資料1-1
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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0056 改02
提出年月日
平成27年10月13日

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

平成27年10月
東京電力株式会社

１．重大事故等対策
１．０

重大事故等対策における共通事項

１．１

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

１．２

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

１．３

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

１．４

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

１．５

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

１．６

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

１．７

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

１．８

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等

１．９

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

１．１０

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

１．１１

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

１．１２

工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等

１．１３

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等

１．１４

電源の確保に関する手順等

１．１５

事故時の計装に関する手順等

１．１６

原子炉制御室の居住性等に関する手順等

１．１７

監視測定等に関する手順等

１．１８

緊急時対策所の居住性等に関する手順等

１．１９

通信連絡に関する手順等

２．大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他テロリズムへの対応における事項
２．１

可搬型設備等による対応

２．２

特定重大事故等対処施設の機能を維持するための体制の整備

下線部：本日提出資料-1-

重大事故等発生時及び大規模損壊発生時の対処に係る基本方針【要求事項】
発電用原子炉施設において、重大事故に至るおそれがある事故（運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故を除く。以下同じ。）若しくは重大事故（以下「重大事故等」と総称する。）が発生した場合又は大規模な自然災害若しくは故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊が発生した場合における当該事故等に対処するために必要な体制の整備に関し、原子炉等規制法第４３条の３の２４第１項の規定に基づく保安規定等において、以下の項目が規定される方針であることを確認すること。
なお、申請内容の一部が本要求事項に適合しない場合であっても、その理由が妥当なものであれば、これを排除するものではない。

【要求事項の解釈】
要求事項の規定については、以下のとおり解釈する。
なお、本項においては、要求事項を満たすために必要な措置のうち、手順等の整備が中心となるものを例示したものである。重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力には、以下の解釈において規定する内容に加え、設置許可基
準規則に基づいて整備される設備の運用手順等についても当然含まれるものであり、これらを含めて手順書等が適切に整備されなければならない。
また、以下の要求事項を満足する技術的内容は、本解釈に限定されるものではなく、要求事項に照らして十分な保安水準が達成できる技術的根拠があれば、要求事項に適合するものと判断する。

-2-

福島第一原子力発電所の事故の教訓を踏まえた重大事故等対策の設備強化等の対策に加え，重大事故に至るおそれがある事故若しくは重大事故が発生した場合又は大規模な自然災害若しくは故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊が発生した場合における以下の重大事故等対処設備に係る事項，復旧作業に係る事項，支援に係る事項及び手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備を考慮し当該事故等に対処するために必要な手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備等運用面での対策を行う。
「１．重大事故等対策」について手順を整備し，重大事故等の対応を実施する。
「２．大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項」の「２．１可搬型設備等による対応」は「１．重大事故等対策」の対応手順を基に，大規模な損壊が発生した場合の様々な状況においても，事象進展の抑制及び緩和を行うための手順を整備し，大規模な損壊が発生した場合の対応を実施する。
また，重大事故等又は大規模損壊に対処しうる体制においても技術的能力を維持管理していくために必要な事項を，「核原料物質，核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律」に基づく原子炉施設保安規定等において規定する。
重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置については，技術的能力の審査基準で規定する内容に加え，設置許可基準規則に基づいて整備する設備の運用手順等についても考慮し，適切に整備する。整備する手順書については「重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力 1.1 から 1.19」にて補足する。

-3-

1． 重大事故等対策
1．0

重大事故等対策における共通事項
＜

目

次

＞

1．0．1 重大事故等への対応に係る基本的な考え方 ......................... 1．0-1(1) 重大事故等対処設備に係る事項 .................................... 1．0-1
a. 切り替えの容易性 ............................................... 1．0-1
b. アクセスルートの確保 ........................................... 1．0-1(2) 復旧作業に係る事項 .............................................. 1．0-1
a. 予備品等の確保 ................................................. 1．0-1
b. 保管場所....................................................... 1．0-2
c. アクセスルートの確保 ........................................... 1．0-2(3) 支援に係る事項 .................................................. 1．0-2(4) 手順書の整備，教育・訓練の実施及び体制の整備 .................... 1．0-2
a. 手順書の整備 ................................................... 1．0-2
b. 教育及び訓練の実施 ............................................. 1．0-3
c. 体制の整備 ..................................................... 1．0-3
1．0．2 共通事項 ....................................................... 1．0-4(1) 重大事故等対処設備に係る事項 .................................... 1．0-4
a. 切り替えの容易性 ............................................... 1．0-4
b. アクセスルートの確保 ........................................... 1．0-4(2) 復旧作業に係る事項 .............................................. 1．0-7
a. 予備品等の確保 ................................................. 1．0-7
b. 保管場所....................................................... 1．0-8
c. アクセスルートの確保 ........................................... 1．0-8(3) 支援に係る事項 .................................................. 1．0-9(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備 ............... 1．0-12
a. 手順書の整備 .................................................. 1．0-12
b. 教育及び訓練の実施 ............................................ 1．0-16
c. 体制の整備 .................................................... 1．0-21-4-＜
添付資料 1.0.1

添付資料

目次

＞

本来の用途以外の用途として使用する重大事故等に対処するための設備に係る切り替えの容易性について

添付資料 1.0.2

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

添付資料 1.0.3

予備品等の確保及び保管場所について添付資料 1.0.4

外部からの支援について

添付資料 1.0.5

重大事故等への対応に係る文書体系

添付資料 1.0.6

重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について

添付資料 1.0.7

有効性評価における重大事故対応時の手順について

添付資料 1.0.8

大津波警報発令時の原子炉停止操作等について添付資料 1.0.9

重大事故等の対処に係る教育及び訓練について

添付資料 1.0.10

重大事故等発生時の体制について

添付資料 1.0.11

重大事故等発生時の発電用原子炉主任技術者の役割について

添付資料 1.0.12

福島第一原子力発電所の事故教訓を踏まえた対応について添付資料 1.0.13

緊急時対策要員の作業時における装備について添付資料 1.0.14

技術的能力対応手段と有効性評価比較表
技術的能力対応手段と運転手順等比較表

添付資料 1.0.15

重大事故等発生時における停止号炉の影響について

下線部：本日提出資料-5-1．0．1

重大事故等への対応に係る基本的な考え方(1) 重大事故等対処設備に係る事項
a. 切り替えの容易性
本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために使用する設備については，通常時に使用する系統から弁操作により速やかに切り替えられるようにするとともに，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるために必要な手順等を整備する。
b. アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重大事故等対処設備を運搬
し，または他の設備の被害状況を把握するため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう，地震，津波その他の自然現象等を想定し，迂回路も考慮して複数のアクセス
ルートを確保するとともに，実効性のある運用管理を実施する。
(2) 復旧作業に係る事項
a. 予備品等の確保
重大事故等発生後の事故対応については，重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効な手段であるため，以下の方針に基づき重要安全施設の取替え可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。
・ 短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。
・ 単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポー
ト系設備を復旧する。
・ 復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件の観点を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する
また，予備品への取替のために必要な資機材等を確保する。
なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努
める。

1．0-1

-6-

b. 保管場所
予備品等については，共通要因によって同時に機能が喪失することがないよう，当該重要安全施設との位置的分散を考慮した場所に保管する。
c. アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう，地震，津波その他の自然現象等を想定し，迂回路も考慮して複数のアクセスルートを確保するとともに，実効性のある運用管理を実施する。
屋外及び屋内において，想定される重大事故等の対処に必要な可搬型重大事故等対処設備の保管場所から設置場所及び接続場所まで運搬するための経路，又は他の設備の被害状況を把握するための経路（以下「アクセスルート」という。）は，迂回路も考慮して複数のアクセスルートを確保する。複数ルートのうち少なくとも１ルートは，想定される自然現象，外部人為事象，溢水及び火災を想定しても，速やかに運搬，移動が可能なルートとするとともに，他の復旧可能なルートも確保する。
(3) 支援に係る事項
重大事故等に対して事故収束対応を実施するため，発電所構内であらかじめ用意する重大事故等対処設備，予備品及び燃料等の手段により，事故発生後７日間は事故収束対応が維持できるようにする。
また，関係機関等とあらかじめ協議，合意の上，重大事故等発生時の支援の契約を締結し，事故等発生後６日後までに発電所を支援できる体制を整備する。
(4) 手順書の整備，教育・訓練の実施及び体制の整備
重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう，手順書を整備し，教育及び訓練を実施するとともに，人員を確保する等の必要な体制を整備する。
a. 手順書の整備
重大事故等発生時において，事象の種類及び事象の進展に応じて重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう手順書を整備する。
また，手順書は使用主体に応じて，運転員が使用する手順書（以下，「運転操作手
順書」という。），運転員以外の発電所緊急時対策要員が使用する手順書（以下，「緊急時対策本部用手順書」という。）を整備する。

1．0-2

-7-

b. 教育及び訓練の実施
運転員及び緊急時対策要員（運転員以外）は，重大事故等発生時において，事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を確保するため，教育及び訓練を継続的に実施する。
必要な力量の確保に当たっては，通常時の実務経験を通じて付与される力量を考慮し，事故時対応の知識及び技能について要員の役割に応じた教育及び訓練を定められた頻度，内容で計画的に実施することにより運転員及び緊急時対策要員（運転員以外）の力量の維持及び向上を図る。
c. 体制の整備
発電所において重大事故等対策の実施が必要な状況となった場合には，緊急時態勢を発令し，所長を本部長とする緊急時対策本部（以下，「発電所対策本部」という。）
を設置するとともに，重大事故等対策を実施する。
発電所対策本部は，重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織から構成されており，それぞれの機能毎に責任者を定め，役割分担を明確にし，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制とする。また，複数号炉の同時被災の場合においても，重大事故等対処設備を使用して炉心損傷防止及び原子炉格納容器破損防止の重大事
故対策に対応できる体制とする。さらに，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でも速やかに対策を行うことができるよう，発電所内に必要な要員を常時確保する。
６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者は，独立性を確保して配置し，６号及び７号炉同時被災時には，号炉ごとの保安監督を誠実かつ最優先に行う。また，重大事故等対策の実施に当たり保安上必要な場合は，実施組織（所長を含む。）へ指示を行い，事故の拡大防止又は影響緩和を図る。
発電所において緊急時態勢が発令された場合には，社長は本社における緊急時態勢等を発令し，社長を本部長とする本社緊急時対策本部（以下，「本社対策本部」という。）を原子力施設事態即応センターに設置する。本社対策本部は，原子力部門のみ
でなく他部門も含めた全社大での体制とし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できるよう支援する。また，重大事故等発生後の中長期的な対応が必要になる場合に備えて，本社対策本部が中心となって社内外の関係各所と連係し，適切かつ効果的な対策を検討できる体制を整備する。

1．0-3

-8-

1．0．2

共通事項(1) 重大事故等対処設備① 切り替えの容易性【要求事項】
発電用原子炉設置者において、本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために使用する設備にあっては、通常時に使用する系統から速やかに切り替える
ために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
②アクセスルートの確保【要求事項】
発電用原子炉設置者において、想定される重大事故等が発生した場合において、可搬型重大事故等対処設備を運搬し、又は他の設備の被害状況を把握するため、工場又は事業所（以下「工場等」という。）内の道路及び通路が確保できるよう、実効性のある運用を行う方針であること。

(1) 重大事故等対処設備に係る事項
a. 切り替えの容易性
本来の用途以外の用途（本来の用途以外の用途とは，設置している設備の本来の機能とは異なる目的で使用する場合に，本来の系統構成とは異なる系統構成を実施し設備を使用する場合をいう。ただし，本来の機能と同じ目的で使用するために設置している可搬型設備を使用する場合は除く。）として重大事故等に対処するために使用す
る設備については，通常時に使用する系統から弁操作等により速やかに切り替えられるよう，必要な手順等を整備するとともに，確実に行えるよう訓練を実施する。
（添付資料 1.0.1）
b. アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重大事故等対処設備を運搬
し，または他の設備の被害状況を把握するため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう以下の実効性のある運用管理を実施する。
屋外及び屋内において，アクセスルートは，迂回路も考慮して複数ルートを確保する。複数ルートのうち少なくとも１ルートは，想定される自然現象，外部人為事象，
溢水及び火災を想定しても，速やかに運搬，移動が可能なルートとするとともに，他の復旧可能なルートも確保する。

1．0-4

-9-

屋内及び屋外アクセスルートは，想定される自然現象に対して地震，津波，風（台風），竜巻，積雪，低温，落雷，火山による降灰，降水，生物学的事象及び森林火災
を，外部人為事象に対して近隣工場等の火災・爆発，有毒ガス及び故意による大型航空機の衝突その他テロリズムを考慮する。また，重大事故等時の高線量下環境を考慮する。
想定される自然現象のうち，落雷及び生物学的事象については，直接の影響はない。
可搬型重大事故等対処設備の保管場所については，設計基準事故対処設備の配置も含めて常設重大事故等対処設備と位置的分散を図る。また，屋外の可搬型重大事
故等対処設備は複数箇所に分散して保管する。
(a) 屋外アクセスルート
重大事故等が発生した場合，事故収束に迅速に対応するため，屋外の可搬型重大事故等対処設備の保管場所から使用場所まで運搬するアクセスルートの状況確認，
取水ポイントの状況確認，ホース敷設ルートの状況確認を行い，あわせて，燃料貯蔵タンク，空冷式非常用発電装置，その他屋外設備の被害状況の把握を行う。
屋外アクセスルートに対する想定される自然現象のうち，地震による影響（周辺構造物等の損壊，周辺斜面の崩壊及び道路面のすべり），台風及び竜巻による飛来物，積雪，火山による降灰を想定し，複数のアクセスルートの中から状況を確認し，早期に復旧可能なアクセスルートを確保するため，障害物を除去可能な重機を保管，使用し，それを運転できる要員を確保する。
また，地震による屋外タンクからの溢水及び降水に対しては，道路上への自然流下も考慮した上で，溢水による通行への影響を受けないアクセスルートを確保する。
津波の影響については，基準津波による遡上域最大水位よりも高い位置にアクセ
スルートを確保する。基準津波による遡上域最大水位よりも低い範囲については，
防潮堤により防護されたアクセスルートを確保する。
屋外アクセスルートは，想定される自然現象のうち森林火災，外部人為事象のう
ち近隣工場等の火災・爆発に対して，迂回路も考慮した複数のアクセスルートを確保する。
屋外アクセスルートの周辺構造物等の損壊による障害物については，
重機による撤去あるいは複数のアクセスルートによる迂回を行う。
屋外アクセスルートは，地震の影響による周辺斜面の崩壊や道路面のすべりで崩壊土砂が広範囲に到達することを想定した上で，重機による崩壊箇所の復旧を行い，通行性を確保する。
不等沈下及び地中構造物の損壊に伴う段差の発生が想定される箇所において，想定を上回る段差が発生した場合は，迂回または砕石による段差解消対策により対処
する。

1．0-5

-10-

アクセスルート上の台風及び竜巻による飛来物，積雪，火山による降灰について
は，重機による撤去を行う。なお，想定を上回る積雪，火山による降灰が発生した
場合は，除雪，除灰の頻度を増加させることにより対処する。また，低温及び積雪に対して，車両への走行可能なタイヤの装着により通行性を確保する。
屋外のアクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時
及び作業時の状況に応じて着用する。夜間及び停電時の確実な運搬や移動のため可搬型照明装置を配備する。また，現場との通信連絡手段を確保する。
(b) 屋内アクセスルート
重大事故等が発生した場合において，屋内の現場操作場所までのアクセスルートの状況確認を行い，あわせて，その他屋内設備の被害状況の把握を行う。
屋内アクセスルートは，地震，津波，その他自然現象による影響（風（台風），
竜巻，積雪，低温，落雷，火山による降灰，森林火災，降水，生物学的事象）及び外部人為事象（近隣工場等の火災・爆発，有毒ガス及び故意による大型航空機の衝
突その他テロリズム）に対して，外部からの衝撃による損傷の防止が図られた建屋内に確保する。
屋内アクセスルートは，重大事故等が発生した場合において必要となる現場操作を実施する場所まで移動可能なルートを選定する。また，地震時に資機材の転倒により通行が阻害されないように，通行性確保対策として，アクセスルート上の資機
材を固縛，転倒防止により通行に支障をきたさない措置を講じる。万一通行が阻害される場合は迂回する。
溢水等に対して，アクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具を着用する。
屋内のアクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時
及び作業時の状況に応じて着用する。停電時及び夜間時においては，確実に運搬，移動が出来るように，可搬型照明を配備する。また，現場との連絡手段を確保し，作業環境を考慮する。
（添付資料 1.0.2）

1．0-6

-11-

(2)

復旧作業

① 予備品等の確保【要求事項】
発電用原子炉設置者において、重要安全施設（設置許可基準規則第２条第９号に規定する重要安全施設をいう。）の取替え可能な機器及び部品等について、適切な予備品及び予備品への取替のために必要な機材等を確保する方針であること。
【解釈】
１「適切な予備品及び予備品への取替のために必要な機材等」とは、気象条件等を考慮した機材、ガレキ撤去等のための重機及び夜間対応を想定した照明機器等を含むこと。

② 保管場所【要求事項】
発電用原子炉設置者において、上記予備品等を、外部事象の影響を受けにくい場
所に、位置的分散などを考慮して保管する方針であること。
(2) 復旧作業に係る事項
重大事故等発生時において，重要安全施設の復旧作業を有効かつ効果的に行うため，
以下の基本方針に基づき実施する。
a. 予備品等の確保
重大事故等発生後の事故対応については，重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。
事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効な手段であるため，以下の方針に基づき重要安全施設の取替え可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。
・ 短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。
・ 単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポー
ト系設備を復旧する。
・ 復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件の観点を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する。

1．0-7

-12-

なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努める。
また，予備品の取替え作業に必要な資機材等として，がれき撤去等のためのホイー
ルローダ，その他重機，夜間の対応を想定した照明機器等及びその他作業環境を想定した資機材を確保する。
b. 保管場所
予備品等については，地震による周辺斜面の崩落，敷地下斜面のすべり，津波による浸水などの外部事象の影響を受けにくい場所に当該重要安全施設との位置的分散を考慮し保管する。
（添付資料 1.0.3，1.0.13）
c. アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，発電所内の道路及び通路が確保出来るよう，以下の実効性のある運用管理を実施する。
設備の復旧作業に支障がないよう，複数のアクセスルートを確保する等，「1.0.2(1)b.アクセスルートの確保」と同じ運用管理を実施する。
（添付資料 1.0.2，1.0.3，1.0.13）

1．0-8

-13-

(3)

支援に係る事項【要求事項】
発電用原子炉設置者において、工場等内であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備、予備品及び燃料等）により、事故発生後７日間は事故収束対応を維持できる方針であること。
また、関係機関と協議・合意の上、外部からの支援計画を定める方針であること。
さらに、工場等外であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備、予備品及び燃料等）により、事象発生後６日間までに支援を受けられる方針であること。

(3) 支援に係る事項
重大事故等に対して事故収束対応を実施するため，発電所内であらかじめ用意された重大事故等対処設備，予備品及び燃料等の手段により，重大事故等対策を実施し，事故発生後７日間は継続して事故収束対応を維持できるようにする。重大事故等の対応に必要な水源については，淡水源に加え最終的に海水に切り替えることにより水源が枯渇することがないようにする。
事故発生後７日間以降の事故収束対応を維持するため，事故等発生後６日後までに，
あらかじめ選定している候補施設の中から原子力事業所災害対策支援拠点を選定し，発電所の事故収束対応を維持するために必要な燃料，資機材等を継続的に支援できる体制を整備する。また，発電所内に配備している重大事故等対処設備に不具合があった場合の代替手段，資機材及び燃料を支援できるよう，社内で発電所外に保有している重大事故等対処設備と同種の設備（消防車，電源車等），食糧その他の消耗品も含めた資機材，予備品及び燃料等について，事象発生後６日後までに支援できる体制を整備する。
プラントメーカ，協力会社及びその他の関係機関とは平時から必要な連絡体制を整備するなど協力関係を構築するとともに，あらかじめ協議・合意の上，重大事故等発生時の支援の契約を締結し，発電所を支援できる体制を整備する。
重大事故等発生後，当社対策本部が発足し協力体制が整い次第，プラントメーカからは事故収束手段及び復旧対策に関する技術支援，協力会社からは事故収束及び復旧対策活動に必要な要員等の支援，燃料及び資機材の輸送支援及び燃料供給会社からは燃料の供給支援等，発電所を支援できる体制を整備する。なお，資機材等の輸送に関しては，専用の輸送車両を常備した運送会社及びヘリコプター運航会社と協力協定を締結し，迅速な物資輸送を可能とするとともに中長期的な物資輸送にも対応が可能で
ある。

1．0-9

-14-

原子力災害における原子力事業者間協力協定に基づき，他の原子力事業者からは，要員の派遣，資機材の貸与，環境放射線モニタリングの支援を受けられる他，原子力緊急事態支援組織からは，被ばく低減のために遠隔操作可能なロボット等の資機材，
資機材操作の支援及び提供資機材を活用した事故収束活動に係る助言を受ける等，発電所を支援できる体制を整備する。
（添付資料 1.0.4）

1．0-10-15-

(4)手順書の整備、教育及び訓練の実施並びに体制の整備【要求事項】
発電用原子炉設置者において、重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう、あらかじめ手順書を整備し、訓練を行うとともに人員を確保する等の必要な体制の適切な整備が行われているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
１

手順書の整備は、以下によること。

ａ）

発電用原子炉設置者において、全ての交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失、安全系の機器若しくは計測器類の多重故障又は複数号機の同時被災等を想定し、限られた時間の中において、発電用原子炉施設の状態の把握及び実施すべき重大事故等対策について適切な判断を行うため、必要となる情報の種類、その入手の方法及び判断基準を整理し、まとめる方針であること。
ｂ）

発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐために最優先すべき操作等の判断基準をあらかじめ明確化する方針であること。
（ほう酸水注入系（ＳＬＣＳ）、海水及び格納容器圧力逃がし装置の使用を含む。）
ｃ）

発電用原子炉設置者において、財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針が適切に示されていること。
ｄ）

発電用原子炉設置者において、事故の進展状況に応じて具体的な重大事故等対策を実施するための、運転員用及び支援組織用の手順書を適切に定める方針であること。なお、手順書が、事故の進展状況に応じていくつかの種類に分けられる場合は、それらの構成が明確化され、かつ、各手順書相互間の移行基準を明確化する方針であること。
ｅ）

発電用原子炉設置者において、具体的な重大事故等対策実施の判断基準として確認される水位、圧力及び温度等の計測可能なパラメータを手順書に明記する方針であること。また、重大事故等対策実施時のパラメータ挙動予測、影響評価すべき項目及び監視パラメータ等を、手順書に整理する方針である
こと。

1．0-11-16-

ｆ） 発電用原子炉設置者において、前兆事象を確認した時点での事前の対応(例
えば大津波警報発令時の原子炉停止･冷却操作)等ができる手順を整備する方針であること。

(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備
重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう，手順書を整備し，教育及び訓練を実施するとともに，人員を確保する等の必要な体制を整備する。
a. 手順書の整備
重大事故等発生時において，事象の種類及び事象の進展に応じて重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう手順書を整備する。
また，手順書は使用主体に応じて，運転員が使用する手順書（以下，「運転操作手
順書」という。），運転員以外の発電所緊急時対策要員が使用する手順書（以下，「緊急時対策本部用手順書」という。）を整備する。
(a) 全ての交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失，安全系の機器若しくは計測器類の多重故障又は複数号炉の同時被災等の過酷な状態において，限られた時間の中で６号及び７号炉の発電用原子炉施設の状態の把握及び実施すべき重大事故等対策の適切な判断に必要な情報の種類，その入手の方法及び判断基準を整理し，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書にまとめる。
発電用原子炉施設の状態の把握が困難な場合にも対処できるよう，パラメータを計測する計器故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手順，パラメータの把握能力を超えた場合に発電用原子炉施設の状態を把握するための手順及び計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順を運転操作手順書及び緊急時対策本部
用手順書に整備する。
(b) 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に，最優先すべき操作等を迷うことなく判断し実施できるよう，判断基準を明確にした手順を以下のとおり整備する。
原子炉停止機能喪失時においては，
迷わずほう酸水注入を行えるよう判断基準を明確にした運転操作手順書を整備する。
炉心の著しい損傷又は原子炉格納容器の破損を防止するために注水する淡水源が枯渇又は使用できない状況においては，設備への悪影響を懸念することなく，迷わず海水注入を行えるよう判断基準を明確にした手順を運転操作手順書に整備する。

1．0-12-17-原子炉格納容器の破損防止のため，迷わず格納容器圧力逃がし装置等の使用が行えるよう判断基準を明確にした手順を，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に整備する。
全交流動力電源喪失時等において，準備に長時間を要する可搬型設備を必要な時期に使用可能とするため，準備に掛かる時間を考慮の上，手順着手の判断基準を明確にした手順を緊急時対策本部用手順書に整備する。
その他，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に必要な各操作については，重大事故等対処設備を必要な時期に使用可能とするため，手順着手の判断基準を明確にした手順を緊急時対策本部用手順書に整備する。
(c) 重大事故等対策の実施において，財産（設備等）保護よりも安全を優先するという共通認識を持って行動できるよう，社長はあらかじめ方針を示す。
重大事故等発生時の運転操作において，当直副長が躊躇せず指示できるよう，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針に基づき定めた判断基準を運転操作手
順書に整備する。
重大事故等発生時の発電所緊急時対策本部活動において，重大事故等対策を実施する際に，発電所の緊急時対策本部長は，財産（設備等）保護よりも安全を優先す
る方針に従った判断を実施する。また，財産（設備等）保護よりも安全を優先する
方針に基づき定めた判断基準を，緊急時対策本部用手順書に整備する。
(d) 重大事故等対策時に使用する手順書として，運転員と発電所緊急時対策要員（運転員以外）が連携し，事故の進展状況に応じて具体的な重大事故等対策を実施する
ため，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書を適切に定める。
運転操作手順書は，重大事故等対策を的確に実施するために，事故の進展状況に応じて，以下のように構成し定める。
・警報発生時操作手順書
中央制御室及び現場制御盤に警報が発生した際に，警報発生原因の除去あるいはプラントを安全な状態に維持するために必要な対応操作に使用・事故時運転操作手順書（事象ベース）
単一の故障等で発生する可能性のある異常または事故が発生した際に，事故の進展を防止するために必要な対応操作に使用・事故時運転操作手順書（徴候ベース）
事故の起因事象を問わず，事故時運転操作手順書（事象ベース）では対処できない複数の設備の故障等による異常または事故が発生した際に，重大事故への進展を防止するために必要な対応操作に使用

1．0-13-18-

・事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）
事故時運転操作手順書（徴候ベース）で対応する状態から更に事象が進展し炉心損傷に至った際に，事故の拡大を防止し影響を緩和するために必要な対応操作に使用
運転操作手順書は，事故の進展状況に応じて手順書相互間を的確に移行できるよう，移行基準を明確にする。
異常又は事故の発生時，警報発生時操作手順書により初期対応を行う。
事象が進展し，その事象の判断が可能な場合には，あらかじめ定めた事故時運転操作手順書（事象ベース）に移行する。
警報発生時操作手順書及び事故時運転操作手順書（事象ベース）で対応中に，事故時運転操作手順書（徴候ベース）の導入条件が成立した場合には，事故時運転操作手順書（徴候ベース）に移行する。
事故時運転操作手順書（徴候ベース）による対応で事故収束せず炉心損傷に至った場合は，事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）に移行する。
発電所緊急時対策本部は，運転員からの要請あるいは発電所緊急時対策本部の判断により，運転員の事故対応の支援を行う。緊急時対策本部用手順書として，事故状況に応じた戦略等を定めた緊急時対策本部運営要領を整備するとともに，現場での重大事故等対策を的確に実施するための必要事項を明確に示した手順を定める。
(e) 重大事故等対策実施の判断基準として確認される水位，圧力，温度等の計測可能なパラメータを整理し，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に明記する。
重大事故等に対処するために把握することが必要なパラメータのうち，原子炉施設の状態を直接監視するパラメータ（以下，「主要なパラメータ」という。）を，あらかじめ発電用原子炉施設の状態を監視するパラメータの中から選定し，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に整理する。
整理にあたっては，耐震性，耐環境性のある計測機器での確認の可否，記録の可否，直流電源喪失時における可搬型計測器による計測可否などの情報を明記する。
重大事故等対策実施時におけるパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目及び監視パラメータ等を手順書に整理する。
有効性評価等にて整理した有効な情報について，運転員が監視すべきパラメータの選定，状況の把握及び進展予測並びに対応処置の参考情報とし，運転操作手順書に整理する。

1．0-14-19-

また，有効性評価等にて整理した有効な情報について，発電所緊急時対策要員（運転員以外）が運転操作を支援するための参考情報とし，緊急時対策本部用手順書に整理する。
(f) 前兆事象として把握ができるか，重大事故を引き起こす可能性があるかを考慮して，設備の安全機能の維持及び事故の未然防止対策をあらかじめ検討しておき，前兆事象を確認した時点で事前の対応ができる体制及び手順を整備する。
大津波警報が発令された場合，原則として原子炉を停止し，冷却操作を開始する
手順を整備する。また，所員の高台への避難及び扉の閉止を行い，津波監視カメラ
及び取水ピット水位計による津波の継続監視を行う手順を整備する。
その他の前兆事象を伴う事象については，例えば台風進路に想定される場合には，屋外設備の暴風雨対策の強化及び巡視点検を強化する。また，竜巻の発生が予想される場合には，車両の退避または固縛の実施，建屋の水密扉の閉止状態を確認する
等，気象情報の収集，巡視点検の強化及び前兆事象に応じた事故の未然防止の対応を行う手順を整備するとともに，設計基準値を超え，または設計基準値超えが見込まれると判断した場合，原子炉を停止する手順を整備する。
（添付資料 1.0.5，1.0.6，1.0.7，1.0.8）

1．0-15

-20-

【解釈】
２

訓練は、以下によること。

ａ）

発電用原子炉設置者において、重大事故等対策は幅広い発電用原子炉施設の状況に応じた対策が必要であることを踏まえ、その教育訓練等は重大事故等時の発電用原子炉施設の挙動に関する知識の向上を図ることのできるものとする方針であること。
ｂ）

発電用原子炉設置者において、重大事故等対策を実施する要員の役割に応じて、定期的に知識ベースの理解向上に資する教育を行うとともに、下記３a）に規定する実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための演習等を計画する方針であること。
ｃ）

発電用原子炉設置者において、普段から保守点検活動を自らも行って部品交換等の実務経験を積むことなどにより、発電用原子炉施設及び予備品等について熟知する方針であること。
ｄ）

発電用原子炉設置者において、高線量下、夜間及び悪天候下等を想定した事故時対応訓練を行う方針であること。
ｅ）

発電用原子炉設置者において、設備及び事故時用の資機材等に関する情報並びにマニュアルが即時に利用できるよう、普段から保守点検活動等を通じて準備し、及びそれらを用いた事故時対応訓練を行う方針であること｡
b. 教育及び訓練の実施
運転員及び緊急時対策要員は，重大事故等発生時において，事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を確保するため，教育及び訓練を継続的に実施する。
必要な力量の確保に当たっては，通常時の実務経験を通じて付与される力量を考慮し，事故時対応の知識及び技能について要員の役割に応じた教育及び訓練を定められた頻度，内容で計画的に実施することにより運転員及び緊急時対策要員の力量の維持及び向上を図る。
教育及び訓練の頻度と力量評価の考え方は，以下のとおりとし，この考え方に基づき教育訓練の計画を定め，実施する。
・ 各要員に対し必要な教育及び訓練を年１回以上実施し，評価することにより，力量が維持されていることを確認する。

1．0-16-21-

・ 各要員が力量の維持及び向上を図るためには，各要員の役割に応じた教育及び訓練を受ける必要がある。各要員の役割に応じた教育及び訓練を年１回以上，毎年繰り返すことにより，各手順を習熟し，力量の維持及び向上を図る。
・ 各要員の力量評価の結果に基づき教育及び訓練の有効性評価を行い，年１回の実施
頻度では力量の維持が困難と判断される教育及び訓練については，年２回以上実施する。
・ 重大事故等対策における中央制御室での操作及び動作状況確認等の短時間で実施できる操作以外の作業や操作について，必要な要員数及び想定時間にて対応できるよう，教育及び訓練により効果的かつ確実に実施する。
・ 教育及び訓練の実施結果により，手順，資機材及び体制について改善要否を評価し，必要により手順，資機材の改善，教育及び訓練計画への反映を行い，力量を含む対応能力の向上を図る。
運転員及び緊急時対策要員の対象者については，重大事故等発生時における事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ柔軟に対処できるよう，各要員の役割に応じた教育及び訓練を実施し，計画的に評価することにより力量を付与し，運転開始前までに力量を付与された要員を必要人数配置する。
重大事故等対策活動のための要員を確保するため，以下の基本方針に基づき教育及び訓練を実施する。
計画（Ｐ），実施（Ｄ），評価（Ｃ），改善（Ａ）のプロセスを適切に実施し，Ｐ
ＤＣＡサイクルを回すことで，手順書の改善，体制の改善等の継続的な重大事故等対策の改善を図る。
(a) 重大事故等対策は，幅広い発電用原子炉施設の状況に応じた対策が必要であることを踏まえ，
重大事故等発生時の発電用原子炉施設の挙動に関する知識の向上を図ることのできる教育及び訓練等を実施する。
重大事故等が発生した場合にプラント状態を早期に安定な状態に導くための的
確な状況把握，確実及び迅速な対応を実施するために必要な知識について，運転員及び緊急時対策要員の役割に応じた，教育及び訓練を定期的に実施する。
(b) 運転員及び緊急時対策要員の各役割に応じて，重大事故等よりも厳しいプラント状態となった場合でも対応できるよう，過酷事故の内容，基本的な対処方法等，定期的に知識ベースの理解向上に資する教育を行う。
重大事故等発生時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択等実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための演習等を定期的に計画する。

1．0-17-22-

運転員に対しては，知識の向上と手順書の実効性を確認するため，シミュレータ
訓練又は模擬訓練を実施する。シミュレータ訓練は，従来からの設計基準事故等に加え，重大事故等に対し適切に対応できるよう計画的に実施する。また，重大事故等が発生した時の対応力を養成するため，手順に従った対応中において判断に用いる監視計器の故障や動作すべき機器の不動作等，多岐にわたる機器の故障を模擬し，関連パラメータによる事象判断能力，代替手段による復旧対応能力等の運転操作の対応能力向上を図る。
緊急時対策本部の実施組織の要員に対しては，発電用原子炉施設の冷却機能の回復のために必要な電源確保及び可搬型設備を使用した給水確保の対応操作を習得することを目的に，手順や資機材の取り扱い方法の習得を図るための個別訓練を，訓練毎に実施頻度を定めて実施する。
緊急時対策本部の実施組織及び支援組織の要員に対しては，重大事故等発生時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択，確実な指揮命令の伝達等の一連の発電所対策本部機能，支援組織の位置付け，実施組織との連携及び手順書の構成に関する机上教育を実施する。
(c) 重大事故等の事故状況下において復旧を迅速に実施するために，発電用原子炉施設及び予備品等について熟知し，普段から保守点検活動を社員自らも行って部品交換等の実務経験を積むことが必要なため，以下の活動を行う。
運転員は，通常時に実施する項目を定めた手順書に基づき，設備の巡視点検，定例試験及び運転に必要な操作を社員自らが行う。
緊急時対策要員のうち保全部員は，技能訓練施設にてポンプ，弁設備の分解点検，調整，部品交換の実習を社員自らが実施することにより技能及び知識の向上を図る。
更に，設備の点検においては，保守実施方法をまとめた社内マニュアルに基づき，現場に立ち，巡視点検，分解機器の状況確認，組立状況確認及び試運転の立会確認を行うとともに，施工要領書の内容確認及び作業工程検討などの保守点検活動を社
員自らが行う。
緊急時対策要員は，可搬型重大事故等対処設備の設置，配管接続，ケーブルの布
設接続，放出される放射性物質の濃度・放射線の量の測定及びアクセスルートの確保，その他の重大事故等対策の資機材を用いた対応訓練を社員自らが行う。
(d) 事故時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，重大事故等発生時の事象進展により高線量下になる場所を想定し放射線防護具を使用した事故時対応訓練，
夜間及び降雨，降雪並びに強風等の悪天候下等を想定した事故時対応訓練を実施する。

1．0-18-23-

(e) 事故時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，設備及び事故時用の資機材等に関する情報並びにマニュアルが即時に利用できるよう，普段から保守点検活動等を通じて準備し，それらの情報及びマニュアルを用いた事故時対応訓練を行う。
それらの情報及びマニュアルを用いて，事故時対応訓練を行うことで，設備資機材の保管場所，保管状態を把握し，取扱いの習熟を図るとともに，情報及びマニュアルの管理を実施する。
（添付資料 1.0.9，1.0.12，1.0.13）

1．0-19

-24-

【解釈】
３

体制の整備は、以下によること。

ａ）

発電用原子炉設置者において、重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織の役割分担及び責任者などを定め、効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する方針であること。
ｂ）

実施組織とは、運転員等により構成される重大事故等対策を実施する組織

をいう。
ｃ）

実施組織は、工場等内の全発電用原子炉施設で同時に重大事故が発生した

場合においても対応できる方針であること。
ｄ）

支援組織として、実施組織に対して技術的助言を行う技術支援組織及び実施組織が重大事故等対策に専念できる環境を整える運営支援組織等を設ける方針であること。
ｅ）

発電用原子炉設置者において、重大事故等対策の実施が必要な状況においては、実施組織及び支援組織を設置する方針であること。また、あらかじめ定めた連絡体制に基づき、夜間及び休日を含めて必要な要員が招集されるよう定期的に連絡訓練を実施することにより円滑な要員招集を可能とする方針
であること。
ｆ）

発電用原子炉設置者において、重大事故等対策の実施組織及び支援組織の機能と支援組織内に設置される各班の機能が明確になっており、それぞれ責任者を配置する方針であること。
ｇ） 発電用原子炉設置者において、指揮命令系統を明確化する方針であること。
また、指揮者等が欠けた場合に備え、順位を定めて代理者を明確化する方針であること。
ｈ）

発電用原子炉設置者において、上記の実施体制が実効的に活動するための施設及び設備等を整備する方針であること。
ｉ）

支援組織は、発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について、適宜工場等の内外の組織へ通報及び連絡を行い、広く情報提供を行う
体制を整える方針であること。

1．0-20-25-ｊ）

発電用原子炉設置者において、工場等外部からの支援体制を構築する方針

であること。
ｋ）

発電用原子炉設置者において、重大事故等の中長期的な対応が必要となる場合に備えて、適切な対応を検討できる体制を整備する方針であること。

c. 体制の整備
重大事故等発生時において重大事故等に対応するための体制として，以下の基本方
針に基づき整備する。
(a) 重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織の役割分担及び責任者などを定め，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。
発電所において，重大事故等を起因とする原子力災害が発生するおそれがある場
合，または発生した場合に，事故原因の除去，原子力災害の拡大防止及びその他の必要な活動を迅速かつ円滑に行うため，所長（原子力防災管理者）は，事象に応じて原子力警戒態勢，第１次緊急時態勢，第２次緊急時態勢を発令し，要員の非常召集，通報連絡を行い，所長を本部長とする原子力警戒本部または緊急時対策本部（以下，「発電所対策本部」という。）を設置して対処する。
所長は，発電所対策本部の本部長として，発電所対策本部の統括管理を行い，責任を持って原子力防災の活動方針を決定する。
発電所対策本部は，重大事故等対策を実施する実施組織，実施組織に対して技術的助言を行う技術支援組織及び実施組織が事故対策に専念できる環境を整える運営支援組織で編成する。
また，発電所対策本部は，
通常時の発電所体制下での運転，日常保守点検活動の実施経験を活かし，組織が効果的に重大事故等対策を実施できるよう，専門性及び経験を考慮した機能班で構成する。
発電所対策本部には，米国における非常事態対応のために標準化された以下の特徴を有する Incident Command System（ICS）の考え方を踏まえた体制とすること
により，指揮命令系統及び各機能班・スタッフの役割を明確にし，想定を超える事態を迎えた場合であっても柔軟に対応可能な体制を整備する。
・監督限界の設定（３～７名程度まで）
・災害規模に応じて拡大・縮小可能な組織構造
・直属の上司の命令のみに従う指揮命令系統の明確化
・決定権を現場指揮官に与える役割分担の明確化
・全組織レベルでの情報共有を効率的に行うための様式やツールの活用
・技量や要件の明確化と維持のための教育・訓練の徹底

1．0-21-26-

また，発電所対策本部の基本的な機能を以下の①～⑤の５つの機能で構成し，体制を整備する。
①意思決定・指揮②対外対応③情報収集・計画立案④現場対応⑤ロジスティック・リソース管理
発電所の①の責任者として本部長（所長）を全体指揮者として配置し，②～⑤の機能毎に責任者として「統括」を配置する。また，統括の指揮下には，機能毎に班を設け責任者として「班長」を配置することで役割分担を明確化している。発電所対策本部の指揮命令は①の本部長（所長）から②～⑤の各統括に対して出され，②～⑤の間では情報共有がなされることで，②～⑤の各機能は自律的に活動することが可能な体制とする。
発電用原子炉主任技術者は，重大事故等が発生した場合の発電所対策本部において，その職務に支障をきたすことがないよう，独立性が確保できる配置とし，重大事故等対策における発電用原子炉施設の運転に関し保安監督を誠実かつ，最優先に行うことを任務とする。また，重大事故等対策において，発電用原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は，運転に従事する者（所長を含む。）へ指示を行い，発電所対策本部の本部長は，その指示を踏まえ方針を決定する。
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）に重大事故等が発生した場合，緊急時対策要員は発電用原子炉主任技術者に対し，通信連絡手段により必要の都度，情報連絡（プラントの状況，対策の状況）を行い，発電用原子炉主任技術者は得られた情報に基づき，発電用原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は指示を行う。
６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者については，重大事故等の発生連絡を受けた後，速やかに発電所対策本部に駆けつけられるよう，早期に非常召集が可能なエリア（柏崎市もしくは刈羽村圏内）にそれぞれ１名待機させる。
(b) 実施組織として，重大事故等対策を実施する責任者として復旧統括を配置し，復旧統括のもと，号機班（運転員（当直）を含む）及び復旧班を設け，重大事故等対策が円滑に実施できる体制を整備する。
復旧統括は，号機班及び復旧班の業務を統括する。
号機班は，号機班長の指示のもと，各号炉の事故状況の把握，事故拡大防止に必
要な運転上の措置，発電所施設の保安維持，除熱機能等確保に伴う措置を行う。
復旧班は，復旧班長の指示のもと，応急復旧計画の立案と措置，事故復旧計画の立案，消火活動，電源機能等喪失時の対応を行う。

1．0-22-27-

(c) 実施組織は，６号及び７号炉において同時に重大事故が発生した場合においても対応できる組織とする。
発電所対策本部は，６号及び７号炉の同時被災の場合において，情報の混乱や指揮命令が遅れることのないよう，号炉ごとに配置された号機班長の指示のもと，各号炉の事故状況の把握，事故拡大防止に必要な運転上の措置，発電所施設の保安維
持，除熱機能等確保に伴う措置を行う。また，復旧班長の指示のもと，応急復旧計画の立案と措置，事故復旧計画の立案，消火活動，電源機能等喪失時の対応を行う。
６号及び７号炉の同時被災の場合において，必要な緊急時対策要員を発電所内に常時確保することにより，重大事故等対処設備を使用して炉心損傷防止及び原子炉
格納容器破損防止の重大事故等対策に対応できる体制とする。
６号及び７号炉の同時被災の場合において，情報の混乱により通報連絡が遅れる
ことのないよう，通報連絡を行う通報班を設け，原子力災害対策特別措置法に定められた通報連絡先へ円滑に通報連絡を行う体制とする。
発電用原子炉主任技術者は，号炉ごとに選任し，担当号炉のプラント状況把握及び事故対策に専念することにより，６号及び７号炉の同時被災を想定した場合においても指示を的確に実施する。
６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者は，６号及び７号炉同時被災時に，号
炉ごとの保安監督を誠実かつ，最優先に行う。また，実施組織による重大事故等対策の実施に当たり，発電所対策本部から得られた情報に基づき，保安上必要な場合
は，運転に従事する者（所長を含む。）へ指示を行い，事故の拡大防止又は影響緩和を図る。
(d) 発電所対策本部には，支援組織として技術支援組織と運営支援組織を設ける。
技術支援組織は，計画・情報統括，情報・基盤班，計画班及び保安班で構成し，実施組織に対して技術的助言を行う。
計画・情報統括は，情報・基盤班，計画班及び保安班の業務を統括する。
情報・基盤班は，本社緊急時対策本部（以下，「本社対策本部」という。）との連絡，情報の収集及び災害状況の把握等を行う。
計画班は，事故状況の把握評価及び事故拡大防止対策の検討等を行う。
保安班は，発電所内外の放射線・放射性物質測定状況把握等を行う。
運営支援組織は，対外対応を行う対外対応統括及び広報班，通報班，立地班，並びに発電所対策本部の運営を支援する総務統括及び資材班，総務班で構成し，実施
組織が重大事故等対策に専念できる環境を整える。
対外対応統括は，通報班，広報班及び立地班の業務を統括する。
通報班は，対外関係機関へ通報連絡等を行う。
広報班は，マスコミ対応を行う。
立地班は，立地地域対応等を行う。

1．0-23-28-

総務統括は，資材班及び総務班の業務を統括する。
資材班は，資材の調達・輸送，社外機動力の調達等を行う。
総務班は，要員の呼集及び輸送，食料・被服の手配，医療活動等を行う。
(e) 所長は，警戒事象（その時点では，公衆への放射線による影響やそのおそれが緊急のものではないが，原子力施設等において特定事象又は緊急事態事象に至る可能性のある事象）においては原子力警戒態勢を，また，重大事故等対策の実施が必要な状況においては緊急時態勢を発令し，要員の非常召集，通報連絡を行い，所長を本部長とする発電所対策本部を設置する。その中に実施組織及び支援組織を設置し重大事故等の対策を実施する。
非常召集する要員への連絡については，自動呼出・安否確認システムまたは電話を活用する。なお，地震により通信障害等が発生し，自動呼出・安否確認システム
または電話を用いて非常召集連絡ができない場合においても，新潟県内で震度６弱以上の地震の発生により発電所に自動参集する体制を整備する。
重大事故等が発生した場合，緊急時対策要員は，免震重要棟内緊急時対策所又は３号炉原子炉建屋内緊急時対策所に参集し，各要員の任務に応じた対応を行う。
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でも速やかに対策を行えるよう，発電所内に必要な要員を常時確保する。
重大事故等が発生した場合に速やかに対応する要員として，緊急時対策所にて対応を行う要員 19 名（意思決定・指揮を行う要員２名，実施組織として現場対応を行う要員７名，技術支援組織として情報収集・計画立案を行う要員５名，運営支援
組織として対外対応を行う要員４名及びロジスティック・リソース管理を行う要員１名），現場で対応を行う現場復旧要員 14 名及び放射線測定などを行う放射線管理
現場要員２名の合計 35 名に加え，６号及び７号炉の運転員（当直員）18 名を確保する。
火災発生時の初期消火活動に対応するため，初期消火活動要員についても発電所に常時確保する。
重大事故等の対応で，高線量下における対応が必要な場合においても，社員で対応出来るよう要員を確保する。
病原性の高い新型インフルエンザや同様に危険性のある新感染症等が発生し，所定の緊急時対策要員に欠員が生じた場合は，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を含め緊急時対策要員の補充を行うとともに，そのような事態に備えた緊急時対策
要員の体制に係る管理を行う。
緊急時対策要員の補充の見込みが立たない場合は，原子炉停止等の措置を実施し，確保できる要員で，安全が確保できる原子炉の運転状態に移行する。
また，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を含めて必要な要員を非常召集できるよう，自動呼出・安否確認システムを用いて定期的に連絡訓練を実施する。

