48 条
48-1 SA 設備基準適合性 一覧表
48-2 単線結線図
48-3 計測制御系統図
48-4 配置図
48-5 系統図
48-6 試験及び検査
48-7 容量設定根拠
48-8 接続図
48-9 保管場所図48-10 アクセスルート図
48-11 その他設備
48-12 機器名称覧に記載の弁名称と，各号炉の弁名称・弁番号の関係について

目次

48-1
SA 設備基準適合性

48-1-1

一覧表柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第48条：
最終ヒートシンクヘ熱を輸送するための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

SA 設備基準適合性一覧（可搬型）

代替原子炉補機冷却海水ポンプ

類型化
区分

屋外

Ｄ

（有効に機能を発揮する）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線荷重
海水

海水を通水又は海で使用

Ⅰ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料

補足説明資料4 配置図

第 操作性
2号 関連資料
第1項

中央制御室操作，現場操作
補足説明資料4 配置図

試験・検査
第 (検査性、系統構成・外部入力)
3
号
関連資料

ポンプ，ファン，圧縮機

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防止 関連資料（本来の用途として使用）

第 可搬SAの容量
1号

通常時は隔離又は分離

Ａｂ

内部発生エネルギーの高い流体を内蔵する機器

Ｂａ

補足説明資料5 系統図
中央制御室操作，現場操作

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

より簡単な接続

第 異なる複数の接続箇所の確保
3号 関連資料単独の機能で使用

Ｃ

補足説明資料4 配置図
Ａｂ

補足説明資料8 接続図

第 設置場所4
号 関連資料（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

第 保管場所5
号 関連資料

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)－

補足説明資料4 配置図
Ｂａ

補足説明資料9 保管場所図

第 アクセスルート
6号 関連資料第7号

Ａ

補足説明資料7 容量設置根拠

第 可搬SAの接続性
2号 関連資料

環境条件、自然現象、外部人為
共事象、溢水、火災
通要因
故障 サポート系要因
防
止
関連資料

Ａ，Ｂ

補足説明資料4 配置図

関連資料

第
3
項

対象外

補足説明資料5 系統図

第 設置場所6
号 関連資料第43条

Ａ

補足説明資料6 試験・検査性説明資料

第 切り替え性4号 関連資料第5号

Ａ，Ｂ

屋外アクセスルートの確保

Ｂ

補足説明資料10 アクセスルート図

防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系有り)-別の手段

Ｃｂ

本文

48-1-2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性一覧（可搬型）

第48条：最終ヒートシンクヘ熱を輸送するための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線荷重
海水（有効に機能を発揮する）－

他設備からの影響－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

補足説明資料4

補足説明資料4

試験・検査
第 (検査性、系統構成・外部入力)
3号

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防止 関連資料Ｄ

補足説明資料6 試験・検査性説明資料（本来の用途として使用）
補足説明資料5系統図
Ａｂ

内部発生エネルギーの高い流体を内蔵する機器

Ｂａ

補足説明資料5

系統図

中央制御室操作，現場操作
補足説明資料4

補足説明資料7

補足説明資料4

Ｂ，Ｃ
配置図

単独の機能で使用
補足説明資料8Ａｂ
接続図

第 設置場所4
号 関連資料（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

第 保管場所5
号 関連資料

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

補足説明資料4

補足説明資料9

第 アクセスルート
6号 関連資料

－

配置図
Ｂａ

保管場所図

屋外アクセスルートの確保
補足説明資料10Ａ

容量設置根拠フランジ接続より簡単な接続

第 異なる複数の接続箇所の確保
3号 関連資料

Ａ，Ｂ

配置図

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

第 可搬SAの接続性
2号 関連資料第7号

対象外

通常時は隔離又は分離

関連資料

環境条件、自然現象、外部人為
共事象、溢水、火災
通要因
故障 サポート系要因
防
止
関連資料

Ａ，Ｂ

配置図

熱交換器

第 設置場所6
号 関連資料第 可搬SAの容量
1号

配置図

中央制御室操作，現場操作

第 切り替え性4号 関連資料

第
3
項

Ｄ

Ⅰ

関連資料

第
4
3
条

屋外

海水を通水又は海で使用

第 操作性
2号 関連資料

第
5
号

類型化
区分

(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）

関連資料

第
1
項

熱交換器ユニット

Ｂ

アクセスルート図

防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系有り)-別の手段

Ｃｂ

本文

48-1-3

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第48条：最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設備

耐圧強化ベント系

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ（有効に機能を発揮する）－（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／第1号

環 屋外の天候／放射線
境
条
件 荷重
に
お 海水
け
る 他設備からの影響
健
全性 電磁波による影響
関連資料［配置図］48-4

中央制御室操作
現場操作

第 操作性
2
号
第
1
項

関連資料

第
4
3
条

第 切り替え性4号 関連資料

第
5
号

第
2
項

－

ー

［試験・検査説明資料］48-6 （主要設備ではない設備について記載）
当該系統の使用にあたり系統の切替操作が不要

弁等の操作で系統構成

Ａａ

対象外

対象外

［系統図］48-5
現場操作-放射線量が高くなるおそれが少ない
中央制御室操作

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

第 共用の禁止2
号 関連資料（共用しない設備）

第
3
号

Ａａ
Ｂ

［配置図］48-4［系統図］48-5

第 常設SAの容量
1
号 関連資料共 環境条件、自然現象、外部人為
通 事象、溢水、火災
要因
故サポート系故障
障防
止 関連資料Ｂｂ［系統図］48-5

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防止 関連資料

第 設置場所6
号 関連資料Ａ
Ｂ［配置図］48-4

試験・検査
第 (検査性、系統構成・外部入力)
3
号
関連資料

SA 設備基準適合性一覧（常設）Ａ［容量設定根拠］48-7
対象外－防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ［配置図］48-4［系統図］48-5

48-1-4

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第48条：
最終ヒートシンクヘ熱を移送するための設備

環境温度・湿度・圧力／第1号

環 屋外の天候／放射線
境
条
件 荷重
に
お 海水
け
る 他設備からの影響
健
全性 電磁波による影響

SA 設備基準適合性一覧（常設）

原子炉補機冷却系
中間ループ循環ポンプ

類型化
区分

その他の建屋内（原子炉建屋の二次格納施設外を含む）

Ｃ（有効に機能を発揮する）－（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料

－

第 操作性
2
号 関連資料
第1項

中央制御室操作－試験・検査
第 (検査性、系統構成・外部入力)
3
号

ポンプ

関連資料
第 切り替え性4号 関連資料

第
4
3
条

第
5
号

当該系統の使用にあたり系統の切替操作が不要

第3号

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ

－

対象外
－

中央制御室操作Ｂ－
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分（ＤＢ施設と同仕様のポンプ流量で設計）

Ｂ－

第 共用の禁止2
号 関連資料共通 環境条件、自然現象、外部人為事
要 象、溢水、火災
因故障 サポート系故障
防止 関連資料Ｂｂ－

第 設置場所6
号 関連資料

第
2
項

Ａ

－

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防止 関連資料

第 常設SAの容量
1
号 関連資料Ａ（共用しない設備）

対象外－防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ－48-1-5

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性一覧（常設）第48条：最終ヒートシンクヘ熱を移送するための設備

環境温度・湿度・圧力／第1号

環 屋外の天候／放射線
境
条
件 荷重
に
お 海水
け
る 他設備からの影響
健
全性 電磁波による影響

原子炉補機冷却系
海水ポンプ

類型化
区分

その他の建屋内（原子炉建屋の二次格納施設外を含む）Ｃ（有効に機能を発揮する）－

海水を通水又は海で使用

Ⅰ(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料

－

第 操作性
2
号 関連資料
第1項

中央制御室操作－試験・検査
第 (検査性、系統構成・外部入力)
3
号

ポンプ

関連資料
第 切り替え性4号 関連資料

第
4
3
条

第
5
号

当該系統の使用にあたり系統の切替操作が不要

第3号

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ

－

対象外
－

中央制御室操作Ｂ－
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分（ＤＢ施設と同仕様のポンプ流量で設計）

Ｂ－

第 共用の禁止2
号 関連資料共通 環境条件、自然現象、外部人為事
要 象、溢水、火災
因故障 サポート系故障
防止 関連資料Ｂｂ－

第 設置場所6
号 関連資料

第
2
項

Ａ

－

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防止 関連資料

第 常設SAの容量
1
号 関連資料Ａ（共用しない設備）

対象外－防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ－48-1-6

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第48条：
最終ヒートシンクヘ熱を移送するための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

SA 設備基準適合性一覧（常設）

原子炉補機冷却系
熱交換器

類型化
区分

その他の建屋内（原子炉建屋の二次格納施設外を含
む）

Ｃ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料

－

第 操作性
2
号 関連資料
第1項

中央制御室操作－試験・検査
第 (検査性、系統構成・外部入力)
3
号

熱交換器

関連資料
第 切り替え性4号 関連資料

第
4
3
条

第
5
号

当該系統の使用にあたり系統の切替操作が不要

第3号

環境条件、自然現象、外部人為事
象、溢水、火災

サポート系故障

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ

－

対象外
－

中央制御室操作Ｂ－
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分（ＤＢ施設と同仕様のポンプ流量で設計）

Ｂ－

第 共用の禁止2
号 関連資料
共
通
要
因
故
障
防
止

Ｂｂ

－

第 設置場所6
号 関連資料

第
2
項

Ｄ

－

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防止 関連資料

第 常設SAの容量
1
号 関連資料Ａ（共用しない設備）

対象外－防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

－

48-1-7

48-2
単線結線図

48-2-1

【代替原子炉補機冷却系】

【凡例】

：断路器
電源
車

：配線用遮断器
：変圧器

代替原子炉
補機冷却系

冷代
却替
水原
ポ子
ン炉
プ補
機

図 48-2-1

制
御
電
源

冷代
却替
水原
ポ子
ン炉
プ補
機

代替原子炉補機冷却系

単線結線図（6 号炉（７号炉も同じ））

48-2-2

【耐圧強化ベント系】

荒浜側常設代替
交流電源設備設置場所

第二ガスタービン発電機
GTG
予備

GTG

【凡例】

（略語）
常設代替
交流電源設備R/B ：原子炉建屋

GTG：ガスタービン発電機

C/B ：コントロール建屋

D/G：非常用ディーゼル発電機：遮断器

MCC ：モータ・コントロール・センタ

：断路器

緊急用
断路器

７号炉タービン建屋南側

常設代替
交流電源設備：配線用遮断器：接続装置

D/G

第一ガスタービン発電機

荒浜側緊急用
高圧母線建屋(6A)

GTG

M ：電動切替装置

D/G

GTG
予備

：切替装置

(6B)

緊急用
高圧母線
緊急用
断路器

C/B 2F
緊急用電源切替箱
断路器

７号炉へ
R/B B1F

R/B B1F
電源車

緊急用
電源切替箱
接続装置6A

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

非常用
高圧母線 6C

非常用
高圧母線 6D

R/B B1F

非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

電源車
R/B B1F
非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】
非常用低圧母線 6C-1
動力変圧器

C/B B1F

R/B B1F
MCC 6C-1-3

代替所内電気設備
AM用動力変圧器

R/B 3FMCC 6C-1-7

C/B B1F

動力変圧器

R/B 4F

非常用低圧母線 6D-1

R/B 3FM
MCC 6C-1-5

MCC 6D-1-8

MCC 6D-1-7

C/B B1FR/B 4F

C/B
MB2F

C/B B1F

MCC 6D-1-5

AM用MCC 6B

変圧器

予備変圧器

（予備）

（予備）

静止 形
交直 変換器

直流
125V充電 器

直流
125V充電 器（B）

AM用直 流125V充電 器

AM用直 流125V充電 器

直流
125V充電 器
（A）

※1

※1
AM用直流125V主母線盤

直流125V分電盤

直流125V分電盤

交流120Vバイタル
分電盤6B-1

CVCF（耐圧強化ベント系負荷）
・電動駆動弁（F070）（耐圧強化ベント系負荷）・計装設備（フィルタ装置水素濃度）（耐圧強化ベント系負荷）・計装設備

図 48-2-2（耐圧強化ベント系負荷）
・空気駆動弁用電磁弁（F002）

耐圧強化ベント系

48-2-3単線結線図（６号炉）（耐圧強化ベント弁負荷）
・空気駆動弁用電磁弁（F019,F022）

荒浜側常設代替
交流電源設備設置場所

第二ガスタービン発電機
GTG

GTG
予備

常設代替
交流電源設備【凡例】（略語）
R/B ：原子炉建屋

GTG：ガスタービン発電機

C/B ：コントロール建屋

D/G：非常用ディーゼル発電機：遮断器

MCC ：モータ・コントロール・センタ

緊急用
断路器

７号炉タービン建屋南側

常設代替
交流電源設備：断路器：配線用遮断器

第一ガスタービン発電機
荒浜側緊急用
高圧母線建屋

D/G

GTG

：接続装置

GTG
予備

緊急用
高圧母線

(7A)

M ：電動切替装置

D/G

：切替装置

(7B)
緊急用
断路器
C/B 2F
緊急用電源切替箱
断路器

6 号炉へ
R/B B1F
R/B 2F
電源車
緊急用
電源切替箱
接続装置7A

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

非常用
高圧母線 7C

非常用
高圧母線 7D

R/B B1F

非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

電源車
R/B B1F
R/B 3F

動力変圧器

非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】
非常用低圧母線 7C-1

R/B B1F
MCC
7C-1-3C/B B1F

MCC
7C-1-1

代替所内電気設備
AM用動力変圧器
非常用低圧母線 7D-1

R/B 3FMCC 7C-1-7

C/B B1F

動力変圧器

R/B 4FR/B 3FM
AM用MCC 7B

MCC 7C-1-4

R/B 4F

C/B
MB2F

C/B B1F

MCC 7D-1-4

MCC 7D-1-7

C/B B1F

変圧器

（予備）

予備変圧器

（予備）

静止 形
交直 変換器

直流
125V充電 器

直流
125V充電 器（B）

AM用直 流125V充電 器

AM用直 流125V充電 器

直流
125V充電 器（A）※1

MCC 7D-1-6※1AM用直流125V主母線盤

直流125V分電盤

直流125V分電盤

交流120Vバイタル
分電盤7B-1

CVCF（耐圧強化ベント系負荷）
・電動駆動弁（F070）（耐圧強化ベント系装置）
・計装設備（フィルタ装置水素濃度）（耐圧強化ベント系負荷）
・空気駆動弁用電磁弁（F002）（耐圧強化ベント系負荷）・計装設備

図 48-2-3

耐圧強化ベント系

48-2-4単線結線図（７号炉）（耐圧強化ベント系負荷）
・空気駆動弁用電磁弁（F019,F022）

48-3
計測制御系統図48-3-1

【耐圧強化ベント系】
主排気筒

７号炉
放射線モニタ

格納容器圧力逃がし装置へ
AO

原子炉区域・
タービン区域〔Ｆ．Ｃ〕
換気空調系排風機へ①

原子炉区域よりRE
RE

パージ用排風機
AO

MO

MO

①

６号炉
放射線モニタボンベ〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

MO

遠隔操作
AO

〔Ｆ．Ｏ〕

ボンベ

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

AO

原子炉区域運転階より

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

H2E

・
原
子
炉
圧
力
容
器

遠隔操作
水素濃度計

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル

・

・

MO

遠隔操作

②

遠隔操作

AO

遠隔操作

〔Ｆ．Ｃ〕

ボンベ
MO

・
サプレッション・
チェンバ

遠隔操作

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

MO
MO

非常用ガス処理系
排風機より
MO

原子炉建屋

二次格納施設Ｎ2供給ライン図 48-3-1
表 48-3-1

耐圧強化ベント系

計測制御系統図

耐圧強化ベント系の計測設備主要仕様

監視パラメータ① 耐圧強化ベント系放射線モニタ② フィルタ装置水素濃度※1

計測範囲
10-2～105mSv/h
0～100vol%個数
2
1※1 フィルタ装置水素濃度については，52 条において格納容器内の水素ガスを排出する際に要求されるものである。格納容器圧力逃がし装置の水素濃度計と兼用であり，サンプリングラインを切り替えることによって，耐圧強化ベント系も計測可能である。

48-3-2

48-4
配置図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

48-4-1

48-4-2【代替原子炉補機冷却系】

図 48-4-1

6 号炉原子炉建屋地上 4 階

48-4-3

図 48-4-2 6 号炉原子炉建屋地上中 3 階48-4-4

図 48-4-3

6 号炉原子炉建屋地上 3 階

48-4-5

図 48-4-4 6 号炉原子炉建屋地上 2 階

48-4-6

図 48-4-5 6 号炉原子炉建屋地上 1 階

48-4-7

図 48-4-6 6 号炉原子炉建屋地下 1 階

48-4-8

図 48-4-7 6 号炉原子炉建屋地下２階

48-4-9

図 48-4-8 6 号炉原子炉建屋地下 3 階48-4-10

図 48-4-9 6 号炉タービン建屋地上 1 階

48-4-11

図 48-4-10 6 号炉タービン建屋地下 1 階

48-4-12

図 48-4-11 7 号炉原子炉建屋地上 4 階

48-4-13

図 48-4-12 7 号炉原子炉建屋地上中 4 階48-4-14

図 48-4-13 7 号炉原子炉建屋地上 3 階

48-4-15

図 48-4-14 7 号炉原子炉建屋地上 2 階

48-4-16

図 48-4-15

7 号炉原子炉建屋地上 1 階

48-4-17

図 48-4-16 7 号炉原子炉建屋地下 2 階

48-4-18

図 48-4-17 7 号炉原子炉建屋地下 3 階48-4-19

図 48-4-18 7 号炉タービン建屋地上 1 階

48-4-20

図 48-4-19 7 号炉タービン建屋地下 1 階

48-4-21

図 48-4-20

６／7 号炉コントロール建屋地下 2 階

48-4-22

図 48-4-21

代替原子炉補機冷却系

接続口配置図（6/7 号炉）

図 48-4-22

弁遠隔操作位置（空気作動）

格納容器圧力逃がし装置，及び耐圧強化ベント系の弁操作位置図（6 号炉）

１／３

弁操作用追加遮へい

弁遠隔操作位置（手動）エクステンションジョイント

弁設置位置【格納容器圧力逃がし装置，及び耐圧強化ベント系】

48-4-23

48-4-24

図 48-4-23

弁遠隔操作位置（空気作動）

格納容器圧力逃がし装置，及び耐圧強化ベント系の弁操作位置図（6 号炉）

２／３

弁操作用追加遮へい

弁遠隔操作位置（手動）エクステンションジョイント

弁設置位置

48-4-25

図 48-4-24

弁遠隔操作位置（空気作動）

格納容器圧力逃がし装置，及び耐圧強化ベント系の弁操作位置図（6 号炉）

３／３

弁操作用追加遮へい

弁遠隔操作位置（手動）エクステンションジョイント

弁設置位置

48-4-26

図 48-4-25

格納容器圧力逃がし装置，及び耐圧強化ベント系の弁操作位置図（7 号炉）

１／４

弁設置位置

48-4-27

図 48-4-26

弁遠隔操作位置（空気作動）

格納容器圧力逃がし装置，及び耐圧強化ベント系の弁操作位置図（7 号炉）

２／４

弁操作用追加遮へい

弁遠隔操作位置（手動）エクステンションジョイント

弁設置位置

48-4-28

図 48-4-27

弁遠隔操作位置（空気作動）

格納容器圧力逃がし装置，及び耐圧強化ベント系の弁操作位置図（7 号炉）

３／４

弁操作用追加遮へい

弁遠隔操作位置（手動）エクステンションジョイント

弁設置位置

48-4-29

図 48-4-28

弁遠隔操作位置（空気作動）

格納容器圧力逃がし装置，及び耐圧強化ベント系の弁操作位置図（7 号炉）

４／４

弁操作用追加遮へい

弁遠隔操作位置（手動）エクステンションジョイント

弁設置位置

図 48-4-29

6/7 号炉48-4-30

真空破壊弁設置位置図

図 48-4-30

6/7 号炉48-4-31中央制御室配置図

48-5
系統図

48-5-1

図 48-5-1

代替原子炉補機冷却系

48-5-2

P21-F039A

P21-F012A

P21-F041A

ＲＨＲポンプ（Ａ）室空調機

ＲＨＲ熱交換器（Ａ）

ＲＨＲポンプ（Ａ）
軸受冷却器

ＣＡＭＳ（Ａ）室空調機

14

7

P21-F040A

24

P21-F013A

MO

P21-F042A

23

P21-F058A

22

P21-F034A

21

P21-F044Ａ

20

P21-F046

19

P21-F114

18

P21-F070

17

P21-F028A
F028C

15，16

P21-F116AFT

P21-F004D

MO

FI

ＤＷＣ冷却器（Ｂ）（ＨＶＨ）

ＤＷＣ冷却器（Ａ）（ＨＶＨ）

ＲＩＰモータ熱交換器
Ａ，Ｂ，Ｅ，Ｆ，Ｈ

P21-F266（中央制御室）4

R/B

RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)RCW熱交換器(D)RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)RCW熱交換器(A)P21-F078C,
F085C

P21-F078A,
F085A

P21-F087A,
F089A,F091A,
F093A,F095A

P21-F004A

MO

RCCV

Y/D

P21-F0079C,
F086C

P21-F0079A,
F086A

P21-F088A,
F090A,F092A,
F094A,F096A

P21-F101AMO

P21-F109A

P21-F300A

P21-F221A

P21-F139A

P21-F137A

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)P21-F002D

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)P21-F002A

P21-F081A

P21-F057A

ＣＡＭＳ冷却器（Ａ）

ＲＨＲポンプ（Ａ）
メカニカルシール冷却器

ＲＣＩＣポンプ室空調機

ＳＰＣＵポンプ軸受冷却器

ＳＰＣＵポンプ室空調機

ＨＥＣＷ冷凍機（Ａ），（Ｃ）

ＦＰＣポンプ（Ａ）軸受冷却器

P21P21F072A,Ｄ F074A

8MO

P21-F033A

P21-F043Ａ

P21-F045

P21-F113

P21-F069

P21-F024A
F024C

P21-F115A

P21-F030A

13

P21-F036A

12

P21-F032A

11

P21-F038A

10

P21-F055A,D

MO

MO

P21-F029A

ＦＰＣ熱交換器（Ａ）

ＳＧＴＳ（Ａ）室空調機

ＦＰＣポンプ（Ａ）室空調機

ＦＣＳ（Ａ）室空調機

非常用Ｄ／Ｇ（Ａ）

ＡO

P21F075A

P21-F035A

P21-F031A

P21-F037A

P21-F061A

MO

P21-F015D

26

P21-F015A

25

6
Y61-F002

5ＳＡ空気圧縮機 冷却器

ＩＡ空気圧縮機 冷却器

ＲＩＰ ＭＧセット

ＣＵＷポンプ（Ａ）冷却器

ＣＲＤポンプ（Ａ）油冷却器

ＣＵＷ非再生熱交換器（Ａ）

ＨＷＨ温水熱交換器（Ａ）

9MO

P21-F082A

代替熱交換器車2

P21F301A

P21-F222A

P21-F140A

P21-F138A

P21-F108A

P21-F110A

1

3

27

海水

P21-F053A

RCW
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ(Ａ)

【凡例】
：開操作
：調整開操作：閉操作【代替原子炉補機冷却系】

P21-F016A

P21-F267

系統概要図（6 号炉 A 系）

表 48-5-1

代替原子炉補機冷却系

弁リスト（6 号炉 A 系）

No

機器名称

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27

熱交換器ユニット
代替原子炉補機冷却水ポンプ
代替原子炉補機冷却海水ポンプ
代替冷却系供給ライン北側接続口隔離弁(A)代替冷却系戻りライン北側接続口隔離弁(A)代替冷却システム流量調整弁
残留熱除去系熱交換器(A)冷却水出口弁
常用冷却水供給側分離弁(A)
常用冷却水戻り側分離弁(A)
可燃性ガス濃度制御系(A)室空調機冷却水出口弁
燃料プール冷却浄化系ポンプ(A)室空調機冷却水出口弁
非常用ガス処理系室(A)空調機冷却水出口弁
燃料プール冷却浄化系熱交換機(A)冷却水出口弁
燃料プール冷却浄化系ポンプ(A)軸受冷却器冷却水出口弁
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(A)冷却水出口弁
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(C)冷却水出口弁
サプレッションプール浄化系ポンプ室空調機冷却水出口弁
サプレッションプール浄化系ポンプ軸受冷却器冷却水出口弁
原子炉隔離時冷却系ポンプ室空調機冷却水出口弁
残留熱除去系ポンプ(A)メカニカルシール冷却器冷却水出口弁
格納容器内雰囲気モニタ系冷却器(A)冷却水出口弁
納容器内雰囲気モニタ系(A)室空調機冷却水出口弁
残留熱除去系ポンプ(A)モータ軸受冷却器冷却水出口弁
残留熱除去系ポンプ(A)室空調機冷却水出口弁
原子炉補機冷却水ポンプ(A)吸込弁
原子炉補機冷却水ポンプ(D)吸込弁
サージタンク(A)換気空調補機非常用冷却水系側出口弁

48-5-3

図 48-5-2

代替原子炉補機冷却系

48-5-4

P21-F044A

P21-F041A

FT

ＲＨＲポンプ（Ａ）室空調機

ＲＨＲ熱交換器（Ａ）

10

12

21

7

P21-F045A

22

P21-F042A

MO

P21-F202A

P21-F132A

20

P21-F222A
F222D

18,19

P21-F112

17

P21-F110

16

P21-F055A
F055C

MO

P21-F014A,C P21-F016A

14,15

P21-F051A

13

P21-F062A

P21-F060A

11

P21-F058A

P21-F048A,D

P21-F007DMO

R/B

RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)RCW熱交換器(D)RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)RCW熱交換器(A)ＤＷＣ冷却器（Ｂ）（ＨＶＨ）

ＤＷＣ冷却器（Ａ）（ＨＶＨ）

FI （中央制御室）

P21-F031B

P21-F031A

P21-F102

ＲＩＰモータ熱交換器
Ａ，Ｂ，Ｅ，Ｆ，Ｈ

Ｄ／Ｗ ＬＣＷサンプ冷却器

P21-F033
A,B,E,F,H

MO

FT

8

RCCV

P21-F007A

P21-F029A

FI （中央制御室）

ＲＨＲポンプ（Ａ）軸受
冷却器

ＣＡＭＳ（Ａ）サンプルクーラ

ＲＳＷポンプモータ軸受
冷却器（Ａ），（Ｄ）

ＲＣＩＣポンプ室空調機

ＳＰＣＵポンプ室空調機

ＨＥＣＷ冷凍機（Ａ），（Ｃ）

ＦＰＣ熱交換器（Ａ）

ＳＧＴＳ（Ａ）室空調機

ＦＰＣポンプ（Ａ）室空調機

ＦＣＳ（Ａ）室空調機

非常用Ｄ／Ｇ（Ａ）

ＡO

P21-F032B

P21-F032A

P21-F103

P21-F034
A,B,E,F,H

P21-F144

Y/D

P21-F402A

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)P21-F003D

4

P21-F120A～F123A

P21-F209A

P21-F211A

P21-F017A

MO

P21-F023A

P21-F104

P21-F003A

MO

P21-F201A

P21-F131A

P21-F221A
F221D

P21-F111

P21-F109

P21-F052A
F052C

P21-F050A

P21-F061A

P21-F059A

P21-F057A

P21-F250A

MO

MO
P21-F001D

24

P21-F001A

23

6
Y61-F004

5ＳＡ空気圧縮機 冷却器

ＩＡ空気圧縮機 冷却器

Ｒ／Ｂ ＬＣＷサンプ冷却器

ＲＩＰ ＭＧセット（Ａ）

ＣＵＷポンプ（Ａ）熱交換器

ＣＲＤポンプ（Ａ）油冷却器

ＣＵＷ非再生熱交換器（Ａ）

ＨＷＨ温水熱交換器（Ａ）

9MO

P21-F037A

熱交換器ユニット

2

P21F403A

P21-F105

P21-F124A～F129A

P21-F210A

P21-F212A

P21-F025A

P21-F024A

1

3

25

海水

P21-F067A

RCW
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ(Ａ)

【凡例】
：開操作
：調整開操作：閉操作

P21-F066A

P21-F143

P21-F036A

系統概要図（7 号炉 A 系）

表 48-5-2

代替原子炉補機冷却系

弁リスト（7 号炉 A 系）

No

機器名称

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25

熱交換器ユニット
代替原子炉補機冷却水ポンプ
代替原子炉補機冷却海水ポンプ
代替冷却水供給止め弁(A)代替冷却水戻り止め弁(A)代替原子炉補機冷却系ユニット出口流量調整弁
残留熱除去系熱交換器(A)冷却水出口弁
常用冷却水供給側分離弁(A)
常用冷却水戻り側分離弁(A)
可燃性ガス濃度制御系室空調機(A)出口弁
燃料プール冷却浄化系ポンプ室空調機(A)出口弁
非常用ガス処理系室空調機(A)出口弁
燃料プール冷却浄化系熱交換器(A)出口弁
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(A)冷却水温度調節弁後弁
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(C)冷却水温度調節弁後弁
サプレッションプール浄化系ポンプ室空調機出口弁
原子炉隔離時冷却系ポンプ室空調機出口弁
原子炉補機冷却海水ポンプ(A)電動機軸受出口弁
原子炉補機冷却海水ポンプ(D)電動機軸受出口弁
格納容器内雰囲気モニタラック(A)出口弁
残留熱除去系ポンプ(A)冷却水出口弁
残留熱除去系ポンプ室空調機(A)出口弁
原子炉補機冷却水系ポンプ(A)吸込弁
原子炉補機冷却水系ポンプ(D)吸込弁
サージタンク(A)換気空調補機非常用冷却水系側出口弁

48-5-5

：重大事故等対処設備（主要設備）：重大事故等対処設備（附属設備）

主排気筒※６号炉については二次格納施設外（原子炉建屋内）に設置

耐圧強化ベント系

格納容器圧力逃がし装置へ

放射線モニタ※AO

原子炉区域・
タービン区域〔Ｆ．Ｃ〕
換気空調系排風機へ

原子炉区域より

RE

910

パージ用排風機

AO

非常用ガス処理系
排風機へ

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

11
12

MO

ボンベ

5

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｃ〕

原子炉区域運転階より

・

・

AO

3

〔Ｆ．Ｏ〕

遠隔手動弁操作設備

HCWサンプへ

AO

ドライウェル

13

MO

MO

遠隔手動弁操作設備

AO

〔Ｆ．Ｏ〕
〔Ｆ．Ｃ〕

6

AO

2
原
子
炉
圧
力
容
器

・

H2E

MO

遠隔手動弁操作設備

AO

〔Ｆ．Ｃ〕

フィルタ装置水素濃度

遠隔手動弁操作設備

遠隔手動弁操作設備

4

ボンベ
MO

・
サプレッション・
チェンバ

1

遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

MO

7

MO

8

MO

非常用ガス処理系
排風機より

原子炉建屋

二次格納施設
可搬型窒素供給装置
可搬式窒素供給装置

図 48-5-3

耐圧強化ベント系

48-5-614
Ｎ2供給ライン

概略構成図

表 48-5-3
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14

耐圧強化ベント系

弁リスト

弁名称
一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）
一次隔離弁（ドライウェル側）
二次隔離弁
二次隔離弁バイパス弁
フィルタ装置入口弁
耐圧強化ベント弁
非常用ガス処理系 フィルタ装置出口弁(A)
非常用ガス処理系 フィルタ装置出口弁(B)
非常用ガス処理系 第一隔離弁
非常用ガス処理系 第二隔離弁
換気空調系 第一隔離弁
換気空調系 第二隔離弁
非常用ガス処理系 Uシール隔離弁
耐圧強化ベント系 N2パージ用元弁

48-5-7

48-6
試験及び検査48-6-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

【代替原子炉補機冷却系】

図 48-6-1

代替原子炉補機冷却系熱交換器図（6 号炉）
48-6-2

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 48-6-2

代替原子炉補機冷却水ポンプ図（6 号炉）
48-6-3

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 48-6-3

代替原子炉補機冷却系熱交換器図（7 号炉）
48-6-4

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 48-6-4

代替原子炉補機冷却水ポンプ図（7 号炉）
48-6-5

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 48-6-5

代替原子炉補機冷却海水ポンプ図48-6-6

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 48-6-6

代替原子炉補機冷却系 運転性能検査（6 号炉 A 系）
48-6-7

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 48-6-7

代替原子炉補機冷却系 運転性能検査（6 号炉 B 系）
48-6-8

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図 48-6-8

代替原子炉補機冷却系
48-6-9運転性能検査（7 号炉 A 系）

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図 48-6-9

代替原子炉補機冷却系
48-6-10運転性能検査（7 号炉 B 系）

【耐圧強化ベント系】
プラント停止中に点検及び検査をすることとしており，
表 48-6-1 のとおりである。
表 48-6-1
対象機器
配管

弁

機械設備の試験・検査内容
点検内容

点検項目

本格点検

簡易点検

1.本体

a.外観点検b.フランジ部点検手入れ―

2.機能確認a.漏えい確認

1.本体

a.弁箱内面点検手入れ
b.弁体，弁座，弁棒の点検

a.窒素封入圧力確認※1
b.弁開閉試験時漏えい確認※2―

手入れ

c.パッキン類取替
d.外観点検可搬型窒素供給装置

2.機能確認a.漏えい確認
b.動作試験

1.本体

a.工場点検2.機能確認

a.試運転

a.窒素封入圧力確認※1
b.弁開閉試験時漏えい確
認※2c.動作試験(駆動部付弁)―a.試運転※1 窒素封入圧力及びスクラバ水位は，簡易点検の他にパトロール時等において定期的に確認を実施する。
※2 空気駆動弁の電磁弁排気ポートへの駆動空気供給による弁開閉試験時に，空気駆動弁『開』
保持状態（駆動空気を供給している状態）において，駆動空気供給系の漏えい確認を行う。
※3 点検周期の単位はサイクル。

48-6-11

配管よりフランジを切り離すことにより，弁の分解点検が可能

図 48-6-10電動駆動弁構造図

配管よりフランジを切り離すことにより，弁の分解点検が可能

図 48-6-11

空気駆動弁構造図

48-6-12

二次隔離弁
エクステンションジョイント

遠隔操作機構を構成する機器については分
解点検を行うことが可能な構造とする

図 48-6-12遠隔手動弁操作設備構造図（例：7 号炉

車載機器（窒素発生装置，ディーゼル発電機，空気圧縮機）については個別に点検することが可能窒素発生装置

二次隔離弁）

空気圧縮機
ディーゼル発電機

図 48-6-13

可搬型窒素供給装置構造図

48-6-13

48-7
容量設定根拠48-7-1

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名
個数

称

熱交換器ユニット（その１）式

3容量（設計熱交換量）

MW/式

23.0

最高使用圧力MPa

淡水側1.37 ／

最高使用温度℃

淡水側

70 または 90／海水側

伝熱面積

m2/式

海水側

0.6
80 または 50

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す

機器仕様に関する注記【設定根拠】
熱交換器ユニット（その１）は，重大事故時の原子炉補機冷却水系統機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
熱交換器ユニット（その１）は 1 式設置し，熱交換器ユニット内に熱交換器 2 基を設置する。
1.個数，容量の設定根拠
熱交換器ユニット（その１）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間
経過後の崩壊熱（約 23MW）を 2 基の熱交換器で除去する容量として，23.0MW/式とする。
なお，熱交換器ユニット（その１）の容量を上記のように設定することで，代替原子炉
補機冷却系を使用する有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のシナリオで，事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系によるサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 48-7-1 に有効性評価シナリオ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のサプレッション・チェンバ水温を示すように，代替原子炉補機冷却系を使用したサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

原子炉減圧に伴う炉内蒸気流入による
水温上昇
原子炉減圧状態の維持により炉内蒸気が流出し水温が
徐々に上昇

200

代替原子炉補機冷却系を用いた
サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転による水温低下

100

(℃)

原子炉隔離時冷却系作動による排気蒸気の流入による水温上昇
0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7TW--AF7G004

図 48-7-1

サプレッション・チェンバ水温の推移

48-7-240

2.最高使用圧力の設定根拠
2.1 淡水側
熱交換器ユニットの淡水側の最高使用圧力は，原子炉補機冷却水系の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa とする。
2.2 海水側
熱交換器ユニット（その１）の海水側の最高使用圧力は，代替原子炉補機
冷却海水ポンプの締切揚程を考慮し，0.6MPa とする。
3.最高使用温度の設定根拠
3.1 淡水側
熱交換器ユニット（その１）出口の最高使用温度は，冷却水の供給温度を考慮し，70℃とする。熱交換器ユニット（その１）入口の最高使用温度は冷却水の戻り温度を考慮し，90℃とする。
3.2 海水側
熱交換器ユニット（その１）出口の最高使用温度は，海水の戻り温度を考慮し，80℃とする。熱交換器ユニット（その１）入口の最高使用温度は，
原子炉補機冷却海水系に合わせ，50℃とする。

4.

伝熱面積の設定根拠
熱交換器ユニット（その１）に設置される熱交換器 1 基当たりの必要伝熱面積は，下記のように求める。
4.1 交換熱量
Ｑ＝C1・Wa・ρ1 ・(Ta1-Ta2)∴Ta1＝65.3
Ｑ＝C2・Wb・ρ2 ・(Tb1-Tb2)∴Tb1＝54.0
Ｑ ：熱交換器ユニット除熱能力
Wa ：淡水側流量
Wb ：海水側流量
Ta1 ：熱交換器ユニット淡水側入口温度
Ta2 ：熱交換器ユニット淡水側出口温度
Tb2 ：熱交換器ユニット海水側入口温度
Tb1 ：熱交換器ユニット海水側出口温度
ρ1 ：密度（淡水）ρ2 ：密度（海水）C1 ：比熱（淡水）C2 ：比熱（海水）48-7-3＝23.0MW（82,800,000 kJ/h）＝600m3/h＝840m3/h＝32.0℃＝30.0℃＝990.1kg/m3＝1017kg/m3＝4.18kJ/kg・K＝4.03kJ/kg・K

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4.2 対数平均温度差⊿t＝{(Ta1-Tb2)-(Ta2-Tb1)}／ln{(Ta1-Tb2)／(Ta2-Tb1)}＝5.38K⊿t ：対数平均温度差

4.3 伝熱係数
Uc ＝kW/(m2・K)

4.4 必要伝熱面積
Ａr ＝Ｑ／⊿t／Uc＝23000／5.38／
Ａｒ

／2

＝

m2 ≒

＝

m2

m2

：熱交換器の必要伝熱面積

熱交換器 2 基の必要伝熱面積は，×2

以上より，熱交換器ユニット（その１）の伝熱面積は，

48-7-4m2/式とする。

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

名
個数

称

熱交換器ユニット（その２）式

1容量（設計熱交換量）

MW/式

23.0

最高使用圧力MPa

淡水側1.37 ／

最高使用温度℃

淡水側

70 または 90

伝熱面積

m2/式

海水側

1.4

／

海水側

80 または 40

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す

機器仕様に関する注記【設定根拠】
熱交換器ユニット（その２）は，重大事故時の原子炉補機冷却水系統機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
熱交換器ユニット（その２）は 1 式設置し，熱交換器ユニット内に熱交換器 2 基を設置する。
1.個数，容量の設定根拠
熱交換器ユニット（その２）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間
経過後の崩壊熱（約 23MW）を 2 基の熱交換器で除去する容量として，23.0MW/式とする。
なお，熱交換器ユニット（その２）の容量を上記のように設定することで，代替原子炉
補機冷却系を使用する有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のシナリオで，事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系によるサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 48-7-2 に有効性評価シナリオ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のサプレッション・チェンバ水温を示すように，代替原子炉補機冷却系を使用したサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

原子炉減圧に伴う炉内蒸気流入による
水温上昇
原子炉減圧状態の維持により炉内蒸気が流出し水温が
徐々に上昇

200

代替原子炉補機冷却系を用いた
サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転による水温低下

100

(℃)

原子炉隔離時冷却系作動による排気蒸気の流入による水温上昇
0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7TW--AF7G004

図 48-7-2

サプレッション・チェンバ水温の推移

48-7-540

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2.最高使用圧力の設定根拠
2.1 淡水側
熱交換器ユニット（その２）の淡水側の最高使用圧力は，原子炉補機冷却
水系の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa とする。
2.2 海水側
熱交換器ユニット（その２）の海水側の最高使用圧力は，代替原子炉補機
冷却海水ポンプの最高使用圧力以上とし，1.4MPa とする。
3.最高使用温度の設定根拠
3.1 淡水側
熱交換器ユニット（その２）出口の最高使用温度は，冷却水の供給温度を考慮し，70℃とする。熱交換器ユニット（その２）入口の最高使用温度は冷却水の戻り温度を考慮し，90℃とする。
3.2 海水側
熱交換器ユニット（その２）出口及び入口の最高使用温度は，海水の戻り
温度及び海水の供給温度を考慮し，出口 80℃，入口 40℃とする。
4.伝熱面積の設定根拠(1) 必要伝熱面積
熱交換器ユニット（その２）に設置される熱交換器１基当たりの必要伝熱
面積は，設計熱交換量 11.61MW/基を満足するための性能計算で求められるm2/基とする。
必要伝熱面積は，設計熱交換量，伝熱板熱通過率及び高温側と低温側の温度差の平均値である対数平均温度差を用いて下記のように求める。
必要伝熱面積

＝

Q
Ko

T

＝

11.602 10 68.60
m 2 ／基

Ｑ ：設計熱交換量（W）＝11.602×106 (＝11.61MW)
Ｋｏ ：伝熱板熱通過率（W/(m2･K)）＝
ΔＴ ：対数平均温度差（K）＝8.60（引用文献：「伝熱工学資料 改訂第 4 版」（1986 年 日本機械学会））熱交換器 2 基の必要伝熱面積は，

×2

＝

m2

以上より，熱交換器ユニット（その２）の伝熱面積は，

48-7-6m2/式とする。

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なお，設計基準事故対処設備である残留熱除去系，原子炉補機冷却水系，原子炉補機冷却海水系を使用した場合の，残留熱除去系熱交換器における交換熱量については，
以下の条件において，約 8.2MW である。
・管側（サプレッション・プール水）流量：954m3/h（残留熱除去系定格流量）・胴側（原子炉補機冷却水）流量：1200m3/h
・管側（サプレッション・プール水）入口温度：52℃
・海水温度
：30℃
・(参考)原子炉補機冷却水系熱交換器伝熱面積：m2
上記で示した設計基準事故対処設備の交換熱量に対し，重大事故等対処設備である代替原子炉補機冷却系を使用した場合の，残留熱除去系熱交換器における交換熱量については，以下の条件において，約 6.5MW である。
・管側（サプレッション・プール水）流量：954m3/h（残留熱除去系定格流量）・胴側（代替原子炉補機冷却水）流量：約 600m3/h
・管側（サプレッション・プール水）入口温度：52℃
・海水温度
：30℃
・（参考）熱交換器ユニット伝熱面積：m2

48-7-7

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名
個数

称
台

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）2

容量m3/h/台全揚程

m

300 以上（注 1）（300（注 2））
以上（注 1）（75（注 2））

最高使用圧力MPa

1.37

最高使用温度
原動機出力

℃
kW/台

70

機器仕様に関する注記

以上（注 1）（110（注 2））
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）は，重大事故時の原子炉補機冷却水系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）は 2 台設置する。

1.個数，容量の設定根拠
代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その１）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を600m3/h とし，容量 300 m3/h のポンプを 2 台設置する。
なお，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の容量を上記のように設定することで，代替原子炉補機冷却系を使用する有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のシナリオで，事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転で冷却効果が確認されている。具体的には，図 48-7-1 に有効性評価シナリオ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のサプレッション・チェンバ水温を示すように，
代替原子炉補機冷却系を使用したサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
2.揚程の設定根拠
代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その１）の揚程は，本系統が閉ループとなっていることから下記を考慮する。
【6 号炉のケース】
配管・機器圧力損失 ： 約m
上記から，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の揚程は 75m とする。

3.最高使用圧力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の最高使用圧力は，熱交換器ユニット（その１）の最高使用圧力 1.37MPa とする。
48-7-8

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4.最高使用温度の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の最高使用温度は，冷却水の戻り温度を考慮し，70℃とする。
5.原動機出力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）（容量 300m3/h）の必要軸動力は，以下のとおり約
kW となる。
P=10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）=10^(-3)×1,000×9.80665×（（300/3,600）×75）/（
=
kW
≒
kW

/100)

P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝300
H ： ポンプ揚程（m） ＝75（図 48-7-3 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝ （図 48-7-3 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））
以上より，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の原動機出力は 110kW/台とする。

図 48-7-3

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）性能曲線

48-7-9

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名
個数

称

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）
1

台

容量

m3/h/台全揚程m

600 以上（注 1）（600（注 2））
以上（注 1）（75（注 2））

最高使用圧力MPa

1.37

最高使用温度
原動機出力

℃
kW/台

70

機器仕様に関する注記

以上（注 1）（200（注 2））
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）は，重大事故時の原子炉補機冷却水系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）は 1 台設置する。
1.個数，容量の設定根拠
代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その２）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を600m3/h とし，容量 600 m3/h のポンプを 1 台設置する。
なお，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）の容量を上記のように設定することで，代替原子炉補機冷却系を使用する有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のシナリオで，事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転で冷却効果が確認されている。具体的には，図 48-7-2 に有効性評価シナリオ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のサプレッション・チェンバ水温を示すように，
代替原子炉補機冷却系を使用したサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。

2.揚程の設定根拠
代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その２）の揚程は，本系統が閉ループとなっていることから下記を考慮する。
【6 号炉のケース】
配管・機器圧力損失 ： 約m
上記から，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）の揚程は 75m とする。

3.最高使用圧力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）の最高使用圧力は，熱交換器ユニット（その２）の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa とする。

48-7-10

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4.最高使用温度の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）の最高使用温度は，熱交換器ユニット（その２）出口の最高使用温度に合わせて，70℃とする。
5.原動機出力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）（容量 600m3/h）の必要軸動力は，以下のとおり約
kW となる。
P=10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）=10^(-3)×1,000×9.80665×（（600/3,600）×75）/（
=
kW
≒
kW

/100)

P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝600
H ： ポンプ揚程（m） ＝75（図 48-7-4 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝約 （図 48-7-4 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））
以上より，代替原子炉補機冷却水ポンプの原動機出力は 200kW/台とする。

図 48-7-4

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）性能曲線

48-7-11

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名
個数

称
台

代替原子炉補機冷却海水ポンプ
2

容量m3/h/台全揚程m

420 以上（注 1）（420（注 2））
以上（注 1）（35（注 2））

最高使用圧力MPa0.5

最高使用温度

℃

40

原動機出力

kW/台

機器仕様に関する注記

以上（注 1）（75（注 2））
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
代替原子炉補機冷却海水ポンプは，重大事故時の原子炉補機冷却水系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
代替原子炉補機冷却海水ポンプは 2 台設置する。
1.個数，容量の設定根拠
代替原子炉補機冷却系海水ポンプの容量は，保守性を有した評価による原子炉
停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を 840m3/h とし，容量 420 m3/h のポンプを 2 台設置する。
なお，代替原子炉補機冷却水ポンプの容量を上記のように設定することで，代替原子炉補機冷却系を使用する有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のシナリオで，事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系
によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転で冷却効果が確認されている。具体的には，図 48-7-1 に有効性評価シナリオ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）」のサプレッション・チェンバ水温を示すように，代替原子炉補機冷却系を使用したサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始した
後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
2.揚程の設定根拠
代替原子炉補機冷却系海水ポンプの揚程は，下記を考慮する。
（6 号炉）①配管・機器圧力損失：②水源と熱交換器ユニットの静水頭：①，②の合計：（7 号炉）①配管・機器圧力損失：②水源と熱交換器ユニットの静水頭：①，②の合計：
上記から，代替原子炉補機冷却海水ポンプの揚程は48-7-12m 以上とし，35m とする。

3.最高使用圧力の設定根拠
代替原子炉補機冷却海水ポンプの最高使用圧力は，ポンプ締切圧力を考慮し，0.5MPa とする。
4.最高使用温度の設定根拠
代替原子炉補機冷却海水ポンプの最高使用温度は，海水温度 30℃の余裕を考慮し，40℃とする。

48-7-13

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5.

原動機出力の設定根拠
代替原子炉補機冷却海水ポンプの原動機出力は，下記式よりポンプの軸動力を考慮し，選定する。
Ｌｗ＝１／60×10-3×ρ×ｇ×Ｑ×Ｈ
η＝Ｌｗ／Ｌ×100（引用文献：日本工業規格 JIS B 8301(1990)「遠心ポンプ，斜流ポンプ及び軸流ポンプの試験及び検査方法」）
Ｌｗ ： 水動力（kW）
Ｌ： ポンプ軸動力（kW）
ρ： 揚液の密度（kg/m3）
＝1026
2
ｇ
： 重力加速度（m/s ）
＝9.81
3
Ｑ
： 吐出量（m /min）＝420／60Ｈ： 全揚程（m）＝35（図 48-7-5 参照）
η： ポンプ効率（%）＝ （図 48-7-5 参照）
Ｌｗ＝１／60×10-3×1026×9.81×(420／60)×35＝41.0990
Ｌ＝Ｌｗ／η×100＝41.0990／ ×100＝≒
kW
従って，代替原子炉補機冷却海水ポンプの原動機出力は，ポンプ軸動力を上回る出力とし，75kW／台とする。

図 48-7-5

代替原子炉補機冷却海水ポンプ性能曲線

48-7-14

名

耐圧強化ベント系（系統容量）

称

最高使用圧力MPa0.62

最高使用温度

℃

171

設計流量

kg/s

15.8

(1)

最高使用圧力格納容器の最高使用圧力の 2 倍である 620kPa[gage]とする。
炉心損傷前の格納容器ベントは，格納容器圧力が最高使用圧力である 310kPaに到達後，実施することとなる。そのため，実際にベントが開始できるまでの格
納容器の圧力上昇を考慮しても十分に余裕がある 620kPa[gage]を，耐圧強化ベント系の最高使用圧力とする。

図6

格納容器圧力推移（全交流電源喪失）(2)

最高使用温度
格納容器の最高使用圧力である 171℃とする。
なお，有効性評価における炉心損傷前ベントシナリオである全交流電源喪失において，ベント後の格納容器内雰囲気温度は 171℃以下となることを確認している（図 7 参照）。そのため，格納容器に接続される耐圧強化ベント系の温度も 171℃以下となる。

48-7-15

図7

格納容器温度推移（全交流電源喪失）(3)

設計流量（ベントガス流量）
原子炉格納容器圧力が最高使用圧力にてベントを実施した際に，原子炉の定格熱出力の 1%に相当する発生蒸気量 15.8kg/s を排出可能な設計とする。
なお，炉心の崩壊熱が定格熱出力の 1%となるのは，原子炉停止から 2～3 時間後であり，その際の原子炉格納容器内における発生蒸気量は 15.8kg/s となる。
一方，有効性評価シナリオである全交流電源喪失シナリオにおけるベント開始
時間は，原子炉停止から約 16 時間後となっている。そのため，ベント開始時における格納容器内の発生蒸気量は，耐圧強化ベント系の設計流量よりも小さな値となる。
よって，耐圧強化ベント系を用いて，炉心の崩壊熱を最終ヒートシンクである
大気へ輸送することは可能である。

48-7-16

48-8
接続図48-8-1

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図 48-8-1 代替原子炉補機冷却系（可搬設備）配置図
48-8-2

48-9
保管場所図

48-9-1

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図 48-9-1

屋外保管場所配置図（代替原子炉補機冷却系）
48-9-2

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図 48-9-2

屋外保管場所配置図（耐圧強化ベント系）
48-9-3

48-10
アクセスルート図48-10-1

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柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びアクセスルートについて』より抜粋

図 48-10-1

保管場所およびアクセルルート図

図 48-10-2

地震・津波発生時のアクセスルート
48-10-2

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図 48-10-3

図 48-10-4

森林火災発生時のアクセスルート

中央交差点が通行不能時のアクセスルート

48-10-3

48-11
その他設備

48-11-1

【自主対策設備】
代替原子炉補機冷却系海水ポンプによる残留熱除去系除熱手段の整備について代替原子炉補機冷却海水ポンプによる残留熱除去系除熱手段は，代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した際に，代替原子炉補機冷却海水ポンプにより海水を，外部接続口を通じて原子炉補機冷却系に注水し，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うものであり，残留熱除去系を海水で直接冷却して除熱する手段を確保する。

図 48-11-1

代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱（Ａ系の例） 概略系統図

図 48-11-2

残留熱除去系（Ａ）による原子炉除熱48-11-2

概略系統図

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熱交換器ユニットの構造について

代替原子炉補機冷却系（図 48-11-3）の熱交換器ユニットは，図 48-11-4 で示す通りポンプ２台，熱交換器２基，ストレーナ２基で構成される。熱交換器は，代替原子炉補機冷却海水ポンプにより通水した海水により冷却される。
原子炉補機冷却系
系残
熱留
交熱
換除
器去

区分Ⅰ

屋内

屋外

MO

残留熱除去系機器

熱交換器
ユニット
設置場所
中間ループ
熱

交

換

器

ユ

ニ

ッ

ト

循環ポンプ

熱

交

換

器
代替原子炉補機
冷却海水ポンプ

淡水
海水

図 48-11-3

代替原子炉補機冷却系

図 48-11-4

熱交換器ユニット
48-11-3

系統概要図

概要図

49 条
49-1
49-2
49-3
49-4
49-5
49-6
49-7
49-8

SA 設備基準適合性 一覧表
単線結線図
配置図
系統図
試験及び検査容量設定根拠その他設備
各号炉の弁名称及び弁番号

目次

49-1
SA 設備基準適合性一覧表

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
SA 設備基準適合性 一覧表（常設）
第 49 条：原子炉格納容器内の冷却等のための
設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

復水移送ポンプ

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／屋外の天候／放射線

原子炉区域を除く原子炉建屋内及びその他の建屋内

Ｄ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料
第
2
号
第
1
項

第
3
号

49-3 配置図、49-7 その他設備

操作性

中央制御室操作，現場操作関連資料

49-4 系統図

試験・検査(検査性、系統構成・外部入
力)

ポンプ，弁

関連資料
切り替え性

第
4
号

第
43
条

第
5
号

第
2
項

本来の用途以外の用途として使用するため，切替操作が必要

系統設計

弁等の操作で系統構成

Ａａ

その他(飛散物)

対象外

対象外

関連資料

49-4 系統図

設置場所

中央制御室操作，現場操作関連資料

49-3 配置図

第1号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

Ａ

49-4 系統図

第6号

ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ａ，Ｂ

Ｂ

49-6 容量設定根拠（共用しない設備）

関連資料
共
通
要
因
故
障
防
止

Ａ，Ｂ

49-5 試験・検査説明資料

関連資料
悪
影
響
防
止

Ａ，Ｂ

対象外

－

環境条件、自然現象、
外部人為事象、溢水、
火災

防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

サポート系故障対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

本文

49-1-1

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第49条：原子炉格納容器内の冷却等のための設備

環

SA 設備基準適合性一覧表（常設）残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）（設計基準拡張）

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ（有効に機能を発揮する）－（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

境
条
第
1
号

件 荷重
に
お 海水
け
る 他設備からの影響
健
全 電磁波による影響
性
関連資料

－

第 操作性

中央制御室操作2号 関連資料

Ａ

－

第
1
項

試験・検査
第
(検査性、系統構成・外部入力)
3
号

ポンプ，弁

関連資料
第 切り替え性

第4－
本来の用途以外の用途として使用するため，切替操作が必要4
号 関連資料

3条

第悪 系統設計影

5号

響 その他(飛散物)
防

号

対象外

ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分（ＤＢ施設と同仕様の容量で設計）

Ｂ

Ｂ

－

第 共用の禁止2
号 関連資料

第
3

対象外

－

号 関連資料共通 環境条件、自然現象、外部人為事
要 象、溢水、火災

Ａｄ

中央制御室操作号 関連資料項

ＤＢ施設と同じ系統構成－

第 設置場所
6

第
2

Ａ

－

止 関連資料

第 常設SAの容量
1Ａ，Ｂ（共用しない設備）

対象外－防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

因
故サポート系故障
障
防
関連資料
止

－

49-1-2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第49条：原子炉格納容器内の冷却等のための設備

第1号

SA 設備基準適合性

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）（設計基準拡張）

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ（有効に機能を発揮する）－（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
環 屋外の天候／放射線
境
条
件 荷重
に
お 海水
け
る 他設備からの影響
健
全 電磁波による影響
性
関連資料

－

第 操作性
2
号 関連資料
第1項

一覧表（常設）

中央制御室操作

Ａ

－

試験・検査
第
(検査性、系統構成・外部入力)
3

ポンプ，弁

Ａ，Ｂ

号
関連資料
第 切り替え性4

第4－
本来の用途以外の用途として使用するため，切替操作が必要号 関連資料

3
条

第
5
号

－

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防止 関連資料

Ａｄ

対象外

対象外

中央制御室操作6号 関連資料第2項

ＤＢ施設と同じ系統構成－

第 設置場所

第 常設SAの容量
1
号 関連資料Ａ

Ｂ－
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分（ＤＢ施設と同仕様の容量で設計）

Ｂ－

第 共用の禁止2
号 関連資料（共用しない設備）

対象外

－

共

第
3
号

通 環境条件、自然現象、外部人為事
要 象、溢水、火災
因故サポート系故障
障防
止 関連資料防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ－49-1-3

49-2
単線結線図

図１

非常用所内電気設備【区分Ⅰ】

P/C 6C-1

動力変圧器

非常用
M/C 6CR/B 1F(6A)

D/G

非常用ディーゼル発電機

MCC
6C-1-2R/B B1F

MCC
6C-1-5

R/B 3F

緊急用電源切替箱
接続装置6AR/B B1FGTG

R/B 4FR/B 4F

収納箱

緊急用電源切替箱
断路器

緊急用高圧母線

C/B 2F

常設代替
交流電源設備予備

荒浜側緊急用
M/C建屋

GTG

第二ガスタービン発電機

緊急用
断路器

荒浜側常設代替
交流電源設備
設置場所

緊急用
断路器

49-2-1
R/B 4F

AM用MCC 6B

単線結線図（6 号炉）(予備)

AM用直流125V
充電器電源切替盤

M

AM用直流
125V充電器

AM用直流
125V充電器
R/B 4F

GTG
GTG
予備

R/B 3FR/B 3FMCC
6D-1-5R/B B1F

R/B B1F

D/G

P/C 6D-1

動力変圧器

非常用M/C 6D

R/B 1F(6B)

非常用ディーゼル発電機

MCC 6D-1-1

緊急用電源切替箱
接続装置6B

常設代替
交流電源設備

AM用切替盤6B

代替所内電気設備

第一ガスタービン発電機

AM用動力変圧器

７号炉タービン
建屋南側

非常用所内電気設備
【区分Ⅱ】

動力変圧器

MCC 6E-1-1

P/C 6E-1

M：AM用直流125V
蓄電池

：電動切替

：メカニカルインターロック：配線用遮断器：遮断器

R/B B1F【色分け】
赤色：非常用系（区分Ⅰ）
緑色：非常用系（区分Ⅱ）
青色：非常用系（区分Ⅲ）
水色：重大事故等対処設備
黒色：常用系【凡例】

非常用所内電気設備【区分Ⅲ】
非常用M/C 6E

R/B 1F(6C)

D/G

非常用ディーゼル発電機

M/C：メタルクラッド開閉装置
P/C：パワーセンタ
MCC：モータ・コントロール・センタ

残留熱除去系格納容器
冷却ライン隔離弁（Ｃ）
残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁（Ｃ）

残留熱除去系 ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ･・ ﾌﾟｰﾙｽﾌﾟﾚｲ
ﾁｪﾝﾊﾞ
注入隔離弁（Ｃ）
残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

残留熱除去系ポンプ（Ｂ）

残留熱除去系格納容器
冷却ライン隔離弁（Ｂ）
残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁（Ｂ）

残留熱除去系 ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ･・ ﾌﾟｰﾙｽﾌﾟﾚｲ
ﾁｪﾝﾊﾞ
注入隔離弁（Ｂ）

タービン 建屋負荷遮断弁
残留熱除去系
洗浄水止弁（Ｂ）

計装設備

復水移送ポンプ（Ｂ）
復水移送ポンプ（Ｃ）

復水移送ポンプ（Ａ）

図２49-2-2

非常用所内電気設備
【区分Ⅰ】

MCC
7C-1-1

P/C 7C-1

動力変圧器

非常用
M/C 7CR/B 1F(7A)

D/G

R/B 2F

緊急用
断路器

単線結線図（7 号炉）

MCC
7C-1-4

R/B 3FGTG

R/B 4FR/B 3F

収納箱

緊急用電源切替箱
断路器

緊急用高圧母線

C/B 2F

常設代替
交流電源設備予備

荒浜側緊急用
M/C建屋

GTG

第二ガスタービン発電機

緊急用電源切替箱
接続装置7AR/B B1F

非常用ディーゼル発電機

荒浜側常設代替
交流電源設備設置場所

R/B 3F

AM用MCC 7B(予備)

AM用切替盤(DC)

M

AM用直流
125V充電器

AM用直流
125V充電器

R/B 4F

GTG
GTG
予備

R/B 3FR/B 3FMCC
7D-1-4R/B B1F

緊急用電源切替箱
接続装置7B

常設代替
交流電源設備

AM用切替盤7B

代替所内電気設備

第一ガスタービン発電機

緊急用
断路器

AM用動力変圧器

７号炉タービン
建屋南側

MCC 7D-1-1

R/B B1FP/C 7D-1

動力変圧器

非常用M/C 7D

R/B 1F(7B)

D/G

非常用ディーゼル発電機

非常用所内電気設備
【区分Ⅱ】

動力変圧器

MCC 7E-1-1A

P/C 7E-1

M：AM用直流125V
蓄電池

：電動切替

：メカニカルインターロック：配線用遮断器：遮断器

R/B B1F【色分け】
赤色：非常用系（区分Ⅰ）
緑色：非常用系（区分Ⅱ）
青色：非常用系（区分Ⅲ）
水色：重大事故等対処設備
黒色：常用系【凡例】

非常用所内電気設備【区分Ⅲ】
非常用M/C 7E

R/B 1F(7C)

D/G

非常用ディーゼル発電機

M/C：メタルクラッド開閉装置
P/C：パワーセンタ
MCC：モータ・コントロール・センタ

残留熱除去系格納容器
冷却ライン隔離弁（Ｃ）
残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁（Ｃ）
残留熱除去系 ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ･・ ﾌﾟｰﾙｽﾌﾟﾚｲ
ﾁｪﾝﾊﾞ
注入隔離弁（Ｃ）

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

残留熱除去系ポンプ（Ｂ）

残留熱除去系格納容器
冷却ライン隔離弁（Ｂ）
残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁（Ｂ）

・
残留熱除去系 ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ・ ﾌﾟｰﾙｽﾌﾟﾚｲ
ﾁｪﾝﾊﾞ
注入隔離弁（Ｂ）

