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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0056 改18
提出年月日
平成29年1月20日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」
への適合状況について

平成29年1月
東京電力ホールディングス株式会社

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
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
下線部：今回ご提出資料

1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手
順等
＜

目

次

＞

1.2.1 対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果
a.フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)高圧代替注水系による原子炉の冷却(b)重大事故等対処設備
b.サポート系故障時の対応手段及び設備(a)全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉の冷却(b)復旧(c)重大事故等対処設備と自主対策設備
c.監視及び制御(a)監視及び制御(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
d.重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備(a)重大事故等の進展抑制(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
e.手順等
1.2.2 重大事故等時の手順
1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)高圧代替注水系による原子炉の冷却
a.中央制御室からの高圧代替注水系起動
b.現場手動操作による高圧代替注水系起動(2)重大事故等時の対応手段の選択
1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉の冷却
a.現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動(2)復旧
a.代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
b.可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
c.直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電(3)重大事故等時の対応手段の選択
1.2-1

1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1)重大事故等の進展抑制
a.ほう酸水注入系による原子炉注水
b.制御棒駆動系による原子炉注水
c.高圧炉心注水系緊急注水(2)重大事故等時の対応手段の選択
1.2.2.4 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)原子炉隔離時冷却系による原子炉注水(2)高圧炉心注水系による原子炉注水
1.2.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

1.2-2

添付資料 1.2.1
添付資料 1.2.2
添付資料 1.2.3

添付資料 1.2.4

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
対応手順として選定した設備の電源構成図
重大事故対策の成立性
1.現場手動操作による高圧代替注水系起動
2.現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動
3.現場手動操作による高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷系
起動における可搬式原子炉水位計接続
4.ほう酸水注入系による原子炉注水
解釈一覧
1.判断基準の解釈一覧
2.操作手順の解釈一覧

1.2-3

1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
１ 「発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統喪失を想定し、原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）若しくは非常用復水器（ＢＷＲの場合）又はタービン動補助
給水ポンプ（ＰＷＲの場合）（以下「ＲＣＩＣ等」という。）により発電用原子炉を冷却するため、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等を整備すること。
ａ）可搬型重大事故防止設備
ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設備（可搬型バッテリ又は窒素ボンベ等）
を用いた弁の操作により、ＲＣＩＣ等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）
ⅰ）の人力による措置が容易に行える場合を除く。
ｂ）現場操作ⅰ）現場での人力による弁の操作により、ＲＣＩＣ等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。
※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。
ｃ）監視及び制御ⅰ）原子炉水位（ＢＷＲ及びＰＷＲ）及び蒸気発生器水位（ＰＷＲの場合）を推定する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅱ）ＲＣＩＣ等の安全上重要な設備の作動状況を確認する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅲ）原子炉水位又は蒸気発生器水位を制御する手順等（手順及び装備等）を整備すること。

1.2-4

（２）復旧ａ）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、注水（循環を含む。）
すること及び原子炉を冷却できる設備に電源を接続することにより、起動及
び十分な期間の運転継続ができること。（ＢＷＲの場合）ｂ）電動補助給水ポンプに代替交流電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（ＰＷＲの場合）（３）重大事故等の進展抑制
ａ）重大事故等の進展を抑制するため、ほう酸水注入系（ＳＬＣＳ）又は制御
棒駆動機構（ＣＲＤ）等から注水する手順等を整備すること。（ＢＷＲの場
合）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，原子炉へ注水するための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，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉内高圧時における注水機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，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について説明する。

1.2-5

1.2.1 対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，原子炉を冷却し炉心の著しい損傷を防止するための設計基準事故対処設備として原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心注水系を設置している。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，これらを重大事故等対処
設備（設計基準拡張）と位置づ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，その機能を代替するために，設計基準事故対
処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下，「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（図 1.2.1）。
また，原子炉を冷却するために原子炉水位を監視及び制御する対応手段及び重大事故等対処設備，重大事故等の進展を抑制するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，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使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下，「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十五条及び技術基準規則第六十条（以下，「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，重大事故等対処設備及び自主対策設
備との関係を明確にする。
(2)対応手段と設備の選定の結果
重大事故等対処設備（設計基準拡張）である原子炉隔離時冷却系又は高圧
炉心注水系が健全であれば重大事故等の対処に用いる。
原子炉隔離時冷却系による原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁
1.2-6

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・直流 125V 蓄電池 A
・直流 125V 充電器 A
また，上記直流125V充電器Aへの継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。
・非常用交流電源設備
高圧炉心注水系による原子炉の冷却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・サプレッション・チェンバ・高圧炉心注水系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・復水補給水系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，原子炉隔離
時冷却系及び高圧炉心注水系の故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失を想定する。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事
故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を表 1.2.1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)高圧代替注水系による原子炉の冷却設計基準事故対処設備である高圧注水系（原子炉隔離時冷却系及び高
圧炉心注水系）の故障により原子炉の冷却ができない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し原子炉を冷却する手段が
1.2-7

ある。
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は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉を冷却する手段がある。
これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，高圧代替注水系の運転を継続する。
ⅰ.高圧代替注水系の中央制御室からの操作による原子炉の冷却中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・高圧代替注水系ポンプ
・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・復水補給水系配管・弁・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・スパージャ
・原子炉圧力容器
・常設代替直流電源設備
また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備
は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・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管を経由して給水系に接続する。
ⅱ.高圧代替注水系の現場操作による原子炉の冷却現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
1.2-8

・高圧代替注水系ポンプ
・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・復水補給水系配管・弁・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・スパージャ
・原子炉圧力容器
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管を経由して給水系に接続する。
(b)重大事故等対処設備
高圧代替注水系の中央制御室からの操作及び現場操作による原子炉の冷却で使用する設備のうち，高圧代替注水系ポンプ，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
給水系配管・弁，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・スパージャ，原子炉圧力容器，常設代替直流電源設備，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基
準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，原子炉内高圧時における注水機能が喪失した場合においても，原子炉を冷却することができる。
b.サポート系故障時の対応手段及び設備(a)全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉の冷却
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，設計基準事故対処設備である高圧注水系による原子炉の冷却ができない場合は，「1.2.1(2)a.(a)高圧代替注水系による原子炉の冷却」の手段に加え，現
1.2-9

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原子炉を冷却する手段がある。
この対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧及び原子炉
冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却する手段が整うまでの期
間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。
ⅰ.原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却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原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器(b)復旧
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に代替交流電源設備（常設又は可搬型），可搬型直流電源設備及び直流給電車により原子炉隔離
時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保する手段がある。
ⅰ.代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁1.2-10・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・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
・可搬型代替交流電源設備
なお，代替交流電源設備へ給油し，復水貯蔵槽へ補給することにより，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧及び原子炉冷却材圧力バウン
ダリ低圧時に原子炉を冷却する手段が整うまでの期間，原子炉隔離時
冷却系の運転を継続することが可能である。
ⅱ.可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
可搬型直流電源設備により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・可搬型直流電源設備
なお，可搬型直流電源設備へ給油し，復水貯蔵槽へ補給することにより，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧及び原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ低圧時に原子炉を冷却する手段が整うまでの期間，原子炉隔離
時冷却系の運転を継続することが可能である。
ⅲ.直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電
直流給電車により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
1.2-11

・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・直流給電車及び可搬型代替交流電源設備
なお，直流給電車へ接続する可搬型代替交流電源設備へ給油し，復水貯蔵槽へ補給することにより，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却する手段が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能である。
(c)重大事故等対処設備と自主対策設備
原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却で使用する設備のうち，復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ及び原子炉圧力容器は重大事故等対処設備として位置づける。また，原子炉隔離時冷却系ポンプ，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，復水補給水系配管・弁，高圧炉心注水系配管・弁及び給水系配管・弁・スパージャは重大事
故等対処設備（設計基準拡張）として位置づける。
復旧にて使用する設備のうち，復水貯蔵槽，サプレッション・チェン
バ，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備
及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置づける。また，
原子炉隔離時冷却系ポンプ，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，
主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレー
ナ，復水補給水系配管・弁，高圧炉心注水系配管・弁及び給水系配管・弁・スパージャは重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基
準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
1.2-12

（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，原子炉内高圧時における注水機能が喪失した場合においても，原子炉を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・直流給電車
給電開始までに時間を要するが，原子炉隔離時冷却系の運転に必
要な直流電源を供給することで，原子炉隔離時冷却系の運転継続が可能となることから，原子炉を冷却するための直流電源を確保する手段として有効である。
c.監視及び制御(a)監視及び制御
上 記 「 1.2.1(2)a.(a) 高 圧 代 替 注 水 系 に よ る 原 子 炉 の 冷 却 」 及 び「1.2.1(2)b.(a)全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉の冷却」により原子炉を冷却する際には，原子炉を冷却するための原子炉水位を監視する手段がある。
また，原子炉へ注水するための高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系の作動状況を確認する手段がある。
さらに，原子炉を冷却するための原子炉水位を制御する手段がある。
監視及び制御に使用する設備（監視計器）は以下のとおり。
高圧代替注水系（中央制御室起動時）の監視計器
・原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）
・原子炉圧力・原子炉圧力（SA）
・高圧代替注水系系統流量・復水貯蔵槽水位・復水貯蔵槽水位（SA）
高圧代替注水系（現場起動時）の監視計器
・原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）
・可搬式原子炉水位計
・高圧代替注水系ポンプ吐出圧力・高圧代替注水系タービン入口圧力・高圧代替注水系タービン排気圧力
1.2-13

・高圧代替注水系ポンプ吸込圧力
原子炉隔離時冷却系（現場起動時）の監視計器
・原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）
・可搬式原子炉水位計
・原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力・原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力
・可搬型回転計(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
監視及び制御にて使用する設備のうち，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（SA），原子炉圧力，原子炉圧力（SA），
高圧代替注水系系統流量及び復水貯蔵槽水位（SA）は重大事故等対処設
備として位置づける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備を監視することにより，原子炉を冷却するために，原子炉水位を監視及び制御できる。
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づける。あわせて，その理由を示す。
・監視及び制御で使用する原子炉水位（狭帯域），復水貯蔵槽水位及び現場計器
高圧代替注水系の操作盤は中央制御室裏盤に設置されており，高圧代替注水系を中央制御室裏盤から起動した際は，中央制御室表盤に設置されている原子炉水位（狭帯域）及び復水貯蔵槽水位は監視に適さないが，複数の計器で監視する手段としては有効である。なお，現場計器は中央制御室での監視には適さないため重大事故等対処設備としては位置づけていないが，耐震性は有しており，現場起動時は監視可能であることことから，原子炉水位の監視及び制御を行う手段として有効である。
d.重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備(a)重大事故等の進展抑制
高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉への高圧注水により原子炉水位が維持できない場合には，重大事故等の進展を抑制す
1.2-14

るため，ほう酸水注入系，制御棒駆動系及び高圧炉心注水系により原子炉へ注水する手段がある。
ⅰ.ほう酸水注入系による進展抑制
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原子炉へのほう酸水注入を実施する。
さらに，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンク又はほう酸水注入系テストタンクに補給することで，ほう酸水注入系による原子炉への注水を継続する。
ほう酸水注入系により原子炉へほう酸水を注入する設備及び注水を継続する設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入系ポンプ
・ほう酸水注入系貯蔵タンク
・ほう酸水注入系テストタンク
・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
・復水補給水系
・消火系
・純水補給水系
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
ⅱ.制御棒駆動系による進展抑制
復水貯蔵槽を水源とした制御棒駆動系による原子炉への注水を実施する。
制御棒駆動系により原子炉へ注水する設備は以下のとおり。
・制御棒駆動水系ポンプ
・復水貯蔵槽・制御棒駆動系配管・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
ⅲ.高圧炉心注水系緊急注水による進展抑制
常設代替交流電源を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで1.2-15

高圧炉心注水系を一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉への緊急注水を実施する。
高圧炉心注水系により原子炉へ緊急注水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・弁・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
ほう酸水注入系による進展抑制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設備は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，原子炉内高圧時における注水機能が喪失した場合においても，重大事故等の進展を抑制することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・ほう酸水注入系（原子炉への注水を継続する場合）
原子炉を冷却するための十分な注水量が確保できず，加えてほう酸水注入系貯蔵タンクへの補給ラインの耐震性が確保されていないが，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクに補給することができればほう酸水注入系による原子炉への注水を継続することが可能となることから，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。
・制御棒駆動系
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おける重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。
・高圧炉心注水系
1.2-16

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，原子炉への高圧注水により原子炉水位が維持できない場合には，原子炉冷却材圧力バウン
ダリの減圧及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却する手段が整うまでの期間，重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。
e.手順等
上記「a.フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「b.サポート
系故障時の対応手段及び設備」，「c.監視及び制御」及び「d.重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員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）（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（表 1.2.1）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設
備についても整備する（表 1.2.2，表 1.2.3）。
（添付資料 1.2.2）

1.2-17

1.2.2 重大事故等時の手順
1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)高圧代替注水系による原子炉の冷却
a.中央制御室からの高圧代替注水系起動
高圧注水系が機能喪失した場合は，中央制御室からの操作により高圧
代替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉注水を実施する。
なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル3）から原子炉水位高（レベル8）の間で維持するように原子
炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲(把握能力)を超えた場合，当該パラメー
タの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
(a)手順着手の判断基準
給水系，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
中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水手順の概要
は以下のとおり。概要図を図1.2.4に，タイムチャートを図1.2.5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中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の準備開始を指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
③中央制御室運転員A及びBは，中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の系統構成として，高圧代替注水系注入弁の全開操作を実施し，当直副長に中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の準備完了を報告する。
なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気ラインを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止め弁を全閉とする。

1.2-18

④当直副長は，中央制御室運転員に中央制御室からの高圧代替注水系
起動による原子炉注水の開始を指示する。
⑤中央制御室運転員A及びBは，高圧代替注水系タービン止め弁を全開操作することにより高圧代替注水系を起動し，原子炉注水を開始する。
⑥中央制御室運転員A及びBは，原子炉注水が開始されたことを高圧代替注水系系統流量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。
⑦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）にて操作を実施した場合，作業開始を判断してから中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水開始まで15分以内で可能である。
b.現場手動操作による高圧代替注水系起動
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は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉注水を実施する。
なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル3）から原子炉水位高（レベル8）の間で維持するように原子
炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）及び可搬式原子炉水位計により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲(把握能力)を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
(a)手順着手の判断基準
給水系，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で，中央制御室からの操作により高圧代替注

1.2-19水系を起動できない場合。
(b)操作手順
高圧代替注水系現場起動による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。概要図を図1.2.4に、タイムチャートを図1.2.6に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に高圧代替注水系現場起動による原子炉注水の準備開始を指示する。
②現場運転員E及びFは，原子炉圧力容器内の水位を確認するため，原子炉建屋地上1階北西通路(管理区域)の可搬式原子炉水位計の接続を実施し，当直副長に原子炉圧力容器内の水位を報告する。
③現場運転員C及びDは，高圧代替注水系の駆動蒸気圧力が確保されていることを原子炉建屋地下3階原子炉隔離時冷却系ポンプ室(管理区域)の原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力指示値が規定値以上であることにより確認する。
④現場運転員C及びDは，高圧代替注水系現場起動による原子炉注水の系統構成として，高圧代替注水系注入弁を現場操作用のハンドルにて全開操作し，当直副長に高圧代替注水系現場起動による原子炉注
水の準備完了を報告する。
なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気ラインを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止め弁を全閉とする。
⑤当直副長は，現場運転員に高圧代替注水系現場起動による原子炉注
水の開始を指示する。また，中央制御室運転員に原子炉圧力容器内の水位の監視を指示する。
⑥現場運転員C及びDは，高圧代替注水系タービン止め弁を現場操作用のハンドルにて全開操作することにより高圧代替注水系を起動する。また，現場監視計器により高圧代替注水系の作動状況を確認し，現場運転員E及びFへ作動状況に異常がないことを報告する。
⑦現場運転員E及びFは，原子炉注水が開始されたことを原子炉建屋地
上1階北西通路(管理区域)の可搬式原子炉水位計指示値の上昇により確認し，作動状況に異常がないことを当直副長に報告するとともに，高圧代替注水系タービン止め弁を現場操作用のハンドルにて操作することにより原子炉水位低（レベル3）から原子炉水位高（レベル8）の間で原子炉圧力容器内の水位を制御する。なお，可搬式
原子炉水位計による監視ができない場合には，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制御する。

1.2-20

⑧中央制御室運転員Aは，原子炉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。
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1名及び現場運転員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから高圧代替注水系現場起動による原子炉注水開始まで約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，放射線防護具，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。
(添付資料1.2.3-1，1.2.3-3)(2)重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図1.2.18に示す。
重大事故等が発生し原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉の冷却が必要となった場合，設計基準事故対処設備である高圧注水系により原子炉を冷却する。
高圧注水系が機能喪失した場合は，中央制御室からの操作により重大事
故等対処設備である高圧代替注水系を起動し原子炉へ注水する。
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は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉へ注水する。
1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉の冷却
a.現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動
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原子炉の冷却ができない場合において，高圧代替注水系が起動できない
場合は，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注水を実施する。
また，現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動にて発生する排水により原子炉隔離時冷却系ポンプ本体が水没する前に排水処理を実施する。

1.2-21

なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル3）から原子炉水位高（レベル8）の間で維持するように原子
炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）及び可搬式原子炉水位計により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲(把握能力)を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による高圧注水系での原子炉注水ができない場合において，中央制御室からの操作若しくは現場手動操作による高圧代替注水系の起動にて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，又は中央制御室からの操作及び現場手動操作による高圧代
替注水系の起動ができない場合。
(b)操作手順
原子炉隔離時冷却系現場起動による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。概要図を図 1.2.7，図 1.2.8 に，タイムチャートを図 1.2.9 に示す。
ⅰ．原子炉隔離時冷却系現場起動による原子炉注水（運転員操作）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に原子炉隔離時
冷却系現場起動による原子炉注水の準備開始を指示する。
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隔離
時冷却系現場起動に伴う排水処理として仮設ポンプの設置及び排水を依頼する。
③現場運転員E及びFは，原子炉圧力容器内の水位を確認するため，原子炉建屋地下1階北西通路(管理区域)の可搬式原子炉水位計の接続を実施し，当直副長に原子炉圧力容器内の水位を報告する。
④現場運転員C及びDは，原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気圧力が確保されていることを原子炉建屋地下3階原子炉隔離時冷却系ポンプ室(管理区域)の原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力指示値が規定値以上であることにより確認する。
⑤現場運転員C及びDは，原子炉隔離時冷却系タービン及びポンプに使用している潤滑油冷却器への冷却水確保として原子炉隔離時冷却系

1.2-22

冷却水ライン止め弁，原子炉隔離時冷却系真空タンクドレン弁，原
子炉隔離時冷却系真空タンク水位検出配管ドレン弁及び原子炉隔離
時冷却系セパレータドレン弁の全開操作を実施し，当直副長に原子炉隔離時冷却系の冷却水確保完了を報告する。
⑥現場運転員C及びDは，原子炉隔離時冷却系現場起動による原子炉注
水の系統構成として，原子炉隔離時冷却系注入弁を現場操作用のハンドルにて全開操作するとともに，原子炉隔離時冷却系タービング
ランド部からの蒸気漏えいに備え保護具(酸素呼吸器及び耐熱服)を装着し(現場運転員E及びFはこれを補助する)当直副長に原子炉隔離
時冷却系現場起動による原子炉注水の準備完了を報告する。
⑦当直副長は，現場運転員に原子炉隔離時冷却系現場起動による原子炉注水の開始を指示する。また，中央制御室運転員に原子炉圧力容
器内の水位の監視を指示する。
⑧現場運転員C及びDは，原子炉隔離時冷却系タービン止め弁を現場操作用のハンドルにて徐々に開操作することにより原子炉隔離時冷却系を起動し，原子炉隔離時冷却系タービンの回転数を可搬型回転計
にて確認しながら規定回転数に調整する。また，現場監視計器により原子炉隔離時冷却系の作動状況を確認し，現場運転員E及びFへ作動状況に異常がないことを報告する。
⑨現場運転員E及びFは，原子炉注水が開始されたことを原子炉建屋地
下1階北西通路(管理区域)の可搬式原子炉水位計指示値の上昇により確認し，作動状況に異常がないことを当直副長に報告するとともに，原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止め弁を現場操作用のハンドルにて操作することにより原子炉水位低（レベル3）から原子炉
水位高（レベル8）の間で原子炉圧力容器内の水位を制御する。なお，可搬式原子炉水位計による監視ができない場合には，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制御する。
⑩中央制御室運転員Aは，原子炉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。
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。
ⅱ．原子炉隔離時冷却系排水処理(緊急時対策要員操作)①緊急時対策本部は，緊急時対策要員に排水処理を指示する。
②緊急時対策要員は，排水処理に必要な発電機，制御盤，水中ポンプ，電源ケーブル，消防ホース及び消防ホース用吐出弁の準備を行

1.2-23い，6/7号炉サービス建屋屋外入口まで移動する。
③緊急時対策要員は，防護扉を開放する。
④緊急時対策要員は，防護扉手前に発電機を設置，6/7号炉廃棄物処
理建屋地上1階(管理区域)に制御盤を設置，原子炉建屋地下3階 残留熱除去系(A)ポンプ室内(管理区域)の高電導度廃液系サンプ(A)に
水中ポンプ及び消防ホース用吐出弁を設置，6/7号炉コントロール
建屋地上1階(管理区域)に電源ケーブル及び消防ホースを搬入する。
⑤緊急時対策要員は，発電機－制御盤間の電源ケーブルを敷設し，発電機及び制御盤各端子へ電源ケーブルの接続をする。
⑥緊急時対策要員は，制御盤－水中ポンプ間の電源ケーブルを敷設し，制御盤及び水中ポンプ各端子へ電源ケーブルの接続をする。
⑦緊急時対策要員は，水中ポンプの吐出側に消防ホースを接続，接続
した消防ホースを原子炉建屋地下3階 高電導度廃液系サンプ(D)室内(管理区域)の高電導度廃液系サンプ(D)まで敷設し，吐出口に消防ホース用吐出弁を取付け固縛する。
⑧緊急時対策要員は，原子炉建屋地下3階 残留熱除去系(A)ポンプ室
水密扉及び高電導度廃液系サンプ(D)室扉を開放し固縛する。
⑨緊急時対策要員は，発電機を起動させるため，発電機本体より起動操作を行い発電機を起動させる。
⑩緊急時対策要員は，水中ポンプを起動させるため，制御盤より起動操作を行い水中ポンプを起動させ，高電導度廃液系サンプ(D)室内
サンプへ送水を開始する。
⑪緊急時対策要員は，制御盤より水中ポンプの運転状態を状態表示にて確認する。
⑫緊急時対策要員は，原子炉隔離時冷却系現場起動による排水処理開始を緊急時対策本部経由で当直長へ報告する。
(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名及び現場運転員4名，緊急時対策要員4名にて作業を実施する。
作業開始を判断してから現場運転員による原子炉隔離時冷却系起動まで約90分で可能である。また，緊急時対策要員による排水処理開始まで約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，保護具(酸素呼吸器及び耐熱服)，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が1.2-24

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。
(添付資料1.2.3-2，1.2.3-3)(2)復旧
a.代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に常設代替交流電源設備
又は可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を実施する。
なお，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）が機能喪失している場合，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が必要な間は原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽とする。
(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時, 原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池A-2及びAM用直流125V蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合で，常設代替交流電源
設備又は可搬型代替交流電源設備が使用可能な場合。
(b)操作手順
代替交流電源設備に関する手順等は「1.14
順等」にて整備する。

電源の確保に関する手(c)操作の成立性
代替交流電源設備に関する操作の成立性は「1.14する手順等」にて整理する。

電源の確保に関b.可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に可搬型直流電源設備により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を実施する。
なお，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・

1.2-25チェンバ・プール水冷却モード）が機能喪失している場合，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が必要な間は原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽とする。
(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時, 原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池A-2及びAM用直流125V蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合で，代替交流電源設備
により直流電源を確保できない場合。
(b)操作手順
可搬型直流電源設備に関する手順等は「1.14
手順等」にて整備する。

電源の確保に関する(c)操作の成立性
可搬型直流電源設備に関する操作の成立性は「1.14
関する手順等」にて整理する。

電源の確保にc.直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に直流給電車により原子
炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を実施する。
なお，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）が機能喪失している場合，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が必要な間は原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽とする。
(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時, 原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池A-2及びAM用直流125V蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合で，代替交流電源設備
及び可搬型直流電源設備により直流電源を確保できない場合。
(b)操作手順

1.2-26直流給電車に関する手順等は「1.14にて整備する。

電源の確保に関する手順等」(c)操作の成立性
直流給電車に関する操作の成立性は「1.14
順等」にて整理する。

電源の確保に関する手(3)重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図1.2.18に示す。
a.全交流動力電源及び常設直流電源系統が喪失した場合の対応
中央制御室からの操作により重大事故等対処設備である高圧代替注水
系を起動し原子炉へ注水する。
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は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉へ注水する。
いずれの操作によっても高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系を起動し原子炉へ注水する。
b.全交流動力電源のみ喪失した場合の対応
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に常設代替交流電源設備
又は可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉へ注水する。
代替交流電源設備による給電ができない場合は，可搬型直流電源設備
により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉へ注水する。
代替交流電源設備及び可搬型直流電源設備による給電ができない場合
は，直流給電車により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉へ注水する。
これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧及び原
子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却する手段が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続させる。
1.2.2.3

重大事故等の進展抑制時の対応手順

1.2-27

(1)重大事故等の進展抑制
a.ほう酸水注入系による原子炉注水
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は，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原子炉へのほう酸水注入を実施する。
さらに，原子炉注水を継続するため，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクに補給することで，ほう酸水注入系を用いて原子炉注水を継続させる。
また、復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系テストタンクに補給することで，ほう酸水注入系を用いて原子炉注水を実施することも可能である。
(a)手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，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で，ほう酸水注入系が使用可能な場合。
(b)操作手順
ほう酸水注入系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。概要
図を図1.2.10に，タイムチャートを図1.2.11に示す。
[ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉へのほう酸水注入]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
系による原子炉へのほう酸水注入の準備開始を指示する。
②現場運転員E及びFは，ほう酸水注入系による原子炉へのほう酸水注入に必要なポンプ及び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，ほう酸水注入系による原子炉へのほう酸水注入に必要なポンプ，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。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ第一ガ
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，ほう酸水注入系が使用可能か確認する。
⑤中央制御室運転員A及びBは，ほう酸水注入系ポンプの吸込圧力を確保するため，復水移送ポンプが運転中であり，復水移送ポンプ吐出1.2-28圧力指示値が規定値以上であることを確認する。
⑥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」となり，ほう酸
水注入系ポンプが起動する。)を実施する。
⑦現場運転員C及びDは，原子炉へのほう酸水注入が開始されたことを
ほう酸水タンク液位指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。
[ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉への継続注水]⑧当直副長は，原子炉への継続注水が必要と判断した場合は，運転員にほう酸水注入系による原子炉への継続注水の準備開始を指示する。
※[ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉へのほう酸水注入]の準備と併せて実施する。
⑨現場運転員C及びDは，ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉への継続注水の系統構成として，仮設ホース接続(復水補給水系～
純水補給水系の間)を実施し，復水補給水系積算計出口ドレン弁，
復水補給水系積算計出口ベントライン接続口止め弁，純水補給水系
ほう酸水注入系ポンプエリア床除染用ホースコネクション止め弁及び純水補給水系MSIV/SRVラッピング室床除染用ホースコネクション
止め弁の全開操作を実施する。
⑩現場運転員C及びDは，ほう酸水注入系封水供給弁，ほう酸水注入系
テストタンク純水供給元弁の全閉及びほう酸水注入系ほう酸水貯蔵
タンク補給水元弁の全開操作実施後，当直副長にほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉への継続注水の準備完了を報告する。
⑪当直副長は，運転員にほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉への継続注水の開始を指示する。
⑫現場操作員C及びDは，ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁を調整開とし，ほう酸水注入系貯蔵タンクに補給を行う。
⑬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/非常用連絡管一次，二次止め弁の全開操作)を実施する。
⑭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。

1.2-29

[ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉注水]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
系テストタンクを使用した原子炉注水の準備開始を指示する。
②現場運転員E及びFは，ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉注水に必要なポンプ及び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，ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉注水に必要なポンプ，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。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ第一ガ
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，ほう酸水注入系が使用可能か確認する。
⑤中央制御室運転員A及びBは，ほう酸水注入系ポンプ吸込圧力確保のため，復水移送ポンプが運転中であり，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。
⑥現場運転員C及びDは，ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉注水の系統構成として，仮設ホース接続(復水補給水系～純水補給水系の間)を実施し，復水補給水系積算計出口ドレン弁，復水補給水系積算計出口ベントライン接続口止め弁，純水補給水系ほう酸水注入系ポンプエリア床除染用ホースコネクション止め弁及び純水補給水系MSIV/SRVラッピング室床除染用ホースコネクショ
ン止め弁の全開操作を実施する。
⑦現場運転員C及びDは，ほう酸水注入系封水供給弁及びほう酸水注入
系テストタンク純水供給元弁の全閉，ほう酸水注入系テストタンク
出口弁の全開操作完了後，当直副長にほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉注水の準備完了を報告する。
⑧当直副長は，運転員にほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉注水の開始を指示する。
⑨現場運転員C及びDは，ほう酸水注入系ほう酸水注入弁の全開操作を実施した後，ほう酸水注入ポンプA又はBを起動する。ほう酸水注入
ポンプ出口圧力指示値の上昇を確認後速やかに，ほう酸水注入系テ
ストタンク純水供給元弁を調整開とし，ほう酸水注入系テストタン
クに補給を行う。
⑩中央制御室運転員A及びBは，原子炉注水が開始されたことを原子炉
水位指示値及び復水貯蔵槽水位指示値により確認し，当直副長に報告する。
⑪現場運転員C及びDは，復水移送ポンプの水源確保として，復水移送

1.2-30ポンプ吸込ラインの切替え操作(復水補給水系常/非常用連絡管一次，二次止め弁の全開操作)を実施する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯
蔵槽の補給を依頼する。
(c)操作の成立性
上記の操作のうち，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉へのほう酸水注入は，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ほう原子炉へのほう酸水注入開始まで約20分で可能である。
さらに，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクに補給し，原子炉への継続注水を行う場合は，1ユニット当たり現場運転員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への継続注水準備完了まで約65分で可能である。
また，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系テストタンクに補給し，原子炉注水を行う場合は，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原子炉注水開始まで約75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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.2.3-4)
b.制御棒駆動系による原子炉注水
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は，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注水を実施する。
(a)手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，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で，制御棒駆動系が使用可能な場
合。

1.2-31

(b)操作手順
制御棒駆動系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。概要図を図1.2.12に，タイムチャートを図1.2.13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制御棒駆動系による原子炉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，制御棒駆動系の起動に必要なポンプ，
監視計器の電源及び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，緊急時対策本部へ第一ガ
スタービン発電機又は第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，制御棒駆動系が使用可能か確認する。
④当直副長は，中央制御室運転員に制御棒駆動系による原子炉注水開始を指示する。
⑤中央制御室運転員A及びBは，制御棒駆動水系ポンプ(A)の起動操作を実施し，制御棒駆動水系ポンプ(A)が起動したことを確認する。
⑥中央制御室運転員A及びBは，原子炉注水が開始されたことを制御棒
駆動系系統流量指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。
⑦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）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注水開始まで約20分で可能である。
c.高圧炉心注水系緊急注水
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は，常設代替交流電源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短時間起動させて，復水貯蔵槽を水源とした原子炉への緊急注水を実施する。
(a)手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，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1.2-32

(レベル3)以上に維持できない場合で，常設代替交流電源設備による
M/C D系への給電が可能となった場合。
(b)操作手順
高圧炉心注水系による原子炉への緊急注水手順の概要は以下のとおり。概要図を図1.2.14に、タイムチャートを図1.2.15に示す。
※高圧炉心注水系ポンプ無冷却状態では許容運転時間が定められており，起動後は運転許容時間内にポンプを停止させ高圧炉心注水系の機能を温存させる。
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高圧炉心注水系による原子炉への緊急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，高圧炉心注水系による原子炉への緊急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，緊急時対策本部へ第一ガ
スタービン発電機又は第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，高圧炉心注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，高圧炉心注水系ポンプ(B)の起動操作を実施し，高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認するとともに，当直副長に高圧炉心注水系による原子炉への緊急注水の準備完了を報告する。
⑤当直副長は，中央制御室運転員に高圧炉心注水系による原子炉への緊急注水の開始を指示する。
⑥中央制御室運転員A及びBは，高圧炉心注水系注入隔離弁(B)を全開として原子炉への緊急注水を開始する。
⑦中央制御室運転員A及びBは，原子炉への緊急注水が開始されたことを原子炉水位指示値の上昇及び高圧炉心注水系(B)系統流量指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。
⑧当直副長は，中央制御室運転員に高圧炉心注水系ポンプの運転許可
時間経過後に高圧炉心注水系ポンプ(B)を停止するよう指示する。
⑨中央制御室運転員A及びBは，高圧炉心注水系注入隔離弁(B)を全閉とし，高圧炉心注水系ポンプ(B)を停止する。
⑩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

1.2-33

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への緊急注水開始まで約25分で可能である。
(2)重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図1.2.18に示す。
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態において，全交流動力電源が喪失し，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は，常設代替交流電源設備により高圧炉心注水系の電源を復旧し，高圧炉心注水系の冷却水がない状態での短時間運転により原子炉へ一時的に注水することで，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却する手段が整うまでの期間，重大事故等の進展を抑制する。
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は，常設代替交流電源設備により制御棒駆動系又はほう酸水注入系の電源を復旧して原子炉へ注水する。
また，常設代替交流電源設備により電源が確保できない場合は，可搬型代
替交流電源設備によりほう酸水注入系の電源を復旧して原子炉へ注水する。制御棒駆動系及びほう酸水注入系は原子炉を冷却するには十分な注水量を確保できないが，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却する手段が整うまでの期間，重大事故等の進展抑制として使用する。
なお，ほう酸水注入系による原子炉への継続注水を行う場合の水源は，通常時の補給にて使用する純水補給水系が使用できない場合は，復水補給
水系又は消火系から補給する。
1.2.2.4 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉隔離時冷却系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位低（レベル 2 若しくはレベル 1.5）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原子炉隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵
槽又はサプレッション・チェンバを水源とした原子炉注水を実施する。
原子炉隔離時冷却系の第一水源は復水貯蔵槽であり，LOCA信号（原子炉
水位低（レベル1.5）又はドライウェル圧力高）かつサプレッション・チェ

1.2-34

ンバ・プールの水位高信号の入力により第二水源であるサプレッション・
チェンバに自動で切り替わる。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）が機能喪失している場合，サプレッション・チ
ェンバ・プール水の温度が上昇することを考慮し，原子炉隔離時冷却系の確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽に手動で切り替える。
いずれの切替えにおいても，運転中の原子炉隔離時冷却系を停止することなく水源切替えが可能である。
なお，事前にサプレッション・チェンバ・プール水の温度が原子炉隔離
時冷却系の設計温度を超えると想定された場合には，原子炉隔離時冷却系の水源切替スイッチを「CSP」位置にすることで，原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽に保持させる。
a.手順着手の判断基準
給水系，復水系による原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。
b.操作手順原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。概要図を図 1.2.16 に示す。
（原子炉隔離時冷却系による原子炉注水）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
子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始を指示する。
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（原子炉水位低（レベル2若しくはレベル1.5）又はドライウェル圧力高）により原子炉隔離時冷却系タービン止め弁，原
子炉隔離時冷却系注入弁及び原子炉隔離時冷却系冷却水ライン止め
弁が全開し，原子炉隔離時冷却系が起動したことを確認する。
③中央制御室運転員A及びBは，原子炉注水が開始されたことを原子炉
隔離時冷却系系統流量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。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯
蔵槽の補給を依頼する。

1.2-35

（原子炉隔離時冷却系の水源切替え（サプレッション・チェンバから復水貯蔵槽の場合））①当直副長は，中央制御室運転員にサプレッション・チェンバ・プー
ル水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超える前に原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッション・チェンバから復水貯蔵槽へ切り替え，その後の原子炉隔離時冷却系の運転状態に異常がないことを確認するよう指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，原子炉隔離時冷却系の水源切替スイッ
チを「CSP」位置にすることで，CSP側吸込隔離弁が全開，その後S/C
側吸込隔離弁が全閉し，水源がサプレッション・チェンバから復水貯蔵槽へ切り替わることを確認する。また，水源切替え後における原子炉隔離時冷却系の運転状態に異常がないことを確認する。
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。
(2)高圧炉心注水系による原子炉注水
高圧炉心注水系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位低（レベル1.5）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高圧炉心注水系を起動し，復水貯蔵槽又はサプレッション・チェ
ンバを水源とした原子炉注水を実施する。
高圧炉心注水系の第一水源は復水貯蔵槽であり，サプレッション・チェ
ンバ・プールの水位高信号の入力により第二水源であるサプレッション・
チェンバに自動で切り替わる。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）が機能喪失している場合，サプレッション・チ
ェンバ・プール水の温度が上昇することを考慮し，高圧炉心注水系の確実な運転継続を確保する観点から，高圧炉心注水系の水源を復水貯蔵槽に手動で切り替える。
いずれの切替えにおいても，運転中の高圧炉心注水系を停止することな
く水源切替えが可能である。
なお，事前にサプレッション・チェンバ・プール水の温度が高圧炉心注
水系の設計温度を超えると想定された場合には，高圧炉心注水系の水源切替スイッチを「CSP」位置にすることで，高圧炉心注水系の水源を復水貯蔵槽に保持させる。

1.2-36

a.手順着手の判断基準
給水系，復水系，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水ができず，原
子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。
b.操作手順高圧炉心注水系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。概要図を図 1.2.17 に示す。
（高圧炉心注水系による原子炉注水）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高圧炉心注水系による原子炉注水開始を指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，中央制御室からの手動操作により高圧
炉心注水系を起動し，高圧炉心注水系注入隔離弁を全開として原子炉注水を開始する。あるいは，高圧炉心注水系が自動起動信号（原子炉水位低（レベル1.5）又はドライウェル圧力高）により起動した
ことを確認する。
③中央制御室運転員A及びBは，原子炉注水が開始されたことを高圧炉
心注水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。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯
蔵槽の補給を依頼する。
（高圧炉心注水系の水源切替え（サプレッション・チェンバから復水貯蔵槽の場合））①当直副長は，中央制御室運転員にサプレッション・チェンバ・プー
ル水の温度が高圧炉心注水系の設計温度を超える前に高圧炉心注水系の水源をサプレッション・チェンバから復水貯蔵槽へ切り替え，その後の高圧炉心注水系の運転状態に異常がないことを確認するよう指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，高圧炉心注水系の水源切替スイッチを「CSP」位置にすることで，CSP側吸込隔離弁が全開，その後S/C側吸込隔離弁が全閉し，水源がサプレッション・チェンバから復水貯蔵槽へ切り替わることを確認する。また，水源切替え後における高圧

1.2-37

炉心注水系の運転状態に異常がないことを確認する。
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。
1.2.2.5 その他の手順項目について考慮する手順
高圧代替注水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系ポンプ，ほう酸水注入系ポンプ，制御棒駆動水系ポンプ，電動弁及び中操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，可搬型代替交流電源設備及び可搬型
直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。
復水貯蔵槽への水の補給手順については「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。
原子炉水位の監視又は推定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。

1.2-38

表 1.2.1 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順
対応手段，対処設備，手順書一覧（1/6）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

手順書

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
直流 125V 蓄電池 A ※1
直流 125V 充電器 A

重大事故等
対処設備

高圧炉心注水系ポンプ
高圧炉心注水系配管・弁・ストレー
ナ・スパージャ
復水補給水系配管・弁
非常用交流電源設備 ※1

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器

重大事故等
対処設備

高圧炉心注水系による原子炉の冷却

原子炉隔離時冷却系ポンプ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
復水補給水系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
非常用交流電源設備 ※1

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉隔離時冷却系による原子炉の冷却

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

－

対応設備

※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-39

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

対応手段，対処設備，手順書一覧（2/6）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-40

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

重大事故等対処設備

高圧代替注水系ポンプ
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
復水補給水系配管・弁
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・スパージャ
原子炉圧力容器手順書

重大事故等対処設備

高圧代替注水系ポンプ
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
復水補給水系配管・弁
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・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備
常設代替交流電源設備 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1
可搬型直流電源設備 ※1

高圧代替注水系の現場操作による原子炉の冷却

フロントライン系故障時

高圧代替注水系の中央制御室からの操作による原子炉の冷却

原子炉隔離時冷却系
高圧炉心注水系

対応
手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「HPAC 現場起動」

対応手段，対処設備，手順書一覧（3/6）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

手順書

原子炉隔離時冷却系ポンプ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
復水補給水系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器

重大事故等
対処設備

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1

重大事故等
対処設備

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電サポート系故障時

原子炉隔離時冷却系ポンプ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
復水補給水系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

全交流動力電源対応設備

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却

全交流動力電源
常設直流電源系統

対応
手段

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
可搬型直流電源設備 ※1

重大事故等
対処設備

可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

原子炉隔離時冷却系ポンプ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
復水補給水系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-41

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「RCIC 現場起動」
多様なハザード対応手順「RCIC 現場起動（排水処理）」

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

対応手段，対処設備，手順書一覧（4/6）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

全交流動力電源対応設備※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-42

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
自主対策設備

直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電サポート系故障時

原子炉隔離時冷却系ポンプ
復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
復水補給水系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
直流給電車及び可搬型代替交流電
源設備 ※1

手順書

対応手段，対処設備，手順書一覧（5/6）（監視及び制御）分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

手順書

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）

重大事故等対処設備

原子炉水位（狭帯域）
復水貯蔵槽水位

自主対策設備

高圧代替注水系（中央制御室起動時）の監視計器

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-43

自主対策設備原子炉水位（狭帯域）
可搬式原子炉水位計
原子炉隔離時冷却系タービン入口
圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧
力
可搬型回転計

重大事故等
対処設備

原子炉隔離時冷却系（現場起動時）の監視計器

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「HPAC 現場起動」

自主対策設備原子炉水位（狭帯域）
可搬式原子炉水位計
高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
高圧代替注水系タービン入口圧力高圧代替注水系タービン排気圧力
高圧代替注水系ポンプ吸込圧力

重大事故等
対処設備

高圧代替注水系（現場起動時）の監視計器

監視及び制御－対応設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「RCIC 現場起動」

対応手段，対処設備，手順書一覧（6/6）（重大事故等の進展抑制）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

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 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-44AM 設備別操作手順書「CRD による原子炉注水」

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
自主対策設備高圧炉心注水系緊急注水による進展抑制

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・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※1

AM 設備別操作手順書「SLC ポンプによる原子炉注水」

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
自主対策設備

制御棒駆動系による進展抑制

制御棒駆動水系ポンプ
復水貯蔵槽
制御棒駆動系配管・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 ※1

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

自主対策設備

ほう酸水注入系による進展抑制（継続注水）

ほう酸水注入系ポンプ
ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系テストタンク
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
復水補給水系
消火系
純水補給水系
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1

手順書

重大事故等対処設備

ほう酸水注入系による進展抑制（ほう酸水注入）

重大事故等の進展抑制

－

対応設備

AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」

表 1.2.2
監視計器一覧(1/5)

重大事故等対処に係る監視計器
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)高圧代替注水系による原子炉の冷却事故時運転操作手順書(徴候ベース)
電源「水位確保」等
原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位
水源の確保
原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位操作
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「水位確保」等
判断基準

AM 設備別操作手順書「HPAC 現場起動」

監視パラメータ(計器)AM 用直流 125V 充電器電圧AM 用直流 125V 蓄電池電圧
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)原 子 炉 圧 力 容 器内 の
圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)原 子 炉 圧 力 容 器へ の注水量

高圧代替注水系系統流量

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)

電源

AM 用直流 125V 充電器電圧AM 用直流 125V 蓄電池電圧

原 子 炉 圧 力 容 器内 の
水位
水源の確保

原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)操作

原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位

可搬式原子炉水位計

補機監視機能原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
高圧代替注水系タービン入口圧力高圧代替注水系タービン排気圧力
高圧代替注水系ポンプ吸込圧力

判断基準

1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉の冷却事故時運転操作手順書(徴候ベース)
直流 125V 主母線盤 A 電圧
「水位確保」等
直流 125V 充電器盤 A-2 電圧
電源
AM 用直流 125V 充電器盤電圧AM 設備別操作手順書
AM 用直流 125V 蓄電池電圧「RCIC 現場起動」
原子炉水位(狭帯域)
原 子 炉 圧 力 容 器内 の 原子炉水位(広帯域)
多様なハザード対応手順
水位
原子炉水位(燃料域)「RCIC 現場起動（排水処理）」
原子炉水位(SA)
復水貯蔵槽水位
水源の確保
復水貯蔵槽水位(SA)操作

原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位

可搬式原子炉水位計

補機監視機能可搬型回転計原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力

1.2-45

監視計器一覧(2/5)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1)重大事故等の進展抑制
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「SLC ポンプによる原子炉注水」

電源
判断基準

原 子 炉 圧 力 容 器内 の
水位

水源の確保

原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位操作
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「水位確保」等
判断基準

AM 設備別操作手順書「CRD による原子炉注水」

監視パラメータ(計器)M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
水源(以下のうち，いずれか一つ)
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)
ろ過水タンク水位
純水タンク水位
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)原 子 炉 圧 力 容 器内 の
圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)

補機監視機能ほう酸水注入ポンプ出口圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力

電源

M/C C 電圧
P/C C-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧

原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位

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

補機監視機能原子炉補機冷却系(A)系統流量

水源の確保
原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)操作

原 子 炉 圧 力 容 器内 の
圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)原 子 炉 圧 力 容 器内 の温度

原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原 子 炉 圧 力 容 器へ の注水流量制御棒駆動系系統流量

補機監視機能制御棒駆動系充てん水ライン圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)

1.2-46

監視計器一覧(3/5)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1)重大事故等の進展抑制
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「水位確保」等
電源判断基準

AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」

原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位
水源の確保
原 子 炉 圧 力 容 器内 の
水位

監視パラメータ(計器)M/C D 電圧P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)操作

原 子 炉 圧 力 容 器内 の
圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)原 子 炉 圧 力 容 器へ の注水流量

高圧炉心注水系(B)系統流量

補機監視機能高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)サプレッション・チェンバ・プール水位

1.2-47

監視計器一覧(4/5)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.2.2.4 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
電源判断基準

原 子 炉 圧 力 容 器内 の
水位

水源の確保

原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位
原 子 炉 圧 力 容 器内 の圧力
原 子 炉 圧 力 容 器へ の
注水量
操作
補機監視機能水源の確保

1.2-48

監視パラメータ(計器)

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 充電器盤 A-2 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤電圧AM 用直流 125V 蓄電池電圧
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)サプレッション・チェンバ・プール水位
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
原子炉隔離時冷却系系統流量
原子炉隔離時冷却系タービン軸受給油圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力
原子炉隔離時冷却系タービン排気圧力
原子炉隔離時冷却系タービン回転速度
原子炉隔離時冷却系タービン反カップリ
ング側軸受戻り油温度
原子炉隔離時冷却系タービンカップリン
グ側軸受戻り油温度
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)サプレッション・チェンバ・プール水位

監視計器一覧(5/5)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.2.2.4 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(2)高圧炉心注水系による原子炉注水
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
電源判断基準

原 子 炉 圧 力 容 器内 の
水位

監視パラメータ(計器)M/C D 電圧
M/C E 電圧P/C D-1 電圧
P/C E-1 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧
原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)

操作

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)サプレッション・チェンバ・プール水位

原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位

原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)原 子 炉 圧 力 容 器内 の
圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)原 子 炉 圧 力 容 器へ の注水量

高圧炉心注水系(B)系統流量
高圧炉心注水系(C)系統流量

補機監視機能高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)サプレッション・チェンバ・プール水位

1.2-49

表 1.2.3

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文
【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

供給対象設備
高圧代替注水系弁

給電元
給電母線
常設代替直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
可搬型直流電源設備
AM 用直流 125V

原子炉隔離時冷却系弁

所内蓄電式直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
可搬型直流電源設備
直流 125V A 系
直流 125V A-2 系
AM 用直流 125V

ほう酸水注入系ポンプ・弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

1.2-50原子炉高圧時の冷却機能喪失

凡例

②

①

RCIC機能喪失

サポート系

HPCF C機能喪失：フロントライン系の対応：OR条件：サポート系の対応

補機冷却系
故障

※1
HPCF B機能喪失：AND条件

駆動源喪失（AC電源）

※3

※4

※2

※2

RCW機能喪失

フロントライン系

HPCFポンプ
故障

配管

弁故障

※3

配管

RCWポンプ

駆動源喪失（AC電源）
※4

S/P

⑤
駆動源喪失
（AC,DC電源）

P/C故障

M/C故障
④

補機冷却系
故障
※3

ｽﾄﾚｰﾅ

RSW機能喪失

CSP

駆動源喪失（DC電源）

弁

RSWポンプ

※4

弁

静的機器

静的機器

RCW Hx

配管

配管

ｽﾄﾚｰﾅ

D/G機能
喪失

外部電源
喪失

駆動源喪失
（DC電源）※5※5
RCIC機能喪失

フロントライン系故障時の対応手段①：高圧代替注水系の中央制御室からの操作による原子炉の冷却②：高圧代替注水系の現場操作による原子炉の冷却※1
フロントライン系③
RCICポンプ
故障

配管

弁故障

駆動源喪失
（DC電源）

サポート系故障時の対応手段③：原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却④：常設代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電⑤：可搬型代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電⑥：可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電⑦：直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電

※5

ｽﾄﾚｰﾅ

S/P

配管

⑦
主母線盤故障遮断器故障

蓄電池機能喪失
⑥

AC電源
喪失
※4

CSP

図 1.2.1

機能喪失原因対策分析

1.2-51

充電器盤故障凡例：

フロントライン系

サポート系

故障を想定

対応手段あり

故障要因5

故障要因6

故障要因7

故障要因8

フロントライン系，サポート系の整理，故障の想定・対応手段
故障想定機器

故障要因1

故障要因2
HPCFポンプB故障
弁故障

故障要因3

故障要因4

配管
静的機器故障

CSP水源
水源
S/P水源

CSP
配管
S/P
ストレーナ

RCWポンプ
RCW機能喪失

弁
静的機器故障補機冷却系故障
HPCF B機能喪失

RSW機能喪失

RSWポンプ
弁
静的機器故障駆動源喪失（AC電源）
駆動源喪失（AC電源）

RCW Hx
配管

配管
ストレーナ

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失P/C故障
D/G機能喪失
外部電源喪失M/C故障
主母線盤故障遮断器故障

蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失HPCFポンプC故障
弁故障
配管
静的機器故障CSP水源
水源

高圧注水系機能喪失

S/P水源

RCW機能喪失

RCWポンプ
弁
静的機器故障補機冷却系故障

RSW機能喪失

HPCF C機能喪失

駆動源喪失（AC電源）

RCW Hx
配管

RSWポンプ
弁
静的機器故障駆動源喪失（AC電
源）

CSP
配管
S/P
ストレーナ

配管
ストレーナ

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失P/C故障
D/G機能喪失
外部電源喪失M/C故障
主母線盤故障遮断器故障

蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失RCICポンプ故障
弁故障
配管
静的機器故障

CSP水源
水源
S/P水源

RCIC機能喪失

CSP
配管
S/P
ストレーナ

主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）※

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失本資料は，「機能喪失原因対策分析」を基に，設計基準事故対処設備の機能が喪失に至る原因を順次右側へ展開している。すなわち，機器の機能が喪失することにより，当該機器の左側に記載される機能が喪失する関係にあることを示している。ただし，AND 条件，OR 条件については表現していないため，必要に応じて「機能喪失原因対策分析」
を確認することとする。

図 1.2.1

機能喪失原因対策分析(補足)1.2-52図 1.2.2

EOP「水位確保」における対応フロー

1.2-53図 1.2.3

EOP「水位回復」における対応フロー

1.2-54図 1.2.4 中央制御室からの高圧代替注水系起動，現場手動操作による高圧代替注水系起動 概要図
1.2-55

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

備考

15分 中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水開始

要員（数）

電源確認

中央制御室からの高圧代替注水系起動

中央制御室運転員 Ａ、Ｂ

図 1.2.52

系統構成、起動、注水開始

中央制御室からの高圧代替注水系起動

タイムチャート

経過時間（分）
20

手順の項目

60

80

100

120

140

40分 高圧代替注水系現場起動による原子炉注水開始

要員（数）中央制御室運転員 Ａ

40

1

通信手段確保
原子炉水位監視
移動、系統構成

現場手動操作による高圧代替注水系起動

現場運転員 Ｃ、Ｄ

2

起動、注水開始

移動、原子炉水位計接続

現場運転員 Ｅ、Ｆ

図 1.2.62

原子炉水位監視（可搬式原子炉水位計）及び原子炉水位制御

現場手動操作による高圧代替注水系起動1.2-56

タイムチャート

備考図 1.2.7 現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動 概要図
1.2-57

図 1.2.8 現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動に伴う排水処理 概要図

1.2-5820

手順の項目

経過時間（分）
40

60

80

100

120

140

原子炉隔離時冷却系現場起動による原子炉注水開始 90分

要員（数）

160

180

サンプ排水開始

180分

通信手段確保

中央制御室運転員 Ａ

1
原子炉水位監視
移動、系統構成
保護具装着

現場運転員 Ｃ、Ｄ

現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動

2

起動、注水開始

移動、原子炉水位計接続

現場運転員 Ｅ、Ｆ

2

保護具装着補助原子炉水位監視（可搬式原子炉水位計）及び原子炉水位制御
移動、資機材搬入
電源ケーブ ル布設・接続

緊急時対策要員

4

ホース布設・接続
発電機・水中ポン プ 起動

図 1.2.9

現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動及び排水処理

1.2-59

タイムチャート

備考

凡例
設計基準対象施設から追加した箇所

CSP
ＭＵＷＰ

⑨ ※4

⑨ ※1 ⑨ ※2⑨ ※3⑬ ※2 ⑬ ※1

RCCV

ＲＰＶ

NO

⑩ ※3
⑩ ※2

⑫

⑩ ※1

MO
HPCF(B)系

ＳＬＣ
テストタンク

⑥※2
⑥ ※1

MO

MO
S/C

ＳＬＣ
タンク

SLCﾎﾟﾝﾌﾟ(A)MO
MO
SLCﾎﾟﾝﾌﾟ(B)

図 1.2.10 ほう酸水注入系による原子炉注水(ほう酸水注入系貯蔵タンク使用) 概要図(1/2)
1.2-60

凡例
設計基準対象施設から追加した箇所

CSP
ＭＵＷＰ

⑥※4

⑪※2 ⑪※1⑥※1 ⑥※2

⑥※3

RCCV

NO

ＲＰＶ

⑦※2
⑨※1

MO

⑦※1

HPCF(B)系

ＳＬＣ

⑦※3

⑨※2

テストタンク

MO
MO
S/C

ＳＬＣ
タンク

SLCﾎﾟﾝﾌﾟ(A)MO
MO
SLCﾎﾟﾝﾌﾟ(B)

操作手順

復水補給水系積算計出口ﾄﾞﾚﾝ弁⑥※2

復水補給水系積算計出口ﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ接続口止め弁⑥※3

純水補給水系 ほう酸水注入系ﾎﾟﾝﾌﾟｴﾘｱ床除染用ﾎｰｽｺﾈｸｼｮﾝ止め弁⑥※4

純水補給水系 MSIV/SRVﾗｯﾋﾟﾝｸﾞ室床除染用ﾎｰｽｺﾈｸｼｮﾝ止め弁⑦※1

ほう酸水注入系封水供給弁⑦※2⑨※1

図 1.2.10

弁名称⑥※1

ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁⑦※3

ほう酸水注入系テストタンク出口弁⑨※2

ほう酸水注入系ほう酸水注入弁(A)⑪※1

復水補給水系 常/非常用連絡管一次止め弁⑪※2

復水補給水系 常/非常用連絡管二次止め弁

ほう酸水注入系による原子炉注水(ほう酸水注入系テストタンク使用)
1.2-61

概要図(2/2)

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

ほう酸水注入系による原子炉へのほう酸水注入開始
20分

要員（数）

60

80

70

90

備考

90

備考

ほう酸水注入系による原子炉への継続注水準備完了
65分

通信手段確保、電源確認

中央制御室運転員 Ａ、Ｂ
ほう酸水注入系による原子炉注水（原子炉へのほう酸水注入及び継続注水）(ほう酸水貯蔵タンク使用）

2

ポン プ 起動、ほう酸水注入開始

移動、ホース接続

現場運転員 Ｃ、Ｄ

2

現場運転員 Ｅ、Ｆ

2

系統構成

移動、電源確保

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

80

70

ほう酸水注入系による原子炉注水開始 75分

要員（数）中央制御室運転員 Ａ、Ｂ

2

通信手段確保、電源確認

移動、ホース接続

ほう酸水注入系による
原子炉注水(テストタンク使用）

現場運転員 Ｃ、Ｄ

2

現場運転員 Ｅ、Ｆ2

図 1.2.11

系統構成
ポン プ 起動、注水開始

移動、電源確保

ほう酸水注入系による原子炉注水

1.2-62

タイムチャート

RCCV

CSP
MO
FDWﾗｲﾝ

ＲＰＶ

復水系
ﾘﾀｰﾝﾗｲﾝMO

RCW系による冷却
S/C

駆動水ﾌｨﾙﾀ(A)CRDﾎﾟﾝﾌﾟ(A)ｻｸｼｮﾝﾌｨﾙﾀ(A)ﾊﾟｰｼﾞ水ﾗｲﾝ（中央制御室）

駆動水ﾌｨﾙﾀ(B)CRDﾎﾟﾝﾌﾟ(B)FI
FT

図 1.2.12

充填水ﾗｲﾝ

制御棒駆動系による原子炉注水

1.2-63

概要図

ｻｸｼｮﾝﾌｨﾙﾀ(B)経過時間（分）
10

手順の項目

30

20

40

50

20分 制御棒駆動系による原子炉注水要員（数）通信手段確保、電源確認

制御棒駆動系による
原子炉注水

中央制御室運転員 Ａ、Ｂ2

図 1.2.13

冷却水確保確認ポン プ 起動、注水開始

制御棒駆動系による原子炉注水

1.2-64

タイムチャート

60

70

80

備考

操作手順
⑥⑨

弁名称
高圧炉心注水系注入隔離弁(B)

図 1.2.14 高圧炉心注水系緊急注水 概要図
1.2-65

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

高圧炉心注水系による 25分
原子炉への緊急注水開始

要員（数）

40

50

60

50分 高圧炉心注水系ポンプ停止

通信手段確保、電源確認
系統構成

高圧炉心注水系緊急注水

中央制御室運転員 Ａ、Ｂ

2

ポン プ 起動
注水開始
ポン プ 停止

図 1.2.15

高圧炉心注水系緊急注水

1.2-6670

タイムチャート

80

備考

操作手順

弁名称

②※1

原子炉隔離時冷却系 タービン止め弁②※2

原子炉隔離時冷却系注入弁②※3

原子炉隔離時冷却系冷却水ライン止め弁

図 1.2.16 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水 概要図（1/2）（原子炉隔離時冷却系による原子炉注水）
1.2-67

操作手順

弁名称

②※1

CSP側吸込隔離弁②※2

S/C側吸込隔離弁

図 1.2.16 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水 概要図（2/2）（原子炉隔離時冷却系の水源切替え（サプレッション・チェンバから復水貯蔵槽））
1.2-68

操作手順
②

弁名称
高圧炉心注水系注入隔離弁

図 1.2.17 高圧炉心注水系による原子炉注水 概要図（1/2）（高圧炉心注水系による原子炉注水）

1.2-69

操作手順

弁名称

②※1

CSP側吸込隔離弁②※2

S/C側吸込隔離弁

図 1.2.17 高圧炉心注水系による原子炉注水 概要図（2/2）（高圧炉心注水系の水源切替え（サプレッション・チェンバから復水貯蔵槽））
1.2-70図 1.2.18

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1/2）
1.2-71

（3）重大事故等の進展抑制時の対応手段の選択【凡例】：プラント状態

高圧注水系による
原子炉水位（レベル3以上）
維持不可：操作、確認：判断：重大事故等対処設備

No
常設代替交流電源設備
使用可能

Yes
可搬型代替交流電源設備
による電源供給

優先①
高圧炉心注水系による
緊急注水

図 1.2.18

優先②
制御棒駆動系による注水

優先③
ほう酸水注入系によるほう酸水注入，継続注水

ほう酸水注入系によるほう酸水注入，継続注水

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2/2）

1.2-72

添付資料 1.2.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1/6）
技術的能力審査基準（1.2）
【本文】
発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バ
ウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処
設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場
合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 「発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統喪失を 想 定 し 、 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 (RCIC)若 し く は 非 常
用 復 水 器 （ BWR の 場 合 ） 又 は タ ー ビ ン 動 補 助 給 水 ポ
ン プ （ PWRの 場 合 ） （ 以 下 「 RCIC 等 」 と い う 。 ） に
より発電用原子炉を冷却するため、以下に掲げる措
置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行う
ための手順等を整備すること。

ａ）可搬型重大事故防止設備
ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設備（可搬型バッ
テリ又は窒素ボンベ等）を用いた弁の操作により、RCIC等 の 起 動 及 び 十 分 な 期 間 ※ の 運 転 継 続 を 行 う 手
順等（手順及び装備等）を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が容易に行える場合を除く。

ｂ）現場操作ⅰ ） 現 場 で の 人 力 に よ る 弁 の 操 作 に よ り 、 RCIC 等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。
※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原
子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。

ｃ）監視及び制御ⅰ ） 原 子 炉 水 位 （ BWR 及 び PWR） 及 び 蒸 気 発 生 器 水
位 （ PWR の 場 合 ） を 推 定 す る 手 順 等 （ 手 順 、 計 測 機器及び装備等）を整備すること。

ⅱ ） RCIC 等 の 安 全 上 重 要 な 設 備 の 作 動 状 況 を 確 認する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅲ）原子炉水位又は蒸気発生器水位を制御する手順等（手順及び装備等）を整備すること。

（２）復旧
ａ）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、注水（循環を含む。）すること及び原子炉を冷却できる設備に電源を接続することにより、起動
及 び 十 分 な 期 間 の 運 転 継 続 が で き る こ と 。 （ BWR の場合）ｂ）電動補助給水ポンプに代替交流電源を接続する
ことにより、起動及び十分な期間の運転継続ができる こ と 。 （ PWR の 場 合 ）（３）重大事故等の進展抑制
ａ）重大事故等の進展を抑制するため、ほう酸水注
入 系 （ SLCS） 又 は 制 御 棒 駆 動 機 構 （ CRD） 等 か ら 注
水 す る 手 順 等 を 整 備 す る こ と 。 （ BWR の 場 合 ）※1：手順は「1.14

番号

①

－

②

－

③

設置許可基準規則（45条）

技術基準規則（60条）【本文】
発電用原子炉施設には、原子炉冷却材圧力バウ
ンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対
処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止す
るため、発電用原子炉を冷却するために必要な設備を設けなければならない。

【本文】
発電用原子炉施設には、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な設備を施設しなければならない。

【解釈】
１ 第４５条に規定する「発電用原子炉を冷却するために必要な設備」とは、以下に掲げる措置
又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行
うための設備をいう。

【解釈】
１ 第６０条に規定する「発電用原子炉を冷却するために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

（１）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統
喪 失 を 想 定 し 、 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 (RCIC)若 し
く は 非 常 用 復 水 器 （ BWR の 場 合 ） 又 は タ ー ビ ン
動 補 助 給 水 ポ ン プ （ PWR の 場 合 ） （ 以 下 「 RCIC
等」という。）により発電用原子炉を冷却するため、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備を整備すること。

（１）全交流動力電源喪失・常設直流電源
系統喪失を想定し、原子炉隔離時冷却系(RCIC)若 し く は 非 常 用 復 水 器 （ BWR の 場合 ） 又 は タ ー ビ ン 動 補 助 給 水 ポ ン プ （ PWRの 場 合 ） （ 以 下 「 RCIC 等 」 と い う 。 ） に
より発電用原子炉を冷却するため、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備を整備することａ）可搬型重大事故防止設備
ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設備（可搬型
バッテリ又は窒素ボンベ等）を用いた弁の操作に よ り 、 RCIC 等 の 起 動 及 び 十 分 な 期 間 ※ の 運 転継続を行う可搬型重大事故防止設備等を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が容易に行える場合を除く。

ａ）可搬型重大事故防止設備
ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設備（可搬型バッテリ又は窒素ボンベ等）を用いた
弁 の 操 作 に よ り 、 RCIC 等 の 起 動 及 び 十 分
な期間※の運転継続を行う可搬型重大事故防止設備等を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が容易に行える場合を除く。

ｂ）現場操作ⅰ ） 現 場 で の 人 力 に よ る 弁 の 操 作 に よ り 、 RCIC
等の起動及び十分な期間※の運転継続を行うために必要な設備を整備すること。
※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。

ｂ）現場操作ⅰ）現場での人力による弁の操作により、RCIC 等 の 起 動 及 び 十 分 な 期 間 ※ の 運 転 継続を行うために必要な設備を整備すること。
※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこ
と。

④

⑤

⑥

⑦

－

⑧

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-73

番号

⑨

－

⑩

－

⑪

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2/6）：重大事故等対処設備
重大事故等対処設備を使用した手段
審査基準の要求に適合するための手段
機能

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系
に
よ
る
原
子
炉
の
冷
却

高
圧
原炉
子心
炉注
の水
冷系
却に
よ
る

機器名称

既設
新設

原子炉隔離時冷却系ポ
ンプ

既設

復水貯蔵槽

既設

サプレッション・チェ
ンバ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁

既設
既設

復水補給水系配管・弁

既設

機能

機器名称

常設
可搬

必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か

備考

①
⑨

－

－

－

－

－

－

①
⑨

－

－

－

－

－

－

既設
既設

原子炉圧力容器

既設

直流125V蓄電池A

既設

直流125V充電器A

既設

非常用交流電源設備

既設

高圧炉心注水系ポンプ

既設

復水貯蔵槽

既設
既設
既設

復水補給水系配管・弁

既設

原子炉圧力容器

既設

非常用交流電源設備

既設※1：手順は「1.14

解釈
対応番号

既設

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・
ストレーナ

サプレッション・チェ
ンバ
高圧炉心注水系配管・弁・ストレーナ・ス
パージャ

自主対策

既設

主蒸気系配管・弁

高圧炉心注水系配管・弁
給水系配管・弁・ス
パージャ：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-74

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3/6）：重大事故等対処設備
重大事故等対処設備を使用した手段
審査基準の要求に適合するための手段
機能

高
圧
代
操
替
作
注
に
水
よ
系
る
の
原
中
子
央
炉
制
の
御
冷
室
却
か
ら
の

高
圧
に
代
よ
替
る
注
原
水
子
系
炉
の
の
現
冷
場
却
操
作

原
子
炉
に
隔
よ
離
る
時
原
冷
子
却
炉
系
の
の
冷
現
却
場
操
作

機器名称

既設
新設

高圧代替注水系ポンプ

新設

復水貯蔵槽

既設

高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁

新設

主蒸気系配管・弁

既設

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
高圧代替注水系（注水系）配管・弁
復水補給水系配管・弁
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
パージャ

既設
既設
既設

新設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設
備新設

可搬型直流電源設備新設

高圧代替注水系ポンプ

新設

復水貯蔵槽

既設

高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁

新設

主蒸気系配管・弁

既設
既設
新設
既設

既設

復水貯蔵槽

既設

対応可能な人数で使用可能か

備考

①
②
⑨
⑩

－

－

－

－

－

－

①
②
③
⑨
⑩
⑪

－

－

－

－

－

－

①
②
③
⑨
⑩
⑪

－

－

－

－

－

－

既設
既設

主蒸気系配管・弁

既設

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・
ストレーナ

既設

復水補給水系配管・弁既設※1：手順は「1.14

必要時間内に
使用可能か

既設
既設

原子炉圧力容器

常設
可搬

既設

原子炉隔離時冷却系ポンプ

高圧炉心注水系配管・弁
給水系配管・弁・ス
パージャ

機器名称

既設

原子炉圧力容器

サプレッション・チェ
ンバ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁機能

既設

常設代替直流電源設備

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
パージャ

解釈
対応番号

新設

既設

復水補給水系配管・弁

自主対策

既設

原子炉圧力容器

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

：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

既設
既設
既設

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-75

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4/6）：重大事故等対処設備
重大事故等対処設備を使用した手段
審査基準の要求に適合するための手段
機能

原
子代
炉替
隔交
離流
時電
冷源
却設
系備
へに
のよ
給る
電

機器名称

既設
新設

原子炉隔離時冷却系ポ
ンプ

既設

復水貯蔵槽

既設

サプレッション・チェ
ンバ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁

既設
既設

復水補給水系配管・弁

既設

原
可
子
搬
炉
型
隔
直
離
流
時
電
冷
源
却
設
系
備
へ
に
の
よ
給
る
電

機器名称

常設
可搬

必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か

備考

①
⑦
⑨

－

－

－

－

－

－

原子炉隔離時冷却系ポ
ンプ

常設

復水貯蔵槽

常設

①
⑦
⑨

直
流
給
電
車
に
よ
る
原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系
へ
の
給
電

12時間
※1

6名
※1

自主対策とする理由は本文参照

既設
既設

常設代替交流電源設備

新設
新設
既設
既設

サプレッション・チェ
ンバ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁

既設
既設
既設

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・
ストレーナ

既設

復水補給水系配管・弁既設

高圧炉心注水系配管・弁
給水系配管・弁・ス
パージャ
原子炉圧力容器
可搬型直流電源設備※1：手順は「1.14機能既設

原子炉圧力容器

復水貯蔵槽

解釈
対応番号

既設

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

可搬型代替交流電源設
備
原子炉隔離時冷却系ポ
ンプ

自主対策

既設

主蒸気系配管・弁

高圧炉心注水系配管・弁
給水系配管・弁・ス
パージャ：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

既設
既設
既設
新設

サプレッション・チェ
ンバ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁常設
常設

主蒸気系配管・弁

常設

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・
ストレーナ

常設

復水補給水系配管・弁

常設

高圧炉心注水系配管・弁
給水系配管・弁・ス
パージャ

常設
常設

原子炉圧力容器常設

直流給電車及び可搬型
代替交流電源設備

可搬

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-76

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5/6）：重大事故等対処設備
重大事故等対処設備を使用した手段
審査基準の要求に適合するための手段
機器名称

既設
新設

高
圧
代
替
注
水
監
の系
視
監
及
視中
び
計央
制
器制
御
御
室
起
動
時

原子炉水位（狭帯域）

既設

原子炉水位（広帯域）

既設

原子炉水位（燃料域）

既設

原子炉水位（SA）

新設

原子炉圧力

既設

原子炉圧力（SA）

新設

高圧代替注水系系統流量

新設

復水貯蔵槽水位

既設

復水貯蔵槽水位（SA）

新設

原子炉水位（狭帯域）

既設

原子炉水位（広帯域）

既設

原子炉水位（燃料域）

既設

原子炉水位（SA）

新設

可搬式原子炉水位計

新設

（

機能

）
（

高
圧
代
替
注監
の
水視
監
系及
視
び
計
現制
器
場御
起
動
時
）
（

原
子
炉
隔
離
時監
の
冷視
監
却及
視
系び
計
制
器
現御
場
起
動
時

高圧代替注水系ポンプ
吐出圧力
高圧代替注水系タービ
ン入口圧力高圧代替注水系タービ
ン排気圧力
高圧代替注水系ポンプ
吸込圧力

機器名称

常設
可搬

必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か

備考

①
④
⑤
⑥
⑨

－

－

－

－

－

－

新設

既設

原子炉水位（燃料域）

既設

原子炉水位（SA）

新設

可搬式原子炉水位計

新設）

可搬型回転計機能新設

原子炉水位（広帯域）※1：手順は「1.14

解釈
対応番号

新設

既設

原子炉隔離時冷却系
タービン入口圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力自主対策

新設

原子炉水位（狭帯域）：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

既設
既設
新設

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-77

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6/6）：重大事故等対処設備
重大事故等対処設備を使用した手段
審査基準の要求に適合するための手段
機能

機器名称

既設
新設

ほう酸水注入系ポンプ

既設

ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設
備

新設

（
）

継
続
注
水

①
⑧
⑨

－

－

制
御
棒
進
駆
展
動
抑
系
制
に
よ
る

高
圧
に炉
よ心
る注
進水
展系
抑緊
制急
注
水

※1：手順は「1.14

機器名称

常設
可搬

ほう酸水注入系ポンプ

常設

機能

ほ
う
酸
水
注
入
系
に
よ
る
進
展
抑
制

既設
既設

）

ほ
う
酸
水
注
入

解釈
対応番号

既設

（

ほ
う
酸
水
注
入
系
に
よ
る
進
展
抑
制

自主対策

既設

原子炉圧力容器：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系テスト
タンク
ほう酸水注入系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か(原子炉への
継続注水準
備)
65分

(原子炉への
継続注水準
備)
2名

20分

2名

自主対策とする理由は本文参照

25分

2名

自主対策とする理由は本文
参照

備考

常設
常設
常設
常設

純水補給水系

自主対策とする理由は本文
(ほう酸水注 (ほう酸水注
参照
入系テストタ 入系テストタ
常設
ンク使用の場 ンク使用の場
合)
合)
常設
75分
6名

原子炉圧力容器

常設

常設代替交流電源設備

常設

可搬型代替交流電源設
備

可搬

制御棒駆動水系ポンプ

常設

復水貯蔵槽

常設

制御棒駆動系配管・弁

常設

原子炉圧力容器常設

原子炉補機冷却系

常設

常設代替交流電源設備

常設

高圧炉心注水系ポンプ

常設

復水貯蔵槽

常設

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ常設

復水補給水系配管・弁

常設

原子炉圧力容器

常設

常設代替交流電源設備

常設

復水補給水系
消火系

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2-78

常設添付資料 1.2.2
GTG

GTG

※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

第二ガスタービン発電機

予備

【凡例】

第一ガスタービン発電機

GTG

GTG

：ガスタービン発電機

D/G：非常用ディーゼル発電機

GTG
予備

：遮断器
：断路器

緊急用高圧母線

大湊側緊急用高圧母線：配線用遮断器

緊急用断路器
：接続装置
M

6号炉

7号炉

D/G
(6A)

緊急用
電源切替箱
接続装置6A

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

動力
変圧器

D/G

M/C 6D
電源
車

AM用
動力変圧器

動力
変圧器

AM用MCC 6B
代替所内
電気設備

M

電源
車

動力
変圧器

電源
車

MCC 7C系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

AM用
動力変圧器

AM用直流
125V充電器

図1

動力
変圧器
P/C 7D-1

AM用MCC 7B
代替所内
電気設備

M

MCC 7D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

AM用切替盤M

M

AM用直流
125V充電器M

対応手順として選定した設備の電源構成図(6 号及び 7 号炉 交流電源)
1.2-79D/G：非常用ディーゼル発電機

M/C：メタルクラッド開閉装置

P/C：パワーセンタ

MCC：モータ・コントロール
・センタ

(7B)

M/C 7D

AM用切替盤M

D/G

P/C 7C-1

MCC 6D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

M/C 7CP/C 6D-1

MCC 6C系

【略語】

緊急用
電源切替箱
接続装置7A(7A)(6B)

P/C 6C-1

非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

緊急用
電源切替箱
断路器

D/G

M/C 6C
電源
車

：切替装置

号炉間電力
融通ケーブル

緊急用
電源切替箱
断路器

：電動切替装置

図 2 対応手順として選定した設備の電源構成図(6 号炉 交流電源)
1.2-80図 3 対応手順として選定した設備の電源構成図(6 号炉 直流電源)

1.2-81

第一ガスタービン発電機（緊急用断路器経由）

第二ガスタービン発電機（緊急用高圧母線経由）【凡例】

第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用高圧母線経由）：非常用ディーゼル発電機

D/G

号炉間電力融通（６号炉緊急用電源切替箱断路器へ）：遮断器

緊急用電源切替箱
断路器：断路器：配線用遮断器
緊急用
電源切替箱
接続装置7A

D/G

：接続装置

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

M

D/G

(7A)

(7B)

：電動切替装置：動力変圧器M/C 7CM/C 7DＣＲＤポンプ（Ａ）

ＨＰＣＦポンプ（
Ｂ）

【略語】
電源
車

電源
車

D/G ：非常用ディーゼル発電機
M/C ：メタルクラッド開閉装置
P/C ：パワーセンタ
MCC ：モータ・コントロール・センタ

P/C 7D-1

P/C 7C-1
MCC
7C-1-7M

AM用MCC 7B

MCC
7D-1-3MCC
7D-1-1MCC
7D-1-6対応手順として選定した設備の電源構成図(7 号炉 交流電源)

1.2-82MCC
7D-1-7直流１２５Ｖ充電器７Ａ ２―

MCC
7D-1-4

Ｂ系計測電源ＳＬＣ注入ポンプ（Ｂ）

ＳＬＣポンプ（Ｂ）
潤滑油ポンプ

ＳＬＣ（
Ｂ）
系 電動弁

ＨＰＣＦ（Ｂ）系 電動弁

ＡＭ用直流１２５Ｖ充電器

直流１２５Ｖ充電器７Ａー２

Ａ系計測電源直流１２５Ｖ充電器７Ａ

ＡＭ用直流１２５Ｖ充電器

ＳＬＣ注入ポンプ（Ａ）

ＳＬＣポンプ（Ａ）潤滑油ポンプ

ＳＬＣ（Ａ）系 電動弁

ＣＲＤポンプ（Ａ）
潤滑油ポンプ

図4

MCC
7C-1-6Ｂ系計測電源MCC
7C-1-4直流１２５Ｖ充電器７Ｂ

MCC
7C-1-3MCC
7C-1-1

図 5 対応手順として選定した設備の電源構成図(7 号炉 直流電源)

1.2-83

添付資料 1.2.3-1
重大事故対策の成立性
1.現場手動操作による高圧代替注水系起動(1)高圧代替注水系現場起動
a.操作概要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は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉注水を実施する。
b.作業場所(7 号炉の例)
原子炉建屋 地上 1 階，地下 1 階，地下 2 階(管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
高圧代替注水系現場起動に必要な要員数(5 名)，所要時間(40 分)のうち，高圧代替注水系系統構成及びタービン起動操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:40 分(実績時間:35 分)(実績時間は，原子炉建屋地下 3 階の可搬式原子炉水位計使用時の実績時間である。原子炉建屋地上 1 階の可搬式原子炉水位計は設置工事中のため実績時間なし。)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線
量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，操作性に支障はない。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型
音声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
1.2-84

御室に連絡する。

系統構成

高圧代替注水系
起動操作

1.2-85

添付資料 1.2.3-2
2.現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動(1)原子炉隔離時冷却系現場起動
a.操作概要全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，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，かつ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できない場合は，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原子炉注水を実施する。
b.作業場所(7 号炉の例)
原子炉建屋 地上 1 階，地下 1 階，地下 3 階(管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
原子炉隔離時冷却系現場起動に必要な要員数(5 名)，所要時間(90 分)の
うち，原子炉隔離時冷却系系統構成及びタービン起動操作に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:90 分(実績時間:80 分)(実績時間は，原子炉建屋地下 3 階の可搬式原子炉水位計使用時の実績時間である。原子炉建屋地下 1 階の可搬式原子炉水位計は設置工事中のため実績時間なし。)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，懐中電灯をバックアップとして携行している。
直流電源喪失時に原子炉隔離時冷却系を運転するとタービン
グランド部より蒸気が漏えいすることから，原子炉隔離時冷却系ポンプ室に現場運転員が入室するのは原子炉隔離時冷却系起動時のみとし，その後速やかに退室する手順とする。したがって，原子炉隔離時冷却系ポンプ室入室時の蒸気漏えいに伴う環境温度の上昇による運転員への影響はないものと考えており，保護具(酸素呼吸器及び耐熱服)を確実に装着することにより本操作が可能である。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備してお
1.2-86

り近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，操作性に支障はない。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型
音声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

原子炉隔離時冷却系
起動操作

回転数確認

1.2-87

原子炉水位確認

(2)原子炉隔離時冷却系現場起動(排水処理)
a.操作概要「原子炉隔離時冷却系現場起動」に伴い発生する排水により原子炉隔離
時冷却系ポンプ本体が水没する前に，排水を移送する。
b.作業場所
サービス建屋 屋外
廃棄物処理建屋 地上１階(管理区域）
原子炉建屋 地下 3 階(管理区域）
c.必要要員数及び操作時間
原子炉隔離時冷却系現場起動時における冷却水排水処理に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(緊急時対策要員 4 名)
所要時間目安:180 分(実績時間:166 分）
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
放射線防護服を確実に装着することにより事故環境下においても作業可能である。
移動経路:ヘッドライト・懐中電灯を携行しており，機器を配置するエリ
アへ移動可能である。アクセスルート上に支障となる設備はないことからアクセス性に問題はない。
操作性 :廃棄物処理建屋地上１階に配置する制御盤からの起動操作であり，容易に実施可能である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話
設備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

1.2-88

発電機設置制御盤設置状況

1.2-89

排水用ポンプ設置状況

添付資料 1.2.3-3
3.現場手動操作による高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷系起動における可搬式原子炉水位計接続(1)可搬式原子炉水位計接続
a.操作概要原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系の現場起動操作において現場での原子炉水位監視のため可搬式原子炉水位計の接続を行う。
b.作業場所(7 号炉の例)
原子炉建屋 地上 1 階，地下 1 階，地下 3 階(管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
高圧代替注水系現場起動に必要な要員数(5 名)，所要時間(40 分)，原子炉隔離時冷却系現場起動に必要な要員数(5 名)，所要時間(90 分)のうち，可搬式原子炉水位計の接続に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:40 分(実績時間:37 分)(実績時間は，原子炉建屋地下 3 階の可搬式原子炉水位計使用時の実績時間である。原子炉建屋地上 1 階及び地下 1 階の可搬式原子炉水位計は設置工事中のため実績時間なし。)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線
量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :一般的な端子操作とコネクタ接続であり，容易に実施可能である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。
1.2-90水位計接続水位計接続

1.2-91

添付資料 1.2.3-4
4.ほう酸水注入系による原子炉注水(1)ほう酸水注入系による原子炉注水(現場操作)
a.操作概要全交流動力電源喪失時又は高圧炉心注水系の機能喪失時において, 高
圧代替注水系又は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，重大事故等の進展抑制のため，ほう酸水注入系により原子炉注水を行う。
b.作業場所
原子炉建屋

地上 3 階(管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
ほう酸水注入系による原子炉注水の現場での操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉への継続注
水の場合 65 分(実績時間：62 分)
ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉注水の場
合 75 分(実績時間：72 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線
量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
ホース接続はカプラ接続であり容易に実施可能である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。
1.2-92

ホース接続1.2-93

(2)ほう酸水注入系による原子炉注水のための電源確保
a．操作概要
ほう酸水注入系により原子炉注水を行う際，注水に必要な電源の受電操作を行う。
b．作業場所
原子炉建屋

地下 1 階(非管理区域)

c．必要要員数及び操作時間
ほう酸水注入系による原子炉注水に必要な要員数(6 名)，所要時間(75分)のうち，現場での電源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:15 分(実績時間:12 分)
d．操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，ゴム手袋）を装備又は携行して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の受電操作であり，容易に実施可能である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

1.2-94

受電操作

受電確認

1.2-95

添付資料 1.2.4-1
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順
判断基準記載内容
1.2.2.1 フロントライ (1)高圧代替注水系によ a.中央制御室からの高圧 原子炉水位低(レベル3)
ン系故障時の対応手順 る原子炉の冷却代替注水系起動b.現場手動操作による高 原子炉水位低(レベル3)
圧代替注水系起動
1.2.2.2 サポート系故 (1)全交流動力電源喪失 a.現場手動操作による原 原子炉水位低(レベル3)
障時の対応手順及び常設直流電源系統喪 子炉隔離時冷却系起動
失時の原子炉の冷却
1.2.2.3 重大事故等の (1)重大事故等の進展抑 a.ほう酸水注入系による 原子炉水位低(レベル3)
進展抑制時の対応手順 制
原子炉注水
b.制御棒駆動系による原 原子炉水位低(レベル3)
子炉注水
c.高圧炉心注水系緊急注 原子炉水位低(レベル3)
水1.2.2.4 重大事故等対 (1)原子炉隔離時冷却系
原子炉水位低(レベル3)
処設備（設計基準拡張） による原子炉注水による対応手順(2)高圧炉心注水系によ原子炉水位低(レベル3)
る原子炉注水

1.2-96解釈
原子炉水位(狭帯域)にて原子炉水位低(レベル3)
原子炉水位(狭帯域)にて原子炉水位低(レベル3)
原子炉水位(狭帯域)にて原子炉水位低(レベル3)

原子炉水位(狭帯域)にて原子炉水位低(レベル3)
原子炉水位(狭帯域)にて原子炉水位低(レベル3)
原子炉水位(狭帯域)にて原子炉水位低(レベル3)
原子炉水位(狭帯域)にて原子炉水位低(レベル3)
原子炉水位(狭帯域)にて原子炉水位低(レベル3)

添付資料 1.2.4-2
操作手順の解釈一覧(1/2)
手順
操作手順記載内容
1.2.2.1 フロントライ (1)高圧代替注水系によ a.中央制御室からの高圧 高圧代替注水系注入弁
ン系故障時の対応手順 る原子炉の冷却代替注水系起動
原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止め弁
高圧代替注水系タービン止め弁
高圧代替注水系系統流量指示値の上昇
b.現場手動操作による高 原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力指示値が規定値
圧代替注水系起動以上
高圧代替注水系注入弁
原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止め弁
高圧代替注水系タービン止め弁
1.2.2.2 サポート系故 (1)全交流動力電源喪失 a.現場手動操作による原 原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力指示値が規定値
障時の対応手順及び常設直流電源系統喪 子炉隔離時冷却系起動 以上
失時の原子炉の冷却
原子炉隔離時冷却系冷却水ライン止め弁
原子炉隔離時冷却系真空タンクドレン弁
原子炉隔離時冷却系真空タンク水位検出配管ドレン弁
原子炉隔離時冷却系セパレータドレン弁
原子炉隔離時冷却系注入弁
原子炉隔離時冷却系タービン止め弁
原子炉隔離時冷却系タービンの回転数を可搬型回転計
にて確認しながら規定回転数に調整
原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止め弁
防護扉

1.2-97

解釈
E61-MO-F004
E51-MO-F034
E51-MO-F065
高圧代替注水系系統流量指示値が182m3/h程度まで上昇
原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力指示値が以上
E61-MO-F004
E51-MO-F034
E51-MO-F065
原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力指示値が以上
E51-MO-F012
E51-F652
E51-F653
E51-F655
E51-MO-F004
E51-MO-F037
原子炉隔離時冷却系タービンの回転数を可搬型回転計
にて確認しながらに調整
E51-MO-F034
防護扉()

操作手順の解釈一覧(2/2)
手順
操作手順記載内容
1.2.2.3 重大事故等の (1)重大事故等の進展抑 a.ほう酸水注入系による 復水移送ポンプ吐出圧力指示値が規定値以上
進展抑制時の対応手順 制
原子炉注水
ほう酸水注入系ポンプ吸込弁
ほう酸水注入系注入弁
仮設ホース接続(復水補給水系～純水補給水系の間)を実施
復水補給水系積算計出口ドレン弁
復水補給水系積算計出口ベントライン接続口止め弁
純水補給水系ほう酸水注入系ポンプエリア床除染用ホースコネクション止め弁
純水補給水系MSIV/SRVラッピング室床除染用ホースコ
ネクション止め弁
ほう酸水注入系封水供給弁
ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁
ほう酸水注入系ほう酸水貯蔵タンク補給水元弁
ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁
復水補給水系常/非常用連絡管一次，二次止め弁
ほう酸水注入系テストタンク出口弁
ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁
b.制御棒駆動系による原 制御棒駆動系系統流量指示値の上昇
子炉注水
c.高圧炉心注水系緊急注 高圧炉心注水系ポンプ無冷却状態では許容運転時間が水定められており，起動後は運転許容時間内にポンプを停止させ高圧炉心注水系の機能を温存させる。
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力指示値が規定値以上
高圧炉心注水系注入隔離弁(B)
高圧炉心注水系(B)系統流量指示値の上昇
高圧炉心注水系ポンプの運転許可時間経過後に高圧炉
心注水系ポンプを(B)停止するよう指示する。
1.2.2.4 重大事故等対 (1)原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系系統流量指示値の上昇
処設備（設計基準拡張） による原子炉注水による対応手順(2)高圧炉心注水系によ
高圧炉心注水系系統流量指示値の上昇
る原子炉注水

1.2-98

解釈
復水移送ポンプ吐出圧力指示値が以上
C41-MO-F001A(B)C41-MO-F006A(B)
仮設ホース接続(P13-F571～P11-F126間及びP13-F570～
P11-F134間)を実施
P13-F571
P13-F570
P11-F126
P11-F134
C41-F017
C41-F016
C41-F018
C41-F019
P13-F019，F020
C41-F009
C41-F016
制御棒駆動系系統流量指示値がに上昇

高圧炉心注水系ポンプ無冷却状態での許容運転時間がであるため，起動後後にポンプを停止させ高圧炉心注水系の機能を温存させる。
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力指示値が以上
E22-MO-F003B
高圧炉心注水系(B)系統流量指示値が上昇(～727m3/h)
高圧炉心注水系ポンプ起動から後に，高圧炉心注
水系ポンプ(B)を停止するよう指示する。
原子炉隔離時冷却系系統流量指示値が182m 3/h程度まで上昇
高圧炉心注水系系統流量指示値が上昇(～727m3/h)

1.3

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等
＜

目

次

＞

1.3.1 対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果
a.フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)代替減圧(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
b.サポート系故障時の対応手段及び設備(a)常設直流電源系統喪失時の減圧(b)逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧(c)逃がし安全弁が作動可能な環境条件(d)復旧(e)重大事故等対処設備と自主対策設備
c.原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止(b)重大事故等対処設備
d.インターフェイスシステムLOCA発生時の対応手段及び設備(a)インターフェイスシステムLOCA発生時の対応(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
e.手順等
1.3.2 重大事故等時の手順
1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)代替減圧
a.手動による原子炉減圧(2)重大事故等時の対応手段の選択
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)常設直流電源系統喪失時の減圧
a.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b.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
c.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(2)逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧
a.高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保

1.3-1

(3)復旧a.代替直流電源設備による復旧
b.代替交流電源設備による復旧(4)重大事故等時の対応手段の選択
1.3.2.3 炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順
1.3.2.4 インターフェイスシステムLOCA発生時の対応手順(1)EOP「原子炉建屋制御」
1.3.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

1.3-2

添付資料1.3.1
添付資料1.3.2
添付資料1.3.3

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
対応手段として選定した設備の電源構成図
重大事故対策の成立性
1.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2.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3.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4.高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保
5.インターフェイスシステム LOCA 発生時の漏えい停止操作(高圧炉心注水系の場合)
添付資料1.3.4 インターフェイスシステムLOCA時の概要図
添付資料1.3.5 インターフェイスシステムLOCA発生時の破断面積及び現場環境等について
添付資料1.3.6 インターフェイスシステムLOCA発生時の検知手段について
添付資料1.3.7 低圧代替注水系（常設）のポンプ１台又は代替注水系１系注水準備完了にて原子炉を急速減圧する条件及び理由について
添付資料 1.3.8 解釈一覧
1.判断基準の解釈一覧
2.操作手順の解釈一覧

1.3-3

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【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
１ 「炉心の著しい損傷」を「防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）可搬型重大事故防止設備ａ）常設直流電源系統喪失時において、減圧用の弁（逃がし安全弁（ＢＷＲの場合）又は、主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（ＰＷＲの場合））を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。
ｂ）減圧用の弁が空気作動弁である場合、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材
圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう可搬型コンプレッサー又は窒素ボンベを整備すること。
ｃ）減圧用の弁が作動可能な環境条件を明確にすること。
（２）復旧
ａ）常設直流電源喪失時においても、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、代替電源による復旧手順等が整備されていること。
（３）蒸気発生器伝熱管破損（ＳＧＴＲ）
ａ）ＳＧＴＲ発生時において、破損した蒸気発生器を隔離すること。隔離できない場合、加圧器逃がし弁を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウ
ンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。（ＰＷＲの
場合）

1.3-4

（４）インターフェイスシステムＬＯＣＡ（ＩＳＬＯＣＡ）
ａ）ＩＳＬＯＣＡ発生時において、原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離すること。隔離できない場合、原子炉を減圧し、原子炉冷却材の漏えいを抑制するために、逃がし安全弁（ＢＷＲの場合）又は主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（ＰＷＲの場合）を作動させること等により原子炉冷却材圧
力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機能は，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）による自動減圧機能（以下，「自動減圧系」という。）である。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する対処設備を整備しており，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。
インターフェイスシステム LOCA 発生時は，原子炉冷却材圧力バウンダリの損
傷箇所を隔離することで原子炉冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離ができない場合は，逃がし安全弁による減圧で原子炉冷却材の漏えいを抑制することとしており，これらの手順等について説明する。

1.3-5

1.3.1 対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態にある場合には，原子炉の減圧が必要である。原子炉の減圧をするための設計基準事故対処設備として自動減圧系を設置している。
この設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，
設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下，「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（図 1.3.1）。
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損の防止及びインターフェイスシステム LOCA の対応手段と重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，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使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下，「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十六条及び技術基準規則第六十一条（以下，「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，重大事故等対処設備及び自主対策
設備との関係を明確にする。
(2)対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，自動減圧系の故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪失又は直流電源（常設直流電源若しくは常設直流電源系統）喪失を想定する。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事
故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を表 1.3.1に整理する。

1.3-6

a.フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)代替減圧
設計基準事故対処設備である自動減圧系が故障等により原子炉の減圧ができない場合は，原子炉減圧の自動化，又は中央制御室からの手動操作により原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ.原子炉減圧の自動化
原子炉水位低（レベル1）到達10分後及び残留熱除去系ポンプ運転（低圧注水モード）の場合に，代替自動減圧機能により原子炉を自動で減圧する。なお，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」における「EOP 原子炉制御「反応度制御」」対応操作
中は，原子炉の自動減圧による原子炉への冷水注水量の増加に伴う原子炉出力の急上昇を防止するため，以下に記す「自動減圧系の起動阻止スイッチ」により自動減圧系の作動を阻止する。
代替自動減圧機能により原子炉を減圧する設備は以下のとおり。
・代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能）
・自動減圧系の起動阻止スイッチ
・逃がし安全弁（自動減圧機能付きC,H,N,Tの4個）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
・非常用交流電源設備
ⅱ.手動による原子炉減圧
中央制御室からの手動操作により逃がし弁機能用電磁弁又は自動減圧機能用電磁弁を作動させ，アキュムレータに蓄圧された窒素ガスを逃がし安全弁に供給することにより逃がし安全弁を開放し，原子炉を減圧する。また，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健
全で，復水器の真空状態が維持できていれば，中央制御室からの手動操作によりタービンバイパス弁を開操作し，原子炉を減圧する。
逃がし安全弁による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁・主蒸気系配管・クエンチャ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・自動減圧機能用アキュムレータ
・所内蓄電式直流電源設備