1．0-24-29-

(f) 重大事故等対策の実施組織及び支援組織の各班の機能は，上記(a)項，(b)項及び(d)項のとおり明確にするとともに，統括及び班長を配置する。
(g) 発電所対策本部における指揮命令系統を明確にするとともに，指揮者である本部長が不在の場合に備え，副原子力防災管理者の中からあらかじめ定めた順位で代行者を指定する。また，発電所対策本部の各機能を指揮する統括，班長についても不在の場合に備え，複数名選任することで代行者をあらかじめ明確にする。
(h) 実施体制が実効的に活動するための施設及び設備等を整備する。
重大事故等が発生した場合において，実施組織及び支援組織が定められた役割を遂行するために，関係箇所との連携を図り迅速な対応により事故対応を円滑に実施することが必要なことから，以下の施設及び設備を整備する。
支援組織が，
必要なプラントのパラメータを確認するための安全パラメータ表示
システム（ＳＰＤＳ），発電所内外に通信連絡を行い関係箇所と連携を図るための統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備（テレビ会議システムを含む。
），
衛星電話設備及び無線連絡設備を備えた免震重要棟内緊急時対策所又は３号炉原
子炉建屋内緊急時対策所を整備する。
実施組織が，中央制御室，免震重要棟内緊急時対策所又は３号炉原子炉建屋内緊
急時対策所及び現場との連携を図るため，携帯型音声呼出電話設備，無線連絡設備
及び衛星電話設備を整備する。また，電源が喪失し照明が消灯した場合でも，迅速な現場への移動，操作及び作業を実施し，作業内容及び現場状況の情報共有を実施できるようヘッドライト及びランタン等を整備する。
(i) 支援組織は，発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について，
原子力施設事態即応センターに設置する本社対策本部，国，関係自治体等の発電所
内外の組織への通報連絡を実施できるよう，対外対応を行う責任者として対外対応
統括を配置し，対外対応統括のもと，広報班，通報班，立地班を設け，衛星電話設
備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等を配備し，広く情報提供を行うことができる体制を整備する。
発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況に係る情報は，発電所対策本部の情報・基盤班にて一元的に集約管理し，発電所内で共有するとともに，本社対策本部と発電所対策本部間において，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備及び安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）等を使用することにより，発電所の状況及び重大事故等対策の実施状況の情報共有を行う。
また，本社対策本部との情報共有を密にすることで報道発表，外部からの問い合わ
せ対応及び関係機関への連絡を本社対策本部で実施し，発電所対策本部が事故対応に専念でき，
かつ，発電所内外へ広く情報提供を行うことができる体制を整備する。

1．0-25-30-

(j) 重大事故等発生時に，発電所外部からの支援を受けることができるように支援体制を整備する。
発電所において，重大事故等の原子力災害が発生するおそれがある場合または発生した場合，
所長は直ちに緊急時態勢等を発令するとともに本社原子力運営管理部
長へ報告する。
報告を受けた本社原子力運営管理部長は直ちに社長に報告し，社長は本社における緊急時態勢を発令する。本社原子力運営管理部長から連絡を受けた本社総務班長
は，本社緊急時対策要員を非常召集する。
社長は，本社における緊急時態勢を発令した場合，速やかに原子力施設事態即応センターに本社対策本部を設置し，本社対策本部長としてその職務を行う。社長が不在の場合は，あらかじめ定めた順位に従い，本社対策本部の副本部長がその職務を代行する。
社長は，本社対策本部の設置，運営，統括及び災害対策活動に関する統括管理を行い，副本部長は本部長を補佐する。本社対策本部各班長は本部長が行う災害対策
活動を補佐する。
本社対策本部は，原子力部門のみでなく他部門も含めた全社大での体制とし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できるよう支援する。
本社対策本部は，上記(a)項のとおり ICS の考え方を踏まえた体制とすることにより，社長を本部長とした指揮命令系統を明確にし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できる体制を整備する。
復旧統括は，復旧班の業務を統括する。
復旧班は，発電所の復旧方法の検討，立案及び発電所への助言を行う。
計画・情報統括は，情報班，計画班及び保安班の業務を統括する。
情報班は，事故状況，対応状況の把握及び本社対策本部内での情報共有等を行う。
計画班は，事故状況の把握，進展評価及び発電所の復旧計画の策定支援等を行う。
保安班は，放射性物質の放出量評価等を行う。
対外対応統括は，官庁連絡班，広報班及び立地班の業務を統括する。
官庁連絡班は，原子力規制庁等の関係官庁への通報連絡及び情報提供等を行う。
広報班は，広報活動における全店統一方針と戦略の策定及びマスコミ対応等を行う。
立地班は，発電所の立地地域対応の支援及び自治体・防災センターへの情報提供等を行う。
総務統括は，通信班，総務班，厚生班及び資材班の業務を統括する。
通信班は，社内外関係箇所との通信手段について，復旧・確保の支援を行う。

1．0-26-31-

総務班は，発電所緊急時対策要員の職場環境の整備や人員輸送手段の確保等を行う。
厚生班は，発電所対策本部における食料・被服の調達及び現地医療体制整備の支援等を行う。
資材班は，発電所の復旧活動に必要な資機材の調達，適切な箇所への搬送を行う。
支援統括は，後方支援拠点班，支援受入調整班及び電力支援受入班の業務を統括する。
後方支援拠点班は，原子力事業所災害対策支援拠点の立ち上げ，運営等を行う。
支援受入調整班は，官庁（自衛隊，消防，警察等）への支援要請，調整を行う。
電力支援受入班は，事業者間協力協定に基づく他原子力事業者からの支援受入調整等を行う。
社長は，発電所における重大事故等対策の実施を支援するために，原子力災害対策特別措置法第 10 条通報後，原子力事業所災害対策支援拠点の設営を本社支援統
括に指示する。
本社支援統括は，あらかじめ選定している施設の候補の中から放射性物質が放出された場合の影響等を考慮した上で原子力事業所災害対策支援拠点を指定する。
後方支援拠点班長は，原子力事業所災害対策支援拠点へ必要な要員を派遣するとともに，拠点を運営し，災害対策支援に必要な資機材等の支援を実施する。
電力支援受入班長は，他の原子力事業者及び原子力緊急事態支援組織へ必要に応じて応援を要請し，支援が受けられる体制を整備する。
(k) 本社対策本部は，原子力部門のみでなく他部門も含めた全社大での体制にて，重大事故等の拡大防止を図り，特に中長期の対応について発電所対策本部の活動を支援することを役割としている。このため，重大事故等発生後の中長期的な対応が必
要になる場合には，本社対策本部が中心となり，プラントメーカ，協力会社を含めた社内外の関係各所と連携し，適切かつ効果的な対応を検討できる体制を整備する。
また，重大事故等発生時に放射性物質を含んだ汚染水が発生した場合においても，
福島第一原子力発電所における経験や知見を踏まえ，汚染水処理装置の設置等の対策を行うとともに，プラントの状況に応じた事故収束手段及び復旧対策に関する技
術支援を迅速に得られるよう，プラントメーカとの間で支援体制を整備している。
（添付資料 1.0.10，1.0.11，1.0.15，参考資料）

1．0-27-32-

参考資料
福島第一原子力発電所で導入した汚染水処理対策について
１．福島第一原子力発電所における汚染水対策
福島第一原子力発電所では、汚染水対策として様々な汚染水処理設備を設置、運用することによる多重的な対策により、汚染水のリスク低減を図っている。
福島第一原子力発電所で用いている汚染水の処理設備及び水の流れについて、図１に記す。

図１

福島第一原子力発電所

２．福島第一原子力発電所

水処理設備及び水の流れについて

水処理設備について

福島第一原子力発電所では、以下の水処理設備が稼働している。
・セシウム除去装置（ストロンチウムも除去可能な設備）
・多核種除去設備（62 核種を告示濃度限度未満にすることが可能）
・ストロンチウム除去装置
以下に、福島第一原子力発電所で運用している水処理設備について概要を記す。

1.0<参考>-1-33-

(1) セシウム吸着装置
a. 設備概要
除去能力：セシウムを 1/1000～1/100000 に低減する。また、設備の構成を変更したことで、ストロンチウムを 1/10～1/1000 に低減する。
処理能力：600m3／日（セシウムのみの場合 1,200m3／日）
b. 設備の状況

吸着塔

1.0<参考>-2-34-

(2) 第二セシウム吸着装置
a. 設備概要
除去能力：セシウムを 1/10000～1/1000000 に低減する。また、設備の構成を変更したことで、ストロンチウムを 1/10～1/1000 に低減する。
処理能力：1,200m3／日
b. 設備の状況※

水質の変動に備えてCs吸着塔１塔をスタンバイとする。

吸着塔

1.0<参考>-3-35-

(3) 多核種除去設備
a. 設備概要
除去能力：62 核種を告示濃度限度未満にする。
処理能力：250m3／日×３系列
b. 設備の状況

建屋内全景

ＨＩＣエリア1.0<参考>-4-36-

(4) 増設多核種除去設備
a. 設備概要
除去能力：62 核種を告示濃度限度未満にする。
処理能力：250m3／日以上×３系列
b. 設備の状況

クロスフローフィルタ・ＨＩＣ取扱エリア

1.0<参考>-5

-37-

吸着塔

(5) 高性能多核種除去設備
a. 設備概要
除去能力：62 核種を告示濃度限度未満にする。
処理能力：500m3／日以上
b. 設備の状況

前処理装置

セシウム・ストロンチウム同時吸着塔

1.0<参考>-6-38-

(6) モバイル型ストロンチウム除去設備
a. 設備概要
除去能力：ストロンチウムを 1/10～1/1000 へ低減。
処理能力：300m3／日×２系、480m3／日×４台（第二モバイル型）
可搬型の設備であり、移動することが可能。
b. 設備の状況

ウルトラフィルタ（ＵＦ）
吸着塔

1.0<参考>-7-39-

(7) ＲＯ濃縮水処理設備
a. 設備概要
除去能力：ストロンチウムを 1/10～1/1000 へ低減。
処理能力：500～900m3／日
b. 設備の状況

吸着塔

ウルトラフィルタ（ＵＦ）

1.0<参考>-8-40-

添付資料 1.0.1
本資料のうち，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

本来の用途以外の用途として使用する
重大事故等に対処するための設備に係る切り替えの容易性について

-41-

＜

目

次 ＞

１． 切り替えの容易性について・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.1-1
２． 本来の用途以外の用途として使用する設備の選定方法と抽出結果・・・・1.0.1-1
３． 操作概要・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.1-1
別紙１ 重大事故等に対処するために，本来の用途以外の用途として使用する設備・系統の対応手順・・・・・・・・・・・・1.0.1-9-42-

１. 切り替えの容易性について
本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために使用する設備については，通常時に使用する系統から弁操作等により速やかに重大事故時に対処する系統に切り替える
ために必要な手順を運転操作手順書に整備する。
２. 本来の用途以外の用途として使用する設備の選定方法と抽出結果
本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために切り替え操作（本来の系統構
成とは異なる系統構成）を必要とするすべての設備を，１．１から１．１９までの技術的能力の対応手順で使用する設備から抽出する。設備の抽出プロセスは以下のとおり。
①１．１から１．１９までの技術的能力の対応手順で使用する設備のうち，本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために使用する設備を抽出。
②上記①で抽出された設備のうち，重大事故等発生時に本来の系統構成とは異なる系統構成を実施し使用する設備を抽出。
本項では，上記プロセスにより抽出された設備について，操作概要と切り替えの容易性を説明する。設備の抽出プロセスによる抽出結果を表１に示す。
切り替え操作を必要とする重大事故等対処設備は，復水補給水系，ほう酸水注入系であり，表２に本来の用途，本来の用途以外の用途を示す。
切り替え操作を必要とする自主対策設備は，消火系であり，表３に本来の用途，本来の用途以外の用途を示す。
３. 操作概要
２．で抽出した重大事故等対処設備と自主対策設備を重大事故等発生時において本来の用途以外の用途として使用する場合の操作概要は別紙１のとおり。
また，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるための手順を整備するのみではな
く，当該操作に係る訓練を継続的に実施することにより速やかに切り替えできるよう技能の維持・向上を図る。

1.0.1-1-43-

表１ 対応手順の抽出
No

項目

-44-

1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順
等

1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ
高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

1.3

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

対応手順
原子炉手動スクラム
代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入
代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による原子炉出力抑制
原子炉冷却材再循環ポンプ手動停止による原子炉出力抑制
ほう酸水注入制御棒自動挿入
制御棒手動挿入
原子炉水位低下
高圧代替注水系による原子炉の冷却
原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系の復旧
代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系の復旧
常設代替交流電源設備による高圧炉心注水系の復旧
ほう酸水注入系による進展抑制
制御棒駆動水系による進展抑制
原子炉減圧の自動化
逃がし安全弁（自動減圧機能なし）による減圧
タービンバイパス弁による減圧
可搬型小型バッテリー接続による減圧
代替逃がし安全弁駆動装置による減圧
高圧窒素ガスボンベ（予備）使用による減圧
代替直流電源設備による復旧（逃がし安全弁復旧）
代替交流電源設備による復旧（逃がし安全弁復旧）
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段(1)SA 設備を

(2)本来の用(3)切り替え用いる手順

途以外の用途

操作が必要

×
○
○
×
○
×
×
×
○
×
○

×
×
×
×
×
×
×
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×
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×

×
×
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○

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○
○※１
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○
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○
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×

×
○
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×

（１）ＳＡ設備を用いる手順 ○：重大事故等対処設備を用いる手順 ×：自主対策設備を用いる手順（２）本来の用途以外の用途 ○：通常運転中・停止中と異なる用途で用いるもの ×：通常運転中・停止中と同じ用途で用いるもの（３）切り替え操作が必要○：重大事故等発生時に切り替え操作を要するもの ×：重大事故等発生時に切り替え操作を要さないもの（４）本項対象○：切り替えの容易性で説明対象のもの ×：切り替えの容易性で説明対象外のもの※１ ほう酸水注入系は，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却する設備としてはＳＡ設備ではないが，発電用原子炉を未臨界にするための設備としてはＳＡ設備であるため，ＳＡ設備を用いる手順の対象とした。

1.0.1-2(4)本項対象

No

項目

1.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手段等

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

対応手順
低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉の冷却消火系による原子炉の冷却常設代替交流電源による復旧（残留熱除去系ポンプ（低圧注水モード）復旧）

代替原子炉補機冷却系による除熱
格納容器フィルタベント系等又は耐圧強化ベント系による除熱
代替格納容器スプレイ冷却系による除熱
消火系による除熱
消防車による除熱
常設代替交流電源による復旧（残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モード）復旧）

-45-

1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等

1.9

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等※２

ドライウェルクーラーによる格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による格納容器内の減圧及び除熱
代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器内の減圧及び除熱
不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換
原子炉格納容器負圧破損の防止
復水補給水系を用いた代替循環冷却格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水
格納容器下部注水系（可搬型）による格納容器下部への注水
消火系による格納容器下部への注水
原子炉圧力容器への代替注水
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置
による水素ガスの排出
可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御(1)SA 設備を

(2)本来の用(3)切り替え用いる手順

途以外の用途

操作が必要

○
○
×
○
○
○
○
×
○※２

○
×
○
×
×
×
○
○
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○
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○
○
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○
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○
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○
○
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○

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○
○
○
○
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○

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○
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○
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○
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×
×
○
○
×
○
×

○

×

×

×

×

×

×

×

(4)本項対象

消防車は，原子炉格納容器内を冷却する設備としてはＳＡ設備ではないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための設備等としてはＳＡ設備であるため，ＳＡ設備を用いる手順の対象とした。

1.0.1-3

No

項目

1.10

水素爆発による原子炉建屋の破損を防止するための手順等

1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却のた
めの手順等

1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等

1.14

電源の確保に関する手順等

-46-

1.12

工場外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等

※３

対応手順

静的触媒式水素再結合器を使用した水素濃度抑制
格納容器頂部注水系による格納容器頂部への注水
圧力抑制プール水浄化系による格納容器頂部への注水
原子炉建屋ベント系による水素ガスの排出
燃料プール代替注水系（常設）による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水
消火系による使用済燃料プールへの注水
圧力抑制プール水浄化系による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール
へのスプレイ
原子炉建屋放水設備による拡散抑制
シルトフェンス及び放射性物質吸着剤による海洋への拡散抑制
大容量送水車及び放水砲による航空機燃料火災への泡消火
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
消火系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプによる送水
淡水貯水池から防火水槽への補給
淡水タンクから防火水槽への補給
防火水槽への海水補給
淡水貯水池から淡水タンクへの補給
常設代替交流電源設備による給電
可搬型代替交流電源設備による給電（緊急用 M/C）
可搬型代替交流電源設備による給電（P/C）
常設代替直流電源設備による給電
可搬型代替直流電源設備による給電
緊急用高圧母線を使用した電力融通
代替所内電気設備を使用した給電
燃料の補給(1)SA 設備を

(2)本来の用(3)切り替え用いる手順

途以外の用途

操作が必要

○
○
×
×
○※３
○
×
×

×
×
×
×
○
×
○
×

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○
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○
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○
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○
×

○

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○
○
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○
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○
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○
○
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○
○

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○
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×
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×
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×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×

×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×

(4)本項対象

復水補給水系は，使用済燃料貯蔵槽の冷却のための設備としてはＳＡ設備ではないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための設備等としてはＳＡ設備であるため，ＳＡ設備を用いる手順の対象とした。

1.0.1-4

No

1.15

項目

事故時の計装に関する手順等

-47-

1.16

原子炉制御室の居住性等に関
する手順等

1.17

監視測定等に関する手順等

対応手順

計器故障時の計測又は監視計器の計測範囲（把握能力）を超えた場合の計測又は監視
全交流動力電源喪失及び直流電源喪失時における代替電源設備による電源供給
可搬型計測器によるパラメータの計測又は監視
重大事故等時のパラメータの記録
中央制御室換気空調系の運転中央制御室の照明確保
中央制御室待避室の照明確保
中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定
チェンジングエリアの設置及び運用
放射能観測車による測定
可搬型モニタリング・ポストによる測定
緊急時構内モニタリング
海上モニタリング
可搬型気象観測装置による測定
モニタリング・ポスト用発電機からの給電
モニタリング・ポストのバックグラウンド低減

1.0.1-5(1)SA 設備を

(2)本来の用(3)切り替え用いる手順

途以外の用途

操作が必要

○
○

×
×

×
×

×
×

○

×

×

×

○
○
○
○
○
○
×
○
○
○
○
○
○
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×
×
×
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×
×
×
×
×
×
×
×
×

(4)本項対象

No

項目

対応手順

免震重要棟内緊急時対策所可搬空調機運転
免震重要棟内緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定
免震重要棟内緊急時対策所待避室への移動
免震重要棟緊急時対策所データ伝送設備によるプラントパラメータ等の監視

-48-

1.18

1.19

緊急時対策所の居住性等に関する手順書

通信連絡に関する手順等

免震重要棟内緊急時対策所対策の検討に必要な資料の整備
免震重要棟内緊急時対策所における通信連絡
免震重要棟内緊急時対策所放射線防護資機材の維持管理
免震重要棟内緊急時対策所チェンジングエリアの設置及び運用
免震重要棟内緊急時対策所可搬空調機切替
免震重要棟内緊急時対策所飲料水，食料の維持管理
免震重要棟内緊急時対策所ガスタービン発電機起動
免震重要棟内緊急時対策所ガスタービン発電機燃料給油
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬空調機運転
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定

３号炉原子炉建屋内緊急時対策所待避室への移動
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所データ伝送設備によるプラントパラ
メータ等の監視３号炉原子炉建屋内緊急時対策所対策の検討に必要な資料の整備
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所における通信連絡
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所放射線防護資機材の維持管理
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリアの設置及び運用
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬空調機切替
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所飲料水，食料の維持管理
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所電源車起動
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所電源車の切替及び燃料給油
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所電源車燃料タンクへの燃料給油
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所電源車並列運転
通信連絡をする必要のある場所との通信連絡
計測等を行った特に重要なパラメータの共有
代替電源設備による通信連絡設備への電源供給

1.0.1-6(1)SA 設備を

(2)本来の用(3)切り替え用いる手順

途以外の用途

操作が必要

○
○
×
○
×
○
×
×
○
×
○
○
○
○
×

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×

○

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×
○
×
×
○
×
○
○
○
○
◯
◯
×

×
×
×
×
×
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×
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×
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×
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×
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×
×
×
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×
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×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×
×

(4)本項対象

表２ 本来の用途以外で使用する重大事故等対処設備
設備・系統

復水補給水系(MUWC)

ほう酸水
注入系
(SLC)

本来の用途

プラント起動・停止時及び通常運転時に，プラント構成機器の中で，復水を必要とする機器へ復水を供給する。
（復水器への補給水，非常用炉
心冷却系の洗浄水等として使用）

万一制御棒を炉心に挿入できない状態が生じた際に，原子炉に中性子吸収材を注入することにより，原子炉を定格出力運転から安全に冷温停止させ，その状態を維持する。

本来の用途以外の用途

技術的能力に係る審査基準の該当項目

給水系・非常用炉心冷却系が使用不能な場合に，原子炉を減圧後に，残留熱除去系洗浄水弁，注入弁を「開」にして，原子炉へ注水を行う。

1.4

残留熱除去系が使用不能な場
合に，残留熱除去系洗浄水弁，格納容器スプレイ弁を「開」にして，格納容器へスプレイを行う。
残留熱除去系が使用不能な場
合に，サプレッション・プール
を水源とし，残留熱除去系熱交換器を通して冷却したサプレッション・プール水を原子炉へ
注水又は格納容器へスプレイすることで循環冷却を行う。

1.6

1.7

炉心損傷時，原子炉圧力容器が破損して格納容器下部に放出される溶融炉心を冷却するため，格納容器下部専用の注水ラ
インの弁を「開」にして，格納容器下部へ注水を行う。
（注水ラインは復水補給水ラ
インの為，他系統の操作はない）

1.8

残留熱除去系，サプレッション
プール水浄化系が使用不能な場合に，残留熱除去系非常時熱負荷モードのラインより使用済燃料貯蔵プールへ注水を行
う。

1.11

高圧注水系及び高圧代替注水系が使用不能な場合に，復水貯蔵槽，消火系，純水タンクを水源として原子炉への注水を行う

1.2

1.0.1-7-49-

表３ 本来の用途以外で使用する自主対策設備
設備・系統

消火系
(FP)

本来の用途

ろ過水タンクを水源とし，給水建屋に設置される消火ポンプ
により原子炉建屋，廃棄物処理
建屋，コントロール建屋，サービス建屋等の屋内消火栓，屋外
消火栓及び泡消火設備に消火用水を供給する。

本来の用途以外の用途

技術的能力に係る審査基準の該当項目

恒設の原子炉注水設備，復水移送ポンプ，消防車が使用不能な場合に，ディーゼル駆動消火ポンプにより，ろ過水タンクを水源として原子炉への注水を行う。

1.4

残留熱除去系ポンプ，復水移送ポンプが使用不能な場合に，ディーゼル駆動消火ポンプにより，ろ過水タンクを水源として代替格納容器スプレイを行う。

1.6

炉心の著しい損傷が発生した
場合において，復水移送ポン
プ，消防車が使用不能な場合に，原子炉格納容器の損傷を防止するためディーゼル駆動消火ポンプにより，ろ過水タンクを水源として原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を行う。

1.8

恒設の燃料プール代替冷却設
備，復水移送ポンプ，消防車が使用不能な場合に，ディーゼル駆動消火ポンプにより，ろ過水
タンクを水源として使用済燃料プールへの注水を行う。

1.11

1.0.1-8-50-

別紙１
重大事故等に対処するために，本来の用途以外の用途として使用する設備・系統の対応
手順
１．低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却２．代替格納容器スプレイ冷却系による除熱
３．格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水
４．燃料プール代替注水系（常設）による燃料プールへの注水
５．復水補給水系を用いた代替循環冷却
６．ほう酸水注入系による進展抑制
７．消火系による原子炉の冷却８．消火系による除熱
９．消火系による格納容器下部への注水
１０．消火系による燃料プールへの注水

1.0.1-9-51-

１．低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却（１）操作概要
原子炉冷却材喪失時等において，給水系・非常用炉心冷却系による原子炉注水機能が喪失し，原子炉水位を維持できない場合，復水補給水系を使用した
原子炉注水を行う。
① 復水補給水系から原子炉圧力容器までの系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①）を「閉」し，復水補給水系常／非常用連絡管止め弁（図②），
残留熱除去系洗浄水弁(図③)を「開」し，復水移送ポンプ（図④）を起動する。
② 原子炉圧力容器を逃がし安全弁（図⑤）にて減圧し，残留熱除去系注入弁（図⑥）を「開」する。
③ 原子炉圧力が復水補給水系統圧力以下にて，原子炉への注水が開始されることを原子炉水位計，原子炉圧力計，復水補給水系統圧力計，残留熱除去系
注入配管流量計にて確認する。
（２）操作の容易性について
低圧代替注水系（常設）による原子炉冷却については，現場対応操作が復水補給水系の常／非常用連絡管止め弁（２弁）の「開」操作で，その他の操作と監視計器の確認は中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。
原子炉建屋

廃棄物処理建屋ＳＦＰ

FPC スキマーサージタンク
ＭＯ

原子炉ウェルＤＳＰ

FPC 熱交換器

-52-

⑤
SRV
ＭＯ

ＭＯ

FPC ポンプ

③

ＣＳＰ

ＭＯ

Ｄ／Ｗ

ＲＰＶ

⑥

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

②
RHR 熱交換器

ＭＯ

MUWC ポンプ

①

ＭＯ

④

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１ 低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却概略図
1.0.1-10

２．代替格納容器スプレイ冷却系による除熱（１）操作概要
原子炉冷却材喪失時等において，残留熱除去系が使用不能となり格納容器の除熱機能が喪失した場合，復水補給水系を使用した格納容器スプレイを行う。
① 復水補給水系から格納容器までの系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①）を「閉」し，復水補給水系常／非常用連絡管止め弁（図②），
残留熱除去系洗浄水弁（図③）を「開」し，復水移送ポンプ（図④）を起動する。
② 格納容器スプレイ弁（図⑤）を「開」し，格納容器へのスプレイが開始されたことを格納容器圧力計，復水補給水系統圧力計，残留熱除去
系注入配管流量計にて確認する。
（２）操作の容易性について
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器の除熱については，現場対応操作が復水補給水系の常／非常用連絡管止め弁（２弁）の「開」操作で，その他の操作と監視計器の確認は中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。
原子炉建屋

廃棄物処理建屋
FPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ

ＭＯ

原子炉ウェル-53-

ＤＳＰ

FPC 熱交換器

ＣＳＰ
Ｄ／Ｗ
ＭＯ

ＭＯ

FPC ポンプ

⑤
ＭＯ

③

ＭＯ

ＲＰＶ

ＭＯ
ＭＯ

ＭＯ

⑤
ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

②
RHR 熱交換器①

MUWC ポンプ ④
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図２ 代替格納容器スプレイ冷却系による除熱概略図
1.0.1-11

３．格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水（１）操作概要
炉心損傷時，原子炉圧力容器が破損して格納容器下部に放出される溶融炉心を冷却するため，専用の注水ライン弁を「開」とし，復水補給水系による格納容器下部への水張りを行う。
① 復水補給水系から格納容器下部までの系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①）を「閉」し，復水補給水系常／非常用連絡管止め弁（図②）を「開」し，復水移送ポンプ（図③）を起動する。
② 格納容器下部注水弁（図④）を「開」とし，格納容器下部への注水が開始されたことを格納容器下部注水流量計，復水補給水系統圧力計にて確認する。
（２）操作の容易性について
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水については，現場対応操作が復水補給水系の常／非常用連絡管止め弁（２弁）の「開」
操作で，その他の操作と監視計器の確認は中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。
原子炉建屋

廃棄物処理建屋
FPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ
ＭＯ

原子炉ウェル-54-

ＤＳＰ

FPC 熱交換器

ＣＳＰ
Ｄ／Ｗ
FPC ポンプ
ＭＯ

ＭＯ
ＭＯ
ＭＯ

ＲＰＶ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

②
④
RHR 熱交換器①

MUWC ポンプ ③
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図３ 格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水概略図
1.0.1-12

４．燃料プール代替注水系（常設）による燃料プールへの注水（１）操作概要
使用済燃料プール水位が低下し，使用済燃料プールの補給が必要な状態にもかかわらず，サプレッションプール水浄化系，残留熱除去系が使用不能で使用済燃料プールへの補給ができない場合において，復水補給水系を使用した使用済燃料プール注水を行う。
① 復水補給水系から使用済燃料プールまでの系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①）を「閉」し，復水補給水系常／非常用連絡管止め弁（図②），
残留熱除去系洗浄水弁(図③)を「開」し，復水移送ポンプ（図④）を起動する。
② 残留熱除去系燃料プール側出口弁（図⑤）を「開」し，使用済燃料プールへ注水されたことを使用済燃料プール水位計，復水補給水系統圧力計，残留熱除去系注入配管流量計にて確認する。
（２）操作の容易性について
燃料プール代替注水系（常設）による燃料プールへの注水については，現場対応操作が復水補給水系の常／非常用連絡管止め弁（２弁）の「開」操作で，その他の操作と監視計器の確認は中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。
原子炉建屋

廃棄物処理建屋
FPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ
ＭＯ

原子炉ウェルＤＳＰ

FPC 熱交換器

-55-

Ｄ／Ｗ
ＭＯ

ＭＯ

FPC ポンプ

③

ＣＳＰ

ＭＯ
ＭＯ

ＲＰＶ

⑤

⑤

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

②

RHR 熱交換器①

MUWC ポンプ

④

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図４ 燃料プール代替注水系（常設）による燃料プールへの注水概略図
1.0.1-13

５．復水補給水系を用いた代替循環冷却（１）操作概要
原子炉冷却材喪失時等において，残留熱除去系が使用不能となり格納容器の除熱機能が喪失した場合，サプレッションプールを水源とする復水移送ポン
プを使用し，残留熱除去系の配管及び熱交換器を通すことで，格納容器の循環冷却を行う。
① 復水補給水系を用いた代替循環冷却の系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①），常／非常用復水貯蔵槽出口弁（図②，③），復水移送ポンプミ
ニマムフロー弁（A,B,Cポンプに１弁ずつある）（図④），残留熱除去系熱交換器出口弁（図⑤）を「閉」し，復水補給水系常／非常用連絡管止め弁（図⑥），残留熱除去系洗浄水弁（図⑦），残留熱除去系・高圧炉心注水系止め弁（図⑧）を「開」し，復水移送ポンプ（図⑨）を起動する。
② 格納容器スプレイ弁を（図⑩）を「開」し，格納容器へのスプレイが開始されたことを格納容器圧力計，復水補給水系統圧力計，残留熱除去系注入配管流量計にて確認する。
原子炉建屋

廃棄物処理建屋
FPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ
ＭＯ

原子炉ウェルＤＳＰ

ＣＳＰ
FPC 熱交換器

②

Ｄ／Ｗ

-56-

ＭＯ

ＭＯ

FPC ポンプ

⑩

⑦
ＭＯ

ＭＯ

ＲＰＶ

③
ＭＯ

⑩

ＭＯ

⑤
ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ

ＭＯ

ＭＯ

⑥

④
ＭＯ

ＭＯ

RHR 熱交換器⑧①

MUWC ポンプ

⑨

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

代替Ｈｘ

図５ 復水補給水系を用いた代替循環冷却概略図

1.0.1-14

（２）操作の容易性について
復水補給水系を用いた代替循環冷却については，現場対応操作が復水貯蔵槽出口弁，復水補給水系常／非常用連絡管止め弁，復水移送ポンプミニマムフ
ロー弁の８個弁操作があるが，すべて復水移送ポンプ周りであり，その他の操作と監視計器の確認は中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。

-57図６ ６号炉復水補給水系を用いた代替循環冷却操作時の手動操作弁配置図
1.0.1-15

-58図７ ６号炉復水補給水系を用いた代替循環冷却操作時の手動操作弁配置図

1.0.1-16

-59図８ ７号炉復水補給水系を用いた代替循環冷却操作時の手動操作弁配置図
1.0.1-17

６．ほう酸水注入系による進展抑制（１）操作概要（６号炉）
高圧注水系及び高圧代替注水系による原子炉への注水機能が喪失した場合，ほう酸水注入ポンプを使用し，復水貯蔵槽，消火系，純水タンクを水源として原子炉への注水を実施する。
（使用する系統は優先順位がある。）①－１ 復水貯蔵槽を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位１）
復水補給水系と純水補給水系を仮設ホース（図①）で接続し，ホースの接続前後弁（図②），ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁（図③）を「開」することで，ほう酸水注入ポンプ吸込側の水張りを実施する。
①－２ 消火系を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位２）
消火系と純水補給水系を仮設ホース（図④）で接続し，ホースの後弁（図②），消火栓内の弁（図⑤）を「開」し，ほう酸水注入系テストタンク純水供
給元弁（図③）を「開」することで，ほう酸水注入ポンプ吸込側の水張りを実施する。
①－３ 純水補給水系を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位３）
ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁（図③）を「開」することで，ほう酸水注入ポンプ吸込側の水張りを実施する。
②
ほう酸水注入ポンプ吸込弁（図⑥）「全閉」を確認後，注入弁（図⑦）を「開」し，ほう酸水注入ポンプ（図⑧）を起動する。
③
原子炉への注水が開始されていることを原子炉水位計，ほう酸水注入系ポンプ吐出圧力計にて確認する。

-60-

原子炉ウェル

純水タンク
ＳＦＰ

屋外

ＤＳＰ

②
③
④

Ｄ／Ｗ

MUWＰポンプ⑤

ＳＬＣテストタンク
ＲＰＶ

ＭＯ

ＭＯ

消火栓

②

ＭＯ

⑦

ＦＩ

⑧

⑥

①
ＣＳＰ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＳＬＣポンプ

ＳＬＣタンク

原子炉建屋

MUWC ポンプ
ＭＯ

廃棄物処理建屋図９ ６号炉ほう酸水注入系による進展抑制概略図

1.0.1-18

（１）操作概要（７号炉）
高圧注水系及び高圧代替注水系による原子炉への注水機能が喪失した場合，ほう酸水注入ポンプを使用し，復水貯蔵槽，消火系，純水タンクを水源として原子炉への注水を実施する。
（使用する系統は優先順位がある。
）①－１ 復水貯蔵槽を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位１）
復水補給水系と純水補給水系を仮設ホース（図①）で接続し，ホースの接続前後弁（図②），ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁（図③）を「開」することで，ほう酸水注入ポンプ吸込側の水張りを実施する。
①－２ 消火系を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位２）
消火系と純水補給水系を仮設ホース（図④）で接続し，ホースの後弁（図⑤），消火栓内の弁（図⑥），ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁（図③）を「開」することで，ほう酸水注入ポンプ吸込側の水張りを実施する。
①－３ 純水補給水系を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位３）
ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁（図③）を「開」することで，ほう酸水注入ポンプ吸込側の水張りを実施する。
②
ほう酸水注入ポンプ吸込弁（図⑦）「全閉」を確認後，注入弁（図⑧）を「開」し，ほう酸水注入ポンプ（図⑨）を起動する。
③
原子炉への注水が開始されていることを原子炉水位計，ほう酸水注入系ポンプ吐出圧力計にて確認する。
原子炉ウェル
ＤＳＰ

⑥

⑥

④

消火栓

④

純水タンク
消火栓

ＳＦＰ

屋外

⑤

-61-

③

②

Ｄ／Ｗ

MUWＰポンプ①
ＳＬＣテストタンク
ＭＯ

ＲＰＶ

⑧

②

ＭＯ

ＦＩ

ＭＯ

⑨

ＣＳＰ

⑦ ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＳＬＣポンプ

ＳＬＣタンク

原子炉建屋

MUWC ポンプ
ＭＯ

廃棄物処理建屋

図１０ ７号炉ほう酸水注入系による進展抑制概略図

1.0.1-19

（２）操作の容易性について
純水補給水系と復水補給水系または消火系とをつなぐ仮設ホースの敷設については，６号及び７号炉ともに同じフロアでの接続であり，容易に接続可能である。さらに仮設ホースの敷設以外の現場対応操作は，ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁の「開」操作だけである。その他の操作と監視計器の確認は中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。

-62図１１ ６号炉純水補給水系と復水補給水系または消火系の仮設ホース接続図
1.0.1-20

-63図１２ ７号炉純水補給水系と復水補給水系の仮設ホース接続図

1.0.1-21

-64図１３ ７号炉純水補給水系と消火系の仮設ホース接続図

1.0.1-22

７．消火系による原子炉の冷却（１）操作概要
原子炉冷却材喪失時等において，給水系・非常用炉心冷却系等による原子炉注水機能が喪失し，原子炉水位を維持できない場合，消火系を使用した原子炉注水を行う。
① 消火系から原子炉圧力容器までの系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①）を「閉」し，消火系連絡弁（図②），残留熱除去系洗浄水弁(図③)を「開」し，ディーゼル駆動消火ポンプ（図④）の起動を緊急時対策本部へ依頼する。
② 原子炉圧力容器を逃がし安全弁（図⑤）にて減圧し，残留熱除去系注入弁（図⑥）を「開」する。
③ 原子炉圧力が消火系統圧力以下にて，原子炉への注水が開始されることを原子炉水位計，原子炉圧力計，消火系統圧力計，残留熱除去系注入配管流量計にて確認する。
（２）操作の容易性について
消火系による原子炉の冷却操作と監視計器の確認については，中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。
原子炉建屋

ろ過水タンクFPC スキマーサージタンク

ＳＦＰ

ＭＯ

原子炉ウェルＤＳＰ

FPC 熱交換器

-65-

④
ＭＯ

SRV

⑤
ＭＯ

ＲＰＶ

⑥

③

屋外

ＭＯ

ＭＯ

Ｄ／Ｗ

②

FPC ポンプ
ＭＯ

ＤＤ消火ポンプ

ＣＳＰ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

RHR 熱交換器

MUWC ポンプ

①
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

廃棄物処理建屋RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１４ 消火系による原子炉の冷却概略図
1.0.1-23

８．消火系による除熱（１）操作概要
原子炉冷却材喪失時等において，残留熱除去系等が使用不能となる等の格納容器の除熱機能が喪失した場合，消火系を使用した格納容器スプレイを行う。
① 消火系から格納容器までの系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①）を「閉」し，消火系連絡弁（図②），残留熱除去系洗浄水弁（図③）を「開」し，ディーゼル駆動消火ポンプ（図④）の起動を緊急時対策本部へ依頼する。
② 格納容器スプレイ弁（図⑤）を「開」とし，格納容器へのスプレイが開始されたことを格納容器圧力計，消火系統圧力計，残留熱除去系注入配管流量計にて確認する。
（２）操作の容易性について
消火系による格納容器の除熱操作と監視計器の確認については，中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。
原子炉建屋
ろ過水タンクFPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ
ＭＯ

原子炉ウェル

ＤＳＰ-66-

FPC 熱交換器

ＭＯ

Ｄ／Ｗ

②

FPC ポンプ
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

③

ＣＳＰ

ＭＯ

ＲＰＶ

ＭＯ
ＭＯ

屋外

ＭＯ

⑤

④
ＤＤ消火ポンプ

ＭＯ

⑤
ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

RHR 熱交換器①
ＭＯ

ＭＯ

MUWC ポンプ
ＭＯ

廃棄物処理建屋RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１５ 消火系による除熱概略図
1.0.1-24

９．消火系による格納容器下部への注水（１）操作概要
炉心損傷時，原子炉圧力容器が破損して格納容器下部に放出される溶融炉心を冷却するため，専用の注水ライン弁を「開」とし，消火系による格納容器下部への水張りを行う。
① 消火系から格納容器下部までの系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①）を「閉」し，消火系連絡弁（図②）を「開」し，ディーゼル駆動消火ポンプ（図③）の起動を緊急時対策本部へ依頼する。
② 格納容器下部注水弁（図④）を「開」とし，格納容器下部への注水が開始されたことを，格納容器下部注水流量計，格納容器下部温度にて確認する。
（２）操作の容易性について
消火系による格納容器下部への注水操作と監視計器の確認については，中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。
原子炉建屋
FPC スキマーサージタンク

ろ過水タンク

ＳＦＰ
ＭＯ

原子炉ウェル
ＤＳＰ-67-

FPC 熱交換器

③

ＭＯ

Ｄ／Ｗ
ＭＯ

ＭＯ

屋外

ＤＤ消火ポンプ②

FPC ポンプ

ＭＯ

ＭＯ
ＭＯ

ＲＰＶ

ＣＳＰ
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

④
RHR 熱交換器
MUWC ポンプ

①

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

廃棄物処理建屋RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１６ 消火系による格納容器下部への注水概略図
1.0.1-25

１０．消火系による燃料プールへの注水（１）操作概要
使用済燃料プール水位が低下し，使用済燃料プールの補給が必要な状態にもかかわらず，サプレッションプール水浄化系，残留熱除去系等が使用不能で使用済燃料プールへの補給ができない場合において，復水補給水系を使用した使用済燃料プール注水を行う。
① 消火系から使用済燃料プールまでの系統構成として，タービン負荷遮断弁（図①）を「閉」し，消火系連絡弁（図②），残留熱除去系洗浄水弁（図③）を「開」し，ディーゼル駆動消火ポンプ（図④）の起動を緊急時対策本部へ依頼する。
② 残留熱除去系燃料プール側出口弁（図⑤）を「開」し，使用済燃料プールへ注水されたことを使用済燃料プール水位計，消火系統圧力，残留熱除去系注入配管流量計にて確認する。
（２）操作の容易性について
消火系による使用済燃料プールへの注水操作と監視計器の確認については，中央制御室で対応が可能なため，容易に操作可能である。
原子炉建屋
FPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ

ろ過水タンクＭＯ

原子炉ウェル
ＤＳＰ-68-

FPC 熱交換器④
ＭＯ

Ｄ／Ｗ
FPC ポンプ
ＭＯ②

屋外

ＤＤ消火ポンプ

ＭＯ

③

ＭＯ
ＭＯ

ＣＳＰ
ＭＯ

ＲＰＶ

⑤

⑤

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

RHR 熱交換器①
ＭＯ

ＭＯ

MUWC ポンプ
ＭＯ

廃棄物処理建屋RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１７ 消火系による燃料プールへの注水概略図
1.0.1-26

本資料のうち，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。

添付資料 1.0.3

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

予備品等の確保及び保管場所について

-69-

＜

目

次 ＞

１.

重要安全施設....................................................... 1.0.3-1２.

予備品等の確保..................................................... 1.0.3-1

３.

予備品等の保管場所................................................. 1.0.3-2

表１ 重要安全施設一覧................................................... 1.0.3-3
表２ 予備品及び予備品への取替のために必要な機材 ......................... 1.0.3-5
図１ 予備品等の保管場所................................................. 1.0.3-6-70-

「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」のうち，「1.0 共通事項（２）
復旧作業に係る要求事項 ①予備品等の確保」において，重要安全施設の適切な予備品等を確保することが規定されている。
「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則」（以下，「設置許可基準規則」という。）第二条において，「重要安全施設とは，安全施設のうち，安全機能の重要度が特に高い安全機能を有するものをいう。
」とされている。
また，設置許可基準規則第十二条の解釈において「安全機能を有する系統のうち，安全機能の重要度が特に高い安全機能を有するもの」の機能が示されている。
ここでは，これら重要安全施設のうち，重要安全施設の取替え可能な機器及び部品等に対する予備品及び予備品への取替のために必要な機材等の選定及び保管場所について記載する。
１. 重要安全施設
上記の設置許可基準規則第十二条の解釈の表に規定された安全機能の重要度が特に高い安全機能に対応する具体的な系統・設備を表１に示す。
２. 予備品等の確保
重大事故等発生後の事故対応については，重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。
事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効な手段であるため，以下の方針に基づき重要安全施設の取替え可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。
・ 短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。
・ 単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポート系設備を復旧する。
・ 復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件の観点を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する。
上記の方針に適合する系統として原子炉補機冷却海水系及び原子炉補機冷却水系を選定し，予備品を保有することで復旧までの時間が短縮でき，成立性の高い作業で機能回復
1.0.3-1-71-

できる機器として，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプ電動機
を予備品として確保する。
なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努める。
また，予備品の取替え作業に必要な資機材等として，がれき撤去等のためのホイールロ
ーダ，その他重機，夜間の対応を想定した照明機器等及びその他作業環境を想定した資機材を確保する。
３. 予備品等の保管場所
予備品等については，地震による周辺斜面の崩落，敷地下斜面のすべり，津波による浸水の外部事象の影響を受けにくい場所に重要安全施設との位置的分散を考慮し保管する。

1.0.3-2-72-

表１ 重要安全施設一覧
安全機能

系統・設備

（設置許可基準規則第１２条）
原子炉の緊急停止機能

制御棒及び制御棒駆動系（制御棒駆動機構／水圧制御ユニット（スクラム機
能））

未臨界維持機能

制御棒
ほう酸水注入系

原子炉冷却材圧力バウンダリの過圧防止機能

逃がし安全弁
（安全弁としての開機能）

原子炉停止後における除熱のための崩壊熱除去機

残留熱除去系

能（原子炉停止時冷却モード）

原子炉停止後における除熱のための原子炉が隔離

原子炉隔離時冷却系された場合の注水機能

高圧炉心注水系

原子炉停止後における除熱のための原子炉が隔離逃がし安全弁（手動逃がし機能）された場合の圧力逃がし機能

自動減圧系（手動逃がし機能）事故時の原子炉の状態に応じた炉心冷却のための原子炉隔離時冷却系

原子炉内高圧時における注水機能

高圧炉心注水系

事故時の原子炉の状態に応じた炉心冷却のための高圧炉心注水系

原子炉内低圧時における注水機能

残留熱除去系（低圧注水モード）

事故時の原子炉の状態に応じた炉心冷却のための

自動減圧系

原子炉内高圧時における減圧系を作動させる機能
格納容器内又は放射性物質が格納容器内から漏れ

非常用ガス処理系

出た場所の雰囲気中の放射性物質の濃度低減機能
格納容器の冷却機能

原子炉格納容器スプレイ冷却系（残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード））

格納容器内の可燃性ガス制御機能

可燃性ガス濃度制御系

非常用交流電源から非常用の負荷に対し電力を供

非常用電源系

給する機能
非常用直流電源から非常用の負荷に対し電力を供

直流電源系

給する機能
非常用の交流電源機能

非常用ディーゼル発電機

非常用の直流電源機能

直流電源系（非常用所内電源）

非常用の計測制御用直流電源機能

計測制御電源系

補機冷却機能原子炉補機冷却水系※

冷却用海水供給機能

原子炉補機冷却海水系※

原子炉制御室非常用換気空調機能

中央制御室換気空調系

圧縮空気供給機能

駆動用窒素源（逃がし安全弁への供給，主蒸気隔離弁への供給）

原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の隔

原子炉圧力容器バウンダリ隔離弁

離機能1.0.3-3

-73-

安全機能

系統・設備

（設置許可基準規則第１２条）
原子炉格納容器バウンダリを構成する配管の隔離

原子炉格納容器バウンダリ隔離弁

機能
原子炉停止系に対する作動信号（常用系として作動

原子炉緊急停止系の安全保護回路させるものを除く）の発生機能
工学的安全施設に分類される機器若しくは系統に

非常用炉心冷却系作動の安全保護回路

対する作動信号の発生機能

主蒸気隔離の安全保護回路
原子炉格納容器隔離の安全保護回路
非常用ガス処理系の安全保護回路

事故時の原子炉の停止状態の把握機能

中性子束（起動領域モニタ）
原子炉スクラム用電磁接触器の状態及び制御棒位置

事故時の炉心冷却状態の把握機能

原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉圧力

事故時の放射能閉じこめ状態の把握機能

原子炉格納容器圧力
サプレッション・プール水温度
原子炉格納容器エリア放射線量率

事故時のプラント操作のための情報の把握機能

原子炉圧力
原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉格納容器圧力
サプレッション・プール水温度
原子炉格納容器水素濃度
原子炉格納容器酸素濃度
気体廃棄物処理系設備エリア排気放射線モニタ※

予備品（表２ １．予備品）を保管する系統

1.0.3-4-74-

表２ 予備品及び予備品への取替のために必要な機材
１．予備品
名称

数量※

仕様

原子炉補機冷却海水ポ
三相誘導電動機ンプ電動機（６号炉用）
原子炉補機冷却海水ポ
三相誘導電動機ンプ電動機（７号炉用）
原子炉補機冷却水ポン
三相誘導電動機
プ電動機（６号炉用）
原子炉補機冷却水ポン
三相誘導電動機
プ電動機（７号炉用）

1台
1台
1台
1台

保管場所※
大湊側高台保管場所（T.M.S.L.+34m）
大湊側高台保管場所（T.M.S.L.+34m）
大湊側高台保管場所（T.M.S.L.+34m）
大湊側高台保管場所（T.M.S.L.+34m）

２．がれき撤去用重機
名称

数量※

仕様

ホイールローダ

CAT 938H バケット 3m3

2台

ホイールローダ

WA320

バケット 3m3

2台

ショベルカー

ZX200-3 バケット 0.7m3

1台

ショベルカー

ZX200-3 バケット 0.7m3

1台

ブルドーザ

CAT D3K

1台

保管場所※
荒浜側高台保管場所（T.M.S.L.+37m）
大湊側高台保管場所（T.M.S.L.+34m）
荒浜側高台保管場所（T.M.S.L.+37m）
大湊側高台保管場所（T.M.S.L.+34m）
荒浜側高台保管場所（T.M.S.L.+37m）

