調査の結果，雰囲気が約 1,500 度であっても，黒鉛の着火及び自己発熱
による燃焼の持続は見られなかった。

３．黒鉛の粉じん爆発の発生可能性に関する検討
以下に，財団法人

原子力発電技術機構による黒鉛の粉じん爆発の発生に関する研究結果の概要を示す。
（１）粉じん爆発が発生する条件（Field の条件）
一般に粉じん爆発とは以下の過程で事象が進展する。
（ⅰ）粉じん粒子に熱エネルギーが与えられ，表面温度が上昇する。
（ⅱ）粒子表面の分子が熱分解あるいは乾留作用を起こし，可燃性気体となって粒子の周囲に放出される。
（ⅲ）放出された気体が空気と混合して爆発性混合気を生成し，着火して火炎を発生する。
（ⅳ）発生した火炎により生じた熱により，さらに他の粉じんの分解を促進し，次々に可燃性気体が粒子の周囲に放出され，着火伝播する。
上記の事象の進展を踏まえて，粉じん爆発が発生するには，下記の a)～g)の全ての条件を満たすことが必要であるとされている。（Field の条件）
a) 粉じんが可燃性であること。
b) 粉じんが浮遊していること。
c) 粉じん粒径は火炎伝播に適当な大きさであること。
d) 粉じん濃度が爆発範囲内であること。（高過ぎ低過ぎでは発生しない）
e) 着火に十分なエネルギーの点火源が浮遊粉じんと接していること。
f) 雰囲気に十分な酸素を含むこと。
g) 破壊的な爆発では，粉じんは密閉した空間に存在していること。
1.0.16－27

（２）粉じん状黒鉛の爆発試験
廃止措置工事時における黒鉛取出し時または切断，破砕時に発生する粉じん黒鉛の爆発発生の可能性の有無について，以下の２つの試験が実施されている。なお，Field 条件の c)より，火災伝播の観点からは，粉じん状黒鉛の粒径が小さいほど爆発が発生しやすいとされている。廃止措置工事で黒鉛を切断した際には，粉じん状黒鉛の粒径は 300μm 程度以下と考えられるが，以下の２つの試験では，保守的に，爆発発生しやすいと考えられる最も粒径が小さい粉じん状黒鉛（25μm 以下）を用いて行われている。
ａ．最低着火エネルギーの測定
密閉環境における，粉じん状黒鉛が着火するために必要なエネルギーを実験により確認した。試験では，球形粉じん爆発容器内に投入した粉じん状黒鉛に，電気的に着火エネルギーを与えて，粉じん爆発の発生有無について確認した。
試験の結果，粉じん状黒鉛の最小着火エネルギーは 1kJ～2ｋJ であった。
一般に 10Ｊで爆発しないものを非爆発性とすることから，本試験の結果より，黒鉛は非常に大きな着火エネルギーを与えない限り爆発しないと評価される。なお，静電気や電気火花等の単発的な着火源は 10Ｊ未満であることか
ら，環境による偶発的な着火はないと考えられる。

ｂ．最低着火酸素濃度の測定
密閉環境における，粉じん状黒鉛が着火するために必要な酸素濃度を実験により確認した。試験では，ハートマン式装置 ※2 を用いて，粉じん状黒鉛を入れた燃焼容器に所定の濃度に調整した酸素富加空気を供給した状態で，一1.0.16－28

般的に爆発性の有無を判断する目安である 10J の着火エネルギーを与えた時
における粉じん爆発の発生有無について確認した。
試験の結果，酸素濃度が 55％未満の空気では粉じん爆発は発生しないことを確認した。

注2

内面を絶縁し圧縮空気を供給できる燃焼容器内部に，電気的に着火エ
ネルギーを与えることができる試験装置

４．東海発電所の黒鉛による大規模な火災発生の可能性
上記 2.及び 3.の検討結果を踏まえて，東海発電所の廃止措置期間中（解体工事中）における黒鉛燃焼に係る環境条件と黒鉛の着火及び燃焼性に関する評価を表 1 に，黒鉛の粉じん爆発に関する評価を表 2 に整理した。
表 1 に整理した結果のとおり，解体工事等の作業及び何らかの原子炉容器内で火災が発生した場合においても，黒鉛が着火することはなく（表１の①），
万が一，着火した場合でも，黒鉛の燃焼が持続すると考えられる 650 度を維持することはない（表 1 の②）と評価される。また，原子炉容器は隔離された状態であることから，黒鉛が燃焼しても十分な酸素が供給されない。
（表 1の③）
また，表 2 に整理した結果のとおり，黒鉛は粉じん状でも着火せず（表 2の a），さらに，一般的な着火エネルギーを与えた場合において粉じん爆発が発生する環境条件は，空気中に 55％以上の酸素濃度を必要とすることから，現状の原子炉容器内の環境及び今後の廃止措置工事期間中においても，存在しえない環境である（表 2 の f）。万が一，原子炉容器等の損壊等が生じて何らかの非常に大きな着火エネルギーが黒鉛に与えられた場合には，それと同

1.0.16－29

時に，原子炉容器が損壊しており密閉性がなくなっていると考えられることから，粉じん爆発が発生する環境条件にならない。（表 2 の g）
以上より，黒鉛の火災は発生せず，また，黒鉛の粉じん爆発も発生しない。
万が一，火災が発生した場合でも，他の施設での火災と同様の対応を行うことにより，東二の重大事故等対応及び重大事故等対処設備へのアクセスルー
トに影響を及ぼさない。

1.0.16－30

表1

黒鉛燃焼に係る環境条件と燃焼性に関する評価結果

注１）東海発電所の黒鉛の設置場所（原子炉容器内）の環境条件と評価結果を，2.(1)黒鉛の燃焼が持続する条件（Schweitzer の条件）の①～⑤の各項目ついて整理した。
注２）評価結果の判定欄の凡例･･･「○」条件に合致する，「×」条件に合致しない，「－」評
価できない
(注 1)

項目
①

②

評価結果 (注 2)

環境条件

・原子炉容器，その他の炉内構造 ・左記理由のとおり，廃止措置工事等の作業において，黒鉛が局所的 ○物解体を溶断する場合には，切に 650 度を超える可能性があると断用トーチや金属ドロスが 650考えられる。
度を超える可能性がある。
・黒鉛の着火以降に，黒鉛の燃焼 ・上記 2.(2)a 直接加熱試験により，熱の維持に関する知見はない。 黒 鉛 は 燃 焼 が 持 続 し な い こ と を ×確認した。故に，黒鉛の燃焼熱は維持されないと考えられる。

③

・黒鉛は，その中心部が筒状に空 ・左記理由により，万が一，黒鉛の燃焼が発生しても，黒鉛に供給さ洞がある ※ ため，燃焼に必要なれる空気は換気流程度のみ。故酸 素 が供 給 さ れ る 形 状 で あ るに，黒鉛の燃焼に必要な酸素は十が，酸素は換気流又は自然循環
分には供給されないと考えられに よ って 供 給 さ れ る の み で あ
る。
る。

×

※運転時には燃料が装荷されていた部位（チャンネル構造）

・原子炉及び原子炉一次系は蒸気 発 生器 の 手 前 で 出 入 口 と もに閉止されており，隔離状態にあるため，隔離範囲外から酸素が供給されることはない。
④（上記③の環境条件と同様）

・本項目は評価できず（原子炉及び一次系が隔離された －状態における空気の換気量が不明
なため）⑤

・炉心は黒鉛チャンネル構造で ・チャンネル構造であるため，原子ある。
炉容器内に酸素が十分量存在す ○るのであれば，酸素は効果的に黒鉛に供給されると考えられる。

1.0.16－31

表2

粉じん状黒鉛の爆発に係る環境条件と爆発性に関する評価結果

注１）東海発電所の黒鉛の設置場所（原子炉容器内）の環境条件と爆発性に関する評価結果を，3.(1)粉じん爆発が発生する条件（Field の条件）の a)～g)の各項目ついて整理した。
注２）評価結果の判定欄の凡例･･･「○」条件に合致する，「△」条件によっては合致する可能性がある。「×」条件に合致しない，「－」評価できない

項目
a

b

評価結果 (注 2)

環境条件

(注 1)

・黒鉛は，原子炉容器内に ・2.(2)a 直接加熱試験の結果より，黒鉛は保管中（物性変化しな

着火せず，燃焼の持続性もないことか ×い）。

ら，可燃性ではない。

・黒鉛は，原子炉容器内に ・万が一，地震等によって原子炉容器内のおいて固定されており，黒鉛の固定が外れ，また，原子炉容器の浮遊しない。

一部損壊等が発生した場合には，黒鉛が △原子炉容器内または原子炉容器外に浮遊する可能性がある。

c

・黒鉛は，原子炉容器内に ・廃止措 置工事 の作 業上，黒 鉛は粒 径がおいてブロック状にて300μｍ程度以下の粉末に粉砕されると固定されている。

考えられ，火災伝播を起こす可能性がある粒径（粒径が小さいほど発生の可能性 △あり）ではないため，この粒径の黒鉛の爆発の可能性は小さい。
・但し，黒鉛の切断後の粒径を現場で確認することは困難であるため，実際の切断後の粒径分布が火災伝播の観点から問題ないか否定はできない。

d・原 子炉 容器 内に 保 管 さ ・万が一，地震等によって原子炉構造物等れている黒鉛が粉じんが黒鉛に接触すると，黒鉛が粉じんとな △として，原子炉容器内にって飛散する可能性がある。粉じん量（濃飛散する可能性は低い。 度）によっては，爆発濃度範囲に入る可能性がある。
e

・廃 止措 置工 事等 に お い ・3(2)a.最低着火エネルギーの測定において，切断トーチ，金属ドロスによって黒鉛が加て，粉じん状黒鉛(25μm 以下)の爆発の発生には 1kJ～2kJ の非常に大きなエネ

熱される場合がある。

ルギーが必要であることを確認した。こ △れより，環境条件による単発的なエネル
ギー（静電気や電気火花等）では爆発は起こりえないと評価されるが，廃止措置
1.0.16－32

工事（解体工程）では，十分なエネルギ
ーの着火源が与えられる可能性は否定できない。
f・原 子炉 容器 内は 空 気 が ・3.(2)b 最低着火酸素濃度の測定により，充満している。
粉じん状黒鉛が爆発するには，酸素濃度55％以上の空気が必要であることを確×認した。
・現状の原子炉容器の隔離状態及び今後の廃止措置工事中における原子炉容器内
は通常空気（酸素濃度 21％）であるた
め，粉じん爆発する環境にはならないと考えられる。

g

・黒 鉛が 保管 され て い る ・万が一，損壊した原子炉容器等が黒鉛に接触した場合は，原子炉容器の密閉性は原子炉容器は隔離されなくなっていると考えられる。
ている。
・廃止措置工事において原子炉内構造物及 ×
び黒鉛に係る作業を実施する場合には，
作業アクセス上，原子炉容器は開放された状態となり，密閉性はなくなる。

1.0.16－33

（参考）
黒鉛炉による黒鉛燃焼事故の事例

黒鉛炉による黒鉛火災の事例として，ウィンズケール発電所事故及びチェルノ ブ イ リ 発 電 所 事 故 が 挙 げ ら れ る 。 上 記 2.(1) 黒 鉛 の 燃 焼 が 持 続 す る 条 件（Schweitzer の条件）における①～⑤の条件に対応する各事例の状況を，表 2に整理 ※ した。
東海発電所は，原子炉内に燃料がない（全燃料を搬出済み）ため，２発電所のように黒鉛に継続的に熱を供給する外部熱源がなく，また，原子炉及び一次系が隔離されていることから，燃焼に必要な十分な酸素は供給されない。以上
より，東海発電所において２発電所の事故と同様の事故が発生することはない。

※財団法人 原子力発電技術機構「軽水炉等改良技術確証試験 実用発電用原子炉廃炉
設備確証試験に関する調査報告書」（平成 11 年度）より抜粋（一部追記した）

1.0.16－34

表3

事
象
概
要

ウィンズケール発電所事故とチェルノブイリ発電所事故に関する黒鉛燃焼条件に関する整理
ウィンズケール発電所事故
チェルノブイリ発電所事故（1957 年発生，英国）(1986 年発生，ソビエト連邦)
・運転中の炉心局部の熱分布異常・低出 力運転 時に お ける試 験時の 操
作手順違反（燃料温度の急激な上昇）
・試験条件（プラント出力制御）確保
・消火のため冷却用空気を供給（ 逆 に 燃 焼 を 助 長 → 一 部 燃 料 が 異 のため，炉心内制御棒を抜いた状態（反応度操作余裕が著しく少ない状
常燃焼）態）で試験を開始
・空気供給停止により燃焼低下
・試験開始後に、原子炉熱出力及び蒸気圧が急激に上昇し，原子炉爆発。

① ・ 燃 料 の 異 常 燃 焼 に よ り ， 黒 鉛 は ・燃焼の異常燃焼により，黒鉛は 800
1190 度を超えた。
度～1500 度と推定される。
【東海発電所における評価】・切断用トーチまたは高温のドロスにより，短時間，局部的には黒鉛が 650 度以上になる可能性がある。
② ・ウィグナーエネルギー (注 3) 及び燃 ・飛散した燃料ペレットからの入熱
料の崩壊熱により，黒鉛の温度がにより，黒鉛の温度が維持された。
維持された。
【東海発電所における評価】
・外部熱源による長時間の温度維持は生じない。
・東海発電所の黒鉛（レストレイントブロック）は，ウィグナ
ーエネルギーによる影響を考慮した形状（燃料及び冷却材が通過する領域を円筒形状にする等）としている。
③ ・事故期間中，原子炉内の強制空気 ・炉心の 上部構 造物 の破損に 起因 し循環が行われ，十分に空気が供給 た煙突効果により，自然循環が発生
し，空気の供給が維持された。
された。
【東海発電所における評価】
・炉心は黒鉛チャンネル構造であるが，万が一，黒鉛が着火しても原子炉が隔離されているため自然循環は起こらず，換気流程度の不十分な空気供給のみと考えられる。
④ ・空気循環により，過冷却せずに燃 ・空気の自然循環により，燃焼生成物
焼生成物が除去された。
は容易に除去された。
【東海発電所における評価】（原子炉及び一次系が隔離された状態における空気の換気量が不明なため，本項目は評価できず）

1.0.16－35

⑤ ・炉心の黒鉛チャンネルが適切な配 ・炉心が黒鉛チャンネル構造である
ことに加え，上下構造物の破損によ置を与えた。
り適切な配置となった。
【東海発電所における評価】
・炉心は黒鉛チャンネル構造であるため，配置上は適切（燃焼に必要な酸素を供給しやすい配置）である。
（注 3）燃料からの中性子照射により黒鉛内部にエネルギーが蓄積され，そのエネルギーの放出に伴って周囲の温度が増加する。本事例では，このエネルギーにより黒鉛の温度低下が抑制されたと考えられる。

1.0.16－36

添付 3
津波波力及び貯蔵建屋外部からの漂流物の衝突による貯蔵建屋への影響について

津波波力及び貯蔵建屋外部からの漂流物による衝突荷重を評価し，貯蔵建屋の壁面の保有水平せん断耐力に裕度があることをもって，貯蔵建屋が倒壊しないことを確認する。評価に用いる貯蔵建屋寸法等を第1-1図に示す。
津波波力及び貯蔵建屋外部からの漂流物による衝突荷重は，それぞれ「津波避難ビル等の構造上の要件の解説（平成24年2月，国土交通省国土技術政策総合研究所他）」（以下「国交省解説」という。）及び「道路橋示方書・同解説（平成14年3月，日本道路協会）」に基づき，以下のとおり評価する。

【津波による建屋壁面の衝突荷重Q（津波波力＋漂流物による衝突荷重の和）】
Q＝Qz＋F２ ＝ ρg２ahz B・dz１

F２ より，

Q＝ 1 ρgB{（2ahz ２ -z２ ２ ）-（2ahz１ -z１ ２ ）}×（1-β）×10－３ ）＋F２ （kN）
2
ここで，Qz：構造設計用の進行方向の津波波力（kN）
B：当該部分の受圧面の幅（m）（長壁面

m＊１ ，短壁面

m＊１ ）

a：水深係数（＝3）（国交省解説において推奨される最大値）
h：設計浸水深（m）（貯蔵建屋における敷地遡上津波の進行波高さ（設計浸水深）は，長壁において4m，短壁において6mと評価される）
z １ ：受圧面の最小高さ（m）（1階面

m＊１ ，2階面

1.0.16－37

m＊１ ）m＊１ ，2階面

z２ ：受圧面の最高高さ（m）（1階面

m＊１ ，ただしahと比べ小さい方とする）（z1 ，z 2はEL.8.3mを基準面z＝0とした）
ρ：海水の密度（kg／m ３ ）（1,030㎏／m３ ）g ：重力加速度（m／s２ ）（9.80665m／s２ ）β：開口割合（給排気口面積の壁面の面積に対する割合）
m ＊１ ×開口面積（1階面）：

m ＊１ ／給気開口×5給気開口m２＝

開口割合（1階面）：給気開口面積／長壁面積m ２ ／（＝＝0.2026→

m＊１ ×

開口面積（2階面）：

m ＊１ ×m ＊１ ）

β（1階面）＝0.20とする
m ＊１ ／排気開口×5排気開口＝75m ２

開口割合（2階面）：排気開口面積／長壁面積＝m ＊１ ×m ２ ／（＝0.1218→m ＊１ ）

β（2階面）＝0.12とする（0.1×50t ＊２ ×g×V＝490kN）
F２：貯蔵建屋外部からの漂流物衝突荷重（kN）
V ：津波流速（m／s）（10m／s） ＊３＊１：工事計画認可申請書記載値及び使用済燃料貯蔵設備増強工事 建屋構造
計算書（平成11年9月）に基づく値＊２：設計上考慮する漂流物（浚渫台船44t）に余裕を考慮した値＊３：敷地遡上津波暫定評価に基づく値（8.5m／s（長壁面）及び5.2m／s（短壁面））に余裕を考慮した値

上記Qを貯蔵建屋壁面の保有水平せん断耐力と比較した結果，第1-1表のとおり裕度が1を超えており，長壁も短壁も倒壊しない。
1.0.16－38

第 1-1 表
貯蔵建屋壁面

貯蔵建屋壁面が敷地遡上津波により受ける衝突荷重
津波の設計
浸水深h（m）

Q（MN）

2階面

6

10.1

1階面

6

43.0

2階面

4

2.0

1階面

4

31.8

保有水平せん断耐力（MN） ＊１

裕度 ＊２

短壁

長壁

＊１：工事計画認可申請書記載値及び使用済燃料貯蔵設備増強工事 建屋構造
計算書（平成11年9月）に基づく値＊２：裕度＝保有水平せん断耐力／Q

（ガラリ）
開口部

2 階面ｚ ２＝
１階面ｚ ２ ，
2 階面ｚ １
＝

（ガラリ）
遮蔽扉

設計浸水深 h＝4

設計浸水深 h＝6

単位：m
第 1-1 図貯蔵建屋寸法等

1.0.16－39

添付 4
貯蔵建屋内で発生する漂流物による貯蔵容器への影響について

敷地遡上津波については，解析の結果，給気口がある貯蔵建屋長壁面の最大
浸水深4mであるため，地上4.6mの高さに設けられた給気口からは浸水しないと考えられるものの，大物搬入口扉と床面の隙間等から貯蔵建屋内に浸入する可能性がある。貯蔵建屋内に浸水した後は，敷地遡上津波の貯蔵建屋外壁における津波流速以上の速度にはならないと考えられるが，貯蔵建屋外側から内側への方向における敷地遡上津波の速度としては，貯蔵建屋外壁における速度にて貯蔵建屋内での漂流物の貯蔵容器への衝突評価を行う。評価は貯蔵容器の外表面への衝突により影響を受ける部位のうち，二次蓋への衝突を想定し，衝突による発生応力を評価する。
貯蔵建屋内で発生する漂流物としては，津波が直接衝突する，外面に設置された大物搬入口扉，出入口扉，ガラリ（給気口），また，貯蔵建屋内に浸入後は遮蔽扉，検査台，放射線エリアモニタ等が考えられる。このうち，重量が大きく衝突した場合の影響が大きいものとして，①大物搬入口扉，②遮蔽扉及び③ガラリ（給気口）を選定した ＊１ 。貯蔵建屋の各部材の設置位置を第2-1図及び第2-2図に示す。漂流物の衝突荷重は添付1同様，「道路橋示方書・同解説（平成14年3月，日本道路協会）」に基づき以下に示すとおり評価する。

＊１：出入口扉，検査台，放射線エリアモニタ等は比較的軽量又は床等に固定されていることから，貯蔵建屋内の漂流物とはなりにくいか衝突時の影響が小さいと考えられる。

1.0.16－40

【貯蔵建屋内で発生した漂流物の衝突荷重による圧縮応力σ】
蓋部の発生応力σは，機械工学便覧基礎編a3，材料力学表5-1のケース2より，蓋部の最大応力は，蓋端部であり，次式で評価される。

σ＝0.75×

P・a
ｈ

２

２

（MPa）

F：貯蔵建屋内で発生する漂流物衝突荷重

F＝0.1×W×g×V×10－６ （MN）

W：漂流物重量（kg）
g：重力加速度（m／s ２ ）（9.80665m／s２ ）V：津波流速（m／s）（10m／s） ＊２
P：蓋に掛かる等分布荷重

P＝F／A

A：二次蓋の断面積：m２

a：二次蓋ボルト中心半径：h：二次蓋厚さ：

（MPa）

m

m

＊２：敷地遡上津波暫定評価に基づく値（8.5m／s（長壁面）及び5.2m／s（短壁面））に余裕を考慮した値

一方，二次蓋の許容応力は，密封シール部以外よりも許容応力が保守的な密封シール部のMPa（一次膜＋一次曲げ応力強さ）を適用する。

評価結果を第2-1表に示す。貯蔵容器の二次蓋に漂流物が衝突した場合の発生応力はいずれの漂流物も許容応力を十分下回っていることから，貯蔵容器の安全機能に影響はない。

1.0.16－41

第2-1表貯蔵建屋内で発生する漂流物の衝突荷重による圧縮応力

漂流物① 大物搬入口扉② 遮蔽扉③ ガラリ（給気口）
合計（①～③）

重量
（t）
7.0
40
0.81
48

二次蓋部発生応力（圧縮）（MPa）
0.3
1.3
0.1
1.7

許容応力
（MPa）

ガラリ(排気口)ガラリ(給気口)コンクリート
仕切り壁
遮蔽扉

第 2-1 図第 2-2 図貯蔵建屋鳥瞰図

貯蔵建屋 1 階床面図
1.0.16－42

添付 5
貯蔵建屋内への津波浸入時の貯蔵容器浸水による密封機能への影響

第3-1図に貯蔵容器全体と蓋部詳細を示す。
貯蔵建屋付近の設計浸水深4～6mの遡上津波が貯蔵建屋内へ浸入し，床面から6mの高さに水面を形成する場合,貯蔵容器は高さ約5.7mであるため，水没する。
貯蔵容器は，最高使用圧力1.0MPaとして内圧を高め1次蓋の耐圧試験を行い，内外圧力差1.0MPaまで耐えられることを確認しており，ガスケット部は水深約100mまで密封機能を維持できる。水没の場合は外圧のほうが高い状態だが，ガスケットにかかる応力は円周方向に垂直であることは同じであり，耐圧試
験結果が適用できると考えられることから,貯蔵建屋内への津波浸入による密封機能に影響はない。
耐圧試験されている一次蓋のガスケ
ットは，蓋と上部フランジ及び一次
蓋上のバルブカバーに設けられ，貯蔵容器の密封境界を形成している。
二次蓋にもガスケットはあり，密封
監視境界を形成している。

約 5.7m（ガスケット）

密封監視境界（赤線部）（負圧）

第 3-1 図

貯蔵容器の蓋部詳細
1.0.16－43

バスケット(仕切板)添付 6
貯蔵建屋部材が外部への損壊流出物となる可能性について

給気口がある貯蔵建屋長壁面における最高浸水深は4mであり，給気口下端高さ4.6mより低いことから，津波は大物搬入口と床面の隙間等からゆっくりと浸水するものと考えられる。したがって，貯蔵建屋の内側から外側へ向かう方向の水の速度はほとんどないものと考えられ，貯蔵建屋で敷地遡上津波によって損壊し漂流物となった扉等の部材が外部へ流出する可能性としては，引き波によるものが考えられる。
襲来する津波により損壊した貯蔵建屋の扉等の部材は，床等に転倒した後，引き波による抗力が地面と部材との摩擦力を上回った場合，移動し流出すると考える。
貯蔵建屋内で発生する漂流物として，添付2と同様に，①大物搬入口扉，②遮蔽扉及び③ガラリ（給気口）について検討した結果，いずれも流出しにくいが，①及び③については，アクセスルートに流出した場合においても，保有している重機（ホイールローダ）を用いて撤去する等の対応により，アクセスルートを確保する。②については，厚さが貯蔵建屋からアクセスルートまでの敷地遡上津波の設計浸水深である0.4mよりも厚いこと及び金属製で海水に沈むことから，静摩擦係数を考慮すると，アクセスルートまでは移動しない。
したがって，敷地遡上津波によって貯蔵建屋部材が損壊し，外部への流出物が生じた場合でも，発生した流出物による影響はないことを確認した。

1.0.16－44

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
＜

目

1.1.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

原子炉緊急停止(b)

選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制(c)

原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制(d)

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止(e)

ほう酸水注入(f)

原子炉水位低下による原子炉出力抑制

(g)

制御棒挿入

(h)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．手順等
1.1.2

重大事故等時の手順

1.1.2.1(1)

フロントライン系故障時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉
出力）

(2)

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」(3)

重大事故等時の対応手段の選択

1.1.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.1.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.1.2

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.1.3

原子炉スクラム信号一覧表
目－1

添付資料1.1.4

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）

説明図

添付資料1.1.5

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
説明図

添付資料1.1.6

重大事故対策の成立性
1．非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」(1)

スクラム・パイロット弁計器用空気系排気(2)

スクラム個別スイッチによる制御棒挿入(3)制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁による排水添付資料1.1.7

中性子束振動が発生した場合の対応について添付資料1.1.8

サプレッション・プール水温度における設定根拠の考え方について

添付資料1.1.9

原子炉手動スクラムにおける設備の位置付けについて

添付資料1.1.10

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」における優先順位の考え方について添付資料 1.1.11

手順のリンク先について添付資料 1.1.12

技術的能力における設備名称の括弧書きの記載方針につい
て

目－2

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【要求事項】
発電用原子炉設置者において、運転時の異常な過渡変化時において発電用
原子炉の運転を緊急に停止することができない事象が発生するおそれがある
場合又は当該事象が発生した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに、発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
１「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」とは、発電用原子炉を緊急停止していなければならない状況にもかかわらず、原子炉出力又は原子炉圧力等のパラメータの変化から緊急停止していないことが推定される場合のことをいう。

２「発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）沸騰水型原子炉(BWR)及び加圧水型原子炉(PWR)共通ａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、手動による原子炉の緊急停止操作を実施すること。
（２）BWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、原子炉出力を制御するため、原子炉冷却材再循環ポンプが自動停止しない場合は、手動で停止操作を実施すること。
ｂ）十分な反応度制御能力を有するほう酸水注入設備（SLCS）を起動す
1.1－1

る判断基準を明確に定めること。
ｃ）発電用原子炉を緊急停止することができない事象の発生時に不安定な
出力振動が検知された場合には、ほう酸水注入設備（SLCS）を作動させること。
（３）PWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、原子炉出力を抑制するため、補助給水系ポン
プが自動起動しない場合又はタービンが自動停止しない場合は、手動操作により実施すること。
ｂ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、化学体積制御設備又は非常用炉心冷却設備による十分な量のほう酸水注入を実施すること。

運転時の異常な過渡変化時において，発電用原子炉を停止させるための設計
基準事故対処設備は，原子炉緊急停止系である。
この設備が機能喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに，発電用原子炉を未臨界に移行するための対処設備を整備する。ここでは，
この対処設備を活用した手順等について説明する。

1.1.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
運転時の異常な過渡変化により原子炉の緊急停止が必要な状況における設計基準事故対処設備として，原子炉緊急停止系を設置している。
この設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するため
1.1－2

に，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.1－1図）。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十四条及び技術基準
規則第五十九条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，運転時の異常な過渡変化時のフロントラ

イン系故障として，原子炉緊急停止系の故障による機能喪失を想定する。
サポート系故障（駆動源喪失）は，原子炉緊急停止系の電源又は計器用空気が喪失することにより制御棒が挿入されることから想定しない。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.1－1表に整理する。
1.1－3

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

原子炉緊急停止
運転時の異常な過渡変化時において，原子炉緊急停止（原子炉スクラム）ができない事象（以下「ＡＴＷＳ」という。）が発生するおそれがある場合又はＡＴＷＳが発生した場合に，原子炉手動スクラム又は代替制御棒挿入機能による制御棒挿入により，原子炉を緊急停止する手段がある。
ⅰ)

原子炉手動スクラム
中央制御室から手動により原子炉を緊急停止する。
原子炉手動スクラムに使用する設備は以下のとおり。
・手動スクラム・スイッチ
・原子炉モード・スイッチ「停止」
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニットⅱ)

代替制御棒挿入機能による制御棒挿入
原子炉圧力高又は原子炉水位異常低下（レベル２）設定点の信号により，全制御棒を挿入することで原子炉を緊急停止する。また，
上記「1.1.1(2)ａ．(a)ⅰ)

原子炉手動スクラム」を実施しても全制御棒全挿入又は最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置） ※２を確認できない場合は，中央制御室からの手動操作により代替制

御棒挿入機能を作動させ，全制御棒を挿入することで原子炉を緊急停止する。
代替制御棒挿入機能による制御棒挿入で使用する設備は以下のと
おり。
1.1－4

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット※2：冷温停止を達成するために全制御棒を挿入しなければならな
い制御棒位置。
（添付資料1.1.9）(b)選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，選択制御棒挿入機構により制御棒を挿入し原子炉の出力を抑制する手段がある。
ⅰ)

選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制
低炉心流量高出力領域に入った場合に原子炉の出力を制御し，安定性の余裕を確保するため，あらかじめ選択された制御棒を自動的に挿入する。また，上記「1.1.1(2)ａ．(a)ⅰ)
ラム」及び「1.1.1(2)ａ．(a)ⅱ)

原子炉手動スク代替制御棒挿入機能による制御棒挿入」を実施しても全制御棒全挿入又は最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）を確認できない場合は，中央制御室からの手動操作により選択制御棒挿入機構を作動させ，あらかじめ選択された制御棒を挿入する。
選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制で使用する設備は以下のとおり。
・選択制御棒挿入機構
・制御棒
・制御棒駆動機構
1.1－5

・制御棒駆動系水圧制御ユニット(c)

原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，代替原子炉再循環ポンプトリップ機能

又は原子炉再循環ポンプの手動停止により，原子炉の出力を抑制する手段がある。
ⅰ)

原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制
原子炉圧力高又は原子炉水位異常低下（レベル２）設定点の信号により代替原子炉再循環ポンプトリップ機能が作動し，自動で原子炉再循環ポンプをトリップさせることで，炉心流量が低下し原子炉内のボイド率が上昇することにより原子炉の出力を抑制する。自動で停止しない場合は，中央制御室からの手動操作により原子炉再循環ポンプを停止させる。
原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制で使用する設備は以下のとおり。
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
・原子炉再循環ポンプ遮断器手動スイッチ
・低速度用電源装置遮断器手動スイッチ(d)

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止
ＡＴＷＳが発生した場合に，自動減圧系の起動阻止スイッチにより，原子炉の自動による減圧を防止する手段がある。
ⅰ)

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止
上記「1.1.1(2)ａ．(c)ⅰ)

原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制」により原子炉出力を抑制した後，自動減圧系の起動阻止スイッチにより自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動を阻止し，自動減圧による原子炉への冷水注水量の増加に伴う原子1.1－6

炉出力の急上昇を防止する。
自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止で使用する設備は以下のとおり。
・自動減圧系の起動阻止スイッチ(e)

ほう酸水注入ＡＴＷＳが発生した場合に，ほう酸水を注入することにより原子炉を未臨界にする手段がある。
ⅰ)

ほう酸水注入上記「1.1.1(2)ａ．(d)ⅰ)

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止」を実施した後，サプレッション・プー
ル水の温度が原子炉出力－サプレッション・プール水温度相関曲線の「ほう酸水注入系起動領域」に近接した場合に，中央制御室からの手動操作により十分な反応度制御能力を有するほう酸水注入系に
より原子炉を未臨界にする。
また，ＡＴＷＳ発生時に不安定な出力振動（以下「中性子束振動」という。）を確認 ※３ した場合は，ほう酸水注入系によりほう酸水を注入することとしている。
ほう酸水注入で使用する設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入ポンプ
・ほう酸水貯蔵タンク※3：複数の平均出力領域計装指示値が2～3秒周期で振動し，最大振幅が20％を超えた場合又は複数の局所出力領域計装指示値
が2～3秒周期で振動し，最大振幅が10％を超えた場合に中性子束振動と判断する。
（添付資料1.1.7）
1.1－7

(f)

原子炉水位低下による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，原子炉圧力容器内の水位を低下させる

ことにより原子炉の出力を抑制する手段がある。
ⅰ)

原子炉水位低下による原子炉出力抑制
上記「1.1.1(2)ａ．(c)ⅰ)

原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制」を実施しても，原子炉出力が55％以上の場合又は原子炉が隔離状態において，原子炉出力が3％以上の場合に，中央制御室からの手動操作により原子炉圧力容器内の水位を低下させることで，原子炉内の冷却材の自然循環に必要な水頭圧が低下し自然循環流量が減少する。この結果，原子炉内のボイド率が上昇することにより原子炉の出力を抑制する。なお，原子炉隔離時冷却系ポン
プ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが自動起動した場合は，これらの系統による原子炉水位制御を優先し実施する。
原子炉水位低下による原子炉出力抑制で使用する設備は以下のとおり。
・タービン駆動給水ポンプ
・電動駆動給水ポンプ
・給水制御系
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ポンプ
(g)

制御棒挿入
ＡＴＷＳが発生した場合に，上記「1.1.1(2)ａ．(a)ⅰ)

手動スクラム」及び「1.1.1(2)ａ．(a)ⅱ)

原子炉

代替制御棒挿入機能による制御棒挿入」を実施しても全制御棒全挿入又は最大未臨界引抜位
置（全制御棒“02”位置）を確認できない場合は，手動操作による
1.1－8

制御棒挿入により制御棒を挿入する手段がある。
ⅰ)

制御棒挿入
中央制御室でのスクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜
き操作，現場でのスクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操
作，現場でのスクラム個別スイッチの操作，中央制御室からの手動操作による制御棒挿入又は現場での制御棒駆動水圧系引抜配管ベン
ト弁からの排水により制御棒を挿入する。
制御棒挿入で使用する設備は以下のとおり。
・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ
・スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁・スクラム個別スイッチ
・制御棒手動操作系
・制御棒駆動系配管・弁・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット(h)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.1.1(2)ａ．(a)原子炉緊急停止」で使用する設備のうち，Ａ

ＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能），ＡＴＷＳ緩和設備（代替制
御棒挿入機能）手動スイッチ，制御棒，制御棒駆動機構及び制御棒駆動系水圧制御ユニットは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.1.1(2)ａ．(b)選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制」

で使用する設備のうち，制御棒，制御棒駆動機構及び制御棒駆動系水圧制御ユニットは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.1.1(2)ａ．(c)原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑1.1－9制」で使用する設備のうち，ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポ
ンプトリップ機能），原子炉再循環ポンプ遮断器手動スイッチ及び低速度用電源装置遮断器手動スイッチは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.1.1(2)ａ．(d)自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉

出力急上昇防止」で使用する設備のうち，自動減圧系の起動阻止スイッチは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.1.1(2)ａ．(e)

ほう酸水注入」で使用する設備のうち，ほう酸水注入ポンプ及びほう酸水貯蔵タンクは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.1.1(2)ａ．(f)原子炉水位低下による原子炉出力抑制｣で使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ
系ポンプは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.1.1(2)ａ．(g)

制御棒挿入」で使用する設備のうち，制御棒，制御棒駆動機構及び制御棒駆動系水圧制御ユニットは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.1.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉を緊急に停止できない場
合においても原子炉の出力を抑制し，原子炉を未臨界に移行することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
1.1－10

・手動スクラム・スイッチ及び原子炉モード・スイッチ「停止」
運転時の異常な過渡変化時において，原子炉が自動スクラムしなかった場合に，手動スクラム・スイッチの操作及び原子炉
モード・スイッチを「停止」位置に切り替える操作により制御
棒のスクラム動作を可能とするための設計基準事故対処設備であり，原子炉緊急停止系の回路を共有しているため，重大事故等対処設備とは位置づけない。
・選択制御棒挿入機構
あらかじめ選択された制御棒を自動的に挿入する機能であるため未臨界の維持は困難であるが，原子炉出力を抑制する手段として有効である。
・タービン駆動給水ポンプ，電動駆動給水ポンプ及び給水制御系
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉への注水量の調整が可能であれば，原子炉水位を低下させることができ，原子炉出力を抑制する手段として有効である。なお，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが自動起動した場合は，これらの系統による原子炉水位制御を優先する。
・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ
全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケ
ンスグループに対して有効性を確認できないが，スクラム・パ
イロット弁電磁コイルの電源を遮断することで，制御棒をスク
ラム動作させられるため，制御棒を挿入する手段として有効である。
・スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁1.1－11全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケ
ンスグループに対して有効性を確認できないが，現場に設置してある計器用空気系配管内の計器用空気を排出し，スクラム弁
ダイアフラムの空気圧を喪失させることでスクラム弁を開とすることが可能であることから，制御棒を挿入する手段として有効である。
・スクラム個別スイッチ
全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケ
ンスグループに対して有効性を確認できないが，現場に設置してある当該スイッチを操作することで制御棒のスクラム動作が可能であることから，制御棒を挿入する手段として有効である。
・制御棒手動操作系
全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケ
ンスグループに対して有効性を確認できないが，制御棒を手動にて挿入する手段として有効である。
・制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系配管にホースを接続し，制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁から排水するため，全制御棒全挿入完了までに時間を要し，想定する事故シーケンスグループに対して有効性を確認できないが，制御棒を挿入する手段として有効である。
ｂ．手順等
上記「ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
この手順は，ＡＴＷＳ時における運転員等 ※４ による一連の対応操作
1.1－12

として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」に定める（第1.1－1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.1－2表，第1.1－3表）。
※4

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.1.2）

1.1.2

重大事故等時の手順

1.1.2.1(1)

フロントライン系故障時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉
出力）運転時の異常な過渡変化時において，原子炉自動スクラム信号が発信した場合又は原子炉を手動スクラムした場合は，スクラムの成否を確認するとともに，原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替えることにより原子炉スクラムを確実にする。
ａ．手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
①原子炉自動スクラム信号が発信した場合②原子炉を手動スクラムした場合
ｂ．操作手順非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）における手順の概要は以下のとおり。手順の成功は，制御棒位置
表示が挿入されていること，又は原子炉出力が低下していることにより確認する。
1.1－13タイムチャートを第1.1－2図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉スクラ
ム状況の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，スクラム警報の発生の有無，制御棒の挿入状態及び原子炉出力の低下の状況を状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に原子炉スクラムが成功していない場合は，手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラムを指示する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉スクラムが成功していない場合
は，手動スクラム・スイッチにより原子炉手動スクラムを実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替えるように指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替えを実施し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に上記④及び⑥の操作を実施しても全制御棒が
全挿入位置とならず，最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで挿入されない場合は，ＡＴＷＳと判断し，非常時運転手順
書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」への移行を指示する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，作業開始を判断してから非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」への移行まで2分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.1－14(2)非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」ＡＴＷＳ発生時に，原子炉を安全に停止させる。

ａ．手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
①非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）の操作を実施しても，全制御棒が全挿入位置又は最大未臨
界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで挿入されない場合②非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）において，制御棒位置指示が確認できない場合
ｂ．操作手順非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」における手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.1－3図及び第1.1－4図に，原子炉出力－サプレッション・プール水温度相関曲線を第1.1－5図に，タイムチャートを第1.1－6図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に平均出力領域
計装の確認を指示し，平均出力領域計装指示値が3％以上の場合に，代替原子炉再循環ポンプトリップ機能による原子炉再循環ポン
プの自動トリップ状況の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替原子炉再循環ポンプトリップ機能
による原子炉再循環ポンプの自動トリップ状況を状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に代替原子炉再循環ポンプトリップ機能が作動していない場合は，原子炉再循環ポンプを手動で停止するように指示する。
1.1－15

④運転員等は中央制御室にて，手動操作により原子炉再循環ポンプの停止を実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉
出力急上昇防止操作を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，自動減圧系の起動阻止スイッチにより，自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動阻止操作を実施
し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉
出力急上昇防止操作後，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作を同時に行うことを指示する。なお，同時に実施することが不可能な場合は，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作の順で優先させる。
【ほう酸水注入系の起動操作】⑧発電長は，運転員等にサプレッション・プール水の温度が原子炉出力－サプレッション・プール水温度相関曲線の「ほう酸水注入系起動領域」に近接した場合又は中性子束振動が確認された場合に，ほう酸水注入系の起動操作を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸
水注入ポンプ（Ｂ）の起動操作（ほう酸水注入系起動用キー・スイ
ッチを「ＳＹＳ

Ａ」位置（Ｂ系を起動する場合は，「ＳＹＳ

Ｂ」位置）にする。）を実施することにより，ほう酸水貯蔵タンク
出口弁及びほう酸水注入系爆破弁が開となり，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ（Ｂ）が起動し，原子炉へのほう酸
水注入が開始されたことをほう酸水貯蔵タンク液位の低下，平均出力領域計装指示値及び起動領域計装指示値の低下により確認した1.1－16

後，発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に逃がし安全弁からの蒸気流入によるサプレッ
ション・プール水の温度上昇を抑制するため，残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）ポンプの起動を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）ポンプを起動し，発電長に報告する。
⑫発電長は，サプレッション・プール水温度指示値が106℃に近接した場合は，運転員等にサプレッション・プールを水源として運転している原子炉隔離時冷却系の停止操作を指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，手動操作により原子炉隔離時冷却系の停止操作を実施し，発電長に報告する。
【原子炉水位低下操作】⑭発電長は，平均出力領域計装指示値が55％以上の場合又は原子炉が隔離状態において平均出力領域計装指示値が3％以上の場合に，運転員等に原子炉水位低下操作を指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，平均出力領域計装指示値が55％以上の場合又は原子炉が隔離状態において平均出力領域計装指示値が3％以上の場合は，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動
給水ポンプ），原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の注水量を減少させ，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点を下限とし，原子炉圧力容器内の水位を低下させることで原子炉出力を平均出力領域計装指示値で3％未満に維持した後，発電長に報告する。
なお，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動した
場合は，これらの系統による原子炉水位制御を優先し実施する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉出力を平均出力領域計装指示値
1.1－17

で3％未満に維持できない場合は，原子炉圧力容器内の水位を原子
炉水位異常低下（レベル１）設定点より＋500mm ～ ＋1,500mmに維持するように原子炉水位低下操作を実施し，発電長に報告する。
【制御棒の挿入操作】⑰発電長は，運転員等に制御棒の挿入操作を指示する。
⑱運転員等は中央制御室又は原子炉建屋原子炉棟にて，以下の操作に
より制御棒の挿入を実施し，発電長に報告する。なお，以下の操作
は全制御棒全挿入位置又は最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで挿入された時点で，操作を完了する。
・スクラム弁が閉の場合には，以下の操作を実施する。
ⅰ)

中央制御室にて，代替制御棒挿入機能を手動で作動させる。

ⅱ)

中央制御室にて，選択制御棒挿入機構を手動で作動させる。

ⅲ)

中央制御室にて，スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜き操作を実施する。

ⅳ)

原子炉建屋原子炉棟にて，スクラム・パイロット弁計器用
空気系の排気操作を実施する。

・スクラム弁が開の場合には，以下の操作を実施する。
ⅰ)

中央制御室にて，原子炉スクラムをリセットした後，手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラムを実施する。

ⅱ)

中央制御室にて，原子炉スクラムをリセットした後，原子炉建屋原子炉棟にて，スクラム個別スイッチによるスクラ
ム操作を実施する。
1.1－18

ⅲ)

中央制御室にて，原子炉圧力容器内の圧力と制御棒駆動水
圧系駆動水圧力の差圧を確保し，手動操作による制御棒挿入を実施する。原子炉圧力容器内の圧力と制御棒駆動水圧
系駆動水圧力の差圧が確保できない場合は，制御棒駆動水ポンプの予備機起動又は原子炉建屋原子炉棟にて，アキュ
ムレータ充填水ヘッダ元弁を閉にする。

ⅳ)

原子炉建屋原子炉棟にて，制御棒駆動水圧系引抜配管ベン
ト弁からの排水を実施し，制御棒を手動挿入する。

⑲発電長は，運転員等に上記⑱の操作により全制御棒全挿入位置又は全制御棒が最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）までの挿入に成功した場合は，ほう酸水注入ポンプの停止を指示する。
制御棒が挿入できない場合は，ほう酸水の全量注入完了を確認し，ほう酸水注入ポンプの停止を指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，全制御棒全挿入位置又は全制御棒の最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）までの挿入に成功した
場合に，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
制御棒が挿入できない場合は，ほう酸水の全量注入完了を確認した後，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
発電長は，運転員等に原子炉未臨界の確認を指示する。
運転員等は中央制御室にて，平均出力領域計装及び起動領域計装に
より原子炉未臨界を確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場
1.1－19

合，作業開始を判断してから制御棒の挿入操作が完了するまでの所要時
間は以下のとおり。
・代替原子炉再循環ポンプトリップ機能の作動確認完了：1 分以内
・自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の起動阻止操作完了：2分以内
・ほう酸水注入系の起動操作完了：4分以内
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）操作完了：18分
以内
・原子炉水位低下操作開始：4分以内
・代替制御棒挿入機能による制御棒挿入操作完了：14分以内
・選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制操作完了：15分以内
・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ引抜き操作完了：28分
以内・原子炉スクラム・リセット後の手動スクラム操作完了：23分以内
・原子炉圧力容器内の圧力と制御棒駆動水圧系駆動水圧力の差圧確保後の手動操作による制御棒挿入操作完了：329分以内
現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから制御棒の挿入操作が完了するまでの所要時間は以下のとおり。
・スクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作完了：73分以内
・スクラム個別スイッチによる制御棒挿入操作完了：128分以内
・制御棒駆動水圧系の引抜配管ベント弁からの排水操作完了：982分
以内
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
1.1－20（添付資料1.1.4，添付資料1.1.5，添付資料1.1.6，
添付資料1.1.7，添付資料1.1.8，添付資料1.1.10）(3)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ

ローチャートを第1.1－7図に示す。
運転時の異常な過渡変化の発生時に，ＡＴＷＳが発生した場合，非常時
運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）対応
に従い，中央制御室から速やかに操作が可能である手動スクラム・スイッ
チによる原子炉手動スクラム及び原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替えを実施し，原子炉を緊急停止する。
手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラム及び原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替えを実施しても全制御棒が全挿入若しくは最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで挿入されない場合，又は制御棒位置指示が確認できない場合は，原子炉停止機能喪失と判断する。非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」対応に従い，原子炉出力が3％以上の場合は，原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制操作を行うとともに，自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動を阻止し，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作を同時並行で実施する。同時に実行不可の場合は，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作の順で優先させる。
ほう酸水注入系により原子炉を未臨界へ移行させるため，サプレッション・プール水の温度が原子炉出力－サプレッション・プール水温度相関曲
線の「ほう酸水注入系起動領域」に近接した場合，又は中性子束振動が確認された場合には，ほう酸水注入ポンプを速やかに起動する。
1.1－21

原子炉水位低下による原子炉出力抑制を実施するため，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ），原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉圧力容器への注水量を減少させ，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点を下限とし，原子炉水位を原子炉出力3％未満に維持できるように原子炉圧力容器内の水位を低下させる。原子炉出力を3％未満に維持できない場合は，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位異常低下（レベル１）設定点より＋500mm ～ ＋1,500mmに維持するよ
うに原子炉水位低下操作を実施する。なお，原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心スプレイ系が自動起動した場合は，これらの系統による原子炉水位制
御を優先し実施する。
制御棒挿入により原子炉を未臨界へ移行させるため，スクラム弁が閉の場合は，手動操作により代替制御棒挿入機能を作動し，制御棒を挿入する。
手動操作による代替制御棒挿入機能により制御棒が挿入できない場合
は，選択制御棒挿入機構によりあらかじめ選択されている制御棒を挿入することにより原子炉の出力を抑制し，スクラム・パイロット弁継電器用ヒ
ューズの引抜き操作又はスクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作による制御棒の挿入を実施する。
制御棒挿入により原子炉を未臨界へ移行させるため，スクラム弁が開の場合は，原子炉スクラムをリセットした後，手動スクラム・スイッチにより原子炉手動スクラムを実施する。
手動スクラム・スイッチにより原子炉手動スクラムを実施しても原子炉を緊急停止できない場合は，原子炉スクラムをリセットした後，スクラム
個別スイッチにより制御棒を挿入する。
スクラム個別スイッチによる制御棒が挿入できない場合は，原子炉圧力
1.1－22

容器内の圧力と制御棒駆動水圧系駆動水圧力の差圧を確保し，手動操作による制御棒挿入を実施する。
制御棒の手動挿入による制御棒挿入ができない場合は，制御棒駆動水圧系の引抜配管ベント弁から排水し，制御棒を挿入する。
1.1.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

ほう酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順については，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

非常用交流電源設備への燃料給油手順については，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15
故時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.1－23

事

第1.1－1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（1／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「スクラム」（原子炉出力）等

重大事故等 対処設 備

関連設備

制御棒駆動系配管・弁自主対策設 備原子炉手動 スクラ ム

フロントラ イン系 故障

手動スクラム・スイッチ
原子炉モード・スイッチ「停止」

重大事故等対処設 備

制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系水圧制御ユニット

原子炉緊急停止系

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－24

対応手段，対応設備，手順書一覧（2／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能） ※２，※３
ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ ※３
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系水圧制御ユニット

重大事故等 対処設 備

関連設備

制御棒駆動系配管・弁
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

代替制御棒 挿入機 能による 制御 棒挿入

フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－25

対応手段，対応設備，手順書一覧（3／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設 備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等

関連設備

制御棒駆動系配管・弁
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

選択制御棒 挿入機 構による 原子 炉出力抑制

フロントラ イン系 故障

選択制御棒挿入機構

重大事故等 対処設 備

制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系水圧制御ユニット

原子炉緊急停止系

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－26

対応手段，対応設備，手順書一覧（4／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循
環ポンプトリップ機能） ※３
原子炉再循環ポンプ遮断器手動スイ
ッチ ※３
低速度用電源装置遮断器手動スイッチ ※３

重大事故等 対処設 備

関連設備

原子炉再循環ポンプ遮断器
低速度用電源装置遮断器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

原子炉再循 環ポン プ停止に よる 原子炉出力 抑制

フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－27

対応手段，対応設備，手順書一覧（5／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

自動減圧系の起動阻止スイッチ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等

重大事故等 対処設 備

関連設備

非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大 事故等 対処設 備

主要設備

自動減圧 系 の起動 阻止スイ ッチ による 原子 炉 出力 急上 昇防 止

フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－28

対応手段，対応設備，手順書一覧（6／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

ほう酸水注入ポンプ
ほう酸水貯蔵タンク

重大事故等 対処設 備

関連設備

ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

ほう酸水注 入フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

整備する手順書 ※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－29

対応手段，対応設備，手順書一覧（7／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

自主対策設 備タービン駆動給水ポンプ
電動駆動給水ポンプ
給水制御系

重大事故等 対処設 備

原子炉隔離時冷却系ポンプ
高圧炉心スプレイ系ポンプ

主要設備

原子炉水位 低 下に よる原子 炉出 力抑制

フ ロン トラ イン 系 故障

原子炉緊急停止系

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－30対応手段，対応設備，手順書一覧（8／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等

重大事故等 対処設 備

関連設備

制御棒駆動系配管・弁自主対策設 備

スクラム・パイロット弁継電器用
ヒューズ

重大事故等 対処設 備

制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系水圧制御ユニット

主要設備

制御棒挿入 （スクラム・パ イロ ット弁継電 器用ヒ ューズの 引抜 き操作）

フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－31

対応手段，対応設備，手順書一覧（9／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等

重大事故等 対処設 備

関連設備

制御棒駆動系配管・弁自主対策設 備

スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁重大事故等 対処設 備

制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系水圧制御ユニット

主要設備

制 御 棒 挿 入 （ スク ラ ム・ パ イ ロ ッ ト 弁 計 器 用 空 気 系 の 排 気 操 作 ）フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－32

対応手段，対応設備，手順書一覧（10／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等

重大事故等 対処設 備

関連設備

制御棒駆動系配管・弁自主対策設 備

スクラム個別スイッチ

重大事故等 対処設 備

制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系水圧制御ユニット

主要設備

制 御棒挿入 （スク ラ ム個別 ス イ ッ チの操作 ）フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－33

対応手段，対応設備，手順書一覧（11／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等

重大事故等 対処設 備

関連設備

制御棒駆動系配管・弁
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

自主対策設 備

制御棒挿入 （手動 操作による制 御棒挿入）

フロントラ イン系 故障

制御棒手動操作系

重大事故等 対処設 備

制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系水圧制御ユニット

原子炉緊急停止系

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－34

対応手段，対応設備，手順書一覧（12／12）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

重大 事故等 対処設 備

制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系水圧制御ユニット

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉
制御「反応度制御」等

制御棒駆動系配管・弁自主対策設 備

制御棒挿入 （制御 棒駆動水 圧系 引抜配管ベ ント弁 からの排 水）

フロントラ イン系 故障

原子炉緊急停止系

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※3：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.1－35

第 1.1－2 表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）

原子炉スクラム確認

プラント停止状態

スクラム警報全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２

未臨界の監視平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

操作

原子炉手動スクラム

判断基 準

原子炉スクラム確認

スクラム警報全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２
平均出力領域計装 ※１，※３
起動領域計装 ※１，※３※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：原子炉自動スクラム信号の設定値については，添付資料 1.1.3 参照。

1.1－36

監視計器一覧（2／3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」操作

原子炉水位低下による原
子炉出力抑制操作

ほう酸水注入操作

自動減圧系の起動阻止ス
イッチによる原子炉出力
急上昇防止

操作

原子炉再循環ポンプ停止
による原子炉出力抑制

判断基準

原子炉スクラム成功確認

原子炉スクラム成功確認

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２
平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉出力

平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉再循環ポンプ運転状態

原子炉再循環ポンプ表示灯

自動減圧系及び過渡時自動減圧機
能の起動阻止状態

自動減圧系及び過渡時自動減圧機能
起動阻止状態表示灯

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２

未臨界の監視平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位

最終ヒートシンクによる冷却状態の確認

サプレッション・プール水温度 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１

補機監視機能局所出力領域計装
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力

原子炉出力

平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉隔離状態の有無

主蒸気隔離弁開閉表示灯

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：原子炉自動スクラム信号の設定値については，添付資料 1.1.3 参照。

1.1－37

監視計器一覧（3／3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」

操作

制御棒挿入

操作

選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制

操作

代替制御棒挿入機能による制御棒挿入プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２

未臨界の監視平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２

原子炉出力

平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２

未臨界の監視平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

補機監視機能制御棒駆動水圧系駆動水ヘッダ差圧※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：原子炉自動スクラム信号の設定値については，添付資料 1.1.3 参照。

1.1－38

第1.1－3表

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

供給対象設備

給電元
給電母線

ほう酸水注入ポンプ

非常用交流電源設備
モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。） ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

ほう酸水注入系

非常用交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系【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
弁

1.1－39（凡例）①：OR 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：フロントライン系

⑦

⑥

⑤

④

原子炉手動スクラム・手動スクラム・スイッチ
・原子炉モード・スイッチ「停止」
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット②

代替制御棒挿入機能による制御棒挿入
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット③

選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制
・選択制御棒挿入機構
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット④

原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
・原子炉再循環ポンプ遮断器手動スイッチ
・低速度用電源装置遮断器手動スイッチ

原子 炉緊 急 停止 系機 能喪 失⑤

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止
・自動減圧系の起動阻止スイッチ

制御 棒ス タ ック

⑧-5

⑧-4

⑧-2

⑧-1

③

スク ラム 機 械系 故障

⑧- 5

①

原子炉緊 急 停止 系不 動作⑦

原子炉水位低下による原子炉出力抑制
・タービン駆動給水ポンプ
・電動駆動給水ポンプ
・給水制御系
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ポンプ

⑧-1

⑧- 4

制御 棒駆 動 系
（ス クラ ム 機能 ）故 障

スク ラム ・ パイ ロッ ト弁 故 障

片ト リッ プ 系
出力 段不 動 作

論理 回路 不 動作

ほう酸水注入・ほう酸水注入ポンプ
・ほう酸水貯蔵タンク②

スク ラム 電 気系 故障

⑧-3

⑥

配管 破損

スク ラム 排 出容 器
周り 故障⑧-2 制御棒挿入（スクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作）
・スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット

スク ラム ・ アキ ュム レー タ
圧力低下

スク ラム 弁 故障

制御棒挿入（スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜き操作）・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット⑧-3

制御棒挿入（スクラム個別スイッチの操作）・スクラム個別スイッチ
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット
⑧-4

⑧-4

セン サ誤 不 動作 ＊ １

主トリッ プ 系
出力段不 動 作

制御 棒駆 動 水
ポン プ故 障スク ラム ・ アキ ュム レー タ 故障⑧-4

水圧制御 ユ ニッ ト
配管故障

水圧 制御 ユ ニッ ト
弁故 障⑧-4 制御棒挿入（手動操作による制御棒挿入）
・制御棒手動操作系
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット⑧-5 制御棒挿入（制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁からの排水）・制御棒駆動系配管・弁・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット＊1：誤不動作とは，計測及び制御設備がトリップ信号を出力すべき事態が発生したと判断される場合にもかかわらず，トリップ信号を出力しない状態，又は，そのような状態が発生すると推定される状態。
注1：サポート系故障（駆動源喪失）は，原子炉緊急停止系の電源又は計器用空気が喪失することにより制御棒が挿入されることから想定しない。

第 1.1－1 図

機能喪失原因対策分析
1.1－40第 1.1－2 図

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）タイムチャート

1.1－41

1.1－42
第 1.1－3 図

ＡＴＷＳ緩和設備

概要図

常時無励磁

ND

設 計 基 準対 象 施設 から追加した箇所

電気信号

常時励磁

検出器

電磁弁

NE

凡例

1.1－43

，⑨

⑨

※４

※２

ほう酸水注入系爆破弁

ほう酸水貯蔵タンク出口弁

弁名称

第 1.1－4 図

ほう酸水注入ポンプによるほう酸水注入○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

※３

⑨

記載例

，⑨

※１

操作手順

概要図

空気駆動

AO

設計基準対象施設から追加した箇所

安全弁

爆破弁

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

MO

凡例

注:ＳＬＣはほう酸水注入系を，Ｓ／Ｐはサプレッション・プールを示す。

第 1.1－5 図

原子炉出力－サプレッション・プール水温度相関曲線

1.1－44

※1：スクラム個別スイッチによる制御棒挿入以降は，手動操作による制御棒挿入又は制御棒駆動水圧系引抜配管
ベント弁からの排水操作を実施する。

第 1.1－6 図

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」タイムチャート

1.1－45運転時の異常な過渡変化時
ＡＴＷＳ発生（凡例）：プラント状態

原子炉手動スクラム（手動スクラム・スイッチ）

原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制（自動）原子炉手動スクラム（原子炉モード・スイッチ「停止」）

原子炉再循環ポンプが自動停止
していない場合は，手動で対応：操作・確認：判断

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界 引
抜位 置 ※ １

Yes：重大事故等対処設備

No①より代替制御棒挿入機能による制御棒挿入（自動）選択制御棒挿入機構
による原子炉出力抑制（自動）作動していない場合は，手動で対応作動していない場合は，手動で対応----- ：自動作動していない場合の対応

原子炉停止機能喪失

原子 炉出 力
3％ 以上

No

スクラム弁
“閉”

No

Yes
代替制御棒挿入機能による制御棒挿入（手動）Yes
原子炉再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制（手動）

ほう酸水注入系の起動操作，原子炉水位低下
操作，制御棒の挿入操作は同時並行で実施す
るが，同時に実行不可の場合は，ほう酸水注
入系の起動操作，原子炉水位低下操作，制御棒の挿入操作の優先順とする。

自動減圧系の起動阻止
スイッチによる原子炉出力急上昇防止

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜位置

スクラム・リセット

原子炉手動スクラム（手動スクラム・スイッチ）No

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜 位置

Yes
ほう酸水注入系の起動操作 ※ ２

原子炉水位低下による
原子炉出力抑制

ほう酸水注入原子炉出 力 －サ プレ ッシ ョ ン・
プール水 温 度相 関曲 線
「ほう酸 水 注入 系起 動領 域 」近 接No

①へ

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜 位置

Yes

No

スクラム・リセット
制御棒挿入（スクラム個別スイッチの操作）

全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜 位置

Yes

原子 炉隔 離 時冷 却系 ，
高圧 炉心 ス プレ イ系 によ る
原子 炉水 位 制御

ほう酸水全量注入完了

Yes

制御棒挿入
（スクラム・パイロット弁継電
器用ヒューズの引抜き操作）

制御棒挿入

原子 炉隔 離 時冷 却系
高圧 炉心 ス プレ イ系
自動 起動

ほう酸水注入ポンプ
起動

選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制（手動）制御棒の挿入操作

原子炉水位低下操作

No

給水 系（ タ ービ ン駆 動給 水
ポン プ及 び 電動 駆動 給水 ポ ンプ） によ る 原子 炉水 位制 御

No

Yes
制御棒挿入
（手動操作による制御棒
挿入）

原子 炉圧 力 容器 内の 水位が原 子炉 水 位異 常低 下( レ ベル ２)
設定 点以 上 で原 子炉 出力が 3％ 未 満

Yes②より
ほう酸水注入系停止

原子炉出力3％未満維持No
全制 御棒 全 挿入
又は 最大 未 臨界
引抜位置

原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
異常低下(レベル１)
設定点＋500mm～＋1,500mm に維持

Yes
制御棒挿入
（スクラム・パイロット弁計
器用空気系の排気操作）

原子炉水位維持②へ

原子炉未臨界※1：制御棒位置指示が確認できない場合は，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」に移行する。
※2：ＡＴＷＳ発生時に中性子束振動が確認された場合は，ほう酸水注入系によりほう酸水を注入する。

第 1.1－7 図

No

重大事故等時の対応手段選択フローチャート
1.1－46

制御棒挿入（制御棒駆動水圧系引抜配管
ベント弁からの排水）添付資料1.1.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／8）
技術 的能 力 審査 基準（ 1. 1 ）【本 文】
発電 用原 子 炉設 置 者におい て 、運 転 時の 異常な 過渡 変 化時 に おいて発 電 用原 子 炉の 運転を 緊急 に 停止 す ることが で きな い 事象 が発生 する お それ が ある場合 又 は当 該 事象 が発生 した 場 合に お いても炉 心 の著 し い損 傷を防 止す る ため 、 原子炉冷 却 材圧 力 バウ ン
ダリ 及び 原 子炉 格 納容器の 健 全性 を 維持 す
ると とも に 、発 電 用原子炉 を 未臨 界 に移 行する ため に 必要 な 手順等が 適 切に 整 備さ れ
てい るか 、 又は 整 備される 方 針が 適 切に 示
され てい る こと 。

番号

設置 許可 基 準規 則 （第 44 条 ）技術基準 規 則（ 第 5 9 条 ）

番号

①

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設 には 、運 転 時の 異 常な 過
渡変 化時 に おい て 発電 用原 子 炉の 運 転を 緊
急に 停止 す るこ と がで きな い 事象 が 発生 す
るお それ が ある 場 合又 は当 該 事象 が 発生 した場 合に お いて も 炉心 の著 し い損 傷 を防 止する ため 、 原子 炉 冷却 材圧 力 バウ ン ダリ 及び原 子炉 格 納容 器 の健 全性 を 維持 す ると ともに 、発 電 用原 子 炉を 未臨 界 に移 行 する ために 必要 な 設備 を 設け なけ れ ばな ら ない 。

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設には 、運 転 時の 異 常な 過
渡変 化時 に おい て発電 用原 子 炉の 運 転を 緊
急に 停止 す るこ とがで きな い 事象 が 発生 す
るお それ が ある 場合又 は当 該 事象 が 発生 した場 合に お いて も炉心 の著 し い損 傷 を防 止する ため 、 原子 炉冷却 材圧 力 バウ ン ダリ 及び原 子炉 格 納容 器の健 全性 を 維持 す ると ともに 、発 電 用原 子炉を 未臨 界 に移 行 する ために 必要 な 設備 を施設 しな け れば な らな
い。

⑥

－

【解 釈】
１ 第４ ４ 条に 規 定す る「 発 電用 原 子炉 の 運
転を 緊急 に 停止 す るこ とが で きな い 事象が発 生す る おそ れ があ る場 合 」と は 、発電用 原子 炉 が緊 急 停止 して い なけ れ ばな
らな い状 況 にも か かわ らず 、 原子 炉 出力又は 原子 炉 圧力 等 のパ ラメ ー タの 変 化から緊 急停 止 して い ない こと が 推定 さ れる
場合 のこ と をい う 。
２ 第４ ４ 条に 規 定す る「 発 電用 原 子炉 を 未臨界 に移 行 する た めに 必要 な 設備 」 とは、 以下 に 掲げ る 措置 又は こ れら と 同等
以上 の効 果 を有 す る措 置を 行 うた め の設備を いう 。

【解 釈】
１ 第５ ９ 条に 規定す る「 発 電用 原 子炉 の 運
転を 緊急 に停止 す るこ とが で きな い 事象が発 生す るおそ れ があ る場 合 」と は 、発電用 原子 炉が緊 急 停止 して い なけ れ ばな
らな い状 況にも か かわ らず 、 原子 炉 出力又は 原子 炉圧力 等 のパ ラメ ー タの 変 化から緊 急停 止して い ない こと が 推定 さ れる
場合 のこ とをい う 。
２ 第５ ９ 条に 規定す る「 発 電用 原 子炉 を 未臨界 に移 行する た めに 必要 な 設備 」 とは、 以下 に掲げ る 措置 又は こ れら と 同等
以上 の効 果を有 す る措 置を 行 うた め の設備を いう 。

－②

（１ ）B W Rａ） セン サ ー出 力 から 最終 的 な作 動 装置 の入力 まで の 原子 炉 スク ラム 系 統か ら 独立した 代替 反 応度 制 御棒 挿入 回 路（ A RI ）を
整備 する こ と。

（１ ）B W Rａ） セン サ ー出 力から 最終 的 な作 動 装置 の入力 まで の原子 炉 スク ラム 系 統か ら 独立した 代替 反応度 制 御棒 挿入 回 路（ A RI ）を整 備す ること 。

⑦（２ ）B W Rａ） 上記 １ の「 発 電用原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと ができ ない 事 象の お それがあ る場 合 」に 、原子 炉出 力 を制 御 する
ため 、原 子 炉冷 却材再 循環 ポ ンプ が 自動停止 しな い 場合 は、手 動で 停 止操 作 を実施す るこ と 。

③

ｂ） 上記 １ の「 発 電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ が ある 場 合」 に、 原 子炉 出 力を制御 する た め、 原 子炉 冷却 材 再循 環 ポン
プを 自動 で 停止 さ せる 装置 を 整備 す ること。

ｂ） 上記 １ の「 発電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す ること が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ がある 場 合」 に、 原 子炉 出 力を制御 する ため、 原 子炉 冷却 材 再循 環 ポン
プを 自動 で停止 さ せる 装置 を 整備 す ること。

⑧

ｂ） 十分 な 反応 度 制御能力 を 有す る ほう 酸
水注 入設 備 （S L CS ）を 起 動す る 判断 基準
を明 確に 定 める こと。

④

ｃ） 十分 な 反応 度 制御 能力 を 有す る ほう 酸
水注 入設 備 （S L CS ）を 整 備す る こと 。

ｃ） 十分 な 反応 度制御 能力 を 有す る ほう 酸
水注 入設 備（S L CS ）を 整 備す る こと 。

⑨

ｃ） 発電 用 原子 炉 を緊急停 止 する こ とが できな い事 象 の発 生時に 不安 定 な出 力 振動が検 知さ れ た場 合には 、ほ う 酸水 注 入設
備（ SL C S） を 作動 させ る こと 。

⑤

（２ ）P W Rａ） 上記 １ の「 発 電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ が ある 場 合」 に、 原 子炉 出 力を抑制 する た め、 補 助給 水系 ポ ンプ を 自動
的に 起動 さ せる 設 備及 び蒸 気 ター ビ ンを
自動 で停 止 させ る 設備 を整 備 する こ と。

（２ ）P W Rａ） 上記 １ の「 発電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す ること が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ がある 場 合」 に、 原 子炉 出 力を抑制 する ため、 補 助給 水系 ポ ンプ を 自動
的に 起動 させる 設 備及 び蒸 気 ター ビ ンを
自動 で停 止させ る 設備 を整 備 する こ と。

－ｂ） 上記 １ の「 発 電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ が ある 場 合」 には 、 化学 体 積制
御設 備又 は 非常 用 炉心 冷却 設 備に よ る十分な 量の ほ う酸 水 注入 を実 施 する 設 備を整備 する こ と。

ｂ） 上記 １ の「 発電用 原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す ること が でき ない 事 象が 発 生す
るお それ がある 場 合」 には 、 化学 体 積制
御設 備又 は非常 用 炉心 冷却 設 備に よ る十分な 量の ほう酸 水 注入 を実 施 する 設 備を整備 する こと。

－

【解 釈】
１ 「発 電 用原 子 炉の運転 を 緊急 停 止す ること がで き ない 事象の おそ れ があ る 場
合」 とは 、 発電 原子炉 を緊 急 停止 し てい
なけ れば な らな い状況 にも か かわ ら ず、
原子 炉出 力 又は 原子炉 圧力 等 のパ ラ メー
タの 変化 か ら緊 急停止 して い ない こ とが推定 され る 場合 のこと をい う ｡
２ 「発 電 用原 子 炉を未臨 界 に移 行 する ために 必要 な 手順 」とは 、以 下 に掲 げ る措
置又 はこ れ らと 同等以 上の 効 果を 有 する
措置 を行 う ため の手順 等を い う。

（１ ）沸 騰 水型 原 子炉(B W R) 及 び加 圧水 型 原
子炉 (P W R) 共 通ａ） 上記 １ の「 発 電用原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと ができ ない 事 象の お それがあ る場 合 」に 、手動 によ る 原子 炉 の緊
急停 止操 作 を実 施する こと 。

（３ ）P W Rａ） 上記 １ の「 発 電用原子 炉 の運 転 を緊 急に停止 する こ とが で きない事 象 のお そ れが ある場 合」 に 、原 子 炉出力を 抑 制す る ため 、
補助 給水 系 ポン プ が自動起 動 しな い 場合 又はタ ービ ン が自 動 停止しな い 場合 は 、手 動
操作 によ り 実施 す ること。

ｂ） 上記 １ の「 発 電用原子 炉 の運 転 を緊 急に停 止す る こと ができ ない 事 象の お それがあ る場 合 」に 、化学 体積 制 御設 備 又は
非常 用炉 心 冷却 設備に よる 十 分な 量 のほう酸 水注 入 を実 施する こと 。

－－

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1－47

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／8）
重大 事故 等 対処 設 備

自主対策 設 備

機器 名称

既設
新設

ＡＴ ＷＳ 緩和設 備 （代 替制 御 棒
挿入 機能 ） ※ １

既設

制御 棒

ＡＴ ＷＳ 緩和設 備 （代 替制 御 棒
挿入 機能 ）手動 ス イッ チ ※ １

既設

制御 棒駆 動機構

制御 棒

既設

制御 棒駆 動機構

既設手段

制御 棒駆 動系配 管 ・弁

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

－

－

－

－

手段

機器 名称

制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト

手動 スク ラム・ ス イッ チ
原子 炉モ ード・ ス イッ チ「 停止」
制御 棒駆 動系配 管 ・弁－－選択制御 棒 挿入機構に よる 原子炉 出力抑制

既設

①
②
⑥
⑦

備考

原子 炉手 動 スクラ ム

代替 制御 棒 挿入 機 能に よる 制 御棒 挿 入制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト

解釈
対応 番号

制御棒

制御 棒駆動 機構
制御棒駆 動 系水 圧 制御 ユニ
ット
選択制御 棒 挿入 機 構

制御棒駆 動 系配 管 ・弁

非常用交 流 電源 設 備

燃料給油 設 備

原子 炉再 循 環ポ ン プ停 止による原子炉出力抑制
自動 減圧 系の起動 阻止 ス イッ チによ る原子 炉出力急上昇防止

ＡＴ ＷＳ 緩和設 備 （代 替原 子 炉
再循 環ポ ンプト リ ップ 機能 ） ※ １

既設

原子 炉再 循環ポ ン プ遮 断器 手 動
スイ ッチ ※ １

既設

低速 度用 電源装 置 遮断 器手 動 ス
イッ チ ※ １

既設

原子 炉再 循環ポ ン プ遮 断器

既設

低速 度用 電源装 置 遮断 器

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

自動 減圧 系の起 動 阻止 スイ ッ チ

新設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

①
③
⑥
⑧

－

－

－

①
⑥

－

－

－

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1－48

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／8）
重大 事故 等 対処 設 備

手段

ほう酸水注入

機器 名称

既設
新設

ほう 酸水 注入ポ ン プ

既設

ほう 酸水 貯蔵タ ン ク

既設

ほう 酸水 注入系 配 管・ 弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

自主 対策設 備
解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

①
④
⑤
⑥
⑨

－

－

－

原子 炉水 位 低下 に よる 原子 炉 出力 抑 制

－

－

－

－

－

原子 炉隔 離時冷 却 系ポ ンプ

高圧 炉心 スプレ イ 系ポ ンプ

ター ビン 駆動給 水 ポン プ

電動 駆動 給水ポ ン プ

給水 制御 系

制御 棒
制御 棒挿 入（ス クラ ム ・パ イロッ ト弁 継 電器 用ヒュ ーズ の 引抜き 操作 ）制御 棒駆 動機構

制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト

スク ラム ・パイ ロ ット 弁継 電 器
用ヒ ュー ズ

制御棒駆 動 系配 管 ・弁

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1－49

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／8）
重大 事故 等 対処 設 備

手段

機器 名称

既設
新設

自主 対策設 備
解釈
対応 番号

備考

手段

制御 棒挿 入（ス クラ ム ・パ イロッ ト弁計 器用 空
気系 の排 気操作 ）

－

－

－

－

制御 棒挿 入（ス クラ ム 個別 ス イッ チの操 作）

－

機器 名称

制御 棒

制御 棒駆 動機構

制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト

スク ラム ・パイ ロ ット 弁計 器 用
空気 系配 管・弁制御 棒駆 動系配 管 ・弁

制御棒

制御棒駆 動 機構

制御棒駆 動 系水 圧 制御 ユニット

スクラム 個 別ス イ ッチ

制御棒駆 動 系配 管 ・弁

制御棒

制御 棒挿 入（手 動操 作 によ る 制御 棒挿 入）

制御棒駆 動 機構

制御棒駆 動 系水 圧 制御 ユニ
ット

制御棒手 動 操作 系

制御棒駆 動 系配 管 ・弁

非常用交 流 電源 設 備

燃料給油 設 備※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1－50

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／8）
重大 事故 等 対処 設 備

手段

－

既設
新設

－

解釈
対応 番号

－

備考

－

手段

制御 棒挿 入（制 御棒 駆 動水 圧 系引 抜配 管
ベン ト弁 か らの排 水）

－

機器 名称

自主 対策設 備

機器 名称

制御 棒

制御 棒駆 動機構

制御 棒駆 動系水 圧 制御 ユニ ッ ト制御 棒駆 動系配 管 ・弁

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1－51

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／8）
技術的能力審査基準（1.1）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象が発生するおそれがある場合又は当該事象が発生した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに、発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

運転時の異常な過渡変化時において，ＡＴＷＳが発生するおそれがある場合又は当該事象が発生した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材
圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに，原子炉を未臨界に移行させる手段として，ＡＴＷＳ緩和設備（代替
制御棒挿入機能），ＡＴＷＳ緩和
設備（代替制御棒挿入機能）手動
スイッチ，ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能），原子炉再循環ポンプ遮断器
手動スイッチ，低速度用電源装置
遮断器手動スイッチ，自動減圧系の起動阻止スイッチ及びほう酸水
注入ポンプにより原子炉冷却材圧
力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに，原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」とは、発電用原子炉を緊急停止していなけ
ればならない状況にもかかわらず、原子炉出力又は原子炉圧力等のパラメータの変化から緊急停止していないことが推定される場合のことをいう。
２ 「発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

－－※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1－52

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／8）
技術的能力審査基準（1.1）

適合方針（１）沸騰水型原子炉(BWR)及び加圧
水型原子炉(PWR)共通ａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができな
い事象のおそれがある場合」に、手動による原子炉の緊急停止操作を実施すること。
（２）BWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができな
い事象のおそれがある場合」に、原子炉出力を制御するため、原子炉冷却材再循環ポンプが自動停止しない場合は、手動で停止操作を実施すること。

運転時の異常な過渡変化時において，ＡＴＷＳが発生した場合に，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御
棒挿入機能）手動スイッチにより原子炉を緊急停止するために必要な手順等を整備する。

ｂ）十分な反応度制御能力を有する
ほう酸水注入設備（SLCS）を起動する判断基準を明確に定めること。
ｃ）発電用原子炉を緊急停止することができない事象の発生時に不安定な出力振動が検知された場
合には、ほう酸水注入設備（SLCS）を作動させること。

運転時の異常な過渡変化時において，ＡＴＷＳが発生した場合に，原子炉出力を抑制するため，
原子炉再循環ポンプが自動停止しない場合の手段として，原子炉再循環ポンプ遮断器手動スイッチ及び低速度用電源装置遮断器手動ス
イッチにより原子炉再循環ポンプを停止させるために必要な手順等を整備する。
運転時の異常な過渡変化時において，ＡＴＷＳが発生した場合に，ほう酸水注入ポンプを起動する判断基準を明確に定める。
運転時の異常な過渡変化時，Ａ
ＴＷＳが発生した場合において，中性子束振動を確認した場合にほう酸水注入ポンプを作動させるために必要な手順等を整備する。

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1－53

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／8）
技術的能力審査基準（1.1）

適合方針（３）PWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができな
い事象のおそれがある場合」に、原子炉出力を抑制するため、補助給水系ポンプが自動起動しない場合又はタービンが自動停止しない場合は、手動操作により実施すること。
ｂ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができな
い事象のおそれがある場合」に、化学体積制御設備又は非常用炉心冷却設備による十分な量のほう酸水注入を実施するこ
と。

対象外

対象外

※1：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。

1.1－54

1.1－55

第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

添付資料1.1.2

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.1－56

添付資料1.1.3
第1表

原子炉スクラム信号一覧表

1.1－57

1.1－58
第1図

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）

説明図

添付資料1.1.4

1.1－59

第1図

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）

説明図

添付資料 1.1.5

添付資料1.1.6
重大事故対策の成立性

1．非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」(1)

スクラム・パイロット弁計器用空気系排気ａ．操作概要
スクラム・パイロット弁計器用空気系排気が必要な状況において，まで移動するとともに，現場に設置してある
スクラム・パイロット弁計器用空気系配管内の計器用空気を排気することでスクラム弁ダイアフラムの空気圧を喪失させスクラム弁を開とし，制御棒をスクラム動作させる。
ｂ．作業場所

ｃ．必要要員数及び操作時間
制御棒挿入の手段のうち，現場におけるスクラム・パイロット弁計器
用空気系排気に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：73分以内（所要時間目安のうち，スクラム・パイロ
ット弁計器用空気系の排気操作に係る時間は45分以内）
所要時間内訳
移動：40分（移動経路：中央制御室から（放射線防護具着用を含む））
排気操作：5分（操作対象1弁：ｄ．操作の成立性について
1.1－60）作業環境：非常用照明を配備しており，常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：非常用照明を配備しており接近可能である。また，ヘッド
ライト又はＬＥＤライトを携行している。
操作性：通常の弁操作であり，容易に操作可能である。また，操作対象弁は通路付近であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話装置（固定電話機，ＰＨＳ端末）又は送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

スクラム用空気元弁

スクラム用空気元弁操作

スクラム・パイロット弁

計器用空気排気操作

計器用空気系
1.1－61(2)スクラム個別スイッチによる制御棒挿入

ａ．操作概要スクラム個別スイッチによる制御棒挿入が必要な状況において，まで移動するとともに，現場に設置してあるス
クラム個別スイッチを操作することでスクラム・パイロット弁を作動し，制御棒をスクラム動作させる。
ｂ．作業場所

ｃ．必要要員数及び操作時間
制御棒挿入の手段のうち，現場におけるスクラム個別スイッチによる制御棒挿入に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：128分以内（所要時間目安のうち，スクラム個別スイッチによる制御棒挿入操作に係る時間は95分以内）
所要時間内訳
移動：45分（移動経路：中央制御室から（放射線防護具着用を含む））
スクラム個別スイッチによる制御棒挿入操作：50分（操作対象：
370個）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：非常用照明を配備しており，常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
1.1－62

移動経路：非常用照明を配備しており接近可能である。また，ヘッド
ライト又はＬＥＤライトを携行している。
操作性：通常のスイッチ操作であり，容易に操作可能である。また，操作対象スイッチは通路付近であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話装置（固定電話機，ＰＨＳ端末）又は送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

スクラム個別スイッチ

スクラム個別スイッチ操作

1.1－63(3)制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁による排水ａ．操作概要制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁による排水が必要な状況におい上3階まで移動するとともに，現場に設置してある制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁を開とすることで，ピストン上部の冷却材を排水し，制御棒を作動させる。
ｂ．作業場所

ｃ．必要要員数及び操作時間
制御棒挿入の手段のうち，現場における制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁による排水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：982分以内（所要時間目安のうち，制御棒駆動水圧系
引抜配管ベント弁からの排水操作に係る時間は795分
以内）
所要時間内訳
移動：45分（移動経路：中央制御室から（放射線防護具着用を含む））
排水操作：750分（操作対象185弁：（ホース準備，ホース接続等を含む））
ｄ．操作の成立性について
作業環境：非常用照明を配備しており，常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
1.1－64

又は携行して作業を行う。
移動経路：非常用照明を配備しており接近可能である。また，ヘッド
ライト又はＬＥＤライトを携行している。
操作性：通常の弁操作であり，容易に操作可能である。また，操作対象弁は通路付近であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話装置（固定電話機，ＰＨＳ端末）又は送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

ホース接続

ホース接続操作

引抜配管ベント弁操作

引抜配管ベント弁

1.1－65

添付資料1.1.7
中性子束振動が発生した場合の対応について

1．中性子束振動が発生した場合の対応
以下のいずれかの状況が確認された場合に，中性子束振動が発生したと判断し，ほう酸水注入系によりほう酸水の注入を実施する。
・複数の平均出力領域計装指示値が2～3秒周期で振動し，最大振幅が20％を超えた場合。
・複数の局所出力領域計装指示値が2～3秒周期で振動し，最大振幅が10％を超えた場合。

2．中性子束振動の判断基準について
中性子束振動が発生し燃料棒線出力が急激に上昇した場合，沸騰遷移が発生し燃料被覆管温度が上昇する可能性があるが，出力振動の振幅が極端に大きい場合を除き速やかにリウェットすることで適切に冷却されるため燃料被覆管の破損は発生しないと考えられる。一方，通常運転状態においても中性
子束は数％振動していることから，中性子束振動の発生を容易に認知できる大きさで，かつ振幅が極端に大きくならない範囲として，平均出力領域計装指示値で20％，局所出力領域計装指示値で10％を判断基準として設定している。

1.1－66

3．局所出力領域計装による認知の容易性について
局所出力領域計装の指示については，中央制御室内に設置されている運転監視補助装置（プロセス計算機）の画面及び中央制御室内に設置されている
補助制御盤のモニタ画面により，確認することができる。そのため，局所出
力領域計装により中性子束振動の発生を容易に認知できる。なお，これら局
所出力領域計装の指示は，デジタル値 ※ 及びバーチャートで表示されるため，中性子束振動が発生していること及びその変動幅を容易に認知できる。
※：燃料棒の線出力密度の熱的制限値（44kW／m）を100％とした相対値

1.1－67

添付資料1.1.8

サプレッション・プール水温度における設定根拠の考え方について

サプレッション・プール水温度における設定根拠の考え方について，以下に示す。
第 1 表
操作項目

判断基準

考え方

ほう酸水注入系の起動

サプレッション・プ
ール水温度：49℃

原子炉隔離時冷却系の停止サプレッション・プ
ール水温度：106℃

サプレッション・プール水
温度が高温待機運転時の制
限値 49℃を超える場合には原子炉を手動スクラムすることから，ほう酸水注入
系は原子炉スクラム（自動及び手動）のバックアップ
機能であることを踏まえ，
サプレッション・プール水
温度の手動スクラム実施基準（49℃）近接に設定
原子炉隔離時冷却系の高温耐性（116℃）に余裕を考慮して設定

1.1－68

添付資料1.1.9

原子炉手動スクラムにおける設備の位置付けについて

現在，原子炉自動スクラムに失敗した場合，手動スクラム・スイッ
チ及び原子炉モード・スイッチを使用して，手動で原子炉を停止する
手順としている。これら手動で原子炉を停止するために使用する設備
は，技術的能力審査基準「1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」において，自主対策設備として位置付けている。
以下，これらの設備を自主対策設備として位置付けている理由とその妥当性について整理する。

1．手動スクラムに係る設備を自主対策設備とする理由について
運転時の異常な過渡変化時において，原子炉を停止させるための設計基準事故対処設備は，原子炉緊急停止系である。このため，技術的能力審査基準「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」での機能喪失原因対策分析では，原子炉緊急停止系を故障想定対象として抽出している。
原子炉緊急停止系で手動スクラムと共用している箇所は，スクラ
ム回路であり，これらの故障を想定した場合，手動による原子炉の緊急停止に失敗するおそれがある。
一方，共用している箇所以外の故障によって原子炉スクラムに失敗した場合には，手動スクラム・スイッチ又は原子炉モード・スイ
ッチの手動操作によって，原子炉停止できることがある。
1.1－69このため，機能喪失原因対策分析上，必ず期待し得る対策ではな
いものの，故障の状況によっては有効となる対策であることから，
自主対策設備として整理している。
2．手動スクラムに係る設備を自主対策設備とした場合の基準適合性について
設置許可基準規則（第 44 条）において重大事故等対処設備に位置付ける設備は，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）の自動信号による原子炉を緊急停止する機能である。
一方，技術的能力審査基準（1.1）では，解釈の第 2 項(1)ａ)
を満足する手順として，自動で作動するＡＴＷＳ緩和設備（代替制
御棒挿入機能）を手動にて操作する手順を整備し，その際に使用する設備を重大事故等対処設備としている。
ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）は，設計基準事故対処
設備に対して，独立性を有し共通要因によって機能喪失することがない設計としているため，基準適合に係る重大事故等対処設備として整理できる。このため，手動スクラム・スイッチ及び原子炉モード・スイッチを自主対策設備としても，基準適合性の観点から問題となることはないと考える。
第 1 表
設置許可基準規則（第 44 条）【解釈】
センサー出力から最終的な作動装置の入力までの原子炉スクラム系
統から独立した代替反
応度制御棒挿入回路（ARI）を整備すること。

技術的能力審査基準（1.1）

対処設備

【解釈】

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、手動による原子炉の緊急停止操作を実施すること。

1.1－70対処設備
ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ
手動スクラム・スイッ
チ
原子炉モード・スイッ
チ「停止」

ＳＲＮＭ
機器動作不良

ＳＲＮＭ
原子炉周期（ペリオド）短

ＳＲＮＭ
中性子束高

2A
2A
3A
3A

1A
1A
1E
1E

4E

1A

1.1－71

4E

原子炉水位

原子炉圧力

中性子束

中性子束

バイパス

バイパス

4C

1E

5C

5C

リセット

リセット

リセット

2C

PS

原子炉緊急停止系

5A

原子炉圧力

2A

PS

リセット・バイパス

リセット

第1図

4G

5A

手動スクラム・スイッチ（押しボタン）

2C
2C
3C
3C

1G

原子炉
モード・スイッチ
「停止」

1C

左
回
路
に
同
じ

1C
1C
1G
1G

4G

左
回
路
に
同
じ

4G

5C

4E

スクラム・パイロット弁
ソレノイド

概要図

4C

5A

4A

その他トリップ

第２グループ

スクラム回路

4C

左
回
路
に
同
じ

第３グループ

注：ＳＲＮＭは起動領域モニタを，ＡＰＲＭは平均出力領域モニタを示す。

4A

4A

ＡＰＲＭ
機器動作不良

ＡＰＲＭ
中性子束低
ＡＰＲＭ
中性子束高

バイパス

原子炉
モード・スイッチ「運転」で閉4G

5C

4E

第４グループ

第１グループ

4C

5A

4A

：接点

：リレー又はソレノイド：ヒューズ

回路共有箇所

本図はＡチャンネルが示されている。

（凡例）

3C

3A

原子炉水位

LS

LS

添付資料1.1.10
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」における優先順位の考え方について

ＡＴＷＳが発生した場合，原子炉は臨界状態が継続し，原子炉出力が高い状態で維持され，原子炉で発生する熱によって原子炉格納容器
内の圧力が上昇することで，炉心損傷より先に原子炉格納容器破損に至るため，原子炉を未臨界状態に移行させることで原子炉での発生熱量を低下させるとともに，原子炉格納容器からの除熱を行う必要がある。この場合の対応として，原子炉を未臨界に移行させるための「ほう酸水注入系の起動操作」，原子炉出力及びサプレッション・プール
水温度の上昇を抑制する「原子炉水位低下操作」がある。また，操作時間を要するが原子炉を未臨界にすることが可能である「制御棒の挿入操作」がある。以下に各々の操作における優先順位の考え方について示す。

1．ほう酸水注入系の起動操作における優先順位の考え方
制御棒に代わり，未臨界維持するための手段として，ほう酸水注入系によるほう酸注入手段がある。ほう酸水による未臨界移行には時間を要するため，速やかに実施する必要がある。
2．原子炉水位低下操作における対応手段の考え方
ほう酸水注入による未臨界移行までの間の，原子炉格納容器への熱負荷を低減させるために，注水量抑制によって，原子炉水位低下措置を講じる。
(1)

原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが自1.1－72

動起動していない場合
給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）は
注水量が多いため，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）が作動している場合は，原子炉水位が高めに維持され，原子炉出力が増加するため，原子炉への注水量を減少させる。なお，タービン駆動給水ポンプは原子炉からの発生蒸気を使用することから，原子炉水位低下操作により原子炉出力が低下した場合は，電動駆動給水ポンプに切り替え，原子炉の水位低下操作を継続する。
(2)

原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが自動起動した場合
原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると高圧炉心スプレイ系ポンプ及び原子炉隔離時冷却系ポンプが自動起動し，これらのポンプにより原子炉への注水が開始される。給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）が作動している
場合は，(1)の状況よりも原子炉への注水量が多く，より原子炉出力が増加するため，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）を待機状態にする。
部分制御棒挿入失敗時，又はほう酸水が注入されて原子炉からの発生蒸気量を高圧炉心スプレイ系ポンプ及び原子炉隔離時冷却系ポンプの注水量が上回った場合は，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）を待機状態にする。
3．制御棒の挿入操作
制御棒の挿入操作は，スクラム弁の開・閉状態により，その後の操作が選択されることから，最初に実施すべきことは，スクラム弁
1.1－73

の状態を確認することである。以下にスクラム弁の状態による制御
棒の挿入操作の優先順位の考え方を示す。
(1)

スクラム弁が閉の場合
スクラム弁が閉の場合は，スクラム弁を開とする手段及び中央制御室から容易に操作が可能な手段を優先する。そのため，主制御盤から容易にスクラム弁を開とすることが可能なＡＴＷＳ緩和
設備（代替制御棒挿入機能）及び補助制御盤にてスクラム弁を電気的に開放するスクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜
き操作を実施する。
(2)

スクラム弁が開の場合
スクラム弁が開の場合は，原子炉スクラムをリセットし，制御棒を挿入するための方法を試みる準備を実施する。原子炉スクラ
ムのリセットが成功した場合は，原子炉スクラムが可能な手段及び中央制御室から容易に操作が可能な手段を優先することから，
手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラムを実施する。
また，制御棒の挿入が確認されない場合は，原子炉スクラムをリセットし，スクラム個別スイッチの操作を実施する。
スクラム個別スイッチの操作により制御棒が挿入できない場合
は，原子炉圧力容器内の圧力と御棒駆動水圧系駆動水圧力の差圧を確保し，制御棒の挿入を実施する。

1.1－74

添付資料 1.1.11
手順のリンク先について

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.1.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

・ほう酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気
設備への給電・非常用交流電源設備への燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ

非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.1－75

添付資料 1.1.12
技術的能力における設備名称の括弧書きの記載方針について

1．概要
技術的能力において，設備名称に括弧書きを加えて記載しているため，記載方針について整理した。
文章の説明上，設備の名称に説明を追記した方がわかり易い場合は，下表の分類 A～D のような情報を括弧書きで追記する。

2．記載方針設備名の記載の考え方を以下に示す。
分類

考え方

A

括弧書きを含めた設備の名称又は設備の呼称を記載する。

B

系統構成で使用するものは括弧書きで記載する。

C

同じ設備の名称で複数の手段がある場合は括弧書きでその手段を記載する。

D

操作場所，付帯設備等の補足事項を記載する必要がある場合は括弧に記載する。

1.1－76

技術的能力において，括弧書きで記載している設備及び分類を以下に示
す。
1.1
分類

括弧書きで記載している設備

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）

1.2
分類

括弧書きで記載している設備

C

逃がし安全弁（安全弁機能）

A

原子炉水位（広帯域）A

原子炉水位（燃料域）

A

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

A

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

A

原子炉圧力（ＳＡ）

1.3
分類

括弧書きで記載している設備

C

逃がし安全弁（自動減圧機能）

C

逃がし安全弁（逃がし弁機能）A

可搬型窒素供給装置（小型）

1.1－77

1.4
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水中型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

B

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）B

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）1.5
分類

括弧書きで記載している設備

A

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

A

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

A

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

A

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

C

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

C

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ

C

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

1.6
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

C

可搬型代替注水中型ポンプ（代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用）

B

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）1.1－78

1.7
分類

括弧書きで記載している設備

A

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

A

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

A

第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）

A

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

A

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

1.8
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水中型ポンプ（格納容器下部注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（格納容器下部注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水中型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

1.9
分類

括弧書きで記載している設備

A

格納容器内水素濃度（ＳＡ）

A

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

A

フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

1.1－79

1.11
分類

括弧書きで記載している設備

C

可搬型代替注水中型ポンプ（代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用）

A，C

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）（大気への拡散抑制として使用）A

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）A

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

A

使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

D

使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール冷却系として使用）

1.12
分類

括弧書きで記載している設備

A

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

D

泡消火薬剤容器（消防車用）

D

消火栓（原水タンク）

D

泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）

1.1－801.13
分類

括弧書きで記載している設備

B

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）B

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

C

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

C

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ

C

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ

A

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

D

泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）

C

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール冷却系として使用）

1.15
分類
D

括弧書きで記載している設備
安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）（データ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置，ＳＰＤＳデータ表示装置）

1.16
分類

括弧書きで記載している設備

A

可搬型照明（ＳＡ）

D

データ表示装置（待避室）

D

中央制御室待避室 空気ボンベユニット（空気ボンベ）

A，D

衛星電話設備（可搬型）（待避室）

C

防護具（全面マスク）

D

衛星電話設備（屋外アンテナ）

1.1－811.17
分類

括弧書きで記載している設備

D

可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サンプラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ
及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）

1.18
分類

括弧書きで記載している設備

A

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

A

衛星電話設備（固定型）

A

衛星電話設備（携帯型）

A

無線連絡設備（携帯型）

D

統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ－ＦＡ
Ｘ）

D

衛星電話設備（屋外アンテナ）

A

無線連絡設備（固定型）

A

送受話器（ページング）

D

電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

D

テレビ会議システム（社内）D

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

A，D

専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向））1.1－82

1.19
分類

括弧書きで記載している設備

A

衛星電話設備（固定型）

A

衛星電話設備（携帯型）

A

無線連絡設備（固定型）

A

無線連絡設備（携帯型）

A

送受話器（ページング）

D

電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）A

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

D

衛星電話設備（屋外アンテナ）

D

統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ－ＦＡ
Ｘ）

D

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

D

テレビ会議システム（社内）A，D

専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向））1.1－83

1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手
順等
＜

目

1.2.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

高圧代替注水系による原子炉注水(b)

重大事故等対処設備

ｃ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水

(b)

復旧

(c)

重大事故等対処設備

ｄ．監視及び制御(a)

監視及び制御(b)

重大事故等対処設備

ｅ．重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備(a)

重大事故等の進展抑制(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｆ．手順等
1.2.2

重大事故等時の手順

1.2.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1)

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水(2)

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水
目－1

1.2.2.2(1)

フロントライン系故障時の対応手順

高圧代替注水系による原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.2.2.3(1)

サポート系故障時の対応手順

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動
ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動(2)復旧
ａ．代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
ｂ．代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電(3)

重大事故等時の対応手段の選択
ａ．全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失した場合の対応
ｂ．全交流動力電源のみ喪失した場合の対応

1.2.2.4

監視及び制御(1)

原子炉水位の監視又は推定(2)

常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認(3)

原子炉水位の制御

1.2.2.5(1)

重大事故等の進展抑制時の対応手順

重大事故等の進展抑制
ａ．ほう酸水注入系による原子炉注水
ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉注水(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.2.2.6

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.2.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
目－2

添付資料1.2.2

自主対策設備仕様

添付資料1.2.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.2.4

重大事故対策の成立性
1．現場での人力操作による高圧代替注水系起動(1)

現場での人力操作による高圧代替注水系起動

2．ほう酸水注入系による原子炉注水(1)

ほう酸水注入系による原子炉注水（継続注水）

添付資料 1.2.5

原子炉水位計の校正条件について添付資料 1.2.6

全交流動力電源喪失時に高圧注水系の起動に失敗した場合の処置について添付資料 1.2.7

手順のリンク先について

目－3

1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 「発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統喪失を想定し、原子炉隔離
時冷却系（RCIC）若しくは非常用復水器（BWR の場合）又はタービン
動補助給水ポンプ（PWRの場合）（以下「RCIC 等」という。）により発電用原子炉を冷却するため、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等を整備すること。
ａ）可搬型重大事故防止設備
ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設備（可搬型バッテリ又は窒素ボン
ベ等）を用いた弁の操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が容易に行える場合を除く。
ｂ）現場操作1.2－1

ⅰ）現場での人力による弁の操作により、RCIC 等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。
※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。
ｃ）監視及び制御ⅰ）原子炉水位（BWR 及びPWR）及び蒸気発生器水位（PWR の場合）を推定する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅱ）RCIC 等の安全上重要な設備の作動状況を確認する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅲ）原子炉水位又は蒸気発生器水位を制御する手順等（手順及び装備
等）を整備すること。
（２）復旧
ａ）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、注水（循環を含む。）すること及び原子炉を冷却できる設備に電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（BWR の場合）ｂ）電動補助給水ポンプに代替交流電源を接続することにより、起動及
び十分な期間の運転継続ができること。（PWR の場合）
（３）重大事故等の進展抑制
ａ）重大事故等の進展を抑制するため、ほう酸水注入系（SLCS）又は制御棒駆動機構（CRD）等から注水する手順等を整備すること。（BWRの場合）

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準事故対処設備
1.2－2

が有する発電用原子炉の冷却機能は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレ
イ系による冷却機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

1.2.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，原子炉を冷却し炉心の著しい損傷を防止するための設計基準事故対処設備として原子炉隔離
時冷却系ポンプ，高圧炉心スプレイ系ポンプ及びサプレッション・プール
を設置している。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.2－1図）。
また，原子炉を冷却するために原子炉水位を監視及び制御する対応手段
及び重大事故等の進展を抑制するための対応手段並びに重大事故等対処設
備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設
1.2－3

備。
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十五条及び技術基準
規則第六十条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として原子炉隔離
時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプの故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失を想定する。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.2－1表に整理する。
ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレ
イ系が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。また，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に原子炉を冷却するために必要な設備として，逃がし安全弁（安全弁機能）を重大事故等対処設
備と位置づけ，重大事故等の対処に用いる。なお，逃がし安全弁（安全弁機能）は，蒸気圧力がスプリングの設定圧力に達すると自動開放することから，運転員等による操作を必要としない。
1.2－4

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系を設計基準事故及び重大事故等時の対処に用いる場合の水源はサプレッション・プールである。
また，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系で用いることができる水源は，サプレッション・プールの他に復水貯蔵タンクもあり，復水貯蔵タンクを使用する場合のサプレッション・プールから復水貯蔵タン
クへの切替え手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）
高圧炉心スプレイ系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心スプレイ系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）
ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

高圧代替注水系による原子炉注水
設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉
心スプレイ系ポンプが故障により原子炉注水ができない場合は，中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉へ注水する手段がある。

1.2－5

この対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期
間，高圧代替注水系の運転を継続する。
ⅰ)

中央制御室からの高圧代替注水系起動中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉へ注水する設備は以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）(b)

重大事故等対処設備「1.2.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

中央制御室からの高圧代替注水系起動」で使用する設備のうち，常設高圧代替注水系ポンプ，サプレッション・
プール及び逃がし安全弁（安全弁機能）は重大事故等対処設備として位置づける。
この機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが故障した場合においても，原子炉を冷却することができる。
ｃ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水
設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプ
レイ系が全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により原子炉注水ができない場合は，常設代替直流電源設備として使用する緊急用
1.2－6

125V系蓄電池から給電される常設高圧代替注水系ポンプを中央制御室からの手動操作により起動し原子炉へ注水する手段がある。
また，直流電源の確保ができず中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプが起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉へ注水する手段がある。
これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策
及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，高圧代替注水系の運転を継続する。
ⅰ)

中央制御室からの高圧代替注水系起動中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉へ注水する設備は「1.2.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

中央制御室からの高圧代替注水系起動」で選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅱ)

現場での人力操作による高圧代替注水系起動
現場での人力による弁の操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉へ注水する設備は以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ
・高圧代替注水系タービン止め弁・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）(b)

復旧
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を所内常設直流電源設備により給電している場合
は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に代替交流電源設備
1.2－7

（常設又は可搬型）又は代替直流電源設備（常設又は可搬型）により原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保する手段がある。
ⅰ)

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器に給電し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を継続する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）
なお，代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び可搬型代替低圧電源車に燃料を給油することにより，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧
時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能である。

ⅱ)

代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を継続する。

1.2－8

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）
なお，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車に燃料を給油することにより，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可
能である。
(c)

重大事故等対処設備「1.2.1(2)ｃ．(a)ⅰ)

中央制御室からの高圧代替注水系起動」で使用する設備における重大事故等対処設備の位置づけは，「1.2.1(2)ｂ．(b)

重大事故等対処設備」と同様である。

「1.2.1(2)ｃ．(a)ⅱ)

現場での人力操作による高圧代替注水系起動」で使用する設備のうち，常設高圧代替注水系ポンプ，高圧代替注
水系タービン止め弁，サプレッション・プール及び逃がし安全弁（安全弁機能）は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.2.1(2)ｃ．(b)ⅰ)

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電」で使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプ，サプレッション・プール及び逃がし安全弁（安全弁機能）は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.2.1(2)ｃ．(b)ⅱ)

代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電」で使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプ，サ

1.2－9

プレッション・プール及び逃がし安全弁（安全弁機能）は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源が喪失した場
合，又は全交流動力電源の喪失及び常設直流電源系統が喪失した場合においても，原子炉を冷却することができる。
ｄ．監視及び制御(a)

監視及び制御上記「1.2.1(2)ｂ．(a)「1.2.1(2)ｃ．(a)高圧代替注水系による原子炉注水」及び全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失

時の原子炉注水」により原子炉へ注水する際は，原子炉水位を監視又は推定する手段がある。
また，原子炉へ注水するための常設高圧代替注水系ポンプの作動状
況を確認する手段がある。
さらに，原子炉を冷却するための原子炉水位を制御する手段がある。
なお，現場計器については，Ｓ Ｓ 機能維持を担保する設計である。
監視及び制御に使用する設備（監視計器）は以下のとおり。
高圧代替注水系（中央制御室起動時）の監視計器
・原子炉水位（広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）
・原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
・高圧代替注水系系統流量・サプレッション・プール水位
1.2－10高圧代替注水系（現場起動時）の監視計器
・原子炉水位（広帯域 ※２ ，燃料域 ※２ ，ＳＡ広帯域 ※２ ，ＳＡ燃
料域 ※２ ）
・高圧代替注水系系統流量・可搬型計測器
・常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力・常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力・高圧代替注水系タービン入口圧力・高圧代替注水系タービン排気圧力※2：中央制御室にて監視可能であるが，現場においても監視可能。
(b)

重大事故等対処設備「1.2.1(2)ｄ．監視及び制御」で使用する設備のうち，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），高圧代替注
水系系統流量，サプレッション・プール水位，常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力，常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力，高圧代替注水系
タービン入口圧力，高圧代替注水系タービン排気圧力及び可搬型計測器は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備を用いて原子炉水位及び常設高圧代替注
水系ポンプの作動状況を監視することにより，原子炉を冷却するために必要な監視及び制御ができる。
1.2－11

（添付資料1.2.2）
ｅ．重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備(a)

重大事故等の進展抑制
原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系による原子炉注水により原子炉水位が維持できない場合には，重大事故等の進展を抑制するため，ほう酸水注入系及び制御棒駆動水圧系により原子炉へ注水する手段がある。

ⅰ)

ほう酸水注入系による原子炉注水
ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉へのほう酸水注入を実施する。
さらに，ほう酸水貯蔵タンクに純水系から補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉注水を継続する。
ほう酸水注入系により原子炉へほう酸水を注入する設備及び純水系による注水を継続する設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入ポンプ
・ほう酸水貯蔵タンク
・逃がし安全弁（安全弁機能）ⅱ)

制御棒駆動水圧系による原子炉注水
復水貯蔵タンクを水源とした制御棒駆動水圧系により原子炉へ注水する設備は以下のとおり。
・制御棒駆動水ポンプ
・復水貯蔵タンク・逃がし安全弁（安全弁機能）(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
1.2－12

「1.2.1(2)ｅ．(a)ⅰ)

ほう酸水注入系による原子炉注水」で使用する設備のうち，ほう酸水注入ポンプ，ほう酸水貯蔵タンク及び逃がし安全弁（安全弁機能）は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.2.1(2)ｅ．(a)ⅱ)

制御棒駆動水圧系による原子炉注水」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（安全弁機能）は重大事故等対処設
備として位置づける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態で冷却機能が喪失した場合においても重大事故等の進展を抑制することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・純水系（ほう酸水注入系による原子炉注水を継続させる場合）
ほう酸水貯蔵タンクへの補給に使用する純水系は耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，
ほう酸水貯蔵タンクに補給することができ，ほう酸水注入系による原子炉への注水を継続することが可能となることから，原
子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。
・制御棒駆動水ポンプ及び復水貯蔵タンク
原子炉を冷却するための十分な注水量が確保できず，制御棒
駆動水ポンプ及び復水貯蔵タンクは耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機
1.2－13

能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉冷却材圧
力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。
（添付資料1.2.2）
ｆ．手順等
上記「ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備」，「ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「ｃ．サポート系
故障時の対応手段及び設備」，「ｄ．監視及び制御」及び「ｅ．重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※３ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.2－1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.2－2表，第1.2－3表）。
※3

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.2.3）

1.2.2

重大事故等時の手順

1.2.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉隔離時冷却系が健全な場合は，原子炉水位異常低下（レベル２）
による原子炉隔離時冷却系ポンプの自動起動，又は中央制御室からの手動

1.2－14

操作により原子炉隔離時冷却系ポンプを起動し，サプレッション・プール
を水源とした原子炉への注水を実施する。
ただし，原子炉圧力容器内の圧力低下により原子炉隔離時冷却系ポンプが停止した場合，又は原子炉圧力容器内の圧力低下により原子炉隔離時冷却系系統流量が確保できず，原子炉圧力容器内の水位低下が継続している
場合には，原子炉隔離時冷却系ポンプを手動停止する。なお，原子炉圧力容器内の水位が原子炉水位異常低下（レベル１）設定点未満で，原子炉圧
力容器内の圧力が確保された場合に，原子炉隔離時冷却系ポンプを起動し，原子炉圧力容器内の水位が燃料有効長頂部到達までに原子炉への注水を開始する。
ａ．手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル２）信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）による原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プ
ールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2－2図に，タイムチャートを第1.2－3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉隔離時
冷却系ポンプの手動起動又は自動起動の確認を指示する。

1.2－15

②運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系ポンプの手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル２））により，原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁，原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁が開し，原子炉隔離時冷却系ポンプが起動したことを確認した後，発電長に報告する。
③運転員等は中央制御室にて，原子炉への注水が開始されたことを原
子炉隔離時冷却系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系タービン回転数の調整により原子炉隔離時冷却系系統流量を調整することで，原子炉
圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから原子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【自動起動信号が発信した場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，2分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，3分以内と想定する。

1.2－16

中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(2)

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水
高圧炉心スプレイ系が健全な場合は，原子炉水位異常低下（レベル２）
若しくはドライウェル圧力高信号による高圧炉心スプレイ系ポンプの自動起動，又は中央制御室からの手動操作により高圧炉心スプレイ系ポンプを起動し，サプレッション・プールを水源とした原子炉への注水を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）及び原
子炉隔離時冷却系による原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順高圧炉心スプレイ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2－4図に，タイムチャートを第1.2－5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に高圧炉心スプ
レイ系ポンプの手動起動又は自動起動の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，高圧炉心スプレイ系ポンプの手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル２）又はド
1.2－17

ライウェル圧力高）により高圧炉心スプレイ系ポンプが起動し，高圧炉心スプレイ系原子炉注入弁が開となったことを確認した後，発電長に報告する。
③運転員等は中央制御室にて，原子炉への注水が開始されたことを高圧炉心スプレイ系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，高圧炉心スプレイ系原子炉注入弁の開閉操作により高圧炉心スプレイ系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原
子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから高圧炉心スプレイ系による原子炉注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【自動起動信号が発信した場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，3分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，3分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.2.2.2

フロントライン系故障時の対応手順
1.2－18

(1)高圧代替注水系による原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が機能喪失した場合は，中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉への注水を実施する。
なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.2－6図に，タイムチャートを第1.2－7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に中央制御室
からの高圧代替注水系起動の準備を指示する。
1.2－19②運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系起動による原子炉注
水に必要な原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の電源切替え操作を実施し，原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，中央制御室からの高圧代替注水系起動に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状
態表示等により確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系トリップ・スロ
ットル弁の閉を確認する。
なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時
冷却系の駆動蒸気ラインを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を閉にする。
⑥運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系注入弁及び原子炉隔
離時冷却系原子炉注入弁を開にする。
⑦運転員等は，発電長に中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水の開始を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系タービン止め弁を開とし，常設高圧代替注水系ポンプを起動する。
⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉への注水が開始されたことを
高圧代替注水系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
1.2－20⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，常設高圧代替注水系ポンプを起動・停止することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した
場合，作業開始を判断してから中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水開始まで10分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.2－14図に示す。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が機能喪失し原子炉圧力容
器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合
は，中央制御室からの手動操作により重大事故等対処設備である高圧代替
注水系を起動し原子炉へ注水する。

1.2.2.3(1)

サポート系故障時の対応手順

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉への注水ができない場合に，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池から給電
1.2－21

される常設高圧代替注水系ポンプを中央制御室からの手動操作により起動し原子炉への注水を実施する。
なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統が喪失し，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧
力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場
合。

(b)

操作手順
中央制御室からの高圧代替注水系起動の操作手順については，「1.2.2.2(1)ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動」の操作手順と同様である。

(c)

操作の成立性
中央制御室からの高圧代替注水系起動の操作の成立性については，「1.2.2.2(1)ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動」の操作の成立性と同様である。
1.2－22

ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉への注水ができない場合において，直流電源の確保ができず中央制御室からの手動操作により常設
高圧代替注水系ポンプが起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉への注水を実施する。
なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
「1.2.2.4

監視及び制御」の手順については，「1.2.2.3(1) ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統が喪失し，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧
力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合で，中央制御室からの手動操作により高圧代替注水系を起動できない場合において，サプレッション・プールの水位の水位が確保されている場合。
1.2－23

(b)操作手順
現場での人力操作による高圧代替注水系起動での原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2－8図に，タイムチャートを第1.2－9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に現場での人力操作による高圧代替注水系起動の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉水位及び高圧代替注水系系統
流量の計器端子台に可搬型計測器を接続し，原子炉水位指示値を確認する。
③運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉隔離時冷却系トリッ
プ・スロットル弁の閉を確認する。
なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時
冷却系の駆動蒸気ラインを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を閉とする。
④運転員等は，発電長に現場での人力操作による高圧代替注水系起動の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に現場での人力操作による高圧代替注水系起動での原子炉注水の系統構成を指示する。
⑥運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，高圧代替注水系注入弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁を開にする。
⑦運転員等は，発電長に現場での人力操作による高圧代替注水系起動での原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に現場での人力操作による高圧代替注水系起動での原子炉注水の開始を指示する。

1.2－24

⑨運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，高圧代替注水系タービン止め弁を開操作することにより，常設高圧代替注水系ポンプを起動する。
⑩運転員等は中央制御室にて，常設高圧代替注水系ポンプの作動状
況及び原子炉への注水が開始されたことを可搬型計測器を用いた原子炉水位及び高圧代替注水系系統流量指示値の上昇により確認
し，発電長に報告する。なお，中央制御室にて原子炉水位及び高圧代替注水系系統流量の監視ができない場合は，原子炉建屋原子炉棟にて可搬型計測器を用いた原子炉水位指示値を監視し，現場計器にて常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値を確認することで，常設高圧代替注水系ポンプの作動状況及び原子炉への注水が開始されたことを確認する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持するように指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，可搬型計測器を用いた原子炉水位指示値を確認し，原子炉建屋原子炉棟の運転員等と連絡を密にし，原子炉建屋原子炉棟の運転員等が常設高圧代替注水系ポンプを起動・停止することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名にて実施した場

1.2－25

合，作業開始を判断してから現場での人力操作による高圧代替注水系
起動での原子炉注水開始まで58分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.2.4）(2)復旧
ａ．代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源の喪失により所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器が機能喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を所内常設直流電源設備の蓄電池により給電している場合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器に給電し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を実施する。
なお，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が実施されている場合において，サプレッション・プール水の除熱機能である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の機能が喪失している場合は，サプレッ
ション・プール水の温度が上昇することを考慮し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水を準備する。サプレッション・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超えると想定された場合は，原子炉への注水を低圧代替注水系（可搬型）に切り替える。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に
1.2－26

必要な所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合。
(b)

操作手順
常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設備に関する手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整

備する。
(c)

