①

・可燃性ガス濃度制御系加熱器

東二は使用する設備を明確に記載

・可燃性ガス濃度制御系再結合装置

・可燃性ガス濃度制御系再結合器

相違理由①

・可燃性ガス濃度制御系冷却器

東二は使用する設備を明確に記載

・可燃性ガス濃度制御系配管・弁・可燃性ガス濃度制御系配管・弁・残留熱除去系

・残留熱除去系
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備

9

第 53 条の記載に合せて整理。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 水素濃度及び酸素濃度の監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスの濃度を測定し，監視する手

東海第二

備考

(c) 水素濃度及び酸素濃度の監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等
により原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素の濃度を測定し，監視する手段がある。

相違理由②ⅰ) 格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内

相違理由⑥⑨段がある。
ⅰ.格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視の水素濃度及び酸素濃度監視
原子炉格納容器内において変動する可能性のある範囲にわたり水素濃度を測定する設備は以下のとおり。
・格納容器内水素濃度(SA)相違理由⑥

原子炉格納容器内において変動する可能性のある範囲にわたり水素濃度及び酸素濃度を測定する設備は以下のとおり。
・格納容器内水素濃度（ＳＡ）
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

相違理由⑥

・常設代替交流電源設備

第 53 条の記載に合せて整理。

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅱ.格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
原子炉格納容器内の水素燃焼の可能性を把握するのに十分な計測範囲で水素濃度及び酸素濃度を測定する設備は以下のとおり。

ⅱ) 格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

相違理由①⑨原子炉格納容器内の水素燃焼の可能性を把握するのに十分な計測範囲で水素濃度及び酸素濃度を測定する設備は以下のとおり。

・格納容器内水素濃度

・格納容器内水素濃度

・格納容器内酸素濃度

・格納容器内酸素濃度・残留熱除去系海水系ポンプ

東二は格納容器雰囲気モニタ

・残留熱除去系海水系ストレーナの冷却水に海水を使用する。

・緊急用海水ポンプ

柏崎は補機冷却水を使用す

・緊急用海水系ストレーナ

る。

・可搬型代替注水大型ポンプ
・ホース・非常用交流電源設備

第 53 条の記載に合せて整理。

・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(d)代替電源による必要な設備への給電(d) 代替電源による必要な設備への給電

上記「(b)炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止」や「(c)上記「(b) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止」や「(c)水素濃度及び酸素濃度の監視」で使用する設備について，全交流動力電源又は直流電源

水素濃度及び酸素濃度の監視」で使用する設備について，全交流動力電源喪失時に，代替電

東二で使用する設備は交流電喪失時に，代替電源設備から給電する手段がある。

源設備から給電する手段がある。

源の為，直流電源喪失の考慮は不要

10

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東海第二

代替電源設備による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。

代替電源設備による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

備考

第 53 条の記載に合せて整理。

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・常設代替直流電源設備

東二で使用する設備は交流電・可搬型直流電源設備

源の為，直流電源設備は不要

・代替所内電気設備
・燃料給油設備

東二は常設代替交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化で使用する設備のうち，可搬型窒

東二は原子炉格納容器内の可素供給装置，不活性ガス系配管・弁，原子炉格納容器及び燃料給油設備は重大事故等対処設

燃性ガス（酸素濃度）が上昇し備として位置付ける。

た場合において，可燃限界未満に維持する必要があるため，対応手段の設備を記載

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出で使格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備のうち，格納用する設備のうち，格納容器圧力逃がし装置，サプレッション・チェンバ，耐圧強化ベン

容器圧力逃がし装置，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ），フィルタ装東二は確認レンジを詳細に記

ト系（W/W），フィルタ装置出口放射線モニタ，フィルタ装置水素濃度，可搬型窒素供給装

置入口水素濃度，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設

載，相違理由①

置，ホース・接続口及び耐圧強化ベント系放射線モニタは重大事故等対処設備として位置

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

付ける。

遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備のうち，遠隔人力操作機構は重大事故等

相違理由④

相違理由⑩

対処設備として位置付ける。
水素濃度及び酸素濃度の監視で使用する設備のうち，格納容器内水素濃度(SA)，格納
容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度は重大事故等対処設備として位置付ける。

水素濃度及び酸素濃度の監視で使用する設備のうち，格納容器内水素濃度（ＳＡ），格納容器内酸素濃度（ＳＡ），常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設

相違理由⑥

備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由①⑥

代替電源による必要な設備への給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設

代替電源設備による必要な設備への給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設備，備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型直流電源設備及び代替

可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設

相違理由①

所内電気設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由①

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止することができる。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止すること
ができる。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可燃性ガス濃度制御系

東海第二

備考

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

炉心損傷による大量の水素ガスが発生するような状況下では，可燃性ガス濃度制御系の炉心損傷による大量の水素が発生するような状況下では，可燃性ガス濃度制御系の処

相違理由②

処理能力を超える水素ガスが発生することから，可燃性ガス濃度制御系による水素ガスの理能力を超える水素が発生することから，可燃性ガス濃度制御系による水素の処理には相違理由②

処理には期待できず，また原子炉格納容器圧力の上昇に伴い可燃性ガス濃度制御系の使用期待できず，また原子炉格納容器圧力の上昇に伴い可燃性ガス濃度制御系の使用に制限に制限がかかるが，格納容器ベント又は格納容器スプレイにより原子炉格納容器内の圧力がかかるが，格納容器ベント又は格納容器スプレイにより原子炉格納容器内を可燃性ガ

を可燃性ガス濃度制御系運転可能圧力まで低下し，かつ電源復旧等により設計基準事故対ス濃度制御系運転可能圧力及び温度まで低下し，かつ電源復旧等により設計基準事故対

処設備である可燃性ガス濃度制御系を運転することが可能であれば，中長期的な格納容器

処設備である可燃性ガス濃度制御系を運転することが可能であれば，中長期的な原子炉

内水素対策として有効である。

格納容器内水素対策として有効である。
・格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度

相違理由①

東二の格納容器内水素濃度及原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇に伴い格納容器内水素濃度及び格納容器内酸び格納容器内酸素濃度は，使用素濃度は使用できない場合があるが，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），代替

圧力及び温度に制限があるた

循環冷却系，代替格納容器スプレイ又は格納容器ベントにより原子炉格納容器内の圧力め自主対策設備の位置付けと及び温度が低下し，かつ電源等が復旧し，格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度する。

の使用が可能となれば，水素濃度及び酸素濃度を監視する手段として有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

東二は格納容器雰囲気モニタ

敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使による格納容器内水素濃度，格用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により格納容器

納容器内酸素濃度の冷却水確

内水素濃度及び格納容器内酸素濃度が使用可能となれば，水素濃度及び酸素濃度を監視

保の手段の一つとして使用可する手段として有効である。

能であれば自主対策設備の位置付けとして使用する。

・可搬型格納容器窒素供給設備

東二は原子炉格納容器内の可発電用原子炉運転中は原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しているため，炉心損傷に伴燃性ガス（酸素濃度）が上昇し

い水素ガスが発生した場合においても，事故発生直後に酸素濃度が可燃限界に至ることはた場合において，可燃限界未満ない。

に維持する必要があるため，重有効性評価における原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度評価により，事故発生後 7 日間

大事故等対処設備として位置

は原子炉格納容器への窒素ガス供給は不要であるが，その後の安定状態において，本設備付ける。

を用いて原子炉格納容器へ窒素ガスを供給することで原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減できることから，水素爆発による原子炉格納容器の破損防止対策として有効である。

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東海第二・第二代替交流電源設備

備考
東二は，常設代替交流電源設備

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することかを常設代替高圧電源装置 5 台ら，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するためで定格とし，故障や点検を想定の手段として有効である。

し，1 台予備を確保している。
よって，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。

なお，原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止として使用す

なお，原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止として使用する

東二の可搬型窒素供給装置にる設備である不活性ガス系は，発電用原子炉運転中に原子炉格納容器内を常時不活性設備である不活性ガス系は，発電用原子炉運転中に原子炉格納容器内を常時不活性化す

よる格納容器圧力逃がし装置

化する手段として使用する設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものでる手段として使用する設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではない

内の不活性化は，原子炉起動前はないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

ため，重大事故等対処設備とは位置付けない。また，「1.9.1(2)ａ．(b)ⅰ)(ⅰ) 可搬に実施するものであり，重大事

型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化」として使用する設備であ

故等時に使用するものではな

る可搬型窒素供給装置は，原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内を不活性化する手

いため，不活性ガス系と同様に段として使用する設備であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等記載。

対処設備とは位置付けない。
b. 手順等
上記「a.水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

ｂ．手順等
上記「ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

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

これらの手順は，運転員等※２及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書

東二は「技術的能力 1.0 重大

アアクシデント）（以下「SOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応

Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手

事故対策における共通事項（添手順に定める（第 1.9.1 表）。

順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.9−1表）。

付資料 1.0.10

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.9.2 表，第 1.9.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.9−2表，第1.9−3表）。

重大事故等発生時の体制について）」より,当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

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

整備する対応手順書名の相違
相違理由⑦
運転員等の定義を追記。

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東海第二1.9.2 重大事故等時の手順

1.9.2 重大事故等時の手順

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止(1) 原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止

a. 発電用原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化

備考

ａ．発電用原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等で炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等で発生する水素ガスにより，原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を発生する水素により，原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止

相違理由②

防止するため，発電用原子炉起動時に原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素ガス）により置換するため，発電用原子炉起動時に原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）により置換し，発電相違理由②

し，発電用原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性化した状態を維持する。

用原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性化した状態を維持する。

これらの操作は，重大事故等時に対応するものではなく通常の運転操作により対応する。

これらの操作は，重大事故等時に対応するものではなく通常の運転操作により対応する。
概要図を第1.9−3図に示す。

東二は不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化の概要図を記載14

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b. 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

東海第二ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給

中長期的に原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減させるため，可搬型格納容器窒素供給
設備により原子炉格納容器へ窒素ガスを供給する。

備考
相違理由①②

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生する水素及び酸素の反東二は原子炉格納容器におけ応による水素爆発により原子炉格納容器が破損することを防止するため，可搬型窒素供給装置

る水素爆発を防止するため，可により原子炉格納容器へ窒素を供給する。

搬型窒素供給装置を整備する。
柏崎は中長期的な原子炉格納容器の負圧破損を防止するとともに可燃性ガス濃度を低減するために整備する。
相違理由②(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1※2において，原子炉格納容器内の除熱を開始した場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御ができず，原子炉格納容器内の酸素濃度が3.5vol％に到達した場合。

東二は判断基準として原子炉格納容器内の酸素濃度とし，柏崎はサプレッション・チェン
バ・プール水温度指示値を定め
る。
相違理由①

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

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使東海第二では 10 倍を含めて炉(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

心損傷と判断するため「以上」としている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。
相違理由①
東二は，炉心損傷が発生した場※2:代替循環冷却系又は残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱を開始した場合。

合に原子炉格納容器内へ窒素を供給することにより原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇を抑制し，格納容器ベントを遅延する。
柏崎は原子炉格納容器内の除熱を開始した場合に，窒素供給を実施し，可燃性ガス濃度を低
減させる。

15

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

東海第二(b) 操作手順

備考
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給の手順は以下のとお

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給の手順は以下のとおり。手順の対相違理由①②

り。概要図を第 1.9.2 図に，タイムチャートを第 1.9.3 図に示す。

応フローを第 1.9−1 図に，概要図を第 1.9−4 図に，タイムチャートを第 1.9−5 図に示

相違理由⑦①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に原子炉格納容器への窒素ガス供給の準す。

相違理由②⑬

備開始を指示する。
②当直長は，当直副長の依頼に基づき，緊急時対策本部に原子炉格納容器への窒素ガス供給の①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に原子炉格納容器への窒素供給の準備開始を依頼する。

柏崎固有の記載

ための可搬型格納容器窒素供給設備の準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給をするための接続口を報告する。なお，格納容器窒素供給

東二は接続口が複数あり優先順位を記載

ライン接続口は，接続口蓋開放作業を必要としない格納容器窒素供給ライン東側接続口を優先する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に可搬型格納容器窒素供給設備の準備を指示する。

③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置として使用する窒素相違理由①⑬

供給装置をＳ／Ｃ側用に1台，Ｄ／Ｗ側用に1台を準備及び可搬型窒素供給装置として使東二は，可搬型窒素供給装置 1用する窒素供給装置用電源車1台の準備を指示する。

台（200Nm３／h）による原子炉
格納容器への窒素供給で酸素濃度上昇抑制が出来ない場合，可搬型窒素供給装置 2 台（400Nm３／h）での窒素注入を実施することにより，酸素濃度上昇を抑制することが可能なため，必要な手順を整備している。

④現場運転員 C 及び D は，可搬型格納容器窒素供給設備を接続するための準備作業を実施する。

④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供給

東二は運転員等の対応要員数

装置用電源車を原子炉建屋東側屋外に配備した後，可搬型窒素供給装置として使用するをタイムチャートに示す。

⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋近傍に可搬型格納容器窒素供給設備を移動させる。

窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車にケーブルを接続するとともに，窒素供給用ホ以降，同様の相違理由によるも⑥緊急時対策要員は，可燃性ガス濃度制御系配管に可搬型格納容器窒素供給設備を接続する。

ースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外に配備しのは相違理由⑭と示す。

た場合は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。

相違理由①⑬16

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東海第二

備考

⑦緊急時対策要員は，可搬型大容量窒素供給装置を起動する。

⑤重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置を起動する。

相違理由①⑬⑧緊急時対策要員は，窒素ガス供給ユニット D/W 側止め弁又は窒素ガス供給ユニット S/C 側止⑥重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／相違理由⑪⑬

め弁を全開し，原子炉格納容器への窒素ガス供給の準備が完了したことを緊急時対策本部にＷ側）への窒素供給の準備が完了したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災相違理由②報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

害対策本部長代理は発電長に報告する。

相違理由⑬⑦発電長は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度が，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給基準である4.0vol％に到達したことを確認し，災害対策本部

原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）の窒素供給判断を記載している。

長代理に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給を依頼する。
⑨当直副長は，格納容器ベントによる水素ガス及び酸素ガスの排出を実施した場合，又はサプ
レッション・チェンバ・プール水温度指示値が 104℃以下になる前に，中央制御室運転員に⑧災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給開始を指示する。

相違理由②⑬柏崎は窒素供給基準をサプレ
ッション・チェンバ・プール水

原子炉格納容器への窒素ガス供給を開始するよう指示する。

温にて判断している。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系入口第一，第二隔離弁又は可燃性ガス
濃度制御系出口第一，第二隔離弁を全開し，窒素ガスを原子炉格納容器に供給する。

⑨重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補相違理由⑬⑭

給弁（Ｓ／Ｃ側）を全開とし，窒素を原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）に供給を開始したこ

相違理由②⑬とを，災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告す

相違理由⑬

る。
⑩発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度指示値を確認し，原子炉格納容器内

東二は，可搬型窒素供給装置 1の酸素濃度が上昇傾向の場合は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置による原子台（200Nm３／h）による原子炉

炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給の追加を依頼する。

格納容器への窒素供給で酸素濃度上昇抑制が出来ない場合，可搬型窒素供給装置 2 台（400Nm３／h）での窒素注入を実施することにより，酸素濃度上昇を抑制することが可能なため，必要な手順を整備している。

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東海第二⑪ａ原子炉格納容器内の酸素濃度上昇傾向の場合

備考
東二は，可搬型窒素供給装置 1

災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容台（200Nm３／h）による原子炉器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給開始を指示し，重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋

格納容器への窒素供給で酸素外又は原子炉建屋西側屋外にて，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ

濃度上昇抑制が出来ない場合，側）への窒素供給を開始する。なお，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ

可搬型窒素供給装置 2 台

圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達するまで可搬型窒素供給装置による原子炉（400Nm３／h）での窒素注入を格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給を継続する。その後，運転員等は中央実施することにより，酸素濃度制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa

上昇を抑制することが可能な［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，発電長に報告する。

ため，必要な手順を整備してい⑪ｂ原子炉格納容器内の酸素濃度上昇傾向でない場合
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給をドライウェル圧
力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達するまで継続し，運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ
圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，発電長に報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理に原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを報告し，原子炉格納容器への窒素供給停止を依頼する。
⑬災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に原子炉格納容器への窒素供給停止を指示する。
⑭重大事故等対応要員は，原子炉格納容器への窒素供給を停止するため，⑪ａにより原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）へ窒素供給をしていた場合は，原子炉建屋東側屋
外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を全閉とする。また，⑪ｂにより原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給を継続した場合は，原
子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を全閉とする。なお，重大事故等対応要員は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）又は原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給を停止した後，災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度の確認を指示する。

18る。

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東海第二

備考

⑯ａ原子炉格納容器内の酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過している場合

東二は，可搬型窒素供給装置 1

運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示台（200Nm３／h）による原子炉

値が4.0vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。

格納容器への窒素供給で酸素⑯ｂ原子炉格納容器内の酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過していない場合

濃度上昇抑制が出来ない場合，運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示

可搬型窒素供給装置 2 台

値が4.0vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。また，災害対策本部長代理（400Nm３／h）での窒素注入をは，重大事故等対応要員に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給を指示し，重大事

実施することにより，酸素濃度故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，可搬型窒素供給装上昇を抑制することが可能な置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給を開始する。なお，原子炉格納容器ため，必要な手順を整備してい内の酸素濃度指示値の傾向に応じて，以下の操作を実施する。

る。

ⅰ) 原子炉格納容器内の酸素濃度上昇傾向の場合
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給開始を指示し，重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給を開始する。その後，運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が465kPa[gage]（1.5Pd）に到達したことを発電長に報告する。また，重大事故等対応要員は，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を全閉とし，原子炉格納容器への窒素供給を停止する。
ⅱ) 原子炉格納容器内の酸素濃度上昇傾向でない場合
運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が465kPa[gage]（1.5Pd）に到達したことを発電長に報告する。また，重大事故等対応要員は，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を全閉とし，原子炉格納容器への窒素供給を停止する。
⑰発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度の確認を指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示
値が格納容器ベント判断基準である4.3vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。
⑲発電長は，運転員等にサプレッション・プール水温度の確認を指示する。

19

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東海第二⑳ａサプレッション・プール水温度指示値が100℃未満の場合

備考
東二は，可搬型窒素供給装置 1

発電長は災害対策本部長代理に，原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給を依頼す

台（200Nm３／h）による原子炉る。なお，原子炉格納容器への窒素供給停止前に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ

格納容器への窒素供給で酸素側）への窒素供給を実施していた場合は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）へ

濃度上昇抑制が出来ない場合，の窒素供給を依頼する。

可搬型窒素供給装置 2 台⑳ｂサプレッション・プール水温度指示値が100℃以上の場合（400Nm３／h）での窒素注入を発電長は，運転員等に外部水源である代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の起動及び実施することにより，酸素濃度

内部水源である残留熱除去系又は代替循環冷却系の停止を指示し，災害対策本部長代理

上昇を抑制することが可能なに原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給を依頼する。なお，原子炉格納容器への窒ため，必要な手順を整備してい素供給停止前に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給を実施していたる。

場合は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への窒素供給を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器への窒素供給開始を指示する。
ａ

原子炉格納容器への窒素供給停止前の操作が⑪ａ又は⑯ｂⅰ)により可搬型窒素供給装

置2台で実施した場合
重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を全開とし，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）
への窒素供給を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
ｂ

原子炉格納容器への窒素供給停止前の操作が⑪ｂ又は⑯ｂⅱ)により可搬型窒素供給装

置1台で実施した場合
重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｄ／Ｗ側）を全開とし，原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）への窒素供給を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器へ窒素供給を開始したことを報告する。
発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を指示する。

20

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2名及び緊急時対策要員 16 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型格納容器

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
上記の操作において，作業開始を判断してから原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給

相違理由⑬開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給開始まで約 480 分で可能である。
なお，本操作は，格納容器ベント後に時間が経過した後の操作であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているため，作業可能である。
【格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給

東二は使用する格納容器窒素の場合】供給ライン接続口に対しての・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，135 分以内と想定する。

所要時間を示している。

【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）への窒素供給の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，115 分以内と想定する。
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。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整相違理由①⑬備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給

東二は屋外にてホース等の接装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドラ

続があるため現場の作業性に

イト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

ついて記載している。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止

東海第二

備考

(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ａ．可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化

相違理由③

格納容器圧力逃がし装置は，可搬型窒素供給装置から供給する不活性ガス（窒素）にて，原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内を不活性化した状態としておくことで，格納容器ベン
ト実施時における系統内での水素爆発を防止する。この操作は，重大事故等時に対応するもの
ではなく通常の運転操作により対応する。
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出

ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素排出

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニ

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニ

ウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が

ウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベント操作により原子炉格納容確認された場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベント操作により原子炉格納容

器内の水素ガス及び酸素ガスを排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防止す

器内の水素及び酸素を排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防止する。

相違理由④

相違理由②

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

なお，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減させるため，運転員等は中央制御室待避室へ待避し中央制御室待避室内のデータ表示装置（待避相違理由⑪⑬室）によりプラントパラメータを継続して監視する。

東二は設備名を記載

なお，中央制御室から格納容器圧力逃がし装置の遠隔操作ができない場合は，遠隔人力操作

格納容器圧力逃がし装置の遠機構を使用した現場（二次格納施設外）での操作を実施する。格納容器圧力逃がし装置の遠隔

隔人力操作機構を使用した現

人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント手順については，「1.7 原子炉格納場操作による格納容器ベント

容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。

手順については，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。

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

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

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

制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能と判断しことを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次た場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温隔離弁については，一次隔離弁を全閉後，原子格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，

度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合は，より安定的な状態になった場合に全閉する。

第一弁を全閉とし，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。

22

相違理由⑬

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

東海第二

備考

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

炉心損傷を判断した場合※１において，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御ができ※２

ず，原子炉格納容器内の酸素濃度が4.3vol％に到達した場合

で，原子炉格納容器内へ不水素燃焼を防止するために設定した格納容器ベント判断基

活性ガス（窒素）を注入している場合。

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

相違理由⑫

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場合，※2：炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場

又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施する必要

合，又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施がある場合は，これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし，発する必要がある場合は，これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始す

電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，速やる。ただし，発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却がでかに格納容器ベントの準備を開始する。

きない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。

23

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

東海第二備考(b) 操作手順

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出手順の概要

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止手順の概要は以下のとおり。

相違理由④

は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.9.1 図に，概要図を第 1.9.4 図に，タイムチャート

手順の対応フローを第1.9−1図に，概要図を第1.9−6図に，タイムチャートを第1.9−7図に相違理由⑦を第 1.9.5 図に示す。

示す

なお，格納容器圧力逃がし装置補機類の操作手順は「1.7.2.1（1）a.格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて整備する。また，原子炉格納容器ベント弁駆動源

なお，格納容器圧力逃がし装置補機類の操作手順は「1.7.2.1（1）ｂ.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて整備する。

東二のベント弁は電動駆動の確保（予備ボンベ）の操作手順は「1.5.2.1（1）a.(b)原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予ため操作用ボンベ使用による備ボンベ）」にて整備する。

空気駆動弁操作なし。柏崎は隔離弁に空気駆動弁を使用しており，制御電源や操作ボンベが必要。
【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑦以外は同様）】

相違理由①①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェ

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側から

相違理由①⑬

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

相違理由①⑬

圧力逃がし装置によるウェットウェル（以下「W/W」という。）側からの格納容器ベントの準ベントができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示す相違理由①⑬備を開始するよう運転員に指示する(原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・る）。

ウェットウェルベント（以下「W/W ベント」という。）の場合(ドライウェルベント（以下「D/Wベント」という。）の場合，手順⑫以外は同様)

プール水位外部水源注水制限を越えている場合はドライウェル（以下「D/W」という。）側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する)。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備開始を報告する。
③現場運転員 C 及び D は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

②発電長は，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備

相違理由⑬

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

相違理由⑪⑬⑭
相違理由⑬
相違理由⑪⑬⑭④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動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弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認

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

監視計器に電源確保の状態表する。

にて確認する。

示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

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東海第二

備考

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内で東二の移送ポンプは満水保管あること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認する。

としているため，水張手順は整備しない。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系（以下「AC 系」という。）隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，AC 系隔離信号の除外操作⑤運転員等は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系の隔離信号が発生している
場合は，中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。

相違理由①⑪⑬⑭
相違理由①⑬⑭を実施する。
相違理由⑪⑬⑭⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系が運⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント系一転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，耐圧強化ベント

相違理由①

常用ガス処理系出口 U シール隔離弁の全閉操作，並びに耐圧強化ベント弁，非常用ガス処理

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

柏崎は，格納容器ベント時に系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔認する。

影響がある非常用ガス処理系

離弁の全閉，及びフィルタ装置入口弁の全開確認後，二次隔離弁を調整開（流路面積約 50%開）ａの弁を閉とするため，非常用とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。二次

運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）の全開操作を実施する。

ガス処理系を停止するものと隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を調整開（流路面積約 50%開）とし，ｂ

推測されるが，東二は格納容

第一弁（Ｓ／Ｃ側）の開操作ができない場合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁器ベント時に原子炉建屋ガス（Ｄ／Ｗ側）の全開操作を実施する。

処理系と接続している系統の格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。

⑦ Ｓ／Ｃ側ベントの場合⑦ Ｄ／Ｗ側ベントの場合

隔離弁のみを閉とするため，運転中であっても影響はな
い。
柏崎は，格納容器圧力逃がし装置の二次隔離弁を調整開運用とする。
東二の第一弁は全開運用としている。
⑧現場運転員 C 及び D は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタベント大気放出ライ
ンドレン弁を全閉，水素バイパスライン止め弁を全開とし，格納容器圧力逃がし装置による⑧運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告す

相違理由⑪⑬る。

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

⑨発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を災害対策本部長代理に報告する。

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相違理由⑪⑬

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東海第二

備考

⑩当直副長は，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を適宜確認し，当直長に報告する。ま東二は，代替循環冷却系を起動た，当直長は原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度に関する情報を，緊急時対策本部にすることにより D/W と S/C 間

報告する。なお，ドライ条件の酸素濃度が 4.0vol%以上の場合は，代替格納容器スプレイを実の酸素濃度が均一化されるた施することで，ドライウェル側とサプレッション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

め，格納容器スプレイは不要である。

⑪当直副長は，原子炉格納容器内のウェット条件の酸素濃度が 4.0vol%に到達したこと，及びド⑩発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント開始を指示する。

相違理由⑬

ライ条件の酸素濃度が 5.0vol%以下であることを確認し，運転員に格納容器圧力逃がし装置に

東二はベント開始の判断基準

よる格納容器ベント開始を指示する。

が手順着手の判断基準と同様の為，記載不要。
東二はドライ条件の酸素濃度を計測している。

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東海第二⑫ａ W/W ベントの場合

備考
柏崎は，格納容器圧力逃がし

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給

装置の二次隔離弁を調整開す

弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全開ることでベント準備完了と操作により，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。また，中央制御室かし，一次隔離弁を全開操作にらの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて一次隔離弁（サプレッショて格納容器ベントを実施す

ン・チェンバ側）を全開する手段がある。更に一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）逆る。

操作用空気排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給

東二は第一弁を全開操作する

弁及び一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気排気側止め弁を全開することでことでベント準備完了とし，第電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を全開す

二弁の全開操作により格納容る手段がある。

器ベント実施となる。

ｂ⑫

D/W ベントの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（ドライウェル側）の全開操作により，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。また，中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて一次隔離弁（ドライウェル側）を全開する手段がある。更に一次隔離弁（ドライウェル側）逆操作用空気排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（ドライウェル側）を全開する手段がある。

⑩運転員等は中央制御室にて，第二弁（優先）を全開とするが，第二弁が全開できない場

相違理由⑪⑬⑭⑬中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始された

合は，第二弁バイパス弁を全開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントがことを，格納容器内水素濃度指示値及び格納容器内酸素濃度指示値の低下，フィルタ装置出開始されたことを格納容器内水素濃度（ＳＡ），格納容器内酸素濃度（ＳＡ），格納容

相違理由⑥

口放射線モニタ指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器

器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度指示値の低下，並びにフィルタ装置入口水素濃度

相違理由⑬

圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

及びフィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）指示値の上昇により確認

相違理由①⑬

し，発電長に報告する。また，発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン

相違理由⑬

トが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

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

東海第二⑭中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，フィルタ装置水素濃度による水素濃⑪運転員等は，格納容器ベント開始後，フィルタ装置水素濃度による水素濃度の監視及び度の監視及びフィルタ装置出口放射線モニタによる放射線量率の監視を行う。また，緊急時

フィルタ装置出口放射線モニタによる放射線量率の監視を行う。また，緊急時対策要員

対策要員は，フィルタ装置出口放射線モニタから得た放射線量率及び事前にフィルタ装置出

は，フィルタ装置出口放射線モニタから得た放射線量率及び事前にフィルタ装置出口配口配管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質濃度から算出した換算係数を用いて放射性

管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質濃度から算出した換算係数を用いて放射性物質濃度を推定する。

物質濃度を推定する。

備考
相違理由⑪⑭⑮中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値を確認し，水位調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実施するよう緊急時対策本部に依頼する。
⑯中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系に⑫運転員等は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格

よる原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の格納容器ベント停止判断の相度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッシ

水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機

違ョン・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による能が使用可能な場合，並びに運転員等に原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］

格納容器ベントを停止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度が171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の可燃限界未満であることを確認することにより，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全全閉操作を実施する。

閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。について

相違理由⑪⑬⑭

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は，フィルタ装置出口弁の全閉操作を実施する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，格納容相違理由⑪⑬

2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置による原子炉格器ベント準備については，作業開始を判断してから格納容器ベント準備完了までは5分以内

相違理由⑬

納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出開始まで約 45 分で可能である。

で可能である。
格納容器ベント開始については，格納容器ベント判断基準到達から格納容器ベント開始ま相違理由⑪⑬で2分以内で可能である。
東二では現場操作を行わない

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。一次隔離弁の操作場所は原子炉建屋内の原子炉区域外に設置ため記載無しすることに加え，あらかじめ遮蔽材を設置することで作業時の被ばくによる影響を低減している。また，操作前にモニタリングを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着して
操作する。

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

東海第二b. 耐圧強化ベント系（W/W）による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出

備考
相違理由⑤

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニ
ウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認され，格納容器圧力逃がし装置の機能が喪失した場合に，耐圧強化ベント系を使用した格納容器ベント操作により原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスを排出することで原子炉格
納容器の水素爆発による破損を防止する。
なお，耐圧強化ベント系を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減させるため，運転員は待避室へ待避しプラントパラメータを継続して監視する。
格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する
ことを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する
等，より安定的な状態になった場合に全閉する。
(a) 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，炉心の著しい損傷の緩和及び原子炉格納容器の破損防止のために必要な操作が完了した場合※2 で格納容器圧力逃がし装置が使用できず※3，耐圧強化
ベント系が使用可能な場合。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準
事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場合，又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施する必要がある場合は，これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし，発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
※3:「格納容器圧力逃がし装置が使用できない」とは，設備に故障が発生した場合。

29

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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ⅱ. 操作手順

備考
相違理由⑤

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.9.1 図に，概要図を第 1.9.6 図に，タイムチャートを第1.9.7 図に示す。
なお，原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の操作手順は「1.5.2.1（1）b.(b)原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）」にて整備する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チ
ェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，耐圧強化ベント系による W/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう運転員に指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備開
始を緊急時対策本部に報告するとともに，緊急時対策要員による耐圧強化ラインの窒素ガス
パージ中であることの確認を行う。
③現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理系出口 U シール隔離弁の全閉操作，並びに非常用ガ
ス処理系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系
第二隔離弁の全閉確認を実施する。
⑥現場運転員 C 及び D は，フィルタ装置入口弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすることで，フィルタ装置入口弁の駆動源を確保し，当直副長に報告する。
⑦現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすることで，耐圧強化ベント弁の駆動源を確保し，当直副長に報告する。
⑧中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント前の系統構成として，フィルタ装置入口弁の全閉操作を実施する。現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設
備によりフィルタ装置入口弁の全閉操作を実施する。また，中央制御室及び遠隔手動弁操作
設備からの操作以外の手段として，フィルタ装置入口弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，フィルタ装置入口弁操作用空気ボンベ出口弁及びフィルタ装置入口弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，フィルタ装置入口弁を全閉する手段がある。

30

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑨中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント前の系統構成とし

備考
相違理由⑤

て，耐圧強化ベント弁を全開とする。また，中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて耐圧強化ベント弁を全開する手段がある。更に耐圧強化ベン
ト弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁及び耐圧強化ベント弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，耐圧強化ベント弁を全開する手段がある。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，二次隔離弁を調整開（弁開度約 20％開）とする。開度指示は現場運転員 C 及び D にて確認する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイ
パス弁を調整開（弁開度約 20％開）とする。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑫現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁を全開とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了
を緊急時対策本部に報告する。
⑭当直副長は，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を適宜確認し，当直長に報告する。
また，当直長は原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。なお，ドライ条件の酸素濃度が 4.0vol%以上の場合は，代替格納容器スプレイを実施することで，ドライウェル側とサプレッション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。
⑮当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの開始を
緊急時対策本部に報告する。
⑱中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを，格納容器内水素濃度指示値及び格納容器内酸素濃度指示値の低下，耐圧強化ベント系放射線モニタ指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

31

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東海第二⑲中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，フィルタ装置水素濃度による水素濃

備考
相違理由⑤

度の監視及び耐圧強化ベント系放射線モニタによる放射線量率の監視を行う。また，緊急時対策要員は，耐圧強化ベント系放射線モニタから得た放射線量率及び事前に耐圧強化ベント
系配管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質濃度から算出した換算係数を用いて放射性物質濃度を推定する。
⑳中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全閉操作を実施し，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを停止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ベント系による水素ガス及び酸素ガス排出開始まで約 60 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。一次隔離弁の操作場所は原子炉建屋内の原子炉区域外に設置することに加え，あらかじめ遮蔽材を設置することで作業時の被ばくによる影響を低減している。また，操作前にモニタリングを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着して操作する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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) 耐圧強化ラインの窒素ガスパージ

備考
相違理由⑤

炉心の著しい損傷が発生し，耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出を実施する際，耐圧強化ベントライン主排気筒側の大気開放されたラインに対してあらかじめ窒素ガスパージを実施することにより，系統内の酸素濃度を可燃限界未満に保ち，水素爆発を防止する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷後，代替循環冷却系を長期使用し原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇を確認した場合。
ⅱ. 操作手順
耐圧強化ラインの窒素ガスパージ手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.9.8 図に，タイ
ムチャートを第 1.9.9 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に耐圧強化ベント系の窒素ガスパージを指示する。
②緊急時対策要員は，荒浜側高台保管場所にて，可搬型窒素供給装置の健全性を確認するとともに，タービン建屋西側大物搬入口前(屋外)に可搬型窒素供給装置を配備する。
③緊急時対策要員は，タービン建屋−原子炉建屋連絡通路南西側(タービン建屋)にて，可搬型
窒素供給装置から接続口への送気ホース取付け操作を実施する。また，耐圧強化ベント系 N
パージ用元弁（二次格納施設側）及び耐圧強化ベント系 N パージ用元弁（タービン建屋側）の全開操作を実施した後，窒素ガス供給の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
④緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給開始を指示する。
⑤緊急時対策要員は，可搬型窒素供給装置より窒素ガスの供給を開始し，耐圧強化ベント系への窒素ガスパージの開始を緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ラインの窒素ガスパージ完了まで約 360 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

33

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

東海第二ｃ．可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，原子炉

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，原子炉格

格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，可燃性ガス濃度制御系により納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，可燃性ガス濃度制御系により原子原子炉格納容器内の水素濃度の抑制を行う。

炉格納容器内の水素濃度の抑制を行う。

なお，可燃性ガス濃度制御系の運転に際しては，原子炉格納容器内の圧力を可燃性ガス濃なお，可燃性ガス濃度制御系の運転に際しては，原子炉格納容器内の圧力を可燃性ガス濃度度制御系運転時の制限圧力(105kPa[gage])以下に維持する。

制御系運転時の制限圧力（147kPa［gage］）未満に維持する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉格納容器内の水素濃度が 5vol%以下で，可燃性※2

備考

炉心損傷を判断した場合※１において，原子炉格納容器内の水素濃度が4vol%以下で，可燃

相違理由⑬

※２

ガス濃度制御系が使用可能な場合 。

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

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:原子炉格納容器内の圧力が 105kPa[gage](可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力)以下で※2：原子炉格納容器内の圧力が147kPa［gage］（可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧あり，設備に異常がなく，電源，残留熱除去系から供給される冷却水（サプレッション・チ力）未満であり，設備に異常がなく，電源及び残留熱除去系から供給される冷却水ェンバ・プール水）が確保されている場合。

（サプレッション・プール水）が確保されている場合。

34

相違理由⑬

相違理由①
相違理由①⑫

相違理由⑬
相違理由①⑬

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
可燃性ガス濃度制御系(A)による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順の概要は以下のとおり。(可燃性ガス濃度制御系(B)による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順も同様)
手順の対応フローを第 1.9.1 図に，概要図を第 1.9.10 図に，タイムチャートを第 1.9.11 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可燃性ガス濃度制御系(A)による原子炉
格納容器内の水素濃度制御の準備開始を指示する。

東海第二

備考

(b) 操作手順
可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順の概要は以下のと相違理由①

おり（可燃性ガス濃度制御系Ｂ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御手順も同様。）。

相違理由①

手順の対応フローを第1.9−1図及び第1.9−2図に，概要図を第1.9−8図に，タイムチャー

相違理由⑦

トを第1.9−9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可燃性ガス濃度制御系Ａ系による相違理由①⑪⑬

原子炉格納容器内の水素濃度制御の準備開始を指示する。
柏崎は受電操作を実施②現場運転員 C 及び D は，可燃性ガス濃度制御系(A)による原子炉格納容器内の水素濃度制御に

東二は電源が確保されている

必要なブロワ，ヒータ及び電動弁の電源の受電操作を実施する。

ことを記載
相違理由①⑪⑬⑭③中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系(A)による原子炉格納容器内の水素濃度②運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素制御に必要なブロワ，ヒータ，電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保さ濃度制御に必要なブロワ，加熱器，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを相違理由①

れていることを状態表示にて確認する。

状態表示等にて確認する。

相違理由⑮④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ第一ガスタービン発電機，第二ガ

東二の常設代替交流電源設備

スタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，可燃性ガス濃度制御系が使用可能かは容量を設計で担保している確認する。

ため，負荷容量確認は不要。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(A)(サプレッション・チェンバ・プール水冷却③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系が運モード)が運転中であり，可燃性ガス濃度制御系(A)冷却器への冷却水供給が可能であること

転中であり，可燃性ガス濃度制御系Ａ系冷却器への冷却水供給が可能であることを確認

を確認する。

し，発電長に可燃性ガス濃度制御系Ａ系の起動準備完了を報告する。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系(A)起動準備として，可燃性ガス濃度制

相違理由①⑪⑬⑭
相違理由①
柏崎は可燃性ガス濃度制御系

御系(A)隔離信号の除外操作を実施する。

起動準備に隔離信号の除外及⑦中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系室を二次格納施設として負圧管理とすび系統構成を実施し，準備完了

るため，可燃性ガス濃度制御系室連絡弁を「全開」とし,当直副長に可燃性ガス濃度制御系のになる。東二は隔離信号がない

起動準備完了を報告する。

ため記載なし35

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧当直副長は，原子炉格納容器内の圧力が可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力

東海第二④発電長は，原子炉格納容器内の圧力が可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力（147kPa(105kPa[gage])以下であることを確認し，中央制御室運転員に可燃性ガス濃度制御系の起動［gage］）未満であることを確認し，運転員等に可燃性ガス濃度制御系Ａ系の起動操作操作を指示する。

を指示する。

備考
相違理由⑬
相違理由①⑪⑬

相違理由①⑪⑬⑭⑨中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系(A)の起動操作を実施し，可燃性ガス濃⑤運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系の起動操作を実施し，可燃性ガ

度制御系入口ガス流量指示値，ブロワ吸込ガス流量指示値，ブロワ吸込圧力指示値の上昇後，ス濃度制御系再循環ガス流量指示値，可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量指示値

相違理由⑬

系統が安定に運転していることを確認する。

及び可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス圧力指示値の上昇後，系統が安定に運転して相違理由⑬いることを確認する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系ヒータが正常に動作していることを加⑥運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系加熱器が正常に動作していることを

熱管表面温度指示値及び再結合器表面温度指示値の上昇により確認し，予熱運転が開始した

可燃性ガス濃度制御系加熱器入口温度指示値，可燃性ガス濃度制御系加熱器表面温度指ことを確認する。

示値，可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度指示値，可燃性ガス濃度制御系再結合

相違理由①⑪⑬⑭

器出口ガス温度指示値及び可燃性ガス濃度制御系再結合器表面温度指示値の上昇により確認し，予熱運転が開始したことを確認する。
相違理由①⑪⑬⑭⑪中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系起動後 180 分以内に可燃性ガス濃度制⑦運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系起動後，約180分で可燃性ガス

御系の予熱運転が完了することを確認し，その後再結合器内ガス温度指示値が規定値で安定濃度制御系Ａ系の予熱運転が完了することを確認し，その後可燃性ガス濃度制御系再結

相違理由①

し温度制御されることを確認する。

合器内ガス温度指示値が649℃で安定し温度制御されることを確認する。

東二は指示値の明確化⑫中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器内水素濃度指示値及び格納容器内酸素濃度指示値から可燃性ガス濃度制御系の吸引流量と再循環流量の調整を実施する。

⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内水素濃度及び酸素濃度から可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量と可燃性ガス濃度制御系再循環ガス流量の調整を実施す

相違理由①⑪⑬⑭
相違理由⑬る。
相違理由①⑪⑬⑭⑬中央制御室運転員 A 及び B は，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御が行われているこ⑨運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系による水素濃度制御が行われてとを格納容器内水素濃度指示値及び格納容器内酸素濃度指示値が低下することにより確認いることを原子炉格納容器内水素濃度及び酸素濃度が低下することにより確認し，発電

相違理由①⑬

し，当直副長に報告する。

長に報告する。

相違理由⑬36

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始判断から可燃性

相違理由⑪

2 名にて作業を実施し，作業開始判断から可燃性ガス濃度制御系起動まで約 30 分で可能である。

ガス濃度制御系起動まで8分以内で可能である。また，可燃性ガス濃度制御系起動後，再結

相違理由⑬

また，可燃性ガス濃度制御系起動後，再結合運転開始までの予熱時間は約 180 分で可能である。

合運転開始までの予熱時間は約180分で可能である。

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

東二では現場操作を行わない

温は通常運転時と同程度である。
(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
a. 格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視ため記載無し(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等でで原子炉格納容器内に発生する水素ガスの濃度を格納容器内水素濃度(SA)により監視する。

原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素の濃度を格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器

相違理由⑥⑬
相違理由⑥⑬
相違理由②⑥⑬

内酸素濃度（ＳＡ）により監視する。
なお，格納容器内水素濃度(SA)は，通常時から常時監視が可能である。

なお，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）を優先して使用する。

東二はサンプリング装置により水素及び酸素濃度を測定する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯を示す。
サンプリング装置は 2 系統有しており使用する優先を記載
している。

(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

37

相違理由①
相違理由①⑫

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監視手順の概要は以下のとお
り。

東海第二

備考

(b) 操作手順
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）

相違理由⑥⑬⑯

による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視手順の概要は以下のとおり（格納容器相違理由⑥⑬

内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ｂ）による原子相違理由⑪⑯

炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視手順も同様。）。
手順の対応フローを第1.9−1図に，概要図を第1.9−10図に，タイムチャートを第1.9−11
図に示す。

東二は格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）の起動操作があるため，概要図及びタイムチャートを記載
相違理由⑥⑪⑬①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器内水素濃度(SA)による原子炉
格納容器内の水素濃度の監視を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び相違理由⑥⑬⑯

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度計測準備開始を指示する。

相違理由⑯②運転員等は中央制御室にて，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度計測に必要な圧縮機，電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに格納容器内水
素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）の暖気が開②中央制御室運転員 A 又は B は，格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度

始※２又は完了していることを状態表示等にて確認する。

の監視を強化する。また，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から③運転員等は中央制御室にて，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（Ｓ

給電されていることを確認後，格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度

Ａ）のサンプリング装置（Ａ）の暖気完了を確認した後，格納容器内水素濃度（ＳＡ）の監視を強化する。

及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）の起動操作を行い，格納容相違理由⑥⑪⑬⑯

器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の測定※３が開始されたことを確認し，発電長に報告する。

東二の機器仕様を記載※2：通常時から緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）は外部電源系にて受電され暖気しており，全交流動
力電源の喪失時は常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により緊急用Ｍ
ＣＣを受電した後，暖気が自動的に開始される。
※3：格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）によるＤ／Ｗ側，Ｓ／Ｃ側の雰囲気ガスのサンプリングは自動で切り替
わる。

38

相違理由⑯

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

上記の中央制御室対応は運転員 1 名により確認を実施する。運転員による準備や起動操作はない。

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断した後，相違理由⑥⑪⑬⑯

交流電源を確保してから格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）による計測開始まで38分以内で可能である。なお，全交流動力電源の東二の機器仕様を記載

喪失時には常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流
電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により緊急用ＭＣＣを受電した後，暖気が自動的に開始され，最長38分で計測が可能である。
b. 格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視

ｂ．格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等でで原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを格納容器内水素濃度及び格納容器内

原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素を格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度によ

酸素濃度により監視する。

り監視する。

相違理由①
相違理由②

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※１において，格納容器雰囲気モニタが使用可能な場合※２。

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

相違理由①

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

炉心損傷を判断した場合※1※2において，格納容器内雰囲気計装が使用可能な場合 。

※2:設備に異常がなく，電源及び補機冷却水が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び冷却水が確保されている場合。

39

相違理由①⑫
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二備考(b) 操作手順

格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視手順の概要は格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視手順

相違理由①

以下のとおり。手順の対応フローを第 1.9.1 図に，概要図を第 1.9.12 図に，タイムチャートをの概要は以下のとおり（格納容器雰囲気モニタ（Ｂ）による原子炉格納容器内の水素濃度及相違理由⑬

第 1.9.13 図に示す。

び酸素濃度の監視手順も同様。）。概要図を第1.9−12図に，タイムチャートを第1.9−13図

相違理由⑦

に示す。

相違理由⑦

なお，格納容器内雰囲気計装は，重大事故等時には代替交流電源設備からの給電により電源

柏崎は格納容器内雰囲気計装を確保し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保した後，計測を開が重大事故等対処設備として始する。

位置づけているため，電源及び冷却水確保の手順を記載し代替交流電源設備からの電源供給手順については，「1.14.2.1(1)a.第一ガスタービン発電機,ている。

第二ガスタービン発電機又は電源車による M/CC 系及び M/CD 系受電」手順にて対応する。
代替原子炉補機冷却系による冷却水確保手順については，「1.5.2.2(1)a.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保」手順にて対応する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器内雰囲気計装による原子炉格
納容器内の水素濃度及び酸素濃度計測準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度計測準備開始を指示する。

柏崎は必要な電源の受電操作②現場運転員 C 及び D は，格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素を記載（現場にて実施）

濃度計測に必要なサンプリングポンプ，電動弁の電源の受電操作を実施する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及②運転員等は中央制御室にて，格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水

び酸素濃度計測に必要なサンプリングポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されている

素濃度及び酸素濃度計測に必要なサンプリングポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確こと，並びに冷却水が確保されていることを状態表示にて確認する。

保されていること，並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の測定が開始されたことを確認し，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員
2 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから格納容器内雰囲気計装の計測開始まで約 25 分

相違理由①⑬③運転員等は中央制御室にて，格納容器雰囲気モニタ（Ａ）の起動操作を実施後，格納容相違理由①⑬⑭
相違理由⑮
相違理由①⑬⑭

器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の測定が開始さ相違理由①れたことを確認し，発電長に報告する。

相違理由⑬(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから格納容器雰囲気モニタの計測開始まで5分以内で可能である。

相違理由⑬
相違理由①⑬で可能である。
東二では現場操作を行わない

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。室ため記載無し温は通常運転時と同程度である。

40

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.9.2.2 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備の電源を代替電源設備から給1.9.2.2 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備の電源を代替電源設備から給

電する手順

電する手順

炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による原原子炉格納容器破損を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備す

子炉格納容器破損を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備する。

る。
代替電源設備により給電する手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備す

備考

代替電源設備により給電する手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

る。
1.9.2.3 その他の手順項目について考慮する手順

1.9.2.3 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順について
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。

東二は格納容器雰囲気モニタの冷却水確保手順を「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送する手順等」に整備する。
格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント手順については，「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。

東二は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止の格納容器ベント操
作で使用する遠隔人力操作機
構手順を「1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」に整備する。
中央制御室監視計器類への電源供給手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替

東二は詳細な電源を明確にし交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊急用 ている。
125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器
による可燃性ガス濃度制御系ブロワ，可燃性ガス濃度制御系加熱器，電動弁及び監視計器への電源 東二は手段に対する設備への供給手順並びに可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車，常設代替交流電源設備 電源供給及び燃料給油を記載として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備とし している。
て使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

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

41

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.9.2.4 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第 1.9.14
図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合は，格納容器内雰囲気計装により原子炉格納容器内の水素濃度
及び酸素濃度を，格納容器内水素濃度(SA)により原子炉格納容器内の水素濃度を監視する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合において，原子炉格納容器

東海第二

備考

1.9.2.4 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.9−

相違理由⑦

14図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合は，格納容器雰囲気モニタ又は格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を監視する。

相違理由①⑥⑬
相違理由⑥

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合において，原子炉格納容器内

内の圧力を可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力以下に維持可能で，原子炉格納容器内の水素濃の圧力を可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力未満に維持可能で，可燃性ガス濃度制御系を起動 相違理由⑬

度が規定値以下の場合は，可燃性ガス濃度制御系を起動し，原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素

し，原子炉格納容器内の水素及び酸素を再結合させることで，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度 相違理由②

ガスを再結合させることで，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度が可燃限界へ到達することを防止

が可燃限界へ到達することを防止する。

相違理由②

する。
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度の抑制ができず，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度の抑制ができず，原子炉格納容器内の酸素濃度が規定値に到達した場合は，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内に滞留して酸素濃度が3.5vol%に到達した場合は，原子炉格納容器内で発生する水素及び酸素の反応による水いる水素ガス及び酸素ガスを排出することで，水素爆発の発生を防止する。格納容器圧力逃がし装素爆発を防止するため，可搬型窒素供給装置により不活性ガス（窒素）を原子炉格納容器内へ注入 が使用できない場合，可搬型窒

置が機能喪失した場合は耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸する準備を行う。原子炉格納容器内の酸素濃度が4.0vol％に到達した場合は，可搬型窒素供給装置

素供給装置による窒素注入に素ガスを排出することで，水素爆発の発生を防止する。

により不活性ガス（窒素）を原子炉格納容器内へ注入する。原子炉格納容器内の酸素濃度がより酸素濃度の上昇を抑制さ

東二は可燃性ガス濃度制御系

4.3vol％に到達した場合は，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内に滞留している水素 せ酸素濃度 4.3vol％到達で格及び酸素を排出することで，水素爆発の発生を防止する。
なお，格納容器圧力逃がし装置を用いて，原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素ガ

なお，格納容器圧力逃がし装置を用いて，原子炉格納容器内に滞留している水素及び酸素を排出

納容器ベントに移行する。
相違理由②

スを排出する際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できる W/W を経由する経路

する際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃ側を経由する経路を第 相違理由①

を第一優先とする。W/W ベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，D/W を経由してフィル一優先とする。Ｓ／Ｃ側ベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，Ｄ／Ｗ側を経由して 相違理由①

タ装置を通る経路を第二優先とする。

フィルタ装置を通る経路を第二優先とする。

発電用原子炉起動時には，原子炉格納容器内の空気を窒素ガスにより置換し，発電用原子炉運転

発電用原子炉起動時には，原子炉格納容器内の空気を窒素により置換し，発電用原子炉運転中の中の原子炉格納容器内雰囲気を不活性化した状態を維持することで，原子炉格納容器内の気体の組

原子炉格納容器内雰囲気を不活性化した状態を維持することで，原子炉格納容器内の気体の組成が成が可燃限界に至ることを防ぎ，原子炉格納容器内における水素爆発の発生を防止している。

可燃限界に至ることを防ぎ，原子炉格納容器内における水素爆発の発生を防止している。

42

相違理由②

１．9 比較表の相違理由一覧（参考資料）

1.9
内容比較表ﾍﾟｰｼﾞ

番号

1

相違理由①

設備名称の相違

1

相違理由②

2

相違理由③

2

相違理由④

2

相違理由⑤

3

相違理由⑥

5

相違理由⑦

7

相違理由⑧

7

相違理由⑨

7

相違理由⑩

13

相違理由⑪

15

相違理由⑫

16

相違理由⑬

16

相違理由⑭

24

相違理由⑮

37

相違理由⑯

東二は気体名として「ガス」は記載しない。
格納容器圧力逃がし装置内に残留した可燃性ガスによる爆発を防ぐため原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置の系統内を不活性ガス（窒素）で置換する手段を記載する。
東二は条文要求を引用した手段名称としている。
東二は炉心損傷後に耐圧強化ベントは使用しない。柏崎は格
納容器圧力逃がし装置が使用出来ない場合の手段として耐圧強化ベント系を使用して原子炉格納容器内の水素及び酸素の排出を実施する。
東二は既設の格納容器雰囲気モニタの水素濃度及び酸素濃度を自主対策設備として位置付けていることから，重大事故等対処設備として新設の格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）を設置する。柏崎は，既設の格納容器内雰
囲気計装の水素濃度及び酸素濃度を重大事故等対処設備として位置付けている。なお，格納容器内水素濃度(SA)についても新たに設置する。
図表番号の附番ルールの相違
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備を記載している。
見出し記号の附番ルールの相違
東二は中央制御室から遠隔操作ができない場合の対応手段について整備することから，現場操作の対応手段及び設備を記載している。
東二は「技術的能力1.0 重大事故対策における共通事項（添付資料1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より,当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。
東海第二では10倍を含めて炉心損傷と判断するため「以上」としている。
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。
監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
東二はサンプリング装置により水素及び酸素濃度を測定する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

東海第二

備考

1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.10.1 対応手段と設備の選定

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

目 次 ＞

a. 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備

ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備(a) 水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止(a) 水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止(b) 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制(b) 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制

東二は気体名として「ガス」
は記載しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

(c) 水素ガス排出による原子炉建屋等の損傷防止(c) 水素排出による原子炉建屋等の損傷防止(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. 手順等

ｂ．手順等

1.10.2 重大事故等時の手順

1.10.2 重大事故等時の手順

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制のための対応手順

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順(1) 原子炉ウェル注水(1) 原子炉ウェル注水

a. 格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（淡水/海水）

相違理由①

相違理由①

ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

東二の格納容器頂部注水系はｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）

新設の常設低圧代替注水系ポンプを使用する常設と可搬型
代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプを使用する可搬型による手段を整備する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

b. サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

東二はサプレッションプール
浄化系は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順

東海第二

備考

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出

東二は原子炉建屋原子炉棟内

ａ．交流動力電源が健全である場合の操作手順の水素排出を目的とし，原子ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順

炉建屋ガス処理系を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

(1) 原子炉建屋内の水素濃度監視(2) 原子炉建屋内の水素濃度監視(2) 原子炉建屋トップベント(3) 原子炉建屋外側ブローアウトパネル及びブローアウトパネル閉止装置の開放による水素排出

東二は柏崎と同等の設備として原子炉建屋外側ブローアウ
トパネル及びブローアウトパ
ネル強制開放装置を設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

1.10.2.3 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備の電源を代替電源設備から給電する手順

1.10.2.3 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備の電源を代替電源設備から給電する手順

1.10.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.10.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択

1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原子炉格納容器から漏えいする気体状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」と

子炉格納容器から漏えいする気体状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」という。)の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当該原子炉建屋等のいう。
）の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示さ損傷を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

れていること。

【解釈】

【解釈】

１ 「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

１「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止する

ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止する

ため、水素濃度制御設備又は水素排出設備により、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷ため、水素濃度制御設備又は水素排出設備により、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等を整備すること。

を防止するために必要な手順等を整備すること。

ｂ）水素爆発による損傷を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とする手順等を整備すること。

備考ｂ）水素爆発による損傷を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とする手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，水素ガスが原子炉格納容器内に放出され，原子炉格

炉心の著しい損傷が発生した場合において，水素が原子炉格納容器内に放出され，原子炉格納容

納容器から原子炉建屋に漏えいした場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止す

器から原子炉建屋原子炉棟に漏えいした場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防設備名称の相違るための対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

止するための対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

以降，同様の相違理由による

相違理由①

ものは相違理由⑥と示す。
東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.10.1 対応手段と設備の選定

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

備考

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素ガスが原子炉格

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉格納相違理由①

納容器から原子炉建屋に漏えいした場合に，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するため容器から原子炉建屋原子炉棟に漏えいした場合に，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止