３．作業用照明
仕様

数量※

保管場所※

ヘッドライト

乾電池式

24 個

作業員に配備

懐中電灯

乾電池式

24 個

事務本館または
初動要員宿泊所

乾電池式

10 個

3 号炉原子炉建屋内

乾電池式

10 個

免震重要棟内発電機付投光器

10 台

荒浜側高台保管場所（T.M.S.L.+37m）および大湊側高台
保管場所（T.M.S.L.+34m）

名称

ＬＥＤライト（ランタンタイプ）
ＬＥＤライト（三脚タイプ）
可搬型照明設備※数量，保管場所については，今後の検討により変更となる可能性がある。

1.0.3-5-75-

図１ 予備品等の保管場所

1.0.3-6-76-

添付資料 1.0.4

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

外部からの支援について

-77-

＜

目

次

＞

１． 事故収束対応を維持するために必要な燃料，資機材...................... 1.0.4-1
２． プラントメーカ及び協力会社による支援................................ 1.0.4-1(1) プラントメーカによる支援 .......................................... 1.0.4-1(2) 協力会社による支援 ................................................ 1.0.4-2３． 原子力事業者による支援.............................................. 1.0.4-2
４． その他組織による支援................................................ 1.0.4-2(1) 原子力緊急事態支援センター ........................................ 1.0.4-3(2) 原子力緊急事態支援組織 ............................................ 1.0.4-3
a. 事故時 .......................................................... 1.0.4-3
b. 平常時 .......................................................... 1.0.4-3
表１．発電所構内に確保している燃料（事象発生後７日間の対応） ............. 1.0.4-4
表２．放射線防護資機材等（緊急時対策所）................................. 1.0.4-5
表３．チェンジングエリア用資機材（緊急時対策所）......................... 1.0.4-7
表４．その他資機材等（緊急時対策所）..................................... 1.0.4-9
表５．原子力災害対策活動で使用する資料（緊急時対策所）.................. 1.0.4-11
表６．放射線防護資機材等（中央制御室）.................................. 1.0.4-12
表７．チェンジングエリア用資機材（中央制御室）.......................... 1.0.4-14
表８．事業者間協力協定に基づき貸与される原子力防災資機材 ................ 1.0.4-15-78-

１．事故収束対応を維持するために必要な燃料，資機材
重大事故等発生後７日間の事故収束対応を維持するために必要な燃料は表１に示す
とおり，また，必要な資機材等については表２～７に示すとおり，発電所構内に確保している。
重大事故等発生後７日間以降の事故収束対応を維持するため，重大事故等発生後６日後までに，あらかじめ選定している候補施設の中から原子力事業所災害対策支援拠点を選定し，発電所の事故収束対応を維持するために必要な燃料，資機材等を支援できる体制を整備している。また，発電所内に配備している重大事故等対処設備に不具合があった場合の代替手段，資機材及び燃料を支援できるよう，社内で発電所外に保有している
重大事故等対処設備と同種の設備（消防車，電源車等），食糧その他の消耗品も含めた
資機材，予備品及び燃料等について，事象発生後６日後までに支援できる体制を整備している。
２．プラントメーカ及び協力会社による支援
重大事故等発生時における外部からの支援については，プラントメーカ及び協力会社
等から重大事故等発生後に現場操作対応等を実施する要員の派遣や事故収束に向けた対策立案などの技術支援や設備の補修に必要な予備品等の供給及び要員の派遣等について，協議・合意の上，「柏崎刈羽原子力発電所における原子力防災組織の発足時の事
態収拾活動への協力」に係る協定を締結し，重大事故等発生後に必要な支援が受けられる体制を整備している。
(1) プラントメーカによる支援
重大事故等発生時における当社が実施する事態収拾活動を円滑に実施するため，プ
ラントの状況に応じた事故収束手段及び復旧対策に関する技術支援を迅速に得られる
よう，プラントメーカ（株式会社東芝，日立ＧＥニュークリア・エナジー株式会社）との間で支援体制を整備するとともに，平常時より必要な連絡体制を整備している。
また，事故対応が長期に及んだ場合においても交代要員等の継続的に支援を得られる体制としている。
役

割：重大事故等発生時，柏崎刈羽原子力発電所緊急時対策所または本社緊急時対策所において，発電所の状況評価および復旧対策に関する助言，電気・機械・計装設備に関する情報及びその他の技術的情報の提供等，事故収束手段及び復旧対策に関する技術支援を実施する。

1.0.4-1-79-

(2) 協力会社による支援
重大事故等発生時における当社が実施する事態収拾活動を円滑に実施するため，事
故収束及び復旧対策活動の協力が得られるよう，協力会社と支援体制を整備するとともに，平常時より必要な連絡体制を整備している。
協力会社の支援については，重大事故等発生時においても支援を要請できる体制であり，協力会社要員の人命及び身体の安全を最優先にした放射線管理を行う。また，
事故対応が長期に及んだ場合においても交代要員等の継続的な派遣を得られる体制としている。
役

割：発電所において，設備の修理・復旧等に関する協力，排水作業，原子炉等への注水・水補給作業，代替熱交換器による補機冷却水確保作，ケーブル移動・接続作業，予備品への取換作業，照明整備，クレーン操作，瓦礫撤去，消火活動，放射能測定・管理，除染，人員・物品の輸送（管理区域も含む），ヘ
リコプター運行等の支援を実施する。

３．原子力事業者による支援
上記のプラントメーカや協力会社等からの支援のほか，原子力事業者で「原子力事業者間協力協定」を締結し，他の原子力事業者による発電所周辺地域の環境放射線モニタ
リング及び汚染検査・汚染除去に関する事項について，協力要員の派遣や資機材の貸与等の支援を受けることが出来る体制を整備している。事業者間協力協定に基づき貸与される資機材については，表８に示す。
４．その他組織による支援
重大事故等が発生した場合に多様かつ高度な災害対応を行うため，平成２５年１月に日本原子力発電（株）内組織として原子力緊急事態支援センターを設置し，当社も遠隔ロボット操作訓練に参加し，ノウハウや経験を蓄積するなどして，災害対策活動能力の向上を図っている。
さらに，支援組織の更なる強化を図るため，原子力緊急事態支援センターの機能を拡充し，平成２８年３月を目途に電力大で「原子力緊急事態支援組織」を設立することにより，平成２８年１２月を目途に本格的な運用を開始することとしている。
なお，原子力緊急事態支援組織への支援要請については，原災法第１０条に基づく通報を実施した場合，その情報を原子力緊急事態支援組織に連絡し，事態に応じて資機材の提供等の支援要請を行う。

1.0.4-2-80-

(1) 原子力緊急事態支援センター役

割：原子力緊急事態支援組織設立までの期間において，資機材の調達・管理・輸送や操作要員養成訓練の計画・実施を担う。

要

員：９名

資機材：現場の偵察用ロボット４台，障害物の除去用ロボット１台，除染用資機材 一式 （平成２７年４月末現在）(2) 原子力緊急事態支援組織（下記内容は現時点での構想であり，今後詳細検討を行う）
役

割：原子力災害発生時において，高放射線量下での作業員の被ばくを可能な限り低減するため，遠隔操作可能なロボット等の資機材を集中的に管理・運用し，高度な災害対応を実施することにより，事故が発生した事業者の収束活動を
支援する。

要

員：２０名程度／拠点（拠点：全国で１～２ヶ所程度）

支援内容：
a. 事故時・原子力災害発生時，事故が発生した事業者からの出動要請を受け，要員・資機材を拠点施設から迅速に搬送する。
・事故が発生した事業者の指揮の下，協働で遠隔操作可能なロボット等を用いて現場状況の偵察，空間線量率の測定，瓦礫など屋外障害物の除去によるアクセスルートの確保，屋内障害物の除去や機材運搬等を行う。
b. 平常時・緊急時の連絡体制（２４時間体制）を確保し，出動計画を整備する。
・ロボット等の操作訓練や必要な資機材の調達・維持管理及び訓練等で得られたノウ
ハウや経験に基づく改良を行う。
資機材：遠隔操作資機材（小型・中型ロボット，小型・大型無線重機，無人ヘリ），
現地活動用資機材（放射線防護用資機材，除染用資機材等），搬送用車両

1.0.4-3-81-表１

発電所構内に確保している燃料（事象発生後７日間の対応）

プラント状況：６号及び７号炉運転中。 １～５号炉停止中。
事象：全交流動力電源喪失は６号及び７号炉を想定。保守的に全ての設備が事象発生直後から燃料を消費するものとして評価。なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対
象とする。

号炉

時系列

合計

判定

事象発生直後～事象発生後７日間
７号炉

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－２級）２台
起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L
事象発生直後～事象発生後７日間

６号炉

Ｃ復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－２級）２台
起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

空冷式ガスタービン発電機 ３台起動。※１（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニ
ット用 電源車 ２台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L
事象発生直後～事象発生後７日間非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※２（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

-82-

２号炉

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※２（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

３号炉

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※２（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

４号炉

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※２（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

５号炉

６号及び７号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 2,184,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

１号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

２号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

３号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

４号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

５号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 70,896L

１～７号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 1,241,944L であり，７日間対応可能。

代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニ
ット用 電源車 ２台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

事象発生直後～事象発生後７日間
１号炉

７日間の
軽油消費量
約 945,336L

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※２（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

その他

免震重要棟ガスタービン発電機 １台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 ３台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※１ 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は１台で足りるが，保守的にガスタービン発電機３台を起動させて評価した。
※２ 事故収束に必要なディーゼル発電機は１台で足りるが，保守的にディーゼル発電機２台を起動させて評価した。

1.0.4-4

表２

放射線防護資機材等（緊急時対策所）○防護具
配備数（６号及び７号炉共用）※７

品名
免震重要棟内３号炉原子炉建屋内

中央制御室

構内（参考）

緊急時対策所

緊急時対策所

不織布カバーオール

1,680 着※１

1,680 着※１

420 着※８5,000 着靴下

1,680 足※１

1,680 足※１

420 足※８5,000 足帽子

1,680 着1,680 着※８

420 着

5,000 着綿手袋

1,680 双※１

1,680 双※１

420 双※８5,000 双ゴム手袋

3,360 双※２

3,360 双※２840 双※９15,000 双

全面マスク

720 個※３720 個※３180 個※102,000 個チャコールフィルタ

3,360 個※２

3,360 個※２840 個※９5,000 個アノラック

840 着※４840 着※４

210 着※113,000 着汚染区域用靴40 足※５40 足※５10 足※12300 足タングステンベスト

14 着※６14 着※６―

10 着

セルフエアセット

―

―

４台

100 台

※１

※１

※１：160 名（要員数 152 名＋余裕）×７日×1.5 倍※２：※１×２※３：160 名（要員数 152 名＋余裕）×３日（除染による再使用を考慮）×1.5 倍※４：160 名（要員数 152 名＋余裕）×７日×1.5 倍×50%（年間降水日数を考慮）※５：80 名（現場復旧班要員 63 名＋保安班要員 15 名＋余裕）×0.5（現場要員の半数）※６：14 名（プルーム通過時現場復旧班要員 14 名）※７：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）※８：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×７日×1.5 倍※９：※８×２※10：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×３日（除染による再使用を考慮）×1.5 倍※11：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×７日×1.5 倍×50％（年間降水日数を考慮）※12：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×0.5（現場要員の半数）

・1.5 倍の妥当性の確認について【緊急時対策所】
初動態勢時（一日目），要員数は 152 名であり，本部要員 74 名と現場要員 78 名で構成されている。
このうち，本部要員は，緊急時対策所を陽圧化することにより，防護具類を着用する必要がないが，全要員は 12 時間に１回交代するため，２回の交代分を考慮する。また，現場要員 78 名は，１日に６回現場に行くことを想定する。
プルーム通過以降（二日目以降），要員数は 55 名であり，本部要員 38 名と現場要員 17 名で構成されている。このうち，本部要員は，緊急時対策所を陽圧化することにより，防護具類を着用する必要がな
いが，全要員は７日目以降に１回交代するため，１回の交代分を考慮する。また，現場要員は，１日に６回現場に行くことを想定する。
152 名×２交代＋78 名×６回＋55 名＋17 名×６回×６日＝1,439 着＜1,680 着

1.0.4-5-83-【中央制御室】
要員数 18 名は，運転員（中操）7 名と運転員（現場）11 名で構成されている。このうち，運転員（中操）は，中央制御室内を陽圧化することにより，防護具類を着用する必要がない。ただし，運転員は２交代を考慮し，交代時の１回着用を想定する。また，運転員（現場）は，１日に 1 回現場に行くことを想定している。
18 名×1 回×２交代×７日＋11 名×1 回×２交代×７日＝406 着＜420 着
なお，いずれの場合も防護具類が不足する場合は，構内より適宜運搬することにより補充する。

○計測器（被ばく管理，汚染管理）
配備台数（６号及び７号炉共用）※６

品名
免震重要棟内３号炉原子炉建屋内

緊急時対策所

緊急時対策所

電子式線量計160 台※１

160 台※１70 台※２

ガラスバッチ160 台※１

160 台※１70 台※２

GM 汚染サーベイメータ

５台※３

５台※３

３台※３

電離箱サーベイメータ

８台※４

８台※４

２台※４

可搬型エリアモニタ

４台※５

４台※５

３台※５

個人線量計

※１：160 名（要員数 152 名＋余裕）※２：18 名（６号及び７号炉運転員 18 名）＋46 名（引継班，日勤班，作業管理班）＋余裕※３：チェンジングエリアにて使用※４：現場作業時に使用※５：各エリアにて使用。設置のタイミングは，チェンジングエリア設営と同時※６：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）

1.0.4-6

-84-

中央制御室

表３

チェンジングエリア用資機材（緊急時対策所）○免震重要棟内緊急時対策所チェンジングエリア用資機材
名称数量

エアーテント

1式

養生シート

3巻

バリア

6個

フェンス

20 枚

粘着マット

4枚

ヘルメット掛け

1式

ゴミ箱

14 個

ポリ袋

40 枚

テープ

20 巻

チェンジングエリア設営に

ウエス

2箱

必要な数量

ウェットティッシュ

10 巻

はさみ

6個

マジック

2本

簡易シャワー

1台

簡易タンク

1台

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

3 台（予備 1 台）

1.0.4-7-85-

根拠

○３号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア用資機材
名称
パイプ・ジョイント
（簡易ハウス用）

数量

根拠

1式

養生シート

3巻

バリア

4個

フェンス

3枚

粘着マット

2枚

ヘルメット掛け

1式

ポリ袋

25 枚

テープ

5巻

チェンジングエリア設営に

ウエス

2箱

必要な数量

ウェットティッシュ

10 巻

はさみ

6個

マジック

2本

簡易シャワー

1台

簡易タンク

1台

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

2 台（予備 1 台）

1.0.4-8-86-

表４その他資機材等（緊急時対策所）○免震重要棟内緊急時対策所
名称
酸素濃度計

仕様等
・測定範囲：0～25vol％

容量
２台※１

・測定精度：±0.7vol％以内
・電源：単１形乾電池３本・検知原理：ガルバニ電池式
・管理目標：18％以上（酸素欠乏症防止規則を準拠）
二酸化炭素濃度計

・測定範囲：0～10,000ppm

２台※１・測定精度：±3％FS・電源：単３形乾電池４本・検知原理：非分散形赤外線式（NDIR）
・管理目標：0.5％以下（事務所衛生基準規則を準拠）
一般テレビ（回線，機器）
社内パソコン（回線，機器）
飲食料

報道や気象情報等を入手するため，一般テレビ（回線，機器）を配備する。

１式

社内情報共有必要な資料・書類等を作成するため，社内用パソコンを配備するともに，必要なインフラ（社内回線）を整備する。

１式

プルーム通過中に免震重要棟１階待避室から退出する必要がないように，余裕数を見込んで１日分以上の食料及び飲料水を１階待避室内に保管する。

3,360 食※２
2,240 本※３
(1.5 ﾘｯﾄﾙ)

残りの数量については，免震重要棟２階倉庫に保管することで，必要に応じて取りに行くことが可能である。
簡易トイレ

プルーム通過中に緊急時対策所から退出する必要がない
よう，また，本設のトイレが使用できない場合に備え，簡易トイレを配備する。

１式

可搬空調機用交換フィルタ

可搬空調機のフィルタは設計上，放出放射性物質量に対して余裕のある容量であるが，万一のための備えとして交換用フィルタを配備する。

１式

数量としては 100%容量分１セットとする。
よう素剤

初日に２錠，二日目以降は１錠／一日服用する。

※１：予備を含む。
※２：160 名（要員数 152 名＋余裕）×７日×３食※３：160 名（要員数 152 名＋余裕）×７日×２本(1.5 ﾘｯﾄﾙ／本)※４：160 名（要員数 152 名＋余裕）×（初日２錠＋二日目以降１錠×６日）

1.0.4-9-87-

1,280 錠※４

○３号炉原子炉建屋内緊急時対策所
名称
酸素濃度計

仕様等
・測定範囲：0～100％

容量
２台※１

・測定精度：±0.5％(0～25.0％)±3.0％(25.1％以上)
・電源：単３形乾電池４本・検知原理：ガルバニ電池式
・管理目標：18％以上（酸素欠乏症防止規則を準拠）
二酸化炭素濃度計

・測定範囲：0～10,000ppm

２台※１・測定精度：±3％FS・電源：単３形乾電池４本・検知原理：非分散形赤外線式（NDIR）
・管理目標：0.5％以下（事務所衛生基準規則を準拠）
一般テレビ（回線，機器）
社内パソコン（回線，機器）
飲食料

報道や気象情報等を入手するため，一般テレビ（回線，機器）を配備する。

１式

社内情報共有必要な資料・書類等を作成するため，社内用パソコンを配備するともに，必要なインフラ（社内回線）を整備する。

１式

プルーム通過中に緊急時対策所待避室から退出する必要がないように，余裕数を見込んで１日分以上の食料及び飲料水を１階待避室内に保管する。

3,360 食※２
2,240 本※３
(1.5 ﾘｯﾄﾙ)

残りの数量については，緊急時対策所近傍に保管することで，必要に応じて取りに行くことが可能である。
簡易トイレ

プルーム通過中に緊急時対策所から退出する必要がない
よう，また，本設のトイレが使用できない場合に備え，簡易トイレを配備する。

１式

可搬空調機用交換フィルタ

可搬空調機のフィルタは設計上，放出放射性物質量に対して余裕のある容量であるが，万一のための備えとして交換用フィルタを配備する。

１式

数量としては 100%容量分１セットとする。
よう素剤

初日に２錠，二日目以降は１錠／一日服用する。

※１：予備を含む。
※２：160 名（要員数 152 名＋余裕）×７日×３食※３：160 名（要員数 152 名＋余裕）×７日×２本(1.5 ﾘｯﾄﾙ／本)※４：160 名（要員数 152 名＋余裕）×（初日２錠＋二日目以降１錠×６日）

1.0.4-10-88-

1,280 錠※４

表５

原子力災害対策活動で使用する資料（緊急時対策所）
資料

名

１．発電所周辺地図①

発電所周辺地域地図（1/25,000）②

発電所周辺地域地図（1/50,000）

２．発電所周辺航空写真パネル
３．発電所気象観測データ①

統計処理データ②

毎時観測データ

４．発電所周辺環境モニタリング関連データ①

空間線量モニタリング設備配置図②

環境試料サンプリング位置図③

環境モニタリング測定データ

５．発電所周辺人口関連データ①

方位別人口分布図②

集落の人口分布図③

市町村人口表６．主要系統模式図（各号炉）
７．原子炉設置（変更）許可申請書（各号炉）
８．系統図及びプラント配置図
①

系統図

②

プラント配置図

９．プラント関係プロセス及び放射線計測配置図（各号炉）
10．プラント主要設備概要（各号炉）
11．原子炉安全保護系ロジック一覧表（各号炉）
12．規定類①

原子炉施設保安規定②

原子力事業者防災業務計画

13．事故時操作基準
免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊急時対策所のそれぞれに資料を配備

1.0.4-11

-89-

表６

放射線防護資機材等（中央制御室）○防護具
配備数（６号及び７号炉共用）※７

品名
免震重要棟内３号炉原子炉建屋内

中央制御室

緊急時対策所

緊急時対策所

不織布カバーオール

1,680 着※１

1,680 着※１

420 着※８5,000 着靴下

1,680 足※１

1,680 足※１

420 足※８5,000 足帽子

※１

1,680 着1,680 着

※１

※８

420 着

5,000 着綿手袋

1,680 双※１

1,680 双※１

420 双※８5,000 双ゴム手袋

3,360 双※２

3,360 双※２840 双※９15,000 双

全面マスク

720 個※３720 個※３180 個※102,000 個チャコールフィルタ

3,360 個※２

3,360 個※２840 個※９5,000 個アノラック

840 着※４840 着※４

210 着※113,000 着汚染区域用靴40 足※５40 足※５10 足※12300 足タングステンベスト

14 着※６14 着※６―

10 着

セルフエアセット

―

―

４台

100 台

（参考）

※１：160 名（要員数 152 名＋余裕）×７日×1.5 倍※２：※１×２※３：160 名（要員数 152 名＋余裕）×３日（除染による再使用を考慮）×1.5 倍※４：160 名（要員数 152 名＋余裕）×７日×1.5 倍×50%（年間降水日数を考慮）※５：80 名（現場復旧班要員 63 名＋保安班要員 15 名＋余裕）×0.5（現場要員の半数）※６：14 名（プルーム通過時現場復旧班要員 14 名）※７：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）※８：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×７日×1.5 倍※９：※８×２※10：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×３日（除染による再使用を考慮）×1.5 倍※11：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×７日×1.5 倍×50％（年間降水日数を考慮）※12：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×0.5（現場要員の半数）

1.0.4-12-90-

構内

○計測器（被ばく管理，汚染管理）
配備台数※５

品名

中央制御室（６号及び７号炉共用）
電子式線量計70 台※１

ガラスバッチ70 台※１

個人線量計
GM 汚染サーベイメータ

３台※２

電離箱サーベイメータ

２台※３

可搬型エリアモニタ

３台※４※１：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）＋46 名（引継班，日勤班，作業管理班）＋余裕※２：中央制御室のモニタリング及びチェンジングエリアにて使用※３：中央制御室のモニタリングに使用※４：各エリアにて使用。
設置のタイミングは，チェンジングエリア設営と同時※５：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う。）

○飲食料等
配備数※４

品名

中央制御室（６号及び７号炉共用）
飲食料等
・食料

420 食※１

・飲料水（1.5 リットル）

280 本※２

簡易トイレ

１式

よう素剤

320 錠※３※１：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×７日×３食※２：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×７日×２本※３：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）×（初日２錠＋二日目以降１錠／１日＝８）×２交代※４：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う。）

1.0.4-13

-91-

表７
名称
パイプ・ジョイント
（簡易ハウス用）

チェンジングエリア用資機材（中央制御室）
数量（６号及び７号炉共用）

根拠

1式

養生シート

2巻

バリア

1個

粘着マット

2枚

ヘルメット掛け

1式

ポリ袋

20 枚

テープ

2巻

チェンジングエリア設営に

ウエス

1箱

必要な数量

ウェットティッシュ

2巻

はさみ

1個

マジック

2本

簡易シャワー

1式

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

2 台(予備１台)

1.0.4-14

-92-

表８

事業者間協力協定に基づき貸与される原子力防災資機材項

目

汚染密度測定用サーベイメータ
ＮａＩシンチレーションサーベイメータ
電離箱サーベイメータ
ダストサンプラー
個人線量計（ポケット線量計）
高線量対応防護服
全面マスク
タイベックスーツ
ゴム手袋
遮へい材
放射能測定用車両
Ｇｅ半導体式試料放射能測定装置
ホールボディカウンタ
全α測定装置可搬型モニタリングポスト

原子力災害が発生した場合，または発生するおそれがある場合には，発災事業者からの要請に基づき，必要数量が貸与される。

1.0.4-15-93-添付資料 1.0.5

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等への対応に係る文書体系

-94-

＜

目

次

＞

１． 重大事故等への対応に係る文書体系.................................... 1.0.5-1
表１

実用炉規則各条文と保安規定各条文に対する手順の関係 ................. 1.0.5-2

図１ 品質マネジメントシステム文書体系図（重大事故等発生時等に係る文書） . 1.0.5-3-95-１．重大事故等への対応に係る文書体系
実用発電用原子炉の設置，運転等に関する規則（以下，「実用炉規則」という。）第 92条（保安規定）において，重大事故等発生時及び大規模損壊発生時（以下，「重大事故等発生時等」という。）における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備について保安規定に定めることを要求されていることから，柏崎刈羽原子力発電所原子炉施設保安規定（以下，「保安規定」という。）第 108 条の 3（重大事故等発生時における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備）及び第 108 条の 4（大規模損壊発生時における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備）に以下の内容を新たに規定することとしている。
・ 重大事故等発生時等における原子炉施設の保全のための活動を行うために必要な要員の配置
・ 重大事故等発生時等における原子炉施設の保全のための活動を行うために必要な要員に対する毎年 1 回以上の教育及び訓練
・ 重大事故等発生時等における原子炉施設の保全のための活動を行うために必要な電源車，消防自動車，消火ホース及びその他の資機材の配備
・ 重大事故等発生時等における原子炉施設の保全のための活動を行うために必要な事項（炉心の著しい損傷を防止するための対策に関すること，原子炉格納容器の破損を防止するための対策に関すること，使用済燃料貯蔵設備に貯蔵する燃料体の損傷を防止するための対策に関すること，原子炉停止時における燃料体の損傷を防止するための対策に関すること，大規模な火災が発生した場合における消火活動に関すること，炉心の損傷を緩和するための対策に関すること，原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関すること，使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための対策及び燃料の損傷を緩和するための対策に関すること，放射性物質の放出を低減するための対策に関すること）
当該条文に対する具体的な規定内容については，下部規定（2 次文書，3 次文書）に
以下のとおり展開し，実効的な手順構成となるよう整備している。
実用炉規則各条文と保安規定各条文に対する手順の関係を表 1 に示す。また，重大事故等発生時等に係る文書体系を図 1 に示す。

1.0.5-1-96-表１

実用炉規則各条文と保安規定各条文に対する手順の関係

実用炉規則に規定する内容
発電用原子炉施設の運転に関する
こと。

保安規定
第 14 条

保安規定に規定する内容
マニュアルの作成

社内規程類
運転管理基本マニュアル

第 92 条第 1 項
第十九号

非常の場合に講ずべき処置に関すること。

第 108 条
第 109 条
第 110 条
第 111 条第 112 条
第 113 条第 114 条第 115 条
第 116 条第 117 条原子力防災組織
原子力防災組織の要員
原子力防災資機材等
通報経路
緊急時演習
通報
緊急時態勢の発令
応急措置
緊急時における活動
緊急時態勢の解除

原子力災害対策基本マニュアル
教育及び訓練基本マニュアル
運転管理基本マニュアル

第 92 条第 1 項
第二十二号

重大事故等発生時における発電用
原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備に関すること。

第 108 条の 3

重大事故等発生時における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備

原子力災害対策基本マニュアル
教育及び訓練基本マニュアル

第 92 条第 1 項
第二十三号

大規模損壊発生時における発電用
原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備に関すること。

第 108 条の 4

大規模損壊時における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備-97-

実用炉規則
第 92 条第 1 項
第九号

1.0.5-2

原子炉施設保安規定

原子力品質保証規程

運転管理
基本マニュアル
運転操作マニュアル

警報発生時操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）
事故時運転操作手順書（徴候ベース）

原子力災害対策
基本マニュアル

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）-98-

原子力災害応急対策・
事後対策マニュアル

アクシデントマネジメントの手引き
緊急時対策本部
運営要領
多様なハザード対応手順

教育及び訓練
基本マニュアル保安教育マニュアル

二次文書

図１

三次文書

品質マネジメントシステム文書体系図（重大事故等発生時等に係る文書）

1.0.5-3

添付資料 1.0.6

本資料のうち，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号炉重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について

-99-

目

次

1． 手順書の体系について................................................. 1.0.6-1
2． 各種手順書の概要について............................................. 1.0.6-1
2.1 運転員が使用する手順書 ............................................... 1.0.6-1（１）警報発生時操作手順書............................................... 1.0.6-1（２）事故時運転操作手順書（事象ベース） ................................. 1.0.6-2（３）事故時運転操作手順書（徴候ベース） ................................. 1.0.6-2（４）事故時運転操作手順書（シビアアクシデント） ......................... 1.0.6-3
2.2 発電所緊急時対策本部で使用する手順書 ................................ 1.0.6-4（１）緊急時対策本部運営要領............................................. 1.0.6-4（２）アクシデントマネジメントの手引き ................................... 1.0.6-4（３）多様なハザード対応手順............................................. 1.0.6-5
2.3 各種手順書の判断者・操作者の明確化 .................................. 1.0.6-5（１）判断者の明確化..................................................... 1.0.6-5（２）操作者の明確化..................................................... 1.0.6-5
3． 各種手順書の間のつながり，移行基準について ........................... 1.0.6-6（１）警報発生時操作手順書から他の事故手順書への移行 ..................... 1.0.6-6（２）事故時運転操作手順書（事象ベース）から他の事故手順書への移行 ....... 1.0.6-6（３）事故時運転操作手順書（徴候ベース）から他の事故手順書への移行 ....... 1.0.6-6（４）緊急時対策本部運営要領の導入 ....................................... 1.0.6-7
4． 運転員の対応操作の流れについて....................................... 1.0.6-7
5． 重大事故時の対応及び手順書の内容について ............................. 1.0.6-8

別紙１ ＡＯＰ「発電所全停」「全交流電源喪失」対応フロー図
別紙２ ＡＯＰ「発電所全停」「全交流電源喪失」操作等判断基準一覧
別紙３ ＥＯＰ フローチャート
別紙４ ＥＯＰ 操作等判断基準一覧
別紙５ ＥＯＰ ＡＭ設備別操作手順書一覧
別紙６ ＳＯＰ フローチャート
別紙７ ＳＯＰ 操作等判断基準一覧
別紙８ 緊急時対策本部運営要領手順一覧
別紙９ 多様なハザード対応手順一覧
別紙 10 ＥＯＰ/ＳＯＰフローチャート凡例-100-

1． 手順書の体系について
柏崎刈羽原子力発電所では，プラントに異常が発生した場合等において，重大事故への進展を防止するため，「警報発生時操作手順書」，「事故時運転操作手順書（事象ベース）」及び「事故時運転操作手順書（徴候ベース）」を整備している。また，重大事故に至る可能性が高い場合あるいは重大事故に進展した場合に備えて「事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）」，「緊急時対策本部運営要領」及び「多様なハザード対応手順」等を整備する。
事故発生時における対応手順書の機能体系は以下のとおり。

図１ 手順書機能体系の概要図
2． 各種手順書の概要について
事故手順書は使用主体に応じて，運転員が使用する手順書，発電所緊急時対策要員（運転員以外）が使用する手順書に分類して整備する。
以下，運転員及び発電所緊急時対策要員（運転員以外）が使用する手順書の概要を示す。
2.1 運転員が使用する手順書（１）警報発生時操作手順書
中央制御室及び現場制御盤に警報が発生した際に，警報発生原因の除去あるいはプラントを安全な状態に維持するために必要な対応操作を定めた手順書。
中央制御室及び現場制御盤の警報発生時及び警報発生には至らないが当該警報に係
1.0.6-1-101-

わる徴候が確認された場合に適用する。
手順書に記載しているパラメータの確認や対応処置などを実施することで，故障・事故の徴候の把握及び事故の収束・拡大防止を図る。
（２）事故時運転操作手順書（事象ベース）（以下，「ＡＯＰ」という。
）
単一の故障等で発生する可能性のある異常または事故が発生した際に，事故の進展を防止するために必要な対応操作を定めた手順書。
主な設計基準内の事故発生時の対応をあらかじめ手順化しており，当該手順で対応できると判断した場合に使用し，過渡状態が収束するまでの間適用する。
ＡＯＰは，事象毎に事故の想定，操作のポイント，対応フロー図，対応手順等で構成される。
ＡＯＰの一例として，全交流動力電源が喪失した時に，電源喪失が継続している間の対応操作を定めた，ＡＯＰ「発電所全停」「全交流電源喪失」の対応フロー図及び操作等判断基準一覧を別紙１，２に示す。
（別紙１，２）（３）事故時運転操作手順書（徴候ベース）（以下，「ＥＯＰ」という。
）
事故の起因事象を問わず，ＡＯＰでは対処できない複数の設備の故障等による異常または事故が発生した際に，重大事故への進展を防止するために必要な対応操作を定めた手順書。
観測されるプラントの徴候（パラメータの変化）に応じた対応操作を示した手順書であり，設計基準事故に加え設計基準を超えるような設備の多重故障時等にも適用する。
ＥＯＰは，目的に応じて「原子炉制御」，「格納容器制御」，「不測事態」，「ＥＯＰ／ＳＯＰインターフェイス」，「原子炉建屋制御」，「使用済み燃料プール制御」及び「原子炉停止時水位制御」に分類した各手順を視覚的に認識できるようにした「フローチャート」，多様なハザード対応手順によるプラント対応支援と連携してフローチャート
中の操作を実施する際に使用する「ＥＯＰＡＭ設備別操作手順書」により構成される。
また，事故時運転操作手順書には，「ＥＯＰ ＡＭ設備別操作手順書」が使用可能なタイミングを明示する。
事故時には，原子炉の未臨界維持，炉心損傷防止，格納容器の健全性確保等に関するパラメータを確認し，各手順の導入条件が成立した場合には，その手順に移行し対応処置を実施する。
ＥＯＰによる対応中は，原子炉制御・格納容器制御・使用済み燃料プール制御等の対応が同時進行する状況を想定して，対応の優先順位をあらかじめ定めており，格納1.0.6-2-102-

容器が破損するおそれがある場合を除き，原子炉側から要求される操作を優先することを原則としている。
各手順のフローチャート及び操作等判断基準一覧を別紙３，４に示すとともに，Ｅ
ＯＰ ＡＭ設備別操作手順書の一覧を別紙５に示す。
（別紙３，４，５）【ＥＯＰ フローチャート】
ａ．原子炉制御
目的 ：原子炉未臨界，炉心損傷防止
手順書：スクラム，反応度制御，水位確保，減圧冷却
ｂ．格納容器制御
目的 ：格納容器の健全性確保
手順書：ＰＣＶ圧力制御，Ｄ／Ｗ温度制御，Ｓ／Ｐ温度制御，Ｓ／Ｐ水位制御，
ＰＣＶ水素濃度制御
ｃ．不測事態
目的 ：予期せぬ事象により特殊操作が必要となった場合の対応
手順書：水位回復，急速減圧，水位不明
ｄ．ＥＯＰ／ＳＯＰインターフェイス
目的 ：ＳＯＰへの移行判断及びＳＯＰへの円滑な移行
手順書：ＥＯＰ／ＳＯＰインターフェイス
ｅ．原子炉建屋制御
目的 ：漏えいの拡大防止，原子炉建屋の健全性確保
手順書：原子炉建屋制御
ｆ．使用済み燃料プール制御
目的 ：燃料プール内の燃料の損傷防止・緩和手順書：ＳＦＰ水位制御，ＳＦＰ温度制御
ｇ．原子炉停止時水位制御
目的 ：プラント停止中の炉心損傷防止
手順書：原子炉停止時水位制御（４）事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）（以下，「ＳＯＰ」という。
）
ＥＯＰで対応する状態から更に事象が進展し炉心損傷に至った際に，事故の拡大を防止し影響を緩和するために必要な対応操作を定めた手順書。
炉心が損傷し，原子炉圧力容器及び格納容器の健全性を脅かす可能性のあるシビア
アクシデント事象に適用する。
ＳＯＰは，炉心損傷後に実施すべき対応操作の内容を視覚的に認識できるようにした「フローチャート」，フローチャート中の操作を実施する際に使用する「ＳＯＰ Ａ
1.0.6-3-103-

Ｍ設備別操作手順書」及びＲＨＲ系の復旧作業が難行する場合に応急的に実施する「ＲＨＲ復旧不可能時の対策」にて構成される。
フローチャート及び操作等判断基準一覧を別紙６，７に示す。
（別紙６，７）【ＳＯＰ フローチャート】
ＡＭ操作方針の全体流れ図
注水－１ 「損傷炉心への注水」
注水－２ 「長期の原子炉水位の確保」
注水－３ａ「ＲＰＶ破損前の下部Ｄ／Ｗ初期注水」
注水－３ｂ「ＲＰＶ破損後の下部Ｄ／Ｗ注水」
注水－４ 「長期のＲＰＶ破損後の注水」
除熱－１ 「損傷炉心冷却後の除熱」
除熱－２ 「ＲＰＶ破損後の除熱」
2.2 発電所緊急時対策本部で使用する手順書（１）緊急時対策本部運営要領
重大事故，大規模損壊等が発生した場合，又はそのおそれがある場合に，発電所緊
急時対策要員（運転員以外）が複数プラントの対応を支援するにあたり必要となる情報（プラントパラメータ，放射線情報等）の種類，初動対応戦略及び事故の進展に応じた対応戦略，発電所内のリソース（電源・水・人員等）の配分に関わる判断を行う
場合の原則，発電所緊急時対策本部の各機能班が実施する事項等を定めた要領で，発電所緊急時対策要員（運転員以外）が使用する。
緊急時対策本部運営要領の手順一覧を別紙８に示す。
（別紙８）（２）アクシデントマネジメントの手引き（以下，「ＡＭＧ」という。
）
プラントで発生した事故・故障等が拡大し，炉心損傷に至った際に，事故の進展防止，影響緩和のために実施すべき措置を判断，選択するための情報を定めた要領で，技術支援組織が使用する。
炉心が損傷し，原子炉圧力容器及び格納容器の健全性を脅かす可能性のあるシビア
アクシデント事象に適用する。
ＡＭＧは，シビアアクシデント時に想定されるプラント状態（炉心冷却成否，ＲＰＶ破損有無等）に応じた操作の全体像を示した「ＡＭストラテジ選択フローチャート」に基づき注水ストラテジ及び除熱ストラテジが選択され，個別のストラテジに従って，「確認ガイド」及び「操作ガイド」を参照して，事故収束へ移行させる構成とする。
技術支援組織は，確認ガイドを用いてプラント状態を可能な限り正確に把握し，操1.0.6-4-104-

作ガイドに記載された各操作の有効性についてプラントへの影響を含めて判断し，運転員に対する支援活動を実施する。
プラントへの影響を配慮するため，操作実施時のパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目，監視パラメータ等を操作ガイドに整備する。
（３）多様なハザード対応手順（以下，「ＥＨＰ」という。）
自然現象や大規模損壊等により，多数の恒設の電源設備・注水設備等が使用できな
い場合に，運転員のプラント対応に必要な支援を行うため，可搬設備等によるプラン
ト対応支援を定めた手順書で，実施組織（運転員以外）が使用する。
ＥＨＰでは，原子炉の安全確保を達成するために必要な原子炉注水や原子炉減圧等，別紙に示す機能別に複数の手順を整備する。
また，事故の状態（炉心損傷までの時間余裕，人員確保状況等）に応じて，適切な手順書を選択可能とするため，ＥＨＰの各手順を実施するための所要時間，所要人数
等，手順実施時に必要な情報を記載する。更に事故時運転操作手順書にはＥＨＰが使用可能なタイミングを明示する。
多様なハザード対応手順の一覧を別紙９に示す。
（別紙９）【ＥＨＰで整備する主な機能】
炉心冷却，格納容器機能維持，ＳＦＰ冷却，電源確保，状態監視等
2.3 各種手順書の判断者・操作者の明確化（１）判断者の明確化
炉心損傷有無に関わりなく事故時のプラント対応においては，事故発生号炉の当直副長が重大事故等対策の対応を行うために整備された手順書に従い判断する。
ただし，事故時のプラント対応の内，ＰＣＶベント等，発電所内外の広範囲のエリアに影響を及ぼしうる操作は，発電所対策本部長（所長）が判断する。
また，緊急時対策本部運営要領，ＡＭＧ，ＥＨＰについては，発電所緊急時対策本部発足前は発電所内に常駐している本部長代行が判断し，発足後は支援組織を構成す
る各機能班の責任者（統括もしくは班長）が判断する。
（２）操作者の明確化
事故手順書は，操作者が重複することがないよう操作者毎に整備している。重大事
故等対処設備の操作にあたっては，当直長と発電所緊急時対策本部の間で緊密な情報共有を図りながら行うものとする。

1.0.6-5-105-

3． 各種手順書の間のつながり，移行基準について
各種事故手順書を事故の進展状況に応じて適切に使用可能とするため，手順書間の移行基準を示す。
また，事故対応中は複数の事故手順書を並行して使用することを考慮して，手順書間で対応の優先順位が存在する場合は併せて示す。
（１）警報発生時操作手順書から他の事故手順書への移行
警報発生時操作手順書に基づく対応において事象が進展した場合は，警報毎の手順書の記載内容に従い，ＡＯＰへ移行する。
また，警報発生時操作手順書で対応中にスクラム等のＥＯＰ導入条件が成立した場
合は，ＥＯＰへ移行する。
（２）事故時運転操作手順書（事象ベース）から他の事故手順書への移行
ＡＯＰ対応中に以下のＥＯＰ導入条件が成立した場合は，ＥＯＰへ移行する。
【ＥＯＰ導入条件（いずれかに該当した場合）】
ａ．原子炉を手動スクラム，もしくは自動スクラムが発生（スクラム失敗を含む）
した場合
ｂ．ＥＯＰにおける格納容器制御導入条件が成立した場合
ｃ．ＥＯＰにおける原子炉建屋制御導入条件が成立した場合
ｄ．ＥＯＰにおける使用済み燃料プール制御導入条件が成立した場合
ｅ．ＥＯＰにおける原子炉停止時水位制御導入条件が成立した場合【ＡＯＰとＥＯＰの間の優先順位】
ＥＯＰ導入条件が成立したことを確認した場合は，ＥＯＰに従い事故時運転操作を実施するが，ＥＯＰ移行後もＡＯＰに記載された必要な操作を実施するため，以下の様なルールを定める。
ａ．ＥＯＰ導入条件成立直後よりＥＯＰの各手順を使用する。
なお，ＡＯＰに記載のある，原子炉スクラムの初動対応，確認の具体的な内容等については，ＡＯＰを参照する。
ｂ．ＡＯＰ対応中にＥＯＰ導入条件が成立した場合，導入した制御の対応操作はその制御の手順を使用し，その他の必要な操作でＥＯＰに記載のない操作は引き続きＡＯＰで対応する。その際の操作順位はＥＯＰの操作を優先する。
c. タービン・発電機側の対応操作については，ＡＯＰを主として使用する。
（３）事故時運転操作手順書（徴候ベース）から他の事故手順書への移行
ＥＯＰ対応中に以下のＳＯＰ導入条件が成立した場合，炉心損傷と判断し，ＳＯＰ
1.0.6-6-106-

に移行する。
【ＳＯＰ導入条件】
ａ．原子炉停止後の経過時間とＰＣＶ内γ線線量率の関係から炉心損傷と判断された場合
ｂ．ＣＡＭＳが使用不可の場合，原子炉圧力容器表面温度から炉心損傷と判断された場合（４）緊急時対策本部運営要領の導入
発電所において緊急時対策本部が設置される際に導入される。なお，具体的な操作
手順はＥＨＰに記載されているが，複数の使用可能なＥＨＰ手順が存在する場合，以下のような観点から使用可能な手順を対比し，事故対応に適切な手順を選択する。
【ＥＨＰ手順選択時の着目点】
ａ．ＥＨＰの操作完了（機能発揮）までの所要時間の長短
ｂ．水源確保・給油なども含めた，機器の機能維持に必要となる対応の要否
ｃ．注水圧力・注水流量等，プラントへの効果（炉心冷却効果等）の大小
ｄ．操作に伴うプラント設備への悪影響（使用水の水質など）の大小

4． 運転員の対応操作の流れについて
運転中の異常な過渡変化及び事故が発生した場合，運転員は「止める」，「冷やす」，「閉
じ込める」の原則に基づきプラント対応操作を実施する。
「止める」の対応
異常や事故発生時に作動する原子炉スクラム信号を確認し，原子炉の停止を確認する。自動で原子炉スクラムしない場合には，手動によるスクラム操作を実施し，原子炉の停止を確認する。
制御棒の挿入と中性子束の低下状況を確認することにより，原子炉の停止を判断する。
「冷やす」の対応
原子炉停止後も炉心では崩壊熱による余熱が発生していることから，この熱を除去するため，給・復水系又は非常用炉心冷却系により原子炉への注水手段を確保する。
原子炉水位を所定の水位（Ｌ－３～Ｌ－８）に維持することにより，炉心が冷やされていることを判断する。
「閉じ込める」の対応
放射性物質が環境へ放出されていないことを確認する。また，格納容器が隔離され1.0.6-7-107-

ていることを確認することにより，閉じ込めが機能していることを判断する。
これらプラント対応の原則をベースに，運転員は，事故時運転操作手順書を用いて炉心の損傷防止，格納容器破損防止を目的とした対応操作の判断を以下の流れで行う。
異常又は事故の発生時，警報発生時操作手順書により初期対応を行う。
事象が進展し，その事象の判断が可能な場合には，あらかじめ定めたＡＯＰに移行し対応を行う。
警報発生時操作手順書及びＡＯＰで対応中に，ＥＯＰの導入条件が成立した場合には，ＥＯＰに移行し対応を行う。
原子炉スクラムに至る事故が発生した場合，ＥＯＰでは事故直後の操作として原子炉
自動スクラムを確認する。自動スクラムしていない場合は，手動により原子炉をスクラムする。
その後は，原子炉水位，原子炉圧力，タービン・電源の各制御を並行して行うとともに，原子炉の未臨界維持，炉心の冷却確保・損傷防止，原子炉格納容器の健全性確保等の対応をするため，パラメータ（未臨界性，炉心の冷却機能，原子炉格納容器の健全性）を常に監視し，個別の導入条件が成立すれば，徴候毎に用意した手順に移行する。
ＥＯＰによる対応で事故収束せず炉心損傷に至った場合は，ＳＯＰに移行し，炉心損
傷後の原子炉圧力容器破損防止及び格納容器破損防止のための対応を行う。
また，事故時運転操作手順書に基づく安全確保が不可能，もしくはそのおそれがある場合には，可搬設備等も含めて使用可能な設備を最大限活用した安全確保を行う。当直長は必要に応じて発電所緊急時対策本部に支援を要請し，ＥＨＰによるプラント対応支援を受けた上で引き続き事故収束に向けた対応処置を実施する。
5． 重大事故時の対応及び手順書の内容について（１）海水を炉心へ注入する事態等においても，財産保護より安全性を優先するという方針の下，当直長が迷うことなく判断できるよう，あらかじめ原子力発電保安運営委員
会で判断基準を承認し，手順書に定める。
（２）有効性評価で示した重要事故シーケンスは，全て本手順書体系にて対応できるように整備する。併せて，有効性評価で示した判断基準や監視パラメータについても本手順書体系の中で整理する。一例を添付資料 1.0.7 に示す。
（３）重大事故等に対処するために把握することが必要なパラメータのうち，原子炉施設
1.0.6-8-108-

の状態を直接監視するパラメータ（以下，「主要なパラメータ」という。）を整理するとともに，主要なパラメータが故障等により計測不能な場合に，当該パラメータを推定する手順及び可搬型計測器により計測する手順を運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に整備する。
なお，具体的なパラメータ，監視計器，手順等については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」で整理する。
（４）これら手順を有効且つ適切に使用しプラントの状態に応じた対応を行うために，運転員を始めとした発電所緊急時対策要員は，常日頃から対応操作について教育及び訓練等を実施し，手順の把握，機器や系統特性の理解及び原子炉の運転に必要な知識等の習得，習熟を図っている。
以上