1.3-7

また，上記所内蓄電式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
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型直流電源設備
タービンバイパス弁による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・タービンバイパス弁
・タービン制御系(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
代替減圧で使用する設備のうち，代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能），自動減圧系の起動阻止スイッチ，逃がし安全弁，主蒸気系配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキュムレータ，逃がし弁機能用アキュムレータ，所内蓄電式直流電源設備，常設代替交流電源設備，可搬型
代替交流電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置づける。また，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）として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基
準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.3.1）
以上の重大事故等対処設備により，自動減圧系が機能喪失した場合においても，原子炉を減圧することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・タービンバイパス弁，タービン制御系
炉心損傷前において，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，復水器の真空状態が維持できていれば，逃がし安全
弁の代替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(a)常設直流電源系統喪失時の減圧
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の作動に必要な常設直流電源が喪失し，原子炉の減圧ができない場合は，可搬型直流電源設備又は逃がし安全弁用可搬型蓄電池により逃がし安全弁の機能を回復させて原子炉を減圧する手段がある。

1.3-8

また，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源が確保できない場合においても，代替逃がし安全弁駆動装置により逃がし安全弁を作動させて原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ.可搬型直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
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）の機能を回復させて原子炉を減圧する。なお，可搬型直流電源設備による直流電源の供給準備が整うまでの期間は，常設代替直流電源設備にて逃がし安全弁（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）の機能を回復させて原子炉を減圧する。
可搬型直流電源設備による逃がし安全弁機能回復で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型直流電源設備
・AM用切替装置（SRV）
・代替所内電気設備
・常設代替直流電源設備
・逃がし安全弁（自動減圧機能なし）
・主蒸気系配管・クエンチャ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
ⅱ.逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
逃がし安全弁（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）の機能を回復させて原子炉を減圧する。
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁用可搬型蓄電池
・逃がし安全弁（自動減圧機能付き）
・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ
ⅲ.代替逃がし安全弁駆動装置による減圧
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）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

1.3-9能なし）を開放して原子炉を減圧する。
代替逃がし安全弁駆動装置による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・高圧窒素ガス供給系（代替逃がし安全弁駆動装置）
・逃がし安全弁（自動減圧機能なしD,E,K,Uの4個）
・主蒸気系配管・クエンチャ(b)逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧逃がし安全弁の作動に必要な逃がし弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能用アキュムレータの供給圧力が喪失した場合に，高圧窒素ガ
ス供給系（非常用）により逃がし安全弁の駆動源を確保し，逃がし安全弁の機能を回復させて原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ.高圧窒素ガス供給系（非常用）による窒素ガス確保
逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供給源を不活性ガス系から高圧窒素ガス供給系（非常用）に切り替えることで窒素ガスを確保し，原子炉を減圧する。また，逃がし安全弁の駆動源が高圧窒素ガス供給
系（非常用）から供給されている期間中において，逃がし安全弁の作動に伴い逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの圧力が低下した場合
は，予備の高圧窒素ガスボンベに切り替えることで窒素ガスを確保し，原子炉を減圧する。
高圧窒素ガス供給系（非常用）による窒素ガス確保で使用する設備
は以下のとおり。
・高圧窒素ガスボンベ
・高圧窒素ガス供給系配管・弁・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
(c)逃がし安全弁が作動可能な環境条件想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供給圧力を調整可能な設計としている。
ⅰ.逃がし安全弁の背圧対策想定される重大事故等の環境条件を考慮して，原子炉格納容器圧力
が設計圧力の2倍の状態（620kPa[gage]）となった場合においても確実

1.3-10

に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定する。
逃がし安全弁の背圧対策として，窒素ガスの供給圧力を調整するために使用する設備は以下のとおり。
・高圧窒素ガスボンベ
・高圧窒素ガス供給系配管・弁・主蒸気系配管・弁(d)復旧
全交流動力電源喪失又は常設直流電源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は，代替電源により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧することにより原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ.代替直流電源設備による復旧
代替直流電源設備（可搬型直流電源設備又は直流給電車）により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
代替直流電源設備により逃がし安全弁を復旧する設備は以下のとおり。
・可搬型直流電源設備
・直流給電車及び可搬型代替交流電源設備
ⅱ.代替交流電源設備による復旧
代替交流電源設備（常設又は可搬型）により充電器を受電し，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
代替交流電源設備により逃がし安全弁を復旧する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備(e)重大事故等対処設備と自主対策設備
常設直流電源系統喪失時の減圧で使用する設備のうち，可搬型直流電
源設備，AM用切替装置（SRV），代替所内電気設備，常設代替直流電源設
備，逃がし安全弁，主蒸気系配管・クエンチャ，逃がし弁機能用アキュ

1.3-11

ムレータ，逃がし安全弁用可搬型蓄電池，自動減圧機能用アキュムレー
タは重大事故等対処設備として位置づける。
逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧で使用する設備のうち，高圧窒素ガスボンベ，高圧窒素ガス供給系配管・弁，自動減圧機能用アキュムレータ及び逃がし弁機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
逃がし安全弁が作動可能な環境条件で使用する設備のうち，高圧窒素
ガスボンベ，高圧窒素ガス供給系配管・弁及び主蒸気系配管・弁は重大事故等対処設備として位置づける。
復旧で使用する設備のうち，可搬型直流電源設備，常設代替交流電源
設備及び可搬型代替交流電源設備は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基
準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.3.1）
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は直流電源喪失が発生した場合においても，原子炉を減圧することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・高圧窒素ガス供給系（代替逃がし安全弁駆動装置）
現状の設備では系統構成（フランジ取り外し，ホース取り付け）を二次格納容器内で実施しなければならず，事象の進展によってはアクセス困難となる可能性があるが，逃がし安全弁を作動させる手段として有効である。
・直流給電車
給電開始までに時間を要するが，給電可能であれば逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保できることから，原子炉を減圧するための直流電源を確保する手段として有効である。
c.原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止
炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合において，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止するため，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧する手段がある。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止で使用する設備は

1.3-12

以下のとおり。
・逃がし安全弁・主蒸気系配管・クエンチャ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・自動減圧機能用アキュムレータ
(b)重大事故等対処設備
原子炉格納容器破損の防止で使用する設備のうち，逃がし安全弁，主蒸気系配管・クエンチャ，逃がし弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
以上の重大事故等対処設備により，炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バ
ウンダリが高圧状態である場合においても，原子炉を減圧することで，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止することができる。
d.インターフェイスシステムLOCA発生時の対応手段及び設備(a)インターフェイスシステムLOCA発生時の対応
インターフェイスシステムLOCA発生時に，漏えい箇所の隔離操作を実施するものの隔離できない場合，原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいする。原子炉格納容器外への漏えいを抑制するため，逃がし安全弁
及びタービンバイパス弁により原子炉を減圧するとともに，弁の隔離操作により原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離する手段がある。
原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁・主蒸気系配管・クエンチャ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・自動減圧機能用アキュムレータ
・タービンバイパス弁
・タービン制御系
原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心注水系注入隔離弁(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
インターフェイスシステムLOCA発生時における原子炉冷却材圧力バ
ウンダリの減圧で使用する設備のうち，逃がし安全弁，主蒸気系配管・

1.3-13

クエンチャ，逃がし安全弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能用ア
キュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
インターフェイスシステムLOCA発生時における原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する高圧炉心注水系注入隔離弁は重大事故等対処
設備（設計基準拡張）として位置づける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.3.1）
以上の重大事故等対処設備により，インターフェイスシステムLOCAが発生した場合においても，原子炉を減圧することで，原子炉冷却材が原
子炉格納容器外へ漏えいすることを抑制できる。
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づける。あわせて，その理由を示す。
・タービンバイパス弁，タービン制御系
主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，復水器の真空状態が維持できていれば，原子炉を減圧する手段として有効
である。
e.手順等
上記「a.フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「b.サポート
系故障時の対応手段及び設備」，「c.原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備」及び「d.インターフェイスシステムLOCA発生時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベース）（以下，「EOP」という。）及び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。）及びAM設備別操作手順書に定める（表1.3.1）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設
備についても整理する（表1.3.2，表1.3.3）。
（添付資料1.3.2）

1.3-14

1.3.2 重大事故等時の手順
1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)代替減圧
a.手動による原子炉減圧
原子炉の冷温停止への移行又は低圧注水系による原子炉注水への移行を目的として，逃がし安全弁又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る原子炉の減圧を行う。
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損の防止を目的として，逃がし安全弁を使用した中央制御室からの手動操作による原子炉の減圧を行う。
(a)手順着手の判断基準①原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場合
・復水器が使用可能であり，タービンバイパス弁の開操作が可能な場
合・復水器が使用不可能であるが，逃がし安全弁の開操作が可能な場合②急速減圧の場合
・低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若し
くは代替注水系2系以上※1起動により原子炉注水手段が確保され，逃がし安全弁の開操作が可能な場合・逃がし安全弁が使用できない場合は，復水器が使用可能で，タービ
ンバイパス弁の開操作が可能な場合③炉心損傷後の原子炉減圧の場合[低圧注水手段がある場合]
・高圧注水系は使用できないが，低圧注水系1系※2以上が使用可能である場合で，逃がし安全弁の開操作が可能な場合[注水手段がない場合]
・原子炉注水手段が確保できず，原子炉圧力容器内の水位が規定水位（有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置）に到達した場合で，逃がし安全弁の開操作が可能な場合※1:「低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上
若しくは代替注水系2系以上」とは，原子炉冷却材圧力バウンダ
リ低圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除1.3-15去系（低圧注水モード），給水系及び復水系のいずれか1系以上，又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上，若しくは消火系及び低圧代替注水系(可搬型)の組み合わせによる2系以上をいう。
なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に到達した場合は，低圧代替注水系(常設)のポンプ1台又は代替注水系１系であっても減圧を行う。
（添付資料1.3.7）※2:「低圧注水系1系」とは，残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水系(常設)，消火系，低圧代替注水系(可搬型)，給水系
及び復水系の1系のいずれかをいう。
(b)操作手順
逃がし安全弁又はタービンバイパス弁を使用した手動による原子炉
減圧手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを図1.3.2，図1.3.3及び図1.3.4に示す。
[タービンバイパス弁による原子炉の減圧]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タービンバイパス弁を手動で開操作し，原子炉を減圧するよう指示する。
②a（判断基準①：原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場
合）中央制御室運転員Aは，原子炉減圧時の原子炉冷却材温度変化率が55℃/h以内になるように，タービンバイパス弁の開閉操作を行う。
②b（判断基準②：急速減圧の場合）
中央制御室運転員Aは，原子炉を急速減圧するため，タービンバイ
パス弁を開操作する。
[逃がし安全弁による原子炉の減圧]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逃がし安全弁を手動で開操作し，原子炉を減圧するよう指示する。
②a（判断基準①：原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場
合）中央制御室運転員Aは，原子炉減圧時の原子炉冷却材温度変化率が55℃/h以内になるように，逃がし安全弁を手動で開閉操作を行う。
②b（判断基準②：急速減圧の場合）
1.3-16

中央制御室運転員Aは，逃がし安全弁(自動減圧機能付き)8個を手動で開操作し，原子炉の急速減圧を行う。
逃がし安全弁(自動減圧機能付き)が開放できない場合は，自動減圧機能を有する逃がし安全弁とそれ以外の逃がし安全弁を合わせて8個を開放する。
c② （判断基準③：炉心損傷後の原子炉減圧の場合）
中央制御室運転員Aは，逃がし安全弁(自動減圧機能付き又は逃がし
弁機能) 2個を手動で開操作し，原子炉を減圧する。
③中央制御室運転員Aは，サプレッション・チェンバ・プール水の温度上昇防止のため，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・プール水の除熱を行う。
(c)操作の成立性
上記の操作は，中央制御室運転員1名で対応が可能である。
作業開始を判断してから原子炉の減圧を開始するまでの所要時間は下記のとおり。
・タービンバイパス弁による原子炉の減圧：1分以内
・逃がし安全弁による原子炉の減圧：1分以内(2)重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図1.3.16に示す。
自動減圧系機能喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，低圧注水系，低圧代替注水系(常設)又は代替注水系による原子炉注水準備が完了
し，復水器が使用可能であればタービンバイパス弁による原子炉減圧を実施する。復水器が使用不可能であれば逃がし安全弁による原子炉減圧を実施する。また，原子炉水位低(レベル1)到達10分後及び残留熱除去系ポンプ
運転（低圧注水モード）の場合は，代替自動減圧機能が自動で作動し原子炉を減圧する。
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)常設直流電源系統喪失時の減圧
a.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
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
1.3-17

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)を開放して原子炉の減圧を実施する。なお，可搬型直流電源設備による直流電源の供給準備が整うまでの期間は，常設代替直流電源設備にて逃がし
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)を開放して原子炉の減圧を実施する。
原子炉の減圧確認については，中央制御室又は原子炉建屋地下1階計装ラック室(管理区域)にて確認が可能であるため，いずれかの計器で原子炉の減圧を確認する。
(a)手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態において，以下の条件が全て成立した場合。
・炉心損傷前の原子炉減圧は，低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若しくは代替注水系2系以上※1起動により原子
炉注水手段が確保されている場合。炉心損傷後の原子炉減圧は，高圧注水系が使用できない場合で，低圧注水系1系※2以上が使用可能である場合，又は原子炉圧力容器内の水位が規定水位(有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置)に到達した場合。
・逃がし安全弁(自動減圧機能なし)作動用の窒素ガスが確保されている場合。
・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常設代
替直流電源設備から給電可能な場合。
※1:「低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上
若しくは代替注水系2系以上」とは，原子炉冷却材圧力バウンダ
リ低圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)，給水系及び復水系のいずれか1系以上，又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上，消火系若しくは低圧代替注水系(可搬型)の組み合わせによる2系以上をいう。
なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に到達した場合は，代替注水系１系であっても減圧を行う。
※2:「低圧注水系1系」とは，残留熱除去系(低圧注水モード)，低圧
代替注水系(常設)，消火系，低圧代替注水系(可搬型)，給水系及び復水系の1系のいずれかをいう。
1.3-18

（添付資料1.3.7）(b)操作手順
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)開放手
順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを図1.3.3に，概要図を図1.3.5に，タイムチャートを図1.3.6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，緊急時対策本部へ可搬型直流電源設備による直流電源の復旧を依頼する。
③当直副長は，可搬型直流電源設備による直流電源の復旧が完了するまでの間，逃がし安全弁による原子炉の減圧を実施するため，運転員に常設代替直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放の準備開始を指示する。
［逃がし安全弁の駆動源（電源）確保及び開放操作］④a（中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
中央制御室運転員A及びBは，中央制御室のATWS/RPT盤に原子炉圧力(可搬計測器)を接続し，原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
（現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
現場運転員C及びDは，原子炉建屋地下1階計装ラック室(管理区域)の原子炉圧力(現場計器)にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
a⑤ 中央制御室運転員A及びBは，中央制御室のAM用切替装置(SRV)で，125V DC分電盤側の逃がし安全弁用供給電源NFBを開放し，125V AM
分電盤側の逃がし安全弁用供給電源NFBを投入し，当直副長に常設
代替直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放の準備完了を報告する。
⑥a当直副長は，中央制御室運転員に常設代替直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放を指示する。
⑦a当直副長は，中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する
場合は中央制御室運転員に，現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は現場運転員に原子炉の減圧状況の確認を指示する。
⑧a中央制御室運転員A及びBは，逃がし安全弁(自動減圧機能なし)を
1.3-19手動で開操作し，原子炉の減圧を開始する。
⑨a（中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
中央制御室運転員A及びBは，原子炉の減圧が開始されたことを中央制御室のATWS/RPT盤に接続した原子炉圧力容器(可搬計測器)指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員C，D，E及びFに報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となるまで継続監視する。
（現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
現場運転員C及びDは，原子炉の減圧が開始されたことを原子炉建屋地下1階計装ラック室(管理区域)の原子炉圧力(現場計器)指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員E及びFに報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧
完了圧力となるまで継続監視する。
⑩a中央制御室運転員A及びB，又は現場運転員C及びDは，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となったことを確認し，当直副長へ原子炉の減圧が完了したことを報告する。
［逃がし安全弁の開保持用の駆動源（高圧窒素ガス）確保操作］④b現場運転員C及びDは，常設代替直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放の系統構成として，高圧窒素ガス供給系
常用窒素ガス供給止め弁の全閉操作を実施する。
なお，高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁の操作場所は二次格納施設内であり，事象の進展によりアクセス困難となった
場合は，全閉操作は実施しない。
⑤b現場運転員E及びFは，常設代替直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放の系統構成として，高圧窒素ガス供給系
常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)の全開操作及び高圧窒素ガス
供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全開操作を実施する。
⑥b現場運転員E及びFは，窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上であることを確認し，高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全閉操作を実施する。
(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），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常設代替直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)
1.3-20開放まで約35分で可能である。
また，可搬型直流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。
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，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。
(添付資料1.3.3-1)
b.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)を開放して原子炉を減圧する。
原子炉の減圧確認については，中央制御室又は原子炉建屋地下1階計装ラック室(管理区域)にて確認が可能であるため，いずれかの計器で原子炉の減圧を確認する。
(a)手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態において，炉心損傷前の原子炉減圧は，低圧注水系1系
以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若しくは代替注水系2系以上※1起動により原子炉注水手段が確保されている場合，炉心損傷後の原子炉減圧は，高圧注水系が使用できない場合で，低圧注水系1系※2以上が使用可能である場合，又は原子炉圧力容器内の水位が規定水位(有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置)に到達した場合
で，逃がし安全弁(自動減圧機能付き)作動用の窒素ガスが確保されている場合。
※1:「低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上
若しくは代替注水系2系以上」とは，原子炉冷却材圧力バウンダ
リ低圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)，給水系及び復水系のいずれか1系以上，又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上，消火系若しくは低圧代替注水系(可搬型)の組み合わせによる2系以上をいう。
なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位
1.3-21

が規定値に到達した場合は，代替注水系1系であっても減圧を行う。
※2:「低圧注水系1系」とは，残留熱除去系(低圧注水モード)，低圧
代替注水系(常設)，消火系，低圧代替注水系(可搬型)，給水系及び復水系の1系のいずれかをいう。
（添付資料1.3.7）(b)操作手順
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁(自動減圧機能付き)開放手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを図1.3.3に，概要図を図1.3.7に，タイムチャートを図1.3.8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)開放の準備開始を指示する。
②（中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
中央制御室運転員A及びBは，中央制御室のATWS/RPT盤に原子炉圧力(可搬計測器)を接続し，原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
（現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
現場運転員C及びDは，原子炉建屋地下1階計装ラック室(管理区域)の原子炉圧力(現場計器)にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
③現場運転員C及びDは，逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし
安全弁(自動減圧機能付き)開放の系統構成として，高圧窒素ガス
供給系常用窒素ガス供給止め弁の全閉操作を実施する。
なお，高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁の操作場所は二次格納施設内であり，事象の進展によりアクセス困難となった
場合は，全閉操作は実施しない。
④現場運転員E及びFは，逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし
安全弁(自動減圧機能付き)開放の系統構成として，高圧窒素ガス
供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)の全開操作及び高圧窒
素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全開操作を実施する。
⑤現場運転員E及びFは，窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上であり，逃がし安全弁(自動減圧機能付き)の駆動源が確保されていることを確認する。
⑥現場運転員E及びFは，多重伝送現場盤内の逃がし安全弁(自動減圧1.3-22

機能付き)作動回路に，逃がし安全弁用可搬型蓄電池及び仮設ケーブルを接続し，当直副長に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁(自動減圧機能付き)開放の準備完了を報告する。
⑦当直副長は，現場運転員に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁(自動減圧機能付き)の開放を指示する。
⑧当直副長は，中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する
場合は中央制御室運転員に，現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は現場運転員に原子炉の減圧状況の確認を指示する。
⑨現場運転員E及びFは，多重伝送現場盤に接続した逃がし安全弁用
可搬型蓄電池の操作により逃がし安全弁(自動減圧機能付き)を開放し，原子炉の減圧を開始する。
⑩（中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
中央制御室運転員A及びBは，原子炉の減圧が開始されたことを中央制御室のATWS/RPT盤に接続した原子炉圧力(可搬計測器)指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員C，D，E及びFに報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完
了圧力となるまで継続監視する。
（現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
現場運転員C及びDは，原子炉の減圧が開始されたことを原子炉建屋
地下1階計装ラック室(管理区域)の原子炉圧力(現場計器)指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員E及びFに報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となるまで継続監視する。
⑪現場運転員E及びFは，窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上であることを確認し，高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全閉操作を実施する。
⑫中央制御室運転員A及びB，又は現場運転員C及びDは，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となったことを確認し，当直副長へ原子炉の減圧が完了したことを報告する。
(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），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)開放まで約55分で可能である。
1.3-23

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，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。
(添付資料1.3.3-2)
c.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原子炉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)を開放して原子炉を減圧する。
原子炉の減圧確認については，中央制御室又は原子炉建屋地下1階計装ラック室(管理区域)にて確認が可能であるため，いずれかの計器で原子炉の減圧を確認する。
(a)手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態において，低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若しくは代替注水系2系以上※1起動により原子炉注
水手段が確保され，逃がし安全弁(自動減圧機能なし)作動用の窒素ガスが確保されている場合。
※1:「低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上
若しくは代替注水系2系以上」とは，原子炉冷却材圧力バウンダ
リ低圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)，給水系及び復水系のいずれか1系以上，又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上，消火系若しくは低圧代替注水系(可搬型)の組み合わせによる2系以上をいう。
なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に到達した場合は，代替注水系１系であっても減圧を行う。
（添付資料1.3.7）(b)操作手順(A系使用の例)
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)
開放手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを図1.3.3に，概要図を図1.3.9に，タイムチャートを図1.3.10に示す。
1.3-24

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)開放の準
備開始を指示する。
②（中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
中央制御室運転員A及びBは，中央制御室のATWS/RPT盤に原子炉圧力(可搬計測器)を接続し，原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
（現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
現場運転員C及びDは，原子炉建屋地下1階計装ラック室(管理区域)の原子炉圧力(現場計器)にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
③現場運転員C及びDは，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)開放の系統構成として代替逃がし安全弁
駆動装置のホース接続用フランジへ仮設ホースを接続し，高圧窒
素ガス供給系重大事故時用窒素ガス供給弁後弁(A)，高圧窒素ガス
供給系重大事故時用窒素ガスPCV第一隔離弁(A)，高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガスPCV第二隔離弁(A)の全開操作を実施する。
④現場運転員E及びFは，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)開放の系統構成として高圧窒素ガス供給
系重大事故時用窒素ガス排気止め弁(A)の全閉操作を実施し，当直副長に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)開放の準備完了を報告する。
⑤当直副長は，現場運転員に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)の開放を指示する。
⑥当直副長は，中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する
場合は中央制御室運転員に，現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は現場運転員に原子炉の減圧状況の確認を指示する。
⑦現場運転員E及びFは，高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス(A)供給弁を開操作し，原子炉の減圧を開始する。
⑧（中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
中央制御室運転員A及びBは，原子炉の減圧が開始されたことを中央制御室のATWS/RPT盤に接続した原子炉圧力(可搬計測器)指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員C，D，E及びFに報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となるまで継続監視する。
1.3-25

（現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合）
現場運転員C及びDは，原子炉の減圧が開始されたことを原子炉建屋地下1階計装ラック室(管理区域)の原子炉圧力(現場計器)指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員E及びFに報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧
完了圧力となるまで継続監視する。
⑨中央制御室運転員A及びB又は現場運転員C及びDは，原子炉圧力容
器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となったことを確認し，当直副長へ原子炉の減圧が完了したことを報告する。
(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），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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.3.3-3)(2)逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧
a.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が低下した場合に，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駆動源を確保する。
また，高圧窒素ガスボンベからの供給期間中において，高圧窒素ガス
供給系(非常用)出口のボンベ圧力が低下した場合に，高圧窒素ガスボン
ベ(待機)側へ切替えを実施し，使用済みの高圧窒素ガスボンベを予備の高圧窒素ガスボンベと交換する。
(a)手順着手の判断基準『不活性ガス系から高圧窒素ガス供給系（非常用）への切替え』
高圧窒素ガス供給系ドライウェル入口圧力低警報が発生した場合。
『高圧窒素ガスボンベの切替え及び交換』
高圧窒素ガスボンベから逃がし安全弁作動用の窒素ガスを供給している期間中において，高圧窒素ガス供給系窒素ガスボンベ出口圧力低警報が発生した場合。
1.3-26

(b)操作手順
高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保手順の概要は以下のとおり。概要図を図1.3.11に，タイムチャートを図1.3.12に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に高圧窒素ガス
ボンベによる逃がし安全弁駆動源確保開始を指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の操作スイッチを全閉位置から全開位置とし，高圧窒素ガスボンベによる供給に切り替わることを高圧窒素ガス供給系
常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)の全閉及び高圧窒素ガス供給
系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全開により確認する。あわせて，高圧窒素ガス供給系ADS入口圧力指示値が規定値以上であることを確認し，高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B) の操作スイッチを自動位置から全開位置とし当直副長に報告する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員C及びDは，手動操作にて高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁の全閉操作を実施
し，高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)及び高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全開操作を実施する。
③当直副長は，高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁への作動用窒素ガス供給中，高圧窒素ガス供給系窒素ガスボンベ出口圧力低警報が発生した場合，現場運転員に高圧窒素ガスボンベ(待機)側への切替え及び使用済み高圧窒素ガスボンベの交換を指示する。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ新たに
高圧窒素ガスボンベの確保を依頼する。
⑤現場運転員C，D，E及びFは，高圧窒素ガスボンベを使用側から待機側へ切替え操作を実施する。
⑥現場運転員C，D，E及びFは，予備ボンベラックに配備している予備の高圧窒素ガスボンベと使用済みの高圧窒素ガスボンベを交換する。
⑦現場運転員C及びDは，高圧窒素ガスボンベ交換後，高圧窒素ガス供給ラインのリークチェックを実施し，当直副長に高圧窒素ガスボン
ベによる逃がし安全弁駆動源確保完了を報告する。

1.3-27

(c)操作の成立性作業開始を判断してから，高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保完了までの必要な要員及び所要時間は以下のとおり。
・高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保
中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名にて作業を実施した場合は約20分で可能である。
・ボンベ切替え及び予備の高圧窒素ガスボンベへの交換による逃がし
安全弁駆動源確保
現場運転員4名にて作業を実施した場合は約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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.3.3-4)(3)復旧
a.代替直流電源設備による復旧
常設直流電源喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，代替直流電源設備により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
(a)手順着手の判断基準
常設直流電源喪失により，直流125V主母線(A)系及び(B)系の電圧喪失を確認した場合において，可搬型直流電源設備又は直流給電車いず
れかの設備からの給電が可能な場合。
(b)操作手順
代替直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。
逃がし安全弁は，中央制御室からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により対応する。
(c)操作の成立性
代替直流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。
また，逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名にて作業を実施した場合，可搬型直流電源設備又は直流給電車いずれかの設備による直流電源の復旧が完了してから逃がし
1.3-28

安全弁の開放まで約1分で可能である。
b.代替交流電源設備による復旧
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，代替交流電源設備により充電器を受電し，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，直流125V主母線(A)系及び(B)系の電圧喪失を確認した場合において，常設代替交流
電源設備又は可搬型代替交流電源設備いずれかの設備からの給電が可能な場合。
(b)操作手順
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。
逃がし安全弁は，中央制御室からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により対応する。
(c)操作の成立性
代替交流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。
また，逃がし安全弁による原子炉減圧は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名にて作業を実施した場合，代替交流電源設備による直流電源の復旧が完了してから逃がし安全弁の開放まで約1分で可能である。
(4)重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図1.3.16に示す。
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，可搬型直
流電源設備(給電準備が完了するまでの間は常設代替直流電源設備を使用)
若しくは逃がし安全弁用可搬型蓄電池により直流電源を確保して逃がし安全弁を作動させるか，又は代替逃がし安全弁駆動装置により逃がし安全弁を作動させて原子炉を減圧する。
常設直流電源喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，可搬型直流電
1.3-29

源設備又は直流給電車により直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失した場合，常設代替交
流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を充電し，直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
逃がし安全弁作動用窒素ガスの喪失により逃がし安全弁が作動しない場
合，高圧窒素ガスボンベにより窒素ガスを確保し，逃がし安全弁を作動させて原子炉を減圧する。
なお，逃がし安全弁の背圧対策として，想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ窒素ガスの供給圧力を調整している。
1.3.2.3

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順
炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合において，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止するため，逃がし安全弁を使用した中央制御室からの手動操作による原子炉の減圧を行う。
原子炉格納容器破損を防止するための手動による原子炉減圧手順については，「1.3.2.1(1)a.手動による原子炉減圧」にて整備する。

1.3.2.4 インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応手順(1)EOP「原子炉建屋制御」
インターフェイスシステムLOCA発生時は，原子炉冷却材圧力バウンダリ
機能が喪失し，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材の漏えいが生じる。したがって，原子炉格納容器外への漏えいを停止するための破断箇所の隔離，保有水を確保するための原子炉注水が必要となる。
破断箇所の発見又は隔離ができない場合は，逃がし安全弁及びタービン
バイパス弁により原子炉を減圧することで，原子炉建屋への原子炉冷却材の漏えいを抑制し，破断箇所の隔離を行う。
a.手順着手の判断基準
非常用炉心冷却系の吐出圧力上昇，原子炉建屋内の温度上昇若しくはエリア放射線モニタの指示値上昇等漏えいが予測されるパラメータの変化，又は漏えい関連警報の発生によりインターフェイスシステムLOCAの発生を判断した場合。
1.3-30b.操作手順
EOP「原子炉建屋制御」における操作手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを図1.3.13及び図1.3.14に，タイムチャートを図1.3.15に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，インターフェイスシス
テムLOCAの発生を判断し，中央制御室運転員に原子炉手動スクラムと破断箇所の特定及び隔離を指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，原子炉手動スクラムを実施する。また，発生した警報及びパラメータの変化から，破断箇所の特定及び中央制御室からの遠隔操作にて隔離を実施する。
③当直副長は，破断箇所の特定及び中央制御室からの遠隔操作にて隔離できない場合は，中央制御室運転員に非常用ガス処理系の起動操
作，及び低圧注水系2系以上又は代替注水系の起動操作を指示する。
④中央制御室運転員A及びBは，非常用ガス処理系の起動操作，及び低圧注水系2系以上又は代替注水系の起動操作を実施する。
⑤当直副長は，非常用ガス処理系の起動，及び低圧注水系2系以上又は代替注水系の起動後，運転員に原子炉減圧操作，原子炉水位低下
操作及び原子炉建屋環境悪化(建屋温度，建屋圧力，建屋放射線量)抑制操作の開始を指示する。
⑥a復水器使用可能の場合
中央制御室運転員A及びBは，逃がし安全弁及びタービンバイパス弁
により原子炉急速減圧を行い，原子炉の減圧(大気圧まで)を実施することで，原子炉建屋への原子炉冷却材漏えい量を抑制する。
⑥b復水器使用不可能の場合
中央制御室運転員A及びBは，逃がし安全弁により原子炉急速減圧を行い，原子炉の減圧(減圧完了圧力まで)を実施することで，原子炉建屋への原子炉冷却材漏えい量を抑制する。
⑦中央制御室運転員A及びBは，低圧注水系2系以上又は代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル1）から原子炉水位低（レベル1.5）の間で維持する。
⑧中央制御室運転員A及びBは，原子炉区域換気空調系排気放射線モニタ指示値及び燃料取替エリア排気放射線モニタ指示値が制限値以下の場合，原子炉区域･タービン区域換気空調系の起動操作を実施
し，原子炉建屋環境(建屋温度，建屋圧力，建屋放射線量)の悪化を抑制する。
1.3-31

⑨現場運転員C及びDは，中央制御室からの遠隔操作による破断箇所の隔離ができない場合は，蒸気漏えいに備え保護具(酸素呼吸器及び耐熱服)を装着し(現場運転員E及びFは装着補助を行う)，原子炉建屋(管理区域)にて隔離弁を全閉することで原子炉冷却材圧力バウン
ダリからの漏えいを停止する。
⑩中央制御室運転員A及びBは，各種監視パラメータの変化から，破断箇所の隔離が成功していることを確認し，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。
⑪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)を起動し，原子炉の冷却を行う。
c.操作の成立性
上記の操作のうち，中央制御室からの隔離操作は，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，イン
ターフェイスシステムLOCA発生から破断箇所の隔離完了まで15分以内で可能である。
遠隔操作による隔離ができない場合の現場での隔離操作は，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，インターフェイスシステムLOCA発生から破断箇
所の隔離完了まで約240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，保護具(酸素呼吸器及び耐熱服)，照明及び通信連絡設備を整備する。
(中央制御室からの遠隔隔離操作の成立性)
インターフェイスシステムLOCAが発生する可能性のある操作は，定例試験として実施する非常用炉心冷却系電動弁手動開閉試験における原子炉注入弁の手動開閉操作である。
上記試験を行う際は，系統圧力を監視し上昇傾向にならないことを確認しながら操作し，系統圧力が上昇傾向になった場合は速やかに原子炉注入弁の閉操作を実施することとしている。しかし，隔離弁の隔離失敗等により系統圧力が異常に上昇し，低圧設計部分の過圧を示す
警報の発生及び漏えい関連警報が発生した場合には，同試験を実施していた非常用炉心冷却系でインターフェイスシステムLOCAが発生していると判断できる。これにより，漏えい箇所の特定及び隔離操作箇所の特定が容易であり，中央制御室からの遠隔隔離操作を速やかに行う
1.3-32

ことが可能である。
(現場隔離操作の成立性)
隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートの環境を考慮しても，現場での隔離操作は可能である。
(溢水の影響)隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートは，インターフェイスシステムLOCAにより漏えいが発生する機器よりも上層階に位置
し，溢水の影響を受けない。
(インターフェイスシステムLOCAの検知について)
インターフェイスシステムLOCA発生時は，原子炉格納容器内外のパラメータ等によりインターフェイスシステムLOCAと判断する。非常用
炉心冷却系ポンプ設置室は，原子炉建屋内において各部屋が分離されているため，床漏えい検出器，監視カメラ及び火災報知器により，漏えい場所を特定するための参考情報の入手並びに原子炉建屋の状況を確認することが可能である。
(添付資料1.3.3-5，添付資料1.3.4，添付資料1.3.5，添付資料1.3.6)
1.3.2.5 その他の手順項目について考慮する手順
逃がし安全弁，中操監視計器類への電源供給手順及び可搬型代替直流電源
設備，常設代替交流電源設備及び可搬型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。

1.3-33

表 1.3.1 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順
対応手段，対応設備，手順書一覧(1/4)(フロントライン系故障時)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

自動減圧系

対応設備

事故時運転操作手順書(徴候ベース）
原子炉制御「減圧冷却」等
事故時運転操作手順書(シビア
アクシデント)「注水-1」

自主対策
設備

手動による原子炉減圧

タービンバイパス弁
タービン制御系

重大事故等
対処設備

フロントライン系故障時

逃がし安全弁主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ
自動減圧機能用アキュムレータ
所内蓄電式直流電源設備 ※3
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
可搬型直流電源設備 ※3※1，※2

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

非常用交流電源設備

－
重大事故等
対処設備

原子炉減圧の自動化

代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機
能）
自動減圧系の起動阻止スイッチ
逃がし安全弁（自動減圧機能付き
C,H,N,T の 4 個）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ

手順書※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順については，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定している。

1.3-34

対応手段，対応設備，手順書一覧(2/4)(サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備

AM 設備別操作手順書「逃がし安全弁用可搬型蓄電池による SRV 開放(多重伝送盤）」

事故時運転操作手順書(徴候ベース）
AM 設備別操作手順書「代替 SRV 駆動装置による SRV
開放」

事故時運転操作手順書(徴候ベース）
重大事故等対処設備

高圧窒素ガス供給系（非常用）による窒素ガス確保

高圧窒素ガスボンベ
高圧窒素ガス供給系配管・弁自動減圧機能用アキュムレータ
逃がし弁機能用アキュムレータ

AM 設備別操作手順書「AM 用切替装置による逃がし
安全弁開放」

事故時運転操作手順書(徴候ベース）

自主対策設備

代替逃がし安全弁
駆動装置による減圧

高圧窒素ガス供給系(代替逃がし安全弁
駆動装置）
逃がし安全弁（自動減圧機能なし
D,E,K,U の 4 個）
主蒸気系配管・クエンチャ

事故時運転操作手順書(徴候ベ
ース）

重大事故等
対処設備

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

手順書

重大事故等
対処設備

可搬型直流電源設備 ※3
AM 用切替装置（SRV）
代替所内電気設備
常設代替直流電源設備
逃がし安全弁（自動減圧機能なし）
主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ

逃がし安全弁用可搬型蓄電池
による逃がし安全弁機能回復

サポート系故障時－

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

常設直流電源系統

対応
手段

AM 設備別操作手順書「SRV 駆動源確保」※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順については，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定している。

1.3-35

対応手段，対応設備，手順書一覧(3/4)(サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備
高圧窒素ガスボンベ
高圧窒素ガス供給系配管・弁主蒸気系配管・弁

手順書

重大事故等
対処設備

可搬型直流電源設備 ※3

重大事故等
対処設備

直流給電車及び可搬型代替交流電源設備
※3

自主対策
設備

代替直流電源設備による復旧

サポート系故障時

全交流動力電源
常設直流電源逃がし安全弁の
背圧対策

－

対応
手段

※4

－

※3

重大事故等
対処設備

代替交流電源設備による復旧

常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3－※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順については，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定している。

1.3-36

対応手段，対応設備，手順書一覧(4/4)(原子炉格納容器破損の防止，インターフェイスシステム LOCA 発生時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備
逃がし安全弁主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ
自動減圧機能用アキュムレータ

手順書

重大事故等対処設備

高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱の防止

原子炉格納容器破損の防止

－

対応
手段

重大事故等
対処設備

タービンバイパス弁
タービン制御系

自主対策
設備

高圧炉心注水系注入隔離弁

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉冷却材圧力
バウンダリの減圧

事故時運転操作手順書(徴候ベース）「原子炉建屋制御」等－
原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ発生時

逃がし安全弁主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ
自動減圧機能用アキュムレータ

事故時運転操作手順書(シビア
アクシデント)「注水-1」※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順については，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定している。

1.3-37

表 1.3.2
監視計器一覧(1/6)

重大事故等対処に係る監視計器
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)代替減圧
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「減圧冷却」

監視パラメータ(計器)操作

補機監視機能高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
RFP 吐出ヘッダ圧力
復水器器内圧力

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の水位
原子炉格納容器内の温度
補機監視機能事故時運転操作手順書(徴候ベース)「急速減圧」

判断基準

補機監視機能サプレッション・チェンバ・プール水位
サプレッション・チェンバ・プール水温度
復水器器内圧力高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
RFP 吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力
復水器器内圧力操作

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の水位
原子炉格納容器内の温度
補機監視機能1.3-38

サプレッション・チェンバ・プール水位
サプレッション・チェンバ・プール水温度
復水器器内圧力監視計器一覧(2/6)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)代替減圧
事故時運転操作手順書(シビアアクシ
デント)「注水-1」

監視パラメータ(計器)判断基準

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉格納容器内の放射線量率
原子炉圧力容器内の温度

1.3-39原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)D/W
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)S/C
原子炉圧力容器温度

監視計器一覧(3/6)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)常設直流電源系統喪失時の減圧
事故時運転操作手順書(徴候ベース)
AM 設備別操作手順書「AM 用切替装置による逃がし安全弁
開放」

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A-2 電圧

補機監視機能高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)
出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)
出口圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
原子炉圧力（可搬計測器）
原子炉圧力（現場計器）

補機監視機能高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)
出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)
出口圧力

電源

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A-2 電圧

判断基準

電源

操作
事故時運転操作手順書(徴候ベース)
AM 設備別操作手順書「逃がし安全弁用可搬型蓄電池による SRV 開放(多重伝送盤)」

監視パラメータ(計器)判断基準
補機監視機能原子炉圧力容器内の圧力操作
補機監視機能1.3-40高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)
出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)
出口圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力
原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
原子炉圧力（可搬計測器）
原子炉圧力（現場計器）
高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)
出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)
出口圧力監視計器一覧(4/6)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)常設直流電源系統喪失時の減圧
事故時運転操作手順書(徴候ベース)

電源
AM 設備別操作手順書「代替 SRV 駆動装置による SRV 開
放」判断基準
補機監視機能原子炉圧力容器内の圧力操作
補機監視機能AM 設備別操作手順書「SRV 駆動源確保」

判断基準

1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2)逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧
事故時運転操作手順書(徴候ベース)

監視パラメータ(計器)

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A-2 電圧
SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ(A)
出口圧力
SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ(B)
出口圧力
SRV 緊急時強制操作用窒素ガス(A)圧力SRV 緊急時強制操作用窒素ガス(B)圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力
原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
原子炉圧力（可搬計測器）
原子炉圧力（現場計器）
SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ(A)
出口圧力
SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ(B)
出口圧力
SRV 緊急時強制操作用窒素ガス(A)圧力SRV 緊急時強制操作用窒素ガス(B)圧力操作

補機監視機能高圧窒素ガス供給系 ドライウェル入口圧
力低警報
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ出口
圧力低警報

補機監視機能高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)
出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)出口圧力

1.3-41

監視計器一覧(5/6)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.3.2.4 インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応手順
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「原子炉建屋制御」

補機監視機能ドライウェルサンプ水位

漏えい関連警報

RHR ポンプ(A)室床漏えい
RHR ポンプ(B)室床漏えい
RHR ポンプ(C)室床漏えい
HPCF(B)ポンプ室床漏えい
HPCF(C)ポンプ室床漏えい
RCIC ポンプ室床漏えい
RCIC 蒸気管圧力低RCIC 蒸気管流量大CUW 差流量大判断基準

格納容器バイパスの
監視

原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(SA)
原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
格納容器内圧力(D/W)
ドライウェル雰囲気温度
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
RHR ポンプ室雰囲気温度
RCIC ポンプ室雰囲気温度
RCIC 機器室雰囲気温度
エリア放射線モニタ操作

格納容器バイパスの監視

1.3-42

原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(SA)
原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
RHR ポンプ室雰囲気温度
RCIC ポンプ室雰囲気温度
RCIC 機器室雰囲気温度
エリア放射線モニタ
原子炉区域換気空調系排気放射線モニタ
燃料取替エリア排気放射線モニタ

監視計器一覧(6/6)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.3.2.4 インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応手順
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「原子炉建屋制御」

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力

水源の確保

サプレッション･チェンバ･プール水位
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量
原子炉補機冷却系熱交換器(A)出口冷却水
温度
原子炉補機冷却系熱交換器(B)出口冷却水
温度
原子炉補機冷却系熱交換器(C)出口冷却水
温度
原子炉補機冷却海水系ポンプ(A)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(D)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(E)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(F)吐出圧力

補機監視機能復水器器内圧力操作

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
高圧炉心注水系(B)系統流量
高圧炉心注水系(C)系統流量

1.3-43

表 1.3.3

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

供給対象設備【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
逃がし安全弁給電元
給電母線
所内蓄電式直流電源設備
可搬型直流電源設備
逃がし安全弁用可搬型蓄電池
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流 125V A 系
直流 125V A-2 系
AM 用直流 125V

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

1.3-44

凡例

SR弁による原子炉減圧機能喪失

③

サポート系

SR弁（ADS機能付き）による減圧機能喪失注：ADS機能付きSR弁は、
A,C,F,H,L,N,R,Tの8個：AND条件：フロントライン系の対応：OR条件：サポート系の対応

SR弁
ADS機能用
駆動源喪失（窒素ガス）

SR弁（ADS機能なし）による減圧機能喪失

SR弁
逃がし弁用
駆動源喪失
（窒素ガス）※4

注：ADS機能なしSR弁は、
B,D,E,G,J,K,M,P,S,Uの10個※5

アキュムレータ

フロントライン系故障時の対応手段①：原子炉減圧の自動化②：手動による原子炉減圧（逃がし安全弁）③：手動による原子炉減圧（タービンバイパス弁）

アキュムレータ⑦
N2ボンベ

サポート系故障時の対応手段④：可搬型直流電源設備による逃がし安全弁機能回復⑤：逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復⑥：代替逃がし安全弁駆動装置による減圧⑦：高圧窒素ガス供給系（非常用）による窒素ガス確保⑧：可搬型直流電源設備による復旧⑨：直流給電車による復旧⑩：常設代替交流電源設備による復旧⑪：可搬型代替交流電源設備による復旧

AC系

配管

AC系

駆動源喪失
（DC電源）

配管

AC電源
喪失

※6

※7
⑨

主母線盤故障

遮断器故障

⑪
P/C故障

M/C故障
⑩

注：③の対策は、MSIV開時のみ有効

蓄電池機能喪失

注：④の対策は、ADS機能なしSR弁が対象⑧

注：⑤の対策は、直流125V A系負荷であるADS機能付きSR弁が対象
注：⑥の対策は、ADS機能なしSR弁D,E,K,Uの4個が対象

AC電源
喪失

注：⑧⑨⑩⑪の対策は、直流125V A系負荷であるADS機能付きSR弁及びADS機能なしSR弁が対象※7

図 1.3.1

機能喪失原因対策分析(1/2)

1.3-45

充電器盤故障

D/G機能
喪失

外部電源
喪失

凡例

SR弁 A（ADS機能付き）による減圧機能喪失：AND条件：フロントライン系の対応：OR条件：サポート系の対応

SR弁 D（ADS機能なし）による減圧機能喪失

⑥
SR弁 A
弁体故障

SR弁 A
ADS機能喪失

SR弁 A
逃がし弁機能喪失※1

フロントライン系

※2

SR弁 D
弁体故障

SR弁 D
逃がし弁機能喪失※2

フロントライン系

SR弁 D
逃がし弁用
駆動源喪失

SR弁 A
ADS機能用駆動源喪失
SR弁 A
ADS A系機能喪失

※4

SR弁 A
ADS B系機能喪失

※3 ①

④，⑤
ADS A系
作動回路
故障

SR弁 A
ADS A系
SV故障

※5
逃がし弁
作動回路
故障

SR弁 A
ADS B系
回路故障

駆動源喪失（DC電源）※6

駆動源喪失（DC電源）

※3

自動信号

※6
自動信号

SR弁 D
逃がし弁
SV故障

手動

図 1.3.1

機能喪失原因対策分析(2/2)

1.3-46

手動

②

凡例：

フロントライン系

サポート系

故障を想定

対応手段あり

故障要因5

故障要因6

故障要因7

故障要因8

フロントライン系，サポート系の整理，故障の想定・対応手段
故障想定機器

故障要因1

故障要因2

故障要因3

故障要因4

故障要因9

SR弁弁本体故障
ADS A系作動回路故 ADS A系自動信号
障ADS A系手動ADS A系電磁弁故障
主母線盤故障遮断器故障

ADS A系機能喪失

蓄電池機能喪失ADS A系駆動電源喪失（DC電源）直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失外部電源喪失ADS B系作動回路故 ADS B系自動信号
障
ADS B系手動

ADS機能喪失ADS B系電磁弁故障
主母線盤故障遮断器故障

ADS B系機能喪失

蓄電池機能喪失SR弁（ADS機能付き）
による減圧機能喪失

ADS B系駆動電源喪失（DC電源）充電器盤故障直流電源供給機能喪失充電器機能喪失P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失外部電源喪失アキュムレータ
SR弁による原子炉減
圧機能喪失

ADS機能用駆動源喪窒素ガスボンベ
HPIN（非常用）機能喪失（窒素ガス）
AC系
失配管
逃がし弁作動回路故 自動信号
障手動
逃がし弁電磁弁故障
主母線盤故障遮断器故障
逃がし弁機能喪失

蓄電池機能喪失
逃がし弁駆動電源喪失（DC電源）直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失アキュムレータ
逃がし弁用駆動源喪AC系
失（窒素ガス）HPIN（常用）機能喪失
配管
SR弁弁本体故障
逃がし弁作動回路故 自動信号
障手動
逃がし弁電磁弁故障

SR弁（ADS機能なし）
による減圧機能喪失 逃がし弁機能喪失

主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
逃がし弁駆動電源喪失（DC電源）直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失アキュムレータ

逃がし弁用駆動源喪AC系
失（窒素ガス）HPIN（常用）機能喪失
配管

※

本資料は，
「機能喪失原因対策分析」を基に，設計基準事故対処設備の機能が喪失に至る原因を順次右側へ展開している。すなわち，機器の機能が喪失することにより，当該機器の左側に記載される機能が喪失する関係にあることを示している。ただし，AND 条件，OR 条件については表現していないため，必要に応じて「機能喪失原因対策分析」
を確認することとする。

図 1.3.1

機能喪失原因対策分析(補足)1.3-47

図 1.3.2

EOP

原子炉制御「減圧冷却」対応フロー

1.3-48図 1.3.3

EOP

不測事態「急速減圧」対応フロー

1.3-49図 1.3.4

SOP「注水-1」対応フロー

1.3-50図 1.3.5 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 概要図
1.3-51

経過時間（時間）
10分

手順の項目

20分

30分 40分

50分

1

3

4

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁開放
35分

要員（数）

通信手段確保

中央制御室運転員 Ａ，Ｂ

22

通信手段確保

5

6

7

8

9

10

11

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁開放※ 8時間35分
AM用MCC7B受電

可搬計測器接続
電源切替
減圧確認
移動，系統構成

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

現場運転員 Ｃ，Ｄ

移動・回路構成

2

電源ケーブ ル接続前準備
AM直流125V充電器盤受電及び換気設備運転

減圧確認
移動，系統構成

現場運転員 Ｅ，Ｆ

備考

12

2

原子炉の減圧確認については、中央制御室又は原子炉建屋地下１階
計装ラック室（管理区域）にて確認が可能であるため、いずれかの計器で原子炉減圧を確認する。

電源車からの送電緊急時対策要員

6

電源ケーブ ル接続

※ガスタービン発電機及び電源車によるAM用MCC 7B受電の内、最長時間である6時間15分及びAM用充電器受電時間を2時間20分とし,8時間35分で継続供給可能である。

図 1.3.6

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

1.3-52

タイムチャート図 1.3.7 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 概要図
1.3-53

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁開放

要員（数）

50

60

55分

電源確認，通信手段確保

中央制御室運転員 Ａ，Ｂ

2

可搬計測器接続
減圧確認

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

現場運転員 Ｃ，Ｄ

移動、系統構成
減圧確認
移動、系統構成

現場運転員 Ｅ，Ｆ

図 1.3.82

可搬型蓄電池，ケーブ ル接続

2

減圧操作開始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

1.3-54

備考

70

原子炉の減圧確認については、中央制御室又は原
子炉建屋地下１階
計装ラック室（管理区域）にて確認が可能であるため、いずれかの計器で
原子炉減圧を確認する。

タイムチャート

操作手順

弁名称

③※1

高圧窒素ｶﾞｽ供給系重大事故時用窒素ｶﾞｽ供給弁後弁(A)③※2

高圧窒素ｶﾞｽ供給系重大事故時用窒素ｶﾞｽPCV第二隔離弁(A)③※3

高圧窒素ｶﾞｽ供給系重大事故時用窒素ｶﾞｽPCV第一隔離弁(A)④高圧窒素ｶﾞｽ供給系重大事故時用窒素ｶﾞｽ排気止め弁(A)⑦高圧窒素ｶﾞｽ供給系重大事故時用窒素ｶﾞｽ(A)供給弁

図 1.3.9 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 概要図

1.3-55

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

要員（数）

40

50

60

2

可搬計測器接続
減圧確認

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）開放移動

現場運転員 Ｃ，Ｄ

2

仮設ホース取り付け，系統構成
減圧確認
移動

現場運転員 Ｅ，Ｆ

図 1.3.10

備考

80

４０分 代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁開放
通信手段確保

中央制御室運転員 Ａ，Ｂ

70

2

原子炉の減圧確認については、中央制御室又は原子炉建屋地下１階
計装ラック室（管理区域）にて確認が可能であるため、いずれかの計器で原子炉減圧を確認する。

系統構成，減圧操作開始

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

1.3-56

タイムチャート図 1.3.11 高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保 概要図
1.3-57

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

備考

70

備考

ドライウェル入口圧力低警報 発生
20分
高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保

要員（数）

通信手段確保

高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保

中央制御室運転員 Ａ，Ｂ

2

現場運転員 Ｃ，Ｄ

2

窒素ガス供給確認

移動、ラ イ ン 切替

経過時間（分）
10

手順の項目

要員（数）

20

30

窒素ガスボンベ出口圧力低警報 発生

0

40

50

60

高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保
60分

移動、ボン ベ切替

高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保

現場運転員 Ｃ，Ｄ

2

現場運転員 Ｅ，Ｆ2

図 1.3.12

ボン ベ交換リークチェ ック

移動、ボン ベ切替
ボン ベ交換

高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保

1.3-58

タイムチャート図 1.3.13

EOP 原子炉制御「スクラム」におけるインターフェイス
システム LOCA 発生時の対応フロー

1.3-59図 1.3.14

EOP「原子炉建屋制御」におけるインターフェイスシステム LOCA 発生時の対応フロー

1.3-60経過時間（分）1020

経過時間（時）
30

2

3

5

4

6

7

インターフェイスシステムＬＯＣＡ事象発生
手順の項目

インターフェイスシステムＬＯＣＡ事象判断
原子炉減圧完了，S/Cプール水冷却開始
約240分 現場隔離 ※約15分以内 遠隔隔離要員（数）警報確認，パラ メータ確認，通信手段確保
手動スクラ ム並びに破断箇所特定及び遠隔隔離操作
ＳＧＴＳ起動並びに低圧注水系若しくは代替注水系起動
原子炉減圧

中央制御室運転員 Ａ，Ｂ

2

原子炉水位調整 隔離成功までL-1～L-1.5水位を 維持
原子炉水位 隔離成功後L-3～L-8水位を 維持

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

残留熱除去系（サプ レン ショ ン ・チェ ン バ・プ ール水冷却モード）
ＲＨＲ停止時冷却モード起動
R/A・T/A送・排風機起動
移動，保護具装着

現場運転員 Ｃ，Ｄ

2

現場運転員 Ｅ，Ｆ

2

移動，現場隔離操作

移動，保護具装着補助※ 破断の規模によっては，現場での隔離操作の所要時間は240分以内となる。

図 1.3.15 インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応 タイムチャート(中央制御室からの遠隔操作による破断箇所の隔離ができない場合)

1.3-618

備考

（１）フロントライン故障時の対応手段の選択
逃がし安全弁
背圧対策 ※【凡例】※ あらかじめ供給圧力を設定：プラント状態：操作、確認

自動減圧系機能喪失：判断：重大事故等対処設備

低圧注水系，低圧代替注水系（常設）又は代替注水系注水準備完了

No

復水器使用可能

原子炉水位低（Ｌ－１）到達１０分後＋残留熱除去系ポンプ運転（低圧注水モ ード）

Yes

優先②
逃がし安全弁
による原子炉減圧

優先①
タービンバイパス弁による原子炉減圧

優先③
代替自動減圧機能
による原子炉減圧（２）サポート系故障時の対応手段の選択(1/3)（２）サポート系故障時の対応手段の選択(2/3)

常設直流電源系統
喪失時の減圧

常設直流電源喪失による減圧機能喪失

No

常設代替直流電源
設備使用可能常設直流電源のみ喪失
No

逃がし安全弁用
可搬型蓄電池
使用可能

Yes

No

常設代替交流電源
設備使用可能

No

Yes

Yes

Yes

常設代替交流電源設備
による直流電源確保
・逃がし安全弁復旧

常設代替直流電源設備
による直流電源確保
・逃がし安全弁開放
逃がし安全弁用可搬型
蓄電池による電源確保
・逃がし安全弁開放

代替逃がし安全弁
駆動装置による
逃がし安全弁開放

可搬型直流電源
設備使用可能No

Yes

可搬型直流電源設備
による直流電源確保
・逃がし安全弁開放

可搬型直流電源設備
による直流電源確保
・逃がし安全弁復旧

直流給電車による直流電源確保・逃がし安全弁復旧（２）サポート系故障時の対応手段の選択(3/3)
作動用窒素ガス喪失による減圧機能喪失

高圧窒素ガスボンベ
による窒素ガス確保
・逃がし安全弁開放

図 1.3.16

重大事故等時の対応手段選択フローチャート

1.3-62可搬型代替交流電源設備
による直流電源確保
・逃がし安全弁復旧

添付資料 1.3.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(1/3)
技術的能力審査 基準（1.3）
【 本文 】
発 電用 原 子炉 設置 者 にお いて 、 原子 炉冷 却 材圧 力バ
ウ ンダ リ が高 圧の 状 態で あっ て 、設 計基 準 事故 対処設 備が 有 する 発電 用 原子 炉の 減 圧機 能が 喪 失し た場
合 にお い ても 炉心 の 著し い損 傷 及び 原子 炉 格納 容器の 破損 を 防止 する た め、 原子 炉 冷却 材圧 力 バウ ンダ
リ を減 圧 する ため に 必要 な手 順 等が 適切 に 整備 されて いる か 、又 は整 備 され る方 針 が適 切に 示 され てい
る こと 。

【 解釈 】
１ 「炉 心の 著 しい 損傷 」 を「 防止 す るた め、 原 子
炉 冷却 材 圧力 バウ ン ダリ を減 圧 する ため に 必要 な手
順 等」 と は、 以下 に 掲げ る措 置 又は これ ら と同 等以
上 の効 果 を有 する 措 置を 行う た めの 手順 等 をい う。

（ １） 可 搬型 重大 事 故防 止設 備ａ ）常 設 直流 電源 系 統喪 失時 に おい て、 減 圧用 の弁（ 逃が し 安全 弁（ BWR の 場合 ） 又は 、主 蒸 気逃 がし弁 及び 加 圧器 逃が し 弁（ PWR の 場合 ）） を 作動 させ
原 子炉 冷 却材 圧力 バ ウン ダリ の 減圧 操作 が 行え るよ
う 、手 順 等が 整備 さ れて いる こ と。

ｂ ）減 圧 用の 弁が 空 気作 動弁 で ある 場合 、 減圧 用の弁 を作 動 させ 原子 炉 冷却 材圧 力 バウ ンダ リ の減 圧操
作 が行 え るよ う可 搬 型コ ンプ レ ッサ ー又 は 窒素 ボン
ベ を整 備 する こと 。

ｃ ）減 圧 用の 弁が 作 動可 能な 環 境条 件を 明 確に する
こ と。

（ ２） 復 旧ａ ）常 設 直流 電源 喪 失時 にお い ても 、減 圧 用の 弁を
作 動さ せ 原子 炉冷 却 材圧 力バ ウ ンダ リの 減 圧操 作が行 える よ う、 代替 電 源に よる 復 旧手 順等 が 整備 されて いる こ と。
（ ３） 蒸 気発 生器 伝 熱管 破損 （ SGTR）
ａ ）SGTR 発 生 時に おい て 、破 損し た 蒸気 発生 器 を隔 離す る こと 。隔 離 でき ない 場 合、 加圧 器 逃が し弁を 作動 さ せる こと 等 によ り原 子 炉冷 却材 圧 力バ ウン
ダ リの 減 圧操 作が 行 える よう 、 手順 等が 整 備さ れてい るこ と 。（ PWR の 場合 ）（ ４） イ ンタ ーフ ェ イス シス テ ムLOCA（ ISLOCA）
ａ ）ISLOCA 発 生時 にお い て、 原子 炉 冷却 材圧 力 バ
ウ ンダ リ の損 傷箇 所 を隔 離す る こと 。隔 離 でき ない場 合、 原 子炉 を減 圧 し、 原子 炉 冷却 材の 漏 えい を抑制 する た めに 、逃 が し安 全弁 （ BWR の場 合 ）又 は主
蒸 気逃 が し弁 及び 加 圧器 逃が し 弁（ PWR の 場合 ）を
作 動さ せ るこ と等 に より 原子 炉 冷却 材圧 力 バウ ンダ
リ の減 圧 操作 が行 え るよ う、 手 順等 が整 備 され てい
る こと 。

番号

①

－

②

③

④

設置許可 基準規則（46条）

技 術基準規則（61条）【本 文 】
発電 用 原子 炉施 設 には 、原 子 炉冷 却材 圧力 バ ウ
ンダ リ が高 圧の 状 態で あっ て 、設 計基 準事 故 対
処設 備 が有 する 発 電用 原子 炉 の減 圧機 能が 喪 失した 場 合に おい て も炉 心の 著 しい 損傷 及び 原 子
炉格 納 容器 の破 損 を防 止す る ため 、原 子炉 冷 却
材圧 力 バウ ンダ リ を減 圧す る ため に必 要な 設 備を設 け なけ れば な らな い。

【 本 文】
発 電 用原 子炉 施 設に は、 原子 炉 冷却 材圧 力
バ ウ ンダ リが 高 圧の 状態 であ っ て、 設計 基
準 事 故対 処設 備 が有 する 発電 用 原子 炉の 減
圧 機 能が 喪失 し た場 合に おい て も炉 心の 著
し い 損傷 及び 原 子炉 格納 容器 の 破損 を防 止
す る ため 、原 子 炉冷 却材 圧力 バ ウン ダリ を
減 圧 する ため に 必要 な設 備を 施 設し なけ れ
ば な らな い。

【解 釈 】
１ 第 ４６ 条 に規 定す る 「炉 心の 著し い 損傷 」を「防 止 する ため 、 原子 炉冷 却 材圧 力バ ウン ダ リ
を減 圧 する ため に 必要 な設 備 」と は、 以下 に 掲
げる 措 置又 はこ れ らと 同等 以 上の 効果 を有 す る
措置 を 行う ため の 設備 をい う 。

【 解 釈】
１ 第６ １ 条に 規定 する 「 炉心 の著 し い損
傷 」 を「 防止 す るた め、 原子 炉 冷却 材圧 力
バ ウ ンダ リを 減 圧す るた めに 必 要な 設備 」と は 、以 下に 掲 げる 措置 又は こ れら と同 等
以 上 の効 果を 有 する 措置 を行 う ため の設 備を い う。

（１ ） ロジ ック の 追加ａ） 原 子炉 水位 低 かつ 低圧 注 水系 が利 用可 能 な状態 で 、逃 がし 安 全弁 を作 動 させ る減 圧自 動 化
ロジ ッ クを 設け る こと （BWR の場 合） 。

（ １ ）ロ ジッ ク の追 加ａ ） 原子 炉水 位 低か つ低 圧注 水 系が 利用 可
能 な 状態 で、 逃 がし 安全 弁を 作 動さ せる 減
圧 自 動化 ロジ ッ クを 設け るこ と （BWR の 場
合）。

（２ ） 可搬 型重 大 事故 防止 設 備ａ） 常 設直 流電 源 系統 喪失 時 にお いて も、 減 圧用の 弁 （逃 がし 安 全弁 （BWR の場 合） 又は 主 蒸
気逃 が し弁 及び 加 圧器 逃が し 弁（ PWR の場合） ） を作 動さ せ 原子 炉冷 却 材圧 力バ ウン ダ リの減 圧 操作 が行 え るよ う、 手 動設 備又 は可 搬 型
代替 直 流電 源設 備 を配 備す る こと 。

（ ２ ）可 搬型 重 大事 故防 止設 備ａ ） 常設 直流 電 源系 統喪 失時 に おい ても 、
減 圧 用の 弁（ 逃 がし 安全 弁（ BWR の 場合 ）又 は 主蒸 気逃 が し弁 及び 加圧 器 逃が し弁（ PWR の 場合 ） ）を 作動 させ 原 子炉 冷却 材
圧 力 バウ ンダ リ の減 圧操 作が 行 える よう 、
手 動 設備 又は 可 搬型 代替 直流 電 源設 備を 配
備 す るこ と。

ｂ） 減 圧用 の弁 が 空気 作動 弁 であ る場 合、 減 圧用の 弁 を作 動さ せ 原子 炉冷 却 材圧 力バ ウン ダ リの減 圧 操作 が行 え るよ う、 可 搬型 コン プレ ッ
サー 又 は窒 素ボ ン ベを 配備 す るこ と。

ｂ ） 減圧 用の 弁 が空 気作 動弁 で ある 場合 、
減 圧 用の 弁を 作 動さ せ原 子炉 冷 却材 圧力 バ
ウ ン ダリ の減 圧 操作 が行 える よ う、 可搬 型
コ ン プレ ッサ ー 又は 窒素 ボン ベ を配 備す る
こと。

ｃ） 減 圧用 の弁 は 、想 定さ れ る重 大事 故等 が 発
生し た 場合 の環 境 条件 にお い て確 実に 作動 す る
こと 。

ｃ ） 減圧 用の 弁 は、 想定 され る 重大 事故 等
が 発 生し た場 合 の環 境条 件に お いて 確実 に
作 動 する こと 。

⑤

－

⑥

1.3-63

番号

⑦

－

⑧

⑨

⑩

⑪

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(2/3)：重大事故等対処設備
重大事故等対 処設備を使用した 手段
審査基 準の要求に適合 するための手段
機能

機器名称

原
子
炉
減
圧
の
自
動
化

代替自動減圧ロ ジック（代替自動減圧 機能）
自動減圧系の起 動阻止
スイッチ
逃がし安全弁（ 自動減圧機能付きC,H,N,Tの4個）
主蒸気系配管・ クエン
チャ
自動減圧機能用 アキュ
ムレータ

)

逃
蓄
が
安電
し
全池
安
弁に
全
機よ
弁
能る
用
回逃
可
復が
搬
し
型

)

逃
の
が
背
し
圧
安
対
全
策
弁

既設
既設

既設

対 応 可能 な人 数
で 使用 可 能か

備考

①
⑦
⑧

－

－

－

－

－

－

1分

1名

自主対 策とする理由 は本文
参照

常設

40分

6名

自主対 策とする理由 は本文
参照

手
動
に
ビ
よ
ン
る
バ
原
イ
子
パ
炉
ス
減
弁
圧

タ ービンバイパス 弁

常設

タ ービン制御系

常設

タ

既設
既設
既設
新設
新設

可搬型代替交流 電源設
備新設

可搬型直流電源 設備新設

可搬型直流電源 設備

新設

AM用切替装置（ SRV）

新設

代替所内電気設 備

新設

常設代替直流電 源設備

新設
既設

①
⑦

①
②
⑦
⑨

既設
新設

既設
既設

－

高 圧窒素ガス供給 系（ 代替逃がし安全 弁駆
動 装置）

既設

既設

－

①
②
⑦
⑨

代
替
逃
が
し
安
全
弁
駆
動
装
置
に
よ
る
減
圧

逃 がし安全弁（自 動減圧 機能なしD,E,K,Uの4個）
主 蒸気系配管・ク エン
チャ

－

－

高圧窒素ガスボ ンベ
高圧窒素ガス供 給系配管・弁自動減圧機能用 アキュ
ムレータ
逃がし弁機能用 アキュ
ムレータ

既設
新設
既設
既設

①
③
⑦
⑩

－

－

－

－

－

－

①
④
⑦
⑪

－

－

－

－

－

－

既設

高圧窒素ガスボ ンベ

既設新設

高圧窒素ガス供 給系配
管・弁

既設

主蒸気系配管・ 弁

既設※1：手順は「1.14

必要 時間 内 に使 用 可能 か

既設

常設代替交流電 源設備

－

常設
可搬

既設

逃がし安全弁

(

系高
る
圧
窒
非窒
素
常素
ガ
用ガ
ス
ス
確
に供
保
よ給

機器名称

既設
新設

既設

逃がし安全弁（ 自動減圧機能なし）
主蒸気系配管・ クエン
チャ
逃がし弁機能用 アキュ
ムレータ
逃がし安全弁用 可搬型
蓄電池
逃がし安全弁（ 自動減圧機能付き）
主蒸気系配管・ クエン
チャ
自動減圧機能用 アキュ
ムレータ

機能

)

可
逃搬
が型
し直
安流
全電
弁源
機設
能備
回に
復よ
る

解釈
対応番号

新設

非常用交流電源 設備

主蒸気系配管・ クエン
チャ
逃がし弁機能用 アキュ
ムレータ
自動減圧機能用 アキュ
ムレータ
所内蓄電式直流 電源設
備

自主対策

( ー

(

手
動
逃に
がよ
しる
安原
全子
弁炉
減
圧

既設
新設

：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.3-64

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(3/3)：重大事故等対処設備
重大事故等対 処設備を使用した 手段
審査基 準の要求に適合 するための手段
機能

機器名称

代
設
可搬型直流電源 設備
替
備
復
直
に
旧
流
よ
‐
電
る
源
代
設
常設代替交流電 源設備替
備
復
交 可搬型代替交流 電源設
に
旧
流 備
よ
電
る
－
源
格高
接納圧
加容溶
熱器融
の雰物
防囲放
止気出
直／
バ原
ウ子
ン炉
ダ冷
リ却
の材
減圧
圧力
漏
原
え
子
い
炉
箇
冷
所
却
の
材
隔
の
離

逃がし安全弁

逃がし安全弁

解釈
対応番号

機能

①
⑤
⑦

に直
よ流
る給
復電
旧車

①
⑤
⑦

新設

‐

機器名称

常設
可搬

直 流給電車及び可 搬型
代 替交流電源設備

可搬

必要 時間 内 に使 用 可能 か

対 応 可能 な人 数
で 使用 可 能か

12時間
※1

6名
※1

自主対 策とする理由 は本文
参照

備考

－

－

－

－

－

－

－

－

①
⑦

－

－

－

－

－

－

①
⑥
⑦

バ原
ウ子
ン炉
ダ冷
リ却
の材
減圧
圧力

1分

1名

自主対 策とする理由 は本文
参照

－

－

ー

新設
新設
－

既設
既設
既設
既設

主蒸気系配管・ クエン
チャ
逃がし弁機能用 アキュ
ムレータ
自動減圧機能用 アキュ
ムレータ
高圧炉心注水系 注入隔
離弁※1：手順は「1.14

自主対策

既設

主蒸気系配管・ クエン
チャ
逃がし弁機能用 アキュ
ムレータ
自動減圧機能用 アキュ
ムレータ

－

既設
新設

：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

既設
既設
既設

タ ービンバイパス 弁

常設

タ ービン制御系

常設

－

－

－

－

既設

－

①
⑥
⑦

－

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.3-65

添付資料 1.3.2
GTG

GTG

※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

第二ガスタービン発電機

予備

【凡例】

第一ガスタービン発電機

GTG

GTG

：ガスタービン発電機

D/G：非常用ディーゼル発電機

GTG
予備

：遮断器
：断路器

緊急用高圧母線

大湊側緊急用高圧母線：配線用遮断器

緊急用断路器
：接続装置
M

6号炉

7号炉

D/G
(6A)

緊急用
電源切替箱
接続装置6A

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

動力
変圧器

D/G

M/C 6D
電源
車

AM用
動力変圧器

動力
変圧器

AM用MCC 6B
代替所内
電気設備

M

電源
車

動力
変圧器

電源
車

MCC 7C系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

AM用
動力変圧器

AM用直流
125V充電器

図1

動力
変圧器
P/C 7D-1

AM用MCC 7B
代替所内
電気設備

M

MCC 7D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

AM用切替盤M

M

AM用直流
125V充電器

M

対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号及び 7 号炉 交流電源)

1.3-66D/G：非常用ディーゼル発電機

M/C：メタルクラッド開閉装置

P/C：パワーセンタ

MCC：モータ・コントロール
・センタ

(7B)

M/C 7D

AM用切替盤M

D/G

P/C 7C-1

MCC 6D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

M/C 7CP/C 6D-1

MCC 6C系

【略語】

緊急用
電源切替箱
接続装置7A(7A)(6B)

P/C 6C-1

非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

緊急用
電源切替箱
断路器

D/G

M/C 6C
電源
車

：切替装置

号炉間電力
融通ケーブル

緊急用
電源切替箱
断路器

：電動切替装置

図 2 対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号炉 交流電源)

1.3-67

図 3 対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号炉 直流電源)

1.3-68

第二ガスタービン発電機（緊急用高圧母線経由）

第一ガスタービン発電機（緊急用断路器経由）

第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用高圧母線経由）
号炉間電力融通（６号炉緊急用電源切替箱断路器へ）

緊急用電源切替箱
断路器
【凡例】
緊急用
電源切替箱
接続装置7A

D/G：非常用ディーゼル発電機

D/G

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

：遮断器

D/G

：断路器

(7B)

(7A)
M/C 7CM/C 7D：配線用遮断器

M/C 7E

：接続装置
M

電源
車

電源
車

：電動切替装置：動力変圧器【略語】
P/C 7D-1

P/C 7C-1

P/C 7E-1

D/G ：非常用ディーゼル発電機
M/C ：メタルクラッド開閉装置

MCC
7C-1-4MCC
7C-1-6MCC
7C-1-7AM用MCC 7B

MCC
7D-1-4MCC
7D-1-7MCC
7E-1-3直流１２５Ｖ充電器７Ｃ

直流１２５Ｖ充電器７Ａ ２―

直流１２５Ｖ充電器７Ｂ

ＡＭ用直流１２５Ｖ充電器

直流１２５Ｖ充電器７Ａ ２―

直流１２５Ｖ充電器７Ａ

ＡＭ用直流１２５Ｖ充電器

図4

M

対応手段として選定した設備の電源構成図(7 号炉 交流電源)

1.3-69P/C ：パワーセンタ
MCC ：モータ・コントロール・センタ

図 5 対応手段として選定した設備の電源構成図(7 号炉 直流電源)

1.3-70添付資料 1.3.3-1
重大事故対策の成立性
1.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
a.操作概要常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した
場合，常設代替直流電源設備により逃がし安全弁の駆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，原子炉の減圧を実施する。その後，常設代替直流電源設備の枯渇により逃がし安全弁の駆動電源喪失を防止するため，可搬型直流電源設備により逃がし安全弁の駆動に必要な直流電源を継続的に供給する。
b.作業場所
原子炉建屋
原子炉建屋

地上 4 階，地下 1 階(非管理区域)
地下 1 階(管理区域)

c.必要要員数および操作時間
常設代替直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放に必
要な要員数(6 名)，所要時間(35 分)のうち，現場での系統構成，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)開放及び現場での減圧状
況確認に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。また，常設代替直流電源
設備の枯渇により逃がし安全弁の駆動電源喪失を防止するため，可搬型直流
電源設備により逃がし安全弁の駆動に必要な直流電源を継続的に供給する。
（可搬型直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。）
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:35 分(実績時間：28 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋
内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッド
ライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。管理区域においては汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
1.3-71

移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音声
呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

減圧確認(現場）

系統構成

1.3-72

添付資料 1.3.3-2
2．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
a.操作概要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)の機
能を回復させて逃がし安全弁(自動減圧機能付き)を開放する。
b.作業場所
原子炉建屋
原子炉建屋

地上 4 階，地下 1 階(非管理区域)
地下 1 階(管理区域)

c.必要要員数および操作時間
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)開放に必要な要員数(6 名)，所要時間(55 分)のうち，現場での系統構成，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)開放及び現場での減圧状況確認に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:55 分(実績時間:44 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋
内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッド
ライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。管理区域においては汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
逃がし安全弁用可搬型蓄電池接続においても，通常の端子操作であり，容易に接続が可能である。

1.3-73

操作に必要な資機材(逃がし安全弁用可搬型蓄電池，仮設ケーブ
ル)は原子炉減圧操作場所近傍に配備している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音声
呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連
絡する。

系統構成

減圧確認(現場）

逃がし安全弁用可搬型蓄電池運搬

1.3-74

逃がし安全弁用可搬型蓄電池接続

添付資料 1.3.3-3
3.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
a.操作概要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，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)を開放する。
b.作業場所
原子炉建屋
原子炉建屋

地下 1 階(非管理区域)
地上 1 階，地下 1 階(管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
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
に必要な要員数(6 名)，所要時間(40 分)のうち，現場での系統構成，減圧操作，減圧確認に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:40 分(実績時間：38 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋
内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッド
ライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。管理区域においては汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
操作に必要な資機材(仮設ホース，ガスケット)は系統構成操作
場所近傍に配備している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音声
1.3-75

呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連
絡する。

仮設ホース

仮設ホース接続

1.3-76

添付資料 1.3.3-4
4.高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保(1)高圧窒素ガスボンベによる窒素ガス供給のためのライン切替え
a.操作概要高圧窒素ガス供給系ドライウェル入口圧力低警報が発生し，逃がし安全弁の駆動源を確保する必要がある場合において，電動弁の電源が確保できず中央制御室の操作スイッチにて窒素ガスの供給ラインを高圧窒素ガス
ボンベ側へ切り替えることができない場合，現場での弁の手動操作にて窒素ガスの供給ラインを切り替える。
b.作業場所
原子炉建屋

地上 4 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保に必要な要員数(4名)，所要時間(20 分)のうち，高圧窒素ガスボンベによる供給のためのラ
イン切替えに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:20 分(実績時間:13 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

1.3-77

(2)高圧窒素ガスボンベ(待機側)への切替え及び使用済み高圧窒素ガスボンベの交換
a.操作概要原子炉減圧操作中及び減圧完了後の逃がし安全弁開保持期間中に，逃がし安全弁作動用の高圧窒素ガス供給系(非常用)出口のボンベ圧力低警報が発生した場合，高圧窒素ガスボンベ(待機側)への切替えと使用済みボン
ベの交換を実施する。
b.作業場所
原子炉建屋

地上 4 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保に必要な要員数(4名)，所要時間(60 分)のうち，高圧窒素ガスボンベ(待機側)への切替え，使用済み高圧窒素ガスボンベの交換操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:60 分(実績時間:59 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常のボンベ切替え･交換操作であり，容易に実施可能である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

1.3-78

窒素ガスボンベ交換

窒素ガスボンベ運搬

1.3-79

添付資料 1.3.3-5
5.インターフェイスシステム LOCA 発生時の漏えい停止操作(高圧炉心注水系の場合)
a.操作概要
インターフェイスシステムLOCA発生時は，原子炉格納容器外への漏えいを停止するための破断箇所の隔離が必要となる。破断箇所の発見又は隔離ができない場合は，逃がし安全弁及びタービンバイパス弁により原子炉を減圧し，原子炉建屋への原子炉冷却材漏えいを抑制する。その後は原子炉を冷温停止状態に移行させ，破断箇所の隔離操作を行う。
b.作業場所
原子炉建屋

地上 1 階(管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
インターフェイスシステム LOCA 発生時の高圧炉心注水系からの漏えい停止操作に必要な要員数(6 名)，所要時間(240 分)のうち移動，保護具装着，
原子炉建屋内隔離操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:90 分(実績時間:60 分)
d.操作の成立性について
作業環境:現場環境(温度･湿度･圧力)が改善された状態での操作であり，酸素呼吸器及び耐熱服を確実に装着することにより事故環境下においても作業可能である。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト･懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音声
呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

1.3-80現場手動弁隔離操作(保護具着用）

酸素呼吸器

耐熱服

保護具装着状態

1.3-81

添付資料 1.3.4
インターフェイスシステム LOCA 時の概要図
非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽

Gen

※3

軽油タンク

外部電源

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
開固着

※2
※1
※3

※1
誤開放

原子炉圧力容器C

高圧代替注水系ポンプ
高圧炉心注水系ポンプ
破断箇所

※2

B
高圧炉心注水系ポンプ

※4

図 1

原子炉隔離時冷却系ポンプ

AC

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※4

格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)時の重大事故等対策の概要図(1/3) (原子炉急速減圧及び原子炉注水)

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽
軽油タンク

外部電源

Gen

※3
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
開固着

※2
※1
※3

※1
誤開放

C

原子炉圧力容器
高圧代替注水系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ
破断箇所

※2

B

※4

図 2

高圧炉心注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

AC

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※4

格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)時の重大事故等対策の概要図(2/3) (原子炉注水及び原子炉格納容器除熱)

1.3-82非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽
隔離操作弁

外部電源

Gen

逃がし安全弁開固着

主タービン系へ

給水系
より

軽油タンク

原子炉圧力容器

破断箇所

B
高圧炉心注水系ポンプ

CC

高圧炉心注水系ポンプ

A

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 3

格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)時の重大事故等対策の概要図(3/3) (原子炉注水，原子炉格納容器除熱及び原子炉冷却)1.3-83

添付資料 1.3.5
インターフェイスシステム LOCA 発生時の破断面積及び現場環境等について
インターフェイスシステム LOCA 発生時の破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，インターフェイスシステム LOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系の吸込配管としている。ここでは，低圧設計部となっている配管及び弁，計装設備の耐圧バウンダリとなる箇所に対して，各構造の実耐力を踏まえた評価を行い，破断面積の評価及びインターフェイスシステム LOCA 発
生時の現場環境への影響について評価する。
(1)インターフェイスシステム LOCA における破断面積の設定
高圧炉心注水系の電動弁開閉試験にて，原子炉注入逆止弁が故障により開固
着し，原子炉注入電動弁が誤操作又は誤動作した場合，高圧炉心注水系の低圧設計のポンプ吸込配管の過圧を想定しても，その漏えい面積は 1cm2 を超えることはない。
そこで，インターフェイスシステム LOCA における破断面積は，保守的な想定とはなるがフランジ部の漏えい面積として保守的に 10cm2 を想定することとする。
(2)現場の想定
・評価の想定と事故進展解析
ここでは，破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境（原子炉建屋内）に着眼し評価を行った。評価条件を表 1 に示す。また，評価に使用する原子炉建屋のノード分割モデルを図 1 に示す。
事象進展解析（MAAP）の実施に際して主要な仮定を以下に示す。
前提条件：事象発生と同時に外部電源喪失し原子炉スクラム，
インターフェイスシステム LOCA 時破断面積 10cm2，
健全側高圧炉心注水系による注入
事象進展：弁誤開又はサーベイランス時における全開誤操作（連続開）（この時内側テスタブルチェッキも同時に機能喪失（全開））・状況判断の開始（弁の開閉状態確認，HPCF 室漏えい検出，ポン
プ吐出圧力，エリアモニタ指示値上昇）
原子炉水位 L2 到達：原子炉隔離時冷却系の自動起動
事象発生約 15 分後：急速減圧
原子炉水位 L1.5 到達：高圧炉心注水系の自動起動
事象発生約 4 時間後：インターフェイスシステム LOCA 発生箇所隔離1.3-84

・評価の結果○温度・湿度・圧力の想定
主要なパラメータの時間変化を図 2 から図 4 に示す。
原子炉建物内の温度は，事象発生直後は上昇するものの 15 分後に原子炉減圧した後は低下する。また，弁隔離操作のためにアクセスする弁室の温度も同様に，原子炉減圧操作後に低下した後，約 38℃程度で推移する。湿度については破断箇所からの漏えいが継続するため高い値で維持されるものの，原子炉減圧及び破断箇所隔離操作を実施することで，事象発生約 4 時間以降低下す
る傾向にある。圧力については破断直後に上昇するもののブローアウトパネルが開放され，その後は大気圧相当となる。
○冷却材漏えいによる影響
破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム LOCA に伴う原子炉建屋内への原子炉内及び復水貯蔵槽からの漏えい量は，原子炉圧力容器及び復水貯蔵槽からの流出量を考慮しても最大で約 200m3/h であり，高圧炉心注入ポンプ吸込弁
または復水貯蔵槽側吸込弁の閉止や原子炉水位を漏えい配管の高さ付近で維持することでさらに漏えい量を少なくすることができる。
破断した系統の区分と他区分の非常用炉心冷却系が機能喪失に至る約2,000m3（浸水高さ約 3m）に到達するには 10 時間以上の十分な時間余裕がある。
○現場の線量率の想定について・評価の想定原子炉格納容器バウンダリが喪失することで，原子炉圧力容器から直接的に
放射性物質が原子炉建屋原子炉区域内に放出される。
漏えいした冷却材中から気相へと移行される放射性物質及び燃料から追加放出される放射性物質が原子炉建屋から漏えいしないという条件で現場の線量率について評価した。
評価上考慮する核種は現行許認可と同じものを想定し（詳細は表 2，3 参照），
全希ガス漏えい率（f 値）については，近年の運転実績データの最大値である
3.7×108Bq/s を採用して評価する。なお，現行許認可ベースの f 値はこの値にさらに一桁余裕を見た 10 倍の値である。これに伴い，原子炉建屋内へ放出される放射性物質量は，許認可評価の MSLBA（主蒸気管破断事故）時に追加放出される放射性物質量の 1/10 となる。なお，冷却材中に存在する放射性物質量は，追加放出量の数％程度であり大きな影響はない。また，現場作業の被ばくにおいては，放射線防護具（酸素呼吸器等）を装備することにより内部被ばくの影響が無視できるため，外部被ばくのみを対象とした。

1.3-85

・評価の方法
原子炉建屋内の空間線量率は，以下のサブマージョンモデルにより計算する。
D = 6.2 × 10

ここで，D

6.2 × 10
/

R

∙

/

∙

∙

∙

∙ 3600：放射線量率（Gy/h）：サブマージョンモデルによる換算係数

∙

∙

∙

∙

：原子炉区域内放射能量（Bq：γ 線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
：原子炉区域内気相部容積（86,000m3）：γ線エネルギ（0.5MeV/dis）：空気に対する γ 線のエネルギ吸収係数（3.9×10-3/m）：評価対象部屋の空間容積と等価な半球の半径（m）：評価対象エリア（原子炉建屋地上 1 階）の容積（2,500m3）
R=

∙

∙

・評価の結果評価結果を図 5 に示す。外部被ばくは最大でも約 15mSv/h 程度であり，時間減衰によってその線量率も低下するため，線量率の上昇が現場操作や期待している機器の機能維持を妨げることはない。
なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質の一部がブローア
ウトパネルを通じて環境へ放出されるが，中央制御室換気空調系の換気口の位置はプルームの広がりを取り込みにくい箇所にあり，中央制御室内に放射性物質を大量に取り込むことはないと考えられる（図 6）。さらに，これらの事故時においては原子炉区域排気放射能高の信号により中央制御室換気空調
系が非常時運転モード（循環運転）となるため，中操にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。
(3)現場の隔離操作
現場での高圧炉心注水隔離弁の隔離操作が必要となった場合，運転員は床漏えい検知器やサンプポンプの起動頻度増加などにより現場状態を把握するとともに，換気空調系による換気や破断からの蒸気の漏えいの低減（原子炉減圧や原子炉停止時冷却（実施可能な際において））等を行うことで現場環境の改善を行う。
現場の温度は 3 時間程度で約 38℃程度まで低下することから，酸素呼吸器

1.3-86

及び耐熱服等の防護装備の着用を実施することで現場での隔離操作は実施可能である。
(4)まとめ(2)，(3)で示した評価結果より，破断面積 10cm2 のインターフェイスシステ
ム LOCA 発生による現場の温度上昇は小さく（3 時間程度で約 38℃程度）,また，現場線量率についても 15mSv/h 以下であることから現場操作の妨げとならず，また設備の機能も維持される。
したがって，炉心損傷防止対策として期待している原子炉隔離時冷却系による炉心冷却，残留熱除去系による原子炉格納容器除熱等の機能も維持可能である。

1.3-87

表1

破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム LOCA 時における温度・湿度・圧力の評価条件

項目

内容

外部電源

外部電源なし漏えい箇所

高圧炉心注水（B）ポンプ室

漏えい面積

高圧炉心冷却系配管：10cm2（1.0×10-3m2）

圧力応答評価に基づき評価された漏えい面積に十分に余裕をとった値

原子炉水位 L2 到達時点で，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始

インターロック設定値

事象発生 15 分後に手動減圧（逃がし安全弁
8 個）
事故シナリオ

根拠
外部電源なしの場合は給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから設定
漏えいを想定した高圧炉心注水系の低圧設計部（計装設備やフランジ部等）の設置場所

中央制御室における破断箇所の隔離操
作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮して事象発生 15 分後を設定
漏えい量低減のために実施する操作を想定
減圧実施によるサプレッション・チェ
ンバのプール水の温度上昇を抑えるた
めの操作を想定
運転員の現場移動時間及び操作時間等を踏まえて設定

原子炉建屋への流出経路条
件
評価コード

水位回復後は崩壊熱除去相当の注水を実施
し破断配管の高さにて水位制御
サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード運転は急速減圧後に実施（事象発生
20 分後）
事象発生約 4 時間後にインターフェイスシ
ステム LOCA 発生箇所隔離
原子炉格納容器及び原子炉建屋からの漏え
いなし
MAAP 4

原子炉建屋モデル

分割モデル

現実的な伝搬経路を想定

原子炉建屋壁からの放熱

考慮しない

保守的に考慮しない

原子炉スクラム

事象発生とともにスクラム

主蒸気隔離弁

原子炉水位 L1.5 にて自動閉

高圧炉心注水系の水源

復水貯蔵槽
0～12 時間：50℃
12～24 時間：45℃
24 時間以降：40℃

高圧炉心注水系設計条件

3.4kPa[gage]

ブローアウトパネル設定値

復水貯蔵槽の水温
ブローアウトパネル
開放圧力

表2

保守的に考慮しない－

事象発生とともに外部電源喪失し，原子炉スクラムすることを想定
インターロック設定値

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

評価条件（f 値，追加放出量）

項目

評価ケース

現行許認可ベース（参考）

f値

3.7×108Bq/s（現行許認可の 1/10）

3.7×109Bq/s

追加放出量（Bq）（γ 線 0.5MeV 換算値）

2.28×1014

2.28×1015

1.3-88

表3
核種
I-131
I-132
I-133
I-134
I-135
Br-83
Br-84
Mo-99
Tc-99mハロゲン等
合計
Kr-83m
Kr-85m
Kr-85
Kr-87
Kr-88
Xe-131m
Xe-133m
Xe-133
Xe-135m
Xe-135
Xe-138
希ガス
合計
ハロゲン等
＋希ガス

収率
（%）
2.84
4.21
6.77
7.61
6.41
0.53
0.97
6.13
5.40

崩壊定数
（d-1）
8.60E-02
7.30
8.00E-01
1.90E+01
2.52
6.96
3.14E+01
2.49E-01
2.76－

インターフェイスシステム LOCA 時の追加放出量
γ 線実効エネルギ
（MeV）
0.381
2.253
0.608
2.75
1.645
0.0075
1.742
0.16
0.13

3.70E+12
5.48E+12
8.82E+12
9.91E+12
8.35E+12
6.90E+11
1.26E+12
7.99E+12
7.04E+12

追加放出量（Bq）（γ 線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
2.82E+12
2.47E+13
1.07E+13
5.45E+13
2.75E+13
1.04E+10
4.40E+12
2.56E+12
1.83E+12－

5.32E+13

1.29E+14

追加放出量（Bq）

0.53
1.31
0.29
2.54
3.58
0.04
0.19
6.77
1.06
6.63
6.28

9.09
3.71
1.77E-04
1.31E+01
5.94
5.82E-02
3.08E-01
1.31E-01
6.38E+01
1.83
7.04E+01

0.00250.159
0.0022
0.793
1.95
0.02
0.042
0.045
0.432
0.25
1.183

1.38E+12
3.41E+12
2.25E+11
6.62E+12
9.33E+12
1.04E+11
4.95E+11
1.76E+13
2.76E+12
1.73E+13
1.64E+13

6.90E+09
1.09E+12
9.91E+08
1.05E+13
3.64E+13
4.17E+09
4.16E+10
1.59E+12
2.39E+12
8.64E+12
3.87E+13－－－

7.56E+13

9.93E+13－－－

1.29E+14

2.28E+14

1.3-89図1

インターフェイスシステムLOCAにおける原子炉建屋ノード分割モデル

1.3-90原子炉棟その他
弁室(B)
HPCF(B)ポンプ室

原子炉急速減圧（15 分後）により原
子炉圧力容器内から原子炉建屋への漏えいする蒸気量は低下する

図2

原子炉建屋内の温度の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

原子炉急速減圧や破断位置以下での水位調整により，蒸気等の溢水量を低減させる。また，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）により，格納容器圧力の上昇を抑制することで原
子炉圧力容器内から発生した蒸気の多く
はサプレッション・チェンバへと移行するため，さらに現場の環境が改善される。

図3

原子炉棟その他弁室(B)
HPCF(B)ポンプ室

原子炉建屋内の湿度の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

1.3-91

原子炉棟その他
弁室(B)
HPCF(B)ポンプ室

破断発生に伴う原子炉建屋内の圧力上昇はブローアウトパネルの開放により緩和されるため,原子炉建屋内の圧力はほぼ大気圧程度で維持される

原子炉建屋内の圧力の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

原子炉建屋内空間線量率 （mSv/h)

図410

原子炉建屋内立入り開始時間（h)図5

原子炉建屋内立入り開始時間と線量率の関係（インターフェイス
システム LOCA）
1.3-92

(a)平面図(b)断面図図6

原子炉建屋／中央制御室の配置と換気口・ブローアウトパネルの位置関係（インターフェイスシステム LOCA）

1.3-93

添付資料 1.3.6
インターフェイスシステム LOCA 発生時の検知手段について(1)インターフェイスシステム LOCA 発生時の判断方法について
表 1 にインターフェイスシステム LOCA と原子炉格納容器内での LOCA が発生した場合のパラメータ比較を示す。インターフェイスシステム LOCA と原子炉格納容器内での LOCA は，どちらも原子炉冷却材の漏えい事象であるが，漏えい箇所が原子炉格納容器の内側か外側かという点で異なる。このため，原子
炉圧力，原子炉水位といった原子炉冷却材一次バウンダリ内のパラメータは同様の挙動を示すが，エリアモニタや格納容器圧力といった原子炉格納容器内外のパラメータに相違が表れるので，容易にインターフェイスシステム LOCA と判別することができる。
表1

インターフェイスシステム LOCA と原子炉格納容器内での LOCA 発生時のパラメータ比較
各パラメータISLOCA

原子炉格納容器内
での LOCA
原子炉圧力容器

原子炉水位

変動※

変動※

パラメータ

原子炉圧力

変動※

変動※

格納容器圧力変化なし

上昇

格納容器温度

変化なし

上昇

D/W サンプ液位

変化なし

上昇

高圧炉心注水系系統圧力

低下

変化なし

原子炉建屋サンプポンプ運転回数

増加※

変化なし

原子炉建屋放射線モニタ

上昇

変動なし

原子炉格納容器パラメータ

原子炉格納容器外
パラメータ※漏えい量により変動しない場合がある

1.3-94

(2) イ ン タ ー フ ェ イス シ ス テ ム LOCA 発 生 時 の 漏 え い 場 所 (エ リ ア ) の 特 定
方法についてインターフェイスシステム LOCA 発生時は，高圧炉心注水系は図 1 に示すとおり，各部屋が分離されており，床漏えい検出器及び火災報知器による漏えい場所(エリア)の特定が可能である。また，監視カメラの情報も漏えい場所(エリア)特定の参考とすることが可能である。

