資料番号：SA技-15-2 改1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】

2018年4月27日
日本原子力発電株式会社

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

東海第二発電所

次＞＜目

1.14.1 対応手段と設備の選定

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

ａ．代替電源（交流）による対応手段及び設備

ａ．代替電源（交流）による対応手段及び設備(a) 代替交流電源設備による給電(a) 代替交流電源設備による給電(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．代替電源（直流）による対応手段及び設備

ｂ．代替電源（直流）による対応手段及び設備(a) 代替直流電源設備による給電(a) 代替直流電源設備による給電

備考

次＞

・SBO 時の非常用母線電源確保
対応手段
・SBO 時の直流電源確保対応手段(b) 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．代替所内電気設備による対応手段及び設備

ｃ．代替所内電気設備による対応手段及び設備(a) 代替所内電気設備による給電(a) 代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電・外電喪失時の緊急用母線電源確保対応手段(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備
ｄ．非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手段及び設備

・2C/2D DG 喪失（HPCS DG 健(a) 常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電

全）時の非常用母線電源確(b) 可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電

保対応手段(c) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電(d) 所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電(e) 可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電(f) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電(g) 重大事故等対処設備と自主対策設備
ｅ．代替海水送水による対応手段及び設備(a) 代替海水送水による電源給電機能の復旧

・冷却用海水系喪失時対応手段(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
ｄ．燃料補給のための対応手段及び設備

ｆ．燃料補給のための対応手段及び設備(a) 燃料補給設備による給油(a) 燃料給油設備による給油(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

ｅ．手順等

ｇ．手順等

1.14.2 重大事故等時の手順

1.14.2 重大事故等時の手順

1.14.2.1 代替電源（交流）による対応手順

1.14.2.1 代替電源（交流）による対応手順(1) 代替交流電源設備による給電(1) 代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電

ａ．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によるM/C系及びM/C D系受ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電

電
b. 電源車によるP/C C系及びP/C D系受電

ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1・SBO 時の非常用母線電源確保
対応手段

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

東海第二発電所

c. 号炉間電力融通ケーブルを使用したM/C C 系又はM/C D 系受電

備考
・敷地内に二以上の発電用原

1.14.2.2 代替電源（直流）による対応手順

1.14.2.2 代替電源（直流）による対応手順

子炉施設はないことから，(1) 代替直流電源設備による給電(1) 代替直流電源設備による給電

号炉間電力融通を実施しな

a. 所内蓄電式直流電源設備による給電

ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電い。以降，同様の相違理由

b. 可搬型直流電源設備による給電

ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電によるものは相違理由①と示す。
・給電先である非常用所内電気設備，代替所内電気設備が分かるように記載している。以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。
・自主対策設備の相違。以c. 直流給電車による直流125V主母線盤Aへの給電降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。
・設備設計の相違。以降，同(2) 常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保
a. AM用直流125V蓄電池による直流125V主母線盤A 受電様の相違理由によるものは

b. 常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B 受電

相違理由④と示す。
・相違理由①(3) 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保
a. 号炉間連絡ケーブルを使用した直流125V主母線盤A又は直流125V主母線盤B受電
1.14.2.3 代替所内電気設備による対応手順

1.14.2.3 代替所内電気設備による対応手順(1) 代替所内電気設備による給電(1) 代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電

a. 第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車にａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電

よるAM用MCC受電

ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電・相違理由②
・相違理由④(2) 代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手順

・東海第二は，２Ｃ・２Ｄ・(1) 常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電

ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの３台から(2) 可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電構成されていることから，(3) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電

２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ機能喪失(4) 所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電時の手順について記載。

(5) 可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電(6) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電
1.14.2.5 代替海水送水による対応手順(1) 代替海水送水による電源給電機能の復旧

・東海第二は，２Ｃ・２Ｄ・
ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇは，それぞ2柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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東海第二発電所

備考
れ専用の海水ポンプを持っており，海水ポンプを要因とする冷却水喪失時には，代替送水にて２Ｃ・２Ｄ・
ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの復旧を行う。

1.14.2.4 燃料の補給手順

1.14.2.6 燃料の補給手順(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給(1) 燃料給油設備による各機器への給油(2) タンクローリから各機器等への給油

・東海第二では，燃料給油設

ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油備に，可搬型設備への給油

ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油と常設設備への給油の二つを記載している。
・東海第二では，重大事故等

1.14.2.5 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.14.2.7 設計基準事故対処設備による対応手順(1) 非常用交流電源設備による給電(1) 非常用交流電源設備による非常用所内電気設備への給電対処設備として使用する設(2) 非常用直流電源設備による給電(2) 非常用直流電源設備による給電計基準対処設備は，重大事(3) 軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル

故等対処設備として記載し発電機への給油ている。

1.14.2.6 その他の手順項目について考慮する手順

1.14.2.8 その他の手順項目について考慮する手順

・項目，図表番号の相違

1.14.2.7 重大事故等時の対応手段の選択

1.14.2.9 重大事故等時の対応手段の選択

・項目，図表番号の相違

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.14 電源の確保に関する手順等【要求事項】

東海第二発電所
1.14 電源の確保に関する手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において、電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合にお発電用原子炉設置者において、電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において炉心の著しい損傷、原子炉格納容器の破損、貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷及び運転停

いて炉心の著しい損傷、原子炉格納容器の破損、貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷及び運転停止中における発電用原子炉内の燃料体（以下「運転停止中原子炉内燃料体」という。）の著

止中における発電用原子炉内の燃料体（以下「運転停止中原子炉内燃料体」という。）の著

しい損傷を防止するために必要な電力を確保するために必要な手順等が適切に整備されていしい損傷を防止するために必要な電力を確保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。

るか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１

１

「電力を確保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）炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力の確保「電力を確保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）炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力の確保

ａ）電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において、代替電源により、炉ａ）電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において、代替電源により、炉心の著しい損傷、原子炉格納容器の破損、貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷及び運転停止

心の著しい損傷、原子炉格納容器の破損、貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷及び運転停止

中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電力を確保するために必要な手中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電力を確保するために必要な手順等を整備すること。

順等を整備すること。

ｂ）所内直流電源設備から給電されている２４時間内に、十分な余裕を持って可搬型代替
交流電源設備を繋ぎ込み、給電が開始できること。
ｃ）複数号機設置されている工場等では、号機間の電力融通を行えるようにしておくこｂ）所内直流電源設備から給電されている２４時間内に、十分な余裕を持って可搬型代替
交流電源設備を繋ぎ込み、給電が開始できること。
ｃ）複数号機設置されている工場等では、号機間の電力融通を行えるようにしておくこと。また、敷設したケーブル等が利用できない状況に備え、予備のケーブル等を用意すと。また、敷設したケーブル等が利用できない状況に備え、予備のケーブル等を用意す

ること。

ること。

ｄ）所内電気設備（モーターコントロールセンター（MCC）、パワーセンター(P/C)及び金ｄ）所内電気設備（モーターコントロールセンター（MCC）、パワーセンター(P/C)及び金属閉鎖配電盤(メタクラ)（MC）等）は、共通要因で機能を失うことなく、少なくとも一属閉鎖配電盤(メタクラ)（MC）等）は、共通要因で機能を失うことなく、少なくとも一系統は機能の維持及び人の接近性の確保を図ること。

系統は機能の維持及び人の接近性の確保を図ること。

電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において炉心の著しい損傷，原子炉格納電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著し

容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電力を確保する対処設備を整備しており，ここでは，この対処設

い損傷を防止するために必要な電力を確保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。

備を活用した手順等について説明する。

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備考

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1.14.1 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
外部電源が喪失した場合において，非常用高圧母線及び直流設備へ給電するための設計基準事
故対処設備として，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備を設置している。
また，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備から供給された電力を各負荷へ分配するための設計基準事故対処設備として，非常用所内電気設備を設置している。

東海第二発電所

備考

1.14.1 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
外部電源が喪失した場合において，非常用高圧母線及び直流設備へ給電するための設計基準
事故対処設備として，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備を設置している。
また，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備から供給された電力を各負荷へ分配するための設計基準事故対処設備として，非常用所内電気設備を設置している。

これらの設計基準事故対処設備うち，非常用交流電源設備並びに非常用直流電源設備 C 系及びこれらの設計基準事故対処設備のうち，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備が健全・東海第二では，特定の直流電

D 系が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付け重大事故等の対であれば，これらを重大事故等対処設備と位置付け重大事故等の対処に用いるが，設計基準事

源系統のみでなく，系統全体処に用いるが，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，各設計基

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，各設計基準事故対処設備が有するを重大事故等に対処する設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。）

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，想定する故障備としている。

上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第 1.14.1 図）。

に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.14.1−1図及び第1.14.1−2

使用する設計基準事故対処図）。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※1 を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を※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※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。

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

でなく，設置許可基準規則第五十七条及び技術基準規則第七十二条（以下「基準規則」という。）

けでなく，設置許可基準規則第五十七条及び技術基準規則第七十二条（以下「基準規則」とい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，自主対策設備と明確にする。

の関係を明確にする。

重大事故等対処設備（設計基準拡張）である非常用交流電源設備又は非常用直流電源設備が健全であれば重大事故等の対処に用いる。
非常用交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。
・非常用ディーゼル発電機

・燃料ディタンク・非常用ディーゼル発電機〜 非常用高圧母線電路

設備を重大事故等対処設備
として位置付けている。（以選定する。

(2) 対応手段と設備の選定の結果

・東海第二では，重大事故等で下，同様の相違については記
載を省略）
・図表番号の相違。
（以下，同様の相違については記載を省
略）(2) 対応手段と設備の選定の結果
設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備又は非常用直流電源設備が健全であれば重 ・記載の適正化
大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。
非常用交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。
・２Ｃ非常用ディーゼル発電機（以下「２Ｃ Ｄ／Ｇ」という。）

・設備設計の相違。
（以下，同様・２Ｄ非常用ディーゼル発電機（以下「２Ｄ Ｄ／Ｇ」という。）の相違については記載を省

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（以下「ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ」という。）

略）

・２Ｃ非常用ディーゼル発電機燃料油ディタンク

・東海第二のＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料油ディタンク

はＨＰＣＳ系専用の電源設

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料油ディタンク

備であり，２Ｃ・２Ｄ系とは・２Ｃ Ｄ／Ｇ〜メタルクラッド開閉装置（以下「Ｍ／Ｃ」という。）２Ｃ電路

設備仕様が異なることも考・２Ｄ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ２Ｄ電路

慮し，全ての区分の設備を記

・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ電路

載している。
・先行ＢＷＲは，非常用ディー

・原子炉補機冷却系

ゼル発電機は，原子炉補機冷5

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東海第二発電所

備考
却系にて冷却を行う。

・２Ｃ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ

・東海第二では，非常用Ｄ／Ｇ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ

等は，専用の海水ポンプにて・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ

冷却を行う。

・２Ｃ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ〜２Ｃ Ｄ／Ｇ流路・２Ｄ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ〜２Ｄ Ｄ／Ｇ流路
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路
・軽油タンク

・軽油貯蔵タンク・名称の相違・燃料移送ポンプ

・２Ｃ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポンプ

・名称の相違・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプ
・非常用ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁・２Ｃ非常用ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁・名称の相違・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁
非常用直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。

非常用直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。

・名称の相違・直流 125V 蓄電池 A

・125V系蓄電池Ａ系

・東海第二では，125V 蓄電池Ａ・直流 125V 蓄電池 A−2

・125V系蓄電池Ｂ系

系・Ｂ系が 24 時間の給電要

・直流 125V 蓄電池 B

・125V系蓄電池ＨＰＣＳ系

求のある蓄電池である。

・直流 125V 蓄電池 C・中性子モニタ用蓄電池Ａ系

・125V 系蓄電池ＨＰＣＳ系は，・直流 125V 蓄電池 D

・中性子モニタ用蓄電池Ｂ系

高圧炉心スプレイ系専用の蓄電池である。

・直流 125V 充電器 A

・中性子モニタ用蓄電池Ａ系・・直流 125V 充電器 A−2・直流 125V 充電器 B

Ｂ系は、原子炉スクラム後の・直流 125V 充電器 C

未臨界確認に必要な蓄電池

・直流 125V 充電器 Dである。

・直流 125V 蓄電池及び充電器 A〜直流母線電路

・125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路・直流 125V 蓄電池及び充電器 A−2〜直流母線電路

・125V系蓄電池Ｂ系〜直流125V主母線盤２Ｂ電路

・直流 125V 蓄電池及び充電器 B〜直流母線電路

・125V系蓄電池ＨＰＣＳ系〜直流125V主母線盤ＨＰＣＳ電路

・直流 125V 蓄電池及び充電器 C〜直流母線電路

・中性子モニタ用蓄電池Ａ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ・直流 125V 蓄電池及び充電器 D〜直流母線電路

・中性子モニタ用蓄電池Ｂ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ｂ

機能喪失原因対策分析の結果，設計基準事故対処設備の故障として，非常用高圧母線への交流機能喪失原因対策分析の結果，設計基準事故対処設備の故障として，非常用高圧母線への交電源による給電及び直流設備への直流電源による給電に使用する設備並びに非常用所内電気設

流電源による給電及び直流設備への直流電源による給電に使用する設備並びに非常用所内電気

備の故障を想定する。

設備の故障を想定する。

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

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6

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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東海第二発電所
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主対策設備と整備する手順についての関係を第 1.14.1 表に整理する。

自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.14.1−1表に整理する。

a. 代替電源（交流）による対応手段及び設備

ａ．代替電源（交流）による対応手段及び設備(a) 代替交流電源設備による給電

備考(a) 代替交流電源設備による給電・考慮する母線にＨＰＣＳ母線

設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備の故障により非常用高圧母線への給電

設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備の故障により非常用高圧母線２Ｃ・２が含まれることが明確になができない場合は，代替交流電源設備による給電にて炉心の著しい損傷等を防止するために

Ｄ・ＨＰＣＳへの給電ができない場合は，代替交流電源設備による給電にて炉心の著しいるよう具体的な対象母線を必要な電力を確保する。

損傷等を防止するために必要な電力を確保する。

記載。

ⅰ.常設代替交流電源設備による給電

ⅰ) 常設代替交流電源設備による給電

常設代替交流電源設備から非常用所内電気設備又は代替所内電気設備へ給電する手段がある。
常設代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.2 図に示す。
・第一ガスタービン発電機

常設代替交流電源設備から非常用所内電気設備及び代替所内電気設備へ給電する手段

・常設代替交流電源設備で非常用高圧母線に給電する際，代がある。

替所内電気設備にも給電さ

常設代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。

れる設計であるため，「及び」・常設代替高圧電源装置と記載。

・第一ガスタービン発電機用燃料タンク
・第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・第一ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・常設代替高圧電源装置燃料移送系配管・弁・第一ガスタービン発電機〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

・常設代替高圧電源装置〜緊急用Ｍ／Ｃ〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路

・第一ガスタービン発電機〜AM 用 MCC 電路

・緊急用Ｍ／Ｃ〜緊急用モータコントロールセンタ（以下「ＭＣＣ」という。）電路
・東二では，燃料補給に関する・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁設備は，燃料給油設備の項に・ホース記載することと整理してい・タンクローリ（16kL）

るため，ここでは記載していない。
（以下，燃料給油設備に係る記載の有無の相違については記載を省略）
・先行ＢＷＲは，代替交流電源

ⅱ. 第二代替交流電源設備による給電設備を２か所に分散して配第二代替交流電源設備から非常用所内電気設備又は代替所内電気設備へ給電する手段

備しているが，東海第二は一がある。

か所に配置している。

第二代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第・1.14.2 図に示す。
・第二ガスタービン発電機
・第二ガスタービン発電機用燃料タンク
・第二ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・第二ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・第二ガスタービン発電機〜荒浜側緊急用高圧母線〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

備考

・第二ガスタービン発電機〜大湊側緊急用高圧母線〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
・第二ガスタービン発電機〜荒浜側緊急用高圧母線〜AM 用 MCC 電路
・第二ガスタービン発電機〜大湊側緊急用高圧母線〜AM 用 MCC 電路
・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース・タンクローリ（16kL）
ⅲ. 可搬型代替交流電源設備による給電
可搬型代替交流電源設備を非常用所内電気設備又は代替所内電気設備に接続し，給電すⅱ) 可搬型代替交流電源設備による給電
可搬型代替交流電源設備を非常用所内電気設備に接続し，給電する手段がある。

・東海第二の可搬型代替交流電源設備による給電は，非常用る手段がある。

Ｐ／Ｃと緊急用Ｐ／Ｃを同時に給電しない設計としているため，ここでは非常用所
内電気設備のみを記載。
・東二の可搬型の補機冷却対策

また，原子炉圧力容器，原子炉格納容器及び使用済燃料プールの除熱を実施するため，は，可搬型代替電源設備を要

可搬型代替交流電源設備を代替原子炉補機冷却系に接続し，給電する手段がある。
可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.2 図に示す。

可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。

しない。なお，可搬型窒素供給装置で可搬型代替交流電

・電源車

・可搬型代替低圧電源車

源を使用するが，専用電源と・電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜パワして使用するため，可搬型窒・電源車〜動力変圧器 C 系〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
・電源車〜荒浜側緊急用高圧母線〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路ーセンタ（以下「Ｐ／Ｃ」という。）２Ｃ電路・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／・電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜AM 用 MCC 電路

Ｃ ２Ｄ電路素供給装置の資料にて整理している。
・先行ＢＷＲ電力の電源車は，・電源車〜AM 用動力変圧器〜AM 用 MCC 電路

高圧であるが，東海第二は，・電源車〜荒浜側緊急用高圧母線〜AM 用 MCC 電路

低圧の電源車である。

・電源車〜代替原子炉補機冷却系電路
・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース・タンクローリ（4kL）
・先行ＢＷＲは，代替原子炉補

なお，代替原子炉補機冷却系への給電の操作手順については，「1.5.2.2(1)a. 代替原子機冷却系を有する。

炉補機冷却系による補機冷却水確保」にて整備する。

・相違理由①

ⅳ.号炉間電力融通電気設備による給電
号炉間電力融通ケーブルを用いて他号炉の緊急用電源切替箱断路器から自号炉の非常用高圧母線 C 系又は D 系までの電路を構築し，他号炉からの給電により，自号炉の非常用
高圧母線を受電する手段がある。
号炉間電力融通電気設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第8

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

東海第二発電所

備考

1.14.2 図に示す。
・号炉間電力融通ケーブル（常設）・号炉間電力融通ケーブル（可搬型）・号炉間電力融通ケーブル（常設）〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
・号炉間電力融通ケーブル（可搬型）〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
なお， 号炉間電力融通ケーブル（常設）はコントロール建屋内にあらかじめ敷設し，号
炉間電力融通ケーブル（可搬型）は荒浜側高台保管場所に配備する。
(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

常設代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，第一ガスタービン発電機，第一常設代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，常設代替高圧電源装置，常設

ガスタービン発電機用燃料タンク，第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ，第一ガスタ

代替高圧電源装置〜緊急用Ｍ／Ｃ〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ又は２Ｄ電路，緊急用Ｍ／Ｃ〜緊急用Ｍ

ービン発電機用燃料移送系配管・弁，第一ガスタービン発電機〜非常用高圧母線 C 系及び D

ＣＣ電路及び常設代替高圧電源装置燃料移送配管・弁は重大事故等対処設備として位置付

系電路，第一ガスタービン発電機〜AM 用 MCC 電路，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・弁，ける。

・相違理由④ホース及びタンクローリ（16kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，電源車，電源車〜緊急用電源

可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，可搬型代替低圧電源車，可切替箱接続装置〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路，電源車〜動力変圧器 C 系〜非常用高圧

搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／Ｃ ２Ｃ

母線 C 系及び D 系電路，電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜AM 用 MCC 電路，電源車〜AM

電路及び可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ

用動力変圧器〜AM 用 MCC 電路，電源車〜代替原子炉補機冷却系電路，軽油タンク，軽油タン／Ｃ ２Ｄ電路は重大事故等対処設備として位置付ける。

ク出口ノズル・弁， ホース及びタンクローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。
号炉間電力融通電気設備による給電で使用する設備のうち，号炉間電力融通ケーブル（常・東海第二は，敷地内に二以上設），号炉間電力融通ケーブル（可搬型），号炉間電力融通ケーブル（常設）〜非常用高圧の発電用原子炉施設はない

母線 C 系及び D 系電路及び号炉間電力融通ケーブル（可搬型）〜非常用高圧母線 C 系及び Dことから，号炉間電力融通を

系電路は重大事故等対処設備として位置付ける。

実施しないため，号炉間電力

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で交流電源が喪失した場
合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で交流電源が喪失した
場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。

融通の対策を整備しない。
（以下，号炉間電力融通に係る箇所については記載を省略）
・東海第二の「代替電源（交流）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，自主対策による対応手段及び設備」に設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

は，自主対策設備が含まれな

・第二ガスタービン発電機，荒浜側緊急用高圧母線を経由する電路，大湊側緊急用高圧母い。

線を経由する電路
耐震性は確保されていないが，第一ガスタービン発電機と同等の機能を有することから，第二ガスタービン発電機及び電路の健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・電源車（荒浜側緊急用高圧母線に接続する場合）
容量が小さく，電路の耐震性は確保されていないが，第一ガスタービン発電機及び第9柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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備考

二ガスタービン発電機による給電ができない場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
b.