1.0.6-9-109-

事故時運転操作手順書（事象ベース）［発電所全停］［全交流電源喪失］-1101.0.6-別紙 1-1

別紙１

AOP 『発電所全停』『全交流電源喪失』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目－

発電所全停-111全交流電源喪失判断のための確認項目

1-1

D/G起動、電圧確立

・D/G起動の有無
・D/G発電機電圧

1-2

D/G定格出力以内

・D/G電力1-3

外部電源復旧

・給電情報
・プラントの被害状況

2-1

RCIC起動成功

・RCIC起動の成否

2-2

炉圧上昇

・原子炉圧力2-3

RCIC正常運転・RCIC運転状態

2-4

8時間以上の停電

・全交流電源喪失後の時間

2-5

20時間以上の停電

・全交流電源喪失後の時間

操作項目

1.0.6-別紙2-1

別紙2（1/2）

AOP 『発電所全停』『全交流電源喪失』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目－

全交流電源喪失判断のための確認項目

2-6

1時間以上の停電

2-7

D/G又は外部電源復旧 ・外部電源復旧状況
又は他ユニット発電機 ・自プラントD/G復旧状況
からの受電
・他ユニットの運転状況

2-8

他号炉D/Gからの受電

操作項目

・全交流電源喪失後の時間

・他号炉D/Gの運転状況-1121.0.6-別紙2-2

別紙2（2/2）

別紙 3（1/17）

ＲＣ「スクラム」-1131.0.6-別紙 3-1

別紙 3（2/17）

ＲＣ／Ｑ「反応度制御」-1141.0.6-別紙 3-2

別紙 3（3/17）

ＲＣ／Ｌ「水位確保」-1151.0.6-別紙 3-3

別紙 3（4/17）

ＣＤ「減圧冷却」-1161.0.6-別紙 3-4

別紙 3（5/17）

ＰＣ／Ｐ「ＰＣＶ圧力制御」-1171.0.6-別紙 3-5

別紙 3（6/17）

ＤＷ／Ｔ「Ｄ／Ｗ温度制御」-1181.0.6-別紙 3-6

別紙 3（7/17）

ＳＰ／Ｔ「Ｓ／Ｐ温度制御」-1191.0.6-別紙 3-7

別紙 3（8/17）

ＳＰ／Ｌ「Ｓ／Ｐ水位制御」-1201.0.6-別紙 3-8

別紙 3（9/17）

ＰＣ／Ｈ「ＰＣＶ水素濃度制御」-1211.0.6-別紙 3-9

別紙 3（10/17）

Ｃ１「水位回復」-1221.0.6-別紙 3-10

別紙 3（11/17）

Ｃ２「急速減圧」-1231.0.6-別紙 3-11

別紙 3（12/17）

Ｃ３「水位不明」-1241.0.6-別紙 3-12

別紙 3（13/17）

ＥＳ／Ｉ「ＥＯＰ／ＳＯＰインターフェイス」-1251.0.6-別紙 3-13

別紙 3（14/17）

ＳＣ／Ｃ「原子炉建屋制御」-1261.0.6-別紙 3-14

別紙 3（15/17）

ＳＦ／Ｌ「ＳＦＰ水位制御」-1271.0.6-別紙 3-15

別紙 3（16/17）

ＳＦ／Ｔ「ＳＦＰ水温度制御」-1281.0.6-別紙 3-16

別紙 3（17/17）

ＲＳ／Ｌ「原子炉停止時水位制御」-1291.0.6-別紙 3-17

EOP 『スクラム(RC)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

操作手順

自動ｽｸﾗﾑ成功

・ｽｸﾗﾑ警報
・全制御棒「全挿入」
・APRM指示「減少」

1-2

CR全挿入又は[16]ｽﾃｯﾌﾟ以下まで挿入

・全制御棒全挿入ﾗﾝﾌﾟ(大型表示盤)
・RC&IS FD表示(位置)・CRT表示(#4全炉心表示ｻﾏﾘ)・ﾌﾟﾛｺﾝ（OD-7）・ｽｸﾗﾑﾀｲﾐﾝｸﾞﾚｺｰﾀﾞｰ

2-1

原子炉水位

・原子炉水位2-2

給・復水系運転状態

・給・復水系の運転正常・ﾎｯﾄｳｪﾙ水位正常・給水制御系正常

2-3

原子炉水位連続監視、調整し、水位をL-3～ ・原子炉水位
L-8に維持3-1

MSIV開状態・MSIV開閉表示灯

3-2

EHC圧力制御・ﾀｰﾋﾞﾝﾊﾞｲﾊﾟｽ弁の追従状況

復水器の使用可否

・復水器器内圧力・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ蒸気圧力・循環水系運転状況
・復水系（H/W含む）運転状況
・OG系運転状況

1-1

原子炉出力

-130-

原子炉水位

原子炉圧力

3-3

1.0.6-別紙4-1

別紙4-1（1/4）

EOP 『スクラム(RC)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

操作手順

SRV開固着・原子炉圧力・SRV開閉表示灯
・SRV排気管の温度

3-5

SRVによる原子炉圧力
調整状況

・原子炉圧力・SRV開閉表示灯
・SRV排気管の温度・(復水器が使用可の場合のみ)主蒸気
ﾄﾞﾚﾝ弁の開閉状態

4-1

所内電源正常・常用 M/C母連しゃ断器「投入」
・常用 M/C受電しゃ断器「開放」
・常用 M/C母線電圧

4-2

MSIV開状態・MSIV開閉表示灯

4-3

EHC圧力制御正常・ﾀｰﾋﾞﾝﾊﾞｲﾊﾟｽ弁の追従状況

復水器の使用可否

・復水器器内圧力・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ蒸気圧力・循環水系運転状況
・復水系（H/W含む）運転状況
・OG系運転状況

3-4
原子炉圧力

-131-

ﾀｰﾋﾞﾝ・電源

4-4

1.0.6-別紙4-2

別紙4-1（2/4）

EOP 『スクラム(RC)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

ﾓﾆﾀ確認

-132格納容器制御への導入判断のための確認項目

操作手順

5-1

ﾓﾆﾀ指示

・ﾓﾆﾀﾘﾝｸﾞﾎﾟｽﾄ
・ﾀﾞｽﾄ放射線ﾓﾆﾀ
・排気筒放射線ﾓﾆﾀ
・主蒸気管放射線ﾓﾆﾀ
・排ｶﾞｽ放射線ﾓﾆﾀ
・ｸﾞﾗﾝﾄﾞ蒸気復水器および復水器真空ﾎﾟ
ﾝﾌﾟ排ｶﾞｽ放射線ﾓﾆﾀ
・燃料取替ｴﾘｱ排気放射線ﾓﾆﾀ
・原子炉区域換気空調系排気放射線ﾓﾆﾀ
・気体廃棄物処理系設備ｴﾘｱ排気放射線ﾓﾆﾀ
・非常用ｶﾞｽ処理系排ｶﾞｽ放射線ﾓﾆﾀ
・ｴﾘｱ放射線ﾓﾆﾀ
・CAMS放射線ﾓﾆﾀ
・LDS放射線ﾓﾆﾀ

6-1

D/W圧力の上昇

・D/W圧力・S/P圧力

6-2

D/W
昇

6-3

S/P水ﾊﾞﾙｸ温度の上昇

・S/P水ﾊﾞﾙｸ温度

6-4

S/P空間部（局所）温度の上昇

・S/P空間部（局所）温度

6-5

S/P水位の上昇又は低下・S/P水位

6-6

MSIV全閉後経過時間

・MSIV閉時刻
・炉水温度

HVH戻り温度の上 ・D/W HVH戻り温度
・D/W局所温度

1.0.6-別紙4-3

別紙4-1（3/4）

EOP 『スクラム(RC)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

原子炉建屋制御への導入

7-1

・ECCS系機器室温度･換気差温度
原子炉建屋内の温度、上昇
放射線ﾓﾆﾀ指示上昇を・LDS論理作動状況
示す警報が発生・放射線ﾓﾆﾀ指示値

8-1

SFP水位の低下又は原
子炉ｳｪﾙの水位低下

8-2・SFP水温度
SFP又は原子炉ｳｪﾙの温・CUW再生熱交入口温度
度
・RHR熱交換器入口温度

9-1

原子炉水位

・停止域水位計

10-1

MSIV開状態を確認

・MSIV開閉表示灯
・原子炉圧力・SRV開閉表示灯
・SRV排気管の温度

10-2MSIV開可能を確認

・MSIV開閉表示灯
・復水器使用可能・隔離信号の警報無し確認

10-3

RIP起動状態を確認

・RIP運転表示灯
・炉心流量

使用済み
燃料ﾌﾟｰﾙ制御
への導入

-133-

原子炉停止時水位制御への導入

復旧判断のための確認項目

操作手順

・SFP水位の低下
・定検時水張り用水位計

1.0.6-別紙4-4

別紙4-1（4/4）

EOP 『反応度制御(RC/Q)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

反応度制御
RC/Q

判断のための確認項目

操作項目

1-1

ﾀｰﾋﾞﾝ運転中

・ﾀｰﾋﾞﾝ主要弁の開閉状態
・ﾀｰﾋﾞﾝﾄﾘｯﾌﾟ警報・ﾀｰﾋﾞﾝの回転速度

2-1

原子炉出力

・APRM
・SRNM

2-2

S/P水温

・S/P水温

CR全挿入又は[16]ｽﾃｯﾌﾟ以下まで挿入

・全制御棒全挿入ﾗﾝﾌﾟ(大型表示盤)
・RC&IS FD表示(位置)・CRT表示(#4全炉心表示ｻﾏﾘ)・ﾌﾟﾛｺﾝ（OD-7）・ｽｸﾗﾑﾀｲﾐﾝｸﾞﾚｺｰﾀﾞｰ

SLC-134CR

3-1

1.0.6-別紙4-5

別紙4-2（1/3）

EOP 『反応度制御(RC/Q)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

4-1

原子炉出力及び原子炉
・原子炉出力の隔離状態

4-2

水位L-2～L-8に維持

・原子炉水位をL-2～L-8

5-1

原子炉水位

・APRM指示・原子炉水位
・原子炉給水制御系

5-2

水位TAF以上に維持

・原子炉水位操作項目

水位-135水位低下

1.0.6-別紙4-6

別紙4-2（2/3）

EOP 『反応度制御(RC/Q)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

6-1

SRV(ADS)3弁開にして減圧し、TAF以上に維持・原子炉圧力・原子炉水位

6-2

SRV(ADS)1弁ずつ追加
開放し、TAF以上に維持・原子炉圧力・原子炉水位7-1

SRV(ADS)3弁開にて炉・原子炉圧力心冠水最低圧力まで注・原子炉水位
水維持

操作項目

減圧

-136-

RC/Q
水位不明

1.0.6-別紙4-7

別紙4-2（3/3）

EOP 『水位確保(RC/L)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

操作項目

-137-

1-1

水位L-3～L-8維持の確
・原子炉水位
認

1-2

水位下降中

1-3

ECCS系、給復水系及び ・ECCS系、給復水系及びHPAC系の作動状
HPAC系作動状況
況

1-4

原子炉水位
TAF以上維持・原子炉水位水位

・原子炉水位

1.0.6-別紙4-8

別紙4-3（1/1）

EOP 『減圧冷却(CD)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

減圧

1-1

主復水器使用可能

・復水器器内圧力・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ蒸気圧力・循環水系運転状況
・復水系（H/W含む）運転状況
・OG系運転状況

1-2

減圧手段選択・原子炉圧力・S/P水温度

1-3

RHR SHC起動

・RHRのSHCﾓｰﾄﾞの状態

2-1

原子炉水位
TAF～L-8維持

・原子炉水位-138水位判断のための確認項目

操作項目

1.0.6-別紙4-9

別紙4-4（1/1）

EOP 『PCV圧力制御(PC/P)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

・D/W酸素濃度
N2または空気漏えいに
・D/W温度よるD/W圧力上昇
・N2使用量1-2

水位L-1以下経験の有
無・原子炉水位記録計・L-1警報経験

1-3

原子炉水位
TAF以上維持・原子炉水位

1-4

S/P圧力

・S/P圧力

操作項目

PCV圧力制御-1391.0.6-別紙4-10

別紙4-5（1/2）

EOP 『PCV圧力制御(PC/P)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

2-1

原子炉水位をできるだ
・原子炉水位け高く維持

2-2

279 kPa以下維持

・S/P圧力3-1

炉心損傷有無・CAMSによるγ線量率3-2

AM用S/P水位m以上

・AM用S/P水位

操作項目

原子炉満水

-140PCVﾍﾞﾝﾄ

1.0.6-別紙4-11

別紙4-5（2/2）

EOP 『D/W温度制御(DW/T)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

D/W局所温度・D/W局所温度

1-2

D/W空間部温度制限

・原子炉圧力・D/W空間部温度

1-3D/Wｽﾌﾟﾚｲ起動

・D/W温度

操作項目

D/W温度制御
DW/T

-141-

1.0.6-別紙4-12

別紙4-6（1/1）

別紙4-7（1/1）

EOP『S/P水温制御(SP/T(W))・S/P空間部温度制御(SP/T(A))』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

S/P水温度・S/P水温度

1-2

S/P水熱容量制限曲線

・S/P水温度・原子炉圧力2-1

温度上昇要因の復旧

・RCIC運転・SRV排気管異常・真空破壊弁開固着

2-2

S/P空間温度による対応操作

・S/P空間温度（局所）2-3

S/P水温度49℃以上

・S/P水温度

2-4

S/P水熱容量制限曲線

・S/P水温・原子炉圧力

操作項目

S/P水温制御
SP/T(W)-142S/P空間部温度制御
SP/T(A)

1.0.6-別紙4-13

EOP 『S/P水位制御(SP/L(H)(L))』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

・S/P水位S/P水位＆SRVﾃｰﾙﾊﾟｲﾌﾟ
・S/P水温度
制限曲線
・原子炉圧力

S/P水位
制御
SP/L(L)

2-1

S/P水位

-143-

S/P水位
制御
SP/L(H)

操作項目

・S/P水位

1.0.6-別紙4-14

別紙4-8（1/1）

EOP 『PCV水素濃度制御(PC/H)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

水素濃度
％以上
かつ、酸素濃度％以上

・PCV水素濃度
・PCV酸素濃度

1-2

水素濃度
時

・PCV水素濃度

PCV水素濃度
制御
PC/H

％以上

操作項目

-1441.0.6-別紙4-15

別紙4-9（1/1）

EOP 『水位回復(C1)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

水位回復
C1

判断のための確認項目

操作項目

-145-

1-1

低圧注水2系統以上起動・低圧注水2系統以上の作動状況確認

1-2

代替注水系2台以上起動・代替注水系2台以上の作動状況確認

1-3

原子炉水位TAF以上

・原子炉水位

1-4

原子炉水位下降中or原・原子炉水位
子炉水位上昇中1.0.6-別紙4-16

別紙4-10（1/2）

EOP 『水位回復(C1)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

2-1

炉圧
の確認

2-2

・RCICの作動状況
RCIC起動又はHPACによ・HPACの作動状況
り原子炉水位上昇中
・原子炉水位2-3

低圧注水1系統以上起動・低圧注水1系統の作動状況

2-4

代替注水系2台以上起動・代替注水系2台の作動状況

3-1

RCIC又はHPAC作動中

・RCIC流量・RCIC吐出圧力・HPAC流量・HPAC吐出圧力

3-2

TAF継続時間・最長許容炉心露出時間
・原子炉停止後の時間
・TAF継続時間

水位下降中

MPa以上

判断のための確認項目

操作項目

・原子炉圧力-146水位上昇中

1.0.6-別紙4-17

別紙4-10（2/2）

EOP
対応時の判断項目

制御項目『急速減圧(C2)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
判断のための確認項目

-147-

1-1

ADS全弁順次開放（ADS8弁開放）・原子炉圧力・ADS弁の開閉表示
・開放ADS、SRV排気管の温度

1-2

ADS＋SRVで8弁まで追
加開放・原子炉圧力・ADS、SRVの開閉表示
・開放ADS、SRV排気管の温度

1-3

ADS＋SRV2弁以上開放可能

・原子炉圧力・ADS、SRVの開閉表示
・開放ADS、SRV排気管の温度

1-4・RCIC蒸気ﾗｲﾝ
代替減圧手段使用可能 ・CUW作動
・MSﾄﾞﾚﾝ弁

1-5

原子炉減圧可能・原子炉圧力1-6

原子炉水位判明

・原子炉水位1-7

D/W空間部温度制限

・D/W空間部温度
・原子炉圧力

操作項目

急速減圧
C2

1.0.6-別紙4-18

別紙4-11（1/1）

EOP 『水位不明(C3)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

低圧注水系1台以上起動・低圧注水系1台の作動状況

1-2

RCIC又はHPAC起動・RCIC流量・RCIC吐出圧力・HPAC流量・HPAC吐出圧力1-3

代替注水系起動・代替注水系の作動状況

2-1

SRV2弁以上解放・原子炉圧力・SRVの開閉表示
・開放SRV排気管の温度2-2

原子炉への注水を増加
・原子炉圧力し、差圧を0.4MPa以上
・S/P圧力
維持

1-1

注水確保

操作項目

-148満水注入

1.0.6-別紙4-19

別紙4-12（1/2）

EOP 『水位不明(C3)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

2-3

開するSRVの数を減らし（最少2弁）差圧を0.4MPa以上維持

・原子炉圧力・S/P圧力・SRVの開閉表示
・開放SRV排気管の温度

2-4

代替確認方法による
RPV満水・開放SRV排気管の温度
・原子炉圧力2-5・原子炉圧力ADS弁を8弁開放し、代・SRVの開閉表示
替注水系により原子炉・開放SRV排気管の温度水位をできるだけ上昇
・代替注水系作動状況

3-1

水位判明

3-2

最長許容炉心露出時間 ・最長許容炉心露出時間
内に水位判明・原子炉停止後の時間

操作項目

満水注入

-149-

・原子炉水位

水位計復旧

1.0.6-別紙4-20

別紙4-12（2/2）

EOP 『EOP/SOPインターフェイス』操作等判断基準一覧(7号炉の例)
対応時の判断項目

制御項目

EOP/SOPｲﾝﾀｰ
ﾌｪｲｽ
ES/I

判断基準（操作補足含む）

1-1

CAMS起動確認又は起動 ・CAMSの作動状況

1-2

原子炉水位TAF以上

・原子炉水位1-3

炉心損傷開始・CAMSγ線線量率
・原子炉停止後の経過時間

1-4

RPV表面温度(OS)以上℃・RPV表面温度-1501.0.6-別紙4-21

操作項目

別紙4-13（1/1）

別紙4-14（1/1）

EOP『原子炉建屋制御(SC/C)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

1-1

原子炉建屋
制御
SC/C

判断のための確認項目

・破断箇所の隔離

1-2

主復水器使用可能

・復水器器内圧力・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ蒸気圧力・循環水系運転状況
・復水系（H/W含む）運転状況
・OG系運転状況

1-3

ECCS、NB、FDW系
配管破断

・破断箇所の配管の同定

1-4

D/W外側隔離弁「全閉」

・外側隔離弁の隔離

1-5

炉水温度100℃以下

・炉水温度

-151-

破断箇所の隔離操作項目

1.0.6-別紙4-22

別紙4-15（1/1）

EOP『SFP水位制御(SF/L)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

SFP注水手段確保

SFP注水手段の作動状況

1-2

SFPｵｰﾊﾞｰﾌﾛｰ水位付近
維持

・SFP温度・SFP監視ｶﾒﾗ

2-1

原子炉ｳｪﾙ注水手段確保原子炉ｳｪﾙ注水手段の作動状況

2-2

原子炉水位規定値以上 ・原子炉水位計
維持・SFP監視ｶﾒﾗ

3-1

各放射線ﾓﾆﾀ指示上昇

3-2

ｻｲﾌｫﾝ効果によるSFP水
・現場確認
流出

操作項目

SFP

-152-

原子炉ｳｪﾙ

・燃料取替ｴﾘｱ排気放射線ﾓﾆﾀ
・原子炉区域換気空調系排気放射線ﾓﾆﾀ
・ｴﾘｱ放射線ﾓﾆﾀ
・排気筒放射線ﾓﾆﾀ

隔離

1.0.6-別紙4-23

別紙4-16（1/1）

EOP『SFP水温度制御(SF/T)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

崩壊熱除去系統の復旧

最大熱負荷ﾓｰﾄﾞの変更
機器の復旧可否

1-2

SFP水温度65℃以下に維持

SFP水温度2-1

崩壊熱除去系統の復旧 機器の復旧可否

2-2

炉水温度65℃以下に維
炉水温度
持

操作項目

SFP

-153-

原子炉ｳｪﾙ

1.0.6-別紙4-24

別紙4-17（1/1）

EOP『原子炉停止時水位制御(RS/L)』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

原子炉注水手段確保

・停止域水位計
・原子炉注水手段の作動状況

1-2

原子炉水位
TAF以上維持・燃料域水位計

2-1

遠隔操作による隔離

・遠隔操作による隔離の可否

操作項目

水位

-154-

隔離

1.0.6-別紙4-25

別紙5(1/5)

EOP
【EOP

AM設備別操作手順書

AM設備別操作手順書一覧（7号炉の例）

適用範囲】

以下の場合
（１）全交流電源喪失が速やかに復旧できない事象（２）海水系機能喪失による除熱機能喪失事象

手順項目
荒浜側緊急用M/CによるM/C7C・7D受
電
D/G（A）（B）による緊急用M/Cへの受電

項目概要
M/C7C・7D電源喪失後、荒浜側緊急用M/CよりM/C7C・7Dを受電する。

ガスタービン発電機（GTG）及び電源車による緊急用M/C受電不可時、D/G（A）（B）により緊急用M/Cを受電する。

-155-

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によるMCC 7C-1-7受電後、中操監視計器類を復旧する。
電源確
保中操監視計器類復旧（C系）
ガスタービン発電機（GTG）、電源車によるMCC 7D-1-7受電後、中操監視計器類を復旧する。
中操監視計器類復旧（D系）

直流125V充電器盤7A受電

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によるMCC 7C-1-6受電後、直流125V充電器盤7Aを受電し直流電源の機能を回復させ、その後、蓄電池室の換気を確保したうえで蓄電池の回復充電を図る。

直流125V充電器盤7B受電

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によるMCC 7D-1-6受電後、直流125V充電器盤7Bを受電し直流電源の機能を回復させ、その後、蓄電池室の換気を確保したうえで蓄電池の回復充電を図る。

1.0.6-別紙5-1

別紙5(2/5)

手順項目

項目概要

RHR（A）による原子炉注水

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、RHRポンプ（A）により原子炉へ注水する。

RHR（B）による原子炉注水

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、RHRポンプ（B）により原子炉へ注水する。
ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、MUWCポンプにより原子炉へ注水する。

MUWCによる原子炉注水

消火ポンプによる原子炉注水
原
子
炉
注
水

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、ディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉へ注水する。

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、防火水槽または海水を水源として、消防車によ
消防車による原子炉注水（淡水／海 り原子炉へ注水する。
水）
CRDによる原子炉注水

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、CRDポンプ（A）により原子炉へ注水する。
ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、SLCポンプにより原子炉へ注水する。

-156-

SLCポンプによる注水
可搬式水位計により原子炉水位を監視し、手動弁操作によりRCICを起動する。
RCIC現場起動

HPCF緊急注水

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、補機冷却水が無い状態でHPCFポンプ（B）により原子炉へ注水する。
SRV駆動用の窒素ガスボンベが交換圧力まで下降した場合に常用側ボンベから予備側ボンベに切替を行う。

SRV駆動源確保

原
子
炉
減
圧

バッテリーによるSRV開放（多重伝送盤）

現場（多重伝送盤）でのバッテリー接続によりSRVを手動開して原子炉減圧する。

現場（ペネ室）でのバッテリー接続によりSRVを手動開して原子炉減圧する。
バッテリーによるSRV開放（現場ペネ室）
PCVベント弁駆動源確保［予備ボンベ］

各PCVベントライン隔離弁駆動用の空気ボンベ圧力が確保できない場合に常用側ボンベから予備側ボンベに切替を行う。

1.0.6-別紙5-2

別紙5(3/5)

手順項目
格
納
容
器
冷
却

項目概要

MUWCによるPCVスプレイ

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、MUWCポンプによりPCVスプレイを行う。

消火ポンプによるPCVスプレイ

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、ディーゼル駆動消火ポンプによりPCVスプレイを行う。

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、防火水槽または海水を水源として、消防車によ
消防車によるPCVスプレイ（淡水／海 りPCVスプレイを行う。
水）
RHR（A系）によるSFP注水

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、RHRポンプ（A）によりSFPへ注水する。

RHR（B系）によるSFP注水

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、RHRポンプ（B）によりSFPへ注水する。
ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、SPCUポンプによりSFPへ注水する。

SPCUによるSFP注水
ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、MUWCポンプによりSFPへ注水する。

-157-

MUWCによるSFP注水

ー

燃
料
プ
ル
注
水

消火ポンプによるSFP注水

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、ディーゼル駆動消火ポンプによりSFPへ注水する。

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、防火水槽または海水を水源として、消防車によ
消防車によるSFP注水（淡水／海水） りSFPへ注水する。
ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、防火水槽または海水を水源として、消防車によ
消防車によるSFPスプレイ（淡水／海 りSFPへスプレイする。
水）
MUWCによる原子炉ウェル注水

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、MUWCポンプにより原子炉ウェルへ注水する。

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、ディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉ウェル
消火ポンプによる原子炉ウェル注水 へ注水する。
ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、防火水槽または海水を水源として、消防車から消防車による原子炉ウェル注水（淡 原子炉ウェルに注水する。
水／海水）

1.0.6-別紙5-3

別紙5(4/5)

手順項目

項目概要

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、恒設補機冷却水系（A）により、原子炉系補機
恒設ＲＣＷ（A系）による補機冷却水 に冷却水を供給する。
確保
ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、恒設補機冷却水系（B）により、原子炉系補機
恒設ＲＣＷ（B系）による補機冷却水 に冷却水を供給する。
確保
補
機
冷
却
水
確
保

代替熱交換器車により原子炉補機冷却水系（A）を冷却する。
代替Hx（A系）による補機冷却水確保
代替熱交換器車により原子炉補機冷却水系（B）を冷却する。
代替Hx（B系）による補機冷却水確保
代替RSWポンプにより、海水を原子炉補機冷却水系（A）として供給する。
海水（A系）による補機冷却水確保
代替RSWポンプにより、海水を原子炉補機冷却水系（B）として供給する。
海水（B系）による補機冷却水確保-158-

RHR（A）による原子炉除熱

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、RHR（A）停止時冷却モードによる原子炉除熱を行う。

RHR（B）による原子炉除熱

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、RHR（B）停止時冷却モードによる原子炉除熱を行う。

CUW（A）による原子炉除熱

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、CUW非再生Hx（A）を用いた原子炉除熱を行う。

CUW（B）による原子炉除熱

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、CUW非再生Hx（B）を用いた原子炉除熱を行う。

RHR（A系）によるSFP除熱

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、RHR（A）によりSFPの除熱を行う。

RHR（B系）によるSFP除熱

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、RHR（B）によりSFPの除熱を行う。

FPC（A系）によるSFP除熱

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、FPC（A）によりSFPの除熱を行う。

FPC（B系）によるSFP除熱

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保するとともに、代替熱交換器車等により補機冷却水を確保し、FPC（B）によりSFPの除熱を行う。

除熱

1.0.6-別紙5-4

別紙5(5/5)

手順項目
MCR空調（A系）運転
被
水ば
素く
MCR空調（B系）運転
対防策止・
水素対策（トップベント）

項目概要
ガスタービン発電機（GTG）、電源車により空調機・ダンパの駆動電源を確保し、再循環運転を行う。またMCR空調の再循環運転では中央制御室内のCO2濃度が上昇し酸素濃度の低下を招くことから「中操隔離時のCO2濃度の推移」
を参考に外気取り入れを行いCO2濃度の上昇を緩和する。
ガスタービン発電機（GTG）、電源車により空調機・ダンパの駆動電源を確保し、再循環運転を行う。またMCR空調の再循環運転では中央制御室内のCO2濃度が上昇し酸素濃度の低下を招くことから「中操隔離時のCO2濃度の推移」
を参考に外気取り入れを行いCO2濃度の上昇を緩和する。
原子炉建屋の水素濃度を監視し、緊急時対策本部に指示値を報告する。

電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、純水タンクを水源としてMUWPポンプにより復水貯蔵槽へ補給する。
MUWPポンプによるCSPへの補給
水源
確保ディーゼル駆動消火ポンプにより海水を水源として復水貯蔵槽へ補給する。
消火ポンプによるCSPへの補給
消防車によるCSPへの補給（淡水／海
水）

-159-

デ
ブ
リ
冷
却

消防車により防火水槽または海水を水源として復水貯蔵槽へ補給する。

MUWCによるデブリ冷却

ガスタービン発電機（GTG）、電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し、MUWCポンプにより、ぺデスタル注水を行い、デブリの冷却を実施する。

消火ポンプによるデブリ冷却

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、ディーゼル駆動消火ポンプにより、ぺデスタル
注水を行い、デブリの冷却を実施する。

ガスタービン発電機（GTG）、電源車により弁の駆動電源を確保し、防火水槽または海水を水源として、消防車から消防車によるデブリ冷却（淡水／海 ぺデスタル注水を行い、デブリの冷却を実施する。
水）

1.0.6-別紙5-5

１－１ 「AM 操作方針の全体流れ図」

別紙 6（1/8）-1601.0.6-別紙 6-1

注水-1「損傷炉心への注水」

別紙 6（2/8）-1611.0.6-別紙 6-2

別紙 6（3/8）

注水-2「長期の原子炉水位の確保」-1621.0.6-別紙 6-3

別紙 6（4/8）

注水-3a「RPV 破損前の下部 D/W 初期注水」-1631.0.6-別紙 6-4

別紙 6（5/8）

注水-3b「RPV 破損後の下部 D/W 注水」-1641.0.6-別紙 6-5

別紙 6（6/8）

注水-4「長期の RPV 破損後の注水」-1651.0.6-別紙 6-6

除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」
別紙 6（7/8）-1661.0.6-別紙 6-7

除熱-2「RPV 破損後の除熱」

別紙 6（8/8）-1671.0.6-別紙 6-8

別紙7-1（1/2）

AMG/SOP 『注水-1 損傷炉心への注水』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

1-1

原子炉圧力
未満

MPa

1-2

高圧注水系統使用可能 ・高圧注水系の作動状況

1-3

低圧注水系統使用可能 ・低圧注水系の作動状況

1-4

原子炉水位の減圧基準
・原子炉水位
水位到達

2-1

D/Wヘッド雰囲気温度℃以上

・D/Wヘッド雰囲気温度

2-2

ウェルへの注水・SPCU作動状況
・CSP水位・D/Wヘッド雰囲気温度

操作項目

・原子炉圧力初期注水-168ウェル注水

1.0.6-別紙7-1

別紙7-1（2/2）

AMG/SOP 『注水-1 損傷炉心への注水』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

3-1

判断のための確認項目-169-

損傷炉心冷却・原子炉水位
・原子炉下鏡表面温度
・原子炉への注水量

RPVの健全性確認

・原子炉圧力・ドライウェル圧力・下部D/W雰囲気温度
・サプレッションプール水温・ドライウェル水素濃度
・原子炉水位・制御棒位置の指示値
・RPV下鏡部温度の指示値

操作項目

炉心確認

3-2

1.0.6-別紙7-2

別紙7-2（1/3）

AMG/SOP 『注水-2 長期の原子炉水位の確保』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

操作項目

1-1

原子炉水位確認可能

・原子炉水位計

1-2

RHR使用不可・RHRポンプ、主要弁、制御電源の確認

長期の原子炉水位の確保-1701.0.6-別紙7-3

別紙7-2（2/3）

AMG/SOP 『注水-2 長期の原子炉水位の確保』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

2-1

損傷炉心冷却判断のための確認項目

操作項目

・原子炉下鏡表面温度

炉心確認

-171-

2-2

RPVが健全・原子炉圧力・ドライウェル圧力・下部D/W雰囲気温度
・サプレッションプール水温・ドライウェル水素濃度
・原子炉水位・制御棒位置の指示値
・RPV下鏡部温度の指示値

1.0.6-別紙7-4

別紙7-2（3/3）

AMG/SOP 『注水-2 長期の原子炉水位の確保』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

判断のための確認項目

炉心確認

2-3

外部水源注水制限到達・D/W水位
・S/P水位RHR復旧確認

3-1

RHRポンプによる注水

・RHRの作動状況
・注水流量
・原子炉水位操作項目-1721.0.6-別紙7-5

別紙7-3（1/1）

AMG/SOP 『注水-4 長期のRPV破損後の注水』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

原子炉注水

判断のための確認項目

操作項目

1-1

原子炉への注水

・原子炉注水系の作動状況

2-1

D/Wヘッド雰囲気温度℃以上

・D/Wヘッド雰囲気温度

2-2

ウェルへの注水・SPCU作動状況
・CSP水位・D/Wヘッド雰囲気温度

3-1

RHR使用可能・RHRポンプ、主要弁、制御電源の確認

3-2

外部水源注水制限
到達・D/W水位
・S/P水位

4-1

RHRポンプによる
注水

・RHRの作動状況
・注水流量
・原子炉水位

ウェル注水-173RHR使用不可の確認

RHR復旧確認1.0.6-別紙7-6

別紙7-4（1/2）

AMG/SOP 『除熱-1 損傷炉心冷却後の除熱』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

RHR機能復旧・RHRポンプ、主要弁、制御電源の確認

1-2

RPV水位L-3～L-8安定・原子炉水位

1-3

格納容器圧力kPa・格納容器圧力以上または格納容器温・格納容器温度度℃以上

1-4

RHRによる除熱達成

・S/P水温・格納容器圧力1-5

外部水源注水制限到達・D/W水位
・S/P水位1-6

PCV圧力低下・D/W圧力・S/P圧力

1-7

水素濃度＜

制御項目

損傷炉心冷却後の除熱操作項目-174損傷炉心冷却後の除熱％・格納容器水素濃度

1.0.6-別紙7-7

別紙7-4（2/2）

AMG/SOP 『除熱-1 損傷炉心冷却後の除熱』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

制御項目

損傷炉心冷却後の除熱

1-8

PCVスプレイ停止条件
到達判断のための確認項目

操作項目

・D/W圧力・S/P圧力-1751.0.6-別紙7-8

別紙7-5（1/1）

AMG/SOP 『除熱-2 RPV破損後の除熱』操作等判断基準一覧（7号炉の例）
対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

RHR機能復旧・RHRポンプ、主要弁、制御電源の確認

1-2

格納容器圧力kPa・格納容器圧力以上または格納容器温・格納容器温度度℃以上

1-3

RHRによる除熱達成

・S/P水温・格納容器圧力1-4

外部水源注水制限到達・D/W水位
・S/P水位

1-5

PCV圧力低下・D/W圧力・S/P圧力

1-6

水素濃度＜

1-7

PCVスプレイ停止条件
到達

制御項目

-176-

損傷炉心冷却
後の除熱

％

操作項目

・格納容器水素濃度

・D/W圧力・S/P圧力1.0.6-別紙7-9

別紙8

緊急時対策本部運営要領一覧【緊急時対策本部運営要領

導入条件】

発電所において緊急時対策本部が設置される際に導入される。なお、具体的な操作手順はEHPに記載されているが、複数の使用可能なEHP手順が存在する場合、
以下のような観点から使用可能な手順を対比し、事故対応に適切な手順を選択する。
【EHP手順選択時の着目点】
ａ．EHPの操作完了（機能発揮）までの所要時間の長短
ｂ．水源確保・給油なども含めた、機器の機能維持に必要となる対応の要否
ｃ．注水圧力・注水流量等、プラントへの効果（炉心冷却効果等）の大小
ｄ．操作に伴うプラント設備への悪影響（使用水の水質など）の大小

手順項目

項目概要

初動対応戦略及び事故の進展に応じた
対応戦略

事故時に緊急時対策本部実施組織が実施すべきプラント支援の方針をまとめたもの。初期に緊急時対策本部にて入手できる情報をもとに戦略を選択するためのガイド。戦略が確定した後に、EHPから手順を選択し実行していく。

-177-

号機班手順

復旧班手順

情報・基盤班手順

計画班手順

当直員との通話またはその他の手段を用いて事故状況を把握するとともに、プラントパラメータを入手して緊急時対策本部で共有するなどの運転員を除いた号機班活動内容を定めた手順。
（例）タンク水位遠隔監視
復旧班が行う活動のうち、運転員との連携を含まない活動内容を定めた手順。
（例）給油計画立案手順、ホイールローダ用遮へい取付手順、照明設置手順※電源復旧、水源確保、燃料補給に関する手順は、「多様なハザード対応手順」に定める。
緊急時対策所における情報共有のためのシステム支援、通信支援に関する活動内容を定めた手順。
（例）テレビ会議システム立ち上げ手順、移動無線操作手順、衛星車接続手順
事故状況の把握評価および事故影響範囲の推定など計画班の活動を定めた手順。
（例）原子炉水位／有効燃料頂部（TAF）到達時間予測、格納容器最高使用圧力（1Pd）到達時間予測

資材班手順

放出量評価および評価のためのデータ採取・分析、環境モニタリング、被ばく線量評価および出入り管理所の設置等の放射線に関わる保安班の活動を定めた手順。
（例）環境影響評価システムによる評価、モニタリングポスト代替測定、緊急時による出入管理所の設営
資機材の確保、輸送および社外機動力の確保要請等を迅速に対応するための資材班の活動を定めた手順。
（例）契約業者からの燃料受け入れ

総務班手順

緊急時対策本部の設置、食料調達、医療活動および避難誘導等に関わる総務班の活動を定めた手順。
（例）免震棟ガスタービン発電機手動起動手順、緊急時における備蓄食糧に関する対応手順、緊急時対策本部機能の移設手順

保安班手順

1.0.6-別紙8-1

別紙9(1/2)

多様なハザード対応手順一覧（７号炉の例）
手順項目

（

炉
心
冷
却

防火水槽または海水を水源として、消防車による送水を建屋外部接続口に接続することにより、直接CSPに補給する。

消防車による防火水槽への海水補給

消防車により防火水槽へ海水を補給する。

消防車による送水

消防車を用いる全ての手順に共通して使用し、水源、ホース布設ルート、ホース接続箇所および車両の配置等を決定する。

純水移送ポンプ，ろ過水移送ポンプ，純 仮設発電機により、純水移送ポンプ、ろ過水移送ポンプまたは純水送水ポンプの電源を確保する。
水送水ポンプ電源確保
貯水池から防火水槽，淡水タンクへの補 貯水池の保有水により、防火水槽、ろ過水タンクまたは純水タンクを補給する。
給淡水タンクから防火水槽への補給

ろ過水タンクまたは純水タンク保有水により、防火水槽を補給する。

）

-178-

S
F
P
冷
却
を
含
む

項目概要

消防車によるCSPへの補給

荒浜側から大湊側へのろ過水，純水移送 荒浜側ろ過水タンクまたは純水タンク保有水を大湊側ろ過水タンクまたは純水タンクに送水する。

井戸からの取水

貯水池へ淡水を補給するための井戸ポンプの電源が喪失している場合、非常用発電機によりポンプ電源を確保する。

フィルターベント水位調整

フィルターベント内の保有水の低下分を補うために、防火水槽または海水を水源として消防車によりフィルターベントに注水する。また、結露水等により保有水が必要以上に増加した場合には、ドレンにより保有水を調整する。

フィルタベント停止後のN2パージ手順

可搬型窒素供給設備によりフィルタベント配管を窒素ガスでパージする。

機格
能納
維 容 代替Hxによる補機冷却水確保
持器
海水による補機冷却水確保

代替Hxにより補機冷却水を循環させるとともに、海水で補機冷却水を冷却する。

代替RSWポンプにより、海水を補機冷却水として供給する。

MCC 7C系からMCC 7D系負荷への仮設電源 SBO後、大湊側緊急用M/CよりMCC 7D系への給電が不可能な場合、緊急用M/Cより給電されたMCC 7C系より仮設電源ケーブルを確 電 供給布設・接続することでMCC 7D系を受電し、注水・除熱・監視機能等の必要な負荷の電源復旧を図る。
保源

1.0.6-別紙9-1

別紙9(2/2)

手順項目
電源車によるP/C 7C-1受電
可搬バッテリーによるRCIC電源確保
衛星電話・無線連絡設備用電源確保
電
源
確
保

-179-

状
態
監
視

バッテリーによるSRV開放（現場ペネ室）
GTGによる緊急用M/C受電

項目概要
SBO後、設計ベースの恒設設備による受電（外部電源、非常用D/G）及び緊急用M/Cによる受電が見込めない場合に、電源車によりP/C 7C-1へ給電することで、注水・除熱・監視機能等の電源復旧を図る。
可搬バッテリーをDC125V主母線盤に接続し、RCIC用電源を確保するとともに、可搬バッテリーを電源車で充電し継続的に利用可能とする。
交流120V中央制御室計測用分電盤6A（DIV－Ⅰ）から仮設電源供給操作により常／非常用照明分電盤に給電することで、通信設備機能の必要な負荷の電源復旧を図る。
現場（ペネトレーション室内の端子台）へのバッテリー接続によりSRVを手動開して原子炉減圧する。
GTGを起動し、緊急用M/Cを受電する。

電源車による緊急用M/C受電

GTGが使用できない場合に、電源車を起動し、緊急用M/Cを受電する。

各号炉D/Gによる緊急用M/C受電

電源融通可能なプラントのD/Gにより緊急用M/Cを受電する。

外部電源による緊急用M/C受電

外部電源により緊急用M/Cを受電する。

重要監視計器復旧

重要パラメータ監視計器は、多重化された直流電源設備を電源としているが、万が一、直流電源喪失に至った場合は、代替監視計器を接続する。

原子炉建屋ベント

原子炉建屋屋上においてワイヤーブロックによりトップベント（2箇所）を開放するとともに、同じくワイヤーブロックによりブローアウトパネル（4箇所）を開放する。また、原子炉建屋オペレーティングフロアの排気を促すために原子炉建屋の大物搬入口を開放する。

放射性物質放出箇所へのスプレイ（淡水 防火水槽または海水を水源として、放射性物質が大気放出されている建屋損壊部等に向かって、高所放水車で放水し、放出を
/海水）
抑制する。
海洋への放出抑制
排水路、取水口、放水口周りにシルトフェンスを設置し、海洋への放射性物質の放出を抑制する。
その他

タンクローリーへの給油

軽油タンクから、各機器等への給油用タンクローリーに給油する。

タンクローリーから各機器等への給油

タンクローリーからGTG用軽油地下タンク、電源車および消防車等に軽油を給油する。

ドラム缶（ガソリン）からの給油

少量危険物保管庫のガソリン用ドラム缶から携行缶へ給油する。

軽油タンクからディタンクへの燃料移送 燃料移送ポンプが機能喪失した際に、仮設発電機により代替燃料移送ポンプを起動してディタンクへ軽油を補給する。
アクセスルート確保（瓦礫除去，段差復 緊急時対策本部からプラントまでのアクセスルートの健全性を確認し、緊急車両等の通行に支障がある場合は、瓦礫除去、段旧，陥没箇所復旧）
差復旧および陥没箇所復旧等の必要な対応を行う。
降雪・降灰対応手順
雪または灰の除去を行う。また、降灰により非常用D/G等の給気フィルターが詰まる場合にはフィルターの交換、清掃を行う。

1.0.6-別紙9-2

別紙 10

ＥＯＰ/ＳＯＰフローチャート凡例
記号

説明

記号

説明

１

・他の制御からの導入（常に左から入る）
・○内は矢羽根連携ナンバーを記載

２・他の制御への移行（常に右へ出る）
・○内は矢羽根連携ナンバーを
記載

１４

３

・主制御名称１５・操作毎に特記すべき注意書

４・各制御名称１６・制御導入条件補足

１３

５

移行条件

６

・Ｙになる前に事前に操作，判断・Ｘになる前に事前に操作，判断ＹＸ・各ＥＯＰ制御から「スクラム」(ＲＣ)へ脱出するための条件
・条件の内，一つでも満足された場合は「スクラム」(ＲＣ) １７へ脱出する
・フローシートの上部に置き，指揮者の常時監視項目である
・「スクラム」（ＲＣ）以外の制御へ移行するための条件
・この条件が成立した場合，他の制御へ移行する
１８・フローシートの関係箇所に置き，指揮者の常時監視項目で
ある

脱出条件

・パラメータ別の移行先

注1・フローチャート別，注意事項－１
・注意事項の解説がある項目については，注意事項の枠内で＃４と二重の記載がある

図-1

・フローチャート別，図－１□□□□□□□

７

・確認

１９

８

・操作

９

・ＴＳＣの指示によって実施す
る操作

・□□□□

・□□

・□□

・□□□

・操作及び確認目的の視認性向上を目的に下線を使用する

２０

・各操作ステップ間の連絡線には移行方向を明確にするため
三角矢印を適所に用いる

２１・各操作ステップ間の連絡線の曲り箇所は，ステップ記号の視認性向上を目的に曲線とする（並行操作） ・各制御又は各ステップ操作，

Ｎ

１０

・操作判断

２２
優先１ 優先２ 優先３

Ｙ

Ｎ

１１

Ｎ

１２

・待ち（監視操作継続）
・脱出条件又は移行条件が満足されるまで監視操作継続
・操作が遂行できなければ（ＮＯ）次の操作へ移行する□□□□□□□

２３

・判断

Ｙ

1.0.6-別紙 10-1

-180-①□□□□□□②□□□□□

確認等が並行操作であり，且つ優先順位がある場合には，左から優先順位順に記載する・操作ステップ内の目的操作，確認等に優先順位がある場合には，丸数字により優先順位を記載する

添付資料 1.0.7

本資料のうち，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
有効性評価における重大事故対応時の手順について

-181-

目

次

１．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
１.１ 高圧・低圧注水機能喪失
１.２ 高圧注水・減圧機能喪失
１.３ 全交流動力電源喪失
１.４ 崩壊熱除去機能喪失
１.４.１ 取水機能が喪失した場合
１.４.２ 残留熱除去系が故障した場合
１.５ 原子炉停止機能喪失
１.６ ＬＯＣＡ時注水機能喪失
１.７ 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
２．重大事故２.１ 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
２.２ 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
２.３ 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
２.４ 水素燃焼
２.５ 格納容器直接接触（シェルアタック）
２.６ 溶融炉心・コンクリート相互作用
３．使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
３.１ 想定事故１
３.２ 想定事故２４．運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
４.１ 崩壊熱除去機能喪失
４.２ 全交流動力電源喪失
４.３ 原子炉冷却材の流出
４.４ 反応度の誤投入
下線部：本日提出資料-182-１.４ 崩壊熱除去機能喪失
１.４.１ 取水機能が喪失した場合

特徴
運転時の異常な過渡変化又は事故(LOCA を除く)の発生後，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，緩和措置が取られない場合には，炉心損傷より先に格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位低下により炉心損傷に至る。なお，取水機能を喪失すると，非常用ディーゼル発電機も機能喪失する。

基本的な考え方
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流
電源設備による給電及び低圧代
替注水系(常設)による注水の準備が完了したところで，原子炉の減圧及び低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を開始し，炉心の著しい損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を行うことによって格納容器除熱を実施する。

解析上の対応手順の概要フロー凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

※４

Ⅰ

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５

原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

早期の電源回復不能と判断

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

※７

Ⅲ

※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）回復は解析上
考慮せず

代替原子炉補機冷却系準備
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

対応手順の概要

交流電源回復操作を実施

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ

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

全交流動力電源喪失及び原
子炉スクラム確認
原子炉隔離時冷却系による原子炉水位回復確認
早期の電源回復不能判断及び対応準備
常設代替交流電源設備による交流電源供給
低圧代替注水系(常設)による原子炉注水代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了（約１２時間後）代替注水系２台準備

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０

Ⅴ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

代替注水系による原子炉注水（適時）

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備Ｙｅｓ（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。
※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。

残留熱除去系準備※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。

※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-1-183-

事故時運転操作手順書-1841.0.7-1.4.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「ＡＯＰ」「全交流電源喪失」

凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

：判断

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

※４

Ⅰ

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

早期の電源回復不能と判断

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

※７

Ⅲ

※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する-185-

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）「外部系統事故」発生
ＡＯＰ「全交流電源喪失」
により対応する。
全交流動力電源喪失により原子炉 がスクラムしＥ ＯＰ「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作でＥＯ
Ｐに記載のない操作は，引き続きＡＯＰ「全交流電源喪失」
で対応する。
緊急時対策本部へ緊急Ｍ／
Ｃ受電・電源車配備等を要請する。

交流電源回復操作を実施

多様なハザード対応手順

回復は解析上考慮せず

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ（約１２時間後）代替注水系２台準備（適時）

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの準備が完了

代替注水系による原子炉注水

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電

Ⅴ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

Ｎｏ

Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０

Ａ

代替原子炉補機冷却系準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了

操作補足事項大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。

代替Ｈｘによる補機冷
却水確保
消防車によるＣＳＰへの補給※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備Ｙｅｓ（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。
※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。
※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-3

貯水池から防火水槽，淡水タンクへの補給

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「ＡＯＰ」「全交流電源喪失」

凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

多様なハザード対応手順

Ａ

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

：判断

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

※４

Ⅰ

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

早期の電源回復不能と判断

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

※７

Ⅲ

※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する-186-

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）

交流電源回復操作を実施

回復は解析上
考慮せず

代替原子炉補機冷却系準備
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

ⅣＮｏ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了（約１２時間後）代替注水系２台準備

代替注水系による原子炉注水（適時）

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０

Ⅴ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。
※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備Ｙｅｓ（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。
※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。
※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-4

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電
AM・荒浜側緊急用Ｍ／ＣによるＭ／Ｃ７Ｃ・７Ｄ
受電解析上の対応手順の概要フロー

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

凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

：判断

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

※４

Ⅰ

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

早期の電源回復不能と判断

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備※７

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
全給水喪失，高圧・低圧注
水系起動不可により原子炉ス
クラム後も原子炉水位は低下
し，レベル３～レベル８に維持不可能のため，「水位確保」
制御へ移行する。

Ⅲ※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する-187-

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）多様なハザード対応手順

交流電源回復操作を実施

回復は解析上
考慮せず

代替原子炉補機冷却系準備
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

ⅣＮｏ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了（約１２時間後）代替注水系２台準備

代替注水系による原子炉注水（適時）

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０

Ⅴ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。
※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備Ｙｅｓ（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。
※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。
※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-5

解析上の対応手順の概要フロー

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

凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

：判断

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

※４

Ⅰ

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

多様なハザード対応手順※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

※７

Ⅲ

※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する-188-

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）

交流電源回復操作を実施

回復は解析上
考慮せず

代替原子炉補機冷却系準備
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ（約１２時間後）代替注水系２台準備

代替注水系による原子炉注水（適時）

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０

Ⅴ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。
※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備Ｙｅｓ（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
原子炉制御「スクラム」※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

原子炉水位低（レベル２）
にて原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉隔離時冷却系により注水が開始され，原子炉水位が上昇することを確認する。
以降，原子炉水位をレベル
３～レベル８で維持するように制御する。

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ｃ

Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

早期の電源回復不能と判断

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

操作補足事項※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。
※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

操作補足事項

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
原子炉制御「スクラム」

凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失格納容器冷却機能がないた
め，原子炉格納容器の圧力および温 度が上昇することか
ら，格納容器制御「S/P 温度制御」「PCV 圧力制御」が導入される。

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

：判断

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

※４

Ⅰ

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

早期の電源回復不能と判断

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備※７

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
格納容器制御「Ｓ／Ｐ温度制御」

Ⅲ※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する-189-

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）

交流電源回復操作を実施

回復は解析上
考慮せず

代替原子炉補機冷却系準備
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ（約１２時間後）代替注水系２台準備

代替注水系による原子炉注水（適時）

淡水タンクから防火水槽への補給

多様なハザード対応手順（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０

Ⅴ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。
※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備Ｙｅｓ（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。
※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

Ｄ

全 交 流 動 力 電 源喪 失 に より，残留熱除去系によるサプ
レッション・プール水の冷却ができないため，サプレッション・プール水の温度を継続監視する。
サプレッション・プールの水温度がサプレッション・プ
ール水熱容量制限値以上になった場合には，「急速減圧」制
御に移行する。

※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。
※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
不測事態「急速減圧」

凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

：判断

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

※４

Ⅰ

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

早期の電源回復不能と判断

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

※７

Ⅲ

※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する-190-

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）

交流電源回復操作を実施

Ⅴ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

Ｎｏ（約１２時間後）代替注水系２台準備

代替注水系による原子炉注水（適時）

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

Ｙｅｓ

多様なハザード対応手順

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。
※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備Ｙｅｓ（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。
※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

常設代替交流電源設備（ガスタ－ビン発電機）等による非常用電源回復後，低圧代替
注水系（復水移送ポンプ）が注水可 能であることを 確認
し，逃がし安全弁を順次開放
して，原子炉を減圧する。
原子炉減圧後は原子炉水位計が正 常であることを 確認
し，低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による注水が開始
され，原子炉水位が上昇する
ことを確認し，原子炉水位をレベル３～レベル８で維持するように制御する。

回復は解析上考慮せず

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０Ｅ

代替原子炉補機冷却系準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了

操作補足事項※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。
※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-8AM・荒浜側緊急用Ｍ／ＣによるＭ／Ｃ７Ｃ・７Ｄ
受電
・ＭＵＷＣによる原子炉
注水解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」

凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

：判断

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

※４

Ⅰ

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

早期の電源回復不能と判断

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

※７

Ⅲ

※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する-191-

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）

交流電源回復操作を実施

回復は解析上
考慮せず

代替原子炉補機冷却系準備
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作（約１２時間後）代替注水系２台準備

代替注水系による原子炉注水（適時）

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。
※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備

Ｙｅｓ

格納容器冷却機能がないた
め，原子炉格納容器の圧力を監視し，原子炉格納容器の圧力に応じた対応操作を実施する。
原子炉水位確保後，代替格
納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）による代替格納容器スプレイを実施する。
原子炉水位をレベル３～レ
ベル８で維持しながら，低圧
代替注水系（復水移送ポンプ）
による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）による代替格納容器スプ レイを交互に実 施する。

多様なハザード対応手順

Ⅴ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

ＮｏＦ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了

操作補足事項（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。
※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。
※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-9

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電
AM

・ＭＵＷＣによるＰＣＶ
スプレイ

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
格納容器制御「Ｓ／Ｐ温度制御」

凡例
全給水喪失発生

外部電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業（約１３秒後）「タービン蒸気加減弁急速閉」
信号発生

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

：判断

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復全交流動力電源喪失

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認

原子炉補機冷却海水系起動不可 ※３
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討※４

Ⅰ

代替原子炉補機冷却系の準備が完了したことを確認し，残留熱除去系によるサプレッ
ション・プール水の冷却を実施する。

代替Ｈｘによる補機冷
却水確保Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※５
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ｇ

多様なハザード対応手順

Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

高圧代替注水系
起動操作

Ｙｅｓ

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

操作補足事項Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

AM
早期の電源回復不能と判断※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備※７

・・代替Ｈｘ（Ａ系）による補機冷却水確保
・・代替Ｈｘ（Ｂ系）による補機冷却水確保

Ⅲ※８
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備※９

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

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する-192-

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電（約７０分後）

交流電源回復操作を実施

回復は解析上
考慮せず

代替原子炉補機冷却系準備
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅱ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ

消火系による
復水貯蔵槽への補給

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台準備が完了（約１２時間後）代替注水系２台準備

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始※１０

代替注水系による原子炉注水

（適時）

※３へ

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に、原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１１
以下

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※２
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」 ※１２回復※３
原子炉補機冷却海水系が起動できないため、非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため、長時間の運転継続が不可能と判断する。
※４
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内、停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また、他号機からの電力融通についても検討する。

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※５
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止Ⅵ※６
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため、冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また、全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ開始※１３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドラ
イウェルスプレイ可能※７
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備Ｙｅｓ（約２０時間後）
代替原子炉補機冷却系準備が完了※１４「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※８
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。
※９
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※１０
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上
原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。
※１１
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※１２
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１５
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

（Ａ系）

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

Ｙｅｓ

（Ｂ系）
Ⅴ

※１３
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保
後、代替格納容器スプレイを実施する。
※１４
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。
原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。
※１５
残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却運転による格納容器除熱の効果が確認されたため、代替格納容器スプレイを停止する。

1.0.7-1.4.1-10

２.１

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)

解析上の対応手順の概要フロー特徴
格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸
気，金属－水反応等によって発生
した非凝縮性ガス等の蓄積によって，緩和措置がとられない場合には，格納容器内の雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し格納容器が破損に至る。

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断

基本的な考え方低圧代替注水系による代替原子炉注水，代替格納容器スプレイ
冷却系による格納容器冷却，代替
循環冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱によって格納容器破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出の防止を図る。

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

※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

炉心損傷開始常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作Ⅰ

代替原子炉補機冷却系準備

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

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上
考慮せず

a.

b.

c.
d.

e.
f.
g.