相違理由⑥の対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。

また，原子炉格納容器外への水素ガスの漏えいを抑制するための対応手段及び重大事故等対処

また，原子炉格納容器外への水素の漏えいを抑制するための対応手段及び重大事故等対処設

相違理由①

備を選定する。

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

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

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

な設備。

な設備。

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

でなく，設置許可基準規則第五十三条及び技術基準規則第六十八条（以下「基準規則」といでなく，設置許可基準規則第五十三条及び技術基準規則第六十八条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのう。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

関係を明確にする。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係
を第 1.10.1 表に整理する。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.10−1表に整理する。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

4

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備(a) 水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止
ⅰ. 静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制

東海第二

備考

ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備(a) 水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止
ⅰ) 静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制

見出し記号の附番ルールの相違以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素ガスが原

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子相違理由①

子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいした場合に，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を抑制

炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟に漏えいした場合に，原子炉建屋内の水素濃度の上

相違理由⑥

し，水素爆発を防止するため，静的触媒式水素再結合器により漏えいした水素ガスと酸素昇を抑制し，水素爆発を防止するため，静的触媒式水素再結合器により漏えいした水素

相違理由①

ガスを触媒反応によって再結合させる手段がある。

と酸素を触媒反応によって再結合させる手段がある。

相違理由①

なお，静的触媒式水素再結合器は触媒反応により受動的に起動する設備であり，運転員による起動操作は必要としない。

なお，静的触媒式水素再結合器は触媒反応により受動的に起動する設備であり，運転員等※２による起動操作は必要としない。

東二は「技術的能力 1.0 重大事
故対策における共通事項（添付資料 1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より，
当直運転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員
が重大事故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制で使用する設備は以下のとおり。

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制で使用する設備は以下のとおり。

・静的触媒式水素再結合器

・静的触媒式水素再結合器

・静的触媒式水素再結合器動作監視装置

・静的触媒式水素再結合器動作監視装置

・原子炉建屋原子炉区域

・原子炉建屋原子炉棟

ⅱ. 原子炉建屋内の水素濃度監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋内の水素濃度が変動する可能性のある範囲にわたり水素濃度を測定し，監視する手段がある。

相違理由⑥※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

相違理由⑩ⅱ) 原子炉建屋内の水素濃度監視

相違理由⑨

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋内の水素濃度が変動する可能性のある範囲にわたり水素濃度を測定し，監視する手段がある。

5

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

原子炉建屋内の水素濃度監視で使用する設備は以下のとおり。

原子炉建屋内の水素濃度監視で使用する設備は以下のとおり。

・原子炉建屋水素濃度

・原子炉建屋水素濃度

上記設備は原子炉建屋原子炉区域に 8 個（ そのうち，原子炉建屋オペレーティングフロ

上記設備は原子炉建屋原子炉棟内に5個（そのうち，原子炉建屋原子炉棟の最上階であアに 3 個）設置している。

る6階に2個）設置する。

備考

相違理由⑥
建屋規模，形状等の違いに伴う選定箇所及び設置個数の相違。

ⅲ. 代替電源による必要な設備への給電ⅲ) 代替電源による必要な設備への給電

相違理由⑦「(a)ⅰ) 静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制」，「(a)ⅱ) 原子炉建屋内の相違理由⑨の水素濃度監視」で使用する設備について，全交流動力電源又は直流電源喪失時に代替電

水素濃度監視」及び「（c)ⅰ) 原子炉建屋ガス処理系による水素の排出」で使用する設相違理由④⑨源設備から給電する手段がある。

備について，全交流動力電源又は直流電源喪失時に代替電源設備から給電する手段があ

上記「ⅰ.静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制」及び「ⅱ.原子炉建屋内る。
代替電源による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。

代替電源による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

東二は原子炉建屋内の水素濃・可搬型代替交流電源設備

度監視のうち原子炉建屋原子・常設代替直流電源設備

・常設代替直流電源設備

炉棟 6 階は交流電源設備，6 階・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備

を除く原子炉建屋原子炉棟に設置するものは直流電源設備
からの給電が可能な設計。柏

また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。

崎は全ての原子炉建屋水素濃・常設代替交流電源設備

度を直流電源からの給電が可能な設計。また，東二の原子
炉建屋原子炉棟 6 階設置の水素濃度監視は交流電源のため前段で交流電源設備を起動しており継続的な給電をする。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

6

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・燃料給油設備

備考
柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設
備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

・第二代替交流電源設備

東二は，常設代替交流電源設

・可搬型代替交流電源設備

備を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定し，1 台予備を確保している。よって，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

7

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制

東海第二(b) 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器頂部を冷却して原子炉格納

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器頂部を冷却して原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール材の熱劣化を緩和することにより，原子炉格納容器ト

容器トップヘッドフランジ部のシール材の熱劣化を緩和することにより，原子炉格納容器

ップヘッドフランジからの水素ガスの漏えいを抑制し，原子炉建屋等の水素爆発を防止す

トップヘッドフランジ部からの水素の漏えいを抑制し，原子炉建屋等の水素爆発を防止する手段がある。

る手段がある。
ⅰ) 格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

備考
相違理由①

相違理由①
相違理由②

代替淡水貯槽を水源として常設低圧代替注水系ポンプにより原子炉ウェルに注水し，原子炉格納容器頂部を冷却することで，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部からの水素の漏えいを抑制する。
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・低圧代替注水系配管・弁・格納容器頂部注水系配管・弁・原子炉ウェル
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅰ. 格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水ⅱ) 格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）相違理由⑨②

防火水槽又は淡水貯水池を水源として可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）により原子炉ウ

西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源として可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬相違理由⑥

ェルに注水し，原子炉格納容器頂部を冷却することで，原子炉格納容器トップヘッドフラ型代替注水大型ポンプにより原子炉ウェルに注水し，原子炉格納容器頂部を冷却するこ

相違理由⑥ンジからの水素ガスの漏えいを抑制する。

とで，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部からの水素の漏えいを抑制する。

相違理由①

格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下の
とおり。

8

相違理由②

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

東海第二

備考

・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由⑥・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑥

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

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

淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替
淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。
・ホース・接続口

・ホース

東二は接続口を低圧代替注水
系配管に含む。

・低圧代替注水系配管・弁・格納容器頂部注水系配管・弁相違理由②・格納容器頂部注水系配管・弁柏崎の格納容器頂部注水系は・燃料プール冷却浄化系配管・弁

燃料プール冷却浄化系配管を
経由する。

9

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

・燃料補給設備

東海第二

備考

・原子炉ウェル
・常設代替交流電源設備

低圧代替注水系及び格納容器

・可搬型代替交流電源設備

頂部注水系の給電に使用

・燃料給油設備相違理由⑥

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

柏崎はあらかじめ敷設したホ

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

ースを使用することを記載しする場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可ているが，東二はホースをあ搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

らかじめ敷設する前提ではな
いため記載していない。

また，格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

10

相違理由②
相違理由⑭

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東海第二ⅱ．サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

備考
相違理由③

サプレッションプール浄化系により復水貯蔵槽の水を原子炉ウェルに注水し，原子炉格
納容器頂部を冷却することで，原子炉格納容器トップヘッドフランジからの水素ガスの漏えいを抑制する。
サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・サプレッションプール浄化系ポンプ
・復水貯蔵槽・サプレッションプール浄化系配管・弁・燃料プール冷却浄化系配管・弁・原子炉ウェル
・原子炉補機冷却系（6 号炉のみ）
なお，7 号炉のサプレッションプール浄化系ポンプは空冷式の設備であるため，原子炉
補機冷却系による冷却が不要である。
(c) 水素ガス排出による原子炉建屋等の損傷防止(c) 水素排出による原子炉建屋等の損傷防止
ⅰ) 原子炉建屋ガス処理系による水素の排出

相違理由①
相違理由④

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するた

原子炉建屋ガス処理系にて原め，原子炉建屋ガス処理系により水素を大気へ排出し，原子炉建屋原子炉棟内における

子炉建屋原子炉棟内の水素等

水素の滞留を防止する手段がある。

を含む気体を排出することに原子炉建屋ガス処理系による水素の排出で使用する設備は以下のとおり。

より原子炉建屋原子炉棟内の・非常用ガス処理系排風機

水素濃度を可燃限界未満に低・非常用ガス再循環系排風機

減し，水素爆発による原子炉

・非常用ガス処理系フィルタトレイン

建屋原子炉棟の損傷を防止す

・非常用ガス再循環系フィルタトレイン

る。

・非常用ガス処理系配管・弁・非常用ガス再循環系配管・弁・非常用ガス処理系排気筒
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備11

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ⅰ. 原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出

東海第二ⅱ) 原子炉建屋外側ブローアウトパネルによる水素の排出

備考
相違理由⑨⑤①

原子炉建屋内に水素ガスが漏えいし，原子炉建屋内の水素濃度が上昇した場合，原子炉

原子炉建屋原子炉棟内に水素が漏えいし，原子炉建屋原子炉棟内の水素が上昇した場

相違理由①⑥

建屋トップベントを開放し，原子炉建屋オペレーティングフロア天井部の水素ガスを大気合，原子炉建屋外側ブローアウトパネルを開放し，原子炉建屋原子炉棟の最上階である6

相違理由⑤⑥①へ排出することで，原子炉建屋内における水素ガスの滞留を防止する手段がある。

階の水素を大気へ排出することで，原子炉建屋原子炉棟内における水素の滞留を防止す

相違理由⑥①

原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出で使用する設備は以下のとおり。

る手段がある。
原子炉建屋外側ブローアウトパネルによる水素の排出で使用する設備は以下のとお

相違理由⑤①り。
・原子炉建屋外側ブローアウトパネル

相違理由⑤

・ブローアウトパネル強制開放装置

相違理由⑤

・ブローアウトパネル閉止装置

相違理由⑤

・ブローアウトパネル開閉状態表示

相違理由⑤・大容量送水車（ 原子炉建屋放水設備用）

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水砲用）

相違理由⑥

・ホース

・ホース

・放水砲

・放水砲

・燃料補給設備

・燃料給油設備

・原子炉建屋トップベント(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止で使用する設備のうち，静的触媒式水素再水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止で使用する設備のうち，静的触媒式水素再結合器，静的触媒式水素再結合器動作監視装置，原子炉建屋原子炉区域，原子炉建屋水素結合器，静的触媒式水素再結合器動作監視装置，原子炉建屋原子炉棟，原子炉建屋水素濃濃度，常設代替直流電源設備，可搬型直流電源設備，常設代替交流電源設備及び可搬型代

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

替交流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
水素排出による原子炉建屋等の損傷防止で使用する設備のうち，非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機，非常用ガス処理系フィルタトレイン，非常用ガス再循環系フィルタトレイン，非常用ガス処理系配管・弁，非常用ガス再循環系配管・弁，非常用
ガス処理系排気筒，非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されてい
る。

相違理由⑥

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されてい
る。

12

相違理由⑥
相違理由⑥
相違理由④

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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）
以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・原子炉ウェルに注水するための設備（格納容器頂部注水系，サプレッションプール浄化
系）

東海第二

備考

以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・原子炉ウェルに注水するための設備（格納容器頂部注水系（常設）及び格納容器頂部

相違理由②③

注水系（可搬型））

原子炉格納容器からの水素ガス漏えいを防止する効果に不確かさはあるが，原子炉格

原子炉格納容器からの水素漏えいを防止する効果に不確かさはあるが，原子炉格納納容器頂部を冷却して原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール材の熱劣化を緩和

容器頂部を冷却して原子炉格納容器トップヘッドフランジ部のシール材の熱劣化を緩することにより，原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制できることから有効である。

和することにより，原子炉建屋原子炉棟への水素漏えいを抑制できることから有効で

相違理由①
相違理由⑥①ある。
・原子炉建屋トップベント

・原子炉建屋外側ブローアウトパネルによる水素を排出するための設備

原子炉建屋オペレーティングフロア天井部を開放する操作であり放射性物質を低減す

原子炉建屋外側ブローアウトパネルを開放する操作であり放射性物質を低減する機る機能はないが，仮に原子炉建屋内に漏えいした水素ガスが静的触媒式水素再結合器で能はないが，仮に原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした水素が原子炉建屋ガス処理系及処理しきれない場合において，水素ガスを排出することで原子炉建屋内における水素ガ

び静的触媒式水素再結合器で処理しきれない場合において，水素を排出することで原スの滞留を防止する手段として有効である。

子炉建屋原子炉棟内における水素の滞留を防止する手段として有効である。

・第二代替交流電源設備

相違理由⑤
相違理由⑤
相違理由⑥①④
相違理由①
相違理由⑬

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

13

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b. 手順等
上記「a.水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

東海第二

備考

ｂ．手順等
上記「ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

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

これらの手順は，運転員等及び重大事故等対応要員の対応として「非常時運転手順書Ⅱ

クシデント）（以下「SOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」

正確に記載

定める（第 1.10.1 表）。

及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.10−1表）。

相違理由⑧

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第 1.10.2 表，第 1.10.3 表）。

相違理由⑩，対応手順書名をまた，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第1.10−2表，第1.10−3表）
。

14

相違理由⑧

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東海第二1.10.2 重大事故等時の手順

1.10.2 重大事故等時の手順

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制のための対応手順

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順(1) 原子炉ウェル注水(1) 原子炉ウェル注水
ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，代替淡水貯槽を水源として格納容器頂部注水系（常設）により原子炉ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟への水素漏えいを抑制する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，ドライウェル雰囲気温度指示値が190℃に到達した
場合で，代替淡水貯槽の水位が規定値以上確保されている場合で，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水が可能な場合。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

15

備考

相違理由①
相違理由②

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東海第二(b) 操作手順
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.10−1図に，概要図を第1.10−3図に，タイムチャートを第1.10−4
図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへ注水するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注
水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェル注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，ウェル注水弁及びウェル注水流量調節弁を開にした後，格納容器頂部注水系（常設）により原子炉ウェル注水が開始されたことを低圧代替注
水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）の流量上昇及びドライウェル雰囲気温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注水及び格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェル注水の停止を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注水又はウェル注水流量調節弁及びウェル注水弁を閉にし，格納容器頂部
注水系（常設）による原子炉ウェル注水の停止を発電長に報告する。

16

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
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東海第二(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水開始まで6分以内で可能である。
なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するまで注水した後は，蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部が冠水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部のシール部温度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

17

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（淡水/海水）

東海第二ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）

備考
相違理由②

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，防火

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，西水槽又は淡水貯水池を水源として格納容器頂部注水系により原子炉ウェルに注水することで原側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源として格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉相違理由⑭

子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する。

ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋原子相違理由⑥

炉棟への水素漏えいを抑制する。
(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉格納容器内の温度が 171℃を超えるおそれが※2ある場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合 。

炉心損傷を判断した場合※１において，ドライウェル雰囲気温度指示値が190℃に到達した
場合で，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水ができず，格納容器頂

相違理由⑥
相違理由②

部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水が可能な場合※２。
相違理由⑥※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使東二では 10 倍を含めて炉心損レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

傷と判断するため「以上」と
している。

合。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場
合。

※2：設備に異常がなく，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確保されている場合。

18

相違理由⑭

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二(b) 操作手順

備考
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はあるが，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとお

相違理由②

フローを第 1.10.1 図に，概要図を第 1.10.2 図に，タイムチャートを第 1.10.3 図に示す。

り。手順の対応フローを第1.10−1図に，概要図を第1.10−5図に，タイムチャートを第相違理由⑧

1.10−6図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に格納容器頂部注水系による原子炉
ウェルへの注水の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配相違理由⑯⑩管・弁の接続口への格納容器頂部注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に格納容器頂部注水系（可搬型）で使用する低圧代替
注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に格納容器頂部注水系（可搬型）による

柏崎は⑥に記載
相違理由②
相違理由②

原子炉ウェルへの注水の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水の相違理由②

準備を指示する。
相違理由②②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配置，ホース接
続及び起動操作を依頼する。

19

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）③中央制御室運転員 A は，格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。

東海第二

備考

⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの

東二は運転員等の対応要員数

注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確をタイムチャートに示す。

認し，発電長に報告する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。
相違理由②⑥発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水の相違理由②

系統構成を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，ウェル注水弁及びウェル注水流量調節弁を開とし，発電相違理由②長に報告する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル

相違理由②へ注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを報告する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配置，ホース接続及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告⑨重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）による相違理由⑩

原子炉ウェルへ注水するための準備が完了したことを報告する。

する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
相違理由⑯⑤当直副長は，原子炉格納容器内の温度が 171℃に到達したことを確認し，当直長に報告する。

東二は③に記載⑥当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水開始を依頼する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬相違理由②型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告するとともに，重大事故等対応要員に格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代

相違理由②

替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑦緊急時対策要員は， 緊急時ウェル注水ライン（南側）元弁又は（北側）元弁のどちら⑪重大事故等対応要員は，格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注かを開操作して送水流量を必要流量に調整し，送水開始について緊急時対策本部に報告

水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁を開とし，格納容器

相違理由⑩⑯

頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルへの注水が開始されたことの確認を指示する。

20

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧中央制御室運転員 A は，原子炉ウェルに注水が開始されたことを上部ドライウェル内雰
囲気温度指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。

東海第二⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉ウェルに注水が開始されたことを低圧代替注水系

備考
相違理由②

格納容器頂部注水流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（可搬ライン用）の流量上昇及びドライウェル雰囲気温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑭発電長は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェル

相違理由②への注水が開始されたことを報告する。
⑮運転員等は中央制御室にて，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要相違理由②

な注水量の注水又はウェル注水流量調節弁及びウェル注水弁を閉にし，格納容器頂部
注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停止を発電長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に原子炉格納容器トップヘッ⑯発電長は，災害対策本部長代理に格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために

ドフランジが冠水するために必要な注水量の注水及び注水後の停止操作を依頼する。

必要な注水量の注水及び格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停相違理由⑩⑯

止を依頼する。
⑰重大事故等対応要員は，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注相違理由②

水量の注水又は格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停止したことを災害対策本部長に報告する。
⑱災害対策本部長は，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注水又は格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停止したことを発電長に報告する。

21

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
防火水槽を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水操作は，1 ユニッ

東海第二(c) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉

ト当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始

ウェルへの注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水開始まで約 110 分で可能で【高所東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）ある。
淡水貯水池を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。

設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び【高所西側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】（水源：西側淡水貯水設備）

緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実による原子炉ウェルへの注水開始まで約 115 分で可能である。

【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】（水源：代替淡水貯槽）

じめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実

注水系による原子炉ウェルへの注水開始まで約 330 分で可能である。

相違理由⑩⑯
東二は水源と接続口に対して所要時間を示す。柏崎は使用する注入配管に対して所要時間を示している。

施した場合，140分以内で可能である。

また，淡水貯水池を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（あらか
名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部

備考

施した場合，535分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】（水源：西側淡水貯水設
備）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実相違理由⑩施した場合，320分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具及び通信連絡設備を整備する。可搬

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を相違理由⑥型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業ス整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬

相違理由②

ペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発になお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するまで注水した後は，蒸発よる水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水すによる水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部が冠る水位を維持することにより， 原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温度を水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部のシール部温シールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

22

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二b. サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

備考
相違理由③

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，復水貯蔵槽を水源としてサプレッションプール浄化系により原子炉ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉格納容器内の温度が 171℃を超えるおそれがある場合で，サプレッションプール浄化系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線
レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場
合。
※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。ただし，7 号炉のサプレッションプール浄化系ポンプは空冷式の設備であるため，補機冷却水による冷却が不要である。
(b) 操作手順
サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.10.1 図に， 概要図を第 1.10.4 図に， タイムチャートを第 1.10.5 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水の準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注
水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，サプレッションプール浄化系が使用可能か確認する。
④現場運転員 C 及び D は，サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水の系統構成として，燃料プール冷却浄化系使用済燃料貯蔵プール入口弁の全閉操作，燃料プ
ール冷却浄化系ウェル再循環弁の全開操作を実施し，当直副長にサプレッションプール
浄化系による原子炉ウェルへの注水の準備完了を報告する。
⑤当直副長は， 原子炉格納容器内の温度が 171℃に到達したことを確認し，中央制御室運転員にサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水開始を指示する。

23

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑥中央制御室運転員 A 及び B は，サプレッションプール浄化系ポンプを起動し，速やかに

備考
相違理由③

サプレッションプール浄化系燃料プール注入弁の開操作にて，サプレッションプール浄化系系統流量指示値が必要流量になるよう調整する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉ウェルへの注水が開始されたことを上部ドライウ
ェル内雰囲気温度指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。
⑨当直副長は，中央制御室運転員 A 及び B に原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するために必要な注水量の注水及び注水後の停止操作を指示する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水開始まで約 40 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。
1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順

1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止のための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出
炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉格納容器から
原子炉建屋原子炉棟に漏えいする可能性があることから，外部電源又は非常用ディーゼル発電
機により電源を確保し，原子炉建屋ガス処理系の自動起動を確認する。ただし，原子炉建屋ガ
ス処理系が自動起動していない場合は，原子炉建屋ガス処理系を手動起動する。また，全交流
動力電源喪失時には常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により電源を確保し，原子炉建屋ガス処理系を手動起動する。なお，原子炉建屋ガス処理系は，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内へ漏えいする水素等を含む気体を吸引し，放射性物質を低減して原子炉建屋外に排出する。

24

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ａ．交流動力電源が健全である場合の操作手順(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，外部電源又は非常用ディーゼル発電機により原子
炉建屋ガス処理系に給電が可能な場合。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
(b) 操作手順
原子炉建屋ガス処理系による水素の排出手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロー
を第1.10−2図に，概要図を第1.10−7図に，タイムチャートを第1.10−8図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋ガス処理系Ａ系及び原子炉建屋ガス処理系Ｂ系の自動起動の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，自動起動信号（原子炉水位低（レベル３），ドライウェル
圧力高，原子炉建屋換気系排気ダクトモニタ放射能高又は原子炉建屋換気系燃料取替
床排気ダクトモニタ放射能高信号）により非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用
ガス処理系排風機（Ｂ）並びに非常用ガス再循環系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循
環系排風機（Ｂ）が起動したことを確認するとともに，非常用ガス再循環系空気流量
及び非常用ガス処理系空気流量の上昇を確認する。
③運転員等は中央制御室にて，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常排気系隔離弁の閉を確認するとともに，非常用ガス再循環系系統入口弁，非常用ガス再循環系フィルタト
レイン入口弁，非常用ガス再循環系フィルタトレイン出口弁，非常用ガス処理系フィ
ルタトレイン入口弁，非常用ガス処理系フィルタトレイン出口弁及び非常用ガス再循
環系系統再循環弁の開を確認する。
④運転員等は，発電長に原子炉建屋ガス処理系Ａ系及び原子炉建屋ガス処理系Ｂ系が自動起動したことを報告する。

25

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑤発電長は，環境へのガス放出量の増大，フィルタトレインに湿分を含んだ空気が流入すること等を考慮し，運転員等に原子炉建屋ガス処理系Ａ系又は原子炉建屋ガス処理
系Ｂ系の停止を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系
排風機（Ａ）又は非常用ガス処理系排風機（Ｂ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉建屋換気系が隔離していることを確認するように指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋換気系が隔離されていることを確認し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系による水素排出開始まで6分以内で可能である。
ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／Ｃからモータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。） ２Ｃ
又はＭＣＣ ２Ｄの受電が完了した場合。
(b) 操作手順
原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素の排出手順の概要は以下のとおり（原子炉建屋ガ
ス処理系Ｂ系による水素の排出手順も同様。）。手順の対応フローを第1.10−2図に，概要図を第1.10−7図に，タイムチャートを第1.10−8図に示す。

26

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素排出の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素排出に必要な排風機及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は中央制御室にて，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常排気系隔離弁の閉を確認するとともに，非常用ガス再循環系系統入口弁，非常用ガス再循環系フィルタト
レイン入口弁，非常用ガス再循環系フィルタトレイン出口弁，非常用ガス処理系フィ
ルタトレイン入口弁，非常用ガス処理系フィルタトレイン出口弁及び非常用ガス再循
環系系統再循環弁の開を確認する。なお，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常排気系
隔離弁が閉でない場合，又は非常用ガス再循環系系統入口弁，非常用ガス再循環系フィルタトレイン入口弁，非常用ガス再循環系フィルタトレイン出口弁，非常用ガス処
理系フィルタトレイン入口弁，非常用ガス処理系フィルタトレイン出口弁及び非常用
ガス再循環系系統再循環弁が開でない場合は，中央制御室にて系統構成を実施する。
④運転員等は，発電長に原子炉建屋ガス処理系による水素排出の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉建屋ガス処理系の起動を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系
排風機（Ａ）を起動し，非常用ガス再循環系空気流量及び非常用ガス処理系空気流量の上昇を確認した後，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系による水素排出開始まで5分以内で可能である。

27

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(1) 原子炉建屋内の水素濃度監視

東海第二

備考

(2) 原子炉建屋内の水素濃度監視

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内で発生した水素ガスが原子炉格納容器か

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉格納容器から相違理由①

ら原子炉建屋に漏えいする可能性があることから，原子炉建屋水素濃度にて原子炉建屋オペレー

原子炉建屋原子炉棟に漏えいする可能性があることから，原子炉建屋水素濃度にて原子炉建屋

相違理由⑥

ティングフロア天井付近の水素濃度，非常用ガス処理系吸込配管付近の水素濃度及び原子炉建屋

原子炉棟の最上階である6階の水素濃度，原子炉建屋原子炉棟2階及び原子炉建屋原子炉棟地下1建屋規模，形状等の違いに伴オペレーティングフロア以外のエリアの水素濃度（以下「原子炉建屋内の水素濃度」という。）

階のハッチ等の貫通部付近の水素濃度（以下「原子炉建屋内の水素濃度」という。）を監視す

う選定箇所の相違。

を監視する。また，静的触媒式水素再結合器の動作状況を確認するため，静的触媒式水素再結合

る。また，静的触媒式水素再結合器の動作状況を確認するため，静的触媒式水素再結合器動作器動作監視装置にて静的触媒式水素再結合器の出入口温度を監視する。

監視装置にて静的触媒式水素再結合器の出入口温度を監視する。

また，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認した場合は，非常用ガス処理系の系統内での水素

また，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認した場合は，原子炉建屋ガス処理系の系統内で爆発を回避するため，非常用ガス処理系を停止する。

の水素爆発を回避するため，原子炉建屋ガス処理系を停止する。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

相違理由⑥

炉心損傷を判断した場合※1

炉心損傷を判断した場合※１※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相

相違理由⑥

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レ

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使相違理由⑮

ベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

28

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 操作手順
原子炉建屋内の水素濃度監視手順の概要は以下のとおり。

東海第二

備考

ｂ．操作手順原子炉建屋内の水素濃度監視手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.10−2図

相違理由⑧に，概要図を第1.10−9図に，タイムチャートを第1.10−10図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に原子炉建屋水素濃度による原子炉建①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋水素濃度による原子炉

屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水結合器の動作状況の監視を指示する。

素再結合器の動作状況の監視を指示する。

また，原子炉建屋オペレーティングフロアの水素濃度が 1.3vol%に到達した場合は，非常また，原子炉建屋原子炉棟の最上階である 6 階の水素濃度が 2.0vol％に到達した場合

用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止するよう指示する。

は，非常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止するよう指示する。

②中央制御室運転員 A は，原子炉建屋水素濃度による原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静②運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋水素濃度による原子炉建屋内の水素濃度の監視

的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再結合器の動作状況の監視を強及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再結合器の動作状況を化する。なお，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から給電さ監視する。なお，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から給れていることを確認後，原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器の動電されていることを確認後，原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合

作状況の監視を強化する。

器の動作状況の監視を強化する。

③中央制御室運転員 A は，原子炉建屋オペレーティングフロアの原子炉建屋水素濃度指示値
が 1.3vol%に到達したことを確認した場合は，非常用ガス処理系を停止する。

相違理由⑯

相違理由⑥
相違理由⑰

③運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋内の原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％に到

相違理由⑰⑥達したことを確認した場合は，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系

相違理由④⑥

排風（Ａ）又は非常用ガス処理系排風機（Ｂ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ｂ）を停止する。
c. 操作の成立性
原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器の動作状況の監視は，1 ユニッ
ト当たり中央制御室運転員１名にて対応を実施する。
また，非常用ガス処理系の停止操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから非常用ガス処理系の停止まで約5 分で可能である。

ｃ．操作の成立性

相違理由⑯

原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器の動作状況の監視は，運転員等1名にて対応を実施する。
また，原子炉建屋ガス処理系の停止操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系の停止まで6分以内で可能である。

29

相違理由⑩
相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 原子炉建屋トップベント

東海第二(3) 原子炉建屋外側ブローアウトパネル及びブローアウトパネル閉止装置の開放による水素排出

備考
相違理由⑤

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋内の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋内の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子建屋トップベントを開放することにより，原子炉建屋オペレーティングフロア天井部に滞留した

炉建屋外側ブローアウトパネル及びブローアウトパネル閉止装置を開放することにより，原子相違理由⑤⑥

水素ガスを大気へ排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

炉建屋原子炉棟の最上階である6階に滞留した水素を大気へ排出し，原子炉建屋原子炉棟の水素相違理由⑥

爆発を防止する。
また，原子炉建屋外側ブローアウトパネルを開放する場合は，放水砲を用いた原子炉建屋へ
また，原子炉建屋トップベントを開放する場合は，放水砲を用いた原子炉建屋への放水を実施の放水を実施する。なお，放水砲を用いた原子炉建屋への放水手順については，「1.12.2.1 (1)する。なお，放水砲を用いた原子炉建屋への放水手順については，「1.12.2.1(1)a.大容量送水

ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制」

車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制」にて整備する。

にて整備する。

相違理由⑥

ａ．ブローアウトパネル強制開放装置の開放
a. 手順着手の判断基準
原子炉建屋内の水素濃度の上昇により格納容器ベントを実施したにもかかわらず，原子炉建
屋内の水素濃度が低下しない場合。
b. 操作手順
原子炉建屋トップベント操作の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.10.6 図に，概要図を第 1.10.7 図に，タイムチャートを第 1.10.8 図に示す。

(a) 手順着手の判断基準

相違理由⑨

原子炉建屋内の水素濃度の上昇により格納容器ベントを実施したにもかかわらず，原子炉建屋内の水素濃度が低下しない場合。
(b) 操作手順
ブローアウトパネル強制開放装置の開放操作手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.10−2図に，概要図を第1.10−11図に，タイムチャートを第1.10−12図に示す。

相違理由⑨
相違理由⑨

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当直長を経由して，原子炉建屋トップベント①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉建屋外側ブローアウトパネルによる水相違理由⑯⑤の実施を緊急時対策本部に依頼する。また，中央制御室運転員に原子炉建屋オペレーティ

素排出の実施を災害対策本部長代理に依頼する。また，運転員等に原子炉建屋内の水素

相違理由⑩ングフロア天井付近の水素濃度を継続的に監視するよう指示する。

濃度を継続的に監視するように指示する。

②中央制御室運転員 A は，原子炉建屋内の水素濃度の監視に必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。
③緊急時対策本部は，原子炉建屋トップベントの開放の準備開始を緊急時対策要員に指示する。
④緊急時対策要員は，工具を準備し，原子炉建屋トップベントの開放の準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策本部は，原子炉建屋トップベントの開放の実施を緊急時対策要員に指示する。

②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開相違理由⑩⑤放を指示する。
⑥緊急時対策要員は，原子炉建屋トップベントの開放を実施し， 緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

③重大事故等対応要員は，現場（原子炉建屋原子炉棟外）にてブローアウトパネル強制開放装置を操作し，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放を実施し，災害対策本部長
代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に連絡する。

30

相違理由⑩⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑦中央制御室運転員 A は，原子炉建屋トップベントの開放により原子炉建屋オペレーティン
グフロアの原子炉建屋水素濃度指示値が低下したことを確認し，当直副長に報告する。
c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 3 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋トップベントの開放まで約 55 分で可能であ

東海第二④運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放により原子炉建備考
相違理由⑰⑤

屋内の水素濃度が低下したことを確認し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，重大事故等対応要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してか

相違理由⑨
相違理由⑩⑯

ら原子炉建屋外側ブローアウトパネルの1箇所を開放するまで50分以内で可能である。

相違理由⑤

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，通信連絡設備を整備する。

相違理由⑤

る。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，通信連絡設備を整備する。反力用フック及びトップベント開放用ワイヤーロープのレバーブロックへの取り付け，レバーブロックの操作は容易に実施可能である。
また，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保してまた，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についてもいる。なお，放射性物質の放出が予想されることから，防護具（全面マスク，個人線量計，ゴ確保している。なお，放射性物質の放出が予想されることから，放射線防護具を装備してム手袋）を装備して作業を行う。

作業を行う。

31

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ｂ．ブローアウトパネル閉止装置の開放(a) 手順着手の判断基準
ブローアウトパネル閉止装置の遠隔操作により原子炉建屋外側ブローアウトパネル開口部が閉止されている場合において，原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％に到達後，格納容器圧力逃がし装置による水素排出を実施したにもかかわらず，原子炉建屋内の水素濃度が上昇を継続している場合。
(b) 操作手順
ブローアウトパネル閉止装置の開放操作手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロー
を第1.10−2図に，概要図を第1.10−11図に，タイムチャートを第1.10−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，ブローアウトパネル閉止装置の開放を災害対策本部長代理に依頼する。また，運転員等に原子炉建屋内の水素濃度を監視するように指示する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にブローアウトパネル閉止装置の開放を指示する。
③重大事故等対応要員は，現場（二次格納施設外）にてブローアウトパネル閉止装置を操作し，ブローアウトパネル閉止装置の開放を実施し，災害対策本部長代理に報告する。
また，災害対策本部長代理は発電長に連絡する。
④運転員等は中央制御室にて，ブローアウトパネル閉止装置の開放により原子炉建屋内の水素濃度が低下したことを確認し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，重大事故等対応要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからブローアウトパネル閉止装置の1箇所を開放するまで40分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，通信連絡設備を整備する。
また，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。なお，放射性物質の放出が予想されることから，放射線防護具を装備して作業を行う。

32

備考
相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.10.2.3

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備の電源を代替電源設備から給

東海第二

備考

1.10.2.3 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備の電源を代替電源設備から給
電する手順

電する手順
炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による

原子炉建屋等の損傷を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備す

原子炉建屋等の損傷を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備する。

る。

代替電源設備により給電する手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
1.10.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
復水貯蔵槽，防火水槽への水の補給手段及び水源から接続口までの可搬型代替注水ポンプ（A−2級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整代替電源設備により給電する手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
1.10.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手

相違理由②

順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

備する。
非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊東二は詳細な電源を明確にしている。

急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型
整流器による非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機及び監視計器への電源供給手

相違理由④

順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
サプレッションプール浄化系ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備， 可搬型代替交流電源設備，可搬型直流電源設

搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び非常用交流電源設備への燃料給ている。

備，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）及び大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）への燃料補給手

油手順については，「1.14

相違理由⑥⑯電源の確保に関する手順等」にて整備する。

東二は詳細な電源を明確にし順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
放水砲を用いた原子炉建屋への放水については，「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

放水砲を用いた原子炉建屋への放水については，「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

東二は操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

33

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第 1.10.9

東海第二

備考

1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.10

図に示す。

−14図に示す。

(1) 原子炉ウェル注水(1) 原子炉ウェル注水

相違理由⑧

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器トップヘッドフランジからの水素

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器トップヘッドフランジ部からのガス漏えいを抑制するため，原子炉格納容器内の温度の上昇が継続している場合で，サプレッシ

水素漏えいを抑制するため，ドライウェル雰囲気温度の上昇が継続している場合，格納容器頂相違理由①⑥③ョンプール浄化系が使用可能であればサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水を実施する。格納容器頂部注水系（常設）によ

相違理由②を実施する。サプレッションプール浄化系が使用不可能な場合は，格納容器頂部注水系による原る原子炉ウェルへの注水が使用不可能な場合は，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉

相違理由②

子炉ウェルへの注水を実施する。この際の水源は防火水槽を優先し，防火水槽が使用不可能な場

ウェルへの注水を実施する。

合は淡水貯水池を使用する。
2) 原子炉建屋内の水素濃度監視及び原子炉建屋トップベント(2) 原子炉建屋ガス処理系，原子炉建屋内の水素濃度監視及び原子炉建屋外側ブローアウトパネ

相違理由⑨④⑤ル
原子炉建屋オペレーティングフロアの水素濃度を原子炉建屋水素濃度により監視し，静的触媒
式水素再結合器の動作状況を静的触媒式水素再結合器動作監視装置により監視する。

炉心の著しい損傷が発生した場合は，原子炉建屋ガス処理系により水素を排出するととも相違理由④に，原子炉建屋内の水素濃度を原子炉建屋水素濃度により監視し，静的触媒式水素再結合器の相違理由⑥

動作状況を静的触媒式水素再結合器動作監視装置により監視する。

静的触媒式水素再結合器の動作により，原子炉建屋内の水素濃度の上昇は抑制されるが，仮に原子炉建屋ガス処理系による水素の排出及び静的触媒式水素再結合器の動作により，原子炉

相違理由④

原子炉建屋内に漏えいした水素ガスが静的触媒式水素再結合器で処理しきれない場合は，水素ガ

建屋内の水素濃度の上昇は抑制されるが，仮に原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした水素が原子相違理由④スの発生源を断つため，格納容器ベント操作を実施する。それでもなお原子炉建屋内の水素濃度

炉建屋ガス処理系及び静的触媒式水素再結合器で処理しきれない場合は，原子炉建屋水素濃度

東二は原子炉建屋ガス処理系が低下しない場合は，原子炉建屋の水素爆発を防止するため，原子炉建屋トップベントにより水指示値が2.0vol％到達後原子炉建屋ガス処理系を停止するとともに，水素の発生源を断つたの停止判断基準（水素濃度）

素ガスの排出を実施する。

め，格納容器ベント操作を実施する。それでもなお原子炉建屋内の水素濃度が低下しない場合を記載した。

は，原子炉建屋原子炉棟の水素爆発を防止するため，原子炉建屋外側ブローアウトパネルによ

相違理由⑤

り水素の排出を実施する。

相違理由①

34

（参考資料）
１．１０ 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ
1

番号
相違理由①

1

相違理由②

1

相違理由③

2

相違理由④

東二は原子炉建屋原子炉棟内の水素排出を目的とし，原子炉建
屋ガス処理系を使用する。

2

相違理由⑤

東二は柏崎と同等の設備として原子炉建屋ブローアウトパネ
ル及びブローアウトパネル強制開放装置を設置している。

3

相違理由⑥

3

相違理由⑦

4

相違理由⑧

5

相違理由⑨

5

相違理由⑩

6

相違理由⑪

6

6

相違理由⑫

相違理由⑬

内容
東二は気体名として「ガス」は記載しない。
東二の格納容器頂部注水系は新設の常設低圧代替注水系ポンプを使用する常設と可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替
注水大型ポンプを使用する可搬型による手段を整備する。
東二はサプレッションプール浄化系は設置していない。

設備名称の相違
東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。
図表番号の附番ルールの相違
見出し記号の附番ルールの相違
東二は「技術的能力1.0重大事故対策における共通事項（添付資料1.0.10重大事故等発生時の体制について）」より，当直運
転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
東二は代替電源設備より給電する設備を整理。柏崎は給電で使用する設備を整理。
柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
東二は，常設代替交流電源設備を常設代替高圧電源装置5台で定格とし，故障や点検を想定し，1台予備を確保している。
よって，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
東二は可搬型設備による注水等に使用する水源として西側淡
水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。

16

相違理由⑭

16

相違理由⑮

東二では10倍を含めて炉心損傷と判断するため「以上」として
いる。

17

相違理由⑯

設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。

18

相違理由⑰

東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。

玄海原子力発電所／柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：2.1 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項（その 1）】
玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉（ⅱ） 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝(ⅱ) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突そ突その他のテロリズムへの対応における事項
a. 可搬型設備等による対応の他のテロリズムへの対応における事項
a.可搬型設備等による対応

東海第二発電所(ⅱ)

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項

ａ．可搬型設備等による対応

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突

突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模

その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模

規模な損壊（以下「大規模損壊」という。）が発生な損壊（以下「大規模損壊」という。）が発生するおそな損壊（以下「大規模損壊」という。）が発生するおそした場合における体制の整備に関し、以下の項目にれがある場合又は発生した場合における体制の整備にれがある場合又は発生した場合における体制の整備に関する手順書を適切に整備し、また、当該手順書に関し，以下の項目に関する手順書を適切に整備し，ま関し，以下の項目に関する手順書を適切に整備し，ま従って活動を行うための体制及び資機材を整備す

た，当該手順書に従って活動を行うための体制及び資

た，当該手順書に従って活動を行うための体制及び資る。ここでは、発電用原子炉施設にとって過酷な大機材を整備する。ここでは，発電用原子炉施設にとって機材を整備する。ここでは，発電用原子炉施設にとって規模損壊が発生した場合においても、当該の手順書

過酷な大規模損壊が発生した場合においても，当該の過酷な大規模損壊が発生した場合においても，当該の等を活用した対策によって緩和措置を講じることが手順書等を活用した対策によって緩和措置を講じるこ

手順書等を活用した対策によって緩和措置を講じるこできることを説明する。

とができることを説明する。

とができることを説明する。

一 大規模損壊発生時における大規模な火災が発生

a)大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場合における消火活動に関すること。

した場合における消火活動に関すること。

二 大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を

b)大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関すること。
三 大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関すること。

備考

一した場合における消火活動に関すること。
二緩和するための対策に関すること。
c)大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破大規模損壊発生時における大規模な火災が発生 ・付番の差異。

三損を緩和するための対策に関すること。

大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を電用原子炉に係る発緩和するための対策に関すること。

電用原子炉設置者の大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破重大事故の発生及び損を緩和するための対策に関すること。

拡大の防止に必要な大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の措置を実施するため

四 大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽のd)大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための対策及び燃料体の著しい水位を確保するための対策及び燃料体の著しい水位を確保するための対策及び燃料体の著しいに必要な技術的能力

損傷を緩和するための対策に関すること。

損傷を緩和するための対策に関すること。

に係る審査基準」を大規模損壊発生時における放射性物質の放出を引用し，漢数字。

損傷を緩和するための対策に関すること。
五 大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減するための対策に関すること。
（a）大規模損壊発生時の手順書の整備

e)大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減するための対策に関すること。
(a)大規模損壊発生時の手順書の整備

四・東海第二は「実用発五低減するための対策に関すること。
(a) 大規模損壊発生時の手順書の整備

大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては、大大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては，大大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては，大規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として、大規規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として，設計

規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として，設計

模な自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテ

基準を超えるような規模の自然災害及び故意による大型航基準を超えるような規模の自然災害及び故意による大型航ロリズムを想定する。

空機の衝突その他のテロリズムを想定する。ただし，特定の空機の衝突その他のテロリズムを想定する。ただし，特定の事象の発生や検知がなくても，運転操作手順書及び緊急時

事象の発生や検知がなくても，非常時運転手順書及び重大 ・手順書体系の差異。

対策本部用手順書の延長で対応可能なよう配慮する。

事故等対策要領（重大事故編）に加え，重大事故等対策要領 ・東海第二は大規模損（大規模損壊編）で対応可能なよう配慮する。

大規模な自然災害については、多数ある自然災害の中か

また，発電用原子炉施設の被災状況を把握するための手

また，発電用原子炉施設の被災状況を把握するための手順及び被災状況を踏まえた優先実施事項の実行判断を行う

順及び被災状況を踏まえた優先実施事項の実行判断を行うための手順を整備する。

ための手順を整備する。

自然災害については，大規模損壊を発生させる可能性の1／28

自然災害については，大規模損壊を発生させる可能性の壊の手順を整備。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

ら発電用原子炉施設に大規模損壊を発生させる可能性のあある自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書

ある自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書

る自然災害により、重大事故又は大規模損壊等が発生するの有効性を確認する。

の有効性を確認する。

備考

可能性を考慮した対応手順書を整備する。
上記に加え、確率論的リスク評価の結果に基づく事故シ

これに加え，確率論的リスク評価（以下「PRA」という。）

これに加え，確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）

ーケンスグループの選定にて抽出しなかった地震及び津波の結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて抽出しの結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて抽出し特有の事象として発生する事故シーケンスへの対応を含むなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シーなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シー

手順書として、また、発生確率や地理的な理由により発生す

ケンスについても対応できる手順書として整備する。

ケンスについても対応できる手順書として整備する。

る可能性が極めて低いため抽出していない外部事象に対しても緩和措置が行えるよう整備する。
故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについ故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについ故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについては、大規模損壊を発生させる可能性の高い事象であるこては，様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲ては，様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲とから、大規模損壊及び大規模な火災が発生することを前にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災がにわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が提とした対応手順書を整備する。

発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前提とした対応手順書を整備する。

提とした対応手順書を整備する。

（a-1） 大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害への対応における考慮(a-1) 大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害への対応における考慮(a-1)

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害への対応における考慮

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を想定

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を想

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を想するに当たっては、国内外の基準等で示されている外定するに当たっては，国内外の基準等で示されている

定するに当たっては，国内外の基準等で示されている

部事象を網羅的に収集し、その中から考慮すべき自然外部事象を網羅的に収集し，その中から考慮すべき自外部事象を網羅的に収集し，その中から考慮すべき自災害に対して、設計基準又はそれに準じた基準を超え

然災害に対して，設計基準を超えるような規模を想定

然災害に対して，設計基準を超えるような規模を想定るような規模を想定し、発電用原子炉施設の安全性にし，発電用原子炉施設の安全性に与える影響及び重畳

し，発電用原子炉施設の安全性に与える影響及び重畳

与える影響及び重畳することが考えられる自然災害のすることが考えられる自然災害の組み合わせについてすることが考えられる自然災害の組合せについても考 ・東海第二は最新公用組み合わせについても考慮する。

も考慮する。

慮する。

また、事前予測が可能な自然現象については、影響をまた，事前予測が可能な自然現象については，影響

また，事前予測が可能な自然現象については，影響低減させるための必要な安全措置を講じることを考慮を低減させるための必要な安全措置を講じることを考を低減させるための必要な安全措置を講じることを考

する。

慮する。

慮する。

さらに、事態収束に必要と考えられる機能の状態に着目して事象の進展を考慮する。
（a-2）

故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における考慮

さらに，事態収束に必要と考えられる機能の状態に着目して事象の進展を考慮する。
(a-2) 故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における考慮

さらに，事態収束に必要と考えられる機能の状態に着目して事象の進展を考慮する。
(a-2) 故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における考慮

テロリズムには様々な状況が想定されるが、その中でテロリズムには様々な状況が想定されるが，その中テロリズムには様々な状況が想定されるが，その中も施設の広範囲にわたる損壊、不特定多数の機器の機でも施設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪でも施設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪能喪失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設

失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大に大きな影響を与える故意による大型航空機の衝突そきな影響を与える故意による大型航空機の衝突その他

きな影響を与える故意による大型航空機の衝突その他の他のテロリズムを想定し、その上で流用性を持たせのテロリズムを想定し，多様性及び柔軟性を有する手のテロリズムを想定し，多様性及び柔軟性を有する手た柔軟で多様性のある対応ができるよう考慮する。

段を構築する。

段を構築する。

2／28

文用字用語に従い記載。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉（a-3） 大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操(a-3) 大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操

作

作

東海第二発電所(a-3)

備考

大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作

大規模損壊発生時の対応手順書については、（a-3-

大規模損壊では，重大事故等時に比べて発電用原子大規模損壊では，重大事故等時に比べて発電用原子

3）項に示す５つの項目に関する緩和等の措置を講じる

炉施設が受ける影響及び被害の程度が大きく，その被炉施設が受ける影響及び被害の程度が大きく，その被ため、可搬型重大事故等対処設備による対応を中心と害範囲は広範囲で不確定なものと想定され，あらかじ

害範囲は広範囲で不確定なものと想定され，あらかじ

した多様性及び柔軟性を有するものとして、また、めシナリオを設定して対応することが困難であると考めシナリオを設定して対応することが困難であると考（a-3-3）項に示すとおり重大事故等対策において整備

えられることから，発電所対策本部における情報収集，えられることから，災害対策本部における情報収集， ・組織名称の差異。

する手順書等に対して更なる多様性を持たせたものと運転員が実施する発電用原子炉施設の操作に対する支当直（運転員）が実施する発電用原子炉施設の操作に （以下，同じ差異は記して整備する。

援が重要となる。

対する支援が重要となる。

載を省略）

大規模損壊により発電用原子炉施設が受ける被害範囲

・組織名称の差異。

は広範囲であり不確定性が大きく、重大事故等対策の（以下，同じ差異は記

ようにあらかじめシナリオ設定した対応操作は困難で載を省略）あると考えられる。そこで、施設等の被害状況の把握を迅速に試みるとともに断片的に得られる情報、確保できる要員及び使用可能な設備により、炉心の著しい損傷の緩和、原子炉格納容器の破損緩和、使用済燃料
ピットの水位確保及び燃料体等の著しい損傷の緩和又は発電所外への放射性物質の放出低減のために効果的な対応操作を速やかに、かつ臨機応変に選択及び実行する必要があることから、発電用原子炉施設の被害状況を把握するための手段及び各対応操作の実行判断を行うための手段を手順として定め整備する。
また、当該の手順書については、大規模な自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムが発電用原子炉施設に及ぼす影響等、様々な状況を想定した場合における事象進展の抑制及び緩和対策の実行性を確認し整備する。
a)炉心の著しい損傷を緩和するための対策
・炉心の著しい損傷防止のための原子炉停止と発電用原子炉への注水

a)炉心の著しい損傷を緩和するための対策
・炉心の著しい損傷緩和のための原子炉停止と発電 ・大規模損壊では炉心用原子炉への注水b)原子炉格納容器の破損を緩和するための対策

b)原子炉格納容器の破損を緩和するための対策

・炉心損傷回避，著しい炉心損傷緩和が困難な場合の・炉心損傷回避，著しい炉心損傷緩和が困難な場合の原子炉格納容器からの除熱と原子炉格納容器の破原子炉格納容器からの除熱と原子炉格納容器の破

損回避

損回避

c)使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策

3／28c)使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策

損傷防止と緩和の対策を講じるが，包絡的に「緩和」で記載。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
・使用済燃料プールの水位異常低下時のプールへの注水

備考

・使用済燃料プールの水位異常低下時のプールへの注水d)放射性物質の放出を低減するための対策
・水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための対策

d)放射性物質の放出を低減するための対策
・水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための対策

・放射性物質放出の可能性がある場合の原子炉建屋への放水による拡散抑制

・放射性物質放出の可能性がある場合の原子炉建屋への放水による拡散抑制e)大規模な火災が発生した場合における消火活動（a-3-1）大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判

東海第二発電所e)大規模な火災が発生した場合における消火活動

・消火活動

・消火活動

f)その他の対策

f)その他の対策

・要員の安全確保

・要員の安全確保・対応に必要なアクセスルートの確保

・対応に必要なアクセスルートの確保

・電源及び水源の確保並びに燃料補給

・電源及び水源の確保並びに燃料補給

・人命救助

・人命救助

（a-3-1）大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判(a-3-1)

大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判

断フロー

断フロー

断フロー

大規模損壊発生時は、発電用原子炉施設の状況

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生

大規模損壊発生時は，発電用原子炉施設の状況把 ・柏崎刈羽では大規模把握が困難で事故対応の判断ができない場合、プ

した場合は，当直副長の指揮の下で事故時運転操作握が困難で事故対応の判断ができない場合は，プラ

損壊発生後も事故時ラント状態が悪化した等の安全側に判断した措置

手順書（事象ベース，徴候ベース及びシビアアクシデ

ント状態が悪化した等の安全側に判断した措置をと

運転操作手順書を基をとるよう判断フローを整備する。また、手順書

ント等）に基づいて対応操作することを基本とする。

るように判断フローを整備する。大規模損壊発生時本とした対応操作をを有効かつ効果的に活用するため、適用開始条件に使用する手順書を有効かつ効果的に使用するた行う運用としているを明確化するとともに、緩和操作を選択するため

め，対応手順書において適用開始条件を明確化するが，東海第二では先の判断フローを明示することにより必要な個別対とともに，判断フローを明示することにより必要な

行ＰＷＲと同様にプ

応手段への移行基準を明確にする。

個別戦略への移行基準を明確化する。

ラント状態等により（a-3-1-1）大規模損壊発生の判断及び対応要否の判断基

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝大規模損壊発生を判準突その他のテロリズムの発生について，緊急地震速断し，大規模損壊発

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝報，大津波警報，外部からの情報連絡，衝撃音，衝突生時の対応手順書に

突その他のテロリズムの発生について、緊急地震速音等により検知した場合，中央制御室の状況，プラン

移行する方針。

報、大津波警報、外部からの情報連絡等又は衝撃音、ト状態の大まかな確認及び把握（火災発生の有無，建衝突音等により検知した場合、中央制御室の状況、プ屋の損壊状況等）を行うとともに，大規模損壊の発生

ラント状態の大まかな確認及び把握を行うととも（又は発生が疑われる場合）の判断を原子力防災管に、大規模損壊発生（又は発生が疑われる場合）の判理者又は当直発電長が行う。また，原子力防災管理者

断を原子力防災管理者又は当直課長が行う。また、原又は当直発電長が以下の適用開始条件に該当すると

子力防災管理者又は当直課長が以下の適用開始条件

判断した場合は，大規模損壊時に対応する手順に基に該当すると判断すれば、大規模損壊時に対応するづく事故の進展防止及び影響を緩和するための活動

手順に基づき事故の進展防止及び影響を緩和するたを開始する。

4／28

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

めの活動を開始する。
（a-3-1-1-1）大規模な自然災害又は故意による大型航空a) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突そ

機の衝突その他のテロリズムにより、発電用の他のテロリズムにより発電用原子炉施設が以下のい原子炉施設が以下のいずれかの状態となった

ずれかの状態となった場合又は疑われる場合

場合又は疑われる場合

・プラント監視機能又は制御機能の喪失によりプラン

・プラント監視機能又は制御機能が喪失した場合（中ト状態把握に支障が発生した場合（中央制御室の機能

央制御室の喪失を含む)

喪失や中央制御室と連絡が取れない場合を含む。
）

・使用済燃料ピットが損傷し、漏えいが発生した場合・使用済燃料プールの損傷により漏えいが発生し，使用・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響を済燃料プールの水位が維持できない場合

与える可能性があるような大規模な損壊が発生し・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響をた場合与える可能性があるような大規模な損壊（建屋損壊に・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場

伴う広範囲な機能喪失等）が発生した場合

合・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場（a-3-1-1-2）当直課長が重大事故等発生時に期待する安合

全機能が喪失し、事故の進展防止及び影響緩b) 原子力防災管理者が大規模損壊に対応する手順を活用

和が必要と判断した場合した支援が必要と判断した場合（a-3-1-1-3）原子力防災管理者が大規模損壊時に対応する手順を活用した支援が必要と判断した場合

c) 当直発電長が大規模損壊に対応する手順を活用した支援が必要と判断した場合
また，発電所対策本部は，発電用原子炉施設の影響予災害対策本部は，発電用原子炉施設の影響予測を行 ・東海第二は文脈から測を行い，その結果を基に各機能班の責任者は必要とい，その結果を基に各班の責任者は必要となる対応を「また，」は不要と判なる対応を予想して先行的に準備を行う。

予想して先行的に準備を行う。

断。

発電所対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全体の対応について総括的な責任を負う。

災害対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全 ・組織名称の差異。
体の対応について総括的な責任を負う。

（以下，同じ差異は記載を省略）
・組織名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）

自然災害が大規模になり，常設の設備では事故収束

・東海第二の大規模損が行えない場合は，発電所対策本部の支援を受け，多様

壊発生時の対応手順

なハザード対応手順等の「(ⅰ)，d.手順書の整備，教育書適用条件は 3 段落及び訓練の実施並びに体制の整備」で判断基準を明確前に記載。

化して整備する手順を使用する。また，非常招集を行っ

また，非常招集を行った場合，災害対策要員（初動）は， ・組織名称の差異。

た場合，初動対応要員は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対緊急時対策所へ移動する。ただし，緊急時対策所が使用 （以下，同じ差異は記策所へ移動する。ただし，地震発生後防潮堤を超える津できない場合は，屋内外の利用できる施設を緊急時対波により 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所も使用でき

策所として利用する。

5／28

載を省略）
・設備名称の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所ない場合は，屋内外の利用できる施設を緊急時対策所

備考（以下，同じ差異は記として利用する。

載を省略）
・東海第二は緊急対策所が使用できない場
合として，津波に限定しない。

（a-3-1-2）緩和操作を選択するための判断フロー
大規模損壊時に対応する手順による対応を判断し発電所全体の状態を把握するための「プラント状態

た後、発電用原子炉施設の被害状況を把握するため

確認チェックシート」及び各号炉における対応操作の確認チェックシート」及び対応操作の優先順位付けや ・東海第二発電所はシの手段を用いて施設の損壊状況及びプラントの状態

優先順位付けや対策決定の判断をするための発電所対対策決定の判断をするための災害対策本部で使用する

ングルユニットのた等を把握し、各対応操作の実行判断を行うための手策本部で使用する対応フローを整備する。この対応フ対応フローを整備する。この対応フローは，非常時運転