タービン建屋負荷遮断弁
残留熱除去系
洗浄水止弁（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ｃ）

計装設備

復水移送ポンプ（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ａ）

49-3
配置図

：設計基準対象施設：重大事故等対処設備を示す

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図１

代替格納容器スプレイ冷却系に係る機器（復水移送ポンプ）の配置図（６／７号炉 廃棄物処理建屋地下 3 階）
49-3-1

図２

代替格納容器スプレイ冷却系に係る中央制御室操作盤の配置図（６／７号炉 コントロール建屋地上２階）
49-3-2

図３

代替格納容器スプレイ冷却系に係る機器（弁）の配置図（６号炉 原子炉建屋地上１階）
49-3-3

図４

代替格納容器スプレイ冷却系に係る機器（弁）の配置図（６号炉 原子炉建屋地下１階）

49-3-4

図５

代替格納容器スプレイ冷却系に係る機器（弁）の配置図（７号炉 原子炉建屋地上１階）

49-3-5

図６

代替格納容器スプレイ冷却系に係る機器（弁）の配置図（７号炉 原子炉建屋地下１階）

49-3-6

図７

残留熱除去系に係る機器（残留熱除去系ポンプ）の配置図（６号炉 原子炉建屋地下 3 階）
49-3-7

図８

残留熱除去系に係る機器（残留熱除去系ポンプ）の配置図（７号炉 原子炉建屋地下 3 階）
49-3-8図９

代替格納容器スプレイ冷却系に係る機器（弁）の配置図（６／７号炉 廃棄物処理建屋）
49-3-9図１０

代替格納容器スプレイ冷却系に係る機器（AM 用切替盤，AM 用操作箱）の配置図（６号炉 原子炉建屋地上 3 階）

49-3-10図１１

代替格納容器スプレイ冷却系に係る機器（AM 用切替盤，AM 用操作箱）の配置図（７号炉 原子炉建屋地上 3 階）

49-3-11

49-4
系統図

南側

東側

図１

代替格納容器スプレイ冷却系
49-4-1

系統概要図（6 号炉）

南側

東側

図２

代替格納容器スプレイ冷却系

49-4-2

系統概要図（7 号炉）

49-5
試験及び検査図１

復水移送ポンプ

49-5-1

構造図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図２

代替格納容スプレイ冷却系運転性能検査系統図（６号炉）

49-5-2

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図３

代替格納容スプレイ冷却系運転性能検査系統図（７号炉）

49-5-3

49-6
容量設定根拠枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

名

復水移送ポンプ(代替格納容器スプレイ冷却系時）

称

容量m3/h/台70（注 1），（125（注 2））

全揚程m

6 号炉:96 以上，7 号炉:93 以上（注 1）（85（注 2））最高使用圧力MPa

1.37

最高使用温度

℃

66

原動機出力

kW/台

機器仕様に関する注記

6 号炉：

以上，7 号炉：
以上（注 1）（55（注 2））

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設 定 根 拠】
復水移送ポンプは重大事故等時に以下の機能を有する。
代替格納容器スプレイ系として使用する復水移送ポンプは、設計基準事故対
処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させ炉心の著しい損傷を防止するため使用する。
また、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために使用する。
これらの系統構成は、復水貯蔵槽を水源とした復水移送ポンプより、残留熱除去系統を経由して，原子炉格納容器内にあるスプレイリングのスプレイノズル
より原子炉格納容器内にスプレイすることにより炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止する設計とする。
なお，重大事故防止設備の代替格納容器スプレイ系として使用する復水移送
ポンプは，1 基あたり 3 台設置しており，このうち必要台数は最大で 2 台であり，1 台を予備として確保する。

49-6-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。
1.容 量 約 125m3/h/台（約 70m3/h/台）
原子炉格納容器内にスプレイする場合の復水移送ポンプの容量は、炉心損傷防止の重要事故シーケンスのうち，高圧・低圧注水機能喪失、崩壊熱除去機能
喪失（取水機能喪失、RHR 機能喪失）、中小 LOCA＋ECCS 機能喪失や、格納容器破損防止の重要事故シーケンスのうち，過温・過圧破損、水素燃焼において、復水貯蔵槽から、復水、淡水又は海水を原子炉格納容器内にスプレイし、原子炉格納容器内の圧力を、原子炉格納容器の最高使用圧力近傍で維持するために必要な容量を基に設定する。
復水移送ポンプの容量は、上記に示す炉心損傷防止の重要事故シーケンスに
おいて 140m3/h(復水移送ポンプ 2 台)の流量にて評価した結果、代替最終ヒー
トシンクによる格納容器の除熱手段確立までの間、原子炉格納容器内の圧力を
原子炉格納容器の最高使用圧力近傍で維持することが可能であることから，1台あたり約 70m3/h とする。
2. 揚 程 約 85m (6 号炉 96m，7 号炉 93m)
原子炉格納容器内にスプレイする場合の復水移送ポンプの揚程は、原子炉格
納容器内にスプレイする場合の水源と移送先の圧力差（大気開放である復水貯蔵槽と原子炉格納容器の圧力
MPa の圧力差）、静水頭、機器圧損、配管・及び弁類圧損を基に設定する。
【6 号炉】
・移送先の圧力約 0.62Pa の場合
水源と移送先の圧力差 約
m
静水頭 約
m
機器及び配管・弁類圧損 約m――――――――――――――――
合 計 約 96 m
・移送先の圧力約 0.18MPa の場合
水源と移送先の圧力差 約
m
静水頭 約
m
機器及び配管・弁類圧損 約m――――――――――――――――
合 計 約 5 1m

49-6-2

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。
【7 号炉】
・移送先の圧力約 0.62Pa の場合
水源と移送先の圧力差 約
m
静水頭 約
m
機器及び配管・弁類圧損 約m―――――――――――――――
合 計 約 93 m
・移送先の圧力約 0.18MPa の場合
水源と移送先の圧力差 約
m
静水頭 約
m
機器及び配管・弁類圧損 約m―――――――――――――――
合 計 約 48 m
以上より、代替格納容器スプレイ冷却系として使用する場合の復水移送ポンプの揚程は 6 号炉で 96m、7 号炉で 93m である。

また，代替格納容器スプレイ冷却系は，格納容器下部注水系と同時に使用する可能性があるため，同時使用時に各々の必要流量が確保できることを添付(1)「格納容器下部注水系と代替格納容器スプレイ冷却の同時使用について」で示す。
3. 最高使用圧力 1.37MPa
設計基準対象施設として使用する復水移送ポンプの最高使用圧力は，ポンプ
締め切り運転時の揚程約
に静水頭約
を
加えた約
を上回る圧力として 1.37MPa としており、重大事故時に代替
格納容器スプレイ冷却系として原子炉に注入する場合の圧力もこれと同等である。

4. 最高使用温度 66℃
設計基準対象施設として使用する復水移送ポンプの最高使用温度は，水源の復水貯蔵槽の最高使用温度に合わせ 66℃としており、重大事故等時に代替格
納容器スプレイ冷却系として原子炉に注入する場合の温度もこれと同様である。

49-6-3

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。
5.原動機出力 55kW/台（6 号炉）
代替格納容器スプレイ冷却系として使用する復水移送ポンプの容量 70m3/h，
揚程 98m，のときの必要軸動力は，以下のとおり約 kW となる。
P= 10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）= 10^(-3)×1,000×9.80665×（（70/3,600）×98）/(
=
kW ≒
kW
P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝70
H ： ポンプ揚程（m） ＝98（図 49-6-1 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝約 （図 49-6-1 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））

図 49-6-1

復水移送ポンプ性能曲線（6 号炉）

49-6-4/100)

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。
（7 号炉）
代替格納容器スプレイ冷却系として使用する復水移送ポンプの容量 70m3/h，
揚程 95m，のときの必要軸動力は，以下のとおり約 kW となる。
P= 10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）= 10^(-3)×1,000×9.80665×（（70/3,600）×95）/(
=
kW≒
kW

/100)

P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝70
H ： ポンプ揚程（m） ＝95（図 49-6-2 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝約 （図 49-6-2 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））

図 49-6-2

復水移送ポンプ性能曲線（7 号炉）

以上より，設計基準対処施設として使用する復水移送ポンプの原動機出力の公称値は 55kW/台であり，代替格納容器スプレイ冷却系として使用する復水移送ポンプの揚程はこの内数であることから同様の 55kW/台とする。

49-6-5

添付(1)

格納容器下部注水と代替格納容器スプレイ冷却の同時使用について

格納容器下部注水は，代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイと同時に行われることを想定している。格納容器下部注水を行う場合において，原子炉圧力容器の破損前は，格納容器下部注水系により 90m3/h で格納容器下部に注水し水位 2mの水張りを実施し，同時に代替格納容器スプレイ冷却系により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイすることで原子炉格納容器温度の上昇を抑制できることが評価結果より確認されている。
また，原子炉圧力容器の破損後は，格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当（注水開始時期を考慮すると最大 50m3/h）の注水を行い，原子炉格納容器圧力が465kPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系の流量を 130m3/h 以上にすることにより，原子炉格納容器圧力及び温度の上昇を抑制できることが評価結果より確認されている。
従って，格納容器下部注水系と代替格納容器スプレイは表 1 の通り同時に注水することを考慮している。注水系統図を図 1～2 に示すが，いずれの系統も復水移送ポン
プを用いるため，表 1 で示す通りに格納容器下部注水系と代替格納容器スプレイを同時に注水する能力があることを評価により確認する。評価にあたっては，格納容器圧
力が高く注水特性評価が保守的となる原子炉圧力容器の破損後のケースを用いる。従って，格納容器下部注水 50m3/h と代替格納容器スプレイ 130m3/h の同時注水の成立性を確認するために，復水移送ポンプ特性と格納容器下部注水系及び代替格納容器スプ
レイ系の系統圧力損失を考慮して注水特性評価を実施した。注水特性評価結果は図 3の通りであり，格納容器下部注水が 50m3/h である場合，原子炉格納容器圧力が 2Pd（620kPa[gage]）時においてでも，代替格納容器スプレイは 130m3/h でスプレイできることが確認できた。
よって，格納容器下部注水時に必要となる格納容器下部注水系と代替格納容器スプ
レイ系の同時注水について，各々の必要流量が確保可能であることを確認した。

表1

格納容器下部注水，代替格納容器スプレイの同時注水時の必要流量
系統
格納容器下部注水
代替格納容器スプレイ
原子炉圧力容器の破90m3/h70m3/h損前
原子炉圧力容器の破崩壊熱相当
130m3/h
損後（最大 50m3/h）

49-6-6

外部電源

原子炉格納容器※２

非常用ディーゼル発
電機
逃がし安全弁

Gen

主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※１

代替格納容器スプレイ冷却系

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

※１
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図1

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損前の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）

外部電源

原子炉格納容器※２

非常用ディーゼル発
電機
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※１

Gen

代替格納容器スプレイ冷却系

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

※１
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図2

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損後の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）49-6-7

図3

D/W スプレイ注水特性（ペデスタル 50m3/h 同時注水時）

49-6-8

49-7
その他設備

原子炉格納容器内を冷却するための自主対策設備として，以下を整備する。
①

消火系を用いた代替格納容器スプレイ冷却の実施
設計基準事故対処設備である残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モード），復水移送ポンプが喪失した場合，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，自主対策設備として消火系を用いた格納容器スプレイ手段を整備している。
消火系を用いた格納容器スプレイ手段については，ディーゼル駆動消火ポンプを用い，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），代替格納容器スプレイ
冷却系とは異なるろ過水タンクを水源として消火系，復水補給水系，残留熱除去
系を通じて格納容器スプレイを行う手順を整備している。

図１

消火系による格納容器スプレイ

49-7-1

手順の概要図②

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による代替格納容器スプレイ冷却の実施
設計基準事故対処設備である残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モード），復水移送ポンプが喪失した場合，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，自主対策設備として可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いた格納容器スプレイ手段を整備している。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いた格納容器スプレイ手段については，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用い，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），代替格納容器スプレイ冷却系とは異なる防火水槽又は淡水貯水池を水源として復水補給水系，残留熱除去系を通じて格納容器スプレイを行う手順を整備している。

図２

消防車による格納容器スプレイ

49-7-2手順の概要図③ドライウェル冷却系による格納容器除熱
代替格納容器スプレイ及び残留熱除去系ポンプの復旧ができず、格納容器除熱手段がない場合に、常設代替交流電源により原子炉補機冷却水ポンプ及び原子炉補機冷却海水ポンプの電源を復旧し、原子炉格納容器内へ冷却水を通水後、ドライウェル送風機を起動して格納容器を除熱する。
ドライウェル送風機を停止状態としても、原子炉格納容器内への冷却水の通水を継続することで、ドライウェル冷却系冷却器コイル表面で、原子炉格納容器内部の蒸気を凝縮し、原子炉格納容器の圧力上昇を緩和することができる。
原子炉格納容器

ドライウェル冷却器（送風機及び冷却コイル搭載）
原子炉圧力容器

冷却水
熱交換器

原子炉補機
原子炉補機
冷却水ポンプ 冷却海水ポンプ

海常設代替交流電源により電源を復旧し起動
図３ ドライウェル冷却系による原子炉格納容器からの除熱

49-7-3概略図

49-8
各号炉の弁名称及び弁番号

条文適合性資料本文中に記載の弁名称については，説明資料の構成上，略称等が用いられている場合がある。これらの記載名称と各号炉に設置されている弁の正式名称
及び弁番号の関係について，下表の通り整理する。
表１
統一名称

各号炉の弁名称及び弁番号
6 号機

7 号機

弁名称

弁番号

弁名称

弁番号

残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁（Ｂ）

RHR 系格納容器冷却流量調 節弁（B）

E11-MO-F017B

RHR 格納容器冷却流量調 節弁（B）

E11-MO-F017B

残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(Ｂ）

RHR 系格納容器冷却ライン隔離弁（B）

E11-MO-F018B

RHR 格納容器冷却ライン隔離弁（B）

E11-MO-F018B

残留熱除去系洗浄水弁（B）

RHR 系 LPFL 注入ライン
洗浄弁（B）

E11-MO-F032B

RHR 注入ライン洗浄水止め弁（B）

E11-MO-F032B

復水補給水系 常／非常用連絡 1 次止め弁

復水貯蔵槽常用 ，非常用給水管連絡ライン第一止め弁

P13-F011

MUWC 常／非常用連絡管 1 次止め弁

P13-F019

復水補給水系 常／非常用連絡 2 次止め弁

復水貯蔵槽常用 ，非常用給水管連絡ライン第二止め弁

P13-F012

MUWC 常／非常用連絡管 2 次止め弁

P13-F020

タービン建屋負荷遮断弁

Ｔ/Ｂ負荷遮断弁

P13-MO-F150

MUWC T/B 負荷遮断弁

P13-MO-F029

49-8-1

50 条
50-1
50-2
50-3
50-4
50-5
50-6
50-7

SA 設備基準適合性
単線結線図
計測制御系統図
配置図
系統図
試験及び検査容量設定根拠一覧表

50-8 接続図
50-9 保管場所図50-10 アクセスルート図
50-11 その他設備
50-12 機器名称覧に記載の弁名称と，各号炉の弁名称・弁番号の関係について

目次

50-1
SA 設備基準適合性50-1-1

一覧表柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第50条：原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備

フィルタ装置

類型化
区分

屋外

Ｄ

（有効に機能を発揮する）－（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
環
屋外の天候／放射線
境

第
1
号

条
件 荷重
に
お 海水
け
る 他設備からの影響
健
全 電磁波による影響
性
関連資料［配置図］50-4

中央制御室操作
現場操作

第 操作性
2
号
第
1
項

関連資料

容器（タンク類）

関連資料
第 切り替え性4号 関連資料第5号

当該系統の使用にあたり系統の切替操作が不要

対象外

対象外

Ａｂ
Ｂ

［配置図］50-4［系統図］50-5
重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

Ａ［容量設定根拠］50-7

第 共用の禁止2（共用しない設備）号 関連資料

第3号

Ａａ

現場操作-放射線量が高くなるおそれがある
中央制御室操作号 関連資料共通 環境条件、自然現象、外部人為事
要 象、溢水、火災
因故サポート系故障
障
防関連資料
止弁等の操作で系統構成［系統図］50-5

号 関連資料第2項

Ｂｂ［系統図］50-5

止 関連資料

第 常設SAの容量
1

Ｃ［試験・検査説明資料］50-6

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防第 設置場所6

Ａ
Ｂ［配置図］50-4

試験・検査
第(検査性、系統構成・外部入力)
3
号

第
4
3
条

SA 設備基準適合性一覧（常設）対象外－

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備対象(同一目的のＳＡ設備あり)

Ｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ［配置図］50-4［系統図］50-5

50-1-2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第50条：原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備

よう素フィルタ

類型化
区分

屋外

Ｄ

（有効に機能を発揮する）－（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
環 屋外の天候／放射線
境
条
件 荷重
第
1
号

に
お 海水
け
る 他設備からの影響
健
全 電磁波による影響
性
関連資料［配置図］50-4

中央制御室操作
現場操作

第 操作性
2
号
第

関連資料

1
項

SA 設備基準適合性一覧（常設）Ａ
Ｂ［配置図］50-4

試験・検査
第(検査性、系統構成・外部入力)
3号

容器（タンク類）

関連資料

Ｃ［試験・検査説明資料］50-6

第第 切り替え性

43条

当該系統の使用にあたり系統の切替操作が不要

4号 関連資料

第
5
号

第
2
項

［系統図］50-5

悪 系統設計影
響 その他(飛散物)
防止 関連資料

第 設置場所6
号 関連資料弁等の操作で系統構成

Ａａ

対象外

対象外

［系統図］50-5
現場操作-放射線量が高くなるおそれがある
中央制御室操作

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

第 共用の禁止2（共用しない設備）号

因故
サポート系故障
障Ａ［容量設定根拠］50-7

号 関連資料第3ＡｂＢ［配置図］50-4［系統図］50-5

第 常設SAの容量
1
号 関連資料共通 環境条件、自然現象、外部人為事
要 象、溢水、火災

Ｂｂ

対象外

－

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備対象(同一目的のＳＡ設備あり)

Ｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

防
関連資料
止

［配置図］50-4［系統図］50-5

50-1-3

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第50条：原子炉格納容器の過圧破損を防止するためのラプチャーディスク設備

環境温度・湿度・圧力／
環 屋外の天候／放射線
境

号

に
お 海水
け
る 他設備からの影響
健
全 電磁波による影響
性

類型化
区分

屋外

Ｄ

（有効に機能を発揮する）－（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）

－

条
件 荷重
第
1

SA 設備基準適合性一覧（常設）関連資料［配置図］50-4

中央制御室操作
現場操作

第 操作性
2

Ａ
Ｂ

号
第
1

関連資料

［配置図］50-4

項
第
3
号

試験・検査

その他

(検査性、系統構成・外部入力)

関連資料
第
4

第 切り替え性［試験・検査説明資料］50-6
当該系統の使用にあたり系統の切替操作が不要

4号 関連資料

3条

第悪 系統設計影

5号［系統図］50-5
Ａａ

響 その他(飛散物)
防

対象外

対象外

止 関連資料［系統図］50-5
現場操作-放射線量が高くなるおそれがある
中央制御室操作

第 常設SAの容量［系統図］50-5
重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

1
号 関連資料（共用しない設備）号 関連資料

第3号

Ａ［容量設定根拠］50-7

第 共用の禁止2

共通 環境条件、自然現象、外部人為事
要 象、溢水、火災

Ａｂ
Ｂ［配置図］50-4

号 関連資料項

Ｂｂ

弁等の操作で系統構成

第 設置場所
6

第
2

Ｍ

対象外

－

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備対象(同一目的のＳＡ設備あり)

Ｂ

因故
サポート系故障障

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

防止 関連資料［配置図］50-4［系統図］50-5

50-1-4Ｃａ

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第 50 条：原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

復水移送ポンプ

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／屋外の天候／放射線原子炉区域を除く原子炉建屋内及びその他の建屋内

Ｄ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能を損なわれない）

－

関連資料

第
1
項

第
3
号

50-4 配置図、50-9 保管場所図、50-11 その他設備

操作性

第
2
号

中央制御室操作，現場操作

関連資料

ポンプ，弁

関連資料
切り替え性

第
43
条

第
5
号

第
2
項

本来の用途以外の用途として使用するため，切替操作が必
要

系統設計

弁等の操作で系統構成

Ａａ

その他(飛散物)

対象外

対象外

関連資料

50-5 系統図

設置場所

中央制御室操作，現場操作関連資料

50-4 配置図

第1号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

Ａ

50-5 系統図

第6号

ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ａ，Ｂ

Ｂ

50-7 容量設定根拠（共用しない設備）

関連資料
共
通
要
因
故
障
防
止

Ａ，Ｂ

50-6 試験・検査説明資料

関連資料
悪
影
響
防
止

Ａ，Ｂ

50-5 系統図、50-8 接続図

試験・検査(検査性、系統構成・外部入力)

第4号

SA 設備基準適合性一覧（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

サポート系故障対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

本文

50-1-5

50-2
単線結線図

50-2-1

第二ガスタービン発電機

荒浜側常設代替
交流電源設備
設置場所

GTG
予備

GTG

【凡例】

（略語）
常設代替
交流電源設備R/B ：原子炉建屋

GTG：ガスタービン発電機

C/B ：コントロール建屋

D/G：非常用ディーゼル発電機：遮断器

MCC ：モータ・コントロール・センタ

：断路器

緊急用
断路器

７号炉タービン建屋南側

常設代替
交流電源設備：配線用遮断器：接続装置

D/G

第一ガスタービン発電機

荒浜側緊急用
高圧母線建屋

GTG

(6A)

D/G

GTG
予備

M ：電動切替装置
：切替装置

(6B)

緊急用
高圧母線
緊急用
断路器
C/B 2F
緊急用電源切替箱
断路器

７号炉へ
R/B B1F

R/B B1F
電源車
緊急用
電源切替箱
接続装置6A

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

非常用
高圧母線 6C

非常用
高圧母線 6D

R/B B1F

非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

電源車
R/B B1F
動力変圧器

非常用低圧母線 6C-1

R/B B1F
MCC
6C-1-1MCC
6C-1-2C/B B1F

MCC
6C-1-8MCC
6C-1-3

非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

代替所内電気設備
AM用動力変圧器

R/B 3FMCC 6C-1-7

C/B B1F

動力変圧器

R/B 4F

非常用低圧母線 6D-1

R/B 3FM
MCC 6C-1-5

変圧器

予備変圧器

（予備）

（予備）

静止 形
交直 変換器

直流
125V充電器

直流
125V充電 器（B）

AM用直流
125V充電 器

AM用直 流125V充電 器

直流
125V充電器（A）※1

MCC 6D-1-8

MCC 6D-1-7

C/B B1FR/B 4F

C/B
MB2F

C/B B1F

MCC 6D-1-5

AM用MCC 6B※1AM用直流125V主母線盤

直流125V分電盤

交流120Vバイタル
分電盤6B-1

直流125V分電盤

CVCF

格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置
単線結線図（６号炉）
50-2-2（
格納容器圧力逃がし装置負荷）
・
空気駆動弁用電磁弁（ F019,F022）（
格納容器圧力逃がし装置負荷）
・
空気駆動弁用電磁弁（ F001）（
代替格納容器圧力逃がし装置負荷）
・
計装設備

（
格納容器圧力逃がし装置負荷）
・
計装設備

（
代替格納容器圧力逃がし装置負荷）・計装設備（
フィルタ装置水素濃度）（
格納容器圧力逃がし装置負荷）・ドレンポンプ設備 (B)（
格納容器圧力逃がし装置負荷）・計装設備（
フィルタ装置水素濃度）
・
スクラバ水 pH（
格納容器圧力逃がし装置負荷）・
電動駆動弁（ F070）
・
ドレンポンプ設備 (A)（代替格納容器圧力逃がし装置負荷）・ドレンポンプ設備 (A)(B)・
スクラバ水 pH（代替格納容器圧力逃がし装置負荷）・
電動駆動弁 台4

図 50-2-1

荒浜側常設代替
交流電源設備設置場所

第二ガスタービン発電機
GTG

【凡例】

（略語）

常設代替
交流電源設備GTG
予備R/B ：原子炉建屋

GTG：ガスタービン発電機

C/B ：コントロール建屋

D/G：非常用ディーゼル発電機：遮断器

MCC ：モータ・コントロール・センタ
緊急用
断路器

７号炉タービン
建屋南側

：断路器

常設代替
交流電源設備：配線用遮断器：接続装置

第一ガスタービン発電機
荒浜側緊急用
高圧母線建屋

D/G
(7A)

GTG

D/G

GTG
予備

M ：電動切替装置
(7B)

緊急用
高圧母線

：切替装置

緊急用
断路器
C/B 2F
緊急用電源切替箱
断路器

6 号炉へ
R/B B1F
R/B 2F
電源車

緊急用
電源切替箱
接続装置7A

緊急用
電源切替箱
接続装置7B

非常用
高圧母線 7C

R/B B1F

非常用
高圧母線 7D

非常用所内
電気設備
【区分Ⅱ】

電源車
R/B B1F
動力変圧器

R/B 3F

非常用所内
電気設備
【区分Ⅰ】

動力変圧器

R/B 4F

代替所内電気設備
AM用動力変圧器

非常用低圧母線 7C-1

R/B B1F
MCC
7C-1-1MCC
7C-1-2非常用低圧母線 7D-1

C/B B1F

MCC
7C-1-3

R/B 3FMCC 7C-1-7

C/B B1F

R/B 3FM
AM用MCC 7B

MCC 7C-1-4

R/B 4F

C/B
MB2F

C/B B1F

MCC 7D-1-4

MCC 7D-1-7

C/B B1F

変圧器

（予備）

予備変圧器

（予備）

静止 形
交直 変換器

直流
125V充電 器

直流
125V充電 器（B）

AM用直 流125V充電 器

AM用直 流125V充電 器

直流
125V充電 器（A）※1

MCC 7D-1-6※1AM用直流125V主母線盤

直流125V分電盤

交流120Vバイタル
分電盤7B-1

直流125V分電盤

CVCF

格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置
単線結線図（７号炉）
50-2-3（
格納容器圧力逃がし装置負荷）
・
空気駆動弁用電磁弁（ F019,F022）（
格納容器圧力逃がし装置負荷）
・
空気駆動弁用電磁弁（ F001）（
代替格納容器圧力逃がし装置負荷）
・
計装設備

（
格納容器圧力逃がし装置負荷）
・
計装設備

（
代替格納容器圧力逃がし装置負荷）・計装設備（
フィルタ装置水素濃度）（
格納容器圧力逃がし装置負荷）・ドレンポンプ設備（）B（
格納容器圧力逃がし装置負荷）・
電動駆動弁（ F070）（
格納容器圧力逃がし装置負荷）・ドレンポンプ設備（）A・
スクラバ水 pH（
格納容器圧力逃がし装置負荷）・計装設備（
フィルタ装置水素濃度）（
代替格納容器圧力逃がし装置負荷）・
電動駆動弁 台4
・
スクラバ水 pH・
ドレンポンプ設備 (A)(B)

図 50-2-2

荒浜側常設代替
交流電源設備設置場所

第二ガスタービン発電機

【凡例】

GTG
予備

GTG

GTG

：ガスタービン発電機

D/G：非常用ディーゼル発電機
：遮断器
：断路器
：配線用遮断器

常設代替
交流電源設備

D/G

D/G

(7A)

：接続装置

７号炉タービン
建屋南側

荒浜側緊急用
高圧母線建屋(7B)

M ：電動切替装置

第一ガスタービン発電機
緊急用
高圧母線

GTG

：切替装置
GTG
予備

常設代替
交流電源設備（略語）

C/B 2F

R/B：原子炉建屋

緊急用電源切替箱
断路器

電源車

C/B：コントロール建屋

緊急用
断路器

MCC：モータ・コントロール・センタ

R/B B1F

R/B 2F
６号炉へ
緊急用電源切替箱
接続装置7B

緊急用電源切替箱
接続装置7A
非常用電気設備【区分Ⅰ】

R/B 1F
非常用高圧
母線 7C

R/B B1F

電源
車

R/B B1F

代替所内電気設備
動力変圧器

R/B 3F

動力変圧器

非常用電気設備
【区分Ⅱ】

非常用高圧
母線 7D

AM用動力変圧器

非常用低圧
母線 7C-1

非常用低圧
母線 7D-1

R/B 4FR/B 3FC/B B1F

R/B 3FC/B B1F

M

MCC
7C-1-6

MCC 7C-1-1

MCC 7C-1-4

MCC
7D-1-4AM用MCC 7B

MCC 7D-1-1

MCC
7D-1-6

R/B 4FR/B 3FR/B 3F(予備)

AM用直流125V充電器

AM用直流
125V充電器

収納箱

復水補給水系
下部ドライウェル注水ライン隔離弁

残留熱除去系高圧炉心
注水系第一止め弁

残留熱除去系高圧炉心
注水系第二止め弁

50-2-4

残留熱除去系最小流量
バイパス弁（Ｂ）

残留熱除去系格納容器
冷却ライン隔離弁（Ｂ）

残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁（Ｂ）

残留熱除去系熱交換器
出口弁（Ｂ）

タービン建屋負荷遮断弁

残留熱除去系洗浄水止弁（Ｂ）

計測制御設備

復水移送ポンプ（Ｃ）

復水移送ポンプ（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ａ）

残留熱除去系洗浄水止弁（Ａ）

残留熱除去系注入弁（Ａ）

復水補給水系
下部ドライウェル
注水流量調節弁図 50-2-3 代替循環冷却の単線結線図（代替交流電源設備から非常用電気設備経由で電源供給時）

荒浜側常設代替
交流電源設備設置場所

第二ガスタービン発電機

【凡例】

GTG
予備

GTG

GTG

：ガスタービン発電機

D/G：非常用ディーゼル発電機
：遮断器
：断路器
：配線用遮断器

常設代替
交流電源設備

D/G

D/G

(7A)

：接続装置

７号炉タービン
建屋南側

荒浜側緊急用
高圧母線建屋(7B)

M ：電動切替装置

第一ガスタービン発電機
：切替装置

緊急用
高圧母線

GTG

GTG
予備

常設代替
交流電源設備（略語）

C/B 2F

R/B：原子炉建屋

緊急用電源切替箱
断路器

電源車

C/B：コントロール建屋

緊急用
断路器

R/B B1F

MCC：モータ・コントロール・センタ

R/B 2F
６号炉へ
緊急用電源切替箱
接続装置7B

緊急用電源切替箱
接続装置7A
非常用電気設備
【区分Ⅰ】
非常用高圧
母線 7C

非常用低圧
母線 7C-1

R/B B1F

電源
車

R/B B1F

代替所内電気設備
動力変圧器

R/B 3F

動力変圧器

非常用電気設備
【区分Ⅱ】

非常用高圧
母線 7D

AM用動力変圧器

非常用低圧
母線 7D-1

R/B 4FR/B 3FC/B B1F

R/B 3FC/B B1F

M

MCC
7C-1-6

MCC 7C-1-1

MCC 7C-1-4

MCC
7D-1-4AM用MCC 7B

MCC 7D-1-1

MCC
7D-1-6

R/B 4FR/B 3FR/B 3F(予備)

AM用直流125V充電器

AM用直流
125V充電器

収納箱

復水補給水系
下部ドライウェル注水ライン隔離弁

残留熱除去系高圧炉心
注水系第一止め弁

残留熱除去系高圧炉心
注水系第二止め弁

残留熱除去系最小流量
バイパス弁（Ｂ）

50-2-5

残留熱除去系格納容器
冷却ライン隔離弁（Ｂ）

残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁（Ｂ）

残留熱除去系熱交換器
出口弁（Ｂ）

タービン建屋負荷遮断弁

残留熱除去系洗浄水止弁（Ｂ）

計測制御設備

復水移送ポンプ（Ｃ）

復水移送ポンプ（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ａ）

残留熱除去系洗浄水止弁（Ａ）

残留熱除去系注入弁（Ａ）

復水補給水系
下部ドライウェル
注水流量調節弁図 50-2-4 代替循環冷却の単線結線図（代替交流電源設備から代替所内電気設備経由で電源供給時）

50-3
計測制御系統図50-3-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

表 50-3-1
設備区分
主要設備

設備
フィルタ装置よう素フィルタ
ラプチャーディスク

格納容器逃がし装置 主要設備と計装設備の関係

計装設備
フィルタ装置水位

フィルタ装置入口圧力

金属フィルタ差圧
フィルタ装置出口放射線モニタ

フィルタ装置水素濃度
フィルタ装置スクラバ水 pH

附属設備

ドレンポンプドレンタンク
圧力開放板
可搬型窒素供給装置

スクラバ水 pH 制御設備
遠隔手動弁操作設備
フィルタ装置遮へい壁
配管遮へい壁

フィルタ装置ドレン流量
ドレンタンク水位
フィルタ装置出口圧力
フィルタ装置出口配管圧力

－
－
－

監視目的
フィルタ装置水位にて，水位が約 500mm～約 2200mm の間であることを確認することで，フィルタ装置（主要設備）の除去性能が低下していないことを把握すること
フィルタ装置使用時において，フィルタ装置入口圧力の挙動により，フィルタ装置及びラプチャーディスク（主要設備）が閉塞していないことを把握すること
フィルタ装置使用時において，金属フィルタ差圧の挙動により，フィル
タ装置内の金属フィルタが閉塞していないことを把握すること
フィルタ装置使用時において，フィルタ装置出口放射線量率が初期値から上昇することを計測することによりフィルタ装置（主要設備）が閉塞していないことを把握すること
最終放出ラインとして放射線量を把握すること
ベント停止後に配管内に水素が残留していないことにより不活性状態が維持されていることを把握すること
水スクラバの無機よう素に対する DF を 1000 以上とするためには，スク
ラバ水の pH をとする必要があり，フィルタ装置スクラバ水 pH
にて，フィルタ装置（主要設備）の除去性能が低下していないことを把握すること
ドレンポンプ設備（付属設備）の運転状態の監視目的
ドレンタンク（付属設備）の水位監視目的
可搬型窒素供給装置（付属設備）による窒素供給の把握
点検後の可搬型窒素供給装置（付属設備）による窒素置換操作を実施した際に，フィルタ装置出口のラプチャーディスクの設定圧力（0.1MPa[gage]）を超えないことの監視目的－－－

50-3-2

主排気筒

⑤

6号炉

RE

放射線モニタAO

圧力開放板

原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕⑥
H2E

Ｎ2ベントライン

AO

水素濃度計

④

②

PI

圧力計

原子炉区域よりパージ用排風機

MO

ボンベ

PT

〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

圧力計

⑤ RE

MO

遠隔操作
AO

7号炉

AO

放射線モニタ

〔Ｆ．Ｏ〕

水素濃度計

⑥

〔Ｆ．Ｃ〕

H2 E

遠隔操作

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｃ〕

・

オリフィス

Ｆ１０２
⑨
差圧計

フィルタ
装置

DP

①
水位計

LT

ド
レ
ン
⑩
タ
ン LＳ
ク
水位計

MO

遠隔操作

Ｆ０７０

遠隔操作

AO

原
子
炉
圧
力
容
器

Ｎ2ベントライン

PT

AO

よう素
フィルタ

圧力開放板

遠隔操作
〔Ｆ．Ｃ〕

Ｆ０１９

ボンベ
MO

・
サプレッション・
チェンバ

原子炉建屋

遠隔操作

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

Ｆ５０２Ａ
Ｆ５０１

Ｆ０２２

⑧

MO

非常用ガス処理系
排風機より

ドレン
移送ポンプ

⑦

FE

Ｆ０２０
FE

流量計

Ｆ２１１
Ｆ２０９

MO

pH

ｐＨ計

Ｆ５０２Ｂ
⑦

・

・

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル

圧力計

AO

原子炉区域運転階より

Ｎ2供給ライン

③

ボンベ

Ｆ００１

MO
MO

MO

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より二次格納施設

原子炉建屋

Ｆ２１０

図 50-3-1

格納容器圧力逃がし装置

表 50-3-2

格納容器逃がし装置の計測設備主要仕様

監視パラメータ① フィルタ装置水位② フィルタ装置入口圧力③ フィルタ装置出口圧力④ フィルタ装置出口配管圧力⑤ フィルタ装置出口放射線モニタ⑥ フィルタ装置水素濃度⑦ フィルタ装置ドレン流量⑧ フィルタ装置スクラバ水pH⑨ 金属フィルタ差圧⑩ドレンタンク水位

※1
※2
※3
※4

計測制御系統図

計測範囲
0～6000mm
0～1.0MPa[gage]
0～0.5MPa[gage]-0.1～0.2MPa[gage]
10-2～105mSv/h
0～100%
0～30m3/h
pH0～140～50kPa
タンク底部から 510mm
タンク底部から 1586mm
タンク底部から 3061mm
タンク底部から 4036mm

監視パラメータの数字は図 50-3-1 の丸数字に対応する。
中央制御室及び現場にそれぞれ１個フィルタ装置入口及び出口側にそれぞれ１個ドレンポンプ 2 台に対してそれぞれ１個

50-3-3

個数
2
2*2
1
1
2
2*3
2*4
1
1
4

Ｎ2供給ライン二次格納施設

パージ用排風機

AO

格納容器圧力逃がし装置へ
原子炉建屋

原子炉建屋区域・タービン区域
換気空調系へ⑤

MORE

放射線モニタ

AO

AO
MO

非常用ガス処理系へ

ラプチャーディスク

Ｎ2ベントライン

PI

主排気筒へ

圧力計

④

遠隔操作

補給水ライン
遠隔操作

ドライウェル
MO

MO

Ｎ2供給ライン

③

PT

⑥

PT

遠隔操作

H2 E

よう素
フィルタ

ラプチャーディスク
オリフィス
Ｎ2ベントライン

AO

原
子
炉
圧
力
容
器

圧力計

②

圧力計

⑥

MO

MO

H2 E

※
MO

ド
レ
ン
タ
ン
ク

フィルタ
装置

薬液
タンク

AO

水素濃度計

※
MO

AO

サプレッション・
チェンバ

水素濃度計

⑨
ＤP 差圧計

AO

⑩
LＳ

①

LT 水位計

代替格納容器圧力容器
逃がし装置室空調
※

水位計

MO

MO ※

⑧
pH

MO ※

⑦

pH計

FE

流量計

ドレンポンプ設備※

電動弁を並列に二台設置することにより，信頼性の向上を図る

図 50-3-2

代替格納容器圧力逃がし装置

表 50-3-3

代替格納容器逃がし装置の計測設備主要仕様※1

監視パラメータ① フィルタ装置水位② フィルタ装置入口圧力③ フィルタ装置出口圧力④ フィルタ装置出口配管圧力⑤ フィルタ装置出口放射線モニタ⑥ フィルタ装置水素濃度⑦ フィルタ装置ドレン流量⑧ フィルタ装置スクラバ水pH⑨ 金属フィルタ差圧⑩ドレンタンク水位

※1
※2
※3
※4

計測制御系統図

計測範囲
0～7000mm
0～1.0MPa[gage]
0～0.5MPa[gage]-0.1～0.2MPa[gage]
10-2～105mSv/h
0～100%
0～30m3/h
pH0～140～50kPa
タンク底部から 510mm
タンク底部から 1586mm
タンク底部から 3061mm
タンク底部から 4036mm

今後の設計進捗により変更となる可能性がある。
監視パラメータの数字は図 50-3-2 の丸数字に対応する。
中央制御室及び現場にそれぞれ１個フィルタ装置入口及び出口側にそれぞれ１個

50-3-4

AO

個数
2
2*3
1
1
2
2*4
2
1
1
4

格納容器圧力逃がし装置(1)

計測設備の概略構成図

フィルタ装置水位
フィルタ装置水位の検出信号は，差圧式水位検出器にて差圧を検出し，演算装置にて電気信号へ変換する処理を行った後，フィルタ装置水位を中央制御室に指示し，記録する。
中央制御室

差圧式水位
検出器

指 示

演算装置

指 示
記 録

図 50-3-3(2)

フィルタ装置水位の概略構成図

フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置入口圧力の検出信号は，弾性圧力検出器にて圧力を検出し，演算装置にて電気信号へ変換する処理を行った後，フィルタ装置入口圧力を中央
制御室に指示し，記録する。また，現場（原子炉区域を除く原子炉建屋内）にて監視可能な設計としている。
フィルタ装置
入口配管
中央制御室

弾性圧力
検出器
演算装置
現場指示

図 50-3-4

フィルタ装置入口圧力の概略構成図

50-3-5

指 示

指 示
記 録

(3)

フィルタ装置出口圧力
フィルタ装置出口圧力の検出信号は，弾性圧力検出器にて圧力を検出し，演算装置にて電気信号へ変換する処理を行った後，フィルタ装置出口圧力を中央
制御室に指示し，記録する。
フィルタ装置
出口配管

中央制御室

弾性圧力
検出器

指 示
記 録

演算装置

図 50-3-5(4)フィルタ装置出口圧力の概略構成図

フィルタ装置出口配管圧力フィルタ装置出口配管圧力は，機械式圧力検出器を用いて現場（原子炉建屋
4 階屋上）で監視可能な設計としている。
フィルタ装置出口配管

現場指示

図 50-3-6(5)フィルタ装置出口配管圧力の概略構成図

フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置出口放射線モニタの検出信号は，電離箱にて線量当量率を電気信号に変換した後，前置増幅器で電気信号を増幅し，演算装置にて線量当量率信号に変換する処理を行い，線量当量率を中央制御室に指示し，記録する。
中央制御室
電離箱
前置増幅器

演算装置

指 示
指 示
記 録

図 50-3-7

フィルタ装置出口放射線モニタの概略構成図

50-3-6(6)フィルタ装置水素濃度
フィルタ装置水素濃度は，フィルタ装置入口配管内のガスをサンプルポンプ
で引き込み，冷却器・除湿器でガスを処理した後，熱伝導式水素測定素子により計測する。水素濃度計測は，熱伝導式水素測定素子にて水素濃度を電気信号へ変換した後，フィルタ装置水素濃度を中央制御室に指示し，記録する。また，現場（原子炉区域を除く原子炉建屋内）にて監視可能な設計としている。
なお，出口側配管に設置する水素濃度計についても，同様の設計とする。
中央制御室

原子炉建屋３階
サンプルポンプ

指 示
記 録

←

水素濃度
検出器

フィルタ装置
入口配管
冷却器

T61-F001

除湿器
現場
指示

AO
AO
スタックへ

PCVより

T61-F002

耐圧強化ベント系配管

図 50-3-8

フィルタ装置水素濃度 システム概要図
中央制御室

熱伝導度式
水素測定素子
指 示
記 録

演算装置
現場指示

図 50-3-9(7)フィルタ装置水素濃度の概略構成図

フィルタ装置ドレン流量
フィルタ装置ドレン流量の検出信号は，電磁流量計検出器にて流量を検出し，演算装置にて電気信号へ変換する処理を行った後，フィルタ装置ドレン流量を現場（フィルタベント遮へい壁附室内）に指示する。
電磁流量計
検出器
現場指示

演算装置

図 50-3-10

フィルタ装置ドレン流量の概略構成図

50-3-7(8)フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置スクラバ水 pH は，フィルタ装置内の水溶液をサンプルポンプ
で引き込み，pH 検出器により計測する。pH の計測は，pH 検出器にて pH を検出し，演算装置にて電気信号に変換する処理を行った後，フィルタ装置スクラバ
水 pH を中央制御室に指示し，記録する。また，現場（フィルタベント遮へい壁附室内）にて監視可能な設計としている。
中央制御室

給水配管

指 示
記 録
フィルタ装置

出口
ｐＨ
検出器
入口

サンプルポンプ→

ドレン配管

図 50-3-11

現場指示

フィルタ装置スクラバ水 pH システム概要図
中央制御室

ｐＨ検出器
指 示
記 録

演算装置
現場指示

図 50-3-12(9)フィルタ装置スクラバ水 pH の概略構成図

金属フィルタ差圧
金属フィルタ差圧の検出信号は，差圧式検出器にて差圧を検出し，演算装置
にて電気信号へ変換する処理を行った後，金属フィルタ差圧を中央制御室に指示し，記録する。
中央制御室
差圧式圧力
検出器
指 示
記 録

演算装置

図 50-3-13

金属フィルタ差圧の概略構成図

50-3-8(10)ドレンタンク水位
ドレンタンク水位の検出信号は，フロート式水位検出器にて所定の水位設定値に達した場合に接点が動作することで水位を電気信号に変換し，中央制御室に表示し，記録する。また，現場（フィルタベント遮へい壁附室内）にて表示
可能な設計としている。
中央制御室
フロート式水位
検出器
表 示
記 録
表 示

図 50-3-14

ドレンタンク水位の概略構成図

50-3-950-4
配置図50-4-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-1

格納容器圧力逃がし装置 主配管ルート図（6 号炉 原子炉建屋地上 3 階）

50-4-2

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図 50-4-2

格納容器圧力逃がし装置 主配管ルート図（6 号炉 原子炉建屋地上 4 階）

図 50-4-3

主配管ルート図（6 号炉50-4-3

屋外）

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図 50-4-4

主配管ルート図（7 号炉

原子炉建屋地上 3 階）

図 50-4-5

主配管ルート図（7 号炉

原子炉建屋地上 4 階）

50-4-4

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図 50-4-6

主配管ルート図（7 号炉50-4-5

屋外）

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図 50-4-7

主配管鳥瞰図（6 号炉）

50-4-6

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図 50-4-8

主配管鳥瞰図（7 号炉）

50-4-7

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図 50-4-9

格納容器圧力逃がし装置の弁操作位置図（6 号炉）1/3

50-4-8

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図 50-4-10

格納容器圧力逃がし装置の弁操作位置図（6 号炉）2/3

50-4-9

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図 50-4-11

格納容器圧力逃がし装置の弁操作位置図（6 号炉）3/3
50-4-10

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図 50-4-12

格納容器圧力逃がし装置の弁操作位置図（7 号炉）

50-4-11

1/3

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図 50-4-13

格納容器圧力逃がし装置の弁操作位置図（7 号炉）

50-4-12

2/3

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図 50-4-14

格納容器圧力逃がし装置の弁操作位置図（7 号炉）
50-4-133/3

図 50-4-15

6/7 号炉50-4-14

真空破壊弁設置位置図

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図 50-4-16

6/7 号炉中央制御室配置図

50-4-15

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図 50-4-17

6/7 号炉中央制御室配置図

50-4-16

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図 50-4-18

機器配置図（6 号炉原子炉建屋地下 3 階）

50-4-17

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図 50-4-19

機器配置図（7 号炉原子炉建屋地下 3 階）

50-4-18

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図 50-4-20

機器配置図（6 号炉原子炉建屋地下 2 階）

50-4-19

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図 50-4-21

機器配置図（7 号炉原子炉建屋地下 2 階）

50-4-20

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図 50-4-22

機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上 1 階）

50-4-21

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図 50-4-23

機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上 1 階）

50-4-22

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図 50-4-24

機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上 3 階）

50-4-23

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-25

機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上 3 階）

50-4-24

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図 50-4-26

機器配置図（6/7 号炉廃棄物処理建屋地下 3 階）

50-4-25

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図 50-4-27

機器配置図（6/7 号炉廃棄物処理建屋地下 3 階）

50-4-26

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図 50-4-28

機器配置図（6/7 号炉廃棄物処理建屋地下 3 階）

50-4-27

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-29

機器配置図（6/7 号炉廃棄物処理建屋地下 2 階）

50-4-28

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-30

機器配置図（6 号炉タービン建屋地下中 2 階）

50-4-29

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-31

代替原子炉補機冷却系 接続口配置図（6/7 号炉）
50-4-30

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図 50-4-32

機器配置図（6 号炉原子炉建屋地下 2 階）
50-4-31

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-33

機器配置図（6 号炉タービン建屋地上 1 階）
50-4-32

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-34

機器配置図（6 号炉タービン建屋地下 1 階）
50-4-33

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-35

機器配置図（7 号炉原子炉建屋地下 2 階）
50-4-34

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-36

機器配置図（7 号炉タービン建屋地上 1 階）
50-4-35

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-4-37

機器配置図（7 号炉タービン建屋地下 1 階）
50-4-36

50-5
系統図

50-5-1

図 50-5-1

格納容器圧力逃がし装置

50-5-2

概略構成図

コンプレッサー

可搬式窒素供給装置車等

発電機

スクラバ水pH制御設備

21

FE

17

14

18

FE

LT

23

19

ドレンポンプ流量

ドレン
ポンプ設備

15

フィルタ装置水位

金属フィルタ差圧

DPＮ2ベントライン

オリフィス

ラプチャーディスク

Ｎ2供給ラインフィルタ装置16

フィルタベント遮蔽壁

24

フィルタ装置出口圧力

PT

給水ライン

補給薬液

水中ポンプ等

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

6号炉
RE

PI

RE

22

フィルタ
装置

よう素
フィルタ

フィルタ装置
水素濃度

H2E

フィルタ装置
入口圧力PT

フィルタ装置
水素濃度

H2E

配管遮蔽

フィルタ装置スクラバ水pHpH

原子炉建屋

ドレンタンク水位

LＳ

ドレン
タンク

フィルタ装置
出口放射線モニタ

7号炉

フィルタ装置出口配管圧力Ｎ2ベントライン

ラプチャーディスクフィルタ装置
出口放射線モニタ

〔Ｆ．Ｏ〕

MO

MO

サプレッション・
チェンバ

原
子
炉
圧
力
容
器

ドライウェル〔Ｆ．Ｏ〕

原子炉区域運転階より非常用ガス処理系
排風機へ

二次格納施設

20

AO

原子炉区域・
タービン区域〔Ｆ．Ｃ〕
換気空調系排風機へ

MO

1

2

AO

AO

MO

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

・

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

・

12

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

3

9

MO

5

4

AO

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

8

・

13

7

〔Ｆ．Ｏ〕

非常用ガス処理系
排風機より

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

11

10

パージ用排風機

原子炉区域より

MO

MO

6

MO

Ｎ2供給ライン

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

・

Ｎ2供給ライン可搬型窒素供給装置

原子炉建屋

MO

ボンベ

遠隔手動弁操作設備

MO

ボンベ

遠隔手動弁操作設備

遠隔手動弁操作設備

遠隔手動弁操作設備

遠隔手動弁操作設備

ボンベ

遠隔手動弁操作設備

ボンベ

主排気筒

：重大事故等対処設備（附属設備等）：重大事故等対処設備（主要設備）

表 50-5-1
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24

弁リスト

弁名称
一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）
一次隔離弁（ドライウェル側）
二次隔離弁
二次隔離弁バイパス弁
フィルタ装置入口弁
耐圧強化ベント弁
非常用ガス処理系 フィルタ装置出口弁(A)
非常用ガス処理系 フィルタ装置出口弁(B)
非常用ガス処理系 第一隔離弁
非常用ガス処理系 第二隔離弁
換気空調系 第一隔離弁
換気空調系 第二隔離弁
非常用ガス処理系 Uシール隔離弁
FCVS フィルタベント装置 ドレン移送ポンプ入口弁 A
FCVS フィルタベント装置 ドレン移送ポンプ入口弁 B
FCVS フィルタベント装置 遮へい壁内側ドレン弁
FCVS フィルタベント装置 移送ポンプテストライン止め弁
FCVS フィルタベント装置 ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁
FCVS フィルタベント装置 ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁
FCVS フィルタベント装置 ドレンライン二次格納施設外側止め弁
FCVS フィルタベント装置 給水ライン元弁
FCVS フィルタベント装置 ドレンタンク出口止め弁
FCVS フィルタベント装置 ドレンライン N2 パージ用元弁
FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁

50-5-3

図 50-5-2

代替格納容器圧力逃がし装置

50-5-4

概略構成図

MO

MO

※

※

※

フィルタ
装置

よう素
フィルタ

LＳ

ドレンタンク水位

ドレンポンプ設備

MO ※

MO ※

ド
レ
ン
タ
ン
ク

RE

pH

LT

フィルタ装置
出口放射線モニタ

遠隔手動弁
操作設備

フィルタ装置出口配管圧力H2E

フィルタ装置スクラバ水pH

フィルタ装置水位

ドレンポンプ流量FE

遠隔手動弁操作設備

フィルタ装置水素濃度

PT

フィルタ装置入口圧力PI

ラプチャーディスク

MO

ＤP 金属フィルタ差圧

フィルタ装置水素濃度

H2E

Ｎ2供給ライン

補給水ライン

電動弁を並列に二台設置することにより，信頼性の向上を図る

代替格納容器圧力容器
逃がし装置室空調

薬液
タンク

オリフィス
Ｎ2ベントライン

ラプチャーディスクフィルタ装置出口圧力 PT

可搬型窒素供給装置

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

Ｎ2ベントライン

原子炉建屋

二次格納施設

MO

MO

2

4

1

3

※
MO

MO

MO

サプレッション・
チェンバ

原
子
炉
圧
力
容
器

ドライウェル

非常用ガス処理系へ

原子炉建屋区域・タービン区域
換気空調系へ

AO

AO

AO

AO

パージ用排風機

AO

AO

MO

AO
AO

主排気筒へ

格納容器圧力逃がし装置へ：重大事故等対処設備（附属設備等）：重大事故等対処設備（主要設備）

表 50-5-2
No.
1
2
3
4

代替格納容器圧力逃がし装置

弁名称
一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）
二次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）
一次隔離弁（ドライウェル側）
二次隔離弁（ドライウェル側）

50-5-5弁リスト

図 50-5-3

E11-F032A

MO

MO

代替循環冷却系

50-5-6
17

16

ＭＵＷＣ
(C)

ＭＵＷＣ
(B)

ＭＵＷＣ
(A)

系統概要図（6 号炉）

E22-F021～F023

18～20
廃棄物処理建屋

15

G51-F009

SPCU

MO

MO

12

MO

MO

MO

14

MO

ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

S/Cクーリングライン

Hｘ（B）

E11-F004B（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器
F
： 流量計

HPCF
（B）

E11-F071 E11-F070

11 MO 10
MO

ＲＨＲ
（B）

E11-F021B

MO

代替Hx

MO

P13-F010
P13-F009 25
P13-F012 P13-F011

24

3

2

9

1

MO

P13-F031

格納容器
下部注水

MO

MO

21～23 P13-F017A,B,C

P13-F150

MO

MO

炉注水

格納容器スプレイ

原子炉格納容器

MO

復水貯蔵槽

AO

8

27 28

P13-F028

F

MO

タービン建屋へ

RHR洗浄水 F
ライン

E11-F032B

AO

MO

E11-F005A

4 MO

MO

MO

外部接続口

MO

E11-F004A

13

RHR(B)系

RHR(A)系①より

7

E11-F017B E11-F018B

S/Cへ

SPHタイライン

原子炉へ

MO

MO

26

E11-F029B①へ：事故時操作弁（運転時）：事故時操作弁（系統構成時）

MO

MO

MO

表 50-5-3

代替循環冷却系

No

弁リスト（6 号炉）

機器名称

1

復水移送ポンプ(A)2

復水移送ポンプ(B)3

復水移送ポンプ(C)4

残留熱除去系注入弁(A)5

残留熱除去系洗浄水弁(A)6

残留熱除去系洗浄水弁(B)7

残留熱除去系格納容器冷却流量調整弁(B)8

残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)9タービン建屋負荷遮断弁10

残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁

11

残留熱除去系高圧炉心注水系第二止め弁

12

残留熱除去系最小流量バイパス弁(B)13

残留熱除去系熱交換器出口弁(A)14

残留熱除去系熱交換器出口弁(B)15

サプレッションプール浄化系復水貯蔵槽側吸込弁

16

復水補給水系常／非常用連絡 1 次止め弁

17

復水補給水系常／非常用連絡 2 次止め弁18

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第一元弁

19

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第二元弁

20

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第三元弁

21

復水移送ポンプ(A)ミニマムフロー逆止弁後弁

22

復水移送ポンプ(B)ミニマムフロー逆止弁後弁

23

復水移送ポンプ(C)ミニマムフロー逆止弁後弁

24

復水補給水系復水貯蔵槽出口弁

25

復水補給水系制御棒駆動系駆動水供給元弁

26

残留熱除去系圧力抑制室プール水排水系第一止め弁(B)27

ペデスタル注水用復水流量調節弁

28

ペデスタル注水用復水隔離弁

50-5-7

MO

図 50-5-4

MO

MO

26 27

E11-F032A

5
格納容器
下部注水

炉注水

格納容器スプレイMO

代替循環冷却系

50-5-8
ＭＵＷＣ
(C)

ＭＵＷＣ
(B)

ＭＵＷＣ
(A)

系統概要図（7 号炉）

E22-F028～F030

18～20
廃棄物処理建屋

17 16

P13-F021
P13-F001 25
P13-F020 P13-F019

15

G51-F010

SPCU

MO

MO

12

MO

MO

MO

14

MO

ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

S/Cクーリングライン

Hｘ（B）

E11-F004B（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器
F
： 流量計

HPCF
（B）

E11-F062 E11-F061

11 MO 10
MO

ＲＨＲ
（B）

E11-F021B

MO

代替Hx

MO

24

3

2

1

9
MO

MO

MO

21～23 P13-F008A,B,C

タービン建屋へ

P13-F029

原子炉格納容器

MO

復水貯蔵槽

AO

8

P13-F094 MO P13-F095

F

AO

MO

E11-F005A

4 MO

MO

MO

外部接続口

RHR洗浄水 F
ライン

E11-F032B

6

E11-F004A

13 MO

RHR(B)系

RHR(A)系①より

7

E11-F017B E11-F018B

S/Cへ

SPHタイライン

原子炉へ

MO

MO

①へ

：事故時操作弁（運転時）：事故時操作弁（系統構成時）

MO

MO

MO

表 50-5-4

代替循環冷却系

No

弁リスト（7 号炉）

機器名称

1

復水移送ポンプ(A)2

復水移送ポンプ(B)3

復水移送ポンプ(C)4

残留熱除去系注入弁(A)5

残留熱除去系洗浄水弁(A)6

残留熱除去系洗浄水弁(B)7

残留熱除去系格納容器冷却流量調整弁(B)8

残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)9タービン建屋負荷遮断弁10

残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁

11

残留熱除去系高圧炉心注水系第二止め弁

12

残留熱除去系最小流量バイパス弁(B)13

残留熱除去系熱交換器出口弁(A)14

残留熱除去系熱交換器出口弁(B)15

サプレッションプール浄化系復水貯蔵槽側吸込弁

16

復水補給水系常／非常用連絡 1 次止め弁

17

復水補給水系常／非常用連絡 2 次止め弁18

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第一元弁

19

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第二元弁

20

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第三元弁

21

復水移送ポンプ(A)ミニマムフロー逆止弁後弁

22

復水移送ポンプ(B)ミニマムフロー逆止弁後弁

23

復水移送ポンプ(C)ミニマムフロー逆止弁後弁

24

復水補給水系復水貯蔵槽出口弁

25

復水補給水系制御棒駆動系駆動水供給元弁

26

復水補給水系下部ドライウェル注水流量調節弁

27

復水補給水系下部ドライウェル注水ライン隔離弁

50-5-9図 50-5-5

代替原子炉補機冷却系

50-5-10

系統概要図（6 号炉）

P21-F039B

P21-F012B

P21-F041B

ＲＨＲポンプ（Ｂ）室空調機

ＲＨＲ熱交換器（Ｂ）

ＲＨＲポンプ（Ｂ）
軸受冷却器

ＣＡＭＳ（Ｂ）室空調機

7

P21-F040B

P21-F013B

MO

P21-F042B

P21-F058B

FT

P21-F004E

MO

P21-F004B

FI

ＤＷＣ冷却器（Ｃ）（ＨＶＨ）

Ｄ／Ｗ ＬＣＷサンプ冷却器

P21-F268（中央制御室）R/B

4 RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(E)RCW熱交換器(E)RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(Ｂ)RCW熱交換器(Ｂ)P21-F078B,
F085B

P21-F098

P21-F087B,
F089B,F091B,
F093B,F095B

ＲＩＰモータ熱交換器
Ｃ，Ｄ，Ｇ，Ｊ，Ｋ

Y/D

P21-F0079B,
F086B

P21-F099

P21-F088B,
F090B,F092B,
F094B,F096B

P21-F142B

P21-F191

P21-F221B

P21-F139B

P21-F101B

MO

P21-F109B

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(E)P21-F002E

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(Ｂ)P21-F002B

P21-F081B

P21-F057B

MO

RCCV

8

MO

P21-F033B

P21-F034B

P21-F044B

ＣＡＭＳ冷却器（Ｂ）

P21-F052B

ＲＨＲポンプ（Ｂ）
メカニカルシール冷却器

P21-F051B

P21P21F072B,Ｅ F074B

MO

P21-F015E

11

P21-F015B

10

6
Y61-F002

5

原子炉水 ＰＨ計ラック，
溶存酸素計ラック，
サンプルクーラーラック

Ｒ/Ｂ ＬＣＷサンプル冷却器

ＲＩＰ ＭＧセット

ＣＵＷポンプ（Ｂ）冷却器

ＣＵＷ非再生熱交換器（Ｂ）

ＨＷＨ温水熱交換器（Ｂ）

P21-F082B

9

代替熱交換器車2

P21-F192

P21-F222B

P21-F140B

P21-F108B

P21-F110B

MO

P21-F043B

P21-F050B

ＨＰＣＦポンプ（Ｂ）
メカニカルシール冷却器

P21-F048B

P21-F028B
F028D

12,13

P21-F116B

ＨＰＣＦポンプ（Ｂ）
軸受冷却器

ＨＰＣＦポンプ（Ｂ）室空調機

ＨＥＣＷ冷凍機（Ｂ），（Ｄ）

ＦＰＣポンプ（Ｂ）軸受冷却器

P21-F030B

P21-F036B

P21-F032B

P21-F038B

P21-F049B

P21-F047B

P21-F024B
F024D

P21-F115B

P21-F029B

ＦＰＣ熱交換器（Ｂ）

ＳＧＴＳ（Ｂ）室空調機

ＦＰＣポンプ（Ｂ）室空調機

ＦＣＳ（Ｂ）室空調機

P21-F055B,E

ＡO

P21F075B

P21-F035B

P21-F031B

P21-F037B

P21-F061B

非常用Ｄ／Ｇ（Ｂ）

MO

MO

1

3

海水

P21-F053B

RCW
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ(Ｂ)P21-F016B

P21-F269

表 50-5-5
No
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13

代替原子炉補機冷却系

弁リスト（6 号炉）

機器名称
熱交換器ユニット
代替原子炉補機冷却水ポンプ
代替原子炉補機冷却海水ポンプ
代替冷却系供給ライン隔離弁(B)代替冷却系戻りライン隔離弁(B)代替冷却システム流量調整弁
残留熱除去系熱交換器(B)冷却水出口弁
常用冷却水供給側分離弁(B)
常用冷却水戻り側分離弁(B)
原子炉補機冷却水系ポンプ(B)吸込弁
原子炉補機冷却水系ポンプ(E)吸込弁
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(B)冷却水出口弁
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(D)冷却水出口弁

50-5-11

図 50-5-6

50-5-12

代替原子炉補機冷却系

系統概要図（7 号炉）

P21-F044B

P21-F041B

FT

P21-F201B

ＲＨＲポンプ（Ｂ）室空調機

ＲＨＲ熱交換器（Ｂ）

FI （中央制御室）

7

P21-F045B

P21-F042B

MO

P21-F202B

P21-F132B

P21-F222B
F222E

12,13

P21-F047B

P21-F055B,D

14,15

P21-F206B

P21-F051B

P21-F062B

P21-F060B

P21-F058B

P21-F048B,E

MO

FT

P21-F007E

MO

P21-F146

R/B

RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(E)RCW熱交換器(Ｅ)RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(B)RCW熱交換器(Ｂ)ＤＷＣ冷却器（Ｃ）（ＨＶＨ）

ＲＩＰモータ熱交換器
Ｃ，Ｄ，Ｇ，Ｊ，Ｋ

FI （中央制御室） 4

P21-F031B

P21-F033
C,D,G,J,K

RCCV

P21-F007B

P21-F029B

ＲＨＲポンプ（Ｂ）軸受
冷却器

ＣＡＭＳ（Ｂ）サンプルクーラ

ＲＳＷポンプモータ軸受
冷却器（Ｂ），（Ｅ）

ＨＰＣＦポンプ（Ｂ）室空調機

ＨＥＣＷ冷凍機（Ｂ）（Ｄ）

ＨＰＣＦポンプ（Ｂ）
軸受冷却器

ＦＰＣ熱交換器（Ｂ）

ＳＧＴＳ（Ｂ）室空調機

ＦＰＣポンプ（Ｂ）室空調機

8Y/D

P21-F032B

P21-F034
C,D,G,J,K
P21-F137

P21-F120B～F123B

P21-F209B

P21-F017B

MO

P21-F023B

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(E)P21-F003E

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(B)P21-F001E

11

P21-F001B

6
Y61-F004

5

9

MO

P21-F037B

代替熱交換器車2

P21-F140

原子炉水ＰＨ計
サンプルクーラ

P21-F13910

P21-134

P21-F136

P21-F138

P21-F124B～F129B

P21-F210B

P21-F025B

P21-F024B

P21-F133

ＬＤＳサンプルクーラ

原子炉水サンプルクーラ

ＲＩＰ ＭＧセット（Ｂ）

ＣＵＷポンプ（Ｂ）熱交換器

ＣＵＷ非再生熱交換器（Ｂ）

ＨＷＨ温水熱交換器（Ｂ）

ＲＨＲ熱交換器出口
サンプルクーラ

P21-F135

P21-F003B

MO

P21-F131B

P21-F221B
F221E

P21-F046B

P21-F052B,D

P21-F205B

P21-F050B

P21-F061B

P21-F059B

P21-F057B

ＦＣＳ（Ｂ）室空調機

非常用Ｄ／Ｇ（Ｂ）

MO

MO

P21-F014B,E P21-F016B

ＡO

MO

1

3

海水

P21-F067B

RCW
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ(Ｂ)P21-F066B

P21-F145

P21-F036B

表 50-5-6
No
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

代替原子炉補機冷却系

弁リスト（7 号炉）

機器名称
熱交換器ユニット
代替原子炉補機冷却水ポンプ
代替原子炉補機冷却海水ポンプ
代替冷却水供給第二止め弁(B)代替冷却水戻り第二止め弁(B)
代替原子炉補機冷却系ユニット出口流量調整弁
残留熱除去系熱交換器(B)冷却水出口弁
常用冷却水供給側分離弁(B)
常用冷却水戻り側分離弁(B)
原子炉補機冷却水系ポンプ(B)吸込弁
原子炉補機冷却水系ポンプ(E)吸込弁
原子炉補機冷却海水ポンプ(B)電動機軸受出口弁
原子炉補機冷却海水ポンプ(E)電動機軸受出口弁
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(B)冷却水温度調節弁後弁
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(D)冷却水温度調節弁後弁