原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能及び対応
準備
炉心損傷確認
常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系(常設)による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却
代替循環冷却による格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱

回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

対応手順の概要

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認※１３

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-1

-193-

※２０
「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

事故時運転操作手順書-1941.0.7-2.1-2

全体対応フロー事故時運転操作手順書-1951.0.7-2.1-3

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（事象ベース）「ＡＯＰ」「冷却材喪失事故」

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-196-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動※９
原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）「冷却材喪失事故，外部系統事故」発生
ＡＯＰ「冷却材喪失事故」「全交流電源喪失」により対応する。
格納容器圧力高により原子炉がスクラムしＥＯＰ「スクラム」へ移行して対応するが，その他の必要な操作でＥＯＰに記載のない操作は引き続き
ＡＯＰ「冷却材喪失事故」「全
交流電源喪失」で対応する。

多様なハザード対応手順【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認

Ａ

上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認

操作補足事項

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-4

解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（事象ベース）「ＡＯＰ」「全交流電源喪失」

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

操作補足事項Ａ「外部系統事故」発生
緊急時対策本部へ緊急Ｍ／
Ｃ受電・電源車配備等を要請する。

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断

多様なハザード対応手順
Ⅲ
原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を
判断する。

※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

炉心損傷開始常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作Ⅰ

代替原子炉補機冷却系準備

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

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

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

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認

代替Ｈｘによる補機冷
却水確保上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-197-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施

消防車によるＣＳＰへの補給【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-5

貯水池から防火水槽，淡水タンクへの補給

解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

多様なハザード対応手順

Ａ：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（事象ベース）「ＡＯＰ」「全交流電源喪失」

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-198-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電

※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。

・荒浜側緊急用Ｍ／ＣによるＭ／Ｃ７Ｃ・７Ｄ
受電※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測AM※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-6

解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

Ｂ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
格納容器制御「Ｄ／Ｗ温度制御」

Ｃ：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

操作補足事項

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
原子炉制御「スクラム」

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-199-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える

多様なハザード対応手順※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
冷却材喪失，全交流動力電
源喪失によりドライウェル空間温度が上昇するため，原子炉圧力－ドライウェル空間部
温度による「水位不明判断曲
線」から水位不明を判断する。
水位不明領域に入ったことを確認後，「水位不明」制御へ
移行する。

※２０
「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-7

解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
不測事態「水位不明」

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認

多様なハザード対応手順

上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-200-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測水位不明になった時刻を炉
心露出時刻として露出時間の測定を開始する。
大ＬＯＣＡにより原子炉圧力は急減しているが，非常用炉心冷却系機能喪失および全交流動力電源喪失により原子炉注水が行えない。そのため，
原子炉 水位は急激に低 下する。

大湊側防火水槽への補給

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］※９

原子炉冠水確認Ｄ（適宜実施）（適宜実施）※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

操作補足事項※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-8

解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「ＥＯＰ」
不測事態「水位不明」

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

操作補足事項Ｄ

代替注水系を含め原子炉注
水機能喪失確認後，「ＥＯＰ／
ＳＯＰインターフェイス」に移行する。

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断

多様なハザード対応手順
Ⅲ
原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を
判断する。

※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

炉心損傷開始常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作Ⅰ

代替原子炉補機冷却系準備

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

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-201-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-9解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

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

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-202-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測格納容器雰囲気放射線レベル計にて，ＳＯＰ導入条件判
断図により炉心損傷を判断す
る。
炉心損傷確認後，ＳＯＰ注
水－１「損傷炉心への注水」に移行する。

多様なハザード対応手順（約１２時間後）（約１２時間後）※６

Ｅ

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

操作補足事項※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-10

解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「ＳＯＰ」
注水-1「損傷炉心への注水」

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

操作補足事項Ｆ

常設代替交流電源設備（ガスタ－ビン発電機）等による非常用電源回復後，復水移送ポンプを起動し原子炉へ注水を開始する。
損傷炉心の冷却性，原子炉
圧力容器の健全性を確認後，注水－２「長期の原子炉水位確保」除熱－１「損傷炉心冷却後の除熱」に移行する。

（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

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

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認

多様なハザード対応手順

上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-203-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替えるAM※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

・荒浜側緊急用Ｍ／ＣによるＭ／Ｃ７Ｃ・７Ｄ
受電
・ＭＵＷＣによる原子炉
注水※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動※１８※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-11※３へ解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「ＳＯＰ」
注水-２「長期の原子炉水位の確保」

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給

多様なハザード対応手順

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-204-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水を継続し，炉心を冠水させる。
（除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」と並行操作）
外部水源注水制限に到達した場合，除熱－１「損傷炉心冷却後の除熱」に移行し，格
納容器ベントを実施する。

（適宜実施）（適宜実施）※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

Ｇ

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

操作補足事項※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-12解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「ＳＯＰ」
除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-205-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える

原子炉格納容器温度が１９０℃に到達後は，外部水源注
水制限に到達するまで代替格
納容器スプレイの間欠運転を実施する。この時に格納容器
ｐＨ制御のための薬品注入を実施する。
（注水-２「長期の原子炉水位の確保」と並行操作）
なお，原子炉注水と格納容器スプレイの双方へ十分な注
水ができない場合には，原子炉注水を優先し，原子炉を冠
水を維持できる範囲においては，原子炉注水を停止し，格
納容器スプレイを実施する。

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

Ｇ

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

操作補足事項多様なハザード対応手順※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）

AM※９
原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８・ＭＵＷＣによるＰＣＶ
スプレイ

※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-13

AM・Ｓ／Ｐ ｐＨ調整（仮称）解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※代替循環冷却を使用する場合：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「ＳＯＰ」
除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

代替Ｈｘによる補機冷
却水確保【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］※９

原子炉冠水確認※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-206-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施

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

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える

復水補給水系を用いた代替循環冷却※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測多様なハザード対応手順（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備

代替原子炉補機冷却系の準備が完了し，復水補給水系を用いた代替循環冷却が実施できる場合は，代替循環冷却運転を実施し，原子炉注水および格納容器除熱を開始する。

Ⅳ

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）※６

Ｇ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

操作補足事項※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-14

解析上の対応手順の概要フロー
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の兆候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

冷却材喪失（大破断）発生

凡例【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失

事故時運転操作手順書※１

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１

Ⅱ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※ 代替循環冷却を使用しない場合：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※２

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「ＳＯＰ」
除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」

Ⅳ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし，補給可能流量が少なく，貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

※３

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する。

※４
早期の電源回復不能と判断ⅢⅠ※５
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

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

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始代替原子炉補機冷却系準備

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

高圧／低圧注水機能
回復操作
回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

Ⅳ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

消火系による復水貯蔵槽への補給（約１２時間後）（約１２時間後）※６

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

格納容器薬品注入準備※２０
フィルタ装置排水ライン水張り※７

淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備
ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給

操作補足事項Ｇ

代替循環冷却が実施できな
い場合は，代替格納容器スプ
レイの間欠運転を実施し，外部水源注水制限に到達した場
合，外部水源による格納容器
スプレイを停止する。
原子炉格納容器圧力が限界
圧力に接近した場合，緊急時対策本部から格納容器ベントの許可を得た後，格納容器ベントを実施する。

※８
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

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

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

※１０
※１１

格納容器温度190℃超過確認

多様なハザード対応手順

上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）※９

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）※１２
格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認
※１３

-207-

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する。

【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※１４
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

※１５
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※２
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった
場合。

※１６「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
サプレッションチェンバ側※１７
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。
※５
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

※６
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と
判断する。

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系完了※７
炉心損傷確認後，格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

ＧＴＧによる緊急用
Ｍ／Ｃ受電

代替循環冷却運転可能※８
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため，圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

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

Ｙｅ

代替循環冷却運転準備（系統構成１）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）再起動※１０
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※９原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合，レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。

※１８

※１１
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）
代替循環冷却運転準備 ※１９（復水移送ポンプ停止）※１２
格納容器温度計にて確認

代替循環冷却運転準備（系統構成２）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（必要に応じて実施）※１８※１３
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。

復水貯蔵槽への補給
停止※１４
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合，ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合，「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。

防火水槽への補給停止
Ｎｏ
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降※１６
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。

Ｙｅｓ

※１７
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格
納容器薬品注入を実施する。

Ｎｏ
代替循環冷却運転
運転継続

Ｙｅｓ
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続※１８
代替循環運転のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し、必要に応じて注水を実施する。
※１９
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測※２０「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

酸素濃度５％未満確認

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作
代替循環冷却運転による格納容器冷却により格納容器圧力が「１０５kPa[gage]（ＦＣＳ運転時の制限圧力）」以下になったことを確認後、可燃性ガス濃度制御系（ＦＣＳ）を起動し水素濃度を制御する。

1.0.7-2.1-15

AM

・ＭＵＷＣによるＰＣＶ
スプレイ

添付資料 1.0.8

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

大津波警報発令時の原子炉停止操作等について

-208-

＜

目

次

＞

１． 大津波警報発令時の原子炉停止操作.................................... 1.0.8-1
２． 体制の整備 ......................................................... 1.0.8-1
３． その他 ............................................................. 1.0.8-1(1) 海水ポンプの防護対策 .............................................. 1.0.8-1(2) 建屋の浸水防護対策 ................................................ 1.0.8-1(3) 基準津波を超える津波に対する対策 .................................. 1.0.8-2-209-１．大津波警報発令時の原子炉停止操作
柏崎刈羽原子力発電所では，津波に対して防潮堤(T.M.S.L.+15.0ｍ)を設置するなど安全対策を幾重にも講じているものの，津波の対応については，プラントが被災して機器・電源が使用不能になることを想定し，被災前にプラントを停止するとともに，燃料の崩壊熱を除去することで，炉心損傷に至るまでの時間を延長し，被災後の対応時間に余裕を持たせることが重要である。
津波の規模と発電所への影響として，引き波による除熱喪失のリスクがあること，また，発電所近くが震源の場合，発生した津波の波高等確認する時間的余裕がないことや発電所遠方の津波では，波高等の予測精度が低下する可能性があることなどを考慮し，対応に必要な時間余裕の確保の観点から大津波警報が発令された場合，具体的な予想波
高の発表を待たず，原子炉を停止する。
また，所員の高台への避難及び扉の閉鎖を行い，津波監視カメラ及び取水ピット水位計による津波の継続監視を行う。
２．体制の整備
大津波警報が発令された場合，緊急時態勢（原子力警戒態勢）を発令し，緊急時対策
要員を非常召集することにより，速やかに重大事故等対策を実施できる体制を整える。
なお，作業を実施する際は，津波を考慮して，安全なルートを選定する。
３．その他
柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の設計基準上の津波遡上高さは T.M.S.L.+7.5ｍと評価しており，敷地高さ（T.M.S.L.+12.0ｍ）までは到達しないものの津波に対し，以下の対策を講じている。
(1) 海水ポンプの防護対策
海水ポンプが設置されているタービン建屋海水熱交換器区域は，取水路，放水路等の経路から津波の流入を防止する観点で，浸水防止設備（閉止板）を設置する。
(2) 建屋の浸水防護対策
タービン建屋内で地震により循環水配管が破損し，津波が流入することを想定し，浸水防止設備（水密扉）の設置や境界部の配管貫通部の止水対策を実施することにより，浸水防護重点化範囲（原子炉建屋，タービン建屋海水熱交換器区域等）への浸水を防止する。
水密扉は原則閉運用としており，更に開放時に現場でブザー等による注意喚起を行
い閉止忘れ防止を図っている。開運用となっている一部の水密扉については，大津波警報の情報が得られ次第，速やかに扉を閉める運用としている。
1.0.8-1-210-

また，水密扉の開閉状態が確認できる監視設備を設置しており，開状態の水密扉があった場合，運転員（当直員）はその状況を速やかに認知し，閉することが可能である。
(3) 基準津波を超える津波に対する対策
基準津波を超える津波に対しても，防潮堤(T.M.S.L.+15.0ｍ)の設置，原子炉建屋，タービン建屋等の水密化，重要区画の水密化，排水設備の設置等，更なる信頼性向上の観点から自主的な対策を実施している。

1.0.8-2-211-

添付資料 1.0.9

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等対策の対処に係る教育及び訓練について

-212-

＜

目

次

＞

１．運転員の教育及び訓練 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-1
２．実施組織（運転員を除く）に対する教育及び訓練 ・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-1
３．支援組織に対する教育及び訓練 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-2
４．教育及び訓練計画の頻度の考え方 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-2
５．教育及び訓練の効果の確認についての整理 ・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-2

表１ 重大事故等対策に関する教育（運転員の主な教育内容） ・・・・・・・・・・1.0.9-4
表２ 重大事故等対策に関する教育（実施組織（運転員を除く）の主な教育内容） ・・1.0.9-6
表３ 重大事故等対策に関する教育（支援組織の主な教育内容）
表４ 重大事故等対策に関する訓練
表５・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-8

プラント設備への習熟のための保守点検活動

表６ 教育及び訓練計画の頻度の考え方について
表７

・・・・・・・・1.0.9-7

・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-13
・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-14

重大事故等に係る発電所要員の力量管理について-213-・・・・・・・・・・・・1.0.9-15

運転員及び緊急時対策要員は，常日頃から重大事故等発生時の対応のための教育及び訓練を実施することにより，事故対応に必要な力量の習得を行い，当該事故等発生時においても的確な判断のもと，平常心をもって適切な対応操作が行えるように準備している。また，当該の教育及び訓練については，保安規定及び保安規定に基づく社内マニュアルに基づいて実施しており，事故時操作の知識・技術の向上に努めている。
福島第一原子力発電所事故以降は，事故の教訓を踏まえ，緊急安全対策として整備してきた全交流動力電源喪失時における初動活動の訓練も継続的に実施してきている。具体的には，給水確保・電源確保の訓練，瓦礫撤去のための訓練等を必要な時間内に成立することの確認も含め，継続的に実施している。
これらの教育及び訓練は，必要な資機材の運搬，操作手順に従い行うことを基本とし，さらに各機器の取り扱いの習熟化を図っている。

新規制基準として新たに要求された重大事故等対策に係る教育及び訓練については，保安規定及び保安規定に基づく社内マニュアルに適切に定め，知識・技能の向上を図るために定められた頻度，内容で実施し，必要に応じて手順等の改善を図り実効性を高めていくこととしており，教育及び訓練の状況は以下のとおりである。
なお，教育及び訓練の結果を評価し，継続的改善を図っていくこととし，各項で参照する表に記載の教育及び訓練についても，今後必要な改善，見直しを行っていくものである。

１．運転員の教育及び訓練（表１，４，５参照）
運転員に対する教育及び訓練については，机上教育にて重大事故の現象に対する幅広い知識を付与するため，重大事故時の物理挙動やプラント挙動等の教育を実施する。また，知識の向上と実効性を確認するため，自社のシミュレータ又はＢＷＲ運転訓練セン
ターにてシミュレーション可能な範囲において，対応操作訓練を実施する。
また，運転員は，通常時に実施する項目を定めた手順書に基づき，設備の巡視点検，
定例試験及び運転に必要な操作を行うことにより，普段から，設備についての習熟を図る。

２．実施組織（運転員を除く）に対する教育及び訓練（表２，４，５参照）
実施組織（運転員を除く）に対する教育及び訓練については，机上教育にて重大事故の現象に対する幅広い知識を付与するため，アクシデントマネジメントの概要について教育すると共に，役割に応じて重大事故時の物理挙動やプラント挙動等の教育を実施す
る。
また，発電用原子炉施設の冷却機能の回復のために必要な電源確保及び可搬型設備を使用した給水確保等の対応操作を習得することを目的に，手順や資機材の取り扱い方法
1.0.9-1-214-

等の個別訓練を，年１回以上実施する。
実施組織のうち保全部員は，技能訓練施設にてポンプ，弁設備の分解点検，調整，部品交換の実習を社員自らが実施することにより技能及び知識の向上を図る。更に，設備の点検においては，保守実施方法をまとめた社内マニュアルに基づき，現場に立ち，巡視点検，分解機器の状況確認，組立状況確認及び試運転の立会確認を行うとともに，施工要領書の内容確認及び作業工程検討などの保守点検活動を行うことにより，普段から，設備についての習熟を図る。

３．支援組織に対する教育及び訓練（表３，４参照）
支援組織に対する教育及び訓練については，机上教育にて支援組織の位置付け，実施
組織との連携及び資機材等に関する教育に加え，役割に応じた教育を実施する。

また，緊急時対策要員の実効性等を総合的に確認するための緊急時演習を年１回以上実施する。

４．教育及び訓練計画の頻度の考え方（表６参照）
各要員に対し必要な教育及び訓練を年１回以上実施し，教育及び訓練の有効性評価を行い，力量の維持及び向上が図れる実施頻度に見直す。
・ 各要員が力量の維持及び向上を図るためには，各要員の役割に応じた教育及び訓練を受ける必要がある。各要員の役割に応じた教育及び訓練を年１回以上，毎年繰り返すことにより，各手順を習熟し，力量の維持及び向上を図る。
・ 各要員の力量評価の結果に基づき教育及び訓練の有効性評価を行い，年１回の実施頻度では力量の維持が困難と判断される教育及び訓練については，年２回以上の実施頻度に見直す。

５．教育及び訓練の効果の確認についての整理（表７参照）
教育及び訓練の効果については，各要員が必要な教育及び訓練を計画的に実施し，力量の維持及び向上が図られていることをもって確認する。
・ 各要員がマニュアルに従い，確実に教育及び訓練を実施していることの確認を行う。
・ 各要員の力量の評価は，教育の履歴及び訓練における対応操作の評価結果で行い，各要員の力量の維持及び向上が図られていることを確認する。合わせて，必要な力量を有した要員を確保できているか確認することにより教育及び訓練の有効性評価を行う。
・ 教育及び訓練の有効性評価は，教育及び訓練計画書へ反映する。なお，教育及
1.0.9-2-215-

び訓練において手順，資機材及び体制等について改善要否を評価し，必要により反映を行う。

これらの重大事故等対策訓練については，発電用原子炉施設の冷却機能の回復のために必要な電源確保及び可搬型設備を使用した給水確保等の対応操作を習得することを目的に，手順の内容理解（作業の目的，事故シーケンスとの関係等）や資機材の取り扱
い方法等の習得を図るため個別訓練等を実施する。
さらに，訓練においては，悪条件（高線量下，夜間，悪天候（降雨，降雪，強風等）
及び照明機能低下等）を想定し，必要な防護具等を着用した訓練も実施する。
なお，重大事故等対策に使用する資機材及び手順書については，担当箇所にて適切に管理しており，訓練の実施に当たっては，これらの資機材及び手順書を用いて実施し，訓練より得られた改善点を適宜反映する。

1.0.9-3-216-

表１ 重大事故等対策に関する教育（運転員の主な教育内容）
（１／２）
教育名

目的

内容

対象者

時間･頻度

-217-

異常時対応訓練（指揮，状況判断)異常時に指揮者として適切な指揮，状況判断が出・異常時操作の対応(判断，指揮命令含む)
来るよう，異常時操作の対応(判断・指揮命令)及・警報発生時の監視項目
び，警報発生時の監視項目について理解する。

異常時対応訓練（中央操作室内対応)

異常時に中央制御室において適切な処置がとれるように，警報発生時の対応及び異常時操作の対応について理解する。
役割に応じた活動に要する資機材等に関する知識の習得

異常時対応訓練（現場機器対応)

・原子炉の起動停止の概要
異常時に現場において適切な処置がとれるよう・各設備の運転操作の概要(現場操作)に，警報発生時の対応及び異常時操作の対応につ・警報発生時の対応操作(現場操作)
いて理解する。
・異常時操作の対応(現場操作)

当直長，当直副長，当直主任，
当直副主任，主機操作員，
補機操作員

シミュレータ訓練Ⅰ（ファミリー訓練）

異常事象対応時(設計基準外事象含む)の連携措置 ・運転操作の連携訓練の万全を図る。
【重大事故等の対応を含む】※

当直長，当直副長，当直主任，
３年間で１５時間
当直副主任，主機操作員，
以上
補機操作員

シミュレータ訓練Ⅱ

警報発生時及び異常事象時（設計基準外事象含 ・起動停止・異常時・警報発生時対応訓練
む）対応の万全を図る。
【重大事故等の対応を含む】※

シミュレータ訓練Ⅲ

警報発生時及び異常事象時（設計基準外事象含む）対応の万全を図る。

・原子炉の起動停止に関する操作と監視項目
・各設備の運転操作と監視項目
・警報発生時の対応操作(中央制御室)・異常時操作の対応(中央制御室)・起動停止，異常時・警報発生時の対応・判断・
指揮命令訓練【重大事故等の対応を含む】※※：福島事故の教訓を踏まえ，充実強化した内容

1.0.9-4

当直長，当直副長

当直長，当直副長，当直主任，
当直副主任，主機操作員

３年間で３０時間
以上（他の項目も含む）

当直主任，当直副主任，
主機操作員

３年間で９時間
以上

当直長，当直副長

３年間で９時間以上表１ 重大事故等対策に関する教育（運転員の主な教育内容）
（２／２）
教育名

目的

内容

アクシデントマネジメント アクシデントマネジメントに関する基礎的知識 ・アクシデントマネジメントの概要
教育（基礎的知識）の習得
・津波アクシデントマネジメントの概要 ※事故時のプラント挙動，プラント状況に合致した ・代表的な事故シナリオの流れとプラント挙動
アクシデントマネジメント
機能別設備を活用したアクシデントマネジメン ・機能別の設備のプラント状況にあった優先順
教育（応用的知識）
トの専門的知識の習得
位

-218-

防災教育

・原災法及び関係法令の概要
・発電所員として必要な基礎知識の理解
・原子力事業者防災業務計画の概要
・原子力災害に関する知識を習得し，原子力防災 ・防災体制，防災組織及び活動
活動の円滑な実施に資する。
・防災関係設備
・緊急時活動レベル（ＥＡＬ）※※：福島事故の教訓を踏まえ，充実強化した内容

1.0.9-5

対象者

時間･頻度

当直長，当直副長，当直主任，
当直副主任，主機操作員，
補機操作員

１回／年

当直長，当直副長

１回／年

実施組織
（役割に応じた項目）

１回／年

表２ 重大事故等対策に関する教育（実施組織（運転員を除く）の主な教育内容）
教育名

目的

内容

アクシデントマネジメント アクシデントマネジメントに関する基礎的知識 ・アクシデントマネジメントの概要
教育（基礎的知識）の習得
・津波アクシデントマネジメントの概要 ※事故時のプラント挙動，プラント状況に合致した ・代表的な事故シナリオの流れとプラント挙動
アクシデントマネジメント
機能別設備を活用したアクシデントマネジメン ・機能別の設備のプラント状況にあった優先順
教育（応用的知識）
トの専門的知識の習得
位

防災訓練（緊急時演習）・各機能班の活動想定した原子力災害への対応，各機能や組織間の ・各機能班の連携
連携等，組織があらかじめ定められた機能を発揮 ・本部の意思決定できることを確認する。
・本店本部との連携【重大事故等を想定し，上記を実施】※

-219-

防災教育

・原災法及び関係法令の概要
・発電所員として必要な基礎知識の理解
・原子力事業者防災業務計画の概要
・原子力災害に関する知識を習得し，原子力防災 ・防災体制，防災組織及び活動
活動の円滑な実施に資する。
・防災関係設備
・緊急時活動レベル（ＥＡＬ）※※：福島事故の教訓を踏まえ，充実強化した内容

1.0.9-6

対象者

頻度

実施組織

１回／年

実施組織
（統括，班長）１回／年

実施組織（役割に応じた項目）

１回／年

緊急時対策要員

１回／年

表３ 重大事故等対策に関する教育（支援組織の主な教育内容）
教育名

目的

内容

対象者

頻度

技術支援組織，運営支援組織
（広報班，
立地班，
通報班）

１回／年

事故時のプラント挙動，プラント状況に合致した ・代表的な事故シナリオの流れとプラント挙動
技術支援組織アクシデントマネジメント
機能別設備を活用したアクシデントマネジメン ・機能別の設備のプラント状況にあった優先順（統括，班長，要員（計画班））
教育（応用的知識）
トの専門的知識の習得
位

１回／年

アクシデントマネジメント アクシデントマネジメントに関する基礎的知識 ・アクシデントマネジメントの概要
教育（基礎的知識）の習得
・津波アクシデントマネジメントの概要 ※

-220-

防災教育

・原災法及び関係法令の概要
・原子力事業者防災業務計画の概要
・発電所員として必要な基礎知識の理解
・原子力災害に関する知識を習得し，原子力防災 ・防災体制，防災組織及び活動
・防災関係設備
活動の円滑な実施に資する。
・緊急時活動レベル（ＥＡＬ）※

防災訓練（緊急時演習）・各機能班の活動想定した原子力災害への対応，各機能や組織間の ・各機能班の連携
連携等，組織があらかじめ定められた機能を発揮 ・本部の意思決定
・本店本部との連携できることを確認する。
【重大事故等を想定し，上記を実施】※

その他訓練

・通報訓練
あらかじめ定められた機能を発揮できるように・モニタリング訓練するために資機材操作を含めて行い，機能毎の対・避難誘導訓練
応能力向上を図る。
・緊急時被ばく医療訓練※：福島事故の教訓を踏まえ，充実強化した内容

1.0.9-7

技術支援組織，運営支援組織（役割に応じた項目）

１回／年

緊急時対策要員

１回／年

該当者

１回／年

表４ 重大事故等対策に関する訓練（１／５）
教育訓練項目教育訓練に使用する手順書

ＧＴＧによる給電○多様なハザード対応手順
・「GTG（２台）による荒浜側緊急用 M/C 受電」
・「GTG（１台）による荒浜側緊急用 M/C 受電」

対象者

個別訓練名称及び頻度

-221-

復旧班員

・GTG 操作：２回／年
・緊急用 M/C 受電：１回／年

電源車による給電○多様なハザード対応手順
・「電源車による P/C 7C-1 受電」

復旧班員

・電源車操作：２回／年・P/C 受電：１回／年
・ケーブル接続：２回／年

緊急用Ｍ／Ｃからの受電○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）
・「緊急用Ｍ／ＣによるＭ／Ｃ Ｃ・Ｄ受電」

運転員

・緊急用Ｍ／ＣによるＭ／Ｃ Ｃ・Ｄ受電：１回/年○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）
・「Ｄ／Ｇによる緊急用Ｍ／Ｃへの受電」

運転員

・Ｄ／Ｇによる緊急用Ｍ／Ｃへの受電：１回／年○多様なハザード対応手順
・「各号機Ｄ／Ｇ（Ａ）による荒浜側緊急用Ｍ／Ｃ受電から各号機への送電」

復旧班員

・緊急用Ｍ／Ｃ受電：１回／年

復旧班員①非常用Ｄ／Ｇ軽油タンクからの補給：１回／年①非常用Ｄ／Ｇ軽油タンクへのフランジ接続：２回／年②③軽油地下タンクからの補給：１回／年

電源確保

号機間融通

ＧＴＧ，電源車への燃料補給○多様なハザード対応手順①「非常用Ｄ／Ｇ軽油タンクからタンクローリーへの給油」②「地下軽油タンクからローリーへの給油」③「タンクローリーから各機器等への給油」

1.0.9-8

表４ 重大事故等対策に関する訓練（２／５）
教育訓練項目-222-

炉心損傷緩和

対象者

個別訓練名称及び頻度

高圧の原子炉への注入操作○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＲＣＩＣ現場起動」②「ＨＰＣＦ緊急注水」③「ＣＲＤによる原子炉注水」④「ＳＬＣポンプによる原子炉注水」

運転員①ＲＣＩＣ現場起動：１回／年②ＨＰＣＦ緊急注水：１回／年③ＣＲＤによる原子炉注水：１回／年④ＳＬＣポンプによる原子炉注水：１回／年

原子炉の減圧○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＳＲＶ駆動源確保」②「バッテリーによるＳＲＶ開放（多重伝送盤）」

運転員①ＳＲＶ駆動源確保：１回／年②バッテリーによるＳＲＶ開放（多重伝送盤）：１回／年○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＲＨＲによる原子炉注水」②「ＭＵＷＣによる原子炉注水」③「消火ポンプによる原子炉注水」④「消防車による原子炉注水」

運転員①ＲＨＲによる原子炉注水：１回／年②ＭＵＷＣによる原子炉注水：１回／年③消火ポンプによる原子炉注水：１回／年④消防車による原子炉注水：１回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＲＨＲによる原子炉除熱」②「熱交換器ユニットによる補機冷却水確保」

運転員①ＲＨＲによる原子炉除熱：１回／年②熱交換器ユニットによる補機冷却水確保：１回／年

復旧班員

・資機材移動・配置：１回／年・代替 Hx 車移動：１回／年・ホース接続：１回／年
・ケーブル接続：１回／年
・代替 RSW ポンプ設置：１回／年
・電源車操作：２回／年

低圧の原子炉への注入操作教育訓練に使用する手順書

最終ヒートシンクへの熱輸送○多様なハザード対応手順
・「熱交換器ユニットによる補機冷却水確保」

1.0.9-9

表４ 重大事故等対策に関する訓練（３／５）
教育訓練項目

格納容器破損防止格納容器内の冷却・
減圧

-223-

水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止

使用済燃料プール水位維持及び
燃料損傷緩和

使用済燃料プールへの注水

使用済燃料プールへのスプレイ

教育訓練に使用する手順書

対象者

個別訓練名称及び頻度○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「MUWC による PCV スプレイ」②「消火ポンプによるＰＣＶスプレイ」③「消防車によるＰＣＶスプレイ」④「格納容器フィルタベント」⑤「耐圧強化ベント」⑥「ＰＣＶベント弁駆動源確保［予備ボンベ］」

運転員①MUWC による PCV スプレイ：１回／年②消火ポンプによるＰＣＶスプレイ：１回／年③消防車によるＰＣＶスプレイ：１回／年④格納容器フィルタベント：１回／年⑤耐圧強化ベント：１回／年⑥ＰＣＶベント弁駆動源確保［予備ボンベ］：１回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年･消防車による連結送水：2 回／年○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＲＨＲによるＳＦＰ注水」②「ＳＰＣＵによるＳＦＰ注水」③「ＭＵＷＣによるＳＦＰ注水」④「消火ポンプによるＳＦＰ注水」⑤「消防車によるＳＦＰ注水」

運転員①ＲＨＲによるＳＦＰ注水：１回／年②ＳＰＣＵによるＳＦＰ注水：１回／年③ＭＵＷＣによるＳＦＰ注水：１回／年④消火ポンプによるＳＦＰ注水：１回／年⑤消防車によるＳＦＰ注水：１回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年

復旧班員

・大容量送水設備：１回／年

放射性物質放出 発電所外への放射性 ○多様なハザード対応手順
緩和
物質の拡散抑制・「放射線物質放出箇所へのスプレイ（淡水／海水）」1.0.9-10

表４ 重大事故等対策に関する訓練（４／５）
教育訓練項目教育訓練に使用する手順書

対象者

個別訓練名称及び頻度

防火水槽への補給○多様なハザード対応手順①「貯水池から大湊側防火水槽への補給」②「消防車による防火水槽への海水補給」

復旧班員①貯水池から大湊側への送水：２回／年②消防車による注水：１回／年②消防車による連結送水：2 回／年

送水○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年

ＣＳＰへの補給○多様なハザード対応手順
・「消防車によるＣＳＰへの補給」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年

アクセスルートの確保○多様なハザード対応手順
・「状況確認とアクセスルート確保」
・「段差復旧・陥没箇所復旧」
・「瓦礫除去」復旧班員

・瓦礫撤去範囲重機走行（ホイールローダ）：１回／月
・瓦礫撤去（ホイールローダ）：１回／月
・瓦礫撤去（バックホウ）：１回／月
・道路段差復旧（ホイールローダ）：１回／月

事故時の計装○多様なハザード対応手順
・「重要監視計器復旧」

復旧班員

・ＳＦＰ水位計及び監視パラメータのデジタルレコーダへの接
続：２回／年

運転員

・中操待避室陽圧化：１回／年

水源確保-224その他対策

中央制御室の居住性 ○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）の確保
・「中操待避室陽圧化」

1.0.9-11

表４ 重大事故等対策に関する訓練（５／５）
教育訓練項目教育訓練に使用する手順書

対象者

個別訓練名称及び頻度

保安班員①緊急時対策所及び中央制御室のチェンジングエリア
設営：１回／年②緊急時対策所及び中央制御室の放射線測定：１回／年

総務班員③緊急時対策所機能移設：１回／年④対策本部設営：２回／年

環境モニタリング○緊急時対策本部運営要領①「放射能観測車による測定」②「緊急時構内モニタリング」③「海上モニタリング」④「可搬型モニタリングポストによる測定」⑤「モニタリングポスト電源確保」⑥「モニタリングポストのバックグラウンド低減」

保安班員①放射能観測車による測定：１回/年②緊急時構内モニタリング：１回/年③海上モニタリング：１回／年④可搬型モニタリングポストによる測定：１回／年⑤モニタリングポスト電源確保：１回／年⑥モニタリングポストのバックグラウンド低減：１回／年

気象条件の測定○緊急時対策本部運営要領
・「可搬型代替気象観測装置による測定」

保安班員

・可搬型代替気象観測装置による測定：１回／年○緊急時対策本部運営要領①「緊急時対策所及び中央制御室のチェンジング
緊急時対策所の居住エリア設営」②「緊急時対策所及び中央制御室の放射線測定」
性の確保③「緊急時対策所機能の移設」④「免震棟ガスタービン発電機手動起動手順書」

その他対策

-225-

1.0.9-12

表５ プラント設備への習熟のための保守点検活動

対象者

入社１年目
原子力技術系社員
（全員）

主な活動

保守点検活動の内容（例）社内マニュアル現場実習

・入社後，原子力発電所の基礎知識を約１ヶ月半学んだ後，発電所の当直にて，３ヶ月間現場実習を受ける。現場を中心に巡視点検（実習），系統・設備の現場トレース，運転操作ＯＪ
教育及び訓練基本マニュアル
Ｔなどを受け，現場設備に習熟している。その後，引き続き当直業務に就く場合と，保修等の業務に就く場合があり，各職場で現場業務を実施。

巡視点検

・巡視点検を１回以上／直で実施。
・必要により簡易な保守を実施。

運転管理基本マニュアル

運転操作

・プラント起動または停止時の運転操作及び機器の状態確認
・非常用炉心冷却設備等の定期的な起動試験に係る運転操作及び機器の状態確認

運転管理基本マニュアル

保守管理

・設備ごとに担当者を定め，プラント運転中の定期的な巡視，及びプラント起動停止時や試運転時に立会い，異常有無等の状態を確認。
保守管理基本マニュアル
・設備不具合時等に設備の状況を把握し，必要に応じて部品取替や計器調整などの作業を実施。

工事管理（調達管理）

・各設備の定期的な保守点検工事，あるいは修繕工事等において，当社立会のホールドポイン
保守管理基本マニュアル
トを定めて，設備毎の担当者が分解点検等の現場に立会い，設備の健全性確認を行うととも
調達管理基本マニュアルに，作業の安全管理等を実施。

教育訓練

・保全部配属後，技能訓練施設において，基本的な設備（制御弁，ポンプ，モータ，手動弁，遮断器，検出器，伝送器，制御器等）の分解点検や組立て及び点検調整等の実習トレーニン
教育及び訓練基本マニュアル
グを行い，現場技能を習得している。
・また，ＯＪＴを主体に専門知識の習得を図ることで，技術に堪能な人材を早期に育成している。

運転員-226保全員

1.0.9-13

表６ 教育及び訓練計画の頻度の考え方について

項目

頻 度

教育・訓練の方針

教育・訓練の内容

教育・訓練の計画

１回／年

・ 原子炉施設保安規定に基づく手順書で計画の策定方針を規定する。

・ 重大事故等対策に関する知識向上のための教育・訓練等

１回／年

-227-

・ 各要員が力量の維持及び向上を図るためには，各要員の役割に応じた教育及び訓練を受ける必要がある。
各要員の役割に応じた教育及び訓練を年１回以上，毎年繰り返すことにより，各手順を習熟し，力量の維持及び向上を図る。

個別訓練

２回／年以上総合訓練・ 各要員に対し必要な教育及び訓練項目を年１回以上実施し，評価することにより，力量が維持されていることを確認する。

１回／年以上・ 各要員の力量評価の結果に基づき教育及び訓練の有効性評価を行い，年１回の実施頻度では力量の維持が困難と判断される教育又は訓練については，年２回以上の実施頻度に見直す。
・ 想定した原子力災害への対応，各機能や組織間の連携等，組織があらかじめ定められた機能を発揮できることを総合的に確認する訓練を年１回以上実施し，評価することにより，緊急時対応要員の実効性等を確認する。

1.0.9-14・ 給水活動及び電源復旧活動等の各項目の教育・訓練（消防車による注水，SLC ポンプによる原子炉注水，P/C 受電，他）

・ 給水活動及び電源復旧活動等の各項目の教育・訓練（有効性評価の結果，現状，実施頻度を２回以上としている訓練の例は次のとおり）（瓦礫撤去（12 回／年）
，電源車・GTG 操作（２回／年），ケーブル接続（２回／年），消防車による連結送水（２回／年））・ 緊急時対応要員の実効性等を総合的に確認。

表７ 重大事故等に係る発電所要員の力量管理について
要員

必要な作業

緊急時対策要員
・本部長，各統括及び ○発電所における災害対策活動の実施
技術スタッフ

必要な力量○事故状況の把握○対応判断○適確な指揮○各班との連携

主要な教育・訓練

主要な効果（力量）の確認方法○アクシデントマネジメント○防災教育の実施状況，防災訓練（緊急時教育演習）の結果から効果（力量）の確認を
○防災教育
行う。
○防災訓練（緊急時演習）-228-

緊急時対策要員
・上記以外の要員○発電所における災害対策活動の実施○所掌内容の理解（統括／班長指示による）○対策本部との情報共有○関係箇所への情報提供○各班との連携○各班要員の活動状況把握

運転員○事故状況の把握○事故拡大防止に必要な運転上の措置○除熱機能等確保に伴う措置

実施組織○復旧対策の実施
・資機材の移動，電源車による給電， ○個別手順の理解
原子炉への注水，使用済燃料プール ○資機材の取り扱い○配置場所の把握
への注水等
○消火活動

○アクシデントマネジメント○必要な活動ができることを各班機能に教育応じた個別訓練の結果，防災訓練（緊急○防災教育時演習）の結果，防災教育の実施状況か○防災訓練（緊急時演習）
ら効果（力量）の確認を行う。
○各班機能に応じた個別訓練

支援組織○事故拡大防止対策の検討○資材の調達及び輸送○放射線・放射能の状況把握○社外関係機関への通報・連絡○事故状況の把握○各班との情報共有○個別手順の理解○資機材の取り扱い○アクシデントマネジメント
教育○防災教育の実施状況，個別訓練の結果か○防災教育
ら効果（力量）の確認を行う。
○防災訓練（緊急時演習）○各班機能に応じた個別訓練○確実なプラント状況把握○運転操作○事故対応手順の理解

1.0.9-15○アクシデントマネジメント○事故を収束できること，適切に作業を実教育施できることをシミュレータ訓練の結○防災教育
果，防災教育等の実施状況から効果（力○防災訓練（緊急時演習）量）の確認を行う。
○シミュレータ訓練

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添付資料 1.0.10

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等発生時の体制について

-229-

＜

目

次 ＞

１．重大事故等対策に係る体制の概要...................................... 1.0.10-1(1) 体制の特徴........................................................ 1.0.10-1(2) 緊急時対策要員の確保に関する基本的な考え方 ........................ 1.0.10-2
２．柏崎刈羽原子力発電所における重大事故等対策に係る体制について ........ 1.0.10-3(1) 発電所対策本部の体制概要 .......................................... 1.0.10-3
a. 所長の役割 ..................................................... 1.0.10-3
b. 発電所対策本部の構成 ........................................... 1.0.10-3
c. 緊急時対策要員が活動する施設 ................................... 1.0.10-4(2) 発電所対策本部の要員参集 .......................................... 1.0.10-4
a. 運転員 ......................................................... 1.0.10-4
b. 発電所内に常駐している緊急時対策要員（運転員除く）.............. 1.0.10-5
c. 発電所外から発電所に参集する緊急時対策要員...................... 1.0.10-5(3) 通報連絡.......................................................... 1.0.10-6(4) 発電所対策本部内における各機能班との情報共有について .............. 1.0.10-6
a. プラント状況，重大事故等への対応状況の情報共有.................. 1.0.10-7
b. 指示・命令，報告 ............................................... 1.0.10-7
c. 本社対策本部間との情報共有 ..................................... 1.0.10-7(5) 交代要員の考え方.................................................. 1.0.10-8
３．発電所外における重大事故等対策に係る体制について .................... 1.0.10-9(1) 本社対策本部...................................................... 1.0.10-9
a. 本社対策本部の体制概要 ......................................... 1.0.10-9
b. 本社対策本部設置までの流れ .................................... 1.0.10-10
c. 広報活動 ...................................................... 1.0.10-10(2) 原子力事業所災害対策支援拠点 ..................................... 1.0.10-10
表１ 態勢の区分と緊急時活動レベル（ＥＡＬ） ........................... 1.0.10-12
表２ 所長（原子力防災管理者）不在時の代行順位 ......................... 1.0.10-13
図１ 発電所対策本部の構成............................................. 1.0.10-14
図２－１ 発電所対策本部の要員（第２次緊急時態勢発令時） ............... 1.0.10-15
図２－２ 発電所対策本部の要員（夜間及び休日） ......................... 1.0.10-16
図２－３ 発電所対策本部の要員（プルーム通過時） ....................... 1.0.10-17
図３ 発電所における態勢発令と緊急時対策要員の非常召集 ................. 1.0.10-18
図４ 夜間及び休日における重大事故等対策に係る構成 ..................... 1.0.10-19-230-

図５ 重大事故等発生からの緊急時対策要員の動き ......................... 1.0.10-20
図６ 中央制御室運転員の体制（６号及び７号炉同時被災時） ............... 1.0.10-21
図７ 自動呼出・安否確認システムによる非常召集連絡 ..................... 1.0.10-22
図８ 緊急時対策要員の非常召集の流れ................................... 1.0.10-23
図９ 重大事故等発生時の支援体制（概要） ............................... 1.0.10-24
図１０

免震重要棟緊急時対策所２階対策本部内における各機能班，本社対策本部との情報共有イメージ ................................................ 1.0.10-25