代替電源（直流）による対応手段及び設備(a) 代替直流電源設備による給電

ｂ．代替電源（直流）による対応手段及び設備(a) 代替直流電源設備による給電

設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備の故障により充電器を経由した直流設設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備の故障により充電器を経由した非常用備への給電ができない場合は，代替直流電源設備による給電にて炉心の著しい損傷等を防止

所内電気設備への給電ができない場合は，代替直流電源設備による給電にて炉心の著しいするために必要な電力を確保する。

損傷等を防止するために必要な電力を確保する。

ⅰ. 所内蓄電式直流電源設備及び常設代替直流電源設備による給電

ⅰ) 所内常設直流電源設備による給電・設備名称の相違

・柏崎は複数の蓄電池を切り替

非常用交流電源設備の故障により充電器を経由した直流設備への給電ができない場合

非常用交流電源設備の故障により直流125V充電器Ａ・Ｂを経由した非常用所内電気設

え 24 時間給電する対策であは，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る給電を開始するまでの間，

備への給電ができない場合は，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るが，東海第二は 1 つの蓄電

所内蓄電式直流電源設備により 24 時間にわたり直流設備へ給電する手段がある。

る給電を開始するまでの間，所内常設直流電源設備により24時間にわたり非常用所内電池を増容量し 24 時間給電す

気設備へ給電する手段がある。

る対策。

また，直流±24V充電器Ａ・Ｂ及び直流125V充電器ＨＰＣＳを経由した非常用所内電気
設備への給電ができない場合は，所内常設直流電源設備により給電する手段がある。
所内蓄電式直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.3 図及び第 1.14.4 図に示す。

・24 時間給電継続要求がない蓄電池。

所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。

・直流 125V 蓄電池 A

・125V系蓄電池Ａ系

・直流 125V 蓄電池 A−2

・125V系蓄電池Ｂ系

・AM 用直流 125V 蓄電池

・125V系蓄電池ＨＰＣＳ系
・中性子モニタ用蓄電池Ａ系
・中性子モニタ用蓄電池Ｂ系
・東海第二では，充電器を電路

・直流 125V 充電器 A
・直流 125V 充電器 A−2

として整理している。
（以下，

・AM 用直流 125V 充電器

同様の記載は省略）

・直流 125V 蓄電池及び充電器 A〜直流母線電路

・125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路・直流 125V 蓄電池及び充電器 A−2〜直流母線電路

・125V系蓄電池Ｂ系〜直流125V主母線盤２Ｂ電路・AM 用直流 125V 蓄電池及び充電器〜直流母線電路

・125V系蓄電池ＨＰＣＳ系〜直流125V主母線盤ＨＰＣＳ電路・中性子モニタ用蓄電池Ａ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ電路・中性子モニタ用蓄電池Ｂ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ｂ電路

また，所内蓄電式直流電源設備には，共通要因によって非常用直流電源設備 A 系，B 系，
C 系及び D 系の安全機能と同時に機能が喪失することがないよう物理的に分離を図った常・常設代替直流電源設備につい

設代替直流電源設備があり，その常設代替直流電源設備により重大事故等時の対応に必要ては，常設代替直流電源設備

な直流設備へ給電する手段がある。

による対応の章に記載。

常設代替直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.3 図及び第 1.14.4 図に示す。
・AM 用直流 125V 蓄電池
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備考

・AM 用直流 125V 充電器
・AM 用直流 125V 蓄電池及び充電器〜直流母線電路
ⅱ. 可搬型直流電源設備による給電ⅱ) 可搬型代替直流電源設備による給電

非常用交流電源設備の故障，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池の枯渇により直流設備へ

非常用交流電源設備の故障，所内常設直流電源設備の蓄電池の枯渇により直流125V主の給電ができない場合は，電源車，代替所内電気設備及び AM 用直流 125V 充電器を組み合母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電ができない場合は，可搬型代替低圧電源車及び可搬型・設備名称の違い

わせた可搬型直流電源設備により直流設備へ給電する手段がある。

整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により直流125V主母線盤２Ａ（又は２・先行ＢＷＲは，常設の充電器Ｂ）へ給電する手段がある。
可搬型直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第 1.14.2
図，第 1.14.3 図及び第 1.14.4 図に示す。

可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。

・相違理由④

へ電源車より交流を給電することで，可搬型直流電源設備としているが，東海第二で・電源車

・可搬型代替低圧電源車

は，可搬型代替低圧電源車と・AM 用直流 125V 充電器

・可搬型整流器

可搬型整流器を組み合わせ，・電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬

可搬型代替直流電源設備と・電源車〜AM 用動力変圧器〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路
・電源車〜荒浜側緊急用高圧母線〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路型整流器〜直流125V主母線盤２Ａ電路している。

・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬・軽油タンク型整流器〜直流125主母線盤２Ｂ電路

・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース・タンクローリ（4kL）
・東海第二の「代替電源（直流）ⅲ.直流給電車による給電
非常用交流電源設備の故障， 所内蓄電式直流電源設備の蓄電池の枯渇により直流設備による対応手段及び設備」にへの給電ができない場合は，直流給電車及び電源車の組み合わせにより直流設備へ給電す

は，自主対策設備が含まれなる手段がある。

い。

直流給電車による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第 1.14.3 図及び第 1.14.4 図に示す。
・直流給電車・電源車
・電源車〜直流給電車〜 直流母線電路
・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース・タンクローリ（4kL）
・相違理由①(b) 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保
交流電源及び直流電源の喪失により設計基準事故対処設備である非常用ディーゼル発電機が起動できない場合は，他号炉の非常用モータ・コントロール・センタから自号炉の非常用モータ・コントロール・センタへ給電することにより非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電源（制御電源） を確保する手段がある。
11

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備考

号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保で使用する設備は以下のとおり。
・号炉間連絡ケーブル(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

所内蓄電式直流電源設備による給電で使用する設備のうち，直流 125V 蓄電池 A，直流 125V

所内常設直流電源設備による給電で使用する設備のうち，125V系蓄電池Ａ系，125V系蓄

蓄電池 A−2，AM 用直流 125V 蓄電池，直流 125V 充電器 A，直流 125V 充電器 A−2，AM 用直流電池Ｂ系，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系，中性子モニタ用蓄電池Ａ系，中性子モニタ用蓄電池

125V 充電器，直流 125V 蓄電池及び充電器 A〜直流母線電路，直流 125V 蓄電池及び充電器 A

Ｂ系，125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路，125V系蓄電池Ｂ系〜直流125V主母−2〜直流母線電路及び AM 用直流 125V 蓄電池及び充電器〜直流母線電路は重大事故等対処

線盤２Ｂ電路，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系〜直流125V主母線盤ＨＰＣＳ電路，中性子モニタ設備として位置付ける。

用蓄電池Ａ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ電路及び中性子モニタ用蓄電池Ｂ系〜

・相違理由④直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ｂ電路は重大事故等対処設備として位置付ける。
常設代替直流電源設備による給電で使用する設備のうち，AM 用直流 125V 蓄電池，AM 用直・東海第二は，常設代替直流電

流 125V 充電器及び AM 用直流 125V 蓄電池及び充電器〜直流母線電路は重大事故等対処設備

源設備の章に記載。

として位置付ける。
可搬型直流電源設備による給電で使用する設備のうち，電源車，AM 用直流 125V 充電器，可搬型代替直流電源設備による給電で使用する設備のうち，可搬型代替低圧電源車，可電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路，電源車〜AM 用

搬型整流器，可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）

動力変圧器〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・〜可搬型整流器〜直流125V主母線盤２Ａ電路及び可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧

弁，ホース及びタンクローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。

電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜直流125V主母線盤２Ｂ電路は重大事

・相違理由④

故等対処設備として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で直流電源が喪失した場
合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で直流電源が喪失した
場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。

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

・東海第二の「代替電源（直流）設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

による対応手段及び設備」に・電源車（荒浜側緊急用高圧母線に接続する場合）

は，自主対策設備が含まれな

容量が小さく，電路の耐震性は確保されていないが，建屋近傍以外の箇所に電源車をい。

接続して直流電源を確保す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，給電が可能であれば重大事故等の対処に必要となる直流電源を確保するための手段として有効である。
・号炉間連絡ケーブル
号炉間融通によって確保できる電源の容量は小さく，使用用途及び使用条件が限定されるが，直流電源の喪失が原因で非常用ディーゼル発電機を起動することができない場
合において， 非常用ディーゼル発電機の起動のために必要な直流電源（制御電源）を確保するための手段として有効である。
c.

代替所内電気設備による対応手段及び設備(a) 代替所内電気設備による給電

ｃ．代替所内電気設備による対応手段及び設備(a) 代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
12・相違理由①

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東海第二発電所ⅰ) 常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電

備考
・先行ＢＷＲは，ＡＭ用ＭＣＣ

設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備の機能が喪失し，必要な設備へ給電でき

設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備の機能が喪失し，代替所内電気設備

受電のみの対策だが，東海第ない場合は，代替所内電気設備にて電路を確保し，常設代替交流電源設備，第二代替交流電に接続する必要な設備へ給電できない場合は，代替所内電気設備にて電路を確保し，常二では，緊急用交流母線，緊源設備， 号炉間電力融通電気設備又は可搬型代替交流電源設備から給電する手段がある。

設代替交流電源設備から給電する手段がある。

急用直流母線受電への給電

なお，非常用所内電気設備及び代替所内電気設備は，重大事故等が発生した場合において，

なお，非常用所内電気設備及び代替所内電気設備は，重大事故等が発生した場合にお共通要因で同時に機能を喪失することなく，少なくとも一系統は機能の維持及び人の接近性

いて，共通要因で同時に機能を喪失することなく，少なくとも一系統は機能の維持及びを確保する設計とする。

人の接近性を確保する設計とする。

代替所内電気設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第 1.14.2 図に示す。

常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。

・緊急用断路器・常設代替高圧電源装置

・荒浜側緊急用高圧母線

・常設代替高圧電源装置燃料移送配管・弁・大湊側緊急用高圧母線

・緊急用Ｍ／Ｃ

・緊急用電源切替箱断路器

・緊急用Ｐ／Ｃ

・緊急用電源切替箱接続装置

・緊急用ＭＣＣ

手順を整備しているため，項目を細分化している。
・東海第二では，代替所内電気設備と代替電源設備を組み合わせて給電を行う。

・AM 用動力変圧器
・AM 用 MCC・AM 用切替盤
・AM 用操作盤
・非常用高圧母線 C 系
・非常用高圧母線 D 系ⅱ) 可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電・相違理由②

設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備の機能が喪失し，代替所内電気設備に接続する必要な設備へ給電できない場合は，代替所内電気設備にて電路を確保し，可搬型代替交流電源設備から給電する手段がある。
なお，非常用所内電気設備及び代替所内電気設備は，重大事故等が発生した場合において，共通要因で同時に機能を喪失することなく，少なくとも一系統は機能の維持及び人の接近性を確保する設計とする。
可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。
・可搬型代替低圧電源車
・緊急用Ｐ／Ｃ
・緊急用ＭＣＣ・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜緊急
用Ｐ／Ｃ〜緊急用ＭＣＣ電路(b) 代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電・相違理由②。

ⅰ) 常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電

・東海第二の常設代替直流電源

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東海第二発電所

備考

非常用所内電気設備の機能が喪失し，緊急用直流125V充電器を経由した代替所内電気

設備は，代替所内電気設備へ

設備への給電ができない場合は，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備に給電する電源設備である。

よる給電を開始するまでの間，常設代替直流電源設備により24時間にわたり代替所内電気設備へ給電する手段がある。
なお，非常用所内電気設備及び代替所内電気設備は，重大事故等が発生した場合において，共通要因で同時に機能を喪失することなく，少なくとも一系統は機能の維持及び人の接近性を確保する設計とする。
常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。
・緊急用125V系蓄電池
・緊急用直流125V主母線盤
・緊急用125V系蓄電池〜緊急用直流125V主母線盤電路ⅱ) 可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電・相違理由②

常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備の故障，常設代替直流電源設備の枯渇により緊急用直流125V主母線盤への給電ができない場合は，可搬型代替低圧電源車
及び可搬型整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により緊急用直流125V主母線
盤へ給電する手段がある。
なお，非常用所内電気設備及び代替所内電気設備は，重大事故等が発生した場合において，共通要因で同時に機能を喪失することなく，少なくとも一系統は機能の維持及び人の接近性を確保する設計とする。
可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。
・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
・緊急用直流125V主母線盤
・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜緊急用125V主母線盤電路(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備

代替所内電気設備による給電で使用する設備のうち，緊急用断路器，緊急用電源切替箱断

常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備のうち，常設代路器， 緊急用電源切替箱接続装置，AM 用動力変圧器，AM 用 MCC，AM 用切替盤，AM 用操作

替高圧電源装置，常設代替高圧電源装置燃料移送配管・弁，緊急用Ｍ／Ｃ，緊急用Ｐ／Ｃ盤，非常用高圧母線 C 系及び非常用高圧母線 D 系は重大事故等対処設備として位置付ける。

及び緊急用ＭＣＣは重大事故等対処設備と位置付ける。
可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備のうち，可搬型代替低圧電源車，緊急用Ｐ／Ｃ，緊急用ＭＣＣ及び可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替
低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜緊急用Ｐ／Ｃ〜緊急用ＭＣＣ電路は重大事故等対処設備と位置付ける。
常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備のうち，緊急用
125V系蓄電池，緊急用直流125V主母線盤及び緊急用125V蓄電池〜緊急用直流125V主母線盤
14

・相違理由④
・東海第二では，代替所内電気設備と代替電源設備を組み合わせて給電を行う。

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備考

電路は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備のうち，可搬型代替低圧電源車，可搬型整流器，緊急用直流125V主母線盤及び可搬型低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜緊急用直流125V主母線盤
電路は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

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

以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備が機以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備が能喪失した場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保でき機能喪失した場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保で

る。

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・東海第二の「代替所内電気設
備による対応手段及び設備」には，自主対策設備が含まれ策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

ない・荒浜側緊急用高圧母線を経由する電路，大湊側緊急用高圧母線を経由する電路
耐震性は確保されていないが， 健全性が確認できた場合は第一ガスタービン発電機と同等の機能を有する第二ガスタービン発電機を使用した給電が可能となることから，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
ｄ．非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手段及び設備(a) 常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電

・東海第二は２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの他にＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを有

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電がですることから，２Ｃ・２Ｄ Ｄ

きない場合は，常設代替交流電源設備からＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ給電する手段がある。

／Ｇが機能喪失した場合に常設代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第ついて記載。

1.14.1−3図に示す。
・常設代替高圧電源装置
・常設代替高圧電源装置燃料移送系配管・弁・常設代替高圧電源装置〜緊急用Ｍ／Ｃ〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路
・緊急用Ｍ／Ｃ〜緊急用ＭＣＣ電路(b) 可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ故障時に，常設代替交流電源設備による給電ができない場合は，可搬型代替交流電源設備からＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ給電する手段がある。
可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。
・可搬型代替低圧電源車
・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／
Ｃ ２Ｃ電路・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／
Ｃ ２Ｄ電路(c) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電
15・東海第二では，外部電源喪失

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

東海第二発電所

備考

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電がで及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故きない場合は，ＨＰＣＳ Ｄ／ＧからＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ ２Ｅを経由して非常用障の際，高圧炉心スプレイ系

所内電気設備であるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）へ給電する手段がある。

ディーゼル発電機による非ＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。

常用高圧母線への給電を行える設備を有する。

・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料油ディタンク
・Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ
・Ｍ／Ｃ ２Ｅ
・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ〜Ｍ／Ｃ ２Ｅ〜Ｍ／Ｃ２Ｃ又は２Ｄ電路
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送配管・弁(d) 所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電

・東海第二では，外部電源喪失

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ ＤＧの故障により，直流125V充電器Ａ・Ｂを経由した直及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故流125V主母線盤への給電ができない場合は，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流

障の際，所内常設直流電源設

電源設備による給電を開始するまでの間，所内常設直流電源設備により24時間にわたり備による直流 125V 主母線盤

直流125V主母線盤へ給電する手段がある。

等への給電を行える設備を

また，直流125V充電器ＨＰＣＳを経由した直流125V主母線盤ＨＰＣＳ及び直流±24V充有する。

電器Ａ・Ｂを経由した直流±24V中性子モニタ用分電盤への給電ができない場合は，所内
常設直流電源設備により直流125V主母線盤ＨＰＣＳ及び直流±24V中性子モニタ用分電盤へ給電する手段がある。
所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。
・125V系蓄電池Ａ系
・125V系蓄電池Ｂ系
・125V系蓄電池ＨＰＣＳ系
・中性子モニタ用蓄電池Ａ系
・中性子モニタ用蓄電池Ｂ系
・125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路
・125V系蓄電池Ｂ系〜直流125V主母線盤２Ｂ電路
・中性子モニタ用蓄電池Ａ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ電路・中性子モニタ用蓄電池Ｂ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ｂ電路(e) 可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ ＤＧの故障，所内常設直流電源設備の蓄電池の枯渇によ・東海第二では，外部電源喪失

り直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電ができない場合は，可搬型代替低圧電源

及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故車及び可搬型整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により直流125V主母線盤２

障の際，可搬型代替直流電源

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Ａ（又は２Ｂ）へ給電する手段がある。
可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。

備考
設備による直流 125V 主母線
盤への給電を行える設備を有する。

・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜直流125V主母線２Ａ電路
・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜直流125主母線盤２Ｂ電路(f) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，直流125V充電器Ａ・Ｂを経由した

・東海第二では，外部電源喪失

直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへの給電ができない場合は，ＨＰＣＳ Ｄ／ＧからＭ／Ｃ Ｈ

及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故ＰＣＳ，ＭＣＣ ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器を経由して直流125V主母線盤２Ａ（又障の際，高圧炉心スプレイ系

は２Ｂ）へ給電する手段がある。

ディーゼル発電機による直ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電で使用する設備は以下のとおり。
・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料油ディタンク
・Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ
・ＭＣＣ ＨＰＣＳ
・125V系蓄電池ＨＰＣＳ系
・直流125V 予備充電器
・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ〜ＭＣＣ ＨＰＣＳ〜直流125V予備充電器〜直流125V主母線盤２Ａ電路
・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ〜ＭＣＣ ＨＰＣＳ〜直流125V予備充電器〜直流125V主母線盤２Ｂ電路
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送配管・弁(g) 重大事故等対処設備と自主対策設備
常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電で使用する設備のうち，常設代替
高圧電源装置，常設代替高圧電源装置〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ又は２Ｄ電路及び常設代替高圧電源装
置燃料移送配管・弁は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電で使用する設備のうち，可搬型
代替低圧電源車，可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／Ｃ ２Ｃ電路及び可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／Ｃ ２Ｄ電路は重大事故等対処設備として位置付ける。
17

流 125V 主母線盤への給電を行える設備を有する。

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高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電で使用する設備のうち，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
燃料油ディタンク，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ
〜Ｍ／Ｃ ２Ｅ〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ又は２Ｄ電路，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送配管・弁は重大事故等対処設備として位置付ける。
所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電で使用する設備のうち，125V
系蓄電池Ａ系，125V系蓄電池Ｂ系，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系，中性子モニタ用蓄電池Ａ系，中性子モニタ用蓄電池Ｂ系，125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路，125V系
蓄電池Ｂ系〜直流125V主母線盤２Ｂ電路，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系〜直流125V系主母線盤
ＨＰＣＳ，中性子モニタ用蓄電池Ａ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ電路及び中性子モニタ用蓄電池Ｂ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ｂ電路は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電で使用する設備のうち，可搬型代替低圧電源車，可搬型整流器，可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜直流125V主母線盤２Ａ電路及び可搬型代替低圧電
源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜直流125V主母
線盤２Ｂ電路は重大事故等対処設備として位置付ける。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電で使用する設備のうち，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，125V系蓄電池ＨＰＣＳ，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
燃料油ディタンク，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ，ＭＣＣ ＨＰＣＳ，高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水ポンプ，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／
Ｇ流路及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送配管・弁は重大事故等対処設備
として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で交流電源が喪失した
場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・Ｍ／Ｃ ２Ｅを経由する電路
耐震性は確保されていないが，Ｍ／Ｃ ２Ｅを経由する電路の健全性が確認でき，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが健全であり，かつ高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・直流125V予備充電器を経由する電路
18

備考

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備考

耐震性は確保されていないが，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが健全であり，かつ直流125V予備充
電器を経由する電路の健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な直流電源を確保するための手段として有効である。

・東海第二では，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの
機関冷却用の海水供給機能

ｅ．代替海水送水による対応手段及び設備(a) 代替海水送水による電源給電機能の復旧が喪失した際，高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機に

２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機関冷却用の海水供給機能が喪失することによる非常用高圧母線への給より，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる非常用所内電気設備への給電ができ電を行える設備を有する。

ない場合は，可搬型代替注水大型ポンプにより２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系
又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系に海水を送水し，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能を復旧する手段がある。
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海
水系への代替送水による２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能の復旧で使用する設備は以下のとおり。概要図を第1.14.1−5図に示す。
・２Ｃ Ｄ／Ｇ・２Ｄ Ｄ／Ｇ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ〜２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
代替海水送水による電源給電機能の復旧のうち，２Ｃ Ｄ／Ｇ，２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣ
Ｓ Ｄ／Ｇは重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で交流電源が喪失した
場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ
車両の移動，設置及びホース接続等に時間を要し，想定する事故シーケンスに対して有効性を確認できないが，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが使用可能な場
合は，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系に海水を送水し，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機海水系の冷却機能を確保することで，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／
Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能を復旧できるため，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
19

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備考

・可搬型代替注水大型ポンプ〜２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路
耐震性は確保されていないが，流路の健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な直流電源を確保するための手段として有効である。
・東海第二では、可搬型設備用d.

燃料補給のための対応手段及び設備(a) 燃料補給設備による給油

ｆ．燃料補給のための対応手段及び設備(a) 燃料給油設備による給油ⅰ) 可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油

重大事故等の対処で使用する設備を必要な期間継続して運転させるため，燃料補給設備により給油する手段がある。

軽油タンクからタンクロー
リへ給油し、各機器へ給油するまで記載。

重大事故等の対処で使用する可搬型代替低圧電源車，窒素供給装置用電源車，可搬型
代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプ等を必要な期間継続して運転させる
ため，燃料給油設備により給油する手段がある。

燃料補給設備による給油で使用する設備は以下のとおり。

可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油で使用する設備は以下のとおり。

・軽油タンク・可搬型設備用軽油タンク

・軽油タンク出口ノズル・弁・タンクローリ

・軽油貯蔵タンクから燃料移送・ホース

ポンプを用いて常設代替高・タンクローリ（4kL）

圧電源装置へ給油するまで
ⅱ) 軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油記載。

重大事故等の対処で使用する常設代替高圧電源装置を必要な期間継続して運転させる
ため，燃料給油設備により給油する手段がある。
軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油で使用する設備は以下のとおり。
・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
燃料補給設備による給油で使用する設備のうち，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・弁，
ホース及びタンクローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。

(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油で使用する設備のうち，可搬型設備用軽油タンク，タンクローリは重大事故等対処設備として位置付ける。
軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油で使用する設備のうち，軽油貯蔵タ
ンク及び常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプは重大事故等対処設備として位置付ける。

これらの選定した設備は，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。

る。

以上の重大事故等対処設備により，重大事故等の対処で使用する設備の燃料を確保し，必要以上の重大事故等対処設備により，重大事故等の対処で使用する設備の燃料を確保し，必な期間運転を継続することができる。
e.