50-5-13

50-6
試験及び検査50-6-1１．格納容器圧力逃がし装置の試験・検査について
プラント停止中に点検及び検査をすることとしており，表 50-6-1 のとおりである。
表 50-6-1
対象機器
フィルタ装置点検項目

機械設備の試験・検査内容
点検内容
本格点検

簡易点検

1.本体

a.マンホール開放
b.外観点検―2.機能確認a.漏えい確認―

フィルタ装置内部構造物
・スクラバノズル・気泡細分化装置
・金属フィルタ

1.本体

a.外観点検―よう素フィルタ本体

1.本体

a.マンホール開放
b.外観点検―2.機能確認a.漏えい確認―

1.本体

a.外観点検―1.機能確認a.銀ゼオライトよう素除去性
能試験

―

1.本体

a.下記の部分の点検手入 a.外観点検
・ケーシング，リアカバー
・インペラ
・キャン，ローター

2.機能確認a.漏えい確認b.絶縁抵抗測定
c.巻線抵抗測定
d.試運転

1.本体

a.マンホール開放
b.外観点検―2.機能確認a.漏えい確認―

1.本体

a.外観点検b.カバー取替―

2.機能確認a.窒素封入圧力確認※1

―

1.本体

a.外観点検―2.機能確認a.外観点検1.本体

a.圧力開放板取替
b.フランジ面手入れ

2.機能確認a.窒素封入圧力確認※1

よう素フィルタ本体
内部構造物
・整流板
・吸着塔
よう素フィルタ内部構造物
・銀ゼオライトドレンポンプ設備（キャンド型）

ドレンタンク

伸縮継手

オリフィス

ラプチャーディスク

50-6-2a.漏えい確認b.絶縁抵抗測定
c.巻線抵抗測定
d.試運転

a.窒素封入圧力確認※1―
a.窒素封入圧力確認※1

対象機器
配管

点検内容

点検項目

本格点検

簡易点検

1.本体

a.外観点検b.フランジ部点検手入れ―

2.機能確認a.漏えい確認

a.窒素封入圧力確認※1
b.弁開閉試験時漏えい確認
※2

弁

1.本体

a.弁箱内面点検手入れ
b.弁体，弁座，弁棒の点検―

手入れ

c.パッキン類取替
d.外観点検可搬型窒素供給装置

2.機能確認a.漏えい確認
b.動作試験

1.本体

a.工場点検2.機能確認a.試運転

スクラバ水 pH 制御装置 1.本体
2.機能確認a.窒素封入圧力確認※1
b.弁開閉試験時漏えい確
認※2c.動作試験(駆動部付弁)
―
a.試運転

―

a.外観点検―a.動作試験

※1 窒素封入圧力及びスクラバ水位は，簡易点検の他にパトロール時等において定期的に確認を実施する。
※2 空気駆動弁の電磁弁排気ポートへの駆動空気供給による弁開閉試験時に，空気駆動弁『開』
保持状態（駆動空気を供給している状態）において，駆動空気供給系の漏えい確認を行う。
※3 点検周期の単位はサイクル。

50-6-3

マンホールを開放することにより内部構造物の点検が可能

図 50-6-1

格納容器圧力逃がし装置

フィルタ装置構造図

マンホールを開放することにより内部構造物の点検が可能

図 50-6-2

よう素フィルタ本体構造図
50-6-4

マンホールを開放することにより内部構造物の点検が可能

図 50-6-3

ドレンタンク構造図

フロントハウジング

リアカバー

フロントハウジング及びリアカバーを開放することにより、インペラ及びキャン、
ローターの点検が可能

図 50-6-4

ドレンポンプ設備構造図

50-6-5

ホルダーから取外して定期的に交換可能な構造とする

図 50-6-5

ラプチャーディスク構造図

伸縮継手カバー

系統内圧を高めに設定しておくことにより、伸縮継手に損傷があった場合には、内圧が伸縮継手カバー内に漏え
いしてカバーが膨らむことで漏えいを検知可能
また、伸縮継手カバーは定期的に交換する

図 50-6-6

伸縮継手構造図50-6-6

配管よりフランジを切り離すことにより，弁の分解点検が可能

図 50-6-7電動駆動弁構造図

配管よりフランジを切り離すことにより，弁の分解点検が可能

図 50-6-8空気駆動弁構造図

50-6-7

二次隔離弁
エクステンションジョイント

遠隔操作機構を構成する機器については分
解点検を行うことが可能な構造とする

図 50-6-9遠隔手動弁操作設備構造図（例：7 号炉

車載機器（窒素発生装置，ディーゼル発電機，空気圧縮機）については個別に点検することが可能窒素発生装置

二次隔離弁）

空気圧縮機
ディーゼル発電機

図 50-6-10

可搬型窒素供給装置構造図

50-6-8

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-6-11

復水移送ポンプ図50-6-9

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-6-12

代替原子炉補機冷却系熱交換器図（6 号炉）

50-6-10

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-6-13

代替原子炉補機冷却水ポンプ図（6 号炉）
50-6-11

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-6-14

代替原子炉補機冷却系熱交換器図（7 号炉）
50-6-12

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-6-15

代替原子炉補機冷却水ポンプ図（7 号炉）
50-6-13

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-6-16

代替原子炉補機冷却海水ポンプ図50-6-14MO

図 50-6-17

AO

MO

50-6-15
ＭＵＷＣ
(C)

SPCU

MO

MO

MO

MO

MO

代替循環冷却系
HPCF
（B）

MO

MO

MO

ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

S/Cクーリングライン

Hｘ
（B）

（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器
F
： 流量計

MO

ＲＨＲ
（B）

MO

代替Hx

MO

弁動作試験
廃棄物処理建屋

ＭＵＷＣ
(B)

格納容器
下部注水

炉注水

MO

ＭＵＷＣ
(A)

MO

MO

MO MO

AO

格納容器スプレイ

原子炉格納容器

MO

復水貯蔵槽

F

MO

タービン建屋へ

F

MO

MO

MO

外部接続口

RHR洗浄水ライン

F

RHR(B)系

RHR(A)系

①より

MO

S/Cへ

SPHタイライン

原子炉へ

MO

MO

①へ

：弁動作試験対象弁

MO

MO

MO

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-6-18

代替原子炉補機冷却系
50-6-16

系統性能検査（6 号炉）

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-6-19

代替原子炉補機冷却系
50-6-17

系統性能検査（7 号炉）

50-7
容量設定根拠50-7-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

名

格納容器圧力逃がし装置（系統容量）
0.62（原子炉格納容器からよう素フィルタ上流側ラプチャディスクまで）称

最高使用圧力MPa

最高使用温度

℃

200

設計流量

kg/s

31.6

0.25（よう素フィルタ上流側ラプチャディスクから排気口まで）(1) 最高使用圧力【原子炉格納容器からよう素フィルタ上流側ラプチャディスク】
原子炉格納容器が過大リークに至らない限界圧力である最高使用圧力の 2 倍の圧力（原子炉格納容器の最高使用圧力 310kPa[gage]の 2 倍）にてベントを行うことができるよう，620kPa[gage]とする。
【よう素フィルタ上流側ラプチャディスクから排気口】
格納容器圧力逃がし装置使用時の系統圧力損失を評価した結果から，よう素フ
ィルタ上流側ラプチャディスクの下流以降に発生しうる最大の圧力を考慮し，250kPa[gage]とする。
なお，系統圧力損失は，原子炉格納容器が最高使用圧力の 2 倍の圧力にて，ベント経路にある弁を全て全開とした場合の評価を実施している（図 50-7-1,2 参照）。
700⑤ 2Pd, 31.6kg/s, 蒸気100%(100%開

600

400

300

200

100

図 50-7-1 6 号炉 系統圧力損失評価結果（原子炉格納容器圧力 620kPa(gage)，全弁全開）
50-7-2大気開放端

下流側ラプチャ下流部

下流側ラプチャ上流部

ヨウ素フィルタ下流部

上流側ラプチャー下流部

オリフィス下流部

オリフィス上流部

金属フィルタ下流部

FVタンク水面

スクラバ出口部

上流配管④-⑤下流部

上流配管③-④下流部

上流配管②-③下流部

上流配管①-②下流部

PCV出口

0

PCV

FV系統内圧力[kPa(g)]500枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

700⑤ 2Pd, 31.6kg/s, 蒸気100%(100%開600

FV系統内圧力[kPa(g)]

500

400

300

200

100

大気開放端

下流側ラプチャ下流部

下流側ラプチャ上流部

ヨウ素フィルタ下流部

上流側ラプチャー下流部

オリフィス下流部

オリフィス上流部

金属フィルタ下流部

FVタンク水面

スクラバ出口部

上流配管④-⑤下流部

上流配管③-④下流部

上流配管②-③下流部

上流配管①-②下流部

PCV出口

PCV

0

図 50-7-2 7 号炉 系統圧力損失評価結果（原子炉格納容器圧力 620kPa(gage)，全弁全開）(2) 最高使用温度
原子炉格納容器が過温による破損に至らない限界温度である 200℃とする。
なお，有効性評価シナリオである大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失において，ベント後の原子炉格納容器内雰囲気温度は 200℃以下となることを確認している（図50-7-3 参照）。そのため，原子炉格納容器に接続される格納容器圧力逃がし装置の温度も 200℃以下となる。
300

ベント開始

格納容器内温度(℃)

D/W

S/C

200

100

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(hr)

図 50-7-3

38.1
原子炉格納容器温度推移（大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失）
50-7-3

(3) 設計流量（ベントガス流量）
原子炉格納容器が最高使用圧力の 2 倍の圧力にてベントを実施した際に，原子炉の定格熱出力の 2%に相当する発生蒸気量 31.6kg/s を排出可能な設計とする。
（図 50-7-1,2 の圧力勾配にてベントガスを通気した場合，ベントガスの質量流量は 31.6kg/s となる）
なお，炉心の崩壊熱が定格熱出力の 1%となるのは，原子炉停止から 2～3 時間後であり，その際の原子炉格納容器内における発生蒸気量は 15.8kg/s となる。
一方，有効性評価シナリオである大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失におけるベント
開始時間は，原子炉停止から約 38 時間後となっている。そのため，ベント開始時における原子炉格納容器内の発生蒸気量は，格納容器圧力逃がし装置の設計流量よりも小さな値となる（図 50-7-4 参照）。よって，格納容器圧力逃がし装置を用いて，原子炉格納容器を減圧することは可能である（図 50-7-5 参照）。
20
18
16

ベントガス流量

流量(ｋｇ/ｓ)

14
12
10
8
6
4
2
0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(hr)

図 50-7-4

ベントガス流量推移（大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失）
ベント開始

0.8

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

D/W

S/C

0.6

0.4

0.2

0.0
0

図 50-7-5

24

38.1

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(hr)

原子炉格納容器圧力推移（大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失）
50-7-4

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名

格納容器圧力逃がし装置（フィルタ装置容量）

称

スクラバ水
待機時薬液添加濃度wt%

金属フィルタ
許容エアロゾル量cm30.5
約 1900 （最小流量相当時）
約 770（2Pd 相当流量時）(1) スクラバ水 待機時薬液添加濃度
水スクラバの無機よう素に対する DF を 1000 以上とするためには，スクラバ水のpH を以上とする必要がある。そのため，スクラバ水の薬液として NaOH を添加することとしている。
一方，ベント中は，以下の 3 つの要因によりスクラバ水の pH は酸性側にシフトする。
（スクラバ水 pH を低下させる要因）① 原子炉格納容器からの酸性物質の飛来に伴う水酸化物イオンの消費② 無機よう素のイオン化に伴う水酸化物イオンの消費③ ベントガスに含まれる水蒸気の凝縮によるスクラバ水量の増加に伴う希釈
そのため，フィルタ装置待機時のスクラバ水薬液添加濃度は，これらの要因を考慮しても pH が以上を維持するだけの容量を有している必要がある。
フィルタ装置待機時のスクラバ水薬液添加濃度は NaOH
wt%としている。
ここで，①～③の要因による水酸化物イオンの消費，希釈量を算定し，上記の添加濃度の十分性を評価する。
【水酸化物イオン消費・希釈量評価】① 原子炉格納容器からの酸性物質の飛来に伴う水酸化物イオンの消費
原子炉格納容器内に敷設されるケーブルの被覆材が，熱並びに放射線により分解し酸性物質が生じる。この酸性物質がフィルタ装置に流入し，スクラバ水の pHを低下させる。原子炉格納容器からフィルタ装置に流入する酸性物質は HCl で
330[mol]と評価している。そのため，この酸を中和するため，水酸化物イオンも330[mol]消費される。

50-7-5

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② 無機よう素のイオン化に伴う水酸化化物イオンの消費
スクラバ水にて無機よう素を捕捉する際には，下記の化学反応式に記載の通り，1[mol]の無機よう素を捕捉するためには，2mol の水酸化物イオンが消費される。
3I2+6OH- → 5I-+IO3-+3H2O
今，フィルタ装置に流入する無機よう素量は，5.22[mol]※2 と評価している。
そのため，この無機よう素を捕捉するため，水酸化物イオン 10.44[mol]が消費される。
③ ベントガスに含まれる水蒸気の凝縮によるスクラバ水量の増加に伴う希釈
待機時のフィルタ装置には，スクラバノズル上端から 1[m]まで水を張っており，水量は 23670[l]である。ベントガスの凝縮により，スクラバ水の最大水位はスクラバノズル上端から 2.2[m]であることから，水量は 38750[l]へ増加する。
そのため，スクラバの薬液濃度は 23670/38750=0.61 倍に希釈される。
ここで，フィルタ装置待機時のスクラバ水薬液濃度を[wt%]であり，スクラ
バ 水 の 初 期 量 は 23670[l] で あ る た め ， 添 加 す る NaOH の 量 は 23670 ×=1[kg]=[mol]となる。
上記の①及び②による水酸化物イオンの消費量は 330+10.44=340.44[mol]である た め ， こ れ ら の 反 応 後 ， 水 酸 化 物 イ オ ン の 残 存 量 は340.44=[mol]となる。一方，③の最大水位におけるスクラバ水の量 は 38750[l] で あ る 。 そ の た め ， 水 酸 化 物 イ オ ン 濃 度 は/38750=[mol/l]となり，pH はとなる。
よって，スクラバ水の pH は以上を維持できることから，フィルタ装置待機
時のスクラバ水薬液添加濃度は NaOH
wt%にて十分である。

50-7-6

(2) 金属フィルタ許容エアロゾル量
金属フィルタにエアロゾルが捕捉されると，捕捉されたエアロゾルの量に応じて金属フィルタの差圧は上昇し，規定量のエアロゾルを捕捉すると，金属フィルタの差圧は設定上限値に到達する。この時の金属フィルタのエアロゾル捕捉量を，金属フィルタの許容エアロゾル量という。
金属フィルタの許容エアロゾル量は，フィルタ装置内を通気されるガスの体積流量により変わり，原子炉格納容器圧力が 2Pd におけるガス流量（以下，「2Pd 相当流3量」）に対する許容エアロゾル量は約 770cm ，事故後約 1 週間後のガス流量（以下，「最小流量相当」）に対する許容エアロゾル量は約 1900cm3 である。
フィルタ装置使用中は，金属フィルタの差圧は設定上限値以下に維持される必要がある。そのため，フィルタ装置使用中に，前段にある水スクラバでは捕捉できずに金属フィルタに流入するエアロゾル量は，金属フィルタの許容エアロゾル量よりも小さい必要がある。
そこで，有効性評価シナリオである大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失と，MCCI が発生する高圧・低圧注水機能喪失の D/W ベントシナリオに対し，金属フィルタへ流入するエアロゾル量を算定し，金属フィルタ許容エアロゾル量の十分性を評価する。
評価の手順は，以下の通りである。
【金属フィルタへのエアロゾル流入量評価】① 各シナリオにおける，フィルタ装置に流入するエアロゾルの粒子径分布と流入量（cm3）
まず，大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失と高圧・低圧注水機能喪失の D/W ベントシ
ナリオにおいて，フィルタ装置に流入するエアロゾルの粒子径分布と流入量を評価した結果，図 50-7-6,7 並びに表 50-7-1 の通りとなった。

確率密度関数0.3

確率密度[-/μm]

0.25

確率密度関数

0.2
0.15

0.1
0.05
0
0.1

1

10

100

空気動力学径[μm]図 50-7-6

エアロゾル粒子径分布（大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失，D/W ベント）

50-7-7

確率密度関数0.4

確率密度[-/μm]

0.35

確率密度関数

0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
0

0.1

1

10

100

空気動力学径[μm]図 50-7-7

エアロゾル粒子径分布（高圧・低圧注水機能喪失，D/W ベント）

表 50-7-1 エアロゾル流入量
シナリオ
エアロゾル流入量
大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失，D/W ベント
569.48 cm3高圧・低圧注水機能喪失，D/W ベント
10203.38 cm3② フィルタ装置に流入するエアロゾル粒子径分布に対して，水スクラバ単体のオー
バーオール DF の算出
次に，フィルタ装置に流入するエアロゾルのうち，金属フィルタに流入するエ
アロゾル量を評価するため，金属フィルタの前段に設置される水スクラバの除去
性能（オーバーオール DF）を評価する。
水スクラバの粒子径に対する除染係数は，性能確認試験により図 50-7-8,9 の結果が得られている。

図 50-7-8

水スクラバ性能試験結果（2Pd 相当流量）

50-7-8図 50-7-9

水スクラバ性能試験結果（最小流量相当）

図 50-7-6,7 に示す粒子径分布に対して，図 50-7-8,9 の水スクラバの粒子径に対する除去性能から，以下の評価式にて水スクラバのオーバーオール DF を評価すると，
表 50-7-2 の通りとなる。

［オーバーオール DF 評価式］

DF(Dp)は，粒径 Dp における水スクラバの DF
M(Dp)は，フィルタ装置に流入する粒径 Dp のエアロゾルの総質量

表 50-7-2 水スクラバオーバーオール DF
シナリオ

ガス流量

大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失，
D/W ベント
高圧・低圧注水機能喪失，
D/W ベント2Pd 相当流量
最小流量相当2Pd 相当流量
最小流量相当50-7-9水スクラバ
オーバーオール DF
115
34
15
12

③ 金属フィルタに流入するエアロゾルの量の算出
フィルタ装置に流入するエアロゾル量①と，水スクラバのオーバーオール DF②より，金属フィルタに流入するエアロゾル量は表 50-7-3 の通り評価することができる。
表 50-7-3

金属フィルタに流入するエアロゾル量
金属フィルタに流入するエ
シナリオ
ガス流量
アロゾル量
2Pd 相当流量4.95 cm3
大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失，
D/W ベント
最小流量相当16.75 cm3
2Pd 相当流量680.23 cm3高圧・低圧注水機能喪失，
D/W ベント
最小流量相当850.29 cm3
評価結果より，いずれのシナリオにおいても，金属フィルタに流入するエアロゾ
ル量は，許容エアロゾル量である約 770cm3（2Pd 相当流量），約 1900cm3（最小流量相当）よりも小さい。そのため，これらのシナリオでフィルタ装置を使用した場合，金属フィルタの差圧は設定上限値まで到達はしない。
よって，エアロゾル流入量に対する金属フィルタの容量は十分である。

50-7-10

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名

格納容器圧力逃がし装置（よう素フィルタ容量）

称

吸着層有効表面積

m2

吸着層厚さ

mm

よう素フィルタの銀ゼオライト吸着層は十分は有効面積と層厚さを有し，吸着層とベントガスとの接触時間を十分に確保することにより，有機よう素に対する除去効率
が 98%以上となる設計とする。
表 50-7-4 に示す，ベントガス露点温度差とベントガスと吸着材の接触時間をパラメータとしたときの，銀ゼオライトの有機よう素除去性能は，図 50-7-10 の通りとなる。
表 50-7-4

銀ゼオライト性能試験条件

項目

条件

試験ガス露点温度差

接触時間・5 [K] （試験ガス温度は 104[℃]）・10 [K] （試験ガス温度は 109[℃]）

露点温度差

・0.08 [s]，0.16 [s]，0.24 [s]5 [K]0.33 [s]，0.41 [s]，0.49 [s]

露点温度差

・0.08 [s]，0.16 [s]，0.24 [s]

10 [K]

0.32 [s]，0.40 [s]，0.49 [s]試験ガス組成・水蒸気 95[%]，空気 5[%]

捕捉対象ガス

・放射性ヨウ化メチル（I-131）

1000000
100000

DF[-]

10000

DPD 5K1000

DPD 10K
100

DF50 (除去効率 98%)

10
1
0

0.1

0.2

0.3

0.4

接触時間 [ｓ]図 50-7-10

有機よう素除去性能試験結果

50-7-110.5

図 50-7-10 より，よう素フィルタの有機よう素除去性能を 98%以上とするためには，
露点温度差 5K 以上にて，ベントガスと吸着材の接触時間を約 0.08s 以上確保する必要がある。
なお，６号炉及び 7 号炉の，よう素フィルタ部におけるベントガスの体積流量，並びに露点温度差は表 50-7-5 の通りとなる※1。
一方，よう素フィルタには，内部に吸着材を充填した円筒状のキャンドルユニット
を 19 本設置する。よう素フィルタは 2 基設置することから，キャンドルユニットは
トータルで 38 本設置することとなる。
ここで，キャンドルユニットの吸着層のを用い，吸着層の有効高さ
キャンドルユニットの設置本数 38 本を用いて，式(1)にて吸着層の総有効面積を算出すると，となる。
（１）(吸着層総有効面積)＝

また，吸着層の総有効面積と有機よう素フィルタで処理するベントガスの体積流量，さらに吸着層厚さを用いて，式（２）にてベントガスと吸着材の接触時間は算出する。
(接触時間)＝(吸着層厚さ)÷｛(ベントガス体積流量)÷(吸着層総有効面積)｝（２）

式（２）にて算出したベントガスと吸着材の接触時間についても，表 50-7-5 に記載する。
表 50-7-5

実機運転範囲ベントガス質量
流量:4.5[kg/s]※2
二次隔離弁：中間開PCV 圧力:2Pd
二次隔離弁：中間開

６号

ベントガス
体積流量
[m3/s]
ベントガス
露点温度差
[K]
接触時間
[s]
ベントガス
体積流量
[m3/s]

７号

ベントガス
露点温度差
[K]
接触時間
[s]

※1 ベントガス組成は 100%水蒸気とする※2 事故発生１週間後に原子炉格納容器内にて発生する蒸気量※3 事故発生１か月後に原子炉格納容器内にて発生する蒸気量50-7-12

ベントガス質量
流量:2.5[kg/s]※3
二次隔離弁：中間開枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 50-7-11 金属フィルタ断面図
表 50-7-5 より，実機のよう素フィルタの運転範囲としては，以下の通りとなる。
【よう素フィルタ運転範囲】

そのため，実機におけるベントガスと吸着材との接触時間は，吸着層の有効面積を，吸着層の厚さをに設定することで，有機よう素除去性能を 98%以上とするために必要な接触時間 0.08s よりも十分大きくすることができる。
よって，吸着層の有効面積と厚さは，所望の有機よう素除去性能を達成するために十分である。

50-7-13

名

格納容器圧力逃がし装置（ラプチャーディスク容量）

称

破裂圧力

kPa

100

格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のラプチャーディスクの破裂圧力については、ベント時の障害とならないよう、ベント実施時の原子炉格納容器圧力と比較して十分低い圧力にて破裂するよう設定してある。

ベント開始

0.8

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

D/W

S/C

0.6

0.4

0.2

0.1
0.0
0

図 50-7-12

24

38.1

48

72

96

120

ラプチャーディスク
144
168
破裂圧力

事故後の時間(hr)

原子炉格納容器圧力推移（大 LOCA＋SBO＋ECCS 機能喪失）

50-7-14

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名

復水移送ポンプ（代替循環冷却時）

称

容量m3/h/台

全揚程m

最高使用圧力MPa1.37(1.7)

最高使用温度℃

66(85)

原動機出力

kW

95 以上（注 1），125（注 2）
6 号炉：

6 号炉：

以上，7 号炉：
85（注 2）

以上，7 号炉：
55（注 2）以上

以上（注 1）

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す）内は代替循環冷却時の使用条件を示す。

機器仕様に関する注記（【設 定 根 拠】
復水移送ポンプは重大事故等時に以下の機能を有する。
代替循環冷却として使用する復水移送ポンプは，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても原子炉格納容器の破損を防止するとともに，格納容器ベントを実施することなく格納容器の除熱をするために使用する。
系統構成は，サプレッション・チェンバを水源とした復水移送ポンプより，残留熱除去系配管を経由して，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器へのスプレイ又は，原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器へのスプレ
イにより原子炉格納容器の破損を防止するとともに，格納容器限界温度・圧力（200℃・2Pd）を超えないよう原子炉格納容器の除熱を行える設計とする。
なお，代替循環冷却として使用する復水移送ポンプは，設計基準対象施設として設置している 3 台のうち,2 台を重大事故防止設備とし，1 台を予備として使用する。

50-7-15

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1.容 量
1.1 代替循環冷却する場合の容量 125m3/h
代替循環冷却する場合の復水移送ポンプの容量は，炉心損傷後の格納容器破損防止の重要事故シーケンスのうち，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」に係る有効性評価解析（原子炉設置変更許可申請書
添付資料十）において有効性が確認されている循環流量が約 190 m3/h（原子炉への注入流量が約 90 m3/h，格納容器へのスプレイ流量が約 100 m3/h）(復水移送ポンプ 2 台) 又は，「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に係る有効性評価解析（原子炉設置変更許可申請書添付資料十）において有効性が確認されている循環流量が 190 m3/h（原子炉格納容器下部への注入流量が 50 m3/h，
原子炉格納容器へのスプレイ流量が 140 m3/h）(復水移送ポンプ 2 台)であることから，1 台あたり約 95 m3/h 必要とする。
したがって，設計基準対処施設で使用する復水移送ポンプの公称値 125m3/hの内数であることから代替循環冷却する場合の公称値も同様に 125m3/h とする。

2. 揚 程2.1 代替循環冷却する場合の揚程 85m
代替循環冷却する場合の復水移送ポンプの揚程は，水源と移送先の圧力差（サプレッション・チェンバと原子炉の圧力差），静水頭，機器圧損，配管・及び弁類圧損を基に設定する。
【6 号炉】

50-7-16

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【7 号炉】

以上より，設計基準対象施設として使用する復水移送ポンプの揚程は 85m
であり，代替循環冷却する場合の揚程はこの内数であることから 85m とする。

3.最高使用圧力 1.7MPa
設計基準対象施設として使用する復水移送ポンプの最高使用圧力は，1.37MPa としているが，代替循環冷却として使用する復水移送ポンプの最高使用圧力は，1.7MPa とする。
4.最高使用温度 85℃
設計基準対象施設として使用する復水移送ポンプの最高使用温度は，水源の復水貯蔵槽の最高使用温度 66℃に合わせ 66℃としているが，代替循環冷却として使用する復水移送ポンプの最高使用温度は，サプレッション・チェンバを水源とする代替循環冷却運転時に約℃となるため，これを上回る温度として 85℃とする。

50-7-17

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5.原動機出力 55kW
（6 号炉）
復水移送ポンプを代替循環冷却として使用する場合（容量 95m3/h）の必要
軸動力は，以下のとおり約kW となる。
P=10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）=10^(-3)×1,000×9.80665×（（95/3,600）×93）/( /100)
=
kW
≒
kW
P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝95
H ： ポンプ揚程（m） ＝93（図 50-7-13 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝約（図 50-7-13 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））

図 50-7-13

復水移送ポンプ性能曲線（6 号炉）

50-7-18

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（7 号炉）
復水移送ポンプを代替循環冷却として使用する場合（容量 95m3/h）の必要軸
動力は，以下のとおり約kW となる。
P=10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）=10^(-3)×1,000×9.80665×（（95/3,600）×92）/
/100)
=
kW
≒
kW
P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝95
H ： ポンプ揚程（m） ＝92（図 50-7-14 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝約（図 50-7-14 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））

図 50-7-14

復水移送ポンプ性能曲線（7 号炉）

以上より，設計基準対処施設として使用する復水移送ポンプの原動機出力の公称値は 55kW であり，代替循環冷却として使用する復水移送ポンプの揚程はこの内数であることから同様の 55kW とする。

50-7-19

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名
個数

称

熱交換器ユニット（その１）式

3容量（設計熱交換量）

MW/式

23.0

最高使用圧力MPa

淡水側1.37 ／

最高使用温度℃

淡水側

70 又は 90／海水側

伝熱面積

m2/式

機器仕様に関する注記

海水側

0.6
80 又は 50

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
熱交換器ユニット（その１）は，重大事故時の原子炉補機冷却水系統機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
熱交換器ユニット（その１）は 3 式設置し，熱交換器ユニット内に熱交換器 2 基を設置する。
1.個数，容量の設定根拠
熱交換器ユニット（その１）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間
経過後の崩壊熱（約 23MW）を 2 基の熱交換器で除去する容量として，23.0MW/式とする。
なお，熱交換器ユニット（その１）の容量を上記のように設定することで，代替原子炉
補機冷却系を使用する有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で，事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系を用いた代替循環冷却による原子炉
注水及び格納容器スプレイの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-15 に有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。

図 50-7-15

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移（原子炉注水及び格納容器スプレイ）

50-7-20

また，有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で，事故発生
20.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器
スプレイの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-16 に有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，代替循環冷却系
による格納容器下部注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。

図 50-7-16 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移（格納容器下部注水及び格納容器スプレイ）

2.最高使用圧力の設定根拠
2.1 淡水側
熱交換器ユニット（その１）の淡水側の最高使用圧力は，原子炉補機冷却
水系の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa とする。
2.2 海水側
熱交換器ユニット（その１）の海水側の最高使用圧力は，代替原子炉補機
冷却海水ポンプの締切揚程を考慮し，0.6MPa とする。

50-7-21

3.最高使用温度の設定根拠
3.1 淡水側
熱交換器ユニット（その１）出口の最高使用温度は，冷却水の供給温度を考慮し，70℃とする。熱交換器ユニット（その１）入口の最高使用温度は冷却水の戻り温度を考慮し，90℃とする。
3.2 海水側
熱交換器ユニット（その１）出口の最高使用温度は，海水の戻り温度を考慮し，80℃とする。熱交換器ユニット（その１）入口の最高使用温度は，
原子炉補機冷却海水系に合わせ，50℃とする。

4.

伝熱面積の設定根拠
熱交換器ユニット（その１）に設置される熱交換器 1 基当たりの必要伝熱面積は，下記のように求める。
4.1 交換熱量
Ｑ＝C1・Wa・ρ1 ・(Ta1-Ta2)∴Ta1＝65.3
Ｑ＝C2・Wb・ρ2 ・(Tb1-Tb2)∴Tb1＝54.0
Ｑ ：熱交換器ユニット除熱能力
Wa ：淡水側流量
Wb ：海水側流量
Ta1 ：熱交換器ユニット淡水側入口温度
Ta2 ：熱交換器ユニット淡水側出口温度
Tb2 ：熱交換器ユニット海水側入口温度
Tb1 ：熱交換器ユニット海水側出口温度
ρ1 ：密度（淡水）ρ2 ：密度（海水）C1 ：比熱（淡水）C2 ：比熱（海水）50-7-22＝23.0MW（82,800,000 kJ/h）＝600m3/h＝840m3/h＝32.0℃＝30.0℃＝990.1kg/m3＝1017kg/m3＝4.18kJ/kg・K＝4.03kJ/kg・K

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4.2 対数平均温度差⊿t＝{(Ta1-Tb2)-(Ta2-Tb1)}／ln{(Ta1-Tb2)／(Ta2-Tb1)}＝5.38K⊿t ：対数平均温度差

4.3 伝熱係数
Uc ＝kW/(m2・K)

4.4 必要伝熱面積
Ａr ＝Ｑ／⊿t／Uc＝23000／5.38／
Ａｒ

／2

＝

m2 ≒

＝

m2

m2

：熱交換器の必要伝熱面積

熱交換器 2 基の必要伝熱面積は，×2

以上より，熱交換器ユニット（その１）の伝熱面積は，50-7-23m2/式とする。

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名
個数

称

熱交換器ユニット（その２）式

1容量（設計熱交換量）

MW/式

23.0

最高使用圧力MPa

淡水側1.37 ／

最高使用温度℃

淡水側

70 又は 90

伝熱面積

m2/式

機器仕様に関する注記

海水側
／

1.4
海水側

80 又は 40

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
熱交換器ユニット（その２）は，重大事故時の原子炉補機冷却水系統機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
熱交換器ユニット（その２）は 1 式設置し，熱交換器ユニット内に熱交換器 2 基を設置する。
1.個数，容量の設定根拠
熱交換器ユニット（その２）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間
経過後の崩壊熱（約 23MW）を 2 基の熱交換器で除去する容量として，23.0MW/式とする。
なお，熱交換器ユニット（その２）の容量を上記のように設定することで，代替原子炉
補機冷却系を使用する有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で，事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系を用いた代替循環冷却による原子炉
注水及び格納容器スプレイの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-15 に有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
また，有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で，事故発生 20.5 時間
後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器スプレイの同時運転
で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-16 に有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，代替循環冷却系による格納容器下部注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
2.最高使用圧力の設定根拠
2.1 淡水側
熱交換器ユニット（その２）の淡水側の最高使用圧力は，原子炉補機冷却水系の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa とする。
2.2 海水側
熱交換器ユニット（その２）の海水側の最高使用圧力は，代替原子炉補機冷却海水ポンプの最高使用圧力以上とし，1.4MPa とする。

50-7-24

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3.最高使用温度の設定根拠
3.1 淡水側
熱交換器ユニット（その２）出口の最高使用温度は，冷却水の供給温度を考慮し，70℃とする。熱交換器ユニット（その２）入口の最高使用温度は冷却水の戻り温度を考慮し，90℃とする。
3.2 海水側
熱交換器ユニット（その２）出口及び入口の最高使用温度は，海水の戻り
温度及び海水の供給温度を考慮し，出口 80℃，入口 40℃とする。

4.伝熱面積の設定根拠(1) 必要伝熱面積
熱交換器ユニット（その２）に設置される熱交換器１基当たりの必要伝熱
面積は，設計熱交換量 11.61MW/基を満足するための性能計算で求められるm2/基とする。
必要伝熱面積は，設計熱交換量，伝熱板熱通過率及び高温側と低温側の温度差の平均値である対数平均温度差を用いて下記のように求める。
必要伝熱面積Q
11.602  10 6＝＝
K o  T
,293  8.60＝.

2m 2 ／基

Ｑ ：設計熱交換量（W）＝11.602×106 (＝11.61MW)
Ｋｏ ：伝熱板熱通過率（W/(m2･K)）＝
ΔＴ ：対数平均温度差（K）＝8.60（引用文献：「伝熱工学資料 改訂第 4 版」（1986 年 日本機械学会））熱交換器 2 基の必要伝熱面積は，

×2

＝

m2

以上より，熱交換器ユニット（その２）の伝熱面積は，50-7-25m2/式とする。

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なお，設計基準事故対処設備である残留熱除去系，原子炉補機冷却水系，原子炉補機冷却海水系を使用した場合の，残留熱除去系熱交換器における交換熱量については，
以下の条件において，約 8.2MW である。
・管側（サプレッション・プール水）流量：954m3/h（残留熱除去系定格流量）・胴側（原子炉補機冷却水）流量：1200m3/h
・管側（サプレッション・プール水）入口温度：52℃
・海水温度
：30℃
・(参考)原子炉補機冷却水系熱交換器伝熱面積：m2
上記で示した設計基準事故対処設備の交換熱量に対し，重大事故等対処設備である代替原子炉補機冷却系を使用した場合の，残留熱除去系熱交換器における交換熱量については，以下の条件において，約 6.5MW である。
・管側（サプレッション・プール水）流量：954m3/h（残留熱除去系定格流量）・胴側（代替原子炉補機冷却水）流量：約 600m3/h
・管側（サプレッション・プール水）入口温度：52℃
・海水温度
：30℃
・（参考）熱交換器ユニット伝熱面積：m2

50-7-26

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名
個数

称

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）
2

台

容量

m3/h/台全揚程

m

300 以上（注 1）（300（注 2））
以上（注 1）（75（注 2））

最高使用圧力MPa

1.37

最高使用温度
原動機出力

℃
kW

70

機器仕様に関する注記

以上（注 1）（110（注 2））
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）は，重大事故時の原子炉補機冷却水系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）は 2 台設置する。
1.個数，容量の設定根拠
代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その１）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を600m3/h とし，容量 300 m3/h のポンプを 2 台設置する。
なお，代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その１）の容量を上記のように設定することで，代替循環冷却系を使用する有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で，事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器スプレイの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-15 に有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，
代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
また，有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で，事故発生 20.5
時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器スプレ
イの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-16 に有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，代替循環冷却系
による格納容器下部注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。

50-7-27

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2.揚程の設定根拠
代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その１）の揚程は，本系統が閉ループとなっていることから下記を考慮する。
【6 号炉のケース】
配管・機器圧力損失 ： 約m
上記から，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の揚程は 75m とする。

3.最高使用圧力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の最高使用圧力は，熱交換器ユニット（その１）の最高使用圧力 1.37MPa とする。

4.最高使用温度の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の最高使用温度は，冷却水の戻り温度を考慮し，70℃とする。

5.原動機出力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）（容量 300m3/h）の必要軸動力は，以下のとおり約
kW となる。
P=10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）=10^(-3)×1,000×9.80665×（（300/3,600）×75）/（
=
kW
≒
kW

/100)

P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝300
H ： ポンプ揚程（m） ＝75（図 50-7-17 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝ （図 50-7-17 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））
以上より，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）の原動機出力は 110kW とする。

50-7-28

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図 50-7-17

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その１）性能曲線

50-7-29

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名
個数

称

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）
1

台

容量

m3/h/台全揚程m

600 以上（注 1）（600（注 2））
以上（注 1）（75（注 2））

最高使用圧力MPa

1.37

最高使用温度
原動機出力

℃
kW

70

機器仕様に関する注記

以上（注 1）（200（注 2））
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）は，重大事故時の原子炉補機冷却水系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）は 1 台設置する。
1.個数，容量の設定根拠
代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その２）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を600m3/h とし，容量 600 m3/h のポンプを 1 台設置する。
なお，代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その２）の容量の容量を上記のように設定することで，代替循環冷却系を使用する有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で，事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器スプレイの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-15 に有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，
代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
また，有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で，事故発生 20.5
時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器スプレ
イの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-16 に有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，代替循環冷却系
による格納容器下部注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。

50-7-30

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2.揚程の設定根拠
代替原子炉補機冷却系水ポンプ（その２）の揚程は，本系統が閉ループとなっていることから下記を考慮する。
【6 号炉のケース】
配管・機器圧力損失 ： 約m
上記から，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）の揚程は 75m とする。

3.最高使用圧力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）の最高使用圧力は，熱交換器ユニット（その２）の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa とする。

4.最高使用温度の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）の最高使用温度は，熱交換器ユニット（その２）出口の最高使用温度に合わせて，70℃とする。

5.原動機出力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）（容量 600m3/h）の必要軸動力は，以下のとおり約
kW となる。
P=10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）=10^(-3)×1,000×9.80665×（（600/3,600）×75）/（
=
. kW
≒
kW

/100)

P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝600
H ： ポンプ揚程（m） ＝75（図 50-7-18 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝約 （図 50-7-18 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））
以上より，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）の原動機出力は 200kW/台とする。

50-7-31

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図 50-7-18

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その２）性能曲線

50-7-32

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名
個数

称
台

代替原子炉補機冷却海水ポンプ
2

容量m3/h/台全揚程m

420 以上（注 1）（420（注 2））
以上（注 1）（35（注 2））

最高使用圧力MPa0.5

最高使用温度

℃

40

原動機出力

kW

機器仕様に関する注記

以上（注 1）（75（注 2））
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
代替原子炉補機冷却海水ポンプは，重大事故時の原子炉補機冷却水系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
代替原子炉補機冷却海水ポンプは 2 台設置する。
1.個数，容量の設定根拠
代替原子炉補機冷却系海水ポンプの容量は，保守性を有した評価による原子炉
停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を 840m3/h とし，容量 420 m3/h のポンプを 2 台設置する。
なお，代替原子炉補機冷却海水ポンプの容量を上記のように設定することで，代替循環冷却系を使用する有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で，事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉
注水及び格納容器スプレイの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-15 に有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，
代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。
また，有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で，事故発生 20.5
時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器スプレ
イの同時運転で冷却効果が確認されている。
具体的には，図 50-7-16 に有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のサプレッション・チェンバ・プール水温を示すように，代替循環冷却系による格納容器下部注水及び格納容器スプレイの同時運転を開始した後に，温度上昇が抑制されていることが確認できている。

50-7-33

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2.揚程の設定根拠
代替原子炉補機冷却系海水ポンプの揚程は，下記を考慮する。
（6 号炉）①配管・機器圧力損失：②水源と熱交換器ユニットの静水頭：①，②の合計：（7 号炉）①配管・機器圧力損失：②水源と熱交換器ユニットの静水頭：①，②の合計：
上記から，代替原子炉補機冷却海水ポンプの揚程はm 以上とし，35m とする。

3.最高使用圧力の設定根拠
代替原子炉補機冷却海水ポンプの最高使用圧力は，ポンプ締切圧力を考慮し，0.5MPa とする。

4.最高使用温度の設定根拠
代替原子炉補機冷却海水ポンプの最高使用温度は，海水温度 30℃の余裕を考慮し，40℃とする。

50-7-34

5.

原動機出力の設定根拠
代替原子炉補機冷却海水ポンプの原動機出力は，下記式よりポンプの軸動力を考慮し，選定する。
Ｌｗ＝１／60×10-3×ρ×ｇ×Ｑ×Ｈ
η＝Ｌｗ／Ｌ×100（引用文献：日本工業規格 JIS B 8301(1990)「遠心ポンプ，斜流ポンプ及び軸流ポンプの試験及び検査方法」）
Ｌｗ ： 水動力（kW）
Ｌ： ポンプ軸動力（kW）
ρ
ｇ
Ｑ
Ｈ
η

：
：
：
：
：

揚液の密度（kg/m3）
重力加速度（m/s2）
吐出量（m3/min）
全揚程（m）
ポンプ効率（%）

＝1026
＝9.81
＝420／60＝35（図 50-7-19 参照）＝ （図 50-7-19 参照）

Ｌｗ＝１／60×10-3×1026×9.81×(420／60)×35＝41.0990
Ｌ＝Ｌｗ／η×100＝41.0990
×100＝
≒
kW
従って，代替原子炉補機冷却海水ポンプの原動機出力は，ポンプ軸動力を上回る出力とし，75kW とする。

図 50-7-19

代替原子炉補機冷却海水ポンプ性能曲線
50-7-35

50-8
接続図50-8-1

pH

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図50-8-1

格納容器圧力逃がし装置の可搬設備配置図
50-8-2

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図 50-8-2

代替原子炉補機冷却系（可搬設備）配置図
50-8-3

50-9
保管場所図

50-9-1

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図 50-9-1

屋外保管場所配置図（代替循環冷却）50-9-2

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図 50-9-2

屋外保管場所配置図（格納容器圧力逃がし装置）
50-9-3

50-10
アクセスルート図50-10-1

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柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びア
クセスルートについて』より抜粋

図 50-10-1

保管場所およびアクセルルート図

図 50-10-2

地震・津波発生時のアクセスルート

50-10-2

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図 50-10-3

図 50-10-4

森林火災発生時のアクセスルート

中央交差点が通行不能時のアクセスルート

50-10-3

50-11
その他設備

50-11-1

【格納容器ｐＨ制御設備】
１．設備概要格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用する際，格納容器内が酸性化することを防止し，サプレッションプール水中によう素を捕捉することでよう素の放出量を低減するために，格納容器ｐＨ制御設備を設ける。なお，本設備は事業者の自主的な取り組みで設置するものである。
本系統は，図 50-11-1 に示すように，復水移送ポンプの吸込配管に水酸化ナトリ
ウムを混入させ，上部ドライウェルスプレイ配管，サプレッション・チェンバスプ
レイ配管，下部ドライウェル注水配管から原子炉格納容器内に薬液を注入する構成とする。
格納容器ｐＨ制御設備は，他号炉とは共用しない設計とする。また，格納容器ｐ
Ｈ制御設備と他の系統・機器を隔離する弁は各２弁ずつ設置し，格納容器ｐＨ制御
設備と他の系統・機器を確実に隔離することで，悪影響を及ぼさない設計とする。
更に，次項に示す通り，格納容器内に水酸化ナトリウムを注入することより，格納容器内へ及ぼす悪影響はないことを確認している。

LI

薬液ﾀﾝｸ
MO

MO

MO

MO

K-6 薬液注入配管

薬液注入配管

K-6 復水貯蔵層へ

RCCV

LT

MO

K-7
復水貯蔵槽

MO

上部ドライウェルスプレイ配管
ＲＰＶ

AO

MO

FI
FT

MO
MO

S/C

サプレッション・チェンバスプレイ配管
MOMO

復水移送ポンプ(A)下部ドライウェル注水配管
復水移送ポンプ(B)MO

T/B 各負荷

図 50-11-1

格納容器ｐＨ制御設備

50-11-2

系統概要図

復水移送ポンプ(C)枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

２． 格納容器ｐＨ制御による格納容器への悪影響の確認について
２．１ 格納容器バウンダリに対する影響について
薬液は格納容器内の上部ドライウェル，下部ドライウェル，サプレッション・チェ
ンバへそれぞれ均等に注入するが，それらは連通孔やベント管等で接続されており，最終的にはサプレッション・プールに流入する。その場合，サプレッション・プール
水の水酸化ナトリウム濃度は最大で約[wt％]，ｐH は約となる。また各箇所
へ所定量の薬液を注入した後には，薬液を含まない復水貯蔵槽の水をそれぞれの箇所
へ継続して注水するため，薬液が局所的に滞留・濃縮することはない。
サプレッション・チェンバのライナ部で使用しているステンレス鋼，及び底部ライナに使用している炭素鋼のアルカリ腐食への耐性を図 50-11-2，図 50-11-3 に示すが，ｐＨ制御操作時の濃度ではアルカリ腐食割れは発生せず，また，塩化物による孔食，すきま腐食，SCC の発生を抑制することができる。

図 50-11-2 アルカリ腐食割れに及ぼす温度，濃度の影響
出典『小若，金属の腐食と防食技術，アグネ承風社，2000 年』

50-11-3

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図 50-11-3 炭素鋼の腐食に及ぼすｐH の影響
出典『小若，金属の腐食と防食技術，アグネ承風社，2000 年』
また，原子炉格納容器バウンダリで主に使用しているシール材は，耐熱性能に優れた改良 EPDM に変更しているが，この改良 EPDM について事故条件下でのシール性能を確認するため，表 50-11-1 の条件で蒸気暴露後の気密試験を実施し，耐アルカリ性能を確認した。
表 50-11-1 改良 EPDM 耐アルカリ性確認試験

これらから，ｐH 制御薬液による原子炉格納容器バウンダリへの悪影響は無いことを確認した。
なお，水酸化ナトリウムの相平衡を図 50-11-4 に示すが，本系統使用後の濃度である[wt％]では，水温が 0℃以上であれば相変化は起こらず，析出することはない。

50-11-4

図 50-11-4 水酸化ナトリウムの水系相平衡図
出典『Gmelins Handbuch der anorganischer Chemie,Natrium,8 Auflage,Verlag
Chemie,Berlin 1928』
２．２ 水素の発生について
原子炉格納容器内では，配管の保温材等にアルミニウムを使用している。アルミニ
ウムは両性金属であり，スプレイにより水酸化ナトリウムに被水すると式(a)に示す反応により水素が発生する。また，原子炉格納容器内のグレーチングには，亜鉛によるメッキが施されている。亜鉛もまた両性金属であり，式(b)に示すとおり水酸化ナ
トリウムと反応することで水素が発生する。
これらを踏まえ，事故時に想定される原子炉格納容器内の水素の発生量を評価する。
なお，実際に薬液と反応する金属はスプレイの飛散範囲内と考えられるが，保守的に格納容器内の全ての亜鉛とアルミニウムが反応し水素が発生するとして評価を行う。
Al
Zn

+
+

NaOH
NaOH

+
+

H2O
H2O

→ NaAlO2 + 3/2H2↑→ NaHZnO2 + H2↑

式(a）
式(b）

２．２.１ アルミニウムによる水素発生量
格納容器内のアルミニウムの使用用途は配管保温材の外装材とドライウェルクー
ラのアルミフィンである。これらの全てが薬液と反応した場合の水素発生量を評価した。

50-11-5

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【算出条件】【計算結果】
上記条件より，アルミニウム量はg]となる。そして，式(a)よりこのアルミニウ
ムが全量反応すると，水素の発生量は約[kg]となる。
２．２.２ 亜鉛による水素発生量
格納容器内の亜鉛の使用用途はグレーチングの亜鉛メッキである。そのためグレー
チングの亜鉛メッキ量を調査し，アルミニウムと同様に全てが薬液と反応した場合の水素発生量を評価した。
【算出条件】【計算結果】
上記条件より，亜鉛量はドライウェルで[kg]，サプレッション・チェンバで[kg]となり，合計で[kg]となる。そして，式(b)よりこの亜鉛が全量反応すると，水素の発生量は約 [kg]となる。
２．２.３ 水素発生による影響について
水-ジルコニウム反応等により格納容器内で発生する水素量は，有効性評価上の大LOCA シナリオで 592[kg]であり，薬液注入によりアルミニウムと亜鉛が全量反応したとしても，事故時の格納容器内の気相は水蒸気が多くを占めていることから，格納容器の圧力制御には影響がない。また，格納容器内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生がないことから，水素の燃焼は発生しない。
これらのことから，ｐH 制御に伴って格納容器内に水素が発生することを考慮しても，影響はないものと考える。

50-11-6

２．３ 代替循環冷却系運転時の影響について
格納容器ｐＨ制御設備は事故後早期に薬液を格納容器へ注入する設備であるため，薬液注入後に代替循環冷却系を使用することがある。その場合，アルカリ化されたサプレッション・チェンバのプール水が水源となるため，代替循環冷却系及び注入先の原子炉圧力容器への影響として，腐食を考慮する必要がある。
代替循環冷却系の配管・ポンプ・弁等は炭素鋼で構成されるが，２．１で示す通り
ｐＨ制御操作時の濃度ではアルカリ腐食割れは発生せず，また，塩化物による孔食，すきま腐食，SCC の発生を抑制することができる。
また代替循環冷却系の注入先である原子炉圧力容器と炉内構造物については，その主要部材が SUS316L で構成されており，図 50-11-2 に示す通り炉内が高温になったとしても腐食することはない。

50-11-7【代替循環冷却 残留熱除去系吸込ストレーナ】
１．残留熱除去系吸込ストレーナの閉塞防止対策について
柏崎刈羽 6 号および 7 号炉では，残留熱除去系ストレーナを含む非常用炉心冷却系ストレーナの閉塞防止対策として，多孔プレートを組み合わせた大型ストレーナを採用するとともに，格納容器内の保温材のうち事故時に破損が想定される繊維質
保温材は撤去していることから，繊維質保温材の薄膜効果※１による異物の捕捉が生じることはない。
また，事故時に格納容器内において発生する可能性のある異物としては保温材（ケイ酸カルシウム等），塗装片，スラッジが想定されるが，LOCA 時のブローダウン過程等のサプレッション・プール水の流動により粉砕され粉々になった状態でストレーナに流れ着いたとしても，繊維質の保温材がなく，薄膜効果による異物の捕捉が生じる可能性がないことから，これら粉状の異物がそれ自体によってストレーナを閉塞させることはない。
また，代替循環冷却を使用開始する時点では S/P 内の流況は十分に静定している状態であり，ストレーナメッシュの通過を阻害する程度の粒径を有する異物は S/P
底部に沈着している状態であると考えられる※２。
苛酷事故環境下では，損傷炉心を含むデブリが生じるが，仮に RPV 外に落下した
場合でも，原子炉圧力容器下部のペデスタルに蓄積することからサプレッション・
プールへの流入の可能性は低い。万が一，ペデスタルからのオーバフローや，ベント管を通じてサプレッション・プールに流入する場合であっても，金属を含むデブリが流動により巻き上がることは考えにくく※３，ストレーナを閉塞させる要因にな
ることはないと考えられる。このため，苛酷事故環境下においても残留熱除去系ス
トレーナが閉塞する可能性を考慮する必要はないと考えている。
さらに仮にストレーナ表面にデブリが付着した場合においても，ポンプの起動・停止を実施することによりデブリは落下するものと考えられ※４，加えて，長期冷却に対するさらなる信頼性の確保を目的に，次項にて示すストレーナの逆洗操作が可能となるよう設計上の考慮を行っている。
※１：薄膜形成による粒子状デブリの捕捉効果について「薄膜形成による粒子状デブリの捕捉効果」とは，ストレーナの表面のメッシュ（約 1～2mm）を通過するような細かな粒子状のデブリ（スラッジ等）が，繊維質デブリによる形成した膜により捕捉され圧損を上昇させるという効果を言う。

図 50-11-5

薄膜形成による粒子状デブリの補足効果のイメージ

繊維質保温材の薄膜形成については，NEDO-32686 に対する NRC の安全評価レポ
ートの Appendix E で実験データに基づく考察として，「1/8 inch 以下のファイバ層であれば，ファイバ層そのものが不均一であり，圧力損失は小さいと考えられる」，と記載されている。また，R.G. 1.82 においても「1/8 inch.（約 3.1mm）を十分下
50-11-8

回るファイバ層厚さであれば，安定かつ均一なファイバ層ではないと判断される」との記載がされており，薄膜を考慮した圧力損失評価は必要ないと考えられる。
LA-UR-04-1227 においても，この効果の裏付けとなる知見が得られており，理論厚
さ 0.11 inch（2.79mm）において，均一なベッドは形成されなかったという見解が示されている。故に，繊維質保温材の堆積厚さを評価し十分薄ければ，粒径が極めて微細な塗装片等のデブリは全てストレーナを通過することとなり，繊維質保温材と粒子状デブリの混合状態を仮定した圧損評価は不要であると考えられる。
また，GSI-191 において議論されているサンプスクリーン表面における化学的相互作用による圧損上昇の知見に関して，上述のとおり繊維質保温材は使用されておらず，ストレーナ表面におけるデブリベット形成の可能性がないことから，化学的相互作用による圧損上昇の影響はないと考えられ，代替循環冷却による長期的な冷却の信頼性に対して影響を与えることはないと考えられる。
表 50-11-2

NUREG/CR-6224 において参照されるスラッジ粒径の例※２：代替循環冷却の使用開始は事故後約 20 時間後であり，LOCA 後のブローダウン
等の事故発生直後のサプレッション・プール内の攪拌は十分に静定しており，大部分の粒子状異物は底部に沈着している状態であると考える。また，粒子径が 100μm 程度である場合に浮遊するために必要な流体速度は，理想的な球形状において 0.1 m/s 程度必要であり（原子力安全基盤機（H21.3）,PWR プラン
トの LOCA 時長期炉心冷却性に係る検討），仮にストレーナメッシュを閉塞させる程度の粒子径を有する異物がプール内に存在していた場合においても，ストレーナ表面流速は約 0.03 m/s（7 号炉の例，250m3/h の時）程度であり，底部に沈降したデブリがストレーナの吸い込みによって生じる流況によって再浮遊するとは考えられない。
※３：ABWR は RPV 破損後の溶融炉心の落下先は下部ペデスタルであり，代替循環冷却の水源となるサプレッション・プールへ直接落下することはない。RPV へ注水された冷却水は下部ペデスタルへ落下し，下部ペデスタル床面から約７m の位置にあるリターンラインを通じてサプレッション・プールへ流入することとなる（図 50-11-6 参照）。粒子化した溶融炉心等が下部ペデスタル内に存在している場合にストレーナメッシュを閉塞させる程度の粒子径を有する異物が流動によって下部ペデスタルから巻き上げられ，さらにベント管からストレーナ
50-11-9

まで到達するとは考えにくく，溶融した炉心等によるストレーナ閉塞の可能性
は極めて小さいと考えられる。
原子炉格納容器

格納容器スプレイ

炉注水

リターンライン

サプレッション・プール

MO

下部ペデスタル

図 50-11-6

RPV 破損後の循環冷却による冷却の流れ※４：GSI-191 における検討において，サンプスクリーンを想定した試験においてポンプを停止させた際に付着したデブリは剥がれ落ちるとの結果が示されている（図 50-11-7 参照）。当該試験は PWR サンプスクリーン形状を想定しているものであるが，BWR のストレーナ形状は円筒形であり（図 50-11-8 参照），ポン
プの起動・停止によるデブリ落下の効果はさらに大きくなるものと考えられ,
注水流量の低下を検知した後，ポンプの起動・停止を実施することでデブリが落下し，速やかに冷却を再開することが可能である。

模擬
ストレーナ
保温材

模擬
ストレーナ

水流

保温材

ポンプ停止前ポンプ停止後図 50-11-7 ポンプ停止により模擬ストレーナから試験体が剥がれ落ちた試験（April 2004,LANL,GSI-191: Experimental Studies of Loss-of-Coolant-AccidentGenerated Debris Accumulation and Head Loss with Emphasis on the Effectsof Calcium Silicate Insulation）

50-11-10

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

６号機残留熱除去系ストレーナ図
７号機残留熱除去系ストレーナ図
図 50-11-8 ABWR において設置されているストレーナ

図 50-11-9

６号機残留熱除去系（Ｂ）ストレーナ（据付状態）

50-11-11

２．閉塞時の逆洗操作について
前述１．の閉塞防止対策に加えて，代替循環冷却系運転中に，仮に何らかの異物により残留熱除去系吸込ストレーナが閉塞したことを想定し，残留熱除去
系吸込ストレーナを逆洗操作できる系統構成にしている。系統構成の例を図50-11-10 に示しているが，MUWC 外部接続口から構成される逆洗ラインの系統
構成操作を行い，可搬型代替注水ポンプを起動することで逆洗操作が可能な設計にしている。従って，代替循環冷却系運転継続中に流量監視し，流量傾向が異常に低下した場合は MUWC ポンプを停止し，逆洗操作を実施する。

可搬ポンプ
原子炉格納容器①より

RHR(B)系

MO

MO

MO

RHR(A)系

外部接続口

MO

AO

代替Hx

AO
MO

MO

MO

代替循環冷却系

MO

MO

RHR洗浄水
ライン
F

MO

逆洗ライン

F
MO

MO

Hｘ
（B）

ＲＨＲ
（B）

MO

①へ

MO

MO

MO

MO

MO

S/Cクーリングライン
SPCU
MO

ＭＵＷＣ
(A)

ＭＵＷＣ
(B)

ＭＵＷＣ
(C)

廃棄物処理建屋

MO

復水貯蔵槽

図 50-11-10MOMO

タービン建屋へ

MO

MO

MO

HPCF
（B）

SPHタイライン
ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

MO

S/Cへ
MO

原子炉へ

（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器
F： 流量計

残留熱除去系吸込ストレーナ逆洗操作の系統構成について

50-11-12

50-12
機器名称覧に記載の弁名称と，各号炉の弁名称・弁番号の関係について

50-12-1

条文適合性資料本文中の機器名称覧に記載の弁名称については，説明資料の構成上，略称等が用いられている場合がある。これらの記載名称と各号炉に設置されている弁の正式名称及び弁番号の関係について，下表の通り整理する。
表 50-12-1
条文

50条

機器名称覧に記載の弁名称と，正式名称・弁番号の関係について（格納容器圧力逃がし装置）

統一名称

6号炉

7号炉

弁名称

弁番号

弁名称

弁番号

一次隔離弁（サプレッショ
ン・チェンバ側）

S/Cベント用出口隔離弁

T31-F022

AC S/Cベント用出口隔離弁

T31-F022

一次隔離弁（ドライウェル側）

D/Wベント用出口隔離弁

T31-F019

AC D/Wベント用出口隔離弁

T31-F019

二次隔離弁

PCV耐圧強化ベント用連絡配管
隔離弁

T31-F070

AC PCV耐圧強化ベント用連絡
配管隔離弁

T31-F070

二次隔離弁バイパス弁

PCV耐圧強化ベント用連絡配管
隔離弁バイパス弁

T31-F072

PCV耐圧強化ベント用連絡配管
隔離弁バイパス弁

T31-F072

フィルタ装置入口弁

耐圧強化ベント系PCVベントラ
インフィルタベント側隔離弁

T61-F001

耐圧強化ベント系PCVベントラ
インフィルタベント側隔離弁

T61-F001

耐圧強化ベント弁

耐圧強化ベント系PCVベントラ
イン排気筒側隔離弁

T61-F002

耐圧強化ベント系PCVベントラ
イン排気筒側隔離弁

T61-F002

非常用ガス処理系 フィルタ装
SGTSフィルタ装置出口弁(A)置出口隔離弁 A

T22-F004A

SGTS フィルタ装置出口弁(A)T22-F004A

非常用ガス処理系 フィルタ装
SGTSフィルタ装置出口弁(B)
置出口隔離弁 B

T22-F004B

SGTS フィルタ装置出口弁(B)T22-F004B

非常用ガス処理系 第一隔離弁 SGTS側PCVベント用隔離弁

T31-F020

AC SGTS側PCVベント用隔離弁

T31-F020

非常用ガス処理系 第二隔離弁 SGTS側PCVベント用隔離弁後弁

T22-F040

SGTS側PCVベント用隔離弁後弁

T22-F040

換気空調系 第一隔離弁

HVAC側PCVベント用隔離弁

T31-F021

AC HVAC側PCVベント用隔離弁

T31-F021

換気空調系 第二隔離弁

HVAC側PCVベント用隔離弁後弁

U41-F050

HVAC側PCVベント用隔離弁後弁

U41-F050

T22-F511

SGTS 出口Uシール元弁

T22-F511

非常用ガス処理系 Uシール隔
SGTS出口ドレン弁
離弁（次頁に続く）50-12-2

条文

統一名称

6号炉

7号炉
弁番号

弁名称

弁番号

FCVS フィルタベント装置 ド FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ入口弁 A
レン移送ポンプ入口弁 A

T61-F502A

FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ入口弁 A

T61-F502A

FCVS フィルタベント装置 ド FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ入口弁 B
レン移送ポンプ入口弁 B

T61-F502B

FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ入口弁 B

T61-F502B

FCVS フィルタベント装置 遮 FCVS フィルタベント装置 遮へい壁内側ドレン弁
へい壁内側ドレン弁

T61-F501

FCVS フィルタベント装置 遮へい壁内側ドレン弁

T61-F501

FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ吐出側第一止め弁
FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ吐出側第二止め弁
FCVS フィルタベント装置 ド
50条 レンライン二次格納施設外側
止め弁

弁名称

FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ吐出側第一止め弁
FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ吐出側第二止め弁
FCVS フィルタベント装置 ドレンライン二次格納施設外側
止め弁

T61-F209
T61-F210
T61-F211FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ吐出側第一止め弁
FCVS フィルタベント装置 ド
レン移送ポンプ吐出側第二止め弁
FCVS フィルタベント装置 ドレンライン二次格納施設外側
止め弁

T61-F209
T61-F210
T61-F211FCVS フィルタベント装置 移 FCVS フィルタベント装置 移送ポンプテストライン止め弁 送ポンプテストライン止め弁