図１１ 本社対策本部の構成............................................. 1.0.10-26
図１２ 本社における態勢発令と緊急時対策要員の非常召集 ................. 1.0.10-27
図１３ 全面緊急事態発生時の情報発信体制 ............................... 1.0.10-28
図１４ 本社対策本部及び原子力事業所災害対策支援拠点の構成 ............. 1.0.10-29
別紙１ 重大事故等発生時における緊急時対策要員の動き ................... 1.0.10-30
別紙２ 緊急時対策所における主要な資機材一覧 ........................... 1.0.10-31
別紙３ 緊急時対策要員による通報連絡について ........................... 1.0.10-33
別紙４ 原子力事業所災害対策支援拠点について ........................... 1.0.10-34
別紙５ 原子力事業所災害対策支援拠点の原子力防災関連資機材 ............. 1.0.10-35
別紙６ 発電所構外からの要員の参集について ............................. 1.0.10-36-231-

１．重大事故等対策に係る体制の概要
発電所において，重大事故等を起因とする原子力災害が発生するおそれがある場合，または発生した場合に，事故原因の除去，原子力災害の拡大の防止，その他必要な活動を円滑に行うため，原子力防災管理者（所長）は，事象に応じて原子力警戒態勢，第１次，第２次緊急時態勢を発令し，所長を本部長とする原子力警戒本部または緊急時対策本部（以下，「発電所対策本部」という。
）を設置する。
（表１）
また，発電所において原子力警戒態勢または緊急時態勢の発令を受けた本社は，本社
原子力警戒態勢または本社緊急時態勢を発令し，本社に原子力警戒本部または緊急時対策本部（以下，「本社対策本部」という。
）を設置する。
原子炉施設に異常が発生し，その状況が原子力災害対策特別措置法（以下，「原災法」という。）第 10 条第１項に基づく特定事象である場合の通報，態勢の発令，対策本部の設置等については，原災法第７条に基づき作成している柏崎刈羽原子力発電所原子力事業者防災業務計画（以下，「防災業務計画」という。
）に定めている。
防災業務計画には，発電所対策本部の設置，原子力防災要員を含む緊急時対策要員を置くこと，並びにこれを支援するため本社対策本部を設置することを規定している。これらの組織により全社として原子力災害事前対策，緊急事態応急対策，及び原子力災害
中長期対策を実施できるようにしておくことで，原災法第３条で求められる原子力事業者の責務を果たしている。
以下に具体的な重大事故等発生時の体制について示す。
(1) 体制の特徴
福島事故の対応の際には，複数原子炉施設の同時被災を想定した備えが十分でなく，発電所対策本部の情報共有と指揮命令が混乱し，迅速・的確な意思決定ができなかったことから，発電所及び本社対策本部には重大事故等の中長期的な対応が必要となる
場合及び発電所の複数の原子炉施設で同時に重大事故等が発生した場合に対応できる
よう，米国における非常事態対応のために標準化された以下の特徴を有するIncident
Command Systemの考え方を導入し，指揮命令系統，及び各機能班・スタッフの役割を明確にすることにより，想定を超える事態を迎えた場合であっても柔軟に対応可能な体制を整備している。

1.0.10-1-232-＜組織構造上の特徴＞• 監督限界の設定（３～７名程度まで）• 災害規模に応じて拡大・縮小可能な組織構造＜組織運用上の特徴＞• 直属の上司の命令のみに従う指揮命令系統の明確化• 決定権を現場指揮官に与える役割分担の明確化• 全組織レベルでの情報共有を効率的に行うための様式やツールの活用• 技量や要件の明確化と維持のための教育・訓練の徹底
発電所及び本社対策本部は，基本的な機能を以下の①～⑤の５つの機能で構成し，体制を整備する。
①意思決定・指揮②対外対応③情報収集・計画立案④現場対応⑤ロジスティック・リソース管理①の責任者として本部長を全体指揮者として配置し，②～⑤の機能毎に責任者として「統括」を配置する。また，統括の指揮下には，機能毎に班を設け責任者として「班長」を配置することで役割分担を明確化している。発電所及び本社対策本部の指揮命
令は①の本部長から②～⑤の各統括に対して出され，②～⑤の間では情報共有がなされることで，②～⑤の各機能は自律的に活動することが可能な体制とする。
(2) 緊急時対策要員の確保に関する基本的な考え方
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でも速やかに対策を行えるよう，発電所内に必要な要員を常時確保する。
また，火災発生時の初期消火活動に対応するため，初期消火活動要員についても発電所に常時確保する。
重大事故等の対応で，高線量下における対応が必要な場合においても，社員で対応出来るよう要員を確保する。
病原性の高い新型インフルエンザや同様に危険性のある新感染症等が発生し，所定の緊急時対策要員に欠員が生じた場合は，夜間及び休日を含め緊急時対策要員の補充を行うとともに，そのような事態に備えた緊急時対策要員の体制に係る管理を行う。
緊急時対策要員の補充の見込みが立たない場合は，原子炉停止等の措置を実施し，確保できる要員で，安全が確保できる原子炉の運転状態に移行する。
また，あらかじめ定めた連絡体制に基づき，夜間及び休日を含めて必要な要員を非常召集できるよう，定期的に連絡訓練を実施する。

1.0.10-2-233-２．柏崎刈羽原子力発電所における重大事故等対策に係る体制について(1) 発電所対策本部の体制概要
a. 所長の役割
所長は，発電所対策本部の本部長として統括管理を行い，責任を持って，原子力防災の活動方針の決定を行う。なお，所長が不在の場合は，あらかじめ定めた順位に従い，副原子力防災管理者がその職務を代行する。（表２）b. 発電所対策本部の構成(a) 発電所対策本部
発電所対策本部は，実施組織及び支援組織に区分される。さらに支援組織は，技術支援組織及び運営支援組織に区分される。
実施組織は，重大事故等対策を実施する責任者として復旧統括を配置し，復旧統括のもと，号機班（運転員（当直員）を含む）及び復旧班で構成する。
支援組織のうち技術支援組織は，復旧計画の戦略立案及び発電所内外の放射能の状況把握等を行う責任者として計画・情報統括を配置し，計画・情報統括のもと，情報・基盤班，計画班及び保安班で構成する。
支援組織のうち運営支援組織は，対外対応を行う責任者として対外対応統括並
びに発電所対策本部の運営を支援する責任者として総務統括を配置し，対外対応統括のもと，通報班，広報班及び立地班で構成し，総務統括のもと，資材班及び総務班で構成する。
各班にはそれぞれ責任者である班長を配置する。
（図１，２－１）＜実施組織＞
復旧統括：号機班及び復旧班の業務の統括
号機班：各号炉の事故状況の把握，事故拡大防止に必要な運転上の措置，発電所
施設の保安維持，除熱機能等確保に伴う措置等
復旧班：応急復旧計画の立案と措置，事故復旧計画の立案，消火活動，電源機能喪失時の対応等＜技術支援組織＞
計画・情報統括：情報・基盤班，計画班及び保安班の業務の統括
情報・基盤班：本社対策本部との連絡，情報の収集及び災害状況の把握等
計画班：事故状況の把握評価及び事故拡大防止対策の検討等
保安班：発電所内外の放射線・放射性物質測定状況把握等＜運営支援組織＞
対外対応統括：通報班，広報班及び立地班の業務の統括

1.0.10-3-234-通報班：対外関係機関へ通報連絡等
広報班：マスコミ対応等
立地班：立地地域対応等
総務統括：資材班及び総務班の業務の統括
資材班：資材の調達・輸送，社外機動力の調達等
総務班：要員の呼集及び輸送，食料・被服の手配，医療活動等(b) 発電所対策本部設置までの流れ
発電所において，重大事故等の原子力災害が発生するおそれがある場合，または発生した場合，所長は直ちに緊急時態勢等を発令するとともに本社原子力運営
管理部長へ報告する。
発電所総務班長は，発電所対策本部を設置するため，発電所緊急時対策要員を非常召集する。
（図３）
所長は，発電所における緊急時態勢を発令した場合，速やかに発電所対策本部を設置する。
c. 緊急時対策要員が活動する施設
緊急時対策要員が活動するための施設としては，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び免震重要棟内緊急時対策所を整備している。また，緊急時対策本部の活動に必要な資機材として，必要な情報（プラントパラメータ）を把握するための安全パ
ラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）や発電所内外との連絡を行う衛星電話設備，テレビ会議システム等の通信連絡設備を配備する。
（別紙１，２）(2) 発電所対策本部の要員参集
平日の勤務時間帯に原子力警戒態勢または緊急時態勢が発令された場合，電話，サ
イレン吹鳴，所内放送，ページング等にて発電所構内の緊急時対策要員に対して非常召集を行い，発電所対策本部を設置した上で活動を実施する。
夜間及び休日に原子力警戒態勢または緊急時態勢が発令された場合，発電所対策本部体制が構築されるまでの間については，運転員及び発電所内に常駐している緊急時対策要員を主体とした初動体制を確立し，迅速な対応を図る。
以下，発電所構内の要員数が少なくなる夜間及び休日における緊急時態勢発令時の体制について記載する。
（図４，５，６）a. 運転員
６号及び７号炉について、中央制御室の運転員（当直員）は、当直長、当直副長、当直主任、現場支援担当、当直副主任、主機操作員及び補機操作員の計18名／直を1.0.10-4-235-配置している。
重大事故発生時には事故発生号炉の当直副長が、重大事故等対策に係る運転操作に関する指揮・命令・判断を行い、中央制御室で運転操作を行う運転員及び現場で対応する運転員は、当直副長指示のもと重大事故等対策の対応を行うために整備された手順書に従い事故対応を行う。
６号及び７号炉同時被災時においても、号炉毎の運転操作指揮を当直副長が行い、号炉毎に運転操作に係る情報収集や事故対策の検討等を行うことにより、情報の混乱や指揮命令が遅れることのないようにする。
当直長は適宜、発電所対策本部の号機班長と連携しプラント対応操作の状況を報告する。
また、号炉毎の当直主任及び主機操作員は中央制御室内のプラント操作・監視、
現場操作の指示を行い、現場支援担当・当直副主任・補機操作員は２名以上が１組で号炉毎の現場操作を行う。
b. 発電所内に常駐している緊急時対策要員（運転員除く）
夜間及び休日には，発電所内に常駐している緊急時対策所にて対応を行う要員19名（意思決定・指揮を行う要員２名，実施組織として現場対応を行う要員７名，技術支援組織として情報収集・計画立案を行う要員５名，運営支援組織として対外対応を行う要員４名及びロジスティック・リソース管理を行う要員１名），現場で対応を行う復旧班要員14名（電源隊６名，送水隊２名，注水隊４名，給油隊２名）及び放射線測定などを行う保安班要員２名の合計35名を非常召集し，発電所対策本部の初動体制を確立するとともに，各要員は任務に応じた対応を行う。
c. 発電所外から発電所に参集する緊急時対策要員(a) 非常召集の流れ
夜間及び休日に重大事故等が発生した場合に，発電所外にいる緊急時対策要員を速やかに非常召集するため，「自動呼出・安否確認システム」，「通信連絡手段」
等を活用し，要員の非常召集を行う。
（図７）
新潟県内で震度６弱以上の地震が発生した場合には，非常召集連絡がなくても自発的に発電所に参集する。
地震等により家族，自宅などが被災した場合や自治体からの避難指示等が出された場合は，家族の身の安全を確保した上で参集する。
参集場所は，基本的には柏崎エネルギーホールまたは刈羽寮とするが，発電所の状況が入手できる場合は，直接発電所へ参集可能とする。
柏崎エネルギーホールまたは刈羽寮に参集した要員は，発電所対策本部と非常召集に係る以下の確認，調整を行い，発電所に集団で移動する。

1.0.10-5-236-

①発電所の状況，召集人数，必要な装備（放射線防護服，マスク，線量計を含む）②召集した要員の確認（人数，体調等）③持参品（通信連絡設備，懐中電灯等）④天候，災害情報（道路状況含む）等⑤参集場所（免震重要棟内緊急時対策所，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
発電所への参集者に対しては，発電所正門に参集場所となる緊急時対策所を掲示することにより，免震重要棟内緊急時対策所もしくは３号炉原子炉建屋内緊急時対策所のどちらの施設で活動を実施しているかについて周知する。
（図８）(b) 非常召集となる要員
発電所対策本部（全体体制）については，発電所員約1,200名のうち，約960名（平成27年９月現在）が柏崎市または刈羽村に在住しており，数時間で相当数の要員の非常召集が可能である。
（別紙６）
非常召集により参集した要員の中から状況に応じて必要要員を確保し，夜間及び休日の体制から発電所対策本部の体制に移行する。なお，残りの要員については交代要員として待機させる。
(3) 通報連絡
原子力警戒態勢または緊急時態勢が発令された場合の通報連絡は通報班が行うが，夜間及び休日の場合，発電所に常駐している緊急時対策要員のうち５名（対外対応統括１名＋補佐３名，総務統括１名）並びに本社通報対応者３名で行うものとし，内閣総理大臣，原子力規制委員会，新潟県知事，柏崎市長，刈羽村長及びその他定められた通報連絡先に，所定の様式によりＦＡＸを用いて一斉送信することにより，複数地点への連絡を迅速に行う体制とする。
（別紙３）
a. 内閣総理大臣，
原子力規制委員会，新潟県知事，
柏崎市長及び刈羽村長に対しては，電話でＦＡＸの着信の確認を行うとともに，その他通報連絡先へもＦＡＸを送信した旨を連絡する。
b. その後，緊急時対策要員の召集で，参集した通報班の要員確保により，更なる時間短縮を図る。
(4) 発電所対策本部内における各機能班との情報共有について発電所対策本部内における各機能班，本社対策本部間との基本的な情報共有方法は以下のとおりである。今後の訓練等で有効性を確認し適宜見直していく。
（図１０）

1.0.10-6-237-

a. プラント状況，重大事故等への対応状況の情報共有①号機班が通信連絡設備を用い当直長又は当直副長からプラント状況を逐次入手し，ホワイトボード等に記載するとともに，主要な情報について対策本部中央の幹部席に向かって発話する。
②計画班は，SPDS 表示装置によりプラントパラメータを監視し，状況把握，今後の進展予測，中期的な対応・戦略を検討する。
③各機能班は，適宜，入手したプラント状況，周辺状況，重大事故等への対応状況
をホワイトボード等に記載するとともに，適宜ＯＡ機器（パーソナルコンピュータ等）内の共通様式に入力することで，対策本部内の全要員，本社対策本部との情報共有を図る。
④復旧統括は，配下の各機能班の発話，情報共有記録を下に全体の状況把握，今後の進展予測・戦略検討に努めると共に，定期的に配下の各機能班長を召集して，プラント状況，今後の対応方針について説明し，状況認識，対応方針の共有化を図る。
⑤本部長は定期的に各統括を招集して，対外対応を含む対応戦略等を協議し，その結果を本部幹部席で対策本部内の全要員に向けて発話し，全体の共有を図る。
⑥情報・基盤班を中心に，本部長，各統括の発話内容を OA 機器内の共通様式に入力
し，発信情報，意思決定，指示事項等の情報を記録・保存し，情報共有を図る。
b. 指示・命令，報告①各機能班は各々の責任と権限が予め定められており，幹部席での発話や他の機能班から直接聴取，ＯＡ機器内の共通様式からの情報に基づき，自律的に自班の業務に関する検討・対応を行うと共に，その対応状況をホワイトボード等への記載，
並びにＯＡ機器内の共通様式に入力することで，対策本部内の情報共有を図る。
また，重要な情報について上司である統括へ報告するが，無用な発話，統括への報告・連絡・相談で対策本部内の情報共有を阻害しないように配慮している。
②各統括は，配下の各機能班長から報告を受け，各班長に指示・命令を行うとともに，重要な情報について，適宜本部幹部席で発話することで情報共有する。
③本部長は，各統括からの発話，報告を受け，適宜指示・命令を出す。
④情報・基盤班を中心に，本部長，各統括の指示・命令，報告，発話内容を OA 機器
内の共通様式に入力することで，本部対策内の全要員，本社対策本部との情報共有を図る。
c. 本社対策本部間との情報共有
緊急時対策所対策本部と本社対策本部間の情報共有は通信連絡設備，OA機器内の1.0.10-7-238-

共有様式を用いて行う。
(5) 交代要員の考え方
平日の勤務時間帯に原子力警戒態勢または緊急時態勢が発令された場合，電話，サ
イレン吹鳴，所内放送，ページング等にて発電所構内の緊急時対策要員及び原子炉主任技術者に対して非常召集を行う。
夜間及び休日の場合，発電所内に宿直している運転員18名及び緊急時対策要員の初動要員35名（主要な統括・班長を含む。
）にて初期対応を実施する（図２－２）。それ以外の緊急時対策要員は，自動呼出・安否確認システムにより非常召集される（図７）。
（(2) 発電所対策本部の要員参集 c.発電所外から発電所に参集する緊急時対策要員
参照）
６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者については，重大事故等の発生連絡を受けた後，速やかに発電所対策本部に駆けつけられるよう，早期に非常召集が可能なエリア（柏崎市もしくは刈羽村圏内）にそれぞれ１名待機させる。
発電用原子炉主任技術者は，非常召集中であっても通信連絡手段（衛星携帯電話等）を携行することにより，発電所対策本部からプラントの状況，対策の状況等の情報連絡が受けられるとともに自ら確認することができる。
また，初動後の交代についても考慮し，主要な統括・班長，６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者の交代要員についても，発電所への参集が可能となるよう配慮する。
平日の勤務時間帯，夜間及び休日の場合いずれの場合も，時間の経過と共に必要とする人員（170名：図２－１）以上が集まることから，長期的対応に備え，対応者と待機者を人選する（図５，別紙６）。
必要人数を発電所に残し，残りは発電所外（原子力事業所災害対策支援拠点，自宅等）で待機し，基本的に12時間（目途）ごとに発電所外で待機している要員と交代することで長期的な対応にも対処可能な体制を構築する。
なお，プルーム通過時においても対応する必要がある活動に対し，緊急時対策所に交代要員を確保した必要最小限の体制（主要な統括・班長，６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者をそれぞれ２名確保）を構築する（図２－３）。

1.0.10-8-239-

３．発電所外における重大事故等対策に係る体制について
発電所において原子力警戒態勢または緊急時態勢の発令を受けた場合，発電所における重大事故等対策に係る活動を支援する体制を構築する。（図９）
以下に発電所外における体制について示す。
(1) 本社対策本部
a. 本社対策本部の体制概要(a) 社長の役割
社長は，本社対策本部の本部長として統括管理を行い，全社大での体制にて原子力災害対策活動を実施するため本社対策本部長としてその職務を行う。なお，
社長が不在の場合は，あらかじめ定めた順位に従い，本社対策本部の副本部長がその職務を代行する。
(b) 本社対策本部の構成
本社対策本部は，原子力部門のみでなく他部門も含めた全社大での体制にて，重大事故等の拡大防止を図り，事故により放射性物質を環境に放出すること防止するために，特に中長期の対応について発電所対策本部の活動を支援することとし，運転及び放射線管理に関する支援事項のほか，発電所対策本部が事故対応に専念できるよう社内外の情報収集及び災害状況の把握，報道機関への情報発信，
原子力緊急事態支援組織等関係機関への連絡，原子力事業所災害対策支援拠点の選定・運営，他の原子力事業者等への応援要請やプラントメーカ等からの対策支援対応等，技術面・運用面で支援する体制を整備する。
（図１１）
復旧統括：復旧班の業務の統括
復旧班：発電所の復旧方法の検討，立案及び発電所への助言等
計画・情報統括：情報班，計画班及び保安班の業務の統括
情報班：事故状況，対応状況の把握及び本社対策本部内での情報共有等
計画班：事故状況の把握，進展評価及び発電所の復旧計画の策定支援等
保安班：放射性物質の放出量評価等
対外対応統括：官庁連絡班，広報班及び立地班の業務の統括
官庁連絡班：原子力規制庁等の関係官庁への通報連絡及び情報提供等
広報班：広報活動における全店統一方針と戦略の策定及びマスコミ対応等
立地班：発電所の立地地域対応の支援及び自治体・防災センターへの情報提供等
総務統括：通信班，総務班，厚生班及び資材班の業務の統括
通信班：社内外関係各所との通信手段について復旧・確保の支援等

1.0.10-9-240-

総務班：発電所緊急時対策要員の職場環境の整備や人員輸送手段の確保等
厚生班：本社対策本部における食料・被服の調達及び現地医療体制整備の支援等
資材班：発電所の復旧活動に必要な資機材の調達，適切な箇所への搬送等
支援統括：後方支援拠点班，支援受入調整班及び電力支援受入班の業務の統括
後方支援拠点班：原子力事業所災害対策支援拠点の立ち上げ，運営等
支援受入調整班：官庁（自衛隊，消防，警察等）への支援要請，調整等
電力支援受入班：事業者間協力協定に基づく他原子力事業者からの支援受入調整等
b. 本社対策本部設置までの流れ
発電所において，重大事故等の原子力災害が発生するおそれがある場合，または発生した場合，所長は直ちに緊急時態勢等を発令するとともに本社原子力運営管理部長へ報告する。
報告を受けた本社原子力運営管理部長は直ちに社長に報告し，社長は本社における緊急時態勢を発令する。
本社原子力運営管理部長から連絡を受けた本社総務班長は，本社対策本部を設置するため，本社緊急時対策要員を非常召集する。
（図１２）
社長は，本社における緊急時態勢を発令した場合，速やかに原子力施設事態即応センターに本社対策本部を設置する。
c. 広報活動
原子力災害発生時における広報活動については，原子力災害対策特別措置法第16条第１項に基づき設置される原子力災害対策本部（全面緊急事態発生時の場合）と連携することとしており，原子力規制庁緊急時対応センター（ＥＲＣ）及び緊急事
態応急対策等拠点施設（オフサイトセンター）との情報発信体制を構築し，本社対策本部にて対応を行う。
（図１３）
また，近隣住民を含めた広範囲の住民からの問い合わせについては，相談窓口等で対応を行い，記者会見情報等についてはホームページ等を活用し，情報発信する。
(2) 原子力事業所災害対策支援拠点
社長は，発電所における重大事故等対策に係る活動を支援するために，原子力災害対策特別措置法第10条通報後，原子力事業所災害対策支援拠点の設営を本社支援統括に指示する。
本社支援統括は，あらかじめ選定している施設の候補の中から放射性物質が放出された場合の影響等を考慮した上で原子力事業所災害対策支援拠点を指定する。（別紙４）

1.0.10-10-241-

後方支援拠点班長は，原子力事業所災害対策支援拠点へ必要な要員を派遣するとともに，原子力事業所災害対策支援拠点を運営し，発電所における重大事故等対策に係る活動を支援する。
原子力事業所災害対策支援拠点へ派遣された要員は，現場責任者の指揮の下，各チームの役割に基づき活動を行う。
（図１４）
また，事態の長期化による作業員等の増員に伴って増加する放射線管理業務等を行
うための追加要員（24時間対応及び交代要員含む）については，全社大からの支援要員で対応することを基本とする。
原子力事業所災害対策支援拠点で使用する主な原子力関連資機材は本社等にて確保しており，定期的に保守点検を行い，常に使用可能な状態に整備している。
（別紙５）
なお，資機材の消耗品については，初動７日間の対応を可能とする量であり，８日目以降は，原子力事業者間協力協定に基づく支援物資及び外部からの購入品等で対応する計画としている。

1.0.10-11-242-

表１ 態勢の区分と緊急時活動レベル（ＥＡＬ）
緊急事態
異常・緊急時の情勢
施設の状況
事象の種類
区分
原子力
警戒事態 ○ 原子力防災管理者（所長）が，(AL11)原子炉停止機能の異常のおそれ(AL53)重要区域での火災・溢水による安全機能のその時点では公警戒態勢
警戒事象（右の事象の種類参照）(AL21)原子炉冷却材の漏えい
一部喪失のおそれ衆への放射線にの発生について連絡を受け，又(AL22)原子炉給水機能の喪失○外的事象（自然災害）
よる影響やそのは自ら発見したとき。
(AL23)原子炉除熱機能の一部喪失
・大地震の発生，大津波警報の発令，竜巻等のおそれが緊急の○ 原子力規制委員会より，警戒事(AL25)全交流電源喪失のおそれ発生
ものではないが，態とする旨の連絡があったと(AL29)停止中の原子炉冷却機能の一部喪失○外的事象
原子力施設におき。
(AL30)使用済燃料貯貯槽の冷却機能喪失のおそれ・原子力規制委員会の警戒本部設置
ける異常事象の○ 新潟県，柏崎市又は刈羽村から(AL42)単一障壁の喪失または喪失可能性○その他原子力施設の重要な故障等発生又は，そのお災害警戒本部又は災害対策本部(AL51)原子炉制御室他の機能喪失のおそれ・原子力防災管理者が警戒を必要と認める原子
それがある状態（対策本部体制）を設置する旨(AL52)所内外通信連絡機能の一部喪失
炉施設の重要な故障等が発生の連絡があったとき。
第１次
施設敷地(SE01)敷地境界付近の放射線量の上昇(SE29)停止中の原子炉冷却機能の喪失
緊急時態勢 緊 急 事 態(SE02)通常放出経路での気体放射性物質の放出(SE30)使用済燃料貯貯槽の冷却機能喪失（原災法(SE03)通常放出経路での液体放射性物質の放出(SE41)格納容器健全性喪失のおそれ第１０条(SE04)火災爆発等による管理区域外での放射線の (SE42)２つの障壁の喪失または喪失可能性
事象）
原子力施設にお放出(SE43)原子炉格納容器圧力逃し装置の使用○ 原子力防災管理者（所長）が， いて，公衆に放射 (SE05)火災爆発等による管理区域外での放射性物 (SE51)原子炉制御室の一部の機能喪失・警報喪失
特定事象（右の事象の種類参照）線 に よ る 影 響 を質の放出(SE52)所内外通信連絡機能のすべての喪失の発生について通報を受け，又 も た ら す 可 能 性 (SE06)施設内（原子炉外）臨界事故のおそれ(SE53)火災・溢水による安全機能の一部喪失
は自ら発見したとき。
の あ る 事 象 が 発 (SE21)原子炉冷却材漏えいによる非常用炉心冷却 (SE55)防護措置の準備及び一部実施が必要な事
生
装置作動
象の発生
(SE22)原子炉注水機能喪失のおそれ(SE23)残留熱除去機能の喪失(SE25)全交流電源の 30 分以上喪失(SE27)直流電源の部分喪失
第２次
全面緊急(GE01)敷地境界付近の放射線量の上昇(GE25)全交流電源の 1 時間以上喪失○ 原子力防災管理者（所長）が，緊急時態勢 事態
(GE02)通常放出経路での気体放射性物質の放出(GE27)全直流電源の５分以上喪失
原災法第１５条第１項に該当す（原災法(GE03)通常放出経路での液体放射性物質の放出(GE28)炉心損傷の検出る事象（右の事象の種類参照）
第１５条(GE04)火災爆発等による管理区域外での放射線の (GE29)停止中の原子炉冷却機能の完全喪失の発生について通報を受け，又 原 子 力 施 設 に お
事象）
異常放出(GE30)使用済燃料貯蔵槽の冷却機能喪失・放射線は自ら発見したとき，若しくは いて，公衆に放射(GE05)火災爆発等による管理区域外での放射性物
放出
内閣総理大臣が原災法第１５条 線 に よ る 影 響 を質の異常放出(GE41)格納容器圧力の異常上昇
第２項に基づく原子力緊急事態 も た ら す 可 能 性(GE06)施設内（原子炉外）での臨界事故(GE42)２つの障壁喪失及び１つの障壁の喪失又宣言を行ったとき。
が高い事象が発(GE11)原子炉停止機能の異常は喪失可能性○ 新潟県，柏崎市又は刈羽村から災 生(GE21)原子炉冷却材漏えい時における非常用炉心 (GE51)原子炉制御室の機能喪失・警報喪失
害警戒本部又は災害対策本部
冷却装置による注水不能(GE55)住民の避難を開始する必要がある事象発（緊急時体制）を設置する旨の(GE22)原子炉注水機能の喪失
生連絡があったとき。
(GE23)残留熱除去機能喪失後の圧力制御機能喪失※EAL：Emergency Action Level
AL：Alert
SE：Site area Emergency
GE：General Emergency
態勢

1.0.10-12-243-

1.0.10-12

表２ 所長（原子力防災管理者）不在時の代行順位
代行順位

役職

1

原子力安全センター所長

2

ユニット所長（２名）

3

副所長（３名）4

防災安全部長5

安全総括部長6

放射線安全部長

7

運転管理部長（２名）

8

保全部長（２名）

9

総務部長

10

原子力計画部長

11

防災安全グループマネージャー

1.0.10-13

-244-

①

役割 ・
本部長

組織

・ 機能

運当
転直
員員

1号炉
2号炉
3号炉
4号炉
5号炉

組織

④

）

原
子
炉
主
任
技
術
者

役割

・作業者の安全確保（

スタッフ

・原子炉安全に関する技
術支援・助言

役割 ・

機能

1号炉
2号炉
3号炉
4号炉
5号炉

・現場状況確認，現場操作・中央制御室内監視・操作

6,7号炉

6号炉
7号炉

組織

④

機能

・本部業務の統括
・重要な事項の意思決定，指揮・防災態勢の発令，変更及びに解除の
決定

役割

・ 機能

復旧統括
（1～4号炉）・復旧作業の全体指揮班

名号機班（1号炉）
号機班（2号炉）
号機班（3号炉）
号機班（4号炉）
号機班（5号炉）
号機班（6号炉）
号機班（7号炉）

役割 ・

機能・事故状況の把握
・事故拡大防止に必要な運転上の措置
・発電所施設の保安維持・除熱機能等確保に伴う措置復旧班（1～4号炉） ・応急復旧計画の立案と措置・事故復旧計画の立案
・消火活動
復旧班（5～7号炉） ・電源機能喪失時の措置

復旧統括（5～7号炉）・本社本部との指令受理，情報伝達・各班情報の収集計画班（1～4号炉） ・事故状況の把握評価
・事故影響範囲の推定
計画班（5～7号炉） ・事故拡大防止対策の検討
情報・基盤班③
計画・情報 ・復旧計画の戦略立案及統括び本部長への提言

②
対外対応
統括

・対外対応に関わる活動
の統括

保安班

・発電所内外の放射線，放射能の状況把握・被ばく管理，汚染管理・放射能影響範囲の推定

通報班

・社外関係機関への通報・連絡

広報班

・マスコミ対応

立地班

・立地地域対応

資材班

⑤
総務統括

・発電所対策本部の運営に関わる統括総務班

・資材の調達及び輸送・社外機動力の調達
・原子力緊急事態支援組織からの資機材受入
・所内への周知・対策本部の設置・運営
・要員の呼集及び輸送
・食料・被服の調達
・宿泊関係の手配
・医療活動
・所内の警備・一般入所者の避難誘導
・物的防護施設の運用
・他の班に属さない事項①意思決定・指揮②対外対応③情報収集・計画立案④現場対応⑤ロジスティック・リソース管理：実施組織：技術支援組織：運営支援組織：６号及び７号炉対応要員

図１ 発電所対策本部の構成＜原子力警戒態勢，第１次緊急時態勢，第２次緊急時態勢＞

1.0.10-14-245-

①重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員

74 名

本部幹部 11名
本部長１名
意思決定・指揮機能
本部
スタッフ４名６号炉原子炉主任技術者
１名

機能班（統括除き）63名
対外対応統括
１名
対外対応機能計画・情報統括１名
情報収集・計画立
案機能

-246-

1.0.10-15

復旧統括１名７号炉原子炉主任技術者
１名

現場対応機能総務統括１名ロジスティック・
リソース管理機能

広報班長１名広報班員３名

通報班長１名

通報班員５名立地班長１名立地班員１名計画班長１名計画班員８名情報・基盤班長
１名

情報・基盤班員
４名

保安班長１名保安班員12名

６号機班長１名
７号機班長１名

号機班員２名復旧班長１名復旧班員２名総務班長１名総務班員10名

資材班長１名資材班員５名②原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散防止を抑制するために必要な要員

・６号及び７号炉中央制御室にて対応を行う運転員
運転員

・現場にて対応を行う復旧班要員
復旧班要員

18名

96 名

・現場にて対応を行う保安班要員

63名

保安班要員

※上記①，②の要員については，長期的な対応に備え，所外に待機させた交代要員を召集し，順次交代させる。
今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある。

図２－１ 発電所対策本部の要員（第２次緊急時態勢発令時）
1.0.10-15

15名

①重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員

本部幹部

11名

本部長１名

１

５

意思決定・指揮機能
本部
スタッフ４名 １

74 名（宿直者 19 名）

機能班（統括除き）63名
対外対応統括１名
１
対外対応機能計画・情報統括
１
１名

14

-247-

1.0.10-16

広報班長１名広報班員３名

通報班長１名

通報班員５名 ３

立地班長１名立地班員１名計画班長１名 １

計画班員８名情報・基盤班長
１
１名

情報・基盤班員
１
４名

保安班長１名 １

保安班員12名

６号炉原子炉主任技術者
１名

情報収集・計画立案機能

７号炉原子炉主任技術者
１名(宿直時は本部長が兼務)

６号機班長１名 ２
７号機班長１名

号機班員２名 ２

現場対応機能復旧班長１名 １

復旧班員２名総務班長１名総務班員10名

資材班長１名資材班員５名復旧統括１名総務統括１名 １
ロジスティック・
リソース管理機能②原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散防止を抑制するために必要な要員

・６号及び７号炉中央制御室にて対応を行う運転員
運転員

・現場にて対応を行う復旧班要員

18名

復旧班要員

：常時，宿直している要員を表す。ただし，：常時，宿直している要員の人数を表す。

63名

２96 名（宿直者 34 名）

・現場にて対応を行う保安班要員

14

保安班要員

は，要員の一部が宿直していることを意味する。

※上記①，②の要員については，長期的な対応に備え，所外に待機させた交代要員を召集し，順次交代させる。
今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある。

図２－２ 発電所対策本部の要員（夜間及び休日）
1.0.10-16

15名

２

①重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員

本部幹部

７名

本部長１名
本部長
交代要員１名６号炉原子炉
主任技術者
１名
６号炉原子炉主任技術者
交代要員１名

1.0.10-17-248-

７号炉原子炉
主任技術者
１名
７号炉原子炉主任技術者
交代要員１名

38 名

機能班（統括除き）12名
対外対応統括１名

交代要員19名

広報班長

広報班員

通報班長

通報班員１名対外対応統括交代要員１名

立地班長

立地班員

計画・情報統括１名

計画班長１名計画班員３名計画班交代要員４名

情報・基盤班長

情報・基盤班員
１名

情報・基盤班交代要員
１名

保安班長１名保安班員１名保安班交代要員２名

復旧統括１名６，７号機班長
１名

号機班員１名号機班交代要員２名

復旧統括
交代要員１名

復旧班長

復旧班員

総務統括１名総務班長

総務班員２名総務統括
交代要員１名

資材班長

資材班員

計画・情報統括
交代要員１名

通報班交代要員１名

総務班交代要員２名：プルーム通過時は統括が兼務する班長及び班員②原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散防止を抑制するために必要な要員

・６号及び７号炉中央制御室にて対応を行う運転員
運転員 18名（中央制御室待避室にとどまれる）・現場にて対応を行う復旧班要員
復旧班要員

35 名

・現場にて対応を行う保安班要員

14名※上記①，②の要員については，今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある

図２－３ 発電所対策本部の要員（プルーム通過時）
1.0.10-17

保安班要員 ３名

事象発見者（当直長等）
連絡
通報連絡責任者
連絡原子力防災管理者
連絡発令

本社原子力運営管理部長

発電所対策本部総務班長

非常召集
所内放送及び緊急時サイレン（通常勤務時間帯の場合）

非常召集
通常勤務時間帯以外の時間帯及び社内放送で召集できない場合に連絡する経路

発電所対策本部各班長

発電所対策本部各班員※原子力警戒事態発令の場合，「発電所対策本部」は「発電所警戒本部」に読み替える。

図３ 発電所における態勢発令と緊急時対策要員の非常召集

1.0.10-18-249-役割 ・ 機能・本部業務の統括
本部長代行
・重要な事項の意思決定，指揮兼復旧統括
・防災態勢の発令，変更及びに解除の決定(１名)
・復旧作業の全体指揮

組織

役割 ・ 機能

スタッフ
（１名）

組織

・各班要請に基づく支援及び対応

役割 ・ 機能組織

復旧班長(１名，班員２名)

・応急復旧計画の立案と措置・事故復旧計画の立案
・消火活動
・電源機能喪失時の措置

６号機班長(1名)
７号機班長(1名)(班員２名)

・プラント状況の把握
・事故拡大防止に必要な運転上の措置
・発電所施設の保安維持・除熱機能等確保に伴う措置

電源隊
(６名)
送水隊
(２名)
注水隊
(４名)
給油隊
(２名)

情報・基盤班長(１名，班員１名)
計画・情報統括
(１名)

計画班長
(１名)

・復旧計画の戦略立案及び本部長への提言保安班長(１名，班員２名)

総務統括
(１名)

・発電所対策本部の運営に関わる統括・通報連絡補佐・作業者の安全確保

対外対応統括(１名，補佐３名)

・対外対応に関わる活動の統括・関係機関への通報連絡役割 ・ 機能・ＧＴＧ，緊急Ｍ／Ｃ対応
・貯水池～防火水槽水張り
・ＣＳＰ補給・車両への給油・本社本部との指令受理，情報伝達・各班情報の収集
・事故状況の把握評価
・事故影響範囲の推定・事故拡大防止対策の検討
・発電所内外の放射線，放射能の状況把握・被ばく管理，汚染管理・放射能影響範囲の推定

連携

運転員（18名）
役職

主な役割

当直長(1名)・運転員への統括指揮命令，対策本部への連絡

当直副長(2名)・当直長の補佐，運転員への指揮命令

当直主任(3名)

・中央制御室内監視・操作・指示

現場支援担当(1名)・現場機器の状況把握，対策本部への技術支援要請

当直副主任(1名)・現場状況確認，現場操作・指示

主機操作員(2名)・中央制御室内監視・操作

補機操作員(8名)・現場状況確認，現場操作

図４ 夜間及び休日における重大事故等対策に係る構成

1.0.10-19

-250-

場所

事故前
(地震等)

炉心露出，損傷，溶融事故発生，拡大▽

プルーム通過中
10 時間

プルーム通過後待避室（18）

運転員（当直）（18）▽ 第１次緊急時態勢（10 条）
原子力警戒態勢▽ 第２次緊急時態勢（15 条）▽初動態勢

６号及び７号炉
中央制御室
現場

初動対応要員事故拡大防止，炉心損傷防止活動，格納容器破損防止活動
運転員（当直）（18）

運転操作，監視

炉心損傷防止活動，格納容器破損防止活動（電源復旧，注水等）

プルーム通過後に必要な作業以外の復旧班要員等は基本的に構外に退避

復旧班要員（14）

召集要員

炉心損傷防止活動，格納容器
破損防止活動（電源復旧，注水等），
放射性物質拡散抑制活動
復旧班要員（49）1.0.10-20-251-

モニタリング
要員

現場対応（注水，給油等）
復旧班要員（14）

緊急時対策所（14）
退避（49）

モニタリングポスト発電機起動，可搬型モニタリング設備設置

現場
保安班要員（3）（14）

保安班要員（15）

緊急時対策所（3）

保安班要員（2）
退避（12）

緊急時対策所
本部要員（74）
本部要員（19）

本部要員（19） (55)
本部交代要員（19）
復旧班要員（14）
保安班要員（3）交代・待機要員※要員数については，今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある。

図５ 重大事故等発生からの緊急時対策要員の動き

1.0.10-20

本部要員(38)

現場（必要に応じ）退避（36）

構外現場（3）

1.0.10-21-252-

図６ 中央制御室運転員の体制（６号及び７号炉同時被災時）

1.0.10-21

自動呼出・安否確認システム
非常召集
自 ら事象 発生 あるいは地震等を確認または
当 直長か らの 事象発
生報告

宿直者
自動呼出システム（電話・メール）
自動召集

緊急時対策要員の非常召集所長（衛星携帯電話を所持）
ユニット所長等，各部長
各グループマネージャー

・・・

新潟県内で震度６弱
以上の地震発生で緊
急時対策要員（発電所，本社）が自動参集

緊急時対策所

各メンバー
本社緊急時対策要員も同様に召集される

図７ 自動呼出・安否確認システムによる非常召集連絡1.0.10-22-253-

非常召集連絡

非常召集の実施

原子力災害対策指針の「警戒事態」，「施設敷地緊急事態」，「全面緊急事態」に該当する事象が発生した場合，以下のフローにて緊急時対策要員に対する召集連絡を行う。
＜平日勤務時間帯＞＜夜間及び休日＞○電話又は自動呼出・安否確認システムにより召集連絡を受けた緊急時対策要
員は，発電所に向けて参集する。また，新潟県内で震度６弱以上の地震が発生した場合は，電話又は自動呼出・安否確認システムによる召集連絡がなくとも自発的に発電所に参集する。
○地震等により家族，自宅などが被災した場合や自治体からの避難指示等が出された場合は，家族を一旦避難所に避難させるなどの必要な措置を行い，家族の身の安全を確保した上で移動する。
◯参集場所は，基本的には柏崎エネルギーホールまたは刈羽寮とするが，発電所の状況が入手できる場合は，直接発電所へ参集可能とする。
○柏崎エネルギーホールまたは刈羽寮に参集した要員は，発電所対策本部と非常召集に係る以下の確認，調整を行い，発電所に集団で移動する。
①発電所の状況，召集人数，必要な装備（放射線防護服，マスク，線量計を含む）②召集した要員の確認（人数，体調等）③持参品（通信連絡設備，懐中電灯等）④天候，災害情報（道路状況含む）等⑤参集場所※（免震重要棟内緊急時対策所，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所）※発電所対策本部は正門に連絡し，参集場所を示す看板「免震」「３号」
等の掲示を指示。発電所に直接参集した要員は，正門の看板確認し，免震重要棟内緊急時対策所に移動。
○原子炉主任技術者は通信連絡手段により，必要の都度，発電所の連絡責任者と連絡をとり，原子炉施設の運転に関し，保安上の指示を行う。

原子力防災管理者

原子力防災管理者①報告②指示

連絡責任者（運転管理部長）

総務班長

1.0.10-23-254-・サイレン吹鳴・所内放送・ページング(当直長に依頼）
・電話

副原子力防災管理者，
本部員

②指示

①報告

連絡責任者
（夜間及び休日責任者）

・電話
・自動呼出・安否確認システム起動・サイレン吹鳴・ページング(当直長に依頼）

夜間及び休日当番者（初動要員）
副原子力防災管理者，
本部員

各統括
各統括
各班長

各班員

各班長
各班員

図８ 緊急時対策要員の非常召集の流れ

1.0.10-23

原子力発電所

本社

支援

発電所対策本部

本社対策本部○原子力災害の発生又は拡大を防止するために必要な原子力災害対策活動の実施○本社における原子力災害対策活動の実施および発電所で実施される対策活動の実施

即応センター

原子力規制庁

本部長：原子力防災管理者（所長）

本部長（社長）

各号機班

復旧統括

復旧班

計画・情報統括

計画班
情報班

復旧統括

連携

復旧班
計画班

計画・情報統括

情報・基盤班
保安班
対外対応統括

保安班
対外対応統括

広報班
官庁連絡班
立地班

総務統括

通信班

広報班
通報班
立地班

総務統括

総務班
厚生班

総務班
資材班

資材班
支援統括

後方支援拠点班
支援受入調整班
電力支援受入班

支援

支援

協力
企業

プラント
メーカー
（現地）

支援
要請

設置

支
援

支援
要請

支援

原子力災害対策支援拠点

派遣

電力間協定

○原子力災害活動（復旧活動）の支援

現地責任者

総括チーム
総務チーム
厚生チーム
資材チーム
保安チーム
通信チーム
建設チーム
警備チーム

原子力緊急事態支援組織

派遣

ロボット等

図９ 重大事故等発生時の支援体制（概要）

1.0.10-24

-255-

プラント
メーカー
（本社）

伝令

伝令

６号及び７号炉

発話

中央制御室

ＯＡ
機器

通信連絡設備伝令

通信連絡設備

伝令

ＯＡ機器

本社
対策本部

【凡例】
●：緊急時対策所本部要員●：緊急時対策所現場要員

図１０ 免震重要棟緊急時対策所２階対策本部内における各機能班，本社対策本部との情報共有イメージ

1.0.10-25

-256-

役割
本部長

・

機能

・発電所の重要な決定事項の確認
・原子力規制委員，緊急事態対策監との間で重要な事項に関する協議，意
思決定

組織
復旧統括

役割

・ 機能

・発電所復旧活動の支援
統括

班

名

復旧班
情報班

計画・情報
統括

・プラント情報や放射線に関する情報，事故進展評価などの統括

計画班

保安班

官庁連絡班
対外対応
統括

広報班

・対外対応の統括

立地班

通信班
総務班
総務統括

・発電所復旧要員が的確に復旧活動を行うための支援を統括

厚生班

資材班

役割

・発電所の復旧に向けた支援拠点や支援の受入の統括

機能

・発電所の復旧方法の検討，立案，発電所への助言
・事故状況，対応状況の把握
・本社対策本部内での情報共有，一元管理・事故状況の把握・進展評価
・影響への影響評価
・発電所の復旧計画の策定支援
・放射性物質の放出量評価
・周辺環境への影響の予測，評価・放射線管理用資機材の配備
・発電所関係者の線量管理等の支援
・原子力規制庁等の関係官庁への通報連絡
・官庁への情報提供と質問対応
・広報活動における全店統一方針と戦略の策定
・マスコミ対応
・お客さまへの広報
・発電所の立地地域対応の支援
・自治体・防災センターへの情報提供
・自治体・防災センターからの要望対応
・社内外関係各所との通信手段について復旧・確保の支援
・本社防災要員の非常招集
・発電所復旧要員の職場環境の整備等
・人員輸送手段の確保
・本部における食料，被服の調達および宿泊関係の手配
・発電所復旧要員の食料，被服の調達支援，宿泊の手配支援・現地医療体制整備支援
・発電所の復旧活動に必要な資機材の調達，適切な箇所への搬送

・原子力事業所災害対策本部支援拠点の立ち上
げ，運営
・同拠点における社外関係機関（自衛隊，消防，警察等）との情報連絡・官庁（自衛隊，消防，警察等）への支援要
支援受入調整班
請，調整の窓口・事業者間協力協定に基づく他原子力事業者か
電力支援受入班らの支援受入調整・原子力緊急事態支援組織からの支援受入調整
後方支援拠点班

支援統括

・

図１１ 本社対策本部の構成

1.0.10-26-257-

発電所原子力防災管理者
連絡発令
本社原子力運営管理部長

原子力・立地本部長

社長

連絡
非常召集
本社対策本部総務班長

社内放送（通常勤務時間帯の場合）
副社長，常務通常勤務時間帯以外の時間帯及び社内放送で召集できない場合に連絡する経路
各班連絡責任者

各班緊急時対策要員※原子力警戒事態発令の場合，「本社対策本部」は「本社警戒本部」に読み替える。
図１２ 本社における態勢発令と緊急時対策要員の非常召集

1.0.10-27-258-

(例）全面緊急事態発生時の情報発信体制（フェーズ１：原子力緊急事態宣言後の初期の対応段階）【中央，現地，原子力事業者の情報発信体制，役割分担】①迅速かつ適切な広報活動を行うため，初動段階の事故情報等に関する中央での記者会見については原則として官邸に一元化。
官邸での記者会見に向けた情報収集及び記者会見の準備については，内閣府政策統括官（原子力防災担当）が指定する内閣府職員及び規制庁長官が指定する規制庁
職員の統括の下，官邸チーム広報班その他の官邸チー
ム主要機能班（プラント班，放射線班，住民安全班等），
関係省庁，原子力事業者等が連携。

1.0.10-28-259-②オフサイトセンターでの情報発信に関しては，内閣府副大臣（又は内閣府大臣政務官）及び内閣府審議官（原子力防災担当）（又は代理の職員）（現地に到着していない
場合は，現地広報班長）等が必要に応じて記者会見を行うものとする。その際，事故の詳細等に関する説明のため，原子力事業者に対応を要請。
③原子力事業所における情報発信に関しては，原子力事業者と連携して，特に必要とされる時は，規制庁長官が指定する規制庁職員が，記者会見を行うものとする。その記者会見の情報については，官邸チーム広報班及びＥＲＣチーム広報班に共有。
また，フェーズの進展に応じて地方公共団体・住民等とコミュニケーションをとって作業を進める。
（原子力災害対策マニュアル：原子力防災会議幹事会 平成 26 年 10 月 14 日一部改訂より抜粋）