図 1 高圧炉心注水系関連の機器が設置されている部屋の概要図1.3-95

添付資料 1.3.7
低圧代替注水系（常設）のポンプ 1 台又は代替注水系１系注水準備完了にて原子炉を急速減圧する条件及び理由について
原子炉を急速減圧する際は，低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台又は代替注
水系 2 系による原子炉への注水準備完了を基本とするが，以下のケースにおいては原子炉への注水準備が完了している系統が低圧代替注水系（常設）のポンプ
1 台又は代替注水系１系のみであっても原子炉の急速減圧操作を実施する。
なお，注水設備については，低圧代替注水系（常設）の場合，起動しているポンプの台数を基準としているが，代替注水系の場合，低圧代替注水系（常設）と比較して信頼性の点で劣ることから注水可能な系統数を基準としている。
（1）原子炉水位が規定値に到達した場合【判断基準】
高圧注水系の不調等により原子炉水位が規定値（レベル 1）まで低下した場
合は，炉心損傷の防止又は著しい炉心損傷の抑制を目的として，原子炉への注水準備が完了している系統が低圧代替注水系（常設）のポンプ 1 台又は代替注
水系１系のみであっても急速減圧操作を実施する。
【理由】
有効性評価においては，給水系及び復水系の全喪失，並びに高圧及び低圧注
水機能の喪失により原子炉水位が低下した場合において，原子炉水位が規定値（レベル 1）に到達した段階で急速減圧を実施しているが，急速減圧に先立ち，注水可能な設備として低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台が準備できた場合を想定している。
この場合，低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台で原子炉への注水を開始す
ることにより，炉心損傷を防止できることが確認されている。
一方，急速減圧に先立ち，注水可能な設備として低圧代替注水系（常設）のポンプ 1 台のみが準備できた場合や低圧代替注水系（常設）以外の代替注水系の 1 系のみが準備できた場合において，原子炉水位が規定値（レベル 1）に到達した段階で急速減圧を実施した場合，炉心損傷の防止はできないが，著しい炉心損傷の抑制が期待できる。
特に原子炉停止からの経過時間が長くなるほど，崩壊熱が小さく，原子炉水位を維持するために必要となる注水量が少なくなることから，著しい炉心損傷の抑制効果は大きい。
（2）原子炉格納容器パラメータが規定値に到達した場合
1.3-96

・S/C 圧力制限に到達した場合【判断基準】
S/C 圧力が設計限界圧力（310kPa[gage]）に接近した場合は，原子炉への注水準備が完了している系統が低圧代替注水系（常設）のポンプ 1 台又は代替注
水系１系のみであっても急速減圧操作を実施する。
【理由】
LOCA 時においても，ブローダウン経路が健全であれば，原子炉エネルギ（蒸気）はベント管を介して直接 S/P へ放出され，そのエネルギは S/P で凝縮されることにより S/C 圧力制限値（180kPa[gage]）以下に収まる設計であるが，真空破壊弁等にバイパスリークが生じている場合は，エネルギが S/P で凝縮されずに格納容器内へ直接放出されるため，格納容器圧力が S/C 圧力制限値以上に上昇する。これにより格納容器圧力が上昇し，S/C 圧力が設計限界圧力（310kPa[gage]）を超えた場合，格納容器が損傷するおそれがある。
したがって，急速減圧操作を実施することで，SRV を通してエネルギを直接S/P へ導き， S/P でそのエネルギを凝縮させることにより，S/C 圧力の上昇を抑制する。
・格納容器空間部温度制限に到達した場合【判断基準】
格納容器空間部温度が制限（171℃）に接近した場合は，格納容器の損傷を防止することを目的として，原子炉への注水準備が完了している系統が低圧代
替注水系（常設）のポンプ 1 台又は代替注水系１系のみであっても急速減圧操作を実施する。
【理由】
LOCA が発生すると，原子炉エネルギ（高温水，蒸気）が原子炉圧力容器から格納容器内へ放出され，格納容器空間部温度が高温となる。格納容器空間部温度が高温となった場合，D/W スプレイ操作等にて格納容器の減圧及び温度上昇の抑制を試みるが，それでもなお格納容器空間部温度が設計温度（171℃)を超えた場合，格納容器が損傷するおそれがある。
したがって，急速減圧操作を実施することで，SRV を通して原子炉エネルギ
を直接 S/P へ導き，S/P でそのエネルギを凝縮させることにより，格納容器空間部温度の上昇を抑制するとともに，原子炉へ注水を促し，炉心の冷却を行う。

1.3-97

添付資料 1.3.8-1
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順
1.3.2.1 フロントライ (1)代替減圧
ン系故障時の対応手順

判断基準記載内容
a.手動による原子炉減圧 復水器が使用可能
タービンバイパス弁の開操作が可能
復水器が使用不可能

逃がし安全弁の開操作が可能

1.3.2.2 サポート系故 (1)常設直流電源系統喪 a.可搬型直流電源設備に 逃がし安全弁(自動減圧機能なし)作動用の窒素ガスが障時の対応手順
失時の減圧
よる逃がし安全弁(自動 確保されている場合
減圧機能なし)開放b.逃がし安全弁用可搬型 逃がし安全弁(自動減圧機能付き)作動用の窒素ガスが蓄電池による逃がし安全 確保されている場合
弁(自動減圧機能付き)開放
c.代替逃がし安全弁駆動 逃がし安全弁(自動減圧機能なし)作動用の窒素ガスが装置による逃がし安全弁 確保されている場合(自動減圧機能なし)開放(2)逃がし安全弁作動窒 a.高圧窒素ガスボンベに 高圧窒素ガス供給系ドライウェル入口圧力低警報が発
素ガス喪失時の減圧
よる逃がし安全弁駆動源 生した場合確保
高圧窒素ガス供給系窒素ガスボンベ出口圧力低警報が発生した場合1.3-98解釈
復水器真空度がMSIV閉設定値(復水器器内圧力にて)以下に維持可能な状態
タービン制御油圧力が確立(主タービン高圧制御油圧力にて圧力低警報以上)している状態
MSIV開不能又はタービンバイパス弁が動作不能，又は復水器真空度がMSIV閉設定値(復水器器内圧力にて)以下に維持不可能な状態
逃がし安全弁作動用窒素ガスが確保(高圧窒素ガス供給
系ADS入口圧力にて圧力低警報以上)され，かつ作動電磁弁が正常(電磁弁電源断警報なし)な状態
高圧窒素ガス供給系(非常用)出口のボンベ圧力が低警
報設定値（）以上確保されている場合
高圧窒素ガス供給系(非常用)出口のボンベ圧力が低警
報設定値（）以上確保されている場合

SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ出口圧力が（）以上確保されている場合
高圧窒素ガス供給系ドライウェル入口圧力低警報(以下)が発生した場合
高圧窒素ガス供給系窒素ガスボンベ出口圧力低警報（以下）が発生した場合

添付資料 1.3.8-2
操作手順の解釈一覧
手順
操作手順記載内容
1.3.2.2 サポート系故 (1)常設直流電源系統喪 a.可搬型直流電源設備に ATWS/RPT盤
障時の対応手順
失時の減圧
よる逃がし安全弁(自動 原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完
減圧機能なし)開放
了圧力となる
高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁
高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)
高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁
窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上
b.逃がし安全弁用可搬型 ATWS/RPT盤
蓄電池による逃がし安全 高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁
弁(自動減圧機能付き)開 高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，放(B)
高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁
窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上
多重伝送現場盤
原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完
了圧力となるc.代替逃がし安全弁駆動 ATWS/RPT盤
装置による逃がし安全弁 高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス供給弁後弁(自動減圧機能なし)開放 (A)
高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガスPCV第一隔離弁(A)
高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガスPCV第二隔離弁(A)
高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス排気止め弁(A)
高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス(A)供給弁
原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完
了圧力となる(2)逃がし安全弁作動窒 a.高圧窒素ガスボンベに 高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁
素ガス喪失時の減圧
よる逃がし安全弁駆動源 高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，確保(B)
高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁
高圧窒素ガス供給系ADS入口圧力指示値が規定値
高圧窒素ガス供給系窒素ガスボンベ出口圧力低警報
1.3.2.4 インターフェ (1)EOP「原子炉建屋制
イスシステムLOCA発生時 御」の対応手順

逃がし安全弁及びタービンバイパス弁により急速減圧を行い

1.3-99

解釈
H11-P654
原子炉圧力容器内の圧力が0.34MPaに到達する
P54-MO-F203
P54-MO-F012A,B
P54-MO-F003A,B
窒素ガスボンベ出口圧力指示値がH11-P654
P54-MO-F203
P54-MO-F012A,B

以上

P54-MO-F003A,B
窒素ガスボンベ出口圧力指示値が以上
H23-P001A-2
原子炉圧力容器内の圧力が0.34MPaに到達する
H11-P654
P54-F405A
P54-407A
P54-F406A
P54-F410A
P54-F403A
原子炉圧力容器内の圧力が0.34MPaに到達する
P54-MO-F003A,B
P54-MO-F012A,B
P54-MO-F203
高圧窒素ガス供給系ADS入口圧力指示値が以上
高圧窒素ガス供給系窒素ガスボンベ出口圧力低警報(
以下)
逃がし安全弁(～0.34MPaまでの原子炉減圧が可能)及びタービンバイパス弁(～0MPaまでの原子炉減圧が可能)
により原子炉の急速減圧(～0MPa)を行い

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)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
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(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
b.サポート系故障時の対応手段及び設備(a)最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
c.手順等
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)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場
合）a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
c.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(2)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場
合）a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
c.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(3)重大事故等時の対応手段の選択
1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
a.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
b.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポン
プによる補機冷却水確保(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
1.5-1

(1)原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.5-2

添付資料 1.5.1
添付資料 1.5.2
添付資料 1.5.3

添付資料 1.5.4

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
対応手段として選定した設備の電源構成図
重大事故対策の成立性
1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
2.PCV ベント弁駆動源確保［予備ボンベ］
3.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
4.フィルタ装置水位調整（水張り）5.フィルタ装置水位調整（水抜き）6.格納容器圧力逃がし装置停止後の N2 パージ
7.格納容器圧力逃がし装置計装（サンプリングポンプ起動）
8.フィルタ装置スクラバ水 pH 調整
9.ドレン移送ライン N2 パージ
10.ドレンタンク水抜き
11.代替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12.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
13.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
14.熱交換器ユニットによる補機冷却水確保
15.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機
冷却海水ポンプによる補機冷却水確保
解釈一覧
1.判断基準の解釈一覧
2.操作手順の解釈一覧

1.5-3

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシン
クへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格
納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止す
るため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
１ 「最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）炉心損傷防止ａ）取水機能の喪失により最終ヒートシンクが喪失することを想定した上で、ＢＷＲにおいては、サプレッションプールへの熱の蓄積により、原子炉冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終
ヒートシンク（ＵＨＳ）の繋ぎ込み及び最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(ＲＨＲ)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、ＰＷＲにおいては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。

設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能は，残留熱除去系（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），原子炉補機冷却系による冷却機能である。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送するための対処設備を整備しており，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。

1.5-4

1.5.1 対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生す
る前に生ずるものに限る。）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送する必要がある。最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設計基準事故対処
設備として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，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），原子炉補機冷却系を設置している。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，これらを重大事故等対処
設備（設計基準拡張）と位置づ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，その機能を代替するために，設計基準事故対
処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下，「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（図 1.5.1）。
重大事故等対処設備の他に，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使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下，「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十八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，重大事故等対処設備及び自主対策
設備との関係を明確にする。
(2)対応手段と設備の選定の結果
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）による原子炉除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
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1.5-5

発電用原子炉を冷却するための手順等」における「残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による原子炉除熱」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）による格納容器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（格納容器スプレイ冷却モード）
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）による格納容器除熱」及び「残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却モード）による格納容器除熱」にて整理する。
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。
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。
・原子炉補機冷却系海水ポンプ
・原子炉補機冷却系中間ループ循環ポンプ
・原子炉補機冷却系配管・弁・海水ストレーナ
・原子炉補機冷却系サージタンク
・原子炉補機冷却系熱交換器
・海水貯留堰・スクリーン室
・取水路
・補機冷却用海水取水路
・補機冷却用海水取水槽
・非常用交流電源設備
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去
系（原子炉停止時冷却モード，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）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喪失を想定する。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
1.5-6

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表 1.5.1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)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又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・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）が故障等により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合には，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。
こ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順等」における「格納容器圧力逃がし装置及び代替
格納容器逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
格納容器圧力逃がし装置又は代替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
・専用空気ボンベ
・代替格納容器圧力逃がし装置
ⅱ.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・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）が故障等により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合には，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・耐圧強化ベント系（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
・専用空気ボンベ
1.5-7

・原子炉格納容器
・不活性ガス系配管・弁・非常用ガス処理系配管・弁・真空破壊弁（S/C→D/W）
・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
・代替所内電気設備
・常設代替直流電源設備
原子炉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W/W側ベント
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるD/W側ベント
優先③：代替格納容器圧力逃がし装置によるW/W側ベント
優先④：代替格納容器圧力逃がし装置によるD/W側ベント
優先⑤：耐圧強化ベント系によるW/W側ベント
優先⑥：耐圧強化ベント系によるD/W側ベント
ただし，代替格納容器圧力逃がし装置が完成するまでの期間における優先順位は，①→②→⑤→⑥の順とする。
ⅲ.現場操作
格納容器圧力逃がし装置，代替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）の駆動源や制御電源が喪失した場合，隔離弁を手動にて遠隔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。なお，隔離弁を手動にて遠隔操作するエリアは二次格納施設外とする。
格納容器圧力逃がし装置，代替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り。
・遠隔手動弁操作設備
・専用空気ボンベ(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又は代替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及び代替格納容器圧力逃がし装置は重大事故等対処設備と
1.5-8

して位置づける。
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，耐圧強化ベント系（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，原子炉格納容器，不活性ガス
系配管・弁，非常用ガス処理系配管・弁，真空破壊弁（S/C→D/W），
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，代替所内電気設備及び常設代替直流電源設備は重大事故等対処設備として位置づける。
現場操作で使用する設備のうち，遠隔手動弁操作設備は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.5.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（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）の使用が不可能な場合においても最終ヒー
トシンク（大気）へ熱を輸送できる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・専用空気ボンベ
重大事故等対処設備に要求される設備としての耐震性は十分ではないものの，空気駆動弁である原子炉格納容器一次隔離弁等の駆動に必要な空気を空気ボンベより供給が可能であれば，中央制御室又は二次格納施設外からの遠隔操作が可能となり，原子炉格納容器ベント時の系統構成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(a)最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
ⅰ.代替原子炉補機冷却系による除熱
設計基準事故対処設備である原子炉補機冷却系が故障等又は全交流
動力電源喪失により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合には，代替原子炉補機冷却系により最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する手段がある。
代替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。
・熱交換器ユニット・大容量送水車（熱交換器ユニット用）
1.5-9

・代替原子炉補機冷却海水ストレーナ・ホース・代替原子炉補機冷却系接続口
・原子炉補機冷却系配管・弁・サージタンク
・残留熱除去系熱交換器
・海水貯留堰・スクリーン室
・取水路
・補機冷却用海水取水路
・補機冷却用海水取水槽
・可搬型代替交流電源設備
・燃料補給設備
代替原子炉補機冷却系とあわ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）により最終ヒー
トシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合には，常設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除去系を復旧する。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
・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（格納容器スプレイ冷却モード）
・常設代替交流電源設備
ⅱ.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱
上記「1.5.1(2)b.(a)ⅰ.代替原子炉補機冷却系による除熱」の代替
原子炉補機冷却系が故障等により最終ヒートシンクへ熱を輸送できな
い場合には，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り原子炉補機冷却系へ直接海水を送水する手段がある。
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1.5-10水ポンプ
・代替原子炉補機冷却海水ストレーナ・ホース・代替原子炉補機冷却系接続口
・原子炉補機冷却系配管・弁・残留熱除去系熱交換器
・海水貯留堰・スクリーン室
・取水路
・補機冷却用海水取水路
・補機冷却用海水取水槽
・可搬型代替交流電源設備
・移動式変圧器
・燃料補給設備
大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプとあわ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）により最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合には，常設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除去系を復旧する。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
・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（格納容器スプレイ冷却モード）
・常設代替交流電源設備(b)重大事故等対処設備と自主対策設備
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，代替原子炉補機冷却系接続口，原子炉補機冷却系配管・弁・サージタンク，残留熱除去系熱交換器，海水貯留
堰，スクリーン室，取水路，可搬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づける。また，補機冷却用海水取
1.5-11

水路及び補機冷却用海水取水槽は重大事故等対処設備（設計基準拡張）
として位置づける。
代替原子炉補機冷却系とあわ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対処設備として位置づける。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)として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.5.1）
以上の重大事故等対処設備により，最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合においても，炉心及び原子炉格納容器内を除熱できる。
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づける。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
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）とあわせて使用することで最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する手段として有効で
ある。
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（表1.5.1）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設
備についても整理する（表1.5.2，表1.5.3）。
（添付資料1.5.2）

1.5-12

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)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。
原子炉格納容器ベント後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系
による格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器ベン
ト弁を全閉する。
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)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。
※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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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
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。手順対応フローを図1.5.3に，概要図を1.5.6に，タイムチャートを図1.5.7及び図1.5.8に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑧以外は同様)］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，格納容器圧力逃がし装置によるW/W側からの原子炉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(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側からの原子炉格納容器ベントの準備を開始するよう指示する)。

1.5-13

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原子炉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，格納容器逃がし装置による原子炉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，格納容器圧力逃がし装置による原子炉
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，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。
⑥中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の確認として，AC系隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，AC系隔離信号の除外操作を実施する。
⑦中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁及び非常用ガス処理系
出口Uシール元弁の全閉操作，耐圧強化ベント系PCVベントライン排
気筒側隔離弁，不活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離
弁，不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁，非常用ガス処
理系側PCVベント用隔離弁後弁及び換気空調系側PCVベント用隔離弁
後弁の全閉及び，耐圧強化ベント系PCVベントラインフィルタベン
ト容器側隔離弁の全開を確認する。
⑧ａW/Wベントの場合
中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系S/Cベント弁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，不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁の全開操作を実施する。
不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁の駆動源が確保できない場
合，現場運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。
⑧ｂD/Wベントの場合
中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系D/Wベント弁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，不活性ガス系D/Wベ
ント用出口隔離弁の全開操作を実施する。
不活性ガス系 D/Wベント用出口隔離弁の駆動源が確保できない場
合，現場運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。

1.5-14

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
による原子炉格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑩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,当直長へ報告する。また，当直長は原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部へ報告する。
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
による原子炉格納容器ベントの開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑫当直副長は，原子炉格納容器ベント開始圧力(310kPa[gage])に到達する時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，中央制御室運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑬中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁を調整開（流路面積約70%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉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，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の増開操作を実施する。
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原子炉
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確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
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，水位調整が必要な場合は当直副長へ報告する。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
へ依頼する。
⑯中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用
連絡配管隔離弁の全閉，その後に不活性ガス系 S/Cベント用出口隔
離弁又は不活性ガス系D/Wベント用出口隔離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1.5-15

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35分で可能である。また，空気駆動弁の駆動源が確保できない場合で遠隔手動操作設備による操作を実施する場合は約75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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.5.3-1)
ⅱ.PCVベント弁駆動源確保[予備ボンベ]
残留熱除去系の機能が喪失し，格納容器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，格納容器一次隔離弁(空気作動弁)を全開にして，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AM対策用空気ボンベが駆動源となる。常設のボンベの残量が減少した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換し，格納容器一次隔離弁の駆動圧力を確保する。
ボンベ交換の際には，格納容器一次隔離弁(空気作動弁)を全閉とする必要があることから原子炉格納容器内の圧力が原子炉格納容器ベン
ト開始圧力に(310kPa[gage])到達する時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，交換作業を実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
原子炉格納容器ベントラインナップ及び原子炉格納容器ベント中，各隔離弁の駆動源である空気ボンベの残量が減少した場合。
(ⅱ)操作手順
PCV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。概要図を図1.5.9に，タイムチャートを図1.5.10に示す。
・不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁駆動用空気ボンベ交換①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に不活性ガ
ス系S/Cベント用出口隔離弁の全閉操作及び不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁駆動用空気ボンベを，使用済み空気ボンベから空気ボンベ(予備)への交換を指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離

1.5-16

弁の全閉操作を実施する。
③現場運転員C及びDは，予備ボンベを予備ボンベラックより運搬する。
④現場運転員C及びDは，不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気ボン
ベ出口弁及びボンベ本体のバルブを全閉とし，使用中ボンベを取り外し，予備ボンベを接続する。
⑤現場運転員C及びDは，ボンベ本体のバルブを全開とし，ボンベ
接続部から不活性ガス系S/C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。
⑥現場運転員C及びDは，不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気ボン
ベ出口弁を全開にする。
⑦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。
⑧現場運転員C及びDは，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁駆動用ボンベの交換完了を当直副長へ報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，空気ボンベ(予備)の確保を緊急時対策本部へ依頼する。
・不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁駆動用空気ボンベ交換①当直副長は，手順着手の判断に基づき，運転員に不活性ガス系
D/Wベント用出口隔離弁の全閉操作及び不活性ガス系D/Wベント
用出口隔離弁駆動用空気ボンベを，使用済み空気ボンベから空気ボンベ(予備)への交換を指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離
弁の全閉操作を実施する。
③現場運転員C及びDは，予備ボンベを予備ボンベラックより運搬する。
④現場運転員C及びDは，不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気ボン
ベ出口弁及びボンベ本体のバルブを全閉とし，使用中ボンベを取り外し，予備ボンベラックへ運搬する。
⑤現場運転員C及びDは，ボンベ本体のバルブを全開とし，ボンベ
接続部から不活性ガス系D/W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。
⑥現場運転員C及びDは，不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気ボン
ベ出口弁を全開にする。
⑦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1.5-17

る。
⑧現場運転員C及びDは，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁駆動用ボンベの交換完了を当直副長へ報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，空気ボンベ(予備)の確保を緊急時対策本部へ依頼する。
(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，放射線防護具，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。
(添付資料1.5.3-2)
ⅲ.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置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
図を図1.5.11に，タイムチャートを図1.5.12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，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，
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，フィルタベント遮蔽壁附室にてFCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動操作にて全開した後，フィルタベント遮蔽
壁南側(屋外)にて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
き完了にてFCVSフィルタベント装置移送ポンプテストライン止め

1.5-18

弁を全閉する。
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へ報告する。
(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60分以内で可能である。
操作は原子炉格納容器ベント操作前の屋外であるため，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。
(添付資料1.5.3-3)
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水張り)フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。
(ⅱ)操作手順
フィルタ装置水位調整(水張り)手順の概要は以下のとおり。概要図を図1.5.13に，タイムチャートを図1.5.14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。
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(A2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。
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

1.5-19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する。その後，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)停止と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操作を実施する。
⑤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。
(ⅲ)操作の成立性
防火水槽を水源と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4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80分，フィルタ装置水
位調整(水張り)を約50分，計約130分で可能である。
淡水貯水池を水源と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110分，フィルタ装
置水位調整(水張り)を約50分，計約160分で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.5.3-4)
ⅴ.フィルタ装置水位調整(水抜き)
フィルタ装置の水位が上限水位に到達，又はフィルタ装置金属フィ
ルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置
機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準

1.5-20フィルタ装置の水位が上限水位に到達，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。概要図を図1.5.15に，タイムチャートを図1.5.16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，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて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を全開操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外) にて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，フィル
タベント遮蔽壁南側(屋外)にて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とする。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)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の起動及びポンプ
起動後，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し開操作により，ポンプ吐出側流量を必要流量に調整
し，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する。その後，通常水位に到達した事を確認し，ドレン移送ポンプを停止し，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて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を全閉操作
し，原子炉建屋外壁東側(屋外) にて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。
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(水抜き)の完了を報告する。

1.5-21

(ⅲ)操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整(水抜き)完了まで約135分で可能である。なお，炉心損傷がない状況下での原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.5.3-5)
ⅵ.格納容器圧力逃がし装置停止後のN2パージ
原子炉格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
残留熱除去系あるいは代替循環冷却系の機能が復旧し，格納容器圧
力逃がし装置の停止を判断した場合。
(ⅱ)操作手順
格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージ手順の概要は以下のとおり。概要図を図1.5.17に，タイムチャートを図1.5.18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
要員へ格納容器圧力逃がし装置停止後のN2パージの準備開始を指示する。
②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，フィルタ装置の水素濃度測定のため，系統構成及び工具
準備，サンプリングポンプの起動，フィルタ装置水素濃度計の校正を実施する。また，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付操作し，窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの注入開始を指1.5-22

示する。
④緊急時対策要員は，原子炉建屋外壁南側(屋外)にて，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注入を実施する。
⑤緊急時対策要員は，フィルタ装置水素濃度計の校正完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑥緊急時対策本部は，可搬型窒素供給装置からの窒素注入の完了
及びフィルタ装置水素濃度計の校正完了を当直長に連絡するとともに，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。
⑦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。
⑧中央制御室運転員Aは，FCVS制御盤にてフィルタ装置入口圧力指示値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指示値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，窒素ガス注入完了を当直副長へ報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ窒素ガス注入完了を報告する。当直副長は中央制御室運転員へ継続的なフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の監視を指示する。
⑩緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス注入の停止操作を指示する。
⑪緊急時対策要員は，原子炉建屋外壁南側(屋外)にて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，窒素ガスの注入停止を緊急時対策本部に報告する。
⑫中央制御室運転員Aは，窒素ガスの注入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注入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。
⑬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N₂パージの完了を緊急時対策本部へ報告する。
(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，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージ完了まで約240分で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での原子炉格納容器ベントであることか

1.5-23

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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.5.3-6，1.5.3-7)
ⅶ.フィルタ装置スクラバ水pH調整
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpHが規定
値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
(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。概要図を図1.5.19に，タイムチャートを図1.5.20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。
③緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)へ薬液補給用として空気圧縮機，ホース接続，補給用ポンプ及び薬液を配備するとともに，フィルタベント遮蔽壁附室にて，系統構成のためフィルタベント装置 pH 計入口止め弁，フィルタベント装置 pH 計
出口止め弁を全開操作した後 pH 計サンプルポンプを起動させ，サンプルポンプの起動を緊急時対策本部へ報告する。また，緊急時対策本部は当直長へ報告する。
④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。
⑤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
指示値により確認した pH 値及びフィルタ装置水位指示値により確認した水位を当直副長へ報告する。当直長は，当直副長からの依頼に基づき，pH 値と水位を緊急時対策本部へ報告する。

1.5-24

⑥緊急時対策本部は，当直長からの報告に基づき算出された量の薬液を補給するよう緊急時対策要員に指示する。
⑦緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，薬液補給のため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，算出された量の薬液を補給する。
⑧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
指示値によりスクラバ水のpHが規定値であることを確認し，薬液補給の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，薬液補給の完了を緊
急時対策本部に報告する。緊急時対策本部は緊急時対策要員に薬液補給の停止とpH測定の停止を指示する。
⑩緊急時対策要員は，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の後，pH計サンプルポンプを停止し，フィルタベント装置pH計入口止め弁，フィルタベント装置
pH計出口止め弁を全閉操作し，緊急時対策本部へスクラバ水pH調整作業完了を報告する。
(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格納
容器圧力逃がし装置スクラバ水pH調整完了まで約90分で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料 1.5.3-8)
ⅷ.ドレン移送ラインN₂パージフィルタ装置水位調整(水抜き)後，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水をサプレッション・チェ
ンバに排水する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
フィルタ装置水位調整(水抜き)完了後又はドレンタンク水抜き完了

1.5-25

後。
(ⅱ)操作手順
ドレン移送ラインN₂パージの概要は以下のとおり。概要図を図1.5.21に，タイムチャートを図1.5.22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N₂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置し，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排水ライン窒素供給口へ接続する。
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を開操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，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，窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
③ 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの注入開始を指示する。
④ 緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，
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，窒素ガスの注入を開始する。
⑤ 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，窒素ガスの注入を停止した後，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，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を全閉操作し，原子炉建屋外
壁東側(屋外)にて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指示値により確認し，ドレン移送ラインN₂パージが完了したことを緊急時対策本部へ報告する。
(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N₂パージ完了まで約100分で可能である。なお，炉心損傷がない状況下での原子炉格
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。

1.5-26

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。
(添付資料1.5.3-9)
ⅸ.ドレンタンク水抜き
ドレンタンクが水位高に到達した場合は，よう素フィルタの機能維持のため排水を実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
ドレンタンクが水位高に到達すると判断した場合。
(ⅱ)操作手順
ドレンタンク水抜きの概要は以下のとおり。概要図を図1.5.23に，
タイムチャートを図1.5.24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操作にて全閉とする。フィルタベ
ント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVSフィルタベント装置ドレンタン
ク出口止め弁，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側
第二止め弁を全開操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，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，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，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とし，ドレン移送ポンプを起動した後，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の増し開操作により，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指示値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，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVSフィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁，
FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁，

1.5-27

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を全閉操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，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，フィルタ
ベント遮蔽壁附室にて，FCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動操作にて全開とし，ドレンタンク水抜きの完了を
緊急時対策本部へ報告する。
(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タンク水抜き完了まで約105分で可能である。なお，炉心損傷がない状況下での原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.5.3-10)b.代替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，代替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。
原子炉格納容器ベント後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系
による格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，代替
格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器
ベント弁を全閉する。
ⅰ.代替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で，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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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

1.5-28合。
※2:「格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」設備に故障が発生した場合。
(ⅱ)操作手順
代替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。手順の対応フローは図1.5.3に，概要図を図1.5.25に，タイムチャートを図1.5.26及び図1.5.27に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑥⑫以外は同様)］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・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，代替格納容器圧力逃がし装置によるW/W側からの原子炉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(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側からの原子炉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，緊急時対策本部に代替
格納容器圧力逃がし装置による原子炉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，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉
格納容器ベントに必要な電動弁の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉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，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。
⑥ａW/W ベントの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，D/W 側第一隔離弁及び D/W 側第二隔離弁の全閉を確認し，S/C 側第二隔離弁を全開する。
⑥ｂD/Wベントの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器ベント前の系統構成

1.5-29

として，S/C 側第一隔離弁及び S/C 側第二隔離弁の全閉を確認し，D/W 側第二隔離弁を全開する。
⑦中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
⑧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，当直長へ報告する。また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部へ報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑩当直副長は，原子炉格納容器ベント開始圧力(310kPa[gage])に到達する時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，中央制御室運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントの開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑫ａW/Wベントの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，S/C 側第一隔離弁を全開とし，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント操作を開始する。
⑫ｂD/Wベントの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，D/W 側第一隔離弁を全開とし，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント操作を開始する。
⑬中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉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確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
⑭中央制御室運転員A及びBは，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へ報告する。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へ依頼する。
⑮中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能

1.5-30及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，代替格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，S/C側第一隔離弁又はD/W側第一隔離弁の全閉，その後にS/C側第二隔離弁又はD/W側第二隔離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代替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25分で可能である。
円滑に作業ができるように，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。
(添付資料1.5.3-11)
ⅱ.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置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.ⅲ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。
ⅲ.フィルタ装置水位調整(水張り)フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅳフィルタ装置水位調
整(水張り)」の操作手順と同様である。
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)
フィルタ装置の水位が上限水位に到達した場合及び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。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅴフィルタ装置水位調整(水抜き)」の操作手順と同様である。
ⅴ.格納容器圧力逃がし装置停止後のN2パージ
原子炉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1.5-31

射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅵ格納容器圧力逃がし
装置停止後のN2パージ」の操作手順と同様である。
ⅵ.フィルタ装置スクラバ水pH調整
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpHが規定
値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅶ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。
ⅶ.ドレン移送ラインN₂パージ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，排水ラインの残留水をサプレッション・チ
ェンバに排水する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅷドレン移送ラインN₂パージ」の操作手順と同様である。
ⅷ.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。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅸドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。
c.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。
原子炉格納容器ベント後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系
による格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器ベント弁を1.5-32

全閉する。
ⅰ.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(i)手順着手の判断基準
炉心損傷※1前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（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及び代替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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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:「格納容器圧力逃がし装置及び代替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。
(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。手順の対応フローを図1.5.3に，概要図を図1.5.28に，タイムチャートを図1.5.29及び図1.5.30に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑪以外は同様)］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側からの原子炉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(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側からの原子炉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へ報告する。
③現場運転員C及びDは，耐圧強化ベント系による原子炉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原子炉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

1.5-33

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，原子炉格納容器ベント前の確認として，AC系隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，
AC系隔離信号の除外操作を実施する。
⑥中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁及び非常用ガス処
理系出口Uシール元弁の全閉操作，不活性ガス系非常用ガス処理系
側PCVベント用隔離弁，不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁，非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁及び換気空調系
側PCVベント用隔離弁後弁の全閉確認を実施する。
⑦現場運転員C及びDは，PCVベントラインフィルタベント側隔離弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすることで，耐圧強化ベント系PCV
ベントラインフィルタベント容器側隔離弁の駆動源を確保し，当直副長へ報告する。
⑧中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント系PCVベントラインフィルタベント容器側隔
離弁の全閉操作を実施する。
現場運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により耐圧強化ベント系
PCVベントラインフィルタベント容器側隔離弁の全閉操作を実施する。
⑨現場運転員 C 及び D は，PCV ベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすることで，耐圧強化ベント系 PCV ベント
ライン排気筒側隔離弁の駆動源を確保し，当直副長へ報告する。
⑩中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁の全開操作を実施する。
耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁の駆動源が確保できない場合，現場運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。
⑪ａW/W ベントの場合
中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保することで，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁の全開操作を実施する。
不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁の駆動源が確保できない場
合，現場運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実

1.5-34

施する。
⑪ｂD/Wベントの場合
中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保することで，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の全開操作を実施する。
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の駆動源が確保できない場
合，現場運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により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原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
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原子炉格納容器ベントの準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑭当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い，当直長へ報告する。また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部へ報告する。
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原子炉格納容器ベント開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑯当直副長は，原子炉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原子炉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，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁を調整開（流路面積約70%開）とし，耐圧強化ベント
系による原子炉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，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の増開操作を実施する。
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原子炉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により確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
⑲中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能及び1.5-35

可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合は，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の全閉，その後に不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/Wベント用出口隔離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原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで60分以内で可能である。また，空気駆動弁の駆動源が確保できない場合で遠隔手動操作設備による操作を実施する場合は約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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.5.3-12)
ⅱ.PCVベント弁駆動源確保[予備ボンベ]
原子炉格納容器内の圧力上昇に対する原子炉格納容器ベントの必要性が認識された場合，ベント隔離弁を「全開」にして，ベントラインを構成する必要があり，通常の駆動源である計装用圧縮空気系が喪失した状況下ではAM対策用空気ボンベが駆動源となる。常設のボンベの残量が減少した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換し，隔離弁の駆動圧力を確保する。
ボンベ交換の際には，格納容器一次隔離弁(空気作動弁)を全閉とする必要があることから原子炉格納容器内の圧力が原子炉格納容器ベン
ト開始圧力に(310kPa[gage])到達する時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，交換作業を実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
原子炉格納容器ベントラインナップ及び原子炉格納容器ベント中，各隔離弁の駆動源である空気ボンベの残量が減少した場合。
(ⅱ)操作手順
PCV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。概要図を図1.5.9に，タイムチャートを図1.5.10に示す。

1.5-36

・不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁駆動用空気ボンベ交換
操作手順については，「1.5.2.1(1)a.ⅱPCV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。
・不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁駆動用空気ボンベ交換
操作手順については，「1.5.2.1(1)a.ⅱPCV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。
・耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボ
ンベ交換①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に耐圧強化
ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁の全閉及び耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁駆動用空気ボンベを使用済みの空気ボンベから予備空気ボンベへの交換を指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，耐圧強化ベント系PCVベントライン
排気筒側隔離弁の全閉操作を実施する。
③現場運転員C及びDは，予備ボンベを予備ボンベラックより運搬する。
④現場運転員C及びDは，PCVベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボンベ出口弁及びボンベ本体のバルブを全閉とし，使用中のボンベを取り外し，予備ボンベを接続する。
⑤現場運転員C及びDは，ボンベ本体のバルブを全開とし，ボンベ
接続部からPCVベントライン排気筒側隔離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。
⑥現場運転員C及びDは，PCVベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボンベ出口弁を全開にする。
⑦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。
⑧現場運転員C及びDは，耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒
側隔離弁駆動用ボンベの交換終了を当直副長へ報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，空気ボンベ(予備)の確保を緊急時対策本部へ依頼する。
(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

1.5-37

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，放射線防護具，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。
(添付資料1.5.3-2)(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。
原子炉格納容器ベント後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系
による格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器ベン
ト弁を全閉する。
なお，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二次格納施設内の系統構成は事前に着手する。
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(現場操作)(i)手順着手の判断基準『二次格納施設内の系統構成』
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。
『原子炉格納容器ベント準備』
炉心損傷※1前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合。
※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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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

1.5-38

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。手順対応フローを図1.5.3に，概要図を1.5. 31に，タイムチャートを図1.5.32及び図1.5.33に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑧以外は同様)］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，二次格納施設内の系統構成を現場運転員に指示する。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弁及び非常用ガス処理系出口Uシール元
弁の全閉操作を実施する。
②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，格納容器圧力逃がし装置によるW/W側からの原子炉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(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側からの原子炉格納容器ベントの準備を開始するよう指示する)。
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納
容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントの準備開始を報告する。
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原子炉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
を状態表示にて確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内であること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気筒側隔離弁，非常用ガス処理系側 PCV ベント用隔離弁後弁及び換気空調系側 PCV ベン
ト用隔離弁後弁の全閉及び，耐圧強化ベント系 PCV ベントラインフィルタベント容器側隔離弁の全開を確認する。
⑦現場運転員 E 及び F は，原子炉格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系側 PCV ベント用隔離弁，不活性ガス系換気空調系
側 PCV ベント用隔離弁の全閉を確認する。
⑧ａW/W ベントの場合
現場運転員C及びDは，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作

1.5-39

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，不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁を現場で手動開し，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更にS/Cベント弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁及びS/C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，不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁を全開とする手段がある。
ｂ⑧ D/W ベントの場合
現場運転員C及びDは，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作
設備による操作以外の手段として，直流電源が健全である場合
は，不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁を現場で手動開し，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更にD/Wベント弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁及びD/W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，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁を全開とする手段がある。
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原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
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
による原子炉格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
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,当直長へ報告する。また，当直長は原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部へ報告する。
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
による原子炉格納容器ベントの開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑬当直副長は，原子炉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，運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑭現場運転員 C 及び D は，不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約 70%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントを開始する。不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の開操作が1.5-40できない場合は，PCV 耐圧強化ベント用連絡配管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%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉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，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離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原子炉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確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
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，水位調整が必要な場合は当直副長へ報告する。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
へ依頼する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系機能が回復し，格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用
連絡配管隔離弁又は PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス
弁の全閉，その後に不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁又は不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁の全閉操作を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，不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁又は PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉，その後に不活性ガス系 S/C ベ
ント用出口隔離弁又は不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉とする。
(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。
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。

1.5-41

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。
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・懐中電灯をバックアップとして携行する。
(添付資料1.5.3-1)
ⅱ.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置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.ⅲ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。
ⅲ.フィルタ装置水位調整(水張り)フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅳフィルタ装置水位調
整(水張り)」の操作手順と同様である。
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)
フィルタ装置の水位が上限水位に到達した場合及び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，代替交流電源設備より受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅴフィルタ装置水位調整(水抜き)」の操作手順と同様である。
ⅴ.格納容器圧力逃がし装置停止後のN2パージ
原子炉格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅵ格納容器圧力逃がし

1.5-42

装置停止後のN2パージ」の操作手順と同様である。
ⅵ.フィルタ装置スクラバ水pH調整
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpHが規定
値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅶ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。
ⅶ.ドレン移送ラインN₂パージ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，排水ラインの残留水をサプレッション・チ
ェンバに排水する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅷドレン移送ラインN₂パージ」の操作手順と同様である。
ⅷ.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
設備より受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅸドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。
b.代替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，代替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。
原子炉格納容器ベント後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系
による格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，代替
格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器
ベント弁を全閉する。
ⅰ.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(現場操作)

1.5-43

(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で，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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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。
(ⅱ)操作手順
代替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。手順の対応フローは図1.5.3に，概要図を図1.5.34に，タイムチャートを図1.5.35及び図1.5.36に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑤⑪以外は同様)］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・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，代替格納容器圧力逃がし装置によるW/W側からの原子炉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(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側からの原子炉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，緊急時対策本部に代替
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントの準備開始を報告する。
③中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉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状態表示にて確認する。
④中央制御室運転員A及びBは，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。

1.5-44

⑤ａW/Wベントの場合
現場運転員 C 及び D は，D/W 側第一隔離弁及び D/W 側第二隔離弁の遠隔手動弁操作設備の開度指示にて全閉を確認し，S/C 側第二隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。
⑤ｂD/Wベントの場合
現場運転員 C 及び D は，S/C 側第一隔離弁及び S/C 側第二隔離弁の遠隔手動弁操作設備による操作の開度指示にて全閉を確認し，D/W
側第二隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。
⑥中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
⑦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，当直長へ報告する。また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部へ報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑨当直副長は，原子炉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，運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントの開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑪ａW/Wベントの場合
現場運転員 C 及び D は，S/C 側第一隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とし代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器ベント操作を開始する。
⑪ｂD/Wベントの場合
現場運転員 C 及び D は，D/W 側第一隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とし代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器ベント操作を開始する。
⑫中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉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確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。

1.5-45

⑬中央制御室運転員A及びBは，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へ報告する。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へ依頼する。
⑭中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能
及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，代替格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，S/C側第一隔離弁又はD/W側第一隔離弁の全閉，その後にS/C側第二隔離弁又はD/W側第二隔離弁の全閉操作をするよう現場運転員に指示する。
⑮現場運転員C及びDは，S/C側第一隔離弁又はD/W側第一隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉，その後にS/C側第二隔離弁又はD/W側第二隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉とする。
(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代替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。
円滑に作業ができるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
遠隔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。
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・懐中電灯をバックアップとして携行する。
(添付資料1.5.3-11)
ⅱ.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置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.ⅲ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。

1.5-46

ⅲ.フィルタ装置水位調整(水張り)フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅳフィルタ装置水位調
整(水張り)」の操作手順と同様である。
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)
フィルタ装置の水位が上限水位に到達した場合及び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，代替交流電源設備より受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅴフィルタ装置水位調整(水抜き)」の操作手順と同様である。
ⅴ.格納容器圧力逃がし装置停止後のN2パージ
原子炉格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅵ格納容器圧力逃がし
装置停止後のN2パージ」の操作手順と同様である。
ⅵ.フィルタ装置スクラバ水pH調整
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置水位が上昇した場合，スクラ
バ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpHが規定値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅶ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。
ⅶ.ドレン移送ラインN₂パージ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，排水ラインの残留水をサプレッション・チ
ェンバに排水する。

1.5-47

なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅷドレン移送ラインN₂パージ」の操作手順と同様である。
ⅷ.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
設備より受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1) a.ⅸドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。
c.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。
原子炉格納容器ベント後は，炉心損傷を判断した場合，又は耐圧強化ベント系以外の格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復
し，耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器ベ
ント弁を全閉する。
なお，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二次格納施設内の系統構成は事前に着手する。
ⅰ.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『二次格納施設内の系統構成』
全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合『格納容器ベント準備』
炉心損傷※1前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合で，格納容器圧力逃がし装置及び代替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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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。

1.5-48

※2:「格納容器圧力逃がし装置及び代替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。
(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。手順の対応フローを図1.5.3に，概要図を図1.5.37に，タイムチャートを図1.5.38及び図1.5.39に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑧以外は同様)］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，二次格納施設内の系統構成を現場運転員に指示する。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弁及び非常用ガス処理系出口Uシール元
弁の全閉操作を実施する。
②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側からの原子炉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(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側からの原子炉格納容器ベントの準備を開始するよう指示する)。
③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へ報告する。
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原子炉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状態
表示にて確認する。
⑤中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成として非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁及び換気空調系
側PCVベント用隔離弁後弁の全閉を確認する。
⑥現場運転員E及びFは，原子炉格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁，不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁の全閉を確認する。
⑦現場運転員 C 及び D は，原子炉格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント系 PCV ベントラインフィルタベント容器側隔離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，耐圧強化ベント系 PCV ベントラインフィルタベント容器側隔離弁の1.5-49駆動空気を確保し，耐圧強化ベント系 PCV ベントラインフィルタベ
ント容器側隔離弁を中央制御室の操作により全閉とする手段がある。更に PCV ベントラインフィルタベント側隔離弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉, PCV ベントラインフィルタベント側隔離弁操作
用空気ボンベ出口弁及び PCV ベントラインフィルタベント側隔離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，耐圧強化ベント系 PCV ベントラインフィルタベン
ト容器側隔離弁を全閉とする手段がある。
⑧現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気筒
側隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健全である場合は，耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気筒側隔離弁の駆動空気を確保し，耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気筒側隔
離弁を中央制御室の操作により全開とする手段がある。更に耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気筒側隔離弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉, 耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボンベ出口弁及び耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気
筒側隔離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，耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排
気筒側隔離弁を全開とする手段がある。
⑨ａW/W ベントの場合
現場運転員C及びDは，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作
設備による操作以外の手段として，直流電源が健全である場合
は，不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁を現場で手動開し，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更にS/Cベント弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁及びS/C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，不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁を全開とする手段がある。
ｂ⑨ D/W ベントの場合
現場運転員C及びDは，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作
設備による操作以外の手段として，直流電源が健全である場合
は，不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁を現場で手動開

1.5-50し，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更にD/Wベント弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁及びD/W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，不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁を全開とする手段がある。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
⑪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原子炉格納容器ベントの準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑫当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い，当直長へ報告する。また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部へ報告する。
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原子炉格納容器ベント開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑭当直副長は，原子炉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原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑮現場運転員C及びDは，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管
隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約70%開）とし，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベントを開始する。
不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の開操作ができない場合は，PCV耐圧強化ベント用連絡配管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%開）とし，耐圧強化
ベント系による原子炉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，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の増開操作を実施する。
⑯中央制御室運転員A及びBは，耐圧強化ベント系による原子炉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により確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
⑰中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能

1.5-51

及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合は，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用
連絡配管隔離弁又はPCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス
弁の全閉，その後に不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の全閉操作を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，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管
隔離弁又はPCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉，その後に不活性ガス系S/Cベン
ト用出口隔離弁又は不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁を遠隔手
動弁操作設備による操作で全閉とする。
(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135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。
(添付資料1.5.3-12)(3)重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図 1.5.44 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代替格納容器圧力逃がし装置により実施し，格納容器圧力逃がし装置及び代替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容器内の除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置，代替格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベントは，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，代替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，原子炉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ベントラインが水没などの理由で使用できない場合は，

1.5-52

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。
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(海洋)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原子炉除熱，格納容器除熱，使用済燃料プール除熱戦略ができなくなるため，
代替原子炉補機冷却系を用いた補機冷却水確保のため，原子炉補機冷却系の系統構成を行い，代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を供給する。
常設代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されている場
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）を起動し，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
(a)手順着手の判断基準
原子炉補機冷却系の故障又は全交流動力電源の喪失により原子炉補機冷却系を使用できない場合。
(b)操作手順
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順の概要は以下のとおり。(B 系冷却水確保の手順も同様)
手順の対応フローを図 1.5.2 に，概要図を図 1.5.40 に，タイムチャートを図 1.5.41 に示す。
ⅰ.運転員操作①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替原子炉補機冷却系による補機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
原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の準備のため，熱交換器
ユニットの配備及び主配管(可搬型)の接続を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
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系による補機

1.5-53

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。(図 1.5.40 参照)⑥ 現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の非管理区域側系統構成を実施し，当直副長へ報告する。
(図 1.5.40 参照)⑦現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の管理区域側系統構成を実施し，当直副長へ報告する。(図1.5.40 参照)⑧緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保のための熱交換器ユニットの配備及び主配管(可搬型)の接続完了について緊急時対策本部を経由し，当直長へ報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水供給開始を緊急時対策本部へ依頼する。
⑩緊急時対策要員は，熱交換器ユニット内の代替原子炉補機冷却水
ポンプを起動し，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水供給開始について緊急時対策本部を経由し，当直長へ報告する。
ⅱ.緊急時対策要員操作(補機冷却水供給)①緊急時対策要員は，緊急時対策本部より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よりタービン
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)の布設及び接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，電源ケーブルの布設及び接続を行う。
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RCW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RCW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。

1.5-54

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連絡する。
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。
⑯緊急時対策要員は，代替RCW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。
(ポンプの流量－揚程曲線より規定流量となるよう調整する)⑱緊急時対策要員は，熱交換器ユニット及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転状態を継続して監視する。
(c)操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名，現場運転員2名及び緊急時対策要員13名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員操作の系統構成完了まで約4時間15分，緊急時対策要員
操作の補機冷却水供給開始まで約9時間で可能である。
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，放射線防護具，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。
(添付資料1.5.3-13，1.5.3-14)b.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保

1.5-55

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換器ユニットが機能喪失した場合には，原子炉補機冷却系の系統構成を行い，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により残留熱除去系の電源が確保されている場
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）を起動し，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
(a)手順着手の判断基準（大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合）
代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合。
（代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合）
代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合で，大容量送水車（熱交換器ユニット用）が故障等により使用できない場合。
(b)操作手順
大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを図 1.5.2 に，概要図を図 1.5.42 図に，タイムチャートを図 1.5.43
図に示す。
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)(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⑦を除いて同様である。また，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。)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。
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）の配備，ホースの接続を依頼する。

1.5-56

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。
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，大容量送水車（熱交換器ユニット用）
による補機冷却水確保の中央制御室側系統構成を実施し，当直副長に報告する。(図 1.5.42 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，当直副長へ報告する。(図 1.5.42 参照)⑦a 現場運転員 C 及び D は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の管理区域側系統構成を実施し，当直副長へ報告する。(図 1.5.42 参照)⑦bB 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，RCW 熱交換器(B/E)冷却水出口弁の後になるため，RCW 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，RCW 熱交換器(A/D)冷却水出口弁の前に繋ぎこむ)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を経由し，当直長へ報告する。
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へ依頼する。
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を経由し，当直長へ報告する。
ⅱ.緊急時対策要員操作（大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合）①緊急時対策要員は，緊急時対策本部より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

1.5-57

側又は大湊側高台資機材置場より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，ホースの布設及び接続を行う。
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連絡する。
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無いことを確認する。
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。
（代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合）①緊急時対策要員は，緊急時対策本部より荒浜側又は大湊側高台資機材置場へ移動する。
②緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプ等の健全性確認を行う。
③緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプ等を荒浜側又は大湊側高台資機材置場より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，ホースの布設及び接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，電源ケーブルの布設及び接続を行う。
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連絡する。
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無いことを確認する。

1.5-58

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。
(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系統構成完了まで約4時間
15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5時間で可能である。
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，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。
(添付資料1.5.3-15)（代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合）
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員11名にて作業を実施した
場合，作業開始を判断してから運転員による系統構成完了まで約4時間
15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7時間で可能である。
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，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。
(添付資料1.5.3-15)(2)重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図 1.5.45 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洋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及び格納容器の除熱を行う。
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には，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り原子炉補機冷却系へ直接海水を送水し，残留熱除去系を使用して原子炉及び格納容器の除熱を行う。

1.5-59

1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
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。
a.手順着手の判断基準
残留熱除去系を使用した原子炉及び格納容器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。
概要図を図 1.5.44 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系海水ポンプ及び原子炉補機冷
却系中間ループ循環ポンプの起動，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。
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，代替格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格納容器除熱手順は，「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1.5-60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。
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。

1.5-61表 1.5.1

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧(1/5)（重大事故等対処設備（設計基準拡張））
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

手順書

残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）※1

事故時運転操作手順書(徴候ベース)「減圧冷却」等
重大事故等対処設備（設計基準拡張）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
による原子炉除熱

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

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

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

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

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

－

対応設備

※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4: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。

1.5-62

対応手段，対応設備，手順書一覧(2/5)（重大事故等対処設備（設計基準拡張））
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備
原子炉補機冷却系海水ポンプ
原子炉補機冷却系中間ルー
プ循環ポンプ
原子炉補機冷却系配管・弁・
海水ストレーナ
原子炉補機冷却系サージタ
ンク
原子炉補機冷却系熱交換器
補機冷却用海水取水路
補機冷却用海水取水槽
非常用交流電源設備 ※3

事故時運転操作手順書(徴候ベース)「S/P 温度制御」等

重大事故等対処設備

海水貯留堰
スクリーン室取水路

手順書

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉補機冷却系による除熱

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

－

対応
手段

※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4: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。

1.5-63

対応手段，対応設備，手順書一覧(3/5)(フロントライン系故障時)

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，格納容器スプレイ
冷却モード）

格納容器圧力逃がし装置※4
代替格納容器圧力逃がし装置※4

専用空気ボンベ

AM 設備別操作手順書「FCVS(S/P 側):フィル
タベント設備使用」「FCVS(D/W 側):フィル
タベント設備使用」

事 故 時 運 転操 作 手順 書
(徴候ベース)「PCV 圧力制御」

重大事故等
対処設備

遠隔手動弁操作設備

事 故 時 運 転操 作 手順 書
(徴候ベース)「PCV 圧力制御」等

AM 設備別操作手順書「耐圧強化ライン使用(S/C 側)」「耐圧強化ライン使用(D/W 側)」自主対策設備

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
原子炉格納容器
不活性ガス系配管・弁
非常用ガス処理系配管・弁
真空破壊弁（S/C→D/W）
主排気筒（内筒）
常設代替交流電源設備※3
可搬型代替交流電源設備※3
代替所内電気設備※3
常設代替直流電源設備※3
専用空気ボンベ

手順書

重大事故等
対処設備

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

フロントライン系故障時

現場操作

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，格納容器スプレイ
冷却モード）
全交流動力電源

対応設備

自主対策設備対応
手段

重大事故等対処設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

格納容器圧力逃がし装置又は代替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

分類

事 故 時 運 転操 作 手順 書
(徴候ベース)「PCV 圧力制御」

自主
対策設備

AM 設備別操作手順書「FCVS(S/P 側):フィル
専用空気ボンベ
タベント設備使用」「FCVS(D/W 側):フィル
タベント設備使用」「耐圧強化ライン使用(S/C 側)」「 耐 圧 強 化ラ イ ン使 用
(D/W 側)」※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4: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。

1.5-64

対応手段，対応設備，手順書一覧(4/5)(サポート系故障時)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対応設備

手順書

原子炉補機冷却系
全交流動力電源重大事故等対処設備

重大事故等対処設備
設(計基準拡張 )代替原子炉補機冷却系による除熱サポート系故障時

熱交換器ユニット
事故時運転操作手順書
大容量送水車（熱交換器ユ(徴候ベース)ニット用）「S/P 温度制御」等
代替原子炉補機冷却海水ス
トレーナ
AM 設備別操作手順書
ホース「代替 Hx による補機冷
代替原子炉補機冷却系接続
却水(A 系)確保」
口「代替 Hx による補機冷原子炉補機冷却系配管・弁・却水(B 系)確保」
サージタンク
残留熱除去系熱交換器
多様なハザード対応手
海水貯留堰
順スクリーン室「熱交換器ユニットに取水路
よる補機冷却水確保(A
常設代替交流電源設備※3系)」
可 搬 型代 替交 流電 源設 備
「熱交換器ユニットに※3
よる補機冷却水確保(B
燃料補給設備※3系)」
残留熱除去系（原子炉停止
時冷却モード）※1
残留熱除去系(サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード)※2
残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）※2
補機冷却用海水取水路
補機冷却用海水取水槽※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4: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。

1.5-65

対応手段，対応設備，手順書一覧(5/5)(サポート系故障時)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対応設備

手順書

原子炉補機冷却系
全交流動力電源

自主対策設備

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

大容量送水車（熱交換器ユ
事故時運転操作手順書
ニット用）又は代替原子炉(徴候ベース)
補機冷却海水ポンプ「S/P 温度制御」等
代替原子炉補機冷却海水ス
トレーナ
AM 設備別操作手順書
ホース「代替 Hx による補機冷
代替原子炉補機冷却系接続
却水(A 系)確保」
口「代替 Hx による補機冷原子炉補機冷却系配管・弁却水(B 系)確保」
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系（原子炉停止
多様なハザード対応手時冷却モード）※1
順
残留熱除去系(サプレショ「代替原子炉補機冷却
ン・チェンバ・プール水冷
海水ポンプ又は，大容量却モード)※2
送水車による補機冷却
残留熱除去系（格納容器ス
水確保」
プレイ冷却モード）※2
海水貯留堰
スクリーン室取水路
補機冷却用海水取水路
補機冷却用海水取水槽
常設代替交流電源設備※3
可搬型代替交流電源設備※3
移動式変圧器
燃料補給設備※3※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4: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。

1.5-66

表 1.5.2

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧(1/8)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)判断基準

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク(大気)への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
事故時運転操作手順書(徴候ベース)
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W「PCV 圧力制御」
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
放射線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)D/W
AM 設備別操作手順書
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)S/C「FCVS(S/P 側):フィルタベント設備
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内圧力(D/W)
使用」
圧力格納容器内圧力(S/C)
「FCVS(D/W 側):フィルタベント設備
ドライウェル雰囲気温度使用」
原 子 炉 格 納 容 器内 のサプレッション・チェンバ気体温度
温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
格納容器内水素濃度(A)原 子 炉 格 納 容 器内 の格納容器内水素濃度(B)
水素濃度
格納容器内水素濃度(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の
酸素濃度

電源

原 子 炉 格 納 容 器内 の放射線量率

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

操作

原 子 炉 格 納 容 器内 の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

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

最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

1.5-67

監視計器一覧(2/8)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)判断基準

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク(大気)への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」
操作

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧操作

補機監視機能

判断基準

-

操作

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水抜き)」

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N2 パー
ジ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

-

判断基準

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水張
り)」

-

-

補機監視機能-補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量-

フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力-

フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位--

操作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位

補機監視機能ドレンタンク水位

1.5-68

監視計器一覧(3/8)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク(大気)への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
c.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
事故時運転操作手順書(徴候ベース)
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W「PCV 圧力制御」
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
放射線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)D/W
AM 設備別操作手順書
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)S/C「耐圧強化ライン使用(S/C 側)」「耐圧強化ライン使用(D/W 側)」

判断基準

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

原 子 炉 格 納 容 器内 の放射線量率
原 子 炉 格 納 容 器内 の
水素濃度

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤電圧
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)D/W
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)S/C
格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)操作

原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

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

最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保

耐圧強化ベント放射線モニタ

1.5-69

監視計器一覧(4/8)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク(大気)への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
事故時運転操作手順書(徴候ベース)
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W「PCV 圧力制御」
放射線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
原 子 炉 格 納 容 器内 の圧力
判断基準

AM 設備別操作手順書「FCVS(S/P 側):フィルタベント設備
使用」「FCVS(D/W 側):フィルタベント設備使用」

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度
原 子 炉 格 納 容 器内 の
水素濃度

電源

格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤電圧操作

原 子 炉 格 納 容 器内 の放射線量率

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

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

最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

1.5-70

監視計器一覧(5/8)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)判断基準

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク(大気)への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
b.代替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）
多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」
操作

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧操作

補機監視機能

判断基準

-

操作

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水抜き)」

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N₂パー
ジ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

-

判断基準

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水張り)」-

補機監視機能-補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量-

フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力-

フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位--

操作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位

補機監視機能ドレンタンク水位

1.5-71

監視計器一覧(6/8)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(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）
c.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「PCV 圧力制御」
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W
放射線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
AM 設備別操作手順書「耐圧強化ライン使用(S/C 側)」「耐圧強化ライン使用(D/W 側)」

判断基準
操作

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の放射線量率

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

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

最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保

耐圧強化ベント放射線モニタ

1.5-72

監視計器一覧(7/8)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク(海洋)への代替熱輸送
a.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
b.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保
事故時運転操作手順書(徴候ベース)
ドライウェル雰囲気温度「S/P 温度制御」等
原 子 炉 格 納 容 器内 の サプレッション・チェンバ気体温度
温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
AM 設備別操作手順書

多様なハザード対応手順「熱交換器ユニットによる補機冷却水確保(A 系)」
「熱交換器ユニットによる補機冷却
水確保(B 系)」

判断基準

「代替 Hx による補機冷却水(A 系)確保」「代替 Hx による補機冷却水(B 系)確保」

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

電源

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

水源の確保

RCW サージタンク水位(A)水位
RCW サージタンク水位(B)水位

最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保
操作
補機監視機能事故時運転操作手順書(徴候ベース)「S/P 温度制御」等

判断基準

AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水(A 系)確保」「代替 Hx による補機冷却水(B 系)確保」
多様なハザード対応手順「代替原子炉補機冷却海水ポンプ又は，大容量送水車による補機冷却水確保」

原子炉補機冷却系(A)系統流量
原子炉補機冷却系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
代替 RCW ユニット入口温度
代替 RCW ポンプ(A)吸込圧力
代替 RCW ポンプ(B)吸込圧力
代替 RCW ポンプ(A)吐出圧力
代替 RCW ポンプ(B)吐出圧力
代替 RSW ポンプ出口圧力

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

電源操作

最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保

補機監視機能1.5-73

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
原子炉補機冷却系(A)系統流量
原子炉補機冷却系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
大容量送水車吐出圧力監視計器一覧(8/8)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
事故時運転操作手順書(徴候ベース)「S/P 温度制御」等
原 子 炉 圧 力 容 器内 の
温度

監視パラメータ(計器)

原子炉圧力容器温度
残留熱除去系熱交換器入口温度

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
M/C E 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
P/C E-1 電圧
P/C C-2 電圧
P/C D-2 電圧
P/C E-2 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧

水源の確保

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

原 子 炉 格 納 容 器の 温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保

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

判断基準

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

操作

1.5-74

表 1.5.3

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

供給対象設備【1.5】
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

格納容器圧力逃がし装置

給電元
給電母線
常設代替直流電源設備
AM 用直流 125V

代替格納容器圧力逃がし装置

常設代替直流電源設備
AM 用直流 125V

不活性ガス系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系（7 号炉のみ）
直流 125V A 系

非常用ガス処理系弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系

代替原子炉補機冷却系

可搬型代替交流電源設備
熱交換器ユニット

原子炉補機冷却系弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

1.5-75

図 1.5.1 機能喪失原因対策分析

1.5-76

凡例：

フロントライン系

サポート系

故障を想定

対応手段あり

故障要因5

故障要因6

故障要因7

故障要因8

フロントライン系，サポート系の整理，故障の想定・対応手段
故障想定機器

故障要因1

故障要因2

故障要因3

故障要因4

RHRポンプA故障
弁故障

静的機器故障RHR Hx(A)
配管
S/P

水源

ストレーナ

RCW機能喪失

RCWポンプ
弁
静的機器故障補機冷却系故障

RSW機能喪失

静的機器故障RHR A機能喪失
駆動源喪失（AC電源）
駆動源喪失（AC電源）

RCW Hx
配管

RSWポンプ
弁
配管
ストレーナ

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失P/C故障
D/G機能喪失

M/C故障

外部電源喪失主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失RHRポンプB故障
弁故障

最終ヒートシンク喪失

RHR Hx(B)
配管
静的機器故障

S/P
水源

ストレーナ

RCW機能喪失

RCWポンプ
弁
静的機器故障補機冷却系故障

RSW機能喪失

RSWポンプ
弁
静的機器故障RHR B機能喪失
駆動源喪失（AC電源）

駆動源喪失（AC電源）

RCW Hx
配管

配管
ストレーナ

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失P/C故障
D/G機能喪失

M/C故障

外部電源喪失主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失RHRポンプC故障
弁故障

静的機器故障RHR Hx(C)
配管
S/P
ストレーナ

水源

RCW機能喪失

RCWポンプ
弁
静的機器故障補機冷却系故障

RSW機能喪失

RSWポンプ
弁
静的機器故障

最終ヒートシンク喪失 RHR C機能喪失
駆動源喪失（AC電源）
駆動源喪失（AC電源）

RCW Hx
配管

配管
ストレーナ

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失P/C故障
D/G機能喪失

M/C故障

外部電源喪失主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）※

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失本資料は，「機能喪失原因対策分析」を基に，設計基準事故対処設備の機能が喪失に至る原因を順次右側へ展開している。すなわち，機器の機能が喪失することにより，当該機器の左側に記載される機能が喪失する関係にあることを示している。ただし，AND 条件，OR 条件については表現していないため，必要に応じて「機能喪失原因対策分析」を確認することとする。

図 1.5.1

機能喪失原因対策分析(補足)1.5-77

図 1.5.2 EOP

格納容器制御「S/P 温度制御」における対応フロー
1.5-78図 1.5.3 EOP

格納容器制御「PCV 圧力制御」における対応フロー
1.5-79図 1.5.4

SOP「除熱-1」における対応フロー
1.5-80図 1.5.5

SOP「除熱-2」における対応フロー
1.5-81

操作手順

弁名称

⑦※1

非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁⑦※2

非常用ガス処理系出口Uシール元弁⑦※3

耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁⑦※4

不活性ｶﾞｽ系非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑦※5

不活性ｶﾞｽ系換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑦※6

耐圧強化ﾍﾞﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝﾌｨﾙﾀﾍﾞﾝﾄ容器側隔離弁⑦※7

非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁⑦※8

換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁⑧a※1

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ弁操作用空気供給弁⑧a※2⑯※2⑧b※1

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁
不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ弁操作用空気供給弁⑧b※2⑯※3

不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁⑬⑯※1

不活性ｶﾞｽ系PCV耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ用連絡配管隔離弁

図 1.5.6 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱 概要図
1.5-82

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

減圧及び除熱開始 75分

要員（数）通信手段確保，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

電源を 復旧しながら格納容器ベン ト開始

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（W/Wベント）

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

系統構成を 行う。

※空気駆動弁の駆2動源が確保できた場

系統構成※

合，本操作は不要。

※駆動空気弁の駆動源が確保でき中央制御室から遠隔操作した場合は，約 35 分で可能である。
図 1.5.7 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(W/W ベント) タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

減圧及び除熱開始 75分

要員（数）通信手段確保，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

電源を 復旧しながら格納容器ベン ト開始

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（D/Wベント）

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

系統構成を 行う。

※空気駆動弁の駆2系統構成※

動源が確保できた場
合，本操作は不要。

※駆動空気弁の駆動源が確保でき中央制御室から遠隔操作した場合は，約 35 分で可能である。
図 1.5.8 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(D/W ベント)
タイムチャート

1.5-83図 1.5.9 PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ] 概要図
1.5-84

経過時間（分）
10

手順の項目

20

40

ＰＣＶベント駆動源確保

要員（数）中央制御室運転員Ａ，Ｂ

30

2

50

60

70

80

現場運転員C及びD

備考

45分

系統構成

移動、ボン ベ交換

ＰＣＶベント駆動源確保

90※時間は1弁のボン ベ交換時
間リークチェ ック2

３弁すべてを 連続で交換した
場合、2時間15分

図 1.5.10

PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]

1.5-85

タイムチャート図 1.5.11 フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り 概要図
1.5-86

図 1.5.12 フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り タイムチャート

1.5-87

操作手順④

図 1.5.13

弁名称
FCVS フィルタベント装置 給水ライン元弁

フィルタ装置水位調整(水張り)

1.5-88

概要図

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

フィルタ装置水位調整開始（水張り）開始

要員（数）

80
80分

フィルタ装置水位調整（水張り）開始
緊急時対策要員

90

100

110

120

130

140

150

160

170

備考

フィルタ装置水位調整（水張り）完了 130分
（水位計指示[1000～1500mm]）
水張り完了

2

緊急時対策所～大湊高台移動 ※フィルタ装置
水位調整(水張り)[防火水槽を水源とした場合]

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
緊急時対策要員

2

送水準備
送水

※荒浜側高台保管場所の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を使用する場合は，約 120 分で可能である。
図 1.5.14 フィルタ装置水位調整(水張り) タイムチャート（1/2）

1.5-89

※ 荒浜側
高台保管
場所への
移動は，
10分と想
定する

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

100

フィルタ装置水位調整開始（水張り）開始

要員（数）

110
110分

120

130

140

150

フィルタベント装置水位調整（水張り）完了（水位計指示[1000～1500mm]）

160

備考

160分

フィルタ装置水位調整（水張り）開始
緊急時対策要員

170

水張り完了

2

緊急時対策所～淡水貯水池移動
貯水池出口弁「開」
緊急時対策要員

2
送水ライン水張り，健全性確認，送水ホース及び消防ホース接続継手接続

フィルタ装置
水位調整(水張り)

送水 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプへの送水開始
緊急時対策所～大湊高台移動 ※[淡水貯水池を水源とした場合]

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
緊急時対策要員

2

送水準備
送水

図 1.5.14

フィルタ装置水位調整(水張り)

1.5-90

タイムチャート（2/2）

※ 荒浜側
高台保管
場所への
移動は，
10分と想
定する

操作手順
②※1⑤※1②※2⑤※2②※3⑤※3

弁名称
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
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

図 1.5.15

フィルタ装置水位調整(水抜き)

1.5-91

概要図

図 1.5.16 フィルタ装置水位調整(水抜き) タイムチャート

1.5-92

操作手順
④⑪

弁名称
FCVS PCVベントラインフィルタベント側 N 2 パージ用元弁

図 1.5.17 格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージ 概要図
1.5-93

1.5.18 格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージ タイムチャート

1.5-94図 1.5.19

フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

1.5-95

概要図

図 1.5.20 フィルタ装置スクラバ水 pH 調整 タイムチャート

1.5-96

操作手順②※1⑤※1②※2⑤※2④⑤※3

弁名称
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
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
FCVS フィルタベント装置 ドレンライン N 2パージ用元弁

図 1.5.21 ドレン移送ライン N₂パージ 概要図
1.5-97

図 1.5.22 ドレン移送ライン N₂パージ タイムチャート

1.5-98

操作手順
※1
※1
② ③
※2
② ③※2
②※3③※3②※4③※4
※5
※5
② ③

弁名称
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
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
FCVS フィルタベント装置 遮へい壁内側ドレン弁
FCVS フィルタベント装置 ドレンタンク出口止め弁

図 1.5.23 ドレンタンク水抜き 概要図
1.5-99図 1.5.24 ドレンタンク水抜き タイムチャート

1.5-100

操作手順

弁名称

⑥b※1⑫a⑮※1

S/C側第一隔離弁⑥a※1⑥b※2⑮※3

S/C側第二隔離弁⑥a※2⑫b⑮※2

D/W側第一隔離弁⑥a※3⑥b※3⑮※4

D/W側第二隔離弁

図 1.5.25 代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱 概要図
1.5-101経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

80

備考

25分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保，電源確認

代替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（W/Wベント）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

系統構成
原子炉格納容器ベン ト開始

現場運転員C，D

2

移動，電源確保※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う
図 1.5.26 代替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(W/W ベント) タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

30

20

40

50

60

70

25分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保，電源確認

代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（D/Wベント）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

系統構成
原子炉格納容器ベン ト開始

現場運転員C，D

2

移動，電源確保※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う
図 1.5.27 代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(D/W ベント) タイムチャート

1.5-102図 1.5.28 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱 概要図(1/2)
1.5-103

操作手順

弁名称

⑥※1

非常用ｶﾞｽ処理系ﾌｨﾙﾀ装置出口弁⑥※2

非常用ｶﾞｽ処理系出口Uｼｰﾙ元弁⑥※3

不活性ｶﾞｽ系非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑥※4

不活性ｶﾞｽ系換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑥※5

非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁後弁⑥※6

換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁後弁⑦

PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝﾌｨﾙﾀﾍﾞﾝﾄ側隔離弁操作用空気ﾎﾞﾝﾍﾞ出口弁⑧

耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝﾌｨﾙﾀﾍﾞﾝﾄ容器側隔離弁⑨

PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁操作用空気ﾎﾞﾝﾍﾞ出口弁⑩

耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁⑪a※1

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ弁操作用空気供給弁⑪a※2⑲※2⑪b※1

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁
不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ弁操作用空気供給弁⑪b※2⑲※3

不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁⑰⑲※1

不活性ｶﾞｽ系PCV耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ用連絡配管隔離弁

図 1.5.28

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

1.5-104

概要図(2/2)

経過時間（分）
10

手順の項目

20

40

30

50

55

175

180

190

200

備考

180分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

原子炉格納容器ベン ト開始

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（W/Wベント）

電源を復旧しながら系統構成を行う

移動・電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ※空気駆動弁の駆動源が確保できた場
合，本操作は不要。

系統構成

2

系統構成 ※※空気駆動弁の駆動源が確保でき中央制御室から遠隔操作した場合は，約 60 分で可能である。
図 1.5.29 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(W/W ベント) タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

20

40

30

50

55

175

180

190

200

備考

180分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

耐圧強化ベント系による原子炉
格納容器内の減圧及び除熱（D/Wベント）

原子炉格納容器ベン ト開始

電源を復旧しながら系統構成を行う

移動・電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

系統構成

2系統構成 ※※空気駆動弁の駆動源が確保でき中央制御室から遠隔操作した場合は，約 60 分で可能である。
図 1.5.30 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(D/W ベント)
タイムチャート

1.5-105※空気駆動弁の駆動源が確保できた場
合，本操作は不要。

図 1.5.31 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） 概要図（1/2）
1.5-106

操作手順

図 1.5.31

弁名称①※1

非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁①※2

非常用ガス処理系出口Uシール元弁⑥※1

耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁⑥※2

耐圧強化ﾍﾞﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝﾌｨﾙﾀﾍﾞﾝﾄ容器側隔離弁⑥※3

非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁⑥※4

換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁⑦※1

不活性ｶﾞｽ系非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑦※2

不活性ｶﾞｽ系換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑧a※1

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ弁操作用空気供給弁⑧a※2⑱※3

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁⑧a※3

S/Cベント弁操作用空気排気側止め弁⑧a※4

S/Cベント弁逆操作用空気排気側止め弁⑧b※1

不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ弁操作用空気供給弁⑧b※2⑱※4

不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁⑧b※3

D/Wベント弁操作用空気排気側止め弁⑧b※4

D/Wベント弁逆操作用空気排気側止め弁⑭※1⑱※1

不活性ｶﾞｽ系PCV耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ用連絡配管隔離弁⑭※2⑱※2

PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
1.5-107

概要図（2/2）

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

80

備考

55分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保，弁状態及び監視計器指示の確認

中央制御室運転員Ａ，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(現場操作)（W/Wベント）

図 1.5.32

2

移動，系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

現場運転員Ｅ，Ｆ

2

原子炉格納容器ベン ト開始

移動，系統構成

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（W/W ベント）
(現場操作)

タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

55分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保，弁状態及び監視計器指示の確認

中央制御室運転員Ａ，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(現場操作)（D/Wベント）

図 1.5.33

2

移動，系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

現場運転員Ｅ，Ｆ

2

原子炉格納容器ベン ト開始

移動，系統構成

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（D/W ベント）
(現場操作)

1.5-108

タイムチャート

操作手順

弁名称

⑤b※1⑪ａ⑮※1

S/C側第一隔離弁⑤a※1⑤b※2⑮※3

S/C側第二隔離弁⑤a※2⑪b⑮※2

D/W側第一隔離弁⑤a※3⑤b※3⑮※4

D/W側第二隔離弁

図 1.5.34 代替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） 概要図
1.5-109

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

80

備考

40分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保，監視計器指示の確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ
代替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)（W/Wベント）2
移動，系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

原子炉格納容器ベン ト開始

2※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う

図 1.5.35

代替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(W/W ベント)
(現場操作)

タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

40分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保，監視計器指示の確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ
代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(現場操作)（D/Wベント）2
移動，系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

原子炉格納容器ベン ト開始

2※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う
図 1.5.36

代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(D/W ベント)
(現場操作)

1.5-110

タイムチャート図 1.5.37 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） 概要図(1/2)

1.5-111

操作手順

図 1.5.37

弁名称①※1

非常用ｶﾞｽ処理系ﾌｨﾙﾀ装置出口弁①※2

非常用ｶﾞｽ処理系出口Uｼｰﾙ元弁⑤※1

非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁後弁⑤※2

換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁後弁⑥※1

不活性ｶﾞｽ系非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑥※2

不活性ｶﾞｽ系換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑦※1

PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝﾌｨﾙﾀﾍﾞﾝﾄ側隔離弁操作用空気ﾎﾞﾝﾍﾞ出口弁⑦※2

耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝﾌｨﾙﾀﾍﾞﾝﾄ容器側隔離弁⑦※3

PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝﾌｨﾙﾀﾍﾞﾝﾄ側隔離弁操作用空気排気側止め弁⑦※4

PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝﾌｨﾙﾀﾍﾞﾝﾄ側隔離弁逆操作用空気排気側止め弁⑧※1

PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁操作用空気ﾎﾞﾝﾍﾞ出口弁⑧※2

耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁⑧※3

PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁操作用空気排気側止め弁⑧※4

PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁逆操作用空気排気側止め弁⑨a※1

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ弁操作用空気供給弁⑨a※2⑱※3

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁⑨a※3

S/Cベント弁操作用空気排気側止め弁⑨a※4

S/Cベント弁逆操作用空気排気側止め弁⑨b※1

不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ弁操作用空気供給弁⑨b※2⑱※4

不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁⑨b※3

D/Wベント弁操作用空気排気側止め弁⑨b※4

D/Wベント弁逆操作用空気排気側止め弁⑮※1⑱※1

不活性ｶﾞｽ系PCV耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ用連絡配管隔離弁⑮※2⑱※2

PCV耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ用連絡配管隔離弁バイパス弁

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）
1.5-112

概要図(2/2)

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

35

130

135

140

150

備考

135分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保・計器電源確認

中央制御室運転員Ａ，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)（W/Wベント）2

移動・系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

原子炉格納容器ベン ト開始

移動・系統構成

現場運転員Ｅ，Ｆ

図 1.5.38

2

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(W/W ベント)
(現場操作)

タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

35

130

135

140

150

135分 減圧及び除熱開始

要員（数）通信手段確保・計器電源確認

中央制御室運転員Ａ，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)（D/Wベント）2

移動・系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

原子炉格納容器ベン ト開始

移動・系統構成

現場運転員Ｅ，Ｆ

図 1.5.392

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(D/W ベント)
(現場操作)
1.5-113

タイムチャート

備考図 1.5.40 代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保 概要図(1/2)

1.5-114図 1.5.40

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

1.5-115

概要図(2/2)

経過時間（時間）
1

手順の項目

2

3

4

5

6

7

8

9

10

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保 9時間要員（数）通信手段確保，系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

移動，電源確保

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

系統構成

2

大容量送水車（熱交換器ユニット用），熱交換器ユニット他移動

緊急時対策要員

主配管（可搬型）等の接続

13

図 1.5.41

補機冷却水の供給，流量調整

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

1.5-116

タイムチャート

備考図 1.5.42 大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保 概要図(1/2)
1.5-117図 1.5.42

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保概要図(2/2)

1.5-118

経過時間（時間）
1

手順の項目

2

3

4

5

6

7

8

9

10

備考

7

8

9

10

備考

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 5時間要員（数）通信手段確保，系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ
大容量送水車（熱交換器ユニット用）
又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保

2

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

系統構成

2（大容量送水車（熱交換器ユニット用）の場合）

大容量送水車（熱交換器ユニット用）他移動

緊急時対策要員

ホース接続

8

補機冷却水の供給，流量調整

経過時間（時間）
1

手順の項目

2

3

4

5

6

代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保 7時間要員（数）通信手段確保，系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ
大容量送水車（熱交換器ユニット用）
又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保

2

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ（代替原子炉補機冷却海水ポンプの場合）

代替原子炉補機冷却海水ポン プ 他移動

緊急時対策要員

図 1.5.43

系統構成

2

ホース接続

11

補機冷却水の供給，流量調整

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

1.5-119

タイムチャート図 1.5.44 原子炉補機冷却系による補機冷却水確保 概要図
1.5-120図 1.5.45

重大事故等時の対応手段選択フローチャート

1.5-121

添付資料 1.5.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表(1/4)
技術的能力審査 基準（1.5）
【 本 文】
発 電 用原 子炉 設 置者 にお い て、 設計 基 準事 故 対処 設
備 が 有す る最 終 ヒー トシ ン クへ 熱を 輸 送す る 機能 が
喪 失 した 場合 に おい て炉 心 の著 しい 損 傷及 び 原子 炉
格 納 容器 の破 損 （炉 心の 著 しい 損傷 が 発生 す る前 に
生 ず るも のに 限 る。 ）を 防 止す るた め 、最 終 ヒー ト
シ ン クへ 熱を 輸 送す るた め に必 要な 手 順等 が 適切 に
整 備 され てい る か、 又は 整 備さ れる 方 針が 適 切に 示
さ れ てい るこ と 。
【 解 釈】
１ 「最 終 ヒー トシ ン クへ 熱を 輸 送す るた め に必 要
な 手 順等 」と は 、以 下に 掲 げる 措置 又 はこ れ と同 等
以 上 の効 果を 有 する 措置 を 行う ため の 手順 等 をいう。
（ １ ）炉 心損 傷 防止ａ ） 取水 機能 の 喪失 によ り 最終 ヒー ト シン ク が喪 失
す る こと を想 定 した 上で 、 BWRに おい ては 、 サプ
レ ッ ショ ンプ ー ルへ の熱 の 蓄積 によ り 、原 子 炉冷 却
機 能 が確 保で き る一 定の 期 間内 に、 十 分な 余 裕を持 っ て所 内車 載 代替 の最 終 ヒー トシ ン ク（ UHS） の
繋 ぎ 込み 及び 最 終的 な熱 の 逃が し場 へ の熱 の 輸送 がで き るこ と。 加 えて 、残 留 熱除 去系 (RHR)の 使用 が不 可 能な 場合 に つい て考 慮 する こと 。
ま た 、PWR に お いて は、 タ ービ ン動 補 助給 水 ポン プ
及 び 主蒸 気逃 が し弁 によ る ２次 冷却 系 から の 除熱 に
よ り 、最 終的 な 熱の 逃が し 場へ の熱 の 輸送 が でき る
こと。

番号

①

－

②

設置許可基準規則 （48条）

技術基 準規則（63条）【 本文 】
発 電用 原 子炉 施設 に は、 設計 基 準事 故対 処 設備
が 有す る 最終 ヒー ト シン クへ 熱 を輸 送す る 機能が 喪失 し た場 合に お いて 炉心 の 著し い損 傷 及び原 子炉 格 納容 器の 破 損（ 炉心 の 著し い損 傷 が発生 する 前 に生 ずる も のに 限る 。 ）を 防止 す るた
め 、最 終 ヒー トシ ン クへ 熱を 輸 送す るた め に必要 な設 備 を設 けな け れば なら な い。

【 本文 】
発 電用 原子 炉 施設 に は、 設計 基 準事 故対 処設 備が 有す る 最終 ヒ ート シン ク へ熱 を輸 送
す る機 能が 喪 失し た 場合 にお い て炉 心の 著
し い損 傷及 び 原子 炉 格納 容器 の 破損 （炉 心の 著し い損 傷 が発 生 する 前に 生 ずる もの に限 る。 ）を 防 止す る ため 、最 終 ヒー トシ ン
ク へ熱 を輸 送 する た めに 必要 な 設備 を施 設
し なけ れば な らな い 。

【 解釈 】
１ 第４ ８条 に 規定 する 「 最終 ヒー ト シン ク へ熱を 輸送 す るた めに 必 要な 設備 」 とは 、以 下 に掲
げ る措 置 又は これ ら と同 等以 上 の効 果を 有 する
措 置を 行 うた めの 設 備を いう 。
ａ ）炉 心 の著 しい 損 傷等 を防 止 する ため 、 重大
事 故防 止 設備 を整 備 する こと 。

【 解釈 】
１ 第 ６ ３条 に規 定 する 「 最終 ヒー ト シン
ク へ熱 を輸 送 する た めに 必要 な 設備 」とは 、以 下に 掲 げる 措 置又 はこ れ らと 同等 以
上 の効 果を 有 する 措 置を 行う た めの 設備 を
い う。
ａ ）炉 心の 著 しい 損 傷等 を防 止 する ため 、
重 大事 故防 止 設備 を 整備 する こ と。

ｂ ）重 大 事故 防止 設 備は 、設 計 基準 事故 対 処設
備 に対 し て、 多重 性 又は 多様 性 及び 独立 性 を有し 、位 置 的分 散を 図 るこ と。

ｂ ）重 大事 故 防止 設 備は 、設 計 基準 事故 対処 設備 に対 し て、 多 重性 又は 多 様性 及び 独立 性を 有し 、 位置 的 分散 を図 る こと 。

ｃ ）取 水 機能 の喪 失 によ り最 終 ヒー トシ ン クが喪 失す る こと を想 定 した 上で 、 BWR にお い ては 、サ プ レッ ショ ン プー ルへ の 熱の 蓄積 に より 、原 子 炉冷 却機 能 が確 保で き る一 定の 期 間内に 、十 分 な余 裕を 持 って 所内 車 載代 替の 最 終
ヒ ート シ ンク シス テ ム（ UHSS） の繋 ぎ込 み 及び
最 終的 な 熱の 逃が し 場へ の熱 の 輸送 がで き ること 。加 え て、 残留 熱 除去 系(RHR)の 使 用が 不 可能
な 場合 に つい て考 慮 する こと 。
ま た、 PWR に おい て は、 ター ビ ン動 補助 給 水ポ
ン プ及 び 主蒸 気逃 が し弁 によ る ２次 冷却 系 からの 除熱 に より 、最 終 的な 熱の 逃 がし 場へ の 熱の輸 送が で きる こと 。

ｃ ）取 水機 能 の喪 失 によ り最 終 ヒー トシ ン
ク が喪 失す る こと を 想定 した 上 で、 BWR に
お いて は、 サ プレ ッ ショ ンプ ー ルへ の熱 の蓄 積に より 、 原子 炉 冷却 機能 が 確保 でき る
一 定の 期間 内 に、 十 分な 余裕 を 持っ て所 内
車 載代 替の 最 終ヒ ー トシ ンク シ ステ ム
(UHSS)の繋 ぎ 込み 及 び最 終的 な 熱の 逃が し場 への 熱の 輸 送が で きる こと 。 加え て、 残
留 熱除 去系 (RHR)の 使用 が 不可 能な 場 合につ いて 考慮 す るこ と 。
ま た、 PWR に おい て は、 ター ビ ン動 補助 給水 ポン プ及 び 主蒸 気 逃が し弁 に よる ２次 冷
却 系か らの 除 熱に よ り、 最終 的 な熱 の逃 がし 場へ の熱 の 輸送 が でき るこ と 。
ｄ ）格 納 容器 圧力 逃 がし 装置 を 整備 する 場 合ｄ ）格 納容 器 圧力 逃 がし 装置 を 整備 する 場
は 、本 規 程第 ５０ 条 １ｂ )に準 ずる こ と。 ま た、 合 は、 本規 程 第６ ５ 条１ ｂ)に 準ず る こ
そ の使 用 に際 して は 、敷 地境 界 での 線量 評 価を と 。ま た、 そ の使 用 に際 して は 、敷 地境 界
行 うこ と 。
で の線 量評 価 を行 う こと 。

1.5-122

番号

③

－

④

⑤

⑥

⑦

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(2/4)：重大事故等対処設備
重大事故等対 処設備を使用した 手段
審査基 準の要求に適合 するための手段

自主対策

機器名称

既設
新設

解釈
対応番号

機能

機器名称

常設
可搬

必要 時間 内 に使 用 可能 か

対 応 可能 な人 数
で 使用 可 能か

備考

残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モー ド）

既設

①③

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

①③

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

①
③

－

－

－

－

－

－

機能

ー

残
留
モ
熱
除
ド
去
系
に
よ
原
る
子
原
炉
子
停
炉
止
除
時
熱
冷
却

：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

）

（

ー

プ

ー

残
留
ル
熱
水
除
モ冷
去
却
系
ドモ

（
ー
）

残留熱除去系(サプレ
ション・チェン バ・
プール水冷却モ ード)
残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却 モー
ド）

既設

ッ

サ
にド
プ
よ及
レ
るび
格格
シ
納納
容容
ン
器器
・
除ス
チ
熱プ
レ
ン
イ
バ
冷
・
却

既設

ョ

－

－

ェ

原
子
炉
補
機
冷
却
系
に
よ
る
除
熱

原子炉補機冷却 系海水ポンプ
原子炉補機冷却 系中間ループ循環ポン プ
原子炉補機冷却 系配管・弁・海水ス トレー
ナ
原子炉補機冷却 系サージタンク
原子炉補機冷却 系熱交
換器

既設
既設
既設
既設
既設

補機冷却用海水 取水路

既設

補機冷却用海水 取水槽

既設

非常用交流電源 設備

既設

海水貯留堰

新設

スクリーン室

既設

取水路

既設

1.5-123

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(3/4)：重大事故等対処設備
重大事故等対 処設備を使用した 手段
審査基 準の要求に適合 するための手段
機能

機器名称

格格
子
納納
炉
容容
格
器器
納
圧圧
容
力力
器
逃逃
内
がが
の
しし
減
装装
圧
置置
及
に又
び
よは
除
る代
熱
原替

格納容器圧力逃 がし装置
代替格納容器圧 力逃が
し装置

耐
圧
強
化
ベ
ン
ト
減系
圧に
及よ
びる
除原
熱子
炉
格
納
容
器
内
の

操現
作場

専用空気ボンベ

－

既設
新設

解釈
対応番号

機能

機器名称

常設
可搬

必要 時間 内 に使 用 可能 か

対 応 可能 な人 数
で 使用 可 能か

備考

①
②
③
④
⑤
⑥
⑦

－

－

－

－

－

－

①
②
③
④
⑤
⑥

－

－

－

－

－

－

①②
③④
⑤⑥
⑦

操現
作場

－

－

自主対 策とする理由 は本文
参照

新設
新設

－

既設
新設
既設
新設

遠隔手動弁操作 設備

新設

原子炉格納容器

既設

不活性ガス系配 管・弁

既設
既設
既設

主排気筒（内筒 ）既設

常設代替交流電 源設備新設

可搬型代替交流 電源設
備

新設

代替所内電気設 備

新設

常設代替直流電 源設備

新設

専用空気ボンベ新設

遠隔手動弁操作 設備

新設

－

自主対策

新設

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

非常用ガス処理 系配
管・弁
真空破壊弁
（S/C→ D/W）

：重大事故等対処設備（設計基準拡張）－

専 用空気ボンベ－

1.5-124

常設－審査基準，基準規則と対処設備との対応表(4/4)：重大事故等対処設備
重大事故等対 処設備を使用した 手段
審査基 準の要求に適合 するための手段
機能

機器名称

熱交換器ユニッ ト
大容量送水車（ 熱交換器ユニット用）代替原子炉補機 冷却海
水ストレーナホース
代替原子炉補機 冷却系
接続口
原子炉補機冷却 系配管・弁・サージ タンク

解釈
対応番号

機能

機器名称
大 容量送水車（熱 交換器 ユニット用）又は 代
替 原子炉補機冷却 海水
ポ ンプ
代 替原子炉補機冷 却海
水 ストレーナ

新設

新設
新設

ホ ース
代 替原子炉補機冷 却系
接 続口
原 子炉補機冷却系 配
管 ・弁

新設
新設
既設

取 水路

常設

補 機冷却用海水取 水路

常設

補 機冷却用海水取 水槽

常設

常 設代替交流電源 設備

常設

可 搬型代替交流電 源設
備

可搬

移 動式変圧器

可搬

既設

燃 料補給設備

常設
可搬

既設

残 留熱除去系（原 子炉
停 止時冷却モード ）常設

既設

常設代替交流電 源設備新設

可搬型代替交流 電源設
備新設

燃料補給設備既設新設

残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モー ド）

既設

補機冷却用海水 取水路

既設

補機冷却用海水 取水槽

既設

）

取水路

ッ

既設

残 留熱除去系(サプレシ ョン・チェンバ ・プ ール水冷却モー ド)
残 留熱除去系（格 納容器 スプレイ冷却モ ード）

1.5-125

運転員側
4名

緊急時対策
要員側
300分

緊急時 対策
要員 側
8名

常設

常設

スクリーン室

運転員 側
255分

常設

ス クリーン室

①
②
③
④
⑤
⑥

備考

可搬

常設

新設

対 応 可能 な人 数
で 使用 可 能か可搬

海 水貯留堰

海水貯留堰

必要 時間 内 に使 用 可能 か

可搬

常設

既設

代大
替容
原量
子送
炉水
補車
機
冷熱
却交
海換
水器
ポユ
ンニ
プ
にト
よ用
る
除又
熱は

常設
可搬

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(サプレ
ション・チェン バ・
プール水冷却モ ード)
残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却 モー
ド）

自主対策

（

代
替
原
子
炉
補
機
冷
却
系
に
よ
る
除
熱

既設
新設

：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

常設

常設

自主対 策とする理由 は本文参照

添付資料 1.5.2
GTG

GTG

※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

第二ガスタービン発電機

予備

【凡例】

第一ガスタービン発電機

GTG

GTG

：ガスタービン発電機

D/G：非常用ディーゼル発電機

GTG
予備

：遮断器
：断路器

緊急用高圧母線

大湊側緊急用高圧母線：配線用遮断器

緊急用断路器
：接続装置
M

6号炉

7号炉

D/G
(6A)

緊急用
電源切替箱
接続装置6A

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

動力
変圧器

D/G

M/C 6D
電源
車

AM用
動力変圧器

動力
変圧器

AM用MCC 6B
代替所内
電気設備

M

電源
車

動力
変圧器

MCC 7C系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

AM用直流
125V充電器

図１

D/G：非常用ディーゼル発電機

M/C：メタルクラッド開閉装置

P/C：パワーセンタ

MCC：モータ・コントロール
・センタ

(7B)

M/C 7D
電源
車

AM用
動力変圧器

動力
変圧器
P/C 7D-1

AM用MCC 7B
代替所内
電気設備

M

MCC 7D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

AM用切替盤M

D/G

P/C 7C-1

MCC 6D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

M/C 7CP/C 6D-1

MCC 6C系

【略語】

緊急用
電源切替箱
接続装置7A(7A)(6B)

P/C 6C-1

非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

緊急用
電源切替箱
断路器

D/G

M/C 6C
電源
車

：切替装置

号炉間電力
融通ケーブル

緊急用
電源切替箱
断路器

AM用切替盤M：電動切替装置

M

AM用直流
125V充電器

M

対応手段として選定した設備の電源構成図(６号及び 7 号炉 交流電源)

1.5-126

図 2 対応手段として選定した設備の電源構成図(６号炉 交流電源)

1.5-127

MCC
AM用
MCC 6B 6C-1-5

MCC
6C-1-7MCC
MCC
6C-1-8 6D-1-8

蓄電池6A-2

AM用蓄電池
充
電
器

蓄電池6A

充
電
器

充
電
器

直流125V
主母線盤6A
直流125V
分電盤6B-1

バイタル分電盤

ＡＣ系空気作動弁

1.5-128

バイタル分電盤

Ｂ系計装電源ＡＣ系空気作動弁

Ａ系計装電源図 3 対応手段として選定した設備の電源構成図(６号炉 直流電源)

Ｂ系バイタル電源装置

直流125V
分電盤6A-1

フィルタベント無停電電源装置

フィルタベント制御

事故時放射線モニタ

直流125V原子炉建屋
MCC 6A

直流125V RCIC
制御用切替盤

直流125V
主母線盤6B

Ａ系バイタル電源装置

直流125V RCIC
動力用切替盤

フィルタベント
分電盤

蓄電池6B

充
電
器

AM用直流
125V主母線盤

直流125V
HPACMCC

MCC
6D-1-7

第一ガスタービン発電機（緊急用断路器経由）

第二ガスタービン発電機（緊急用高圧母線経由）

第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用高圧母線経由）【凡例】：非常用ディーゼル発電機

D/G

号炉間電力融通（６号炉緊急用電源切替箱断路器へ）：遮断器

緊急用電源切替箱
断路器：断路器：配線用遮断器
緊急用
電源切替箱
接続装置7A

D/G

：接続装置

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

M

D/G

(7A)