め各号炉毎対応操作段に基づいて、事象進展に応じた対応操作を選択す

ローは，事故時運転操作手順書，多様なハザード対応手

手順書，重大事故等対策要領等の相互関係の概略をまは不要。
（以下，同じる。緩和操作を選択するための判断フローは、中央制

順及び発電所対策本部の各機能班の対応ガイド等の相

とめ，全体像を把握するツールとして災害対策本部の差異は記載を省略）

御室の監視及び制御機能の喪失により原子炉停止状

互関係の概略をまとめ，全体像を把握するツールとし運営を支援するために整備するものであり，具体的な ・整備する手順書の差

況などのプラント状況把握が困難な場合には、外かて発電所対策本部の運営を支援するために整備するも操作手順は個別の手順書等に記載する。

らの目視による確認及び可搬型計測器による優先順のであり，具体的な操作手順は個別の手順書等に記載

位に従った内部の状況確認を順次行い、必要の都度する。

発電所全体の状態を把握するための「プラント状態

緩和措置を行う。また、中央制御室又は代替緊急時対また，(a-3-2-2)項から(a-3-2-14)項の手順の中で使また，(a-3-2-2)項から(a-3-2-14)項の手順の中で使策所若しくは緊急時対策所（緊急時対策棟内）での監用することを想定している設備については，チェック用することを想定している設備については，チェック

視機能の一部が健全であり、速やかな安全機能等のシートの項目に盛り込むこととしている。

シートの項目に盛り込むこととしている。

異。

状況把握が可能な場合には、外からの目視に加えて内部の状況から全体を速やかに把握し、優先順位を付けて喪失した機能を回復又は代替させる等により緩和措置を行う。また、適切な個別操作を速やかに選択できるように、緩和操作を選択するための判断フ
ローに個別操作への移行基準を明確にする。
なお、個別操作を実行するために必要な重大事故等対処設備又は設計基準事故対処設備の使用可否については、大規模損壊時に対応する手順に基づき当該設備の状況確認を実施することにより判断する。
（a-3-2）優先順位に係る基本的な考え方
環境への放射性物質の放出低減を最優先に考え、当該号炉に関する対応操作の優先順位付けや実施の炉心損傷の潜在的可能性を最小限にすること、炉心判断は，一義的に事故発生号炉の当直副長が行う。万

災害対策本部長が行う。大規模損壊時の対応に当たっ ・東海第二では、大規損傷を少しでも遅らせることに寄与できる初期活動

一，中央制御室の機能喪失時や中央制御室から運転員ては，次に掲げる(a-3-1-1)，(a-3-1-2)項を実施する。

を行うとともに、事故対応への影響を把握するため、が撤退する必要が生じた場合等，当直副長の指揮下で対応操作判断の責任

火災の状況を確認する。また、確保できる要員及び残対応できない場合については，次に掲げる(a-3-1-1)，

者は災害対策本部

存する資源等を基に有効かつ効果的な対応を選定(a-3-1-2)及び(a-3-1-3)項を実施し，それ以外の場合

長。

6／28

対応操作の優先順位付けや実施の判断は，一義的に模損壊対応における

玄海原子力発電所 3／4 号
し、事故を収束させる対応を行う。
また、設計基準事故対処設備の安全機能の喪失、大柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考については，次に掲げる(a-3-1-2)及び(a-3-1-3)項を・組織名称の差異。

実施する。

（以下，同じ差異は記

規模な火災の発生及び緊急時対策本部要員（指揮者載を省略）等）、運転員（当直員）、重大事故等対策要員、専属

・東海第二では，当直

自衛消防隊員の一部が被災した場合も対応できるよ

発電長の指揮下で対うにするとともに、可搬型重大事故等対処設備等を応できない場合は，活用することによって、（a-3-3-1）項に示す５つの大規模損壊として扱

項目に関する緩和等の措置の対応を行う。人命救助う。

が必要な場合は原子力災害へ対応しつつ、人命の救助を要員の安全を確保しながら行う。

当直副長又は当該号炉の対応操作の責任者が判断し当直発電長又は対応操作の責任者が実施した監視や ・組織名称の差異。

さらに、環境への放射性物質の放出低減を最優先た結果及びそれに基づき実施した監視や操作について

操作については，災害対策本部に報告し，各班の責任者 （以下，同じ差異は記とする観点から、重大事故等対策におけるアクセス

は，発電所対策本部に報告し，各機能班の責任者（統括（本部員）は，その時点における人的リソースや資機材

ルート確保の考え方を基本に被害状況を確認し、早又は班長）は，その時点における他号炉の状況，人的リの確保状況，対応の優先順位付け等を判断し，必要な支 ・東海第二は災害対策

急に復旧可能なルートを選定しホイールローダ、そソースや資機材の確保状況，対応の優先順位付け等を援や対応を行う。

の他重機を用いて斜面崩壊による土砂、建屋等の損判断し，必要な支援や対応を行う。

載を省略）
本部が対応操作等を判断。

壊によるがれきの撤去活動を実施することでアクセ・東海第二の各班の責スルートの確保を行う。また、事故対応を行うための任者は本部員。

アクセスルート及び操作場所に支障となる火災並びまた，重大事故等時に対処するために直接監視する

また，重大事故等時に対処するために直接監視するに延焼することにより被害の拡大に繋がる可能性のことが必要なパラメータが中央制御室及び緊急時対策ことが必要なパラメータが中央制御室及び緊急時対策

ある火災の消火活動を優先的に実施する。

所のいずれでも確認できない場合は，放射線測定器，可所のいずれでも確認できない場合は，放射線測定器，代 ・設備名称の差異。

対応の優先順位については、把握した対応可能な搬型直流電源装置やテスタ等の代替の監視手段と無線

替直流電源設備（可搬）や可搬型計測器等の代替の監視要員数、使用可能な設備及び施設の状態に応じて選連絡設備等の通信連絡設備を準備し，アクセスルート

手段と無線連絡設備等の通信連絡設備を準備し，通行 ・東海第二では，火災定する。

が確保され次第，パラメータ監視のための運転員，号機可能なアクセスルートにより，パラメータ監視のため影響評価に基づき火班員等を現場に出動させ，先ず外からの目視による確の当直（運転員），重大事故等対応要員等を現場に出動

災の影響を受けにく

プラント監視機能が喪失し、発電用原子炉施設の認を行い，その後，確認できないパラメータを対象に代させ，先ず外からの目視による確認を行い，その後，確い優先ルートを使状況把握が困難な場合においては、外観から施設の替監視手段を用いた可能な限り継続的なプラント状況

認できないパラメータを対象に代替監視手段を用いた用。

状況を把握するとともに、対応可能な要員の状況をの把握に努める。パラメータが中央制御室及び緊急時

可能な限り継続的なプラント状況の把握に努める。パ ・組織名称の差異。

可能な範囲で把握し、原子炉格納容器又は使用済燃対策所において部分的に確認できる場合は，確認したラメータが中央制御室及び緊急時対策所において部分 （以下，同じ差異は記料ピットから環境への放射性物質の放出低減を最優

パラメータを基に安全機能等の状況把握を行った上的に確認できる場合は，確認したパラメータを基に安先に考え、大規模火災の発生に対しても迅速に対応

で，他のパラメータについては，パラメータが確認でき

全機能等の状況把握を行った上で，他のパラメータにする。また、監視機能を復旧させるため、代替電源にない場合と同様の対応を行う。

ついては，パラメータが確認できない場合と同様の対（a-3-2-1）発電用原子炉施設の状況把握が困難な場合

よる給電により、監視機能の復旧措置を試みるとともに、可搬型計測器等を用いて可能な限り継続的に応を行う。
初動対応での目標設定や個別戦略における判断要素

初動対応での目標設定や個別戦略における判断要素

状態把握に努める。

として必要になる主要パラメータが採取できない場合

として必要になる主要パラメータが採取できない場合

外観から原子炉格納容器が健全であることや原子炉

は，判断要素として代替できる他のパラメータを採取

は，判断要素として代替できる他のパラメータを採取

施設周辺の線量率が正常であることが確認できた場合する。採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中する。採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中は、原子炉格納容器破損の緩和措置を優先して実施

央制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，監視央制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，監視

7／28

載を省略）

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

し、炉心が損傷していないこと等を確認できた場合に機能の喪失により採取できない場合は，中央制御室内機能の喪失により採取できない場合は，中央制御室内

は、炉心損傷緩和の措置を実施する。

の計器盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とすの計器盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とす

使用済燃料ピットへの対応については、外観から燃る。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，る。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，料取扱棟が健全であることや使用済燃料ピット周辺の現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取す現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取す線量率が正常であることが確認できた場合は、建屋内る。

る。

部にて可能な限り代替水位計の設置等の措置を行うとまた，初動対応での目標設定や個別戦略における判

また，初動対応での目標設定や個別戦略における判ともに、常設設備又は可搬型設備による注水を行う。

断要素として必要になる主要パラメータ及び代替でき断要素として必要になる主要パラメータ及び代替でき

また、水位の維持が不可能又は不明と判断した場合はる他のパラメータのいずれもが採取できない場合は，る他のパラメータのいずれもが採取できない場合は，建屋内部又は外部からのスプレイを行う。

先ず外からの目視による確認を行い，目標設定や個別

先ず外からの目視による確認を行い，目標設定や個別戦略の判断に最も影響を与えるパラメータから優先順

戦略の判断に最も影響を与えるパラメータから優先順

な場合位を付けて監視機能を回復させ，使用可能な設備を用

位を付けて監視機能を回復させ，使用可能な設備を用プラント監視機能が健全である場合には、運転員

いて緩和措置を行う。

いて緩和措置を行う。

（a-3-2-2）発電用原子炉施設の状況把握がある程度可能

備考（当直員）、緊急時対策本部要員（指揮者等）及び重大事故等対策要員により発電用原子炉施設の状況を(a-3-1-1)当直副長の指揮下での対応操作が困難な場合

・本項目については，速やかに把握し、緩和操作を選択するための判断フ

中央制御室の機能喪失時や中央制御室との連絡が東海第二では，大規ローに基づいて「止める」、「冷やす」、「閉じ込め取れない場合等，当直副長の指揮下で対応できない

模損壊の適用条件る」機能の確保を基本とし、状況把握が困難な場合

場合には，発電所対策本部長は当該号炉の運転員又（P.5）に含まれていと同様に環境への放射性物質の放出低減を目的に優は号機班の中から当該号炉の対応操作の責任者を定るため，ここでの記

先的に実施すべき対応操作とその実行性を総合的にめ対応に当たらせる。当直副長の指揮下での対応操載は不要とした。

判断し、必要な緩和措置を実施する。

作不可の判断基準は次のとおりとする。

なお、部分的にパラメータ等を確認できない場合
は、可搬型計測器等により確認を試みる。

・中央制御室の監視機能又は制御機能が喪失した場合
・中央制御室と連絡が取れない場合
・運転員による対応操作では限界があり，発電所対策本部の指揮下で対応操作を行う必要があると当直副長が判断した場合(a-3-1-2）当面達成すべき目標の設定(a-3-1-1)当面達成すべき目標の設定

・付番の差異。

発電所対策本部は，プラント状況，対応可能な要員

災害対策本部は，プラント状況，対応可能な要員

数，使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷数，使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷状況及び火災発生状況等を把握し，チェックシート

状況及び火災発生状況等を把握し，チェックシートに記載した上で，その情報を基に当面達成すべき目に記載した上で，その情報を基に当面達成すべき目

標を設定し，優先すべき号炉及び戦略を決定する

標を設定し，環境への放射性物質の放出低減を最優 ・基本的な考え方を記。

先に，優先すべき戦略を決定する。
当面達成すべき目標設定の考え方を次に示す。活載当面達成すべき目標設定の考え方を次に示す。活動に当たっては，緊急時対策要員の安全確保を最優動に当たっては，災害対策要員の安全確保を最優先 ・組織名称の差異。

先とする。

とする。

・東海第二の災害対策
要員は，自衛消防隊

8／28

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

・第一義的目標は炉心損傷を回避するため，速やかに発・第一義的目標は炉心損傷を回避するため，速やかに発及び当直（運転員）も電用原子炉を停止し，注水することである。炉心損傷

電用原子炉を停止し，注水することである。炉心損傷含める。
（以下，同じに至った場合においても発電用原子炉への注水は必に至った場合においても発電用原子炉への注水は必差異は記載を省略）

要となる。

要となる。

・炉心損傷が回避できない場合は，原子炉格納容器の破損を回避する。

・炉心損傷が回避できない場合は，原子炉格納容器の破損を回避する。

・使用済燃料プールの水位が低下している場合は，速やかに注水する。

・使用済燃料プールの水位が低下している場合は，速やかに注水する。

・これらの努力を最大限行った場合においても，炉心損・これらの努力を最大限行った場合においても，炉心損

傷，かつ，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プー

傷，かつ，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プー

ル水位の異常低下の回避が困難な場合は放射性物質

ル水位の異常低下の回避が困難な場合は放射性物質の拡散抑制を行う。

の拡散抑制を行う。

これらの目標は，複数の目標を同時に設定するケース

これらの目標は，複数の目標を同時に設定するケースも想定される。また，プラント状況に応じて，設定する目も想定される。また，プラント状況に応じて，設定する目標も随時見直していくこととする。

標も随時見直していくこととする。

(a-3-1-3) 個別戦略を選択するための判断フロー(a-3-1-2)個別戦略を選択するための判断フロー

発電所対策本部は，(a-3-1-2)項で決定した目標設

災害対策本部は，(a-3-1-1)項で決定した目標設定 ・付番の差異。

定に基づき，個別戦略を実施していく。設定目標と実に基づき，個別戦略を実施していく。設定目標と実施

施する個別戦略の考え方を次に示す。

する個別戦略の考え方を次に示す。

a)

設定目標：炉心損傷回避のための原子炉圧力容器への注水a) 設定目標：炉心損傷回避のための原子炉圧力容器への注水

発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的に実施する。

発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的に実施する。

b) 設定目標：原子炉格納容器の破損回避

b) 設定目標：原子炉格納容器の破損回避

基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原子炉圧力容器への注水は継続して必要となるが，使

子炉圧力容器への注水は継続して必要となるが，使用可能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に用可能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に原子炉格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得

原子炉格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得ない状況になることが想定される。この際に「閉じ込ない状況になることが想定される。この際に「閉じ込め」機能を維持するための個別戦略を実施する。

め」機能を維持するための個別戦略を実施する。

原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に放射性物質が漏えいする状況が想定される場合は，放射性物質が漏えいする状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

c) 設定目標：使用済燃料プール水位確保c) 設定目標：使用済燃料プール水位確保

使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦

使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦

略を実施する。使用済燃料プール内の燃料損傷が発略を実施する。使用済燃料プール内の燃料損傷が発生し，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上昇する状

生し，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上昇する状

9／28

・付番の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を

実施する。

実施する。

d) 設定目標：放射性物質拡散抑制（a-3-3）大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手
順書

東海第二発電所d) 設定目標：放射性物質拡散抑制

炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への注水が行えない場合，使用済燃料プール水位の低下

注水が行えない場合，使用済燃料プール水位の低下が継続している場合又は原子炉建屋が損傷しているが継続している場合又は原子炉建屋が損傷している

場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

(a-3-2)

大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手

順書

備考(a-3-2)

大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手

順書

大規模損壊が発生した場合に対応する手順につ大規模損壊が発生した場合に対応する手順につ大規模損壊が発生した場合に対応する手順については、以下の（a-3-3-1）項の５つの活動又は緩和

いては，(a-3-2-1)項に示す 5 つの活動を行うため

いては，(a-3-2-1)項に示す 5 つの活動を行うため対策を行うための手順書として重大事故等対策での手順を網羅する。

の手順を網羅する。

整備する設備を活用した手順等に加えて、重大事故等時では有効に機能しない設備等が大規模損壊のような状況下では有効に機能する場合も考えられるため、事象進展の抑制及び緩和に資するための多様性を持たせた設備等を活用した手段を可搬型設備等による対応手順等として整備する。
また、以下の（a-3-3-2）項から（a-3-3-14）項

また，重大事故等対策で整備する設備を活用した手順

また，重大事故等対策で整備する設備を活用した手順の手順等を基本に、共通要因で同時に機能喪失する等に加えて共通要因で同時に機能喪失することのない可等に加えて共通要因で同時に機能喪失することのない可

ことのない可搬型重大事故等対処設備等を用いた搬型重大事故等対処設備等を用いた手順，中央制御室で搬型重大事故等対処設備等を用いた手順，中央制御室で手順、中央制御室での監視及び制御機能が喪失したの監視及び制御機能が喪失した場合でも対応できるようの監視及び制御機能が喪失した場合でも対応できるよう場合も対応できるよう現場にてプラントパラメー

現場にてプラントパラメータを監視するための手順，可現場にてプラントパラメータを監視するための手順，可タを計測するための手順、重大事故等対策と異なる搬型計測器にてプラントパラメータを監視するための手搬型計測器にてプラントパラメータを監視するための手判断基準により事故対応を行うための手順及び現順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順及順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順及場にて直接機器を作動させるための手順等を整備

び現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備すび現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備すする。

る。なお，プラントパラメータの採取手段の優先順位は，る。なお，プラントパラメータの採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中央制御室等の常設計器等の使用採取に時間を要しない中央制御室等の常設計器等の使用

を第 1 優先とし，監視機能の喪失により採取できない場

を第 1 優先とし，監視機能の喪失により採取できない場

合は，中央制御室内の計器盤内にて可搬型計測器等の使合は，中央制御室内の計器盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とする。中央制御室内でパラメータが採取用を第 2 優先とする。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，現場の常設計器又は可搬型計測器を使できない場合は，現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

用して採取する。

なお、（a-3-3-2）項から（a-3-3-14）項で整備した手順のうち大規模損壊に特化した手順を（a-3-

技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 における重大

技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 における重大事故等対処設備と整備する手順を(a-3-2-2)項から(a-3-

事故等対処設備と整備する手順を(a-3-2-2)項から(a-3-

2-14)項に示す。

2-14)項に示す。また，大規模損壊に特化した手順を(a-3- ・東海第二は大規模損

10／28

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

3-15）項に示す。

東海第二発電所2-15)項に示す。

備考
壊に特化した手順を整備。

（a-3-3-1）５つの活動又は緩和対策を行うための手順書(a-3-2-1) 5 つの活動又は緩和対策を行うための手順書(a-3-2-1) 5 つの活動又は緩和対策を行うための手順書（a-3-3-1-1）大規模な火災が発生した場合における消火(a-3-2-1-1) 大規模な火災が発生した場合における消火(a-3-2-1-1)

活動に関する手順等

活動に関する手順等

大規模な火災が発生した場合における消火活動に関する手順等

大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場

大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場

大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場

合における消火活動として、故意による大型航空機

合における消火活動として，故意による大型航空機

合における消火活動として，故意による大型航空機の衝突による大規模な航空機燃料火災を想定し、放の衝突による大規模な航空機燃料火災を想定し，放の衝突による大規模な航空機燃料火災を想定し，放水砲等を用いた泡消火についての手順書を整備す

水砲等を用いた泡消火についての手順書を整備す

水砲等を用いた泡消火についての手順書を整備するとともに必要な設備を配備する。

る。

る。

また、地震及び津波のような大規模な自然災害に

また，地震及び津波のような大規模な自然災害に

また，地震及び津波のような大規模な自然災害によって発電所内の油タンク火災等の大規模な火災

おいては，施設内の油タンク火災等の複数の危険物

おいては，施設内の油タンク火災等の複数の危険物が発生した場合においても、同様な対応が可能なよ内包設備の火災が発生した場合においても，同様な内包設備の火災が発生した場合においても，同様な

うに多様な消火手段を整備する。

対応が可能なように多様な消火手段を整備する。

対応が可能なように多様な消火手段を整備する。

手順書については、以下の（a-3-3-12）項に該当する手順等を含むものとして整備する。
大規模な火災が発生した場合における対応手段

大型航空機の衝突による大規模な火災が発生し大型航空機の衝突による大規模な火災が発生しの優先順位は、放水砲等を用いた泡消火について速た場合における対応手段の優先順位は，放水砲等をた場合における対応手段の優先順位は，放水砲等をやかに準備するとともに、火災の状況に応じて小型用いた泡消火について速やかに準備し，早期に準備用いた泡消火について速やかに準備し，早期に準備

放水砲等による泡消火を準備する。また、早期に準が可能な大型化学高所放水車あるいは化学消防自が可能な化学消防自動車及び水槽付消防ポンプ自 ・配備する設備の差異。

備可能な消防自動車による延焼防止のための消火動車，水槽付消防ポンプ自動車による泡消火並びに動車による泡消火並びに延焼防止のための消火を ・東海第二は化学消防を実施する。

延焼防止のための消火を実施する。

実施する。

地震により建屋内部に火災が発生した場合にお地震により建屋内部に火災が発生した場合において，屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備は

いて，屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備は火災の影響を受けないと考えられるため，これらの火災の影響を受けないと考えられるため，これらの設備を中心とした事故対応を行うことが可能であ

設備を中心とした事故対応を行うことが可能である。なお，当該の対応において事故対応を行うためる。なお，当該の対応において事故対応を行うためのアクセスルート若しくは操作箇所での復旧活動のアクセスルート若しくは操作箇所での復旧活動に支障となる火災が発生している場合は，消火活動に支障となる火災が発生している場合は，消火活動を速やかに実施し，操作箇所までのアクセスルート

を速やかに実施し，操作箇所までのアクセスルート等を確保する。具体的には，次の手順で対応を行う。

等を確保する。具体的には，次の手順で対応を行う。

a) アクセスルートに障害がない箇所があれば，そa) アクセスルートに障害がない箇所があれば，その箇所を使用する。

の箇所を使用する。

b) 複数の操作箇所のいずれもがアクセスルートb) 複数の操作箇所のいずれもがアクセスルートに障害がある場合，最もアクセスルートを確保に障害がある場合，最もアクセスルートを確保

しやすい箇所を優先的に確保する。

しやすい箇所を優先的に確保する。

c) a)及び b)いずれの場合も，予備としてもう１つ

11／28c) a)及び b)いずれの場合も，予備としてもう１つ

自動車，水槽付消防
ポンプ自動車で対応。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所の操作箇所へのアクセスルートを確保する。

の操作箇所へのアクセスルートを確保する。

消火活動を行うに当たっては，火災発見の都

消火活動を行うに当たっては，火災発見の都度，次に示す a)〜d)の区分を基本に消火活動の優度，次に示す a)〜d)の区分を基本に消火活動の優

先度を判定し，優先度の高い火災より順次消火活先度を判定し，優先度の高い火災より順次消火活動を実施する。

動を実施する。

a) アクセスルート・操作箇所の確保のための消a) アクセスルート・操作箇所の確保のための消

火

備考

火

・アクセスルート確保

・アクセスルート確保

・車両及びホースルートの設置エリアの確保（初・車両及びホースルートの設置エリアの確保（初期消火に用いる化学消防自動車，大型化学高期消火に用いる化学消防自動車，水槽付消防 ・配備する設備の差異。

所放水車等）

ポンプ自動車等）

b) 原子力安全の確保のための消火b) 原子力安全の確保のための消火・重大事故等対処設備が設置された建屋，放射性・重大事故等対処設備が設置された建屋，放射性物質内包の建屋

物質内包の建屋・可搬型重大事故等対処設備の屋外接続箇所及・可搬型重大事故等対処設備の屋外接続箇所及び設置エリアの確保

び設置エリアの確保

・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及びホ・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及びホー ・設備名称の差異。

ースルート，放水砲の設置エリアの確保
c) 火災の波及性が考えられ，事故終息に向けて

スルート，放水砲の設置エリアの確保
c) 火災の波及性が考えられ，事故収束に向けて ・東海第二は最新公用

原子力安全に影響を与える可能性がある火

原子力安全に影響を与える可能性がある火

文用字用語に従い記

災の消火

災の消火

載。

・可搬型重大事故等対処設備の複数の屋外接続

・可搬型重大事故等対処設備の複数の屋外接続箇所の確保

箇所及び設置エリアの確保

・代替熱交換器車の設置エリアの確保・設置エリアについて
も火災の波及性を考慮。
・東海第二は熱交換器車が不要な海水直接

d) その他火災の消火

d) その他火災の消火

冷却の補機冷却方式a)から c)以外の火災は，対応可能な段階になっa)から c)以外の火災は，対応可能な段階になっであることから，代てから，可能な範囲で消火する。

てから，可能な範囲で消火する。

替残留熱除去系海水

建屋内外ともに上記の考え方を基本に消火する

建屋内外ともに上記の考え方を基本に消火する

系の対応は前項のが，大型航空機衝突による建屋内の大規模な火災時が，大型航空機衝突による建屋内の大規模な火災時「屋外接続箇所及びは，入域可能な状態になってから消火活動を実施す

は，入域可能な状態になってから消火活動を実施す設置エリアの確保」

る。

る。

に含まれる。

また，自衛消防隊以外の緊急時対策要員が消火活

また，自衛消防隊以外の災害対策要員が消火活動動の支援を行う場合は，発電所対策本部の火災対応を行う場合は，災害対策本部の指揮命令系統の下で ・東海第二の重大事故の指揮命令系統の下で活動する自衛消防隊の指揮

活動する。

12／28

等対応要員は，支援

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所下で活動する。

備考
ではなく，放水砲による消火活動を実施。

また、重大事故等対策要員による消火活動を行う

消火活動に当たっては，事故対応とは独立した通 ・東海第二は消火活動

場合でも、事故対応とは独立した通信手段を用いる

信手段を用いるために，消火活動専用の無線連絡設

時に専用の通信連絡ために、消火活動専用の無線連絡設備の回線を使用

備の回線を使用する。

設備を使用することすることとし、全体指揮者の指揮の下対応を行う。
（a-3-3-1-2）炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等を明記する。
(a-3-2-1-2) 炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等(a-3-2-1-2)

炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等

炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（a-3-3-2）項から（a3-3-6）項、（a-3-3-13）項及び（a-3-3-14）項に該当する手順等を含むものとして整備する。炉心の著しい損傷を緩和するための対策が必要な場合における対応手段の優先順位は以下のとおりである。

炉心の著しい損傷を緩和するための対応手段は

炉心の著しい損傷を緩和するための対応手段は次のとおりとする。

次のとおりとする。

・原子炉停止機能が喪失した場合は，原子炉手動・原子炉停止機能が喪失した場合は，原子炉手動

スクラム，冷却材再循環ポンプ停止による原子スクラム，再循環系ポンプ停止による原子炉出

炉出力抑制，ほう酸水注入，代替制御棒挿入機

力抑制，ほう酸水注入，代替制御棒挿入機能又能又は手動挿入による制御棒緊急挿入及び原子は手動挿入による制御棒緊急挿入及び原子炉水炉水位低下による原子炉出力抑制を試みる。

位低下による原子炉出力抑制を試みる。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時は、２次冷

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，却系からの除熱による原子炉冷却及び減圧を優

高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の故障

高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の先し、２次冷却系からの除熱機能が喪失していにより発電用原子炉の冷却が行えない場合に，故障により発電用原子炉の冷却が行えない場合

る場合は、１次冷却系統の減圧及び原子炉への高圧代替注水系により発電用原子炉を冷却すに，高圧代替注水系により発電用原子炉を冷却注水を行う。

る。全交流動力電源喪失又は常設直流電源系統する。全交流動力電源喪失又は常設直流電源系

喪失により発電用原子炉の冷却が行えない場合

統喪失により発電用原子炉の冷却が行えない場

は，常設代替直流電源設備より給電される高圧合は，常設代替直流電源設備より給電される高代替注水系による発電用原子炉の冷却又は原子圧代替注水系による発電用原子炉の冷却又は原

炉隔離時冷却系の現場起動による発電用原子炉

子炉隔離時冷却系の現場起動による発電用原子の冷却を試みる。

炉の冷却を試みる。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に注水機能

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に注水機能が喪失している状態において，原子炉内低圧時が喪失している状態において，原子炉内低圧時に期待している注水機能が使用できる場合は，に期待している注水機能が使用できる場合は，

13／28

・設備名称の差異。

・設備設計の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

逃がし安全弁による原子炉減圧操作を行う。

逃がし安全弁による原子炉減圧操作を行う。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において１

・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において原・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において原次冷却材喪失事象が発生している場合は、多様

子炉冷却材喪失事象が発生している場合は，残子炉冷却材喪失事象が発生している場合は，残・残留熱除去系の運転

な炉心注水手段から早期に準備可能な常設設備

留熱除去系ポンプ（低圧注水モード）を優先

留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレ

モードの名称の差を優先して使用し、常設設備が使用できない場

し，全交流動力電源喪失により発電用原子炉のイ系を優先し，全交流動力電源喪失により発電異。
（以下，同様の差合は、可搬型設備による炉心注水により原子炉冷却が行えない場合は，低圧代替注水系（常用原子炉の冷却が行えない場合は，低圧代替注

異は記載を省略）

を冷却する。また、１次冷却材喪失事象が発生

設），低圧代替注水系（可搬型）及び消火系に水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代・ＥＣＣＳ設計の差していない場合は、２次冷却系からの除熱によよる発電用原子炉の冷却を試みる。

替循環冷却系，消火系及び補給水系による発電

る原子炉冷却を行う。

用原子炉の冷却を試みる。

異。
・東海第二では，低圧・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失し代替注水系とは別にた場合は、２次冷却系からの除熱による原子炉

独立した代替循環冷

冷却及び格納容器内自然対流冷却により最終ヒ

却系を整備。
（柏崎刈

ートシンクへ熱を輸送する。

羽はポンプ等を兼・原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合用）

は、格納容器内自然対流冷却に移動式大容量ポ・補給水系は東海第二ンプ車を使用するため準備に時間がかかること

固有の対策。

から、使用開始するまでの間に格納容器圧力が最高使用圧力以上に達した場合は、多様な格納容器スプレイ手段から早期に準備可能な常設設備を優先して使用し、常設設備が使用できない
場合は、可搬型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。
（a-3-3-1-3）原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等(a-3-2-1-3) 原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等(a-3-2-1-3)

原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等

原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（a-3-3-3）項から（a-3-3-10）項、（a-3-3-13）項及び（a-3-3-14）
項に該当する手順等を含むものとして整備する。
原子炉格納容器の破損を緩和するための対策が必要な場合における対応手段の優先順位は以下の原子炉格納容器の破損を緩和するための対応手
段は次のとおりとする。

原子炉格納容器の破損を緩和するための対応手
段は次のとおりとする。

とおりである。
・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時は、２次冷却系からの除熱による原子炉冷却及び減圧を優先し、２次冷却系からの除熱機能が喪失している場合は１次冷却系統の減圧及び原子炉への注

14／28

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

水を行う。また、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する手段により、高圧溶融物放出及び格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損を防止する。
・炉心が溶融し、溶融デブリが原子炉容器内に残・残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モ・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故・残留熱除去系の運転存する場合は、原子炉格納容器の破損を緩和すード）が故障又は全交流動力電源喪失により機障又は全交流動力電源喪失により機能が喪失しモードはポンプに対るため、多様な格納容器スプレイ手段から早期能が喪失した場合は，代替格納容器スプレイ冷た場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（常してではなく，系統に準備可能な常設設備を優先して使用し、常設

却系，消火系及び可搬型代替注水ポンプにより設），代替格納容器スプレイ冷却系（可搬に定義されるものと設備が使用できない場合は可搬型設備により原原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させ型），消火系及び補給水系により原子炉格納容

整理し，「ポンプ」の子炉格納容器内に注水し、原子炉容器内の残存る。

器内の圧力及び温度を低下させる。

記載は削除した。

溶融デブリを冷却する。

・設備名称の差異。
・代替格納容器スプレ
イ冷却系の常設と可搬の記載方法の差異。
・補給水系による対策
は，東海第二固有の対策。

・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失し・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失し・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合は、２次冷却系からの除熱による原子炉た場合は，代替原子炉補機冷却系によりサプレた場合は，緊急用海水系又は代替残留熱除去系

冷却及び格納容器内自然対流冷却により最終ヒッション・チェンバから最終ヒートシンク（海海水系によりサプレッション・チェンバから最ートシンクへ熱を輸送する。

洋）へ熱を輸送する。

終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。

・原子炉格納容器内の冷却又は破損を緩和するた

・原子炉格納容器の過圧破損を防止するため，格・原子炉格納容器の過圧破損を防止するため，格め、格納容器内自然対流冷却又は、多様な格納

納容器圧力逃がし装置により，原子炉格納容器

納容器圧力逃がし装置により，原子炉格納容器

容器スプレイ手段から早期に準備可能な常設設内の減圧及び除熱を行う。

内の減圧及び除熱を行う。

備を優先して使用し、常設設備が使用できない・炉心の著しい損傷が発生した場合において原子・炉心の著しい損傷が発生した場合において原子場合は、可搬型設備により原子炉格納容器の圧炉格納容器の破損を防止するため，代替循環冷炉格納容器の破損を防止するため，代替循環冷

力及び温度を低下させる。

却により原子炉格納容器の圧力及び温度を低下

却系により原子炉格納容器の圧力及び温度を低

させる。

下させる。

・設備設計の差異。

・東海第二は，他の記載と整合するため「系」を記載。

・溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）の抑・炉心の著しい損傷が発生した場合において，・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶制及び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウン

MCCIや溶融炉心と原子炉格納容器バウンダリの融炉心・コンクリート相互作用や溶融炉心と原ダリへの接触を防止するため、多様な格納容器

接触による原子炉格納容器の破損を防止するた

子炉格納容器バウンダリの接触による原子炉格

スプレイ手段から早期に準備可能な常設設備をめ，原子炉格納容器下部注水を行う。

納容器の破損を防止するため，ペデスタル（ド優先して使用し、常設設備が使用できない場合

ライウェル部）へ注水を行う。

15／28

・読み替えを行わない。
・シェルアタックは想定する格納容器破損

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

は、可搬型設備により、原子炉格納容器の下部

モードではないが，に落下した溶融炉心を冷却する。また、溶融炉

条文記載事項である

心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防ため，そのまま記載。

止するため、多様な炉心注水手段から早期に準・設備名称の差異。

備可能な常設設備を優先して使用し、常設設備（以下，同じ差異は記が使用できない場合は可搬型設備により原子炉載を省略）を冷却する。
・さらに、原子炉格納容器内に水素が放出された・原子炉格納容器内に水素ガスが放出された場合にお・原子炉格納容器内に水素が放出された場合にお・窒素，水素，酸素に場合においても水素爆発による原子炉格納容器

いても水素爆発による原子炉格納容器の破損を防いても水素爆発による原子炉格納容器の破損を「ガス」を付けないの破損を防止するために必要な水素濃度低減及止するためにプラント運転中の原子炉格納容器内防止するためにプラント運転中の原子炉格納容記載ルールとしていび水素濃度監視を実施し、水素が原子炉格納容は不活性ガス（窒素）置換により原子炉格納容器

器内は不活性ガス（窒素）置換により原子炉格る。
（以下，同じ差異器から原子炉格納容器周囲のアニュラス部に漏内雰囲気を不活性化した状態になっているが，炉納容器内雰囲気を不活性化した状態になっていは記載を省略）

えいした場合にも、水素爆発による原子炉建屋

心の著しい損傷が発生し，ジルコニウム−水反応

るが，炉心の著しい損傷が発生し，ジルコニウ

等の損傷を防止するため、アニュラス内の水素及び水の放射線分解等による水素ガス及び酸素ガ

ム−水反応並びに水の放射線分解等による水素・「及び」より「並びに」排出及び水素濃度監視を実施する。

スの発生によって水素濃度が可燃限界を超えるお及び酸素の発生によって水素濃度及び酸素濃度が適切な記載と判それがある場合は，可燃性ガス濃度制御系によるが可燃限界を超えるおそれがある場合は，可燃断。

水素ガス又は酸素ガスの濃度を抑制する。さら性ガス濃度制御系による水素及び酸素の濃度を・可燃性ガス燃焼防止に，格納容器圧力逃がし装置により水素ガスを原抑制する。また，可搬型窒素供給装置により原に関して，酸素濃度

子炉格納容器外に排出する手段を有している。

子炉格納容器への窒素注入を行うことで酸素濃についても考慮対象度を抑制し，更に酸素濃度が上昇する場合におと整理。

いては，格納容器圧力逃がし装置により水素を・可燃性ガス濃度制御

原子炉格納容器外に排出する手段を有してい系では水素と酸素をる。

結合させることから「及び」が適切な記載と判断。
・東海第二では，格納容器圧力逃がし装置
による排出の前に，窒素供給による濃度
上昇抑制手段を整（a-3-3-1-4）使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための(a-3-2-1-4）使用済燃料プールの水位を確保するための対対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するた策及び燃料体の著しい損傷を緩和するため対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等の対策に関する手順等

めの対策に関する手順等

使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（a-3-3-11）項、（a-3-3-13）項及び（a-3-3-14）項に該当する手順

16／28(a-3-2-1-4)

使用済燃料プールの水位を確保するための備。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考等を含むものとして整備する。
使用済燃料ピットの水位を確保するための対策

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ス

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ス

及び燃料体等の著しい損傷を緩和するための対策

テンレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨

テンレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨が必要な場合における対応手段の優先順位は、外観界は維持されている。使用済燃料プールの水位を確界は維持されている。使用済燃料プールの水位を確から燃料取扱棟が健全であること、周辺の線量率が保するための対応手段及び燃料体の著しい損傷を保するための対応手段及び燃料体の著しい損傷を正常であることが確認できた場合、建屋内部にて可緩和するための対応手段は次のとおりとする。

緩和するための対応手段は次のとおりとする。

に、早期に準備が可能な常設設備による注水を優先・使用済燃料プールの状態を監視するため，使用・使用済燃料プールの状態を監視するため，使用して実施し、常設設備による注水ができない場合

済燃料貯蔵プール水位計，使用済燃料貯蔵プー

済燃料プール水位・温度，使用済燃料プールエ

は、可搬型設備による注水、内部からのスプレイ等

ル温度計，燃料取替機エリア放射線モニタ，使リア放射線モニタ及び使用済燃料プール監視カを実施し、使用済燃料ピットの近傍に立ち入ること

用済燃料貯蔵プール監視カメラを使用する。

メラを使用する。

ができない場合は、外部からのスプレイを実施す

・使用済燃料プールの注水機能の喪失又は使用済

・使用済燃料プールの注水機能の喪失又は使用済る。また、注水操作を行っても使用済燃料ピットの燃料プールからの水の漏えい，その他の要因に燃料プールからの水の漏えい，その他の要因に水位維持ができない大量の漏えいが発生した場合、より使用済燃料プールの水位が低下した場合より使用済燃料プールの水位が低下した場合

燃料取扱棟の損壊又は現場線量率の上昇により燃は，燃料プール代替注水系（常設），燃料プーは，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料料取扱棟に近づけない場合は、放水砲により燃料体

ル代替注水系（可搬型）及び消火系により使用

プール注水系（注水ライン），可搬型代替注水等の著しい損傷の進行を緩和する。

済燃料プールへ注水することにより，使用済燃中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによ料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽る代替燃料プール注水系（注水ライン），可搬し，臨界を防止する。

型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注

能な限り代替水位計の設置等の措置を行うととも・計器名称等の差異。

・設備設計，名称の差異。

水系（可搬型スプレイノズル）及び消火系により使用済燃料プールへ注水することにより，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，臨界を防止する。

（a-3-3-1-5）放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他の要因により使用済燃料プールの水位維持が他の要因により使用済燃料プールの水位維持が行えない場合，常設スプレイヘッダ又は可搬型行えない場合，常設スプレイヘッダ又は可搬型

スプレイヘッダを使用したスプレイを実施する

スプレイノズルを使用したスプレイを実施する

ことで，使用済燃料プール内の燃料体等の著しことで，使用済燃料プール内の燃料体等の著し

い損傷の進行を緩和し，臨界を防止するとともい損傷の進行を緩和し，臨界を防止するとともに，環境への放射性物質の放出を可能な限り低に，環境への放射性物質の放出を可能な限り低

減させる。

減させる。

・原子炉建屋の損壊又は放射線量率の上昇により・原子炉建屋の損壊又は放射線量率の上昇により原子炉建屋に近づけない場合は，放水砲により

原子炉建屋に近づけない場合は，放水砲により燃料体の著しい損傷の進行を緩和する。

燃料体の著しい損傷の進行を緩和する。

(a-3-2-1-5）放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等(a-3-2-1-5)

放射性物質の放出を低減するための対策
に関する手順等

17／28

・設備設計の差異。

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東海第二発電所

備考

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において、放射性物質の放出を低減する
ための対策に関する手順書については、以下の（a3-3-6）項及び（a-3-3-11）項から（a-3-3-13）項に該当する手順等を含むものとして整備する。
放射性物質の放出を低減するための対策が必要

放射性物質の放出を低減するための対応手段は放射性物質の放出を低減するための対応手段はな場合における対応手順の優先順位は、原子炉格納次のとおりとする。

次のとおりとする。

容器の閉じ込め機能が喪失した場合、格納容器スプ・原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場

・原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場

レイが実施可能であれば、早期に準備が可能な常設

合，大容量送水車，放水砲により原子炉建屋に合，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び設備によるスプレイを優先して実施し、常設設備に海水を放水し，大気への放射性物質の拡散を抑放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気よるスプレイができない場合は、可搬型設備による制する。

への放射性物質の拡散を抑制する。

・設備名称の差異。

代替格納容器スプレイを実施する。すべての格納容・その際，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設・その際，放水することで放射性物質を含む汚染

・東海第二は，汚濁防器スプレイが使用不能な場合又は放水砲による放置することにより汚染水の海洋への拡散抑制を

水が一般排水路を通って雨水排水路集水桝又は止膜を先に設置する

水が必要と判断した場合は、放水砲による放射性物行う。

放水路から海へ流れ出すため，汚濁防止膜を設ことから，記載の順

・放水することで放射性物質を含む汚染水が構内置することで，海洋への拡散範囲を抑制する。

番を入れ替えた。

使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に排水路を通って北放水口から海へ流れ出すた・防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置するこ・プラント設計の差至った場合は、使用済燃料ピットへの外部からのス

め，汚濁防止膜を設置することで，海洋への拡とにより汚染水の海洋への拡散抑制を行う。

プレイによる放射性物質の放出低減を優先して実散範囲を抑制する。

質の放出低減を実施する。

異。

施し、燃料取扱棟の損壊又は現場線量率の上昇によ
り燃料取扱棟に近づけない場合は、放水砲による放射性物質の放出低減を実施する。

・また，汚濁防止膜の設置が困難な状況（大津波・柏崎刈羽は汚濁防止

警報や津波警報が出ている状況）である場合，膜設置に際して港湾

大津波警報又は津波警報が解除された後に汚濁内作業が発生する防止膜の設置を開始する。

が，東海第二は防潮堤内作業のみである
ため，技術的能力
1.12 において，津波警報に係る制限を記載していない。

（a-3-3-2）「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.2 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-2) 「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に(a-3-2-2) 「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」

発電用原子炉を冷却するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.2 の手順を用い重大事故等対策にて整備する 1.2 の手順を用いた手順等を整備する。

た手順等を整備する。

・ 原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、全ての蒸気発生器が除熱を期待できない場
合、フロントライン系の機能喪失に加えてサポート系の機能喪失も想定し、燃料取替用水タンク水18／28

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所をＢ充てんポンプ（自己冷却）により充てんラインを使用して原子炉へ注入する操作と加圧器逃がし弁による原子炉格納容器内部へ原子炉冷却材を放出する操作を組み合わせて原子炉を冷却する手
順（a-3-3-3）「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.3 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-3) 「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」(a-3-2-3) 「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.3 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.3 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、全ての蒸気発生器が除熱を期待できない状況において、蒸気発生器２次側による炉心冷却を用いた１次冷却系の減圧機能が喪失した場合、サポート系の機能喪失を想定し、加圧器逃がし弁を用いて１次冷却系を減圧する手順
・ フロントライン系の機能喪失に加えてサポート
系の機能喪失も想定し、燃料取替用水タンク水をＢ充てんポンプ（自己冷却）により充てんライン
を使用して原子炉へ注入し、加圧器逃がし弁を開とする手順（a-3-3-4）「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.4 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-4) 「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.4 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-4) 「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.4 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼル注入ポンプと同様の接続口を使用し、消防自動車から原子炉に注水する手順（a-3-3-5）「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.5 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-5) 「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」(a-3-2-5) 「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.5 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.5 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 1.5の手順を実施するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順（a-3-3-6）「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.6 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-6) 「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順
等」(a-3-2-6) 「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.6 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.6 の手順を用いた手順等を整備する。

19／28

備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

・ 消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼル注入ポンプと同様の接続口を使用し、消防自動車から原子炉格納容器へ注水する手順
・ 1.6の手順を実施するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順（a-3-3-7）「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」
重大事故等対策にて整備する 1.7 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-7) 「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」(a-3-2-7) 「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」

重大事故等対策にて整備する 1.7 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.7 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼル注入ポンプと同様の接続口を使用し、消防自動車から原子炉格納容器へ注水する手順
・ 1.7の手順を実施するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順（a-3-3-8）「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.8 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-8) 「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」(a-3-2-8) 「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.8 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.8 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼル注入ポンプと同様の接続口を使用し、消防自動車から原子炉に注水する手順及び原子炉格
納容器へ注水する手順（a-3-3-9）「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」
重大事故等対策にて整備する 1.9 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-9) 「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」
重大事故等対策にて整備する 1.9 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-9) 「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」
重大事故等対策にて整備する 1.9 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 原子炉格納容器、原子炉周辺建屋等が破損している場合又は破損が不明な状況において、建屋周辺の線量率が上昇している場合は、代替格納容器
スプレイにより原子炉格納容器へ注水する手順（a-3-3-10）「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.10 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-10)「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.10 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-10) 「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.10 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 全交流動力電源及び直流電源が喪失した場合、可搬型バッテリにより、アニュラス水素濃度計測
装置に電源を供給する手順

20／28

備考

玄海原子力発電所 3／4 号（a-3-3-11）「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.11 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(a-3-2-11)「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手
順等」

東海第二発電所(a-3-2-11) 「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.11 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.11 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 使用済燃料ピットの冷却機能若しくは注水機能喪失又は使用済燃料ピット水の小規模な漏えいが発生した場合、可搬型ディーゼル注入ポンプにより淡水又は海水を使用済燃料ピットへ注水する手
順
・ 使用済燃料ピットから大量の水の漏えいが発生し、使用済燃料ピットへの注水による水位維持が不可能又は不明と判断した場合で燃料取扱棟の損
壊又は現場線量率の上昇により燃料取扱棟に近づけない場合は、消防自動車及び使用済燃料ピット
スプレイヘッダの運搬、設置及び接続を行い、使用済燃料ピットへの外部からのスプレイを行う手
順（a-3-3-12）「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.12 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-12)「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」(a-3-2-12) 「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.12 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.12 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 原子炉格納容器、原子炉周辺建屋等が破損している場合又は破損が不明な状況において、建屋周辺の線量率が上昇している場合は、代替格納容器
スプレイにより原子炉格納容器へ注水する手順（a-3-3-13）「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.13 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-13)「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」(a-3-2-13) 「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.13 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.13 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 長期間にわたる大津波警報が発令されている状況等を考慮し、被災状況、場所により適切なルートで淡水の水源を確保する手順（a-3-3-14）「1.14 電源の確保に関する手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.14 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-14)「1.14 電源の確保に関する手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.14 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-14) 「1.14 電源の確保に関する手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.14 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 非常用母線２系統が損傷した場合に、発電機車（高圧発電機車又は中容量発電機車）、変圧器車

21／28

備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考(a-3-2-15) 「2.1 可搬型設備等による対応手順等」

・東海第二では大規模及び可搬型分電盤により、アニュラス空気浄化フ
ァン、電気式水素燃焼装置、可搬型格納容器水素濃度計電源盤及びサンプリング弁に電源を供給する手順（a-3-3-15）「2.1 可搬型設備等による対応手順等」
可搬型設備等による対応手順等のうち、大規模損

可搬型設備等による対応手順等のうち，柔軟な対壊に特化した手順を以下に示す。

応を行うための大規模損壊に特化した手順を以下（a-3-3-15-1）Ｂ充てんポンプ（自己冷却）で注入し、加に示す。

圧器逃がし弁を開とする手順(a-3-2-15-1)（a-3-3-15-2）消防自動車を可搬型ディーゼル注入ポンプ

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と同じ接続口に接続し、原子炉に注水する手(a-3-2-15-2)

順

可搬型代替注水中型ポンプによる消火手順（a-3-3-15-3）消防自動車を可搬型ディーゼル注入ポンプ(a-3-2-15-3) 可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及びと同じ接続口に接続し、原子炉格納容器に注放水砲による使用済燃料プールへの注水手順

水する手順(a-3-2-15-4) 可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び（a-3-3-15-4）使用済燃料ピットへ可搬型ディーゼル注入

放水砲による使用済燃料乾式貯蔵建屋への放ポンプで注水する手順

水手順（a-3-3-15-5）使用済燃料ピットへ消防自動車でスプレイ(a-3-2-15-5)

する手順

現場での可搬型計測器によるパラメータ

計測及び監視手順（a-3-3-15-6）大津波警報発令時、八田浦貯水池を移動式
大容量ポンプ車の取水源とする手順（a-3-3-15-7）可搬型バッテリを使用してアニュラス水素濃度を計測する手順（a-3-3-15-8）可搬型代替所内電気設備による原子炉格納容器破損を防止するための設備へ給電する手順（a-3-3-15-9）可搬型計測器を現場盤に接続し計測する手順（a-3-3-15-10）移動式大容量ポンプ車によるＡ系格納容器再循環ユニットへの海水通水を実施する
際、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順これら手順のうち、炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等については、（a-3-3-15-1）項から（a-33-15-3）項及び（a-3-3-15-9）項が該当する。
原子炉格納容器の破損を緩和するための対策
に関する手順等については、（a-3-3-15-1）項

22／28

損壊に特化した手順を整備。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所から（a-3-3-15-3）項及び（a-3-3-15-6）項から（a-3-3-15-10）項が該当する。
使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等並びに放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等については、（a-3-3-15-4）項から（a-3-3-15-6）
項が該当する。
（a-3-4）（a-3-3）項に示す大規模損壊への対応手順書は、(a-3-3) （a-3-2）項に示す大規模損壊への対応手順書は，中央制御室の機能が喪失した場合も対応できるよ

万一を考慮し中央制御室の機能が喪失した場合も万一を考慮し中央制御室の機能が喪失した場合もう整備するが、中央制御室での監視及び制御機能対応できるよう整備する。

対応できるよう整備する。

(a-3-3)(a-3-2)項に示す大規模損壊への対応手順書は，に期待できる可能性も十分に考えられることから、運転手順書も並行して活用した事故対応も考慮したものとする。

(a-3-4)（a-3-2）項に示す大規模損壊への対応手順書につ(a-3-4) （a-3-2）項に示す大規模損壊への対応手順書については，地震，津波及び地震と津波の重畳により発いては，地震，津波及び地震と津波の重畳により発生する可能性のある大規模損壊に対して，また，生する可能性のある大規模損壊に対して，また，Ｐ

PRA の結果に基づく事故シーケンスグループの選

ＲＡの結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて抽出しなかった地震及び津波特有の事象と定にて抽出しなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シーケンスについて，当該事故して発生する事故シーケンスについて，当該事故により発生する可能性のある重大事故，大規模損により発生する可能性のある重大事故，大規模損壊への対応をも考慮する。加えて，大規模損壊発生壊への対応をも考慮する。加えて，大規模損壊発生時に，同等の機能を有する可搬型重大事故等対処時に，同等の機能を有する可搬型重大事故等対処

設備，常設重大事故等対処設備及び設計基準事故

設備，常設重大事故等対処設備及び設計基準事故

対処設備が同時に機能喪失することなく，炉心注対処設備が同時に機能喪失することなく，炉心注

水，電源確保，放射性物質拡散抑制等の各対策が上

水，電源確保，放射性物質拡散抑制等の各対策が上

記設備のいずれかにより達成できるよう構成す

記設備のいずれかにより達成できるよう構成する。

る。

(a-3-5)発電用原子炉施設において整備する大規模損壊発(a-3-5) 発電用原子炉施設において整備する大規模損壊発生時の対応する手順については，大規模損壊に関生時の対応する手順については，大規模損壊に関する考慮事項等，米国における NEI ガイドの考えする考慮事項等，米国におけるＮＥＩガイドの考方も参考とする。また，当該のガイドの要求内容にえ方も参考とする。また，当該のガイドの要求内容照らして発電用原子炉施設の対応状況を確認すに照らして発電用原子炉施設の対応状況を確認す

る。

る。

23／28

備考

玄海原子力発電所 3／4 号（b）大規模損壊の発生に備えた体制の整備

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(b) 大規模損壊の発生に備えた体制の整備

東海第二発電所

備考(b) 大規模損壊の発生に備えた体制の整備

大規模損壊発生時の体制については、組織が最も有効に大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場機能すると考えられる通常の緊急時対策本部の体制を基本

合における体制については，重大事故等対策に係る体制を合における体制については，重大事故等対策に係る体制をとしつつ、通常とは異なる対応が必要となる状況において基本とするが，大規模損壊の発生により，要員の被災等によ基本とするが，大規模損壊の発生により，要員の被災等によも流動性を持って対応できるように整備する。

る非常時の体制が部分的に機能しない場合においても流動る非常時の体制が部分的に機能しない場合においても流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

また、重大事故等を超えるような状況を想定した大規模

また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模

また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うことを前提と損壊対応のための体制を整備，充実するために，大規模損壊損壊対応のための体制を整備，充実するために，大規模損壊

し、中央制御室が機能喪失するような通常とは異なる体制

対応に係る必要な計画の策定並びに運転員，緊急時対策要対応に係る必要な計画の策定並びに災害対策要員に対する ・東海第二の災害対策で活動しなければならない場合にも対応できるよう教育、員及び自衛消防隊に対する教育及び訓練を付加して実施し教育及び訓練を付加して実施し体制の整備を図る。

訓練の実施及び体制の整備を図る。

体制の整備を図る。

要員には，当直（運転員）及び自衛消防隊
を含む。
（以下，同じ差異は記載を省略）（b-1）大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練(b-1) 大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練(b-1) 大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練

大規模損壊への対応のための緊急時対策本部要員

大規模損壊発生時において，事象の種類及び事象の進への教育及び訓練については、重大事故等対策にて展に応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を展に応じて的確，かつ，柔軟に対処するために必要な力量 ・記載の統一。

実施する教育及び訓練を基に、専属自衛消防隊員へ確保するため，運転員，緊急時対策要員及び自衛消防隊へを確保するため，災害対策要員への教育及び訓練についの教育及び訓練については、火災防護の対応に関すの教育及び訓練については，重大事故等対策の対処に係ては，重大事故等対策の対処に係る教育及び訓練に加え，る教育及び訓練を基に、大規模損壊発生時におけるる教育及び訓練に加え，過酷な状況下においても柔軟に過酷な状況下においても柔軟に対処できるよう大規模損各要員の役割に応じた任務を遂行するに当たり必要対処できるよう大規模損壊発生時に対応する手順及び事壊発生時に対応する手順及び事故対応用の資機材の取扱となる力量を習得及び維持するため、教育及び訓練

故対応用の資機材の取扱い等を習得するための教育及びい等を習得するための教育及び訓練を実施する。また，原を実施する。また、通常の指揮命令系統が機能しない訓練を実施する。また，原子力防災管理者及びその代行者

子力防災管理者及びその代行者を対象に，通常の指揮命場合を想定した緊急時対策本部要員（指揮者等）へのを対象に，通常の指揮命令系統が機能しない場合を想定

令系統が機能しない場合を想定した個別の教育及び訓練

個別の教育及び訓練を実施する。さらに、要員の役割

した個別の教育及び訓練を実施する。さらに，運転員及びを実施する。さらに，重大事故等対応要員においては，要 ・東海第二で流動性をに応じて付与される力量に加え、流動性をもって対緊急時対策要員の役割に応じて付与される力量に加え，員の役割に応じて付与される力量に加え，流動性をもっもたせる対象は，重応できるような力量を確保していくことにより、期流動性をもって柔軟に対応できるような力量を確保してて柔軟に対応できるような力量を確保していくことによ

大事故等対応要員。

待する要員以外の要員でも対応できるよう教育及びいくことにより，本来の役割を担う要員以外の要員でもり，本来の役割を担う要員以外の要員でも対応できるよ

訓練の充実を図る。

対応できるよう教育及び訓練の充実を図る。

う教育及び訓練の充実を図る。

（b-2）大規模損壊発生時の体制(b-2) 大規模損壊発生時の体制

大規模損壊発生時において，事象の種類及び事象の進(b-2) 大規模損壊発生時の体制

発電用原子炉施設において重大事故等及び大規模大規模損壊の発生に備えた発電所対策本部及び本社対損壊のような原子力災害が発生するおそれがある場

策本部の体制は，重大事故等対策に係る体制を基本とす

本部の体制は，重大事故等対策に係る体制を基本とする

合又は発生した場合に、事故原因の除去並びに原子る体制を整備する。

体制を整備する。

力災害の拡大防止及び緩和その他必要な活動を迅速

24／28

大規模損壊の発生に備えた災害対策本部及び本店対策 ・組織名称の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

かつ円滑に実施するため、通常の原子力防災組織の体制を基本とする緊急時対策本部の体制を整える。
また、休日、時間外（夜間）においても、発電所構

また，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）にお内又は近傍に運転員（当直員）12 名、緊急時対策本