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手順等

要な期間運転を継続することができる。
ｇ．手順等

上記「a. 代替電源（交流）による対応手段及び設備」，「b. 代替電源（直流）による対

上記「ａ．代替電源（交流）による対応手段及び設備」，「ｂ．代替電源（直流）による応手段及び設備」，「c. 代替所内電気設備による対応手段及び設備」及び「d. 燃料補給の対応手段及び設備」，「ｃ．代替所内電気設備による対応手段及び設備」，「ｄ．非常用デ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。

ィーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手段及び設備」，「ｅ．代替海水送水による対応手段及び設備」及び「ｆ．燃料補給のための対応手段及び設備」により選定した対応
20

・相違理由④

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東海第二発電所
手段に係る手順を整備する。

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

これらの手順は，運転員等※１及び重大事故等対応要員の対応として「非常時運転手順書Ⅱス） （以下「EOP」という。），事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）（以下「停止時（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）」，「ＡＭ設備別操作手順

EOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第 1.14.1 表）。

書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.14.1−1表）。

また， 重大事故等時に監視が必要となる計器ついても整理する（第 1.14.2 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器についても整理する（第1.14.1−2表）。

さらに，他の条文にて選定した重大事故等対処設備と本条文にて選定した給電手段との関連

さらに，他の条文にて選定した重大事故等対処設備と本条文にて選定した給電手段との関性についても整理する。

連性についても整理する。
※1 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

21

備考

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1.14.2 重大事故等時の手順

1.14.2 重大事故等時の手順

1.14.2.1 代替電源（交流）による対応手順

1.14.2.1 代替電源（交流）による対応手順(1) 代替交流電源設備による給電a.

備考(1) 代替交流電源設備による給電

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による M/C C 系及び M/C D 系

ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電・相違理由②

受電
送電線及び開閉所が破損又は破損する可能性のある大規模自然災害が発生した場合，並びに送電線及び開閉所が破損又は破損する可能性のある大規模自然災害が発生した場合，並びに外部電源及び非常用ディーゼル発電機による給電が見込めない場合に，発電用原子炉及び使用「全交流動力電源喪失時」につ
外部電源，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる給電が見込めない場合に，発電用原 ・済燃料プールの冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となる非常用高圧母線 D 系（以子炉及び使用済燃料プールの冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となるＭ／Ｃ ２

下「M/C D 系」という。）の電源を復旧する。原子炉圧力容器への注水に必要な負荷への給電

Ｃ（又は２Ｄ）の電源を復旧する。重大事故等対応は，Ｍ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄのいずれ ・東海第二は，２Ｃ，２Ｄのいは，M/C D 系を受電することにより電源が供給されるため，M/C D 系受電後は原子炉圧力容器

かの給電で行うことができるため，判断基準の明確化の観点から，Ｍ／Ｃ ２Ｃを優先する手ずれの復旧でも同様の重大への注水を優先させ，その後に非常用高圧母線 C 系（以下「M/C C 系」という。）へ給電する。

順としている。

事故等対応を実施できるた

M/C C 系受電操作完了後，直流 125V 充電器盤及び中央制御室監視計器へ交流電源を供給す

Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電操作完了後，直流 125V 充電器へ交流電源を供給する。

いて記載。

め，いずれか一方のＭ／Ｃを必須復旧Ｍ／Ｃとしていなる。

い。
第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機の起動操作を並行で行い，第一ガスタ
ービン発電機による給電を行う。第一ガスタービン発電機による給電ができない場合は,第二常設代替交流電源設備による給電ができない場合は，可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ
２Ｃ（又は２Ｄ）による給電を行う。

・主要な監視計器は直流電源設備であるため，中央制御室監
視計器を記載していない。

ガスタービン発電機（荒浜側緊急用高圧母線（以下「荒浜側緊急用 M/C」という。）経由）による給電を行う。第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電ができない場
合は，第二ガスタービン発電機の起動状態が正常で大湊側緊急用高圧母線（以下「大湊側緊急用 M/C」という。）を経由した電路が健全であれば，第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用
M/C 経由）による給電を行う。第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機による給電ができず，号炉間電力融通ケーブルを使用した電力融通ができない場合は，荒浜側緊急用 M/Cを経由した電路が健全であれば， 電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電を行う。
代替交流電源設備による M/C C 系及び M/C D 系への給電の優先順位は以下のとおり。

代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電の優先順位は以下のとおり。

1.第一ガスタービン発電機

1.常設代替交流電源設備

2.第二ガスタービン発電機（ 荒浜側緊急用 M/C 経由）

2.可搬型代替交流電源設備

3.第二ガスタービン発電機（ 大湊側緊急用 M/C 経由）
4.号炉間電力融通ケーブル(常設)
5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)
6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）
7.電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）
8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）
なお，優先 4 及び優先 5 の手順については「c.

号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C

系又は M/C D 系受電」にて，優先 7 及び優先 8 の手順については「b. 電源車による P/C C 系

なお，優先2の手順については「ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」にて整備する。

及び P/C D 系受電」にて整備する。
また，上記給電を継続するために第一ガスタービン発電機用燃料タンク，第二ガスタービン

また，上記給電を継続するために常設代替交流電源設備である常設代替高圧電源装置又は22・相違理由④

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東海第二発電所

備考

発電機用燃料タンク及び電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，可搬型代替交流電源設備である可搬型代替低圧電源車への燃料給油を実施する。燃料の給油

・東海第二では，「燃料の補給」「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

手順については，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。

について「燃料の給油」に統(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

一した。

［第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機の起動並びに M/C C 系及び M/C D 系
受電準備開始の判断基準］

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失により M/C C 系及び M/C D 系へ給電できない場合。

外部電源喪失，２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失によりＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・・相違理由④

ＨＰＣＳへ給電できない場合。
・相違理由④［第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による給電の判断基準］
外部電源， 非常用ディーゼル発電機及び第一ガスタービン発電機による給電ができな
い状況において，第二ガスタービン発電機の起動状態が正常であるが，荒浜側緊急用 M/Cを経由した電路が使用できない場合。

・東海第二の可搬型電源はＰ／［電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電の判断基準］

Ｃ給電であるため，ｂ項に記

外部電源， 非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電

載。

機及び号炉間電力融通ケーブルによる給電ができない状況において，荒浜側緊急用 M/C を経由した電路が健全である場合。
(b) 操作手順(b) 操作手順

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による M/C C 系及び M/C D

常設代替高圧電源装置による代替所内電気設備を経由した非常用所内電気設備への給電・操作手順は，設計，体制等の系受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.1

違いに起因する記載の相違

要図を第 1.14.7 図に，タイムチャートを第 1.14.8 図から第 1.14.11 図に示す。

−1図に，タイムチャートを第1.14.2.1−2図に示す。

がある。（以降同様）【常設代替高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に第一ガスタービン発電機による給① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に常設代替高圧電源装置（2台）の電準備開始及び M/C D 系，AM 用 MCC 及び M/C C 系受電準備開始を指示する。
②緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に第二ガスタービン② 運転員等は，中央制御室にて常設代替高圧電源装置（2台）を起動し，発電長に常設代※１③中央制御室運転員 A は，給電準備として第一ガスタービン発電機を起動し，当直副長に報告する。
④緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機設置場所及び荒浜側緊急用 M/C 設置場所に給電する設計であり，代替所※1 中央制御室からの起動が完了した場合は操作手順⑦へ

内電気設備に給電するため③ 中央制御室からの起動に失敗した場合，発電長は，災害対策本部長代理に常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動を依頼する。
④ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に常設代替高圧電源装置（2台）の現場か

a⑤ 第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合らの起動を指示する。

中央制御室運転員 B は，受電前準備として M/C D 系，P/C D 系及び AM 用 MCC の負荷の遮⑤ 重大事故等対応要員は，屋外（常設代替高圧電源装置置場）にて常設代替高圧電源装

断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のためコントロールスイッチ（以下「CS」

置（2台）を起動し，災害対策本部長代理に常設代替高圧電源装置（2台）の起動が完という。） を「切」又は「切保持」とする。

了したことを報告する。

b〜d⑤

第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合⑥ 災害対策本部長代理は，発電長に常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動が完

中央制御室運転員 A 及び B は，受電前準備として M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，M/C C
系及び P/C C 系の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のため CS を「切」
又は「切保持」とする。

了したことを連絡する。
【代替所内電気設備受電】⑦ 発電長は，運転員等に常設代替高圧電源装置（2台）による代替所内電気設備への給電
23

介してＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ替高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動が完了したことを報告する。
【常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動の場合】

到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。

源設備から緊急用Ｍ／Ｃを

中央制御室からの起動を指示する。

発電機による給電準備開始を指示する。

・東海第二は，常設代替交流電の常設代替高圧電源装置 2 台に加え，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ給電するために常設代替高圧電源装置 3 台を追加で起動する手順としている。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所⑥a 第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合
現場運転員 C 及び D は，M/C D 系及び P/C D 系の受電前準備として，あらかじめ定めら開始を指示する。
⑧ 運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｍ／Ｃの受電遮断器を「入」とし，緊急用Ｍ／Ｃ，れた負荷以外の遮断器を「切」とする。
b〜d⑥

第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合

緊急用Ｐ／Ｃ及び緊急用ＭＣＣを受電する。
⑨ 運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｍ／Ｃ，緊急用Ｐ／Ｃ及び緊急用ＭＣＣの必要な

現場運転員 C 及び D は，M/C D 系，P/C D 系及び AM 用 MCC の負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報負荷へ給電する（又は給電を確認する）。
⑩ 運転員等は，発電長に常設代替高圧電源装置（2台）による代替所内電気設備への給電

告する。
a⑦ 第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合
現場運転員 E 及び F は，M/C D 系及び P/C D 系の機器作動防止のため，あらかじめ定めが完了したことを報告する。
【常設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動】⑪ 発電長は，運転員等に常設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動を指られた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑦b〜d 第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合示する。
⑫ 運転員等は，中央制御室にて常設代替高圧電源装置（3台）を追加起動し，発電長に常現場運転員 E 及び F は，M/C C 系，P/C C 系の負荷抑制のため，あらかじめ定められた

設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動が完了したことを報告する。

負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に M/C C 系の受電準備完了を報告する。

※２⑧緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機を起動後，給電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑨当直副長は，被災状況を確認し，第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機※2 中央制御室からの起動が完了した場合は操作手順⑰へ【常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動の場合】⑬ 中央制御室からの起動に失敗した場合，発電長は，災害対策本部長代理に常設代替高のどちらで給電するかを判断する。

圧電源装置（3台）の現場からの追加起動を依頼する。
⑭ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に常設代替高圧電源装置（3台）の現場か［優先 1.第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合］
a⑩ 当直副長は，運転員に第一ガスタービン発電機による給電開始を指示する。

らの追加起動を指示する。
⑮ 重大事故等対応要員は，屋外（常設代替高圧電源装置置場）にて常設代替高圧電源装⑪a 中央制御室運転員 A は，第一ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」と置（3台）を追加起動し，災害対策本部長代理に常設代替高圧電源装置（3台）の追加

し， 第一ガスタービン発電機から給電が開始されたことを当直副長に報告する。
⑫a 当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。

起動が完了したことを報告する。
⑯ 災害対策本部長代理は，発電長に常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動

a⑬ 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，
P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
a⑭ 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCが完了したことを連絡する。
【非常用所内電気設備受電】⑰ 発電長は，運転員等に常設代替高圧電源装置（5台）による緊急用Ｍ／Ｃを経由した非の受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
a

常用所内電気設備への給電開始を指示する。

⑮ 中央制御室運転員 B は，受電前準備として M/C C 系及び P/C C 系の負荷の遮断器を⑱ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の受電前状態において「切」とし，動的機器の自動起動防止のため CS を「切」又は「切保持」とする。

異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。

a⑯ 現場運転員 E 及び F は，M/C C 系，P/C C 系の負荷抑制のため，あらかじめ定められた⑲ 運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にて給電準備としてＭ／Ｃ ２Ｃ（又負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に M/C C 系の受電準備完了を報告する。

は２Ｄ）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止

aのため操作スイッチを隔離する。

⑰ 当直副長は，運転員に M/C C 系の受電開始を指示する。
⑱a 現場運転員 E 及び F は，M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C C 系，

⑳ 運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｍ／Ｃを経由したＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電のP/C C 系及び MCC C 系の受電操作を実施する。

ための連絡遮断器を「入」とするとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの連絡遮断器を「入」⑲a 現場運転員 E 及び F は，外観点検により M/C C 系，P/C C 系及び MCC C 系の受電状態にとして，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系を異常がないことを確認後，当直副長に報告し，直流 125V 充電器盤及び中央制御室監視受電する。

計器へ交流電源を供給する。

運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ
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操作手順については，「1.14.2.2(1)a.

東海第二発電所

所内蓄電式直流電源設備による給電」の操作／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の必要な負荷へ給電する（又は給電をa

手順⑬ 〜と同様である。

確認する）。
運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２

［優先 2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系

Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動受電の場合］

作等異常がないことを外観点検により確認する。

b

運転員等は，発電長に常設代替高圧電源装置（5台）による緊急用Ｍ／Ｃを経由した系への給電のための電路を構成するよう指示する。

非常用所内電気設備への給電が完了したことを報告する。

⑩ 当直副長は，運転員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C Db⑪ 現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器にて，M/C D 系へのなお，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からのＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＰ

給電のための電路を構成し，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。

／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電b路を構成する。

⑫ 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系への給電を依頼する。
⑬b 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由） による給電開始を指示する。
⑭b 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑮b 当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。
⑯b 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，
P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
⑰b 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告し，M/C C 系受電準備を開始する。
M/C C 系受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合」の操作手順⑰a〜⑲a と同様である。
［優先 3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系
受電の場合］⑩c 当直副長は，運転員に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C D
系への給電のための電路を構成するよう指示する。
⑪c 現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器及び緊急用電源切
替箱接続装置 B にて，M/C C 系及び M/C D 系への給電のための電路を構成し，当直副長に M/C C 系及び M/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑫c 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に第二ガスタービ
ン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による給電準備開始を指示する。
⑬c 緊急時対策要員は， 第二ガスタービン発電機設置場所に到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，大湊側緊急用 M/C への給電のための電路を構成する。
⑭c 緊急時対策要員は，大湊側緊急用 M/C 設置場所に到着後，外観点検により大湊側緊急25

備考

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用 M/C 電路の健全性を確認し，第二ガスタービン発電機による給電のための電路を構成し、給電準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑮c 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系への給電を依頼する。
⑯c 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由） による給電開始を指示する。
⑰c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑱c 当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。
⑲c 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，
P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
⑳c 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告し，M/C C 系受電準備を開始する。
M/C C 系受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合」の操作手順⑰a〜⑲a と同様である。
［優先 6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合］⑩d 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に M/C D 系受電準備開始を指示する。
⑪d 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（荒浜側緊急用 M/C経由）による M/C D 系への給電準備開始を依頼する。
⑫d 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系
給電準備開始を指示する。
⑬d 緊急時対策要員は，荒浜側緊急用 M/C 設置場所にて，外観点検により電源車及び電路の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。
⑭d 当直副長は，運転員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系への給電のための電路を構成するよう指示する。
⑮d 現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器にて，M/C D 系への給電のための電路を構成し，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑯d 緊急時対策要員は，電源車を起動し，給電準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑰d 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（荒浜側緊急用 M/C経由）による M/C D 系への給電を依頼する。
⑱d 緊急時対策本部は， 緊急時対策要員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電開始を指示する。
⑲d 緊急時対策要員は，電源車から給電するための遮断器を「入」とし，電源車（荒浜側緊
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東海第二発電所

備考

急用 M/C 経由）から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑳d 当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。
d

現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，

P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
d

現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告し，M/C C 系受電準備を開始する。
M/C C 系受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合」の操作手順⑰a〜⑲a と同様である。
(c) 操作の成立性
優先 1 の第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電操作は，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の所要時間は以下のとおり。
・第一ガスタービン発電機による給電開始まで 15 分以内で可能である。
・第一ガスタービン発電機による M/C D 系受電完了まで 20 分以内で可能である。
・第一ガスタービン発電機による M/C C 系受電完了まで 50 分以内で可能である。

(c) 操作の成立性【常設代替高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動及び代替所内電気設備受電】
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代替高圧電源装置（2台）の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電完了まで4分以内で可能である。
【常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動及び代替所内電気設備受電】
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2

また，6 号及び 7 号炉がプラント停止中の運転員の体制においては，当直副長の指揮のも名及び重大事故等対応要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代と 1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作替高圧電源装置（2台）の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電完了まで40分以内で可能である。

業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・第一ガスタービン発電機による給電開始まで 25 分以内で可能である。

【常設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動及び非常用所内電気設備受電】

・第一ガスタービン発電機による M/C D 系受電完了まで 30 分以内で可能である。

中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2

・第一ガスタービン発電機による M/C C 系受電完了まで 60 分以内で可能である。

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高圧電源装置（3台）の起

優先 2 の第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系

動及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電完了まで92分以内で可能である。

受電操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系受電完了まで約 75 分で可能である。

・相違理由④・相違理由④【常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動及び非常用所内電気設備受電】
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2
名及び重大事故等対応要員2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
替高圧電源装置（3台）の起動及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電完了まで88分以内で可能である。

・第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系受電完了まで約 80分で可能である。
優先 3 の第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系

・相違理由④

受電操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系受電完了まで約 85 分
で可能である。
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東海第二発電所

備考

・第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系受電完了まで約 90 分で可能である。
優先 6 の電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系受電操作は，1 ユ・相違理由④

ニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系受電完了まで約 95 分で可能である。
・電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系受電完了まで約 100 分で可能である。
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，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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

・「防護具」は「放射線防護具」と記載することで統一している。
（以下，放射線防護具の記載については省略）b.

電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電

ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電

・Ｐ／Ｃへの給電は，２Ｃ・２

外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，常設代替交流電源設備又は代替所内電気設備である緊急用Ｍ／Ｃの故障によりＭ／Ｃ ２

Ｄの両母線に給電する手順

号炉間電力融通ケーブル及び電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系へ

Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失した場合は，可搬型代替交流電源設備である可搬型代替低圧電源としている。（常設代替交流の給電が見込めない場合，電源車を P/C C 系の動力変圧器の一次側又は緊急用電源切替箱接続

車により非常用所内電気設備であるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄに給電する。

電源設備による給電につい装置に接続して P/C D 系を受電し，発電用原子炉及び使用済燃料プールの冷却，原子炉格納容ては，２Ｃ，２Ｄのいずれか

器内の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を確保する。P/C D 系の受電完了後，P/C C 系の

1 母線のみ）受電操作を実施し，直流 125V 充電器盤及び中央制御室監視計器へ交流電源を供給する。
また，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順について

また，上記給電を継続するために可搬型代替低圧電源車への燃料補給を実施する。燃料のは，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

給油手順については，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電ができない場合。
(b) 操作手順

外部電源，２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，常設代替高圧電源装置による非常用所内電気設備への給電ができない場合。
(b) 操作手順

電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電手順の概要は以下のとお

第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に， 概要図を第 1.14.12 図に，タイムチャートを第 1.14.13

り。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.1−3図に，タイムチャー

図及び第 1.14.14 図に示す。

トを第1.14.2.1−4図に示す。

［優先 7.電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電の場合］【可搬型代替低圧電源車の起動】① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に電源車による P/C C 系及び P/C D
系受電準備開始を指示する。

源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備開始を依頼する。
② 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車による P/C C 系及びP/C D 系受電準備開始を依頼する。

２Ｃ・２Ｄへの給電準備開始を指示する。
③ 発電長は，運転員等に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備
28・相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電準備開始を指示する。

開始を指示する。
④ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口にて可搬④緊急時対策要員は，電源車を原子炉建屋近傍に配置し，電源車から P/C C 系動力変圧器型代替低圧電源車（2台）を配置し，可搬型代替低圧電源車から可搬型代替低圧電源の一次側までの間に電源車のケーブルを敷設する。

車接続盤まで可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルを，可搬型代替低圧電源車（2⑤中央制御室運転員 A 及び B は，受電前準備として M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，M/C C台）の間に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブル及び並列運転用制御ケーブルを敷系及び P/C C 系の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のため CS を「切」

設し，接続する。なお，可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）については，屋外の又は「切保持」とする。

地下に設置されているため，水が滞留している場合は排水後に可搬型代替低圧電源⑥現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器にて，電源車による車用動力ケーブルの敷設，接続を行う。

P/C C 系及び P/C D 系への給電のための電路を構成し，M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，

⑤ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの受電前状態において異M/C C 系及び P/C C 系負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」

臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。

とし，当直副長に P/C C 系及び P/C D 系の受電準備完了を報告する。

⑥ 運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて給電準備としてＰ／Ｃ ２Ｃ・⑦緊急時対策要員は電源車のケーブルを P/C C 系動力変圧器の一次側に接続するととも２Ｄの受電遮断器及び負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のためスに， 絶縁抵抗測定により電源車から P/C C 系動力変圧器の一次側までの間の電路の健イッチを隔離するとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの負荷抑制のため，必要な負荷以外

全性を確認し，受電準備完了を緊急時対策本部に報告する。

の遮断器を「切」とし，発電長に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ⑧緊急時対策本部は，当直長に電源車による給電開始を連絡し，緊急時対策要員に給電開始を指示する。

の給電準備が完了したことを報告する。
⑦ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口にて可搬⑨緊急時対策要員は，電源車を起動し，P/C C 系動力変圧器の一次側へ給電を開始すると型代替低圧電源車からＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線までの電路の健全性を絶縁抵