操作の成立性
常設代替交流電源設備に関する操作の成立性及び可搬型代替交流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
また，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて実施した場合，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により電源復旧後，原子炉隔離時冷却系の原子炉注水開始まで 3 分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
ｂ．代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を所内常設直流電源設備の蓄電池により給電している場
合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により給電し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を実施する。
1.2－27

なお，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が実施されている場合において，サプレッション・プール水の除熱機能である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の機能が喪失している場合は，サプレッ
ション・プール水の温度が上昇することを考慮し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水を準備する。サプレッション・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超えると想定された場合は，原子炉への注水を低圧代替注水系（可搬型）に切り替える。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合において，常設代替交流電源設備として使用する常設
代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型
代替低圧電源車により必要な直流電源を確保できない場合。

(b)

操作手順
常設代替直流電源設備に関する手順及び可搬型代替直流電源設備に関する手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整

備する。
(c)

操作の成立性
常設代替直流電源設備に関する操作の成立性及び可搬型代替直流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
また，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて実施した場合，常設代替直流電源設備として使用する緊急用 125V 系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により電1.2－28

源復旧後，原子炉隔離時冷却系の原子炉注水開始まで 3 分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(3)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.2－14図に示す。
ａ．全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失した場合の対応
中央制御室からの手動操作により重大事故等対処設備である高圧代替
注水系を起動し原子炉へ注水する。
直流電源の確保ができず中央制御室からの手動操作により高圧代替注
水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉へ注水する。
ｂ．全交流動力電源のみ喪失した場合の対応
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を所内常設直流電源設備により給電している場合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器に給電し，原子炉隔離時冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉へ注水する。
代替交流電源設備により給電ができない場合は，常設代替直流電源設
備として使用する緊急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により原子炉隔離時
冷却系の起動及び運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉へ注水する。
1.2－29これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期
間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。
（添付資料1.2.6）
1.2.2.4(1)

監視及び制御原子炉水位の監視又は推定
原子炉を冷却するため原子炉圧力容器内の水位が維持されていることを
原子炉水位により監視する。また，この計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15

事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
(2)

常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時において，現場での人力操作により起動した常設高圧代替注水系ポンプの作動状況を中央制御室
にて確認する手順を整備する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時において，現場での人力操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動した場合。

(b)

操作手順
常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認に関する手順は，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」にて
整備する。

(c)

操作の成立性

1.2－30常設高圧代替注水系ポンプの作動状況確認に関する操作の成立性については，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」にて整理する。
(3)

原子炉水位の制御
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時において，現場での人力操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉へ注水をしている
場合に，常設高圧代替注水系ポンプを起動・停止することで原子炉圧力容
器内の水位を制御する手順を整備する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時において，現場での人力操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉へ注水をしている場合に，原子炉圧力容器内の水位の制御が必要な場合。

(b)

操作手順
常設高圧代替注水系ポンプによる原子炉水位の制御に関する手順については，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」にて整備する。

(c)

操作の成立性常設高圧代替注水系ポンプによる原子炉水位の制御に関する操作の成立性については，「1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代
替注水系起動」にて整理する。

1.2.2.5(1)

重大事故等の進展抑制時の対応手順

重大事故等の進展抑制
ａ．ほう酸水注入系による原子炉注水
高圧炉心スプレイ系の機能喪失又は全交流動力電源喪失時において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位
1.2－31

を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合には，ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉へのほう酸水注入を実施する。
さらに，ほう酸水貯蔵タンクに純水系から補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉への注水を継続する。
(a)

手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態の場合で，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，高圧代替注水系及び制御棒駆動水圧系により，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合。

(b)

操作手順
ほう酸水注入系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2－10図に，タイムチャートを第1.2－11図に示す。
【ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉へのほう酸水注入】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にほう酸水注入系による原子炉へのほう酸水注入の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入系による原子炉へのほう酸水注入に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等にほう酸水注入系による原子炉へのほう酸水注入の開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう
酸水注入ポンプ（Ｂ）の起動操作（ほう酸水注入系起動用キー・スイッチを「ＳＹＳＡ」位置（Ｂ系を起動する場合は，「ＳＹ
1.2－32

ＳＢ」位置）にする。）を実施することにより，ほう酸水貯蔵

タンク出口弁及びほう酸水注入系爆破弁が開となり，ほう酸水注
入ポンプが起動し，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力が原子炉圧力容
器内の圧力以上であることを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉へのほう酸水注入が開始されたことをほう酸水貯蔵タンク液位の低下により確認し，発電長に報告する。
【ほう酸水貯蔵タンクを使用した原子炉への継続注水】⑥発電長は，運転員等にほう酸水注入系による原子炉への継続注水の開始を指示する。
⑦運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，ほう酸水貯蔵タンク純水補
給ライン元弁及びほう酸水貯蔵タンク純水補給水弁を開とし，ほう酸水注入系による原子炉への注水を継続し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記のほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉へのほう酸水注入
は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，作業開始を判断してからほう酸水注入系による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
さらに，ほう酸水貯蔵タンクに純水系から補給し，ほう酸水貯蔵タ
ンクを使用した原子炉への継続注水を行う場合は，現場対応を運転員
等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから原子炉への継続注水完了まで60分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明
1.2－33

及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.2.4）
ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉注水
原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系により
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合で，非常用交流電源設備により電源及び冷却水を確保し，復水貯蔵タンクを水源とした制御棒駆動水圧系による原子炉への注水を
実施する。
(a)

手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系により，原子炉圧力容器
内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合
において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
制御棒駆動水圧系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2－12図に，タイムチャートを第1.2－13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に制御棒駆動
水圧系による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水圧系による原子炉注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に制御棒駆動水ポンプの起動を指示する。

1.2－34

④運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水ポンプを起動し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に制御棒駆動水圧系による原子炉注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水圧系流量調整弁及び制御棒駆動水圧系駆動水圧力調整弁を開にする。
⑦運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水圧系による原子炉注水が開始されたことを制御棒駆動水圧系系統流量の流量上昇により確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから制御棒駆動水圧系による原子炉注水開始まで3分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.2－14図に示す。
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態において，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合は，原子炉
圧力容器内への注水量が多い制御棒駆動水圧系により原子炉へ注水する。
ただし，制御棒駆動水圧系による原子炉注水は，制御棒駆動水圧系が使用できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉へ注水する。制御棒駆動水圧系及びほう酸水注入系では原子炉を冷却するには十分な注水量を確保できないが，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力
1.2－35

バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，重大事故等の進展抑制として使用する。
なお，ほう酸水注入系による原子炉への継続注水を行う場合は，ほう酸
水貯蔵タンクに純水系から補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉への注水を継続する。
1.2.2.6

その他の手順項目について考慮する手順

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水手順については，「1.4原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順
等」にて整備する。
サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順について
は，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系，制御棒駆動水ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車及び非常用交流電源設備への燃料給油手順については，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15

事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.2－36

事故

第1.2－1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（1／11）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉注水）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）
配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器所内常設直流電源設備 ※２・125V系蓄電池 Ａ系

重大事故等 対処設 備

主要設備

原子炉隔離 時冷却 系による 原子 炉注水

設計基準事 故対処 設備

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－37

対応手段，対応設備，手順書一覧（2／11）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉注水）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

高圧炉心スプレイ系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※２・高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機
・高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機用海水ポンプ
燃料給油設備 ※２・軽油貯蔵タンク・高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機 燃料移送ポンプ

重大 事故等 対処設 備

主要設備

高圧炉心ス プレイ 系による 原子 炉注水

設計基準事 故対処 設備

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－38

対応手段，対応設備，手順書一覧（3／11）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

常設高圧代替注水系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

重大事故等対処設備

関連設備

サプレッション・プール
高圧代替注水系（蒸気系）配管・
弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
高圧代替注水系（注水系）配管・
弁
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ス
トレーナ
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※２・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※２・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備※２
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備※２・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備※２
・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移
送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

高圧炉心スプレイ系ポンプ

中央制御室からの高圧代替注水系起動

フロントライン系故障

原子炉隔離時冷却系ポンプ整備する手順書※１

対応設備

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－39

対応手段，対応設備，手順書一覧（4／11）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

常設高圧代替注水系ポンプ
高圧代替注水系タービン止め弁
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）
配管・弁
高圧代替注水系（注水系）配管・弁
高圧炉心スプレイ系配管・弁・
ストレーナ
原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備 ※２
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※２・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※２・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

所内常設直流電源設備（常設直流電源系統）

中央制 御室 からの 高圧代替 注水 系起動

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力
電源）

整備する手順書 ※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－40対応手段，対応設備，手順書一覧（5／11）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

常設高圧代替注水系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）
配管・弁
高圧代替注水系（注水系）配管・弁
高圧炉心スプレイ系配管・弁・
ストレーナ
原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁
原子炉圧力容器重大事故等 対処設 備

主要設備

所内常設直流電源設備（常設直流電源系統）

現場で の人 力操 作 に よる 高 圧代 替 注水 系起 動

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力
電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－41

対応手段，対応設備，手順書一覧（6／11）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）
配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※２・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※２・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※２・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

代替交流電源設備 による原 子炉 隔離時冷却 系への 給電

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力
電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－42

対応手段，対応設備，手順書一覧（7／11）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）
配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備 ※２
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※２・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※２・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

代替直流電 源設備 による原 子炉 隔離時冷却 系への 給電

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力
電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－43

対応手段，対応設備，手順書一覧（8／11）（監視及び制御）分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力常設高圧代替注水系ポンプ入口
圧力高圧代替注水系タービン入口圧
力
高圧代替注水系タービン排気圧力

重大事故等 対処設 備

関連設備

※３

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
高圧代替注水系系統流量
サプレッション・プール水位
可搬型計測器

重大事故等 対処設 備

主要設備

監視及び制 御監視及び制 御－整備する手順書 ※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－44

対応手段，対処設備，手順書一覧（9／11）（重大事故等の進展抑制）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

ほう酸水注入ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

重大事故等 対処設 備

関連設備

ほう酸水貯蔵タンク
ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※２・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※２・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※２・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

ほ う 酸 水 注 入 系に よ る 原 子 炉 注 水 （ ほ う 酸 水 注 入 ）重大 事故等 の進展 抑制

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－45

対応手段，対処設備，手順書一覧（10／11）（重大事故等の進展抑制）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

ほう酸水注入ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

自主対策設 備純水系

重大事故等 対処設 備

関連設備

ほう酸水貯蔵タンク
ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※２・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※２・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※２・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備
ほう 酸水 注 入系に よる 原子 炉注 水（継続 注 水）

重大 事故等 の進展 抑制－

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－46

対応手段，対処設備，手順書一覧（11／11）（重大事故等の進展抑制）
分類

対応
手段

逃がし安全弁（安全弁機能） ※４

主要設備
関連設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

自主対策設 備

復水貯蔵タンク
制御棒駆動水圧系配管・弁補給水系配管・弁重大事故等 対処設 備

制御棒駆動 水圧系による原 子炉 注水

重大 事故等 の進展 抑制

原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※２・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発
電機用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発
電機用海水ポンプ
燃料給油設備 ※２・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発
電機 燃料移送ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル発
電機 燃料移送ポンプ

自主対策設 備

制御棒駆動水ポンプ－

整備する手順書 ※１

対応設備

重大事故等 対処設 備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2－47

第1.2－2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.2.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(1)

監視パラメータ（計器）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内への注水量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉隔離時冷却系による原子炉注
水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2－48

監視計器一覧（2／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.2.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基 準

(2)

監視パラメータ（計器）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内への注水量

高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

高圧炉心スプレイ系による原子炉注
水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2－49

監視計器一覧（3／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 高圧代替注水系による原子炉注水

判断基 準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2－50

監視計器一覧（4／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水

判断基準

ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※２
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2－51

監視計器一覧（5／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水

判断基準

ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系
起動

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１（可搬型計測器）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
高圧代替注水系系統流量 ※１（可搬型計測器）

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１（可搬型計測器）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量 ※１（可搬型計測器）

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力高圧代替注水系タービン入口圧力高圧代替注水系タービン排気圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2－52

監視計器一覧（6／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.2.2.4

監視及び制御

「1.15

判断基準

(2)

事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

操作

原子炉水位の監視
又は推定

判断基準

(1)

常設高圧代替注水系ポンプの作動状
況確認

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１（可搬型計測器）「1.2.2.3（1）ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」に整備する。

電源275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１（可搬型計測器）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量 ※１（可搬型計測器）

判断基準

(3)

監視パラメータ（計器）

原子炉水位の制御

操作「1.2.2.3（1）ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」に整備する。

※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2－53

監視計器一覧（7／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.5 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
高圧代替注水系系統流量 ※１

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

補機監視機能純水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力 ※２

ａ．ほう酸水注入系による原子炉注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2－54

監視計器一覧（8／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.5 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制
原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
高圧代替注水系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

制御棒駆動水圧系系統流量

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能制御棒駆動系冷却水ライン流量

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2－55

第1.2－3表
対象条文

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

原子炉隔離時冷却系（注水系）【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

給電元
給電母線

供給対象設備

高圧代替注水系（蒸気系）

高圧代替注水系（注水系）

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤
直流125V主母線盤 ２Ａ

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤

1.2－56

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応：フロントライン系①

高圧代替注水系による原子炉注水（中央制御室からの高圧代替注水系起動）・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）②

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失
時の原子炉注水（中央制御室からの高圧代替注水系起動）・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）③

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失
時の原子炉注水（現場での人力操作による高圧代替注水系起動）・常設高圧代替注水系ポンプ
・高圧代替注水系タービン止め弁・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）：サポート系

原子 炉内 高 圧時 の冷 却機 能 喪失①②

原子 炉隔 離 時冷 却系
機能 喪失

③

高圧 炉心 ス プレ イ系
機能 喪失

※1

ポン プ周 り故障

配管 ・弁 故 障弁故 障

駆動 源喪 失（直 流電 源 ）

起動 失敗

④ 復旧
（代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電）
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）

※2
復水 貯蔵
タン ク
主蒸 気配 管 ・弁
故障

＜蒸 気配 管 範囲 ＞
主蒸 気配 管 ～原 子炉 隔離
時冷 却系 蒸 気供 給弁 まで

原子炉隔 離 時冷 却系
周り＜蒸気配 管 範囲 ＞
原子炉隔 離 時冷 却系 蒸気供給弁～ 原 子炉 隔離 時冷
却系ター ビ ンま で

手動

注水 配管 ・ 弁
故障
スト レー ナ
詰ま り

共通 配管 ・ 弁

自動起動
信号故障

共通 配管 ・ 弁
＜淡 水配 管 範囲 ＞
・サ プレ ッ ショ ン・ プー ル
出口 ～原 子 炉隔 離時 冷却系ポ ンプ 入 口弁 まで
・原 子炉 隔 離時 冷却 系ポ ン
プ出 口弁 ～ 原子 炉圧 力容
器ま で

サプ レッ シ ョン ・
プー ル

⑤ 復旧
（代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電）
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）

原子 炉隔 離 時冷 却系
周り
高圧 炉心 ス プレ イ系
機能 喪失＜淡 水配 管 範囲 ＞
原子 炉隔 離 時冷 却系 ポン プ
入口 弁～ 原 子炉 隔離 時冷 却
系ポ ンプ 出 口弁 まで※1

ポン プ周 り
故障

配管 破損

弁故 障

復水 貯蔵
タン ク

スト レー ナ
詰ま り

第 1.2－1 図

サプ レッ シ ョン ・プー ル

機能喪失原因対策分析（1／2）
1.2－57

起動 失敗

自動 起動
信号 故障

手動

駆動 源喪 失

海水 系
機能 喪失

電源 喪失
（直 流電 源 ）（交 流電 源 ）

※3

※2

※5

（凡例）

（略語）

：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応

Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ：フロントライン系：サポート系①

高圧代替注水系による原子炉注水（中央制御室からの高圧代替注水系起動）・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）②

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失
時の原子炉注水（中央制御室からの高圧代替注水系起動）・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）③

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失
時の原子炉注水（現場での人力操作による高圧代替注水系起動）・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）

電源 喪失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※2

※4
④

配電 盤
機能 喪失

⑤

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

蓄電 池
機能 喪失

交流電源 喪 失

充電 器故 障外部 電源 系
故障

非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機等 故 障

④ 復旧
（代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電）
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）※4駆動 源喪 失(交流 電 源)海水 系機 能 喪失

⑤ 復旧
（代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電）
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）

※5
※3

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失
ポン プ周 り
故障

弁故 障

配管破損

スト レー ナ
詰ま り

起動 失敗

自動 起動
信号 故障

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)※5

※2

注 1： 高圧 炉心 ス プレイ系 に つい ては ，④ 及び ⑤の 対 応手 段
は対 象外 で ある 。

外部 電源 系
故障

手動

第 1.2－1 図

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

機能喪失原因対策分析（2／2）

1.2－58

高圧 炉心 ス プレ イ系
ディ ーゼ ル 発電 機故 障

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

HO

油圧駆動

弁

逆止弁
操作手順
②

※１

弁名称

② ※２

原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁② ※３

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁

記載例

逃がし安全弁

原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁

設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2－2 図

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

1.2－59概要図

第 1.2－3 図

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

1.2－60

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

HO

油圧駆動

弁

逆止弁

逃がし安全弁
操作手順

弁名称

②，⑤

高圧炉心スプレイ系原子炉注入弁

記載例

設計基準対象施設から追加した箇所○ ：操作手順番号を示す。

第 1.2－4 図

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水

1.2－61

概要図

第 1.2－5 図

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水

1.2－62

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

HO

油圧駆動

弁
操作手順

弁名称

⑤

原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁⑥ ※１

高圧代替注水系注入弁※２

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁⑨

高圧代替注水系タービン止め弁

⑥
記載例

逆止弁

逃がし安全弁
設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2－6 図

中央制御室からの高圧代替注水系起動1.2－63

概要図

第 1.2－7 図

中央制御室からの高圧代替注水系起動1.2－64

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

HO

油圧駆動

弁

逆止弁

操作手順

弁名称

③

原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁※１

高圧代替注水系注入弁

⑥

⑥ ※２

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁⑨

高圧代替注水系タービン止め弁

記載例

逃がし安全弁
設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2－8 図

現場での人力操作による高圧代替注水系起動1.2－65

概要図

第 1.2－9 図

現場での人力操作による高圧代替注水系起動1.2－66

タイムチャート1.2－67④※４※２

ほう酸水注入系爆破弁

ほう酸水貯蔵タンク出口弁

弁名称

⑦

，⑦

⑦
※２

※１
※３

操作手順

ほう酸水貯蔵タンク純水補給水弁

ほう酸水貯蔵タンク純水補給ライン元弁

弁名称

第 1.2－10 図

ほう酸水注入系による原子炉注水○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

，④

※３

④

記載例

，④

※１

操作手順

概要図

空気駆動

AO

設計基準対象施設から追加した箇所

逃がし安全弁

安全弁

爆破弁

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

※1：ほう酸水注入系Ａ系による原子炉注水を示す。また，ほう酸水注入系Ｂ系による原子炉注水については，注
水開始まで 2 分以内と想定する。

第 1.2－11 図

ほう酸水注入系による原子炉注水

1.2－68

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

操作手順
⑥ ※１
⑥
記載例

※２

逃がし安全弁

弁名称
制御棒駆動水圧系流量調整弁

フィルタ

制御棒駆動水圧系駆動水圧力調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.2－12 図

制御棒駆動水圧系による原子炉注水

1.2－69概要図

※1：制御棒駆動水圧系Ａ系による原子炉注水を示す。また，制御棒駆動水圧系Ｂ系による原子炉注水については，注
水開始まで 3 分以内と想定する。

第 1.2－13 図

制御棒駆動水圧系による原子炉注水

1.2－70

タイムチャート(1)フロントライン系故障時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態：操作・確認：判断
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系機能喪失：重大事故等対処設備

原子炉圧力容器内の水位を
原子炉水位低（レベル３）
設定点以上維持不可

中央制御室からの高圧代替注水系起動

原子炉の冷却第 1.2－14 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／4）

1.2－71

(2)サポート系故障時の対応手段の選択（1／2）（凡例）：プラント状態：操作・確認：判断
全交流動力電源喪失

常設直流電源系統喪失：重大事故等対処設備

No

Yes

直流電源の
確保

No

所内常設直流電源設備の蓄電池による原子炉隔離時
冷却系への給電

Yes

中央制御室からの高圧代替注水系起動

現場での人力操作による高圧代替注水系起動

原子炉の冷却第 1.2－14 図

復旧①（2／3）へ

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／4）

1.2－72

1.2－73(2)

原子炉の冷却NoYes

可搬型代替交流電源
設備使用可能No

代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電（常設代替直流電源設備）

Yes

常設代替直流電源
設備使用可能No

代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電（可搬型代替直流電源設備）：重大事故等対処設備：判断：操作・確認：プラント状態（凡例）

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／4）

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電（可搬型代替交流電源設備）

第 1.2－14 図

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電（常設代替交流電源設備）

Yes

常設代替交流電源
設備使用可能復旧①（1／3）からサポート系故障時の対応手段の選択（2／2）

(3)重大事故等の進展抑制時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態：操作・確認

原子炉隔離時冷却系，
高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系機能喪失：判断：重大事故等対処設備

原子炉圧力容器内の水位を
原子炉水位低（レベル３）
設定点以上維持不可

非常用交流電源
設備使用可能No

Yes

常設代替交流電源設備使用可能

Yes

制御棒駆動水圧系
による原子炉注水

制御棒駆動
水圧系による
原子炉注水
成功

No

可搬型代替交流電源設備
による電源供給No

Yes
ほう酸水注入系
による原子炉注水

重大事故等の進展抑制

第 1.2－14 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（4／4）

1.2－74

添付資料 1.2.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／11）
技術 的能 力 審査 基準（ 1.2）

番号

設置 許可 基 準規 則 （第 45 条）

技術基準 規 則（ 第 60 条）

番号

①

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設 には 、原 子 炉冷 却 材圧 力バ
ウン ダリ が 高圧 の 状態 であ っ て、 設 計基 準事
故対 処設 備 が有 す る発 電用 原 子炉 の 冷却 機能が喪 失し た 場合 に おい ても 炉 心の 著 しい 損傷を防 止す る ため 、 発電 用原 子 炉を 冷 却す るた
めに 必要 な 設備 を 設け なけ れ ばな ら ない 。

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設には 、原 子 炉冷 却 材圧 力バ
ウン ダリ が 高圧 の状態 であ っ て、 設 計基 準事
故対 処設 備 が有 する発 電用 原 子炉 の 冷却 機能が喪 失し た 場合 におい ても 炉 心の 著 しい 損傷を防 止す る ため 、発電 用原 子 炉を 冷 却す るた
めに 必要 な 設備 を施設 しな け れば な らな い。

⑨

－

【解 釈】
１ 第４ ５条 に 規定 す る「 発電 用 原子 炉 を 冷却す るた め に必 要 な設 備」 と は、 以 下に掲げ る措 置 又は こ れら と同 等 以上 の 効果
を有 する 措 置を 行 うた めの 設 備を い う。

【解 釈】
１ 第６ ０条 に 規定 す る「 発電 用 原子 炉 を 冷却す るた めに必 要 な設 備」 と は、 以 下に掲げ る措 置又は こ れら と同 等 以上 の 効果
を有 する 措置を 行 うた めの 設 備を い う。

－②

（１ ）全 交 流動 力 電源 喪失 ・ 常設 直 流電 源系
統喪 失を 想 定し 、 原子 炉隔 離 時冷 却 系(RCIC)若 し くは 非 常用 復水 器 （BWR の場合） 又は タ ービ ン 動補 助給 水 ポン プ （PWRの場 合） （ 以下 「RCIC 等 」と い う。 ） に
より 発電 用 原子 炉 を冷 却す る ため 、 以下に掲 げる 措 置又 は これ らと 同 等以 上 の効
果を 有す る 措置 を 行う ため の 設備 を 整備する こと 。

（１ ）全 交 流動 力電源 喪失 ・ 常設 直 流電 源系
統喪 失を 想定し 、 原子 炉隔 離 時冷 却 系(RCIC)若 しくは 非 常用 復水 器 （BWR の場合） 又は タービ ン 動補 助給 水 ポン プ （PWRの場 合） （以下 「RCIC 等 」と い う。 ） に
より 発電 用原子 炉 を冷 却す る ため 、 以下に掲 げる 措置又 は これ らと 同 等以 上 の効
果を 有す る措置 を 行う ため の 設備 を 整備する こと 。

⑩－

ａ） 可搬 型 重大 事 故防 止設 備ⅰ） 現場 で の可 搬 型重 大事 故 防止 設 備（ 可搬型バ ッテ リ 又は 窒 素ボ ンベ 等 ）を 用 いた
弁の 操作 に より 、RCIC 等 の起 動 及び 十 分
な期 間※ の 運転 継 続を 行う 可 搬型 重 大事
故防 止設 備 等を 整 備す るこ と 。た だ し、
下記 （１ ） ｂ） ⅰ ）の 人力 に よる 措 置が
容易 に行 え る場 合 を除 く。

ａ） 可搬 型 重大 事故防 止設 備ⅰ） 現場 で の可 搬型重 大事 故 防止 設 備（ 可搬型バ ッテ リ又は 窒 素ボ ンベ 等 ）を 用 いた
弁の 操作 により 、RCIC 等 の起 動 及び 十 分
な期 間※ の運転 継 続を 行う 可 搬型 重 大事
故防 止設 備等を 整 備す るこ と 。た だ し、
下記 （１ ）ｂ） ⅰ ）の 人力 に よる 措 置が
容易 に行 える場 合 を除 く。

－ｂ） 現場 操 作ⅰ） 現場 で の人 力 による弁 の 操作 に より 、
RCIC等の 起 動及 び十分 な期 間 ※の 運 転継
続を 行う 手 順等 （手順 及び 装 備等 ） を整
備す るこ と 。
※： 原子 炉 冷却 材 圧力バウ ン ダリ の 減圧 対策及 び原 子 炉冷 却材圧 力バ ウ ンダ リ 低圧時 の冷 却 対策 の準備 が整 う まで の 期間の こと 。

③

ｂ） 現場 操 作ⅰ） 現場 で の人 力 によ る弁 の 操作 に より 、
RCIC 等 の起 動 及び 十 分な 期間 ※ の運 転
継続 を行 う ため に 必要 な設 備 を整 備 すること 。
※： 原子 炉 冷却 材 圧力 バウ ン ダリ の 減圧 対策及 び原 子 炉冷 却 材圧 力バ ウ ンダ リ 低圧時 の冷 却 対策 の 準備 が整 う まで の 期間の こと 。

ｂ） 現場 操 作ⅰ） 現場 で の人 力によ る弁 の 操作 に より 、
RCIC 等 の起 動 及び 十 分な 期間 ※ の運 転
継続 を行 うため に 必要 な設 備 を整 備 すること 。
※： 原子 炉 冷却 材圧力 バウ ン ダリ の 減圧 対策及 び原 子炉冷 却 材圧 力バ ウ ンダ リ 低圧時 の冷 却対策 の 準備 が整 う まで の 期間の こと 。

ｃ） 監視 及 び制 御ⅰ） 原子 炉 水位 （BWR 及び PWR） 及び 蒸 気 発
生器 水位 （PWR の場合 ）を 推 定す る 手順
等（ 手順 、 計測 機器及 び装 備 等） を 整備する こと 。

④

ⅱ） RCIC 等 の 安全 上 重要 な設 備 の作 動 状 況を確 認す る 手順 等（手 順、 計 測機 器 及び装備 等） を 整備 するこ と。

⑤

ⅲ） 原子 炉 水位 又 は蒸気発 生 器水 位 を制 御す
る手 順等 （ 手順 及び装 備等 ） を整 備 すること 。

⑥

（２ ）復 旧ａ） 原子 炉 冷却 材 圧力バウ ン ダリ が 高圧 の状
態に おい て 、注 水（循 環を 含 む。 ） する こと及 び原 子 炉を 冷却で きる 設 備に 電 源を 接
続す るこ と によ り、起 動及 び 十分 な 期間 の運転 継続 が でき ること 。（ BWR の 場 合）⑦ｂ） 電動 補 助給 水 ポンプに 代 替交 流 電源 を接続す るこ と によ り、起 動及 び 十分 な 期間 の運転 継続 が でき ること 。（ PWR の 場 合）－（３ ）重 大 事故 等 の進展抑 制ａ） 重大 事 故等 の 進展を抑 制 する た め、 ほう
酸水 注入 系 （SLCS）又 は制 御 棒駆 動 機構
（CRD） 等か ら 注水 す る手 順等 を 整備 す る
こと 。（ BWR の 場合）

⑧

【本 文】
発電 用原 子 炉設 置 者におい て 、原 子 炉冷 却
材圧 力バ ウ ンダ リ が高圧の 状 態で あ って 、
設計 基準 事 故対 処 設備が有 す る発 電 用原 子
炉の 冷却 機 能が 喪 失した場 合 にお い ても 炉
心の 著し い 損傷 を 防止する た め、 発 電用 原
子炉 を冷 却 する た めに必要 な 手順 等 が適 切に整 備さ れ てい る か、又は 整 備さ れ る方 針が適 切に 示 され て いること 。

【解 釈】
１ 「発 電用 原 子炉 を 冷却 する た めに 必 要 な
手順 等」 と は、 以下に 掲げ る 措置 又 はこ
れら と同 等 以上 の効果 を有 す る措 置 を行
うた めの 手 順等 をいう 。
（１ ）全 交 流動 力 電源喪失 ・ 常設 直 流電 源系
統喪 失を 想 定し 、原子 炉隔 離 時冷 却 系（RCIC） 若 しく は非常 用復 水 器（ BWR の場合 )又 はタ ー ビン 動 補助 給水 ポ ンプ (PWRの場 合） （ 以下 「RCIC 等 」と い う。 ） に
より 発電 用 原子 炉を冷 却す る ため 、 以下に掲 げる 措 置又 はこれ らと 同 等以 上 の効
果を 有す る 措置 を行う ため の 手順 等 を整備す るこ と 。
ａ） 可搬 型 重大 事 故防止設 備ⅰ） 現場 で の可 搬 型重大事 故 防止 設 備（ 可搬型バ ッテ リ 又は 窒素ボ ンベ 等 ）を 用 いた
弁の 操作 に より 、RCIC等の 起 動及 び 十分
な期 間※ の 運転 継続を 行う 手 順等 （ 手順
及び 装備 等 ）を 整備す るこ と 。た だ し、
下記 （１ ） ｂ） ⅰ）の 人力 に よる 措 置が
容易 に行 え る場 合を除 く。

⑪

1.2－75

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／11）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁・ スト レ ーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

所内 常設 直流電 源設 備

既設

高圧 炉心 スプレ イ系 ポ ンプ

既設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ ・ス パ ージ ャ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

非常 用交 流電源 設備

既設

燃料 給油 設備既設①⑨

高圧炉心 スプレイ系による 原子炉 注水

既設

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

－

－

－

①⑨

原子 炉隔 離時冷却系 に よる 原子炉 注水

原子 炉隔 離時冷 却系 ポ ンプ

自主 対策 設 備

1.2－76

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／11）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

高圧 代替 注水系 （蒸 気 系） 配
管・ 弁

新設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

高圧 代替 注水系 （注 水 系） 配
管・ 弁

新設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

解釈
対応 番号

①⑨

中央 制御 室 から の高圧 代替 注 水系 起動 （フロ ントラ イン 系故 障時）

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ

自主 対策 設 備

1.2－77

備考

手段

機器 名称

－

－

－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／11）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

高圧 代替 注水系 （蒸 気 系） 配
管・ 弁

新設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

高圧 代替 注水系 （注 水 系） 配
管・ 弁

新設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

解釈
対応 番号

①②⑨⑩

中央 制御 室 から の高圧 代替 注 水系 起動 （ サポ ート 系故障時）

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ

自主 対策 設 備

1.2－78

備考

手段

機器 名称

－

－

－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／11）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

高圧 代替 注水系 （蒸 気 系） 配
管・ 弁

新設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

高圧 代替 注水系 （注 水 系） 配
管・ 弁

新設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁既設

原子 炉圧 力容器

既設

解釈
対応 番号

①②③⑨⑩⑪

現場での 人 力操作に よ る高圧 代替 注水 系 起動 （サポ ート 系故 障時）

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ

自主 対策 設 備

1.2－79

備考

手段

機器 名称

－

－

－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／11）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

原子 炉隔 離時冷 却系 ポ ンプ

既設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁・ スト レ ーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設－

1.2－80

機器 名称

－

－

既設

－

手段

－

代替 直流 電 源設 備に よ る原子 炉隔 離時 冷却系 への 給 電

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁・ スト レ ーナ

備考

①⑦⑨

既設

解釈
対応 番号

①⑦⑨

代替 交流電 源設 備に よ る原子 炉隔 離時 冷却系 への 給 電

原子 炉隔 離時冷 却系 ポ ンプ

自主 対策 設 備－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／11）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

既設

原子 炉水 位（燃 料域 ）既設

原子 炉水 位（Ｓ Ａ広 帯 域）新設

原子 炉水 位（Ｓ Ａ燃 料 域）

新設

原子 炉圧 力既設

原子 炉圧 力（Ｓ Ａ）

新設

高圧 代替 注水系 系統 流 量新設

サプ レッ ション ・プ ー ル水 位

既設

可搬 型計 測器新設

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ 吐
出圧 力

新設

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ 入
口圧 力

新設

高圧 代替 注水系 ター ビ ン入 口
圧力新設

高圧 代替 注水系 ター ビ ン排 気
圧力

新設

解釈
対応 番号

①④⑤⑥⑨

監視及び制御原子 炉水 位（広 帯域 ）自主 対策 設 備

1.2－81

備考

－

手段

機器 名称

－

－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／11）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

ほう 酸水 注入ポ ンプ

既設

ほう 酸水 注入ポ ンプ

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）既設

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）ほう 酸水 貯蔵タ ンク

既設

ほう 酸水 注入系 配管 ・ 弁

既設

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

－

－

備考

－

手段

ほう 酸水 注入系 によ る 原子 炉 注水 （継 続 注水）

原子 炉圧 力容器

解釈
対応 番号

①⑧⑨

ほう 酸水 注 入系 によ る 原子 炉 注（ ほう 酸 水注 入）－

自主 対策 設 備

機器 名称

ほう 酸水 貯蔵タ ンク

ほう 酸水 注入系 配管 ・ 弁

原子 炉圧 力容器

常設 代替 交流電 源設 備

可搬 型代 替交流 電源 設 備

燃料 給油 設備

－

－

純水 系

逃が し安 全弁（ 安全 弁 機能 ）制御 棒駆 動水ポ ンプ

－

－

－

－

制御 棒駆 動 水圧 系に よ る原子 炉注 水－

原子 炉圧 力容器

非常 用交 流電源 設備

燃料 給油 設備

復水 貯蔵 タンク制御 棒駆 動水圧 系配 管 ・弁

補給 水系 配管・ 弁

1.2－82

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（9／11）
技術的能力審査基準（1.2）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原
子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設
備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等
が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，設計基準事
故対処設備である原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ
系ポンプが有する原子炉の冷却機能が喪失した場合においても，炉心の著しい損傷を防止する手段として，常設高圧代替注水系ポンプ
による原子炉を冷却するために必要な手順等を整備する。また，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に必要な手段として，設計基準対象施設である逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉冷却材圧力バ
ウンダリの高圧の状態を維持するために必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統喪失を想定し、原子炉隔離時冷却系（RCIC）若しくは非常用復水器（BWRの場合）又はタービン動補助給水ポンプ（PWRの場合）（以下「RCIC 等」という。）により発電用原子炉を冷却するため、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等を整備すること。

－

設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ポンプが全交流動力電源喪失及び常設直流
電源系統喪失により使用できな
い場合には，原子炉隔離時冷却系と同等以上の効果を有する手段として，常設高圧代替注水系
ポンプによる原子炉を冷却するために必要な手順等を整備する。なお，常設高圧代替注水系
ポンプを選定した理由について，別紙－1に示す。

1.2－83

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（10／11）
技術的能力審査基準（1.2）

適合方針ａ）可搬型重大事故防止設備
ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設
備（可搬型バッテリ又は窒素ボンベ等）を用いた弁の操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）
ⅰ）の人力による措置が容易に行える場合を除く。
ｂ）現場操作ⅰ）現場での人力による弁の操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。
※：原子炉冷却材圧力バウンダ
リの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。
ｃ）監視及び制御ⅰ）原子炉水位（BWR及びPWR）及び蒸気発生器水位（PWRの場合）を推定する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。

（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が操作性を考慮した弁の配置とすることにより，容易に行えることから，（１）ａ）ⅰ）可搬型重大事故防止設備に対する措置は対象外。

ⅱ）RCIC 等の安全上重要な設備の作動状況を確認する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。

ⅲ）原子炉水位又は蒸気発生器水位を制御する手順等（手順及び装備等）を整備すること。

現場での人力による弁の操作により，常設高圧代替注水系ポンプを起動及び十分な期間※の運転継続を行うために必要な手順等（手順及び装備等）を整備する。
※：原子炉冷却材圧力バウンダ
リの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時に中央制御室にて原子炉水位を監視又は推定するために必要な手順等を整備する。
なお，原子炉水位を推定するために必要な手順については「1.15
事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時に中央制御室にて原子炉へ注水する常設高圧代替
注水系ポンプの作動状況を確認するために必要な手順等を整備する。
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時に原子炉水位を制御するために必要な手順等（手順及び装備等）を整備する。

1.2－84

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（11／11）
技術的能力審査基準（1.2）

適合方針

（２）復旧
ａ）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、注水（循環を含む。）すること及び原子炉を冷却できる設備に電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（BWRの場合）

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，代替直流電源（常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池及び可搬型代替直流電源として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器）及び代替交流電源（常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車）により，原子炉隔離時冷却系の起動及び十分な期間の運転継続に必要な直流電源を給電するための手順等を整備する。
なお，電源の供給に関する手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

ｂ）電動補助給水ポンプに代替交流電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（PWRの場合）（３）重大事故等の進展抑制
ａ）重大事故等の進展を抑制するため、ほう酸水注入系（SLCS）又は制御棒駆動機構（CRD）等から注水する手順等を整備すること。（BWRの場合）

対象外

重大事故等の進展を抑制する手段として，ほう酸水注入ポンプによる原子炉注水に必要な手順等を整備する。

1.2－85

別紙－1
高圧代替注水系の現場での人力操作に係る措置の基準への適合性について

1．高圧代替注水系について
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，設計基準事故対処設
備が有する機能が喪失した場合においても，炉心の著しい損傷を防止するため，高圧代替注水系は，原子炉隔離時冷却系と同等の注水能力を有するとともに，十分な期間の運転を継続し，原子炉圧力容器内の水位を維持できる設計としている。また，原子炉隔離時冷却系ポンプは，運転に際しタービング
ランドシール等からの漏えい蒸気凝縮に使用する補機類（バロメトリックコ
ンデンサ，真空ポンプ及び復水ポンプ）を必要とする設計であるが，高圧代替注水系である常設高圧代替注水系ポンプは，漏えい蒸気凝縮に使用する補機類を不要とする設計である。
このため，高圧代替注水系は原子炉隔離時冷却系と同等の効果を有する設備である。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，原子炉を減圧し低圧代替注水系（可搬型）である可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプを使用した原子炉へ注水する手段も整備している。
2．操作の容易性
原子炉隔離時冷却系の現場操作による起動は，原子炉隔離時冷却系原子炉
注入弁，原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁，原子炉隔離時冷却系潤滑油クーラ冷却水供給弁，原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁及び原子炉隔離時冷却系ト
リップ・スロットル弁を現場で開操作することで起動することができる。
一方，高圧代替注水系は，高圧代替注水系注入弁，原子炉隔離時冷却系原

1.2－86

子炉注入弁及び高圧代替注水系タービン止め弁を現場で開操作することで起動することができる。高圧代替注水系は，原子炉隔離時冷却系に比べ，現場での操作弁数が少ないことから，より容易に起動操作ができる設計である。
また，高圧代替注水系は原子炉隔離時冷却系のようなタービン回転速度制
御ではなく，起動・停止により原子炉への注水量を制御する運転方法である
ことから，容易に原子炉水位を制御することが可能な設計である。

3．現場環境による影響
現場での人力操作で原子炉隔離時冷却系を起動及び注水継続することが必要となる状況では，直流電源が喪失していることが想定される。この場合，タービングランドシール等からの漏えい蒸気凝縮に使用する補機類が使用できないため，原子炉隔離時冷却系ポンプ室内に漏えいした蒸気の一部は凝縮し，その凝縮水はポンプ室に蓄積される。このため，操作場所である原子炉
隔離時冷却系ポンプ室内は，高温・高圧蒸気及び凝縮水による浸水環境となり，現場操作が困難な環境となることが考えられる。
一方，常設代替高圧注水系ポンプは，1．に記載したとおり，タービング
ランドシール等からの蒸気漏えいがない設計である。したがって，現場での高圧代替注水系の操作場所は，容易に操作が可能な環境であると考えられる。

4．運転継続性
直流電源が喪失している状況で原子炉隔離時冷却系の注水を継続する場合には，漏えい蒸気の凝縮水が原子炉隔離時冷却系ポンプ室内に蓄積されることから，ポンプ運転継続のために，排水処理の実施が必要になるものと考え

1.2－87

られる。この排水処理作業は，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却するための手段の準備が整うまでの期間以上の時間を要するものであり，現場での人力操作による原子炉隔離時冷却系の十分な期間の運転を満足するものではない。
一方，高圧代替注水系は，蒸気漏えいのない設計とし，現場での人力操作
による高圧代替注水系の起動・停止が容易に行え，注水制御を容易に行える設計とすることから，十分な期間の運転継続が可能である。

5．原子炉隔離時冷却系の適合性
上記 1．から 4．で示すとおり，原子炉隔離時冷却系ポンプは，運転に際しタービングランドシール等からの漏えい蒸気凝縮に使用する補機類を必要とする設計であり，直流電源が喪失している状況では，タービングランドシール等からの漏えい蒸気凝縮に使用する補機類が使用できないため，原子炉
隔離時冷却系ポンプ室内に漏えいした蒸気の一部は凝縮し，その凝縮水は原
子炉隔離時冷却系ポンプ室内に蓄積されることから，ポンプ運転継続のために凝縮水の排水処理が必要になり，この排水処理を他社と同様な時間評価をした結果約 350 分の時間を要することとなる。
以上から，現場での人力操作による高圧代替注水系の起動及び注水継続操
作は容易に行えることから十分な期間の運転継続が可能であるが，現場での人力操作による原子炉隔離時冷却系の起動及び注水継続操作は，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策が整うまでの期間内まで排水対策に時間を要し，原子炉隔離時冷却系における十分な期間の運転継続が困難である。

1.2－88

6．適合性以上から，高圧代替注水系を使用した現場での人力操作による高圧代替注
水系の起動及び注水継続操作は，原子炉隔離時冷却系に対して同等以上の効果を有する措置であると考える。

1.2－89

添付資料 1.2.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

2,000m ３ ／個－

2個

制御棒駆動水ポンプ

常設

Ｂクラス

46.3m ３ ／h／個

823m

2個

機器名称

1.2－901.2－91

第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

添付資料1.2.3

1.2－92

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料 1.2.4
重大事故対策の成立性

1．現場での人力操作による高圧代替注水系起動(1)

現場での人力操作による高圧代替注水系起動
ａ．操作概要現場での人力操作による高圧代替注水系起動が必要な状況において，原子炉建屋原子炉棟地下2階及び原子炉建屋原子炉棟地上4階まで移動するとともに，現場での人力による操作により系統構成を実施した後，高圧代替注水系を起動し原子炉への注水を実施する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地下2階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地
上4階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
現場での人力操作による高圧代替注水系起動における，現場での系統
構成及び起動操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名）
所要時間目安 ※１ ：58分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：41分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地下2階（放射線防護具着用を含む））
47分 ※２ （移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上4階（放射線防護具着用を含む））
1.2－93

原子炉隔離時冷却系関連系統構成：17分（操作対象1弁：原子炉建屋
原子炉棟地下2階）
高圧代替注水系関連系統構成：11分 ※２ （操作対象1弁：原子炉建屋原
子炉棟地上4階）※2：原子炉隔離時冷却系関連系統構成と並行して行う。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
操作性：設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末）又は送受話器のうち，使用可能な設備より，中央制御室との連絡が可能である。

1.2－94

添付資料 1.2.4
2．ほう酸水注入系による原子炉注水(1)

ほう酸水注入系による原子炉注水（継続注水）
ａ．操作概要
ほう酸水注入系による原子炉への継続注水が必要な状況において，原子炉建屋原子炉棟地上5階まで移動するとともに，系統構成を実施し，純水系を使用してほう酸水貯蔵タンクに補給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上5階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
ほう酸水注入系による原子炉への継続注水における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：60分以内
所要時間内訳
移動：45分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上5階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：5分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地上5階）
10分（操作対象2弁：原子炉建屋原子炉棟地上5階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能で
1.2－95

ある。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末）又は送受話器のうち，使用可能な設備より，中央制御室との連絡が可能である。

1.2－96

添付資料 1.2.5
原子炉水位計の校正条件について技術的能力審査基準において，監視計器のうち原子炉水位（狭帯域），原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）について，使用用途と校正条件を整理する。

第1図

原子炉水位計の指示範囲

1.2－97

1.2－98

事故後の水位監視
事故後の水位監視－ 3,800～ 1,300mm※ ２－ 3,800～ 1,300mm※ ２④原子炉水位（燃料域）⑤原子炉水位（ＳＡ燃料域）

大気圧・飽和温度

大気圧・飽和温度

定格運転時の圧力・温度

定格運転時の圧力・温度

定格運転時の圧力・温度

校正条件

炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）補正曲線」（第 2 図）を用いる。

Ａ燃料域）にて原子炉圧力容器内水位を確認する場合は，原子炉水位計の校正条件の違いから，「原子第 1 表より，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（Ｓ

水 位 計 測 基 準 点 ： 蒸 気 乾 燥 器 ス カ ー ト 下 端 （ 圧 力 容 器 基 準 点 よ り 13,400mm）
水 位 計 測 基 準 点 ： 有 効 燃 料 頂 部 （ 圧 力 容 器 基 準 点 よ り 9,152mm）

過渡時の水位監視－ 3,800～ 1,500mm※ １③原子炉水位（ＳＡ広帯域）※1※2

過渡時の水位監視－ 3,800～ 1,500mm※ １②原子炉水位（広帯域）

通常の運転水位監視

用途

0～ 1,500mm※ １

指示範囲

原子炉水位計①原子炉水位（狭帯域）

計器名称

第 1 表

第2図

原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）補正曲線

1.2－99

添付資料 1.2.6
全交流動力電源喪失時に高圧注水系の起動に失敗した場合の処置について

1．事象の進展
重大事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」に含まれる事故シーケンス「外部電源喪失＋直流電源失敗 ※ ＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）」，「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」及び「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」では，原子炉の出力運転中に全交流動力電源喪失に加えて，直流電源喪失又は原子炉隔離時冷却系の故障が重畳することを想定する。これに伴い，電動の原子炉注水機能及び原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで全ての原子炉注水機能が喪失する。このため，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
また，重大事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に含まれる事故シーケンス「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」，「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」では，原子炉の出力運転中に全交流動力電源喪失により，電動の原子炉注水機能が喪失するとともに，逃がし安全弁 1 弁が開固着することで原子炉圧力が低下し，蒸気駆動の原子
炉隔離時冷却系も停止することで全ての原子炉注水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁を介して原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない
場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至1.2－100

る。
※：直流電源失敗により非常用ディーゼル発電機の起動ができなくなる。

2．全交流動力電源喪失時に高圧注水系の起動に失敗した場合の対応(1)

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
重大事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」においては，代替の直流電源供給機能及び交流動力電源が不要な代替の原子炉注水機能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維持し，その後，原子炉圧力容器を減圧し，可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。
具体的な対応の概要については，以下のとおり。
ａ．全電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。
ｂ．全電源喪失に伴う高圧注水機能喪失の確認後，常設代替直流電源設備
または可搬型代替直流電源装置からの給電により，中央制御室からの遠隔操作にて高圧代替注水系を起動し，原子炉注水を開始する。
原子炉注水を開始後，原子炉水位が回復したことを確認し，原子炉水
位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子
炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
ｃ．サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代
替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
及び逃がし安全弁（自動減圧機能）に必要な電源の切替え操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧1.2－101

機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
ｄ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧により，原子炉圧力が可搬型代替注水中型ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉
圧力の低下により高圧代替注水系が停止したことを確認する。

(2)

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
重大事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」においては，逃がし安全弁 1 弁開固着によって蒸気駆動の原子炉注水機能が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は蒸気駆動の原子炉注水機
能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維持し，その後，原子炉圧力容器を減圧し，可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。
具体的な対応の概要については，以下のとおり。
ａ．全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注
水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。
ｂ．全交流動力電源喪失及び逃がし安全弁開固着の確認後，原子炉水位が
原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉水位が回復したことを確認し，逃がし安全弁の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間，原子炉水位を原子炉水位
1.2－102

低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
ｃ．全交流動力電源喪失し，早期の電源回復不能の確認後，中央制御室内及び現場配電盤にて所内常設直流電源設備の不要な負荷の切離しを実施することにより 24 時間後までの蓄電池による直流電源供給を確保する。
ｄ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動
準備操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）を開固着したものを含め 7 弁手動開放し，原子炉減圧を実施する。
ｅ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。

1.2－103

添付資料 1.2.7
手順のリンク先について

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について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.2.2.2(1)ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

2．1.2.2.3(1)ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

3．1.2.2.3(1)ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

4．1.2.2.3(2)ａ．代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電・常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設備に関する手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電
1.2－104

気設備への給電
5．1.2.2.3(2)ｂ．代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電・常設代替直流電源設備に関する手順及び可搬型代替直流電源設備に関する手順＜リンク先＞

1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電

6．1.2.2.4(1)

原子炉水位の監視又は推定

・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

7．1.2.2.6

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

その他の手順項目について考慮する手順

・低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水手順＜リンク先＞

1.4.2.2(1)ａ．(b)低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）

・サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順＜リンク先＞

1.13.2.3(1)ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉注水時の水源の切替え1.13.2.3(1)ｂ．高圧炉心スプレイ系による原子炉注水時の水源の切替え・原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系及び制御棒駆動水ポンプへの電源供給手順
1.2－105

＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
・常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替
低圧電源車及び非常用交流電源設備への燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油貯蔵タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.2－106

1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ

非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油
・原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.2－1071.3

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等
＜

目

1.3.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備
(a)

代替減圧

(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

常設直流電源系統喪失時の減圧(b)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧(c)

逃がし安全弁が作動可能な環境条件(d)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失における逃がし安全弁
の復旧

(e)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｄ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段及び設備(a)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｅ．手順等
1.3.2

重大事故等時の手順

目－1

1.3.2.1(1)

フロントライン系故障時の対応手順

代替減圧
ａ．手動による原子炉減圧(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.3.2.2(1)

サポート系故障時の対応手順

常設直流電源系統喪失時の減圧
ａ．常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
ｂ．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
ｃ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復(2)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による窒素確保
ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧(3)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失における逃がし安全弁の復
旧ａ．代替直流電源設備による復旧
ｂ．代替交流電源設備による復旧(4)

重大事故等時の対応手段の選択

1.3.2.3

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順

1.3.2.4(1)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

1.3.2.5

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.3.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

目－2

添付資料1.3.2

自主対策設備仕様

添付資料1.3.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.3.4

重大事故対策の成立性
1．非常用窒素供給系による窒素確保(1)

予備の高圧窒素ボンベへの交換

2．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
(1)

系統構成

(2)

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保

3．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧(1)

予備の高圧窒素ボンベへの交換

4．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の漏えい停止
操作（残留熱除去系の場合）
添付資料1.3.5

インターフェイスシステムＬＯＣＡ時の概要図

添付資料1.3.6

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の破断面積及び現場環境等について添付資料1.3.7

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の検知手段について

添付資料 1.3.8

原子炉の減圧操作について添付資料 1.3.9

手順のリンク先について

目－3

1.3

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されているこ
と｡

【解釈】
１

「炉心の著しい損傷」を「防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダ
リを減圧するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう｡（１）可搬型重大事故防止設備ａ）常設直流電源系統喪失時において、減圧用の弁（逃がし安全弁（BWR の場合）又は、主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWR の場合））を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよ
う、手順等が整備されていること｡ｂ）減圧用の弁が空気作動弁である場合、減圧用の弁を作動させ原子炉
冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう可搬型コンプレッサー
又は窒素ボンベを整備すること｡
ｃ）減圧用の弁が作動可能な環境条件を明確にすること｡（２）復旧
ａ）常設直流電源喪失時においても、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、代替電源による復旧手順
1.3－1

等が整備されていること｡（３）蒸気発生器伝熱管破損（SGTR）
ａ）SGTR 発生時において、破損した蒸気発生器を隔離すること。隔離できない場合、加圧器逃がし弁を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。（PWR の場合）
（４）インターフェイスシステムLOCA（ISLOCA）
ａ）ISLOCA 発生時において、原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離すること。隔離できない場合、原子炉を減圧し、原子炉冷却材の漏えいを抑制するために、逃がし安全弁（BWR の場合）又は主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWR の場合）を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること｡

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準対象施設が有する発電用原子炉の減圧機能は，逃がし安全弁による減圧機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離することで原子炉冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離ができない場合は，逃がし安全弁による減圧で原子炉冷却材の漏えいを抑制することとしており，これらの手順等について説明する。

1.3.1

対応手段と設備の選定
1.3－2

(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態にある場合には，原子炉の減圧が必要である。原子炉の減圧をするための設計基準対象施設として，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を設置している。また，設計基準事故対処設備として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を設置している。
これらの原子炉の減圧機能が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準対象施設及び設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.3－1図）。
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止する対応手段及び重大事故等対処設備並びにインターフェイス
システムＬＯＣＡの対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十六条及び技術基準
規則第六十一条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
1.3－3

(2)

対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，逃がし安全弁（自動減圧機能）の自動減圧機能（以下「自動減圧系」という。）の故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪失，直流電源（常設直流電源又は常設直流電源系統）喪失又は窒素供給系の故障を想定する。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.3－1表に整理する。
ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備
(a)

代替減圧
設計基準事故対処設備である自動減圧系が故障により原子炉の自動での減圧ができない場合には，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧の自動化，又は逃がし安全弁の中央制御室からの手動操作により原子炉を減圧する手段がある。

ⅰ)

原子炉減圧の自動化
原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達10分後及び残留熱除去系ポンプ又は低圧炉心スプレイ系ポンプが運転している場合に，過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち，2個を作動させて原子炉を自動で減圧する。
過渡時自動減圧機能による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・過渡時自動減圧機能
1.3－4

・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・自動減圧機能用アキュムレータ
ⅱ)

手動による原子炉減圧
中央制御室からの手動操作により自動減圧機能用電磁弁又は逃がし弁機能用電磁弁を作動させ，アキュムレータに蓄圧された窒素を逃がし安全弁に供給することにより逃がし安全弁を開放して原子炉を減圧する。また，原子炉隔離時冷却系を中央制御室からの操作により起動し，原子炉蒸気の一部を用いて復水貯蔵タンクの水を循環することにより原子炉を減圧する。さらに，主蒸気隔離弁が全開状態であり，復水器の真空状態が維持できていれば，中央制御室からの手動操作によりタービン・バイパス弁を開操作し，原子炉を減圧
する。

(ⅰ)

逃がし安全弁による減圧逃がし安全弁による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

(ⅱ)

原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧
原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵タンク(ⅲ)

タービン・バイパス弁による減圧
タービン・バイパス弁による減圧で使用する設備は以下のと
1.3－5

おり。
・タービン・バイパス弁
・タービン制御系(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.3.1(2)ａ．(a)ⅰ)

原子炉減圧の自動化」で使用する設備のうち，過渡時自動減圧機能，逃がし安全弁（自動減圧機能）及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.3.1(2)ａ．(a)ⅱ)(ⅰ)

逃がし安全弁による減圧」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能）及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.3.1(2)ａ．(a)ⅱ)(ⅱ)

原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク

循環運転による減圧」で使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
(添付資料1.3.1)
以上の重大事故等対処設備により，逃がし安全弁が機能喪失した場
合においても，原子炉を減圧することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機
能用アキュムレータは，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，逃がし安全弁（逃がし弁機
1.3－6能）により原子炉を減圧することができるため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の代替減圧手段として有効である。
・復水貯蔵タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉隔離時冷却系により原子炉蒸気の一部を用いて復水貯蔵タンクの水を再循環することにより，原子炉を減圧することができる
ため，逃がし安全弁の代替減圧手段として有効である。
・タービン・バイパス弁及びタービン制御系
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，復水器が使用可能であれば，原子炉を減圧することができるため，逃がし
安全弁の代替減圧手段として有効である。
（添付資料1.3.2）
ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

常設直流電源系統喪失時の減圧
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源が喪失し，原子炉の減圧ができない場合に，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器並びに逃がし安全弁用
可搬型蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させ原子炉を減圧する手段がある。

ⅰ)

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させ原子炉を減圧す
1.3－7

る。
常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復後の原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・自動減圧機能用アキュムレータ
ⅱ)

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させ原子炉を減圧する。
可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復後の原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・自動減圧機能用アキュムレータ

ⅲ)

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させ原子炉を減圧する。
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復後の原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁用可搬型蓄電池
・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・自動減圧機能用アキュムレータ

(b)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧逃がし安全弁の作動に必要な逃がし弁機能用アキュムレータ及び自1.3－8

動減圧機能用アキュムレータの供給圧力が喪失した場合に，非常用窒素供給系により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させ原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ)

非常用窒素供給系による窒素確保
逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な窒素の供給源を窒素供給系から非常用窒素供給系に切り替わることで窒素を確保し，原子炉を減圧する。また，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの圧力が低下した場合は，予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベに切り替えることで窒素を確保し，原子炉を減圧する。
非常用窒素供給系による窒素確保で使用する設備は以下のとおり。
・非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（自動減圧機能）

ⅱ)

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
非常用窒素供給系からの供給期間中において，逃がし安全弁の作動により，逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な窒素の圧力が低下した場合は，可搬型窒素供給装置（小型）から供給することで窒素を確保し，原子炉を減圧する。
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置（小型）・逃がし安全弁（自動減圧機能）ⅲ)

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
逃がし安全弁の作動に必要なアキュムレータ（逃がし弁機能用及
1.3－9

び自動減圧機能用）の供給圧力が喪失した場合，非常用逃がし安全
弁駆動系により逃がし安全弁（逃がし弁機能）のアクチュエータに非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベから窒素を供給することで，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を開放して原子炉を減圧する。
また，予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベに切り替えることで窒素を供給することも可能である。
非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（逃がし弁機能）(c)

逃がし安全弁が作動可能な条件想定される重大事故等時の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，逃がし安全弁の作動に必要な窒素の供給圧力を調整可能な設計としている。

ⅰ)

逃がし安全弁の背圧対策想定される重大事故等時の環境条件を考慮して，原子炉格納容器
内圧力が設計圧力の2倍の状態（620kPa［gage］（2Pd））となった場
合においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定する。
逃がし安全弁の背圧対策で使用する設備は以下のとおり。
・非常用窒素供給系
・非常用逃がし安全弁駆動系(d)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失における逃がし安全弁の復旧
全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失により逃がし安全弁によ1.3－10る原子炉の減圧機能が喪失した場合に，代替電源により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧することで原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ)

代替直流電源設備による復旧
代替直流電源設備（常設代替直流電源設備として使用する緊急用
125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代
替低圧電源車及び可搬型整流器）により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧させ原子炉を減圧する。
代替直流電源設備による逃がし安全弁復旧後の原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

ⅱ)

代替交流電源設備による復旧
代替交流電源設備（常設代替交流電源設備として使用する常設代
替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型
代替低圧電源車）により直流125V充電器に給電し，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保することにより逃がし安全弁の機能を復旧させ原子炉を減圧する。
代替交流電源設備による逃がし安全弁復旧後の原子炉減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）
1.3－11

・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
(e)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.3.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能）及
び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.3.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全

弁機能回復」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能）
及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.3.1(2)ｂ．(a)ⅲ)

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし

安全弁機能回復」で使用する設備のうち，逃がし安全弁用可搬型蓄電
池，逃がし安全弁（自動減圧機能）及び自動減圧機能用アキュムレー
タは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.3.1(2)ｂ．(b)ⅰ)

非常用窒素供給系による窒素確保」で使用する設備のうち，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ及び逃がし安全弁（自動減圧機能）は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.3.1(2)ｂ．(b)ⅱ)

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能）は重大事
故等対処設備と位置づける。
「1.3.1(2)ｂ．(b)ⅲ)

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧」で使用する設備のうち，非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボン
ベ及び逃がし安全弁（逃がし弁機能） ※２ は重大事故等対処設備として位置づける。
1.3－12

「1.3.1(2)ｂ．(c)ⅰ)

逃がし安全弁の背圧対策」で使用する設備のうち，非常用窒素供給系及び非常用逃がし安全弁駆動系は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.3.1(2)ｂ．(d)ⅰ)

代替直流電源設備による復旧」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能）及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.3.1(2)ｂ．(d)ⅱ)

代替交流電源設備による復旧」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能）及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置づける。
※2

逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付1.3.1）以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失，直流電源（常設直流電源又は常設直流電源系統）喪失又は逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失が発生した場合においても，原子炉を減圧することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機
能用アキュムレータは，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，逃がし安全弁（逃がし弁機能）により原子炉を減圧することができるため，逃がし安全弁
1.3－13

（自動減圧機能）の代替減圧手段として有効である。
・可搬型窒素供給装置（小型）
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保まで時間を要す
るが，逃がし安全弁（自動減圧機能）に窒素を供給可能であれ
ば，重大事故等の対処に必要となる窒素を確保できることから有効な手段である。
（添付資料1.3.2）ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止
炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合において，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損を防止するため，中央制御室からの手動操作で逃がし安全弁を開放することにより原子炉を減圧する手段がある。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止するための原子炉
減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.3.1(2)ｃ．(a)炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能）及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設
備として位置づける。
1.3－14

この機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.3.1）
以上の重大事故等対処設備により，炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合においても，高圧溶融物放出／格納
容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機
能用アキュムレータは，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，逃がし安全弁（逃がし弁機能）により原子炉を減圧することができるため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の代替減圧手段として有効である。
（添付資料1.3.2）
ｄ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段及び設備(a)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，中央制御室から漏えい箇所の隔離操作を実施するが，漏えい箇所の隔離ができない場合には，原子炉格納容器外に原子炉冷却材の漏えいが継続する。原子炉格
納容器外への漏えいを抑制するため，逃がし安全弁又はタービン・バ
イパス弁により原子炉を減圧し，現場での弁の隔離操作により原子炉
冷却材の漏えい箇所を隔離する手段がある。
1.3－15

原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・タービン・バイパス弁
・タービン制御系
原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心スプレイ系注入弁
・原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
・低圧炉心スプレイ系注入弁
・残留熱除去系Ａ系注入弁
・残留熱除去系Ｂ系注入弁
・残留熱除去系Ｃ系注入弁(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.3.1(2)ｄ．(a)インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応」で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能），自動減圧機能用アキュムレータ，高圧炉心スプレイ系注入弁，原子炉隔離
時冷却系原子炉注入弁，低圧炉心スプレイ系注入弁，残留熱除去系Ａ系注入弁，残留熱除去系Ｂ系注入弁及び残留熱除去系Ｃ系注入弁を重大事故等対処設備として位置づける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.3.1）
1.3－16

以上の重大事故等対処設備により，インターフェイスシステムＬＯ
ＣＡが発生した場合においても，中央制御室から漏えい箇所の隔離操
作をすることで原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離するが，漏えい箇所の隔離ができない場合には，原子炉を減圧することで原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいすることを抑制し，現場での弁の隔離操作
により原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機
能用アキュムレータは，耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，逃がし安全弁（逃がし弁機能）により原子炉を減圧することができるため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の代替減圧手段として有効である。
・タービン・バイパス弁及びタービン制御系
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，復水器が使用可能であれば，原子炉を減圧することができるため，逃がし
安全弁の代替減圧手段として有効である。
（添付資料1.3.2）
ｅ．手順等
上記「ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備」，「ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備」及び「ｄ．インターフェイスシステムＬＯ
1.3－17

ＣＡ発生時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※３ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.3－1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整理する（第1.3－2表，第1.3－3表）。
※3

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.3.3）

1.3.2

重大事故等時の手順

1.3.2.1(1)

フロントライン系故障時の対応手順

代替減圧
ａ．手動による原子炉減圧
低圧で原子炉へ注水可能な系統による原子炉注水への移行を目的として，逃がし安全弁，原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転及び主蒸気隔離弁が開状態での復水器を使用したタービン・バイパス弁により原子炉の減圧を実施する。
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損の防止を目的として，逃がし安全弁により原子炉の減圧を行う。
(a)ⅰ)

逃がし安全弁による減圧
手順着手の判断基準【逃がし安全弁（自動減圧機能）7個での減圧の場合】
1.3－18

炉心損傷前において，低圧で原子炉へ注水可能な系統 ※１ 又は低圧代替注水系 ※２ 1系統以上起動できた場合。
※1：炉心損傷前における「低圧で原子炉へ注水可能な系統」とは，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系），給水系（電動駆動給水ポンプ）及び復水系をいう。
※2：炉心損傷前における「低圧代替注水系」とは，低圧代替
注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環
冷却系，消火系及び補給水系をいう。
【逃がし安全弁（自動減圧機能）2個での減圧の場合】
炉心損傷を判断した場合 ※３ で，原子炉圧力容器内の圧力が0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統 ※４ が使用できず，
低圧注水系統 ※５ 1系統以上起動できた場合，又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効長
底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した場合。
（添付資料1.3.8）※3：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準
事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気
放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度
で300℃以上を確認した場合。
※4：炉心損傷後における「高圧注水系統」とは，高圧炉心ス
プレイ系，給水系（電動駆動給水ポンプ），原子炉隔離
時冷却系及び高圧代替注水系をいう。
※5：炉心損傷後における「低圧注水系統」とは，復水系，低1.3－19

圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系），低圧
代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替
循環冷却系，消火系及び補給水系をいう。
ⅱ)

操作手順
逃がし安全弁の手動操作による減圧手順は以下の通り。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし
安全弁による原子炉の減圧を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，以下の操作及び確認により原子炉の減圧を行い，発電長に報告する。（操作及び確認は(ⅰ)
から順に実施する。）
・炉心損傷前の場合(ⅰ)

逃がし安全弁（自動減圧機能）7個を手動操作により
開放する。

(ⅱ)

逃がし安全弁（自動減圧機能）7個を開放できない場
合，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を手動操作により追加で開放し，合計7個まで開放する。

(ⅲ)

逃がし安全弁7個を開放できない場合，逃がし安全弁が1個以上が開放されていることを確認する。

・炉心損傷後の場合(ⅰ)

逃がし安全弁2個を手動操作により開放する。

(ⅱ)

逃がし安全弁（自動減圧機能）2個を開放できない場
合，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を手動操作により追加で開放し，合計2個まで開放する。

ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施し
1.3－20

た場合，作業開始を判断してから逃がし安全弁による原子炉減圧開始までの所要時間は1分以内と想定する。なお，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応でき
る。
(b)
ⅰ)

原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧
手順着手の判断基準
炉心損傷前において，低圧で原子炉へ注水可能な系統又は低圧代
替注水系1系統以上起動により原子炉注水手段が確保され，逃がし
安全弁による原子炉の減圧ができない場合。

ⅱ)

操作手順
原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧手順は以下の通り。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンクの循環運転による原子炉の減圧を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系を復水貯蔵
タンク循環運転で起動し，原子炉の減圧を行い，発電長に報
告する。

ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断してから原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タ
ンク循環運転による原子炉減圧開始までの所要時間は25分以内と想定する。なお，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(c)

タービン・バイパス弁による減圧
1.3－21

ⅰ)

手順着手の判断基準
炉心損傷前において，低圧で原子炉へ注水可能な系統又は低圧代
替注水系1系統以上起動により原子炉注水手段が確保され，逃がし
安全弁及び原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による原子炉の減圧ができない場合。

ⅱ)

操作手順
タービン・バイパス弁による減圧手順は以下の通り。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にタービン・バイパス弁による原子炉の減圧を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，タービン・バイパス弁を手動で開操作し，原子炉の減圧を行い，発電長に報告する。

ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断してからタービンバイパス弁による原子炉
減圧開始までの所要時間は3分以内と想定する。なお，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応
できる。

(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.3－15図に示す。
逃がし安全弁の自動減圧機能喪失により逃がし安全弁が自動で作動しない場合，炉心損傷前であれば，低圧で原子炉へ注水可能な系統又は低圧代
替注水系による原子炉注水準備が完了した後，逃がし安全弁の中央制御室からの操作により原子炉の減圧を実施する。
逃がし安全弁の中央制御室からの操作により原子炉の減圧ができない場
1.3－22

合，原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による原子炉の減圧を実施する。ただし，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の減圧手段としては使用しない。
原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による原子炉の減圧ができない場合，主蒸気隔離弁が開可能であれば，復水器を使用したタービ
ン・バイパス弁による原子炉減圧を実施する。
また，炉心損傷を判断した場合で，原子炉圧力容器内の圧力が0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統が使用できず，低圧注水系統1系統以上起動できた場合，又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した
場合に逃がし安全弁の中央制御室からの操作により原子炉の減圧を実施する。
なお，原子炉水位低異常低下（レベル１）設定点到達10分後及び残留熱除去系ポンプ又は低圧炉心スプレイ系ポンプが運転している場合，過渡時
自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち，2個を作動させて自動で原子炉を減圧する。
1.3.2.2(1)

サポート系故障時の対応手順

常設直流電源系統喪失時の減圧
ａ．常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を中央制御室からの手動操作により開放して，原子炉を減圧する。
(a)

手順着手の判断基準
1.3－23常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁による原子炉の減圧ができない場合。
(b)

操作手順
常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3－2図に，タイムチャートを第1.3－3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし安全弁（自動減圧機能）の電源を所内常設直流電源設備から常設代替
直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池への切替え準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放に必要な緊急用直流電源母線電圧が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に逃がし安全弁（自動減圧機能）の電源を所
内常設直流電源設備から常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池への切り替えを指示する。
④運転員等は中央制御室にて，緊急用電源切替盤で逃がし安全弁の制御回路電源を所内常設直流電源設備から常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池への切り替えを実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁（自動減圧機能）を手
1.3－24

動操作により開放し，原子炉圧力指示値の低下により原子炉減圧が開始されたことを確認して，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから常設代替直流電源設備による逃がし安
全弁機能回復まで5分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，常設代替直流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
ｂ．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車
及び可搬型整流器により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を中央制御室からの操作により開放して，原子炉を減圧する。
(a)

手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁による原子炉の減圧ができない場合において，常設代替直流電源設備として使用する緊急用
125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への給電ができない場
合。

(b)

操作手順
可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3－4図に，タイムチャートを第1.3－5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし安全
1.3－25

弁（自動減圧機能）の電源を所内常設直流電源設備から可搬型代
替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器への切替え準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放に必要な緊急用直流電源母線電圧が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に逃がし安全弁（自動減圧機能）の電源を所
内常設直流電源設備から可搬型代替直流電源設備として使用する
可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器への切り替えを指示する。
④運転員等は中央制御室にて，緊急用電源切替盤で逃がし安全弁（自動減圧機能）の制御回路電源を所内常設直流電源設備から可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器への切り替えを実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に可搬型代替直流電源設備として使用する可
搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁（自動減圧機能）を手動操作により開放し，原子炉圧力指示値の低下により原子炉減圧が開始されたことを確認して，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから可搬型代替直流電源設備による逃がし
安全弁機能回復まで5分以内と想定する。中央制御室に設置されてい
1.3－26

る操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，可搬型代替直流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
ｃ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，中央制御室にて逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を手動操作により開放して，原子炉を減圧する。
なお，逃がし安全弁用可搬型蓄電池の接続は逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣの作動回路Ｂ系に優先で接続する。その他の逃がし安全弁（自動減圧機能）についても蒸気によるサプレッション・プールへの負荷を考慮し異なる主蒸気配管から2個を選定する。
また，原子炉減圧の確認は，中央制御室の計器により確認が可能である。
(a)

手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁による原子炉の減圧ができない場合において，常設代替直流電源設備として使用する緊急用
125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への給電ができない場
合。

(b)

操作手順
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3－6図に，タイムチャートを第1.3－7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放の準
1.3－27備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，可搬型計測器のケーブルを盤内に接続し，原子炉圧力指示値を確認する。
③運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池及び仮設ケーブルを接続する。
④運転員等は，発電長に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし
安全弁（自動減圧機能）の開放の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし
安全弁（自動減圧機能）開放を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，接続した逃がし安全弁用可搬型蓄電
池のスイッチ操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放
し，原子炉の減圧を開始する。
⑦運転員等は中央制御室にて，接続した可搬型計測器の原子炉圧力
指示値の低下により原子炉の減圧が開始されたことを確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復まで56分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(2)

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による窒素確保
窒素供給系からの窒素の供給が喪失し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素の供給圧力が低下した場合に，供給源が非常用窒素供給系に自動で
1.3－28

切り替わることで逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保する。
また，非常用窒素供給系からの供給期間中において，逃がし安全弁（自動減圧機能）の窒素の供給圧力が低下した場合に，予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベに切り替えを実施する。
(a)

手順着手の判断基準【窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え】
窒素供給系からの窒素の供給が喪失し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な自動減圧系作動用アキュムレータの圧力が1.10MPa［gage］以下の場合。
【非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ切替え】
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（自動減圧機能）作動用の窒素を供給している期間中において，非常用窒素供給
系高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下の場合。

(b)

操作手順
非常用窒素供給系による窒素確保手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3－8図に，タイムチャートを第1.3－9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に非常用窒素供給系による窒素確保を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ供給止め弁が開したことを確認する。あわせて，自動減圧系作動用
アキュムレータ圧力低（1.10MPa［gage］以下）警報が消灯する
ことを確認し，発電長に報告する。
③運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，非常用窒素供給系供給圧力
指示値が1.10MPa［gage］を超え，逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源が確保されていることを確認し，発電長に報告す
1.3－29る。
④発電長は，運転員等に非常用窒素供給系高圧窒素ボンベによる逃がし安全弁（自動減圧機能）への窒素供給中に，非常用窒素供給
系高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下の場合に，予備ボンベラックに配備している予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボン
ベと使用済みの非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの交換を指示する。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベを運搬し，使用済みの非常用窒素供給系高圧窒素ボンベと予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの入れ替えを実施する。
⑥運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，使用済みの非常用窒素供給
系高圧窒素ボンベを予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベに切り替えを実施し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に非常用窒素供給系高圧窒素ボンベを交換した後の非常用窒素供給系供給圧力指示値の確認を指示する。
⑧運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，非常用窒素供給系高圧窒素
ボンベを交換した後，窒素が供給されていることを非常用窒素供給系供給圧力指示値により確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性作業開始を判断してから，非常用窒素供給系による窒素確保完了までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
1.3－30【非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ切替え】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運
転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，281分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.3.4）
ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベからの供給期間中において，逃がし安全弁（自動減圧機能）の窒素の供給圧力が低下した場合に，可搬型窒素供給装置（小型）からの供給に切り替えを実施する。
(a)

手順着手の判断基準
予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（自動減圧機能）へ作動用の窒素供給期間中に，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの圧力低下を確認した場合。

(b)

操作手順
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3－10図に，タイムチャートを第1.3－11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための準備を依頼する。
②発電長は，運転員等に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし
安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホ1.3－31

ース接続及び系統構成を指示する。
③運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟及び原子炉建屋原子炉棟にて，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホースの接続及び系
統構成を実施し，発電長に報告する。
④発電長は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホースの接続及び系統構成が完了したことを連絡する。
⑤災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための準備を指示する。
⑥重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置（小型）と原子炉建屋南側の接続口に窒素供給用ホースを取り付ける。
⑦重大事故等対応要員は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための準備が完了したことを報告する。
⑧災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源の供給開始を連絡する。
⑨災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源の供給開始を指示する。
⑩重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源供給のための系統構成を実施し，可搬型窒素供給装置（小型）を起動する。
1.3－32

⑪重大事故等対応要員は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源へ供給を開始し，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源へ供給を開始したことを報告する。
⑫災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源の確保が完了したことを連絡する。
⑬発電長は，運転員等に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし
安全弁（自動減圧機能）駆動源が確保されていることの確認を指示する。
⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，非常用窒素供給系供給圧力
指示値が1.10MPa［gage］を超え，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源が確保されたことを確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性上記の現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応
要員2名にて実施した場合，作業開始を判断してから可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保まで310分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いる
ことで，暗闇における作業性についても確保する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.3.4）
1.3－33

ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
逃がし安全弁の駆動に必要な窒素供給が喪失した場合，非常用逃がし
安全弁駆動系の中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（逃がし弁機能）の窒素を確保し，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を開放することで，原子炉を減圧する。なお，中央制御室からの遠隔操作ができない
場合，現場での手動操作を実施する。
また，原子炉減圧の確認は，中央制御室の計器により確認が可能である。
(a)

手順着手の判断基準【非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧】
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の駆動源である窒素供給系及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源である非常用窒素供給系の窒素が喪失し，中央制御室からの遠隔操作による原子炉の減圧ができない場合。
【非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替え】
非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（逃がし弁機能）へ作動用の窒素供給期間中に，非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベの圧力が5.0MPa［gage］以下の場合。

(b)

操作手順
非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.3－12図に，タイムチャートを第1.3－13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，非常用逃がし安全弁駆動系窒素ブロ
1.3－34

ーライン隔離弁を閉とする。なお，中央制御室からの遠隔操作により閉にできない場合は，原子炉建屋原子炉棟にて現場手動操作
により非常用逃がし安全弁駆動系窒素ブローライン隔離弁を閉とする。
③運転員等は，発電長に非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給
弁及び非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給ライン隔離弁を開とする。なお，中央制御室からの遠隔操作により開にできない場合
は，原子炉建屋原子炉棟にて現場手動操作により非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給弁及び非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給ラ
イン隔離弁を開とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力指示値の低下により原子炉減圧が開始されたことを確認し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベによる逃がし安全弁（逃がし弁機能）への窒素供給中に，非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベの圧力が低下した場合に，予備ボンベラックに配備している予備の非常用逃がし安全弁駆動系
高圧窒素ボンベと使用済みの非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素
ボンベの交換を指示する。
⑧運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，予備の非常用逃がし安全弁
駆動系高圧窒素ボンベを運搬し，使用済みの非常用逃がし安全弁
駆動系高圧窒素ボンベと予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒
1.3－35

素ボンベの入れ替えを実施する。
⑨運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，使用済みの非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベを予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベに切り替えを実施し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性作業開始を判断してから，非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉
減圧開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧】・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，4分以内と想定する。
【非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替え】・現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替えによる原子炉減圧開始まで120分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。

(3)

全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失における逃がし安全弁の復
旧ａ．代替直流電源設備による復旧
常設直流電源喪失により逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場
合，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧する。
1.3－36(a)手順着手の判断基準
常設直流電源喪失により，直流125V主母線盤２Ａ及び直流125V主母
線盤２Ｂの電圧喪失を確認した場合。

(b)

操作手順
常設代替直流電源設備に関する手順及び可搬型代替直流電源設備に関する手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
代替直流電源による復旧後，逃がし安全弁は，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により
対応する。
(c)

操作の成立性
常設代替直流電源設備に関する操作の成立性及び可搬型代替直流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
また，逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，中央制御室対応を運
転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，代替直流電源設備により電源復旧後，逃がし安全弁の開放まで1分以内と想定する。中央制
御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
ｂ．代替交流電源設備による復旧
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，逃がし安全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，常設代替交流電源設備として使用する
常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により直流125V充電器に給電し，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
1.3－37

(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，直流125V主母線盤２Ａ及び直流125V主母線盤２Ｂの電源喪失を確認した場合。

(b)

操作手順
常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設備に関する手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
代替交流電源による復旧後，逃がし安全弁は，中央制御室からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により対応する。
(c)

操作の成立性
常設代替交流電源設備に関する操作の成立性及び可搬型代替交流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理する。
また，逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，中央制御室対応を運
転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，代替直流電源設備により電源復旧後，逃がし安全弁の開放まで1分以内と想定する。中央制
御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対
応できる。
(4)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.3－15図に示す。
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，常設代替
直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて原子炉を減圧する。常設代替直流電源設備とし
1.3－38

て使用する緊急用125V系蓄電池による直流電源の確保に失敗した場合，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整
流器又は逃がし安全弁用可搬型蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて原子炉を減圧する。可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復するまでに時間を要することから，逃がし安全弁用
可搬型蓄電池を同時に準備する。
常設直流電源喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧する。
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失した場合，常設代替交
流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により直流125V充電器に給電することで直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を復旧する。
逃がし安全弁の作動に必要な窒素の喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，非常用窒素供給系により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源が確保され，逃がし安全弁（自動減圧機能）により原子炉を減圧する。
非常用窒素供給系の圧力が低下した場合については，予備の非常用窒素
供給系高圧窒素ボンベへの切替え又は可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保する。可搬型窒素供給装置（小型）については窒素確保までに時間を要することから，あらかじめ災
害対策本部長へ準備を依頼する。
非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源が確保
1.3－39

できない場合，非常用逃がし安全弁駆動系により逃がし安全弁(逃がし弁機能)の駆動源を確保する。
なお，逃がし安全弁の背圧対策として，想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ逃がし安全弁に必要な窒素の供給圧力を調整している。
1.3.2.3

炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順

炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合において，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止するため，逃がし安全弁を使用した中央制御室からの手動操作による原子炉の減圧を行う。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器破損を防止するための手動による原子炉減圧の操作手順については，「1.3.2.1(1)ａ．手動による原子炉減圧」の対応手順と同様である。
1.3.2.4(1)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉冷却材圧力バウン
ダリ機能が喪失し，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材の漏えいが生じる。
したがって，原子炉格納容器外への漏えいを停止するための漏えい箇所の隔離，保有水を確保するための原子炉注水が必要となる。
漏えい箇所の隔離ができない場合は，逃がし安全弁又はタービン・バイ
パス弁により原子炉を減圧することで，原子炉建屋原子炉棟への原子炉冷却材漏えいを抑制し，漏えい箇所の隔離を行う。
ａ．手順着手の判断基準
非常用炉心冷却系の系統圧力及び原子炉水位のパラメータ変化により
1.3－40インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生を確認した場合。
ｂ．操作手順「二次格納施設制御」における操作手順の概要は以下のとおり。
タイムチャートを第1.3－14図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に漏えい箇所を隔離し漏えいの抑制を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容器
温度，主蒸気流量，給水流量及び原子炉建屋原子炉棟への異常漏えい等を示すパラメータの変化及び警報発報により，インターフェイ
スシステムＬＯＣＡの発生を総合的に確認することで漏えい箇所を特定し中央制御室からの遠隔操作にて隔離を実施し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に漏えい箇所の隔離ができない場合は，原子炉
スクラム及び主蒸気隔離弁の閉操作を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉スクラム及び主蒸気隔離弁の閉操作を実施し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉建屋ガス処理系の停止操作及び中央制
御室換気系の起動操作を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系の停止操作及び中央制御室換気系の起動操作を実施し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態
で，低圧で原子炉へ注水可能な系統又は低圧代替注水系を1系統以上の起動後，原子炉減圧及び残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）の起動操作を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の
1.3－41

状態で，低圧で原子炉へ注水可能な系統又は低圧代替注水系を1系
統以上の起動操作を実施する。
⑨運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁により原子炉急速減圧を行い，原子炉の減圧を実施することで，原子炉建屋原子炉棟への原
子炉冷却材漏えい量を抑制する。逃がし安全弁による減圧ができない場合，主蒸気隔離弁が開可能であれば，復水器を使用したタービ
ン・バイパス弁による原子炉の減圧を実施する。
⑩運転員等は逃がし安全弁による原子炉の減圧を実施した場合，中央制御室にて，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の起動操作を実施し，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位異常低下（レベル２）設定点から原子炉水位低（レベル３）設定点の間で維持するように指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉へ注水可能な系統又は低圧代替注水系により，原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル２）設定点から原子
炉水位低（レベル３）設定点の間に維持し，発電長に報告する。
⑬発電長は，運転員等に漏えい箇所の隔離を指示する。
⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作による漏えい箇所の隔離を実施し，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉へ注水可能な系統又は低圧代替注水系によ
1.3－42

り，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以
上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作のうち，中央制御室からの隔離操作を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生か
ら漏えい箇所の隔離完了まで12分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
中央制御室からの隔離操作により隔離ができない場合の現場対応を運
転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名にて実施した場合，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生から漏えい箇所の隔離完了まで300分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。なお，インターフェイスシステムＬＯＣＡ
発生時は，漏えいした水の滞留及び蒸気による高湿度環境が想定されるが，現場での隔離操作は環境性等を考慮し，自給式呼吸用保護具を着用する。
（中央制御室からの遠隔隔離操作の成立性）
インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する可能性のある操作
は，定期試験として実施する非常用炉心冷却系電動弁作動試験における原子炉注入弁の手動開閉操作である。
上記試験を行う際は，系統圧力を監視し上昇傾向にならないことを確認しながら操作し，系統圧力が上昇傾向になった場合は速やかに原子炉注入弁の閉操作を実施することとしている。しかし，隔離弁の隔離失敗等により閉操作が困難となり系統圧力が異常に上昇し，低圧設
1.3－43

計部分の過圧を示す警報の発生及び漏えい関連警報が発生した場合には，同試験を実施していた非常用炉心冷却系でインターフェイスシス
テムＬＯＣＡが発生していると判断できる。これにより，漏えい箇所の特定及び隔離操作箇所の特定が容易であり，中央制御室からの隔離操作を速やかに行うことを可能とする。
（現場隔離操作の成立性）
隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートの環境を考慮しても，現場での隔離操作は可能とする。
（溢水の影響）隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートは，インターフェイスシステムＬＯＣＡにより漏えいが発生する機器よりも上層階に位置し，溢水の影響を受けない。
（インターフェイスシステムＬＯＣＡの検知について）
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，非常用炉心冷却系の系統圧力，原子炉圧力，原子炉水位及び格納容器圧力等の関連パラメータ変化を確認することでインターフェイスシステムＬＯＣＡ発生を判断する。また，非常用炉心冷却系のポンプ室は，原子炉建屋原子炉棟内において各部屋が分離されているため，床漏えい検出器及び火災報知器により，漏えい場所を特定するための参考情報の入手も可能である。
（添付資料1.3.4，添付資料1.3.5，添付資料1.3.6，添付資料1.3.7）
1.3.2.5

その他の手順項目について考慮する手順

逃がし安全弁，非常用逃がし安全弁駆動系，電動弁及び監視計器への電源供給手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」に整備する。

可搬型窒素供給装置（小型），常設代替交流電源設備として使用する常設
1.3－44

代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び非常用交流電源設備への燃料給油手
順については，「1.14電源の確保に関する手順等」に整備する。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.3－45事故

第1.3－1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（1／21）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

過渡時自動減圧機能
逃がし安全弁（自動減圧機能） ※３

重大事故等 対処設備

関連設備

自動減圧機能用アキュムレータ
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備

主要設備

原子炉減圧 の自動化

フロントラ イン系故 障時

自動減圧系

整備する手順書※１

対応設備

－ ※２

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－46

対応手段，対応設備，手順書一覧（2／21）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

逃がし安全弁（自動減圧機能）
自動減圧機能用アキュムレータ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

重大事故等 対処設備

関連設備

主蒸気系配管・クエンチャ
所内常設直流電源設備 ※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※４・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
代替所内電気設備
・緊急用電源切替盤
燃料給油設備 ※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設備

主要設備
手動による 原子炉減 圧（逃がし安 全弁によ る減圧① ）フロントラ イン系故 障時

自動減圧系

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－１」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－47

対応手段，対応設備，手順書一覧（3／21）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

重大事故等 対処設備

関連設備

主蒸気系配管・クエンチャ
所内常設直流電源設備 ※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※４・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備
手動による 原子炉減 圧（逃がし 安 全弁によ る減圧② ）フロントラ イン系故 障時

自動減圧系

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－１」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－48

対応手段，対応設備，手順書一覧（4／21）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

原子炉隔離時冷却系ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
重大事故等対策要領

自主対策設備

復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁重大事故等対処設備

関連設備

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・
弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・
弁
所内常設直流電源設備※４・125V系蓄電池 Ａ系
常設代替直流電源設備 ※４・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備
手動による 原子炉減 圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧）

フロントライン系故障時

自動減圧系整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－49

対応手段，対応設備，手順書一覧（5／21）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

タービン・バイパス弁
タービン制御系

自主対策設 備関連設備

主蒸気系配管・弁自主対策設 備主要設備

手動による 原子炉減 圧（タービン ・バイパス弁による 減圧）

フ ロン トラ イン 系 故 障 時

自動減圧系

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－50対応手段，対応設備，手順書一覧（6／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）

重大事故等対処設備

関連設備

自動減圧機能用アキュムレータ
主蒸気系配管・クエンチャ
常設代替直流電源設備※４
・緊急用125V系蓄電池
代替所内電気設備
・緊急用電源切替盤

重大事故等対処設備

主要設備

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

サポート系故障時

所内常設直流電源設備（常設直流電源系統）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－51

対応手段，対応設備，手順書一覧（7／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）

重大事故等対処設備

関連設備

自動減圧機能用アキュムレータ
主蒸気系配管・クエンチャ
可搬型代替直流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
代替所内電気設備
・緊急用電源切替盤
燃料給油設備※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

サポート系故障時

所内常設直流電源設備（常設直流電源系統）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－52

対応手段，対応設備，手順書一覧（8／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

逃がし安全弁用可搬型蓄電池
逃がし安全弁（自動減圧機能）※６

重大事故等対処設備

関連設備

自動減圧機能用アキュムレータ
主蒸気系配管・クエンチャ

重大事故等対処設備

主要設備

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復

サポート系故障時

所内常設直流電源設備（常設直流電源系統）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－53

対応手段，対応設備，手順書一覧（9／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ
逃がし安全弁（自動減圧機能）

重大事故等対処設備

関連設備

自動減圧機能用アキュムレータ
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用窒素供給系配管・弁所内常設直流電源設備 ※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※４・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
代替所内電気設備
・緊急用電源切替盤
燃料給油設備 ※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

非常用窒素供給系による窒素確保

サポート系故障時－整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－54

対応手段，対応設備，手順書一覧（10／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

可搬型窒素供給装置（小型）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

重大事故等対処設備

関連設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）
自動減圧機能用アキュムレータ
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用窒素供給系配管・弁所内常設直流電源設備 ※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※４・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
代替所内電気設備
・緊急用電源切替盤
燃料給油設備 ※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設備主要設備

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保

サポート系故障時－整備する手順書 ※１

対応設備

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－55

対応手段，対応設備，手順書一覧（11／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）※５

重大事故等対処設備

関連設備

非常用逃がし安全弁駆動系配管・弁主蒸気系配管・クエンチャ
常設代替直流電源設備※４
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧

サポート系故障時－対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－56

対応手段，対応設備，手順書一覧（12／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

非常用窒素供給系
非常用逃がし安全弁駆動系

重大 事故等 対処設備

主要設備

逃がし 安全 弁の背圧 対策

サポ ート 系 故障 時

－

対応
手段

－ ※７

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－57

対応手段，対応設備，手順書一覧（13／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

重大事故等対処設備

関連設備

自動減圧機能用アキュムレータ
主蒸気配管・クエンチャ
常設代替直流電源設備※４
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

所内常設直流電源設備のうち蓄電池及び充電器（常設直流電源）

代替直流電源設備による復旧①

サポート系故障時

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機等（全交流動力電源）

対応
手段

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－58

対応手段，対応設備，手順書一覧（14／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

逃がし安全弁（逃がし弁機能）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
重大事故等対策要領

自主対策設備

逃がし弁機能用アキュムレータ

重大事故等対処設備

関連設備

主蒸気系配管・クエンチャ
常設代替直流電源設備※４
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設備主要設備

所内常設直流電源設備のうち蓄電池及び充電器（常設直流電源）

代替直流電源設備による復旧②

サポート系故障時

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機等（全交流動力電源）

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－59

対応手段，対応設備，手順書一覧（15／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

重大事故等対処設備

関連設備

自動減圧機能用アキュムレータ
主蒸気系配管・クエンチャ
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

所内常設直流電源設備のうち蓄電池（常設直流電源）

代替交流電源設備による復旧①

サポート系故障時

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機等（全交流動力電源）

対応
手段

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－60対応手段，対応設備，手順書一覧（16／21）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

逃がし安全弁（逃がし弁機能）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
重大事故等対策要領

自主対策設備

逃がし弁機能用アキュムレータ

重大事故等対処設備

関連設備

主蒸気系配管・クエンチャ
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設備主要設備

所内常設直流電源設備のうち蓄電池（常設直流電源）

代替交流電源設備による復旧②

サポート系故障時

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機等（全交流動力電源）

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－61

対応手段，対応設備，手順書一覧（17／21）（原子炉格納容器破損の防止）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

逃がし安全弁（自動減圧機能）
自動減圧機能用アキュムレータ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」

重大事故等対処設備

関連設備

主蒸気系配管・クエンチャ
所内常設直流電源設備 ※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※４・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備
炉心損傷時における高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱の防止①

原子炉格納容器破損の防止－

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－１」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－62

対応手段，対応設備，手順書一覧（18／21）（原子炉格納容器破損の防止）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ

自主対策設備主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
主蒸気系配管・クエンチャ
所内常設直流電源設備 ※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※４・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

関連設備

炉心損傷時における高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱の防止②

原子炉格納容器破損の防止－

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－１」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－63

対応手段，対応設備，手順書一覧（19／21）（インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）
自動減圧機能用アキュムレータ
高圧炉心スプレイ系注入弁
原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
低圧炉心スプレイ系注入弁
残留熱除去系Ａ系注入弁
残留熱除去系Ｂ系注入弁
残留熱除去系Ｃ系注入弁

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」等

重大事故等対処設備

関連設備

主蒸気系配管・クエンチャ
所内常設直流電源設備※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
常設代替直流電源設備※４
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替交流電源設備
可搬型代替直流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応①

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時

－

対応
手段

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－64

対応手段，対応設備，手順書一覧（20／21）（インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

高圧炉心スプレイ系注入弁
原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
低圧炉心スプレイ系注入弁
残留熱除去系Ａ系注入弁
残留熱除去系Ｂ系注入弁
残留熱除去系Ｃ系注入弁

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」等
重大事故等対策要領

重大事故等対処設備

関連設備

主蒸気系配管・クエンチャ
所内常設直流電源設備※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
常設代替直流電源設備※４
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替交流電源設備
可搬型代替直流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設備

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ

重大事故等対処設備

主要設備

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応②

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時

－

対応
手段

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－65

対応手段，対応設備，手順書一覧（21／21）（インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

高圧炉心スプレイ系注入弁
原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
低圧炉心スプレイ系注入弁
残留熱除去系Ａ系注入弁
残留熱除去系Ｂ系注入弁
残留熱除去系Ｃ系注入弁

重大事故等対策要領

自主対策設備主蒸気系配管・弁

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」等

重大事故等対処設備

関連設備

所内常設直流電源設備※４・125V系蓄電池 Ａ系
・125V系蓄電池 Ｂ系
常設代替直流電源設備※４
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替交流電源設備
可搬型代替直流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備※４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設備

タービン・バイパス弁
タービン制御系

重大事故等対処設備

主要設備

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応③

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時－

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：過渡時自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※3：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。
※6：逃がし安全弁（自動減圧機能）2個が対象である。
※7：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.3－66

第1.3－2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧

判断基準

ａ．手動による原子炉減圧(a) 逃がし安全弁による減圧【逃がし安全弁 7 個での減圧の場合】

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力

操作
判断基準

ａ．手動による原子炉減圧(a) 逃がし安全弁による減圧【逃がし安全弁 2 個での減圧の場合】

原子炉圧力容器内の水位

高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
残留熱除去系ポンプ吐出圧力※２
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※２
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度※１

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１

原子炉圧力容器への注水量

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉圧力容器内の温度

高圧炉心スプレイ系系統流量※１
原子炉隔離時冷却系系統流量※１
高圧代替注水系系統流量※１
給水流量
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力※２
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
残留熱除去系ポンプ吐出圧力※２
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※２
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）※１
原子炉圧力容器温度※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3－67

監視計器一覧（2／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧

判断基準

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力ａ．手動による原子炉減圧(b) 原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧

運転状態の監視（運転状態）
原子炉圧力容器内の圧力
操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度※１

判断基準

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力ａ．手動による原子炉減圧(c) タービン・バイパス弁による減圧

残留熱除去系ポンプ吐出圧力※２
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※２
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉隔離時冷却系系統流量※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力※２
復水貯蔵タンク水位
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１

運転状態の監視（運転状態）
原子炉圧力容器内の圧力
操作

原子炉圧力容器内の水位

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※２
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※２
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉隔離時冷却系系統流量※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力※２
復水貯蔵タンク水位
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１
復水器真空度※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3－68

監視計器一覧（3／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧
判断基準

直流 125V 主母線盤
直流 125V 主母線盤

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１

電源

緊急用直流 125V 主母線盤電圧※２

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１

電源

直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧※２
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧※２
緊急用直流 125V 主母線盤電圧※２

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１

電源

緊急用直流 125V 主母線盤電圧※２
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。）電圧※２

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１

電源

直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧※２
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧※２
緊急用直流 125V 主母線盤電圧※２

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１

ａ．常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
操作
判断基準

ｂ．可搬型代替直流電源設備
による逃がし安全弁機能回復
操作
判断基準

ｃ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能
回復

２Ａ電圧※２２Ｂ電圧※２

電源操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3－69

監視計器一覧（4／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧

駆動源の確保

自動減圧系作動用アキュムレータ圧力低警報
高圧窒素供給系供給圧力※２操作

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力※２

判断基準

駆動源の確保

高圧窒素ボンベ圧力低警報
非常用窒素供給系供給圧力※２
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力※２操作

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力※２
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力※２

判断基準

駆動源の確保

高圧窒素ボンベ圧力低警報
非常用窒素供給系供給圧力※２
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力※２

操作

ａ．非常用窒素供給系による窒素確保【非常用窒素供給系高圧窒素
ボンベ切替え】判断基準

ａ．非常用窒素供給系による窒素確保【窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え】

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力※２

駆動源の確保

高圧窒素ボンベ圧力低警報
高圧窒素供給系供給圧力※２
非常用窒素供給系供給圧力※２
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力※２
非常用逃がし安全弁駆動系供給圧力 ※２
非常用逃がし安全弁駆動系窒素ボンベ圧力 ※２

補機監視機能非常用逃がし安全弁駆動系供給圧力 ※２
非常用逃がし安全弁駆動系窒素ボンベ圧力 ※２

ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保

判断基準

ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3－70

監視計器一覧（5／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順
1.3.2.4

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順

判断基準

(1)

監視パラメータ（計器）

格納容器バイパスの監視

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※ １
原子炉水位（燃料域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※ １
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ※ １
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力 ※ １
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ※ １
残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ※ １

格納容器バイパスの監視

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※ １
原子炉水位（燃料域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※ １
原子炉圧力 ※ １
原子炉圧力（ＳＡ） ※ １
ドライウェル雰囲気温度 ※ １
ドライウェル圧力 ※ １
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ※ １
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力 ※ １
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ※ １
残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ※ １
主蒸気流量
給水流量

原子炉圧力容器への注水量

高圧炉心スプレイ系系統流量 ※ １
残留熱除去系系統流量 ※ １
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※ １
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※ １
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用） ※ １

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※ １
代替淡水貯槽水位 ※ １

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※ １

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※ １
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※ １
残留熱除去系系統流量 ※ １
残留熱除去系海水系系統流量 ※ １

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3－71

監視計器一覧（6／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.3.2.4

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

操作

(1)

監視パラメータ（計器）

漏えい関連警報【漏えい検知】
ISOLATION SYS MS LINE PRESS LOWISOLATION SYS MS LINE FLOW HIGHLDS CUW ⊿F HIGH OR CONT. TROUBLE
RCIC STEAM LINE BREAK ⊿P HIGHLDS MS TUNNEL TEMP HI
LDS T/B MS LINE TEMP HI
LDS RCIC EQUIP AREA TEMP HI
LDS RCIC PIPE AREA TEMP HI
LDS CUW ROOMS TEMP HI
LDS RHR EQUIP AREA TEMP HI
LDS CUW ROOMS AMBIENT TEMP HI
LDS RHR EQUIP ROOMS AMBIENT TEMP HI【床漏えい警報】
HPCS PUMP AREA FLOODING
RCIC PUMP AREA FLOODING
LPCS PUMP AREA FLOODING
RHR PUMP A(B,C) AREA FLOODING
RHR Hx A(B) AREA FLOODING
R/B EAST SUMP PUMP AREA FLOODING
R/B WEST SUMP PUMP AREA FLOODING【原子炉建屋サンプ液位警報】
R/B FD SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B ED SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B SD SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B OD SUMP A(B) LEVEL HI OR HI-HI OR POWER
FAILURE【原子炉建屋サンプ温度警報】
R/B ED SUMP A OR B TEMP HIGH
【原子炉建屋内異常漏えい警報】
R/B FD SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
R/B ED SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
R/B SD SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
【圧力】
HPCS SPRAY HEAD TO TOP OF CORE-PLATE ⊿P HIGH
HPCS PUMP SUCTION PRESS HI/LO
RCIC PUMP SUCTION PRESS HIGH
RHR INJECTION VALVE ⊿P LOW
RHR PUMP DISCH PRESS ABNORMAL HI/LO
RHR SHUTDOWN HEADER PRESS HIGH
LPCS INJECTION VALVE ⊿P LOW
LPCS PUMP ABNORMAL HI/LO DISCH PRESS
プロセス放射線モニタ警報
火災報知器警報
原子炉建屋内放射線モニタ警報
原子炉建屋内ダストモニタ警報※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3－72

第 1.3－ 3 表
対象条文【 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

審査基準における要求事項毎の給電対象設備
供給対象設備

給電元
給電母線
所内常設直流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊 急 用 直 流 125V主 母 線 盤
直 流 125V主 母 線 盤 ２ Ａ
直 流 125V主 母 線 盤 ２ Ｂ

逃がし安全弁

1.3－73

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応①：フロントライン系：サポート系②-2

手動による原子炉の減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク
循環運転による減圧）・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵タンク

原子炉減圧の自動化
・過渡時自動減圧機能・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ １
・自動減圧機能用アキュムレータ

②-3 手動による原子炉の減圧（タービン・バイバス弁による減圧） ＊ ２・タービン・バイパス弁
・タービン制御系②-1 手動による原子炉の減圧（逃がし安全弁による減圧）・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
②-3

逃が し安 全 弁に よる
原子 炉減 圧 機能 喪失②-2③

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ３
・自動減圧機能用アキュムレータ

④

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ３
・自動減圧機能用アキュムレータ

⑤

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁用可搬型蓄電池
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ４
・自動減圧機能用アキュムレータ

逃がし安 全 弁

逃がし安 全 弁（逃 がし 弁 機能 ）機 能喪 失

（自 動減 圧 機能 ）＊６

機 能喪 失※2

逃が し安 全 弁
弁体 故障

⑧

⑥

非常用窒素供給系による窒素確保
・非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（自動減圧機能）⑦

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
・可搬型窒素供給装置（小型）・逃がし安全弁（自動減圧機能）⑧

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧・非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（逃がし弁機能） ＊ ５⑨代替直流電源設備による復旧
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

⑩

代替交流電源設備による復旧
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

駆動 源喪 失（窒 素）

※3制御 回路 Ａ 系故 障制御 回路 Ｂ 系故 障

※1

※1

⑤

①

電磁 弁
故障

④

③

駆動 源喪 失
（直 流）

信号 故障

※5

＊1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象＊2：主蒸気隔離弁開時のみ有効＊3：逃がし安全弁（自動減圧機能）用電磁弁Ａ系のみ有効＊4：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象
＊5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象＊6：逃がし安全弁（自動減圧機能）は，Ｂ，Ｃ，Ｆ，Ｈ，Ｋ，Ｌ，Ｒの 7 個②-1

自動 減圧 系
信号 故障

手動

第1.3－1図

機能喪失原因対策分析（1／3）
1.3－74

①（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

原子炉減圧の自動化
・過渡時自動減圧機能・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ １
・自動減圧機能用アキュムレータ

②-1 手動による原子炉の減圧（逃がし安全弁による減圧）・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

：フロントライン系：サポート系②-2

手動による原子炉の減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵
タンク循環運転による減圧）・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵タンク

逃が し安 全 弁
（逃 がし 弁 機能 ）機 能喪 失②-3

手動による原子炉の減圧（タービン・バイバス弁による減圧） ＊ ２・タービン・バイパス弁
・タービン制御系③

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ３
・自動減圧機能用アキュムレータ

④

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ３
・自動減圧機能用アキュムレータ

⑤

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁用可搬型蓄電池
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ４
・自動減圧機能用アキュムレータ

⑥

非常用窒素供給系による窒素確保
・非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（自動減圧機能）⑦

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
・可搬型窒素供給装置（小型）・逃がし安全弁（自動減圧機能）⑧

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧・非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（逃がし弁機能） ＊ ５⑨代替直流電源設備による復旧
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

⑩

代替交流電源設備による復旧
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

※2

逃が し安 全 弁
弁体 故障
⑧

電磁 弁
故障

作動 回路
故障

駆動 源喪 失（直 流）

駆動 源喪 失
（窒 素）

※5

※4

②-1
自動起動
信号故障

手動

駆動 源喪 失（窒 素）

駆動源喪 失（窒素）

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）※3※4

窒素供給 設 備
故障

配管 破損＊1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象＊2：主蒸気隔離弁開時のみ有効＊3：逃がし安全弁（自動減圧機能）用電磁弁Ａ系のみ有効＊4：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象
＊5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象

アキ ュム レ ータ
故障

逃が し安 全 弁
（逃 がし 弁 機能 ）窒素 供給 系
故障

配管破損

アキ ュム レ ータ
故障⑦⑥
窒素 供給 系
故障

高圧 窒素 ボ ンベ
故障

第1.3－1図

機能喪失原因対策分析（2／3）
1.3－75

（凡例）①：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

原子炉減圧の自動化
・過渡時自動減圧機能・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ １
・自動減圧機能用アキュムレータ

：フロントライン系②-1 手動による原子炉の減圧（逃がし安全弁による減圧）・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

：サポート系（略語）③

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ３
・自動減圧機能用アキュムレータ

④

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ３
・自動減圧機能用アキュムレータ

⑤

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
・逃がし安全弁用可搬型蓄電池
・逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊ ４
・自動減圧機能用アキュムレータ

⑥

非常用窒素供給系による窒素確保
・非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（自動減圧機能）

Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置
電源 喪失（直 流電 源 ）Ｐ／Ｃ：パワーセンタ②-2

手動による原子炉の減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵
タンク循環運転による減圧）・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵タンク※5②-3

手動による原子炉の減圧（タービン・バイバス弁による
＊２

配電 盤
機能 喪失

減圧）
・タービン・バイパス弁
・タービン制御系⑦

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
・可搬型窒素供給装置（小型）・逃がし安全弁（自動減圧機能）⑧

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧・非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（逃がし弁機能） ＊ ５⑨代替直流電源設備による復旧
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

⑩

代替交流電源設備による復旧
・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁（逃がし弁機能）・自動減圧機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ

⑨

蓄電 池
機能 喪失

駆動 源喪 失（交 流電 源 ）充電 器故 障※6

駆動 源喪 失(交流 電 源)＊1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象＊2：主蒸気隔離弁開時のみ有効＊3：逃がし安全弁（自動減圧機能）用電磁弁Ａ系のみ有効＊4：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象
＊5：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象

※6

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

⑩

外部 電源 系
故障

非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機等 故 障第1.3－1図

機能喪失原因対策分析（3／3）
1.3－76

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

注：常設直流電源設備による電源供給については，逃がし安全弁（自動減圧機能）用電磁弁Ａ系への供
給を示す。

操作手順
⑥

弁名称
逃がし安全弁（自動減圧機能）

記載例 ○ ：操作手順番号を示す。

第1.3－2図

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

1.3－77

概要図第1.3－3図

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復ート

1.3－78

タイムチャ

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

注：可搬型直流電源設備による電源供給については，
逃がし安全弁（自動減圧機能）用電磁弁Ａ系への供給を示す。

操作手順
⑥
記載例

弁名称
逃がし安全弁（自動減圧機能）○ ：操作手順番号を示す。

第1.3－4図

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

1.3－79概要図

第1.3－5図

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復ャート

1.3－80

タイムチ

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑥
記載例

弁名称
逃がし安全弁（自動減圧機能）○ ：操作手順番号を示す。

第1.3－6図

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復

1.3－81

概要図第1.3－7図

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
ムチャート

1.3－82

タイ

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
②

※１

記載例

，②

※２

弁名称
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ供給止め弁○ ：操作手順番号を示す。

第 1.3－8 図

非常用窒素供給系による窒素確保
1.3－83

概要図

第 1.3－ 9 図

非常用窒素供給系による窒素確保

1.3－84

タイムチャート

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

記載例

弁名称

操作手順

弁名称

非常用窒素供給系原子炉建屋内側隔離弁③※４

非常用窒素供給系窒素供給弁Ａ③ ※２

非常用窒素供給系原子炉棟外側隔離弁③ ※５

非常用窒素供給系窒素供給弁Ｂ③ ※３

非常用窒素供給系窒素原子炉棟内側隔離弁

③

※１

⑩

非常用窒素供給系窒素原子炉建屋外側隔離弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.3－10 図

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
1.3－85

概要図

第 1.3－ 11 図

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
チャート

1.3－86

タイム

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

圧力調整弁

電磁弁

逃がし安全弁アキュムレータ

P

圧力検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
②
⑧ ※１
記載例

弁名称

操作手順

非常用逃がし安全弁駆動系窒素ブローライン隔離弁

⑧

※２

弁名称
非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給ライン隔離弁

非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.3－12図

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
1.3－87

概要図

第 1.3－ 13 図

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
チャート

1.3－88タイム

※ ： 漏 え い 量 に よ ら ず ， 現 場 で の 隔 離 操 作 の 所 要 時 間 は 300 分 以 内 と 想 定 す る 。

第 1.3－ 14 図

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制
御」タイムチャート（中央制御室からの遠隔操作による漏えい箇所の隔離ができない場合）

1.3－89

(1)フロントライン系故障時の対応手段の選択
逃がし安全弁による自動減圧機能喪失（凡例）：プラント状態：操作・確認

炉心損傷

No

：判断
：重大事故等対処設備

Yes
原子炉圧力容器内の圧力が 0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統が使用できず，低圧注水系 1 系統以上起動
又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器
内の水位が規定水位（燃料有効長底部から燃料有効長の 20％高い位置）に到達

低圧で原子炉へ注水可能な系統
又は低圧代替注水系注水準備完了①（2／2）から手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（自動減圧機能）による減圧）【逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 個を開放】手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（自動減圧機能）による減圧）【逃がし安全弁（自動減圧機能）
2 個を開放】No
原子炉減圧成功

Yes
No
原子炉減圧成功

Yes

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達 10 分後及び残留熱除去系ポンプ運転
又は低圧炉心スプレイ系ポンプ運転

手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（逃がし弁機能）による減圧）【逃がし安全弁合計 7 個まで開放】

No
原子炉減圧成功 ※１

手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（逃がし弁機能）による減圧）【逃がし安全弁合計 2 個まで開放】

Yes
手動による原子炉減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵
タンク循環運転による減圧） ※２

No
原子炉減圧成功
主蒸気隔離弁
隔離条件解除Yes

手動による原子炉減圧（タービン・バイパス弁による減圧）

※1
※2
※3

原子炉減圧

第 1.3－15 図

逃がし安全弁が 1 個以上開放できた場合，原子炉減圧成功を判断する。
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の代替減圧手段としては使用しない。
過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個を作動させる。

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／2）
1.3－90原子炉減圧の自動化（過渡時自動減圧機能による減圧） ※３(2)サポート系故障時の対応手段の選択
常設直流電源系統喪失による逃がし安全弁機能喪失

作動用窒素喪失（凡例）：プラント状態

常設代替直流電源設備
による逃がし安全弁機能回復：操作・確認

非常用窒素供給系
による窒素確保：判断：重大事故等対処設備

常設代替直流電源設備
による給電成功No

非常用窒素供給系
高圧窒素ボンベ圧力
5.0MPa［gage］以下
でない

Yes
逃がし安全弁用可搬型蓄電池
による逃がし安全弁機能回復

No

非常用窒素供給系
による窒素確保（予備の非常用窒素供給系
高圧窒素ボンベ）

Yes

可搬型代替直流電源設備
による逃がし安全弁機能回復

逃がし安全弁（自動減圧機能）
開放

逃がし安全弁（自動減圧機能）の窒素確保成功

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保

No

原子炉減圧

Yes

逃がし安全弁（自動減圧機能）
開放

常設直流電源喪失による逃がし安全弁機能喪失

全交流動力電源喪失

No
非常用逃がし安全弁
駆動系高圧窒素ボンベ圧力
5.0MPa［gage］以下
でない

Yes
常設代替交流電源設備による復旧

常設代替交流電源設備
による給電成功Yes

代替交流電源設備による復旧

非常用逃がし安全弁駆動系
による原子炉減圧

常設代替直流電源設備
による復旧

No

常設代替直流電源設備
による給電成功
可搬型代替交流電源設備
による復旧

Yes

Yes

No
可搬型代替交流電源設備
による復旧

原子炉減圧

代替直流電源設備による復旧①（1／2）へ

第 1.3－15 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／2）
1.3－91No
非常用逃がし安全弁駆動系
による原子炉減圧（予備の非常用逃がし安全弁駆動系
高圧窒素ボンベ）

添付資料 1.3.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／12）
技術 的能 力 審査 基準（ 1.3）

【本 文】
発電 用原 子 炉設 置 者におい て 、原 子 炉冷 却
材圧 力バ ウ ンダ リ が高圧の 状 態で あ って 、
設計 基準 事 故対 処 設備が有 す る発 電 用原 子
炉の 減圧 機 能が 喪 失した場 合 にお い ても 炉
心の 著し い 損傷 及 び原子炉 格 納容 器 の破 損を防 止す る ため 、 原子炉冷 却 材圧 力 バウ ン
ダリ を減 圧 する た めに必要 な 手順 等 が適 切に整 備さ れ てい る か、又は 整 備さ れ る方 針が適 切に 示 され て いること 。

番号

設置 許可 基 準規 則 （第 46 条）

技術 基準 規則（ 第 61 条）

番号

①

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設 には 、原 子 炉冷 却 材圧 力
バウ ンダ リ が高 圧 の状 態で あ って 、 設計 基
準事 故対 処 設備 が 有す る発 電 用原 子 炉の 減
圧機 能が 喪 失し た 場合 にお い ても 炉 心の 著
しい 損傷 及 び原 子 炉格 納容 器 の破 損 を防 止する ため 、 原子 炉 冷却 材圧 力 バウ ン ダリ を減圧 する た めに 必 要な 設備 を 設け な けれ ばなら ない 。

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設には 、原 子 炉冷 却 材圧 力
バウ ンダ リ が高 圧の状 態で あ って 、 設計 基
準事 故対 処 設備 が有す る発 電 用原 子 炉の 減
圧機 能が 喪 失し た場合 にお い ても 炉 心の 著
しい 損傷 及 び原 子炉格 納容 器 の破 損 を防 止する ため 、 原子 炉冷却 材圧 力 バウ ン ダリ を減圧 する た めに 必要な 設備 を 施設 し なけ れ
ばな らな い 。