いても発電所構内に緊急時対策要員 50 名，運転員 40

いても発電所構内に災害対策要員（指揮者等）4 名， ・組織名称，人数の差

部要員（指揮者等）４名、重大事故等対策要員 36 名、名，自衛消防隊 10 名を常時 100 名確保し，大規模損重大事故等対応要員 17 名，当直（運転員）7 名，自専属自衛消防隊員８名を確保し、大規模損壊の発生

壊の発生により要員の被災等による非常時の体制が衛消防隊 11 名を常時 39 名確保し，大規模損壊の発により中央制御室（運転員（当直員）を含む。）が機

部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含生により要員の被災等による非常時の体制が部分的能しない場合においても、対応できるよう体制を整む）においても，対応できる体制を整備する。

に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）におまた，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）にお

備する。

異。

いても，対応できる体制を整備する。なお，原子炉運 ・東海第二は原子炉運転停止中※については，中央制御室の当直（運転員）

転停止中に当直（運を 5 名とする。

転員）が減少するこ

※

とを記載。

原子炉の状態が冷温停止（原子炉冷却材温度が100℃未満）及び燃料交換の期間

さらに、発電所構内及び近傍の最低要員により当面の間は事故対応を行えるよう体制を整える。
（b-3）大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる
指揮命令系統の確立についての基本的な考え方

さらに，発電所構内に常駐する要員により交替要員

さらに，発電所構内に常駐する要員により交替要員が到着するまでの間も事故対応を行えるよう体制を整が到着するまでの間も事故対応を行えるよう体制を整

備する。

備する。

(b-3) 大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命令系統の確立についての基本的な考え方(b-3)

大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命令系統の確立についての基本的な考え方

大規模損壊発生時には、通常の原子力防災体制で大規模損壊発生時には，通常の原子力防災体制での大規模損壊発生時には，通常の原子力防災体制でのの指揮命令系統が機能しない場合も考えられる。こ指揮命令系統が機能しない場合も考えられる。このよ

指揮命令系統が機能しない場合も考えられる。このよのような状況においても、対応要員を確保するととうな状況においても，発電所構内に勤務している緊急

うな状況においても，発電所構内に常駐している災害 ・体制の差異。

もに指揮命令系統を確立できるよう、大規模損壊時時対策要員により指揮命令系統を確立できるよう，大対策要員により指揮命令系統を確立できるよう，大規 ・柏崎刈羽は勤務者，に対応するための体制を基本的な考え方に基づき整規模損壊発生時に対応するための体制を整備する。

模損壊発生時に対応するための体制を整備する。

東海第二は勤務又は待機要員にて対応。

備する。

（以下，同じ差異は記載を省略）（b-3-1）休日、時間外（夜間）における副原子力防災管理(b-3-1) 夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）における運者を含む対応要員は、地震、津波等の大規模な自然転員及び緊急時対策要員並びに自衛消防隊初期消火

待機当番者（副原子力防災管理者）を含む災害対策要 ・東海第二災害対策要災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテ

班は，地震，津波等の大規模な自然災害又は故意によ

員（初動）は，地震，津波等の大規模な自然災害又は員（初動）には当直

ロリズムが発生した場合にも対応できるよう分散る大型航空機の衝突その他のテロリズムが発生した

故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムが（運転員）及び自衛して待機する。また、建物の損壊等により対応要員

場合にも対応できるよう，分散して待機する。また，発生した場合にも対応できるよう，分散して待機す

消防隊を含む。

が被災するような状況においても、発電所構内に建物の損壊等により要員が被災するような状況におる。また，建物の損壊等により要員が被災するような勤務している他の要員を緊急時対策本部での役務

いても，発電所構内に勤務している他の要員を活用

状況においても，発電所構内に常駐している他の要に割り当てる等の措置を講じる。

する等の柔軟な対応をとることを基本とする。

員を活用する等の柔軟な対応をとることを基本とす(b-3-1)夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）における統括る。
（b-3-2）プルーム放出時は代替緊急時対策所又は緊急時(b-3-2) プルーム通過時は，大規模損壊対応への指示を行う(b-3-2)プルーム通過時は，大規模損壊対応への指示を行う対策所（緊急時対策棟内）に残る要員（以下「最低緊急時対策要員と発電所外への放射性物質の拡散を

災害対策要員と発電所外への放射性物質の拡散を抑

25／28

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

限必要な要員」という。）は代替緊急時対策所又は抑制するために必要な緊急時対策要員は緊急時対策制するために必要な災害対策要員は緊急時対策所及緊急時対策所（緊急時対策棟内）に留まり、プルー

所，運転員は中央制御室待避室にとどまり，その他のび第二弁操作室，当直（運転員）の一部は中央制御室 ・東海第二は現場操作

ム通過後、活動を再開する。プルーム通過時、最低緊急時対策要員及び自衛消防隊は発電所構外へ一時待避室にとどまり，その他の災害対策要員は発電所の際，第二弁操作室

限必要な要員以外の要員は発電所外へ一時避難

退避し，その後，発電所対策本部長の指示に基づき再構外へ一時退避し，その後，災害対策本部長の指示ににもとどまる。

し、その後、最低限必要な要員と交代する要員とし参集する。

基づき再参集する。

て発電所へ再度非常召集する。
（b-3-3）大規模損壊と同時に大規模火災が発生している（b-3-3）大規模損壊と同時に大規模な火災が発生している

場合、緊急時対策本部の火災対応の指揮命令系統

場合，発電所対策本部の火災対応の指揮命令系統の場合，災害対策本部の火災対応の指揮命令系統の下，の下、専属自衛消防隊は消火活動を実施する。ま下，自衛消防隊は消火活動を実施する。また，発電所

自衛消防隊は消火活動を実施する。また，災害対策本

た、原子力防災管理者が、事故対応を実施又は継続対策本部長が，事故対応を実施又は継続するために，部長が，事故対応を実施又は継続するために，放水砲するために、放水砲等による泡消火の実施が必要

放水砲等による泡消火の実施が必要と判断した場合

等による泡消火の実施が必要と判断した場合は，災と判断した場合は、重大事故等対策要員を火災対は，緊急時対策要員を火災対応の指揮命令系統の下害対策本部の指揮命令系統の下，放水砲等の対応を ・消火活動における指応の指揮命令系統の下で消火活動に従事させる。

で活動する自衛消防隊の指揮下で消火活動に従事さ行う要員を消火活動に従事させる。

これら大規模損壊発生時の火災対応については、せる。

(b-3-3)

大規模損壊と同時に大規模な火災が発生している

揮命令系統の差異。

休日、時間外（夜間）時には副原子力防災管理者の指揮命令系統の下で消火活動を行う。
（b-4）大規模損壊発生時の支援体制の確立(b-4) 大規模損壊発生時の支援体制の確立(b-4)大規模損壊発生時の支援体制の確立（b-4-1）本店対策本部体制の確立(b-4-1) 本社対策本部体制の確立(b-4-1) 本店対策本部体制の確立

・組織名称の差異。

発電用原子炉施設において大規模損壊が発生し大規模損壊発生時における本社対策本部の設置にた場合の支援を実施するため、社長を本部長とする

よる発電所への支援体制は，「(ⅰ),d. 手順書の整備，

よる発電所への支援体制は，「(1)(ⅰ)ｄ．手順の整備， ・付番の差異。

本店対策本部が速やかに確立できるよう体制を整

教育及び訓練の実施並びに体制の整備」で整備する支教育及び訓練の実施並びに体制の整備」で整備する支備する。

援体制と同様である。

援体制と同様である。

(b-4-2) 外部支援体制の確立(b-4-2) 外部支援体制の確立

大規模損壊発生時における本店対策本部の設置に ・組織名称の差異。

原子力災害と非常災害（一般災害）の複合災害発
生時においては、原子力災害対策組織と非常災害（一般災害）対策組織を統合し、対策総本部（統合本部）として、一体となって対応を実施する。また、社長は総本部長として全社対策組織を指揮し、原子力災害対策組織については発電本部長が副総本部長、非常災害（一般災害）対策組織については副社長が副総本部長となり、それぞれの対策組織の責任者として指揮する。
（b-4-2）外部支援体制の確立
大規模損壊発生時における外部支援体制は、「（1）

大規模損壊発生時における外部支援体制は，（ⅰ）c.支援に係る事項」で整備する原子力災害発「(ⅰ),c. 支援に係る事項」で整備する原子力災害発「(1)(ⅰ)ｃ．支援に係る事項」で整備する原子力災害 ・付番の差異。

生時の外部支援体制と同様である。

生時の外部支援体制と同様である。

発生時の外部支援体制と同様である。

26／28

大規模損壊発生時における外部支援体制は，

玄海原子力発電所 3／4 号（c）大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(c) 大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

東海第二発電所(c) 大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

大規模損壊の発生に備え、大規模損壊発生時の対応手順

大規模損壊の発生に備え，大規模損壊発生時の対応手順

大規模損壊の発生に備え，大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及びに従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及びに従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及び資機材を配備する。

資機材を配備する。

資機材を配備する。

（c-1）大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝(c-1) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝(c-1)

突その他のテロリズムへの対応に必要な設備の配備

突その他のテロリズムへの対応に必要な設備の配備

突その他のテロリズムへの対応に必要な設備の配備及び当該設備の防護の基本的な考え方

及び当該設備の防護の基本的な考え方

及び当該設備の防護の基本的な考え方

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝

可搬型重大事故等対処設備は、重大事故等対策で可搬型重大事故等対処設備は，重大事故等対策で可搬型重大事故等対処設備は，重大事故等対策で配備する設備の基本的な考え方を基に同等の機能配備する設備の基本的な考え方を基に配備し，同等配備する設備の基本的な考え方を基に配備し，同等を有する設計基準事故対処設備及び常設重大事故の機能を有する設計基準事故対処設備及び常設重の機能を有する設計基準事故対処設備及び常設重等対処設備と同時に機能喪失することのないよう

大事故等対処設備と同時に機能喪失することのな

大事故等対処設備と同時に機能喪失することのな

外部事象の影響を受けにくい場所に保管する。まいよう外部事象の影響を受けにくい場所に保管す

いよう外部事象の影響を受けにくい場所に保管すた、大規模な自然災害又は故意による大型航空機のる。また，大規模な自然災害又は故意による大型航る。また，大規模な自然災害又は故意による大型航衝突その他のテロリズムの共通要因で、同時に複数

空機の衝突その他のテロリズムの共通要因で，同時空機の衝突その他のテロリズムの共通要因で，同時の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しないよに複数の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しに複数の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しうに考慮する。

ないように保管場所を分散し，かつ，十分離して配ないように保管場所を分散し，かつ，十分離して配

備する。

備する。

（c-1-1）屋外の可搬型重大事故等対処設備は、地震により(c-1-1)

屋外の可搬型重大事故等対処設備は，地震によ

備考(c-1-1)

屋外の可搬型重大事故等対処設備は，地震によ生じる敷地下斜面のすべり、液状化及び揺すり込みり生じる敷地下斜面のすべり，液状化及び揺すり込

り生じる敷地下斜面のすべり，液状化及び揺すり込による不等沈下、地盤支持力の不足及び地下構造物

みによる不等沈下，地盤支持力の不足及び地下構造みによる不等沈下，地盤支持力の不足及び地下構造の損壊等の影響により必要な機能を喪失しない位置

物の損壊等の影響を受けない場所に保管する。また，物の損壊等の影響を受けない場所に保管する。また，に保管する。また、基準津波を一定程度超える津波に

基準津波又はそれを超える津波に対して，裕度を有敷地に遡上する津波を超える津波に対して，裕度を ・東海第二は，敷地に対して、裕度を有する高台に保管するとともに、竜巻する高台に保管する。

有する高台に保管する。

により同時に機能喪失させないよう位置的分散を図遡上する津波を考慮。

り複数箇所に保管する。
（c-1-2）屋外の可搬型重大事故等対処設備は、設計基準事(c-1-2)

屋外に保管する可搬型重大事故等対処設備は，(c-1-2)

屋外に保管する可搬型重大事故等対処設備は，故対処設備等及び常設重大事故等対処設備が設置さ

原子炉建屋，タービン建屋及び廃棄物処理建屋から

原子炉建屋等から 100m 以上離隔距離を確保するとと ・東海第二は原子炉建

れている建屋並びに屋外の設計基準事故対処設備等

100m 以上離隔距離を確保するとともに，当該可搬型

もに，当該可搬型重大事故等対処設備がその機能を屋の他，常設低圧代又は常設重大事故等対処設備のそれぞれから 100m の重大事故等対処設備がその機能を代替する屋外の設

代替する屋外の設計基準対象施設及び常設重大事故

替注水系格納槽から離隔距離を確保した上で、複数箇所に分散して保管計基準対象施設及び常設重大事故等対処設備から等対処設備から 100m 以上の離隔距離を確保した上の離隔を考慮するこする。

100m 以上の離隔距離を確保した上で，当該建屋及びで，当該建屋及び当該設備と同時に影響を受けないとを踏まえて記載。

当該設備と同時に影響を受けない場所に分散して配場所に分散して配備する。

備する。
（c-1-3）可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に(c-1-3) 可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に離して複数箇所に分散して保管するとともに、常設

離して複数箇所に分散して保管する。原子炉建屋外

27／28(c-1-3)

可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に離して複数箇所に分散して保管する。原子炉建屋外玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

設備への接続口、アクセスルートを複数設ける。まから電力又は水を供給する可搬型重大事故等対処設

から電力又は水を供給する可搬型重大事故等対処設た、速やかに消火及びがれき撤去できる資機材を当

備は，アクセスルートを確保した複数の接続口を設

備は，アクセスルートを確保した複数の接続口を設

該事象による影響を受けにくい場所に保管する。

ける。

ける。

（c-2）大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方(c-2) 大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的
な考え方

(c-2)

備考

大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方

大規模損壊発生時の対応に必要な資機材につい大規模損壊発生時の対応に必要な資機材につい大規模損壊発生時の対応に必要な資機材については、重大事故等対策で配備する資機材の基本的なては，重大事故等対策で配備する資機材の基本的なては，重大事故等対策で配備する資機材の基本的な考え方を基に、高線量の環境、大規模な火災の発生

考え方を基に，高線量の環境，大規模な火災の発生

考え方を基に，高線量の環境，大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない状況を想定し配備す

及び外部支援が受けられない状況を想定し配備す

及び外部支援が受けられない状況を想定し配備する。また、そのような状況においても使用を期待でる。また，そのような状況においても使用を期待でる。また，そのような状況においても使用を期待できるよう原子炉建屋及び原子炉補助建屋から 100m

きるよう，原子炉建屋及びコントロール建屋からきるよう，原子炉建屋から 100m 以上離隔をとった ・建屋構成の差異。

以上離隔をとった場所に分散して配備する。

100m 以上離隔をとった場所に分散して配備する。

場所に分散して配備する。
(c-2-1)

炉心損傷及び原子炉格納容器の破損による高線（c-2-1）炉心損傷及び原子炉格納容器破損による高線量(c-2-1) 炉心損傷及び原子炉格納容器の破損による高線の環境下において、事故対応するために着用するマ量の環境下において，事故対応のために着用するマ量の環境下において，事故対応のために着用する全 ・資機材名称の差異。

スク、高線量対応防護服及び線量計等の必要な資機

スク，高線量対応防護服及び個人線量計等の必要な面マスク，高線量対応防護服及び個人線量計等の必材を配備する。

資機材を配備する。

要な資機材を配備する。

（c-2-2）地震及び津波の大規模な自然災害による油タン(c-2-2) 地震及び津波のような大規模な自然災害によるク火災又は故意による大型航空機の衝突による大規

油タンク火災，又は故意による大型航空機の衝突に

油タンク火災，又は故意による大型航空機の衝突に模な燃料火災の発生時に備え、必要な消火活動を実伴う大規模な航空機燃料火災の発生に備え，必要な伴う大規模な航空機燃料火災の発生に備え，必要な施するために着用する防護具、消火薬剤等の資機材

消火活動を実施するために着用する防護具，消火薬

消火活動を実施するために着用する防護具，消火薬及び小型放水砲等を配備する。

剤等の資機材及び大容量送水車（原子炉建屋放水設剤等の資機材及び可搬型代替注水大型ポンプ（放水 ・設備名称の差異。

備用）や放水砲等の消火設備を配備する。

砲用）や放水砲等の消火設備を配備する。

(c-2-2)

地震及び津波のような大規模な自然災害による（c-2-3）大規模損壊の発生時において、指揮者と現場間、(c-2-3) 大規模損壊発生時において，指揮者と現場間，発発電所の内外との連絡に必要な通信手段を確保する

電所外等との連絡に必要な通信連絡設備を確保する

所外等との連絡に必要な通信連絡設備を確保するたため、多様な複数の通信手段を整備する。また、消ため，多様な複数の通信連絡設備を整備する。

め，多様な複数の通信連絡設備を整備する。また，消(c-2-3) 大規模損壊発生時において，班長と現場間，発電 ・組織名称の差異。

火活動専用の通信連絡が可能な無線連絡設備を配備

火活動専用の通信連絡が可能な無線連絡設備を配備 ・東海第二は消火活動

する。

する。

時に専用の通信連絡設備を使用すること
を明記。

28／28

玄海原子力発電所／柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：2.1 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項（その 2−1）】
玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

5.2 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他の

5.2 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項
5.2.1 可搬型設備等による対応

東海第二発電所
5.2

備考

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他

テロリズムへの対応における事項のテロリズムへの対応における事項

5.2.1 可搬型設備等による対応

5.2.1 可搬型設備等による対応

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊（以下のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊（以下のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊（以下「大規模損壊」という。）が発生した場合における体制の整備「大規模損壊」という。）が発生するおそれがある場合又は発「大規模損壊」という。）が発生するおそれがある場合又は発に関し、以下の項目に関する手順書を適切に整備し、また、当生した場合における体制の整備に関し，次の項目に関する手順

生した場合における体制の整備に関し，次の項目に関する手順

該手順書に従って活動を行うための体制及び資機材を整備す

書を適切に整備し，また，当該手順書にしたがって活動を行う

書を適切に整備し，また，当該手順書に従って活動を行うため ・東海第二は最新公用る。

ための体制及び資機材を整備する。

の体制及び資機材を整備する。

文用字用語に従い記

一 大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場合

一

載。

一

大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場合
における消火活動に関すること。

二

大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和する
ための対策に関すること。

三

大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関すること。

四五における消火活動に関すること。

大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場合
における消火活動に関すること。

二 大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和する

二ための対策に関すること。

大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和する
ための対策に関すること。

三 大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和三するための対策に関すること。

大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関すること。

大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を確

四 大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するた保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するた保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関すること。

めの対策に関すること。

めの対策に関すること。

大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減する

五 大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減する

四五

大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を確

大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減する

ための対策に関すること。

ための対策に関すること。

ための対策に関すること。

5.2.1.1 大規模損壊発生時の手順書の整備

5.2.1.1 大規模損壊発生時の手順書の整備

5.2.1.1 大規模損壊発生時の手順書の整備

大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては、大規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として、大規模な自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムを想定する。
大規模な自然災害については、多数ある自然災害の中から発自然災害については，大規模損壊を発生させる可能性のある

自然災害については，大規模損壊を発生させる可能性のある電用原子炉施設に大規模損壊を発生させる可能性のある自然

自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書の有効性

自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書の有効性

災害を選定した上で、当該の自然災害により発電用原子炉施設を確認する。これに加え，確率論的リスク評価（以下「PRA」とを確認する。これに加え，確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」に重大事故又は大規模損壊等が発生する可能性を考慮した対いう。）の結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて抽という。）の結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて応手順書を整備する。これに加え、確率論的リスク評価（以下出しなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シ抽出しなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故「PRA」という。
）の結果に基づく事故シーケンスグループの選ーケンスについても対応できる手順書として整備する。

シーケンスについても対応できる手順書として整備する。

定にて抽出しなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シーケンスについて、当該事故により発生する可能性のある重大事故、大規模損壊への対応を含む手順書として、また、発生確率や地理的な理由により発生する可能性が極めて低いため抽出していない外部事象に対しても緩和措置が行えるよ1/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

う整備する。
故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについて故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについて故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについて

は、大規模損壊を発生させる可能性の高い事象であることかは，様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲にわ

は，様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲にわら、大規模損壊及び大規模な火災が発生することを前提としたたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が発生してたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が発生して対応手順書を整備する。

発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前提とした対発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前提とした対応手順書を整備する。

応手順書を整備する。

(1) 大規模損壊のケーススタディで扱う自然現象の選定につい(1) 大規模損壊のケーススタディで扱う自然現象の選定につい以下において、大規模損壊を発生させる可能性のある外部事
象について整理する。検討プロセスの概要を第 5.2.1 図に、大規模損壊を発生させる可能性のある大規模な自然災害の影響を整理した結果を第 5.2.1 表及び第 5.2.2 表にそれぞれ示す。
（1）大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害への対応にてて大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を選定す

大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象を網羅的

大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象を網羅的るため、国内外の基準等で示されている外部事象を網羅的に抽出するため，柏崎刈羽原子力発電所及びその周辺での発に抽出するため，東海第二発電所及びその周辺での発生実績 ・対象プラントの差異。

に収集し、外部事象 77 事象を抽出した。

生実績に関わらず，国内で一般に発生し得る事象に加え，国に関わらず，国内で一般に発生し得る事象に加え，国内外の内外の基準で示されている外部事象を抽出した。

基準で示されている外部事象を抽出した。

おける考慮

その内の自然災害 54 事象の中で、発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然災害として、地震、各事象（重畳を含む）について，設計基準を超えるような各事象（重畳を含む）について，設計基準を超えるような

津波、風（台風）、竜巻、凍結、積雪、火山の影響、生物学

苛酷な状況を想定した場合の発電用原子炉施設への影響度

苛酷な状況を想定した場合の発電用原子炉施設への影響度

的事象、森林火災、落雷及び隕石の 11 事象（以下「自然災を評価し，特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可を評価し，特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可害 11 事象」という。
）を選定する。

能性のある自然現象を選定し，さらに大規模損壊のケースス

能性のある自然現象を選定し，さらに大規模損壊のケースス

タディとして扱う事象をその中から選定した。

タディとして扱う事象をその中から選定した。

選定した自然災害 11 事象に対して、万一の事態に備える
ため、基準地震動、基準津波等の設計基準又はそれに準じた基準を超えるような規模を想定し、当該事象が発電用原検討プロセスをフローで表したものを第 5.2−1 図に示検討プロセスをフローで表したものを第 5.2−1 図に示す。また検討内容について以下に示す。

す。また検討内容について以下に示す。

a.自然現象の網羅的な抽出

a.自然現象の網羅的な抽出子炉施設の安全性に与える影響を整理する。また、重畳することが考えられる自然現象の組合せについても考慮する。事前予測が可能な自然災害については、影響を低減させるための必要な安全措置を講じることを考慮する。
a.自然災害の規模の想定
発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある
自然災害に対して、万一の事態に備えるため、基準地震動、国内外の基準を参考に，網羅的に自然現象を抽出・整理し，自然現象 44 事象を抽出した。

国内外の基準を参考に，網羅的に自然現象を抽出・整理し，自然現象 55 事象を抽出した。

基準津波等の設計基準又はそれに準じた基準を超えるような規模を想定する。
（a）地震・柏崎刈羽は自然現象
55 事象を類似・随伴

b.特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定

b.特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定

事象に整理後，44 事象として評価を実施

基準地震動を超えるような大規模な地震が発生する可能各自然現象について，設計基準を超えるような非常に

各自然現象について，設計基準を超えるような非常にしているが，東海第性は低いものと考えるが、基準地震動を一定程度超える規

苛酷な状況を想定した場合に発電用原子炉施設の安全

苛酷な状況を想定した場合に発電用原子炉施設の安全

二は自然現象 55 事模を想定する。

性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生し得性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生し得象の評価を実施。

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玄海原子力発電所 3／4 号
なお、地震の事前の予測については、現在確立した手法

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉るプラント状態（起因事象）を特定した。

東海第二発電所
るプラント状態（起因事象）を特定した。

プラント状態を特定するに当たっては，イベントツリ

プラント状態を特定するに当たっては，イベントツリ

ーによる事象進展評価又は定性的な評価を実施した。

ーによる事象進展評価又は定性的な評価を実施した。

主要な事象（検討した結果，特に発電用原子炉施設の安全

主要な事象（検討した結果，特に発電用原子炉施設の安全は低いが、基準津波を一定程度超える規模を想定する。

性に影響を与える可能性があるとして整理された事象）の影

性に影響を与える可能性があるとして整理された事象）の影

なお、津波の事前の予測については、施設近傍で津波が発響を整理した結果を第 5.2−1 表，第 5.2−2 表，第 5.2−3

響を整理した結果を第 5.2−1 表，第 5.2−2 表，第 5.2−3

生する可能性は低いものと考えるが、襲来までの時間的余裕

表及び第 5.2−2 図にそれぞれ示す。検討した結果，特に発表及び第 5.2−2 図にそれぞれ示す。検討した結果，特に発の少ない津波が発生することを想定する。

電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然（c）風（台風）現象として選定されたものは次のとおり。

現象として選定されたものは次のとおり。

が存在しないことから予兆なく発生することを想定する。
（b）津波
基準津波を超えるような大規模な津波が発生する可能性

敷地近傍で観測された最大瞬間風速（53.2m／s）を超える規模を想定する。
なお、風（台風）は事前の予測が可能であることから、

・地震

・地震

・津波

・津波

・地震と津波の重畳

・地震と津波の重畳

飛散防止措置等の必要な安全措置を講じることができる。

・風（台風）

（d）竜巻

・竜巻

・竜巻

・低温（凍結）・凍結

過去における国内最大級の竜巻（F3 クラス：５秒間の平

備考

・東海第二の風（台風）は，竜巻に包絡。

均風速 70m／s〜92m／s）を超えるような規模の竜巻が発生・降水する可能性は低いが、風速 100m／s を超える規模を想定す

・積雪

・積雪

る。

・落雷

・落雷

・火山

・火山の影響・記載表現の差異。

・森林火災

・森林火災は，柏崎刈

なお、必要に応じ、飛来物の発生防止対策及び竜巻防護・東海第二の降水は，対策等を講じておく。
（e）凍結

・隕石

・隕石

敷地付近で観測された最低気温（−5.8℃）を下回る気温

津波に包絡。

羽では延焼しても発電用原子炉施設へのを想定する。

影響はないとしてい

なお、低温は事前の予測が可能であることから、凍結防るが，東海第二は輻止等の必要な安全措置を講じることができる。

射熱による送受電設（f）積雪

備が損傷し，外部電

敷地付近の観測所で観測された積雪量（12cm）を超える

源喪失に至る想定の積雪量を想定する。

ため，抽出。

なお、積雪は事前の予測が可能であることから、除雪等の必要な安全措置を講じることができる。
（g）火山の影響
文献調査及び地質調査結果から、考慮すべき火山灰の厚さを 10cm と評価している。そこで 10cm の降灰を超える規模を想定する。
なお、火山（降灰）は事前の予測が可能であることから、除灰等の必要な安全措置を講じることができる。
（h）生物学的事象

c.ケーススタディの対象シナリオ選定

c.ケーススタディの対象シナリオ選定

上記で選定された自然現象について，それぞれで特定

上記で選定された自然現象について，それぞれで特定した起因事象・シナリオを基に，大規模損壊のケーススした起因事象・シナリオを基に，大規模損壊のケースス

タディとして想定することが適切な事象を選定する。

タディとして想定することが適切な事象を選定する。

上記 b.での整理から，発電用原子炉施設の最終状態

上記 b.での整理から，発電用原子炉施設の最終状態

は次の 3 項目に類型化することができ，第 5.2−3 表には次の 3 項目に類型化することができ，第 5.2−3 表に

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玄海原子力発電所 3／4 号
海水取水の機能が喪失するような規模の海生生物の襲来を想定する。また、電気系統への小動物等による悪影響も想定する。
なお、生物学的事象の発生までの時間的余裕はないものとする。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

事象ごとに整理した結果を示す。

事象ごとに整理した結果を示す。

・重大事故対策で想定していない事故シーケンス（大規・重大事故対策で想定していない事故シーケンス（大規

模損壊）

備考

模損壊）

・重大事故対策で想定している事故シーケンス・重大事故対策で想定している事故シーケンス

・設計基準事故で想定している事故シーケンス

・設計基準事故で想定している事故シーケンス

第 5.2−3 表に示すとおり，発電用原子炉施設におい

第 5.2−3 表に示すとおり，発電用原子炉施設におい森林火災による安全上重要な機器への影響を防止するたて大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象は，地て大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象は，地め防火帯を設けるが、この防火帯を越えるような規模の森

震，津波，地震と津波の重畳，降水，積雪，落雷，火山

震，津波，地震と津波の重畳，竜巻及び隕石の 5 事象と ・プラント固有の自然林火災の発生を想定する。

及び隕石の 8 事象となる。

なる。

（i）森林火災

なお、森林火災が拡大するまでの時間的余裕は十分にあまた，大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象

また，大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象

ることから、あらかじめ放水する等の必要な安全措置を講のうち，以下の事象については，他の事象のシナリオにのうち，以下の事象については，他の事象のシナリオにじることができる。

代表させることができる。

代表させることができる。

（j）落雷

・竜巻

設計想定以上の雷サージが発生する可能性は低いが、設最も過酷なケースは全交流動力電源喪失に加え代替計想定以上の雷サージの規模を想定する。

電源が喪失する場合となるが，地震及び津波のシナリオ

なお、雷の発生までの時間的余裕はないものとする。
（k）隕石
敷地内に隕石が落下する可能性は低いが、発電用原子炉
施設の広範なエリアが損壊する規模を想定する。
なお、隕石の落下までの時間的余裕はないものとする。
（l）地震と津波の重畳に代表させることができる。
・降水
最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋計測・制御
系機能喪失＋直流電源喪失となる。津波のシナリオに代表させる事象として整理した。
・積雪

大規模地震による影響に対する対策である重大事故等対最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋計測・制御

策（水源確保等）が、大規模津波による影響によって遅れる

系機能喪失＋注水機能喪失となる。積雪については大型可能性がある。

航空機の衝突と異なり事象進展がある程度遅いことか

地震による斜面崩壊、地盤の陥没、津波による漂流物等にら，事前に除雪等の対応が可能となる。非常に苛酷な状

よりアクセスルートの通行に支障をきたし、重大事故等対策

況を考慮した場合にも，除雪の対象を限定し最小限必要に影響を及ぼす可能性がある。

な設備（原子炉建屋やアクセスルート等）について健全

両事象の重畳が発生した場合においても、影響を受けにく性を維持させるといった対応により損傷範囲を抑制す

い場所に分散配置している可搬型重大事故等対処設備等にることが可能であることから，大型航空機の衝突や津波よる事故の影響緩和措置に期待できる。

のシナリオに代表させる事象として整理した。

（m）火山の影響（降灰）と積雪の重畳

・落雷

火山の影響（降灰）と積雪が重畳した場合においても、事最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋直流電源前の予測が可能であることから、あらかじめ体制を強化して喪失＋注水機能喪失＋計測・制御系喪失となるが，地震対策（除灰、除雪）を講じることにより、プラントの安全性と津波の重畳のシナリオ又は大型航空機の衝突に代表に影響を与える可能性は低い。

させることができる。
・火山

b.大規模損壊を発生させる可能性のある起因事象の特定

最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋計測・制御

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現象の影響の差異。

・プラント固有の自然現象の影響の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

自然災害による大規模損壊発生の起因事象（プラント状系機能喪失＋注水機能喪失となるが，大型航空機の原子態）を特定するため、自然災害 11 事象に対して生じうる

炉建屋東側とコントロール建屋への衝突のシナリオにプラント状態を特定する。

代表させることができる。また，大量の降灰がある場合

また、プラント状態を特定するに当たっては、大規模損壊には，積雪時と同様，灰を除去することで，影響範囲をの事態収束に必要と考えられる以下の機能の状態に着目抑制することが可能である。

して作成したイベントツリーにより、事象の進展を考慮す

・隕石る。
（a）異常発生防止系
イ.原子炉建屋及び原子炉補助建屋
ロ.原子炉制御系
ハ.原子炉冷却材圧力バウンダリ機能（b）異常影響緩和系

東海第二発電所

・隕石

隕石衝突に伴う建屋・屋外設備の損傷については，大隕石衝突に伴う建屋・屋外設備の損傷については，大型航空機の衝突のシナリオに代表させることができる。

型航空機の衝突のシナリオに代表させることができる。

発電所敷地への隕石落下に伴う振動の発生について

発電所敷地への隕石落下に伴う振動の発生について

は，地震のシナリオに代表させることができる。
また，隕石の発電所近海への落下に伴う津波について
は，津波のシナリオに代表させることができる。

は，地震のシナリオに代表させることができる。
また，隕石の発電所近海への落下に伴う津波について
は，津波のシナリオに代表させることができる。

イ.原子炉格納容器
ロ.安全保護系
ハ.２次冷却系からの除熱機能（補助給水、主蒸気逃がし弁等）
ニ.炉心冷却機能（ECCS 等）

以上より，自然現象として，地震，津波，地震と津波

以上より，自然現象として，地震，津波，地震と津波の重畳の 3 事象をケーススタディとして選定する。これの重畳の 3 事象をケーススタディとして選定する。これ

ら 3 事象で想定する事故シーケンスと代表シナリオは

ら 3 事象で想定する事故シーケンスと代表シナリオは次のとおりとする。

次のとおりとする。

（c）関連系（安全上特に重要なもの）
イ.原子炉補機冷却機能
ロ.非常用所内電源
c．イベントツリーによる整理
イベントツリーによる整理結果を第 5.2.2 図に示す。ここで、最終的なプラント状態については、代表性を持たせ同様なプラント状態となるケースについては示していな
い。また、隕石については、大型航空機の衝突と同様プラ
ントに大きな影響を与える事象であることは明らかなことから、イベントツリーで示していない。
（c）竜巻
大規模な竜巻の想定では、変圧器等の機能喪失により外部電源喪失に至る可能性がある。飛来物等による海水ポンプの機能喪失及びそれに伴うディーゼル発電
機の機能喪失によって、全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
その他、飛来物等によりアクセスルートの通行に支障をきたし、重大事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。
（d）積雪、火山の影響（降灰）

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備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

これらの事象によって、送電系統の異常等による外部電源喪失が発生する可能性がある。ただし、これらの自然災害２事象については、事前の予測が可能であることから体制を強化して除雪及び除灰等の必要な安全措置を講じることにより、プラントの安全性に影響を与える
可能性は低い。
（e）生物学的事象
大量の海生生物の襲来により、海水ポンプの機能喪失による原子炉補機冷却機能喪失に至る可能性がある。ただし、除塵装置により塵芥を除去する運用としており、原子炉補機冷却海水系統等に影響を与える場合には、運転手順により発電所を安全に停止できる運用としている。
（f）森林火災
送電系統へ影響を与える可能性があることから、外部電源喪失が発生する可能性がある。ただし、発電用原子炉施設への影響がないよう防火帯幅を確保しており、予防放水等の対策を講じる十分な時間的余裕があることから、プラントの安全性に影響を与える可能性は低い。
（g）落雷
大規模な落雷によって、外部電源喪失が発生する可能性がある。また、サージ電流により機器が誤動作する可能性がある。
なお、雷害防止対策を講じている。
（h）隕石
隕石による影響については、大型航空機の衝突と同様と考えられる。
これらの結果から、最終的なプラントの状態は以下に類型化された。類型化したプラント状態を第 5.2.3 表に示す。
・大規模損壊（重大事故を上回る状態）
・重大事故等・設計基準事故
第 5.2.3 表に示すとおり、発電用原子炉施設において大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害又は安全性に大きな影響を与える可能性のある自然災害は、地震及び津波の２事象を代表として整理する。また、当該

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東海第二発電所

備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考の２事象以外の自然災害については、発電所の安全性に影響を与える可能性はあるものの大規模損壊に至ることはないと考えるが、仮に大規模損壊に至ったとしても、これら２事象に包含され被害の態様から同様の手順で対応できる。
（a）地震

・地震

・地震

大規模地震の想定では、変圧器等の損傷に伴う外部電地震レベル 1PRA により抽出した事故シーケンスに

地震レベル１ＰＲＡにより抽出した事故シーケン

源喪失、海水ポンプの損傷による原子炉補機冷却機能のは，ExcessiveLOCA，計測・制御系喪失，格納容器バイ

スには，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ，計装・制・地震ＰＲＡの差異に喪失及びタービン動補助給水ポンプが機能喪失するこ

パス，原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷，原子炉

御系喪失，格納容器バイパス，原子炉圧力容器，格よる事故シーケンスとにより、全交流動力電源喪失及び最終ヒートシンク喪

建屋損傷，全交流動力電源喪失＋原子炉停止失敗等が納容器損傷，原子炉建屋損傷，交流動力電源喪失＋の差異。
（以下，同じ失に至る可能性があり、その状態において、１次冷却材ある。また，地震と重畳し得る内部事象のレベル

原子炉停止失敗等がある。また，内部事象のレベル差異は記載を省略）

喪失（LOCA）等の事故が発生した場合には、設計基準事

1.5PRA により，炉心損傷後に格納容器バイパスに至１．５ＰＲＡにより，炉心損傷後に格納容器バイパ

故対処設備が機能喪失していることから重大事故に至る原子炉格納容器の破損モードとして，格納容器隔離

スに至る原子炉格納容器の破損モードとして，格納る可能性がある。さらに、原子炉格納容器等の機能の喪失敗を抽出している。大規模な地震が発生した場合に容器隔離失敗を抽出している。大規模な地震が発生

失又は安全保護系、原子炉制御系の機能喪失により大規は，これらの事故シーケンス，あるいは複数の事故シした場合には，これらの事故シーケンス，あるいは模損壊へ至る可能性がある。

ーケンスの組み合わせが生じることが考えられるが，複数の事故シーケンスの組合せが生じることが考え・東二は最新公用文用

また、有効な炉心損傷防止対策の確保が困難な事故シ

大規模損壊が発生した場合の対応手順書の有効性をられるが，大規模損壊が発生した場合の対応手順書

字用語に従い記載。

ーケンスとしてレベル１PRA の知見より、蒸気発生器伝確認する観点から，ケーススタディとして，大規模なの有効性を確認する観点から，ケーススタディとし熱管破損（複数本破損）、原子炉建屋損傷、原子炉格納

地震で原子炉格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンて，大規模な地震でＬＯＣＡが発生し，炉心損傷に・東海第二は対応手順

容器損傷、原子炉補助建屋損傷、複数の信号系損傷、炉ダリにおいて，大破断 LOCA を超える規模の損傷が発至る事象を代表シナリオとして選定する。この際，書の有効性，網羅性

内構造物損傷（過渡事象＋補助給水失敗）及び大破断

生し，炉心損傷に至る ExcessiveLOCA を代表シナリオ

地盤の陥没等により，アクセスルートの通行に支障を確認する観点かLOCA を上回る規模の LOCA 等の ECCS 注水機能喪失が考として選定する。この際，地盤の陥没等により，アクをきたす可能性を考慮する。

ら，地震のケースス

えられる。また、レベル 1.5PRA の知見より、温度誘因

セスルートの通行に支障をきたす可能性を考慮する。

蒸気発生器伝熱管破損（TI-SGTR）が考えられる。原子タ デ ィ と し て LOCAを想定。

炉格納容器破損等により、閉じ込め機能が喪失した場合

・Excessive LOCA の対は、大量の放射性物質の放出に至る可能性がある。

応については，地震

その他、斜面崩壊、地盤の陥没等によりアクセスルーと津波の重畳のケー

トの通行に支障をきたし、重大事故等対策に影響を及ぼ

ススタディにおいてす可能性がある。

確認。

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玄海原子力発電所 3／4 号（b）津波

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
・津波

東海第二発電所

備考

・津波

大規模津波の想定では、地震と同様に変圧器等の損傷

津波レベル 1PRA により抽出した事故シーケンスとに伴う外部電源喪失、海水ポンプ及び原子炉補機冷却水

して，最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗，最終ヒート

ポンプの水没による原子炉補機冷却機能の喪失、電気盤

シンク喪失＋SRV 再閉鎖失敗，最終ヒートシンク喪失

よる事故シーケンス（メタクラ、パワーセンタ等）の水没による非常用所内＋全交流動力電源喪失＋RCIC 失敗，最終ヒートシンの差異。

電源喪失、電動補助給水ポンプ及びタービン動補助給水

ク喪失＋全交流動力電源喪失＋SRV 再閉鎖失敗，最終

ポンプの水没による２次冷却系からの除熱機能喪失及ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋直流電源

び安全保護系、原子炉制御系の機能喪失により、重大事喪失がある。

津波レベル１ＰＲＡにより抽出した事故シーケンスとして，防潮堤損傷がある。

・津波ＰＲＡの差異に故から大規模損壊へ至る可能性がある。さらに、重大事

また，津波と重畳し得る内部事象のレベル 1.5PRA

また，内部事象のレベル１．５ＰＲＡにより，炉心損

故等対処設備である代替注水設備及び代替電源設備がにより，炉心損傷後に格納容器バイパスに至る原子炉

傷後に格納容器バイパスに至る原子炉格納容器の破損機能しない場合は、原子炉格納容器過温破損により大量格納容器の破損モードとして，格納容器隔離失敗を抽モードとして，格納容器隔離失敗を抽出している。大規の放射性物質の放出に至る可能性がある。

出している。大規模な津波が発生した場合には，これ模な津波が発生した場合には，これらの事故シーケン

また、有効な炉心損傷防止対策の確保が困難な事故シ

らの事故シーケンス，あるいは複数の事故シーケンス

ス，あるいは複数の事故シーケンスの組合せが生じるこーケンスとして、レベル１PRA の知見より、複数の信号の組み合わせが生じることが考えられるが，大規模損とが考えられるが，大規模損壊が発生した場合の対応手 ・東二は最新公用文用

系損傷及び原子炉補機冷却機能喪失＋補助給水失敗が壊が発生した場合の対応手順書の有効性を確認する

順書の有効性を確認する観点から，敷地に遡上する津波発生し、大規模損壊へ至る可能性がある。

観点から，防潮堤を超える規模の津波により，原子炉を超える規模の津波により，原子炉建屋付属棟及びター ・東海第二は敷地に遡

その他、漂流物、油タンク火災等により比較的標高が建屋内地下階が冠水する前提において，ケーススタデ

ビン建屋の一部が冠水する前提において，ケーススタデ

低い場所のアクセスルートの通行に支障をきたし、重大

ィとして，全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋計ィとして，全交流動力電源喪失及び最終ヒートシンク喪 ・プラント固有の浸水事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。

測・制御系喪失に至る事象を代表シナリオとして選定

失に至る事象を代表シナリオとして選定する。この際，する。この際，原子炉建屋周辺の冠水により，アクセ

原子炉建屋周辺の冠水により，アクセスルートの通行に ・東海第二は対応手順

スルートの通行に支障をきたす可能性を考慮する。

支障をきたす可能性を考慮する。

字用語に従い記載。
上する津波を想定。
対策の差異。
書の有効性・網羅性を確認する観点から，津波のケースス
タディとして，浸水状況や代表シナリオ（ＳＢＯ＋ＬＵＨ
Ｓ）を想定。
・直流電源喪失，計装・制御系喪失の対応については，地震と津波の重畳のケースス
タディにおいて確・地震と津波の重畳

・地震と津波の重畳

地震と津波の重畳では，上記の地震及び津波の項で認。

地震と津波の重畳では，上記の地震及び津波の項で想定した事故シーケンスの組み合わせとして，全交流想定した事故シーケンスの組合せとして，全交流動力 ・東海第二は最新公用

動力電源喪失＋直流電源喪失＋ExcessiveLOCA＋計

電源喪失，直流電源喪失，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯ

文用字用語に従い記

測・制御系喪失等が想定される。ケーススタディとしＣＡ，計装・制御系喪失等の重畳が想定される。ケー

載。

8/56

玄海原子力発電所 3／4 号（2）故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所ては，対応手順書の有効性を確認する観点から，このススタディとしては，対応手順書の有効性を確認する ・東海第二は複数の事

事故シーケンスを代表シナリオとして選定する。この観点から，この事象を代表シナリオとして選定する。

故シーケンスを組合際，地盤の陥没等及び原子炉建屋周辺の冠水により，この際，地盤の陥没等及び原子炉建屋周辺の冠水によせた事象として記

アクセスルートの通行に支障をきたす可能性を考慮

り，アクセスルートの通行に支障をきたす可能性を考

載。

する。

慮する。

(2)故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの(2)

故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対対応における考慮について

応における考慮について

テロリズムには様々な状況が想定されるが、その中でもテロリズムには様々な状況が想定されるが，その中でも施テロリズムには様々な状況が想定されるが，その中でも施施設の広範囲にわたる損壊、不特定多数の機器の機能喪失

設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模

及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影な火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与えるな火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える

響を与える故意による大型航空機の衝突その他のテロリズ

故意による大型航空機の衝突をケーススタディとして選定

故意による大型航空機の衝突をケーススタディとして選定

ムを想定し、その上で流用性を持たせた柔軟で多様性のあ

する。

する。

における考慮

る対応ができるように考慮する。
なお、飛来物（航空機衝突）、爆発等の発電用原子炉施設

なお，爆発等の人為事象による発電用原子炉施設への影響

なお，爆発等の人為事象による発電用原子炉施設への影響の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であっについては，故意による大型航空機の衝突に代表させることについては，故意による大型航空機の衝突に代表させることて人為によるもの（故意によるものを除く。）による発電用

ができる。

ができる。

原子炉施設への影響については、故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる影響に包含でき同様の手順で対応できる。
以上より、大規模損壊発生時の対応手順書の整備に当た

以上より，大規模損壊発生時の対応手順書の整備に当たっ

以上より，大規模損壊発生時の対応手順書の整備に当たっっては、（1）項及び（2）項において整理した大規模損壊のては，（1）及び（2）において整理した大規模損壊の発生にては，(1)及び(2)において整理した大規模損壊の発生によっ

発生によって、多量の放射性物質が環境中に放出されるよ

よって，多量の放射性物質が環境中に放出されるような万一て，多量の放射性物質が環境中に放出されるような万一の事

うな万一の事態に至る可能性も想定し、発電用原子炉施設の事態に至る可能性も想定し，発電用原子炉施設において使態に至る可能性も想定し，発電用原子炉施設において使えるにおいて使える可能性のある設備、資機材及び要員を最大える可能性のある設備，資機材及び要員を最大限に活用した

可能性のある設備，資機材及び要員を最大限に活用した多様限に活用した柔軟で多様性のある手段を構築するよう考慮

多様性及び柔軟性を有する手段を構築する。

性及び柔軟性を有する手段を構築する。

する。
（3）大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作

備考(3)大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作(3) 大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作

大規模損壊発生時の対応手順書については、
以下の c.（a）項に示す５つの項目に関する緩和等の措置を講じるため、可搬型重大事故等対処設備による対応を中心とした多様性
及び柔軟性を有するものとして、また、c.項に示すとおり
重大事故等対策において整備する手順書等に対して更なる多様性を持たせたものとして整備する。
当該の手順書による対応操作は、大規模損壊によって発大規模損壊では，重大事故等時に比べて発電用原子炉施設

大規模損壊では，重大事故等時に比べて発電用原子炉施設

電用原子炉施設が受ける被害範囲は不確定性が大きく、重が受ける影響及び被害の程度が大きく，その被害範囲は広範が受ける影響及び被害の程度が大きく，その被害範囲は広範

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玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

大事故等対策のようにあらかじめシナリオ設定した対応操

囲で不確定なものと想定され，あらかじめシナリオを設定し囲で不確定なものと想定され，あらかじめシナリオを設定し作は困難であると考えられることから、施設の損壊状況等て対応することが困難であると考えられることから，発電所て対応することが困難であると考えられることから，災害対 ・組織名称の差異。

の把握を迅速に試みるとともに断片的に得られる情報、確対策本部における情報収集，運転員が実施する発電用原子炉

策本部における情報収集，当直（運転員）が実施する発電用 （以下，同じ差異は記保できる要員及び使用可能な設備により、原子炉格納容器

施設の操作に対する支援が重要となる。

原子炉施設の操作に対する支援が重要となる。

載を省略）の破損緩和又は放射性物質の放出低減等のために効果的な

大規模損壊の対応に当たっては，発電所外への放射性物質

大規模損壊の対応に当たっては，発電所外への放射性物質 ・組織名称の差異。

対応操作を速やかにかつ、臨機応変に選択及び実行する必放出の防止及び抑制を最優先として，次に示す各項目を優先

放出の防止及び抑制を最優先として，次に示す各項目を優先 （以下，同じ差異は記要がある。

実施事項とする。技術的能力に係る審査基準の該当項目との実施事項とする。技術的能力に係る審査基準の該当項目との関係を第 5.2−4 表に示す。

関係を第 5.2−4 表に示す。

＜炉心の著しい損傷を緩和するための対策＞＜炉心の著しい損傷を緩和するための対策＞

載を省略）

このため、発電用原子炉施設の被害状況を把握するためのチェックシート及び以下に示す項目を目的とした各対応操作の実行判断を行うための初動対応フロー等を大規模損壊時に対応する手順として定め整備する。
また、当該の手順書については、大規模な自然災害及び・炉心の著しい損傷防止のための原子炉停止と発電用
原子炉への注水・炉心の著しい損傷緩和のための原子炉停止と発電用 ・大規模損壊では炉心原子炉への注水＜原子炉格納容器の破損を緩和するための対策＞＜原子炉格納容器の破損を緩和するための対策＞

故意による大型航空機の衝突が発電用原子炉施設に及ぼす・炉心損傷回避，著しい炉心損傷緩和が困難な場合の原・炉心損傷回避，著しい炉心損傷緩和が困難な場合の原影響等、様々な状況を想定した場合における以下の事象進

子炉格納容器からの除熱と原子炉格納容器の破損回

子炉格納容器からの除熱と原子炉格納容器の破損回展の抑制及び緩和対策の実行性を確認し整備する。

避

避＜使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料・電源確保・炉心損傷緩和

体の著しい損傷を緩和するための対策＞

・原子炉格納容器破損緩和

・使用済燃料プールの水位異常低下時のプールへの注・放射性物質放出低減
・使用済燃料ピット水位確保及び燃料体の損傷緩和
・水源確保
・大規模火災への対応
・その他（原子炉停止操作、アクセスルート確保、燃料補給）
上記の各項目に対応する操作の一覧を第 5.2.4 表に示水損傷防止と緩和の対策を講じるが，包絡的に「緩和」で記載。

＜使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策＞
・使用済燃料プールの水位異常低下時のプールへの注
水＜放射性物質の放出を低減するための対策＞
・水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための対策＜放射性物質の放出を低減するための対策＞
・水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための対策

・放射性物質放出の可能性がある場合の原子炉建屋への放水による拡散抑制

・放射性物質放出の可能性がある場合の原子炉建屋への放水による拡散抑制＜大規模な火災が発生した場合における消火活動＞＜大規模な火災が発生した場合における消火活動＞

す。大規模損壊発生時において、上記の大規模損壊時に対

・消火活動

・消火活動

応する手順に基づく対応（火災対応を含む）の優先順位に＜その他の対策＞＜その他の対策＞係る基本的な考え方及び優先順位に従った具体的な対応に・要員の安全確保

・要員の安全確保

ついて以下に示す。

・対応に必要なアクセスルートの確保

・対応に必要なアクセスルートの確保

・電源及び水源の確保並びに燃料補給

・電源及び水源の確保並びに燃料補給

・人命救助

・人命救助

a.大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判断フロー

a.大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判断フロー

大規模損壊発生時は、発電用原子炉施設の状況把握が大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突困難で事故対応の判断ができない場合は、プラント状態

その他のテロリズムにより，発電所における緊急時態勢

困難で事故対応の判断ができない場合は，プラント状態

損壊発生後も事故時が悪化した等の安全側に判断した措置をとるよう判断発令に至る事象が発生した場合は，事故時運転操作手順が悪化した等の安全側に判断した措置をとるように判

運転操作手順書を基

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ａ．大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判断フロー
大規模損壊発生時は，発電用原子炉施設の状況把握が ・柏崎刈羽では大規模

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

フローを整備する。また、大規模損壊発生時に使用する書（事象ベース，徴候ベース，シビアアクシデント等）

断フローを整備する。また，大規模損壊発生時に使用す本とした対応操作を

これらの手順書を有効かつ効果的に活用するため、対応に基づいて対応操作することを基本とする。

る手順書を有効，かつ，効果的に使用するため，対応手行う運用としている

手順書において適用開始条件を明確化するとともに、緩順書において適用開始条件を明確化するとともに，判断が，東海第二では先和操作を選択するための判断フローを明示することにフローを明示することにより必要な個別戦略への移行

行 PWR と同様にプラより必要な個別対応手段への移行基準を明確化する。

基準を明確化する。

ント状態等により大（a）大規模損壊発生の判断及び対応要否の判断基準

規模発生を判断し，大規模な自然災害（地震、津波等）又は故意による大大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突

大規模損壊発生時の型航空機の衝突その他のテロリズムの発生について、緊その他のテロリズムの発生について，緊急地震速報，大対応手順書に移行す

急地震速報、大津波警報、外部からの情報連絡等又は衝

津波警報，外部からの情報連絡，衝撃音，衝突音等による方針。

撃音、衝突音等により検知した場合、中央制御室の状り検知した場合，中央制御室の状況，プラント状態の大況、プラント状態の大まかな確認及び把握（火災発生の

まかな確認及び把握（火災発生の有無，建屋の損壊状況

有無、建屋の損壊状況等）を行うとともに、大規模損壊等）を行うとともに，大規模損壊の発生（又は発生が疑発生（又は発生が疑われる場合）の判断を原子力防災管

われる場合）の判断を原子力防災管理者又は当直発電長

理者又は当直課長が行う。また、以下の適用開始条件にが行う。また，原子力防災管理者又は当直発電長が以下該当すると原子力防災管理者又は当直課長が判断すれの適用開始条件に該当すると判断した場合は，大規模損

ば、大規模損壊時に対応する手順に基づき事故の進展防壊時に対応する手順に基づく事故の進展防止及び影響

止及び影響を緩和するための活動を開始する。

を緩和するための活動を開始する。

イ.大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突そⅰ)

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝の他のテロリズムにより発電用原子炉施設が以下のい突その他のテロリズムにより発電用原子炉施設が以ずれかの状態となった場合又は疑われる場合

下のいずれかの状態となった場合又は疑われる場合

・プラント監視機能又は制御機能が喪失した場合（中央・プラント監視機能又は制御機能の喪失によりプラ制御室の喪失を含む）

ント状態把握に支障が発生した場合（中央制御室の機能喪失や中央制御室と連絡が取れない場合を含・使用済燃料ピットが損傷し、漏えいが発生した場合

む）・使用済燃料プールの損傷により水の漏えいが発生

・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響を与し，使用済燃料プールの水位が維持できない場合える可能性があるような大規模な損壊が発生した場・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響合を与える可能性があるような大規模な損壊（建屋損壊に伴う広範囲な機能喪失等）が発生した場合

・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場合
・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した
場合

ロ.当直課長が重大事故等発生時に期待する安全機能が喪ⅱ)

失し、事故の進展防止及び影響緩和が必要と判断した

原子力防災管理者が大規模損壊に対応する手順を活用した支援が必要と判断した場合※場合
ハ.原子力防災管理者が大規模損壊時に対応する手順を活ⅲ)

当直発電長が大規模損壊に対応する手順を活用した支援が必要と判断した場合※

用した支援が必要と判断した場合

※

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大規模損壊に対応する手順を活用した支援が必玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

要と判断した場合とは，重大事故等発生時に期待する設備等が機能喪失し，事故の進展防止及び影響緩和が必要と判断した場合をいう。
また，発電所対策本部は，発電用原子炉施設の影響予災害対策本部は，発電用原子炉施設の影響予測を行 ・東海第二は文脈から測を行い，その結果を基に各機能班の責任者は必要とない，その結果を基に各班の責任者は必要となる対応を予「また，」は不要と判る対応を予想して先行的に準備を行う。

想して先行的に準備を行う。

断。
・組織名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）

発電所対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全体の対応について総括的な責任を負う。

災害対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全 ・組織名称の差異。
体の対応について総括的な責任を負う。

（以下，同じ差異は記載を省略）

自然災害が大規模になり，常設の設備では事故収束が・東海第二の大規模損行えない場合は，発電所対策本部の支援を受け，多様な壊発生時の対応手順

ハザード対応手順等の運転操作手順書及び緊急時対策書適用条件は 3 段落

本部用手順書で判断基準を明確化して整備する手順を前に記載。

使用する。また，非常召集を行った場合，初動対応要員

また，非常招集を行った場合，災害対策要員（初動）は， ・東海第二は最新公用

は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ移動する。ただ緊急時対策所へ移動する。ただし，緊急時対策所が使用

文用字用語に従い記し，地震発生後防潮堤を超える津波により 5 号炉原子炉

できない場合は，屋内外の利用できる施設を緊急時対策

載。

建屋内緊急時対策所も使用できない場合は，屋内外の利所として利用する。

用できる施設を緊急時対策所として利用する。

・組織名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）
・設備名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）
・東海第二は緊急対策所が使用できない場
合として，津波に限（b）緩和操作を選択するための判断フロー定しない。

大規模損壊時に対応する手順による対応を判断後、発発電所全体の状態を把握するための「プラント状態確

電用原子炉施設の被害状況を把握するための手段を用い認チェックシート」及び各号炉における対応操作の優先

認チェックシート」及び対応操作の優先順位付けや対策 ・東海第二発電所はシて施設の損壊状況及びプラントの状態等を把握し、各対順位付けや対策決定の判断を行うための発電所対策本決定の判断を行うための災害対策本部で使用する対応

ングルユニットのた

応操作の実行判断を行うための手段に基づいて、事象進部で使用する対応フローを整備する。この対応フロー

フローを整備する。この対応フローは，非常時運転手順

め各号炉毎対応操作

展に応じた対応操作を選定する。緩和操作を選択するたは，事故時運転操作手順書，多様なハザード対応手順，

書，重大事故等対策要領等の相互関係の概略をまとめ，は不要。
（以下，同じめの判断フローは、中央制御室の監視及び制御機能の喪

発電所対策本部の各機能班の対応ガイド等の相互関係

全体像を把握するツールとして災害対策本部の運営を差異は記載を省略）

失により原子炉停止状況などのプラントの状況把握が困の概略をまとめ，全体像を把握するツールとして発電所支援するために整備するものであり，具体的な操作手順 ・整備する手順書の差

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発電所全体の状態を把握するための「プラント状態確

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

難な場合には、外からの目視による確認及び可搬型計測対策本部の運営を支援するために整備するものであり，は個別の手順書等に記載する。また，b.(b)項から(n)項

器による優先順位に従った内部の状況確認を順次行い、具体的な操作手順は個別の手順書等に記載する。また，の手順（第 5.2−5 表から第 5.2−17 表）の中で使用す必要の都度緩和措置を行う。また、中央制御室又は代替

b.(b)項から(n)項の手順（第 5.2−5 表から第 5.2−17

ることを想定している設備については，チェックシート

緊急時対策所若しくは緊急時対策所（緊急時対策棟内）

表）の中で使用することを想定している設備についての項目に盛り込むこととしている。

での監視機能の一部が健全であり、速やかな安全機能等

は，チェックシートの項目に盛り込むこととしている。

の状況把握が可能な場合には、外からの目視に加えて内当該号炉に関する対応操作の優先順位付けや実施の部の状況から全体を速やかに把握し、優先順位を付けて判断は，一義的に事故発生号炉の当直副長が行う。万一，害対策本部長が行う。大規模損壊時の対応に当たって模損壊対応における喪失した機能を回復又は代替させる等により緩和措置を

中央制御室の機能喪失時や中央制御室から運転員が撤は，次に掲げる(a)，(b)項を実施する。

対応操作判断の責任行う。また、適切な個別操作を速やかに選択できるよう退する必要が生じた場合等，当直副長の指揮下で対応で者は災害対策本部に、当該フローに個別操作への移行基準を明確化する。

きない場合については，次に掲げる(a)，(b)及び(c)項長。

個別操作実行のために必要な重大事故等対処設備又は設を実施し，それ以外の場合については，次に掲げる(b)・組織名称の差異。

計基準事故対処設備の使用可否については、大規模損壊及び(c)項を実施する。

（以下，同じ差異は記異。

対応操作の優先順位付けや実施の判断は，一義的に災 ・東海第二では、大規時に対応する手順に基づき当該設備の状況確認を実施す

載を省略）ることにより判断する。

・東海第二では，当直発電長の指揮下で対応できない場合は，大規模損壊として扱う。
当直副長又は当該号炉の対応操作の責任者が判断した

当直発電長又は対応操作の責任者が実施した監視や操 ・東海第二は災害対策結果及びそれに基づき実施した監視や操作については，作については，災害対策本部に報告し，各班の責任者（本本部が対応操作等を発電所対策本部に報告し，各機能班の責任者（統括又は部員）は，その時点における人的リソースや資機材の確判断。

班長）は，その時点における他号炉の状況，人的リソー

保状況，対応の優先順位付け等を判断し，必要な支援や ・東海第二の各班の責スや資機材の確保状況，対応の優先順位付け等を判断対応を行う。

任者は本部員。

し，必要な支援や対応を行う。
b.