ともに，給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

抗測定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２⑩当直副長は，運転員に M/C C 系の受電開始を指示する。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，P/C 動力変圧器フィーダ遮断器を「入」とし， M/C C 系

Ｃ・２Ｄへの給電準備が完了したことを報告する。
⑧ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへを受電する。
⑫現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C C 系の受電状態に異常がないことを確認の給電準備が完了したことを連絡する。
⑨ 発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間

後，当直副長に報告する。
⑬当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。

の連絡母線への給電を依頼する。
⑩ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ⑭現場運転員 C 及び D は，M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器及び M/C D 系緊急用電源
母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系， P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操

２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電開始を指示する。
⑪ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口にて可搬作を実施する。

型代替低圧電源車（2台）の起動及び並列操作によりＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母⑮現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の線への給電を実施し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２

受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑯ 当直副長は，運転員に P/C C 系の受電開始を指示する。

Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電が完了したことを報告する。
⑫ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車（2台）によるＰ／Ｃ ２⑰中央制御室運転員 A 及び B は， P/C C 系受電遮断器を「入」とし，P/C C 系及び MCC C
系の受電操作を実施する。
⑱現場運転員 C 及び D は，外観点検により P/C C 系及び MCC C 系の受電状態に異常がない
ことを確認後，当直副長に報告する。

備考

Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電が完了したことを連絡する。
【非常用所内電気設備受電】⑬ 発電長は，運転員等に非常用所内電気設備の受電開始を指示する。
⑭ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。

［優先 8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電の⑮ 運転員等は，中央制御室にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの連絡遮断器を「入」とし，Ｐ／Ｃ

場合］

２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系を受電する。
29

・相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に電源車による P/C C 系及び P/C D

東海第二発電所⑯ 運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ

系受電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，緊急時対策本部に電源車による P/C C 系及び２Ｃ系・２Ｄ系の必要な負荷へ給電する（又は給電を確認する）。
⑰ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ

P/C D 系受電準備開始を依頼する。

系の受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電準備開始を指示する。
④緊急時対策要員は，電源車を原子炉建屋近傍に配置し，電源車から緊急用電源切替箱接続装置までの間に電源車のケーブルを敷設する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，受電前準備として M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，M/C C

備考

点検により確認する。
⑱ 運転員等は，発電長に非常用所内電気設備の受電が完了したことを報告する。
また，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からのＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電路を構成する。

系及び P/C C 系の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のため CS を「切」
又は「切保持」とする。
⑥現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器にて，電源車による
P/C C 系及び P/C D 系への給電のための電路を構成し，M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，
M/C C 系及び P/C C 系負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に P/C C 系及び P/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑦緊急時対策要員は電源車のケーブルを緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）に接続するとともに，絶縁抵抗測定により電源車から緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）までの間の電路の健全性を確認し，受電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑧緊急時対策本部は，当直長に電源車による給電開始を連絡し，緊急時対策要員に給電開始を指示する。
⑨緊急時対策要員は，電源車を起動し，緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）
へ給電を開始するとともに，給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑩当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。
⑪現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，
P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
⑫現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑬当直副長は，運転員に M/C C 系の受電開始を指示する。
⑭現場運転員 C 及び D は，M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C C 系，
P/C C 系及び MCC C 系の受電操作を実施する。
⑮現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C C 系，P/C C 系及び MCC C 系の受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性
優先 7 の電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電(c) 操作の成立性【可搬型代替低圧電源車の起動】

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

中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2

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電源車（P/C C 系

名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型
30・相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
動力変圧器の一次側に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電完了まで約 340 分で可能である。

東海第二発電所

備考

代替低圧電源車の起動完了まで170分以内で可能である。
【非常用所内電気設備受電】

優先 8 の電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電操中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名及び現場対応を運転員等（当直運転員）

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2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＰ／

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電源車（緊急用電源

Ｃ ２Ｃ・２Ｄ受電まで180分以内で可能である。

・相違理由④

切替箱接続装置に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電完了まで約 285 分で可能である。
電源車から非常用電源盤間に敷設する電源車のケーブルのうち，原子炉建屋内に敷設する電源車のケーブルは，原子炉建屋内の位置的分散を図った 2 箇所に常設配備されており，一方の電源車のケーブルが使用不能である場合においても他方の電源車のケーブルを使用して敷設することが可能である。
このうち 1 つの電源車のケーブルについては，原子炉建屋内の電源車配置位置近傍から非常用電源盤室内まで常時敷設されており，円滑に電源車から非常用電源盤間に敷設することが可能である。
また，円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整

また，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，照明及び通信連備するとともに，暗闇でも視認性が向上するように操作対象遮断器の識別表示を行う。室温絡設備を整備するとともに，暗闇でも視認性が向上するように操作対象遮断器の識別表

は通常運転時と同程度である。

示を行う。室温は通常運転時と同程度である。

電源車はプラント監視機能等を維持する上で必要な最低限度の電力を供給する。プラントの被災状況に応じて使用可能な設備の電源を供給する。
c.

可搬型代替交流電源設備はプラント監視機能等を維持する上で必要な最低限度の電力を供給する。プラントの被災状況に応じて使用可能な設備の電源を供給する。

号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C 系又は M/C D 系受電・相違理由①

当該号炉で外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機及び第二ガスター
ビン発電機による給電ができない場合において，号炉間電力融通ケーブル（常設）又は号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用して他号炉の緊急用電源切替箱断路器から当該号炉の M/C
C 系又は M/C D 系までの電路を構成し，他号炉から給電することにより，発電用原子炉及び使用済燃料プールの冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を復旧する。
また，他号炉で全交流動力電源が喪失し，当該号炉の電源が確保されている場合は，同様の手段により当該号炉から他号炉へ給電することが可能である。
なお，コントロール建屋内に配備する号炉間電力融通ケーブル（常設）が使用できない場合
は， 荒浜側高台保管場所に配備する号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用して電力融通を行う。
(a) 手順着手の判断基準

・相違理由④

当該号炉で外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機及び第二ガスタ
ービン発電機による給電ができない状況において，他号炉の非常用ディーゼル発電機 A 系又は非常用ディーゼル発電機 B 系が健全で電力融通が可能な場合。
(b) 操作手順

・相違理由①31

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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東海第二発電所

号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C 系又は M/C D 系受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.15 図に，タイムチャートを第 1.14.16 図に示す。
［優先 4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した M/C C 系又は M/C D 系受電の場合］［優先 5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した M/C C 系又は M/C D 系受電の場合］（本手順は，当該号炉で全交流動力電源が喪失した状況において，他号炉の非常用ディー
ゼル発電機 A 系から号炉間電力融通ケーブルを使用して当該号炉の M/C C 系又は M/C D 系へ給電する操作手順を示す。）①ab 当該号炉の当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当該号炉及び他号炉の運転員に号炉間電力融通ケーブルを使用した他号炉の非常用ディーゼル発電機 A 系による当該号炉の M/C C 系又は M/C D 系の受電準備開始を指示する。
②ab 当直長は，当該号炉の当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に号炉間電力融通ケーブルの敷設及び電路構成を依頼する。
③ab 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員及び当直長に号炉間電力融通ケーブルを使用した非常用ディーゼル発電機 A 系からの電力融通の準備開始を指示する。
④ab 他号炉の中央制御室運転員 a 及び b は，非常用ディーゼル発電機 A 系の負荷の切替え及び非常用ディーゼル発電機 A 系の運転継続に不要な負荷の停止操作を実施し，他号炉の当直副長に給電準備完了を報告する。
⑤ab 他号炉の現場運転員 c 及び d は非管理区域にて，他号炉の現場運転員 e 及び f は管理区域にて，非常用ディーゼル発電機 A 系の負荷の切替え及び非常用ディーゼル発電機 A
系の運転継続に不要な負荷の停止操作を実施後，他号炉の現場運転員 c 及び d は緊急用
電源切替箱断路器にて号炉間電力融通ケーブル接続のための電路構成を実施し，他号炉の当直副長に給電準備完了を報告する。
⑥ab 当該号炉の中央制御室運転員 A 及び B 並びに当該号炉の現場運転員 C 及び D は，M/C
C 系又は M/C D 系受電前準備として関連遮断器の「切」又は「切確認」を実施し，当該号炉の当直副長に受電準備完了を報告する。
⑦a 号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（常設）を敷設する。
⑦b 号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を敷設する。
⑧ab 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱内の断路器が全て開放されていることを確認し，断路器（第一ガスタービン発電機側）に接続されたケーブルを解線する。
⑨ab 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器（第一ガスタービ
32

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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ン発電機側）に号炉間電力融通ケーブルを接続するとともに，絶縁抵抗測定により電路の健全性を確認する。
⑩ab 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器にて号炉間電力融通のための電路を構成する。
⑪ab 緊急時対策要員は，号炉間電力融通ケーブルによる電力融通の準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑫ab 当該号炉の当直副長は， 当該号炉及び他号炉の運転員に号炉間電力融通ケーブルを使用した非常用ディーゼル発電機 A 系による M/C C 系又は M/C D 系の受電開始を指示する。
⑬ab 他号炉の現場運転員 c 及び d は，他号炉の M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器「入」にて当該号炉への給電を開始する。
⑭ab 当該号炉の当直副長は，当該号炉の運転員に非常用ディーゼル発電機 A 系からの M/C
C 系又は M/C D 系の受電開始を指示する。
M/C C 系又は M/C D 系受電手順については，「a.

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による M/C C 系及び M/C D 系受電」の操作手順⑫a〜⑲a と同様である。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各 2 名（操作者及び確認者）の計4 名， 当該号炉の現場運転員 2 名，他号炉の現場運転員 4 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の所要時間は以下のとおり。
・優先 4 のコントロール建屋（緊急用電源切替箱断路器近傍）の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合，M/C C 系又は M/C D 系の受電完了まで約 115 分で可能である。
・優先 5 の屋外（荒浜側高台保管場所）の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する
場合，M/C C 系又は M/C D 系の受電完了まで約 245 分で可能である。
なお，号炉間電力融通ケーブルについては，コントロール建屋（緊急用電源切替箱断路器近傍） と屋外（荒浜側高台保管場所）に配備されており，円滑に 6 号及び 7 号炉間にケーブルを敷設することが可能である。
円滑に作業できるように， 移動経路を確保し， 防護具， 照明及び通信連絡設備を整備す
る。

33

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.14.2.2 代替電源（直流）による対 応手順(1) 代替直流電源設備による給電
a.

所内蓄電式直流電源設備による給電
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失，第一ガスタービン発電機，第二ガスター

東海第二発電所
1.14.2.2 代替電源（直流）による対応手順(1) 代替直流電源設備による給電
ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失，常設代替高圧電源装置及び可ビン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車による交流電源の復旧ができない場合，直流搬型代替低圧電源車による交流電源の復旧ができない場合，所内常設直流電源設備である

125V 蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 A−2 及び AM 用直流 125V 蓄電池から，24 時間以上にわたり直125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系から，24時間以上にわたり非常用所内電気設備である直流125V主母流母線へ給電する。

線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失後，充電器を経由した直流母線（直流 125V

備考

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失後，充電器を経由した直流母線

・相違理由④主母線盤）への給電から，直流 125V 蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直（直流125V主母線盤及び直流±24V中性子モニタ用分電盤）への給電から，125V系蓄電池Ａ

・東海第二は，24時間の直流

流 125V 蓄電池 D による直流母線（直流 125V 主母線盤）への給電に自動で切り替わることを確系・Ｂ系，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流母線

給電要求のある125V系蓄電池

認する。全交流動力電源喪失から 8 時間経過するまでに，直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄（直流125V主母線盤及び直流±24V中性子モニタ用分電盤）への給電に自動で切り替わること

Ａ系・Ｂ系の他に、高圧炉心

電池 A−2 による給電に切り替え，その後，直流 125V 蓄電池 A の延命のため，直流 125V 主母を確認する。125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系の延命のため，全交流動力電源喪失から1時間経過する

スプレイ系用蓄電池や中性子線盤の不要な負荷の切離しを実施する。さらに全交流動力電源喪失から 19 時間経過するまでまでに，中央制御室において簡易な操作でプラントの状態監視に必要ではない直流125V主母モニタ用の蓄電池を有する。

に，直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池による給電に切り替えることで，24 時間

線盤の直流負荷を切り離し，その後，全交流動力電源喪失から8時間経過するまでに，中央制・東海第二では，全交流動力

以上にわたり直流母線へ給電する。

御室外において必要な負荷以外の切り離しを実施することで，24時間以上にわたり直流125V

電源喪失発生後一時間以内

主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。

に、中央制御室内にて簡易な

所内蓄電式直流電源設備から直流母線へ給電している 24 時間以内に，第一ガスタービン発
電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車により P/C C 系及び P/C

所内常設直流電源設備から直流母線へ給電している24時間以内に，常設代替高圧電源装置

D 系を受電し，その後，直流 125V 充電器盤 A，直流 125V 充電器盤 B，直流 125V 充電器盤 A−

又は可搬型代替低圧電源車によりＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄを受電し，その後，直流125V主母線盤２

2，AM 用 125V 充電器盤を受電して直流電源の機能を回復させる。なお，蓄電池を充電する際はＡ・２Ｂを受電して直流電源の機能を回復させる。なお，蓄電池を充電する際は水素が発生

水素ガスが発生するため，蓄電池室の換気を確保した上で蓄電池の回復充電を実施する。また，するため，バッテリー室の換気を確保した上で，蓄電池の浮動充電を実施する。

操作で必要でない負荷の切り離し操作を行う。
・水素は「水素ガス」ではな

第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車によく「水素」で記載する方

る P/C C 系及び P/C D 系の受電完了後は，中央制御室監視計器 C 系及び D 系の復旧を行う。

針。

(a) 手順着手の判断基準［直流 125V 蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流 125V 蓄電池 D による給電の判断基準］
全交流動力電源喪失により，直流 125V 充電器 A，直流 125V 充電器 B，直流 125V 充電器
C 及び直流 125V 充電器 D の交流入力電源の喪失が発生した場合。
［直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄電池 A−2 への切替えの判断基準］
全交流動力電源喪失後，8 時間以内に第一ガスタービン発電機， 第二ガスタービン発
電機， 号炉間電力融通ケーブル若しくは電源車による給電操作が完了する見込みがない
場合又は直流 125V 蓄電池 A の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合。
［直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池への切替えの判断基準］(a) 手順着手の判断基準【所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電の判断基準】
全交流動力電源喪失により，直流125V充電器Ａ，直流125V充電器Ｂ，直流125V充電器
ＨＰＣＳ，直流±24V充電器Ａ及び直流±24V充電器Ｂの交流入力電源の喪失が発生した場合。
【必要な負荷以外の切り離しの判断基準】
125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系から直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から1時間以内に常設代替高圧電源装置による代替所内電気設備への給電がなく，常設代替高圧電源装置による直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源の復旧が見込めない場合。

全交流動力電源喪失後，19 時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電
機， 号炉間電力融通ケーブル若しくは電源車による給電操作が完了する見込みがない場
合又は直流 125V 蓄電池 A−2 の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合。
［直流 125V 充電器盤 A，B，A−2，AM 用直流 125V 充電器盤の受電及び中央制御室監視計器 C
34

・主要な監視計器は直流電源設備であるため，中央制御室監
視計器を記載していない。
・相違理由①

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

東海第二発電所

備考

系及び D 系の復旧の判断基準］
全交流動力電源喪失時に，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間・東海第二は，蓄電池切替方式

電力融通ケーブル又は電源車による給電により，P/C C 系及び P/C D 系の受電が完了してではなく，負荷切り離し方式いる場合。

で給電を継続させる。

(b) 操作手順(b) 操作手順

所内蓄電式直流電源設備による給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。

1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.17 図から第 1.14.20 図，に，タイムチャー

手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.2−1図に，タイムチャートをトを第 1.14.21 図から第 1.14.26 図に示す。なお，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C

第1.14.2.2−2図に示す。

及び直流 125V 蓄電池 D による給電手順については，「1.14.2.5(2) 非常用直流電源設備による給電」にて整備する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流 125V 蓄電池 A による給電が【所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への自動給電確認】① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系・Ｈ開始されたことの確認を指示する。

ＰＣＳ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による非常用所内電気設備への自動②中央制御室運転員 A は，直流 125V 充電器 A による給電が停止したことを M/C C 系電圧にて確認し，直流 125V 蓄電池 A による給電が開始され，直流 125V 主母線盤 A 電圧指示

給電状態の確認を指示する。
② 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V充電器Ａ・Ｂ・ＨＰＣＳ及び直流±値が規定電圧であることを確認する。

24V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源が喪失したことを直流125V充電器Ａ・Ｂ・ＨＰＣＳ③当直副長は，全交流動力電源喪失から 8 時間経過するまでに切替えを完了するよう，運及び直流±24V充電器Ａ・Ｂの「蓄電池放電中」警報により確認する。

転員に直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄電池 A−2 への切替えを指示する。なお，直③ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系・ＨＰＣＳ系及び中流 125V 蓄電池 A の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合は，経過時間に性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂ・ＨＰＣＳ，直よらず，直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄電池 A−2 への切替えを指示する。

流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ・２Ｂ，直流125VＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分④中央制御室運転員 A 及び B は，切替え操作の時間的裕度を確保するため，原子炉圧力容電盤２Ａ系・２Ｂ系への自動給電状態に異常がないことを直流125V充電器Ａ・Ｂ・器内の水位を原子炉水位高（レベル 8）近傍まで上昇させた後，原子炉隔離時冷却系を

ＨＰＣＳ及び直流±24V充電器Ａ・Ｂの蓄電池電圧指示値（規定電圧105V〜130V及び停止する。

規定電圧22V〜27V）により確認し，発電長に直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂ・ＨＰＣ⑤現場運転員 C 及び D は，全交流動力電源喪失から 8 時間経過するまでに，直流 125V 蓄

Ｓ，直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ・２Ｂ，直流125VＭＣＣ ２Ａ系及び直流

電池 A による給電から直流 125V 蓄電池 A−2 による給電への切替え操作を実施後，コン
トロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 A−2 蓄電池電圧指示値が規定電圧であることを確認し，切替え完了を当直副長に報告す

125V分電盤２Ａ系・２Ｂ系へ自動給電されていることを報告する。
【必要な負荷以外の切離し】④ 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系の延る。

命処置として，1時間以内に中央制御室にて，8時間後に現場にて必要な負荷以外の⑥中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉隔離時冷却系を再起動する。
⑦現場運転員 C 及び D は，直流 125V 蓄電池 A の延命処置として炉心監視及び直流照明を

切離しを指示する。
⑤ 運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系の延除く直流負荷の切離しを実施する。

命処置として必要な負荷以外の切り離しを実施し，発電長に必要な負荷以外の切り⑧当直副長は，全交流動力電源喪失から 19 時間経過するまでに切替えを完了するよう，離しが完了したことを報告する。

運転員に直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池への切替えを指示する。なお，直流 125V 蓄電池 A−2 電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合は，経過時間によらず， 直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池への切替えを指示する。
⑨中央制御室運転員 A 及び B は，切替え操作の時間的裕度を確保するため，原子炉圧力容
器内の水位を原子炉水位高（レベル 8）近傍まで上昇させた後，原子炉隔離時冷却系を
35

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東海第二発電所停止する。
⑩現場運転員 C 及び D は，全交流動力電源喪失から 19 時間経過するまでに，AM 用直流
125V 充電器盤内の遮断器を「入」操作し，直流 125V 蓄電池 A−2 による給電から AM 用
直流 125V 蓄電池による給電への切替え操作を実施する。原子炉建屋地上 4 階北側通路（非管理区域）の AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧指示値が規定電圧であることを確認し，切替え完了を当直副長に報告する。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉隔離時冷却系を再起動する。
⑫当直副長は，蓄電池による給電開始から 24 時間経過するまでに第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による P/C C 系及びP/C D 系の受電が完了したことを確認し，運転員に交流電源による直流 125V 充電器盤の受電開始を指示する。
⑬a 直流 125V 充電器盤 A 受電の場合
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機及び直流 125V 充電器盤 A が使用可能か確認する。
⑭a 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A 及び C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機の復旧のため，MCC C 系の受電操作を実施する。
⑮a 中央制御室運転員 A 及び B は，直流 125V 充電器盤 A バッテリー室において，蓄電池充電時の水素ガス滞留防止のため，C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機を起動し，バッテリー室の換気を実施する。
⑯a 当直副長は，運転員に直流 125V 充電器盤 A の受電開始を指示する。
⑰a 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A の充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 A
充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
⑱a 中央制御室運転員 B は，直流 125V 充電器盤 A の運転が開始されたことを直流 125V 主
母線盤 A 電圧指示値が規定電圧であることにより確認するとともに，当直副長に報告する。
⑲a 中央制御室監視計器 C 系及び D 系の復旧
当直副長は，P/C C 系及び P/C D 系復旧完了後，運転員に中央制御室監視計器の復旧開始を指示する。
⑳a 現場運転員 C 及び D は，MCC C 系の受電操作又は受電確認を実施し，中央制御室監視計器電源が復旧されたことを確認する。
a

現場運転員 C 及び D は，MCC D 系の受電操作又は受電確認を実施し，中央制御室監視計器電源が復旧されたことを確認する。
a

中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室にて中央制御室監視計器が復旧されたことを状態表示にて確認し，中央制御室裏盤（制御盤）異常表示ランプのリセット操作を実36