⑦

－

【解 釈】
１ 第４ ６条 に 規定 す る「 炉心 の 著し い 損
傷」 を「 防 止す る ため 、原 子 炉冷 却 材
圧力 バウ ン ダリ を 減圧 する た めに 必 要
な設 備」 と は、 以 下に 掲げ る 措置 又 は
これ らと 同 等以 上 の効 果を 有 する 措 置
を行 うた め の設 備 をい う。

【解 釈】
１ 第６ １条 に 規定 す る「 炉心 の 著し い 損
傷」 を「 防 止す るため 、原 子 炉冷 却 材
圧力 バウ ン ダリ を減圧 する た めに 必 要
な設 備」 と は、 以下に 掲げ る 措置 又 は
これ らと 同 等以 上の効 果を 有 する 措 置
を行 うた め の設 備をい う。

－②（１ ）ロ ジ ック の 追加ａ） 原子 炉 水位 低 かつ 低圧 注 水系 が 利用 可
能な 状態 で 、逃 が し安 全弁 を 作動 さ せる
減圧 自動 化 ロジ ッ クを 設け る こと （BWRの場 合） 。

（１ ）ロ ジ ック の追加
ａ） 原子 炉 水位 低かつ 低圧 注 水系 が 利用 可
能な 状態 で 、逃 がし安 全弁 を 作動 さ せる
減圧 自動 化 ロジ ックを 設け る こと （BWRの場 合） 。

⑧③

（２ ）可 搬 型重 大 事故 防止 設 備ａ） 常設 直 流電 源 系統 喪失 時 にお い ても 、
減圧 用の 弁 （逃 が し安 全弁 （BWR の 場合） 又は 主 蒸気 逃 がし 弁及 び 加圧 器 逃がし弁 （PWR の場 合 ）） を作 動 させ 原 子炉
冷却 材圧 力 バウ ン ダリ の減 圧 操作 が 行え
るよ う、 手 動設 備 又は 可搬 型 代替 直 流電源設 備を 配 備す る こと 。

（２ ）可 搬 型重 大事故 防止 設 備ａ） 常設 直 流電 源系統 喪失 時 にお い ても 、
減圧 用の 弁 （逃 がし安 全弁 （BWR の 場合） 又は 主 蒸気 逃がし 弁及 び 加圧 器 逃がし弁 （PWR の場 合）） を作 動 させ 原 子炉
冷却 材圧 力 バウ ンダリ の減 圧 操作 が 行え
るよ う、 手 動設 備又は 可搬 型 代替 直 流電源設 備を 配 備す ること 。

⑨

ｃ） 減圧 用 の弁 が 作動可能 な 環境 条 件を 明
確に する こ と｡④

ｂ） 減圧 用 の弁 が 空気 作動 弁 であ る 場合 、
減圧 用の 弁 を作 動 させ 原子 炉 冷却 材 圧力
バウ ンダ リ の減 圧 操作 が行 え るよ う 、可搬型 コン プ レッ サ ー又 は窒 素 ボン ベ を配
備す るこ と 。

ｂ） 減圧 用 の弁 が空気 作動 弁 であ る 場合 、
減圧 用の 弁 を作 動させ 原子 炉 冷却 材 圧力
バウ ンダ リ の減 圧操作 が行 え るよ う 、可搬型 コン プ レッ サー又 は窒 素 ボン ベ を配
備す るこ と 。

⑩

（２ ）復 旧ａ） 常設 直 流電 源 喪失時に お いて も 、減 圧用の 弁を 作 動さ せ原子 炉冷 却 材圧 力 バウ
ンダ リの 減 圧操 作が行 える よ う、 代 替電
源に よる 復 旧手 順等が 整備 さ れて い ること｡⑤

（３ ）蒸 気 発生 器 伝熱管破 損 （SGTR）
ａ） SGTR 発 生 時に お いて 、破 損 した 蒸 気発生 器を 隔 離す ること 。隔 離 でき な い場合、 加圧 器 逃が し弁を 作動 さ せる こ と等によ り原 子 炉冷 却材圧 力バ ウ ンダ リ の減圧操 作が 行 える よう、 手順 等 が整 備 され
てい るこ と 。（ PWR の 場合 ）－ｃ） 減圧 用 の弁 は 、想 定さ れ る重 大 事故 等が発 生し た 場合 の 環境 条件 に おい て 確実に作 動す る こと 。

ｃ） 減圧 用 の弁 は、想 定さ れ る重 大 事故 等が発 生し た 場合 の環境 条件 に おい て 確実に作 動す る こと 。

⑪

（４ ）イ ン ター フ ェイスシ ス テム LOCA
（ISLOCA）
ａ） ISLOCA 発 生時 に おい て、 原 子炉 冷 却
材圧 力バ ウ ンダ リの損 傷箇 所 を隔 離 すること 。隔 離 でき ない場 合、 原 子炉 を 減圧
し、 原子 炉 冷却 材の漏 えい を 抑制 す るた
めに 、逃 が し安 全弁（ BWR の 場合 ） 又は
主蒸 気逃 が し弁 及び加 圧器 逃 がし 弁
（PWR の 場 合） を作動 させ る こと 等 により原 子炉 冷 却材 圧力バ ウン ダ リの 減 圧操
作が 行え る よう 、手順 等が 整 備さ れ てい
るこ と｡

⑥

【解 釈】
１ 「炉 心の 著 しい 損 傷」 を「 防 止す る ため、 原子 炉 冷却 材圧力 バウ ン ダリ を 減圧す るた め に必 要な手 順等 」 とは 、 以
下に 掲げ る 措置 又はこ れら と 同等 以 上の効 果を 有 する 措置を 行う た めの 手 順等を いう ｡
（１ ）可 搬 型重 大 事故防止 設 備ａ） 常設 直 流電 源 系統喪失 時 にお い て、 減
圧用 の弁 （ 逃が し安全 弁（ BWR の 場 合）
又は 、主 蒸 気逃 がし弁 及び 加 圧器 逃 がし弁（ PWR の 場 合）） を作 動さ せ 原子 炉 冷
却材 圧力 バ ウン ダリの 減圧 操 作が 行 える
よう 、手 順 等が 整備さ れて い るこ と｡ｂ） 減圧 用 の弁 が 空気作動 弁 であ る 場合 、
減圧 用の 弁 を作 動させ 原子 炉 冷却 材 圧力
バウ ンダ リ の減 圧操作 が行 え るよ う 可搬型コ ンプ レ ッサ ー又は 窒素 ボ ンベ を 整備する こと ｡

※1：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※2：逃がし安全弁用可搬型蓄電池の対象は 2 個である。
※3：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。

1.3－92

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／12）
重大 事故 等 対処 設 備

機器 名称

既設
新設

過渡 時自 動減圧 機 能

既設手段

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

非常 用交 流電源 設 備

既設

燃料 給油 設備

既設

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

所内 常設 直流電 源 設備

既設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

常設 代替 直流電 源 設備新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

備考

手段

機器 名称

－

－

－

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）－

手動 によ る 原子 炉 減圧 （逃 が し安 全 弁に よる 減圧 ②）

既設①⑦

手動 によ る 原子 炉 減圧 （逃 が し安 全 弁に よる 減圧 ①）

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

解釈
対応 番号

①⑦⑧

原子 炉減 圧 の自 動 化※１

自主 対策設 備

逃が し安 全弁用 ア キュ ムレ ー タ

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

所内 常設 直流電 源 設備

可搬 型代 替交流 電 源設 備

常設 代替 直流電 源 設備

可搬 型代 替直流 電 源設 備

燃料 給油 設備

※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－93

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／12）
重大 事故 等 対処 設 備

手段

機器 名称

既設
新設

自主 対策設 備
解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

原子 炉隔 離時冷 却 系ポ ンプ

復水 貯蔵 タンク

原子 炉隔 離時冷 却 系（ 蒸気 系 ）
配管 ・弁

－

－

－

－

手動 によ る 原子 炉 減圧
（原子炉 隔 離時 冷却系 によ る 減圧 ）－主蒸 気系 配管・ 弁

原子 炉隔 離時冷 却 系（ 注水 系 ）配管 ・弁

補給 水系 配管・ 弁

所内 常設 直流電 源 設備

常設 代替 直流電 源 設備

可搬 型代 替交流 電 源設 備

燃料 給油 設備
手動 によ る 原子 炉 減圧
（タ ービン ・バ イパス弁による減圧）※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－94ター ビン ・バイ パ ス弁

ター ビン 制御系

主蒸 気系 配管・ 弁

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／12）
重大 事故 等 対処 設 備

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

常設 代替 直流電 源 設備

新設

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復※２

既設

逃が し安 全弁用 可 搬型 蓄電 池

新設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設①②③④⑦⑨⑩⑪

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

解釈
対応 番号

①②③④⑤⑦⑨⑩⑪

既設
新設

①⑤⑦

機器 名称

手段

自主 対策設 備

備考

機器 名称

－

－

－

－

－

※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－95

手段

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／12）
重大 事故 等 対処 設 備

既設

非常 用窒 素供給 系 高圧 窒素 ボ ン
ベ

既設
新設

自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

非常 用窒 素供給 系 配管 ・弁

既設

非常 用逃 がし安 全 弁駆 動系 高 圧
窒素 ボン ベ新設

非常用窒素供給系による窒素確保

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）
※３

－

手段

機器 名称

可搬 型窒 素供給 装 置（ 小型 ）逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

非常 用窒 素供給 系 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

常設 代替 直流電 源 設備新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

非常 用窒 素供給 系

既設
新設

①④⑦⑪

逃がし安全 弁の背圧 対策新設①②③④⑦⑨⑩⑪

非常用逃がし安全弁駆動系による
原子炉減圧

非常 用逃 がし安 全 弁駆 動系 配管・ 弁

非常 用逃 がし安 全 弁駆 動系

備考

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

手段

自主 対策設 備
解釈
対応 番号①②③④⑦⑨⑩⑪

機器 名称

既設
新設

－

－

－

－

－

－

新設

※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－96

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／12）
重大 事故 等 対処 設 備

手段

自主 対策設 備

既設
新設

解釈
対応 番号

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

新設

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

逃が し弁 機能用 ア キュ ムレ ー タ

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

備考

－

手段

代替直流電源設備による復旧②①⑤⑦

代替直流電源設備による復旧①

機器 名称

機器 名称

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

燃料 給油 設備新設

燃料 給油 設備

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

新設

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

逃が し弁 機能用 ア キュ ムレ ー タ

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設－

代替交流電源設備による復旧②

新設

①⑤⑦

代替交流電源設備による復旧①

常設 代替 直流電 源 設備

常設 代替 直流電 源 設備

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

常設 代替 交流電 源 設備新設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

燃料 給油 設備新設

燃料 給油 設備

※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－97

常設 代替 交流電 源 設備

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／12）
重大 事故 等 対処 設 備

手段

自主 対策設 備

既設
新設

解釈
対応 番号

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

逃が し弁 機能用 ア キュ ムレ ー タ

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

所内 常設 直流電 源 設備

既設

備考

－

手段

炉心損傷時における高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱の防止②①⑦

炉心損傷時における高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱の防止①

機器 名称

機器 名称

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

所内 常設 直流電 源 設備

常設 代替 交流電 源 設備

既設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

既設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

燃料 給油 設備新設

燃料 給油 設備

逃が し安 全弁（ 自 動減 圧機 能 ）

既設

逃が し安 全弁（ 逃 がし 弁機 能 ）自動 減圧 機能用 ア キュ ムレ ー タ

既設

逃が し弁 機能用 ア キュ ムレ ー タ

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

既設

主蒸 気系 配管・ ク エン チャ

高圧 炉心 スプレ イ 系注 入弁

既設

高圧 炉心 スプレ イ 系注 入弁

原子 炉隔 離時冷 却 系原 子炉 注 入弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却 系原 子炉 注 入弁

低圧 炉心 スプレ イ 系注 入弁

既設

残留 熱除 去系Ａ 系 注入 弁

既設－

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応②

既設

①⑥⑦

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応①

可搬 型代 替交流 電 源設 備

可搬 型代 替交流 電 源設 備

常設 代替 交流電 源 設備

低圧 炉心 スプレ イ 系注 入弁

残留 熱除 去系Ａ 系 注入 弁

残留 熱除 去系Ｂ 系 注入 弁

既設

残留 熱除 去系Ｃ 系 注入 弁

既設

所内 常設 直流電 源 設備

既設

所内 常設 直流電 源 設備

常設 代替 直流電 源 設備

新設

常設 代替 直流電 源 設備

可搬 型代 替交流 電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電 源設 備

可搬 型代 替直流 電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電 源設 備

燃料 給油 設備新設

燃料 給油 設備

※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－98

残留 熱除 去系Ｂ 系 注入 弁

残留 熱除 去系Ｃ 系 注入 弁

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／12）
重大 事故 等 対処 設 備

手段

機器 名称

既設
新設

自主対策 設 備
解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

ター ビン ・バイ パ ス弁

ター ビン 制御系

主蒸 気系 配管・ 弁

高圧 炉心 スプレ イ 系注 入弁

－

－

－

－

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応③－原子 炉隔 離時冷 却 系原 子炉 注 入弁

低圧 炉心 スプレ イ 系注 入弁

残留 熱除 去系Ａ 系 注入 弁

残留 熱除 去系Ｂ 系 注入 弁

残留 熱除 去系Ｃ 系 注入 弁

所内 常設 直流電 源 設備

常設 代替 直流電 源 設備

可搬 型代 替交流 電 源設 備

可搬 型代 替直流 電 源設 備

燃料 給油 設備

※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－99

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（9／12）
技術的能力審査基準（1.3）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原
子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設
備が有する発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること｡

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，設計基準対
象施設である逃がし安全弁が有する原子炉の減圧機能が喪失した場
合においても炉心の著しい損傷を防止する手段として，逃がし安全
弁による原子炉を減圧するために必要な手順等を整備する。
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格
納容器破損を防止する手段として，逃がし安全弁による原子炉を減圧するために必要な手順等を整
備する。

【解釈】
１ 「炉心の著しい損傷」を「防止するため、原子炉冷却材圧力バ
ウンダリを減圧するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう｡（１）可搬型重大事故防止設備ａ）常設直流電源系統喪失時において、減圧用の弁（逃がし安全弁（BWR の場合）又は、主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWRの場合））を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること｡－

設計基準事故対処設備である自動減圧機能が常設直流電源系統喪失により使用できない場合には，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器並びに逃がし安全弁
用可搬型蓄電池により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を作動させ，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるように手順等を整備する｡※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－100

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（10／12）
技術的能力審査基準（1.3）

適合方針ｂ）減圧用の弁が空気作動弁である
場合、減圧用の弁を作動させ原
子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう可搬型コン
プレッサー又は窒素ボンベを整備すること｡

設計基準対象施設である（逃がし弁機能）又は設計基準事故対処設備である逃がし安全弁（自動減圧機能）が逃がし安全弁作動用窒
素喪失により使用できない場合
は，非常用窒素供給系により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な窒素を供給し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるように手順等を整備する。
また，非常用逃がし安全弁駆動
系により逃がし安全弁（逃がし弁機能）のアクチュエータに窒素を供給することで逃がし安全弁（逃がし弁機能）を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるように手順等を整備する。

ｃ）減圧用の弁が作動可能な環境条
件を明確にすること｡

想定される重大事故等の環境条
件を考慮し，原子炉格納容器内圧力が設計圧力の2倍の状態（620kPa［gage］（2Pd））となった場合においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，非常用窒素供給系及び非常用逃がし安全弁駆動系の供給圧力をあらかじめ設定している。

※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－101

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（11／12）
技術的能力審査基準（1.3）（２）復旧ａ）常設直流電源喪失時においても、 減圧用の弁を作動させ原子炉冷 却材圧力バウンダリの減圧
操作 が行えるよう、代替電源による 復旧手順等が整備されてい
ること。

適合方針
設計基準事故対処設備である自動減圧機能が常設直流電源喪失により使用できない場合には，代替直流電源（常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池並びに可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車及び可搬型整流器）及び代替交流電源（常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源
装置及び可搬型代替交流電源設備として使用する常設代替低圧電源車）により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし
安全弁を作動させ，原子炉冷却材
圧力バウンダリの減圧操作が行えるように手順等を整備する｡
なお，電源の供給に関する手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

（３）蒸気発生器伝熱管破損（SGTR）ａ）SGTR 発生時において、破損した
蒸気発生器を隔離すること。隔離できない場合、加圧器逃がし弁を作動させること等により原
子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。（PWR の
場合）※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－102

対象外

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（12／12）
技術的能力審査基準（1.3）（４）インターフェイスシステム
LOCA（ISLOCA）
ａ）ISLOCA発生時において、原子炉
冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離すること。隔離できな
い場合、原子炉を減圧し、原子炉冷却材の漏えいを抑制するために、逃がし安全弁（BWRの場
合）又は主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWRの場合）を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること｡

適合方針
インターフェイスシステムＬＯ
ＣＡ発生時には，原子炉冷却材圧
力バウンダリの損傷箇所を中央制
御室からの注入弁の操作により隔離する。隔離できない場合，逃がし安全弁（自動減圧機能）により原子炉を減圧し，原子炉冷却材の漏えいを抑制するとともに，現場での注入弁の操作により原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離する手順等を整備する。

※1：逃がし安全弁（自動減圧機能）Ｂ及びＣが対象である。
※2：逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が対象である。
※3：逃がし安全弁（逃がし弁機能）Ａ，Ｇ，Ｓ及びＶが対象である。

1.3－103

凡例：逃がし安全弁（自動減圧機能＋逃がし弁機能）：逃がし安全弁（逃がし弁機能）：逃がし安全弁（逃がし弁機能＋非常用逃がし安全弁駆動系）

第1図

逃がし安全弁の配置図

1.3－104

第1表

対応手段と逃がし安全弁の対象
逃がし弁機能対応手段

原子炉減圧の自動化（過渡時自動減圧機能による減圧）
手動による原子炉減圧（逃がし安全弁による減圧）
常設代替直流電源設備
による逃がし安全弁機
能回復
可搬型代替直流電源設
備による逃がし安全弁
機能回復
逃がし安全弁用可搬型
蓄電池による逃がし安
全弁機能回復―自動減圧機能(A)(D)(E)(G)(J)(M)(N)(P)(S)(U)(V)(B)(C)(F)(H)(K)(L)(R)○○

備考(B)(C)が対象○○○○

非常用窒素供給系によ
る窒素確保

○

可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確
保○非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧○

代替直流電源設備によ
る復旧

○

○

代替交流電源設備によ
る復旧

○

○

7 個のうち 2 個が対象

(A)(G)(S)(V)が対象

1.3－105

第2表

逃がし安全弁用可搬型蓄電池接続の優先順位
主蒸気配管
【A】

順位

【B】

作動回路

Ｂ系

2

Ｂ系

3

Ｂ系

4

Ｂ系

5

Ａ系

6

Ａ系

7

Ａ系

8

Ａ系

【D】

逃がし安全弁
(H)

1

【C】

(B)

(F)

(K)

(L)

(R)

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

(C)

○

1.3－106○

添付資料 1.3.2
自主対策設備仕様

機器名称

常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

逃がし弁機能用アキュムレータ

常設

Ｃクラス

0.085m３ ／個

－

18 個

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

2,000m ３ ／個－

2個

可搬型窒素供給装置（小型）可搬－

14m３ ［N］／h－

1個

1.3－1071.3－108

第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

添付資料 1.3.3

1.3－109

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料 1.3.4
重大事故対策の成立性

1．非常用窒素供給系による窒素確保(1)

予備の高圧窒素ボンベへの交換
ａ．操作概要予備の高圧窒素ボンベへの交換が必要な状況において，原子炉建屋原
子炉棟地上3階まで移動するとともに，予備の高圧窒素ボンベを運搬して使用済みの高圧窒素ボンベと交換を実施した後，予備の高圧窒素ボン
ベに切り替えて逃がし安全弁（自動減圧機能）へ窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保における，予備の高圧窒素ボンベへの交換に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安 ※ ：280分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：59分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上3階（放射線防護具着用を含む））
ボンベ交換操作：221分（対象作業：ボンベ運搬，ボンベ交換等）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライ
1.3－110トを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
操作性：設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.3－111

添付資料 1.3.4
2．可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
(1)

系統構成
ａ．操作概要
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟地上1階，原子炉建屋原子炉棟地上1階及び原子
炉建屋原子炉棟地上3階まで移動するとともに，ホースの接続及び系統構成を実施した後，逃がし安全弁（自動減圧機能）へ窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟地上1階（管理区域），原子炉建屋原子炉棟
地上1階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安 ※ ：300分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：57分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上3階（放射線防護具着用を含む））
ホース接続：172分（対象作業：ホース敷設を含む）
系統構成：71分（操作対象5弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地上1階，原子炉建屋廃棄物処理棟地上3階（ボンベ操作を含む））
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライ
1.3－112トを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
操作性：設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.3－113

(2)可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
ａ．操作概要
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保が必要な状況において，原子炉建屋東側屋外に可搬型窒素供給装置（小型）を配備し，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に接続して可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）へ窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋東側屋外（非管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保における，現場でのホース接続，系統構成，窒素供給操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（重大事故等対応要員2名）
所要時間目安 ※ ：310分以内（所要時間目安のうち，可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保に係る時間は175分以内）※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
系統構成：125分（対象作業：ホース接続，可搬型窒素供給装置（小型）起動等）
窒素供給操作：10分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトによ1.3－114

り，夜間における作業性を確保している。
また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型窒素供給装置（小型）起動

可搬型窒素供給装置（小型）系統構成

1.3－115

添付資料 1.3.4
3．非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧(1)

予備の高圧窒素ボンベへの交換
ａ．操作概要予備の高圧窒素ボンベへの交換が必要な状況において，原子炉建屋原
子炉棟地上1階まで移動するとともに，予備の高圧窒素ボンベを運搬して使用済みの高圧窒素ボンベと交換を実施した後，予備の高圧窒素ボン
ベに切り替えて逃がし安全弁（逃がし弁機能）へ窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧における，予備の高圧窒
素ボンベへの交換に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安 ※ ：120分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：53分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上1階（放射線防護具着用を含む））
ボンベ交換操作：67分（対象作業：ボンベ運搬，ボンベ交換等）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
1.3－116

移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
操作性：設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.3－117

添 付 資 料 1.3.4
4． イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 発 生 時 の 漏 え い 停 止 操 作 （ 残留熱除去系の場合）(1)

操作概要
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の漏えい停止操作が必要な状況において，中央制御室からの遠隔操作により隔離ができない場合は，逃がし安全弁又はタービン・バイパス弁により原子炉を減圧して原子炉建屋原子炉棟への原子炉冷却材漏えいを抑制 し た 後 ， 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 上 3階 ま で 移 動 し ， 現 場 で の 人
力による隔離操作により漏えいを停止する。

(2)

作業場所
原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 上 3階 （ 管 理 区 域 ）(3)

必要要員数及び操作時間
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の残留熱除去系からの漏えい停止操作における，現場での隔離操作に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必 要 要 員 数 ： 4名 （ 運 転 員 等 （ 当 直 運 転 員 及 び 重 大 事 故 等 対 応
要 員 ） 4名 ）所 要 時 間 目 安 ： 115分 以 内
所要時間内訳
移 動 ： 67分 （ 移 動 経 路 ： 中 央 制 御 室 か ら 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟
地 上 3階 （ 放 射 線 防 護 具 着 用 を 含 む ））現 場 隔 離 操 作 ： 48分 （ 操 作 対 象 2弁 ： 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地
上 3階 ）(4)操作の成立性について
1.3－118

作 業 環 境 ： 操 作 現 場 の 温 度 は 作 業 時 間 に お い て 約 41℃ 程 度 ， 湿
度 は 100％ 程 度 と な る 可 能 性 が あ る が ， 放 射 線 防 護具（ＰＶＡ，アノラック，個人線量計，長靴・胴長
靴，自給式呼吸用保護具，綿手袋，ゴム手袋）を着用することにより作業可能である。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定 電 話 機 ， Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 ）， 送 受 話 器 の う ち ， 使 用 可
能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.3－119

現場手動隔離操作（放射線防護具着用）

自給式呼吸用保護具

自給式呼吸用保護具着用状態

自給式呼吸用保護具着用状態

（前面）

（後面）

1.3－120

1.3－121

海

第1図

←

※1 海へ

←

残留熱除 去系ポンプ(Ａ)←

常設高圧 代替注水系ポンプ←

ドライウ ェル

→残留熱除去系
ポンプ(Ｂ)→

復水 貯蔵タンク

→

海へ ※2

※3

代替
循環
冷却系
ポンプ
(Ｂ)

代替淡水貯槽↑：漏えい想定箇 所↑

常設低圧代替注 水系
ポンプ(Ａ)，(Ｂ)↑（原子炉隔離時冷却系による原子炉注水段階）

耐圧強化
ベント系

格納容器圧力逃 がし装置

漏えい想定
箇所

※3

：安全機能の喪 失を仮定する設備

高圧炉心
スプレイ 系ポンプ

残留熱除去系ポンプ(Ｃ)サプレッション
・プール

サプレッション ・チェンバ

低圧炉心スプレイ系ポンプ
原子 炉隔離時冷却系ポンプ

↑

代替
循環
冷却系
ポンプ
(Ａ)

例

タービンへ

逃がし安 全弁（安全弁 機能）凡

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概要図※2→

残留熱除去系
海水ポンプ(Ｂ)，(Ｄ)

→

※1

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

→

※1

※2

→

→

→

残留熱除去系
海水ポンプ(Ａ)，(Ｃ)

軽油 貯蔵タンクＧ

常設代替高圧電源装置

Ｇ

非常用デ ィーゼル発電機等

インターフェイスシステムＬＯＣＡ時の概要図

原子 炉圧 力 容 器

添付資料 1.3.5

1.3－122

第2図

←

※1 海へ

←

残留熱除去系ポンプ(Ａ)←←→

残留熱除去系
ポンプ(Ｂ)→

復水貯蔵タンク

→

海へ ※2

代替
循環
冷却系
ポンプ
(Ｂ)

代替淡水貯槽↑

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプ(Ｃ)サプレッション
・プール※3：漏えい想定箇所↑

常設低圧代替注水系ポンプ(Ａ)，(Ｂ)

↑

耐圧強化
ベント系

格納容器圧力逃がし装置

漏えい想定
箇所

※3

：安全機能の喪失を仮定する設備

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概要図

常設高圧代替注水系ポンプ

ドライウェルサプレッション・
チェンバ

低圧炉心スプレイ系ポンプ
原子炉隔離時冷却系ポンプ

↑

代替
循環
冷却系
ポンプ
(Ａ)

例

タービンへ

逃がし安全弁（自動減圧機能）凡（漏えい抑制のための原子炉減圧後の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水段階）

海

※2

→

残留熱除去系
海水ポンプ(Ｂ)，(Ｄ)

→

※1

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

→

※1

※2

→

→

→

残留熱除去系
海水ポンプ(Ａ)，(Ｃ)

軽油貯蔵タンク

Ｇ

常設代替高圧電源装置

Ｇ

非常用ディーゼル発電機等

原 子 炉 圧 力 容器

1.3－123

第3図

←

※1 海へ

←

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ａ )←←→残留 熱除 去 系
ポン プ (Ｂ)→

復水 貯 蔵 タ ンク

→

海へ ※2

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ )

代替 淡水 貯 槽↑

高 圧 炉心ス プ レイ 系 ポン プ

残 留 熱除 去 系ポ ンプ (Ｃ )サプ レッ シ ョ ン
・プール

※3

：漏 えい 想 定箇 所↑

常設 低 圧 代 替注 水系
ポン プ (Ａ)，(Ｂ )

↑

耐圧 強化
ベン ト系

格納 容器 圧 力逃 が し 装 置

漏えい想定
箇所

※3

：安 全機 能 の喪 失 を 仮 定す る 設備

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概要図

常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ

ド ラ イウ ェ ル

サプ レッ シ ョン ・チェンバ

低 圧 炉心 ス プレ イ系ポ ン プ
原子 炉 隔 離 時冷 却系 ポ ンプ

↑

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ａ)

例

タ ー ビン へ

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機 能 ）凡（隔離成功後の低圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系による格納容器除熱段階）

海

※2

→

残留 熱 除 去 系
海水 ポ ン プ(Ｂ)， (Ｄ)→※1

緊急 用海 水ポン プ（ Ａ ），（ Ｂ）

→

※1

※2

→

→

→

残留 熱除 去 系
海水 ポン プ (Ａ)，(Ｃ)

軽油 貯蔵 タ ンク

Ｇ

常設 代替 高 圧電 源装 置

Ｇ

非常 用デ ィ ーゼ ル 発 電 機等

原子 炉圧 力 容器

添付資料 1.3.6

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の破断面積及び現場環境等について

1．評価対象系統について
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）」（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）では，原子炉冷却材圧力バウ
ンダリと接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統において，高圧設計部分と低圧設計部分を分離する隔離弁の誤開放等により低圧設計部分が過圧され，格納容器外での原子炉冷却材の漏えいが発生することを想定する。
ＩＳＬＯＣＡの評価対象となる系統は，確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）での対象系統の選定の考え方に従い以下の条件を基に選定している。原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設された配管を第 1 図に，ＰＲＡでの選定結果を第 1 表に示す。
①出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統を選定②閉状態の弁が直列に 4 弁以上設置されている系統は発生頻度の観点で除外
ＰＲＡにおいて選定された対象系統のうち，残留熱除去系停止時冷却モード配管については，通常運転中に隔離弁の開閉試験を実施しない系統である
ため，対象外とした。なお，仮に残留熱除去系停止時冷却モード吸込配管にてＩＳＬＯＣＡが発生した場合は，原子炉圧力はサプレッション・プールに放出されるため系統が加圧されることはなく，残留熱除去系停止時冷却モード原子炉圧力容器戻り配管にてＩＳＬＯＣＡが発生した場合は，系統加圧状
1.3－124

態が注入配管にて発生した場合と同じとなることから，注入配管にてＩＳＬ
ＯＣＡ発生を想定した場合の構造健全性評価に包含される。
以上により，ＩＳＬＯＣＡの評価対象としては，以下が選定された。
・高圧炉心スプレイ系
・原子炉隔離時冷却系
・低圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系（低圧注水系）（Ａ系，Ｂ系）
・残留熱除去系（低圧注水系）（Ｃ系）
これらの評価対象に対して構造健全性評価を実施し，この結果に基づき有効性評価における破断面積を設定する。

1.3－125

1.3－126
MO

MO

MO

原子 炉再 循 環ポ ンプ
MO

MO

NO

MO

AO

MO

制御 棒 駆 動水 圧 系
制御 棒挿 入 側 配 管

制 御棒 駆 動水 圧 系
制 御棒引 抜 側 配 管

ほう 酸水 注 入系
注入 配管

原子炉隔離時冷却系
蒸 気供給 配 管

主蒸気 系 配 管

残留 熱除 去 系原 子炉 圧
力容 器頂 部 スプ レイ 配
管

原子炉隔離時冷却系 原子
炉圧力容器頂部スプ レイ
配管

第1図

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し，格納容器外に敷設されている配管

ＩＳ ＬＯ ＣＡ 評 価対 象

MOMO

原子 炉再 循 環ポ ンプ
MOAO

逃が し安 全 弁

AO

MO

確率 論的 リス ク 評価 に お け る

MO

MO

MO

MO

試 料採取 系 サ ン プリ ン グ配 管

AO

NO

NO

NO

NO

NO

MO

MO

AO

MO

MO

MO

MO

MO

原子炉圧力 容器原 子炉冷 却 材浄 化系
入 口配管

残 留熱除 去 系
停 止時冷 却 モ ー ド
注 入配管

残留 熱除 去 系
停止 時冷 却 モー ド
吸込 配管

圧力容 器 計 装系
計装配 管

給水注 入 配 管

残留熱除 去 系Ｃ 系
注入配管

残留熱除 去 系Ｂ 系
注入配管

残留熱除 去 系Ａ 系
注入配管

低圧炉心 ス プレ イ 系
注入配管

高圧炉 心 ス プレ イ 系
注入配 管

格納 容器

NO

第1表
系統名

ＰＲＡでのＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続されている配管

選定結果

備

考

給水系

給水系注入配管対象外 ※１

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生するＩ
ＳＬＯＣＡ評価の対象外

高圧炉心スプレイ系

高圧炉心スプレイ注入配管

評価対象

－

原 子炉 隔離 時冷 却系 原子 炉圧 力
容器頂部スプレイ配管

評価対象

－

原 子炉 隔離 時冷 却系 蒸気 供給 配
管対象外 ※１

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生するＩ
ＳＬＯＣＡ評価の対象外

低圧炉心スプレイ系

低圧炉心スプレイ系注入配管

評価対象

－

残 留熱 除去系 （Ａ ，Ｂ，Ｃ）

残留熱除去系原子炉注入配管

評価対象

－

残 留熱 除去 系停 止時 冷却 モー ド
吸込配管

評価対象

－

残 留熱 除去 系停 止時 冷却 モー ド
原子炉圧力容器戻り配管

評価対象

－

原子炉隔離時冷却系

残 留熱 除去系 （Ａ ，Ｂ）

残留熱除去系（Ａ）

残 留熱 除去 系原 子炉 圧力 容器 頂部スプレイ配管対象外 ※２制 御棒 駆動 水圧 系制 御棒 挿入 側
配管

対象外 ※１制 御棒 駆動 水圧 系制 御棒 引抜 側
配管

対象外 ※１

制御棒駆動水圧系

ほう酸水注入系

ほう酸水注入系注入配管

対象外 ※２

原子炉冷却材浄化系

原子炉冷却材浄化系入口配管

対象外 ※１

主蒸気系

主蒸気系配管

対象外 ※１

原 子炉 圧力容 器計 装
系

原子炉圧力容器計装系配管

対象外 ※１

試料採取系

試料採取系サンプリング配管

対象外 ※１

閉状態の弁が直列に 4 弁設置されておりＩＳＬＯＣＡの発生頻度が十分低いため対象外
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生するＩ
ＳＬＯＣＡ評価の対象外

閉状態の弁が直列に 4 弁設
置されておりＩＳＬＯＣＡの発生頻度が十分低いため対象外
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生するＩ
ＳＬＯＣＡ評価の対象外※1：出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統ではないため除外。
※2：閉状態の弁が直列に 4 弁以上設置されている系統は発生頻度の観点で除外。

1.3－127

2．ＩＳＬＯＣＡ発生時に低圧設計部に負荷される圧力及び温度条件の設定
1．で選定されたＩＳＬＯＣＡの評価対象に対して隔離弁の誤開放等による加圧事象が発生した場合の構造健全性評価を実施した結果，いずれの評価
対象においても構造健全性が維持される結果が得られた。いずれの評価対象においても低圧設計部の機器設計は同等であることを踏まえ，以下では加圧範囲に大きなシール構造である熱交換器が設置されている残留熱除去系（Ａ系）に対する構造健全性評価の内容について示す。
残留熱除去系は，通常運転中に原子炉圧力が負荷される高圧設計部と低圧設計部とを内側隔離弁（逆止弁（テスタブルチェッキ弁））及び外側隔離弁（電動弁）の 2 弁により隔離している。外側隔離弁には，弁の前後差圧が低い場合のみ開動作を許可するインターロックが設けられており，開許可信号が発信した場合は警報が発報する。また，これらの弁の開閉状態は中央制御室にて監視が可能である。本重要事故シーケンスでは，内側隔離弁の内部リーク及び外側隔離弁前後差圧低の開許可信号が誤発信している状態を想定
し，この状態で外側隔離弁が誤開放することを想定する。また，評価上は，保守的に逆止弁の全開状態を想定する。
隔離弁によって原子炉定格圧力が負荷されている高圧設計部と低圧設計部
が物理的に分離されている状態から隔離弁を開放すると，高圧設計部から低圧設計部に水が移動し，配管内の圧力は最終的に原子炉定格圧力にほぼ等しい圧力で静定する。
一般に，大きな圧力差のある系統間が隔離弁の誤開放等により突然連通し
た場合，低圧側の系統に大きな水撃力が発生することが知られている。特に低圧側の系統に気相部が存在する場合，圧力波の共振が発生し，大きな水撃力が発生する場合があるが，残留熱除去系は満水状態で運転待機状態にある
ため，その懸念はない。また，残留熱除去系以外の非常用炉心冷却系及び原1.3－128

子炉隔離時冷却系も満水状態で運転待機状態にある。
一方，満水状態であったとしても，隔離弁が急激に開動作する場合は大きな水撃力が発生するが，緩やかな開動作であれば管内で生じる水撃力も緩やかとなり，また，後述するとおり圧力波の共振による大きな水撃力も発生せず，圧力がバランスするまで低圧側の系統が加圧される。
電動弁は，駆動機構にねじ構造やギアボックス等があるため機械的要因では急激な開動作（以下「急開」という。）とはなり難い。また，電動での開放時間は約 10.6 秒であり，電気的要因でも急開とならないことから，誤開放を想定した場合，水撃作用による圧力変化が大きくなるような急開とはならない。
以上より，残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により系統が加圧される場合においても，原子炉圧力を大きく超える圧力は発生しないものと考えられるが，残留熱除去系の逆止弁が全開状態において電動弁が 10.6 秒で全閉から全開する場合の残留熱除去系の圧力推移をＴＲＡＣＧコードにより評価した。
残留熱除去系過圧時の各部の圧力最大値を第 2 表に，圧力推移図を第 2 図
に示す。

第2表

残留熱除去系過圧時の各部の圧力最大値

位
置
注入弁（F042A）入口（系統側）
逃がし弁（F025A）入口
熱交換器
ポンプ出口逆止弁（F031A）出口

1.3－129

圧力最大値（MPa［abs］）
約 7.50
約 7.10
約 8.00
約 8.01

注 入 弁（ F042A） 入 口（ 系 統側 ）
逃 が し弁 （ F025A） 出口
熱 交 換器ポ ン プ出 口 逆止 弁（ F031A）出口

第2図

残留熱除去系過圧時の圧力推移

開放直後は，定格運転状態の残留熱除去系の注入弁出口（原子炉圧力容器側）の圧力（7.2Mpa［abs］）に比べて最大約 0.8MPa 高い圧力（8.01MPa［abs］）まで上昇し，その後，上昇幅は減衰し 10 秒程度で静定する。
次項の構造健全性評価にあたっては，圧力の最大値であるポンプ出口逆止
弁出口における約 8.01MPa［abs］に，加圧される範囲の最下端の水頭圧（0.24MPa）を加えた約 8.25MPa［abs］を丸めてゲージ圧力に変換した
8.2MPa［gage］が保守的に系統に負荷され続けることを想定する。また，圧力の上昇は 10 秒程度で静定することからこの間に流体温度や構造材温度が大きく上昇することはないと考えられるが，評価上は保守的に構造材温度が定格運転状態の原子炉冷却材温度である 288℃となっている状態を想定する。

1.3－130

3．構造健全性評価
3．1

構造健全性評価の対象とした機器等について
残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により加圧される範囲において，圧力バウンダリとなる以下の箇所に対して 2．で評価した圧力（8.2MPa［gage］），温度（288℃）の条件下に晒された場合の構造健全性評価を
実施した。
①

熱交換器

②

逃がし弁

③

弁

④

計

⑤

配管・配管フランジ部

器

詳細な評価対象箇所を第 3 図に示す。

1.3－1311.3－132

F080A F060A

F065A

F074A

F073A

AO

TE-N027A

TE

F003A

MO

F181A

F048A

MO

MO

F179A

F087A

F007
-208

FF006-201

TE

PT

F051A

PT

F098A

F031A

F072A

F053A
FD053A-1

MO

低圧 設計 高圧 設計

FF020-230

F063A

低圧 設計

F009
-201

残留 熱除 去 系ポ ンプ A

低圧炉心スプレイ系より

F071A

FR004A

サプ レッ シ ョン ・ チェ ンバ へ

サプレッション・チェンバスプレイへ

復水移送系より

FF022-230

F016A

MO

MO

F042A

F009
-202

F050A

NO
F090A

F041A

NO

F006A

MO

F008

残留熱除去系Ｂ系より

低圧設計

高圧 設計

原子炉再循環系より残留 熱除 去 系の 隔 離弁 の誤 開放等 に より 加圧 され る 範囲

F006B

MO

F009

F091

原子 炉再 循 環系 へ

F092A

格納 容器 ス プレ イ ヘッダ

サプレッション・チェンバより

高圧 設計

FD042A-1

MO

dP
T

F017A
dPT-N058A

原子 炉隔 離 時冷 却 系へ

可燃性ガス濃度制御系へ

F061

MO

残留熱除去系（Ａ系）の評価対象範囲

F085A

F084A

FF022-205

PT-N053A

F007
-203

FF020-205

第3図

F047A

MO

FF020-201

F007
-204
PT-N026A

PT

F027A

F025A

FF006-202
PT-N002ATE-N004A

F024A

FF012

FF022
-223

FF020-215

FF101A
FF104A

FF022-219

F170A

F018-201

F023

MO

MO

MO

残留 熱除 去 系
熱交 換器

V25-606

FF029-202

FT

F086

MO

MO

FT-N060AFTFTFT-N015A

MO

F049

FF022
-221

F007
-206

F007
-207

FF029-201

FT-N013F018-202

復水移送系より

原子 炉圧 力容器

3．2

構造健全性評価の結果(1)

熱交換器（別紙 1）
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧，加温される熱交換器の各部位について，「東海第二発電所

工事計画認可申請書」（以下「既工認」という。）を基に設計上の裕度を確認し，裕度が評価上の想定圧力（8.2MPa［gage］）と系統の最高使用圧力（3.45MPa［gage］）との比である 2.4 より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板，
胴側入口・出口管台及びフランジ部について評価した。
ａ．胴側胴板（厚肉部，薄肉部）「発電用原子力設備規格
補版を含む））＜第Ⅰ編

設計・建設規格（2005 年版（2007 年追軽水炉規格＞（JSME S NC1-2005/2007）」（以下「設計・建設規格」という。）「PCV-3122

円筒形の胴の厚さの規定」を適用し，胴板の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｂ．胴側鏡板設計・建設規格「PCV-3225

半だ円形鏡板の厚さの規定 1」を適用

し，胴側鏡板の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｃ．胴側入口・出口管台設計・建設規格「PVC-3610

管台の厚さの規定」を適用し，胴側入口・出口管台の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
1.3－133

ｄ．フランジ部
日本工業規格 JIS

B8265「圧力容器の構造－一般事項」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，ボルトの実機の断面積はボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容応力以下であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
(2)

逃がし弁（別紙 2）ａ．弁座

設計・建設規格「VVC-3230

耐圧部に取り付く管台の必要最小厚さ」

を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必
要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｂ．弁

体

弁体下面にかかる圧力が全て弁体の最小肉厚部に作用するとして発生するせん断応力を評価した。その結果，許容せん断応力は発生せん断応
力以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｃ．弁本体の耐圧部
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｄ．弁耐圧部の接合部
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジの応力評価」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。
1.3－134

上記の評価の結果，ボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上であるが，発生応力が許容圧力以上であったため，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出した。その結果，ボンネットボルトの伸び量からボン
ネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がマイナスであり，弁耐圧部の接合部が圧縮されることになるが，許容応力が発生応力以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確
認した。
(3)

弁（別紙 3）ａ．弁本体
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは計算上必要な厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ｂ．弁耐圧部の接合部
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジの応力評価」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，F086，F080A，F060A，FF029-201 及び FF029202 の弁はボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容圧力以下の弁の評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
また，上記の条件を満たさない弁については，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出した。その結果，ボンネットボルトの伸び量からボンネッ
トフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がプラスである
1.3－135

弁については，伸び量がガスケットの復元量以下であり，評価した部位
は漏えいが発生しないことを確認した。伸び量がマイナスの弁について
はボンネットフランジとリフト制限板がメタルタッチしており，それ以
上ガスケットが圧縮しない構造となっていることから，ボンネットナッ
ト締付部の発生応力が材料の許容応力以下であり，評価した部位は破損
せず漏えいが発生しないことを確認した。
(4)計器（別紙 4）ａ．圧力計，差圧計
圧力計及び差圧計は，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力以上の計装設備耐圧値を有しており，構造材の温度上昇に伴う耐力低下（温度－30～40℃における設計引張強さに対する 288℃における設計引張強さの割合は SUS316L の場合で約 79％）を考慮しても加圧時における圧力以上であることから，破損は発生しないことを確認した。
ｂ．温度計
日本機械学会「配管内円柱状構造物の流量振動評価指針」（JSME
S012-1998）を適用し，同期振動発生の回避又は抑制の判定並びに応力評価及び疲労評価を実施した。その結果，換算流速 V γ が 1 より小さ
く，許容値が組み合わせ応力を上回り，かつ，設計疲労限σ Ｆ が応力振幅を上回ることから，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
(5)

配管（別紙 5）ａ．管設計・建設規格「PPC-3411

直管(1)内圧を受ける直管」を適用し，必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
1.3－136

ｂ．フランジ部
設計・建設規格「PPC-3414

フランジ」を適用してフランジ応力算定

用応力を算出し，フランジボルトの伸び量を評価した。その結果，伸び量がマイナスであり，フランジ部が圧縮されることになるが，ガスケッ
トの許容圧縮量が合計圧縮量以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。

4．破断面積の設定について（別紙 6）
3．の評価結果から，隔離弁の誤開放等により残留熱除去系の低圧設計部
分が加圧されたとしても，破損は発生しないことを確認した。
そこで，残留熱除去系の加圧範囲のうち最も大きなシール構造である熱交換器フランジ部に対して，保守的に弁開放直後の圧力ピーク値（8.2Mpa［gage］），原子炉冷却材温度（288℃）に晒され続け，かつ，ガスケットに期待しないことを想定した場合の破断面積を評価した。
評価部位

圧力
(MPa)

温度
(℃)

伸び量（mm）
＋
＋
⊿L1
⊿L2

熱交換器
8.2
288
0.19
フランジ部
⊿L1：ボルトの内圧による伸び量⊿L2：ボルトの熱による伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱による伸び量

1.31

－
⊿L3
1.19

内径
(mm)

全部材
伸び量
(mm)

破断面
積
(cm ２ )

2,120

0.31

約 21

上記評価に基づき，有効性評価では，残留熱除去系熱交換器フランジ部に約 21cm２ の漏えいが発生することを想定する。
なお，評価対象のうち残留熱除去系（低圧注水系）（Ａ系及びＢ系）以外の高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）（Ｃ系）には，加圧範囲に熱交換器のような大きなシール構造を有する機器は設置されていない。
また，構造健全性評価の結果，設計・建設規格を適用した 1 次評価において許容値を満足せず，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネ
1.3－137

ットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出する 2 次評価に基づき破損が発生しないことを確認している評価部位の中で，許容値に対する裕度の最も低い F048A の弁耐圧部の接合部における漏えいを想定する場合，漏えい面積は熱交換器フランジ部と比較して小さくなり，また漏えい場所も同じ
熱交換器室であることから，その影響は熱交換器フランジ部に約 21cm２ の漏えいを想定した場合に包含されると考えられる。

5．現場の環境評価
ＩＳＬＯＣＡが発生した場合，事象を収束させるために,健全な原子炉注
水系統による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉減圧操作及び残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。また，漏えい箇所の隔離は，残留熱除去系（低圧注水系）の注入弁を現場にて閉止する想定としている。
ＩＳＬＯＣＡ発生に伴い原子炉冷却材が原子炉建屋内に漏えいすることで，建屋下層階への漏えい水の滞留並びに高温水及び蒸気による建屋内の雰
囲気温度，湿度，圧力及び放射線量の上昇が想定されることから，設備の健全性及び現場作業の成立性に与える影響を評価した。
現場の環境評価において想定する事故条件，重大事故等対策に関連する機器条件及び重大事故等対策に関連する操作条件は，有効性評価の解析と同様
であり，ＩＳＬＯＣＡは残留熱除去系（Ｂ系）にて発生するものとする。
なお，ＩＳＬＯＣＡが残留熱除去系（Ａ系）にて発生することを想定した場合は，破断面積（21 ㎝ ２ ）及び破断箇所（熱交換器フランジ部）はＢ系の場合と同じであり，漏えい発生区画は東側となることから，原子炉建屋の東側区画の建屋内雰囲気温度等が同程度上昇する。
(1)

設備の健全性に与える影響について
1.3－138

有効性評価において，残留熱除去系（Ｂ系）におけるＩＳＬＯＣＡ発生時に期待する設備は，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（Ａ系）及び低圧代替注水系（常設），逃がし安全弁並びに関連する計装設備である。
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合の設備の健全性への影響について以下のとおり評価した。
ａ．溢水による影響（別紙 7，8）
東海第二発電所の原子炉建屋は，地下 2 階から 5 階まで耐火壁を設置
し東側区分と西側区分に区画化することで，非常用炉心冷却系を物理的に分離する方針である。ＩＳＬＯＣＡによる原子炉冷却材の漏えいは，残留熱除去系（Ｂ系）が設置されている西側区画において発生するのに対して，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）（Ａ系）は東側区画に位置していることから，溢水の影
響はない。
低圧代替注水系（常設）は，ポンプが原子炉建屋から物理的に分離された区画に設置されているため，溢水の影響はない。また，低圧代替注
水系（常設）の電動弁のうち原子炉建屋内に設置されるものは原子炉建
屋 3 階以上に位置しており，事象発生から評価上，現場隔離操作の完了タイミングとして設定している 5 時間までの原子炉冷却材の流出量は約300t であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水
深は地下 2 階の床面から約 2m 程度であるため，溢水の影響はない。
ｂ．雰囲気温度・湿度による影響（別紙 7，8）
東側区画における温度・湿度については，初期値から有意な上昇がな
く，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（Ａ系）への影響はない。また，低圧代替注水系（常設）の原子炉建屋内の1.3－139電動弁は，西側区画に位置するものが 2 弁あるが，これらはＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内の環境を考慮しても機能が維持される設計とすることから影響はない。さらに，逃がし安全弁及び関連する計装設備についても，ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内の環境において機能喪失することはない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に必要な設備への影響はない。
(2)

現場操作の成立性に与える影響について
有効性評価において，残留熱除去系（Ｂ系）におけるＩＳＬＯＣＡ発生
時に必要な現場操作は，残留熱除去系（Ｂ系）の注入弁の閉止操作である。
残留熱除去系（Ｂ系）の注入弁の操作場所及びアクセスルートを第 4 図に示す。残留熱除去系（Ｂ系）におけるＩＳＬＯＣＡ発生時は，原子炉建
屋内の環境を考慮して，主に漏えいが発生している西側区画とは逆の東側区画を移動することとしている。
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合のアクセス性への影響を以下のとおり評価した。
ａ．溢水による影響（別紙 7，8）
東側区画は，ＩＳＬＯＣＡによる原子炉冷却材漏えいが発生する西側
区画とは物理的に分離されていることから，溢水による東側区画のアクセス性への影響はない。また，注入弁は西側区画の 3 階に設置されており，この場所において注入弁の現場閉止操作を実施するが，事象発生か
ら評価上，現場隔離操作の完了時間として設定している 5 時間までの原
子炉冷却材の流出量は約 300t であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水深は地下 2 階の床面から約 2m 程度であるた
1.3－140

め，操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。
ｂ．雰囲気温度・湿度による影響（別紙 7，8）
東側区画における温度・湿度については，初期値から有意な上昇がな
く，アクセス性への影響はない。また，西側区画のうちアクセスルート
及び操作場所である 3 階においては，原子炉減圧後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から評価上，現場隔離操作の完了時間として設定している 5 時間までの雰囲気温度及び湿度の最大値は約 41℃，約 100％であり，放射線防護具（ＰＶＡ，アノラック，個人線量計，長靴・胴長
靴，自給式呼吸用保護具，綿手袋，ゴム手袋）を装着することにより，操作場所へのアクセス及び操作は可能である ※ 。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に操作及び操作場所へのアクセスは可能である。
※：想定している作業環境（最大約 41℃）においては，主に低温やけどが懸念されるが，一般的に，接触温度と低温やけどになるまでの
おおよその時間の関係は，44℃で 3～4 時間として知られている。
（出典：消費者庁

News Release（平成 25 年 2 月 27 日））

ｃ．放射線による影響（別紙 9）
原子炉減圧時に燃料から追加放出される核分裂生成物の全量が，原子炉建屋内に瞬時に移行するという保守的な条件で評価した結果，線量率は最大でも約 15.2mSv／h 程度である。残留熱除去系（Ｂ系）の注入弁の閉止操作は 2 チーム体制で交代で実施し，1 チーム当たりの原子炉建
屋内の滞在時間は約 36 分であるため，作業時間を 1 時間と設定し時間減衰を考慮しない場合においても作業員の受ける実効線量は約 15.2mSv
1.3－141である。
また，時間減衰によってその線量率も低下するため，線量率の上昇が期待している機器の機能維持を妨げることはない。
なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質の一部はブローアウトパネルを通じて環境へ放出されるおそれがあるが，これらの事
故時においては原子炉建屋放射能高の信号により中央制御室の換気系は閉回路循環運転となるため，中央制御室内にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

1.3－1421.3－143
第 4図

操作場所へのアクセスルート

(3)

結

論

ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合でも，ＩＳＬＯ
ＣＡ対応に必要な設備の健全性は維持される。また，中央制御室の隔離操作に失敗した場合でも，現場での隔離操作が可能であることを確認した。

6．敷地境界外の実効線量評価について
ＩＳＬＯＣＡが発生後，原子炉建屋が加圧されブローアウトパネルが開放された場合，原子炉建屋内に放出された核分裂生成物がブローアウトパネルから大気中に放出されるため，この場合における敷地境界外の実効線量を評価した。
その結果，敷地境界外における実効線量は約 1.2×10－１ mSv となり，「2.6ＬＯＣＡ時注水機能喪失」における耐圧強化ベント系によるベント時の実効線量（約 6.2×10－１ mSv）及び事故時線量限度の 5mSv を下回ることを確認した。

1.3－144

熱交換器からの漏えいの可能性について

既工認から設計上の裕度を算出し，裕度が 2.4 より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板及び胴側入口・出口管台及びフランジ部について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
1．強度評価1．1

評価部位の選定
既工認から設計上の裕度を算出し，裕度が 2.4（隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力 8.2Mpa［gage］と最高使用圧力 3.45MPa［gage］の比）より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡
板，胴側入口・出口管台及びフランジ部について評価した。

1．2

評価方法

(1)

胴側胴板の評価
設計・建設規格「PVC-3122

円筒形の胴の厚さの規定」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さ以上であることを確認した。
(2)

胴側鏡板の評価
設計・建設規格「PVC-3225

半だ円形鏡板の厚さの規定 1」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であることを確認した。
(3)

胴側入口，出口管台設計・建設規格「PVC-3610

管台の厚さの規定」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さ以上であることを確
1.3－145

認した。
(4)

フランジ部
日本工業規格 JIS

B8265「圧力容器の構造－一般事項」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，ボルトの実機の断面積はボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容応力以下であることを確認した。
1．3

評価結果
熱交換器の各部位について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

1.3－146

別紙 2
逃がし弁からの漏えいの可能性について逃がし弁について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及
び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
1．強度評価1．1

評価部位
逃がし弁については，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時において吹き出し前に加圧される弁座，弁体及び入口配管並びに吹き出し後に加圧される弁耐圧部及び弁耐圧部の接合部について評価した。

1．2

評価方法
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時には 8.2MPa［gage］になる前に逃がし弁が吹き出し，圧力は低下すると考えられるが，ここでは，逃がし弁の吹き出し前に加圧される箇所と吹き出し後に加圧される箇所ともに 8.2MPa［gage］，288℃になるものとして評価する。

(1)

弁座の評価
設計・建設規格には安全弁に関する強度評価手法の記載がない。弁座は円筒形の形状であることから，設計・建設規格「VVC-3230

耐圧部に取り付く管台の必要最小厚さ」を準用し，計算上必要な厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であることを確認した。
(2)

弁体の評価
設計・建設規格には安全弁に関する強度評価手法の記載がない。弁体の中心部は弁棒で支持されており，外周付近は構造上拘束されていることから，弁体下面にかかる圧力（8.2Mpa［gage］）がすべての弁体の最小肉厚部に作用するとして発生するせん断応力を算出し，許容せん断応
1.3－147

力以下であることを確認する。
(3)

弁本体の耐圧部の評価
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であることを確認した。
(4)

弁耐圧部の接合部の評価
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジ応力評価」を適用しボルトの必要な断面積及び許容応力を算出し，実機のボルトの断面積がボルトの必要な断面積以上であるが，発生応力が許容応力以下であることを確認した。
1．3

評価結果
逃がし弁の各部位について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

1.3－148

別紙 3
弁（逃がし弁を除く。）からの漏えいの可能性について逃がし弁を除く弁について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下
で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
評価対象弁について隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力，温度以上で設計していることから破損が発生しないことを確認した。
1．強度評価評価対象弁の構成部品のうち，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に破損が発生すると想定される部位として，弁箱及び弁蓋からなる弁本体の耐圧部並びに弁本体耐圧部の接合部について評価した。
(1)

弁本体の耐圧部の評価
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。
(2)

弁耐圧部の接合部の評価
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジ応力評価」を適用しボルトの必要な断面積及び許容応力を算出し，実機のボルトの断面積がボルトの必要な断面積を上回り，かつ，発生応力が許
容応力を下回ることを確認した。
1．3

評価結果
弁（逃がし弁を除く。）の各部位について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。
1.3－149

別紙 4
計器からの漏えいの可能性について

計器について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2Mpa［gage］），温度（288℃）の条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
1．圧力計，差圧計隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧される以下の全ての計器について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力以上の計装設備耐圧値を有しており，構造材の温度上昇に伴う耐力低下（温度－30℃～40℃における設計引張強さに対する 288℃における設計引張強さの割合は SUS316L の場合で約 79％）を考慮しても加圧時における圧力以上であることから破損が発生しないことを確認した。
2．温度計
2．1

評価方針
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧される温度計について，耐圧部となる温度計ウェルの健全性を評価した。評価手法として，
日本機械学会「配管内円通状構造物の流量振動評価指針（JSME S 0121998）に従い，同期振動発生の回避又は抑制評価，一次応力評価並びに疲労評価を実施し，破損の有無を確認した。

2．2

評価結果
計器について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2Mpa［gage］），温度（288℃）の条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

1.3－150別紙 5
配管からの漏えいの可能性について

配管及び配管フランジ部について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
1．強度評価1．1

評価部位の選定
配管の構成部品のうち漏えいが想定される部位は，高温・高圧の加わる配管と，配管と配管を繋ぐフランジ部があり，それらについて評価を
実施した。

1．2

評価方法

(1)

配管の評価
クラス２配管の評価手法である設計・建設規格「PPC-3411(1)内圧を受ける直管」を適用して必要な厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。

(2)

フランジ部の評価
設計・建設規格「PPC-3411

フランジ」を適用してフランジの手法を適用してフランジ応力算定用圧力からフランジボルトの伸び量を算出したところ，伸び量がマイナスの場合は，フランジ部が増し締めされるため，ガスケット最大圧縮量を下回ることを確認した。
また，熱曲げモーメントの影響については，設計・建設規格で規定されている（PPC-1.7）式を使用し，フランジ部に作用するモーメントを圧力に換算して評価を実施した。

1.3－151

1．3

評価結果
配管の各部位について評価した結果，実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材
温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

1.3－152

別紙 6
破断面積の設定について

1．評価部位の選定と破断面積の評価方法
別紙 1～5 の評価結果から，隔離弁の誤開放等により残留熱除去系の低圧設計部分が加圧されたとしても，破損が発生しないことを確認した。
そこで，隔離弁の誤開放による加圧事象発生時の加圧範囲のうち最も大きなシール構造であり，損傷により原子炉冷却材が流出した際の影響が最も大
きい熱交換器フランジ部に対して，保守的に弁開放直後の圧力ピーク値（8.2Mpa［gage］），原子炉冷却材温度（288℃）に晒され続け，かつ，ガス
ケットに期待しないことを想定した場合の破断面積を評価した。
2．破断面積の評価結果
熱交換器フランジの破断面積について評価した結果，別第 6－1 表に示すとおり破断面積は約 21cm２ となる。
別第 6－1 表
評価部位

圧力
(MPa)

温度
(℃)

＋
⊿L1
0.19

フランジ部
8.2
288
⊿L1：ボルトの内圧による伸び量⊿L2：ボルトの熱による伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱による伸び量

破断面積評価結果

伸び量（mm）＋⊿L2
1.31

1.3－153

－
⊿L3
1.19

内径
(mm)
2,120

全部材
伸び量
(mm)
0.31

破断
面積
(cm ２ )
約 21

別紙 7
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材漏えい量評価及び原子炉建屋内環境評価

1．評価条件
有効性評価の想定のとおり，残留熱除去系（Ｂ系）におけるＩＳＬＯＣＡ
発生時の原子炉冷却材の漏えい量及び原子炉建屋内の環境（雰囲気温度，湿度及び圧力）を評価した。
原子炉建屋内の環境評価特有の評価条件を別第 7－1 表に，原子炉建屋のノード分割図を別第 7－1 図に示す。

1.3－154

別第 7－1 表
項

目

原子炉建屋内の環境評価条件

主要解析条件

解析コード

ＭＡＡＰ４

漏えい箇所

残留熱除去系（Ｂ系）
熱交換器室

漏えい面積

約 21cm２

事故シナリオ

・原子炉水位低下（レベル２）設定
点到達時に，原子炉隔離時冷却系
による原子炉注水開始
・低圧炉心スプレイ系を起動し，事象発生 15 分後に逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧・事象発生 17 分後に低圧代替注水系（常設）を起動・原子炉水位回復後，低圧炉心スプ
レイ系を停止し，原子炉水位を原
子炉水位（レベル３）設定点以上に維持・事象発生 25 分後，サプレッション・プール冷却開始
・事象発生 5 時間後，残留熱除去系
隔離完了

原子炉建屋モデル

別第 7－1 図参照

原子炉建屋壁から環境への放熱考慮しない

原子炉建屋換気系

考慮しない

ブローアウトパネ
ル開放圧力

6.9kPa［gage］

1.3－155

条件設定の考え方
格納容器及び原子炉建屋等の詳細ノードのモデル化が可能であり，隔離弁の閉止操作等の重大事故等対策を考慮した
事象進展を模擬することが可能である解析コード
有効性評価の解析と同様

有効性評価の解析と同様
有効性評価の解析と同様

原子炉建屋東西の物理的分離等を考慮して設定
雰囲気温度，湿度，圧力及び放射線量の観点から厳しい想定として設定雰囲気温度，湿度及び圧力の観点から厳しい想定として設
定
設計値を設定1.3－156

残留熱除 去 系Ｂ
熱交換器 室扉

扉

ブロ ーア ウ トパ ネル

ブロ ーア ウ トパ ネル

扉

高圧 炉心
スプ レイ 系
ポン プ室

地下 1 階 西側 区画

1～2 階 西側 区画

3 階西 側区 画

4～5 階 西側 区画

6階

扉

階段

残留 熱除 去 系Ａ
ポン プ室

階段

地下 1 階 東側 区画

1～2 階 東側 区画

3 階東 側区 画

4～5 階 東側 区画

低圧 炉心
スプ レイ 系
ポン プ室

原子炉建屋内ノード分割モデル

残留 熱除 去系Ｃ
ポン プ室

別第 7－1 図

残留 熱除 去 系Ｂ
ポン プ室

階段

階段

階段

階段

階段

：漏 えい 箇 所

階段

階段

大物 搬入 口

大物 搬入 口原子 炉隔 離 時
冷却 系
ポン プ室

階段 ，大 物 搬入 口

：水密扉

扉

扉

残留 熱除 去 系Ａ
熱交 換器 室ブロ ーア ウ トパ ネル

2．評価結果
原子炉冷却材の積算漏えい量の推移を別第 7－2 図に，原子炉建屋内の雰
囲気温度（西側区画），雰囲気温度（東側区画），湿度（西側区画），湿度（西側区画），圧力（西側区画）及び圧力（東側区画）の推移を別第 7－3 図から別第 7－8 図に示す。
別第 7－2 図に示すとおり，現場隔離操作の完了時間として設定している事象発生 5 時間までの原子炉冷却材の漏えい量は約 300t である。また，別第 7－3 図及び別第 7－4 図に示すとおり，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び操作場所の雰
囲気温度の最大値は 41℃である。

500

破損系統の隔離による原子炉冷却材漏えいの停止

400

冷
却
材
流
出
量
（t）

原子炉減圧による
原子炉冷却材漏えい量の低下
300

200

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7－2 図

原子炉冷却材の積算漏えい量

1.3－15710

120
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室

100

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1～2階西側

原
子
炉
建
屋
内
温
度

原子炉建屋 3階西側

80

原子炉建屋 4～5階西側
原子炉建屋 6階

60

(℃)

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7－3 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（西側区画）

120
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側

100

原子炉建屋 1～2階東側
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4～5階東側

80

原子炉建屋 6階
60

40

20

0
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7－4 図

原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（東側区画）

1.3－158

40

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
40

原子炉建屋 1～2階西側(％)

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4～5階西側
原子炉建屋 6階

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7－5 図原子炉建屋内の湿度の推移（西側区画）

100
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1～2階東側

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4～5階東側
原子炉建屋 6階
60

40
(％)

20

0
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7－6 図原子炉建屋内の湿度の推移（東側区画）

1.3－15940

0.016
残留熱除去系(B)ポンプ室
0.014

残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1～2階西側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4～5階西側

0.010

原子炉建屋 6階
0.008

0.006

(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7－7 図原子炉建屋内の圧力の推移（西側区画）

0.016
LPCSポンプ室
0.014

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1～2階東側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4～5階東側

0.010

原子炉建屋 6階

0.008

0.006
(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7－8 図原子炉建屋内の圧力の推移（東側区画）

1.3－15940

別紙 8
ブローアウトパネルに期待しない場合のＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材漏
えい量評価及び原子炉建屋内環境評価

1．評価条件
別紙 7 の評価条件のうち，ブローアウトパネルのみが開かない場合の条件
で評価を実施した。

2．評価結果
原子炉冷却材の積算漏えい量の推移を別第 8－1 図に，原子炉建屋内の雰
囲気温度（西側区画），雰囲気温度（東側区画），湿度（西側区画），湿度（西側区画），圧力（西側区画）及び圧力（東側区画）の推移を別第 8－2 図から別第 8－7 図に示す。
別第 8－1 図に示すとおり，現場隔離操作の完了時間として設定している事象発生 5 時間までの原子炉冷却材の漏えい量は約 300t である。また，別第 8－2 図及び別第 8－3 図に示すとおり，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び操作場所の雰
囲気温度の最大値は 44℃である。ブローアウトパネルに期待する場合と期待しない場合の比較を第 8－1 表に示す。
第 8－1 表ブローアウトパネルに期待する場合と期待しない場合の評価結果の比較

項 目
原子炉冷却材の漏えい量
事象発生 2 時間から 5 時間
までのアクセスルート及び雰囲気温度の最大値期待する場合300t

期待しない場合
300t

41℃

44℃

1.3－160

500

400

冷
却
材
流
出
量
（t）

300

200

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8－1 図

原子炉冷却材の積算漏えい量

1.3－16110

120
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室

100

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1～2階西側

原
子
炉
建
屋
内
温
度

原子炉建屋 3階西側

80

原子炉建屋 4～5階西側
原子炉建屋 6階

60

(℃)

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8－2 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（西側区画）

120
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側

100

原子炉建屋 1～2階東側
原子炉建屋 3階東側

原
子
炉
建
屋
内
温
度

原子炉建屋 4～5階東側

80

原子炉建屋 6階
60

(℃)

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8－3 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（東側区画）

1.3－162

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60

残留熱除去系(B)ポンプ室
40

残留熱除去系(C)ポンプ室(％)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1～2階西側
原子炉建屋 3階西側

20

原子炉建屋 4～5階西側
原子炉建屋 6階

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8－4 図

原子炉建屋内の湿度の推移（西側区画）

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60

40
(％)

LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1～2階東側

20

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4～5階東側
原子炉建屋 6階
0
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8－5 図原子炉建屋内の湿度の推移（東側区画）

1.3－16340

0.016
残留熱除去系(B)ポンプ室
0.014

残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1～2階西側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4～5階西側

0.010

原子炉建屋 6階
0.008

0.006

(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8－6 図原子炉建屋内の圧力の推移（西側区画）

0.016
LPCSポンプ室
0.014

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1～2階東側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4～5階東側

0.010

原子炉建屋 6階

0.008

0.006
(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8－7 図原子炉建屋内の圧力の推移（東側区画）

1.3－164

40

別紙 9
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内線量率評価及び敷地境界外の実効線量評価

1．原子炉建屋内線量率について
(1)

評価の想定
破断口から原子炉建屋に漏えいした原子炉冷却材中の放射性物質のうち気相に移行する放射性物質及び燃料から追加放出される放射性物質が原子炉建屋から環境への漏えいは考慮せずに原子炉建屋内に均一に分布するものとして原子炉建屋内の線量率を評価した。
評価上考慮する核種は現行設置許可と同じものを想定し，線量評価の条件となる I-131 の追加放出量は，実績データから保守的に設定した。
運転開始から施設定期検査による原子炉停止時等に測定しているＩ-131の追加放出量の最大値は約 41Ci（約 1.5×10１２ Bq）［昭和 62 年 4 月 9 日（第 8 回施設定期検査）］であり，評価に使用するＩ-131 の追加放出量
は，実績値を包絡する値として 100Ci（3.7×10１２ Bq）と設定した。
また，放出される放射性物質には，冷却材中に含まれる放射性物質があるが，追加放出量と比較すると数％程度であり，追加放出量で見込んだ余裕分に含まれるため考慮しないものとする。
原子炉建屋内の作業の被ばく評価においては，放射線防護具（自給式呼吸用保護具等）を着用することにより内部被ばくの影響が無視できるため，外部被ばくのみを対象とする。

1.3－165

別第 9－1 表
項

評価条件（追加放出量）

目

評価値

実績値（最大）I-131 追加放出量（Bq）

3.7×10 １２

1.5×10１２（昭和 62 年 4 月 9 日（第 8 回施設定期検査））

希ガス及びハロゲン等の追加放出量（γ線 0.5MeV 換算値）
（Bq）

2.3×10１４

―

評価の方法

(2)

原子炉建屋内の空間線量率は，以下のサブマージョンモデルにより計算する。サブマージョンモデルの概要を別第 9-1 図に示す。

D

6.2

10 １４ ・

Qγ
E ・ 1
V / γ

e μ・

・ 3600

ここで，Ｄ：放射線量率（Gy／h）

6.2×10－１４ ：サブマージョンモデルによる換算係数
Ｑγ

・ ３・
・

・

：原子炉建屋内放射性物質量（Bq：γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

Ｖ Ｒ/Ｂ

：原子炉区域内気相部容積（85,000m３ ）Ｅγ：γ線エネルギ（0.5MeV／dis）

μ：空気に対するγ線のエネルギ吸収係数（3.9×10－３ ／m）

Ｒ：評価対象エリアの空間容積と等価な半球の半径（m）

R
Ｖ ＯＦ

3・ V
2・π

：評価対象エリア（原子炉建屋地上 3 階）の容積（5,000m ３ ）1.3－166

原子炉建屋
放出された放射性物質の全量が原子炉建屋内に均一に分布するものとし，建屋内の放射性物質濃度を設定する。
保守的に原子炉建屋から環境への放射性物質の放出は考慮しない。

原子炉建屋 3Ｆ
（作業フロア）作 業 場 所 か ら 見 渡 せる 範 囲 を 対 象と し ， 格 納 容 器 が 遮蔽と な る 範 囲 の被ばくは考慮しない。
保 守 的 に 建 屋 内 の 格納 容 器 以 外 の構 造 物 ， 配 管 ， 機 器等の 遮 蔽 は 考 慮
し な い 。 ま た ， 空 間容積 は 原 子 炉 建
屋 内 の ア ク セ ス ル ート及 び 隔 離 操 作
場所となる 1 階から 3 階のうち最も大きい 3 階の値を使用した。

原子炉建屋

格納容器

：作業員
：評価対象範囲
原子炉建屋 3Ｆ（平面図）

評 価 対 象 範 囲 の 体 積を 保 存 し 半 球
状 の 空 間 に 放 射 性 物 質が均 一 に 分 布
す る も の と し て 空 間 線量率 を 評 価 する。

サブマージョンモデル概要図別第 9－1 図

サブマージョンモデルの概要

1.3－167

評価の結果評価結果を別第 9－2 図に示す。線量率の最大は約 15.2mSv／h 程度であり，時間減衰によって低下するため，線量率の上昇が現場操作に影響を与える可能性は小さく，期待している機器の機能は維持される。

20

外部被ばくによる実効線量率（mSv/h）

(3)

15

10

5

0
0

別第 9－2 図

246810 12 14 16
原子炉建屋立ち入り開始時間（h）

1820

原子炉建屋立ち入り開始時間と線量率の関係

なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質が環境へ放出される可能性があるが，これらの事故時においては原子炉建屋放射能高の信号により中央制御室の換気系は閉回路循環運転となるため，中央制御室内にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

1.3－1681.3－169

種

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

核

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

－

－

－

－

0.53
1.31
0.29
2.54
3.58
0.040
0.19
6.77
1.06
6.63
6.28

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

収 率
（％）
2.84
4.21
6.77
7.61
6.41
0.53
0.97
6.13
5.4

－

－

0.00250.159
0.0022
0.793
1.950
0.020
0.042
0.045
0.432
0.250
1.183

－

1.29E+14

7.56E+13

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

5.32E+13

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

追加放出量（Bq）

ＩＳＬＯＣＡ時の放出量

γ線実効エネルギ
（MeV）
0.381
2.253
0.608
2.75
1.645
0.0075
1.742
0.16
0.13

別第 9－2 表

2.28E+14

9.93E+13

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

1.29E+14

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

2．敷地境界外の実効線量評価について
(1)

評価想定
敷地境界外の実効線量評価では，ＩＳＬＯＣＡにより原子炉建屋内に放出された核分裂生成物が大気中に放出されることを想定し，非居住区域境
界の実効線量を評価した。評価条件は別第 9－1 表から別第 9－5 表に従う
ものとする。
破断口から漏えいする原子炉冷却材が原子炉建屋内に放出されることに伴う減圧沸騰によって気体となる分が建屋内の気相部へ移行するものとし，破断口から漏えいする冷却材中の放射性物質が気相へ移行する割合
は，運転時の原子炉冷却材量に対する原子炉建屋放出に伴う減圧沸騰による蒸発量の割合から算定した。燃料から追加放出される放射性物質が気相へ移行する割合は，燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，同様に運転時の原子炉冷却材量に対する原子炉減圧に伴う減圧沸騰による蒸発量の割合から算定した。また，破断口及び逃がし安全弁から放出される蒸気量は，各々の移行率に応じた量が流出するものとした。（別第 9－3 図及び別第 9－4 図参照）
その結果，放出量は別第 9－4 表に示すとおりとなった。

(2)

評価結果
敷地境界外における実効線量は約 1.2×10 －１ mSv となり，「ＬＯＣＡ時
注水機能喪失」における耐圧強化ベント系によるベント時の非居住区域境
界での実効線量（約 6.2×10－１ mSv）及び事故時線量限度の 5mSv を下回った。
なお，評価上は考慮していないものの，原子炉建屋に放出された放射性1.3－170

物質は外部に放出されるまでの建屋内壁への沈着による放出量の低減に期待できること及び冷却材中の放射性物質の濃度は運転時の原子炉冷却材量に応じた濃度を用いているが，実際は原子炉注水による濃度の希釈に期待できることにより，さらに実効線量が低くなると考えられる。

1.3－171

別第 9－3 表

放出評価条件項 目
原子炉運転日数（日）主要解析条件2,000

追加放出量（Ｉ－131）（Bq）

3.7×10１２

冷却材中濃度（Ｉ－ 131）（ Bq／g）

1.5×10２

燃料から追加放出されるよう素の割合（％）

無機よう素：96
有機よう素：4

逃がし安全弁からサプレッショ
ン・チェンバへの移行率（％）

無機よう素，
ハロゲン等：100
有機よう素：
99.958

破断口から格納容器への移行率（％）

無機よう素，
ハロゲン等：100
有機よう素：0.042

サプレッション・チェンバのプー
ル水でのスクラビング等による除去係数
逃がし安全弁からサプレッショ
ン・チェンバへ移行した放射性物
質の気相部への移行割合

無機よう素，ハロゲン等については
保守的に全量が逃がし安全弁からサプレッション・チェンバ及び破断口から格納容器のそれぞれに移行するものとするものとして設定
有機よう素についてはＳＡＦＥＲ解
析の積算蒸気量の割合に基づき設定

10Standard Review Plan6.5.5 に基づき設定

2「発電用軽水型原子炉施設の安全評
価に関する審査指針」に基づき設定

冷却材から気相への放出割合（冷却材中の放射性物質）（％）

11

冷却材から気相への放出割合（追加放出される放射性物質）（％）

4

格納容器からの漏えい率
（％／d）

0.5

別第 9－4 表
核

条件設定の考え方
十分な運転時間として仮定した時間
至近の I-131 追加放出量の実績値を包絡する値として設定し，その他の核種はその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。
I-131 の追加放出量に基づく全希ガ
ス漏えい率から冷却材中濃度を設定し，その組成を拡散組成とする。
（運転実績の最大の I-131 の冷却材
中濃度（5.6×10－１Bq／g）を十分に包絡する値である。
）「発電用軽水型原子炉施設の安全評
価に関する審査指針」に基づき設定

原子炉冷却材量に対する原子炉建屋放出に伴う減圧沸騰による蒸気量の割合を設定
原子炉減圧により燃料棒内ギャップ部から冷却材中へ放出されることを踏まえ，原子炉冷却材量に対する減圧沸騰による蒸気量から算出
格納容器の設計漏えい率から設定

放出量

種

放出量（Bq）

希ガス＋ハロゲン等（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

9.5×10 １２

よう素（Ｉ－131 等価量（小児実効線量係数換
算））

2.8×10 １１

1.3－172

別第 9－5 表
核大気拡散条件種

放出量（Bq）

相対濃度（χ／Ｑ）（s／m ３ ）2.9×10－５相対線量（Ｄ／Ｑ）（Gy／Bq）

4.0×10－１９

1.3－173

冷却材中に存在するよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 8.5×10１２ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 1.6×10１１ Bq

無機よう素，ハロゲン等

破断口から
原子炉建屋内への放出
気相部への移行割合：11％ ※ １

燃料棒から追加放出されるよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 1.3×10１４ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 6.5×10１２ Bq

無機よう素，ハロゲン等

有機よう素逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
キャリーオーバー割合：
2％

逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
移行率：99.958％

破断口から
原子炉建屋内への放出
移行率：0.042％

破断口から
原子炉建屋内への放出
気相部への移行割合：4％ ※ ２

サプレッション・プール水中のスクラビング等による除去係数：10

格納容器気相中のよう素，ハロゲン等格納容器からの漏えい率：0.5％／d

原子炉建屋内気相中のよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 6.1×10１２ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 2.8×10 １１ Bq

環境へ放出※1 運転時冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発量の割合として算定。
※2 燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，急速減圧するまではその低下割合に応じた量の放射性物質が冷却材中に放出されるものとし，急速減圧以降はギャップ内の残りの放射性物質が全て冷却材中に放出されるものとして，冷却材中の放射性物質の濃度を決定し，その冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発量の割合として算定。

別第 9－3 図

よう素，ハロゲン等の環境への放出過程

1.3－174燃料棒から追加放出される希ガス
約 9.9×10１３ Bq

逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
移行率：99.958％

破断口から
原子炉建屋内への放出
移行率：0.042％

格納容器中の希ガス格納容器からの漏えい
漏えい率：0.5％／d

原子炉建屋内気相中の希ガス
約 3.5×10１２ Bq

環境へ放出

別第 9－4 図

希ガスの環境への放出過程（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

1.3－175

Ｉ － 131 追 加 放 出 量 の 測 定 結 果 に つ い て

運転開始から施設定期検査による原子炉停止時等に測定しているＩ－ 131 の 追 加 放 出 量 の 測 定 値 は 以 下 の と お り 。

中間停止（ 昭 和 54 年 6 月 2 日 ）0.0Ci
第 １ 回 定 検 （ 昭 和 54 年 9 月 7 日 ）
0.0Ci
中間停止
（ 昭 和 5 5 年 4 月 29 日 ）0.0Ci
第 2 回 定 検 （ 昭 和 55 年 9 月 6 日 ）
0.0Ci
中間停止
（ 昭 和 5 6 年 6 月 16 日 ）0.0Ci
第 3 回 定 検 （ 昭 和 5 6 年 9 月 12 日 ）0.01Ci
第 4 回 定 検 （ 昭 和 5 7 年 6 月 11 日 ）0.01Ci
中間停止（ 昭 和 5 8 年 1 月 31 日 ）0.01Ci
第 5 回 定 検 （ 昭 和 5 8 年 9 月 17 日 ）0.01Ci
第 6 回 定 検 （ 昭 和 5 9 年 12 月 1 2 日 ） 0.01Ci
中間停止（ 昭 和 60 年 8 月 1 日 ）0.01Ci
第 7 回 定 検 （ 昭 和 6 1 年 1 月 20 日 ）0.01Ci
第 8 回 定 検 （ 昭 和 62 年 4 月 9 日 ）4 0.9Ci
第 9 回 定 検 （ 昭 和 63 年 8 月 1 日 ）0.01Ci
第 1 0 回 定 検 （ 平 成 元 年 1 1 月 30 日 ） 4 .5×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 2 年 1 1 月 29 日 ） 4 .7×10 ８ B q
第 11 回 定 検 （ 平 成 3 年 4 月 20 日 ）4 .4×10 ８ B q
第 12 回 定 検 （ 平 成 4 年 9 月 6 日 ）1 .9×10 ８ B q
中間停止（平成 5 年 4 月 4 日）
1 .7×10 ８ B q
第 13 回 定 検 （ 平 成 6 年 2 月 19 日 ）1 .6×10 ８ B q
第 14 回 定 検 （ 平 成 7 年 4 月 14 日 ）1 .7×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 8 年 8 月 10 日 ）9 .8×10 ７ B q
第 15 回 定 検 （ 平 成 8 年 9 月 10 日 ）1 .5×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 9 年 7 月 12 日 ）1 .5×10 ８ B q
第 16 回 定 検 （ 平 成 10 年 1 月 8 日 ）1 .6×10 ８ B q
第 17 回 定 検 （ 平 成 11 年 4 月 4 日 ）1 .7×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 1 2 年 12 月 2 6 日 ） 1 .7×10 ８ B q
第 1 8 回 定 検 （ 平 成 1 3 年 3 月 26 日 ） 1 .7×10 ８ B q
第 1 9 回 定 検 （ 平 成 1 4 年 9 月 15 日 ） 1 .5×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 1 5 年 3 月 20 日 ） 8 .9×10 ７ B q
第 20 回 定 検 （ 平 成 16 年 2 月 2 日 ）1 .3×10 ８ B q
第 2 1 回 定 検 （ 平 成 1 7 年 4 月 24 日 ） 1 .5×10 ８ B q
第 2 2 回 定 検 （ 平 成 1 8 年 11 月 2 0 日 ） 8 .9×10 ７ B q（ 平 成 1 9 年 3 月 17 日 ） 1 .1×10 ８ B q
第 2 3 回 定 検 （ 平 成 2 0 年 3 月 19 日 ） 1 .2×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 2 1 年 7 月 21 日 ） 1 .2×10 ８ B q
第 24 回 定 検 （ 平 成 21 年 9 月 9 日 ）1 .2×10 ８ B q
中間停止（ 平 成 2 2 年 6 月 28 日 ） 9 .7×10 ７ B q
第 25 回 定 検－（ ※ 1Ci ＝ 3. 7×10 １ ０ B q）

1.3－176

添付資料 1.3.7

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の検知手段について

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

第1表

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

格納容器内での
ＬＯＣＡ

原子炉水位

変動※

変動※

原子炉圧力

変動※

変動※

格納容器内圧力

変化なし

上昇

ドライウェル雰囲気温度

変化なし

上昇

格納容器ドレン流量

変化なし

上昇

上昇

変化なし

原子炉建屋床ドレンサンプポンプ
等運転頻度

増加※

変化なし

原子炉建屋内空間線量率

上昇

変化なし

各パラメータ

原子炉圧力容器パ
ラメータ

格納容器パラメータ

残留熱除去系系統圧力格納容器外パラメータ等※漏えい量により変動しない場合がある。

1.3－177

2．インターフェイスシステムＬＯＣＡの認知について
インターフェイスシステムＬＯＣＡは，低圧設計部と高圧設計部を隔離す
る弁の誤開放等により発生する事故である。低圧設計部に原子炉圧力が負荷された場合，系統の異常過圧を知らせる警報（RHR ABNORMAL HI／LO PRESS
等）が発報する。非常用炉心冷却系等の系統圧力及び原子炉水位のパラメー
タ変化を確認することでインターフェイスシステムＬＯＣＡ発生を判断する。これらのパラメータ以外にも原子炉圧力，格納容器内圧力，格納容器内
温度，主蒸気流量，給水流量，第 2 表に示すとおりで室温上昇及び室内への漏水を検知し発報する警報（LDS RHR EQUIP ROOMS AMBIENT TEMP HIGH，RHR
Hx AREA FLOODING 等）が設置されており，インターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ発生時に変化する可能性があるパラメータとして総合的に確認し，インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生を容易に認知することができる。
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生を確認した場合，中央制御室からの遠隔隔離操作を試みる。仮に中央制御室からの遠隔隔離ができない場合
は，現場手動操作により弁を閉止することで漏えい系統を隔離する。

1.3－178

第2表

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時に変化するパラメータ等
パラメータ等

インターフェイスシステムＬＯＣＡ
発生時の変化

警報「RHR PUMP DISCH PRESSABNORMAL HI/LO」等(HI 側)

残留熱除去系ポンプ出口圧力が約 2.75MPa［gage］
まで上昇したことを検知し発報する。（通常時約0.49MPa［gage］）

警報「RHR Hx AREA FLOODING」等

機器及び配管からの床面への漏えいを検知し発報する。

警報「LDS RHR EQUIP ROOMS AMBIENT
TEMP HIGH」等

各室内で漏えいが発生した場合において，室温が上昇したことを検知し発報する。

火災警報

蒸気の影響により漏えい発生場所近傍の煙感知器が作動した場合，火災警報が発報する。また，建屋内が 75℃以上の高温となった場合には熱感知器が作動し，火災警報が発報する。

原子炉建屋空間線量率

漏えい発生場所近傍のエリア放射線モニタ指示値が上昇する。

原子炉建屋ダストモニタ

漏えい発生場所近傍のダスト（蒸気漏えい）発生
によりモニタ指示値が上昇する。

警報「R/B FD SUMP LEAKAGE HIGH」「R/B FD SUMP LEVEL HI-HI」等

漏えい水のサンプへの流入によりサンプポンプ運
転頻度が増加又は連続運転となる。また，サンプ
液位が通常運転液位を超えたことを検知し警報が発報する。

警報「R/B ED SUMP TEMP HIGH」

漏えい水のサンプへの流入によりサンプ内の温度が上昇したことを検知し発報する。

1.3－179

添付資料 1.3.8
原子炉の減圧操作について

1．炉心損傷前の原子炉の減圧操作(1)

原子炉の手動減圧操作
炉心損傷前の原子炉の手動減圧操作には，原子炉圧力容器への熱応力の影響を考慮し，原子炉冷却材温度変化率 55℃／h 以下を監視しながら実施
する「通常の減圧」と，事故時において逃がし安全弁 7 弁を開放すること
により原子炉を急速に減圧する「急速減圧」がある。
各減圧操作は，低圧で原子炉へ注水可能な手段を確保した上で，以下のとおり判断して実施する。

ａ．通常の減圧操作
通常の減圧操作は，プラント通常起動／停止時及び事故対応中で急速減圧操作の条件が成立していない場合において適用する。
本操作は，主復水器が使用できる場合には，タービンバイパス弁を用いて原子炉の発生蒸気を復水器へ，主復水器が使用できない場合には，逃がし安全弁を間欠で用いてサプレッション・プールへ導くことで原子炉の減圧を行う。

ｂ．急速減圧操作
急速減圧操作は，事故対応中において以下のような場合に，逃がし安全弁 7 弁を開放することにより実施する。

①高圧注水機能喪失等により原子炉水位が低下し，低圧注水機能により
1.3－180

原子炉への注水を速やかに行う場合②高圧注水機能により原子炉水位が緩やかに上昇しているが，炉心露出（原子炉水位が燃料有効長頂部以下）の時間が最長許容炉心露出時間を上回った場合③原子炉水位不明が発生し，低圧の注水機能により原子炉圧力容器を満水にする場合④インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生し，中央制御室からの遠隔隔離に失敗した場合
また，以下の場合で減圧操作に時間余裕がある場合は，減圧による格納容器への熱負荷に留意し，格納容器圧力及び温度を監視しながら逃がし安全弁 7 弁を順次開放するが，原子炉冷却材温度変化率 55℃／h 以下は適用されない。
⑤サプレッション・プール熱容量制限に到達した場合⑥格納容器圧力を約 245kPa［gage］（0.8Pd）以下に維持できない場合⑦ドライウェル温度が約 171℃に到達した場合⑧サプレッション・プール水位が通常水位＋6.270ｍに接近又は通常水位－50 ㎝以下となった場合

本操作は，逃がし安全弁（自動減圧機能）「7 弁」を手動開放することを第一優先とする。
それができない場合は，逃がし安全弁（自動減圧機能）以外の逃がし
安全弁を含めたものから使用可能なもの「7 弁」を手動開放する。

さらに，それもできない場合は，急速減圧に必要な最小弁数である「1 弁」以上を手動開放することにより急速減圧する。逃がし安全弁
1.3－181（自動減圧機能）以外の逃がし安全弁による減圧ができない場合は，代替の減圧手段を試みる。
なお，急速減圧に必要な最小弁数「1 弁」は，残留熱除去系（低圧注水系）1 台による原子炉注水を仮定した場合に燃料被覆管最高温度が1,200℃以下に抑えられることを条件として設定している。
急速減圧操作の概要は第 1 図のとおり。

1.3－182

①高圧注水機能喪失
による原子炉水位低下⑤サプレッション・プ
ール熱容量制限到達③原子炉水位不明②最長許容炉心露出時間超過④インターフェイスシステムＬＯＣＡ⑧サプレッション・プ
ール水位制限値到達⑥格納容器最高使用
圧力到達※１※１※１：これらの条件成立により急速減圧を実施する場合は，減圧による格納容器への熱負荷に留意し，格納容器圧力及び温度を監視 しな が ら実 施す る。
※２ ：逃 が し安 全弁 （自 動 減圧 機能 ）※３：逃がし安全弁（自動減圧機能）及び逃がし安全弁（自動減圧機能 ）以 外 の逃 がし 安全 弁

急速減圧 条 件成 立

ADS 弁 ※ ２
全弁順次 開 放⑦ドライウェル最高
使用温度到達※１

※１

No

Yes

ADS+SRV ※ ３
7 弁ま で
追加 開放

No

Yes

ADS+SRV
1 弁以 上開 放

No

Yes

急速 減圧

代替減圧 手 段

第1図

急速減圧操作概要(2)原子炉の自動減圧
前項(1)のような運転員による手動操作がない場合でも，事故事象を収束させるための原子炉減圧として，自動減圧系及び過渡時自動減圧回路の 2 つがある。逃がし安全弁の機能を第 1 表に整理するとともに，概要を以下に示す。
なお，原子炉停止機能喪失（ＡＴＷＳ）の場合は，原子炉の自動減圧により低温の水が注水されることを防止するため，運転員の判断により自動減圧
1.3－183

を阻止するための操作スイッチがある。

ａ．自動減圧回路（第 2 図）
非常用炉心冷却系の一部であり，高圧炉心スプレイ系のバックアップ
設備として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放し原子炉圧力を速やかに低下させ，低圧注水系の早期注水を促す。
具体的には，「原子炉水位異常低下（レベル１）」及び「ドライウェル
圧力高」信号が 120 秒間継続し，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）が運転中であれば，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁が開放する。

ｂ．過渡時自動減圧回路（第 2 図）
非常用炉心冷却系の自動減圧機能が動作しない場合においても，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止する。
自動減圧回路の動作信号のうち，ドライウェル圧力高信号が成立しなくても，原子炉の水位が低い状態で一定時間経過した場合は，残留熱除去系（低圧注水系）等の起動を条件に過渡時自動減圧回路は動作する。
具体的には，原子炉水位異常低下（レベル１）信号が 10 分間継続し，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）が運転中であれば，自動減圧機能付き逃がし安全弁 2 弁が開放する。
過渡時自動減圧回路は，原子炉水位異常低下（レベル１）に「10 分間」の時間遅れを考慮して，炉心損傷に至らない台数を検討した結果，
1 弁を開放すれば炉心損傷の制限値（燃料被覆管 1,200℃以下，被覆管
酸化割合 15％以下）を満足するため，余裕として 1 弁を追加して 2 弁と設定した。
1.3－184

第1表

逃がし安全弁機能一覧
機

能

弁番号
逃がし弁機能安全弁機能

自動減圧回路過渡時
自動減圧回路(A)(D)(E)(G)(J)(M)(N)(P)(S)(U)(V)

○

○

―

―

(F)(H)(K)(L)(R)

○

○

○

―

(B)(C)○○○○

1.3－185

第2図

自動減圧機能論理回路

1.3－1862．炉心損傷後の原子炉の減圧操作
原子炉への注水手段がなく原子炉圧力容器の破損に至るおそれがある場合には，原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧を実施する必要がある。この際，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待するために原子炉減圧を遅らせ，原子炉水位計（燃料域）で原子炉水位が「燃料有効長底部から
燃料有効長の20％高い位置」（以下「ＢＡＦ＋20％」という）を下回った場
合に，逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁で原子炉の減圧を実施する手順としている。
減圧を実施する水位及び弁数については，以下の評価結果をもとに決定し
ている。
(1)

原子炉手動減圧のタイミングについて
原子炉への注水手段がない場合の原子炉手動減圧のタイミングを検討するため，原子炉水位が「原子炉水位異常低下（レベル１）」（以下「Ｌ１」という。）に到達後10分から50分のそれぞれのタイミングで減圧する場合の解析を実施し，水素の積算発生量を評価した。減圧に用いる逃がし安全弁（自動減圧機能）の弁数は，7弁（逃がし安全弁（自動減圧機能）全弁），2弁及び1弁のそれぞれで実施されるものとした。
評価結果を第2表に示すとともに，それぞれの弁数で減圧した場合の原
子炉水位及び積算水素発生量の推移を，第3図から第8図に示す。これらの評価結果から，水素の積算発生量については，おおむねＬ１到達後35分から50分の間で大きな差が現れた。
この評価結果から，酸化反応（ジルコニウム－水反応）が活発になる前の，Ｌ１到達後35分までに減圧を実施することが望ましいと判断した。

(2)

原子炉手動減圧に用いる弁数について
1.3－187

第2表より，(1)で判断した原子炉手動減圧を実施するタイミング（Ｌ１
到達後35分）近辺の減圧タイミングに着目すると，逃がし安全弁（自動減圧機能）1弁の場合の水素発生量が大きくなっている。また，減圧時の炉内蒸気流量の観点では，逃がし安全弁（自動減圧機能）7弁の場合よりも逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁の場合の方が，炉内蒸気流量が小さいことから，被覆管に対する負荷が小さいものと考える。
減圧完了までの時間については，第3図，第5図及び第7図のとおり，弁数が少ないほど長くなるが，いずれの場合も原子炉圧力容器破損までの時間に対しては十分な余裕があるため，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心落下量など，原子炉圧力容器破損後の事象進展に与える影響は小さい。
以上から，原子炉手動減圧の際に開放する弁数は逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁とした。

(3)

原子炉手動減圧を実施する原子炉水位について
上記評価結果より，原子炉手動減圧をＬ１到達後35分以降に実施する場
合に水素の積算発生量に顕著な増加が見られること，また，減圧をＬ１到達後10分から35分の間で実施する場合には水素の積算発生量に有意な傾向が確認されないことを踏まえ，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待する観点から，減圧はＬ１到達後35分で実施するものとし，判断基準としては
このタイミングに相当する原子炉水位を用いることとした。
第5図より，Ｌ１到達後35分での原子炉水位はＢＡＦ＋20％程度である
ことから，これを原子炉手動減圧実施の水位とした。
なお，海外における同様の判断基準を調査した結果，米国の緊急時操作
ガイドライン（ＥＰＧ） [1]の例では，不測事態の蒸気冷却の手順において，原子炉へ注水できない場合の原子炉減圧の判断基準をＢＡＦ＋70％程
1.3－188

度としていることを確認した。これは，ＢＡＦ＋70％程度よりも原子炉水位が高い状況では，注水がなくかつ原子炉減圧していない状態でも，冠水部分の燃料から発生する蒸気により露出部分の燃料を冷却できると判断しているものと推定される。当社の判断基準は，米国の例との差異はあるものの，上述の評価結果を踏まえ蒸気冷却効果，水素発生量及び被覆管に対する負荷の観点から定めているものであり，妥当であると考える。

(4)

原子炉水位の確認手段について
原子炉水位は，原子炉水位計（燃料域）によって確認する。原子炉水位
がＢＡＦ＋20％に到達する時点（事象発生から約 38 分後）では，原子炉
圧力容器内の気相部温度は飽和温度を超えているが，ドライウェル内の気相部温度は 80℃程度であることから，原子炉水位計の凝縮槽内の水位は維持され，原子炉水位計による原子炉水位の確認は可能と考える。
また，仮に水位不明となった場合は炉心損傷を判断した時点で急速減圧を実施する手順となっており，同等の対応となることから，運転員の対応に影響はない。

[1] “ABWR Design Control Document [Tier2，Chapter18，Human Factors
Engineering]”，GE Nuclear Energy，Mar.1997．

1.3－189

第2表

原子炉手動減圧に関する解析結果

逃がし安全
弁（自動減
圧機能
7弁

逃がし安全
弁（自動減
圧機能
2弁

逃がし安全
弁（自動減
圧機能
1弁

（減圧時に燃料被覆管が受ける荷重としては，燃料被覆管内外の圧力差による応力等が考えられ，蒸気流量の増加とともに大きくなると考えられることから，加わる荷重の指標として蒸気流量を参考としている）

1.3－190

TAF

BAF+20%
BAF

第3図

第4図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁）

1.3－191

第5図

第6図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁）

1.3－192

第7図

第8図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 弁）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 弁）

1.3－193

添 付 資 料 1.3.9
手順のリンク先について
原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1． 1.3.2.2(3)ａ ． 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 復 旧・常設代替直流電源設備に関する手順及び可搬型代替直流電源設
備に関する手順＜リンク先＞

1.14.2.3(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ ． 常 設 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 代 替
所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ｂ ． 可 搬 型 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 代
替所内電気設備への給電

2． 1.3.2.2(3)ｂ ． 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 復 旧・常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設
備に関する手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ ． 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ ． 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 代 替
所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 代
替所内電気設備への給電

3． 1.3.2.5

その他の手順項目について考慮する手順
1.3－194

・逃がし安全弁，非常用逃がし安全弁駆動系，電動弁及び監視計
器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用
所内電気設備への給電

1.14.2.2(1)ａ ． 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ ． 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 代 替
所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ｂ ． 可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 代
替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ ． 常 設 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 代 替
所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ｂ ． 可 搬 型 代 替 直 流 電 源 設 備 に よ る 代
替所内電気設備への給電
・ 可 搬 型 窒 素 供 給 装 置 （ 小 型 ）， 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 と し て 使 用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び非常用交流電源設備への燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ ． 可 搬 型 設 備 用 軽 油 貯 蔵 タ ン ク か ら各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ ． 軽 油 貯 蔵 タ ン ク か ら 常 設 代 替 高 圧
1.3－195

電源装置への給油
1.14.2.5(1)ｃ ． 軽 油 貯 蔵 タ ン ク か ら ２ Ｃ ・ ２ Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧
炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油
・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.3－1961.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手
順等
＜

目

1.4.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
ｂ．原子炉運転中の対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備ⅰ)

低圧代替注水ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(b)

サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

復旧

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(c)

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備ⅰ)

低圧代替注水ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．原子炉運転停止中の対応手段及び設備
(a)
ⅰ)
(b)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備
低圧代替注水サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

復旧

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｄ．手順等
1.4.2

重大事故等時の手順
目－1

1.4.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1)

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水(2)

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水(3)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

1.4.2.2(1)

原子炉運転中における対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(a)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水(b)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）(c)

代替循環冷却系による原子炉注水(d)

消火系による原子炉注水(e)

補給水系による原子炉注水

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択(2)

サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧
(a)

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水(b)

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択(3)

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(a)

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却(b)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）(c)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却(d)

消火系による残存溶融炉心の冷却
目－2

(e)

補給水系による残存溶融炉心の冷却

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
1.4.2.3

原子炉運転停止中における対応手順(1)

フロントライン系故障時の対応手順(2)

サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧
(a)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱(b)

原子炉冷却材浄化系による進展抑制

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
1.4.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.4.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.4.2

自主対策設備仕様

添付資料1.4.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.4.4

重大事故対策の成立性
1．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）(1)

低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）

(2)

系統構成

2．消火系による原子炉注水
(1)

系統構成

3．補給水系による原子炉注水
(1)

系統構成

4．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除
目－3

熱
(1)

系統構成

5．原子炉冷却材浄化系による進展抑制(1)
添付資料 1.4.5

系統構成

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料 1.4.6

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

添付資料 1.4.7

原子炉運転停止中の除熱機能と注水手段

添付資料 1.4.8

運転停止中の原子炉の事故時における現場作業員の退避について

添付資料 1.4.9

手順のリンク先について

目－4

1.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 「炉心の著しい損傷」を「防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却ａ）可搬型重大事故防止設備の運搬、接続及び操作に関する手順等を整備すること。
（２）復旧
ａ）設計基準事故対処設備に代替電源を接続することにより起動及び十分な期間の運転継続ができること。

発電用原子炉運転中，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による冷却機能である。
発電用原子炉運転停止中において，設計基準事故対処設備が有する発電用原
子炉の冷却機能は，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系によ
1.4－1

る冷却機能である。また，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の長期的な冷却機能は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能である。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

1.4.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
原子炉運転中において，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で原子炉を冷却し，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するための設計基準事故対処設備として，残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ，
低圧炉心スプレイ系ポンプ及びサプレッション・プールを設置している。
原子炉運転停止中において，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態
で原子炉を冷却し，炉心の著しい損傷を防止するための設計基準事故対処
設備として，残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ，低圧炉心スプレイ系ポンプ及びサプレッション・プールを設置している。また，原子炉内の崩壊熱を除去するための設計基準事故対処設備として残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプを設置している。
なお，本条項での原子炉運転停止中とは，原子炉冷却材温度100℃未満※１

及び原子炉圧力容器全ボルト締付状態で，残留熱除去系（原子炉停止

時冷却系）により原子炉を冷却している期間とする。
※1：原子炉の昇温を伴う検査時は除く。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するた
1.4－2

めに，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.4－1図）。
また，炉心の著しい損傷，溶融が発生し，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するための対応手
段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※２ を選定する。
※2

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十七条及び技術基準
規則第六十二条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（低圧注水系及び原子炉停止時冷却系）ポンプ及び低圧炉心スプレイ
系ポンプの故障による機能喪失を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失を想定する。
さらに，炉心の著しい損傷，溶融が発生し，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存する場合を想定する。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
1.4－3

段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.4－1表に整理する。
ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系又は原子炉停止時冷却系）又は低圧炉心スプレイ系が健全であれば重大事故等対処設
備として重大事故等の対処に用いる。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
低圧炉心スプレイ系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・低圧炉心スプレイ系ポンプ
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
1.4－4

・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナｂ．原子炉運転中の対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備
低圧代替注水ⅰ)

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ
及び低圧炉心スプレイ系ポンプが故障により原子炉注水ができない
場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により原子炉へ注水する手段がある。
(ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽(ⅱ)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽
1.4－5なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用
できる。
(ⅲ)

代替循環冷却系による原子炉注水
代替循環冷却系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として
使用）

(ⅳ)

消火系による原子炉注水
消火系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク(ⅴ)

補給水系による原子炉注水
補給水系による原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク
1.4－6

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)(ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ及び代替淡水貯槽は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)(ⅱ)

低圧代替注水系（可搬型）による原

子炉注水」で使用する設備のうち，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)(ⅲ)

代替循環冷却系による原子炉注水」

で使用する設備のうち，残留熱除去系熱交換器，サプレッション・
プール，残留熱除去系海水ポンプ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用海水ストレーナは重大事故等対処設備
として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.4.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプ及び低圧炉心スプレイ系ポンプが故障により機能喪失した場
合においても，原子炉を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系の有する原子炉格納容器からの除熱機能を代替
1.4－7

することを目的に設置した設備であり，原子炉高圧状態から低圧注水に移行することを考慮した注水量としていないため，低圧注水への移行段階での炉心損傷を防止するための注水量としては十分ではない場合があるが，低圧で注水が可能な設備であるため，低圧注水手段としては有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉へ注水する手段として有効である。
・電動駆動消火ポンプ，ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵
タンク及び多目的タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉へ注水する手段として有効である。
・復水移送ポンプ及び復水貯蔵タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉へ注水する手段として有効である。
（添付資料1.4.2）(b)サポート系故障時の対応手段及び設備
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段
及び設備は以下のとおり。

ⅰ)

復旧
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系が全交流動力電源喪失により使用できない場合
1.4－8

は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。）を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／
Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄへ電源を供給するとともに，残留熱除去

系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系を復旧する手段がある。
また，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系が残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合は，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水
大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系を復旧する手段がある。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプ
へ燃料を給油し，電源及び冷却水の供給を継続することにより，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系を十分な期間，運転継続することが可能である。
また，原子炉運転停止後は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に移行し，長期的に原子炉を除熱する手段がある。なお，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）については，「1.4.1(2)ｃ．(b)ⅰ)
復旧」にて整備する。
(ⅰ)

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水
残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
1.4－9

・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，｢1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段及び設備は，「1.5
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整理する。
(ⅱ)

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水で使用する設備は以下のとおり。
・低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，｢1.14
1.4－10電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段及び設備は，「1.5
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整理する。
ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.4.1(2)ｂ．(b)ⅰ)(ⅰ)

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水」で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ（海水冷却），残留熱除去系熱交換器，サプレッション・プール，残留熱除去系海水ポンプ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポン
プ及び緊急用海水ストレーナは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.4.1(2)ｂ．(b)ⅰ)(ⅱ)

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水」で使用する設備のうち，低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却），サプレッション・プール，残留熱除去系海水ポンプ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用海水ストレー
ナは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.4.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（低圧注水系）
及び低圧炉心スプレイ系が全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合においても，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系を復旧し，原子炉を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を
1.4－11

示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系が使用可能であれば，原子炉へ注水する手段として有効である。
（添付資料1.4.2）(c)

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備
低圧代替注水ⅰ)

炉心の著しい損傷，溶融が発生し，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存する場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により残存溶融炉心を冷却する手段がある。
(ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却
低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽(ⅱ)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）とし
1.4－12

て使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽
なお，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却は，代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備の淡水だけでなく，海水も利用できる。
(ⅲ)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として
使用）

(ⅳ)

消火系による残存溶融炉心の冷却
消火系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
1.4－13

(ⅴ)

補給水系による残存溶融炉心の冷却補給水系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンクⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.4.1(2)ｂ．(c)ⅰ)(ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による残存

溶融炉心の冷却」で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポン
プ及び代替淡水貯槽は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.4.1(2)ｂ．(c)ⅰ)(ⅱ)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却」で使用する設備のうち，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.4.1(2)ｂ．(c)ⅰ)(ⅲ)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却」で使用する設備のうち，代替循環冷却系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，サプレッション・プール，残留熱除去系海水ポン
プ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用海水ストレーナは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.4.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存する場合においても，残存溶融炉心を冷却することができる。
1.4－14

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，残存溶融炉心を冷却する手段として有効である。
・電動駆動消火ポンプ，ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵
タンク及び多目的タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，残存溶融炉心を冷却する手段として有効である。
・復水移送ポンプ及び復水貯蔵タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，残存溶融炉心を冷却する手段として有効である。
（添付資料1.4.2）
ｃ．原子炉運転停止中の対応手段及び設備(a)ⅰ)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備
低圧代替注水原子炉運転停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプが故障により原子炉除熱ができない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬1.4－15型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により原子炉へ注水する手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

低圧代替注水」で選定した設備と同様である。
以上の設備により，原子炉運転停止中において，設計基準事故対
処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプが故障した場合においても，原子炉を冷却することができる。
(b)

サポート系故障時の対応手段及び設備
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段
及び設備は以下のとおり。

ⅰ)

復旧
原子炉運転停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が全交流動力電源喪失により使用できない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧
電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／
Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄへ電源を供給するとともに，残留熱除去

系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を復旧する手段がある。
また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合は，緊急用海水ポンプ又は代替
残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を復旧する手段がある。さらに，常用電源が使用できる場合には，重大事故等の進展を抑制するため，原子炉冷却材の浄化に用いる原1.4－16

子炉冷却材浄化系により原子炉冷却材を除熱する手段がある。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプ
へ燃料を給油し，電源及び冷却水の供給を継続することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を十分な期間，運転継続することが可能である。
(ⅰ)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，｢1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段及び設備は，「1.5
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整理する。
(ⅱ)

原子炉冷却材浄化系による進展抑制
原子炉冷却材浄化系による進展抑制で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉冷却材浄化系ポンプ
1.4－17

・原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器
ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.4.1(2)ｃ．(b)ⅰ)(ⅰ)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱」で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ（海水冷却），残留熱除去系熱交換器，残留熱除去系海水ポン
プ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用海水ストレーナは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.4.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合においても，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を復旧し，原子炉を除熱することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が使用可能であれば，原子炉を除熱する手段として有効である。
・原子炉冷却材浄化系ポンプ及び原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器
1.4－18

原子炉停止直後の原子炉を除熱するための十分な熱交換量が確保できず，原子炉冷却材浄化系ポンプ及び原子炉冷却材浄化
系非再生熱交換器は耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器への原子炉補機冷却水の通水が可能であれば，残留熱除去系（原子炉停止時
冷却系）の崩壊熱除去機能が喪失した場合において，原子炉冷却材を除熱する手段として有効である。
（添付資料1.4.2）
ｄ．手順等
上記「ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備」，「ｂ．原子炉運転中の対応手段及び設備」及び「ｃ．原子炉運転停止中の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※３ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.4－1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.4－2表，第1.4－3表）。
※3

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.4.3）

1.4.2

重大事故等時の手順

1.4.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
1.4－19

残留熱除去系（低圧注水系）が健全な場合は，原子炉水位異常低下（レベル１）若しくはドライウェル圧力高信号による残留熱除去系（低圧注水系）ポンプの自動起動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去
系（低圧注水系）ポンプを起動し，サプレッション・プールを水源とした
原子炉への注水を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ），原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水手順も同様。）。
概要図を第1.4－2図に，タイムチャートを第1.4－3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系
ポンプ（Ａ）の手動起動又は自動起動の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はド
1.4－20

ライウェル圧力高）により残留熱除去系ポンプ（Ａ）が起動したことを確認し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認し，残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉への注水の開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の手動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウ
ェル圧力高）により開したことを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑥発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持す
るように指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の開閉操作により残留熱除去系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉注水が不要となる
間に，原子炉格納容器内への格納容器スプレイを実施する必要がある場合は，残留熱除去系Ａ系注入弁の全閉操作を実施後，残留熱除
去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ弁を開とし，格納容器スプレイを実施する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから残留熱除去系（低圧注水系）
1.4－21

よる原子炉注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【自動起動信号が発信した場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，3分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，3分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去系（低圧注水系）の起動に必要となる残留熱除去系
海水ポンプによる冷却水確保の所要時間は4分以内と想定する。
(2)

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水
低圧炉心スプレイ系が健全な場合は，原子炉水位異常低下（レベル１）
若しくはドライウェル圧力高信号による低圧炉心スプレイ系ポンプの自動起動，又は中央制御室からの手動操作により低圧炉心スプレイ系ポンプを起動し，サプレッション・プールを水源とした原子炉への注水を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）
1.4－22

設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順低圧炉心スプレイ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4－4図に，タイムチャートを第1.4－5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧炉心スプ
レイ系ポンプの手動起動又は自動起動の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系ポンプの手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高）により低圧炉心スプレイ系ポンプが起動したことを確認し，低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認し，低圧炉心スプレイ系による原子炉への注水の開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁の手動操
作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドラ
イウェル圧力高）により開したことを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉への注水が開始されたことを低圧炉心スプレイ系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑥発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持す
るように指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁の開閉操作
1.4－23

により低圧炉心スプレイ系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから低圧炉心スプレイ系による原子炉注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【自動起動信号が発信した場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，2分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，低圧炉心スプレイ系の起動に必要となる残留熱除去系海水ポン
プによる冷却水確保の所要時間は4分以内と想定する。
(3)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を起動し，原子炉の除熱を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
原子炉圧力容器内の水位が原子炉水位低（レベル３）設定点から原子
炉水位高（レベル８）設定点の間で維持され，かつ原子炉圧力指示値が0.93MPa［gage］以下の場合。
ｂ．操作手順1.4－24

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による原子炉除熱手順も同様。）。
概要図を第1.4－6図に，タイムチャートを第1.4－7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉建屋付属棟にて，原子炉保護系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。
④運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系レグシール
ライン弁を閉にする。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁を閉とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉再循環ポンプ（Ａ）が停止していることを確認し，原子炉再循環ポンプ（Ａ）出口弁を閉にする。
⑦運転員等は，発電長に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の準備が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）使用可能圧力0.93MPa［gage］以下であることを確認
し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉を除熱するための系統構成を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を閉とし，閉側回路を除外する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系内側隔離弁の開側回路を除外し，残留熱除去系外側隔離弁を開にする。
1.4－25

⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系内側隔離弁を開にし，開側回路の除外を解除する。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁を開にする。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁を調整開とする。
⑭運転員等は，発電長に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉を除熱するための系統構成が完了したことを報告する。
⑮発電長は，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の開始を指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上，及び残留熱除去系系統流量の流量上昇を確認する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を調整開とする。
⑱運転員等は中央制御室にて，原子炉除熱が開始されたことを残留熱除去系熱交換器入口温度が低下することにより確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運
転員等（当直運転員）2名により操作を実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱開始まで177分以内と想定する。
なお，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動に必要となる残留熱除去系海水ポンプによる冷却水確保の所要時間は4分以内と想定す
1.4－26

る。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.4.4）
1.4.2.2(1)

原子炉運転中における対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による原子炉注水機能が喪失した場合において，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉への注水手段は，低圧
代替注水系（常設）による原子炉への注水手段と同時並行で準備を開始する。
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の手段のうち，低圧で原子炉へ注水可能な系統1系統以上の起動及び注水ラインの系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉注水を開始する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，原子炉圧力容器内を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水系（電動駆動給水ポンプ），復水系，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）を使用し原子炉注水を実施する。
(a)ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
手順着手の判断基準
1.4－27

残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4－8図に，タイムチャートを第1.4－9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水の準備を指示する。また，原
子炉冷却材喪失事象が確認された場合は，原子炉冷却材浄化系
吸込弁の閉を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原
子炉への注水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ｃ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。また，原子炉冷却材喪失事象が確認された場合
は，原子炉冷却材浄化系吸込弁を閉にする。
③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｃ）の操作
1.4－28