優先順位に係る基本的な考え方

また，重大事故等時に対処するために直接監視するこ

また，重大事故等時に対処するために直接監視するこ

大規模損壊発生時には、環境への放射性物質の放出低減とが必要なパラメータが中央制御室及び緊急時対策所とが必要なパラメータが中央制御室及び緊急時対策所を最優先に考え、炉心損傷の潜在的可能性を最小限にするのいずれでも確認できない場合は，放射線測定器，可搬のいずれでも確認できない場合は，放射線測定器，代替 ・設備名称の差異。

こと、炉心損傷を少しでも遅らせることに寄与できる初期型直流電源装置，テスタ等の代替の監視手段と無線連絡

直流電源設備（可搬），可搬型計測器等の代替の監視手活動を行うとともに、事故対応への影響を把握するため、設備等の通信連絡設備を準備し，アクセスルートが確保

段と無線連絡設備等の通信連絡設備を準備し，アクセス

火災の状況を確認する。また、確保できる要員及び残存すされ次第，パラメータ監視のための運転員，号機班員等

ルートが確保され次第，パラメータ監視のための当直 ・組織名称の差異。

る資源等を基に有効かつ効果的な対応を選定し、事故を収を現場に出動させ，先ず外からの目視による確認を行（運転員），重大事故等対応要員等を現場に出動させ， （以下，同じ差異は記束させる対応を行う。

い，その後，確認できないパラメータを対象に代替監視

先ず外からの目視による確認を行い，その後，確認できまた、大規模損壊発生時においては、設計基準事故対処

手段を用いて可能な限り継続的なプラント状況の把握ないパラメータを対象に代替監視手段を用いて可能な設備の安全機能の喪失、大規模な火災の発生及び緊急時対に努める。パラメータが中央制御室及び緊急時対策所に限り継続的なプラント状況の把握に努める。パラメータ

策本部要員（指揮者等）、運転員（当直員）、重大事故等

おいて部分的に確認できる場合は，確認したパラメータが中央制御室及び緊急時対策所において部分的に確認対策要員、専属自衛消防隊員の一部が被災した場合も対応を基に安全機能等の状況把握を行った上で，他のパラメできる場合は，確認したパラメータを基に安全機能等の

13/56

載を省略）

玄海原子力発電所 3／4 号できるようにする。
このような状況においても可搬型重大事故等対処設備

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

ータについては，パラメータが確認できない場合と同様

状況把握を行った上で，他のパラメータについては，パの対応を行う。

ラメータが確認できない場合と同様の対応を行う。

等を活用することによって、「大規模な火災が発生した場初動対応での目標設定や個別戦略における判断要素

初動対応での目標設定や個別戦略における判断要素

合における消火活動」、「炉心の著しい損傷緩和」、「原として必要になる主要パラメータが採取できない場合

として必要になる主要パラメータが採取できない場合

子炉格納容器の破損緩和」、「使用済燃料貯蔵槽水位確保

は，判断要素として代替できる他のパラメータを採取すは，判断要素として代替できる他のパラメータを採取す及び燃料体の著しい損傷緩和」及び「放射性物質の放出低る。採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中央る。採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中央減」の対応を行う。人命救助が必要な場合は原子力災害へ

制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，監視機能

制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，監視機能対応しつつ、発電所構内の人員の協力を得て人命の救助をの喪失により採取できない場合は，中央制御室内の計器の喪失により採取できない場合は，中央制御室内の計器

要員の安全を確保しながら行う。

盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とする。中央

盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とする。中央

制御室内でパラメータが採取できない場合は，現場の常制御室内でパラメータが採取できない場合は，現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

さらに、環境への放射性物質の放出低減を最優先とする観点から、事故対応を行うためのアクセスルート及び操作場所に支障となる火災及び延焼することにより被害の拡また，初動対応での目標設定や個別戦略における判断

また，初動対応での目標設定や個別戦略における判断大に繋がる可能性のある火災の消火活動を優先的に実施要素として必要になる主要パラメータ及び代替できる要素として必要になる主要パラメータ及び代替できるする。

他のパラメータのいずれも採取できない場合は，先ず外他のパラメータのいずれも採取できない場合は，先ず外

上記の火災への対応を含む優先順位に係る基本的な考からの目視による確認を行い，目標設定や個別戦略の判からの目視による確認を行い，目標設定や個別戦略の判え方に基づく、大規模損壊発生時の初動対応及び大規模火断に最も影響を与えるパラメータから優先順位を付け

断に最も影響を与えるパラメータから優先順位を付け

災への対応について、優先順位に従った具体的な対応を以て監視機能を回復させ，使用可能な設備を用いて緩和措て監視機能を回復させ，使用可能な設備を用いて緩和措

下に示す。

置を行う。

置を行う。

（a）大規模損壊が発生又は発生するおそれがある場合、原子力防災管理者又は当直課長は事象に応じた以下の対(a)当直副長の指揮下での対応操作が困難な場合

備考

・本項目については，

中央制御室の機能喪失時や中央制御室との連絡が東海第二では，大規取れない場合等，当直副長の指揮下で対応できない場

模損壊の適用条件

合には，発電所対策本部長は当該号炉の運転員又は号(P.11,12) に 含 ま れ

機班の中から当該号炉の対応操作の責任者を定め対ているため，ここで応に当たらせる。当直副長の指揮下での対応操作不可の記載は不要とし発生時は緊急地震速報及び地震に伴う警報等により、の判断基準は次のとおりとする。

た。

大型航空機の衝突その他テロリズム発生時は、衝撃音

・中央制御室の監視機能又は制御機能が喪失した場

応及び確認を行う。
イ.

事前の予測ができない自然災害（地震）又は大型航空機の衝突その他のテロリズムが発生した場合
中央制御室が機能している場合は、当直課長が地震及び衝突音、外部からの通報等により事象を検知し、合

被災状況、運転状況の確認を行い原子力防災管理者へ

・中央制御室と連絡が取れない場合

状況報告を行う。また、中央制御室が機能していない

・運転員による対応操作では限界があり，発電所対策

場合又は当直課長から原子力防災管理者へ連絡がない

本部の指揮下で対応操作を行う必要があると当直場合は、原子力防災管理者が地震は緊急地震速報等に副長が判断した場合

より、大型航空機の衝突その他テロリズム発生時は衝
撃音及び衝突音、外部からの通報等により事象を検知(a)当面達成すべき目標の設定(b)当面達成すべき目標の設定

し、中央制御室へ状況の確認、連絡を行うとともに、発電所対策本部は，プラント状況，対応可能な要員

災害対策本部は，プラント状況，対応可能な要員数，

代替緊急時対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟

数，使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷状況内）へ要員の非常召集及び外部への通報連絡を行う。

状況及び火災発生状況等を把握し，チェックシートに及び火災発生状況等を把握し，チェックシートに記載

14/56

・付番の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号
ロ.

事前の予測が可能な自然災害（津波）が発生した場

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

記載した上で，その情報を基に当面達成すべき目標をした上で，その情報を基に当面達成すべき目標を設定

設定し，優先すべき号炉及び戦略を決定する。

し，環境への放射性物質の放出低減を最優先に，優先 ・基本的な考え方を記合すべき戦略を決定する。

載

大津波警報が発令された場合、当直課長は原則とし当面達成すべき目標設定の考え方を次に示す。活動て原子炉を停止し冷却操作を開始するとともに、原子に当たっては，緊急時対策要員の安全確保を最優先とに当たっては，災害対策要員の安全確保を最優先とす ・組織名称の差異。

力防災管理者への連絡及び所内一斉放送による所内関

する。

る。

当面達成すべき目標設定の考え方を次に示す。活動・東海第二の災害対策

係者への退避指示並びに関係箇所へ状況連絡を行う。

要員は，自衛消防隊

連絡を受けた原子力防災管理者は、要員を一旦高所へ及び当直（運転員）も避難させた後、第２、第３波の津波襲来等の情報収集含める。
（以下，同じ

及び海面状態の常時監視を行う。また、代替緊急時対・第一義的目標は炉心損傷を回避するため，速やかに・第一義的目標は炉心損傷を回避するため，速やかに策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟内）へ要員の非発電用原子炉を停止し，注水することである。炉心発電用原子炉を停止し，注水することである。炉心常召集及び外部への通報連絡を行う。

損傷に至った場合においても発電用原子炉への注損傷に至った場合においても発電用原子炉への注水は必要となる。

水は必要となる。

（b）原子力防災管理者は、非常召集した各要員から発電用
原子炉施設の被災状況に関する情報を収集し、大まかな状況の確認及び把握（火災発生の有無、建屋の損壊状況、
アクセスルート損傷）を行う。原子力防災管理者が発電用原子炉施設の被害状況を把握するためのチェックシートを用いた状況把握が必要と判断すれば、大規模損壊時に対応する手順に基づく対応を開始する。
（c）緊急時対策本部は、以下の項目の確認及び対応を最優先に実施する。
イ. 初期状態の確認
・中央制御室との連絡及びプラントパラメータの監視可否

・炉心損傷が回避できない場合は，原子炉格納容器の差異は記載を省略）

・炉心損傷が回避できない場合は，原子炉格納容器の破損を回避する。

破損を回避する。

・使用済燃料プールの水位が低下している場合は，速・使用済燃料プールの水位が低下している場合は，速やかに注水する。

やかに注水する。

・これらの努力を最大限行った場合においても，炉心・これらの努力を最大限行った場合においても，炉心損傷かつ原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プ

損傷，かつ，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料 ・記載の統一。

ール水位の異常低下の回避が困難な場合は放射性

プール水位の異常低下の回避が困難な場合は放射物質の拡散抑制を行う。

性物質の拡散抑制を行う。

これらの目標は，複数の目標を同時に設定するケー

これらの目標は，複数の目標を同時に設定するケースも想定される。また，プラント状況に応じて，設定スも想定される。また，プラント状況に応じて，設定する目標も随時見直していくこととする。

する目標も随時見直していくこととする。

・原子炉停止確認（停止していない場合は、原子炉手動停止を速やかに試みる。）
・タービン動補助給水ポンプ起動確認（起動していないロ.

(b)個別戦略を選択するための判断フロー

発電所対策本部は，(b)項で決定した目標設定に基づき，個別戦略を実施していく。設定目標と実施する

き，個別戦略を実施していく。設定目標と実施する個放射線モニタ指示値の確認（モニタ指示値により事

個別戦略の考え方を次に示す。

別戦略の考え方を次に示す。

火災の確認（火災が発生している場合は、事故対応への支障の有無を確認する。）（d）緊急時対策本部は、上記の確認及び対応を実施した後、詳細な状況を把握するため以下の項目を確認する。

イ 設定目標：炉心損傷回避のための原子炉圧力容器への注水

イ

設定目標：炉心損傷回避のための原子炉圧力容器への注水

発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的に実施する。

発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的に実施する。

ロ 設定目標：原子炉格納容器の破損回避

ロ 設定目標：原子炉格納容器の破損回避

イ. 対応可能な要員の確認

基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原子基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原子ロ. 通信連絡設備の確認

炉圧力容器への注水は継続して必要となるが，使用可

炉圧力容器への注水は継続して必要となるが，使用可

ハ. 電源系統の確認能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に原子炉能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に原子炉15/56・付番の差異。

災害対策本部は，(a)項で決定した目標設定に基づ ・付番の差異。

場合は、起動操作を速やかに試みる。）
故、炉心及び使用済燃料ピットの状況を推測する。）
ハ.

(c)個別戦略を選択するための判断フロー玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

ニ. 建屋等へのアクセス性確認

格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得ない状

格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得ない状

ホ. 建屋等の健全性確認

況になることが想定される。この際に「閉じ込め」機

況になることが想定される。この際に「閉じ込め」機へ. 建屋等内部の確認

能を維持するための個別戦略を実施する。

能を維持するための個別戦略を実施する。

ト. 機器状態の確認（e）緊急時対策本部は、（c）項の確認と並行して以下の対応を実施する。
また、対応の優先順位については、把握した対応可能な緊急時対策本部要員数、使用可能な設備及び施設の状態に応じて選定する。
イ. 発電用原子炉施設の状況把握が困難な場合
プラント監視機能が喪失し、発電用原子炉施設の状況把握が困難な場合においては、外観より施設の状況

原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に放原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に放射性物質が漏えいする状況が想定される場合は，放射射性物質が漏えいする状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

性物質拡散抑制戦略を実施する。

ハ 設定目標：使用済燃料プール水位確保

ハ

設定目標：使用済燃料プール水位確保

使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦

使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦

略を実施する。使用済燃料プール内の燃料損傷が発生略を実施する。使用済燃料プール内の燃料損傷が発生

し，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上昇する状況がし，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上昇する状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施す想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施す

る。

る。

を把握するとともに、対応可能な要員の状況を可能な範囲で把握し、原子炉格納容器又は使用済燃料ピット

ニ 設定目標：放射性物質拡散抑制

ニ 設定目標：放射性物質拡散抑制から環境への放射性物質の放出低減を最優先に考え、炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への大規模火災の発生に対しても迅速な対応ができるよう注水が行えない場合，使用済燃料プール水位の低下が注水が行えない場合，使用済燃料プール水位の低下が移動式大容量ポンプ車の準備を開始する。また、監視継続している場合又は原子炉建屋が損傷している場

継続している場合又は原子炉建屋が損傷している場

機能を復旧させるため、代替電源による供給により監合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

視機能の復旧措置を試みるとともに、可搬型計測器等を用いて可能な限り継続的にプラントの状態把握に努める。
外観から原子炉格納容器又は燃料取扱棟の損傷が確認され周辺の線量率が上昇している場合は、あらかじめ準備を開始している移動式大容量ポンプ車と放水砲を用いた放射性物質の放出低減を行う。
外観から原子炉格納容器が健全であることや周辺の線量率が正常であることが確認できた場合は、原子炉格納容器破損の緩和措置を優先して実施する。
炉心が損傷していないこと、１次冷却系から大規模な漏えいが発生していないこと及び原子炉格納容器の減圧が必要ないことを確認できた場合には、炉心損傷緩和の措置を実施する。
使用済燃料ピットへの対応については、外観から燃料取扱棟が健全であることや周辺の線量率が正常であることが確認できた場合は、建屋内部にて可能な限り
代替水位計の設置等の措置を行うとともに、常設設備
又は可搬型設備による使用済燃料ピットへの注水を行

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備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

b. 大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手順書

ｂ．大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手順書う。また、水位の維持が不可能又は不明と判断した場
合は、建屋内部又は外部からのスプレイを行う。
発電用原子炉施設の状況把握が困難な場合のフローを第5.2.3図に示す。
ロ. 発電用原子炉施設の状況把握がある程度可能な場合プラント監視機能が健全である場合には、運転員（当直員）、緊急時対策本部要員（指揮者等）及び重大事故等対策要員により発電用原子炉施設の状況を速やかに把握し、判断フローに基づいて「止める」、「冷やす」、「閉じ込める」機能の確保を基本とし、状況把握が困難な場合と同様に、環境への放射性物質の放出低減を目的に、優先して実施すべき対応操作とその実行性を総合的に判断し、必要な緩和措置を実施する。
なお、部分的にパラメータ等を確認できない場合
は、可搬型計測器等により確認を試みる。
（f）（c）項から（e）項の各対策の実施に当たっては、重大事故等対策におけるアクセスルート確保の考え方を基
本に被害状況を確認し、早急に復旧可能なルートを選定し、ホイールローダ、その他重機を用いて斜面崩壊による土砂、建屋の損壊によるがれき等の撤去活動を実施することでアクセスルートの確保を行う。また、事故対応を行うためのアクセスルート及び各影響緩和対策の操作に支障となる火災並びに延焼することにより被害の拡大に繋がる可能性のある火災の消火活動を優先的に
実施する。

c.

大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手順書
大規模損壊が発生した場合に対応する手順については、

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した（a）項の５つの活動又は緩和対策を行うための手順書と場合に対応する手順については，(a)項に示す 5 つの活動場合に対応する手順については，(a)項に示す 5 つの活動

して重大事故等対策で整備する設備を活用した手順等にを行うための手順を網羅する。

を行うための手順を網羅する。

加えて、重大事故等時では有効に機能しない設備等が大規

また，重大事故等対策で整備する設備を活用した手順等

また，重大事故等対策で整備する設備を活用した手順等

模損壊のような状況下では有効に機能する場合も考えらに加えて共通要因で同時に機能喪失することのない可搬に加えて共通要因で同時に機能喪失することのない可搬れるため、事象進展の抑制及び緩和に資するための多様性

型重大事故等対処設備等を用いた手順，中央制御室での監型重大事故等対処設備等を用いた手順，中央制御室での監を持たせた設備等を活用した手段を可搬型設備等による視及び制御機能が喪失した場合でも対応できるよう現場

視及び制御機能が喪失した場合でも対応できるよう現場

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備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

にてプラントパラメータを監視するための手順，可搬型計

にてプラントパラメータを監視するための手順，可搬型計

また、（b）項から（n）項のとおりの手順等を基本に、測器にてプラントパラメータを監視するための手順，建物測器にてプラントパラメータを監視するための手順，建物共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型重大事や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直故等対処設備等を用いた手順、中央制御室での監視及び制接機器を作動させるための手順等を整備する。なお，プラ

接機器を作動させるための手順等を整備する。なお，プラ

御機能が喪失した場合も対応できるよう現場にてプランントパラメータの採取手段の優先順位は，採取に時間を要

ントパラメータの採取手段の優先順位は，採取に時間を要

トパラメータを計測するための手順及び現場にて直接機しない中央制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，しない中央制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，器を作動させるための手順等を整備する。

監視機能の喪失により採取できない場合は，中央制御室内監視機能の喪失により採取できない場合は，中央制御室内

第 5.2.5 表から第 5.2.17 表に 1.2 から 1.14 におけるの計器盤内にて可搬型計測器等による計測を第 2 優先との計器盤内にて可搬型計測器等による計測を第 2 優先と重大事故等及び大規模損壊対応設備と整備する手順を、まする。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，する。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，た第 5.2.18 表に大規模損壊に特化した対応手段と対応設

現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 における重大

技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 における重大事故等対処設備と整備する手順を(b)項から(n)項に示す。

事故等対処設備と整備する手順を(b)項から(n)項に示す。

対応手順等として整備する。

備並びに整備する手順を示す。
なお、（b）項から（n）項で整備した手順のうち大規模損壊に特化した手順を（o）項に示す。

なお，大規模損壊に特化した手順を(o)項に示す。

備考

・東海第二は大規模損壊に特化した手順を（a）５つの活動又は緩和対策を行うための手順書
イ.

大規模な火災が発生した場合における消火活動に関する手順等(a) 5つの活動又は緩和対策を行うための手順書(a)イイ．大規模な火災が発生した場合における消火活動に関す大規模な火災が発生した場合における消火活動に関

5つの活動又は緩和対策を行うための手順書

する手順等

る手順等

大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場合に大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場合に大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場合における消火活動として、故意による大型航空機の衝突

おける消火活動として，故意による大型航空機の衝突における消火活動として，故意による大型航空機の衝突にによる大規模な航空機燃料火災を想定し、放水砲等をよる航空機燃料火災を想定し，放水砲等を用いた泡消火

よる航空機燃料火災を想定し，放水砲等を用いた泡消火用いた泡消火についての手順書を整備するとともに必についての手順書を整備する。

についての手順書を整備する。

整備。

要な設備を配備する。
また、地震及び津波のような大規模な自然災害によ

また，地震及び津波のような大規模な自然災害においまた，地震及び津波のような大規模な自然災害においって発電所内の油タンク火災等の大規模な火災が発生ては，施設内の油タンク火災等の複数の危険物内包設備ては，施設内の油タンク火災等の複数の危険物内包設備

した場合においても、同様な対応が可能となるよう多の火災が発生した場合においても，同様な対応が可能なの火災が発生した場合においても，同様な対応が可能な様な消火手段を整備する。

ように多様な消火手段を整備する。

ように多様な消火手段を整備する。

手順書については、以下の（l）項に該当する手順
等を含むものとして整備する。
大規模な火災が発生した場合における対応手段の優大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場

大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場

先順位は、放水砲等を用いた泡消火について速やかに合における対応手段の優先順位は，放水砲等を用いた泡合における対応手段の優先順位は，放水砲等を用いた泡

準備するとともに、火災の状況に応じて小型放水砲等

消火について速やかに準備し，早期に準備が可能な大型消火について速やかに準備し，早期に準備が可能な化学 ・配備する設備の差異。

による泡消火を準備する。また、早期に準備が可能な

化学高所放水車あるいは化学消防自動車，水槽付消防ポ

消防自動車及び水槽付消防ポンプ自動車による泡消火 ・東海第二は化学消防

消防自動車による延焼防止のための消火を実施する。

ンプ自動車による泡消火並びに延焼防止のための消火並びに延焼防止のための消火を実施する。

自動車，水槽付消防
ポンプ自動車で対を実施する。
地震により建屋内部に火災が発生した場合におい地震により建屋内部に火災が発生した場合において，地震により建屋内部に火災が発生した場合において，て、当該火災により建屋内の設計基準事故対処設備及屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備は火災の影

屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備は火災の影

び重大事故等対処設備の一部の機能が喪失するような響を受けないと考えられるため，これらの設備を中心と響を受けないと考えられるため，これらの設備を中心と

18/56

応。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

場合でも、屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備

した事故対応を行うことが可能である。なお，当該の対した事故対応を行うことが可能である。なお，当該の対等は火災の影響を受けないことが考えられるため、こ応において事故対応を行うためのアクセスルート若し

応において事故対応を行うためのアクセスルート若し

れらの設備を中心とした事故対応を行うことが可能でくは操作箇所での復旧活動に支障となる火災が発生し

くは操作箇所での復旧活動に支障となる火災が発生しある。なお、当該対応において、可搬型重大事故等対ている場合は，消火活動を速やかに実施し，操作箇所まている場合は，消火活動を速やかに実施し，操作箇所ま

処設備等と常設配管への接続場所又は系統構成のためでのアクセスルート等を確保する。具体的には，次の手でのアクセスルート等を確保する。具体的には，次の手に操作が必要な弁等の設置場所において火災が発生し順で対応を行う。

順で対応を行う。

備考ている場合は、建屋内に設置している消火器等による消火活動を速やかに実施し、接続箇所までのアクセス
ルート等を確保する。

①アクセスルートに障害がない箇所があれば，その箇①アクセスルートに障害がない箇所があれば，その箇所を使用する。

所を使用する。

②複数の操作箇所のいずれもがアクセスルートに障②複数の操作箇所のいずれもがアクセスルートに障害がある場合，最もアクセスルートを確保しやすい

害がある場合，最もアクセスルートを確保しやすい箇所を優先的に確保する。

箇所を優先的に確保する。

③ ①及び②いずれの場合も，予備としてもう１つの③ ①及び②いずれの場合も，予備としてもう1つの操作箇所へのアクセスルートを確保する。

操作箇所へのアクセスルートを確保する。

消火活動を行うに当たっては，火災発見の都度，次に消火活動を行うに当たっては，火災発見の都度，次に示す[1]〜[4]の区分を基本に消火活動の優先度を判定示す[1]〜[4]の区分を基本に消火活動の優先度を判定

し，優先度の高い火災より順次消火活動を実施する。

し，優先度の高い火災より順次消火活動を実施する。

[1]アクセスルート・操作箇所の確保のための消火[1] アクセスルート・操作箇所の確保のための消火①アクセスルート確保①アクセスルート確保②車両及びホースルートの設置エリアの確保②車両及びホースルートの設置エリアの確保（初期消火に用いる化学消防自動車，大型化学高所放（初期消火に用いる化学消防自動車，水槽付消防ポン ・配備する設備の差異。

水車等）

プ自動車等）[2]原子力安全の確保のための消火[2] 原子力安全の確保のための消火③重大事故等対処設備が設置された建屋，放射性物質内③重大事故等対処設備が設置された建屋，放射性物質内

包の建屋

包の建屋

④可搬型重大事故等対処設備の屋外接続箇所及び設置④可搬型重大事故等対処設備の屋外接続箇所及び設置

エリアの確保エリアの確保

⑤大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及びホースル⑤可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及びホースルー ・設備名称の差異。

ート，放水砲の設置エリアの確保

ト，放水砲の設置エリアの確保
火災の波及性が考えられ，事故収束に向けて原子力 ・東海第二は最新公用[3]火災の波及性が考えられ，事故終息に向けて原子力安[3]

全に影響を与える可能性がある火災の消火

安全に影響を与える可能性がある火災の消火⑥可搬型重大事故等対処設備の複数の屋外接続箇所の⑥可搬型重大事故等対処設備の複数の屋外接続箇所及確保び設置エリアの確保⑦代替熱交換器車の設置エリアの確保

19/56

文用字用語に従い記載。
・設置エリアについて
も火災の波及性を考玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉[4]その他火災の消火

東海第二発電所[4] その他火災の消火

備考
慮。

[1]から[3]以外の火災は，対応可能な段階になってか[1]から[3]以外の火災は，対応可能な段階になってか ・東海第二は熱交換器

ら，可能な範囲で消火する。

ら，可能な範囲で消火する。

車が不要な海水直接冷却の補機冷却方式

建屋内外ともに上記の考え方を基本に消火するが，大型建屋内外ともに上記の考え方を基本に消火するが，大型であることから，代航空機衝突による建屋内の大規模な火災時は，入域可能な

航空機衝突による建屋内の大規模な火災時は，入域可能な替残留熱除去系海水状態になってから消火活動を実施する。

状態になってから消火活動を実施する。

系の対応は⑥のみ。

消火活動に当たっては，現場間では無線連絡設備を使用 ・東海第二は消火活動

当該の消火活動を行うに当たっては、以下のとおり、緊急時対策本部と専属自衛消防隊員との連絡を密するとともに，現場と災害対策本部間では衛星電話設備を時に専用の通信連絡に行い、火災の影響により対応が困難な場合は別の手使用し，連絡を密にする。無線連絡設備及び衛星電話設備

設備を使用すること段を試みる等、要員の安全確保に配慮して実施する。

での連絡が困難な建屋内において火災が発生している場を明記。

・現場において事故対応操作等を行う場合には、並行

合には，複数ある別の対応手段を選択して事故対応を試み

して消火活動が必要になることを想定し複数名で活るとともに，火災に対しては連絡要員を配置する等により動する。

外部との通信ルート及び自衛消防隊員の安全を確保した上で，対応可能な範囲の消火活動を行う。

・再燃又は延焼の可能性を考慮し、火災への監視を強化する。
・消火活動を含む屋内での活動の際には、火災対応用

また，自衛消防隊以外の緊急時対策要員が消火活動の支

また，自衛消防隊以外の重大事故等対応要員が消火活動 ・組織名称の差異。

の装備品（例：防火服、空気呼吸器等）を確実に装援を行う場合は，発電所対策本部の火災対応の指揮命令系を行う場合は，災害対策本部の指揮命令系統の下で活動す （以下，同じ差異は記着する。当該の装備品を装着しての消火活動につい統の下で活動する自衛消防隊の指揮下で活動する。

る。

載を省略）
・東海第二の重大事故ては、あらかじめ活動できる時間（仕様）を確認し等対応要員は，支援た上で行う。
・屋内での消火活動は、１組２名以上で行動するととではなく，放水砲にもに被害の発生場所を概ね想定し、安全と考えられよる消火活動を実るアクセスルートを選定する。

施。

・消火活動を行うに当たっては、現場との通信用とし・消火活動における指て配備している無線連絡設備を活用し、緊急時対策

揮命令系統の差異。

本部と専属自衛消防隊員との連絡を密にする。無線連絡設備での連絡が困難な建屋内において火災が発生している場合には、複数ある別の対応手段を選択
して事故対応を試みるとともに、火災に対しては連絡要員を配置する等により外部との通信ルート及び専属自衛消防隊員の安全を確保した上で、対応可能な範囲の消火活動を行う。
また、重大事故等対策要員による消火活動を行う場
合でも、事故対応とは独立した通信手段を用いるために、消火活動専用の無線連絡設備の回線を使用することとし、全体指揮者の指揮の下対応を行う。

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玄海原子力発電所 3／4 号
ロ.

炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等
炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（b）項から（f）項、（m）
項及び（n）項に該当する手順等を含むものとして整

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
ロ

炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手

東海第二発電所
ロ．炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順

順等

等

炉心の著しい損傷を緩和するための対応手段は次の

炉心の著しい損傷を緩和するための対応手段は次のとおりとする。

備考

とおりとする。

・原子炉停止機能が喪失した場合は，原子炉手動スク

・原子炉停止機能が喪失した場合は，原子炉手動スク

ラム，冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑

ラム，再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制， ・設備名称の差異。

制，ほう酸水注入，代替制御棒挿入機能又は手動挿

ほう酸水注入，代替制御棒挿入機能又は手動挿入に合における対応手段の優先順位は以下のとおりであ

入による制御棒緊急挿入及び原子炉水位低下によよる制御棒緊急挿入及び原子炉水位低下による原る。

る原子炉出力抑制を試みる。

子炉出力抑制を試みる。

備する。
炉心の著しい損傷を緩和するための対策が必要な場

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，高圧・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，高圧 ・設備設計の差異。

炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の故障により

炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の故障に発電用原子炉の冷却が行えない場合に，高圧代替注より発電用原子炉の冷却が行えない場合に，高圧代・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時は、２次冷却系

水系により発電用原子炉を冷却する。全交流動力電

替注水系により発電用原子炉を冷却する。全交流動からの除熱による原子炉冷却及び減圧を優先し、２

源喪失又は常設直流電源系統喪失により発電用原

力電源喪失又は常設直流電源系統喪失により発電

次冷却系からの除熱機能が喪失している場合は、１子炉の冷却が行えない場合は，常設代替直流電源設

用原子炉の冷却が行えない場合は，常設代替直流電

次冷却系統の減圧及び原子炉への注水を行う。

備より給電される高圧代替注水系による発電用原源設備より給電される高圧代替注水系による発電

子炉の冷却又は原子炉隔離時冷却系の現場起動に用原子炉の冷却又は原子炉隔離時冷却系の現場起よる発電用原子炉の冷却を試みる。

動による発電用原子炉の冷却を試みる。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において１次冷

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に注水機能が・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に注水機能が却材喪失事象が発生している場合は、多様な炉心注喪失している状態において，原子炉内低圧時に期待喪失している状態において，原子炉内低圧時に期待入手段から早期に準備可能な常設設備を優先して使している注水機能が使用できる場合は，逃がし安全している注水機能が使用できる場合は，逃がし安全用し、常設設備が使用できない場合は、可搬型設備

弁による原子炉減圧操作を行う。

弁による原子炉減圧操作を行う。

による炉心注水により原子炉冷却を行う。また、１・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において原子次冷却材喪失事象が発生していない場合は２次冷却炉冷却材喪失事象が発生している場合は，残留熱除炉冷却材喪失事象が発生している場合は，残留熱除 ・残留熱除去系の運転

系からの除熱による原子炉冷却を行う。

去系ポンプ（低圧注水モード）を優先し，全交流動去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系を優先

モードの名称の差・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場

力電源喪失により発電用原子炉の冷却が行えない

し，全交流動力電源喪失により発電用原子炉の冷却異。
（以下，同様の差合は、２次冷却系からの除熱による原子炉冷却及び場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系が行えない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧

異は記載を省略）

格納容器内自然対流冷却により最終ヒートシンクへ（可搬型）及び消火系による発電用原子炉の冷却を代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及 ・ＥＣＣＳ設計の差異。

熱を輸送する。

試みる。

び補給水系による発電用原子炉の冷却を試みる。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において原子・東海第二では，低圧・原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合は、格代替注水系とは別に

納容器内自然対流冷却には移動式大容量ポンプ車を独立した代替循環冷使用するため準備に時間がかかることから、使用開却系を整備。
（柏崎刈

始するまでの間に原子炉格納容器内の圧力が最高使

羽はポンプ等を兼

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玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

用圧力以上に達した場合は、多様な格納容器スプレ

備考用）

イ手段より早期に準備可能な常設設備を優先して使・補給水系は東海第二用し、常設設備が使用できない場合は可搬型設備に固有の対策。

より原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる。
ハ.

原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等
原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（c）項から（j）項、（m）項及び（n）項に該当する手順等を含むものとして整備する。

ハ

原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関す

ハ．原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する

る手順等

手順等

原子炉格納容器の破損を緩和するための対応手段は原子炉格納容器の破損を緩和するための対応手段は次のとおりとする。

次のとおりとする。

・残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モー

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障又 ・残留熱除去系の運転ド）が故障又は全交流動力電源喪失により機能が喪

は全交流動力電源喪失により機能が喪失した場合

モードはポンプに対原子炉格納容器の破損を緩和するための対策が必要

失した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系，消火は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替格

してではなく，系統な場合における対応手段の優先順位は以下のとおりで系及び可搬型代替注水ポンプにより原子炉格納容

納容器スプレイ冷却系（可搬型），消火系及び補給に定義されるものとある。

器内の圧力及び温度を低下させる。

水系により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低整理し，「ポンプ」の下させる。

記載は削除した。
（以・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時は、２次冷却系からの除熱による原子炉冷却及び減圧を優先し、２下，同様の差異は記

次冷却系からの除熱機能が喪失した場合は、１次冷載を省略）

却系統の減圧及び原子炉への注水を行う。また、原・代替格納容器スプレ

子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する手段により、イ冷却系の常設と可高圧溶融物放出及び格納容器雰囲気直接加熱による搬の記載方法の差

原子炉格納容器破損を防止する。

異。

・炉心が溶融し、溶融デブリが原子炉容器内に残存す・補給水系による対策

る場合は、原子炉格納容器の破損を緩和するため、は，東海第二固有の多様な格納容器スプレイ手段から早期に準備可能な対策。

常設設備を優先して使用し、常設設備が使用できない場合は可搬型設備により原子炉格納容器内に注水し、原子炉容器内の残存溶融デブリを冷却する。
・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場

・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した

合は、２次冷却系からの除熱による原子炉冷却及び場合は，代替原子炉補機冷却系によりサプレッショ

場合は，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系 ・設備設計の差異。

格納容器内自然対流冷却により最終ヒートシンクへ

ン・チェンバから最終ヒートシンク（海洋）へ熱をによりサプレッション・チェンバから最終ヒートシ

熱を輸送する。

輸送する。

ンク（海洋）へ熱を輸送する。

・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した

・原子炉格納容器内の冷却又は破損を緩和するため、・原子炉格納容器の過圧破損を防止するため，格納容・原子炉格納容器の過圧破損を防止するため，格納容

格納容器内自然対流冷却又は多様な格納容器スプレ器圧力逃がし装置により，原子炉格納容器内の減圧

器圧力逃がし装置により，原子炉格納容器内の減圧イ手段から早期に準備可能な常設設備を優先して使及び除熱を行う。

及び除熱を行う。

用し、常設設備が使用できない場合は、可搬型設備・炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉・炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉

により原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させ格納容器の破損を防止するため，代替循環冷却によ

格納容器の破損を防止するため，代替循環冷却によ22/56

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備考

り原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

り原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

・溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）の抑制及・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉

び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリへの心・コンクリート相互作用（以下「MCCI」という。）

心・コンクリート相互作用や溶融炉心と原子炉格納 ・後段で読み替えを行

接触を防止するため、多様な格納容器スプレイ手段

や溶融炉心と原子炉格納容器バウンダリの接触に容器バウンダリの接触による原子炉格納容器の破わないため，記載しから早期に準備可能な常設設備を優先して使用し、よる原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉損を防止するため，ペデスタル（ドライウェル部）ていない。

常設設備が使用できない場合は可搬型設備により、格納容器下部注水を行う。

へ注水を行う。

る。

・シェルアタックは想原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冷却す定する格納容器破損

る。また、溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下

モードではないが，を遅延又は防止するため、多様な炉心注入手段から

条文記載事項である

早期に準備可能な常設設備を優先して使用し、常設ため，そのまま記載。

設備が使用できない場合は可搬型設備により原子炉・設備名称の差異。

を冷却する。

（以下，同じ差異は記載を省略）

・さらに、原子炉格納容器内に水素が放出された場合

・原子炉格納容器内に水素ガスが放出された場合ににおいても水素爆発による原子炉格納容器の破損をおいても水素爆発による原子炉格納容器の破損をても水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止「ガス」を付けない防止するために必要な水素濃度低減及び水素濃度監防止するためにプラント運転中の原子炉格納容器するためにプラント運転中の原子炉格納容器内は記載ルールとしてい視を実施し、水素が原子炉格納容器から原子炉格納内は不活性ガス（窒素）置換により原子炉格納容器

不活性ガス（窒素）置換により原子炉格納容器内雰る。
（以下，同様の差

容器周囲のアニュラス部に漏えいした場合にも、水内雰囲気を不活性化した状態になっているが，炉心囲気を不活性化した状態になっているが，炉心の著

異は記載を省略）

素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するため、の著しい損傷が発生し，ジルコニウム−水反応及びしい損傷が発生し，ジルコニウム−水反応並びに水 ・「及び」より「並びに」アニュラス内の水素排出及び水素濃度監視を実施す

水の放射線分解等による水素ガス及び酸素ガスのの放射線分解等による水素及び酸素の発生によっが適切な記載と判る。

発生によって水素濃度が可燃限界を超えるおそれて水素濃度及び酸素濃度が可燃限界を超えるおそ断。

がある場合は，可燃性ガス濃度制御系による水素ガ

れがある場合は，可燃性ガス濃度制御系による水素 ・可燃性ガス燃焼防止

ス又は酸素ガスの濃度を抑制する。さらに，格納容及び酸素の濃度を抑制する。また，可搬型窒素供給に関して，酸素濃度器圧力逃がし装置により水素ガスを原子炉格納容装置により原子炉格納容器への窒素注入を行うこについても考慮対象

器外に排出する手段を有している。

とで酸素濃度を抑制し，更に酸素濃度が上昇する場と整理。

また、電気式水素燃焼装置の起動に関しては緊急時対策本部で実効性と悪影響を考慮し判断する。

・原子炉格納容器内に水素が放出された場合におい ・窒素，水素，酸素に合においては，格納容器圧力逃がし装置により水素 ・可燃性ガス濃度制御
を原子炉格納容器外に排出する手段を有している。

系では水素と酸素を結合させることから「及び」が適切な記載と判断。
・東海第二では，格納容器圧力逃がし装置
による排出の前に，窒素供給による濃度
上昇抑制手段を整ニ.

使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手ニ

使用済燃料プールの水位を確保するための対策及びニ．使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手

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備。

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手順等

順等

使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ステン

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ステン

燃料体等の著しい損傷を緩和するための対策に関するレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨界は維持

レス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨界は維持

手順書については、以下の（k）項、（m）項及びされている。使用済燃料プールの水位を確保するためのされている。使用済燃料プールの水位を確保するための（n）項に該当する手順等を含むものとして整備す対応手段及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対対応手段及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対る。

応手段は次のとおりとする。

応手段は次のとおりとする。

順等

備考

使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び・使用済燃料プールの状態を監視するため，使用済燃

燃料体等の著しい損傷を緩和するための対策が必要な料貯蔵プール水位計，使用済燃料貯蔵プール温度

料プール水位・温度，使用済燃料プールエリア放射 ・計器名称等の差異。

場合における対応手段の優先順位は、外観から燃料取

計，燃料取替機エリア放射線モニタ，使用済燃料貯線モニタ及び使用済燃料プール監視カメラを使用

扱棟が健全であること、周辺の線量率が正常であるこ蔵プール監視カメラを使用する。

する。

・使用済燃料プールの状態を監視するため，使用済燃とが確認できた場合、建屋内部にて可能な限り代替水・使用済燃料プールの注水機能の喪失又は使用済燃

・使用済燃料プールの注水機能の喪失又は使用済燃

位計の設置等の措置を行うとともに、早期に準備が可

料プールからの水の漏えい，その他の要因により使料プールからの水の漏えい，その他の要因により使能な常設設備による注水を優先して実施し、常設設備

用済燃料プールの水位が低下した場合は，燃料プー

用済燃料プールの水位が低下した場合は，常設低圧 ・設備設計，名称の差による注水ができない場合は、可搬型設備による注

ル代替注水系（常設），燃料プール代替注水系（可代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水、建屋内部からのスプレイ等を実施し、使用済燃料搬型）及び消火系により使用済燃料プールへ注水す水ライン），可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型

ピットの近傍に立ち入ることができない場合は、外部ることにより，使用済燃料プール内の燃料体等を冷

代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系

からのスプレイを実施する。また、注水操作を行って却し，放射線を遮蔽し，臨界を防止する。

（注水ライン），可搬型代替注水大型ポンプによるも使用済燃料ピットの水位維持ができない大量の漏え

代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）及いが発生した場合、燃料取扱棟の損壊又は現場線量率

び消火系により使用済燃料プールへ注水することの上昇により燃料取扱棟に近づけない場合は、放水砲により，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，により燃料体等の著しい損傷の進行を緩和する。

放射線を遮蔽し，臨界を防止する。

ホ.

放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に至った場

ホ異。

・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他

・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他の要因により使用済燃料プールの水位維持が行えの要因により使用済燃料プールの水位維持が行えない場合，常設スプレイヘッダ又は可搬型スプレイ

ない場合，常設スプレイヘッダ又は可搬型スプレイ ・設備設計の差異。

ヘッダを使用したスプレイを実施することで，使用ノズルを使用したスプレイを実施することで，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止するとともに，環境への放射性緩和し，臨界を防止するとともに，環境への放射性物質の放出を可能な限り低減させる。

物質の放出を可能な限り低減させる。

・原子炉建屋の損壊又は放射線量率の上昇により原・原子炉建屋の損壊又は放射線量率の上昇により原子炉建屋に近づけない場合は，放水砲により燃料体

子炉建屋に近づけない場合は，放水砲により燃料体の著しい損傷の進行を緩和する。

の著しい損傷の進行を緩和する。

放射性物質の放出を低減するための対策に関する手ホ．放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順

順等

等

放射性物質の放出を低減するための対応手段は次の放射性物質の放出を低減するための対応手段は次のとおりとする。

とおりとする。

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備考

合において、放射性物質の放出を低減するための対策

・原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合，大に関する手順書については、以下の（f）項及び（k）

容量送水車，放水砲により原子炉建屋に海水を放水

搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲によ ・設備名称の差異。

項から（n）項に該当する手順等を含むものとして整し，大気への放射性物質の拡散を抑制する。

り原子炉建屋に海水を放水し，大気への放射性物質

・原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合，可備する。

の拡散を抑制する。

放射性物質の放出を低減するための対策が必要な場

・その際，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置す

合における対応手順の優先順位は、原子炉格納容器のることにより汚染水の海洋への拡散抑制を行う。

一般排水路を通って雨水排水路集水桝又は放水路

止膜を先に設置する閉じ込め機能が喪失した場合、格納容器スプレイが実・放水することで放射性物質を含む汚染水が構内排から海へ流れ出すため，汚濁防止膜を設置することことから，記載の順

施可能であれば、早期に準備が可能な常設設備による水路を通って北放水口から海へ流れ出すため，汚濁で，海洋への拡散範囲を抑制する。

番を入れ替えた。

スプレイを優先して実施し、常設設備によるスプレイ

防止膜を設置することで，海洋への拡散範囲を抑制ができない場合は可搬型設備による代替格納容器スプする。

・その際，放水することで放射性物質を含む汚染水が ・東海第二は，汚濁防・防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置すること ・プラント設計の差異。
により汚染水の海洋への拡散抑制を行う。

レイを実施する。すべての格納容器スプレイが使用不・また，汚濁防止膜の設置が困難な状況（大津波警報

・柏崎刈羽は汚濁防止

能な場合又は放水砲による放水が必要と判断した場合や津波警報が出ている状況）である場合，大津波警膜設置に際して港湾

は、放水砲による放射性物質の放出低減を実施する。

報又は津波警報が解除された後に汚濁防止膜の設内作業が発生する置を開始する。

が，東海第二は防潮使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に至った場合は、使用済燃料ピットへの外部からのスプレイ

堤内作業のみであるによる放射性物質の放出低減を優先して実施し、燃料ため，技術的能力

取扱棟の損壊又は現場線量率の上昇により燃料取扱棟

1.12 において，津波に近づけない場合は、放水砲による燃料取扱棟への放警報に係る制限を記

水により放射性物質の放出低減を実施する。

載していない。

（b）「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順(b)「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子

(b)

「1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用

原子炉を冷却するための手順等」

炉を冷却するための手順等」

イ．重大事故等対策に係る手順

イ 重大事故等対策に係る手順

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態におい原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，て、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機

設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機

却機能は、２次冷却系からの除熱機能である。

能は，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による発能は，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系によ ・設備設計の差異。

電用原子炉への注水機能である。

る発電用原子炉への注水機能である。

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉を冷却する対処設備

傷を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備及傷を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備及及び手順を整備する。

び手順を整備する。

び手順を整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷を緩大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷を緩大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷を緩和するため、重大事故等対策で整備した手順を基本と和するため，重大事故等対策で整備した手順を基本と和するため，重大事故等対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型

し，共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型重

し，共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型重

重大事故等対処設備等を用いた手順、中央制御室での大事故等対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及大事故等対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及監視及び制御機能が喪失した場合も対応できるよう現び制御機能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてび制御機能が喪失した場合も対応できるよう，現場にて25/56

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場にてプラントパラメータを計測するための手順及びプラントパラメータを監視するための手順，可搬型計測プラントパラメータを監視するための手順，可搬型計測現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備す

器にてプラントパラメータを監視するための手順，建物器にてプラントパラメータを監視するための手順，建物る。

や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にてや設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

直接機器を作動させるための手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.2の手順に加えて、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリ高大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリ高

全ての蒸気発生器の除熱が期待できない場合に、フロ

圧時における発電用原子炉を冷却するための手順の例

圧時における発電用原子炉を冷却するための手順の例

ントライン系の機能喪失に加えてサポート系の機能喪を次に示す。（第5.2−5表参照）

を次に示す。（第5.2−5表参照）

備考

失を想定し、燃料取替用水タンク水をＢ充てんポンプ（自己冷却）により原子炉へ注入する操作と加圧器逃がし弁により原子炉格納容器内部へ原子炉冷却材を放出する操作を組み合わせて原子炉を冷却する手順を整備する。
・全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却機能喪失に・高圧注水系が機能喪失した場合において，中央制御より原子炉への注水機能が喪失した場合、大容量空室からの操作により高圧代替注水系を起動できな能喪失した場合において，中央制御室からの操作に冷式発電機により受電したＢ充てんポンプ（自己冷い場合，現場での人力による弁の操作により高圧代

より高圧代替注水系を起動できない場合，現場での却）により充てんラインを使用して燃料取替用水タ

替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉

人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動

ンク水を原子炉へ注入する操作

圧力容器への注水を実施する。

し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉 ・設備設計の差異。

・制御用空気喪失時において、加圧器逃がし弁の機能

・原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が機 ・設備設計の差異。

圧力容器への注水を実施する。

を回復させるため、窒素ボンベ（加圧器逃がし弁用）

・全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失にを空気配管に接続し、原子炉格納容器内部へ原子炉より高圧注水系での発電用原子炉の冷却に使用でより原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系 ・設備設計の差異。

冷却材を放出する操作きない場合において，高圧代替注水系が起動できなを発電用原子炉の冷却に使用できない場合におい・直流電源喪失時において、加圧器逃がし弁の開弁がい場合，現場での人力による弁の操作により原子炉て，高圧代替注水系が起動できない場合，現場での必要である場合、加圧器逃がし弁の機能を回復させ隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系をるため、可搬型バッテリ（加圧器逃がし弁用）によ

子炉圧力容器への注水を実施する。

起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原 ・設備設計の差異。

り直流電源を供給し、原子炉格納容器内部へ原子炉冷却材を放出する操作

・全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失に

子炉圧力容器への注水を実施する。
・高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交流動力電源

・高圧炉心スプレイ系の機能喪失時又は全交流動力 ・設備設計の差異。

これらの手順により、２次冷却系の除熱機能が喪失

喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔離時

電源喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔した場合の対応であるＢ充てんポンプ（自己冷却）に

冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子よる原子炉への注水及び加圧器逃がし弁等を用いた１位低（レベル3）以上に維持できない場合，ほう酸

炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合，ほ ・設備名称の差異。

次冷却系の減圧を行う。また、タービン動補助給水ポ

水注入系貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系

う酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系にンプ、主蒸気逃がし弁等の機能回復を行う。

による発電用原子炉へのほう酸水注入を実施する。

よる発電用原子炉へのほう酸水注入を実施する。

・高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交流動力電源

・高圧炉心スプレイ系の機能喪失時において，高圧代 ・設備設計の差異。

喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔離時

替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧 ・東海第二の代替交流

冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に電源では，制御棒駆

位低（レベル3）以上に維持できない場合，原子炉維持できない場合，電源及び原子炉補機冷却系によ動水圧系のサポート

補機冷却系により冷却水を確保し，復水貯蔵槽を水る冷却水を確保し，復水貯蔵タンクを水源とした制系の運転に必要な容源とした制御棒駆動系による原子炉圧力容器への御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水を量が確保されないた

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注水を実施する。

実施する。

備考
め，全交流動力電源喪失時の条件を記載していない。
・設備設計の差異。
・設備名称の差異。

（c）「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手
順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順(c)「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手
順等」

(c)

「1.3

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態におい原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，て、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機

設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機

圧機能は、２次冷却系からの除熱による減圧機能又は能は，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）による減圧機

能は，逃がし安全弁（自動減圧機能）による減圧機能で ・設備名称の差異。

加圧器逃がし弁による減圧機能である。なお、加圧器

能である。

ある。

逃がし弁による減圧は、２次冷却系からの除熱により１次冷却系のサブクール度を確保した上で実施する。
２次冷却系からの除熱機能が喪失した場合は、高圧注入ポンプによる原子炉への注水機能を確保した後に加圧器逃がし弁による減圧を実施する。
蒸気発生器伝熱管破損事象発生時は、破損した蒸気発生器の隔離を行い、健全側蒸気発生器の主蒸気逃がし弁による冷却・減圧と加圧器逃がし弁による減圧操作により１次系と２次系の圧力を均圧させることで１
次冷却材の漏えいを抑制する。
インターフェイスシステムLOCA発生時は、主蒸気逃

インターフェイスシステムLOCA発生時は，原子炉冷却

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉がし弁による冷却・減圧と加圧器逃がし弁による減圧

材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離することで原子炉

冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離することで原操作を行うとともに、漏えい箇所を隔離することで１

冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離がで

子炉冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離

次冷却材の漏えいを抑制する。

きない場合は，逃がし安全弁による原子炉減圧で原子炉ができない場合は，逃がし安全弁による原子炉減圧で原冷却材の漏えいを抑制する。

子炉冷却材の漏えいを抑制する。

どちらの事象も隔離ができない場合は、主蒸気逃がし弁による冷却・減圧と加圧器逃がし弁による減圧で１次冷却材の漏えい量を抑制する。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、原

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著し

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を防止するため，原子い損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための対処設備及炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための対処設備及び手順を整備する。

び手順を整備する。

子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する対処設備及び手順を整備する。
ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時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緩和するため、重大事故等対原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

27/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機能で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失喪失することのない可搬型重大事故等対処設備等を用することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手

いた手順、中央制御室での監視及び制御機能が喪失し順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合もた場合も対応できるよう現場にてプラントパラメータ対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視す対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視すを計測するための手順及び現場にて直接機器を作動さるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをせるための手順等を整備する。

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるためのするための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.3の手順に加えて、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、全ての蒸気発生器の除熱が期待できず、蒸気発生器２

大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリを大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリを次側による炉心冷却を用いた１次冷却系の減圧機能が減圧するための手順の例を次に示す。
（第5.2−6表参照）

減圧するための手順の例を次に示す。（第 5.2−6 表参喪失した場合、フロントライン系の機能喪失に加えて

備考照）

サポート系の機能喪失も想定し、加圧器逃がし弁を用いて１次冷却系を減圧する手順を整備する。また、サポート系の機能喪失を想定し、燃料取替用水タンク水をＢ充てんポンプ（自己冷却）により充てんラインを使用して原子炉へ注入し、加圧器逃がし弁を開とする
手順を整備する。
・制御用空気喪失時において、加圧器逃がし弁の開弁が必要である場合、加圧器逃がし弁の機能を回復させるため、窒素ボンベ（加圧器逃がし弁用）を空気配管に接続し、原子炉格納容器内部へ原子炉冷却材を放出する操作・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子・直流電源喪失時において、加圧器逃がし弁の開弁が・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子必要である場合、加圧器逃がし弁の機能を回復させ炉減圧機能が喪失した場合，可搬型直流電源設備に

炉減圧機能が喪失した場合，可搬型代替直流電源設 ・設備名称，設備設計

るため、可搬型バッテリ（加圧器逃がし弁用）によより逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必

備により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必り直流電源を供給し、原子炉格納容器内部へ原子炉

要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機

要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機

冷却材を放出する操作能なし）を開放して発電用原子炉を減圧する。

能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

の差異。

・全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却機能喪失時

・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子において、原子炉への注水機能が喪失した場合、大炉減圧機能が喪失した場合，現場多重伝送盤にて逃炉減圧機能が喪失した場合，中央制御室にて逃がし ・設備設計の差異。

容量空冷式発電機から受電したＢ充てんポンプ（自がし安全弁（自動減圧機能付き）の作動回路に逃が安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁 ・設備名称の差異。