T61-F212

FCVS フィルタベント装置 移送ポンプテストライン止め弁

T61-F212

FCVS フィルタベント装置 給 FCVS フィルタベント装置 給水ライン元弁
水ライン元弁

T61-F102

FCVS フィルタベント装置 給水ライン元弁

T61-F102

FCVS フィルタベント装置 ド FCVS フィルタベント装置 ド
レンタンク出口止め弁
レンタンク出口止め弁

T61-F521

FCVS フィルタベント装置 ド
レンタンク出口止め弁

T61-F521

FCVS フィルタベント装置 ド FCVS フィルタベント装置 ドレンラインN2パージ用元弁
レンラインN2パージ用元弁

T61-F213

FCVS フィルタベント装置 ドレンラインN2パージ用元弁

T61-F213

FCVS PCVベントラインフィル FCVS PCVベントラインフィル
タベント側 N2パージ用元弁
タベント側 N2パージ用元弁

T61-F205

FCVS PCVベントラインフィル
タベント側 N2パージ用元弁

T61-F205

50-12-3

表 50-12-2
条文

機器名称覧に記載の弁名称と，正式名称・弁番号の関係について（代替循環冷却）統一名称
残留熱除去系注入弁(A)

7号炉
弁番号

残留熱除去系注入弁(A)E11-MO-F005A

弁名称

弁番号

残留熱除去系注入弁(A)E11-MO-F005A

残留熱除去系低圧注水注入ライン洗
E11-MO-F032A
浄弁(A)
残留熱除去系低圧注水注入ライン洗
E11-MO-F032B
浄弁(B)

残留熱除去系注入ライン洗浄水止め
E11-MO-F032A
弁(A)
残留熱除去系注入ライン洗浄水止め
E11-MO-F032B
弁(B)

残留熱除去系格納容器冷却流 残留熱除去系格納容器冷却流量調節
E11-MO-F017B
量調節弁(B)弁(B)

残留熱除去系格納容器冷却流量調節
E11-MO-F017B
弁(B)

残留熱除去系格納容器冷却ラ 残留熱除去系格納容器冷却ライン隔
E11-MO-F018B
イン隔離弁(B)
離弁(B)

残留熱除去系格納容器冷却ライン隔
E11-MO-F018B
離弁(B)

タービン建屋負荷遮断弁

タービン建屋負荷遮断弁

残留熱除去系洗浄水弁(A)
残留熱除去系洗浄水弁(B)

50条

6号炉
弁名称

タービン建屋負荷遮断弁

P13-F150

P13-MO-F029

残留熱除去系高圧炉心注水系 残留熱除去系高圧炉心注水系第一止E11-MO-F070
第一止め弁
め弁
残留熱除去系高圧炉心注水系 残留熱除去系高圧炉心注水系第二止E11-MO-F071
第二止め弁
め弁

残留熱除去系高圧炉心注水系第一止E11-MO-F061
め弁
残留熱除去系高圧炉心注水系第二止E11-MO-F062
め弁

残留熱除去系最小流量バイパ 残留熱除去系最小流 量バ イパ ス弁
E11-MO-F021B
ス弁(B)
(B)

残留熱除去系最小流 量バ イパ ス弁
E11-MO-F021B(B)

残留熱除去系熱交換器出口弁
残留熱除去系熱交換器出口弁(A)(A)

E11-MO-F004A

残留熱除去系熱交換器出口弁(A)E11-MO-F004A

残留熱除去系熱交換器出口弁
残留熱除去系熱交換器出口弁(B)(B)

E11-MO-F004B

残留熱除去系熱交換器出口弁(B)E11-MO-F004B

残留熱除去系圧力抑制室プー 残留熱除去系圧力抑制室プール水排
E11-MO-F029B
ル水排水系第一止め弁(B)
水系第一止め弁(B)--サプレッションプール浄化系 サプレッションプール浄化系復水貯G51-MO-F009
復水貯蔵槽側吸込弁
蔵槽側吸込弁

サプレッションプール浄化系復水貯G51-MO-F010
蔵槽側吸込弁

復水補給水系常／非常用連絡1 復水貯蔵槽常用，非常用給水管連絡
P13-F011
次止め弁
ライン第一止め弁

復水補給水系常／非常用連絡管1次P13-F019
止め弁

復水補給水系常／非常用連絡2 復水貯蔵槽常用，非常用給水管連絡
P13-F012
次止め弁
ライン第二止め弁

復水補給水系常／非常用連絡管2次P13-F020
止め弁

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出 高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第一
E22-F021
口第一元弁
元弁

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第一
E22-F028
元弁

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出 高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第二E22-F022
口第二元弁
元弁

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第二E22-F029
元弁

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出 高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第三
E22-F023
口第三元弁
元弁

高圧炉心注水系復水貯蔵槽出口第三
E22-F030
元弁

復水移送ポンプ(A)ミニマムフ
復水移送ポンプ(A)最小流量出口弁
ロー逆止弁後弁

復水移送ポンプ(A)ミニマムフロー
P13-F008A
逆止弁後弁

P13-F017A（次頁に続く）50-12-4

条文

50条

統一名称

6号炉

7号炉

弁名称

弁番号

弁名称

弁番号

復水移送ポンプ(B)ミニマムフ
復水移送ポンプ(B)最小流量出口弁
ロー逆止弁後弁

P13-F017B

復水移送ポンプ(B)ミニマムフロー
P13-F008B
逆止弁後弁

復水移送ポンプ(C)ミニマムフ
復水移送ポンプ(B)最小流量出口弁
ロー逆止弁後弁

P13-F017C

復水移送ポンプ(C)ミニマムフロー
P13-F008C
逆止弁後弁

復水補給水系復水貯蔵槽出口
復水貯蔵槽常用給水管止め弁
弁

P13-F009

復水補給水系復水貯蔵槽出口弁

復水補給水系制御棒駆動系駆
制御棒駆動系復水入口弁
動水供給元弁

P13-F010

復水補給水系制御棒駆動系駆動水供P13-F021
給元弁

代替原子炉補機冷却系ユニッ
代替冷却システム流量調整弁
ト出口流量調整弁

Y61-F002

代替原子炉補機冷却系ユニット出口
Y61-F004
流量調整弁

代替冷却水供給第二止め弁(B) 代替冷却系供給ライン隔離弁(B)P21-F268

代替冷却水供給第二止め弁(B)P21-F148

代替冷却水戻り第二止め弁(B) 代替冷却系戻りライン隔離弁(B)P21-F269

代替冷却水戻り第二止め弁(B)P21-F147

P13-F001

残留熱除去系熱交換器(B)冷却 残留熱除去系熱交換器(B)冷却水出P21-MO-F013B
水出口弁
口弁

残留熱除去系熱交換器(B)冷却水出P21-MO-F042B
口弁

常用冷却水供給側分離弁(B)

常用冷却水供給側分離弁(B)P21-MO-F074B

常用冷却水供給側分離弁(B)P21-MO-F016B

常用冷却水戻り側分離弁(B)

常用冷却水戻り側分離弁(B)P21-MO-F082B

常用冷却水戻り側分離弁(B)P21-MO-F037B

原子炉補機冷却水系ポンプ(B) 原子炉補機冷却水系ポンプ(B)吸込P21-F015B
吸込弁
弁
原子炉補機冷却水系ポンプ(E) 原子炉補機冷却水系ポンプ(E)吸込P21-F015E
吸込弁
弁
原子炉補機冷却海水ポンプ(B)
電動機軸受出口弁
原子炉補機冷却海水ポンプ(E)
電動機軸受出口弁

原子炉補機冷却水系ポンプ(B)吸込P21-F001B
弁
原子炉補機冷却水系ポンプ(E)吸込P21-F001E
弁
原子炉補機冷却海水ポンプ(B)電動
P21-F222B
機軸受出口弁
原子炉補機冷却海水ポンプ(E)電動P21-F222E
機軸受出口弁換気空調補機非常用冷却水系
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機
冷凍機(B)冷却水温度調節弁後P21-F028B(B)冷却水出口弁
弁

換気空調補機非常用冷却水系冷凍機
P21-F055B(B)冷却水温度調節弁後弁

換気空調補機非常用冷却水系
換気空調補機非常用冷却水系冷凍機
冷凍機(D)冷却水温度調節弁後P21-F028D(D)冷却水出口弁
弁

換気空調補機非常用冷却水系冷凍機
P21-F055D(D)冷却水温度調節弁後弁

50-12-5

51 条
51-1 SA 設備基準適合性 一覧表
51-2 単線結線図
51-3 配置図
51-4 系統図
51-5 試験及び検査
51-6 容量設定根拠
51-7 接続図
51-8 保管場所図
51-9 アクセスルート図
51-10 その他設備
51-11 各号炉の弁名称及び弁番号

目次

51-1
SA 設備基準適合性一覧表

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉 SA 設備基準適合性

第 51 条：原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための設備

第
1
項

類型化
区分

その他の建屋内（原子炉建屋の二次格納施設外を含む）Ｃ（有効に機能を発揮する）

－

荷重
海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料

51-3 配置図，51-8 保管場所図，51-10 その他設備

操作性

中央制御室操作関連資料

51-4 系統図，51-7 接続図

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
6
号
第
1
号
第
2
号

切り替え性

その他(飛散物)
関連資料

弁等の操作で系統構成

Ａａ

対象外

対象外

中央制御室操作

関連資料

Ａ

51-3 配置図
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ｂ

51-6 容量設定根拠

共用の禁止（共用しない設備）

関連資料

サポート系故障Ａ

51-4 系統図

設置場所

環境条件，自然現象，外部
人為事象，溢水，火災

Ａ，Ｂ

51-4 系統図

系統設計

常設 SA の容量Ａ

51-5 試験・検査説明資料
本来の用途以外の用途として使用するため，切替操
作が必要

関連資料

共通要因故障防止

第
3
号

ポンプ，弁

関連資料

悪影響防止

第
5
号

第
2
項

復水移送ポンプ

第
2
号

第
4
号

第
43
条

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線一覧表（常設）対象外－（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

対象外

関連資料

本文

51-1-1

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第 51 条：原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための設備

第
1
項

屋外

Ｄ

（有効に機能を発揮する）－

海水

海水を通水又は海で使用

Ⅰ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料

51-3 配置図，51-8 保管場所図，51-10 その他設備

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
4
号

切り替え性

現場操作

関連資料

ポンプ，ファン，圧縮機（本来の用途として使用）

その他(飛散物)
関連資料

可搬 SA の容量

第
2
号
第
3
号
第
4
号
第
5
号
第
6
号

可搬 SA の接続性

Ａｂ

－

対象外

現場操作

Ａ

51-3 配置図
原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型
設備

関連資料

Ａ

51-6 容量設定根拠
より簡単な接続関連資料

Ｃ51-7 接続図

異なる複数の接続箇所の確保

複数の機能で同時に使用

関連資料

Ａａ

51-3 配置図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料
保管場所

通常時は隔離又は分離

51-4 系統図

関連資料

設置場所

対象外

51-4 系統図

系統設計

第
1
号

Ａ

51-5 試験・検査説明資料

関連資料

設置場所

Ｂ

51-4 系統図，51-7 接続図

関連資料

第
6
号

－

51-3 配置図
屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

関連資料

Ｂａ

51-8 保管場所図

アクセスルート

屋内アクセスルートの確保

関連資料

共通要因故障防
止

第
7
号

類型化
区分

荷重

操作性

悪影響防止

第
3
項

一覧表（可搬型）

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

第
2
号

第
5
号
第
43
条

環境条件における健全性

第1号

SA 設備基準適合性Ａ51-9 アクセスルート図

環境条件，自然現象，外部
人為事象，溢水，火災

同一機能の設備なし又は代替対象ＤＢ設備なし

対象外

サポート系要因

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

対象外

関連資料

本文

51-1-2

51-2
単線結線図

図１

単線結線図（6 号炉）

51-2-1

非常用所内電気設備
【区分Ⅰ】

MCC
6C-1-7

非常用高圧
母線 6C

(10)

R/B 3F

(1)

AM用
切替盤6A

MCC
6C-1-2MCC
6C-1-5

R/B 4FR/B 4F

GTG
予備

収納
箱

(5)

(9)

(6)

(予備)

(7)

AM用MCC 6B

R/B 4FR/B 4F

M

GTG
GTG
予備

(8)

R/B 3FR/B 3FMCC
6D-1-5R/B B1F

緊急用電源切替箱
接続装置6B

常設代替
交流電源設備

AM用切替盤6B

代替所内電気設備

第一ガスタービン発電機

緊急用
断路器

AM用動力変圧器

７号炉タービン
建屋南側

AM用直流
125V充電器
復水移送ポンプ（Ｃ）(4)

緊急用電源切替箱
断路器

(3)

緊急用高圧
母線

C/B 2F

常設代替
交流電源設備

荒浜側緊急用
高圧母線建屋

GTG

第二ガスタービン発電機

緊急用
断路器

R/B 3F

緊急用電源切替箱
接続装置6AR/B B1F

R/B B1F

非常用低圧
母線 6C-1

動力変圧器

R/B 1F(6A)

D/G

非常用ディーゼル発電機

荒浜側常設代替
交流電源設備
設置場所

AM用直流
125V充電器

MCC 6D-1-7

R/B B1F

D/G

(11)

(2)

非常用低圧
母線 6E-1

MCC 6E-1-1

動力変圧器

M

：AM用直流125V
蓄電池

：電動切替

：メカニカルインターロック：配線用遮断器：遮断器

MCC：モータ・コントロール・センタ

R/B B1F【色分け】
赤色：非常用系（区分Ⅰ）
緑色：非常用系（区分Ⅱ）
青色：非常用系（区分Ⅲ）
水色：重大事故等対処設備
黒色：常用系【凡例】

非常用所内電気設備
非常用高圧
【区分Ⅲ】
母線 6E

R/B 1F(6C)

非常用低圧
母線 6D-1

非常用所内電気設備
【区分Ⅱ】

D/G

非常用ディーゼル発電機

動力変圧器

非常用高圧
母線 6D

R/B 1F(6B)

非常用ディーゼル発電機

復水補給水系
下部ドライウェル注水ライン隔離弁

タービン建屋負荷遮断弁

計装設備

復水移送ポンプ（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ａ）

復水補給水系
下部ドライウェル
注水流量調節弁図２

単線結線図（7 号炉）

51-2-2

非常用所内電気設備
【区分Ⅰ】

MCC
7C-1-6

非常用高圧
母線 7C

(10)

R/B 3F(1)

R/B 2F

緊急用
断路器

AM用
切替盤7A

MCC
7C-1-4

R/B 3FGTG

R/B 4FR/B 3F

緊急用高圧
母線

収納
箱

(3)

(5)

(9)

(6)

(7)

AM用MCC 7B(予備)

R/B 3FR/B 4F

M

GTG
GTG
予備

(8)

R/B 3FR/B 3FMCC
7D-1-4R/B B1F

緊急用電源切替箱
接続装置7B

常設代替
交流電源設備

AM用切替盤7B

代替所内電気設備

第一ガスタービン発電機

緊急用
断路器

AM用動力変圧器

７号炉タービン
建屋南側

AM用直流
125V充電器
復水移送ポンプ（Ｃ）(4)

緊急用電源切替箱
断路器

C/B 2F

常設代替
交流電源設備予備

荒浜側緊急用
高圧母線建屋

GTG

第二ガスタービン発電機

緊急用電源切替箱
接続装置7AR/B B1F

非常用低圧
母線 7C-1

動力変圧器

R/B 1F(7A)

D/G

非常用ディーゼル発電機

荒浜側常設代替
交流電源設備
設置場所

AM用直流
125V充電器

MCC 7D-1-6

R/B B1F

D/G

(11)

(2)

非常用低圧
母線 7D-1

動力変圧器

非常用高圧
母線 7D

R/B 1F(7B)

非常用ディーゼル発電機

復水補給水系
下部ドライウェル注水ライン隔離弁

タービン建屋負荷遮断弁

計装設備

復水移送ポンプ（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ａ）

復水補給水系
下部ドライウェル
注水流量調節弁

非常用所内電気設備
【区分Ⅱ】

非常用低圧
母線 7E-1

MCC 7E-1-1A

M：AM用直流125V
蓄電池

：電動切替

：メカニカルインターロック：配線用遮断器

：遮断器

【色分け】
赤色：非常用系（区分Ⅰ）
緑色：非常用系（区分Ⅱ）
青色：非常用系（区分Ⅲ）
水色：重大事故等対処設備
黒色：常用系【凡例】

MCC：モータ・コントロール・
センタ

非常用所内電気設備 R/B B1F
【区分Ⅲ】

動力変圧器

非常用高圧
母線 7E

R/B 1F(7C)

D/G

非常用ディーゼル発電機

51-3
配置図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図１

配置図（6/7 号炉

廃棄物処理建屋地下 3 階）

51-3-1

図２

配置図（6/7 号炉

廃棄物処理建屋地下 3 階）

51-3-2

図３

配置図（6 号炉

51-3-3地下 2 階）図４

配置図（6/7 号炉

廃棄物処理建屋地下 3 階）

51-3-4

図５

配置図（6/7 号炉

中央制御室(コントロール建屋地上 2 階)）

51-3-5

図６

配置図（6 号炉

原子炉建屋地下 1 階）

51-3-6

図７

配置図（7 号炉

原子炉建屋地下 2 階）

51-3-7

51-4
系統図

図１

原子炉格納容器下部注水系（常設）の系統概要図（6 号炉）

51-4-1

R/B

6号炉

No
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

S/C

RCCV

ＲＰＶ

MO

⑤

P13-F031

FDW(A)ﾗｲﾝ

AO

機器名称
復水移送ポンプ（A)
復水移送ポンプ（B)
復水移送ポンプ（C)下部D/W注水流量調節弁
下部D/W注水ライン隔離弁
タービン建屋負荷遮断弁
復水補給水系常／非常用連絡１次止め弁
復水補給水系常／非常用連絡２次止め弁各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口エクステンションジョイント操作弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口エクステンションジョイント操作弁（屋内）各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋内）各接続口付属の弁（屋内）MO

P13-F028 ④MO⑪ P13-F131⑨ P13-F130

状態の変化
起動停止
起動停止
起動停止
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開

エクステンションジ
ョイント付弁

P13-F138⑩P13-F190 ⑰⑯ P13-F193⑭ P13-F135⑬

P13-F150

MO⑥

P13-F192 ⑮

P13-F139

P13-F134

⑫

操作場所
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
廃棄物処理建屋地下3階
廃棄物処理建屋地下3階
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
原子炉建屋地上2階
屋外接続口位置
屋内接続口位置
屋内接続口位置エクステンションジ
ョイント付弁操作方法
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(C)③MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(B) ②

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(A) ①

T/B 各負荷

P13-F011⑦

P13-F012⑧

復水貯蔵槽：重大事故等時に操作する弁

海水

防火水槽

図２

原子炉格納容器下部注水系（可搬）の系統概要図（6 号炉）

51-4-2

R/B

6号炉

No
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

S/C

RCCV

ＲＰＶ

MO

⑤

P13-F031

FDW(A)ﾗｲﾝ

AO

MO

MO

⑪ P13-F131⑨ P13-F130

P13-F138⑩P13-F190⑰⑯ P13-F193⑭ P13-F135⑬

P13-F150

MO⑥

P13-F192 ⑮

P13-F139

P13-F134

⑫

海水

防火水槽

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(C) ③

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(B) ②

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(A) ①

P13-F011⑦

P13-F012⑧

復水貯蔵槽：重大事故等時に操作する弁

T/B 各負荷

操作場所
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
廃棄物処理建屋地下3階
廃棄物処理建屋地下3階
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
原子炉建屋地上2階
屋外接続口位置
屋内接続口位置
屋内接続口位置エクステンションジ
ョイント付弁操作方法
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作

エクステンションジ
ョイント付弁

状態の変化
起動停止
起動停止
起動停止
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開

P13-F028 ④

機器名称
復水移送ポンプ（A)
復水移送ポンプ（B)
復水移送ポンプ（C)下部D/W注水流量調節弁
下部D/W注水ライン隔離弁
タービン建屋負荷遮断弁
復水補給水系常／非常用連絡１次止め弁
復水補給水系常／非常用連絡２次止め弁各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口エクステンションジョイント操作弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口エクステンションジョイント操作弁（屋内）各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋内）各接続口付属の弁（屋内）図３

原子炉格納容器下部注水系（常設）の系統概要図（7 号炉）

51-4-3

R/B

7号炉

No
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

S/C

RCCV

ＲＰＶ

P13-F094

P13-F095

⑤

MO

MO

⑭

④

P13-F133

P13-F132

⑫

状態の変化
起動停止
起動停止
起動停止
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開

MO

FDW(A)ﾗｲﾝ

AO

機器名称
復水移送ポンプ（A)
復水移送ポンプ（B)
復水移送ポンプ（C)下部D/W注水流量調節弁
下部D/W注水ライン隔離弁
タービン建屋負荷遮断弁
復水補給水系常／非常用連絡１次止め弁
復水補給水系常／非常用連絡２次止め弁各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口エクステンションジョイント操作弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口エクステンションジョイント操作弁（屋内）各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋内）各接続口付属の弁（屋内）

エクステンションジ
ョイント付弁

P13-F140⑬⑯⑰

P13-F124

P13-F131⑪

P13-F137

MO⑥

P13-F129⑮⑩

P13-F141

P13-F136

⑨

操作場所
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
廃棄物処理建屋地下3階
廃棄物処理建屋地下3階
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
原子炉建屋地上2階
屋外接続口位置
屋内接続口位置
屋内接続口位置エクステンション
ジョイント付弁操作方法
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(C)③MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(B) ②

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(A) ①

T/B 各負荷

⑧

⑦

復水貯蔵槽

：重大事故等時に操作する弁

海水

防火水槽

図４

原子炉格納容器下部注水系（可搬）の系統概要図（7 号炉）

51-4-4

R/B

7号炉

No
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

S/C

RCCV

ＲＰＶ

MO

⑤

P13-F095

FDW(A)ﾗｲﾝ

AO

機器名称
復水移送ポンプ（A)
復水移送ポンプ（B)
復水移送ポンプ（C)下部D/W注水流量調節弁
下部D/W注水ライン隔離弁
タービン建屋負荷遮断弁
復水補給水系常／非常用連絡１次止め弁
復水補給水系常／非常用連絡２次止め弁各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口エクステンションジョイント操作弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）
各接続口エクステンションジョイント操作弁（屋内）各接続口付属の弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋内）各接続口付属の弁（屋内）MO

P13-F094MO⑭④

P13-F133

P13-F132

⑫

状態の変化
起動停止
起動停止
起動停止
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開
弁閉→弁開

エクステンションジ
ョイント付弁

P13-F140⑬

P13-F124⑰⑯ P13-F131⑪

P13-F137

P13-F029

MO⑥

P13-F129 ⑮⑩P13-F141

P13-F136

⑨

操作場所
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
中央制御室
廃棄物処理建屋地下3階
廃棄物処理建屋地下3階
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
屋外接続口位置
原子炉建屋地上2階
屋外接続口位置
屋内接続口位置
屋内接続口位置エクステンションジ
ョイント付弁操作方法
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
スイッチ操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作
手動操作

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(C) ③

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(B) ②

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ(A) ①

T/B 各負荷⑧

P13-F020⑦

P13-F019

復水貯蔵槽：重大事故等時に操作する弁

海水

防火水槽

51-5
試験及び検査枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

51-5-1

東京電力株式会社
柏崎刈羽原子力発電所第６号機
第９保全サイクル定期事業者検査要領書

検 査 名：原子炉冷却系統設備検査（その１）
要領書番号：Ｋ６－９－１１２－Ｃ－Ｒ

51-5-2

51-5-3

東京電力株式会社
柏崎刈羽原子力発電所第７号機
第９保全サイクル定期事業者検査要領書

検 査 名：原子炉冷却系統設備検査（その１）
要領書番号：Ｋ７－９－１１２－Ｃ－Ｒ

51-5-4

図１

構造図（復水移送ポンプ）
51-5-5

図２

運転性能検査系統図（格納容器下部注水系（常設）(6 号炉)）

51-5-6図３

運転性能検査系統図（格納容器下部注水系（常設）(7 号炉)）

51-5-7

図４

運転性能検査系統図（6 号炉可搬型代替注水ポンプ）

51-5-8図５

運転性能検査系統図（7 号炉可搬型代替注水ポンプ）
51-5-9

51-6
容量設定根拠

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

名称

復水移送ポンプ

容量

m3/h

全揚程

ｍ

6 号炉：82 以上，7 号炉：74 以上（注 1）（85（注 2））最高使用圧力MPa

1.37

最高使用温度

℃

66

原動機出力

kW

90 以上（注 1）6 号炉：（125（注 2））

以上，7 号炉：
以上（注 1）（55（注 2））

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す）内は格納容器下部注水時の使用条件を示す。

機器仕様に関する注記（【設 定 根 拠】
復水移送ポンプは重大事故等時に以下の機能を有する。
格納容器下部注水系として使用する復水移送ポンプは，炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉
格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な重大事故対処設備を設置する。原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却することで，溶融炉
心・コンクリート相互作用（MCCI）を抑制し，溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止する設計とする。
なお，格納容器下部注水系（常設）として使用する復水移送ポンプは，1 プ
ラントあたり 3 台設置しており，このうち必要台数は 1 台であり，2 台を予備として確保する。

51-6-1

1.容 量 90 m3/h 以上（注 1） （125 m3/h（注 2））
格納容器下部注水する場合の復水移送ポンプの容量は，運転中の原子炉における重大事故シーケンスのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用に係る有効性評価解析（原子炉設置変更許可申請書添付資料十）において，有効性が確認されている原子炉格納容器下部への注入流量が約 2 時間で 180m3 であることから，1 時間あたり 90m3/h 必要とする。
したがって，設計基準対処施設で使用する復水移送ポンプの公称値 125m3/hの内数であることから格納容器下部注水する場合の公称値も同様に 125m3/h とする。
なお，溶融炉心・コンクリート相互作用に係る有効性評価解析において，原
子炉格納容器破損前の 0.62MPa(2Pd)を超える前に，格納容器下部には 2m の水位を確保することとしている。

2. 揚 程 6 号炉：82ｍ，7 号炉：74ｍ（注 1） （85（注 2））
原子炉格納容器下部注水する場合の復水移送ポンプの揚程は，水源と移送先の圧力差（大気開放である復水貯蔵槽と原子炉格納容器の圧力差），静水頭，
機器圧損，配管・及び弁類圧損を基に設定する。

【6 号炉】＜格納容器圧力が約 2Pd（約 0.62MPa）の場合＞
水源と移送先の圧力差 約
m
静水頭 約
m
機器及び配管・弁類圧損 約m――――――――――――――――――――
合 計 約 82 m

51-6-2

【7 号炉】＜格納容器圧力が約 2Pd（約 0.62MPa）の場合＞
水源と移送先の圧力差 約
m
静水頭 約
m
機器及び配管・弁類圧損 約m――――――――――――――――――――
合 計 約 74 m

以上より，格納容器下部注水する場合の復水移送ポンプの揚程は 6 号炉で 82m，7 号炉で 74m である。

3.最高使用圧力 1.37MPa
設計基準対象施設として使用する復水移送ポンプの最高使用圧力は，ポンプ
締め切り運転時の揚程約m（約MPa）に静水頭約
m（約
MPa）
を加えた約
MPa を上回る圧力として 1.37 MPa としており，重大事故時に原子炉格納容器下部注水系として原子炉に注入する場合の圧力もこれと同等である。
4.最高使用温度 66℃
設計基準対象施設として使用する復水移送ポンプの最高使用温度は，水源の復水貯蔵槽の最高使用温度に合わせ 66℃としており，重大事故等時に原子炉
格納容器下部注水系として原子炉に注入する場合の温度もこれと同様である。

また，格納容器下部注水系は，代替格納容器スプレイ系と同時に使用する可能性があるため，同時使用時に各々の必要流量が確保できることを添付(1)「格納容器下部注水系と代替格納容器スプレイ冷却の同時使用について」で示す。

51-6-3

5.原動機出力 6 号炉： kW 以上，7 号炉： kW 以上（注 1）（55ｋW（注 2））【6 号炉】
格納容器下部注水系として使用する復水移送ポンプの容量 90m3/h，揚程 82m，のときの必要軸動力は，以下のとおり約kW となる。
P= 10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）= 10^(-3)×1,000×9.80665×（（90/3,600）×82）/(
=
kW≒
kW

/100)

P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝90
H ： ポンプ揚程（m） ＝82
η ： ポンプ効率（％）（設計計画値） ＝約（図１参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））
以上より，設計基準対処施設として使用する復水移送ポンプの原動機出力の公称値は 55kW であり，格納容器下部注水系として使用する復水移送ポンプの揚程はこの内数であることから同様の 55kW とする。

図１

復水移送ポンプ性能曲線（6 号炉）

51-6-4

【7 号炉】
格納容器下部注水系として使用する復水移送ポンプの容量 90m3/h，揚程 74m，のときの必要軸動力は，以下のとおり約kW となる。
P= 10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）= 10^(-3)×1,000×9.80665×（（90/3,600）×74）/(
/100)
=
kW≒
kW
P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝90
H ： ポンプ揚程（m） ＝74
η ： ポンプ効率（％）（設計計画値） ＝約（図１参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））
以上より，設計基準対処施設として使用する復水移送ポンプの原動機出力の公称値は 55kW であり，格納容器下部注水系として使用する復水移送ポンプの揚程はこの内数であることから同様の 55kW とする。

図2

復水移送ポンプ性能曲線（7 号炉）

51-6-5

名称

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

容量

m3/h

吐出圧力

MPa

1.74（注 1）（0.85（注 2））

最高使用圧力MPa

1.74

最高使用温度

℃

40

原動機出力

kW

110

機器仕様に関する注記

90 以上（注 1）（120（注 2））

注 1：要求値を示す
注 2：規格値を示す

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，重大事故時等に以下の機能を有する。
格納容器下部注水系（可搬）として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
は，炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な重大事故対処設備を設置する。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，防火水槽を水源として原子炉建屋外壁に設置されている複数の接続口に接続し，復水補給水系配管及び格納容器下部注水系配管を経由して原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却することで，溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）を抑制し，溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止する設計とする。
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，重大事故等時において，格納容器下部注水に必要な流量を確保できる容量を有するものを 1 セット 3 台使用する。保有数は 1 基あたり 2 セットで 6 号炉及び 7 号炉を合わせて 12 台，また，
故障時及び保守点検による待機除外時のバックアップ用として 1 台（共用）の合計 13 台を分散して保管する。

51-6-6

1. 容量 90 m3/h （注 1） （120 m3/h（注 2））
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の容量は，運転中の原子炉における重大事故シーケンスのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用に係る有効性評価解
析（原子炉設置変更許可申請書添付資料十）において，有効性が確認されている原子炉格納容器下部への注入流量が 90m3/h である。
これを上回るものとして，可搬搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される性能である 120m3/h（注 2）以上とする。
2. 吐出圧力 6 号炉：1.74 MPa（注 1）（0.85（注 2））
格納容器下部注水系として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の揚程は，淡水又は海水を原子炉に注入する場合の，水源と移送先の圧力差（大気開放である防火水槽等と移送先の圧力の圧力差），静水頭，ホース圧損，配管及び弁類圧損を基に設定する。
6 号炉及び 7 号炉の複数ある接続口のうち，使用する消防ホースの圧損，ホース湾曲の影響，建屋内配管圧損等を考慮し，最も保守的となる，6 号炉原子炉
建屋東側の接続口へ接続した場合の揚程を以下に示す。
【6 号炉（東側）】＜格納容器圧力が約 2Pd（約 0.62MPa）＞
・MUWC 可搬型接続口（東）（屋内ホース引き回し）の場合
最終吐出端必要圧力
約
MPa
静水頭 約
MPa
ホース圧損 約MPa※1
ホース湾曲による影響 約MPa※1
機器類圧損 約MPa――――――――――――
合計 約
1.74 MPa※1

ホースについては保守的な想定で評価したものである。
湾曲の評価については 51-6-11,12 参照。
詳細設計においては，重大事故時のホースの取り回し，作業性，他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。

以上より，格納容器下部注水する場合に必要となる吐出圧力は約 1.74MPaとなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，公称値は規格値の 0.85MPa とする。

51-6-7

上記の揚程の確認に加え，使用条件下においてポンプがキャビテーションを起こさないことを確認するため，ＮＰＳＨの評価を行った。
＜接続口側可搬型代替注水ポンプ＞
格納容器下部注水に必要となる流量（90m3/h）及び揚程（1.74MPa）から，ポンプの必要回転数を 3200rpm とする。この回転数において，所定の流量を確保するためのＮＰＳＨ（必要ＮＰＳＨ）は，図 4 の水頭に余裕を見込み，ｍとする。

51-6-8図4

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）ＮＰＳＨ

一方，有効ＮＰＳＨは，水源となる防火水槽の設置条件から，下記のとおり算出する。
有効ＮＰＳＨ＝Ｈａ＋Ｈｓ－Ｈｌ－ｈｓ
ここで，Ｈａ：元車からの吐出圧力
Ｈｓ：揚程
Ｈｌ：吸込圧損
ｈｓ：飽和蒸気圧水頭
ポンプにおいてキャビテーションの発生を防ぐため，有効ＮＰＳＨ＞必要Ｎ
ＰＳＨとなるＨａを設定すると，Ｈａは 0.37MPa となる。
＜防火水槽側可搬型代替注水ポンプ＞
接続口側可搬型代替注水ポンプに必要となる流量（45m3/h/台）及び揚程（0.37MPa）から，ポンプの必要回転数を 2200rpm とする。この回転数において，所定の流量を確保するためのＮＰＳＨ（必要ＮＰＳＨ）は，図 4 の水頭に余裕を見
込み，
ｍとする。
一方，有効ＮＰＳＨは，水源となる防火水槽の設置条件から，下記のとおり算出する。
有効ＮＰＳＨ＝Ｈａ’＋Ｈｓ’－Ｈｌ’－ｈｓ’＝10.3－4.6－－0.8＝ｍ
ここで，Ｈａ’：大気圧
Ｈｓ’：吸込揚程
Ｈｌ’：吸管圧損
ｈｓ’：飽和蒸気圧水頭
51-6-9これらの算出結果から，有効ＮＰＳＨ（ｍ）＞必要ＮＰＳＨ（ｍ）
を満足するため，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。

3. 最高使用圧力 1.37MPa
格納容器下部注水に必要となる吐出圧力は 1.74MPa であり，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いた注水先への注水シナリオのうち，吐出圧が最大となることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用圧力は 1.74MPa とする。

4. 最高使用温度 40℃
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用温度は，水源である淡水及び海水の温度が常温程度であるため，40℃とする。

5. 原動機出力 約 110kW/台
原子炉格納容器下部注水系（可搬）として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の原動機については，必要な性能（消防法に基づく技術上の規格）を発揮
する出力を有するものとして約 110kW とする。

51-6-10

ホースの湾曲による圧力損失に対する考え方について
消防用ホースの圧力損失の評価については，実際に配備するホースのメーカが様々であること，また，今後のホース調達先や年式等の種別による個体差等を考慮し，最も一般的な仕様である，『新・消防機器便覧「消防水力学」（東京消防庁監修，東京消防機器研究会編著）』における理論値を使用する。
消防用ホースの湾曲による圧力損失への影響について

１湾曲（90°）が４回発生した場合図１

想定される消防ホースの引き回しパターン（イメージ）＜１湾曲（90°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×v2/（2g）〇損失ヘッド fc
ホースの湾曲による損失ヘッドは新・消防便覧に記載されている曲率半径1000mm における 90°湾曲時の損失ヘッドである
fc=0.068･･･［MPa］(ⅰ)
を引用する。
〇流速 v
v=Q/A
・Q=流量について
流量は各使用条件に合わせた値を用いて評価を行う。
ここでは，例示として， 90［m3/h］の場合の計算を示す。
ホース 2 線で送水した場合，1 線あたり 45[m3/h]＝0.75[m3/min]となる。
・A＝管路の断面積について
A＝πr2 であることから，75A のホースを使用した場合を想定すると,
r=0.038［m］となる。よって，A=0.00454[m2]51-6-11

・流速 v=Q/A より
v=165.1982[m/min]= 2.7533[m/s] ･･･(ⅱ)
〇上記(ⅰ)(ⅱ)より，１湾曲（90°）あたりの圧力損失を求める。
hc＝fc×v2/(2g)より，重力加速度 9.8[m/s2]を用いて
hc＝0.068×(2.75332/(2×9.8))×3＝0.079[m]51-6-12添付(1)

格納容器下部注水と代替格納容器スプレイ冷却の同時使用について

格納容器下部注水は，代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイと同時に行われることを想定している。格納容器下部注水を行う場合において，原子炉圧力容器の破損前は，格納容器下部注水系により 90m3/h で格納容器下部に注水し水位 2mの水張りを実施し，同時に代替格納容器スプレイ冷却系により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイすることで原子炉格納容器温度の上昇を抑制できることが評価結果より確認されている。
また，原子炉圧力容器の破損後は，格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当（注水開始時期を考慮すると最大 50m3/h）の注水を行い，原子炉格納容器圧力が465kPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系の流量を 130m3/h 以上にすることにより，原子炉格納容器圧力及び温度の上昇を抑制できることが評価結果より確認されている。
従って，格納容器下部注水系と代替格納容器スプレイは表 1 の通り同時に注水することを考慮している。注水系統図を図 1～2 に示すが，いずれの系統も復水移送ポン
プを用いるため，表 1 で示す通りに格納容器下部注水系と代替格納容器スプレイを同時に注水する能力があることを評価により確認する。評価にあたっては，格納容器圧
力が高く注水特性評価が保守的となる原子炉圧力容器の破損後のケースを用いる。従って，格納容器下部注水 50m3/h と代替格納容器スプレイ 130m3/h の同時注水の成立性を確認するために，復水移送ポンプ特性と格納容器下部注水系及び代替格納容器スプ
レイ系の系統圧力損失を考慮して注水特性評価を実施した。注水特性評価結果は図 4の通りであり，格納容器下部注水が 50m3/h である場合，原子炉格納容器圧力が 2Pd（620kPa[gage]）時においてでも，代替格納容器スプレイは 130m3/h でスプレイできることが確認できた。
よって，格納容器下部注水時に必要となる格納容器下部注水系と代替格納容器スプ
レイ系の同時注水について，各々の必要流量が確保可能であることを確認した。
なお，代替循環冷却による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱も可能であり，図3 に注水系統図を示す。この場合，代替循環冷却ラインの循環流量は，原子炉格納容
器上部に約 140m3/h，原子炉格納容器下部に約 50m3/h でそれぞれ連続スプレイ及び連続注水する必要があり，これらの流量についても注水可能な設計とする。

表1

格納容器下部注水，代替格納容器スプレイの同時注水時の必要流量
系統
格納容器下部注水
代替格納容器スプレイ
原子炉圧力容器の破90m3/h70m3/h損前
原子炉圧力容器の破崩壊熱相当
130m3/h3
損後（最大 50m /h）

51-6-13

外部電源

原子炉格納容器※２

非常用ディーゼル発
電機
逃がし安全弁

Gen

主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※１

代替格納容器スプレイ冷却系

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

※１
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図1

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損前の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）

外部電源

原子炉格納容器※２

非常用ディーゼル発
電機
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※１

Gen

代替格納容器スプレイ冷却系

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

※１
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図2

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損後の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）51-6-14

原子炉建屋非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

外部電源

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より

サプレッション・チェンバ・プールへ※２

ＳＰＨタイラインへ

※２

※１

代替原子炉
補機冷却系
原子炉圧力容器
代替循環冷却系
復水貯蔵槽
残留熱除去
系ポンプ

Ｂ

A

残留熱除去
系ポンプ

可搬型代替交流
電源設備（電源車）

復水移送ポンプA(C)サプレッションプール
浄化用ポンプ※１Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

図3

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（代替循環冷却による溶融炉心冷却，原子炉格納容器除熱）※復水移送ポンプ 2 台運転の注水特性

図4D/W スプレイ注水特性（ペデスタル 50m3/h 同時注水時）

51-6-1551-7
接続図

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51-6-16図１

接続図（防火水槽から接続口）

51-7-1

図２

接続図（建屋内接続図

6 号炉原子炉建屋地上 1 階）

51-7-2

図３

接続図（建屋内接続図

6 号炉原子炉建屋地上 2 階）

51-7-3

図４

接続図（建屋内接続図

7 号炉原子炉建屋地上 1 階）

51-7-4

図５

接続図（建屋内接続図

7 号炉原子炉建屋地上 2 階）

51-7-5

51-8
保管場所図

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図１

保管場所図(位置的分散)

51-8-1

図２

保管場所図（機器配置）

51-8-2

51-9
アクセスルート図

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柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びア
クセスルートについて』より抜粋

図１

保管場所およびアクセルルート図

図２

地震・津波発生時のアクセスルート

51-9-1

図３

図４

森林火災発生時のアクセスルート

中央交差点が通行不能時のアクセスルート

51-9-2

51-10その他設備

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以下に，炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な重大事故等対処施設を選定する。
重大事故等対処施設の選定にあたっては，以下を原則とする。
・配管等の静的機器の故障（破断，漏えい等）は想定しない。
・ポンプ等の動的機器は，新たに駆動源を確保できればその機能を復旧できるものとする。なお，動的機器のうち手動操作も可能な弁については，現場での操作も可能とする。

1. 設備概要（自主対策設備）
炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するための自主対策設備として，
表１に纏めた。以下に，各設備について設備概要を示す。

表１ 各系統の位置付け
No.

系統

設計基準対処設備

重大事故時に活用する
設計基準対処設備

重大事故対処設備

自主対策設備1

格納容器下部注水系
（常設）

－

－

○

－

2

格納容器下部注水系
（可搬型）

－

－

○

－

3

ディーゼル駆動
消火ポンプ

－

－

－

○

4

コリウム
シールド

－

－

－

○

51-11-1

（１）消火系による原子炉格納容器下部注水
消火系により原子炉格納容器下部へ注水する設備概要を図１に示す。
消火系による原子炉格納容器下部への注水は，炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため，ディーゼル駆動消火ポンプ等を用い，全交流動力電源が喪失した場合でも，高台に配備した代替交流電源設備からの給電により，中央制御室から遠隔で弁操作し，ろ過水タンクを水源として，消火系配管を経由して原子炉格納容器下部へ注水し，溶融炉心を冷却する機能を有する。

図１ 消火系によるデブリ冷却手順の概要図（柏崎刈羽原子力発電所７号炉の例）

51-11-2

（２）コリウムシールド
１. 設備概要
炉心損傷後に原子炉圧力容器底部が破損し，原子炉格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心の落下に至り，落下してきた溶融炉心がドライウェル高電導度廃液サンプ及びドライウェル低電導度廃液サンプ(以下，「ドライウェルサンプ」という。)内に流入する場合，ドライウェルサンプ底面から原子炉格納容器バウンダリである鋼製ライ
ナまでの距離が小さいことから，サンプ底面コンクリートの浸食により溶融炉心が鋼製ライナに接触し，原子炉格納容器のバウンダリ機能が損なわれるおそれがある。ドライウェルサンプへの溶融炉心の流入を防ぎ，かつ原子炉格納容器下部注水設備と合わせて，サンプ底面のコンクリートの浸食を抑制し，溶融炉心が原子炉格納容器バウ
ンダリに接触することを防止するために，自主対策設備として原子炉格納容器下部にコリウムシールドを設置する。
図２にコリウムシールド概要図を，表２にコリウムシールド仕様を示す。
コリウムシールドの耐熱材には，高い融点（約 2700℃）を有するジルコニアを用い，またコリウムシールドの形状については，全溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下したとしても，コリウムシールドが破損することなく，かつコリウムシールドを乗り越えて溶融炉心がサンプへ流入することがない設計としている。
更に，次項以降に示すとおり，原子炉格納容器下部にコリウムシールドを設置することによって，原子炉格納容器並びに原子炉格納容器下部注水設備の機能に及ぼす悪影響が無いことを確認している。

51-11-3

図２

コリウムシールド概要図（7 号炉を例示）

51-11-4

表２耐熱材主成分高さ
厚さ

コリウムシールド仕様
6 号炉
7 号炉
ジルコニア（ZrO2）
ジルコニア（ZrO2）

２. コリウムシールドの周辺設備への悪影響の有無について
コリウムシールドの設置により設計基準事故対処設備並びに重大事故等対処設備
に対し悪影響を及ぼす可能性があることから，コリウムシールドの設置による悪影響の有無について確認を行った。
２．１ 設計基準事故対処設備への悪影響の有無について
２．１．１ 原子炉格納容器機能への悪影響の有無について
原子炉格納容器機能への影響評価として，空間容積，耐震性，強度，フランジ部
開口量の４つの観点から検討を行い，原子炉格納容器機能への悪影響がないことを確認した。確認結果を表３に示す。
表３ 原子炉格納容器機能への悪影響の有無確認結果
確認結果
確認内容
空間容積

悪影響なし

耐震性

悪影響なし

強度

フランジ部
開口量

コリウムシールドは原子炉格納容器の閉じ込め機能に係る箇所に設置される設備ではなく，かつ悪影響なし 事故時の原子炉格納容器内温度，圧力を増大させる設備ではないことから，原子炉格納容器強度への悪影響なし。
コリウムシールドは事故時の原子炉格納容器フ
ランジ部の開口量を増大させる設備ではないこ
悪影響なしとから，原子炉格納容器フランジ部開口量への悪影響なし。

51-11-5

２．１．２ 原子炉冷却材漏えい検出機能への悪影響の有無について
コリウムシールドは，原子炉冷却材漏えい検出機能を有するドライウェル高電導度
廃液サンプを囲うように設置され，原子炉冷却材漏えい検出機能に悪影響を及ぼす可能性があることから，コリウムシールド設置による漏えい検出機能への影響について検討を行い，原子炉冷却材漏えい検出機能への悪影響がないことを確認した。確認結果を表４に示す。
表４

原子炉冷却材漏えい検出機能への悪影響の有無確認結果
確認結果
確認内容
コリウムシールドは，コリウムシールド下部
原子炉冷却材に，漏えいした原子炉冷却材をドライウェル高
漏えい検出
悪影響なし 電導度廃液サンプへ導くためのスリットを複機能数設ける設計となっていることから，原子炉冷却材漏えい検出機能への悪影響なし。
ドライウェル高電導度廃液サンプへの漏えい水の流入量が以上となった場合に，原子炉冷却材の漏えいが検出される※設計となっていることから，
コリウムシールド下部に設置したスリットを通過する漏えい水の流量が，スリット一箇所あたりで以上となるよう，スリットの幅，高さを設定した。スリットは床面高さに 箇所（幅×高さ：）設置し，かつ，何らかの原因により床面高さのスリットが全て閉塞する場合を鑑み，床面から上に更に 箇所（幅×高さ：）を設置する。なお，床面高さのスリットが閉塞し，床面から上に設置するスリットにて漏えい検出を行う場合の検出遅れ時間は，下部ドライウェルへの漏えい水の流入量が漏えい検出限界のの場合でも約 3 時間程度であり，プラン
トの安全性に影響はない。
※LBB(Leak Before Brake)の概念より加えて，スリットが溶融炉心のドライウェル高電導度廃液サンプへの有意な流入経路となることがないよう，スリットに溶融炉心が侵入したとしても，スリット内で溶融炉心が凝固しドライウェル高電導度廃液サンプへ流入しないスリット長さを設定した。なお，溶融炉心のスリット内での凝固評価にあたっては，実際に溶融炉心を用いた試験による確認が困難であることから，純金属の凝固評価を行う
モ
デル及び
モデル，また合金の凝固評価を行う
モデルを用いて凝固
距離評価を行い，各々の評価結果を包絡するようにスリット長さを設定した。（6 号炉：，7 号炉：）

51-11-6

２．３ 重大事故等対処設備への悪影響の有無について
２．３．１ 原子炉格納容器下部注水設備への悪影響の有無について
コリウムシールドが設置される原子炉格納容器下部には原子炉格納容器下部注水設備の放水口が設置されており，コリウムシールド設置により，原子炉格納容器下部
注水設備の機能に悪影響を及ぼす可能性があることから，コリウムシールド設置による注水機能への影響について検討を行い，原子炉格納容器下部注水設備への悪影響がないことを確認した。確認結果を表５に示す。
表５

原子炉格納容器下部注水設備機能への悪影響の有無確認結果
確認結果
確認内容
コリウムシールドと原子炉格納容器下部注水設
原子炉格納
備放水口の設置位置は水平方向で約，鉛直方
容器下部注 悪影響なし 向で約離れており，コリウムシールドが注水
水設備機能を妨げることはないことから，原子炉格納容器下部注水設備機能への悪影響なし。

格納容器下部注水系放水口

図３

コリウムシールドと原子炉格納容器下部注水設備放水口との設置位置概要図

51-11-7

51-11
機器名称覧に記載の弁名称と，各号炉の弁名称・弁番号の関係について

51-11-8

条文適合性資料本文中の機器名称覧に記載の弁名称については，説明資料の構成上，略称等が用いられている場合がある。これらの記載名称と各号炉に設置されている弁の正式名称及び弁番号の関係について，下表の通り整理する。
表１

機器名称覧に記載の弁名称と，正式名称・弁番号の関係について
6 号炉

7 号炉

統一名称
弁名称

弁番号

弁名称

弁番号

下部ドライウェル
注水流量調節弁

下部 D/W 注水流量調節弁

P13-MO-F028

下部 D/W 注水流量調節弁

P13-MO-F094

下部ドライウェル注水ライン隔離弁

下部 D/W 注水ライン隔離弁

P13-MO-F031

下部 D/W 注水ライン隔離弁

P13-MO-F095

タービン建屋負荷
遮断弁

T/B 負荷遮断弁

P13-MO-F150

MUWC T/B 負荷遮断弁

P13-MO-F029

P13-F011

MUWC 常／非常用連絡管 1 次止め弁

P13-F019

P13-F012

MUWC 常／非常用連絡管 2 次止め弁

P13-F020

P13-F135

MUWC 建屋内北側外部送水ライン
止め弁１

P13-F133

RHR（B）経由 R/B 南側外壁外部注水接続端第一止め弁(1)P13-F134

MUWC 建屋外北側外部送水ライン
止め弁 1

P13-F132

RHR（B）経由 R/B 南側外壁外部注水接続端第一止め弁(2)P13-F139MUWC 建屋外北側外部送水ライン
止め弁 2

P13-F140

各接続口エクステ
RHR（A）経由 R/B 東側外壁外部注水
ンションジョイン
接続端第二止め弁
ト付操作弁（屋内）

P13-F131

MUWC 建屋内南側外部送水ライン
止め弁 1

P13-F137

RHR（A）経由 R/B 東側外壁外部注水接続端第一止め弁(1)P13-F130MUWC 建屋外南側外部送水ライン
止め弁 1

P13-F136

RHR（A）経由 R/B 東側外壁外部注水接続端第一止め弁(2)P13-F138

MUWC 建屋外南側外部送水ライン
止め弁 2

P13-F141

外部注水入口弁

P13-F190

MUWC 建屋内北側外部送水ライン
元弁

P13-F124

R/B 外壁外部注水接続端第二止め弁

P13-F193

MUWC 建屋内東側貫通接続口元弁

P13-F131

R/B 外壁外部注水接続端第一止め弁

P13-F192

MUWC 建屋外東側貫通接続口元弁

P13-F129

復水補給水系 常復水貯蔵槽常用，非常用給水管連絡／非常用連絡管一
ライン第一止め弁
次止め弁
復水補給水系 常復水貯蔵槽常用，非常用給水管連絡／非常用連絡管二
ライン第二止め弁
次止め弁
各接続口エクステ
RHR（B）経由 R/B 南側外壁外部注水
ンションジョイン
接続端第二止め弁
ト付操作弁（屋外）
各接続口付属の弁（屋外）各接続口付属の弁（屋外）各接続口付属の弁（屋内）各接続口付属の弁（屋外）51-11-9

52 条
52-1
52-2
52-3
52-4
52-5
52-6
52-7
52-8

SA 設備基準適合性 一覧表
単線結線図
配置図
系統図
試験及び検査容量設定根拠計装設備の測定原理
水素ガス及び酸素ガス発生時の対応について

目次

52-1
SA 設備基準適合性 一覧表

52-1-1

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

格納容器内水素濃度（SA）

類型化
区分

原子炉格納容器内

Ａ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

関連資料
第
2
号
第
1
項

第
3
号

52-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第
43
条

第
5
号

試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)

計測制御設備

当該系統の使用にあたり切り替え操作が不要

関連資料
系統設計

その他
(他の設備と遮断器，ヒューズによる
電気的な分離を行う)

Ａｅ

対象外

対象外

その他(飛散物)

－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料

対象外

Ａ

52-6 容量設定根拠（共用しない設備）

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｂｂ

52-4 系統図

関連資料

第
2
項

Ｊ

52-5 試験及び検査

切り替え性

悪
影
響
防
止

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備-対象(同一目的のＳＡ設備なし)

対象外

サポート系故障対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

－

52-1-2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

格納容器内水素濃度

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

関連資料
第
2
号
第
1
項

第
3
号

52-3 配置図

操作性

中央制御室操作

関連資料

第
4
号

第
5
号

試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)

計測制御設備第2
項Ｂｂ52-4 系統図
系統設計
その他(飛散物)
関連資料

第
6
号

設置場所

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

当該系統の使用にあたり切り替え操作が不要

関連資料

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ

対象外

対象外
－

中央制御室操作

関連資料

Ｂ

52-3 配置図
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ｂ

52-6 容量設定根拠（共用しない設備）

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｊ

52-5 試験及び検査

切り替え性

悪
影
響
防
止

Ａ

52-3 配置図

関連資料

第
43
条

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備-対象(同一目的のＳＡ設備あり)

Ｂ

サポート系故障対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

－

52-1-3

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

格納容器内酸素濃度

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

関連資料
第
2
号
第
1
項

第
3
号

52-3 配置図

操作性

中央制御室操作

関連資料

第
4
号

第
5
号

試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)

計測制御設備第2
項Ｂｂ52-4 系統図
系統設計
その他(飛散物)
関連資料

第
6
号

設置場所

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

当該系統の使用にあたり切り替え操作が不要

関連資料

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ

対象外

対象外
－

中央制御室操作

関連資料

Ｂ

52-3 配置図
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ｂ

52-6 容量設定根拠（共用しない設備）

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｊ

52-5 試験及び検査

切り替え性

悪
影
響
防
止

Ａ

52-3 配置図

関連資料

第
43
条

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

サポート系故障

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備-対象(同一目的のＳＡ設備なし)

対象外

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

－

52-1-4

52-2
単線結線図

52-2-1

図 52-2-1 単線結線図（６号炉）

52-2-2

MCC 6C-1-2

R/B B1F

緊急用
電源切替箱
接続装置6A

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

中央制御室
計測用電源
切替盤

C/B
B1F

R/B 3FMCC 6C-1-5

・格納容器内雰囲気モニタ盤区分Ⅰ

R/B B1F

電源
車

R/B 4F

緊急用電源切替箱断路器

C/B 2F

緊急用高圧母線

荒浜側緊急用
M/C建屋

GTG
予備

AM用MCC 6B(予備)

AM用直流125V
主母線盤

・格納容器内水素濃度（ＳＡ）

R/B 4F

M

AM用
動力変圧器

代替所内電気設備

AM用直流
125V充電器

・格納容器内雰囲気モニタ
系(A)サンプリングラック
吸引ポンプ

・格納容器内雰囲気モニタ
系(A)サンプリングラック
排気ポンプ

R/B B1F

GTG

第二ガスタービン発電機

MCC 6C-1-8

R/B B1F

常設代替
交流電源設備

非常用電気設備
【区分Ⅰ】

非常用低圧
母線 6C-1

動力変圧器

非常用高圧
母線 6C

(6A)

・格納容器内雰囲気モニタ
系(A)ヒータ制御盤

電源
車

D/G

※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

荒浜側常設代替
交流電源設備
設置場所

AM用直流
125V充電器

R/B B1F(6B)

・格納容器内雰囲気モニタ盤区分Ⅱ

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

・格納容器内雰囲気モニタ
系(B)ヒータ制御盤

MCC 6D-1-2

R/B B1F

非常用低圧
母線 6D-1

・格納容器内雰囲気モニタ
系(B)サンプリングラック
吸引ポンプ

・格納容器内雰囲気モニタ
系(B)サンプリングラック
排気ポンプ

C/B B1F

動力変圧器

非常用電気設備
【区分Ⅱ】

：切替装置

非常用高圧
母線 6D

MCC 6D-1-8

D/G

R/B 3FR/B B1F

７号炉へ

常設代替
交流電源設備MCC 6D-1-5

緊急用
電源切替箱
接続装置6B

中央制御室
計測用電源
切替盤

C/B
B1F

緊急用
断路器

GTG
予備

M ：電動切替装置：接続装置：配線用遮断器

：断路器

：遮断器

：非常用ディーゼル発電機

D/G

MCC：モータ・コントロール・センタ：ガスタービン発電機

GTG

C/B：コントロール建屋

７号炉タービン
建屋南側
第一ガスタービン発電機
GTG

【凡例】

R/B：原子炉建屋（略語）

図 52-2-2 単線結線図（７号炉）

52-2-3

GTG

・格納容器内雰囲気モニタ盤区分Ⅰ

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

交流120V中央
制御室計測用
主母線盤

AM用MCC 7B

M

AM用
動力変圧器

(予備)

・格納容器内水素濃度（ＳＡ）

R/B 4FR/B 4FR/B 3F

代替所内電気設備

AM用直流
125V充電器

・格納容器内雰囲気モニタ
事故時用サンプルポンプ(A)MCC 7C-1-4

R/B 3FC/B B1F

電源
車

C/B 2F
緊急用電源切替箱断路器

緊急用高圧母線

荒浜側緊急用
M/C建屋

GTG
予備

第二ガスタービン発電機

MCC 7C-1-7

・格納容器内雰囲気モニタ
事故時用サンプル昇圧
ポンプ(A)

・格納容器内雰囲気
モニタ電源盤(A)・格納容器内雰囲気モニタ
ドライウェル
計装入口(A)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
ドライウェル
計装出口(A)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
サプレッションチェンバ
計装入口(A)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
サプレッションチェンバ
計装出口(A)隔離弁

非常用低圧
母線 7C-1

R/B B1F

C/B B1F

緊急用
電源切替箱
接続装置7AR/B 2F

常設代替
交流電源設備

非常用電気設備【区分Ⅰ】

MCC 7C-1-3

動力変圧器

非常用高圧
母線 7C

(7A)

・格納容器内雰囲気モニタ
計装ドレン出口(A)隔離弁

C/B B1F

電源
車

D/G※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

荒浜側常設代替
交流電源設備
設置場所

AM用直流
125V充電器

MCC 7D-1-4

・格納容器内雰囲気
モニタ電源盤(B)・格納容器内雰囲気モニタ
事故時用サンプル昇圧
ポンプ(B)

・格納容器内雰囲気モニタ
計装ドレン出口(B)
隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
ドライウェル
計装出口(B)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
サプレッションチェンバ
計装入口(B)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
サプレッションチェンバ
計装出口(B)隔離弁

非常用低圧
母線 7D-1

動力変圧器

非常用電気設備
【区分Ⅱ】

：切替装置

・格納容器内雰囲気モニタ
ドライウェル
計装入口(B)隔離弁

MCC 7D-1-3

R/B B1F：接続装置
M ：電動切替装置

非常用高圧
母線 7D

(7B)

D/G

・格納容器内雰囲気モニタ
事故時用サンプルポンプ(B)MCC 7D-1-7

R/B B1F

常設代替
交流電源設備C/B B1F

GTG
予備・格納容器内雰囲気モニタ盤区分Ⅱ

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

交流120V中央
制御室計測用主母線盤

C/B B1F

R/B B1F
緊急用
電源切替箱
接続装置7BR/B 3F

６号炉へ

緊急用
断路器

GTG

第一ガスタービン発電機

７号炉タービン
建屋南側：配線用遮断器

：断路器

：遮断器

：非常用ディーゼル発電機

D/G

MCC：モータ・コントロール・センタ：ガスタービン発電機

GTG

C/B：コントロール建屋【凡例】

R/B：原子炉建屋

（略語）

52-3
配置図

52-3-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 52-3-1

機器配置図（6 号炉地下中 1 階）

52-3-2

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 52-3-2

機器配置図（6 号炉地上 2 階）

52-3-3

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 52-3-3

機器配置図（6 号炉地上 3 階）

52-3-4

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 52-3-4

機器配置図（6 号炉地上中 3 階）

52-3-5

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 52-3-5

機器配置図（7 号炉地下 1 階）

52-3-6

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 52-3-6

機器配置図（7 号炉地上 1 階）

52-3-7

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 52-3-7

機器配置図（7 号炉地上中 3 階）
52-3-8

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 52-3-8

コントロール建屋（6/7 号炉

52-3-9地上 2 階）

中央制御室

52-4
系統図

52-4-1

1．計装設備の系統概要図
格納容器内水素濃度（SA），格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度の系統概要図を図 52-4-1 に示す。
凡例
信号系
冷却系
サンプリング配管

H2E

水素検出器

O2E

酸素検出器

原子炉建屋

中央制御室

格納容器内

指示計

サンプリング
ポンプ
除湿器 冷却器
格納容器内水素濃度

H2E

O2E

H2E

格納容器内酸素濃度（代替）
原子炉補機冷却系

格納容器内
水素濃度（ＳＡ）

H2E

図 52-4-1

水素濃度及び酸素濃度監視設備に関する系統概要図

52-4-2

指示計

52-5
試験及び検査52-5-1

現場

中央制御室

指示計
記録計

水素濃度検出器
酸素濃度検出器基準
ガス①①模擬入力（基準ガス）により検出器の校正及び中央制御室までのループ試験を実施（点検・検査）

図 52-5-1 計装設備の試験及び検査

52-5-2

52-6
容量設定根拠52-6-1

1.

格納容器内水素濃度（SA）（1）設置目的
格納容器内水素濃度（SA）は，重大事故等時に水素濃度が変動する可能性のある範囲で水素濃度を監視することを目的として原子炉格納容器内に検出器を設置し，水素濃度を測定する。
（2）設備概要
格納容器内水素濃度（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，格納容
器内水素濃度（SA）の検出信号は，水素吸蔵材料式水素検出器にて水素濃度を検出し，演算装置にて電気信号へ変換する処理を行った後，格納容器内水素濃度（SA）
を中央制御室に指示し，記録する。（図 52-6-1「格納容器内水素濃度（SA）の概略
構成図」参照。）
中央制御室

水素吸蔵材料式
水素検出器

演算装置

演算装置

（注 1）

指

示

（注 2）

記

[圧力補正]

録

格納容器内圧力（D/W）又は格納容器内圧力（S/C）（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 52-6-1

格納容器内水素濃度（SA）の概略構成図

52-6-2

（3）計測範囲
格納容器内水素濃度（SA）の仕様を表 52-6-1 に，計測範囲を表 52-6-2 に示す。
表 52-6-1
名 称
格納容器内水素濃度（SA）

表 52-6-2

格納容器内水素濃度（SA）の仕様

検出器の種類

計測範囲

個数

取付箇所

水素吸蔵材料式

0～100vol%2

原子炉格納容器

格納容器内水素濃度（SA）の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲

名 称

格納容器内水素濃度
（SA）

計測範囲

0～100vol%

通常
運転時

－

設計基準事故時（運転時の異常な過渡変化時を含む）

6.2vol%以下

重大事故等時
炉心
損傷前

－

炉心
損傷後
38vol%
以下

計測範囲の設定に関する考え方
重大事故等時に原子炉格
納容器内の水素濃度が変動する可能性のある範囲（0～100vol%）を計測可能な範囲とする。

＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・ 運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・ 重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。

52-6-3

2.