(7B)
M/C 7C：電動切替装置：動力変圧器M/C 7D【略語】

ＲＨＲポンプ（Ｂ）

ＲＨＲポンプ（
Ａ）

電源
車

電源
車

D/G ：非常用ディーゼル発電機
M/C ：メタルクラッド開閉装置
P/C ：パワーセンタ
MCC ：モータ・コントロール・センタ

P/C 7D-1

P/C 7C-1
MCC
7D-1-3ＡＣ系 電動弁

MCC
7D-1-6MCC
7D-1-7

計測用（
Ｂ）
系電源

MCC
7D-1-2

計測用（
Ｂ）
系電源

MCC
7D-1-1

ＲＣＷ（
Ｂ）
系 電動弁

AM用MCC 7B

ＲＨＲ（
Ｂ）
系 電動弁

M

ＲＨＲ（
Ｂ）
系 電動弁

ＲＣＷ（
Ａ）
系 電動弁

MCC
7C-1-7

ＲＨＲ（
Ａ）
系 電動弁

ＲＨＲ（
Ａ）
系 電動弁

MCC
7C-1-3

計測用（
Ａ）
系電源

MCC
7C-1-2ＡＣ系 電動弁

MCC
7C-1-1

図 4 対応手段として選定した設備の電源構成図(７号炉 交流電源)

1.5-129

AM用
MCC
MCC 7B 7C-1-4

MCC
7C-1-7MCC
7D-1-7AM用蓄電池蓄電池7A-2

蓄電池7B

蓄電池7A

充
電
器

充
電
器

MCC
7D-1-4MCC
7C-1-6

充
電
器

充
電
器

直流125V
主母線盤7B

直流125V
主母線盤7A

125V同時投入防止用
切替盤

フィルタベント
分電盤
直流125V
分電盤7A-1-1

直流125V
原子炉建屋
MCC 7A

バイタル分電盤

1.5-130

ＡＣ系空気作動弁対応手段として選定した設備の電源構成図(7 号炉 直流電源)

バイタル分電盤
Ｂ系計装電源ＡＣ系空気作動弁

図5

直流125V
分電7B-1-1

直流125V
分電盤7B-1-2A

Ａ系計装電源

フィルタベント無停電電源装置

フィルタベント制御

事故時放射線モニタ

125V同時投入防止用
切替盤

直流125V
分電盤7B-2-2

Ｂ系バイタル電源装置

直流125V
HPAC MCC

Ａ系バイタル電源装置

直流125V
分電盤7A-2-2A

添付資料 1.5.3-1
重大事故対策の成立性
1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流動力電源確立時
a.操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作に必要な電動弁の電源確保及び現場での系統構成を行う。
b.作業場所
電源確保
W/W ベントD/W ベント

原子炉建屋
原子炉建屋
原子炉建屋

地下 1 階(非管理区域)
地下 1 階(非管理区域)
地上 2 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数(4 名)，所要時間 (35 分※)のうち，電源確保及び現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:電源確保 30 分(実績時間:24 分)※空気駆動弁の駆動源の確保ができない場合,遠隔手動
弁操作設備による操作を 40 分とし所要時間が 75 分となる。
(実績時間：不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 21 分)(実績時間：不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 17 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
現場運転員の放射線防護を考慮し，遠隔手動弁操作設備エリ
アは，二次格納施設外に設置している。

1.5-131移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の受電操作であり，容易に実施可能である。
遠隔手動弁操作設備の操作についても，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。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

受電操作

受電確認

1.5-132

(2)全交流動力電源喪失時
a.操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作を現場にて行う。交流電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により系統構成を行う。
b.作業場所
系統構成
W/W ベントD/W ベント

原子炉建屋
原子炉建屋
原子炉建屋

地上 4 階，地上 3 階(管理区域)
地上中 3 階，地下１階(非管理区域)
地上中 3 階，地上 2 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数(6 名)，所要時間(55 分)のうち，系統構成に必要な要員数，所
要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:系統構成(二次格納容器施設内)
35 分(二次格納容器施設外)
40 分※
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作
5分(実績時間：不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管
隔離弁の全開 2 分)
※遠隔手動弁操作設備による操作の実績時間は以下の通りである。
(実績時間：不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 21 分)(実績時間：不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 17 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム1.5-133

手袋)を装備又は携行して作業を行う。管理区域においては汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，
ゴム手袋)を装備して作業を行う。
現場運転員の放射線防護を考慮し，遠隔手動弁操作設備エリ
アは，二次格納施設外に設置している。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :遠隔手動弁操作設備の操作についても，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。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型
音声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

系統構成(遠隔手動弁操作設備)

1.5-134

原子炉格納容器ベント操作(遠隔手動弁操作設備)

添付資料 1.5.3-2
2.PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]
a.操作概要原子炉格納容器内の圧力上昇に対する原子炉格納容器ベントの必要性が認識された場合，ベント隔離弁を「全開」にして，原子炉格納容器ベントラ
インを構成する必要があり，通常の駆動源である IA が喪失した状況下ではAM 対策用空気ボンベが駆動源となる。常設ボンベと予備ボンベを交換した
後，隔離弁の駆動圧力を確保する。
b.作業場所
原子炉建屋

地上 3 階，地上 2 階，地下 1 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
PCV ベント弁駆動源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:45 分(実績時間:32 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋
内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッド
ライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常のボンベ切替え・交換操作であり，容易に実施可能である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

1.5-135

予備ボンベ交換

ボンベ取り付け

1.5-136

添付資料 1.5.3-3
3.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
a.操作概要原子炉格納容器ベント操作中におけるフィルタ装置水位調整のため，フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りを実施する。
b.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤードフィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:60 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出されることから，
放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，操作に必要な工具はなく，容易に実施可能である。
また，遠隔手動弁操作設備による弁操作についても，操作に必要な工具はなく通常の弁操作と同様である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話
設備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策本部及び中央制御室に連絡する。

1.5-137

添付資料 1.5.3-4
4.フィルタ装置水位調整(水張り)a.操作概要原子炉格納容器ベント操作時又は原子炉格納容器ベント停止時に想定されるフィルタ装置の水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため，フィル
タ装置の水張りによるフィルタ装置の水位調整を行う。
b.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤードフィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置水位調整(水張り)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員 4 名)
｢淡水貯水池を水源とした場合｣6 名(緊急時対策要員 6 名)
所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣130 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合｣160 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :送水ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能であり，必要な工具はない。
また，弁の開閉操作についても，必要な工具はなく通常の弁操作と同様である。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

1.5-138

連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に連絡する。

1.5-139

添付資料 1.5.3-5
5.フィルタ装置水位調整(水抜き)a.操作概要原子炉格納容器ベント操作時又は原子炉格納容器ベント停止時に想定されるフィルタ装置の水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため水抜きによる水位調整を行う。
b.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤードフィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置水位調整(水抜き)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:135 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作，ならびに通常のポンプ起動・停止操作であるため，容易に実施可能である。また，作業に必要な工具はない。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペー
スがある。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に連絡する。

1.5-140

添付資料 1.5.3-6
6.格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージ
a.操作概要原子炉格納容器ベント停止後は，配管内に残留する水素ガスによる燃焼防止と，残留凝縮による配管内の負圧防止のため，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。
窒素ガスの供給は可搬型窒素供給装置にて行い，当該装置を格納容器圧力逃がし装置にホースで接続し，窒素供給弁を操作することでパージを行う。
b.作業場所
原子炉建屋
原子炉建屋

屋外南側(非管理区域)
地上 3 階 南側通路(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :7 名(中央制御室運転員 1 名，緊急時対策要員 6 名)(※1.5.3-8 とあわせて合計 7 名の必要要員数とする)
所要時間目安:240 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :送気ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能であり，操作に必要な工具はない。
また，弁の開閉操作についても，必要な工具はなく通常の弁操作

1.5-141

と同様である。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースがある。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に連絡する。

N₂パージ操作

1.5-142

添付資料 1.5.3-7
7.格納容器圧力逃がし装置計装(サンプリングポンプ起動)
a.操作概要原子炉格納容器ベント停止後，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージ中，装置内の水素濃度を測定するため，格納容器ベントライン水素サ
ンプリングラックにてサンプリングポンプを起動する。
b.作業場所
原子炉建屋

地上 3 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置計装(サンプリングポンプ起動)に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:180 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は通常，汚染の恐れのない
二次格納施設外にて行うが，原子炉格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した
不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャコールフィ
ルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常のポンプ起動・停止操作であるため，容易に実施可能である。また，操作に必要な工具はない。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話
設備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策本部及び中央制御室に連絡する。

1.5-143

添付資料 1.5.3-8
8.フィルタ装置スクラバ水 pH 調整
a.操作概要
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水の pH が規定値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
b.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤードフィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置スクラバ水 pH 調整に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :7 名(中央制御室運転員 1 名，緊急時対策要員 6 名)
所要時間目安:90 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能である。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースがある。本操作で必要となる工具は，空気圧縮機，補給ポンプ等とともに作業エリア近傍(フィルタベント遮蔽
壁内(附室))に配備する。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策

1.5-144

本部及び中央制御室に連絡する。

1.5-145

添付資料 1.5.3-9
9.ドレン移送ライン N2 パージ
a.操作概要フィルタ装置水位調整(水抜き)・ドレンタンク水抜き後は，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，フィルタ装置排水ラインの窒素ガスによるパージを実施する。
b.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤードフィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び操作時間
ドレン移送ラインの N2 パージに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:100 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :送気ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能であり，操作に必要な工具はない。
また，弁の開閉操作についても，必要な工具はなく通常の弁操作と同様である。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースがある
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策

1.5-146

本部及び中央制御室に連絡する。

1.5-147

添付資料 1.5.3-10
10.ドレンタンク水抜き
a.操作概要ドレンタンクが水位高に達した場合，よう素フィルタの機能維持のため，ドレン移送ポンプを使用してドレンタンク内の凝縮水を排水する。
b.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤードフィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び操作時間
ドレンタンク水抜きに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:105 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作，ならびに通常のポンプ起動・停止操作であるため，容易に実施可能である。また，操作に必要な工具はない。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペー
スがある。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に連絡する。

1.5-148

添付資料 1.5.3-11
11.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流動力電源確立時
a.操作概要代替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操作に必要な電動弁の電源確保を行う。
b.作業場所(設置場所未確定)
原子炉建屋(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
代替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必要な要員数(4 名)，所要時間(25 分)のうち，電源確保に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:15 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の受電操作であり，容易に実施可能である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

1.5-149

受電操作

受電確認

1.5-150

(2)全交流動力電源喪失時
a.操作概要代替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操作を現場にて行う。交流電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により系統構成を行う。
b.作業場所(設置場所未確定)
原子炉建屋(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
代替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必要な要員数(6 名)，所要時間(40 分)のうち，系統構成に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:35 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
現場運転員の放射線防護を考慮し，遠隔手動弁操作設備エリア
は，二次格納施設外に設置している。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の受電操作であり，容易に実施可能である。
遠隔手動弁操作設備の操作についても，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。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室

1.5-151

に連絡する。

1.5-152

添付資料 1.5.3-1212.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流動力電源確立時
a.操作概要耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な電動弁の電源の確保，系統構成，及び中央制御室での系統構成のための AM 対策用空気ボンベ出口弁の手動操作を行う
b.作業場所
電源確保
系統構成
W/W ベントD/W ベント

原子炉建屋
原子炉建屋
原子炉建屋
原子炉建屋

地下 1 階(非管理区域)
地上中 3 階，地上 3 階(非管理区域)
地下 1 階(非管理区域)
地上 2 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数(4 名)，所要時間 (60 分※)のうち，AM 対策用空気ボンベ出口弁の手動操作，現場系統構成及び電源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:電源確保 30 分(実績時間:24 分)
系統構成(二次格納容器施設外)25 分(実績時間:23 分)※空気駆動弁の駆動源の確保ができない場合,遠隔手動
弁操作設備による操作を 120 分（40 分/1 弁）とし所要時間が 180 分となる。
(実績時間：不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施した場合 21 分)(実績時間：不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施した場合 17 分)(耐圧強化系ベント系 PCV ベントラインフィルタベント
容器側隔離弁の全閉実績時間:設備設置工事中のため実績時間なし)(耐圧強化系ベント系 PCV ベントライン排気筒側隔離弁の全開実績時間:設備設置工事中のため実績時間なし)

1.5-153

d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における操作性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
現場運転員の放射線防護を考慮し，遠隔手動弁操作設備エリ
アは，二次格納施設外に設置している。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作及び受電操作であり，容易に実施可能である。
遠隔手動弁操作設備の操作についても，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。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型
音声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

受電操作

受電確認

1.5-154

(2)全交流動力電源喪失時
a.操作概要耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の系統構成
を交流電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により行う。
なお，空気駆動弁の操作手段として，ボンベからの駆動空気を電磁弁排気ポートへ供給することで空気駆動弁を操作する事ができる。
b.作業場所
系統構成
W/W ベントD/W ベント

原子炉建屋
原子炉建屋
原子炉建屋
原子炉建屋

地上 4 階，地上 3 階(管理区域)
地上中 3 階，地上 3 階(非管理区域)
地下 1 階(非管理区域)
地上 2 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数(6 名)，所要時間(135 分)のうち，現場系統構成に必要な要員数，所
要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:系統構成(二次格納容器施設内) 35 分
(二次格納容器施設外) 120 分（40 分/1 弁）※
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作
5分(実績時間：不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管
隔離弁の全開 2 分)
※遠隔手動弁操作設備による操作の実績時間は以下の通りである。
(実績時間：不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 21 分)(実績時間：不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 17 分)(耐圧強化系ベント系 PCV ベントラインフィルタベント
容器側隔離弁の全閉実績時間: 設備設置工事中のため実績時間なし)(耐圧強化系ベント系 PCV ベントライン排気筒側隔離弁の全開実績時間: 設備設置工事中のため実績時間な

1.5-155

し)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における操作性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。管理区域においては汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，
ゴム手袋)を装備して作業を行う。
現場運転員の放射線防護を考慮し，遠隔手動弁操作設備エリ
アは，二次格納施設外に設置している。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作及び受電操作であり，容易に実施可能である。
遠隔手動弁操作設備の操作についても，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。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型
音声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

原子炉格納容器ベント操作(遠隔手動弁操作設備)

系統構成(遠隔手動弁操作設備)

1.5-156

添付資料 1.5.3-13
13.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
a.操作概要代替原子炉補機冷却系を用いた冷却水確保のため，現場にて原子炉補機冷却系の系統構成を行う。
また，本操作は管理区域及び非管理区域での操作を同要員が行う想定としている。
b.作業場所
原子炉建屋(管理及び非管理区域)
タービン建屋海水熱交換器エリア(非管理区域)
コントロール建屋(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保(系統構成)に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:4 時間 15 分(実績時間:4 時間)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋
内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッド
ライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。管理区域においては汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音声

1.5-157

呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

冷却水確保(系統構成)

冷却水確保(系統構成)

1.5-158

添付資料 1.5.3-14
14.熱交換器ユニットによる補機冷却水確保
a.操作概要代替原子炉補機冷却系(熱交換器ユニット，大容量送水車（熱交換器ユニット用），電源車等)を用いて冷却水供給を行う。
b.作業場所
タービン建屋近傍(屋外)c.必要要員数および操作時間
熱交換器ユニットによる補機冷却水確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 : 13 名(緊急時対策要員)
所要時間目安: 9 時間(実績時間なし)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。
放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・
ヘッドライトを携行しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :各種ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能である。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策本部に連絡する。

1.5-159

熱交換器ユニット設置作業

熱交換器ユニット設置

1.5-160

添付資料 1.5.3-15
15.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保a.操作概要大容量送水車（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の供給を行う。
b.作業場所
タービン建屋近傍(屋外)c.必要要員数および操作時間
大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :｢大容量送水車（熱交換器ユニット用）を使用する場合｣
8 名(緊急時対策要員)｢代替原子炉補機冷却海水ポンプを使用する場合｣
11 名(緊急時対策要員)
所要時間目安:｢大容量送水車（熱交換器ユニット用）を使用する場合｣
5 時間(実績時間なし)｢代替原子炉補機冷却海水ポンプを使用する場合｣｣
7 時間(実績時間なし)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。
放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備又は携行して作業を行う。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携行しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :各種ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能である。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策

1.5-161

本部に連絡する。

追而

1.5-162

添付資料 1.5.4-1
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順
判断基準記載内容
1.5.2.1 フロントライ a.格納容器圧力逃がし装 ⅱ.PCVベント弁駆動源確 空気ボンベの残量が減少
ン系故障時の対応手順 置による原子炉格納容器 保[予備ボンベ](1)最終ヒートシンク(大 内の減圧及び除熱
ⅳ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場
気)への代替熱輸送（交整(水張り)
合流動力電源が健全である
ⅴ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が上限水位に到達，又はフィルタ場合）
整(水抜き)
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ⅶ.フィルタ装置スクラ フィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断し，
バ水pH調整排水を行った場合
ⅷ.ドレン移送ラインN₂ ドレンタンク水抜き完了後
パージ手順
ⅸ.ドレンタンク水抜き ドレンタンクが水位高に到達すると判断した場合

1.5-163

解釈
操作用空気減圧弁一次側圧力にて以下

フィルタ装置の水位が1000mmを下回ると判断した場合
フィルタ装置の水位が 2200㎜に到達，又はフィルタ装
置金属フィルタの差圧がに到達すると判断した場合
フィルタ装置の水位が2200mmに到達すると判断し，排水を行った場合
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[T61-F209]の「全閉」操作完了後
ドレンタンクの水位が 3000㎜に到達すると判断した場
合添付資料 1.5.4-2
操作手順の解釈一覧(1/7)
手順
操作手順記載内容
1.5.2.1 フロントライ a.格納容器圧力逃がし装 ⅰ.格納容器圧力逃がし 非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁
ン系故障時の対応手順 置による原子炉格納容器 装置による原子炉格納容 換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁(1)最終ヒートシンク(大 内の減圧及び除熱
器内の減圧及び除熱
FCVS制御盤気)への代替熱輸送（交フィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内
流動力電源が健全である
格納容器補助盤場合）
非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁
非常用ガス処理系出口Uシール元弁
耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁
不活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁
不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁
耐圧強化ベント系PCVベントラインフィルタベント容器
側隔離弁
不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁
不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁
不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁
不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁
ⅱ.PCVベント弁駆動源確 不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁
保[予備ボンベ]
不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気ボンベ出口弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁
不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気ボンベ出口弁
ⅲ.フィルタ装置ドレン FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁
移送ポンプ水張りFCVSフィルタベント装置 遮へい壁内側ドレン弁
FCVSフィルタベント装置移送ポンプテストライン止め
弁ⅳ.フィルタ装置水位調 FCVSフィルタベント装置給水ライン元弁整(水張り)
FCVS計器ラック
フィルタ装置水位
規定水位

1.5-164

解釈
T22-F040
U41-F050
H11-P659
フィルタ装置水位指示値が1000～1500mm
H11-P657
T22-MO-F004A/B
T22-MO-F511
T61-AO-F002
T31-AO-F020
T31-AO-F021
T61-AO-F001
T31-MO-F092
T31-AO-F022
T31-MO-F092
T31-MO-F082
T31-AO-F019
T31-MO-F082
T31-AO-F019
T31-MO-F070
T31-AO-F022
T31-F090
T31-AO-F019
T31-F080
T61-F502A又はT61-F502B
T61-F501
T61-F212
T61-F102
H22-P910
T61-LI-002及びT61-LI-003
通常水位範囲内である1000mm～1500mm

操作手順の解釈一覧(2/7)
手順
1.5.2.1 フロントライ a.格納容器圧力逃がし装 ⅴ.フィルタ装置水位調
ン系故障時の対応手順 置による原子炉格納容器 整(水抜き)(1)最終ヒートシンク(大 内の減圧及び除熱気)への代替熱輸送（交流動力電源が健全である
場合）

操作手順記載内容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
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
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現場制御盤
ポンプ吐出側流量
ポンプ吐出側流量を必要流量に調整
FCVS計器ラック
フィルタ装置水位
通常水位に到達した事を確認
ⅵ.格納容器圧力逃がし 原子炉建屋非管理区域内サンプリングラック
装置停止後のN2パージ フィルタ装置水素濃度
FCVS PCVベントラインフィルタベント側 N2パージ用元
弁
窒素ガスの注入を実施
可搬型窒素供給装置からの窒素注入の完了
FCVS制御盤
水素濃度が許容濃度以下
ⅶ.フィルタ装置スクラ フィルタベント装置pH計入口止め弁
バ水pH調整フィルタベント装置pH計出口止め弁
FCVS制御盤フィルタ装置スクラバ水pH
フィルタ装置水位
FCVSフィルタベント装置給水ライン元弁
pHが規定値
ⅷ.ドレン移送ラインN₂ FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二
パージ手順
止め弁
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
FCVSフィルタベント装置ドレンラインN2パージ用元弁
ドレン移送ライン圧力

1.5-165

解釈
T61-F210
T61-F211
T61-F209
H21-P917及びH21-P918
T61-FI-001A/B
ポンプ吐出側流量を約10m3/hに調整
H22-P910
T61-LI-002及びT61-LI-003
1000mmに到達した事を確認
H22-P912及びH22-P913-1
T61-H2E-001及びT61-H2E-002
T61-F205
可搬型窒素供給装置流量《約70Nm3/h》において，3時間以上の注入を実施
3時間
H11-P659
水素濃度が2%以下
T61-F715
T61-F716
H11-P659
T61-pHIT-001
T61-LI-002及びT61-LI-003
T61-F102
T61-F210
T61-F211
T61-F213
T61-PI-012

操作手順の解釈一覧(3/7)
手順
1.5.2.1 フロントライ a.格納容器圧力逃がし装 ⅸ.ドレンタンク水抜き
ン系故障時の対応手順 置による原子炉格納容器(1)最終ヒートシンク(大 内の減圧及び除熱気)への代替熱輸送（交流動力電源が健全である
場合）

操作手順記載内容
FCVS現場制御盤
FCVSフィルタベント装置遮へい壁内側ドレン弁
FCVSフィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁
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
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
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
ポンプ吐出側流量
ポンプ吐出側流量を必要流量に調整
FCVS計器ラック
ドレンタンク水位
b.代替格納容器圧力逃が ⅰ.代替格納容器圧力逃 制御盤
し装置による原子炉格納 がし装置による原子炉格 フィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内
容器内の減圧及び除熱 納容器内の減圧及び除熱 D/W側第一隔離弁
D/W側第二隔離弁
S/C側第二隔離弁
S/C側第一隔離弁
S/C側第二隔離弁
ⅲ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到
整(水張り)
達する前
ⅳ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が上限水位に到達
整(水抜き)
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
ⅵ.フィルタ装置スクラ pHが規定値
バ水pH調整1.5-166

解釈
H21-P917及びH21-P918
T61-F501
T61-F521
T61-F210
T61-F211
T61-F209
T61-FI-001A/B
ポンプ吐出側流量を約10m3/hに調整
H22-P910
T61-LS-010
盤名称，番号未定
フィルタ装置水位指示値が1000～1500mm
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
フィルタ装置の水位が1000mmを下回り500mmに到達する
前フィルタ装置の水位が2200mmに到達
フィルタ装置金属フィルタの差圧がに到達

操作手順の解釈一覧(4/7)
手順
操作手順記載内容
1.5.2.1 フロントライ c.耐圧強化ベント系によ ⅰ.耐圧強化ベント系に 非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁
ン系故障時の対応手順 る原子炉格納容器内の減 よる原子炉格納容器内の 換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁(1)最終ヒートシンク(大 圧及び除熱
減圧及び除熱格納容器補助盤気)への代替熱輸送（交非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁
流動力電源が健全である
非常用ガス処理系出口Uシール元弁場合）
不活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁
不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁
PCVベントラインフィルタベント側隔離弁操作用空気ボ
ンベ出口弁
耐圧強化ベント系PCVベントラインフィルタベント容器
側隔離弁
PCVベントラインフィルタベント側隔離弁逆操作用空気
排気側止め弁
PCVベントラインフィルタベント側隔離弁操作用空気ボ
ンベ出口弁
PCVベントラインフィルタベント側隔離弁操作用空気排気側止め弁
PCVベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボンベ出口
弁
耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁
PCVベントライン排気筒側隔離弁逆操作用空気排気側止め弁
PCVベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボンベ出口
弁
PCVベントライン排気筒側隔離弁操作用空気排気側止め弁
不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁
緊急時操作用IA排気切替弁
S/Cベント弁操作用空気排気側止め弁
不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁
緊急時操作用IA排気切替弁
不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁
D/Wベント弁操作用空気排気側止め弁
不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁
ⅱ.PCVベント弁駆動源確 耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁
保[予備ボンベ]
PCVベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボンベ出口
弁

1.5-167

解釈
T22-F040
U41-F050
H11-P657
T22-MO-F004A/B
T22-MO-F511
T31-AO-F020
T31-AO-F021
T61-F060
T61-AO-FOO1
T61-F712
T61-F060
T61-F068
T61-F064
T61-AO-F002
T61-F713
T61-F064
T61-F069
T31-MO-F092
T31-AO-F022
T31-F779
T61-F099
T31-MO-F082
T31-AO-F019
T31-F778
T31-MO-F082
T61-F098
T31-MO-F070
T61-AO-F002
T61-F064

操作手順の解釈一覧(5/7)
手順
操作手順記載内容
1.5.2.1 フロントライ a.格納容器圧力逃がし装 ⅰ.格納容器圧力逃がし 非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁
ン系故障時の対応手順 置による原子炉格納容器 装置による原子炉格納容 非常用ガス処理系出口Uシール元弁(2)最終ヒートシンク(大 内の減圧及び除熱(現場 器内の減圧及び除熱(現 非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁気)への代替熱輸送（全 操作)
場操作)
換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁
交流動力電源喪失時の場
FCVS制御盤合）
フィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内
格納容器補助盤
耐圧強化ベント系PCVベントラインフィルタベント容器
側隔離弁
耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁
不活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁
不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁
不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁
不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁の緊急時操作用IA
排気切替弁
S/Cベント弁操作用空気排気側止め弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁
不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の緊急時操作用IA
排気切替弁
D/Wベント弁操作用空気排気側止め弁
不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁
PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁
ⅲ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到
整(水張り)
達する前
ⅳ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が上限水位に到達
整(水抜き)
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
ⅵ.フィルタ装置スクラ pHが規定値
バ水pH調整b.代替格納容器圧力逃が ⅰ.代替格納容器圧力逃 制御盤
し装置による原子炉格納 がし装置による原子炉格 フィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内
容器内の減圧及び除熱 納容器内の減圧及び除熱 D/W側第一隔離弁(現場操作)(現場操作)
D/W側第二隔離弁
S/C側第二隔離弁
S/C側第一隔離弁
S/C側第二隔離弁

1.5-168

解釈
T22-MO-F004A/B
T22-MO-F511
T22-F040
U41-F050
H11-P659
フィルタ装置水位指示値が1000～1500mm
H11-P657
T61-AO-F001
T61-AO-F002
T31-AO-F020
T31-AO-F021
T31-AO-F022
T31-MO-F092
T31-F779
T61-F099
T31-AO-F019
T31-MO-F082
T31-F778
T61-F098
T31-MO-F070
T31-F072
フィルタ装置の水位が1000mmを下回り500mmに到達する
前フィルタ装置の水位が2200mmに到達
フィルタ装置金属フィルタの差圧がに到達

盤名称，番号未定
フィルタ装置水位指示値が1000～1500mm
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定

操作手順の解釈一覧(6/7)
手順
操作手順記載内容
1.5.2.1 フロントライ b.代替格納容器圧力逃が ⅲ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到
ン系故障時の対応手順 し装置による原子炉格納 整(水張り)達する前(2)最終ヒートシンク(大 容器内の減圧及び除熱 ⅳ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が上限水位に到達気)への代替熱輸送（全 (現場操作)
整(水抜き)
フィルタ装置金属フィルタの差圧が設計上限差圧に到
交流動力電源喪失時の場
達合）ⅵ.フィルタ装置スクラ pHが規定値
バ水pH調整c.耐圧強化ベント系によ ⅰ.耐圧強化ベント系に 非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁
る原子炉格納容器内の減 よる原子炉格納容器内の 非常用ガス処理系出口Uシール元弁
圧及び除熱(現場操作) 減圧及び除熱(現場操作) 格納容器補助盤
非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁
換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁
不活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁
不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁
耐圧強化ベント系PCVベントラインフィルタベント容器
側隔離弁
PCVベントラインフィルタベント側隔離弁操作用空気ボ
ンベ出口弁
PCVベントラインフィルタベント側隔離弁逆操作用空気
排気側止め弁
PCVベントラインフィルタベント側隔離弁操作用空気排気側止め弁
耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁
PCVベントライン排気筒側隔離弁操作用空気ボンベ出口
弁
PCVベントライン排気筒側隔離弁逆操作用空気排気側止め弁
PCVベントライン排気筒側隔離弁操作用空気排気側止め弁
不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁
不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁の緊急時操作用IA
排気切替弁
S/Cベント弁操作用空気排気側止め弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁
不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の緊急時操作用IA
排気切替弁
D/Wベント弁操作用空気排気側止め弁
不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁
PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁

1.5-169

解釈
フィルタ装置の水位が1000mmを下回り500mmに到達する
前フィルタ装置の水位が2200mmに到達
フィルタ装置金属フィルタの差圧がに到達

T22-MO-F004A/B
T22-MO-F511
H11-P657
T22-F040
U41-F050
T31-AO-F020
T31-AO-F021
T61-AO-FOO1
T61-F060
T61-F712
T61-F068
T61-AO-F002
T61-F064
T61-F713
T61-F069
T31-AO-F022
T31-MO-F092
T31-F779
T61-F099
T31-AO-F019
T31-MO-F082
T31-F778
T61-F098
T31-MO-F070
T31-F072

操作手順の解釈一覧(7/7)
手順
1.5.2.2 サポート系故 a.代替原子炉補機冷却系 ⅱ.緊急時対策要員操作
障時の対応手順による補機冷却水確保 (補機冷却水供給)(1)最終ヒートシンク(海洋)への代替熱輸送
b.大容量送水車（熱交換 ⅰ.運転員操作器ユニット用）又は代替
原子炉補機冷却海水ポン
プによる補機冷却水確保
1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）
による対応手順(1)原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

操作手順記載内容
RCW代替冷却水供給止め弁
RCW代替冷却水戻り止め弁
代替RCWユニット出口流量調整弁
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
RCW熱交換器(B/E)冷却水出口弁
A系使用時は，RCW熱交換器(A/D)冷却水出口弁

解釈
P21-F143
P21-F143
Y61-F004
代替RCWポンプの流量－揚程曲線より規定流量となるよ
う調整する
P21-MO-F007B/E
P21-MO-F007A/D

原子炉補機冷却系熱交換器冷却水出口弁
残留熱除去系熱交換器冷却水出口弁
原子炉補機冷却系系統流量指示値の上昇

P21-MO-F007
P21-MO-F042
原子炉補機冷却系系統流量指示値が程度まで
残留熱除去系熱交換器入口冷却水流量指示値が程度まで

残留熱除去系熱交換器入口冷却水流量指示値の上昇

1.5-170

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)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
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)格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器逃がし装置による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱(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(d)重大事故等対処設備と自主対策設備
b.手順等
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)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
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
c.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
d.格納容器内pH制御(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）
b.代替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
1.7.2.3 重大事故等時の対応手段の選択

1.7-1

添付資料 1.7.1
添付資料 1.7.2
添付資料 1.7.3

添付資料 1.7.4

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
対応手段として選定した設備の電源構成図
重大事故対策の成立性
1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
2.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
3.フィルタ装置水位調整（水張り）4.フィルタ装置水位調整（水抜き）5.格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージ
6.格納容器圧力逃がし装置計装（サンプリングポンプ起動）
7.フィルタ装置スクラバ水 pH 調整
8.ドレン移送ライン N2 パージ
9.ドレンタンク水抜き
10.代替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
11.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12.格納容器内 pH 制御
解釈一覧
1.判断基準の解釈一覧
2.操作手順の解釈一覧

1.7-2

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。
【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。
（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。

1.7-3

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手順等について説明する。

1.7-4

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
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，設備の選定にあたっては，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。
重大事故等対処設備の他に，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使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下，「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第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，重大事故等対処設備及び自主対策設
備との関係を明確にする。
(2)対応手段と設備の選定の結果
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表 1.7.1 に整理する。
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)格納容器圧力逃がし装置又は代替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
1.7-5

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
・よう素フィルタ
・フィルタ装置水位・フィルタ装置入口圧力・フィルタ装置出口放射線モニタ
・フィルタ装置金属フィルタ差圧・フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置スクラバ水pH・ドレン移送ポンプ
・ドレンタンク
・遠隔手動弁操作設備
・スクラバ水pH制御設備
・ラプチャーディスク
・可搬型窒素供給装置
・フィルタベント遮蔽壁
・配管遮蔽
・原子炉格納容器・真空破壊弁（S/C→D/W）
・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・不活性ガス系配管・弁・耐圧強化ベント系配管・弁・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・防火水槽
・淡水貯水池・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
・常設代替直流電源設備
・燃料補給設備
ⅱ.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
1.7-6

格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置と同等の機能を有する代替格納容器圧力逃がし装置により原子炉
格納容器の圧力及び温度を低下させる手段がある。
代替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
・代替格納容器圧力逃がし装置室空調
・フィルタ装置水位・フィルタ装置入口圧力・フィルタ装置出口放射線モニタ
・フィルタ装置金属フィルタ差圧・フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置スクラバ水pH・ドレン移送ポンプ
・ドレンタンク
・遠隔手動弁操作設備
・薬液タンク・ラプチャーディスク
・可搬型窒素供給装置
・原子炉格納容器・真空破壊弁（S/C→D/W）
・代替格納容器圧力逃がし装置配管・弁・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・防火水槽
・淡水貯水池・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
・常設代替直流電源設備
・燃料補給設備
原子炉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W/W側ベント
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるD/W側ベント
1.7-7優先③：代替格納容器圧力逃がし装置によるW/W側ベント
優先④：代替格納容器圧力逃がし装置によるD/W側ベント
ただし，代替格納容器圧力逃がし装置が完成するまでの期間における優先順位は，①→②の順とする。
ⅲ.現場操作
格納容器圧力逃がし装置及び代替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した場合，隔離弁を手動にて遠隔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る手段がある。放射線防護対策として，隔離弁を手動にて遠隔操作するエリアは二次格納施設外とする。
格納容器圧力逃がし装置及び代替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
ⅳ.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及び代替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。
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。
・可搬型窒素供給装置
・可搬型窒素供給装置接続口
ⅴ.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及び代替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 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。
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手段がある。
1.7-8

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器負圧破損の防止で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素ガス発生装置
・ホース・可燃性ガス濃度制御系配管・弁
本系統は，可燃性ガス濃度制御系配管に接続治具を用いてホースを接続し，可搬型窒素ガス発生装置にて発生した窒素ガスをドライウェ
ル及びサプレッション・チェンバに供給する手順とする。詳細な手順
は，設備の設計の進捗にあわせて整備する。
(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。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。
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・サプレッション・チェンバ・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ
・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
・格納容器下部注水系配管・弁・原子炉圧力容器
・原子炉格納容器
・代替原子炉補機冷却系
・海水貯留堰・スクリーン室
1.7-9

・取水路
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・ホース
・防火水槽
・淡水貯水池・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
・燃料補給設備(c)格納容器内pH制御
格納容器圧力逃がし装置及び代替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捕捉することで，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。
・代替格納容器スプレイ冷却系
・格納容器下部注水系（常設）・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
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，フィルタ装置
水位，フィルタ装置入口圧力，フィルタ装置出口放射線モニタ，フィ
ルタ装置金属フィルタ差圧，フィルタ装置水素濃度，フィルタ装置ス
クラバ水pH，ドレン移送ポンプ，ドレンタンク，遠隔手動弁操作設
備，スクラバ水pH制御設備，ラプチャーディスク，可搬型窒素供給装置，フィルタベント遮蔽壁，配管遮蔽，原子炉格納容器，真空破壊弁（S/C→D/W），格納容器圧力逃がし装置配管・弁，不活性ガス系配管・弁，耐圧強化ベント系配管・弁，可搬型代替注水ポンプ（A-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
として位置づける。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）として位置づける。
代替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1.7-10熱で使用する設備のうち，フィルタ装置，よう素フィルタ，代替格納容器圧力逃がし装置室空調，フィルタ装置水位，フィルタ装置入口圧
力，フィルタ装置出口放射線モニタ，フィルタ装置金属フィルタ差圧，フィルタ装置水素濃度，フィルタ装置スクラバ水pH，ドレン移送
ポンプ，ドレンタンク，遠隔手動弁操作設備，薬液タンク，ラプチャ
ーディスク，可搬型窒素供給装置，原子炉格納容器，真空破壊弁（S/C→D/W），代替格納容器圧力逃がし装置配管・弁，可搬型代替注
水ポンプ（A-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づける。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）として位置づける。
現場操作で使用する設備のうち，遠隔手動弁操作設備は重大事故等対処設備として位置づける。
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可搬型窒素供給装置接続口は重大事故等対処
設備として位置づける。
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のうち，復水移送ポンプ，サプレッション・チェンバ，代替循環
冷却系配管・弁，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッ
ダ，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，格納容器下部注水系配管・弁，原子炉圧力容器，原
子炉格納容器，代替原子炉補機冷却系，海水貯留堰，スクリーン室，取水路，可搬型代替注水ポンプ（A-2級），ホース，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づける。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）として位置づける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.7.1）
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,自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・格納容器内pH制御で使用する設備
1.7-11

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，格納容器下部注水系（常設）の運転にあわせて原子炉格納容器内に薬剤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。
・可搬型格納容器窒素供給設備
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なく，短期的には原子炉格
納容器への窒素ガス供給は不要である。中長期的には本設備を用い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とともに，原子炉格納容器内が負圧に至ることを防止できることから，原子炉格納容器の負圧破損防止対策として有効である。
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める（表1.7.1）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設
備についても整理する（表1.7.2，表1.7.3）。
（添付資料1.7.2）

1.7-12

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)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
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に，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。
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の天井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，原子炉建屋において異常な水素ガスの漏えいを検知した場合には原子炉格納容器内に滞留した水素ガスを排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。
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，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。
原子炉格納容器ベント後は，可燃性ガス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧，又は代替循環冷却系による格納容器除熱機能の復旧により，原
子炉格納容器ベント弁を全閉する。
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)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，原子炉格納容器ベント移行条件※2に達した場合。
※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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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:原子炉格納容器内の圧力の上昇率を確認し，残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系の運転によって原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがない場合，又は原子炉建屋の水素濃度の上昇が確認された場合。

1.7-13

(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り。手順の対応フローを図1.7.1，図1.7.2及び図1.7.3に，概要図を図1.7.4に，タイムチャートを図1.7.5及び図1.7.6に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑫以外は同様)］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・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，格納容器圧力逃がし装置によりW/W側から原子炉格納容器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D/W側からの原子炉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よる原子炉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原子炉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，格納容器圧力逃がし装置による原子炉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，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。
⑥中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の確認として，AC系隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，
AC系隔離信号の除外操作を実施する。
⑦中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁及び非常用ガス処
理系出口Uシール元弁の全閉操作，耐圧強化ベント系PCVベントラ
イン排気筒側隔離弁，不活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁，不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁，非常用
ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁及び換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁の全閉及び耐圧強化ベント系PCVベントラインフィル
1.7-14

タベント容器側隔離弁の全開を確認後，不活性ガス系PCV耐圧強化
ベント用連絡配管隔離弁を調整開（流路面積約50%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
⑧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原子炉格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑨当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報収集を適宜行い，当直長へ報告する。また，当直長
は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報を，緊急時対策本部へ報告する。
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原子炉格納容器ベントの開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑪当直副長は，原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがないと判断した場合，又は静的触媒式水素再結合器の機能が発揮されていない場合で原子炉建屋オペレーティングフ
ロアの天井付近の水素濃度を2.5vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合，若しくは静的触媒式水素再結合器が動作している場合で原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃度を3.0vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合は，原子炉格納容器ベント開始の規定値に到達する時間，現場運転員による移動・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，運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑫ａW/Wベントの場合
現場運転員 C 及び D は，不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設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原子炉格納容器ベントを開始する。
⑫ｂD/W ベントの場合
現場運転員 C 及び D は，不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設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原子炉格納容器ベント操作を開始する。
⑬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原子炉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1.7-15示値の上昇により確認し，当直副長へ報告する。また，当直長
は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
⑭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へ報告する。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へ依頼する。
⑮中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器ベント開始後，可燃性ガス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系
による格納容器除熱機能の復旧により，不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の全閉，現場運転員 C 及び D は，不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁又は不活性ガス系 D/W ベント用
出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で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70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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.7.3-1)
ⅱ.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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
1.7-16

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。
概要図を図1.7.7に，タイムチャートを図1.7.8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，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，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，フィルタベント遮蔽壁附室にて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開した後，フィルタベント遮
蔽壁南側(屋外)にて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，エア抜き完了にて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へ報告する。
(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は60分以内で可能である。
操作は原子炉格納容器ベント操作前の屋外であるため，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。
(添付資料1.7.3-2)
ⅲ.フィルタ装置水位調整(水張り)フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。

1.7-17

(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。概要図を図1.7.9に，タイムチャートを図1.7.10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。
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。
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する。その後，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)停止と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操作を実施する。
⑤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。
(ⅲ)操作の成立性
防火水槽を水源と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4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80分，フィルタ装置水位調整(水張り)を約50分，計約130分で可能である。
また，淡水貯水池を水源と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1.7-18搬型代替注水ポンプ(A-2級)による注水開始まで約110分，フィルタ装
置水位調整(水張り)を約50分，計約160分で可能である。
なお，屋外における本操作は，原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.7.3-3)
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)
フィルタ装置の水位が上限水位に到達，又はフィルタ装置金属フィ
ルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合は，フィルタ装
置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が上限水位に到達，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。概要図を図1.7.11に，タイムチャートを図1.7.12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，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて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を全開操作
し，原子炉建屋外壁東側(屋外) にて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，フィルタベ
ント遮蔽壁南側(屋外)にて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とする。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)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
1.7-19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の起動及びポンプ起動後，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し開操作により，ポンプ吐出側流量を必要流量に調整し，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する。その後，通常水位に到達した事を確認し，ドレン移送ポ
ンプを停止し，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて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を全閉操作し，原
子炉建屋外壁東側(屋外) にて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。
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(水抜き)の完了を報告する。
(ⅲ)操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整(水抜き)完了まで約135分で可能である。なお，屋外における本操作は，原子炉格
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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.7.3-4)
ⅴ.格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージ
原子炉格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
残留熱除去系あるいは代替循環冷却系の機能が復旧し，格納容器圧
1.7-20

力逃がし装置の停止を判断した場合。
(ⅱ)操作手順
格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージの概要は以下のとおり。
概要図を図1.7.13に，タイムチャートを図1.7.14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，緊急時対策要員へ格納容器圧力逃がし装置停止後のN2パージの準備開始を指示する。
②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，フィルタ装置の水素濃度測定のため，系統構成及び工具準
備，サンプリングポンプの起動，フィルタ装置水素濃度計の校正を実施する。また，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付操作し，窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの注入開始を指示する。
④緊急時対策要員は，原子炉建屋外壁南側(屋外)にて，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注入を実施する。
⑤緊急時対策要員は，フィルタ装置水素濃度計の校正完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑥緊急時対策本部は，可搬型窒素供給装置からの窒素ガス注入の完了及びフィルタ装置水素濃度計の校正完了を当直長に連絡するとともに，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。
⑦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。
⑧中央制御室運転員Aは，FCVS制御盤にてフィルタ装置入口圧力指示値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指示値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，窒素ガス注入完了を当直副長へ報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ窒素ガス注入完了を報告する。当直副長は中央制御室運転員へ継続的なフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の監視を指示する。
1.7-21

⑩緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス注入の停止操作を指示する。
⑪緊急時対策要員は，原子炉建屋外壁南側(屋外)にて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，窒素ガスの注入停止を緊急時対策本部に報告する。
⑫中央制御室運転員Aは，窒素ガスの注入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注入完了
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。
⑬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N₂パージの完了を緊急時対策本部へ報告する。
(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，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N₂パージ完了まで約240分で可能である。なお，
屋外における本操作は，原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料 1.7.3-5，1.7.3-6)
ⅵ. フィルタ装置スクラバ水pH調整
排気ガスの凝縮水により，フィルタ装置の水位が上昇した場合，ス
クラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpHが規定値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
(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。概要図を図1.7.15に，タイムチャートを図1.7.16に示す。

1.7-22

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。
③緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)へ薬液補給用として空気圧縮機，ホース接続，補給用ポンプ及び薬液を配備するとともに，フィルタベント遮蔽壁附室にて，系統構成のためフィル
タベント装置 pH 計入口止め弁 ，フィルタベント装置 pH 計出口止め弁 を全開操作した後 pH 計サンプルポンプを起動させ，サンプルポンプの起動を緊急時対策本部へ報告する。また，緊急時対策本部
は当直長へ報告する。
④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。
⑤中央制御室運転員 A は，FCVS 制御盤のスクラバ水 pH 指示値により確認した pH 値及びフィルタ装置水位指示値により確認した水位を当直副長へ報告する。当直長は，当直副長からの依頼に基づき，pH
値と水位を緊急時対策本部へ報告する。
⑥緊急時対策本部は，当直長からの報告に基づき算出された量の薬液を補給するよう緊急時対策要員に指示する。
⑦緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，薬液補給のため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，算出された量の薬液を補給する。
⑧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指示値によりスクラバ水のpHが規定値であることを確認し，薬液補給の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，薬液補給の完了を緊急時対策本部に報告する。緊急時対策本部は緊急時対策要員に薬液補給の停止とpH測定の停止を指示する。
⑩緊急時対策要員は，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の後，pH計サンプルポンプを停止し，フィルタベ
ント装置pH計入口止め弁 ，フィルタベント装置pH計出口止め弁を全閉操作し，緊急時対策本部へスクラバ水pH調整作業完了を報告する。
(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，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
1.7-23

力逃がし装置スクラバ水pH調整完了まで約90分で可能である。なお，
屋外における本操作は，原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料 1.7.3-7)
ⅶ.ドレン移送ラインN₂パージフィルタ装置水位調整(水抜き)後，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水をサプレッション・チェ
ンバに排水する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
フィルタ装置水位調整(水抜き)完了後又はドレンタンク水抜き完了
後。
(ⅱ)操作手順
ドレン移送ラインN₂パージ手順の概要は以下のとおり。概要図を図1.7.17に，タイムチャートを図1.7.18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N₂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置し，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排水ライン窒素供給口へ接続する。
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を開操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，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，窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
③ 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの注入開始を指示する。
④ 緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，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，窒素ガスの注入を開始する。
1.7-24

⑤ 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，窒素ガスの注入を停止した後，フィルタ
ベント遮蔽壁南側(屋外)にて，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を全閉操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて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指示値により確認し，ドレン移送ラインN₂パージが完了したことを緊急時対策本部へ報告する。
(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N₂パージ完了まで約100分で可能である。なお，屋外における本操作は，原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.7.3-8)
ⅷ.ドレンタンク水抜き
ドレンタンクが水位高に到達した場合は，よう素フィルタの機能維持のため排水を実施する。
(ⅰ)手順着手の判断基準
ドレンタンクが水位高に到達すると判断した場合。
(ⅱ)操作手順
ドレンタンク水抜きの概要は以下のとおり。概要図を図1.7.19に，タイムチャートを図1.7.20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
1.7-25

送ポンプ運転状態ランプにより確認し，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よる操作にて全閉とする。フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVSフィルタベン
ト装置ドレンタンク出口止め弁，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を全開操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，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，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，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
弁を微開とし，ドレン移送ポンプを起動した後，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の増し開操作により，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指示値にて排水による水位の低下を確認し，ドレン移送ポンプA又はBを停止した後，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVSフィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁，
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を全閉操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，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，フィルタ
ベント遮蔽壁附室にて，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よる操作にて全開とし，ドレンタン
ク水抜きの完了を緊急時対策本部へ報告する。
(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タンク水抜き完了まで約105分で可能である。なお，屋外における本操作は，原子炉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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.7.3-9)b.代替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，原子炉格納容器の圧力が1.7-26

上昇中の場合に，代替格納容器圧力逃がし装置を使用した原子炉格納容
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。
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の天井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，原子炉建屋において異常な水素ガスの漏えいを検知した場合には原子炉格納容器内に滞留した水素ガスを排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。
なお，代替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，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。
原子炉格納容器ベント後は，可燃性ガス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧，又は代替循環冷却系による格納容器除熱機能の復旧により，原
子炉格納容器ベント弁を全閉する。
ⅰ.代替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
炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器ベント移行条件※2に達した場合で格納容器圧力逃がし装置が機能喪失※3した場合。
※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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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:原子炉格納容器内の圧力の上昇率を確認し，残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系の運転によって原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがない場合，又は原子炉建屋の水素濃度の上昇が確認された場合。
※3:「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。
(ⅱ)操作手順
代替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。手順の対応フローは図1.7.1，図1.7.2及び
図1.7.3に，概要図を図1.7.21に，タイムチャートを図1.7.22及び図1.7-27

1.7.23に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑥⑪以外は同様)］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限以下（ベントライン-1m）であることを確認し，代替格納容器圧力逃がし装置によりW/W側から原子炉格納容器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D/W側からの原子炉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，緊急時対策本部に代替格
納容器圧力逃がし装置による原子炉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，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器ベントに必要な電動弁の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉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，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。
⑥ａW/Wベントの場合
中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，D/W側第一隔離弁及びD/W側第二隔離弁の全閉を確認し，
S/C側第二隔離弁を全開とする。
⑥ｂD/Wベントの場合
中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成
として，S/C側第一隔離弁及びS/C側第二隔離弁の全閉を確認し，
D/W側第二隔離弁を全開とする。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
⑧当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報収集を適宜行い，当直長へ報告する。また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報
を，緊急時対策本部へ報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器圧力逃がし
1.7-28

装置による原子炉格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑩当直副長は，原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがないと判断した場合，又は静的触媒式水素再結合器の機能が発揮されていない場合で原子炉建屋オペレーティングフ
ロアの天井付近の水素濃度を2.5vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合，若しくは静的触媒式水素再結合器が動作している場合で原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃度を3.0vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合は，原子炉格納容器ベント開始の規定値に到達する時間，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，運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑪ａW/Wベントの場合
中央制御室運転員A及びBは，S/C側第一隔離弁を全開とし代替格納
容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントを開始する。
⑪ｂD/Wベントの場合
中央制御室運転員A及びBは，D/W側第一隔離弁を全開とし代替格納
容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントを開始する。
⑫中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉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上昇により確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントが開始された
ことを緊急時対策本部へ報告する。
⑬中央制御室運転員A及びBは，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へ報告する。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へ依頼する。
⑭中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，残留熱除去系若しくは代替循環冷却系による格納容器除熱機能の復旧により，S/C側第一隔離弁又はD/W側第一隔離弁の全閉，その後に
S/C側第二隔離弁又はD/W側第二隔離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
1.7-29確認者），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代替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25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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.7.3-10)
ⅱ.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置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，「1.7.2.1(1)a.ⅱ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。
ⅲ. フィルタ装置水位調整(水張り)フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅲフィルタ装置水位調
整(水張り)」の操作手順と同様である。
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)
フィルタ装置の水位が上限水位に到達した場合,又はフィルタ装置
金属フィルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合は，フィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅳフィルタ装置水位調整(水抜き)」の操作手順と同様である。
ⅴ.格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージ
原子炉格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅴ格納容器圧力逃がし
装置停止後のN₂パージ」の操作手順と同様である。
1.7-30ⅵ.フィルタ装置スクラバ水pH調整
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpHが規定
値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅵ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。
ⅶ.ドレン移送ラインN₂パージフィルタ装置水位調整(水抜き)後，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水をサプレッション・チェ
ンバに排水する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅶドレン移送ラインN₂パージ」の操作手順と同様である。
ⅷ.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。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅷドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。
c.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する。
ⅰ.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格納容器除熱が困難な状況で，復水補給水系が使用可能※3でかつ，代替原子炉補機冷却系による冷却水供給が可能な場合。
※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 γ線線量率が，設計基準事故相当の γ 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
1.7-31

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。
(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。
原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する場合は，残留熱除去系(A)注入配管使用による原子炉注水と残留熱除去系(B)スプレイ配管使
用による格納容器スプレイ(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。
また，原子炉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，格納容器下部注水と残留熱除去系(B)スプレ
イ配管使用による格納容器スプレイ(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格納容器下部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図1.7.1及び図1.7.2に，概要図を図1.7.24に，
タイムチャートを図1.7.25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，緊急時対策本部へ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復水補給水系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1.7-32

一，第二元弁，復水補給水系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／非常用連絡管第一，第二止め弁の全開確認を実施する。
⑥a原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する場合
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，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)の全開操作を実施する。)⑥b格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する場合
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へ報告する。
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(B)注入ライン洗浄水止め弁を全閉とし，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，当直副長へ報告する。
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原子炉注水及び格納容器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(B)注入ライン洗浄水止め弁を調整開とした後に復水移送ポンプを起動し，すみやかに残留熱除去系(A)注入ライン洗浄水止め弁及び 残留熱除去系(B)注入
ライン洗浄水止め弁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，原子炉への注水が開始されたことを
1.7-33

復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，残留熱除去系(A)注入配管
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，格納容器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，残留熱除去系(B)注入配管流量指示値の上昇，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，当直副長へ報告する。
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注水及び格納容器スプレイが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
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，残留熱除去系(A)注入ライン洗浄水止め弁及び残留熱除去系(B)注入ライン洗浄水止め弁にて適宜，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S/P
スプレイへ切り替える。
⑫b格納容器下部注水及び格納容器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，復水補給水系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。
b⑬ 中央制御室運転員A及びBは，残留熱除去系(B)注入ライン洗浄水
止め弁を調整開とした後に復水移送ポンプを起動し，すみやかに
復水補給水系下部ドライウェル注水流量調節弁及び残留熱除去系(B)注入ライン洗浄水止め弁を開として代替循環冷却系の運転を開始する。
b⑭ 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，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，格納容器ス
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，残留熱除去系(B)注入配管流量指示値の上昇，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，当直副長へ報告する。
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
1.7-34

格納容器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へ報告する。
b⑯ 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(B)注入ライン洗浄水止め弁にて適宜，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），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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料 1.7.3-11)
ⅱ.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
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，代替循環冷却系で使用する残留熱除去系
熱交換器(B)へ供給する。
(i)手順着手の判断基準
炉心損傷を判断※1した場合に，代替循環冷却系設備を使用する場
合。
※1:｢炉心損傷を判断｣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 γ 線線量率が，設計基準事故相当の γ 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図1.7.1及び図1.7.2に，概要図を図1.7.26に，タイムチャートを図1.7.27に示す。
1.7-35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，当直副長へ報告する。
(図 1.7.26 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，当直副長へ報告する。(図1.7.26 参照)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を経由し，当直長へ報告する。
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給開始を緊急時対策本部へ依頼する。
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を経由し，当直長へ報告する。
(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），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45分，緊急時対策要員操作の補機冷却水供給開始まで約9時間で可能である。
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
1.7-36

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。
(添付資料 1.5.3-14)
d.格納容器内pH制御
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，S/P水が酸性化する。
S/P水が酸性化すると，S/P水に含まれ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力逃がし装置による原子炉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。
原子炉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ことで，S/P水の酸性化を防止し原子炉格納容器ベント時の放射性物質の系外放出を低減する。
(a)手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1で，復水補給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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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
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図
1.7.1，図1.7.2及び図1.7.3に，概要図を図1.7.28に，タイムチャート
を図1.7.29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格納容器スプレイ，格納容器下部注水及び格納容器内pH制御のため，薬液注入準備開始を指示する。
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
1.7-37

イ注入隔離弁(B)を全開にする。
③現場運転員C及びDは，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，残留熱除去系(B)注入配管流量指示値が規定値となるように残留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁(B)を調整開し，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へ報告するとともに，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。
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薬液タンク水位指示値の低下により確認する。
⑧現場運転員C及びDは，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へ報告する。
⑨中央制御室運転員A及びBは，D/Wスプレイへの切替を当直副長へ報告するとともに，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，D/Wスプレイへの切替が完了したことを，当直副長へ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，規定量の薬液が注入されたことを薬液タン
1.7-38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へ報告する。
⑮中央制御室運転員A及びBは，格納容器下部注水への切替を当直副長へ報告するとともに，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，格納容器下部注水の系統構成のため，復水補給水系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，格納容器下部注水流量指示値が規定値となるように復水補給水系下部ドライウェル注水流量調節弁を調整開し，格納容器下部注水を開始する。
⑱中央制御室運転員A及びBは，残留熱除去系注入ライン洗浄水止め
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。
⑲中央制御室運転員A及びBは，格納容器下部注水への切替が完了したことを，当直副長へ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薬液タンク水位指示値の低下により確認する。
㉑現場運転員C及びDは，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へ報告する。
㉒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。
㉓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)となったら復水補給水系下部ドライウェル注水流量調節弁，復水補給水系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
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内pH制御のための薬液注入開始までの所要時間は以下のとおり。
1.7-39

・格納容器スプレイ（S/P）による薬液注入開始まで約30分で可能である。
・格納容器スプレイ（D/W）による薬液注入開始まで約65分で可能である。
・格納容器下部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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(添付資料1.7.3-12)(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循環冷却系の運転が期待できない場合に，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を実施し，原子炉
格納容器の過圧破損を防止する。
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の天井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，原子炉建屋において異常な水素ガスの漏えいを検知した場合には原子炉格納容器内に滞留した水素ガスを排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。
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，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。
原子炉格納容器ベント後は，可燃性ガス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧，又は代替循環冷却系による格納容器除熱機能の復旧により，原
子炉格納容器ベント弁を全閉する。
なお，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二次格納施設内の系統構成は事前に着手する。
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(現場操作)(i)手順着手の判断基準『二次格納施設内の系統構成』
1.7-40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。
『原子炉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，原子炉格納容器ベント移行
条件※2に達した場合。
※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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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:｢原子炉格納容器ベント移行条件｣とは，原子炉格納容器内の圧力の上昇率を確認し，残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系の運転によって原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがない場合，又は原子炉建屋の水素濃度の上昇が確認された場合。
(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り。手順の対応フローを図1.7.1，図1.7.2及び図1.7.3に，概要図を図1.7.30に，タイムチャートを図1.7.31及び1.7.32に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑫以外は同様)］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，二次格納施設内の系統構成を現場運転員に指示する。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弁及び非常用ガス処理系出口 U シール元弁の全閉操作を実施する。
②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，格納容器圧力逃がし装置
により W/W 側から原子炉格納容器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 D/W 側からの原子炉格納容器ベント実施の準備を開始するよう指示する)。
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントの準備開始を報告する。
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原子1.7-41

炉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
を状態表示にて確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器ベント前の系統構成として非常用ガス処理系側 PCV ベント用隔離弁後弁及び換気空調系
側 PCV ベント用隔離弁後弁の全閉を確認する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内であること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認する。
⑦現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント系 PCV ベントライン排気筒
側隔離弁の全閉を遠隔手動弁操作設備の開度指示にて確認し，不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管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）とする。不活性ガス系 PCV 耐圧
強化ベント用連絡配管隔離弁の開操作ができない場合は，PCV 耐圧
強化ベント用連絡配管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 50%開）とする。
⑧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原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
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
による原子炉格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑩当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報収集を適宜行い，当直長へ報告する。また，当直長は原
子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報を，
緊急時対策本部へ報告する。
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原子炉格納容器ベントの開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑫当直副長は，原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがないと判断した場合，又は静的触媒式水素再結合器の機能が発揮されていない場合で原子炉建屋オペレーティングフ
ロアの天井付近の水素濃度を2.5vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合，若しくは静的触媒式水素再結合器が動作している場合で原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃度を3.0vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合は，原子炉格納容器ベント開始の規定値に到達する時間，現場運転員による移動・弁操作に必要な時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を
1.7-42

考慮し，運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑬ａW/W ベントの場合
現場運転員 C 及び D は，不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器ベントを開始する。
⑬ｂD/W ベントの場合
現場運転員 C 及び D は，不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器ベント操作を開始する。
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原子炉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上昇により確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
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，水位調整が必要な場合は当直副長へ報告する。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
へ依頼する。
⑯中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器ベント開始後，可燃性ガス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系による格納容器除熱機能の復旧により，不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベ
ント用連絡配管隔離弁又は PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バ
イパス弁の全閉及び不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁又は不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作
で全閉するよう現場運転員に指示する。
⑰現場運転員 C 及び D は，不活性ガス系 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁又は PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁及び不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁又は不活性ガス系 D/W ベント
用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉とする。
(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
1.7-43

まで約55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，放射線防護具，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。
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・
懐中電灯をバックアップとして携行する。
(添付資料1.7.3-1)
ⅱ.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置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，「1.7.2.1(1)a.ⅱ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。
ⅲ.フィルタ装置水位調整(水張り)フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅲフィルタ装置水位調
整(水張り)」の操作手順と同様である。
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)
フィルタ装置の水位が上限水位に到達した場合,又はフィルタ装置
金属フィルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合は，フィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。ドレン移送ポンプの電源は，代替交流電源設備より受電可能である。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅳフィルタ装置水位調整(水抜き)」の操作手順と同様である。
ⅴ.格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージ
原子炉格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管
1.7-44

に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅴ格納容器圧力逃がし
装置停止後のN₂パージ」の操作手順と同様である。
ⅵ.フィルタ装置スクラバ水pH調整
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpHが規定
値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅵ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。
ⅶ.ドレン移送ラインN₂パージ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，排水ラインの残留水をサプレッション・チ
ェンバに排水する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅶドレン移送ラインN₂パージ」の操作手順と同様である。
ⅷ.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
設備より受電可能である。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅷドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。
b.代替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，原子炉格納容器の圧力が上昇中の場合に，代替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を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
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の天井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の水素濃度並びに静的触媒式水素再結合器動作
1.7-45

監視装置の出入口温度の監視を行い，原子炉建屋において異常な水素ガスの漏えいを検知した場合には原子炉格納容器内に滞留した水素ガスを排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。
なお，代替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，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。
原子炉格納容器ベント後は，可燃性ガス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧，又は代替循環冷却系による格納容器除熱機能の復旧により，原
子炉格納容器ベント弁を全閉する。
ⅰ.代替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
炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器ベント移行条件※2に達した場合で格納容器圧力逃がし装置が機能喪失※3した場合。
※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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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:｢原子炉格納容器ベント移行条件｣とは，原子炉格納容器内の圧力の上昇率を確認し，残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系の運転によって原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがない場合，又は原子炉建屋の水素濃度の上昇が確認された場合。
※3:「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。
(ⅱ)操作手順
代替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。手順の対応フローは図1.7.1，図1.7.2及び
図1.7.3に，概要図を図1.7.33に，タイムチャートを図1.7.34及び図1.7.35に示す。
［W/Wベントの場合(D/Wベントの場合，手順⑤⑪以外は同様)］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水
1.7-46

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，代替格納容器圧力逃がし装置により，W/W側から原子炉格納容器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D/W側からの原子炉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，緊急時対策本部に代替格
納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントの準備開始を報告する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉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状態表示にて確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，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。
⑤ａW/Wベントの場合
現場運転員 C 及び D は，D/W 側第一隔離弁及び D/W 側第二隔離弁の遠隔手動弁操作設備の開度指示にて全閉を確認し，S/C 側第二隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。
⑤ｂD/Wベントの場合
現場運転員 C 及び D は，S/C 側第一隔離弁及び S/C 側第二隔離弁の遠隔手動弁操作設備による操作の開度指示にて全閉を確認し，D/W
側第二隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とする。
⑥中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告する。
⑦当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
⑧当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報収集を適宜行い，当直長へ報告する。また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報
を，緊急時対策本部へ報告する。
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
による原子炉格納容器ベントの開始を緊急時対策本部へ報告する。
⑩当直副長は，原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがないと判断した場合，又は静的触媒式水素再結合器
1.7-47

の機能が発揮されていない場合で原子炉建屋オペレーティングフ
ロアの天井付近の水素濃度を2.5vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合，若しくは静的触媒式水素再結合器が動作している場合で原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃度を3.0vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合は，原子炉格納容器ベント開始の規定値に到達する時間，現場運転員による移動・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，運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑪ａW/W ベントの場合
現場運転員 C 及び D は，S/C 側第一隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とし代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器ベントを開始する。
⑪ｂD/W ベントの場合
現場運転員 C 及び D は，D/W 側第一隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とし代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器ベントを開始する。
⑫中央制御室運転員A及びBは，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉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
タ指示値の上昇により確認し，当直副長へ報告する。また，当直長は，代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部へ報告する。
⑬中央制御室運転員A及びBは，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へ報告する。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へ依頼する。
⑭中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，可燃性ガス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系による格納容器除熱機能の復旧により，S/C側第一隔離弁又はD/W側第一隔離弁の全閉，その後にS/C側第二隔離弁又はD/W側第二隔離
弁の全閉操作をするよう現場運転員に指示する。
⑮現場運転員 C 及び D は，S/C 側第一隔離弁又は D/W 側第一隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉，その後に S/C 側第二隔離弁
又は D/W 側第二隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉とする。
1.7-48

(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名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替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。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
遠隔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。
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・
懐中電灯をバックアップとして携行する。
(添付資料1.7.3-10)
ⅱ.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置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，「1.7.2.1(1)a.ⅱ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。
ⅲ.フィルタ装置水位調整(水張り)フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅲフィルタ装置水位調
整(水張り)」の操作手順と同様である。
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)
フィルタ装置の水位が上限水位に到達した場合,又はフィルタ装置
金属フィルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合は，フィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅳフィルタ装置水位調整(水抜き)」の操作手順と同様である。
ⅴ.格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージ
1.7-49原子炉格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅴ格納容器圧力逃がし
装置停止後のN₂パージ」の操作手順と同様である。
ⅵ.フィルタ装置スクラバ水pH調整
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpHが規定
値よりも低くなった場合に薬液を注入する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅵ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。
ⅶ.ドレン移送ラインN₂パージ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，フィル
タ装置排水ラインの窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水をサプレッション・チェンバに排水する。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅶドレン移送ラインN₂パージ」の操作手順と同様である。
ⅷ.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。
なお，操作手順については，「1.7.2.1(1)a.ⅷドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。
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。
残留熱除去系又は代替格納容器スプレイ冷却系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
1.7-50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。
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。
1.7.2.3 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図1.7.36に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合には，代替格納容器スプレイ冷却系によるスプレイを実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，原子炉格納容器ベント操作に備え，格納容器pH制御装置による薬液の注入を行う。
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，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器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格納容器下部注水及び格納容器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原子炉格納容器ベントによる減圧を行う。格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合は代替格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器ベントによる減圧を行う。
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
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代替格納容器圧力逃がし装置を用いて，原子炉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
ラインが水没など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原子炉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1.7-51

除熱を実施する。

1.7-52

表 1.7.1

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対処設備，手順書一覧(1/3)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備

事故時運転操作手順書(シビアアクシデント)「放出」
AM 設備別操作手順書「格納容器フィルタベン
ト」
多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水張り)」「フィルタベント水位調整(水抜き)」

自主対策設備

フィルタ装置よう素フィルタ
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧
フィルタ装置水素濃度
フィルタ装置スクラバ水 pH
ドレン移送ポンプ
ドレンタンク遠隔手動弁操作設備
スクラバ水 pH 制御設備
ラプチャーディスク
可搬型窒素供給装置
フィルタベント遮蔽壁
配管遮蔽
原子炉格納容器
真空破壊弁（S/C→D/W）
格納容器圧力逃がし装置配管・弁
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)※5
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
常設代替直流電源設備 ※3
燃料補給設備 ※3
防火水槽 ※5，※6
淡水貯水池 ※5，※6

手順書

重大事故等対処設備

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

原子炉格納容器の過圧破損防止

－

対応
手段

※1:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※2: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。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:手順は「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」にて整備する。
※5:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6: 「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）※7:手順は，設備の設計の進捗にあわせて整備する。

1.7-53

対応手段，対処設備，手順書一覧(2/3)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備

可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置接続口

重大事故等
対処設備

不活性ガス 窒(素ガスによる系統内の置換－

現場操作

全交流動力電源

AM 設備別操作手順書「格納容器フィルタベン
ト」

重大事故等
対処設備

遠隔手動弁操作設備

事故時運転操作手順書(シビアアクシデント)
「放出」

自主対
策設備

フィルタ装置よう素フィルタ
代替格納容器圧力逃がし装置室
空調
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧
フィルタ装置水素濃度
フィルタ装置スクラバ水 pH
ドレン移送ポンプ
ドレンタンク遠隔手動弁操作設備
薬液タンク
ラプチャーディスク
可搬型窒素供給装置
原子炉格納容器
真空破壊弁（S/C→D/W）
代替格納容器圧力逃がし装置配管・弁可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)※5
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
常設代替直流電源設備 ※3
燃料補給設備 ※3
防火水槽 ※5，※6
淡水貯水池 ※5，※6

手順書

重大事故等対処設備

原子炉格納容器の過圧破損防止

代替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

－

対応
手段

事故時運転操作手順書(シビアアクシデント)「放出」
AM 設備別操作手順書「格納容器フィルタベン
ト」
多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後のN₂パージ手順」)※1:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※2: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。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:手順は「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」にて整備する。
※5:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6: 「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）※7:手順は，設備の設計の進捗にあわせて整備する。

1.7-54

対応手段，対処設備，手順書一覧(3/3)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

手順書

可搬型窒素ガス発生装置
ホース
可燃性ガス濃度制御系配管・弁※7AM 設備別操作手順書「MUWC による循環冷却」

制御
pH

自主対策設備

格納容器内

代替格納容器スプレイ冷却系※1
格納容器下部注水系（常設）※4
格納容器 pH 制御設備

事故時運転操作手順書(シビア
アクシデント)「除熱-1」「除熱-2」

自主対
策設備

復水移送ポンプ
サプレッション・チェンバ
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ
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
格納容器下部注水系配管・弁
原子炉圧力容器
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※2
海水貯留堰
スクリーン室取水路
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)※5ホース
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
燃料補給設備 ※3
防火水槽 ※5，※6
淡水貯水池 ※5，※6

重大事故等対処設備

代替循環冷却系による原子炉
格納容器内の減圧及び除熱

原子炉格納容器の過圧破損防止－

対応設備

自主対策設備原子炉格納容器負圧破損の防止

－

対応
手段

事故時運転操作手順書(シビア
アクシデント)「放出」
AM 設備別操作手順書「格納容器 pH 制御」※1:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※2: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。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:手順は「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」にて整備する。
※5:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6: 「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）※7:手順は，設備の設計の進捗にあわせて整備する。

1.7-55

表 1.7.2

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧(1/7)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.7.2.1 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
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
事故時運転操作手順書(シビアアクシ
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W
デント)
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
「放出」
放射線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)D/W
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)S/C
AM 設備別操作手順書
原 子 炉 圧 力 容 器内 の原子炉圧力容器温度
FCVS(S/P 側)
温度
FCVS(D/W 側)
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内圧力(D/W)
FCVS(遠隔操作可能弁開閉操作)
圧力格納容器内圧力(S/C)
原 子 炉 格 納 容 器内 の温度
判断基準

原 子 炉 格 納 容 器内 の水素濃度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原 子 炉 建 屋 の 水素 濃度

原子炉建屋水素濃度･原子炉建屋地上 4 階
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

電源

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

1.7-56

監視計器一覧(2/7)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.7.2.1 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
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
事故時運転操作手順書(シビアアクシ
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W
デント)
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
「放出」
放射線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)D/W
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)S/C
AM 設備別操作手順書
格納容器内水素濃度(A)原 子 炉 格 納 容 器内 の
「FCVS(S/P 側)」
格納容器内水素濃度(B)
水素濃度「FCVS(D/W 側)」
格納容器内水素濃度(SA)「FCVS(遠隔操作可能弁開閉操作)」
原 子 炉 格 納 容 器内 の格納容器内酸素濃度
酸素濃度

操作

原 子 炉 建 屋 の 水素 濃度

原子炉建屋水素濃度･原子炉建屋地上 4 階･原子炉建屋地上 2 階･原子炉建屋地下 1 階･原子炉建屋地下中 2 階･原子炉建屋地下 2 階

原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度
補機監視機能1.7-57

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

監視計器一覧(3/7)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)判断基準

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
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」
操作

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧操作

補機監視機能

判断基準

-

操作

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水抜き)」

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N2 パー
ジ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

-

判断基準

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水張
り)」

-

-

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量-

フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力-

補機監視機能-フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位--

操作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位

補機監視機能ドレンタンク水位

1.7-58

監視計器一覧(4/7)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

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)交流動力電源が健全である場合の対応手順
c.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
事故時運転操作手順書(シビアアクシ
デント)
原 子 炉 格 納 容 器内 の「除熱-1」「除熱-2」
放射線量率
AM 設備別操作手順書「復水補給水系を用いた代替循環冷却」

監視パラメータ(計器)

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

判断基準

原 子 炉 圧 力 容 器内 の温度

原子炉圧力容器温度

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器の 温度
最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
原子炉補機冷却系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却(B)系熱交換器出口冷却水
温度

操作

水源の確保

サプレッション・チェンバ・プール水位

原 子 炉 圧 力 容 器内 の水位

原子炉水位(狭帯域)
原子炉水位(広帯域)
原子炉水位(燃料域)
原子炉水位(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

格納容器下部水位

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器の 温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

最 終 ヒ ー ト シ ンク の確保

補機監視機能1.7-59サプレッション・チェンバ・プール水温度
復水補給水系温度(代替循環冷却)復水補給水系流量(原子炉圧力容器)
・残留熱除去系(A)注入配管流量
復水補給水系流量(原子炉格納容器)
・残留熱除去系(B)注入配管流量・格納容器下部注水流量
原子炉補機冷却系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却(B)系熱交換器出口冷却水
温度
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力

監視計器一覧(5/7)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

AM 設備別操作手順書「格納容器 pH 制御」

判断基準

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)交流動力電源が健全である場合の対応手順
d.格納容器内 pH 制御
事故時運転操作手順書(シビアアクシ
デント)
原 子 炉 格 納 容 器内 の
「放出」
放射線量率

監視パラメータ(計器)

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

操作

原 子 炉 圧 力 容 器内 の温度

原子炉圧力容器温度

原 子 炉 格 納 容 器へ の注水量

復水補給水系流量(原子炉格納容器)
・残留熱除去系(B)注入配管流量

原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器下部水位

補機監視機能薬液タンク水位
サプレッションプール水 pH

1.7-60

監視計器一覧(6/7)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2)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）
b.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
事故時運転操作手順書(シビアアクシ
原 子 炉 格 納 容 器内 の 格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W
デント)
放射線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C「放出」
原 子 炉 圧 力 容 器内 の原子炉圧力容器温度
温度
AM 設備別操作手順書「FCVS(S/P 側)」「FCVS(D/W 側)」「FCVS(遠隔操作可能弁開閉操作)」

原 子 炉 格 納 容 器内 の圧力
原 子 炉 格 納 容 器内 の温度
判断基準

原 子 炉 格 納 容 器内 の水素濃度

原 子 炉 建 屋 の 水素 濃度

格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原子炉建屋水素濃度･原子炉建屋地上 4 階
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

電源

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の放射線量率

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

原 子 炉 格 納 容 器内 の水素濃度

原 子 炉 建 屋 の 水素 濃度操作

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)原子炉建屋水素濃度･原子炉建屋地上 4 階･原子炉建屋地上 2 階･原子炉建屋地下 1 階･原子炉建屋地下中 2 階･原子炉建屋地下 2 階

原 子 炉 格 納 容 器内 の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原 子 炉 格 納 容 器内 の
圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度
補機監視機能1.7-61

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

監視計器一覧(7/7)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)判断基準

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(2)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）
b.代替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）
多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」
操作

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧操作

補機監視機能

判断基準

-

操作

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水抜き)」

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N₂パー
ジ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

-

判断基準

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整(水張り)」-

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量-

フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力-

補機監視機能-フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位--

操作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位

補機監視機能ドレンタンク水位

1.7-62

表 1.7.3

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

供給対象設備【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

格納容器圧力逃がし装置

給電元
給電母線
常設代替直流電源設備
AM 用直流 125V

不活性ガス系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系（7 号炉のみ）
直流 125V A 系

代替格納容器圧力逃がし装置

常設代替直流電源設備
AM 用直流 125V

復水移送ポンプ

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
AM 用 MCC

復水補給水系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC

残留熱除去系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

1.7-63図 1.7.1

SOP「除熱-1」における対応フロー

1.7-64図 1.7.2

SOP「除熱-2」における対応フロー

1.7-65

図 1.7.3

SOP｢放出｣における対応フロー

1.7-66

操作手順⑦※1⑮※1

弁名称
不活性ｶﾞｽ系PCV耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ用連絡配管隔離弁⑦※2

耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁⑦※3

不活性ｶﾞｽ系非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑦※4

不活性ｶﾞｽ系換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁⑦※5

非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁⑦※6

非常用ガス処理系出口Uシール元弁⑦※7

耐圧強化ベント系PCVベントラインフィルタベント容器側隔離弁⑦※8

非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁後弁⑦※9

換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁後弁⑫a⑮※2

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁⑫b⑮※3

不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁

図 1.7.4 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱 概要図
1.7-67

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

60

50

70

80

備考

減圧及び除熱開始 70分

要員（数）通信手段確保、電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

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（W/Wベント）

移動、電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

図 1.7.5

電源を 復旧しながら系統構成を 行う。

Ｗ／Ｗベン ト弁 遠隔手動弁操作設備によ る 開操作

2

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(W/W ベント)

タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

60

50

70

80

備考

減圧及び除熱開始 70分

要員（数）通信手段確保、電源確認
系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成を 行う。

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（D/Wベント）

移動、電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

図 1.7.6

電源を 復旧しながら

2

Ｄ／Ｗベン ト弁 遠隔手動弁操作設備によ る 開操作

2

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(D/W ベント)

1.7-68

タイムチャート図 1.7.7 フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り 概要図
1.7-69図 1.7.8 フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り タイムチャート

1.7-70

操作手順
④

弁名称
FCVS フィルタベント装置 給水ライン元弁

図 1.7.9

フィルタ装置水位調整(水張り)

1.7-71

概要図

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

フィルタ装置水位調整開始（水張り）開始

要員（数）

80
80分

フィルタ装置水位調整（水張り）開始
緊急時対策要員

90

100

110

120

130

140

150

160

170

備考

フィルタ装置水位調整（水張り）完了 130分
（水位計指示[1000～1500mm]）
水張り完了

2

緊急時対策所～大湊高台移動 ※フィルタ装置
水位調整(水張り)[防火水槽を水源とした場合]

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
緊急時対策要員

2

送水準備
送水

※荒浜側高台保管場所の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を使用する場合は，約 120 分で可能である。
図 1.7.10 フィルタ装置水位調整(水張り) タイムチャート(1/2)

1.7-72

※ 荒浜側
高台保管
場所への
移動は，
10分と想
定する

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

100

フィルタ装置水位調整開始（水張り）開始

要員（数）

110
110分

120

130

140

150

フィルタベント装置水位調整（水張り）完了（水位計指示[1000～1500mm]）

160

備考

160分

フィルタ装置水位調整（水張り）開始
緊急時対策要員

170

水張り完了

2

緊急時対策所～淡水貯水池移動
貯水池出口弁「開」
緊急時対策要員

2
送水ライン水張り，健全性確認，送水ホース及び消防ホース接続継手接続

フィルタ装置
水位調整(水張り)

送水 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプへの送水開始
緊急時対策所～大湊高台移動 ※[淡水貯水池を水源とした場合]

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
緊急時対策要員

2

送水準備
送水

図 1.7.10

フィルタ装置水位調整(水張り)

1.7-73

タイムチャート(2/2)

※ 荒浜側
高台保管
場所への
移動は，
10分と想
定する

操作手順
②※1⑤※1②※2⑤※2②※3⑤※3

弁名称
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
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

図 1.7.11

フィルタ装置水位調整(水抜き)

1.7-74

概要図

図 1.7.12 フィルタ装置水位調整(水抜き) タイムチャート

1.7-75

操作手順
④⑪

弁名称
FCVS PCVベントラインフィルタベント側 N 2パージ用元弁

図 1.7.13 格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージ 概要図
1.7-76

図 1.7.14 格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージ タイムチャート

1.7-77

図 1.7.15

フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

1.7-78概要図

図 1.7.16 フィルタ装置スクラバ水 pH 調整 タイムチャート

1.7-79操作手順②※1⑤※1②※2⑤※2④⑤※3

弁名称
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
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
FCVS フィルタベント装置 ドレンライン N 2パージ用元弁

図 1.7.17

ドレン移送ライン N₂パージ

1.7-80概要図図 1.7.18 ドレン移送ライン N₂パージ タイムチャート

1.7-81

操作手順②※1③※1②※2③※2②※3③※3②※4③※4②※5③※5

弁名称
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
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
FCVS フィルタベント装置 遮へい壁内側ドレン弁
FCVS フィルタベント装置 ドレンタンク出口止め弁

図 1.7.19

ドレンタンク水抜き

1.7-82

概要図

図 1.7.20 ドレンタンク水抜き タイムチャート

1.7-83

操作手順

弁名称⑥a※1⑪b⑭※1

D/W側第一隔離弁⑥a※2⑥b※1⑭※3

D/W側第二隔離弁⑥b※2⑪a⑭※2

S/C側第一隔離弁⑥a※3⑥b※3⑭※4

S/C側第二隔離弁

図 1.7.21 代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱 概要図
1.7-84

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

80

備考

減圧及び除熱開始 25分

要員（数）通信手段確保、電源確認
系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2
原子炉格納容器ベン ト開始

代替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（W/Wベント）

移動、電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

2※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う

図 1.7.22

代替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(W/W ベント)

タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

減圧及び除熱開始 25分

要員（数）通信手段確保、電源確認
系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2
原子炉格納容器ベン ト開始

代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（D/Wベント）

移動、電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

2※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う

図 1.7.23

代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(D/W ベント)

1.7-85

タイムチャート

⑤※1

CSP
⑤※7
CRD系

⑤※2

SAM系

⑤※3 ⑩

SAM系

K6 ﾀｲﾗｲﾝ

MO

HPCF(B)系

T/B負荷

⑤※9

④

RHR(A)系⑤※8
HPCF(C)系

MO

⑤※4

MO

⑫a※1
⑮a※4

⑥a※1
MO

MO

⑮a※1

⑮a※2

RCIC系

MO

⑨⑫a※2
⑮a※5

RCCV

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(A)⑤※5

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(B)⑤※6

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(C)

CSP
MO
SPCU系

FDW(A)より

MO

⑥a※5

ＲＰＶ

MO

MO

⑥a※3

MO

MO

MO

⑥a※6
⑮a※3

MO

⑪※1

⑪※2

RHR熱交換器(B)
設計基準対象施設から追加した箇所⑥a※4
RHRﾎﾟﾝﾌﾟ(B)

図 1.7.24

MO

MO

MO

S/C

⑥a※2

RCW系、代替Hxまたは海水系による冷却

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 概要図(1/4)（原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する場合）
1.7-86

操作手順

弁名称

④

復水補給水系ﾀｰﾋﾞﾝ建屋負荷遮断弁⑤※1

復水補給水系復水貯蔵槽出口弁⑤※2

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第一元弁⑤※3

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第二元弁⑤※4

復水補給水系復水移送ﾎﾟﾝﾌﾟ(A)ﾐﾆﾏﾑﾌﾛｰ逆止弁後弁⑤※5

復水補給水系復水移送ﾎﾟﾝﾌﾟ(B)ﾐﾆﾏﾑﾌﾛｰ逆止弁後弁⑤※6

復水補給水系復水移送ﾎﾟﾝﾌﾟ(C)ﾐﾆﾏﾑﾌﾛｰ逆止弁後弁⑤※7

復水補給水系制御棒駆動系駆動水供給元弁⑤※8

復水補給水系常/非常用連絡管第一止め弁⑤※9

復水補給水系常/非常用連絡管第二止め弁⑥a※1

残留熱除去系熱交換器出口弁(A)⑥a※2

ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝﾌﾟｰﾙ水浄化系復水貯蔵槽側吸込弁⑥a※3

残留熱除去系注入弁(A)⑥a※4

残留熱除去系最小流量ﾊﾞｲﾊﾟｽ弁(B)⑥a※5

残留熱除去系熱交換器出口弁(B)⑩高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口元弁⑪※1

残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁⑪※2

残留熱除去系高圧炉心注水系第二止め弁⑮a※1

残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)⑮a※2

残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)⑥a※6⑮a※3

残留熱除去系S/Pｽﾌﾟﾚｲ注入隔離弁(B)⑫a※1⑮a※4

残留熱除去系(A)注入ﾗｲﾝ洗浄水止め弁⑨⑫a※2⑮a※5

残留熱除去系(B)注入ﾗｲﾝ洗浄水止め弁

図 1.7.24

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 概要図(2/4)（原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する場合）
1.7-87

⑤※1

CSP
⑤※7
CRD系

⑤※2

SAM系

⑤※3 ⑩

SAM系

K6 ﾀｲﾗｲﾝ

MO

HPCF(B)系

T/B負荷

⑤※9

④

RHR(A)系⑤※8
HPCF(C)系

MO

⑤※4

MO

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(A)
RCIC系

MO

⑨
⑬b※1⑯b

MO

MO
RCCV

⑤※5

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(B)⑤※6

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(C)

CSP
MO
SPCU系

FDW(A)より

MO

⑥b※1

⑥b※3

ＲＰＶ

MO

MO

MO

MO

⑫b

⑬b※2

MO

MO

⑪※1

⑪※2

MO

⑥b※4

MO

S/C
MO

RHR熱交換器(B)⑥b※2
RHRﾎﾟﾝﾌﾟ(B)

図 1.7.24

設計基準対象施設から追加した箇所

RCW系、代替Hxまたは海水系による冷却

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

概要図(3/4)（原子炉格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する場合）

1.7-88

操作手順

弁名称

④

復水補給水系ﾀｰﾋﾞﾝ建屋負荷遮断弁⑤※1

復水補給水系復水貯蔵槽出口弁⑤※2

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第一元弁⑤※3

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第二元弁⑤※4

復水補給水系復水移送ﾎﾟﾝﾌﾟ(A)ﾐﾆﾏﾑﾌﾛｰ逆止弁後弁⑤※5

復水補給水系復水移送ﾎﾟﾝﾌﾟ(B)ﾐﾆﾏﾑﾌﾛｰ逆止弁後弁⑤※6

復水補給水系復水移送ﾎﾟﾝﾌﾟ(C)ﾐﾆﾏﾑﾌﾛｰ逆止弁後弁⑤※7

復水補給水系制御棒駆動系駆動水供給元弁⑤※8

復水補給水系常/非常用連絡管第一止め弁⑤※9

復水補給水系常/非常用連絡管第二止め弁⑥b※1

ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝﾌﾟｰﾙ水浄化系復水貯蔵槽側吸込弁⑥b※2

残留熱除去系最小流量ﾊﾞｲﾊﾟｽ弁(B)⑥b※3

残留熱除去系熱交換器出口弁(B)⑥b※4

残留熱除去系S/Pｽﾌﾟﾚｲ注入隔離弁(B)⑩高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口元弁⑪※1

残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁⑪※2

残留熱除去系高圧炉心注水系第二止め弁⑫b

復水補給水系下部ドライウェル注水ライン隔離弁⑬b※2

復水補給水系下部ドライウェル注水流量調節弁⑨⑬b※1⑯b

残留熱除去系(B)注入ﾗｲﾝ洗浄水止め弁

図 1.7.24 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 概要図(4/4)（原子炉格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する場合）
1.7-89

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

代替循環冷却系運転開始 90分
手順の項目

要員（数）

65分

復水移送ポンプ停止

通信手段確保，系統構成(1)ポン プ 停止，系統構成(2)中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2
ポン プ 起動，注水開始

移動，系統構成(1)

代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の減圧及び除熱

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

系統構成(2)

移動，電源確保（MCC C,D系⇒AM用MCC）
系統構成(1)

現場運転員Ｅ，Ｆ

図 1.7.25

系統構成(2)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

1.7-90

タイムチャート

備考

操作手順

弁名称

⑤※1

原子炉補機冷却水系常用冷却水供給側分離弁(Ｂ)⑤※2

原子炉補機冷却水系常用冷却水戻り側分離弁(Ｂ)⑤※3

原子炉補機冷却水系 残留熱除去系熱交換器(Ｂ)冷却水出口弁⑤※4

原子炉補機冷却水系非常用D/G(Ｂ)冷却水出口弁(Ｂ)⑤※5

原子炉補機冷却水系非常用D/G(Ｂ)冷却水出口弁(Ｅ)⑥※1

原子炉補機冷却水系 換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(Ｂ)冷却水温度調節弁後弁⑥※2

原子炉補機冷却水系 換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(D)冷却水温度調節弁後弁⑥※3

原子炉補機冷却水系ﾎﾟﾝﾌﾟ(Ｂ)吸込弁⑥※4

原子炉補機冷却水系ﾎﾟﾝﾌﾟ(D)吸込弁⑥※5

原子炉補機冷却水系 原子炉補機冷却海水系ﾎﾟﾝﾌﾟ(Ｂ)電動機軸受出口弁⑥※6

原子炉補機冷却水系 原子炉補機冷却海水系ﾎﾟﾝﾌﾟ(Ｅ)電動機軸受出口弁

図 1.7.26 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 概要図

1.7-91

経過時間（時間）
1

手順の項目

2

3

4

5

6

7

8

9

10

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供給 9時間要員（数）通信手段確保，系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

移動，電源確保(15分)

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

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

系統構成(30分)

大容量送水車（熱交換器ユニット用），熱交換器ユニット他移動

緊急時対策要員

図 1.7.27

主配管（可搬型）等の接続

13

補機冷却水の供給，流量調整

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 タイムチャート

1.7-92

備考

LI

薬液ﾀﾝｸ

MO

MO

MO

MO

K-6 薬液ﾀｲﾗｲﾝ

RCCV⑦⑧⑬⑭⑳㉑

K-6 CSP

④

AO

ＲＰＶ

MO

MO

⑩※2
⑱※3

⑩※1
⑱※2
MO

⑥㉒

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟﾐﾆﾌﾛｰ戻り

K-7
CSP

（中央制御室）

FI
FT

MO
MO
S/C

⑤
⑱※1

②⑪
MO

MO

⑯
㉓※1

⑰
㉓※2

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(A)MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(B)MO
MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(C)T/B 各負荷

操作手順

弁名称

②⑪

残留熱除去系S/Pｽﾌﾟﾚｲ注入隔離弁(B)④

復水移送ﾎﾟﾝﾌﾟ吸込配管注入弁（未定）⑤⑱※1

残留熱除去系注入ﾗｲﾝ洗浄水止め弁(B)⑦⑧⑬⑭⑳㉑⑥㉒

凡例
設計基準対象施設から追加した箇所

薬液注入ﾀﾝｸ出口弁（未定）
復水補給水系ﾎﾟﾝﾌﾟﾐﾆﾏﾑﾌﾛｰ戻り弁⑩※1⑱※2

残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)⑩※2⑱※3

残留熱除去系格納容器冷却ﾗｲﾝ隔離弁(B)⑯㉓※1

復水補給水系下部ﾄﾞﾗｲｳｪﾙ注水ﾗｲﾝ隔離弁⑰㉓※2

復水補給水系下部ﾄﾞﾗｲｳｪﾙ注水流量調節弁

図 1.7.28

格納容器内 pH 制御
1.7-93

概要図

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

備考
※3 薬液注入箇所

手順の項目

要員（数）

S/Pへの薬液注入開始 30分（薬液注入完了 35分）

を 選択し実施する

D/Wへの薬液注入開始 65分※3 格納容器下部への薬液注入開始 100分※3（薬液注入完了 70分）
（薬液注入完了 105分）

場合それぞれ30分で可能。

通信手段確保，系統状態確認※1 薬液注入完了
後は，配管フラ ッシ

系統構成（S/Pスプ レイ ）ン グのため，スプ レ
S/Pスプ レイ ※1

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

イ を 20分間実施する。

系統構成（S/Pスプ レイ →D/Wスプ レイ への切替）

2

D/Wスプ レイ ※1※2 薬液注入完了
系統構成（D/Wスプ レイ →格納容器下部注水への切替）

格納容器内pH制御

格納容器下部注水 ※2後は，格納容器下部
水位が＋2m（総注水量180m3 ）となる まで注水を 継続する 。

移動，系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

S/Pへの薬液注入 開始

D/Wへの薬液注入 開始

格納容器下部への薬液注入 開始

S/Pへの薬液注入 停止

D/Wへの薬液注入 停止

格納容器下部への薬液注入 停止※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う

図 1.7.29

格納容器内 pH 制御

1.7-94

タイムチャート

操作手順

弁名称

①※1

非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁①※2

非常用ガス処理系出口Uシール元弁⑤※1

非常用ｶﾞｽ処理系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁後弁⑤※2

換気空調系側PCVﾍﾞﾝﾄ用隔離弁後弁⑦※1⑰※1

不活性ｶﾞｽ系PCV耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ用連絡配管隔離弁⑦※2

耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ系PCVﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ排気筒側隔離弁⑦※3⑰※2

PCV耐圧強化ﾍﾞﾝﾄ用連絡配管隔離弁ﾊﾞｲﾊﾟｽ弁⑬a⑰※3

不活性ｶﾞｽ系S/Cﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁⑬b⑰※4

不活性ｶﾞｽ系D/Wﾍﾞﾝﾄ用出口隔離弁

図 1.7.30 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) 概要図
1.7-95

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

0

10

20

30

35分 系統構成完了

要員（数）

40

50

60

備考

60

備考

減圧及び除熱開始 55分
通信手段確保，弁状態及び監視計器指示の確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

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)（W/Wベント）

移動・系統構成

W/Wベン ト弁 遠隔手動弁操作設備によ る 開操作

現場運転員Ｅ，Ｆ

図 1.7.31

移動・系統構成

2

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(W/W ベント)
(現場操作)

タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

0

10

20

30

35分 系統構成完了

要員（数）

40

50

減圧及び除熱開始 55分
通信手段確保，弁状態及び監視計器指示の確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(現場操作)（D/Wベント）

移動・系統構成

D/Wベン ト弁 遠隔手動弁操作設備によ る 開操作

現場運転員Ｅ，Ｆ

図 1.7.32

2

移動・系統構成

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(D/W ベント)
(現場操作)