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施する。
⑬b 直流 125V 充電器盤 B 受電の場合
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B 計測制御電源盤区域(B)排風機及び直流 125V 充電器盤 B が使用可能か確認する。
⑭b 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B 及び C/B 計測制御電源盤区域(B)排風機の復旧のため，MCC D 系の受電操作又は受電確認を実施する。
⑮b 中央制御室運転員 A 及び B は，直流 125V 充電器盤 B バッテリー室において蓄電池充電
時の水素ガス滞留防止のため，C/B 計測制御電源盤区域(B)排風機を起動し，バッテリー室の換気を実施する。
⑯b 当直副長は，運転員に直流 125V 充電器盤 B の受電開始を指示する。
⑰b 現場運転員 C 及び D は直流 125V 充電器盤 B の充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅱ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 B
充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
⑱b 中央制御室運転員 B は，直流 125V 充電器盤 B の運転が開始され，直流 125V 主母線盤 B
電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
直流 125V 充電器盤 B 受電完了後，中央制御室監視計器の復旧操作を実施する。
操作手順については，「直流 125V 充電器盤 A 受電の場合」の操作手順⑲a〜

a

と同様で

ある。
⑬c 直流 125V 充電器盤 A−2 受電の場合
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機及び直流 125V 充電器盤 A−2 が使用可能か確認する。
⑭c 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A−2 及び C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機の復旧のため，MCC C 系の受電操作を実施する。
⑮c 中央制御室運転員 A 及び B は，直流 125V 充電器盤 A−2 バッテリー室において蓄電池
充電時の水素ガス滞留防止のため，C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機を起動し，バッテリー室の換気を実施する。
⑯c 当直副長は，運転員に直流 125V 充電器盤 A−2 の受電開始を指示する。
⑰c 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A−2 の充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流 125V 充電器
盤 A−2 充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
直流 125V 充電器盤 A−2 受電完了後，中央制御室監視計器の復旧操作を実施する。
操作手順については，直流 125V 充電器盤 A 受電の場合」の操作手順⑲a〜

a

と同様であ

る。
37

備考

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

東海第二発電所⑬dAM 用直流 125V 充電器盤受電の場合
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，D/G(A)/Z 排風機及び AM 用直流 125V 充電器盤が使用可能か確認する。
⑭d 現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 充電器盤及び D/G(A)/Z 排風機の復旧のため，
MCC C 系の受電操作を実施する。
⑮d 中央制御室運転員 A 及び B は，AM 用直流 125V 充電器盤バッテリー室において蓄電池充電時の水素ガス滞留防止のため，D/G(A)/Z 排風機を起動し，バッテリー室の換気を実施する。
⑯d 当直副長は，運転員に AM 用直流 125V 充電器盤の受電開始を指示する。
⑰d 現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 充電器盤の充電器運転開閉器を「入」操作し，原子炉建屋地上 4 階北側通路（非管理区域）の AM 用直流 125V 充電器盤充電器電圧指示
値が規定電圧であることを確認する。
AM 用直流 125V 充電器盤受電完了後，中央制御室監視計器の復旧操作を実施する。
操作手順については，「直流 125V 充電器盤 A 受電の場合」の操作手順⑲a〜

a

と同様で

ある。
(c) 操作の成立性
直流 125V 蓄電池による給電は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名にて直流母線（直流 125V 主母線盤）へ自動で給電されることを確認する。中央制御室での電圧確認であるため，速やかに対応できる。
所内蓄電式直流電源設備による給電操作は，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の所要時間は以下のとおり。
・直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄電池 A−2 受電切替え完了まで 20 分以内,不要負荷切離し操作は約 60 分で可能である。
・直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池受電切替え完了は 25 分以内で可能である。
・直流 125V 充電器盤 A 受電完了まで約 40 分で可能である。

(c) 操作の成立性【所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への自動給電確認】
125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系・ＨＰＣＳ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂ・ＨＰＣＳ及び直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ・２Ｂへの給電については，運転員の操作は不要である。
【必要な負荷以外の切離し】
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，必要な負荷以外の切離しの作業開始を判断してから中央制
御室にて1時間以内に必要な負荷以外の切り離しの作業完了まで60分以内で可能である。
また，必要な負荷以外の切離しの作業開始を判断してから8時間後に現場にて必要な負荷以外の切り離しを行い，作業完了まで，必要な負荷以外の切離しの作業開始を判断してから540分以内で可能である。

・直流 125V 充電器盤 B 受電完了まで約 40 分で可能である。
・直流 125V 充電器盤 A−2 受電完了まで約 40 分で可能である。
・AM 用直流 125V 充電器盤受電完了まで約 35 分で可能である。
・中央制御室監視計器 C 系及び D 系復旧まで約 50 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備

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

する。

38

備考

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

可搬型直流電源設備による給電

東海第二発電所

備考

ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時に，所内蓄電式直流電源設備による給電

外部電源及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失時に，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系によができない場合に，可搬型直流電源設備（電源車及び AM 用直流 125V 充電器）により直流電源

る直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から24時間以内に，常設代替交流電源設備

を必要な機器に給電する。

及び可搬型代替交流電源設備による直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源の復旧が見込めず

・相違理由④125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系が枯渇するおそれがある場合に，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により非常用所内電気設備である直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）に給電する。
可搬型直流電源設備による給電（電源車による AM 用 MCC 及び AM 用直流 125V 充電器盤への給電）の優先順位は以下のとおり。
1.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）
2.電源車（AM 用動力変圧器に接続）
3.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）
また，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順について

また，上記給電を継続するために可搬型代替低圧電源車への燃料補給を実施する。燃料の補は，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

給手順については， 「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

全交流動力電源喪失後，24 時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電
機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電操作が完了する見込みがない場合。

全交流動力電源喪失後，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへ

・相違理由④の自動給電開始から24時間以内に，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替低圧電源車による給電操作が完了する見込みがない場合。

(b) 操作手順(b) 操作手順

可搬型直流電源設備による給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5

可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電手順の概要は以下のとお

図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.27 図及び第 1.14.28 図に，タイムチャートを第り。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.2−3図に，タイムチャー

1.14.29 図から第 1.14.31 図に示す。

トを第1.14.2.2−4図に示す。

なお，電源車による AM 用 MCC 受電の操作手順については「1.14.2.3(1)a. 第一ガスター
ビン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による AM 用 MCC受電」の操作手順と同様であるため，当該手順にて実施する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に電源車による AM 用直流 125V 充電① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電器盤への給電準備開始を指示する。
②緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に電源車による AM 用

源車及び可搬型整流器による非常用所内電気設備への給電準備開始を依頼する。
② 発電長は，運転員等に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による可搬型代替直直流 125V 充電器盤への給電準備開始を指示する。

流電源設備用電源切替盤の受電準備開始を指示する。

③運転員及び緊急時対策要員は，AM 用直流 125V 充電器盤の受電に先立ち，「1.14.2.3(1)a.

③ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整

第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源流器による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電準備開始を指示する。

車による AM 用 MCC 受電」の操作手順にて AM 用 MCC の受電を実施する。

④ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬④現場運転員 C 及び D は，仮設ケーブル接続のため AM 用 MCC の負荷「AM 用直流 125V 充電型代替低圧電源車及び可搬型整流器を配置し，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整器盤電源切替盤」の遮断器を「切」とする。

流器から可搬型代替低圧電源車接続盤までの間に可搬型代替低圧電源車用動力ケー⑤緊急時対策要員は，AM 用直流 125V 充電器盤電源切替盤から D/G(A)/Z 排風機に仮設ケーブル及び可搬型整流器用ケーブルを敷設し，接続する。なお，可搬型代替低圧電源

ブルを敷設する。

車接続盤（西側）については，屋外の地下に設置されているため，水が滞留してい⑥緊急時対策要員は，AM 用直流 125V 充電器盤電源切替盤から D/G(A)/Z 排風機に仮設ケーる場合は排水後に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルの敷設，接続を行う。
39

・相違理由②

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ブルを接続するとともに，絶縁抵抗測定により AM 用 MCC から D/G(A)/Z 排風機までの間

東海第二発電所⑤ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）の受電前の電路の健全性を確認し，仮設ケーブル接続完了を緊急時対策本部に報告する。

状態において異臭・発煙・破損等異常がないことを外観点検により確認し，発電長⑦現場運転員 C 及び D は，AM 用 MCC の負荷「AM 用直流 125V 充電器盤電源切替盤」の遮断に非常用所内電気設備の受電準備が完了したことを報告する。

器を「入」とした後，AM 用切替盤(DC)にて「AM 用発電機」及び「AM 用 MCC」の遮断器を⑥ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬「入」とし，D/G(A)/Z 排風機を起動し，AM 用直流 125V 蓄電池室が換気されたことを確型代替低圧電源車（可搬型整流器経由）から直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）ま認する。

での間の電路の健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型⑧現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 充電器盤にて充電器運転開閉器を「切」操作し，「MCC C 系」から「AM 用 MCC」へ受電切替えを実施する。

代替直流電源設備用電源切替盤への給電準備が完了したことを報告する。
⑦ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による可⑨当直副長は，運転員に AM 用 MCC から AM 用直流 125V 充電器盤への給電開始を指示する。

搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電準備が完了したことを連絡する。

⑩ 現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 充電器盤の充電器運転開閉器を「入」操作し，⑧ 発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による可原子炉建屋地上 4 階北側通路（非管理区域）の AM 用直流 125V 充電器盤充電器電圧指示
値が規定電圧であることを確認する。

備考

搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電開始を依頼する。
⑨ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替直流電源設備用電源切替
盤への給電開始を指示する。
⑩ 発電長は，運転員等に非常用所内電気設備の受電開始を指示する。
⑪ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口にて可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を起動し，可搬型代替直流電源設備用電源切替
盤への給電を開始し,災害対策本部長代理に可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電が完了したことを報告する。
⑫ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電が完了したことを報告する。
⑬ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて可搬型代替直流電源設備用電源切替盤及び直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）の配線用遮断器を「入」（又は「入」を確認する。）とし，可搬型代替直流電源設備用電源切替盤を経由して直流125V主母線盤２
Ａ（又は２Ｂ），直流125V ＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分電盤２Ａ系（又は２Ｂ系）を受電する。
⑭ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ），直流
125V ＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分電盤２Ａ系（又は２Ｂ系）にて遮断器用制御電源等の必要な 負荷の配線用遮断器を「入」（又は「入」を確認）する。
⑮ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ），直流
125V ＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分電盤２Ａ系（又は２Ｂ系）の受電状態において異臭・発煙・破損等異常がないことを外観点検により確認する。
⑯ 運転員等は，発電長に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による非常用所内電気設備への給電が完了したことを報告する。

(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，現場対応を運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員6名にて実員 2 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の所要時施した場合，作業開始を判断してから直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）の受電完了まで間は以下のとおり。

250分以内で可能である。
40

・相違理由④

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東海第二発電所

備考

優先 1 の電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用直流 125V 充電器盤の受電完了まで
約 235 分で可能である。
優先 2 の電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用直流 125V 充電器盤の受電完了まで
約 455 分で可能である。
優先 3 の電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用直流 125V 充電器盤の受電完了まで約 410 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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。

c.

直流給電車による直流 125V 主母線盤 A への給電
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時，所内蓄電式直流電源設備が機能喪失し・東海第二では，可搬型代替直た場合で，かつ可搬型直流電源設備（電源車，AM 用直流 125V 充電器）による直流電源の給電

流電源設備は，可搬型設備のができない場合に，直流給電車を直流 125V 主母線盤 A に接続し，直流電源を給電する。

みで直流電源を供給可能であるため，直流給電車によるまた，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順について対策を整備していない。なは，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

お，柏崎の可搬型直流電源設
備による対策は，可搬型交流(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失後，24 時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電

電源と既設充電器を組み合機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電操作が完了する見込みがない場合においわせた対策であるが，東海第て，可搬型直流電源設備による給電ができない場合。

二でも可搬型代替交流電源
設備（Ｐ／Ｃ給電）と既設充電器による給電で同等の対(b) 操作手順策が可能。

直流給電車による直流 125V 主母線盤 A への給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応
フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.32 図に，タイムチャートを第
1.14.33 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流給電車による直流 125V 主母
線盤 A への給電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，緊急時対策本部に直流給電車による直流 125V
主母線盤 A への給電準備開始を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主
母線盤 A）への給電開始を指示する。
④現場運転員 C 及び D は，直流給電車による直流 125V 主母線盤 A への給電前準備のため
非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）の負荷の遮断器を「切」とし，当直副長に非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電前準備完了を報告する。
⑤緊急時対策要員は，コントロール建屋に到着後，電路の健全性確認を行う。
⑥緊急時対策要員は，直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電準備として直流電路の回路構成，電源車及び直流給電車の起動準備を行い，緊急時対策
本部に起動準備完了を報告する。
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備考⑦緊急時対策本部は，当直長に直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）
への給電開始を連絡し，緊急時対策要員に電源車の起動及び直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電開始を指示する。
⑧緊急時対策要員は，電源車の起動後，直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主
母線盤 A）への給電操作を実施する。
⑨現場運転員 C 及び D は，外観点検により非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑩中央制御室運転員 B は，非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電が開始されたことを直流 125V 主母線盤 A 電圧指示値の上昇により確認するとともに，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 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直流給電車による直流 125V 主
母線盤 A への給電完了まで約 730 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(2) 常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保
a.

AM 用直流 125V 蓄電池による直流 125V 主母線盤 A 受電・制御電源喪失時の遮断器投入

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時に，M/C C 系への給電のため，AM 用直流は，容易に現場にて行うこと

125V 蓄電池による直流 125V 主母線盤 A への給電を実施し，M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮ができるため，現場での遮断

断器の制御電源を確保する。

器投入について「代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」に記載して(a) 手順着手の判断基準いる。

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時，AM 用直流 125V 蓄電池の電圧が規定電圧である場合で，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による M/C C 系への給電が可能となった場合。
(b) 操作手順AM 用直流 125V 蓄電池による直流 125V 主母線盤 A 受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.34 図に，タイムチャートを
第 1.14.35 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用直流 125V 蓄電池による直流
125V 主母線盤 A 受電準備開始を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，直流 125V 主母線盤 A の負荷抑制として，直流 125V 主母線盤 A
にて M/C C 系遮断器制御電源以外の負荷の MCCB を「切」とする。
③現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 蓄電池から直流 125V 蓄電池 A へ放電させない
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備考

ために，直流 125V 蓄電池 A の遮断器を開放する。
④当直副長は，運転員に AM 用直流 125V 蓄電池による直流 125V 主母線盤 A の受電開始を指示する。
⑤現場運転員 C 及び D は，125V 同時投入防止用切替盤にて直流 125V 主母線盤 A の MCCB を「入」とし，直流 125V 主母線盤 A 受電を実施する。
⑥現場運転員 C 及び D は，原子炉建屋地上 4 階北側通路（非管理区域）の AM 用直流 125V
充電器盤蓄電池電圧指示値を確認する。
⑦中央制御室運転員 B は，受電操作に異常のないことを直流 125V 主母線盤 A 電圧により確認する。
⑧当直副長は，運転員に M/C C 系の受電操作開始を指示する。
(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 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから直流 125V 主母線盤 A 受電完了まで 25 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
b.

常設直流電源喪失時の直流 125V 主母線盤 B 受電
外部電源，非常用ディーゼル発電機及び常設直流電源喪失後，第一ガスタービン発電機，第・相違理由④

二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電が可能な場合，M/C D
系を受電後，直流 125V 充電器盤 B から直流 125V 主母線盤 B へ給電し，遮断器の制御電源を確保する。
なお，M/C D 系の受電時は，緊急用電源母線連絡の遮断器の制御電源が喪失していることから， 手動にて遮断器を投入後，受電操作を実施する。
なお，給電手段，電路構成及び M/C D 系受電前準備については「1.14.2.1(1)a. 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による M/C C 系及び M/C D 系受電」，「1.14.2.1(1)b. 電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電」及び「1.14.2.1(1)c. 号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C 系又は M/C D 系受電」と同様である。
代替交流電源設備による M/C D 系への給電の優先順位は以下のとおり。
1.第一ガスタービン発電機
2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）
3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）
4.号炉間電力融通ケーブル(常設)
5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)
6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）
7.電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）
8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）
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優先 7 による直流 125V 主母線盤 B 受電操作の場合は M/C C 系から M/C D 系へ給電するため，
M/C C 系の遮断器の制御電源を確保し，電路構成を実施する。
(a) 手順着手の判断基準
直流 125V 主母線盤 B の電圧が喪失した場合で，第一ガスタービン発電機，第二ガスター
ビン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車のいずれかの手段による M/C D 系への給電のための電路構成，M/C D 系受電前準備及び起動操作が完了している場合。
(b) 操作手順
常設直流電源喪失時の直流 125V 主母線盤 B 受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応
フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.36 図及び第 1.14.37 図に，タイ
ムチャートを第 1.14.38 図から第 1.14.42 図に示す。
なお，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車のいずれかの手段による M/C D 系への給電のための電路構成，M/C D 系受電前準備及び起動操作については「1.14.2.1(1)a. 第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機
又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電」，「1.14.2.1(1)b. 電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電」又は「1.14.2.1(1)c. 号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C 系又はM/C D 系受電」の操作手順にて実施し，その後，本手順を実施する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流 125V 主母線盤 B 受電準備開始を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，バッテリー室換気のための空調機電源が確保できないため，直流 125V 蓄電池 B の遮断器を開放する。
③ 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系受電操作前に M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を手動操作にて「入」とし，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。
［優先 1．第一ガスタービン発電機による直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④a 当直副長は，第一ガスタービン発電機による給電が可能な場合は，運転員に M/C D 系への給電開始を指示する。
⑤a 中央制御室運転員 A 及び B は，第一ガスタービン発電機から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，第一ガスタービン発電機から給電が開始されたことを当直副長に報告する。
⑥a 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦a 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
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備考

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東海第二発電所⑧a 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による直流 125V 主母線盤 B
受電の場合］④b 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C経由）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系への給電開始を依頼する。
⑤b 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始された
ことを緊急時対策本部に報告する。
⑥b 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦b 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧b 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による直流 125V 主母線盤 B
受電の場合］④c 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C経由）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系への給電開始を依頼する。
⑤c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始された
ことを緊急時対策本部に報告する。
⑥c 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦c 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧c 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④d 当該号炉の当直副長は，号炉間電力融通ケーブル（常設）による電力融通が可能な場合
は， 当該号炉及び他号炉の運転員に M/C D 系への電力融通開始を指示する。
⑤d 他号炉の現場運転員 c 及び d は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，号炉間電力融通ケーブル（常設）による電力融通を開始する。
⑥d 当該号炉の現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び45

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AM 用 MCC の受電状態に異常がないことを確認後，当該号炉の当直副長に報告する。
⑦d 当該号炉の現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流 125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧d 当該号炉の中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V
主母線盤 B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④e 当該号炉の当直副長は，号炉間電力融通ケーブル（可搬型）による電力融通が可能な場
合は，当該号炉及び他号炉の運転員に M/C D 系への電力融通開始を指示する。
⑤e 他号炉の現場運転員 c 及び d は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，号炉間電力融通ケーブル（可搬型）による電力融通を開始する。
⑥e 当該号炉の現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及びAM 用 MCC の受電状態に異常がないことを確認後，当該号炉の当直副長に報告する。
⑦e 当該号炉の現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流 125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧e 当該号炉の中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V
主母線盤 B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④f 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系への給電開始を依頼する。
⑤f 緊急時対策要員は，電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑥f 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦f 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧f 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 7.電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］
④g 当直副長は，M/C C 系の遮断器の制御電源を確保するため，運転員に直流 125V 主母線
盤 A の受電操作開始を指示する。
直流 125V 主母線盤 A の受電操作手順については，「a.AM 用直流 125V 蓄電池による直流
125V 主母線盤 A 受電」の操作手順と同様である。
⑤g 当直副長は，運転員に電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による M/C D 系受
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電前の電路を構成するよう指示する。
⑥g 中央制御室運転員 A 及び B は，M/C D 系受電前の電路を構成し，当直副長に M/C D 系受電準備完了を報告する。
⑦g 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系受電前の電路を構成し，当直副長に M/C D 系受電準備完了を報告する。
⑧g 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系の受電開始を依頼する。
⑨g 緊急時対策要員は，電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑩g 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑪g 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑫g 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④h 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系の給電開始を依頼する。
⑤h 緊急時対策要員は，電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑥h 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦h 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧h 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
(c) 操作の成立性
上記優先 1 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第一ガスタービン発電機
による直流 125V 主母線盤 B 受電完了まで約 40 分で可能である。
上記優先 2，3，6，8 の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名,現場運転員 2 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第二ガスタービ
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備考

ン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由），第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由），
電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）又は電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による直流 125V 主母線盤 B 受電完了まで約 40 分で可能である。
上記優先 4，5 の操作は，当該号炉の中央制御室運転員 1 名,当該号炉の現場運転員 2 名及び他号炉の現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから号炉間電力融通ケーブル（常設）又は号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した直流 125V 主母線盤 B
受電完了まで約 40 分で可能である。
上記優先 7 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 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による直流 125V 主母線盤 B 受電完了まで約 80 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(3) 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保
a.

・相違理由①号炉間連絡ケーブルを使用した直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B 受電
当該号炉で外部電源喪失並びに常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備の機能喪失により非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電源（制御電源）を確保できない場合において，他号炉の MCC から号炉間連絡ケーブルを使用して当該号炉の直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B を受電し，非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電源（制御電源）を確保する。
また，他号炉で外部電源喪失並びに常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備が機能喪失
し， 当該号炉の電源が確保されている場合は，同様の手段により当該号炉から他号炉へ給電することが可能である。
(a) 手順着手の判断基準
直流電源の喪失により非常用ディーゼル発電機が起動できず，外部電源，第一ガスタービ
ン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車による給電が不可能な状況において，他号炉の P/C C 系又は P/C D 系の電圧が正常で他号炉の MCC C 系又は
MCC D 系からの給電が可能である場合。
(b) 操作手順号炉間連絡ケーブルを使用した直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B 受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第1.14.43 図に，タイムチャートを第 1.14.44 図に示す。
（本手順は，当該号炉で外部電源喪失並びに常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備が機能喪失した状況において，他号炉の MCC C 系又は MCC D 系から号炉間連絡ケーブルを使用
して当該号炉の直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B を受電する操作手順を示す。
）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に他号炉の MCC C 系又は MCC D 系を48

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東海第二発電所経由した当該号炉の直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B の受電準備を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，バッテリー室換気のための空調機電源が確保できないため，直流 125V 蓄電池 A 又は直流 125V 蓄電池 B の遮断器を開放する。
③現場運転員 C 及び D は，当該号炉の MCC C 系及び直流 125V 主母線盤 A の受電前準備，又は MCC D 系及び直流 125V 主母線盤 B の受電前準備として関連遮断器の「切」又は「切」
確認を実施し，MCC C 系又は MCC D 系の負荷抑制のためにあらかじめ定められた負荷の遮断器を「切」とし，当直副長に受電準備完了を報告する。
④当直副長は，運転員に他号炉の MCC C 系又は MCC D 系から当該号炉の MCC C 系又は MCC
D 系の受電開始を指示する。
⑤現場運転員 C 及び D は，当該号炉の MCC C 系又は MCC D 系と他号炉の MCC C 系又は MCC
D 系の母線連絡ラインの遮断器を「入」とし当該号炉への給電を開始する。
⑥当直副長は，当該号炉の MCC C 系又は MCC D 系の受電完了後，運転員に交流電源による直流 125V 充電器盤 A 又は直流 125V 充電器盤 B の受電開始を指示する。
⑦現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A 又は直流 125V 充電器盤 B の充電器へ給電するための遮断器を「入」とし，コントロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 A 充電器電圧指示値又はコントロール建屋地下 1階計測制御電源盤区分Ⅱ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 B 充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
⑧中央制御室運転員 B は，直流 125V 充電器盤 A 又は直流 125V 充電器盤 B の運転が開始されたことを直流 125V 主母線盤 A 電圧指示値又は直流 125V 主母線盤 B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認するとともに，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室運転員 1 名，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他号炉の MCC による当該号炉の直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線
盤 B 受電完了まで約 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，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

49

備考

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1.14.2.3 代替所内電気設備による対応手順(1) 代替所内電気設備による給電a.