図１３ 全面緊急事態発生時の情報発信体制

1.0.10-28

本社対策本部
本部長：社長

組織
支援
統括

役割 ・

機能

発電所の復旧に向けた支援拠点や支援の受入の統括

原子力事業所災害対策支援拠点

班 名

役割 ・

機能

・原子力事業所災害対策
後方支援
本部支援拠点の立ち上
拠点班
げ及び運営
・要員の派遣・本社防災要員の非常招集
総務班 ・発電所復旧要員の職場環境の整備等・人員輸送手段の確保
・本部のおける食料，被服の調達および宿泊関係の手配
厚生班 ・発電所復旧要員の食料，被服の調達支援，宿泊の手配支援・現地医療体制整備支援
・発電所の復旧活動に必要な資機材の調達，適資材班
切な箇所への搬送

保安班

通信班

班 名
現地
責任者

総括チーム

総務チーム

役割 ・ 機能・本社，発電所との情報連絡・対外対応（自衛隊，消防，警察）・各班活動総括
・施設管理
・人員輸送管理・通信機器・事務用品等管理・警戒区域内の暫定通行証（仮称）の発行管理・食料・生活用品管理
・宿泊管理
・医療・搬送

厚生チーム

要
員
の
提
供

資材チーム

・放射性物質の放出量評
価・周辺環境への影響の予測，評価・放射線管理用資機材の配備
・発電所関係者の線量管理等の支援
・社内外関係各所との通信手段について復旧・
確保の支援

保安チーム

通信チーム

建設チーム
警備チーム

・発電所へ搬入する資機材・燃料の一時保管
・発電所への輸送
・関連する車両（トラック，
フォークリフト等）の管理
・放射線管理上の入域管理
・線量管理
・車両スクリーニング場・汚染場の管理
・身体除染場の管理
・廃棄物の管理 等

・社内外関係各所との通信手段の復旧，確保
・新たな設備（車両除染場，テント設営等）が必要になった場合の建設工事・発電所で出入管理不可時の発電
所立入者の出入管理

図１４ 本社対策本部及び原子力事業所災害対策支援拠点の構成

1.0.10-29-260-

別紙１ 重大事故等発生時における緊急時対策要員の動き
重大事故等発生時における緊急時対策要員の動きについては以下のとおり。
・ 平日勤務時間中においては，緊急時対策要員のほとんどは事務本館で執務しており，召集連絡を受けた場合は，速やかに免震重要棟内緊急時対策所に集合する。
・ 夜間及び休日は，初動対応要員（本部要員，現場要員）が事務本館等での執務若しくは免震
重要棟に隣接した建物に宿泊しており，召集連絡を受けた場合は，速やかに徒歩で免震重要棟内緊急時対策所に集合する。
・ 震度６弱以上の地震発生後，初動対応要員が免震重要棟に参集の後，免震重要棟内緊急時対策所の健全性（居住性確保，通信連絡機能等）が確認できない場合は，３号炉原子炉建屋内
緊急時対策所へ移動する。

図１ 事務本館，緊急時対策所等の位置関係

1.0.10-30-261-

別紙２ 緊急時対策所における主要な資機材一覧
緊急時対策所に配備している主要な資機材については以下のとおり。
１．免震重要棟内緊急時対策所○通信連絡設備
主要設備

容量※２

固定電話機

18 台

ＰＨＳ端末

30 台

ＦＡＸ

３台

据置型

12 台

携帯型

11 台

テレビ会議システム

テレビ会議システム（社内向）

１式

送受話器
（ページング）

ハンドセット

１台

スピーカー

１台

据置型

９台

携帯型

80 台

ＩＰ－電話機（有線系）

４台

ＩＰ－電話機（衛星系）

２台

ＩＰ－ＦＡＸ（有線系）

３台

ＩＰ－ＦＡＸ（衛星系）

１台

テレビ会議システム（有線系・衛星系 共用）

１式

局線加入電話設備

加入電話機
加入ＦＡＸ
電力保安通信用電話設備接続

２台
３台
79 回線

テレビ会議システム

テレビ会議システム（社内向）

１式

通信種別
発電所内外
電力保安通信用電話設備※１

衛星電話設備発電所内

無線連絡設備発電所外

統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

専用電話設備（ホットライン）（自治体他向）7台※１：局線加入電話設備に接続されており，発電所外への連絡も可能※２：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）○データ伝送設備
通信種別

主要設備

容量

発電所内外

緊急時対策支援システム伝送装置

１式

発電所内

ＳＰＤＳ表示装置

１式

○照明設備
品名

数量

備考

ヘッドライト

約 1,000 個

全所員に配布

三脚ライト

135 個

1.0.10-31-262-

２．３号炉原子炉建屋内緊急時対策所○通信連絡設備
通信種別
発電所内外
電力保安通信用電話設備※１

衛星電話設備
発電所内
送受話器
無線連絡設備発電所外
統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

主要設備

容量※２

固定電話機

15 台

ＰＨＳ端末

30 台

ＦＡＸ

２台

据置型

９台

携帯型

３台

ハンドセット

14 台

スピーカー

16 台

据置型

４台

携帯型
ＩＰ－電話機（有線系）

25 台
４台

ＩＰ－電話機（衛星系）

２台

ＩＰ－ＦＡＸ（有線系）

１台

ＩＰ－ＦＡＸ（衛星系）

１台

テレビ会議システム（有線系・衛星系 共用）
加入電話機
局線加入電話設備
加入ＦＡＸ
テレビ会議システム
テレビ会議システム（社内向）専用電話設備（ホットライン）（自治体他向）衛星社内電話機
衛星電話設備ＦＡＸ（社内向）（社内向）テレビ会議システム（社内向）

１式
１台
１台
１式
７台
４台
１台
１式

※１：局線加入電話設備に接続されており，発電所外への連絡も可能※２：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）○データ伝送設備
通信種別

主要設備

容量

発電所内外

緊急時対策支援システム伝送装置

１式

発電所内

ＳＰＤＳ表示装置

１式

○照明設備
品名

数量

備考

ヘッドライト

約 1,000 個

全所員に配布

ＬＥＤランタン

40 個

1.0.10-32-263-

別紙３ 緊急時対策要員による通報連絡について
重大事故等が発生した場合，発電所の通報連絡責任者が，内閣総理大臣，原子力規制委員会，
新潟県知事，柏崎市長及び刈羽村長ならびにその他定められた通報連絡先への通報連絡をＦＡＸを用いて一斉送信するとともに，通報連絡後の総合原子力防災ネットワークの情報連絡の管理を一括して実施する。
①発電所の通報連絡責任者は，特定事象発見者から事象発生の連絡を受けた場合は，原子力防災管理者へ報告するとともに，他の通報対応者と協力し通報連絡を実施する。
②重大事故等（原子力災害対策特別措置法第１０条第１項に基づく通報すべき事象等）が発生した場合の通報
連絡は，内閣総理大臣，原子力規制委員会，新潟県知事，柏崎市長及び刈羽村長ならびにその他定められた通報連絡先に，ＦＡＸを用いて一斉送信することで，効率化を図る。
③内閣総理大臣，原子力規制委員会，新潟県知事，柏崎市長及び刈羽村長に対しては，電話でＦＡＸの着信の確認を行うとともに，その他通報連絡先へもＦＡＸを送信した旨を連絡する。
④これらの連絡は，発電所緊急時対策本部の通報連絡者（５名）と本社緊急時対策本部の通報連絡者（３名）が分担して行うことにより時間短縮を図る。
⑤その後，緊急時対策要員の召集で，参集した通報班の要員確保により，更なる時間短縮を図る。
⑥発電所から通報連絡が出来ない場合は，本社から通報先にＦＡＸを用いて通報連絡を行う。
⑦原子力規制庁への情報連絡は，統合原子力防災ネットワークを活用する。
⑧通報連絡後の主要連絡は，本社が内閣府（内閣総理大臣），原子力規制委員会原子力規制庁の対応を行い，発電所が新潟県，柏崎市，刈羽村の対応等を行う。
⑨通報連絡の体制，要領については，手順書を整備し運用を行う。

特定事象発見者（当直長等）

発電所
・通報連絡責任者 １名（対外対応統括）・通報対応者 ３名
・総務統括 １名

原子力防災管理者

新潟県
柏崎市、刈羽村
柏崎市、刈羽村を除く新潟県内市町村、新潟県以外の県市村
新潟県警察本部、柏崎警察署
柏崎市消防本部
新潟労働局、長岡労働基準監督署
新潟海上保安部原子力保安検査官
原子力防災専門官
東北経済産業局

本社
・通報連絡責任者 １名
・通報対応者 ２名

内閣総理大臣
原子力規制委員会：原災法に基づく通報先：ＦＡＸ送信：電話での着信確認：電話等による連絡

経済産業省 資源ｴﾈﾙｷﾞｰ庁
内閣官房
内閣府政策統括官付
社内関係各所

図１ 原子力災害対策特別措置法第 10 条第１項等に基づく通報連絡経路
1.0.10-33-264-

別紙４ 原子力事業所災害対策支援拠点について

柏崎エネルギーホール
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県柏崎市駅前２丁目２－３０
南南西 約８ｋｍ
約３，０００ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ５０ｋＶＡ
・電話（有線系，衛星系）
・ＦＡＸ（有線系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は信濃川電力所備蓄品を搬入

信濃川電力所
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県小千谷市千谷川１－５－１０
南東 約２３ｋｍ
約３，８００ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ７５ｋＶＡ
・備蓄燃料：２日分を備蓄
・電話（有線系，衛星系）
・ＦＡＸ（有線系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は備蓄

当間高原リゾート（休憩・仮泊，資機材置き場機能のみ）
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県十日町市珠川
南南東 約４４ｋｍ
約３５０万ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ３００ｋＶＡ（本館），２１０ｋＶＡ（新別館）
・電話（有線系，衛星系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は信濃川電力所備蓄品を搬入，その後，最寄りの小売店より調達

柏崎刈羽原子力発電所

柏崎エネルギーホール

信濃川電力所

当間高原リゾート

地図は電子国土ポータルより引用

図１ 原子力事業所及び原子力事業所災害対策支援拠点の位置
1.0.10-34-265-

別紙５ 原子力事業所災害対策支援拠点の原子力防災関連資機材
原子力事業所災害対策支援拠点に配備している原子力防災関連資機材については以下のとおり。
○通信連絡設備

資機材

数量

保管場所

携帯電話

3台

本社

衛星電話設備（携帯型）

5台

本社

ＦＡＸ

2台

信濃川電力所

数量

保管場所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所

○計測器

資機材
汚染密度測定用サーベイメータ

42 台

シンチレーションサーベイメータ

1台

電離箱サーベイメータ

1台

個人線量計

945 台

○出入管理

資機材

数量

保管場所

簡易式入退域管理装置

1式

本社

数量

保管場所

○防護具

資機材

保護衣類（タイベック，アノラック，
3,300 着靴カバー，綿帽子，綿手袋，ゴム手袋）
保護衣類（全面マスク）

1,100 組

福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所

○その他

資機材
安定ヨウ素剤数量

保管場所

1,600 錠本社

1.0.10-35-266-

別紙６ 発電所構外からの要員の参集について
１．要員の召集の流れ
夜間及び休日に重大事故等が発生した場合に，発電所外にいる緊急時対策要員を速やかに非常召集するため，「自動呼出・安否確認システム」，「通信連絡手段」等を活用し，要員の非常召集及び情報提供を行う。
（図１）

非常召集
自ら事象発生あるいは地震等を確認または
当 直長 か らの 事 象発
生報告

緊急時対策要員の非常召集

宿直者
自動呼出システム（電話・メール）

自動召集
新潟県内で震度６弱以
上の 地 震 発生 で緊 急時対策要員（発電所，本社）が自動参集

緊急時対策所所長（衛星携帯電話を所持）
ユニット所長等，各部長
各グループマネージャー
・・・
各メンバー
本社緊急時対策要員も同様に召集される

図１ 自動呼出システム
新潟県内で震度６弱以上の地震が発生した場合には，非常召集連絡がなくても自発的に参集する。
地震等により家族，自宅などが被災した場合や自治体からの避難指示等が出された場合は，家族の身の安全を確保した上で参集する。
参集場所は，基本的には柏崎エネルギーホールまたは刈羽寮（図２）とするが，発電所の状況が入手できる場合は，直接発電所へ参集可能とする。
柏崎エネルギーホールまたは刈羽寮に参集した要員は，発電所対策本部と非常召集に係る以下の確認，調整を行い，集団で発電所に移動する。
①発電所の状況，召集人数，必要な装備（放射線防護服，マスク，線量計を含む）②召集した要員の確認（人数，体調等）③持参品（通信連絡設備，懐中電灯等）④天候，災害情報（道路状況含む）等⑤参集場所（免震重要棟内緊急時対策所，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
発電所への参集者に対しては，発電所正門に参集場所となる緊急時対策所を掲示することにより，免震重要棟内緊急時対策所もしくは３号炉原子炉建屋内緊急時対策所のどちらの施設で活動を実施しているかについて周知する。

1.0.10-36-267-

約１０ｋｍ
約５ｋｍ

柏崎刈羽原子力発電所■

刈羽寮

柏崎エネルギーホール■

地図は電子国土ポータルより引用

図２ 柏崎刈羽原子力発電所とその周辺
２．緊急時対策要員の所在について
柏崎市街地，刈羽村の大半は柏崎刈羽原子力発電所から半径 10km 圏内（上記図２）であり，発電所員の約８割は柏崎市又は刈羽村に居住している。
（表１）
表１ 居住地別の発電所員数（平成 27 年 9 月時点）
居住地
居住者数

柏崎市

刈羽村

その他地域

873 名

89 名

230 名

（73％）

（８％）

（19％）

３．発電所構外からの要員の参集ルート(1) 概要発電所構外からの参集ルートは図３に示すとおり，複数のルートより選択可能である。また，柏崎市内から発電所までの参集ルートの近傍には田畑が広がっており，徒歩での移動においては図３に示していない幅員が小さい道や畦道も通行可能であり，各自が状況に応じて行動することは可能である。
なお，新潟県中越沖地震の際にも複数の参集ルートが確保されている。

1.0.10-37-268-

(2) 津波による影響が考えられる場合の参集ルート
柏崎市津波ハザードマップによると，柏崎市中心部から発電所までの要員参集ルートへの影響はほとんど見られない（川岸で数 10cm 程度）が，大津波警報発生は，津波による影響を想定し海側や鯖石川の河口付近を避けたルートにより参集する。
（図３）

図３ 柏崎市，刈羽村からの要員参集ルート

1.0.10-38-269-

(3) 住民避難がなされている場合の参集について
全面緊急事態に該当する事象が発生し，住民避難が開始している場合，住民の避難方向と逆方向に要員が移動することが想定される。
発電所へ参集する要員は，○主要な道路は極力通行しない。
○自動車による参集が出来ないような場合は，自動車を避難に支障のない場所に停止した上で，徒歩や自転車により参集する。
など，住民避難に影響のないよう行動し，迅速に参集する。
４．発電所構内への参集ルート
発電所敷地外から発電所構内への参集ルートは，通常の正門を通過するルートに加え迂回ルートを確保している。
（図４）

図４ 発電所構内への参集ルート

1.0.10-39-270-

５．夜間及び休日における要員参集について
夜間及び休日において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向を評価した結果，要員の参集手段が徒歩移動のみを想定した場合かつ，正月等の特異日であっても，５時間以内に参集可能な要員は半数以上（400 名以上）と考えられることから，10 時間以内に外部から発電所へ参集する必要な要員（135 名※）は確保可能であることを確認した。
なお，自動車などの移動手段が使用可能な場合は，より多くの要員が早期に参集することが期待できる。
※

必要な要員数については，今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある。

＜参考：要員参集調査による評価＞○夜間及び休日において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向をより具体的に把握するため，「平日夜間」「休日日中」「休日夜間」「特異日（正月）日中」「特異日（正月）夜間」の５ケースにおいて緊急呼び出しがかかった場合を想定し，その時々における要員の所在場所（自宅，発電所，それ以外の場所の場合は発電所までの参集時間を回答）を調査することで，参集状況を評価。
a. 車が使える場合○３時間以内に９割の要員参集が期待できる。（特異日（正月）は除く）○正月などの特異日であっても，３時間以内に７割の要員参集が期待できる。

要員参集シミュレーション（車が使える場合）※※

自宅からの参集の場合，準備時間 30 分を含み，通常の通勤時間より算出。
自宅以外からの参集の場合，それぞれいた場所から参集に要する時間を回答。

図５ 要員参集シミュレーション結果（車でアクセス可能）1.0.10-40-271-

b. 徒歩移動のみの場合○車を使用した場合に比べ３時間以内の要員参集は２～３割に減少。
○通常の休日と特異日（正月）を比較すると，特異日には約２割多い要員が柏崎刈羽地域
近傍から不在（徒歩５時間以上）となるが，５時間以内で参集可能な要員は約半数。
要員参集シミュレーション（徒歩移動）※

出発までの準備時間を考慮の上，天候が良好な状況を想定し，発電所（緊急時対策所）までの移動距離 １時
間以内（～３ｋｍ），１～３時間（３～10km），３～５時間（10～17km），５時間以上（17km～）により算出。
※ 自宅以外からの参集の場合，それぞれいた場所から参集に要する時間を回答。

図６ 要員参集シミュレーション結果（徒歩移動のみ）

1.0.10-41-272-

＜参考：ウォークダウンによる評価＞
出発地点は，地域の防災拠点となっている柏崎市総合体育館※とし，津波により被害・影響を受けると思われる範囲を避けた以下の３ルートを歩行した。
（図７）
ルート１：国道を利用し最短となるルート（海岸沿いから概ね 1.5km 内陸側）
ルート２：障害物の少ない農道を通るルート（海岸沿いから概ね３km 内陸側）
ルート３：北陸道より山側を通るルート（海岸沿いから概ね４km 内陸側）
なお，参集ルートの選定においては，新潟県より公開されている「新潟県 土砂災害警戒情報システム」より，選定の際に土砂崩れ等が起きる可能性がある箇所をなるべく回避するよう考慮している。
※ウォークダウンで「柏崎市総合体育館」を出発地点に設定したのは，津波を想定して，高台に避難することを考慮したため。「緊急時の設備」については，参集場所（柏崎エネルギーホールおよび刈羽寮）に設置している。

柏崎市総合体育館から発電所までの徒歩での所要時間を計測した結果を表２に示す。ウォークダウンは酷暑期に実施したにも関わらず内陸 1.5km，３km のルートでは約３時間程度，
内陸４km のルートでは休憩時間を含め約４時間程度で参集可能であることを確認した。また，また，３ルートのいずれにおいても歩行を著しく阻害するような障害物は認められなかった。

1.0.10-42-273-

柏崎刈羽原子力発電所

橋③
ルート３

橋②
ルート２
ルート１（赤線）
選定条件
・発電所までの最短ルート。
・海岸沿いから内陸側に約 1.5km。

橋①
ルート２
橋①
ルート３
橋②
ルート３

ルート2（青線）
選定条件
・海岸沿いから内陸側に約 3km。
ルート3（オレンジ破線）
選定条件
・海岸沿いから内陸側に約 4km。

柏崎市総合体育館
この地図は，国土地理院発行の 20 万分の 1 地形図を使用したものである

・佐藤ヶ池の「柏崎市総合体育館」からの出発を想定。
・津波による被害を想定し，海岸沿いのルートを除いた３ルートを選定。
・地震による建物の倒壊等を考慮し，可能な限り大通り又は田園など，開けた道を選定。
・可能な限り，橋及び陸橋は避ける。

図７ ウォークダウンで歩行したルート
表２ 参集所要時間計測結果

ルート１

ルート２

ルート３

班
距離
（年代，人数）Ａ班（20 代 2 名）
約 12.2m
Ｂ班（40 代 2 名）
Ｃ班
（20 代 2 名）
約 13.7km
Ｄ班（30 代 1 名，40 代 1 名）
Ｅ班
（20 代 2 名）
約 16.6km
Ｆ班（50 代 2 名）

所要時間

歩行速度

2 時間 33 分（休憩時間 14分を含む）

約 5.2km/h

2 時間 35 分（休憩なし）
2 時間 55 分（休憩なし）
4 時間 07 分（4 回の休憩合
計時間 42 分を含む）

1.0.10-43-274-

天候・気温・湿度
天候：晴れ
気温・湿度
約 37.8℃，42％（出発時 13:23）

約 5.3km/h
約 4.7km/h

約 4.9km/h（参考）
気象庁観測データ
・気温（13:20）33.3℃
・最高気温（13:59）
34.2℃

添付資料 1.0.11

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等発生時の発電用原子炉主任技術者の役割について

-275-

＜

目

次

＞

１． 発電用原子炉主任技術者の選任....................................... 1.0.11-1
２． 発電用原子炉主任技術者の職務等..................................... 1.0.11-1
３． 重大事故等対策における発電用原子炉主任技術者の役割 ................. 1.0.11-2-276-

１．発電用原子炉主任技術者の選任(1) 原子力・立地本部長は，発電用原子炉主任技術者及び代行者を，発電用原子炉主任技術者免状を有する者であって，次の業務に通算して３年以上従事した経験を有する者の中から選任する。
a.

原子炉施設の工事又は保守管理に関する業務b.

原子炉の運転に関する業務c.

原子炉施設の設計に係る安全性の解析及び評価に関する業務d.

原子炉の燃料体の設計又は管理に関する業務(2) 発電用原子炉主任技術者は原子炉毎に選任する。
(3) 発電用原子炉主任技術者及び代行者は特別管理職とする。
(4) 発電用原子炉主任技術者のうち少なくとも１名は部長以上に相当する者とし，発電用原子炉主任技術者の職務を専任する。
(5) (4)項以外の発電用原子炉主任技術者については，原子力安全センターの職務を兼務できる。
(6) (5)項の発電用原子炉主任技術者については，自らの担当している号炉について発電
用原子炉主任技術者の職務と原子力安全センターの職務が重複する場合には，発電用原子炉主任技術者としての職務を優先し，原子力安全センターの職務については上位職の者が実施する。
(7) 発電用原子炉主任技術者が職務を遂行できない場合は，代行者と交代する。ただし，職務を遂行できない期間が長期にわたる場合は，(1)項から(5)項に基づき，改めて発電用原子炉主任技術者を選任する。
２．発電用原子炉主任技術者の職務等(1) 発電用原子炉主任技術者は，原子炉施設の運転に関し保安の監督を誠実に行うことを任務とし，次の職務を遂行する。
a.

原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は，運転に従事する者へ指示する。

b.

保安規定に定める事項について，所長の承認に先立ち確認する。

c.

保安規定に定める各職位からの報告内容等を確認する。

d.

保安規定に定める記録の内容を確認する。

e.

保安規定に定める報告（第 121 条第１項）を受けた場合は，自らの責任で確認した正確な情報に基づき，社長に直接報告する。
f.

保安の監督状況について，定期的に及び必要に応じて社長に直接報告する。

g.

原子力発電保安委員会及び原子力発電保安運営委員会に少なくとも１名が必ず出

席する。
h.

その他，原子炉施設の運転に関する保安の監督に必要な職務を行う。

1.0.11-1-277-

(2) 原子炉施設の運転に従事する者は，発電用原子炉主任技術者がその保安のためにする
指示に従う。
(3) 発電用原子炉主任技術者は，電気主任技術者及びボイラー・タービン主任技術者と，意思疎通を図るため，定期的に及び必要に応じて相互の職務について情報交換する。
３．重大事故等対策における発電用原子炉主任技術者の役割(1) 発電用原子炉主任技術者は，平常時のみではなく，重大事故等が発生した場合においても，原子炉施設の運転に関し保安の監督を誠実かつ最優先に行うことを任務とする。
a.

重大事故等が発生した場合の発電所の緊急時対策本部（以下，「発電所対策本部」という。）において，発電用原子炉主任技術者の職務に支障をきたすことがないよう，
独立性を確保して配置する。
b.

６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者は，６号及び７号炉同時被災時は，号

炉毎の保安の監督を誠実かつ最優先に行う。
c.

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等発生時において，原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は，運転に従事する者（所長を含む。）へ指示を行い，発電所対策本部の本部長（所長）は，その指示等を踏まえ方針を決定する。
(a) 発電用原子炉主任技術者は，発電所対策本部等から得られた情報に基づき重大事
故等の拡大防止又は事象緩和に関し，保安上必要な場合は，運転に従事する者（所長を含む。）へ指示を行う。
(b) 発電用原子炉主任技術者は，保安上必要な場合の指示を行うに当って，他号炉の発電用原子炉主任技術者，発電所対策本部の要員及び本社の緊急時対策本部の要員等から意見を求めることができる。
(2) 発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備（制定・改訂）にあたり，保安上必要な事項等について確認を行う。
a.

発電用原子炉主任技術者が，重大事故等対策に係る手順書の整備（制定・改訂）における保安上必要な事項等について確認を行っている。このため，発電所対策本部の実施組織の要員等が手順書どおりに重大事故等対策の対応を行う場合には，発電用原子炉主任技術者からの指示等を受けることなく対応可能である。
(3) 発電用原子炉主任技術者は，時間外・休日（夜間）に重大事故等が発生した場合，発生連絡を受けた後，発電所対策本部に非常召集し，原子炉施設の運転に関する保安の監督を誠実に行う。
a.

発電用原子炉主任技術者が，時間外・休日（夜間）において，重大事故等の発生連絡を受けた後，発電所に非常招集できる体制，運用を整備する。

1.0.11-2-278-

(a) 重大事故等の発生連絡を受けた後，速やかに発電所対策本部に駆けつけられるよう，早期に非常召集が可能なエリア（柏崎市もしくは刈羽村圏内）に６号及び７号
炉の発電用原子炉主任技術者をそれぞれ１名待機させる。
(b) ６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者に加え，その代行可能者も確保する。
b.

発電用原子炉主任技術者は，非常召集中であっても通信連絡手段（衛星携帯電話等）を携行することにより，発電所対策本部からプラントの状況，対策の状況等の情報連絡が受けられるとともに自ら確認することができる。
なお，通信連絡手段（衛星携帯電話等）の整備は，技術の進歩に応じて，都度改
善を行う。
c.

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備（制定・改訂）における保安上必要な事項等について予め確認していることから，定められた手順書と異なった対応が必要となった場合であっても，必要の都度，プラントの状況等を把握し，原子炉施設の運転に関し保安上必要な指示等を行うことができる。

1.0.11-3-279-

添付資料 1.0.12

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

福島第一原子力発電所の事故教訓を踏まえた対応について

-280-

＜

目

次

＞

１． はじめに .......................................................... 1.0.12-1
２． 福島第一原子力発電所における事故対応の運用面の問題点及び対策 ....... 1.0.12-1(1) 手順書の整備 ..................................................... 1.0.12-1(2) 教育・訓練 ....................................................... 1.0.12-2
a. 訓練内容 ....................................................... 1.0.12-2
b. 緊急時対応力の強化 ............................................. 1.0.12-2
c. 現場力の強化 ................................................... 1.0.12-3(3) 緊急時組織の運用 ................................................. 1.0.12-5
a. 態勢の混乱と情報の輻輳の改善 ................................... 1.0.12-5
b. 資機材調達 ..................................................... 1.0.12-8
c. 本社緊急時対策本部の役割 ....................................... 1.0.12-8
d. 対外情報発信の改善 ............................................. 1.0.12-9(4) 現場の運用面 .................................................... 1.0.12-10-281-

１．はじめに
当社は，福島第一原子力発電所の事故前後の状況について事実関係を詳細に調査した結果を，「福島原子力事故調査報告書」1として取りまとめた。
その後，当社の原子力改革の取り組みについて，国内外の専門家・有識者が外部の視点で監視・監督し，その結果を取締役会に報告・提言する役割をもつ，「原子力改革監視委員会」の監督の下，福島原子力事故の技術面での原因分析に加えて事故の背景となった組織的な原因についても分析を進めた。その結果について「福島原子力事故の総括
および原子力安全改革プラン」2として取りまとめた。
その後も，四半期毎に原子力安全改革プランの進捗状況としてとりまとめ3ており，福島第一原子力発電所の事故教訓を踏まえ，継続的に改善を図っている。
２．福島第一原子力発電所における事故対応の運用面の問題点及び対策
当社福島第一原子力発電所事故における問題点については，平成 25 年 3 月 29 日に公表した「福島原子力事故の総括および原子力安全改革プラン」で抽出している。
重大事故等対処設備の整備強化等の設備面の対策だけではなく，重大事故等対処設備の活用のための手順書の整備，教育・訓練及び組織，運用の強化等の運用面での対策についても重要である。
本資料では，当社福島第一原子力発電所事故における運用面の問題点及び対策の状況について説明する。
(1) 手順書の整備［課題］○ 全電源喪失状態となった場合の非常用復水器（IC）の操作，その後の確認作業についてのマニュアルがなく，系統確認や運転操作に対し迅速に対応できていなかった。
○ 事故時の運転手順書は電源があることを前提としていたものであり，事故時の徴候ベースの手順書からシビアアクシデント手順書への移行も電源があることを前提とした計器パラメータ管理であったため，全電源喪失等の事態では機能できない実効性に欠いたものであった。
［対応］○ 全電源喪失時の手順を整備し，重大事故等にも対応できる手順を整備する。

1

平成 24 年 6 月 20 日公表「福島原子力事故調査報告書」
平成 25 年 3 月 29 日公表「福島原子力事故の総括および原子力安全改革プラン」
3
平成 25 年度より，四半期毎に原子力安全改革プランの進捗状況をとりまとめ公表している。
平成 25 年度分は平成 25 年 7 月 26 日,平成 25 年 11 月 1 日,平成 26 年 2 月 3 日,平成 26 年 5 月 1 日に公表。
平成 26 年度分は平成 26 年 8 月 1 日,平成 26 年 11 月 5 日,平成 27 年 2 月 3 日,平成 27 年 3 月 30 日に公表。
平成 27 年度分は平成 27 年 8 月 11 日に公表。
2

1.0.12-1-282-

○ 電源機能が喪失した場合でも，重要なパラメータについては確認できるよう可搬型の計測器を使用したパラメータの確認手順を整備する。
(2) 教育・訓練
a.

訓練内容

［課題］
○ 運転訓練センターにおけるシビアアクシデント事故対応の教育・訓練は，直流電源が確保され中央制御室の制御盤が使える前提でのものあり，直流電源が喪失した条件でのシビアアクシデント事故は対象としていなかった。また，運転訓練センターでの教育訓練はシビアアクシデント事故対応の内容を「説明できる」ことが目標の机上教育に留まっており，実効性のある訓練となっていなかった。
［対応］○ 直流電源が喪失した状態などを模擬したシビアアクシデント事故対応のシミュ
レータ訓練及び重大事故等対処設備を使用した実効性のある訓練を行っている。
b.

緊急時対応力の強化［課題］○ 福島事故前は，過酷事故は起こらないとの思い込みから，訓練計画が不十分であり，防災訓練（総合訓練）が１年に１回の形式的なものとなっていた。
［対応］○ 訓練参加者に対して，事前に訓練シナリオを伝えない訓練についても実施することにより，実効的な緊急時対応力の向上に努めている。また，訓練頻度を高めて実施している。
＜主な実績＞
・発電所における訓練実績
総合訓練：33 回（平成 25 年 1 月（ICS 導入）～平成 27 年 7 月末の累計）
個別訓練：約 6,700 回（平成 27 年 7 月末までの累計）（以下に記載した訓練を含む）

総合訓練風景（発電所対策本部）

1.0.12-2

-283-

c.

現場力の強化［課題］○ 緊急時対応に必要な作業を当社社員が自ら持つべき技術として設定していなかったことから，作業を自ら迅速に実行できなかった。
［対応］○ 緊急時対応を業務の柱の一つとして位置づけ，機器の復旧や重機の操作などの個
人の鍛錬から，自治体との総合訓練まで，各階層で日常的に繰り返し，対応力の向上に努力している。
○ 外部からの支援に頼らずに当社社員が自ら対応できるように消防車やホイール
ローダ等をあらかじめ配備し，運転操作を習得。
○ 事故時に要求される特殊技量（重機の操作等）を有した要員を確保するために，
大型自動車・けん引及び重機等の免許等について社員の資格取得を進めている。
また，資格所有者の管理を実施している。
＜主な実績＞
・代替交流電源設備（常設・可搬型）による電源の確保
非常用電源設備が使えない場合に速やかに電源を確保するため，高台保管場所に
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機車）及び可搬型代替交流電源設備（電源車）を配備し，起動操作，電源ケーブル接続訓練を定期的に実施している（訓練実績： 193 回（ガスタービン発電機車），460 回（電源車）(平成 27 年 7 月末までの累計））。
また，代替交流電源設備に不具合が発生することもあり得ると考え，そのときの故障箇所特定及び修理対応の訓練も行っている。

代替交流電源設備（ガスタービン発電機車，電源車）の接続訓練

1.0.12-3-284-

・原子炉及び使用済燃料貯蔵槽への注水
全交流動力電源が喪失した場合においても原子炉や使用済燃料貯蔵槽に注水（放水）ができるよう，可搬型代替注水ポンプ（消防車）を高台に配備し，注水（放水）及びホース接続訓練を定期的に実施している（訓練実績：545 回(平成 27 年 7 月末までの累計））。

注水用ホース接続訓練

・重機によるがれき撤去
地震や津波により散乱したがれきや積雪が復旧活動の障害となることを想定し，重機によるがれき撤去訓練を定期的に実施している（訓練実績：2,306 回(平成 27
年 7 月末までの累計））。

重機による障害物の撤去訓練

・原子炉及び使用済燃料貯蔵槽の冷却原子炉や使用済燃料貯蔵槽の安定冷却に既設冷却設備が使えない場合に備えて，代替の除熱設備を配備し，プラント近接への車両設置，配管接続訓練を定期的に実施している（訓練実績：289 回(平成 27 年 7 月末までの累計））。

代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニット等の接続訓練

1.0.12-4-285-

・可搬型重大事故等対処設備への給油
可搬型重大事故等対処設備（電源車，消防車等）の燃料として，高台に約 15 万リットルの軽油を貯蔵，タンクローリーを配備し，タンクローリーへの補給，タンクローリーから可搬型重大事故等対処設備への給油訓練を定期的に実施している（訓練実績：393 回（平成 27 年 7 月末までの累計））。

可搬型重大事故等対処設備への給油(3) 緊急時組織の運用
a.

態勢の混乱と情報の輻輳の改善［課題］○ 複合災害複数プラントが同時に被災したことによる態勢の混乱が生じた。
○ 発電所緊急時対策本部（以下発電所対策本部）の幹部メンバーは，各号機の必要な復旧活動の計画とその対応状況の把握に追われ，落ち着いて考える余裕がなかった。
○ 発電所長が全ての班を管理するフラットな体制で緊急時対応を行なっていたた
めに，あらゆる情報が発電所対策本部に引き出され，情報が輻輳し混乱した。
（図１）○ 発電所対策本部においては，過酷事故及び複数号機の同時被災を処理するには組織上の無理（監督限界数の超過等）があった。
［対応］○ 重大事故等の中期的な対応が必要となる場合及び発電所の複数の原子炉施設で同時に重大事故等が発生した場合に対応できるよう，米国における非常事態対応のために標準化された以下の特徴を有する Incident Command System（ICS）の考え方を緊急時組織に導入する。
○ ＩＣＳの考えのもと，緊急時対策本部の基本的な機能として①意思決定・指揮②対外対応③情報収集・計画立案④現場対応⑤ロジスティック・リソース管理

1.0.12-5-286-

を有しており，①の責任者として本部長（発電所長）があたり，②～⑤の機能毎に責任者として「統括」を配置する。（図２）○ ＴＶ会議で共有すべき情報は，全員で共有すべき情報に限定するなど，発話内容を制限することで，適切な意思決定，指揮命令を行える環境を整備する。
○ 発電所の被災状況や，プラントの状況を共有する社内情報共有ツール（チャット，
ＣＯＰ（Common Operational Picture））を整備することにより，発電所や本社などの関係者に電話や紙による情報共有に加え，より円滑に情報を共有出来るような環境を整備。（図３）

発電所本部長防災管理者（発電所長）

発電所本部長防災管理者（発電所長）

広報班
通報班

技術スタッフ
原子炉主任技術者

広報班

情報班

対外対応統括

技術班

通報班
立地班

復旧班
計画班

保安班

計画・情報統括発電班

情報・基盤班
保安班

資材班
厚生班

復旧統括

医療班
総務班

総務統括

警備誘導班

復旧班
号機班
総務班
資材班

本部長（発電所長）の下に１２の機能毎に統括を置き，本部長

機能班を有する体制（発電所長）の監督人数を削減

図１

従前の組織体制

図２（発電所の例）※ＩＣＳ導入後の組織体制（発電所の例）

緊急時組織の運用については，訓練を通じて改善を図っていることから，今後変更となる可能性がある。

1.0.12-6-287-

社内情報共有ツール（チャット）

社内情報共有ツール（ＣＯＰ）※ 緊急時組織の運用については，訓練を通じて改善を図っていることから，今後変更となる可能性がある。

図３

社内情報共有ツール［ＩＣＳの考え方導入による効果について］
原子力防災組織にＩＣＳの考え方を導入したことにより，以下の効果があったと考えている。
・ 指揮命令系統が機能毎に明確になった。
・ 管理スパンが設定されたことにより，指揮者（特に本部長）の負担が低減され，指揮者は，プラント状況等を客観的に俯瞰し，指示が出せるようになった。
・ 運用や情報共有ツール等を改善することにより，本部，各機能班のみならず，本社との情報共有がスムーズに行えるようになった。
・ 各機能班は，本部長，各統括の指示の下，自律的に自班の業務に対する検討・対応を行うことができるようになってきている。
・ プラントの発災状況に応じて対応体制を容易に縮小・拡大ができるようになった。
（例：号機班）
訓練シナリオを様々に変えながら訓練を繰り返すことで，技量の維持・向上を図るとともに，原子力災害の特徴としては初期段階における状況把握と即応性が重要であることから，それらを中心として原子力防災組織に更なる改善を加え，実践力を高めてきている。その結果，訓練員に事前にシナリオを知らせないブラインド訓
練で複数プラント同時事故にも対応できるようになっており，重大事故時のマネジ
メント力と組織力が格段に向上してきている。

1.0.12-7

-288-

b.

資機材調達

［課題］
○ 過酷事故や複数号機の同時被災を想定した資機材の準備が不十分であった。
○ 地震・津波による発電所内外の被害により，事故収束対応のための資機材の迅速な輸送，受け渡しができなかった。
○ 本社は，資材の迅速な準備，輸送，受け渡しで十分な支援が出来なかった。
［対応］○ 発電所内における資機材の備蓄を進めるが，それでも新たな資機材が必要になった場合に備えて，資機材調達の仕組みについて見直すとともに，本社から発電所への物資調達・支援に関する訓練を実施。
c.

本社緊急時対策本部の役割［課題］○ 本社緊急時対策本部（本社対策本部）は，外部からの問い合わせや指示を調整できず，発電所対策本部の指揮命令系統を混乱させた。
［対応］○ 重大事故等発生時における本社対策本部の役割は，事故の収束に向けた発電所対策本部の活動の支援に徹すること，現地の発電所長からの支援要請に基づいて活動することを原則とし，事故対応に対する細かい指示や命令，コメントの発信を行わない。
○ あわせて，福島事故対応時のような，外部から直接，発電所長に問合せが入り発電所長が対応を強いられたり，外部からの問い合わせを発電所対策本部が回答準備したりする事態とならないよう，本社対策本部は情報を捌く役割を果たす。

1.0.12-8

-289-

d.

対外情報発信の改善［課題］○ 本来復旧活動を最優先で実施しなくてはならない役割の要員が，対外的な広報や通報の最終的な確認者となり，復旧活動と対外情報発信活動の両立を高いレベルで求められる状況に置かれていたために，情報が輻輳し混乱した。その結果，復旧活動要員は復旧活動への専念が困難となったことで作業に支障が生じ，一方では公表の遅延，情報の齟齬，関係者間での情報共有の不足等が生じ，立地地域・社会の当社への信頼を著しく失ってしまった。
［対応］○ 緊急時における情報収集活動と広報・通報対応が，復旧活動の妨げとなることのないよう，発電所から発信されたプラントの状況を共有する社内情報共有ツール（チャット，ＣＯＰ（Common Operational Picture））や，通報連絡用紙の情報など，迅速に把握・共有できる社内情報を最大限活用し，公表する仕組みとする。
（紙や電話などで確認する場合もあるが，復旧活動の妨げにならないよう最大限配慮する。）○ 緊急時組織に対外対応に関する責任者として発電所，本社共に対外対応統括を配置するとともとに，社外対応を行う要所となるポジションにはリスクコミュニケーターを配置する。
○ 通報連絡については，当初は発電所長の責任で発信するが，その権限を発電所の対外対応統括に委譲し，事前に定めた通報連絡のルールにしたがって実施する運用に変更。（今回の事故対応のように，発電所対策本部で発電所長及び各班長の了解を得る作業は実施しない。）○ 一定規模以上の事故の際には，広報対応は発電所から切り離し，本社対策本部で一元的に対応することとし，発電所対策本部は事故の収束に専念する体制とする。
○ 訓練時にリスクコミュニケーターによる模擬記者会見や対外対応のシナリオを盛り込んだ訓練を実施。

リスクコミュニケーターによる模擬記者会見の様子

1.0.12-9-290-

(4) 現場の運用面［課題］○ 電源喪失によって，中央制御室での計装や監視，制御といった中央制御機能，発電所内の照明，通信手段を失ったことにより，有効なツールや手順書もない中での現場の運転員たちによる臨機の判断，対応に依拠せざるを得ず，手探りの状態
での事故対応となった。
［対応］○ 発電所内における中央制御室や現場間での通信手段として，送受話器（ページング），電力保安通信用電話設備，携帯型音声呼出電話設備，無線連絡設備及び衛星電話設備等による通信手段を確保すること，また，ヘッドライト及び懐中電灯
等の照明を確保することにより，実効的な事故対応が可能である。

中央制御室における照明の確保（例）1.0.12-10-291-

添付資料 1.0.13

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

緊急時対策要員の作業時における装備について

-292-

＜

目

次

＞

１． 初動対応時における放射線防護具類の選定............................. 1.0.13-1
２． 初動対応時における装備............................................. 1.0.13-2
３． 放射線防護具類等の着用等による個別操作時間への影響について ......... 1.0.13-5(1)

操作場所までの移動経路について.................................. 1.0.13-5(2)

操作場所の状況設定について ..................................... 1.0.13-5(3)

作業環境による個別操作時間への影響評価.......................... 1.0.13-5-293-初動対応時における緊急時対策要員の放射線防護具類については，以下の通り整備している。また，初動対応時における適切な放射線防護具類の選定については，当直長または保安班長が判断し，着用を指示する。
１．初動対応時における放射線防護具類の選定
重大事故発生時は事故対応に緊急性を要すること，通常時とは汚染が懸念される区域も異なること等から，通常の放射線防護具類の着用基準ではなく，作業環境及び緊急性等に応じて合理的かつ効果的な放射線防護具類を使用することで，被ばく線量を低減す
る。

事故発生

※１：以下のいずれかの徴候等発生①格納容器雰囲気モニタ D/W 又は S/C の
γ線線量率が各種設計基準事故相当の10 倍以上を検出②モニタリング・ポスト≧５μSv/h③敷地境界５μSv/h 相当の排気筒濃度検出④緊急時対策本部からの指示

緊急時対策要員召集

個人線量計の着用
放射線防護具類の携帯※１

No

炉心損傷の徴候があるか

管理区域にて必要な放射線防護具
類を着用

Yes
No
緊急を要する作業かYes
全面マスク，綿手袋，ゴム手袋を着用（保安班長の指示のもと，作業後更衣及び除染を実施する）

図１

必要な放射線防護具類を着用

放射線防護具の選定方法

1.0.13-1-294-

２．初動対応時における装備・ 必要な放射線防護具類は，当直長または保安班長が着用について判断した場合に速やかに着用できるよう，常時，中央制御室，緊急時対策所に必要数を保管している。
・ 緊急時対策要員は，召集後，ガラスバッチを着用する。
・ 緊急時対策要員のうち，現場作業を行う要員については，初動対応時から個人線量計（電子式線量計）を着用することにより，要員の外部被ばく線量を適切に管理することが可能である。なお，作業現場に向かう際には，放射線防護具類を携帯する。
・ 炉心損傷の徴候がある場合には，放射性物質の放出が予想されることから，当直長または保安班長が適切な放射線防護具類を判断し，要員に着用を指示する。指示を受けた要員は指示された放射線防護具類を着用する。
・ 炉心損傷の徴候がある場合，かつ，汚染防護服を着用する時間もない緊急を要する作業を実施する場合には，保安班長の指示の下，全面マスクとゴム手袋を着用して作業を実施する。なお，身体汚染が発生した場合には，作業後に更衣及び除染を実施する。
・ 高線量対応防護服（タングステンベスト）は，重量があることから，移動を伴う作業においては作業時間の増加に伴い被ばく線量が増加するため，原則着用しない。
・ 管理区域内で内部溢水が起こっている場所や雨天時に作業を行う場合には，アノラッ
ク，汚染作業用長靴，胴長靴を追加で着用する。
（表１，図２参照）

1.0.13-2

-295-

表１

緊急時対策要員の初動対応時における装備
着用基準

名称

炉心損傷の徴候有り

炉心損傷の徴候無し

ガラスバッチ

現場作業を行っていない間も含め
必ず着用

同左

個人線量計（電子式線量計）

必ず着用

同左

綿手袋・ゴム手袋

必ず着用

汚染防護服（タイベック）

緊急を要する作業を除き着用

アノラック・汚染作業用長靴（胴長靴※）
高線量対応防護服（タングステンベスト）

湿潤作業を行う場合に着用

管理区域内で身体汚染のおそれがある場合に着用管理区域内で身体汚染のおそれがある場合に着用管理区域内で身体汚染のおそれがある湿潤作業を行う場合に着用

移動を伴わない高線量下での作業を行う場合に着用

同左

全面マスク

必ず着用

管理区域内で身体汚染のおそれがある湿潤作業を行う場合に着用

セルフエアセット

酸欠等のおそれがある場合着用

同左

1.0.13-3-296-

ガラスバッチ

汚染作業用長靴

個人線量計（電子式線量計）

タイベック

アノラック

胴長靴

高線量対応防護服

全面マスク

セルフエアセット（株式会社重松製作所 HP より）

図２

放射線防護具類

1.0.13-4-297-

３．放射線防護具類等の着用等による個別操作時間への影響について
緊急時対策要員の個別操作時間については，訓練実績等に基づく現場への移動時間と現場での操作時間により算出している。
移動時間については，重大事故等を考慮して設定されたアクセスルートによる現場への移動時間を測定しており，操作時間については，重大事故等を考慮した操作場所の状
況（現場の状態，温度，湿度，照度および放射線量）を仮定し，放射線防護具類等の着用時間を考慮の上，操作時間を算出している。
ここでは，放射線防護具類着用等の作業環境による個別操作時間への影響について評
価する。
(1)

操作場所までの移動経路について

a. アクセスルートとして設定したルートを移動経路とする。
b. 全交流動力電源喪失等により，建屋照明等が使用できず，建屋内が暗い状況を考慮する。
c. 炉心損傷の兆候がある場合には，放射線防護具類を着用して現場へ移動することを
考慮する。
(2)

操作場所の状況設定について

a. 地震等を想定しても操作スペースは確保可能とする。
b. 作業場所は照明の無い暗い状況での作業を考慮する。
c. 炉心損傷の兆候がある場合には，放射線防護具類を着用して作業することを考慮する。
(3)

作業環境による個別操作時間への影響評価
操作時間に影響を与える作業環境を考慮し，「放射線防護具類を着用した状態での作業」，「暗所での作業」，「通信環境」について評価した結果，作業環境による個別操
作時間への影響がないことを確認した。
a. 放射線防護具類を着用した状態での作業評価
炉心損傷の兆候がある場合には，放射線防護具類を着用して現場操作を実施することから，放射線防護具類を着用した状態での作業について評価を実施した。
(a) 評価条件
イ．初動作業時における放射線防護具類は，「２．初動対応時における装備」に基づき，放射線防護具類（全面マスク，汚染防護服等）を着用する。
ロ．通常との作業性を比較するため，有意差が発生する可能性がある屋外での作業

1.0.13-5-298-

を選定する。
(b) 評価結果
通常装備での作業と比較すると，全面マスクにより視界が若干狭くなること及び全面マスクにより作業状況報告等を伝達する際には少し大きな声を出す必要があることが確認されたが，放射線防護具類を着用した状態であっても，個別操作時間に有意な影響がないことを確認した。（図３参照）
なお，通常の全面マスクよりも容易に声を伝えることが可能な伝声器付き全面マ
スクについても，現在導入を進めている。

図３

放射線防護具類を着用した状態での作業状況

1.0.13-6-299-

b. 暗所作業の評価
全交流動力電源喪失等により，建屋照明等が使用できない状況を想定し，暗所における作業性について評価を実施した。
(a) 評価条件
イ．暗所作業時に使用する可搬型照明として，ヘッドライト，懐中電灯，ＬＥＤラ
イトを中央制御室等に配備している。（表２，図４参照）
ロ．暗所作業の成立性を確認するため，可搬型照明（ヘッドライト）を使用して操作を実施する。（図５参照）(b) 評価結果
ヘッドライトを使用することにより，操作を行うために必要な明るさは十分確保されるため，個別操作時間に有意な影響がないことを確認した。
なお，より容易に操作が可能となるよう，建屋内の作業エリア，アクセスルートには，バッテリー内蔵型の照明が設置されている。（図６参照）