スイッチを隔離する。
⑦運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）の使用モ
ード ※１ を選択し，低圧代替注水系（常設）を起動操作した
後，常設低圧代替注水系ポンプが起動し，常設低圧代替注水系
ポンプ吐出圧力指示値が1.40MPa［gage］以上であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁，
原子炉注水弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁が自動開した
ことを確認する。
⑨運転員等は，発電長に常設低圧代替注水系ポンプの起動が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水の開始を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｃ系注入弁を開にし，原子炉への注水が開始されたことを低圧代替注水系原子炉
注水流量（常設ライン用）の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器注水流量調整弁により低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維
1.4－29

持し，発電長に報告する。
※1：原子炉注水と原子炉格納容器内への格納容器スプレイを実施する場合は，原子炉注水及び原子炉格納容器内の冷却に必要な系統構成を行い，原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。
ⅲ)

操作の成立性
原子炉運転中において，上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水開始まで9分以内と想定する。
常設低圧代替注水系ポンプを使用した原子炉注水と格納容器スプ
レイについては，作業開始を判断してから格納容器スプレイと原子炉注水開始まで15分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名により実施し，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始まで9分以内と想定する。

(b)ⅰ)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
手順着手の判断基準
残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び低圧代替
注水系（常設）により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，以下のいずれかの状況に至った場合。
①代替循環冷却系，消火系及び補給水系により原子炉注水ができず，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている
1.4－30場合。
②代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉圧
力容器内の水位が上昇せず，消火系及び補給水系により原子炉注
水ができない場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型
代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.4－10図に，タイムチャートを第1.4－11図に示す（残留熱除去系Ｃ系配管を使用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉注水及び低圧炉心スプレ
イ系配管を使用する原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の手順
は，手順⑩以外同様。）。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に低圧代替注水系配管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長は，重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプ
レイ系配管を使用した低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
1.4－31

注水準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁又は低圧炉心スプレイ系注入弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ｃ系注入弁又は低圧炉心スプレイ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｃ）又は低圧炉心スプレイ系ポンプの操作スイッチを隔離する。
⑧運転員等は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
注水準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑩ ａ 残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉注水の場合
運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系
注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開にする。
なお，電源が確保できない場合，運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系
注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開にする。
⑩ ｂ 低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合
1.4－32

運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ
系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開にする。
なお，電源が確保できない場合，運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ
系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開にする。
⑪運転員等は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長は，重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を開とし，低圧代替
注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害
1.4－33

対策本部長に報告する。
⑰災害対策本部長は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水が開始されたことの確認を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉への注水が開始されたことを低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）又は（可搬ライン用）の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長に低圧代替注水系（可搬型）により原子炉への注水が開始されたことを連絡する。
発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器注水流量調整弁により低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）又は（可搬ライン用）を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
原子炉運転中において，上記の操作は，作業開始を判断してから，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）
1.4－34

・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設
備）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，165分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
1.4－35

【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，195分以内と想定する。
【現場操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【現場操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，195分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
なお，原子炉運転停止中の当直要員の体制において，上記の操作
1.4－36

は，作業開始を判断してから，低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設
備）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，195分以内と想定する。
1.4－37

（添付資料1.4.4）(c)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉注水
手順着手の判断基準
残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び低圧代替
注水系（常設）により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系による原子炉注水手順も同様。）。
概要図を第1.4－12図に，タイムチャートを第1.4－13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環
冷却系Ａ系による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉への注水に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去
系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパ
ス弁及び残留熱除去系Ａ系注入弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）
出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁及び残留熱除
去系Ａ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水の1.4－38系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作
スイッチを隔離する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉にする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口
弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開にする。
⑧運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替循環冷却系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が1.40MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，代替循環冷却系Ａ系による原子炉への注水の開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を開にした後，代替循環冷却系Ａ系注入弁を開にするとともに，代替循
環冷却系Ａ系テスト弁を閉にする。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉への注水が開始されたことを代替循環冷却系原子炉注水流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
1.4－39⑭発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持するように指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系注入弁により代替循環冷却系原子炉注水流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉注水開始まで41分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内
さらに，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制
御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）2名により実施し，作業開始を判断してから代替循環冷却系による原子炉注水開始まで41分以内と想定する。

(d)ⅰ)

消火系による原子炉注水
手順着手の判断基準
1.4－40残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び低圧代替
注水系（常設）により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，以下のいずれかの状況に至った場合。
①代替循環冷却系により原子炉注水ができず，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合。
②代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉圧
力容器内の水位が上昇しない場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合。
ⅱ)

操作手順
消火系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4－14図に，タイムチャートを第1.4－15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていること
を状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に消火系による原子炉注水の系統構成を指示する。
④運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉にする。
1.4－41

⑤運転員等は，発電長に消火系による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に電動駆動消火ポンプ ※２ 又はディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，電動駆動消火ポンプ又はディーゼ
ル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示
値が0.78MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑧発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，消火系による原子炉への注水の開始を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開にする。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開にする。
⑪運転員等は中央制御室にて，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁の開閉操
作により残留熱除去系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告す
1.4－42る。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉注水が不要となる間に，原子炉格納容器内への格納容器スプレイを実施する必要がある場合は，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全閉操作を実施
後，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系
Ｓ／Ｐスプレイ弁を開とし，格納容器スプレイを実施する。
※2：常用電源が使用できる場合に，電動駆動消火ポンプを使用する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉注水開始まで56分以内と想定する。
なお，原子炉注水が不要と判断し，原子炉格納容器内への格納容器スプレイを実施する場合，格納容器スプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから格納容器スプレイ開始まで5分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
さらに，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制
御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名により実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉注水開始まで56分以内と想定する。
（添付資料1.4.4）(e)

補給水系による原子炉注水
1.4－43

ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び低圧代替
注水系（常設）により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，以下のいずれかの状況に至った場合。
①代替循環冷却系及び消火系により原子炉注水ができず，復水貯蔵
タンクの水位が確保されている場合。
②代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉圧
力容器内の水位が上昇せず，消火系により原子炉注水ができない
場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
補給水系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4－16図に，タイムチャートを第1.4－17図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系
による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，災害対策本部長に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
④災害対策本部長は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑤重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施する。
⑥重大事故等対応要員は，災害対策本部長に連絡配管閉止フラン
1.4－44

ジの切り替えが完了したことを報告する。
⑦災害対策本部長は，発電長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを連絡する。
⑧発電長は，運転員等に補給水系による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑨運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系－消火系連絡ライン止め弁を開にする。
⑩運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉にする。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開にする。
⑫運転員等は，発電長に補給水系による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑬発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑭運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が0.78MPa［gage］以上である
ことを確認した後，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，補給水系による原子炉への注水の開始を指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開にし，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑰発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点
1.4－45

の間で維持するように指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁の開閉操
作により残留熱除去系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉注水が不要となる間に，原子炉格納容器内への格納容器スプレイを実施する必要がある場合は，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全閉操作を実施
後，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系
Ｓ／Ｐスプレイ弁を開とし，格納容器スプレイを実施する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施
した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉注水開始まで105分以内と想定する。
なお，原子炉注水が不要と判断し，原子炉格納容器内への格納容器スプレイを実施する場合，格納容器スプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから格納容器スプレイ開始まで5分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
さらに，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制
御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名，現場
1.4－46

対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名により実施し，作業開始を判断してから補給水系による原子炉注水開始まで105分以内と想定する。
（添付資料1.4.4）
ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択
フローチャートを第1.4－26図に示す。
残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による原子炉注
水機能が喪失し，原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持ができない場合は，低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する。
低圧代替注水系（常設）が使用できない場合は，代替循環冷却系により原子炉へ注水する。
代替循環冷却系が使用できない場合，又は代替循環冷却系により原子炉注水が実施されているが，原子炉圧力容器内の水位が上昇しない場合
は，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉へ注水する。
低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉への注水手段は，低圧代替
注水系（常設）による原子炉への注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉への注水は，重大事故等対処設備によるプ
ラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系による原子炉への注水ができない場合に実施する。
1.4－47

（添付資料1.4.5，添付資料1.4.6）(2)

サポート系故障時の対応手順
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手順は以下のとおり。
ａ.復旧(a)

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水
全交流動力電源喪失により残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉
心スプレイ系による注水機能が喪失した場合，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（低圧注水系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水
大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（低圧注水系）にて原子炉への注水を実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による注水機能が喪失した場合，緊急用
海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（低圧注水系）にて原子炉への注水を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ
先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ

２Ｃを優２Ｃの供給対象である残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備として使用する常1.4－48

設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／Ｃ
からＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄの受電が完了し，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水が確保され，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による注水手順も同様。）。
概要図を第1.4－18図に，タイムチャートを第1.4－19図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系
による原子炉への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動
し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以
上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
1.4－49下であることを確認し，残留熱除去系（低圧注水系）による原
子炉への注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を開とし，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持するように指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の開閉操
作により残留熱除去系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉注水が不要となる間に，原子炉格納容器内への格納容器スプレイを実施する必要がある場合は，残留熱除去系Ａ系注入弁の全閉操作を実施
後，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系
Ｓ／Ｐスプレイ弁を開とし，格納容器スプレイを実施する。
ⅲ)

操作の成立性
原子炉運転中において，上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
1.4－50

・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内
さらに，原子炉格納容器内への格納容器スプレイを実施する場
合，原子炉注水が不要と判断してから格納容器スプレイまで5分以内と想定する。
また，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名により実施し，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。
(b)

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
全交流動力電源喪失により残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉
心スプレイ系による注水機能が喪失した場合，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により低圧炉心スプレイ系の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ
又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポン
プにより冷却水を確保し，低圧炉心スプレイ系にて原子炉への注水を実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による注水機能が喪失した場合，緊急用
海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより冷却水を確保し，低圧炉心スプレイ系にて原子炉への注水を実施する。

ⅰ)

手順着手の判断基準
1.4－51

【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／Ｃ
からＭ／Ｃ

２Ｃの受電が完了し，残留熱除去系（低圧注水系）が復旧できず，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水が確保され，残留熱除去系（低圧注水系）
が復旧できず，サプレッション・プールの水位が確保されている場
合。
ⅱ)

操作手順
低圧炉心スプレイ系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4－20図に，タイムチャートを第1.4－21図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧炉心スプレイ系による原子炉注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系による原子炉への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に低圧炉心スプレイ系ポンプの起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系ポンプを起動し，低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa
1.4－52

［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以
下であることを確認し，低圧炉心スプレイ系による原子炉への注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁を開とし，原子炉への注水が開始されたことを低圧炉心スプレイ系系
統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持するように指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁の開閉操作により低圧炉心スプレイ系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上
から原子炉水位高（レベル８）設定点に維持し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
原子炉運転中において，上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから低圧炉心スプレイ系による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，低圧炉心スプレイ系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
1.4－53

・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内
また，原子炉運転停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応を発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名により実施し，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから低圧炉心スプ
レイ系による原子炉注水開始まで2分以内と想定する。
ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択
フローチャートを第1.4－26図に示す。
全交流動力電源が喪失し，常設代替交流電源設備として使用する常設
代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／Ｃから
Ｍ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄを受電し，交流動力電源が確保され，残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系海水系が復旧できる場合
は，残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉へ注水する。また，残留熱除去系（低圧注水系）が復旧できず，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系海水系が復旧できる場合は，低圧炉心スプレイ系により原子炉へ注水する。
なお，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置に
よりＭ／Ｃ

２Ｃ及びＭ／Ｃ

２Ｄが受電できない場合は，｢1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

低圧代替注水」又は｢1.4.1(2)ｂ．(c)ⅰ)

低圧代替注

水」の対応手段を実施する。
残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系海水系が使用できな
い場合は，緊急用海水系により冷却水を確保し，残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉へ注水する。
残留熱除去系（低圧注水系）が使用できない場合は，低圧炉心スプレ
1.4－54

イ系により原子炉へ注水する。
緊急用海水系が使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保し，残留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系
により原子炉へ注水するが，代替残留熱除去系海水系の運転に時間を要することから，｢1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)ｂ．(c)ⅰ)

低圧代替注水」又は｢1.4.1(2)低圧代替注水」の対応手段を並行して実施する。

なお，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の復旧が困難な場合には，｢1.4.1(2)ｂ．(a)ⅰ)ｂ．(c)ⅰ)(3)

低圧代替注水」又は｢1.4.1(2)低圧代替注水」の対応手段を実施する。

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，溶融炉心が原子炉圧力容器を破損しペデスタル（ドライウェル部）に落下した場合，格納容器
下部注水系によりペデスタル（ドライウェル部）へ注水することで落下した溶融炉心を冷却するが，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存した場合
は，低圧代替注水により原子炉圧力容器内へ注水することで残存溶融炉心を冷却し，原子炉圧力容器から原子炉格納容器内への放熱量を抑制する。
ａ．低圧代替注水(a)ⅰ)

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化 ※３ により原子炉
圧力容器の破損を判断し，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向であり，原子炉格納容器内の温度が151℃以下まで低下した場
合で，残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系及び代替
循環冷却系により原子炉圧力容器内へ注水ができない場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
1.4－55

※3：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温の上昇又は格納容器下部水温指示値の喪失により
確認する。
ⅱ)

操作手順
低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却については，｢1.4.2.2(1)ａ．(a)低圧代替注水系（常設）による原子炉注水｣の操作手順と同様である。
残存溶融炉心の冷却については，格納容器スプレイ及びペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（格納容器スプレイ流量：130m ３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水量：30m３ ／h～
80m３ ／h）を確保し，原子炉圧力容器内へ崩壊熱相当量（14m３ ／h～50m３ ／h）の注水を実施する。しかし，十分な注水流量が確保できない場合は，格納容器スプレイを優先する。
なお，概要図は第1.4－8図，タイムチャートは第1.4－9図と同様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原
子炉圧力容器内への注水開始まで9分以内と想定する。
常設低圧代替注水系ポンプを使用した原子炉圧力容器内への注水と格納容器スプレイについては，作業開始を判断してから格納容器
スプレイと原子炉圧力容器内への注水開始まで15分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(b)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海1.4－56

水）ⅰ)

手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化により原子炉圧力容器の破損を判断し，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向であり，原子炉格納容器内の温度が151℃以下まで低下した場合
で，残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系，代替循環
冷却系，低圧代替注水系（常設），消火系及び補給水系により原子
炉圧力容器内へ注水ができない場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）については，｢1.4.2.2(1)ａ．(b)低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）｣の操作手順と同様である。
残存溶融炉心の冷却については，格納容器スプレイ及びペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（格納容器スプレイ流量：130m３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水量：30m３ ／h～
80m３ ／h）を確保し，原子炉圧力容器内へ崩壊熱相当量（14m３ ／h～50m３ ／h）の注水を実施する。しかし，十分な注水流量が確保できない場合は，格納容器スプレイを優先する。
なお，概要図は第1.4－10図，タイムチャートは第1.4－11図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器内への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
1.4－57

【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設
備）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，195分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに
1.4－58

作業ができるように，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料1.4.4）(c)ⅰ)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化により原子炉圧力容器の破損を判断し，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向であり，原子炉格納容器内の温度が151℃以下まで低下した場合
で，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系により原子炉圧力容器内への注水ができない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却については，｢1.4.2.2(1)ａ．(c)

代替循環冷却系による原子炉注水｣の操作手

順と同様である。
残存溶融炉心の冷却については，格納容器スプレイ流量を150m３／hを確保し，原子炉圧力容器内への注水量を100m ３ ／hで実施する。
なお，概要図は第1.4－12図，タイムチャートは第1.4－13図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施し
1.4－59

た場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉圧力容器内への注水開始まで41分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内(d)ⅰ)

消火系による残存溶融炉心の冷却手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化により原子炉圧力容器の破損を判断し，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向であり，原子炉格納容器内の温度が151℃以下まで低下した場合
で，残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系，代替循環
冷却系及び低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器内へ注水ができない場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等対処設備によるプラ
ントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場
合。

ⅱ)

操作手順
消火系による残存溶融炉心の冷却については，｢1.4.2.2(1)ａ．
(d)

消火系による原子炉注水｣の操作手順と同様である。

残存溶融炉心の冷却については，格納容器スプレイ及びペデスタ
1.4－60ル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（格納容器スプレイ流量：130m３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水量：30m３ ／h～
80m３ ／h）を確保し，原子炉圧力容器内へ崩壊熱相当量（14m３ ／h～50m３ ／h）の注水を実施する。しかし，十分な注水流量が確保できない場合は格納容器スプレイを優先する。
なお，概要図は第1.4－14図，タイムチャートは第1.4－15図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器内への注水開始まで56分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.4.4）(e)ⅰ)

補給水系による残存溶融炉心の冷却手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化により原子炉圧力容器の破損を判断し，原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下傾向であり，原子炉格納容器内の温度が151℃以下まで低下した場合
で，残留熱除去系（低圧注水系），低圧炉心スプレイ系，代替循環
冷却系，低圧代替注水系（常設）及び消火系により原子炉圧力容器
内へ注水ができない場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。
1.4－61

ⅱ)

操作手順
補給水系による残存溶融炉心の冷却については，｢1.4.2.2(1)ａ．(e)

補給水系による原子炉注水｣の操作手順と同様である。

残存溶融炉心の冷却については，格納容器スプレイ及びペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（格納容器スプレイ流量：130m３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水量：30m３ ／h～
80m３ ／h）を確保し，原子炉圧力容器内へ崩壊熱相当量（14m３ ／h～50m３ ／h）の注水を実施する。しかし，十分な注水流量が確保できない場合は，格納容器スプレイを優先する。
なお，概要図は第1.4－16図，タイムチャートは第1.4－17図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施
した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器
内への注水開始まで105分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.4.4）

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択
フローチャートを第1.4－26図に示す。
原子炉圧力容器が破損し，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による残存溶融炉心の冷却ができない場合は，代替循環冷却
1.4－62

系による残存溶融炉心を冷却する。
代替循環冷却系が使用できない場合は，低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却を実施する。
低圧代替注水系（常設）が使用できない場合は，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却を実施する。
なお，消火系による残存溶融炉心の冷却は，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場
合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系による残存溶融炉心の冷却ができない場合に実施する。
（添付資料1.4.5，添付資料1.4.6）
1.4.2.3(1)

原子炉運転停止中における対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
原子炉運転停止中に原子炉へ注水する機能が喪失した場合の対応手順については，「1.4.2.2(1)ａ．(a)低圧代替注水系（常設）による原子炉

注水」，「1.4.2.2(1)ａ．(b)低圧代替注水系（可搬型）による原子炉

注水（淡水／海水）」，「1.4.2.2(1)ａ．(c)
子炉注水」，「1.4.2.2(1)ａ．(d)「1.4.2.2(1)ａ．(e)

代替循環冷却系による原消火系による原子炉注水」及び補給水系による原子炉注水」の対応手順と同様で

ある。
(2)

サポート系故障時の対応手順
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手順は以下のとおり。
ａ．復旧(a)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱
1.4－63

全交流動力電源喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水
大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）にて原子炉の除熱を実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，緊急用海水ポン
プ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）にて原子炉の除熱を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ
先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ

２Ｃを優２Ｃの供給対象である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／Ｃ
からＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄの受電が完了し，原子炉圧力指

示値が0.93MPa［gage］以下である場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水が確保され，原子炉圧力指示値が0.93MPa
1.4－64

［gage］以下である場合。
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系
による原子炉除熱手順も同様）。
概要図を第1.4－22図に，タイムチャートを第1.4－23図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉建屋付属棟にて，原子炉保護
系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉の除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認する。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系レグシ
ールライン弁を閉にする。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉再循環ポンプ（Ａ）が停止
していることを確認し，原子炉再循環ポンプ（Ａ）出口弁を閉にする。
⑧運転員等は，発電長に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の準備が完了したことを報告する。
1.4－65

⑨発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）使用可能圧力0.93MPa［gage］以下であることを確認し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉を除熱するための系統構成を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口
弁を閉とし，閉側回路を除外する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系内側隔離弁の開側回路を除外し，残留熱除去系外側隔離弁を開にする。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系内側隔離弁を開にし，開側回路の除外を解除する。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時
冷却ライン入口弁を開にする。
⑭運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時
冷却注入弁を調整開とする。
⑮運転員等は，発電長に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉を除熱するための系統構成が完了したことを報告する。
⑯発電長は，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱の開始を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動
し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以
上及び残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認する。
⑱運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口
弁を調整開とする。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉除熱が開始されたことを残
1.4－66

留熱除去系熱交換器入口温度が低下することにより確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱開始まで177分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
なお，残留熱除去系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内（添付資料1.4.4）(b)

原子炉冷却材浄化系による進展抑制
残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合に，常用電源が使用可能であれば原子炉冷却材浄化系を起動して原子炉冷却材の除熱を実施する。

ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉の除熱ができない場合。
1.4－67

ⅱ)

操作手順
原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4－24図に，タイムチャートを第1.4－25図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉冷却材浄化系による原子炉の除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉建屋付属棟にて，原子炉保護
系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系による原子炉の除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認する。
⑤運転員等は，発電長に原子炉冷却材浄化系による原子炉の除熱の準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系ポンプ起動の系統構成を指示する。
⑦運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器温度調整弁の温度設定が40℃であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系吸込弁が開であることを確認する。
⑨運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系内側隔離弁及び原子炉冷却材浄化系外側隔離弁を開にする。
⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁
1.4－68

を開にする。
⑪運転員等は，発電長に原子炉冷却材浄化系ポンプ起動の系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）及び原
子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）の起動を指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）
メカシールパージ水ライン仕切弁を開にする。
⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系ポン
プ（Ａ）メカシールパージ水ライン調整弁を開にし，メカシー
ルパージ流量を調整する。
⑮運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）
を起動し，原子炉冷却材浄化系系統流量の流量上昇を確認する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器バイパス弁を調整開とし，原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁を閉とする。
⑰運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）
メカシールパージ水ライン仕切弁を開にする。
⑱運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系ポン
プ（Ｂ）メカシールパージ水ライン調整弁を開にし，メカシー
ルパージ流量を調整する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）
を起動し，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器バイパス弁を調整開とする。
⑳運転員等は，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）及び原子炉冷却
1.4－69

材浄化系ポンプ（Ｂ）の起動が完了したことを発電長に報告する。
発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系再生熱交換器のバイパス運転による原子炉の除熱を指示する。
運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系再生
熱交換器バイパス弁を開にする。
運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系原子炉戻り弁を閉として，原子炉冷却材浄化系原子炉出口温度の上昇が緩和したことを確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから原子炉冷却材浄化系による原子炉の除熱開始まで202分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.4.4）

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択
フローチャートを第1.4－26図に示す。
全交流動力電源が喪失し，常設代替交流電源設備として使用する常設
代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／Ｃから
Ｍ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄを受電し，交流動力電源が確保され，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）及び残留熱除去系海水系が復旧でき
1.4－70る場合は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉を除熱する。なお，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置
によりＭ／Ｃ

２Ｃ及びＭ／Ｃ｢1.4.1(2)ｃ．(a)ⅰ)

２Ｄが受電できない場合は，低圧代替注水」の対応手段を実施する。

残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系海水系が使用できな
い場合は，緊急用海水系により冷却水を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により除熱する。緊急用海水系が使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉を除熱するが，代替残留熱除去系海水系の運転に時間を要することから，｢1.4.1(2)ｃ．(a)ⅰ)
及び｢1.4.1(2)ｃ．(b)ⅰ)(ⅱ)

低圧代替注水」

原子炉冷却材浄化系による進展抑制｣の対応手段を並行して実施する。
なお，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の復旧が困難な場合には，｢1.4.1(2)ｃ．(a)ⅰ)

低圧代替注水」の対応手段を実施する。
（添付資料1.4.7，添付資料1.4.8）

1.4.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順については，「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，残1.4－71

留熱除去系ポンプ，低圧炉心スプレイ系ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」に整備する。

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」に整備する。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.4－72

事故

第1.4－1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（1／34）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉注水）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

残留熱除去 系（低 圧注水系 ）に よる原子炉 注水

設計基準事 故対処 設備

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－73

対応手段，対応設備，手順書一覧（2／34）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉注水）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

低圧炉心スプレイ系ポンプ
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スト
レーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等対処設 備

主要設備

低圧炉心ス プレイ 系による 原子 炉注水

設計基準事 故対処 設備－

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－74

対応手段，対応設備，手順書一覧（3／34）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉除熱）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等対処設 備

主要設備

残留熱除去 系（原 子炉停止 時冷 却系）によ る原子 炉除熱

設計基準事 故対処 設備

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－75

対応手段，対応設備，手順書一覧（4／34）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

常設低圧代替注水系ポンプ

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

低圧代替注 水系（ 常設）に よる 原子炉注水

フ ロン ト ラ イ ン 系 故 障

残留熱除去系（低圧
注水系）ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－76

対応手段，対応設備，手順書一覧（5／34）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

可搬型代替注水中型ポンプ※３
可搬型代替注水大型ポンプ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

重大事故等対処設備

関連設備

西側淡水貯水設備※３
代替淡水貯槽※３
低圧代替注水系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパー
ジャ
残留熱除去系Ｃ系配管・弁ホース
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

フロントライン系故障

残留熱除去系（低圧
注水系）ポンプ

整備する手順書 ※１

対応設備

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－77

対応手段，対応設備，手順書一覧（6／34）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

代替循環冷 却系に よる原子炉注水①

フロントラ イン系 故障

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

代替循環冷却系ポンプ

重大事故等 対処設備

残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

残留熱除去系（低圧
注水系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－78

対応手段，対応設備，手順書一覧（7／34）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

代替循環冷 却系に よる原子 炉注 水②

フロントラ イン系 故障

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

代替循環冷却系ポンプ

重大事故等 対処設備

緊急用海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ストレーナ ※２

残留熱除去系（低圧
注水系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－79

対応手段，対応設備，手順書一覧（8／34）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

代替循環冷 却系に よる原子炉注水③

フロントラ イン系 故障

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

代替循環冷却系ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系熱交換器

残留熱除去系（低圧
注水系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－80対応手段，対応設備，手順書一覧（9／34）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

電動駆動消火ポンプ
ディーゼル駆動消火ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

自主対策設 備

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

消火系による原子炉注水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（低圧
注水系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－81

対応手段，対応設備，手順書一覧（10／34）（原子炉運転中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

復水移送ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

自主対策設 備

復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

低圧炉心スプレイ系
ポンプ

補給水系に よる原 子炉注水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（低圧
注水系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－82

対応手段，対応設備，手順書一覧（11／34）（原子炉運転中のサポート系故障時）

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（低 圧注水系 ）復 旧後の原子 炉注水 ①

分類

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－83

対応手段，対応設備，手順書一覧（12／34）（原子炉運転中のサポート系故障時）

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
緊急用海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポ ート 系 故 障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（低 圧注水系 ）復 旧後の原子 炉注水 ②

分類

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－84

対応手段，対応設備，手順書一覧（13／34）（原子炉運転中のサポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設備

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器

主要設備

残留熱除去系海水系

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油補給設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去 系（低 圧注水系 ）復 旧後の原子 炉注水 ③

サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－85

対応手段，対応設備，手順書一覧（14／34）（原子炉運転中のサポート系故障時）

サプレッション・プール
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スト
レーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油補給設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系海水系

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

低圧炉 心ス プレイ 系復 旧後 の原 子炉 注水 ①

分類

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－86

対応手段，対応設備，手順書一覧（15／34）（原子炉運転中のサポート系故障時）

サプレッション・プール
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スト
レーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油補給設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系海水系

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

低圧炉 心ス プレイ 系復 旧後 の原 子炉 注水 ②

分類

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－87

対応手段，対応設備，手順書一覧（16／34）（原子炉運転中のサポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スト
レーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

関連設備

低圧炉心ス プレイ 系復旧後 の原 子炉注水③サポート系 故障

残留熱除去系海水系

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設備

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－88

対応手段，対応設備，手順書一覧（17／34）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

常設低圧代替注水系ポンプ

重大事故等対処設備

関連設備

代替淡水貯槽※３
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備

主要設備

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－４」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－89

対応手段，対応設備，手順書一覧（18／34）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

可搬型代替注水中型ポンプ ※３
可搬型代替注水大型ポンプ ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」

重大事故等 対処設 備

関連設備

西側淡水貯水設備 ※３
代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ
残留熱除去系Ｃ系配管・弁ホース
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

低圧代替注 水系（ 可搬型） によ る残存溶融 炉心の 冷却

溶融炉心が 原子炉 圧力容器 内に 残 存す る場 合

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－４」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－90対応手段，対応設備，手順書一覧（19／34）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

代 替 循 環 冷 却 系に よ る 残 存 溶 融 炉 心 の 冷 却 ①

溶 融 炉 心 が 原 子炉 圧 力 容 器 内に 残 存す る 場 合

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－４」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－91

対応手段，対応設備，手順書一覧（20／34）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
緊急用海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

代 替 循 環 冷 却 系に よ る 残 存 溶 融 炉 心 の 冷 却 ②

溶 融 炉 心 が 原 子炉 圧 力 容 器 内に 残 存す る 場 合

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－４」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－92

対応手段，対応設備，手順書一覧（21／34）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－４」

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替循環冷 却系に よる残存 溶融 炉心の冷却③

溶融炉心が 原子炉 圧力容器 内に 残 存す る場 合

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器－

整備する手順書 ※１

対応設備

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－93

対応手段，対応設備，手順書一覧（22／34）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

電動駆動消火ポンプ
ディーゼル駆動消火ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－４」
重大事故等対策要領

自主対策設 備

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

消火系による残存溶融炉心 の冷 却

溶融炉心が 原子炉 圧力容器 内に 残 存す る場 合－

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－94

対応手段，対応設備，手順書一覧（23／34）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

復水移送ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水－４」
重大事故等対策要領

自主対策設備

復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁
消火系配管・弁

重大事故等対処設備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設備主要設備

補給水系による残存溶融炉心の冷却

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合－

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－95

対応手段，対応設備，手順書一覧（24／34）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

常設低圧代替注水系ポンプ

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

低圧代替注 水系（ 常設）に よる 原子炉注水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポ
ンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－96

対応手段，対応設備，手順書一覧（25／34）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

可搬型代替注水中型ポンプ ※３
可搬型代替注水大型ポンプ ※３

重大事故等 対処設 備

関連設備

西側淡水貯水設備 ※３
代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ
残留熱除去系Ｃ系配管・弁ホース
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

低 圧代替 注 水 系（ 可搬型） に よ る 原子炉 注 水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－97

対応手段，対応設備，手順書一覧（26／34）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備

代替循環冷却系による原子炉注水①

フロントライン系故障

代替循環冷却系ポンプ

重大事故等対処設備

残留熱除去系海水ポンプ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－98

対応手段，対応設備，手順書一覧（27／34）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備

代替循環冷却系による原子炉注水②

フロントライン系故障

代替循環冷却系ポンプ

重大事故等対処設備

緊急用海水ポンプ※２
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ストレーナ※２

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－99

対応手段，対応設備，手順書一覧（28／34）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

自主対策設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

代替循環冷 却系に よる原子 炉注 水③

フロントラ イン系 故障

代替循環冷却系ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設備

残留熱除去系熱交換器

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－100

対応手段，対応設備，手順書一覧（29／34）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

電動駆動消火ポンプ
ディーゼル駆動消火ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

自主対策設 備

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

消火系による原子炉注水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－101

対応手段，対応設備，手順書一覧（30／34）（原子炉運転停止中のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

復水移送ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対策要領

自主対策設 備

復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

補給水系に よる原 子炉注水

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－102

対応手段，対応設備，手順書一覧（31／34）（原子炉運転停止中のサポート系故障時）非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」等
残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書 ※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残 留 熱 除 去 系（ 原 子炉 停 止 時 冷 却 系 ） 復 旧 後 の 原 子 炉 除 熱 ①

分類

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－103

対応手段，対応設備，手順書一覧（32／34）（原子炉運転停止中のサポート系故障時）非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」等
残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
緊急用海水ポンプ ※２
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書 ※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残 留 熱 除 去 系（ 原 子炉 停 止 時 冷 却 系 ） 復 旧 後 の 原 子 炉 除 熱 ②

分類

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－104

対応手段，対応設備，手順書一覧（33／34）（原子炉運転停止中のサポート系故障時）

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

自主対策設 備残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器

重大事故等 対処設備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」等
重大事故等対策要領

残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書 ※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（原 子炉停止 時冷 却系）復旧 後の原 子炉除熱 ③

分類※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－105

対応手段，対応設備，手順書一覧（34／34）（原子炉運転停止中のサポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

原子炉冷却材浄化系ポンプ
原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器

関連設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」等

自主対策設 備原子炉冷却材浄化系配管・弁給水系配管・弁

重大事故等 対処設 備

原子炉圧力容器
再循環系配管・弁自主対策設 備主要設備

原子炉冷却 材浄化 系による 進展 抑制

サポート系 故障－

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.4－106

第1.4－2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.4.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(1)

監視パラメータ（計器）

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－107

監視計器一覧（2／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.4.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(2)

監視パラメータ（計器）

低圧炉心スプレイ系
による原子炉注水

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－108

監視計器一覧（3／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.4.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(3)

監視パラメータ（計器）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－109

監視計器一覧（4／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(a)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－110

監視計器一覧（5／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(b)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
注水（淡水／海水）操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用） ※１

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－111

監視計器一覧（6／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(c)

代替循環冷却系による原子炉注水原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－112

監視計器一覧（7／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(d)

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

消火系による原子炉
注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－113

監視計器一覧（8／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(e)

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

補給水系による原子炉注水

操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－114

監視計器一覧（9／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(a)

残留熱除去系（低圧
注水系）復旧後の原
子炉注水

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」
を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２

最終ヒートシンクの確保

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－115

監視計器一覧（10／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２

最終ヒートシンクの確保

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１(b)

低圧炉心スプレイ系
復旧後の原子炉注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－116

監視計器一覧（11／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(a)

低圧代替注水系（常設）による残存溶融
炉心の冷却

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－117

監視計器一覧（12／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用） ※１

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１(b)

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶
融炉心の冷却（淡水／海水）操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－118

監視計器一覧（13／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(c)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－119

監視計器一覧（14／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(d)

消火系による残存溶
融炉心の冷却操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－120

監視計器一覧（15／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１(e)

補給水系による残存
溶融炉心の冷却操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－121

監視計器一覧（16／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.3 原子炉運転停止中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２

最終ヒートシンクの確保

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）※１

残留熱除去系海水系系統流量 ※１(a)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復
旧後の原子炉除熱

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－122

監視計器一覧（17／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.3 原子炉運転停止中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(b)

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

最終ヒートシンクの確保

原子炉冷却材浄化系系統流量
原子炉冷却材浄化系原子炉出口温度
原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器出口
温度

原子炉冷却材浄化系による進展抑制操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4－123

第1.4－3表

審査基準における要求事項毎の給電対象設備
供給対象設備

給電元
給電母線

常設低圧代替注水系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ低圧代替注水系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）

対象条文

弁

低圧炉心スプレイ系

弁【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
残留熱除去系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

弁

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

代替循環冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ弁

1.4－124

（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

原子 炉運 転 中に おけ る
原子 炉内 低 圧時 の冷 却機 能 喪失

：フロントライン系：サポート系

②－2

②－1

⑤

①

②－2

④

配管 故障

⑤

④

②－1

②－2

①

②－1

⑤

③

①

サプ レッ シ ョン ・プー ル④

＜配 管範 囲 ＞
サプ レッ シ ョン ・プ ール 出 口～各 ポン プ 入口 弁ま で

②－2

②－1

⑤

①

③

④

②－2

①

③

②－2

⑤

②－1

④

⑤

②－1

①

④

③
残留熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ）機能 喪失

配管・弁故障及び熱交換器破損配管 ・弁 故 障及び熱交 換器 破 損

配管 ・弁 故 障

＜配 管範 囲 ＞
＜配管範 囲 ＞＜配 管範 囲 ＞
残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｃ ） 出口
残留熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ） 出口 残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ） 出口 逆止 弁～ 原 子炉 圧力 容器 ま で逆止弁～ 原 子炉 圧力 容器 ま で
逆止 弁～ 原 子炉 圧力 容器 ま で※1※1

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ
機能喪失

＜配 管範 囲 ＞
低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ 出口
逆止 弁～ 原 子炉 圧力 容器 ま で※2ストレー ナ詰まり

配管 故障

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

起動 操作 失 敗

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ入 口 弁～
ポン プ出 口 逆止 弁ま で

自動 起動
信号 故障

①

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｃ ）機能 喪失

配管 ・弁 故 障※1

ポン プ周 り故障

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ）機能 喪失

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽※3

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)ポン プ周 り故障

スト レー ナ
詰ま り手動②－1 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）【残留熱除去系Ｃ系配管使用時】
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽②－2 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）【低圧炉心スプレイ系配管使用時】
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽

起動 操作 失 敗

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ入 口 弁～
ポン プ出 口 逆止 弁ま で

※5

※6

配管 故障

自動 起動
信号 故障

③

代替循環冷却系による原子炉注水
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ④

消火系による原子炉注水・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク⑤

補給水系による原子炉注水・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク手動

注1：残留熱除去系Ｃ系については，熱交換器を有しておらず原子炉停止時冷却系の手段ではないため，全交流動力電源喪失及び残留熱除去系海水系機能喪失時における復旧後の原子炉除熱手段は対象外である。

第 1.4－1 図

機能喪失原因対策分析（1／3）
1.4－125

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※3

※6

※5

（凡例）
：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

原子 炉停 止 中に おけ る
原子 炉内 の 冷却 機能 喪失 又 は
原子 炉内 の 崩壊 熱除 去機 能 喪失

：フロントライン系：サポート系

②－2

②－1

①

②－2

④

⑤

配管 故障

⑤

①

②－1

④

②－1

⑤

④

①

③

③

②－2

配管 故障

③

⑤

①

③

②－1

②－2

⑤

⑤

④

②－1

①

④

③
残留熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ）機能 喪失

配管 ・弁 故 障及び熱交 換器 破 損

配管 ・弁 故 障及び熱交 換器 破 損①②－1

サプ レッ シ ョン ・
プー ル

④

⑤

＜配 管範 囲 ＞
残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｃ ） 出口
逆止 弁～ 原 子炉 圧力 容器 ま で

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ）機能 喪失

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ
機能喪失

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｃ ）機能 喪失

（原 子炉 内 の冷 却機 能喪 失 のみ ）＜配 管範 囲 ＞
低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ 出口
逆止 弁～ 原 子炉 圧力 容器 ま で※1※1（原 子炉 内 の冷 却機 能喪 失 のみ ）※1

※2

ストレー ナ詰まり

配管 故障

起動 操作 失 敗

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ入 口 弁～
ポン プ出 口 逆止 弁ま で

自動 起動
信号 故障

①

③

配管 ・弁 故 障

配管 ・弁 故 障

＜配 管範 囲 ＞
＜配管範 囲 ＞
残留熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ） 出口 残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ） 出口
逆止 弁～ 原 子炉 圧力 容器 ま で逆止弁～ 原 子炉 圧力 容器 ま でポン プ周 り
故障

④

②－2

①

②－1

＜配 管範 囲 ＞
原子 炉圧 力 容器 ～ポ ンプ 入 口弁まで
各ポ ンプ 出 口逆 止弁 ～原 子 炉圧力容 器 ま で＜配 管範 囲 ＞
サプ レッ シ ョン ・プ ール 出 口～各 ポン プ 入口 弁ま で

②－2

②－2

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※3

※6

※5

ポン プ周 り故障

スト レー ナ
詰ま り

起動 操作 失 敗

＜配 管範 囲 ＞
ポン プ入 口 弁～
ポン プ出 口 逆止 弁ま で

手動

自動 起動
信号 故障

②－1 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）【残留熱除去系Ｃ系配管使用時】
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽②－2 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）【低圧炉心スプレイ系配管使用時】
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽

配管 故障③

代替循環冷却系による原子炉注水
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ④

消火系による原子炉注水・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク⑤

補給水系による原子炉注水・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク手動

注1：残留熱除去系Ｃ系については，熱交換器を有しておらず原子炉停止時冷却系の手段ではないため，全交流動力電源喪失及び残留熱除去系海水系機能喪失時における復旧後の原子炉除熱手段は対象外である。

第 1.4－1 図

機能喪失原因対策分析（2／3）

1.4－126

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※3

※6

※5

（凡例）
：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応⑥

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水【全交流動力電源喪失時】・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ⑦

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水【残留熱除去系海水系機能喪失時】・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ⑧

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水【全交流動力電源喪失時】
・低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ：フロントライン系：サポート系⑨

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水【残留熱除去系海水系機能喪失時】
・低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ⑩

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱【全交流動力電源喪失時】・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ⑪

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原
子炉除熱【残留熱除去系海水系機能喪失時】・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ⑫

原子炉冷却材浄化系による進展抑制
・原子炉冷却材浄化系ポンプ
・原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器（略語）
Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ
⑫

⑨

⑪

⑦

※3
残留 熱除 去 系海 水ポ ンプ 機 能喪失
配管 故障＜配 管範 囲 ＞
ポン プ出 口 ～放 水路 まで

ストレー ナ詰まり

ポン プ周 り故障

弁故 障

起動 操作 失 敗

自動 起動
信号 故障

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※6

※5

手動

電源 喪失
(直流 電 源)駆動 源喪 失(交流 電 源)
※5
※4

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

⑧

配電盤
機能喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

⑥
蓄電 池
機能 喪失

※6
⑩

交流 電源 喪 失
外部 電源 系
故障

充電 装置 故 障非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機故 障※4

注1：残留熱除去系Ｃ系については，熱交換器を有しておらず原子炉停止時冷却系の手段ではないため，全交流動力電源喪失及び残留熱除去系海水系機能喪失時における復旧後の原子炉除熱手段は対象外である。
注2：残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより残留熱除去系ポンプを冷却する手段として海水を確保する。

第 1.4－1 図

機能喪失原因対策分析（3／3）
1.4－127

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁
操作手順
④，⑦ ※１⑦ ※２ ，⑦ ※３
⑦
記載例

※４

弁名称
逆止弁

残留熱除去系Ａ系注入弁
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ弁

冷却水○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4－2図

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

1.4－128

概要図※1：残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水を示す。また，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水については，注水開始まで 3 分以内と想定する。

※2：残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水を示す。また，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水については，注水開始まで 3 分以内と想定する。

第 1.4－3 図

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
ト

1.4－129

タイムチャー

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁
操作手順

弁名称

④，⑦

低圧炉心スプレイ系注入弁

記載例

逆止弁

○ ：操作手順番号を示す。

第1.4－4図

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水
1.4－130

概要図

第 1.4－5 図

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水

1.4－131

タイムチャート

凡例
ポンプ

弁名称

操作手順
④

残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁⑤

残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁⑥

原子炉再循環ポンプ（Ａ）出口弁⑨，⑰

残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁

電動駆動

AO

空気駆動

弁

⑩

残留熱除去系外側隔離弁⑪

残留熱除去系内側隔離弁⑫

残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁⑬

残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁

記載例

MO

逆止弁

冷却水

○ ：操作手順番号を示す。

第1.4－6図

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

1.4－132

概要図※1：残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱を示す。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による原子炉除熱については，除熱開始まで 177 分以内と想定する。

第 1.4－7 図

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱
チャート

1.4－133

タイム

1.4－134

原子炉注水弁

⑧

，⑬

⑪

※３

操作手順

残留熱除去系Ｃ系注入弁

原子炉圧力容器注水流量調整弁

弁名称

第1.4－8図

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

⑧

記載例

常設低圧代替注水系系統分離弁

※２

⑧

弁名称

※１

操作手順

概要図

空気駆動

AO

設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

ホース

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

MO

凡例

※1：原子炉冷却材喪失事象が確認された場合。

第1.4－9図

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
子炉運転中）（1／2）

1.4－135

タイムチャート（原※1：原子炉冷却材喪失事象が確認された場合。

第1.4－9図

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
子炉運転停止中）（2／2）

1.4－136

タイムチャート（原1.4－137

記載例⑩

低圧炉心スプレイ系注入弁

⑩ ｂ※２

⑩

⑯

⑩

ｂ※３

操作手順
ａ※３，

，

第1.4－10図

弁名称

設計基準対象施設から追加した箇所ホース

逆止弁

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）

概要図

原子炉建屋西側接続口の弁，高所西側接続口の弁，高所東側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁

原子炉圧力容器注水流量調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

残留熱除去系Ｃ系注入弁

原子炉注水弁

弁名称

⑩ ａ※２

，⑩

ｂ※１

操作手順

ａ※１

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

第1.4－11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転中）（1／6）

1.4－138

第1.4－11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転中）（2／6）

1.4－139

第1.4－11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転中）（3／6）

1.4－140

第 1.4－11 図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転中）（4／6）

1.4－141

第1.4－11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転停止中）（5／6）

1.4－142

第1.4－11図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）
タイムチャート（原子炉運転停止中）（6／6）

1.4－143

凡例
ポンプ

操作手順
⑥ ※１
⑥

⑦

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

逆止弁

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁※３

冷却水

代替循環冷却系Ａ系テスト弁⑫ ※１

残留熱除去系Ａ系注入弁⑫ ※２ ，⑮

代替循環冷却系Ａ系注入弁

記載例

空気駆動

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁

※４

，⑫

AO

弁

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁

⑦ ※１
※２

電動駆動

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁

※２

⑥ ※３
⑥

弁名称

MO

設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4－12図

代替循環冷却系による原子炉注水
1.4－144

概要図※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉注水については，注
水開始まで 41 分以内と想定する。

第1.4－13図

代替循環冷却系による原子炉注水
転中）（1／2）

1.4－145

タイムチャート（原子炉運※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉注水については，注
水開始まで 41 分以内と想定する。

第1.4－13図

代替循環冷却系による原子炉注水
転停止中）（2／2）

1.4－146

タイムチャート（原子炉運

凡例
ポンプ

操作手順
④

⑩，⑬

※１

AO

空気駆動

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁
弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁⑬ ※２ ，⑬ ※３

残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁⑬ ※４

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｐスプレイ弁

記載例

電動駆動

弁名称
補助ボイラ冷却水元弁⑨ ※１ ，⑨ ※２

MO

逆止弁

○
：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4－14図

消火系による原子炉注水

1.4－147

概要図第1.4－15図

消火系による原子炉注水

タイムチャート（原子炉運転中）（1／2）

1.4－148

第1.4－15図

消火系による原子炉注水

タイムチャート（原子炉運転停止中）（2／2）

1.4－149

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

⑨ ※１ ，⑨ ※２

補給水系－消火系連絡ライン止め弁⑩

補助ボイラ冷却水元弁⑪ ※１ ，⑪ ※２⑯，⑱※１⑱ ※２ ，⑱ ※３
⑱
記載例

※４

MO

電動駆動

AO

空気駆動

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁
弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁
残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

逆止弁

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｐスプレイ弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4－16図

補給水系による原子炉注水

1.4－150

概要図第1.4－17図

補給水系による原子炉注水（1／2）

1.4－151

タイムチャート（原子炉運転中）

第1.4－17図

補給水系による原子炉注水中）（2／2）

1.4－152

タイムチャート（原子炉運転停止

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁
操作手順
弁名称
⑥，⑧ ※１
残留熱除去系Ａ系注入弁⑧ ※２ ，⑧ ※３
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
冷却水⑧ ※４
残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ弁
記載例 ○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.4－18図

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水

1.4－153

概要図※1：残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水を示す。また，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水については，注水開始まで 2 分以内と想定する。

第1.4－19図

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水ート（原子炉運転中）（1／2）

1.4－154

タイムチャ※1：残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉注水を示す。また，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉注水については，注水開始まで 2 分以内と想定する。

第1.4－19図

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水ート（原子炉運転停止中）（2／2）

1.4－155

タイムチャ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁
操作手順

弁名称

⑥，⑧

低圧炉心スプレイ系注入弁

記載例

逆止弁

○ ：操作手順番号を示す。

第1.4－20図

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
1.4－156

概要図第1.4－21図

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
子炉運転中）（1／2）

1.4－157

タイムチャート（原第1.4－21図

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水
子炉運転停止中）（2／2）

1.4－158

タイムチャート（原

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

⑤

残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁⑥

残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁⑦

原子炉再循環ポンプ（Ａ）出口弁⑩，⑱

残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁⑪

残留熱除去系外側隔離弁⑫

残留熱除去系内側隔離弁⑬

残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁⑭

残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁

記載例

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

冷却水

○ ：操作手順番号を示す。

第1.4－22図

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱
要図

1.4－159

概※1：残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による原子炉除熱を示す。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による原子炉除熱については，除熱開始まで177分以内と想定する。

第1.4－23図

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱イムチャート1.4－160タ1.4－161

記載例⑰⑯ ※１ ，⑲

⑭

⑬

操作手順

原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）
メカシールパージ水ライン仕切弁
原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）
メカシールパージ水ライン調整弁
原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器
バイパス弁
原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）
メカシールパージ水ライン仕切弁

弁名称

第1.4－24図⑱

操作手順

原子炉冷却材浄化系による進展抑制○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁

原子炉冷却材浄化系外側隔離弁⑨ ※２⑩，⑯ ※２

原子炉冷却材浄化系内側隔離弁

原子炉冷却材浄化系吸込弁

弁名称

⑨ ※１

⑧

操作手順

メカシールパージ水

冷却水

逆止弁

概要図

原子炉冷却材浄化系原子炉戻り弁

原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）
メカシールパージ水ライン調整弁
原子炉冷却材浄化系再生熱交換器
バイパス弁

弁名称

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

第1.4－25図

原子炉冷却材浄化系による進展抑制

1.4－162

タイムチャート原子炉運転中における対応手順(1)

フロントライン系故障時の対応手段の選択

低圧 注水 系 機能 喪失（凡例）①（2／5）から：プラント状態：操作・確認原子 炉水 位 低（ レベ ル３ ）設定 点以 上 に維 持不 可：判断

原子 炉注 水成功

：重大事故等対処設備

可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ 又は可搬 型代 替 注水 大型 ポン プ
準備 ※ １低圧 代替 注 水系 （常 設）によ る原 子 炉注 水

No

Yes
代替循環 冷 却系 によ る
原子 炉注 水原子 炉注 水
成功

No

Yes
No

原子 炉
水位 上昇

Yes

重大 事故 等 対処 設備によ るプ ラ ント の安 全性に関 する 機 能が 損な われる火 災の 発 生な しNoYes
消火 系に よ る原 子炉 注水

原子 炉注 水成功

NoYes
補給 水系 に よる
原子 炉注 水原子 炉注 水
成功

No

Yes

低圧 代替 注 水系 （可 搬型 ）によ る原 子 炉注 水（ 淡水 ／ 海水 ）原子 炉の 冷 却

※1：低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と同時並行で準備を開始し，重大事故等時の対応手段選択フロー
チャートの優先順位に従い，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。

第1.4－26図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／5）
1.4－163

（凡例）原子炉運転中における対応手順：プラント状態(2)：操作・確認

サポート系故障時の対応手段の選択：判断：重大事故等対処設備
全交 流動 力 電源 喪失

残留 熱除 去 系海 水系 機能 喪 失

常設 代替 交 流電 源設 備に よ り
緊急 用Ｍ ／ Ｃ受 電

緊急 用海 水 系によ る冷 却 水確 保

緊急 用Ｍ ／ Ｃか ら
Ｍ／ Ｃ ２ Ｃ，
Ｍ／ Ｃ ２ Ｄ
受電 可能

冷却 水確 保成功

NoNo

代替 残留 熱 除去 系海 水系によ る冷 却 水確 保

Yes
Yes
残留 熱除 去 系（ 低圧 注水 系 ）復旧 後の 原 子炉 注水

原子 炉注 水成功

残留 熱除 去 系（ 低圧 注水 系 ）復旧 後の 原 子炉 注水No
原子 炉注 水
成功

Yes

Yes

低圧 炉心 ス プレ イ系
復旧 後の 原 子炉 注水

原子 炉注 水成功No

低圧 炉心 ス プレ イ系
復旧 後の 原 子炉 注水

原子 炉注 水
成功

No

No

Yes
Yes

原子 炉の 冷 却①
（1／5）へ（3／5）へ原子 炉の 冷 却

第1.4－26図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／5）
1.4－164①（1／5）へ（3／5）へ（凡例）原子炉運転中における対応手順：プラント状態(3)

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段の選択：操作・確認：判断

低圧 注水 系 機能 喪失：重大事故等対処設備
炉心 の著 し い損 傷

原子 炉圧 力 容器 破損

代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（ 常設 ）によ る原 子 炉格 納容 器内 の 冷却

格納 容器 下 部注 水系 （常 設 ）によ る原 子 炉格 納容 器内 の 冷却原子 炉格 納 容器 内の 圧力 及 び温 度が低下 傾向 で あり ，原 子炉 格 納容 器内 の温度が 151℃以 下 まで 低下

1.8 の範囲

代替 循環 冷 却系 によ る
原子 炉格 納 容器 内の 除熱

1.6 の範囲①（2／5）から
代替 循環 冷 却系 によ る
残存 溶融 炉 心の 冷却No

原子 炉圧 力 容器
注水 成功

Yes

代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（ 常設 ）によ る原 子 炉格 納容 器内 の 冷却 停 止

原子 炉格 納 容器 内の 圧力
及び 温度 が 低下 傾向 であり， 原子 炉 格納 容器 内の温度が 151℃以 下 まで 低下
した 場合

低圧 代替 注 水系 （常 設） に よる
残存 溶融 炉 心の 冷却

原子 炉圧 力 容器
注水 成功

No

No
Yes
重大事故 等 対処 設備によ るプ ラ ント の安 全性 に 関す る機 能が損 なわ れ る火 災の 発生 な しYes

代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（ 常設 ）によ る原 子 炉格 納容 器内 の 冷却

1.6 の範囲

No

Yes
補給 水系 に よる
残存 溶融 炉 心の 冷却消火系に よ る
残存溶融 炉 心の 冷却

低圧 代替 注 水系 （可 搬型 ） による残存 溶融 炉 心の 冷却 （淡 水 ／海 水）

原子 炉格 納 容器 内の 冷却原子炉圧 力 容器
注水成功

Yes

残存 溶融 炉 心の 冷却

第1.4－26図No

原子 炉圧 力 容器
注水 成功

Yes

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／5）

1.4－165No原子炉運転停止中における対応手順(1)

フロントライン系故障時の対応手段の選択（凡例）

原子 炉内 の 冷却 機能 喪失
原子 炉内 の 崩壊 熱除 去機 能 喪失

：プラント状態②（5／5）から：操作・確認原子 炉水 位 低下 確認：判断：重大事故等対処設備
可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ 又は可搬 型代 替 注水 大型 ポン プ
準備 ※ １低圧 代替 注 水系 （常 設）によ る原 子 炉注 水

原子 炉注 水成功NoYes
代替 循環 冷 却系 によ る
原子 炉注 水原子 炉注 水
成功

No

Yes
原子 炉
水位 上昇

Yes

No

重大 事故 等 対処 設備によ るプ ラ ント の安 全性に関 する 機 能が 損な われる火 災の 発 生な しNoYes
消火 系に よ る原 子炉 注水

原子 炉注 水成功

NoYes
補給 水系 に よる
原子 炉注 水原子 炉注 水成功

NoYes
低圧 代替 注 水系 （可 搬型 ）によ る原 子 炉注 水（ 淡水 ／ 海水 ）原子 炉の 冷 却

※1：低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と同時並行で準備を開始し，重大事故等時の対応手段選択フロー
チャートの優先順位に従い，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。

第1.4－26図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（4／5）
1.4－166

原子炉運転停止中における対応手順(2)

サポート系故障時の対応手段の選択（凡例）
全交 流動 力 電源 喪失

残留 熱除 去 系海 水系 機能 喪 失：プラント状態：操作・確認

緊急 用海 水 系によ る冷 却 水確 保

常設代替 交 流電 源設 備に よ り
緊急 用Ｍ ／ Ｃ受 電

：判断
：重大事故等対処設備

緊急 用Ｍ ／ Ｃか ら
Ｍ／ Ｃ ２ Ｃ，
Ｍ／ Ｃ ２ Ｄ
受電 可能

冷却 水確 保成功

NoNo

代替 残留 熱 除去 系海 水系によ る冷 却 水確 保

Yes
Yes
残留熱除 去 系（ 原子 炉停 止 時冷 却系 ）復旧 後の 原 子炉 除熱

残留 熱除 去 系（ 原子 炉停 止 時冷 却系 ）復旧 後の 原 子炉 除熱
原子 炉冷 却 材浄 化系によ る進 展 抑制

原子 炉除 熱成功

No
原子 炉除 熱
成功

Yes

No

Yes

原子 炉の 除 熱

原子 炉の 除 熱②（4／5）へ

第1.4－26図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（5／5）

1.4－167②（4／5）へ添付資料1.4.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／13）
技術 的能 力 審査 基準（ 1.4）

【本 文】
発電 用原 子 炉設 置 者におい て 、原 子 炉冷 却
材圧 力バ ウ ンダ リ が低圧の 状 態で あ って 、
設計 基準 事 故対 処 設備が有 す る発 電 用原 子
炉の 冷却 機 能が 喪 失した場 合 にお い ても 炉
心の 著し い 損傷 及 び原子炉 格 納容 器 の破 損を防 止す る ため 、 発電用原 子 炉を 冷 却す るため に必 要 な手 順 等が適切 に 整備 さ れて い
るか 、又 は 整備 さ れる方針 が 適切 に 示さ れ
てい るこ と 。

番号

設置 許可 基 準規 則 （第 47条 ）技術基準 規 則（ 第62条 ）

番号

①

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設 には 、原 子 炉冷 却 材圧 力
バウ ンダ リ が低 圧 の状 態で あ って 、 設計 基
準事 故対 処 設備 が 有す る発 電 用原 子 炉の 冷却機 能が 喪 失し た 場合 にお い ても 炉 心の 著
しい 損傷 及 び原 子 炉格 納容 器 の破 損 を防 止する ため 、 発電 用 原子 炉を 冷 却す る ため に必要 な設 備 を設 け なけ れば な らな い 。

【本 文】
発電 用原 子 炉施 設には 、原 子 炉冷 却 材圧 力
バウ ンダ リ が低 圧の状 態で あ って 、 設計 基
準事 故対 処 設備 が有す る発 電 用原 子 炉の 冷却機 能が 喪 失し た場合 にお い ても 炉 心の 著
しい 損傷 及 び原 子炉格 納容 器 の破 損 を防 止する ため 、 発電 用原子 炉を 冷 却す る ため に必要 な設 備 を施 設しな けれ ば なら な い。

④

【解 釈】
１ 「炉 心の 著 しい 損 傷」 を「 防 止す る た
め、 発電 用 原子 炉を冷 却す る ため に 必要
な手 順等 」 とは 、以下 に掲 げ る措 置 又は
これ らと 同 等以 上の効 果を 有 する 措 置を行う ため の 手順 等をい う。

－

【解 釈】
１ 第４ ７条 に 規定 す る「 炉心 の 著し い 損
傷」 を「 防 止す る ため 、発 電 用原 子 炉を冷却 する た めに 必 要な 設備 」 とは 、 以下に掲 げる 措 置又 は これ らと 同 等以 上 の効
果を 有す る 措置 を 行う ため の 設備 を い
う。

【解 釈】
１ 第６ ２条 に 規定 す る「 炉心 の 著し い 損
傷」 を「 防止す る ため 、発 電 用原 子 炉を冷却 する ために 必 要な 設備 」 とは 、 以下に掲 げる 措置又 は これ らと 同 等以 上 の効
果を 有す る措置 を 行う ため の 設備 を いう。

－（１ ）原 子 炉冷 却 材圧力バ ウ ンダ リ 低圧 時の冷 却ａ） 可搬 型 重大 事 故防止設 備 の運 搬 、接 続及び 操作 に 関す る手順 等を 整 備す る こと。

②（１ ）重 大 事故 防 止設 備ａ） 可搬 型 重大 事 故防 止設 備 を配 備 する こと。

（１ ）重 大 事故 防止設 備ａ） 可搬 型 重大 事故防 止設 備 を配 備 する こと。

⑤

ｂ） 炉心 の 著し い 損傷 に至 る まで の 時間 的
余裕 のな い 場合 に 対応 する た め、 常 設重
大事 故防 止 設備 を 設置 する こ と。

ｂ） 炉心 の 著し い損傷 に至 る まで の 時間 的
余裕 のな い場合 に 対応 する た め、 常 設重
大事 故防 止設備 を 設置 する こ と。

⑥

ｃ） 上記 ａ ）及 び ｂ） の重 大 事故 防 止設 備
は、 設計 基 準事 故 対処 設備 に 対し て 、多様性 及び 独 立性 を 有し 、位 置 的分 散 を図
るこ と。

ｃ） 上記 ａ ）及 びｂ） の重 大 事故 防 止設 備
は、 設計 基準事 故 対処 設備 に 対し て 、多様性 及び 独立性 を 有し 、位 置 的分 散 を図
るこ と。

⑦

（２ ）復 旧ａ） 設計 基 準事 故 対処設備 に 代替 電 源を 接
続す るこ と によ り起動 及び 十 分な 期 間の運転 継続 が でき ること 。

③

1.4－168

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／13）
重大事故等対処設備
手段

残留熱除去系ポンプ

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ストレーナ

既設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

原子炉圧力容器

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備既設

低圧炉心スプレイ系ポンプ

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレーナ

既設

サプレッション・プール

既設

既設

原子炉圧力容器

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備

既設

残留熱除去系ポンプ

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ストレーナ

既設

残留熱除去系配管・弁既設

再循環系配管・弁

既設

原子炉圧力容器

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備既設①④

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージ
ャ

解釈
対応番号

①④

低圧炉心スプレイ系による原子炉注水

既設
新設

①④

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

機器名称

自主対策設備

1.4－169

備考

手段

機器名称

－

－

－

－

－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／13）
重大事故等対処設備
既設
新設

解釈
対応番号

常設低圧代替注水系ポンプ新設

残留熱除去系海水ポンプ

代替淡水貯槽新設

残留熱除去系熱交換器

低圧代替注水系配管・弁新設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

残留熱除去系Ｃ系配管・弁

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

可搬型代替注水中型ポンプ

新設

原子炉圧力容器

可搬型代替注水大型ポンプ新設

常設代替交流電源設備

西側淡水貯水設備新設

燃料給油設備代替淡水貯槽新設

緊急用海水ポンプ

低圧代替注水系配管・弁新設

残留熱除去系熱交換器

低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ

既設

備考－

代替循環冷却系による原子炉注水②①②④⑤⑦

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水－

手段

代替循環冷却系による原子炉注水①

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

①④⑥⑦

機器名称

手段

－

自主対策設備
機器名称

代替循環冷却系ポンプ

サプレッション・プール

代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

緊急用海水ストレーナ

残留熱除去系Ｃ系配管・弁

既設

ホース

新設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

新設

原子炉圧力容器

燃料給油設備新設

常設代替交流電源設備

－

－

－

1.4－170－

代替循環冷却系ポンプ

サプレッション・プール

代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

燃料給油設備

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／13）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

自主対策設備
解釈
対応番号

備考

手段

機器名称
残留熱除去系熱交換器
代替循環冷却系ポンプ

－

－

－

－

代替循環冷却系による原子炉注水③－

可搬型代替注水大型ポンプ
サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備
燃料給油設備

電動駆動消火ポンプ

ディーゼル駆動消火ポンプ

残留熱除去系Ｂ系配管・弁

原子炉圧力容器

－

－

－

－

消火系による原子炉注水－

非常用交流電源設備

常設代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

燃料給油設備

ろ過水貯蔵タンク

多目的タンク

消火系配管・弁1.4－171

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／13）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

自主対策設備
解釈
対応番号

備考

手段

機器名称
復水移送ポンプ
残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器

－

－

－

－

補給水系による原子炉注水－

非常用交流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
燃料給油設備
復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁
消火系配管・弁1.4－172

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／13）
重大事故等対処設備
手段

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

残留熱除去系ポンプ（海水
冷却）

既設

緊急用海水ポンプ新設

残留熱除去系熱交換器

既設

緊急用海水ストレーナ

新設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

備考

手段

機器名称
残留熱除去系ポンプ（海水冷却）－

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水③

残留熱除去系ポンプ（海水
冷却）

解釈
対応番号

残留熱除去系熱交換器

可搬型代替注水大型ポンプ

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ
原子炉圧力容器

常設代替交流電源設備

燃料給油設備①③④

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水②

既設
新設

①③④

残留熱除去系（低圧注水系）復旧後の原子炉注水①

機器名称

自主対策設備

1.4－173－－－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／13）
重大事故等対処設備
手段

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

サプレッション・プール

既設

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水ストレーナ

新設

サプレッション・プール

既設

低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

備考

手段

機器名称
低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）－

可搬型代替注水大型ポンプ

サプレッション・プール
低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージ
ャ
原子炉圧力容器

常設代替交流電源設備

燃料給油設備①③④

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水②低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージ
ャ

解釈
対応番号

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水③

既設
新設

①③④

低圧炉心スプレイ系復旧後の原子炉注水①

機器名称

自主対策設備

1.4－174－－－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／13）
重大事故等対処設備

自主対策設備既設新設

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

常設低圧代替注水系ポンプ新設

電動駆動消火ポンプ

代替淡水貯槽新設

ディーゼル駆動消火ポンプ

低圧代替注水系配管・弁新設

残留熱除去系Ｂ系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

可搬型代替注水中型ポンプ新設

燃料給油設備

可搬型代替注水大型ポンプ新設

ろ過水貯蔵タンク

西側淡水貯水設備

新設

多目的タンク

代替淡水貯槽新設

消火系配管・弁低圧代替注水系配管・弁新設

復水移送ポンプ

低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ

既設

新設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

－

手段

機器名称

原子炉圧力容器

非常用交流電源設備

常設代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁－
原子炉圧力容器
補給水系による残存溶融炉心の冷却

ホース

備考

消火系による残存溶融炉心の冷却

既設①④

残留熱除去系Ｃ系配管・弁

解釈
対応番号

①④

機器名称

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却手段

非常用交流電源設備

常設代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

燃料給油設備

復水貯蔵タンク

補給水系配管・弁
－

－

－

－

－
消火系配管・弁1.4－175

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（9／13）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

自主対策設備
解釈
対応番号

備考

手段

機器名称

残留熱除去系海水ポンプ

既設

サプレッション・プール

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

サプレッション・プール

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

燃料給油設備新設

代替循環冷却系ポンプ新設

緊急用海水ポンプ新設

残留熱除去系熱交換器

既設

緊急用海水ストレーナ

新設

サプレッション・プール

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

1.4－176－

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却③

代替循環冷却系ポンプ①④

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却②新設①④

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却①

代替循環冷却系ポンプ－－

残留熱除去系熱交換器

可搬型代替注水大型ポンプ

代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

原子炉圧力容器－審査基準，基準規則と対処設備との対応表（10／13）
重大事故等対処設備
手段

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

残留熱除去系配管・弁既設

再循環系配管・弁

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

残留熱除去系ポンプ（海水
冷却）

既設

緊急用海水ポンプ新設

残留熱除去系熱交換器

既設

緊急用海水ストレーナ新設

残留熱除去系配管・弁既設

再循環系配管・弁

既設

原子炉圧力容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

備考

－

手段

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱③

残留熱除去系ポンプ（海水
冷却）

解釈
対応番号

機器名称
残留熱除去系ポンプ（海水冷却）

残留熱除去系熱交換器

可搬型代替注水大型ポンプ

残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁

原子炉圧力容器

常設代替交流電源設備

燃料給油設備①③④

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱②

既設
新設

①③④

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱①

機器名称

自主対策設備

1.4－177－－－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（11／13）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

自主対策設備
解釈
対応番号

備考

手段

機器名称
原子炉冷却材浄化系ポン－－

原子炉冷却材浄化系による進展抑 制

－

－

－

プ
原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器
原子炉圧力容器

再循環系配管・弁
原子炉冷却材浄化系配管・弁
給水系配管・弁1.4－178

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（12／13）
技術的能力審査基準（1.4）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、原
子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって、設計基準事故対処設
備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって，設計基準事
故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ及び低圧炉
心スプレイ系ポンプが有する原子炉の冷却機能が喪失した場合においても，炉心の著しい損傷を防止する手段として常設低圧代替注水系ポンプ，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注
水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプ及び原子炉格納容器の破損を防止する手段として，常設
低圧代替注水系ポンプ，低圧代替
注水系（可搬型）として使用する
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ及び代替
循環冷却系ポンプによる原子炉を冷却するために必要な手順等を整
備する。

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

1.4－179－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（13／13）
技術的能力審査基準（1.4）

適合方針（１）原子炉冷却材圧力バウンダリ
低圧時の冷却ａ）可搬型重大事故防止設備の運搬、接続及び操作に関する手順等を整備すること。

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって，設計基準事
故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ及び低圧炉
心スプレイ系ポンプが有する原子炉の冷却機能が喪失した場合においても，炉心の著しい損傷を防止する手段として，可搬型重大事故防止設備である低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプによる原子炉を冷却するために必要な手順等を整備する。
なお，低圧代替注水系（可搬型）における可搬型代替注水中型
ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの運搬及び接続に関する手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系及び原子炉停止時冷却系）ポンプ（海水冷却）及び低圧炉心スプレイ系ポン
プ（海水冷却）が全交流動力電源喪失により使用できない場合には，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置を用いて緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ
２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給することで残留熱除去系（低圧注水系及び原子炉停止時冷却系）
ポンプ（海水冷却）及び低圧炉心スプレイ系ポンプ（海水冷却）を復旧する手順等を整備する。
なお，電源の供給に関する手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

（２）復旧
ａ）設計基準事故対処設備に代替電源を接続することにより起動及び十分な期間の運転継続ができること。

1.4－180

添付資料1.4.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

代替循環冷却系ポンプ

常設

Ｓクラス

約 250m３ ／h

約 120m

1個

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系とし
て使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h／個

約 140m2個（予備 2 個）電動駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 3.7m３ ／min

89m

1個

ディーゼル駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 4.3m３ ／min

90m

1個

ろ過水貯蔵タンク

常設

Ｃクラス

1,500m ３－

1個

多目的タンク

常設

Ｃクラス

1,500m ３－

1個

復水移送ポンプ

常設

Ｂクラス

145.4m３ ／h／個

85.4m

2個

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

2,000m ３ ／個－

2個

原子炉冷却材浄化系ポンプ

常設

Ｂクラス

81.8m ３ ／h／個

152.4m

2個

原子炉冷却材浄化系非再生熱交
換器

常設

Ｂクラス

8,838.8kW／h／個

－

2個

機器名称

※1：Ｓクラスの機能維持

1.4－1811.4－182

第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

添付資料1.4.3

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.4－183

添付資料 1.4.4
重大事故対策の成立性

1．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）(1)

低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水が必要な状況において，
外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより原子炉へ送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び操作時間
低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から低圧炉心スプレイ系配管による原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：535分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
1.4－184

準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：30分 ※２ （移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：475分 ※２ （作業対象：ポンプ設置，ホース敷設等）
注水準備：20分※2：移動及び系統構成は並行して行う。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業
スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.4－185

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.4－186

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.4－187

(2)系統構成
ａ．操作概要低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水が必要な状況において，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない場合，残留熱除去系
Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉注水の場合は，原子炉建屋原子炉棟地上3階及び原子炉建屋原子炉棟地上4階まで移動し，現場での人力による操作により系統構成を実施した後，原子炉への送水を実施する。低圧炉心スプレ
イ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合は，原子炉建屋原子炉棟地上3階まで移動し，現場での人力による操作により系統構成を実施した後，原子炉への送水を実施する。
ｂ．作業場所【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉注水の場合】
原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地
上4階（管理区域）【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉注水の場合】
原子炉建屋原子炉棟地上3階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から低圧炉心スプレイ系配管による原子炉建屋東側接続口を使用した送水での現場の系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
1.4－188

必要要員数：6名（運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名）
所要時間目安 ※ ：70分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：46分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上3階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：24分（操作対象3弁：原子炉建屋原子炉棟地上3階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：手動ハンドルにて操作を実施する。なお，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡が可能である。

1.4－189

添付資料 1.4.4
2．消火系による原子炉注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系による原子炉注水が必要な状況において，タービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉へ送水する。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
消火系による原子炉注水における，現場での系統構成に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：45分以内
所要時間内訳
移動：41分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：4分（操作対象1弁：タービン建屋地上1階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
1.4－190操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

系統構成（④補助ボイラ冷却水元弁）

1.4－191

添付資料1.4.4
3．補給水系による原子炉注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系による原子炉注水が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物
処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプにより原子炉へ送水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階（管理区域）及びタービン建屋地
上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
補給水系による原子炉注水における，現場での系統構成に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員6名）
所要時間目安：95分以内
所要時間内訳
移動：40分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
21分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建屋
廃棄物処理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：25分（操作対象3弁：タービン建屋地上1階及び原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階）
連絡配管閉止フランジ切替え：49分
ｄ．操作の成立性について
1.4－192

作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

作業場所（全体）

連絡配管閉止フランジ

連絡配管閉止フランジ切替え訓練

系統構成（⑨補給水系－消火系連絡ライン止め弁）

1.4－193系統構成（⑩補助ボイラ冷却水元弁）

1.4－194

添 付 資 料 1.4.4
4． 残 留 熱 除 去 系 （ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ） 復 旧 後 の 原 子 炉 除 熱
(1)

系統構成
ａ．操作概要残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後に原子炉除熱が必 要 な 状 況 に お い て ， 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 下 2階 ま で 移 動 するとともに，系統構成を実施し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉除熱を実施する。
ｂ．作業場所
原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 下 2階 （ 管 理 区 域 ）ｃ．必要要員数及び操作時間
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必 要 要 員 数 ： 2名 （ 運 転 員 等 （ 当 直 運 転 員 ） 2名 ）所 要 時 間 目 安 ： 150分 以 内
所要時間内訳
移 動 ： 86分 （ 移 動 経 路 ： 中 央 制 御 室 か ら 原 子 炉 建 屋 付 属 棟
地 上 1階 （ 放 射 線 防 護 具 着 用 を 含 む ） ）43分 （ 移 動 経 路 ： 原 子 炉 建 屋 付 属 棟 地 上 1階 か ら 原子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 下 2階 ）原 子 炉 保 護 系 復 旧 ： 19分
系 統 構 成 ： 2分 （ 操 作 対 象 1弁 ： 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 下 2階）
ｄ．操作の成立性について
1.4－195

作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬ
ＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可
能である。

系統構成
（⑤残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁）

1.4－196

添 付 資 料 1.4.4
5． 原 子 炉 冷 却 材 浄 化 系 に よ る 進 展 抑 制
(1)

系統構成
ａ．操作概要残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失し原子炉の除熱が必要な状況において，原子炉建屋原子炉 棟 地 上 3階 及 び 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 上 4階 ま で 移 動 す る と ともに，系統構成を実施し，原子炉冷却材浄化系により原子炉除熱を実施する。
ｂ．作業場所
原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 上 3階 （ 管 理 区 域 ） 及 び 原 子 炉 建 屋 原
子 炉 棟 地 上 4階 （ 管 理 区 域 ）ｃ．必要要員数及び操作時間
原子炉冷却材浄化系による進展抑制における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必 要 要 員 数 ： 2名 （ 運 転 員 等 （ 当 直 運 転 員 ） 2名 ）所 要 時 間 目 安 ： 200分 以 内
所要時間内訳
移 動 ： 86分 （ 移 動 経 路 ： 中 央 制 御 室 か ら 原 子 炉 建 屋 付 属 棟
地 上 1階 （ 放 射 線 防 護 具 着 用 を 含 む ） ）39分 （ 移 動 経 路 ： 原 子 炉 建 屋 付 属 棟 地 上 1階 か ら 原子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 上 4階 （ 放 射 線 防 護 具 着 用 を 含む））
原 子 炉 保 護 系 復 旧 ： 19分
系 統 構 成 ： 36分 （ 操 作 対 象 2弁 ： 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 地 上 3
1.4－197階（起動前準備，運転状況確認等を含む））
除 熱 開 始 準 備 操 作 ： 20分 （ 操 作 対 象 1弁 ： 原 子 炉 建 屋 原 子
炉 棟 地 上 4階 ）ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬ
ＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

ポンプメカシールパージ流量調整操作（⑭，⑱原子炉冷却材浄化系ポンプ
メカシールパージ水ライン調整弁）

1.4－198

原子炉冷却材浄化系
再生熱交換器バイパス運転操作（ 原子炉冷却材浄化系
再生熱交換器バイパス弁）

添 付 資 料 1.4.5
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系
ポンプ

サプレッショ
ン・プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は，補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の実
施時期を早めることとなる ※ 。
1.4－199

一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし，その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器ベントの遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する
対応方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順と
1.4－200

なる。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェ
ルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこで，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。
この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた
1.4－201低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，
炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，格納容器下部水位を確実に約 1m 確保するた
めに常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施す
る手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，
1.4－202代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.4－203

事象発生

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

ＬＯＣＡ

過渡事象
成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水炉心損傷防止対策の

炉心損傷防止対策の2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

有効性評価にて確認

有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷

成功（格納容器過圧・過温破損）
3.4

水素燃焼

評価対象となる格納容器破損モード

原子炉注水

代替循環冷却系の運転可能時
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

2.(2)代替循環冷却系の代替循環冷却系の

運転可能時

運転可能時

代替循環による

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ⑧

2.(1)ｄ．⑥

2.(2)

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用⑧

・Ｄ／Ｗスプレイ

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル

上記操作完了後

上記操作完了後

常設低圧による

常設低圧による

2.(1)ｂ．③

・ペデスタル（ドライウェル

2.(1)ｂ．③

・ペデスタル（ドライウェル部）への注水2.(1)ｂ．③部）への注水部）への注水リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
常設低圧による

2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的)

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

ＲＰＶ破損判断後

常設低圧による

常設低圧による

2.(1)ｃ．④

・Ｄ／Ｗスプレイ・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(1)ｃ．④

2.(1)ｃ．⑤・ペデスタル（ドライウェル・ペデスタル（ドライウェル

2.(1)ｃ．⑤部）への注水部）への注水

ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥
常設低圧による※
原子炉注水に失敗するシーケンスである

・Ｄ／Ｗスプレイ停止

が，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な【凡例】

格納容器圧力及び格納容器圧力及び状態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質に

常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ

雰囲気温度の上昇時

雰囲気温度の上昇時よる加熱等を防止する観点から原子炉注

代替循環：代替循環冷却系ポンプ「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・Ｄ／Ｗスプレイ

（一時的）

（一時的）

第 1 図 事故対応の流れ
1.4－204

水を行う
2.(1)ｄ．⑦

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.4－205

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点
で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage]到達にて窒素供給停止（約 163 時間）

0.4(MPa[gage])
格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.0%到達にてサプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第 1 図 格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循
環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの格納容
1.4－206

器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となる
ため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度 ※ ）についても，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.4－207

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0～168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.4－208

168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ
試験結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧
力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.4－209

第2表
フランジ部位

トップヘッドフランジ

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側

機器搬入用ハッチ
外側

サプレッション・チェ
ンバアクセスハッチ

(4)

内側
外側

7日間（168時間）以降な格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容
器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.4－210

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0～7 日

7 日～14 日

14 日～30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても
1.4－211

十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。

第4図

(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格
納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケン
1.4－212スにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度が150℃を超えな
い範囲で，また，格納容器圧力は1Pd程度（1Pd＋数十kPa※ ）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方
1.4－213(6)7 日間（168 時間）以降な放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.4－214

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から,酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素供給（以下「窒素供給」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素供給操作及び格納容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素供給操作の判断基準と作業時間について
窒素供給操作に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)可搬窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％(b)窒素供給操作の開始基準：酸素濃度 4.0vol％有効性評価「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 1 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が 6 時間確保できるため，起動準備時間の 115 分（約 2 時間）に対して十分余裕があることが確認できる。

1.4－215

第1表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％

約15時間

窒素供給準備の余裕時間

約6時間
4.0vol％

約21時間

ｂ．窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について
窒素供給操作及び格納容器ベント操作に係る実施基準，実施基準の設定根拠を第2表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計
装誤差（約 0.6vol％ ）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素供給操作及び格納容器ベント操作が実施可能である。

第2表

窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素供給開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値

酸素濃度3.5vol％（2.9vol％～
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％～
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％～
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の開始基準の到達前を設定
計装誤差を踏まえても可燃限界領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.4－216

添付資料1.4.6
常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

1．常設低圧代替注水系ポンプの機能
常設低圧代替注水系ポンプは以下の 5 つの機能に期待している。
・原子炉水位を維持し炉心損傷の防止及び炉心損傷の進展を防止するための低圧代替注水機能
・格納容器の過圧・過温破損防止のための代替格納容器スプレイ機能
・格納容器内での溶融炉心の冷却のためのペデスタル（ドライウェル
部）注水機能・格納容器のトップヘッドフランジ部からの漏えいを防止するための格
納容器頂部注水機能・使用済燃料プール水位を維持し燃料損傷を防止するための使用済燃料
プール注水機能

2．常設低圧代替注水系ポンプの機能確保について(1)

単一の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，各注水先の最大流量を包絡する注水量を確保できる設計としている。
常設低圧代替注水系ポンプにより注水する際の系統構成は，中央制御室からの遠隔操作により行い，現場操作は不要である。また，各注水先へ注水する際の操作の相違点は，開操作する弁の違いのみであり，各弁の操作も中央制御室からの遠隔操作が可能であることから，困難な操作はない。
このように，常設低圧代替注水系ポンプの単一の機能の確保については問題ないと考えられる。
1.4－217(2)複数の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，複数個所への同時注水を想定したものとなっており，想定する同時注水の組み合わせで必要流量が確保できる設計としている。また，想定する同時注水の組み合わせで，重大事故等による影響の緩和が可能であることを有効性評価にて示している。
①原子炉注水と格納容器スプレイ
大破断ＬＯＣＡが発生し，非常用炉心冷却系からの注水に失敗した場合，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを同時に実施する。この場合の最大流量の組み合わせは，原子炉注水 230m３ ／h，格納容器スプレイ 130m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却並びに格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制できることを有効性評価で確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。なお，上記以外の同時注水については，原子炉へは崩壊熱相当での注水となるため，上記注水流量を超えることはない。
②原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）注水
大破断ＬＯＣＡが発生し非常用炉心冷却系からの注水に失敗し，低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に成功した場合，格納容器スプレイを停止し，原
子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）の水張りを実施する。この場合の最大流量の組み合わせは，原子炉注水として崩壊熱相当の流量，ペデス
タル（ドライウェル部）の水張りとして 80m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却及びペデスタル（ドライウェル部）の必要水位を確保できること
を有効性評価にて確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。
③格納容器スプレイとペデスタル（ドライウェル部）注水
1.4－218

原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器が破損する場合，格納容器スプレ
イとペデスタル（ドライウェル部）への注水を同時に実施する。この場合の最 大流量の 組 み合 わせ は， 格納 容 器ス プレイ 300m ３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水 80m３ ／h であるが，この条件で格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した
溶融炉心の冷却等ができることを有効性評価で確認するとともに，この流量を確保できる設計としている。
④その他注水先の組み合わせ
その他の組み合わせとして，格納容器頂部又は使用済燃料プールへの注
水が重畳することも考えられる。これら注水先へは，間欠的に注水を行い一定量の水位を維持するため，①，②及び③の最大流量の注水等と異なるタイミング又は系統の余力で注水等を行うため，対応が可能である。
また，複数の注水先に注水するための操作については，各注水先へ注水するための操作に必要な時間を考慮した有効性評価により，炉心冷却や溶融炉心の冷却等ができることを確認している。
以上より，常設低圧代替注水系ポンプの複数の機能の確保についても問題ないと考えられる。

3．常設低圧代替注水系ポンプの機能の冗長性について
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系及び代替循環冷却系を用いた手段に加え，アクセスルートの確保を確認した後であれば低圧代替
注水系（可搬型）によって機能を補うことも可能である。また，格納容器冷却については，代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型），ペデスタル（ドライウェル部）注水については格納容器下部注水系
1.4－219

（可搬型），格納容器頂部注水については格納容器頂部注水系（可搬型），
使用済燃料プール注水については可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）によって機能を補うことも可能である。このよ
うに，常設低圧代替注水系ポンプの各機能については冗長性を持たせること
で機能強化を図っている。

1.4－220

別添 1

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプを使用した同時注水について

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水
大型ポンプを使用した注水については，原子炉，原子炉格納容器，ペデスタル（ドライウェル部），原子炉格納容器頂部及び使用済燃料プールを注水先として設計する。このため，重大事故等時において，複数の注水先に対して同時に必要流量を注水できるよう設計する。なお，各注水先への注水は弁の開操作のみで実施可能であるため，必要箇所への注水を継続しつつ，注水先を追加することが可能である。
有効性評価で考慮する同時注水パターンを第 1 表及び第 2 表に示す。
また，有効性評価における事象進展ごとの常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる注水先の組み合わせケースを第 3 表から第 7 表に示す。

1.4－221

第1表

有効性評価で考慮する常設低圧代替注水系ポンプを使用した同時注水
ケース
原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

230m３ /h

130m３ /h

－

－

－

－

300m３ /h

80m３ /h－－

50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉

第2表

47 条/1.4

有効性評価で考慮する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプを使用した同時注水ケース
原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

50m３ /h

130m３ /h－－－

50m３ /h

130m３ /h－－

16m３ /h

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉
47 条/1.4

1.4－222

47 条/1.4

49 条/1.6130m３ /h－

50m３ /h

50m３ /h

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

原子炉格納容器ベント
段階
－

－

－

－

ペデスタル

（ドライウェル部）

53 条/1.10

－

－

－

－

54 条/1.11

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮してい
ていない

備考

47 条/1.4

1.4－22350m３ /h

50m３ /h

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

原子炉格納容器ベント
段階 ※対象事象：崩壊熱除去機能喪失

230m３ /h

原子炉格納容器スプレ
イ段階

原子炉

－

130m３ /h

130m３ /h－

原子炉格納容器378m /h

－

－

－

－

51 条/1.8

53 条/1.10

－

－

－

－

原子炉格納容器頂部

３

49 条/1.6

54 条/1.11※崩壊熱除去機能（残留熱除去系が故障した場合）のケース－

114m３ /h－－・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮してい
ていない

備考

設計基準事故対処設備による原子炉注水成功後に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合－

114m３ /h－－

使用済燃料プール

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

第4表

対象事象：高圧・低圧注水機能喪失，ＬＯＣＡ時注水機能喪失

130m３ /h

230m３ /h

原子炉格納容器スプレ
イ段階

原子炉
－

原子炉格納容器378m３ /h51 条/1.8

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（炉心損傷前）
原子炉格納容器頂部

初期注水段階第3表

使用済燃料プール

ペデスタル（ドライウェル部）

47 条/1.4
49 条/1.6130m３ /h

50m３ /h

使用済燃料プール冷却復旧操作段階－－－51 条/1.8

ペデスタル（ドライウェル部）

53 条/1.10－－－

54 条/1.11

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

備考

1.4－22450m３ /h

50m３ /h

使用済燃料プール冷却復旧操作段階 ※原子炉格納容器ベント
段階 ※－130m３ /h

130m３ /h

－

－

－

－

ペデスタル

（ドラ イウェル部）

53 条/1.10－－－

54 条/1.11－

114m３ /h－－

備考

※代替循環冷却系を使用できない場合のケース

・ＬＯＣＡが発生し設計基準事故対処設備による注水に失敗し，炉心損傷に至った場合に，炉心の再冠水
並びに原子炉格納容器内温度及び圧力を抑制するためのケース
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量

対象事象：雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損），水素燃焼

50m３ /h

再冠水後制御段階 ※原子炉130m /h51 条/1.8

原子炉格納容器頂部

230m /h３49 条/1.6

原子炉格納容器３

47 条/1.4

る炉心損傷事象）

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（ＬＯＣＡ起因によ16m３ /h－－

使用済燃料プール

初期注水段階第6表

対象事象：全交流動力電源喪失，津波浸水による注水機能喪失

130m３ /h

50m３ /h

原子炉格納容器スプレ
イ段階

原子炉
－

原子炉格納容器

110m３ /h

合

全交流動力電源喪失（24 時間継続）時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する場

原子炉格納容器頂部

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

第5表

使用済燃料プール

47 条/1.4

第7表－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階－

130m３ /h

80m３ /h

80m３ /h53 条/1.10－－－

54 条/1.11

114m３ /h－－

・設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備による原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器の破損に至った場合に，原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制
並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却するためのケース
・ペデスタル（ドライウェル部）注水はペデスタル（ドライウェル部）の水位維持時の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

備考

クリート相互作用

対象事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用，溶融炉心・コン－

原子炉

原子炉圧力容器破損段
階での対応後の段階

原子炉格納容器80m３ /h（ドライウェル部）

300m３ /h

ペデスタル－

51 条/1.8

原子炉格納容器頂部

原子炉圧力容器破損段
階

49 条/1.6

原子炉圧力容器破損時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合

使用済燃料プール

1.4－225

添付資料1.4.7
原子炉運転停止中の除熱機能と注水手段

1.4－226

添付資料1.4.8
運転停止中の原子炉の事故時における現場作業員の退避について

1.

はじめに
運転停止中の原子炉における事故の発生時，運転員は，現場作業員の退避が完了したことを確認し，逃がし安全弁の開操作を開始する。このため，現場作業員の退避に係る教育状況，及び退避開始から退避完了確認までの流れを踏まえ，退避に要する時間の見積もりを行った。

2.

作業員への退避に係る教育状況
発電所構内で作業を実施する作業員に対しては，以下のように退避に係る教育を実施しており，事故時における退避指示への対応等について周知徹底している。
＜教育内容＞
・ページング等による退避指示への対応について
・管理区域への入退域方法について＜教育の実施時期＞
・発電所への入所時

3.

事故発生後における退避開始から退避完了確認までの流れ
事故発生後，作業員は発電長のページングによる退避指示により，現場からの退避（管理区域からの退域をもって現場からの退避完了とする）を行う。また，作業員全員の退避完了確認は，以下の 2 つの手段で行う。
・個人線量計を管理している出入監視員（管理区域の入退域ゲートの境界に常駐）は，個人線量計の貸出状況により全作業員が管理区域内から退
1.4－227

域していることを確認し，災害対策本部に連絡する。
・各作業グループの作業責任者又は監理員は，作業員の点呼により自グループの全員が退避していることを確認し，作業担当部門に連絡する。作業担当部門の担当者は，自部門が担当している全ての作業グループが退避していることを確認して災害対策本部に連絡し，災害対策本部は全作業グループが退避していることを確認する。
なお，作業員は，2 名以上の作業グループで作業を実施するため，退避時に負傷者が発生した場合においても，周囲の作業員からの救助により退避可
能である。

4.

作業員の退避時間
作業員の退避時間及びその内訳を第 1 表に示す。①～③は，いずれも多数の作業ステップからなる項目であるが，そのうち，②におけるＥＰＤゲートの通過が退避時間において律速となるが，以下の実績から算出した退避時間に滞在人数等の不確かさを考慮し，作業員は 1 時間で退避完了すると見積もった。
◎ＥＰＤゲートの通過人数：26 人／分（第 24 回施設定期検査実績）◎管理区域におけるピーク滞在人数：1,020 人（第 24 回施設定期検査実績）→1,020 人 ÷ 26 人／分 ＝ 40 分 → 1 時間

1.4－228

第1表

作業員の退避時間内訳
経過時間

10 分

20 分

30 分

40 分

50 分

①作業場所から管理区
域の入退域ゲートへの移動②管理区域からの退域③退避の確認
保守的に↑
1 時間とする

退避時間

5.

作業員の退避に係る環境影響評価（1）被ばく評価
作業員の退避は 1 時間以内に完了するため，作業員が過度な被ばくを受ける状況は想定し難いものと考える。

（2）雰囲気温度評価
雰囲気温度が高い作業場所である格納容器内においても，退避完了までに有意な温度上昇は見られず，作業員の退避に影響はない。

1.4－229

添付資料1.4.9
手順のリンク先について

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.4.2.2(1)ａ．(b)低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水（淡水／海水）・水源から接続口までの低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水

2．1.4.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

・残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順＜リンク先＞

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.3(1)ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
1.5.2.3(1)ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保・水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.4－230

1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水・ 西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への補給（淡水／海水）1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，
残留熱除去系ポンプ，低圧炉心スプレイ系ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
・常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源
設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃
料給油手順
1.4－231

＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油貯蔵タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ

非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.4－232

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等
＜

目

1.5.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)

最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a)

最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｄ．手順等
1.5.2

重大事故等時の手順

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.2(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

フロントライン系故障時の対応手順

最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.5.2.3(1)

サポート系故障時の対応手順

最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
目－1

(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.5.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.5.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.5.2

自主対策設備仕様

添付資料1.5.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.5.4

重大事故対策の成立性
1．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧
及び除熱
(1)

格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント(2)

フィルタ装置スクラビング水補給(3)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換(4)

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換(5)

フィルタ装置スクラビング水移送

2．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)耐圧強化ベント系の現場操作による格納容器ベント

3．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保(1)

代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプによる送水（海水）添付資料1.5.5

格納容器ベント操作について

添付資料1.5.6

スクラビング水の保有水量の設定根拠について

添付資料1.5.7

手順のリンク先について

目－2

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する最終ヒート
シンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原
子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されているこ
と。
【解釈】
１

「最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）炉心損傷防止ａ）取水機能の喪失により最終ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWRにおいては、サプレッションプールへの熱の蓄積により、原子炉冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒートシンク（UHS）の繋ぎ込み及び最終的な熱の逃がし場
への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。

設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容
1.5－1

器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系海水系による冷却機能である。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送するための対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

1.5.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送する必要がある。最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設計基準事
故対処設備として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）ポンプ及び残留熱除去系
海水ポンプを設置している。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.5－1図）。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設
備。
1.5－2

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十八条及び技術基準
規則第六十三条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器
スプレイ冷却系）ポンプの故障による機能喪失を想定する。また，サポー
ト系故障として，残留熱除去系海水系機能喪失又は全交流動力電源喪失を想定する。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.5－1表に整理する。
ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
1.5－3

・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水ポンプ
これらの対応手段及び設備は，「1.4原子炉冷却材圧力バウンダリ

低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」における「残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱」にて整理する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水ポンプ
・サプレッション・プール
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水ポンプ
・サプレッション・プール
これらの対応手段及び設備は，「1.6原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」における「残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱」及び「残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱」にて整理する。
設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系が健全であれば重大1.5－4

事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。
残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水ストレーナ
ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a)ⅰ)

最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）
ポンプが故障により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。
この対応手段及び設備は，「1.7原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」における「格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器圧力逃がし装置
ⅱ)

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）
ポンプが故障により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，
1.5－5

耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・耐圧強化ベント系一次隔離弁・耐圧強化ベント系二次隔離弁
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁ⅲ)

遠隔人力操作機構による現場操作
第一弁（Ｓ／Ｃ側，Ｄ／Ｗ側），第二弁及び第二弁バイパス弁の駆動源が喪失した場合においても，隔離弁を遠隔人力操作機構により人力で操作することにより，最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。これらの遠隔人力操作機構による現場操作のエリアは二次格納施設外である原子炉建屋付属棟とする。
この対応手段及び設備は，「1.7原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」における「遠隔人力操作機構による現場操作」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備は以下のとおり。
・遠隔人力操作機構(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.5.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」で使用する設備のうち，格納容器圧力逃がし
1.5－6

装置は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.5.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」で使用する設備のうち，第一弁（Ｓ／Ｃ側），第一弁（Ｄ／Ｗ側），耐圧強化ベント一次隔離弁，耐圧強化ベント二次隔
離弁は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.5.1(2)ｂ．(a)ⅲ)

遠隔人力操作機構による現場操作」で使用する設備のうち，遠隔人力操作機構は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.5.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）
が機能喪失した場合においても，最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送できる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス
弁
バイパスラインは口径が小さく，炉心の著しい損傷及び格納容器の破損の防止には十分な容量ではないが，原子炉格納容器内の圧力及び温度上昇を緩和する手段として有効である。
ｃ．サポート系故障時の対応手段及び設備
残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段及び設備は以下のとおり。
1.5－7

(a)
ⅰ)

最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
緊急用海水系による除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系の機能喪失又は全交流動力電源喪失により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場
合は，緊急用海水系により最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する手段がある。
緊急用海水系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ・残留熱除去系熱交換器
緊急用海水系とあわせて設計基準事故対処設備である残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）ポンプにより最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）ポンプが起動できない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。）を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄへ電源を供給することにより残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッ
ション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）を復旧する。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ
1.5－8

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ
ⅱ)

代替残留熱除去系海水系による除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系の機能喪失又は全交流動力電源喪失により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場
合は，代替残留熱除去系海水系により最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する手段がある。
代替残留熱除去系海水系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
・残留熱除去系熱交換器
代替残留熱除去系海水系とあわせて設計基準事故対処設備である
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）ポンプにより最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）ポンプが起動できない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄへ電源を供給することにより残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プ
ール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）を復旧する。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ
1.5－9

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.5.1(2)ｃ．(a)ⅰ)

緊急用海水系による除熱」で使用する設備のうち，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プー
ル冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）ポンプ，緊急用海水ポンプ，
緊急用海水ストレーナ及び残留熱除去系熱交換器は重大事故等対処設
備として位置づける。
「1.5.1(2)ｃ．(a)ⅱ)

代替残留熱除去系海水系による除熱」で使用する設備のうち，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）ポンプ及び残留熱除去系熱交換器は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備がすべて網羅されている。
（添付資料1.5.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系海水系による冷却機能が喪失した場合においても，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系又は格納容器スプレイ冷却系）が使用可能であれば，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送できる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事故
シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（原1.5－10子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系又は格納容器
スプレイ冷却系）が使用可能であれば，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する手段として有効である。
（添付資料1.5.2）
ｄ．手順等
上記「ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備」，「ｂ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」及び「ｃ．サポー
ト系故障時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※２ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.5－1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.5－2表，第1.5－3表）。
※2

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.5.3）

1.5.2

重大事故等時の手順

1.5.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
残留熱除去系海水系が健全な場合は，自動起動（残留熱除去系ポンプ等の起動）による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去系
海水ポンプを起動し，冷却水（海水）の確保を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
1.5－11

以下のいずれかの状況に至った場合。
①自動起動信号が発信した場合
残留熱除去系ポンプ等が起動した場合。
②手動起動の場合
残留熱除去系を使用した原子炉内で発生する崩壊熱の除去又は原
子炉格納容器内の除熱が必要な場合。
ｂ．操作手順残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.5－2図に，タイムチャートを第1.5－3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系
海水系Ａ系又は残留熱除去系海水系Ｂ系の手動起動又は自動起動の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系海水系Ａ系又は残留熱除去系海水系Ｂ系の手動起動操作，又は自動起動信号（残留熱除去系
ポンプ等の起動）により残留熱除去系海水ポンプ（Ａ）及び（Ｃ）
又は残留熱除去系海水ポンプ（Ｂ）及び（Ｄ）が起動し，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁又は残留熱除去系熱交換器（Ｂ）海水流量調整弁が開したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系海水系Ａ系又は残留熱除去系海水系Ｂ系が起動したことを残留熱除去系海水系系統流量指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の供給開始までの必要な要員数及び所要時間は以下
1.5－12

のとおり。
【自動起動信号が発信した場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，2分以内と想定する。
【手動起動の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，4分以内と想定する。
中央制御室に設置されている制御盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.5.2.2(1)

フロントライン系故障時の対応手順

最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系
及び格納容器スプレイ冷却系）の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベント操作を実施し，最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
格納容器ベント開始後は，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容
器内水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が復旧又は使用可能と判断した場合に，格納容器
ベント弁閉により格納容器ベントを停止する。なお，中央制御室から格
納容器圧力逃がし装置を遠隔操作できない場合は，遠隔人力操作機構を使用した現場（二次格納施設外）での操作を実施する。また，第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の開操作ができない場合は，第一弁（Ｓ／Ｃ
1.5－13

側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とする。
(a)ⅰ)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順着手の判断基準
炉心損傷 ※１ 前において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認
した場合。

ⅱ)

操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.5－4図に，タイムチャートを第1.5－5図に示す（Ｓ／Ｃ側ベント及びＤ／Ｗ側ベント及び第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合の手順は，手順⑫以外は同様。）。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に格
納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を依頼する。
②災害対策本部長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベ
ント準備のため，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に連絡する。
③発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベントの準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格
1.5－14

納容器ベントに必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベントの系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，換気空調系一次隔離弁及び換気空調系二次隔離弁の閉を確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁及び原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁の閉を確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の閉を確認する。
⑨運転員等は中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号が発生している場合は，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。
⑩運転員等は，発電長に格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベントの系統構成が完了したことを報告する。
⑪発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の電源の供給状態に応じて，Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側を選択し，Ｓ／Ｃ
側による格納容器ベント又はＤ／Ｗ側による格納容器ベントを指示する。
⑫ ａ Ｓ／Ｃ側ベントの場合
運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格
納容器ベントのため，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を開にし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｓ／Ｃ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，原子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構により開にし，発電長に報告
1.5－15

する。
⑫ ｂ Ｄ／Ｗ側ベントの場合第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントのため，第一弁（Ｄ／Ｗ側）を開にし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｄ／Ｗ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，原子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｄ／Ｗ側）を遠隔
人力操作機構により開にし，発電長に報告する。
⑫ ｃ 第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合
第一弁（Ｓ／Ｃ側）及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）が開操作できない
場合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイ
パス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁を開にし，発電長に報告する。
⑬発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備が完了したことを災害対策本部長に連絡する。
⑭発電長は，ベント判断基準であるサプレッション・プール水位
指示値が通常水位＋6.5mに到達及びサプレッション・チェンバ
圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認
し，災害対策本部長に格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベントの開始を連絡する。
⑮発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベントの開始を指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，第二弁を開とする。第二弁が開できない場合は，第二弁バイパス弁を開とし，発電長に報告する。なお，第二弁及び第二弁バイパス弁が中央制御室からの遠1.5－16

隔操作により開できない場合は，重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁又は第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構
により開とする。
⑰発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベントが開始されたことを原子炉格納容器内の圧力，フィルタ
装置圧力，フィルタ装置スクラビング水温度，及びフィルタ装
置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）により確認するよ
うに指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格
納容器ベントが開始されたことをドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，フィルタ装置圧力及びフィルタ装置スクラビング水温度指示値の上昇により確認するとともに，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）指示値の上昇を確認し，発電長に報告する。
⑲発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策本部長に連絡する。
⑳発電長は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環
冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，及び可燃性ガス濃度制御系の機能が復旧し，原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）未満であること，原子炉格納容器内の温度が171℃未満であること及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，格納容器ベント弁を閉にする判断をする。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作のうち格納容器ベント準備については，格納容器ベン1.5－17

ト準備を判断してから，格納容器ベント準備完了までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（Ｓ／Ｃ側ベントの場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，5分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（Ｄ／Ｗ側ベントの場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，5分以内と想定する。
【現場操作（第一弁（Ｓ／Ｃ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，125分以内と想定する。
【現場操作（第一弁（Ｄ／Ｗ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【現場操作（第二弁操作室までの移動）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，45分以内と想定する。
格納容器ベント開始については，格納容器ベント基準到達から格
納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，5分以内と想定する。
【現場操作（第二弁遠隔操作不可の場合）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，30分以
1.5－18

内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている制御盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。現場対応においては，円滑に作業できるように移動経路を確保し，放射線防護具，
照明及び通信連絡設備を整備する。
遠隔人力操作機構による現場操作については，操作に必要な工具等はなく通常の弁操作と同様であるため，容易に実施可能である。
（添付資料1.5.4）
フィルタ装置スクラビング水補給(b)

フィルタ装置の水位が通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り，下限水位である 1,325mm に到達する前までに，フィルタ装置へ水張りを実施する。
ⅰ)

手順着手の判断基準
フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合。

ⅱ)

操作手順
フィルタ装置スクラビング水補給手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口へのフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第 1.5－6 図に，タイムチャートを第 1.5－7 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長にフィルタ装置スクラビング水補給の準備を依頼する。
②災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラ
ビング水補給の準備を指示する。
1.5－19③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給の準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置スクラビング水補給の準備が完了したことを連絡する。
⑥重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型
ポンプの配備及びホースを接続し，災害対策本部長にフィルタ装置スクラビング水補給の準備が完了したことを報告する。
⑦災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑧災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラ
ビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑨重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，フィルタ装置格納槽付属室にてフィルタ
ベント装置補給水ライン元弁を開にし，フィルタ装置スクラビ
ング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長に報告する。
⑩災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補給
1.5－20

として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑪発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給が開始されたことの確認を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置の水位が上昇した
後，通常水位（水位低）である2,530mm以上まで補給されたことを確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置スクラビング水補給の停止を依頼する。
⑭災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラ
ビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの停止を指示する。
⑮重大事故等対応要員はフィルタ装置格納槽付属室にて，フィル
タベント装置補給水ライン元弁を閉とした後，フィルタ装置ス
クラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長に報告する。
⑯災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプによる送水を停止したことを連絡する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してからフィルタ装置スク
ラビング水補給の開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィル
1.5－21

タ装置スクラビング水補給】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，180 分以内と想定する。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィル
タ装置スクラビング水補給】（水源：淡水タンク）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，165 分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料1.5.4，添付資料1.5.6）(c)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
格納容器ベント停止後における水の放射線分解によって発生する可燃性ガス濃度の上昇を抑制，及び原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。

ⅰ)

手順着手の判断基準
格納容器ベント停止可能 ※２ と判断した場合。
※2：残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子1.5－22

炉格納容器負圧破損防止機能が復旧又は使用可能と判断した場合で，原子炉格納容器内の圧力が 310kPa［gage］（1Pd）
未満，原子炉格納容器内の温度が 171℃未満及び原子炉格納容器内水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合。
ⅱ)

操作手順
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.5－8 図に，タイムチャートを第 1.5－9 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
②災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするための接続口を連絡する。
③災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置
による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするた
めの準備を指示する。
④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋東側
屋外に配備し，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外に配備した場合
は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。
⑤重大事故等対応要員は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置
による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするた
めの準備が完了したことを報告する。
⑥災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉
1.5－23

格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の開始を連絡する。
⑦災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置
による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。
⑧重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側
屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を開とし，原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを，災害対策本部長に報告する。
⑨災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを連絡する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁閉による格納容器ベント停止を指示する。
⑪運転員等は，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を閉とし，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱開始及び原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）から13.7kPa［gage］の間で制御 ※３ するように指示する。
⑬運転員等は，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格
納容器内の除熱開始及び原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）から13.7kPa［gage］の間で制御し，発電長に報告する。
1.5－24

⑭発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入完了の確認をするように指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことにより，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入が完了したことを確認し，発電長に報告する。
⑯発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，格納容器
圧力逃がし装置による格納容器ベントを指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）
又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，格
納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを発電長に報告する。
⑱発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策本部長へ連絡する。
⑲発電長は，運転員等に可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を実施し，発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を依頼する。
災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置
による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を指示する。
1.5－25

重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側
屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を閉とし，原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入を停止した後，災害対策本部長に報告する。
災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を連絡する。
発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁の閉による格納容器
ベント停止を指示する。
運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）
又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を閉にし，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
※3：原子炉格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原
子炉格納容器内の温度が150℃到達で格納容器スプレイを実施する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作において，作業開始を判断してから原子炉格納容器内のの不活性ガス（窒素）置換開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，135 分以内と想定する。
【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】
1.5－26

・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，115 分以内と想定する。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料 1.5.4）(d)フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
格納容器ベントを実施した際には，原子炉格納容器内に含まれる非凝縮性ガスがフィルタ装置を経由して大気へ放出されることから，フィルタ装置内での水素爆発を防止するため，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内を不活性ガス（窒素）で置換する。

ⅰ)

手順着手の判断基準
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が終了した場合。

ⅱ)

操作手順
フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.5－10図に，タイムチャートを第1.5－11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
1.5－27

②災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置
によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備を指示する。
③重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋東側
屋外に配備し，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外に配備した場合
は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。
④重大事故等対応要員は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置
によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを報告する。
⑤災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィル
タ装置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を連絡する。
⑥災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置
によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。
⑦重大事故等対応要員は原子炉建屋西側屋外にて，フィルタベン
ト装置窒素供給ライン元弁を開とし，フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを，災害対策本部長に報告する。
⑧災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィル
タ装置内の不活性ガス（窒素）置換を開始したことを連絡する。
⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水温度の確認を指示する。
1.5－28

⑩運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水温度
指示値が55℃ ※４ 以下であることを確認し，発電長に報告する。
※4：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビング水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。
ⅲ)

操作の成立性上記の現場対応を重大事故等対応要員6名にて実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）供給
開始まで135分以内と想定する。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料 1.5.4）
フィルタ装置スクラビング水移送(e)

水の放射線分解により発生する水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するため，フィルタ装置スクラビング水をサプレッション・
プールへ移送する。
ⅰ)

手順着手の判断基準
1.5－29フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃以下において，フィルタ装置水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
フィルタ装置スクラビング水移送手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口へのフィルタ装置水張りとして使用する可搬型
代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.5－12図に，タイムチャートを第1.5－13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長にフィルタ装置水張りの準備を依頼する。
②災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りの準備を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送の準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，フィルタベント装置移送ライン止め弁を開にする。
⑦運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，フィルタベント装置
ドレン移送ライン切替え弁（Ｓ／Ｃ側）を開にする。
⑧運転員等は，発電長にフィルタ装置のスクラビング水移送に必
1.5－30要な系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。
⑪運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水移送が完了したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置水張りの準備が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長にフィルタ装置水張りの準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，フィルタ装置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁を開にし，フィルタ装置水張りとして使用する
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長に報告する。
⑰災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用す
1.5－31

る可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等にフィルタ装置水位を確認するように指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置水位指示値が通常水位（水位低）である2,530mm以上まで水張りされたことを確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水の停止を依頼する。
災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプの停止を指示する。
重大事故等対応要員は，フィルタ装置格納槽付属室にてフィル
タベント装置補給水ライン元弁を閉とした後，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長に報告する。
災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水停止を連絡する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送ライン
洗浄のため，スクラビング水移送を指示する。
運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。
1.5－32

運転員等は，フィルタ装置スクラビング水移送ラインの洗浄が完了したことを発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を依頼する。
災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換の停止を指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外にて，フィルタベン
ト装置窒素供給ライン元弁を閉とし，フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換を停止する。
重大事故等対応要員は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置
によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告する。
災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィル
タ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を連絡する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度計を起動し水素濃度を確認するとともに，フィルタ装置スクラビング水温度が上昇していないことを確認するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度計を起動しフィルタ装置入口水素濃度指示値及び，フィルタ装置スク
ラビング水温度指示値が上昇していないことを確認し，発電長に報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置出口弁を閉とするように指示する。
運転員等は，フィルタ装置格納槽付属室にてフィルタ装置出口
弁を閉とし，発電長に報告する。
1.5－33

ⅲ)

操作の成立性
上記の操作のうちフィルタ装置スクラビング水移送については，
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員
等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラビング水移送開始まで54分以内と想定する。
また，フィルタ装置水張りについては，フィルタ装置スクラビン
グ水移送完了からフィルタ装置水張り開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィル
タ装置水張り】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，180 分以内と想定する。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィル
タ装置水張り】（水源：淡水タンク）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，165 分以内と想定する。
フィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄については，中央制
御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，フィル
タ装置水張り完了からフィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄開始まで4分以内と想定する。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続を速やかに
1.5－34

作業できるように，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替
注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.5.4）
ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
残留熱除去系の機能が喪失した場合，及び格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合に，耐圧強化ベント系を使用した格納容器ベント操作を実施し，最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
格納容器ベント後は，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉
格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内
水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器
負圧破損防止機能が復旧又は使用可能と判断した場合に，格納容器ベン
ト弁を閉にし，格納容器ベントを停止する。なお，中央制御室から遠隔操作できない場合は，遠隔人力操作機構を使用した現場（二次格納施設外）での操作を実施する。また，第一弁（Ｓ／Ｃ側）及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）の開操作ができない場合は，第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁を開とする。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷前において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合で，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失 ※５
した場合。
※5：格納容器圧力逃がし装置に故障が発生した場合。
1.5－35

(b)操作手順
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.5－14図に，タイムチャートを第1.5－15図に示す。
（Ｓ／Ｃ側ベント及びＤ／Ｗ側ベントの手順は，手順⑬以外は同様。）①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備を依頼する。
②災害対策本部長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントのため，原子炉建屋原子炉棟に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に連絡する。
③発電長は，運転員等に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，換気空調系一次隔離弁及び換気空調
系二次隔離弁の閉を確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁及び原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁の閉を確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，計器用空気系系統圧力指示値が0.52MPa［gage］以下の場合，又は計器用空気系系統圧力指示値が確認できない場合は，バックアップ窒素供給弁を開にする。
1.5－36

⑨運転員等は中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号が発生している場合は，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。
⑩運転員等は中央制御室にて，非常用ガス処理系ファン（Ａ）及び（Ｂ）の操作スイッチを隔離し，非常用ガス処理系フィルタ装置
出口隔離弁Ａ及び非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁Ｂを閉とする。
⑪運転員等は，発電長に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の電源の供給状態に応じて，Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側を選択し，Ｓ／Ｃ側による格納容器ベント又はＤ／Ｗ側による格納容器ベントを指示する。
⑬ ａ Ｓ／Ｃ側ベントの場合
運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントのため，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を開にし，発電長に報告する。
なお，第一弁（Ｓ／Ｃ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，原子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠
隔人力操作機構により開にし，発電長に報告する。
⑬ ｂ Ｄ／Ｗ側ベントの場合第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は中央制御室
にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントのため，第一弁（Ｄ／Ｗ側）を開にし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｄ／Ｗ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，原
子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｄ／Ｗ側）を遠隔人力操作機構により開にし，発電長に報告する。
1.5－37

⑬ ｃ 第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合
第一弁（Ｓ／Ｃ側）及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）が開操作できない場
合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス
弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁を開にし，発電長に報告する。
⑭発電長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備が完了したことを災害対策本部長に連絡する。
⑮発電長は，ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達及びサプレッション・チェンバ圧力
指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，災害対策本部長に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの開始を連絡する。
⑯発電長は，運転員等に耐圧強化ベント系による格納容器ベントの開始を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁を開とし，発電長に報告する。なお，
耐圧強化ベント系一次隔離弁又は耐圧強化ベント系二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，重大事故等対応要員が原子炉建屋原子炉棟にて耐圧強化ベント系一次隔離弁又は耐圧強化ベント系二次隔離弁を開とする。
⑱発電長は，運転員等に耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを原子炉格納容器内の圧力及び耐圧強化ベント系
放射線モニタにより確認するように指示する。
⑲運転員等は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことをドライウェル圧力又及びサプレッション・チェンバ圧力
1.5－38指示値の低下，耐圧強化ベント系放射線モニタ指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長に耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を連絡する。
発電長は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，及び可燃性ガス濃度制
御系の機能が復旧し，原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）未満であること，原子炉格納容器内の温度が171℃未満であること及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満を確認することにより，格納容器ベントの停止判断をする。
(c)

操作の成立性
上記の操作のうち格納容器ベント準備について，格納容器ベント準備を判断してから，格納容器ベント準備完了までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（Ｓ／Ｃ側ベントの場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，11分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（Ｄ／Ｗ側ベントの場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，11分以内と想定する。
【現場操作（第一弁（Ｓ／Ｃ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，125分以内と想定する。
【現場操作（第一弁（Ｄ／Ｗ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，140分
1.5－39