己冷却）により燃料取替用水タンク水を原子炉へ注し安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁

用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧

入する操作（自動減圧機能付き）を開放して発電用原子炉を減機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

これらの手順により、２次冷却系からの除熱による圧する。

・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子減圧機能が喪失した場合の対応であるＢ充てんポンプ

・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の自動（自己冷却）を用いた原子炉への注水、加圧器逃がし減圧機能が喪失した場合，代替逃がし安全弁駆動装

給圧力の喪失により逃がし安全弁（自動減圧機能）弁等を用いた１次冷却系の減圧を行う。また、タービ

置により逃がし安全弁（自動減圧機能なしD,E,K又が喪失した場合，非常用逃がし安全弁駆動系により ・設備名称の差異。

ン動補助給水ポンプ、主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がはU）の電磁弁排気ポートへ窒素ガスを供給し，逃逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能なしＡ, ・対象弁の差異。

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・逃がし安全弁の駆動に必要なアキュムレータの供 ・機能喪失想定範囲の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号
し弁の機能回復を行う。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所がし安全弁（自動減圧機能なしD,E,K又はU）を開放

Ｇ,Ｓ及びＶ））の電磁弁排気ポートへ窒素を供給

して発電用原子炉を減圧する。

し，逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能な

備考

しＡ,Ｇ,Ｓ及びＶ））を開放して発電用原子炉を減圧する。
・窒素供給系からの窒素の供給が喪失し，逃がし安全 ・設備名称の差異。

・不活性ガス系からの窒素ガスの供給が喪失し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供給圧力低下

弁の作動に必要な窒素の供給圧力が低下した場合，した場合，供給源を高圧窒素ガスボンベに切り替え

供給源を非常用窒素供給系高圧窒素ガスボンベにることで逃がし安全弁の機能を確保する。

切り替えることで逃がし安全弁（自動減圧機能）の ・東海第二では，供給機能を確保する。

対象を自動減圧機能付の逃がし安全弁と
している。

（d）
「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子(d)「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」

炉を冷却するための手順等」

イ. 重大事故等対策に係る手順

イ 重大事故等対策に係る手順

(d)

「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」
イ．重大事故等対策に係る手順

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態におい原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態におい原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷て，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷て，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は、以下のとおりである。

却機能は，残留熱除去系ポンプ（低圧注水モード）に却機能は，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心 ・ Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 設 計 の 差

よる発電用原子炉への注水機能である。

スプレイ系による発電用原子炉への注水機能である。

１次冷却材喪失事象が発生して１次冷却系統の保有

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい水量を確保する必要がある場合に非常用炉心冷却設備を用いて燃料取替用水タンク水を炉心へ注入する冷却

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，発電機能。また、長期的な原子炉の冷却として、水源を燃

損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備及び手順を整備する。

料取替用水タンクから格納容器再循環サンプに切り替用原子炉を冷却する対処設備及び手順を整備する。

えた後の再循環運転による冷却機能。
１次冷却材喪失事象が発生していない場合又は運転停止中に余熱除去設備を用いた崩壊熱除去機能。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉を冷却する対処設備及び手順を整備する。
ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時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緩和するため、重大事故等対原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機能で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失喪失することのないように分散配置した可搬型重大事することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手故等対処設備等を用いた手順、中央制御室での監視及順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合もび制御機能が喪失した場合も対応できるよう現場にて対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視す対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視す

プラントパラメータを計測するための手順及び現場にるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認

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異。

玄海原子力発電所 3／4 号
重大事故等対策にて整備する1.4の手順に加えて、消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼ
ル注入ポンプと同じ接続口を使用し、消防自動車から原子炉に注水する手順を整備する。
これらの手順により、安全注入設備を用いて原子炉

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所するための手順，現場にて直接機器を作動させるためのするための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

手順等を整備する。

大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリ低

大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時における発電用原子炉を冷却するための手順の例

圧時における発電用原子炉を冷却するための手順の例を次に示す。（第5.2−7表参照）

を次に示す。（第5.2−7表参照）

備考に注水することにより原子炉を冷却する機能が喪失し・常設の原子炉圧力容器への注水設備による注水た場合の対応である常設電動注入ポンプ、ディーゼル機能が喪失した場合，低圧代替注水系(常設)，低機能が喪失した場合，低圧代替注水系（常設）及 ・東海第二では常設と消火ポンプ、消防自動車又は可搬型ディーゼル注入ポ

圧代替注水系(可搬型)及び消火系による原子炉

び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容

可搬型の低圧代替注

ンプによる代替炉心注入を行う。また、Ｂ充てんポン

圧力容器への注水の3手段について，同時並行で器への注水について，同時並行で注水準備を開始

水系を同時に準備す

プ（自己冷却）、Ｂ格納容器スプレイポンプ（自己冷

注水準備を開始する。原子炉冷却材圧力バウンダする。原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場る運用。

却）（RHRS-CSSタイライン使用）の機能回復を行う。

リが低圧の場合，上記手段のうちポンプ1台以上

合，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可 ・ 整 備 す る 対 策 の 差

さらに、余熱除去設備による除熱機能が喪失した場の起動及び注水ラインの系統構成が完了した時搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の合の対応であるタービン動補助給水ポンプ及び主蒸気点で，その手段による原子炉圧力容器への注水を手段のうち，起動及び注水ラインの系統構成が完逃がし弁による２次冷却系からの除熱、可搬型ディー開始する。

了した時点で，その手段による原子炉圧力容器へ

・常設の原子炉圧力容器への注水設備による注水

ゼル注入ポンプによる蒸気発生器への注水を行う。

異。

の注水を開始する。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場

また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場
合は，低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上又合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系 ・ 整 備 す る 対 策 の 差は上記手段のうち2系以上の起動及び注水ライン（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水の系統構成が完了した時点で，逃がし安全弁によ系の手段のうち，低圧で原子炉圧力容器へ注水可

る原子炉減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水

能な系統1系統以上が起動し，注水ラインの系統を開始する。原子炉圧力容器への注水に使用する構成が完了した時点で，逃がし安全弁による原子手段は，準備が完了した系統のうち，低圧代替注

炉減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水を開始

水系(常設)，消火系，低圧代替注水系(可搬型)のする。原子炉圧力容器への注水に使用する手段

順で選択する。

は，準備が完了した手段のうち，低圧代替注水系 ・手順を指すので「手（常設），代替循環冷却系，消火系，補給水系及び低圧代替注水系（可搬型）の順で選択する。

異。

段」と記載。
・整備する対策の差

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，

発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水系，復水系，残留熱除去系(低記手段に加え給水系，復水系，高圧炉心スプレイ ・ＥＣＣＳに係る設計

圧注水モード)又は高圧炉心注水系を使用し原子系，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧

炉圧力容器への注水を実施する。

注水系）を使用し原子炉圧力容器への注水を実施

異。

の差異。

する。
（e）「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」(e)「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」

(e)

「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ

設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンク

熱を輸送する機能は、原子炉補機冷却海水設備及び原へ熱を輸送するための機能は，残留熱除去系，原子炉

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設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための機能は，残留熱除去系及び残留 ・設備設計の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
補機冷却海水系及び原子炉補機冷却系による冷却機

子炉補機冷却水設備による冷却機能である。

東海第二発電所

備考

熱除去系海水系による冷却機能である。

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

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著し損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷がい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷

発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するた

サプレッション・チェンバへ蓄積された熱を，最終ヒサプレッション・チェンバへ蓄積された熱を，最終ヒ

め、最終ヒートシンクへ熱を輸送するための対処設備

ートシンクへ輸送するための対処設備及び手順を整ートシンクへ輸送するための対処設備及び手順を整及び手順を整備する。

備する。

備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

順
大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する

び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生す

び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生す前に生ずるものに限る。）を緩和するため、重大事故る前に生ずるものに限る。）を緩和するため，重大事

る前に生ずるものに限る。）を緩和するため，重大事等対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に故等対策で整備した手順を基本とし，共通要因で同時故等対策で整備した手順を基本とし，共通要因で同時機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設備等に機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設に機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設を用いた手順、中央制御室での監視及び制御機能が喪備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機能が備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機能が失した場合も対応できるよう現場にてプラントパラメ

喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラントパ喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラントパータを計測するための手順及び現場にて直接機器を作

ラメータを監視するための手順，可搬型計測器にてプ

ラメータを監視するための手順，可搬型計測器にてプ動させるための手順等を整備する。

ラントパラメータを監視するための手順，建物や設備

ラントパラメータを監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

機器を作動させるための手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.5の手順に加えて、1.5の手順を実施するに当たり、原子炉補機冷却水冷

大規模損壊発生時に最終ヒートシンクへ熱を輸送

大規模損壊発生時に最終ヒートシンクへ熱を輸送

これらの手順により、原子炉補機冷却海水設備及びするための手順の例を次に示す。（第 5.2−8 表参照）

するための手順の例を次に示す。（第 5.2−8 表参照）

原子炉補機冷却水設備による冷却機能が喪失した場合

・原子炉補機冷却系の機能が喪失した場合，原子炉の対応であるタービン動補助給水ポンプ又は可搬型デ補機冷却系の系統構成を行い，代替原子炉補機冷

熱除去系海水系の系統構成を行い，緊急用海水系

機冷却は海水直接冷ィーゼル注入ポンプによる蒸気発生器への注水及び移却系により，補機冷却水を供給する。

又は代替残留熱除去系海水系により，補機冷却用却方式であるため，の海水を供給する。

供給する補機冷却水

却器室が浸水した場合に排水する手順を整備する。

動式大容量ポンプ車を用いたＡ、Ｂ格納容器再循環ユ
ニットによる格納容器内自然対流冷却を行う。また、
主蒸気逃がし弁の機能回復を行う。

・残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，残留 ・東海第二の非常用補・残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンク

・残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンク

が海水であることがへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧へ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧

分かる記載としてい力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ

力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へる。

熱を輸送する。

熱を輸送する。

・残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンク

・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

ント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸

送する。

送する。

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玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉（f）「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」(f)「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」

イ. 重大事故等対策に係る手順

イ 重大事故等対策に係る手順

東海第二発電所(f) 「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」
イ．重大事故等対策に係る手順

設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の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、原子炉格納容器スプレイ設備による冷却冷却機能は，残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷

冷却機能は，残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷機能である。

却モード）による原子炉格納容器の冷却機能である。

却系）による原子炉格納容器の冷却機能である。

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損

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傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度をを低下させ、また、炉心の著しい損傷が発生した場合低下させ，また，炉心の著しい損傷が発生した場合にお低下させ，また，炉心の著しい損傷が発生した場合におにおいて原子炉格納容器の破損を防止するため、原子いても原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格

いても原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格

炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度

納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低を低下させるための対処設備及び手順を整備する。

下させる対処設備及び手順を整備する。

下させる対処設備及び手順を整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時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の緩和、並びに放射性物質の濃原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

度を低下させるため、重大事故等対策で整備した手順で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失を基本とし、共通要因で同時に機能喪失することのな

することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手い可搬型重大事故等対処設備等を用いた手順、中央制

順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応でき対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視す対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視するよう現場にてプラントパラメータを計測するためのるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを手順及び現場にて直接機器を作動させるための手順等監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認を整備する。

するための手順，現場にて直接機器を作動させるためのするための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.6の手順に加えて、消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼ
ル注入ポンプと同じ接続口を使用し、消防自動車から
原子炉格納容器へ注水する手順及び1.6の手順を実施

大規模損壊発生時に原子炉格納容器内を冷却するための手順の例を次に示す。
（第 5.2−9 表参照）

大規模損壊発生時に原子炉格納容器内を冷却するための手順の例を次に示す。（第5.2−9表参照）

するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した
場合に排水する手順を整備する。

・残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モー

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原 ・

これらの手順により、格納容器スプレイ設備によるド）による原子炉格納容器内の冷却機能の喪失が子炉格納容器内の冷却機能の喪失が起きた場合，代冷却機能が喪失した場合の対応である常設電動注入ポ起きた場合，復水貯蔵槽を水源とした代替格納容

替淡水貯槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷

ンプ、ディーゼル消火ポンプ、消防自動車、可搬型デ器スプレイ冷却系による格納容器スプレイを行却系による格納容器スプレイを行う。

ィーゼル注入ポンプによる代替格納容器スプレイ、移う。

動式大容量ポンプ車を用いたＡ、Ｂ格納容器再循環ユ
ニットによる格納容器内自然対流冷却を行う。また、
Ｂ格納容器スプレイポンプ（自己冷却）の機能回復を
行う。

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備考

玄海原子力発電所 3／4 号（g）「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」
イ.重大事故等対策に係る手順

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(g)「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順

東海第二発電所
(g)

等」

「1.7

備考

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格

格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力

納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力

圧力及び温度を低下させる対処設備及び手順を整備す

及び温度を低下させる対処設備及び手順を整備する。

及び温度を低下させる対処設備及び手順を整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷が生大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷が生大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷が生じた場合において原子炉格納容器の破損を緩和するた

じた場合において原子炉格納容器の破損を緩和するた

じた場合において原子炉格納容器の破損を緩和するた

め、重大事故等対策で整備した手順を基本とし、共通

め，重大事故等対策で整備した手順を基本とし，共通要

め，重大事故等対策で整備した手順を基本とし，共通要要因で同時に機能喪失することのない可搬型重大事故

因で同時に機能喪失することのない可搬型重大事故等

因で同時に機能喪失することのない可搬型重大事故等等対処設備等を用いた手順、中央制御室での監視及び対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機

対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機制御機能が喪失した場合も対応できるよう現場にてプ能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラント能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラント

ラントパラメータを計測するための手順及び現場にてパラメータを監視するための手順，可搬型計測器にてプ

パラメータを監視するための手順，可搬型計測器にてプ

直接機器を作動させるための手順等を整備する。

ラントパラメータを監視するための手順，建物や設備のラントパラメータを監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

を作動させるための手順等を整備する。

る。

重大事故等対策にて整備する1.7の手順に加えて、消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼ
ル注入ポンプと同じ接続口を使用し、消防自動車から大規模損壊発生時に原子炉格納容器の過圧破損を防大規模損壊発生時に原子炉格納容器の過圧破損を防原子炉格納容器へ注水する手順及び1.7の手順を実施

止するための手順の例を次に示す。（第5.2−10表参照）

止するための手順の例を次に示す。（第5.2−10表参照）

するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した
場合に排水する手順を整備する。

・炉心の著しい損傷が発生した場合，代替循環冷却系 ・東海第二は，手順の・炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱

これらの手順により、原子炉格納容器内の圧力及び除去系の機能が喪失した場合及び代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器の圧力及び温度を低順に記載することと温度を低下させる機能が喪失した場合の対応である常の運転が期待できない場合，格納容器圧力逃がし装下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止

し，記載の順番を入設電動注入ポンプ、ディーゼル消火ポンプ、消防自動置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施

する。

れ替えた。

車、可搬型ディーゼル注入ポンプによる代替格納容器

し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

・炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱 ・東海第二の代替循環

スプレイ、移動式大容量ポンプ車を用いたＡ、Ｂ格納・炉心の著しい損傷が発生した場合，復水補給水系を除去系の機能が喪失した場合及び代替循環冷却系

冷却系は専用の系統

容器再循環ユニットによる格納容器内自然対流冷却を用いた代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容の運転が期待できない場合，格納容器圧力逃がし装であるため，代替循行う。また、Ｂ格納容器スプレイポンプ（自己冷却）器の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施

環冷却系に「復水補の機能回復を行う。

容器の過圧破損を防止する。

し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

給水系を用いた」という補足的な記載を行っていない。

（h）「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための(h)「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための

33/56

(h)

「1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するた

玄海原子力発電所 3／4 号
手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
手順等」

東海第二発電所

備考

めの手順等」

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷が発生した場合において、溶融炉

炉心の著しい損傷が発生した場合において，MCCIや溶

心・コンクリート相互作用（MCCI）を抑制すること及融炉心と原子炉格納容器バウンダリの接触による原子

心・コンクリート相互作用や溶融炉心と原子炉格納容器

み替えを行っていな

び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリへの接炉格納容器の破損を防止し，また，溶融炉心の原子炉格

バウンダリの接触による原子炉格納容器の破損を防止

い。

触を防止することにより原子炉格納容器の破損を防止

納容器下部への落下を遅延させる又は防止するため，原し，また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）へ ・シェルアタックは想するため、溶融し原子炉格納容器の下部に落下した炉

子炉圧力容器へ注水する対処設備及び手順を整備する。

の落下を遅延させる又は防止するため，原子炉圧力容器

定する格納容器破損へ注水する対処設備及び手順を整備する。

モードではないが，心を冷却する対処設備及び手順を整備する。また、溶炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉 ・前段でＭＣＣＩの読

融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止

条文記載事項である

するため、原子炉を冷却するための対処設備及び手順

ため，そのまま記載。

を整備する。
ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても溶融炉心による原子炉

大規模損壊発生時においても炉心溶融による原子炉

格納容器の破損を緩和するため及び溶融炉心の原子炉

格納容器の破損を緩和するため及び溶融炉心の原子炉

格納容器の破損を緩和するため及び溶融炉心のペデス

格納容器下部への落下を遅延又は緩和するため、重大

格納容器下部への落下を遅延させる又は防止するため，タル（ドライウェル部）への落下を遅延させる又は防止

事故等対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同重大事故等対策で整備した手順を基本とし，共通要因でするため，重大事故等対策で整備した手順を基本とし，時に機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設

同時に機能喪失することのない可搬型重大事故等対処

共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型重大備等を用いた手順、中央制御室での監視及び制御機能設備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機能が事故等対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及びが喪失した場合も対応できるよう現場にてプラントパ喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラントパラ

制御機能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラメータを計測するための手順及び現場にて直接機器メータを監視するための手順，可搬型計測器にてプランラントパラメータを監視するための手順，可搬型計測器を作動させるための手順等を整備する。

トパラメータを監視するための手順，建物や設備の状況

にてプラントパラメータを監視するための手順，建物やを目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作

設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直動させるための手順等を整備する。

接機器を作動させるための手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.8の手順に加えて、消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順
大規模損壊発生時においても溶融炉心による原子炉 ・東海第二は「溶融炉ル注入ポンプと同じ接続口を使用し、消防自動車から原子炉に注水する手順及び原子炉格納容器へ注水する
手順を整備する。
これらの手順により、炉心の著しい損傷、溶融が発大規模損壊発生時に原子炉格納容器下部の溶融炉心大規模損壊発生時に原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順の例を次に示す。（第 5.2−11 表を冷却するための手順の例を次に示す。（第 5.2−11 表

参照）

参照）

生し、原子炉格納容器の下部に落下した場合において、常設電動注入ポンプ、ディーゼル消火ポンプ、消・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器

・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器

防自動車、可搬型ディーゼル注入ポンプによる代替格の破損を防止するため，格納容器下部注水系（常設）の破損を防止するため，格納容器下部注水系（常設）

納容器スプレイを行う。また、Ｂ格納容器スプレイポ

により，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心により，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した

ンプ（自己冷却）の機能回復を行う。

を冷却する。

溶融炉心を冷却する。

さらに、溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を

・炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容・炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容遅延するため、常設電動注入ポンプ、ディーゼル消火器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部へ

器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウ

ポンプ、消防自動車、可搬型ディーゼル注入ポンプにの注水機能が喪失した場合，原子炉格納容器の破損ェル部）への注水機能が喪失した場合，原子炉格納

よる代替炉心注入を行う。また、Ｂ充てんポンプ（自を防止するため，格納容器下部注水系（可搬型）に容器の破損を防止するため，格納容器下部注水系

己冷却）の機能回復を行う。

より，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を（可搬型）により，ペデスタル（ドライウェル部）

34/56

心」で統一。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所冷却する。

に落下した溶融炉心を冷却する。

・炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉・炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉

格納容器の破損を防止するため，ろ過水タンクを水格納容器の破損を防止するため，ろ過水貯蔵タンク ・設備設計の差異。

源とした消火系により，原子炉格納容器の下部に落又は多目的タンクを水源とした消火系及び復水貯 ・東海第二固有の自主下した溶融炉心を冷却する。

蔵タンクを水源とした補給水系により，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却する。

（i）「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」
イ. 重大事故等対策に係る手順・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉

心の原子炉格納容器下部への落下を遅延させる又心のペデスタル（ドライウェル部）への落下を遅延は防止するため，低圧代替注水系（常設）により原させる又は防止するため，低圧代替注水系（常設）

子炉圧力容器に注水する。

により原子炉圧力容器に注水する。

(i)「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」(i)「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」

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷が発生した場合において、ジルコ

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニ

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニ

ニウム−水反応及び水の放射線分解による水素が、原

ウム−水反応及び水の放射線分解等による水素ガスがウム−水反応及び水の放射線分解等による水素が原子

子炉格納容器内に放出された場合においても水素爆発

原子炉格納容器内に放出された場合においても水素爆

炉格納容器内に放出された場合においても水素爆発にによる原子炉格納容器の破損を防止する対処設備及び発による原子炉格納容器の破損を防止するための対処

よる原子炉格納容器の破損を防止するための対処設備

手順を整備する。

設備及び手順を整備する。

及び手順を整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷が発大規模損壊発生時においても水素爆発による原子炉

大規模損壊発生時においても水素爆発による原子炉

生し、水素が原子炉格納容器内に放出された場合の水格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策で整備

格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策で整備

素爆発による原子炉格納容器の破損を緩和するため、した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失するこした手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失するこ

重大事故等対策で整備した手順を基本とし、共通要因とのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央とのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央で同時に機能喪失することのない可搬型重大事故等対制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応で制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応で処設備等を用いた手順、中央制御室での監視及び制御

きるよう，現場にてプラントパラメータを監視するためきるよう，現場にてプラントパラメータを監視するため機能が喪失した場合も対応できるよう現場にてプランの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視すの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視す

トパラメータを計測するための手順及び現場にて直接るための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するたるための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するた

機器を作動させるための手順等を整備する。

めの手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等

めの手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

を整備する。

これらの手順により、炉心の著しい損傷が発生し、備考

大量の水素が原子炉格納容器内に放出された場合においても静的触媒式水素再結合装置及び電気式水素燃焼

大規模損壊発生時に水素爆発による原子炉格納容器

大規模損壊発生時に水素爆発による原子炉格納容器装置による水素濃度低減及び可搬型格納容器水素濃度の破損を防止するための手順の例を次に示す。（第 5.2の破損を防止するための手順の例を次に示す。（第5.2

計測装置及びガス分析計による水素濃度監視を行う。

−12 表参照）−12表参照）

また、大規模損壊時における電気式水素燃焼装置の

35/56

対策。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

起動に関しては、事故発生から１時間以上経過した場

東海第二発電所

備考

・炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器内の酸 ・東海第二では，重大

合は水素爆轟による原子炉格納容器破損の脅威が予想

素濃度が上昇した場合に原子炉格納容器内の可燃事故等対策設備としされるため実効性があり、かつ水素燃焼による原子炉性ガス濃度を低減させるため，可搬型窒素供給装置ているため記載。

格納容器の健全性に悪影響を与えないと判断できる場

により原子炉格納容器内へ窒素を供給する。

合に起動する手順とする。

（j）「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器

・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器

内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム−水反内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム−水反

応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内

応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，

格納容器圧力逃がし装置を使用した原子炉格納容

格納容器圧力逃がし装置を使用した原子炉格納容器ベント操作により原子炉格納容器の水素ガス及器ベント操作により原子炉格納容器の水素及び酸

び酸素ガスを排出することで原子炉格納容器の水素を排出することで原子炉格納容器の水素爆発に

素爆発による破損を防止する。

よる破損を防止する。

(j)「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止する(j) 「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止す
るための手順等」

ための手順等」

イ．重大事故等対策に係る手順

イ 重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格

格納容器内に水素が放出され、原子炉格納容器内から

納容器内で発生した水素ガスが原子炉建屋等に漏えい

納容器内で発生した水素が原子炉建屋等に漏えいした

原子炉格納容器周囲のアニュラス部に漏えいした場合

した場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷をにおいても、水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防傷を防止するための対処設備及び手順を整備する。

防止するための対処設備及び手順を整備する。

止するための対処設備及び手順を整備する。
ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても原子炉格納容器から原大規模損壊発生時においても水素爆発による原子炉

大規模損壊発生時においても水素爆発による原子炉

子炉格納容器周囲のアニュラス部に漏えいした水素に建屋等の損傷を緩和するため，重大事故等対策で整備し建屋等の損傷を緩和するため，重大事故等対策で整備しよる原子炉建屋等の損傷を緩和するため、重大事故等

た手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失することた手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失すること対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機のない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央制のない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央制能喪失することのない可搬型重大事故等対処設備等を御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応でき

御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応でき

用いた手順、中央制御室での監視及び制御機能が喪失

るよう，現場にてプラントパラメータを監視するためのるよう，現場にてプラントパラメータを監視するためのした場合も対応できるよう現場にてプラントパラメー

手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視する

手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視する

タを計測するための手順及び現場にて直接機器を作動ための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するためための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するためさせるための手順等を整備する。

の手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等をの手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を

整備する。

整備する。

重大事故等対策にて整備する1.10の手順に加えて、可搬型バッテリ（加圧器逃がし弁用）を用いてアニュ
ラス水素濃度計測装置により計測する手順を整備する。
これらの手順により、炉心の著しい損傷が発生し、大規模損壊発生時に水素爆発による原子炉建屋の損

大規模損壊発生時に水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための手順の例を次に示す。（第5.2−13

傷を防止するための手順の例を次に示す。（第5.2−13

表参照）

表参照）

水素が原子炉格納容器内に放出され、原子炉格納容器

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玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

から原子炉格納容器周囲のアニュラス部に漏えいした

東海第二発電所・炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉 ・東海第二固有の対策。

場合においてもアニュラス内の水素濃度を低減するた

格納容器内で発生した水素が原子炉建屋原子炉棟

めのアニュラス空気浄化ファン、アニュラス空気浄化

内に漏えいする可能性があるため，原子炉建屋ガス

フィルタユニット等による水素排出及びアニュラス水

処理系により水素を大気へ排出し，原子炉建屋原子素濃度計測装置、可搬型格納容器水素濃度計測装置等

炉棟内における水素の滞留を防止する。

による水素濃度監視を行う。

備考

・炉心の著しい損傷が発生した場合，淡水貯水池を水

・炉心の著しい損傷が発生した場合，代替淡水貯槽を ・設備設計の差異。

源として格納容器頂部注水系により原子炉ウェル水源として格納容器頂部注水系（常設），西側淡水へ注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原貯水設備又は代替淡水貯槽を水源とした格納容器

子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えい

頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルへ注水すを抑制する。

ることで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素漏えいを抑制する。

・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋の天・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋原子 ・低層階の水素濃度も井付近の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉炉棟内の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉判断基準としている

建屋トップベントを開放することにより，原子炉建

建屋外側ブローアウトパネルを開放することによため，天井に限定し屋天井部に滞留した水素ガスを原子炉建屋外に排り，原子炉建屋原子炉棟内に滞留した水素を大気へた記載としていな出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

い。
・設備設計の差異。

（k）「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順(k)「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」(k) 「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

使用済燃料ピットの冷却機能は、使用済燃料ピット

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，水浄化冷却設備による冷却機能である。注水機能は、又は使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因

又は使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因

使用済燃料ピット水補給設備による注水機能である。

により当該使用済燃料プールの水位が低下した場合ににより当該使用済燃料プールの水位が低下した場合にこれらの機能が喪失し、又は使用済燃料ピットからおいて使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線おいて使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料ピッを遮蔽し，及び臨界を防止するための対処設備及び手順を遮蔽し，及び臨界を防止するための対処設備及び手順

トの水位が低下した場合において使用済燃料ピット内を整備する。なお，使用済燃料プール内の燃料体等は，を整備する。なお，使用済燃料プール内の燃料体等は，の燃料体等を冷却し、放射線を遮へいし、及び臨界を

ボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵している

ボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵している防止するための対処設備を整備している。

ため，未臨界は維持されている。

ため，未臨界は維持されている。

また、使用済燃料ピットからの大量の水の漏えいそ

また，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいそのまた，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいそのの他の要因により当該使用済燃料ピットの水位が異常

他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常にに低下した場合において使用済燃料ピット内の燃料体低下した場合において使用済燃料プール内の燃料体等低下した場合において使用済燃料プール内の燃料体等等の著しい損傷の進行を緩和し、臨界を防止し、放射の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，放射性物の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，放射性物

性物質の放出を低減する対処設備及び手順を整備す

質の放出を低減するための対応設備及び手順を整備す

質の放出を低減するための対応設備及び手順を整備す

る。

る。

る。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても使用済燃料ピット内の大規模損壊発生時においても使用済燃料プール内の大規模損壊発生時においても使用済燃料プール内の燃料体又は使用済燃料を冷却し、放射線を遮へいし及燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，び臨界を防止するため、また、使用済燃料ピット内の放射性物質の放出を低減するため，重大事故等対策で整

放射性物質の放出を低減するため，重大事故等対策で整

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玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し及び臨界を防止備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失する

備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失するするため、重大事故等対策で整備した手順を基本とことのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中ことのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中し、共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

重大事故等対処設備等を用いた手順、中央制御室でのできるよう，現場にてプラントパラメータを監視するたできるよう，現場にてプラントパラメータを監視するた

監視及び制御機能が喪失した場合も対応できるよう現めの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視めの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視場にてプラントパラメータを計測するための手順及びするための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するするための手順，建物や設備の状況を目視にて確認する

現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備すための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順

ための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順る。

等を整備する。

等を整備する。

備考

重大事故等対策にて整備する1.11の手順に加えて、使用済燃料ピットの冷却機能若しくは注水機能喪失又は使用済燃料ピット水の小規模な漏えいが発生した場

大規模損壊発生時に使用済燃料プールを冷却するための手順の例を次に示す。（第5.2−14表参照）

大規模損壊発生時に使用済燃料プールを冷却するための手順の例を次に示す。（第5.2−14表参照）

合、可搬型ディーゼル注入ポンプにより淡水又は海水を使用済燃料ピットへ注水する手順を整備する。

・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，また、使用済燃料ピットから大量の水の漏えいが発使用済燃料プールの水位が異常に低下し，使用済燃

使用済燃料プールの水位が異常に低下し，代替燃料 ・系統・設備名称の差

生し、使用済燃料ピットへの注水による水位維持が不料プール注水設備による注水を実施しても水位をプール注水系による注水を実施しても水位を維持可能又は不明と判断した場合で燃料取扱棟の損壊又は維持できない場合に，可搬型代替注水ポンプ(A-1

できない場合に，常設低圧代替注水系ポンプ又は可 ・設備設計の差異。

現場線量率の上昇により燃料取扱棟に近づけない場合

級)1台及び(A-2級)2台により，常設スプレイヘッダ

搬型代替注水大型ポンプにより，常設スプレイヘッ

は、消防自動車及び使用済燃料ピットスプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで，燃料損傷をダを使用したスプレイを実施することで，燃料損傷の運搬、設置及び接続を行い、使用済燃料ピットへの緩和し，臨界を防止する。また，この場合に，外的を緩和し，臨界を防止する。また，この場合に，外外部からのスプレイを行う手順を整備する。

要因（航空機衝突又は竜巻等）により，常設スプレ的要因（航空機衝突又は竜巻等）により，常設スプ

これらの手順により、使用済燃料ピットの冷却機能

イヘッダの機能が喪失した場合には，可搬型代替注

レイヘッダの機能が喪失した場合には，可搬型代替

若しくは注水機能が喪失し又は使用済燃料ピットから水ポンプ(A-1級)1台及び(A-2級)2台により，可搬型

注水大型ポンプにより，可搬型スプレイノズルを使の水の漏えいその他要因により当該使用済燃料ピット

スプレイヘッダを使用したスプレイを実施するこ用したスプレイを実施することで，燃料損傷を緩和の水位が低下した場合においても、使用済燃料ピットとで，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。

し，臨界を防止する。

補給用水中ポンプ、ディーゼル消火ポンプ及び消防自動車による注水に加え、可搬型ディーゼル注入ポンプによる注水を行う。
さらに、使用済燃料ピットからの大量の水の漏えい発生時においても、消防自動車、可搬型ディーゼル注
入ポンプにより使用済燃料ピットへ接近せずにスプレイする操作、資機材等を用いた漏えい抑制対策及びロープ式水位計等を用いた使用済燃料ピットの監視を行う。
使用済燃料ピットからの大量の水の漏えいが発生した場合における使用済燃料ピットの優先順位に従った
事故対応例について以下に示す。
①

使用済燃料ピット水の漏えい緩和のための操作を

38/56

異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

実行するに当たり最も重要な判断は、使用済燃料ピット（燃料取扱棟）へのアクセス可否となる。これ
は現場の被害状況（火災発生の有無、線量等）に依存する。
②

使用済燃料ピットへアクセス可能な場合には、準備から注水するまでの時間が比較的短い常設設備（ディーゼル消火ポンプ）を用いた注水操作を実施する。
③②の操作により使用済燃料ピットの水位維持ができない場合、消防自動車、使用済燃料ピット補給用
水中ポンプ、可搬型ディーゼル注入ポンプを用いて使用済燃料ピットへ注水操作を試みる。
④③の操作を行っても水位が維持できない場合、燃料取扱棟内部からのスプレイが可能であれば、消防
自動車、可搬型ディーゼル注入ポンプを用いた使用済燃料ピットスプレイ操作を実施する。
⑤④と並行して、使用済燃料ピット水の漏えいを抑制するため、あらかじめ準備している漏えい抑制のための資機材を用いた手段により、使用済燃料ピッ
ト内側からの漏えい緩和を試みる。
⑥

使用済燃料ピットへアクセスできない場合や建屋内部での使用済燃料ピットスプレイが困難な場合、消防自動車、可搬型ディーゼル注入ポンプを用いた
外部からのスプレイを実施する。また、移動式大容量ポンプ車及び放水砲を用いた燃料取扱棟への放水操作を実施する。
（l）「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順(l)「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」(l) 「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の損傷又は使用済燃料ピット内燃料体等の著しい損傷に至った場合

用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場

用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場

において、発電所外への放射性物質の拡散を抑制する

合において，発電用原子炉施設外への放射性物質の拡散合において，発電用原子炉施設外への放射性物質の拡散ための設備及び手順を整備する。

を抑制するための対処設備及び手順を整備する。

を抑制するための対処設備及び手順を整備する。

また、原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合において、航空機燃料火災への泡消火により、火災に対応する手順等を整備す

39/56

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使 ・東海第二は「破損」で統一。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考る。
ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても発電所外への放射性物

大規模損壊発生時においても発電用原子炉施設外へ

大規模損壊発生時においても発電用原子炉施設外へ質の放出を低減するため、重大事故等対策で整備したの放射性物質の拡散を抑制するため，重大事故等対策での放射性物質の拡散を抑制するため，重大事故等対策で手順を基本とし、共通要因で同時に機能喪失すること整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失す

整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失すのない可搬型重大事故等対処設備等を用いた手順、中ることのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，

ることのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対

中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対できるよう現場にてプラントパラメータを計測するた応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視する応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視するめの手順及び現場にて直接機器を作動させるための手ための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監ための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監順等を整備する。

視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認す視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるための手

るための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

順等を整備する。

ロ.大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

重大事故等対策にて整備する1.12の手順に加えて、原子炉格納容器、原子炉周辺建屋等が破損している場
合又は破損が不明な状況において、建屋周辺の線量率が上昇している場合は、代替格納容器スプレイにより原子炉格納容器へ注水する手順を整備する。
これらの手順により、移動式大容量ポンプ車及び放大規模損壊発生時に発電用原子炉施設外への放射性大規模損壊発生時に発電用原子炉施設外への放射性物質の拡散を抑制するための手順の例を次に示す。（第物質の拡散を抑制するための手順の例を次に示す。（第5.2−15表参照）

5.2−15表参照）

水砲による原子炉格納容器への放水に加え、放水砲を準備するまでの間、スプレイラインが使用可能な場合

・炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のお・炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおは、常設電動注入ポンプ、Ｂ格納容器スプレイポンプ

それ又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しいそれ又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい（自己冷却）、ディーゼル消火ポンプ、消防自動車、

損傷のおそれにより原子炉建屋から直接放射性物

損傷のおそれにより原子炉建屋から直接放射性物

可搬型ディーゼル注入ポンプを用いた代替格納容器ス質が拡散する場合，大容量送水車（原子炉建屋放水

質が拡散する場合，可搬型代替注水大型ポンプ（放 ・設備名称の差異。

プレイ操作等を実施することにより、放射性物質の放設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，水用）及び放水砲により原子炉建屋に海水を放水

出低減を行う。

大気への放射性物質の拡散を抑制する。

し，大気への放射性物質の拡散を抑制する。

放水砲の設置位置については、複数箇所をあらかじ

・放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場

め設定しているが、現場からの情報等を勘案し、原子合，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置するこ合，汚染水は一般排水路を通って雨水排水路集水桝

る，汚濁防止膜／放射力防災管は、原子炉格納容器の破損範囲を覆うようなとにより，汚染水の海洋への放射性物質の拡散を抑又は放水口から海へ流れ込むため，汚濁防止膜を設性物質吸着材の順で噴霧放射を基本とする。

制する。また，放射性物質を含む汚染水は構内排水置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制す

記載。

使用済燃料ピットからの放射性物質の放出低減対策路を通って北放水口から海へ流れ込むため，汚濁防る。また，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置 ・プラント設計の差異。

については、「1.11使用済燃料貯蔵槽の冷却等のため止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散することにより，汚染水の海洋への放射性物質の拡の手順等」における注水手段及びスプレイ手段によりを抑制する。

散を抑制する。

行うが、当該の手段が有効ではない場合に、本項における放水砲による放射性物質の放出低減対策を実施する。
以下に、放水砲を使用した具体的な事故対応を示す。
①

放水砲の使用判断
大規模損壊の発生により、炉心の著しい損傷及40/56

・放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場 ・東海第二の手順であ玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に至るような場合には、「大規模損壊時に対応する手順」に基づく初動対
応フローに従い、プラント状態を把握するとともに、放射性物質の放出低減に対して迅速な対応ができるよう移動式大容量ポンプ車の準備を行う。
原子炉格納容器圧力の低下、エリアモニタ、モ
ニタリングステーション及びモニタリングポストの指示値の上昇、目視による原子炉格納容器の破損等を確認した場合には、初動対応フローの優先順位に従い「放射性物質放出低減フロー」を選択する。当該フローにおいては、格納容器スプレイ
ラインが使用可能な場合は、準備時間が比較的短い格納容器スプレイ操作を実行する。なお、格納容器スプレイラインが使用不能な場合又は放水砲による放水が必要と判断された場合には、放水砲による放射性物質の放出低減のための操作を選択する。
②

放水砲の設置位置の判断
放水砲の設置位置として、原子炉格納容器へ放水する場合に備え複数箇所をあらかじめ設定しているが、現場からの情報（風向き、火災の状況、損傷位置（高さ、方位））等を勘案し、原子力防災管理者が総合的に判断して、適切な位置からの放水を重大事故等対策要員へ指示する。

③

放水砲の設置位置と原子炉格納容器又は燃料取扱棟への放水可能性[原子炉格納容器へ放水する場合]
前述のとおり、放水砲は状況に応じて適切な場所に設置する。原子炉格納容器から約 80m の範囲
内、かつ敷地高さ EL.＋11m に放水砲を設置すれば、原子炉格納容器頂部までの放水が可能である。
また、海水取水箇所については複数箇所を想定するとともに、ホースの布設ルートについても、その時の被害状況や火災の状況を勘案して柔軟な対応ができるよう複数のアクセスルートを想定した手順及び設備構成とする。

41/56

東海第二発電所

備考

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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所[使用済燃料ピットへ放水する場合]
使用済燃料ピットからの大量の水の漏えいが発生した場合における対応では、「1.11 使用済燃料
貯蔵槽の冷却等のための手順等」に示す可搬型ディーゼル注入ポンプでの使用済燃料ピットスプレ
イヘッダによる内部又は外部からのスプレイに加え、消防自動車での使用済燃料ピットスプレイヘッダによる内部又は外部からのスプレイを実施する。
さらに、本操作を実施することが困難な状況（大規模な火災等により燃料取扱棟に接近できない場
合）においては、放水砲により燃料取扱棟へ放水する手段もある。この場合、原子炉格納容器へ放水する場合と同様、風向き、火災の状況、損傷位
置（高さ、方位）等に応じて放水砲を設置する。
放水砲による原子炉格納容器等への放水により、放射性物質を含む汚染水が発生することから、発電所外への流出を抑制するため、放射性物質吸着剤設
置及びシルトフェンスにより汚染水の海洋への放出低減を行う。
シルトフェンス設置前に放水砲で放水を実施した
場合、放射性物質を含む汚染水は、雨水排水の流路を通って海へ流れるため、３号炉及び４号炉放水口
側雨水排水処理槽等に放射性物質吸着剤を設置し、雨水排水の流路から流れてきた汚染水が通過することにより放射性物質を吸着させ、海洋への放射性物
質の放出低減を図る。
シルトフェンスは、３号炉及び４号炉放水口側雨水排水処理槽放水箇所付近等に設置する。
また、１号炉及び２号炉側においては、３号炉及び４号炉のシルトフェンス設置後、吐口水槽等に放射性物質吸着剤を設置し、その後、吐口水槽放水箇所付近等にシルトフェンスを設置する。
（m）「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」(m)「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」(m) 「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順
等」

イ. 重大事故等対策に係る手順

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

42/56

備考

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東海第二発電所

設計基準事故の収束に必要な水源は、復水タンク、重大事故等が発生した場合において，設計基準事故の重大事故等が発生した場合において，設計基準事故の燃料取替用水タンクである。これらの水源とは別に、収束に必要な水源とは別に重大事故等の収束に必要と収束に必要な水源とは別に重大事故等の収束に必要と重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を有するなる十分な量の水を有する水源を確保することに加えなる十分な量の水を有する水源を確保することに加え水源を確保することに加えて、設計基準事故対処設備て，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対て，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対及び重大事故等対処設備に対して重大事故等の収束にして重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供して重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供必要となる十分な量の水を供給する対処設備及び手順給するために必要な設備を複数確保し，これらの水源か給するために必要な設備を複数確保し，これらの水源かを整備する。

ら注水が必要な場所への供給を行うための対処設備及ら注水が必要な場所への供給を行うための対処設備及び手順を整備する。

び手順を整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても事故等の収束に必要と大規模損壊発生時においても事故等の収束に必要と大規模損壊発生時においても事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するため、重大事故等対策でなる十分な量の水を供給するため，重大事故等対策で整なる十分な量の水を供給するため，重大事故等対策で整整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機能喪失備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失する

備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失するすることのない可搬型重大事故等対処設備等を用いたことのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中ことのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中手順等を整備する。

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

当該手順は、「1.2原子炉冷却材圧力バウンダリ高できるよう，現場にてプラントパラメータを監視するたできるよう，現場にてプラントパラメータを監視するた

圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及びめの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視めの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視「1.3原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するためのするための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するするための手順，建物や設備の状況を目視にて確認する手順等」に示す２次冷却系からの除熱手段、「1.4原ための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順

ための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順

子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷等を整備する。

等を整備する。

備考

却するための手順等」に示す原子炉への注水手段、「1.5最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順
等」、「1.6原子炉格納容器内の冷却等のための手順

大規模損壊発生時に事故の収束に必要となる水の供給手順の例を次に示す。（第5.2−16表参照）

大規模損壊発生時に事故の収束に必要となる水の供給手順の例を次に示す。（第5.2−16表参照）

等」、｢1.7原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」及び「1.8原子炉格納容器下部の溶融炉心・復水貯蔵槽を水源とした発電用原子炉への注水等を冷却するための手順等」に示す原子炉格納容器へのの対応を実施している場合，可搬型代替注水ポンプ

ンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより各種注 ・代替淡水貯槽は注水

注水等の手段、「1.11使用済燃料貯蔵槽の冷却等のた（A-2級）により防火水槽を水源とした復水貯蔵槽

水／補給する場合，代替淡水貯槽の水が枯渇する前

源と補給水源の機能めの手順等」に示す使用済燃料ピットへの注水手段並への補給を実施する。

に西側淡水貯水設備等の水を可搬型代替注水中型を持っている。

びに「1.12発電所外への放射性物質の拡散を抑制する

・代替淡水貯槽を水源として常設低圧代替注水系ポ ・設備設計の差異。

ポンプ等により代替淡水貯槽に補給する。

・西側淡水貯水設備のための手順等」に示す原子炉格納容器等への放水等をほか，淡水タンクか行うために必要となる水源の確保に関する手順であらの補給（可搬型代る。

替注水大型ポンプ使

これらの手順により、代替淡水源を使用した中間受用）も可能であるた槽への供給及び海水（取水ピット、取水口）を水源とめ，「等」を記載。

した中間受槽への供給を行う。また、その他の代替手・防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ（A-1・西側淡水貯水設備を水源として可搬型代替注水中 ・設備設計の差異。

段として２次系純水タンク及び原水タンクを水源とす

級又はA-2級）により各種注水/補給する場合，防火型ポンプにより各種注水／補給する場合，西側淡水 ・代替淡水貯槽のほることにより中間受槽への供給を行う。

水槽の水が枯渇する前に淡水貯水池の水を防火水

貯水設備の水が枯渇する前に代替淡水貯槽等の水

43/56

か，淡水タンクから玄海原子力発電所 3／4 号
重大事故等対策にて整備する1.13の手順に加えて、

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉槽に補給する。

長期間にわたる大津波警報が発令されている状況等を

東海第二発電所

備考

を可搬型代替注水大型ポンプにより西側淡水貯水の補給も可能である設備に補給する。

ため，
「等」を記

考慮し、被災状況、場所により適切なルートで淡水の載。

水源を確保する手順を整備する。
（n）「1.14 電源の確保に関する手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順
電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場(n)「1.14 電源の確保に関する手順等」(n) 「1.14 電源の確保に関する手順等」

イ 重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場

電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において炉心の著しい損傷、原子炉格納容器の破合において，炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，合において，炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，損、使用済燃料ピット内燃料体等の著しい損傷及び運使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転

転停止中における原子炉内の燃料体の著しい損傷を防停止中において原子炉内燃料体の著しい損傷を防止す

停止中において原子炉内燃料体の著しい損傷を防止す

止するために必要な電力を確保する設備及び手順を整るため，代替電源から給電するための対処設備及び手順るため，代替電源から給電するための対処設備及び手順備する。

を整備する。

を整備する。

ロ.大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷、原大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷，原子大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷，原子子炉格納容器の破損、使用済燃料ピット内燃料体等の炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著

炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著しい損

しい損傷及び運転停止中において原子炉内燃料体の著しい損傷及び運転停止中において原子炉内燃料体の著傷を緩和するための代替電源を供給するため、重大事

しい損傷を緩和するため，重大事故等対策で整備した手しい損傷を緩和するため，重大事故等対策で整備した手故等対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失することのな

順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失することのなに機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設備

い可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央制御室

い可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央制御室等を用いた手順等を整備する。

での監視及び制御機能が喪失した場合も対応できるよ

での監視及び制御機能が喪失した場合も対応できるよ

重大事故等対策にて整備する1.14の手順に加えて、

う，現場にてプラントパラメータを監視するための手う，現場にてプラントパラメータを監視するための手

非常用母線２系統が損傷した場合に、発電機車（高圧順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視するた

順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視するた

発電機車又は中容量発電機車）、変圧器車及び可搬型めの手順，建物や設備の状況を目視にて確認するためのめの手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための分電盤により、アニュラス空気浄化ファン、電気式水手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整

素燃焼装置、可搬型格納容器水素濃度計電源盤及びサ

備する。

備する。

ンプリング弁に電源を供給する手順を整備する。
これらの手順により、電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合においても大容量空冷式発電

大規模損壊発生時に電源を確保するための手順の例を次に示す。（第5.2−17表参照）

大規模損壊発生時に電源を確保するための手順の例を次に示す。（第5.2−17表参照）

機、号炉間電力融通電路、発電機車（高圧発電機車又は中容量発電機車）及び直流電源用発電機等による電源の確保を行う。

・外部電源及び非常用交流電源設備による給電が見・外部電源及び非常用所内電気設備による給電が見 ・東海第二は，常設の込めない場合，非常用高圧母線D系，C系の順で復旧

込めない場合，Ｍ／Ｃ ２Ｃを優先に，常設代替交

代替交流電源設備は

全交流動力電源及び直流電源喪失が発生した場合にし，第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン

流電源設備から非常用所内電気設備へ給電する。

１組のみ設置。

おける対応手段の優先順位は、早期に準備が可能な常発電機の起動操作を並行で行い，第一ガスタービン（緊急用Ｍ／Ｃを経由するため，代替所内電気設備 ・常設代替交流電源設

設設備による給電を優先して実施し、その後、可搬型発電機で給電する。第一ガスタービン発電機によるへの給電も同時に行われる）設備による給電を実施する。また、電源機能が喪失

給電が行えない場合は，第二ガスタービン発電機

44/56

備から受電する非常用高圧母線は１母線

玄海原子力発電所 3／4 号
し、監視パラメータの計測が不能になった場合には、可搬型計測器によるパラメータ監視を実施する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所（緊急用高圧母線経由）による給電を行う。
・外部電源，非常用交流電源設備，第一ガスタービン

備考のみとする設計。

・外部電源，非常用交流電源設備，常設代替交流電源 ・設備設計の差異。

発電機，第二ガスタービン発電機及び電源車（緊急設備又は代替所内電気設備によるパワーセンタ２ ・東海第二は動力変圧用高圧母線経由）によるパワーセンターC系及びD系

Ｃ及び２Ｄへの給電が見込めない場合，可搬型代替

器を介さず直接非常への給電が見込めない場合，可搬型代替交流電源設

交流電源設備（可搬型代替低圧電源車）を可搬型代用パワーセンタへ給備（電源車）をパワーセンターの動力変圧器の一次替低圧電源車接続盤に接続し，パワーセンタ２Ｃ及電する設計。

側又は緊急用電源切替箱接続装置に接続し，電源をび２Ｄへ給電する。

復旧する。
・当該号炉が外部電源，非常用交流電源設備，第一ガ・東海第二は単機サイ

スタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び電トであるため，号炉

源車による給電を見込めない場合，号炉間電力融通

間融通手段がない。

ケーブルを用いて他号炉の緊急用電源切替箱断路器から当該号炉の緊急用高圧母線までの電路を構成し，他号炉から給電する。
・外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，・外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に， ・ここでは非常用直流

常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備によ常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設

母線への給電を記る給電ができない場合，可搬型直流電源設備（電源

備による交流入力電源の復旧が見込めない場合，可載。

車及びAM用直流125V充電器）により直流電源を必要

搬型代替直流電源設備（可搬型代替低圧電源車及び ・常設代替直流電源設

な機器に給電する。

可搬型整流器）により直流電源を直流125V主母線盤

備から非常用直流母２Ａ・２Ｂへ給電する。

線への給電手段がな

・外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，い（緊急用母線のみ

常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設

で事故対応に係る必備による交流電源の復旧ができない場合で，かつ可要機能を確保する方

搬型直流電源設備（電源車及びAM用直流125V充電針）ため，常設代替器）による直流電源の給電ができない場合，直流給

直流電源設備を記載

電車を直流125V主母線盤Aに接続し，直流電源を給していない。
・柏崎刈羽が既設充電電する。

器盤と電源車の組合
せによる直流給電方式，自主で可搬直流給電を採用しているのに対し，東海第二は可搬型設備のみで直流給電が可能な設計としている。
（既設
充電器盤を使用した
直流給電は電源車に45/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考
よる非常用パワーセ
ンタ給電時に併せて対応可能）

・非常用所内電気設備の電源給電機能が喪失した場 ・非常用所内電気設備
合は，代替交流電源設備である常設代替交流電源設の状態に関わらず，

備（又は可搬型代替交流電源設備）及び代替直流電

代替所内電気設備の源設備である常設代替直流電源設備（又は可搬型代

負荷の動作に記載す

替直流電源設備）から代替所内電気設備へ給電する場合は，緊急用パる。

ワーセンタ等へ給電するため，その手順を記載。

（o）「2.1 可搬型設備等による対応手順等」(o) 「2.1 可搬型設備等による対応手順等」

・東海第二では，大規大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

模損壊に特化した手

大規模損壊発生時に使用する設備と手順については、

大規模損壊発生時に使用する設備と手順については，先順を整備。

先に記載した（b）項から（n）項で示した重大事故等対に記載した(b)項から(n)項で示した重大事故等対策で整策で整備する手順等を活用することで「炉心の著しい損備する手順等を活用することで「炉心の著しい損傷を緩和

傷を緩和するための対策」、「原子炉格納容器の破損をするための対策」，「原子炉格納容器の破損を緩和するた

緩和するための対策」、「使用済燃料貯蔵槽の水位を確めの対策」，「使用済燃料プールの水位を確保するための保するための対策及び燃料体等の著しい損傷を緩和する対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策」，「放ための対策」、「放射性物質の放出を低減させるための射性物質の放出を低減させるための対策」及び「大規模な対策」、「大規模な火災が発生した場合の消火活動」の火災が発生した場合における消火活動」の措置を行う。

措置を行う。

さらに，柔軟な対応を行うため上記の手順に加えて，以

なお、可搬型設備等による対応手順等のうち、柔軟な対下の大規模損壊に特化した手順を整備する。（第5.2−18

応を行うための大規模損壊に特化した手順を以下に示す。

表参照）

イ. Ｂ充てんポンプ（自己冷却）で注入し、加圧器逃

イ．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

がし弁を開とする手順
ロ.

消防自動車を可搬型ディーゼル注入ポンプと同大規模損壊では，炉心損傷後，放射線モニタ類の指示じ接続口に接続し、原子炉に注水する手順
ハ.

値の急激な上昇等により原子炉格納容器からの異常な消防自動車を可搬型ディーゼル注入ポンプと同漏えいを検知した場合や格納容器スプレイ機能を有す

じ接続口に接続し、原子炉格納容器に注水する手順

る重大事故等対処設備が機能喪失した場合等を想定し，ニ.

使用済燃料ピットへ可搬型ディーゼル注入ポン

原子炉格納容器破損緩和や放射性物質の放出低減を目プで注水する手順
ホ.

的とした格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格納使用済燃料ピットへ消防自動車でスプレイする

容器内の減圧及び除熱手順を整備する。

手順

ロ．可搬型代替注水中型ポンプによる消火手順

へ. 大津波警報発令時、八田浦貯水池を移動式大容量

化学消防車，水槽付消防ポンプ自動車，可搬型代替注

ポンプ車の取水源とする手順

水大型ポンプ（放水用）等を用いた火災時の対応が困難

46/56

玄海原子力発電所 3／4 号
ト.

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

な場合を想定し，可搬型代替注水中型ポンプを用いた消可搬型バッテリを使用してアニュラス水素濃度を計測する手順チ.

火手順を整備する。

可搬型代替所内電気設備による原子炉格納容器

ハ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲によ破損を防止するための設備へ給電する手順

る使用済燃料プールへの注水手順

リ. 可搬型計測器を現場盤に接続し計測する手順
ヌ.