第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車に東海第二発電所

備考

1.14.2.3 代替所内電気設備による対応手順(1) 代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電・相違理由②
・東海第二の代替所内電気設備
は，外部電源が喪失によってよる AM 用 MCC 受電
非常用所内電気設備である M/C C 系及び M/C D 系が機能喪失した場合に，第一ガスタービン

外部電源喪失時に，常設代替高圧電源装置から代替所内電気設備へ給電することで，代替停電状態となるため，この設発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車から代替所内電気設備

所内電気設備に接続する発電用原子炉の冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要とな計を考慮した手順としていへ給電することで，発電用原子炉の冷却,原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となる設備

る設備の電源を復旧する。

る。

の電源を復旧する。
代替交流電源設備による AM 用 MCC への給電の優先順位は以下のとおり。
1.第一ガスタービン発電機
2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）
3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）
4.号炉間電力融通ケーブル(常設)
5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)
6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）
7.電源車（AM 用動力変圧器に接続）
8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）
また，上記給電を継続するために第一ガスタービン発電機用燃料タンク，第二ガスタービン

また，上記給電を継続するために軽油貯蔵タンク，常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

発電機用燃料タンク及び電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，及び常設代替高圧電源装置への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

非常用所内電気設備である M/C D 系が機能喪失した場合で，第一ガスタービン発電機，第外部電源喪失により緊急用Ｍ／Ｃの母線電圧が喪失した場合。

二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車から AM 用 MCC へ給電が可能な場合。
(b) 操作手順(b) 操作手順

第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車

常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。手による AM 用 MCC 受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.2−1図に，タイムチャートを第

1.14.6 図に，概要図を第 1.14.45 図に，タイムチャートを第 1.14.46 図から第 1.14.52 図に1.14.2.2−2図に示す。

示す。
なお，電路構成については「1.14.2.1(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」のうち，代替所内電気設備への給電と同様である。
［優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC 受電の場合］
a① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。

【常設代替高圧電源装置の中央制御室からの起動】
操作手順は「1.14.2.1(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作手順①〜②と同様である。
50

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）②a 中央制御室運転員 A 及び B は，第一ガスタービン発電機を起動後，AM 用 MCC への給電準備完了を報告する。
③a 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④a 当直副長は，運転員に第一ガスタービン発電機から AM 用 MCC へ給電するための電路を構成するよう指示する。

東海第二発電所【常設代替高圧電源装置の現場からの起動の場合】
操作手順は「1.14.2.1(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作手順③〜⑥と同様である。
【代替所内電気設備受電】
操作手順は「1.14.2.1(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作手順⑦〜⑩と同様である。

⑤a 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器にて，AM 用 MCC へ給電するための電路を構成し，当直副長に AM 用 MCC の受電準備完了を報告する。
⑥a 当直副長は，運転員に第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC への給電開始を指示する。
⑦a 中央制御室運転員 A 及び B は，第一ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第一ガスタービン発電機から給電が開始されたことを当直副長に報告する。
⑧a 当直副長は，運転員に AM 用 MCC の受電開始を指示する。
⑨a 中央制御室運転員 A 及び B は，AM 用 MCC の受電電源を「AM 用動力変圧器側」へ切り替える。
⑩a 現場運転員 C 及び D は，AM 用 MCC にて必要な負荷の MCC を投入し AM 用切替盤にて各電動弁電源を「AM 用 MCC 側」へ切り替える。
⑪a 中央制御室運転員 A 及び B は，電動弁の電源が復旧したことを状態表示ランプにて確認する。
⑫a 現場運転員 C 及び D は，電動弁操作盤にて電動弁の電源が復旧したことを状態表示ランプにて確認する。
［優先 2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電の場合］①b 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②b 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
③b 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④b 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電準備開始を指示する。
⑤b 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機設置場所及び荒浜側緊急用 M/C 設置場所に到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。
⑥b 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機を起動後，給電準備が完了したことを緊
急時対策本部に報告する。
⑦b 当直副長は，運転員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）から AM 用 MCC
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東海第二発電所へ給電するための電路を構成するよう指示する。
⑧b 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器にて，AM 用 MCC へ給電するための電路を構成し，当直副長に AM 用 MCC の受電準備完了を報告する。
⑨b 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
⑩b 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由） による給電開始を指示する。
⑪b 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。
［優先 3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 給電の場合］①c 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②c 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
③c 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④c 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に第二ガスタービ
ン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による給電準備開始を指示する。
⑤c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機設置場所に到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，大湊側緊急用 M/C への給電のための電路を構成する。
⑥c 緊急時対策要員は，外観点検により大湊側緊急用 M/C 電路の健全性を確認し，第二ガ
スタービン発電機による給電のため電路を構成する。
⑦c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機を起動し，給電準備が完了したことを緊
急時対策本部に報告する。
⑧c 当直副長は，運転員に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）から AM 用 MCCへ給電するための電路を構成するよう指示する。
⑨c 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器及び緊急用電源切替箱接続装置 B にて，AM 用 MCC へ給電するための電路を構成し，当直副長に AM 用 MCC の受電準備完了を報告する。
⑩c 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
⑪c 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由） による給電開始を指示する。
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備考

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東海第二発電所⑫c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。
［優先 4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した AM 用 MCC 受電の場合］［優先 5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した AM 用 MCC 受電の場合］（本手順は，当該号炉で全交流動力電源が喪失し，他号炉の非常用ディーゼル発電機 A
系から号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用して当該号炉の AM 用 MCC へ給電する操作手順を示す。）①de 当該号炉の当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当該号炉及び他号炉の運転員に号炉間電力融通ケーブルを使用した他号炉の非常用ディーゼル発電機 A 系による当該号炉の AM 用 MCC の受電準備開始を指示する。
②de 当直長は，当該号炉の当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に号炉間電力融通ケーブルの敷設及び電路構成を依頼する。
③de 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員及び当直長に号炉間電力融通ケーブルを使用した非常用ディーゼル発電機 A 系からの電力融通の準備開始を指示する。
④de 他号炉の中央制御室運転員 a 及び b は，非常用ディーゼル発電機 A 系の負荷の切替え及び非常用ディーゼル発電機 A 系の運転継続に不要な負荷の停止操作を実施し，他号炉の当直副長に給電準備完了を報告する。
⑤de 他号炉の現場運転員 c 及び d は非管理区域にて，他号炉の現場運転員 e 及び f は管理区域にて，非常用ディーゼル発電機 A 系の負荷の切替え及び非常用ディーゼル発電機 A
系の運転継続に不要な負荷の停止操作を実施後，他号炉の現場運転員 c 及び d は緊急用
電源切替箱断路器にて号炉間電力融通ケーブル接続のための電路構成を実施し，他号炉の当直副長に給電準備完了を報告する。
⑥de 当該号炉の中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用
MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
⑦d 号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（常設）を敷設する。
⑦e 号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を敷設する。
⑧de 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱内の断路器が全て開放されていることを確認し，断路器（第一ガスタービン発電機側）に接続されたケーブルを
解線する。
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東海第二発電所⑨de 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器（第一ガスタービ
ン発電機側）に号炉間電力融通ケーブルを接続するとともに，絶縁抵抗測定により電路の健全性を確認する。
⑩de 緊急時対策要員は，当該号炉の緊急用電源切替箱断路器にて号炉間電力融通のための電路を構成する。
⑪de 緊急時対策要員は，号炉間電力融通ケーブルによる電力融通の準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑫de 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器にて号炉間電力融通のための電路を構成する。
⑬de 当該号炉の当直副長は，当該号炉及び他号炉の運転員に号炉間電力融通ケーブルを使用した非常用ディーゼル発電機 A 系による AM 用 MCC の受電開始を指示する。
⑭de 他号炉の現場運転員 c 及び d は，他号炉 M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器「入」にて当該号炉への給電を開始する。
⑮de 当該号炉の当直副長は，当該号炉の運転員に非常用ディーゼル発電機 A 系からの AM
用 MCC の受電開始を指示する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑨a〜⑫a と同様である。
［優先 6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電の場合］①f 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②f 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（荒浜側緊急用 M/C経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
③f 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④f 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCCへの給電準備開始を指示する。
⑤f 緊急時対策要員は，荒浜側緊急用 M/C 設置場所に到着後，外観点検により電源車及び電路の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。
⑥f 緊急時対策要員は，電源車を起動し，給電準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑦f 当直副長は，運転員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）から AM 用 MCC へ給電するための電路を構成するよう指示する。
⑧f 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器にて，AM 用 MCC へ給電するための電路を構成し，当直副長に AM 用 MCC の受電準備完了を報告する。
⑨f 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（荒浜側緊急用 M/C経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
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東海第二発電所⑩f 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電開始を指示する。
⑪f 緊急時対策要員は，電源車から給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。
［優先 7.電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC 受電の場合］①g 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②g 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
③g 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④g 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用
MCC への給電準備開始を指示する。
⑤g 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器にて，AM 用 MCC への給電準備のため電路を構成し，電路構成完了を報告する。
⑥g 緊急時対策要員は，電源車を原子炉建屋近傍に配置し，電源車から AM 用動力変圧器までの間に電源車のケーブルを敷設する。
⑦g 緊急時対策要員は，電源車のケーブルを AM 用動力変圧器に接続するとともに，絶縁抵抗測定により電源車から AM 用動力変圧器間の電路の健全性を確認し，電源車起動後，受電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑧g 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
⑨g 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（AM 用動力変圧器に接続）による給電開始を指示する。
⑩g 緊急時対策要員は，電源車から給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑪g 緊急時対策本部は，緊急時対策要員により，電源車から給電が開始されたことを当直長に連絡する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。
［優先 8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用 MCC 受電の場合］①ｈ当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示す
る。
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備考

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

東海第二発電所②ｈ当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（緊急用電源切替
箱接続装置に接続）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
③ｈ中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④ｈ緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用 MCC への給電準備開始を指示する。
⑤ｈ現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器及び緊急用電源切替箱接続装置にて，AM 用 MCC への給電準備のため電路を構成し，電路構成完了を報告する。
⑥ｈ緊急時対策要員は，電源車を原子炉建屋近傍に配置し，電源車から緊急用電源切替箱
接続装置までの間に電源車のケーブルを敷設する。
⑦ｈ緊急時対策要員は電源車のケーブルを緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）に接続するとともに，絶縁抵抗測定により電源車から緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）までの間の電路の健全性を確認し，電源車起動後，給電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑧ｈ当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（緊急用電源切替
箱接続装置に接続）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
⑨ｈ緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による給電開始を指示する。
⑩ｈ緊急時対策要員は，電源車から給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑪ｈ緊急時対策本部は，緊急時対策要員により，電源車から給電が開始されたことを当直長に連絡する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。
(c) 操作の成立性
優先 1 の第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC 受電操作は，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第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC 受電完了まで約 25 分で可能である。
優先 2 の第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電操作は，
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(c) 操作の成立性【常設代替高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動及び代替所内電気設備受電】操作の成立性は「1.14.2.1(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作の成立性と同様である。
【常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動の場合及び代替所内電気設備受電】操作の成立性は「1.14.2.1(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作の成立性と同様である。

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第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電完了まで約 70 分で可能である。
優先 3 の第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電操作は,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 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから第二ガスタービン発電機（大56

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備考

湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電完了まで約 100 分で可能である。
優先 4.の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した AM 用 MCC 受電操作は,当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各 2 名（操作者及び確認者）の計 4 名，他号炉の現場運転員 4 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号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した AM 用 MCC 受電完了まで約 110 分で可能である。
優先 5.の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した AM 用 MCC 受電操作は,当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各 2 名（操作者及び確認者）の計 4 名，他号炉の現場運転員 4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号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した AM 用 MCC 受電完了まで約 240 分で可能である。
優先 6 の電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電操作は,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 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用
MCC 受電完了まで約 95 分で可能である。
優先 7 の電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC 受電操作は,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 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM
用 MCC 受電完了まで約 315 分で可能である。
優先 8 の電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用 MCC 受電操作は,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 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（緊急用電源切替箱接続装
置に接続）による AM 用 MCC 受電完了まで約 270 分で可能である。
なお，号炉間電力融通ケーブルについては，コントロール建屋内（緊急用電源切替箱断路器近傍）と屋外（荒浜側高台保管場所）に配備されており，円滑に 6 号及び 7 号炉間にケーブルを敷設することが可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
外部電源喪失時に常設代替交流電源設備又は緊急用Ｍ／Ｃの故障により緊急用Ｐ／Ｃの母線電圧が喪失した場合は，可搬型代替交流電源設備である可搬型代替低圧電源車により緊急用Ｐ／Ｃへ給電する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失時に常設代替高圧電源装置又は緊急用Ｍ／Ｃの故障により，常設代替交
流電源設備による代替所内電気設備への給電ができない場合。
(b) 操作手順
可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。
57

・相違理由④

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手順の対応フローを第1.14.9−1図に，概要図を第1.14.2.3−1図に，タイムチャートを第
1.14.2.3−2図に示す。
【可搬型代替低圧電源車の起動】① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備開始を依頼する。
② 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替低圧電源車による緊急用
Ｐ／Ｃへの給電準備開始を指示する。
③ 発電長は，運転員等に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備開始を指示する。
④ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型代替低圧電源車（2台）を配置し，可搬型代替低圧電源車から可搬型代替低圧電源
車接続盤まで可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルを，可搬型代替低圧電源車（2台）の間に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブル及び並列運転用制御ケーブルを敷設し，接続する。なお，可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）については，屋外の地下に設置されているため，水が滞留している場合は排水後に可搬型代替低圧電源
車用動力ケーブルの敷設，接続を行う。
⑤ 運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて給電準備として緊急用Ｐ／Ｃの受電遮断器を「切」とし，発電長に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備が完了したことを報告する。
⑥ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型代替低圧電源車から緊急用Ｐ／Ｃ間の連絡母線までの電路の健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備が完了したことを報告する。
⑦ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備が完了したことを連絡する。
⑧ 発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電を依頼する。
⑨ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ
２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電開始を指示する。
⑩ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型代替低圧電源車（2台）の起動及び並列操作によりＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電を実施し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２
Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電が完了したことを報告する。
⑪ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車（2台）によるＰ／Ｃ ２
Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電が完了したことを連絡する。
【代替所内電気設備受電】⑫ 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可搬型代替低圧電源車による58

備考

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備考

代替所内電気設備への給電開始を指示する。
⑬ 運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｐ／Ｃの連絡遮断器を「入」とし，緊急用Ｐ／
Ｃ及び緊急用ＭＣＣを受電する。
⑭ 運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｐ／Ｃ及び緊急用ＭＣＣの必要な負荷へ給電する（又は給電を確認する）。
⑮ 運転員等は，発電長に可搬型代替低圧電源車による代替所内電気設備への給電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，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電完了まで180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。
(2) 代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
外部電源喪失により，緊急用直流125V充電器の交流入力電源が喪失した場合は，常設代替
直流電源設備である緊急用125V系蓄電池から代替所内電気設備である緊急用直流125V主母線
盤に自動給電する。
緊急用125V系蓄電池は，常設代替高圧電源装置（又は可搬型代替低圧電源車）による給電を開始するまで24時間以上にわたり，緊急用直流125V主母線盤へ給電する。
なお，蓄電池は充電時に水素が発生するため，バッテリー室の換気を確保した上で，蓄電池の浮動充電を実施する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失により，非常用所内電気設備から代替所内電気設備への給電が喪失し，緊
急用Ｍ／Ｃの母線電圧が喪失した場合(b) 操作手順
常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，系統概要図を第1.14.2.3−3図に，タイムチャート
を第1.14.2.3−4図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への自動給電状態の確認を指示する。
② 運転員等は，原子炉建屋廃棄物処理棟内にて，緊急用直流125V充電器の交流入力電源が喪失したことを緊急用直流125V充電器の「蓄電池放電中」警報により確認する。
③ 運転員等は，原子炉建屋廃棄物処理棟内にて，緊急用125V系蓄電池による緊急用直59・相違理由④

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備考

流125V主母線盤への自動給電状態に異常がないことを緊急用直流125V充電器の蓄電
池電圧指示値（規定電圧105V〜130V）により確認し，発電長に緊急用直流125V主母線盤，緊急用直流125VＭＣＣ及び緊急用直流125V計装分電盤へ自動給電されていることを報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，緊急用125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への給電について
は，運転員の操作は不要である。
ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
外部電源喪失の後，緊急用125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への自動給電開始から24時間以内に，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替低圧電源車による緊急用直流125V
充電器の交流入力電源の復旧が見込めず，直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂの電源給電機能が喪失しており，緊急用125V系蓄電池が枯渇するおそれがある場合に，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により代替所内電気設備である緊急用直流125V主母線盤に給電する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失時に，緊急用125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への自動給電開
始から24時間以内に，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替低圧電源車による給電操作が完了する見込みがない場合。
(b) 操作手順
可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，系統概要図を第1.14.2.3−5図に，タイムチャー
トを第1.14.2.3−6図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に可搬型代替直流電
源設備による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤の給電準備開始を依頼する。
② 発電長は，運転員等に可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備の受電準備開始を指示する。
③ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替直流電源設備による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電準備開始を指示する。
④ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を配置し，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整
流器から可搬型代替低圧電源車接続盤までの間に可搬型代替低圧電源車用動力ケー
ブル及び可搬型整流器用ケーブルを敷設し，接続する。なお，可搬型代替低圧電源
車接続盤（西側）については，屋外の地下に設置されているため，水が滞留している場合は排水後に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルの敷設，接続を行う。
⑤ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて緊急用直流125V主母線盤の受電前状態において異臭・発煙・破損等異常がないことを外観点検により確認し，発電長に代替所内
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・相違理由④

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電気設備の受電準備が完了したことを報告する。
⑥ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型代替低圧電源車（可搬型整流器経由）から可搬型代替直流電源設備用電源切替盤までの間の電路の健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電準備が完了したことを報告する。
⑦ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替直流電源設備による可搬型代替直流電
源設備用電源切替盤への給電準備が完了したことを連絡する。
⑧ 発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替直流電源設備による可搬型代替直流電
源設備用電源切替盤への給電開始を依頼する。
⑨ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替直流電源設備用電源切替
盤への給電開始を指示する。
⑩ 発電長は，運転員等に代替所内電気設備の受電開始を指示する。
⑪ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を起動し，可搬型代替直流電源設備用電源切替
盤への給電を開始し,災害対策本部長代理に可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電が完了したことを報告する。
⑫ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替直流電源設備による可搬型代替直流電
源設備用電源切替盤への給電が完了したことを連絡する。
⑬ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて可搬型代替直流電源設備用電源切替盤の配線用遮断器を「緊急用ＭＣＣ側」へ切り替え，緊急用直流125V主母線盤の配線用遮断器を「入」（又は「入」を確認）し，可搬型代替直流電源設備用電源切替盤を経由して緊急用直流125V主母線盤，緊急用直流125V ＭＣＣ及び緊急用直流125V計装分電盤を受電する。
⑭ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて緊急用直流125V主母線盤，緊急用直流125V Ｍ
ＣＣ及び緊急用直流125V計装分電盤にて必要な負荷の配線用遮断器を「入」（又は「入」を確認）とする。
⑮ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて緊急用直流125V主母線盤，緊急用直流125V Ｍ
ＣＣ及び緊急用直流125V計装分電盤の受電状態において異臭・発煙・破損等異常がないことを外観点検により確認する。
⑯ 運転員等は，発電長に可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備の受電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，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電完了まで250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。
61

備考

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備考

1.14.2.4 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手順(1) 常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電

・東海第二では，２Ｃ・２Ｄ・

外部電源が喪失した場合に，常設代替高圧電源装置から非常用高圧母線へ給電すること

ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが設置されで，非常用所内電気設備に接続する発電用原子炉の冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱ており，外部電源喪失及び２に必要となる設備の電源を復旧する。

Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇが機能喪失

また，上記給電を継続するために軽油貯蔵タンク，常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ
及び常設代替高圧電源装置への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。

した場合について手順を制定する。
・相違理由④(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの機能喪失によりＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ給電できな
い場合。
(b) 操作手順
常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.1−1図に，タイムチャートを第
1.14.2.1−2図に示す。
操作手順は「1.14.2.1(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
操作の成立性は「1.14.2.1(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作の成立性と同様である。
(2) 可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電
外部電源が喪失した場合に，常設代替交流電源設備又は代替所内電気設備である緊急用Ｍ／Ｃの故障によりＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失した場合は，可搬型代替交流電源設備
である可搬型代替低圧電源車により非常用所内電気設備であるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄに給電する。
また，上記給電を継続するために軽油貯蔵タンク，常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ
及び常設代替高圧電源装置への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ，常設代替高圧電源装置による非常用所内電気設備への給電ができない場合。
(b) 操作手順
可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.1−3図に，タイムチャートを第
1.14.2.1−4図に示す。
操作手順は「1.14.2.1(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への
62