表２
名称
ヘッドライト

懐中電灯

可搬型照明

仕様

数量※

保管場所※

乾電池式

約 1000 個

全所員に配備（運転員含む）

20 個

中央制御室

4個

現場控室

27 個

事務本館または
初動要員宿泊所

4個

中央制御室

60 個

3 号炉原子炉建屋内

4個

中央制御室

135 個

免震重要棟内

19 台

荒浜側及び大湊側
高台保管場所

乾電池式

ＬＥＤライト（ランタンタイプ）

乾電池式

ＬＥＤライト（三脚タイプ）

乾電池式

可搬型照明設備

発電機付投光器※数量，保管場所については，今後の検討により変更となる可能性がある。

1.0.13-7-300-

ＬＥＤライト（ランタンタイプ）

懐中電灯

可搬型照明設備

ヘッドライトＬＥＤライト（三脚タイプ）

図４

可搬型照明

通常状態
図５

可搬型照明を使用した状態での作業
可搬型照明を使用した状態での作業状況

図６バッテリー内蔵型の照明

1.0.13-8-301-

c. 通信環境の評価(a) 評価条件
中央制御室，緊急時対策所，及び現場間での通信手段として，送受話器（ページング），電力保安通信用電話設備，携帯型音声呼出電話設備，無線通話装置及び衛星電話設備等の通信手段を整備している。（図７参照）(b) 評価結果
重大事故等が発生した場合であっても，整備している通信手段により，通常時と同等の通信環境が保持可能であり，個別操作時間に有意な影響はないと評価する。
また，炉心損傷の兆候がある場合には，放射線防護具類（全面マスク）を着用し，作業状況報告等のための通話を実施するが，着用しない状況より大きな声を出す必要があるものの通話可能であり，個別操作時間に有意な影響がないことを確認している。
なお，通常の全面マスクよりも容易に声を伝えることが可能な伝声器付き全面マ
スクについても，現在導入を進めている。

送受話器（ページング）

携帯型音声呼出電話設備（携帯型音声呼出電話機）

電力保安通信用電話設備（ＰＨＳ端末）無線連絡設備（携帯型）
図７

通信連絡設備

1.0.13-9-302-

衛星電話設備（携帯型）

添付資料 1.0.14

柏崎刈羽原子力発電所

６号及び７号炉

技術的能力対応手段と有効性評価

比較表

技術的能力対応手段と運転手順等

比較表

-303-

表１

技術的能力対応手段と有効性評価比較表
重要事故シーケンス
炉心損傷防止
（
外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失

停止中原子炉の燃料損傷防止

（

（
外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止

●

ＥＯＰ
ＥＯＰ
ＥＯＰ

「水位確保」「減圧冷却」「ＰＣＶ圧力制御」

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●
●
●

●

●

ＥＯＰ
ＥＯＰ
ＥＯＰ

「Ｄ／Ｗ温度制御」「Ｓ／Ｐ温度制御」「Ｓ／Ｐ水位制御」

●

●

●

●

●

●

ＥＯＰ
ＥＯＰ
ＥＯＰ

「ＰＣＶ水素濃度制御」「水位回復」「急速減圧」

ＥＯＰ
ＥＯＰ
ＥＯＰ

「水位不明」「ＥＯＰ／ＳＯＰインターフェイス」「原子炉建屋制御」

－

ＥＯＰ
ＥＯＰ

「ＳＦＰ水位制御」「ＳＦＰ水温度制御」－

ＥＯＰ「原子炉停止時水位制御」

－

ＳＯＰ
ＳＯＰ

注水－１「損傷炉心への注水」
注水－２「長期の原子炉水位の確保」

－

ＳＯＰ
ＳＯＰ

注水－３ａ「ＲＰＶ破損前の下部Ｄ／Ｗ初期注水」
注水－３ｂ「ＲＰＶ破損後の下部Ｄ／Ｗ注水」－

ＳＯＰ

注水－４「長期のＲＰＶ破損後の注水」

－

ＳＯＰ
ＳＯＰ

除熱－１「損傷炉心冷却後の除熱」
除熱－２「ＲＰＶ破損後の除熱」

－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

－
－

－

●
●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

ー

●
●

）

●

ッ

●

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
シ

ェ

●

水
素
燃
焼

熱

溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加

（

●

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

）

●

（

●

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷

）

●

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷
（

「スクラム」「反応度制御」

－

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
）

-304-

ＥＯＰ
ＥＯＰ

－

イ
ン
タ

ェ

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

）

対応手段

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合
）

技術的能力
審査基準

）

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。

）

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D源
G喪
喪失
失
）

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合

ー

●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

（

比較表

（

（

技術的能力対応手段と有効性評価

想
定
事
故
１

想
定
事
故
２

●

●

●
●

●
●

ト
相
互
作
用

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

●
●
●

●
●

●

●

●

●

●
●

●
●
●

●
●

●

●
●
●

●

●
●

●

●

●
●

●
●

●

●

●

●
●
●
●

●
●

1.0.14-1

●
●

●

●

●

反
応
度
の
誤
投
入

重要事故シーケンス
炉心損傷防止
（
外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失

停止中原子炉の燃料損傷防止

（

（
外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止

（

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

○

○

○

○

○

○

●

●

●

○
○

○
○

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
ェ

シ

ッ

水
素
燃
焼

ー

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加
熱

（
）

）

）

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷

ト
相
互
作
用

想
定
事
故
１

想
定
事
故
２

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

●

●

○
○
●

●

●

●

ほう酸水注入制御棒自動挿入●○

制御棒手動挿入
原子炉水位低下
高圧代替注水系による原子炉の冷却
原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系の復旧

○
●
○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

●

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系の復旧
常設代替交流電源設備による高圧炉心注水系の復旧
ほう酸水注入系による進展抑制○

制御棒駆動水系による進展抑制
原子炉減圧の自動化○○●

逃がし安全弁（自動減圧機能なし）による減圧
タービンバイパス弁による減圧
可搬型小型バッテリー接続による減圧

●

○

●

○

●

○

●

○

●

○

○

●
○

●

○

代替逃がし安全弁駆動装置による減圧
高圧窒素ガスボンベ（予備）使用による減圧
代替直流電源設備による復旧 （逃がし安全弁復旧）
代替交流電源設備による復旧 （逃がし安全弁復旧）
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段

1.4

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷
（

1.3

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
）

-305-

1.2

代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による原子炉出力抑制
原子炉冷却材再循環ポンプ手動停止による原子炉出力抑制

イ
ン
タ

ェ

原子炉手動スクラム
代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入

1.1

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

）

対応手段

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合
）

技術的能力
審査基準

）

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。

）

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D源
G喪
喪失
失

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合

ー

●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

）

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

（

比較表

（

（

技術的能力対応手段と有効性評価

低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉の冷却消火系による原子炉の冷却常設代替交流電源による復旧（残留熱除去系ポンプ（低圧注水モード）復旧）

●
●
●
○
○

●
○
○
●

●
○
○
●

●
○
○
●

1.0.14-2

●
○
○

●
○
○

●
○
○

●
○
○

●
○
○

○
○

●
○
○

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

反
応
度
の
誤
投
入

重要事故シーケンス
炉心損傷防止
（
外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失

停止中原子炉の燃料損傷防止

（

（
外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止●○

原子炉格納容器負圧破損の防止
復水補給水系を用いた代替循環冷却格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水

○

○

○
○

○
○

消防車による除熱

○

○

○

○

●

●

●

●
○

●
○

●
○

○

○

○

○

格納容器下部注水系（可搬型）による格納容器下部への注水
消火系による格納容器下部への注水

）

○
○

水
素
燃
焼

○

1.10

○

原子炉建屋ベント系による水素ガスの排出1.0.14-3

○

ト
相
互
作
用

●
○

●

●

○
○

○
○

○
○

○

想
定
事
故
１

想
定
事
故
２

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

●

○

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による水素ガスの排出
可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御
静的触媒式水素再結合器を使用した水素濃度抑制
格納容器頂部注水系による格納容器頂部への注水
圧力抑制プール水浄化系による格納容器頂部への注水

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

○
○

原子炉圧力容器への代替注水
1.9

ッ

●
○

●

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
シ

ェ

代替格納容器スプレイ冷却系による除熱
消火系による除熱

●

）

●
●

）

）

●
●

溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

（

ェ

1.8

）

1.7

）

）

-306-

●
●

●

●

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加
熱

ー

●
○

代替原子炉補機冷却系による除熱
格納容器フィルタベント系等又は耐圧強化ベント系による除熱

常設代替交流電源による復旧（残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モード）復旧）

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ

（

ドライウェルクーラーによる格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による格納容器内の減圧及び除熱
代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器内の減圧及び除熱
不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換

対応手段

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

（

●

技術的能力
審査基準

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合

ー

●

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。

1.6

（

●

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D源
G喪
喪失
失

（

●

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

）

○

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

）

●

（

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷

比較表

●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

1.5

イ
ン
タ

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷

技術的能力対応手段と有効性評価

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

反
応
度
の
誤
投
入

重要事故シーケンス
炉心損傷防止
（
外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失

停止中原子炉の燃料損傷防止

（

（
外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷

溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
シ

ェ

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加
熱

（

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷

（

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

ー

○

水
素
燃
焼

ッ

○
○

）

）

消火系による使用済燃料プールへの注水
圧力抑制プール水浄化系による使用済燃料プールへの注水

）

○
●

）

●

）

）

対応手段

）

燃料プール代替注水系（常設）による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水

技術的能力
審査基準

）

想
定
事
故
２

）

想
定
事
故
１

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。

-307-

1.11

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合

（

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D源
G喪
喪失
失

イ
ン
タ

ェ

●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合

ー

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

（

比較表

（

（

技術的能力対応手段と有効性評価

ト
相
互
作
用

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへのスプレイ
大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
1.12

1.13

1.14

シルトフェンス及び放射性物質吸着剤による海洋への拡散抑制
大容量送水車及び放水砲による航空機燃料火災への泡消火
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
消火系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプによる送水

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

淡水貯水池から防火水槽への補給
淡水タンクから防火水槽への補給
防火水槽への海水補給

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

淡水貯水池から淡水タンクへの補給
常設代替交流電源設備による給電

○

○
●

○
●

○
●

○
●

○

○

○
●

○
●

○
●

○

○

○
○
●

○
○
●

○
○
●

○
○

○
○

○
○

○
○

●

●

●

●

●

●

●

可搬型代替交流電源設備による給電（緊急用Ｍ／Ｃ）
可搬型代替交流電源設備による給電（Ｐ／Ｃ）
常設代替直流電源設備による給電●○○

可搬型代替直流電源設備による給電
緊急用高圧母線を使用した電力融通
代替所内電気設備を使用した給電
燃料の補給

●

1.0.14-4

●

●

●

●

●

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

反
応
度
の
誤
投
入

表２

技術的能力対応手段と運転手順書等比較表
ＥＯＰ

ＡＯＰ

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

水
位
回
復

ＳＯＰ
急
速
減
圧

水
位
不
明

原
子
炉
建
屋
制
御

ー

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
制
御

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
温
度
制
御

原
子
炉
停
止
時
水
位
制
御

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

【要求事項1.1】
緊急停止失敗時に 原子炉手動スクラム
発電用原子炉を未臨界にするための 代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入
手順等

○

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

多
様
な
ハ
ザ

ー

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

ド
対
応
手
順

○
○

代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による原子炉出力抑制

自動動作

-308-

原子炉冷却材再循環ポンプ手動停止による原子炉出力抑制○

ほう酸水注入○○制御棒自動挿入

自動動作

制御棒手動挿入○

原子炉水位低下○【要求事項1.2】
原子炉冷却材圧力 高圧代替注水系による原子炉の冷却バウンダリ高圧時に発電用原子炉を 原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却冷却するための手
順等

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

ほう酸水注入系による進展抑制

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

制御棒駆動水系による進展抑制

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系の復旧○○

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水
系の復旧
常設代替交流電源設備による高圧炉心注水系の復旧

備考○

1.0.14-5

○

○

ＥＯＰ

ＡＯＰ

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

水
位
回
復

ＳＯＰ
急
速
減
圧

水
位
不
明

原
子
炉
建
屋
制
御

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
制
御

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
温
度
制
御

ー

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

原
子
炉
停
止
時
水
位
制
御

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

【要求事項1.3】
原子炉冷却材圧力 原子炉減圧の自動化
バウンダリを減圧するための手順等 逃がし安全弁（自動減圧機能なし）による減圧

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

-309-

○

○

○

○

○

○

○

○

代替逃がし安全弁駆動装置による減圧

○

○

○

○

○

○

○

○

高圧窒素ガスボンベ（予備）使用による減圧

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段

○

○
○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

消火系による原子炉の冷却

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

常設代替交流電源設備による復旧（残留熱除去系ポンプ（低圧注水モード）復旧）

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

【要求事項1.6】
原子炉格納容器内 代替格納容器スプレイ冷却系による除熱の冷却等のための手順等
消火系による除熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

多
様
な
ハ
ザ
ド
対
応
手
順

○

○

【要求事項1.5】
最終ヒートシンク 代替原子炉補機冷却系による除熱へ熱を輸送するための手順等
格納容器フィルタベント系等又は耐圧強化ベント系による除熱

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

○

可搬型小型バッテリー接続による減圧【要求事項1.4】
原子炉冷却材圧力 低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却バウンダリ低圧時に発電用原子炉を 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉の冷却冷却するための手
順等

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

備
考

自動動作

タービンバイパス弁による減圧

代替直流電源設備による復旧（逃がし安全弁復旧）
代替交流電源設備による復旧（逃がし安全弁復旧）

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

ー

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

○

○

○
○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

消防車による除熱

○

○

○

○

○

○

○

○

常設代替交流電源による復旧（残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モード）復旧）

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

ドライウェルクーラーによる格納容器除熱

1.0.14-6

○

○

ＥＯＰ

ＡＯＰ

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

水
位
回
復

ＳＯＰ
急
速
減
圧

水
位
不
明

原
子
炉
建
屋
制
御

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
制
御

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
温
度
制
御

ー

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

原
子
炉
停
止
時
水
位
制
御

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

【要求事項1.7】
原子炉格納容器の 格納容器圧力逃がし装置による格納容器内の減圧及び除熱
過圧破損を防止す
るための手順等
代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器内の減圧及び除熱

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

○

○

○

○

○

○

○

○

不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

多
様
な
ハ
ザ

ー

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

ド
対
応
手
順

備
考

○

原子炉格納容器負圧破損の防止
復水補給水系を用いた代替循環冷却-310-【要求事項1.8】
原子炉格納容器下 格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水
部の溶融炉心を冷却するための手順 格納容器下部注水系（可搬型）による格納容器下部への注水
等

消火系による格納容器下部への注水
原子炉圧力容器への代替注水○【要求事項1.9】 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置によ
水素爆発による原 る水素ガスの排出
子炉格納容器の破損を防止するため 可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御の手順等【要求事項1.10】
水素爆発による原 静的触媒式水素再結合器を使用した水素濃度抑制
子炉建屋等の損傷を防止するための 格納容器頂部注水系による格納容器頂部への注水
手順等

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○
○

○

○

○

○

○

手順不要
○

圧力抑制プール水浄化系による格納容器頂部への注水
原子炉建屋ベント系による水素ガスの排出

○

○

○

○

○
○

【要求事項1.11】 燃料プール代替注水系（常設）による使用済燃料プールへの注
使用済燃料貯蔵槽 水の冷却等のための燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの
手順等

○

○

○

○

○

○

○

○

消火系による使用済燃料プールへの注水

○

○

○

圧力抑制プール水浄化系による使用済燃料プールへの注水

○

○

○

○

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの
スプレイ

○

○

○

○

注水

【要求事項1.12】
工場等外への放射 大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制性物質の拡散を抑制するための手順 シルトフェンス及び放射性物質吸着剤による海洋への拡散抑制
等○○

大容量送水車及び放水砲による航空機燃料火災への泡消火○

1.0.14-7

ＥＯＰ

ＡＯＰ

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

水
位
回
復

ＳＯＰ
急
速
減
圧

水
位
不
明

ー

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

原
子
炉
建
屋
制
御

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
制
御

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
温
度
制
御

原
子
炉
停
止
時
水
位
制
御

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

【要求事項1.13】
重大事故等の収束 可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給に必要となる水の供給手順等
消火系による復水貯蔵槽への補給

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

多
様
な
ハ
ザ

ー

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

ド
対
応
手
順

○

○

○

○

-311-

可搬型代替注水ポンプによる送水○

淡水貯水池から防火水槽への補給○

淡水タンクから防火水槽への補給○

防火水槽への海水補給○

淡水貯水池から淡水タンクへの補給○【要求事項1.14】
電源の確保に関す 常設代替交流電源設備による給電
る手順等

○

○

○

可搬型代替交流電源設備による給電（緊急用Ｍ／Ｃ）

○

○

○

可搬型代替交流電源設備による給電（Ｐ／Ｃ）○

常設代替直流電源設備による給電○

可搬型代替直流電源設備による給電○

緊急用高圧母線を使用した電力融通

○

○

○

代替所内電気設備を使用した給電

○

○

○

○
○
○

燃料の補給

○

ＡＯＰ：事故時運転操作手順書（事象ベース），ＥＯＰ：事故時運転操作手順書（徴候ベース），ＳＯＰ：事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

1.0.14-8

備考本資料のうち，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。

添付資料 1.0.15

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等発生時おける
停止号炉の影響について

-312-

＜

目

次 ＞

１． 同時被災時に必要な要員及び資源の十分性 ............................ 1.0.15-1(1) 想定する重大事故等 ................................................ 1.0.15-1(2) 必要となる対応操作及び必要な要員及び資源の整理 .................... 1.0.15-1(3) 評価結果 .......................................................... 1.0.15-2(4) 柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の重大事故時対応への影響について 1.0.15-4
２． 他号炉における高線量場発生による６号及び７号炉対応への影響 ........ 1.0.15-5(1) 想定する高線量場発生 .............................................. 1.0.15-5(2) ６号及び７号炉対応への影響 ........................................ 1.0.15-5
３． まとめ ............................................................ 1.0.15-6
表１ 想定する各号炉の状態.............................................. 1.0.15-7
表２

柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉に重大事故等が発生した場合の対応操作及び必要な要員及び資源 ................................................... 1.0.15-8

表３ 各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算） ...... 1.0.15-9
表４ １～５号炉の注水及び給電に用いる設備の台数 ....................... 1.0.15-10
表５ 線量率評価結果................................................... 1.0.15-11
図 1 １～５号炉における各作業と所要時間 ............................... 1.0.15-12
図２ 線量率の概略分布（３号炉での高線量場発生） ....................... 1.0.15-13
図３ 線量率の概略分布（５号炉での高線量場発生） ....................... 1.0.15-14
図４ 線量率の概略分布（５～７号炉周辺） ............................... 1.0.15-15-313-

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉運転中に重大事故が発生した場合，他号炉についても重大事故等が発生すると想定し，他号炉の対応に必要な要員，資源について整理する。
現在，柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉は，停止状態にあり，各プラントで有する燃料からの崩壊熱の継続的な除去が必要となる。そのため，他号炉を含めた同時被災が発生す
ると，他号炉への対応が，６号及び７号炉への対応に必要な要員及び資源の十分性に影響を与えることが考えられる。また，必要な要員及び資源が十分であっても，同時被災による他号炉の状態により，６号及び７号炉への対応が阻害されることが考えられる。
以上を踏まえ，他号炉を含めた同時被災時に必要な要員及び資源の十分性を確認すると
ともに，他号炉における高線量場の発生を前提として６号及び７号炉への対応の成立性を確認する。
１．同時被災時に必要な要員及び資源の十分性(1) 想定する重大事故等
福島第一原子力発電所の事故及び共通要因による複数炉の重大事故等の発生の可能性を考慮し，柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉について，全交流動力電源喪失を想定する。
また，不測の事態を想定し，柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉のうち，いずれかの号炉について内部火災，想定事故２（使用済燃料プール漏えい）を想定する。
柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉については，有効性評価の各シナリオの内，
水源または燃料を最も消費するシナリオを想定する。
上記に対して，７日間の対応に必要な要員，必要な資源，６号及び７号炉の対応への影響を確認する。
福島第一原子力発電所の事故及び共通要因による複数炉の重大事故等の発生の可能性を考慮し，柏崎刈羽原子力発電所１～７号炉について，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングの発生を想定する。
また，不測の事態を想定し，柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉のうち，いずれか１
つの号炉において事象発生直後に内部火災が発生していることを想定する。なお，水源評価に際してはすべての号炉における消火活動による水の消費を考慮する。
柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉については，有効性評価の各シナリオの内，必要な要員及び資源（水源，燃料，及び電源）毎に最も厳しいシナリオを想定する。
表１に想定する各号炉の状態を示す。上記に対して，７日間の対応に必要な要員，
必要な資源，６号及び７号炉の対応への影響を確認する。
(2) 必要となる対応操作及び必要な要員及び資源の整理「(1) 想定する重大事故等」にて必要となる対応操作，必要な要員，７日間の対応に必要となる資源について,表１及び図１のとおり整理する。

1.0.15-1-314-

(3) 評価結果
柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉にて「(1)想定する重大事故等」が発生した場合の必要な要員及び必要な資源についての評価結果を以下に示す。
a. 必要な要員の評価
重大事故発生時に必要な操作については，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，10時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能である。
b. 必要な資源の評価(a) 水源６号及び７号炉において，水源の使用量が最も多い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」を想定すると，炉心注水及び格納容器スプレ
イに使用する分として，７日間の対応で号炉あたり合計約7,300m3の水が必要となる(６号及び７号炉で合計約14,600m3)。
また，表３に示すとおり，６号及び７号炉における使用済燃料プールへの注水（通常水位までの回復）は，７日間の対応を考慮すると，合計約3,251m3の水が必要となり，１～５号炉においては，スロッシング後の蒸発による水位低下を防止することを想定すると，内部火災に対する消火活動に必要な水源を含め，７日間の対応で合計約674m3の水が必要となる（１～７号炉で合計約3,925m3）。
したがって，スロッシング後の蒸発による水位低下を防止することを想定※すると，
１～７号炉にて合計約18,525m3の水が必要であるが，６号及び７号炉の復水貯蔵槽及び淡水貯水池において合計約21,400m3の水を保有していることから，７日間の対応が可能である。
なお，１～５号炉においても，使用済燃料プール水がサイフォン効果により流出する場合に備え，６号及び７号炉と同様のサイフォンブレーク孔を設け，サイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を停止することが可能な設計としている。
また，スロッシングによる水位低下により，線量率が上昇しオペレーティングフ
ロアでの使用済燃料プールへの注水操作が困難になる場合に備え，ディーゼル駆動の消火系やガスタービン発電機により給電した補給水系等，当該現場作業を必要としない注水手段を確保している。さらに，あらかじめ注水用ホースを設置すること
で，オペレーティングフロア階下での注水操作が可能な設計としている。
注水及び給電に用いる設備の台数と共用の関係は表４に示す通りである。ガスタ
ービン発電機は発電所全体として３台保有しており，柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉での事故対応に必要な台数は１台であるため，予備として保有しているものを１～５号炉での対応で使用することも可能である。

1.0.15-2-315-

※：使用済燃料プール（１～４号炉については原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の通常水位までの回復を想定した場合，１～５号炉においては，内部火災に対する消火活動に必要な水源と合わせ，合計約 11,069m3 の水が必要となる（１～７号炉で合計約 14,320m3）。
したがって，使用済燃料プールの通常水位までの回復を想定すると，１～７号
炉にて合計約 28,920m3 の水が必要であるが，６号及び７号炉の復水貯蔵槽及び淡水貯水池における保有水は合計約 21,400m3 であり，これは，６号，７号炉及び内部火災（７日間で５箇所）への対応を実施したうえで，１～５号炉の使用済燃料プール（１～４号炉については原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の水位を通常水位－約４ｍまで回復させることができる水量に相当する。事象発生から無注水の状態で１～５号炉の使用済燃料有効長頂部が露出するまでには７日以上の時間余裕があり，10 時間以降の発電所外からの参集要員にて消防車
による注水が可能であること，及び復水貯蔵槽及び淡水貯水池の他に外部からの水源供給などにも期待できることから，１～５号炉の使用済燃料プールの水
位を通常水位まで回復させることが可能である。
(b) 燃料６号及び７号炉において，燃料の使用量が最も多い「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」を想定すると，非常用ディーゼル発電機(３台)の７日間の運転継続に号炉あたり
750,960Ｌ＊，復水貯蔵槽補給用消防車(３台)の７日間の運転継続に号炉あたり
6,048Ｌ＊が必要となる(６号及び７号炉で合計約1,514,016Ｌ)。
また，６号及び７号炉において，燃料の使用量が最も多いＬＯＣＡ時注水機能喪失を想定すると，非常用ディーゼル発電機（３台）の７日間の運転継続に号炉
あたり750,960Ｌ＊，復水貯蔵槽補給用消防車（２台）の７日間の運転継続に号炉
あたり6,048Ｌ＊が必要となる(６号及び７号炉で合計約1,514,016Ｌ)。
加えて，免震重要棟ガスタービン発電機及びモニタリングポスト用仮設発電機（３台）の７日間運転継続にも合計約70,896Ｌの軽油が必要となる。
よって，１～７号炉にて合計約4,741,632Ｌの軽油が必要となるが，発電所内で約5,344,000Ｌの軽油を保有しており，７日間の対応は可能である。
＊：保守的に事象発生直後から運転を想定し，燃費は最大負荷時を想定。

1.0.15-3-316-

(c) 電源
常設代替交流電源設備による電源供給により，重大事故等の対応に必要な負荷(計器類)に電源供給が可能である。なお，常設代替交流電源設備による給電ができない場合に備え，デジタルレコーダ接続等の手順を用意している。
(4) 柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の重大事故時対応への影響について「 (3)評価結果」に示すとおり，重大事故発生時に必要となる対応操作は，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊及び10時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能であることから，６号及び７号炉の重大事故に対応する要員に影響を与えない。
また，資源については，６号及び７号炉で使用する資源を考慮しても，発電所内で保有している資源にて７日間の対応が可能である。
以上のことから，柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の重大事故時対応への影響はない。

1.0.15-4-317-

２．他号炉における高線量場発生による６号及び７号炉対応への影響(1) 想定する高線量場発生
６号及び７号炉への対応に必要となる緊急時対策所機能，及び重大事故等対策への影響を確認する観点から，３号炉又は５号炉において使用済燃料プール内の水による放射線遮へいが喪失し，燃料の露出による高線量場の発生を仮定する。
(2) ６号及び７号炉対応への影響
３号炉又は５号炉において使用済燃料プール内の燃料の露出により，高線量場が発生した場合の６号及び７号炉対応への影響を評価した。
a. 免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊急時対策所における活動への影響
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所に最も近い３号炉の使用済燃料プールにおいて，高線量場が発生した場合の，免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊
急時対策所での線量率の評価結果を表５に示す。線量率の評価結果から，免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊急時対策所については，７日間の滞在でも被ばく線量はそれぞれ2mSv，0.5mSv程度であり，６号及び７号炉の重大事故等に伴うプルーム通過中及びプルーム通過後の被ばく評価結果（対策要員の７日間の実効線量：免震重要棟内緊急時対策所にて約79mSv，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所にて約30mSv）※を考慮しても重大事故等発生時における活動に影響はない。
※「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」に示すように，これらの事故シーケンスにおける６号及び７号炉の格納容器除熱の手段として，格納容器圧力逃がし装置等よりも代替循環冷却を優先して使用する。ただし，ここでは被ばく量を厳しくする観点より６号及び７号炉での同時ベントにより発生す
るプルーム通過中及びプルーム通過後の影響を考慮した評価を用いた。
b. 屋外作業への影響
６号及び７号炉対応に関する屋外作業としては，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所への参集などのアクセスや，６号及び７号炉の重大事故等への対応作業がある。
図２～図４に，３号炉又は５号炉で高線量場が発生した場合の線量率の概略分布を示す。
1) ３号炉原子炉建屋内緊急時対策所への参集・作業への影響
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所については，免震重要棟内緊急時対策所からの移動は最短で15分であり，移動中の線量率と移動時間をそれぞれ15mSv/h，１時間と1.0.15-5-318-仮定しても被ばく線量は15mSvとなる。したがって，重大事故等発生時における活動が可能である。
2) ６号及び７号炉の重大事故等への対応作業への影響
図４に示すように，６号及び７号炉の重大事故等への対応作業のうち，比較的時間を要する操作として代替原子炉補機冷却系の準備操作（資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り）が想定されるが，５号炉の使用済燃料プールに近い６号炉での当該操作場所での線量率は，図４に示す線量率を内挿すると約7mSv/hとなる。
当該操作の想定操作時間は10時間又は11時間であること，及びこの想定操作時間には当該操作場所への移動時間が含まれていること，あるいは参集要員による操作要員の交代も可能であることから，重大事故等発生時における活動が可能である。
３．まとめ
上記１．及び２．に示すとおり，高線量場の発生を含め，柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の重大事故時対応への対応は可能である。

1.0.15-6-319-

表１ 想定する各号炉の状態
項目

６号及び７号炉

１～５号炉

・全交流動力電源喪失
要員

・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」
・「想定事故２（使用済燃料プール漏えい）」※1
・全交流動力電源喪失

水源・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」※1

・「想定事故２（使用済燃料プール漏えい）」

・使用済燃料プールでのスロッシング発生-320-・全交流動力電源喪失※2
燃料・全交流動力電源喪失※2
・内部火災（１つの号炉）※3

・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「LOCA 時注水機能喪失」
・「想定事故２（使用済燃料プール漏えい）」※1
・全交流動力電源喪失

電源・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」
・「想定事故２（使用済燃料プール漏えい）」※1※1

サイフォン現象による漏えいは，各号炉（１～７号炉）のサイフォン発生防止用の逆止弁及びサイフォンブレーク孔により停止される。
したがって，この漏えいによる影響はスロッシングによる溢水に包絡されるため，使用済燃料プールからの漏えいは，スロッシングによる漏えいを想定する。
※2 燃料については消費量の観点から非常用ディーゼル発電機の運転継続を想定する。
※3 ６号及び７号炉は火災防護措置が強化されることから，１～５号炉での内部火災を想定する。また，１～５号炉で複数の内部火災を想定することが考えられるが，時間差で発生することを想定し，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングと同時に発生する内部火災としては１つの号炉とする。ただし，消火活動に必要な水源は，５プラント分の消費を想定する。

1.0.15-7

表２ 柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉に重大事故等が発生した場合の対応操作及び必要な要員及び資源必要となる対応操作
対応操作概要対応要員
非常用ディーゼル発電機等
非常用ディーゼル発電機等の現場の現場確認，直流電源の負荷 の状態確認および，直流電源の延命 運転員
制限のための負荷制限を実施する

必要な資源
－

○水源
180m3（36m3/プラント×５プラント）○燃料
消防車：3,024Ｌ(18Ｌ/h×24h×７日×１台)○水源（詳細は表３参照）
１号炉：約 98m3
２号炉：約 96m3
各注水系による SFP または３号炉：約 123m3
原子炉への給水４号炉：約 90m3
（復水補給水系や燃料プー各注水系による SFP または原子炉へ
５号炉：約 87m3
運転員及び 10 時間以ル補給水系，消火系，消防車 の給水を行い，停止中の炉心燃料や降の発電所外からの６号炉：約 8,816m3
による SFP 給水／
使用済燃料からの崩壊熱の継続的参集要員
７号炉：約 9,035m3
復水補給水系や残留熱除去
な除去を行う※６号及び７号炉については有効性評価「雰囲気圧力・温度によ系，消火系，消防車による原る静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定している水源も
子炉給水）
内部火災に対する消火活動(火災発生した号炉のみ)

建屋内での火災を想定し，当該火災
自衛消防隊に対する現場確認・消火活動を実施(運転員を含む)
する

-321-

含む

○燃料
消防車：15,120Ｌ(18Ｌ/h×24h×７日×５台)
常設代替交流電源設備による給電

常設代替交流電源設備による給電・受電操作を実施する

緊急時対策要員及び運転員○燃料
常設代替交流電源設備：約 859,320Ｌ（1,705Ｌ/h×24h×７日×３台）

燃料給油作業

消防車及び常設代替交流電源設備に給油を行う10 時間以降の発電所
外からの参集要員－

1.0.15-8

表３ 各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算）
ＫＫ１
停止中
炉
ＳＦＰ
炉心燃料

装荷済

ＫＫ２
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ３
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ４
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ５
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ６
運転中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ７
運転中
炉
ＳＦＰ

装荷済

装荷済

装荷済

未開放（プール
ゲート閉）

未開放（プール
ゲート閉）

未開放（プール
ゲート閉）

全燃料取り出し 全燃料取り出し 全燃料取り出し-322-

原子炉開放状態

開放（プール
ゲート開放）

水位

ウェル満水
ウェル満水
ウェル満水
ウェル満水
（プールＮＷＬ） （プールＮＷＬ） （プールＮＷＬ） （プールＮＷＬ）

ＮＷＬ付
近

NWL

NWL

NWL

想定するプラントの状態

スロッシングに スロッシングに スロッシングに スロッシングによる漏洩+SBO よる漏洩+SBO よる漏洩+SBO よる漏洩+SBO

SBO

スロッシングによる漏洩+SBO

スロッシングによる漏洩+SBO

スロッシング
による漏洩
+SBO

0

830

620

830

スロッシング溢水量[m3]
65℃到達までの時間[hour]
100℃到達までの時間[hour]
必要な注水量①[m3@168h]

830

開放（プール
ゲート開放）

830

開放（プール
ゲート開放）

830

開放（プール
ゲート開放）

830

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

33

18

14

18

-

41

79

43

33

43

81

100

98

96

123

90

32

55

896

905

事故発生から
TAF到達までの時間[hour]

634

235

189

249

807

515

148

158

必要な注水量②[m3@168h]

2,286

2,574

2,601

2,511

32

885

1,516

1,735

11
26

10
24

※「必要な注水量①」：スロッシング後の蒸発による水位低下防止に必要な注水量。「必要な注水量②」：通常水位までの回復に必要な注水量。
※１～５号炉の溢水量は，６号及び７号炉の評価結果に基づきプールからのスロッシングによる溢水量を設定（１～５号炉の燃料プールは６号及び７号炉に比べて保有水量やプール表面積が小さいため溢水
量は少なくなると考えられる）。また,必要な注水量は原子炉開放状態（プールゲート状態）を考慮して評価。

1.0.15-9

表４ １～５号炉の注水及び給電に用いる設備の台数

ＫＫ１

ＫＫ２

ＫＫ３

ＫＫ４

ＫＫ５

共通

記載は設置台数であり、（）内は必要台数
備考

ＲＨＲ

３（１）

３（１）

３（１）

３（１）

３（１）

－

ＳＢＯ時はＧＴＧによる給電を実施する
ことで使用可能
電源負荷を考慮して、複数の同時運転は実施せず、順次注水操作を実施する

ＭＵＷＣ

３（１）

３（１）

３（１）

３（１）

３（１）

－

ＳＢＯ時はＧＴＧや電源車による給電を実施することで使用可能－

ＫＫ１～４は共通の消火ポンプを使用、ＫＫ５～７は共通の消火ポンプを使用。
十分時間余裕があるため、１台を用いて、必要な箇所に順次注水を実施していくことが可能

注水設備
ＤＤ ＦＰ

-323-

消防車

1

－

ＫＫ１と共通 ＫＫ１と共通 ＫＫ１と共通

－

－

－

1

－

必要な台数に対して 十分時間余裕があるため、１台を用い十分な台数を保有て、必要な箇所に順次注水を実施して（1）いくことが可能

ＧＴＧ

－

－

－

－

－

共通設備
３台の内、ＫＫ６，７で用３台（２台予備があり、６，７号の対応にいなかったものを使用
は１台のみで対応可能である）

電源車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して 十分時間余裕があるため、１台を用い十分な台数を保有て、必要な箇所に順次注水を実施して（1）いくことが可能給電設備

1.0.15-10表５ 線量率評価結果（免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
評価点
免震重要棟内緊急時対策所
３号炉原子炉建屋内
緊急時対策所

直接線

スカイシャイン線

合計（mSv/h）（mSv/h）（mSv/h）

4.1×10-9

9.9×10-3

9.9×10-3

5.4×10-8

2.4×10-3

2.4×10-3

1.0.15-11-324-経過時間（時間）
1

2

３

８

９

10

11

12

13

14

15

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
号機

直流電源の負荷制限作業開始

操作項目
運転員
※1
（中操）
２人
A, B

参集要員による作業開始

常設代替交流電源設備による受電

運転員
（現場）

緊急時対策要
員（現場）

自衛消防隊

－

－

－

プラント状況判断

－－－プラント監視（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続

１0分（1～２人）A , （B）
隣接プラントの火災時において適宜実施

等による計器監視）

応援が必要な際は１名となる「全交流動力電源喪失及－び使用済燃料プールのス
ロッシング」を想定する
号炉

－

－

－

－

－
２～３人
a, b , （e）

（１人）
a

（１人）

-325-

－

（１人）

２人
C, D

－
（２人）
C, D
（２人）
C, D
（２人）

－

－

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼル発電機の現場確認
直流電源の負荷制限

非常用ディーゼル発電機

50分

機能回復

対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）
復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系に適宜実施

よるSFP給水
【５号炉の場合】
復水補給水系や残留熱除去系、消火系による原

適宜実施

子炉給水
参集要員にて

－

C, D

対応

（２人）

参集要員にて

C, D

対応

－

－

－

－

－

－

－

消防車によるSFP給水

6,7号炉の作業を優先に適宜実施（復水補給水系等の給水が不可能な場合）【５号炉の場合】

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

消防車による原子炉給水１0分

プラント状況判断

プラント監視適宜実施（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

２人※２
c, d
（２人）※２c, d（1～2人）c , （ d）－－

火災現場確認30分－－

自衛消防隊を現場誘導

10分－

自衛消防隊にて対
応

－

－

消火活動

消火活動継続実施

非常用ディーゼル発電機の現場確認

50分（隣接プラントからの応援が必要な
際は応援が到着してから50分）（2人）「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス－

隣接プラントからの応援が必要
な際は応援に期

ロッシング並びに火災発待生」を想定する号炉

b , e (又は B)

－

－

－

－

（１人）

（２人）
b , ｄ（又は e

－

－

, B）
（２人）
－

b , ｄ（又は e

（１人）

－

b , ｄ（又は e
, B）
（２人）
b , ｄ(又は e ,
B)
（２人）

－

－

（

C, D （又はb, e, B)

共通－

非常用ディーゼル発電機

機能回復

対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系に

適宜実施
適宜実施

よる燃料プール給水【５号炉の場合】

－

－

, B）
（２人）

直流電源の負荷制限

適宜実施
適宜実施

復水補給水系や残留熱除去系、消火系による原子炉給水参集要員にて対応

参集要員にて対応－－

消防車による燃料プール給水

6,7号炉の作業を優先に適宜実施（復水補給水系等の給水が不可能な場合）【５号炉の場合】

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

消防車による原子炉給水

緊急時対策要員にて対応－

常設代替交流電源設備による給電・受電

参集要員にて対応－

燃料給油作業6/7号炉の給電を実施後適宜実施

適宜実施）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

※１

当直長を含む人数※２

SA事象と火災が発生した際の初期消火の体制については今後の検討を反映する（詳細検討中）

なお，６号及び７号炉において原子炉運転中を想定した場合，原子炉側と使用済燃料プール側との重大事故等対応の重畳も考えられるが，運転中に使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから（表３参照），原
子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となり，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。またプラント状態の監視においても，原子炉側で期待している運転員が併せて使用済燃料プール側を監視できるため，現在の想定する要員での対応が可能である。
また，時間差で発生する複数の内部火災に対しては，自衛消防隊が火災現場を都度移動することにより，現在の想定する要員での対応が可能である。

図 1 １～５号炉における各作業と所要時間
1.0.15-12

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-326図２ 線量率の概略分布（３号炉での高線量場発生）

1.0.15-13

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-327図３ 線量率の概略分布（５号炉での高線量場発生）

1.0.15-14

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-328-

図４ 線量率の概略分布（５～７号炉周辺）

1.0.15-15

補足資料
＜

目

次

＞

補足説明資料１（予備品の確保等の考え方） ................................... 補足 1
補足説明資料２（要員の力量評価及び教育訓練の有効性評価について） ........... 補足 8
補足説明資料３（有効性評価シナリオと要員参集の整合性について） ............ 補足 10-329-

補足説明資料１（予備品の確保等の考え方）
１．残留熱除去系（ＲＨＲ）の復旧に関する予備品の確保等について
柏崎刈羽原子力発電所では，アクシデントマネジメント活動の一環として行われる復旧活動に際して，プラントの安全性確保に必要な機能を持つ系統・機器を復旧させる手
順を「アクシデントマネジメント復旧の手引き」にて整備している。本手引きには，事故収束を安定的に継続するために有効であるＲＨＲ系の復旧手順も盛り込まれており，ＲＨＲ系（A），（B），（C）の全ての除熱能力が喪失あるいは低下した際に，「RHR 系
異常発生要因フローチャート」により異常のある系統を判断し，「機器別故障原因特定
マトリクス」にて故障個所の特定を行い，故障個所に応じた「復旧手順」にて復旧を行う構成としている（図１）。しかしながら，すべての系統・機器の故障モードを網羅して予備品を確保することは効率的ではないので，以下の方針に基づき重要安全施設の取替え可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。
・ 短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。
・ 単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポート系設備を復旧する。
・ 復旧作業の実施にあたっては，放射線の影響，その他の作業環境条件の観点を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する。
上記の方針に適合する系統として原子炉補機冷却海水系及び原子炉補機冷却水系を選定
し，予備品を保有することで復旧までの時間が短縮でき成立性の高い作業で機能回復できる機器として，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプ電動機を予備品として確保する。
２．予備品を用いた復旧作業について
重大事故等発生後の事故対応については，重大事故等対処設備にて対応することにより事故収束を行うことから，必要な作業については当社のみで実施できるようにしている。
一方，予備品を用いた補機冷却系ポンプ電動機の復旧作業は上記に該当せず，協力企業の支援による実施を考えている。しかしながら，本復旧作業は事故収束後のプラントの安定状態を継続する上で有効であることから，直営訓練等を通じて復旧手順の整備や作業内容把握などの取り組みを継続的に実施していく。

補足 1

-330-

図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（１／６）

補足 2

-331-

図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（２／６）

補足 3

-332-

図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（３／６）

補足 4

-333-

図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（４／６）

補足 5

-334-

図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（５／６）

補足 6

-335-

図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（６／６）

補足 7

-336-

補足説明資料２（要員の力量評価及び教育訓練の有効性評価について）
１．要員の力量評価
各要員の力量評価は，訓練における対応状況を予め定めた力量水準に照らして行う。
具体的には，訓練毎に設定した判定基準を満たした訓練を有効なものとし，その訓練における各要員の対応状況を評価する。評価は，当該訓練で既に力量を有している者を評価者として配置し，評価者が評価対象の要員の対応状況を確認し，表２に示す力量水準に照らして力量レベルを判定する。（表１，２参照）

なお，判定基準を満たさなかった訓練については，判定基準を満たすまで訓練を行う。
表１

力量評価の例

訓練実施日時NO①②

平成○年○月○日 ○時○分～○時○分

訓練内容

〔上段〕

判定基準（目標値）〔下段〕

所要時間（分）高圧ケーブルＭ／Ｃ接続訓練

５０

７０分以内に完了（６０分）
低圧ケーブルＭＣＣ接続訓練

４５

７０分以内に完了（６０分）
指揮者

要員名
個人力量評価

担当者

東電太郎

合格

東電次郎

優

東電三郎

可

東電四郎

良

評価者

東京雷太

表２

力量レベルと力量水準の例

力量レベル

力量水準
・訓練手順書の指揮者の業務に精通し，作業班の指揮・統括ができる。

指揮者

・本部と連絡を取りながら，現場進捗状況の説明ができる。
・本部と連絡を取りながら，プラント状況の理解ができる。

担当者 優

作業手順に精通し，自立的に，速やかに作業が実施できる技量を持っている。

担当者 良

手順書を確認しながらであれば，作業を自立的に実施可能である。

担当者 可

一人ではできないが，指示を受けながら作業が実施可能である。

担当者 不可指示された作業ができない。

補足 8

-337-

２．教育訓練の有効性評価
教育訓練の有効性は，個別訓練毎に必要人数を満たしているか否かを確認することで評価する。具体的には，各要員の力量評価の結果を訓練毎に集約し，必要な力量を有した要員を確保できているか確認することにより行う。（表３参照）

その結果，必要な力量を有した要員が確保できていない場合には，教育訓練の実施頻度，内容等を見直す。
表３
個別訓練項目

消防車による
注水訓練

教育訓練の有効性評価の例

力量

必要人数

力量保持者数

余裕人数

レベル

①

②

②－①

指揮者

21

48

27

49

122

73

担当者
（優または良）

補足 9

-338-

補足説明資料３（有効性評価シナリオと要員参集の整合性について）
重大事故等発生時の体制（添付資料 1.0.10）に示すとおり，発電所及び本社では，原子力警戒態勢または，第１次，第２次緊急時態勢の発令により，緊急時対策要員を非常召集することとしている。
ここでは，非常召集により発電所外から発電所に参集する要員に期待する有効性評価シ
ナリオを抽出し，緊急時対策要員を非常召集するきっかけとなる事態がどのタイミングで発生するかを確認することで，有効性評価の説明と要員参集のタイミングが整合しているか確認した。
表１に示す７つのシナリオが該当し，参集要員で対応する現場作業は以下の２つが該当する。
・代替原子炉補機冷却系準備作業（代替熱交換器車等の資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り作業）・可搬型代替注水系準備操作（代替循環冷却運転への切替のための復水移送ポンプの一時的な停止に伴う，消防車による原子炉への注水準備及び注水作業）
いずれの有効性評価シナリオにおいても，事象発生初期（発生と同時または 15 分後）に原子力警戒態勢を発令する事態になることを確認した。
有効性評価シナリオ上，要員参集に要する時間は事象発生から 10 時間と想定しているが，この値は保守的に設定したものである。
有効性評価シナリオ「停止中の全交流動力電源喪失」では，事象発生から原子力警戒態
勢を発令する事態になるまでの時間が 15 分あるものの，事象発生から 10 時間後の作業開始に支障を及ぼすものではないと考える。
また，停止号炉の影響（添付資料 1.0.15）を考慮した場合，参集要員で対応する現場作
業は，以下の２つが該当する。
・停止号炉への使用済燃料プールや原子炉への消防車による給水
・燃料給油作業（６号及び７号炉に対する燃料給油作業は宿直している緊急時対策要員にて対応）想定するシナリオは「停止中の全交流動力電源喪失」であり，事象発生から原子力警戒態勢を発令する事態になるまでの時間が 15 分あるものの，事象発生から 10 時間後以降から適宜行う作業に支障を及ぼすものではないと考える。

補足 10

-339-

なお，休祭日・夜間において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向を評価した結果，要員の参集手段が徒歩移動のみを想定した場合かつ，正月等の特異日であっても，5 時間以内に参集可能な要員は半数以上（400 名以上）と評価している。（添付資料 1.0.10（重大事故等発生時の体制）別紙

発電所構外からの要員の参集について

参

照）
表１

有効性評価シナリオと要員参集の整合性確認結果

有効性評価
シナリオ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋非常用ディー
ゼル発電機喪失）
全交流動力電源喪失（同上）＋
原子炉隔離時冷却系失敗
全交流動力電源喪失（同上）＋
直流電源喪失全交流動力電源喪失（同上）＋
主蒸気逃がし安全弁再閉失敗
崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）

参集要員に期待する作業

要員参集のトリガーとなる有効性シナリオの時間と緊急時活動レベル（EAL）の事象

有効性評価上の時間
事象発生～
ＥＡＬ発出

参集要員による作業開始までの時間

代替原子炉補機
事象発生から
外部電源喪失による原冷却系準備作業10 時間後子炉への給水機能の喪 0 分（13 名/号炉）
失（同タイミン→EAL AL22（原子炉給 グ）
水機能の喪失）※２

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
可搬型代替注水（代替循環冷却を使用する場合） 系準備操作※１(5 名/号炉)

事象発生から
12 時間後全交流電源喪失 15 分経代替原子炉補機
過事象発生から
停止中の全交流動力電源喪失
冷却系準備作業
15 分→EAL AL25（全交流電
10 時間後（13 名/号炉）
源の 15 分以上喪失）※２※１ 有効性評価上考慮しない作業※２ 添付資料 1.0.10（重大事故等発生時の体制）図１ 態勢の区分と緊急時活動レベル（EAL）参照

補足 11

-340-