東海第二発電所

大規模な地震等により使用済燃料プールが損傷し，技

移動式大容量ポンプ車によるＡ系格納容器再循術的能力「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手環ユニットへの海水通水を実施する際、原子炉補機

順等」にて水位が維持できない場合，強制開放装置によ冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順

る原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放（ブローア
ウトパネル閉止装置が閉止状態である場合は，ブローア
ウトパネル閉止装置の開放）を行い，その開口部を介して，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による使用済燃料プールへの注水手順を整備する。
ニ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による使用済燃料乾式貯蔵建屋への放水手順
大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突
その他のテロリズムにより使用済燃料乾式貯蔵建屋に大規模な損壊が発生した場合を想定し，可搬型代替注水
大型ポンプ（放水用）及び放水砲による使用済燃料乾式貯蔵建屋への放水手順を整備する。
ホ．現場での可搬型計測器によるパラメータ計測及び監視手順
中央制御室が機能喪失する場合を想定し，現場での可これら手順のうち、炉心の著しい損傷を緩和するための搬型計測器によるパラメータ監視手順を整備する。

対策に関する手順等については、イ項からハ項及びリ項が該当する。
原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等については、イ項からハ項及びヘ項からヌ項が該当する。
使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等
並びに放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等については、ニ項からヘ項が該当する。
d.

c.項に示す大規模損壊への対応手順書は、万一を考慮しc. b.項に示す大規模損壊への対応手順書は，万一を考慮しｃ．ｂ.項に示す大規模損壊への対応手順書は，万一を考慮し中央制御室の機能が喪失した場合も対応できるよう整

中央制御室の機能が喪失した場合も対応できるよう整

中央制御室の機能が喪失した場合も対応できるよう整備するが、中央制御室での監視及び制御機能に期待でき

備する。

備する。

る可能性も十分に考えられることから、運転手順書も並行して活用した事故対応も考慮したものとする。例え

47/56

備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

ば、重大事故等発生時において運転手順書で対応中に、期待する重大事故等対処設備等（例：大容量空冷式発電機、常設電動注入ポンプ等）の複数の機能が同時に喪失する等、重大事故シナリオベースから外れて大規模損壊へ至る可能性のあるフェーズへ移行した場合にも活用できるものとする。すなわち、原因となった事象により喪失した機能に着目して、その機能を代替するための対策が行える手順書の構成とする。
e.

f.

c.項に示す大規模損壊への対応手順書については、地震

d. b.項に示す大規模損壊への対応手順書については，地震，

ｄ．ｂ.項に示す大規模損壊への対応手順書については，地震，及び津波により発生する可能性のある大規模損壊に対

津波及び地震と津波の重畳により発生する可能性のある

津波及び地震と津波の重畳により発生する可能性のあるして、また、PRA の結果に基づく事故シーケンスグルー

大規模損壊に対して，また，PRAの結果に基づく事故シー

大規模損壊に対して，また，ＰＲＡの結果に基づく事故シプの選定にて抽出しなかった地震及び津波特有の事象

ケンスグループの選定にて抽出しなかった地震及び津波

ーケンスグループの選定にて抽出しなかった地震及び津として発生する事故シーケンスについて、当該事故によ特有の事象として発生する事故シーケンスについて，当波特有の事象として発生する事故シーケンスについて，り発生する可能性のある重大事故、大規模損壊への対応

該事故により発生する可能性のある重大事故，大規模損

当該事故により発生する可能性のある重大事故，大規模も考慮する。加えて、大規模損壊発生時に、同等の機能

壊への対応をも考慮する。加えて，大規模損壊発生時に，損壊への対応をも考慮する。加えて，大規模損壊発生時を有する可搬型重大事故等対処設備、常設重大事故等対同等の機能を有する可搬型重大事故等対処設備，常設重に，同等の機能を有する可搬型重大事故等対処設備，常設

処設備及び設計基準事故対処設備が同時に機能喪失す

大事故等対処設備及び設計基準事故対処設備が同時に機重大事故等対処設備及び設計基準事故対処設備が同時にることなく、炉心注水、電源確保、放射性物質放出低減

能喪失することなく，原子炉圧力容器への注水，電源確

機能喪失することなく，原子炉圧力容器への注水，電源確等の各対策が上記設備のいずれかにより達成できるよ

保，放射性物質拡散抑制等の各対策が上記設備のいずれ

保，放射性物質拡散抑制等の各対策が上記設備のいずれう構成する。

かにより達成できるよう構成する。

かにより達成できるよう構成する。

発電用原子炉施設において整備する大規模損壊発生時のｅ．発電用原子炉施設において整備する大規模損壊発生時の応する手順については、大規模損壊に関する考慮事項

対応手順については，大規模損壊に関する考慮事項等，米対応手順については，大規模損壊に関する考慮事項等，米等、米国における NEI ガイドの考え方も参考とする。ま

国におけるNEIガイドの考え方も参考とする。また，当該国におけるＮＥＩガイドの考え方も参考とする。また，当た、当該ガイドの要求内容に照らして発電用原子炉施設のガイドの要求内容に照らして発電用原子炉施設の対応

該のガイドの要求内容に照らして発電用原子炉施設の対の対応状況を確認する。

状況を確認する。

応状況を確認する。

発電用原子炉施設において整備する大規模損壊時に対5.2.1.2大規模損壊の発生に備えた体制の整備

e.

5.2.1.2 大規模損壊の発生に備えた体制の整備

5.2.1.2 大規模損壊の発生に備えた体制の整備

大規模損壊発生時の体制については、組織が最も有効に機能大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場合大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場合すると考えられる通常の緊急時対策本部の体制により対応すにおける体制については，重大事故等時の対応体制を基本とす

における体制については，重大事故等時の対応体制を基本とすることを基本としつつ、通常とは異なる対応が必要となる状況

るが，大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時のるが，大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時のにおいても流動性を持って対応できるように整備する。

体制が部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）

体制が部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）

でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

また、重大事故等を超えるような状況を想定した5.2.1.1項
における大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うこ

また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模損壊

また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模損壊とを前提とし、中央制御室が機能喪失するような通常とは異な対応のための体制を整備，充実するために，大規模損壊対応に対応のための体制を整備，充実するために，大規模損壊対応にる体制で活動しなければならない場合にも対応できるように係る必要な計画の策定並びに運転員，緊急時対策要員及び自衛係る必要な計画の策定並びに災害対策要員に対する教育及び ・東海第二の災害対策

するとともに、重大事故等対策では考慮されない大規模損壊に消防隊に対する教育及び訓練を付加して実施し体制の整備を訓練を付加して実施し体制の整備を図る。

48/56

要員は，当直（運転玄海原子力発電所 3／4 号
対するぜい弱性を補完する手順書を用いた活動を行うための

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所図る。

備考員）と自衛消防隊を教育、訓練の実施及び体制の整備を図る。

含む。
（以下，同じ差異は記載を省略）（1）大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練の実施(1) 大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練の実施(1)

大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練の実
施

大規模損壊時への対応のための緊急時対策本部要員への大規模損壊発生時において，事象の種類及び事象の進展に教育及び訓練については、重大事故等対策にて実施する教育

応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を確保す

応じて的確，かつ，柔軟に対処するために必要な力量を確保 ・記載の統一。

及び訓練を基に、専属自衛消防隊員への教育及び訓練についるため，運転員，緊急時対策要員及び自衛消防隊への教育及するため，災害対策要員への教育及び訓練については，重大ては、火災防護の対応に関する教育及び訓練を基に、大規模び訓練については，重大事故等対策の対処に係る教育及び訓事故等対策の対処に係る教育及び訓練に加え，過酷な状況下

損壊発生時における各要員の役割に応じた任務を遂行する

練に加え，過酷な状況下においても柔軟に対処できるよう大においても柔軟に対処できるよう大規模損壊発生時に対応に当たり必要となる力量を習得及び維持するため、以下の教規模損壊発生時に対応する手順及び事故対応用の資機材のする手順及び事故対応用の資機材の取扱い等を習得するた育及び訓練を実施する。また、重大事故等対策要員のうち保取扱い等を習得するための教育及び訓練を実施する。また，

めの教育及び訓練を実施する。また，重大事故等対応要員に ・東海第二で流動性を修対応要員（以下「保修対応要員」という。）については、運転員及び緊急時対策要員の役割に応じて付与される力量

おいては，役割に応じて付与される力量に加え，流動性をももたせる対象は，重電制系に係る力量、機械系に係る力量といった要員の役割にに加え，流動性をもって柔軟に対応できるような力量を確保って柔軟に対応できるような力量を確保していくことによ

大事故等対応要員。

応じて付与される力量に加え、流動性をもって対応できるよ

していくことにより，本来の役割を担う要員以外の要員でもり，本来の役割を担う要員以外の要員でも対応できるよう教

うな力量を確保していくことにより、期待する要員以外の要対応できるよう教育及び訓練の充実を図る。必要となる力量

育及び訓練の充実を図る。必要となる力量を第 5.2−19 表に ・図表番号の差異。

員でも対応できるよう教育及び訓練の充実を図る。その他、を第 5.2−18 表に示す。

示す。

大規模損壊発生時において，事象の種類及び事象の進展に

・東海第二は，「第発電所構内に勤務する緊急時対策本部要員以外の人員を割

5.2−18 表 大規模

り当てなければならない事態を想定して、原子力災害への活損壊に特化した手動に協力するための教育を実施する。必要となる力量を第順」を追加。

5.2.19表に示す。
a.

大規模損壊時に対応する手順及び事故対応用の資機材の取扱い等を習得するための教育を定期的に実施する。

a.

大規模損壊発生時に対応する手順及び事故対応用の資ａ.

機材の取扱い等を習得するための教育及び訓練を実施す

大規模損壊発生時に対応する手順及び事故対応用の資機材の取扱い等を習得するための教育及び訓練を実施する。

る。
b.

保修対応要員は、役割に応じて付与される力量に加え、b. 運転員及び緊急時対策要員については，要員の役割に応

例えば保修対応要員の被災又は想定より多い要員が必要じて付与される力量に加え，例えば要員の被災等が発生し与される力量に加え，例えば要員の被災等が発生した場合もたせる対象は，重となった場合において、優先順位の高い緩和措置の実施にた場合においても，優先順位の高い緩和措置の実施に遅れにおいても，優先順位の高い緩和措置の実施に遅れが生じ

大事故等対応要員。

遅れが生じることがないよう、臨機応変な配員変更に対応が生じることがないよう，臨機応変な配員変更に対応でき

ることがないよう，臨機応変な配員変更に対応できる知識

できる知識及び技能を習得する等、流動性を持って柔軟にる知識及び技能習得による要員の多能化を計画的に実施

及び技能習得による要員の多能化を計画的に実施する。

対応できるよう保修対応要員の多能化を図るための教育

する。

ｂ.

重大事故等対応要員については，要員の役割に応じて付 ・東海第二で流動性を及び訓練を計画的に実施する。
c.

緊急時対策本部要員（指揮者等）に対し、通常の指揮命

c. 原子力防災管理者及びその代行者を対象に，通常の指揮令系統が機能しない場合及び残存する資源等を最大限に命令系統が機能しない場合及び残存する資源等を最大限命令系統が機能しない場合及び残存する資源等を最大限活用しなければならない事態を想定した個別の教育及び活用しなければならない事態を想定した個別の教育及び活用しなければならない事態を想定した個別の教育及び訓練を実施する。また、専属自衛消防隊員に対し大規模損訓練を実施する。

訓練を実施する。

49/56

ｃ.

原子力防災管理者及びその代行者を対象に，通常の指揮玄海原子力発電所 3／4 号

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東海第二発電所

備考

壊発生時に対応するための教育及び訓練を実施する。
大規模損壊発生時に対応する組織とそれを支援する組

d. 大規模損壊発生時に対応する組織とそれを支援する組織

織の実効性等を確認するための定期的な総合訓練を継続の実効性等を確認するための定期的な総合訓練を継続的の実効性等を確認するための定期的な総合訓練を継続的的に実施する。

に実施する。

に実施する。

d.

（2）大規模損壊発生時の体制（2） 大規模損壊発生時の体制

ｄ.

大規模損壊発生時に対応する組織とそれを支援する組織(2) 大規模損壊発生時の体制

発電用原子炉施設において重大事故等及び大規模損壊（大発電所対策本部は，大規模損壊の緩和措置を実施する実施

災害対策本部は，大規模損壊の緩和措置を実施する実施組

規模火災の発生含む）のような原子力災害が発生するおそれ組織及びその支援組織から構成されており，それぞれの機能

織及びその支援組織から構成されており，それぞれの機能ごがある場合又は発生した場合に、事故原因の除去並びに原子ごとに責任者を定め，役割分担を明確にし，効果的な大規模とに責任者を定め，役割分担を明確にし，効果的な大規模損

力災害の拡大防止及び緩和その他必要な活動を迅速かつ円損壊の緩和措置を実施し得る体制とする。また，複数号炉の壊の緩和措置を実施し得る体制とする。また，東海発電所の ・発電所設置数の差異。

滑に実施するため、所長（原子力防災管理者）は、発電所に同時被災の場合においても，重大事故等対処設備を使用して同時被災の場合においても，重大事故等対処設備を使用して事務系社員を含む通常の原子力防災組織の体制を基本とす

炉心損傷や原子炉格納容器の破損等に対応できる体制とす

炉心損傷や原子炉格納容器の破損等に対応できる体制とす

る緊急時対策本部の体制を整える。

る。

る。
大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時の体制が部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）

制が部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）

でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

休日、時間外（夜間）において、重大事故等及び大規模

a. 夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても発電

ａ．夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても発電 ・組織名称，人数の差損壊のような原子力災害が発生した場合にも、速やかに対所構内に緊急時対策要員50名，運転員40名及び自衛消防隊

所構内に災害対策要員（指揮者等）4名，重大事故等対応

応を行うための対応要員として、発電所構内又は近傍に運10名の合計100名を常時確保し，大規模損壊発生時は本部要員17名，当直（運転員）7名及び自衛消防隊11名の合計

転員（当直員）12名、緊急時対策本部要員（指揮者等）４

長代行が初動の指揮を執る体制を整備する。

39名を常時確保し，大規模損壊発生時は統括待機当番者がa.

大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時の体異。

名、重大事故等対策要員36名、専属自衛消防隊員８名を確初動の指揮を執る体制を整備する。なお，原子炉運転停止 ・東海第二は原子炉運保し、体制を整備する。

中※については，中央制御室の当直（運転員）を5名とする。
※

転停止中に当直（運原子炉の状態が冷温停止（原子炉冷却材温度が転員）が減少するこ

100℃未満）及び燃料交換の期間とを記載。

また、故意による大型航空機の衝突その他のテロリズム

また，故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムの発生により、中央制御室（運転員（当直員）を含む）がの発生により，中央制御室（6号及び7号炉運転員を含む）の発生により，中央制御室（当直（運転員）を含む）が機 ・組織名称の差異。

機能しない場合においても、重大事故等対策要員及び緊急が機能しない場合もあらかじめ想定し，緊急時対策要員で能しない場合もあらかじめ想定し，重大事故等対応要員で ・ 東 海 第 二 の 多 能 化

時対策本部要員（指揮者等）にて初動及び初動後対策を実役割を変更する要員に対して事前に周知しておくことで役割を変更する要員に対して事前に周知しておくことでは，重大事故等対応施する。

混乱することなく迅速な対応を可能とする。

混乱することなく迅速な対応を可能とする。

要員（保修班）が対

また，故意による大型航空機の衝突その他のテロリズム

象。
b.

大規模損壊発生時において、緊急時対策本部要員として

b. 大規模損壊発生時において，緊急時対策要員として参集が非常召集が期待される社員寮及び社宅の召集要員の非常期待される社員寮，社宅の緊急時対策要員の発電所へのアク期待される社員寮，社宅等の災害対策要員の発電所へのア ・東海第二では 2 時間

召集ルートは複数ルートを確保し、その中から適応可能な

セスルートは複数確保し，その中から通行可能なルートを選

クセスルートは複数確保し，その中から通行可能なルート

以内に参集可能な場

ルートを選択し発電所へ非常召集する。

択し発電所へ参集する。

を選択し発電所へ参集する。

合，自宅待機も可で

ｂ．大規模損壊発生時において，災害対策要員として参集があり，「等」を記載。
なお、発電所周辺（社員寮、社宅等）から非常召集されなお，プラント状況が確実に入手できない場合は，あらかじ50/56

・東海第二の参集要員

玄海原子力発電所 3／4 号

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東海第二発電所

備考

る召集要員は、集合場所に集合し、発電所の状況等の確認

め定めた集合場所にて，発電所の状況等の確認を行った後，は，発電所に近い（2を行い、発電所への移動を開始する。

発電所へ参集する。

時間以内）ことから，発電所に直接参集。

c.

ｃ．大規模な自然災害が発生した場合には，発電所構内に常 ・体制と人数の差異。

休日、時間外（夜間）において、大規模な自然災害が発

c. 大規模な自然災害が発生した場合には，発電所構内に常生した場合には、上記のアクセスルートにより社員寮、社時確保する要員100名の中に被災者が発生する可能性があ

駐する要員39名の中に被災者が発生する可能性があるこ

宅等からの召集要員に期待できると想定されるが、万一召ることに加え，社員寮，社宅等からの交替要員参集に時間とに加え，社員寮，社宅等からの交替要員参集に時間を要

集までに時間を要する場合であっても、発電所構内及び近を要する可能性があるが，その場合であっても，運転員及する可能性があるが，その場合であっても，当直（運転員）

傍の最低要員により当面の間は事故対応を行えるよう体

び自衛消防隊を含む発電所構内に常駐する要員により，優及び自衛消防隊を含む発電所構内に常駐する要員により，制を整備する。

先する対応手順を，必要とする要員数未満で対応すること優先する対応手順を，必要とする要員数未満で対応するこで交替要員が到着するまでの間も事故対応を行えるようとで交替要員が到着するまでの間も事故対応を行えるよ

体制を整備する。

う体制を整備する。

（3）大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命令（3） 大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命(3)

大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命系統の確立についての基本的な考え方

令系統の確立についての基本的な考え方

令系統の確立についての基本的な考え方

大規模損壊発生時には、通常の原子力防災体制での指揮命

大規模損壊発生時には，通常の原子力防災体制での指揮命

大規模損壊発生時には，通常の原子力防災体制での指揮命令系統が機能しない場合も考えられる。このような状況にお令系統が機能しない場合も考えられる。このような状況にお令系統が機能しない場合も考えられる。このような状況においても、対応要員を確保するとともに指揮命令系統を確立でいても，発電所構内に勤務している緊急時対策要員により指いても，発電所構内に常駐している災害対策要員により指揮 ・体制の差異。

きるよう、大規模損壊時に対応するための体制を以下の基本

揮命令系統を確立できるよう，大規模損壊発生時に対応する命令系統を確立できるよう，大規模損壊発生時に対応するた ・柏崎刈羽は勤務者，的な考え方に基づき整備する。

ための体制を整備する。

めの体制を整備する。

東海第二は勤務又は待機要員にて対応。
（以下，同じ差異は記
載を省略）

a.

大規模損壊への対応要員を常時確保するため、休日、時

a. 大規模損壊への対応に必要な要員を常時確保するため，間外（夜間）における副原子力防災管理者を含む対応要員

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）における運転員，

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）における災害対 ・東海第二の災害対策

は、地震、津波等の大規模な自然災害又は故意による大型緊急時対策要員及び自衛消防隊初期消火班は，地震，津策要員（初動）は，地震，津波等の大規模な自然災害又要員（初動）には当直

航空機の衝突その他のテロリズムが発生した場合にも対波等の大規模な自然災害又は故意による大型航空機のは故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムが（運転員）及び自衛応できるよう、分散して待機する。また、地震、津波等の衝突その他のテロリズムが発生した場合にも対応でき発生した場合にも対応できるよう，分散して待機する。

消防隊を含む。

大規模な自然災害によって、待機場所への影響が考えられるよう，分散して待機する。また，地震，津波等の大規

また，地震，津波等の大規模な自然災害によって，待機る場合は、屋外への退避及び高台への避難等を実施する。

模な自然災害によって，待機場所への影響が考えられる

場所への影響が考えられる場合は，屋外への退避及び高なお、建物の損壊等により上記要員の一部が被災するよう場合は，屋外への退避及び高台への避難等を行う。なお，

台への避難等を行う。なお，建物の損壊等により要員がな状況においても、発電所構内に勤務している他の要員を

建物の損壊等により要員が被災するような状況におい被災するような状況においても，発電所構内に常駐して緊急時対策本部での役務に割り当てる等の措置を講じる。

ても，発電所構内に勤務している他の要員を活用する等

いる他の要員を活用する等の柔軟な対応をとることをの柔軟な対応をとることを基本とする。

基本とする。

さらに、人命救助や物品の移動等の必要な活動について
は、発電所構内に勤務している他の人員を可能な範囲で割り当てる等の措置を講じる。

51/56

ａ．大規模損壊への対応に必要な要員を常時確保するため，

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

地震、津波等の大規模な自然災害又は故意による大型b. 地震，津波等の大規模な自然災害又は故意による大型航ｂ．地震，津波等の大規模な自然災害又は故意による大型航航空機の衝突その他のテロリズムの発生により、通常の原空機の衝突その他のテロリズムの発生により，通常の原空機の衝突その他のテロリズムの発生により，通常の原子力防災体制での指揮命令系統が機能しない場合も考慮

子力防災体制での指揮命令系統が機能しない場合も考子力防災体制での指揮命令系統が機能しない場合も考し、原子力防災管理者の代行者をあらかじめ複数定めるこ慮し，原子力防災管理者の代行者をあらかじめ複数定め

慮し，原子力防災管理者の代行者をあらかじめ複数定めとで体制を維持する。

ることで体制を維持する。

ることで体制を維持する。

b.

c.

備考

大規模損壊等により炉心が損傷した場合において、原c. プルーム通過時は，大規模損壊対応への指示を行う緊急

ｃ．プルーム通過時は，大規模損壊対応への指示を行う災害

子炉格納容器の破損のおそれ又は破損した場合、代替緊急時対策要員と発電所外への放射性物質の拡散を抑制す対策要員と発電所外への放射性物質の拡散を抑制するた

時対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟内）に残る要員

るために必要な緊急時対策要員は緊急時対策所，運転員めに必要な災害対策要員は緊急時対策所及び第二弁操作 ・東海第二は現場操作（以下「最低限必要な要員」という。）以外を玄海エネル

は中央制御室待避室にとどまり，その他の緊急時対策要室，当直（運転員）の一部は中央制御室待避室にとどまの際，第二弁操作室

ギーパーク等で待機させるか発電所外へ一時避難させる員及び自衛消防隊は発電所構外へ一時退避し，その後，り，その他の災害対策要員は発電所構外へ一時退避し，にもとどまる。

かを判断する。プルーム放出時は、最低限必要な要員は代発電所対策本部の指示に基づき再参集する。

その後，災害対策本部長の指示に基づき再参集する。

・東海第二は，再参集

替緊急時対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟内）に留の指示は，災害対策

まり、プルーム通過後、活動を再開する。プルーム通過時、本部長で統一。

最低限必要な要員以外の要員は発電所外へ一時避難し、その後、最低限必要な要員と交代する要員として発電所へ再度非常召集する。
d.

大規模損壊と同時に大規模火災が発生している場合、

d. 大規模損壊と同時に大規模な火災が発生している場合，ｄ．大規模損壊と同時に大規模な火災が発生している場合，

緊急時対策本部の火災対応の指揮命令系統の下、専属自衛発電所対策本部の火災対応の指揮命令系統の下，自衛消災害対策本部の火災対応の指揮命令系統の下，自衛消防

消防隊は消火活動を実施する。また、原子力防災管理者が、防隊は消火活動を実施する。また，発電所対策本部長が，隊は消火活動を実施する。また，災害対策本部長が，事事故対応を実施及び継続するために、放水砲等による泡消事故対応を実施又は継続するために，放水砲等による泡故対応を実施又は継続するために，放水砲等による泡消火の実施が必要と判断した場合は、重大事故等対策要員を消火の実施が必要と判断した場合は，緊急時対策要員を火の実施が必要と判断した場合は，災害対策本部の指揮 ・消火活動にける指揮

火災対応の指揮命令系統の下で消火活動に従事させる。

火災対応の指揮命令系統の下で活動する自衛消防隊の命令系統の下，放水砲等の対応を行う要員を消火活動に

なお、緊急時対策本部の体制が整った後は、本部長の判指揮下で消火活動に従事させる。なお，発電所対策本部

従事させる。

断により、自衛消防組織を設置し、自衛消防組織による消の体制が整った後は，本部長の判断により，自衛消防組

本部は自衛消防隊を

火活動を実施する。

織を立ち上げ，自衛消防隊による消火活動を実施する。

含めているので，同命令系統の差異。
・東海第二の災害対策

時に立ち上がる。
（4）大規模損壊発生時の対応拠点（4） 大規模損壊発生時の対応拠点(4) 大規模損壊発生時の対応拠点

大規模損壊が発生した場合において、本部長を含む緊急時

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した対策本部要員が対応を行うに当たっての拠点は、代替緊急時

場合において，本部長を含む発電所対策本部の緊急時対策

場合において，災害対策本部長を含む災害対策本部の災害対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟内）が基本となる。

要員等が対応を行う拠点は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対対策本部要員が対応を行う拠点は，緊急時対策所を基本とまた、運転員（当直員）の拠点については、中央制御室が機策所を基本とする。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の健する。緊急時対策所の健全性（居住性確保，通信連絡機能能している場合は中央制御室とするが、中央制御室が機能し全性（居住性確保，通信連絡機能等）が確認できない場合等）が確認できない場合は，代替可能なスペースとして， ・代替可能な施設の差ていない場合や火災等により運転員（当直員）に危険が及ぶは，代替可能なスペース及び必要に応じて風雨を凌ぐため

緊急時対策室建屋（免震構造）を活用することにより災害

おそれがある場合は、施設の損壊状況及び対応可能な要員等の資機材を活用することにより発電所対策本部の指揮命対策本部の指揮命令系統を維持する。

を勘案し緊急時対策本部が判断する。

令系統を維持する。

52/56

異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

なお、代替緊急時対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟

また，運転員の拠点については，中央制御室が機能してまた，当直（運転員）の拠点については，中央制御室が内）以外の代替可能なスペースも状況に応じて活用する。

いる場合は中央制御室とするが，中央制御室が機能してい機能している場合は中央制御室とするが，中央制御室が機ない場合や火災等により運転員に危険が及ぶおそれがあ能していない場合や火災等により当直（運転員）に危険がる場合は，施設の損壊状況，対応可能な要員等を勘案し発及ぶおそれがある場合は，施設の損壊状況，対応可能な要電所対策本部が適切な拠点を選定する。

員等を勘案し災害対策本部が適切な拠点を選定する。

（5）大規模損壊発生時の支援体制の確立
a.

本店対策本部体制の確立（5） 大規模損壊発生時の支援体制の確立
a. 本社対策本部体制の確立(5) 大規模損壊発生時の支援体制の確立
ａ．本店対策本部体制の確立

・組織名称の差異。

（a）発電用原子炉施設において大規模損壊が発生した場合大規模損壊発生時における本社対策本部の設置によるの本店からの支援を実施するため、社長を本店の本部長

発電所への支援体制は，「5.1.4 手順書の整備，教育及び発電所への支援体制は，「5.1.4とする本店対策本部が速やかに確立できるよう体制を訓練の実施並びに体制の整備」で整備する支援体制と同様

び訓練の実施並びに体制の整備」で整備する支援体制と同

整備する。

である。

様である。

大規模損壊発生時における本店対策本部の設置による ・組織名称の差異。
手順書の整備，教育及（b）社長は、原子力事業所災害対策支援拠点の設置が必要と判断した場合、あらかじめ選定しておいた施設の候補の中から放射性物質の影響等を勘案した上で適切な拠点を選定し、先遣隊として本店対策本部の要員及びその他必要な要員を派遣するとともに、原子力事業所災害対策支援拠点に必要な資機材等の輸送を、陸路を原則として実施する。
（c）原子力災害と非常災害（一般災害）の複合災害発生時においては、原子力災害対策組織と非常災害（一般災害）対策組織を統合し、対策総本部（統合本部）として、一体となって対応を実施する。
また、社長は総本部長として全社対策組織を指揮し、原子力災害対策組織については発電本部長が副総本部長、非常災害（一般災害）対策組織については副社長が副総本部長となり、それぞれの対策組織の責任者として
指揮する。
b.

外部支援体制の確立

b. 外部支援体制の確立

ｂ．外部支援体制の確立（a）大規模損壊発生時における発電所への外部支援体制は、大規模損壊発生時における発電所への外部支援体制「5.1.3 支援に係る事項」で整備する原子力災害発生時

は，「5.1.3 支援に係る事項」で整備する原子力災害発「5.1.3の外部支援体制と同様である。

生時の外部支援体制と同様である。

の外部支援体制と同様である。

5.2.1.3大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

5.2.1.3 大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

大規模損壊の発生に備え、5.2.1.1 項における大規模損壊発

大規模損壊の発生に備え，5.2.1.1 項における大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等

生時の対応手順にしたがって活動を行うために必要な重大事

53/56

大規模損壊発生時における発電所への外部支援体制は，支援に係る事項」で整備する原子力災害発生時

5.2.1.3 大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備
大規模損壊の発生に備え，5.2.1.1 項における大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等 ・東海第二は最新公用

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

故等対処設備及び資機材を次に示す基本的な考え方に基づき対処設備及び資機材を次に示す基本的な考え方に基づき配備

文用字用語に従い記

配備する。

する。

載。

（1）大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他(1) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他(1) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応に必要な設備の配備及び当該設備のテロリズムヘの対応に必要な設備の配備及び当該設備のテロリズムヘの対応に必要な設備の配備及び当該設備の防護の基本的な考え方の防護の基本的な考え方の防護の基本的な考え方

大規模損壊発生時において、可搬型重大事故等対処設備

可搬型重大事故等対処設備は，重大事故等対策で配備する

可搬型重大事故等対処設備は，重大事故等対策で配備するは、重大事故等対策で配備する設備の基本的な考え方を基

設備の基本的な考え方を基に配備し，同等の機能を有する設設備の基本的な考え方を基に配備し，同等の機能を有する設に、同等の機能を有する設計基準事故対処設備及び常設重大計基準事故対処設備及び常設重大事故等対処設備と同時に計基準事故対処設備及び常設重大事故等対処設備と同時に事故等対処設備と同時に機能喪失することのないよう外部機能喪失することのないよう外部事象の影響を受けにくい

機能喪失することのないよう外部事象の影響を受けにくい

事象の影響を受けにくい場所に保管する。また、大規模な自場所に保管する。また，大規模な自然災害又は故意による大場所に保管する。また，大規模な自然災害又は故意による大然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズ型航空機の衝突その他のテロリズムの共通要因で，同時に複型航空機の衝突その他のテロリズムの共通要因で，同時に複ムの共通要因で、同時に複数の可搬型重大事故等対処設備が数の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しないように保数の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しないように保機能喪失しないように考慮する。

管場所を分散しかつ十分離して配備する。

管場所を分散しかつ十分離して配備する。

a.

屋外の可搬型重大事故等対処設備は、地震により生じ

a. 屋外の可搬型重大事故等対処設備は，基準地震動を超え

ａ．屋外の可搬型重大事故等対処設備は，基準地震動を超える敷地下斜面のすべり、液状化及び揺すり込みによる不等る地震動に対して，地震により生ずる敷地下斜面のすべる地震動に対して，地震により生ずる敷地下斜面のすべ

沈下、地盤支持力の不足及び地下構造物の損壊等の影響にり，液状化及び揺すり込みによる不等沈下，地盤支持力のり，液状化及び揺すり込みによる不等沈下，地盤支持力のより必要な機能を喪失しない位置に保管する。

不足及び地下構造物の損壊等の影響を受けない場所に保不足及び地下構造物の損壊等の影響を受けない場所に保

管する。

管する。

対処設備及び資機材を配備する。

b.

可搬型重大事故等対処設備は、津波により常設重大事

故等対処設備又は設計基準事故対処設備と同時に機能喪

b. 可搬型重大事故等対処設備は，基準津波を超える津波に対して裕度を有する高台に保管する。

ｂ．可搬型重大事故等対処設備は，敷地に遡上する津波を超 ・東海第二は敷地に遡える津波に対して裕度を有する高台に保管する。

上する津波を考慮。

失させないよう基準津波を一定程度超える津波に対して裕度を有する高台に保管する。
c.

屋外の可搬型重大事故等対処設備は、設計基準事故対

c. 屋外に保管する可搬型重大事故等対処設備は，故意によ

ｃ．屋外に保管する可搬型重大事故等対処設備は，故意によ

処設備等及び常設重大事故等対処設備が設置されている

る大型航空機の衝突その他のテロリズムによる影響を考る大型航空機の衝突その他のテロリズムによる影響を考

建屋並びに屋外の設計基準事故対処設備等又は常設重大慮して，原子炉建屋，タービン建屋及び廃棄物処理建屋か慮して，原子炉建屋等から 100m 以上離隔距離を確保する ・東海第二は原子炉建事故等対処設備のそれぞれから100mの離隔距離を確保しら 100m 以上離隔距離を確保するとともに，当該可搬型重とともに，当該可搬型重大事故等対処設備がその機能を代屋の他，常設低圧代

た上で、複数箇所に分散して保管する。

大事故等対処設備がその機能を代替する屋外の設計基準替する屋外の設計基準対象施設及び常設重大事故等対処

替注水系格納槽から対象施設及び常設重大事故等対処設備から 100m 以上の離設備から 100m 以上の離隔距離を確保した上で，当該建屋の離隔を考慮するこ

隔距離を確保した上で，当該建屋及び当該設備と同時に影及び当該設備と同時に影響を受けない場所に分散して配とを踏まえて記載。

響を受けない場所に分散して配備する。

備する。

d.

原子炉建屋外から水又は電力を供給する可搬型重大事

d. 可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に離して複ｄ．可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に離して複故等対処設備は、竜巻及び故意による大型航空機の衝突そ数箇所に分散して保管する。原子炉建屋外から電力又は水数箇所に分散して保管する。原子炉建屋外から電力又は水の他のテロリズムを考慮し、可搬型重大事故等対処設備同を供給する可搬型重大事故等対処設備は，アクセスルートを供給する可搬型重大事故等対処設備は，アクセスルート

士の距離を十分に離して複数箇所に分散して保管するとを確保した複数の接続口を設ける。

を確保した複数の接続口を設ける。

54/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

ともに、常設設備への接続口、アクセスルートを複数設ける

地震、津波、大規模火災等の発生に備え、アクセスルー

e. 地震，津波，大規模な火災等の発生に備え，アクセスル

ｅ．地震，津波，大規模な火災等の発生に備え，アクセスル

トを確保するために、速やかに消火及びがれき撤去できるートを確保するために，速やかに消火及びがれき撤去がでートを確保するために，速やかに消火及びがれき撤去がで資機材を当該事象による影響を受けにくい場所に保管すきる資機材を当該事象による影響を受けにくい場所に保きる資機材を当該事象による影響を受けにくい場所に保る。特に、ホイールローダ等のアクセスルート復旧用重機

管する。

管する。

e.

については、比較的標高が高い場所（EL.＋16m、＋28m）に分散して保管する。
（2）大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方(2) 大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方(2) 大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方

大規模損壊発生時の対応に必要な資機材については、重大

大規模損壊発生時の対応に必要な資機材については，重大大規模損壊発生時の対応に必要な資機材については，重大事故等対策で配備する資機材の基本的な考え方を基に、高線事故等対策で配備する資機材の基本的な考え方を基に，高線事故等対策で配備する資機材の基本的な考え方を基に，高線量の環境、大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない

量の環境，大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない

量の環境，大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない状況を想定し配備する。また、そのような状況においても使状況を想定し配備する。また，そのような状況においても使状況を想定し配備する。また，そのような状況においても使用を期待できるよう原子炉建屋及び原子炉補助建屋から用を期待できるよう，原子炉建屋及びコントロール建屋から用を期待できるよう，原子炉建屋から100m以上離隔をとった ・建屋構成の差異。

100m以上離隔をとった場所に分散して配備する。

100m以上離隔をとった場所に分散して配備する。

場所に分散して配備する。

a.

a.

ａ．全交流動力電源喪失が発生する環境で対応するために必

全交流動力電源喪失が発生する環境で対応するために必要な照明機能を有する資機材を配備する。

全交流動力電源喪失が発生する環境で対応するために必要な照明機能を有する資機材を配備する。

要な照明機能を有する資機材を配備する。

地震及び津波の大規模な自然災害による油タンク火災

b. 地震及び津波のような大規模な自然災害による油タンク

ｂ．地震及び津波のような大規模な自然災害による油タンク

又は故意による大型航空機の衝突による大規模な燃料火

火災，又は故意による大型航空機の衝突に伴う大規模な火災，又は故意による大型航空機の衝突に伴う大規模な災の発生時において、必要な消火活動を実施するために着航空機燃料火災の発生に備え，必要な消火活動を実施す

航空機燃料火災の発生に備え，必要な消火活動を実施す用する防護具、消火薬剤等の資機材及び小型放水砲等を配るために着用する防護具，消火薬剤等の資機材及び大容るために着用する防護具，消火薬剤等の資機材及び可搬 ・設備名称の差異。

備する。

量送水車（原子炉建屋放水設備用）や放水砲等の消火設備

型代替注水大型ポンプ（放水用）や放水砲等の消火設備をを配備する。

配備する。

b.

c.

炉心損傷及び原子炉格納容器破損による高線量の環境

c. 炉心損傷及び原子炉格納容器の破損による高線量の環境下において事故対応するために着用するマスク、高線量対下において，事故対応のために着用するマスク，高線量対境下において，事故対応のために着用する全面マスク，高 ・資機材名称の差異。

応防護服及び線量計等の必要な資機材を配備する。

応防護服，個人線量計等の必要な資機材を配備する。

線量対応防護服，個人線量計等の必要な資機材を配備すd.

化学薬品等が流出した場合に事故対応するために着用る。

するマスク、長靴等の資機材を配備する。
e.

ｃ．炉心損傷及び原子炉格納容器の破損による高線量の環

ｄ．化学薬品等が流出した場合に備えて，マスク，長靴等の ・東海第二は，化学物

移動式大容量ポンプ車によるＡ系格納容器再循環ユニ

資機材を配備する。

ットへの海水通水を実施する際、原子炉補機冷却水冷却器

質漏えいに備えて，防護具を配備。

室が浸水した場合に排水するための可搬型ポンプ等の資機材を配備する。
f.

大規模な自然災害により外部支援が受けられないこと

d. 大規模な自然災害により外部支援が受けられない場合も

55/56

ｅ．大規模な自然災害により外部支援が受けられない場合も ・付番の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所を想定して防護具、放射線管理用資機材及び食料等の資機事故対応を行うための防護具，線量計，食料等の資機材を事故対応を行うための防護具，線量計，食料等の資機材を材を確保する。

確保する。

確保する。

備考

大規模損壊発生時において、指揮者と現場間、発電所のe. 大規模損壊発生時において，指揮者と現場間，発電所外

内外との連絡に必要な通信手段を確保するため、多様な複等との連絡に必要な通信連絡設備を確保するため，多様なとの連絡に必要な通信連絡設備を確保するため，多様な複 ・組織名称の差異。

数の通信手段を整備する。

複数の通信連絡設備を整備する。

数の通信連絡設備を整備する。

g.

ｆ．大規模損壊発生時において，班長と現場間，発電所外等 ・付番の差異。

また、通常の通信手段が使用不能な場合を想定した通信

また，通常の通信連絡設備が使用不能な場合を想定した連絡手段として、携帯型通話設備、無線連絡設備、衛星携通信連絡設備として，衛星電話設備，無線連絡設備，携帯通信連絡設備として，衛星電話設備，無線連絡設備，携行 ・資機材名称の差異。

帯電話設備及び統合原子力防災ネットワークに接続する通型音声呼出電話設備及び統合原子力防災ネットワークに型有線通話装置及び統合原子力防災ネットワークに接続

信連絡設備を配備するとともに、消火活動専用の通信連絡接続する通信連絡設備を配備する。

する通信連絡設備を配備する。さらに，消火活動専用の通 ・東海第二は消火活動が可能な無線連絡設備を配備する。

また，通常の通信連絡設備が使用不能な場合を想定した信連絡が可能な無線連絡設備を配備する。

時に専用の通信連絡設備を使用すること
を明記。

56/56

玄海原子力発電所／柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：2.1 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項（その 2−2）】
柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉① 外部事象の収集
発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある外部事象を網羅的に収集するため，国内外の基準等で示されている外部事象を参考に44事象を収集。

東海第二発電所

備

考① 外部事象の収集
発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある外部事象を網羅的に収集するため，国内外の基準等で示されている外部事象を参考に 55 事象を収集。

・柏崎刈羽は自然現象 55 事象を類似・随伴事象に整理後，44 事象として評価② 個別の事象に対する発電用原子炉施設安全性への影響度評価（起因事象の特定）② 個別の事象に対する発電用原子炉施設安全性への影響度評価（起因事象の特定）収集した各自然現象について，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定し収集した各自然現象について，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定した場合に発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生た場合に発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生し得るプラント状態（起因事象）を特定。

し得るプラント状態（起因事象）を特定。

③ 特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定③ 特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定②の影響度評価により，そもそも柏崎刈羽原子力発電所において発生する可能性が②の影響度評価により，そもそも東海第二発電所において発生する可能性がある

あるか，非常に苛酷な状況を想定した場合，発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可か，非常に苛酷な状況を想定した場合，発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点で，特に性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点で，特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性がある事象を下記のとおり選定。

発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性がある事象を下記のとおり選定。

・地震

・地震

・津波

・津波

・地震と津波の重畳

・地震と津波の重畳・風（台風）

を実施しているが，東海第二は自然現
象 55 事象の評価を実施。

・対象プラントの差異。

・東海第二の風（台風）は，竜巻に包絡。

・竜巻

・竜巻

・低温（凍結）・凍結・記載表現の差異。

・降水・東海第二の降水は，津波に包絡。

・積雪

・積雪

・落雷

・落雷

・火山

・火山の影響・記載表現の差異。

・森林火災

・森林火災は，柏崎刈羽では延焼しても

・隕石

・隕石

発電用原子炉施設への影響はないとしているが，東海第二は輻射熱による④ ケーススタディの対象シナリオ選定④ ケーススタディの対象シナリオ選定

上記で選定された事象の発電用原子炉施設への影響について，重大事故対策で想定

上記で選定された事象の発電用原子炉施設への影響について，重大事故対策で想定している事故シーケンスに包絡されないものを抽出し，さらに他事象での想定シナリしている事故シーケンスに包絡されないものを抽出し，さらに他事象での想定シナリ

オによる代表性を考慮して，大規模損壊のケーススタディの対象とするシナリオを選

オによる代表性を考慮して，大規模損壊のケーススタディの対象とするシナリオを選

定。

定。

・地震

・地震

・津波

・津波

・地震と津波の重畳

・地震と津波の重畳

第 5.2−1 図 大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象の検討プロセスの概要

第 5.2−1 図 大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象の検討プロセスの概要（図）1／5

送受電設備が損傷し，外部電源喪失に至る想定のため，抽出。

大規模地震

建屋・構築物
建屋・構築物（原子原子炉冷却材圧力（原子炉格納容器・ 格納容器バイパス
炉建屋）
バウンダリ
原子炉圧力容器）

○

○

○

○

直流電源

○

外部電源

補機冷却系

○（高加速度領域では成功確率小）
×
○

交流電源

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去機能

通常/緊急停止等
通常/緊急停止等○
×

×RCW Hx

×

○

○
×

○
×

−
−

−
×

×
×

○

−

×

×

×
×
×(LOCA)××RCW Hx

×

全交流動力電源喪失
重（TB）
全交流動力電源喪失＋初期注水失敗 重（TBU）
全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク 重喪失
直流電源喪失重（確率が相対的に小さい）
炉
計測・制御系喪失（確率が相対的に小さい）
LOCA＋外部電源喪失

○
×

−
−

−
×

×
×

○

−

×

×

×(Excessive LOCA)
××
×

全交流動力電源喪失＋LOCA

重

全交流動力電源喪失＋LOCA時注水機 重
能喪失
全交流動力電源喪失＋LOCA＋最終ヒー 重
トシンク喪失原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Excessive LOCA)
格納容器バイパス
地（航空機落下シナリオで考慮）
炉
原子炉格納容器・原子炉圧力容器損傷 炉（確率が相対的に小さい）
原子炉建屋損傷
炉（確率が相対的に小さい）

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉○

計測・制御系＜凡例＞：大規模損壊：重大事故に至る恐れがある事故又は重大事故：設計基準事故：異常な過渡事象:ケーススタディで想定するシナリオ

第 5.2−2 図 大規模な自然災害（地震）により生じ得る発電用原子炉施設の状況(1/3)（図）2／5
東海第二発電所

第 5.2−2 図 大規模な自然災害（地震）により生じ得る発電用原子炉施設の状況（1／3）

備考・イベントツリーの構造は異なる
ものの発電用原子炉施設に与える影響は同様。（以下，同じ差異は記載を省略）

大規模津波

外部電源

計測・制御系，
直流電源（C/B）

交流電源＋RCIC（R/B）

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去機能

通常/緊急停止等
○

○

○
×

×
○

×

○

○
×

×

−

−

−

×

×

○
×

−
×

−
×

×
×

×

×

×

×

×

×

×(負荷入切不能)

×

×

×

×

×

外部電源喪失崩壊熱除去機能喪失
外部電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
崩壊熱除去機能喪失
高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク
喪失
全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク
喪失
全交流動力電源喪失＋RCIC機能喪失
全交流動力電源喪失+
直流電源喪失＋計測・制御系喪失

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉○（防潮堤を越える規模の津波の場合，成功確率小）
×
○
○

補機冷却系
（T/B）

＜凡例＞
：大規模損壊：重大事故に至るおそれがある
事故又は重大事故：設計基準事故：異常な過渡事象:ケーススタディで想定するシナリオ

第 5.2−2 図 大規模な自然災害（津波）により生じ得る発電用原子炉施設の状況(2/3)（図）3／5
東海第二発電所

第 5.2−2 図 大規模な自然災害（津波）により生じ得る発電用原子炉施設の状況（2／3）

備考建屋・構築物
大規模地震随伴 建屋・構築物（原子原子炉冷却材圧力（原子炉格納容器・ 格納容器バイパス
大規模津波
炉建屋）
バウンダリ
原子炉圧力容器）

○

○

○

○

直流電源

○

外部電源

補機冷却系

交流電源

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去機能

通常/緊急停止等○（成功確率小）×○×RCW Hx

通常/緊急停止等

○
×

×

○
×

−
−

−
×

×
×

○

−

−

×

×
×（C/B浸水）

×（C/B浸水）

×

×

×

×

×

×

×

×
○
×
×
×
×

全交流動力電源喪失
全交流動力電源喪失＋初期注水失敗
全交流動力電源喪失
直流電源喪失（確率が相対的に小さい）
全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋計測・制御系喪失
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Excessive LOCA)
全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋E-LOCA＋計測・制御系喪失
格納容器バイパス（航空機落下シナリオで考慮）
原子炉格納容器・原子炉圧力容器損傷（確率が相対的に小さい）
原子炉建屋損傷（確率が相対的に小さい）

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉○

計測・制御系＜凡例＞：大規模損壊：重大事故に至る恐れがある事故又は重大事故：設計基準事故：異常な過渡事象:ケーススタディで想定するシナリオ

第 5.2−2 図 大規模な自然災害（地震と津波の重畳）により生じ得る発電用原子炉施設（図）4／5
東海第二発電所

第 5.2−2 図 大規模な自然災害（地震と津波の重畳）により生じ得る発電用原子炉施設の状況（3／3）

備考柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

事象発生

備・初動対応フローにおける確認項目の大規模な損壊が発生

記載レベルの差異。

緊急時態勢発令プラント状態の確認（最優先事項）
・中央制御室との連絡及びプラントパラメータの監視機能確認
・原子炉停止確認
・原子炉注水確認・放射線モニタ指示値の確認
・火災の確認・アクセスルート確保，消火※

緊急時対策所の選定
中央制御室との連絡
緊急時対策所における主要パラメータ監視の確認

要員の安全
確保

建屋への
アクセスルートの確保

消火・可搬型計測器によるパラメータ確認・対応可能な要員の確認
・通信設備の確認
・建屋等へのアクセス性確認
・施設損壊状態確認
・電源系統の確認
・可搬型設備，資機材等の確認
・常設設備の確認
・水源の確認

可搬型計測器による主要パラメータ監視と状況把握対応要員数，可搬設備，常設設備を含めた残存する資源等を確認し，最大限の努力によって得られる結果を想定して，当面達成すべき目標を設定し，そのために優先すべき戦略を決定する
※
停止，冷
却，閉じ込
め機能の確
保

使用済燃料
プール冷却

個別戦略
アクセス
ルート確保

電源確保

人命救助

放射性物質
拡散抑制

第 5.2−3 図 大規模損壊発生時の対応全体概略フロー(プラント状況把握が困難な場合)

対応要員数，可搬型設備，常設設備を含めた残存する資源等を確認し，最大限の努力によって得られる結果を想定して，当面達成すべき目標を設定し，そのために優先すべき戦略を決定する。

ホイールローダ等によるがれき等の撤去作業，事故対応を行うためのアクセスルート及び各影響緩和対策の操作に支障となる火災並びに延焼することにより被害の拡散につながる可能性のある火災の消
火活動を優先的に実施する。
なお，アクセスルート確保及び消火活動等を含めて，各事故対応に当たっては，災害対策要員の安全確保を最優先とするとともに，人命救助が必要な場合は，原子力災害に対応しつつ，発電所構内の人員の協力を得て，安全確保の上，人命救助を行う。

大規模火災への対応

炉心損傷の緩和，格納容器破損の緩和

使用済燃料
プール水位確保及び燃料体の
損傷緩和

放射性物質
の放出低減

第5.2−3図 大規模損壊発生時の対応全体概略フロー（プラント状況把握が困難な場合）（図）5／5

考

電源・水源
確保，
燃料給油

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：2.1 大規模な自然災害又は故意による大型航空機衝突その他テロリズムへの対応における事項（その 2−3）】

自然現象
①地震

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（1/14)

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（1／7）

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・基準地震動を超える地震の発生を想定する。
・事前の予測については，現在確立した手法が存在しないことから，予兆なく発生する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・送変電設備の碍子等の損傷により，外部電源喪失の可能性がある。
・原子炉補機冷却水系熱交換器の構造損傷の可能性がある。また，これにより，非常用ディーゼル発電機の冷却水が喪失することで，非常用ディーゼル発電機が停止
し，外部電源喪失と相まって全交流動力電源喪失の重大事故に至る可能性がある。
・原子炉格納容器内の複数の配管が損傷し，原子炉冷却材喪失の可能性がある。大口径配管の破断や破損個所が多い場合，原子炉圧力は急速に減圧し，全交流動力電源喪失時においては，原子炉冷却材喪失分を補う注水が確保できない可能性がある。
・モニタリング・ポストの監視機能が喪失する可能性がある。
・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
・斜面の崩壊，地盤の陥没等によりアクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【基準地震動を超える地震を想定した場合に喪失 する可能性のある機器】
・原子炉格納容器内配管・残留熱除去系の配管サポー
ト及び弁駆動部・残留熱除去系ポンプ（停止時冷却モード）隔離弁・主蒸気系の配管サポート
・原子炉補機冷却水系熱交換器の耐震強化サポート
・原子炉補機冷却系配管
・外部電源設備全般の碍子
・ほう酸水注入系貯蔵タンク
基礎ボルト
・復水貯蔵槽周りの配管サポ
ート・高圧炉心注水系弁駆動部
・高圧窒素ガス供給系の配管
サポート
・モニタリング・ポスト

最終的なプラント状態

自然現象【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・原子炉建屋損傷
・原子炉格納容器・原子炉
圧力容器損傷・格納容器バイパス・原子炉冷却材喪失と注水機能喪失の同時発生
・計測・制御系喪失
・直流電源喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

地震【設計基準を超える場合の影響評価】
・開閉所設備の碍子，変圧器等の損傷に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・交流電源設備の損傷により，非常用交流電源が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・非常用海水ポンプの損傷により，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。
・直流電源設備の損傷により，非常用交流電源の制御機能が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・中央制御室は，堅牢な建屋内にあることから，運転員による操作機能の喪失は可能性として低いが，計装・制御機能については喪失する可能性がある。
・原子炉建屋又は原子炉格納容器の損傷により，建屋内の機器，配管が損傷して大規模なＬＯＣＡ又は格納容器バ
イパスが発生し，ＥＣＣＳ注入機能も有効に機能せず，重大事故に至る可能性がある。原子炉格納容器が損傷した場合には，閉じ込め機能に期待できない。
・モニタリング・ポストの監視機能が喪失する可能性がある。
・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
・斜面の崩壊，地盤の陥没等により，アクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（2/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型放
射線測定器により測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・基準地震動を超える地震の発生を想定する。
・地震の事前の予測については，現在確立した手法が存在しないことから，予兆なく発生する。

最終的なプラント状態

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【基準地震動を超える地震を想定した場合に喪失 する可能性のある機器】
・外部電源設備
・交流電源設備
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）
・直流電源
・計測・制御系・設計基準事故対処設備（ＥＣＣＳ等）
・原子炉冷却材圧力バウンダ
リ・原子炉格納容器・原子炉圧力容器
・原子炉建屋・モニタリング・ポスト

備

最終的なプラント状態

・プラント固有の自然現象の影響の差【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・原子炉建屋損傷
・原子炉格納容器・原子炉
圧力容器損傷・格納容器バイパス・炉心冷却機能喪失
・ＬＯＣＡ
・計装・制御系喪失
・外部電源喪失・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失

異。

原子炉建屋損傷，原子炉格納容器損傷等による閉じ込め機能の喪失により大規模損壊に至る可能性がある。
また，全交流動力電源喪失（設計基準事故対処
設備の機能喪失）に加えて，地震により代替電源である常設代替高圧電源
装置等の重大事故等対処
設備が機能喪失した場合
は，大規模損壊に至る可能性がある。

【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型モ
ニタリングによる測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（2／7）
自然現象
②津波

【影響評価に当たっての考慮事項】
・発電所近海での震源による地震を考え，地震発生後，10分程度で津波が襲来すると想定する。
・基準津波を超える規模として，防潮堤の高さ(15m)を上回る高さの津波を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・屋外の低起動変圧器が津波により冠水し，外部電源が喪失する可能性がある。
・原子炉建屋，タービン建屋，コントロール建屋及び廃棄物処理建屋の防護扉が波力又は没水により損傷の可能性がある。
・コントロール建屋内への津波による溢水により，直流125V 主母線盤が冠水し，直流電源が喪失する可能性がある。

【防潮堤を超える高さの津波を想定した場合に喪 失する可能性のある機器】
・低起動変圧器
・125V 直流電源
・原子炉隔離時冷却系
・非常用高圧母線
・復水補給水系
・原子炉補機冷却系
・軽油タンク・モニタリング・ポスト【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・直流電源喪失
・高圧炉心冷却機能喪失
・最終ヒートシンク喪失

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（3/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・原子炉建屋内への津波による溢水により，原子炉隔離時
冷却系制御盤が冠水し，制御不能に至る可能性がある（運転状態であった場合は，その状態のまま継続）。また，非常用高圧母線の冠水により，外部電源が喪失している場合には全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・廃棄物処理建屋内への津波による溢水により，復水補給
水系ポンプが冠水し，復水補給水系が機能喪失に至る可自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態

津波

設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
発電用原子炉施設に与える影響評価
る可能性のある機器【敷地に遡上する津波を超 【次のプラント状態が相【影響評価に当たっての考慮事項】
乗して発生する可能性
える津波を想定した場 合・津波の事前の予測については，施設近傍で津波が発生すがある】
る可能性は低いものと考えるが，地震発生後，時間的余に喪失する可能性のあ る
・外部電源喪失
裕の少ない津波が来襲すると想定する。
機器】
・基準津波を超える規模として，敷地に遡上する津波（防・全交流動力電源喪失
・外部電源設備
潮堤位置において T.P.＋24m）を上回る高さの津波を想定 ・交流電源設備
・崩壊熱除去機能喪失
する。
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ ・原子炉建屋内浸水によ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）
る複数の緩和機能喪失【設計基準を超える場合の影響評価】
・直流電源
・津波の波力や漂流物衝突による変圧器等の損傷に伴う外・設計基準事故対処設備（Ｅ
原子炉建屋内浸水によ
部電源喪失の可能性がある。
ＣＣＳ等）
る複数の緩和機能喪失に・海水ポンプの被水により最終ヒートシンク喪失が発生・モニタリング・ポスト
より，大規模損壊に至るし，これに伴い非常用ディーゼル発電機の機能喪失によ可能性がある。
り，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
また，全交流動力電源
・原子炉建屋内への津波の浸水に伴う直流 125V 主母線盤の喪失（設計基準事故対処
損傷により，非常用交流電源の制御機能が喪失し，全交設備の機能喪失）に加え
流動力電源喪失に至る可能性がある。
て，津波により代替電源・防潮堤の損傷により敷地内に多量の津波が流入することである常設代替高圧電源
で，屋内外の施設が広範囲にわたり浸水し機能喪失する装置等の重大事故等対処可能性がある。
設備が機能喪失した場合・モニタリング・ポストの津波による冠水により，監視機は，大規模損壊に至る可能性がある。
能が喪失する可能性がある。
・がれき等により，アクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。

（表）1／26

考柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所能性がある。
・タービン建屋内への津波による溢水により，原子炉補機
冷却水ポンプが冠水し，原子炉補機冷却系が機能喪失に至る可能性がある。
・モニタリング・ポストの津波による冠水により，監視機能が喪失する可能性がある。
・がれき等によりアクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型放
射線測定器により測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。

備考【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型モ
ニタリングによる測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（4/14)
自然現象

③風（台
風含む)

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。
【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
あらかじめ体制を強化して対策（飛散防止措置の確認等）を実施する。
・設計基準風速 40.1m/s(地上高 10m，10 分間平均)を超える強風を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・風荷重によりタービン建屋が損傷し，タービン及び発電機に影響が及んでタービントリップに至る可能性がある。
・風荷重による送変電設備の損傷により外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タンク等が損傷し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで全交流動力電源が喪失する可能性がある。
・台風による漂流物により取水口が閉塞し，最終ヒートシ
ンク喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【設計基準を超える最大風速を想定した場合に喪 失する可能性のある機器】
・タービン建屋
・送変電設備・軽油タンク・取水口

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・最終ヒートシンク喪失

・東海第二の風（台風含む）は竜巻に包絡。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（5/14)
自然現象

④竜巻

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。
【影響評価に当たっての考慮事項】
・竜巻注意情報が発表された場合は，屋外でのクレーン転倒防止等の最低限の対応を行った上で作業を中断し，屋内の安全な場所に退避する。
・発電所敷地内又は周辺で著しく大きな竜巻が目撃された
場合あるいはその情報を入手した場合は，対応可能であれば襲来前にプラント停止の措置を取る。
・設計竜巻を超える規模の竜巻を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・風荷重によりタービン建屋が損傷し，タービン及び発電機に影響が及んでタービントリップに至る可能性がある。
・風荷重による送変電設備の損傷により外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タンク等が損傷し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで全交流動力電源が喪失する可能性がある。
・竜巻による資機材又は車両等が飛散して，取水口周辺の海に入り，取水口が閉塞し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（3／7）