格納容器内水素濃度（1）設置目的
格納容器内水素濃度は，炉心損傷後に代替循環冷却系を長期使用した場合，格納容器内で発生する水素ガス及び酸素ガスによって格納容器内が水素爆発することを防止するため，格納容器内の雰囲気ガスを排気する必要がある。このため，格納容
器内水素濃度の監視を目的として二次格納施設内に検出器を設置し，格納容器内のガスをサンプリングすることで格納容器内の水素濃度を測定する。
（2）設備概要
格納容器内水素濃度は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，格納容器内水素濃度の検出信号は，熱伝導式水素検出器にて水素濃度を検出し，演算装置にて電気信号へ変換する処理を行った後，格納容器内水素濃度を中央制御室に指示し，記録する。（図 52-6-2「格納容器内水素濃度の概略構成図」参
照。）
中央制御室

熱伝導式
水素検出器

演算装置

演算装置

指

示
（注 1）

記

[補正]

録

（注 2）

記

録

サンプルガス温度，
ドレン水位，
サンプルガス圧力（6 号炉のみ）及び格納容器内酸素濃度（6 号炉のみ）（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 52-6-2 格納容器内水素濃度の概略構成図

52-6-4

（3）計測範囲
格納容器内水素濃度の仕様を表 52-6-3 に，計測範囲を表 52-6-4 に示す。
表 52-6-3 格納容器内水素濃度の仕様
名称

格納容器内水素濃度

検出器の種類
熱伝導式

計測範囲
0～30vol%(6号炉)
0～20vol%/0～100vol%(7号炉)

表 52-6-4

個数
2

取付箇所
原子炉建屋地上3，中3階（6号炉）
原子炉建屋地上中3階（7号炉）

格納容器内水素濃度の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲

名

称

計測範囲

通常
運転時

設計基準事故時（運転時の異常な過渡変化時を含む）

重大事故等時
炉心
損傷前

炉心
損傷後

計測範囲の設定に関する考え方

0～30vol%
重大事故時において，格（6 号炉）
納容器内の水素燃焼の可38vol%
格納容器内水素濃度－
0～20vol%
0vol%6.2vol%以下
能性（水素濃度：4vol%）以下を把握する上で監視可能/0～100vol%
である。
（7 号炉）＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・ 運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・ 重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。

52-6-5

3.

格納容器内酸素濃度（1）設置目的
格納容器内酸素濃度は，炉心損傷後に代替循環冷却系を長期使用した場合，格納容器内で発生する水素ガス及び酸素ガスによって格納容器内が水素爆発することを防止するため，格納容器内の雰囲気ガスを排気する必要がある。このため，格納容
器内酸素濃度の監視を目的として二次格納施設内に検出器を設置し，格納容器内のガスをサンプリングすることで格納容器内の酸素濃度を測定する。
（2）設備概要
格納容器内酸素濃度は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，格納容器内酸素濃度の検出信号は，熱磁気風式酸素検出器にて酸素濃度を検出し，演算装置にて電気信号へ変換する処理を行った後，格納容器内酸素濃度を中央制御室に指示し，記録する。（図 52-6-3「格納容器内酸素濃度の概略構成図」
参照。）
熱磁気風式
酸素検出器

中央制御室
演算装置

演算装置

指

示

記

録

記

録

（注 1）

[補正]

（注 2）

サンプルガス温度，
ドレン水位，
サンプルガス圧力（6 号炉のみ）及び格納容器内水素濃度（6 号炉のみ）（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 52-6-3 格納容器内酸素濃度の概略構成図

52-6-6

（3）計測範囲
格納容器内酸素濃度の仕様を表 52-6-5 に，計測範囲を表 52-6-6 に示す。
表 52-6-5 格納容器内酸素濃度の仕様
名称

格納容器内酸素濃度

検出器の種類
熱磁気風式

計測範囲
0～30vol%(6号炉)
0～10vol%/0～30vol%(7号炉)

表 52-6-6

個数
2

取付箇所
原子炉建屋地上3，中3階（6号炉）
原子炉建屋地上中3階（7号炉）

格納容器内酸素濃度の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲

名

称

計測範囲

通常
運転時

設計基準事故時（運転時の異常な過渡変化時を含む）

重大事故等時
炉心
損傷前

炉心
損傷後

計測範囲の設定に関する考え方

0～30vol%
重大事故時において，格（6 号炉）
納容器内の水素燃焼の可3.5vol%3.5vol%3.9vol%
格納容器内酸素濃度
0～10vol%
4.9vol%以下
能性（酸素濃度：5vol%）以下
以下
以下を把握する上で監視可能/0～30vol%である。
（7 号炉）＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・ 運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・ 重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。

52-6-7

52-7
計装設備の測定原理

52-7-1

１．計装設備の測定原理(1)格納容器内水素濃度（SA）
格納容器内の水素濃度を測定するために用いる格納容器内水素濃度（SA）は，水素吸蔵材料式のものを用いる。
水素吸蔵材料式の水素検出器は，水素吸蔵材料（Pd：パラジウム）が水素を吸蔵すると電気抵抗が増加する性質を利用している。
水素吸蔵材料式の測定原理は，図 52-7-1 の通りである。パラジウムに水素分子が吸着すると水素分子は水素原子へと分離する。分離した水素原子はパラジウムの内部へと侵入し，パラジウムの格子の歪みと水素原子のポテンシャルの影響により，パラジウムの中で自由電子が散乱することにより，パラジウムの電気抵抗が増加す
る。
Pd

H2

自由電子

図 52-7-1

H

格納容器内水素濃度（SA）の測定原理

水素検出器に内蔵しているパラジウム素子に水素を含む格納容器内ガスが接触す
ると，水素吸蔵によりパラジウム素子の電気抵抗が大きくなる。この電気抵抗の変化を計測することにより，水素濃度を測定する。
なお，格納容器内水素濃度（SA）の計測範囲 0～100vol%において，計器仕様は最大±
2vol%の誤差を生じる可能性があるが，この誤差があることを理解した上で，格納容器内の水素濃度の推移，傾向（トレンド）を監視していくことができる。
（2）格納容器内水素濃度
格納容器内の水素濃度を測定するために用いる格納容器内水素濃度は，熱伝導式のものを用いる。熱伝導式の水素検出器は，図 52-7-2 に示すとおり，検知素子と補償素子（サーミスタ），及び 2 つの固定抵抗でブリッジ回路が構成されている。検知素子の部分に，サンプリングされたガスが流れるようになっており，補償素子には基準となる標準空気が密閉されており測定対象ガスとは接触しない構造になっている。
水素濃度計指示部より電圧を印加して検知素子と補償素子の両方のサーミスタを
約 120℃に加熱した状態で，検知素子側に水素を含む測定ガスを流すと，測定ガスが熱を奪い，検知素子の温度が低下することにより抵抗が低下する。この検知素子の抵抗が低下するとブリッジ回路の平衡が失われ，図 52-7-2 の AB 間に電位差が生じる。この電位差が水素濃度に比例する原理を用いて，水素濃度を測定する。
なお，格納容器内水素濃度の計測範囲 0～30vol%（6 号炉），0～20vol%/0～100vol%（7号炉）において，計器仕様は最大±0.6vol%（6 号炉），±0.4vol%/±2.0vol%（7 号炉）の誤差を生じる可能性があるが，この誤差があることを理解した上で，格納容器内の水素濃度の推移，傾向（トレンド）を監視していくことができる。

52-7-2

水素濃度計指示部

検出器

補償素子

固定抵抗

A

B

固定抵抗

フィルタ装置
入口配管

検知素子

指示

図 52-7-2

水素濃度計検出回路の概要図（3）格納容器内酸素濃度
格納容器内の酸素濃度を測定するために用いる格納容器内酸素濃度は，熱磁気風式のものを用いる。熱磁気風式の酸素検出器は，図 52-7-3 に示す通り，サーミスタ
温度素子（発風側素子，受風側素子）及び 2 つの固定抵抗でブリッジ回路が構成されており，検出素子及び補償素子は一定温度で保温されている。
酸素濃度計指示部

検出器

固定抵抗

A

固定抵抗

発風側素子

B

格納容器内
雰囲気ガス

受風側素子

指示

図 52-7-3

酸素濃度計検出回路の概要図

酸素含有ガスの流れを図 52-7-4 に示す。酸素濃度計は 2 層構造のチャンバーで構成されており，サンプル入口より下部流入チャンバー内にサンプルガスが流入する。
サンプルガスの大部分は下部流入チャンバーを通過しサンプル出口へ流出するが，少量のサンプルガスは上部測定チャンバー内に流入する。酸素は極めて強い常磁性体であることから，上部測定チャンバーに流入したサンプルガスは磁界中心部に引き寄せられ，加熱された発風側素子により温度が上昇する。磁化率は温度に反比例することから，後から流入してくる低温のサンプルガスにより，高温となったサン
プルガスは磁界中心部から追い出されることとなる。発風側素子は低温のサンプル
ガスに熱を奪われることで冷やされることとなり，磁界外の受風側素子は発風側素子が奪われた熱を受け取り，暖められることとなる。
52-7-3

酸素濃度計
マグネット

発風側素子（冷やされる）

常磁性体である酸素は磁界に引き寄せられる性質があり、その効果によりサンプル
ガス流
磁界
ガスに流れが生じる。これが磁気風であり、この磁気風によるサーミスタの温度変化
を酸素濃度に換算している

受風側素子（暖められる）図 52-7-4

酸素含有ガスの流れ

チャンバー内に酸素を含む格納容器内雰囲気ガスを流すと，磁気風により発風側
素子の温度が下がることで，発風側素子の抵抗は小さくなる。一方，受風側素子の温度が上がることで，受風側素子の抵抗は大きくなる。発風側素子と受風側素子の抵抗値が変化することで，ブリッジ回路の平衡が変化し，図 52-7-3 の AB 間に電位差（電流）が生じる。この電位差が酸素濃度に比例する原理を用いて，酸素濃度を測定する。
なお，格納容器内酸素濃度の計測範囲 0～30vol%（6 号炉），0～10vol%/0～30vol%（7号炉）において，計器仕様は最大±0.6vol%（6 号炉），±0.2vol%/±0.6vol%（7 号炉）の誤差を生じる可能性があるが，この誤差があることを理解した上で，格納容器内の酸素濃度の推移，傾向（トレンド）を監視していくことができる。

52-7-4

別紙１
1．サンプリング装置について（1）測定ガス条件の水素濃度及び酸素濃度計測精度への影響評価a）温度
サンプリングされた原子炉格納容器内のガスは，十分な除熱性能を有している冷却器を通り，原子炉補機冷却水系と熱交換されることで約 40℃以下まで冷却することができ＊，その後の検出器までの配管での放熱もあることから十分に検出器の適用温度範
囲内（10℃～40℃）まで冷却され，ほぼ一定温度で検出器にサンプリングガスを供給することが可能である。また，標準空気が密封された補償素子の周囲にもサンプリン
グガスが流れることで，標準空気の温度がサンプリングガスに追従するように温度補償される検出器構造となっていることから，使用する条件下において水素濃度及び酸
素濃度測定への影響は十分小さい設計とする。なお，試料ガス（水素濃度 30vol%又は酸素濃度 30vol%）において，周囲温度を 0℃～50℃の範囲で変化させて試験を行い，有意な変化が認められないことを確認している。
b）流量
検出器へ流れるサンプリングガスの流量は，1L/min の小流量としており，流量の変動がないよう流量制御する。なお，検出器へ流れるサンプリングガス流量を 0.5～
1.6L/min の範囲で変動させた試験を行っており，水素濃度及び酸素濃度指示に有意な変化は認められなかったことを確認している。
c）湿度
検出器へ流れるガスサンプリングの水蒸気が除去されていない場合は，水素濃度及び酸素濃度計測値へ影響することが考えられるが，サンプリングする原子炉格納容器
内のガスは冷却器により原子炉補機冷却水と熱交換されることで約 40℃以下まで冷却され＊，下流の除湿器によりサンプリングガス中の湿分を除去する設計としており，水素濃度及び酸素濃度の検出器に水分が付着するような状態となることはない。また，湿度が変動する要因としては，原子炉補機冷却水温度（冷却性能）及び雰囲気温度が考えられるが，いずれも急激な変動は考えられず，上記の冷却器及び除湿器を用いる
ことにより，検出器での湿度をほぼ一定に保つことで，十分測定が可能な状態にあることから，水素濃度及び酸素濃度測定へ影響を及ぼすことはない。
＊重大事故時の原子炉格納容器内温度を約 166℃とし，原子炉補機冷却水の温度を
夏場の 35℃とした場合でも，冷却器により約 40℃に冷却できる。

52-7-5

2.サンプリング装置内における水素ガスの滞留について(1)水素燃焼及び爆轟が生じる可能性について
6 号及び 7 号炉のサンプリング装置では，以下の理由から水素燃焼及び爆轟が生じないことを確認した。
・通常運転時，原子炉格納容器内は窒素ガスによって不活性化され，酸素濃度は3.5vol%以下に維持されており，常時サンプリングしていることから，サンプリ
ング装置の配管内においても同様である。
・設計基準事故時（運転時の異常な過度変化時を含む）においては，原子炉設置変更許可申請書添付書類十で示している通り，水素濃度はドライ換算で 6.2vol%
以下，酸素濃度はドライ換算で 4.9vol%以下であるため，水蒸気凝縮を考慮しても水素燃焼及び爆轟は生じない。
・重大事故時においては，有効性評価で示している通り，水素濃度はドライ換算
で 13vol%を上回るが，酸素濃度はドライ換算で 3.9vol%以下であるため，水蒸
気凝縮を考慮しても水素燃焼及び爆轟は生じない。
・水素の燃焼又は爆轟が生じる条件については，図 52-7-5 の様に水素，空気，水
蒸気の 3 元図が知られている。図 52-7-5 は，水素の燃焼又は爆轟が生じる可能性がある水素，空気，水蒸気の濃度の比率を図中に可燃領域又は爆轟領域として示している。有効性評価「水素燃焼」のシナリオでは，ドライ条件下で最大の酸素濃度となる，事象発生から 7 日後（168 時間後）のサプレッション・チェ
ンバの酸素濃度が約 3.9vol%である。一般に空気中の酸素の割合が約 21vol%であることから，酸素濃度が約 3.9vol%以下に対応する空気の濃度を考えると約19vol%以下となる。これは図で示された可燃領域又は爆轟領域とは重ならない。
可燃領域
爆轟領域

空気濃度
約 19vol%

図 52-7-5水素，空気，水蒸気混合条件下における可燃限界と爆轟限界

52-7-6

3．格納容器内水素濃度及び格納容器酸素濃度計測に伴うサンプルガスの冷却について
６号及び７号炉の重大事故等対策の有効性評価（格納容器過圧・過温シナリオ）における原子炉格納容器雰囲気温度（サンプリング装置をインサービスする事故後 20
時間後）は，最大で約 162℃まで上昇する。一方，重大事故時の格納容器内水素濃度
及び格納容器内酸素濃度計測では，除湿器を使用するが，その吸込み温度条件は，40℃以下の制限を受ける。したがって，格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度計測のためには，サンプルガスを冷却する必要があり，その冷却は基本的に原子炉補機冷却水系にて行われる。
ただし，全交流電源喪失時においては，原子炉補機冷却水系を復旧する手順を見込んでいないため，サンプルガスの冷却は，代替原子炉補機冷却水系に頼る必要がある。
ここでは，以上の代替原子炉補機冷却系を用いた場合に，冷却性能評価が最も厳しい条件において，評価した結果を以下に纏める。
(1)評価条件
・サンプル側入口温度：170℃
・サンプル側出口温度：40℃
・サンプル側流量：1.49kg/h
・冷却水入口温度：35℃
・冷却水出口温度：制約なし
・冷却水流量：3200kg/h(2)評価条件の根拠
・サンプル側入口温度：170℃（根拠）格納容器設計限界圧力（0.62MPa）における飽和蒸気温度に余裕を見込んだ値で設定している。
・サンプル側出口温度：40℃（根拠）除湿器の吸込み温度条件（40℃以下）を設定している。
・サンプル側流量：1.49kg/h（根拠）図 52-8-1 より，格納容器内の水蒸気割合の最大値 85vol%，サンプルガス割
合：15vol%であり，サンプルガスの採取流量は 1L/min なので，水蒸気の採取
流量は 5.67L/min となることから，全サンプル流量は 6.67L/min である。サンプルの比体積：0.2681m3/kg（0.62MPa，170℃における）を用いて，質量流量に換算すると，1.49kg/h となる。
・冷却水入口温度：35℃（根拠）重大事故時の代替原子炉補機冷却水温度の最大値 35℃を設定している。
・冷却水出口温度：制約なし（根拠）代替補機冷却水系統側の循環による温度上昇は考慮する必要がないため。
・冷却水流量：3200kg/h（根拠）代替補機冷却水系による通水流量（3.2m3/h）を 1L≒1kg で換算。
(3)冷却性能の評価
以上の条件においてサンプルガス出口温度を 40℃へ冷却するために必要な伝熱面積を評価した結果，必要伝熱面積約 0.20m2 を上回る冷却器伝熱面積 0.53m2 を有する
ことを確認した。
52-7-7

4．サンプリング装置からの水素漏えい防止対策
サンプリング装置を用いた格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度の計測は，計
測後のガスを原子炉格納容器内へ戻す構成となっており，外部に対して閉じた系となっており，系外への漏えいが発生しないよう表 52-7-1 に示す通りの漏えい防止対策が取られている。
よって，サンプリング装置からの水素漏えいの可能性は低い。
表 52-7-1
No.
機器
1
配管，弁

2

冷却器

3

除湿器

4

サンプリング
ポンプ

5

減圧弁

6

水素濃度及び
酸素濃度検出器（既設）サンプリングラック

7

サンプリング装置の漏えい防止対策について
漏えい防止対策
本計測設備の配管，弁は原子炉格納容器のガスを測定するため設計された系統であり，被ばく低減の観点からも系外へガスが漏えいするような設計ではない。配管及び弁は溶接構造であり，さらに，弁はベローズ構造によりシールすることで，漏えい防止対策をとっている。
配管接続部は溶接構造となっており，内部ガスの気密を保持している。溶接部を含む当該冷却器は，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
配管接続部は食い込み継ぎ手を使用しており，漏えい防止対策をとっている。食い込み継ぎ手を含む当該除湿器は，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
配管接続部はねじ込みシール構造となっており，漏えい防止対策をとっている。ねじ込みシール構造部を含む当該吸引ポンプは，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
配管接続部はいずれもシール構造となっており，漏えい防止対策をとっている。シール構造部を含む当該減圧弁は，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
配管接続部はシール構造となっており，漏えい防止対策をとっている。シール構造部を含む当該水素濃度及び酸素濃度検出器は，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
サンプリングラック内の配管と機器の接続部は溶接又はシール構造となっており，漏えい防止対策をとっている。また，ラック内は減圧弁によりほぼ大気圧（数 kPa 程度）に減圧しており，系内外の圧力差で系外へ大きな漏えいが発生する可能性は十分に低い。
事故時に想定される温度，圧力条件の加わる当該サンプリングラ
ック内の減圧弁の上流側については，その条件を包絡した仕様である。

52-7-8

5．サンプリング設備の計測時間遅れについて
サンプリング設備のガスのサンプリング点は，原子炉格納容器であり，そこから水素
濃度及び酸素濃度検出器までの時間遅れは以下の通りである。
・サンプリング配管長（サンプリング点～検出器）：6 号炉：約 75m
7 号炉：約 86m
2・サンプリング配管の断面積：6 号炉：127mm (1.27×10-4m2)
7 号炉：127mm2(1.27×10-4m2)
・サンプルポンプの定格流量：約 1L/min（約 1×10-3m3/min）・サンプルガス流量（流量÷配管断面積）：6 号炉：約 7.8m/min
7 号炉：約 7.8m/min
表 52-7-2 格納容器内水素濃度及び酸素濃度の計測時間遅れ
号炉
6 号炉
7 号炉
時間遅れ
約 10 分
約 11 分

52-7-9

52-8
水素ガス及び酸素ガス発生時の対応について

52-8-11．水素ガス及び酸素ガス発生時の対応について（1）想定水素ガス及び酸素ガス発生量a) 監視が必要となる状況と監視計器に求められる性能
有効性評価の事故シーケンス選定のプロセスにおいて，重大事故等対処設備に期待しても炉心損傷を回避できず，有効性評価の対象とすべき評価事故シーケンスとしては，
現状，「大 LOCA+ECCS 注水機能喪失」のみを抽出している。更に有効性評価では，この「大LOCA+ECCS 注水機能喪失」の事故シーケンスに対して，より厳しい状況下での重大事故等対処設備の有効性を確認する観点から，SBO を重畳させ，「大 LOCA+ECCS 注水機能喪失+SBO」への対応を確認している。
よって，この「大 LOCA+ECCS 注水機能喪失+SBO」への対応の中で想定される水素濃度
及び酸素濃度を監視できる能力を備えることが，重大事故時の水素濃度及び酸素濃度の監視に最低限要求される性能となる。
b) 重大事故時の格納容器内の環境と水素濃度及び酸素濃度「大 LOCA+ECCS 注水機能喪失+SBO」事故時における各パラメータの推移は，重大事故「格納容器過圧・過温破損」における審査において示した通りである。これに加え，必要な水素濃度及び酸素濃度の監視能力を決定する上で必要な情報である格納容器内の気体の組成の推移を図 52-8-1 及び図 52-8-2 に示す。
c) 重大事故時の水素濃度及び酸素濃度の監視計器に求められる性能①測定範囲について
一般に気相中の体積割合で 5vol%以上の酸素ガスと共に水素ガスが存在する場合，水素濃度 4vol%で燃焼，13vol%で爆轟が発生すると言われている。この観点から，少なくとも水素濃度は 4vol%，酸素濃度は 5vol%までの測定が可能であることが必要である。
②測定が必要となる時間
図 52-8-1 及び図 52-8-2 の通り，解析上は事象発生から約 168 時間後まで酸素濃度が可燃限界である 5vol%を超えることは無く，格納容器内での水素燃焼は生じない。
しかしながら，徐々にではあるが，酸素濃度は上昇し続けることから，除熱系（代替
原子炉補機冷却系）が使用可能となった時点で速やかに酸素濃度を測定可能とすることが必要である（水素濃度については事故初期から継続して監視は可能）。
除熱系（代替原子炉補機冷却系）の復旧がされない場合，炉心から発生する崩壊熱が原子炉格納容器内に蓄積され，それに伴い発生する蒸気の過圧によって原子炉格納容器圧力は上昇し，原子炉格納容器限界圧力（2Pd）に到達するまでに格納容器ベントを実施することとなる（有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では約 38 時間後に格納容器ベントを実施）。格納容器ベントを実施す
る約 38 時間までは，図 52-8-1 及び図 52-8-2 の通り，水の放射線分解によって発生す
る酸素の濃度は緩やかな上昇であることから，格納容器内の酸素濃度が可燃限界（5vol%）に到達するおそれはない。
なお，「大 LOCA+ECCS 注水機能喪失+SBO」事故時において，G 値を設計基準事故対象設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いた G(H2)=0.4,G(O2)=0.2とした場合についても，格納容器内の酸素濃度が可燃限界（5vol%）に到達するのは，事象発生から約 51 時間後である（図 52-8-3 及び図 52-8-4 参照）。これより，除熱系の復旧がされない約 22.5 時間以前においては格納容器内の酸素濃度が可燃限界（5vol%）に到達することはない。
52-8-2

さらに，過圧破損の回避を目的とした格納容器ベントを実施することにより，発生する蒸気とともに格納容器内の非凝縮性ガスのほとんどは格納容器ベントを通じて排出されることとなることから，酸素濃度の監視は必要とはならない。
③耐環境条件「大 LOCA+ECCS 注水機能喪失+SBO」事故時における各パラメータの推移を踏まえても測定可能であることが必要である。
格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界

水蒸気

窒素
水素

（vol%）酸素(5vol%)
酸素可燃限界（5%）

事故後の時間（h）

図 52-8-1
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

窒素

ドライウェル内の気体組成の推移(大 LOCA シナリオ+代替循環冷却)

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がス
クラビングによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子
炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チ
ェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界

水素

水蒸気

酸素

酸素可燃限界（5vol%）（vol%）

事故後の時間（h）

図 52-8-2 サプレッション・チェンバ内の気体組成の推移(大 LOCA シナリオ+代替循環冷却)
52-8-3

「大 LOCA+ECCS 注水機能喪失+SBO」事故時において，設計基準事故対象設備である
可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いた G(H2)=0.4,G(O2)=0.2 を採用した
場合についても，酸素濃度が可燃限界（5vol%）に至るのは約 51 時間後となる。

ドライウェルの気相濃度(vol%)ドライウェル(D/W)スプレイによってD/W の圧力が低下し，この時点でサプ
レッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊弁が開放されるため，S/C の気
体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容
器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，ベント後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸
気の濃度が上昇する。

(5vol%)

事故後の時間(h)図 52-8-3

ドライウェル内の気体組成の推移（大 LOCA シナリオ）

サプレッション・チェンバの気相濃度(vol%)

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，D/W が RPVからの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，ベント後も原子炉格
納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。
(5vol%)

事故後の時間(h)図 52-8-4

サプレッション・チェンバ内の気体組成の推移（大 LOCA シナリオ）

52-8-4

（2）水素濃度及び酸素濃度の監視方法
水素濃度は 4vol%，酸素濃度は 5vol%までの測定が可能であることが必要であることから，代替循環冷却時「大 LOCA+ECCS 注水機能喪失+SBO」における格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視は，以下の設備により実施する。
表 52-8-1
名称
格納容器内水素濃度（SA）

計装設備の主要仕様

検出器の種類

計測範囲

個数

取付箇所

水素吸蔵材料式

0～100vol%2

原子炉格納容器2

原子炉建屋地上3，中3階（6号炉）
原子炉建屋地上中3階（7号炉）

2

原子炉建屋地上3，中3階（6号炉）
原子炉建屋地上中3階（7号炉）

0～30vol%(6号炉)
格納容器内水素濃度

熱伝導式

格納容器内酸素濃度

熱磁気風式

0～20vol%/0～100vol%(7号炉)
0～30vol%(6号炉)
0～10vol%/0～30vol%(7号炉)（3）水素ガス及び酸素ガスの処理方法
有効性評価では，機能喪失を仮定した設備の復旧には期待せず，過酷事故環境下における G 値に基づき，7 日間以内に水素ガスと酸素ガスの両方の濃度が可燃限界に到達しないことを確認している。
しかしながら，ここでは 7 日間以内に水素ガスと酸素ガスの両方の濃度が可燃限界に到達した場合と 7 日間以降の水素ガス及び酸素ガスの扱いについて以下に示す。
a) 7 日間以内に水素ガスと酸素ガスの両方の濃度が可燃限界に到達した場合機能喪失を仮定した設備の復旧には期待しないという前提においては，格納容器内の水素ガス及び酸素ガスを処理する方法は格納容器ベントによって格納容器外へ放出する手段となる。よって，酸素濃度が 5vol%に至るまでに格納容器ベントを実施する。
なお，格納容器ベントの実施により蒸気と共に非凝縮性ガスは排出され，その後の格
納容器内の気体組成は水蒸気がほぼすべてを占めることとなる。
代替原子炉補機冷却系等による除熱系が復旧し，格納容器圧力制御が可能になった
場合であっても，仮に酸素濃度が 5vol%に到達するおそれがある場合，格納容器ベン
トを通じて非凝縮性ガスを格納容器外へ排出することとなる。このとき格納容器スプ
レイによって，格納容器圧力が低い状態での排出となるが，炉心崩壊熱による蒸気発
生は長時間継続するため，その蒸気とともに非凝縮性ガスは同時に排出され，格納容器内に残る水素ガス及び酸素ガスは無視し得る程度となり，可燃限界に至ることはな
い（「重大事故等対策の有効性評価について」3.4 水素燃焼 添付資料 3.4.5 G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響 参照）。
b) 7 日間以降の水素ガス及び酸素ガスの処理方法
この場合，機能喪失を仮定した設備の復旧又は外部からの支援等に期待することができ，多様な手段を確保することができる。
まず，可燃性ガス濃度制御系の復旧を試みることで，水の放射線分解により発生す
る酸素ガスを処理する。また，a)と同様に格納容器ベントによる排出も可能であり，水素ガス及び酸素ガスの処理については多様な手段を有する。

52-8-5

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

（4）代替補機冷却系復旧以前における格納容器内の酸素濃度の推定
格納容器内の酸素濃度を把握する目的としては，事故後の格納容器内の水素ガスが燃焼を生じる可能性の把握である。
有効性評価においては，約 22.5 時間以前に格納容器内の酸素濃度が可燃限界（5vol%）に至らないことを確認しているが，約 22.5 時間以前において格納容器内の酸素濃度を把握する方法として，推定手段を整備している。
格納容器内酸素濃度の計測が困難になった場合，格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）又は格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）にて炉心損傷を判断した後，初期
酸素濃度と保守的な G 値(G(H2)=0.4，G(O2)=0.2)を入力とした評価結果（解析結果）
により推定する。
5

初期酸素濃度

4.5
4

1vol%

1.5vol%3.5vol%2.5vol%

2vol%

3vol%

初期酸素濃度[vol%]

3.5
3
2.5
2
1.5
1
約57h

0.5

約68h

約51h

約62h

50

60

約80h
約74h

0
0

10

20

30

40

70

80

事故後の時間[hr]図 52-8-5

格納容器過圧・過温破損シナリオ（代替循環冷却を使用）の格納容器内酸素濃度変化

また，格納容器内圧力（D/W）又は格納容器内圧力（S/C）により，格納容器内圧力が正圧であることを確認することで，事故後の原子炉格納容器内への空気（酸素）の流入有無を把握し，水素燃焼の可能性を推定する。
なお，事故時操作手順において，格納容器内圧力を変化させる格納容器スプレイ実
施時には，原子炉格納容器内への空気（酸素）の流入防止を目的として，格納容器内
圧力（D/W）及び格納容器内圧力が以上であることを確認してスプレイ操作を判断することとしている。
格納容器過圧・過温破損シナリオ（代替循環冷却を使用）の格納容器内圧力の変化を図 52-8-6 に示す。有効性評価の結果では，格納容器内圧力が正圧に保たれる結果
52-8-6

となっており，原子炉格納容器への空気流入の可能性がないことを確認している。

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器内圧力上昇
最大圧力 約 0.60MPa[gage]（約 12 時間後）
約 22.5 時間後，代替循環冷却による格納容器スプレイ（連続運転）に切替えるため，圧力が低下

格
納
容
器
圧
力

格納容器限界圧力 0.62MPa(MPa[gage])

再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始

図 52-8-6

格納容器過圧・過温破損シナリオ（代替循環冷却を使用）の格納容器内圧力変化

炉心損傷判断後の初期酸素濃度と保守的な G 値を入力とした評価結果（解析結果）
では，実際の原子炉格納容器内の酸素濃度よりも高く評価されることになるが，原子炉格納容器内での水素燃焼を防止する目的のためには，妥当な推定手段である。
また，格納容器内圧力を確認し，事故後の原子炉格納容器内への空気（酸素）の流入有無を把握することは，炉心損傷判断後の初期酸素濃度と保守的な G 値を入力とした評価結果（解析結果）の信頼性を上げることとなるから，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性を把握する目的のためには，妥当な推定手段である。

52-8-7

53-1

SA 設備基準適合性 一覧表

53-1-1

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 53 条：水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備環境条件における健全性

第1号

静的触媒式水素再結合器

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第
1
項

第
3
号

第
4
号

第
43
条

53-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

その他

関連資料

53-5 試験及び検査

切り替え性

Ｍ

当該系統の使用にあたり系統の切り替え操作が不要

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

他設備から独立

Ａｃ

対象外

対象外

53-3 配置図

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

対象外Ａ

53-3 配置図53-6 容量設定根拠

関連資料（共用しない設備）

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

－

関連資料

第
2
項

対象外

－

試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)

悪影響防止

第
5
号

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

サポート系故障
関連資料(共通要因の考慮対象設備なし)

対象外(サポート系なし)

対象外－

53-1-2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 53 条：水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備環境条件における健全性

第1号

静的触媒式水素再結合器動作監視装置

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第
1
項

第
3
号

53-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第
43
条

試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)

計測制御設備

当該系統の使用にあたり系統の切り替え操作が不要

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

その他(他の設備と遮断器，ヒューズによる
電気的な分離を行う)

Ａｅ

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

対象外Ａ

53-3 配置図53-6 容量設定根拠

関連資料（共用しない設備）

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

53-4 系統図

関連資料

第
2
項

Ｊ

53-5 試験及び検査

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

サポート系故障

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備-対象(同一目的のＳＡ設備あり)Ｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ53-2 単線結線図
53-3 配置図

関連資料

53-1-3

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 53 条：水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備環境条件における健全性

第1号

原子炉建屋水素濃度

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第
1
項

第
3
号

53-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第
43
条

試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)

計測制御設備

当該系統の使用にあたり系統の切り替え操作が不要

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

その他(他の設備と遮断器，ヒューズによる
電気的な分離を行う)

Ａｅ

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

対象外Ａ

53-3 配置図53-6 容量設定根拠

関連資料（共用しない設備）

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

53-4 系統図

関連資料

第
2
項

Ｊ

53-5 試験及び検査

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

サポート系故障

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備-対象(同一目的のＳＡ設備あり)Ｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ53-2 単線結線図
53-3 配置図

関連資料

53-1-4

53-2

単線結線図

53-2-1図1

単線結線図（6 号炉）

53-2-2C/B B1F

C/B B1F

電源
車

D/G

(予備)

MCC 6C-1-7

P/C 6C-1

MCC 6C-1-5

GTG

電源
車

C/B 2F

AM用MCC 6B

M

AM用
動力変圧器

代替所内電気設備

AM用直流
125V充電器

直流
125V充電器

・原子炉建屋水素濃度
・静的触媒式水素再結合器
動作監視装置R/B 4FR/B 4F

緊急用電源切替箱断路器

緊急用高圧母線

荒浜側緊急用
M/C建屋

GTG
予備

第二ガスタービン発電機

R/B 3F

緊急用
電源切替箱
接続装置6AR/B B1F

非常用電気設備【区分Ⅰ】

直流
125V充電器

直流125V分電盤

C/B
MB2F

R/B B1F

動力変圧器

M/C 6C(6A)※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

常設代替
交流電源設備荒浜側常設代替
交流電源設備
設置場所(予備)

AM用直流125V
主母線盤

AM用直流
125V充電器

緊急用
断路器

緊急用
電源切替箱
接続装置6BR/B B1F

GTG

GTG
予備

C/B B1F

R/B B1F

７号炉へ

常設代替
交流電源設備D/G

P/C 6D-1

動力変圧器

M/C 6D(6B)：配線用遮断器

MCC 6D-1-7：切替装置

非常用電気設備【区分Ⅱ】

M ：電動切替装置

：接続装置

：断路器

MCC：モータ・コントロール・センタ

MCC
6D-1-5

R/B 3F

７号炉タービン
建屋南側
第一ガスタービン発電機：遮断器

P/C：パワーセンタ：非常用ディーゼル発電機

D/G

M/C：メタルクラッド開閉装置：ガスタービン発電機

GTG

C/B：コントロール建屋【凡例】

R/B：原子炉建屋

（略語）

図2

単線結線図（7 号炉）

53-2-3C/B B1F

C/B B1F

電源
車

D/G

(予備)

MCC 7C-1-7

P/C 7C-1

非常用電気設備【区分Ⅰ】

直流
125V充電器

直流
125V充電器

直流125V分電盤

C/B
MB2F

R/B B1F

動力変圧器

M/C 7C(7A)※本単線結線図は，今後の検討結果により変更となる可能性がある

MCC 7C-1-4

R/B 3FR/B 2F

常設代替
交流電源設備荒浜側常設代替
交流電源設備
設置場所
GTG

電源
車

緊急用
電源切替箱
接続装置7AC/B 2F

AM用MCC 7B

M

AM用動力変圧器(予備)

代替所内電気設備

AM用直流
125V充電器
・原子炉建屋水素濃度
・静的触媒式水素再結合器
動作監視装置R/B 4FR/B 4FR/B 3F

緊急用電源切替箱断路器

緊急用高圧母線

荒浜側緊急用
M/C建屋

GTG
予備

第二ガスタービン発電機

AM用直流
125V充電器

６号炉へ

緊急用
断路器

GTG

GTG
予備

MCC
7D-1-4C/B B1F

R/B B1F

常設代替
交流電源設備P/C 7D-1

MCC 7D-1-7

非常用電気設備
【区分Ⅱ】

：切替装置

M ：電動切替装置

動力変圧器

M/C 7D(7B)

D/G：配線用遮断器

MCC：モータ・コントロール・センタ
：接続装置

：断路器

R/B 3F

緊急用
電源切替箱
接続装置7BR/B B1F

第一ガスタービン発電機

７号炉タービン
建屋南側：遮断器

P/C：パワーセンタ：非常用ディーゼル発電機

D/G

M/C：メタルクラッド開閉装置：ガスタービン発電機

GTG

C/B：コントロール建屋【凡例】

R/B：原子炉建屋

（略語）

53-3

配置図

53-3-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

図1

機器配置図（6 号炉地上 4 階）

53-3-2

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

図2

機器配置図（6 号炉地上 2 階）

53-3-3

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

図3

機器配置図（6 号炉地下 1 階）

53-3-4

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

図4

機器配置図（6 号炉地下中 2 階及び地下 2 階）

53-3-5

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

図5

機器配置図（7 号炉地上 4 階）

53-3-6

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

図6

機器配置図（7 号炉地上 2 階）

53-3-7

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

図7

機器配置図（7 号炉地下 1 階）

53-3-8

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

図8

機器配置図（7 号炉地下中 2 階及び地下 2 階）

53-3-953-4

系統図53-4-1

1．計装設備の系統概要図
静的触媒式水素再結合器動作監視装置，原子炉建屋水素濃度の系統概要図を図 1 及び 2 に示す。
凡例
信号系

静的触媒式水素再結合器
動作監視装置

TE

TE

原子炉建屋

中央制御室へ

TE
静的触媒式水素再結合器

TETE

ドライウェル

原
子
炉
圧
力
容
器

中央制御室

指示計

サプレッション・
チェンバ

図1

静的触媒式水素再結合器動作監視装置の概略構成図

53-4-2

温度検出器

凡例
信号系

H2E
原子炉建屋内水素濃度

H2E

中央制御室へ

原子炉建屋

H2E

ドライウェル

中央制御室へ
H2E

原
子
炉
圧
力
容
器

中央制御室

H2E

指示計

H2E
中央制御室へ
H2E

サプレッション・
チェンバ

H2E

図2

原子炉建屋水素濃度の概略構成図

53-4-3

水素検出器

53-5

試験及び検査53-5-1

図1

静的触媒式水素再結合器の試験及び検査（6 号炉の例）

53-5-2●ＦＩ

熱電対
データロガー

試験装置

1,500L/h(normal)
大気圧

触媒カートリッジ

コネクタ

ＦＩ

熱電対
●

接続ホース

接続ホース

フローメータ（校正要）

ＦＩ

流量調節弁：ニードルバルブ

ＰＣ

減圧弁

ボンベ容器弁

試験用H2ガスボンベ

ＰＩ

減圧弁付属圧力計（１次側）

静的触媒式再結合器運転性能検査系統図（１／１）

柏崎刈羽原子力電所 第６号機

ＰＩ

減圧弁付属圧力計
（2次側）

試験設備

使用時系統

運転性能検査系統図2
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の試験及び検査

53-5-3

①

温度計

記録計

指示計

中央制御室

①温度検出器の点検として温度１点確認及び絶縁抵抗測定を実施する（点検・検査）

検査用計器
（温度計）

現場

○計装設備の試験・検査について

図3

原子炉建屋水素濃度の試験及び検査

53-5-4

①

水素計

記録計

指示計

中央制御室

①検出器の点検として水素濃度１点の確認を基準ガスによる校正により実施する（点検・検査）

基
準
ガス

現場

53-6

容量設定根拠53-6-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

・静的触媒式水素再結合器
名称

静的触媒式水素再結合器
約0.25(水素濃度4.0vol％，100℃，大気圧において)水素処理容量kg/h/個最高使用温度

℃

300

個数

個

56

【設 定 根 拠】
静的触媒式水素再結合器（以下，PAR という）は，常設重大事故等対処設備として設置する。
PARは，重大事故等時において，原子炉建屋内の水素濃度上昇を抑制し，水素爆発を防止する機能を有する。この設備は，触媒カートリッジ，ハウジング等の静的機器で構成し，運転員による起動操作を行うことなく，格納容器から原子炉建屋に漏洩した水素ガスと酸素ガスを触媒反応によって再結合させることができる。
1．

水素処理容量柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉においては，設置場所に配慮して，触媒
カートリッジが PAR 1 台につき 11 枚設置される PAR-11 タイプを採用する。メーカによる開発試験を通じて，NIS 社製 PAR の 1 個あたりの水素処理容量は，水素濃度，雰囲気圧力，雰囲気温度に対して，以下の式で表される関係にあることが示されている。
PAR の基本性能評価式
DR

A

CH2
100

1 .307

P
T

DR
A
CH2
P
T
SF

3600

SF

･･････････････････（式 1）：水素処理容量（kg/h/個）：定数：PAR 入口水素濃度(vol%)：圧力(10-5Pa)：温度(K)：スケールファクター

スケールファクターSF について，6 号及び 7 号炉は PAR-11 タイプを採用し，PAR には各々11 枚の触媒カートリッジが装荷されるため，SF=「11/88」となる。
スケールファクターの妥当性については別添資料－3 の「2.2.3 静的触媒式水素再結合器の性能試験について」で示す。

53-6-2

これらに以下の条件を想定し，PAR の水素処理容量を算出する。
・水素濃度 CH2
水素ガスの可燃限界濃度 4vol%未満に低減するため，4vol%とする。
・圧力 P
重大事故時の原子炉建屋の圧力は原子炉格納容器からのガスの漏洩によ
り大気圧より僅かに高くなると考えられるが，保守的に大気圧（1.01325
bar）とする。
・温度 T
保守的に 100℃（373.15 K）とする。
以上により，PAR 1 個あたりの水素処理容量は，0.25 kg/h/個（水素濃度4vol%，大気圧=1.01325 bar，温度 100℃=373.15K）となる。

2．

最高使用温度PAR のハウジング，取付ボルトの強度評価を行うため，最高使用温度として300℃を設定する。
PAR は水素再結合反応により発熱するため，雰囲気水素濃度の上昇により温度も上昇する。PAR の設置目的は原子炉建屋の水素爆発防止であるため，水素ガスの可燃限界濃度である 4vol%時における PAR の温度を最高使用温度とする。
水素濃度 4vol%時における PAR の温度については，Sandia National Laboratory(SNL)における試験を参照する。
詳細は別添資料－3 の「添付 2 静的触媒式水素再結合器の最高使用温度について」で示す。

53-6-3

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

3．

個数
実機設計（PAR の個数を踏まえた設計）においては，反応阻害物質ファクターを乗じた式(2)を用いる。反応阻害物質ファクターとは，重大事故時に格納容器内に存在するガス状よう素による PAR の性能低下を考慮したものであり，当社の設計条件においては，保守的に格納容器内設置例での知見に基づいて「0.5」とする。
実機設計における性能評価式
DR

A

CH2
100

1 .307

P
T

3600

DR
A
CH2
P
T
SF
FinhibitSF

Finhibit

FlowO 2････････････式(2）：水素処理容量（kg/h/個）：定数：PAR 入口水素濃度(vol%)：圧力(10-5Pa)：温度(K)：スケールファクター：反応阻害物質ファクター(-)1) 必要個数の計算格納容器からの水素漏洩量を以下のように想定し，これと水素処理量が釣り合うように個数を設定する。なお必要個数の評価に当たっては，静的触媒式水素再結合器の水素処理容量に重大事故時の反応阻害物質ファクターとして 0.5を乗じた水素処理量を用いる。
・水素ガスの発生量：約 1600 kg
・原子炉格納容器の漏洩率：10%／日・反応阻害物質ファクター
・水素処理量・必 要 個 数==

Finhibit＝0.5

0.25 kg/h/個 × 0.5
0.125 kg/h/個=（約 1600 kg ×10%/日）／（24 h/日）／0.125 kg/h/個= 53.3 個

これより，PAR の必要台数は 54 台以上を設置台数とする。なお,実際の PAR 設
置台数は，余裕を見込み 6 号炉に 56 台，7 号炉に 56 台設置する。
2) 水素濃度を可燃限界以下にできることの確認
上記水素処理容量及び個数により，原子炉建屋内の水素濃度を可燃限界以下に抑制できることを，解析評価により確認している。詳細は別添資料－3 の「2.2.1.2設計仕様」で示す。

53-6-4

・静的触媒式水素再結合器動作監視装置（1）設置目的
水素濃度制御設備として，原子炉建屋オペレーティングフロアに静的触媒式水素再結合器を設置し，重大事故等の発生時に原子炉格納容器から原子炉建屋内に水素ガスが漏洩した場合において，原子炉建屋内の水素濃度上昇を抑制し，水素爆発を防止する設計とする。そのため，静的触媒式水素再結合器の動作確認を行うことを目的に静的触媒式水素再結合器の入口側及び出口側に温度計を設置し，中央制御室で監視可能な設計とする。
（2）設備概要
静的触媒式水素再結合器 動作監視装置は，重大事故等対処設備の機能を有しており，静的触媒式水素再結合器 動作監視装置の検出信号は，熱電対にて温度を電気信号に変換した後，静的触媒式水素再結合器 動作監視を中央制御室に指示し，記録する。（図 1 「静的触媒式水素再結合器 動作監視装置の概略構成図」参
照。）
中央制御室

熱電対

（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図1

静的触媒式水素再結合器 動作監視装置の概略構成図（3）計測範囲
静的触媒式水素再結合器動作監視装置の仕様を表 1 に，計測範囲を表 2 に示す。
表1

静的触媒式水素再結合器動作監視装置の仕様

名称
検出器の種類
計測範囲
静的触媒式水素再結合器
熱電対0～300℃
動作監視装置※ 2基の静的触媒式水素再結合器に対して，出入口に1個設置

53-6-5個数
4※取付箇所
原子炉建屋地上4階

表2

静的触媒式水素再結合器動作監視装置の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲

名

称

静的触媒式
水素再結合器
動作監視装置

計測範囲

0～300℃

通常
運転時－

設計基準事故時（運転時の異常な過渡変化時を含む）－

重大事故等時
炉心
損傷前

炉心
損傷後

－

300℃
以下

計測範囲の設定に関する考え方
重大事故時において，静的触媒式水素再結合器作動時に想定される温度範
囲を監視可能である。

＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。
・ 運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。
・ 重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。

53-6-6

・原子炉建屋水素濃度（1）設置目的
原子炉建屋水素濃度は，重大事故等時に水素濃度が変動する可能性のある範囲
で水素濃度を監視することを目的として原子炉建屋内に検出器を設置し，水素濃度を測定する。
（2）設備概要
原子炉建屋水素濃度は，重大事故等対処設備の機能を有しており，原子炉建屋
水素濃度の検出信号は，熱伝導式水素検出器にて水素濃度を検出し，演算装置にて電気信号へ変換する処理を行った後，原子炉建屋水素濃度を中央制御室に指示し，記録する。（図 2,3「原子炉建屋水素濃度の概略構成図」参照。）
熱伝導式
水素検出器

中央制御室
演算装置

指

示

指

示

記

録

（注 1）

（注 2）

図2

原子炉建屋水素濃度の概略構成図
中央制御室

熱伝導式
水素検出器

（注 1）

演算装置

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図3

原子炉建屋水素濃度の概略構成図
53-6-7

（3）計測範囲
原子炉建屋水素濃度の仕様を表 3 に，計測範囲を表 4 に示す。
表3

原子炉建屋水素濃度の仕様

名称

検出器の種類

計測範囲

個数

原子炉建屋水素濃度

熱伝導度方式

0～20vol%

7

表4

取付箇所
原子炉建屋地上4階:2個
原子炉建屋地上2階:2個
原子炉建屋地下1階:1個
原子炉建屋地下中2階：1個
原子炉建屋地下2階:1個

原子炉建屋水素濃度の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲

名

称

原子炉建屋水素濃度

計測範囲

0～20
vol%

通常
運転時

－

設計基準事故時（運転時の異常な過渡変化時を含む）－

重大事故等時
炉心
損傷前

－

炉心
損傷後
2vol%以下

計測範囲の設定に関する考え方
重大事故時において，水
素ガスと酸素ガスの可燃限界（水素濃度：4vol%）を監視可能である。

＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。
・ 運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。
・ 重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。

53-6-8

53-7

その他設備

53-7-1

以下に，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための自主対策設備の概要を示す。
（1）格納容器頂部注水系の設置
格納容器頂部注水系は，重大事故等時において，格納容器頂部を冷却することで格納容器外への水素漏洩を抑制し，原子炉建屋の水素爆発を防止する機能を有する。格納容器頂部は図１に示すように，原子炉ウェルに水を注水することで，格納容器トップヘッドフランジを外側から冷却することができる。格納容器トップヘッドフランジは事故時の過温，過圧状態に伴うフランジ開口で，シール材が追従できない程の劣化があると，閉じ込め機能を喪失する。このシール材は，以前はシリコンゴムを採用していたが，格納容器閉じ込め機能の強化のために耐熱性，耐蒸気性，耐放射線性に優れた改良 EPDM 製シール材に変更し閉じ込め機能強化を図る。改良 EPDM 製シール材は 200℃蒸気が 7 日間継続しても閉じ込め機能が確保できることを確認しているが，シール材の温度が低くなると，熱劣化要因が低下し，閉じ込め機能もより健全となり，原子炉建屋への水素漏洩を抑制できる。

図1

格納容器頂部注水系

53-7-2

概要図格納容器頂部注水系は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），外部接続口等から構成され，重大事故等発生時に原子炉建屋外から代替淡水源（防火水槽又は淡水貯水池）の水，若しくは海水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により原子炉ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却できる設計とする。
なお，ドライウェル雰囲気温度（D/Wヘッド雰囲気温度計）の指示値を中央制御室にて監視することで，継続的に格納容器頂部が冷却できていることを確認可能である。
（2）圧力抑制室プール水浄化系による原子炉ウェル注水の整備
圧力抑制室プール水浄化系により復水貯蔵槽の水を原子炉ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素漏洩を抑制する。
圧力抑制室プール水浄化系の本来の主要機能は，ろ過脱塩装置によりサプ
レッション・プール水の浄化を行い，機器仮置きプール及び原子炉ウェルへの
水張り水としての水質基準を満足させることである。耐震重要度 S クラスの設備ではないが，重大事故等時において設備が健全であれば，復水貯蔵槽の水を原子炉ウェルに注水することで格納容器頂部注水系と同等の効果を期待できる。

図2

圧力抑制室プール水浄化系による原子炉ウェル注水53-7-3

概要図

（3）原子炉建屋トップベント設備の設置
原子炉建屋トップベント設備を設置し，仮に原子炉建屋内の水素濃度が上昇した場合においても，オペレーティングフロア天井部の水素ガスを外部へ排出することで，水素ガスの建屋内滞留を防止する設計とする。
原子炉建屋トップベント設備はワイヤーにて遠隔で操作可能な設計とし，トップベントを開放する場合は，原子炉建屋外への放射性物質の拡散を抑制するため，放水砲による原子炉建屋屋上への放水を並行して実施することとする。
なお，放水砲については「3.12 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための設備」で示す。

図3

原子炉建屋トップベント設備

53-7-4

概要図

54 条
54-1 SA 設備基準適合性一覧
54-2 単線結線図
54-3 配置図54-4 系統図
54-5 試験及び検査
54-6 容量設定根拠54-7 接続図
54-8 保管場所図54-9 アクセスルート図
54-10 その他の燃料プール代替注水設備について
54-11 使用済燃料プール監視設備
54-12 使用済燃料プールサイフォンブレーク孔の健全性について
54-13 使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価
54-14 燃料プール冷却浄化系の位置づけについて
54-15 各号炉の弁名称及び弁番号

目次

54-1
SA 設備基準適合性 一覧表

54-1-1

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料

第1項

第
2
号

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
4
号

切り替え性

第 43 条

第2項

現場操作

ポンプ，ファン，圧縮機（本来の用途として使用）

その他(飛散物)
関連資料

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルート

Ａｂ

対象外

対象外

現場操作

Ａ

54-3 配置図
原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

関連資料

Ａ

54-6 容量設定根拠
より簡単な接続関連資料

Ｃ54-7 接続図
単独の機能で使用

関連資料

Ａｂ54-7 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

54-7 接続図
屋外（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ｂａ

54-8 保管場所
屋外アクセスルートの確保

共通要因故障防止関連資料

サポート系要因

通常時は隔離又は分離

54-3 配置図，54-4 系統図

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

対象外

－

系統設計

第
1
号

Ａ

54-5 試験及び検査

関連資料

設置場所

Ｂ

54-3 配置図

関連資料

第
6
号

第
7
号

54-3 配置図

関連資料

悪影響防止

第
5
号

一覧表（可搬型）

Ｂ

54-9 アクセスルート
防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

－

54-1-2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料

第1項

第
2
号

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
4
号

切り替え性

第 43 条

第2項

現場操作

ポンプ，ファン，圧縮機（本来の用途として使用）

その他(飛散物)
関連資料

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルート

Ａｂ

対象外

対象外

現場操作

Ａ

54-3 配置図
原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

関連資料

Ａ

54-6 容量設定根拠
より簡単な接続関連資料

Ｃ54-7 接続図
単独の機能で使用

関連資料

Ａｂ54-7 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

54-7 接続図
屋外（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ｂａ

54-8 保管場所
屋外アクセスルートの確保

共通要因故障防止関連資料

サポート系要因

通常時は隔離又は分離

54-3 配置図，54-4 系統図

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

対象外

－

系統設計

第
1
号

Ａ

54-5 試験及び検査

関連資料

設置場所

Ｂ

54-3 配置図

関連資料

第
6
号

第
7
号

54-3 配置図

関連資料

悪影響防止

第
5
号

一覧表（可搬型）

Ｂ

54-9 アクセスルート
防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

－

54-1-3

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

可搬型スプレイヘッダ

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料

第1項

操作性
関連資料

54-3 配置図

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

流路

第
4
号

切り替え性

現場操作

関連資料

Ｆ

（本来の用途として使用）

対象外

－

系統設計
その他(飛散物)
関連資料

他設備から独立

Ａｃ

対象外

対象外

54-3 配置図，54-4 系統図

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

可搬 SA の容量

その他設備

関連資料

54-6 容量設定根拠

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルート

より簡単な接続

関連資料

対象外

Ｃ

Ｃ

54-7 接続図
対象外

関連資料

対象外
－

その他

関連資料

－

54-7 接続図
屋内（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ａａ

54-8 保管場所
屋内アクセスルートの確保

関連資料
共通要因故障防止第7号

Ｂ54-5 試験及び検査

関連資料
悪影響防止

第2項

54-3 配置図

第
2
号

第
5
号

第 43 条

一覧表（可搬型）

Ａ

54-9 アクセスルート

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系要因
関連資料（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外（サポート系なし）

対象外－

54-1-4

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性
常設スプレイヘッダ

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第1項
第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第 43 条

試験・検査(検査性，系統構成・外部入力)

流路（本来の用途として使用）

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

他設備から独立

Ａｃ

対象外

対象外

54-3 配置図，54-4 系統図

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

（流路，その他設備）

関連資料

対象外

Ａ

－
（共用しない設備）

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

対象外

－

関連資料

第2項

Ｆ

54-5 試験及び検査

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）対象外－

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障
関連資料（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外（サポート系なし）

対象外－

54-1-5

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

燃料プール冷却浄化系ポンプ

類型化区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第1項
第
3
号

－

操作性

中央制御室操作関連資料

第 43 条

試験・検査(検査性，系統構成・外部入力)

ポンプ，ファン，圧縮機（本来の用途として使用）

関連資料

その他(飛散物)
関連資料

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

弁等の操作で系統構成

Ａａ

対象外

対象外

54-4 系統図
中央制御室操作関連資料

Ｂ－
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ｂ

－
（共用しない設備）

関連資料
共通要因故障防止

第2項

設置場所

対象外

－

系統設計

第
6
号

Ａ

－

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

Ａ

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）対象外－

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障
関連資料（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外（サポート系なし）

対象外－

54-1-6

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

燃料プール冷却浄化系熱交換器

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第1項
第
3
号

－

操作性

中央制御室操作関連資料

第 43 条

試験・検査(検査性，系統構成・外部入力)

熱交換器（本来の用途として使用）

関連資料

その他(飛散物)
関連資料

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

弁等の操作で系統構成

Ａａ

対象外

対象外

54-4 系統図
中央制御室操作関連資料

Ｂ－
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ｂ

－
（共用しない設備）

関連資料
共通要因故障防止

第2項

設置場所

対象外

－

系統設計

第
6
号

Ｄ

－

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

Ａ

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）対象外－

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障
関連資料（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外（サポート系なし）

対象外－

54-1-7

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

熱交換器ユニット

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

海水を通水又は海で使用

Ⅰ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料

第1項

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

熱交換器

関連資料

54-5 試験及び検査

第
4
号

切り替え性

（本来の用途として使用）

第1号

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルート

Ａｂ

内部発生エネルギーの高い流体を内蔵する機器

Ｂａ54-3 配置図，54-4 系統図
現場操作

関連資料

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

Ａ

54-6 容量設定根拠
フランジ接続，より簡単な接続

関連資料

Ｂ，Ｃ

54-7 接続図
単独の機能で使用

関連資料

Ａｂ54-7 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

54-7 接続図
屋外（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ｂａ

54-8 保管場所
屋外アクセスルートの確保

共通要因故障防止関連資料

サポート系要因Ａ

54-3 配置図

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

対象外

通常時は隔離又は分離

関連資料
設置場所

Ｄ

－

系統設計
その他(飛散物)

Ａ，Ｂ

54-3 配置図

関連資料

第
6
号

第
7
号

中央制御室操作，現場操作

関連資料

悪影響防止

第2項

54-3 配置図

第
2
号

第
5
号

第 43 条

一覧表（可搬型）

Ｂ

54-9 アクセスルート
防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

－

54-1-8

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

代替原子炉補機冷却海水ポンプ

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

海水を通水又は海で使用

Ⅰ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料

第1項

第
2
号

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
4
号

切り替え性

第 43 条

第2項

中央制御室操作，現場操作

ポンプ，ファン，圧縮機（本来の用途として使用）

通常時は隔離又は分離

Ａｂ

内部発生エネルギーの高い流体を内蔵する機器

Ｂａ

関連資料

第
1
号

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルート54-3 配置図，54-4 系統図
現場操作

関連資料

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

Ａ

54-6 容量設定根拠
フランジ接続，より簡単な接続

関連資料

Ｂ，Ｃ

54-7 接続図
単独の機能で使用

関連資料

Ａｂ54-7 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

54-7 接続図
屋外（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ｂａ

54-8 保管場所
屋外アクセスルートの確保

共通要因故障防止関連資料

サポート系要因Ａ

54-3 配置図

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

対象外

－

系統設計

設置場所

Ａ

54-5 試験及び検査関連資料

その他(飛散物)

Ａ，Ｂ

54-3 配置図

関連資料

第
6
号

第
7
号

54-3 配置図

関連資料

悪影響防止

第
5
号

一覧表（可搬型）

Ｂ

54-9 アクセスルート
防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

－

54-1-9

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境条件における健全性

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第1項

第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料
試験・検査(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備

切り替え性

当該設備の使用にあたり系統の切り替えが不要

関連資料
悪影響防止

系統設計
その他(飛散物)

その他(他の設備と遮断器，ヒューズによる
電気的な分離を行う)

Ａｅ

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料（共用しない設備）

Ａ

対象外

－

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障対象外

54-6 容量設定根拠

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

54-4 系統図

関連資料

第2項

Ｊ

54-5 試験及び検査

第 43 条
第
5
号

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第1号

SA 設備基準適合性防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-10

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境条件における健全性

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第1項

第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料
試験・検査(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備

切り替え性

当該設備の使用にあたり系統の切り替えが不要

関連資料
悪影響防止

系統設計
その他(飛散物)

その他(他の設備と遮断器，ヒューズによる
電気的な分離を行う)

Ａｅ

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料（共用しない設備）

Ａ

対象外

－

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障対象外

54-6 容量設定根拠

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

54-4 系統図

関連資料

第2項

Ｊ

54-5 試験及び検査

第 43 条
第
5
号

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第1号

SA 設備基準適合性防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-11

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境条件における健全性

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第1項

第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料
試験・検査(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備

切り替え性

当該設備の使用にあたり系統の切り替えが不要

関連資料
悪影響防止

系統設計
その他(飛散物)

その他(他の設備と遮断器，ヒューズによる
電気的な分離を行う)

Ａｅ

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料（共用しない設備）

Ａ

対象外

－

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障対象外

54-6 容量設定根拠

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

54-4 系統図

関連資料

第2項

Ｊ

54-5 試験及び検査

第 43 条
第
5
号

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レ
ンジ）

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第1号

SA 設備基準適合性防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-12

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

類型化
区分

二次格納施設内Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環境条件における健全性

第1号

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第1項

第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料
試験・検査(検査性、系統構成・外部入力)

計測制御設備

切り替え性

当該設備の使用にあたり系統の切り替えが不要

関連資料
悪影響防止

系統設計
その他(飛散物)

その他(他の設備と遮断器，ヒューズによる
電気的な分離を行う)

Ａｅ

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料（共用しない設備）

Ａ

対象外

－

環境条件、自然現象、外部人為事象、溢水、火災
サポート系故障

対象外

－

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

54-4 系統図

関連資料

第2項

Ｊ

54-5 試験及び検査

第 43 条
第
5
号

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）緩和設備又は防止でも緩和でもない設備-対象(同一目的のＳＡ設備あり)Ｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-13

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

類型化
区分

原子炉建屋の二次格納施設外及びその他の建屋内

Ｃ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

環境条件における健全性

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

関連資料
第
2
号
第1項

第
3
号

54-3 配置図

操作性

現場操作

関連資料

54-3 配置図54-9 アクセスルート図

試験・検査(検査性、系統構成・外部入力)

計測制御設備関連資料
第4号
第 43 条

当該設備の使用にあたり系統の切り替えが不要
54-4 系統図
54-9 アクセスルート図
その他(他の設備と遮断器，ヒューズによる
電気的な分離を行う)

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

対象外

関連資料
第
6
号

設置場所

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

Ｂｂ

Ａｅ
対象外

現場（設置場所）で操作可能

Ａa

54-3 配置図
重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料

Ａ

－
（共用しない設備）

関連資料

対象外

－

環境条件、自然現象、外部人為事象、溢水、火災
サポート系故障

Ｊ

－

関連資料

共通要因故障防止

第2項

Ｂd,Bf

54-5 試験及び検査

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

一覧表（常設）

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第1号

SA 設備基準適合性

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備-対象(同一目的のＳＡ設備あり)Ｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-14

54-2
単線結線図

54-2-1

図1

使用済燃料プール監視設備

54-2-2単線結線図（6 号炉）

図2

使用済燃料プール監視設備

54-2-3単線結線図（7 号炉）

54-3
配置図

設置箇所：常設設備の配置及び可搬型設備を使用時に設置する場所
保管場所：可搬型設備を保管している場所：設計基準対象施設：重大事故等対処設備を示す。

54-3-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図1

燃料プール代替注水系
54-3-2

構内全体配置図

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図2

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
第 54 条第 1 項対応 屋外配置図（例）54-3-3

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図3

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
第 54 条第 2 項対応 屋外配置図（例）54-3-4

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図4

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
6 号炉 屋内配置図(1/3)
54-3-5

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図5

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
6 号炉 屋内配置図(2/3)
54-3-6

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図6

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
6 号炉 屋内配置図(3/3)
54-3-7

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図7

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
7 号炉 屋内配置図(1/3)
54-3-8

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図8

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
7 号炉 屋内配置図(2/3)
54-3-9

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図9

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
7 号炉 屋内配置図(3/3)
54-3-10

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図 10

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)
第 54 条第 1 項対応 屋外配置図（例）54-3-11

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図 11

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)
第 54 条第 2 項対応 屋外配置図（例）54-3-12

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 12

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)
6 号炉 屋内配置図
54-3-13

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図 13

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)
7 号炉 屋内配置図
54-3-14

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図 14

燃料プール冷却浄化系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地下 2 階）
54-3-15

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図 15

燃料プール冷却浄化系の機器配置図（6 号炉タービン建屋地上 1 階）
54-3-16

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図 16

燃料プール冷却浄化系の機器配置図（6 号炉タービン建屋地下 1 階）
54-3-17

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 17

燃料プール冷却浄化系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地下 2 階）
54-3-18

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 18

燃料プール冷却浄化系の機器配置図（7 号炉タービン建屋地上 1 階）
54-3-19

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 19

燃料プール冷却浄化系の機器配置図（7 号炉タービン建屋地下 1 階）
54-3-20

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 20

使用済燃料プール監視設備の機器配置図（6 号炉地上 4 階）

54-3-21

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 21

使用済燃料プール監視設備の機器配置図（7 号炉地上 4 階）

54-3-22

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 22

代替原子炉補機冷却系 接続口配置図（6/7 号炉）
54-3-23

54-4
系統図54-4-1

図1

燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）
使用済燃料プールへ注水する場合の系統概要図

54-4-2

図 2 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）
使用済燃料プールへスプレイする場合の系統概要図