1.7-96

タイムチャート可搬型代替注水ポンプ(A-2級)
二次格納施設

パージ用排風機

AO
格納容器圧力逃がし装置へ

原子炉建屋
RE

MO

可搬型窒素供給装置

フィルタ装置
出口放射線モニタＮ 2 ベントライン

凡例

原子炉建屋区域・タービン区域
換気空調系へ

7号炉

AO

PI

設計基準対象施設
から追加した箇所

PT

薬液
タンク

フィルタ装置水素濃度
MO

H2 E

フィルタ装置水素濃度
MO

MO

※

ド
レ
ン
タ
ン
ク

フィルタ
装置
※

AO

原
子
炉
圧
力
容
器

⑤ｂ※１
⑪ａ
MＯ
⑮※１

AO
格納容器圧力(D/W)
PT
格納容器圧力(S/C)
PT

AO

サプレッション・
チェンバ

⑤ａ※１
⑤ｂ※２
⑮※３

フィルタ装置金属フィルタ差圧

ＤＰ

ドライウェル

⑤ａ※３
⑤ｂ※３
⑮※４

遠隔手動弁操作設備

H2 E

よう素
フィルタ

⑤ａ※２
⑪ｂ
MO
⑮※２

MO

フィルタ装置入口圧力オリフィス
Ｎ 2 ベントライン

主排気筒へ

遠隔手動弁操作設備

Ｎ 2 供給ライン

ラプチャーディスク

AO

フィルタ装置出口配管圧力

補給水ライン

フィルタ装置出口圧力 PT

AO
MO

非常用ガス処理系へ

ラプチャーディスク

AO

LＳ

ドレンタンク水位

LT

フィルタ装置水位

pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

※
MO

MO ※
MO ※
代替格納容器圧力容器
逃がし装置室空調

FE
ドレン移送ポンプ

ドレンポンプ流量※ 電動弁を並列に二台設置することにより，信頼性の向上を図る

操作手順

図 1.7.33

弁名称⑤b※1⑪ａ⑮※1

S/C側第一隔離弁⑤a※1⑤b※2⑮※3

S/C側第二隔離弁⑤a※2⑪b⑮※2

D/W側第一隔離弁⑤a※3⑤b※3⑮※4

D/W側第二隔離弁

代替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)
1.7-97

概要図

経過時間（分）
10

手順の項目

30

20

40

50

60

70

80

備考

80

備考

減圧及び除熱開始 40分

要員（数）通信手段確保，監視計器指示の確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ
代替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)（W/Wベント）2
移動，系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

原子炉格納容器ベン ト開始

2※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う

図 1.7.34

代替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(W/W ベント)
(現場操作)

タイムチャート

経過時間（分）
10

手順の項目

30

20

40

50

60

70

減圧及び除熱開始 40分

要員（数）通信手段確保，監視計器指示の確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ
代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(現場操作)（D/Wベント）2
移動，系統構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

原子炉格納容器ベン ト開始

2※設備未完成のため，系統完成後改めて検証・確認を行う

図 1.7.35

代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(D/W ベント)
(現場操作)

1.7-98

タイムチャート図 1.7.36

重大事故等時の対応手段選択フローチャート

1.7-99

添付資料 1.7.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(1/4)
技術的能 力審査基 準（1.7）
【本文】
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
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。

（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。

番号

①

－

②

設 置許可 基準規則 （50条）

技術 基準規則 （65条 ）【本文】
発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備を設けなければ
ならない。

【本文】
発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備を施設しなければならない。

【解釈】
１ 第５０条に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

【解釈】
１ 第６５条に規定する「原子炉格納容器
内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

ａ）格納容器圧力逃がし装置又は格納容器再循
環ユニットを設置すること。

ａ）格納容器圧力逃がし装置又は格納容器
再循環ユニットを設置すること。

ｂ）上記ａ）の格納容器圧力逃がし装置とは、
以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。
ⅰ）格納容器圧力逃がし装置は、排気中に含まれる放射性物質を低減するものであること。

ｂ）上記ａ）の格納容器圧力逃がし装置とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。
ⅰ）格納容器圧力逃がし装置は、排気中に含まれる放射性物質を低減するものである
こと。

ⅱ）格納容器圧力逃がし装置は、可燃性ガスの爆発防止等の対策が講じられていること。

ⅱ）格納容器圧力逃がし装置は、可燃性ガスの爆発防止等の対策が講じられていること。

ⅲ）格納容器圧力逃がし装置の配管等は、他の系 統 ・ 機 器 （ 例 え ば SGTS） や 他 号 機 の 格 納 容 器
圧力逃がし装置等と共用しないこと。ただし、他への悪影響がない場合を除く。

ⅲ）格納容器圧力逃がし装置の配管等は、
他 の 系 統 ・ 機 器 （ 例 え ば SGTS） や 他 号 機 の格納容器圧力逃がし装置等と共用しないこと。ただし、他への悪影響がない場合を除く。

ⅳ）また、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設備を整備すること。

ⅳ）また、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設備を整備すること。

ⅴ）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。

ⅴ）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。

ⅵ）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。

ⅵ）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と。

ⅶ）ラプチャーディスクを使用する場合は、バ
イパス弁を併置すること。ただし、格納容器圧
力逃がし装置の使用の妨げにならないよう、十分に低い圧力に設定されたラプチャーディスク（原子炉格納容器の隔離機能を目的としたものではなく、例えば、配管の窒素充填を目的としたもの）を使用する場合又はラプチャーディス
クを強制的に手動で破壊する装置を設置する場
合を除く。

ⅶ）ラプチャーディスクを使用する場合
は、バイパス弁を併置すること。ただし、格納容器圧力逃がし装置の使用の妨げにならないよう、十分に低い圧力に設定されたラプチャーディスク（原子炉格納容器の隔離機能を目的としたものではなく、例えば、配管の窒素充填を目的としたもの）を使用する場合又はラプチャーディスクを強制的に手動で破壊する装置を設置する場合を除く。

ⅷ）格納容器圧力逃がし装置は、長期的にも溶融炉心及び水没の悪影響を受けない場所に接続されていること。

ⅷ）格納容器圧力逃がし装置は、長期的にも溶融炉心及び水没の悪影響を受けない場
所に接続されていること。

ⅸ）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。

ⅸ）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

④

⑤

⑥

⑦

※1:「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）※2:設備の設計の進捗にあわせて手順を整備した後，時間等を確認する。

1.7-100

番号

⑧

－

⑨

⑩

⑪

⑫

⑬

⑭

⑮

⑯

⑰

⑱

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(2/4)：重大事故等対処設備
重大事故 等対処 設備を使 用した手 段
審 査基準 の要求に 適合する ための 手段
機能

機器 名称
フ ィルタ装 置新設

よ う素フィ ルタ

新設

フ ィルタ装 置水位

新設

フ ィルタ装 置入口 圧力

新設

フ ィルタ装 置出口 放射線 モニタ
フ ィルタ装 置金属 フィ
ル タ差圧

原
格
子
納
炉
容
格
器
納
圧
容
力
器
逃
内
が
の
し
減
装
圧
置
及
に
び
よ
除
る
熱

既設
新設

解釈
対 応番号

機能

機 器名称
代 替格納容 器スプ レイ
冷 却系
格 納容器下 部注水 系（ 常設）
格 納容器pH制御設 備

常設
可搬

必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か

備考

60分

4名

自主 対策と する理 由は本 文
参照

常設
常設
常設

新設
新設

フ ィルタ装 置水素 濃度新設

フ ィルタ装 置スク ラバ
水 pH

新設

ド レン移送 ポンプ

新設

ド レンタン ク

新設

遠 隔手動弁 操作設 備

新設

ス クラバ水 pH制御 設備

新設

ラ プチャー ディス ク

新設

可 搬型窒素 供給装 置

新設

フ ィルタベ ント遮 蔽壁

新設

配 管遮蔽

新設

原 子炉格納 容器

既設

真 空破壊弁 （S/C→
D/W）
格 納容器圧 力逃が し装置 配管・弁

自主 対策

既設
新設

不 活性ガス 系配管 ・弁

既設

耐 圧強化ベ ント系 配
管 ・弁
可 搬型代替 注水ポ ンプ（ A－2級）

既設
新設

防 火水槽 ※1新設

淡 水貯水池 ※1

新設

常 設代替交 流電源 設備新設

可 搬型代替 交流電 源設
備新設

代 替所内電 気設備

新設

常 設代替直 流電源 設備新設

燃 料補給設 備

既設
新設

①
②
③
④
⑤
⑥
⑦
⑧
⑨
⑩
⑪
⑫
⑬
⑭
⑮
⑯
⑰
⑱

格
納
容
器
内
p
H
制
御

－

－

新設

※1:「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）※2:設備の設計の進捗にあわせて手順を整備した後，時間等を確認する。

1.7-101

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(3/4)：重大事故等対処設備
重大事故 等対処 設備を使 用した手 段
審 査基準 の要求に 適合する ための 手段
機能

機器 名称
フ ィルタ装 置新設

よ う素フィ ルタ新設

代 替格納容 器圧力 逃がし 装置室空 調新設

フ ィルタ装 置水位

新設

フ ィルタ装 置入口 圧力

新設

フ ィルタ装 置出口 放射線 モニタ
フ ィルタ装 置金属 フィ
ル タ差圧

代
原
替
子
格
炉
納
格
容
納
器
容
圧
器
力
内
逃
の
が
減
し
圧
装
及
置
び
に
除
よ
熱
る

新設
新設

ド レン移送 ポンプ

新設

ド レンタン ク

新設

遠 隔手動弁 操作設 備

新設

薬 液タンク新設

ラ プチャー ディス ク

新設

可 搬型窒素 供給装 置

新設

原 子炉格納 容器

既設
既設

）

常設
可搬

必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か

備考

－

－

－

－

－

－

① ④⑤
⑥ ⑧⑭⑮

－

－

－

－

－

－

⑧
⑪

－

－

－

－

－

－

①
②
③
④
⑤
⑥
⑦
⑧
⑨
⑩
⑪
⑫
⑬
⑭
⑮
⑯
⑰
⑱

新設
新設

淡 水貯水池 ※1

新設

常 設代替交 流電源 設備新設

可 搬型代替 交流電 源設
備新設

代 替所内電 気設備

新設

常 設代替直 流電源 設備新設

燃 料補給設 備

既設
新設

遠 隔手動弁 操作設 備

新設

ガ不
可 搬型窒素 供給装 置ス活
内性 可 搬型窒素 供給装 置接の に ガ 続口
置よス
換る
－
系窒
統素

機 器名称

新設

※1

－

機能

新設

フ ィルタ装 置スク ラバ
水 pH

防 火水槽

解釈
対 応番号

新設

フ ィルタ装 置水素 濃度

真 空破壊弁 （S/C→
D/W）
代 替格納容 器圧力 逃がし 装置配管 ・弁
可 搬型代替 注水ポ ンプ（ A－2級）

操現
作場

既設
新設

自主 対策

－
新設
新設

（

－

※1:「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）※2:設備の設計の進捗にあわせて手順を整備した後，時間等を確認する。

1.7-102

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(4/4)：重大事故等対処設備
重大事故 等対処 設備を使 用した手 段
審 査基準 の要求に 適合する ための 手段
機能

機器 名称

－

－

復 水移送ポ ンプ
サ プレッシ ョン・ チェ
ンバ
代 替循環冷 却系配 管・弁
残 留熱除去 系配管 ・
弁 ・ストレ ーナ・ スプ
レ イヘッダ
高 圧炉心注 水系配 管・弁
復 水補給水 系配管 ・弁

代
格
替
納
循
容
環
器
冷
内
却
の
系
減
に
圧
よ
及
る
び
原
除
子
熱
炉

給 水系配管 ・弁・ ス
パ ージャ
格 納容器下 部注水 系配
管 ・弁

既設
新設

－

解釈
対 応番号

機能

－

原
子
炉
格
納
容
器
負
圧
破
損
の
防
止

機 器名称

常設
可搬

可 搬型窒素 ガス発 生装
置

可搬

ホ ース

可搬

可 燃性ガス 濃度制 御系
配 管・弁

常設

－

－

－

－

必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か

備考

※2

※2

※2

－

－

－

既設
既設
新設
既設
既設
既設
既設
既設

原 子炉圧力 容器

既設

原 子炉格納 容器

既設

代 替原子炉 補機冷 却系

新設

海 水貯留堰新設

ス クリーン 室

既設

取 水路

既設

可 搬型代替 注水ポ ンプ（ A－2級）

新設

ホ ース

新設

防 火水槽

自主 対策

※1

新設

淡 水貯水池 ※1

新設

常 設代替交 流電源 設備新設

可 搬型代替 交流電 源設
備新設

代 替所内電 気設備

新設

燃 料補給設 備

既設
新設

①
②
⑧
⑨

－

※1:「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）※2:設備の設計の進捗にあわせて手順を整備した後，時間等を確認する。

1.7-103

添付資料 1.7.2
GTG

GTG

※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

第二ガスタービン発電機

予備

【凡例】

第一ガスタービン発電機

GTG

GTG

：ガスタービン発電機

D/G：非常用ディーゼル発電機

GTG
予備

：遮断器
：断路器

緊急用高圧母線

大湊側緊急用高圧母線：配線用遮断器

緊急用断路器
：接続装置
M

6号炉

7号炉

D/G
(6A)

緊急用
電源切替箱
接続装置6A

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

動力
変圧器

D/G

M/C 6D
電源
車

AM用
動力変圧器

動力
変圧器

AM用MCC 6B
代替所内
電気設備

M

電源
車

動力
変圧器

電源
車

MCC 7C系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

AM用
動力変圧器

AM用直流
125V充電器

図1

動力
変圧器
P/C 7D-1

AM用MCC 7B
代替所内
電気設備

M

MCC 7D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

AM用切替盤M

M

AM用直流
125V充電器

M

対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号及び 7 号炉 交流電源)

1.7-104

D/G：非常用ディーゼル発電機

M/C：メタルクラッド開閉装置

P/C：パワーセンタ

MCC：モータ・コントロール
・センタ

(7B)

M/C 7D

AM用切替盤M

D/G

P/C 7C-1

MCC 6D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

M/C 7CP/C 6D-1

MCC 6C系

【略語】

緊急用
電源切替箱
接続装置7A(7A)(6B)

P/C 6C-1

非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

緊急用
電源切替箱
断路器

D/G

M/C 6C
電源
車

：切替装置

号炉間電力
融通ケーブル

緊急用
電源切替箱
断路器

：電動切替装置

第一ガスタービン発電機（緊急用断路器経由）

第二ガスタービン発電機（緊急用高圧母線経由）

第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用高圧母線経由）【凡例】
号炉間電力融通（７号炉緊急用電源切替箱断路器へ）

D/G：非常用ディーゼル発電機：遮断器

緊急用電源切替箱
断路器

：断路器

D/G

：配線用遮断器

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

緊急用
電源切替箱
接続装置6A

：接続装置
D/G
M

(6A)

：電動切替装置(6B)
M/C 6C：動力変圧器M/C 6D【略語】

ＲＨＲポンプ（Ｂ）

電源
車

電源
車

D/G ：非常用ディーゼル発電機
M/C ：メタルクラッド開閉装置
P/C ：パワーセンタ
MCC ：モータ・コントロール・センタ

P/C 6D-1

P/C 6C-1

MCC
6D-1-8計測用（Ｂ）系電源

ＭＵＷＣ系 電動弁

計測用（Ｂ）系電源

ＭＵＷＣポンプ（Ｂ）

ＨＰＣＦ（Ｂ）
系 電動弁

ＭＵＷＣポンプ（Ｃ）

ＭＵＷＣポンプ（Ｂ）

ＭＵＷＣ系 電動弁

1.7-105

ＲＨＲ（Ｂ）
系 電動弁

対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号炉 交流電源)

AM用MCC 6B

ＲＨＲ（Ｂ）系 電動弁

ＡＣ系 電動弁

MCC
6D-1-7

図2

M

ＲＨＲ（Ａ）系 電動弁

ＭＵＷＣポンプ（Ａ）

MCC
6D-1-2MCC
6C-1-7計測用（Ａ）系電源

ＲＨＲ（
Ａ）
系 電動弁

MCC
6C-1-8MCC
6D-1-1MCC
6C-1-4ＭＵＷＣ系 電動弁

MCC
6C-1-3計測用（Ａ）
系電源

MCC
6C-1-2ＭＵＷＣポンプ（Ｃ）

MCC
6C-1-1

図 3 対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号炉 直流電源)

1.7-106

第一ガスタービン発電機（緊急用断路器経由）

第二ガスタービン発電機（緊急用高圧母線経由）

第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用高圧母線経由）【凡例】
号炉間電力融通（６号炉緊急用電源切替箱断路器へ）：非常用ディーゼル発電機

D/G

緊急用電源切替箱
断路器

：遮断器
：断路器
緊急用
電源切替箱
接続装置7A

D/G：配線用遮断器

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

：接続装置
D/G

(7A)

M

(7B)
M/C 7C：動力変圧器M/C 7D【略語】

ＲＨＲポンプ（Ｂ）

電源
車

電源
車

D/G ：非常用ディーゼル発電機
M/C ：メタルクラッド開閉装置
P/C ：パワーセンタ
MCC ：モータ・コントロール・センタ
P/C 7D-1

P/C 7C-1
MCC
7D-1-6MCC
7D-1-7

計測用（
Ｂ）
系電源

ＲＨＲ（Ｂ）系 電動弁

ＭＵＷＣポンプ（Ｂ）

ＭＵＷＣポンプ（Ｃ）

ＭＵＷＣポンプ（Ｂ）

ＭＵＷＣ系 電動弁

ＲＨＲ（Ｂ）系 電動弁

MCC
7D-1-3ＭＵＷＣ系 電動弁

MCC
7D-1-1

計測用（
Ｂ）
系電源

AM用MCC 7B

ＡＣ系 電動弁M

ＲＨＲ（Ａ）系 電動弁

ＭＵＷＣ系 電動弁

ＡＣ系 電動弁

図4MCC
7C-1-7

計測用（
Ａ）系電源

MCC
7C-1-3ＭＵＷＣ系 電動弁

ＭＵＷＣポンプ（Ｃ）

ＭＵＷＣポンプ（Ａ）

ＲＨＲ（Ａ）系 電動弁

MCC
7C-1-1

対応手段として選定した設備の電源構成図(7 号炉 交流電源)

1.7-107：電動切替装置

図 5 対応手段として選定した設備の電源構成図(7 号炉 直流電源)

1.7-108添付資料 1.7.3-1
重大事故対策の成立性
1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流動力電源確立時
a.操作概要炉心損傷時に原子炉格納容器内の減圧及び除熱を格納容器圧力逃がし装置を使用して行う。交流電源確立時は必要な電動弁の受電操作を実施
後、遠隔手動弁操作設備の操作により原子炉格納容器ベントを行う。
b.作業場所
電源確保
W/W ベントD/W ベント

原子炉建屋 地下 1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地下 1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地上 2 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数(4 名)，所要時間(70 分)のうち，電源の受電操作及び空気作動
弁の遠隔手動弁操作設備の操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
なお，W/W ベントに必要な所要時間，D/W ベントに必要な所要時間は同一時間とする。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:電源受電操作 30 分(実績時間:24 分)
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作
40 分(実績時間：不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 21 分)(実績時間：不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 17 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
現場運転員の放射線防護を考慮し，遠隔手動弁操作設備エリ
アは，二次格納施設外に設置している。また，原子炉格納容器

1.7-109

ベント操作後の汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の受電操作であるため，容易に実施可能である。
遠隔手動弁操作設備の操作についても，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。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

受電操作

受電確認

原子炉格納容器ベント操作(遠隔手動弁操作設備)

1.7-110

(2)全交流動力電源喪失時
a.操作概要炉心損傷時に原子炉格納容器内の減圧及び除熱を格納容器圧力逃がし装置を使用して行う。交流電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により原子炉格納容器ベント操作を行う。
b.作業場所
系統構成
W/W ベントD/W ベント

原子炉建屋
原子炉建屋
原子炉建屋

地上 4 階，地上 3 階(管理区域)
地上中 3 階，地下 1 階(非管理区域)
地上中 3 階，地上 2 階(非管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数(6 名)，所要時間(90 分)のうち，電動弁，空気作動弁の遠隔手
動弁操作設備の操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
なお，W/W ベントに必要な所要時間，D/W ベントに必要な所要時間は同一時間とする。
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:系統構成(二次格納容器施設内)
35 分(二次格納容器施設外)
15 分(実績時間:13 分)
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作
40 分(実績時間：不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 21 分)(実績時間：不活性ガス系 D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場合 17 分)
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，
ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
現場運転員の放射線防護を考慮し，遠隔手動弁操作設備エリ
アは，二次格納施設外に設置している。また，原子炉格納容器ベント操作後の汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面

1.7-111

マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :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。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型
音声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

系統構成(遠隔手動弁操作設備)

1.7-112

ベント操作(遠隔手動弁操作設備)

添付資料 1.7.3-2
2.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
ａ.操作概要原子炉格納容器ベント操作中におけるフィルタ装置水位調整のため，フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りを実施する。
ｂ.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:60 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)ｄ.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。非管理区域における操作は放射性物質が放出されることから，放射線防護具(全面マスク，個人線
量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，操作に必要な工具はなく，容易に実施可能であるため，通常の弁操作と同様である。
また，遠隔手動弁操作設備による弁操作についても，操作に必要な工具はなく通常の弁操作と同様である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に連絡する。

1.7-113

添付資料 1.7.3-3
3.フィルタ装置水位調整(水張り)ａ.操作概要原子炉格納容器ベント操作時又は原子炉格納容器ベント停止時に想定されるフィルタ装置の水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため，フィル
タ装置の水張りによるフィルタ装置の水位調整を行う。
ｂ.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置水位調整(水張り)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員 4 名)
｢淡水貯水池を水源とした場合｣6 名(緊急時対策要員 6 名)
所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣130 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合｣160 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
ｄ.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :送水ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能であり，必要な工具はない。
また，弁の開閉操作についても，必要な工具はなく通常の弁操作と同様である。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

1.7-114

連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話
設備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策本部及び中央制御室に連絡する。

1.7-115

添付資料 1.7.3-4
4.フィルタ装置水位調整(水抜き)ａ.操作概要原子炉格納容器ベント操作時又は原子炉格納容器ベント停止時に想定されるフィルタ装置の水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため水抜きによる水位調整を行う。
ｂ.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置水位調整(水抜き)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:135 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)ｄ.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作，ならびに通常のポンプ起動・停止操作であるため，容易に実施可能である。また，作業に必要な工具はない。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペー
スがある。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話
設備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策本部及び中央制御室に連絡する。

1.7-116

添付資料 1.7.3-5
5.格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージ
ａ.操作概要原子炉格納容器ベント停止後は，配管内に残留する水素ガスによる燃焼防止と，残留凝縮による配管内の負圧防止のため，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。
窒素ガスの供給は可搬型窒素供給装置にて行い，当該装置を格納容器圧力逃がし装置にホースで接続し，窒素供給弁を操作することでパージを行う。
ｂ.作業場所
原子炉建屋
原子炉建屋

南側ヤード(屋外)
地上 3 階 南側通路(非管理区域)

ｃ.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置停止後の N₂パージに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :7 名(中央制御室運転員 1 名，緊急時対策要員 6 名)(※1.7.3-7 とあわせて合計 7 名の必要要員数とする)
所要時間目安:240 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)ｄ.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :送気ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能であり，操作に必要な工具はない。
また，弁の開閉操作についても，必要な工具はなく通常の弁操作

1.7-117

と同様である。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースがある。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に連絡する。

N₂パージ操作

1.7-118

添付資料 1.7.3-6
6.格納容器圧力逃がし装置計装(サンプリングポンプ起動)
ａ.操作概要原子炉格納容器ベント停止後，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージ中，装置内の水素濃度を測定するため，格納容器ベントライン水素サ
ンプリングラックにてサンプリングポンプを起動する。
ｂ.作業場所
原子炉建屋

地上 3 階(非管理区域)

ｃ.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置計装(サンプリングポンプ起動)に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:180 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)ｄ.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は通常，汚染の恐れのない
二次格納施設外にて行うが，原子炉格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した
不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャコールフィ
ルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常のポンプ起動・停止操作であるため，容易に実施可能である。また，操作に必要な工具はない。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に連絡する。

1.7-119

添付資料 1.7.3-7
7.フィルタ装置スクラバ水 pH 調整
ａ.操作概要
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水の pH が規定値よりも低くなった場合に薬液を注入する。
ｂ.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置スクラバ水 pH 調整に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :7 名(中央制御室運転員 1 名，緊急時対策要員 6 名)
所要時間目安:90 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)ｄ.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能である。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースがある。本操作で必要となる工具は，空気圧縮機，補給ポンプ等とともに作業エリア近傍(フィルタベント遮蔽
壁内(附室))に配備する。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策

1.7-120

本部及び中央制御室に連絡する。

1.7-121

添付資料 1.7.3-8
8.ドレン移送ライン N₂パージ
ａ.操作概要フィルタ装置水位調整(水抜き)・ドレンタンク水抜き後は，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，フィルタ装置排水ラインの窒素ガスによるパージを実施する。
ｂ.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び操作時間
ドレン移送ラインの N₂パージに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:100 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)ｄ.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :送気ホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能であり，操作に必要な工具はない。
また，弁の開閉操作についても，必要な工具はなく通常の弁操作と同様である。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースがある。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策

1.7-122

本部及び中央制御室に連絡する。

1.7-123

添付資料 1.7.3-9
9.ドレンタンク水抜き
ａ.操作概要ドレンタンクが水位高に達した場合，よう素フィルタの機能維持のため，ドレン移送ポンプを使用してドレンタンク内の凝縮水を排水する。
ｂ.作業場所
原子炉建屋

南東側ヤードフィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び操作時間
ドレンタンク水抜きに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員 2 名)
所要時間目安:105 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)ｄ.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッドライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は原子炉格納容器ベント操
作後の汚染を考慮し放射線防護具を装備する。基本的には個人
線量計，ガラスバッチ，帽子，綿手袋，ゴム手袋，靴下，汚染区
域用靴となるが，緊急時対策本部の指示により，作業区域の環境を考慮した不識布カバーオール，アノラック，全面マスク，チャ
コールフィルタ，セルフエアセットなどを装備した作業を行う
場合がある。
移動経路:車両のヘッドライトの他，バッテリー内蔵型 LED 照明・ヘッド
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作，ならびに通常のポンプ起動・停止操作であるため，容易に実施可能である。また，操作に必要な工具はない。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペー
スがある。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に連絡する。

1.7-124

添付資料 1.7.3-10
10.代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流動力電源確立時
a.操作概要代替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操作に必要な電動弁の電源確保を行う。
b.作業場所(設置場所未確定)
原子炉建屋(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
代替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必要な要員数(4 名)，所要時間(25 分)のうち，電源確保に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:15 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
非管理区域における操作は放射性物質が放出される可能性があることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の受電操作であり，容易に実施可能である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型
音声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

1.7-125

受電操作

受電確認

1.7-126

(2)全交流動力電源喪失時
a.操作概要代替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操作を現場にて行う。交流電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により系統構成を行う。
b.作業場所(設置場所未確定)
原子炉建屋(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
代替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必要な要員数(4 名)，所要時間(40 分)のうち，系統構成に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:系統構成 35 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建
屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
現場運転員の放射線防護を考慮し，遠隔手動弁操作設備エリ
アは，二次格納施設外に設置している。また，原子炉格納容器ベント操作後の汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :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。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型
音声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

1.7-127

添付資料 1.7.3-11
11.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
a.操作概要
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として，電動弁操作盤による系統構成ならびに，復水補給水水源を復水貯蔵槽からサプ
レッション・チェンバ・プール水へ切り替えることにより水源を確保する。
復水移送ポンプ停止前の操作を系統構成(1)，停止後の操作を系統構成(2)とする。
b.作業場所
原子炉建屋 地上 3 階(非管理区域)
廃棄物処理建屋 地下 3 階(管理区域)
c.必要要員数および操作時間
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要員数(6 名)，所要時間(90 分)のうち，サプレッション・チェンバ・プール水水源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員 4 名)
所要時間目安:系統構成(1) 管理区域 60 分(実績時間:54 分)
非管理区域 40 分(実績時間:設備設置工事中のため実績時間なし)
系統構成(2)

管理区域 15 分(実績時間:15 分)
非管理区域 5 分(実績時間:設備設置工事中のため実績時間なし)

d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋
内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッド
ライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。非管理区域における操作は放射性物質が放出されることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。管理区域においても汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。

1.7-128

アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
また操作はすべて二次格納施設外である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音声
呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策本部
及び中央制御室に連絡する。

復水貯蔵槽出口ライン隔離

復水移送ポンプミニフローライン隔離

1.7-129

添付資料 1.7.3-12
12.格納容器内 pH 制御
a.操作概要復水移送ポンプ吸込配管に薬液(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ことで，S/P 水の酸性化を防止
し原子炉格納容器ベント時の放射性物質の系外放出を低減させる。
b.作業場所
廃棄物処理建屋

地下 3 階，地上中 1 階，地上 2 階(管理区域)

c.必要要員数および操作時間
格納容器内 pH 制御に必要な要員数(4 名)，所要時間(格納容器スプレイ（S/P）による薬液注入開始：30 分，格納容器スプレイ（D/W）による薬液注
入開始：65 分，格納容器下部注水による薬液注入開始：100 分)※のうち，系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
※薬液注入箇所を選択し，実施した場合それぞれ 30 分。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:系統構成 25 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型 LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋
内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッド
ライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
また操作はすべて二次格納施設外である。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音声
呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策本部
及び中央制御室に連絡する。

1.7-130

添付資料 1.7.4-1
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順
1.7.2.1 原子炉格納容 a.格納容器圧力逃がし装 ⅲ.フィルタ装置水位調器の過圧破損防止のため 置による原子炉格納容器 整(水張り)の対応手順
内の減圧及び除熱ⅳ.フィルタ装置水位調(1)交流動力電源が健全
整(水抜き)
である場合の対応手順
ⅵ.フィルタ装置スクラ
バ水pH調整判断基準記載内容
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場
合フィルタ装置の水位が上限水位に到達，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

解釈
フィルタ装置の水位が1000mm(通常水位)を下回ると判断した場合
フィルタ装置の水位が 2200㎜に到達，又はフィルタ装
置金属フィルタの差圧がに到達すると判断した場合
フィルタ装置の水位が2200mmに到達すると判断し，排水を行った場合

ⅶ.ドレン移送ラインN₂ ドレンタンク水抜き完了後
パージ手順

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[T61-F209]の「全閉」操作完了後

ⅷ.ドレンタンク水抜き ドレンタンクが水位高に到達すると判断した場合

ドレンタンクの水位が 3000㎜に到達すると判断した場
合

1.7-131

添付資料 1.7.4-2
操作手順の解釈一覧(1/8)
手順
操作手順記載内容
1.7.2.1 原子炉格納容 a.格納容器圧力逃がし装 ⅰ格納容器圧力逃がし装 非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁器の過圧破損防止のため 置による原子炉格納容器 置による原子炉格納容器 換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁の対応手順
内の減圧及び除熱
内の減圧及び除熱
FCVS制御盤(1)交流動力電源が健全
フィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内である場合の対応手順
格納容器補助盤
非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁
非常用ガス処理系出口Uシール元弁
耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁
不活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁
不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁
不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁
静的触媒式水素再結合器の機能が発揮されていない場
合静的触媒式水素再結合器が動作している場合
不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁
不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁

1.7-132

解釈T22-F040
U41-F050
H11-P659
フィルタ装置水位指示値が1000～1500mm
H11-P657
T22-MO-F004A/B
T22-MO-F511
T61-AO-F002
T31-AO-F020
T31-AO-F021
T31-MO-F070
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の入口と出口の温度差が60℃以下の場合
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の入口と出口の温度差が100℃以上の場合
T31-AO-F022
T31-AO-F019
T31-MO-F070

操作手順の解釈一覧(2/8)
手順
1.7.2.1 原子炉格納容 a.格納容器圧力逃がし装 ⅱ.フィルタ装置ドレン器の過圧破損防止のため 置による原子炉格納容器 移送ポンプ水張りの対応手順
内の減圧及び除熱(1)交流動力電源が健全である場合の対応手順
ⅲ.フィルタ装置水位調
整(水張り)

操作手順記載内容FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁
FCVSフィルタベント装置遮へい壁内側ドレン弁
FCVSフィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁
FCVSフィルタベント装置給水ライン元弁
FCVS計器ラック
フィルタ装置水位

規定水位ⅳ.フィルタ装置水位調 FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二整(水抜き)止め弁
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
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現場制御盤
ポンプ吐出側流量
ポンプ吐出側流量を必要流量に調整
FCVS計器ラック
フィルタ装置水位
通常水位に到達した事を確認
ⅴ.格納容器圧力逃がし 原子炉建屋非管理区域内サンプリングラック
装置停止後のN₂パージ手 フィルタ装置水素濃度
順
FCVS PCVベントラインフィルタベント側 N2パージ用元
弁
窒素ガスの注入を実施
可搬型窒素供給装置からの窒素注入の完了
FCVS制御盤
水素濃度が許容濃度以下

1.7-133

解釈T61-F502A又はT61-F502B
T61-F501
T61-F212
T61-F102
H22-P910
T61-LI-002及びT61-LI-003
通常水位範囲内である1000～1500mm
T61-F210
T61-F211
T61-F209
H21-P917及びH21-P918
T61-FI-001A/B
ポンプ吐出側流量を約10m3/hに調整
H22-P910
T61-LI-002及びT61-LI-003
1000mmに到達した事を確認
H22-P912及びH22-P913-1
T61-H2E-001及びT61-H2E-002
T61-F205
可搬型窒素供給装置流量《約70Nm3/h》において，3時間以上の注入を実施
3時間
H11-P659
水素濃度が2%以下

操作手順の解釈一覧(3/8)
手順
1.7.2.1 原子炉格納容 a.格納容器圧力逃がし装 ⅵ.フィルタ装置スクラ器の過圧破損防止のため 置による原子炉格納容器 バ水pH調整の対応手順
内の減圧及び除熱(1)交流動力電源が健全である場合の対応手順

操作手順記載内容
フィルタベント装置pH入口止め弁
フィルタベント装置pH出口止め弁
FCVS制御盤
スクラバ水pH
フィルタ装置水位
FCVSフィルタベント装置 給水ライン元弁
pHが規定値
ⅶ.ドレン移送ラインN₂ FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二
パージ手順
止め弁
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
FCVSフィルタベント装置ドレンラインN2パージ用元弁
ドレン移送ライン圧力
ⅷ.ドレンタンク水抜き フィルタベント現場制御盤
FCVSフィルタベント装置遮へい壁内側ドレン弁
FCVSフィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁
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
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
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
ポンプ吐出側流量
ポンプ吐出側流量を必要流量に調整
FCVS計器ラック
ドレンタンク水位

1.7-134

解釈
T61-F715
T61-F716
H11-P659
T61-pHIT-001
T61-LI-002及びT61-LI-003
T61-F102
T61-F210
T61-F211
T61-F213
T61-PI-012
H21-P917及びH21-P918
T61-F501
T61-F521
T61-F210
T61-F211
T61-F209
T61-FI-001A/B
ポンプ吐出側流量を約10m3/hに調整
H22-P910
T61-LS-010

操作手順の解釈一覧(4/8)
手順
操作手順記載内容
1.7.2.1 原子炉格納容 b.代替格納容器圧力逃が ⅰ.代替格納容器圧力逃 制御盤
器の過圧破損防止のため し装置による原子炉格納 がし装置による原子炉格 フィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内の対応手順
容器内の減圧及び除熱 納容器内の減圧及び除熱 D/W側第一隔離弁(1)交流動力電源が健全
D/W側第二隔離弁である場合の対応手順
S/C側第二隔離弁
S/C側第一隔離弁
静的触媒式水素再結合器の機能が発揮されていない場
合静的触媒式水素再結合器が動作している場合
ⅲ.フィルタ装置水位調
整(水張り)
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)

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フィルタ装置の水位が上限水位に到達
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
ⅵ.フィルタ装置スクラ pHが規定値
バ水pH調整1.7-135

解釈
盤名称，番号未定
フィルタ装置水位指示値が1000～1500mm
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の入口と出口の温度差が60℃以下の場合
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の入口と出口の温度差が100℃以上の場合
フィルタ装置の水位が1000mmを下回り500mmに到達する
前フィルタ装置の水位が2200mmに到達
フィルタ装置金属フィルタの差圧がに到達

操作手順の解釈一覧(5/8)
手順
1.7.2.1 原子炉格納容 c.代替循環冷却系による器の過圧破損防止のため 原子炉格納容器内の減圧
の対応手順
及び除熱
(1)交流動力電源が健全である場合の対応手順

操作手順記載内容
格納容器補助盤
復水補給水系タービン建屋負荷遮断弁
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
復水補給水系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
復水補給水系常／非常用連絡管第一，第二止め弁
電動弁操作盤
残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
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)
残留熱除去系注入弁(A)
残留熱除去系(A)注入ライン洗浄水止め弁
残留熱除去系(B)注入ライン洗浄水止め弁
高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口元弁
残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁
残留熱除去系高圧炉心注水系第二止め弁
原子炉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，残留熱除去系(A)注入配管流量指
示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認

解釈
H11-P657
P13-MO-F029
P13-F001
E22-F028，F029
P13-F008A，F008B，F008C

P13-F021
P13-F019，F020
H21-P092B
E11-MO-F004A
G51-MO-F010
E11-MO-F021B
E11-MO-F004B
E11-MO-F019B
E11-MO-005A
E11-MO-F032A
E11-MO-F032B
E22-F030
E11-MO-F061
E11-MO-F062
原子炉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(以上)，残留熱除去系(A)
注入配管流量指示値の上昇(～90m3/h)及び原子炉水位指
示値の上昇により確認
格納容器スプレイが開始されたことを復水移送ポンプ 格納容器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，残留熱除去系(B)注入配管流量 吐出圧力指示値の上昇(以上)，残留熱除去系
指示値の上昇，並びに格納容器内圧力指示値及び格納 (B)注入配管流量指示値の上昇(～140m 3/h)，並びに格納
容器内温度指示値の低下により確認
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
残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)E11-MO-F017B
残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)E11-MO-F018B
残留熱除去系S/Pスプレイ注入隔離弁(B)E11-MO-F019B
復水補給水系下部ドライウェル注水ライン隔離弁
P13-MO-F095
復水補給水系下部ドライウェル注水流量調節弁
P13-MO-F094
原子炉格納容器下部への注水されたことを復水移送ポ 原子炉格納容器下部への注水されたことを復水移送ポ
ンプ吐出圧力指示値の上昇，格納容器下部注水流量指 ンプ吐出圧力指示値の上昇(以上)，格納容器下示値の上昇により確認
部注水流量指示値の上昇(～50m3/h)により確認
格納容器スプレイが開始されたことを復水移送ポンプ 格納容器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，残留熱除去系(B)注入配管流量 吐出圧力指示値の上昇(以上)，残留熱除去系
指示値の上昇，並びに格納容器内圧力指示値及び格納 (B)注入配管流量指示値の上昇(～140m 3/h)，並びに格納
容器内温度指示値の低下により確認
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

1.7-136

操作手順の解釈一覧(6/8)
手順
1.7.2.1 原子炉格納容 d.格納容器内pH制御器の過圧破損防止のための対応手順(1)交流動力電源が健全である場合の対応手順

操作手順記載内容
残留熱除去系S/Pスプレイ注入隔離弁(B)
復水移送ポンプ吸込配管注入弁
残留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁(B)
残留熱除去系(B)注入配管流量指示値が規定値となるよ
うに
復水補給水系ポンプミニマムフロー戻り弁
薬液注入タンク出口弁
薬液タンク水位
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残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)
残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)
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復水補給水系下部ドライウェル注水ライン隔離弁
復水補給水系下部ドライウェル注水流量調節弁
格納容器下部注水流量指示値が規定値となるように
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

1.7-137

解釈
E11-MO-F019B
P13-MO-F142
E11-MO-F032B
残留熱除去系(B)注入配管流量指示値にて140m3/hになるように
P13-F009
P16-MO-F002
P16-LI-200A/B（6号炉）
注入されたことを薬液タンク水位にて確認後（7号炉）注入されたことを薬液タンク水位にて確認後
E11-MO-F018B
E11-MO-F017B（6号炉）
注入されたことを薬液タンク水位にて確認後（7号炉）注入されたことを薬液タンク水位にて確認後
P13-MO-F095
P13-MO-F094
格納容器下部注水流量指示値が90m 3/hとなるように（6号炉）注入されたことを薬液タンク水位にて確認後（7号炉）注入されたことを薬液タンク水位にて確認後

操作手順の解釈一覧(7/8)
手順
1.7.2.1 原子炉格納容 a.格納容器圧力逃がし装 ⅰ.格納容器圧力逃がし
器の過圧破損防止のため 置による原子炉格納容器 装置によるの対応手順
内の減圧及び除熱(現場 原子炉格納容器内の(2)全交流動力電源喪失 操作)
減圧及び除熱時の対応手順
(現場操作)

操作手順記載内容
非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁
非常用ガス処理系出口Uシール元弁
非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁
換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁
FCVS制御盤フィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内
耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁
不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁
PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁
静的触媒式水素再結合器の機能が発揮されていない場
合静的触媒式水素再結合器が動作している場合

不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁
ⅲ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到
整(水張り)
達する前
ⅳ.フィルタ装置水位調 フィルタ装置の水位が上限水位に到達
整(水抜き)
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
ⅵ.フィルタ装置スクラ pHが規定値
バ水pH調整1.7-138

解釈T22-MO-F004A/B
T22-MO-F511
T22-F040
U41-F050
H11-P659
フィルタ装置水位指示値が1000～1500mm
T61-AO-F002
T31-MO-F070
T31-F072
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の入口と出口の温度差が60℃以下の場合
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の入口と出口の温度差が100℃以上の場合
T31-AO-F022
T31-AO-F019
フィルタ装置の水位が1000mmを下回り500mmに到達する
前フィルタ装置の水位が2200mmに到達
フィルタ装置金属フィルタの差圧がに到達

操作手順の解釈一覧(8/8)
手順
1.7.2.1 原子炉格納容 b.代替格納容器圧力逃が ⅰ.代替格納容器圧力逃器の過圧破損防止のため し装置による原子炉格納 がし装置によるの対応手順
容器内の減圧及び除熱 原子炉格納容器内の(2)全交流動力電源喪失 (現場操作)
減圧及び除熱時の対応手順
(現場操作)

操作手順記載内容
制御盤
フィルタ装置水位指示値が通常水位範囲内
D/W側第一隔離弁
D/W側第二隔離弁
S/C側第二隔離弁
S/C側第一隔離弁
静的触媒式水素再結合器の機能が発揮されていない場
合静的触媒式水素再結合器が動作している場合

ⅲ.フィルタ装置水位調
整(水張り)
ⅳ.フィルタ装置水位調整(水抜き)

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フィルタ装置の水位が上限水位に到達
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
ⅵ.フィルタ装置スクラ pHが規定値
バ水pH調整1.7-139

解釈
盤名称，番号未定
フィルタ装置水位指示値が1000～1500mm
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
弁名称，番号未定
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の入口と出口の温度差が60℃以下の場合
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の入口と出口の温度差が100℃以上の場合
フィルタ装置の水位が1000mmを下回り500mmに到達する
前フィルタ装置の水位が2200mmに到達
フィルタ装置金属フィルタの差圧が
に到達

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)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
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(b)原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制(c)水素ガス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
b.手順等
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)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注水（淡水／海水）
b.サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水
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)原子炉建屋内の水素濃度監視(2)原子炉建屋トップベント
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
1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択

1.10-1

添付資料 1.10.1
添付資料 1.10.2
添付資料 1.10.3

添付資料 1.10.4

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
対応手段として選定した設備の電源構成図
重大事故対策の成立性
1.格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水（淡水／海水）
2.サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水
3.原子炉建屋トップベント
解釈一覧
1.操作手順の解釈一覧
2.操作の成立性の解釈一覧

1.10-2

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】
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れていること。
【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。
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。

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。

1.10-3

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
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設備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，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使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下，「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第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，重大事故等対処設備及び自主対策
設備との関係を明確にする。
(2)対応手段と設備の選定の結果
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表 1.10.1 に整理する。
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
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上昇を抑制し，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ガスと酸素ガスを触媒反応によって再結合させる手段がある。
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
1.10-4

設備であり，運転員による起動操作は必要としない。
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動作監視装置
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監視設備により測定し，監視する手段がある。
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
上記設備は二次格納施設内に 7 個（そのうち，原子炉建屋オペレー
ティングフロアに 2 個）設置している。
ⅲ.代替電源による必要な設備への給電
上記「1.10.1(2)a.(a)ⅰ.静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制」及び「1.10.1(2)a.(a)ⅱ.原子炉建屋内の水素濃度監視」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源設備
から給電する手段がある。
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。
・常設代替直流電源設備
また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備
は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型直流電源設備(b)原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制
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る手段がある。
ⅰ.格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水
1.10-5

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）
により原子炉ウェルへ注水し，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。
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。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・防火水槽
・淡水貯水池・ホース・ウェル接続口
・格納容器頂部注水系配管・弁・燃料プール冷却浄化系配管・弁・原子炉ウェル
・燃料補給設備
なお，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を使用する手段だけでなく，海水を使用する手段もある。
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
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へ注水し，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及びモータ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。

1.10-6

(c)水素ガス排出による原子炉建屋等の損傷防止
ⅰ.原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出
原子炉建屋内に水素ガスが漏えいし，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上昇した場合，原子炉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外部へ排出することで水素ガスの建屋内滞留を防止する手段がある。
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。
・原子炉建屋トップベント
・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）
・ホース
・放水砲
・燃料補給設備(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，原子炉建屋水素濃度，常設代替直流電源設備，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.10.1）以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の破損を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・原子炉ウェルへ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）
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。
・原子炉建屋トップベント
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
1.10-7放射性物質を低減する機能はないが，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建屋内の滞留を防止する手段の一つとして有効である。
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める（表1.10.1）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設
備についても整備する（表1.10.2，表1.10.3）。
（添付資料1.10.2）

1.10-8

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)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，原子炉建屋の水素爆発を防止するため，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。
(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上昇が継続している場合で，格納容器頂部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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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，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。
(b)操作手順
格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを図1.10.1及び図1.10.2に，概要図を図1.10.3に，タイムチャートを図1.10.4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，緊急時対策本部に格納
容器頂部注水系による原子炉ウェル注水準備として可搬型代替注
水ポンプ(A-2級)の配置及びホース接続を依頼する。
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。
④ 緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の健全性確認，配置及びホースの展開・接続を行い，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を経由し，当直長に報告する。
1.10-9⑤ 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注水の開始を指示する。
⑥ 緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)起動後，緊急時ウェル注水ライン(南側)元弁又は(北側)元弁のどちらかの開操
作にて必要流量に調整し，送水を開始したことを緊急時対策本部
を経由し，当直長に報告する。
⑦ 中央制御室運転員Aは，原子炉ウェルへ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依頼する。
(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注水
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2名で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
による原子炉ウェル注水開始まで約80分で可能である。
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注水操作は，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名で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による原子炉ウェル注水開始まで約110分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路の確保，放射線防護具及び通信連絡設備を整備する。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。
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。
(添付資料 1.10.3-1)
b.サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水
1.10-10

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋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上昇が継続している場合で，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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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
系ポンプ及びモータ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注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを図1.10.1及び図1.10.2に，概要図を図1.10.5に，タイムチャートを図1.10.6に示す。
① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にサプレッションプール浄化系による原子炉ウェル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，緊急時対策本部へ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
1.10-11

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注水の準備完了を報告する。
⑤ 当直副長は，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注水の開始を指示する。
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を
必要流量に調整する。
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。また，当直長は緊急時対策本部に復水貯蔵槽補給の依頼をする。
⑧ 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名で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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
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。
(添付資料1.10.3-2)
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ティングフロアの天井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の水素濃度
1.10-12（以下，「原子炉建屋内の水素濃度」という。）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。
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爆発を回避するため，非常用ガス処理系を停止する。
(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γ線線量率が，設計基準事故相当のγ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。
(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。
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屋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結合器の動作状況の監視を指示する。
また，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認した場合には，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結合器の動作状況の監視を強化する。また，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から給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，原子炉建屋水素濃度指示値の上昇を確認した場合，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。
(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名にて確認及び対応を実施する。原子炉建屋の水素濃度の上昇を確認してから非常用
ガス処理系の停止まで約3分で可能である。
1.10-13

(2)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，原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉建屋のトップベン
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水素ガスを建屋外に排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。
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。
a.手順着手の判断基準
原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃度が3.5vol%を超えた場合。
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図1.10.7に，概要図を図1.10.8に，タイムチャートを図1.10.9に示す。
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ングフロアの天井付近の水素濃度の継続的な監視を中央制御室運転員に指示する。
② 緊急時対策本部は，原子炉建屋トップベントの開放の開始を緊急時対策要員に指示する。
③ 緊急時対策要員は，工具の準備を実施し，原子炉建屋トップベン
トの開放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，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。
⑤ 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，緊急時対策本部を経由して当直長に報告する。
⑥ 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天井付近の原子炉建屋水素濃度指示値が低下することを確認し，当直副長に報告する。

1.10-14

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 名にて作業開始を判断してから原子炉建屋トップベント開放まで
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，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，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。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(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
(添付資料 1.10.3-3)
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
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，電動弁及び中操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，可搬型代替交流電源設備，可搬型直
流電源設備，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 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」にて整備する。
1.10.2.5 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等が発生した場合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図 1.10.10 に示す。
1.10-15

(1)原子炉ウェル注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器トップヘッ
ドフランジからの水素ガス漏えいを抑制するため，サプレッションプール
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注水を実施する。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子炉ウェル注水を実施する。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
原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近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。
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，水素ガスの発生源を断つため，原子炉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上昇した場合は，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素ガスの排出を実施する。

1.10-16

表 1.10.1 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順
対応手段，対処設備，手順書一覧(1/2)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

原子炉建屋水素濃度

代替電源による必要な設備への給電常設代替直流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
可搬型直流電源設備 ※2

格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) ※3
防火水槽 ※3
淡水貯水池 ※3ホース
ウェル接続口
格納容器頂部注水系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
原子炉ウェル
燃料補給設備 ※2

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

サプレッションプール浄化系ポンプ
復水貯蔵槽 ※3
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)

手順書
－ ※1
重大事故等
対処設備

静的触媒式水素再結合器 ※1
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

原子炉建屋内の水素濃度監視

重大事故等
対処設備

－

－ ※2
重大事故等
対処設備
事故時運転操作手順書(シビアアクシデント)
自主対策設備
自主対策設備原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制

－

対処設備

静的触媒式水素再結合器
による水素濃度抑制

水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止

－

対応
手段

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉ウェ
ル注水」
多様なハザード対応手順「消防車による送水(淡水/海水)」
事故時運転操作手順書(シビアアクシデント)「注水-1(損傷炉心への注
水)」「注水-4(長期の RPV 破損後の注水)」
AM 設備別操作手順書「原子炉ウェルへの注水（SPCU 系の起動）」※1:静的触媒式水素再結合器は，運転員による操作不要の原子炉建屋水素濃度制御設備である。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:手順は「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」にて整備する。

1.10-17

対応手段，対処設備，手順書一覧(2/2)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備

手順書

原子炉建屋トップベント
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）※4
ホース
放水砲 ※4
燃料補給設備 ※2

多様なハザード対応手順「水素対策(トップベン
ト)」

自主対策設備原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出水素ガス排出による原子炉建屋等の損傷防止

－

対応
手段

※1:静的触媒式水素再結合器は，運転員による操作不要の原子炉建屋水素濃度制御設備である。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:手順は「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」にて整備する。

1.10-18

表 1.10.2

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧(1/2)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.10.2.1 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)原子炉ウェル注水
事故時運転操作手順書(シビアアクシ
デント)

多様なハザード対応手順「消防車による送水(淡水/海水)」判断基準

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉ウェル注水」

操作

原 子 炉 格 納 容 器内 の放射線量率

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

原 子 炉 圧 力 容 器内 の温度

原子炉圧力容器温度

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

ドライウェル雰囲気温度
・上部ドライウェル内雰囲気温度

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

ドライウェル雰囲気温度
・上部ドライウェル内雰囲気温度

水源の確保
事故時運転操作手順書(シビアアクシ
デント)「注水-1(損傷炉心への注水)」「注水-4(長期の RPV 破損後の注
水)」
判断基準

AM 設備別操作手順書「原子炉ウェルへの注水（SPCU 系の起動）」

原 子 炉 格 納 容 器内 の
放射線量率

防火水槽
淡水貯水池
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)D/W
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)S/C
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)D/W
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)S/C

操作

原 子 炉 圧 力 容 器内 の温度

原子炉圧力容器温度

原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

ドライウェル雰囲気温度
・上部ドライウェル内雰囲気温度

電源

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

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)原 子 炉 格 納 容 器内 の温度

ドライウェル雰囲気温度
・上部ドライウェル内雰囲気温度

補機監視機能サプレッションプール浄化系系統流量

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)1.10-19

監視計器一覧(2/2)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.10.2.2 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(2)原子炉建屋トップベント
判断基準

多様なハザード対応手順「水素対策(トップベント)」操作

原 子 炉 建 屋 内 の水 素
濃度

原子炉建屋水素濃度･原子炉建屋地上 4 階
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

原 子 炉 建 屋 内 の水 素
濃度

原子炉建屋水素濃度･原子炉建屋地上 4 階･原子炉建屋地上 2 階･原子炉建屋地下 1 階･原子炉建屋地下中 2 階･原子炉建屋地下 2 階

1.10-20

表 1.10.3

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

供給対象設備【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

静的触媒式水素再結合器動
作監視装置

給電元
給電母線
常設代替直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
可搬型直流電設備
AM 用直流 125V

原子炉建屋水素濃度

常設代替直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
可搬型直流電源設備
AM 用直流 125V

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

1.10-21図 1.10.1

SOP

注水-1「損傷炉心への注水」における対応フロー

1.10-22図 1.10.2

SOP

注水-4「長期 RPV 破損後の注水」における対応フロー

1.10-23

操作手順

弁名称

⑥※1

緊急時ウェル注水ライン(南側)元弁(A)⑥※2

緊急時ウェル注水ライン(北側)元弁(B)

図 1.10.3 格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水) 概要図
1.10-24経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

50

40

60

70

80

原子炉ウェル注水開始
80分

要員（数）

備考

90
原子炉ウェル注水停止
170分

手順着手判断，指示
通信手段確保
中央制御室運転員A

1

格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水（淡水／海水）[防火水槽を水源とした場合]

上部ドライウェル内雰囲気温度確認

緊急時対策所～大湊高台移動 ※可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認
緊急時対策要員2

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
送水準備（淡水または海水）
送水開始※荒浜側高台保管場所への移動
は、10分と想定する。
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を注水後，ポンプ停止※荒浜側高台保管場所の可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)を使用する場合は、操作時間は約 70 分で可能である。
図 1.10.4

格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水)

1.10-25

タイムチャート(1/2)

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

原子炉ウェル注水開始
110分

要員（数）
手順着手判断，指示

120

170

180

190

200

備考

原子炉ウェル注水停止
200分

通信手段確保
中央制御室運転員A

1

上部ドライウェル内雰囲気温度確認

緊急時対策所～淡水貯水池移動
貯水池出口弁「開」
格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水（淡水／海水）緊急時対策要員

2
送水ライン水張り，健全性確認，送水ホース及び消防ホース接続継手接続
送水 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプへの送水開始
緊急時対策所～大湊高台移動 ※[淡水貯水池を水源とした場合]※荒浜側高台保管場所への移動は、10分と想定する。
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を注水後，ポンプ停止

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
緊急時対策要員

2
送水準備
送水開始

図 1.10.4

格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水)

1.10-26

タイムチャート(2/2)

図 1.10.5 サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水 概要図
1.10-27

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

原子炉ウェル注水開始
40分

要員（数）

手順着手判断，指示
通信手段確保ポンプ起動，注水開始
中央制御室運転員 A，B

2
上部ドライウェル内雰囲気温度確認

サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水

移動・系統構成
現場運転員 C，D2

図 1.10.6

サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水

1.10-28

備考

40

タイムチャート

原子炉ウェル注水停止
130分
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を注水後，ポンプ停止

図 1.10.7

SOP

水素(R/B 水素爆発防止)における対応フロー

1.10-29

7号炉原子炉建屋屋上[平面図]レバーブロック操作場所
原子炉建屋トップベント
水素濃度計（検出器）

7号炉原子炉建屋[断面図]

図 1.10.8 原子炉建屋トップベント

1.10-30

概要図

経過時間（分）

20

10
手順の項目

要員（数）
中央制御室運転員
A

手順着手判断，指示40

原子炉建屋トップベント
45分

水素濃度監視1

原子炉建屋トップベント
による水素ガスの排出30

移動緊急時対策要員

3

原子炉建屋トップベント開放

図 1.10.9 原子炉建屋トップベント

1.10-31

タイムチャート

50

備考

【凡例】
：プラント状態：操作、確認：判断：重大事故等対処設備

炉心の著しい損傷の発生

・静的触媒式水素再結合器動作監視
・原子炉建屋水素濃度監視

格納容器雰囲気温度
上昇継続

No

Yes

水素爆発のおそれあり※

No

SPCU系使用可能

Yes

Yes

原子炉建屋トップベント

サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水※ 原子炉建屋トップベントの判断基準
原子炉建屋天井付近の原子炉建屋水素濃度が3.5vol%を超えた場合

図 1.10.10

No

格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水<水源選択>
優先1：防火水槽
優先2：淡水貯水池

重大事故等時の対応手段選択フローチャート

1.10-32

添付資料 1.10.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表
技術的能力審査基準 （1.10）

設置許可基準規則（53条）

技術 基準規則（68条）

番号

【本文】
発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉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設備を設けなければならない。

【本文】
発電用原子炉施設には、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設備を施設しなければならない。

④【解釈】
１ 第５３条に規定する「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設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

【解釈】
１ 第６８条に規定する「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設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行う
ための設備をいう。

ａ）水素濃度制御設備（制御により原子炉建屋等で水素爆発のおそれがないことを示すこと。）又は水素排出設備（動的機器等に水素爆発を防止する機能を付けること。放射性物質低減機能を付けること。）を設置すること。

ａ）水素濃度制御設備（制御により原子炉建屋等で水素爆発のおそれがないことを示すこと。）又は水素排出設備（動的機器等に水素爆発を防止する機能を付けること。
放射性物質低減機能を付けること。）を設置すること。

ｂ）想定される事故時に水素濃度が変動する可能性のある範囲で推定できる監視設備を設置すること。

ｂ）想定される事故時に水素濃度が変動する可能性のある範囲で推定できる監視設備を設置すること。

⑥

ｃ）これらの設備は、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。

ｃ）これらの設備は、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。

⑦

番号

【本文】
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れていること。
【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。

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を防止するために必要な手順等を整備すること。

①

－

②

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。

③

－

⑤

：重大事故等対処設備
重大 事故等対処設備を使用した手段
審査基準の要求に適合 するための手段
機能

機器名称

原 原子炉建屋水素濃度
濃内
子
度の
炉
監水
建
－
視素
屋
代
必替
へ
要電
の
な源
給
設に
電
備よ
る

自主対策

解釈
対応番号

新設
新設

-

機能

機器 名称

原子炉建屋トップベン
トト
水
大容量送水車（原子炉素プ原
建屋放水設備用）
ガベ子
ス ン 炉 ホースのト建
排 に 屋 放水砲
出よる
燃料補給設備ッ静的触媒式水素再結合器
再静水
静的触媒式水素再結合
結的
素器動作監視装置
合触
濃
器媒
度
に式
抑
よ水
－
制
る素

既設
新設

①
②
④
⑤

-

常設代替直流電源設備

新設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設
備新設

可搬型直流電源設備

新設－

必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か

備考

45分

4名

自主対策 とする理由は 本文
参照

常設
可搬
可搬
可搬
常設
可搬

新設
①
④
⑥

－

－

－

－

－

－

①
③
④
⑦

－

－

－

－

－

－

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

可搬

防火水槽

常設

淡水貯水池

常設 （防火 水槽を （防火 水槽を水源と した場 水源と した場
可搬
合）
合）
80分
3名
自主対策 とす常設る理由は 本文（淡水 貯水池 （淡水 貯水池 参照
常設 を水源 とした を水源 とした
場合）
場合）
110分
5名
常設

格
原納
子容
炉器
ウ頂
部
ル注
へ水
の系
注に
水よ
る

ホース

ェ

－

常設
可搬

－

－

ウェル接続口
格納容器頂部注水系配管・弁
燃料プール冷却浄化系
配管・弁

ッ

ェ

サ
浄
プ
ウ化
レ
系
ルに
シ
へよ
のる
ン
注原
プ
水子
炉
ル

原子炉ウェル

常設

燃料補給設備

常設
可搬

サプレッションプール
浄化系ポンプ

常設

復水貯蔵槽

常設

ョ

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

ー

原子炉ウェル

常設
40分
常設
常設

原子炉補機冷却系（6号
常設
炉のみ）

1.10-33

4名

自主対策 とする理由は 本文参照

添付資料 1.10.2
GTG

GTG

※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

第二ガスタービン発電機

予備

【凡例】

第一ガスタービン発電機

GTG

GTG

：ガスタービン発電機

D/G：非常用ディーゼル発電機

GTG
予備

：遮断器
：断路器

緊急用高圧母線

大湊側緊急用高圧母線：配線用遮断器

緊急用断路器
：接続装置
M

6号炉

7号炉

D/G
(6A)

緊急用
電源切替箱
接続装置6A

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

動力
変圧器

D/G

M/C 6D
電源
車

AM用
動力変圧器

動力
変圧器

AM用MCC 6B
代替所内
電気設備

M

電源
車

動力
変圧器

電源
車

MCC 7C系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

AM用
動力変圧器

AM用直流
125V充電器

図1

動力
変圧器
P/C 7D-1

AM用MCC 7B
代替所内
電気設備

M

MCC 7D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

AM用切替盤M

M

AM用直流
125V充電器

M

対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号及び 7 号炉 交流電源)

1.10-34

D/G：非常用ディーゼル発電機

M/C：メタルクラッド開閉装置

P/C：パワーセンタ

MCC：モータ・コントロール
・センタ

(7B)

M/C 7D

AM用切替盤M

D/G

P/C 7C-1

MCC 6D系
非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

M/C 7CP/C 6D-1

MCC 6C系

【略語】

緊急用
電源切替箱
接続装置7A(7A)(6B)

P/C 6C-1

非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

緊急用
電源切替箱
断路器

D/G

M/C 6C
電源
車

：切替装置

号炉間電力
融通ケーブル

緊急用
電源切替箱
断路器

：電動切替装置

図 2 対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号炉 交流電源)

1.10-35

A M 用 M CC
MCC 6B 6C-1-5

A M 用蓄電池
充
電
器

M CC
6C-1-7MCC
MCC
6C-1-8 6D -1-8

蓄電池6A-2

蓄電池6A

充
電
器

直流125V
主母線盤6B

直流125V
分電盤6A-1

直流125V
分電盤6B-1

バイタル分電盤

1.10-36

バイタル分電盤

Ｂ系計装電源

Ａ系計装電源静的触媒式水素再結合器動作
監視装置

原子炉建屋水素濃度計

対応手段として選定した設備の電源構成図(6 号炉 直流電源)

Ｂ系バイタル電源装置

直流125V RCIC
制御用切替盤

Ａ系バイタル電源装置

直流125V原子炉建屋
M CC 6A

図3

充電器

直流125V
主母線盤6A

直流125V RCIC
動力用切替盤フ ィルタベント
分電盤

蓄電池6B

充
電
器

A M 用直流
125V主母線盤

直流125V
H PA CMCC

M CC
6D-1-7

第一ガスタービン発電機（緊急用断路器経由）

第二ガスタービン発電機（緊急用高圧母線経由）

第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用高圧母線経由）【凡例】：非常用ディーゼル発電機

D/G

号炉間電力融通（６号炉緊急用電源切替箱断路器へ）：遮断器

緊急用電源切替箱
断路器：断路器：配線用遮断器
緊急用
電源切替箱
接続装置7A

D/G

：接続装置

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

D/G

(7A)

M

(7B)
M/C 7C：動力変圧器M/C 7D【略語】

ＲＨＲポンプ（
Ｂ）

電源
車

電源
車

D/G ：非常用ディーゼル発電機
M/C ：メタルクラッド開閉装置
P/C ：パワーセンタ
MCC ：モータ・コントロール・センタ
P/C 7D-1

P/C 7C-1

MCC
7D-1-7直流１２５Ｖ充電器７Ａ ―２

MCC
7D-1-4

計測用（
Ｂ）
系電源

ＡＭ用直流１２５Ｖ充電器

MCC
7D-1-1

直流１２５Ｖ充電器７Ｂ

AM用MCC 7B

ＳＰＣＵ系 電動弁

M

サプレッションプール浄化 系 ポンプ

ＡＭ用直流１２５Ｖ充電器

図4MCC
7C-1-7直流１２５Ｖ充電器７Ａー２

ＳＰＣＵ系 電動弁

MCC
7C-1-6

計測用（
Ａ）
系電源

MCC
7C-1-4直流１２５Ｖ充電器７Ａ

MCC
7C-1-1：電動切替装置

対応手段として選定した設備の電源構成図(7 号炉 交流電源)

1.10-37

AM用
MCC
MCC 7B 7C-1-4

MCC
7C-1-7MCC
7D-1-7AM用蓄電池MCC
7D-1-4MCC
7C-1-6蓄電池7A-2

充
電
器

充
電
器

充
電
器

充
電
器

直流 125V
主母 線盤7B

直流 125V
主母 線盤7A

125V同時投入防止用
切替盤

125V同時投入防止用
切替盤

直流125V
分電盤7A-1-1

直流125V
分電7B-1-1

直流125V
分電盤7B-1-2A

バイ タル分電盤

図5

対応手段として選定した設備の電源構成図(7 号炉 直流電源)

1.10-38

バイタル分電盤
Ｂ系計装電源

Ａ系計装電源静的触媒式水素再結合器動作
監視装置

原子炉建屋水素濃度計

直流125V
原子炉建屋
MCC 7A

直流125V
分電盤7B-2-2

Ｂ系バイタル電源装置

直流125V
HPAC MCC

Ａ系バイタル電源装置

直流125V
分電盤7A-2-2Aフ ィルタベント
分電盤

蓄電池7B

蓄電池7A

添付資料 1.10.3-1
重大事故対策の成立性
1.格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水)
a.操作概要緊急時対策本部は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による原子炉ウェル
注水が必要な状況において，接続口及び水源を選定し，送水ルートを決定する。
現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポン
プ(A-2 級)により原子炉ウェル注水を実施する。
b.作業場所
屋外(原子炉建屋周辺，防火水槽周辺)
c.必要要員数及び操作時間
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による原子炉ウェル注水に必要な要員(防火水槽を水源とした場合 3 名，淡水貯水池を水源とした場合 5 名)，所要時
間(防火水槽を水源とした場合 80 分，淡水貯水池を水源とした場合 110 分)のうち，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣2 名(緊急時対策要員 2 名)｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員 4 名)
所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣80 分(実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合｣110 分(実績時間なし)
d.操作の成立性について
作業環境:車両の作業用照明・ヘッドライト・懐中電灯・LED 多機能ライト
により，夜間における作業性を確保している。操作は放射性物質の放出が予想されることから，放射線防護(全面マスク，個人線
量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:車両のヘッドライトの他，ヘッドライト・懐中電灯・LED 多機能
ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :可搬型代替注水ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具(オス・メス)であり，容易に実施可能である。
また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業
スペースを確保している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に適宜連絡する。

1.10-39

[淡水貯水池を水源とした場合]
送水ホースと可搬型代替注水ポンプ
吸管との接続[防火水槽を水源とした場合]防火水槽への吸管投入ホースを建屋接続口まで展開

1.10-40

添付資料 1.10.3-2
2.サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水
a.操作概要原子炉ウェルへの注水準備のため，サプレッションプール浄化系の系統構成を行う。
b.作業場所
原子炉建屋

地上 2 階(管理区域)

c.必要要員数及び操作時間
サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水に必要な要員数(4名)，所要時間(40 分)のうち，現場系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員 2 名)
所要時間目安:40 分(実績時間:33 分)
d.操作の成立性について
作業環境:ヘッドライト・懐中電灯を携帯して作業性を確保する。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，
ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型 LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携帯している。アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，緊急時対策
本部及び中央制御室に適宜連絡する。

1.10-41系統構成

1.10-42

添付資料1.10.3-2
1.10.3-3
添付資料
3.原子炉建屋トップベント(1)トップベント開放操作
a.操作概要レバーブロックをトップベント開放用ワイヤーロープ及び反力用フックに取り付け，レバーブロック操作によりトップベント開放用ワイヤー
ロープを反力用フック近傍まで引っ張り，トップベント開放用ワイヤー
ロープを反力用フックに固定する。
b.作業場所
原子炉建屋低層階屋上(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
原子炉建屋トップベントに必要な要員(4 名)，所要時間(45 分)のうち，トップベントの開放作業に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :3 名(緊急時対策要員)
所要時間目安:45 分(実績時間なし)
d.操作の成立性について
作業環境:ヘッドライト・懐中電灯・LED 多機能ライトにより，夜間における作業性を確保している。操作は放射性物質の放出が予想されることから，放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴム手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:車両のヘッドライトの他，ヘッドライト・懐中電灯・LED 多機
能ライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :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り，また作業エリア周辺には，支障となる設備はな
く，十分な作業スペースを確保している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，衛星電話
設備，無線連絡設備)により，本部及び当直に適宜連絡する。

1.10-43

開放用
ワイヤーロープ

反力用フックレバーブロック
レバーブロック

レバーブロックの取り付け

レバーブロック操作

開放用
ワイヤーロープ
反力用フックにワイヤーロープを固定
トップベントチェーンブロックによる原子炉建屋
トップベント開放後の固定

トップベントトップベント(開放状態)

開放用
ワイヤーロープ

トップベント(開放状態)

1.10-44

添付資料 1.10.4-1
解釈一覧
操作手順の解釈一覧
手順
1.10.2.1 原子炉格納容 (1)原子炉ウェル注水
器外への水素ガス漏えい抑制のための対応手順

操作手順記載内容
a.格納容器頂部注水系に 緊急時ウェル注水ライン（南側・北側）元弁
よる原子炉ウェル注水(淡水/海水)緊急時ウェル注水ライン(南側)元弁又は(北側)元弁のどちらかの開操作にて必要流量に調整
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b.サプレッションプール 燃料プール冷却浄化系使用済燃料貯蔵プール入口弁
浄化系による原子炉ウェ 燃料プール冷却浄化系ウェル再循環弁
ル注水
サプレッションプール浄化系燃料プール注入弁
サプレッションプール浄化系系統流量指示値を必要流量に調整
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

1.10-45

解釈（南側）G41-F090A（北側）G41-F090B
緊急時ウェル注水ライン(南側)元弁又は(北側)元弁のどちらかの開操作にてに調整
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()
G41-F017
G41-F022
G51-MO-F015
サプレッションプール浄化系系統流量指示値をに調整
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()

添付資料 1.10.4-2
操作の成立性の解釈一覧
手順
1.10.2.1 原子炉格納容 (1)原子炉ウェル注水
器外への水素ガス漏えい抑制のための対応手順

操作の成立性記載内容
a.格納容器頂部注水系に 原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温度
よる原子炉ウェル注水 をシールの健全性を保つことができる温度以下(淡水/海水)解釈
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
以下

b.サプレッションプール 原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温度
浄化系による原子炉ウェ をシールの健全性を保つことができる温度以下
ル注水

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
以下

1.10-46

1.16

原子炉制御室の居住性等に関する手順等
＜

目

次

＞

1.16.1 対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果
a.重大事故等時において運転員が中央制御室にとどまるために必要な対応
手段及び設備(a)対応手段(b)重大事故等対処設備，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備と資機材
b.手順等
1.16.2 重大事故等時の手順
1.16.2.1 居住性を確保するための手順等(1)中央制御室換気空調系設備の運転手順等
a.炉心損傷判断時の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順
b.中央制御室換気空調系再循環運転モード停止時の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順
c.中央制御室換気空調系再循環運転モード使用時に中央制御室内放射線量が異常上昇した場合の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順(2)中央制御室待避室の準備手順(3)中央制御室の照明を確保する手順(4)中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順(5)中央制御室待避室の照明を確保する手順(6)中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順(7)中央制御室待避室データ表示装置によるプラントパラメータ等の監視
手順(8)無線連絡設備（常設）（待避室）の切替え手順(9)その他の放射線防護措置等に関する手順等(10)その他の手順項目について考慮する手順(11)重大事故等時の対応手段の選択(12)現場操作のアクセス性について(13)操作の成立性について
1.16.2.2 汚染の持ち込みを防止するための手順等(1)チェンジングエリアの設置及び運用手順

1.16-1

添付資料 1.16.1 重大事故等対処設備の電源構成図
添付資料 1.16.2 審査基準，基準規則と対処設備との対応表
添付資料 1.16.3 重大事故等時における中央制御室の被ばく評価に係る事象の選定について添付資料 1.16.4 中央制御室待避室使用時の酸素濃度及び二酸化炭素濃度について添付資料 1.16.5 炉心損傷の判断基準について
添付資料 1.16.6 全交流動力電源喪時の中央制御室換気空調系給排気隔離弁閉処置について添付資料 1.16.7 可搬型照明を用いた場合の中央制御室の監視操作について添付資料 1.16.8 チェンジングエリアについて
添付資料 1.16.9 中央制御室内に配備する資機材の数量について
添付資料 1.16.10 運転員等の交替要員体制の被ばく評価について
添付資料 1.16.11 交替要員の放射線防護と移動経路について
添付資料 1.16.12 操作手順の解釈一覧
添付資料 1.16.13 事故発生直後から中央制御室内放射線量が急上昇した時の対応について

1.16-2

1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において，原子炉制御室に関し、重大事故が発生した場合においても運転員がとどまるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
１ 「運転員がとどまるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置（原子炉
制御室の遮蔽設計及び換気設計に加えてマネジメント（マスク及びボンベ等）
により対応する場合）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）重大事故が発生した場合においても、放射線防護措置等により、運転員がとどまるために必要な手順等を整備すること。
ｂ）原子炉制御室用の電源（空調及び照明等）が、代替交流電源設備からの給電を可能とする手順等（手順及び装備等）を整備すること。
重大事故等が発生した場合において，運転員が中央制御室にとどまるために必要な設備及び資機材を整備しており，ここでは，この対処設備及び資機材を活用した手順等について説明する。

1.16-3

1.16.1 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
重大事故等が発生した場合において，運転員が中央制御室にとどまるために必要な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，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備※１の他に資機材※２を用いた対応手段を選定する。
※1

自主対策設備：技術基準上全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況で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。
※2 資機材：全面マスク，防護具及びチェンジングエリア設営用資機材については，資機材であるため重大事故等対処設備としない。
また，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五十九条及び技術基準規則第七十四条（以下，「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。
（添付資料1.16.1，1.16.2）(2)対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則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，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備及び資機材を以下に示す。
なお，重大事故等対処設備，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備及び資機材と整備する手順についての関係を表1.16.1に示す。
a.重大事故等時において運転員が中央制御室にとどまるために必要な対応
手段及び設備(a)対応手段
重大事故等時に環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員を防護するため，全交流動力電源が喪失した場合は代替交流
電源設備から中央制御室用の電源を確保する手段がある。
中央制御室の居住性を確保する設備は以下のとおり。
・中央制御室遮蔽・中央制御室可搬型陽圧化空調機（フィルタユニット・ブロワユニット）
1.16-4

・中央制御室可搬型陽圧化空調機用仮設ダクト
・中央制御室換気空調系給排気隔離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR排気ダンパ，MCR非常用外気取入ダンパ）・中央制御室換気空調系ダクト
・中央制御室待避室遮蔽・中央制御室待避室陽圧化装置（空気ボンベ）
・中央制御室待避室陽圧化装置（配管・弁）・可搬型蓄電池内蔵型照明・差圧計
・酸素濃度・二酸化炭素濃度計
・無線連絡設備（常設）（待避室）
・無線連絡設備（常設）（屋外アンテナ）
・衛星電話設備（常設）（待避室）
・衛星電話設備（常設）（屋外アンテナ）・データ表示装置（待避室）
・常設代替交流電源設備
・非常用照明・カードル式空気ボンベユニット
・乾電池内蔵型照明
中央制御室の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，中央制御室への汚染の持ち込みを防止する手段がある。
中央制御室への汚染の持ち込みを防止するための設備は以下のとおり。
・乾電池内蔵型照明
・非常用照明・防護具及びチェンジングエリア設営用資機材(b)重大事故等対処設備，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備と資機材審査基準及び基準規則に要求される中央制御室遮蔽，中央制御室可搬型陽圧化空調機（フィルタユニット・ブロワユニット），中央制御室可
搬型陽圧化空調機用仮設ダクト，中央制御室換気空調系給排気隔離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR排気ダンパ， MCR非常用外気取入ダンパ），
中央制御室換気空調系ダクト，中央制御室待避室遮蔽，中央制御室陽圧化装置（空気ボンベ，配管・弁），可搬型蓄電池内蔵型照明，差圧計，
1.16-5酸素濃度・二酸化炭素濃度計，無線連絡設備（常設）（待避室），無線連絡設備（常設）（屋外アンテナ），衛星電話設備（常設）（待避室），
衛星電話設備（常設）（屋外アンテナ），データ表示装置，及び常設代
替交流電源設備は重大事故等対処設備と位置づける。
以上の設備により，重大事故等が発生した場合においても中央制御室に運転員がとどまることができるため，以下の設備は自主対策設備と位置づける。あわせてその理由を示す。
・非常用照明非常用照明は設計基準対象施設ではあり耐震性が確保されていないが，全交流動力電源喪失時に代替交流電源設備から給電可能であるため，可搬型蓄電池内蔵型照明の代替設備として有効である。
・カードル式空気ボンベユニット
カードル式空気ボンベユニットは，空気の供給開始までに時間を要するが，仮に 6 号及び 7 号炉のベントタイミングのずれを考慮した場合でも，中央制御室待避室に必要空気量を供給することができるため，自主対策設備とする。
なお乾電池内蔵型照明，防護具及びチェンジングエリア設営用資機材については，資機材であるため重大事故等対処設備とはしない。
b.手順等
上記のa.により選定した対応手段に係る手順を整備する。また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（表1.16.2，表1.16.3）。
これらの手順は，運転員及び復旧班要員※３の対応として全交流動力電源喪失の対応手順等に定める。また，保安班要員※４の対応として汚染の持ち込みを防止するための手順に定める。
※3 復旧班要員：緊急時対策要員のうち応急復旧計画の立案と措置，電源機能等喪失時の措置を行う要員をいう。
※4 保安班要員：緊急時対策要員のうち所内外の放射線・放射能の状況
把握，被ばく・汚染管理を行う要員をいう。

1.16-6

1.16.2 重大事故等時の手順
1.16.2.1 居住性を確保するための手順等
重大事故等が発生した場合において，中央制御室にとどまる運転員の被ばく量を7日間で100mSvを超えないようにするために必要な設備として，6号及び7号
炉中央制御室換気空調系に外気との隔離を行うための隔離ダンパをそれぞれ設置するとともに，中央制御室可搬型陽圧化空調機を設置し，放射性物質を取り除いた後の外気を中央制御室へ供給することで，中央制御室空調バウンダリ全体を陽圧化する。
さらに，格納容器圧力逃がし装置を使用した際のプルームの影響による運転
員の被ばくを低減させるための設備として，中央制御室バウンダリエリアの内側に中央制御室待避室を設置する。中央制御室待避室は遮蔽及び中央制御室陽圧化装置により，居住性を確保する設計とする。中央制御室，中央制御室待避室の陽圧化バウンダリ構成を図1.16.2に示す。
なお，重大事故等時の中央制御室の居住性に係る被ばく評価については，炉心損傷が早く格納容器内の圧力が高く推移する事象が中央制御室の運転員の被ばく評価上最も厳しくなる事故シーケンスとなることから，「大破断LOCA＋ECCS
注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を選定する。
（添付資料1.16.3）
中央制御室待避室を使用する場合，居住性確保の観点より，中央制御室待避室の酸素濃度が許容濃度の18％を下回るおそれがある場合又は二酸化炭素濃度
が許容濃度の0.5％を上回るおそれがある場合は，中央制御室待避室内に設置する給気弁・排気弁で酸素濃度・二酸化炭素濃度を調整する。
（添付資料1.16.4）
中央制御室待避室への酸素の供給は空気ボンベで行い，6号及び7号炉の格納
容器圧力逃がし装置を時間差で使用した場合においても基準値を逸脱することはない設計となっている。
なお，これらの運用解除については，緊急時対策所本部との協議の上，中央制御室制御盤エリアでの対応を再開する。
さらに，運転員の被ばく低減のため，緊急時対策所本部は，長期的な保安確保の観点から，運転員の交替体制を整備する。

1.16-7

(1)中央制御室換気空調系設備の運転手順等
環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員等を防護するため，中央制御室換気空調系再循環運転モードの使用，又は中央制御室
内を中央制御室可搬型陽圧化空調機で加圧を行い，隣接区域からの放射性物
質のインリークを防止する。
全交流動力電源が喪失した場合は，常設代替交流電源設備により受電し，系統構成実施後に中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する。
中央制御室換気空調系再循環運転モードは，重大事故等時の炉心損傷前の段階において，環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員等を防護する設備ではあるが，設計基準事故対処設備であることから，本事項では重大事故対処設備である中央制御室可搬型陽圧化空調機の使用手順を示す。
a.炉心損傷判断時の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順
炉心損傷時に，環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員等を防護するため，中央制御室可搬型陽圧化空調機にて，放射性物
質を取り除いた後の外気を中央制御室へ供給し，中央制御室空調バウンダ
リ全体を陽圧化する。
交流動力電源が正常な場合において，中央制御室換気空調系の運転モードは通常運転モードと再循環運転モードの2種類が考えられるため，それぞれの運転モードから重大事故等時に使用する中央制御室可搬型陽圧化空調機への切替え手順を整備する。
(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計(CAMS)で格納容器内のγ線線量率が，設計基準事故相当のγ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計(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。
（添付資料1.16.5）(b)操作手順
中央制御室換気空調系の運転モードにより，使用する手順書を選定する。

1.16-8

・中央制御室換気空調系が通常運転モードで運転している場合の中央制
御室可搬型陽圧化空調機への切替え手順の概要は以下のとおり。
中央制御室換気空調系概要図を図1.16.1に，中央制御室可搬型陽圧化空調機の構成を図1.16.3に，6号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を図1.16.4に，7号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を図1.16.5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中央制御室換
気空調系の停止・隔離，中央制御室可搬型陽圧化空調機の起動を指示する。
② 中央制御室運転員Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系排風機を停止し，中央制御室換気空調系送風機を停止する。
中央制御室換気空調系送風機停止後に，換気空調補機非常用冷却水系の停止を確認する。
③ 中央制御室運転員Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系給排気隔離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR排気ダンパ）を閉操作し，中央制御室を換気隔離する。
④ 現場運転員E及びFは，コントロール建屋計測制御電源盤区域(B)
送・排風機室にて中央制御室可搬型陽圧化空調機フィルタユニッ
トと中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニット，中央制御室
可搬型陽圧化空調機フィルタユニットと中央制御室給気口を仮設ダクトで接続し，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動することで中央制御室の陽圧化を開始する。
⑤ 当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。
⑥ 現場運転員E及びFは，コントロール建屋計測制御電源盤区域(B)
送・排風機室にて中央制御室と隣接区画の差圧を確認しながら中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量を調整し，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持する。（中央制御室可搬型陽圧化空調
機の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要）
・中央制御室換気空調系が再循環運転モードで運転している場合の中央制
御室可搬型陽圧化空調機への切替え手順の概要は以下のとおり。
中央制御室換気空調系概要図を図1.16.1に，中央制御室可搬型陽圧化空調機の構成を図1.16.3に，6号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を図1.16.4に，7号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を
図1.16.5に示す。
1.16-9

①

②
③

④

⑤
⑥

当直副長は，手順着手の判断基準に基づき運転員に中央制御室換
気空調系隔離の確認，中央制御室換気空調系の停止，中央制御室
可搬型陽圧化空調機の起動を指示する。
中央制御室運転員Bは，中央制御室にて中央制御室の換気空調系が隔離されていることを確認する。
運転員Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系再循環送風機を停止し，中央制御室換気空調系送風機を停止する。
中央制御室換気空調系送風機停止後に，換気空調補機非常用冷却水系の停止を確認する。
現場運転員E及びFは，コントロール建屋計測制御電源盤区域(B)
送・排風機室にて中央制御室可搬型陽圧化空調機フィルタユニッ
トと中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニット，中央制御室
可搬型陽圧化空調機フィルタユニットと中央制御室給気口を仮設ダクトで接続し，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動することで中央制御室の陽圧化を開始する。
当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。
現場運転員E及びFは，中央制御室にて中央制御室と隣接区画の差圧を確認しながら中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量を調整し，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持する。（中央制御室
可搬型陽圧化空調機の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要）(c)操作の成立性
上記の中央制御室換気空調系から中央制御室可搬型陽圧化空調機への切替え操作は，炉心損傷判断後に実施する。換気空調系の停止，隔離
操作は，6号及び7号炉それぞれの中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）で約10分で対応可能であり，中央制御室可搬型陽圧化空調機の起動操作は，6号及び7号炉それぞれの現場運転員2名で約30分で対応可能である。
b.中央制御室換気空調系再循環運転モード停止時の中央制御室可搬型陽圧化
空調機起動手順
全交流動力電源喪失等により，中央制御室換気空調系再循環運転モードが停止して復旧の見込みがない場合には，中央制御室の居住性を確保するため，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する手順を整備する。全交流
動力電源喪失により，中央制御室換気空調系再循環運転モードが停止した
1.16-10場合は，常設代替交流電源設備より中央制御室可搬型陽圧化空調機の電源を受電し，起動を実施する。
(a)手順着手の判断基準
中央制御室換気空調系再循環運転モードが停止し，復旧の見込みがない場合。
(b)操作手順
中央制御室の居住性を確保するため，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する手順の概要は以下のとおり。中央制御室換気空調系概要図を
図1.16.1に，中央制御室可搬型陽圧化空調機の構成を図1.16.3に，6号
炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を図1.16.4に，7号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を図1.16.5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中央制御室可
搬型陽圧化空調機の起動操作を指示する。全交流動力電源喪失が原因で再循環運転モードが停止している場合は，常設代替交流電源設備による非常用母線（AM用MCC含む）の受電操作が完了していることを確認し，中央制御室可搬型陽圧化空調機の起動操作を指示する。
② 中央制御室運転員Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系送風機，再循環送風機の停止を確認する。
③ 中央制御室運転員Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系給排気隔離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR排気ダンパ）を閉確認し，中央制御室の換気隔離を確認する。
④ 現場運転員E及びFは，コントロール建屋計測制御電源盤区域(B)
送・排風機室にて中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニットと中央制御室可搬型陽圧化空調機フィルタユニット，中央制御室
可搬型陽圧化空調機フィルタユニットと中央制御室給気口を仮設ダクトで接続し，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動することで中央制御室の陽圧化を開始する。
⑤ 当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。
⑥ 現場運転員E及びFは，中央制御室にて中央制御室と隣接区画の差圧を確認しながら中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量を調整し，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持する。（中央制御室
可搬型陽圧化空調機の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要）
1.16-11

(c)操作の成立性
上記の中央制御室換気空調系再循環運転モード停止による中央制御
室可搬型陽圧化空調機の起動操作は，常設代替交流電源受電後に実施する。換気空調系の停止，隔離確認は，6号及び7号炉それぞれの中央制御
室運転員2名（操作者及び確認者）で約10分で対応可能であり，中央制
御室可搬型陽圧化空調機起動操作は，6号及び7号炉それぞれの現場運転員2名で約30分で対応可能である。
中央制御室換気空調系再循環運転モード停止時に炉心損傷を判断した場合は，速やかに中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する必要があ
るが，炉心損傷を判断していない場合は，原子炉及び使用済燃料プールの安全確保を優先的に対応し，酸素濃度及び二酸化炭素濃度が許容濃度に到達する前までに実施する。
なお，中央制御室換気空調系給排気隔離弁については，全交流動力電
源喪失等により中央制御室から当該弁を閉操作できない場合，6号及び7号炉それぞれの現場運転員2名が約30分で現場閉操作が可能である。
（全交流動力電源喪失等発生時に中央制御室内放射線量が上昇した場合に，常設代替交流電源設備からの受電を待たずして中央制御室を換気隔離する。添付資料1.16.13）
全交流動力電源喪失＋直流電源喪失においても，非常用電源の復電手
順が異なるが，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する手順は変わらない。
現場操作については，円滑に操作ができるように移動経路を確保し，可搬型照明を整備する。
（添付資料1.16.6）
c.中央制御室換気空調系再循環運転モード使用時に中央制御室内放射線量が異常上昇した場合の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順
中央制御室換気空調系再循環運転モード使用時に中央制御室内放射線量が上昇した場合、中央制御室換気空調系再循環運転モードから中央制
御室可搬型陽圧化空調機への切り替えを実施する手順を整備する。
(a)手順着手の判断基準
中央制御室換気空調系再循環運転モード使用時に中央制御室内放射線量が上昇した場合。

1.16-12

(b)操作手順と(c)操作の成立性は，再循環運転モードから中央制御室
可搬型陽圧化空調機への切替え操作であるので1.16.2.1(1)a.炉心損傷
判断時の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順の「中央制御室換気空
調系が再循環運転モードで運転している場合の中央制御室可搬型陽圧化
空調機への切替え手順の概要」と同様である。
(2)中央制御室待避室の準備手順
格納容器圧力逃がし装置を使用する際に待避する中央制御室待避室を中央制御室陽圧化装置により加圧し，中央制御室待避室の居住性を確保するための手順を整備する。
a.手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1で，中央制御室可搬型陽圧化空調機による中央制御室の陽圧化を実施した場合。
※1：格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のγ線線量率が，設計基準事故相当のγ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計(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。
（添付資料1.16.5）
b.操作手順中央制御室待避室の陽圧化設備による加圧手順の概要は以下のとおり。
中央制御室待避室を加圧するための中央制御室待避室陽圧化装置の概要を図1.16.6に示す。
① 当直副長は，炉心損傷時の中央制御室可搬型陽圧化空調機による中央制御室内の加圧操作後に，中央制御室待避室の加圧準備を指示する。
② 現場運転員E及びFは，中央制御室可搬型陽圧化空調機による中央
制御室内の加圧操作後に，コントロール建屋1階通路，廃棄物処
理建屋1階通路に設置した中央制御室陽圧化装置空気ボンベ元弁を開操作し，中央制御室待避室の加圧準備を完了する。
③ 当直副長は，格納容器圧力逃がし装置を使用する約30分前，又は現場運転員C及びDに格納容器圧力逃がし装置の一次隔離弁の開操作を指示し，現場運転員C及びDが現場へ移動開始した時に，現
場運転員E及びFに中央制御室待避室の加圧を指示する。
1.16-13④⑤⑥

運転員E及びFは，中央制御室待避室内に設置された中央制御室陽圧化装置空気給気第一，第二弁を開操作し，中央制御室待避室の陽圧化を開始する。（図1.16.6中央制御室陽圧化装置概要）
当直副長は，運転員に中央制御室待避室の圧力を中央制御室隣接区画より陽圧に維持するよう指示する。
現場運転員E及びFは，中央制御室待避室にて中央制御室待避室と中央制御室の差圧を確認しながら，中央制御室陽圧化装置空気給
気差圧調整弁を操作し，中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より陽圧に維持する。

c.操作の成立性
中央制御室待避室の加圧準備操作は，中央制御室可搬型陽圧化空調機起動後に，現場運転員2名で実施し，約30分で対応可能である。（6号及び7号炉が同時に炉心損傷した場合は，7号炉の現場運転員が中央制御室待避室の加圧準備操作を行う。）
中央制御室待避室の加圧操作は，当直副長の加圧操作指示後（格納容器
圧力逃がし装置を使用する約30分前，又は現場運転員C及びDに格納容器圧
力逃がし装置の一次隔離弁の開操作を指示し，現場運転員C及びDが現場へ移動開始した時），運転員1名で5分以内で対応可能である。（6号及び7号
炉が同時に炉心損傷した場合は，7号炉の中央制御室運転員が中央制御室
待避室の加圧操作を行う。）
自主対策設備のカードル式空気ボンベユニットの運用は，参集した復旧班要員がカードル式空気ボンベユニットを廃棄物処理建屋1階に設置している中央制御室待避室陽圧化系統配管と屋外にて接続し，中央制御室陽圧化装置カードル式空気ボンベユニット接続弁（1弁）を開操作することで，カードル式空気ボンベユニットの空気を中央制御室待避室へ供給する。カ
ードル式空気ボンベユニットからの空気の供給により，格納容器の非同時ベントを行った場合においても運転員が中央制御室待避室に留まることができる設計である。
なお，中央制御室待避室が建屋内の空気ボンベによって陽圧化されている時に，カードル式空気ボンベユニットを接続する場合も，空気ボンベの下流側に設置されている圧力調整ユニットにより系統圧力が制御されるため，中央制御室待避室に影響がでることはない。

1.16-14

(3)中央制御室の照明を確保する手順
中央制御室の居住性確保の観点から，中央制御室の照明が使用できない場
合において，可搬型蓄電池内蔵型照明により照明を確保する手順を整備する。
a.手順着手の判断基準
全交流電源喪失や電気系統の故障により，中央制御室の照明が使用できない場合。
b.操作手順全交流動力電源喪失時の可搬型蓄電池内蔵型照明の設置手順の概要は以下のとおり。
① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に中央制御室の照明を確保するため，可搬型蓄電池内蔵型照明の点灯の確認，可搬型蓄電池内蔵型照明の設置を指示する。
② 中央制御室運転員Bは，可搬型蓄電池内蔵型照明の点灯を確認し，可搬型蓄電池内蔵型照明を設置し，中央制御室の照明を確保する。
③ 当直副長は，代替交流電源設備による非常用母線の受電操作が完了していることを確認し，運転員に中央制御室非常用照明の点灯確認を指示する。
④ 中央制御室運転員Bは，中央制御室にて中央制御室非常用照明の点灯を確認する。
c.操作の成立性
上記の可搬型蓄電池内蔵型照明の設置・点灯操作は，代替常設交流電源
受電準備完了後に6号及び7号炉それぞれ中央制御室運転員1名の計2名で実施し，約15分で対応可能である。
（添付資料1.16.7）(4)中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順
中央制御室の居住性の観点から，中央制御室内の酸素及び二酸化炭素濃度の測定及び管理を行う手順を整備する。
a.手順着手の判断
中央制御室換気空調系が再循環運転モードで運転中等，中央制御室換
気空調系給排気隔離弁が全閉の場合で，中央制御室可搬型陽圧化空調機
による中央制御室の加圧操作を実施していない場合。