最終的なプラント状態
自然現象【設計基準を超える最大風速を想定した場合に喪 失する可能性のある機器】
・タービン建屋
・送変電設備・軽油タンク
・電気品室換気空調系
・取水口
・原子炉建屋ブローアウトパ
ネル【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・最終ヒートシンク喪失

竜巻

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【影響評価に当たっての考慮事項】
・竜巻防護設備及び竜巻防護設備に波及的影響を及ぼし得る設備は，風速 100m／s の竜巻から設定した荷重に対して，飛来物防護対策設備等によって防護されている。
・事前の予測が可能であることから，プラントの安全性に影響を与えることがないように，あらかじめ体制を強化
して安全対策（飛散防止措置の確認等）を講じることが可能である。
・最大風速 100m／s を超える規模の竜巻を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・風荷重及び飛来物の衝突による送電線の損傷に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・飛来物の衝突による海水ポンプの損傷により最終ヒート
シンク喪失が発生し，非常用ディーゼル発電機の機能喪失により，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・飛来物等によりアクセスルートの通行に支障を来し，重大事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。

【設計基準を超える最大風速を想定した場合に喪 失する可能性のある機器】
・外部電源設備
・交流電源設備
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（6/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態（表）2／26

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
全交流動力電源喪失（設計基準事故対処設備の機能喪失）に加えて，竜巻により代替電源である
常設代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能喪失した場合は，大規模損壊に至る可能性がある。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

備考【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（4／7）
自然現象
⑤低温(凍
結)

【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
事前に保温，電熱線ヒータによる加温等の凍結防止対策を実施することができる。
・低温における設計基準温度-15.2℃を超える規模の低温を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電線や碍子に着氷することによって相間短絡を起こし
外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タンク
等内の軽油が凍結することで非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇し，全交流動力電源が喪失する可能性がある。
【主な対応】
・事前の凍結防止対策（連続ブロー，循環運転等）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。

【設計基準を超える低温を 【次のプラント状態が相想定した場合に喪失す る
乗して発生する可能性
可能性のある機器】
がある】
・送変電設備・外部電源喪失
・軽油タンク・全交流動力電源喪失

凍結

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全性に影響を与えることがないよう，事前に保温，電熱線ヒータによる加温等の凍結防止対策を実施することができる。
・敷地付近で観測された最低気温−12.7℃を下回る規模を想定する。
【観測記録を下回る場合の影響評価】
・送電線や碍子に着氷することによって相間短絡を起こし
外部電源喪失に至る可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
る可能性のある機器【−12.7℃を下回る 低温を 【次のプラント状態が相想定した場合に喪失す る
乗して発生する可能性
可能性のある機器】
がある】
・外部電源設備
・外部電源喪失【主な対応】
・事前の凍結防止対策（加温等の凍結防止対策）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（7/14)
自然現象
⑥降水

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・設計基準降水量 101.3mm/h を超える規模の降水を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・原子炉建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系のサージタンク
が物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却系が喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。また，雨水が下層階へ伝播し，ディーゼル発電設備及び非常用電源盤が没水又は被水により機能喪失し，全交流動
力電源喪失に至る可能性がある。
・タービン建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合にタービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至る可能性がある。
・タービン建屋熱交換器エリア屋上が雨水荷重により崩落した場合に，没水又は被水により原子炉補機冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器
真空度低からプラントスクラムに至る可能性がある。
・コントロール建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的に損傷を受けることにより，あるいは没水若しくは被水する
ことにより，計測・制御系機能喪失に至る可能性があ

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【設計基準を超える降水を想定した場合に喪失す る
可能性のある機器】
・原子炉補機冷却系
・タービン及び発電機・中央制御室・直流電源
・送変電設備・非常用ディーゼル発電設備

最終的なプラント状態

・東海第二の降水は津波に包絡。

【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・計測・制御系機能喪失
・直流電源喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（8/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
る。その後，中央制御室の下階に位置している直流電源
設備へ雨水が伝播し直流電源喪失に至る可能性がある。
・廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，冷却材再循環
ポンプ M/G セットや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失し，プラントスクラムに至る可能性がある。
・降水の影響により地滑りが発生し，屋外の送変電設備が機能喪失し外部電源喪失が発生している状態で，燃料移送ポンプが没水により機能喪失し，非常用ディーゼル発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動
力電源喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・緩和設備を用いて対応する。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態（表）3／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉⑦積雪【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
あらかじめ体制を強化して対策（除雪）を実施することができる。
・設計基準積雪量 167cm を超える規模の積雪を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・原子炉建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタンクが物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却系が喪失【設計基準を超える積雪量を想定した場合に喪失 する可能性のある機器】
・原子炉補機冷却系
・タービン及び発電機・中央制御室・直流電源
・送変電設備・軽油タンク・中央制御室換気空調

東海第二発電所【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・計測・制御系機能喪失
・直流電源喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

積雪

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。また，
積雪（雪融け水含む）の影響により，ディーゼル発電設
備及び非常用電源盤が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合，タービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至る可能性がある。
タービン建屋熱交換器エリア屋上が積雪荷重により崩落した場合に，積雪（雪融け水含む）の影響により原子炉補機冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク
喪失に至る可能性がある。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至る可能性がある。
・コントロール建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的又は雪融け水により機能喪失し，計測・制御系機能喪失に至る可能性がある。その後，中央制御室下階に位置している直流電源設備へ溢水が伝搬し，機能喪失に至る可能性がある。
廃棄物処理建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，冷却材再循環ポンプ M/G セットや換気空調補機常用冷却系が積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，プ
ラントスクラムに至る可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器
・非常用ディーゼル発電機室
空調

備【設計基準超える積雪を想 【次のプラント状態が相定した場合に喪失する 可乗して発生する可能性
能性のある機器】
がある】
・外部電源設備
・外部電源喪失【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電線や碍子への着雪により相間短絡の発生に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・積雪により,アクセスルートの通行に支障を来し，重大事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（9/14)
自然現象【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
あらかじめ体制を強化して対策（除雪）を実施することができる。
・建築基準法で定められた敷地付近の設計基準積雪量 30 ㎝を超える規模の積雪を想定する。

最終的なプラント状態【主な対応】・あらかじめ体制を強化しての対策（除雪）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（10/14)
自然現象

⑧落雷

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・送電線や碍子に雪が着氷することによって相間短絡を起こし外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タ
ンク天井が積雪荷重により崩落した場合，軽油タンク機能が喪失し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで，全交流動力電源が喪失する可能性がある。
・中央制御室換気空調及び非常用ディーゼル発電機室空調
給気口の閉塞により各空調設備が機能喪失に至る可能性がある。
・非常用ディーゼル発電機室空調給気口の閉塞により，非常用ディーゼル発電設備が機能喪失に至るような場合において，外部電源喪失が同時発生した場合に，全交流動
力電源喪失に至る可能性がある。
【主な対応】・あらかじめ体制を強化して対策（除雪）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【影響評価に当たっての考慮事項】
・雷注意報が発表された場合は，状況に応じて屋外での作業を中断し，屋内に退避する。
・発電用原子炉施設への事前対応については実質的に困難であるため想定しない。

【設計基準を超える雷サー 【次のプラント状態が相ジを想定した場合に喪 失乗して発生する可能性
する可能性のある機器】
がある】
・外部電源
・計測・制御系機能喪失
・非常用交流電源設備
・直流電源喪失

最終的なプラント状態

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（5／7）
自然現象

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（11/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・設計基準電流値 200kA を超える雷サージの影響を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・落雷により計測制御機器に発生するノイズの影響により，プラントスクラムに至る可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器
・原子炉補機冷却系
・直流電源
・計測・制御系

最終的なプラント状態
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

落雷

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・設計基準雷撃電流 400kA を超える雷サージの影響を想定する。
・落雷に対して，建築基準法に基づき高さ 20m を超える排気筒等へ避雷設備を設置し，避雷導体により接地網と接続する。接地網は，雷撃に伴う構内接地系の接地電位分
布を平坦化することから，安全保護系等の設備に影響を与えることはなく，安全に大地に導くことができる。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・雷サージの影響による外部電源喪失の可能性がある。
・雷サージの影響による海水ポンプの損傷により最終ヒー
トシンク喪失が発生し，これに伴い非常用ディーゼル発電機の機能喪失により，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。

（表）4／26

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【設計基準を想定した場合に喪失する可能性のあ る
機器】
・外部電源設備
・交流電源設備
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失考柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

・屋外設備への雷サージの影響により，外部電源喪失及びその他過渡事象に至る可能性がある。さらに，軽油タン
クと屋内非常用ディーゼル発電設備制御盤を融通するケーブルへの雷サージにより，非常用ディーゼル発電機の機能が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・建屋内外への雷による誘導電流の影響により，原子炉補機冷却系，直流電源又は計測・制御系の機能喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。

備考【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。

第 5.2−1 表 自現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（6／7）
自然現象
⑨火山

【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
あらかじめ体制を強化して対策（除灰）を実施することができる。

【設計基準を超える火山灰堆積厚さを想定した場 合に喪失する可能性のあ る
機器】
・原子炉補機冷却系
・タービン及び発電機【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・計測・制御系機能喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失

火山の影
響

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全性に影響を与えることがないよう，あらかじめ体制を強化して対策（除灰）を実施することができる。
・降下火砕物（火山灰）の堆積厚さの設計基準である堆積厚さ 50 ㎝を超える規模の堆積厚さを想定する。

自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
る可能性のある機器【設計基準を超える火山灰 【次のプラント状態が相堆積厚さを想定した場 合乗して発生する可能性に喪失する可能性のあ るがある】
機器】
・外部電源喪失
・外部電源設備

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（12/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・降下火砕物（火山灰）の堆積厚さの設計基準である 35cmを超える規模の堆積厚さを想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・原子炉建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場合，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタン
クが物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却系が喪失し最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。
タービン建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場合，タービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至る可能性がある。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至る可能性がある。
・コントロール建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した
場合，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的により機能喪失し，計測・制御系機能喪失に至る可能性がある。
・送電網や変圧器に火山灰が付着することによって相間短絡を起こし外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，
軽油タンク天井が火山灰堆積荷重により崩落した場合，軽油タンク機能が喪失し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで，全交流動力電源が喪失する可能性がある。

【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電線や碍子への降下火砕物の付着により相間短絡の発生に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・降下火砕物の堆積により，アクセスルートの通行に支障を来し，重大事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失
最終的なプラント状態
する可能性のある機器
・中央制御室・全交流動力電源喪失
・送変電設備・軽油タンク・中央制御室換気空調
・非常用ディーゼル発電機室
空調

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（13/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・中央制御室換気空調及び非常用ディーゼル発電機室空調
給気口の閉塞により各空調設備が機能喪失に至る可能性がある。
・海水中の火山灰が高濃度な場合に，熱交換器の伝熱管の閉塞又は，海水ポンプの軸受摩耗や海水ストレーナの閉塞により，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。
【主な対応】・あらかじめ体制を強化して対策（除灰）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態【主な対応】・あらかじめ体制を強化しての対策（除灰）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。
森林火災【影響評価に当たっての考慮事項】
・防火帯を超えて延焼するような規模を想定する。
・森林火災が拡大するまでの時間的余裕は十分あることから，プラントの安全性に影響を与えることがないように，予防散水する等の安全対策を講じることが可能である。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電鉄塔，送電線の損傷に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・森林火災の延焼により，アクセスルートの通行が困難と（表）5／26【設計基準を超える森林火 【次のプラント状態が相災を想定した場合に喪 失乗して発生する可能性
する可能性のある機器】
がある】
・外部電源設備
・外部電源喪失・森林火災は，柏崎刈羽では延焼しても発電用原子炉施設への影響はないとしているが，東海第二は輻射熱による送受電設備が損傷し，外部電源喪失に至る想定のため，抽出。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所なり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・化学消防自動車等の消火設備による建屋及びアクセスル
ートへの予防散水。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（7／7）
自然現象
⑩隕石

【影響評価に当たっての考慮事項】
・事前の予測については，行えないものと想定する。
【影響評価】
・建屋又は屋外設備に隕石が衝突した場合は，当該建屋又は設備が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所敷地に隕石が落下した場合は，振動により安全機能が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所近海に隕石が落下した場合は，津波により安全機能が冠水し，機能喪失に至る可能性がある。

・具体的な喪失する機能は特 ・具体的な喪失する機能
定しない
は特定しない隕石【主な対応】
・建屋又は屋外設備等に隕石が衝突した場合は，故意による大型航空機の衝突と同様に対応する。
・発電所敷地に隕石が衝突し，振動が発生した場合は，地震発生時と同様に対応する。
・発電所近海に隕石が落下し，津波が発生した場合は，津波発生時と同様に対応する。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（14/14)
設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・建屋に隕石が衝突し，建屋が損傷した場合は，大型航空機の衝突と同様に対応する。
・発電所敷地に隕石が衝突し，振動が発生した場合は，地震発生時と同様に対応する。
・発電所近海に隕石が衝突し，津波が発生した場合は，津波発生時と同様に対応する。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
る可能性のある機器・具体的に喪失する機器は特 ・具体的なプラント状態
定しない
は特定しない【影響評価】
・建屋又は屋外設備等に隕石が衝突した場合は，当該建屋又は設備が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所敷地に隕石が落下した場合は，振動により安全機能が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所近海に隕石が落下した場合に発生する津波により安全機能が冠水し，機能喪失に至る可能性がある。

【主な対応】

自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・事前の予測については，行えないものと想定する。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態

第 5.2−2 表 自然現象の重畳がプラントへ与える影響評価
自然現象
地震と

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】（表）6／26

自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
る可能性のある機器【地震と津波の重畳により 【次のプラント状態が相備考柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−2 表 自然現象の重畳が発電用原子炉施設へ与える影響評価（1/2）
自然現象
①地震と
津波の
重畳

津波の
重畳

設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
発電用原子炉施設に与える影響評価
る可能性のある機能【影響評価に当たっての考慮事項】【地震と津波の重畳により 【次のプラント状態が相乗して発生する可能性】
・事前の予測については，現在確立した手法が存在しないこ喪失する可能性のある 機
・原子炉建屋損傷とから，予兆なく地震が発生する。
能】
・原子炉格納容器・原子炉・地震発生後，10 分程度で津波が襲来すると想定する。
・外部電源設備全般
・基準地震動を超える地震を想定する。
・125V 直流電源設備
圧力容器損傷・基準津波を超える規模として，防潮堤の高さ(15m)を上回る ・非常用高圧母線
・格納容器バイパス
高さの津波を想定する。（地震による液状化により，荒浜 ・原子炉格納容器内配管
・原子炉冷却材喪失と注水側防潮堤は損傷しているものとする。）
・残留熱除去系
機能喪失の同時発生【設計基準を超える場合の影響評価】
・主蒸気系配管・計測・制御系喪失
・送変電設備の碍子等の損傷及び低起動変圧器の冠水によ・原子炉補機冷却系
・直流電源喪失
り，外部電源喪失の可能性がある。
・原子炉隔離時冷却系
・外部電源喪失
・原子炉建屋，タービン建屋，コントロール建屋及び廃棄物 ・復水補給水系
・最終ヒートシンク喪失
処理建屋の防護扉が波力又は没水により損傷の可能性があ ・ほう酸水注入系貯蔵タンク ・全交流動力電源喪失
る。
・復水貯蔵槽周りの配管・コントロール建屋内への津波による溢水により，直流 125V ・高圧炉心注水系弁駆動部
主母線盤が冠水し，直流電源が喪失する可能性がある。
・高圧窒素ガス供給系配管
・地震の揺れにより，原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷 ・軽油タンクの可能性がある。
・モニタリング・ポスト
・原子炉建屋内への津波による溢水により，原子炉隔離時冷却系制御盤が冠水し，制御不能に至る可能性がある。（運転状態であった場合は，その状態のまま継続）また，非常用高圧母線の冠水により，外部電源が喪失している場合には全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・原子炉格納容器内の複数の配管が損傷し，原子炉冷却材喪【設計基準を超える場合の影響評価】
・開閉所設備の碍子等の損傷又は津波の波力や漂流物衝突による変圧器等の損傷に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・交流電源設備の損傷により，非常用交流電源が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・海水ポンプの被水により最終ヒートシンク喪失が発生し，これに伴い非常用ディーゼル発電機の機能喪失により，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・中央制御室は，堅牢な建屋内にあることから，運転員による操作機能の喪失は可能性として低いが，計装・制御機能については喪失する可能性がある。
・原子炉建屋又は原子炉格納容器の損傷により，建屋内の機器，配管が損傷して大規模なＬＯＣＡ又は格納容器バ
イパスが発生し，ＥＣＣＳ注入機能も有効に機能せず，重大事故に至る可能性がある。原子炉格納容器が損傷した場合には，閉じ込め機能に期待できない。
・原子炉建屋内への津波による浸水により，直流 125V 主母
線盤が冠水することにより，直流 125V の制御電源が喪失する可能性がある
・防潮堤の損傷により敷地内に多量の津波が流入すること
で，屋内外の施設が広範囲にわたり浸水し機能喪失する可能性がある。
・モニタリング・ポストの地震の揺れ又は津波による冠水により，監視機能が喪失する可能性がある。
・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
・大規模地震後に実施する屋外作業の開始が，大規模地震
後の大規模津波によって，遅れる可能性がある。
・斜面の崩壊，地盤の陥没，がれき等により，アクセスル
ートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。

第 5.2−2 表 自然現象の重畳が発電用原子炉施設へ与える影響評価（2/2）
自然現象

設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪失す
発電用原子炉施設に与える影響評価
る可能性のある機能失の可能性がある。大口径配管の破断や破損個所が多い場
合，発電用原子炉の圧力は急速に減圧し，全交流動力電源
喪失時においては，原子炉冷却材喪失分を補う注水が確保できない可能性がある。
・廃棄物処理建屋内への津波による溢水により，復水補給水系ポンプが冠水し，復水補給水系が機能喪失に至る可能性がある。
・タービン建屋内への津波による溢水により，原子炉補機冷却系ポンプが冠水し，原子炉補機冷却系が機能喪失に至る可能性がある。
・モニタリング・ポストの地震の揺れ又は津波による冠水により，監視機能が喪失する可能性がある。
・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
・斜面の崩壊，地盤の陥没，がれき等によりアクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型放射線測定器により測定及び監視を行う。
・化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

・地震の事前の予測については，現在確立した手法が存在しないことから，予兆なく発生するものと想定する。
・津波の事前の予測については，発電所近海での震源による地震を考え，地震発生後，時間的余裕の少ない津波が来襲すると想定する。
・地震により原子炉建屋の浸水防止対策が機能喪失し，建屋内浸水が発生することを想定する。
・地震と津波の重畳が発生した場合においても，影響を受けにくい場所に分散配置している可搬型重大事故等対処
設備等による事故の影響緩和措置に期待できる。

最終的なプラント状態

喪失する可能性のある 機
器】
・外部電源設備
・交流電源設備
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）
・直流電源
・計測・制御系・設計基準事故対処設備（ＥＣＣＳ等）
・原子炉冷却材圧力バウンダ
リ・原子炉格納容器・原子炉圧力容器
・原子炉建屋・モニタリング・ポスト

備
乗して発生する可能性】
・原子炉建屋損傷
・原子炉格納容器・原子炉
圧力容器損傷・格納容器バイパス・炉心冷却機能喪失
・ＬＯＣＡ
・計装・制御系喪失
・外部電源喪失・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失
原子炉建屋損傷，原子炉格納容器損傷等による閉じ込め機能の喪失により，大規模損壊に至る可能性がある。
また，全交流動力電源喪失（設計基準事故対処
設備の機能喪失）に加えて，地震，津波により代替電源である常設代替高圧電源装置等の重大事故等
対処設備が機能喪失した
場合は，大規模損壊に至る可能性がある。

【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型設
備による測定及び監視を行う。
・化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（1／2）
自然現象
地震

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）
・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓ（表）7／26

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・崩壊熱除去機能喪失

設計基準事故で想定している事故シーケンス
・外部電源喪失考・プラント固有の自然現象の影響の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所
ｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（1/4)
自然現象
①地震

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）
・全交流動力電源喪失+LOCA 時注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+LOCA+最終ヒートシンク喪
失・計測・制御系喪失（確率が相対的に小さい）
・格納容器バイパス（大型航空機の衝突シナリオ
で考慮）
・原子炉格納容器・圧力容器損傷（確率が相対的に小さい）
・原子炉建屋損傷（確率が相対的に小さい）・Excessive LOCA（確率が相対的に小さい）

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・全交流動力電源喪失
・全交流動力電源喪失+初期注水
失敗
・全交流動力電源喪失+最終ヒー
トシンク喪失・直流電源喪失(確率が相対的に小さい）

・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+計測・制御
系喪失

・崩壊熱除去機能喪失
・外部電源喪失+高圧炉心冷却失
敗・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失+最終ヒー
トシンク喪失・全交流動力電源喪失+RCIC 機能喪失
・全交流動力電源喪失
・全交流動力電源喪失+初期注水
失敗

設計基準事故で想定している事故シーケンス
・通常/緊急停止等
・LOCA+外部電源喪失

全交流動力電源喪失に加えて，代替電源である常設
代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性がある
・防潮堤損傷

津波
②津波

③地震と津
波の重畳

・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+計測・制御
系喪失
・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+Excessive
LOCA+計測・制御系喪失

・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
地震と津波
の重畳

④風（台風
含む）
⑤竜巻

⑥低温（凍
結）
⑦降水
⑧積雪

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）
・格納容器バイパス（大型航空機の衝突シナリオ
で考慮）
・原子炉格納容器・圧力容器損傷（確率が相対的に小さい）
・原子炉建屋損傷（確率が相対的に小さい）・Excessive LOCA（確率が相対的に小さい）−

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・直流電源喪失(確率が相対的に小さい）−

・全交流動力電源喪失

・全交流動力電源喪失−

・全交流動力電源喪失

・計測・制御系機能喪失
・直流電源喪失+計測・制御系喪失
・高圧・低圧注水機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧・低圧注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧注水・減圧機能喪失
・計測・制御系機能喪失
・計測・制御系機能喪失+注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失+注
水機能喪失

・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水機能喪失
・高圧注水機能喪失+崩壊熱除去
機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失

設計基準事故で想定している事故シーケンス

・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失

・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

・過渡事象
・ＬＯＣＡ（設計基準事故）

・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

・外部電源喪失・通常／緊急停止等

・崩壊熱除去機能喪失
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去機能喪失・ＬＯＣＡ＋全交流動力電源喪失・外部電源喪失・過渡事象
・通常／緊急停止等
・ＬＯＣＡ（設計基準事故）考

全交流動力電源喪失に加えて，代替電源である常設
代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性がある

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（2/4)
自然現象

全交流動力電源喪失に加えて，代替電源である常設
代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性がある

備・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去機能喪失・ＬＯＣＡ＋全交流動力電源喪失竜巻

・崩壊熱除去機能喪失
・外部電源喪失
全交流動力電源喪失に加えて，代替電源である常設
・過渡事象
代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能
・全交流動力電源喪失
喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性がある
全交流動力電源喪失に加えて，重大事故等対処設備である常設代替高圧電源装置が機能喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性があるものの，被害の様態から地震及び津波のシナリオに代表される事象として整理される

凍結

（なし）

（なし）

・外部電源喪失

積雪

（なし）

（なし）

・外部電源喪失

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（2／2）
自然現象

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）（表）8／26

重大事故対策で想定している
事故シーケンス

設計基準事故で想定している事故シーケンス

・東海第二の風（台風含む）は竜巻に包絡。

・東海第二の降水は津波に包絡。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（3/4)
自然現象
⑨落雷

⑩火山

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）
・全交流動力電源喪失+直流電源喪失
・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+注水機能喪
失・計測・制御系機能喪失
・高圧・低圧注水機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧・低圧注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧注水・減圧機能喪失
・計測・制御系機能喪失
・計測・制御系機能喪失+注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失+注
水機能喪失

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失
・直流電源喪失
・直流電源喪失+注水機能喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水機能喪失
・高圧注水機能喪失+崩壊熱除去
機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失（衝突による荷重の影響）
・高圧・低圧注水機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧・低圧注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧注水・減圧機能喪失
・計測・制御系機能喪失
・計測・制御系機能喪失+注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失+注
水機能喪失（衝突による荷重の影響）
・全交流動力電源喪失+最終ヒー
トシンク喪失・崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水機能喪失
・高圧注水機能喪失+崩壊熱除去
機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失

設計基準事故で想定している事故シーケンス
・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失

落雷

火山の影響

森林火災

（なし）

（なし）

（なし）

備

・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失

・外部電源喪失
・過渡事象

（なし）

・外部電源喪失（なし）

・外部電源喪失考・森林火災は，柏崎刈羽では延焼して⑪隕石（衝突による荷重の影響）
・通常/緊急停止等
・外部電源喪失

隕石

津波又は故意による大型航空機の衝突と同様しているが，東海第二は輻射熱による送受電設備が損傷し，外部電源喪失に至る想定のため，抽出。

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（4/4)
自然現象

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）（発電所近海への落下による津波の影響）
・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+計測・制御
系喪失

重大事故対策で想定している
事故シーケンス(発電所近海への落下による津波の影響)
・崩壊熱除去機能喪失
・（外部電源喪失+高圧炉心冷却
失敗)
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失+最終ヒー
トシンク喪失(初期注水成功)
・全交流動力電源喪失+原子炉隔
離時冷却系機能喪失

も発電用原子炉施設への影響はないと

設計基準事故で想定している事故シーケンス（発電所近海への落下による津波の影響）・通常/緊急停止等
・外部電源喪失（表）9／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(1/10)
対応操作
炉心の著
しい損傷
を緩和す
るための
対策

内容

冷却材再循
環ポンプ停
止による原
子炉出力抑
制

ATWS が発生した場合，代替冷却材再循
環ポンプ・トリップ機能又は冷却材再循環ポンプ手動停止により，原子炉出力を抑制する。

ほう酸水注
入
制御棒挿入

ATWS が発生した場合，ほう酸水を注入することにより未臨界とする。
ATWS が発生した場合，原子炉手動スク
ラム又は代替制御棒挿入機能による制御棒全挿入が確認できない場合，自動による制御棒挿入又は手動操作による制御棒挿入を行う。
ATWS が発生した場合，原子炉水位を低下させることにより原子炉出力を抑制
する。

原子炉水位
低下による
原子炉出力
抑制
現場手動操
作による高
圧代替注水
系起動

現場手動操
作による原
子炉隔離時
冷却系起動

高圧注水系が機能喪失した場合において，中央制御室からの操作により高圧
代替注水系を起動できない場合，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目・第 1 項(1.1)

考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（1／8）
対応操作
炉心の著
しい損傷
を緩和す
るための
対策

再循環系ポ
ンプ停止に
よる原子炉
出力抑制

ほう酸水注
入
制御棒挿入

・第 3 項，4
項
(1.2)

備

原子炉水位
低下による
原子炉出力
抑制
現場手動操
作による高
圧代替注水
系起動

全交流動力電源喪失及び常設直流電源
系統喪失により高圧注水系での発電用
原子炉の冷却に使用できない場合において，高圧代替注水系が起動できない
場合，現場での人力による弁の操作に
より原子炉隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

（表）10／26

内容

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目

原子炉緊急停止（原子炉スクラム）ができない事象（以下「ＡＴＷＳ」という。）が発生した場合，代替再循環系
ポンプトリップ機能又は再循環系ポン
プ手動停止により，原子炉出力を抑制する。
ＡＴＷＳが発生した場合，ほう酸水を注入することにより未臨界とする。
ＡＴＷＳが発生した場合，原子炉手動
スクラム又は代替制御棒挿入機能による制御棒全挿入が確認できない場合，手動操作による制御棒挿入を行う。
ＡＴＷＳが発生した場合，原子炉水位を低下させることにより原子炉出力を抑制する。

・第 1 項（1.1）

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプ
レイ系が機能喪失した場合において，中央制御室からの操作により高圧代替
注水系を起動できない場合，現場での人力による弁の操作により高圧代替注
水系を起動し，サプレッション・チェ
ンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
全交流動力電源喪失及び常設直流電源
系統の喪失により原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心スプレイ系を発電用原子炉の冷却に使用できない場合において，高圧代替注水系が起動できない場
合，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系を起動し，サプ
レッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

・第 3 項，4
項（1.2）

・設備名称の差異。

・電動駆動による自動挿入はＡＢＷＲ
固有の設計。

・設備設計の差異。

・設備設計の差異。

・設備設計の差異。

・設備設計の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(2/10)
対応操作
ほう酸水注
入系による
原子炉圧力
容器への注
水

制御棒駆動
系による原
子炉圧力容
器への注水

内容
高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交
流動力電源喪失時において，高圧代替
注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル 3）以上に維持できない場
合，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による発電用原
子炉へのほう酸水注入を実施する。
高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交
流動力電源喪失時において，高圧代替
注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル 3）以上に維持できない場
合，原子炉補機冷却系により冷却水を確保し，復水貯蔵槽を水源とした制御
棒駆動系による原子炉圧力容器への注水を実施する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

ほう酸水注
入系による
原子炉圧力
容器への注
水

制御棒駆動
水圧系によ
る原子炉圧
力容器への
注水

高圧炉心スプレイ系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧
代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉
水位低（レベル３）以上に維持できな
い場合，ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による発電用原子炉へのほう酸水注入を実施する。
高圧炉心スプレイ系の機能喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合，電源及び原子炉補機冷却系による冷却水を確保し，復水貯蔵タンクを水源とした制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水を実施する。

・設備設計の差異。

・設備名称の差異。
・設備設計又は設備名称の差異。

・東海第二の代替交流電源では，制御棒駆動水圧系のサポート系の運転に必要な容量が確保されないため，全交流動力電源喪失時の条件を記載していない。
・設備名称の差異。

（表）11／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（2／8）
対応操作
原子炉減圧
操作

可搬型直流
電源設備に
よる逃がし
安全弁（自
動減圧機能
なし）開放

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，低圧の注水機能を働かせるために，自動減圧系，原子炉減圧の自動化又は逃がし安全弁若しくはタービンバイパス弁を使用した中央制御室からの手動操作により発電用原子炉を減圧する。
常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の原子炉減圧機能が喪失した場
合，可搬型直流電源設備により逃がし
安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし）を開放して発電用原子炉を減圧する。

・第 3 項，4
項
(1.3)

原子炉減圧
操作

可搬型代替
直流電源設
備による逃
がし安全弁
（自動減圧
機能）開放

内容
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，低圧の注水機能を働かせるために，自動減圧系，原子炉減圧の自動化又は逃がし安全弁若しくはタービン・バイパス弁を使用した中央制
御室からの手動操作により発電用原子炉を減圧する。
常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の原子炉減圧機能が喪失した場
合，可搬型代替直流電源設備により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.3）

・設備設計又は設備名称の差異。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(3/10)
対応操作

内容

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

逃がし安全
弁用可搬型
蓄電池によ
る逃がし安
全弁（自動
減圧機能付
き）開放

常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，現場多重伝送盤にて逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を開放して発電用原子炉を減圧する。

逃がし安全
弁用可搬型
蓄電池によ
る逃がし安
全弁（自動
減圧機能）
開放

常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の原子炉減圧機能が喪失した場
合，中央制御室にて逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

代替逃がし
安全弁駆動
装置による
逃がし安全
弁（自動減
圧機能な
し）開放

常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の自動減圧機能が喪失した場合，代替逃がし安全弁駆動装置により逃がし安全弁（自動減圧機能なし D,E,K 又は U）の電磁弁排気ポートへ窒素ガスを供給し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし D,E,K 又は U）を開放して発電用原
子炉を減圧する。

非常用逃が
し安全弁駆
動系による
逃がし安全
弁（逃がし
弁機能）開
放

逃がし安全弁の駆動に必要なアキュム
レータの供給圧力の喪失により逃がし
安全弁（自動減圧機能）の機能が喪失した場合，非常用逃がし安全弁駆動系
により逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能なしＡ,Ｇ,Ｓ及びＶ））の電磁弁排気ポートに窒素を供給し，逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能なしＡ,Ｇ,Ｓ及びＶ））を開放して発電用原子炉を減圧する。
窒素供給系からの窒素の供給が喪失
し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素の供給圧力が低下した場合，供給源を非常用窒素供給系高圧窒素ガスボンベに切り替えることで逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を確保する。

高圧窒素ガ
スボンベに
よる逃がし
安全弁駆動
源確保

不活性ガス系からの窒素ガスの供給が喪失し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供給圧力低下した場合，供給源を高圧窒素ガスボンベに切り替えることで逃がし安全弁の機能を確保す
る。

非常用窒素
供給系によ
る逃がし安
全弁（自動
減圧機能）
駆動源確保

（表）12／26

・設備設計又は設備名称の差異。

・設備名称の差異。
・機能喪失想定範囲の差異
・対象弁の差異。
・窒素にガスを付けないルールで記載を統一している。（以下，同じ差異は記載を省略）・東海第二では，供給対象を自動減圧機能付の逃がし安全弁としている。
・設備名称の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（3／8）
対応操作
低圧代替注
水

常設の原子炉圧力容器への注水設備による注水機能が喪失した場合，低圧代
替注水系(常設)，低圧代替注水系(可搬型)及び消火系による原子炉圧力容器への注水の 3 手段について，同時並行で注水準備を開始する。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，低圧代替注水系(常設)のポンプ 2 台以上又は上記手段のうち 2系以上の起動及び注水ラインの系統構成が完了した時点で，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水を開始する。原子炉圧力・第 3 項，4
項
(1.4)

低圧代替注
水

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(4/10)
対応操作

給復水系復
旧による原
子炉冷却

内容
容器への注水に使用する手段は，準備が完了した系統のうち，低圧代替注水系(常設)，消火系，低圧代替注水系(可搬型)の順で選択する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水系，復水系，残留熱除去系（低圧注水モード）又は高圧炉心注水系を使用
し原子炉圧力容器への注水を実施する。
低圧代替注水系（常設），低圧代替注
水系（可搬型）及び消火系が発電用原
子炉の冷却に使用できない場合，給復水系を復旧させて発電用原子炉を冷却する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

給水・復水
系復旧によ
る原子炉冷
却

（表）13／26

内容
常設の原子炉圧力容器への注水設備による注水機能が喪失した場合，低圧代
替注水系（常設）及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水について，同時並行で注水準備を開始する。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の手段のうち，低圧で原子炉圧力容器へ注水可能な系統 1 系統以上が起動し，注水のための系統構成が完了した時点
で，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し，原子炉容器への注水を開始する。原子炉圧力容器への注水に使用する手段は，準備が完了した手段のう
ち，低圧代替注水系（常設），代替循
環冷却系，消火系，補給水系及び低圧
代替注水系（可搬型）の順で選択する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水・復水系，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）を使用し原子炉圧力容器への注水を実施する。
低圧代替注水系（常設），低圧代替注
水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系が発電用原子炉の冷却に使用できない場合，給水・復水系を復旧させて発電用原子炉を冷却する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.4）
・東海第二では常設と可搬型の低圧代替注水系を同時に準備する運用。
・整備する対策の差異。
・系統構成が同時に完了することは考
えにくく，準備完了した系統から使用することとなるため，その旨を記載。

・整備する低圧代替注水手段の差異。

・給水系，復水系の総称記載方法の差異。（以下，同じ差異は記載を省略）
・ＥＣＣＳに係る記載は，設備設計，
運転モード記載方法の差異。（以下，同じ差異は記載を省略）・整備する低圧代替注水手段の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所
原子炉格
納容器の
破損を緩
和するた
めの対策

原子炉格
納容器の
破損を緩
和するた
めの対策

原子炉格納
容器の水素
ガス及び酸
素ガスの排
出

炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム−水反応及び水の放射性分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した原子炉格納容器ベント操作
により原子炉格納容器の水素ガス及び酸素ガスを排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防止する。

・第 3 項，4
項(1.9)，(1.10)

可搬型窒素
供給装置に
よる原子炉
格納容器内
の不活性化
原子炉格納
容器の水素
及び酸素の
排出

炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格
納容器内の酸素濃度が上昇した場合に原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減させるため，可搬型窒素供給装置
により原子炉格納容器内へ窒素を供給する。
炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベント操作により原子炉格納容器の水素及び酸素を排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防止する。

備・第 3 項，4
項
（1.9）

考

・東海第二では，重大事故等対策設備としているため記載。
・技術的能力 1.9 の手段として整備。

・技術的能力 1.9 の手段として整備。

・格納容器ベントには「原子炉」を付けない記載ルールとしている。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（4／8）
対応操作
代替原子炉
補機冷却系
による補機
冷却水確保

原子炉補機冷却系の機能が喪失した場
合，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。

・第 3 項，4
項
(1.5)

緊急用海水
系又は代替
残留熱除去
系海水系に
よる補機冷
却用の海水
確保

内容
残留熱除去系海水系の機能が喪失した
場合，残留熱除去系海水系の系統構成を行い，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により，補機冷却用の海水を供給する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.5）

・設備設計の相違。
（東海第二では常設と可搬型設備による対策を整備）
・東海第二の非常用補機冷却は海水直接冷却方式であるため，供給する補機冷却水が海水であることが分かる
記載としている。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(5/10)
対応操作
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
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

内容
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。
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。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目・第 3 項，4
項(1.5)，
(1.7)

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
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

（表）14／26

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。

・ここに記載する格納容器ベント手段
は炉心損傷前に実施するものと考えられることから，適用される技術的能力は 1.5 のみとして整理した。

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。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
代替格納容
器スプレイ
冷却系によ
る格納容器
スプレイ

残留熱除去系ポンプ（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冷却機能の喪失が起きた場合，復水貯蔵槽を水源とした代替格納容器ス
プレイ冷却系による格納容器スプレイを行う

東海第二発電所
・第 3 項，4
項(1.6)，(1.7)，(1.12)

代替格納容
器スプレイ
冷却系によ
る格納容器
スプレイ

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冷却機能の喪失が起きた場合，代替淡水貯槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷
却系による格納容器スプレイを行う。

備・第 3 項，4
項
（1.6）

考

・残留熱除去系の運転モードはポンプに対してではなく，系統に定義されるものと整理し，「ポンプ」の記載は削除した。
・柏崎刈羽が重大事故等対処設備のう
ち常設による対策のみ記載しているため，整合させた。
・代替格納容器スプレイ冷却系は 1.6の手順であるため，1.7 と 1.12 は記載していない。
・他項目と整合させ，句点を付けた。

格納容器圧
力逃がし装
置による原
子炉格納容
器の過圧破
損の防止
代替循環冷
却による原
子炉格納容
器の過圧破
損の防止

炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合及び代替循環冷却系の運転が期待できない場合，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
炉心の著しい損傷が発生した場合，復水補給水系を用いた代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

・第 3 項，4
項(1.5)，
(1.7)

代替循環冷
却系による
原子炉格納
容器の過圧
破損の防止
格納容器圧
力逃がし装
置による原
子炉格納容
器の過圧破
損の防止

炉心の著しい損傷が発生した場合，代替循環冷却系の運転により，原子炉格
納容器の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合及び代替循環冷却系の運転が期待できない場合，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

・第 3 項，4
項（1.7）

・代替循環冷却系の方が格納容器圧力逃がし装置より優先順位が高いため，代替循環冷却系を先に記載している。
・炉心損傷後の格納容器ベントは 1.7
項が適用されるため，1.5 を記載していない。
・東海第二の代替循環冷却系は専用の系統であるため，代替循環冷却系に「復水補給水系を用いた」という補足的な記載を行っていない。

（表）15／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
格納容器下
部注水系
（常設）に
よるデブリ
冷却

炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器下部注水系（常設）により，原子炉格納容器の下部に落下した溶融
炉心を冷却する。

東海第二発電所
・第 3 項，4
項
(1.8)

格納容器下
部注水系
（常設）に
よるデブリ
冷却

炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器下部注水系（常設）により，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却する。

格納容器下
部注水系
（可搬型）
によるデブ
リ冷却

炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器下部注水系（可搬型）により，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却する。

備考・第 3 項，4
項（1.8）
・設備名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(6/10)
対応操作
格納容器下
部注水系
（可搬型）
によるデブ
リ冷却

内容
炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器下部注水系（可搬型）により，原子炉格納容器の下部に落下した
溶融炉心を冷却する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（5／8）
対応操作
消火系によ
るデブリ冷
却

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止す
るため，ろ過水タンクを水源とした消火系により，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冷却する。

消火系によ
るデブリ冷
却

補給水系に
よるデブリ
冷却

（表）16／26

内容
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止す
るため，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした消火系により，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却する。
炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，
復水貯蔵タンクを水源とした補給水系により，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・設備設計の差異。

・東海第二固有の自主対策。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
使用済燃
料プール
の水位を
確保する
ための対
策及び燃
料体の著
しい損傷
を緩和す
るための
対策

燃料プール
スプレイ

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨界は維持されている。使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プー
ルの水位が異常に低下し，使用済燃料
プール注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び(A-2級)2 台により，常設スプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。
また，この場合に，外的要因（航空機
衝突又は竜巻等）により，常設スプレ
イヘッダの機能が喪失した場合には，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び(A-2 級)2 台により，可搬型スプレイヘ
ッダを使用したスプレイを実施することで，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。

東海第二発電所
・第 3 項，4
項(1.11)

使用済燃
料プール
の水位を
確保する
ための対
策及び燃
料体の著
しい損傷
を緩和す
るための
対策

燃料プール
スプレイ

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨界は維持されている。使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プー
ルの水位が異常に低下し，代替燃料プール注水系による注水を実施しても水位を維持できない場合に，常設低圧代
替注水系ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより，常設スプレイヘッダを使用したスプレイを実施すること
で，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。また，この場合に，外的要因（航空機衝突又は竜巻等）により，常設ス
プレイヘッダの機能が喪失した場合には，可搬型代替注水大型ポンプにより，可搬型スプレイノズルを使用した
スプレイを実施することで，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。

備考・第 3 項，4
項（1.11）

・系統・設備名称の差異。
・設備設計の差異。

・設備名称の差異。
・設備設計の差異。

5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(7/10)
対応操作
復水移送ポ
ンプによる
使用済燃料
プールへの
注水

内容
使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能の喪失又は使用済燃料プール
からの水の漏えい若しくはその他の要因により使用済燃料プールの水位が低下した場合，復水移送ポンプの電源復
旧が実施可能な場合において，復水貯蔵槽を水源とし，残留熱除去系洗浄水ラインから残留熱除去系最大熱負荷ラ
インを経由して復水移送ポンプにより使用済燃料プールへ注水する，又はス
キマーサージタンクに補給し，逆流（オーバーフロー）させることで使用済燃料プールへ注水する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

補給水系に
よる使用済
燃料プール
への注水

（表）17／26

使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能の喪失又は使用済燃料プール
からの水の漏えい若しくはその他の要因により使用済燃料プールの水位が低下した場合，補給水系の電源復旧が実施可能な場合において，復水貯蔵タン
クを水源とし，補給水系により使用済
燃料プールへ注水する，又はスキマサージタンクに補給し，逆流（オーバーフロー）させることで使用済燃料プールへ注水する。

・東海第二では，直接注水が可能であるため，経由系統を記載していない。
・設備名称の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（6／8）
対応操作
放射性物
質の放出
を低減す
るための
対策
放射性物
質の放出
を低減す
るための
対策

原子炉ウェ
ル注水

原子炉建屋
トップベン
ト

炉心の著しい損傷が発生した場合，防火水槽又は淡水貯水池を水源として格
納容器頂部注水系により原子炉ウェルへ注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する

・第 3 項，4
項(1.10)

原子炉建屋
ガス処理系
による水素
排出

原子炉ウェ
ル注水

原子炉建屋
外側ブロー
アウトパネ
ルの開放に
よる水素の
排出

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋天井付近の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉建屋トップベ
ントを開放することにより，原子炉建屋天井部に滞留した水素ガスを原子炉
建屋外に排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

内容
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉建屋原子炉棟内に漏えいする可能性があるため，原子炉建屋ガス
処理系により水素を大気へ排出し，原
子炉建屋原子炉棟内における水素の滞留を防止する。
炉心の著しい損傷が発生した場合，代替淡水貯槽を水源とした格納容器頂部
注水系（常設），西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源とした格納容器
頂部注水系（可搬型）により原子炉ウ
ェルへ注水することで原子炉格納容器
頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素漏えいを抑制する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.10）

・東海第二固有の対策。

・設備設計の差異。

・他項目と整合させ，句点を付けた。

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉建屋外側ブ
ローアウトパネルを開放することにより，原子炉建屋原子炉棟内に滞留した
水素を大気へ排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

・設備設計の差異。
・低層階の水素濃度も判断基準としているため，天井に限定した記載としていない。
・技術的能力 1.10 と整合させ，排出先を明確にした。

大容量送水
車（原子炉
建屋放水設
備用）及び
放水砲によ
る大気への
放射性物質
の拡散抑制

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおそれ又は使用済燃料プール
内の燃料体等の著しい損傷のおそれにより原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気への放射性物質の拡散を抑制する。

・第 3 項，4
項(1.12)

可搬型代替
注水大型ポ
ンプ（放水
用）及び放
水砲による
大気への放
射性物質の
拡散抑制

（表）18／26

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおそれ又は使用済燃料プール
内の燃料体等の著しい損傷のおそれにより原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気への放射性物質の拡散を抑制する。

・第 3 項，4
項（1.12）

・設備設計の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(8/10)
対応操作
放射性物質
吸着材及び
汚濁防止膜
による海洋
への放射性
物質の拡散
抑制

内容

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場合，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置することにより，汚染水の海洋への放射性物質の拡散を抑制する。また，放射性物質を含む汚染
水は構内排水路を通って北放水口から海へ流れ出すため，汚濁防止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制する。

汚濁防止膜
及び放射性
物質吸着材
による海洋
への放射性
物質の拡散
抑制

放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場合は，汚染水は一般排水路を通って雨水排水路集水桝又は放水口から海へ流れ出すため，汚濁防止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制する。また，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置すること
により，汚染水の海洋への放射性物質の拡散を抑制する。

・講じる対策順に記載。
・プラント設計の差異。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（7／8）
対応操作
大規模な
火災が発
生した場
合におけ
る消火活
動
対応に必
要なアク
セスルー
トの確保

消火活動

大規模な火災が発生した場合，放水砲，大型化学高所放水車，化学消防自動車又は水槽付消防ポンプ自動車による泡消火並びに延焼防止のための消火を実施する。

・第 2 項
(2.1)

アクセスル
ートの確保

大規模損壊発生時に可搬型設備の輸送や要員の移動の妨げとなるアクセスル
ート上の障害が発生した場合，がれきの撤去，道路段差の解消，堆積土砂の撤去，火災の消火及びその他のアクセ
スルートの確保の活動を行う。

・第 1 項，2
項
(2.1)

大規模な
火災が発
生した場
合におけ
る消火活
動
対応に必
要なアク
セスルー
トの確保

消火活動

アクセスル
ートの確保

（表）19／26

内容
大規模な火災が発生した場合，放水砲，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），可搬型代替注水中型ポンプ，放水銃，化学消防自動車又は水槽付消防
ポンプ自動車による泡消火並びに延焼防止のための消火を実施する。
大規模損壊発生時に可搬型設備の輸送や要員の移動の妨げとなるアクセスル
ート上の障害が発生した場合，がれきの撤去，道路段差の解消，堆積土砂の撤去，火災の消火及びその他のアクセ
スルートの確保の活動を行う。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 2 項（2.1）

・第 1 項，2
項（2.1）

・配備する消火設備の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
電源確保

非常用交流
母線への給
電

外部電源及び非常用交流電源設備による給電が見込めない場合，非常用高圧
母線 D 系，C 系の順で復旧し，第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン
発電機の起動操作を並行で行い，第一ガスタービン発電機で給電する。第一ガスタービン発電機による給電が行えない場合は，第二ガスタービン発電機（緊急用高圧母線経由）による給電を行う。

東海第二発電所
・第 3 項，4
項(1.14)
・第 3 項，4
項(1.15)

電源確保

常設代替交
流電源設備
による非常
用所内電気
設備への給
電

外部電源及び非常用所内電気設備による給電が見込めない場合，Ｍ／Ｃ ２Ｃを優先に，常設代替交流電源設備から
非常用所内電気設備へ給電する。（緊急用Ｍ／Ｃを経由するため，代替所内電気設備への給電も同時に行われる）

備・第 3 項，4
項（1.14）
・第 3 項，4
項（1.15）

考・設備名称の差異。
・東海第二は，常設の代替交流電源設
備は１組のみ設置。
・常設代替交流電源設備から受電する
非常用高圧母線は１母線のみとする設計。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(9/10)
対応操作
電源車によ
るパワーセ
ンターへの
給電

号炉間電力
融通ケーブ
ルによる電
力融通

内容
外部電源，非常用交流電源設備，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービ
ン発電機及び電源車（緊急用高圧母線経由）によるパワーセンターC 系及び D
系への給電が見込めない場合，可搬型
代替交流電源設備（電源車）をパワー
センターの動力変圧器の一次側又は緊急用電源切替箱接続装置に接続し，電源を復旧する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

可搬型代替
交流電源設
備による非
常用所内電
気設備への
給電

外部電源，非常用交流電源設備，常設
代替交流電源設備によるパワーセンタ
２Ｃ及び２Ｄへの給電が見込めない場
合，可搬型代替交流電源設備（可搬型
代替低圧電源車）を可搬型代替低圧電
源車接続盤に接続し，パワーセンタ２
Ｃ及び２Ｄへ給電する。

・設備設計の差異。
・東海第二は動力変圧器を介さず直接非常用パワーセンタへ給電する設計。

・東海第二はシングルユニットサイト

当該号炉が外部電源，非常用交流電源
設備，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び電源車による給電が見込めない場合，号炉間電力融通ケーブルを用いて他号炉の緊急用電
源切替箱断路器から当該号炉の緊急用
高圧母線までの電路を構成し，他号炉から給電する。

であるため，号炉間融通手段がな
い。

（表）20／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
可搬型直流
電源設備に
よる給電

直流給電車
による給電

東海第二発電所
可搬型代替
直流電源設
備による直
流 125V 主母
線盤２Ａ・
２Ｂへの給
電

外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備による給電ができない場合，可搬型直流電源設備（電源車及び AM 用直流 125V 充電器）により直流電源を必要な機器に給電する。
外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備による交流電源の復旧ができない場合で，かつ可搬型直流電源設備（電源車及び AM 用直流 125V 充電器）による直流電源の給電ができない場合，直流給電車を直流
125V 主母線盤 A に接続し，直流電源を給電する。

外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備による交流
入力電源の復旧が見込めない場合，可搬型代替直流電源設備（可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器）により直流電源を直流 125V 主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。

備

考・ここでは非常用直流母線への給電を記載。
・常設代替直流電源設備から非常用直流母線への給電手段がない（緊急用母線のみで事故対応に係る必要機能を確保する設計方針）ため，常設代
替直流電源設備を記載していない。
・柏崎刈羽が既設充電器盤と電源車の組合せによる直流給電方式，自主で可搬直流給電を採用しているのに対し，東海第二は可搬型設備のみで直流給電が可能な設計としている。
（既設充電器盤を使用した直流給電
は可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電時に併せ第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(10/10)
対応操作
代替所内電
気設備によ
る給電

内容
蓄電池及び代替電源（交流，直流）からの給電が困難となり，中央制御室でのパラメータ監視が不能となった場
合，可搬型計測器により計測又は監視を行う。非常用所内電気設備の 3 系統
全てが同時に機能を喪失した場合，代替所内電気設備により，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な設備へ給電する。

て対応可能）

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

代替所内電
気設備によ
る給電

（表）21／26

蓄電池及び代替電源（交流，直流）からの給電が困難となり，中央制御室でのパラメータ監視が不能となった場
合，可搬型計測器により計測又は監視を行う。非常用所内電気設備の 3 系統
全てが同時に機能を喪失した場合，代替所内電気設備により，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な設備へ給電する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（8／8）
対応操作
水源確保

復水貯蔵槽
への補給

復水貯蔵槽を水源とした発電用原子炉への注水等の対応を実施している場
合，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を実施する。

・第 3 項，4
項(1.13)

水源確保

代替淡水貯
槽への補給

内容
代替淡水貯槽を水源として常設低圧代
替注水系ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより各種注水／補給する場
合，代替淡水貯槽の水が枯渇する前に西側淡水貯水設備等の水を可搬型代替
注水中型ポンプ等により代替淡水貯槽に補給する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.13）

・設備設計の差異。
・代替淡水貯槽は注水源と補給水源の機能を持っている。
・西側淡水貯水設備のほか，淡水タンクからの補給（可搬型代替注水大型ポンプ使用）も可能であるため，「等」を記載。
・記載の適正化。

防火水槽へ
の補給

燃料確保

人命救助

燃料補給

人命救助

西側淡水貯
水設備への
補給

防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）により各種
注水/補給する場合，防火水槽の水が枯渇する前に淡水貯水池の水を防火水槽に補給する。

可搬型重大事故等対処設備等への給油を実施する。

・第 1 項(2.1)

負傷者又は要救助者が発生した場合，
119 番通報するとともに，負傷者又は要救助者を安全なエリアに移動させる。
負傷者が多数発生した場合は，トリアージを実施する。

・第 1 項
(2.1)

燃料確保

燃料補給

・設備設計の差異。

西側淡水貯水設備を水源として可搬型
代替注水中型ポンプにより各種注水／補給する場合，西側淡水貯水設備の水が枯渇する前に代替淡水貯槽等の水を可搬型代替注水大型ポンプにより西側
淡水貯水設備に補給する。

可搬型重大事故等対処設備等への給油を実施する。

・代替淡水貯槽のほか，淡水タンクからの補給も可能であるため，「等」を記載。

・第 1 項（1.14）

・燃料補給は 1.14 にて手順を整備している。
・ここでは，プラント対応に関して手順を整理するところと考え，一般的な対応として実施する人命救助については記載することとしていない。

（表）22／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備

考・例として，１ページ分のみ掲載。
・本整理表は，技術的能力 1 の設備と手順の整理表であり，柏崎刈羽との比較は，技術的能力 1 側で実施。

（表）23／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備

考・東海第二では，大規模損壊に特化した手順を整備することとしている。

（表）24／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所（表）25／26

備考柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−18 表 大規模損壊発生時の対応に係る発電所要員の力量管理について

備

第 5.2−19 表 大規模損壊発生時の対応に係る発電所要員の力量管理について

考・図表番号の差異。
・東海第二は，「第 5.2−18 表 大規
模損壊に特化した手順」を追加。

要員

必要な作業

必要な力量

緊急時対策要員
・本部長，各統
括及び技術スタッフ○発電所における災害対策
活動の実施○事故状況の把握○対応判断○適確な指揮○各班との連携

緊急時対策要員
・上記以外の要
員○発電所における災害対策○所掌内容の理解活動の実施（統括／班長○対策本部との情指示による）
報共有○関係箇所への情報提供○各班との連携○各班要員の活動状況把握

災害対策要員・本部長，本部
長代理，本部
員・上記及び当直（運転員）以
外の要員

必要な作業

必要な力量

○事故状況の把握○発電所における災害対策 ○対応判断
活動の実施○適確な指揮○各班との連携○発電所における災害対策○所掌内容の理解活動の実施（本部員／班○対策本部との情
長指示による）
報共有○関係箇所への情報提供○各班との連携○各班要員の活動状況把握・東海第二の災害対策要員は，当直（運転員）及び自衛消防隊を含める
ので，タイトルで記載。
・組織名称の差異。
・組織名称の差異。
・組織名称の差異。
・柏崎刈羽の緊急時対策要員は運転員を含めていないが，東海第二は災害対策要員の中に当直（運転員）を含めているため，除外する記載が必

運転員○事故状況の把握○事故拡大防止に必要な運
転上の措置○除熱機能等確保に伴う措置○確実なプラント
状況把握○運転操作○事故対応手順の理解

実施組織（自衛消防隊含
む）○復旧対策の実施
・資機材の移動，電源車による給電，原子炉圧力容器への注水，使用済燃料プールへの注水等○消火活動○個別手順の理解○資機材の取り扱い○配置場所の把握○事故拡大防止対策の検討○資材の調達及び輸送○放射線・放射能の状況把握○社外関係機関への通報・連絡○事故状況の把握○各班との情報共有○個別手順の理解○資機材の取り扱
い

支援組織

当直（運転員）○事故状況の把握○確実なプラント○事故拡大防止に必要な運
状況把握
転上の措置
○運転操作
○除熱機能等確保に伴う措 ○事故対応手順の
置
理解

実施組織

○復旧対策の実施
・資機材の移動，電源車に○個別手順の理解
よる給電，原子炉圧力容○資機材の取扱い
器への注水，使用済燃料○配置場所の把握
プールへの注水等
○消火活動

支援組織

○事故拡大防止対策の検討○資材の調達及び輸送○放射線・放射能の状況把握○社外関係機関への通報・連絡○事故状況の把握○各班との情報共有○個別手順の理解○資機材の取扱い

要。
・組織名称の差異。

・柏崎刈羽の実施組織は自衛消防隊を含めていないが，東海第二は含めているため，カッコ内の記載は不要。
・東海第二は最新公用文用字用語に従い記載。

・東海第二は最新公用文用字用語に従い記載。

（表）26／26