54-4-3

図 3 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）
使用済燃料プールへ注水する場合の系統概要図

54-4-4

図 4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）
使用済燃料プールへスプレイする場合の系統概要図

54-4-5

図5

燃料プール冷却浄化系

54-4-6系統概要図

図6

代替原子炉補機冷却系
54-4-7

系統概要図

図7

6 号炉

使用済燃料貯蔵プール監視
カメラ用空冷装置
放射線モニタ

使用済燃料貯蔵プール

監視カメラ

使用済燃料貯蔵プール

高レンジ

54-4-8

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA)

低レンジ

冷却器

コンプレッサー

使用済燃料プール監視設備の全体系統図
使用済燃料プール

使用済燃料ラック

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA広域）

原子炉建屋

指示計

指示計

指示計

表示

中央制御室

凡例

冷却空気

信号系

図8

7 号炉

使用済燃料貯蔵プール監視
カメラ用空冷装置
高レンジ

54-4-9

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA)

放射線モニタ

冷却器

コンプレッサー

使用済燃料プール監視設備の全体系統図

原子炉建屋

使用済燃料ラック

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA広域）

使用済燃料プール

使用済燃料貯蔵プール

監視カメラ

使用済燃料貯蔵プール

低レンジ

指示計

指示計

指示計

表示

中央制御室

凡例

冷却空気

信号系

54-5
試験及び検査54-5-1

図1

可搬型代替注水ポンプの試験及び検査概要図（その 1）

54-5-2

図2

可搬型代替注水ポンプの試験及び検査概要図（その 2）

54-5-3

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図3

代替原子炉補機冷却系熱交換器図（6 号炉）

54-5-4

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図4

代替原子炉補機冷却水ポンプ図（6 号炉）
54-5-5

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図5

代替原子炉補機冷却系熱交換器図（7 号炉）
54-5-6

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図6

代替原子炉補機冷却水ポンプ図（7 号炉）
54-5-7

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図7

代替原子炉補機冷却海水ポンプ図54-5-8

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図8

代替原子炉補機冷却系

系統性能検査（6 号炉）※

※代替循環冷却系使用時の代替原子炉補機冷却系の試験と合わせて実施（50-6）

54-5-9

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図9

代替原子炉補機冷却系

系統性能検査（7 号炉）※

※代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系の試験と合わせて実施（50-6）

54-5-10図 10

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域及び SA）の試験及び検査概要図54-5-11

図 11

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）の試験及び検査概要図54-5-12

前置増幅器

演算装置

中央制御室

②

記録計

①線源校正室より検出器に標準線源を用いて検出器の特性確認を実施（点検・検査）②記録計に模擬入力を実施し動作確認を実施（点検）①

放射線モニタ
検出器

使用済燃料貯蔵プール放射線
モニタ（高レンジ・低レンジ）

線源校正室

図 12

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ及び使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用
空冷装置の試験及び検査概要図

54-5-13②

空冷装置

制御ユニット

中央制御室

監視モニタ

①使用済燃料貯蔵プール監視カメラの外観点検及び表示確認を実施（点検・検査）②空冷装置の外観点検及び動作確認を実施（点検・検査）①

赤外線カメラ

使用済燃料貯蔵プール
監視カメラ

原子炉建屋

54-6
容量設定根拠54-6-1

名

称

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

容量m3/h/台73.5（注１），（120（注２））

吐出圧力

MPa

1.44（注１），（0.85（注２））

最高使用圧力MPa

2.0

最高使用温度

℃

40

出力

kW

110

機器仕様に関する注記

注 1：要求値を示す
注 2：規格値を示す【設 定 根 拠 】
燃料プール代替注水系として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，想定事故１,想定事故２において想定する使用済燃料プールの水位の低下があった場合でも，使用済燃料プールの水位を維持するために必要な容量を有する設計とする（以下、「第 54 条第 1 項対応」という）。
また,使用済燃料プールからの大量の水の漏洩等により使用済燃料プールの水位が維持できない場合でも，使用済燃料に直接スプレイすることで，燃料損傷を緩和するとともに，環境への放射性物質放出を可能な限り低減するために必要な容量を有する設計とする（以下、「第 54 条第 2 項対応」という）。
なお，第 54 条第 2 項対応として確保する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の必要台数は 1 プラント当り 2 台となる
が，故障時のバックアップ及び保守点検による待機除外時のバックアップを考慮し，2 プラント合計で 9 台を確保する。
第 54 条第 1 項対応として確保する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の必要台数はこれに内包される。

1. 容量

73.5（注 1），（120（注 2））

第 54 条第 1 項対応における可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の必要容量は，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性評価解析（原子炉設置変更許可申請書添付資料十）において，有効性が確認されている可搬型代替注
水ポンプの容量として，可搬型スプレイヘッダを使用する場合及び常設スプレイヘッダを使用する場合ともに，45m3/h以上とする。
また，第 54 条第 2 項対応における必要容量は補足説明資料「使用済燃料プール(SFP)スプレイ設備の冷却能力について」(54-6-10～25)で説明されている容量として，可搬型スプレイヘッダを使用する場合は 45.4m3/h 以上，常設スプ
レイヘッダを使用する場合は 73.5 m3/h とする。
（ここで，常設スプレイヘッダを使用する場合は，防火水槽からの汲み上げを可搬型代替注水ポンプを 2 台並列運転することから，必要流量 132～147 m3/h の半分の 66～73.5 m3/h を容量とする。
）
これを上回るものとして，可搬搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される性能である 120m3/h 以上（規格放水量）を容量の公称値とする。

54-6-2

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2. 吐出圧力1.92（注 1），（0.85（注 2））

燃料プール代替注水系で使用する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の必要吐出圧力は，ポンプ設置位置から注水先である使用済燃料プールまでの実揚程，ホース圧損及び配管・機器類圧損を基に設定する。

2.1 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第 54 条第 1 項対応の場合
6 号炉及び 7 号炉の複数あるホース敷設ルートのうち最も保守的な，を使用する場合の必要吐出圧力を以下に示す。
実揚程 約
ホース圧損 約※1

ホース湾曲による影響 約※1

機器類圧損 約―――――――――――
合 計 約 1.02MPa

2.2 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応の場合
6 号炉及び 7 号炉の複数あるホース敷設ルートのうち最も保守的な，を使用する場合の必要吐出圧力を以下に示す。
（第 54 条第 2 項対応における保守的な流量として 45.4m3/h を用いて算出する。
）
実揚程 約
ホース圧損 約※1

ホース湾曲による影響 約※1

機器類圧損 約―――――――――――
合 計 約 1.44MPa※1：ホースについては保守的な想定で評価したものである。湾曲の評価については 54-6-26,27 参照。
詳細設計においては，重大事故時のホースの取り回し，作業性,他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。

2.3 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 1 項対応の場合
6 号炉及び 7 号炉の複数ある接続口のうち最も保守的な，力を以下に示す。

54-6-3を使用する場合の必要吐出圧

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実揚程 約
ホース圧損 約※1

ホース湾曲による影響 約※1

機器類圧損 約――――――――――――
合 計 約 0.71MPa※1 :ホースについては保守的な想定で評価したものである。湾曲の評価については 54-6-26,27 参照。
詳細設計においては，重大事故時のホースの取り回し，作業性,他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。

2.4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応の場合
吐出圧力の評価としては使用済燃料プールへの注水及びスプレイを行うポンプが支配的となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応において使用済燃料プールへの注水及びスプレイを行うポンプとして使用しないことから，本評価については可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）において評価を行う。

2.5 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吐出圧力
可搬搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される性能である 0.85MPa（規格放水圧力）を吐出圧力の公称値とする。
ただし，可搬搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，回転数を調整することで 2.1～2.3 の必要吐出圧力を確保可能である。

3. 最高使用圧力
保守的に接続先のホースと同等とし，2.0MPa とする。

4. 最高使用温度
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用温度は，水源である淡水及び海水の温度が常温程度であるため，40℃とする。

5. 原動機出力
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の原動機については，必要な性能（消防法に基づく技術上の規格）を発揮する出力を有するものとして約 110kW とする。

54-6-4

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6.可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の性能曲線
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の性能曲線を以下に示す。

図 1 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）性能曲線

54-6-5

名称

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）

容量m3/h/台147（注 1），（168（注 2））

吐出圧力

MPa

1.97（注 1），（0.85（注 2））

最高使用圧力MPa

2.0

最高使用温度

℃

40

出力

kW

160

機器仕様に関する注記

注 1：要求値を示す
注 2：規格値を示す【設 定 根 拠 】
燃料プール代替注水系として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，想定事故１,想定事故２において想定する使用済燃料プールの水位の低下があった場合でも，使用済燃料プールの水位を維持するために必要な容量を有する設計とす
る（以下、「第 54 条第 1 項対応」という）。

また,使用済燃料プールからの大量の水の漏洩等により使用済燃料プールの水位が維持できない場合でも，使用済燃料に直接スプレイすることで，燃料損傷を緩和するとともに，環境への放射性物質放出を可能な限り低減するために必要な容量を有する設計とする（以下、「第 54 条第 2 項対応」という）。

なお，第 54 条第 1 項対応として確保する可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）のみで必要台数を確保するため制限を設けず，第 54 条第 2 項対応として確保する可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，1 台でプ
ラント 1 基の使用済燃料プールのスプレイ冷却が可能なため，2 基合計で 2 台を確保する。

1. 容量147（注 1），（168（注 2））

第 54 条第 1 項対応における可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の必要容量は，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性評価解析（原子炉設置変更許可申請書添付資料十）において，有効性が確認されている可搬型代替注水ポンプの注水容量である 45m3/h とする。
また，第 54 条第 2 項対応における必要容量は補足説明資料「使用済燃料プール(SFP)スプレイ設備の冷却能力について」(54-6-10～25)で説明されている容量として，可搬型スプレイヘッダを使用する場合は 45.4m3/h 以上，常設スプレイヘッ
ダを使用する場合は 132～147m3/h とする。

これを上回るものとして，可搬搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用
していることから，その規格上要求される性能である 168m3/h 以上（規格放水量）を容量の公称値とする。

54-6-6

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2. 吐出圧力1.97（注 1），（0.85（注 2））

燃料プール代替注水系で使用する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の必要吐出圧力は，ポンプ設置位置から注水先である使用済燃料プールまでの実揚程，ホース圧損及び配管・機器類圧損を基に設定する。

2.1 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第 54 条第 1 項対応の場合
6 号炉及び 7 号炉の複数あるホース敷設ルートのうち最も保守的な，を使用する場合の必要吐出圧力を以下に示す。

実揚程 約
ホース圧損 約※1

ホース湾曲による影響 約※1

機器類圧損 約――――――――――――
合 計 約 1.02MPa

2.2 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応の場合
6 号炉及び 7 号炉の複数あるホース敷設ルートのうち最も保守的な，を使用する場合の必要吐出圧力を以下に示す。
（第 54 条第 2 項対応における必要容量として 45.4m3/h を用いて算出する。
）

実揚程 約
ホース圧損 約※1

ホース湾曲による影響 約※1

機器類圧損 約――――――――――――
合 計 約 1.44MPa※1：ホースについては保守的な想定で評価したものである。湾曲の評価については 54-6-26,27 参照。
詳細設計においては，重大事故時のホースの取り回し，作業性，他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。

54-6-7

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2.3 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 1 項対応の場合
6 号炉及び 7 号炉の複数ある接続口のうち最も保守的な，を使用する場合の必要吐出圧力を以下に示す。

実揚程 約
ホース圧損 約※1

ホース湾曲による影響 約※1

機器類圧損 約――――――――――――
合 計 約 0.71MPa

2.4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応の場合
6 号炉及び 7 号炉の複数あるホース敷設ルートのうち最も保守的な，を使用する場合の必要吐出圧力を以下に示す。

実揚程 約
ホース圧損 約※1

ホース湾曲による影響 約※1

機器類圧損 約――――――――――――
合 計 約 1.97MPa※1：ホースについては保守的な想定で評価したものである。湾曲の評価については 54-6-26,27 参照。
詳細設計においては，重大事故時のホースの取り回し，作業性，他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。

2.5 可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の吐出圧力
可搬搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される性能である 0.85MPa（規格放水圧力）を吐出圧力の公称値とする。
ただし，可搬搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，回転数を調整することで 2.1～2.4 の必要吐出圧力を確保可能である。

54-6-8

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3. 最高使用圧力
接続先のホースと同等とすることから，2.0MPa とする。

4. 最高使用温度
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の最高使用温度は，水源である淡水及び海水の温度が常温程度であるため，40℃とする。

5. 原動機出力
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の原動機については，必要な性能（消防法に基づく技術上の規格）を発揮する出力を有するものとして約 160kW とする。

6.可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の性能曲線
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の性能曲線を以下に示す。

図 2 可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）性能曲線

54-6-9

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可搬型代替注水ポンプの必要 NPSH の評価について
使用条件下においてポンプがキャビテーションを起こさないことを確認するため，ＮＰＳＨの評価を行う。
（1）可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
使用済燃料プールへの可搬型スプレイヘッダを使用した注水に必要となる流量（45m3/h）及び揚程（1.02MPa）から，ポンプの必要回転数を 2600rpm とする。この回転数において，所定の流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 1 の水頭に余裕を見込み，

図1

とする。

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）NPSH

有効 NPSH は，水源となる防火水槽の設置件から，下記のとおり算出する。
有効 NPSH＝Ha＋Hs－Hl－hs＝10.3－4.6－－0.8＝
ここで，Ha：大気圧
Hs：吸込揚程
Hl：吸管圧損
hs：飽和蒸気圧水頭
これらの算出結果から，有効 NPSH

＞必要 NPSH

テーションを起こすことなく運転することが可能である。

54-6-10を満足するため，ポンプはキャビ

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（2）可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）＜接続口側可搬型代替注水ポンプ＞
使用済燃料プールへの常設スプレイヘッダを使用したスプレイに必要となる流量（147m3/h）及び揚程（1.97MPa）から，ポンプの必要回転数を 3600rpm とする。この回転数において，所定の流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 2 の水頭に余裕を見込み，

図2

とする。

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）NPSH

有効 NPSH は，水源となる防火水槽の設置件から，下記のとおり算出する。
有効 NPSH＝Ha＋Hs－Hl－hs
ここで，Ha：元車からの吐出圧力
Hs：揚程
Hl：吸込圧損
hs：飽和蒸気圧水頭
ポンプにおいてキャビテーションの発生を防ぐため，有効 NPSH＞必要 NPSH となる Ha を設定す
ると，Ha はとなる。

＜防火水槽側可搬型代替注水ポンプ＞
接続口側可搬型代替注水ポンプに必要となる流量（73.5m3/h/台）及び揚程から，ポンプの必要回転数を 2400rpm とする。
この回転数において，所定の流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）
は，図 1 の水頭に余裕を見込み，とする。

54-6-11

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一方，有効 NPSH は，水源となる防火水槽の設置条件から，下記のとおり算出する。
有効 NPSH＝Ha’＋Hs’－Hl’－hs’＝10.3－4.6－－0.8＝
ここで，Ha’：大気圧
Hs’：吸込揚程
Hl’：吸管圧損
hs’：飽和蒸気圧水頭
これらの算出結果から，有効 NPSH

＞必要 NPSH

テーションを起こすことなく運転することが可能である。

54-6-12を満足するため，ポンプはキャビ

使用済燃料プール（SFP）スプレイ設備の冷却能力について
1．概要
SFP スプレイ設備の冷却能力は，SFP 水位が維持できない状態における燃料損傷の緩和を目的として，SFP 内燃料集合体の崩壊熱量を除去可能なスプレイ水量を確保する設計とする。
可搬型スプレイヘッダ及び常設スプレイヘッダの冷却能力は下記の設計方針により決定する。
（1）可搬型スプレイヘッダ
・SFP 内燃料集合体の崩壊熱量を水の潜熱及び顕熱によって除去可能な流量を確保
・NEI 06-12 の可搬型スプレイヘッダの必要スプレイ流量を満足すること・スプレイヘッダ１台で，SFP 内の全燃料集合体に対しスプレイ水を散布可能な放水範囲※１を確保※1 ：可搬型スプレイヘッダの必要スプレイ量は，事故後の現場状況に対する柔軟なスプレイヘッ
ダ配置を可能とするため，評価基準として，燃料集合体とスプレイヘッダ配置から定まるス
プレイ分布でなく，燃料全体へ散布可能な放水範囲を判断基準を用いる。

（2）常設スプレイヘッダ
・必要スプレイ流量として，SFP 内燃料集合体の崩壊熱量を水の潜熱及び顕熱によって除去可能な流量を確保・冷却に寄与するスプレイ流量は，燃料ラック内に入るスプレイ水のみとする
・スプレイ分布は，燃料集合体とスプレイヘッダ配置から定まるスプレイ分布として，取出し直後の燃料集合体を 2 炉心分※２保管可能なエリアを確保※2 ：原子炉から全燃料（1 炉心分）を取出し，市松状に配置可能なことを考慮し，2 炉心分のエリアを確保

54-6-13

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2.

可搬型スプレイヘッダの冷却能力（1）必要スプレイ量の評価
a．評価条件・ SFP 内の冷却水が流出して使用済燃料が全露出している状態を想定する。
・ 使用済燃料の崩壊熱量をスプレイ水により冷却できるスプレイ流量を算出する。
・ スプレイ水の顕熱は 40℃～100℃で 2516.6kJ/kg(1980 年 JSME 蒸気表)・ スプレイ水の蒸発潜熱は 100℃,大気圧で 2256.9kJ/kg(1980 年 JSME 蒸気表)
・ 水の比容積は 40℃で 0.00100781m3/kg
・ 燃料集合体の熱出力（1～5 号炉）：
・ 燃料集合体の熱出力（6 号炉及び 7 号炉）：
b．SFP 内の合計崩壊熱量
SFP 内の総崩壊熱量として,6 号炉の評価結果を表 1 に,7 号炉の評価結果を表 2 に示す。また,SFP 内の合計崩壊熱量は下記の通りとなる。
・6 号炉：12.039MW・7 号炉：12.062MW

54-6-14

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表1

取出
号炉

６

７

５

４

３

２

１

燃料取出直後の SFP 内燃料集合体の崩壊熱量（6 号炉）
照射期間
冷却時間
燃料体数
合計崩壊熱
[体]
[MW]
サイクル
時間 [s]
サイクル
時間 [s]
５
1.84×108３
1.29×108４
1.47×108３
1.29×1088
５
1.84×10２
8.57×1078
４
1.47×10２
8.57×1078
５
1.84×10１
4.37×1078
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
３
1.10×10０
8.64×1058２
7.36×10０
8.64×1058
１
3.68×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×105
合計
3202
12.03954-6-15

備考―

号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）―

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表2

取出
号炉

７

６

５

４

３

２

１

燃料取出直後の SFP 内燃料集合体の崩壊熱量（7 号炉）
照射期間
冷却時間
燃料体数
合計崩壊熱
[体]
[MW]
サイクル
時間 [s]
サイクル
時間 [s]
５
1.84×108３
1.29×108４
1.47×108３
1.29×1088
５
1.84×10２
8.57×1078
４
1.47×10２
8.57×1078
５
1.84×10１
4.37×1078
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
３
1.10×10０
8.64×1058２
7.36×10０
8.64×1058
１
3.68×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×105
合計
3236
12.06254-6-16

備考―

号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）―

c．必要スプレイ流量の評価式
SFP 内燃料体の崩壊熱をスプレイ水の気化熱によって取り除くために必要なスプレイ
流量 V1（m3/h）は，SFP 内燃料体の崩壊熱 Q による SFP 水の蒸散量に等しいとして,以下の式を用いて算出した。
V1＝Q÷（Hsh＋Hlh）×m×3600
Q ：SFP 内燃料集合体の合計崩壊熱[kW]Hsh ：水の顕熱（40℃～100℃）[kJ/kg]
Hlh ：飽和水の蒸発潜熱[kJ/kg]
m ：水の比容積[m3/kg]

d．評価結果表3

6 号及び 7 号炉の崩壊熱相当スプレイ流量

想定崩壊熱

崩壊熱相当スプレイ流量

6 号炉 全炉心燃料取出し後

9.128m3/h

7 号炉 全炉心燃料取出し後

9.168m3/he．まとめ
SFP の熱負荷が最大となるような組み合わせで使用済燃料を貯蔵した場合に，当該の使用済燃料の崩壊熱除去に必要なスプレイ流量は 6 号炉で 9.128m3/h,7 号炉で 9.168 m3/hである。
柏崎刈羽 6 号炉及び 7 号炉において設置する，可搬型スプレイヘッダ 2 台により,上記
流量及び NEI106-12 で要求されるスプレイ流量（200gpm≒46m3/h）を確保することで,上記スプレイ流量を，満足することが可能である。
以上より,必要スプレイ流量は保守側の 46 m3/h 以上とする。

54-6-17

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（2）必要スプレイ流量に対する放水範囲について
a．可搬型スプレイヘッダの放水試験
下記放水条件で放水試験により，図 1 に示すスプレイ分布を満足することを確認している。
・放水角度（仰角）：30°・旋回角度：±40°・流量：800L/min（48m3/h）
・スプレイヘッダ元圧：0.5MPa
・試験時間：60sec
・φ210 ㎜の測定容器を並べ，放水量を確認

図1

可搬型スプレイヘッダの放水範囲

b．使用済燃料プールへの放水範囲
放水試験結果から，6 号炉及び 7 号炉では，通常時，SFP 周辺にスロッシング防止用の柵（高さ約 1m）
，燃料交換機が配置されているため，可搬型スプレイヘッダは図 2 及び図 3 に示すように 2 箇所からスプレイすることで可搬型スプレイヘッダ１台により SFP
内の燃料集合体全てに対しスプレイすることが可能となる。

54-6-18

図2

可搬型スプレイヘッダのスプレイ範囲（南面からスプレイする場合）

図3

可搬型スプレイヘッダのスプレイ範囲（北面からスプレイする場合）

54-6-19

（5）SFP からの漏洩時における遮蔽水位を確保可能な時間について
SFP からの漏洩時において，可搬型スプレイヘッダを配置する場合， SFP 周辺線量率が10mSv/h 以下を満足するために必要な遮蔽水位（通常水位 NWL‐2.1m）までの水位低下時間とスプレイヘッダを配置する時間の関係を整理した。
NWL から遮蔽水位までの SFP からの水位低下量は，6 号炉：483m3，7 号炉：504m3 である。
ここで，SFP からの漏洩量を 200gpm（46m3/h）とした場合，遮蔽水位到達までの時間は，
6 号炉：10.6 時間，7 号炉：11.1 時間となり，約 10 時間となる。一方で，原子炉建屋１階
から SFP のある原子炉建屋 4 階まで仮設ホースを配置する時間は，訓練実績として約 30 分
であることから，十分な時間的な余裕のある対応が可能である。

54-6-20

3. 常設スプレイヘッダの冷却能力（1）前提条件①燃料プールの状態
SFP は，燃料集合体の総発熱量が最大で保有水量が最小となるプールゲート閉の状態とする。また，SFP 内の崩壊熱量は，停止時最大として，原子炉から全燃料（1 炉心分）を取出した直後で，号機間輸送分を含めて全燃料ラックに燃料集合体を保管している状態を仮定し算出する。
②燃料集合体の配置
SFP 内の燃料集合体を取出し直後の燃料を配置する「高温燃料域」，号機間輸送分を含めたその他の 1 サイクル以上冷却された燃料を配置する「低温燃料域」の 2 つのエリアに分け，「高温燃料域」は取出し直後の燃料を分散配置（市松配置）が可能な様に 2 炉心以上のエリアを確保する。
③燃料集合体の冷却期間
SFP 内の崩壊熱は，1 体当りの発熱量で定義し，高温燃料域は取出し直後の最大の崩壊
熱の燃料集合体で満たされ，低温燃料域は１サイクル冷却された燃料の最大の崩壊熱の燃料集合体で満たされているとする。
④必要スプレイ流量・単位面積当たりの必要スプレイ流量「高温燃料域」及び「低温燃料域」に対する崩壊熱を除去可能な単位面積当たりのスプレイ流量を確保する。
・必要スプレイ流量
必要スプレイ流量は，燃料ラック内に入るスプレイ流量とし，実機スケールの実証試
験により，燃料配置に応じた単位面積当たりの必要スプレイ流量を満足する流量を測定する。（SFP 外へ漏れるスプレイ流量や，燃料ラック外表面に付着したスプレイ水による燃料ラックを介した伝熱，SFP 内部を冷却することによる輻射伝熱等は，崩壊熱の除去に寄与しないとする。
）
なお，本設備は可搬型の注水ポンプを使用することから，実際のスプレイ流量にばらつきが生じることが想定される。そこで，必要スプレイ流量に一定の設計範囲を設け，スプレイ流量にばらつきが生じた場合においても，一定のスプレイ分布を維持可能な設計とする。

54-6-21

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（2）SFP 内の崩壊熱量
a．評価条件・崩壊熱計算：May-Witt を使用
・１炉心取出しまでの期間：10 日間・定検期間：70 日
・運転期間：426 日
・不確定性：May-Witt の不確定性として 10%を考慮
・最大照射期間：5 サイクル（1.84×108 秒）
・燃料集合体の熱出力（1～5 号炉）：
・燃料集合体の熱出力（6 号及び 7 号炉）：
b．評価結果
SFP 内の崩壊熱量として，6 号炉の評価結果を表 4 に，7 号炉の評価結果を表 5 に示す。
6 号及び 7 号炉の高温燃料域及び低温燃料域の燃料集合体 1 本当りの最大の崩壊熱量は，照射時間及び冷却時間に依存し，下記の通り 6 号及び 7 号炉で同じ値となる。
・高温燃料域：・低温燃料域：

54-6-22

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表4
取出
号炉

６

７

５

４

３

２

１

サイクル
５
４
５
４
５
４
５
４
３
２
１
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４

照射期間
時間 [s]
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.10×108
7.36×108
3.68×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108

燃料取出直後の SFP 内燃料集合体の崩壊熱量（6 号炉）

サイクル
３
３
２
２
１
１
０
０
０
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０

冷却時間
時間 [s]
1.29×108
1.29×108
8.57×107
8.57×107
4.37×107
4.37×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105

燃料体数[体]

1 体当りの崩壊熱[MW／体]

備考―

号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）

54-6-23

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表5
取出
号炉

７

６

５

４

３

２

１

サイクル
５
４
５
４
５
４
５
４
３
２
１
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４

照射期間
時間 [s]
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.10×108
7.36×108
3.68×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108

燃料取出直後の SFP 内燃料集合体の崩壊熱量（7 号炉）

サイクル
３
３
２
２
１
１
０
０
０
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０

冷却時間
時間 [s]
1.29×108
1.29×108
8.57×107
8.57×107
4.37×107
4.37×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105

燃料体数[体]

1 体当りの崩壊熱[MW／体]

備考―

号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）号機間輸送分
（1050 日冷却後）

54-6-24

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（3）単位面積当たりの必要スプレイ流量
a．評価方法
単位面積当たりの必要スプレイ流量は下記の評価条件に基づき，崩壊熱をスプレイ水により冷却可能な単位面積当たりのスプレイ流量を算出する。
・SFP 内の燃料集合体は全露出している状態を想定
・崩壊熱の除熱効果は，スプレイ水の顕熱冷却及び蒸発潜熱冷却のみを期待
・高温燃料域及び低温燃料域の崩壊熱量をスプレイ水により冷却できる単位面積当たりのスプレイ流量を算出
b．評価条件・スプレイ水の温度は保守的に 40℃と想定
・水の顕熱は 40℃～100℃で 251.6kJ/kg（1980 年 JSME 蒸気表）
・水の蒸発潜熱は 100℃，大気圧で 2256.9kJ/kg（1980 年 JSME 蒸気表）
・水の比容積は 40℃で 0.00100781m3/kg（1980 年 JSME 蒸気表）
・6 号及び 7 号炉のチャンネルボックスの面積は・SFP 面積は 6 号炉：，7 号炉：

c．評価式
単位面積当たりの必要スプレイ流量[m3/h/m2]は，以下の計算式を用いて評価を行う。
高温燃料域： VAH＝QH÷（Hsh＋Hlh）×m×3600÷Ach

低温燃料域： VAL＝QL÷（Hsh＋Hlh）×m×3600÷Ach

QH ：高温燃料の１本当りの最大崩壊熱[kW／本]QL ：低温燃料の１本当りの最大崩壊熱[kW／本]
Hsh ：水の顕熱（40℃～100℃）[kJ/kg]
Hlh ：飽和水の蒸発潜熱[kJ/kg]
m ：水の比容積[m3/kg]
Ach ：チャンネルボックス１体当りの面積[m2／本]
d．評価結果
表66 号及び 7 号炉の単位面積当たりの必要スプレイ流量
単位面積当たりの必要スプレイ流量

高温燃料域（取出し直後）
低温燃料域（1 サイクル冷却後）

54-6-25

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（4）必要スプレイ流量a．測定方法
試験設備は，基準として床面を燃料頂部の高さと仮定し，実機寸法を模擬して図 4 のようにポンプ，流量計，流量調整弁，ヘッダ管，ノズルを設置した。また，足場とブルーシートにより SFP プール壁面を模擬することで，実機 SFP と同様のスプレイ状態で試験可能な考慮を実施した。

図4

試験設備概要図

b．測定条件・スプレイ時間：2min
・測定容器開口面積：318 ㎜×318 ㎜

c．判定基準
表 7 スプレイ実証試験の判定基準
単位面積当たりの必要スプレイ流量

必要スプレイ範囲

高温燃料域

2 炉心以上の燃料

低温燃料域

全ての燃料

54-6-26

d．測定結果①スプレイ状態の確認
試験のスプレイ状態について，スプレイ前の状況を図 5，スプレイ状態の状況をを
図 6 に示す。
図 6 のスプレイ状態から，スプレイヘッダの複数のノズルからのスプレイ水は互いに衝突等の干渉がなく燃料域上部に均質に広がることが確認できる。

図5

図6

スプレイ前の状況（スプレイ量：0m3/h）

スプレイ状態の試験状況（スプレイ量：132m3/h）

54-6-27

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②必要スプレイ流量の測定結果
6 号炉の実証試験結果を表 8 に，7 号炉の実証試験結果を表 9 に示す。
6 号及び７号炉ともに，単位面積当たりの必要スプレイ流量を満足する高温燃料域を 2
炉心以上確保し，全てのエリアに対し低温燃料域の単位面積当たりの必要スプレイ流量を満足することが可能である。
また，必要スプレイ流量は，下記の範囲で上記単位面積当たりのスプレイ量を満足するスプレイ分布を一定に保つことが可能である。なお，7 号炉のスプレイ分布と燃料配置を示す。
・スプレイ流量：2200～2450L/min（132～147m3/h）

表8

スプレイ実証試験結果（6 号炉）

単位面積当たりの必要スプレイ流量

必要スプレイ範囲

高温燃料域

2.36 炉心分

低温燃料域

全燃料ラック
表9

スプレイ実証試験結果（7 号炉）

単位面積当たりの必要スプレイ流量

必要スプレイ範囲

高温燃料域

2.34 炉心分

低温燃料域

全燃料ラック

図7

使用済燃料プールスプレイ時のスプレイ分布
54-6-28

ホースの湾曲による圧力損失に対する考え方について
消防用ホースの圧力損失の評価については，実際に配備するホースのメーカが様々であること，また，今後のホース調達先や年式等の種別による個体差等を考慮し，最も一般的な仕様である，『新・消防機器便覧「消防水力学」（東京消防庁監修，東京消防機器研究会編著）』における理論値を使用する。
消防用ホースの湾曲による圧力損失への影響について

1 湾曲（90°）が 4 回発
生した場合

図1

想定される消防ホースの引き回しパターン（イメージ）＜1 湾曲（90°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×v2/（2g）〇損失ヘッド fc
ホースの湾曲による損失ヘッドは新・消防便覧に記載されている曲率半径1000mm における 90°湾曲時の損失ヘッドである
fc=0.068･･･［MPa］(ⅰ)
を引用する。
〇流速 v
v=Q/A
・Q=流量について
流量は各使用条件に合わせた値を用いて評価を行う。
ここでは，例示として， 90［m3/h］の場合の計算を示す。
ホース 2 線で送水した場合，1 線あたり 45[m3/h]＝0.75[m3/min]となる。
・A＝管路の断面積について
A＝πr2 であることから，75A のホースを使用した場合を想定すると,
r=0.038［m］となる。よって，A=0.00454[m2]54-6-29

・流速 v=Q/A より
v=165.1982[m/min]= 2.7533[m/s] ･･･(ⅱ)
〇上記(ⅰ)(ⅱ)より，１湾曲（90°）あたりの圧力損失を求める。
hc＝fc×v2/(2g)より，重力加速度 9.8[m/s2]を用いて
hc＝0.068×(2.75332/(2×9.8))×3＝0.079[m]54-6-30

・使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）（1）設置目的
使用済燃料プールの水位，水温について，使用済燃料プールに係る重大事故等
により変動する可能性のある範囲にわたり監視するため，使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA 広域）を設置する。
（2）設備概要
使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の検出信号は，熱電対にて温度を電気信号に変換した後，使用済燃料貯蔵プール温度（SA広域）を中央制御室に指示し，記録する。
使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，T.M.S.L.20180mm から 15 箇所に設置した液相及び気相の熱電対にて温度を電気信号に変換した後，中央制御室に指示し，記録する。気相と液相の差温度を確認することにより間接的に水位を監視することができる。（図 10 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構
成図」参照）
中央制御室

熱電対

警報
指示

（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 10

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図
54-6-31

（3）計測範囲
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の仕様を表 11 に，計測範囲を表12 に示す。
表11
名

称

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA広域）の仕様
種

類

計

測

範

囲

個

数

取 付 個 所

6 号炉：T.M.S.L.20180～

使用済燃料貯蔵プール
熱電対
水位・温度（SA 広域）

31170mm

6 号炉：17 号炉： T.M.S.L.20180～（検出点 14 箇所）

原子炉建屋

31123mm

7 号炉：1

地上 4 階

6 号炉：0～150℃（検出点 14 箇所）

7 号炉：0～150℃

表１２

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲
設計基準事故時

名

称

計測範囲
通常運転時

重大事故等時関する考え方（運転時の異常な過渡変化時を含む）

計測範囲の設定に

炉心損傷前

炉心損傷後

T.M.S.L.31395mm
T.M.S.L.20180～

T.M.S.L.31395mm

N.W.L から-1.2m(T.M.S.L.30195mm)（6 号炉）

使用済燃料

31170mm（6 号炉）

貯蔵プール

T.M.S.L.20180～

水位・温度

31123mm（7 号炉）（6 号炉）（6 号炉）

重大事故時における使用

N.W.L から-1.2m(T.M.S.L.30190mm)

済燃料プールの変動する（7 号炉）

範囲について水位及び温T.M.S.L.31390mm
T.M.S.L.31390mm（7 号炉）（7 号炉）（N.W.L 付近）（SA 広域）度を監視可能である。
0～150℃（6 号炉）

52℃以下（6 号炉）

66℃以下（6 号炉）

0～150℃（7 号炉）

52℃以下（7 号炉）

66℃以下（7 号炉）

0～100℃＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。
・ 運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。
重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。

54-6-32

・使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）（1）設置目的
使用済燃料プールの水位について，使用済燃料プールに係る重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり監視するため，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）を設置する。
（2）設備概要
使用済燃料貯蔵プール温度（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール温度（SA）の検出信号は，熱電対にて温度を電気信号に変換した後，使用済燃料貯蔵プール温度（SA）を中央制御室に指示し，記録する。
使用済燃料貯蔵プール水位（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，T.M.S.L.23420mm（6 号炉），T.M.S.L.23373mm（7 号炉）から 9 箇所に設置した液相及び気相の熱電対にて温度を電気信号に変換した後，中央制御室に指示し，記録する。気相と液相の差温度を確認することにより間接的に水位を監視することができる。（図 11 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の概略構成図」参照）
中央制御室
熱電対
（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 11

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の概略構成図

54-6-33

（3）計測範囲
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の仕様を表 13 に，計測範囲を表 14
に示す。
表13
名

称

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の仕様
種

類

計

測

範

囲

個

数

取 付 個 所

6 号炉： T.M.S.L.23420～

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA）

熱電対

30420mm

6 号炉：17 号炉： T.M.S.L.23373～（検出点 8 箇所）

原子炉建屋

30373mm

7 号炉：1

地上 4 階

6 号炉：0～150℃（検出点 8 箇所）

7 号炉：0～150℃

表 14

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲
設計基準事故時

名

称

計測範囲
通常運転時

使用済燃料

T.M.S.L.31395mm

30420mm（6 号炉）（6 号炉）

計測範囲の設定に関する考え方（運転時の異常な過渡変化時を含む）

T.M.S.L.23420～

重大事故等時

炉心損傷前

炉心損傷後

N.W.L から-1.2m(T.M.S.L.30195mm)（6 号炉）

重大事故時における使用

－
貯蔵プール

T.M.S.L.23373～

T.M.S.L.31390mm

N.W.L から-1.2m(T.M.S.L.30190mm)

済燃料プールの変動する

水位・温度

30373mm（7号炉）（7 号炉）（7 号炉）

範囲について水位及び温（SA）

0～150℃（6 号炉）

52℃以下（6 号炉）

度を監視可能である。
－

0～150℃（7 号炉）

0～100℃

52℃以下（7 号炉）＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。
・ 運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。
重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。

54-6-34

・使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（1）設置目的
使用済燃料プール上部の空間線量率について，使用済燃料プールに係る重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり監視するため，使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）を設置する。
（2）設備概要
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタは，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの検出信号は，イオンチェンバ検出器にて線量当量率を電気信号に変換した後，演算装置にて線量当量率信号に変換する処理を行った後，線量当量率を中央制御室に指示し，記録する。（図 12「使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの概略構成図」参照）
イオンチェンバ
検出器

中央制御室
演算装置

指

示

指

示

記

録

（注 1）

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 12

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの概略構成図

54-6-35

（3）計測範囲
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの仕様を表 15 に，計測範囲を表 16 に示す。
表15
名

称

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの仕様

種

類

計

測
1

範

囲

8

個

数

取 付 個 所

使用済燃料貯蔵プール放射イオン

6 号炉：10 ～10 mSv/h

6 号炉：1

原子炉建屋

線モニタ（高レンジ）チェンバ

7 号炉：101～108mSv/h

7 号炉：1

地上 4 階-2

5

使用済燃料貯蔵プール放射イオン

6 号炉：10 ～10 mSv/h

6 号炉：1

原子炉建屋

線モニタ（低レンジ）

チェンバ

7 号炉：10-3～104mSv/h

7 号炉：1

地上 4 階表 16

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲
設計基準事故時

名

称

計測範囲
通常運転時

重大事故等時関する考え方（運転時の異常な過渡変化時を含む）

計測範囲の設定に

炉心損傷前

炉心損傷後

101～108mSv/h（6 号炉）
使用済燃料

101～108mSv/h

貯蔵プール（7 号炉）

重大事故時における使用
バックグラウンド

済燃料プールの変動する－

放射線10-2～105mSv/h

モニタ（6 号炉）

レベル

1.0×10-1mSv/h 以下
範囲について放射線量を監視可能である。

10-3～104mSv/h（7 号炉）＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。
・ 運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。
重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。

54-6-36

54-7
接続図54-7-1

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図1

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
54-7-26 号炉

接続図

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図2

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
54-7-37 号炉

接続図

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図3

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)
54-7-46 号炉

接続図

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図4

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)
54-7-57 号炉

接続図

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図5

代替原子炉補機冷却系（可搬設備）接続図
54-7-6

54-8
保管場所

54-8-1

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図1

可搬型代替注水ポンプの保管場所

可搬型代替注水ポンプの保管場所
燃料プール代替注水系で使用する可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）及び（A-2 級）は，
地震，津波その他の自然現象又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる影響，設計基準対象施設の配置その他の条件を考慮し，燃料プール冷却浄化系ポンプ，
残留熱除去系ポンプと位置的分散を図り，発電所敷地内の高台に複数箇所に分散して配置する設計とする。

54-8-2

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図2

6 号炉

可搬型スプレイヘッダ・ホースの保管場所(1/2)
54-8-3

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図3

6 号炉

可搬型スプレイヘッダの保管場所(2/2)
54-8-4

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図4

7 号炉

可搬型スプレイヘッダ・ホースの保管場所(1/2)
54-8-5

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図5

7 号炉

可搬型スプレイヘッダ・ホースの保管場所(2/2)
54-8-6

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図6

屋外保管場所配置図（燃料プール冷却浄化系）
54-8-7

54-9
アクセスルート図柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びア
クセスルートについて』より抜粋

54-9-1

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図1

図2

保管場所およびアクセスルート（屋外）

地震・津波発生時のアクセスルート（屋外）54-9-2

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図3

図4

森林火災発生時のアクセスルート（屋外）中央交差点が通行不能時のアクセスルート（屋外）54-9-3

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図5

屋内アクセスルート

54-9-4

ルート図（1/5）

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図6

屋内アクセスルート ルート図（2/5）

54-9-5

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図7

屋内アクセスルート

54-9-6

ルート図（3/5）

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図8

屋内アクセスルート

54-9-7

ルート図（4/5）

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図9

屋内アクセスルート ルート図（5/5）

54-9-8

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 10

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（1/14）

54-9-9

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 11

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（2/14）

54-9-10

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 12

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（3/14）

54-9-11

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 13

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（4/14）

54-9-12

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 14

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（5/14）

54-9-13

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図 15

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（6/14）

54-9-14

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 16

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（7/14）

54-9-15

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 17

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（8/14）

54-9-16

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 18

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（9/14）

54-9-17

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 19

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（10/14）

54-9-18

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 20

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（11/14）

54-9-19

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 21

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（12/14）

54-9-20

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 22

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（13/14）

54-9-21

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 23

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（14/14）

54-9-22

54-10その他の燃料プール代替注水設備について

54-10-1

設備概要（自主対策設備を含む）
想定事故 1 及び想定事故 2 において想定する使用済燃料プールの水位の低下があった場合において貯蔵槽内燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するための設備として，設計基準対処施設，重大事故等対処設備，自主対策設備に分類し，表 1 に纏めた。以下に，各設備について設備概要を示す。
表1

各系統の位置付けNo.

系統

設計基準対象施設

重大事故等対処設備

自主対策設備1

燃料プール冷却浄化系

〇

―

―

2

残留熱除去系（燃料プール冷却モード）

〇

―

―

5

燃料プール代替注水系

―

〇

―

6

消火系による燃料プール注水

―

―

〇

（1）燃料プール冷却浄化系【設計基準対象施設】
燃料プール冷却浄化系の系統概要を図 1 に示す。
燃料プール冷却浄化系は，燃料プール冷却浄化系ポンプ 2 台，熱交換器 2 基，ろ過脱塩器 2 基，スキマーサージタンク 2 基及び配管･弁類･計測制御機器より構成され，以下のプロセスにより使用済燃料プールの冷却機能を担う。
① プール水はスキマーせきと波よけ溝からサージタンクへ流れ込み，ポンプにより加圧される。
② プール水中の種々の不純物を，ろ過脱塩器に保持されたイオン交換樹脂により連続ろ過脱塩して除去する。
③ プール水温度を熱交換器により所定の温度以下に維持する。
④ 熱交換器を出たプール水は燃料プールの戻りディフューザを通してプールに戻される。

（2）残留熱除去系（燃料プール冷却モード）【設計基準対象施設】
残留熱除去系（燃料プール冷却モード）の系統概要を図 2 に示す。
残留熱除去系（燃料プール冷却モード）は，設計上の交換燃料より多くの燃料が原子炉からプールに取り出される場合，燃料プール冷却浄化系の熱交換器の熱除去量を超える崩壊熱が生ずるため，残留熱除去系ポンプ，熱交換器を用いて燃料プール冷却
浄化系によるプール冷却を補助し，燃料プールを所定の温度以下に保つ。

54-10-2

図1

燃料プール冷却浄化系

系統概要（6 号炉の例）

54-10-3

図2

残留熱除去系（燃料プール冷却モード）

系統概要（6 号炉の例）（3）燃料プール代替注水系【重大事故等対処設備】
燃料プール代替注水系の系統概要を補足説明資料 54-4-2 に示す。
①

燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）は，設計基準対象施設である残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給機能）及び燃料プー
ル冷却浄化系（使用済燃料プール水の冷却機能）の有する使用済燃料プールの冷却及び補給機能が喪失した場合に，この機能を代替し，使用済燃料プー
ル内燃料体等の著しい損傷，臨界の防止及び放射線の遮蔽を目的として設置するものである。
また，大量の水の漏洩その他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行緩和，及び臨界の防止を目的として設置するものである。
本系統は，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）及び（A-2 級），計測制御装置，及び水源である防火水槽，淡水貯水池，若しくは海水，流路であるホース，
可搬型スプレイヘッダ，注入先である使用済燃料プール等から構成される。

②

燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）は，設計基準対象施設である残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給機能）及び燃料プール
冷却浄化系（使用済燃料プール水の冷却機能）の有する使用済燃料プールの冷却及び補給機能が喪失した場合に，この機能を代替し，使用済燃料プール
内燃料体等の著しい損傷，臨界の防止及び放射線の遮蔽を目的として設置するものである。
また，大量の水の漏洩その他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行緩和，及び臨界の防止を目的として設置するものである。
本系統は，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）及び（A-2 級），計測制御装置，

54-10-4

及び水源である防火水槽，淡水貯水池，若しくは海水，流路である燃料プール代替注水系配管，常設スプレイヘッダ，注入先である使用済燃料プール等から構成される。

（4）消火系による燃料プール注水【自主対策設備】
消火系による燃料プール注水の設備概要を図 3 に示す。
消化系による使用済燃料プールへの注水は，想定事故 1 及び想定事故 2 において想定する使用済燃料プールの水位の低下があった場合において使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するため，ディーゼル駆動消化ポンプ等を用い，全交流電源が喪失した場合でも，高台に配備した代替交流電源設備
からの給電により，中央制御室から遠隔で弁操作し，濾過水タンクを水源として，消化系配管，復水補給水系配管及び残留熱除去系配管を経由して使用済燃料プールへ注
水し，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する機能を有する。

54-10-5

MO

使用済燃料貯蔵プール

スキマ
サージ
タンク

U43-F065

ろ過水ﾀﾝｸ

G41-F033
U43-F064
ＤＤ消火ﾎﾟﾝﾌﾟ

G41-F023

MO

MO

E11-F015

E11-F014A

MO

MO

P13-F067

P13-F066

MO

RCCV

E11-F014B

FDW(A)ﾗｲﾝ

Ｋ６
ＣＳＰ

MO

ＲＰＶ

MO
E11-F032A
E11-F005A
MO
MO

MUWC(A)

E11-F032B
E11-F005B
MUWC(B)
S/C

MUWC(C)

図3

消火系による燃料プール注水

54-10-6

系統概要（6 号炉の例）

54-11

使用済燃料プール監視設備

54-11-1

1．

使用済燃料プールの監視設備について使用済燃料プールの温度，水位及びプール上部の空間線量率を監視する検出器の計測結果の指示又は表示及び記録する計測装置を設置する。使用済燃料貯蔵プ
ール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）及び使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）は，重大事故等時に変動する
可能性のある範囲にわたり監視することを目的として設置する。
また，使用済燃料貯蔵プール監視カメラは，重大事故等時の使用済燃料プールの状態を監視するために設置する。
なお，全交流電源喪失した場合でも，代替電源設備からの給電を可能とし，中央制御室で監視可能な設計とする。

2． 設備概要について
2.1 使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）(1)水位計測について
使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）は，設計基準対象施設及び重大事故等対処
設備の機能を有しており，T.M.S.L.20180mm から 15 箇所に設置した液相及び気相の熱電対にて温度を電気信号に変換した後，中央制御室に指示し，記録する。気相と液相の差温度を確認することにより間接的に水位を監視することができる。
（図 1 「使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の概略構成図」参照）
中央制御室

熱電対

警報
指示

（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図1

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の概略構成図

54-11-2

（設備仕様）計 測 範 囲 ： 6 号炉

T.M.S.L.20180 ～ 31170mm（液相）
T.M.S.L.31575mm（気相）
7 号炉 T.M.S.L.20180 ～ 31123mm（液相）
T.M.S.L.31575mm（気相）個
数 ： 6 号炉 1 個
7 号炉 1 個
設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階

54-11-3

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）は第五十四条第１項で要求される想定事
故（第 37 条解釈 3-1(a)想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇
し，蒸発により水位が低下する事故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故））及び第五十四条第２項で要求される使用済燃料プールからの大量の水の漏洩その他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下する事故を考慮し，使用済燃料プール底部近傍（6 号炉:T.M.S.L.20180mm，7 号炉：T.M.S.L.20180mm）から使用済燃料プー
ル上端近傍（6 号炉：T.M.S.L.31170mm，7 号炉：T.M.S.L.31123mm）を計測範囲とする。
（図 3 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の計測範囲（6 号炉）」
及び図 4 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の計測範囲（7 号炉）」参照）(2)温度計測について
使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）は，設計基準対象施設及び重大事故等対処
設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の検出信号は，熱電対にて温度を電気信号に変換した後，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）を中央制御室に指示し，記録する。（図 2 「使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の概略構成図」参照）
中央制御室

熱電対

警報
指示

（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図2

使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の概略構成図

54-11-4

（設備仕様）計 測 範 囲 ： 6 号炉
7 号炉

0～150℃
0～150℃個

数 ： 6 号炉 1 個（検出点 14 箇所）
7 号炉 1 個（検出点 14 箇所）
設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階

なお，第五十四条第 1 項で要求される想定事故は第 37 条解釈 3-1(a)想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事
故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故）であり，水位が低下した場合の最低水位（有効性評価：使用済燃料プール水浄化冷却系配管が破断した場合の水位（6 号炉：
T.M.S.L.30195mm，7 号炉：T.M.S.L.30190mm）においても温度計測できる設置位置とする。また，第五十四条第 2 項で要求される使用済燃料プールからの大量の水の漏洩その他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下する事故においても温度計測ができる設置位置とする。
（図 3 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図（6 号炉）」及び図 4 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図（７号炉）」参照）●：熱電対
T.M.S.L.31700

単位：mm

T.M.S.L.31575

T.M.S.L.31395（通常水位）
T.M.S.L.30983（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.31170

T.M.S.L.30195（想定事故1，2における
最低水位）

計測
範囲

T.M.S.L.24420
使用済燃料
ラック
T.M.S.L.20180
T.M.S.L.19880（底部）

図3

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図（6 号炉）

54-11-5

●：熱電対T.M.S.L.31700

単位：mm
T.M.S.L.31390（通常水位）

T.M.S.L.31575

T.M.S.L.30890（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.31123

T.M.S.L.30190（想定事故1，2における
最低水位）

計測
範囲

T.M.S.L.24373
使用済燃料
ラック
T.M.S.L.20180
T.M.S.L.19880（底部）

図4

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図（7 号炉）

54-11-6

2.2 使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）(1)水位計測について
使用済燃料貯蔵プール水位（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，
T.M.S.L.23420mm（6 号炉），T.M.S.L.23373mm（7 号炉）から 9 箇所に設置した液相及び気相の熱電対にて温度を電気信号に変換した後，中央制御室に指示し，記録する。気相と液相の差温度を確認することにより間接的に水位を監視することができる。（図 5 「使用済燃料貯蔵プール水位（SA）の概略構成図」参照）
中央制御室
熱電対
（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図5

使用済燃料貯蔵プール水位（SA）の概略構成図（設備仕様）
計 測 範 囲

：

6 号炉
7 号炉

個

数

T.M.S.L.23420 ～ 30420mm（液相）
T.M.S.L.31575mm（気相）
T.M.S.L.23373 ～ 30373mm（液相）
T.M.S.L.33700mm（気相）：

6 号炉 1 個
7 号炉 1 個
設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階
使用済燃料貯蔵プール水位（SA）は，第五十四条第 1 項で要求される想定事故（第37 条解釈 3-1(a)想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故））及び第五十四条第 2 項で要求される使用済燃料プールからの大量の水の漏洩その他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下する事故を考慮し，使用済燃料ラック上端付近（654-11-7

号炉：T.M.S.L.23420mm，7 号炉：T.M.S.L.23373mm）から使用済燃料プール上端付
近（6 号炉：T.M.S.L.30420mm，7 号炉：T.M.S.L.30373mm）を計測範囲とする。
（図
7 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲（6 号炉）」及び図 8 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲（7 号炉）」参照）

54-11-8

(2)温度計測について
使用済燃料貯蔵プール温度（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール温度（SA）の検出信号は，熱電対にて温度を電気信号に変換した後，使用済燃料貯蔵プール温度（SA）を中央制御室に指示し，記録する。
（図 6「使用済燃料貯蔵プール温度（SA）の概略構成図」参照）
中央制御室
熱電対
（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図6

使用済燃料貯蔵プール温度（SA）の概略構成図（設備仕様）
計 測 範 囲 ： 6 号炉
7 号炉

0～150℃
0～150℃個

数 ： 6 号炉 1 個（検出点 8 箇所）
7 号炉 1 個（検出点 8 箇所）
設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階

なお，第五十四条第 1 項で要求される想定事故は第 37 条解釈 3-1(a)想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事
故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故）であり，水位が低下した場合の最低水位（有効性評価：使用済燃料プール水浄化冷却系配管が破断した場合の水位（6 号炉：
T.M.S.L.30195mm，7 号炉：T.M.S.L.30190mm）においても温度計測できる設置位置とする。また，第五十四条第２項で要求される使用済燃料プールからの大量の水の漏洩その他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下する事故においても温度計測ができる設置位置とする。
（図 7 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の概略構成図（6 号炉）」及び図 8 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の概略構成図（7 号炉）」参照）
54-11-9単位：mm●：熱電対

T.M.S.L.31700
T.M.S.L.31575

T.M.S.L.31395（通常水位）
T.M.S.L.30983（サイフォンブレーク孔）
T.M.S.L.30195（想定事故1，2における最低水位）

T.M.S.L.30420

計測
範囲

T.M.S.L.24420
T.M.S.L.23420

使用済燃料
ラック

T.M.S.L.19880（底部）

図7

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲（6 号炉）
単位：mm
●：熱電対

T.M.S.L.33700
T.M.S.L.31700

T.M.S.L.31390（通常水位）
T.M.S.L.30890（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.30373
T.M.S.L.30190（想定事故1，2における
最低水位）
計測
範囲

T.M.S.L.24373
T.M.S.L.23373

使用済燃料
ラック

T.M.S.L.19880（底部）

図8

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲（7 号炉）

54-11-10

2.3

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタは，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの検出信号は，イオンチェンバ検出器にて線量当量率を電気信号に変換した後，演算装置にて線量当量率信号に変換する処理を行った後，線量当量率を中央制御室に指示し，記録する。
なお，事故時においても，より広範囲の計測を可能とするため高レンジと低レン
ジの放射線モニタを設置する。
（図 9 「使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの概略
構成図」参照）
イオンチェンバ
検出器

中央制御室
演算装置

指

示

指

示

記

録

（注 1）

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図9

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの概略構成図（設備仕様）（高レンジ）
計 測 範 囲 ： 6 号炉
7 号炉
個

数 ： 6 号炉
7 号炉

101～108mSv/h
101～108mSv/h
1個
1個

設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階（低レンジ）
計 測 範 囲 ： 6 号炉
7 号炉
個

数 ： 6 号炉
7 号炉

10-2～105mSv/h
10-3～104mSv/h
1個
1個

設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階

54-11-11

放射線管理用計測装置の計測範囲は，作業従事者に対する放射線防護の観点より，
原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階における線量当量率限度を考慮した設計とする。
原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階における遮へい設計区分は，使用済燃料プール区
域の遮へい区分 C（C<0.05mSv/h）となりこれらを考慮した計測範囲とする。
計 測 範 囲の 下 限 値 は上 記 設 計区 分 C の上 限 線 量当 量率 を 計測 で き る範 囲
（10-2mSv/h≦計測範囲）とする。計測範囲の上限値は，使用済燃料プール区域の遮へい区分 C（C<0.05mSv/h）が計測可能な測定範囲であること，かつ，重大事故等時に使用済燃料プール水位の異常な低下が発生し，使用済燃料が露出した場合に想定される最大線量率を計測できる範囲（～108mSv/h）とする。（図 10 「水位と放射線線量率の関係（6 号炉）」及び図１１ 「水位と放射線線量率の関係（7 号炉）」
参照）
108mSv/h： 設計基準対象施設

燃 料 貯 蔵 プ ー ル エリ ア
放 射 線 モ ニタ
原子炉区域
換気空調系排気放 射 線 モ ニタ

燃料ラック上端（TAF）

燃 料 取 替 エリ ア 排 気
放 射 線 モ ニタ

使 用 済 燃 料 貯 蔵 プー ル
放 射 線 モ ニタ （低 レ ン ジ ）遮へい設計区分C（0.05mSv/h）

使 用 済 燃 料 貯 蔵 プー ル
放 射 線 モ ニタ （高 レ ン ジ ）： 重大事故対処設備

10-4mSv/h

図 10

水位と放射線線量率の関係（6 号炉）

54-11-12

108mSv/h： 設計基準対象施設

燃 料 貯 蔵 プ ー ル エリ ア
放 射 線 モ ニタ

原子炉区域
換気空調系排気放 射 線 モ ニタ

54-11-13

燃 料 取 替 エリ ア 排 気
放 射 線 モ ニタ

水位と放射線線量率の関係（7 号炉）
図 11

使 用 済 燃 料 貯 蔵 プー ル
放 射 線 モ ニタ （低 レ ン ジ ）燃料ラック上端（TAF）

使 用 済 燃 料 貯 蔵 プー ル
放 射 線 モ ニタ （高 レ ン ジ ）： 重大事故対処設備

遮へい設計区分C（0.05mSv/h）

10-4mSv/h

2.4 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ(1)使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料貯蔵プール監視カメラは，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料プール及びその周辺の状態が確認できるよう高所に設置し，燃料貯蔵設
備に係る重大事故等時において，使用済燃料プールの状態を監視する。また，照明がない場合や蒸気雰囲気下においても使用済燃料プールの状態が監視できるよう
赤外線監視カメラである。使用済燃料貯蔵プール監視カメラの映像信号は，制御ユニットを介し中央制御室の監視モニタに表示する。（図 12 「使用済燃料貯蔵プー
ル監視カメラの概略構成図」参照）

図 12

使用済燃料貯蔵プール監視カメラの概略構成図（設備仕様）個
数 ： 6 号炉
7 号炉

1個
1個

設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ監視範囲（図 13 「使用済燃料貯蔵プール監
視カメラの視野概略図」参照）

54-11-14

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 13

使用済燃料貯蔵プール監視カメラの視野概略図(2)

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置は，重大事故等対処設備の機能を有しており，コンプレッサー，冷却器及びホース等で構成し，燃料貯蔵設備に係る重大事故等時に使用済燃料貯蔵プール監視カメラの耐環境性向上用の空気を供給する。（図 14 「使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置の構成図」参照）

54-11-15

二次格納施設外

原子炉建屋原子炉区域（非管理区域）（管理区域）

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用
空冷装置

コンプレッサー

冷却器

使用済燃料

図 14

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置の構成図(3)蒸気雰囲気下での使用済燃料貯蔵プール監視カメラの監視性確認について
蒸気雰囲気下（沸騰したヤカンの蒸気に加え，空焚きした鍋に水を注いだ状態）と蒸気なし状態において，可視カメラと赤外線カメラの映像を比較した結果，可視カメラにおいては，蒸気雰囲気下では蒸気によるレンズの曇りによって，状態把握が困難であるが，赤外線カメラは大きな影響は見られなかったことから，赤外線カ
メラにおいては，蒸気雰囲気下でも状態監視可能である。
また，使用済燃料貯蔵プール監視カメラは耐環境性向上のため使用済燃料貯蔵プ
ール監視カメラ用空冷装置で冷却を行うが，使用済燃料貯蔵プール監視カメラが設置されている原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階の温度は 100℃と想定されることか
ら温度差により結露の発生が考えられる。赤外線カメラのレンズ表面に結露なしの状態と，レンズ表面に結露を模擬した状態のカメラ映像を比較した結果，結露ありの場合についても結露無しの状態と変化が見られないことから，赤外線カメラにおいては，カメラのレンズ表面に結露が発生した場合にも状態監視可能である。（図15 「可視カメラと赤外線カメラの状態監視および結露発生状態での状態監視｣参照）

54-11-16

① 可視カメラ② 赤外線カメラ③ 赤外線カメラのレンズに結露を模擬

図 15

可視カメラと赤外線カメラの状態監視および結露発生状態での状態監視
54-11-17

3. 大量の水の漏洩その他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備について使用済燃料プールからの大量の水の漏洩その他の要因により当該使用済燃料プ
ールの水位が異常に低下する事象においては，使用済燃料プールの水位及び温度，
空間線量率による監視を継続し，水位監視を主としながら必要に応じて，使用済燃料貯蔵プール監視カメラにより使用済燃料プールの状態を監視する。
・使用済燃料プール水位の異常な低下事象時における水位監視については，使用済
燃料プール底部までの水位低下傾向を把握するため，使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）を配備する。
･使用済燃料プール水位の異常な低下事象時における空間線量率については，使用済燃料プール区域の空間線量の上昇や使用済燃料プール水の蒸散による環境状態の悪化を想定した，使用済燃料貯蔵プール放射線モニタにて空間線量率を計測する。
【水位監視】
使用済燃料プールの燃料貯蔵設備に係わる重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり水位監視を行う。
【温度監視】
水位監視を主として，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）にて温度監視を行う。（温度は沸騰による蒸発状態では，使用済燃料プール水の温度変化がないことから，必要に応じて監視する。）【空間線量率監視】
使用済燃料プール区域の空間線量率を把握するために線量率監視を行う。

使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備については（図 16 「使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備概略図」に示す。

54-11-18

事象発生
水位低下

T.M.S.L.31700
使用済燃料プール入口配管⑥① 【想定事故1】
冷却系及び注水系の故障

T.M.S.L.31395（６号炉）
T.M.S.L.31390（７号炉）（通常水位）

①

②

③ ④ ⑤

② 【想定事故2】
系統配管等の破断想定事故1,2水位低下
T.M.S.L.30195（６号炉）
T.M.S.L.30190（７号炉）

使用済燃料ラック上端
T.M.S.L.24420（６号炉）
T.M.S.L.24373（７号炉）

使用済燃料
ラック

③ 異常な
水位低下

T.M.S.L.20180

T.M.S.L.19880：測定範囲A（水位，水温監視共に重要な範囲）：測定範囲B（水位監視が重要な範囲）①：使用済燃料貯蔵プール水位計（SA）②：使用済燃料貯蔵プール温度計（SA）③：使用済燃料貯蔵プール水位計（SA広域）④：使用済燃料貯蔵プール温度計（SA広域）⑤：使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ⑥：使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

図 16

使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備概略図

54-11-19

4.

使用済燃料プール監視設備の重大事故対処設備の設計基準対象施設への影響防止対策(1) 使用済燃料プール水位
設計基準対象施設（使用済燃料貯蔵プール水位）と重大事故対処設備（使用済燃料貯蔵プール水位（SA広域，SA）は，通常時の系統構成を変えることなく
重大事故対処設備としての系統構成ができる設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計とする。また，電源についても遮断器及びヒューズ
によって電気的な分離を実施する設計とする。
重大事故対処設備については，現場検出器から中央制御室まで，電線管による独立したケーブルを敷設する設計とする。
(2)

使用済燃料プール温度
設計基準対象施設（使用済燃料貯蔵プール温度，燃料プール水冷却浄化系ポンプ入口温度）と重大事故対処設備（使用済燃料貯蔵プール温度（SA広域，SA）
は，通常時の系統構成を変えることなく重大事故対処設備としての系統構成ができる設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計とする。また，電源についても遮断器及びヒューズによって電気的な分離を実施する設計とする。
重大事故対処設備については，現場検出器から中央制御室まで，電線管による独立したケーブルを敷設する設計とする。

(3)

使用済燃料プール上部の空間線量率
設計基準対象施設（燃料貯蔵プールエリア放射線モニタ，原子炉区域換気空調系排気放射線モニタ，燃料取替エリア排気放射線モニタ）と重大事故対処設
備（使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ））は，通常時の系統構成を変えることなく重大事故対処設備としての系統構成ができる設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計とする。また，電源についても遮断器及びヒューズによって電気的な分離を実施する設計とする。
重大事故対処設備については，現場検出器から中央制御室まで，電線管による独立したケーブルを敷設する設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計とする。
これら重大事故対処設備は，原子炉建屋原子炉区域内地上4階に設置しており，
重大事故対処設備の周辺には火災の発生源となる物は除去されており，ケーブ
ルは電線管により敷設しており火災に伴う設計基準対象施設とは共通要因によって機能喪失しないよう考慮した設計とする。
また，当該エリアは火災の感知区域となっており感知された場合には初期消火が実施される。
重大事故対処設備（検出器）からの信号は，微弱な電流であり重大事故対処
設備が火災源になるとは考えられず，かつ，信号ケーブルは電線管によって独立して敷設する設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計となっている。
電源についてもそれぞれ異なる箇所から供給しており，設計基準対象施設に対して多様性を考慮した設計とする。
54-11-20

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

重大事故対処設備は，共通要因（火災，地震，溢水）により設計基準対象施設の安全機能と同時に機能が損なわれることがない設計とする。
（図 17「6 号炉 使用済燃料プール監視設備の配置図」及び図 18「7 号炉 使
用済燃料プール監視設備の配置図」参照。
）

図 17

6 号炉

使用済燃料プール監視設備の配置図

54-11-21

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 18

7 号炉

使用済燃料プール監視設備の配置図

54-11-22

参考資料 1
熱電対による水位計測について
1.