・相違理由④

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備考

給電」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
操作の成立性は「1.14.2.1(1)ｂ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作の成立性と同様である。
(3) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２
Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，ＨＰＣＳ Ｄ／ＧからＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ
２Ｅを経由して非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）へ給電する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の使用が可能であって，さらに高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場
合(b) 操作手順
ＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.4−1図に，タイムチャートを第
1.14.2.4-2図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ
ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ ２Ｅを経由したＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備開始を指示する。
② 運転員等は，中央制御室にて給電準備としてＭ／Ｃ ２Ｅの予備変圧器受電遮断器を「切」とする。
③ 運転員等は，中央制御室にて給電準備としてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のため操作スイッチを隔離する。
④ 運転員等は，中央制御室にて給電準備としてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ ２Ｅを経
由してＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）に給電するために必要となる遮断器用インターロッ
クの解除を実施する。
⑤ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑥ 運転員等は，発電長にＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備が完了したことを報告する。
⑦ 発電長は，運転員等にＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電開始を指示する。
⑧ 運転員等は，中央制御室にてＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動（又は運転状態を確認）し，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳのＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ用受電遮断器を「入」とし，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ及び
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備考

ＭＣＣ ＨＰＣＳを受電する。
⑨ 運転員等は，中央制御室にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳからＭ／Ｃ ２Ｅ受電のための連絡遮断器を「入」として，Ｍ／Ｃ ２Ｅを受電する。
⑩ 運転員等は，中央制御室にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳからＭ／Ｃ ２Ｅを経由したＭ／Ｃ ２
Ｃ（又は２Ｄ）受電のための連絡遮断器を「入」とするとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの連絡遮断器を「入」として，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系を受電する。
⑪ 運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の必要な負荷へ給電する（又は給電を確認する）。
⑫ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ，ＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系及びＨＰＣＳ ＭＣＣの受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑬ 運転員等は，発電長にＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電が完了したことを報告する。
また，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からのＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電路を構成する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる
Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電まで95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。
(4) 所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの機能喪失，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替低圧電源車による交流電源の復旧ができない場合，所内常設直流電源設備である125V系蓄電池
Ａ系・Ｂ系から，24時間以上にわたり非常用所内電気設備である直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの機能喪失後，充電器を経由した直流母線（直流125V
主母線盤及び直流±24V中性子モニタ用分電盤）への給電から，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流母線（直流125V主母線盤及び直流±24V中性子モ
ニタ用分電盤）への給電に自動で切り替わることを確認する。125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系の延命のため，全交流動力電源喪失から1時間経過するまでに，中央制御室において簡易な操作でプラントの状態監視に必要ではない直流125V主母線盤の直流負荷を切り離し，その後，全交
流動力電源喪失から8時間経過するまでに，中央制御室外において必要な負荷以外の切り離し
64

・相違理由④

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東海第二発電所

備考を実施すことで，24時間以上にわたり直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。
所内常設直流電源設備から直流母線へ給電している24時間以内に，常設代替高圧電源装置
又は可搬型代替低圧電源車によりＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄを受電し，その後，直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂを受電して直流電源の機能を回復させる。なお，蓄電池を充電する際は水素が発生するため，バッテリー室の換気を確保した上で，蓄電池の浮動充電を実施する。
(a) 手順着手の判断基準【所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への自動給電確認の判断基準】
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ ＤＧ機能喪失により，直流125V充電器Ａ，直流125V充電
器Ｂ，直流±24V充電器Ａ及び直流±24V充電器Ｂの交流入力電源の喪失が発生した場合。
【必要な負荷以外の切り離しの判断基準】
125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系から直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から1時間以内に常設代替高圧電源装置による代替所内電気設備への給電がなく，常設代替高圧電源装置による直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源の復旧が見込めない場合。
(b) 操作手順
所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.2−1図に，タイムチャートを
第1.14.2.2−2図に示す。
操作手順は「1.14.2.2(1)ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
操作の成立性は「1.14.2.2(1)ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作の成立性と同様である。
(5) 可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電
外部電源及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの機能喪失時に，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V
主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から24時間以内に，常設代替交流電源設備及び可搬型
代替交流電源設備による直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源の復旧が見込めず125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系が枯渇するおそれがある場合に，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により非常用所内電気設備である直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）に給電する。
また，上記給電を継続するために可搬型代替低圧電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については， 「1.14.2.5 燃料の補給手順」にて整備する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ ＤＧ機能喪失後，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V
主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から24時間以内に，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替低圧電源車による給電操作が完了する見込みがない場合。
(b) 操作手順
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・相違理由④

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東海第二発電所

備考

可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.2−3図に，タイムチャートを
第1.14.2.2−4図に示す。
操作手順は「1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
操作の成立性は「1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作の成立性と同様である。
(6) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電
外部電源喪失，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの故障により，非常用所内電気設備である直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源が喪失している状態で，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，Ｍ／
Ｃ ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器の使用が可能であって，さらに高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場合は，ＨＰＣＳ Ｄ／ＧからＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器を経由して非常用所内直流電気設備である直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）へ給電する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系，Ｍ／
Ｃ ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器の使用が可能であって，さらに高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場合(b) 操作手順
ＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.4−3図に，タイムチャートを第
1.14.2.4−4図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ
ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器を経由した直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電準備開始を指示する。
② 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて給電準備として直流125V充電器Ａ・Ｂの出力遮断器を「切」とする。
③ 運転員等は，中央制御室にて給電準備としてＭ／Ｃ ＨＰＣＳの負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のため操作スイッチを隔離する。
④ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ，直流125V予備充電器及び直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）の受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑤ 運転員等は，発電長にＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電準備が完了したことを報告する。
⑥ 発電長は，運転員等にＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電開始を指示する。
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・相違理由④

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東海第二発電所⑦ 運転員等は，中央制御室にてＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動（又は運転状態を確認）し，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳのＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ用受電遮断器を「入」とし，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭＣＣ ＨＰＣＳを受電する。
⑧ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭＣＣ ＨＰＣＳから直流125V予備充電器受電のための配線用遮断器を「入」として，直流125V予備充電器を受電する。
⑨ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳから直流125V予備充電器を経由した直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）受電のための配線用遮断器を「入」として，直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）を受電する。
⑩ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電状態に異常がないことを発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる
直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電まで90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。

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備考

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備考

1.14.2.5 代替海水送水による対応手順(1) 代替海水送水による電源給電機能の復旧
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機海水系のポンプ等の故障により２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる給電が復旧できない場合に，可搬型代替注水大型ポンプにより２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機
海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系に海水を送水し，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能を復旧する。
(a) 手順着手の判断基準
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系のポンプ・電動機・配管・ケーブル等の故障により２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ
Ｄ／Ｇによる給電ができない状態で，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの使用が可
能な場合(b) 操作手順
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海
水系への代替送水による２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能の復旧の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.5−1図に，タイムチャートを第1.14.2.5−2図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水開始を依頼する。
② 災害対策本部長代理は，可搬型代替注水大型ポンプから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼ
ル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水を行うことを決定し，プラントの被災状況に応じて代替送水のための水源から接続口の場所を決定する。
③ 災害対策本部長代理は，発電長に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水のための水源から接続口の場所を連絡し，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系への代替送水のための系統構成開始を依頼する。
④ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に水源から接続口までの代替送水準備開始を指示する。
⑤ 発電長は，運転員等に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水準備開始を指示する。
⑥ 重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプを指示された水源の場所に配置
し，ホースを可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプに接続後，可搬型代替注
水大型ポンプ付属の水中ポンプを水源の水面へ設置する。
⑦ 重大事故等対応要員は，指定された水源から接続口へホースを敷設・接続し，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
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・相違理由④

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東海第二発電所
海水系への代替送水準備完了を災害対策本部長代理に報告する。
⑧ 運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水のための系統構成を実施し，発電長に代替送水のための系統構成が完了したことを報告する。
⑨ 発電長は，災害対策本部長代理に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水のための系統構成が完了したことを連絡する。
⑩ 災害対策本部長代理は，発電長に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水開始を連絡する。
⑪ 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替注水大型ポンプの起動，
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水開始及び２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧
炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系の送水状態に漏えい等異常がないことの確認を指示する。
⑫ 発電長は，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水開始後のディーゼル機関入口圧力が規定圧力値（360kPa）以上であることの確認を指示する。
⑬ 重大事故等対応要員は，指定された接続口の弁を全開後，可搬型代替注水大型ポン
プを起動し，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプの起動が完了したことを報告する。
⑭ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプを起動したことを連絡する。
⑮ 重大事故等対応要員は，ホースの水張り及び空気抜きを実施する。
⑯ 重大事故等対応要員は，代替送水中は可搬型代替注水大型ポンプ付の圧力計を確認しながら規定圧力値（360kPa）以上になるよう可搬型代替注水大型ポンプを操作する。
⑰ 重大事故等対応要員は，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心ス
プレイ系ディーゼル発電機海水系の送水状態に漏えい等異常がないことを確認し，災害対策本部長代理に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水開始及び２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系の送水状態に漏えい
等異常がないことを報告する。
⑱ 運転員等は，中央制御室にてディーゼル機関入口圧力が規定圧力値（360kPa）以上であることを確認する。
⑲ 災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水が開始されたことを連絡する。
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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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東海第二発電所⑳ 発電長は，運転員等に２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの起動並びに負荷上昇操作を開始し，電源供給機能の復旧を指示する。
運転員等は，中央制御室にて２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの起動並びに負荷上昇操作を実施する。
運転員等は，発電長に２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの起動並びに負荷上昇操作が完了し，電源給電機能が復旧したことを報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水による２Ｃ・
２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能の復旧までで可能である300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。

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備考

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1.14.2.4 燃料の補給手順(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，

東海第二発電所

備考

1.14.2.6 燃料の補給手順(1) 燃料給油設備による給油
ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油

・東海第二の燃料給油手段は，①可搬型設備用軽油タンク

大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備用及び海水取水用）可搬型代替注水ポ

重大事故等の対処に必要となる可搬型代替低圧電源車，窒素供給装置用電源車，可搬型代とタンクローリ，②軽油貯蔵

ンプ（A−1 級），可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型

替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及びタンクローリ（走行用の燃料タンク）にタンクと常設代替高圧電源

電源設備，モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ及び仮設発電機に給油す給油する。

装置用燃料移送ポンプ，③軽油貯蔵タンクと非常用ディる。
上記設備に給油するため，軽油タンクとタンクローリ（16kL）及び（4kL）を仮設ホースで接続
し，タンクローリへ軽油の補給を行う。

上記設備に給油するため，可搬型軽油タンクとタンクローリを接続し，タンクローリへ軽油の補給を行う。

ーゼル発電機燃料移送ポン
プ（設計基準事故対処設備），の 3 通り。ここでは，①と②

なお，補給する軽油は，復旧が見込めない非常用ディーゼル発電機が接続されている軽油タンを記載（③は設計基準事故対

クの軽油を使用する。

処設備の手順に記載）。
a.

手順着手の判断基準
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，(a) 手順着手の判断基準【可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油】

・柏崎はタンクローリへの補給と各機器への補給を別項目

大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備用及び海水取水用），可搬型代替注

重大事故等の対処に必要となる可搬型代替低圧電源車，窒素供給装置用電源車，可搬で記載しているが，東海第二水ポンプ（A−1 級），可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及びタンクローリ（走行用の燃料タは同一項目として記載（項目

可搬型電源設備，モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ又は仮設発電機ンク）を使用する場合。

内でケース分けしている）

を使用する場合。

【タンクローリから各機器への給油】
重大事故等の対処に必要となる可搬型代替低圧電源車，窒素供給装置用電源車，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及びタンクローリ（走行用の燃料タンク）の燃料保有量及び燃料消費率からあらかじめ算出した給油時間※１となった場合。
※1 給油間隔は以下のとおりであり，各設備の燃料が枯渇するまでに給油することを考慮して作業に着手する。ただし，以下の設備は代表例であり各設備の燃料保有量及び燃料消費率から燃料が枯渇する前に給油することとし，同一箇所での作業が重複する
際は適宜，給油間隔を考慮して作業を実施する。
・可搬型代替低圧電源車：運転開始後約2.2時間
・窒素供給装置用電源車：運転開始後約2.2時間
・可搬型代替注水中型ポンプ：運転開始後約3.5時間
・可搬型代替注水大型ポンプ：運転開始後約3.5時間
・タンクローリ（走行用の燃料タンク）：1回／1日

b.

操作手順
軽油タンクからタンクローリへの補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.14.53 図に，タイムチャートを第 1.14.54 図に示す。

(b) 操作手順
可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.14.2.6−1図，第1.14.2.6−3図に，タイムチャートを第1.14.2.6−2図，第1.14.2.6−
4，図第1.14.2.6−5図に示す。
【可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油】①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に復旧が見込めない① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に可搬

非常用ディーゼル発電機が接続されている軽油タンクからタンクローリ（16kL）及び型設備用軽油タンクからタンクローリへ軽油の給油開始を指示する。
71

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）（4kL）へ軽油の補給開始を指示する。

東海第二発電所② 重大事故等対応要員は，給油操作に必要な装備品・資機材を準備のうえ車両保管場②緊急時対策要員は，補給活動に必要な装備品・資機材を準備し，車両保管場所へ移動し，タンクローリの健全性を確認する。

所へ移動し，タンクローリの健全性を確認する。
③ 重大事故等対応要員は，可搬型設備用軽油タンクのマンホール付近へタンクローリを配置する。※２③緊急時対策要員は，補給先に指定された軽油タンクへ移動し，軽油タンク出口弁の閉止フランジを取り外し，仮設フランジ及び給排用バルブ付アタッチメントを取り付ける。

④ 重大事故等対応要員は，可搬型設備用軽油タンクのマンホール（上蓋）を開放し，④緊急時対策要員は，タンクローリのタンク底部の給排用ノズルへアタッチメントを取り

車載ホースをタンクローリの吸排口に接続し，車載ホースの先端を可搬型設備用軽付けた後，移送用ホースを接続する。
⑤ 緊急時対策要員は， タンクローリに接続した移送用ホースを軽油タンク出口弁に取り油タンクに挿入する。
⑤ 重大事故等対応要員は，タンクローリ付属の各バルブの切替操作を実施し，車載タ付けた仮設フランジへ接続する。
⑥緊急時対策要員は，軽油タンク出口弁を「開」操作する。

ンク上部にて2室あるタンクのうち使用する側のマンホール（上蓋）を開放する。
⑥ 重大事故等対応要員は，車載ポンプを起動し，可搬型設備用軽油タンクからタンク⑦緊急時対策要員は，タンクローリへ軽油を補給するため，車両付ポンプを作動させた後，タンクローリの各バルブを「開」操作し，軽油タンクからタンクローリへの補給を開始

ローリへの給油を開始する。
⑦ 重大事故等対応要員は，車載タンク上部のマンホール（上蓋）からの目視により，する。

車載タンクへの吸入量（満タン）を確認し，車載ポンプを停止する。

⑧緊急時対策要員は，タンクローリの補給状態をタンク頂部のハッチから目視で確認し，⑧ 重大事故等対応要員は，タンクローリの各バルブの切替操作を実施し，車載タンク

満タンとなったことを確認後，タンクローリの各バルブ及び軽油タンク出口弁を「閉」

上部のマンホール（上蓋）を閉止する。また，24時間に1回，タンクローリ（走行用

操作し，タンクローリから移送用ホースを取り外した後（継続的に移送用ホースを使用の燃料タンク）への給油を行う。

する場合は，当該ホースを軽油タンク側に接続したままとする），軽油タンクからタン⑨ 重大事故等対応要員は，車載ホース及び可搬型設備用軽油タンクのマンホール（上クローリへの補給が完了したことを緊急時対策本部に報告する。

蓋）を復旧し，災害対策本部長代理に可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへ⑨緊急時対策要員は，「(2) タンクローリから各機器等への給油」の操作手順にて給油しの給油完了を報告する。

た後，タンクローリの軽油の残量に応じて，上記操作手順④から⑧（⑤は軽油タンク側【タンクローリから各機器への給油】に移送用ホースを接続済みのため実施不要）を繰り返す。

⑩ 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員にタン
クローリによる給油対象設備への給油を指示する。
⑪ 重大事故等対応要員は，給油対象設備の給油口付近へタンクローリを配置する。
⑫ 重大事故等対応要員は，給油対象設備の車載燃料タンクを開放し，ピストルノズル
を車載燃料タンクに挿入する。
⑬ 重大事故等対応要員は，タンクローリ付属の各バルブの切替操作を実施し，車載タ
ンク上部にて2室あるタンクのうち使用する側のマンホール（上蓋）を開放する。
⑭ 重大事故等対応要員は，車載ポンプを作動し，タンクローリから給油対象設備への給油を開始する。
⑮ 重大事故等対応要員は，給油対象設備の車載燃料タンク油量・油面計により，給油量（満タン）を目視で確認し，車載ポンプを停止する。
⑯ 重大事故等対応要員は，タンクローリの各バルブの切替操作を実施し，車載タンク
上部のマンホール（上蓋）を閉止する。
⑰ 重大事故等対応要員は，ピストルノズル及び車載燃料タンクを復旧し，災害対策本部長代理にタンクローリから給油対象設備への給油完了を報告する。
※２ 重大事故等対応要員は，可搬型代替低圧電源車，可搬型代替注水大型ポンプ，
窒素供給装置用電源車及び可搬型代替注水中型ポンプ等を7日間連続運転継続さ
72

備考

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

東海第二発電所せるために，タンクローリの車載タンクの軽油の残量及び可搬型代替低圧電源車
及び可搬型代替注水大型ポンプの定格負荷運転時の給油間隔に応じて，操作手順③〜⑰を繰り返す。

c.

操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の操作は，タンクローリ 1 台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【可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油】開始を判断してからタンクローリへの補給完了までタンクローリ（4kL）にて 105 分以内，タンクローリ（16kL）にて 120 分以内で可能である。

タンクローリ１台当たり重大事故等対応要員2名で作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型設備用軽油タンクからタンクローリの車載タンクへの給油完了までの所要時間を，初回は放射線防護具着用，可搬型重大事故等対処設備保管場所への移動，使用する設備の準備を含め90分以内,二回目以降は50分以内で可能である。なお，タンクローリ（走行用の燃料タンク）への給油を合わせて行う場合110分以内で可能である。

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

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

(2) タンクローリから各機器等への給油
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，
大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備用及び海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A−1 級），可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備， モニタリング・ポスト用発電機， ディーゼル駆動消火ポンプ及び仮設発電機に対して，タンクローリ（16kL）及び（4kL） を用いて給油する。
なお， 第一ガスタービン発電機の場合は，第一ガスタービン発電機用燃料タンクへ給油する。
第一ガスタービン発電機の運転に伴い燃料が消費されると，第一ガスタービン発電機用燃料移送
ポンプが自動起動し，第一ガスタービン発電機用燃料タンクから燃料の補給が開始される。また，
第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプは，燃料の補給完了後に自動停止する（第二ガスター
ビン発電機についても同様）。
a.

手順着手の判断基準
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，

大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備用及び海水取水用），可搬型代替注
水ポンプ（A−1 級），可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用
可搬型電源設備，モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ又は仮設発電機を運転した場合において，各機器の燃料が規定油量以上あることを確認した上で運転開始後，
燃料保有量及び燃費からあらかじめ算出した給油時間※ 1 となった場合。
※1:給油間隔は以下のとおりであり，各設備の燃料が枯渇するまでに給油することを考慮して作業に着手する。ただし，以下の設備は代表例であり各設備の燃料保有量及び燃費か
ら燃料が枯渇する前に給油することとし，同一箇所での作業が重複する際は適宜，給油間隔を考慮して作業を実施する。
・第一ガスタービン発電機：運転開始後約 16 時間
73

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・電源車

東海第二発電所：運転開始後約 2 時間・大容量送水車（熱交換器ユニット）
取水ポンプ：運転開始後約 7 時間

送水ポンプ

：運転開始後約 3 時間

・可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）：運転開始後約 2 時間
・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）：運転開始後約 3 時間
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備：運転開始後約 20 時間
・モニタリング・ポスト用発電機：運転開始後約 10 時間b.

操作手順
タンクローリから各機器等への給油手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.14.55 図に，タイムチャートを第 1.14.56 図及び第 1.14.57 図に示す。
［タンクローリ（4kL）にて給油する場合］①緊急時対策本部は，緊急時対策要員にタンクローリ（4kL）による給油対象設備への給油を指示する。
②緊急時対策要員は，給油対象設備の近傍まで移動し，タンクローリ（4kL）の給油前準備を行い，必要な距離分の給油ホースを引き出す。
③緊急時対策要員は，タンクローリ（4kL）の車両付ポンプを作動させる。
④緊急時対策要員は，給油対象設備の燃料タンクの蓋を「開」とし，給油ノズルレバーを握り，タンクローリ（4kL）による給油対象設備への給油を開始する。
⑤緊急時対策要員は，給油対象設備の給油状態を目視で確認し，必要量の給油完了を確認
後，給油ノズルレバーを開放し，タンクローリ（4kL）による給油対象設備への給油を完了する。
⑥緊急時対策要員は，定格負荷運転時の給油間隔を目安に，上記操作手順②から⑤を繰り返す。また，タンクローリの軽油の残量に応じて，「(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給」の操作手順にてタンクローリ（4kL）へ軽油を補給する。
［タンクローリ（16kL）にて給油する場合］
第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油手順の概要は以下のとおり（第二ガスタ
ービン発電機用燃料タンクへの給油手順も同様）。
①緊急時対策本部は，緊急時対策要員にタンクローリ（16kL）による第一ガスタービン発
電機用燃料タンクへの給油を指示する。
②緊急時対策要員は， 給油対象設備の第一ガスタービン発電機用燃料タンク近傍まで移動し，タンクローリ（16kL）の給油前準備を行い，給排口へ車載ホースを接続する。
③緊急時対策要員は，第一ガスタービン発電機用燃料タンクの給油口にホース接続用アタ74

備考

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ッチメントを取り付けた後，当該アタッチメントに車載ホースを接続する。
④緊急時対策要員は，タンクローリ（16kL）のタンク底部ハンドルが給油可能な状態であることを確認した後，各バルブを「開」操作し，タンクローリ（16kL）による第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油を開始する。
⑤緊急時対策要員は，第一ガスタービン発電機用燃料タンクの給油状態を油面レベルで確認し，必要量の給油完了を確認後，各バルブを「閉」操作し，タンクローリ（16kL）による第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑥緊急時対策要員は，定格負荷運転時の給油間隔を目安に，上記操作手順②から⑤を繰り返す。また，タンクローリの軽油の残量に応じて，「(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給」の操作手順にてタンクローリ（16kL）へ軽油を補給する。
c.