以内と想定する。
【現場操作（原子炉建屋原子炉棟作業場所までの移動）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，50分以内と想定する。
格納容器ベント開始については，格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，4分以内と想定する。
【現場操作（耐圧強化ベント系一次隔離弁遠隔操作不可の場合）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，6分以内と想定する。
【現場操作（耐圧強化ベント系二次隔離弁遠隔操作不可の場合）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，6分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている制御盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。現場対応においては，円滑に作業できるように移動経路を確保し，放射線防護具，
照明及び通信連絡設備を整備する。
遠隔人力操作機構による現場操作については，操作に必要な工具等はなく通常の弁操作と同様であるため，容易に実施可能である。
（添付資料 1.5.4）(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.5－20図に示す。
1.5－40残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及
び格納容器スプレイ冷却系）が機能喪失し，サプレッション・プール水位
指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の準備を開始する。格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合は，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施する。
残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，内部水源である代替循環冷却系により原子炉格納容器内の除熱を実施する
が，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，外部水源を使用した代替格納容器スプレイを実施する。しかし，外部水源を使用するためサプレッション・プールの水位が上昇し，サプレッション・
プール水位指示値が通常水位＋6.5ｍに到達した場合は，外部水源を使用した代替格納容器スプレイを停止し，格納容器ベント操作に移行する。その際は，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系を用いて，格納容器ベントを実施するがスクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃ側ベントを第一優先とする。中央制御室からの遠隔操作が実施できない場合は，現場での手動操作を行う。なお，最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送を実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとする。
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側ベント
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベント
優先③：耐圧強化ベント系によるＳ／Ｃ側ベント
優先④：耐圧強化ベント系によるＤ／Ｗ側ベント（添付資料1.5.5）
1.5.2.3

サポート系故障時の対応手順
1.5－41

(1)最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送
ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使用した原子炉除熱，原子炉格納容器内の除熱ができなくなることから，残留熱除去系海水系の系統構成を行い，緊急用海水系により冷却水（海水）を確保する。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源を確保し冷却水（海水）通水確認後，目的に応じ残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格
納容器スプレイ冷却系）ポンプを起動し，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替循
環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ
し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ

２Ｃを優先

２Ｃの供給対象である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）Ａ系を優先して使用する。
(a)

手順着手の判断基準
残留熱除去系海水系機能喪失又は全交流動力電源の喪失により，残留熱除去系海水系を使用できない場合。

(b)

操作手順
緊急用海水系Ａ系による冷却水（海水）の確保手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系海水系Ａ系への冷却水（海水）の送水手順を示す。残留熱除去系海水系Ｂ系への冷却水（海水）の送水手順も同様。）。
概要図を第1.5－16図に，タイムチャートを第1.5－17図に示す。
1.5－42①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に緊急用海水系による冷却水確保の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系による冷却水確保に必
要な残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系による冷却水の確保に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていること
を状態表示等により確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に緊急用海水系による冷却水確保の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の自動閉信号の除外を実施する。
⑥運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ室空調機を起動する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系－緊急用海水系系統分
離弁（Ａ）を閉とする。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁を開にする。
⑨運転員等は，発電長に緊急用海水系による冷却水確保の系統構成が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に緊急用海水ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ（Ａ）を起動し，発電長に報告する。
1.5－43

⑫発電長は，運転員等に緊急用海水系による冷却水の供給を指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）を調整開とし，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）指示値の上昇を確認する。
⑭運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）を調整開とし，緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）指示値の上昇を確認する。
⑮運転員等は，発電長に緊急用海水系による冷却水の供給を開始したことを報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した
場合，作業開始を判断してから緊急用海水系による冷却水の供給開始まで24分以内と想定する。中央制御室に設置されている制御盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
残留熱除去系海水系の機能が喪失し，緊急用海水系が使用できない場
合に，残留熱除去系を使用した原子炉除熱，原子炉格納容器内の除熱ができなくなることから，残留熱除去系海水系の系統構成を行い，代替残留熱除去系海水系により冷却水（海水）を確保する。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源を確保し冷却水（海水）通水確認後，目的に応じ残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格
納容器スプレイ冷却系）を起動し，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
1.5－44

なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替循
環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ
し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ

２Ｃを優先

２Ｃの供給対象である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）Ａ系を優先して使用する。
(a)

手順着手の判断基準
残留熱除去系海水系機能喪失又は全交流動力電源の喪失により残留
熱除去系海水系が機能喪失し，緊急用海水系が使用できない場合。

(b)

操作手順
代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）確保手順の概要は以下のとおり（代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口，代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した残留熱除去系海水系Ａ系への冷却水送水手順を示す。代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口，代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した残留熱除去系海水系Ｂ系への冷却水送水手順も同様。ただし，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した手順は，手順⑪以外は同様。）。
概要図を第1.5－18図に，タイムチャートを第1.5－19図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に代替
残留熱除去系海水系による冷却水確保の準備を依頼する。
②災害対策本部長は，プラントの被災状況に応じて代替残留熱除去
系海水系による冷却水確保のため，水源から代替残留熱除去系海水系の接続口を決定し，発電長に使用する代替残留熱除去系海水系接続口を連絡する。なお，代替残留熱除去系海水系接続口は，
接続口蓋開放作業を必要としない代替残留熱除去系海水系東側接1.5－45

続口を優先する。
③災害対策本部長は，重大事故等対応要員に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保のため，使用する水源から代替残留熱除去系
海水系の接続口を指示する。
④重大事故等対応要員は，代替残留熱除去系海水系として使用する
可搬型代替注水大型ポンプを海に配置し，可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプユニットを設置する。
⑤重大事故等対応要員は，海から代替残留熱除去系海水系接続口ま
でホースの敷設を実施する。
⑥発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の準備を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系による冷却水確保に必要な残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系による冷却水確保に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていること
を状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の系統構成を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の自動閉信号の除外を実施する。
⑪ ａ 代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流
1.5－46

量調整弁を開とする。
⑪ ｂ 代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系－緊急用海水系系統分
離弁（Ａ）を閉とし，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整
弁，緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）及び緊急用海水系
ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）を開とする。
⑫運転員等は，発電長に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の系統構成が完了したことを報告する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長は，発電長に代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水の送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長は，重大事故等対応要員に代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，代替残留熱除去系海水系西側接続口，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口の弁が閉していることを確認した後，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホース内の水張り及び空気抜きを実施する。
⑰重大事故等対応要員は，ホース内の水張り及び空気抜きが完了した後，代替残留熱除去系海水系西側接続口，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口の弁を開とし，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代
1.5－47

替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長に報告する。
⑱災害対策本部長は，発電長に代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水の送水を開始したことを連絡する。
⑲発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系により冷却水の供給が開始されたことを確認するように指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系により冷却水の供給が開始されたことを残留熱除去系海水系系統流量指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長に代替残留熱除去系海水系により冷却水の供給が開始されたことを連絡する。
災害対策本部長は，重大事故等対応要員に代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御する
ように指示する。
重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ付きの圧力計
にて圧力指示値を確認し，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御し，災害対策本部長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）供給開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口による冷却水（海水）確保の場合】
1.5－48

・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，370分以内と想定する。
【代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口による冷却水（海水）確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事
故等対応要員8名にて実施した場合，135分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料1.5.4）(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.5－20図に示す。
残留熱除去系海水系が機能喪失した場合は，緊急用海水系により海洋へ熱を輸送する手段を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）を使用して原子炉
及び原子炉格納容器内の除熱を行う。
緊急用海水系が使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系により海洋へ熱を輸送する手段を確保し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）を使用して原子炉及び原子炉格納容器内の除熱を行う。

1.5.2.4

その他の手順項目について考慮する手順
1.5－49

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉の除熱手順について
は，「1.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）及び代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」

にて整備する。
可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，窒素供給装置用
電源車，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車への燃料給油手
順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.5－50事故

第1.5－1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（1／11）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原
子炉除熱）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

残留熱除去系ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ

重大事故等 対処設備

関連設備

残留熱除去系海水系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用取水設備
・貯留堰
・取水路
非常用交流電源設備 ※６・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設備

主要設備

残留熱除去 系（原子 炉停止時 冷 却系）によ る原子炉 除熱設計基準事 故対処設 備

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢減圧冷却｣等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－51

対応手段，対応設備，手順書一覧（2／11）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用するサプレッション・プール水の除熱）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

残留熱除去系ポンプ ※３
残留熱除去系海水ストレーナ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ

重大事故等 対処設備

関連設備

サプレッション・プール
残留熱除去系海水系配管・弁
非常用取水設備
・貯留堰
・取水路
非常用交流電源設備 ※６・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備

主要設備

残 留 熱 除 去 系（ サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 冷 却系） に よる サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 の 除 熱設計基準事 故対処設 備

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－52

対応手段，対応設備，手順書一覧（3／11）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原子炉格納容器内の除熱）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

残留熱除去系ポンプ ※３
残留熱除去系海水ストレーナ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ

重大事故等 対処設備

関連設備

サプレッション・プール
残留熱除去系海水系配管・弁
原子炉格納容器
非常用取水設備
・貯留堰
・取水路
非常用交流電源設備 ※６・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備

主要設備

残留熱除去 系（格納 容器スプ レ イ冷却系） による原 子炉格納 容 器 内の除熱設計基準事 故対処設 備

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－53

対応手段，対応設備，手順書一覧（4／11）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する除熱）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

残留熱除去系海水ポンプ
残留熱除去系海水ストレーナ
残留熱除去系熱交換器

重大事故等 対処設備

関連設備

残留熱除去系海水系配管・弁
非常用取水設備
・貯留堰
・取水路
非常用交流電源設備 ※６・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ
・２Ｄ 非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備

主要設備

残留熱除去 系海水系 による冷 却 水（ 海水） の確保

設計基準事 故対処設 備

－

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－54

対応手段，対応設備，手順書一覧（5／11）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

格納容器圧力逃がし装置 ※４

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣等

重大事故等 対処設備

関連設備

常設代替交流電源設備 ※６・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※６・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※６
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※６・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大 事故等 対処設備

主要設備

格納容器圧 力逃がし 装置によ る 原子炉格納 容器内の 減圧及び 除 熱①（第一 弁を使用 した場合 ）フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・
プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）
ポンプ

対応
手段

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－55

対応手段，対応設備，手順書一覧（6／11）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

格納容器圧力逃がし装置 ※４

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣等

重大事故等 対処設備

関連設備

常設代替交流電源設備 ※６・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※６・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※６
・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※６・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設備主要設備

格納容器圧 力逃がし 装置によ る 原子炉格納 容器内の 減圧及び 除 熱②（第一 弁バイパ ス弁を使 用 した場合）

フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・
プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）
ポンプ

対応
手段

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－56

対応手段，対応設備，手順書一覧（7／11）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

第一弁（Ｓ／Ｃ側）
第一弁（Ｄ／Ｗ側）
耐圧強化ベント系一次隔離弁
耐圧強化ベント系二次隔離弁

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣等

重大事故等 対処設備

関連設備

遠隔人力操作機構
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁
原子炉建屋ガス処理系配管・弁
原子炉格納容器
真空破壊弁
常設代替交流電源設備 ※６・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※６・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大 事故等 対処設備

主要設備

耐 圧 強 化 ベ ン ト 系に よ る 原 子 炉 格納 容 器 内 の 減 圧 及 び 除 熱 ① （ 第一 弁 を 使 用 し た場 合）

フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・
プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）
ポンプ

対応
手段

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－57

対応手段，対応設備，手順書一覧（8／11）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

自主対策設 備第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

重大事故等 対処設備

耐圧強化ベント系一次隔離弁
耐圧強化ベント系二次隔離弁

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣等
遠隔人力操作機構
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁
原子炉建屋ガス処理系配管・弁
原子炉格納容器
真空破壊弁
常設代替交流電源設備 ※６・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※６・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対策要領

重大事故等 対処設備

関連設備

耐圧強化ベ ント 系に よる 原子 炉 格納容器内 の減圧及 び除熱② （ 第一弁バイ パス弁を 使用した 場 合）

フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・
プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）
ポンプ

対応
手段

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－58

対応手段，対応設備，手順書一覧（9／11）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

遠隔人力操作機構 ※４

重大 事故等 対処設備

主要設備

遠隔人力操 作機構による現場 操 作

フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・
プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－59

対応手段，対応設備，手順書一覧（10／11）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

緊急用海水ポンプ
緊急用海水ストレーナ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ ※２
残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）ポンプ ※３
残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却系）ポンプ ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

重大事故等 対処設備

関連設備

緊急用海水系配管・弁残留熱除去系海水系配管・弁
非常用取水設備
・ＳＡ用海水ピット
・海水引込み管・ＳＡ用海水ピット取水塔
・緊急用海水ポンプピット
・緊急用海水取水管
常設代替交流電源設備 ※６・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ

重大 事故等 対処設備

主要設備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

緊急用海水 系による 除熱

サポート系 故障

残留熱除去系海水系

整備する手順書 ※１

対応設備

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－60対応手段，対応設備，手順書一覧（11／11）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ ※２
残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）ポンプ ※３
残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却系）ポンプ ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等
重大事故等対策要領

重大事故等 対処設備

関連設備

残留熱除去系海水系配管・弁
緊急用海水系配管・弁ホース
非常用取水設備
・ＳＡ用海水ピット
・海水引込み管・ＳＡ用海水ピット取水塔
常設代替交流電源設備 ※６・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※６・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※５

重大 事故等 対処設備

主要設備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

代替残留熱 除去系海 水系によ る 除熱

サポート系 故障

残留熱除去系海水系

整備する手順書 ※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.5－61

第1.5－2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度 ※１
サプレッション・プール水温度 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力－操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.5－62

監視計器一覧（2／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

判断基準

(a)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度 ※１

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※１
格納容器内水素濃度 ※２

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ） ※１
格納容器内酸素濃度 ※２

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位 ※１
フィルタ装置圧力 ※１
フィルタ装置スクラビング水温度 ※１
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ） ※１
フィルタ装置入口水素濃度 ※１

補機監視機能モニタリング・ポスト※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.5－63

監視計器一覧（3／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

フィルタ装置スクラ
ビング水補給判断基準 操作

(b)

判断基準

(c)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

操作

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置
換

判断基準

(d)

操作
判断基準

(e)

操作

フィルタ装置スクラ
ビング水移送最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位 ※１

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量 ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度 ※１

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※１
格納容器内水素濃度 ※２

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度 ※１

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※１
格納容器内水素濃度 ※２

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ） ※１
格納容器内酸素濃度 ※２

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※１
格納容器内水素濃度 ※２

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ） ※１
格納容器内酸素濃度 ※２

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度 ※１
フィルタ装置入口水素濃度 ※１

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度 ※１
フィルタ装置水位 ※１

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位 ※１
フィルタ装置スクラビング水温度 ※１
フィルタ装置入口水素濃度 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.5－64

監視計器一覧（4／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送

判断基準

ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度 ※１

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※１
格納容器内水素濃度 ※２

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

最終ヒートシンクの確保

耐圧強化ベント系放射線モニタ ※１
非常用ガス処理系出口放射線モニタ

補機監視機能

計器用空気系系統圧力モニタリング・ポスト※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.5－65

監視計器一覧（5／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.5.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送

判断基準

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※３
パワーセンタ（以下「パワーセン
タ」を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ
電圧 ※３
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※３
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※３
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※３
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※３

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量 ※１

最終ヒートシンクの確保

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系補
機） ※１

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※３
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※３
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※３
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※３
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※３
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※３

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量 ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量 ※１

ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

操作
判断基準

ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海
水）の確保

操作

※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.5－66

第1.5－3表

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

【1.5】
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

供給対象設備

給電元
給電母線

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）
ＭＣＣ ２Ｄ系

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第二弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第二弁バイパス弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

耐圧強化ベント系一次隔離弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

耐圧強化ベント系二次隔離弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

緊急用海水ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｍ／Ｃ

緊急用海水系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ弁

残留熱除去海水系

弁1.5－67

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

①

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
・格納容器圧力逃がし装置②

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・耐圧強化ベント系一次隔離弁・耐圧強化ベント系二次隔離弁③

遠隔人力操作機構による現場操作
・遠隔人力操作機構（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

最終 ヒー ト シン ク喪 失：フロントライン系③②①：サポート系（略語）
Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置
残留 熱除 去 系Ａ 系
機能 喪失

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ

残留 熱除 去 系Ｂ 系
機能 喪失

④

緊急用海水系による除熱・緊急用海水ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・緊急用海水ストレーナ・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ⑤

代替残留熱除去系海水系による除熱・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ
・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

※1
※1

⑤

ポン プ周 り故障

起動 操作 失 敗

弁故 障

熱交 換器
破損

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※2

※3

※4

配管 破損

自動 起動
信号 故障

サプ レッ シ ョン ・プー ル

スト レー ナ
詰ま り

④

手動

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※2

※3

※4

ポン プ周 り故障

起動 操作 失 敗弁故 障

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※3

※4

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

配電 盤
機能 喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

※5

配管 破損

スト レー ナ
詰ま り

自動 起動
信号 故障

蓄電 池
機能 喪失

手動
交流 電源 喪 失

充電 装置 故 障※3

第1.5－1図

機能喪失原因対策分析
1.5－68

外部 電源 系
故障

非常用デ ィ ーゼ ル
発電機故 障1.5－69

記載例

②

弁名称

第1.5－2図

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁，残留熱除去系熱交換器（Ｂ）海水流量調整弁○：操作手順番号を示す。

操作手順

概要図

MO

凡例

設計基準対象施設から追加した箇所

ストレーナ

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

※1：残留熱除去系海水系Ａ系による冷却水の確保を示す。また，残留熱除去系海水系Ｂ系による冷却水の確保については，冷却水の供給開始まで 2 分以内と想定する。

※2：残留熱除去系海水系Ａ系による冷却水の確保を示す。また，残留熱除去系海水系Ｂ系による冷却水の確保については，冷却水の供給開始まで 4 分以内と想定する。

第 1.5－3 図

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
ート

1.5－70タイムチャ

1.5－71

原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁

記載例

※２

⑫

ｂ

⑫ａ

⑧

⑧

※１

操作手順

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

耐圧強化ベント系二次隔離弁

耐圧強化ベント系一次隔離弁

弁名称

⑫

⑫

第1.5－4図

設計基準対象施設から追加した箇所逆止弁

概要図

第二弁，第二弁バイパス弁

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

弁名称

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

⑯

ｃ※２

ｃ※１

操作手順

○
：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

※２⑦

原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁

換気空調系二次隔離弁

⑥

⑦ ※１

換気空調系一次隔離弁

※２

⑥

弁名称

※１

操作手順

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ

MO

凡例

格納容器ベント準備（第一弁）

格納容器ベント準備（第二弁）

第1.5－5図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
タイムチャート（1／2）
1.5－72

格納容器ベント（第二弁）

第1.5－5図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
タイムチャート（2／2）

1.5－73

1.5-74

記載例

第1.5－6図

フィルタベント装置補給水ライン元弁

弁名称○：操作手順番号を示す。

⑨，⑮

操作手順

フィルタ装置スクラビング水補給

概要図

空気駆動

AO

設計基準対象施設から追加した箇所

ホース

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

MO

凡例

第1.5－7図

フィルタ装置スクラビング水補給

1.5－75

タイムチャート1.5－76

⑪

記載例

※２

，

※２

※１

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

第一弁（Ｓ／Ｃ側），第一弁（Ｄ／Ｗ側）

窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）

弁名称

第1.5－8図

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

，⑰※２⑪ ※１ ，⑰ ※１ ，

⑪，⑰，

⑧，

操作手順

概要図

空気駆動

AO

設計基準対象施設から追加した箇所

ホース

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

第 1.5－9 図

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

1.5－77

タイムチャート1.5－78

⑦

記載例

※１

フィルタベント装置窒素供給ライン元弁

弁名称

第 1.5－10 図

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

，⑦

※２

操作手順

概要図

空気駆動

AO

設計基準対象施設から追加した箇所

ホース

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

第1.5－11図

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

1.5－79

タイムチャート1.5－80

フィルタベント装置補給水ライン元弁

フィルタベント装置ドレン移送ライン切替え弁（Ｓ／Ｃ側）

フィルタベント装置移送ライン止め弁

弁名称
，

※１

※２

操作手順

第1.5－12図

弁名称

フィルタ装置出口弁

フィルタ装置スクラビング水移送

概要図

フィルタベント装置窒素供給ライン元弁

記載例 ○：操作手順番号を示す。
○※１～：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

⑯，

⑦

⑥

操作手順

空気駆動

AO

設計基準対象施設から追加した箇所

ホース

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

MO

凡例

第1.5－13図フィルタ装置スクラビング水移送

1.5－81

タイムチャート（1／2）

第1.5－13図フィルタ装置スクラビング水移送

1.5－82

タイムチャート（2／2）

1.5－83

⑧

記載例

※２

⑬

ｃ※１

⑬

ｂ

⑬ａ

⑩

⑩

※１

操作手順

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁Ｂ

非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁Ａ

弁名称

第 1.5－14 図

※１

⑰ ※２

⑰

⑬

ｃ※２

操作手順

弁名称

設計基準対象施設から追加した箇所

概要図

耐圧強化ベント系二次隔離弁

耐圧強化ベント系一次隔離弁

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

バックアップ窒素供給弁

原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁※２⑦

原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁

換気空調系二次隔離弁

⑥

⑦ ※１

換気空調系一次隔離弁

※２

⑥

弁名称

※１

操作手順

空気駆動

AO
弁

電動駆動

MO

凡例

格納容器ベント準備（第一弁）

格納容器ベント準備（耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁）

第1.5－15図

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
イムチャート（1／2）
1.5－84タ格納容器ベント（耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁）

第1.5－15図

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
イムチャート（2／2）

1.5－85タ1.5－86

第1.5－16図

残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁○：操作手順番号を示す。

⑧

記載例

残留熱除去系－緊急用海水系系統分離弁（Ａ）

弁名称

⑦

操作手順

緊急用海水系ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）

緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）

弁名称

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

⑭

⑬

操作手順

概要図

MO

凡例

設計基準対象施設から追加した箇所

ストレーナ

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

※1：緊急用海水系Ａ系による冷却水の確保を示す。また，緊急用海水系Ｂ系による冷却水の確保については，冷却水の供給開始まで 24 分以内と想定する。

第1.5－17図

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

1.5－87

タイムチャート1.5－88ｂ※２

緊急用海水系ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）⑪

記載例 ○：操作手順番号を示す。

⑯，⑰

弁名称

第1.5－18図

代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

概要図

代替残留熱除去系海水系西側接続口の弁，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口の弁，代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口の弁

緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）⑪

ｂ※４

残留熱除去系－緊急用海水系系統分離弁（Ａ）

残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁

ｂ※３

⑪ｂ※１

⑪ ，⑪

ａ

操作手順

MO

凡例

設計基準対象施設から追加した箇所

ホース

ストレーナ

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

第1.5－19図

代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
チャート

1.5－89タイム

第1.5－20図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／3）

1.5－90（1）フロントライン系故障時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態

最終 ヒー ト シン ク喪 失（残 留熱 除 去系 機能 喪失 ）：操作・確認：判断※1：重大事故等対処設備

格納 容器 圧 力
逃が し装 置
使用 可能

No
②より

Yes

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
遠隔 操作 成 功

Yes

①より
No

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
遠隔 操作 成 功

遠隔 人力 操 作機 構に よる 現 場操 作
（第 一弁 （ Ｓ／ Ｃ側 ））遠隔 人力 操 作機 構に よる 現 場操 作
（第 一弁 （ Ｓ／ Ｃ側 ））No

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
現場 操作 成 功

Yes

Yes

No

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
現場 操作 成 功

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
遠隔 操作 成 功NoYes

遠隔 人力 操 作機 構に よる 現 場操 作
（第 一弁 （ Ｄ／ Ｗ側 ））Yes

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
現場 操作 成 功No

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
遠隔 操作 成 功

Yes
No

※2

第二 弁
遠隔 操作 可 能

耐圧 強化 ベ ント 系によ るＳ ／ Ｃ側 ベン ト

No

耐圧 強化 ベ ント 系
一次 隔離 弁 遠隔 操作 可能

第二 弁
バイ パス 弁遠隔 操作 可 能

耐圧 強化 ベ ント 系によ るＤ ／ Ｗ側 ベン ト

※2

①へ

Yes

No

Yes
第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側） バイ パ ス弁
第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側） バイ パ ス弁
遠隔 操作

格納 容器 圧 力逃 がし 装置によ るＤ ／ Ｗ側 ベン ト

遠隔 人力 操 作機 構に よる 現 場操作（第 一弁 （ Ｄ／ Ｗ側 ））第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
現場 操作 成 功

Yes
格納 容器 圧 力逃 がし 装置によ るＳ ／ Ｃ側 ベン トNo

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側） バイ パ ス弁
第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側） バイ パ ス弁
遠隔 操作

②へ

No

Yes

No

耐圧 強化 ベ ント 系
一次 隔離 弁 現場 操作

Yes
第二 弁現 場 操作 可能

No
耐圧 強化 ベ ント 系
二次 隔離 弁 遠隔 操作 可能

No

Yes
Yes
遠隔 人力 機 構に よる 現場 操 作（第 二弁 ）

遠隔 人力 機 構に よる 現場 操 作（第 二弁 バ イパ ス弁 ）耐圧 強化 ベ ント 系
二次 隔離 弁 現場 操作

耐圧 強化 ベ ント 系に よる
原子 炉格 納 容器 内の 減圧 及 び除 熱

格納 容器 圧 力逃 がし 装置によ る原 子 炉格 納容 器内 の 減圧 及び 除 熱第1.5－20図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／3）

1.5－91※1：炉心損傷前において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合。
※2：炉心損傷前において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達及び原子炉格納容器内圧力が310kPa［gage］（1Pd）に到達した場合。

（2）サポート系故障時の対応手段の選択（凡例）：プラント状態：操作・確認最終 ヒー ト シン ク喪 失（残留熱 除 去系 海水 系機 能 喪失 ）：判断
：重大事故等対処設備
No

緊急 用海 水 系
使用 可

Yes

緊急 用海 水 系に よる
冷却 水（ 海 水） の確 保

第1.5－20図

代替 残留 熱 除去 系海 水系によ る冷 却 水（ 海水 ）確 保

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／3）

1.5－92

添付資料1.5.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／7）
技術 的能 力 審査 基準 （1.5）

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

番号

①

－

②

設置 許可 基 準規 則（ 第48条 ）技術 基準 規 則（ 第63条）

番号

【本文】
発電用原子炉施設には、設計基準事故対処設備が有する最終
ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な設備を設けなければな
らない。

【本文】
発電用原子炉施設には、設計基準事故対処設備が有する最終
ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な設備を施設しなければ
ならない。

【解釈】
１ 第４８条に規定する「最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

【解釈】
１ 第６３条に規定する「最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

－

ａ）炉心の著しい損傷等を防止するため、重大事故防止設備を整備すること。

ａ）炉心の著しい損傷等を防止するため、重大事故防止設備を整備すること。

④

ｂ）重大事故防止設備は、設計基準事故対処設備に対して、
多重性又は多様性及び独立性を有し、位置的分散を図ること。
ｃ）取水機能の喪失により最終
ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWR においては、サプレッションプール
への熱の蓄積により、原子炉
冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒート
シンクシステム（UHSS）の繋ぎ込み及び最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。
ｄ）格納容器圧力逃がし装置を整備する場合は、本規程第５０条１ｂ)に準ずること。また、その使用に際しては、敷地境界での線量評価を行うこと。

ｂ）重大事故防止設備は、設計基準事故対処設備に対して、
多重性又は多様性及び独立性を有し、位置的分散を図ること。
ｃ）取水機能の喪失により最終
ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWR においては、サプレッションプール
への熱の蓄積により、原子炉
冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒート
シンクシステム(UHSS)の繋ぎ
込み及び最終的な熱の逃がし
場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。
ｄ）格納容器圧力逃がし装置を整備する場合は、本規程第６５条１ｂ)に準ずること。また、その使用に際しては、敷地境界での線量評価を行うこと。

1.5－93③⑤⑥⑦

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／7）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

残留熱除去系海水ストレーナ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水系配管・弁

既設

原子炉圧力容器

既設

非常用取水設備

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備

既設

残留熱除去系ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレーナ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系海水系配管・弁既設

非常用取水設備

既設

原子炉格納容器

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備既設①③

残留 熱除去系（サプレ ッション・プール 冷却系）
によるサプレッション・プール水の除熱

既設

解釈
対応番号

備考

手段

機器名称

－

－

－

①③

残留 熱除去系（原子 炉停止時 冷却系） による原子炉除熱

残留熱除去系ポンプ

自主対策設備

1.5－94

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／7）
重大事故等対処設備
機器名称

既設
新設

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系海水系配管・弁

既設

原子炉格納容器

既設

非常用取水設備

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレーナ

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水系配管・弁既設

非常用取水設備

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備既設

格納容器圧力逃がし装置

新設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

新設

常設代替直流電源設備新設

可搬型代替直流電源設備

新設

燃料給油設備新設①②③④⑤⑥⑦

格納容 器圧力逃が し装 置による
原子炉格納容器内の減圧及び除熱①（第一弁を使用した場合）

残留熱除去系海水ストレーナ①③

残留 熱除去系海水系 による冷却水（海水）の 確保

既設①③

残留 熱除去系（格納容 器スプレ イ冷却系） による原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系ポンプ

解釈
対応番号

備考

手段

機器名称

－

－

－

－

－

－

格納容 器圧力逃が し装 置による
原子炉格納容器内の減圧及び除熱②（第 一 弁バイパ ス 弁を使 用した場合）

手段

自主対策設備

格納容器圧力逃がし装置－

常設代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

常設代替直流電源設備

可搬型代替直流電源設備

燃料給油設備

1.5－95

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／7）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

自主対策設備
解釈
対応番号

備考

手段

機器名称

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

新設

耐圧強化ベント系二次隔
離弁耐圧強化ベント系一次隔
離弁新設

耐圧強化ベント系二次隔
離弁新設

遠隔人力操作機構新設

不活性ガス系配管・弁既設

耐圧強化ベント系配管・弁

既設

原子炉建屋ガス処理系配管・弁

既設

原子炉格納容器

既設

真空破壊弁

既設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

燃料給油設備新設

燃料給油設備遠隔人力操作機構

新設

1.5－96－－

耐 圧 強 化 ベ ント 系 に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧及 び 除 熱 ②（第 一 弁バ イパ ス を使 用した 場 合）

耐圧強化ベント系一次隔
離弁①②③④⑤⑥⑦

による現場操作

遠隔人力操作機構

新設①②③④⑤⑥（第一弁を使用した場合）

耐 圧 強 化 ベ ント 系 に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧及 び 除 熱 ①

第一弁（Ｓ／Ｃ側）－

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイ
パス弁
第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイ
パス弁
遠隔人力操作機構
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁
原子炉建屋ガス処理系配管・弁
原子炉格納容器
真空破壊弁
常設代替交流電源設備－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／7）
重大事故等対処設備
手段

自主対策設備

既設
新設

解釈
対応番号

緊急用海水ポンプ新設

残留熱除去系熱交換器

緊急用海水ストレーナ新設

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプ

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ

既設

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
ポンプ

既設

残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）ポンプ

既設

緊急用海水系配管・弁新設

残留熱除去系海水系配管・弁既設

非常用取水設備新設

非常用取水設備

常設代替交流電源設備

新設

常設代替交流電源設備

燃料給油設備新設

燃料給油設備

1.5－97

備考－

手段

代替 残留 熱除去系海水系 による除熱①②③④⑤⑥緊急用海水系による除熱

機器名称

機器名称

残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）ポンプ
可搬型代替注水大型ポン
プ
残留熱除去系海水系配管・弁
緊急用海水系配管・弁ホース

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／7）
技術的能力審査基準（1.5）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損
傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格
納容器スプレイ冷却系）ポンプ及び残留熱除去系海水系が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止する手段として，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系並びに緊急用海水ポンプによる最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等を整備する。なお，緊急用海水系（常設設備）の代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）に対する同等性については，別紙－1に示す。

【解釈】
１ 「最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

1.5－98－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／7）
技術的能力審査基準（1.5）

適合方針（１）炉心損傷防止ａ）取水機能の喪失により最終ヒー
トシンクが喪失することを想定した上で、BWRにおいては、サプ
レッションプールへの熱の蓄積により、原子炉冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒートシンク（UHS）の繋ぎ込
み及び最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。
また、PWRにおいては、タービ
ン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。

残留熱除去系海水系が有する最終
ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する機能が喪失したことを想定し，緊急用海水ポンプによる最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送するために必要な手順等を整備する。
加えて，残留熱除去系ポンプの使用が不可能な場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送するために必要な手順等を整備する。

1.5－99

別紙－1
緊急用海水系（常設設備）の代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）に対する同等性について

１．はじめに
東海第二発電所では，設置許可基準規則第 48 条の重大事故等対処設備として常設設備である緊急用海水系を設置することとし，可搬型設備である代替残留熱除去系海水系については自主対策設備としている。一方，設置許可基準規則第 48 条（解釈）では「以下に掲げる措置（可搬）“又は”これらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備」が要求されている。ここでは，緊急用海水系（常設設備）の代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）に対する同等性について，その考え方を示す。

２．代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）の特長と緊急用海水系（常設設備）の同等性の整理
可搬型設備は，複数確保する設置場所の中から，被災状況を踏まえて設置可能な場所を選択し設置することで，重大事故等対応に必要な機能を確保することができるため，柔軟な重大事故等対応に期待できることが特長である。この特長を確保するためには，以下の措置が必要となる。

①設計基準事故対処設備との離隔
待機時は機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と接続せず，離隔した場所に保管することで，共通要因による機能喪失リスクを低減。
②保管場所間の離隔
1.5－100

可搬型設備の多重性を確保し，それらを分散保管することで，可搬型設備が同時に機能喪失するリスクを低減。
③複数の接続箇所を確保
複数の接続口を設置することで，共通要因により接続口が使用できな
くなるリスクを低減。

これら可搬型設備の特長を確保するために必要な措置について，常設設備
である緊急用海水系の対応状況を第１表のとおり整理した。
第１表に示すとおり，可搬型設備の特長を確保するためのリスク低減措置については，常設設備である緊急用海水系への設計上の配慮によって，同等の措置がとられていることが確認できる。
したがって，緊急用海水系は可搬型設備による対応と同等以上の措置と考えることができる。

1.5－101

第１表

緊急用海水系の可搬型設備による対応との同等性整理

可搬型設備の代替残留熱除去系海水系

緊急用海水系（可搬型設備）（常設設備）

No. 特長を確保するための措置①

設 計 基 準 事 故 ・可搬型代替注水大型ポン

・緊急用海水系ポンプ対処設備とのプは，残留熱除去系海水は，残留熱除去系海水離隔系（海水ポンプ室，原子系（海水ポンプ室，原炉建屋）から離隔した屋

子炉建屋）から離隔し外に保管

た地下埋設の格納槽内に設置②

残留熱除去系海水系と残留熱除去系海水系との同時機能喪失リスクの同時機能喪失リスク

を低減

を低減

保 管 場 所 間 の ・可搬型大型ポンプは，2離隔・緊急用海水系ポンプ箇所の保管場所に分散配は，頑健な地下埋設の

備格納槽内に 2 台設置想定する自然現象によ想定する自然現象からる同時機能喪失リスク

防護

を低減

1.5－102

可搬型設備の代替残留熱除去系海水系

緊急用海水系（可搬型設備）（常設設備）

No. 特長を確保するための措置③複 数 の 接 続 箇 ・接続口は，原子炉建屋東
所

西に 2 箇所設置

・残留熱除去系海水系との接続配管は，頑健な地下トレンチ及び原子炉建屋内に敷設・残留熱除去系海水系との接続配管は，残留熱除去系海水系 2 系統と接続接続口が使用できなく接続配管が使用できななるリスクを低減

くなるリスクを低減

３．まとめ
緊急用海水系（常設設備）の代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）との同等性について整理した。可搬型設備の特長を確保するための措置を，緊急用海水系（常設設備）の，設計において配慮（設計基準事故対処設備との位
置的分散等）することにより，代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）と同等以上の効果を有する措置を行うための設備とすることが可能である。
したがって，緊急用海水系（常設設備）については，代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）と同等以上の措置を行うための設備であると考えられる。
以上
1.5－103

添付資料 1.5.2
自主対策設備仕様

機器名称

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）※1：Ｓクラスの機能維持

常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h／個

約 140m2個（予備 2 個）1.5－104

1.5－105

第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

添付資料1.5.3

第2図 対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.5－106

添付資料1.5.4
重大事故対策の成立性

1．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)

格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベントａ．操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱が必要な状況において，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない
場合，原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）及び原子炉建屋廃棄物処理棟（二次格納施設外）まで移動し，現場での遠隔人力操作機構による操作により系統構成を実施した後，格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベントを実施する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）及び原子炉建屋廃棄物処理棟（二次格納施設外）
ｃ．必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベントとして，第一優先のＳ／Ｃ側ベントを使用した格納容器ベントに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）3名，重大事故等対応要員3名）
所要時間目安 ※ ：155 分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
1.5－107

移動：35 分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋付属棟地上 1階（放射線防護具着用を含む））
45 分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上 1 階から原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：90 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋付属棟地上 1 階）
格納容器ベント開始操作：30 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階）ｄ．操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建屋
内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。現場操作員の放射線防護を考慮し，遠隔人力操作機構
は，二次格納施設外に設置している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，
綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：遠隔人力操作機構による現場操作については，操作に必要な工具等はなく通常の弁操作と同様であるため，容易に実施可能である。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.5－108

(2)フィルタ装置スクラビング水補給
ａ．操作概要フィルタ装置スクラビング水補給が必要な状況において，水源を選定
し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，可搬型
代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置のスクラビング水補給を実施してフィルタ装置の機能を維持する。
ｂ．作業場所
フィルタ装置格納槽付属室，屋外（フィルタ装置格納槽周辺，取水箇所（代替淡水貯槽，淡水タンク））ｃ．必要要員数及び操作時間
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィ
ルタ装置スクラビング水補給として，最長時間を要する代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：180分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：20分 ※２ （移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：120分 ※２ （対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等）
送水準備：20分※2：移動及び系統構成は並行して行う。
ｄ．操作の成立性について
1.5－109

作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保する。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能とする。作業エリア周辺には，支障となる設備はな
く，十分な作業スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，
ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

1.5－110

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

1.5－111

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.5－112(3)原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
ａ．操作概要原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が必要な状況において，原子炉建屋東側屋外に可搬型窒素供給装置を配備し，窒素供給用ホースを接続口に接続して可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内へ窒素を供給する。また，原子炉建屋西側屋外に可搬型窒素供給装置を配備した場合，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に接続して可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内へ窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋東側屋外（非管理区域）又は原子炉建屋西側屋外（非管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換として，最長時間を要する格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した窒素供給に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（重大事故等対応要員4名）
所要時間目安 ※ ：135分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：10分（移動経路：南側保管場所から格納容器窒素供給ライン
西側接続口）
系統構成：85分（対象作業：ホース接続，可搬型窒素供給装置起動等）
窒素供給開始操作：10分
1.5－113

ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：ホースの接続は汎用の結合金具であり，容易に操作可能とする。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5－114

(4)フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
ａ．操作概要フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換が必要な状況において，原子炉建屋西側屋外に可搬型窒素供給装置を配備し，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に接続して可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内へ窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋西側屋外（非管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換として，フィルタベント配管窒素供給ライン接続口を使用した窒素供給に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（重大事故等対応要員4名）
所要時間目安 ※ ：135分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：10分（移動経路：南側保管場所からフィルタベント配管窒素供給ライン接続口）
系統構成：85分（対象作業：ホース接続，可搬型窒素供給装置起動等）
窒素供給開始操作：10分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物
1.5－115

質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：ホースの接続は汎用の結合金具であり，容易に操作可能とする。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5－116

(5)フィルタ装置スクラビング水移送
ａ．フィルタ装置スクラビング水移送
(a)

操作概要
フィルタ装置スクラビング水移送が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階まで移動するとともに，系統構成を実施した
後，移送ポンプによりフィルタ装置スクラビング水をサプレッション・プールへ移送する。

(b)

作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階（管理区域）(c)

必要要員数及び操作時間
フィルタ装置スクラビング水移送における現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2 名（運転員等（当直運転員）2 名）
所要時間目安 ※ ：50分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：44分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処理棟
地下1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：6分（操作対象1弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階）(d)

操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤラ
イトを携行している。また，格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
1.5－117

移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：炉心損傷がない状況下での操作のため，作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備
により，中央制御室との連絡が可能である。

1.5－118

ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置水張り(a)

操作概要
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置の水張りが必要な状況において，水源を選定し取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，フィルタ装置スクラ
ビング水補給ライン接続口を使用した可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置の水張りを行う。

(b)

作業場所
フィルタ装置格納槽付属室，屋外（フィルタ装置格納槽周辺，取水箇所（代替淡水貯槽，淡水タンク））(c)

必要要員数及び操作時間
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置水張りとして，最長時間を要する代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用した送水に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：180分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：20分 ※２ （移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：120分 ※２ （対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等）
送水準備：20分
1.5－119

※2：移動及び系統構成は並行して行う。
(d)

操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：フィルタ装置水張り使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能とする。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，
ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5－120

添付資料1.5.4
2．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)

耐圧強化ベント系の現場操作による格納容器ベント
ａ．操作概要耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱が必要な状況において，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない場合，
原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）及び原子炉建屋原子炉棟まで移動し，現場での遠隔人力操作機構による操作により系統構成を実施する。
格納容器ベントについては，原子炉建屋原子炉棟地上5階まで移動し，現場での人力による操作により格納容器ベントを実施する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）及び原子炉建屋原子炉棟地上5階（管理区域）ｃ．必要要員数及び操作時間
耐圧強化ベント系の現場操作による格納容器ベントとして，第一優先のＳ／Ｃ側ベントを使用した格納容器ベントに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）3名，重大事故等対応要員3名）
所要時間目安 ※ ：137分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：35 分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋付属棟地上 1階（放射線防護具着用を含む））
50 分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上 1 階から原子炉建
1.5－121

屋原子炉棟地上 5 階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：90 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋付属棟地上 1 階）
格納容器ベント開始操作：12 分（操作対象 2 弁：原子炉建屋原子炉棟地上 5 階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建屋
内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。現場操作員の放射線防護を考慮し，遠隔人力操作
機構は，二次格納施設外に設置している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人
線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：炉心損傷がない状況下での操作のため，作業エリアの被ば
く線量率は低く，作業は可能である。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

耐圧強化ベント現場操作
1.5－122

添付資料1.5.4
3．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保(1)

代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水（海水）
ａ．操作概要代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保が必要な状況において，外部接続口を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプにより残留熱除去系海水系へ送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，取水箇所（ＳＡ用海水ピット）周辺）
ｃ．必要要員数及び操作時間
代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水として，最長時間を要する代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：370分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：30分 ※２ （移動経路：南側保管場所からＳＡ用海水ピット周辺（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：310分 ※２ （対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等）
送水準備：20分
1.5－123

※2：移動及び系統構成は並行して行う。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：送水ホース等の接続は速やかに作業ができるよう代替残留
熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及び送水ホースを配備する。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業
スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.5－124

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

東海港での送水訓練（ホース敷設）東海港での送水訓練（水中ポンプユニット設置）

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.5－125

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

ホース敷設訓練

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.5－126

添付資料 1.5.5
格納容器ベント操作について

格納容器圧力逃がし装置の放出系統として，サプレッション・チェンバからとドライウェルから放出する系統の 2 通りあるが，サプレッション・プールにおけるスクラビング効果（エアロゾル等の低減効果）が期待できるサプレッション・チェンバからのベントを優先して使用する。
ただし，サプレッション・チェンバからのベントが実施できない場合には，ドライウェルからのベントを実施する。
また，第一弁及び第二弁の操作順位は，第一弁の現場操作時間に対して第二弁操作時間が短いこと及びベント停止時には第一弁で隔離するため，第一弁のシート面保護の観点から，流体の流れがない状態で第一弁の開操作を実施し，その後第二弁の開操作を実施する。
なお，ベント停止時に第一弁で隔離する理由は，ベント停止後の格納容器圧
力逃がし装置への窒素供給時において，第一弁下流から窒素を供給することで第一弁と第二弁の間の水素滞留を防止するためである。
格納容器圧力逃がし装置の系統概要図（操作対象箇所）を第 1 図に示す。

1.5－127

1.5－128

原子炉建屋
付属棟

＊7

原子炉圧力容器

地下格納槽

窒素供給
ライン

＊4
＊5

第1図

AO

MO

＊1

＊4

原子炉隔離時冷却系
真空ポンプより①第一弁（サプレッション・＊5
チェンバ側）

③第二弁

＊3

原子炉建屋
ガス処理系へ

⑥ＦＲＶＳ系統
入口弁

AO

＊6
＊7

遠隔人力
操作機構

＊1

＊3

＊2

RE

RE

原子炉建屋付属棟

廃棄物
処理設備へ

窒素供給
ライン

空気ボンベ

DPI

第二弁操
作室遮蔽
差圧計

圧力開放板

放射線モニタ

格納容器圧力逃がし装置の系統概要図（操作対象箇所）

原子炉建屋原子炉棟

MO

＊2

AO

MO

水素濃度計
H2E

耐圧強化
ベント系

MO

換気空調系へ

⑤耐圧強化ベント隔離弁

MO

サプレッション・チェンバ

ドライウェル

MO

AO

AO

＊6

原子炉格納容器②第一弁（ドライウェル側）
AO
不活性ガス系④Ｃ／Ｓ排気系統入口弁

MO
付属室

補給水
ライン

フィルタ装置格納槽

MO

フィルタ装置排気筒

(1)格納容器圧力逃がし装置におけるベントタイミング
格納容器圧力逃がし装置によるベント操作は，第 1 表に示す基準に到達した場合に，発電長の指示の下に運転員が実施する。これにより，格納容器の過圧破損防止及び格納容器内での水素燃焼防止が可能である。

第1表
炉心状態

ベント実施判断基準

目的

実施判断基準
格納容器圧力 310kPa［gage］（最高使用圧力：1Pd）到

炉心損傷なし達
過圧破損防止サプレッション・プール通常水位+6.5m 到達

炉心損傷を判断した場合水素燃焼防止格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％到達

格納容器の過圧破損防止の観点では，炉心損傷なしの場合は，残留熱除去
系等の格納容器除熱機能が喪失し格納容器圧力が上昇した際，格納容器圧力が 279kPa［gage］から 217kPa［gage］の範囲で代替格納容器スプレイ系（常設）による格納容器スプレイ（連続）を実施する。外部水源によるスプレイであるため，サプレッション・プール通常水位+6.5m に到達すればベントライン水没を防止する観点から格納容器スプレイを停止し，格納容器圧力が 310kPa［gage］に到達した時点でベントの実施を判断する。これは，格
納容器除熱機能の復旧時間の確保及び追加放出された希ガスの減衰時間を確保することを目的としている。炉心損傷を判断した場合は，465kPa［gage］
から 400kPa［gage］の範囲で代替格納容器スプレイ系（常設）による格納
容器スプレイ（連続）を実施し，サプレッション・プール通常水位+6.5m に到達した時点で格納容器スプレイを停止するとともにベントを実施する。これにより確実に 620kPa［gage］（2Pd）到達までに格納容器ベントが実施で
1.5－129

きる。炉心損傷の有無により，格納容器スプレイ実施基準を変更する理由は，炉心損傷した場合，格納容器内に放射性物質が放出されるため，炉心損
傷なしの場合に比べてベント実施操作判断基準に到達するタイミングを遅らせることにより，ベント時の外部影響を軽減させるためである。
また，炉心損傷を判断した場合は，ジルコニウム－水反応により大量の水素が発生し，格納容器内の水素濃度は可燃限界の 4vol％を超過する。その後，水の放射線分解によって格納容器内酸素濃度が上昇し，格納容器内水素・酸素濃度が可燃限界に到達することにより，格納容器内で水素燃焼が発生するおそれがある。この水素燃焼の発生を防止するため，格納容器内酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した時点でベント操作を実施することで格納容器内の水素・酸素を排出する。ベント実施の判断フローを第 2～4 図に示す。
炉心損傷の有無の判断は，第 2 表に示すパラメータを確認する。

第2表

確認パラメータ（炉心損傷判断）

確認パラメータ

炉心損傷判断設計基準事故（原子炉冷却材喪失）におドライウ ェル又は サ プ いて想定する希ガスの追加放出量相当のレッショ ン・チェ ン バ
γ線線量率の 10 倍以上となった場合，炉のγ線線量率心が損傷したものと判断する ※ 。
※

この基準は，炉内内蔵量の割合約 0.1％に相当する希ガスが格納容器内に放出した場合のγ線線量率相当となっている。

さらに，炉心損傷後の重大事故等対処設備の機能喪失を仮定した場合のベント実施判断基準として，第 3 表に示す判断基準を整理している。これらの1.5－130

状況においても，格納容器ベント実施により，格納容器破損の緩和又は大気へ放出される放射性物質の総量の低減が可能である。

第3表

炉心損傷後の重大事故等対処設備の機能喪失を仮定した場合のベント実施判断基準

目的

実施判断基準格納容器スプレイが実施できない場合

格納容器破損の緩和
原子炉建屋水素濃度 2vol％到達

格納容器温度 200℃以上において温度上昇が継続している場合
大気へ放出される放射可搬型モニタリング・ポスト指示値の急激な上昇
性物質の総量の低減
原子炉建屋内の放射線モニタ指示値の急激な上昇

重大事故時における格納容器スプレイ手段として，常設設備を用いた残留熱除去系，代替格納容器スプレイ系（常設）及び代替循環冷却系並びに可搬型設備を用いた代替格納容器スプレイ系（可搬型）がある。想定し難い状況ではあるが，これら格納容器スプレイ手段が喪失した場合，想定する希ガスの減衰時間が短くなるが，格納容器の圧力を抑制する観点から，格納容器破損の緩和のためベントを実施する。
また，格納容器から漏えいした水素により，原子炉建屋原子炉棟水素濃度が上昇した場合，原子炉建屋原子炉棟内で水素爆発が発生することよって格納容器が破損するおそれがある。このような場合，格納容器圧力を低下させることで格納容器から漏えいする水素量を低減し，原子炉建屋原子炉棟内での水素爆発による格納容器破損を緩和するため，水素の可燃限界濃度
1.5－131

4vol％を考慮し，原子炉建屋水素濃度 2vol％到達によりベントを実施する。
格納容器への十分な注水等ができない場合，格納容器雰囲気が過熱状態になり，格納容器は限界圧力を下回る 620kPa[gage]に達する前に 200℃に達し，いずれは過温破損に至ることが考えられる。この場合，格納容器ベント
実施することによって過温破損を防止できないが，フィルタ装置を介した放出経路を形成し，大気への放射性物質の放出を極力低減するためのベントを実施する。
さらに，格納容器が限界圧力を下回る 620kPa[gage]及び限界温度を下回
る 200℃に到達する前に，何らかの理由により格納容器の健全性が損なわれ，格納容器から異常な漏えいがある場合，可搬型モニタリング・ポスト指
示値及び原子炉建屋内の放射線モニタ指示値が急激に上昇することが考えられる。この場合，格納容器圧力を低下させることで漏えい箇所からの漏えい量を低減させることが可能と考えられることから，フィルタ装置を介さない
大気への放射性物質の放出を極力低減するためにベントを実施する。

1.5－132

1.5－133

第 3 図に
詳細フローを示す

ベント実施

第2図

ＹＥ Ｓ

る。

合には現場にて手動操作を実施す

操作を実施する。遠隔操作不可の場側を優先し，中央制御室からの遠隔弁操作はサプレッション・チェンバため，第一弁の開を実施する。第一達までに速やかにベントを実施する※4 ベント準備は，格納容器限界圧力到

ベント実施

格納容器酸素濃度ドライ条件にて 4.3vol％到達 ※５及びベント操作を実施する。

に到達した時点で，ベント準備操作

度が上昇し，ドライ条件で 4.3vol％

格納容器酸素濃度ドライ条件に ※5 残留熱除去系又は代替循環冷却系にて 4.3vol％到達までによる格納容器除熱実施中に，水の放ベント準備操作完了
射線分解によって格納容器内酸素濃タイミングとして設定。

※3 ベント準備に要する時間を考慮し，確実にベント準備が完了する

除熱を実施する。

った場合には，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器※2 残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱が可能とな格納容器スプレイ及びベントの運用を変更する。

原子炉冷却材喪失時の追加放出量相当の 10 倍以上となった場合，※1 格納容器雰囲気放射線モニタγ線線量率が設計基準事故におけるベント実施の判断フロー

第 4 図に
詳細フローを示す

ベント実施

代替格納容器スプレイ停止

格納容器圧力 310kPa［gage］
到達

ベント準備操作開始 ※４

サプレッション・プール水位
通常水位+5.5m 到達 ※３

ＮＯ

残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱可能 ※２

サプレッション・プール水位
通常水位+6.5m 到達

格納容器除熱を継続

ＹＥ Ｓ

ＹＥ Ｓ

代替格納容器スプレイ停止

サプレッション・プール水位
通常水位+6.5m 到達

ベント準備操作開始 ※４

サプレッション・プール水位
通常水位+5.5m 到達 ※３

ＮＯ

残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱可能 ※２

ＮＯ

格納容器雰囲気放射線
モニタ指示値が追加放出量相当の 10 倍以上 ※１

事象発生

①代替格納容器スプレイ実施（格納容器圧力 279kPa［gage］到達）②ベント準備操作開始（サプレッション・プール水位
通常水位+5.5m 到達）③代替格納容器スプレイ停止（サプレッション・プール水位
通常水位+6.5m 到達）④ベント操作（格納容器圧力 310kPa［gage］到達）①代替格納容器スプレイ実施
・279kPa［gage］～217kPa［gage］連続スプレイ②ベント準備操作開始
・格納容器圧力 310kPa［gage］到達時に速やかにベントを実施可能とするため，事前に第一弁の開操作を実施する。
・第一弁の操作はサプレッション・チェンバ側を優先し，中央制御室からのスイッチ操作を実施する。スイッチ操作不可（弁開閉表示の消灯，スイッチによる開弁不可）の場合は，現場にて人力操作を実施する。サプレッショ
ン・チェンバ側ベント弁が開弁できない場合
は，ドライウェル側ベント弁の操作を行う。
・第一弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時
間は 90 分である。

③スプレイ停止・サプレッション・プール水位が通常水位+6.5mに到達すれば，代替格納容器スプレイを停止する。

④ベント操作・格納容器圧力 310kPa［gage］到達後速やかにベント操作を行う。
・第二弁を開弁することでベントを開始する。
・中央制御室から遠隔操作できない場合(弁開閉表示によって開動作したことが確認できない場合)は，第二弁操作場所へ移動し，現場操作（人力による遠隔操作）を実施する。
・第二弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時
間は 30 分である。

⑤ベント成否確認⑤ベント成否確認
・ベント操作実施後，格納容器圧力及び温度が減少し，フィルタ装置出口放射線モニタ，圧力及び温度が上昇していることを確認する。
・遠隔操作によりパラメータに変化が見られない場合，ベント失敗の可能性があるため，第二弁操作場所へ移動し，人力操作によるベントを実施する。

⑥安定停止に向けた復旧（ベント停止）⑥安定停止に向けた復旧
・下記機能が復旧すれば，格納容器ベントを停止する。
○格納容器除熱機能の復旧○窒素供給機能の準備○格納容器内水素・酸素濃度制御機能の復旧

第3図

炉心損傷していない場合のベント実施フロー
1.5－134

①代替格納容器スプレイ実施（格納容器圧力 465kPa［gage］到達）②ベント準備操作開始（サプレッション・プール水位
通常水位+5.5m 到達）③ベント操作（代替格納容器スプレイ停止）（サプレッション・プール水位
通常水位+6.5m 到達）④ベント成否確認⑤安定停止に向けた復旧（ベント停止）第4図①代替格納容器スプレイ実施
・465kPa［gage］～400kPa［gage］連続スプレイ②ベント準備操作開始
・代替格納容器スプレイ停止後，速やかにベントを実施可能とするため，事前に第一弁の開操作を実施する。
・第一弁の操作はサプレッション・チェンバ側を優先し，中央制御室からのスイッチ操作を実施する。スイッチ操作不可（弁開閉表示の消灯，スイッチによる開弁不可）の場合は，現場にて人力操作を実施する。サプレッショ
ン・チェンバ側ベント弁が開弁できない場合
は，ドライウェル側ベントに切り替えて弁の操作を行う。
・サプレッション・プール水位通常水位+5.5mに到達すれば，第二弁操作者は第二弁現場操
作場所へ移動し，待機する。
・第一弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時
間は 90 分である。
③ベント操作・格納容器圧力 620kPa［gage］までに確実にベントを実施するため，サプレッション・プー
ル水位通常水位+6.5m 到達後格納容器スプレ
イを停止し，速やかにベント操作を行う。
・第二弁を開弁することでベントを開始する。
・ベント開始後，中央制御室操作者は中央制御室待避室に待避する。
・中央制御室から遠隔操作できない場合(弁開閉表示によって開動作したことが確認できない場合)は，現場待機している第二弁操作者へ連絡し，現場操作（人力による遠隔操作）を実施する。
・第二弁の人力操作は 3 名で実施し，開操作時
間は 30 分である。

④ベント成否確認
・ベント操作実施後，格納容器圧力及び温度が減少し，フィルタ装置出口放射線モニタ，圧力及び温度が上昇していることを確認する。
・遠隔操作によりパラメータに変化が見られない場合，ベント失敗の可能性があるため，人力操作によるベントを実施する。
⑤安定停止に向けた復旧
・下記機能が復旧すれば，格納容器フィルタベ
ントを停止する。
○格納容器除熱機能の復旧○窒素供給機能の準備○格納容器内水素・酸素濃度制御機能の復旧

炉心損傷を判断した場合のベント実施フロー
1.5－135

(2)格納容器圧力逃がし装置の操作手順の概要
ａ．系統待機状態の確認
格納容器圧力逃がし装置の待機状態において，第 4 表に示すパラメー
タにより，系統に異常がないことを確認する。

第4表

確認パラメータ（系統待機状態）

確認パラメータ

確認内容

フィルタ装置水位

待機水位である 2,530～2,800 ㎜の範囲にあること

フィルタ装置スクラビング
水 pH

13 以上であること

フィルタ装置排気ライン圧
力

微正圧に維持されていること

ｂ．ベント準備操作
ベント準備操作は，ベント操作が必要になった場合に速やかに実施できるよう，以下に示す事前準備を行う。
なお，弁名称及び弁名称に付記する①～⑥の番号は，第 1 図の番号に対応している。
(a)

ベント実施に必要な隔離弁の健全性確認
中央制御室にてベント実施に必要な隔離弁の健全性を確認するた
め，当該弁に電源が供給されていることを表示灯により確認する。
①第一弁（サプレッション・チェンバ側）②第一弁（ドライウェル側）③第二弁

1.5－136(b)他系統との隔離確認
ベント操作前に，中央制御室にて他系統（換気空調系，原子炉建屋
ガス処理系及び耐圧強化ベント系）と隔離する弁が全閉となっている
ことを表示灯により確認する。
④Ｃ／Ｓ排気系統入口弁⑤耐圧強化ベント隔離弁⑥ＦＲＶＳ系統入口弁(c)

第一弁の開操作中央制御室にて開操作を実施する。万一，中央制御室での開操作ができない場合には，現場にて第一弁の人力による開操作を実施する。
また，格納容器圧力逃がし装置の放出経路として，サプレッショ
ン・チェンバからとドライウェルから放出する経路の 2 通りあるが，
サプレッション・プールにおけるスクラビング効果（エアロゾル等の低減効果）が期待できるサプレッション・チェンバからのベントを優先して使用する。
ただし，サプレッション・チェンバからのベントが実施できない場
合には，ドライウェルからのベントを実施する。
現場操作の着用装備は，全面マスク，タイベック，アノラック，綿手袋，ゴム手袋及び胴長であり，着用時間は 12 分である。

(d)

第二弁操作のための要員移動
炉心損傷がある場合，格納容器圧力が 620kPa[gage]到達までに確
実にベントが実施できるよう，ベント実施基準到達までに第二弁操作
場所に移動し，待機する。
現場操作の着用装備は，全面マスク，タイベック，アノラック，綿手袋，ゴム手袋及び胴長であり，着用時間は 12 分である。
1.5－137

ｃ．ベント準備判断の確認パラメータ
ベント準備の判断は，ベント実施判断基準の到達までに確実にベント準備操作が完了する基準として，炉心損傷有無に関わらず，サプレッション・プール通常水位＋5.5m 到達によりベント準備実施の判断をする。また，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施している場合，格納容器酸素濃度の上昇速度からドライ条件で4.3vol％に到達する時間を予測し，4.3vol％到達までにベント準備を完了させる。
ベント準備着手判断に必要なパラメータを以下に示す。
・サプレッション・プール水位
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

ｄ．ベント準備作業の妥当性
炉心損傷なしの場合及び炉心損傷ありの場合の作業項目及び作業環境
を第 5 表に示す。ベント弁の開操作については，中央制御室での遠隔操作の場合と現場での手動操作（人力による遠隔操作）の場合について記載している。
ベント準備は，ベント実施判断基準に到達した場合の速やかなベント実施を可能とするため，事前に第一弁を開操作すること及び第二弁作業場所へ移動し待機することを目的としている。本操作はベント実施に不可欠な操作であることから，ベント実施基準到達までにベント準備操作を完了させることとする。

1.5－138

第5表
作業項目

作業場所

ベント準備操作時の作業項目及び作業環境
作業環境
温度・湿度

放射線量

他系統との隔離ベント実施に必要な隔離弁の健全性確認

第一弁開操作（移動含む）

中央制御室

中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性がある
が，作業に支障を及ぼす程の影響はない。

【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】57mSv／7 日間【炉心損傷後】14mSv／h 以下
通常運転時と同程度。

第二弁への現場移動屋外
原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明及び直流非常灯が使用できない場
合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保する。

周辺には支障となる設備はない。

―

アクセスルー
ト上に支障となる設備はない。

携行型有線通話装置，電力保安
通信用電話設備（固定電話機，
ＰＨＳ端末）,
送受話器のうち,使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。

原子炉建屋付
属棟（二次格納施設外）【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】14mSv／h 以下

1.5－139

連絡手段

照明

ヘッドライトや LED
ライトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場
合においても，操作に影響はない。

ｅ．ベント準備操作の余裕時間
ベントを実施する有効性評価シナリオのうち，ベント準備操作の余裕
時間の最も短い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）」における現場での手動操作（人力による遠隔操作）を実施した場合のベント準備の余裕時間についてタイムチャートを第 5 図に示す。
第 5 図に示すとおり，ベント準備完了後からベント実施基準であるサ
プレッション・プール通常水位+6.5m 到達までに十分な時間があることから，確実に準備を完了することができる。

【炉心損傷を判断した場合のベント準備】
経過 時間 （ 時間 ）0
有効 性評 価 シナ リオ「雰 囲気 圧 力・ 温度によ る静 的 負荷 」におけ る評 価 結果

2

15

16

17

18

19

20

21

約16.5時 間
サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 位
通常 水位 +約 5.5m到 達

原子 炉ス ク ラム

約19.5時 間
格納 容器 ス プレ イ停 止

格納 容器 連 続ス プレ イ 開始
ベン ト準 備 開始

フィ ルタ ベ ント 操作 開 始
ベン ト準 備 操作 の余裕時 間ベン ト準 備 所要 時間
約 2 時間 45 分

操作 場所 ・ 必要 要員 数
MCRから の第 一 弁
開操 作及 び 失敗 確認

中央 制御 室1

第一 弁開 操 作の ため の装備 着用 及 び現 場移 動

現場

3

第一 弁開 操 作

現場

【3】

緊急 時対 策 所へ の退 避

現場

【3】

第二 弁開 操 作の ため の装備 着用 及 び現 場移 動

現場

3

第5図

17時 間

余裕 時間
約 15 分

18時 間

5分
35 分
90分
35 分
45分

ベント準備操作のタイムチャート

1.5－140

ｆ．ベント実施操作判断基準(a)

炉心損傷なしの場合
ⅰ)

格納容器圧力 310kPa［gage］到達
格納容器の健全性を確保するため，最高使用圧力である 310kPa［gage］に到達した時点でベントを実施する。

(b)

炉心損傷を判断した場合
ⅰ)

サプレッション・プール通常水位+6.5m 到達
格納容器へ大量の放射性物質が放出されることから，大気への放射性物質の放出を極力遅らせることでベント時の外部影響を軽減させるため，限界圧力を下回る 620kPa［gage］に到達するまでにベントを実施する。具体的には，中央制御室での遠隔操作に失敗した
場合の現場手動操作時間を考慮し，格納容器スプレイ停止基準であるサプレッション・プール通常水位＋6.5m に到達した時点でベントを実施する。

ⅱ)

格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合
炉心損傷時には，ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解等により水素・酸素が発生し，可燃限界に到達すると水素燃焼が発生するおそれがある。これを防止するため，可燃限界到達前に格納容器
内の水素・酸素を排出することを目的として，格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合にベントを実施する。
4.3vol％の基準設定に当たっては，酸素濃度の可燃限界である
5vol％に対し，計器誤差の±約 0.6vol％及び 0.1vol％の余裕を考慮して設定した。

1.5－141

ｇ．ベント実施操作判断の確認パラメータ(a)

炉心損傷なしの場合
ⅰ)

格納容器圧力 310kPa［gage］到達
炉心損傷がない場合は，格納容器圧力にてベント実施操作を判断するため，確認パラメータは以下のとおり。
・格納容器圧力
なお，格納容器圧力の測定ができない場合には，格納容器圧力を推定する手段として，格納容器温度を代替パラメータとする。

(b)

炉心損傷を判断した場合
ⅰ)

サプレッション・プール通常水位+6.5m 到達
炉心損傷を判断した場合は，連続の格納容器スプレイを実施しな
がら，サプレッション・プール水位にてベント実施操作を判断する。したがって，確認パラメータは以下のとおり。
・サプレッション・プール水位

ⅱ)

格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合
格納容器酸素濃度によりベント実施操作を判断するため，確認パ
ラメータは以下のとおり。
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

1.5－142

ｈ．ベント実施操作の妥当性
ベントは，第二弁を開弁することで実施する。炉心損傷していない場
合及び炉心損傷を判断した場合の作業項目及び作業環境を第 6 表に示す。ベント弁の開操作については，中央制御室での操作を基本とするが，万一，中央制御室での操作ができない場合には，現場（原子炉建屋付属棟）にて手動操作（人力による遠隔操作）を実施する。
なお，炉心損傷を判断する有効性評価の「格納容器圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）」シーケンスにおいて，ベント準備段階の現場アクセス，現場待機，現場での手動操作，プルーム通過までの現場待機及び帰還の一連の作業での実効線量は，約 25mSv である。

第6表
作業項目

作業場所

中央制御室

ベント実施操作時の作業項目及び作業環境
作業環境

温度・湿度

放射線量

中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性があるが，作業に支障を及ぼす程の影響はない。

【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】57mSv／7 日間

第二弁開操作

原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

通常運転時と同程度。

【炉心損傷前】
炉心損傷がないため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】14mSv／h 以下

1.5－143

連絡手段

照明

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明及び直流非常灯が使用できない場
合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保す
る。

周辺には
支障とな
る設備は
ない。

―

ヘッドライトや LED ライトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

アクセス
ルート上
に支障と
なる設備
はない。

携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち,使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

ｉ．有効性評価におけるベント実施操作の余裕時間
ベントを実施する有効性評価シナリオのうち，最もベント実施操作の余裕時間が短い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）」における現場での手動操作（人力による遠隔操作）を実施した場合のベント実施操作の余裕時間についてタイムチャートを第 6 図に示す。
第 6 図に示すとおり，ベント実施基準到達から格納容器限界圧力を下回る 620kPa［gage］に到達するまでに十分な時間があることから，確
実にベント実施可能である。

経過 時間 （ 時間 ）0

有効 性評 価 シナ リオ「雰 囲気 圧 力・ 温度によ る静 的 負荷 」におけ る評 価 結果

2

17.5

18

18.5

19

20.5

ベン ト操 作 時間

操作 場所 ・ 必要 要員数
中央 制御 室1

中央 制御 室

1

現場

3

第6図

35 分

20時 間

19.5時間2分
3分

30分

ベント実施のタイムチャート

1.5－14421

20時 間19分
格納 容器 圧 力620kPa［gage］ 到達
19時 間33分
格納 容器 ス プレ イ停 止
フィ ルタ ベ ント 操作 開 始

ベン ト操 作 時間 の余裕間

第二弁開 操 作

20

ベン ト準 備 完了

事象 発生
原子 炉ス ク ラム

格納容器 ス プレ
イ停止操 作MCRから の第 二弁開操作 及 び失
敗確認

19.5

11 分

余裕 時間

ｊ．ベント成否確認
ベント操作開始時は，第 7 表に示すパラメータによりベントが開始されたことを確認する。

第7表

確認パラメータ（ベント操作開始時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力指示値が低下すること

フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度

指示値が上昇すること

フィルタ装置出口放射線モニタ

パラメータに変化が見られない場合は，ベント失敗の可能性があるた
め，現場操作によるベントを実施する。
ベント開始直後は，格納容器内で発生する水素，水蒸気及び窒素等からなるベントガスが系統内に流入するが，系統内は不活性化されているため，高濃度の水素が流入しても水素燃焼には至らない。

1.5－145

ｋ．ベント継続時
ベント継続時は，第 8 表に示すパラメータによりベント継続状況に異常がないことを確認する。

第8表

確認パラメータ（ベント継続時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力及び温度
サプレッション・プール水位
フィルタ装置圧力
各パラメータに異常な変化
フィルタ装置水位がないこと
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置出口放射線モニタ
モニタリング・ポスト

ベント継続時には，格納容器内及びフィルタ装置内では放射性物質の崩壊熱による多量の蒸気が発生することにより，水素濃度は低く抑えられるため，可燃限界に至らない。
なお，炉心損傷がない場合の格納容器圧力逃がし装置によるベント実
施中に炉心損傷を判断した場合は，ベントを継続する運用とする。これ
は，ベント実施までには代替格納容器スプレイにより外部注水制限に到達していることが想定され，事象が進むことで発生する可能性のある炉
心のリロケーション ※ 及び原子炉圧力容器破損時の過熱蒸気発生の影響
による格納容器圧力の急激な上昇を抑制する手段がベントのみであるためである。加えて，次のとおり，ベントを継続した場合でも，一時的に

1.5－146

ベント停止する場合と比較し，被ばくの観点で大きな差異はないと考えられる。
・ベントを停止しても格納容器の圧力上昇により再度ベントすることとなり，希ガス保持時間を大きく確保することはできないこと
・このような事態では，原子炉スクラムしてからある程度の時間が経過していることから，希ガスの減衰時間は十分に確保されており，
ベントを停止しない場合でも大きな放出量にならないと考えられること※ここで言うリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムに移行する状態を指す。

ｌ．ベント停止操作
第 9 表に示す機能が全て復旧したことにより，ベント停止後も長期的に格納容器の安定状態を継続可能であることを判断する。また，第 10 表に示す
パラメータを確認し，ベント停止操作が可能であることを判断した場合には，第一弁を閉とすることでベントを停止する。

1.5－147

第9表

ベント停止のために必要な機能及び設備

必要な機能

設備

設備概要

残留熱除去系又は代替循環冷却系

格納容器内に残存する核分裂生成物から発生する崩壊熱を除去し，最終的な熱の逃がし場へ熱を輸送する

格納容器除熱機能
残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系

窒素供給機能格納容器内水素・酸素
濃度制御機能可搬型窒素供給装置

・残留熱除去系の運転に伴う蒸気凝縮により，格納容器内が負圧になることを防止する
・系統内のパージを実施する

可燃性ガス濃度制御系

水の放射線分解によって発生する
水素及び酸素の濃度が可燃限界濃度に到達することを防止する

格納容器水素・酸素濃度計

格納容器内の水素・酸素濃度を監視する

第 10 表確認パラメータ（ベント停止時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力及び温度

310kPa［gage］以下であること及び 171℃以下であること

格納容器水素濃度

可燃限界未満であること

ベント停止前から窒素供給装置による格納容器への窒素供給を行い，ベント停止後も継続し，系統を含めて不活性化することで，水素濃度は低く抑えられ，可燃限界には至らない。
第 7 図にベント停止前の窒素供給の概要を示す。

ｍ．ベント停止操作手順
次にベント停止の流れを示す。
①格納容器除熱が可能であると判断した場合，窒素供給設備により格納容器に窒素注入を開始する。
・ベント弁は開状態であるため，注入した窒素はそのまま排出されると考えられるが，ベント弁閉後における「水の放射性分解によって1.5－148発生する水素・酸素濃度の上昇」を抑制するため，早期に注入開始することを目的として最初に実施する。
ドライウェル内に水素・酸素が滞留している可能性を考慮して，ドライウェル側から窒素供給する。
②第一弁を閉とする。
・第一弁閉後は，第一弁と第二弁の間に水素が滞留するおそれがあるため，第一弁の下流から窒素を供給し滞留している水素をパージする運用としている。このため，第一弁でベントを停止する（第二弁は開状態を維持する）。
・フィルタ装置への窒素供給を開始する。
③残留熱除去系又は代替循環冷却系を起動する。
・ベント弁を閉止後，サプレッション・プール水温度が飽和温度以下
であることを確認し，残留熱除去系又は代替循環冷却系を起動する。
・残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施することで，格納容器内の気相を蒸気から窒素へ置換する。
④格納容器の気相が蒸気から窒素への置換が完了したことを確認し，第一弁を開として格納容器の圧力を低下させる。
⑤可燃性ガス濃度制御系を起動する。
・残留熱除去系による冷却水を供給し，可燃性ガス濃度制御系の暖気運転を開始する。
・起動後 2 時間以内に暖機運転が完了し，処理が開始される。
⑥第一弁を閉とする。
⑦格納容器への窒素注入を停止する。

1.5－149

⑧格納容器内水素・酸素濃度計により，格納容器内水素・酸素濃度を監視する。

ｎ．ベント停止操作の妥当性
炉心損傷なしの場合及び炉心損傷を判断した場合の作業項目及び作業
環境を第 11 表に示す。ベント弁の閉操作については，中央制御室での操作を基本とするが，万一，中央制御室での操作ができない場合には，現場（原子炉建屋付属棟）にて手動操作を実施する。

第 11 表
作業項目

作業場所

中央制御室

ベント停止操作項目及び作業環境
作業環境

温度・湿度
中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性があるが，作業に支障を及ぼす程の影
響はない。

放射線量

【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】57mSv／7 日間

連絡手段

照明

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明
及び直流非常灯が使用できない場合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保する。

周辺には支
障となる設
備はない。

―

アクセスル
ート上に支
障となる設
備はない。

携行型有線通話装置，電力保安通信用
電話設備（固定電話
機，ＰＨＳ端末）,送受話器のうち,使用可
能な設備により，中央制御室に連絡す
る。

アクセスル
ート上に支
障となる設
備はない。

衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，
携帯型），電力保安
通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備
により，災害対策本部に連絡する。

第一弁操作

原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

窒素供給操作屋外

通常運転時と同程度。

【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】14mSv／ｈ以下－(屋外での作業)【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】3.9mSv／ｈ以下

ヘッドライトや LED ラ
イトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

車両の作業用照明・ヘッドライト・LED ライ
トにより，操作可能である。夜間において
も，操作に影響はない。

1.5－150

ｏ．ベント停止後の操作
ベント停止後は，第 12 表で示すパラメータにより格納容器及び格納容器圧力逃がし装置に異常がないことを確認する。

第 12 表確認パラメータ（ベント停止後）

確認パラメータ

確認内容
格納容器内が負圧でないこと
ベント停止後長期的に格納容器圧力及び温度の異常な上昇がないこと

格納容器圧力及び温度
格納容器水素濃度

格納容器内及びフィルタ装置入口の水素濃度の異常な上昇がないこと

フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置水位

フィルタ装置の水位が確保されていること（フィルタ装置のスクラビン
グ水の移送後を除く）

フィルタ装置スクラビング水温度

温度の異常な上昇がないこと

フィルタ装置出口放射線モニタ

放射線量率の異常な上昇がないこと

ベント実施後はフィルタ装置出口ラインの圧力開放板が開放されていることから，窒素供給による系統パージ停止後は，フィルタ装置を大気と隔離するため，フィルタ装置出口弁を「閉」にする。
なお，フィルタ装置出口弁の閉操作については，フィルタ装置のスク
ラビング水温度が上昇しないこと及び水素濃度の上昇により可燃限界濃度に到達しないことにより判断する。
第 8 図にベント停止後の窒素供給の概要を示す。

1.5－151

第7図

窒素供給概要図（ベント停止前）

第8図

窒素供給概要図（ベント停止後）

1.5－152

添付資料1.5.6
スクラビング水の保有水量の設定根拠について
スクラビング水の初期保有水量（系統待機時）は，ベント開始後 24 時間
はベンチュリスクラバによる所定の放射性物質の除去性能が得られる水量と，と設定している。
スクラビング水の水量の設定根拠を以下に示す。また，フィルタ装置水位の概略図を第 1 図に示す。

(1)

最大水量について

1.5－153

1.5－154(2)最小水量について

1.5－155

1.5－156

第1図フィルタ装置水位の概略図

1.5－157

(3)スクラビング水の補給期間について

フィルタ装置の設計条件に基づいているスクラビング水の初期保有水量（フィルタ装置の寸法）は，他の設計条件と同様に，大きな保守性を確保し設定（設計）している。一方，スクラビング水の補給期間は，運用に係るものであり，有効性評価に基づく運用を考慮して評価することとし，有効性評価のうち
ベント時間を厳しく評価する大破断ＬＯＣＡを想定した「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におけるフィルタ装置内の発熱量を用いたスクラビング水の水位挙動より評価する（第 1 表）。
スクラビング水の補給期間の評価条件及び評価結果を以下に示す。

【評価条件】
・初期水位：
・室温：25℃ ※１ （系統待機時），65℃ ※２ （ベント実施中）
・ベント時の格納容器圧力：第 2 図のとおり
・フィルタ装置内発熱量：※１：ベント実施前のスクラビング水の初期水温としても使用。地
下格納槽にあることを踏まえて設定した値※２：スクラビング水の蒸発量を多く見込むために高めに設定した値※３：19 時間ベントの解析結果にＮＵＲＥＧ補正（別紙 17 補足 5参照）した格納容器外へ放出された放射性物質（希ガスを除く）の発熱量（約 15kW）に余裕を考慮した値

1.5－158

【評価結果】
スクラビング水位の挙動を第 3 図に示す。より保守的な結果を与えるＤ／Ｗベントのケースにおいても，ベント時のスクラビング水位は最高水
位，最低水位に至らず，想定事故においては事象発生後 7 日間（168 時間）
運転員による水の補給操作は不要となる。

第1表

設備設計と運用の主な条件設定の差異
設備設計

運用

【フィルタ装置寸法】【水補給の運用の評価】

2 時間～3 時間後
19 時間後※ベント時間【原子炉定格熱出力の 1％【有効性評価結果より】
相当の時間】
500kW

20kW【ベント時間【ベント時間

2 時間～3 時間ベース】

19 時間ベース】

フィルタ装置内
発熱量※：水補給の運用の評価のほか，被ばく評価もベント時間 19 時間ベース

1.5－159

第2図

ベント時の圧力推移図（水位計算時）

1.5－160

第3図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におけるベント時のスクラビング水位の変化

1.5－161

（参考）スクラビング水の下限水位の設定について
スクラビング水位について，ベンチュリノズルの頂部まで水位があれば，設計上期待しているＤＦが確保できることを以下のとおり確認した。

ベンチュリスクラバは，第 4 図のようにスクラビング水を微小液滴にしてベントガス中に噴霧させることで除去効率を上げている。

①ベンチュリノズル下方よりベントガスが流入②スロート部でベントガス流速が増大③スクラビング水がベントガス中に噴霧（微小液滴）④ガスとスクラビング水が接触する面積が大きくな
り除去効率が上がる⑤ベントガス及び液滴は方向を変えられ，スクラビ
ング水中に斜め下に排出

第4図

ベンチュリスクラバにおける除去原理①エアロゾルのＤＦについて•

ベンチュリスクラバ内のガス流速と水滴速度が異なることで，ガス中のエアロゾルが水滴に衝突し水滴に付着する現象を用いたものであることから，慣性衝突による除去が支配的と考えられる。

•

そのメカニズムから，ＤＦに影響するのはガス流速及びエアロゾル粒径であり，水位はベンチュリスクラバによるエアロゾル除去原理が有効となるベンチュリノズル上端以上であればよい。

•

JAVA 試験によるエアロゾルのＤＦの結果を図 2,3 に示す。図に示すとおり，様々なガス流速と質量中央径が異なるエアロゾルで試験が行われているが，ガス流速及び質量中央径によるＤＦへの有意な影響は見られず，
1.5－162スクラビング水位をベンチュリノズル上端とした試験においても，設計条件ＤＦ1,000 以上を十分に確保できている。

：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験
ＤＦは金属フィルタを含めた数値

Decontamination Factor, [-]1000000

100000410AD
045AD
091UL 042AD
096UL 041AL
104UL 039AD 714AD
522AD
505AL
521AD
095UL
511AD 509AL 506AL 523AD716AL 508AL
044AD
507AL
502AL
407AL
409AD
040AL
430AD
413AL
105UL
038AL
503AL
414AL 406AL
427AL
405AL

093UL
092UL

10000

709AD
707AD
712AD

710AD

1000

100
BaSO4

10

SnO2
Uranine

1
0

50

100

150

200

250

300

Venturi Velocity, [m/s]第5図

ベンチュリノズル部におけるガス流速とエアロゾルＤＦの関係：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験
ＤＦは金属フィルタを含めた数値

1000000

042AD

Decontamination Factor [‐]100000

10000

505AL

092UL095UL
521AD 709AD
410AD
039AD
091UL 096UL104UL
716AL 522AD
045AD
041AL

407AL
507AL509AL
707AD
040AL
714AD 093UL 105UL
511AD
430AD
508AL
712AD
044AD
506AL
523AD
406AL 413AL
710AD
414AL
409AD
503AL

502AL

038AL
405AL 427AL

SnO2

1000

ウラニン

BaSO4

BaSO4 (in Air)BaSO4 (in Air/Steam)

100

BaSO4 (in Steam)
SnO2

10

Uranine1
Test Aerosol

第6図

エアロゾルの粒径とエアロゾルＤＦの関係

1.5－163

②無機よう素のＤＦについて•

スクラビング水に添加された薬剤との化学反応により非揮発性のよう素イオンに変化させ，スクラビング水中に捕集・保持することから，スク
ラビング水のＰＨがＤＦに影響する主要なパラメータであり，水位はベンチュリスクラバによる除去原理が有効となるベンチュリノズル上端以上であればよい。
JAVA 試験による無機よう素のＤＦの結果を図 4 に示す。スクラビング水位がベンチュリノズル上端となっている試験は，無機よう素の捕集の観点から厳しい条件である低ＰＨにおいても，設計条件ＤＦ100 以上を確保できている。

：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験

10000

Decontamination Factor, [-]

•

144JD

1000

905JD-D

143JD

903JD-D
142JD
152JD

163JL
164JL
165JL

906JD-D

154JD

100

150JD

10

待機時pH：約13

1
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Scrubbing water, [pH]第7図

スクラビング水のＰＨと無機よう素ＤＦの関係

1.5－16414

したがって，スクラビング水位の下限水位をベンチュリノズル上端とすることは適切と考える。
実運用における系統待機時（通常時）のスクラビング水位は，ベンチュリノ
ズルの上端（1,325mm） を十分に上回る 2,530mm とし，ＦＰが多く流入するベ
ント開始初期のスクラビング水位を十分に確保し，ベント中においても，スクラビング水位 1,500mm 以上を確保するようスクラビング水を補給する運用とする。
スクラビング水のｐＨについては，待機時にｐＨ13 以上（NaOH 濃度 3.0wt%
相当）であることを確認し，ベント中におけるスクラビング水のアルカリ性を維持する運用とする。

1.5－165

（参考）スクラビング水スロッシングの影響について
格納容器圧力逃がし装置のスクラバ容器について，地震時にスロッシン
グが発生することで，スクラビング水が金属フィルタ下端まで到達する可能性がある。そこで，保守的な評価となるハウスナー理論を用いてスロッ
シング高さを評価した。
ハウスナー理論により，スロッシング高さdmax は以下のように算出できる。
0.408 R coth 1.84

dmax

g
ω

2
θ R
N h

h
R

mm

1

ここで，

ωN

1.84

θh

1.534

R

g tanh 1.84

SA
2
ωN R

h

s

R

tanh 1.84

1

h
R

R

:フィルタ装置容器半径（内径）

[mm]

h

：スクラビング水上限水位g：重力加速度9,806.65[mm／s２ ]SA：応答加速度[mm／s ２ ][mm]

（原子炉建屋の地震動Ss から保守的に設定）

金属フィルタは上限水位からmm上方に設置しており，スロッシング

高さは最大でも830mmと算出されることから，スクラビング水は金属フィル
タ下端まで到達しない。評価結果を第1図に示す。

1.5－166また，スロッシング水位が下限水位時にスロッシングが発生すると，ベンチュリノズルは一部気層部に露出し，性能が一時低下するが，露出している時間はベント実施時間と比較して非常に小さく，更にベンチュリスク
ラバの後段には金属フィルタも設置していることから，格納容器ベントにより放出される放射性物質のトータル量に影響を与えるものではないと考
える。

第8図

スクラビング水スロッシング評価結果

1.5－167

添付資料1.5.7
手順のリンク先について

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.5.2.2(1)ａ．(b)フィルタ装置スクラビング水補給

・水源から接続口へのフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水

2．1.5.2.2(1)ａ．(e)フィルタ装置スクラビング水移送・水源から接続口へのフィルタ装置スクラビング水移送として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水
1.5－1683．1.5.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉の除熱手順＜リンク先＞

1.4.2.1(3)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

1.4.2.3(2)ａ．(a)残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
復旧後の原子炉除熱・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）及び代替循環冷却系による原子炉格納容器内の冷却手順＜リンク先＞

1.6.2.1.(1)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
による原子炉格納容器内の除熱

1.6.2.1.(2)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.2.(1)ａ．(a)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.2.(1)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の除熱

1.6.2.2.(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱

1.6.2.2.(2)ａ．(b)

残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.3.(1)ａ．(a)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

1.5－169

1.6.2.3.(1)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の除熱

1.6.2.3.(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱

1.6.2.3.(2)ａ．(b)

残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱・水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(8)ａ．海を水源とした可搬型代替注水大型ポンプによる送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への補給（淡水／海水）
1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）
1.5－170

・残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電・可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，窒素供給装置
用電源車，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置
及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車への燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油貯蔵タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油

・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順
1.5－171＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.5－172

1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
＜

目

1.6.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
ｂ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ⅱ)

代替格納容器スプレイⅲ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(b)

サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

復旧

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ⅱ)

代替格納容器スプレイⅲ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備(b)

サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ)

復旧

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｄ．手順等
目－1

1.6.2

重大事故等時の手順

1.6.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱(2)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.2(1)

炉心の著しい損傷防止のための対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(a)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱

ｂ．代替格納容器スプレイ(a)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）(c)

消火系による原子炉格納容器内の冷却(d)

補給水系による原子炉格納容器内の冷却

ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

ｄ．重大事故等時の対応手段の選択(2)

サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧
(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内の除熱
目－2

(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
1.6.2.3(1)

原子炉格納容器破損を防止するための対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(a)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱

ｂ．代替格納容器スプレイ(a)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）(c)

消火系による原子炉格納容器内の冷却(d)

補給水系による原子炉格納容器内の冷却

ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

ｄ．重大事故等時の対応手段の選択(2)

サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧
(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内の除熱

(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
目－31.6.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.6.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.6.2

自主対策設備仕様

添付資料1.6.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.6.4

重大事故対策の成立性
1．代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格
納容器内の冷却（淡水／海水）(1)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプによる送水（淡水／海水）

(2)

系統構成

2．消火系による原子炉格納容器内の冷却
(1)

系統構成

3．補給水系による原子炉格納容器内の冷却(1)
添付資料 1.6.5

系統構成

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプ
レッション・プール水の除熱における手順着手の判断基準の設定根拠について添付資料1.6.6

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料1.6.7

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

添付資料1.6.8

格納容器スプレイフロー図

添付資料1.6.9

手順のリンク先について

目－4

1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等【要求事項】
１ 発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
２ 発電用原子炉設置者は、炉心の著しい損傷が発生した場合において原
子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 第１項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）炉心の著しい損傷を防止するための原子炉格納容器の冷却等ａ）設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、格納容器スプレ
イ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。
（２）原子炉格納容器の破損を防止するための原子炉格納容器の冷却等
ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を1.6－1

防止するため、格納容器スプレイ代替注水設備により、原子炉格納容
器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能は，残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の冷却機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる対処設備を整備する。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合においても原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる対処設備を整備する。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

1.6.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる必要がある。また，炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる必要がある。原子炉格納容器内を冷却するための設計基準事故対処設備として，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプ及びサプレッション・プールを設置している。
これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するた
1.6－2

めに，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対
応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.6－1図）。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第四十九条及び技術基準
規則第六十四条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポン
プの故障による機能喪失を想定する。また，サポート系故障として，全交
流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失を想定する。
設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手
段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.6－1表に整理する。
ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備
1.6－3

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
又はサプレッション・プール冷却系）が健全であれば重大事故等対処設
備として重大事故等の対処に用いる。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナｂ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備(a)ⅰ)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷
却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため，残留熱除去系が有する原子炉格納容器内の除熱機能を代替することを目的に設置した代替循環冷却系により原子炉格納容器内を除熱する手段が1.6－4

ある。なお，代替循環冷却系の水源は，内部水源であるサプレッション・プールを用いる。
(ⅰ)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備
は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として
使用）

(ⅱ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備
は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として
1.6－5

使用）
ⅱ)

代替格納容器スプレイ
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷
却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ができない
場合において炉心の著しい損傷を防止するため，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型），消火系及び補給水系により原子炉格納容器内を冷却する手段がある。
なお，代替格納容器スプレイの水源は，外部水源を用いる。

(ⅰ)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽(ⅱ)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
内の冷却
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ（代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽1.6－6なお，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格
納容器内の冷却は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。
(ⅲ)

消火系による原子炉格納容器内の冷却消火系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク(ⅳ)

補給水系による原子炉格納容器内の冷却補給水系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンクⅲ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷
却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格
納容器スプレイができない場合において，原子炉運転中に原子炉格
納容器内のガスを循環し冷却するドライウェル内ガス冷却装置により原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する手段がある。

(ⅰ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱
ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
1.6－7

・ドライウェル内ガス冷却装置送風機
・ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル
ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)(ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容

器内の除熱」で使用する設備のうち，代替循環冷却系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，サプレッション・プール，残留熱除去系海水ポンプ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用
海水ストレーナは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)(ⅱ)

代替循環冷却系による原子炉格納容

器内の除熱」で使用する設備のうち，代替循環冷却系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，サプレッション・プール，残留熱除去系海水ポンプ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用
海水ストレーナは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)(ⅰ)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却」で使用する設備のうち，常設低圧
代替注水系ポンプ及び代替淡水貯槽は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)(ⅱ)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却」で使用する設備のうち，代替
格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水
中型ポンプ，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
1.6－8

（添付資料1.6.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合においても，原子炉格納容器内を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。
・電動駆動消火ポンプ，ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵
タンク及び多目的タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。
・復水移送ポンプ及び復水貯蔵タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。
・ドライウェル内ガス冷却装置送風機及びドライウェル内ガス冷
却装置冷却コイル
1.6－9通常運転中に原子炉圧力容器内のガスを循環し冷却することで，ドライウェル内の電気的及び機械的構造物を熱により劣化させないようにするための設備であるため，重大事故等時は原
子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる十分な能力を確保していない。また，ドライウェル内ガス冷却装置送風機及びドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルは耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉格納容器内への原子炉
補機冷却水の通水及びドライウェル内ガス冷却装置送風機の起動が可能である場合，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する手段として有効である。
なお，ドライウェル内ガス冷却装置送風機が停止している場
合においても，原子炉補機冷却水の通水を継続することにより，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルのコイル表面で蒸気を凝縮することが可能であり，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和することが可能である。
（添付資料 1.6.2）(b)サポート系故障時の対応手段及び設備
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段
及び設備は以下のとおり。

ⅰ)

復旧
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷
却系及びサプレッション・プール冷却系）が全交流動力電源喪失により使用できない場合には，常設代替交流電源設備として使用する
常設代替高圧電源装置により緊急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。）を受電した後，1.6－10緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄへ電源を供給するとともに，残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）を復旧する手段がある。
また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）が残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合には，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・
プール冷却系）を復旧する手段がある。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプに燃料を給油し，電源及び冷却水の供給を継続することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール
冷却系）を十分な期間，運転継続することが可能である。
(ⅰ)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
1.6－11

・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段及び設備は，「1.5
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整理する。
(ⅱ)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプ
レッション・プール水の除熱
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプ
レッション・プール水の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
全交流動力電源喪失時の対応手段及び設備は，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整理する。
残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段及び設備は，「1.5
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整理する。
1.6－12

ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.6.1(2)ｂ．(b)ⅰ)(ⅰ)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱」及び「1.6.1(2)ｂ．(b)ⅰ)(ⅱ)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱」で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ（海水冷却），残留熱除去系熱交換器，サプレッション・プール，残留熱除去系海水ポンプ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用海水ストレーナは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.6.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）が全交流動力電源
喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合においても，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）を復旧し，原子炉格納容器内を除熱することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系
1.6－13

（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）
が使用可能であれば，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。
（添付資料1.6.2）
ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備(a)ⅰ)

フロントライン系故障時の対応手段及び設備
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合に原子炉
格納容器の破損を防止するため，代替循環冷却系により原子炉格納容器内を除熱し，放射性物質の濃度を低下させる手段がある。なお，
代替循環冷却系の水源は，内部水源であるサプレッション・プールを用いる。
この対応手段で使用する設備は，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)（ⅰ）
代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱」及び「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)（ⅱ）

代替循環冷却系による原子炉格納容

器内の除熱」にて選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅱ)

代替格納容器スプレイ
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合に原子炉
格納容器の破損を防止するため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型），消火系及び補給水系により原子炉格納容器内を冷却し，放射性物質の濃度を低下させ
1.6－14

る手段がある。なお，代替格納容器スプレイの水源は，外部水源を用いる。
これらの対応手段で使用する設備は，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」にて選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅲ)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合において，原子炉運転中に原子炉格納容器内のガスを循環し冷却するドライウェル内ガス冷却装置により原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する手段がある。
この対応手段で使用する設備は，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅲ)

ドライ

ウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱」にて選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)（ⅰ）代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱」，「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)（ⅱ）代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」及び「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」で使用する設備における重大事故等対処設備の位置づけは，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅳ)

重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様である。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.6.1）
1.6－15

以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した
場合においても，原子炉格納容器内を冷却し，放射性物質の濃度を低下させることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉格納容器内を除熱し，放射性物
質の濃度を低下させる手段として有効である。
・電動駆動消火ポンプ，ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵
タンク及び多目的タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却し，放射性物質の濃度を低下させる手段として有効である。
・復水移送ポンプ及び復水貯蔵タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却し，放射性物質の濃度を低下させる手段として有効である。
・ドライウェル内ガス冷却装置送風機及びドライウェル内ガス冷
却装置冷却コイル
通常運転中に原子炉格納容器内のガスを循環し冷却することで，ドライウェル内電気的及び機械的構造物を熱により劣化さ
1.6－16

せないようにするための設備であるため，炉心の著しい損傷防止，及び原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる十分な能力を確保していない。また，ドライウェル内ガス冷却装置送風機及びドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルは耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，原子炉格納容器内への原子炉補機冷却水の通水及びドライウェル内ガス冷却装置
送風機の起動が可能である場合，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する手段として有効である。
なお，ドライウェル内ガス冷却装置送風機が停止している場
合においても，原子炉補機冷却水の通水を継続することにより，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルのコイル表面で蒸気を凝縮することが可能であり，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和することが可能である。
（添付資料 1.6.2）(b)サポート系故障時の対応手段及び設備
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手段
及び設備は以下のとおり。

ⅰ)

復旧
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）が全交流動力電源喪失により使用できない場合には，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ
又はＭ／Ｃ

２Ｃ

２Ｄへ電源を供給するとともに，残留熱除去系海水ポ

ンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用す
1.6－17

る可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）を復旧する手段がある。
また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）が残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合には，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・
プール冷却系）を復旧する手段がある。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプ
へ燃料を給油し，電源及び冷却水の供給を継続することにより，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール
冷却系）を十分な期間，運転継続することが可能である。
これらの対応手段で使用する設備は，「1.6.1(2)ｂ．(b)ⅰ)

復旧」で選定した対応手段及び設備と同様である。
ⅱ)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.6.1(2)ｃ．(b)ⅰ)

復旧」で使用する設備における重大事故等対処設備の位置づけは，「1.6.1(2)ｂ．(b)ⅱ)

重大事故等対処

設備と自主対策設備」と同様である。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.6.1）
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）が全交流動力電源
1.6－18

喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失により使用できない場合においても，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）を復旧し，原子炉格納容器内を除熱し，放射性物質の濃度を低下させることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）
が使用可能であれば，原子炉格納容器内を除熱し，放射性物質の濃度を低下させる手段として有効である。
（添付資料1.6.2）
ｄ．手順等
上記「ａ．設計基準事故対処設備を使用した対応手段及び設備」，「ｂ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備」及び「ｃ．原子炉格納容器破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※ ２ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.6－1
表）。

1.6－19また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.6－2表，第1.6－3表）。
※2

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.6.3）

1.6.2

重大事故等時の手順

1.6.2.1(1)

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系ポンプを起動し，サプレッション・プールを水源とした原子炉格納容器内の除熱を実施する。
格納容器スプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならない
ように，格納容器スプレイの起動／停止を行う。
ａ．手順着手の判断基準
格納容器スプレイ開始の判断基準に到達 ※１ した場合において，サプ
レッション・プールの水位が確保されている場合。
※1：「格納容器スプレイ開始の判断基準に到達」とは，格納容器スプレイ開始の判断基準（第1.6－4表）に達した場合。
ｂ．操作手順残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器
内の除熱手順の概要は以下のとおり。ただし，格納容器スプレイの停止
及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－4表）に
1.6－20従い実施する（残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系による原子炉格納容器内の除熱手順も同様。）。
概要図を第1.6－2図に，タイムチャートを第1.6－3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系
ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上である
ことを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に格納容器スプレイ開始の判断基準（第1.6－4
表）に従い格納容器スプレイ先を選択し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内の除熱の開始を指示する。
④ ａ Ｄ／Ｗスプレイの場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁を開にする。
④ ｂ Ｓ／Ｐスプレイの場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ弁を開にする。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス
弁を閉にする。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の除熱が開始された
ことを残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下及び原子炉格納容器内の温度の低下により確認し，発電長に報告する。なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納
容器スプレイは，流量調整が不可能である。
1.6－21

⑦運転員等は中央制御室にて，格納容器スプレイ停止の判断基準（第1.6－4表）に到達した場合は，格納容器スプレイを停止し発電長に報告する。その後，格納容器スプレイ開始の判断基準（第1.6－4表）に再度到達した場合は，格納容器スプレイを再開し発電長に報告する。なお，格納容器スプレイ実施中に原子炉注水が必要となった場
合は，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｐスプレイ弁を閉にした後，残留熱除去系Ａ系注入弁を開にし，原子炉注水を実施する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応は運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱開始まで7分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作である
ため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の起動に必要となる
残留熱除去系海水ポンプによる冷却水確保の所要時間は4分以内と想定する。
(2)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系ポンプを起動し，サプレッション・プール水の除熱を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッショ
ン・チェンバ雰囲気温度指示値が82℃以上に到達した場合において，サ
1.6－22

プレッション・プールの水位が確保されている場合。
（添付資料1.6.5）
ｂ．操作手順残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッ
ション・プール水の除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系によるサプレッション・プール水の除熱手順も同様。）。
概要図を第1.6－4図に，タイムチャートを第1.6－5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系
ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上である
ことを確認した後，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系テスト弁を開にする。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス
弁を閉にする。
⑥運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プール水の除熱が開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇及びサプレッション・
プール水の温度の低下により確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応は運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（サプ
1.6－23

レッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱開始まで3分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の起動に必要となる残留熱除去系海水ポンプによる冷却水確保の所要時間は4分以内と想定する。
1.6.2.2(1)

炉心の著しい損傷防止のための対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール
冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため，代替循環冷却系により原子炉格納容器内の除熱を実施する。
格納容器スプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，格納容器スプレイの起動／停止を行う。
(a)ⅰ)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
手順着手の判断基準
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によりサプレッ
ション・プール水の除熱ができず，サプレッション・プール水温度
指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度指示
値が82℃以上に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱手順の概要は以下のとおり。（代替循環冷却系Ｂ系によるサプレッショ
1.6－24

ン・プール水の除熱手順も同様。）
概要図を第1.6－6図に，タイムチャートを第1.6－7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環
冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系によるサプレ
ッション・プール水の除熱に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロ
ー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去
系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系によるサプレ
ッション・プール水の除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計
器の電源が確保されていることを状態表示等により確認すると
ともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作
スイッチを隔離する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）
出口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉にする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口
1.6－25

弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開にする。
⑧運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の開始を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が 1.40MPa［gage］
以上であることを確認した後，サプレッション・プール水の除熱が開始されたことを代替循環冷却系ポンプ出口流量の上昇及びサプレッション・プール水の温度の低下により確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱開始まで24分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作である
ため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内(b)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱手順着手の判断基準
1.6－26

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プ
ール冷却系）により原子炉格納容器内の除熱ができず，格納容器ス
プレイ開始の判断基準に到達した場合において，サプレッション・
プールの水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の除熱手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系による原子炉格納容器内の除熱手順も同様。）。ただし，格納容器スプレイの停止及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－4表）に従い実施する。また，格納容器スプレイの制御は，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第1.6－6表）に従い実施する。
概要図を第1.6－8図に，タイムチャートを第1.6－9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環
冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉
格納容器内の除熱に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）
バイパス弁及び残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替
え操作を実施し，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去
系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパ
ス弁及び残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉
格納容器内の除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，
1.6－27

冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容
器内の除熱の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作
スイッチを隔離する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）
出口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉にする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口
弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開にする。
⑧運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容
器内の除熱の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替循環冷却系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が 1.40MPa［gage］
以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容
器内の除熱の開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁を開にした後，代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁を開にするとともに，代替循環冷却系Ａ系テスト弁を閉にする。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の除熱が開始されたことを代替循環冷却系格納容器スプレイ流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下及び原子炉格納容器内の温度の低下
1.6－28

により確認し，発電長に報告する。
⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第 1.6－6 表）に従い，連続スプレイによる格納容器スプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，格納容器
スプレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達した場合は，格納容器スプレイを停止し発電長に報告する。その後，格納容器スプレイ開始の判断基準（第 1.6－4 表）に再度到達した場
合は，格納容器スプレイを再開し発電長に報告する。なお，代替循環冷却系の水源は内部水源であるため，サプレッション・
プールの水位上昇を考慮不要であることから流量調整は実施しない。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱開始まで41分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内

ｂ．代替格納容器スプレイ
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール
1.6－29冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循環冷却系による原子炉
格納容器内の除熱ができない場合において炉心の著しい損傷を防止するため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型），消火系及び補給水系による原子炉格納容器内の冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ開始後は，外部水源による格納容器スプレイでのサプレッション・プール水位の上昇を考慮し，代替格納容器スプレイの流量調整又は起動／停止を行う。
なお，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉格納容
器内の冷却手段は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器内の冷却手段と同時並行で準備を開始する。
(a)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プ
ール冷却系）及び代替循環冷却系により原子炉格納容器内の除熱ができず，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達した場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却手順の概要は以下のとおり。ただし，代替格納容器スプレイの停止及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－4表）に従い実施する。また，代替格納容器スプレイの制御は，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第1.6－6表）に従い実
1.6－30

施する。
概要図を第1.6－10図に，タイムチャートを第1.6－11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却に必要な残留熱除去系Ｂ系
Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ｂ
系Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｂ）の操作
スイッチを隔離する。
⑤運転員等は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却の準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の使用モードを選択し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を起動操作した後，常設低圧代替注水系ポンプが起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が 1.40MPa［gage］
以上であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁，
1.6－31

代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁が自動開したことを確認する。
⑨運転員等は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の起動が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却の開始を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁を開にし，原子炉格納容器内の冷却が開始されたことを低圧
代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の温度の低下
及び原子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
⑫運転員等は中央制御室にて，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第 1.6－6 表）に従い，制御範囲内で連続スプレイ
による格納容器スプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，格納容器スプレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達した場合は，代替格納容器スプレイを停止し発電長に報告する。
その後，格納容器スプレイ開始の判断基準（第 1.6－4 表）に再度到達し，サプレッション・プール水位指示値が格納容器ス
プレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達していない場合
は，代替格納容器スプレイを再開し発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却開始まで11分以内と想定する。
1.6－32

中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プ
ール冷却系），代替循環冷却系，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系及び補給水系により原子炉格納容器内の冷却ができず，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達した場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却手順の概要は以下のとおり。ただし，代替格納容器スプレイの停止及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－4 表）に従い実施する。また，代替格納容器スプレイの制御
は，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第 1.6－6 表）に従い実施する。なお，水源から接続口までの代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第 1.6－12 図に，タイムチャートを第 1.6－13 図に示す
（残留熱除去系Ｂ系配管を使用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉格納容器内の冷却及び残留熱除去系Ａ系配管を使用する原子炉建屋東側接続口による原子炉
格納容器内の冷却の手順は，手順⑩以外は同様。）。
1.6－33①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に低圧代替注水系配管・弁の接続口への代替格納容器スプレイ冷却
系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長は，重大事故等対応要員に代替格納容器スプレ
イ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｂ系配管又は残留熱除去系
Ａ系配管を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却の準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却に必要な残留熱除去系Ｂ
系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
又は残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｂ）又は残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作スイッチを隔離する。
⑧運転員等は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却の準備が完了したことを報告する。
1.6－34

⑨発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却の系統構成を指示する。
⑩ ａ 残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁を開にする。
なお，電源が確保できない場合，運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁を開にする。
⑩ ｂ 残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁を開にする。
なお，電源が確保できない場合，運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁を開にする。
⑪運転員等は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却の系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長に代替格納容器スプレイ冷却系（可1.6－35

搬型）による原子炉格納容器内を冷却するための原子炉建屋原
子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長に代替格納容器スプレ
イ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却の準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長は，重大事故等対応要員に代替格納容器スプレ
イ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を開とし，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長に報告する。
⑰災害対策本部長は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却が開始されたことの確認を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の冷却が開始さ
1.6－36

れたことを低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用）の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の温度の低下及び原子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
⑳運転員等は中央制御室にて，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第 1.6－6 表）に従い，格納容器スプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，格納容器スプレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達した場合は，代替格納容器スプレ
イを停止し発電長に報告する。その後，格納容器スプレイ開始の判断基準（第 1.6－4 表）に再度到達し，サプレッション・
プール水位指示値が格納容器スプレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達していない場合は，代替格納容器スプレイを再開し発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから，代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：代替淡水貯槽）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：西1.6－37

側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，195分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：代替淡水貯1.6－38

槽）・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6
名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポン
プの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.6.4）(c)ⅰ)

消火系による原子炉格納容器内の冷却手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プ
ール冷却系），代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内の冷却ができず，格納容器スプレ
イ開始の判断基準に到達した場合において，ろ過水貯蔵タンク又は1.6－39

多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合。
ⅱ)

操作手順
消火系による原子炉格納容器内の冷却手順の概要は以下のとおり。
ただし，代替格納容器スプレイの停止及び再開は，格納容器スプレ
イ開始，停止の判断基準（第1.6－4表）に従い実施する。また，代替格納容器スプレイの制御は，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第1.6－6表）に従い実施する。
概要図を第1.6－14図に，タイムチャートを第1.6－15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉格納容器内の冷却の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉格納容器内の冷却に必要な残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉格納容器内の冷却に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に消火系による原子炉格納容器内の冷却の系統構成を指示する。
⑤運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉にする。
⑥運転員等は，発電長に消火系による原子炉格納容器内の冷却の系統構成が完了したことを報告する。
1.6－40⑦発電長は，運転員等に電動駆動消火ポンプ ※２ 又はディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，電動駆動消火ポンプ又はディーゼ
ル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示
値が 0.78MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等に消火系による原子炉格納容器内の冷却の開始を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開にする。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｐスプレイ弁を開にする。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の冷却が開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の温度の低下及び原子炉格納容
器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。なお，消火系による格納容器スプレイは，流量調整が不可能である。
⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第 1.6－6 表）に従い，連続スプレイによる格納容器スプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，格納容器
スプレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達した場合は，代替格納容器スプレイを停止し発電長に報告する。その後，格納容器スプレイ開始の判断基準（第 1.6－4 表）に再度到達し，サプレッション・プール水位指示値が格納容器スプレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達していない場合は，代替格納
1.6－41

容器スプレイを再開し発電長に報告する。
なお，代替格納容器スプレイ実施中に原子炉注水が必要となった場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｐスプ
レイ弁を閉にした後，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開にし，原子炉注水を実施する。
※2：常用電源が使用できる場合に，電動駆動消火ポンプを使用する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉格納容器内の冷却開始まで58分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.6.4）(d)ⅰ)

補給水系による原子炉格納容器内の冷却手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プ
ール冷却系），代替循環冷却系，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系により原子炉格納容器内の冷却ができず，格納容器
スプレイ開始の判断基準に到達した場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
補給水系による原子炉格納容器内の冷却手順の概要は以下のとお
1.6－42

り。ただし，代替格納容器スプレイの停止及び再開は，格納容器ス
プレイ開始，停止の判断基準（第1.6－4表）に従い実施する。また，代替格納容器スプレイの制御は，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第1.6－6表）に従い実施する。
概要図を第1.6－16図に，タイムチャートを第1.6－17図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系
による原子炉格納容器内の冷却の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉格納容器内の冷却に必要な残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替
え操作を実施し，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉格納容器内の冷却に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
④発電長は，災害対策本部長に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
⑤災害対策本部長は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑥重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施する。
⑦重大事故等対応要員は，災害対策本部長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。
⑧災害対策本部長は，発電長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを連絡する。
⑨発電長は，運転員等に補給水系による原子炉格納容器内の冷却1.6－43

の系統構成を指示する。
⑩運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系－消火系連絡ライン止め弁を開にする。
⑪運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉にする。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開にする。
⑬運転員等は，発電長に補給水系による原子炉格納容器内の冷却の系統構成が完了したことを報告する。
⑭発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が0.78MPa［gage］以上である
ことを確認した後，発電長に報告する。
⑯発電長は，運転員等に補給水系による原子炉格納容器内の冷却の開始を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｐスプレイ弁を開にする。
⑱運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の冷却が開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の温度の低下及び原子炉格
納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。なお，補給水系による格納容器スプレイは，流量調整が不可能である。
⑲運転員等は中央制御室にて，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第 1.6－6 表）に従い，連続スプレイによる格納容
1.6－44

器スプレイの制御を実施し発電長に報告する。また，格納容器スプレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達した場合は，代替格納容器スプレイを停止し発電長に報告する。その後，
格納容器スプレイ開始の判断基準（第 1.6－4 表）に再度到達
し，サプレッション・プール水位指示値が格納容器スプレイ
停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達していない場合は，代替格納容器スプレイを再開し発電長に報告する。
なお，代替格納容器スプレイ実施中に原子炉注水が必要となった場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｐスプ
レイ弁を閉にした後，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開にし，原子炉注水を実施する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施
した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉格納容器
内の冷却開始まで106分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.6.4）

ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プー
ル冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合にお1.6－45

いて，原子炉補機冷却水を通水後，ドライウェル内ガス冷却装置送風機を起動して原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
ドライウェル内ガス冷却装置送風機を停止している場合においても，
原子炉格納容器内への原子炉補機冷却水の通水を継続することにより，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルのコイル表面で蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
ⅰ)

手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プ
ール冷却系），代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合。

ⅱ)

操作手順
ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.6－18 図に，タイムチャートを第 1.6－19 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にドライウ
ェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱に必要な送風機，電動弁及び監視計
器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等にドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の系統構成を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉補機冷却水系隔離弁及びドライウェル内ガス冷却装置送風機原子炉補機冷却水系出入口弁
1.6－46

を開にし，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルへの冷却水
通水を開始する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置送風機の起動阻止信号が発信している場合は除外操作を実施する。
⑥運転員等は，発電長にドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の系統構成が完了したことを報告する。
⑦発電長は，運転員等にドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の開始を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置送風機を起動し，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉格納容器内の温度の上昇が緩和することを確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断してからドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱開始まで10分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｄ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択
フローチャートを第1.6－24図に示す。
重大事故等時において，原子炉格納容器内の冷却が必要な場合は，サプレッション・プールの水位上昇を抑制するため，内部水源であるサプ
レッション・プールを使用した設備を優先する。そのため，残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合，代替循環冷却系による
1.6－47

原子炉格納容器内の除熱を実施する。
代替循環冷却系が使用できない場合は，外部水源である代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却を実施する。内部水源を使用した設備が使用可能となったら，外部水源を使用した設備
から内部水源を使用した設備へ切り替える。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用できない場合は，消火系，補給水系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注
水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉格納容器内の冷却手段は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容
器内の冷却手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉格納容器内の冷却は，重大事故等対処設備
によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していな
い場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系による原子炉格納容器内の冷却ができない場合に実施する。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合は，原子炉補機冷却水を確保した後，ドライウェル
内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱を実施し，原子炉格納容
器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
（添付資料1.6.6，添付資料1.6.7）(2)

サポート系故障時の対応手順
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手順は以下のとおり。
1.6－48

ａ．復旧(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内の除熱
全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，常設代替
交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱を実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合
は，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱を実施する。
格納容器スプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，格納容器スプレイの起動／停止を行う。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ
先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ

２Ｃを優２Ｃの供給対象である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備として使用する常1.6－49

設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／
ＣからＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄの受電が完了し，格納容器ス

プレイ開始の判断基準に到達した場合において，サプレッション・
プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保し，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内の除熱手順の概要は以下のとおり。ただし，格納容器スプレ
イの停止及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－4表）に従い実施する（残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系による原子炉格納容器内の除熱手順も同様。）。
概要図を第1.6－20図に，タイムチャートを第1.6－21図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内の除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内の除熱に必要なポンプ，
電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等
により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動を指示
1.6－50

する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動
し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以
上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に格納容器スプレイ開始の判断基準（第1.6－4表）に従い格納容器スプレイ先を選択し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内の除熱の開始を指示する。
⑥ ａ Ｄ／Ｗスプレイの場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ
弁を開にする。
⑥ ｂ Ｓ／Ｐスプレイの場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ
弁を開にする。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイ
パス弁を閉にする。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の除熱が開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力の低下及び原子炉格納容器内の温度の低下により確認し，発電長に報告する。なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器スプレイは，流量調整が不可能である。
⑨運転員等は中央制御室にて，格納容器スプレイ停止の判断基準（第 1.6－4 表）に到達した場合は，格納容器スプレイを停止
し発電長に報告する。その後，格納容器スプレイ開始の判断基
準（第 1.6－4 表）に再度到達した場合は，格納容器スプレイ
1.6－51