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の計測性能(1) 検出原理
使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）は，金属シースとヒータ線・熱電対の間に絶縁材を充てん封入したヒータ付熱電対を使用した水位計である。ヒータ
付熱電対の検出点が気中にあるときにヒータを加熱すると，熱電対が検出する
温度はヒータ加熱時間にほぼ比例して上昇する。一方，検出点が水中にあるときにヒータを加熱すると，熱電対が検出する温度はヒータ加熱開始後，数十秒で飽和する（図 1）。これは気中と水中とで熱伝達率が異なっているためである。
この特性を利用して，ヒータ加熱開始前後の熱電対の温度変化から検出点が水中にあるか気中にあるかを判定する。検出点をプールの深さ方向に複数並べる
ことによって検出点の配置間隔でプール水位を計測することができる。
ヒータ加熱開始後 30 秒以上で水中／気中を判定することが可能だが，確実に水中／気中を判定するため，ヒータ加熱時間は 60 秒とする。
また，ヒータ付熱電対は，ヒータを加熱しない状態では，通常の熱電対と同様に温度を計測することが可能である。

図1

熱電対（ヒータ付）による水位検出原理

54-11-23

(2)事故時の計測性能の信頼性について
使用済燃料プールの重大事故等時において，プール水温の上昇に伴う沸騰による水位低下が想定される。その場合は，気相部分の熱電対が蒸気に覆われることが想定されるため，そのような状態を模擬した試験を実施している。
試験容器内に水位計を設置し，水温を 100℃まで加熱（沸騰状態）した状態か
ら水位を低下させた試験を実施している。
ヒータ付熱電対の応答性について,図 2 の点線囲みの箇所において，水位を低下させて JP2（真ん中の温度計）温度計の挙動を確認する。
JP2 温度計が水面下（水中）の場合は温度上昇すること無く水温を測定しているが,検出器が水面以上（気中）となった場合はヒータによる加熱で温度が顕著に上昇し始めることが確認されており，検出点をヒータで加熱することにより水中／気中の判定は可能であると言える。なお，ヒータ ON による水位判定は約60 秒であり，その後ヒータ OFF することで，水中にある熱電対の指示値は，ヒータ ON 前の水温に約 60 秒で復帰する。
（図2 「高温状態の試験結果」参照。）

図2

高温状態の試験結果(3)

温度計及び水位計としての機能維持について
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）は，熱電対による温度にて水温及び水位を測定する二つの機能を持つ。
温度計に関しては液相にある 14 箇所の温度を測定することで多重性を持つ設計とする。また，ヒータ付きの熱電対であるが全ての熱電対に対して同時にヒータを使用することはないため使用済燃料プールの温度については連続して測定が可能である。
54-11-24

水位計に関しては，気相と液相の差温度を確認することにより水位を監視することができる。また，ヒータで加熱することによって熱電対の温度上昇によって熱電対が気相または液相にあるのか判定が可能である。
ヒータ加熱によって水温測定が不可とならないように，各熱電対に対して順番に一定時間ヒータ ON／OFF を繰り返して実施することで，同時に水位及び温度計測が可能な設計とする（14 個の熱電対を上から交互に 2 グループに分けて，
1 分間ヒータ ON を繰り返して約 7 分で 1 周させる計画）。
なお，第五十四条第 1 項で要求される想定事故（第 37 条解釈 3-1(a)想定事
故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故））における水位の低下速度は表 1の通りと想定しており，上記の計測間隔（ヒータ ON）で水位をとらえることは問題無いと考える。
表1

想定事故時における使用済燃料プールの水位低下速度
水位低下速度
7 分間での水位低下
想定事故 1
約 0.08m/h
約 10mm
想定事故 2
約 0.29m/h
約 34mm
想定事故 2
約 3.5m/h
約 409mm（配管全周破断を想定）※水位低下速度及び 7 分間での水位低下は燃料有効長冠水部以上の水位での値を示す。

54-11-25

2.

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の水位設定点について(1) 目的
使用済燃料プールの重大事故等が発生した場合に，使用済燃料貯蔵プー
ル水位（SA 広域）において使用済燃料プール底部まで 14 個の温度計（熱電対）にて使用済燃料プールの水位を検知する。
使用済燃料プールの水位検出点としては以下の目的を把握できるように検出点を設ける設計とする。
・使用済燃料プールの水位低下を早期に検知すること。
・使用済燃料プールの水位低下時にサイフォンブレーク孔が有効に機能しているか把握すること。
・使用済燃料プールの水位低下時に代替注水設備が有効に機能しているか把握すること。
・使用済燃料の露出有無（燃料損傷の可能性）を把握すること。
・使用済燃料プール底部付近の水位検知の有無を把握すること。
(2)

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の水位設定点について
使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の各水位設定点は,検出点の単一故障や水位低下又は上昇傾向を把握可能とするため,下図（図 3「使用済燃料貯蔵プー
ル水位（SA 広域）の水位設定点（6 号炉）」及び図 4「使用済燃料貯蔵プール水
位（SA 広域）の水位設定点（7 号炉）」）のとおり設定する。

T.M.S.L.31395（通常水位）
T.M.S.L.30983

検出点
TMSL

検知目的

31575

水中にある検出器とのリファレンス用

31170

プール水位低下を早期検知

30920

サイフォンブレーク孔が有効に効いていれば，この水位まで早期低下しないため，計測可能とする

30420

上記検出点のバックアップ

29920

サイフォンブレークが停止し，13時間以内に注水が有効に実施されていればこの水位まで早期低下しないため，計測可能とする。

29420

上記検出点のバックアップ

28420

水位低下・上昇の傾向管理（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.30195（想定事故2）

使用済
制御棒

27420
T.M.S.L.24420

使用済
燃料

T.M.S.L.20360
T.M.S.L.19880

図3

同上

26420

原子力災害対策指針 全面緊急事態の判断基準のレベル

25420

使用済燃料の露出有無の確認（燃料が損傷する可能性を把握）

24420

同上

23420

同上

21420

同上

20180

プール底部付近の水位有無を把握

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の水位設定点（6 号炉）

54-11-26

T.M.S.L.31390（通常水位）
T.M.S.L.30890

検出点
TMSL

検知目的

31575

水中にある検出器とのリファレンス用

31123

プール水位低下を早期検知

30873

サイフォンブレーク孔が有効に効いていれば，この水位まで早期低下しないため，計測可能とする

30373

上記検出点のバックアップ

29873

サイフォンブレークが停止し，13時間以内に注水が有効に実施されていればこの水位まで早期低下しないため，計測可能とする。

29373

上記検出点のバックアップ

28373

水位低下・上昇の傾向管理（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.30190（想定事故2）

使用済
制御棒

27373
T.M.S.L.24373

使用済
燃料

T.M.S.L.20360
T.M.S.L.19880

図4

同上

26373

原子力災害対策指針 全面緊急事態の判断基準のレベル

25373

使用済燃料の露出有無の確認（燃料が損傷する可能性を把握）

24373

同上

23373

同上

21373

同上

20180

プール底部付近の水位有無を把握

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の水位設定点（7 号炉）

54-11-27

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参考資料 2
使用済燃料プール監視設備の耐環境性
1.

重大事故時における使用済燃料プール監視計器の耐環境性について
使用済燃料プールで重大事故等が発生した場合に，計器周辺の環境が高温，高湿度となる可能性を考慮し，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA），使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ），使用済燃料貯蔵プール監視カメラの機能健全性を評価する。
表1

使用済燃料プール事故時環境下での監視計器の健全性について
環境条件＊[想定変動範囲]

計器仕様

水
位
水
温

空
間
線
量

状
態
監
視

使用済燃料貯蔵 プ ー ル 水
位 ・ 温 度 （ SA
広域，SA）

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ(高レ
ンジ・低レンジ)

使用済燃料貯蔵プール監視
カメラ

評価

補

足

総合
評価

温度

100℃

～100℃

○

温度 100℃環境下での機能健全性を試験にて確認済み。

○

湿度

防水

～100%

○

使用環境にて試験を実施し機能維
持確認済。

○

放射線

－

～250Gy○検出部の構成材料が無機物で構成されているため，問題無い。

○

温度

100℃

～100℃

○

湿度

防水

～100%

○

8

温度 100℃環境下での機能健全性を試験にて確認済み。
耐環境性試験にて蒸気で機能維持確認済。
重大事故当時に想定される空間線
量率を把握できる。
耐環境性試験にて℃で機能維持確認済。雰囲気温度 100℃の環境での使用も想定し，空気による冷却等により，耐環境性向上を図
る。

○
○

放射線

～10 mSv/h
1×106Gy～250Gy

○

温度

≦50℃

～100℃

△

湿度

防水(IP65：
噴流水に対
する保護)

～100%

○

防水機能であり問題ない。

○○

重大事故当時に想定される空間線量での機能健全性を確認済み。
なお，重大事故等時の環境条件を考慮し，空冷カバー等の遮蔽効果
により，耐環境性向上を図る。

○

放射線～250Gy○○＊現時点で想定している変動範囲であり，今後見直す予定あり

表 1 より耐環境試験においても計器の監視機能は維持されており，機能の健全性に問題ない。なお，使用済燃料貯蔵プール監視カメラは耐環境試験の温度条件にて，機能健全性が確認維持されなかったことから，使用済燃料貯蔵プール監視
カメラ用空冷装置を設置し，耐環境性の向上を図る。

54-11-28

54-12

使用済燃料プールサイフォンブレーク孔の健全性について

54-12-1

柏崎刈羽 6,7 号炉使用済燃料プールサイフォンブレーク孔の健全性について（1）配管強度への影響について
ディフューザ配管は，設計・建設規格，JSME S NC1-2012 におけるクラス３配管に該当する。クラス 3 配管への穴補強の適用の条件は PPD-3422 より，「(1)平板以外の管に設ける穴であって，穴の径が 64mm 以下で，かつ，管の内径の 4 分の 1 以下の穴を設ける場合」に該当することから，穴の補強が不要と規定されており，設計上サイフォンブレーク孔設置がディフューザ配管強度へ与える影響はない。
また，当該配管は耐震 S クラスで設計されていることから，十分な耐震性を有している。
（2）人的要因による機能阻害について
サイフォンブレーク孔は，操作や作動機構を有さない開口のみであることから，誤操作や故障により機能喪失することはない。そのため，使用済燃料プール水のサイフォン効果による流出が発生した場合においても，操作や作業を実施することなく，サイフォンブレーク孔レベルまで水位低下することで自動的にサイフォン効果を止めることが可能である。
（3）異物による閉塞について
使用済燃料プールは燃料プール冷却浄化系の「スキマサージタンク」及び「ろ過脱塩器」により，下記の不純物を除去し水質基準を満足する設計となっており，
不純物によるサイフォンブレーク孔の閉塞を防止することが可能である。
・プール水面上の空気中からの混入物
・プールに貯蔵される燃料及び機器表面に付着した不純物
・燃料交換時に炉心から出る腐食生成物と核分裂生成物
・燃料交換作業，その他の作業の際の混入物
・プール洗浄後の残留化学洗浄液またはフラッシング水a．スキマサージタンクによる異物除去について
スキマサージタンクには，20mm×100mm の異物混入防止ストレーナが設置されており，使用済燃料プール水面に浮かぶ塵等の比較的大きな不純物を除去することが可能である。
b．ろ過脱塩器による異物除去について
ろ過脱塩器は，カチオン樹脂とアニオン樹脂及びイオン交換樹脂により使用済燃料プール水を浄化する設備である。
このろ過脱塩器の出口側には樹脂の流出を防止するために出口ストレーナが設置されている。出口ストレーナのエレメントは 24×110 メッシュ（通過粒
子径約 150μm 程度）であり，サイフォンブレーク孔の寸法 15mmφを閉塞させるような不純物の除去が可能である。
ｃ．使用済燃料プールの巡視について
使用済燃料プールは，当直員により，1 回／1 日の巡視をすることとなっており，サイフォンブレーク孔を閉塞させる可能性がある浮遊物等がないことを確
54-12-2

認することができる。このような巡視で浮遊物等を発見及び除去することにより，異物による閉塞を防止することが可能である。
（4）落下物干渉による変形
サイフォンブレーク孔は図 1 に示す通り，配管鉛直部に設けられており，落下物が直接干渉することはなく，サイフォンブレーク孔が変形して閉塞することは考えにくい。
4．サイフォンブレーク孔の健全性確認方法について
サイフォンブレーク孔については，定期的なパトロール（1 回／週）を実施し，目視により穴の閉塞がないことを確認する。

図1

サイフォンブレーク孔の設置状況

54-12-3

54-13

使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

54-13-1

柏崎刈羽 6,7 号炉使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

柏崎刈羽 6，7 号炉の使用済燃料プールでは，ボロン添加ステンレス鋼製ラックセ
ルに燃料が貯蔵される。使用済燃料プールには，通常は限られた体数の新燃料と使用済燃料が貯蔵されるが，臨界設計については新燃料及びいかなる燃焼度の燃料を貯蔵しても十分安全側の評価を得るように，炉心装荷時の無限増倍率として 1.30 を仮定している。また，プール水温，ラック製造公差，ボロン添加率，ラックセル内燃料配置それぞれについて最も結果が厳しくなる状態で評価している。
仮に使用済燃料プール水が沸騰や喪失した状態，使用済燃料プールスプレイが作動する状態を想定し，プールの水密度が減少した場合を考えると，ラックセル内で中性子を減速する効果が減少し，実効増倍率を低下させる効果がある。一方，ラックセル
間では水及びラックセルによる中性子を吸収する効果が減少するため，隣接ラックへの中性子の流れ込みが強くなり，実効増倍率を増加させる効果が生じる。
低水密度状態を想定した場合の使用済燃料プールの実効増倍率は上記の 2 つの効果のバランスにより決定されるため，ラックの材質及びピッチの組み合わせによっては通常の冠水状態と比較して臨界評価結果が厳しくなる可能性がある。
そこで，柏崎刈羽 6，7 号炉の使用済燃料プールにおいて水密度を 1.0～0.0g/cm3と変化させて実効増倍率を計算したところ，中性子の強吸収体であるラックセル中のボロンの効果により，実効増倍率を増加させる効果である隣接ラックへの中性子の流れ込みが抑制されることから，水密度の減少に伴い実効増倍率は単調に減少する結果が得られた。このため，水密度が減少する事象が生じた場合でも未臨界は維持されることを確認した。
なお，解析には米国オークリッジ国立研究所（ORNL）により米国原子力規制委員会（NRC）の原子力関連許認可評価用に作成された 3 次元多群輸送計算コードであり，米国内及び日本国内の臨界安全評価に広く使用されている SCALE システムを用いた。

54-13-2

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柏崎刈羽 6 号炉

角管型ラックの計算体系

柏崎刈羽 6 号炉

格子型ラックの計算体系

54-13-3

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柏崎刈羽 7 号炉

角管型ラックの計算体系

54-13-4

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実効増倍率の水密度依存性（柏崎刈羽 6 号炉）

実効増倍率の水密度依存性（柏崎刈羽 7 号炉）

54-13-5

54-14

燃料プール冷却浄化系の位置づけについて

54-14-1

柏崎刈羽 6,7 号炉燃料プール冷却浄化系の位置づけについて
取水機能喪失又は全交流動力電源喪失を含む重大事故が発生した場合，原子炉側の対応だけでなく使用済燃料プールの冷却も必要となる。
使用済燃料プールに対する重大事故等対処設備及び対策については以下の通りであり, 燃料プール冷却浄化系は除熱機能を持つ重大事故等対処設備として位置づけている。
・注水機能：燃料プール代替注水系
・漏えい停止機能：サイフォンブレーク孔，運転員による隔離操作
・除熱機能：燃料プール冷却浄化系※※ 重大事故等発生時に設計基準事故対処設備である原子炉補機冷却系の復旧ができず，使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合においても，代替原子炉
補機冷却系を用いて，使用済燃料プール内に貯蔵する使用済燃料から発生する崩壊熱を除熱することを目的として設ける系統である。

54-14-2

＜参考＞1. 有効性評価及び４３条 1-1 での各事故シーケンスグループに対する燃料プール冷却浄化系
有効性評価及び４３条 1-1 で想定する重大事故等では,各重大事故等対処設備及び対応により事故事象を安定状態まで収束できることを確認しており, 表 1 に示すよ
うに「想定事故１及び想定事故２」以外の事故シーケンスグループでは使用済燃料プール冷却系等を用いた使用済燃料プールの除熱機能に,「想定事故１及び想定事故２」では燃料プール代替注水系等を用いた使用済燃料プールの注水機能によって冷却を実施している。
使用済燃料プールは図 1 に示すように二次格納施設内に配置されており，二次格納施設内の環境条件を想定する上でその影響を考慮する必要がある。ただし,上記のように「想定事故１及び想定事故２」以外の事故シーケンスグループでは燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの冷却が維持されるため（代替原子炉補機冷却系，
常設代替交流電源設備の準備のための一時的な喪失除く），二次格納施設内の環境が大きく悪化することはない。
なお，取水機能，交流動力電源喪失時において代替原子炉補機冷却系，常設代替
交流電源設備を使用する際，燃料プール冷却浄化系についても負荷として考慮しており，原子炉側の事故対応と並行して使用済燃料プールの冷却を行うことが可能で
ある。
原子炉建屋
使用済燃料プール

原子炉圧力容器

図 1．原子炉建屋内の使用済燃料プールの位置

54-14-3

表 1．各事故シーケンスグループと使用済燃料プールの冷却機能事故シーケンスグループ
使用済燃料プー 使用済燃料プー
ル冷却に関する ルの除熱機能の重大事故等対処有無
設備
1
高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)※１
有2
高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)※１
有3
全交流電源喪失(長期 TB)※２
有4
全交流電源喪失(TBU)※２
有5
全交流電源喪失(TBD)※２
有6全交流電源喪失(TBP)※２
有7
崩壊熱除去機能喪失(取水機能喪失)※２
有8
崩壊熱除去機能喪失(RHR 故障)※１
有9
原子炉停止機能喪失(TC)※１
有10 LOCA 時注水機能喪失(中小 LOCA)※１有
11 格納容器バイパス（ISLOCA）※１
有
12 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 ※２
有
納容器過圧・過温）(代替循環冷却を使用する場合)13 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 ※２
有
納容器過圧・過温）(代替循環冷却を使用しない場合)
14 水素燃焼※２
有15 格納容器雰囲気直接加熱(DCH）※３
有16 溶融燃料-冷却材相互作用(FCI）※３
有
17 格納容器直接接触－－
18 溶融炉心・コンクリート相互作用※３
有（MCCI）
19 想定事故１
機能喪失を想定 無※４
20 想定事故２
機能喪失を想定 無※４
21 停止中の原子炉 崩壊熱除去機能喪※１
有失22 停止中の原子炉 全交流電源喪失※２有23 停止中の原子炉 冷却材喪失※１
有
24 停止中の原子炉 反応度の誤投入※１有※１ 使用済燃料プール冷却系（原子炉補機冷却系，外部電源又は非常用 D/G）
※２ 使用済燃料プール冷却系，代替原子炉補機冷却系，常設代替交流電源設備※３ 使用済燃料プール冷却系，代替原子炉補機冷却系，非常用 D/G※４ 使用済燃料プールへの注水機能である燃料プール代替注水系を用いる
No

54-14-4

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２．使用済燃料プール冷却機能喪失時のプール水温の変化について
原子炉運転中及び停止中の重大事故等時における使用済燃料プール内の燃料の崩
壊熱及び冷却機能喪失時の水温の変化を以下に示す。表 2 に示す通り，事故シーケン
スグループによっては全交流動力電源喪失，取水機能喪失により一時的に使用済燃料
プールの冷却機能が喪失するが,使用済燃料プールの水温が「保安規定の運転上の制限」,「 重大事故等時に燃料プール冷却浄化系の健全性確保が確認されている温度」に到達するまでの時間はガスタービン発電機又は代替原子炉補機冷却系のインサー
ビスの時間と比べて十分長く，二次格納施設内の環境が悪化する前に使用済燃料プー
ルの冷却開始が可能である。
なお，取水機能又は全交流動力電源喪失を含む事故シーケンスグループにおいて使用済燃料プール内の温度が上昇する事象後半※に使用する二次格納施設内の設備の一例として，残留熱除去系ポンプの環境温度を表 3 に示す。
※ 原子炉運転中の使用済燃料プールの想定で水温が 100℃に到達する時間 56 時間
以降
表 2．使用済燃料プール内の燃料の崩壊熱及び冷却機能喪失時の水温の変化
原子炉
使用済燃料プール内の燃料 使用済燃料 使用済燃 使用済燃 使用済燃料の状態の崩壊熱
プールの状 料プール 料プール プール水温
態
水温が
水温が
が 100℃に[MWt]
想定
65℃※1 に 77℃※2 に 到達する時到達する 到達する
間
時間
時間
・直前の定検で取り出された燃料 プールゲー
原子炉（停止７０日後）
約 2.6 ・１炉心を除きラ ト閉状態
約 23 時間 約 34 時間 約 56 時間
運転中
初期水温
※3
ックに燃料が満40℃たされた状態
原子炉
停止中
・１炉心を除きラ プールゲー
ト閉状態
（炉心
約 1.6
ックに燃料が満
約 30 時間 約 49 時間 約 84 時間
初期水温
燃料取※4
たされた状態※545℃
出前）※１ 保安規定の運転上の制限※２ 重大事故等時に燃料プール冷却浄化系の健全性確保が確認されている温度※３ 運転中の SFP 水温実績（32℃～38℃）より 40℃を設定(設備故障等による一時的な温度上昇除く)※４ 原子炉の状態が燃料交換の場合は想定事故１，２に包絡される。また，起動時においては原子炉運転中とほぼ同等となる※５ 停止時の SFP 水温実績（27℃～45℃）より 45℃を設定
表 3．残留熱除去系ポンプの環境温度
設計基準事故時
重大事故等時54-14-5

「想定事故１及び想定事故２」においては, 使用済燃料プール冷却系の機能喪失に伴い,プール水温が事象発生約７時間後 100℃に到達し二次格納施設内の環境は悪化する。ただし,現場環境の悪化は常設スプレイヘッダを用いた燃料プール代替注水系（可搬型）の注水機能,使用済燃料貯蔵プール水位・温度計等の監視設備の機能を阻害するものではない。また, 可搬型スプレイヘッダを用いた燃料プール代替注水系（可搬型）においても,現場環境が悪化する前に設置を行うことで注水が可能である。
以上より重大事故等の「想定事故１及び想定事故２」について現場環境は悪化する
ものの，必要な機能は維持され,それ以外の各事故シーケンスグループに対して使用済燃料プール水温が「保安規定の運転上の制限」,「重大事故等時に燃料プール冷却
浄化系の健全性確保が確認されている温度」に到達する前にプール冷却の開始が可能であり,二次格納施設内の環境が大きく悪化することはない。

54-14-6

54-15

各号炉の弁名称及び弁番号

54-15-1

54-15-2

P13-F126

使用済燃料プール外部
注水 R/B 東側注水ライン G41-F204
元弁

建屋外南側貫通接続口
元弁

P13-F128

機器番号

使用済燃料プール外部
使用済燃料プール外部
注水 R/B 東側注水ライン 注水 R/B 東側注水ライン G41-F204
元弁
元弁

P13-F198

建屋内南側貫通接続口
元弁

機器名称

使用済燃料プール外部
注水 R/B 北側注水ライン G41-F201
元弁

R/B 南側外壁外部注水接
続端第一止め弁

P13-F199

機器番号

7 号炉

使用済燃料プール外部
使用済燃料プール外部
注水 R/B 北側注水ライン 注水 R/B 北側注水ライン G41-F201
元弁
元弁

建屋外南側貫通接続口
元弁

R/B 南側外壁外部注水接
続端第二止め弁

機器名称

6 号炉

機器名称覧に記載の弁名称と，正式名称及び弁番号の関係について

建屋内南側貫通接続口
元弁

統一名称

表1

条文適合性資料本文中の機器名称覧に記載の弁名称については，説明資料の構成上，略称等が用いられている場合がある。これらの記載名称と各号炉に設置されている弁の正式名称及び弁番号の関係について，表 1 の通り整理する。

55 条
55-1
55-2
55-3
55-4
55-5
55-6
55-7
55-8

SA 設備基準適合性
配置図
系統図
試験及び検査容量設定根拠接続図
アクセスルート図
その他設備

一覧表

目次

55-1
SA 設備基準適合性 一覧表

55-1-1

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
SA 設備基準適合性 一覧表（可搬型）
55 条：工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための設備

環境条件における健全性

第1号

大容量送水車，放水砲，泡原液混合装置，泡原液搬送車，放射性物質吸着材，汚濁防止膜，小型船舶

類型化
区分

屋外

Ｄ

（有効に機能を発揮する）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線荷重
海水

海水を通水又は海で使用

Ⅰ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料
第
2
号
第
1
項

第
3
号

55-2 配置図，55-6 接続図

操作性

現場操作

関連資料

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

55-3 系統図，55-6 接続図
大容量送水車

ポンプ，ファン，圧縮機

Ａ

放水砲，泡原液混合装置，泡原液搬送車
放射性物質吸着材，汚濁防止膜，小型船舶

その他

Ｍ

関連資料
第
4
号

第
43
条

第
3
項

55-4 試験・検査説明資料

切り替え性（本来の用途として使用）

関連資料
悪影響防止

第
5
号

Ｂ

55-3 系統図

系統設計

他設備から独立Ａｃ

その他(飛散物)

－

対象外

関連資料

55-3 系統図

第
6
号

設置場所
関連資料

55-2 配置図，55-6 接続図

第1号

可搬 SA の容量

その他設備

第
2
号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルート

現場操作

関連資料

Ａａ

Ｃ

55-5 容量設定根拠
常設設備と接続しない

関連資料

対象外

55-2 配置図，55-6 接続図
常設設備と接続しない

関連資料

対象外

55-2 配置図，55-6 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

55-2 配置図，55-6 接続図
屋外(共通要因の考慮対象設備なし)

関連資料

Ｂｂ

55-2 配置図
屋外アクセスルートの確保

関連資料
共通要因故障防止

第
7
号

対象外

Ｂ

55-7 アクセスルート図

環境条件，自然現象，外部人為
事象，溢水，火災サポート系要因

関連資料

同一機能の設備なし

対象外

サポート系なし

対象外

本文

55-1-2

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55-2
配置図

55-2-1

図 2-1

大容量送水車配置図
55-2-2

図 2-2放水砲・泡原液混合装置・搬送車配置図
55-2-3

図 2-3放射性物質吸着材配置図

55-2-4図 2-4

汚濁防止膜・小型船舶配置図
55-2-5

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55-3
系統図

55-3-1

図 3-1

大気への拡散抑制

55-3-2

概略系統図

図 3-2海洋への拡散抑制

55-3-3

概略系統図

図 3-3

航空機燃料火災への泡消火

55-3-4

概略系統

水中ポンプ

アウトリガー

大容量送水車

泡原液搬送車

消防ホース

泡原液混合装置（ジェットポンプ）

Ｒ／Ｂ

ジャッキアップ

放水砲

約38m

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55-4
試験及び検査55-4-1

図 4-1

大容量送水車・放水砲・泡原液混合装置
55-4-2試験系統

図 4-2

泡原液搬送車55-4-3

外観図

図 4-3放射性物質吸着材
55-4-4

外観図

図 4-4汚濁防止膜
55-4-5

外観図

図 4-5汚濁防止膜

55-4-6

外観写真

図 4-6小型船舶

55-4-7

外観図

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55-5
容量設定根拠55-5-1

名称

大容量送水車量m3/h

900（注 1），（900（注 2））

力

MPa1.25（注 1），（1.25（注 2））

最 高 使 用 圧 力

MPa

1.3

最 高 使 用 温 度℃

60

原 動 機 出 力

kW/個

流
吐

出

圧

機器仕様に関する注記

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設 定 根 拠】
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において発電所外への放射性物質の拡散を抑制すること，原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災に対応するため，大容量送水車は以下の機能を有する。
大気への拡散抑制として使用する大容量送水車は，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷に至った場合において，工場等外への放射性物質の拡散を抑制するために設置する。
その際，大容量送水車は，海水を水源として，大容量送水車に敷設されている取水ポンプにより取水口より取水し，ホースにより放水砲と接続でき，送水ポンプで送水することで，原子炉建屋屋上へ放水できる設計とする。大容量送水車及び放水砲は，設置場所を任意に設定でき，
複数の方向から原子炉建屋屋上へ向けて放水できる設計とする。
航空機燃料火災への泡消火として使用する大容量送水車は，原子炉建屋周辺における航空機
衝突による航空機燃料火災を消火するために設置する。
その際，大容量送水車は，海水を水源として，大容量送水車に敷設されている取水ポンプにより取水口より取水し，可搬型ホースにより放水砲及び泡原液混合装置と接続でき，送水ポン
プで送水することで，泡原液と混合しながら原子炉建屋屋上又は周辺に放水できる設計とする。
なお，大容量送水車は，6 号及び 7 号炉共用で基数の半数の 1 台，保守点検用又は故障時のバックアップ用として 1 台の合計 2 台を保管する。

55-5-2

1. 圧力・流量
吐出圧力 1.25MPa （流量 900m3/h）
大容量送水車は，大気への拡散抑制又は航空機燃料火災への泡消火として使用するため，原子炉建屋屋上又は原子炉建屋周辺に放水する必要があるが，容量設定に当たっては，高所（原※1
子炉建屋屋上）への放水を考慮して設定した。なお，原子炉建屋屋上（地上高約）へ
3
網羅的に放水するために必要となる，放水砲への送水圧力・流量は，，900m /h である。

図 5-1

図 5-2

射程と射高の関係（ノンアスピレートノズル）

射程と射高の関係（ノンアスピレートノズル）（泡消火放水）※1：※2：本曲線は，実放射計測のデータから割り出した理論値（平均値）であり，射程は無風時を想定している。
（日本機械工業株式会社）

55-5-3

・ホース敷設等による圧力損失を考慮
ホースの敷設は，放水砲によって複数方向（タービン建屋と接している西側以外の方向）から放水ができること，並びに，複数の取水箇所から取水できるとともに，その時の被害状
況や火災の状況を勘案して柔軟な対応ができるよう複数のルート（敷地北側又は南側）が選択できるよう設定する。
なお，取水箇所の選定としては，ホース敷設長さや津波に対する頑健性を考慮すると，防潮堤内側から取水することを第一優先として考えるが，万が一，防潮堤内の取水口が使用できない場合も想定し，防潮堤外側からの取水を考慮したホース敷設ルートも設定する。
ホース敷設の圧力損失の評価は，防潮堤内及び防潮堤外からの取水を考慮し，ホース敷設
ルートが保守的になる敷設ルートを考慮して算出した。
（１）防潮堤内側
防潮堤内側のホース敷設ルートのうち保守的となる，6 号炉取水路から取水し，敷地北側を経由して，7 号炉原子炉建屋南東側からの放水を想定した場合の圧力損失を以下に示す。
放水砲必要圧力
ホース直接敷設の圧損（300A 50m×19 本）※1※2
ホース湾曲の影響（90°湾曲 3 回，45°湾曲 4 回）※1
機器類圧損―――――――――――
合 計 約 1.212MPa（２）防潮堤外側
防潮堤外側のホース敷設ルートのうち保守的となる，7 号炉取水口から取水し，6 号
炉原子炉建屋付近からの放水を想定した場合の圧力損失を以下に示す。
放水砲必要圧力
ホース直接敷設の圧損
ホース湾曲の影響
敷地高さの影響
機器類圧損―――――――――――
合 計 約 1.247MPa（300A 50m×14 本）※1※2（90°湾曲 4 回，45°湾曲 2 回）※1

※1：ホースの圧力損失及び湾曲の評価については，55-5-6～8 参照。
詳細設計においては，重大事故時のホースの取り回し，作業性，他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。
※2：ホースの予備は，ホースの長さ毎に各 1 本以上確保する。
※3：大容量送水車設置高さ（T.M.S.L.3m）と放水砲設置高さ（T.M.S.L.12m）の水頭から算出

55-5-4

2. 最高使用圧力(1.3MPa)
大容量送水車送水ポンプは，ホースの最高使用圧力と同等の 1.3MPa とする。
3. 最高使用温度(60℃)
放水砲を重大事故時等において使用する場合の最高使用温度は 60℃とする。
4. 原動機出力
原動機出力は，定格流量点(とする。

)での軸動力を考慮し，55-5-5

1. ホースの湾曲や余長の圧力損失に対する考え方
消防用ホースの圧力損失の評価については，今後のホース調達先や年式等の種別による個体差等を考慮し，最も一般的な仕様である，『新・消防機
器便覧「消防水力学」（東京消防庁監修，東京消防機器研究会編著）』における理論値を使用する。
1-1. 消防用ホースの曲がりや余長による圧力損失への影響について

１湾曲（45°）が２回発生した場合１湾曲（90°）が３回発生した場合図 5-3

想定される消防ホースの引き回しパターン（イメージ図）＜１湾曲（90°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×(v2/(2g))
〇損失係数 fc
ホースの湾曲による損失係数は新・消防便覧上の曲率半径1,000mm で 90°における fc=0.068････(ⅰ)を引用する。
〇流速 v
v=Q/A
・Q=流量について
大容量送水車流量は，900m3/h である。
・A＝管路の断面積について
A＝πr2 であることから，r=管内径/2 となり，管内径 0.295m
より，r=0.1475。よって，A=0.06834[m2]55-5-6

・流速 v=Q/A より
v= 3.659[m/s] ････(ⅱ)○ (ⅰ)(ⅱ)より，１湾曲（90°）あたりの圧力損失を求める
hc＝fc×(v2/(2g))より，重力加速度 9.8[m/s2]として＝0.068×(3.6592/(2×9.8))＝0.04645[m]＜１湾曲（45°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc*(v2/(2g))○損失係数 fc
ホースの湾曲による損失係数は新・消防便覧上の曲率半径1,000mm で 45°における fc=0.034････(ⅲ)を引用する。
○上記(ⅱ)(ⅲ)より，１湾曲（45°）あたりの圧力損失を求める
hc＝fc×(v2/(2g))より，重力加速度 9.8[m/s2]として＝0.034×(3.6592/(2×9.8))＝0.02323[m]55-5-7

表 5-1

使用ホース口径

300A

ホース長さと圧力損失の関係

送水流量[m3/h]
ホース連結本数（送水距離）
1 （50m）
2 （100m）
3 （150m）
4 （200m）
5 （250m）
6 （300m）
7 （350m）
8 （400m）
9 （450m）
10 （500m）
11 （550m）
12 （600m）
13 （650m）
14 （700m）
15 （750m）
16 （800m）
17 （850m）
18 （900m）
19 （950m）
20 （1000m）

55-5-8900
圧力損失[MPa]
0.011
0.022
0.033
0.044
0.055
0.066
0.077
0.088
0.099
0.110
0.121
0.132
0.143
0.154
0.165
0.176
0.187
0.198
0.209
0.220

2. 原子炉建屋への放水の網羅性について
原子炉建屋への放水は，大気への放射性物質拡散抑制のための放水，及び，泡消火放水があるが，射程の短い泡消火放水による原子炉建屋への放水の網羅性について検討する。
原子炉建屋は，オペフロ屋上の高さ（地上高），原子炉建屋下部屋
上高さ（地上高）と高さに違いがあることから，放水方向によって，射程距離が異なる（図 5-4～6 参照）。以下に，射程距離を整理する。
① 原子炉建屋東側から西向きの放水：（放水砲から

② 原子炉建屋東側から西向きの放水（下部屋上）：の範囲）（放水砲からの範囲）③ 原子炉建屋北側又は南側からの放水：図 5-4（放水砲から

原子炉建屋断面図（6 号及び 7 号炉）
55-5-9の範囲）

(1)原子炉建屋に対する放水曲線（放射性物質拡散抑制）

図 5-5

原子炉建屋東側からの放水曲線

図 5-6

原子炉建屋東側から下部屋上への放水曲線

図 5-7

原子炉建屋北側又は南側からの放水曲線
55-5-10

(2)原子炉建屋に対する放水曲線（泡消火）

図 5-8

原子炉建屋東側からの放水曲線

図 5-9

原子炉建屋東側から下部屋上への放水曲線

図 5-10原子炉建屋北側又は南側からの放水曲線
55-5-11

上記の検討から，6 号及び 7 号炉の放水範囲を，図 5-11 に示す。また，
放水砲による放水に対して，干渉する可能性がある設備である所内変圧器
及び排気筒についても考慮した。所内変圧器の高さは地面から 10ｍ程度であることから，放水に対して干渉することはない。また，排気筒について
は，放水砲を排気筒と干渉しない位置に設置することで，放水に対する影響はない。以上のことから，原子炉建屋屋上部に対する，放水の網羅性は確保されている。

図 5-116 号及び 7 号炉放水範囲図

55-5-12

名

称

放水砲

最 高 使 用 圧 力

MPa

0.9

最 高 使 用 温 度℃

60【設 定 根 拠】
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において発電所外への放射性物質の拡散を抑制すること，原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災に対応するため放水砲は，以下の機能を有する。
放水砲は，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷に至った場合において工場等外への放射性物質の拡散を抑制するために設置する。
系統構成は，大気への拡散抑制として，放水砲は，可搬型ホースにより海水を水源とする大容量送水車と接続することにより，原子炉建屋屋上へ放水できる設計とする。大容量送水車及び放水砲は，設置場所を任意に設定でき，複数の方向から原子炉建屋屋上へ向けて放水できる設計とする。
航空機燃料火災への泡消火として，放水砲は，可搬型ホースにより海水を水源とする大容量送水車に接続し，泡原液と混合しながら，原子炉建屋周辺へ放水できる設計とする。
放水砲の保有数は，大容量送水車に合わせて，6 号及び 7 号炉共用で基数の半数の 1 台，保守点検用又は故障時のバックアップ用として 1 台の合計 2 台を保管する。
1. 最高使用圧力(0.9MPa)
放水砲を重大事故等時において使用する場合の最高使用圧力は，原子炉建屋屋上（地上
高約 38m）への放水が可能な圧力（）を満足する値である，メーカーが規定する 0.9MPaとする。
2. 最高使用温度(60℃)
放水砲を重大事故時等において使用する場合の最高使用温度は 60℃とする。

55-5-13

名

称
幅

高

汚濁防止膜
北放水口側
：140
取水口側（3 箇所）：80
北放水口側：6
取水口側（3 箇所）：8

m/箇所
さ

m

【設 定 根 拠】
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において発電所外への放射性物質の拡散を抑制するため汚濁防止膜は，以下の機能を有する。
汚濁防止膜は，敷地内から海洋への伝搬経路である，取水路及び放水路（一部排水路含む）に設置することで，大気への放射性物質の拡散を抑制するため放水砲による放水を実施した場
合において，放水によって取り込まれた放射性物質の海洋への拡散を抑制できる設計とする。
また，汚濁防止膜の設置は，放射性物質拡散抑制機能の信頼性向上のため，2 重に設置することとし，破れ等の破損時のバックアップとして各設置箇所に対して予備 2 本を確保する。
1．幅（1）5～7 号炉放水口付近
放水口付近を囲うために必要な汚濁防止膜の幅は，約 100m である。そのため，重大事故時等に放水口付近に設置する汚濁防止膜の幅は，1 本あたりの幅が約 20m の汚濁防止膜を 7本使用し，約 140m とする。
（2）5 号，6 号及び 7 号炉取水口付近
取水口付近を囲うために必要な汚濁防止膜の幅は，約 55m である。そのため，重大事故時
等に取水口付近に設置する汚濁防止膜の幅は，1 本あたりの幅が約 20m の汚濁防止膜を 4 本使用し，約 80m とする。
2．高さ
（1）5～7 号炉放水口付近
重大事故時等に放水口付近に設置する汚濁防止膜の高さは，満潮時の高さを考慮しても，海底（T.M.S.L.約-4m）まで届く高さである約 6m とする。
（2）5 号，6 号及び 7 号炉取水口付近
重大事故時等に取水口付近に設置する汚濁防止膜の高さは，満潮時の高さを考慮しても，海底（T.M.S.L.約-5.5m）まで届く高さである約 8m とする。

55-5-14

凡例
汚濁防止膜

図 5-12取水口の外形図

図 5-13北放水口の外形図

55-5-15

参考資料
放射性物質吸着材の容量及び吸着率について
放射性物質吸着材は，敷地内から海洋への伝搬経路である，排水路に設置すること
で，大気への放射性物質の拡散を抑制するため放水砲による放水を実施した場合において，放水によって取り込まれた放射性物質の海洋への拡散を抑制できる設計とする。
1. 6 号及び 7 号炉雨水排水路集水桝用放射性物質吸着材容量
雨水排水路集水桝に 6 号及び 7 号炉で各 1 箇所に設置する。
放射性物質吸着材の容量は，雨水排水路集水桝に設置可能な量でかつ，放水によって生じた汚染水が排水可能な形状又は設置方法により空隙を確保した設計とする。
①設置箇所の寸法
6 号及び 7 号炉雨水排水路集 縦：2.5，横：2.5，高さ※1：約 1.2
水桝寸法（m）※1：排水配管上端を集水桝の高さとした。
※2：詳細設計中であり変更の可能性がある。

②放射性物質吸着材の容量
放射性物質吸着材は，セシウムを吸着するプルシアンブルー類縁体の表面を水が流れることによりセシウムを吸着する。放射性物質吸着材は，上記雨水排水路
集水桝に設置可能であり，その寸法から，放射性物質吸着材の容量を以下の通りとする。なお，この場合の空隙率は，およそ 33%となる。
放射性物質吸着材容量（kg） ユニット体積 5m3×吸着材密度約 200kg/m3＝約 1,000kg／1 箇所※：詳細設計中であり変更の可能性がある。

2. 5 号炉雨水排水路集水桝及びフラップゲート入口用放射性物質吸着材容量
放水砲による放水の通常の排水ルートは 6 号及び 7 号炉の雨水排水路であるが，流路の閉塞・損傷又は排水可能な流量以上の雨水が流れた際には，雨水排水路より溢れる。その場合， 5 号炉の雨水排水路及びフラップゲートを経由して海に流れ込むこととなる。
①設置箇所寸法
5 号炉雨水排水路集水桝寸法 縦：1.95，横：1.95，高さ※1：約 1.15（m）
フラップゲート寸法（m）
縦：2.0，横：2.0，高さ※1：約 0.9（3 箇所）※1：排水配管上端を集水桝の高さとした。
※2：詳細設計中であり変更の可能性がある。

55-5-16②放射性物質吸着材の容量
放射性物質吸着材は，上記雨水排水路集水桝に設置可能な吸着材ユニットであり，その寸法から，放射性物質吸着材の容量を以下の通りとする。なお，この場合の空隙率は，およそ 30～50％となる。
放射性物質吸着材容量（kg） ユニット体積 2.5m3×吸着材密度約 200kg/m3＝約 500kg／1 箇所※：詳細設計中であり変更の可能性がある。

3. 放射性物質吸着材の吸着率（参考値）
吸着率（放射性物質吸着材 1g に対して，吸着される Cs 量（破過値）。）は，設計値※としてと設定している。
※

測定方法は，セシウムを添加させた水溶液中に吸着材を入れ吸着率を測定する。試験条
件は，Cs 添加濃度 1,000ppm，固液比 100，吸着時間 24 時間。運用としては，汚染水が吸着材を通過する際に，吸着材と接触することでセシウムを吸着させる。当該測定条件
は，実際の運用と異なる条件のため，値は参考値として扱う。

55-5-17

名称

泡原液混合装置

最 高 使 用 圧 力

MPa

1.3

最 高 使 用 温 度℃

40【設 定 根 拠】
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災に対応するため放水砲は，以下の機能を有する。
泡原液混合装置は，航空機燃料火災に対応するため，大容量送水車，放水砲及び泡原液搬送車に接続することで，泡消火剤を混合して放水できる設計とする。なお，6 号及び 7 号炉共用
で基数の半数の 1 台，及び，保守点検用又は故障時のバックアップ用として 1 台の合計 2 台を保管する。
1. 最高使用圧力(1.3MPa)
泡原液混合装置を重大事故等時において使用する場合の最高使用圧力は，原子炉建屋屋
上（地上高約 38m）への放水が可能な圧力（）以上を満足する値である，メーカーが規定する 1.3MPa とする。
2. 最高使用温度(40℃)
泡原液混合装置を重大事故等時において使用する場合の最高使用温度は，40℃とする。

55-5-18

名称

泡原液搬送車

量

L

4,000

最 高 使 用 圧 力

MPa

0.03

最 高 使 用 温 度

℃

120

容

【設 定 根 拠】
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災に対応するため泡原液搬送車は，
以下の機能を有する。
泡原液搬送車は，航空機燃料火災に対応するため，大容量送水車，放水砲及び泡原液混合装置に接続することで泡消火できる設計とする。なお，6 号及び 7 号炉共用で基数の半数の 1 台，
及び，保守点検用又は故障時のバックアップ用として 1 台の合計 2 台を保管する。
1. 容量(4,000L)
泡原液の容量は，空港に配備されるべき防災レベル等について記載されている，国際民間航空機関（ICAO）発行の空港業務マニュアル（第１部）（以下，「空港業務マニュアル」という。）を基に設定する。
設定にあたっては，空港業務マニュアルで離発着機の大きさにより空港カテゴリーが定められており，最大であるカテゴリー10 を適用する。また，保有している泡消火剤は，1％水
成膜泡消火薬剤であり，空港業務マニュアルでは性能レベル B に該当する。
空港カテゴリー10 かつ性能レベル B の泡消火材に要求される混合溶液の放射量は 672m3/hであり，発泡に必要な水の量は 32.3m3 である。
必要な泡原液は，32.3m3×1％＝323L に対して，空港業務マニュアルでは 2 倍の量 323L×
2＝646L を保有することが規定されている。
以上より，必要保有量 646L に対して，泡原液搬送車のタンクに収まる 4000L を泡原液容量として設定した。
2. 最高使用圧力(0.03MPa)
積載する泡原液の水頭及び空間部の気圧を考慮して 0.03MPa とする。
3. 最高使用温度(120℃)
泡原液混合装置を重大事故等時において使用する場合の最高使用温度は，大容量送水車と同様の 60℃を満足する値である，メーカーが規定する 120℃とする。

55-5-19

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

55-6
接続図

55-6-1

図 6-16 号炉ホース敷設例

55-6-2

図 6-27 号炉ホース敷設例

55-6-3

○汚染水の流出経路及び対策概要
１．発生する汚染水とその流出経路
発電所外への放射性物質の拡散を抑制するため，6 号及び 7 号炉の原子炉建屋への放水により発生した汚染水は，屋上から建屋雨水路を経由して，6 号及び 7号炉近傍の構内の雨水排水路に導かれ，雨水排水路集水桝を経由し，北放水口に至る。
その他の海洋への経路の可能性としては，上記雨水排水路の閉塞・損傷又は排水可能な流量以上の雨水が流れた際に，敷地に排水が溢れ，5 号炉の雨水排水路
又は防潮堤下部のフラップゲートを経由し，北放水口及び取水口に通じる経路が想定される。
２．放射性物質の拡散抑制対策
放射性物質が発電所外へ拡散することを抑制するため，以下の対策を実施する。
海洋への拡散抑制対策の概要を図 6-3 に示す。
（１）6 号及び 7 号炉雨水排水路集水桝へ放射性物質吸着材の設置
放水砲による大気への拡散抑制を実施する必要がある場合は，原子炉建屋への放水により汚染した水が，原子炉建屋雨水路を経由して，6 号及び 7 号炉近傍の構内の雨水排水路に導かれることになるため，下流の雨水排水路集水桝 2箇所を優先させ，放射性物質吸着材を設置し，放射性物質の拡散を抑制する。
（図 6-3-①）（２）その他海洋への経路への放射性物質吸着材の設置（１）の通り，原子炉建屋への放水により発生した汚染水の海洋までの主要な経路となる雨水排水路集水桝に放射性物質吸着材を設置することとしているが，当該雨水排水路の損傷等により，汚染水が敷地に溢れた場合に，その他の海洋への経路の可能性がある。具体的流路としては，5 号炉の雨水排水路及び防潮堤下部のフラップゲートであるが，5 号炉の雨水排水路集水桝及びフラップゲート入口に放射性物質吸着材を設置し，放射性物質の拡散を抑制する。
（図 6-3-②）（３）北放水口への汚濁防止膜の設置（１）及び（２）の対策を実施することで，放射性物質の海洋への拡散抑制をするが，放射性物質吸着材の設置完了後に汚濁防止膜の設置が可能な状況（大津波警報，津波警報が出ていない又は解除された）な場合，汚濁防止膜を設置する。なお， 6 号及び 7 号炉への放水により発生した汚染水は，各号機の雨水排水路を経由し，北放水口に導かれるため，北放水口に汚濁防止膜を設置する。
（図 6-3-③）（４）取水口への汚濁防止膜の設置
6 号及び 7 号炉雨水排水路の閉塞・損傷又は排水可能な流量以上の雨水が流れた際には，敷地に排水が溢れ，5 号炉の雨水排水路又は防潮堤下部のフラップゲートを経由し，北放水口及び取水口に導かれる。また，放水によって，原

55-6-4

子炉建屋の内部に滞留した汚染水は，原子炉建屋からタービン建屋を経由して
建屋外へ通じる配管によって，取水及び放水ピットを通じ取水路及び放水路へと流出し，最終的に海洋へ流出する。そのため，前項の対策に加え，取水口へも汚濁防止膜を設置することで，放射性物質の拡散を抑制する。ただし，原子炉建屋の内部に滞留した汚染水が海洋へ流出するのは，放射線管理区域と非管理区域の境界壁，原子炉建屋及びタービン建屋の外壁，建屋外へ通じる配管等，複数の障壁の損傷が重畳した場合に限られ，障壁の通過には時間余裕があると考えられる。
（図 6-3-④）

図 6-3

放射性物質吸着材及び汚濁防止膜の設置位置図

55-6-5

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

55-7
アクセスルート図55-7-1

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びアクセスルートについて』より抜粋

図 7-１

保管場所およびアクセルルート図

図 7-2

地震・津波発生時のアクセスルート

55-7-2

図 7-3

図 7-4

森林火災発生時のアクセスルート

中央交差点が通行不能時のアクセスルート

55-7-3

55-8
その他設備

55-8-1

1.その他設備
1.1 航空機燃料火災に対する初期消火設備
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合に，化学消防自動車単独，又は，化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び高所放水車により初期対応における泡消火及び延焼防止を実施する。なお，本設備は事業者の自主的な取り組みで設置するものである。
本系統は，使用可能な淡水源がある場合は，防火水槽や消火栓（淡水タンク）を水源とし，使用可能な淡水源がない場合は，海水を使用する。
高所放水車を使用する場合は，泡原液備蓄車を接続するとともに，化学消防自動車
又は，水槽付消防ポンプ自動車にて水源より取水し，高所放水車に送水する。
（図 8-1）
化学消防自動車を使用する場合は，単独，又は，泡原液備蓄車を接続し，化学消防
自動車にて水源より取水し，泡消火を実施する。（図 8-2）

図 8-1

高所放水車による初期消火

図 8-2

化学消防車による初期消火55-8-2

56 条
56-1 SA 設備基準適合性一覧表
56-2 配置図56-3 系統図
56-4 試験及び検査
56-5 容量設定根拠56-6 接続図56-7 保管場所図56-8 アクセスルート図
56-9 その他設備
56-10 各号炉の弁名称及び弁番号

目次

56-1
SA 設備基準適合性一覧表

柏崎刈羽原子力発電所

第 56 条：重大事故等の収束に必要となる水の供給
設備

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線
環境条件における健全性

第
1
号

荷重
海水

第
1
項

第
3
号

第
4
号

第
43
条

復水貯蔵槽

類型化
区分

サプレッション・チェンバ

類型化
区分

原子炉区域を除く原子炉建屋内及びその他の建屋内（廃棄物処理建屋）

Ｃ

原子炉格納容器内

Ａ（有効に機能を発揮する）－（有効に機能を発揮する）－

淡水だけでなく海水も使用（海水を使用しない）

対象外

他設備からの影響－(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－（電磁波により機能が損なわれない）－［配置図］56-2-1､3
現場操作
（弁操作）

関連資料
試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)
関連資料
切り替え性
関連資料
系統設計
その他(飛散物)

第
6
号

設置場所

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

関連資料

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

関連資料

環境条件、自然現象、外部人為事象、溢水、火災
サポート系故障
関連資料［配置図］56-2-1､2Ｂｆ［配置図］56-2-4容器(タンク類)（開放点検が可能）

本来の用途として使用－切替不要（操作不要）

対象外－

Ｃ［試験及び検査説明］56-4-1～4容器(タンク類)（目視点検が可能）

Ｃ［試験及び検査説明］56-4-5,6Ｂｂ［系統図］56-3-3，4

本来の用途として使用－切替不要

Ｂｂ［系統図］56-3-5，6

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ（考慮対象なし）

対象外（考慮対象なし）

対象外

関連資料

第
2
項

一覧表（常設）

Ⅱ

操作性

悪影響防止

第
5
号

SA 設備基準適合性(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）

関連資料

第
2
号

6 号及び 7 号炉

－
現場操作

－
Ａ

［配置図］56-2-4［系統図］56-3-3，4
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

対象外

－
Ｂ

[容量設定根拠]56-5-1,2（共用しない設備）（操作不要）

ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分Ｂ[容量設定根拠]56-5-6～10
対象外－（共用しない設備）

対象外－（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外(サポート系なし)

対象外(サポート系なし)

対象外［配置図］56-2-1､3

56-1-1－

柏崎刈羽原子力発電所

海水取水ポンプ

類型化
区分

屋外

Ｄ

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

海水を通水又は海で使用

Ⅰ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境条件における健全性

関連資料

第
3
号

試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)

関連資料

第
4
号

切り替え性

系統設計
その他(飛散物)

ポンプ，ファン，圧縮機

第
6
号

設置場所

第
1
号

可搬 SA の容量

関連資料

関連資料

（本来の用途として使用）

第
3
項

Ａ

［試験及び検査］56-4-9
対象外（本来の用途として使用）

対象外

－
Ａｂ

（考慮対象なし）

対象外（考慮対象なし）

対象外

－
現場操作

－
Ａ

［接続図］56-6-3
原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

より簡単な接続

Ａ

設置場所

第
5
号

保管場所

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

関連資料[保管場所図]56-7-1,2

第6号

アクセスルートＣＡａＡ

より簡単な接続Ｃ

複数の機能で同時に使用

Ａａ［接続図］56-6-2－［接続図］56-6-3

屋外アクセスルートの確保

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備［接続図］56-6-2［接続図］56-6-3（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

Ａ－［接続図］56-6-3
複数の機能で同時に使用

現場操作［接続図］56-6-2[容量設定根拠]56-5-3,4

第4号

共通要因故障防止

第7号

ポンプ，ファン，圧縮機

通常時は隔離又は分離

異なる複数の接続箇所の確保

関連資料

Ａ

Ａｂ

第
3
号

関連資料

Bc
Bd

通常時は隔離又は分離

可搬 SA の接続性

関連資料

（設備の運搬・設置）（操作スイッチ操作）［接続図］56-6-2

－

第
2
号

関連資料

Bc
Bd

［試験及び検査］56-4-7,8

関連資料
第
43
条

[保管場所図]56-7-1,2［接続図］56-6-3

関連資料
悪影響防止

第
5
号

[保管場所図]56-7-1,2（設備の運搬・設置）（操作スイッチ操作）

操作性

関連資料
第
1
項

一覧表（可搬型）

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線第2号

SA 設備基準適合性

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

第 56 条：重大事故等の収束に必要となる水の供給設備

第1号

6 号及び 7 号炉

（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）－［接続図］56-6-2
Ｂａ

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

Ｂａ[保管場所図]56-7-1,2
Ｂ[アクセスルート図]56-8-1,2

屋外アクセスルートの確保

Ｂ[アクセスルート図]56-8-1,2

環境条件、自然現象、外部人
為事象、溢水、火災防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有
り)-屋内

Ａａ

防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有
り)-屋内

Ａａ

サポート系要因

対象(サポート系有り)-異なる駆動源
又は冷却源

Ｃａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源
又は冷却源

Ｃａ

関連資料

[保管場所図]56-7-1,2

56-1-2[保管場所図]56-7-1,2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

ホース[流路]淡水貯水池から防火水槽への移送ホース
海水ホース[流路]

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 56 条：重大事故等の収束に必要となる水の供給設備

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線
環境条件における健全性

第
1
号

関連資料

第
2
号
第
1
項

第
3
号

第
4
号

[保管場所図]56-7-1,2（設備の運搬・設置）（接続作業）

操作性
関連資料

流路

関連資料
切り替え性

第
3
項

Ｆ

－
（本来の用途として使用）

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

通常時は隔離又は分離

Ａｂ（考慮対象なし）

対象外

－

第
6
号

設置場所

現場操作

関連資料

［接続図］56-6-1～3

第1号

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所
関連資料

［接続図］56-6-1～3

第
5
号

保管場所

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

関連資料[保管場所図]56-7-1,2

第6号

アクセスルート

より簡単な接続Ｃ［接続図］56-6-1～3
複数の機能で同時に使用

関連資料

Ａａ

［接続図］56-6-1～3（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

屋外アクセスルートの確保

関連資料

サポート系要因

Ａ

－

関連資料

共通要因故障防止

第7号

Ａ

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

関連資料

環境条件、自然現象、外部人為
事象、溢水、火災

対象外

－

関連資料

第
43
条

Bc
Bg

［接続図］56-6-1～3

試験・検査(検査性、系統構成・外部入力)

悪影響防止

第
5
号

一覧表（可搬型）－

Ｂａ

Ｂ[アクセスルート図]56-8-1,2防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

[保管場所図]56-7-1,2

56-1-3

56-2
配置図：設計基準対象設備：重大事故等対処設備

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません56-2-1

図 56-2-1

水源配置図(復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバ)図 56-2-2

水源配置図(サプレッション・チェンバ)
56-2-2

図 56-2-3

水源配置図(復水貯蔵槽)
56-2-3

図 56-2-4

配置図(廃棄物処理建屋地下 3 階)
56-2-4

56-2-5

図 56-2-5 代替淡水源配置図(淡水貯水池，防火水槽，海水取水箇所)

56-3
系統図

56-3-1・・・貫通スリーブ・・・操作対象弁AO

ＭＵＷＰより各負荷へ

高圧炉心注水系

ＭＵＷＣポンプ

６号炉
復水貯蔵槽

CSP 外部注水ライン東側注入弁(B)凡例：

CSP 外部注水ライン東側注入弁(A)ＭＵＷＣポンプ

７号炉
復水貯蔵槽

図 56-3-1 系統概要図(可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給)

各負荷へ

高圧炉心注水系AO

ＭＵＷＰより

廃棄物処理建屋

屋外

CSP 外部注水ライン西側注入弁(B)CSP 外部注水ライン西側注入弁(A)操作対象弁

淡水貯水池大湊側第二送水ﾗｲﾝ出口弁

淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ出口弁
淡水貯水池大湊側第二送水ﾗｲﾝ
No.14 防火水槽供給弁
淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ
No.14 防火水槽供給弁
淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ
No.15 防火水槽供給弁

図 56-3-2

系統概要図(淡水貯水池による防火水槽への補給)

56-3-2

復水貯蔵槽常用／非常用給水管連絡
ライン第一止め弁

復水貯蔵槽常用／非常用給水管連絡ライン第二止め弁

図 56-3-3

系統概要図(6 号炉復水貯蔵槽の水源確保)

56-3-3

図 56-3-4

系統概要図(7 号炉復水貯蔵槽の水源確保)

56-3-4

56-3-5
図 56-3-5

系統概要図(6 号炉代替循環冷却)56-3-6
図 56-3-6

系統概要図(7 号炉代替循環冷却)56-3-7FT

ＲＨＲポンプ（Ａ）室空調機

ＲＨＲ熱交換器（Ａ）

FI （中央制御室）

ＲＨＲポンプ（Ａ）軸受
冷却器

ＣＡＭＳ（Ａ）サンプルクーラ

ＲＳＷポンプモータ軸受
冷却器（Ａ），（Ｄ）

ＲＣＩＣポンプ室空調機

ＳＰＣＵポンプ室空調機

ＨＥＣＷ冷凍機（Ａ），（Ｃ）

ＦＰＣ熱交換器（Ａ）

図 56-3-7

MO

ＡO

MO

R/B

RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)FI （中央制御室）

RCW熱交換器(D)RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)RCW熱交換器(A)ＤＷＣ冷却器（Ｂ）（ＨＶＨ）

ＤＷＣ冷却器（Ａ）（ＨＶＨ）

Ｄ／Ｗ ＬＣＷサンプ冷却器

ＲＩＰモータ熱交換器
Ａ，Ｂ，Ｅ，Ｆ，Ｈ

Y/D

MO

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)代替原子炉補機
冷却海水ポンプ

海水

RCW
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ(Ａ)代替原子炉補機冷却系（重大事故防止設備）

熱交換器ユニット

ＳＡ空気圧縮機 冷却器

ＩＡ空気圧縮機 冷却器

Ｒ／Ｂ ＬＣＷサンプ冷却器

ＲＩＰ ＭＧセット（Ａ）

ＣＵＷポンプ（Ａ）熱交換器

ＣＲＤポンプ（Ａ）油冷却器

ＣＵＷ非再生熱交換器（Ａ）

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)MO

ＨＷＨ温水熱交換器（Ａ）

系統概要図(海水を水源とした代替原子炉補機冷却系)

FT

MO

MO

RCCV

MO

ＳＧＴＳ（Ａ）室空調機

ＦＰＣポンプ（Ａ）室空調機

ＦＣＳ（Ａ）室空調機

非常用Ｄ／Ｇ（Ａ）

MO

MO

大容量送水車

放水砲
送水ホース（防潮堤外側まで延長可能）
アウトリガー
ジャッキアップ

約38m

Ｒ／Ｂ

防潮
堤
約12m

送水ホース

海抜 0m
（どちらからでも取水可能）

水中ポンプ

水中ポンプ

図 56-3-8

図 56-3-9

系統概要図（海水を水源とした大気への拡散抑制）

系統概要図（海水を水源とした航空機燃料火災への泡消火）

56-3-8

56-4
試験及び検査枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません図 56-4-1 構造図（6 号炉復水貯蔵槽）
56-4-1

図 56-4-2

構造図（7 号炉復水貯蔵槽）
56-4-2

56-4-3

56-4-4

56-4-5

56-4-6

56-4-7
図 56-4-3

運転性能検査系統図（6 号炉可搬型代替注水ポンプ）

56-4-8
図 56-4-4

運転性能検査系統図（7 号炉可搬型代替注水ポンプ）

56-4-9
図 56-4-5構造図（海水取水ポンプ）

56-5
容量設定根拠

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

名

称

復水貯蔵槽
m3

容量

1,700（注１），（2,100（注２））

機器仕様に関する注記

注１：要求値を示す
注２：公称値を示す

復水貯蔵槽は，重大事故等の収束に必要となる淡水を供給するための水源として設置する。
１．容量 1,700m3（注１），（2,100m3（注２））
重大事故等対策の有効性評価で想定する各事故シーケンスのうち，復水貯蔵槽の水量が最も少なくなる事故シーケンスは，高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱（DCH），原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（FCI）及
び溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）である。これらは，過渡事象を起因事象とし，かつ，原子炉への全ての注水機能が確保できないとして，炉心損
傷を進展させた場合について評価する事故シーケンスである。当該事故シーケ
ンスにおいては，淡水の使用量は号炉あたり 7 日間で約 2,600m3 であり，復水
貯蔵槽の水量は最低約 207m3 まで低下する。
この淡水の使用量に対して，復水貯蔵槽の貯水量約 1,700m3（注１）が枯渇する前に，可搬型の移送ルートを用いて補給する。