操作の成立性
上記の操作は，タンクローリ 1 台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【タンクローリから各機器への給油】開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・タンクローリ（4kL）による給油対象設備への給油は約 15 分（1 台当たり）で可能である。

重大事故等対応要員2名で作業を実施した場合，作業開始を判断してからタンクロー
リにて各可搬型設備への給油完了までの所要時間を30分以内と想定する。

・タンクローリ（16kL）による第一ガスタービン発電機用燃料タンク又は第二ガスタービン
発電機用燃料タンクへの給油は約 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，通信連絡設備を整備する。

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

なお，燃料消費量が最大になる場合に使用する設備の燃料が枯渇しないように以下の時間までに給油を実施する。

なお，各設備の燃料が枯渇しないよう以下の時間までに給油を実施する。

・可搬型代替低圧電源車の燃料消費率は，定格容量にて約110L／hであり，起動から・第一ガスタービン発電機の燃費は，定格容量にて約 1,000L/h であり，起動から枯渇まで枯渇までの時間は約2.2時間。

の時間は約 50 時間。

・可搬型代替注水大型ポンプの燃料消費率は，定格容量にて約218L／hであり，起動・電源車の燃費は，定格容量にて約 110L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 2 時間。

から枯渇までの時間は約3.5時間。

取水ポンプの燃費は，定格容量にて約 40L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 7 時間。

・窒素供給装置用電源車の燃料消費率は，定格容量にて約110L／hであり，起動から送水ポンプの燃費は，定格容量にて約 90L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 3 時間。

枯渇までの時間は約2.2時間。

・可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）の燃費は，定格容量にて約 43L/h であり，起動から枯渇

・可搬型代替注水中型ポンプの燃料消費率は，定格容量にて約35.7L／hであり，起までの時間は約 2 時間。

動から枯渇までの時間は約3.5時間。

・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の燃費は，定格容量にて約 21L/h であり，起動から枯渇

・タンクローリ（走行用の燃料タンク）の燃料消費量は，1日当たり約54Lであるこまでの時間は約 3 時間。

とから，24時間に1回給油を行う。

・大容量送水車（熱交換器ユニット）
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃費は，定格容量にて約 45L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 22 時間。
・モニタリング・ポスト用発電機の燃費は，定格容量にて約 9L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 18 時間。
また，多くの給油対象設備が必要となる事象（崩壊熱除去機能喪失等）を想定した場合，事また，事象発生後 7 日間，可搬型代替低圧電源車，可搬型代替注水大型ポンプ，窒75

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象発生後 7 日間，それらの設備（第一ガスタービン発電機，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

素供給装置用電源車，可搬型代替注水中型ポンプ及びタンクローリ（走行用の燃料タ及び電源車等）の運転を継続するために必要な燃料（軽油）の燃料消費量は約 568kL である。

ンク）の運転を継続するために必要な燃料（軽油）の燃料消費量は約 168.6kL である。

また，6 号及び 7 号炉軽油タンク（2,040kL）からも燃料補給が可能であり，6 号及び 7 号炉軽また，可搬型設備用軽油タンクは 210kL 以上となるよう管理する。

油タンク 1 基当たり 510 kL 以上となるよう管理する。
ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油
重大事故等の対処に必要となる常設代替高圧電源装置に対して，燃料給油設備である軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプにより自動で給油する。
なお，常設代替高圧電源装置は，運転開始後約2時間にわたり電力を供給できる燃料を保持しており，その燃料が枯渇するまでに自動で給油されていることを確認する。
(a) 手順着手の判断基準
常設代替高圧電源装置を起動した場合。
(b) 操作手順
軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.14.2.6−6図に，タイムチャートを第1.14.2.6−7図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に軽油貯蔵タンク出口弁を閉から開への切替操作及び常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプのスイッチ位置の自動へ切り替えを指示する。
② 運転員等は，軽油貯蔵タンク出口弁を閉から開への切り替え及び常設代替高圧電源
装置燃料移送ポンプのスイッチ位置の自動へ切り替えを行い，発電長に軽油貯蔵タ
ンク出口弁の開から閉への切替操作及び常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプのス
イッチ位置の自動へ切り替えをしたことを報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断し軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油完了まで 15 分以内で可能である。
また，事象発生後 7 日間，常設代替高圧電源装置の運転を継続するために必要な燃料（軽油）の燃料消費量は約 352.8kL であり，軽油貯蔵タンクは，約 400kL 以上となるよう管理する。

76

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1.14.2.5 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1) 非常用交流電源設備による給電
非常用ディーゼル発電機が健全な場合は，自動起動信号（非常用高圧母線電圧低）による作動，

東海第二発電所
1.14.2.7 設計基準事故対処設備による対応手順(1) 非常用交流電源設備による非常用所内電気設備への給電

２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが健全な場合は，自動起動信号（非常用高圧母線電圧 ⑯燃料移送系については，燃又は中央制御室からの手動操作により非常用ディーゼル発電機を起動し，非常用高圧母線に給電低）による起動，又は中央制御室から手動起動し，非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２Ｃ・２する。

Ｄ・ＨＰＣＳに給電する。

非常用ディーゼル発電機の運転により消費された燃料は，燃料ディタンクの油面が規定値以下

非常用ディーゼル発電機の運転により消費された燃料は，燃料ディタンクの油面が規定値以下まで低下すると燃料移送ポンプが自動起動し，軽油タンクから燃料ディタンクへの補給が開始さまで低下すると燃料移送ポンプが自動起動し，軽油タンクから燃料ディタンクへの補給が開始される。その後燃料補給の完了に伴い，燃料移送ポンプが自動停止する。

れる。その後燃料補給の完了に伴い，燃料移送ポンプが自動停止する。

a.

手順着手の判断基準
外部電源が喪失した場合又は非常用高圧母線の電圧がないことを確認した場合。

(a) 手順着手の判断基準
外部電源が喪失した場合又はＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳの母線電圧がないことを確認した場合。

b.

操作手順
非常用交流電源設備による給電手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.14.58 図に示す。

(b) 操作手順
非常用交流電源設備による非常用所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.9−1図に，概要図を第1.14.2.7−1図に，タイムチャート
を第1.14.2.7−2図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に非常用交流電源設備に① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣ

よる給電開始を指示する。

Ｓ Ｄ／Ｇによる非常用所内電気設備への自動給電状態の確認を指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，非常用ディーゼル発電機が自動起動信号（非常用高圧母② 運転員等は，発電長に２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが自動起動信号（非線電圧低）により自動起動し,受電遮断器が投入されたことを確認する。あるいは，中央

常用高圧母線電圧低）により起動し，受電遮断器が投入された（Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２制御室からの手動操作により非常用ディーゼル発電機を起動し，受電遮断器を投入す

Ｄ・ＨＰＣＳが給電する）ことを報告する。あるいは，中央制御室からの手動操作る。

により２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動し，受電遮断器が投入した③中央制御室運転員 A 及び B は，非常用高圧母線へ給電が開始されたことを M/C 電圧指示

（Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳが給電した）ことを発電長に報告する。

値の上昇及び非常用 D/G 電力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(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【２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの起動】施する。操作スイッチによる遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

備考

中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動し，受電遮断器が投入される（Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳが給電する）ことの確認完了まで1分以内で可能である。
【２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの中央制御室からの手動起動】
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動し，受電遮断器が投入（Ｍ／
Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳが給電する）完了まで2分以内で可能である。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，２Ｃ Ｄ／Ｇ又は２Ｄ Ｄ／Ｇが使用でき，常設代替高圧電源装置及び残留熱除77

料補給設備に記載。

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東海第二発電所
去系海水系ポンプの機能が喪失している場合において，代替循環冷却系及び緊急用海水系による原子炉格納容器からの減圧及び除熱を行うために，非常用交流電源設備から代替所内電気設備への給電を行う。

(2) 非常用直流電源設備による給電(2) 非常用直流電源設備による給電

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失後，充電器を経由した直流母線（直流 125V 主

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失後，充電器を経由した直流母線（直母線盤）への給電から，直流 125V 蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流

流 125V 主母線盤及び直流±24V 中性子モニタ用分電盤）への給電から，125V 系蓄電池Ａ系・Ｂ

125V 蓄電池 D による直流母線（直流 125V 主母線盤）への給電に自動で切り替わることを確認す

系，125V 系蓄電池ＨＰＣＳ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流母線（直流 125V

る。蓄電池による給電が開始されたことを確認後，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び主母線盤及び直流±24V 中性子モニタ用分電盤）への給電に自動で切り替わることを確認する。

直流 125V 蓄電池 D については，蓄電池の延命のため，直流 125V 主母線盤 B，直流 125V 主母線盤

蓄電池による給電が開始されたことを確認後，125V 系蓄電池Ａ系・Ｂ系については，蓄電池の延C 及び直流 125V 主母線盤 D の不要な負荷の切離しを実施する。また，直流 125V 蓄電池 A につい命のため，直流 125V 主母線盤２Ａ及び直流 125V 主母線盤２Ｂの不要な負荷の切離しを実施すては，外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失後 8 時間経過するまでに，直流 125V 蓄る。なお，外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失後 1 時間経過するまでに，

電池 A による給電から直流 125V 蓄電池 A−2 による給電に切り替え，その後，直流 125V 蓄電池

中央制御室において簡易な操作でプラントの状態監視に必要ではない直流 125V 主母線盤の直流

A の延命のため，直流 125V 主母線盤 A の不要な負荷の切離しを実施する。

負荷を切り離し，その後，外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失後 8 時間経過するまでに，中央制御室外において必要な負荷以外の切り離しを実施する。

a.

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失により，直流 125V 充電器 A，直流 125V 充電器 B，直流 125V 充電器 C 及び直流 125V 充電器 D の交流入力電源の喪失が発生した場合。

(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失により，直流125V充電器Ａ，直流125V充電器Ｂ，直流125V充電器
ＨＰＣＳ，直流±24V充電器Ａ及び直流±24V充電器Ｂの交流入力電源の喪失が発生した
場合。

b.

操作手順

(b) 操作手順

直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流 125V 蓄電池 D による給電手順の概要は以125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・

下のとおり。概要図を第 1.14.59 図に示す。なお，直流 125V 蓄電池 A 及び直流 125V 蓄電池 A

Ｂ系による給電手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.14.2.2−1図に，タイムチャー−2 による給電手順については，「1.14.2.2(1)a. 所内蓄電式直流電源設備による給電」にてトを第1.14.2.2−2図に示す。なお，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系・ＨＰＣＳ系及び中性子モ

整理する。

ニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系よる給電手順については，「1.14.2.2(1)a. 所内常設直流電源
設備による非常用所内電気設備への給電」にて整理する。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄
電池 C 及び直流 125V 蓄電池 D からの給電が開始されたことの確認を指示する。
②中央制御室運転員 A は，直流 125V 充電器 B，直流 125V 充電器 C 及び直流 125V 充電器 Dによる給電が停止したことを M/C D 電圧，M/C E 電圧及び M/C C 電圧にて確認し，直流
125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流 125V 蓄電池 D による給電が開始され，直流125V 主母線盤 B，直流 125V 主母線盤 C 及び直流 125V 主母線盤 D 電圧指示値が規定値であることを確認する。
③現場運転員 C 及び D は，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流 125V 蓄電池 Dの延命処置として炉心監視及び直流照明を除く直流負荷の切離しを実施する。
c.

操作の成立性
直流 125V 蓄電池からの給電は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名にて直流母線（直流125V 主母線盤）へ自動で給電されることを確認する。中央制御室での電圧確認であるため，速(c) 操作の成立性
操作の成立性は「1.14.2.2(1)ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作の成立性と同様である。
78

備考

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東海第二発電所

備考(3) 軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発・本資料内で，燃料油供給につやかに対応できる。
不要な負荷の切離し操作は，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 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから不要な負荷の切離し完了まで約 60 分で可能である。
電機への給油いては，電源とは別に整理し重大事故等時に設計基準事故対処設備である２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが健全でていることから，設計基準対あれば，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇに対して，燃料給油設備である軽油貯蔵タンク

処設備の燃料油供給についから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電て，ここに記載する。

機燃料移送ポンプにより自動で給油をする。
(a) 手順着手の判断基準
２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動した場合(b) 操作手順
軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇへの給油手順の概要は以下のとおり。
①

発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル
発電機燃料移送ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による２Ｃ・２Ｄ
Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇへの自動燃料給油状態の確認を指示する。

②

運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送
ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプのスイッチ位置が自動になっていることを確認し，発電長に自動燃料給油状態になっていることを報告する。

(c) 操作の成立性
軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポンプ及び高圧炉心
スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプを用いての２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ
Ｄ／Ｇへの給油については，運転員の操作は不要である。
1.14.2.6 その他の手順項目について考慮する手順
可搬型代替交流電源設備による代替原子炉補機冷却系への給電手順については，「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。

1.14.2.7 その他の手順項目について考慮する手順
可搬型代替注水大型ポンプにより送水を行う手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順は「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて
整備する。

79

・代替海水送水は 1.13 にも記載。

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1.14.2.7 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第東海第二発電所
1.14.2.8 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第

1.14.60 図に示す。

1.14.2.8−1 図に示す。

(1) 代替電源（交流）による対応手段(1) 代替電源（交流）による対応手段

全交流動力電源喪失時に炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃

全交流動力電源喪失時に炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の料体等の著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電力

燃料体等の著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電を確保するための給電手段として，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び電源力を確保するための給電手段として，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備によ車による給電並びに号炉間電力融通ケーブルを使用した他号炉の非常用ディーゼル発電機からる給電がある。

の電力融通による給電がある。
短期的には低圧代替注水で用いる復水補給水系への給電，中長期的には発電用原子炉及び原子短期的には低圧代替注水設備（常設）への給電，中期的には発電用原子炉及び原子炉格納容

炉格納容器の除熱で用いる残留熱除去系への給電が主な目的となることから，これらの必要な負器の除熱で用いる残留熱除去系への給電が主な目的となることから，これらの必要な負荷を運荷を運転するための十分な容量があり，かつ短時間で給電が可能である第一ガスタービン発電機

転するための十分な容量があり，かつ短時間で電力供給が可能である常設代替交流電源設備に及び第二ガスタービン発電機による給電を優先する。

よる給電を優先する。

第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機を並行操作で起動した後，非常用所内電
気設備又は代替所内電気設備の受電が短時間で可能である第一ガスタービン発電機（優先 1）から給電する。第一ガスタービン発電機から給電できない場合は,第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）（優先 2）から給電する。第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）から給電できない場合は，第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）（優先 3）から給電する。
第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機から給電できず他号炉の非常用ディー
ゼル発電機からの給電が可能な場合は，号炉間電力融通ケーブル（常設）（優先 4）を使用した
電力融通， 号炉間電力融通ケーブル（可搬型）（優先 5）を使用した電力融通を行う。なお，号
炉間電力融通ケーブルを使用した電力融通を行う場合は，電源を供給する号炉の発電用原子炉の冷却状況，非常用ディーゼル発電機の運転状況及び電源を受電する号炉の受電体制を確認した上で実施する。
第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び号炉間電力融通ケーブルによる給電ができない場合は，電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）（優先 6）から給電する。

常設代替交流電源設備からの給電ができない場合は，可搬型代替交流電源設備から給電する。

電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）から給電できない場合は，電源車を原子炉建屋近傍へ移動させ，複数ある接続口から給電ルートを選択して非常用所内電気設備又は代替所内電気設備へ給電する。電源車から非常用所内電気設備へ給電する場合は，電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）（優先 7），電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）（優先 8）の順で電源車の給電ルートを選択する。また，電源車から代替所内電気設備へ給電する場合は，電源車（AM 用動力
変圧器に接続）（優先 7），電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）（優先 8）の順で電源
車の給電ルートを選択する。
上記の優先 1 から優先 7 までの手順を連続して実施した場合，直流 125V 充電器盤の受電完了

上記の手順を連続して実施した場合，直流125V主母線盤の受電完了まで約270分で実施可能でまで約 710 分（あらかじめ他号炉の非常用ディーゼル発電機からの電力融通ができないと判断しあり，所内蓄電式直流電源設備から給電されている24時間以内に十分な余裕を持って給電を開た場合は約 515 分）で実施可能であり，所内蓄電式直流電源設備から給電されている 24 時間以

始する。
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備考

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

東海第二発電所

備考

内に十分な余裕を持って給電を開始する。
(2) 代替電源（直流）による対応手段
全交流動力電源喪失時，直流母線への給電ができない場合の対応手段として，所内蓄電式直流電源設備，常設代替直流電源設備,可搬型直流電源設備及び直流給電車がある。

(2) 代替電源（直流）による対応手段
全交流動力電源喪失時，直流母線への直流電源が給電できない場合の対応手段として，所内
常設直流電源設備，常設代替直流電源設備及び可搬型代替直流電源設備がある。

原子炉圧力容器への注水で用いる原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系，発電用原子炉の減原子炉圧力容器への注水として用いる原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系，発電用原子圧で用いる自動減圧系，原子炉格納容器内の減圧及び除熱で用いる格納容器圧力逃がし装置への炉の減圧に用いる逃がし安全弁（自動減圧機能），原子炉格納容器内の減圧及び除熱で用いる

・東海第二の格納容器圧力逃が給電が主な目的となる。短時間で給電が可能であり，長期間にわたる運転を期待できる手段から格納容器圧力逃がし装置への給電が主な目的となる。短時間で給電が可能であり，長期間にわし装置の系統弁は交流電動弁

優先して準備する。

たる運転が期待できる手段から優先して準備する。

であり，交流電源喪失時には全交流動力電源の喪失により直流 125V 充電器 A を経由した直流 125V 主母線盤 A への給電がで全交流動力電源の喪失により直流125V充電器Ａ・Ｂを経由した直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂ

現 場 で 操 作 可 能 な設 計で あきない場合は,代替交流電源設備による給電を開始するまでの間，直流 125V 蓄電池 A 及び直流への給電ができない場合は，代替交流電源設備による給電を開始するまでの間，125V系蓄電池

る。ここでは当該計装設備へ

125V 蓄電池 A−2 にて 19 時間,AM 用直流 125V 蓄電池を組み合わせて使用することで合計 24 時間

Ａ系・Ｂ系及び緊急用125V系蓄電池を使用することで24時間にわたり原子炉隔離時冷却系の運の直流電源を供給しているたにわたり原子炉隔離時冷却系の運転及び自動減圧系の作動等に必要な直流電源の供給を行う。

転及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動等に必要な直流電源の給電を行う。

め記載している。

なお，蓄電池の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合は，経過時間によらず，蓄電池の切替えを実施する。
全交流動力電源喪失後，24 時間以内に代替交流電源設備による給電操作が完了する見込みがな

なお，所内常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備は，直流125V充電器Ａ・Ｂ及び緊急・東海第二では，Ａ系とＢ系で用直流125V充電器の交流入力電源の喪失と同時に非常用所内電気設備である直流125V主母線盤

対応が同じであるため，Ａ系

２Ａ・２Ｂ及び代替所内電気設備である緊急用直流125V主母線盤に無停電で自動給電される。

と Ｂ 系 を 一 緒 に 記載 して い

全交流動力電源喪失後，24時間以内に代替交流電源設備による給電操作が完了する見込みがる。（柏崎は，Ａ系とＢ系をい場合は，可搬型直流電源設備又は直流給電車を用いて直流母線へ給電するが，短時間で給電がない場合は，可搬型代替直流電源設備を用いて直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂ及び緊急用直流可能な可搬型直流電源設備を優先して準備する。

125V主母線盤へ給電する。

代替交流電源設備により交流電源が復旧した場合は，直流 125V 充電器盤 A を受電して直流電源の機能を回復させる。

代替交流電源設備により交流電源が復旧した場合は，直流125V充電器Ａ・Ｂ及び緊急用125V
充電器を受電して直流電源の機能を回復させる。

全交流動力電源の喪失により直流 125V 充電器 B を経由した直流 125V 主母線盤 B への給電ができない場合は,代替交流電源設備による給電を開始するまでの間，直流 125V 蓄電池 B により自動減圧系の作動等に必要な直流電源の供給を行う。直流 125V 蓄電池 B が枯渇した場合は,遮断器の直流125V蓄電池Ａ系・Ｂ系が枯渇した場合は,遮断器の制御電源が喪失しているため,遮断器

制御電源が喪失しているため,遮断器を手動で投入してから代替交流電源設備により交流電源をを手動で投入してから代替交流電源設備により交流電源を復旧し,直流125V充電器盤Ａ・Ｂを経復旧し,直流 125V 充電器盤 B を受電して直流電源の機能を回復させる。

由して直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂに給電して直流電源の機能を回復させる。

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別々に記載）

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備考

・東海第二には，先行ＢＷＲ電
力の※１ 「第二ガスタービン
発電機」及び※２ 「可搬型交
流電源設備」を使用する自主対策設備はない。

※１

※２

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備考

・東海第二には，先行ＢＷＲ電
力の※３ 「号炉間電力融通電気設備」に該当する設備はな※３い。
・東海第二には，※４ 「可搬型直流電源設備」及び「直流給電車」を使用する自主対策設備
はない。

※４

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備考

・東海第二には，先行ＢＷＲ
電力の※４ 「号炉間連絡ケーブル」及び※５ 「代替所内電気設備」を使用する自主対策設備はない。
※５

※６

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145

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

146

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

147

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

148

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

149

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

150

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

151

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

152

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

153

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

154

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

155

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

156

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

157

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

158

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

159

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

160

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

161

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

162

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

163

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

164

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

165

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

166

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

167

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

168

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

169

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

170

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

171

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

東海第二

172

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

173

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

174

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

175

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

176

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

177

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

178

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

179

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

180

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

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

東海第二

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

184

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

185

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