を再開し発電長に報告する。
なお，格納容器スプレイ実施中に原子炉注水が必要となった場
合は，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｐスプレイ
弁を閉にした後，残留熱除去系Ａ系注入弁を開にし，原子炉注水を実施する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱開始まで7分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱
全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱機能が喪失した場
合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷
1.6－52

却水を確保し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を実施する。
また，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱機能が喪失した場合は，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・
プール水の除熱を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を給電することが可能となるＭ／Ｃ
先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ

２Ｃを優２Ｃの供給対象である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／
ＣからＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄの受電が完了し，サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェ
ンバ雰囲気温度指示値が82℃以上に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保し，サプレッション・プール水温度
指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度指示
1.6－53

値が82℃以上に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
（添付資料1.6.5）
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプ
レッション・プール水の除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系によるサプレッション・プール水の除熱手順も同様。）。
概要図を第1.6－22図に，タイムチャートを第1.6－23図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除
去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動
し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以
上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に残留熱除去系（サプレッション・プール
冷却系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱の開始を指示する。
1.6－54

⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系テスト弁を開にする。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイ
パス弁を閉にする。
⑧運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プール水の除熱が開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇及びサプレッ
ション・プール水の温度の低下により確認し，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル水の除熱開始まで3分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，残留熱除去系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択
フローチャートを第1.6－24図に示す。
全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備として使用する常設代
替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ
1.6－55

／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄを受電し，交流動力電源が確保され，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール冷却系）が復旧できる場合は，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプ
レッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱又はサプレッション・プール水の除熱を実施する。常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置によりＭ／Ｃ

２Ｃ及びＭ／Ｃ

電できない場合は，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」又は「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

２Ｄが受

代替格納容器スプレイ」の対応手段を実施する。
残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プ
ール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱又はサプレッション・プー
ル水の除熱を実施する。緊急用海水ポンプが使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱又はサプレッション・プール水の除熱を実施するが，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの運転に時間を要することから，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を並行して実施する。
なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・
プール水冷却系）の復旧ができない場合には，「1.6.1(2)ｂ．(a)ⅰ)
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」又は「1.6.1(2)ｂ．
(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を実施する。
（添付資料1.6.6，添付資料1.6.7）
1.6－56

1.6.2.3(1)

原子炉格納容器破損を防止するための対応手順

フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合に，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替循
環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を実施する。
格納容器スプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，格納容器スプレイの起動／停止を行う。
(a)ⅰ)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
手順着手の判断基準
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によりサプレッ
ション・プール水の除熱ができない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱手順については，「1.6.2.2（1）ａ．（a）代替循環冷却系によるサプレッ
ション・プール水の除熱」の操作手順と同様である。
なお，概要図は第1.6－6図，タイムチャートは第1.6－7図と同様
である。

ⅲ)

操作の成立性
代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱の操作の成立性については，「1.6.2.2（1）ａ．（a）代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱」の操作の成立性と同様である。

(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
1.6－57

ⅰ)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※３ において，残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）により原子炉格納容器内の除熱ができず，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達 ※４ した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
※3：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※4：「格納容器スプレイ開始の判断基準に到達」とは，格納容器
スプレイ開始の判断基準（第1.6－5表）に達した場合。

ⅱ)

操作手順
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.6.2.2(1)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」の操作手順と同様である。ただし，格納容器スプレイの停止
及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。また，格納容器スプレイの制御は，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第1.6－7表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6－8図，タイムチャートは第1.6－9図と同様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷
1.6－58

却系による原子炉格納容器内の除熱開始まで41分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内
ｂ．代替格納容器スプレイ
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失した場合に，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型），消火系及び補給水系による原子炉格納容器内の冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ開始後は，外部水源による格納容器スプレイでのサプレッション・プール水位の上昇を考慮し，代替格納容器スプレイの流量調整又は起動／停止を行う。
なお，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉格納容
器内の冷却手段は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器内の冷却手段と同時並行で準備を開始する。
(a)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却ⅰ)

手順着手の判断基準
1.6－59炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）により原子炉格納容器内の除熱ができず，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達した場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却手順については，「1.6.2.2(1)ｂ．(a)代替格納容器スプレ

イ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却」の操作手順と同様である。ただし，代替格納容器スプレイの停止及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。
代替格納容器スプレイの制御は，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第1.6－7表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6－10図，タイムチャートは第1.6－11図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却開始まで11分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）ⅰ)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系），代替格納容器ス
1.6－60

プレイ冷却系（常設），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により原子炉格納容器内の冷却ができず，格納容器スプレイ開始の判断
基準に到達した場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却手順については，「1.6.2.2(1)ｂ．(b)代替格納容器スプ

レイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）」の操作手順と同様である。ただし，代替格納容器スプレイの停止及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。代替格納容器スプレイの制御は，格納容器スプレイの制御に関する判断基準（第1.6－7表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6－12図，タイムチャートは第1.6－13図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから，代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：代替淡水貯槽）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：西1.6－61

側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，195分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポン
プの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.6.4）(c)ⅰ)

消火系による原子炉格納容器内の冷却手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ1.6－62

レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系），代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）及び代替循環冷却系により原子炉格納容器内の冷却ができず，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達した場合
において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合。
ⅱ)

操作手順
消火系による原子炉格納容器内の冷却手順については，「1.6.2.2(1)ｂ．(c)

消火系による原子炉格納容器内の冷却」の操作手順と同様である。ただし，代替格納容器スプレイの停止及び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6－14図，タイムチャートは第1.6－15図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉格納容器内の冷却開始まで58分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.6.4）(d)ⅰ)

補給水系による原子炉格納容器内の冷却手順着手の判断基準
1.6－63

炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系），代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設），代替循環冷却系及び消火系により原子炉格
納容器内の冷却ができず，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達した場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
補給水系による原子炉格納容器内の冷却手順については，「1.6.2.2(1)ｂ．(d)補給水系による原子炉格納容器内の冷却」の操作手順と同様である。ただし，代替格納容器スプレイの停止及
び再開は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6－16図，タイムチャートは第1.6－17図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応
を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施
した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉格納容器
内の冷却開始まで106分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.6.4）

ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容1.6－64

器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポンプが故障により機能喪失し，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合に，原子炉補機冷却水を通水
後，ドライウェル内ガス冷却装置送風機を起動して原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
ドライウェル内ガス冷却装置送風機を停止している場合においても，
原子炉格納容器内への原子炉補機冷却水の通水を継続することで，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルのコイル表面で蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
ⅰ)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）により原子炉格納容器内の除熱ができず，さらに代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合。

ⅱ)

操作手順
ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.6.2.2(1)ｃ．(a)ドライウェル内ガス冷却装置

による原子炉格納容器内の除熱」の操作手順と同様である。
なお，概要図は第 1.6－18 図，タイムチャートは第 1.6－19 図と同様である。
ⅲ)

操作の成立性
ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱の操作の成立性については，「1.6.2.2(1)ｃ．(a)ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱」の操作の成立性と同様である。
1.6－65

ｄ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択
フローチャートを第1.6－24図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，原子炉圧力容器内の圧力及び温度上昇を抑えるため，外部水源であるが冷却水が不要であり短時間に原子炉格納容器内の冷却を開始することが可能な代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内の冷却を実施する。
代替循環冷却系の冷却水が確保された場合は，サプレッション・プー
ル水の上昇を考慮するため，内部水源を使用した代替循環冷却系により原子炉格納容器内の除熱を開始し，外部水源を使用した代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却を停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び代替循環冷却系が使用できない場合は，消火系，補給水系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注
水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉格納容器内の冷却手段は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容
器内の冷却手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉格納容器内の冷却は，重大事故等対処設備
によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していな
い場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系による原子炉格納容器内の冷却ができない場合に実施する。
1.6－66代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱及び代替格納容器スプレイができない場合は，原子炉補機冷却水を確保した後，ドライウェル
内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱を実施し，原子炉格納容
器内の圧力及び温度の上昇を緩和する。
（添付資料1.6.6，添付資料1.6.7）(2)

サポート系故障時の対応手順
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系機能喪失時の対応手順は以下のとおり。
ａ．復旧(a)

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容
器内の除熱機能が喪失した場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去系海水ポンプ，緊急用
海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレ
イ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱を実施する。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプ
により冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱を実施する。
1.6－67

なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を供給することが可能となるＭ／Ｃ
先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ

２Ｃを優２Ｃの供給対象である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
炉心損傷を判断した場合において，全交流動力電源喪失時，常設
代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄの受電が完了し，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達した
場合で，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保
し，格納容器スプレイ開始の判断基準に到達した場合で，サプレッ
ション・プールの水位が確保されている場合。
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器
内の除熱手順については，「1.6.2.2(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱」の操作手順と同様である。ただし，格納容器スプレイの停止及び再開
は，格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（第1.6－5表）に従い実施する。
なお，概要図は第1.6－20図，タイムチャートは第1.6－21図と同様である。
1.6－68

ⅲ)

操作の成立性
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容
器内の除熱の操作の成立性については，「1.6.2.2(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱」の操作の成立性と同様である。
(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレ
ッション・プール水の除熱機能が喪失した場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）の電源を復旧するとともに，残留熱除去
系海水ポンプ，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル水の除熱を実施する。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
によるサプレッション・プール水の除熱機能が喪失した場合は，緊急用海水ポンプ又は代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替
注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱を実施する。
格納容器スプレイ開始後は，原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，格納容器スプレイの起動／停止を行う。
1.6－69なお，常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替
循環冷却系Ａ系へ電源を供給することが可能となるＭ／Ｃ
先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ

２Ｃを優２Ｃの供給対象である残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系を優先して使用する。
ⅰ)

手順着手の判断基準【全交流動力電源喪失時】
炉心損傷を判断した場合において，全交流動力電源喪失時，常設
代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２Ｄの受電が完了し，サプレッション・プール水温度指示値が32℃
以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が82℃以上に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
【残留熱除去系海水系機能喪失時】
炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保
し，サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上，又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が82℃以上に到達した場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
（添付資料1.6.5）
ⅱ)

操作手順
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱手順については，「1.6.2.2(2)ａ．(b)
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッ
1.6－70

ション・プール水の除熱」の操作手順と同様である。
なお，概要図は第1.6－22図，タイムチャートは第1.6－23図と同
様である。
ⅲ)

操作の成立性
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱の操作の成立性については，「1.6.2.2(2)ａ．(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱」の操作の成立性と同様である。
ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択
フローチャートを第1.6－24図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ

２Ｃ又はＭ／Ｃ

２

Ｄを受電し，交流動力電源が確保され，残留熱除去系（格納容器スプレ
イ冷却系又はサプレッション・プール冷却系）が復旧できる場合は，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱又はサプレッション・プール水の除熱を実施する。常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源
装置によりＭ／Ｃ

２Ｃ及びＭ／Ｃ「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)（ⅰ）

２Ｄが受電できない場合は，代替循環冷却系によるサプレッション・

プール水の除熱」，「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)（ⅱ）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」又は「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅱ)
スプレイ」の対応手段を実施する。
1.6－71

代替格納容器炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系海水系機能喪失時，緊急用海水ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール冷却系）による原子炉
格納容器内の除熱又はサプレッション・プール水の除熱を実施する。緊急用海水ポンプが使用できない場合は，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保し，残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱又はサプレッション・プール水の除熱を実施するが，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの運転に時間を要することから，「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を並行して実施する。
なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・
プール水冷却系）の復旧ができない場合には，「1.6.1(2)ｃ．(a)ⅰ)
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱」又は「1.6.1(2)ｃ．
(a)ⅱ)

代替格納容器スプレイ」の対応手段を実施する。
（添付資料1.6.6，添付資料1.6.7）

1.6.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順については，「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
1.6－72常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，ドライウェル内ガス冷却装置送風機，残留熱除去系ポンプ，電動弁及び監視計
器への電源供給手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.6－73

事故

第1.6－1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（1／36）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原子炉格納容器内の除熱）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系） による 原子炉格 納容 器内の除熱設計基準事 故対処 設備

－

対応
手段

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－74

対応手段，対応設備，手順書一覧（2／36）（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用するサプレッション・プール水の除熱）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「Ｓ／Ｐ温度制御」
等

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン ・プール冷 却系） によるサ プレ ッション・ プール 水の除熱

設計基準事 故対処 設備

－

対応
手段

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－75

対応手段，対応設備，手順書一覧（3／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「Ｓ／Ｐ温度制御」
等
サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱①

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－76

対応手段，対応設備，手順書一覧（4／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「Ｓ／Ｐ温度制御」
等
サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱②

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－77

対応手段，対応設備，手順書一覧（5／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

重大事故等 対処設 備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器

主要設備
※２

重大事故等 対処設 備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ

関連設備

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱③

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－78

対応手段，対応設備，手順書一覧（6／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替循環冷 却系に よる原子炉格 納容器内の 除熱①

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－79

対応手段，対応設備，手順書一覧（7／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器内の 除熱②

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－80対応手段，対応設備，手順書一覧（8／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

整備する手順書※１

対応設備

重大事故等 対処設 備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器

主要設備
※２

重大事故等 対処設 備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ

関連設備

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器内の 除熱③

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－81

対応手段，対応設備，手順書一覧（9／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

常設低圧代替注水系ポンプ

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁
残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設備

主要設備

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（ 常設）によ る 原子 炉格納容 器 内 の冷却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－82

対応手段，対応設備，手順書一覧（10／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

可搬型代替注水中型ポンプ ※３
可搬型代替注水大型ポンプ ※３

重大事故等 対処設 備

関連設備

西側淡水貯水設備 ※３
代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁
残留熱除去系配管・弁・スプレイヘ
ッダ
ホース
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設備

主要設備

代替格納容 器スプ レイ冷却 系（ 可搬型）に よる原 子炉格納 容器 内の冷却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－83

対応手段，対応設備，手順書一覧（11／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

電動駆動消火ポンプ
ディーゼル駆動消火ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領

自主対策設 備

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

消火系による原子炉格納容 器内の冷却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－84

対応手段，対応設備，手順書一覧（12／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

復水移送ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領

自主対策設 備

復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

補給水系に よる原 子炉格納 容器 内の冷却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－85

対応手段，対応設備，手順書一覧（13／36）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

ドライウェル内ガス冷却装置送風機
ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル

重大事故等 対処設備

関連設備

原子炉格納容器
非常用交流電源設備※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

自主対策設 備主要設備

ドラ イウ ェ ル 内ガス 冷 却装置 に よる 原 子炉 格納容器 内の除熱

フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「Ｄ／Ｗ温度制御」
等※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－86

対応手段，対応設備，手順書一覧（14／36）（炉心損傷前のサポート系故障時）

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系） 復旧後 の原子炉 格納 容器 内の除 熱①

分類※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－87

対応手段，対応設備，手順書一覧（15／36）（炉心損傷前のサポート系故障時）

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系） 復旧後 の原子炉 格納 容器 内の除 熱②

分類※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－88

対応手段，対応設備，手順書一覧（16／36）（炉心損傷前のサポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大 事故等 対処設 備

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器

主要設備

残留熱除去系海水系

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「ＰＣＶ圧力制御」
等
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系） 復旧後 の原子炉 格納 容器内の除 熱③サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－89

対応手段，対応設備，手順書一覧（17／36）（炉心損傷前のサポート系故障時）

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「Ｓ／Ｐ温度制御」
等
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン ・プール冷 却系） 復旧後の サプ レッション ・プー ル水の除 熱①

分類※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－90対応手段，対応設備，手順書一覧（18／36）（炉心損傷前のサポート系故障時）

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「Ｓ／Ｐ温度制御」
等
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン ・プール冷 却系） 復旧後の サプ レッション ・プー ル水の除 熱②

分類※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－91

対応手段，対応設備，手順書一覧（19／36）（炉心損傷前のサポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大 事故等 対処設 備

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器

主要設備

残留熱除去系海水系

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
格納容器制御「Ｓ／Ｐ温度制御」
等
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン ・プール冷 却系） 復旧後の サプ レッション ・プー ル水の除 熱③サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－92

対応手段，対応設備，手順書一覧（20／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大 事故等 対処設 備

主要設備

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱①

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－93

対応手段，対応設備，手順書一覧（21／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大 事故等 対処設 備

主要設備

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱②

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－94

対応手段，対応設備，手順書一覧（22／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設 備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器

主要設備

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱③

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－95

対応手段，対応設備，手順書一覧（23／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大 事故等 対処設 備

主要設備

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器内の 除熱①

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
不測事態「ＡＭ初期対応」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－２」，「除熱－３」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－96

対応手段，対応設備，手順書一覧（24／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等対処設 備

主要設備

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器内の 除熱②

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
不測事態「ＡＭ初期対応」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－２」，「除熱－３」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－97

対応手段，対応設備，手順書一覧（25／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

重大事故等 対処設 備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備関連設備

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器内の 除熱③

フロントラ イン系 故障

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設 備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
不測事態「ＡＭ初期対応」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－２」，「除熱－３」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－98

対応手段，対応設備，手順書一覧（26／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

常設低圧代替注水系ポンプ

重大事故等 対処設備

関連設備

代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁
残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設備

主要設備

代替格納容 器スプレイ冷却系 （ 常設）によ る原子炉 格納容器 内 の冷却

フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
不測事態「ＡＭ初期対応」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－２」，「除熱－３」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－99

対応手段，対応設備，手順書一覧（27／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

可搬型代替注水中型ポンプ ※３
可搬型代替注水大型ポンプ ※３

重大事故等 対処設 備

関連設備

西側淡水貯水設備 ※３
代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁
残留熱除去系配管・弁・スプレイヘ
ッダ
ホース
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

代替格納容 器スプレイ冷却 系（ 可搬型）に よる原 子炉格納 容器 内の冷却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－２」，「除熱－３」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－100

対応手段，対応設備，手順書一覧（28／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

電動駆動消火ポンプ
ディーゼル駆動消火ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－２」，「除熱－３」
重大事故等対策要領

自主対策設 備

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

消火系による原子炉格納容 器内の冷却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－101

対応手段，対応設備，手順書一覧（29／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

復水移送ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－２」，「除熱－３」
重大事故等対策要領

自主対策設 備

復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレ
イヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ
・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

補給水系に よる原 子炉格納 容器 内の冷却

フロントラ イン系 故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－102

対応手段，対応設備，手順書一覧（30／36）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

ドライウェル内ガス冷却装置送風機
ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」

重大事故等 対処設備

関連設備

原子炉格納容器
非常用交流電源設備※４・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・２Ｃ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ・２Ｄ 非常用ディーゼル発電機
燃料移送ポンプ

自主対策設 備主要設備

ドラ イウ ェ ル 内ガス 冷 却装置 に よる 原 子炉 格納容器 内の除熱

フロントラ イン系故 障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）
ポンプ

対応
手段

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－103

対応手段，対応設備，手順書一覧（31／36）（炉心損傷後のサポート系故障時）

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系） 復旧後 の原子炉 格納 容器 内の除 熱①

分類

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－104

対応手段，対応設備，手順書一覧（32／36）（炉心損傷後のサポート系故障時）

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系） 復旧後 の原子炉 格納 容器 内の除 熱②

分類

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－105

対応手段，対応設備，手順書一覧（33／36）（炉心損傷後のサポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器

主要設備

残留熱除去系海水系

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレー
ナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系） 復旧後 の原子炉 格納 容器内の除 熱③サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－106

対応手段，対応設備，手順書一覧（34／36）（炉心損傷後のサポート系故障時）

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２

重大事故等 対処設 備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（サプレッシ ョン ・プール冷 却系） 復旧後の サプ レッション ・プー ル水の除 熱①

分類

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－107対応手段，対応設備，手順書一覧（35／36）（炉心損傷後のサポート系故障時）

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２

重大 事故等 対処設 備
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ

重大事故等 対処設 備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

対応
手段

主要設備

サポート系 故障

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去 系（サプレッシ ョン ・プール冷 却系） 復旧後の サプ レッション ・プー ル水の除 熱②

分類

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－108対応手段，対応設備，手順書一覧（36／36）（炉心損傷後のサポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

重大事故等 対処設 備

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）
残留熱除去系熱交換器

主要設備

残留熱除去系海水系

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱－１」，「除熱－３」
重大事故等対策要領

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
常設代替交流電源設備 ※４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送
ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去 系（ サ プレッシ ョン ・プール冷 却系） 復旧後 の サプ レッション ・プー ル水 の除 熱③サポート系 故障

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.6－109

第 1.6－2 表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.6.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(1)

監視パラメータ（計器）

残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－110

監視計器一覧（2／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.6.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(2)

監視パラメータ（計器）操作

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール水の除熱

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－111

監視計器一覧（3／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱

判断基準

(a)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱操作

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系ポンプ入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ出口流量
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－112

監視計器一覧（4／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱

判断基準

(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１
サプレッション・プール水温度 ※１

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１
代替循環冷却系ポンプ入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

操作

原子炉格納容器内の圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－113

監視計器一覧（5／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

判断基準

(a)

代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器内の冷却操作

原子炉格納容器内の圧力

サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－114

監視計器一覧（6／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

判断基準

(b)

代替格納容器スプ
レイ冷却系（可搬型）による原子炉
格納容器内の冷却（淡水／海水）操作

原子炉格納容器内の圧力

サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用） ※１

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－115

監視計器一覧（7／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

判断基準

(c)

消火系による原子炉格納容器内の冷却

操作

原子炉格納容器内の圧力

サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－116

監視計器一覧（8／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

判断基準

(d)

補給水系による原
子炉格納容器内の冷却操作

原子炉格納容器内の圧力

サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－117

監視計器一覧（9／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

判断基準

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用） ※１(a)

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－118

監視計器一覧（10／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(a)

残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量 ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）※１

緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力 1 号線電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」
を「Ｐ／Ｃ」という。）電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－119

監視計器一覧（11／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧
後のサプレッション・プール水の除熱

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力 1 号線電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量 ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）※１

緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１
サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１

操作

水源の確保

※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－120

監視計器一覧（12／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱

判断基準

(a)

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系ポンプ入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ出口流量
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－121

監視計器一覧（13／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱

判断基準

(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の除熱

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１
サプレッション・プール水温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１
代替循環冷却系ポンプ入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－122

監視計器一覧（14／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

判断基準

(a)

代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器内の冷却操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－123

監視計器一覧（15／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

判断基準

(b)

代替格納容器スプ
レイ冷却系（可搬型）による原子炉
格納容器内の冷却（淡水／海水）操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用） ※１

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－124

監視計器一覧（16／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

判断基準

(c)

消火系による原子炉格納容器内の冷却

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－125

監視計器一覧（17／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ

判断基準

(d)

補給水系による原
子炉格納容器内の冷却操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン） ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－126

監視計器一覧（18／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

判断基準

(a)

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量 ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用） ※１
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用） ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－127

監視計器一覧（19／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(a)

残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量 ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）※１

緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力１号線電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－128

監視計器一覧（20／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(b)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧
後のサプレッション・プール水の除熱

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力１号線電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量 ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）※１

緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１

操作

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6－129

第 1.6－3 表

審査基準における要求事項毎の給電対象設備
供給対象設備

給電元
給電母線

常設低圧代替注水系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ低圧代替注水系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）

対象条文

弁

代替格納容器スプレイ冷却系【1.6】
原子炉格納容器内の冷却等のための手順等弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

代替循環冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

残留熱除去系

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

弁

1.6－130

第 1.6－4 表

格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（炉心の著しい損傷防止のための対応）
代替循環冷却系による格納容器
スプレイ ※３（内部水源）

代替格納容器スプレイによる
格納容器スプレイ（外部水源）

ドライウェル圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で，原子炉水位（広帯域）指示
値で-3,800mm 未満を経験し原子炉水位（燃料域）指示値で-1,067mm 以上に維持されている場合Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ－－

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で,24 時間継続した
場合

Ｓ／Ｐ

－

－

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 98kPa［gage］以上で，24 時間継続した
場合

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ－－

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ

Ｄ／Ｗ－

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）以上の場合 ※１

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃に近接した場合

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

サプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が 104℃に近接した場合

Ｓ／Ｐ－

Ｓ／Ｐ ※４

サプレッション・プール水位指示値が＋6.0m に近接した場合

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

格納容器スプレイ開始の判断基準

炉心の著し い損傷防 止のため の 対応

圧力制御

格納容器スプレイ停止の判断基準

圧力制御・ 温度制御 ・水位制 御残留熱除去系
による格納容器
スプレイ（内部水源）

以下のいずれかの条件でスプレイを停止する。
・サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合・ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度指示値が 65℃以下かつドライウェル雰囲気
温度指示値が 66℃以下
・サプレッション・チェンバ雰囲気指示値が 82℃未満まで低下した場合
・サプレッション・プール水位指示値が＋6.5m 以上の場合

温度制御

水位制御 ※２※1：残留熱除去系（低圧注水系）が起動し原子炉の冷却を実施している場合は，原子炉の冷却を優先するが，サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）を超える場合は，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉の冷却を停止し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器スプレイを実施することにより，原子炉格納容器の健全性を維持する。
※2：原子炉冷却材喪失時，真空破壊弁の機能喪失前に原子炉格納容器内の圧力を低下させ，ドライウェルとサプレッション・チェンバの圧力を平衡にする。
※3：代替循環冷却系は，Ｄ／Ｗのみ格納容器スプレイを実施する。残留熱除去系におけるＳ／Ｐスプレイの流量配分は，系統全流量に対して 5％相当であり，残留熱除去系よりも系統流量が少ない代替循環冷却系にてＳ／Ｐスプレイを実施してもスプレイによる除熱効果
は低く，また，代替循環冷却系はサプレッション・プールを循環することでサプレッション・プール水の除熱が可能であることから，Ｓ／Ｐスプレイを設計上考慮していない。
※4：消火系及び補給水系による代替格納容器スプレイに限る。

1.6－131

第 1.6－5 表

格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（原子炉格納容器破損を防止するための対応）

格納容器スプレイ開始の判断基準

内部水源

代替格納容 器スプレ イによる格納容器ス プレイ

外部水源

残留熱除去 系による格納容器ス プレイ

内部水源

ＡＭ初期対 応・除熱 ―１・除 熱 ―３

格納容器 破 損を 防止 する ため の 対応

代 替 循 環冷 却系に よ る
格納容器ス プレイ

代替循環冷却系

格納容器
スプレイ流量（m ３ ／h）[最大流量]

圧力容器
破損前

圧力容器
破損後

格納容器スプレイ停止の判断基準

150

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合

炉心損傷した場合

ドライウェル圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で，原子炉水位（燃料域）指示
値で-1,067mm 以上に維持できず，炉心損傷した場合，原子炉水位（燃料域）指
示値で-1,067mm まで水位が回復した場合
代替格納容器スプレイ（常設）
代替格納容器スプレイ（可搬型）（自主対策設備：消火系，補給水系）

炉心損傷した場合

130

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

サプレッション・プール水位指示値が＋6.5m 以上の場合ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃未満及び原子炉圧力容器が健全である
時，内部水源による格納容器スプレイが開始された場合ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合

残留熱除去系

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合①，②は優先順位を示す。

1.6－132

1,690

①Ｓ／Ｐ
②Ｄ／Ｗ

①Ｄ／Ｗ
②Ｓ／Ｐ

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合

第 1.6－6 表

格納容器スプレイの制御に関する判断基準（炉心の著しい損傷防止のための対応）

手段

制御

手順書

外部水源

代替格納容器スプレイ（常設）
代替格納容器スプレイ（可搬型）（自主対策設備：消火系，補給水系）

制御停止の判断基準

格納容器
スプレイ流量（m３ ／h）

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）以上の場合→

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合

150

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）以上の場合

サプレッション・チェンバ圧力指示値 279kPa［gage］（0.9Pd）～217kPa［gage］（0.7Pd）

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 217kPa［gage］（0.7Pd）未満まで低下した場合
又は格納容器スプレイ流量が 102 m３ ／h 未満になった場合

130～102（130※２ ）格納容器圧 力制御

内部水源

代替格納容 器スプレ イによる格納容器ス プレイ ※ １

圧力制御

代替循環冷 却系によ る
格納容器ス プレイ

代替循環冷却系

制御範囲 ※１

制御開始の判断基準※1：制御範囲内でスプレイ流量を調整しながら連続スプレイを実施する。なお，消火系及び補給水系による代替格納容器スプレイはスプレイ流量の調整ができないため，間欠スプレイにて実施する。
※2：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）は，格納容器スプレイ流量を 130m ３ ／h 一定流量で格納容器スプレイを実施する。

1.6－133

第 1.6－7 表

格納容器スプレイの制御に関する判断基準（原子炉格納容器破損を防止するための対応）
制御

内部 水 源

制御開始の判断基準

格納容器
スプレイ流量（m３ ／h）[最大流量]

制御範囲 ※２

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェ
ンバ圧力指示値が 465kPa［gage］（1.5Pd）
以上の場合

150

→

ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃以上
の場合

250

代替循環冷却系

除熱―１・ ３

代替格納容器スプレイ（常設）
代替格納容器スプレイ（可搬型）（自主対策設備：消火系，補給水系）

除熱―２

外部水源

除熱―２

代替格納容 器スプレ イによる格納容器ス プレイ

格納容器ス プレイ流 量制御

代 替 循 環冷 却系に よ る
格納容器ス プレイ

手順書

除熱―１・ ３

手段

原子炉圧力容器破損

ドライウェル雰囲気温度指示値 171℃～151℃

250→

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェ
ンバ圧力指示値が 465kPa［gage］（1.5Pd）
以上の場合

130

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力
指示値 465kPa［gage］（1.5Pd）～400kPa［gage］（1.3Pd）

ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃以上
の場合

300

ドライウェル雰囲気温度指示値 171℃～151℃

原子炉圧力容器破損

300→※1：追加起動時※2：制御範囲内でスプレイ流量を調整しながら連続スプレイを実施する。なお，消火系及び補給水系による代替格納容器スプレイはスプレイ流量の調整ができないため，間欠スプレイにて実施する。
※3：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）は，格納容器スプレイ流量を 130m ３ ／h 一定流量で格納容器スプレイを実施する。

1.6－134

制御停止の判断基準

格納容器
スプレイ流量（m３ ／h）

サプレッション・チェンバ圧力指示値が13.7kPa［gage］未満まで低下した場合

停止

代替循環冷却系による原子炉注水ができる場合に，ドライウェル圧力，サプレッション・チェ
ンバ圧力及びドライウェル雰囲気温度が下降傾向に転じた場合150

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が 435kPa［gage］（1.4Pd）未満まで低下した場合又は格納容器スプレイ流量
102 m３ ／h 未満になった場合

130～102（130※３ ）代替循環冷却系による原子炉注水ができる場合に，ドライウェル圧力，サプレッション・チェ
ンバ圧力及びドライウェル雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

130（停止 ※１ ）（凡例）：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

原子 炉格 納 容器 内の 冷却 機 能喪 失：フロントライン系：サポート系

④－2

④－1

③

⑥

⑤

⑦

④－2

④－1

配管 故障

③

②

①

⑦

⑥

⑤

④－2

⑦

④－1

③

⑥

⑤

＜配 管範 囲 ＞
サプ レッ シ ョン ・プ ール 出 口～各 ポン プ 入口 弁ま で
④－2

③

⑦

②

⑥

①

①

②

配管 ・弁 故 障

⑤

⑦

④－1

サプ レッ シ ョン ・プ ール
配管 ・弁 故 障及び及び

熱交 換器 破 損

熱交 換器 破 損

＜配 管範 囲 ＞
残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ） 出口 逆止 弁
～原 子炉 格 納容 器ま で

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ａ ）機能 喪失

＜配 管範 囲 ＞
残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ） 出口 逆止 弁
～原 子炉 格 納容 器ま で

残留 熱除 去 系ポ ンプ （Ｂ ）
機能 喪失

※1

※1

ポン プ周 り故障

スト レー ナ
詰ま り

起動 操作 失 敗

配管 故障
＜配 管範 囲 ＞
各ポ ンプ 入 口弁
～各 ポン プ 出口 逆止 弁ま で

自動 起動
信号 故障

①

代替循環冷却系によるサプレッション・
プール水の除熱
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ②

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ③

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動源喪 失(交流電 源)

電源 喪失(直流 電 源)

※2

※5

※4

手動

代替格 納容器スプレイ冷却系（常設 ）による原子炉格納容器内の冷却・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽④－1

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却【残留熱除去系Ａ系配管使用時】
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽⑤ 消火系による原子炉格納容器内の冷却・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク④－2⑥ 補給水系による原子炉格納容器内の冷却・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却【残留熱除去系Ｂ系配管使用時】
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽第 1.6－1 図

機能喪失原因対策分析（1／2）
1.6－135⑦

ドライ ウェル内ガス冷却装置による 原子炉格納容器内の除熱
・ドライウェル内ガス冷却装置送風機
・ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル

（略語）

（凡例）
：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応

Ｍ／Ｃ：メタルクラッド開閉装置：OR 条件：サポート系の代替設備・手段による対応

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ⑦ 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱【全交流動力電源喪失時】・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ：フロントライン系：サポート系

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失⑩

⑧ 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱【残留熱除去系海水系機能喪失時】・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ⑧※2

残留熱除 去 系海 水ポ ンプ
機能 喪失

配管 故障

⑨

残 留 熱 除 去 系 （ サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 冷却 系 ） 復 旧 後 の サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ
ール水の除熱【全交流動力電源喪失時】・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ＜配 管範 囲 ＞
ポン プ出 口 ～放 水路 まで

ポン プ周 り故障

スト レー ナ
詰ま り

弁故 障

起動 操作 失 敗

自動 起動
信号 故障

駆動 源喪 失(交流 電 源)

電源 喪失
(直流 電 源)

※5

※4

⑩

残 留 熱 除 去 系 （ サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 冷却 系 ） 復 旧 後 の サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ
ール水の除熱【残留熱除去系海水系機能喪失時】・残留熱除去系ポンプ（海水冷却）・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ

手動

電源 喪失
(直流 電 源)駆動 源喪 失(交流 電 源)

※4

※3

Ｍ／ Ｃ
機能 喪失

⑨

配電 盤
機能 喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

⑦

※5

蓄電 池
機能 喪失

交流 電源 喪 失
外部 電源 系
故障

充電 装置 故 障非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機故 障※3

第 1.6－1 図

機能喪失原因対策分析（2／2）
1.6－136

凡例
ポンプ

操作手順
④

ａ※１

弁名称

，④
，
⑦ ，⑦ ※２

残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁④ ｂ ，⑦ ※３

残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ弁⑤

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁※４

残留熱除去系Ａ系注入弁

⑦
記載例

電動駆動

AO

空気駆動

弁

ａ※２

※１

MO

逆止弁

冷却水

○
：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.6－2 図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱概要図

1.6－137

※1：残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内の除熱を示す。また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系による原子炉格納容器内の除熱については，除熱開始まで 7 分以内と想定する。

第1.6－3図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱タイムチャート

1.6－138

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

操作手順

逆止弁

弁名称

④

残留熱除去系Ａ系テスト弁⑤

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

記載例

冷却水

○ ：操作手順番号を示す。

第 1.6－4 図

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプ
レッション・プール水の除熱
1.6－139

概要図※1：残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱を示す。また，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系によるサプレッション・プール水の除熱については，
除熱開始まで 3 分以内と想定する。

第1.6－5図

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッ
ション・プール水の除熱

タイムチャート

1.6－140

凡例
ポンプ
MO

AO

操作手順
⑥

※１

弁名称

弁

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁⑥ ※３

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁⑥ ※４

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

⑦

⑦ ※２
記載例

空気駆動

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁

⑥ ※２

※１

電動駆動

逆止弁

冷却水

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁
設計基準対象施設から追加した箇所

代替循環冷却系Ａ系テスト弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6－6図

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

1.6－141

概要図※1：代替循環冷却系Ａ系によるサプレッション・プール水の除熱を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系によるサプ
レッション・プール水の除熱については，除熱開始まで 24 以内と想定する。

第1.6－7図

代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱
チャート

1.6－142

タイム

凡例
ポンプ

操作手順
⑥ ※１
⑥

⑦

⑦

※１

※２

，⑫

記載例

空気駆動

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁
残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

逆止弁

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁※４⑫ ※１ ，⑫ ※２
⑫ ※３

AO

弁

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁

⑥ ※３
⑥

電動駆動

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁

※２

※４

弁名称

MO

冷却水

代替循環冷却系Ａ系テスト弁
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁

設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6－8図

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
1.6－143

概要図※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の除熱を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉格納容
器内の除熱については，除熱開始まで 41 以内と想定する。

第1.6－9図

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱

1.6－144

タイムチャート1.6－145

代替格納容器スプレイ注水弁

⑪

，⑪

⑧
※１

※３
※２

操作手順

残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

代替格納容器スプレイ流量調整弁

弁名称

第1.6－10図

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

⑧

記載例

常設低圧代替注水系系統分離弁

※２

⑧

弁名称

※１

操作手順

空気駆動

AO

概要図

設計基準対象施設から追加した箇所

ホース

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

MO

凡例

第1.6－11図

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却タイムチャート

1.6－146

1.6－147
⑩
⑯

，⑩

ｂ※２

操作手順
ｂ※１

第1.6－12図

弁名称
原子炉建屋西側接続口の弁，高所西側接続口の弁，高所東側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁

残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

代替格納容器スプレイ流量調整弁

記載例⑩ ａ※４ ，⑩ ｂ※４

残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

代替格納容器スプレイ注水弁

，⑩

弁名称

⑩ ａ※３ ，⑩ ｂ※３

⑩

ａ※２

操作手順

ａ※１

空気駆動

AO

概要図

設計基準対象施設から追加した箇所

ホース

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

第1.6－13図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）

タイムチャート（1／4）

1.6－148

第1.6－13図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）

タイムチャート（2／4）

1.6－149

第1.6－13図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）

タイムチャート（3／4）

1.6－150

第 1.6－13 図

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）

タイムチャート（4／4）

1.6－151

凡例
ポンプ

操作手順
⑤
⑩

※１

補助ボイラ冷却水元弁，⑩※２⑪ ※１ ，⑪ ※２ ，⑬ ※１ ，⑬ ※２
⑪，⑬
⑬
記載例

弁名称

※３

※４

MO

電動駆動

AO

空気駆動

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁
残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

弁

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｐスプレイ弁
逆止弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6－14図

消火系による原子炉格納容器内の冷却1.6－152

概要図

第1.6－15図

消火系による原子炉格納容器内の冷却1.6－153

タイムチャート

凡例
ポンプ
操作手順

弁名称

⑩ ※１ ，⑩ ※２

補給水系－消火系連絡ライン止め弁

⑪
⑫

※１

補助ボイラ冷却水元弁，⑫※２⑰ ※１ ，⑰ ※２ ，⑲ ※１ ，⑲ ※２
⑰，⑲
⑲
記載例

※３

※４

MO

電動駆動

AO

空気駆動

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁
残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

弁

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｐスプレイ弁
逆止弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6－16図

補給水系による原子炉格納容器内の冷却1.6－154

概要図

第 1.6－17 図

補給水系による原子炉格納容器内の冷却1.6－155

タイムチャート1.6－156※５

原子炉補機冷却水系隔離弁

弁名称④ ，④ ，④ ※８ ，④ ※１０

※６

操作手順
※４

第 1.6－18 図

弁名称

冷却水

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱

概要図

ドライウェル内ガス冷却装置送風機原子炉補機冷却水系出口弁④ ，④ ，
ドライウェル内ガス冷却装置送風機原子炉補機冷却水系入口弁④ ※７ ，④ ※９
記載例 ○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

※３④ ※１ ，④ ※２

操作手順

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

第 1.6－19 図

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱タイムチャート

1.6－157

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁⑥ ｂ ，⑨ ※３

残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ弁

⑨ ※４
記載例

電動駆動

AO

空気駆動

弁

⑥ ａ※１ ，⑥ ａ※２ ，⑨ ※１ ，⑨ ※２
⑦

MO

逆止弁

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁
冷却水

残留熱除去系Ａ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.6－20図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱概要図

1.6－158

※1：残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系復旧後の原子炉格納容器内の除熱を示す。また，残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系復旧後の原子炉格納容器内の除熱については，除熱開始まで 7 分以内と想定する。

第1.6－21図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱タイムチャート

1.6－159

凡例
ポンプ

操作手順

電動駆動

AO

空気駆動

弁

弁名称

⑥

残留熱除去系Ａ系テスト弁⑦

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

記載例

MO

逆止弁

○ ：操作手順番号を示す。
冷却水

第 1.6－22 図

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

1.6－160

概要図※1：残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系復旧後のサプレッション・プール水の除熱を示す。また，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系復旧後のサプレッション・プール水の除熱については，除熱開始まで 3 分以内と想定する。

第 1.6－23 図

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

1.6－161

タイムチャート第 1.6－24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／6）
1.6－162

第 1.6－24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／6）
1.6－163

1.6－164

原子炉格納容器内の冷却

Yes

原子 炉格 納
容器 内の
除熱 成功

代替 循環 冷 却系によ る原 子 炉格 納容
器内 の除 熱①（4／6）よりNo

可搬 型代 替 注水 中型 ポン
プ又 は可 搬 型代 替注 水大型ポ ンプ 準 備 ※ １Yes

原子 炉格 納
容器 内の
冷却 成功

消火 系に よ る
原子 炉格 納 容器 内の 冷却

Yes

No

No

Yes

原子 炉格 納
容器 内の
冷却 成功

補給 水系 に よる
原子 炉格 納 容器 内の 冷却

重大 事故 等 対処 設備 によ る
プラント の 安全 性に 関す る 機能 が損 な
われ る火 災 の発 生な し

No

Yes

原子 炉格 納
容器 内の
冷却 成功

代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系(可搬 型)によ る
原子 炉格 納 容器 内の 冷却

ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却装置 によ る
原子 炉格 納 容器 内の 除熱

原子 炉補 機 冷却 水系によ る冷 却 水確 保No

：重大事故等対処設備：判断：操作・確認：プラント状態（凡例）

第 1.6－24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／6）※1：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却と同時並行で開始し，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順に従い，代替格納容器スプレ
イ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。

Yes

原子 炉格 納
容器 内の
冷却 成功

代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系(常設 )に よる
原子 炉格 納 容器 内の 冷却No②（4／6）よりフロントライン系故障時の対応手段の選択

原子 炉格 納 容器 内の冷却 機能 喪 失(1)

炉心の著しい損傷防止のための対応手順

1.6－165

(2)

No

No

第 1.6－24 図

原子炉格納容器内又はサプレッション・プール水の除熱

Yes

原子 炉格 納 容器 内又はサ プレ ッ ショ ン・プー ル水 の 除熱 成功

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
又はサプレッション・プール冷却系）復旧後の原子炉格納容器内又はサプレッション・プール水の除熱

Yes

緊急 用Ｍ ／ Ｃか ら
Ｍ／ Ｃ ２ Ｃ， ２Ｄ
受電 可能

常設代替交流電源設備により緊急用Ｍ／Ｃ受電

全交流動力電源喪失

サポート系故障時の対応手段の選択

炉心の著しい損傷防止のための対応手順

原子炉格納容器内又はサプレッション・プール水の除熱

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（4／6）①（3／6）へYes

原子 炉格 納 容器 内又はサ プレ ッ ショ ン・プー ル水 の 除熱 成功

NoNo

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
又はサプレッション・プール冷却系）復旧後の原子炉格納容器内又はサプレッション・プール水の除熱

Yes

冷却水確保可能

緊急用海水系による冷却水確保

残留熱除去系海水系機能喪失①（3／6）へ

代替残留熱除去系海水系による冷却水確保②（3／6）へ

：重大事故等対処設備：判断：操作・確認：プラント状態（凡例）1.6－166

原子炉格納容器内の冷却

Yes

原子 炉格 納
容器 内の
冷却 成功

代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系(常設 )に よる
原子炉格 納 容器 内の 冷却③（6／6）より原子 炉格 納 容器 内の冷却 機能 喪 失Yes

原子 炉格 納
容器 内の
除熱 成功

代替 循環 冷 却系によ る原 子 炉格 納容 器
内の 除熱

No

Yes

原子 炉格 納
容器 内の
冷却 成功

消火 系に よ る
原子 炉格 納 容器 内の 冷却

Yes

Yes

原子 炉格 納
容器 内の
冷却 成功

補給 水系 に よる
原子 炉格 納 容器 内の 冷却

No

No

No

Yes

原子 炉格 納
容器 内の
冷却 成功

代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系(可搬 型)によ る
原子 炉格 納 容器 内の 冷却No

ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却装置 によ る
原子 炉格 納 容器 内の 除熱

原子 炉補 機 冷却 水系によ る冷 却 水確 保：重大事故等対処設備：判断：操作・確認：プラント状態（凡例）

第 1.6－24 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（5／6）※1：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却と同時並行で開始し，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順に従い，代替格納容器スプレ
イ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。
※2：炉心損傷により屋外放射線量が高い場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を実施する。

No

可搬 型代 替 注水 中型 ポン
プ又 は可 搬 型代 替注 水大型ポ ンプ 準 備 ※ １ ， ※ ２

重大 事故 等 対処 設備 によ る
プラ ント の 安全 性に 関す る 機能 が損 な
われ る火 災 の発 生な しフロントライン系故障時の対応手段の選択

炉心の著 し い損 傷が 発生(1)

原子炉格納容器破損を防止するための対応手順

1.6－167(2)

原子炉格納容器内又はサプレッション・プール水の除熱

Yes

原子 炉格 納 容器 内又はサ プレ ッ ショ ン・プー ル水 の 除熱 成功

NoNo

第 1.6－24 図

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
又はサプレッション・プール冷却系）復旧後の原子炉格納容器内又はサプレッション・プール水の除熱

Yes

緊急 用Ｍ ／ Ｃか ら
Ｍ／ Ｃ ２ Ｃ， ２Ｄ
受電 可能

常設代替交流電源設備により緊急用Ｍ／Ｃ受電

全交流動力電源喪失

炉心 の著 し い損 傷が 発生

サポート系故障時の対応手段の選択

No

原子炉格納容器内又はサプレッション・プール水の除熱

Yes

原子 炉格 納 容器 内又はサ プレ ッ ショ ン・プー ル水 の 除熱 成功

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
又はサプレッション・プール冷却系）復旧後の原子炉格納容器内又はサプレッション・プール水の除熱

Yes

冷却水確保可能

緊急用海水系による冷却水確保

残留熱除去系海水系機能喪失

炉心 の著 し い損 傷が 発生

No

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（6／6）③（5／6）へ

原子炉格納容器破損を防止するための対応手順

代替残留熱除去系海水系による冷却水確保③（5／6）へ

：重大事故等対処設備：判断：操作・確認：プラント状態（凡例）

添付資料1.6.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／10）
技術的能力審査基準（1.6）
【本文】
１ 発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器
内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
２ 発電用原子炉設置者は、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止する
ため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されてい
ること。
【解釈】
１ 第 1 項に規定する「原子炉格納容
器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）炉心の著しい損傷を防止するための原子炉格納容器の冷却等ａ）設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、格納容器ス
プレイ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

（２）原子炉格納容器の破損を防止するための原子炉格納容器の冷却等ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納容器スプレ
イ代替注水設備により、原子炉格
納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

番号

設置許可基準規則（第49条）

技術基準規則（第64条）

番号

①

【本文】
１ 発電用原子炉施設には、設計基準
事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合
において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備を設けなければならない。
２ 発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止する
ため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な設備を設けなければならない。

【本文】
１ 発電用原子炉施設には、設計基準
事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合
において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備を施設しなければならない。
２ 発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止する
ため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な設備を施設しなければならない。

④

－

【解釈】
１ 第１項に規定する「原子炉格納容
器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

【解釈】
１ 第１項に規定する「原子炉格納容
器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

－②（１）重大事故等対処設備ａ）設計基準事故対処設備の格納容器スプレイ注水設備（ポンプ又は水源）が機能喪失しているものとして、格納容器スプレイ代替注水設備を配備すること。

（１）重大事故等対処設備ａ）設計基準事故対処設備の格納容器
スプレイ注水設備（ポンプ又は水源）が機能喪失しているものとして、格納容器スプレイ代替注水設備を配備すること。

⑤

ｂ）上記ａ）の格納容器スプレイ代替
注水設備は、設計基準事故対処設備に対して、多様性及び独立性を有し、位置的分散を図ること。

ｂ）上記ａ）の格納容器スプレイ代替
注水設備は、設計基準事故対処設備に対して、多様性及び独立性を有し、位置的分散を図ること。

⑥

（２）兼用
ａ）第１項の炉心損傷防止目的の設備と第２項の格納容器破損防止目的の設備は、同一設備であってもよい。

（２）兼用ａ）第１項の炉心損傷防止目的の設備と第２項の格納容器破損防止目的の設備は、同一設備であってもよい。

－③

1.6－168

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／10）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器

既設

非常用交流電源設備

既設

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

サプレッション・プール

既設

残留 熱 除去 系配 管 ・弁 ・ ス
トレーナ

既設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備既設①④

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン ・プール冷 却系）によるサプレッション・プ ール水の除熱

残留熱除去系ポンプ

解釈
対応 番号

①④

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系）
による原子炉格納 容器内の 除熱

残留熱除去系ポンプ

自主対策設備

1.6－169

備考

手段

機器名称

－

－

－

－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／10）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

サプレッション・プール

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

代替循環冷却系ポンプ新設

残留熱除去系熱交換器

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水ストレーナ

新設

サプレッション・プール

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

備考

－

手段

代替 循環冷 却系に よる サプ レッ ション・プ ール水 の除熱③

残留熱除去系熱交換器

機器名称
代替循環冷却系ポンプ

残留熱除去系熱交換器

可搬型代替注水大型ポンプ

サプレッション・プール

代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

原子炉格納容器

常設代替交流電源設備

燃料給油設備①②④

代替循環冷 却系に よるサプ レッ ション・プ ール水 の除熱②

新設

解釈
対応 番号

①②④

代 替 循 環 冷 却 系に よ る サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 の 除 熱 ①

代替循環冷却系ポンプ

自主対策設備

1.6－170－－－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／10）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

サプレッション・プール

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

代替循環冷却系ポンプ新設

残留熱除去系熱交換器

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水ストレーナ

新設

サプレッション・プール

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

手段－

代 替 循 環 冷 却 系に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 除 熱 ③

残留熱除去系熱交換器

備考

機器名称
代替循環冷却系ポンプ

残留熱除去系熱交換器

可搬型代替注水大型ポンプ

サプレッション・プール

代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

原子炉格納容器

常設代替交流電源設備

燃料給油設備①②③④⑤⑥

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器 内の 除熱②

新設

解釈
対応 番号

①②③④⑤⑥

代替循環冷 却系に よる原子 炉格 納容器内の 除熱①

代替循環冷却系ポンプ

自主対策設備

1.6－171－－－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／10）
重大事故等対処設備
既設
新設

解釈
対応 番号

常設低圧代替注水系ポンプ新設

電動駆動消火ポンプ

代替淡水貯槽新設

ディーゼル駆動消火ポンプ

低圧代替注水系配管・弁新設

残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ

代替格納容器スプレイ冷却
系配管・弁

新設

備考

－

手段

消火系によ る 原子 炉格納容 器 内 の冷却

代替格納容 器スプレイ冷却 系（ 常設）によ る
原子炉格納 容器内 の冷却①②③④⑤⑥

機器名称

手段

機器名称

原子炉格納容器既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

可搬型代替注水中型ポンプ新設

ろ過水貯蔵タンク

可搬型代替注水大型ポンプ

新設

多目的タンク西側淡水貯水設備

新設

消火系配管・弁代替淡水貯槽新設

復水移送ポンプ

低圧代替注水系配管・弁新設

残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ

代替格納容器スプレイ冷却
系配管・弁

新設

残留熱除去系配管・弁・ス
プレイヘッダ

既設

ホース

新設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

－

－

－

補給水系に よる原 子炉格納 容器 内の冷却

残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ①②③④⑤⑥

代 替 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系（ 可 搬 型 ） に よ る 原 子炉 格 納 容 器 内の 冷 却－

自主対策設備

非常用交流電源設備

常設代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

燃料給油設備原子炉格納容器

非常用交流電源設備

常設代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

燃料給油設備

復水貯蔵タンク

補給水系配管・弁－1.6－172－

消火系配管・弁審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／10）
重大事故等対処設備

－

機器名称

－

既設
新設

－

解釈
対応 番号

－

備考

－

手段

機器名称

ドライウェ ル内ガ ス冷却装 置による原子 炉格納 容器内の 除熱

手段

自主対策設備

ドライウェル内ガス冷却装
置送風機
ドライウェル内ガス冷却装
置冷却コイル
原子炉格納容器

非常用交流電源設備

燃料給油設備

1.6－173

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／10）
重大事故等対処設備
手段

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水ストレーナ

新設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備

新設

備考

手段

機器名称
残留熱除去系ポンプ（海水冷却）－

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系）
復 旧後 の 原 子炉 格 納 容 器 内 の 除 熱 ③

残留熱除去系ポンプ（海水
冷却）

解釈
対応 番号

残留熱除去系熱交換器

可搬型代替注水大型ポンプ

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ・スプレイヘッダ
原子炉格納容器

常設代替交流電源設備

燃料給油設備①④

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系）
復旧後の原 子炉格 納容器内 の除 熱②

既設
新設

①④

残留熱除去 系（格 納容器ス プレ イ冷却系）
復旧後の原 子炉格 納容器内 の除 熱①

機器名称

自主対策設備

1.6－174－－－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／10）
重大事故等対処設備
手段

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレー
ナ

既設

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

残留熱除去系ポンプ（海水冷却）

既設

残留熱除去系熱交換器

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水ストレーナ

新設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ

既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設①④

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン ・プール冷 却系）
復旧後のサ プレッ ション・ プー ル水の除熱 ②

サプレッション・プール

解釈
対応 番号

1.6－175

備考－

手段

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン ・プール冷 却系）
復 旧後 の サ プレ ッ ション ・ プ ー ル水 の 除 熱 ③

既設
新設

①④

残留熱除去 系（サ プレッシ ョン ・プール冷 却系）
復旧後のサ プレッション・ プー ル水の除熱 ①

機器名称

自主対策設備－－機器名称
残留熱除去系ポンプ（海水冷却）

残留熱除去系熱交換器

可搬型代替注水大型ポンプ

サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・ス
トレーナ
常設代替交流電源設備

燃料給油設備－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（9／10）
技術的能力審査基準（1.6）

適合方針【要求事項】
１ 発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等
が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポン
プが有する原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合において，炉心の著しい損傷を防止する手段として，常設
低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ及び代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注
水大型ポンプにより原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備する。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止する手段として，常設低圧代替注水系
ポンプ，代替循環冷却系ポンプ及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備する。

２

発電用原子炉設置者は、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 第１項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行う
ための手順等をいう。

1.6－176－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（10／10）
技術的能力審査基準（1.6）

適合方針（１）炉心の著しい損傷を防止するための原子炉格納容器の冷却等ａ）設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、格納容器スプレイ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系）ポン
プが有する原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合において，炉心の著しい損傷を防止する手段として，格納容器スプレイ代替注水設備である常設
低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ及び代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注
水大型ポンプにより，原子炉格納容器
内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備する。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止する手段として，格納容器スプレイ代
替注水設備である常設低圧代替注水系
ポンプ，代替循環冷却系ポンプ及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備する。

（２）原子炉格納容器の破損を防止するための原子炉格納容器の冷却等
ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納容器ス
プレイ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

1.6－177

添付資料1.6.2
自主対策設備仕様

機器名称

常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

可搬

Ｓクラス※１

約 1,320m３／h／個

約 140m2個（予備 2 個）電動駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 3.7m３／min

89m

1個

ディーゼル駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 4.3m３／min

90m

1個

ろ過水貯蔵タンク

常設

Ｃクラス

1,500m ３－

1個

多目的タンク

常設

Ｃクラス

1,500m ３－

1個

復水移送ポンプ

常設

Ｂクラス

145.4m３／h／個

85.4m

2個

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

2,000m ３ ／個－

2個

ドライウェル内ガス冷却装置
送風機

常設

Ｂクラス

978m３／min／個－

5個

ドライウェル内ガス冷却装置
冷却コイル

常設

Ｂクラス

330.3kW／個－

5個※1：Ｓクラスの機能維持

1.6－178

1.6－179

第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

添付資料1.6.3

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.6－180

添付資料 1.6.4
重大事故対策の成立性

1．代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却（淡水／海水）(1)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却が必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプにより原子炉格納容器へ送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び操作時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注
水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から残留熱除去系Ａ系配管による原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：535分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
1.6－181所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：30分 ※２ （移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：475分 ※２ （作業対象：ポンプ設置，ホース敷設等）
注水準備：20分※2：移動及び系統構成は並行して行う。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。
1.6－182

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.6－183夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.6－184

(2)系統構成
ａ．操作概要代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却が必要な状況において，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない場合，残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場
合は，原子炉建屋原子炉棟地上 1 階及び原子炉建屋原子炉棟地上 2 階まで移動し，現場での人力による操作により系統構成を実施した後，原子炉格納容器への送水を実施する。残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合は，原子炉建屋
原子炉棟地上 4 階まで移動し，現場での人力による操作により系統構成を実施した後，原子炉格納容器への送水を実施する。
ｂ．作業場所【残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉格納容器内の冷却の場合】
原子炉建屋原子炉棟地上1階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地
上2階（管理区域）【残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉
格納容器内の冷却の場合】
原子炉建屋原子炉棟地上4階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注
水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内の冷却での現場の系統構成に必要
1.6－185

な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名）
所要時間目安 ※ ：175分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：47分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上4階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：128分（操作対象4弁：原子炉建屋原子炉棟地上4階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：手動ハンドルにて操作を実施する。なお，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.6－186

添付資料 1.6.4
2．消火系による原子炉格納容器内の冷却
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系による原子炉格納容器内の冷却が必要な状況において，タービ
ン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉格納容器へ送水する。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
消火系による原子炉格納容器内の冷却における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：45分以内
所要時間内訳
移動：41分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：4分（操作対象1弁：タービン建屋地上1階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能で
1.6－187

ある。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

系統構成（⑤補助ボイラ冷却水元弁）

1.6－188

添付資料1.6.4
3．補給水系による原子炉格納容器内の冷却
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系による原子炉格納容器内の冷却が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプにより原子炉格納容器へ送水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階（管理区域）及びタービン建屋地
上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
補給水系による原子炉格納容器内の冷却における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員6名）
所要時間目安：95分以内
所要時間内訳
移動：40分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
21分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建屋
廃棄物処理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：25分（操作対象3弁：タービン建屋地上1階及び原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階）
連絡配管閉止フランジ切替え：49分
1.6－189

ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用又は携行して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

作業場所（全体）

連絡配管閉止フランジ

連絡配管閉止フランジ切替え訓練

系統構成（⑩補給水系－消火系連絡ライン止め弁）

1.6－190系統構成（⑪補助ボイラ冷却水元弁）

1.6－191

添付資料 1.6.5
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル水の除熱における手順着手の判断基準の設定根拠について

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プ
ール水の除熱における手順着手の判断基準として，サプレッション・プール水
温度 32℃以上又はサプレッション・チェンバ雰囲気温度 82℃以上としており，設定根拠の考え方について，以下に示す。
操作項目

判断基準

考え方

残留熱除去系
サプレッション・プー
（サプレッショ ル水温度：32℃以上
ン・プール冷却系）によるサプ
レッション・プール水の除熱サプレッション・プール水温度が32℃を超えている場合に，逃がし安全弁等の動作により 49℃を超える可能性があることから，残留熱除去系（サプレッション・プール
冷却系）によるサプレッション・
プール水の除熱を開始する温度として 32℃を設定する。なお，サプ
レッション・プール水温度 49℃は
この時点でＬＯＣＡが起きても原子炉蒸気の凝縮が行える 77℃を越えない温度である。

サプレッション・チェ
ンバ雰囲気温度：82℃
以上

サプレッション・チェンバ雰囲気
温度は局所温度であり，局部でもサプレッション・チェンバ設計温度 104℃を超えないようにするた
め，余裕をもって残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル水の除熱を開始する温度としてサプレッション・チェンバ雰囲気
温度 82℃を設定する。

1.6－192

添付資料 1.6.6
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系
ポンプ

サプレッション・
プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は，補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の実
施時期を早めることとなる ※ 。

1.6－193

一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし，その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器ベントの遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，
原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する対応
方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順となる。
1.6－194

①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰囲
気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相
当のガンマ線線量率の 10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。
ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，炉心1.6－195

損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，ペデスタル（ドライウェル部）水位を確実に
約 1m 確保するために常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウ
1.6－196ェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プール
水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.6－197

第 1 図 事故対応の流れ
1.6－198

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.6－199

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage]到達にて窒素供給停止（約 163 時間）

0.4(MPa[gage])
格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.0%到達にてサプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第 1 図 格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循
環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの格納容
1.6－200

器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となる
ため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度 ※ ）についても，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.6－201

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0～168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.6－202168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ試験
結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.6－203

第2表
フランジ部位
トップヘッドフランジ

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側

機器搬入用ハッチ
外側
サプレッション・
チェンバアクセス
ハッチ

(4)

内側
外側

7日間（168時間）以降な格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容
器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.6－204

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0～7 日

7 日～14 日

14 日～30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。
なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。
1.6－205

第4図(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格
納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケンスにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大
1.6－206

きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度が150℃を超えな
い範囲で，また，格納容器圧力は1Pd程度（1Pd＋数十kPa※ ）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方

1.6－207(6)7 日間（168 時間）以降な放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.6－208

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素供給（以下「窒素供給」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素供給操作及び格納容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素供給操作の判断基準と作業時間について
窒素供給操作に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)

可搬窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％(b)

窒素供給操作の開始基準：酸素濃度 4.0vol％有効性評価「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 5 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が 6 時間確保できるため，起動準備時間の 115 分（約 2 時間）に対して十分余裕があることが確認できる。

1.6－209

第5表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％約15時間

4.0vol％

約21時間

窒素供給準備の余裕時間

約6時間

ｂ．窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について
窒素供給操作及び格納容器ベント操作に係る実施基準，実施基準の設定根拠を第6表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計
装誤差（約0.6vol％）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素供給操作及び格納容器ベント操作が実施可能である。

第6表

窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素供給開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値

酸素濃度3.5vol％（2.9vol％～
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％～
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％～
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の開始基準の到達前を設定計装誤差を踏まえても可燃限界
領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.6－210

添付資料 1.6.7
常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

1．常設低圧代替注水系ポンプの機能
常設低圧代替注水系ポンプは以下の 5 つの機能に期待している。
・原子炉水位を維持し炉心損傷の防止及び炉心損傷の進展を防止するための低圧代替注水機能
・格納容器の過圧・過温破損防止のための代替格納容器スプレイ機能
・格納容器内での溶融炉心の冷却のためのペデスタル（ドライウェル部）
注水機能
・格納容器のトップヘッドフランジ部からの漏えいを防止するための格納容器頂部注水機能・使用済燃料プール水位を維持し燃料損傷を防止するための使用済燃料プール注水機能2．常設低圧代替注水系ポンプの機能確保について(1)

単一の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，各注水先の最大流量を包絡する注水量を確保できる設計としている。
常設低圧代替注水系ポンプにより注水する際の系統構成は，中央制御室からの遠隔操作により行い，現場操作は不要である。また，各注水先へ注水する際の操作の相違点は，開操作する弁の違いのみであり，各弁の操作も中央制御室からの遠隔操作が可能であることから，困難な操作はない。
このように，常設低圧代替注水系ポンプの単一の機能の確保については問題ないと考えられる。
1.6－211(2)複数の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，複数個所への同時注水を想定したものとなっており，想定する同時注水の組み合わせで必要流量が確保できる設計としている。また，想定する同時注水の組み合わせで，重大事故等による影響の緩和が可能であることを有効性評価にて示している。
①原子炉注水と格納容器スプレイ
大破断ＬＯＣＡが発生し，非常用炉心冷却系からの注水に失敗した場合，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを同時に実施する。この場合の最大流量の組み合わせは，原子炉注水 230m３ ／h，格納容器スプレイ 130m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却並びに格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制できることを有効性評価で確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。なお，上記以外の同時注水については，原子炉へは崩壊熱相当での注水となるため，上記注水流量を超えることはない。
②原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）注水
大破断ＬＯＣＡが発生し非常用炉心冷却系からの注水に失敗し，低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に成功した場合，格納容器スプレイを停止し，原
子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）の水張りを実施する。この場合の最大流量の組み合わせは，原子炉注水として崩壊熱相当の流量，ペデス
タル（ドライウェル部）の水張りとして 80m ３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却及びペデスタル（ドライウェル部）の必要水位を確保できることを有効性評価にて確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。
③格納容器スプレイとペデスタル（ドライウェル部）注水
1.6－212

原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器が破損する場合，格納容器スプレ
イとペデスタル（ドライウェル部）への注水を同時に実施する。この場合の最大 流量 の組 み合 わせは ，格 納容 器ス プレ イ 300m ３ ／h，ペデス タ ル（ドライウェル部）注水 80m ３ ／h であるが，この条件で格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却等ができることを有効性評価で確認するとともに，この流量を確保できる設計としている。
④その他注水先の組み合わせ
その他の組み合わせとして，格納容器頂部又は使用済燃料プールへの注
水が重畳することも考えられる。これら注水先へは，間欠的に注水を行い一定量の水位を維持するため，①，②及び③の最大流量の注水等と異なるタイミング又は系統の余力で注水等を行うため，対応が可能である。
また，複数の注水先に注水するための操作については，各注水先へ注水するための操作に必要な時間を考慮した有効性評価により，炉心冷却や溶融炉心の冷却等ができることを確認している。
以上より，常設低圧代替注水系ポンプの複数の機能の確保についても問題ないと考えられる。

3．常設低圧代替注水系ポンプの機能の冗長性について
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系及び代替循環冷却系を用いた手段に加え，アクセスルートの確保を確認した後であれば低圧代替
注水系（可搬型）によって機能を補うことも可能である。また，格納容器冷却については，代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型），
ペデスタル（ドライウェル部）注水については格納容器下部注水系（可搬
1.6－213型），格納容器頂部注水については格納容器頂部注水系（可搬型），使用済
燃料プール注水については可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン）によって機能を補うことも可能である。このように，
常設低圧代替注水系ポンプの各機能については冗長性を持たせることで機能強化を図っている。

1.6－214別添 1

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用した複数個所への同時注水について

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水
大型ポンプを使用した注水については，原子炉，原子炉格納容器，ペデスタル（ドライウェル部），原子炉格納容器頂部及び使用済燃料プールを注水先として設計する。このため，重大事故等時において，複数の注水先に対して同時に必要流量を注水できるよう設計する。なお，各注水先への注水は弁の開操作のみで実施可能であるため，必要箇所への注水を継続しつつ，注水先を追加することが可能である。
有効性評価で考慮する同時注水パターンを第 1 表及び第 2 表に示す。
また，有効性評価における事象進展ごとの常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる注水先の組み合わせケースを第 3 表から第 7 表に示す。

1.6－215

第1表

有効性評価で考慮する常設低圧代替注水系ポンプを使用した同時注水
ケース
原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

230m３ /h

130m３ /h

－

－

－

－

300m３ /h

80m３ /h－－

50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉

第2表

47 条/1.4

有効性評価で考慮する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプを使用した同時注水ケース
原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

50m３ /h

130m３ /h－－－

50m３ /h

130m３ /h－－

16m３ /h

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉
47 条/1.4

1.6－216

第3表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（炉心損傷前）47 条/1.4

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

378m３ /h

－

－

－

－

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ /h

130m３ /h－－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

原子炉格納容器ベント
段階

50m３ /h

－

－

－

－

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉

初期注水段階

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していていない

対象事象：高圧・低圧注水機能喪失，ＬＯＣＡ時注水機能喪失

第4表

設計基準事故対処設備による原子炉注水成功後に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
47 条/1.4

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

－

－

－

－

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ /h

130m３ /h－－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ /h

－

－

－

－

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉
378m３ /h

1.6－217
原子炉減圧・低圧注水
移行段階

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していていない※崩壊熱除去機能（残留熱除去系が故障した場合）のケース

対象事象：崩壊熱除去機能喪失

第5表

全交流動力電源喪失（24 時間継続）時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する
場合
47 条/1.4

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

110m３ /h

－

－

－

－

原子炉格納容器スプレ
イ段階

50m３ /h

130m３ /h－－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ /h

130m３ /h－－

16m３ /h

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

対象事象：全交流動力電源喪失，津波浸水による注水機能喪失

第6表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（ＬＯＣＡ起因による炉心損傷事象）
53 条/1.10

54 条/1.11

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

ペデスタル

原子炉格納容器51 条/1.8（ドライウェル部）

49 条/1.6

原子炉

1.6－21847 条/1.4

初期注水段階

230m３ /h

130m３ /h－－－

再冠水後制御段階 ※50m３ /h

130m３ /h－－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階 ※50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ /h

－

－

－

備考

・ＬＯＣＡが発生し設計基準事故対処設備による注水に失敗し，炉心損傷に至った場合に，炉心の再冠水
並びに原子炉格納容器内温度及び圧力を抑制するためのケース
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量※代替循環冷却系を使用できない場合のケース

対象事象：雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損），水素燃焼

第7表

原子炉圧力容器破損時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
54 条/1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器53 条/1.10

原子炉格納容器頂部

原子炉

51 条/1.8

ペデスタル

49 条/1.6（ドライウェル部）

47 条/1.4

原子炉圧力容器破損段階－

300m３ /h

80m３ /h－－

原子炉圧力容器破損段
階での対応後の段階－

130m３ /h

80m３ /h－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階－－

80m３ /h－

114m３ /h

備考

・設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備による原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器の破損に至った場合に，原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制
並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却するためのケース
・ペデスタル（ドライウェル部）注水はペデスタル（ドライウェル部）の水位維持時の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

対象事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用，溶融炉心・コン
クリート相互作用

1.6－219

添付資料 1.6.8＜炉心損傷前圧力制御＞
凡例：内部水源による格納容器スプレイ：外部水源による格納容器スプレイ：プラント状態：操作・確認：判断基準

事象発生

原子炉格納容器内圧力245kPa[gage]（0.8pd）
到達（残留熱除去系）[内部水源]（代替格納容器スプレイ冷却系常設））[外部水源]（代替循環冷却系）[内部水源]

残留熱除去系による格納容器スプレイ（失敗）

残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替循環冷却系による格納容器スプレイ[内部水源]（失敗）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

原子炉格納容器内圧力279kPa[gage]（0.9pd）
到達

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ[外部水源]

1.6－220

制御範囲
サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]（0.9pd）～245kPa[gage]（0.8pd）[連続スプレイ]（成功）

内部水源による
原子炉格納容器内の除熱
への切替え

（失敗）

内部水源による
原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ継続[外部水源]

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ停止

サプレッション・プール
水位＋6.5m 到達

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ停止

ドライウェル圧力又はサプレッション・プール圧力
13.7kPa[gage]到達

1.5 の範囲
残留熱除去系による格納容器スプレイ停止

代替循環冷却系による格納容器スプレイ
停止

格納容器スプレイフロー図（1／3）

格納容器ベント＜炉心損傷前

温度制御・水位制御＞

凡例：内部水源による格納容器スプレイ：外部水源による格納容器スプレイ：プラント状態：操作・確認：判断基準

事象発生

ドライウェル雰囲気温度
171℃近接サプレッション・プール
水位＋6.0m 到達

代替格納容器スプレイ冷却系常設）による原子炉格納容器内の除熱[外部水源]（代替循環冷却系）[内部水源]（残留熱除去系）[内部水源]

残留熱除去系による格納容器スプレイ（失敗）

残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替循環冷却系による格納容器スプレイ[内部水源]（失敗）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ[外部水源]

1.6－221（成功）

内部水源による
原子炉格納容器内の除熱
成功

（失敗）

内部水源による
原子炉格納容器内の除熱
機能喪失

（成功）

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ
停止

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ継続[外部水源]

サプレッション・プール
水位＋6.5m 到達

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ停止

ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度 65℃以下
且つドライウェル雰囲気温度 66℃以下
又は
ドライウェル圧力又はサプレッション・プール圧力 13.7kPa[gage]到達

1.5 の範囲
残留熱除去系による格納容器スプレイ停止

代替循環冷却系による格納容器スプレイ
停止

格納容器スプレイフロー図（2／3）

格納容器ベント＜炉心損傷後＞
凡例

事象発生：内部水源による格納容器スプレイ：外部水源による格納容器スプレイ：内部水源及び外部水源の並列運転による格納容器ス
プレイ：プラント状態：操作・確認：判断基準

炉心損傷

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイ※１
130m3／h[外部水源]

代替循環冷却系による格納容器スプレイ

格納容器スプレイ制御判断

格納容器スプレイ流量制御

3150m ／h[内部水源]

代替循環冷却系[内部水源]

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）[外部水源]

代替循環冷却系[内部水源]

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）[外部水源]

代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ（並列運転）
ドライウェル雰囲気温度 171℃未満
原子炉圧力容器健全

ドライウェル雰囲気温度
171℃以上※２

原子炉格納容器破損※２

運転中
ではない

代替格納容器
スプレイ
運転中

運転中
ではない

代替循環冷却系
運転中

代替格納容器スプレイ起動代替循環冷却系
起動

代替格納容器スプレイ

代替循環冷却系

3

3

130→300m ／h[外部水源]

150→250m ／h[内部水源]

制御範囲
ドライウェル雰囲気温度 171℃以上の場合・ドライウェル雰囲気温度 171～151℃[連続スプレイ]
原子炉圧力容器破損の場合・連続スプレイドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力及びドライウェル雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

1.6－222

代替循環冷却系

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器の冷却停止

3

250→150m ／h[内部水源]

代替循環冷却系又は代替格納容器スプレイ（単独運転）
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力465kPa[gage]未満

465kPa[gage]以上※３
優先①

優先②
代替格納容器
スプレイ
運転中

運転中
ではない

代替格納容器スプレイ起動代替循環冷却系
運転中

運転中
ではない

代替循環冷却系
起動

制御範囲
ドライウェル圧力又はサプレッショ
ン・チェンバ圧力465～400kPa[gage][連続スプレイ]ドライウェル圧力又はサプレッショ
ン・チェンバ圧力
400kPa[gage]未満【スプレイ停止判断】【スプレイ停止判断】

・原子炉水位Ｌ0 以上に維持できず，炉心損傷した場合に，原子炉
水位Ｌ0 まで回復※４
・Ｄ／Ｗ圧力又はＳ／Ｃ圧力
400kPa[gage]未満
・内部水源による格納容器スプレイ
開始（残留熱除去系，代替循環冷
却系）
・Ｓ／Ｐ水位＋6.5m 以上

・ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力13.7kPa[gage]未満

3・格納容器スプレイ流量 102m ／h 未
3満（可搬型：130 m ／h 未満）
・ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力13.7kPa[gage]未満

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイ停止

代替循環冷却系による格納容器スプレイ停止※1：格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位上昇を考慮し内部水源での格納容器スプレ
イを優先で実施する。ただし，急激な原子炉格納容器圧力及び温度上昇を抑えるため早急な対応が可能である外部水源による格納容器スプレイにて原子炉格納容器内の冷却を確保する。その後，内部水源による原子炉格納容器内の除熱が可能であれば，内部水源による原子炉格納容
器内の除熱に切り替えて原子炉格納容器内の除熱を継続する。
※2：ドライウェル雰囲気温度 171℃以上又は原子炉圧力容器破損を確認した場合は，代替循環冷却系にて 250m３／h 及び代替格納容器スプレイにて 300m３／h の 2 系統同時による並列運転での格納容器スプレイを実施する。
※3：ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力 465kPa[gage]以上を確認した場合は，代替循環冷却系にて 150m３／h 又は代替格納容器スプレイにて 130m３／h のどちらか１系統による単独運転での格納容器スプレイを実施する。
※4：大 LOCA 発生時に，外部水源による原子炉注水及び原子炉格納容器内の冷却をしている場合，サプレッション・プール水位上昇を考慮し，損傷炉心の冷却に必要な原子炉水位 L0 まで回復したことを確認したら外部水源による原子炉格納容器内の冷却を停止する。

格納容器スプレイフロー図（3／3）

添付資料 1.6.9
手順のリンク先について

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.6.2.2.(1)ｂ．(b)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却・水源から接続口までの代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水

2．1.6.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

・残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順＜リンク先＞

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.3(1)ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
1.5.2.3(1)ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保・水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
1.6－223

大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への補給（淡水／海水）1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，
ドライウェル内ガス冷却装置送風機，残留熱除去系ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
・常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源
設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃
1.6－224

料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油貯蔵タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ

非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.6－225

1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等
＜

目

1.7.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備(a)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(c)

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入(d)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．手順等
1.7.2

重大事故等時の手順

1.7.2.1(1)

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ｂ．第二弁操作室の正圧化
ｃ．フィルタ装置スクラビング水補給
ｄ．原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
ｅ．フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
ｆ．フィルタ装置スクラビング水移送(2)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(3)

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入(4)

重大事故等時の対応手段の選択

1.7.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.7.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
目－1

添付資料1.7.2

自主対策設備仕様

添付資料1.7.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.7.4

重大事故対策の成立性
1．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧
及び除熱
(1)

格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント(2)

第二弁操作室の正圧化(3)フィルタ装置スクラビング水補給(4)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換(5)

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換(6)

フィルタ装置スクラビング水移送添付資料1.7.5

格納容器ベント操作について

添付資料1.7.6

フィルタベント実施に伴う各操作時の作業員被ばく評価

添付資料1.7.7

スクラビング水の保有水量の設定根拠について

添付資料1.7.8

代替循環冷却系の長期運転及び不具合等を想定した対策について

添付資料1.7.9

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料1.7.10

手順のリンク先について

添付資料1.7.11

フォールトツリー解析の実施の考え方について

目－2

1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

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

（１）原子炉格納容器の過圧破損の防止
ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納容器圧力逃がし装置又は格納容器再循環ユニット
により、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。
（２）悪影響防止ａ）格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉
格納容器の負圧破損を防止する手順等を整備すること。
（３）現場操作等
ａ）格納容器圧力逃がし装置の隔離弁は、人力により容易かつ確実に開閉操作ができること。
ｂ）炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納容器圧
力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。
1.7－1ｃ）隔離弁の駆動源が喪失した場合においても、格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作できるよう、必要な資機材を近傍に配備する等の措置を講じること。
(４)放射線防護ａ）使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護対策がなされていること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるための対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

1.7.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内へ流出した高温の冷却材及び溶融炉心の崩壊熱により発生する水蒸気により，原子炉格納容器内の圧力及び温度が上昇し，原子炉格納容器の過圧破損に至る
おそれがある。
原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
なお，設備の選定に当たっては，様々な条件下での事故対処を想定し，全交流動力電源の喪失を考慮する。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１を選定する。
※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
1.7－2

が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第五十条及び技術基準規則第六十五条（以下「基準規則」という。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。
ただし，全交流動力電源が喪失した場合は代替電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する
手順についての関係を第1.7－1表に示す。
ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備(a)ⅰ)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器
内の圧力及び温度を低下させる手段がある。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・フィルタ装置
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
1.7－3

・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・第二弁
・第二弁バイパス弁
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）・差圧計・遠隔人力操作機構
・可搬型窒素供給装置
・圧力開放板・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁
なお，可搬型代替注水中型ポンプによるフィルタ装置への水の補給は原則として西側淡水貯水設備又は淡水タンクの淡水を利用する。
また，可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置への水の補給は原則として代替淡水貯槽又は淡水タンクの淡水を利用する。
ⅱ)

遠隔人力操作機構による現場操作
第一弁（Ｓ／Ｃ側，Ｄ／Ｗ側），第二弁及び第二弁バイパス弁の駆動源が喪失した場合においても，第一弁（Ｓ／Ｃ側，Ｄ／Ｗ側），
第二弁及び第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構により人力で開操作することで，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。
放射線防護対策として，操作場所は炉心の著しい損傷時においても操作が可能なように，二次格納施設外である原子炉建屋付属棟とする。さらに，格納容器圧力逃がし装置の第二弁及び第二弁バイパ
1.7－4

ス弁を操作する第二弁操作室は必要な要員を収容可能な遮蔽に囲まれた空間とし，第二弁操作室空気ボンベユニットにて正圧化することにより，外気の流入を一定時間遮断することで，格納容器圧力逃がし装置を使用する際のプルームの影響による操作員の被ばくを低減する。
遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備は以下のとおり。
・遠隔人力操作機構
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）
・差圧計ⅲ)

不活性ガス（窒素）による系統内の置換
格納容器圧力逃がし装置の使用後にスクラビング水が放射線分解
し，水素及び酸素が発生するため，可搬型窒素供給装置により格納
容器圧力逃がし装置内を不活性ガス（窒素）に置換することにより水素爆発を防止する手段がある。
不活性ガス（窒素）による系統内の置換で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置

ⅳ)

原子炉格納容器負圧破損の防止
原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，格納容器圧力逃がし装置の使用後に，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内に不活性ガス（窒素）を供給する手段がある。また，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱は，サプレッショ
ン・チェンバ圧力指示値が13.7kPa［gage］まで低下した場合に停1.7－5

止する。なお，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱については，「1.6原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損の防止で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替循環冷却系により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）(c)

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入
格納容器圧力逃がし装置を使用する際，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入により，サプレッション・プール水が酸性化することを防止し，サプレッション・プール水中によう素を捕捉
1.7－6

することで，よう素の放出量を低減する手段がある。
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入で使用する設備は以下のとおり。
・薬液タンク・蓄圧タンク加圧用窒素ガスボンベ(d)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.7.1(2)ａ．(a)ⅰ)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」で使用する設備のうち，フィルタ装置，第一弁（Ｓ／Ｃ側），第一弁（Ｄ／Ｗ側），第二弁，第二弁バイパス弁，第二弁操作室遮蔽，第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ），
差圧計，遠隔人力操作機構，可搬型窒素供給装置及び圧力開放板は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.7.1(2)ａ．(a)ⅱ)

遠隔人力操作機構による現場操作」で使用する設備のうち，遠隔人力操作機構，第二弁操作室遮蔽，第二弁操作
室空気ボンベユニット（空気ボンベ）及び差圧計は重大事故等対処設
備として位置づける。
「1.7.1(2)ａ．(a)ⅲ)

不活性ガス（窒素）による系統内の置換」

で使用する設備のうち，可搬型窒素供給装置は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.7.1(2)ａ．(a)ⅳ)

原子炉格納容器負圧破損の防止」で使用する設備のうち，可搬型窒素供給装置は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.7.1(2)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」で使用する設備のうち，代替循環冷却系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，サプレッション・プール，残留熱除去系海水ポン
1.7－7

プ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用海水ストレーナは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料 1.7.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス
弁
バイパスラインは口径が小さく，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損の防止には十分な容量ではないが，原子炉格納容
器内の圧力及び温度上昇を緩和する手段として有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事故
シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段として有効である。
・サプレッション・プール水ｐＨ制御装置
重大事故等対処設備である格納容器圧力逃がし装置により中央制御室の被ばく低減効果が得られており，サプレッション・プー
ル水ｐＨ制御装置により原子炉格納容器内に薬液を注入すること
1.7－8

で原子炉格納容器外に放出されるよう素の放出量を低減する手段
は更なるよう素低減対策として有効である。
（添付資料 1.7.2）
ｂ．手順等
上記「ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※２及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」及び「重大事故等対策要領」に定める（第 1.7－1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第 1.7－2 表，第 1.7－3 表）。
※2運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.7.3）

1.7.2

重大事故等時の手順

1.7.2.1(1)

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合，及び代替循環冷却系が使用できない場合に，格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベント操作を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
中央制御室から格納容器圧力逃がし装置の遠隔操作ができない場合は，遠隔人力操作機構を使用した現場（二次格納施設外）での操作を実施す
1.7－9

る。また，第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の開操作ができない場合は，第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とする。第二弁及び第二弁バイパス弁を操作する第二弁操作室は必要な要員を収容可能な遮蔽に囲まれた空間とし，第二弁操作室空気ボンベユニットにて正圧化することにより，外気の流入を一定時間遮断することで，格納容器圧力逃がし装置を使用する際のプルームの影響による操作員の被ばくを低減する。また，格納容器ベントを実施した際のプルームの影響による被ばくを低減するため，中央制御室待避室へ待避及び第二弁操作室にて待機する。なお，プラントパラメータについては，中央制御室待避室内でデータ表示装置（待避室）により継続して監視する。
格納容器ベント開始後に，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器
負圧破損防止機能が復旧又は使用可能と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃
未満及び原子炉格納容器内水素濃度が可燃限界未満であることを確認した
場合は，格納容器ベント弁を閉とし，格納容器ベントを停止する。
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※１において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場
1.7－10

合。
(b)

操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手
順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.7－1図に，タイムチャートを第1.7－3図に示す（第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合の手順は，手順⑫以
外は同様。）。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を依頼する。
②災害対策本部長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン
ト準備のため，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に連絡する。
③発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，換気空調系一次隔離弁及び換気空調
系二次隔離弁の閉を確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁及び原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁の閉を確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の閉を確認する。
1.7－11

⑨運転員等は中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号が発生している場合は，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。
⑩運転員等は，発電長に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの系統構成が完了したことを報告する。
⑪発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の電源の供給状態に応じて，Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側を選択し，Ｓ／Ｃ側による格納容器ベント又はＤ／Ｗ側による格納容器ベントを指示する。
⑫ａＳ／Ｃ側ベントの場合
運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントのため，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を開とし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｓ／Ｃ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，原子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構により開とし，発電長に報告する。
⑫ｂＤ／Ｗ側ベントの場合第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は中央制御室
にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントのため，第一弁（Ｄ／Ｗ側）を開とし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｄ／Ｗ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合
は，原子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｄ／Ｗ側）を遠隔人力操作機
構により開とし，発電長に報告する。
⑫ｃ第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合
第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作できない場合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，発電長に報告する。
1.7－12

⑬発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備が完了したことを災害対策本部長に連絡する。
⑭発電長は，サプレッション・プール水位指示値がベント判断基準である通常水位＋6.5mに到達したことを確認し，災害対策本部長に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を連絡する。
⑮発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，第二弁を開とする。第二弁が開できない場合は，第二弁バイパス弁を開とし，発電長に報告する。なお，第二弁及び第二弁バイパス弁が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，重大事故等対応要員は第二弁操作室にて第二弁又は第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構により開にする。
⑰発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを原子炉格納容器内の圧力，フィルタ装置
圧力，フィルタ装置スクラビング水温度及びフィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）で確認するように指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことをドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並びにフィルタ装置圧力及びフィルタ装置スクラビング水温度指示値の上昇により確認するとともに，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
指示値の上昇を確認し，発電長に報告する。
⑲発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始
1.7－13

したことを災害対策本部長に連絡する。
⑳発電長は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系
による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒
素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が復旧又は使用可能な場合に，運転員等に原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度指示値可燃限界未満を確認するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力及びサプレッショ
ン・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）未満，並びにドライウェル雰囲気温度及びサプレッション・チェンバ雰囲気温度
指示値が171℃未満であることを確認するとともに，格納容器内
水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内水素濃度指示値が可燃限界未満を確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作のうち格納容器ベント準備については，格納容器ベント
準備を判断してから，格納容器ベント準備完了までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（Ｓ／Ｃ側ベントの場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，5分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（Ｄ／Ｗ側ベントの場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，5分以内と想定する。
1.7－14

【現場操作（第一弁（Ｓ／Ｃ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，125分以内と想定する。
【現場操作（第一弁（Ｄ／Ｗ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【現場操作（第二弁操作室までの移動）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，45分以内と想定する。
格納容器ベント開始については，格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，5分以内と想定する。
【現場操作（第二弁遠隔操作不可の場合）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，30分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている制御盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。現場対応について
は，円滑に作業できるように移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
遠隔人力操作機構の操作については，操作に必要な工具等はなく通常の弁操作と同様であるため，容易に実施可能である。
（添付資料 1.7.4，添付資料 1.7.6）
ｂ．第二弁操作室の正圧化
1.7－15

格納容器圧力逃がし装置を使用する際に，第二弁操作室を第二弁操作
室空気ボンベユニットにより加圧し，第二弁操作室の居住性を確保する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合。

(b)

操作手順
第二弁操作室の正圧化手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.7－2 図に，タイムチャートを第 1.7－3 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に第二弁操作室の正圧化準備を指示する。
②重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁操作室空気ボン
ベユニット空気ボンベ集合弁及び第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト空気供給出口弁を開とし，第二弁操作室の正圧化準備が完了したことを発電長に報告する。
③発電長は，サプレッション・プール水位指示値が第二弁操作室の正圧化基準である通常水位＋6.4m※２に到達したことを確認し，重大事故等対応要員に第二弁操作室の正圧化の開始を指示する。
④重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁操作室空気ボン
ベユニット空気供給流量調整弁により規定流量に調整し，第二弁操作室の正圧化を開始する。
⑤重大事故等対応要員は，第二弁操作室内外の差圧指示値により第二弁操作室内の正圧化開始を確認し，発電長に報告する。なお，
必要により第二弁操作室空気ボンベユニット空気供給流量調整弁を調整する。
1.7－16

※2：格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの前に，速やかに第二弁操作室の加圧を行えるよう設定。なお，サプ
レッション・プール水位が通常水位＋6.4m から＋6.5m に到達するまでは評価上約 20 分である。
(c)

操作の成立性上記の現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，作業開始を判断してから第二弁操作室空気ボンベユニットによる第二弁操
作室の正圧化準備完了まで50分以内と想定する。
第二弁操作室の正圧化基準到達から第二弁操作室内の正圧化開始まで4分以内と想定する。このうち，空気ボンベユニットの第二弁操作
室空気供給差圧調整弁の操作から正圧に達するまでの時間は1分以内である。
（添付資料 1.7.4）

ｃ．フィルタ装置スクラビング水補給
フィルタ装置の水位が通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り，下限水位である 1,325mm に到達する前までに，フィルタ装置へ水張りを実施する。
(a)

手順着手の判断基準
フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合。

(b)

操作手順
フィルタ装置スクラビング水補給手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口へのフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
1.7－17

概要図を第 1.7－4 図に，タイムチャートを第 1.7－5 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長にフィルタ装置スクラビング水の補給準備を依頼する。
②災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラビ
ング水の補給準備を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水の補給準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水の補給に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置スクラビング水の補給準備が完了したことを連絡する。
⑥重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポン
プの配備及びホースを接続し，災害対策本部長にフィルタ装置ス
クラビング水の補給準備が完了したことを報告する。
⑦災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型
ポンプによる送水開始を連絡する。
⑧災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラビ
ング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑨重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポン
プを起動した後，フィルタ装置格納槽付属室にてフィルタベント
1.7－18

装置補給水ライン元弁を開とし，フィルタ装置スクラビング水補
給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長に報告する。
⑩災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型
ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑪発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水の補給が開始されたことの確認を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置の水位が上昇した後，通常水位（水位低）である2,530mm以上まで補給されたことを確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置スクラビング水の補給の停止を依頼する。
⑭災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラビ
ング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプの停止を指示する。
⑮重大事故等対応要員はフィルタ装置格納槽付属室にて，フィルタ
ベント装置補給水ライン元弁を閉とした後，フィルタ装置スクラ
ビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長に報告する。
⑯災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型
ポンプによる送水を停止したことを連絡する。
(c)

操作の成立性1.7－19

上記の操作について，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラ
ビング水の補給開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ
装置スクラビング水の補給】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，180 分以内と想定する。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ
装置スクラビング水の補給】（水源：淡水タンク）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，165 分以内と想定する。
なお，屋外における本操作は，フィルタ装置スクラビング水が格納
容器ベント開始後 7 日間は補給操作が不要となる水量を保有していることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料 1.7.4，添付資料 1.7.6，添付資料 1.7.7）ｄ．原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
格納容器ベント停止後における水の放射線分解によって発生する可燃
1.7－20性ガス濃度の上昇を抑制，及び原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。
(a)

手順着手の判断基準
格納容器ベント停止可能 ※３と判断した場合。
※3：残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が復旧又は使用可能と判断した場合で，原子炉格納容器内の圧力が 310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度が 171℃未満及び原子炉格納容
器内水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合。

(b)

操作手順
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.7－6 図に，タイムチャートを第 1.7－7 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
②災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするための接続口を連絡する。
③災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備を指示する。
④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋東側屋
1.7－21

外に配備し，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外に配備した場合は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。
⑤重大事故等対応要員は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを報告する。
⑥災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器内への不活性ガス（窒素）注入の開始を連絡する。
⑦災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。
⑧重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋
外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を開とし，原子炉格納容器
内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを，災害対策本部長に報告する。
⑨災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを連絡する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁閉による格納容器ベント停止を指示する。
⑪運転員等は，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を閉とし，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に残留熱除去系又は代替循環冷却系による原1.7－22

子炉格納容器内の除熱開始を指示する。また，原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）から13.7kPa［gage］の間で制御※４するように指示する。

⑬運転員等は，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を開始し，発電長に報告する。また，原子炉格納容
器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）から13.7kPa［gage］の間で制御し，発電長に報告する。
⑭発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入完了の確認をするように指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入によりドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ
圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入が完了したことを発電長に報告する。
⑯発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを発電長に報告する。
⑱発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策本部長へ連絡する。
⑲発電長は，運転員等に可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容
器内の水素・酸素濃度制御を指示する。
1.7－23

⑳運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系による原子炉
格納容器内の水素・酸素濃度制御を実施し，発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を依頼する。
災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋
外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を閉とし，原子炉格納容器
内への不活性ガス（窒素）注入を停止した後，災害対策本部長に報告する。
災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を連絡する。
発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁閉による格納容器ベント停止を指示する。
運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を閉とし，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
※4：原子炉格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原
子炉格納容器内の温度が150℃到達で格納容器スプレイを実
施する。
(c)

操作の成立性
上記の操作において，作業開始を判断してから原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換開始までの必要な要員数及び所要時間は以下
1.7－24

のとおり。
【格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，135 分以内と想定する。
【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，115 分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料 1.7.4）
ｅ．フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
格納容器ベントを実施した際には，原子炉格納容器内に含まれる非凝縮性ガスがフィルタ装置を経由して大気へ放出されることから，フィル
タ装置内での水素爆発を防止するため，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内を不活性ガス（窒素）で置換する。
(a)

手順着手の判断基準
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が終了した場合。

(b)

操作手順
フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとお
1.7－25

り。
概要図を第1.7－8図に，タイムチャートを第1.7－9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
②災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備を指示する。
③重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外に配備し，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続
口に取り付ける。
④重大事故等対応要員は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを報告する。
⑤災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ
装置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を連絡する。
⑥災害対策本部長は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。
⑦重大事故等対応要員は原子炉建屋西側屋外にて，フィルタベント
装置窒素供給ライン元弁を開とし，フィルタ装置内への不活性ガ
ス（窒素）注入を開始したことを，災害対策本部長に報告する。
⑧災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ
装置内の不活性ガス（窒素）置換を開始したことを連絡する。
⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水温度の確認を指示する。
1.7－26

⑩運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水温度指
示値が55℃※５以下であることを確認し，発電長に報告する。
※5：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビング水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。
(c)

操作の成立性上記の現場対応を重大事故等対応要員6名にて実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）供給開始
まで135分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料 1.7.4）

ｆ．フィルタ装置スクラビング水移送
水の放射線分解により発生する水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するため，フィルタ装置スクラビング水をサプレッション・プー
ルへ移送する。
(a)

手順着手の判断基準
フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃以下において，フィルタ装置水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
フィルタ装置スクラビング水移送手順の概要は以下のとおり。な
1.7－27

お，水源から接続口へのフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代
替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.7－10図に，タイムチャートを第1.7－11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長にフィルタ装置水張りの準備を依頼する。
②災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りの準備を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水の移送準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，フィルタベント装置移送ライン止め
弁を開にする。
⑦運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，フィルタベント装置ド
レン移送ライン切替え弁（Ｓ／Ｃ側）を開にする。
⑧運転員等は，発電長にフィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水の移送を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ
1.7－28

装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。
⑪運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水の移送が完了したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置水張りの準備が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長にフィルタ装置水張りの準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した
後，フィルタ装置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ラ
イン元弁を開とし，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長に報告する。
⑰災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等にフィルタ装置水位を確認するように指示する。
1.7－29

⑲運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置水位指示値が通常水位（水位低）である2,530mm以上まで水張りされたことを確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置水張りとして使用する
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水の停止を依頼する。
災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型
ポンプの停止を指示する。
重大事故等対応要員はフィルタ装置格納槽付属室にて，フィルタ
ベント装置補給水ライン元弁を閉とした後，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長に報告する。
災害対策本部長は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水停止を連絡する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送ライン洗
浄のため，スクラビング水の移送を指示する。
運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。
運転員等は，フィルタ装置スクラビング水移送ラインの洗浄が完了したことを発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を依頼する。
1.7－30災害対策本部長は，重大事故等対応要員にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換の停止を指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外にて，フィルタベント
装置窒素供給ライン元弁を閉とし，フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換を停止する。
重大事故等対応要員は，災害対策本部長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告す
る。
災害対策本部長は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ
装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を連絡する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度計を起動し水素濃度を確認するとともに，フィルタ装置スクラビング水温度が上昇していないことを確認するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度計起動
後，フィルタ装置入口水素濃度指示値及びフィルタ装置スクラビ
ング水温度指示値が上昇していないことを確認し，発電長に報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置出口弁を閉とするように指示する。
運転員等はフィルタ装置格納槽付属室にて，フィルタ装置出口弁を閉とし，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作のうちフィルタ装置スクラビング水移送については，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してからフィ
1.7－31

ルタ装置スクラビング水移送開始まで54分以内と想定する。
また，フィルタ装置水張りについては，フィルタ装置スクラビング
水移送完了からフィルタ装置水張り開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ
装置水張り】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，180 分以内と想定する。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ
装置水張り】（水源：淡水タンク）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，165 分以内と想定する。
フィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄については，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，フィルタ装置水張り完了からフィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄開始まで4分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代
替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.7.4）
1.7－32

(2)代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系を用いた代替循環冷却系により，原
子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
ａ．手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合で，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系
及びサプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ができない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順も同様。）。
概要図を第1.7－12図に，タイムチャートを第1.7－13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却
系Ａ系による原子炉注水及び格納容器スプレイを実施するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バ
イパス弁，残留熱除去系Ａ系注入弁及び残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗス
プレイ弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ａ系ミニフロー
弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁，残留熱除去系Ａ系注入弁及び残留熱除去系Ａ系
1.7－33

Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作スイッチを隔離する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁
及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉にする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開にする。
⑧運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替循環冷却系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動
し，代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が1.40MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力が4.90MPa［gage］以下であることを確認し，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を開とした
1.7－34

後，代替循環冷却系Ａ系注入弁を開にするとともに，代替循環冷却系Ａ系テスト弁を閉にする。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを代替循環冷却系原子炉注水流量指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。
⑭発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位がジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。）位置相当で冠水維持されていることを確認するように指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
Ｌ０位置相当で冠水維持されていることを確認し，発電長に報告する。
⑯発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による格納容器スプレイの系統構成を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁を開にする。
⑱運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による格納容器スプレイの系統構成が完了したことを報告する。
⑲発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による格納容器スプレイの開始を指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ
弁を開にする。
運転員等は中央制御室にて，格納容器スプレイが開始されたことを
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量の流量上昇，原子炉格納容器
内の圧力及び温度の低下により確認し，発電長に報告する。
発電長は，運転員等にドライウェル圧力又はサプレッション・チェ
1.7－35

ンバ圧力指示値が13.7kPa［gage］未満まで低下したことを確認し，代替循環冷却系Ａ系による格納容器スプレイの停止を指示する。
運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッショ
ン・チェンバ圧力指示値が13.7kPa［gage］未満まで低下したことを確認し，代替循環冷却系Ａ系による格納容器スプレイを停止する。
発電長は，代替循環冷却系のみで原子炉格納容器内の冷却が満足することを確認し，運転員等に外部水源である代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）の停止を指示する。
（添付資料1.7.8）
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場
合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで41分以内と想定する。中央制御室に設置されている制御盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプ使用の場合：370分以内(3)

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入
炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心に含まれるよう素がサプレ
1.7－36

ッション・プール水へ流入し溶解する。また，原子炉格納容器内のケーブ
ル被覆材には塩素等が含まれており，重大事故時にケーブルの放射線分解と熱分解により塩酸等の酸性物質が大量に発生するため，サプレッション・プール水が酸性化する可能性がある。サプレッション・プール水が酸性化すると，水中に溶解しているよう素が有機よう素としてサプレッショ
ン・チェンバの気相部へ放出されるという知見がある。そこで，気相部へのよう素の移行を低減させるため，残留熱除去系配管からサプレッション・プールに薬液を注入し，サプレッション・プール水の酸性化を防止する。これにより，サプレッション・プール水中によう素を補足し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時のよう素の放出量を低減する。
ａ．手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置薬液タンクの液位が確保されている場合。
ｂ．操作手順サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.7－14図に，タイムチャートを第1.7－15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等にサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入の系統構成を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ弁及1.7－37

び残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｐスプレイ弁の閉を確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，弁駆動用窒素供給弁を開とする。
⑥運転員等は，発電長にサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入の系統構成が完了したことを報告する。
⑦発電長は，運転員等にサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，圧送用窒素供給弁を開とし，薬液タン
ク圧力の上昇を確認する。
⑨運転員等は中央制御室にて，薬液注入窒素作動弁を開とした後，薬液注入が開始されたことを薬液タンク液位が低下することで確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，作業開始を判断してからサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入開始まで15分以内と想定する。中央制御室に設置されている制御盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(4)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ

ローチャートを第1.7－16図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系によりスプレイを実施しながら原子炉格納容器の圧力及び温度の監視を行うとともに，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入を行う。

1.7－38

残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，内部水源である代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施する。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，外部水源を使用した代替格納容器スプレイを実施する。しかし，外部水源を使用するためサプレッション・プールの水位が上昇し，サプレッション・プ
ール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した場合は，外部水源を使用した
代替格納容器スプレイを停止し，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱は中央制御室からの遠隔操作で行うが，中央制御室からの遠隔操作が実施できな
い場合は，遠隔人力操作機構による現場での手動操作を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを実施する場合に，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃ側ベントを第一優先とする。ただし，Ｓ／Ｃ側ベントが実施できない場合は，Ｄ／Ｗ側ベントを実施する。格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおり。
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側ベント
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベント
格納容器ベント実施後は，代替循環冷却系又は残留熱除去系の復旧を行い，長期的な原子炉格納容器の除熱を実施する。
（添付資料1.7.5，添付資料1.7.9）
1.7.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の手順については，「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための

1.7－39

手順等」にて整備する。
残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止並びに可燃性
ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度制御手順については，「1.9

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順

等」にて整備する。
水源から接続口への可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
代替循環冷却系ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源を供給する手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及び窒素供給
装置用電源車への燃料給油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15
時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.7－40事故

第1.7－1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（1／9）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ

関連設備

重大事故等対処設備（全交流動力電源）

フィルタ装置第一弁（Ｓ／Ｃ側）
第一弁（Ｄ／Ｗ側）
第二弁
第二弁バイパス弁
第二弁操作室遮蔽
第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）
差圧計
遠隔人力操作機構
圧力開放板
可搬型窒素供給装置
・窒素供給装置
・窒素供給装置用電源車
フィルタ装置遮蔽
配管遮蔽
移送ポンプ
可搬型代替注水中型ポンプ ※ ３
可搬型代替注水大型ポンプ ※ ３
西側淡水貯水設備 ※ ３
代替淡水貯槽 ※ ３
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁
原子炉格納容器
真空破壊弁
窒素供給配管・弁
第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）
移送配管・弁
補給水配管・弁常設代替交流電源設備 ※ ４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※ ４・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※ ４・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※ ４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※ ４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

ディーゼル発電機

格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装置 に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧 及 び 除 熱 ①

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止

外部電源系及び非常用整備する手順書 ※ １

対応設備（シビアアクシデント）「除熱－１」，「除熱－３」，「放出」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－41

対応手段，対応設備，手順書一覧（2／9）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）

重大事故等対処設備

関連設備「除熱－１」，「除熱－３」，「放出」
重大事故等対策要領

自主対策設備

淡水タンク ※ ３

自主対策設備（全交流動力電源）

格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装置 に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧 及 び 除 熱 ②

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止ディーゼル発電機

可搬型窒素供給装置
・窒素供給装置
・窒素供給装置用電源車
フィルタ装置遮蔽
配管遮蔽
移送ポンプ
可搬型代替注水中型ポンプ ※ ３
可搬型代替注水大型ポンプ ※ ３
西側淡水貯水設備 ※ ３
代替淡水貯槽 ※ ３
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁
原子炉格納容器
真空破壊弁
窒素供給配管・弁
第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）
移送配管・弁
補給水配管・弁常設代替交流電源設備 ※ ４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※ ４・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※ ４・緊急用 125V 系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※ ４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※ ４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等対処設備

主要設備

フィルタ装置第二弁
第二弁バイパス弁
第二弁操作室遮蔽
第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）
差圧計
遠隔人力操作機構
圧力開放板

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

外部電源系及び非常用整備する手順書 ※ １対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－42

対応手段，対応設備，手順書一覧（3／9）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

遠隔人力操作機構
第二弁操作室遮蔽
第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）
差圧計

重大事故等対処設備

関連設備

第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）

重大事故等対処設備

主要設備

遠 隔 人 力 操 作 機 構 に よる 現 場 操 作

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止－整備する手順書 ※ １

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱－１」，「除熱－３」，「放出」※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－43

対応手段，対応設備，手順書一覧（4／9）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

可搬型窒素供給装置
・窒素供給装置
・窒素供給装置用電源車

重大事故等対処設備

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順

不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁フィルタ装置常設代替交流電源設備 ※ ４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※ ４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※ ４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

書」

重大事故等対処設備

関連設備

不 活 性 ガ ス （ 窒 素 ） によ る 系 統 内 の 置 換

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止－整備する手順書 ※ １

対応設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－44

対応手段，対応設備，手順書一覧（5／9）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

可搬型窒素供給装置
・窒素供給装置
・窒素供給装置用電源車

重大事故等対処設備

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順

不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※ ４・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※ ４・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※ ４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

書」

重大事故等対処設備

関連設備

原 子 炉 格 納 容 器 負 圧 破損 の 防 止

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止－整備する手順書 ※ １

対応設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－45

対応手段，対応設備，手順書一覧（6／9）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
サプレッション・プール
緊急用海水ポンプ ※ ２
緊急用海水ストレーナ ※ ２

重大事故等対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ

関連設備

代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ス
プレイヘッダ
原子炉圧力容器
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※ ４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※ ４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備（全交流動力電源）

主要設備

ディーゼル発電機

代 替 循 環 冷 却 系 に よ る原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧 及 び 除 熱 ①

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止

外部電源系及び非常用整備する手順書 ※ １

対応設備（シビアアクシデント）「除熱－１」，「除熱－３」，「放出」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－46

対応手段，対応設備，手順書一覧（7／9）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※ １対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
サプレッション・プール
残留熱除去系海水ポンプ ※ ２
残留熱除去系海水ストレーナ ※ ２

重大事故等対処設備

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」

代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ス
プレイヘッダ
原子炉圧力容器
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※ ４・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※ ４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ

重大事故等対処設備

関連設備

代 替 循 環 冷 却 系 に よ る原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧 及 び 除 熱 ②

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱－１」，「除熱－３」，「放出」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－47

対応手段，対応設備，手順書一覧（8／9）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

重大事故等対処設備
非常時運転手順書Ⅱ

可搬型代替注水大型ポンプ ※ ２

自主対策設備（全交流動力電源）

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
サプレッション・プール

主要設備

ディーゼル発電機（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）

代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ス
プレイヘッダ
原子炉圧力容器
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※ ４・常設代替高圧電源装置
・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ
燃料給油設備 ※ ４・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置
燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ「除熱－１」，「除熱－３」，

重大事故等対処設備

関連設備

代 替 循 環 冷 却 系 に よ る原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧 及 び 除 熱 ③

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止

外部電源系及び非常用整備する手順書 ※ １

対応設備

「放出」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－48

対応手段，対応設備，手順書一覧（9／9）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

薬液タンク
蓄圧タンク加圧用窒素ガスボンベ

重大事故等対処設備

サプレッション・プール

自主対策設備主要設備
関連設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」

残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置
配管・弁常設代替直流電源設備 ※ ４・緊急用 125V 系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※ ４・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※ ４・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設備サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ール 水 ｐ Ｈ 制 御 装 置 に よ る 薬 液 注 入

原 子 炉 格 納 容 器 の 過 圧破 損 防 止－整備する手順書 ※ １

対応設備

重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.7－49

第1.7－2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

判断 基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※ １
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※ １

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※ １

原子炉格納容器内の水位

ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱

サプレッション・プール水位 ※ １

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※ １
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※ １

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※ １
サプレッション・チェンバ圧力 ※ １

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※ １
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１
サプレッション・プール水温度 ※ １

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※ １
格納容器内水素濃度 ※ ２

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ） ※ １
格納容器内酸素濃度 ※ ２

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※ １

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位 ※ １
フィルタ装置圧力 ※ １
フィルタ装置スクラビング水温度 ※ １
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ） ※ １
フィルタ装置入口水素濃度 ※ １

補機監視機能モニタリング・ポスト※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。

1.7－50

監視計器一覧（2／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※ １

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※ １

補機監視機能第二弁操作室差圧
空気ボンベユニット空気供給流量

判断 基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※ １
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※ １ｂ．第二弁操作室の正圧化操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。

1.7－51

監視計器一覧（3／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
判断 基準 操作ｃ．フィルタ装置スクラ
ビング水補給最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位 ※ １

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位 ※ １

最終ヒートシンクの確保
判断 基準

原子炉格納容器内の圧力
原子炉格納容器内の温度ｄ．原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

原子炉格納容器内の水素濃度

操作
判断 基準

ｅ．フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置
換

操作
判断 基準
操作

ｆ．フィルタ装置スクラ
ビング水移送残留熱除去系系統流量 ※ １
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※ １
緊急用海水系流量（残留熱除去系
熱交換器） ※ １
ドライウェル圧力 ※ １
サプレッション・チェンバ圧力 ※ １
ドライウェル雰囲気温度 ※ １
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度 ※ １
格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※ １
格納容器内水素濃度 ※ ２

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※ １
サプレッション・チェンバ圧力 ※ １

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※ １
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度 ※ １

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※ １
格納容器内水素濃度 ※ ２

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ） ※ １
格納容器内酸素濃度 ※ ２

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※ １
サプレッション・チェンバ圧力 ※ １

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ） ※ １
格納容器内水素濃度 ※ ２

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ） ※ １
格納容器内酸素濃度 ※ ２

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度 ※ １
フィルタ装置入口水素濃度 ※ １

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度 ※ １
フィルタ装置水位 ※ １

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位 ※ １
フィルタ装置スクラビング水温度 ※ １
フィルタ装置入口水素濃度 ※ １※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。

1.7－52

監視計器一覧（4／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.7.2.1

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

判断 基準

(2)

監視パラメータ（計器）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※ １
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※ １

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※ １

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※ １
サプレッション・チェンバ圧力 ※ １

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※ １
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１
サプレッション・プール水温度 ※ １

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※ １

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量 ※ １

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※ １
原子炉水位（燃料域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※ １

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※ １
原子炉圧力（ＳＡ） ※ １

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※ １
サプレッション・チェンバ圧力 ※ １

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※ １
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１
サプレッション・プール水温度 ※ １

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系原子炉注水流量 ※ １
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量※１
代替循環冷却系ポンプ入口温度 ※ １
残留熱除去系熱交換器入口温度 ※ １

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※ １

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流
量（常設ライン用） ※ １

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。

1.7－53

監視計器一覧（5／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.7.2.1

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

判断 基準

(3)

監視パラメータ（計器）サプレッション・プ
ール水ｐＨ制御装置
による薬液注入

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※ １

水源の確保

薬液タンク液位

補機監視機能薬液タンク圧力水源の確保

薬液タンク液位操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※ １
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※ １

※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。

1.7－54

第 1.7－3 表

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

【1.7】
原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順
等

供給対象設備

給電元
給電母線

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）
ＭＣＣ ２Ｄ系

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第二弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第二弁バイパス弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。）

代替循環冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

残留熱除去系

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

弁

フィルタ装置出口放射線モニタ(高レンジ・
低レンジ)

1.7－55

常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁
設計 基 準対 象施 設 から追加した箇所

1.7－56
操作手順
⑥

※１

⑥

※２

⑦※１
⑦
記載例

※２

弁名称

操作手順

弁名称

⑧

※１

換気空調系二次隔離弁⑧※２

原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁⑫ａ

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁ｂ

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

換気空調系一次隔離弁⑫

耐圧強化ベント系一次隔離弁
耐圧強化ベント系二次隔離弁

操作手順

弁名称

⑫

ｃ※１

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁⑫

ｃ※２

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁⑯

第二弁，第二弁バイパス弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※ １ ～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7－1 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

概要図

凡例
弁
操作手順
②※１
②

※２

④，⑤
記載例

弁名称
第二弁操作室空気ボンベユニット空気ボンベ集合弁
第二弁操作室空気ボンベユニット空気供給出口弁
第二弁操作室空気ボンベユニット空気供給流量調整弁

差圧調整弁
設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※ １ ～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7－2 図

第二弁操作室空気ボンベユニットによる第二弁操作室の正圧化
概要図

1.7－57

格納容器ベント準備（第一弁）

格納容器ベント準備（第二弁）

第 1.7－3 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

タイムチャート（1／2）

1.7－58

※1：第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）を24本のうち19本を使用することにより，第二弁操作室を5時間正圧化可能である。

第二弁操作室の正圧化格納容器ベント（第二弁）

第 1.7－3 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

タイムチャート（2／2）

1.7－59

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.7－60

設計 基 準対 象施 設 から追加した箇所

操作手順

弁名称

⑨，⑮

フィルタベント装置補給水ライン元弁

記載例○ ：操作手順番号を示す。

第 1.7－4 図

フィルタ装置スクラビング水補給

概要図

第 1.7－ 5 図

フィルタ装置スクラビング水補給

1.7－61

タイムチャート

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.7－62設計 基 準対 象施 設 から追加した箇所

操作手順
⑧，
⑪，⑰，
記載例

弁名称
窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）
第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）

操作手順
⑪

※１

⑪

※２

，⑰

※１

，⑰

※２

弁名称

，

※１

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁，※２

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁○：操作手順番号を示す。
○ ※ １ ～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7－6 図

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換概要図

第 1.7－7 図

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

1.7－63

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.7－64

設計 基 準対 象施 設 から追加した箇所

操作手順
⑦

※１

記載例

，⑦

※２

弁名称
フィルタベント装置窒素供給ライン元弁○：操作手順番号を示す。
○ ※ １ ～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.7－8図

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換概要図

第 1.7－ 9 図

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換ャート

1.7－65

タイムチ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.7－66

設計 基 準対 象施 設 から追加した箇所

操作手順

操作手順
※１

⑥

フィルタベント装置移送ライン止め弁⑦

フィルタベント装置ドレン移送ライン切替え弁（Ｓ／Ｃ側）

⑯，
記載例

弁名称

，

※２

弁名称
フィルタベント装置窒素供給ライン元弁
フィルタ装置出口弁

フィルタベント装置補給水ライン元弁○：操作手順番号を示す。
○ ※ １ ～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7－10 図