1.16-15

b.操作手順
中央制御室の酸素及び二酸化炭素濃度を測定・管理する手順の概要は以下のとおり。
① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に中央制御室の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を指示する。
② 現場運転員C及びDは，酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計にて，中央制御室の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を開始する。
③ 当直副長は，中央制御室の酸素濃度及び二酸化炭素濃度を適宜確認し，酸素濃度が許容濃度の18%を下回る，又は二酸化炭素濃度
が許容濃度の0.5%を上回るおそれがある場合は，MCR非常用外気取入ダンパの開閉を指示する。
④ 現場運転員は，MCR非常用外気取入ダンパを開閉操作し，酸素濃度及び二酸化炭素濃度の調整を行う。
（添付資料1.16.4）
c.操作の成立性
上記の中央制御室の対応は，6号及び7号炉現場運転員の8名うち2名で実施し，MCR非常用外気取入ダンパの手動開操作まで行った場合でも約10分で対応可能である。
(5)中央制御室待避室の照明を確保する手順
中央制御室待避室の居住性確保の観点から，中央制御室待避室に可搬型
蓄電池内蔵型照明を設置する手順を整備する。
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計(CAMS)で格納容器内のγ線線量率が，設計基準事故相当のγ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計(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。
（添付資料1.16.5）
b.操作手順中央制御室待避室に可搬型蓄電池内蔵型照明を設置する手順の概要は以下のとおり① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に中央制御室
待避室の照明の設置を指示する。

1.16-16②

中央制御室運転員Bは，可搬型蓄電池内蔵型照明をあらかじめ定
められた場所に設置し，中央制御室待避室使用時に点灯できるよ
う準備する。

c.操作の成立性
上記の中央制御室待避室の対応は，中央制御室の照明確保，原子炉への注水を実施後に6号及び7号炉それぞれ中央制御室運転員1名の計2名で実施し，中央制御室待避室データ表示装置の起動操作と合わせて，約10分で対応可能である。
(6)中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順
中央制御室待避室の居住性確保の観点から，中央制御室待避室内の酸素及び二酸化炭素濃度の測定及び管理を行う手順を整備する。
a.手順着手の判断基準
運転員が中央制御室待避室へ待避した場合。
b.操作手順中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素濃度を測定・管理する手順の概要は以下のとおり。
① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に中央制御室
待避室の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を指示する。
② 現場運転員C及びDは，酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計にて，中央制御室待避室の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を開始する。
③ 現場運転員C及びDは，中央制御室待避室の酸素濃度及び二酸化炭素濃度を適宜確認し，中央制御室の酸素濃度が許容濃度の18%を下回る，又は二酸化炭素濃度が許容濃度の0.5%を上回るおそれがある場合は，中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より陽圧に維持しながら，中央制御室待避室給・排気弁を開閉操作し，酸素濃度及び二酸化炭素濃度の調整・管理を行う。
c.操作の成立性
上記の中央制御室待避室の対応は，運転員が中央制御室待避室へ待避した場合に6号及び7号炉現場運転員の8名うち2名で行うことが可能である。

1.16-17酸素濃度及び二酸化炭素濃度の調整が必要となった場合は，酸素濃度及び二酸化炭素濃度計確認後の5分以内に調整を開始可能である。
(7)中央制御室待避室データ表示装置によるプラントパラメータ等の監視手順
運転員が中央制御室待避室に待避後も，中央制御室待避室データ表示装置
にてプラントパラメータを継続して監視できるよう手順を整備する。
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計(CAMS)で格納容器内のγ線線量率が，設計基準事故相当のγ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計(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度計で 300℃以上を確認した場合。
（添付資料1.16.5）
b.操作手順中央制御室待避室にて，中央制御室待避室データ表示装置を起動し，監視する手順の概要は以下のとおり。データ表示装置に関するデータ伝送の概要を図 1.16.7 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待避室
データ表示装置の起動，パラメータ監視を指示する。
② 中央制御室運転員は，中央制御室待避室データ表示装置を電源に接続し，端末を起動し，プラントパラメータの監視準備を行う。
c.操作の成立性
上記の中央制御室待避室の対応は，中央制御室の照明確保，原子炉への注水を実施後に6号及び7号炉それぞれ中央制御室運転員1名の計2名で実施し，中央制御室待避室の照明の確保操作と合わせて，約10分で対応可能である。
(8) 無線連絡設備（常設）（待避室）の切替え手順
運転員が中央制御室待避室へ移動後に緊急時対策所との連絡手段で使用する無線連絡設備（常設）（待避室）について，中央制御室に設置している
無線連絡設備（常設）との切替え操作が必要であることから，無線連絡設備（常設）（待避室）への切替え手順を整備する。
1.16-18

a.手順着手の判断基準
運転員が中央制御室待避室へ移動を開始した場合。
b.操作手順
無線連絡設備（常設）（待避室）への切替え手順の概要は以下のとおり。
タイムチャートを図 1.16.15 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の無線連絡設備（常設）から無線連絡設備（常設）（待避室）への切り替えを指示する。
② 運転員は，中央制御室待避室へ移動する際に，中央制御室内にある切替スイッチを押し，無線連絡手段を無線連絡設備（常設）から無線連絡設備（常設）（待避室）へ切り替える。
c.操作の成立性
上記の無線連絡設備（常設）（待避室）への切替え対応は，運転員 1 名が中央制御室待避室への移動中に実施し，5 分以内に対応可能である。
(9)その他の放射線防護措置等に関する手順等
a.炉心損傷判断後に現場作業を行う際に全面マスクを着用する手順
中央制御室の運転員は，中央制御室又は中央制御室待避室に滞在中は，中央制御室・中央制御室待避室の設計上，全面マスクを着用する必要はな
いが，現場作業時を考慮し全面マスクを着用する手順を整備する。
(a)手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 で，その後現場作業を行う場合。
※1：格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のγ線線量率が，設計基準事故相当のγ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計(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度計で 300℃以上を確認した場合。
（添付資料1.16.5）(b)操作手順
炉心損傷判断後に現場作業を行う際に全面マスクを着用する手順の概要は以下のとおり。

1.16-19

①②

当直副長は，手順着手の判断基準に基づき炉心損傷判断後の現場作業において，運転員に全面マスク着用を指示する。
運転員は，全面マスクを着用しリークチェックを行う。

(c)操作の成立性
全交流動力電源喪失時においても，可搬型蓄電池内蔵型照明・乾電
池内蔵型照明を設置し，常設代替交流電源設備から給電することで照明を確保できるため，全面マスクの装着は可能である。
b.放射線防護に関する教育等について
柏崎刈羽原子力発電所では，定期検査等においてマスク着用の機会があることから，基本的にマスクの着用に関して習熟している。
また，放射線業務従事者指定時及び定期的に，放射線防護に関する教
育・訓練を実施している。講師による指導のもとフィッティングテスターを使用したマスク着用訓練において，漏れ率（フィルタ透過率含む）2％を担保できるよう正しくマスクを着用できることを確認する。
c.重大事故等時の運転員の被ばく低減及び被ばく線量の平準化
炉心損傷が予想される事態となった場合又は炉心損傷の徴候が見られた場合，運転員等の被ばく低減及び被ばく線量の平準化のため，長期的な保安確保の観点から運転員の交替要員体制を整備する。交替要員体
制は，交替要員として通常勤務帯の運転員等を当直交替サイクルに充て構成する等の運用を行うことで，被ばく線量の平準化を行う。また，運転員について運転員交替に伴う移動時の放射線防護措置や，チェンジン
グエリア等の各境界における汚染管理を行うことで運転員の被ばく低減を図る。
（添付資料1.16.9～1.16.11）(10)その他の手順項目について考慮する手順
常設代替交流電源受電後の原子炉注水についての手順は，「1.4 RPV低圧時に原子炉を冷却するための手順」にて整備する。
常設代替交流電源設備による中央制御室の電源への給電に関する手順は，「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は，「1.15 事故時の計装に関する手順等」に整備する。
中央制御室と屋内現場，緊急時対策所等通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う手順は，「1.19 通信連絡に関する手順等」にて整備する。

1.16-20

(11)重大事故等時の対応手段の選択
全交流動力電源喪失時の中央制御室の照明は，設計基準対象施設である
中央制御室非常用照明を優先して使用する。中央制御室非常用照明が使用できない場合は，可搬型蓄電池内蔵型照明を設置し，照明を確保する。常設代替交流電源設備からの受電操作が完了すれば，中央制御室非常用照明
へ給電を行い引き続き中央制御室の照明を確保する。
(12)現場操作のアクセス性について
中央制御室の居住性を確保するための操作のうち現場対応操作が必要なものは，中央制御室可搬型陽圧化空調機起動時の以下の操作である。
・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニットと中央制御室可搬型陽
圧化空調機フィルタユニットの仮設ダクトでの接続操作
・中央制御室可搬型陽圧化空調機フィルタユニットと中央制御室給気口の仮設ダクトでの接続操作
・中央制御室可搬型陽圧化空調機の起動操作
・全交流動力電源喪失時に中央制御室を陽圧化するための中央制御室換
気空調系給排気隔離弁（MCR 外気取入ダンパ，MCR 排気ダンパ）の手
動閉操作
上記操作は，コントロール建屋計測制御電源盤区域（B）送・排風機室での操作のため当該箇所へのアクセスルートを図 1.16.8～図 1.16.10 に示す。
中央制御室待避室の居住性を確保するための操作のうち現場操作が必
要なものは，陽圧化装置の準備で以下の操作である。
・中央制御室陽圧化装置空気ボンベ元弁の手動開操作
上記操作は，コントロール建屋 1 階通路と廃棄物処理建屋１階通路での操作のため，当該個所へのアクセスルートについても図 1.16.8～図1.16.10 に示す。
（添付資料 1.16.6）
上記, 現場操作が必要な個所へのアクセス性については，外部起因事象
として地震，地震随伴火災及び地震による内部溢水を想定した場合のアクセスルートの成立性についても評価し，アクセス性に影響がないことを確認した。

1.16-21

(13)操作の成立性について
中央制御室及び中央制御室待避室の居住性確保のための設備である中央制御室可搬型陽圧化空調機，中央制御室陽圧化装置の使用又は準備は，
炉心損傷の確認が起因となっており，当該操作は運転員の被ばく防護の観点から，事象発生後の短い時間で対応することが望ましい。よって現状の有効性評価シーケンスにおいて，炉心損傷が起こるシーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」の事象発生から 300
分のタイムチャート（図 1.16.11）で作業の全体像と必要な要員数を示し，それぞれ個別の運転員のタイムチャート（図 1.16.12～図 1.16.14）で作業項目の成立性を確認した。

1.16-22

1.16.2.2 汚染の持ち込みを防止するための手順等(1)チェンジングエリアの設置及び運用手順
中央制御室の外側が放射性物質により汚染した状況下において，中央制
御室への汚染の持ち込みを防止するため，モニタリング及び作業服の着替え等を行うためのチェンジングエリアを設置する手順を整備する。
また，チェンジングエリア設置場所付近の全照明が消灯した場合は，乾電池内蔵型照明を設置する。
a.手順着手の判断基準
当直副長が，原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生したと判断した後，保安班長が，事象進展の状況，参集済みの要員数及び保安班が実施する作業の優先順位を考慮して，チェンジングエリア設営を行うと判断した場合。
b.操作手順
チェンジングエリアを設置するための手順の概要は以下のとおり。タイ
ムチャートを図1.16.16に示す。
①
②
③

④
⑤
⑥

保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班に中央制御室の出入口付近に，チェンジングエリアを設置するよう指示する。
保安班要員は，チェンジングエリア設置場所の照明が確保されていない場合，乾電池内蔵型照明を設置し，照明を確保する。
保安班要員は，チェンジングエリア用資機材を移動・設置し，エアーテントを展開し，床・壁等を養生シート及びテープを用い，隙間なく養生する。
保安班要員は，各エリアの間にバリア，入口に粘着マット等を設置する。
保安班要員は，簡易シャワー等を設置する。
保安班要員は，脱衣回収箱，GM汚染サーベイメータ等を必要な箇所に設置する。

c.操作の成立性
上記の対応は，保安班要員 2 名で行い，作業開始から約 60 分で対応可能である。運用に関しては，チェンジングエリア内に掲示した案内に基づき，汚染の確認を速やかに実施することができる。

1.16-23

チェンジングエリアには，防護具を脱衣する脱衣エリア，要員や物品の放射性物質による汚染を確認するためのサーベイエリア，汚染が確認された際に除染を行う除染エリアを設け，運転員等が汚染検査及び除染を行うとともに，チェンジングエリアの汚染管理を行う。除染エリアは，サーベ
イエリアに隣接して設置し，除染は，ウェットティッシュでの拭き取りによる除染を基本とするが，拭き取りにて除染できない場合は，簡易シャワーにて水洗による除染を行う。簡易シャワーで発生した汚染水は，必要に応じてウエスへ染み込ませる等により固体廃棄物として廃棄する。
全交流動力電源喪失時においても，チェンジングエリアの設置及び運用を可能にするため，乾電池内蔵型照明を設置する。
（添付資料1.16.8）

1.16-24

表 1.16.1
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順
対応
手段

対応設備

手順書

中央制御室遮蔽―・中央制御室可搬型陽圧化空調機（フィルタユニット・ブロワユニット）・中央制御室可搬型陽圧化空調機用仮設
ダクト
・中央制御室換気空調系給排気隔離弁（MCR 外気取入ダンパ，MCR 排気ダンパ
MCR 非常用外気取入ダンパ）・中央制御室換気空調系ダクト

AM 設備別操作手順書
中央制御室，中央制御室待避室
照明確保

差圧計

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室居住性確保

・中央制御室待避室陽圧化装置（空気ボンベ）・中央制御室待避室陽圧化装置（配管・弁）

重大事故等対処設備

可搬型蓄電池内蔵型照明

中央制御室待避室遮蔽

居住性の確保

―AM 設備別操作手順書
中央制御室可搬型陽圧化空調機
による中央制御室陽圧化

常設代替交流電源設備 ※1―

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室居住性確保―

・無線連絡設備（常設）（待避室）
・無線連絡設備（常設）（屋外アンテナ）

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室居住性確保

・衛星電話設備（常設）（待避室）
・衛星電話設備（常設）（屋外アンテナ）

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室居住性確保

データ表示装置（待避室）

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室居住性確保

酸素濃度・二酸化炭素濃度計

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室居住性確保

非常用照明

設計基準
対象施設

乾電池内蔵型照明

資機材

カードル式空気ボンベユニット

自主対策
設備

※１手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

1.16-25―

AM 設備別操作手順書
中央制御室，中央制御室待避室
照明確保
緊急時対策本部運用要領（多様なハザード対応要領）

機能喪失を想定する
設計基準事故対処設備

対応
手段

対応設備

手順書

乾電池内蔵型照明（チェンジングエリア）

資機材

非常用照明

設計基準
対象施設

1.16-26

資機材

防護具及びチェンジングエリア設営用資機材

緊急時対策本部運用要領
チェンジングエリアの設置運用

緊急時対策本部運用要領
チェンジングエリアの設置運用

緊急時対策本部運用要領
チェンジングエリアの設置運用

表 1.16.2

重大事故等対処に係る監視計器

手順書
AM 設備別操作手順書
中央制御室可搬型陽圧化空調機による中央制御室陽圧化
判断基準
操作
判断基準

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室居住性確保

操作
判断基準

AM 設備別操作手順書
中央制御室照明確保

重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）

原子炉格納容器内の放射線線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(D/W,S/C)

原子炉圧力容器温度
内の温度

原子炉圧力容器温度

電源（確保）

M/C 6D 電圧
M/C 7D 電圧
P/C 6D 電圧
P/C 7D 電圧
AM 用 MCC

中央制御室可搬型陽
圧化空調機運転状態

中央制御室差圧
ブロワユニット流量

原子炉格納容器内の
圧力

格納容器内圧力(D/W,S/C)

中央制御室待避室陽
圧機能の確保

陽圧化空気ボンベ圧力

中央制御室待避室陽圧化

中央制御室待避室差圧
陽圧化空気ボンベ圧力

電源（喪失）

M/C 6C 電圧
M/C 6D 電圧
P/C 6C 電圧
P/C 6D 電圧
M/C 7C 電圧
M/C 7D 電圧
P/C 7C 電圧
P/C 7D 電圧－

乾電池内蔵型照明
の設置

－

操作

可搬型蓄電池内臓
照明設置

1.16-27

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉格納容器内の圧力操作

可搬型蓄電池内蔵照
明設置－

乾電池内蔵型照明の
設置

－

判断基準

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室環境監視

判断基準

AM 設備別操作手順書
中央制御室待避室照明確保

操作
判断基準

緊急時対策本部運用要領
チェンジングエリアの設置運用

監視パラメータ（計器）

格納容器内圧力(D/W,S/C)

操作

原子炉格納容器内の
圧力

格納容器内圧力(D/W,S/C)

中央制御室内の環境監視

酸素濃度二酸化炭素濃度

原子炉格納容器内の
圧力

格納容器内圧力(D/W,S/C)

原子炉圧力容器内の
水位

原子炉水位

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

チェンジングエリアの設置

GM 汚染サーベメータ

1.16-28

表 1.16.3

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

号
炉

６
号
炉

供給対象設備

給電元
給電母線

中央制御室可搬型陽圧化
空調機ブロワユニット

AM 用モータコントロールセン
タ 6B

可搬型蓄電池内蔵型照明

モータコントロールセンタ
6D-1-8中央制御室非常用照明

モータコントロールセンタ
6D-1-8

可搬型空気浄化装置

モータコントロールセンタ
6D-1-7

MCR 外気取入ダンパ

モータコントロールセンタ
6C-1-7,6D-1-7

MCR 非常用外気取入ダンパ【1.16】
原子炉制御室の居住性等に関する手順
等

MCR 排気ダンパ
中央制御室可搬型陽圧化
空調機ブロワユニット

７号
炉

モータコントロールセンタ
6C-1-7,6D-1-7
モータコントロールセンタ
6C-1-7,6D-1-7
AM 用モータコントロールセン
タ 7B

可搬型蓄電池内蔵型照明

モータコントロールセンタ
7C-1-6中央制御室非常用照明

モータコントロールセンタ
7C-1-6

MCR 外気取入ダンパ

モータコントロールセンタ
7C-1-6,7D-1-6

MCR 非常用外気取入ダンパ
MCR 排気ダンパ

1.16-29

モータコントロールセンタ
7C-1-6,7D-1-6
モータコントロールセンタ
7C-1-6,7D-1-6

図 1.16.1

運転モード毎の中央制御室換気空調系系統概要図

1.16-30

再循環運転モード（少量外気取入時）

再循環運転モード（外気隔離時）

通常運転モード図 1.16.1

運転モード毎の中央制御室換気空調系系統概要図

1.16-31（重大事故等時，プルーム通過中）（重大事故等時，プルーム通過前及びプルーム通過後）図 1.16.2

中央制御室，中央制御室待避室の陽圧化バウンダリ構成図

図1.16.3 中央制御室可搬型陽圧化空調機の構成
1.16-32図 1.16.4

6 号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機 配置図

1.16-33

図 1.16.5

7 号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機 配置図
1.16-34

図 1.16.6

図 1.16.7

中央制御室陽圧化装置概要

データ表示装置に関するデータ伝送の概要

1.16-35

図 1.16.8

現場操作アクセスルート（建屋２階）
1.16-36

図 1.16.9

現場操作アクセスルート（建屋１階）
1.16-37

図 1.16.10

現場操作アクセスルート（建屋地下１階）
1.16-38経過時間（分）
10

20

30

40

50

70

80

約70分

操作項目

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

運転員
（現場）
６号

７号

270

280

290

300

310

備考

320

原子炉注水開始

操作の内容
運転員（中央制御室）
６号
７号

260

約60分
ガスタービン発電機による給電開始

約20分
炉心損傷開始実施箇所・必要人員数

60

約260分 6号炉ＣＳＰ水源切替完了※解析上のＣＳＰ残量「約1200ｍ3」※通常時のＭＵＷＣトリップ残量「835ｍ3」

緊急時対策要員（現場）
６号
７号
・全給水喪失確認

状況判断

２人

２人

Ａ,Ｂ

a. b

－

－

－

－

・全交流電源喪失確認

10分

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
（２人）

（２人）

Ａ,Ｂ

a, b

－

－

－

－

・受電前準備（中央制御室）

２０分

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認
－

２人

－

Ｃ,Ｄ

－

－

－

常設代替交流電源設備（建屋横付け）

・第一ガスタービン発電機給電準備

２０分

10分

・第一ガスタービン発電機起動

２０分

準備操作
－

－

２人
Ｅ,Ｆ

－

－

－

・現場移動
・6号炉 M/C（Ｄ）受電準備

－

－

（２人）
Ｃ,Ｄ

－

－

－

・現場移動
・6号炉 M/C（Ｃ）受電準備

－

－

－

－

4人
－

－

－

c,d
e,f

－

（２人）
Ｃ,Ｄ

－

－

常設代替交流電源設備（建屋横付け）

50分

50分

・現場移動
・７号炉

M/C（Ｃ）（Ｄ）受電準備

・第一ガスタービン発電機

運転状態確認・現場移動

運転・第二ガスタービン発電機

50分

状態確認

２５分

30分

2人
－

－

（１人）

（１人）

B

b

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（２人）
E,F

常設代替交流電源設備からの受電操作

（２人）
C, D

－

・現場移動

－

・第一ガスタービン発電機

低圧代替注水系（常設）準備操作

低圧代替注水系（常設）

注水操作

中央制御室待避室照明確保
中央制御室待避室データ表示装置起動操作

Ｍ／Ｃ（Ｄ）

受電・6号炉

ＭＣＣ（Ｄ）

受電

Ｍ／Ｃ（Ｃ）ＭＣＣ（Ｃ）受電
受電

Ｍ／Ｃ（Ｃ）（Ｄ）
ＭＣＣ（Ｃ）（Ｄ）

10分

－

c,d
e,f

－

－

・7号炉
・7号炉

（1人）
Ｂ

（1人）
b

－

－

－

－

・可搬型蓄電池内蔵型照明の設置・点灯確認

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

－

（１人）
Ａ

（１人）
a

（1人）
Ｂ

（1人）
b

10分

10分

－

圧力調整

（中央制御室可搬型陽圧化空調機
ブロワユニット起動）

・6号炉

－

10分

－

－

中央制御室

受電確認

－

(4人)

中央制御室照明確保

・Ｍ／Ｃ

・6号炉
・6号炉

適時実施

運転状態確認受電
受電・復水移送ポンプ（Ｂ，Ｃ）起動／運転確認

－

－

－

－

－

（２人）
c,d

－

－

（２人）
Ｃ,Ｄ

－

－

（２人）

（２人）

Ｃ,Ｄ

e,f

－

－

・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニット
起動操作

－

－

－

－

・残留熱除去系－

・中央制御室待避室照明確保
・中央制御室待避室データ表示装置起動操作

・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

10分

15分

15分

・現場移動
・7号炉低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ

30分※復水貯蔵槽吸込ライン切替

－

・現場移動
・6号炉低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ

30分※復水貯蔵槽吸込ライン切替
・現場移動

－

－

－

－

（２人）
e,f

－

－

－

－

－

（２人）

（2人）

Ｅ,Ｆ

c,d

－

－

４人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

60分

注入弁操作

炉心冠水後、原子炉注水と格納容器スプレイ切替

10分
中央制御室待避室の加圧開始は，格中央制御室待避室の準備操作

－

－

－

・現場移動
・中央制御室待避室陽圧化装置

納容器圧力逃がし装置を作動させる
30分前又は格納容器圧力逃し装置作

30分

空気ボンベ元弁開動を指示し，現場運転員が現場へ移動した場合に開始する。

代替格納容器スプレイ操作
格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

必要人数 合計

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

２人
Ａ,Ｂ

２人
a.b

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

原子炉注水と格納容器スプレイ切替

・現場移動

格納容器スプレイに合わせて実施

・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

2人

図 1.16.11「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」シーケンス
1.16-39

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110 120130140 150160

170 180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

備考

320

約60分
ガスタービン発電機による給電開始

実施箇所・必要人員数
約70分

操作項目

原子炉注水開始

操作の内容
運転員（中央制御室）６号
７号
・全給水喪失確認
２人
Ａ, Ｂ

状況判断

２人
a. b

・全交流電源喪失確認

10分

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
常設代替交流電源設備（建屋横付け）
準備操作

（２人）
Ａ, Ｂ

（２人）
a, b

・受電前準備（中央制御室）

常設代替交流電源設備からの受電操作

（１人）
B

（１人）
b

・Ｍ／Ｃ

（1人）

（1人）

Ｂ

b

（１人）

（１人）

Ａ

a

（１人）

（１人）

Ａ

a

（1人）

（1人）

Ｂ

b

（１人）

（１人）

Ａ

a

中央制御室照明確保

低圧代替注水系（常設）準備操作

低圧代替注水系（常設）

注水操作

中央制御室待避室照明確保
中央制御室待避室データ表示装置起動操作
代替格納容器スプレイ操作

２０分

受電確認

・可搬型蓄電池内蔵型照明の設置・点灯確認
・復水移送ポンプ（Ｂ，Ｃ）起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ
・残留熱除去系

10分

15分

5分

注入弁操作

・中央制御室待避室照明確保
・中央制御室待避室データ表示装置起動操作
・残留熱除去系

10分

炉心冠水後、原子炉注水と格納容器スプレイ切替
原子炉注水後に実施し、格納容器ス
10分

プレイ切替に影響がないようにする。

スプレイ弁操作

原子炉注水と格納容器スプレイ切替

図 1.16.12 「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」シーケンス（中央制御室運転員）

1.16-40

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120 130140

150 160

170 180 190

200 210220

230 240250

260 270280

290 300

備考

310 320

約60分
ガスタービン発電機による給電開始

約70分 原子炉注水開始

操作項目

操作の内容

約260分 6号炉ＣＳＰ水源切替完了※解析上のＣＳＰ残量「約1200ｍ3」※通常時のＭＵＷＣトリップ残量「835ｍ3」

運転員
（現場）
６号
・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認
常設代替交流電源設備（建屋横付け）

２人

準備操作

Ｃ,Ｄ

・第一ガスタービン発電機給電準備

２０分

10分

・第一ガスタービン発電機起動

常設代替交流電源設備（建屋横付け）運転

（２人）
Ｃ,Ｄ

・第一ガスタービン発電機 運転状態確認

中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化空調機
ブロワユニット起動）

（２人）
Ｃ,Ｄ

・現場移動
・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニット
起動操作

常設代替交流電源設備（建屋横付け）
準備操作

（２人）
Ｃ,Ｄ

・現場移動
・6号炉 M/C（Ｃ）受電準備

常設代替交流電源設備からの受電操作

（２人）
C, D

・6号炉 Ｍ／Ｃ（Ｃ） 受電
・6号炉 ＭＣＣ（Ｃ） 受電

低圧代替注水系（常設） 準備操作

（２人）
Ｃ,Ｄ

・現場移動
・6号炉低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

常設代替交流電源設備（建屋横付け）
準備操作

２人
Ｅ,Ｆ

・現場移動
・6号炉 M/C（Ｄ）受電準備

常設代替交流電源設備からの受電操作

（２人）
E,F

・6号炉 Ｍ／Ｃ（Ｄ） 受電
・6号炉 ＭＣＣ（Ｄ） 受電

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

（２人）
Ｅ,Ｆ

・現場移動
・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

２０分
事象発生後８５分で緊急時対策要員
と引き継ぎ

２５分

60分

50分

10分

30分

50分

10分

格納容器スプレイに合わせて実施

図 1.16.13 「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」シーケンス（6 号炉現場運転員）

1.16-41経過時間（分）
10

20

30

40

約20分
炉心損傷開始

50

60

70

80

90

100

110

120 130140

150 160

170 180 190

200 210220

230 240250

260 270280

290 300

備考

310 320

約60分
ガスタービン発電機による給電開始

約70分 原子炉注水開始

操作項目

操作の内容
運転員
（現場）
７号

常設代替交流電源設備（建屋横付け）
準備操作

4人
c,d
e,f

・現場移動
・７号炉 M/C（Ｃ）（Ｄ）受電準備

常設代替交流電源設備からの受電操作

(4人)
c,d
e,f

・7号炉 Ｍ／Ｃ（Ｃ）（Ｄ） 受電
・7号炉 ＭＣＣ（Ｃ）（Ｄ） 受電

低圧代替注水系（常設） 準備操作

（２人）
c,d

・現場移動
・7号炉低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

（2人）
c,d

・現場移動
・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化空調機
ブロワユニット起動）

中央制御室待避室の準備操作

（２人）
e,f

（２人）
e,f

50分

10分

30分

格納容器スプレイに合わせて実施

・現場移動・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニット
起動操作

60分

・現場移動
・中央制御室待避室陽圧化装置
空気ボンベ元弁開30分

中央制御室待避室の加圧開始は，格
納容器圧力逃がし装置を作動させる
30分前又は格納容器圧力逃し装置作動を指示し，現場運転員が現場へ移動した場合に開始する。

図 1.16.14 「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」シーケンス（7 号炉現場運転員）

1.16-42経過時間（分）
０

10

15

20

25

30

▽中央制御室待避室へ移動指示

要員

手順の項目

５

切替スイッチによる切り替え
無線連絡設備（常設）（待避室）への 運転員
切替え手順

１
名

図1.16.15

中央制御室待避室へ移動

無線連絡設備（常設）（待避室）の切替え

経過時間（分）
０

20

30

40

50

60

チェンジングエリア▽
設置完了

▽設置指示

要員

手順の項目

10

資機材準備
チェンジングエリ
ア設置手順
保安班
（中操）

2
名

図1.16.16

エリア設置

中央制御室チェンジングエリア設営

1.16-43

添付資料 1.16.1

図1

6 号炉中央制御室

給電系統概要図（重大事故等）
1.16-44

添付資料 1.16.1

図2

7 号炉中央制御室

給電系統概要図（重大事故等）
1.16-45

添付資料 1.16.2

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(1/2)
技術的能力審査基準 （1,16）【 本 文】
発 電 用原 子 炉設 置 者 にお い て 、原 子 炉 制御 室 に 関し 、 重
大 事 故が 発 生し た 場 合に お い ても 運 転 員が と ど まる た めに 必 要な 手 順等 が 適 切に 整 備 され て い るか 、 又 は整 備 さ
れ る 方針 が 適切 に 示 され て い るこ と 。

【 解 釈】
１ 「 運 転員 が と どま る た めに 必 要 な手 順 等」 と は 、以 下に 掲 げる 措 置（ 原 子 炉制 御 室 の遮 蔽 設 計及 び 換 気設 計 に
加 え てマ ネ ジメ ン ト （マ ス ク 及び ボ ン ベ等 ） に より 対 応
す る 場合 ） 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 ） 重大 事 故が 発 生 した 場 合 にお い て も、 放 射 線防 護 措
置 等 によ り 、運 転 員 がと ど ま るた め に 必要 な 手 順等 を 整
備 す るこ と 。

ｂ ） 原子 炉 制御 室 用 の電 源 （ 空調 及 び 照明 等 ） が、 代 替
交 流 電源 設 備か ら の 給電 を 可 能と す る 手順 等 （ 手順 及 び
装 備 等） を 整備 す る こと 。
※ 1原 子 炉制 御 室 用の 電 源 （空 調 及 び照 明 等） が 、
代 替交 流 電源 設 備 から の 給 電を 可 能 とす る 手 順等
（ 手 順 及び 装 備 等） は 、 技術 的 能 力「 1.14電 源 の 確保に 関す る 手順 等 」 で整 理

番号

①

－

②

※1

設置許可 基準規則（59条）

技術基準規則（74条）【本文】
第 二 十 六条 第 一 項の 規 定に よ り 設置 さ れ る
原 子 炉 制御 室 に は、 重 大事 故 が 発生 し た 場
合 に お いて も 運 転員 が とど ま る ため に 必 要
な 設 備 を設 け な けれ ば なら な い 。

【本 文 】
第三 十 八条 第 一 項の 規 定 によ り 設 置さ れ る 原子炉 制 御室 に は ，重 大 事 故が 発 生 した 場 合 に
おい て も運 転 員 がと ど ま るた め に 必要 な 設 備を施 設 しな け れ ばな ら な い。

【解釈】
１ 第 ５ ９ 条に 規 定 する 「 運 転員 が と どまる た め に必 要 な 設備 」 とは 、 以 下に 掲 げ る
措 置 又 はこ れ ら と同 等 以上 の 効 果を 有 す る
措 置 を 行う た め の設 備 をい う 。

【解 釈 】
１ 第７ ４ 条 に規 定 す る「 運 転 員が と どま る
ため に 必要 な 設 備」 と は ，以 下 に 掲げ る 措 置
又は こ れら と 同 等以 上 の 効果 を 有 する 措 置 を行う た めの 設 備 をい う 。

ａ ） 原 子炉 制 御 室用 の 電源 （ 空 調及 び 照 明等 ） は 、代 替 交 流電 源 設備 か ら の給 電 を 可
能 と す るこ と 。

ａ） 原 子炉 制 御 室用 の 電 源（ 空 調 及び 照 明等） は 、代 替 交 流電 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 が発 生 し た場 合 の 原子 炉 制 御室 の 居 住性 に つい て 、 次の 要 件 を満 た す もの で あ るこ と 。

ｂ） 炉 心の 著 し い損 傷 が 発生 し た 場合 の 原 子
炉制 御 室の 居 住 性に つ い て、 次 の 要件 を 満 た
すも の であ る こ と。

① 本 規 程 第３ ７ 条 の想 定 す る格 納 容 器破損 モ ー ドの う ち 、原 子 炉制 御 室 の運 転 員 の
被 ば く の観 点 か ら結 果 が最 も 厳 しく な る 事
故 収 束 に成 功 し た事 故 シー ケ ン ス（ 例 えば 、 炉 心の 著 し い損 傷 の後 、 格 納容 器 圧 力
逃 が し 装置 等 の 格納 容 器破 損 防 止対 策 が 有
効 に 機 能し た 場 合） を 想定 す る こと 。

① 設置 許 可 基準 規 則 解釈 第 ３ ７条 の 想定 する格 納 容器 破 損 モー ド の うち 、 原 子炉 制 御 室の運 転 員の 被 ば くの 観 点 から 結 果 が最 も 厳 しくな る 事故 収 束 に成 功 し た事 故 シ ーケ ン ス（例 え ば、 炉 心 の著 し い 損傷 の 後 、格 納 容 器
圧力 逃 がし 装 置 等の 格 納 容器 破 損 防止 対 策 が有効 に 機能 し た 場合 ） を 想定 す る こと 。

② 運 転 員 はマ ス ク の着 用 を 考慮 し て もよい 。 た だし そ の 場合 は 、実 施 の ため の 体 制を 整 備 する こ と 。
③ 交 代 要 員体 制 を 考慮 し て もよ い 。 ただし そ の 場合 は 、 実施 の ため の 体 制を 整 備 すること。

② 運転 員 は マス ク の 着用 を 考 慮し て もよい。 た だし そ の 場合 は 、 実施 の た めの 体 制 を
整備 す るこ と 。

番号

①

－

※1

②

③ 交代 要 員 体制 を 考 慮し て も よい 。 ただ し
その 場 合は 、 実 施の た め の体 制 を 整備 す る こと。
④ 判断 基 準 は、 運 転 員の 実 効 線量 が 7 日 間④ 判 断 基 準は 、 運 転員 の 実 効線 量 が 7 日間 で 100mSv を 超 え ない こ と 。

ｃ ） 原 子炉 制 御 室の 外 側が 放 射 性物 質 に より 汚 染 した よ う な状 況 下に お い て、 原 子 炉
制 御 室 への 汚 染 の持 ち 込み を 防 止す る た
め 、 モ ニタ リ ン グ及 び 作業 服 の 着替 え 等 を行 う た めの 区 画 を設 け るこ と 。

1.16-46ｃ） 原 子炉 制 御 室の 外 側 が放 射 性 物質 に よ り
汚染 し たよ う な 状況 下 に おい て 、 原子 炉 制 御室へ の 汚染 の 持 ち込 み を 防止 す る ため 、 モ ニ
タリ ン グ及 び 作 業服 の 着 替え 等 を 行う た め の区画 を 設け る こ と。

③

添付資料 1.16.2

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(2/2)：重大事故対処設備
重大事故等対処設備を使用した手段
審査基準の要求に適合するための手段
機能

中
央
制
の御
運室
転換
手気
順空
等調
系
設
備

中
央
制
の
御
準
室
備
待
避
室
中
照央
明制
確御
保室
の

機器名称
中央制御室可搬型陽圧化空調機（フィルタユニット・ブロワユ
ニット）
中央制御室可搬型陽圧化
空調機用仮設ダクト

中央制御室換気空調系給排気隔
離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR
排気ダンパ，MCR非常用外気取
入ダンパ）

既設

中央制御室換気空調系ダクト

既設

中央制御室遮蔽

既設

常設代替交流電源設備

新設

中央制御室待避室遮蔽

新設

ー

タ中
表央
示制
装御
置室
に待
よ避
る室
監デ
視
汚
込
染
み
の
防
持
止
ち

新設
新設

差圧計

新設

可搬型蓄電池内蔵型照明

新設

常設代替交流電源設備

新設

乾電池内蔵型照明新設

新設

可搬型蓄電池内蔵型照明

新設

常設代替交流電源設備

新設

乾電池内蔵型照明

新設

室中
化の央
炭酸制
酸素濃度・二酸化炭素
素素御
濃度計
測・室
定二待
酸避
データ表示装置（待避室）
無線連絡設備（常設）（待避室）
無線連絡設備（常設）（屋外アンテナ）
衛星電話設備（常設）（待避室）
衛星電話設備（常設）（屋外アンテナ）
乾電池内蔵型照明
防護具及びチェンジング
エリア設営用資機材

機能

新設
新設

中央制御室待避室陽圧化装置（空気ボンベ）中央制御室待避室陽圧化装置（配管・弁）

解釈
対応番号

機器名称

常設
可搬

必 要時 間 内に
使用 可 能か対応 可 能な 人 数 で使 用 可能 か

備考

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

新設

差圧計

酸中
炭素央
素 ・ 制 酸素濃度・二酸化炭素
測 二 御 濃度計
定酸室
化の
中
央
の
制
照
御
明
室
確
待
保
避
室

既設
新設

自主対策

新設

①
②

－

①
②

－

カードル式空気ボン
ベユニット

可搬

(参集要員で実施)

6人

自主対策とする理由は本文
参照

①
②

－

非常用照明

常設

－

－

設計基準対処設備のため使用できたら使
用する

①
②

－

－

－

－

－

－

①
②

－

－

－

－

－

－

①
②

－

－

－

－

－

－

①
②

－

－

－

－

－

－

①
③

－

非常用照明

常設

－

－

設計基準対処設備のため使用できたら使
用する

新設
新設
新設
新設
新設
新設

新設

1.16-47

添付資料 1.16.3

重大事故時における中央制御室の被ばく評価に係る事象の選定について

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉においては，「実用発電用原子炉 及 び そ の 附 属 施 設 の 位 置 ，構 造 及 び 設 備 の 基 準 に 関 す る 規 則 」（以下，「 設 置 許 可 基 準 規 則 」）の 解 釈 第 59 条 1b)及 び 技 術 基 準 の 解 釈 第 74 条1b)，並 び に「 実 用 発 電 用 原 子 炉 に 係 る 重 大 事 故 時 の 制 御 室 及 び 緊 急 時
対 策 所 の 居 住 性 に 係 る 被 ば く 評 価 に 関 す る 審 査 ガ イ ド 」（ 以 下 ，「 審 査ガ イ ド 」）に 基 づ き 想 定 す る「 設 置 許 可 基 準 規 則 解 釈 第 ３ ７ 条 の 想 定 する格納容器破損モードのうち，原子炉制御室の運転員の被ばくの観点から結果が最も厳しくなる事故収束に成功した事故シーケンス（例えば，炉心の著しい損傷の後，格納容器圧力逃がし装置等の格納容器破損 防 止 対 策 が 有 効 に 機 能 し た 場 合 ）」 で あ る 「 大 破 断 LOCA 時 に 非 常 用
炉 心 冷 却 系 の 機 能 及 び 全 交 流 動 力 電 源 が 喪 失 す る シ ー ケ ン ス 」（ 以 下 ，「 大 破 断 LOCA＋ ECCS 注 水 機 能 喪 失 ＋ 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」） に お い ても，格納容器ベントを実施することなく事象を収束することのできる
代 替 循 環 冷 却 系 を 整 備 し て い る 。 し た が っ て ， 審 査 ガ イ ド 4.2（ 3）h.
被ばく線量の重ね合わせに基づき，6 号及び 7 号炉において同時に重大事故が発生したと想定する場合，第一に両号炉において代替循環冷却系を用いて事象を収束することとなる。
基本的な事象収束シナリオ
柏崎刈羽 6 号炉

柏崎刈羽 7 号炉

代替循環冷却

代替循環冷却図 1

基本シナリオ

しかしながら，被ばく評価においては，片方の号炉において代替循
環冷却に失敗することも考慮し，当該号炉において格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベントを行うことを想定する。これを被ばく
評価における基本想定シナリオとする。

1.16－48

添付資料 1.16.3

被ばく評価の基本想定シナリオ（６号炉ベントの例）
柏崎刈羽７号炉

柏崎刈羽６号炉

代替循環冷却

格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベント

図 2

被ばく評価基本シナリオ例

なお，更なる安全性向上の観点から，更に 2 つのシナリオを想定して，自主的な対策を講じることとする。1 つ目のシナリオとして，遮蔽設計をより厳しくする観点から，両方の号炉において代替循環冷却に失敗し，同時に格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベントを行うことを想定する。これに応じた遮蔽設計を行うこととする。
原子炉制御室の更なる安全性向上のための想定シナリオ①
柏崎刈羽６号炉
格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベント

図 3

柏崎刈羽７号炉
同時ベント

格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベント

安全性向上のためのシナリオ①（遮蔽）

2 つ目のシナリオとして，空調設計をより厳しくする観点から，両方の号炉において代替循環冷却に失敗し，非同時に格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベントを行うことを想定する。これに応じた
自主的な対策を講じることとする。
原子炉制御室の更なる安全性向上のための想定シナリオ②
柏崎刈羽６号炉
格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベント

図 4

柏崎刈羽７号炉
同時でない
ベント

格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベント

安全性向上のためのシナリオ②（空調）1.16－49

添付資料 1.16.4

中央制御室待避室使用時の酸素濃度及び二酸化炭素濃度について

格納容器圧力逃し装置使用時に待避する中央制御室待避室の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の評価を，「 空 気 調 和・衛 生 工 学 便 覧

空気調和

設備設計」に基づき評価を実施した。

(1)必 要 空 気 供 給 量①二酸化炭素濃度基準に基づく必要換気量
・ 収 容 人 数 ： n＝ 20 名・ 許 容 二 酸 化 炭 素 濃 度 ： C＝ 0.5%（ 労 働 安 全 衛 生 規 則 ）・ 大気二酸化炭素濃度：C 0 ＝0.039%（標準大気の二酸化炭素濃度）
・ 呼 吸 に よ る 二 酸 化 炭 素 発 生 量 ： M＝ 0.022m 3 /h/人 （ 空 気 調 和 ・
衛生工学便覧の極軽作業の作業程度の吐出し量）
・ 必 要 換 気 量 ： Q 1 ＝ 100×M×n／ （ C－ C 0 ） m 3 /h（ 空 気 調 和 ・ 衛 生
工学便覧の二酸化炭素基準の必要換気量）
Q 1 ＝ 100×0.022×20÷(0.5－ 0.039)＝ 95.45≒ 95.5m 3 /h

②酸素濃度基準に基づく必要換気量
・ 収 容 人 数 ： n＝ 20 名
・ 吸 気 酸 素 濃 度 ： a＝ 20.95%（ 標 準 大 気 の 酸 素 濃 度 ）・ 許 容 酸 素 濃 度 ： b＝ 18%（ 労 働 安 全 衛 生 規 則 ）・ 成 人 の 呼 吸 量 ： c＝ 0.48m 3 /h/人 （ 空 気 調 和 ・ 衛 生 工 学 便 覧 ）・乾 燥 空 気 換 算 酸 素 濃 度：d＝ 16.4%（ 空 気 調 和・衛 生 工 学 便 覧 ）・ 必 要 換 気 量 ： Q 1 ＝ c×（ a－ d） ×n／ （ a－ b） m 3 /h（ 空 気 調 和 ・
衛生工学便覧の酸素基準の必要換気量）
Q 1 ＝ 0.48×(20.95－ 16.4)×20÷(20.95－ 18.0)＝ 14.81≒ 14.9m 3 /h

1.16－50

添付資料 1.16.4

以上により，空気ボンベ陽圧化に必要な空気供給量は二酸化炭
素 濃 度 基 準 の 95.5m 3 /h と す る 。

(2)必 要 ボ ン ベ 本 数
中 央 制 御 室 待 避 室 を 10 時 間 陽 圧 化 す る 必 要 最 低 限 の ボ ン ベ 本
数 は 二 酸 化 炭 素 濃 度 基 準 換 気 量 の 95.5m 3 /h 及 び ボ ン ベ 供 給 可 能 空
気 量 5.5m 3 /本 か ら 下 記 の と お り 174 本 と な る 。 な お ， 中 央 制 御 室
待 避 室 に お い て は 陽 圧 化 試 験 を 実 施 し 必 要 ボ ン ベ 本 数 が 10 時 間 陽
圧化維持するのに十分であることの確認を実施し，予備のボンベ
容量について決定する。
・ ボ ン ベ 初 期 充 填 圧 力 ： 14.7MPa（ at35℃ ）・ ボ ン ベ 内 容 積 ： 46.7L・ 圧 力 調 整 弁 最 低 制 御 圧 力 ： 0.89MPa
・ ボ ン ベ 供 給 可 能 空 気 量 ： 5.50m 3 /本 （ at -4℃ ）必 要 ボ ン ベ 本 数 ＝ 95.5m 3 /h÷5.50m 3 /本 ×10 時 間＝ 173.7≒ 174 本1.16－51

添付資料 1.16.4(3)酸 素 濃 度 ， 二 酸 化 炭 素 濃 度 に 関 す る 法 令 要 求 に つ い て
酸素濃度・二酸化炭素濃度計による室内酸素濃度，二酸化炭素
濃 度 管 理 は ，労 働 安 全 衛 生 法 及 び JEAC4622-2009「 原 子 力 発 電 所 中央制御室運転員の事故時被ばくに関する規定」に基づき，酸素濃度 が 許 容 濃 度 の 18%を 下 回 る お そ れ が あ る 場 合 ，又 は 二 酸 化 炭 素 濃
度 が 許 容 濃 度 の 0.5%を 上 回 る お そ れ が あ る 場 合 に ， 外 気 を フ ィ ル
タにて浄化しながら取り入れる運用としている。
酸素欠乏症等防止規則 （一部抜粋）（定義）第二条
この省令において，次の各号に掲げる用語の意義は，それぞれ当該各号に定めるところによる。
一
酸素欠乏 空気中の酸素の濃度が十八パーセント未満である状態を
いう。
（換気）
第五条
事業者は，酸素欠乏危険作業に労働者を従事させる場合は，当該作業を行う場所の空気中の酸素の濃度を十八パーセント以上（第二種酸素欠乏危険作業に係る場所にあっては，空気中の酸素の濃度を十八パーセ
ント以上，かつ，硫化水素の濃度を百万分の十以下）に保つように換気しなければならない。ただし，爆発，酸化等を防止するため換気することができない場合又は作業の性質上換気することが著しく困難な場合は，この限りでない。

（出典：厚生労働省リーフレット「なくそう！酸素欠乏症・硫化水素中毒」）
JEAC4622-2009「 原 子 力 発 電 所 中 央 制 御 室 運 転 員 の 事 故 時 被 ば く に 関 す る 規定」（一部抜粋）【 付 属 書 解 説 2.5.2】 事 故 時 の 外 気 の 取 り 込 み
中央制御室換気空調設備の隔離が長期に亘る場合には，中央制御室内のCO2濃 度 の 上 昇 に よ る 運 転 員 の 操 作 環 境 の 劣 化 防 止 の た め に 外 気 を 取 り 込
む場合がある。
(1) 許 容 CO2濃 度
事 務 所 衛 生 基 準 規 則（ 昭 和 47年 労 働 省 令 第 43号 ，最 終 改 正 平 成 16年 3月 30
日 厚 生 労 働 省 令 第 70号 ） に よ り ， 事 務 室 内 の CO2濃 度 は 100万 分 の 5000
（ 0.5%）以 下 と 定 め ら れ て お り ，中 央 制 御 室 の CO2濃 度 も こ れ に 準 拠 す る 。
し た が っ て ， 中 央 制 御 室 居 住 性 の 評 価 に あ た っ て は ， 上 記 濃 度 （ 0.5%） を許容濃度とする。

1.16－52

添付資料 1.16.5

炉心損傷の判断基準について
炉 心 損 傷 に 至 る ケ ー ス と し て は ，注 水 機 能 喪 失 に よ り 原 子 炉
水 位 が 有 効 燃 料 頂 部（ T A F ）以 上 に 維 持 で き な い 場 合 に お い て ，原 子 炉 水 位 が 低 下 し ，炉 心 が 露 出 し 冷 却 不 全 と な る 場 合 が 考 えられる。
事故時運転操作手順書（徴候ベース）では，原子炉への注水
系 統 を 十 分 に 確 保 で き ず 原 子 炉 水 位 が TAF 未 満 と な っ た 際 に ，格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル 計 （ CAMS） を 用 い て ， ド ラ イ ウ
ェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率の状況を確
認 し ， 図 １ に 示 す 設 計 基 準 事 故 相 当 の γ 線 線 量 率 の 10 倍 を 超えた場合を，炉心損傷の判断としている。
炉心損傷等により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガ ス 等 の 核 分 裂 生 成 物 が ，逃 が し 安 全 弁 等 を 介 し て 格 納 容 器 内に 流 入 す る 事 象 進 展 を 捉 ま え て ，格 納 容 器 内 の γ 線 線 量 率 の 値の上昇を，運転操作における炉心損傷の判断，及び炉心損傷の進展割合の推定に用いているものである。
また，福島事故時に原子炉水位計，格納容器内雰囲気放射線
レ ベ ル 計 等 の 計 器 が 使 用 不 能 と な り ，炉 心 損 傷 を 迅 速 に 判 断 出
来 な か っ た こ と に 鑑 み ，格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル 計 に 頼らない炉心損傷の判断基準について検討しており，その結果，
格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル 計 の 使 用 不 能 の 場 合 は ，「 原 子
炉 圧 力 容 器 温 度 計 ： 300℃ 以 上 」 を 炉 心 損 傷 の 判 断 基 準 と し て手順に追加する方針である。
原子炉圧力容器温度は，炉心が冠水している場合には，ＳＲ
Ｖ 動 作 圧 力 （ 安 全 弁 機 能 の 最 大 8 . 2 0 M P a［ g a g e ］） に お け る 飽 和
温 度 約 2 9 8 ℃ を 超 え る こ と は な く ，3 0 0 ℃ 以 上 に は な ら な い 。一方 ，原 子 炉 水 位 の 低 下 に よ り 炉 心 が 露 出 し た 場 合 に は 過 熱 蒸 気
雰 囲 気 と な り ， 温 度 は 飽 和 温 度 を 超 え て 上 昇 す る た め ， 300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を300℃ 以 上 と し て い る 。
な お ，炉 心 損 傷 判 断 は 格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル 計 が 使用可能な場合は，当該計器にて判断を行う。

1.16－53

添付資料 1.16.5(1)ド ラ イ ウ ェ ル の γ 線 線 量 率(2)サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ の γ 線 線 量 率

図１

SOP 導 入 条 件 判 断 図1.16－54

添付資料 1.16.6

全交流動力電源喪時の中央制御室換気空調系給排気隔離弁閉処置について(1)作 業 概 要
全 交 流 動 力 電 源 喪 失 時 の 中 央 制 御 室 陽 圧 化 の た め ，中 央
制御室換気空調系給排気隔離弁閉処置を行う。
(2)必 要 要 員 数 及 び 操 作 時 間
必要要員数：2 名（現場）

操 作 時 間 （ 想 定 ）： 3 0 分(3)作 業 の 成 立 性
a.ア ク セ ス 性
中 央 制 御 室 換 気 空 調 系 給 排 気 隔 離 弁 閉 操 作 は ，中 央 制 御室 の 隣 の 中 操 空 調 換 気 空 調 系 送・排 風 機 室 で 実 施 す る た め
ア ク セ ス 性 に 問 題 は な い 。全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の た め ，可搬型照明の懐中電灯とヘッドライトを使用し移動する。
b.作 業 環 境
給排気隔離弁閉処置作業エリア周辺には，作業を行う上で 支 障 と な る 設 備 は な い 。全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の た め ，一人 が 閉 処 置 し て い る 間 は ，も う 一 人 が 懐 中 電 灯 と ヘ ッ ド ラ
イトで作業者を照らす。
c.作 業 性
給排気隔離弁閉処置作業は，弁を閉側へ回す作業のみであり容易に操作実施可能である。
d.連 絡 手 段
事故環境下において通常の連絡手段が使用不能となった場合でも中央制御室へ直接連絡が可能である。

1.16－55

添付資料 1.16.6

図 1中央制御室換気空調系給排気隔離弁配置図（6 号炉）

図 2

中央制御室換気空調系給排気隔離弁配置図（7 号炉）

1.16－56

添付資料 1.16.6

中央制御室可搬型陽圧化空調機起動操作について(1)作 業 概 要
中 央 制 御 室 の 陽 圧 化 の 実 施 条 件 成 立 時 に ，可 搬 型 陽 圧 化
空調機を起動し，中央制御室を陽圧化する。
(2)必 要 要 員 数 及 び 操 作 時 間
必要要員数：2 名（現場）

操 作 時 間 （ 想 定 ）： 3 0 分(3)作 業 の 成 立 性
a.ア ク セ ス 性
可 搬型 陽 圧 化 空調 機 の起 動 操 作 は，コ ント ロ ー ル 建 屋 1
階 の C/B 計 測 制 御 電 源 盤 区 域 (B)送 ・ 排 風 機 室 で 実 施 す る
た め ア ク セ ス 性 に 問 題 は な い 。全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の た め ，
可搬型照明の懐中電灯とヘッドライトを使用し移動する。
b.作 業 環 境
中央制御室可搬型陽圧化空調機の作業エリア周辺には，作 業 を 行 う 上 で 支 障 と な る 設 備 は な い 。全 交 流 動 力 電 源 喪
失 の た め ，一 人 が 閉 処 置 し て い る 間 は ，も う 一 人 が 懐 中 電
灯とヘッドライトで作業者を照らす。
c.作 業 性
中央制御室可搬型陽圧化空調機の起動操作は，中央制御
室可搬型陽圧化空調機ブロワユニットと中央制御室可搬型 陽 圧 化 空 調 機 フ ィ ル タ ユ ニ ッ ト ，中 央 制 御 室 可 搬 型 陽 圧化空調機フィルタユニットと中央制御室給気口を仮設ダ
ク ト で 接 続 し ，中 央 制 御 室 可 搬 型 陽 圧 化 空 調 機 を 起 動 操 作するのみであり，容易に操作実施可能である。
d.連 絡 手 段
事故環境下において通常の連絡手段が使用不能となった場合でも中央制御室へ直接連絡が可能である。

1.16－57

添付資料 1.16.6

中央制御室待避室の陽圧化準備操作について(1)作 業 概 要
炉心損傷後の格納容器圧力逃がし装置を使用する際に待避する中央制御室待避室の陽圧化のための準備操作を行う。
(2)必 要 要 員 数 及 び 操 作 時 間
必要要員数：2 名（現場）

操 作 時 間 （ 想 定 ）： 3 0 分(3)作 業 の 成 立 性
a.ア ク セ ス 性
中 央 制 御 室 待 避 室 の 陽 圧 化 準 備 操 作 は ，コ ン ト ロ ー ル 建
屋 1 階通路及び廃棄物処理建屋 1 階通路で実施するためアク セ ス 性 に 問 題 は な い 。全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の た め ，可 搬
型照明の懐中電灯とヘッドライトを使用し移動する。
b.作 業 環 境
中央制御室待避室の陽圧化準備作業エリア周辺には，作業 を 行 う 上 で 支 障 と な る 設 備 は な い 。全 交 流 動 力 電 源 喪 失の た め ，一 人 が 閉 処 置 し て い る 間 は ，も う 一 人 が 懐 中 電 灯とヘッドライトで作業者を照らす。
c.作 業 性
中央制御室待避室の陽圧化準備作業は，空気ボンベの元弁を開側へ回す作業のみであり容易に操作実施可能である。
d.連 絡 手 段
事故環境下において通常の連絡手段が使用不能となった場合でも中央制御室へ直接連絡が可能である。

1.16－58

添付資料 1.16.7

可搬型照明を用いた場合の中央制御室の監視操作について(1) 可 搬 型 蓄 電 池 内 蔵 型 照 明 を 用 い た 場 合 の 監 視 操 作 に つ い て
中央制御室の照明が全て消灯した場合に使用する可搬型蓄
電 池 内 蔵 型 照 明 は , ６ 号 炉 及 び ７ 号 炉 に て 3 台 使 用 す る 。個 数はシミュレーション施設を用いて監視操作に必要な照度を確保できることを確認している。可搬型蓄電池内蔵型照明を操
作箇所に応じて向きを変更することにより，更に照度を確保できることを確認している。
仮に可搬型蓄電池内蔵型照明が活用できない場合のため，乾電池内蔵型照明を中央制御室に備えており，それらも活用した訓練を実施している。
表1

中央制御室に配備している可搬型蓄電池内蔵型照明及び乾電池内蔵型照明

可搬型蓄電池内蔵型照明

保 管場 所

数 量

中央制御室

３（予備１台）仕 様・ 定 格 電 圧 ： 交 流 100V
・ 点 灯 可 能 時 間 ： 12時 間
以上

乾 電池 内蔵 型照 明（ ラン タン タイ プ LEDラ イト ）

中央制御室

20台 （ ６ 号 炉 ，７ 号 炉 共 用 ） 電 源 ： 乾 電 池 （ 単 一 ×3）（中央制御室対応として

点 灯 可 能 時 間：約 7 2時 間

中 央 制 御 室 主 盤 ｴﾘｱ５ 台（ 消 灯 し た 場 合 ，予 備 を＋ 中 央 制 御 室 裏 盤 ｴﾘｱ10

点 灯 さ せ ，乾 電 池 交 換台＋を実施する。）

中央制御室待避室２台＋予備３台）
乾電池内蔵型照明（ 三 脚 タ イ プ LEDラ イ ト ）

中央制御室

４ 台 （ ６ 号 炉 ，７ 号 炉 共 用 ） 電 源 ： 乾 電 池 （ 単 三 ×6）（ ラ ン タ ン タ イ プ LEDの 補

点 灯 可 能 時 間：約 3 0時 間助）

乾電池内蔵型照明（ヘッドライト(ヘルメット装着用)）

中央制御室

100台

電 源 ： 乾 電 池 （ 単 三 ×1）（６号炉及び７号炉の運転

点 灯 可 能 時 間 ： 約 8時 間

員全員に配備）（管理区域での作業可
能 な 10時 間 点 灯 で きるように予備乾電池を持参する。）

1.16－59

添付資料 1.16.7

可搬型蓄電池内蔵型照明の照度は，図 1 に示すとおり大型
表 示 盤 か ら 約 5m の 主 盤 位 置 と 約 8m の 机 位 置 に 設 置 し た 場 合で，直流照明の設計値である照度（１ルクス）に対し，大型
表 示 盤 表 面 で 約 2 0 ル ク ス の 照 度 を 確 認 し ，監 視 操 作 が 可 能 なことを確認している。

（ ※ 貼 付 画 像 に つ い て は ， 印 刷 仕 上 が り 時 に 照 明 確 認 時 点 と 同 様 の 雰 囲 気 と な る よ う 補 正 を 施 し て あ り
ま す 。）

大型
表示盤
主盤
机

当直長

（撮影方向）【
図 1：可搬型蓄電池内蔵型照明】

シミュレーション施設における可搬型蓄電池内蔵型照明確認状況

1.16－60

添付資料 1.16.7

同様に，重大事故等対処のための追加安全対策設備等を配置した裏盤について，図 2 に示すとおり可搬型蓄電池内蔵型
照明の照度は盤から約１m の位置に設置した場合で，制御盤
表 面 で 約 1 0 ル ク ス の 照 度 を 確 認 し ，監 視 操 作 が 可 能 な こ と を確認している。

（ ※ 貼 付 画 像 に つ い て は ， 印 刷 仕 上 が り 時 に 照 明 確 認 時 点 と 同 様の 雰 囲 気 と な る よ う 補 正 を 施 し て あ り ま す 。）

裏
（撮影方向）

盤【：可搬型蓄電池内蔵型照明】（ 上 記 撮 影 を 逆 方 向 か ら 撮 影 ， 右 端 が 照 明 設 備 ）図 2

裏盤における可搬型蓄電池内蔵型照明確認状況

1.16－61

添付資料 1.16.8

チェンジングエリアについて(1)チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 基 本 的 な 考 え 方チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 設 営 に 当 た っ て は ，「 実 用 発 電 用
原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関す る 規 則 の 解 釈 」第 5 9 条 第 １ 項（ 原 子 炉 制 御 室 ）並 び に「 実用発電用原子炉及びその附属設備の技術基準に関する規則の 解 釈 」第 74 条 第 １ 項（ 原 子 炉 制 御 室 ）に 基 づ き ，原 子 炉
制御室の外側が放射性物質により汚染したような状況下に
お い て ，原 子 炉 制 御 室 へ の 汚 染 の 持 ち 込 み を 防 止 す る た め ，モニタリング及び作業服の着替え等を行うための区画を設けることを基本的な考え方とする。
な お ，チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア は 6 号 及 び 7 号 炉 共 用 と す る 。
(2)チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 概 要
チェンジングエリアは，脱衣エリア，サーベイエリア，
除染エリアからなり，中央制御室バウンダリに隣接するとともに，要員の被ばく低減の観点からコントロール建屋内に設営する。概要は表 1 のとおり。
表 1

チェンジングエリアの概要

項目
設
営
場
所

コントロール建屋
地下 1 階～2 階
東側エリア

理由
中央制御室の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，中央制御室への汚染の持ち込みを防止するため，モニタリング及び作業服の着替え等を行
うための区画を設ける。

設
営
形
式

エアーテントコントロール
建屋内

手順着手の判断基準

原子力災害対策特別措置 法 第 10 条 特 定 事 象 が発生した後，保安班長が ，事 象 進 展 の 状 況 ，参集済みの要員数及び保安班が実施する作業の優 先 順 位 を 考 慮 し て ，チェンジングエリア設営を行うと判断した場合。

中央制御室の外側が放射性物質により汚染するようなおそれが発生した場合，チェンジングエリアの設営を行う。

保安班

チェンジングエリアを速やかに設営できるよう定期的に訓練を行っている保安班
要員が設営を行う。

実
施者

設営の容易さ及び迅速化の観点から，エアーテントを採用する。

1.16－62

添付資料 1.16.8(3)チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 設 営 場 所 及 び ア ク セ ス ル ー ト
チェンジングエリアは，中央制御室バウンダリに隣接した場所に設置する。チェンジングエリアの設営場所及びア
クセスルートは，図 1 のとおり。

図 1

中央制御室チェンジングエリアの設営場所
及びアクセスルート

1.16－63

添付資料 1.16.8(4)チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 設 営 （ 考 え 方 ， 資 機 材 ）a.考 え 方中央制御室への放射性物質の持ち込みを防止するため，
図 2 の設営フローに従い，図 3 のとおりチェンジングエリ
アを設営する。チェンジングエリアの設営は，保安班員 2
名 で ，約 60 分 を 想 定 し て い る 。な お ，チ ェ ン ジ ン グ エ リ アが速やかに設営できるよう定期的に訓練を行い，設営時間の短縮及び更なる改善を図ることとしている。
チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 設 営 は ，原 子 力 防 災 組 織 の 要 員（ 休祭 日 ・ 平 日 夜 間 ） の 保 安 班 ２ 名 ， 又 は 参 集 要 員 （ 10 時 間 後までに参集）のうち，チェンジングエリアの設営に割り当て る こ と が で き る 要 員 で 行 う 。設 営 の 着 手 は ，保 安 班 長 が ，原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法 第 10 条 特 定 事 象 が 発 生 し た 後 ，
事象進展の状況，参集済みの陽員数及び保安班が実施する作業の優先順位を考慮して判断し，速やかに実施する。
①

チェンジングエリア用資機
材の移動・設置（乾電池内
蔵型照明の設置）②

エアーテントの展開
床・壁等の養生を実施③

回収箱・ヘルメット掛け・
粘着マット等の設置④

除染用資機材・可搬型空気
浄 化 装 置 ・ GM 汚 染 サ ー ベ イ
メータの配備図 2

チェンジングエリア設営基本フロー

1.16－64

添付資料 1.16.8

中央制御室
綿 手

靴 下

乾 電 池 内 蔵型 照 明チ ェン ジン グエ リア 内の照 度を 確保 する

帽 子

エ ア ー テ ント
放 射性 物質 の飛 散を防 止す るサーベイエリア

粘 着 マ ッ ト
靴 に付 着し た放 射性
物 質を 持ち 込ま ない
よ うに 設置 する

約 5m

除染
エリア

約 5m

約 1.5m

約 2m

簡 易 シ ャ ワー
身 体に 付着 した 放射性 物質 の除 染は 原則
拭 き取 りに より 実施
す る が ，拭 き 取れ ない場 合を 考慮 し，あ らか
じ め準 備す る

約 3m

ゴ ム 手 袋不 織 布
カ バ ー オ ー ル （ 内 側 ）

電源室

区 画
脱 衣時 に入 室者 と退室 者が 接触 しな いよう 区画 する

図 3

靴脱ぎ場

脱衣エリア
マ ス ク

約 1m
ゴ ム 手 袋（ 外 側 ）

ア ノ ラ ッ ク 等（ 最 外 周 ）ヘ ル メ ッ ト
掛 け

可 搬 型 空 気浄 化 装 置（換 気 ）脱 衣エ リア の空 気を 選択 的に浄 化 す る こ と で ，汚 染 拡 大 を 防
止 する

中央制御室チェンジングエリア

1.16－65

添付資料 1.16.8

b.チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア 用 資 機 材
チェンジングエリア用資機材については，運用開始後のチェ
ンジングエリアの補修や汚染によるシート張替え等も考慮して，
表 2 のとおりとする。チェンジグエリア用資機材は，チェンジ
ングエリア付近に保管する。

表 2

中央制御室チェンジングエリア用資機材

名称

数 量 （ 6／ 7 号 炉 共 用 ）エアーテント

1式

養生シート

2巻

フェンス

4枚

バリア

2個

粘着マット

2枚

ポリ袋

20 枚

テープ

2巻

ウエス

1箱

チェンジングエリア

ウェットティッシュ

2巻

設営に必要な数量

はさみ

1個

マジック

2本

簡易シャワー

1式

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

2 台 (予 備 １ 台 )乾電池内蔵型照明

4 台 (予 備 １ 台 )1.16－66

根拠添付資料 1.16.8(5) チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 運 用（ 出 入 管 理 ，脱 衣 ，汚 染 検 査 ，除 染 ，着 衣 ，要 員 に 汚 染 が 確 認 さ れた場合の対応，廃棄物管理，チェンジングエリアの維持管理）

a.出 入 管 理チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア は ，中 央 制 御 室 の 外 側 が 放 射 性 物 質 に よ り
汚 染 し た よ う な 状 況 下 に お い て ，中 央 制 御 室 に 待 機 し て い た 要 員が，中央制御室外で作業を行った後，再度，中央制御室に入室する 際 等 に 利 用 す る 。中 央 制 御 室 外 は ，放 射 性 物 質 に よ り 汚 染 し て
い る お そ れ が あ る こ と か ら ，中 央 制 御 室 外 で 活 動 す る 要 員 は 防 護具を着用し活動する。
チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の レ イ ア ウ ト は 図 3 の と お り で あ り ，チ ェンジングエリアには下記の①から③のエリアを設けることで中央制御室内への放射性物質の持ち込みを防止する。

①脱衣エリア
防護具を適切な順番で脱衣するエリア。
②サーベイエリア
防護具を脱衣した要員の身体や物品のサーベイを行うエリア。
汚染が確認されなければ中央制御室内へ移動する。
③除染エリアサーベイエリアにて汚染が確認された際に除染を行うエリア。

1.16－67

添付資料 1.16.8

b.脱 衣
チェンジングエリアにおける防護具の脱衣手順は以下のとおり。
・脱衣エリアの靴脱ぎ場で，汚染区域用靴，ヘルメット，ゴム
手袋外側，アノラック等を脱衣する。
・脱 衣 エ リ ア で ，不 織 布 カ バ ー オ ー ル ，ゴ ム 手 袋 内 側 ，マ ス ク ，帽子，靴下，綿手袋を脱衣する。
なお，チェンジングエリアでは，保安班要員が要員の脱衣状況を適宜確認し，指導，助言，防護具の脱衣の補助を行う。

c.汚 染 検 査
チェンジングエリアにおける汚染検査手順は以下のとおり。
・脱衣後，サーベイエリアに移動する。
・サーベイエリアにて汚染検査を受ける。
・汚染基準を満足する場合は，中央制御室へ入室する。汚染基準を満足しない場合は，除染エリアに移動する。
なお，保安班要員でなくても汚染検査ができるように汚染検査の手順について図示等を行う。また，保安班要員は汚染検査の状況について，適宜確認し，指導，助言をする。

d.除 染
チェンジングエリアにおける除染手順は以下のとおり。
・汚染検査にて汚染基準を満足しない場合は，除染エリアに移動する。
・汚染箇所をウェットティッシュで拭き取りする。
・再度汚染箇所について汚染検査する。
・汚 染 基 準 を 満 足 し な い 場 合 は ，簡 易 シ ャ ワ ー で 除 染 す る 。
（簡易シャワーでも汚染基準を満足しない場合は，汚染箇所を養
生 し ， 再 度 除 染 が で き る 施 設 へ 移 動 す る 。）

1.16－68

添付資料 1.16.8

e.着 衣
防護具の着衣手順は以下のとおり。
・中 央 制 御 室 内 で ，綿 手 袋 ，靴 下 ，帽 子 ，不 織 布 カ バ ー オ ー ル ，マスク，ゴム手袋内側，ゴム手袋外側等を着衣する。
・チェンジングエリアの靴脱ぎ場で，ヘルメット，汚染区域用
靴等を着用する。
・保安班要員は，要員の作業に応じて，アノラック等の着用を指示する。

f.要 員 に 汚 染 が 確 認 さ れ た 場 合 の 対 応
サ ー ベ イ エ リ ア 内 で 要 員 の 汚 染 が 確 認 さ れ た 場 合 は ，サ ー ベ イ
エリアに隣接した除染エリアで要員の除染を行う。
要 員 の 除 染 に つ い て は ，ウ ェ ッ ト テ ィ ッ シ ュ で の 拭 き 取 り に よる 除 染 を 基 本 と す る が ，拭 き 取 り に て 除 染 で き な い 場 合 も 想 定 し ，
汚染箇所への水洗によって除染が行えるよう簡易シャワーを設ける。
簡 易 シ ャ ワ ー で 発 生 し た 汚 染 水 は ，図 4 の と お り 必 要 に 応 じ てウエスへ染み込ませる等により固体廃棄物として処理する。

図４

除染及び汚染水処理イメージ図

1.16－69

添付資料 1.16.8

g.廃 棄 物 管 理
中 央 制 御 室 外 で 活 動 し た 要 員 が 脱 衣 し た 防 護 具 に つ い て は ，チェンジングエリア内に留め置くとチェンジングエリア内の線量
当 量 率 の 上 昇 及 び 汚 染 拡 大 へ つ な が る 要 因 と な る こ と か ら ，適 宜
チェンジングエリア外に持ち出しチェンジングエリア内の線量
当量率の上昇及び汚染拡大防止を図る。

h.チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 維 持 管 理
保 安 班 要 員 は ，チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア 内 の 表 面 汚 染 密 度 ，線 量 当
量 率 及 び 空 気 中 放 射 性 物 質 濃 度 を 定 期 的（ 1 回 /日 以 上 ）に 測 定 し ，
放射性物質の異常な流入や拡大がないことを確認する。

1.16－70

添付資料 1.16.8(6)チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア に 係 る 補 足 事 項
ａ .可 搬 型 空 気 浄 化 装 置
チェンジングエリアには，更なる被ばく低減のため，可搬型空
気浄化装置を 1 台設置する。可搬型空気浄化装置は，最も汚染が拡大するおそれのある脱衣エリアの空気を吸い込み浄化し，脱衣エリアを換気することで，中央制御室外で活動した要員の脱衣による汚染拡大を防止する。中央制御室内への汚染持込防止のため
可搬型空気浄化装置で換気ができていることの確認は，チェンジ
ングエリアのエアーテント生地がしぼむ状態になっているかどうかを目視で確認する。可搬型空気浄化装置は，脱衣エリアを換気できる風量とし，仕様等を図 5 に示す。
なお，中央制御室は原子炉格納容器圧力逃がし装置の操作直後には，原則出入りしない運用とすることから，チェンジングエリ
アについても，原則利用しないこととする。したがって，チェン
ジングエリア用の可搬型空気浄化装置についてもこの間は運用しないことから，可搬型空気浄化装置のフィルタが高線量化することでの居住性への影響はない。
ただし，可搬型空気浄化装置は長期的に運用する可能性がある
ことから，フィルタの線量が高くなることも想定し，本体（フィルタ含む）の予備を 1 台設ける。なお，交換したフィルタ等は，線源とならないようチェンジングエリアから遠ざけて保管する。

○外形寸法： 縦 ３８０× 横 ３５０×高 １１００ｍｍ○風量： ９ｍ ３ ／ｍｉｎ （ ５４０ｍ ３ ／ｈ）○重量： ４３Ｋｇ○フィルタ： 微粒子フィルタ
よう 素フィルタ
微粒子フィルタ
微粒子フィルタのろ材はガラス繊維で あり，微粒子を含んだ空気がろ材を通過する際に，微粒子が捕集される。
よう 素フィルタ
よう 素フィルタのろ 材は，活性炭素繊維であり，よう 素を含んだ空気がフィル
タを通過する際に，よう素が活性炭素繊維を通ることにより吸着・除去される。

図 5

可搬型空気浄化装置の仕様等

1.16－71

添付資料 1.16.8

ｂ .チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の 設 営 状 況
チェンジングエリアは，靴脱ぎ場及び脱衣エリアの空間をエアーテントにより区画する。エアーテントの外観は図 6 のとおりであり，仕様は表 3 のとおり。チェンジングエリア内面は，必要に応じて汚染の除去の容易さの観点から養生シートを貼ることとし，一時閉鎖となる時間を短縮している。

図 6

表 3

エアーテントの外観

エアーテントの仕様
エアーテントサイズ

幅 2m×奥 行 5m×高 さ 2m 程 度

本体重量

約 50kg

サイズ（折り畳み時）

80cm×80cｍ ×50cm 程 度

送風時間（高圧ボンベ※）

約 3分※手動及びブロワによる送風による展開も可能な設計とする。

ｃ .チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア へ の 空 気 の 流 れ
中央制御室チェンジングエリアは，一定の気密性が確保されたコントロール建屋内に設置し，図 7 のように，汚染の区分ごとに空間を区画し，汚染を管理する。
1.16－72

添付資料 1.16.8

また，更なる被ばく低減のため，可搬型空気浄化装置を 1 台設置する。可搬型空気浄化装置は，脱衣を行うホットエリアの空気を吸い込み浄化し，ホットエリアを換気することで脱衣による汚染拡大を防止するとともに，チェンジングエリア周辺を循環運転することによりチェンジングエリア周辺の放射性物質を低減する。
図 7 のようにチェンジングエリア内に空気の流れをつくること
で，中央制御室に汚染を持ち込まないよう管理を行う。

1.16－73

添付資料 1.16.8

コントロール建屋 2 階

コントロール建屋 地下 1 階

中央制御室

可搬型空気浄化装置（換気）脱衣エリアの空気を選択的に浄化することで，汚染拡大を防止
する

サーベイ
エリア

除染
エリア

エアーテント
放射性物質の飛散を防
止する

靴脱ぎ場

脱衣エリア

【凡例】

：サーベイエリア：中間エリア：ホットエリア：屋外相当の汚染レベルを想定

図 7

中央制御室チェンジングエリアの空気の流れ

1.16－74

添付資料 1.16.8

d.チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア で の ク ロ ス コ ン タ ミ 防 止 に つ い て
中央制御室に入室しようとする要員に付着した汚染が，他の要員に伝播することがないようサーベイエリアにおいて要員の汚染が確認された場合は，汚染箇所を養生するとともに，サーベイエ
リア内に汚染が移行していないことを確認する。サーベイエリア
内に汚染が確認された場合は，速やかに養生シートを張り替える
等により，要員の出入りに大きな影響は与えないようにする。
また，中央制御室への入室の動線と退室の動線を養生シート等で区画することで，脱衣時の接触を防止する。さらに，脱衣エリ
アでは一人ずつ脱衣を行う運用とすることで，脱衣する要員同士の接触を防止する。なお，中央制御室から退室する要員は，防護具を着用しているため，中央制御室に入室しようとする要員と接触したとしても，汚染が身体に付着することはない。
(7)汚 染 の 管 理 基 準
表 4 のとおり，状況に応じた汚染の管理基準を運用する。ただし，サーベイエリアのバックグラウンドに応じて，表 4 の管理基
準での運用が困難となった場合は，バックグラウンドと識別できる値を設定する。
表 4

汚染の管理基準

汚染の
状況

根拠等

管理基準

状

屋 外 (発 電 所 構 内 全

1， 300cpm

法令に定める表面汚染密度限度況般 )へ 少 量 の 放 射 性(4Bq/cm 2 )(ア ル フ ァ 線 を 放 出 し な い 放 射 性①

物質が漏えい又は同位元素の表面汚染密度限度) ：放出されるような

40Bq/cm 2 の 1/10

原子力災害時状

大規模プルームが40， 000cpm

原子力災害対策指針における況

放出されるような(120Bq/cm 2 )OIL4 に 準 拠②

原子力災害時13， 000cpm

原子力災害対策指針における(40Bq/cm 2 )OIL4【 1 ヶ 月 後 の 値 】 に 準 拠

1.16－75

添付資料 1.16.8(8)中 央 制 御 室 に お け る マ ス ク 着 用 の 要 否 に つ い て
中央制御室内は，中央制御室可搬型陽圧化空調機により陽圧化することで希ガス以外の放射性物質の流入防止対策を行っている
ため，マスク着用は不要とする。

(9)乾 電 池 内 蔵 型 照 明
チェンジングエリア設置場所付近の全照明が消灯した場合に使用する乾電池内蔵型照明は，脱衣，汚染検査，除染時に必要な照度を確保するために 5 台（予備１台含む）を使用する。乾電池内
蔵型照明の仕様を表 5 に示す。

表 5

チェンジングエリアの乾電池内蔵型照明
保管場所

数量

乾電池内蔵型照明

中央制御
室

4台 （ 予 備 1台 ）仕様
電源：乾電池（単一×3）点 灯 可 能 時 間 ： 約 72時間（消灯した場合，予備を点灯させ，乾電池交換を実施する。）(10)チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア の ス ペ ー ス に つ い て
中央制御室における現場作業を行う運転員は，２名１組で４組を想定し，同時に８名の運転員がチェンジングエリア内に収容できる設計とする。チェンジングエリアに同時に８名の要員が来た
場 合 ，全 て の 要 員 が 中 央 制 御 室 に 入 り き る ま で 約 21 分 で あ り ，全て の 要 員 が 汚 染 し て い る 場 合 で も 約 36 分 で あ る こ と を 確 認 し て いる。
また，仮に想定人数以上の要員が同時にチェンジングエリアに来 た 場 合 で も ，チ ェ ン ジ ン グ エ リ ア は 建 屋 内 に 設 置 し て お り ，屋
外での待機はなく不要な被ばくを防止することができる。

1.16－76

添付資料 1.16.8(11)保 安 班 の 緊 急 時 対 応 の ケ ー ス ス タ デ ィ ー
保 安 班 は ，5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急 時 対 策 所 を 使 用 す る こ と が 決定した場合，チェンジングエリアの設置以外に，緊急時対策所の可 搬 型 陽 圧 化 空 調 機 運 転 (50 分 )， 可 搬 型 エ リ ア モ ニ タ の 設 置 （ 30
分 ），可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト の 設 置 (最 大 420 分 )，可 搬 型 気 象
観 測 装 置 の 設 置 (90 分 )を 行 う こ と を 技 術 的 能 力 に て 説 明 し て い る 。
これら対応項目の優先順位については，保安班長が状況に応じ判断する。以下にタイムチャートを示す。
例えば，平日昼間に事故が発生した場合（ケース①）には，すべての対応を並行して実施することになる。また，夜間・休祭日に 事 故 が 発 生 し た 場 合 で ， 10 条 発 生 直 後 か ら 周 辺 環 境 が 汚 染 し てしまうような事象が発生した場合（ケース②）は，原子力防災組
織の要員の保安班 2 名で，チェンジングエリアの設営を優先し，次に可搬型モニタリングポスト等の設置を行うことになる。

・ケース①（平日昼間の場合）

対応項目

要員

0
参 参 事象発生集 集
前 後 参集済
2 15

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10条

状況把握（モニタリング・ポストなど）

保安班（現場） 2

可搬型陽圧化空調機の運転

保安班（現場）2

可搬型エリアモニタの設置

保安班（現場）2

可搬型モニタリングポストの設置

保安班（現場）2

可搬型気象観測装置の設置

保安班（現場）2

緊急時対策所チェンジングエリアの設営

保安班（現場）

2

10条発生後，参集要員でただちに設営開始

中央制御室チェンジングエリアの設営

保安班（現場）

2

10条発生後，参集要員でただちに設営開始

1.16－77

10

11

12

添付資料 1.16.8

・ケース②（夜間・休祭日に大規模損壊事象が発生した場合）

対応項目

要員

0
参 参
事象発生
集 集
前 後
2 15

状況把握（モニタリング・ポストなど）

保安班（現場） 2

可搬型陽圧化空調機の運転

保安班（現場） 2

可搬型エリアモニタの設置

保安班（現場） 2

可搬型モニタリングポストの設置

保安班（現場） 2

可搬型気象観測装置の設置

保安班（現場） 2

緊急時対策所チェンジングエリアの設営

保安班（現場） 2

中央制御室チェンジングエリアの設営

保安班（現場） 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

要員参集

10条

※
※

※可搬型モニタリングポストの設置の前に，保安班長の判断によりチェンジングエリアの設営を優先。

1.16－7812

添付資料 1.16.9

中央制御室内に配備する資機材の数量について(1)放 射 線 防 護 資 機 材 等
中央制御室に配備する放射線防護資機材等の内訳を表 1 及び表2 に 示 す 。な お ，放 射 線 防 護 資 機 材 等 は ，汚 染 が 付 着 し な い よ う ビ
ニール袋等であらかじめ養生し，配備する。

表 1

防護具の配備数
配 備 数 （ 6／ 7 号 炉 共 用 ） ※ ７

品名
免震重要棟内5 号炉原子炉建屋内

中央制御室

構内

緊急時対策所

緊急時対策所

不織布カバーオール

1,89 0 着 ※ １

1,89 0 着 ※ １

420 着 ※ ８

約 5 ,000 着

靴下

1,89 0 足 ※ １

1,89 0 足 ※ １

420 足 ※ ８

約 5 ,000 足

帽子

1,89 0 着 ※ １

1,89 0 着 ※ １

420 着 ※ ８

約 5 ,000 着

綿手袋

1,89 0 双 ※ １

1,89 0 双 ※ １

420 双 ※ ８

約 5 ,000 双

ゴム手袋

3,78 0 双 ※ ２

3,78 0 双 ※ ２840 双 ※ ９

約 15,000 双

全面マスク

810 個 ※ ３810 個 ※ ３

180 個 ※ 1 0

約 2 ,000 個

チャコールフィルタ

3,78 0 個 ※ ２

3,78 0 個 ※ ２840 個 ※ ９

約 5 ,000 個

アノラック

945 着 ※ ４945 着 ※ ４

210 着 ※ 1 1

約 3 ,000 着

汚染区域用靴40 足 ※ ５40 足 ※ ５

10 足 ※ 1 2

約 300 足タングステンベスト

14 着 ※ ６

14 着 ※ ６―

10 着

セルフエアセット※１３

4台

4台

4台

約 100 台酸素呼吸器※１4――5台

約 20 台（参考）※ １ ： 1 80 名 （ １ ～ ７ 号 炉 対 応 の 緊 急 時 対 策 要 員 1 64 名 ＋ 自 衛 消 防 隊 10 名 ＋ 余 裕 。 以 下 同 様 ） × ７ 日 × 1.5 倍※ ２ ： ※ １ ×２
※ ３ ： 1 80 名 × ３ 日 （ 除 染 に よ る 再 使 用 を 考 慮 ） × 1.5 倍※ ４ ： 1 80 名 × ７ 日 × 1.5 倍 × 50%（ 年 間 降 水 日 数 を 考 慮 ）※ ５ ： 8 0 名 （ １ ～ ７ 号 炉 対 応 の 現 場 復 旧 班 要 員 65 名 ＋ 保 安 班 要 員 1 5 名 ） × 0. 5（ 現 場 要 員 の 半 数 ）※ ６ ： 1 4 名 （ プ ル ー ム 通 過 時 現 場 復 旧 班 要 員 14 名 ）※７：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）※ ８ ： 2 0 名 （ 6／ 7 号 炉 運 転 員 18 名 ＋ 余 裕 ） × ２ 交 替 × ７ 日 × 1.5 倍※ ９ ： ※ ８ ×２
※ 10： 2 0 名 （ 6／ 7 号 炉 運 転 員 18 名 ＋ 余 裕 ） × ２ 交 替 × ３ 日 （ 除 染 に よ る 再 使 用 を 考 慮 ） × 1.5 倍※ 11： 2 0 名 （ 6／ 7 号 炉 運 転 員 18 名 ＋ 余 裕 ） × ２ 交 替 × ７ 日 × 1.5 倍 × 50 ％ （ 年 間 降 水 日 数 を 考 慮 ）※ 12： 2 0 名 （ 6／ 7 号 炉 運 転 員 18 名 ＋ 余 裕 ） × 0.5 （ 現 場 要 員 の 半 数 ）※ 13： 初 期 対 応 用 3 台 + 予 備 1 台※ 14： イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム LOCA 等 対 応 用 4 台 + 予 備 1 台

1.16－79

添付資料 1.16.9

1.5 倍 の 妥 当 性 の 確 認 に つ い て【緊急時対策所】
参 集 要 員 召 集 後（ 1 日 目 ），１ ～ ７ 号 炉 対 応 の 緊 急 時 対 策 要 員 数 は164 名 +自 衛 消 防 隊 10 名 で あ り ， 機 能 班 要 員 84 名 ， 現 場 要 員 80 名
及 び 自 衛 消 防 隊 10 名 で 構 成 さ れ て い る 。 こ の う ち ， 本 部 要 員 は ，
緊 急 時 対 策 所 を 陽 圧 化 す る こ と に よ り ，防 護 具 類 を 着 用 す る 必 要 がな い が ， 全 要 員 は 12 時 間 に １ 回 交 替 す る た め ， ２ 回 の 交 替 分 を 考慮 す る 。 ま た ， 現 場 要 員 80 名 は ， １ 日 に ６ 回 現 場 に 行 く こ と を 想
定 す る 。自 衛 消 防 隊 は 火 災 現 場 に は 消 防 服 で 出 向 し ，防 護 具 類 を 着用する必要がないため考慮しない。
プ ル ー ム 通 過 以 降（ 2 日 目 以 降 ），１ ～ ７ 号 炉 対 応 の 緊 急 時 対 策 要
員 数 は 71 名 で あ り ， 機 能 班 要 員 54 名 ， 現 場 要 員 17 名 及 び 自 衛 消
防 隊 10 名 で 構 成 さ れ て い る 。 こ の う ち ， 本 部 要 員 は ， 緊 急 時 対 策
所 を 陽 圧 化 す る こ と に よ り ，防 護 具 類 を 着 用 す る 必 要 が な い が ，全要員は７日目以降に１回交替するため，１回の交替分を考慮する。
また，現場要員は，１日に６回現場に行くことを想定する。自衛消
防 隊 は 火 災 現 場 に は 消 防 服 で 出 向 し ，防 護 具 類 を 着 用 す る 必 要 が な
いため考慮しない。
174 名 ×２ 交 替 ＋ 80 名 ×６ 回 ＋ 71 名 ＋ 10 名 ＋ 17 名 ×６ 回 ×６ 日
＝ 1,521 着 ＜ 1,890 着【中央制御室】
要 員 数 18 名 は ，運 転 員（ 中 操 ）7 名 と 運 転 員（ 現 場 ）11 名 で 構 成 されている。このうち，運転員（中操）は，中央制御室内を陽圧化することにより，防護具類を着用する必要がない。ただし，運転員は 2 交
替 を 考 慮 し ，交 替 時 の 1 回 着 用 を 想 定 す る 。ま た ，運 転 員（ 現 場 ）は ，
1 回現場に行くことを想定している。
18 名×1 回×2 交 替 ×7 日＋11 名×1 回 ×2 交 替 ×7 日＝ 406 着＜ 420
着
な お ，い ず れ の 場 合 も 防 護 具 類 が 不 足 す る 場 合 は ，構 内 よ り 適 宜 運
搬することにより補充する。

1.16－80

添付資料 1.16.9

表 2

計測器（被ばく管理，汚染管理）

品名

配備台数※５中 央 制 御 室 （ 6／ 7 号 炉 共 用 ）電子式線量計70 台 ※ １

ガラスバッチ70 台 ※ １

個人線量計

GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ

３台※２

電離箱サーベイメータ

２台※３

可搬型エリアモニタ

３台※４※ 1 ： 20 名 （ 6 ／ 7 号 炉 運 転 員 18 名 ＋ 余 裕 ） ＋
46 名 （ 引 継 班 ， 日 勤 班 ， 作 業 管 理 班 ） ＋ 余 裕※2 ：中央制御室のモニタリング及びチェンジングエリアにて使用※3 ：中央制御室のモニタリングに使用※4 ：各エリアにて使用。設置のタイミングは，チェンジングエリア設営と同時（ 原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法 第 10 条 特 定 事 象 ）※ 5 ： 予 備 を 含 む （ 今 後 ， 訓 練 等 で 見 直 し を 行 う 。）

1.16－81

添付資料 1.16.10

運転員等の交替要員体制の被ばく評価について

運転員の勤務形態は，通常サイクル 5 班 2 交替で運用しており，具体的には表 1 のとおり。

表 1

運転員の勤務形態
中央制御室の滞在時間

1直

8： 30～ 21： 25

2直21： 00～ 8： 55

重大事故時においても，中長期での運転操作等の対応に支障が出る
こ と が な い よ う ，通 常 時 と 同 様 の 勤 務 形 態 を 継 続 す る こ と と し て い る 。
運転員の被ばく評価については，表 2 の運転員交替スケジュールで6 号 炉 ，7 号 炉 が そ れ ぞ れ ベ ン ト を 行 っ た 際 の 各 班 の 被 ば く 評 価 を 行 った 。6 号 炉 ベ ン ト 操 作 実 施 時 の 被 ば く 評 価（ 7 号 炉 の 寄 与 含 む ）を 表 3に ，7 号 炉 ベ ン ト 操 作 実 施 時 の 被 ば く 評 価（ 7 号 炉 の 寄 与 含 む ）を 表 4に示す。
表 3，表 4 の 被 ば く 評 価 結 果 よ り ，6 号 炉 又 は 7 号 炉 で ベ ン ト 操 作 を
実 施 し た 場 合 に お い て も ，運 転 員 の 被 ば く 線 量 は 100mSv を 超 え な い ことを確認した。
表 2

直交替スケジュール

1日

2日

3日

4日

5日

6日

7日

滞在時間

入退域回数

A班

1直

1直

2直

2直

明

休

休

49h40m

8回

B班

訓

訓

訓

訓

訓

訓

訓

0h

0回

C班

休

休

1直

1直

2直

2直

明

49h40m

8回

D班

明

休

休

休

1直

1直

2直

37h45m

6回

E班

2直

2直

明

休

休

休

1直

36h45m

6回

1.16－82

添付資料 1.16.10

表 3

A班

6 号 炉 ベ ン ト 時 の 運 転 員 の 交 替 を 考 慮 し た 被 ば く 線 量 (mSv) ※ 1
1日

2日

3日

4日

約 4.7

約 7.2

約 13

約 9.8

(約 5.3) (約 8.0) (約 14)(約 10)

B班

―

―

C班

―

―

―

―

約 7.3
E班

6日

7日

―

―

―

―

―

―

約 27

約 11

約 8.8

約 8.1

約 35

―

0
約 56

―

―

(約 12) (約 9.3) (約 8.6)
約 9.8

約 8.9

―

(約 58)
約 4.0

約 23(約 10) (約 9.3) (約 4.3)

(約 24)―

約 18(約 8.2) (約 19)

合計(約 37)―(約 28)
D班

5日

―

―

―

約 11

約 37

(約 12)(約 39)※1 括弧内：遮蔽モデル上のコンクリート厚を施工誤差分だけ薄くした場合の
被ばく量

表 4

A班

7 号 炉 ベ ン ト 時 の 運 転 員 の 交 替 を 考 慮 し た 被 ば く 線 量 (mSv) ※ 1
1日

2日

3日

4日

約 3.1

約 4.4

約 13

約 8.5

5日

6日

7日

―

―

―

(約 3.6) (約 4.9) (約 13) (約 8.7)
B班

―

―

C班

―

―

E班

―

―

―

―

―

―

約 34

約 11

約 7.5

約 6.5

(約 34)(約 11) (約 7.8) (約 6.7)

約 4.8

約 20

―

―

―

―

約 29
(約 30)

約 8.6
D班

合計

―

0
約 59
(約 60)

約 3.0

約 19

(約 8.8) (約 7.8) (約 3.1)

(約 20)

約 8.3

約 33

(約 8.7)(約 36)(約 5.5) (約 21)

―

約 7.6

―

―

※1 括弧内：遮蔽モデル上のコンクリート厚を施工誤差分だけ薄くした場合の被ばく量【 判 断 基 準 ： 運 転 員 の 実 効 線 量 が 7 日 間 で 100ｍ Ｓ ｖ を 超 え な い こ と 】

1.16－83

添付資料 1.16.10〈主な評価条件〉
・ 事 故 シ ー ケ ン ス 「 大 破 断 LOCA＋ ECCS 注 水 機 能 喪 失 ＋ 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」
・ 中 央 制 御 室 滞 在 時 間 （ 最 大 ） 49 時 間 40 分
・入退域回数（最大）8 回
・評価期間 7 日間

1.16－84

添付資料 1.16.11

交替要員の放射線防護と移動経路について

運転員等の交替要員は，発電所への入域及び退域の際に放射線防護
管理による被ばくの低減を行う。以下にその放射線防護措置と移動経路を示す。
①

発電所に入域するにあたり原子力災害対策支援拠点（以下「支援拠点」という。）にて発電所内の情報を入手し，必要な放射線防護具を着用する。

②

通行できる事が確認されたルートを通り発電所へ入域後，中央制
御室入口付近に設置したチェンジングエリアで身体サーベイを実施する。

③

汚染が認められなければ中央制御室に入室し，運転員等との引継ぎを実施する。

④

引継ぎを終えた運転員等は，放射線防護具を着用したまま中央制
御室を退室後，警戒区域境界の指定された場所へ移動を行い，放射線防護具を脱衣し，警戒区域外の支援拠点にて身体サーベイを実施する。