2500

2000
格納容器スプレイ（70m3/h）及び下部ドライウェル水張り（90m3/h）開始↓
格納容器圧力0.465MPa（1.5Pd）到達を受けて格納容器スプレイ流量を130m3/hに切り替え↓

水量（ton）

1500

1000
外部水源からの注水及び格納容器
スプレイ停止↓500↑
補給が1.5時間遅れた場合↑
復水貯蔵槽への補給開始（130m3/h）

0
0

5

10

15

20

25

時間（h）

図 56-5-1

復水貯蔵槽の水量変化

56-5-130

35

水使用パターン①格納容器下部注水
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始(約 90m3/h で 2 時間)。
原子炉圧力容器破損後は崩壊熱相当で注水。
②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始（70m3/h）。
原子炉圧力容器破損以降，465kPa[gage]に到達以降は 130m3/h 以上で注水。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 2 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。

図１に示すとおり，事象発生から 12 時間以降は，可搬型代替注水ポンプを用いて，複数の代替淡水源（淡水貯水池及び防火水槽）又は海水を 130m3/h
で復水貯蔵槽へ給水することで対応可能である。
また，この復水貯蔵槽への補給に対して，使用済燃料プールへの注水は，仮に原子炉停止中の重大事故等対策の有効性評価の想定事故１または２が発生したとしても，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間はいずれも3 日以上であり，図１右端より後の復水貯蔵槽水位回復後に対応可能である。
かつ，7 日間合計でも最大で約 3,300m3（45m3/h で注水した場合でも 3 日強で注水可能）と十分余裕のできる使用量である。
以上より，復水貯蔵槽の容量については，要求値 1,700m3，公称値 2,100m3とする。なお，復水貯蔵槽への補給が遅れることになっても，事象発生から約 13.5 時間後までに補給を実施すれば復水貯蔵槽が枯渇することはない。

56-5-2

名

称

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

容量m3/h/台130 以上（注１），（（120（注２））

吐出圧力

MPa

1.09 以上（注１），（0.85（注２））

最高使用圧力MPa

1.74

最高使用温度

℃

40

原動機出力

kW/台

110

機器仕様に関する注記

注１：要求値を示す
注２：規格値量を示す

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は想定される重大事故等時において，複数の代替淡水源である防火水槽の淡水若しくは海水を，事故収束に必要な水量を復水貯蔵槽へ供給出来る設計とする。
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，重大事故等時において，復水貯蔵槽への補給に必要な流量を確保できる容量を有するものを 1 セット 3 台使用する。保有数は 1 基あたり 2 セットで 6 号炉及び 7 号炉を合わせて 12 台，また，故障時及び保守点検による待機除外時のバックアップ用として 1 台（共用）の合計 13 台を分散して保管する。
1.容 量 130m3/h（注１）／120m3/h(注２)
復水貯蔵槽への補給として使用する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の容量は，運転中の原子炉における重大事故シーケンスのうち，水使用の観点から厳しい有効性シナリオとなる格納容器過圧・過温破損シナリオ（代替循環冷却を使用しない場合）に係る有効性評価解析（原子炉設置変更許可申請書添付資料十）において，有効性が確認されている復水貯蔵槽への補給流量は130m3/h（注１）であり，回転数を調整することで必要流量を確保可能である。
なお，公称値について，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される性能である 120m3/h 以上（注２）とする。

56-5-32. 吐出圧力 1.09MPa 以上（注 1），（0.85（注 2））
復水貯蔵槽へ補給する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の揚程は，水源と移送先の圧力差（大気開放である防火水槽と復水貯蔵槽の圧力差），静水
頭，配管・ホース及び弁類圧損を基に設定する。
6 号炉及び 7 号炉の複数ある接続口のうち，使用する消防ホースの圧損，ホース湾曲の影響，建屋内配管圧損等を考慮し，最も保守的となる，7 号炉原子炉建屋西側の接続口へ接続した場合の揚程を以下に示す。
【7 号炉(西側)】
最終吐出端必要圧力
静水頭 約
ホース圧損 約※1
ホース湾曲による影響 約※1
機器類圧損 約――――――――――――――――――――
合 計 約 1.09MPa※1

ホースについては保守的な想定で評価したものである。
湾曲の評価については 56-5-8,9 参照。
詳細設計においては，重大事故時のホースの取り回し，作業性，他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。

以上より，復水貯蔵槽へ補給する場合に必要となる吐出圧力は約 1.09MPaとなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，公称値は規格値の 0.85MPa とする。

56-5-4

図 56-5-2

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）性能曲線

上記の揚程の確認に加え，使用条件下においてポンプがキャビテーションを起こさないことを確認するため，ＮＰＳＨの評価を行った。
＜接続口側可搬型代替注水ポンプ＞
復水貯蔵槽補給に必要となる流量（130m3/h）及び揚程（1.09MPa）から，ポンプの必要回転数を 2800rpm とする。この回転数において，所定の流量を確保するためのＮＰＳＨ（必要ＮＰＳＨ）は，図 56-5-3 の水頭に余裕を見込み，ｍとする。

56-5-5

図 56-5-3

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）ＮＰＳＨ

一方，有効ＮＰＳＨは，水源となる防火水槽の設置条件から，下記のとおり算出する。
有効ＮＰＳＨ＝Ｈａ＋Ｈｓ－Ｈｌ－ｈｓ
ここで，Ｈａ：元車からの吐出圧力
Ｈｓ：揚程
Ｈｌ：吸込圧損
ｈｓ：飽和蒸気圧水頭
ポンプにおいてキャビテーションの発生を防ぐため，有効ＮＰＳＨ＞必要Ｎ
ＰＳＨとなるＨａを設定すると，ＨａはMPa となる。
＜防火水槽側可搬型代替注水ポンプ＞
接続口側可搬型代替注水ポンプに必要となる流量（65m3/h/台）及び揚程（MPa）から，ポンプの必要回転数を 2600rpm とする。この回転数において，所定の流量を確保するためのＮＰＳＨ（必要ＮＰＳＨ）は，図 56-5-3 の水頭に余裕を見込み，ｍとする。
一方，有効ＮＰＳＨは，水源となる防火水槽の設置条件から，下記のとおり算出する。
有効ＮＰＳＨ＝Ｈａ’＋Ｈｓ’－Ｈｌ’－ｈｓ’＝10.3－4.6－－0.8＝ｍ
ここで，Ｈａ’：大気圧
Ｈｓ’：吸込揚程
Ｈｌ’：吸管圧損
ｈｓ’：飽和蒸気圧水頭
56-5-6これらの算出結果から，有効ＮＰＳＨ（ｍ）＞必要ＮＰＳＨ（ ｍ）を満足するため，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。

3.最高使用圧力 1.74MPa
復水貯蔵槽注水に必要となる吐出圧力は 1.09MPa であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いた注水先への注水シナリオのうち，吐出圧が最大となるのは格納容器下部注水にて要求される吐出圧力（1.74MPa）であり，復水貯蔵槽注水に要求される圧力を上回ることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用圧力は 1.74MPa とする。

4. 最高使用温度 40℃
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用温度は，水源である淡水及び海水の温度が常温程度であるため，40℃とする。

5. 原動機出力 約 110kW/台
水の移送設備として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の原動機については、必要な性能（消防法に基づく技術上の規格）を発揮する出力を有するものとして約 110kW とする。

56-5-7

ホースの湾曲による圧力損失に対する考え方について
消防用ホースの圧力損失の評価については，実際に配備するホースのメーカが様々であること，また，今後のホース調達先や年式等の種別による個体差等を考慮し，最も一般的な仕様である，『新・消防機器便覧「消防水力学」（東京消防庁監修，東京消防機器研究会編著）』における理論値を使用する。
消防用ホースの湾曲による圧力損失への影響について

１湾曲（90°）が４回発生した場合図１

想定される消防ホースの引き回しパターン（イメージ）＜１湾曲（90°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×v2/（2g）〇損失ヘッド fc
ホースの湾曲による損失ヘッドは新・消防便覧に記載されている曲率半径1000mm における 90°湾曲時の損失ヘッドである
fc=0.068･･･［MPa］(ⅰ)
を引用する。
〇流速 v
v=Q/A
・Q=流量について
流量は各使用条件に合わせた値を用いて評価を行う。
ここでは，例示として， 90［m3/h］の場合の計算を示す。
ホース 2 線で送水した場合，1 線あたり 45[m3/h]＝0.75[m3/min]となる。
・A＝管路の断面積について
A＝πr2 であることから，75A のホースを使用した場合を想定すると,
r=0.038［m］となる。よって，A=0.00454[m2]56-5-8

・流速 v=Q/A より
v=165.1982[m/min]= 2.7533[m/s] ･･･(ⅱ)
〇上記(ⅰ)(ⅱ)より，１湾曲（90°）あたりの圧力損失を求める。
hc＝fc×v2/(2g)より，重力加速度 9.8[m/s2]を用いて
hc＝0.068×(2.75332/(2×9.8))×3＝0.079[m]56-5-9

名

称

サプレッション・チェンバ

容量

m3

3600

限界圧力

MPa

0.62

限界温度

℃

200

１．容量
サプレッション・チェンバのプール水は，重大事故等時において代替循環冷却
系の復水移送ポンプの水源として使用する。代替循環冷却系は，サプレッショ
ン・チェンバのプール水を水源として復水移送ポンプで原子炉注水及び格納容器
スプレイを行い，その水がサプレッション・チェンバに戻る循環ラインで構成されている。
代替循環冷却系を運転するための成立条件として，水源が関係する項目として
は，復水移送ポンプの NPSH 評価であり，ポンプの必要 NPSH が系統圧力損失を考慮した有効 NPSH を満足することが条件となる。添付 1 に，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉審査資料「KK67-0052 改 03 復水補給系を用いた代替循環冷却の成立性について（平成 27 年 9 月 18 日）」別紙-2 で示した代替循環冷却系の復水移送ポンプの NPSH 評価を示す。表 1 で示す通り，サプレッション・チェンバのプール水位が通常最低水位（T.M.S.L.-1200）の状態において NPSH 評価を行っており，代替循環冷却系が成立するためのサプレッション・チェンバ圧力の下限
が 6 号炉では 0.12MPa[gage]，7 号炉では 0.11MPa[gage]となる。よって，これらのサプレッション・チェンバ圧力以上の状態であれば，通常最低水位（T.M.S.L.-1200）以上の水量が確保できていれば，代替循環冷却系水源としての必要な水量を満足できる。よって，設計基準事故対処設備としての設計上のサプレッション・チェンバのプール水量と同じ約 3600m3 とする。
２．限界圧力
格納容器限界圧力である 0.62MPa とする。
３．限界温度
格納容器限界温度である 200℃とする。

56-5-10

添付 1① ポンプの NPSH 評価
ポンプがキャビテーションを起こさず正常に動作するためには、流体圧力や吸込配管圧力損失等により求められる「有効 NPSH」が、ポンプの「必要 NPSH」と同等かそれ以上であること(有効 NPSH≧必要 NPSH)を満足する必要があり、有効
NPSH と必要 NPSH を比較する NPSH 評価により確認を行う。ここでは、代替循環冷
却系において MUWC ポンプが正常に動作することを NPSH 評価により確認する。本
評価では、図 1 の系統構成を想定し、サプレッション・チェンバ圧力、サプレッ
ション・チェンバのプール水位と MUWC ポンプ軸レベル間の水頭差、吸込配管圧
力損失（残留熱除去系ストレーナ、残留熱除去系ポンプ、残留熱除去系熱交換器の圧力損失を含む）により求められる有効 NPSH と、MUWC ポンプの必要 NPSH を比較することで評価する。
代替循環冷却系においては、サプレッション・チェンバ圧力が変動することが想定され、これに伴い有効 NPSH が変動することとなるため、ここでは、有効 NPSH
を満足できるサプレッション・チェンバ圧力の下限を示す。評価条件を図 2、表1 に示す。

56-5-11

原子炉格納容器①より

MO

RHR(B)系
MO

RHR(A)系

MO

MO
AO

格納容器スプレイ

代替Hx

AO
MO

MO

炉注水
MO

MO

MO

RHR洗浄水ライン
F

代替循環冷却系（既設流用部）
代替循環冷却系（新規設置部）

MO

F
MO

MO

Hｘ
（B）

ＲＨＲ
（B）

①へ

MO

MO

MO

MO

外部接続口

MO

MO

S/Cクーリングライン
SPCU
MO

MO

MO

MO

タービン建屋へ

MO

MO

復水貯蔵槽
ＭＵＷＣ
(A)

ＭＵＷＣ
(B)

MO

ＭＵＷＣ
(C)

MO

HPCF
（B）

MO

S/Cへ
原子炉へ

（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器F： 流量計

廃棄物処理建屋

図1

SPHタイライン
ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

代替循環冷却

系統概要図（７号炉の例）

PCV
格納容器スプレイ

RPV

Pb

炉注水

Pc

MUWCポンプ
H
Pv

S/C

S/C

Pa

S/P
RHRストレーナ（略語）
PCV ： 原子炉格納容器
RPV ： 原子炉圧力容器
RHR ： 残留熱除去系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
S/P： サプレッション・プール
Hx： 熱交換器S/P

ΔH
RHR HxRHRポンプ

図2

NPSH 評価条件図

56-5-12

表1
項 目
S/C 圧力Pa

Pv

MUWC ポンプ入口温度での飽和蒸気圧（水頭換算値）

H

S/P 水位と MUWC ポン
プ 軸 レ ベ ル 間の 水 頭
差
吸込配管圧損ΔH

6 号炉－

NPSH 評価条件
7 号炉－

S/C 限界圧力 0.62MPa に対する S/P 水
飽和温度 166℃を想定した場合の、代替
循環冷却系統運転時の冷却を考慮した
MUWC ポンプ入口温度（℃と設定※）
での飽和蒸気圧とする
S/P 水位は通常最低水位(T.M.S.L.-1200)とし、MUWC ポンプ軸レ
ベルは T.M.S.L.
とする。
m3/h（本系統循環流量 190m3/h に余裕を見込んだ値）
時の RHR ストレーナ～
MUWC ポンプ入口までの配管の圧損
工認記載値に、RHR 定格流量 954m3/h とm3/h（本系統循環流量 190m3/h に余裕を見込んだ値）の二乗比を掛けて算出した圧損約
m に余裕を見込み mとする
RHR ポンプの構造を模擬して算出した圧損に余裕を見込み m とする
RHR ポンプ定格流量時の許容圧損値にRHR 定格流量 954m3/h と m3/h（本系統
循環流量 190m3/h に余裕を見込んだ値）の二乗比を掛けて算出した値
ポンプ定格流量時の必要 NPSH

RHR ストレーナ圧損

RHR ポンプ圧損
RHR 熱交換器圧損

－

設定根拠
－
（本評価では、NPSH 評価を成立させる
S/C 圧力の下限を求めるものである）

MUWC ポンプの必要 NPSH（略語）T.M.S.L.：東京湾平均海面※代替原子炉補機冷却系により残留熱除去系熱交換器を介して除熱（約 24MW）した場合の、MUWC ポンプ入口
温度評価結果に余裕を見た値としている。なお、MUWC ポンプ入口温度評価にあたっては 6 号炉を代表とし、循環流量は代替循環冷却系必要流量（190m3/h）に余裕を考慮した
m3/h として保守的に評価している。

56-5-13

表 1 の条件を元に、（有効 NPSH）≧（必要 NPSH）の式より、有効 NPSH を満足できるサプレッション・チェンバ圧力の下限を求める。
【6 号炉】（有効 NPSH）＝Pa－Pv＋H－ΔH ≧（必要 NPSH）
Pa ≧MPa[gage]
以上の評価結果より、6 号炉ではサプレッション・チェンバ圧力が「MPa[gage]以上」の条件において有効 NPSH を満足できることを確認した。
【7 号炉】（有効 NPSH）＝Pa－Pv＋H－ΔH ≧（必要 NPSH）
Pa ≧MPa[gage]
以上の評価結果より、7 号炉ではサプレッション・チェンバ圧力が「 …..
MPa[gage]以上」の条件において有効 NPSH を満足できることを確認した。
上記の結果を踏まえ、サプレッション・チェンバ圧力が 6 号炉では
MPa 以
上、7 号炉では
MPa 以上の状態であれば MUWC ポンプの必要 NPSH を満足することから、重大事故時において代替循環冷却は成立する。

56-5-1456-6
接続図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません56-6-1
図 56-6-1

接続図（淡水貯水池から防火水槽）

56-6-2
図 56-6-2

接続図（防火水槽から海水取水ポンプ）

56-6-3
図 56-6-3

接続図（防火水槽から復水貯蔵槽接続口）

56-7
保管場所図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません56-7-1
図 56-7-1

保管場所図(位置的分散)

図 56-7-2

保管場所図(機器毎の配置)

56-8
アクセスルート図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びア
クセスルートについて』より抜粋

図 56-8-1

保管場所およびアクセルルート図

図 56-8-2

地震・津波発生時のアクセスルート

56-8-1

図 56-8-3

図 56-8-4

森林火災発生時のアクセスルート

中央交差点が通行不能時のアクセスルート

56-8-2

56-9
その他設備

1.代替淡水源の容量1.1 淡水貯水池（6 号及び 7 号炉共用）
淡水貯水池は，重大事故等の収束に必要となる淡水を供給するための代替淡水源として設置する。
1.1-1 容量
淡水貯水池の容量は，18,000m3 とする。
重大事故等対策の有効性評価シナリオで想定する各事故シーケンスのうち，水使用の観点から結果が最も厳しくなる事故シーケンスは①【重大事故（雰囲気圧力・温度による静的負荷）】
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するシーケ
ンス（以下，「大 LOCA＋ECCS 全喪失＋SBO シナリオ」）：水使用量 約 7,300m3/号炉/7 日間（代替循環冷却を使用せず W／W ベントする場合）（なお，代替循環冷却で事象収束させる場合は 約 2,500m3/号炉）
であり，次いで②【運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故】
全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
（ただし，交流電源復旧を 70 分後とした場合）：水使用量 約 6,600m3/号炉/7 日間③【運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故】
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）：水使用量 約 6,400m3/号炉/7 日間である。これらの水使用量に対して，水源，移送ルート（配管）全て常設である復水貯蔵槽の貯水量約 1,700m3/号炉が枯渇する前に，可搬型の移送ルートを用いて補給する淡水源として淡水貯水池を設置する。
６号及び７号炉において同時に重大事故等が発生したと想定する場合，事故シーケ
ンス①②③について考慮すべき組み合わせは以下の６パターンである。
［パターンＡ］①（W/W ベント）＋①（代替循環冷却）：水使用量 約 9,800m3［パターンＢ］①（W/W ベント）＋②：水使用量 約 13,900m3［パターンＣ］①（W/W ベント）＋③：水使用量 約 13,700m3［パターンＤ］②＋②：水使用量 約 13,200m3［パターンＥ］②＋③：水使用量 約 13,000m3［パターンＦ］③＋③：水使用量 約 12,800m3（いずれも 7 日間の対応を考慮した場合の水使用量）
なお，大 LOCA＋ECCS 全喪失＋SBO シナリオについては，仮に両号炉において同時に発生したと想定する場合でも，格納容器ベントを実施することなく事象を収束することのできる代替循環冷却系を用いた事象収束が第一となる。しかしながら，必要水量の評価においては，１つの号炉において代替循環冷却に失敗することも考慮し，当該号炉において格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベント（W/W ベント）を行うことを想定するものとする。従って，上述の組み合わせにおいて考慮すべき①（W/W
56-9-1ベント）の数は１号炉分までとする。
上述の組み合わせパターンのうち，最も水使用量が多いパターンはパターンＢであり，その場合の水使用量は約 13,900m3 である。これは，復水貯蔵槽の貯水量約 1，700m3/号炉に淡水貯水池の容量 18,000m3 を加えた淡水量を下回るものである。
なお，上述の組み合わせパターンにおける水使用量については，事象発生から一定時間後に除熱機能を復旧させ，サプレッション・チェンバのプール水を水源とする注
水・スプレイに切り替えることで減少させることが可能である。例えば，事象発生から 40 時間時点で切り替えに成功した場合，１号炉あたり約 2,800m3 減少させることができる。このような対応を可能とする対策を講じることにより，淡水貯水池の容量が有する裕度をさらに向上させていく。
1.2 防火水槽
防火水槽は重大事故等の収束に必要となる淡水を供給するための代替淡水源として設置する。
1.2-1 容量（100m3）
防火水槽については、淡水貯水池からの補給(予備の No.17 防火水槽は除く)、及び海水からの補給が可能な設計としている。
可搬型代替注水ポンプを使用した際の最大容量 147m3/h（使用済み燃料プールへのスプレイ時）に対して、防火水槽に補給する淡水貯水池からの送水ラインの容量は154m3/h、防火水槽に補給する海水取水ポンプの容量は 420m3/h であり、共に防火水槽への補給量が上回っていることから、これらの補給も勘案して容量は 100m3 する。

56-9-2

56-9-3

R/B連結送水口

ウェル接続口（南）MUWC接続口（南）フィルターベント
給水ライン接続口

G41-F090A

MUWC可搬式用接続口（南）

T/B連結送水口

MUWC可搬式用
接続口（東） SFP接続口（東）

7号炉
原子炉建屋

7号炉
タービン建屋

ＣＳＰ可搬式用接続口（東）

SFP接続口（北）MUWC接続口（北）図 56-9-1

ウェル接続口（東）G41F201

P11F467

ＣＳＰ大容量接続口（西）

K7
復水貯蔵槽（約1,700m3）

P13F013

ＣＳＰ大容量接続口（東）

ＣＳＰ可搬式用接続口（西）

No.15 防火水槽
（約100m3）

発電機

No.3
ろ過水タンク
約800m3No.3
純水タンク
約1,600m3

仮設発電機

純水タンクから復水貯蔵槽への補給

No.14 防火水槽
（約100m3）

廃棄物
処理建屋

CSP屋内
接続口

ＣＳＰ補給用屋外接続口（西）ホース

電源ケーブル

電源ケーブル

No.4
ろ過水タンク
約800m3No.4
純水タンク
約1,600m3

P11-F003A

純水移送ポンプ(A)

淡水貯水池（約18,000m3）

2.淡水タンクを利用した水の供給設備の整備
重大事故等の収束に必要となる水を供給するための自主対策設備として，淡水タンクであるろ過水タンク・純水タンクを利用した水の供給設備を整備する。
2.1.設備概要
淡水タンクを利用した水の供給設備を図 56-9-1 に示す。
純水タンクが健全であり外部電源や仮設発電機により交流電源が確保できた場合には，純水タンクから純水ポンプを使用して復水貯蔵槽へ補給できる構成である。また，ろ過水タンク・純水タンクが健全な場合に，ホースを使用してこれら淡水タンクから防火水槽へ水が補給できると共に，淡水貯水池から淡水タンクへの補給もできる構成である。

3. 複数の海水取水手段の整備
3.1.設備概要
海水を水源とし水を移送する場合，取水場所を海水取水路からだけではなく護岸から，又，取水ポンプを海水取水ポンプだけではなく可搬型代替注水ポンプから取水することで，多様性を持った設計とする。なお，本設備は事業者の自主的な取り組みで設置するものである。概要図を図 56-9-2 に示す。

図 56-9-2

可搬型代替注水ポンプを用いた海水の取水

56-9-4

56-10各号炉の弁名称及び弁番号

条文適合性資料本文中の機器名称覧に記載の弁名称については，説明資料の構成上，略称等が用いられている場合がある。これらの記載名称と各号炉に設置されている弁の正式名称及び弁番号の関係について，下表の通り整理する。

統一名称
復水補給水系常／非常用連絡管 1 次止め
弁
復水補給水系常／非常用連絡管 2 次止め弁
CSP 外部注水ライン
東側注入弁(A)CSP 外部注水ライン
東側注入弁(B)CSP 外部注水ライン
西側注入弁(A)CSP 外部注水ライン
西側注入弁(B)

表 56-10-1 各号炉の弁名称及び弁番号
6 号炉
7 号炉
弁名称
弁番号
弁名称
復水貯蔵槽常用／非常用
復水補給水系常／非常
給水管連絡ライン第一止 P13-F011
用連絡管 1 次止め弁
め弁
復水貯蔵槽常用／非常用
復水補給水系常／非常
給水管連絡ライン第二止 P13-F012
用連絡管 2 次止め弁
め弁
6 号機 CSP 外部注水ライ
7 号機 CSP 外部注水ライ
P13-F1001
ン東側注入弁(A)ン東側注入弁(A)
6 号機 CSP 外部注水ライ
7 号機 CSP 外部注水ライ
P13-F1002
ン東側注入弁(B)ン東側注入弁(B)
6 号機 CSP 外部注水ライ
7 号機 CSP 外部注水ライ
P13-F1007
ン西側注入弁(A)ン西側注入弁(A)
6 号機 CSP 外部注水ライ
7 号機 CSP 外部注水ライ
P13-F1008
ン西側注入弁(B)ン西側注入弁(B)また，参考として共用設備である代替淡水源に関する弁リストを以下に示す。
(参考表)共用設備の弁名称と弁番号について
共用
弁名称

弁番号

淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ出口弁

P17-F2002

淡水貯水池大湊側第二送水ﾗｲﾝ出口弁

P17-F2010

淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ No.15 防火水槽供給弁

P17-F2007

淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ No.14 防火水槽供給弁

P17-F2005

淡水貯水池大湊側第二送水ﾗｲﾝ No.14 防火水槽供給弁

P17-F201156-10-1

弁番号
P13-F019

P13-F020
P13-F036A
P13-F036B
P13-F041A
P13-F041B

56 条
56-1 SA 設備基準適合性一覧表
56-2 配置図56-3 系統図
56-4 試験及び検査
56-5 容量設定根拠56-6 接続図56-7 保管場所図56-8 アクセスルート図
56-9 その他設備
56-10 各号炉の弁名称及び弁番号

目次

56-1
SA 設備基準適合性一覧表

柏崎刈羽原子力発電所

第 56 条：重大事故等の収束に必要となる水の供給
設備

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線
環境条件における健全性

第
1
号

荷重
海水

第
1
項

第
3
号

第
4
号

第
43
条

復水貯蔵槽

類型化
区分

サプレッション・チェンバ

類型化
区分

原子炉区域を除く原子炉建屋内及びその他の建屋内（廃棄物処理建屋）

Ｃ

原子炉格納容器内

Ａ（有効に機能を発揮する）－（有効に機能を発揮する）－

淡水だけでなく海水も使用（海水を使用しない）

対象外

他設備からの影響－(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－（電磁波により機能が損なわれない）－［配置図］56-2-1､3
現場操作
（弁操作）

関連資料
試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)
関連資料
切り替え性
関連資料
系統設計
その他(飛散物)

第
6
号

設置場所

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

関連資料

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

関連資料

環境条件、自然現象、外部人為事象、溢水、火災
サポート系故障
関連資料［配置図］56-2-1､2Ｂｆ［配置図］56-2-4容器(タンク類)（開放点検が可能）

本来の用途として使用－切替不要（操作不要）

対象外－

Ｃ［試験及び検査説明］56-4-1～4容器(タンク類)（目視点検が可能）

Ｃ［試験及び検査説明］56-4-5,6Ｂｂ［系統図］56-3-3，4

本来の用途として使用－切替不要

Ｂｂ［系統図］56-3-5，6

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ

ＤＢ施設と同じ系統構成

Ａｄ（考慮対象なし）

対象外（考慮対象なし）

対象外

関連資料

第
2
項

一覧表（常設）

Ⅱ

操作性

悪影響防止

第
5
号

SA 設備基準適合性(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）

関連資料

第
2
号

6 号及び 7 号炉

－
現場操作

－
Ａ

［配置図］56-2-4［系統図］56-3-3，4
ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分

対象外

－
Ｂ

[容量設定根拠]56-5-1,2（共用しない設備）（操作不要）

ＤＢ施設の系統及び機器の容量が十分Ｂ[容量設定根拠]56-5-6～10
対象外－（共用しない設備）

対象外－（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外（共通要因の考慮対象設備なし）

対象外(サポート系なし)

対象外(サポート系なし)

対象外［配置図］56-2-1､3

56-1-1－

柏崎刈羽原子力発電所

海水取水ポンプ

類型化
区分

屋外

Ｄ

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

海水を通水又は海で使用

Ⅰ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境条件における健全性

関連資料

第
3
号

試験・検査
(検査性、系統構成・外部入力)

関連資料

第
4
号

切り替え性

系統設計
その他(飛散物)

ポンプ，ファン，圧縮機

第
6
号

設置場所

第
1
号

可搬 SA の容量

関連資料

関連資料

（本来の用途として使用）

第
3
項

Ａ

［試験及び検査］56-4-9
対象外（本来の用途として使用）

対象外

－
Ａｂ

（考慮対象なし）

対象外（考慮対象なし）

対象外

－
現場操作

－
Ａ

［接続図］56-6-3
原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

より簡単な接続

Ａ

設置場所

第
5
号

保管場所

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

関連資料[保管場所図]56-7-1,2

第6号

アクセスルートＣＡａＡ

より簡単な接続Ｃ

複数の機能で同時に使用

Ａａ［接続図］56-6-2－［接続図］56-6-3

屋外アクセスルートの確保

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備［接続図］56-6-2［接続図］56-6-3（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

Ａ－［接続図］56-6-3
複数の機能で同時に使用

現場操作［接続図］56-6-2[容量設定根拠]56-5-3,4

第4号

共通要因故障防止

第7号

ポンプ，ファン，圧縮機

通常時は隔離又は分離

異なる複数の接続箇所の確保

関連資料

Ａ

Ａｂ

第
3
号

関連資料

Bc
Bd

通常時は隔離又は分離

可搬 SA の接続性

関連資料

（設備の運搬・設置）（操作スイッチ操作）［接続図］56-6-2

－

第
2
号

関連資料

Bc
Bd

［試験及び検査］56-4-7,8

関連資料
第
43
条

[保管場所図]56-7-1,2［接続図］56-6-3

関連資料
悪影響防止

第
5
号

[保管場所図]56-7-1,2（設備の運搬・設置）（操作スイッチ操作）

操作性

関連資料
第
1
項

一覧表（可搬型）

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線第2号

SA 設備基準適合性

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

第 56 条：重大事故等の収束に必要となる水の供給設備

第1号

6 号及び 7 号炉

（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）－［接続図］56-6-2
Ｂａ

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

Ｂａ[保管場所図]56-7-1,2
Ｂ[アクセスルート図]56-8-1,2

屋外アクセスルートの確保

Ｂ[アクセスルート図]56-8-1,2

環境条件、自然現象、外部人
為事象、溢水、火災防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有
り)-屋内

Ａａ

防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有
り)-屋内

Ａａ

サポート系要因

対象(サポート系有り)-異なる駆動源
又は冷却源

Ｃａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源
又は冷却源

Ｃａ

関連資料

[保管場所図]56-7-1,2

56-1-2[保管場所図]56-7-1,2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

ホース[流路]淡水貯水池から防火水槽への移送ホース
海水ホース[流路]

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－

電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）－

第 56 条：重大事故等の収束に必要となる水の供給設備

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線
環境条件における健全性

第
1
号

関連資料

第
2
号
第
1
項

第
3
号

第
4
号

[保管場所図]56-7-1,2（設備の運搬・設置）（接続作業）

操作性
関連資料

流路

関連資料
切り替え性

第
3
項

Ｆ

－
（本来の用途として使用）

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

通常時は隔離又は分離

Ａｂ（考慮対象なし）

対象外

－

第
6
号

設置場所

現場操作

関連資料

［接続図］56-6-1～3

第1号

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所
関連資料

［接続図］56-6-1～3

第
5
号

保管場所

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

関連資料[保管場所図]56-7-1,2

第6号

アクセスルート

より簡単な接続Ｃ［接続図］56-6-1～3
複数の機能で同時に使用

関連資料

Ａａ

［接続図］56-6-1～3（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

屋外アクセスルートの確保

関連資料

サポート系要因

Ａ

－

関連資料

共通要因故障防止

第7号

Ａ

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

関連資料

環境条件、自然現象、外部人為
事象、溢水、火災

対象外

－

関連資料

第
43
条

Bc
Bg

［接続図］56-6-1～3

試験・検査(検査性、系統構成・外部入力)

悪影響防止

第
5
号

一覧表（可搬型）－

Ｂａ

Ｂ[アクセスルート図]56-8-1,2防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備有り)-屋内

Ａａ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

[保管場所図]56-7-1,2

56-1-3

56-2
配置図：設計基準対象設備：重大事故等対処設備

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません56-2-1

図 56-2-1

水源配置図(復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバ)図 56-2-2

水源配置図(サプレッション・チェンバ)
56-2-2

図 56-2-3

水源配置図(復水貯蔵槽)
56-2-3

図 56-2-4

配置図(廃棄物処理建屋地下 3 階)
56-2-4

56-2-5

図 56-2-5 代替淡水源配置図(淡水貯水池，防火水槽，海水取水箇所)

56-3
系統図

56-3-1・・・貫通スリーブ・・・操作対象弁AO

ＭＵＷＰより各負荷へ

高圧炉心注水系

ＭＵＷＣポンプ

６号炉
復水貯蔵槽

CSP 外部注水ライン東側注入弁(B)凡例：

CSP 外部注水ライン東側注入弁(A)ＭＵＷＣポンプ

７号炉
復水貯蔵槽

図 56-3-1 系統概要図(可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給)

各負荷へ

高圧炉心注水系AO

ＭＵＷＰより

廃棄物処理建屋

屋外

CSP 外部注水ライン西側注入弁(B)CSP 外部注水ライン西側注入弁(A)操作対象弁

淡水貯水池大湊側第二送水ﾗｲﾝ出口弁

淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ出口弁
淡水貯水池大湊側第二送水ﾗｲﾝ
No.14 防火水槽供給弁
淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ
No.14 防火水槽供給弁
淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ
No.15 防火水槽供給弁

図 56-3-2

系統概要図(淡水貯水池による防火水槽への補給)

56-3-2

復水貯蔵槽常用／非常用給水管連絡
ライン第一止め弁

復水貯蔵槽常用／非常用給水管連絡ライン第二止め弁

図 56-3-3

系統概要図(6 号炉復水貯蔵槽の水源確保)

56-3-3

図 56-3-4

系統概要図(7 号炉復水貯蔵槽の水源確保)

56-3-4

56-3-5
図 56-3-5

系統概要図(6 号炉代替循環冷却)56-3-6
図 56-3-6

系統概要図(7 号炉代替循環冷却)56-3-7FT

ＲＨＲポンプ（Ａ）室空調機

ＲＨＲ熱交換器（Ａ）

FI （中央制御室）

ＲＨＲポンプ（Ａ）軸受
冷却器

ＣＡＭＳ（Ａ）サンプルクーラ

ＲＳＷポンプモータ軸受
冷却器（Ａ），（Ｄ）

ＲＣＩＣポンプ室空調機

ＳＰＣＵポンプ室空調機

ＨＥＣＷ冷凍機（Ａ），（Ｃ）

ＦＰＣ熱交換器（Ａ）

図 56-3-7

MO

ＡO

MO

R/B

RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)FI （中央制御室）

RCW熱交換器(D)RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)RCW熱交換器(A)ＤＷＣ冷却器（Ｂ）（ＨＶＨ）

ＤＷＣ冷却器（Ａ）（ＨＶＨ）

Ｄ／Ｗ ＬＣＷサンプ冷却器

ＲＩＰモータ熱交換器
Ａ，Ｂ，Ｅ，Ｆ，Ｈ

Y/D

MO

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)代替原子炉補機
冷却海水ポンプ

海水

RCW
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ(Ａ)代替原子炉補機冷却系（重大事故防止設備）

熱交換器ユニット

ＳＡ空気圧縮機 冷却器

ＩＡ空気圧縮機 冷却器

Ｒ／Ｂ ＬＣＷサンプ冷却器

ＲＩＰ ＭＧセット（Ａ）

ＣＵＷポンプ（Ａ）熱交換器

ＣＲＤポンプ（Ａ）油冷却器

ＣＵＷ非再生熱交換器（Ａ）

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)MO

ＨＷＨ温水熱交換器（Ａ）

系統概要図(海水を水源とした代替原子炉補機冷却系)

FT

MO

MO

RCCV

MO

ＳＧＴＳ（Ａ）室空調機

ＦＰＣポンプ（Ａ）室空調機

ＦＣＳ（Ａ）室空調機

非常用Ｄ／Ｇ（Ａ）

MO

MO

大容量送水車

放水砲
送水ホース（防潮堤外側まで延長可能）
アウトリガー
ジャッキアップ

約38m

Ｒ／Ｂ

防潮
堤
約12m

送水ホース

海抜 0m
（どちらからでも取水可能）

水中ポンプ

水中ポンプ

図 56-3-8

図 56-3-9

系統概要図（海水を水源とした大気への拡散抑制）

系統概要図（海水を水源とした航空機燃料火災への泡消火）

56-3-8

56-4
試験及び検査枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません図 56-4-1 構造図（6 号炉復水貯蔵槽）
56-4-1

図 56-4-2

構造図（7 号炉復水貯蔵槽）
56-4-2

56-4-3

56-4-4

56-4-5

56-4-6

56-4-7
図 56-4-3

運転性能検査系統図（6 号炉可搬型代替注水ポンプ）

56-4-8
図 56-4-4

運転性能検査系統図（7 号炉可搬型代替注水ポンプ）

56-4-9
図 56-4-5構造図（海水取水ポンプ）

56-5
容量設定根拠

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません

名

称

復水貯蔵槽
m3

容量

1,700（注１），（2,100（注２））

機器仕様に関する注記

注１：要求値を示す
注２：公称値を示す

復水貯蔵槽は，重大事故等の収束に必要となる淡水を供給するための水源として設置する。
１．容量 1,700m3（注１），（2,100m3（注２））
重大事故等対策の有効性評価で想定する各事故シーケンスのうち，復水貯蔵槽の水量が最も少なくなる事故シーケンスは，高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱（DCH），原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（FCI）及
び溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）である。これらは，過渡事象を起因事象とし，かつ，原子炉への全ての注水機能が確保できないとして，炉心損
傷を進展させた場合について評価する事故シーケンスである。当該事故シーケ
ンスにおいては，淡水の使用量は号炉あたり 7 日間で約 2,600m3 であり，復水
貯蔵槽の水量は最低約 207m3 まで低下する。
この淡水の使用量に対して，復水貯蔵槽の貯水量約 1,700m3（注１）が枯渇する前に，可搬型の移送ルートを用いて補給する。

2500

2000
格納容器スプレイ（70m3/h）及び下部ドライウェル水張り（90m3/h）開始↓
格納容器圧力0.465MPa（1.5Pd）到達を受けて格納容器スプレイ流量を130m3/hに切り替え↓

水量（ton）

1500

1000
外部水源からの注水及び格納容器
スプレイ停止↓500↑
補給が1.5時間遅れた場合↑
復水貯蔵槽への補給開始（130m3/h）

0
0

5

10

15

20

25

時間（h）

図 56-5-1

復水貯蔵槽の水量変化

56-5-130

35

水使用パターン①格納容器下部注水
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始(約 90m3/h で 2 時間)。
原子炉圧力容器破損後は崩壊熱相当で注水。
②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始（70m3/h）。
原子炉圧力容器破損以降，465kPa[gage]に到達以降は 130m3/h 以上で注水。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 2 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。

図１に示すとおり，事象発生から 12 時間以降は，可搬型代替注水ポンプを用いて，複数の代替淡水源（淡水貯水池及び防火水槽）又は海水を 130m3/h
で復水貯蔵槽へ給水することで対応可能である。
また，この復水貯蔵槽への補給に対して，使用済燃料プールへの注水は，仮に原子炉停止中の重大事故等対策の有効性評価の想定事故１または２が発生したとしても，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間はいずれも3 日以上であり，図１右端より後の復水貯蔵槽水位回復後に対応可能である。
かつ，7 日間合計でも最大で約 3,300m3（45m3/h で注水した場合でも 3 日強で注水可能）と十分余裕のできる使用量である。
以上より，復水貯蔵槽の容量については，要求値 1,700m3，公称値 2,100m3とする。なお，復水貯蔵槽への補給が遅れることになっても，事象発生から約 13.5 時間後までに補給を実施すれば復水貯蔵槽が枯渇することはない。

56-5-2

名

称

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

容量m3/h/台130 以上（注１），（（120（注２））

吐出圧力

MPa

1.09 以上（注１），（0.85（注２））

最高使用圧力MPa

1.74

最高使用温度

℃

40

原動機出力

kW/台

110

機器仕様に関する注記

注１：要求値を示す
注２：規格値量を示す

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は想定される重大事故等時において，複数の代替淡水源である防火水槽の淡水若しくは海水を，事故収束に必要な水量を復水貯蔵槽へ供給出来る設計とする。
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，重大事故等時において，復水貯蔵槽への補給に必要な流量を確保できる容量を有するものを 1 セット 3 台使用する。保有数は 1 基あたり 2 セットで 6 号炉及び 7 号炉を合わせて 12 台，また，故障時及び保守点検による待機除外時のバックアップ用として 1 台（共用）の合計 13 台を分散して保管する。
1.容 量 130m3/h（注１）／120m3/h(注２)
復水貯蔵槽への補給として使用する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の容量は，運転中の原子炉における重大事故シーケンスのうち，水使用の観点から厳しい有効性シナリオとなる格納容器過圧・過温破損シナリオ（代替循環冷却を使用しない場合）に係る有効性評価解析（原子炉設置変更許可申請書添付資料十）において，有効性が確認されている復水貯蔵槽への補給流量は130m3/h（注１）であり，回転数を調整することで必要流量を確保可能である。
なお，公称値について，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される性能である 120m3/h 以上（注２）とする。

56-5-32. 吐出圧力 1.09MPa 以上（注 1），（0.85（注 2））
復水貯蔵槽へ補給する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の揚程は，水源と移送先の圧力差（大気開放である防火水槽と復水貯蔵槽の圧力差），静水
頭，配管・ホース及び弁類圧損を基に設定する。
6 号炉及び 7 号炉の複数ある接続口のうち，使用する消防ホースの圧損，ホース湾曲の影響，建屋内配管圧損等を考慮し，最も保守的となる，7 号炉原子炉建屋西側の接続口へ接続した場合の揚程を以下に示す。
【7 号炉(西側)】
最終吐出端必要圧力
静水頭 約
ホース圧損 約※1
ホース湾曲による影響 約※1
機器類圧損 約――――――――――――――――――――
合 計 約 1.09MPa※1

ホースについては保守的な想定で評価したものである。
湾曲の評価については 56-5-8,9 参照。
詳細設計においては，重大事故時のホースの取り回し，作業性，他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。

以上より，復水貯蔵槽へ補給する場合に必要となる吐出圧力は約 1.09MPaとなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，公称値は規格値の 0.85MPa とする。

56-5-4

図 56-5-2

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）性能曲線

上記の揚程の確認に加え，使用条件下においてポンプがキャビテーションを起こさないことを確認するため，ＮＰＳＨの評価を行った。
＜接続口側可搬型代替注水ポンプ＞
復水貯蔵槽補給に必要となる流量（130m3/h）及び揚程（1.09MPa）から，ポンプの必要回転数を 2800rpm とする。この回転数において，所定の流量を確保するためのＮＰＳＨ（必要ＮＰＳＨ）は，図 56-5-3 の水頭に余裕を見込み，ｍとする。

56-5-5

図 56-5-3

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）ＮＰＳＨ

一方，有効ＮＰＳＨは，水源となる防火水槽の設置条件から，下記のとおり算出する。
有効ＮＰＳＨ＝Ｈａ＋Ｈｓ－Ｈｌ－ｈｓ
ここで，Ｈａ：元車からの吐出圧力
Ｈｓ：揚程
Ｈｌ：吸込圧損
ｈｓ：飽和蒸気圧水頭
ポンプにおいてキャビテーションの発生を防ぐため，有効ＮＰＳＨ＞必要Ｎ
ＰＳＨとなるＨａを設定すると，ＨａはMPa となる。
＜防火水槽側可搬型代替注水ポンプ＞
接続口側可搬型代替注水ポンプに必要となる流量（65m3/h/台）及び揚程（MPa）から，ポンプの必要回転数を 2600rpm とする。この回転数において，所定の流量を確保するためのＮＰＳＨ（必要ＮＰＳＨ）は，図 56-5-3 の水頭に余裕を見込み，ｍとする。
一方，有効ＮＰＳＨは，水源となる防火水槽の設置条件から，下記のとおり算出する。
有効ＮＰＳＨ＝Ｈａ’＋Ｈｓ’－Ｈｌ’－ｈｓ’＝10.3－4.6－－0.8＝ｍ
ここで，Ｈａ’：大気圧
Ｈｓ’：吸込揚程
Ｈｌ’：吸管圧損
ｈｓ’：飽和蒸気圧水頭
56-5-6これらの算出結果から，有効ＮＰＳＨ（ｍ）＞必要ＮＰＳＨ（ ｍ）を満足するため，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。

3.最高使用圧力 1.74MPa
復水貯蔵槽注水に必要となる吐出圧力は 1.09MPa であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いた注水先への注水シナリオのうち，吐出圧が最大となるのは格納容器下部注水にて要求される吐出圧力（1.74MPa）であり，復水貯蔵槽注水に要求される圧力を上回ることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用圧力は 1.74MPa とする。

4. 最高使用温度 40℃
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用温度は，水源である淡水及び海水の温度が常温程度であるため，40℃とする。

5. 原動機出力 約 110kW/台
水の移送設備として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の原動機については、必要な性能（消防法に基づく技術上の規格）を発揮する出力を有するものとして約 110kW とする。

56-5-7

ホースの湾曲による圧力損失に対する考え方について
消防用ホースの圧力損失の評価については，実際に配備するホースのメーカが様々であること，また，今後のホース調達先や年式等の種別による個体差等を考慮し，最も一般的な仕様である，『新・消防機器便覧「消防水力学」（東京消防庁監修，東京消防機器研究会編著）』における理論値を使用する。
消防用ホースの湾曲による圧力損失への影響について

１湾曲（90°）が４回発生した場合図１

想定される消防ホースの引き回しパターン（イメージ）＜１湾曲（90°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×v2/（2g）〇損失ヘッド fc
ホースの湾曲による損失ヘッドは新・消防便覧に記載されている曲率半径1000mm における 90°湾曲時の損失ヘッドである
fc=0.068･･･［MPa］(ⅰ)
を引用する。
〇流速 v
v=Q/A
・Q=流量について
流量は各使用条件に合わせた値を用いて評価を行う。
ここでは，例示として， 90［m3/h］の場合の計算を示す。
ホース 2 線で送水した場合，1 線あたり 45[m3/h]＝0.75[m3/min]となる。
・A＝管路の断面積について
A＝πr2 であることから，75A のホースを使用した場合を想定すると,
r=0.038［m］となる。よって，A=0.00454[m2]56-5-8

・流速 v=Q/A より
v=165.1982[m/min]= 2.7533[m/s] ･･･(ⅱ)
〇上記(ⅰ)(ⅱ)より，１湾曲（90°）あたりの圧力損失を求める。
hc＝fc×v2/(2g)より，重力加速度 9.8[m/s2]を用いて
hc＝0.068×(2.75332/(2×9.8))×3＝0.079[m]56-5-9

名

称

サプレッション・チェンバ

容量

m3

3600

限界圧力

MPa

0.62

限界温度

℃

200

１．容量
サプレッション・チェンバのプール水は，重大事故等時において代替循環冷却
系の復水移送ポンプの水源として使用する。代替循環冷却系は，サプレッショ
ン・チェンバのプール水を水源として復水移送ポンプで原子炉注水及び格納容器
スプレイを行い，その水がサプレッション・チェンバに戻る循環ラインで構成されている。
代替循環冷却系を運転するための成立条件として，水源が関係する項目として
は，復水移送ポンプの NPSH 評価であり，ポンプの必要 NPSH が系統圧力損失を考慮した有効 NPSH を満足することが条件となる。添付 1 に，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉審査資料「KK67-0052 改 03 復水補給系を用いた代替循環冷却の成立性について（平成 27 年 9 月 18 日）」別紙-2 で示した代替循環冷却系の復水移送ポンプの NPSH 評価を示す。表 1 で示す通り，サプレッション・チェンバのプール水位が通常最低水位（T.M.S.L.-1200）の状態において NPSH 評価を行っており，代替循環冷却系が成立するためのサプレッション・チェンバ圧力の下限
が 6 号炉では 0.12MPa[gage]，7 号炉では 0.11MPa[gage]となる。よって，これらのサプレッション・チェンバ圧力以上の状態であれば，通常最低水位（T.M.S.L.-1200）以上の水量が確保できていれば，代替循環冷却系水源としての必要な水量を満足できる。よって，設計基準事故対処設備としての設計上のサプレッション・チェンバのプール水量と同じ約 3600m3 とする。
２．限界圧力
格納容器限界圧力である 0.62MPa とする。
３．限界温度
格納容器限界温度である 200℃とする。

56-5-10

添付 1① ポンプの NPSH 評価
ポンプがキャビテーションを起こさず正常に動作するためには、流体圧力や吸込配管圧力損失等により求められる「有効 NPSH」が、ポンプの「必要 NPSH」と同等かそれ以上であること(有効 NPSH≧必要 NPSH)を満足する必要があり、有効
NPSH と必要 NPSH を比較する NPSH 評価により確認を行う。ここでは、代替循環冷
却系において MUWC ポンプが正常に動作することを NPSH 評価により確認する。本
評価では、図 1 の系統構成を想定し、サプレッション・チェンバ圧力、サプレッ
ション・チェンバのプール水位と MUWC ポンプ軸レベル間の水頭差、吸込配管圧
力損失（残留熱除去系ストレーナ、残留熱除去系ポンプ、残留熱除去系熱交換器の圧力損失を含む）により求められる有効 NPSH と、MUWC ポンプの必要 NPSH を比較することで評価する。
代替循環冷却系においては、サプレッション・チェンバ圧力が変動することが想定され、これに伴い有効 NPSH が変動することとなるため、ここでは、有効 NPSH
を満足できるサプレッション・チェンバ圧力の下限を示す。評価条件を図 2、表1 に示す。

56-5-11

原子炉格納容器①より

MO

RHR(B)系
MO

RHR(A)系

MO

MO
AO

格納容器スプレイ

代替Hx

AO
MO

MO

炉注水
MO

MO

MO

RHR洗浄水ライン
F

代替循環冷却系（既設流用部）
代替循環冷却系（新規設置部）

MO

F
MO

MO

Hｘ
（B）

ＲＨＲ
（B）

①へ

MO

MO

MO

MO

外部接続口

MO

MO

S/Cクーリングライン
SPCU
MO

MO

MO

MO

タービン建屋へ

MO

MO

復水貯蔵槽
ＭＵＷＣ
(A)

ＭＵＷＣ
(B)

MO

ＭＵＷＣ
(C)

MO

HPCF
（B）

MO

S/Cへ
原子炉へ

（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器F： 流量計

廃棄物処理建屋

図1

SPHタイライン
ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

代替循環冷却

系統概要図（７号炉の例）

PCV
格納容器スプレイ

RPV

Pb

炉注水

Pc

MUWCポンプ
H
Pv

S/C

S/C

Pa

S/P
RHRストレーナ（略語）
PCV ： 原子炉格納容器
RPV ： 原子炉圧力容器
RHR ： 残留熱除去系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
S/P： サプレッション・プール
Hx： 熱交換器S/P

ΔH
RHR HxRHRポンプ

図2

NPSH 評価条件図

56-5-12

表1
項 目
S/C 圧力Pa

Pv

MUWC ポンプ入口温度での飽和蒸気圧（水頭換算値）

H

S/P 水位と MUWC ポン
プ 軸 レ ベ ル 間の 水 頭
差
吸込配管圧損ΔH

6 号炉－

NPSH 評価条件
7 号炉－

S/C 限界圧力 0.62MPa に対する S/P 水
飽和温度 166℃を想定した場合の、代替
循環冷却系統運転時の冷却を考慮した
MUWC ポンプ入口温度（℃と設定※）
での飽和蒸気圧とする
S/P 水位は通常最低水位(T.M.S.L.-1200)とし、MUWC ポンプ軸レ
ベルは T.M.S.L.
とする。
m3/h（本系統循環流量 190m3/h に余裕を見込んだ値）
時の RHR ストレーナ～
MUWC ポンプ入口までの配管の圧損
工認記載値に、RHR 定格流量 954m3/h とm3/h（本系統循環流量 190m3/h に余裕を見込んだ値）の二乗比を掛けて算出した圧損約
m に余裕を見込み mとする
RHR ポンプの構造を模擬して算出した圧損に余裕を見込み m とする
RHR ポンプ定格流量時の許容圧損値にRHR 定格流量 954m3/h と m3/h（本系統
循環流量 190m3/h に余裕を見込んだ値）の二乗比を掛けて算出した値
ポンプ定格流量時の必要 NPSH

RHR ストレーナ圧損

RHR ポンプ圧損
RHR 熱交換器圧損

－

設定根拠
－
（本評価では、NPSH 評価を成立させる
S/C 圧力の下限を求めるものである）

MUWC ポンプの必要 NPSH（略語）T.M.S.L.：東京湾平均海面※代替原子炉補機冷却系により残留熱除去系熱交換器を介して除熱（約 24MW）した場合の、MUWC ポンプ入口
温度評価結果に余裕を見た値としている。なお、MUWC ポンプ入口温度評価にあたっては 6 号炉を代表とし、循環流量は代替循環冷却系必要流量（190m3/h）に余裕を考慮した
m3/h として保守的に評価している。

56-5-13

表 1 の条件を元に、（有効 NPSH）≧（必要 NPSH）の式より、有効 NPSH を満足できるサプレッション・チェンバ圧力の下限を求める。
【6 号炉】（有効 NPSH）＝Pa－Pv＋H－ΔH ≧（必要 NPSH）
Pa ≧MPa[gage]
以上の評価結果より、6 号炉ではサプレッション・チェンバ圧力が「MPa[gage]以上」の条件において有効 NPSH を満足できることを確認した。
【7 号炉】（有効 NPSH）＝Pa－Pv＋H－ΔH ≧（必要 NPSH）
Pa ≧MPa[gage]
以上の評価結果より、7 号炉ではサプレッション・チェンバ圧力が「 …..
MPa[gage]以上」の条件において有効 NPSH を満足できることを確認した。
上記の結果を踏まえ、サプレッション・チェンバ圧力が 6 号炉では
MPa 以
上、7 号炉では
MPa 以上の状態であれば MUWC ポンプの必要 NPSH を満足することから、重大事故時において代替循環冷却は成立する。

56-5-1456-6
接続図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません56-6-1
図 56-6-1

接続図（淡水貯水池から防火水槽）

56-6-2
図 56-6-2

接続図（防火水槽から海水取水ポンプ）

56-6-3
図 56-6-3

接続図（防火水槽から復水貯蔵槽接続口）

56-7
保管場所図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません56-7-1
図 56-7-1

保管場所図(位置的分散)

図 56-7-2

保管場所図(機器毎の配置)

56-8
アクセスルート図

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びア
クセスルートについて』より抜粋

図 56-8-1

保管場所およびアクセルルート図

図 56-8-2

地震・津波発生時のアクセスルート

56-8-1

図 56-8-3

図 56-8-4

森林火災発生時のアクセスルート

中央交差点が通行不能時のアクセスルート

56-8-2

56-9
その他設備

1.代替淡水源の容量1.1 淡水貯水池（6 号及び 7 号炉共用）
淡水貯水池は，重大事故等の収束に必要となる淡水を供給するための代替淡水源として設置する。
1.1-1 容量
淡水貯水池の容量は，18,000m3 とする。
重大事故等対策の有効性評価シナリオで想定する各事故シーケンスのうち，水使用の観点から結果が最も厳しくなる事故シーケンスは①【重大事故（雰囲気圧力・温度による静的負荷）】
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するシーケ
ンス（以下，「大 LOCA＋ECCS 全喪失＋SBO シナリオ」）：水使用量 約 7,300m3/号炉/7 日間（代替循環冷却を使用せず W／W ベントする場合）（なお，代替循環冷却で事象収束させる場合は 約 2,500m3/号炉）
であり，次いで②【運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故】
全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
（ただし，交流電源復旧を 70 分後とした場合）：水使用量 約 6,600m3/号炉/7 日間③【運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故】
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）：水使用量 約 6,400m3/号炉/7 日間である。これらの水使用量に対して，水源，移送ルート（配管）全て常設である復水貯蔵槽の貯水量約 1,700m3/号炉が枯渇する前に，可搬型の移送ルートを用いて補給する淡水源として淡水貯水池を設置する。
６号及び７号炉において同時に重大事故等が発生したと想定する場合，事故シーケ
ンス①②③について考慮すべき組み合わせは以下の６パターンである。
［パターンＡ］①（W/W ベント）＋①（代替循環冷却）：水使用量 約 9,800m3［パターンＢ］①（W/W ベント）＋②：水使用量 約 13,900m3［パターンＣ］①（W/W ベント）＋③：水使用量 約 13,700m3［パターンＤ］②＋②：水使用量 約 13,200m3［パターンＥ］②＋③：水使用量 約 13,000m3［パターンＦ］③＋③：水使用量 約 12,800m3（いずれも 7 日間の対応を考慮した場合の水使用量）
なお，大 LOCA＋ECCS 全喪失＋SBO シナリオについては，仮に両号炉において同時に発生したと想定する場合でも，格納容器ベントを実施することなく事象を収束することのできる代替循環冷却系を用いた事象収束が第一となる。しかしながら，必要水量の評価においては，１つの号炉において代替循環冷却に失敗することも考慮し，当該号炉において格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器ベント（W/W ベント）を行うことを想定するものとする。従って，上述の組み合わせにおいて考慮すべき①（W/W
56-9-1ベント）の数は１号炉分までとする。
上述の組み合わせパターンのうち，最も水使用量が多いパターンはパターンＢであり，その場合の水使用量は約 13,900m3 である。これは，復水貯蔵槽の貯水量約 1，700m3/号炉に淡水貯水池の容量 18,000m3 を加えた淡水量を下回るものである。
なお，上述の組み合わせパターンにおける水使用量については，事象発生から一定時間後に除熱機能を復旧させ，サプレッション・チェンバのプール水を水源とする注
水・スプレイに切り替えることで減少させることが可能である。例えば，事象発生から 40 時間時点で切り替えに成功した場合，１号炉あたり約 2,800m3 減少させることができる。このような対応を可能とする対策を講じることにより，淡水貯水池の容量が有する裕度をさらに向上させていく。
1.2 防火水槽
防火水槽は重大事故等の収束に必要となる淡水を供給するための代替淡水源として設置する。
1.2-1 容量（100m3）
防火水槽については、淡水貯水池からの補給(予備の No.17 防火水槽は除く)、及び海水からの補給が可能な設計としている。
可搬型代替注水ポンプを使用した際の最大容量 147m3/h（使用済み燃料プールへのスプレイ時）に対して、防火水槽に補給する淡水貯水池からの送水ラインの容量は154m3/h、防火水槽に補給する海水取水ポンプの容量は 420m3/h であり、共に防火水槽への補給量が上回っていることから、これらの補給も勘案して容量は 100m3 する。

56-9-2

56-9-3

R/B連結送水口

ウェル接続口（南）MUWC接続口（南）フィルターベント
給水ライン接続口

G41-F090A

MUWC可搬式用接続口（南）

T/B連結送水口

MUWC可搬式用
接続口（東） SFP接続口（東）

7号炉
原子炉建屋

7号炉
タービン建屋

ＣＳＰ可搬式用接続口（東）

SFP接続口（北）MUWC接続口（北）図 56-9-1

ウェル接続口（東）G41F201

P11F467

ＣＳＰ大容量接続口（西）

K7
復水貯蔵槽（約1,700m3）

P13F013

ＣＳＰ大容量接続口（東）

ＣＳＰ可搬式用接続口（西）

No.15 防火水槽
（約100m3）

発電機

No.3
ろ過水タンク
約800m3No.3
純水タンク
約1,600m3

仮設発電機

純水タンクから復水貯蔵槽への補給

No.14 防火水槽
（約100m3）

廃棄物
処理建屋

CSP屋内
接続口

ＣＳＰ補給用屋外接続口（西）ホース

電源ケーブル

電源ケーブル

No.4
ろ過水タンク
約800m3No.4
純水タンク
約1,600m3

P11-F003A

純水移送ポンプ(A)

淡水貯水池（約18,000m3）

2.淡水タンクを利用した水の供給設備の整備
重大事故等の収束に必要となる水を供給するための自主対策設備として，淡水タンクであるろ過水タンク・純水タンクを利用した水の供給設備を整備する。
2.1.設備概要
淡水タンクを利用した水の供給設備を図 56-9-1 に示す。
純水タンクが健全であり外部電源や仮設発電機により交流電源が確保できた場合には，純水タンクから純水ポンプを使用して復水貯蔵槽へ補給できる構成である。また，ろ過水タンク・純水タンクが健全な場合に，ホースを使用してこれら淡水タンクから防火水槽へ水が補給できると共に，淡水貯水池から淡水タンクへの補給もできる構成である。

3. 複数の海水取水手段の整備
3.1.設備概要
海水を水源とし水を移送する場合，取水場所を海水取水路からだけではなく護岸から，又，取水ポンプを海水取水ポンプだけではなく可搬型代替注水ポンプから取水することで，多様性を持った設計とする。なお，本設備は事業者の自主的な取り組みで設置するものである。概要図を図 56-9-2 に示す。

図 56-9-2

可搬型代替注水ポンプを用いた海水の取水

56-9-4

56-10各号炉の弁名称及び弁番号

条文適合性資料本文中の機器名称覧に記載の弁名称については，説明資料の構成上，略称等が用いられている場合がある。これらの記載名称と各号炉に設置されている弁の正式名称及び弁番号の関係について，下表の通り整理する。

統一名称
復水補給水系常／非常用連絡管 1 次止め
弁
復水補給水系常／非常用連絡管 2 次止め弁
CSP 外部注水ライン
東側注入弁(A)CSP 外部注水ライン
東側注入弁(B)CSP 外部注水ライン
西側注入弁(A)CSP 外部注水ライン
西側注入弁(B)

表 56-10-1 各号炉の弁名称及び弁番号
6 号炉
7 号炉
弁名称
弁番号
弁名称
復水貯蔵槽常用／非常用
復水補給水系常／非常
給水管連絡ライン第一止 P13-F011
用連絡管 1 次止め弁
め弁
復水貯蔵槽常用／非常用
復水補給水系常／非常
給水管連絡ライン第二止 P13-F012
用連絡管 2 次止め弁
め弁
6 号機 CSP 外部注水ライ
7 号機 CSP 外部注水ライ
P13-F1001
ン東側注入弁(A)ン東側注入弁(A)
6 号機 CSP 外部注水ライ
7 号機 CSP 外部注水ライ
P13-F1002
ン東側注入弁(B)ン東側注入弁(B)
6 号機 CSP 外部注水ライ
7 号機 CSP 外部注水ライ
P13-F1007
ン西側注入弁(A)ン西側注入弁(A)
6 号機 CSP 外部注水ライ
7 号機 CSP 外部注水ライ
P13-F1008
ン西側注入弁(B)ン西側注入弁(B)また，参考として共用設備である代替淡水源に関する弁リストを以下に示す。
(参考表)共用設備の弁名称と弁番号について
共用
弁名称

弁番号

淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ出口弁

P17-F2002

淡水貯水池大湊側第二送水ﾗｲﾝ出口弁

P17-F2010

淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ No.15 防火水槽供給弁

P17-F2007

淡水貯水池大湊側第一送水ﾗｲﾝ No.14 防火水槽供給弁

P17-F2005

淡水貯水池大湊側第二送水ﾗｲﾝ No.14 防火水槽供給弁

P17-F201156-10-1

弁番号
P13-F019

P13-F020
P13-F036A
P13-F036B
P13-F041A
P13-F041B