フィルタ装置スクラビング水移送

概要図

第 1.7－11 図

フィルタ装置スクラビング水移送

1.7－67

タイムチャート（1／2）

第 1.7－11 図

フィルタ装置スクラビング水移送

1.7－68

タイムチャート（2／2）

凡例
ポンプ
操作手順
⑥

※１

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁※３

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁⑦※１

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁⑦ ※ ２ ，⑫ ※ ３※１

代替循環冷却系Ａ系テスト弁

代替循環冷却系Ａ系注入弁
残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁

※２

⑳
記載例

空気駆動

弁

残留熱除去系Ａ系注入弁

※１

，⑰

AO

逆止弁

⑫ ※ ２ ，⑮⑰電動駆動

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁

⑥※４

⑫

MO

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁

⑥※２
⑥

弁名称

冷却水

代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁

設計 基準 対 象施 設か ら
追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※ １ ～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7－12 図

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱図
1.7－69概要

※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱については，減圧及び除熱開始まで 41 分以内と想定する。

第 1.7－13 図

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ムチャート

1.7－70

タイ

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

窒素

1.7－71

設計 基準 対 象施 設か ら
追加した箇所

操作手順

弁名称

④

※１

④

※２

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｐスプレイ弁⑤

弁駆動用窒素供給弁⑧

圧送用窒素供給弁⑨

薬液注入窒素作動弁

記載例

残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｐスプレイ弁○：操作手順番号を示す。
○ ※ １ ～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7－14 図

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

概要図

第 1.7－15 図

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入
ムチャート

1.7－72タイ

第 1.7－16 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／2）
1.7－73

（凡例）
炉心の著しい損傷の発生： プラント状態： 操作・確認

サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

： 判断

②より

： 重大事故等対処設備

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能喪失

第一弁（Ｓ／Ｃ側）
遠隔操作成功1.6 の範囲

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却（外部水源）

No
遠隔人力操作機構による現場操作（第一弁（Ｓ／Ｃ側））

Yes

第一弁（Ｓ／Ｃ側）
現場操作成功代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器
内の冷却（外部水源）成NoNo
第一弁（Ｄ／Ｗ側）
遠隔操作成功Yes

No
遠隔人力操作機構による現場操作

Yes（第一弁（Ｄ／Ｗ側））

Yes

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（内部水源）

1.6・1.7 の範囲

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（内部水源）

第一弁（Ｄ／Ｗ側）
現場操作成功第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

Yes
格納容器圧力逃がし装置
によるＳ／Ｃ側ベント
代替循環冷却系による原子炉格納容器
内の減圧及び除熱（内部水源）成功

代替循環冷却系による原子炉格納容器
内の減圧及び除熱（内部水源）成功

No

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁
遠隔操作

格納容器圧力逃がし装置
によるＤ／Ｗ側ベント

No②へ

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.4m 到達

第二弁操作室の正圧化

Yes

Yes

No

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達※1

【外部水源から内部水源への切替え】
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却（外部水源）停止

1.6・1.7 の範囲

原子炉格納容器内の冷却停止（外部水源）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却（外部水源）①へ

消火系，補給水系又は代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による原子炉
格納容器内の冷却（外部水源）
第二弁
遠隔操作成功

Yes

No

第二弁
バイパス弁遠隔操作

No

成功

Yes

格納容器圧力逃がし装置
によるベント

遠隔人力操作機構による現場操作
（第二弁）

第二弁
フィルタ装置スクラビング水補給※2

No

現場操作成功①より

Yes

遠隔人力操作機構による現場操作（第二弁バイパス弁）※1：「サプレッション・プール水位 通常水位＋6.5m 到達」までに，代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱（内部水源）が可能となり，除熱成功した場合は，内部水源による除熱に切り替える。
※2：フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合，フィルタ装置スクラビング水補給を実施する。

原子炉格納容器の過圧破損防止

第 1.7－16 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／2）

1.7－74

添付資料1.7.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／6）
技術的能力審査基準（1.7）
【本文】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格
納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
1 「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

(1)原子炉格納容器の過圧破損の防止
a)炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するた
め、格納容器圧力逃がし装置又は格納容
器再循環ユニットにより、原子炉格納容
器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

番号

設置許可基準規則（第50条）

技術基準規則（第65条）

番号

①

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

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

⑧

－

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

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

－

a)格納容器圧力逃がし装置又は格納容器再循環ユニットを設置すること。

a)格納容器圧力逃がし装置又は格納容器再循環ユニットを設置すること。

⑨

b)上記a)の格納容器圧力逃がし装置とは、
以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

b)上記a)の格納容器圧力逃がし装置とは、
以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

ⅰ)格納容器圧力逃がし装置は、排気中に含まれる放射性物質を低減するものであること。

ⅰ)格納容器圧力逃がし装置は、排気中に含まれる放射性物質を低減するものであ
ること。

②

⑩

(2)悪影響防止a)格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉格納容器の負圧破損を防止する手順等を整備すること。

③(3)現場操作等
a)格納容器圧力逃がし装置の隔離弁は、人力により容易かつ確実に開閉操作ができること。

④

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

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

⑪

b)炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納容器圧力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。

⑤

ⅲ)格納容器圧力逃がし装置の配管等は、他の系統・機器(例えば SGTS)や他号機の格納容器圧力逃がし装置等と共用しないこと。ただし、他への悪影響がない場合を除く。

ⅲ)格納容器圧力逃がし装置の配管等は、他の系統・機器(例えば SGTS)や他号機の格納容器圧力逃がし装置等と共用しないこと。ただし、他への悪影響がない場合を除く。

⑫

c)隔離弁の駆動源が喪失した場合においても、格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作できるよう、必要な資機材を近傍に配備する等の措置を講じること。

⑥

ⅳ)また、格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉格
納容器の負圧破損を防止する設備を整備すること。

ⅳ)また、格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉格
納容器の負圧破損を防止する設備を整備すること。

⑬

ⅴ)格納容器圧力逃がし装置の隔離弁は、人力により容易かつ確実に開閉操作ができること。

ⅴ)格納容器圧力逃がし装置の隔離弁は、人力により容易かつ確実に開閉操作ができること。

⑭

ⅵ)炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納容器圧力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。

ⅵ)炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納容器圧力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。

⑮

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

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

⑯

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

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

⑰

ⅸ)使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護対策がなされていること。

ⅸ)使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護対策がなされていること。

⑱(4)放射線防護a)使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護対策がなされていること。

⑦

1.7－75

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／6）
重大事故等対処設備
手段

機器名称

既設
新設

自主対策設備
解釈
対応番号

備考

手段

機器名称
フィルタ装置第一弁（Ｓ／Ｃ側）

新設

第二弁

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

新設

第二弁バイパス弁

第二弁

新設

圧力開放板

第二弁バイパス弁

新設

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

圧力開放板

新設

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

第二弁操作室遮蔽新設

第二弁操作室遮蔽

第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）

新設

第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）

差圧計

新設

差圧計

遠隔人力操作機構

新設

遠隔人力操作機構

可搬型窒素供給装置

新設

可搬型窒素供給装置

フィルタ装置遮蔽

新設

フィルタ装置遮蔽

配管遮蔽

新設

移送ポンプ

新設

可搬型代替注水中型ポンプ新設

可搬型代替注水大型ポンプ新設

西側淡水貯水設備新設

代替淡水貯槽新設

不活性ガス系配管・弁既設

耐圧強化ベント系配管・弁既設

格納容器圧力逃がし装置配管・弁新設

原子炉格納容器

既設

真空破壊弁

既設

窒素供給配管・弁新設

窒素供給配管・弁

第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）新設

第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（配管・弁）移送配管・弁新設

移送配管・弁

補給水配管・弁新設

補給水配管・弁

フィルタ装置入口水素濃度

新設

フィルタ装置入口水素濃度

フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）新設

フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

常設代替交流電源設備

新設

常設代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

常設代替直流電源設備

新設

常設代替直流電源設備

可搬型代替直流電源設備新設

可搬型代替直流電源設備

燃料給油設備新設

燃料給油設備

－

淡水タンク

－

1.7－76－

格納容 器圧力 逃が し装置 によ る原子 炉格 納容器 内の 減圧及 び除 熱②新設①② ③⑦ ⑧ ⑨⑩ ⑪ ⑫⑬ ⑯⑰ ⑱

格納容 器圧力 逃が し装置 によ る原子 炉格 納容器 内の 減圧及 び除 熱①

フィルタ装置

配管遮蔽
移送ポンプ
可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
西側淡水貯水設備
代替淡水貯槽
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁
原子炉格納容器
真空破壊弁

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／6）
重大事故等対処設備

自主対策設備解釈
対応番号

遠隔人力操作機構

新設

第二弁操作室遮蔽新設

第二弁操作室空気ボンベ
ユニット（空気ボンベ）

新設

差圧計

新設

①④ ⑤⑥ ⑧ ⑭⑮

第二弁操作室空気ボンベ
ユニット（配管・弁）新設

可搬型窒素供給装置

新設

不活性ガス系配管・弁既設

耐圧強化ベント系配管・弁既設

格納容器圧力逃がし装置配管・弁新設

フィルタ装置新設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

可搬型窒素供給装置

新設

不活性ガス系配管・弁既設

耐圧強化ベント系配管・弁既設

格納容器圧力逃がし装置配管・弁新設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備新設

可搬型代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

機器名称

遠隔人 力操作 機構
による 現場操 作
不活性 ガス（ 窒素 ）によ る系 統内の 置換

①⑧ ⑪

既設
新設

手段

①③ ⑧⑬

原子炉 格納容 器負 圧破損 の防 止

1.7－77

備考

手段

機器名称

－

－

－

－

－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／6）
重大事故等対処設備

手段

機器名称

既設
新設

既設

サプレッション・プール

既設

緊急用海水ポンプ新設

緊急用海水ストレーナ新設

代替循環冷却系配管・弁新設

残 留 熱除 去 系 配 管 ・弁 ・ スト
レーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉圧力容器既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

代替循環冷却系ポンプ新設

残留熱除去系熱交換器

既設

サプレッション・プール

既設

残留熱除去系海水ポンプ

既設

残留熱除去系海水ストレーナ

既設

代替循環冷却系配管・弁新設

残 留 熱除 去 系 配 管 ・弁 ・ スト
レーナ・スプレイヘッダ

既設

原子炉圧力容器既設

原子炉格納容器既設

常設代替交流電源設備

新設

燃料給油設備新設

手段－

代替循 環冷却 系に よる原 子炉 格納容 器内 の減圧 及び 除熱③

残留熱除去系熱交換器

備考

機器名称

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
サプレッション・プール
可搬型代替注水大型ポンプ
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・スト
レーナ・スプレイヘッダ
原子炉圧力容器
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備
燃料給油設備-①② ⑧⑨

代替循 環冷却 系に よる原 子炉 格納容 器 内 の減圧 及び 除熱②

新設

解釈
対応番号

①② ⑧⑨

代替循 環冷却 系に よる原 子炉 格納容 器内 の減圧 及び 除熱①

代替循環冷却系ポンプ

自主対策設備

－

－

－

薬液タンク

－

－

－

－

サプレ ッショ ン・ プール 水ｐ Ｈ制御 装置
による 薬液注 入－

蓄圧タンク加圧用窒素ガス
ボンベ
サプレッション・プール
残留熱除去系配管・弁・スプ
レイヘッダ
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置配管・弁常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源
燃料給油設備

1.7－78

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／6）
技術的能力審査基準（1.7）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されて
いること。
【解釈】
１ 「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措
置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉格納容器の過圧破損の防止
ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納容器圧
力逃がし装置又は格納容器再循
環ユニットにより、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器の破損を防止する手段として，格納容器圧力逃がし装置及び代替循環冷却系ポンプによる格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備する。

－

炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器の破損を防止する手段として，格納容器圧力逃がし装置及び代替循環冷却系ポンプにより，格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備する。

1.7－79

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／6）
技術的能力審査基準（1.7）

適合方針（２）悪影響防止ａ）格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉格納容器の負圧破損を防止する手順等を整備すること。

格納容器圧力逃がし装置の使用後に残留熱除去系又は代替循
環冷却系による格納容器内の除熱を実施する場合において，格納容器の負圧破損を防止する手段として，可搬型窒素供給装置
により格納容器内に不活性ガス（窒素）を供給する手順，及び格納容器内の圧力を監視し，残留熱除去系又は代替循環冷却系
による格納容器内の除熱を停止する手順等を整備する。なお，
残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器内の除熱に関する手順については，「1.6 原
子炉格納容器内の冷却等のための手順等」で示す。
格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を人力により容易かつ確実に操作可能とする手段として，遠隔人力操作機構を整備する。
炉心の著しい損傷時において，運転員等の被ばくを低減する手段
として，原子炉建屋原子炉棟外で操作可能な遠隔人力操作機構を整備する。
また，格納容器ベント後の運転員等の被ばくを低減する手段として，遮蔽等を考慮した第二弁操作室にて操作を実施するために必要な手順等を整備する。
隔離弁の駆動源が喪失した場合
において，格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作可能とする手段
として，遠隔人力操作機構を整備する。
使用後に高線量となる格納容器
圧力逃がし装置からの被ばくを低減する手段として，フィルタ装置
遮蔽及び配管遮蔽を整備する。

（３）現場操作等
ａ）格納容器圧力逃がし装置の隔離
弁は、人力により容易かつ確実に開閉操作ができること。
ｂ）炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納
容器圧力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。

ｃ）隔離弁の駆動源が喪失した場合においても、格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作できるよ
う、必要な資機材を近傍に配備する等の措置を講じること。
(４)放射線防護ａ）使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護対策がなされていること。

1.7－80添付資料 1.7.2
自主対策設備仕様

機器名称

常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

可搬

Ｓクラス ※ １

約 1,320m ３ ／h／個

約 140m

可搬－

約 47L／個

－

30 個

常設

Ｓクラス

7m３

－

1個

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）蓄圧タンク加圧用窒素ガス
ボンベ

薬液タンク ※ ２

※1：Ｓクラスの機能維持※2：今後の詳細設計の結果により使用を見直す可能性がある。

1.7－81

個数

2個（予備 2 個）

添付資料 1.7.3

1.7－82

第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.7－83

1.7－84

第3図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料 1.7.4
重大事故対策の成立性

1．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)

格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベントａ．操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱が必要な状況において，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない
場合，原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）及び原子炉建屋廃棄物処理棟（二次格納施設外）まで移動し，現場での遠隔人力操作機構による操作により系統構成を実施した後，格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベントを実施する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）及び原子炉建屋廃棄物処理棟（二次格納施設外）
ｃ．必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベントとして，第一優先のＳ／Ｃ側ベントを使用した格納容器ベントに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）3名，重大事故等対応要員3名）
所要時間目安※：155 分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
1.7－85

移動：35 分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋付属棟地上 1階（放射線防護具着用を含む））
45 分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上 1 階から原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：90 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋付属棟地上 1 階）
格納容器ベント開始操作：30 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階）ｄ．操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。現場
操作員の放射線防護を考慮し，遠隔人力操作機構は，二次格
納施設外に設置している。また，格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.7－86

添付資料 1.7.4(2)

第二弁操作室の正圧化
ａ．操作概要第二弁操作室の正圧化が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階まで移動するとともに，系統構成を実施した後，第二弁操作
室空気ボンベユニットにより第二弁操作室を正圧化する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
第二弁操作室の正圧化における，現場での系統構成に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数：3名（重大事故等対応要員3名）
所要時間目安※：54分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：45分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処理棟地
上3階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：5分（操作対象2弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地上3階）
正圧化開始操作：4分（操作対象1弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地上3階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。重大事故等対応要員の放射線防護を考慮し，第二弁操作室は，二次格納施設外に設置している。
また，格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具
1.7－87

（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

1.7－88(3)フィルタ装置スクラビング水補給
ａ．操作概要フィルタ装置スクラビング水補給が必要な状況において，水源を選定
し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，可搬型
代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置のスクラビング水補給を実施してフィルタ装置の機能を維持する。
ｂ．作業場所
フィルタ装置格納槽付属室，屋外（フィルタ装置格納槽周辺，取水箇所（代替淡水貯槽，淡水タンク）ｃ．必要要員数及び操作時間
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィ
ルタ装置スクラビング水補給として，最長時間を要する代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安※１：180分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：20分※２（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：120分※２（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等）
送水準備：20分※2：移動及び系統構成は並行して行う。
ｄ．操作の成立性について
1.7－89

作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保する。また，格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人
線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能とする。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

1.7－90ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

1.7－91

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.7－92

(4)原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
ａ．操作概要原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が必要な状況において，原子炉建屋東側屋外に可搬型窒素供給装置を配備し，窒素供給用ホースを接続口に接続して可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内へ窒素を供給する。また，原子炉建屋西側屋外に可搬型窒素供給装置を配備した場合，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に接続して可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内へ窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋東側屋外（非管理区域）又は原子炉建屋西側屋外（非管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換として，最長時間を要する格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した窒素供給に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（重大事故等対応要員4名）
所要時間目安※：135分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：10分（移動経路：南側保管場所から格納容器窒素供給ライン
西側接続口）
系統構成：85分（対象作業：ホース接続，可搬型窒素供給装置起動等）
窒素供給開始操作：10分
1.7－93

ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，格納容器
ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，
個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：ホースの接続は汎用の結合金具であり，容易に操作可能とする。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.7－94(5)フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
ａ．操作概要フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換が必要な状況において，原子炉建屋西側屋外に可搬型窒素供給装置を配備し，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に接続して可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内へ窒素を供給する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋西側屋外（非管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換として，フィルタベント配管窒素供給ライン接続口を使用した窒素供給に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（重大事故等対応要員4名）
所要時間目安※：135分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：10分（移動経路：南側保管場所からフィルタベント配管窒素供給ライン接続口）
系統構成：85分（対象作業：ホース接続，可搬型窒素供給装置起動等）
窒素供給開始操作：10分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，格納容器
1.7－95

ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，
個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：ホースの接続は汎用の結合金具であり，容易に操作可能とする。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.7－96(6)フィルタ装置スクラビング水移送
ａ．フィルタ装置スクラビング水移送
(a)

操作概要
フィルタ装置スクラビング水移送が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階まで移動するとともに，系統構成を実施した
後，移送ポンプによりフィルタ装置スクラビング水をサプレッション・プールへ移送する。

(b)

作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階（管理区域）(c)

必要要員数及び操作時間
フィルタ装置スクラビング水移送における現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安※：50分以内※：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
移動：44分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処理棟
地下1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：6分（操作対象1弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階）(d)

操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤラ
イトを携行している。また，格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
1.7－97

移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備
により，中央制御室との連絡が可能である。

1.7－98

ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置水張り(a)

操作概要
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置の水張りが必要な状況において，水源を選定し取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，フィルタ装置スクラ
ビング水補給ライン接続口を使用した可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置の水張りを行う。

(b)

作業場所
フィルタ装置格納槽付属室，屋外（フィルタ装置格納槽周辺，取水箇所（代替淡水貯槽，淡水タンク））(c)

必要要員数及び操作時間
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置水張りとして，最長時間を要する代替淡水貯水槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口による送水に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安※１：180分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：20分※２（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：120分※２（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等）
送水準備：20分
1.7－99※2：移動及び系統構成は並行して行う。
(d)

操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型
ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続
は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能とする。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保する。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，
ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.7－100

添付資料 1.7.5
格納容器ベント操作について

格納容器圧力逃がし装置の放出系統として，サプレッション・チェンバからとドライウェルから放出する系統の 2 通りあるが，サプレッション・プールにおけるスクラビング効果（エアロゾル等の低減効果）が期待できるサプレッション・チェンバからのベントを優先して使用する。
ただし，サプレッション・チェンバからのベントが実施できない場合には，ドライウェルからのベントを実施する。
また，第一弁及び第二弁の操作順位は，第一弁の現場操作時間に対して第二弁操作時間が短いこと及びベント停止時には第一弁で隔離するため，第一弁のシート面保護の観点から，流体の流れがない状態で第一弁の開操作を実施し，その後第二弁の開操作を実施する。
なお，ベント停止時に第一弁で隔離する理由は，ベント停止後の格納容器圧
力逃がし装置への窒素供給時において，第一弁下流から窒素を供給することで第一弁と第二弁の間の水素滞留を防止するためである。
格納容器圧力逃がし装置の系統概要図（操作対象箇所）を第 1 図に示す。

1.7－101

1.7－102

地下格納槽

窒素供給
ライン

原子炉建屋
付属棟

＊4
＊5

＊7

原子炉圧力容器第1図＊1

原子炉建屋原子炉棟

MO

AO

MO

＊4

原子炉隔離時冷却系
真空ポンプより①第一弁（サプレッション・＊5
チェンバ側）

③第二弁

＊3

原子炉建屋
ガス処理系へ

⑥ＦＲＶＳ系統
入口弁

AO

＊6
＊7

遠隔人力
操作機構

＊1

＊3

＊2

RE

RE

原子炉建屋付属棟

廃棄物
処理設備へ

窒素供給
ライン

空気ボンベ

DPI

第二弁操
作室遮蔽
差圧計

圧力開放板

放射線モニタ

格納容器圧力逃がし装置の系統概要図（操作対象箇所）

サプレッション・チェンバ

＊2

AO

MO

水素濃度計
H2E

耐圧強化
ベント系

MO

換気空調系へ

⑤耐圧強化ベント隔離弁

MO

ドライウェル

MO

AO

AO

＊6

原子炉格納容器②第一弁（ドライウェル側）
AO
不活性ガス系④Ｃ／Ｓ排気系統入口弁

MO
付属室

補給水
ライン

フィルタ装置格納槽

MO

フィルタ装置排気筒

(1)格納容器圧力逃がし装置におけるベントタイミング
格納容器圧力逃がし装置によるベント操作は，第 1 表に示す基準に到達した場合に，発電長の指示の下に運転員が実施する。これにより，格納容器の過圧破損防止及び格納容器内での水素燃焼防止が可能である。

第1表
炉心状態

ベント実施判断基準

目的

炉心損傷なし実施判断基準
格納容器圧力 310kPa［gage］（最高使用圧力：1Pd）到達

過圧破損防止サプレッション・プール通常水位+6.5m 到達
炉心損傷を判断した場合水素燃焼防止格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％到達

格納容器の過圧破損防止の観点では，炉心損傷なしの場合は，残留熱除去
系等の格納容器除熱機能が喪失し格納容器圧力が上昇した際，格納容器圧力が 279kPa［gage］から 217kPa［gage］の範囲で代替格納容器スプレイ系（常設）による格納容器スプレイ（連続）を実施する。外部水源によるスプレイであるため，サプレッション・プール通常水位+6.5m に到達すればベントライン水没を防止する観点から格納容器スプレイを停止し，格納容器圧力が 310kPa［gage］に到達した時点でベントの実施を判断する。これは，格
納容器除熱機能の復旧時間の確保及び追加放出された希ガスの減衰時間を確保することを目的としている。炉心損傷を判断した場合は，465kPa［gage］
から 400kPa［gage］の範囲で代替格納容器スプレイ系（常設）による格納
容器スプレイ（連続）を実施し，サプレッション・プール通常水位+6.5m に到達した時点で格納容器スプレイを停止するとともにベントを実施する。これにより確実に 620kPa［gage］（2Pd）到達までに格納容器ベントが実施で
1.7－103

きる。炉心損傷の有無により，格納容器スプレイ実施基準を変更する理由は，炉心損傷した場合，格納容器内に放射性物質が放出されるため，炉心損
傷なしの場合に比べてベント実施操作判断基準に到達するタイミングを遅らせることにより，ベント時の外部影響を軽減させるためである。
また，炉心損傷を判断した場合は，ジルコニウム－水反応により大量の水素が発生し，格納容器内の水素濃度は可燃限界の 4vol％を超過する。その後，水の放射線分解によって格納容器内酸素濃度が上昇し，格納容器内水素・酸素濃度が可燃限界に到達することにより，格納容器内で水素燃焼が発生するおそれがある。この水素燃焼の発生を防止するため，格納容器内酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した時点でベント操作を実施することで格納容器内の水素・酸素を排出する。ベント実施の判断フローを第 2～4 図に示す。
炉心損傷の有無の判断は，第 2 表に示すパラメータを確認する。

第2表

確認パラメータ（炉心損傷判断）

確認パラメータ

炉心損傷判断ドライウェル又はサプ
レッション・チェンバのγ線線量率

設計基準事故（原子炉冷却材喪失）において想定する希ガスの追加放出量相当のγ線線量率の 10 倍以上となった場合，炉心が損傷したものと判断する※。

※

この基準は，炉内内蔵量の割合約 0.1％に相当する希ガスが格納容器内に放出した場合のγ線線量率相当となっている。

さらに，炉心損傷後の重大事故等対処設備の機能喪失を仮定した場合のベント実施判断基準として，第 3 表に示す判断基準を整理している。これらの1.7－104

状況においても，格納容器ベント実施により，格納容器破損の緩和又は大気へ放出される放射性物質の総量の低減が可能である。

第3表

炉心損傷後の重大事故等対処設備の機能喪失を仮定した場合のベント実施判断基準

目的

実施判断基準格納容器スプレイが実施できない場合

格納容器破損の緩和
原子炉建屋水素濃度 2vol％到達

格納容器温度 200℃以上において温度上昇が継続している場合
大気へ放出される放射可搬型モニタリング・ポスト指示値の急激な上昇
性物質の総量の低減
原子炉建屋内の放射線モニタ指示値の急激な上昇

重大事故時における格納容器スプレイ手段として，常設設備を用いた残留熱除去系，代替格納容器スプレイ系（常設）及び代替循環冷却系並びに可搬型設備を用いた代替格納容器スプレイ系（可搬型）がある。想定し難い状況
ではあるが，これら格納容器スプレイ手段が喪失した場合，想定する希ガスの減衰時間が短くなるが，格納容器の圧力を抑制する観点から，格納容器破損の緩和のためベントを実施する。
また，格納容器から漏えいした水素により，原子炉建屋原子炉棟水素濃度が上昇した場合，原子炉建屋原子炉棟内で水素爆発が発生することよって格納容器が破損するおそれがある。このような場合，格納容器圧力を低下させることで格納容器から漏えいする水素量を低減し，原子炉建屋原子炉棟内での水素爆発による格納容器破損を緩和するため，水素の可燃限界濃度

1.7－105

4vol％を考慮し，原子炉建屋水素濃度 2vol％到達によりベントを実施する。
格納容器への十分な注水等ができない場合，格納容器雰囲気が過熱状態になり，格納容器は限界圧力を下回る 620kPa[gage]に達する前に 200℃に達し，いずれは過温破損に至ることが考えられる。この場合，格納容器ベント
実施することによって過温破損を防止できないが，フィルタ装置を介した放出経路を形成し，大気への放射性物質の放出を極力低減するためのベントを実施する。
さらに，格納容器が限界圧力を下回る 620kPa[gage]及び限界温度を下回
る 200℃に到達する前に，何らかの理由により格納容器の健全性が損なわれ，格納容器から異常な漏えいがある場合，可搬型モニタリング・ポスト指
示値及び原子炉建屋内の放射線モニタ指示値が急激に上昇することが考えられる。この場合，格納容器圧力を低下させることで漏えい箇所からの漏えい量を低減させることが可能と考えられることから，フィルタ装置を介さない
大気への放射性物質の放出を極力低減するためにベントを実施する。

1.7－106

事象発生※1 格納容器雰 囲気放 射線モ ニタγ 線線量 率が 設計基準 事故に おける原 子炉冷 却材
喪失時の追加放出量相当の 10 倍以上となった場合，格納容器スプレイ及びベントの運用を変更する。

格納容器雰囲気放射線
モニタ指示値が追加放出量相当の 10 倍以上 ※ １

ＹＥＳ※2 残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱が可能となった場合には，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。
※3 ベント準備 に要す る時間 を考慮 し，確 実に ベント準 備が完 了するタ イミン グと

ＮＯ

して設定。
残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱可能 ※ ２

ＹＥＳ

残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱可能 ※ ２

ＮＯ

サプレッション・プール水位
通常水位+5.5m 到達 ※ ３※4 ベ ント 準備 は ，格 納容 器 限界 圧力 到

ＹＥＳ

達ま で に速 や か にベ ン トを 実 施す る
ため ， 第一 弁 の 開を 実 施す る 。第 一
弁操 作 はサ プ レ ッシ ョ ン・ チ ェン バＮＯ側を 優 先し ， 中 央制 御 室か ら の遠 隔
操作 を 実施 す る 。遠 隔 操作 不 可の 場

1.7－107

サプレッション・プール水位
通常水位+5.5m 到達 ※ ３

ベント準備操作開始 ※ ４合には現場にて手動操作を実施する。

ベント準備操作開始 ※ ４

サプレッション・プール水位
通常水位+6.5m 到達

格納容器酸素濃度ドライ条件にて 4.3vol％到達までにベント準備操作完了

よる 格 納容 器 除 熱実 施 中に ， 水の 放
射線 分 解に よ っ て格 納 容器 内 酸素 濃度が上昇し，ドライ条件で 4.3vol％

サプレッション・プール水位
通常水位+6.5m 到達

代替格納容器スプレイ停止※5 残 留熱 除去 系 又は 代替 循 環冷 却系 にに到 達 した 時 点 で， ベ ント 準 備操 作
及びベント操作を実施する。

格納容器圧力 310kPa［gage］
到達

ベント実施

代替格納容器スプレイ停止

格納容器酸素濃度ドライ条件にて 4.3vol％到達 ※ ５

ベント実施

ベント実施

格納容器除熱を継続

第 3 図に
詳細フローを示す

第 4 図に
詳細フローを示す

第2図

ベント実施の判断フロー

①代替格納容器スプレイ実施（格納容器圧力 279kPa［gage］到達）②ベント準備操作開始（サプレッション・プール水位
通常水位+5.5m 到達）③代替格納容器スプレイ停止（サプレッション・プール水位
通常水位+6.5m 到達）④ベント操作（格納容器圧力 310kPa［gage］到達）①代替格納容器スプレイ実施
・279kPa［gage］～217kPa［gage］連続スプレイ②ベント準備操作開始
・格納容器圧力 310kPa［gage］到達時に 速やかに ベン ト を 実 施 可 能 と す る た め ， 事 前 に 第 一弁の開操作を実施する。
・ 第一 弁 の 操 作 は サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ 側
を 優先 し ， 中 央 制 御 室 か ら の ス イ ッ チ 操 作 を実 施す る 。 ス イ ッ チ 操 作 不 可 （ 弁 開 閉 表 示 の消 灯， ス イ ッ チ に よ る 開 弁 不 可 ） の 場 合 は ，
現 場に て 人 力 操 作 を 実 施 す る 。 サ プ レ ッ シ ョン ・チ ェ ン バ 側 ベ ン ト 弁 が 開 弁 で き な い 場 合は，ドライウェル側ベント弁の操作を行う。
・第一弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時間
は 90 分である。
③スプレイ停止・サプレッション・プール水位が通常水 位+6.5mに 到達 す れ ば ， 代 替 格 納 容 器 ス プ レ イ を 停 止する。

④ベント操作・格納容器圧力 310kPa［gage］到達後 速 やかに
ベント操作を行う。
・第二弁を開弁することでベントを開始する。
・ 中央 制 御 室 か ら 遠 隔 操 作 で き な い 場 合 （ 弁 開閉 表示 に よ っ て 開 動 作 し た こ と が 確 認 で き な
い 場合 ） は ， 第 二 弁 操 作 場 所 へ 移 動 し ， 現 場
操作（人力による遠隔操作）を実施する。
・第二弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時間
は 30 分である。

⑤ベント成否確認⑤ベント成否確認
・ ベン ト 操 作 実 施 後 ， 格 納 容 器 圧 力 及 び 温 度 が減 少し ， フ ィ ル タ 装 置 出 口 放 射 線 モ ニ タ ， 圧
力及び温度が上昇していることを確認する。
・ 遠隔 操 作 に よ り パ ラ メ ー タ に 変 化 が 見 ら れ な
い 場合 ， ベ ン ト 失 敗 の 可 能 性 が あ る た め ， 第二 弁操 作 場 所 へ 移 動 し ， 人 力 操 作 に よ る ベ ン
トを実施する。

⑥安定停止に向けた復旧（ベント停止）⑥安定停止に向けた復旧
・ 下記 機 能 が 復 旧 す れ ば ， 格 納 容 器 ベ ン ト を 停止する。
○格納容器除熱機能の復旧○窒素供給機能の準備○格納容器内水素・酸素濃度制御機能の復旧

第3図

炉心損傷していない場合のベント実施フロー
1.7－108①代替格納容器スプレイ実施（格納容器圧力 465kPa［gage］到達）②ベント準備操作開始（サプレッション・プール水位
通常水位+5.5m 到達）③ベント操作（代替格納容器スプレイ停止）（サプレッション・プール水位
通常水位+6.5m 到達）④ベント成否確認⑤安定停止に向けた復旧（ベント停止）第4図①代替格納容器スプレイ実施
・465kPa［gage］～400kPa［gage］連続スプレイ②ベント準備操作開始
・ 代替 格 納 容 器 ス プ レ イ 停 止 後 ， 速 や か に ベ ン
トを実施可能とするため，事前に第一弁の開操作を実施する。
・ 第一 弁 の 操 作 は サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ 側を優先し，中央制御室からのスイッチ操作を実施する。スイッチ操作不可（弁開閉表示の消灯，スイッチによる開弁不可）の場合は，現場にて人力操作を実施する。サプレッショ
ン・チェンバ側ベント弁が開弁できない場合
は，ドライウェル側ベントに切り替えて弁の操作を行う。
・サプレッション・プール水位通常水位+5.5m に到達すれば，第二弁操作者は第二弁現場操作場所へ移動し，待機する。
・第一弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時
間は 90 分である。
③ベント操作・格納容器圧力 620kPa［gage］までに確実にベン トを 実 施 す る た め ， サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ール水位通常水位+6.5m 到達後格納容器スプレイを停止し，速やかにベント操作を行う。
・第二弁を開弁することでベントを開始する。
・ ベン ト 開 始 後 ， 中 央 制 御 室 操 作 者 は 中 央 制 御室待避室に待避する。
・ 中央 制 御 室 か ら 遠 隔 操 作 で き な い 場 合 （ 弁 開閉 表示 に よ っ て 開 動 作 し た こ と が 確 認 で き な
い 場合 ） は ， 現 場 待 機 し て い る 第 二 弁 操 作 者へ 連絡 し ， 現 場 操 作 （ 人 力 に よ る 遠 隔 操 作 ）を実施する。
・第二弁の人力操作は 3 名で実施し，開操作時
間は 30 分である。

④ベント成否確認
・ ベン ト 操 作 実 施 後 ， 格 納 容 器 圧 力 及 び 温 度 が減 少し ， フ ィ ル タ 装 置 出 口 放 射 線 モ ニ タ ， 圧
力及び温度が上昇していることを確認する。
・ 遠隔 操 作 に よ り パ ラ メ ー タ に 変 化 が 見 ら れ な
い 場合 ， ベ ン ト 失 敗 の 可 能 性 が あ る た め ， 人
力操作によるベントを実施する。
⑤安定停止に向けた復旧
・ 下記 機 能 が 復 旧 す れ ば ， 格 納 容 器 フ ィ ル タ ベントを停止する。
○格納容器除熱機能の復旧○窒素供給機能の準備○格納容器内水素・酸素濃度制御機能の復旧

炉心損傷を判断した場合のベント実施フロー
1.7－109(2)格納容器圧力逃がし装置の操作手順の概要
ａ．系統待機状態の確認
格納容器圧力逃がし装置の待機状態において，第 4 表に示すパラメー
タにより，系統に異常がないことを確認する。

第4表

確認パラメータ（系統待機状態）

確認パラメータ

確認内容

フィルタ装置水位

待機水位である 2,530～2,800 ㎜の範囲にあることフィルタ装置スクラビング水 pH

13 以上であること

フィルタ装置排気ライン圧力

微正圧に維持されていること

ｂ．ベント準備操作
ベント準備操作は，ベント操作が必要になった場合に速やかに実施できるよう，以下に示す事前準備を行う。
なお，弁名称及び弁名称に付記する①～⑥の番号は，第 1 図の番号に対応している。
(a)

ベント実施に必要な隔離弁の健全性確認
中央制御室にてベント実施に必要な隔離弁の健全性を確認するた
め，当該弁に電源が供給されていることを表示灯により確認する。
①第一弁（サプレッション・チェンバ側）②第一弁（ドライウェル側）③第二弁

1.7－110(b)他系統との隔離確認
ベント操作前に，中央制御室にて他系統（換気空調系，原子炉建屋
ガス処理系及び耐圧強化ベント系）と隔離する弁が全閉となっている
ことを表示灯により確認する。
④Ｃ／Ｓ排気系統入口弁⑤耐圧強化ベント隔離弁⑥ＦＲＶＳ系統入口弁(c)

第一弁の開操作中央制御室にて開操作を実施する。万一，中央制御室での開操作ができない場合には，現場にて第一弁の人力による開操作を実施する。
また，格納容器圧力逃がし装置の放出経路として，サプレッショ
ン・チェンバからとドライウェルから放出する経路の 2 通りあるが，
サプレッション・プールにおけるスクラビング効果（エアロゾル等の低減効果）が期待できるサプレッション・チェンバからのベントを優先して使用する。
ただし，サプレッション・チェンバからのベントが実施できない場
合には，ドライウェルからのベントを実施する。
現場操作の着用装備は，全面マスク，タイベック，アノラック，綿手袋，ゴム手袋及び胴長であり，着用時間は 12 分である。

(d)

第二弁操作のための要員移動
炉心損傷がある場合，格納容器圧力が 620kPa[gage]到達までに確
実にベントが実施できるよう，ベント実施基準到達までに第二弁操作
場所に移動し，待機する。
現場操作の着用装備は，全面マスク，タイベック，アノラック，綿手袋，ゴム手袋及び胴長であり，着用時間は 12 分である。
1.7－111

ｃ．ベント準備判断の確認パラメータ
ベント準備の判断は，ベント実施判断基準の到達までに確実にベント準備操作が完了する基準として，炉心損傷有無に関わらず，サプレッション・プール通常水位＋5.5m 到達によりベント準備実施の判断をする。
また，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施している場合，格納容器酸素濃度の上昇速度からドライ条件で 4.3vol％に到達する時間を予測し，4.3vol％到達までにベント準備を完了させる。
ベント準備着手判断に必要なパラメータを以下に示す。
・サプレッション・プール水位
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

ｄ．ベント準備作業の妥当性
炉心損傷なしの場合及び炉心損傷ありの場合の作業項目及び作業環境
を第 5 表に示す。ベント弁の開操作については，中央制御室での遠隔操作の場合と現場での手動操作（人力による遠隔操作）の場合について記載している。
ベント準備は，ベント実施判断基準に到達した場合の速やかなベント実施を可能とするため，事前に第一弁を開操作すること及び第二弁作業場所へ移動し待機することを目的としている。本操作はベント実施に不可欠な操作であることから，ベント実施基準到達までにベント準備操作を完了させることとする。

1.7－112

第5表
作業項目

作業場所

ベント準備操作時の作業項目及び作業環境
作業環境
温度・湿度

放射線量

照明

その他

連絡手段

非常用照明又は直流
他系統との隔離ベント実施に必要な隔離弁の健全性

中央制御室

中央制御室の室温に【炉心損傷前】

ついては，空調の停炉心損傷していな止により緩慢に上昇

いため，高線量とする可能性があるなることはない。

が，作業に支障を及確認

ぼす程の影響はな【炉心損傷後】い。

57mSv／7 日間

非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明及び直流非常灯が使用できない場
合には，中央制御室

周辺には支障となる設備は―ない。

内に配備している可搬型照明により，照度を確保する。

【炉心損傷前】第一弁開操作（移動含む）

炉心損傷していな

原子炉建屋付

いため，高線量と属棟外）【炉心損傷後】通信用電話設備
アクセスルー(固定電話機，るため，建屋内非常ト上に支障とＰＨＳ端末),送用照明が消灯した場

なる設備はな

受話器のうち,【炉心損傷前】合においても，操作い。

使用可能な設備

屋外

炉心損傷していなに影響はない。

原子炉建屋付属

いため，高線量と御 室 に 連 絡す

棟なることはない。

る。

14mSv／h 以下度。

動装置，電力保安ヘッドライトや LED
ライトを携行してい通常運転時と同程第二弁への現場移携行型有線通話なることはない。

（二次格納施設（二次格納施設外）【炉心損傷後】14mSv／h 以下

1.7－113

により，中央制

ｅ．ベント準備操作の余裕時間
ベントを実施する有効性評価シナリオのうち，ベント準備操作の余裕
時間の最も短い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）」における現場での手動操
作（人力による遠隔操作）を実施した場合のベント準備の余裕時間についてタイムチャートを第 5 図に示す。
第 5 図に示すとおり，ベント準備完了後からベント実施基準であるサ
プレッション・プール通常水位+6.5m 到達までに十分な時間があることから，確実に準備を完了することができる。

【炉心損傷を判断した場合のベント準備】
経過時間（時間）0
有効性評価シナリオ「雰囲気圧力・温度による静的負荷」における評価結果

2

15

16

17

18

19

20

21

約16.5時間
サプレッション・プール水位
通常水位+約5.5m到達

事象発生
原子炉スクラム
格納容器連続スプレイ開始

約19.5時間
格納容器スプレイ停止

ベント準備開始

フィルタベント操作開始
ベント準備操作の余
裕時間

ベント準備所要時間
約 2 時間 45 分

操作場所・必要要員数
MCRからの第一弁開操作及び失敗確認

中央制御室

1

第一弁開操作のための装備着用及び現場移動

現場

3

第一弁開操作現場【3】

緊急時対策所への退避

現場

【3】

第二弁開操作のための装備着用及び現場移動

現場

3

第5図

17時間

余裕時間
約 15 分

18時間

5分
35 分
90分

35 分
45分

ベント準備操作のタイムチャート

1.7－114

ｆ．ベント実施操作判断基準(a)

炉心損傷なしの場合
ⅰ)

格納容器圧力 310kPa［gage］到達
格納容器の健全性を確保するため，最高使用圧力である 310kPa［gage］に到達した時点でベントを実施する。

(b)

炉心損傷を判断した場合
ⅰ)

サプレッション・プール通常水位+6.5m 到達
格納容器へ大量の放射性物質が放出されることから，大気への放射性物質の放出を極力遅らせることでベント時の外部影響を軽減させるため，限界圧力を下回る 620kPa［gage］に到達するまでにベントを実施する。具体的には，中央制御室での遠隔操作に失敗した
場合の現場手動操作時間を考慮し，格納容器スプレイ停止基準であるサプレッション・プール通常水位＋6.5m に到達した時点でベントを実施する。

ⅱ)

格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合
炉心損傷時には，ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解等により水素・酸素が発生し，可燃限界に到達すると水素燃焼が発生するおそれがある。これを防止するため，可燃限界到達前に格納容器
内の水素・酸素を排出することを目的として，格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合にベントを実施する。
4.3vol％の基準設定に当たっては，酸素濃度の可燃限界である
5vol％に対し，計器誤差の±約 0.6vol％及び 0.1vol％の余裕を考慮して設定した。

1.7－115

ｇ．ベント実施操作判断の確認パラメータ(a)

炉心損傷なしの場合
ⅰ)

格納容器圧力 310kPa［gage］到達
炉心損傷がない場合は，格納容器圧力にてベント実施操作を判断するため，確認パラメータは以下のとおり。
・格納容器圧力
なお，格納容器圧力の測定ができない場合には，格納容器圧力を推定する手段として，格納容器温度を代替パラメータとする。

(b)

炉心損傷を判断した場合
ⅰ)

サプレッション・プール通常水位+6.5m 到達
炉心損傷を判断した場合は，連続の格納容器スプレイを実施しな
がら，サプレッション・プール水位にてベント実施操作を判断する。したがって，確認パラメータは以下のとおり。
・サプレッション・プール水位

ⅱ)

格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合
格納容器酸素濃度によりベント実施操作を判断するため，確認パ
ラメータは以下のとおり。
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

1.7－116

ｈ．ベント実施操作の妥当性
ベントは，第二弁を開弁することで実施する。炉心損傷していない場
合及び炉心損傷を判断した場合の作業項目及び作業環境を第 6 表に示す。ベント弁の開操作については，中央制御室での操作を基本とするが，万一，中央制御室での操作ができない場合には，現場（原子炉建屋付属棟）にて手動操作（人力による遠隔操作）を実施する。
なお，炉心損傷を判断する有効性評価の「格納容器圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）」シーケンスにおいて，ベント準備段階の現場アクセス，現場待機，現場での手動操作，プルーム通過までの現場待機及び帰還の一連の作業での実効線量は，約 25mSv である。

第6表
作業項目

作業場所

中央制御室

ベント実施操作時の作業項目及び作業環境
作業環境

温度・湿度

放射線量

中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性があるが，作業に支障を及ぼす程の影響はない。

【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】57mSv／7 日間

第二弁開操作

原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

通常運転時と同程度。

【炉心損傷前】
炉心損傷がないため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】14mSv／h 以下

1.7－117

連絡手段

照明

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明及び直流非常灯が使用できない場
合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保す
る。

周辺には
支障とな
る設備は
ない。

―

ヘッドライトや LED ライトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

アクセス
ルート上
に支障と
なる設備
はない。

携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端
末），送受話器のうち,使用可能な設備
により，中央制御室に連絡する。

ｉ．有効性評価におけるベント実施操作の余裕時間
ベントを実施する有効性評価シナリオのうち，最もベント実施操作の余裕時間が短い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）」における現場での手動操
作（人力による遠隔操作）を実施した場合のベント実施操作の余裕時間についてタイムチャートを第 6 図に示す。
第 6 図に示すとおり，ベント実施基準到達から格納容器限界圧力を下回る 620kPa[gage]に到達するまでに十分な時間があることから，確実にベント実施可能である。

経過時間（時間）0

有効性評価シナリオ「雰囲気圧力・温度による静的負荷」における評価結果

2

17.5

18

18.5

20

20.5

ベント操作時間

操作場所・必要要
員数
中央制御室

1

中央制御室

1

現場

3

第6図

20時間

19.5時間2分
3分
30分

ベント実施のタイムチャート

1.7－11821

20時間19分
格納容器圧力620kPa［gage］到達
19時間33分
格納容器スプレイ停止
フィルタベント操作開始

ベント操作時間の余裕間

第二弁開操作19.5

ベント準備完了

事象発生
原子炉スクラム

格納容器スプレイ停止操作
MCRからの第二弁開操作及び失
敗確認

19

35 分

11 分

余裕時間

ｊ．ベント成否確認
ベント操作開始時は，第 7 表に示すパラメータによりベントが開始されたことを確認する。

第7表

確認パラメータ（ベント操作開始時）

確認パラメータ
格納容器圧力確認内容
指示値が低下すること

フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度

指示値が上昇すること

フィルタ装置出口放射線モニタ

パラメータに変化が見られない場合は，ベント失敗の可能性があるた
め，現場操作によるベントを実施する。
ベント開始直後は，格納容器内で発生する水素，水蒸気及び窒素等からなるベントガスが系統内に流入するが，系統内は不活性化されているため，高濃度の水素が流入しても水素燃焼には至らない。

1.7－119

ｋ．ベント継続時
ベント継続時は，第 8 表に示すパラメータによりベント継続状況に異常がないことを確認する。

第8表

確認パラメータ（ベント継続時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力及び温度
サプレッション・プール水位
フィルタ装置圧力
フィルタ装置水位

各パラメータに異常な変化がないこと

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置出口放射線モニタ
モニタリング・ポスト

ベント継続時には，格納容器内及びフィルタ装置内では放射性物質の崩壊熱による多量の蒸気が発生することにより，水素濃度は低く抑えられるため，可燃限界に至らない。
なお，炉心損傷がない場合の格納容器圧力逃がし装置によるベント実
施中に炉心損傷を判断した場合は，ベントを継続する運用とする。これ
は，ベント実施までには代替格納容器スプレイにより外部注水制限に到達していることが想定され，事象が進むことで発生する可能性のある炉
心のリロケーション※及び原子炉圧力容器破損時の過熱蒸気発生の影響
による格納容器圧力の急激な上昇を抑制する手段がベントのみであるためである。加えて，次のとおり，ベントを継続した場合でも，一時的に

1.7－120

ベント停止する場合と比較し，被ばくの観点で大きな差異はないと考えられる。
・ベントを停止しても格納容器の圧力上昇により再度ベントすることとなり，希ガス保持時間を大きく確保することはできないこと
・このような事態では，原子炉スクラムしてからある程度の時間が経過していることから，希ガスの減衰時間は十分に確保されており，
ベントを停止しない場合でも大きな放出量にならないと考えられること※ここで言うリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムに移行する状態を指す。

ｌ．ベント停止操作
第 9 表に示す機能が全て復旧したことにより，ベント停止後も長期的に格納容器の安定状態を継続可能であることを判断する。また，第 10 表に示す
パラメータを確認し，ベント停止操作が可能であることを判断した場合には，第一弁を閉とすることでベントを停止する。

1.7－121

第9表

ベント停止のために必要な機能及び設備

必要な機能

設備

設備概要

残留熱除去系又は代替循環冷却系
格納容器除熱機能

残留熱除去系海水系，緊急用海
水系又は代替残留熱除去系海水系

窒素供給機能格納容器内水素・酸素
濃度制御機能格納容器内に残存する核分裂生成物から発生する崩壊熱を除去し，最終的な熱の逃がし場へ熱を輸送する

可搬型窒素供給装置

・残留熱除去系の運転に伴う蒸気凝縮により，格納容器内が負圧になることを防止する
・系統内のパージを実施する

可燃性ガス濃度制御系

水の放射線分解によって発生する
水素及び酸素の濃度が可燃限界濃度に到達することを防止する

格納容器水素・酸素濃度計

格納容器内の水素・酸素濃度を監視する

第 10 表確認パラメータ（ベント停止時）

確認パラメータ

確認内容
310kPa［gage］以下であること及格納容器圧力及び温度び 171℃以下であること
格納容器水素濃度

可燃限界未満であること

ベント停止前から窒素供給装置による格納容器への窒素供給を行い，ベント停止後も継続し，系統を含めて不活性化することで，水素濃度は低く抑えられ，可燃限界には至らない。
第 7 図にベント停止前の窒素供給の概要を示す。

ｍ．ベント停止操作手順
次にベント停止の流れを示す。
①格納容器除熱が可能であると判断した場合，窒素供給設備により格納容器に窒素注入を開始する。
1.7－122

・ベント弁は開状態であるため，注入した窒素はそのまま排出されると考えられるが，ベント弁閉後における「水の放射性分解によって発生する水素・酸素濃度の上昇」を抑制するため，早期に注入開始することを目的として最初に実施する。
ドライウェル内に水素・酸素が滞留している可能性を考慮して，ドライウェル側から窒素供給する。
②第一弁を閉とする。
・第一弁閉後は，第一弁と第二弁の間に水素が滞留するおそれがあるため，第一弁の下流から窒素を供給し滞留している水素をパージする運用としている。このため，第一弁でベントを停止する（第二弁は開状態を維持する）。
・フィルタ装置への窒素供給を開始する。
③残留熱除去系又は代替循環冷却系を起動する。
・ベント弁を閉止後，サプレッション・プール水温度が飽和温度以下
であることを確認し，残留熱除去系又は代替循環冷却系を起動する。
・残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施することで，格納容器内の気相を蒸気から窒素へ置換する。
④格納容器の気相が蒸気から窒素への置換が完了したことを確認し，第一弁を開として格納容器の圧力を低下させる。
⑤可燃性ガス濃度制御系を起動する。
・残留熱除去系による冷却水を供給し，可燃性ガス濃度制御系の暖気運転を開始する。
・起動後 2 時間以内に暖機運転が完了し，処理が開始される。
⑥第一弁を閉とする。
1.7－123

⑦格納容器への窒素注入を停止する。
⑧格納容器内水素・酸素濃度計により，格納容器内水素・酸素濃度を監視する。

ｎ．ベント停止操作の妥当性
炉心損傷なしの場合及び炉心損傷を判断した場合の作業項目及び作業
環境を第 11 表に示す。ベント弁の閉操作については，中央制御室での操作を基本とするが，万一，中央制御室での操作ができない場合には，現場（原子炉建屋付属棟）にて手動操作を実施する。

第 11 表
作業項目

作業場所

中央制御室

ベント停止操作項目及び作業環境
作業環境

温度・湿度
中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性があるが，作業に支障を及ぼす程の影
響はない。

放射線量

【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】57mSv／7 日間

連絡手段

照明

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明
及び直流非常灯が使用できない場合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保する。

周 辺 には 支障 と なる 設
備はない。

―

ア ク セス ル
ー ト 上に 支障 と なる 設備はない。

携行型有線通話装置，電力保安通信用
電話設備（固定電話
機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち,使用可
能な設備により，中央制御室に連絡する。

ア ク セス ル
ー ト 上に 支障 と なる 設
備はない。

衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連
絡設備(固定型，携帯型)）電力保安通信用
電話設備（固定電話
機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部に連絡
する。

第一弁操作

原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

窒素供給操作屋外

通常運転時と同程度。

【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】14mSv／ｈ以下－(屋外での作業)【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】3.9mSv／ｈ以下

ヘッドライトや LED ラ
イトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

車両の作業用照明・ヘッドライト・LED ライ
トにより，操作可能である。夜間において
も，操作に影響はない。

1.7－124

ｏ．ベント停止後の操作
ベント停止後は，第 12 表で示すパラメータにより格納容器及び格納容器圧力逃がし装置に異常がないことを確認する。

第 12 表確認パラメータ（ベント停止後）

確認パラメータ

確認内容
格納容器内が負圧でないこと

格納容器圧力及び温度

ベント停止後長期的に格納容器圧力及び温度の異常な上昇がないこと

格納容器水素濃度

格納容器内及びフィルタ装置入口のフィルタ装置入口水素濃度

水素濃度の異常な上昇がないこと
フィルタ装置の水位が確保されていフィルタ装置水位ること(フィルタ装置のスクラビング
水の移送後を除く)

フィルタ装置 スクラビン グ水 温
温度の異常な上昇がないこと
度
フィルタ装置出口放射線モニタ

放射線量率の異常な上昇がないこと

ベント実施後はフィルタ装置出口ラインの圧力開放板が開放されていることから，窒素供給による系統パージ停止後は，フィルタ装置を大気と隔離するため，フィルタ装置出口弁を「閉」にする。
なお，フィルタ装置出口弁の閉操作については，フィルタ装置のスク
ラビング水温度が上昇しないこと及び水素濃度の上昇により可燃限界濃度に到達しないことにより判断する。

1.7－125

第 8 図にベント停止後の窒素供給の概要を示す。

第7図

窒素供給概要図（ベント停止前）

第8図

窒素供給概要図（ベント停止後）

1.7－126

添付資料1.7.6
フィルタベント実施に伴う各操作時の作業員被ばく評価

1．フィルタベント実施に伴うベント弁操作時の作業員の被ばく評価

ベント実施に伴うベント操作を手動で行う場合の作業員の被ばく評価を以下のとおり行った。
ベント操作としてサプレッション・チェンバ（Ｓ／Ｃ）からのベントを行う場合及びドライウェル（Ｄ／Ｗ）からのベントを行う場合のそれぞれにおける第一弁及び第二弁の開操作時の被ばく評価を行った。
(1)

評価条件

ａ．放出量評価条件
想定事象として格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスにおいて，代替循環冷却系を使用できない場合を想定した事故シナリオを選定する。また，放出量評価条件を第 1 表，大気中への放出過程及び概略図
を第 1 図～第 5 図に示す。
b．被ばく評価条件
被ばく経路は，第 6 図～第 8 図に示すとおり大気中へ放出される放射性物質による外部被ばく及び内部被ばく，格納容器圧力逃がし装置配管
及び原子炉建屋からの直接ガンマ線等による外部被ばくを考慮した。
大気中へ放出される放射性物質については，第 2 表及び第 3 表に示すとおり拡散効果を考慮した。また，作業場所に流入する放射性物質による被ばくについては，屋外の放射性物質の濃度と作業場所の放射性物質の濃度を同じとし，第 4 表及び第 5 表に示すとおり外部被ばくについて
1.7－127

は作業場所の空間体積を保存したサブマージョンモデルで評価を行い，内部被ばくについては呼吸率，線量換算係数等から評価を行った。なお，
第二弁の操作においては，空気ボンベにより加圧された待避室（遮蔽厚
コンクリート相当）内で作業することを考慮し評価を行った。
格納容器圧力逃がし装置配管，原子炉建屋からの直接ガンマ線等による外部被ばくについては，第 6 表及び第 7 表に示すとおり原子炉建屋の外壁，作業場所の遮蔽壁の遮蔽効果を考慮し評価を行った。
c．アクセスルート及び評価地点
第一弁（Ｓ／Ｃ側）のベント操作を行う場合のアクセスルートは，第9 図～第 11 図に示すとおりである。第一弁（Ｄ／Ｗ側）のベント操作を行う場合のアクセスルートは，第 12 図～第 15 図に示すとおりである。
屋外移動時のアクセスルートは第 16 図に示すとおりである。第二弁のベント操作を行う場合のアクセスルートは第 17 図～第 19 図に示すとおりである。
評価点は，第 9 図～第 20 図に示すとおり，ベント操作時は作業場所とし，移動時はアクセスルートで被ばく評価上最も厳しい地点とする。
d．作業時間第一弁の開操作は，ベント実施前に行うものとし，第一弁（Ｓ／Ｃ側）の作業時間は 160 分（移動時間（往復）70 分＋作業時間 90 分），第一弁（Ｄ／Ｗ側）の作業時間は 190 分（移動時間（往復）100 分＋作業時間90 分）とする。また，第二弁の開操作は，ベント実施直後から 180 分作
業場所（待避室）に滞在するものとし，作業時間は 410 分（移動時間（往復）90 分＋待機時間 140 分＋作業時間（待避室滞在）180 分）とする。
（2）評価結果
1.7－128

ベント実施に伴うベント操作を手動で行う場合の作業員の被ばく評価結果は以下に示すとおりであり，作業員の実効線量は緊急作業時の線量限度である 100mSv 以下であり，ベント実施に伴うベント操作を手動で行うことができることを確認した。また，実効線量の内訳を第 8 表～第 10 表に示す。
a．Ｓ／Ｃからのベント操作時の作業員の実効線量
作業員の実効線量は第一弁開操作で約 19mSv，第二弁開操作で約 25mSvとなった。
b．Ｄ／Ｗからのベント操作時の作業員の実効線量
作業員の実効線量は第一弁開操作で約 48mSv，第二弁開操作で約40mSv となった。

1.7－129

第1表
項

目

放出量評価条件（1／3）
評価条件

選定理由

評価事象

「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧
炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用できない場合）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）

格納 容器 破損 防 止対策の 有効 性評 価 で想定す る格 納容 器 破損
モー ドの うち ， 中央
制御 室の 運転 員 又は対策 要員 の被 ば くの
観点 から 結果 が 最も厳し くな る事 故 収束に成 功し た事 故 シーケンスを選定炉心熱出力3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（416 日）

1 サ イ ク ル 13 ヶ 月（ 395 日 ） を 考 慮 し
て設定

取替炉心の
燃料装荷割合1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替 炉心 の燃 料 装荷
割合に基づき設定

炉心内蔵量

希ガス類
ＣｓＩ類
ＣｓＯＨ類
Ｓｂ類
ＴｅＯ ２ 類ＳｒＯ類
ＢａＯ類
ＭｏＯ ２ 類ＣｅＯ ２ 類
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類：約2.2×10 １９ Bq：約2.9×10 １９ Bq：約1.2×10 １８ Bq：約1.3×10 １８ Bq：約6.8×10 １８ Bq：約1.3×10 １９ Bq：約1.2×10 １９ Bq：約2.5×10 １９ Bq：約7.5×10 １９ Bq：約5.5×10 １９ Bq（核種毎の炉心内蔵量を核種グループ毎に集約して記載）「単 位熱 出力 当 たりの炉 心内 蔵量 （Bq／
MW ）」 × 「 3,293MW（定格熱出力）」（単 位熱 出力 当 たりの炉 心内 蔵量 （Bq／MW）は， ＢＷ Ｒ 共通
条件 とし て， 東 海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），運転時間（10,000 時間）で算出し たＡ ＢＷ Ｒ のサ
イク ル末 期の 値 を使用）

格納容器漏えい：事象発生直後
格納容器ベント：事象発生から約 19h 後ＭＡＡＰ解析結果

格納 容 器 内ｐ Ｈ
制御の効果

考慮しない

格納 容器 内ｐ Ｈ 制御
設備 は， 重大 事 故等
対処 設備 と位 置 付け
てい ない ため ， 保守
的に設定

よう素の形態

粒子状よう素 : 5％
無機よう素 ：91％
有機よう素 ： 4％

Ｒ . Ｇ .1.195 ※ １ に 基
づき設定

放出開始時間

1.7－130

第1表
項

目

放出量評価条件（2／3）
評価条件

選定理由

ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレッション・プールでのスクラビング及びドライウェ
ルスプレイ）ＭＡ ＡＰ 解析 に て格納容 器の 開口 面 積を
設定 し格 納容 器 圧力に応 じ漏 えい 率 が変化す るも のと し ，格納容 器の 設計 漏 えい率（0.9Pd で 0.5％／日） 及び ＡＥ Ｃ の式等に 基づ き設 定 （補足 1 参照）
格納 容器 の設 計 漏え
い 率 （ 0.5 ％ ／ 日 ）及び ＡＥ Ｃの 式 等に基づ き設 定（ 格 納容器 圧 力 が 0.9Pd を 超える 期間 を包 絡 する
よ う に 1.3 ％ ／ 日 の漏えい率を設定）（補足1参照）
ＭＡ ＡＰ のＦ Ｐ 挙動モデル（補足2参照）

考慮しない

保守的に設定格納 容 器 から 原子炉 建 屋 への 漏
えい率（希ガス， エ ア ロゾ ル
及び有機よう素）

1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

格納 容 器 から 原子炉 建 屋 への 漏
えい 率 （ 無機 よう素）

1.5h後～19.5h後：1.3％／日（一定）その他の期間：0.5％／日（一定）格納 容 器 内で の除去 効 果 （エ アロゾル）
格納 容 器 内で の除去 効 果 （有 機
よう素）

格納 容 器 内で の除去 効 果 （無 機
よう素）

自然沈着率：9.0×10 －４ （1／s）（格納容器内の最大存在量から1／200まで）

サプレッション・プールでのスクラビングによる除去効果：10（Ｓ／Ｃベントのみ）

格納容器から原子炉建屋への漏えい割合

Ｓ／Ｃベント希ガス類：約4.3×10 －３：約6.3×10 －５ＣｓＩ類
ＣｓＯＨ類 ：約3.2×10 －５：約6.8×10 －６
Ｓｂ類
ＴｅＯ ２ 類 ：約6.8×10 －６
ＳｒＯ類：約2.7×10 －６ＢａＯ類：約2.7×10 －６
ＭｏＯ ２ 類 ：約3.4×10 －７
ＣｅＯ ２ 類 ：約6.8×10 －８
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類 ：約2.7×10 －８

Ｄ／Ｗベント：約4.4×10 －３：約6.3×10 －５：約3.2×10 －５：約6.8×10 －６：約6.8×10 －６：約2.8×10 －６：約2.8×10 －６：約3.4×10 －７：約6.8×10 －８：約2.8×10 －８

1.7－131

CSE実験及びStandard Review
Plan 6.5.2 ※２ に基づき設定（補足3参照）
Standard Review
Plan6.5.5 ※３ に基づき設定（補足 4 参照）

ＭＡ ＡＰ 解析 結 果及
びＮＵＲＥＧ-1465 ※
４に基づき設定（補足 5 参照）

第1表
項

放出量評価条件（3／3）

目

原子 炉 建 屋か ら
大気 へ の 漏え い率（ 非 常 用ガ ス
処理 系 及 び非 常
用ガ ス 再 循環 系の起動前）
原子 炉 建 屋か ら
大気 へ の 放出 率
(非常用ガス処理系 及 び 非常 用
ガス 再 循 環系 の
起動後）

評価条件

選定理由

無限大／日（地上放出）（ 格 納 容 器 か ら 原 子 炉 建 屋へ 漏 え い し た 放 射性物質は，即座に大気へ漏えいするものとして評価）

保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常 用 ガ ス処 理系及 び 非 常用 ガス再 循 環 系の 起動時間

事象発生から2h後

起動操作時間（115分）＋負圧達成時
間（5分）（起動に伴い原子炉建屋内は負圧になるが，保守的に負圧達成
時間として5分を想定）

非常 用 ガ ス処 理系及 び 非 常用 ガス再 循 環 系の フィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋の急激な圧力上昇等によるブローアウトパ
ネルの開放がないため

ブロ ー ア ウト パ
ネルの開閉状態

Ｓ／ＣベントＤ／Ｗベント－１
希ガス類：約9.5×10：約9.5×10 －１－６ＣｓＩ類：約1.1×10：約4.0×10 －３ＣｓＯＨ類 ：約4.0×10 －７：約7.5×10 －３
ＭＡＡＰ解析結果
－８
格納 容 器 圧力 逃 Ｓｂ類：約9.0×10：約1.5×10 －３
及びＮＵＲＥＧがし 装 置 への 放 ＴｅＯ ２ 類 ：約9.0×10 －８：約1.5×10 －３1465 に基づき設 定出割合
ＳｒＯ類：約3.6×10 －８：約5.8×10 －４（補足 5 参照）
ＢａＯ類
：約3.6×10 －８：約5.8×10 －４
ＭｏＯ ２ 類 ：約4.5×10 －９：約7.2×10 －５－１０：約1.5×10 －５
ＣｅＯ ２ 類 ：約9.0×10
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類 ：約3.6×10 －１０ ：約5.8×10 －６
希ガス：1
格納容器圧力逃有機よう素：50
設計値に基づき設
がし装置の除去
無機よう素：100定係数エアロゾル（粒子状よう素含む）：1,000※1 Regulatory Guide 1.195, “Methods and Assumptions for Evaluationg
Radiological Consequences of Desigh Basis Accidents at Light-Water Nuclear
Power Reactors”,May 2003

1.7－132

※2※3※4Standard Review Plan6.5.2,“Containment Spray as a Fission Product Cleanup
System”,March 2007
Standard Review Plan6.5.5,“Pressure Suppression Pool as a Fission ProductCleanup System”,March 2007
NUREG-1465,“Accident Source Terms for Light-Water Nuclear Power
Plants”,1995

1.7－133

希ガスの炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（除去効果なし）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日
原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第1図

希ガスの大気放出過程

1.7－134

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1

格納容器圧力逃がし装置
から放出

よう素の炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

5％
粒子状よう素格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

91％

4％

無機よう素

有機よう素

格納容器内での自然沈着
格納容器内での：9.0×10―４ [1／s]，
除去効果：考慮しない（最大存在量から 1/200 まで）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：【粒子状よう素，有機よう素】
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日【無機よう素】1.5h 後～19.5h 後：1.3％／日（一定）上記以外の期間：0.5％／日（一定）

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

サプレッション・プールでのスクラビングによる除去係数
無機よう素：10（Ｓ/Ｃベントのみ）
有機よう素：1

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

格納容器圧力逃がし装置の除去係数
粒子状よう素：1,000
無機よう素：100
有機よう素：50

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第2図

よう素の大気放出過程

1.7－135

格納容器圧力逃がし装置
から放出

セシウムの炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第 3 図セシウムの大気放出過程

1.7－136

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出その他核種の炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析及びＮＵＲＥＧ－
1465 の知見に基づき評価

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析及びＮＵＲＥＧ－1465 の知見に基づき評価

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第4図

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出

その他核種の大気放出過程

1.7－137

非常用ガス処理系
排気筒から放出（2h～） ※３
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

格納容器圧力逃がし装置
からの放出（約 19h～） ※３
放出率：1Pd で 13.4kg／s

原子炉建屋

格納容器内での除去効果
エアロゾル（粒子状よう素含む）：スプレイ等
有機よう素：考慮しない
無機よう素：自然沈着率 9.0×10-４ （1／s）（最大存在量から 1／200 まで），
サプレッション・プールでのスクラビングによる除去係数10（S/C ベントのみ）

D/W ベント
原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋への漏えい ※１

格納容器

S/C ベント

原子炉建屋から大気中への漏えい（～2h）
漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置の除去係数
希ガス：1，有機よう素：50，無機よう素：100
エアロゾル（粒子状よう素含む）：1,000※1

格納容器から原子炉建屋への漏えい率【希ガス，エアロゾル（粒子状よう素含む），有機よう素】
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日，1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日【無機よう素】
1.5h 後～19.5h 後：1.3％／日（一定），上記以外の期間：0.5％／日（一定）
大気への放出経路

0h

▼2h※２

▼19h※３168h▼

原子炉建屋から大気中への漏えい
非常用ガス処理系排気筒から放出
格納容器圧力逃がし装置からの放出※2 非常用ガス処理系の起動により原子炉建屋内は負圧となるため，事象発生 2h 以降は原子炉建屋から大気中への漏えいはなくなる。
※3 事象発生後 19ｈ以降は，「非常用ガス処理系排気筒から放出」及び「格納容器圧力逃がし装置
からの放出」の両経路から放射性物質を放出する。

第5図

大気放出過程概略図（イメージ）
1.7－138

非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路
①クラウドシャイン①大気中へ放出された放射性物質からのガンマ線による被ばく（クラウドシャインによる外部被ばく）②大気中へ放出された放射性物質の吸入摂取による被ばく③スカイシャインガンマ線（マスク着用（ＤＦ50）を考慮）
格納容器圧力逃がし装置
排気口③原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく（直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）

原子炉建屋④大気中へ放出され地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による被ばく（グランドシャインによる外部被ばく）

1.7－139③直接ガンマ線

格納容器

第6図

②吸入摂取

④グランドシャイン

ベント操作に係る作業時の被ばく評価経路イメージ（屋外移動時）

非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路
①大気中へ放出された放射性物質からのガンマ線による被ばく①クラウドシャイン（クラウドシャインによる外部被ばく）②原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく②スカイシャインガンマ線（直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）③外気から作業場所に流入した放射性物質による被ばく

格納容器圧力逃がし装置
排気口（作業場所内に浮遊している放射性物質による内部及び外部被ば
く）

原子炉建屋

④ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく⑤大気中へ放出され地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による被ばく

1.7－140②直接ガンマ線（グランドシャインによる外部被ばく）

作業場所
外気流入

③流入した放射性物質による被ばく格納容器④ベント系配管の直接ガンマ線⑤グランドシャイン

第7図

ベント操作に係る作業時の被ばく評価経路イメージ（屋内移動時及び第一弁開操作時）

非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路
①大気中へ放出された放射性物質からのガンマ線による被ばく（クラウドシャインによる外部被ばく）②原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく①クラウドシャイン（直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）③外気から作業場所に流入した放射性物質による被ばく②スカイシャインガンマ線（作業場所内に浮遊している放射性物質による外部被ばく。ただし，退避室は空気ボンベにより加圧させるため，退避室内への格納容器圧力逃がし装置
排気口

放射性物質の流入はないものとする。）④ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく

原子炉建屋⑤大気中へ放出され地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による被ばく

1.7－141（グランドシャインによる外部被ばく）
作業場所②直接ガンマ線

外気流入

正圧③流入した放射性物質からのガンマ線

格納容器
待避室
空気ボンベ
④ベント系配管の（遮蔽区画）
直接ガンマ線⑤グランドシャイン

第8図

ベント操作に係る作業時の被ばく評価経路イメージ（第二弁開操作時）

第2表
項

目

大気拡散評価モデル

大気拡散評価条件

評価条件
ガウスプルームモデル

気象資料

東海第二発電所における 1 年間の気象資料（2005 年 4 月～
2006 年 3 月）
地上風 ：地上 10m
排気筒風：地上 140m

放出源及び放出源
高さ（有効高さ）

原子炉建屋漏えい：地上0m
格納容器圧力逃がし装置
排気口からの放出：地上55m
非常用ガス処理系排気筒からの放出：地上95m

実効放出継続時間

1時間

累積出現頻度選定理由
発電用 原子炉 施設の 安全 解析に 関する気 象指針 （以下 「気 象指針 」という。）に基づき評価
格納容 器圧力 逃がし 装置 排気口 及び原子 炉建屋 からの 放出 は地上 風（地上 10m）の気象データを使用
非常用 ガス処 理系排 気筒 からの 放
出は排気筒風（地上 140m）の気象データを使用（補足 11 参照）
格納容 器圧力 逃がし 装置 排気口 からの放 出は建 屋影響 を考 慮し原 子
炉建屋 屋上か らの放 出と 想定し 設
定
非常用 ガス処 理系排 気筒 からの 放
出は方 位ごと の風洞 実験 結果の う
ち保守 的に最 低の方 位の 有効高 さを設定
保守的 に最も 短い実 効放 出継続 時間を設定（補足 9 参照）

小さい方から 97％

建屋の影響

考慮する

巻き込みを生じる
代表建屋

原子炉建屋

大気拡散評価点

第 20 図参照

着目方位

非常用ガス処理系排気筒：
1 方位
原子炉建屋及び格納容器圧力逃がし装置
排気口：
9方位

建屋影響

3,000m ２

形状係数

0.5

気象指針に基づき設定
格納容 器圧力 逃がし 装置 排気口 放出及び 原子炉 建屋漏 えい におい ては放出 源から 近距離 の原 子炉建 屋の影響 を受け るため ，建 屋によ る
巻き込み現象を考慮
放出源 から最 も近く ，巻 き込み の影響が最も大きい建屋として選定
屋外移 動時は 敷地内 の最 大濃度 点で設定
屋内移 動時は 原子炉 建屋 付近の 最大濃度点で設定
作業時 は作業 地点の ある 原子炉 建
屋外壁で設定非常用 ガス処 理系排 気筒 （排気 筒放出） につい ては評 価点 の方位 とし，原 子炉建 屋漏え い及 び格納 容器圧力 逃がし 装置排 気口 につい ては放出源が評価点に近いことから，180 度を カ バー す る方 位を 対象とする。
原子炉 建屋の 最小投 影断 面積を 設
定
気象指針に基づき設定

1.7－142

第3表

評価に使用する相対濃度（χ／Ｑ）及び相対線量（Ｄ／Ｑ）

作業内容

第一弁
（Ｓ／Ｃ側）
開操作

放出箇所

屋内移動時／
作業時

χ／Ｑ及びＤ／Ｑ

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.0×10－４

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10－６

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.0×10－４

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10－６

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 7.4×10－４

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 2.1×10－６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 6.4×10－２０

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.3×10－４

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 4.2×10－４

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 8.7×10－１９

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10－６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 1.2×10－１９

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.0×10－４

格納容器圧力逃がし装置
排気口（建屋屋上放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 4.0×10－４

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10－６

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 7.4×10－４

格納容器圧力逃がし装置
排気口（建屋屋上放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.7×10－４

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10－６

屋内移動時

第一弁
（Ｄ／Ｗ側）
開操作
作業時

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）原子炉建屋漏えい（地上放出）

屋外移動時

格納容器圧力逃がし装置
排気口（建屋屋上放出）非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）

第二弁
開操作
屋内移動時

作業時

1.7－143

第4表
項

建屋内に流入した放射性物質による外部被ばく評価条件

目

評価条件

D

サブマー
ジョンモ
デル
（ 評 価
式）

6.2

10

Q

χ／Q E

選定理由

1

e

3600

D ：放射線量率（Sv／h）
Q ：大気に放出された放射性物質放出率（Bq／s）（0.5MeV 換算値）
E ：ガンマ線エネルギ（0.5MeV／dis）
μ ：空気に対するガンマ線エネルギ吸収係数（3.9×10－３ ／m）
R ：作業エリア等の空間体積と等価な半球の半径
（m）

―

R

作業場所
等の空間
体
積
（V ）

V ：作業エリア等の空間体積（m ３ ）＜Ｓ／Ｃからのベントを行う場合＞
・第一弁：2,200m ３
操作場所
屋内移動アクセスルート：2,200m ３
・第二弁： 590m ３
操作場所
屋内移動アクセスルート：2,200m ３＜Ｄ／Ｗからのベントを行う場合＞
・第一弁
屋外のため相対線量より評価
・第二弁
操作場所
： 590m ３
屋内移動アクセスルート：2,200m ３

アクセスルートとなる建屋内の区画で最も線量率が高くなる区画の空間体積で設定
操作エリアは作業区画の空間体積で設定

屋内作業
場所流入
率の考慮

考慮しない

保守的に外気濃度と同一濃度とする。

待避室の
遮蔽及び
空気ボン
ベ加圧考
慮（第二
弁操作場
所 ） の
み）

待避室の遮蔽厚
： ㎝ ※ （コンクリート相
当）空気ボンベによる加圧時間：ベント実施から 3 時間
※格納容器圧力 逃がし装置配 管があ る部分の遮蔽厚 は（コンクリート相当）

第二弁操作場所にベント後 3 時間滞在する。

1.7－144第5表
項目

線量換算係数，呼吸率等
評価条件

選定理由

成人実効線量換算係数を使用（主な核種を以下に示す）

線量換算係数

Ｉ-131 ：2.0×10 －８ Sv／Bq
Ｉ-132 ：3.1×10 －１０ Sv／Bq
Ｉ-133 ：4.0×10 －９ Sv／Bq
Ｉ-134 ：1.5×10 －１０ Sv／Bq
Ｉ-135 ：9.2×10 －１０ Sv／Bq
Ｃｓ-134 ：2.0×10 －８ Sv／Bq
Ｃｓ-136 ：2.8×10 －９ Sv／Bq
Ｃｓ-137 ：3.9×10 －８ Sv／Bq
上記以外の核種は ICRP Pub.71 等に基づく

ICRP Publication
71 に基づき設定

呼吸率1.2m ３ ／h

成人 活動 時の 呼 吸率
を設定

マスクの
除染係数

ＤＦ50

性能 上期 待で き る値
から設定

地表面への
沈着速度

粒子状物質：0.5 ㎝／s
無機よう素：0.5 ㎝／s
有機よう素：1.7×10 －３ ㎝／s

東海 第二 発電 所 の実
気象 から 求め た 沈着
速度 から 保守 的 に設定 （補 足 6～ 補足 8参照）

1.7－145

第6表

格納容器圧力逃がし装置配管からの直接ガンマ線

項

評価条件

目
第一弁
（Ｓ／Ｃ側）
第一弁（Ｄ／Ｗ側）

遮蔽厚さ ※

第二弁
第一弁（Ｓ／Ｃ側）
配管中心か
ら評価点ま
での距離

第一弁
（Ｄ／Ｗ側）
第二弁

選定理由

作業場所
移動ルート
作業場所
移動ルート
作業場所

ベント操作エリアにおける原子炉建屋壁，補助遮蔽設備等を考慮（第 9 図～第 19 図参
照）

移動ルート
作業場所
移動ルート
作業場所
移動ルート

―

作業場所
移動ルート

※遮蔽厚はコンクリート相当の厚さとする。

第7表項

原子炉建屋からの直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線
目

評価条件

選定理由

原子炉建屋内線 源強度
分布

原子炉 建屋 内に放 出さ れた放 射性
物質が均一に分布

審査ガイドに示されたとおり設定

原子炉建屋のモデル

原子炉建屋の幾何形状をモデル化

建屋外壁を遮蔽体として考慮

直接ガンマ線・ スカイ
シャインガンマ 線評価
コード直接ガンマ線評価：
ＱＡＤ－ＣＧＧＰ２Ｒ
スカイシャインガンマ線評価：
ＡＮＩＳＮ
Ｇ３３－ＧＰ２Ｒ

現行許認可（添十）に同じ

1.7－146

第9図

第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作場所及びアクセスルート

1.7－147

第 10 図第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作場所及びアクセスルート

1.7－148

第 11 図第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作場所及びアクセスルート

1.7－149

第 12 図第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作場所及びアクセスルート

1.7－150

第 13 図第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作場所及びアクセスルート

1.7－151

第 14 図第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作場所及びアクセスルート

1.7－152

第 15 図第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作場所及びアクセスルート

1.7－153

第 16 図屋外移動時のアクセスルート

1.7－154

第17図

第二弁操作場所及びアクセスルート

1.7－155

第18図

第二弁操作場所及びアクセスルート

1.7－156

第19図

第二弁操作場所及びアクセスルート

1.7－157

第 20 図大気中に放出された放射性物質の濃度評価点

1.7－158

第8表

第一弁開操作に伴う移動時及び作業時の線量（単位：mSv／h）
第一弁（Ｓ／Ｃ側）開操作※1

ベント操作時屋内移動時（中央制御室⇒
作業場所）

屋外移動時
（作業場所⇒
緊急時対策所）

ベント操作時

屋内／屋外移動時（中央制御室⇒作業場所）

屋内／屋外移動時（作業場所⇒
付属棟入口）

屋外移動時（付属棟入口⇒緊急時対策所）

約1.9×10０

約2.7×10０

約1.7×10０

約4.2×10０

約4.2×10０

約4.2×10０

約1.7×10０

約4.8×10－２

約2.6×10－２

約2.6×10－２

約2.6×10－２

約4.8×10－２

約8.3×10－３

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

被ばく経路

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出された放射性物質による被ばく

外部被ばく
内部被ばく

第一弁（Ｄ／Ｗ側）開操作※1

屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

1.7－159

大気中へ放出された放射性物質の影響に包絡される

外部被ばく

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

内部被ばく

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく※2

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

屋外移動のため対象外※3

約2.4×10－１

約2.4×10－１

約2.4×10－１

屋外移動のため対象外※3

大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

約1.3×10－２

約1.2×10１

約1.2×10１

約1.1×10１

約1.2×10１

約1.2×10１

約1.2×10１

作業線量率

約1.9×10０

約1.4×10１

約1.4×10１

約1.5×10１

約1.6×10１

約1.6×10１

約1.4×10１

作業時間及び移動時間

90分

35分（往路）35分（復路）90分

50分（往路）15分（復路）35分（復路）作業員の実効線量（作業時及び移動時）

約2.8×10０ mSv

約8.3×10０ mSv

約8.1×10０ mSv

約2.3×10１ mSv

約1.3×10１ mSv

約4.0×10０ mSv

約8.1×10０ mSv

外気から作業場所内へ流入した放射性物質による被ばく

作業員の実効線量（合計）

※1
※2
※3

大気中へ放出された放射性物質の影響に包絡される

約1.9×10１ mSv

第一弁開操作はベント実施前に行う。
第一弁開操作前は，第一弁までのベント系配管内に浮遊した放射性物質を考慮する。
屋外移動時は，アクセスルートからベント系配管の距離が離れているため，評価対象外とする。

約4.8×10１ mSv

第9表第二弁開操作に伴う移動時及び作業時の線量（Ｓ／Ｃからのベント操作の場合）（単位：mSv／h）
第二弁開操作時（ベント実施時）

被ばく経路

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出された放射性物質による被ばく

1.7－160

外気から作業場所内へ流入した放射性物質
による被ばく

待機時

屋内移動時（原子炉建屋入口⇔
作業場所）

屋外移動時
（緊急時対策所⇔
原子炉建屋入口）

ベント開始～
1時間

1時間～
2時間

2時間～
3時間

ベント
実施前

ベント
実施前

ベント
実施後

ベント
実施前

ベント
実施後

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

約2.2×10 ０

約2.2×10 ０

約1.7×10 ０

約1.7×10 ０

約4.8×10 － ２

約1.1×10 － １

1.0×10 －２ 以下

約2.7×10 － ２

外部被ばく
屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

内部被ばく
外部被ばく

約3.6×10 ０

約4.4×10 － ２

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

約4.1×10 － ２
屋外移動のため対象外※

内部被ばく

ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

正圧化により流入なし

1.0×10－２

以下

1.0×10－２以下

約2.7×10－２

約2.6×10 － １

約2.6×10 － １

約2.6×10 － １

約7.7×10 － ２

約7.7×10 － ２

約1.7×10 － １

約1.7×10 － ２

約1.7×10 － ２

約1.7×10 － ２

約1.3×10 － ２

約1.2×10 １

約1.2×10 １

約1.2×10 １

約1.2×10 １

作業線量率

約3.8×10 ０

約3.3×10 － １

約2.8×10 － １

約1.1×10 － １

約1.4×10 １

約1.4×10 １

約1.4×10 １

約1.4×10 １

作業時間及び移動時間

60分

60分

60分

140分

10分（往路）10分（復路）35分（往路）35分（復路）作業員の実効線量（作業時及び移動時）

約3.8×10 ０ mSv

約2.6×10 － １ mSv

約2.3×10 ０ mSv

約2.3×10 ０ mSv

約8.1×10 ０ mSv

約8.1×10 ０ mSv

作業員の実効線量（合計）※約3.3×10 － １ mSv 約2.8×10 － １ mSv

約2.5×10 １ mSv

屋外移動時は，アクセスルートからベント系配管の距離が離れているため，評価対象外とする。

屋外移動のため対象外※

第 10 表第二弁開操作に伴う移動時及び作業時の線量（Ｄ／Ｗからのベント操作の場合）（単位：mSv／h）
第二弁開操作時（ベント実施時）

被ばく経路

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出された放射性物質による被ばく

待機時

屋内移動時
（原子炉建屋入口⇔
作業場所）

屋外移動時
（緊急時対策所⇔
原子炉建屋入口）

ベント開始～
1時間

1時間～
2時間

2時間～
3時間

ベント
実施前

ベント
実施前

ベント
実施後

ベント
実施前

ベント
実施後

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

約2.3×10 ０

約2.3×10 ０

約1.7×10 ０

約1.7×10 ０

約4.8×10 － ２

約1.5×10 １

1.0×10 －２ 以下

約1.3×10 ０

外部被ばく
屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

内部被ばく

1.7－161

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

約8.3×10 ０

正圧化により流入なし

1.0×10 －２ 以下

1.0×10 －２ 以下

約1.3×10 ０

約2.9×10 － １

約2.9×10 － １

約2.9×10 － １

約1.8×10 － ２

約1.8×10 － ２

約1.9×10 － １

約2.3×10 － ２

約2.3×10 － ２

約2.3×10 － ２

約1.3×10 － ２

約1.2×10 １

約1.6×10 １

約1.2×10 １

約1.6×10 １

作業線量率

約3.4×10 ０

約5.8×10 － １

約3.8×10 － １

約5.2×10 － ２

約1.4×10 １

約2.8×10 １

約1.4×10 １

約3.4×10 １

作業時間及び移動時間

60分

60分

60分

140分

10分（往路）10分（復路）35分（往路）35分（復路）作業員の実効線量（作業時及び移動時）

約3.4×10 ０ mSv

約1.2×10 － １ mSv

約2.3×10 ０ mSv

約4.6×10 ０ mSv

約8.1×10 ０ mSv

約2.0×10 １ mSv

外気から作業場所内へ流入した放射性物質
による被ばく外部被ばく

約2.6×10 － １

約6.0×10 － ２

屋外移動のため対象外※

内部被ばく

ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

作業員の実効線量（合計）※約3.1×10 ０

約5.8×10 － １ mSv 約3.8×10 － １ mSv

約4.0×10 １ mSv

屋外移動時は，アクセスルートからベント系配管の距離が離れているため，評価対象外とする。

屋外移動のため対象外※

2．スクラビング水補給及び窒素供給作業の作業員の被ばく評価

納容器圧力逃がし装置フィルタ装置格納槽へのスクラビング水の補給及び原子炉建屋系統内への窒素ガスの供給作業における作業員の被ばく評価を以下のとおり行った。なお，評価に当たっては，サプレッション・チェンバ（Ｓ／Ｃ）からのベントを行う場合及びドライウェル（Ｄ／Ｗ）からのベントを行う場合のそれぞれについて評価を行った。
(1)

評価条件
ａ．放出量評価条件
想定事象として格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスにおいて，代替循環冷却系を使用できない場合を想定した事故シナリオを選定する。また，放出量評価条件を第 11 表，大気中への放出過程及び概略
図を第 21 図～第 25 図に示す。
ｂ．被ばく評価条件
被ばく経路は，第 26 図及び第 27 図に示すとおり大気中へ放出される
放射性物質による外部被ばく及び内部被ばく，地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線，原子炉建屋からの直接ガンマ線等による外部被ばくを考慮した。
大気中へ放出される放射性物質による外部被ばく及び内部被ばく，地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による外部被ばくについて
は，第 12 表～第 14 表に示すとおり拡散効果等を考慮し，作業場所における相対線量（Ｄ／Ｑ）及び相対濃度（χ／Ｑ）から被ばく評価を行った。なお，内部被ばくについてはマスク等の放射線防護効果を考慮し評価を行った。
1.7－162

原子炉建屋及びフィルタ装置格納槽からの直接ガンマ線等による外部
被ばくについては，第 15 表及び第 16 表に示すとおり原子炉建屋の外壁
及びフィルタ装置格納槽の遮蔽壁の遮蔽効果を考慮し評価を行った。
ｃ．評価地点
評価地点は，第 28 図に示すとおりとした。
ｄ．作業開始時間
スクラビング水の補給及び窒素ガスの供給は事象発生から 7 日後に実施することを想定し評価した。
(2)

評価結果
スクラビング水の補給及び窒素ガスの供給作業場所の線量率は，第 17表及び第 18 表に示すとおり，サプレッション・チェンバ（Ｓ／Ｃ）からのベントを行う場合，スクラビング水の補給作業については 13mSv／h，窒素ガスの供給作業については 3.6mSv／h となり，ドライウェル（Ｄ／Ｗ）
からのベントを行う場合，スクラビング水の補給作業については 15mSv／
h，窒素ガスの供給作業については 4.6mSv／h となり，スクラビング水の補給及び窒素ガスの供給作業を行うことができる放射線環境であることを確認した。
なお，スクラビング水の補給作業及び窒素ガスの供給作業の作業時間
は，移動及び補給等の準備を含めても 2～3 時間であり，作業が可能である。

1.7－163

第 11 表項

目

放出量評価条件（1／3）
評価条件

選定理由

評価事象

「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧
炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用できない場合）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）

格納 容器 破損 防 止対策の 有効 性評 価 で想定す る格 納容 器 破損
モー ドの うち ， 中央
制御 室の 運転 員 又は対策 要員 の被 ば くの
観点 から 結果 が 最も厳し くな る事 故 収束に成 功し た事 故 シーケンスを選定炉心熱出力3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（416 日）

1 サ イ ク ル 13 ヶ 月（ 395 日 ） を 考 慮 し
て設定

取替炉心の
燃料装荷割合1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替 炉心 の燃 料 装荷
割合に基づき設定

炉心内蔵量

希ガス類
ＣｓＩ類
ＣｓＯＨ類
Ｓｂ類
ＴｅＯ ２ 類ＳｒＯ類
ＢａＯ類
ＭｏＯ ２ 類ＣｅＯ ２ 類
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類：約2.2×10 １９ Bq：約2.9×10 １９ Bq：約1.2×10 １８ Bq：約1.3×10 １８ Bq：約6.8×10 １８ Bq：約1.3×10 １９ Bq：約1.2×10 １９ Bq：約2.5×10 １９ Bq：約7.5×10 １９ Bq：約5.5×10 １９ Bq（核種毎の炉心内蔵量を核種グループ毎に集約して記載）「単 位熱 出力 当 たりの炉 心内 蔵量 （Bq／
MW ）」 × 「 3,293MW（定格熱出力）」（単 位熱 出力 当 たりの炉 心内 蔵量 （Bq／MW）は， ＢＷ Ｒ 共通
条件 とし て， 東 海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），運転時間（10,000 時間）で算出し たＡ ＢＷ Ｒ のサ
イク ル末 期の 値 を使用）

格納容器漏えい：事象発生直後
格納容器ベント：事象発生から約 19h 後ＭＡＡＰ解析結果

格 納 容 器 内 pH
制御の効果

考慮しない

格納容器内 pH 制御設
備は ，重 大事 故 等対処設 備と 位置 付 けて
いな いた め， 保 守的に設定

よう素の形態

粒子状よう素 : 5％
無機よう素 ：91％
有機よう素 ： 4％

Ｒ . Ｇ .1.195 ※ １ に 基
づき設定

放出開始時間

1.7－164

第 11 表項

目

放出量評価条件（2／3）
評価条件

ＭＡＡＰ解析に基づく（ 沈着，サプ レッション・プールでのスクラビ ング及びド ライウェ
ルスプレイ）

ＭＡＡＰ解析にて格
納容器の開口面積を設定し格納容器圧力に応じ漏えい率が変化するものとし，格納容器の設計漏えい率（0.9Pd で 0.5％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定（補足 1 参照）
格納容器の設計漏えい 率 （ 0.5 ％ ／ 日 ）及びＡＥＣの式等に基づき設定（格納容器 圧 力 が 0.9Pd を 超える期間を包絡するよ う に 1.3 ％ ／ 日 の漏えい率を設定）（補足1参照）
ＭＡＡＰのＦＰ挙動モデル（補足2参照）

考慮しない

保守的に設定格納容器から原子炉建屋への漏
えい 率 （希 ガス，エアロゾル
及び 有 機よ う
素）1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

格納容器から原子炉建屋への漏
えい率（無機よう素）

1.5h後～19.5h後：1.3％／日（一定）その他の期間：0.5％／日（一定）

格納容器内での除去効果（エアロゾル）
格納容器内での除去効果（有機よう素）

格納容器内での除去効果（無機
よう素）

自然沈着率：9.0×10 －４ （1／s）（格納容器内の最大存在量から1／200まで）

サプレッション・プール でのスクラ ビングによる除去効果：10（Ｓ／Ｃベントのみ）

格納容器から原子炉建屋への漏
えい割合

選定理由

希ガス類
ＣｓＩ類
ＣｓＯＨ類
Ｓｂ類
ＴｅＯ ２ 類ＳｒＯ類
ＢａＯ類
ＭｏＯ ２ 類ＣｅＯ ２ 類
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類

Ｓ／Ｃベント Ｄ／Ｗベント：約4.3×10 －３ ：約4.4×10 －３：約6.3×10 －５ ：約6.3×10 －５：約3.2×10 －５ ：約3.2×10 －５：約6.8×10 －６ ：約6.8×10 －６：約6.8×10 －６ ：約6.8×10 －６：約2.7×10 －６ ：約2.8×10 －６：約2.7×10 －６ ：約2.8×10 －６：約3.4×10 －７ ：約3.4×10 －７：約6.8×10 －８ ：約6.8×10 －８：約2.7×10 －８ ：約2.8×10 －８

1.7－165

CSE実験及びStandard Review
Plan 6.5.2 ※２ に基づき設定（補足3参照）
Standard Review
Plan6.5.5 ※３ に基づき設定（補足 4 参照）

ＭＡＡＰ解析結果及びＮＵＲＥＧ-1465※４に基づき設定（補足 5 参照）

第 11 表項

放出量評価条件（3／3）

目

原子 炉 建 屋か ら
大気 へ の 漏え い率（ 非 常 用ガ ス
処理 系 及 び非 常
用ガ ス 再 循環 系の起動前）
原子 炉 建 屋か ら
大気 へ の 放出 率
(非常用ガス処理系 及 び 非常 用
ガス 再 循 環系 の
起動後）

評価条件

選定理由

無限大／日（地上放出）（ 格 納 容 器 か ら 原 子 炉 建 屋へ 漏 え い し た 放 射性物質は，即座に大気へ漏えいするものとして評価）

保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常 用 ガ ス処 理系及 び 非 常用 ガス再 循 環 系の 起動時間

事象発生から2h後

起動操作時間（115分）＋負圧達成時
間（5分）（起動に伴い原子炉建屋内は負圧になるが，保守的に負圧達成
時間として5分を想定）

非常 用 ガ ス処 理系及 び 非 常用 ガス再 循 環 系の フィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋の急激な圧力上昇等によるブローアウトパ
ネルの開放がないため

ブロ ー ア ウト パ
ネルの開閉状態

Ｓ／ＣベントＤ／Ｗベント－１
希ガス類：約9.5×10：約9.5×10 －１－６ＣｓＩ類：約1.1×10：約4.0×10 －３ＣｓＯＨ類 ：約4.0×10 －７：約7.5×10 －３
ＭＡＡＰ解析結果
－８
格納 容 器 圧力 逃 Ｓｂ類：約9.0×10：約1.5×10 －３
及びＮＵＲＥＧがし 装 置 への 放 ＴｅＯ ２ 類 ：約9.0×10 －８：約1.5×10 －３1465 に基づき設 定出割合
ＳｒＯ類：約3.6×10 －８：約5.8×10 －４（補足 5 参照）
ＢａＯ類
：約3.6×10 －８：約5.8×10 －４
ＭｏＯ ２ 類 ：約4.5×10 －９：約7.2×10 －５－１０：約1.5×10 －５
ＣｅＯ ２ 類 ：約9.0×10
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類 ：約3.6×10 －１０ ：約5.8×10 －６
希ガス：1
格納容器圧力逃有機よう素：50
設計値に基づき設
がし装置の除去
無機よう素：100定係数エアロゾル（粒子状よう素含む）：1,000※1 Regulatory Guide 1.195, “Methods and Assumptions for Evaluationg
Radiological Consequences of Desigh Basis Accidents at Light-Water Nuclear
Power Reactors”,May 2003

1.7－166※2※3※4Standard Review Plan6.5.2,“Containment Spray as a Fission Product Cleanup
System”,March 2007
Standard Review Plan6.5.5,“Pressure Suppression Pool as a Fission ProductCleanup System”,March 2007
NUREG-1465,“Accident Source Terms for Light-Water Nuclear Power
Plants”,1995

1.7－167

希ガスの炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（除去効果なし）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日
原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第 21 図希ガスの大気放出過程

1.7－168

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1

格納容器圧力逃がし装置
から放出

よう素の炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

5％
粒子状よう素格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

91％

4％

無機よう素

有機よう素

格納容器内での自然沈着
格納容器内での：9.0×10―４ [1／s]，
除去効果：考慮しない（最大存在量から 1/200 まで）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：【粒子状よう素，有機よう素】
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日【無機よう素】1.5h 後～19.5h 後：1.3％／日（一定）上記以外の期間：0.5％／日（一定）

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第 22 図サプレッション・プールでのスクラビングによる除去係数
無機よう素：10（Ｓ/Ｃベントのみ）
有機よう素：1

格納容器圧力逃がし装置の除去係数
粒子状よう素：1,000
無機よう素：100
有機よう素：50

格納容器圧力逃がし装置
から放出

よう素の大気放出過程

1.7－169

セシウムの炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第23図セシウムの大気放出過程

1.7－170

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出その他核種の炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析及びＮＵＲＥＧ－
1465 の知見に基づき評価

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第 24 図

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析及びＮＵＲＥＧ－1465 の知見に基づき評価

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出

その他核種の大気放出過程

1.7－171

非常用ガス処理系
排気筒から放出（2h～） ※３
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

格納容器圧力逃がし装置
からの放出（約 19h～） ※３
放出率：1Pd で 13.4kg／s

原子炉建屋

格納容器内での除去効果
エアロゾル（粒子状よう素含む）：スプレイ等
有機よう素：考慮しない
無機よう素：自然沈着率 9.0×10-４ （1／s）（最大存在量から 1／200 まで），
サプレッション・プールでのスクラビングによる除去係数10（S/C ベントのみ）

D/W ベント
原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋への漏えい ※１

格納容器

S/C ベント

原子炉建屋から大気中への漏えい（～2h）
漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置の除去係数
希ガス：1，有機よう素：50，無機よう素：100
エアロゾル（粒子状よう素含む）：1,000※1

格納容器から原子炉建屋への漏えい率【希ガス，エアロゾル（粒子状よう素含む），有機よう素】
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日，1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日【無機よう素】
1.5h 後～19.5h 後：1.3％／日（一定），上記以外の期間：0.5％／日（一定）
大気への放出経路

0h

▼2h※２

▼19h※３168h▼

原子炉建屋から大気中への漏えい
非常用ガス処理系排気筒から放出
格納容器圧力逃がし装置からの放出※2 非常用ガス処理系の起動により原子炉建屋内は負圧となるため，事象発生 2h 以降は原子炉建屋から大気中への漏えいはなくなる。
※3 事象発生後 19ｈ以降は，「非常用ガス処理系排気筒から放出」及び「格納容器圧力逃がし装置
からの放出」の両経路から放射性物質を放出する。

第25図

大気放出過程概略図（イメージ）
1.7－172

①クラウドシャイン
非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路① 大 気中 へ 放 出 さ れた 放 射 性 物質 か ら の ガン マ 線 に よ る被 ば く（クラウドシャインによる外部被ばく，吸入摂取による内部被格納容器圧力逃がし装置
排気口②スカイシャインガンマ線

原子炉建屋

ばく）
② 原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく（直接
ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）③ 地表に沈着した放射性物質からの放射性物質からのガンマ線に

1.7－173

よる被ばく（グランドシャインによる外部被ばく）④ フィルタ装置内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく②直接ガンマ線（直接ガンマ線による外部被ばく）③グランドシャイン④フィルタ装置
格納槽からの直接ガンマ線

格納容器

①吸入摂取

スクラビング水補給ライン
フィルタ装置

第 26 図スクラビング水補給作業時の作業員の被ばく評価経路イメージ

①クラウドシャイン
非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路① 大 気中 へ 放 出 さ れた 放 射 性 物質 か ら の ガン マ 線 に よ る被 ば く（クラウドシャインによる外部被ばく，吸入摂取による内部被②スカイシャインガンマ線

格納容器圧力逃がし装置
排気口
原子炉建屋

ばく）
② 原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく（直接
ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）③ 地表に沈着した放射性物質からの放射性物質からのガンマ線に

1.7－174

よる被ばく（グランドシャインによる外部被ばく）①吸入摂取②直接ガンマ線④ フィルタ装置内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく（直接ガンマ線による外部被ばく）

窒素供給ライン③グランドシャイン④フィルタ装置格納槽からの直接ガンマ線

格納容器

フィルタ装置

第 27 図窒素供給作業時の作業員の被ばく評価経路イメージ

第 12 表項目

大気拡散評価モデル

大気拡散評価条件

評価条件

選定理由

ガウスプルームモデル

気象資料

東海第二発電所における 1 年間の気象資料（2005 年 4 月～
2006 年 3 月）
地上風 ：地上 10m
排気筒風：地上 140m

放出源及び放出源高さ（有効高さ）

原子炉建屋漏えい：地上0m
格納容器圧力逃がし装置
排気口からの放出：地上55m
非常用ガス処理系排気筒からの放出：地上95m

実効放出継続時
間

1時間

累積出現頻度小さい方から 97％

発電用原子炉施設の安全解析に関する気象指針（以下「気象指針」という。）に基づき評価
格納容器圧力逃がし装置排気口及び原子炉建屋からの放出は地上風（地上 10m）の気象データを使用
非常用ガス処理系排気筒からの放出
は 排 気 筒 風 （ 地 上 140m） の 気 象 データを使用（補足 11 参照）
格納容器圧力逃がし装置排気口からの放出は建屋影響を考慮し原子炉建屋屋上からの放出と想定し設定
非常用ガス処理系排気筒からの放出は方位ごとの風洞実験結果のうち保守的に最低の方位の有効高さを設定
保守的に最も短い実効放出継続時間を設定（補足 9 参照）
気象指針に基づき設定

着目方位

非常用ガス処理系排気筒：
1 方位
原子炉建屋及び格納容器圧力逃がし装置
排気口：
9方位

格納容器圧力逃がし装置排気口放出
及び原子炉建屋漏えいにおいては放出源から近距離の原子炉建屋の影響を受けるため，建屋による巻き込み現象を考慮
放出源から最も近く，巻き込みの影
響が最も大きい建屋として選定
屋外移動時は敷地内の最大濃度点で設定
屋内移動時は原子炉建屋付近の最大濃度点で設定作業時は作業地点のある原子炉建屋
外壁で設定
非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）については評価点の方位とし，原子炉建屋漏えい及び格納容器圧力逃がし装置排気口については放出源が評価点に近いことから，180 度をカバーする方位を対象とする。

建屋影響

3,000m ２

原子炉建屋の最小投影断面積を設定

形状係数

0.5

建屋の影響

考慮する

巻き込みを生じ
る代表建屋

原子炉建屋

大気拡散評価点

第 20 図参照

気象指針に基づき設定

1.7－175

第 13 表

評価に使用する相対濃度（χ／Ｑ）及び相対線量（Ｄ／Ｑ）

作業内容

放出箇所
原子炉建屋漏えい（地上放出）

スクラビング
水補給作業

屋外移動時
／作業時

原子炉建屋漏えい（地上放出）
格納容器圧力逃がし装置
排気口（建屋屋上放出）非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）窒素供給作業

原子炉建屋漏えい（地上放出）

作業時

χ／Ｑ（s／m ３ ）χ／Ｑ
格納容器圧力逃がし装置排 （s／m ３ ）気口Ｄ／Ｑ（建屋屋上放出）（Gy／Bq）
非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）屋外移動時

χ／Ｑ及びＤ／Ｑ

約 8.7×10 －１９
約 3.0×10 －６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 1.2×10 －１９

χ／Ｑ（s／m ３ ）約 8.3×10 －４

χ／Ｑ（s／m ３ ）約 4.2×10 －４

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 8.7×10 －１９

χ／Ｑ（s／m ３ ）約 3.0×10 －６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 1.2×10 －１９

χ／Ｑ（s／m ３ ）約 7.4×10 －４（Gy／Bq）

1.7－176

約 4.2×10 －４

χ／Ｑ（s／m ３ ）χ／Ｑ
３
格納容器圧力逃がし装置排 （s／m ）気口（建屋屋上放出）
Ｄ／Ｑ

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）約 8.3×10 －４

約 3.7×10 －４
約 7.7×10 －１９

χ／Ｑ（s／m ３ ）約 3.0×10 －６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 6.3×10 －２０

第 14 表項目

線量換算係数，呼吸率等

評価条件

選定理由

成人実効線量換算係数を使用（主な核種を以下に示す）

線 量換 算 係
数Ｉ-131 ：2.0×10－８ Sv／Bq
Ｉ-132 ：3.1×10－１０ Sv／Bq
Ｉ-133 ：4.0×10－９ Sv／Bq
Ｉ-134 ：1.5×10－１０ Sv／Bq
Ｉ-135 ：9.2×10－１０ Sv／Bq
Ｃｓ-134 ：2.0×10－８ Sv／Bq
Ｃｓ-136 ：2.8×10－９ Sv／Bq
Ｃｓ-137 ：3.9×10－８ Sv／Bq

ICRP Publication 71 に基づき設定

上 記 以 外 の 核 種 は ICRP
Pub.71 等に基づく

呼吸率1.2m ３ ／h

成人活動時の呼吸率を設定
ICRP Publication 71 に基づき設定

マ スク の 除染係数

ＤＦ50

性能上期待できる値から設定

地 表面 へ の沈着速度

粒子状物質：0.5cm／s
無機よう素：0.5cm／s
有機よう素：1.7×10 －３ cm／s

東海第二発電所の実気象から求めた沈着速度から保守的に設定（別紙 17 補足 6～
補足 8 参照）

1.7－177

第 15 表項

原子炉建屋からの直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線

目

評価条件

選定理由

原子炉建屋内線源強度分布

原子炉建屋内に放 出された放 射性
物質が均一に分布

審査ガイドに示されたと おり設定

原子炉建屋のモデル

原子炉建屋の幾何形状をモデル化

建屋外壁を遮蔽体として 考慮

直接ガンマ線・スカ
イシャインガンマ線
評価コード

直接ガンマ線評価：
ＱＡＤ－ＣＧＧＰ２Ｒ
スカイシャインガンマ線評価：
ＡＮＩＳＮ
Ｇ３３－ＧＰ２Ｒ

現行許認可（添十）に同じ

第 16 表項目

フィルタ装置からの直接ガンマ線
評価条件

選定理由

スクラビング水補給場所作業場所壁厚

フィルタ装置遮蔽設計値（10mSv／h 以下）に基づき設定

フィルタ装置格納槽
外壁壁厚

フィルタ装置遮蔽設計値（0.62mSv／h 以下）に基づき設定

1.7－178

第 28 図大気中に放出された放射性物質の濃度評価点

1.7－179

第 17 表スクラビング水補給作業及び窒素供給作業における被ばく評価（Ｓ／Ｃからのベント操作の場合）（単位：mSv／h）
スクラビング水補給作業

窒素供給作業

被ばく経路
補給作業時

屋外移動時

供給作業時

屋外移動時

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

外部被ばく

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

内部被ばく

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

3.3×10 ０

3.3×10 ０

2.9×10 ０

3.3×10 ０

格納容器圧力逃がし装置
フィルタ装置格納槽からの直接線

1.0×10 １

6.3×10 －１

6.3×10 －１

6.3×10 －１

作業線量率

1.3×10 １

3.9×10 ０

3.6×10 ０

3.9×10 ０

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく

大気中へ放出された放射性物質よる被ばく

1.7－180

第 18 表スクラビング水補給作業及び窒素供給作業における被ばく評価（Ｄ／Ｗからのベント操作の場合）（単位：mSv／h）
スクラビング水補給作業

窒素供給作業

被ばく経路
補給作業時

屋外移動時

供給作業時

屋外移動時

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

外部被ばく

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

内部被ばく

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

1.0×10－２ 以下

大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

4.5×10 ０

4.5×10 ０

4.0×10 ０

4.5×10 ０

格納容器圧力逃がし装置
フィルタ装置格納槽からの直接線

1.0×10 １

6.3×10 －１

6.3×10 －１

6.3×10 －１

作業線量率

1.5×10 １

5.1×10 ０

4.6×10 ０

5.1×10 ０

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく

大気中へ放出された放射性物質よる被ばく

1.7－181

添付資料1.7.7
スクラビング水の保有水量の設定根拠について
スクラビング水の初期保有水量（系統待機時）は，ベント開始後 24 時間
はベンチュリスクラバによる所定の放射性物質の除去性能が得られる水量と，と設定している。
スクラビング水の水量の設定根拠を以下に示す。また，フィルタ装置水位の概略図を第 1 図に示す。

(1)

最大水量について

1.7－182

1.7－183(2)最小水量について

1.7－184

1.7－185

第1図フィルタ装置水位の概略図

1.7－186

(3)スクラビング水の補給期間について

フィルタ装置の設計条件に基づいているスクラビング水の初期保有水量（フィルタ装置の寸法）は，他の設計条件と同様に，大きな保守性を確保し設定（設計）している。一方，スクラビング水の補給期間は，運用に係るものであり，有効性評価に基づく運用を考慮して評価することとし，有効性評価のうち
ベント時間を厳しく評価する大破断ＬＯＣＡを想定した「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におけるフィルタ装置内の発熱量を用いたスクラビング水の水位挙動より評価する（第 1 表）。
スクラビング水の補給期間の評価条件及び評価結果を以下に示す。

【評価条件】
・初期水位：
・室温：25℃ ※１（系統待機時），65℃ ※２（ベント実施中）
・ベント時の格納容器圧力：第 2 図のとおり
・フィルタ装置内発熱量：※１：ベント実施前のスクラビング水の初期水温としても使用。地
下格納槽にあることを踏まえて設定した値※２：スクラビング水の蒸発量を多く見込むために高めに設定した値※３：19 時間ベントの解析結果にＮＵＲＥＧ補正（別紙 17 補足 5 参照）した格納容器外へ放出された放射性物質（希ガスを除く）の発熱量（約 15kW）に余裕を考慮した値

1.7－187

【評価結果】
スクラビング水位の挙動を第 3 図に示す。より保守的な結果を与えるＤ／
Ｗベントのケースにおいても，ベント時のスクラビング水位は最高水位，
最低水位に至らず，想定事故においては事象発生後 7 日間（168 時間）運転
員による水の補給操作は不要となる。

第1表

設備設計と運用の主な条件設定の差異
設備設計

運用

【フィルタ装置寸法】【水補給の運用の評価】

2 時間～3 時間後
19 時間後※ベント時間【原子炉定格熱出力の 1％【有効性評価結果より】
相当の時間】
500kW

20kW【ベント時間【ベント時間

2 時間～3 時間ベース】

19 時間ベース】

フィルタ装置内
発熱量※：水補給の運用の評価のほか，被ばく評価もベント時間 19 時間ベース

1.7－188

第2図

ベント時の圧力推移図（水位計算時）

1.7－189

第3図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におけるベント時のスクラビング水位の変化

1.7－190

（参考）スクラビング水の下限水位の設定について
スクラビング水位について，ベンチュリノズルの頂部まで水位があれば，設計上期待しているＤＦが確保できることを以下のとおり確認した。

ベンチュリスクラバは，第 4 図のようにスクラビング水を微小液滴にしてベントガス中に噴霧させることで除去効率を上げている。

①ベンチュリノズル下方よりベントガスが流入②スロート部でベントガス流速が増大③ ス ク ラ ビ ン グ 水 が ベ ン トガ ス 中 に 噴 霧 （ 微 小液
滴）④ガスとスクラビング水が接触する面積が大きくな
り除去効率が上がる⑤ベントガス及び液滴は方向を変えられ，スクラビ
ング水中に斜め下に排出

第4図

ベンチュリスクラバにおける除去原理①エアロゾルのＤＦについて•

ベンチュリスクラバ内のガス流速と水滴速度が異なることで，ガス中のエアロゾルが水滴に衝突し水滴に付着する現象を用いたものであることから，慣性衝突による除去が支配的と考えられる。

•

そのメカニズムから，ＤＦに影響するのはガス流速及びエアロゾル粒径であり，水位はベンチュリスクラバによるエアロゾル除去原理が有効となるベンチュリノズル上端以上であればよい。

•

JAVA 試験によるエアロゾルのＤＦの結果を図 2,3 に示す。図に示すとおり，様々なガス流速と質量中央径が異なるエアロゾルで試験が行われているが，ガス流速及び質量中央径によるＤＦへの有意な影響は見られず，
1.7－191スクラビング水位をベンチュリノズル上端とした試験においても，設計条件ＤＦ1,000 以上を十分に確保できている。

：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験
ＤＦは金属フィルタを含めた数値

Decontamination Factor, [-]1000000

100000410AD
045AD
091UL 042AD
096UL 041AL
104UL 039AD 714AD
522AD
095UL
521AD
505AL
511AD 509AL 506AL 523AD716AL 508AL
044AD
507AL
502AL
407AL
409AD
040AL
430AD
413AL
105UL
038AL
503AL
414AL 406AL
427AL
405AL

093UL
092UL

10000

709AD
707AD
712AD

710AD

1000

100
BaSO4

10

SnO2
Uranine

1
0

50

100

150

200

250

300

Venturi Velocity, [m/s]第5図

ベンチュリノズル部におけるガス流速とエアロゾルＤＦの関係：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験
ＤＦは金属フィルタを含めた数値

1000000

042AD

Decontamination Factor [‐]100000

10000

505AL

092UL095UL
521AD 709AD
039AD
410AD
091UL 096UL104UL
716AL 522AD
045AD
041AL

407AL
507AL509AL
707AD
040AL
714AD 093UL 105UL
511AD
430AD
508AL
712AD
044AD
506AL
523AD
406AL 413AL
710AD
414AL
409AD
503AL

502AL

038AL
405AL 427AL

SnO 2

1000

ウラニン

BaSO 4BaSO4 (in Air)BaSO4 (in Air/Steam)

100

BaSO4 (in Steam)
SnO2

10

Uranine1
Test Aerosol

第6図

エアロゾルの粒径とエアロゾルＤＦの関係

1.7－192

②無機よう素のＤＦについて•

スクラビング水に添加された薬剤との化学反応により非揮発性のよう素イオンに変化させ，スクラビング水中に捕集・保持することから，スク
ラビング水のＰＨがＤＦに影響する主要なパラメータであり，水位はベンチュリスクラバによる除去原理が有効となるベンチュリノズル上端以上であればよい。
JAVA 試験による無機よう素のＤＦの結果を図 4 に示す。スクラビング水位がベンチュリノズル上端となっている試験は，無機よう素の捕集の観点から厳しい条件である低ＰＨにおいても，設計条件ＤＦ100 以上を確保できている。