○防護具外し身体サーベイ○防護具外し（身体サーベイ）1.16－85

中央制御室

チェンジングエリア

発電所構内

警戒区域境界支援拠点●防護具着用・通行可能ルート確認
・発電所状況確認

●防護具着用添付資料 1.16.12

1.16 操 作 手 順 の 解 釈 一 覧
手順1.16.2.1 居住性を確保 (1)中央制御室換気空調 a.交流動力電源が正常なするための手順等
系設備の運転手順等
場合

操作基準記載内容

解釈

MCR外気取入ダンパ（A/B）(6号炉)
U41-DAM-601(A/B)(7号炉)
U41-F001(A/B)

MCR排気ダンパ（A/B）(6号炉)
U41-DAM-604(A/B)(7号炉)
U41-F002(A/B)

ｂ.全交流動力電源が喪失した場合

a.交流動力電源が正常な(1)中央制御室換気空調 場合
系設備の運転手順等
中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持
ｂ.全交流動力電源が喪失した場合
a.交流動力電源が正常な(1)中央制御室換気空調 場合
中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニットの流量
系設備の運転手順等を調整
ｂ.全交流動力電源が喪失した場合

中央制御室の圧力を隣接区画より＋20Pa以上＋40Pa未満に維持

中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニットの流量を
6号及び7号炉共に2250～3000m3/hに調整

中央制御室待避室陽圧化装置空気ボンベ元弁

U41-F220A～F220H,F220J,F220K

中央制御室待避室陽圧化装置空気給気第一弁、第二弁

U41-F217A,F218A

中央制御室待避室陽圧化装置空気給気差圧調整弁

U41-F206

中央制御室待避室陽圧化装置カードル式空気ボンベユ
ニット接続弁

U41-F219(2)中央制御室待避室の手順等

中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より陽圧に維持

中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より＋60Pa
以上に維持(4)中央制御室の酸素及び二酸化炭素濃度測定と濃度管理手順

MCR非常用外気取入ダンパ(A/B)(6号炉)
U41-DAM-602(A/B)(7号炉)
U41-F003(A/B)(6)中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素濃度
測定と濃度管理手順

中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より陽圧に維持

中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より＋60Pa
以上に維持

MCR外気取入ダンパ（A/B）(6号炉)
U41-DAM-601(A/B)(7号炉)
U41-F001(A/B)

MCR排気ダンパ（A/B）(6号炉)
U41-DAM-604(A/B)(7号炉)
U41-F002(A/B)(2)中央制御室待避室の準備手順(11)現場のアクセス性について

1.16－86

添付資料 1.16.13

事故発生直後から中央制御室内放射線量が急上昇した時の対応について
１．はじめに想定事象を超えてはいるが、全交流動力電源喪失等により中央制
御室から中央制御室換気空調系の隔離弁操作ができない状態で、事故発生直後から中央制御室内放射線量が上昇した際の現場対応（中央制御室換気空調系隔離弁閉操作）について示す。
２．中央制御室換気空調系隔離弁の閉操作について
中央制御室換気空調系が通常運転モード時の隔離弁の「開」「閉」
状態については図１のとおり。中央制御室線量上昇時に中央制御室を最も短縮した操作で隔離する場合、6 号及び 7 号炉共に MCR 排気ダンパ（2 弁）と MCR 外気取入ダンパ（1 弁）の合計 6 弁を閉操作すると中央制御室は換気隔離される。（通常操作は、6 号及び 7 号炉共に
MCR 排気ダンパ（2 弁）と MCR 外気取入ダンパ（2 弁）の閉操作と MCR
非常時外気取入ダンパ（2 弁）の閉確認操作を行う。）
最も短縮した操作で中央制御室を隔離状態した場合は図 2 のとおり。

図1

中央制御室換気空調系の概要図（通常運転モード）

図2

中央制御室隔離状態図（最も短縮した操作で隔離）

1.16－87

添付資料 1.16.13

1 弁あたりの操作時間（弁間の移動時間含む）は 5 分で対応可能であり、
2 人 1 組で操作した場合 5 分×6 弁＝30 分で隔離可能である。
（現場運転員が別々に弁を閉操作すると 15 分で対応可能）
３．中央制御室換気空調系隔離弁までの移動経路について
当該隔離操作は、事故発生時に火災が発生していなければ初期消火要員である運転員にて対応可能であるが、現場運転員で対応が可能であることを示ため、事故発生直後の作業量が多い全交流動力電源喪失対応中に当該操作を行うことを想定する。
6 号及び 7 号炉が同時に全交流動力電源喪失した場合には、7 号炉現場
運転員の 2 組（4 人）は、M/C（C）、（D）室で交流電源の受電準備を行っているが、M/C（D）が受電されれば、原子炉注水や格納容器スプレイ操作は対応可能である。よって 7 号炉の M/C（D）の受電準備を優先し、M/C（C）の受電準備を行っている現場運転員が中央制御室換気空調系の隔離弁閉操作を行うこととする。
（6 号炉の現場運転員は常設代替交流電源設備の起動操作と M/C（D）の受電準備対応を行っている。）7 号炉の M/C（C）の受電準備を行っている現場運転員の移動経路は図 3 のとおり。
M/C（C）室から中央制御室の隔離弁まで移動経路はほぼ直線であることから 10 分で移動可能である。
４．まとめ
事故発生直後から中央制御室内放射線量が急上昇した時の対応については上記で記載したように、火災が発生していなければ初期消火要員で対応可能であるが、現場運転員で対応したとしても、中央
制御室内放射線量上昇から 40 分（移動 10 分＋弁閉操作 30 分）で中央制御室を換気隔離可能である。

1.16－88

添付資料 1.16.13

図3

7 号炉現場運転員移動経路（地下 1 階）

1.16－89

添付資料 1.16.13

図 37 号炉現場運転員移動経路（2 階）

1.16－90

1.17

監視測定等に関する手順等＜

1.17.1目

次＞

対応手段と設備の選定(1)対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果
a．放射性物質の濃度及び放射線量の測定の対応手段及び設備
b．風向，風速その他の気象条件の測定の対応手段及び設備
c．モニタリング・ポストの電源回復あるいは機能回復の対応手段及び設備
d．手順等
1.17.2
1.17.2.1

重大事故等発生時の手順等
放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等(1)モニタリング・ポストによる放射線量の測定(2)可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定(3)放射能観測車による放射性物質の濃度の測定(4)可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度の代替測定(5)可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度及び放射線量の測定(6)モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策(7)可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策(8)放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策(9)敷地外でのモニタリングにおける他の機関との連携体制
1.17.2.2

風向，風速その他の気象条件の測定の手順等(1)気象観測設備による気象観測項目の測定(2)可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定
1.17.2.3

モニタリング・ポストの電源をモニタリング・ポスト用発電機から給電する手順等

1.17-1

添付資料 1.17.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料 1.17.2

緊急時モニタリングの実施手順及び体制

添付資料 1.17.3

緊急時モニタリングに関する要員の動き

添付資料 1.17.4

モニタリング・ポスト

添付資料 1.17.5

可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定添付資料 1.17.6

可搬型モニタリングポスト

添付資料 1.17.7

放射能放出率の算出

添付資料 1.17.8

放射能観測車添付資料 1.17.9

可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度の代替測定

添付資料 1.17.10

可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定

添付資料 1.17.11

各種モニタリング設備等

添付資料 1.17.12

発電所敷地外の緊急時モニタリング体制

添付資料 1.17.13

他の原子力事業者との協力体制（原子力事業者間協力協定）

添付資料 1.17.14

モニタリング・ポスト及び可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策手段

添付資料 1.17.15

気象観測設備添付資料 1.17.16

可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定

添付資料 1.17.17

可搬型気象観測装置

添付資料 1.17.18

可搬型気象観測装置の観測項目について

添付資料 1.17.19

モニタリング・ポスト専用の無停電電源装置及び発電機

添付資料 1.17.20

手順のリンク先について

1.17-2

1.17

監視測定等に関する手順等【要求事項】
1

発電用原子炉設置者において、重大事故等が発生した場合に工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録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。

2

発電用原子炉設置者は、重大事故等が発生した場合に工場等において風向、
風速その他の気象条件を測定し、及びその結果を記録するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されているこ
と。

【解釈】
1

第 1 項に規定する「発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録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）重大事故等が発生した場合でも、工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含む。）において、モニタリング設備等により、発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録するために必要な手順等を整備すること。
ｂ）常設モニタリング設備が、代替交流電源設備からの給電を可能とすること。
ｃ）敷地外でのモニタリングは、他の機関との適切な連携体制を構築すること。

2

事故後の周辺汚染により測定ができなくなることを避けるため、バックグラ
ウンド低減対策手段を検討しておくこと。

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（周辺海域を含む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための設備を整備している。また，重大事故等が発生した場合に，発電所における風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録する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。

1.17-3

1.17.1

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
重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（周辺海域を含む。）
において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための対応手段と重大事
故等対処設備を選定する。
また，重大事故等が発生した場合に，発電所における風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うため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使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下，「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第六十条及び技術基準規則第七十五条（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，重大事故等対処設備及び自主対策設備との関係を明確にする。(添付資料 1.17.1)(2)対応手段と設備の選定の結果
上記「(1)対応手段と設備の選定の考え方」に基づき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，資機材及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準対象施設，対応に使用する重大事故等対処設備，資機材及び自主対策設備，及び整備する手順等についての関係を
表 1.17.1 に整理する。
a．放射性物質の濃度及び放射線量の測定の対応手段及び設備(a)対応手段
重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（周辺海域を含む。）の放射線量を測定する手段がある。放射線量の測定で使用する設備は以下のとおり。

1.17-4

・モニタリング・ポスト
・可搬型モニタリングポスト
・可搬型放射線計測器（電離箱サーベイメータ）
・小型船舶（海上モニタリング用）
重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（周辺海域を含む。）の放射性物質の濃度を測定する手段がある。放射性物質の濃度の測定で使用する設備は以下のとおり。
・放射能観測車
・可搬型放射線計測器（可搬型ダスト・よう素サンプラ，GM 汚染サーベイメータ，NaI シンチレーションサーベイメータ，ZnS シンチレーションサーベイメータ）
・小型船舶（海上モニタリング用）
・Geγ線多重波高分析装置
・可搬型 Geγ線多重波高分析装置
・ガスフロー測定装置(b)重大事故等対処設備
放射線量の測定に使用する設備のうち，可搬型モニタリングポスト，可搬型放射線計測器（電離箱サーベイメータ）及び小型船舶（海上モニタリ
ング用）を重大事故等対処設備と位置づける。
また，放射性物質の濃度の測定に使用する設備のうち，可搬型放射線計
測器（可搬型ダスト・よう素サンプラ，GM 汚染サーベイメータ，NaI シン
チレーションサーベイメータ，ZnS シンチレーションサーベイメータ）及び小型船舶（海上モニタリング用）を重大事故等対処設備と位置づける。
これらの選定した設備により，審査基準及び基準規則に要求される事項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，発電所及びその周辺（周辺海域を含む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録することができる。
また，以下の設備は自主対策設備であり，耐震 S クラスではなく Ss 機
能維持できない場合等，重大事故等時に機能維持を担保できないが，機能喪失していない場合には，事故対応に有効であるため使用する。
・モニタリング・ポスト
・放射能観測車
1.17-5

・Geγ線多重波高分析装置
・可搬型 Geγ線多重波高分析装置
・ガスフロー測定装置
b．風向，風速その他の気象条件の測定の対応手段及び設備(a)対応手段
重大事故等が発生した場合に，発電所における風向，風速その他の気象条
件を測定する手段がある。風向，風速その他の気象条件の測定で使用する設備は以下のとおり。
・気象観測設備
・可搬型気象観測装置(b)重大事故等対処設備
風向，風速その他の気象条件の測定に使用する設備のうち，可搬型気象観
測装置は重大事故等対処設備と位置づける。
可搬型気象観測装置は，審査基準及び基準規則に要求される事項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，重大事故等が発生した場合に，発電所における風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録することができる。
また，以下の設備は自主対策設備であり，耐震 S クラスではなく Ss 機能維持できない場合等，重大事故等時に機能維持を担保できないが，機能喪失
していない場合には，事故対応に有効であるため使用する。
・気象観測設備
c．モニタリング・ポストの電源回復あるいは機能回復の対応手段及び設備(a)対応手段
常用電源が喪失し，モニタリング・ポストの電源が喪失した場合，モニタ
リング・ポストの電源を回復させるため，無停電電源装置及び代替交流電源
設備（モニタリング・ポスト用発電機）から給電する手段がある。
なお，電源を回復してもモニタリング・ポストの機能が回復しない場合は，可搬型モニタリングポストにより代替測定が可能である。
モニタリング・ポストの電源回復あるいは機能回復に使用する設備は以下のとおり。
・無停電電源装置
1.17-6

・モニタリング・ポスト用発電機
・可搬型モニタリングポスト(b)重大事故等対処設備
常用電源が喪失し，モニタリング・ポストの電源が喪失した場合，モニタリング・ポストの電源を回復させるための設備のうち，モニタリング・
ポスト用発電機を重大事故等対処設備として位置づける。
モニタリング・ポスト用発電機は，審査基準及び基準規則に要求される事
項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，常用電源が喪失した場合においても，
モニタリング・ポストの電源を回復し，発電所及びその周辺において発電用
原子炉施設から放出される放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録することができる。
また，以下の設備は自主対策設備であり，耐震 S クラスではなく Ss 機能維持できない場合等，重大事故等時に機能維持を担保できないが，機能喪失していない場合には，事故対応に有効であるため使用する。
・無停電電源装置
d．手順等
上記の a.,b.及び c.により選定した対応手段に係る手順を整備する。
（表 1.17.1）
また，事故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。（表 1.17.2）
これらの手順は，保安班※の対応として重大事故等時における緊急時対策本
部運営要領等に定める。
（※保安班：緊急時対策要員のうち保安班の要員のことをいう。）

1.17-7

1.17.2
1.17.2.1

重大事故等発生時の手順等
放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（周辺海域を含む。）
において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するため，以下の手段を用いた手順を整備する。
得られた放射性物質の濃度及び放射線量及び後述の「1.17.2.2

風向，風速その他の気象条件の測定の手順等」の気象データから放射能放出率を算出
し，放出放射能量を求める。
重大事故等時におけるモニタリング・ポスト及び可搬型モニタリングポストを用いた放射線量の測定頻度は，連続測定を行う。また，放射性物質の濃度の測定（空気中，水中，土壌中）及び海上モニタリングの測定頻度は，1回/日以上とする。ただし，原子炉施設の状態，放射性物質の放出状況及び海洋の状況を考慮し，測定しない場合もある。
事故後の周辺汚染により，モニタリング・ポストでの放射線量の測定ができなくなることを避けるため，予備の検出器保護カバーと交換する等のバッ
クグラウンド低減対策を行う。
事故後の周辺汚染により，可搬型モニタリングポストでの放射線量の測定ができなくなることを避けるため，養生シートで養生する等のバックグラウ
ンド低減対策を行う。
事故後の周辺汚染により，放射性物質の濃度の測定ができなくなった場合，検出器の周辺を遮蔽材で囲むこと等のバックグラウンド低減対策を行う。
(1)モニタリング・ポストによる放射線量の測定
モニタリング・ポストは，通常時から放射線量を連続測定しており，重大事故等時に測定機能等が喪失していない場合は，継続して放射線量を連続測定し，測定結果は，モニタリング・ポスト局舎内で電磁的に記録し，約 3 ヶ月分保存する。また，モニタリング・ポストによる放射線量の測定は，自動的な連続測定であるため，手順を要するものではない。
なお，モニタリング・ポストが機能喪失した場合は，後述する「(2)可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定」を行う。
(2)可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定
重大事故等時にモニタリング・ポストが機能喪失した場合，可搬型モニタ
リングポストにより放射線量を監視，及び測定し，並びにその結果を記録するための手順を整備する。この手順のフローチャートを図 1.17.1 に示す。
1.17-8可搬型モニタリングポストによる代替測定地点については，計測データの連続性を考慮し，各モニタリング・ポストに隣接した位置に配置することを原則とし，図 1.17.2 に示す。また，海側へのプルームの放出を考慮し，海側等に 5 台設置する。
さらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用することが決定した場合
は， 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の陽圧化の判断のため 5 号炉原子炉
建屋付近に 1 台設置する。
ただし，地震・火災等でアクセスすることが不能となった場合は，アクセ
スルート上の車両等で運搬できる範囲に配置位置を変更する。
a．手順着手の判断基準
重大事故等発生後，保安班長が緊急時対策所でモニタリング・ポストの指示値及び警報表示を確認し，モニタリング・ポストの放射線量の測定機能が喪失したと判断した場合。
また，海側等への配置については，当直副長が原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生したと判断した場合。さらに，5 号炉原子炉建屋付近に設置する 1 台は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用することが決定した場合に設置する。
b．操作手順
可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定を行う
手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.3 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に可搬型モニタ
リングポストによる放射線量の測定及び代替測定の開始を指示する。
その際，保安班長は，モニタリング・ポストへの移動ルートの被災状
況を考慮し，設置位置を決定する。
② 保安班員は，高台保管場所及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所に保管してある可搬型モニタリングポスト本体，外部バッテリー及び衛星
携帯アンテナ部等を，配置場所まで車両等で運搬・設置し，緊急時対策所までデータが伝送されていることを確認し，監視・測定を開始する。
③ 保安班員は，可搬型モニタリングポストの測定結果を記録装置（電子メモリ）に記録し，保存する。なお，記録装置の電源が切れた場合でも電子メモリ内の測定データは消失しない。
④ 保安班員は，使用中に外部バッテリーの残量が少ない場合，予備の外部バッテリーと交換する。
（外部バッテリーは連続 5 日以上使用可能で
1.17-9

ある。なお，15 台の可搬型モニタリングポストの外部バッテリーを交換した場合の所要時間は，作業開始を判断してから移動時間も含めて
約 5 時間 15 分で可能である。）
ｃ．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，連続して 15 台配置した場合の所要時間は，作業開始を判断してから約 7 時間で可能である。なお，
モニタリング・ポストの代替測定（9 台）と海側等の測定（5 台）と陽圧化判断用の測定（1 台）をそれぞれ別に実施した場合は，作業開始を判断してから，モニタリング・ポストの代替測定は約 4 時間 30 分，海側等の測定は約 2 時間 40 分，陽圧化判断用の測定は約 1 時間で可能である。
車両等でモニタリング・ポスト位置までの運搬ができない場合は，アクセスルート上に車両等で運搬し，配置する。また，円滑に作業ができる
よう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
(3)放射能観測車による放射性物質の濃度の測定
周辺監視区域境界付近等の空気中の放射性物質の濃度を放射能観測車により監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための手順を整備する。
放射能観測車は，通常時は荒浜側高台保管場所に保管しており，重大事故等時に測定機能等が喪失していない場合は，放射性物質の濃度を測定する。
なお，放射能観測車が機能喪失した場合は，後述する「(4) 可搬型放射線
計測器による放射性物質の濃度の代替測定」を行う。
a．手順着手の判断基準
当直副長が原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生したと判断した場合。
b．操作手順
放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定についての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.4 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に放射能観測車
による空気中の放射性物質の濃度の測定の開始を指示する。
② 保安班員は，保安班長の指示した場所に移動し，ダスト・よう素サン
プラにダストろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試料を採取する。
③ 保安班員は，GM 計数装置によりダスト濃度，よう素測定装置によりよ
1.17-10う素濃度を監視・測定する。
④ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。
c．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の所要時間は，作業開始を判断してから約 1 時間で可能である。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
(4) 可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度の代替測定
重大事故等時に放射能観測車が機能喪失した場合，可搬型放射線計測器（可搬型ダスト・よう素サンプラ，GM 汚染サーベイメータ，NaI シンチレー
ションサーベイメータ）により，空気中の放射性物質の濃度を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための手順を整備する。この手順のフロ
ーチャートを図 1.17.1 に示す。
a．手順着手の判断基準
重大事故等発生後，保安班長が放射能観測車に搭載しているダスト・よう素サンプラの使用可否及び，GM 計数装置及びよう素測定装置の指示値を確認し，放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度のいずれかの測定機能が喪失したと判断した場合。
b．操作手順可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代替測定についての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.5 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に可搬型放射線
計測器による放射性物質の濃度の代替測定開始を指示する。
② 保安班員は，可搬型放射線計測器(可搬型ダスト・よう素サンプラ，GM
汚染サーベイメータ及び NaI シンチレーションサーベイメータ)の使用
開始前に乾電池等の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池等と交換する。
③ 保安班員は，可搬型放射線計測器(可搬型ダスト・よう素サンプラ，GM
汚染サーベイメータ及び NaI シンチレーションサーベイメータ)を車両等に積載し，保安班長が指示した場所に運搬・移動し，可搬型ダスト・
よう素サンプラにダストろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試
1.17-11

料を採取する。
④ 保安班員は，GM 汚染サーベイメータにてダスト濃度を，NaI シンチレー
ションサーベイメータにてよう素濃度を監視・測定する。
⑤ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。
c．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の
所要時間は，作業開始を判断してから約 1 時間 30 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
(5) 可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度及び放射線量の測定
重大事故等時に発電所及びその周辺（周辺海域を含む。）において，可搬型
放射線計測器により，放射性物質の濃度（空気中，水中，土壌中）及び放射線量の測定を行う。可搬型放射線計測器により，監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための手順を整備する。
a．可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定
重大事故等時に発電用原子炉施設から放射性物質が放出されるおそれのある場合において発電所及びその周辺の空気中の放射性物質の濃度の測定が必要と判断した場合に，可搬型放射線計測器により空気中の放射性物質の濃度の測定を行う。
(a)手順着手の判断基準
重大事故等発生後，保安班長が排気筒モニタ等の指示値の有意な変動を確認する等，発電用原子炉施設から放射性物質が放出されるおそれがあると判断した場合。
(b)操作手順
可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定を行う手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.6 に示す。
①保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に空気中の放射性物質濃度の測定の開始を指示する。
②保安班員は，可搬型放射線計測器（可搬型ダスト・よう素サンプラ，NaI
シンチレーションサーベイメータ，ZnS シンチレーションサーベイメータ
及び GM 汚染サーベイメータ）の使用開始前に乾電池等の残量を確認し，
1.17-12

少ない場合は予備の乾電池等と交換する。
③保安班員は，可搬型放射線計測器(可搬型ダスト・よう素サンプラ，NaI
シンチレーションサーベイメータ，ZnS シンチレーションサーベイメータ
及び GM 汚染サーベイメータ)を車両等に積載し，保安班長が指示した場
所に運搬・移動し，可搬型ダスト・よう素サンプラにダストろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試料を採取する。
④保安班員は，NaI シンチレーションサーベイメータによりよう素濃度，ZnS
シンチレーションサーベイメータによりα線，GM 汚染サーベイメータによりβ線を監視・測定する。また，自主対策設備である Geγ線多重波高分析装置，可搬型 Geγ線多重波高分析装置，ガスフロー測定装置が健全であれば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設備である可搬型放射線計測器による測定を優先する。
⑤保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。
(c)操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の
所要時間は，作業開始を判断してから約 1 時間 30 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
b．可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定
重大事故等時に液体状の放射性物質が屋外に漏えいするおそれがある場
合に，可搬型放射線計測器により水中の放射性物質の濃度の測定を行う。
海水・排水試料採取場所等を図 1.17.7 に示す。
(a)手順着手の判断基準
重大事故等発生後，保安班長が廃棄物処理設備排水モニタ等の指示値の有意な変動を確認する等，発電用原子炉施設から周辺海域へ放射性物質が含まれる水が放出されたおそれがあると判断した場合。
(b)操作手順
可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定を行う手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.8 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に水中の放射性物
質濃度の測定の開始を指示する。
② 保安班員は，可搬型放射線計測器（NaI シンチレーションサーベイメー
1.17-13タ，ZnS シンチレーションサーベイメータ及び GM 汚染サーベイメータ）の使用開始前に乾電池の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池と交換する。
③ 保安班員は，可搬型放射線計測器(NaI シンチレーションサーベイメー
タ，ZnS シンチレーションサーベイメータ及び GM 汚染サーベイメータ)
を車両等に積載し，試料採取場所に運搬・移動し，採取用資機材を用いて海水等の試料を採取する。
④ 保安班員は，NaI シンチレーションサーベイメータにてγ線，ZnS シン
チレーションサーベイメータにてα線，GM 汚染サーベイメータにてβ線を監視・測定する。また，自主対策設備である Geγ線多重波高分析装置，可搬型 Geγ線多重波高分析装置，ガスフロー測定装置が健全であれば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設備である可搬型放射線計測器による測定を優先する。
⑤ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。
(c)操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の所要時間は，作業開始を判断してから約 1 時間で可能である。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
c．可搬型放射線計測器による土壌中の放射性物質の濃度の測定
プルーム通過後において発電所敷地内の土壌モニタリングが必要と判断した場合，可搬型放射線計測器により土壌中の放射性物質の濃度の測定を行う。
(a)手順着手の判断基準
重大事故等発生後，「(5) 可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度及び放射線量の測定

a. 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定」により放射性物質の放出が確認された場合又は，保安班長が排気筒モニタ等の指示値の有意な変動を確認する等，発電用原子炉施設か
ら放射性物質が放出されたと判断した場合。
(b)操作手順
可搬型放射線計測器による土壌中の放射性物質の濃度の測定を行う手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.9 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に土壌中の放射性1.17-14

物質の濃度の測定の開始を指示する。
② 保安班員は，可搬型放射線計測器（NaI シンチレーションサーベイメー
タ，ZnS シンチレーションサーベイメータ及び GM 汚染サーベイメータ）の使用開始前に乾電池の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池と交換する。
③ 保安班員は，可搬型放射線計測器(NaI シンチレーションサーベイメータ，
ZnS シンチレーションサーベイメータ及び GM 汚染サーベイメータ)を車両等に積載し，保安班長の指示した場所に運搬・移動し，試料を採取する。
④ 保安班員は，NaI シンチレーションサーベイメータによりγ線を，ZnS
シンチレーションサーベイメータによりα線，GM 汚染サーベイメータによりβ線を監視・測定する。また，自主対策設備である Geγ線多重波高分析装置，可搬型 Geγ線多重波高分析装置，ガスフロー測定装置が健全であれば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設備である可搬型放射線計測器による測定を優先する。
⑤ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。
(c)操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の所要時間は，作業開始を判断してから約 1 時間で可能である。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
d．海上モニタリング
周辺海域での海上モニタリングが必要と判断した場合に，小型船舶（海上モニタリング用）を使用し，可搬型放射線計測器により空気中及び水中の放射性物質の濃度や放射線量の測定を行う。
小型船舶（海上モニタリング用）の保管場所等を図 1.17.10 に示す。
(a)手順着手の判断基準
重大事故等発生後，「(5) 可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度及び放射線量の測定

b. 可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定」により放射性物質の放出が確認された場合又は，保安班長が排気筒モ
ニタ等の指示値の有意な変動を確認する等，発電用原子炉施設から放射性物
質が放出されたと判断した場合。

1.17-15

(b)操作手順
可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度及び放射線量の測定のうち，小型船舶（海上モニタリング用）による海上モニタリング手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.11 に示す。
① 保安班長は，作業着手の判断基準に基づき，保安班員に海上モニタリ
ングの開始を指示する。
② 保安班員は，可搬型放射線計測器（電離箱サーベイメータ，可搬型ダスト・よう素サンプラ，NaI シンチレーションサーベイメータ，GM 汚染サーベイメータ，ZnS シンチレーションサーベイメータ）の使用開始
前に乾電池等の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池等と交換する。
③ 保安班員は，高台保管場所にある小型船舶（海上モニタリング用）を，車両（牽引車やユニック車等）に連結又は車載し，荒浜側放水口砂浜又は物揚場へ移動する。
④ 保安班員は，可搬型放射線計測器等を小型船舶（海上モニタリング用）に積載し，小型船舶（海上モニタリング用）にて保安班長の指示した場所に運搬・移動し，電離箱サーベイメータにより放射線量を測定する。可搬型ダスト・よう素サンプラにダストろ紙及びよう素用カート
リッジをセットし，試料を採取する。海水は，採取用資機材を用いて採取する。
⑤ 保安班員は，GM 汚染サーベイメータによりダスト濃度を，NaI シンチ
レーションサーベイメータによりよう素濃度及び海水の放射性物質の濃度を測定する。また，必要に応じ ZnS シンチレーションサーベイメータによりα線，GM 汚染サーベイメータによりβ線を監視・測定する。
また，自主対策設備である Geγ線多重波高分析装置，可搬型 Geγ線多重波高分析装置，ガスフロー測定装置が健全であれば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設備である可搬型放射線計測器による測定を優先する。
⑥ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。
(c)操作の成立性
上記の対応は，保安班員 4 名にて実施し，小型船舶（海上モニタリング用）
による一連の作業の所要時間は，作業開始を判断してから約 4 時間 20 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう，緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備等を整備する。

1.17-16(6) モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策
事故後の周辺汚染によりモニタリング・ポストによる測定ができなくなることを避けるため，バックグラウンド低減対策を行う手順を整備する。
また，放射性物質の放出によりモニタリング・ポストの周辺の汚染を確認した場合，周辺の汚染レベルを確認し，局舎壁等の除染，除草，周辺の土壌撤去等により，バックグラウンドを低減する手順を整備する。
a.手順着手の判断基準
保安班長が，モニタリング・ポストの指示値が安定している状態で，モニタリング・ポスト周辺のバックグラウンドと指示値に有意な差があることを確認し，バックグラウンド低減対策が必要だと判断した場合。
b.操作手順モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策の手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.12 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に検出器保護カバーの交換を指示する。
② 保安班員は，モニタリング・ポストに移動し，検出器保護カバーの交換作業を行う。
③ 保安班員は，モニタリング・ポストの周辺汚染を確認した場合，局舎壁等の除染，除草，周辺の土壌撤去等により，バックグラウンドを低減する。
c.操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，検出器保護カバー交換作業の所要時間は，作業開始を判断してから約 4 時間 20 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう，緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備等を整備する。
(7)可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策
事故後の周辺汚染により可搬型モニタリングポストによる測定ができなくなることを避けるため，バックグラウンド低減対策を行う手順を整備する。
「1.17.2.1(2)可搬型モニタリングポストの測定及び代替測定」の手順において，可搬型モニタリングポストを設置する際に，あらかじめ可搬型モニタリ
ングポスト本体を養生シートにより養生を行うことで，バックグラウンド低減対策とする。
1.17-17

また，放射性物質の放出により可搬型モニタリングポストの周辺の汚染を確認した場合，周辺の汚染レベルを確認し，除草，周辺の土壌撤去等により，バックグラウンドの低減を行う。
a.手順着手の判断基準
保安班長が，可搬型モニタリングポストの指示値が安定している状態で，可搬型モニタリングポスト周辺のバックグラウンドと指示値に有意な差があることを確認し，バックグラウンド低減対策が必要だと判断した場合。
b.操作手順
可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策の手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.13 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に養生シートの交換を指示する。
② 保安班員は，可搬型モニタリングポストに移動し，養生シートの交換作業を行う。
③ 保安班員は，可搬型モニタリングポストの周辺汚染を確認した場合，除草，周辺の土壌撤去等により，バックグラウンドを低減する。
c.操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，可搬型モニタリングポスト 15
台分の養生シート交換作業の所要時間は，作業開始を判断してから約 5 時
間 40 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう，緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備等を整備する。
(8)放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策
重大事故等発生後の周辺汚染により放射性物質の濃度の測定時のバックグ
ラウンドが上昇し，可搬型放射線計測器が測定不能となるおそれがある場合，放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策を行うための手順を整備する。
可搬型放射線計測器の検出器を遮蔽材で囲むこと等の対策によりバックグ
ラウンドレベルを低減させて，放射性物質の濃度を測定する。
なお，可搬型放射線計測器の検出器周囲を遮蔽材で囲んだ場合でも測定装置が測定不能となるおそれがある場合は，さらにバックグラウンドレベルが低い場所に移動して，測定を行う。

1.17-18

a.手順着手の判断基準
保安班長が，可搬型放射線計測器を使用する場所で，バックグラウンド上昇
により，測定できなくなるおそれがあると判断した場合。
b.操作手順放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策の手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.14 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に可搬型放射線計
測器により放射性物質の濃度を測定する場合は，遮蔽材で囲む等の対策をとるよう指示する。
② 保安班員は，遮蔽材で囲む等の対策をとり，可搬型放射線計測器により放射性物質の濃度を測定する。
③ 保安班員は，②の対策でも測定不能となるおそれがある場合は，さらにバックグラウンドレベルが低い場所に移動して測定を行う。
c.操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，遮蔽材で囲む等の所要時間は，作業開始を判断してから約 20 分で可能である。また，円滑に作業ができる
よう，緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備等を整備する。
(9)敷地外でのモニタリングにおける他の機関との連携体制
重大事故等時の敷地外でのモニタリングについては，国，地方公共団体と連携して策定されるモニタリング計画に従い，資機材及び要員の動員，放出
源情報を提供するとともにモニタリングに協力する。
また，原子力災害が発生した場合に他の原子力事業者との協力体制を構築するため原子力事業者間協力協定を締結し，環境放射線モニタリング等への要員の派遣，測定装置の貸与等を受けることが可能である。
1.17.2.2

風向，風速その他の気象条件の測定の手順等

重大事故等が発生した場合に，発電所における風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録するため，以下の手段を用いた手順を整備する。
重大事故等時の測定頻度については，気象観測設備及び可搬型気象観測装
置による風向，風速その他の気象条件の測定は，連続測定を行う。

1.17-19

(1)気象観測設備による気象観測項目の測定
重大事故等が発生した場合に，気象観測設備により発電所における風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録する。
気象観測設備は，通常時から風向，風速その他の気象条件を連続測定しており，重大事故等時にその測定機能が使用できる場合は，継続して連続測定し，測定結果は記録紙に記録し，保存する。なお，気象観測設備による風向，風速
その他の気象条件の測定は，手順を要するものではなく自動的な連続測定である。
なお，気象観測設備が機能喪失した場合は，後述する「(2) 可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定」を行う。
(2)可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定
重大事故等時に気象観測設備が機能喪失した場合，可搬型気象観測装置により発電所における風向，風速及びその他の気象条件を測定し，及びその結果を記録するための手順を整備する。この手順のフローチャートを図 1.17.1 に示す。
可搬型気象観測装置による代替測定地点については，計測データの連続性を考慮し，発電所内を代表する気象観測設備位置とし，図 1.17.15 に示す。
ただし，地震・火災等でアクセスすることが不能となった場合は，アクセ
スルート上の車両等で運搬できる範囲に配置位置を変更する。
a．手順着手の判断基準
重大事故等発生後，保安班長が緊急時対策所で気象観測設備の指示値を確認する等，気象観測設備による風向・風速・日射量・放射収支量・雨量のいずれかの測定機能が喪失したと判断した場合。
b．操作手順
可搬型気象観測装置による風向・風速・日射量・放射収支量・雨量の代替測定を行う手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.16 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定の開始を指示する。その際，保安班
長は，気象観測設備への移動ルートの被災状況を考慮し，設置位置を決定する。
② 保安班員は，高台保管場所に保管してある可搬型気象観測装置を，配置場所まで車両等で運搬・設置し，緊急時対策所までデータが伝送されて
1.17-20

いることを確認し，測定を開始する。
③ 保安班員は，可搬型気象観測装置の測定結果を記録装置（電子メモリ）に記録し，保存する。なお，記録装置の電源が切れた場合でも電子メモ
リ内の測定データは消失しない。
④ 保安班員は，使用中に外部バッテリーの残量が少ない場合は，予備の外部バッテリーと交換する。
（外部バッテリーは連続 7 日以上使用可能である。なお，1 台の可搬型気象観測装置の外部バッテリーを交換した場合の所要時間は，作業開始を判断してから移動時間も含めて約 30 分で可能である。）
c．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業の所要時間は，作業開始を判断してから約 1 時間 30 分で可能である。
車両等で気象観測設備位置までの運搬ができない場合は，アクセスルート
上に車両等で運搬し，配置する。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
1.17.2.3

モニタリング・ポストの電源をモニタリング・ポスト用発電機から給電する手順等
常用電源喪失時は，無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機によりモニタリング・ポストへ給電する。無停電電源装置は，常用電源喪失時に自動起動し，約 15 時間の間モニタリング・ポストへ給電することが可能である。モニタリング・ポスト用発電機は，無停電電源装置が機能維持していた場合は 15 時間以内に，機能喪失していた場合は速やかに手動起動させ，
約 19 時間毎に給油を行いつつ，常用電源復旧までの間モニタリング・ポス
トに給電する。
モニタリング・ポストは，電源が喪失した状態からモニタリング・ポスト
用発電機から給電した場合，切り替え操作を行うことで，放射線量の連続測定を開始する。
なお，モニタリング・ポスト用発電機への給油については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
a．手順着手の判断基準
モニタリング・ポストの常用電源喪失後，保安班長が，緊急時対策所でモニタリング・ポストの指示値及び無停電電源装置の運転に関する警報表示を確認し，モニタリング・ポスト用発電機による給電が必要と判断した
1.17-21

場合。
b．操作手順モニタリング・ポスト用発電機からの給電を行う手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを図 1.17.17 に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員にモニタリング・
ポスト用発電機からの給電を指示する。
② 保安班員は，無停電電源装置が機能喪失している場合は速やかに，又は機能維持していた場合は 15 時間以内に，モニタリング・ポスト用発電機を起動する。
③ 保安班員は，モニタリング・ポスト用発電機切替盤にて，切り替え操作を実施する。
c．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業の所要時間は，作業開始を判断してから約 1 時間 30 分で可能である。
なお，モニタリング・ポストが電源系以外の故障により，機能を喪失した
場合は，「1.17.2.1(2)可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定」を行う。

1.17-22

表 1.17.1 機能喪失を想定する設計基準対象施設と整備する手順（1/2）
機能喪失を想定する
設計基準対象施設―
モニタリング・ポスト（放射線量の測定）―

放射能観測車（空気中放射性物質の濃度の測定）

対応手段

対応設備

手順書

放射線量の測定

モニタリング・ポスト

自主対策設
備

―

放射線量の代替測定

可搬型モニタリングポスト

重大事故等
対処設備

可搬型モニタリングポストによる測定

空気中放射性物質の濃度の測定

放射能観測車

自主対策設
備

放射能観測車による測定

放射能観測車の代替測定

可搬型放射線計測器
採取装置：可搬型ダスト・よう素サンプラ
測定装置：GM 汚染サーベイメータ：NaI シンチレーションサーベイメータ

重大事故等
対処設備

緊急時構内モニタリング

可搬型気象観測装置

重大事故等
対処設備

可搬型気象観測装置による測定

可搬型モニタリングポスト
可搬型放射線計測器
測定装置：電離箱サーベイメータ

重大事故等
対処設備

可搬型モニタリングポストによる測定
緊急時構内モニタリング

可搬型放射線計測器
採取装置： 可搬型ダスト・よう素サンプラ
測定装置：GM 汚染サーベイメータ：NaI シンチレーションサーベイメータ：ZnS シンチレーションサーベイメータ

重大事故等
対処設備

気象観測設備気象観測設備の代替測定（風向，風速その他の気象条件の測定）
放射線量の測定―
放射性物質の濃度（空気中，水中，土壌）

緊急時構内モニタリング

Geγ線多重波高分析装置
可搬型 Geγ線多重波高分析装置
ガスフロー測定装置

1.17-23

自主対策設
備

表 1.17.1 機能喪失を想定する設計基準対象施設と整備する手順（2/2）
機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対応手段

対応設備

手順書

海上モニタリング

小型船舶（海上モニタリング用）
可搬型放射線計測器
採取装置：可搬型ダスト・よう素サンプラ
測定装置：GM 汚染サーベイメータ：NaI シンチレーションサーベイメータ：ZnS シンチレーションサーベイメータ：電離箱サーベイメータ

バックグラウンドの低減対策

検出器保護カバー
養生シート
遮蔽材

資機材

モニタリング・ポストのバックグラウ
ンドの低減対策

無停電電源設備

自主対策設
備

―

モニタリング・ポスト用発電機

重大事故等
対処設備

モニタリング・ポスト用発電機からの給電

海上モニタリング

―モニタリング・ポストの代
替電源
無停電電源装置

モニタリング・ポストの代替交流電源からの給電

1.17-24

表 1.17.2

1.17

重大事故等対処に係る監視計器

監視測定等に関する手順等

監 視 計 器 一 覧 （ 1／ 3）
重大事故等
の対応に必

計測範囲

対応手段

監視パラメータ（計器）
要となる監

（単位）

視項目
1.17.2. 1放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等(1) モ ニ タ リ ン グ ・ ポ ス ト による放射線量の測定

モニタリン(2) 可 搬 型 モ

グ・ポスト

ニタリングポの代替測定

ストによる放海側等及び射線量の測定5 号炉原子及び代替測定

炉建屋付近

判断基準

―

―

―

操作

放射線量

モニタリング・ポスト

10 ～ 1 0 8 (nGy /h)

判断基準

放射線量

モニタリング・ポスト

10 ～ 1 0 8 (nGy /h)

操作

放射線量

可搬型モニタリングポスト

10 ～ 1 0 9 (nGy /h)

判断基準

操作

―

放射線量

―

可搬型モニタリングポスト―

10 ～ 1 0 9 (nGy /h)

での測定
判断基準

―

(3) 放 射 能 観 測 車 に よ る 放 射性物質の濃度の測定――

放射能観測車放射性物質
操作・ GM 計 数 装 置

6
1 ～ 10 （カウント）

・よう素計測装置

6
1 ～ 10 （
カウント）

の濃度

放射能観測車
放射性物質
判断基準

・ GM 計 数 装 置

6
1 ～ 10 （カウント）

・よう素計測装置

6
1 ～ 10 （
カウント）

の濃度

(4) 可 搬 型 放 射 線 計 測 器 による放射性物質の濃度の代

可搬型放射線計測器
替測定

放射性物質
操作

・ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ

0 ～ 10 0k （ min - 1 ）・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ

0.1 ～ 30 ( μ Gy/h )の濃度

1.17-25

監 視 計 器 一 覧 （ 2／ 3）
重大事故等の
計測範囲
対応手段

対応に必要と監視パラメータ（計器）（単位）なる監視項目
1.17.2. 1放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等

排気筒モニタ[K6]
0.1～ 10 6 (cps) :SCIN
10 - 1 3 ～ 10 - 6 (A):I C[K7]
0.1～ 10 6 (cps) :SCIN
3.6× 10 - 1 3 ～3.6× 10 - 6 (A ):IC

モニタリング・ポスト

10 ～ 1 0 8 (nGy /h)

可搬型モニタリングポスト

10 ～ 1 0 9 (nGy /h)

操作

放射性物質の濃度

・ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ・Z ｎ S シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ

0 ～ 10 0k （ min - 1 ）
0.1 ～ 30 ( μ Gy/h )0 ～ 10 0k （ min - 1 ）

判断基準

モニタ値

廃棄物処理設備排水モニタ[6 号 及 び 7 号 炉 共 用 ]0～ 3× 10 4 （ cps ）操作

放射性物質の濃度

・ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ・Z ｎ S シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ

0 ～ 10 0k （ min - 1 ）
0.1 ～ 30 ( μ Gy/h )0 ～ 10 0k （ min - 1 ）

モニタ値(5)可 搬 型 放 射 線 計 測 器 に よ る 放 射 性 物 質 の 濃 度 及 び 放 射 線 量 の 測 定

a. 可 搬 型
放射線計測
器による空
気中の放射
性物質の濃
度の測定

b. 可 搬 型
放射線計測
器による水
中の放射性
物質の濃度
の測定

判断基準

放射線量

モニタ値
c. 可 搬 型
放射線計測
器による土
壌中の放射
性物質の濃
度の測定

モニタリング・ポスト[K6]
0.1～ 10 6 (cps) :SCIN
10 - 1 3 ～ 10 - 6 (A):I C[K7]
0.1～ 10 6 (cps) :SCIN
3.6× 10 - 1 3 ～3.6× 10 - 6 (A ):IC
10 ～ 1 0 8 (nGy /h)

可搬型モニタリングポスト

10 ～ 1 0 9 (nGy /h)・ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ・Z ｎ S シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ

0 ～ 10 0k （ min - 1 ）
0.1 ～ 30 ( μ Gy/h )0 ～ 10 0k （ min - 1 ）排気筒モニタ

判断基準

放射線量

操作

放射性物質の濃度

モニタ値

排気筒モニタ

放射線量モニタリング・ポスト
可搬型モニタリングポスト[K6]
0.1～ 10 6 (cps) :SCIN
10 - 1 3 ～ 10 - 6 (A):I C[K7]
0.1～ 10 6 (cps) :SCIN
3.6× 10 - 1 3 ～3.6× 10 - 6 (A ):IC
10 ～ 1 0 8 (nGy /h)
10 ～ 1 0 9 (nGy /h)

放射線量・電離箱サーベイメータ

0.001～ 1000 (mSv/ h)

放 射 性 物 質 の濃度

・ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ・Z ｎ S シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ

0 ～ 10 0k （ min - 1 ）
0.1 ～ 30 ( μ Gy/h )0 ～ 10 0k （ min - 1 ）判断基準
d. 海 上 モ ニ
タリング

操作

1.17-26

監 視 計 器 一 覧 （ 3／ 3）
重大事故等の対応
計測範囲
対応手段に必要となる監視監視パラメータ（計器）（単位）

項目
1.17.2. 1放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等(6) モ ニ タ リ ン
グ・ポストのバッ
クグラウンド低減
対策(7) 可 搬 型 モ ニ タ
リングポストのバ
ックグラウンド低減対策(8) 放 射 性 物 質 の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策

1.17.2. 2

判断基準

放射線量

モニタリング・ポスト

10 ～ 1 0 8 (nGy /h)

操作

放射線量

モニタリング・ポスト

10 ～ 1 0 8 (nGy /h)

判断基準

放射線量

可搬型モニタリングポスト

10 ～ 1 0 9 (nGy /h)

操作

放射線量

可搬型モニタリングポスト

10 ～ 1 0 9 (nGy /h)・ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ・Zｎ S シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ・ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ・Zｎ S シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ

0 ～ 10 0k （ min - 1 ）
0.1 ～ 30 ( μ Gy/h )0 ～ 10 0k （ min - 1 ）0 ～ 10 0k （ min - 1 ）
0.1 ～ 30 ( μ Gy/h )0 ～ 10 0k （ min - 1 ）判断基準

放射性物質の濃度操作

放射性物質の濃度

風向，風速その他の気象条件の測定の手順等

判断基準

―

―

―

(1) 気 象 観 測 設 備による気象観測項
目の測定

風向・風速その他
操作の気象条件

風向・風速その他(2) 可 搬 型 気 象 観

判断基準
の気象条件

測装置による気象
観測項目の代替測
風向・風速その他
定

操作
の気象条件

気象観測設備・風向（地上高）
・風速（地上高）
・日射量
・放射収支量・雨量
気象観測設備・風向（地上高）
・風速（地上高）
・日射量
・放射収支量・雨量
可搬型気象観測装置
・風向（地上高）
・風速（地上高）
・日射量
・放射収支量・雨量

1.17-2716 (方 位 )0 ～ 60 (m/s )0 ～ 2. 00 (k W/m 2 )0 ～ -0 .200 (kW/m 2 )0 ～ 11 0 (mm )16 (方 位 )0 ～ 60 (m/s )0 ～ 2. 00 (k W/m 2 )0 ～ -0 .200 (kW/m 2 )0 ～ 11 0 (mm )16 (方 位 )0 ～ 60 (m/s )0 ～ 2. 00 (k W/m 2 )-0.250 ～ 1. 25 ( kW/m 2 )0 ～ 10 0 (mm )表 1.17.3

審査基準における要求事項毎の給電対策設備

対象条文

供給対象設備

給電元【 1.17 】 監 視 測 定 等 に 関 す る 手 順 等

モニタリング・ポスト

モニタリング・ポスト用発電機

1.17-28

事故発生

No

放射性物質の濃度，放射線量，又は気象観測項目が計測不能か

放射能観測車（放射性物質の濃度）モニタリング・ポスト（放射線量）
気象観測設備による測定（気象観測項目）

Yes
気象観測設備，
放射能観測車の場合

放射性物質の濃度，放射線量，又は気象観測項目計測不能

モニタリング・
ポストの場合

凡例

電源喪失か

No

：

操作・確認

：

計測器状態

：

判断

Yes
モニタリング・ポストは，モ
ニタリング・ポスト用発電機
により，計測機能の回復

No
構成機器，信号系の故障

早期復旧が可能かYes・可 搬 型 放 射 線 計 測 器 に よ る 代
替測定・可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト による代替測定・可 搬 型 気 象 観 測 装 置 に よ る 代
替測定

計測機能の回復

図 1.17.1

放射性物質の濃度，放射線量及び気象観測項目の計測不能時対応手順

1.17-29図 1.17.2 可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト の 配 置 位 置 及 び 保 管 場 所
1.17-30

0
設
備

要
員

30

60
陽圧化
▽

90
MP1
▽

経過時間（分）
150
180
210
240
MP3
MP4
MP5
MP6
MP7
▽
▽
▽
▽
▽

120
MP2
▽

270
MP8
▽

300
MP9
▽

330
360
海側1 海側2 展望台
▽
▽
▽

390
海側3
▽

420
海側4
▽

事前打ち合わせ資機材準備
移動（5号炉緊急時対策所→陽圧化判断用）
配置・起動（陽圧化判断用）
移動（緊急時対策所→高台保管場所→ＭＰ１）
配置・起動（ＭＰ１）
移動（ＭＰ１→ＭＰ２）
配置・起動（ＭＰ２）
移動（ＭＰ２→ＭＰ３）
配置・起動（ＭＰ３）

可
搬
型
モ
ニ
タ
リ
ン
グ
ポ
ス
ト

移動（ＭＰ３→ＭＰ４）
配置・起動（ＭＰ４）
移動（ＭＰ４→ＭＰ５）
配置・起動（ＭＰ５）
移動（ＭＰ５→ＭＰ６）
配置・起動（ＭＰ６）2

移動（ＭＰ６→ＭＰ７）
配置・起動（ＭＰ７）
移動（ＭＰ７→ＭＰ８）配置・起動（ＭＰ８）
移動（ＭＰ８→高台保管場所→ＭＰ９）配置・起動（ＭＰ９）
移動（ＭＰ９→海側１）配置・起動（海側１）
移動（海側１→海側２）配置・起動（海側２）移動（海側２→展望台）
配置・起動（展望台）
移動（展望台→海側３）配置・起動（海側３）移動（海側３→海側４）配置・起動（海側４）図 1.17.3

可搬型モニタリングポスト配置・測定のタイムチャート

1.17-310設
備

経過時間（分）
60

30

90

120

要
員
事前打ち合わせ
移動

放
射
能
観
測
車

試料採取・測定2

図 1.17.4

次ポイントへの移動

放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定のタイムチャート0設
備30

経過時間（分）
60

90

120

要
員
事前打ち合わせ

可
搬
型
放
射
線
計
測
器

資機材準備
移動

2

図 1.17.5

試料採取・測定
次ポイントへの移動

可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度の代替測定のタイムチャート

1.17-32

0
設
備
可
搬
型
放
射
線
計
測
器

30

経過時間（分）
60

90

120

要
員
事前打ち合わせ
資機材準備
移動

2

図 1.17.6

試料採取・測定
次ポイントへの移動

可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定のタイムチャート

1.17-33

図 1.17.7 発 電 所 及 び そ の 周 辺 （ 周 辺 海 域 を 含 む 。） の 測 定 に 使 用 す る モ ニ タ リ ン グ 設 備 （ 小 型 船 舶 （ 海 上 モ ニ タ リ ン グ 用 ） は 除 く ） の 保 管 場 所
及び海水・排水試料採取場所
1.17-34

0
設
備
可
搬
型
放
射
線
計
測
器

30

経過時間（分）
60

90

120

要
員
事前打ち合わせ資機材準備
移動（海水サンプリング箇所へ）

2

試料採取
測定
移動

図 1.17.8

可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定のタ
イムチャート

0
設
備
可
搬
型
放
射
線
計
測
器

30

経過時間（分）
60

90

120

要
員
事前打ち合わせ
資機材準備
移動（土壌サンプリング箇所へ）

2

試料採取
測定
移動

図 1.17.9

可搬型放射線計測器による土壌中の放射性物質の濃度の測定のタイムチャート

1.17-35

図 1.17.10小 型 船 舶（ 海 上 モ ニ タ リ ン グ 用 ）の 保 管 場 所 及 び 運 搬 ル ー ト

1.17-36

0
設
備

30

60

経過時間（分）
120
150

90

180

210

240

270

要
員

小
グ
型
用
船
舶
及
び
海
放
上
射
モ
線
ニ
計
タ
測
リ
器
ン

事前打ち合わせ)

資機材の準備（小型船舶の運搬，小型船舶への積込み）(

モニタリング地点へ移動

4モニタリング
護岸等へ移動測定場所へ移動測定

図 1.17.11

小型船舶（海上モニタリング用）による海上モニタリングのタイムチャート

0
設
備

30

60
MP1
▽

要
員

経過時間（分）
120
150
MP3
MP4
MP5
▽
▽
▽

90
MP2
▽

180
MP6
▽

210
MP7
▽

240
MP8
▽

270
MP9
▽

事前打ち合わせ資機材準備
移動（緊急時対策所→ＭＰ１）
検出器カバー交換
移動（ＭＰ１→ＭＰ２）
検出器カバー交換

モ
ニ
タ
リ
ン
グ
・
ポ
ス
ト

移動（ＭＰ２→ＭＰ３）
検出器カバー交換
移動（ＭＰ３→ＭＰ４）
検出器カバー交換2

移動（ＭＰ４→ＭＰ５）
検出器カバー交換
移動（ＭＰ５→ＭＰ６）
検出器カバー交換
移動（ＭＰ６→ＭＰ７）
検出器カバー交換
移動（ＭＰ７→ＭＰ８）
検出器カバー交換
移動（ＭＰ８→ＭＰ９）
検出器カバー交換

図 1.17.12

モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策のタイムチャート

1.17-37

0
設
備

30

要
員

60
MP1
▽

90
MP2 MP3
▽
▽

120
MP4
▽

経過時間（分）150180
210
MP5 MP6
MP7 MP8 MP9
▽
▽
▽
▽
▽

240
270
300
330
海側1 海側2 展望台 海側3 海側4 陽圧化
▽
▽
▽
▽
▽
▽

360

事前打ち合わせ資機材準備
移動（緊急時対策所→高台保管場所→ＭＰ１）
養生シート交換
移動（ＭＰ１→ＭＰ２）
養生シート交換
移動（ＭＰ２→ＭＰ３）
養生シート交換
移動（ＭＰ３→ＭＰ４）

可
搬
型
モ
ニ
タ
リ
ン
グ
ポ
ス
ト

養生シート交換
移動（ＭＰ４→ＭＰ５）
養生シート交換
移動（ＭＰ５→ＭＰ６）
養生シート交換
移動（ＭＰ６→ＭＰ７）
養生シート交換

2

移動（ＭＰ７→ＭＰ８）
養生シート交換
移動（ＭＰ８→ＭＰ９）
養生シート交換
移動（ＭＰ９→海側１）
養生シート交換
移動（海側１→海側２）
養生シート交換
移動（海側２→展望台）
養生シート交換
移動（展望台→海側３）
養生シート交換
移動（海側３→海側４）養生シート交換
移動（海側４→陽圧化判断用）
養生シート交換

図 1.17.13

可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策のタイムチャート

0
設
備
放
射
可
線
搬
計
型
測
器

図 1.17.14

経過時間（分）
10
20

要
員

30

以後，測定可能▽
事前打ち合わせ遮蔽材等の準備

2

遮蔽材等の設置

放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策のタイムチャート

1.17-38図 1.17.15 可 搬 型 気 象 観 測 装 置 の 配 置 位 置 及 び 保 管 場 所

1.17-39

0
設
備
可
搬
型
装
気
置
象
観
測

経過時間（分）
60

30

90

120

要
員
事前打ち合わせ
移動
資機材準備

2

移動
測定（風向・風速，放射収支量，日射量，雨量）図 1.17.16 可搬型気象観測装置測定のタイムチャート

0
設
備
モ
ニ
ト タ
用 リ
発ン
電グ
機 ・
ポ
ス

要
員

経過時間（分）
30
60

90

局舎1

局舎2

局舎3

▽

▽

▽

事前打ち合わせ移動（ＭＰ１）
発電機起動
移動（ＭＰ５）2

発電機起動
移動（ＭＰ８）発電機起動

図 1.17.17 モニタリング・ポストの電源回復のタイムチャート

1.17-40

添 付 資 料 1.17.1
審 査 基 準 ， 基 準 規 則 と 対 処 設 備 と の 対 応 表 (1/2)
技術 的能力審査基準 （1.17）【本文】
1 発電用原子炉設置者において、重大事故等が発生した場合に工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録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。

2 発電用原子炉設置者は、重大事故等が発生した
場合に工場等において風向、風速その他の気象条件を測定し、及びその結果を記録するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
1 第 1項 に 規 定 す る 「 発 電 用 原 子 炉 施 設 か ら 放 出 される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録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）重大事故等が発生した場合でも、工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含む。）において、モ
ニタリング設備等により、発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録するために必要な手順等を整備すること。

番号

①

②

－

③

ｂ）常設モニタリング設備が、代替交流電源設備からの給電を可能とすること。

④

ｃ）敷地外でのモニタリングは、他の機関との適切な連携体制を構築すること。

2 事故後の周辺汚染により測定ができなくなることを避けるため、バックグラウンド低減対策手段を検討しておくこと。

⑤

設置 許可基準規則（ 60条）

技術基準規則 （75条）【本文】
発電用原子炉施設には、重大事故等が発生した
場合に工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録することができる設備を設けなければならない。

【本文】
発電用原子炉施設には、重大事故等が発生した
場合に工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含む。）において、発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録することができる設備を施設しなければならない。

２ 発電用原子炉施設には、重大事故等が発生した場合に工場等において風向、風速その他の気象条件を測定し、及びその結果を記録することができる設備を設けなければならない。

２ 発電用原子炉施設には、重大事故等が発生した場合に工場等において風向、風速その他の気象条件を測定し、及びその結果を記録することができる設備を施設しなければならない。

【解釈】
１ 第１項に規定する「発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録することができる設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行う
ための設備をいう。

【解釈】
１ 第１項に規定する「発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録することができる設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行う
ための設備をいう。

ａ )モ ニ タ リ ン グ 設 備 は 、 炉 心 の 著 し い 損 傷 及 び
原子炉格納容器の破損が発生した場合に放出されると想定される放射性物質の濃度及び放射線量を測定できるものであること。

ａ )モ ニ タ リ ン グ 設 備 は 、 炉 心 の 著 し い 損 傷 及 び
原子炉格納容器の破損が発生した場合に放出されると想定される放射性物質の濃度及び放射線量を測定できるものであること。

ｂ) 常設モニタリング設備（モニタリングポス
ト等）が機能喪失しても代替し得る十分な台数のモニタリングカー又は可搬型代替モニタリン
グ設備を配備すること。

ｂ) 常設モニタリング設備（モニタリングポス
ト等）が機能喪失しても代替し得る十分な台数のモニタリングカー又は可搬型代替モニタリン
グ設備を配備すること。

ｃ )常 設 モ ニ タ リ ン グ 設 備 は 、 代 替 交 流 電 源 設 備 ｃ )常 設 モ ニ タ リ ン グ 設 備 は 、 代 替 交 流 電 源 設 備からの給電を可能とすること。
からの給電を可能とすること。

⑥

1.17-41

番号

⑦

⑧

－

⑨

⑩

⑪

審 査 基 準 ， 基 準 規 則 と 対 処 設 備 と の 対 応 表 (2/2)：重大事故等対処設備
重大事故等対 処設備を使用 した手段
審査基 準の要求に適 合するための手 段
既設
新設

解釈
対応番号

機能

機器 名称

常設
可搬

必要時間内に使用可能か対応可能な人数で使用可能か

備考

可搬型 モニタリングポ
スト

新設

①
③
⑦
⑨
⑩

放
射
測
線
定
量
の

モニタリング ・ポスト常設

自動で作 動－機能喪失して いな
い場合は使用 する

可搬型 ダスト・よう素
サンプ ラ

既設

GM汚染 サーベイメータ

既設

60分

2名

機能喪失して いな
い場合は使用 する

既設

物空
質気
測の中
放射能観 測車
定濃放
度射
の性

可搬

NaIシンチレー ション
サーベ イメータ

①
③
⑦
⑨
⑩

②
⑧

の風
件他向
のの，
気象観測 設備
測気風
定象速
条そ

常設

自動で作 動－機能喪失して いな
い場合は使用 する－－－

測定条件 に
よる

－

機能

機器 名称

放
代
射
替
線
測
量
定
の
放
の
射
代
能
替
観
測
測
定
車
気
の
象
代
観
替
測
測
設
定
備

自主対策

新設

放
射
測
線
定
量
の

可搬型 モニタリングポ
スト新設

電離箱 サーベイメータ

既設

中
放
，
射
水
性
モ中
物
ニ，
質
タ土
の
リ壌
濃
ン
度
グ及
び
空
海
気
上

可搬型 ダスト・よう素
サンプ ラ

既設

GM汚染 サーベイメータ

既設）

可搬型 気象観測装置（

NaIシンチレー ション
サーベ イメータ
ZnSシンチレー ション
サーベ イメータ

既設
既設

電離箱 サーベイメータ

既設

小型船 舶

新設

検出器 保護カバー－

養生シ ート

－

遮蔽材

－

①
③
⑦
⑨

－

①
③
⑦
⑨

放
射
性
物
測
質
定
の
濃
度
の

－

Geγ線多 重波高分析装
置
可搬型Geγ線多重波高
分析装置
ガスフロ ー測定装置

常設
可搬

自主対策とす る理
由は本文参照

常設

－

－

－

－

－

－

－

－

常設

自動で作 動－機能喪失して いな
い場合は使用 する－－－設備を必要と しな
い

ッ

バ
ク
減グ
対ラ
策ウ
ン
ド
低

⑥

－

スモ
源トニ
かのタ
ら 代 リ モニタ リング・ポストの 替 ン 用発電 機
給交グ
電流・
電ポ

新設

④
⑪

スモ
トニ
のタ
無リ
停ン
電グ
電・
源ポ

るタ敷
他リ地
連
のン外
携
機グで
体
関にの
制
とおモ
のけニ

－

⑤

－

－

無停電電 源装置－

1.17-42

添 付 資 料 1.17.2
緊急時モニタリングの実施手順及び体制

重大事故等が発生した場合に実施する敷地内及び敷地境界のモニタリン
グは，以下の手順で行う。

（ 1） 放 射 線 量 及 び 放 射 性 物 質 の 濃 度
・事象進展に伴う放射線量の変化を的確に把握するため，モニタリング・
ポスト 9 台の稼動状況を確認する。
・モニタリング・ポストが機能喪失した場合は，車両等により可搬型モニ
タ リ ン グ ポ ス ト を モ ニ タ リ ン グ・ポ ス ト 位 置 に 配 置 し ，放 射 線 量 率 の 監 視を行う。なお，現場の状況により配置位置を変更する場合がある。
・また，海側等に，可搬型モニタリングポスト 5 台を配置し，放射線量率の監視強化を行う。
・さ ら に ，5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急 時 対 策 所 を 使 用 す る こ と が 決 定 し た 場 合 ，
5 号 炉 原 子 炉 建 屋 付 近 に 可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト 1 台 を 設 置 し ，放 射 線
量率の監視強化を行う。

・放射能観測車の使用可否を確認する。
・放射能観測車が機能喪失した場合は，放射能観測車の代替測定装置として 可 搬 型 放 射 線 計 測 器 に よ り ，発 電 所 構 内 の 放 射 性 物 質 の 濃 度 を 測 定 す る 。

（ 2） 海 水 ， 排 水 及 び 土 壌 等 の 放 射 性 物 質 の 濃 度
・液体状の放射性物質が屋外に漏えいするおそれがある場合，取水口，放水 口 等 で 海 水 ，排 水 の 採 取 を 行 い ，可 搬 型 放 射 線 計 測 器 に よ り 放 射 性 物 質の濃度測定を行う。
・また，周辺海域への放射性物質の漏えいが確認された場合は，小型船舶（ 海 上 モ ニ タ リ ン グ 用 ）及 び 可 搬 型 放 射 線 計 測 器 に よ る 周 辺 海 域 の 放 射 線
量 率 及 び 放 射 性 物 質 の 濃 度 の 測 定 を 行 う 。な お ，海 洋 の 状 況 等 が 安 全 上 の問題がないと判断できた場合に行う。
・プルーム通過後において，発電所敷地内の土壌モニタリングが必要と判
1.17-43

断した場合に，可搬型放射線計測器により放射性物質の濃度を測定する。

（ 3） 気 象 観 測・事象進展に伴う気象情報を的確に把握するため，気象観測設備の稼動状
況を確認する。
・気象観測設備が機能喪失した場合は，車両等を用いて可搬型気象観測装
置を気象観測設備位置に配置し，気象観測を行う。なお，現場の状況により配置位置を変更する場合がある。

1.17-44（ 4） 緊 急 時 モ ニ タ リ ン グ の 実 施 手 順 及 び 体 制モニタリングの対応要員
対 応

開始時期の考え方

考え方(必 要 想 定 人 員 )モニタリング・ポス

可搬型モニタリントの代替

グポストの設置
原子力災害対策特別措置法第10 条 特 定 事 象 ※ 発 生 と 判 断 した場合

海側敷地境界等の放射線監視

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の使用を決定し，かつ原子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法 第 10条特定事象発生と判断した場
合5 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所の陽圧
化判断
気象観測設備の代替

モニタリング・ポストが使用できない場合可搬型気象観測装

2 名

気象観測設備が使用できない
場合

置の設置
放射能観測車の代替

可搬型放射線計測

放射能観測車が使用できない
場合器による監視海水，排水のモニタ

海水，排水の測定

液体状の放射性物質が屋外に漏えいするおそれがある場合

リング

2 名

土壌のモニタリング

土壌の測定

小型船舶（海上モニ

放射線量率及び放タリング用）による射性物質の濃度の海上モニタリング

測定

プルーム通過後において発電
所敷地内の土壌モニタリングが必要と判断した場合
取水口，放水口，雨水排水設
備出口等から放射性物質漏えいが確認された場合

4 名※ 原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法 第 1 0 条 特 定 事 象 と は ，「 原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法に基づき原子力防災管理者が通報すべき事象等に関する規則」の第７条第１号の表中におけるイの施設に該当する事象。
（ 要 員 数 に つ い て は ， 今 後 の 訓 練 等 の 結 果 に よ り 人 数 を 見 直 す 可 能 性 が あ る 。）

1.17-45

添付資料 1.17.3
緊急時モニタリングに関する要員の動き
緊急時モニタリングの実施手順及び体制に示す対応要員について，事故発生からプルーム通過後までの動きを以下に示す。
なお，対応要員数及び対応時間については，今後の訓練等の結果により見直す可能性がある。
： 測定実施： 必要により実施： 設備が健全であれば測定実施
測定項目

対応要員
（必要想定人員）事故発生，拡大設備②プルーム通過中（24時間後）①事故発生③プルーム通過後（34時間後）

稼動状
況
確認
（30分）

モニタリング・ポスト
放射線量率の測定

可搬型モニタリングポストの設置（360分）（420分）

可搬型モニタリングポスト

2名

気象観測設備約約19時間毎に給油
19 時間毎に給油

モニタリング・ポスト
用発電機起動（90分）

可搬型モニタリングポスト
設置後

稼動状況
確認
（30分）

気象観測
可搬型気象観測装置

放射能観測車

放射能観測車の可搬型放射線計測器
代替測定設備気象観測設備が使用不可な場合

可搬型気象観測装置
設置（90分）

放射能観測車
による測定

使用可否
判断
（30分）

（１ポイントにつき

放射能観測車が使用不可な場合

放射性物質の濃度の測定60分）

放射能観測車の可搬型放射線計測器
代替測定設備による測定による代替測定（１ポイントにつき(1 ポイントにつき90分）
90 分)

2名

その他モニタリング設備
可搬型放射線計測器（海水，排水，土壌等）（海水，排水，土壌等）

海水，排水，土壌等の海水，排水，土壌等の測定
測定（１ポイントにつき60分）(1 ポイントにつき
60 分)

44名
名

可搬型放射線計測器
その他モニタリング設備（海上モニタリング）（海上モニタリング）

小型船舶による
海上モニタリング（260（260分）
分）

1.17-46

添 付 資 料 1.17.4
モニタリング・ポスト
1． モ ニ タ リ ン グ ・ ポ ス ト の 配 置 及 び 計 測 範 囲
通 常 運 転 時，運 転時 の 異 常 な 過 渡 変 化 時，設 計 基 準事 故 時 に 周 辺 監 視区 域 境界付近の放射線量率を連続的に監視するために，モニタリング・ポスト 9 台を設けており，連続測定したデータは，中央制御室及び緊急時対策所に表示し，監視を行うことができる設計とする。また，そのデータを記録し，保存することができる設計とする。
なお，モニタリング・ポストは，その測定値が設定値以上に上昇した場合，
直ちに中央制御室及び緊急時対策所に警報を発信できる設計とする。配置図を
図 1， 計 測 範 囲 等 を 表 1 に 示 す 。

1.17-47

図 1モニタリング・ポストの配置図

1.17-48

表 1 モニタリング・ポストの計測範囲等
取付
名称

検出器の種類

計測範囲

警報動作範囲個数
箇所

NaI（ Tl ）モニタリング・

シンチレーション式

10

各 1

～
計測範囲で可変

周辺監視区
域境界付近

10 8 nGy/ h

ポスト
イオンチェンバ

各 1

NaI（ Tl） シ ン チ レ ー シ ョ ン 式

イオンチェンバ（モニタリング・ポストの写真）

1.17-49（9 箇所）

添 付 資 料 1.17.5
可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定

1． 操 作 の 概 要○モニタリング・ポストが機能喪失した際に，周辺監視区域境界付近の放射線量を測定するため，可搬型モニタリングポストを 9 台配置する。
○また，海側等に可搬型モニタリングポストを 5 台配置し，放射線量の監視に万全を期す。
○さらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用することが決定した場合，
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の陽圧化判断のため，5 号炉原子炉建屋付
近に 1 台配置し，放射線量の監視に万全を期す。
○ 荒 浜 側 高 台 保 管 場 所 T.M.S.L 約 37m， 大 湊 側 高 台 保 管 場 所 T.M.S.L 約 34m
及 び 5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急 時 対 策 所 T.M.S.L 約 27.8m に 保 管 し て い る 可
搬型モニタリングポストを測定場所に運搬し，配置，測定を開始する。
○測定値は，機器本体での表示及び電子メモリに記録する他，衛星回線によるデータ伝送機能を使用し，緊急時対策所にて監視できる。

1.17-50

2． 必 要 要 員 数 ・ 想 定 時 間○必要要員数：2 名○ 操 作 時 間 ： 配 置 場 所 で の 設 置 開 始 か ら 測 定 開 始 ま で … 約 15 分 ／ 台○所要時間：測定及び代替測定を連続して実施した場合…約 7 時間
：それぞれ実施した場合は以下のとおり
・モ ニ タ リ ン グ・ポ ス ト の 代 替 用 (9 台 )の 配 置 … 約 4 時 間 30 分
・ 海 側 等 5 箇 所 へ の 設 置 … 約 2 時 間 40 分
・陽圧化判断用 1 箇所の設置…約 1 時間
※所要時間は，可搬型モニタリングポストの運搬時間を含む。

①可搬型モニタリングポストの運搬②可搬型モニタリングポストの設置【設置方法等】・可搬型モニタリングポスト本体を組み立てる。
・衛星電話のアンテナを南向きに設定する。
・可搬型モニタリングポスト本体，外部バッテリー部，衛星電話アンテナ
部をケーブルにて接続する。

1.17-51

添 付 資 料 1.17.6
可搬型モニタリングポスト

モ ニ タ リ ン グ・ポ ス ト が 機 能 喪 失 し た 際 に 代 替 で き る よ う 15 台（ 予 備 1 台 ）の 可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト を 配 備 し て い る 。 配 置 場 所 を 図 1， 計 測 範 囲 等
を 表 1， 仕 様 を 表 2 に 示 す 。 可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト の 電 源 は ， 外 部 バ ッ
テリーにより 5 日間以上連続で稼動できる設計としており，外部バッテリーを交換することにより継続して計測できる。また，測定データは，可搬型モ
ニタリングポストの電子メモリに記録するとともに，衛星回線により，緊急時対策所に伝送することができる。

1.17-52

図 1 可搬型モニタリングポストの配置位置及び保管場所
1.17-53

表 1 可搬型モニタリングポストの計測範囲等
名称

検出器の種類

計測範囲

警報動作範囲

個数

10

～

計測範囲で

15

nGy/h※

可変（予備 1 台）NaI(Tl)
可搬型モニタシンチレーション

109

リングポスト半導体※「発電用軽水型原子炉施設における事故時の放射線計測に関する審査指針」に 定 め る 測 定 上 限 値 （ 10-1Gy/h） 等 を 満 足 す る 設 計 と す る 。

表 2

可搬型モニタリングポストの仕様項目

内容
外部バッテリー（2 個）により 5 日以上供給可能
5 日 後 か ら は ，予 備 の 外 部 バ ッ テ リ ー（ 2 個 ）と 交 換 す る こ と に

電源より継続して計測可能。外部バッテリーは 1 個あたり約 3 時間で充電可能。
記録

測定値は本体の電子メモリに 1 週間分程度記録
衛星回線により，緊急時対策所にてデータ監視

伝送
なお，本体で指示値の確認が可能
概略

本 体 ： 約 700(W)×約 500(D)×約 1000(H)mm

寸法

外 部 バ ッ テ リ ー ： 約 420(W)×約 330(D)×約 180(H)mm
合 計 ： 約 74kg

重量

本 体 ： 約 40kg
外 部 バ ッ テ リ ー ： 約 34kg（ 約 17kg/個 ×2 個 ）

アンテナ部（可搬型モニタリングポストの写真）
1.17-54

添 付 資 料 1.17.7
放射能放出率の算出

1． 原 子 力 発 電 所 周 辺 線 量 予 測 評 価 シ ス テ ム に よ る 算 出
重大事故等時において，放射性物質が放出された場合に，放射性物質の放射能放出率を算出するために，原子力発電所周辺線量予測評価システム（以下 ， D I A N A と い う 。） を 使 用 す る 。
DIANA は ， 地 形 形 状 を 考 慮 し た 大 気 拡 散 評 価 が 可 能 で あ り ， 放 射 能 放 出 率と気象条件より発電所周辺の任意の地点の放射線量率の計算を行うことができる。このシステムを利用し，単位放出率あたりのモニタリング・ポスト等の位置での放射線量率を求め，実測された放射線量率との比例計算により，
実 際 の 放 射 能 放 出 率 を 算 出 す る こ と が で き る 。 DIANA が 機 能 喪 失 し た 場 合 は ，「 2． 環 境 放 射 線 モ ニ タ リ ン グ 指 針 に 基 づ く 算 出 」 に 基 づ き 算 出 を 行 う 。
図 1 に DIANA に よ る 評 価 の 概 略 図 を 示 す 。

図 1

DIANA に よ る 評 価 の 概 略 図

1.17-55

2． 環 境 放 射 線 モ ニ タ リ ン グ 指 針 に 基 づ く 算 出（ 1） 地 上 高 さ か ら 放 出 さ れ た 場 合 の 測 定 に つ い て
重大事故等時において，放射性物質が放出された場合に放射性物質の放射能放出率を算出するために，可搬型モニタリングポスト等で得られた放射線量率のデータより，以下の算出式を用いる。
（ 出 典：「環境放射線モニタリング指針」（原子力安全委員会

平 成 22 年 4 月 ））a． 放 射 性 希 ガ ス 放 出 率 （ Q ） の 算 出 式
Q＝ 4× D×U ／ D 0 ／ E（ G Bq/h ）Q： 実 際 の 条 件 下 で の 放 射 性 希 ガ ス 放 出 率 （ GB q/h）D

： 風 下 の 地 表 モ ニ タ リ ン グ 地 点 で 実 測 さ れ た 空 気 カ ー マ 率 ※ 1 （ μ Gy/h）

D0 ： 空 気 カ ー マ 率 図 の う ち 地 上 放 出 高 さ 及 び 大 気 安 定 度 が 該 当 す る 図 か ら 読 み 取 っ た地 表 地 点 に お け る 空 気 カ ー マ 率 （ μ Gy /h ）（ a t 放 出 率 ： 1G Bq/h ， 風 速 ： 1m/s ， 実 効 エ ネ ル ギ ー ： 1MeV/ dis） ※ 2
U： 平 均 風 速 （ m/s ）E：原 子 炉 停 止 か ら 推 定 時 点 ま で の 経 過 時 間 に よ る ガ ン マ 線 実 効 エ ネ ル ギ ー（ MeV/ di s）

b． 放 射 性 よ う 素 放 出 率 （ Q） の 算 出 式
Q＝ 4×χ × U／ χ 0（ GB q/h）Q： 実 際 の 条 件 下 で の 放 射 性 よ う 素 放 出 率 （ GBq/h）χ： 風 下 の 地 表 モ ニ タ リ ン グ 地 点 で 実 測 さ れ た 大 気 中 の 放 射 性 よ う 素 濃 度 ※ 1 （ Bq /m 3 ）χ0 ：地上高さ及び大気安定度が該当する地表濃度分布図から読み取った地表面における 大 気 中 の 放 射 性 よ う 素 濃 度 (B q/m 3 )(at 放 出 率 ： 1GBq/h， 風 速 ： 1m/ s) ※ 2
U： 平 均 風 速 （ m/s ）※1 ：モニタリングで得られたデータを使用※2 ：排気筒から放出される放射性雲の等濃度分布図および放射性雲からの等空気カーマ
率 分 布 図 （ Ⅲ ）（ 日 本 原 子 力 研 究 所 200 4 年 6 月 JAERI-Dat a／ Code2004-01 0）

1.17-56

（ 2） 高 い 位 置 か ら 放 出 さ れ た 場 合 の 測 定 に つ い て
可搬型モニタリングポストは，地上位置に配置するため，プルームが高い
位置から放出された場合，プルーム高さで測定した場合に比べて放射線量率
としては低くなる。しかしながら，プルームが通過する上空と地表面の間に放射線を遮蔽するものがないため，地表面に配置する可搬型モニタリングポ
ストで十分に計測が可能である。
【 放 出 高 さ 80ｍ の 場 合 】【 放 出 高 さ 0m の 場 合 】
10 -7

10-8

大気安定度：D
約1.1×10 -9（Gy/h）

大気安定度：D
約1.8×10-9（Gy/h）

10 -9

空気カーマ率（Gy/h）

10-8

10 -1010-9約150ｍ～2300ｍ

約150ｍ～2300ｍ
10 -1110 -1100

距離（km）

・排気筒高さ101

地上高・敷地グランドレベル

10 2

10 -1010 -1100

距離（km）

10 1

73ｍ
T.M.S.L 約 12m

・可搬型モニタリングポスト設置場所（ 原 子 炉 建 屋 か ら 約 150m～ 2300m 付 近 ）出典：排気筒から放出される放射性雲の等濃度分布図および放射性雲からの等空気カーマ率分布図（ Ⅲ ）（ 日 本 原 子 力 研 究 所 2 004 年 6 月 JA ERI-D ata ／ Cod e2004-0 10）

図 2

各大気安定度における地表面での放射性雲からのγ線による空気カーマ率分布図

1.17-57

10 2

（ 3） 放 射 能 放 出 率 の 算 出＜放射能放出率の計算例＞
以下に，放射性希ガスによる放射能放出率の計算例を示す。
（ 風 速 は 「 1m/s」， 大 気 安 定 度 は 「 D」 と す る 。）

放 射 性 希 ガ ス 放 出 率 ＝ 4×D×U／ D 0 ／ E＝ 4×5×10 4 ×1.0／ 1.1×10 - 3 ／ 0.5=3.6×10 8 （ GBq/h）（ 3.6×10 1 7

Bq/h）

4

：安全係数

D

：地表モニタリング地点（風下方向）で実測された空間放射線量率⇒ 50mGy/h（ 5×10 4 μ Gy/h）U

1Sv=1Gy と し た：放出地上高さにおける平均風速⇒ 1.0m/s

D 0 ： 1.1×10 - 3 μ Gy/h （ 放 出 高 さ 80m， 距 離 150m）
E：原子炉停止から推定時点までの経過時間によるガンマ線実効エネ
ルギー⇒ 0.5MeV/dis※ 放 射 性 よ う 素 の 放 射 能 放 出 率 は ，可 搬 型 ダ ス ト・よ う 素 サ ン プ ラ に よ り 採 取 ，
測定したデータから算出する。

1.17-58

（ 4）可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト（ 海 側 ）の 配 置 位 置 に お け る プ ル ー ム の 検 知 性についてプルームが放出された場合において，プルームは必ずしも可搬型モニタリ
ン グ ポ ス ト の 測 定 位 置 を 通 過 す る わ け で は な く ，間 隙 を 通 過 す る ケ ー ス も 考
え ら れ る 。そ の た め ，海 側 に 配 置 す る 可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト の 検 知 性 に
つ い て ， 以 下 の と お り DIANA に よ る 確 認 を 行 っ た 。

ａ．評価条件
表 1
項目
風速

風向

DIANA を 用 い た 大 気 拡 散 評 価
設定内容

設定理由

地 上 高 10m： 3.1 m/s

柏崎刈羽原子力発電所構内

地 上 高 75 m： 5.8 m/sで観測された風速の平均値

地 上 高 15 0m ： 5. 9m/sを採用

北東，東北東，東，東南東，

海側にプルームが放出され南東，南南東，南，南南西

た こ と を 考 慮 し ，海 側 全 方 位
を採用

大気安定度

Ｄ（中立）

柏崎刈羽原子力発電所構内で観測された大気安定度のう ち ，最 も 出 現 頻 度 の 高 い 大
気安定度を採用

放出位置

評価地点

6 号炉格納容器圧力逃がし装7 号炉でも同様の結果がえら

置出口配管

れ る と 考 え ら れ る た め ，6 号

（ 地 上 高 40. 4m, 標 高 52.4 m ）炉で代表して評価

6 号炉を放出原点として発電

プルームの方向による検知

所敷地境界の以下の位置

性 を 確 認 す る た め ，風 下 各 方・南 西 ，西 南 西 ，西 ，西 北 西 ， 位 の 敷 地 境 界 位 置 に 加 え ，海北西，北北西，北，北北東側に配備する 4 台の可搬型

・可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト

モニタリングポスト位置で（ 海 側 に 配 置 し た 4 台 ）位 置

評価を図 3 に示す。

1.17-59

ｂ．評価結果
各風向における評価地点での線量率の感度を表２に示す。ここでは，風向きによる差を確認するために，風下方向の敷地境界位置での線量率を 1 と規格化して求めた。各可搬型モニタリングポスト位置での評価結果は，風下方向 の 数 値 に 対 し て ，最 低 で も 0.15 程 度 の 感 度 を 有 し て お り ，プ ル ー ム 通 過 時の線量率の計測は可能であると評価する。

表２

各風向による評価地点での線量率の感度
風向

北東

東北東

東

東南東

南東

南南東

南

南南西

1

1

1

1

1

１

1

1

0.10

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.56

0.03

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

1.04

0.75

0.15

0.05

0.02

0.01

0.01

0.01

0.02

0.03

0.04

0.16

0.39

0.93

0.92

0.57

風下方向
(敷 地 境 界 位 置 )
海側可搬型

評

MP-1

価

海側可搬型

地

MP-2

点

海側可搬型
MP-3
海側可搬型
MP-4

1.17-60

図 3 可搬型モニタリングポストの配置位置
1.17-613． 可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト の 計 測 範 囲（ 1） 重 大 事 故 等 時 に お け る 空 間 放 射 線 量 率 測 定 に 必 要 な 最 大 測 定 レ ン ジ
重大事故等時において，放出放射能量を推定するために，敷地境界で放射線量率を測定する場合の最大測定レンジは，福島第一原子力発電所の実績を
踏 ま え て 11～ 17mSv/h 程 度（ 炉 心 と の 距 離 が 最 も 短 い（ 6 号 炉 と MP-1）約 800m
程 度 の 場 合 ）が 必 要 と 考 え ら れ る 。ま た ， 5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急 時 対 策 所の陽圧化判断ために設置する可搬型モニタリングポストと炉心の距離は，約150m 程 度 で あ る た め ， 同 様 に 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 の 実 績 を 踏 ま え て 約 13
～ 170mSv/h 程 度 で あ る 。
こ の た め ， 1000mSv/h の 測 定 レ ン ジ が あ れ ば 十 分 測 定 可 能 で あ る 。
なお，測定レンジを超えたとしても，近隣のモニタリング設備の測定値より推定することが可能である。また，瓦礫等の影響でバックグラウンドが高くなる場合は，配置位置を変更する等の対応を実施する。

（ 2） 最 大 レ ン ジ の 考 え 方
福島第一原子力発電所敷地周辺の最大放射線量率は，原子炉建屋から約900m の 距 離 に あ る 正 門 付 近 で 約 11mSv/h で あ っ た （ 2011.3.15 9:00）。 こ れを も と に 炉 心 か ら 約 150m 及 び 約 800m を 計 算 す る と ，線 量 率 は そ れ ぞ れ 約 13
～ 170 mSv/h 及 び 約 11～ 17mSv/h と な る 。

（距離と線量率の関係）
炉 心 か ら の 距 離 (m)線 量 率 (mSv/h)

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化判断用※ 1： 風 速 1m/ s， 放 出 高 さ 3 0m， 大 気 安 定 度 A～ F「 排 気 筒から放出される放射性雲の等濃度分布図および放射性雲

約 13～ 170 ※ 1

約 150

か ら の 等 空 気 カ ー マ 率 分 布 図 （ Ⅲ ）」（ 日 本 原 子 力 研 究 所
2004 年 6 月 J AERI- Data ／ Co de2004- 010） を 用 い て 算 出

モニタリング・ポスト代替

2

約 11～ 17 ※ 1

約 800
約 900

約 11

1.17-62900m

4.

可搬型モニタリングポストのバッテリー交換における被ばく線量評価

可搬型モニタリングポストは，外部バッテリー（2 個）により 5 日間以上
電 源 供 給 が 可 能 で あ り ，5 日 後 か ら は 予 備 の 外 部 バ ッ テ リ ー（ 2 個 ）と 交 換 することにより，必要な期間継続して計測が可能な設計としている。なお，外部バッテリーは，荒浜側高台保管場所及び大湊側高台保管場所に保管し，通常時から充電を行うことで，5 日目に確実に交換できる設計とする。
ま た ，15 台 全 て の 可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト の 外 部 バ ッ テ リ ー を 交 換 し た
場 合 の 所 要 時 間 は ， 作 業 開 始 を 判 断 し て か ら 移 動 時 間 も 含 め て 約 5 時 間 10分で可能である。
ここでは，以下の評価条件から，可搬型モニタリングポストのバッテリー交換における被ばく線量の評価を示す。

<被 ば く 線 量 の 評 価 条 件 >・発災プラント：6 号炉及び 7 号炉・ 想 定 シ ナ リ オ ： 大 破 断 LOCA＋ ECCS 注 水 機 能 喪 失 +全 交 流 動 力 電 源 喪 失- 6 号 炉 ： 格 納 容 器 ベ ン ト （ W/W ベ ン ト ） 実 施 ※ 1- 7 号炉：代替循環冷却系により事象収束に成功※1 被ばく量を保守的に評価するため，以下に示す評価点に近い 6 号炉において格納容器ベントを実施した場合を想定した。

・評価点：6 号炉可搬型代替注水ポンプ（防火水槽取水）の設置場所（ 可 搬 型 MP（ 展 望 台 ）， 海 側 可 搬 型 MP-3,海 側 可 搬 型 MP-4， 可 搬型 MP（ 5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急 時 対 策 所 陽 圧 化 判 断 用 ） は ， 発災プラントの比較的近傍に設置されることから，移動及びバッ
テリー交換時に，格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置及びよう素フィルタ並びに配管内の放射性物質からのガンマ線による寄与を考慮した。評価点としては保守的に，実際の作業エリアよりも線源に近い場所を選定した）

1.17-63

・大気拡散条件：発災プラント周辺現場作業エリアのうち厳しい評価結果を与える作業場所の相対濃度及び相対線量を参照

・ 評 価 時 間 ： 合 計 310 分 ※ 2※ 2 可 搬 型 M P（ 展 望 台 ）， 海 側 可 搬 型 MP-3， 海 側 可 搬 型 MP-4， 可 搬 型 MP（ 5 号 炉 原 子 炉 建
屋 内 緊 急 時 対 策 所 陽 圧 化 判 断 用 ） 以 外 の MP に 係 る 作 業 ： 22 0 分（（ 作 業 場 所 へ の 移 動 10 分 ＋ 作 業 10 分 ）× 9 か 所 ＋ 5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急 時 対 策 所
か ら 高 台 保 管 場 所 を 経 由 し て MP -1 へ の 移 動 20 分 + 作 業 10 分 × 2 か 所 ）可 搬 型 MP （ 展 望 台 ）， 海 側 可 搬 型 MP- 3， 海 側 可 搬 型 MP-4， 可 搬 型 MP（ 5 号 炉 原 子 炉
建 屋 内 緊 急 時 対 策 所 陽 圧 化 判 断 用 ） に 係 る 作 業 ： 90 分（（ 作 業 場 所 へ の 移 動 10 分 ＋ 作 業 10 分 ） ×上 記 4 か 所 ＋ 作 業 場 所 か ら の 移 動 10 分 ）・ 作 業 開 始 時 間 ： 事 故 発 生 後 か ら 5 日 後 （ 120 時 間 後 ） か ら 作 業 開 始・作業場所まわりの遮蔽：考慮しない・ マ ス ク に よ る 防 護 係 数 ： 50
・被ばく経路：以下を考慮
原子炉建屋内に浮遊する放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，
放射性雲中の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，
放射性雲中の放射性物質を吸入摂取することによる内部被ばく，
地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置及びよう素フィルタ並びに配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく

作業開始時間120（事故発生後の経過時間）（ h）
作業に係る被ばく線量70（ mSv）

1.17-64

添 付 資 料 1.17.8
放射能観測車周辺監視区域境界付近の放射線量率及び空気中の放射性物質の濃度を迅速に測定するために，放射線量率を監視，測定，記録する装置，空気中の放射性物質（粒子状物質，よう素）を採取，測定する装置等を搭載した放射能観測車を 1 台配備する。
また，福島第一及び第二原子力発電所に放射能観測車を各 1 台，合計 2 台
保有しており，融通を受けることが可能である。更に，原子力事業者間協力
協 定 に 基 づ き ， 放 射 能 観 測 車 11 台 の 融 通 を 受 け る こ と が 可 能 で あ る 。
放射能観測車搭載の各計測器の計測範囲等を表 1 に示す。

表 1
名称

放射能観測車搭載の各計測器の計測範囲等
検出器の種類

計測範囲

空間ガンマ

10

個数

サンプリング記録

1

サンプリング記録

1

サンプリング記録

1～

電離箱
10 8 nGy/h

線測定装置
放射能

1
GM 計 数 装 置

記録方法

～

GM 管
10 6

観測車
よう素測定

NaI(Tl)装置

シンチレーション（その他主な搭載機器）個数

：

カウント
1

10 6

～
カウント

各 1個

・ダスト・よう素サンプラ
・ＰＨＳ端末・衛星電話設備（携帯型）
・風向，風速計（放射能観測車の写真）

1.17-65

添 付 資 料 1.17.9
可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度の代替測定

1． 操 作 の 概 要○放射能観測車が機能喪失した際に，空気中の放射性物質の濃度を監視する
ため，可搬型ダスト・よう素サンプラを配置し，試料を採取する。
○ 免 震 重 要 棟 内 緊 急 時 対 策 所 T.M.S.L 約 13m 又 は 5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急 時
対 策 所 T.M.S.L 約 27.8m に 保 管 し て い る 可 搬 型 放 射 線 計 測 器 を 車 両 等 で ，測定場所に運搬し，採取する。
○採取したダスト用ろ紙及びよう素用カートリッジを可搬型放射線計測器で放射性物質の濃度を測定，記録する。

2． 必 要 要 員 数 ・ 想 定 時 間○必要要員数 ：2 名
○ 操 作 時 間 ： BG 測 定 か ら 試 料 採 取 ・ 測 定 終 了

約 1 時間／箇所○ 所 要 時 間 ： 移 動 を 含 め 1 箇 所 の 測 定 は ， 約 1 時 間 30 分
※試料採取場所により，所要時間に変動がある。

ダスト・よう素の採取

ダストの測定1.17-66

よう素の測定3． 放 射 性 物 質 の 濃 度 の 算 出
空気中の放射性物質の濃度の算出は，可搬型ダスト・よう素サンプラで採取した試料を可搬型放射線計測器にて測定し，以下の算出式から求める。

（ 1） 空 気 中 ダ ス ト の 放 射 性 物 質 の 濃 度 の 算 出 式
空 気 中 ダ ス ト の 放 射 性 物 質 の 濃 度 （ Bq／ cm 3 ）＝ 換 算 係 数 (Bq/min - 1 )×試 料 の NET 値 （ min - 1 )／ サ ン プ リ ン グ 量 （ L） ×1000（ cm 3 /L）（ 2） 空 気 中 よ う 素 の 放 射 性 物 質 の 濃 度 の 算 出 式
空 気 中 よ う 素 の 放 射 性 物 質 の 濃 度 （ Bq／ cm 3 ）＝ 換 算 係 数 (Bq/μ Gy/h)×試 料 の NET 値（ μ Gy/h)／ サ ン プ リ ン グ 量 （ L）×1000（ cm 3 /L）

放射性物質の濃度の測定上限値については，「発電用軽水型原子炉施設における 事 故 時 の 放 射 線 計 測 に 関 す る 審 査 指 針 （ 昭 和 56 年 7 月 23 日
員 会 決 定 ， 平 成 18 年 9 月 19 日

原子力安全委一 部 改 訂 ）」 に 3.7×10 1 Bq／ cm 3 と 定 め ら れ ており，サンプリング量を適切に設定することにより，サーベイメータの計測範囲内で計測することができる。

（放射性物質の濃度の測定の写真）

1.17-67

添 付 資 料 1.17.10
可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定

1． 操 作 の 概 要○ 重 大 事 故 等 が 発 生 し た 場 合 に ，取 水 口 及 び 放 水 口 付 近 か ら ，採 取 用 資 機 材を用いて海水，排水を採取する。
○ 免 震 重 要 棟 内 緊 急 時 対 策 所 T.M.S.L 約 13m 又 は 5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急
時 対 策 所 T.M.S.L 約 27.8m に 保 管 し て い る 採 取 用 資 機 材 を 採 取 場 所 に 運
搬し，海水，排水を採取する。
○ 採 取 し た 海 水 ，排 水 を 測 定 用 の ポ リ 容 器 に 移 し ，NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サーベイメータ等で放射性物質の濃度を測定，記録する。

2． 必 要 要 員 数 ・ 想 定 時 間○ 必要要員数 ：2 名
○ 所 要 時 間：移動を含め約 1 時間／箇所（採取用資機材の写真）（海水・排水採取の写真）【測定方法】
・ 採取用機材にて，海水，排水を採取する。
・ 採取した海水，排水をポリ容器に移す。
・ 採 取 し た 海 水 ，排 水 の 放 射 性 物 質 の 濃 度 を NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベイメータ等で測定し，記録する。

1.17-68

3． 放 射 性 物 質 の 濃 度 の 算 出
海 水 ， 排 水 の 放 射 性 物 質 の 濃 度 の 算 出 は ， ポ リ 容 器 に 採 取 し た 試 料 を NaI
シンチレーションサーベイメータ等にて測定し，以下の算出式から求める。
（ 1） 海 水 ， 排 水 の 放 射 性 物 質 の 濃 度 の 算 出 式
海 水 ， 排 水 の 放 射 性 物 質 の 濃 度 （ Bq／ cm 3 ）＝ 換 算 係 数 (Bq/μ Gy/h) ×試 料 の NET 値 （ μ Gy/h)／ 試 料 量 (cm 3 )1.17-69

添 付 資 料 1.17.11
各種モニタリング設備等「 設 置 許 可 基 準 規 則 」 第 60 条 （ 監 視 測 定 設 備 ） 及 び 「 技 術 基 準 規 則 」 第 75条（監視測定設備）の対応として，モニタリング・ポストが使用できない場合の 代 替 モ ニ タ リ ン グ 設 備 と し て ，可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト 15 台 及 び 放 射 能 観
測車 1 台を配備し，空間放射線量率及び放射性物質の濃度を監視，測定及び記録する。
ま た ，原 子 力 事 業 者 間 協 力 協 定 に 基 づ き ，放 射 能 観 測 車 11 台 の 融 通 を 受 け る
ことが可能である。
上記モニタリング設備の他に，サーベイカー（ワゴン車等）及びサーベイメ
ー タ や 可 搬 型 ダ ス ト・よ う 素 サ ン プ ラ 等 を 組 み 合 わ せ る こ と で ，状 況 に 応 じ て ，発電所内外のモニタリングを総合的に行う。

（ 1） サ ー ベ イ メ ー タ 等 を 搭 載 し た モ ニ タ リ ン グ 可 能 な 車 両 （ サ ー ベ イ カ ー ）
可搬型サーベイメータ等を搭載し，任意の場所のモニタリングを行うサー
ベイカーを 2 台配備している。

ａ．台 数：1 台
ｂ．主な搭載機器（台数：以下の各 1 台をそれぞれサーベイカーに搭載）
・電離箱サーベイメータ
・ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ
・可搬型ダスト・よう素サンプラ
・ PHS 端 末・衛星電話設備（携帯型）
・可搬型風向，風速計（サーベイカーの写真）

1.17-70

（ 2） 可 搬 型 放 射 線 計 測 器
サ ー ベ イ メ ー タ や 可 搬 型 ダ ス ト・よ う 素 サ ン プ ラ 等 は ，放 射 能 観 測 車 ，サ ー
ベイカーに搭載する他，状況に応じて，モニタリングに使用する。
a. 放 射 線 量 の 測 定
電離箱サーベイメータにより現場の放射線量率を測定する。
・ 電 離 箱 サ ー ベ イ メ ー タ （ 緊 急 時 対 策 所 毎 に ， 2 台 （ 予 備 1 台 ））

（電離箱サーベイメータの写真）

b. 放 射 性 物 質 の 採 取
可搬型ダスト・よう素サンプラにより空気中の放射性物質（ダスト，よう素）を採取する。
・ 可 搬 型 ダ ス ト ・ よ う 素 サ ン プ ラ （ 緊 急 時 対 策 所 毎 に ， 2 台 （ 予 備 1 台 ））（ 可 搬 型 ダ ス ト・よ う 素 サ ン プ ラ の 写 真 ）1.17-71

ｃ．放射性物質の濃度の測定
・ NaI シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ（ 緊 急 時 対 策 所 毎 に ， 2 台 （ 予 備 1 台 ））・GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ（ 緊 急 時 対 策 所 毎 に ，2 台（ 予 備 1 台 ））・ ZnS シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ（ 緊 急 時 対 策 所 毎 に ， 1 台 （ 予 備 1 台 ））各種サーベイメータの写真を以下に示す。

（ Na I シ ン チ レ ー シ ョ ン
サーベイメータの写真）（ GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ の 写 真 ）（ Zn S シ ン チ レ ー シ ョ ン
サーベイメータの写真）（ 3） 自 主 対 策 設 備 （ 放 射 性 物 質 の 濃 度 の 測 定 ）
重 大 事 故 等 時 に 機 能 維 持 を 担 保 で き な い が ，機 能 喪 失 し て い な い 場 合 に は ，事故対応に有効であるため使用する。
・ Geγ 線 多 重 波 高 分 析 装 置
・ 可 搬 型 Geγ 線 多 重 波 高 分 析 装 置
・ガスフロー測定装置（ Ge γ 線 多 重 波 高 分 析 装 置 の 写 真 ）（ 可 搬 型 Geγ 線 多 重 波 高分析装置の写真）

1.17-72（ガスフロー測定装置の写真）

（ 4） 小 型 船 舶 （ 海 上 モ ニ タ リ ン グ 用 ） に よ る 海 上 モ ニ タ リ ン グ
周辺海域への放射性物質の漏えいが確認された場合には，小型船舶（海上モニタリング用）により，周辺海域の放射線量率を電離箱サーベイメータで測定し，その結果を記録するとともに，空気中の放射性物質及び海水のサンプリン
グ を 行 う 。 サ ン プ リ ン グ し た 試 料 に つ い て は ， GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ ， NaI シ
ンチレーションサーベイメータで測定し，その結果を記録する。なお，海洋の状況等が安全上の問題がないと判断できた場合に海上モニタリングを行う。
小型船舶（海上モニタリング用）の保管場所及び運搬ルートを図 1 に示す。

ａ．台 数：1 台（予備 1 台）ｂ．定 員：6 名ｃ．モニタリング時に持ち込む資機材
・電離箱サーベイメータ：1 台
・可搬型ダスト・よう素サンプラ：1 台・ 海 水 採 取 用 機 材 （ 容 器 等 ）： 1 式
ｄ．保管場所・ 荒 浜 側 高 台 保 管 場 所 ： 1 台 （ T.M.S.L 約 37ｍ ）・ 大 湊 側 高 台 保 管 場 所 ： 1 台 （ T.M.S.L 約 34ｍ ）ｅ．移動方法ボートトレーラーを牽引，又はユニック車にて荒浜側放水口砂浜又は物揚場まで運搬する。

1.17-73図 1

小型船舶（海上モニタリング用）の保管場所及び運搬ルート

1.17-74

（ 5） 土 壌 モ ニ タ リ ン グ
発 電 所 敷 地 内 の 土 壌 を 採 取 し ， GM 汚 染 サ ー ベ イ メ ー タ 等 に よ り 放 射 性 物 質 の
濃 度 を 測 定 す る 。 ま た ， 必 要 に 応 じ て ZnS シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ によりα線（ウラン，プルトニウム等）を測定する。

○ ZnS シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ に よ る 測 定
ZnS シ ン チ レ ー シ ョ ン サ ー ベ イ メ ー タ
測定の様子

実施事項：

採 取 し た 試 料 を 容 器 に 入 れ て ， ZnS シ
ンチレーションサーベイメータにより放射性物質の濃度を測定する。

1.17-75

添 付 資 料 1.17.12
発電所敷地外の緊急時モニタリング体制（ 1） 原 子 力 災 害 対 策 指 針 （ 原 子 力 規 制 委 員 会 平 成 25 年 9 月 5 日 全 部 改 正 ）に 従 い ，国 が 立 ち 上 げ る 緊 急 時 モ ニ タ リ ン グ セ ン タ ー に お い て ，図 1 及 び 表
1 の と お り 国 ，地 方 公 共 団 体 と 連 携 を 図 り な が ら ，敷 地 外 の モ ニ タ リ ン グ を
実施する。

図 1
表 1

企画調整
グループ

緊急時モニタリングの体制図

緊急時モニタリングセンター組織の機能と人員構成
機能

人員構成

・緊急時モニタリングセンターの総括
・緊急時モニタリングの実施内容の検討，指示等

・対 策 官 事 務 所 長 及 び 対 策 官 事 務 所 長 代 理 を 企 画 調
整 グ ル ー プ 長 ，所 在 都 道 府 県 セ ン タ ー 長 等 を 企 画
調整グループ長補佐として配置
・ 国 ，所 在 都 道 府 県 ，関 係 周 辺 都 道 府 県 ，原 子 力 事
業者及び関係指定公共機関等で構成
・ 国 の 職 員（ 原 子 力 規 制 庁 監 視 情 報 課 ）を 情 報 収 集
管 理 グ ル ー プ 長 と し ，国 ，所 在 都 道 府 県 ，関 係 周
辺 都 道 府 県 ，原 子 力 事 業 者 及 び 関 係 指 定 公 共 機 関等で構成

情報収集管理グループ

・緊急時モニタリングセンター内における情報の収集等
・緊急時モニタリングの結果の共有，緊急時モニタリングに係る関連情報の収集等
・現地における緊急時モニタリング結果の情報共有システムの維持・異常対応等

測定分析担当・企画調整グループで作成された指示書に基づき，必要に応じて安定よう素剤を服用したのち測定対象範囲の測定業務

出典：緊急時モニタリングセンター設置要領

1.17-76

・ 所 在 都 道 府 県 ，関 係 周 辺 都 道 府 県 ，原 子 力 事 業 者の グ ル ー プ で 構 成 し ，そ れ ぞ れ に 全 体 を 統 括 す る
グループ長を配置

第 1 版 （ 平 成 26 年 10 月 29 日 ）（ 2）原 子 力 事 業 者 防 災 業 務 計 画 に お い て ，以 下 の 状 況 を 把 握 し ，オ フ サ イ ト セ
ンターに所定の様式で情報連絡を行うこととしている。

【オフサイトセンターへ情報連絡する事項】①

事象発生時刻及び場所②

事象発生の原因，状況及び拡大防止措置③

被ばく及び障害等人身災害にかかわる状況④

発電所敷地周辺における放射線並びに放射能の測定結果⑤

放出放射性物質の量，種類，放出場所及び放出状況の推移等の状況

⑥

気象状況

⑦

収束の見通し⑧

その他必要と認める事項

1.17-77

添 付 資 料 1.17.13
他の原子力事業者との協力体制（原子力事業者間協力協定）

原子力災害が発生した場合，他の原子力事業者との協力体制を構築するため，原子力事業者間協力協定を締結している。

（ 1） 原 子 力 事 業 者 間 協 力 協 定 締 結 の 背 景
平 成 11 年 9 月 の Ｊ Ｃ Ｏ 事 故 の 際 に ，各 原 子 力 事 業 者 が 周 辺 環 境 の モ ニ タ リ
ングや，住民の方々のサーベイなどの応援活動を実施した。
こ の 経 験 を 踏 ま え ，平 成 12 年 6 月 に 施 行 さ れ た 原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法（ 以 下「 原 災 法 」と い う 。）の 内 容 と も 整 合 性 を と り な が ら ，原 子 力 事 業 者 間協力協定を締結した。

（ 2） 原 子 力 事 業 者 間 協 力 協 定 （ 内 容 ）（目的）
原 災 法 第 14 条 ＊ の 精 神 に 基 づ き ， 国 内 原 子 力 事 業 所 に お い て 原 子 力 災 害が発生した場合，協力事業者が発災事業者に対し，協力要員の派遣，資機材の貸与その他当該緊急事態応急対策の実施に必要な協力を円滑に実施し，原子力災害の拡大防止及び復旧対策に努め，原子力事業者として責務を全うすることを目的としている。

＊ 原 災 法 第 14 条 （ 他 の 原 子 力 事 業 所 へ の 協 力 ）原子力事業者は，他の原子力事業者の原子力事業所に係る緊急事態
応急対策が必要である場合には，原子力防災要員の派遣，原子力防災
資機材の貸与その他当該緊急事態応急対策の実施に必要な協力をするよう努めなければならない。

（事業者）
電 力 9 社（ 北 海 道 ，東 北 ，東 京 ，中 部 ，北 陸 ，関 西 ，中 国 ，四 国 ，九 州 ），日本原子力発電，電源開発，日本原燃

1.17-78（協力の内容）
発災事業者からの協力要請に基づき，緊急事態応急対策及び原子力災害事後対策が的確かつ円滑に行われるようにするため，緊急時モニタリング，避難待避時検査及び除染その他の住民避難に対する支援に関する事項について協力要員の派遣，資機材の貸与その他の措置を講ずる。

1.17-79

添 付 資 料 1.17.14
モニタリング・ポスト及び可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策手段

重大事故等により，モニタリング・ポスト及び可搬型モニタリングポスト
周辺の汚染に伴い測定ができなくなることを避けるために，以下のとおり，
バックグラウンド低減対策手段を整備する。

(1) モ ニ タ リ ン グ ・ ポ ス ト
・汚染予防対策
重大事故等により，放射性物質により検出器保護カバーが汚染される場合を想定し，交換用の検出器保護カバーを備える。

・汚染除去対策
重大事故等により，放射性物質の放出後，モニタリング・ポスト及びその周辺が汚染された場合，汚染の除去を行う。

① サーベイメータ等により汚染レベルを確認する。
② モニタリング・ポストの検出器保護カバーの交換を行う。
③ 局舎壁等は拭き取り等を行う。
④ 除草，土壌の除去，落ち葉の撤去等を行う。
⑤ サーベイメータ等により汚染除去後の汚染レベルが低減したことを確認する。

(2) 可 搬 型 モ ニ タ リ ン グ ポ ス ト
・汚染予防対策
重大事故等により，放射性物質により可搬型モニタリングポストが汚染される場合を想定し，可搬型モニタリングポストの設置を行う際，あらかじめ養生を行う。

1.17-80

・汚染除去対策
重大事故等により，放射性物質の放出後，可搬型モニタリングポスト及びその周辺が汚染された場合，汚染の除去を行う。

① サーベイメータ等により汚染レベルを確認する。
② あらかじめ養生を行っていた養生シートを取り除く。
③ 除草，土壌の除去，落ち葉の撤去等を行う。
④ サーベイメータ等により汚染除去後の汚染レベルが低減したことを確認する。

（ 3） バ ッ ク グ ラ ウ ン ド 低 減 の 目 安 に つ い て
放射性物質により汚染した場合のバックグラウンド低減の目安については，以下のとおり。

・モニタリング・ポスト及び可搬型モニタリングポストの通常時の放射線量率レベル・ただし，汚染の状況によっては，通常値まで低減することが困難な場
合 が あ る た め ，検 出 器 の 周 囲 に コ ン ク リ ー ト の 遮 蔽 壁 を 設 置 す る な ど 可
能な限りバックグラウンドの低減を図る。

1.17-81

添 付 資 料 1.17.15
気象観測設備気象観測設備は，放射性気体廃棄物の放出管理，発電所周辺の一般公衆の被ばく線量評価及び一般気象データ収集のために，風向，風速，日射量，放射収支量，雨量，温度等を測定し，中央制御室及び緊急時対策所に表示できる設計とする。また，そのデータを記録し，保存することができる設計とする。
気 象 観 測 設 備 の 配 置 図 を 図 1， 測 定 項 目 等 を 表 1 に 示 す 。

1.17-82

図 1

気象観測設備の配置図

1.17-83

表 1

気象観測設備の測定項目等
気象観測設備

放射収支計

日射計

風車型風向風速計（地 上 高 10m）

ドップラー型 風 向 風 速 計（標 高 85m，160m）（気象観測設備の写真）
台数：各 1 台（記録）（測定項目）

有線回線及び無線回線にて，中央制御

風向※，風速※室 及 び 緊 急 時 対 策 所 に 表 示 す る 。ま た ，

日射量※，放射収支量※

そのデータを記録し，保存する。

雨量，温度等※「発電用原子炉施設の安全解析に関する気象指針」に基づく測定項目

1.17-84

添 付 資 料 1.17.16
可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定

1． 操 作 の 概 要○重大事故等発生後に，気象観測設備（風向，風速，日射量，放射収支量，雨量）が機能喪失した場合に使用する。
○ 荒 浜 側 高 台 保 管 場 所 T.M.S.L 約 37m 及 び ， 大 湊 側 高 台 保 管 場 所 T.M.S.L 約
34m に 保 管 し て い る 可 搬 型 気 象 観 測 装 置（ 各 1 台 ）を 気 象 観 測 設 備 近 傍 に 運搬し，設置，測定を開始する。
○測定値は電子メモリにて記録する。また，衛星回線によるデータ伝送機能を使用し，緊急時対策所にて監視する。

2． 必 要 要 員 数 ・ 想 定 時 間○ 必要要員数 ：2 名
○ 所 要 時 間 ： 可 搬 型 気 象 観 測 装 置 （ 1 台 ） の 設 置 ： 約 1 時 間 30 分
※ 所要時間は可搬型気象観測装置の運搬時間を含む。

（可搬型気象観測装置の写真）

1.17-85

添 付 資 料 1.17.17
可搬型気象観測装置

気 象 観 測 設 備 が 機 能 喪 失 し た 際 ，可 搬 型 気 象 観 測 装 置 を 使 用 し て 風 向 ，風 速 ，
日射量，放射収支量，雨量を測定，記録する。配置場所は，以下の理由より，
恒設の気象観測設備とする。

①

グランドレベルが恒設の気象観測設備と同じ。

②

配置場所周辺の建物や樹木の影響が少ない。

③ 事 故 時 に 放 射 性 物 質 が 放 出 さ れ た 際 に 緊 急 時 対 策 所 付 近 の 風 向・風 速 を 把 握できる。

可 搬 型 気 象 観 測 装 置 の 配 置 図 を 図 1， 測 定 項 目 等 を 表 1 に 示 す 。
なお，放射能観測車に搭載している可搬型風向，風速計にて，風向，風速を測定することも可能である。

1.17-86

図 1 可搬型気象観測装置の配置位置及び保管場所

1.17-87

表 1

可搬型気象観測装置の測定項目
可搬型気象観測装置（可搬型気象観測装置の写真）
個 数 ： 2（ 予 備 1 台 含 む ）（測定項目）
風向※，風速※，日射量※，放射収支量※，雨量（電源）
外部バッテリー（5 個）により 7 日以上供給可能
7 日後からは，外部バッテリー予備（5 個）と交換することにより
継 続 し て 計 測 可 能 。外 部 バ ッ テ リ ー は 1 個 あ た り 約 1 日 で 充 電 可 能 。
（記録）本体の電子メモリに 1 週間以上記録。
（伝送）
衛星回線にて緊急時対策所へ伝送可能（重量）
合 計 ： 約 141kg
本 体 ： 約 22kg
外 部 バ ッ テ リ ー ： 約 119kg（ 約 20.5kg/個 ×5 個 +約 16kg(ケ ー ス ）)※「発電用原子炉施設の安全解析に関する気象指針」に基づく測定項目

1.17-88

添 付 資 料 1.17.18
可搬型気象観測装置の気象観測項目について

重大事故等において，放射性物質が放出された場合，放出放射能量評価や大気中における放射性物質拡散状態の推定を行うために，気象観測設備が使用できない場合は，可搬型気象観測装置で以下の項目について気象観測を行う。

(1) 観 測 項 目
風向，風速，日射量，放射収支量及び雨量

風 向 ， 風 速 ， 日 射 量 ， 放 射 収 支 量 に つ い て は ，「 発 電 用 原 子 炉 施 設 の 安 全 解
析 に 関 す る 気 象 指 針（ 原 子 力 安 全 委 員 会 決 定 昭 和 57 年 1 月 ）」に 基 づ く 測 定
項目(2) 各 観 測 項 目 の 必 要 性
放 出 放 射 能 量 ，大 気 安 定 度 及 び 放 射 性 物 質 の 降 雨 に よ る 地 表 へ の 沈 着 の 推 定には，それぞれ以下の観測項目が必要となる。
ａ．放出放射能量
風向，風速，大気安定度ｂ．大気安定度
風速，日射量，放射収支量
ｃ．放射性物質の降雨による地表への沈着の推定
雨量

1.17-89

添 付 資 料 1.17.19
モニタリング・ポスト専用の無停電電源装置及び発電機

モニタリング・ポストの電源は，常用電源 2 系統に接続しており，常用電源喪失時は，専用の無停電電源装置により常用電源復旧までの期間の機能を維 持 で き る 設 計 と す る 。 ま た ， 重 大 事 故 等 の 発 生 に よ り ， 12 時 間 以 上 常 用 電源が復旧しない場合に，重大事故等対処設備であるモニタリング・ポスト用発電機による給電が可能な設計とする。モニタリング・ポスト用発電機は，
約 19 時 間 ご と に 給 油 を 行 う 。
無 停 電 電 源 装 置 及 び モ ニ タ リ ン グ・ポ ス ト 用 発 電 機 の 設 備 仕 様 を 表 1 に ，電源構成概略図等を図 1 に示す。

表 1
名称

無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機の設備仕様
台数

発電

バックアップ

燃

方式

時間※3

料

出力

備考

常用電源喪失時に自局舎毎1.5k VAに 1台(3.0 kVA) ※ 1

計 9台(5.0 kVA) ※ 2

無停電

動 起 動 し ，常 用 電 源 復
蓄電池

約 15 時 間 以 上

－

電源装置

旧までの期間を担保する。
常 用 電 源 喪 失 後 15基準地震動による地

時間以内に手動起震力に対する耐震性

1台
モニタリン

動 さ せ ， 約 19 時 間／

グ・ポ ス ト 用

ディーゼル
40kV A

3局が確認できないため，
軽ごとに給油を行い
エンジン

発電機

機能喪失した場合は，
油

つ つ ，常 用 電 源 復 旧

可搬型モニタリング

までの期間を担保ポストにより対応す

する。

る。

計 3台

※1

モ ニ タ リ ン グ ・ ポ ス ト 1， 5

※2モニタリング・ポスト 8※3

バックアップ時間は，各モニタリング・ポストの実負荷より算出。

1.17-90○電源構成概略（ 3 局 毎 の 構 成 を 示 す 。 MP-4～ MP-6， MP-7～ MP-9 に つ い て も 同 様 。）
5号 炉 常 用 A 系 電 源

5 号 炉 常 用 B系 電 源

モニタリング・
ポスト用
発電機

図 1

無停電
電源装置

無停電
電源装置

無停電
電源装置

MP-1

MP-2

MP-3

モ ニ タ リ ン グ ・ ポ ス ト の 電 源 構 成 概 略 図 等 （ 1/2）

1.17-91

○外観写真（無停電電源装置の写真）

図 1（モニタリング・ポスト用発電機の写真）

モ ニ タ リ ン グ ・ ポ ス ト の 電 源 構 成 概 略 図 等 （ 2/2）

1.17-92

添 付 資 料 1.17.20
手順のリンク先について
監 視 測 定 等 に 関 す る 手 順 等 に つ い て ，手 順 の リ ン ク 先 を 以 下 に 取 り ま と める。

1.17.2.3

モニタリング・ポストの電源をモニタリング・ポスト用発電機から給電する手順<リ ン ク 先 >1.14.2.4

燃料の補給手順

1.17-93

1.19

通信連絡に関する手順等
＜

目

次

＞

1.19.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果
a. 発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備
b. 発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備
c. 手順等1.19.2 重大事故等時の手順等
1.19.2.1 発電所内の通信連絡(1) 発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手
順等
a. 手順着手の判断基準
b. 操作手順
c. 操作の成立性
d. 優先順位(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所内の必要な場所で共有する手順等
a. 手順着手の判断基準
b. 操作手順
c. 操作の成立性
d. 優先順位
1.19.2.2 発電所外との通信連絡(1) 発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手
順等
a. 手順着手の判断基準
b. 操作手順
c. 操作の成立性
d. 優先順位(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所外の必要な場所で共有する手順等
a. 手順着手の判断基準

1.19-1

b. 操作手順
c. 操作の成立性
d. 優先順位
1.19.2.3 代替電源設備から給電する手順等
添付資料 1.19.1 重大事故等時に使用する通信連絡設備の対処手段・設備
添付資料 1.19.2 審査基準，基準規則と対処設備との対応表
添付資料 1.19.3 重大事故等対処設備における点検頻度
添付資料 1.19.4 通信連絡設備の一覧
添付資料 1.19.5 通信連絡設備の概要
添付資料 1.19.6 機能ごとに必要な通信連絡設備の優先順位及び設備種別
添付資料 1.19.7 手順のリンク先について

1.19-2

1.19

通信連絡に関する手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、重大事故等が発生した場合において発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
１ 「発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う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）通信連絡設備は、代替電源設備（電池等の予備電源設備を含む。）からの給電を可能とすること。
ｂ）計測等行った特に重要なパラメータを必要な場所で共有する手順等を整備すること。

重大事故等が発生した場合において，発電所の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うため，必要な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。

1.19-3

1.19.1 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
重大事故等が発生した場合において，発電所の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段と重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※1 を選定する。
※1

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

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第六十二条及び技術基準規則
第七十七条（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，自主対策設備との関係を明確にする。
（添付資料 1.19.1～1.19.7）(2) 対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準対象施設，対応に使用する重大事故等対処設備，自主対策設備及び整備する手順についての関係を表 1.19.1，表1.19.2 に示す。
a. 発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備(a) 対応手段
重大事故等が発生した場合において，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う手段がある。
発電所内で，重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有する手段がある。
計測等を行った特に重要なパラメータを発電所内の必要な場所で共有する手段がある。
発電所内の通信連絡を行うための設備は以下のとおり。
・

衛星電話設備（常設）1.19-4

・・・・・

衛星電話設備（可搬型）
無線連絡設備（常設）
無線連絡設備（可搬型）
携帯型音声呼出電話設備
必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））※1※1

必要な情報を把握できる設備とは，主にデータ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置及び SPDS 表示装置から構成される安全パラメータ表示システムを示す。

発電所内の通信連絡を行うために必要な設備は，代替電源設備からの給電を可能とする手段がある。
代替電源設備からの給電を確保するための設備は以下のとおり。
なお，給電が必要となる設備について表 1.19.3 に示す。
・
・
・
・
・
・
・
・
・
・
・
・

常設代替交流電源設備
可搬型交流電源設備
燃料補給設備5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
交流分電盤
負荷変圧器
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用地下貯油タン
ク
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機－電源車切替断
路器
電源車

また，重大事故等時に使用する重大事故等対処設備（設計基準拡張）としては，非常用ディーゼル発電機がある。

1.19-5(b) 重大事故等対処設備
審査基準及び基準規則に要求される発電所内の通信連絡を行うための設備のうち衛星電話設備，無線連絡設備，携帯型音声呼出電話設備，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS）），常設代
替交流電源設備，燃料補給設備，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，交流分電盤，負荷変圧器，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用地下貯油タンク，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用燃料移送
ポンプ，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機－電源車切替断路器及び電源車は，重大事故等対処設備と位置づける。
設計基準事故対処設備である，非常用ディーゼル発電機は重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置づける。
以上の重大事故等対処設備において，発電所内の通信連絡を行うことが可能である。
b. 発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備(a) 対応手段
重大事故等が発生した場合において，発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う手段がある。
国の緊急時対策支援システム(ERSS)等へ必要なデータを伝送し，パラメータを共有する手段がある。
計測等を行った特に重要なパラメータを発電所外の必要な場所で共有する手段がある。
発電所外との通信連絡を行うための設備は以下のとおり。
・
・
・
・
・

衛星電話設備（常設）
衛星電話設備（可搬型）
統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
データ伝送設備※2
衛星電話設備（社内向）※3※2

データ伝送設備とは，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））のうち，緊急時対策支援システ
ム伝送装置を示す。

1.19-6

※3

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所のみ発電所外との通信連絡を行うために必要な設備は，代替電源設備からの給電を可能とする手段がある。
代替電源設備からの給電を確保するための設備は以下のとおり。
なお，給電が必要となる設備について表 1.19.3 に示す。
・
・
・
・
・
・
・
・
・
・

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
交流分電盤
負荷変圧器
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用地下貯油タン
ク
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機－電源車切替断路器
燃料補給設備
電源車

また，重大事故等時に使用する重大事故等対処設備（設計基準拡張）としては，非常用ディーゼル発電機がある。
(b) 重大事故等対処設備及び自主対策設備
審査基準及び基準規則に要求される発電所外との通信連絡を行うための設備のうち衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連
絡設備，データ伝送設備，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源
設備，交流分電盤，負荷変圧器，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービ
ン発電機，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用地下貯油タ
ンク，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ，
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤，免震重要棟内
緊急時対策所用ガスタービン発電機－電源車切替断路器，燃料補給設備及び電源車は，重大事故等対処設備と位置づける。
設計基準事故対処設備である，非常用ディーゼル発電機は重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置づける。

1.19-7

以上の重大事故等対処設備において，発電所外との通信連絡を行うことが可能であることから，以下の設備は自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・ 衛星電話設備（社内向）※3※3 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所のみ
上記の設備は，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していないが，基準地震が発生した場合においても設備が健全である場合は，発電所外の通信連絡を行うための手段として有効である。
c. 手順等
上記「a.発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備」及び「b.発電所外の通信連絡をする必要のある
場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備」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※4 の対応として緊急時対策本
部運営要領等に定める。
また，給電が必要となる設備についても整備する。
※4 緊急時対策要員：重大事故等時において発電所にて原子力災害対策活動を行う要員。
1.19.2 重大事故等時の手順等
1.19.2.1 発電所内の通信連絡(1) 発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順等
重大事故等が発生した場合において，運転員及び緊急時対策要員が，中央制御室，建屋内外の作業場所，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所との間で相互に通信連絡を行うために，衛星電話設備，
無線連絡設備，携帯型音声呼出電話設備を使用する手順を整備する。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所へ，
重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有するために，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））
を使用する手順を整備する。
設計基準対象施設である送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話

1.19-8

設備については，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所内の通信連絡を行うための手段として有効であることから使用する手順を整備する。
a. 手順着手の判断基準
重大事故等が発生した場合において，発電所内の通信連絡を行うための設
備により，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う場合。
b. 操作手順(a) 衛星電話設備
中央制御室の運転員及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（常設）を使用する。
屋外の緊急時対策要員は，衛星電話設備（可搬型）を使用する。これらの衛星電話設備を用いて相互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。切替え手順のタイムチャートを図 1.19.1 に示す。
i． 衛星電話設備（常設）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。
② 免震重要棟内緊急時対策所 1 階（待避室）で使用する場合，緊急時対策要員は，切替スイッチにより免震重要棟内緊急時対策所 2 階の衛星電話設備（常設）から免震重要棟内緊急時対策所 1 階（待避室）の衛星電話設備（常設）へ切替えを行う。
ii． 衛星電話設備（可搬型）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源を「入」操作し，屋外で電波の受信状態を確認する。
② 充電式電池の残量が少ない場合，他の端末若しくは予備の充電式電池と交換する。
③ 一般の携帯型電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイ
ヤルし，連絡する。
④ 使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに，他の端末若しくは予備の充電式電池を使用する。
⑤ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
(b) 無線連絡設備

1.19-9中央制御室の運転員及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，無線連絡設備（常設）を使用する。
屋外の緊急時対策要員は，無線連絡設備（可搬型）を使用する。
これらの無線連絡設備を用いて相互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。切替え手順のタイムチャートを図 1.19.1 に示す。
i． 無線連絡設備（常設）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源スイッ
チを「入」にし，通話チャンネルの設定が適切であることを確認した上で通話ボタンを押し，連絡する。
② 中央制御室待避室で使用する場合は，運転員は，切替スイッチにより無線連絡設備（常設）から無線連絡設備（常設）（待避室）へ切替えを行う。免震重要棟内緊急時対策所 1 階（待避室）で使用する場
合は，緊急時対策要員は，切替スイッチにより免震重要棟内緊急時対策所 2 階の無線連絡設備（常設）から免震重要棟内緊急時対策所
1 階（待避室）の無線連絡設備（常設）へ切替えを行う。
ii． 無線連絡設備（可搬型）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源を「入」操作し，屋外で電波の受信状態を確認する。
② 充電式電池の残量が少ない場合，他の端末若しくは予備の充電式電池と交換する。
③ 通話チャンネルの設定が適切であることを確認した上で，通話ボタ
ンを押し，連絡する。
④ 使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに、他の端末若しくは予備の充電式電池を使用する。
⑤ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
(c) 携帯型音声呼出電話設備
中央制御室及び建屋内の運転員は，携帯型音声呼出電話設備を使用し，相互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i． 携帯型音声呼出電話機① 中央制御室の壁面に設置されている専用接続箱より接続ケーブルを引出し，携帯型音声呼出電話機へ接続する。
② 現場（建屋内）の壁面に設置されている専用接続箱より接続ケーブ

1.19-10

ルを引出し，携帯型音声呼出電話機へ接続する。通信連絡を必要とする場所が専用接続箱と遠い場合は，必要に応じて中継用ケーブル
ドラムを使用する。
③ 携帯型音声呼出電話機の受話器を持ち上げ，本体又は受話器の呼出ボタンを押しながら音声にて相手先を呼び出し，連絡する。
④ 使用中に乾電池の残量が少なくなった場合は，予備の乾電池と交換する。
⑤ 使用する携帯型音声呼出電話機とともに予備の乾電池を携行する。
(d) 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ））
必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ））により，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び免震重要棟緊急時対策
所のＳＰＤＳ表示装置へ，必要なデータの伝送を行うため，以下の手順がある。
i． 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））
必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））のうち，データ伝送装置及び緊急時対策支援システム伝送装置について
は常時伝送を行うため，通常操作は必要ない。
なお，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））のうち，SPDS 表示装置の操作手順については，「1.18 緊急時
対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。
(e) 送受話器（ページング）
中央制御室の運転員，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟
内緊急時対策所の緊急時対策要員及び屋内外の緊急時対策要員は，ハンドセットを使用し，相互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i． ハンドセット① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，受話器を持ち上げ，使用チャンネルを選択し，連絡する。
(f) 電力保安通信用電話設備
中央制御室の運転員，5 号炉原子炉建屋内時緊急時対策所又は免震重要1.19-11

棟内緊急時対策所の緊急時対策要員及び屋内外の緊急時対策要員は，固定
電話機，PHS 端末及び FAX を使用し，相互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i． 固定電話機，PHS 端末及び FAX① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機，携帯型電話機又は FAX と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。
② PHS 端末の充電式電池の残量がなくなった場合は，他の端末若しく
は予備の充電式電池を使用する。
c. 操作の成立性
衛星電話設備，無線連絡設備，送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備は，特別な技量を要することなく，容易に操作が可能であるとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。また，衛星電話設備を免震重要棟内緊急時対策所 1 階（待避室）で使用する場合及び無線連絡設備を中央制御室待避室，免震重要棟内緊急時対策所
1 階（待避室）で使用する場合，切替スイッチにより容易に切り替えることが可能であり，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。切替えは，切替スイッチ操作のみであることから，中央制御室待避室で使用する場合は運転員 1 名，免震重要棟内緊急時対策所 1 階（待避室）で使用する場合は緊急時対策要員 1 名で行い，所要時間は 5 分程度で可能である。
携帯型音声呼出電話設備は，使用場所において携帯型音声呼出電話機と専用接続箱を容易かつ確実に接続可能とするとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。
d. 優先順位
中央制御室の運転員，建屋内外の緊急時対策要員は，操作，作業等の通信連絡を行う場合，建屋内外で使用が可能であり，通常時から使用する設計基
準対象施設の送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備の使用を優先する。設計基準対象施設が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備を使用する。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の1.19-12

緊急時対策要員は，重大事故等に対処するために必要なパラメータを共有する場合，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））
を使用する。
(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所内の必要な場所で共有する手順等
直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，炉心損傷防止及び格納容器破損防止に必要なパラメータ，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周辺線
量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を通信連絡設備（発電所内）により発電所内の必要な場所で共有する場合，現場（屋内）と中央制御室との連絡には携帯型音声呼出電話設備を使用し，現場（屋外）又は中央制御室と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所との連絡には衛星電話設備，無線連絡設備を使用する手順を整備する。
設計基準対象施設である送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話
設備については，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所内の必要な場所で共有する通信連絡設備として有効であることから使用する手順を整備する。
a. 手順着手の判断基準
特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を発電所内の通信連絡を行うための設備により，発電所内の必要な場所で共有する場合。
b. 操作手順
操作手順については，「1.19.2.1(1)発電所内の通信連絡をする必要のある
場所と通信連絡を行うための手順等」にて整備する。
特に重要なパラメータを計測する手順等は，「1.15 事故時の計装に関する手順等」及び「1.17 監視測定等に関する手順等」にて整備する。
c. 操作の成立性
発電所内の通信連絡を行うための設備により，特に重要なパラメータを発
電所内の必要な場所での共有を可能とする。
d. 優先順位
特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を発電所内の通信連絡を行うための設備により発電所内の必要な場所で共有する場合，

1.19-13

建屋内外で使用が可能であり，通常時から使用する設計基準対象施設の送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備の使用を優先する。設計基準対象施設が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備及び携帯型
音声呼出電話設備を使用する。
1.19.2.2 発電所外との通信連絡(1) 発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順等
重大事故等が発生した場合において，緊急時対策要員が，5 号炉原子炉建
屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所と本社，国，自治体，その他関係機関等との間で通信連絡を行うために，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する手順を整備する。
また，国の緊急時対策支援システム(ERSS)等へ，必要なデータを伝送し，パラメータを共有するために，データ伝送設備を使用する手順を整備する。
設計基準対象施設又は自主対策設備である局線加入電話設備，電力保安通
信用電話設備，テレビ会議システム（社内向），専用電話設備（ホットライン）及び衛星電話設備（社内向）については，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所外の通信連絡を行うための手段として有効であることから使用する手順を整備する。
a. 手順着手の判断基準
重大事故等が発生した場合において，発電所外との通信連絡を行うための設備により，発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う場
合。
b. 操作手順(a) 衛星電話設備
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（常設）を使用し，本社，国，自治体，その他関係機関等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。切替え手順のタイムチ
ャートを図 1.19.1 に示す。
所外関係箇所の緊急時対策要員は、衛星電話設備（可搬型）を使用し 5 号
炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i． 衛星電話設備（常設）1.19-14

① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。
② 免震重要棟内緊急時対策所 1 階（待避室）で使用する場合，緊急時対策要員は，切替スイッチにより免震重要棟内緊急時対策所 2 階の衛星電話設備（常設）から免震重要棟内緊急時対策所 1 階（待避室）の衛星電話設備（常設）へ切替えを行う。
ii． 衛星電話設備（可搬型）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源を「入」操作し，屋外で電波の受信状態を確認する。
② 充電式電池の残量が少ない場合，他の端末若しくは予備の充電式電池と交換する。
③ 一般の携帯型電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイ
ヤルし，連絡する。
④ 使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに，他の端末若しくは予備の充電式電池を使用する。
⑤ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
(b) 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，統合原子力防災ネットワークを用いたテレビ会議システム，
IP-電話機及び IP-FAX を使用し，本社，国及び自治体へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。切替え手順のタイムチャートを図 1.19.1 に示す。
i． テレビ会議システム① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議システムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待ち受け画面を確認し，通信が可能な状態とする。
② 操作端末により，通信先と接続する。社外関係機関と通信を行う場
合は，通信先からの呼び出し後，リモコン操作により通信先と接続する。
③ 使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。
ii． IP-電話機① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。

1.19-15

iii． IP-FAX① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の FAXと同様の操作により，通信先の電話番号等をダイヤル又は短縮ダイ
ヤルボタンを押し，連絡する。
iv． 待避室側への切替え① 免震重要棟内緊急時対策所 1 階（待避室）で使用する場合，緊急時対策要員は，切替スイッチにより免震重要棟内緊急時対策所 2 階の統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備から免震重要棟
内緊急時対策所 1 階（待避室）の統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備へ切替えを行う。
(c) データ伝送設備
データ伝送設備により，緊急時対策支援システム（ERSS）等へ，必要なデータの伝送を行うため，以下の手順がある。
i． 緊急時対策支援システム伝送装置
緊急時対策支援システム（ERSS）等への必要なデータの伝送について
は，免震重要棟内緊急時対策所及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の両方から同じパラメータを常時伝送しており，通常操作並びに発電所立地地域で震度 6 弱以上の地震発生に伴い免震重要棟内緊急時対策所の使用ができないと判断した場合における切替え操作は必要ない。
(d) 局線加入電話設備
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，加入電話機，加入 FAX を使用し，本社，国，自治体，その他関係機関等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i． 加入電話機，加入 FAX① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話
機，FAX と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。
(e) 電力保安通信用電話設備
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急1.19-16

時対策要員は，固定電話機，PHS 端末，FAX を使用し，本社等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i． 固定電話機，PHS 端末，FAX① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機，携帯型電話機又は FAX と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。
② PHS 端末の充電式電池の残量がなくなった場合は，他の端末若しく
は予備の充電式電池を使用する。
(f) テレビ会議システム（社内向）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，テレビ会議システム（社内向）により，本社等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i． テレビ会議システム（社内向）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議システムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待ち受け画面を確認し，通信が可能な状態とする。
② 操作端末により，通信先と接続する。
③ 使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。
(g) 専用電話設備（ホットライン）
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，専用電話設備（ホットライン）により，本社，自治体，その他関係機関等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
ⅰ 専用電話設備（ホットライン）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電話機横のハンドルを回すことにより通話先電話機のベルを鳴らし，連絡する。
(h) 衛星電話設備（社内向）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（社内向）により，本社へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i. 衛星社内電話機

1.19-17

① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。
ii. テレビ会議システム（社内向）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議システムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待ち受け画面を確認し，通信が可能な状態とする。
② 操作端末により，通信先と接続する。
③ 使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。
iii. ＦＡＸ（社内向）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般のＦＡ
Ｘと同様の操作により，通信先の電話番号等をダイヤルし，連絡する。
c. 操作の成立性
衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，局線
加入電話設備，電力保安通信用電話設備，テレビ会議システム（社内向），専用電話設備（ホットライン）及び衛星電話設備（社内向）は，特別な技量を要することなく，容易に操作が可能であるとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。衛星電話設備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を免震重要棟内緊急時対策所 1階（待避室）で使用する場合，切替スイッチにより容易に切り替えることが可能であり，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。切替えは，切替スイッチ操作のみであることから，緊急時対策要員 1 名で行い，所要時間は 5 分程度で可能である。
d. 優先順位
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員が，本社，国，自治体，その他関係機関等との間で通信連絡を行う
場合，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備並びに設計基準対
象施設の電力保安通信用電話設備，局線加入電話設備，テレビ会議システム（社内向），専用電話設備（ホットライン）又は自主対策設備の衛星電話設
備（社内向）の使用を優先する。設計基準対象施設及び自主対策設備が使用

1.19-18

できない場合は，衛星電話設備を使用する。
なお，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備については，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の立ち上げ時から使用する。テレビ会議システム（社内向）は，5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所と本社等との通信連絡用として使用する。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の
緊急時対策要員は，国の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送し，パラメータを共有する場合，データ伝送設備を使用する。
(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所外の必要な場所で共有する手順等
直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，炉心損傷防止及び格納容器破損防止に必要なパラメータ，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周辺線
量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を通信連絡設備（発電所外）により発電所外の必要な場所で共有する場合，
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所と本社，国，自治体，その他関係機関等との連絡には衛星電話設備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する手順を整備する。
設計基準対象施設又は自主対策設備である局線加入電話設備，電力保安通
信用電話設備，テレビ会議システム（社内向），専用電話設備（ホットライン）及び衛星電話設備（社内向）については，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所外の必要な場所で共有する通信連絡設備として有効であることから使用する手順を整備する。
a. 手順着手の判断基準
特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を発電所外との通信連絡を行うための設備により，発電所外の必要な場所で共有する場
合。
b. 操作手順
操作手順については，「1.19.2.2(1)発電所外の通信連絡をする必要のある
場所と通信連絡を行うための手順等」にて整備する。
特に重要なパラメータを計測する手順等は，「1.15 事故時の計装に関する手順等」及び「1.17 監視測定等に関する手順等」にて整備する。

1.19-19

c. 操作の成立性
発電所外との通信連絡を行うための設備により，特に重要なパラメータを
発電所外の必要な場所での共有を可能とする。
d. 優先順位
特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を発電所外との通信連絡を行うための設備により発電所外の必要な場所で共有する場
合，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備並びに設計基準対象
施設の電力保安通信用電話設備，局線加入電話設備，テレビ会議システム（社内向）及び専用電話設備（ホットライン）又は自主対策設備の衛星電話設備（社内向）の使用を優先する。設計基準対象施設及び自主対策設備が使用できない場合は，衛星電話設備を使用する。
1.19.2.3 代替電源設備から給電する手順等
全交流動力電源喪失時は，代替電源設備により，衛星電話設備，無線連絡設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS）），データ伝送設
備へ給電する。
給電の手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」及び「1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。
衛星電話設備のうち衛星電話設備（可搬型），無線連絡設備のうち無線連絡設備（可搬型）及び携帯型音声呼出電話設備は，充電式電池又は乾電池を使用する。
充電式電池を用いるものについては，他の端末若しくは予備の充電式電池と交換することにより継続して通話を可能とし，使用後の充電式電池は，中央制御室又は 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の電源から充電する。
乾電池を用いるものについては，予備の乾電池と交換することにより 7日間以上継続して通話を可能とする。

1.19-20

表 1.19.1

機能喪失を想定する設計基準対象施設及び設計基準事故対処設備と整備する手順（発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡）
機能喪失を想定する
設計基準対象施設及び設計基準事故対処設備

対応
手段

対応設備

手順書

衛星電話設備（常設）※1

無線連絡設備（常設）※1
無線連絡設備（可搬型）
携帯型音声呼出電話設備（携帯型音声呼出電話機）

重大事故等対処設備

電力保安通信用電話設備

発電所内の通信連絡

送受話器（ページング）

衛星電話設備（可搬型）

緊急時対策本部運営要領

必要な情報を把握できる設備（安全パ
ラメータ表示システム（SPDS））※1
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可
搬型電源設備※3
交流分電盤※3
負荷変圧器※3電源車※3※2 及び 3

常設代替交流電源設備

緊急時対策本部運営要領
重大事故等対処設備

代替電源設備からの給電の確保

全交流動力電源

免震重要棟内緊急時対策所用ガスター
ビン発電機※3
免震重要棟内緊急時対策所用ガスター
ビン発電機用燃料移送ポンプ※3
免震重要棟内緊急時対策所用ガスター
ビン発電機用受電盤※3
免震重要棟内緊急時対策所用ガスター
ビン発電機－電源車切替断路器※3

事故時運転操作手順書（事象ベース）
多様なハザード対応要領

免震重要棟内緊急時対策所用ガスター
ビン発電機用地下貯油タンク※3
燃料補給設備※3

多様なハザード対応要領

可搬型代替交流電源設備※3※1：代替電源設備から給電する。
※2：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順は「1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。

1.19-21

表 1.19.2

機能喪失を想定する設計基準対象施設及び設計基準事故対処設備と整備する手順（発電所外の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡）
機能喪失を想定する
設計基準対象施設及び設計基準事故対処設備

対応
手段

対応設備

手順書

衛星電話設備（常設）※1

テレビ会議システム（社内向）
専用電話設備（ホットライン）統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備※1

重大事故等対処設備

局線加入電話設備

衛星電話設備（可搬型）
発電所外の通信連絡

電力保安通信用
電話設備

緊急時対策本部運営要領

データ伝送設備※1
自主対策設備

衛星電話設備（社内向）※4－

緊急時対策本部運営要領

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用
可搬型電源設備※3
交流分電盤※3

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタ
ービン発電機※3
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタ
ービン発電機用燃料移送ポンプ※3
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタ
ービン発電機用受電盤※3
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタ
ービン発電機－電源車切替断路器※3

重大事故等対処設備

代替電源設備からの給電の確保

全交流動力電源

負荷変圧器※3
緊急時対策本部運営要領

電源車※3
燃料補給設備※3
多様なハザード対応要領
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタ
ービン発電機用地下貯油タンク※3※1：代替電源設備から給電する。
※3：手順は「1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。
※4：5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所のみ

1.19-22

表 1.19.3

対象条文【1.19】
通信連絡に関する手順等

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

供給対象設備衛星電話設備（常設）

無線連絡設備（常設）

統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

データ伝送装置
緊急時対策支援システム伝送装置

SPDS 表示装置

1.19-23

給電元
給電母線
6 号炉：非常用Ｃ系母線
7 号炉：非常用Ｃ系母線
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：
6 号炉非常用Ｅ系母線
7 号炉非常用Ｃ系母線
免震重要棟内緊急時対策所：
3 号及び 1 号炉常用母線
1 号炉非常用母線
6 号炉：非常用Ｃ系母線
7 号炉：非常用Ｃ系母線
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：
6 号炉非常用Ｅ系母線
7 号炉非常用Ｃ系母線
免震重要棟内緊急時対策所：
3 号及び 1 号炉常用母線
1 号炉非常用母線
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：
6 号炉非常用Ｅ系母線
7 号炉非常用Ｃ系母線
免震重要棟内緊急時対策所：
3 号及び 1 号炉常用母線
1 号炉非常用母線
6 号炉：非常用Ｃ系母線
7 号炉：非常用Ｃ系母線
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：
6 号炉非常用Ｅ系母線
7 号炉非常用Ｃ系母線
免震重要棟内緊急時対策所：
3 号及び 1 号炉常用母線
1 号炉非常用母線
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：
6 号炉非常用Ｅ系母線
7 号炉非常用Ｃ系母線
免震重要棟内緊急時対策所：
3 号及び 1 号炉常用母線
1 号炉非常用母線

経過時間（分）
０

手順の項目

５

10

15

20

25

30

▽待避室へ移動指示要員

無線連絡設備（常設）（待避室）への切替え手 運転員
順

１
名

衛星電話設備（常設），
無線連絡設備（常設）及び統合原子力防災ネット
緊急時対策要員
ワークを用いた通信連絡
設備の待避室側への切替
え手順

１
名

切替スイッチによる切り替え
中央制御室待避室へ移動

切替スイッチによる切り替え
免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）へ移動

図 1.19.1 衛星電話設備（常設），無線連絡設備（常設）及び統合原子力防災
ネットワークを用いた通信連絡設備の待避室側への切替えタイムチャート

1.19-24

添付資料 1.19.1

1.19-25

重大事故等時に使用する通信連絡設備の対処手段・設備

添付資料 1.19.2
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1/2）

技術 的能力審 査基準（ 1.19）【本文】
発 電 用 原子 炉 設置 者 に おい て 、 重大 事 故等 が 発 生し
た 場 合 にお い て発 電 用 原子 炉 施 設の 内 外の 通 信 連絡を す る 必要 の ある 場 所 と通 信 連 絡を 行 うた 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。

番号

設 置許可基 準規則 （62条）

技術基 準規則（ 77条）

【本 文 】
発電 用 原 子炉 施 設に は 、 重大 事 故 等が 発 生し た
場合 に お いて 当 該発 電 用 原子 炉 施 設の 内 外の 通
信連 絡 を する 必 要の あ る 場所 と 通 信連 絡 を行 う
ため に 必 要な 設 備を 設 け なけ れ ば なら な い。

【 本 文】
発 電 用原 子 炉 施設 に は、 重 大 事故 等 が 発生
し た 場合 に お いて 当 該発 電 用 原子 炉 施 設の
内 外 の通 信 連 絡を す る必 要 の ある 場 所 と通信 連 絡を 行 う ため に 必要 な 設 備を 施 設 しな
け れ ばな ら な い。

①

【解釈】
１ 「 発電 用 原 子炉 施 設の 内 外 の通 信 連 絡を す る必要 の あ る場 所 と通 信 連 絡を 行 う 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 。

【解 釈 】
１ 第 62条に 規 定 する 「 発電 用 原 子炉 施 設 の内 外の通 信 連 絡を す る必 要 の ある 場 所 と通 信 連絡 を行う た め に必 要 な設 備 」 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 設備 を いう 。

－ａ ） 通 信連 絡 設備 は 、 代替 電 源 設備 （ 電池 等 の 予備
電 源 設 備を 含 む。 ） か らの 給 電 を可 能 とす る こ と。

②

ａ） 通 信 連絡 設 備は 、 代 替電 源 設 備（ 電 池等 の予備 電 源 設備 を 含む 。 ） から の 給 電を 可 能と す
るこ と 。

ｂ ） 計 測等 行 った 特 に 重要 な パ ラメ ー タを 必 要 な場
所 で 共 有す る 手順 等 を 整備 す る こと 。

③

1.19-26【 解 釈】
１ 第77条 に 規定 す る 「当 該 発電 用 原 子炉
施 設 の内 外 の 通信 連 絡を す る 必要 の あ る場
所 と 通信 連 絡 を行 う ため に 必 要な 設 備 」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 設 備 をいう。

ａ ） 通信 連 絡 設備 は 、代 替 電 源設 備 （ 電池
等 の 予備 電 源 設備 を 含む 。 ） から の 給 電を
可 能 とす る こ と。

番号

①

－

②

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2/2）：重大事故等対処設備
重大事故等対 処設備を使 用した手段
審 査基準の要 求に適合す るための手段
機能

通
信
連
絡
設
備

機器名称

既設
新設

衛星電話設 備（常設，可 搬型）

新設

無線連絡設 備（常設，可 搬型）

新設

携帯型音声 呼出電話設 備

新設

統合原子力 防災ネット ワークを用新設
いた通信連 絡設備

：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
自主対策

解釈
対応番号

機能

①
③

通
信
連
絡
設
備

①
②

－

機器 名称

常設
可搬

必 要時 間内 に使 用可 能か対応 可能 な人 数
で 使用 可能 か

備考

衛 星電 話設 備（ 社内 向） ※1

常設

－

－

自 主対 策と する 理由
は 本文 参照

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

必要な情報 を把握でき る設備（安既設 /全パラメー タ表示シス テム
新設（SPDS））

代
替
電
源
か
ら
の
給
電
の
確
保

データ伝送 設備

既設 /新設

常設代替交 流電源設備新設

可搬型交流 電源設備

新設

5号炉原子炉 建屋内緊急 時対策所
用可搬型電 源設備

新設

交流分電盤

新設

負荷変圧器

新設

免震重要棟 内緊急時対 策所用ガス
既設
タービン発 電機燃料補給設 備新設

免震重要棟 内緊急時対 策所用ガス
既設
タービン発 電機用地下 貯油タンク
免震重要棟 内緊急時対 策所用ガス
既設
タービン発 電機用燃料 移送ポンプ
免震重要棟 内緊急時対 策所用ガス
既設
タービン発 電機用受電 盤
免震重要棟 内緊急時対 策所用ガスタービン発 電機－電源 車切替断路 新設
器
電源車

新設

非常用ディ ーゼル発電 機

既設※1

1.19-275号 炉原子炉建屋 内緊急時対 策所のみ

添付資料 1.19.3
重大事故等対処設備における点検頻度
重大事故等対処設備

点検項目

衛星電話設備（常設）
衛星電話設備通信確認

衛星電話設備（可搬

外観点検

型）

通信確認

無線連絡設備（常設）
無線連絡設備

外観点検

外観点検
通信確認

無線連絡設備（可搬

外観点検

型）

通信確認
外観点検

携帯型音声呼出電話設備

通信確認
外観点検

TV 会議システム

通信確認

統合原子力防災ネッ
トワークを用いた通 IP-電話機
信連絡設備

外観点検
通信確認
外観点検

IP-FAX

通信確認

必要な情報を把握できる設備（安全パラメー
タ表示システム（SPDS））

1.19-28

外観点検
機能確認

点検頻度
1 回／6 ヶ月
1 回／6 ヶ月
1 回／6 ヶ月
1 回／6 ヶ月
1 回／6 ヶ月
1 回／6 ヶ月
1 回／6 ヶ月
1 回／6 ヶ月
1 回／年

添付資料 1.19.4
通信連絡設備（発電所内）の一覧（1／3）
主要設備

台数・保管場所※１

電源設備（連続利用時間）
合計 約 347 台・6 号炉非常用所内電源設備
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：2 台・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機
・免震重要棟内緊急時対策所：1 台
・充電器（連続約 4 時間使用可能）
・6 号及び 7 号炉中央制御室：各 11 台・6 号及び 7 号炉原子炉建屋他：約 300 台
屋外：約 23 台
合計 約 1,082 台・6 号炉非常用所内電源設備
スピーカ
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：2 台・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機
・免震重要棟内緊急時対策所：1 台
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
・中央制御室：21 台（6 号炉），18 台（7 号炉）
・充電器（連続約 4 時間使用可能）
・6 号及び 7 号炉原子炉建屋他：約 1,000 台
屋外：約 40 台
合計
約
747
台
・6 号，7 号及び 5 号炉非常用所内電源設備
電 力 保 安 通 信 固定電話機
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：15 台・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機
用電話設備
・免震重要棟内緊急時対策所：18 台
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
・6 号及び 7 号炉中央制御室：14 台（共用）・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機
・事務建屋・原子炉建屋他：約 700 台
・充電器※2
合計 約 1,177 台
・充電式電池（連続約 8.5 時間使用可能）
ＰＨＳ端末
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：30 台※他の端末若しくは予備の充電式電池と交換すること
・免震重要棟内緊急時対策所：30 台
で 7 日間以上継続しての通話が可能
・6 号及び 7 号炉中央制御室：17 台（共用）・発電所員他配備分：約 1,100 台
合計
約
84
台
・6 号，7 号及び 5 号炉非常用所内電源設備
ＦＡＸ・免震重要棟内緊急時対策所：1 台
・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：1 台・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
・6 号及び 7 号炉中央制御室：各 1 台・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機
・事務建屋・原子炉建屋他：約 80 台・無停電電源装置※3※1 台数については今後訓練等を通して見直しを行う。
※2 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所は連続約 15 時間使用可能。免震重要棟内緊急時対策所は連続約 7 時間使用可能。
※3 免震重要棟内緊急時対策所は連続約 1 時間使用可能。
送受話器
ハンドセット（ページング）

1.19-29

通信連絡設備（発電所内）の一覧（2／3）
台数・保管場所※１

主要設備
携帯型音声呼出 携帯型音声呼出電話設備
電話機
中継用ケーブルドラム
衛星電話設備衛星電話設備（常設）

合計 20 台・6 号及び 7 号炉中央制御室：各 10 台
合計 10 台・6 号及び 7 号炉中央制御室：各 5 台
合計 23 台・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：9 台・免震重要棟内緊急時対策所：12 台
・6 号及び 7 号炉中央制御室：各 1 台（待避室用を含む）

衛星電話設備（可搬型）

合計 63 台・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：19 台・免震重要棟内緊急時対策所：20 台

電源設備（連続利用時間）
・単二乾電池 4 本（連続約 4 日間使用可能）※予備の乾電池を保有することで 7 日間以上継続しての通話が可能
・6 号，7 号及び 5 号炉非常用所内電源設備
・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン
発電機
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン
発電機
・無停電電源装置※3・充電式電池（連続約 4 時間使用可能）※他の端末若しくは予備の充電式電池と交換する
ことで 7 日間以上継続しての通話が可能

1.19-30・参集地点（刈羽寮，柏崎エネルギホール）：24台
無線連絡設備

無線連絡設備（常設）

合計 15 台・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：4 台・免震重要棟内緊急時対策所：9 台
・6 号及び 7 号炉中央制御室：各 1 台（待避室用を含む）

無線連絡設備（可搬型）

合計 180 台・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：80 台・免震重要棟内緊急時対策所：100 台※1 台数については今後訓練等を通して見直しを行う。
※3 免震重要棟内緊急時対策所は連続約 1 時間使用可能。

・6 号，7 号及び 5 号炉非常用所内電源設備
・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン
発電機
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン
発電機
・無停電電源装置※3・充電式電池（連続約 12 時間使用可能）※他の端末若しくは予備の充電式電池と交換する
ことで 7 日間以上継続しての通話が可能

通信連絡設備（発電所内）の一覧（3／3）
主要設備
必要な情報を把 データ伝送装置
握できる設備（安全パラメー
タ表示システム 緊急時対策支援（SPDS））
システム伝送装置
ＳＰＤＳ表示装
置

台数・保管場所※１
1式・6 号炉 コントロール建屋 プロセス計算機室
・7 号炉 コントロール建屋 プロセス計算機室
1式・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
・免震重要棟内緊急時対策所
1 式※4・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
・免震重要棟内緊急時対策所※1 台数については今後訓練等を通して見直しを行う。
※2 免震重要棟内緊急時対策所は連続約 7 時間使用可能。
※3 免震重要棟内緊急時対策所は連続約 1 時間使用可能。
1.19-31※4 保守点検又は故障時のバックアップ用として，自主的に 1 式を保管する。

電源設備（連続利用時間）
・6 号，7 号炉非常用所内電源設備
・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン
発電機
・3 号炉非常用所内電源設備
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン
発電機
・無停電電源装置※3・充電器※2

通信連絡設備（発電所外）の一覧（1／3）
台数・保管場所※1

主要設備
局線加入電話設備

加入電話機

加入 FAX

電力保安通信用
電話設備接続1.19-32

テレビ会議
システム

テレビ会議
システム
（社内向）

※5

合計 4 台（2 台）・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：1 台（1 台）※5
・免震重要棟内緊急時対策所：2 台（1 台）※5・6 号及び 7 号炉中央制御室：1 台（共用）合計 4 台（4 台）※5・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：1 台（1 台）※5
・免震重要棟内緊急時対策所：3 台（3 台）※5

合計 79 回線（48 回線）※6
・免震重要棟内緊急時対策所：79 回線（48 回線）※6

1式
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
・免震重要棟内緊急時対策所

専用電話設備
専用電話設備（ ホ ッ ト ラ イ （自治体他向）ン）

合計 14 台・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：7 台・免震重要棟内緊急時対策所：7 台

衛星電話設備発電所内と同様

衛星電話設備（常設）※1 台数については今後訓練等を通して見直しを行う。
※3 免震重要棟内緊急時対策所は連続約 1 時間使用可能。
※5 （ ）は災害時優先契約あり電話の台数。
※6 （ ）は災害時優先契約あり電話の回線数。

電源設備（連続利用時間）
・通信事業者回線からの給電・通信事業者回線からの給電
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン
発電機
・無停電電源装置※3－・5 号炉非常用所内電源設備
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン
発電機
・無停電電源装置※3・乾電池 1 個（連続約 10 日間使用可能）※手動発電又は予備の乾電池と交換することで通話時間を延長可能。

通信連絡設備（発電所外）の一覧（2／3）
主要設備

台数・保管場所※１

電源設備（連続利用時間）

統合原子力防災 IP-電話機
ネットワークを用いた通信連絡設備

1.19-33

衛星電話設備（社内向）

合計 12 台（有線系：8 台，衛星系 4 台）・5 号炉非常用所内電源設備
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：4 台（有線系）， ・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
2 台（衛星系）
電源設備
・免震重要棟内緊急時対策所：4 台（有線系）， ・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン
2 台（衛星系）
発電機
・無停電電源装置※3・充電器※2
合計 6 台（有線系：4 台，衛星系 2 台）・5 号炉非常用所内電源設備
IP-FAX・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：1 台（有線系）， ・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
1 台（衛星系）
電源設備
・免震重要棟内緊急時対策所：3 台（有線系）， ・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン
1 台（衛星系）
発電機
・無停電電源装置※3
テレビ会議シス 1 式（有線系・衛星系 共用）
テム
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
・免震重要棟内緊急時対策所
衛星社内電話機 合計 2 台
・5 号炉非常用所内電源設備
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所：2 台・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備
ＦＡＸ（社内向） 1 台
・無停電電源装置※3・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所 ：1 台
テレビ会議シス 1 式テム（社内向） ・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

データ伝送設備

緊急時対策支援 1 式システム伝送装 ・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
置・免震重要棟内緊急時対策所※1 台数については今後訓練等を通して見直しを行う。
※2 連続約 7 時間使用可能（免震重要棟内緊急時対策所のみ）。
※3 免震重要棟内緊急時対策所は連続約 1 時間使用可能。

・5 号炉非常用所内電源設備
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン
発電機
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備
・無停電電源装置※3

通信連絡設備（発電所外）の一覧（3／3）
台数・保管場所※1

主要設備
電力保安通信用 固定電話機
電話設備
PHS 端末FAX発電所内と同様※1 台数については今後訓練等を通して見直しを行う。

電源設備（連続利用時間）

1.19-34

添付資料 1.19.5
通信連絡設備の概要
1．通信連絡設備の概要
発電所内及び発電所外との通信連絡設備として，以下の通信連絡設備を設置する設計とする。通信連絡設備の概要を図 1 に示す。
(1) 通信連絡設備（発電所内）
中央制御室，緊急時対策所等から建屋内外各所の者に対し，相互に必要な操作，作業，退避の指示及び連絡を行う。
(2) 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））
重大事故等時に対処するために必要な情報（プラントパラメータ）を把握するために，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び免震重要棟内緊急時対策所へデータを伝送する。
(3) 通信連絡設備（発電所外）
発電所外の必要箇所と事故の発生等に係る連絡を行う。
(4) データ伝送設備
発電所内から発電所外の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送する。

1.19-35

1.19-36

図1

通信連絡設備の概要

1．1

通信連絡設備（発電所内）の概要
中央制御室，緊急時対策所等から人が立ち入る可能性のある建屋内外各所の者に対し，相互に必要な操作，作業，退避の指示及び連絡を行うことができるよう，送受話器（ページング），電力保安通信用電話設備，衛星電話設備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備を設置し，重大事故等時においても使用し，多様性を確保する設計とする。概要を図 2 に示す。
また，通信連絡設備（発電所内）のうち，設計基準対象施設である衛星電話設備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備は，重大事故等が発生した場合においても機能維持を図る設計とする。
電力保安通信用電話設備における建屋間の有線系回線の構成は，免震重要棟を中心としたスター形とし，免震重要棟と5号炉間，免震重要棟と6号及び7号炉間の有線系回線は2回線化する設計とする。
万一，1回線に損傷が発生した場合，電力保安通信用電話設備の機能は維持されるが，有線系回線が集中する免震重要棟が損傷し，電力保安通信用電話設備の機能が喪失した場合，発電所建屋外は無線連絡設備又は衛星電話設備，発電所建屋内は携帯型音声呼出電話設備により，発電所内の必要箇所との通信連絡が可能な設計とする。

1.19-37

1.19-38

図2

発電所内の通信連絡設備の概要

1．2

通信連絡設備（発電所外）の概要
発電所外の必要箇所と事故の発生等に係る連絡を行うため，以下の通信連絡設備を設置し，多様性を確保した専用通信回線に接続し，輻輳等による制限を受けることなく常時使用できる設計とする。概要を図 3，4，5 に示す。
また，通信連絡設備（発電所外）のうち，設計基準対象施設である統合
原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備及び衛星電話設備は，重大事故等時においても使用し，重大事故等が発生した場合においても機能維持を図る設計とする。

(1) 電力保安通信用電話設備
専用の電力保安通信用回線（有線系及び無線系）に接続している固定電話機，PHS端末，FAX(2) テレビ会議システム（社内向）専用の電力保安通信用回線（有線系及び無線系）に接続しているテレビ
会議システム(3) 局線加入電話設備
通信事業者が提供する災害時優先加入契約された通信事業者回線（有線系）に接続している加入電話機及び加入FAX(4) 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
通信事業者が提供する特定顧客専用の統合原子力防災ネットワーク（有線系及び衛星系）を用いたIP-電話機，IP-FAX，テレビ会議システム(5) 専用電話設備（ホットライン）
通信事業者が提供する専用通信回線（有線系）に接続する専用電話設備(6) 衛星電話設備
通信事業者が提供する衛星無線通信回線（衛星系）に接続している衛星電話設備（常設），衛星電話設備（可搬型）(7) 衛星電話設備（社内向）通信事業者が提供する専用の衛星無線通信回線（衛星系）に接続している衛星社内電話機，FAX（社内向），テレビ会議システム（社内向）
なお，専用の電力保安通信用回線は，送電鉄塔に配備する有線系回線及び無線鉄塔に配備する無線系回線によって構成し，多様性を確保する設計とする。さらに，有線系回線及び無線系回線は，発電所外の必要箇所と通信連絡する経路を，それぞれ2回線化する設計とする。
万一，電力保安通信用回線による通信連絡の機能が喪失した場合，統合

1.19-39

原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等の衛星系回線により，発電所外の必要箇所との通信連絡が可能な設計とする。

図3

図4

通信連絡設備（発電所外〔社内関係箇所〕）の概要

通信連絡設備（発電所外〔社外関係箇所〕）の概要（その 1）

1.19-40

図5

通信連絡設備（発電所外〔社外関係箇所〕）の概要（その 2）

1.19-41

1．3

必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS）及びデータ伝送設備の概要
免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ，重大事故等時に対処するために必要なデータを伝送できる設備として，主にデータ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置及びSPDS表示装置から構成される必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））を構築する設計とする。
免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝送装置は，データ伝送設備として，発電所
内から発電所外の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送可能な設計とする。
また，データ伝送設備は，常時使用できるよう，通信事業者が提供する
特定顧客専用の統合原子力防災ネットワーク（有線系及び衛星系）に接続
し多様性を確保するとともに，専用の電力保安通信用回線（有線系及び無線系）及び通信事業者が提供する専用の衛星無線通信回線にも接続し多様性を確保する設計とする。概要を図 6 に示す。
なお，必要な情報を把握するための設備及びデータ伝送設備のうち，設計基準対象施設であるデータ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置
及びSPDS表示装置は，重大事故等時においても使用し，重大事故等が発生した場合においても機能維持を図る設計とする。
必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））
における発電所内建屋間の有線系回線の構成は，免震重要棟を中心としたスター形とし，6号及び7号炉と免震重要棟間，6号及び7号炉と5号炉間の有線系回線は2回線化する設計とする。
万一，1 回線に損傷が発生した場合，有線系回線によるデータ伝送は継続されるが，有線系回線が集中する免震重要棟が損傷し，有線系回線によるデータ伝送の機能が喪失した場合，無線通信装置により，発電所内建屋間のデータ伝送が継続可能な設計とする。

1.19-42

1.19-43

図6

必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））及びデータ伝送設備の概要

2．多様性を確保した専用通信回線
発電所外との通信連絡設備及びデータ伝送設備については，有線系回線，無線系回線又は衛星系回線により多様性を確保した通信回線に接続し，輻輳等による制限を受けることなく常時使用できる設計とする。主要設備ごとに接続する通信回線種別について表 1 に記載するとともに，概要を図 7 に示す。
表 1 接続する通信回線種別一覧
通信回線種別主要設備

機能

専用 通信の制限※２

固定電話機，PHS 端末 電話

○

◎

FAX

FAX

○

◎

テレビ会議

○

◎

データ伝送

○

◎

固定電話機，PHS 端末 電話

○

◎

FAX

FAX

○

◎

テレビ会議

○

◎

データ伝送

○

◎

加入電話機

電話

－

○

加入 FAX

FAX

－

○

加入電話機

電話

－

×

加入 FAX

FAX

－

×

－

○

通信事業者

衛星電話設備（常設），
衛星電話設備（可搬
電話
型）

回線

衛星社内電話機

電話○◎

FAX（社内向）

FAX

○

◎

テレビ会議

○

◎

データ伝送

○

◎

専用電話設備電話○◎

IP-電話機電話○◎

IP-FAX

FAX○◎

テレビ会議システム

テレビ会議

○

◎

IP-電話機電話○◎

IP-FAX

FAX○◎

テレビ会議システム

テレビ会議

○

◎

電力保安通信用
電話設備※1
有線系回線

電力保安
通信用回線

テレビ会議
テレビ会議システム（光ファイバ） システム（社内向） （社内向）
緊急時対策支援
データ伝送設備
システム伝送装置※3

無線系回線（マイクロ波無線）

電力保安通信用
電話設備※1

テレビ会議
テレビ会議システム
システム（社内向） （社内向）
緊急時対策支援
データ伝送設備
システム伝送装置

有線系回線（災害時優先
契約あり）

有線系回線

局線加入電話設備（災害時優先
契約なし）

衛星系回線

衛星系回線

衛星系回線

衛星電話設備衛星電話設備（社内向）

データ伝送設備

テレビ会議システム（社内向）
緊急時対策支援システム伝送装置

専用電話設備有線系回線（ホットライン）（自治体他向）

有線系回線
通信事業者

（光ファイバ） 統合原子力防災

ネットワークを用い

回線(統合原子力衛星系回線

た通信連絡設備

防災ネット
ワーク)

有線系回線
（光ファイバ） データ伝送設備

緊急時対策支援システム伝送装置

データ伝送 ○◎
衛星系回線
※1：局線加入電話設備に接続されており，発電所外への連絡も可能※2：通信の制限とは，輻輳の他，災害発生時の通信事業者による通信規制を想定※3：電力保安通信用回線及び回線に接続される装置は，一般送配電事業会社所掌となる。
【凡例】・専用 ○：専用回線 －：非専用回線
・輻輳 ◎：制限なし ○：制限のおそれが少ない ×：制限のおそれがある

1.19-44

1.19-45

図7

多様性を確保した通信回線の概要

3．通信連絡設備の電源及び代替電源設備
通信連絡設備及び緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送できる設備は，非常用所内電源設備又は無停電電源装置又は代替電源設備（電池等の予備電源設備を含む）から給電可能としている。単線結線図を図 8～11に示し，接続電源の一覧を表 2，3，4 に記載する。

図8

中央制御室における通信連絡設備の単線結線図（6 号炉）

1.19-46

図9中央制御室における通信連絡設備の単線結線図（7 号炉）

1.19-47図 10

免震重要棟内緊急時対策所における通信連絡設備の単線結線図

1.19-48図 115 号炉原子炉建屋内緊急時対策所における通信連絡設備の単線結線図

1.19-49

表2
通信種別
発電所内

通信連絡設備（発電所内）の電源設備
非常用所内電源設備
又は無停電電源装置等

主要施設
携帯型音声呼出電話設備

携帯型音声呼出電話機

送受話器

ハンドセット，（警報装置を含む。
）

スピーカ

無線連絡設備（常設）
無線連絡設備6 号及び 7 号炉 中央制御室

乾電池※16 号及び 7 号炉 中央制御室

非常用ディーゼル発電機
充電器（蓄電池）

免震重要棟内緊急時対策所

代替電源設備（乾電池）
第一 GTG※2 及び第二 GTG※2（常設代替交流電源設備）

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
6 号及び 7 号炉 中央制御室

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

免震重要棟内緊急時対策所

無停電電源装置

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機

免震重要棟内緊急時対策所

1.19-50

充電式電池（本体内蔵）※4

無線連絡設備（可搬型）
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

第一 GTG※2 及び第二 GTG※2（常設代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用
GTG※2（常設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用
GTG※2（常設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）※ 1 乾電池により約４日間の連続通話が可能。また，必要な予備の乾電池を保有し，予備の乾電池と交換することにより７日間以上継続しての通話が可能。
※ 2 GTG：ガスタービン発電機※ 3 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備※ 4 充電式電池により約 12 時間の連続通話が可能。また，他の端末若しくは予備の充電式電池と交換することにより７日間以上継続しての通話が可能であり，使用後の充電式電池は代替電源設備にて充電可能。
：設計基準対象施設及び重大事故等対処
設備として使用する設備：重大事故等対処設備

表３
通信種別

通信連絡設備（発電所内及び発電所外）の電源設備
非常用所内電源設備
又は無停電電源装置等

主要施設
6 号及び 7 号炉 中央制御室
固定電話機

免震重要棟内緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
充電器（蓄電池）
充電器（蓄電池）

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
6 号及び 7 号炉 中央制御室
電力保安通信用
電話設備

PHS 端末

免震重要棟内緊急時対策所

充電式電池（本体内蔵）※1

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

発電所内外

FAX

1.19-51
衛星電話設備（常設）
衛星電話設備衛星電話設備（可搬型）

代替電源設備第一 GTG※2 及び第二 GTG※2（常設代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用 GTG ※2（常設代替交流電源設備）－
第一 GTG※2 及び第二 GTG※2（常設代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用 GTG ※2（常設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）
第一 GTG※2 及び第二 GTG※2（常設代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用 GTG ※2（常設代替交流電源設備）

6 号及び 7 号炉 中央制御室

非常用ディーゼル発電機

免震重要棟内緊急時対策所

無停電電源装置

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機

可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）

6 号及び 7 号炉 中央制御室

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

第一 GTG※2 及び第二 GTG※2（常設代替交流電源設備）

免震重要棟内緊急時対策所

無停電電源装置

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機

免震重要棟内緊急時対策所
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

免震重要棟内緊急時対策所用 GTG ※2（常設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用 GTG ※2

充電式電池（本体内蔵）※４（常設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）※ 1 充電式電池により約 8.5 時間の通話が可能。また，他の端末若しくは予備の充電式電池と交換することにより７日間以上継続しての通話が可能であり，使用後の充電式電池は代替電源設備にて充電可能。
※ 2 GTG：ガスタービン発電機※ 3 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備※4 充電式電池により約 4 時間の通話が可能。また，他の端末若しくは予備の充電式電池と交換することにより７日間以上継続しての通話が可能であり，使用後の充電式電池は代替電源設備にて充電可能。
：設計基準対象施設及び重大事故等対処
設備として使用する設備：重大事故等対処設備

表３

通信連絡設備（発電所内及び発電所外）の電源設備

通信種別

非常用所内電源設備
又は無停電電源装置

主要施設
６号炉

プロセス計算機室

７号炉

プロセス計算機室

データ伝送装置
必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示シ 緊急時対策支援
発電所内外システム伝送装置
ステム(SPDS)）
データ伝送設備

免震重要棟内緊急時対策所
５号炉原子炉建屋内緊急時対策所
免震重要棟内緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置
非常用ディーゼル発電機
充電器（蓄電池）
充電器（蓄電池）
非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

SPDS 表示装置
５号炉原子炉建屋内緊急時対策所

1.19-52※ 1 GTG：ガスタービン発電機。
※ 2 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備。

非常用ディーゼル発電機

代替電源設備第一 GTG※１及び第二 GTG※１（常設代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用
GTG※１（常設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※２（常設代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用
GTG※１（常設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※２（常設代替交流電源設備）：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備：重大事故等対処設備

表４
通信種別

通信連絡設備（発電所外）の電源設備

統合原子力防災
ネットワークを用いたテレビ会議システム（有線系，衛星系 共用）

通信連絡設備
IP-電話機（有線系，衛星系）
IP-FAX（有線系，衛星系）
加入電話機

1.19-53

発電所外

非常用所内電源設備
又は無停電電源装置等

主要施設

無停電電源装置

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機

免震重要棟内緊急時対策所

充電器（蓄電池）

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機

免震重要棟内緊急時対策所

無停電電源装置

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機

可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）

免震重要棟内緊急時対策所
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

通信事業者回線からの給電－（通信事業者回線からの給電）通信事業者回線からの給電

免震重要棟内緊急時対策所用 GTG※2（常無停電電源装置

設代替交流電源設備）

加入 FAX
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

専用電話設備テレビ会議システム

専用電話設備（ホットライン）（自治体他向）免震重要棟内緊急時対策所

テレビ会議システム

免震重要棟内緊急時対策所(社内向)
衛星社内電話機

衛星電話設備（社内向）

テレビ会議システム（社内向）
FAX（社内向）

免震重要棟内緊急時対策所用 GTG※2（常免震重要棟内緊急時対策所

免震重要棟内緊急時対策所

局線加入電話設備

代替電源設備設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用 GTG※2（常設代替交流電源設備）
可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）
免震重要棟内緊急時対策所用 GTG※2（常設代替交流電源設備）

通信事業者回線からの給電
非常用ディーゼル発電機
乾電池※1

可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）

手動発電，乾電池（予備）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

免震重要棟内緊急時対策所用 GTG※2（常無停電電源装置

設代替交流電源設備）

非常用ディーゼル発電機

可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）

非常用ディーゼル発電機

可搬型電源設備※3（代替交流電源設備）

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所※１ 乾電池により 10 日間以上の連続通話が可能。また，手動発電又は予備の乾電池と交換することにより通話時間を延長可能。
※２ GTG：ガスタービン発電機。
※３ ５号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備。

：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備：重大事故等対処設備

4．緊急時対策所に設置する通信連絡設備及び重大事故等に対処するために必要な情報を把握する設備に係る耐震設計（1）免震重要棟内緊急時対策所
免震重要棟内緊急時対策所では，免震構造の採用により，上部構造の加速度応答及び収納設備に生じる慣性力を低減させること，並びに通信連絡設備の転倒防止の措置を施すことで免震重要棟の設計地震動による機器設置床面の応答加速度に対して機能を喪失しない設計とする。
（2）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所における通信連絡設備及びデータ伝送設
備については，転倒防止措置等を施すことで，基準地震動による地震力に対して機能を喪失しない設計とする。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所における通信連絡設備及びデータ伝送設
備に関わる耐震措置の概要図 12，13 に示す。
（SPDS 表示装置については，「第34 条 緊急時対策所」にて整理する。）

図 125 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の通信連絡設備に関わる耐震措置の概要

1.19-54

1.19-55

図 13

必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））及びデータ伝送設備に関わる耐震装置の概要

5．機能ごとに必要な通信連絡設備
発電所内での「避難の指示」や「操作，作業の連絡」，発電所外への「通報，連絡等」に必要な通信連絡設備の種類，台数等について，通信連絡が必要な場所ごとに整理した通信連絡の指揮系統を図 14～18 に示す。
通信連絡設備は，使用する要員，連絡先（自治体その他関係機関）に，より速やかに連絡が実施できるよう必要な台数を整備する。また，予備品の台数は，これまでの使用実績や新規購入時の納期の実績等を踏まえ，設備が故障した場合も速やかに代替機器を準備できる台数を整備する。

1.19-56

図 14「待避の指示」における指揮系統図

1.19-57

図 15 「操作・作業の連絡」における指揮系統図（送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備が使用できる場合）

1.19-58

図 16 「操作・作業の連絡」における指揮系統図（送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備が使用できない場合）

1.19-59

図 17 「連絡，通報等」における指揮系統図（送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備が使用できる場合）

1.19-60

図 18 「連絡，通報等」における指揮系統図（送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備が使用できない場合）

1.19-61

6．携帯型音声呼出電話設備等の使用方法及び使用場所について
携帯型音声呼出電話設備は，通常使用している所内の通信連絡設備が使用できない場合において，6 号及び 7 号炉中央制御室と各現場間に布設している専用通信線を用い，携帯型音声呼出電話機を専用接続箱に接続するとともに，必要時に中継用ケーブルを布設することにより必要な通信連絡を行う。
なお，専用接続箱については，地震起因による溢水の影響を受けない箇所に設置しており，溢水時においても使用できる。
通信連絡設備の必要台数は，有効性評価における各重要事故シーケンスで使用する台数とする。
携帯型音声呼出電話機を用いた中央制御室と現場との通信連絡の概要について，図 19 に示す。また，各重要事故シーケンスで使用する携帯型音声呼出電話機を使用する通話場所の例を表 5，各重要事故シーケンスで使用する携帯型音声
呼出電話設備及び無線連絡設備等の台数を表 6，7 に示す。

1.19-62

表 5 携帯型音声呼出電話機を使用する通話場所の例（重要事故シーケンス 全交流動力電源喪失時（7 号炉）の例） 原子炉建屋
作業・操作内容

4F

作業・操作場所

中3F

原子炉格納容器ベント操作

MUWCポンプ室

3F

原子炉格納容器ベント操作

原子炉建屋 地下２階

通路

2F

代替原子炉冷却系系統構成

原子炉建屋 １階

通路，非常用D/G室

1F

代替原子炉冷却系
系統構成

蓄電池切替

コントロール建屋 地下１階

計測制御電源盤室

受電操作

原子炉建屋地下１階

非常用電気品室

廃棄物処理建屋地下３階

MUWC弁操作MUWCポンプ起動確認

代替原子炉冷却系
系統構成

1.19-63

原子炉格納容器
ベント操作（S/C側）
RCIC起動確認
RHRポンプ（Ａ）起動確認

原子炉建屋 ２階

FPC熱交換器室近傍

コントロール建屋 地下２階

HECW室

タービン建屋 地下１階

RCW熱交換器室

原子炉建屋 中３階

非常用D/G(B)排風機室

原子炉建屋 ３階

通路

原子炉建屋 地下１階

通路

原子炉建屋地下３階

コントロール建屋
2F

中央制御室

代替原子炉冷却系
系統構成

1F
地下1F

原子炉格納容器ベント操作

地下1F

受電操作

地下2F 代替原子炉冷却系系統構成

蓄電池切替

代替原子炉冷却系系統構成

地下２F

RCICポンプ室
RHRﾎﾟﾝﾌﾟ(Ａ)室

地下3F

RHRポンプ（Ａ）起動確認
RCIC起動確認【凡例】：専用通信線：専用接続箱

携帯型音声
呼出電話機

：携帯型音声呼出電話機（付属ケーブル含む）：中継用ケーブルドラム（必要時に布設）：即時または同時に通信連絡が必要な作業・操作：近くの専用接続箱に移動して通信連絡する作業・操作（タービン建屋､廃棄物処理建屋における作業・操作を含む）

中継用ケーブル
専用接続箱
（設置例）

ドラム（100ｍ）

図 19 携帯型音声呼出電話機を用いた通信連絡の概要（重要事故シーケンス 全交流動力電源喪失時（7 号炉）の例）

表 6 各重要事故シーケンスで使用する携帯型音声呼出電話設備の台数
使用場所

コントロール建屋

廃棄物
処理建屋

中央制御室
各重要事故シーケンス

運転中の原子炉における重大事故に至る恐れがある事故（炉心損傷防止）1.19-64
重大事故（格納容器破損防止）

タービン
建屋

原子炉
建屋

計

号炉

６号

７号

６号

７号

６号 ７号 ６号 ７号

６号

７号

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（外部電源喪失＋DG 喪失）
全交流動力電源喪失（(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)
全交流動力電源喪失（(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失)
全交流電源喪失（(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗）

１※１
１※１
１※１
１※１
１※１
１※１
１※１

１
１
１
１
１
１
１

１※１
１※１
１※１
１※１
１※１
１※１
１※１

１
１
１
１
-

-

-

-

-

６※１
６※１
６※１
６※１
６※１
６※１
６※１

１
１
６
６
６
６
３

10
10
16
16
16
16
12

１※１
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）
原子炉停止機能喪失
１※１
LOCA 時注水機能喪失
１※１
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
１※１
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
１※１
②-１-１
代替循環冷却を使用する場合
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
１※１
②-１-２
代替循環冷却を使用しない場合
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
１※１②-２
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
１※１
②-３
水素燃焼
１※１
②-４
格納容器直接接触（シェルアタック）１※１②-５
溶融炉心・コンクリート相互作用
１※１
②-６
想定事故１
１※１
③-１
（使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失）
想定事故２
１※１
③-２
（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失）
崩壊熱除去機能喪失（RHR 故障による停止時冷却機能喪失）
１※１④-１
全交流動力電源喪失
１※１
④-２

１
１
-

１※１
１※１
１※１
１※１

１
-

-

-

-

-

６※１
６※１
６※１
６※１

５
２
２
-

15
11
10
８

１

１※１

１

-

-

-

-

６※１

２

12

１

１※１

-

-

-

-

-

６※１

２

11

１
１
-

※１

-

-

-

-

-

※１

１
４
１

８
10
13
８
９

１

10

２

11

２
４

11
13

２

11

-

８

①-１
①-２
①-３-１
①-３-２
①-３-３
①-３-４
①-４-１
①-４-２
①-５
①-６
①-７

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）

１
１※１
１※１
１※１
１※１

６
６※１
６※１
６※１
６※１

使用済燃料プールにお
１
１※１
６※１
ける重大事故に至る恐れがある事故１
１※１
６※１（ＳＦＰ破損防止）
運転停止中の原子炉に
１
１※１
６※１
おける重大事故に至る
１
１※１
６※１
※１
※１
おそれがある事故
原子炉冷却材の流出
１
１
１
６※１
④-３
（停止中原子炉の反応度の誤投入
１※１
１※１
６※１
④-４
燃料損傷防止）・台数については，今後，訓練等を通して見直しを行う。
・６号及び７号炉の中央制御室に計２０台配備している。
※１：７号炉において事故が発生した場合の６号炉の台数を示す。６号炉においては必要台数の多い運転中に全交流動力電源喪失事故が発生した場合の台数を示す。

表７

各重要事故シーケンスで使用する無線連絡設備等の台数
使用場所

各重要事故シーケンス

運転中の原子炉における重大事故に至る恐れがある事故（炉心損傷防止）

設備
①-１
①-２
①-３-１
①-３-２
①-３-３
①-３-４
①-４-１

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（外部電源喪失＋DG 喪失）
全交流動力電源喪失（(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)
全交流動力電源喪失（(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失)
全交流電源喪失（(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗）
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）

屋内（緊急時対策所及び中央制御室（６号及び７号炉））

屋外

無線連絡設備等（常設）

無線連絡設備（可搬型）

７
３
７
７
７
７
７

７
14
14
14
14
７

1.19-65７14
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）
原子炉停止機能喪失
３
LOCA 時注水機能喪失
７７
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
３
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
７
18
②-１-１
代替循環冷却を使用する場合
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
７
８
②-１-２
代替循環冷却を使用しない場合
重大事故
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
３②-２（格納容器破損防止）
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
３
②-３
水素燃焼
７
14
②-４
格納容器直接接触（シェルアタック）②-５
溶融炉心・コンクリート相互作用
３
②-６
想定事故１
使用済燃料プールにお７11③-１（使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失）
ける重大事故に至る恐れがある事故
想定事故２
７
11
③-２
（ＳＦＰ破損防止）（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失）
運転停止中の原子炉に崩壊熱除去機能喪失（RHR 故障による停止時冷却機能喪失）
７９④-１
おける重大事故に至る
全交流動力電源喪失
７12④-２
おそれがある事故
原子炉冷却材の流出
７９④-３（停止中原子炉の反応度の誤投入④-４
燃料損傷防止）・台数については，今後，訓練等を通して見直しを行う。
・無線連絡設備の他，衛星電話設備も使用可能であり，衛星電話設備も使用する。
①-４-２
①-５
①-６
①-７

添付資料 1.19.6
機能ごとに必要な通信連絡設備（発電所内）の優先順位及び設備種別
通信実施場所
機能
場所

中央制御室

中央制御室

操作，
作業の

現場（屋内）

連絡

現場（屋外）

緊急時対策所※１

緊急時対策所※１使用する通信連絡設備（発電所内）①電力保安通信用電話設備（固定電話機）①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②携帯型音声呼出電話設備①電力保安通信用電話設備（固定電話機）①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②衛星電話設備（常設）①電力保安通信用電話設備（固定電話機）①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②携帯型音声呼出電話設備①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②無線連絡設備（可搬型）①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②無線連絡設備（常設）①衛星電話設備（常設）

使用する通信連絡設備（発電所内）①電力保安通信用電話設備（固定電話機）①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②携帯型音声呼出電話設備①電力保安通信用電話設備（固定電話機）①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②衛星電話設備（常設）①電力保安通信用電話設備（固定電話機）①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②携帯型音声呼出電話設備①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②無線連絡設備（可搬型）①電力保安通信用電話設備（PHS 端末）①送受話器（ページング）②無線連絡設備（可搬型）場所

現場（屋内）

緊急時対策所※１

現場（屋内）

現場（屋外）

現場（屋外）
モニタリング（放射能観測車）①

衛星電話設備（可搬型）※1：5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所
凡例
丸数字：優先順位：重大事故等対処設備：設計基準対象施設：自主対策設備

1.19-66機能ごとに必要な通信連絡設備（発電所外）の優先順位及び設備種別（1／2）
通信実施場所
機能
場所
TV
会議

電話
緊急時対策所※１

通報，

FAX

連絡等

使用する通信連絡設備（発電所外）①テレビ会議システム
（社内向）

場所

②TV 会議システム※２①電力保安通信用電話
設備（固定電話機）①電力保安通信用電話
設備（PHS 端末）②局線加入電話設備②衛星電話設備（社内向）※３③衛星電話設備（常設）

使用する通信連絡設備（発電所外）①テレビ会議システム
TV
（社内向）
会議
②TV 会議システム※２

電話
本社④IP-電話機※２④IP-電話機※２①電力保安通信用電話
設備（FAX）②局線加入電話設備（加入 FAX）②衛星電話設備（社内向）（FAX）※３①電力保安通信用電話
設備（FAX）②局線加入電話設備（FAX）②衛星電話設備（社内
向）
（FAX）

FAX

③IP-FAX※２
TV
会議

電話
緊急時対策所※１③IP-FAX※２
TV会議①TV 会議システム※２①IP-電話機※２①電力保安通信用電話
設備（固定電話機）①電力保安通信用電話
設備（PHS 端末）②局線加入電話設備

FAX①電力保安通信用電話
設備（固定電話機）①電力保安通信用電話
設備（PHS 端末）②局線加入電話設備②衛星電話設備（社内
向）③衛星電話設備（常設）電話
国③衛星電話設備（常設）①IP-FAX※２①電力保安通信用電話
設備（FAX）②局線加入電話設備（加入 FAX）※1：5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所※2：統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備※3：5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所のみ

1.19-67－

FAX

凡例
丸数字：優先順位：重大事故等対処設備：設計基準対象施設：自主対策設備

機能ごとに必要な通信連絡設備（発電所外）の優先順位及び設備種別（2／2）
通信実施場所機能場所

通報，

緊急時対策所※１

連絡等

緊急時対策所※１使用する通信連絡設備（発電所外）①IP-電話機※２①電力保安通信用電話
設備（固定電話機）①電力保安通信用電話
設備（PHS 端末）
電話②局線加入電話設備②専用電話設備（ホットライン）③衛星電話設備（常設）①IP-FAX※２①電力保安通信用電話
設備（FAX）
FAX②局線加入電話設備（加入 FAX）

自治体，その他関①衛星電話設備（常設）

所外関係箇所

電話
－

係機関等

FAX

※1：5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所※2：統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

1.19-68

使用する通信連絡設備（発電所外）

場所①衛星電話設備（可搬型）
凡例
丸数字：優先順位：重大事故等対処設備：設計基準対象施設：自主対策設備

添付資料 1.19.7
手順のリンク先について通信連絡に関する手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
１．1.19.2.1(1)(d) 安全パラメータ表示システム（SPDS）＜リンク先＞ 1.18.2.2(1) 緊急時対策所データ伝送設備によるプラントパ
ラメータ等の監視手順
２．1.19.2.1(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所内の必要な場所で共有する手順等＜リンク先＞ 1.15.2.1 監視機能喪失
1.15.2.2 計測に必要な電源の喪失
1.17.2.1 放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等
３．1.19.2.2(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所外の必要な場所で共有する手順等＜リンク先＞ 1.15.2.1 監視機能喪失
1.15.2.2 計測に必要な電源の喪失
1.17.2.1 放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等
４．1.19.2.3 代替電源設備から給電する手順等＜リンク先＞ 1.14.2.1 交流電源喪失時の対応手順
1.18.2.4(1) 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による給電1.18.2.4(2) 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による給電

1.19-69