：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験

10000

Decontamination Factor, [-]

•

144JD

1000

905JD-D

143JD

903JD-D
142JD
152JD

163JL
164JL
165JL

906JD-D

154JD

100

150JD

10

待機時pH：約13

1
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Scrubbing water, [pH]第7図

スクラビング水のＰＨと無機よう素ＤＦの関係

1.7－19314

したがって，スクラビング水位の下限水位をベンチュリノズル上端とすることは適切と考える。
実運用における系統待機時（通常時）のスクラビング水位は，ベンチュリノ
ズルの上端（1,325mm） を十分に上回る 2,530mm とし，ＦＰが多く流入するベ
ント開始初期のスクラビング水位を十分に確保し，ベント中においても，スクラビング水位 1,500mm 以上を確保するようスクラビング水を補給する運用とする。
スクラビング水のｐＨについては，待機時にｐＨ13 以上（NaOH 濃度 3.0wt%
相当）であることを確認し，ベント中におけるスクラビング水のアルカリ性を維持する運用とする。

1.7－194

（参考）スクラビング水スロッシングの影響について
格納容器圧力逃がし装置のスクラバ容器について，地震時にスロッシン
グが発生することで，スクラビング水が金属フィルタ下端まで到達する可能性がある。そこで，保守的な評価となるハウスナー理論を用いてスロッ
シング高さを評価した。
ハウスナー理論により，スロッシング高さdmaxは以下のように算出できる。
0.408 R coth 1.84

dmax

g
ω

2
θ R
N h

h
R

mm

1

ここで，

ωN

1.84

θh

1.534

R

g tanh 1.84

SA
2
ωN R

h

s

R

tanh 1.84

1

h
R

R

:フィルタ装置容器半径（内径）

[mm]

h

：スクラビング水上限水位

[mm]

g

：重力加速度9,806.65[mm／s２]SA：応答加速度[mm／s２]（原子炉建屋の地震動Ssから保守的に設定）

金属フィルタは上限水位からmm上方に設置しており，スロッシング

高さは最大でも830mmと算出されることから，スクラビング水は金属フィル
タ下端まで到達しない。評価結果を第1図に示す。

1.7－195

また，スロッシング水位が下限水位時にスロッシングが発生すると，ベンチュリノズルは一部気層部に露出し，性能が一時低下するが，露出している時間はベント実施時間と比較して非常に小さく，更にベンチュリスク
ラバの後段には金属フィルタも設置していることから，格納容器ベントにより放出される放射性物質のトータル量に影響を与えるものではないと考
える。

第8図

スクラビング水スロッシング評価結果

1.7－196

添付資料1.7.8
代替循環冷却系の長期運転及び不具合等を想定した対策について

炉心損傷後の代替循環冷却系運転に際し，サプレッション・プール内の異物流入の可能性及び損傷炉心による水の放射線分解により水素等の可燃性ガスの発生が予想されることから，これらの影響による対策について整理する。

ｂ．残留熱除去系吸込ストレーナの閉塞防止対策について
東海第二発電所では，残留熱除去系ストレーナを含む非常用炉心冷却系ス
トレーナの閉塞防止対策として，多孔プレートを組み合わせた大型ストレーナを採用するとともに，格納容器内の保温材のうち事故時に破損が想定される繊維質保温材は使用していないことから，繊維質保温材の薄膜効果※１による異物の捕捉が生じることはない。
また，重大事故等時に格納容器内において発生する可能性のある異物としては保温材（ケイ酸カルシウム等），塗装片，スラッジが想定されるが，Ｌ
ＯＣＡ時のブローダウン過程等のサプレッション・プール水の流動により粉砕され粉々になった状態でストレーナに流れ着いたとしても，繊維質の保温材がなく，薄膜効果による異物の捕捉が生じる可能性がないことから，これ
ら粉状の異物がそれ自体によってストレーナを閉塞させることはない。
重大事故等時には，損傷炉心を含むデブリが生じるが，仮に原子炉圧力容器外に落下した場合でも，原子炉圧力容器下部のペデスタル部（ドライウェ
ル部）に蓄積することからサプレッション・プールへの流入の可能性は低い。万が一，ペデスタルからオーバフローし，ベント管を通じてサプレッション・プールに流入する場合であっても，金属を含むデブリが流動により巻き上がることは考えにくく※２，ストレーナを閉塞させる要因になることはな
1.7－197

いと考えられる。
さらに仮にストレーナ表面にデブリが付着した場合においても，ポンプの起動・停止を実施することによりデブリは落下するものと考えられ※３，加えて，長期冷却に対する更なる信頼性の確保を目的に，次項にて示すストレー
ナの逆洗操作が可能な設計としている。
※１：薄膜形成による粒子状デブリの捕捉効果について「薄膜形成による粒子状デブリの捕捉効果」とは，ストレーナの表
面のメッシュ（約 1～2mm）を通過するような細かな粒子状のデブリ（スラッジ等）が，繊維質デブリによる形成した膜により捕捉され圧損を上昇させるという効果をいう。（第 2 図）

第2図

薄膜形成による粒子状デブリの補足効果のイメージ

1.7－198繊維質保温材の薄膜形成については，ＮＥＤＯ-32686 に対するＮＲＣの安全評価レポートの Appendix E で実験データに基づく考察として，「1/8inch 以下のファイバ層であれば，ファイバ層そのものが不均一であり，圧力損失は小さいと考えられる」，と記載されている。また，R.G.1.82 において
も「1/8 inch.（約 3.1mm）を十分下回るファイバ層厚さであれば，安定かつ均一なファイバ層ではないと判断される」との記載がされており，薄膜を考慮した圧力損失評価は必要ないと考えられる。LA-UR-04-1227 においても，
この効果の裏付けとなる知見が得られており，理論厚さ 0.11inch（2.79mm）
において，均一なベッドは形成されなかったという見解が示されている。故に，繊維質保温材の堆積厚さを評価し十分薄ければ，粒径が極めて微細な塗装片等のデブリは全てストレーナを通過することとなり，繊維質保温材と粒子状デブリの混合状態を仮定した圧損評価は不要であると考えられる。
また，ＧＳＩ-191 において議論されているサンプスクリーン表面における化学的相互作用による圧損上昇の知見に関して，上述のとおり繊維質保温材は使用されておらず，ストレーナ表面におけるデブリベット形成の可能性がないことから，化学的相互作用による圧損上昇の影響はないと考えられ，代替循環冷却系による長期的な冷却の信頼性に対して影響を与えることはないと考えられる。
※２：ＲＰＶ破損後の溶融炉心の落下先はペデスタル（ドライウェル部）
であり，代替循環冷却系の水源となるサプレッション・プールへ直接落下することはない。原子炉圧力容器へ注水された冷却水はペデスタル（ドライウェル部）へ落下し，ダイヤフラムフロア及びベン
ト管を通じてサプレッション・プールへ流入することとなる。（第 3図）

1.7－199

粒子化した溶融炉心等が下部ペデスタル内に存在している場合にス
トレーナメッシュを閉塞させる程度の粒子径を有する異物が流動によって下部ペデスタルから巻き上げられ，さらにベント管からストレー
ナまで到達するとは考えにくく，溶融した炉心等によるストレーナ閉塞の可能性は極めて小さいと考えられる。

第3図

原子炉圧力容器破損後の循環冷却による冷却水の流れ

1.7－200

※３：ＧＳＩ-191 における検討において，サンプスクリーンを想定した試験においてポンプを停止させた際に付着したデブリは剥がれ落ちるとの結果が示されている（第 4 図）。
当該試験はＰＷＲサンプスクリーン形状を想定しているものであるが，東海第二の非常用炉心冷却系ストレーナ形状は円筒形であり（第 5 図），ポン
プの起動・停止によるデブリ落下の効果は更に大きくなるものと考えられ,
注水流量の低下を検知した後，ポンプの起動・停止を実施することでデブリが落下し，速やかに冷却を再開することが可能である。

第4図

ポンプ停止により模擬ストレーナから試験体が剥がれ落ちた試験（April 2004,LANL,GSI-191: Experimental Studies of Loss-of-CoolantAccident-Generated Debris Accumulation and Head Loss with Emphasison the Effects of Calcium Silicate Insulation）

1.7－201

第5図

非常用炉心冷却系ストレーナ

1.7－202

ｃ．閉塞時の逆洗操作について
前述(b)の閉塞防止対策に加えて，代替循環冷却系の運転中に，仮に何らかの異物により残留熱除去系吸込ストレーナが閉塞した場合に，外部接続口に可搬型代替注水大型ポンプを接続し，系統構成操作を行うことで，残留熱除去系吸込ストレーナを逆洗操作が可能な設計とする。系統構成の例を第 6
図に示す。
したがって，代替循環冷却系運転継続中に流量監視し，流量が異常に低下傾向を示した場合は代替循環冷却系ポンプを停止し，逆洗操作を実施することで，流量が確保できる。

原子炉建屋原子炉棟
ＡＯ

屋外

ＡＯ
原子炉隔離時
冷却系より

MO

MO

MO

MO MO
MO

MO

MO

MO

MO

MO

MO

MO

MO

NO

NO

MO

NO
MO

MO

NO

NO

MO

MO

MO

MO

MO

ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ･ﾌﾟｰﾙ

*1

*1

MO

MO
MO

MO

MO

MO

MO

補給水系より

可搬型代替注水接続口 大型ポンプ

補給水系より

MO

MO

*2

残留熱
除去系
ポンプ(B)
代替循環冷却系ポンプ(B)

残留熱除去系
ポンプ(A)

MO

MO

代替循環冷却系ポンプ(A)

MO

MO

MO

MO

MO

残留熱除去系
熱交換器(A)

MO

MO

残留熱除去系
熱交換器(B)

MO

*2
MO

接続口

残留熱除去系
海水ストレーナ(A)
残留熱除去系
海水ポンプ(A),(C)

MO

MO

MO
MO

海へ

接続口

MO

緊急用海水
ストレーナ
緊急用海水
ポンプ(A),(B)
緊急用海水ポンプピット
MO

残留熱除去系
海水ストレーナ(B)
残留熱除去系
海水ポンプ(B),(D)

代替循環冷却系Ａ系逆洗時の図を示す。

第6図

接続口

残留熱除去系吸込ストレーナ逆洗操作の系統構成について

1.7－203

3.3

水の放射線分解による水素影響について
炉心損傷後の冷却水には，放射性物質が含まれていることにより，水の放射線分解による水素等の可燃性ガスの発生が想定されるが，代替循環冷却系運転中は配管内に流れがあり，配管内に水素が大量に蓄積されることは考えにくい。
代替循環冷却系運転を停止した後は，可燃性ガスの爆発防止等の対策として，系統水を入れ替えるためにフラッシングを実施することとしており，水の放射線分解による水素発生を防止することが可能となる。具体的には残留熱除去系Ａ系ポンプのサプレッション・プール吸込弁を閉じ，可搬型
代替注水大型ポンプから系統内に外部水源を供給することにより，系統のフラッシングを実施する。

1.7－204

添 付 資 料 1.7.9
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系ポンプ

サ プ レ ッ シ ョン・プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は,補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の実
施時期を早めることとなる※。

1.7－205

一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし，その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器ベントの遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統

ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する
対応方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順と
1.7－206

なる。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰囲
気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相
当のガンマ線線量率の 10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた
1.7－207低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，
炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，格納容器下部水位を確実に約 1m 確保するた
めに常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施す
る手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，
1.7－208代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.7－209

事象発生

ＬＯＣＡ

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

過渡事象

成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

炉心損傷防止対策の有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷防止対策の有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
3.4 水素燃焼

原子炉注水

代替循環冷却系の運転可能時

代替循環冷却系の代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止
・ＲＰＶ注水停止

2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

2.(1)ｂ．③
2.(1)ｂ．③

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的)代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

代替循環冷却系の運転可能時

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ

上記操作完了後

上記操作完了後

常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水2.(2)⑧2.(1)ｂ．③

リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦ 常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ＲＰＶ破損判断後

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥【凡例】
常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ
代替循環：代替循環冷却系ポンプ「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

評価対象となる格納容器破損モード
3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用

成功

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

2.(2)⑧
2.(1)ｄ．⑥※
原子炉注水に失敗するシーケンスであるが，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な状態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質による加熱等を防止する観点から原子炉注水を行う

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ

第 1 図 事故対応の流れ
1.7－210常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(1)ｄ．⑦

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.7－211

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点
で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage]到達にて窒素供給停止（約 163 時間）
0.4(MPa[gage])
格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ条 件 ） 4.0%到 達 に て
サプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第 1 図 格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循
環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの格納容
1.7－212

器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となる
ため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度※）についても，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.7－213

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0～168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.7－214168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ
試験結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧
力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.7－215

第2表
フランジ部位
トップヘッドフランジ
機器搬入用ハッチ
サプレッショ
ン・チェンバア
クセスハッチ(4)

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側
外側
内側
外側

7日間（168時間）以降な格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容

器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.7－216

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0～7 日

7 日～14 日

14 日～30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。
1.7－217

第4図(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格

納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケンスにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大
1.7－218

きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度が150℃を超えな
い範囲で，また，格納容器圧力は1Pd程度（1Pd＋数十kPa※）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方
1.7－219

(6)7 日間（168 時間）以降な放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ

ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.7－220

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から,酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格

納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素供給（以下「窒素供給」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素供給操作及び格納容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素供給操作の判断基準と作業時間について
窒素供給操作に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)可搬窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％(b)窒素供給操作の開始基準：酸素濃度 4.0vol％有効性評価「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 1 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が 6 時間確保できるため，起動準備時間の 115 分（約 2 時間）に対して十分余裕があることが確認できる。

1.7－221

第1表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％

約15時間

窒素供給準備の余裕時間

約6時間
4.0vol％

約21時間

ｂ．窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について
窒素供給操作及び格納容器ベント操作に係る実施基準，実施基準の設定根拠を第2表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計
装誤差（約 0.6vol％ ）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素供給操作及び格納容器ベント操作が実施可能である。

第2表

窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素供給開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値
酸素濃度3.5vol％（2.9vol％～
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％～
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％～
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の開始基準の到達前を設定
計装誤差を踏まえても可燃限界領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.7－222

添付資料1.7.10
手順のリンク先について
原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.7.2.1(1)ｃ．フィルタ装置スクラビング水補給
・水源から接続口へのフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水

2．1.7.2.1(1)ｆ．フィルタ装置スクラビング水移送・水源からのフィルタ装置への接続口へのフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水
1.7－223

3．1.7.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

・残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の手順＜リンク先＞

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.3(1)ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
1.5.2.3(1)ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
・残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の手順＜リンク先＞

1.6.2.3.(1)ａ．(a)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.3.(1)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容
器内の除熱

1.6.2.3.(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱

1.6.2.3.(2)ａ．(b)

残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）復旧後のサプレッション・プール水の除熱

・格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止並びに可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度制御手順＜リンク先＞

1.9.2.1(2)ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止1.9.2.1(2)ｂ．可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容
1.7－224

器内の水素濃度制御
・水源から接続口への可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への補給（淡水／海水）
1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・代替循環冷却系ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給
手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気
1.7－225

設備への給電
1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
・常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替
低圧電源車，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及び窒素供給装置用電源車への燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油貯蔵タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油

・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.7－226

添付資料1.7.11
フォールトツリー解析の実施の考え方について

重大事故等対処のための手段及び設備の抽出にあたっては，設計基準事故対
処設備の故障を想定し，その機能を代替するために，各設備が有する機能，相互関係を明確にした上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する手法（以下「機能喪失原因対策分析」という。）を用いている。
以下に機能喪失原因対策分析の実施の考え方を整理する。

1．機能喪失原因対策分析が必須な条文
技術的能力審査基準に要求される「設計基準事故対処設備が有する○○機能が喪失した場合」に対処するための手順等を整備する条文を第1表「機能喪失原因対策分析が必須な条文」に示す。
機能喪失原因対策分析は，設計基準事故対処設備が有する機能に属する設備を網羅的に抽出することができ，その弱点の把握が明確となる。これを用いて，フロントライン系（設計基準事故対処設備）及びサポート系（動力源，冷却源）の故障を想定し，各々について事故対処に有効な機能を有する代替手段を抽出した。

2．機能喪失原因対策分析が必須でない条文
技術的能力審査基準に要求される「ある目的（○○するため，○○が必要な場合）」に対処するための手順等を整備する条文を第2表「機能喪失原因対策分析が必須でない条文」に示す。
これらの条文は，重大事故等時の個別の目的に対応する手段を抽出する。
1.7-227

この目的を達成するため，事故対処に有効な手段を全て整備することとしており，重大事故等対処設備はもとより設計基準事故対処設備を含む既設設備（以下「既設設備」という。）による手段を含む。
条文要求で整備する対策を抽出する際の考え方として，条文要求を満足させるために既設設備が重大事故等時に使用可能であれば，重大事故等対処設
備として整備する。また，既設設備に重大事故等対処設備としての機能が不足しているものは，その機能を付加することができれば重大事故等対処設備として整備する。条文要求を満足する既設設備がないものについては，新規に設計し重大事故等対処設備として整備する。これにより条文要求に対応できる設備を網羅することができる（第1図）。
条文要求で整備する重大事故等対処設備とは別に，自主的な対策（自主対策設備）を抽出する場合の考え方として，重大事故等対処設備に要求される機能を満足しないが，同じ目的で使用することができる手段・設備があれば，それを整備することとしている。
なお，重大事故等対処設備に要求される機能を満足しない主な理由として
は，耐震性がないこと，容量が小さいこと，準備に時間を要することなどが挙げられる。設備選定の考え方，その結果を第3表「機能喪失原因対策分析を用いていない条文に対する設備抽出の考え方とその結果」に示す。
第2表内の「自主的に実施した機能喪失原因対策分析」欄に「○」で示した
条文は，設計基準事故対処設備が使用できない場合を想定し，機能喪失原因対策分析を実施することで抜けなく重大事故対策を抽出するために自主的に実施したものである。また，機能喪失原因対策分析を実施していない条文
は，故障を想定する設計基準事故対処設備に該当する設備がないものであり，前述の考え方を基に目的に応じた対応手段を抜けなく整備する。

1.7-228

第1表
条文

機能喪失原因対策分析が必須な条文
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備（代表的な設備）
原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ
系ポンプ

設計基準事故対処設備が有する機能

1.2

高圧時の原子炉の冷却機能

1.3

高圧時の原子炉の減圧機能

1.4

低圧時の原子炉の冷却機能

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能

1.6

原子炉格納容器内の冷却機能

逃がし安全弁（自動減圧機能）の自動減圧機能
残留熱除去系（低圧注水系及び原子炉停止時冷却系）ポンプ及び低圧炉心スプレイ系ポンプ
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系，サプレッション・プール冷却系及び格納容器スプレイ冷却系）ポンプ又は残留熱除去系海水系
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプ
レッション・プール冷却系）ポンプ

既設設備

No
条文要求を満足する既設設備なし

Yes

No
既設設備が重大事
故等時に使用可能Yes
不足する機能を付加することができれば重大事故等時に使用可能かNo

Yes

新規に設計し，重大重大事故等対処設備

既設設備を改造し，自主対策設備として事故等対処設備として整備する。

として整備する

重大事故等対処設備として整備する。

整備する。

格納容器圧力逃がし装置

中央制御室換気系
原子炉建屋ガス処理
系等

ブローアウトパネル
閉止装置

消火系
補給水系等

格納容器下部注水系
（常設）等

第1図

機能喪失原因対策分析が必須でない条文における要求事項の設備選定の考え方
1.7-229

第2表
条文
1.1

機能喪失原因対策分析が必須でない条文
自主的に実施した機能喪失原因対策分析
実施していないものについては目的達成のための対応手段と具体的な抽出の過程及び設備等要求事項における手順等の目的
原子炉緊急停止
原子炉を未臨界に移行する○
原子 炉格 納容 器 の過 圧破 損 を防 止す るた め の手 段を整備
（1.5 で整 備 した 最 終ヒ ー トシ ン クへ 熱 を輸 送 する格納容器圧力逃がし装置及び 1.6 で整備した原子炉 格納 容器 内 を除 熱す る 代替 循環 冷却 系 を使 用する。）
ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した
溶融炉心の冷却及び溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための手段を整備（1.2 及び 1.4 で整備した原子炉を冷却する手段に加え，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するための手段として，常設低圧代替注水系ポンプ等を使用する。
水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する
手段を整備（1.7 で整備した原子炉格納容器の過圧破損を防止する手段に加え，原子炉格納容器内を不活性化するための手段として，可搬型窒素供給装置を使用する。
水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止する手段を整備（既設設備である原子炉建屋ガス処理系に加え，静的触媒式水素再結合器を使用する。）

1.7

原子炉格納容器破損防止
原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる

1.8

原子炉格納容器破損防止
原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却

1.9

水素爆発による原子炉格納容器破損防止

1.10

水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止

1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却，臨界防止

○

1.12

工場等外への放射性物質の拡散抑制

工場等外への放射性物質の拡散抑制，航空機燃料
火災時に消火する手段を整備（大気への放射性物質の拡散抑制及び航空機燃料
火災時の消火に可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）等を使用する。）

1.13

重大事故等の収束に必要な水源の確保，供給

○

1.14

重大事故等発生時の必要な電力の確保

○

1.15

重大事故等対処に必要なパラメータの推定

1.16

原子炉制御室に運転員がとどまるため

1.17

放出される放射性物質濃度等の監視等

1.18

緊急対策所に要員がとどまるため

1.19○
中央制御室の居住性に係る手段を整備（既存設備である中央制御室換気系及び原子炉建
屋ガス処理系に加え，酸素濃度計，二酸化炭素濃度計等を使用する。）
放射性物質の濃度及び放射線量の測定，気象条件を測定する手段を整備（既存設備であるモニタリング・ポスト，気象観測設備に加え，可搬型モニタリング・ポスト，可搬型気象観測設備等を使用する。）○

通信連絡を行う必要がある場所との通信連絡

1.7-230

発電所内外の通信連絡するための手段を整備（既存設備である送受話器（ページング），電力
保安通信用電話設備（固定電話機，PHS 端末，
FAX）に加え，衛星電話設備（固定型），衛星電話
設備（携帯型）等を使用する。）

第3表

機能喪失原因対策分析を用いていない条文に対する設備抽出の考え方
とその結果

(1)

1.7

原子炉格納容器の過圧破損防止

原子炉格納容器の過圧破損を防止するためには，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下する設備を選定する必要があるため，新たに整備した設
備，及び原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるための設計事故対処設備が機能喪失する 1.6 における機能喪失原因対策分析の結果抽出された原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下することが可能な以下の設備を選定する。
①1.6 における原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下する設備
1.6 で整備した設備◎代替循環冷却系
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ●代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽●代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽●消火系
・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク●補給水系
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク◎ドライウェル内ガス冷却装置
・ドライウェル内ガス冷却装置送風機
・ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル

1.7 で整備した設備◎代替循環冷却系
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ
－

－

－

－

－

下線部は自主対策設備を示す。
◎：原子炉格納容器内の減圧・除熱が可能，●：原子炉格納容器内の除熱ができない

1.7-231

②原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下する設備
新たに整備した設備
格納容器圧力逃がし装置
・フィルタ装置
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・第二弁
・第二弁バイパス弁
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）・差圧計・遠隔人力操作機構
・可搬型窒素供給装置
・圧力開放板・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁
遠隔人力操作機構
・遠隔人力操作機構
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）
・差圧計

(2)

1.8

既存設備

－

－

1.7 で整備した設備
格納容器圧力逃がし装置
・フィルタ装置
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・第二弁
・第二弁バイパス弁
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）・差圧計・遠隔人力操作機構
・可搬型窒素供給装置
・圧力開放板・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁
遠隔人力操作機構
・遠隔人力操作機構
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）
・差圧計

原子炉格納容器下部の溶融炉心冷却

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するためには，ペデスタル（ドライウェル部）へ注水できる設備を選定する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。
また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延・防止するためには，原子炉圧力容器へ注水できる設備を選定する必要があるため，1.2及び1.4で機能喪失原因対策分析の結果抽出された原子炉
圧力容器へ注水できる以下の設備を選定する。

1.7-232

①ペデスタル（ドライウェル部）へ注水できる設備
新たに整備した設備

既存設備

1.8 で整備した設備

格納容器下部注水系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ－
・代替淡水貯槽・コリウムシールド ※ １
格納容器下部注水系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ－
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・コリウムシールド ※ １
消火系
消火系
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ－
・ろ過水貯蔵タンク
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
・多目的タンク・コリウムシールド ※ １・コリウムシールド ※ １
補給水系
補給水系
・復水移送ポンプ・復水移送ポンプ－
・復水貯蔵タンク・復水貯蔵タンク・コリウムシールド ※ １・コリウムシールド ※ １
下線部は自主対策設備を示す。
※1：溶融炉心によるコンクリート侵食影響及びペデスタル（ドライウェル部）構造への熱影響を抑制するため，新たに設置した設備。
格納容器下部注水系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・コリウムシールド ※ １
格納容器下部注水系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・コリウムシールド ※ １②原子炉圧力容器へ注水できる設備
1.2 で整備した設備－
高圧代替注水系・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール
・逃がし安全弁（安全弁機能）
－

－

－

－

－

1.4 で整備した設備－－
低圧代替注水系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽
低圧代替注水系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽
代替循環冷却系
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ
消火系
・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
補給水系
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク1.7-233

1.8 で整備した設備
原子炉隔離時冷却系
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
高圧代替注水系・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール
低圧代替注水系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽
低圧代替注水系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽
代替循環冷却系
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ
消火系
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
補給水系
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク下線部は自主対策設備を示す。

(3)

1.9

水素爆発による原子炉格納容器破損防止

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するためには，水素濃度を低減できる設備及び水素濃度を監視できる設備を選定する必要があるた
め，新たに整備した設備を選定する。
新たに整備した設備

既存設備

1.9 で整備した設備

不活性ガス系による原子炉格納容
器内の不活性化－・不活性ガス系 ※ ２
可搬型窒素供給装置による原子炉
可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器内の不活性化－
格納容器内の不活性化
・可搬型窒素供給装置
・可搬型窒素供給装置
格納容器圧力逃がし装置による原格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止－
子炉格納容器水素爆発防止・格納容器圧力逃がし装置
・格納容器圧力逃がし装置
可燃性ガス濃度制御系による原子
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御
炉格納容器内の水素濃度制御
・可燃性ガス濃度制御系ブロワ
・可燃性ガス濃度制御系ブロワ－
・可燃性ガス濃度制御系加熱器
・可燃性ガス濃度制御系加熱器
・可燃性ガス濃度制御系再結合器
・可燃性ガス濃度制御系再結合器
・可燃性ガス濃度制御系冷却器
・可燃性ガス濃度制御系冷却器
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）によ
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及る原子炉格納容器内の水素濃度及－び酸素濃度監視び酸素濃度監視・格納容器内水素濃度（ＳＡ）
・格納容器内水素濃度（ＳＡ）
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器雰囲気モニタによる原子格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素
炉格納容器内の水素濃度及び酸素
濃度監視
濃度監視
・格納容器内水素濃度
・格納容器内水素濃度－
・格納容器内酸素濃度
・格納容器内酸素濃度・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ポンプ
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
下線部は自主対策設備を示す。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではない。
不活性ガス系による原子炉格納容
器内の不活性化・不活性ガス系 ※ ２

1.7-234

(4)

1.10

水素爆発による原子炉建屋等損傷防止

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するためには，水素を制御する設備又は水素を排出できる設備，及び水素濃度を監視できる設備を選定する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。
新たに整備した設備

既存設備

1.10 で整備した設備－

原子炉建屋ガス処理系による水素排出・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・非常用ガス処理系フィルタユニ
ット
・非常用ガス再循環系フィルタユニット

原子炉建屋ガス処理系による水素排出・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・非常用ガス処理系フィルタユニ
ット
・非常用ガス再循環系フィルタユ
ニット
静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制
・静的触媒式水素再結合器
・静的触媒式水素再結合器動作監
視装置
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度
監視・原子炉建屋水素濃度

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制
・静的触媒式水素再結合器
・静的触媒式水素再結合器動作監
視装置
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度
監視・原子炉建屋水素濃度

(5)

1.12

－

－

発電所外への放射性物質の拡散抑制

発電所外への放射性物質の拡散を抑制するためには，大気への放射性物
質の拡散抑制，海洋への放射性物質の拡散抑制を行う必要があるため，新たに整備した設備を選定する。
また，原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合は，消火を行う必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。

1.7-235

新たに整備した設備

既存設備

大気への放射性物質の拡散抑制
・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）
・放水砲
・ガンマカメラ・サーモカメラ海洋への放射性物質の拡散抑制
・汚濁防止膜・放射性物質吸着材－－－

初期対応における延焼防止処置
・化学消防自動車
・水槽付消防ポンプ自動車
・泡消火薬剤容器（消防車用）
・消火栓（原水タンク）
・防火水槽

航空機燃料火災への泡消火・可搬型代替注水大型ポンプ（放
水用）
・放水砲
・泡混合器
・泡消火薬剤容器（大型ポンプ
用）

－

(6)

1.16

1.12 で整備した設備
大気への放射性物質の拡散抑制
・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）
・放水砲
・ガンマカメラ・サーモカメラ海洋への放射性物質の拡散抑制
・汚濁防止膜・放射性物質吸着材
初期対応における延焼防止処置
・化学消防自動車
・水槽付消防ポンプ自動車
・泡消火薬剤容器（消防車用）
・消火栓（原水タンク）
・防火水槽
航空機燃料火災への泡消火・可搬型代替注水大型ポンプ（放
水用）
・放水砲
・泡混合器
・泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）
下線部は自主対策設備を示す。

中央制御室の居住性重大事故が発生した場合においても運転員等が中央制御室にとどまるために必要な設備を選定する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。

1.7-236

新たに整備した設備－

酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計による居住性の確保
・中央制御室待避室
・酸素濃度計 ※ ３・二酸化炭素濃度計 ※ ３

既存設備

1.16 で整備した設備

中央制御室換気系及び原子炉建屋
ガス処理系等による居住性の確保
・中央制御室・中央制御室遮蔽・中央制御室換気系空気調和機ファン
・中央制御室換気系フィルタ系ファン
・中央制御室換気系フィルタユニ
ット
・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・ブローアウトパネル閉止装置
酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計による居住性の確保
・中央制御室中央制御室換気系及び原子炉建屋
ガス処理系等による居住性の確保
・中央制御室・中央制御室遮蔽・中央制御室換気系空気調和機ファン
・中央制御室換気系フィルタ系ファン
・中央制御室換気系フィルタユニ
ット
・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・ブローアウトパネル閉止装置
酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計による居住性の確保
・中央制御室・中央制御室待避室
・酸素濃度計 ※ ３・二酸化炭素濃度計 ※ ３
可搬型照明（ＳＡ）による照明の確保
・中央制御室・中央制御室待避室
・可搬型照明（ＳＡ）
中央制御室待避室による居住性確
保・中央制御室・中央制御室遮蔽・中央制御室待避室
・中央制御室待避室遮蔽・データ表示装置（待避室）
・中央制御室待避室 空気ボンベ
ユニット（空気ボンベ）
・衛星電話設備（可搬型）（待避室）
・差圧計
その他の放射線防護措置等
・中央制御室・中央制御室遮蔽・防護具（全面マスク） ※ ４
汚染の持ち込み防止
・可搬型照明（ＳＡ）
・防護具及びチェンジングエリア
用資機材 ※ ４

可搬型照明（ＳＡ）による照明の確保
・中央制御室待避室
・可搬型照明（ＳＡ）

可搬型照明（ＳＡ）による照明の確保
・中央制御室中央制御室待避室による居住性確
保・中央制御室待避室
・中央制御室待避室遮蔽・データ表示装置（待避室）
・中央制御室待避室 空気ボンベ
ユニット（空気ボンベ）
・衛星電話設備（可搬型）（待避室）
・差圧計

中央制御室待避室による居住性確
保・中央制御室・中央制御室遮蔽－

その他の放射線防護措置等
・中央制御室・中央制御室遮蔽・防護具（全面マスク） ※ ４

汚染の持ち込み防止
・可搬型照明（ＳＡ）－
・防護具及びチェンジングエリア※４
用資機材※3：計測器本体を示すため計器名を記載※4：放射線からの防護のために用いる防護具（全面マスク等）及び汚染の持ち込み防止のために用いるチェンジ
ングエリア用資機材（テントハウス等）を資機材と位置づける。

(7)

1.17

監視測定

重大事故等が発生した場合でも，発電所及びその周辺において，原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。
また，発電所において風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその1.7-237

結果を記録する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。
新たに整備した設備

既存設備

1.17 で整備した設備

モニタリング・ポストによる放射線量の測定－・モニタリング・ポスト
可搬型モニタリング・ポストによ
可搬型モニタリング・ポストによる放射線量の測定及び代替測定
る放射線量の測定及び代替測定・可搬型モニタリング・ポスト
・可搬型モニタリング・ポスト
・リヤカー ※ ５・リヤカー ※ ５
放射能観測車による空気中の放射放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定－
性物質の濃度の測定
・放射能観測車・放射能観測車
可搬型放射能測定装置による空気可搬型放射能測定装置による空気中の放射性物質の濃度の代替測定
中の放射性物質の濃度の代替測定・可搬型放射能測定装置
・可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サンプ（可搬型ダスト・よう素サンプ
ラ，ＮａＩシンチレーションサラ，ＮａＩシンチレーションサ
ーベイ・メータ，β線サーベ
ーベイ・メータ，β線サーベ－
イ・メータ及びＺｎＳシンチレ
イ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）ーションサーベイ・メータ）
・リヤカー ※ ５・リヤカー ※ ５・採取用資機材 ※ ５・採取用資機材 ※ ５・Ｇｅγ線多重波高分析装置
・Ｇｅγ線多重波高分析装置
・ガスフロー式カウンタ
・ガスフロー式カウンタ
可搬型放射能測定装置等による放可搬型放射能測定装置等による放可搬型放射能測定装置等による放射性物質の濃度及び放射線量の測
射性物質の濃度及び放射線量の測
射性物質の濃度及び放射線量の測定
定定・可搬型放射能測定装置
・排気筒モニタ・可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サンプ（可搬型ダスト・よう素サンプ
・液体廃棄物処理系出口モニタ
ラ，ＮａＩシンチレーションサラ，ＮａＩシンチレーションサ
ーベイ・メータ，β線サーベ
ーベイ・メータ，β線サーベ
イ・メータ及びＺｎＳシンチレ
イ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）ーションサーベイ・メータ）
・電離箱サーベイ・メータ
・電離箱サーベイ・メータ
・リヤカー ※ ５・リヤカー ※ ５・採取用資機材 ※ ５・採取用資機材 ※ ５
・小型船舶
・小型船舶
・船舶運搬車 ※ ５・船舶運搬車 ※ ５・Ｇｅγ線多重波高分析装置
・Ｇｅγ線多重波高分析装置
・ガスフロー式カウンタ
・ガスフロー式カウンタ
・排気筒モニタ・液体廃棄物処理系出口モニタ
気象観測設備による気象観測項目
気象観測設備による気象観測項目
－
の測定
の測定
・気象観測設備
・気象観測設備
可搬型気象観測設備による気象観
可搬型気象観測設備による気象観
測項目の代替測定
測項目の代替測定－・可搬型気象観測設備
・可搬型気象観測設備
・リヤカー ※ ５・リヤカー ※ ５
下線部は自主対策設備を示す。
※5：設備の運搬，試料の採取及びバックグラウンド低減対策に用いる資機材と位置づける。
モニタリング・ポストによる放射線量の測定・モニタリング・ポスト

(8)

1.19

通信連絡

重大事故等が発生した場合において，発電所の内外の通信連絡をする必要がある場所と通信連絡を行う必要があるため，新たに整備した設備及び1.7-238

既存設備を選定する。
新たに整備した設備

既存設備

1.19 で整備した設備

発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・無線連絡設備（固定型）
・無線連絡設備（携帯型）
・携行型有線通話装置
・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡ
Ｘ）

発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ
会議システム，ＩＰ電話，ＩＰ－ＦＡＸ）
・データ伝送設備

発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡ
Ｘ）
・加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）
・テレビ会議システム（社内）・専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体
向））発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・無線連絡設備（固定型）
・無線連絡設備（携帯型）
・携行型有線通話装置
・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡ
Ｘ）
・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）
発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ
会議システム，ＩＰ電話及びＩ
Ｐ－ＦＡＸ）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡ
Ｘ）
・加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）
・テレビ会議システム（社内）・専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体
向））・データ伝送設備
下線部は自主対策設備を示す。

1.7-2391.8

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等
＜

目

1.8.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞

ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備(a)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及び設備(a)

原子炉圧力容器への注水(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．手順等
1.8.2

重大事故等時の手順

1.8.2.1

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水（淡水／海水）
ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水(2)

重大事故等時の対応手段の選択
目－11.8.2.2

溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1)

原子炉圧力容器への注水
ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
ｂ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
ｃ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）
ｅ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水
ｆ．消火系による原子炉圧力容器への注水
ｇ．補給水系による原子炉圧力容器への注水
ｈ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.8.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.8.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.8.2

自主対策設備仕様

添付資料1.8.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.8.4

重大事故対策の成立性
1．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）(1)

格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポン
プによる送水（淡水／海水）

2．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
(1)

系統構成
目－2

3．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
(1)

系統構成

4．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）(1)

低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）

5．消火系による原子炉圧力容器への注水
(1)

系統構成

6．補給水系による原子炉圧力容器への注水(1)
添付資料 1.8.5

系統構成

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料 1.8.6

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

添付資料 1.8.7

ペデスタル（ドライウェル部）内の水位管理方法について

添付資料 1.8.8

原子炉圧力容器の破損判断について

添付資料 1.8.9

手順のリンク先について

目－3

1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１「溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる装置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
なお、原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却は、溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）を抑制すること及び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために行われるものである。
（１）原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉格納容器下部
注水設備により、原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止
ａ）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため、原子炉圧力容器へ注水する手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心・コンクリート相互作
用（以下「ＭＣＣＩ」という。）による原子炉格納容器の破損を防止するた
1.8－1

め，溶融し，原子炉格納容器の下部（以下「ペデスタル（ドライウェル部）」という。）に落下した炉心を冷却する対処設備を整備する。
また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する対処設備を整備する。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

1.8.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ＭＣＣＩによる原子炉格納容器の破損を防止するため，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却する必要がある。
また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する必要がある。
ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却及び溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第五十一条及び技術基準
規則第六十六条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備
1.8－2

が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。ただし，全交流動力電源が喪失した場合は代替交流電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する
手順についての関係を第1.8－1表に整理する。
ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備
ペデスタル（ドライウェル部）には，通常運転時から水を確保するとともに，炉心が損傷した場合に，ペデスタル（ドライウェル部）の水位が確実に確保されていることを確認するため，ペデスタル（ドライウェ
ル部）に注水することで，原子炉圧力容器が破損に至った場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）床面に落下する溶融炉心を冷却し，
ＭＣＣＩの抑制を図る。
また，原子炉圧力容器破損後はペデスタル（ドライウェル部）に注水することで，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却し，ＭＣＣＩの抑制を図る。
さらに，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した場合に，ペデスタル（ドライウェル部）に設置された格納容器機器ドレンサンプ及び格納容器床ドレンサンプ（以下「格納容器ドレンサンプ」という。）に流入し，局所的にコンクリート
1.8－3

が侵食されることを防止するため，格納容器ドレンサンプの形状を変更
し，ペデスタル（ドライウェル部）の床面を平坦化するとともに，溶融炉心によるコンクリート侵食影響及びペデスタル（ドライウェル部）構
造への熱影響を抑制するため，ペデスタル（ドライウェル部）の床面及び壁面にコリウムシールドを設置する。また，コリウムシールド内は格
納容器床ドレンサンプとして用いるために，ペデスタル（ドライウェル
部）内に設ける排水の流入口をスワンネック構造とする。
なお，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に伴う水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を小さく抑えるとともに，ＭＣＣＩの抑制効果に期待できる深さを考慮してペデスタル（ドライウェル部）の水位を約1mに維持する。
(a)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するため，格納容器下部注
水系（常設），格納容器下部注水系（可搬型），消火系及び補給水系によりペデスタル（ドライウェル部）へ注水する手段がある。

ⅰ)

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・コリウムシールドⅱ)

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水1.8－4

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ（格納容器下部注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（格納容器下部注水系（可搬型）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・コリウムシールド
なお，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。
ⅲ)

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク・コリウムシールドⅳ)

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・コリウムシールド
1.8－5

(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.8.1(2)ａ．(a)ⅰ)

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水」で使用する設備のうち，常設低圧
代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽及びコリウムシールドは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.8.1(2)ａ．(a)ⅱ)

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水」で使用する設備のうち，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ，
格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽及びコリウムシールドは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.8.1(2)ａ．(a)ⅲ)

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水」で使用する設備のうち，コリウムシールドは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.8.1(2)ａ．(a)ⅳ)

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水」で使用する設備のうち，コリウムシールドは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
(添付資料1.8.1)
以上の重大事故等対処設備により，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示
す。
1.8－6

・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク及び多目的タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，ペデスタル（ドライウェル部）へ注水する手段として有効である。
・復水移送ポンプ及び復水貯蔵タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，ペデスタル（ドライウェル部）へ注水する手段として有効である。
(添付資料1.8.2)ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及び設備(a)

原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子炉
隔離時冷却系，高圧代替注水系，低圧代替注水系（常設），低圧代替
注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系，補給水系及びほう酸水注入系により原子炉圧力容器へ注水する手段がある。
原子炉隔離時冷却系を設計基準事故及び重大事故等時の対処に用いる場合の水源は，サプレッション・プールである。
また，原子炉隔離時冷却系で用いることができる水源は，サプレッ
ション・プールの他に復水貯蔵タンクもあり，復水貯蔵タンクを使用する場合のサプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの切替え手
順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
ⅰ)

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
1.8－7原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・プール
ⅱ)

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・プール

ⅲ)

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽ⅳ)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽
なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も1.8－8利用できる。
ⅴ)

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水
代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・プール
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水ストレーナ・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）

ⅵ)

消火系による原子炉圧力容器への注水
消火系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンクⅶ)

補給水系による原子炉圧力容器への注水
補給水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンクⅷ)

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
1.8－9ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入ポンプ
・ほう酸水貯蔵タンク(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備「1.8.1(2)ｂ．(a)ⅰ)

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水」で使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプ及びサ
プレッション・プールは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.8.1(2)ｂ．(a)ⅱ)

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水」で使用する設備のうち，常設高圧代替注水系ポンプ及びサプレッション・プールは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.8.1(2)ｂ．(a)ⅲ)

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水」で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ及び代替淡水貯槽は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.8.1(2)ｂ．(a)ⅳ)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧

力容器への注水」で使用する設備のうち，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽は重大事故等対処設備として位置づける。
「1.8.1(2)ｂ．(a)ⅴ)

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水」で使用する設備のうち，代替循環冷却系ポンプ，残留熱除去系
熱交換器，サプレッション・プール，残留熱除去系海水ポンプ，残留熱除去系海水ストレーナ，緊急用海水ポンプ及び緊急用海水ストレー
ナは重大事故等対処設備として位置づける。
「1.8.1(2)ｂ．(a)ⅷ)

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器への1.8－10ほう酸水注入」で使用する設備のうち，ほう酸水注入ポンプ及びほう酸水貯蔵タンクは重大事故等対処設備として位置づける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.8.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉圧力容器へ注水し，溶融
炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事故
シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉圧力容器へ注水する手段として有効である。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク及び多目的タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉圧力容器へ注水する手段として有効である。
・復水移送ポンプ及び復水貯蔵タンク
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉圧力容器へ注水する手段として有効である。
(添付資料1.8.2)
ｃ．手順等
1.8－11

上記「ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備」及び「ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※２ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.8－1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.8－2表，第1.8－3表）。
※2

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.8.3）

1.8.2

重大事故等時の手順

1.8.2.1

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
全交流動力電源喪失時，炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替淡水貯槽を水源とした格納容器下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の1.8－12

水位を確実に確保するため，水張りを実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。
サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m～2.75mに
維持する。
(a)

手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張りの判断基準】
・全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合 ※１ において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の判断基準】
・全交流動力電源喪失及び炉心損傷時，原子炉圧力容器の破損の徴候※２及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化 ※３ により原子

炉圧力容器の破損を判断した場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒の位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達により確認す
1.8－13る。
※3：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器
下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇又は格納容器
下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。
（添付資料1.8.8）
(b)

操作手順
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8－1図に，タイムチャートを第1.8－2図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水す
るための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な格納容器下部注
水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデス
タル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施し，格納容器
下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系
ペデスタル注入ライン流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制限弁が閉，及びベント管に接続する排水弁が開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が閉
1.8－14

している場合は，開とする。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するために必要なポンプ，
電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑤運転員等は，発電長に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動した後，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が1.40MPa［gage］以上であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁，格納容器下部注水系ペデスタル注水弁，格納容器下部注水系ペデス
タル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁を開にする。
⑨運転員等は，発電長に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水の開始を指示する。
【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】⑪運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水
流量調整弁を開にし，格納容器下部注水系（常設）によるペデス
1.8－15タル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注
水系格納容器下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
なお，低圧代替注水系格納容器下部注水流量を格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により80m３ ／hに調整し，格納容器
下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水】⑫運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水
流量調整弁を開にし，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注
水系格納容器下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑬発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
⑭ ａ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m～1.0mに維持し，発電長に報告する。
1.8－16

⑭ ｂ 溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m～2.75mに維持し，発電長に報
告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場
合，17分以内と想定する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水（淡水／海水）
全交流動力電源喪失時，炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子炉格納容器の破損を防止するため，西側淡水貯水設備又は代替
1.8－17

淡水貯槽を水源とした格納容器下部注水系（可搬型）によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保するため，水張りを実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。
サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m～2.75mに
維持する。
(a)

手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張りの判断基準】
・全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断し，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場合において，西側淡水貯水設備又は代替
淡水貯槽の水位が確保されている場合。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の判断基準】
・全交流動力電源喪失及び炉心損傷時，原子炉圧力容器の破損の徴候
及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化により原子炉圧力容器の破損を判断し，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場
合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
(b)

操作手順

1.8－18

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.8－3図に，タイムチャートを第1.8－4図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に低圧代替注水系配管・弁の接続口への格納容器下部注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長は，重大事故等対応要員に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備を指示する。
④発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な格納容器下部
注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施し，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への
1.8－19

流入水を制限する制限弁が閉，及びベント管に接続する排水弁が開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が閉している場合は，開とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するために必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑧運転員等は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によりペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水
弁，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁，格納容器
下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁及び格納容器下部注
水系ペデスタル注水流量調整弁を開にする。
⑪運転員等は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）によりペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成が完了した
ことを報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための原子炉建屋原
子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するため
1.8－20の準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長は，重大事故等対応要員に格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁を開とし，格納容器下部
注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長に報告する。
⑰災害対策本部長は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことの確認を指示する。
【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】⑲運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上昇により確認し，発電長に報告する。
1.8－21

なお，低圧代替注水系格納容器下部注水流量を格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により80m３ ／hに調整し，格納容器
下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水】⑳運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上昇により確認し，発電長に報告する。
発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
ａ

溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m～1.0mに維持し，発電長に報告する。
ｂ

溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代
1.8－22

替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m～2.75mに維持し，発電長に報
告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【高所東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）への初期
水張りの場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【高所西側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）への初期
水張りの場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【原子炉建屋東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）への初期水張りの場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【原子炉建屋東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）への初期水張りの場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，195分以内と想定する。
【高所東側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
1.8－23

・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
【高所西側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料1.8.4）
ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
全交流動力電源喪失時，炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子炉格納容器の破損を防止するため，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした消火系によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
1.8－24

炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保するため，水張りを実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。
サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m～2.75mに
維持する。
(a)

手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張りの判断基準】
・全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断し，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない
場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の判断基準】
・全交流動力電源喪失及び炉心損傷時，原子炉圧力容器の破損の徴候
及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化により原子炉圧力容器の破損を判断し，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水ができない場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合。
(b)

操作手順
1.8－25

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8－5図に，タイムチャートを第1.8－6図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施し，格納容器下部注水系ペデスタル
注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン
流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制限弁が閉，及びベント管に接続する排水弁が開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が閉している場合は，開とする。
④運転員等は中央制御室にて，消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑤運転員等は，発電長に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成を指示する。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉にする。
1.8－26

⑧運転員等は，発電長に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等にディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が0.78MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン隔離弁を開にする。
【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン流量調整弁を開にし，消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
なお，低圧代替注水系格納容器下部注水流量を格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により80m３ ／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知した
ことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水】⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
1.8－27

ライン流量調整弁を開にし，消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
⑯ ａ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m～1.0mに維持し，発電長に報告する。
⑯ ｂ 溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m～2.75mに維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張りの場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
1.8－28

員等（当直運転員）2名にて実施した場合，54分以内と想定する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.8.4）
ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
全交流動力電源喪失時，炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によりペデスタル（ドライウェ
ル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子炉格納容器の破損を防止するため，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保するため，水張りを実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。
サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m～2.75mに維持する。
1.8－29(a)手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張りの判断基準】
・全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断し，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の判断基準】
・全交流動力電源喪失及び炉心損傷時，原子炉圧力容器の破損の徴候
及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化により原子炉圧力容器の破損を判断し，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。
(b)

操作手順
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.8－7図に，タイムチャートを第1.8－8図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量
調整弁の電源切替え操作を実施し，格納容器下部注水系ペデスタ
ル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライ
1.8－30ン流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制限弁が閉，及びベント管に接続する排水弁が開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が閉している場合は，開とする。
④運転員等は中央制御室にて，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑤運転員等は，発電長に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，災害対策本部長に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
⑦災害対策本部長は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑧重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施する。
⑨重大事故等対応要員は，災害対策本部長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。
⑩災害対策本部長は，発電長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを連絡する。
⑪発電長は，運転員等に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成を指示する。
⑫運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系－消火系連絡
ライン止め弁を開にする。
⑬運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉にす
1.8－31

る。
⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン隔離弁を開にする。
⑮運転員等は，発電長に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成が完了したことを報告する。
⑯発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送
ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が 0.78MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑱発電長は，運転員等に補給水系よるペデスタル（ドライウェル部）への注水の開始を指示する。
【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】⑲運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン流量調整弁を開にし，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器
下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
なお，低圧代替注水系格納容器下部注水流量を格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により80m３ ／hに調整し，格納容器
下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水】⑳運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
1.8－32

ライン流量調整弁を開にし，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器
下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
ａ

溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m～1.0mに維持し，発電長に報告する。
ｂ

溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m～2.75mに維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張りの場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
1.8－33

員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施した
場合，103分以内と想定する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて実施した場
合，1 分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.8.4）(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.8－25図に示す。
全交流動力電源が喪失し，炉心損傷又は原子炉圧力容器の破損が発生した場合において，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源
装置により交流動力電源を確保し，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施する。
格納容器下部注水系（常設）が使用できない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により交流動力電源を確保し，消火系，補給水系又は格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施する。
格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポン
プ又は可搬型代替注水大型ポンプによるペデスタル（ドライウェル部）への注水手段は，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウ
1.8－34

ェル部）への注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水は，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水ができない場合に実施する。
（添付資料1.8.5，添付資料1.8.6）
1.8.2.2

溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1)

原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心のペデスタル（ドライウェ
ル部）の床面への落下を遅延又は防止するため原子炉圧力容器へ注水する。
十分な炉心の冷却ができず原子炉圧力容器下部へ溶融炉心が移動した場
合でも原子炉圧力容器への注水により原子炉圧力容器の破損防止又は遅延を図る。
低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉圧力容器への注水手段は，低圧
代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が不明と判断した場合は，原子炉底部からジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。）以上まで水位を回復させるために必要な原子炉注水量を注水する。その後，原子炉水位をＬ０以上で維持するため崩壊熱相当の注水量以上での注水を継続的に実施する。
1.8－35

ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉圧力容器への注水ができない場合は，原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器への注水を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，原子炉圧力容器への注水ができない場合で，サプレッション・プールの水位が確保されている場
合。

(b)

操作手順
原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8－9図に，タイムチャートを第1.8－10図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧
力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長に原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等に原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁，
1.8－36

原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁を開にし，原子炉隔離時冷却系ポンプを起動させ，原子炉圧
力容器への注水が開始されたことを原子炉隔離時冷却系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑥発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで3分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｂ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない
場合は，高圧代替注水系により原子炉圧力容器への注水を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
1.8－37高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8－11図に，タイムチャートを第1.8－12図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に高圧代替注
水系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水に必要な原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の電源切替
え操作を実施し，原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を閉にする。
⑦運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系注入弁及び原子炉隔
離時冷却系原子炉注入弁を開にする。
⑧運転員等は，発電長に高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系タービン止め弁を開1.8－38

とし，常設高圧代替注水系ポンプを起動させ，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを高圧代替注水系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始まで10分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｃ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧
代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替
注水系（常設）の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，原子炉圧力容器への注水が1.8－39

できない場合で，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
(b)

操作手順
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.8－13図に，タイムチャートを第1.8－14図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧代替注
水系（常設）による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁の電源切替
え操作を実施し，残留熱除去系Ｃ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｃ）の操作ス
イッチを隔離する。
⑦運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）の使用モードを選択し，低圧代替注水系（常設）を起動操作した後，常設低圧代替注水系ポンプが起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧
力指示値が1.40MPa［gage］以上であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁，原1.8－40子炉注水弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁が自動開したことを確認する。
⑨運転員等は，発電長に常設低圧代替注水系ポンプの起動が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｃ系注入弁を開にし，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した
場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉
圧力容器への注水開始まで7分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消火系及び補給水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系
1.8－41

（可搬型）により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（可搬型）の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，低圧代替注水系（常設），
代替循環冷却系，消火系及び補給水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの低圧
代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.8－15図に，タイムチャートを第1.8－16図に示す（残留熱除去系Ｃ系配管を使用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接続
口又は高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水及び低圧炉心ス
プレイ系配管を使用する原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の手順は，手順⑩以外同様。）。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長に低圧1.8－42

代替注水系配管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長は，重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプレ
イ系配管を使用した低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉圧力容器への注水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁又は低圧
炉心スプレイ系注入弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系
Ｃ系注入弁又は低圧炉心スプレイ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｃ）又は低圧
炉心スプレイ系ポンプの操作スイッチを隔離する。
⑧運転員等は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧
力容器への注水準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧
力容器への注水の系統構成を指示する。
⑩ ａ 残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所
1.8－43西側接続口又は高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合
運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開にする。
⑩ ｂ 低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合
運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ系
注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開にする。
⑪運転員等は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧
力容器への注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長に低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉圧力容器へ注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長は，重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注
水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁1.8－44

を開とし，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長に報告する。
⑰災害対策本部長は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧
力容器への注水が開始されたことの確認を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長に低圧代替注水系（可搬型）により原
子炉圧力容器への注水が開始されたことを連絡する。
発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器注水流量調整弁により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大
1.8－45

事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内と想定する。
【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内と想定する。
【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内と想定する。
【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，195分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いること
で，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料1.8.4）
1.8－46

ｅ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，代替循環冷却系により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉
隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，代替循環冷却系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，サプレッション・プ
ールの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系による原子炉圧力容器への注水手順も同様。）。
概要図を第1.8－17図に，タイムチャートを第1.8－18図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧
力容器への注水に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイ
1.8－47

パス弁及び残留熱除去系Ａ系注入弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁及び残留熱除去系
Ａ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧
力容器への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認する。
④運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作ス
イッチを隔離する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出
口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉にする。
⑧運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開にする。
⑨運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に代替循環冷却系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動
し，代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が1.40MPa［gage］以
1.8－48上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を開にした
後，代替循環冷却系Ａ系注入弁を開にするとともに，代替循環冷
却系Ａ系テスト弁を閉する。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを代替循環冷却系原子炉注水流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した
場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系
による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内と想定する。中央制
御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポン
1.8－49プ使用の場合：370分以内
ｆ．消火系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，消火系により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，消火系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。
ただし，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場合。

(b)

操作手順
消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8－19図に，タイムチャートを第1.8－20図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状
1.8－50態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長に消火系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水の系
統構成を指示する。
⑤運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉にする。
⑥運転員等は，発電長に消火系による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑦発電長は，運転員等にディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が0.78MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，消火系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開にする。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開にする。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０
1.8－51

以上に維持するように指示する。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで56分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。

ｇ．補給水系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，補給水系により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，補給水系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，低圧代替注水系（常設），
代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができない
1.8－52場合で，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。
(b)

操作手順
補給水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8－21図に，タイムチャートを第1.8－22図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長に補給水系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，災害対策本部長に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
⑤災害対策本部長は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑥重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施する。
⑦重大事故等対応要員は，災害対策本部長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。
⑧災害対策本部長は，発電長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを連絡する。
⑨発電長は，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。
⑩運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系－消火系連絡
1.8－53

ライン止め弁を開にする。
⑪運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉にする。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開にする。
⑬運転員等は，発電長に補給水系による原子炉圧力容器への注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑭発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送
ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が0.78MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑯発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，補給水系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開にし，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑱発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施した
場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注1.8－54

水開始まで105分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。
ｈ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
全交流動力電源喪失時，損傷炉心への注水を行う場合，ほう酸水注入
系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，損傷炉心に注水を実施する場合。

(b)

操作手順
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.8－23図に，タイムチャートを第1.8－24図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長にほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等にほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入の開始を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう
酸水注入ポンプ（Ｂ）の起動操作（ほう酸水注入系起動用キー・
1.8－55

スイッチを「ＳＹＳ

Ａ又はＳＹＳ

Ｂ」位置にすることで，ほう酸水貯蔵タンク出口弁及びほう酸水注入系爆破弁が開となり，
ほう酸水注入ポンプが起動する。）を実施し，ほう酸水注入ポン
プ吐出圧力が原子炉圧力容器内の圧力以上であることを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始されたことをほう酸水貯蔵タンク液位の低下により確認し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等にほう酸水貯蔵タンク液位を監視し，ほう酸
水が全量注入されたことを確認した後，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ（Ｂ）の停止を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器へほう酸水の全量注入完了を確認した後，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注
入ポンプ（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してからほう酸水注入系による原子炉圧力容器
へのほう酸水注入開始まで2分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.8－25図に示す。
全交流動力電源が喪失し，炉心損傷が発生した場合において，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の場合は，所内常設直流電源設備により直流電

1.8－56源を確保し，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施す
る。
原子炉隔離時冷却系が使用できない場合は，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により直流電源を確保し，高圧
代替注水系による原子炉圧力容器への注水を実施する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の場合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウ
ンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，逃がし安全弁により減圧し，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を実施する。
低圧代替注水系（常設）が使用できない場合は，代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施する。
代替循環冷却系が使用できない場合は，消火系，補給水系又は低圧代替
注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水を実施する。
注水を行う際は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車
によりほう酸水注入系の電源を確保し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉圧力容器への注水手段は，低圧
代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，重大事故等対処設備によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる火災が発生していない場
1.8－57

合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系による原子炉圧力容器への注水ができない場合に実施する。
（添付資料1.8.5，添付資料1.8.6，添付資料1.8.7）
1.8.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

逃がし安全弁による減圧手順については，「1.3原子炉冷却材圧力バウ

ンダリを減圧するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順については，「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順について
は，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
常設低圧代替注水系ポンプ，復水移送ポンプ，原子炉隔離時冷却系，高圧
代替注水系，代替循環冷却系ポンプ，ほう酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給
1.8－58

油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.8－59事故

第1.8－1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（1／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

常設低圧代替注水系ポンプ
コリウムシールド

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等対処設 備

主要設備

格 納 容 器 下 部 注水 系 （ 常 設 ） に よ る ペ デス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） へ の 注 水

ペ デスタル（ドラ イウ ェル 部） の床面に落 下した 溶融炉心 の冷 却

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－３ａ」，「注水－３ｂ」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－60対応手段，対応設備，手順書一覧（2／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

可搬型代替注水中型ポンプ ※３
可搬型代替注水大型ポンプ ※３
コリウムシールド

重大事故等 対処設 備

関連設備

西側淡水貯水設備 ※３
代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁格納容器下部注水系配管・弁ホース
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設備

主要設備

格納容器下 部注水 系（可搬 型） によるペデ スタル （ドライ ウ ェ ル部）への 注水

ペ デスタル （ドラ イウ ェル 部） の床面に落 下した 溶融炉心 の冷 却

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－３ａ」，「注水－３ｂ」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－61

対応手段，対応設備，手順書一覧（3／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

コリウムシールド

重大事故等 対処設 備

ディーゼル駆動消火ポンプ

自主対策設 備主要設備
格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク
消火系配管・弁

自主対策設 備関連設備

消火系によ るペデスタル（ ドラ イウェル部 ）への 注水

ペ デス タ ル （ ド ラ イウ ェ ル 部 ） の 床 面 に 落 下し た 溶 融 炉 心 の 冷 却

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手
順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－３ａ」，「注水－３ｂ」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－62

対応手段，対応設備，手順書一覧（4／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－３ａ」，「注水－３ｂ」
重大事故等対策要領

自主対策設 備

復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁
消火系配管・弁

重大事故等 対処設 備

格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備関連設備

補給 水 系に よ る ペ デス タ ル （ ド ラ イウ ェ ル 部 ） へ の 注水

ペ デスタル （ドラ イウ ェル 部） の床面に落 下し た 溶融炉心 の冷 却

復水移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

コリウムシールド

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－63

対応手段，対応設備，手順書一覧（5／14）
分
類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設
備

対
応
手
段

原子炉隔離時冷却系ポンプ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール ※４
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※５・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

原子炉隔離 時冷却 系による 原子 炉圧力容器 への注 水

溶融炉心のペデス タル（ド ライ ウ ェル部） の床面 への落下 遅延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－64

対応手段，対応設備，手順書一覧（6／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

関連設備

サプレッション・プール
高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
高圧代替注水系（注水系）配管・弁
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
常設代替直流電源設備 ※５・緊急用125V系蓄電池
可搬型代替直流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」

重大事故等 対処設 備

常設高圧代替注水系ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

高圧代替注 水系に よる原子 炉圧 力容器への 注水

溶融炉 心の ペ デス タ ル（ド ラ イ ウ ェル部） の床面 への落 下 遅 延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－65

対応手段，対応設備，手順書一覧（7／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

常設低圧代替注水系ポンプ

重大事故等 対処設 備

関連設備

代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

低圧代替注 水系（ 常設）に よる 原子炉圧力 容器へ の注水

溶融炉 心の ペ デス タ ル（ド ラ イ ウ ェル部） の床面 への落 下 遅 延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－66

対応手段，対応設備，手順書一覧（8／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

可搬型代替注水中型ポンプ ※３
可搬型代替注水大型ポンプ ※３

重大事故等 対処設 備

主要設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
西側淡水貯水設備
代替淡水貯槽 ※３
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャホース
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

関連設備

低圧代替注 水系（ 可搬型） によ る原子炉圧 力容器 への注水

溶融炉心の ペデスタル（ド ライ ウ ェル部） の床面 への落下 遅延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－67

対応手段，対応設備，手順書一覧（9／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系海水ポンプ ※２
残留熱除去系海水ストレーナ ※２
残留熱除去系熱交換器

重大事故等 対設備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

代 替 循 環 冷 却 系に よ る 原 子 炉 圧 力 容 器 へ の 注水 ①

溶融炉心の ペデス タル（ドライ ウ ェル部） の床面 への落下 遅延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－68

対応手段，対応設備，手順書一覧（10／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

代替循環冷却系ポンプ
緊急用海水ポンプ ※２
緊急用海水ストレーナ ※２
残留熱除去系熱交換器

重大事故等 対処設 備

関連設備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

主要設備

代替循環冷 却系に よる原子 炉圧 力容器への 注水②

溶融炉心の ペデス タル（ドライ ウ ェル部） の床面 への落下 遅延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－69

対応手段，対応設備，手順書一覧（11／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

重大事故等 対処設 備

主要設備
重大事故等 対処設 備

サプレッション・プール
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※２

関連設備

代替循環冷 却系に よる原子 炉圧 力容器への 注水③

溶融炉心の ペデスタル（ド ライ ウ ェル部） の床面 への落下 遅延 ・防止

代替循環冷却系ポンプ
残留熱除去系熱交換器

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－70対応手段，対応設備，手順書一覧（12／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

ディーゼル駆動消火ポンプ

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

消火系による原子炉圧力容 器へ の注水

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク
消火系配管・弁

自主対策設 備

溶融炉心の ペデス タル（ド ライ ウ ェル部） の床面 への落下 遅延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－71

対応手段，対応設備，手順書一覧（13／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

復水移送ポンプ

重大事故等 対処設 備

関連設備

残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

自主対策設 備主要設備

補給水系に よる原 子炉圧力 容器 への注水

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領

復水貯蔵タンク
補給水系配管・弁
消火系配管・弁

自主対策設 備

溶融炉心の ペデスタル（ド ライ ウ ェル部） の床面 への落下 遅延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

整備する手順書※１

対応設備※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－72

対応手段，対応設備，手順書一覧（14／14）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書※１

対応設備

ほう酸水注入ポンプ

重大事故等 対処設 備

関連設備

ほう酸水貯蔵タンク
ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※５・常設代替高圧電源装置
可搬型代替交流電源設備 ※５・可搬型代替低圧電源車
燃料給油設備 ※５・軽油貯蔵タンク・常設代替高圧電源装置燃料移送ポ
ンプ
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ

重大事故等 対処設 備

主要設備

ほう酸水注 入系に よる原子 炉圧 力容器への ほう酸 水注入

溶融炉 心の ペ デス タ ル（ド ラ イ ウ ェル部） の床面 への落 下 遅 延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ設備別操作手順書」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水－１」，「注水－２」
重大事故等対策要領※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4：サプレッション・プールから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.8－73

第1.8－2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位判断基準

原子炉格納容器内の温度

電源

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※２
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」
を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※
２

Ｍ／Ｃ
Ｐ／Ｃ

ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水

２Ｄ電圧 ※２
２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能制御棒位置指示

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１
ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１

原子炉格納容器内の温度

操作

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用） ※１
格納容器下部水位（満水管理用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量

原子炉格納容器への注水量※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－74

監視計器一覧（2／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位判断基準

ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水（淡水／海水）原子炉格納容器内の温度

原子炉格納容器への注水量

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

電源275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１
ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１

原子炉格納容器内の温度

操作
原子炉格納容器内の水位

原子炉格納容器への注水量

サプレッション・プール水温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用） ※１
格納容器下部水位（満水管理用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。
水源の確保

1.8－75

監視計器一覧（3／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の温度

格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１

原子炉格納容器への注水量

ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

電源275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１
ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１

原子炉格納容器内の温度

操作

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用） ※１
格納容器下部水位（満水管理用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量

原子炉格納容器への注水量※１

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－76

監視計器一覧（4／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の温度

格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１

原子炉格納容器への注水量

ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水

低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

電源275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１
ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１

原子炉格納容器内の温度

操作

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用） ※１
格納容器下部水位（満水管理用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量

原子炉格納容器への注水量※１

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－77

監視計器一覧（5／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ａ．原子炉隔離時冷却系
による原子炉圧力容
器への注水

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
給水流量

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－78

監視計器一覧（6／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｂ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量 ※１

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－79

監視計器一覧（7／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

ｃ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧
力容器への注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－80

監視計器一覧（8／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
圧力容器への注水（淡水／海水）操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
原子炉圧力容器への注水量
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用） ※１
西側淡水貯水設備水位 ※１
水源の確保
代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－81

監視計器一覧（9／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｅ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確認

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－82

監視計器一覧（10／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｆ．消火系による原子炉
圧力容器への注水

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－83

監視計器一覧（11／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

ｇ．補給水系による原子炉圧力容器への注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－84

監視計器一覧（12／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｈ．ほう酸注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力 ※２

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満たした重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8－85

第1.8－3表

審査基準における要求事項毎の給電対象設備

対象条文

常設低圧代替注水系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ低圧代替注水系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）

弁

格納容器下部注水系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

弁

原子炉隔離時冷却系（注水系）

高圧代替注水系（蒸気系）【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

給電元
給電母線

供給対象設備

高圧代替注水系（注水系）

残留熱除去系

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤
直流125V主母線盤 ２Ａ

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

弁

低圧炉心スプレイ系

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

代替循環冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

弁

ほう酸水注入ポンプ

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

ほう酸水注入系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

弁

1.8－86

1.8－87

，③

記載例

③

※３

弁名称

③ ※６ ，⑪ ※２

第1.8－1図

③ ※４

③ ※２

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

排水弁

，③

制限弁

，③

※３

③ ※５ ，③ ※６ ，⑪ ※１ ，⑪ ※２

③

※２

操作手順

※４

※１

③ ※５ ，⑪ ※１③ ※１

設計基準対象施設から追加した箇所

概要図（1／2）

凡例1.8－88

記載例⑧

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁

格納容器下部注水系ペデスタル注水弁

常設低圧代替注水系系統分離弁

弁名称⑧⑪，⑫，⑭ ａ ，⑭ ｂ

※４

操作手順

第1.8－1図

弁名称

設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所ホース

逆止弁

概要図（2／2）

格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

※３

⑧ ※２

⑧

※１

操作手順

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8－2図

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水タイムチャート

1.8－89

1.8－90

排水弁

⑥

※３

弁名称

⑥ ※６ ，⑲ ※２

第1.8－3図2）

概要図（1／

設計基準対象施設から追加した箇所

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

⑥ ※４

⑥ ※２

○
：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

⑥ ※５ ，⑥ ※６ ，⑲ ※１ ，⑲ ※２

記載例

制限弁

⑥ ※１ ，⑥ ※２ ，⑥ ※３ ，⑥ ※４

操作手順⑥ ※５ ，⑲ ※１

⑥ ※１

凡例

1.8－91⑩

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁

格納容器下部注水系ペデスタル注水弁

弁名称
⑩

※４

⑯

，⑲，

ａ

操作手順
，

ｂ

2）

概要図（2／

原子炉建屋西側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁

弁名称

設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

ホース

逆止弁

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8－3図

記載例

※３

⑩ ※２

⑩

※１

操作手順

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8－4図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

1.8－92

タイムチャート（1／4）

【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8－4図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

1.8－93

タイムチャート（2／4）

【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8－4図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

1.8－94

タイムチャート（3／4）

【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8－4図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

1.8－95

タイムチャート（4／4）

1.8－96

，③

記載例

③

※３

弁名称

③ ※６ ，⑬ ※②

第1.8－5図

③ ※４

③ ※２

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

制限弁

，③

排水弁

，③

※３

③ ※５ ，③ ※６ ，⑬ ※１ ，⑬ ※２

③

※２

操作手順

※４

※１

③ ※５ ，⑬ ※１③ ※１

設計基準対象施設から追加した箇所

概要図（1／2）

凡例1.8－97

記載例

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁⑬，⑭，⑯ ，⑯

ａ

操作手順
ｂ

第1.8－5図

弁名称

設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所逆止弁

概要図（2／2）

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。

補助ボイラ冷却水元弁

⑫

弁名称

⑦

操作手順

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8－6図

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
ャート

1.8－98タイムチ

1.8－99

，③

③ ※３

弁名称

③ ※６ ，⑲ ※２

第1.8－7図

③ ※４

③ ※２

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

，③

排水弁

，③

※３

制限弁

③

※２

操作手順

③ ※５ ，③ ※６ ，⑲ ※１ ，⑲ ※２

※１

※４

※１

，⑲

記載例

③

※５

③ ※１

設計基準対象施設から追加した箇所

概要図（1／2）

凡例1.8－100

記載例

⑫

⑬

，⑫

※２

補助ボイラ冷却水元弁

補給水系－消火系連絡ライン止め弁

弁名称

⑲，⑳，

ａ

⑭
，

操作手順
ｂ

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁

第1.8－7図

弁名称

設計基準対象施設から追加した箇所

逆止弁

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

概要図（2／2）

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

※１

操作手順

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

【ペデスタル（ドライウェル部）への初期水張り】【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8－8図

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
チャート

1.8－101

タイム

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

HO

油圧駆動

弁
操作手
順
⑤

※１

弁名称

⑤ ※２

原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁⑤ ※３

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁

記載例

逆止弁

原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁
設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.8－9 図

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
1.8－102

概要図

第 1.8－10 図

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ャート

1.8－103

タイムチ

凡例
ポンプ

操作手順

記載例

電動駆動

AO

空気駆動

HO

油圧駆動

弁

弁名称

⑥

原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁※１

高圧代替注水系注入弁

⑦

MO

逆止弁

⑦ ※２

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁⑩

高圧代替注水系タービン止め弁

設 計 基 準 対 象施 設 か ら追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.8－11 図

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
1.8－104

概要図

第 1.8－12 図

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
ト1.8－105

タイムチャー1.8－106

原子炉注水弁

⑪

⑧

※３

操作手順

残留熱除去系Ｃ系注入弁

原子炉圧力容器注水流量調整弁

弁名称

第1.8－13図

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

⑧

記載例

常設低圧代替注水系系統分離弁

※２

⑧

弁名称

※１

操作手順

概要図

空気駆動

AO

設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

ホース

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

第1.8－14図

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
ムチャート

1.8－107タイ

1.8－108

記載例

⑩

ａ※２

⑩

低圧炉心スプレイ系注入弁

残留熱除去系Ｃ系注入弁

原子炉注水弁

弁名称
⑩

ａ※３

⑯

，⑩

ｂ※３

，

操作手順

第1.8－15図設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

ホース

逆止弁

概要図

原子炉建屋西側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁

原子炉圧力容器注水流量調整弁

弁名称

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）○：操作手順番号を示す。
○ ａ～ ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

⑩ ｂ※２

，⑩

ｂ※１

操作手順

ａ※１

空気駆動

AO

弁

電動駆動

ポンプ
MO

凡例

第1.8－16図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

タイムチャート（1／2）

1.8－109

第1.8－16図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

タイムチャート（2／2）

1.8－110

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

⑦ ※１

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁⑦ ※２

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁

⑦

※３

⑦ ※４
⑧

※１

⑧ ※２ ，⑬ ※３

電動駆動

AO

空気駆動

弁

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁
残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

逆止弁

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁
代替循環冷却系Ａ系テスト弁⑬ ※１

残留熱除去系Ａ系注入弁⑬ ※２

代替循環冷却系Ａ系注入弁

記載例

MO

冷却水
設計基準対象施設から追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8－17図

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

1.8－111

概要図※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉圧力容器への注水については，注水開始まで 41 分以内と想定する。

第1.8－18図

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水
ト1.8－112

タイムチャー

凡例
ポンプ

操作手順
⑤
⑩ ※１ ，⑩ ※２
⑪
記載例

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁名称
補助ボイラ冷却水元弁

弁

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁

逆止弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8－19図

消火系による原子炉圧力容器への注水

1.8－113

概要図第1.8－20図

消火系による原子炉圧力容器への注水

1.8－114

タイムチャート

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

⑩ ※１ ，⑩ ※２

補給水系－消火系連絡ライン止め
弁

⑪

記載例

電動駆動

AO

空気駆動

弁

補助ボイラ冷却水元弁⑫ ※１ ，⑫ ※２⑰

MO

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁

逆止弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8－21図

補給水系による原子炉圧力容器への注水

1.8－115

概要図第1.8－22図

補給水系による原子炉圧力容器への注水

1.8－116

タイムチャート1.8－117

⑤

※４

※２

ほう酸水注入系爆破弁

ほう酸水貯蔵タンク出口弁

弁名称

第 1.8－23 図

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入○：操作手順番号を示す。
○ ※１～ ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

，⑤

※３

⑤

記載例

，⑤

※１

操作手順

概要図

空気駆動

AO

設計基準対象施設から追加した箇所

安全弁

爆破弁

逆止弁

弁

電動駆動

ポンプ

MO

凡例

※1：ほう酸水注入系Ａ系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を示す。また，ほう酸水注入系Ｂ系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入については，注入開始まで 2 分以内と想定する。

第 1.8－24 図

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
ムチャート

1.8－118

タイ

(1)

①より

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却（凡例）：プラント状態

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

全交流動力電源喪失：操作・確認：判断：重大事故等対処設備

炉心損傷
ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
0.5m～1.0m 維持

Yes

可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプ
準備 ※ １ ， ２

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

重大事故等対処設備
によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる
火災の発生なし

NoYes
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

制限弁「閉」及び排水弁「開」確認

ペデスタル（ドライウェル部）
への初期水張りペデスタル（ドライウェル部）の水位
0.5m～1.0m 維持No

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

重大事故等対処設備
によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる
火災の発生なし

No

ペデスタル（ドライウェル部）の水位
0.5m～1.0m 維持

Yes

Yes
Yes

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
0.5m～1.0m 維持

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No
溶融炉心の冷却②よりYes
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

ペデスタル（ドライウェル部）
への初期水張りNo

ペデスタル（ドライウェル部）
への初期水張り

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

ペデスタル
（ドライウェル部）
への初期水張り

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

ペデスタル（ドライウェル部）の水位
2.25m～2.75m 維持

Yes

Yes

Yes

排水弁「閉」確認No

重大事故等対処設備
によるプラントの安全性に関する機能が損なわれる
火災の発生なし

NoYes
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

原子炉圧力容器破損

溶融炉心堆積高さ0.2m 未満

ペデスタル（ドライウェル部）の水位
2.25m～2.75m 維持

No

Yes

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
2.25m～2.75m 維持

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
2.25m～2.75m 維持

Yes

Yes
①へ

②へ

溶融炉心の冷却※1：炉心損傷により屋外放射線量が高い場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を実施する。
※2：可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水と同時並行で準備を開始し，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順位に従い，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。

第1.8－25図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／2）
1.8－119

(2)溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止（凡例）
全交流動力電源喪失：プラント状態：操作・確認：判断

炉心損傷：重大事故等対処設備

No

原子炉冷却材圧力
バウンダリ高圧時

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入Yes
原子炉隔離時冷却系
による原子炉圧力容器への注水

原子炉冷却材圧力
バウンダリ低圧時
原子炉圧力容器への注水

原子炉圧力容器への注水成功可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ
準備 ※１，２

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器
への注水

No

Yes
原子炉圧力容器への注水成功高圧代替注水系による原子炉圧力容器
への注水

Yes
①へ

No

Yes
消火系による
原子炉圧力容器への注水

代替循環冷却系による原子炉圧力容器
への注水
①より

①より

原子炉圧力容器への注水成功No

逃がし安全弁による減圧（低圧代替注水系の運転状態確認 ※３ 後）

原子炉圧力容器への注水成功Yes

No

重大事故等対処設備によるプラ
ントの安全性に関する機能が損なわれる火災の発生なし

Yes

No

原子炉圧力容器への注水成功No

補給水系による
原子炉圧力容器への注水

Yes

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器
への注水

①より
原子炉圧力容器への注水成功

Yes

No

①より

原子炉圧力容器への注水※1：炉心損傷により屋外放射線量が高い場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を実施する。
※2：可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水と同時並行で準備を開始し，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順位に従い，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。
※3：「低圧代替注水系」とは，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消火系，補給水系及び低圧代替注水系（可搬型）をいい，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順位に従い，運転状態の確認を実施する。

第1.8－25図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／2）
1.8－120

添付資料 1.8.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／8）
技術 的能 力 審査 基準 （1.8）

【本 文】
発電 用原 子 炉設 置者 にお い て、 炉心 の 著 しい損 傷が 発 生し た場 合に お いて 原子 炉 格 納
容器 の破 損 を防 止す るた め 、溶 融し 、 原 子
炉格 納容 器 の下 部に 落下 し た炉 心を 冷 却 す
るた めに 必 要な 手順 等が 適 切に 整備 さ れ ている か、 又 は整 備さ れる 方 針が 適切 に 示 されて いる こ と。

番号

設置 許可 基 準規 則（ 第 51 条 ）技術 基準 規則（第 66 条 ）

【本 文】

【本 文】

発電 用原 子 炉施 設に は、 炉 心の 著し い 損 傷

発電 用原 子 炉施 設に は、 炉 心の 著し い 損 傷が発 生し た 場合 にお いて 原 子炉 格納 容 器 のが発 生し た 場合 にお いて 原 子炉 格納 容 器 の破損 を防 止 する ため 、溶 融 し、 原子 炉 格 納

破損 を防 止 する ため 、溶 融 し、 原子 炉 格 納

容器 の下 部 に落 下し た炉 心 を冷 却す る た め

容器 の下 部 に落 下し た炉 心 を冷 却す る た めに必 要な 設 備を 設け なけ れ ばな らな い 。

に必 要な 設 備を 施設 しな け れば なら な い 。

【解 釈】

【解 釈】

【解 釈】

1

1

1

①

「 溶 融し 、原 子 炉格納容 器の 下 部に 落

第 51 条 に規 定す る「 溶 融し 、原 子 炉 格
納容 器の 下 部に 落下 した 炉 心を 冷却 す

納容 器の 下 部に 落下 した 炉 心を 冷却 す順等 」と は 、以 下に 掲げ る 措置 又は こるた めに 必 要な 設備 」と は 、以 下に 掲

るた めに 必 要な 設備 」と は 、以 下に 掲

れら と同 等 以上 の効 果を 有 する 措置 をげる 措置 又 はこ れら と同 等 以上 の効 果

げる 措置 又 はこ れら と同 等 以上 の効 果行う ため の 手順 等を いう ｡

を有 する 措 置を 行う ため の 設備 をい う｡

を有 する 措 置を 行う ため の 設備 をい う｡

なお 、原 子 炉格 納容 器下 部 に落 下し た

なお 、原 子 炉格 納容 器下 部 に落 下し たた溶 融炉 心 の冷 却は 、溶 融 炉心 ・コ ン

溶融 炉心 の 冷却 は、 溶融 炉 心・ コン ク

溶融 炉心 の 冷却 は、 溶融 炉 心・ コン ク

クリ ート 相 互作 用（ ＭＣ Ｃ Ｉ） を抑 制

リー ト相 互 作用 （Ｍ ＣＣ Ｉ ）を 抑制 すリー ト相 互 作用 （Ｍ ＣＣ Ｉ ）を 抑制 す

する こと 及 び溶 融炉 心が 拡 がり 原子 炉

るこ と及 び 溶融 炉心 が拡 が り原 子炉 格

るこ と及 び 溶融 炉心 が拡 が り原 子炉 格

格納 容器 バ ウン ダリ に接 触 する こと を

納容 器バ ウ ンダ リに 接触 す るこ とを 防

納容 器バ ウ ンダ リに 接触 す るこ とを 防防止 する た めに 行わ れる も ので ある 。

止す るた め に行 われ るも の であ る。

止す るた め に行 われ るも の であ る。

(1)原 子 炉格 納容 器 下部に落 下し た 溶融 炉a)原 子炉 格 納容 器下 部注 水 設備 を設 置 す るa)原 子炉 格 納容 器下 部注 水 設備 を設 置 す る

こと 。原 子 炉格 納容 器下 部 注水 設備 とこと 。原 子 炉格 納容 器下 部 注水 設備 とa)炉 心の 著 しい 損傷 が発 生 した 場合 に お いは、 以下 に 掲げ る措 置又 は これ らと 同 等

は、 以下 に 掲げ る措 置又 は これ らと 同 等て、 原子 炉 格納 容器 下部 注 水設 備に よ

以上 の効 果 を有 する 措置 を 行う ため の 設

以上 の効 果 を有 する 措置 を 行う ため の 設り、 原子 炉 格納 容器 の破 損 を防 止す る た備を いう 。

備を いう 。

－

心の 冷却

めに 必要 な 手順 等を 整備 す るこ と。

②(2)溶 融 炉心 の原 子 炉格納容 器下 部 への 落
下遅 延・ 防 止a)溶 融炉 心 の原 子炉 格納 容 器下 部へ の 落 下を遅 延又 は 防止 する ため 、 原子 炉圧 力 容器へ 注水 す る手 順等 を整 備 する こと 。

③④

第 66 条 に規 定す る「 溶 融し 、原 子 炉 格

下し た炉 心 を冷 却す るた め に必 要な 手

なお 、原 子 炉格 納容 器下 部 に落 下し

番号

－

⑤
ⅰ)原 子 炉格 納容 器 下部 注水 設備 （ ポン プⅰ)原 子 炉格 納容器 下部 注水 設備 （ ポン プ

車及 び耐 圧 ホー ス等 ）を 整 備す るこ

車及 び耐 圧 ホー ス等 ）を 整 備す ること。 （可 搬 型の 原子 炉格 納 容器 下部 注と。 （可 搬 型の 原子 炉格 納 容器 下部 注

水設 備の 場 合は 、接 続す る 建屋 内の 流

水設 備の 場 合は 、接 続す る 建屋 内の 流

路を あら か じめ 敷設 する こ と。 ）路を あら か じめ 敷設 する こ と。 ）ⅱ)原 子 炉格 納容 器 下部 注水 設備 は 、多 重ⅱ)原 子 炉格 納容器 下部 注水 設備 は 、多 重

性又 は多 様 性及 び独 立性 を 有し 、位 置

性又 は多 様 性及 び独 立性 を 有し 、位 置

的分 散を 図 るこ と。 （た だ し、 建屋 内

的分 散を 図 るこ と。 （た だ し、 建屋 内の構 造上 の 流路 及び 配管 を 除く 。）の構 造上 の 流路 及び 配管 を 除く 。）b)こ れら の 設備 は、 交流 又 は直 流電 源 が 必b)こ れら の 設備 は、 交流 又 は直 流電 源 が 必

要な 場合 は 代替 電源 設備 か らの 給電 を 可

要な 場合 は 代替 電源 設備 か らの 給電 を 可能と する こ と。

能と する こ と。

1.8－121⑥⑦

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／8）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

自主 対策設 備
解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

コリ ウム シール ド

コリ ウム シール ド新設

ディ ーゼル 駆動 消火 ポ ンプ

代替 淡水 貯槽新設

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設－

消火系によるペデスタル（ドライウェル部） への注水

新設①②④⑤⑥⑦

格納 容器 下部注 水系 （ 常設 ） によ る
ペデ スタ ル （ド ライ ウ ェル 部 ）へ の注 水

常設 低圧 代替注 水系 ポ ンプ

格納 容器 下部注 水系 配 管・ 弁

原子 炉格 納容器

原子 炉格 納容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

可搬 型代 替注水 中型 ポ ンプ

新設

多目 的タ ンク

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

新設

消火 系配 管・弁

コリ ウム シール ド新設

コリ ウム シール ド

西側 淡水 貯水設 備新設

復水 移送ポ ンプ

代替 淡水 貯槽新設

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設－

補給 水系 に よる ペデ ス タル （ ドラ イウ ェ ル部 ）へ の 注水

新設①②④⑤⑥⑦

格納 容器 下 部 注 水系 （ 可搬 型 ）に よる ペ デス タル （ ドラ イウ ェ ル部 ） への 注水

格納 容器 下部注 水系 配 管・ 弁

常設 代替交 流電 源設 備

可搬 型代 替交流 電源 設 備

燃料 給油 設備

ろ過 水貯蔵 タン ク

格納 容器 下部注 水系 配 管・ 弁

原子 炉格 納容器

格納 容器 下部注 水系 配 管・ 弁

新設

ホー ス

新設

原子 炉格 納容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

補給 水系 配管・ 弁

燃料 給油 設備新設

消火 系配管 ・弁1.8－122

常設 代替交 流電 源設 備

可搬 型代替 交流 電源 設 備

燃料 給油 設備

復水 貯蔵 タンク

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／8）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁・ スト レ ーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

解釈
対応 番号

①③④

原子炉隔 離 時冷却系 に よる 原子炉 圧力容 器へ の注 水

原子 炉隔 離時冷 却系 ポ ンプ

自主 対策設 備

1.8－123

備考

手段

機器 名称

－

－

－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／8）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

自主 対策設 備
解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

残留熱除去系Ｂ系配管・弁高圧 代替 注水系 （蒸 気 系） 配
管・ 弁

新設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

高圧 代替 注水系 （注 水 系） 配
管・ 弁

新設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁既設

原子 炉圧 力容器

既設

消火 系配 管・弁

常設 代替 交流電 源設 備新設

復水 移送 ポンプ

可搬 型代 替交流 電源 設 備新設

残留熱除去系Ｂ系配管・弁常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

常設 低圧 代替注 水系 ポ ンプ

新設

代替 淡水 貯槽新設

復水 貯蔵 タンク

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

補給 水系 配管・ 弁

残留熱除去系Ｃ系配管・弁既設

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

原子 炉圧力 容器

常設 代替 交流電 源設 備

可搬 型代替 交流 電源 設 備

燃料 給油 設備

ろ過 水貯蔵 タン ク

多目 的タン ク－

補給 水系 に よる 原子 炉 圧力容 器へ の注 水

原子 炉圧 力容器

消火 系に よ る原 子炉 圧 力容 器 への 注水

ディ ーゼ ル駆動 消火 ポ ンプ①③④

低圧 代替 注 水系 （常 設 ）に よ る原 子炉 圧 力容 器へ の 注水

新設

①③④

高圧代替 注水系によ る 原子 炉 圧力容器 へ の注水

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ

常設 代替 交流電 源設 備

可搬 型代替 交流 電源 設 備

燃料 給油 設備

消火 系配 管・弁－－1.8－124

原子 炉圧 力容器－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／8）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

自主 対策設 備
解釈
対応 番号

手段

機器 名称

－

－

－

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

新設

西側 淡水 貯水設 備

新設

代替 淡水 貯槽新設

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

残留熱除去系Ｃ系配管・弁

既設

低圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スパ ージャ

既設

ホー ス

新設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

代替 循環 冷却系 ポン プ

新設

代替 循環 冷却系 ポン プ

残留 熱除 去系海 水ポ ン プ

既設

残留 熱除 去系熱 交換 器

残留 熱除 去系海 水ス ト レー ナ

既設

残留 熱除 去系熱 交換 器

既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設－

代替 循環 冷 却系 によ る 原子 炉 圧力 容器 へ の注 水③

新設

①③④

代替 循環 冷却系 によ る 原子 炉 圧力容器 への注 水①

可搬 型代 替注水 中型 ポ ンプ①③④

低圧代替 注 水系 （可 搬 型） に よる 原子 炉 圧力容器 へ の注 水

備考

可搬 型代替 注水 大型 ポ ンプ

サプ レッ ション ・プ ー ル

代替 循環 冷却系 配管 ・ 弁

残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

代替 循環 冷却系 配管 ・ 弁

新設

残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備

燃料 給油 設備新設－

1.8－125

原子 炉圧力 容器－

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／8）
重大 事故 等 対処 設備
既設新設

代替 循環 冷 却系 によ る 原子 炉 圧力 容器 へ の注 水②
ほう 酸水 注 入系 によ る 原子 炉 圧力容器 へ のほ う酸 水 注入

代替 循環 冷却系 ポン プ

新設

緊急 用海 水ポン プ

新設

緊急 用海 水スト レー ナ

新設

残留 熱除 去系熱 交換 器

既設

サプ レッ ション ・プ ー ル

既設

代替 循環 冷却系 配管 ・ 弁

新設

残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

ほう 酸水 注入ポ ンプ

既設

ほう 酸水 貯蔵タ ンク

既設

ほう 酸水 注入系 配管 ・ 弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

－

－

－

①③④

機器 名称

①③④

手段

自主 対策設 備－－－

1.8－126

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／8）
技術的能力審査基準（1.8）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止す
るため、溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却する手段として，常設低圧
代替注水系ポンプ及び格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するために必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる装置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行う
ための手順等をいう。
なお、原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却は、溶
融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）を抑制すること及
び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために行われるものである。
（１）原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉格納容器下部注水設備により、原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。

－

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止する手段として，原子炉格納容器下部注水設備である常設
低圧代替注水系ポンプ及び格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによるペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するために必要な手順等を整備する。

1.8－127

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／8）
技術的能力審査基準（1.8）

適合方針（２）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止
ａ）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため、原子炉圧力容器へ注水する
手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心の原子炉格
納容器下部への落下を遅延又は防止する手段として，原子炉隔離時
冷却系ポンプ，常設高圧代替注水系ポンプ，常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプ及
びほう酸水注入ポンプによる原子炉圧力容器へ注水するために必要な手順等を整備する。

1.8－128

添付資料 1.8.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

ディーゼル駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 4.3m３ ／min

90m

1個

ろ過水貯蔵タンク

常設

Ｃクラス

1,500m３－

1個

多目的タンク

常設

Ｃクラス

1,500m３－

1個

復水移送ポンプ

常設

Ｂクラス

145.4m３ ／h／個

85.4m

2個

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

2,000m３ ／個－

2個

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系とし
て使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h／個

約 140m2個（予備 2 個）機器名称

※1：Ｓクラスの機能維持

1.8－129

添付資料 1.8.3

1.8－130
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成（交流電源）

1.8－131

1.8－132
第3図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料1.8.4
重大事故対策の成立性

1．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）(1)

格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水が必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによりペデスタル（ドライウェル部）へ送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び操作時間
格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水として，最長時間を要す
る代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：535分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
1.8－133

所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：30分 ※２ （移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：475分 ※２ （対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等）
送水準備：20分※2：移動及び系統構成は並行して行う。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，
ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。
1.8－134

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.8－135

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.8－136

添付資料 1.8.4
2．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が必要な状況において，タービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施
し，ディーゼル駆動消火ポンプによりペデスタル（ドライウェル部）へ注水する。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水おける，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：45分以内
所要時間内訳
移動：41分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：4分（操作対象1弁：タービン建屋地上1階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能で
1.8－137

ある。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

系統構成（⑦補助ボイラ冷却水元弁）

1.8－138

添付資料 1.8.4
3．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプによりペデスタル（ドライウェル部）へ注水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階（管理区域）及びタービン建屋地
上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員6名）
所要時間目安：95分以内
所要時間内訳
移動：40分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
21分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建屋
廃棄物処理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：25分（操作対象3弁：タービン建屋地上1階及び原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階）
連絡配管閉止フランジ切替え：49分
1.8－139

ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

作業場所（全体）

連絡配管閉止フランジ

連絡配管閉止フランジ切替え訓練

系統構成（⑫補給水系－消火系連絡ライン止め弁）

1.8－140系統構成（⑬補助ボイラ冷却水元弁）

1.8－141

添付資料 1.8.4
4．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）(1)

低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより原子炉圧力容器へ送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び操作時間
低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から低圧炉心スプレイ系配管による原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：535分以内※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
準備：30分（放射線防護具着用を含む）
移動：30分 ※２ （移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺
1.8－142（ホース積込み及び荷卸しを含む））
系統構成：475分 ※２ （対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等）
送水準備：20分※2：移動及び系統構成は並行して行う。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。
作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業
スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.8－143

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.8－144

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.8－145

添付資料 1.8.4
5．消火系による原子炉圧力容器への注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系による原子炉圧力容器への注水が必要な状況において，タービ
ン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，ディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉圧力容器へ注水する。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
消火系による原子炉圧力容器への注水における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：45分以内
所要時間内訳
移動：41分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：4分（操作対象1弁：タービン建屋地上1階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
1.8－146

操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室との連絡が可能である。

系統構成（⑤補助ボイラ冷却水元弁）

1.8－147

添付資料 1.8.4
6．補給水系による原子炉圧力容器への注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系による原子炉圧力容器への注水が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプにより原子炉圧力容器へ注水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び操作時間
補給水系による原子炉圧力容器への注水における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員6名）
所要時間目安：95分以内
所要時間内訳
移動：40分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
21分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建屋
廃棄物処理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
系統構成：25分（操作対象3弁：タービン建屋地上1階及び原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階）
連絡配管閉止フランジ切替え：49分
1.8－148

ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。
操作性：通常の弁操作であり，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備より，中央制御室との連絡が可能である。

作業場所（全体）

連絡配管閉止フランジ

連絡配管閉止フランジ切替え訓練

系統構成（⑩補給水系－消火系連絡ライン止め弁）
1.8－149

系統構成（⑪補助ボイラ冷却水元弁）

1.8－150

添付資料1.8.5
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系
ポンプ

サプレッショ
ン・プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は，補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の実
施時期を早めることとなる ※ 。

1.8－151

一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし，その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器ベントの遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する
対応方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順と
1.8－152

なる。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰囲
気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相
当のガンマ線線量率の 10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた
1.8－153低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，
炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，格納容器下部水位を確実に約 1m 確保するた
めに常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施す
る手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，
1.8－154代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.8－155

事象発生

ＬＯＣＡ

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

過渡事象

成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

炉心損傷防止対策の

炉心損傷防止対策の有効性評価にて確認

有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷

成功（格納容器過圧・過温破損）
3.4

水素燃焼

評価対象となる格納容器破損モード

原子炉注水

代替循環冷却系の運転可能時
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止
・ＲＰＶ注水停止

2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

代替循環冷却系の

運転可能時

運転可能時

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

上記操作完了後

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

代替循環冷却系の2.(1)ｂ．③

常設低圧による
2.(1)ｂ．③ ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(2)

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用⑧

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

2.(1)ｂ．③

リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的)

2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ＲＰＶ破損判断後

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ドライウェル圧力及び雰囲気温度
ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合が下降傾向に転じた場合
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ2.(2)⑧・ＲＰＶ注水※2.(1)ｄ．⑥ 常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

2.(2)

⑧

2.(1)ｄ．⑥※
原子炉注水に失敗するシーケンスであるが，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な【凡例】

格納容器圧力及び格納容器圧力及び状態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質に

常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ

雰囲気温度の上昇時

雰囲気温度の上昇時よる加熱等を防止する観点から原子炉注

代替循環：代替循環冷却系ポンプ

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦
・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

第 1 図 事故対応の流れ
1.8－156

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ
（一時的）

水を行う
2.(1)ｄ．⑦

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.8－157

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点
で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage]到達にて窒素供給停止（約 163 時間）

0.4(MPa[gage])
格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.0% 到 達 に て
サプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第 1 図 格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循
環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの格納容
1.8－158

器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となる
ため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度 ※ ）についても，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.8－159

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0～168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.8－160168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ
試験結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧
力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.8－161

第2表
フランジ部位
トップヘッドフランジ

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側

機器搬入用ハッチ
外側
サプレッション・
チェンバアクセス
ハッチ

(4)

内側
外側

7日間（168時間）以降な格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容
器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.8－162

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0～7 日

7 日～14 日

14 日～30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。
1.8－163

第4図(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格
納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケンスにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大
1.8－164きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度が150℃を超えな
い範囲で，また，格納容器圧力は1Pd程度（1Pd＋数十kPa※ ）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方

1.8－165

(6)7 日間（168 時間）以降な放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.8－166

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から,酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素供給（以下「窒素供給」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素供給操作及び格納容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素供給操作の判断基準と作業時間について
窒素供給操作に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)

可搬窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％(b)

窒素供給操作の開始基準：酸素濃度 4.0vol％有効性評価「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 5 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が 6 時間確保できるため，起動準備時間の 115 分（約 2 時間）に対して十分余裕があることが確認できる。

1.8－167

第5表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％約15時間

4.0vol％

約21時間

窒素供給準備の余裕時間

約6時間

ｂ．窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について
窒素供給操作及び格納容器ベント操作に係る実施基準，実施基準の設定根拠を第6表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計
装誤差（約 0.6vol％ ）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素供給操作及び格納容器ベント操作が実施可能である。

第6表

窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素供給開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値

酸素濃度3.5vol％（2.9vol％～
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％～
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％～
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の開始基準の到達前を設定
計装誤差を踏まえても可燃限界領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.8－168

添付資料1.8.6
常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

1．常設低圧代替注水系ポンプの機能
常設低圧代替注水系ポンプは以下の 5 つの機能に期待している。
・原子炉水位を維持し炉心損傷の防止及び炉心損傷の進展を防止するための低圧代替注水機能
・格納容器の過圧・過温破損防止のための代替格納容器スプレイ機能
・格納容器内での溶融炉心の冷却のためのペデスタル（ドライウェル部）
注水機能
・格納容器のトップヘッドフランジ部からの漏えいを防止するための格納容器頂部注水機能・使用済燃料プール水位を維持し燃料損傷を防止するための使用済燃料プール注水機能2．常設低圧代替注水系ポンプの機能確保について(1)

単一の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，各注水先の最大流量を包絡する注水量を確保できる設計としている。
常設低圧代替注水系ポンプにより注水する際の系統構成は，中央制御室からの遠隔操作により行い，現場操作は不要である。また，各注水先へ注水する際の操作の相違点は，開操作する弁の違いのみであり，各弁の操作も中央制御室からの遠隔操作が可能であることから，困難な操作はない。
このように，常設低圧代替注水系ポンプの単一の機能の確保については問題ないと考えられる。
1.8－169(2)複数の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，複数個所への同時注水を想定したものとなっており，想定する同時注水の組み合わせで必要流量が確保できる設計としている。また，想定する同時注水の組み合わせで，重大事故等による影響の緩和が可能であることを有効性評価にて示している。
①原子炉注水と格納容器スプレイ
大破断ＬＯＣＡが発生し，非常用炉心冷却系からの注水に失敗した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による格納容器スプレイを同時に実施する。この場合の最大流量の組み合わせは，原子炉注水 230m３ ／h，格納容器スプレイ 130m３ ／hであるが，この条件で炉心の冷却並びに格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制できることを有効性評価で確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。なお，上記以外の同時注水については，原子炉へは崩壊熱相当での注水となるため，上記注水流量を超えることはない。
②原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）注水
大破断ＬＯＣＡが発生し非常用炉心冷却系からの注水に失敗し，低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に成功した場合，格納容器スプレイを停止し，原
子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）の水張りを実施する。この場合の最大流量の組み合わせは，原子炉注水として崩壊熱相当の流量，ペデス
タル（ドライウェル部）の水張りとして 80m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却及びペデスタル（ドライウェル部）の必要水位を確保できることを有効性評価にて確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。
③格納容器スプレイとペデスタル（ドライウェル部）注水
1.8－170

原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器が破損する場合，格納容器スプレ
イとペデスタル（ドライウェル部）への注水を同時に実施する。この場合の最 大流量の 組 み合 わせ は， 格納 容 器ス プレイ 300m ３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水 80m３ ／h であるが，この条件で格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した
溶融炉心の冷却等ができることを有効性評価で確認するとともに，この流量を確保できる設計としている。
④その他注水先の組み合わせ
その他の組み合わせとして，格納容器頂部又は使用済燃料プールへの注
水が重畳することも考えられる。これら注水先へは，間欠的に注水を行い一定量の水位を維持するため，①，②及び③の最大流量の注水等と異なるタイミング又は系統の余力で注水等を行うため，対応が可能である。
また，複数の注水先に注水するための操作については，各注水先へ注水するための操作に必要な時間を考慮した有効性評価により，炉心冷却や溶融炉心の冷却等ができることを確認している。
以上より，常設低圧代替注水系ポンプの複数の機能の確保についても問題ないと考えられる。

3．常設低圧代替注水系ポンプの機能の冗長性について
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系及び代替循環冷却系を用いた手段に加え，アクセスルートの確保を確認した後であれば低圧代替
注水系（可搬型）によって機能を補うことも可能である。また，格納容器冷却については，代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型），ペデスタル（ドライウェル部）注水については格納容器下部注水系
1.8－171

（可搬型），格納容器頂部注水については格納容器頂部注水系（可搬型），
使用済燃料プール注水については可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）によって機能を補うことも可能である。このよ
うに，常設低圧代替注水系ポンプの各機能については冗長性を持たせること
で機能強化を図っている。

1.8－172

別添 1

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプを使用した同時注水について

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水
大型ポンプを使用した注水については，原子炉，原子炉格納容器，ペデスタル（ドライウェル部），原子炉格納容器頂部及び使用済燃料プールを注水先として設計する。このため，重大事故等時において，複数の注水先に対して同時に必要流量を注水できるよう設計する。なお，各注水先への注水は弁の開操作のみで実施可能であるため，必要箇所への注水を継続しつつ，注水先を追加することが可能である。
有効性評価で考慮する同時注水パターンを第 1 表及び第 2 表に示す。
また，有効性評価における事象進展ごとの常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる注水先の組み合わせケースを第 3 表から第 7 表に示す。

1.8－173

第1表

有効性評価で考慮する常設低圧代替注水系ポンプを使用した同時注水
ケース
原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

230m３ /h

130m３ /h

－

－

－

－

300m３ /h

80m３ /h－－

50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉

第2表

47 条/1.4

有効性評価で考慮する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプを使用した同時注水ケース
原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

50m３ /h

130m３ /h－－－

50m３ /h

130m３ /h－－

16m３ /h

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉
47 条/1.4

1.8－174

第3表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（炉心損傷前）47 条/1.4

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

378m３ /h

－

－

－

－

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ /h

130m３ /h－－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

原子炉格納容器ベント
段階

50m３ /h

－

－

－

－

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉

初期注水段階備考

1.8－175

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していていない

対象事象：高圧・低圧注水機能喪失，ＬＯＣＡ時注水機能喪失

第4表

設計基準事故対処設備による原子炉注水成功後に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
47 条/1.4

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

378m３ /h

－

－

－

－

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ /h

130m３ /h－－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ /h

－

－

－

－

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していていない※崩壊熱除去機能（残留熱除去系が故障した場合）のケース

対象事象：崩壊熱除去機能喪失

第5表

全交流動力電源喪失（24 時間継続）時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する場
合47 条/1.4

49 条/1.6

51 条/1.8

53 条/1.10

54 条/1.11

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール

110m３ /h

－

－

－

－

原子炉格納容器スプレ
イ段階

50m３ /h

130m３ /h－－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ /h

130m３ /h－－

16m３ /h

ペデスタル

原子炉格納容器（ドライウェル部）

原子炉

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

1.8－176

対象事象：全交流動力電源喪失，津波浸水による注水機能喪失

第6表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（ＬＯＣＡ起因による炉心損傷事象）54 条/1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器53 条/1.10

原子炉格納容器頂部

原子炉

51 条/1.8

ペデスタル

49 条/1.6（ドライウェル部）

47 条/1.4

初期注水段階

230m３ /h

130m３ /h－－－

再冠水後制御段階 ※50m３ /h

130m３ /h－－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階 ※50m３ /h

130m３ /h－－

114m３ /h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ /h

－

－

－

備考

・ＬＯＣＡが発生し設計基準事故対処設備による注水に失敗し，炉心損傷に至った場合に，炉心の再冠水
並びに原子炉格納容器内温度及び圧力を抑制するためのケース
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量※代替循環冷却系を使用できない場合のケース

対象事象：雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損），水素燃焼

第7表

原子炉圧力容器破損時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
54 条/1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器53 条/1.10

原子炉格納容器頂部

原子炉

51 条/1.8

ペデスタル

49 条/1.6（ドライウェル部）

47 条/1.4

原子炉圧力容器破損段階－

300m３ /h

80m３ /h－－

原子炉圧力容器破損段
階での対応後の段階－

130m３ /h

80m３ /h－－

使用済燃料プール冷却復旧操作段階－－

80m３ /h－

114m３ /h

備考

・設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備による原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器の破損に至った場合に，原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制
並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却するためのケース
・ペデスタル（ドライウェル部）注水はペデスタル（ドライウェル部）の水位維持時の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

1.8－177

対象事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用，溶融炉心・コン
クリート相互作用

添付資料1.8.7
ペデスタル（ドライウェル部）内の水位管理方法について

東海第二発電所における，溶融燃料－冷却材相互作用及び溶融炉心・コンク
リート相互作用の影響抑制を考慮したペデスタル（ドライウェル部）（以下「ペデスタル」という。）内の水位管理対策の内容を以下に示す。

1.

ペデスタルの構造及び設備概要
東海第二発電所のペデスタルの概要図を第 1 図(a)及び(b)に示す。
ペデスタル内の底面及び側面には，原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）が破損し溶融炉心（以下「デブリ」という。）が落下した際のペデス
タル構造健全性確保のため，ＺｒＯ ２ 製のコリウムシールドを設置する。また，コリウムシールド内は床ドレンサンプとして用いるために，コリウムシールド表面にＳＵＳ製のライナを敷設し通常運転中の水密性を確保するとともに，その内側に機器ドレンサンプを設置する。
ドライウェルにて生じる床ドレン及び機器ドレン並びに機器ドレンサンプを冷却するための冷却水は，第 1 図(a)及び(b)のようにペデスタル側壁の貫通孔を通る配管により各ドレンサンプへ導かれる。これらの配管はコリウムシールドの側壁部より高い位置からペデスタル内へ接続し，コリウムシール
ド内に堆積したデブリが配管へ流入しない設計とする。
床ドレンサンプ内に流入した水は，1m に立ち上げたスワンネックから流出させ，スリット及び配管を通じて原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ排水する。また，排水配管を分岐させベント管へ接続することで，事故時においてペデスタルからサプレッション・チェンバへ排水する経路を設ける。
1.8－178ペデスタルの側壁は鋼製スカートを介してＲＰＶを支持しており，ＲＰＶ下部
プレナムの中心付近には原子炉冷却材浄化系のボトムドレン配管が接続されているとともに，ペデスタル内には制御棒駆動水圧系配管が敷設されている。

1.8－179

1.8－180
第 1 図(a)ペデスタル概要図（断面図）

1.8－181
第 1 図(b)ペデスタル概要図（平面図）

2.

水位管理方法
通常運転時及び事故時におけるペデスタル内水位の管理方法を以下に示
す。

(1)

通常運転時
ペデスタル床ドレンサンプの機能として，排水配管から 1m の水深を超えた流入水を原子炉建屋原子炉棟の床ドレンサンプ設備へ排水し，ペデス
タル内水位を 1m に維持する。

(2)

事故発生からＲＰＶ破損まで
ドライウェル圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）信号により，ペデスタル内へ流入する配管（床ドレン配管，機器ドレン配管及び原子炉補機冷却水配管）に対してペデスタル外側に設置した制限弁を自動閉止し，
ペデスタルへの流入水を制限する。
制限弁閉止前の流入水等により水位が 1m を超えた場合には，ベント管に接続された床ドレン排水配管及び床ドレン排水弁を経由してサプレッション・プールへ排水され，ＲＰＶ破損までにペデスタル内水位は 1m まで低下する。
事故が発生し炉心が損傷した場合，格納容器下部注水配管から水位 1mを超過するまで注水を実施し，その後排水することにより，ＲＰＶ破損時に確実に水位 1m を確保する運用とする。これに要する時間は 30 分程度（注水開始操作に要する時間（約 17 分），水位 10cm 分の注水に要する時
間（約 3 分），注水停止操作に要する時間（約 4 分）及び 5cm 分の排水に要する時間（約 5 分）に余裕を加味した時間）と想定され，炉心損傷後のペデスタル注水開始からＲＰＶ破損までの約 1.8 時間（事象進展の早い大1.8－182

破断ＬＯＣＡ時の例）の間に余裕をもって実施可能である。
なお，床ドレンサンプの水位をＲＰＶ破損までに 1m とする排水の過程において，水位が 1.2m 以上であるときには床ドレン排水配管及び床ドレン排水弁を経路とした排水に加えて，ベント管に接続された機器ドレンサ
ンプ排水配管及び排水弁を経由してサプレッション・プールに排水することが可能である。
ベント管に接続する床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁はＲＰＶ破損前に閉とし，ＲＰＶ破損後のペデスタル水のサプレッション・プールへの流出を防止する。
(3)

ＲＰＶ破損後ＲＰＶ破損及びデブリ落下後，ペデスタル内にて 0.2m 以上のデブリ堆積を検知後に，80m３ ／h でペデスタル満水相当まで水位を上昇させるとともに，その後は満水近傍にて水位を維持する（別添 1）。

また，上記(1)～(3)の水位管理を実現するための設備対策について別添 2 に示す。

1.8－183

別添 1
ペデスタル注水開始後の水蒸気爆発発生の可能性及び水蒸気爆発発生抑制の考え方について

1.

はじめに
東海第二発電所では，水蒸気爆発（以下「ＳＥ」という。）によるペデスタル構造への影響抑制のため，ＲＰＶ破損時のペデスタル水位を 1m と設定
し，ＳＥ影響評価を実施している。しかし，ＲＰＶの破損を判断した場合には，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル注水を実施する手順としており，注水開始後には 1m を超える水位がペデスタル内に形成されることとなり，ＳＥ影響評価の想定を上回る規模のＳＥが発生する可能性がある。
これに対して，ＲＰＶ破損及びペデスタル注水開始後のペデスタル内の状況を推定し，ＳＥの発生可能性及びこれを考慮した水位管理について検討した。以下に検討の内容を示す。

2.

ＲＰＶ破損時のデブリ落下挙動
ＲＰＶが破損するような状況においては原子炉注水機能が喪失している可能性が高く，ＲＰＶ破損時にはデブリの大部分が下部プレナムに堆積することで，これらのデブリの重量及び熱的影響により制御棒駆動機構ハウジング
等のＲＰＶ貫通部溶接箇所が破損し，デブリが落下し始めると考えられる。
その後も，制御棒駆動機構ハウジングはペデスタル内において外部サポート
により支持されているため逸出が生じることは考えにくく，アブレーションによる破損口の拡大を伴いながら下部プレナムに堆積したデブリが継続的にペデスタルへ落下するものと考えられる。
なお，有効性評価においては，溶融燃料－冷却材相互作用や溶融炉心・コ
1.8－184

ンクリート相互作用による格納容器への負荷を厳しく評価する観点から，ＲＰＶの破損形態として制御棒駆動機構ハウジングの逸出を想定しており，ＲＰＶ破損口はアブレーションにより拡大しながら，ＲＰＶの内圧及びデブリの堆積ヘッドにより，約 300ton の溶融デブリが約 30 秒間でペデスタルへ全量落下する結果となっている。

3.

ＲＰＶ破損後のペデスタル内の水の状態とＳＥ発生抑制の考え方
ペデスタル内の初期水量及びペデスタル注水量と，ＲＰＶから落下するデブリの保有熱の関係より，ペデスタル内の水が飽和温度に到達する条件を評価し，その結果よりＳＥの発生可能性について検討した。第 1 表及び第 2 表に，評価条件を示す。
まず，ＲＰＶ破損時にペデスタル内に存在する水量（水深 1m）はであり，この水量を飽和温度まで昇温させるデブリ量は，約 11ton と評価される。これは，デブリ全体に対して 4％未満の落下量である。また，ペデス
タルを満水（水深）とする水量は約 81m３ であり，この水量を飽和温度まで昇温させるデブリ量は，約 31ton と評価される。このデブリ量がペデ
スタル内に堆積した場合，その堆積高さは約 0.15m となる。よって，これに余裕を考慮し，0.2m までのデブリ堆積を検知後に満水までの注水を行うことで，ペデスタル内を満水とした場合でも水の飽和状態は維持される。
また，ＲＰＶ破損後のペデスタル注水は 80m ３ ／h にて実施するが，デブ
リからペデスタル水への伝熱速度の観点からは，熱流束を 800kW／m２ 一定※，伝熱面積をデブリ拡がり面積であるとすると，180m ３ ／h 以上の水を飽和温度まで昇温する熱移行率となる。
※：ＭＡＡＰコードを用いた有効性評価においてデブリから上面水への限界熱流束として小さめに設定している値。
1.8－185以上より，ＲＰＶ破損後にはペデスタル内の水は速やかに飽和状態に至るとともに，0.2m までのデブリ堆積を検知後にペデスタル満水相当（水位2.75m）までの注水を開始することにより，その後の注水過程でもペデスタ
ル内の水は飽和状態に維持されるため，ＳＥの発生は抑制されると考えられる。
ペデスタル満水相当（水位 2.75m）まで注水を実施した後は，2.25m 及び2.75m 高さの水位計を用いて，水位を 2.25m から 2.75m の範囲に維持するようペデスタル注水を実施することで，サブクール度を小さく保ちＳＥの発生を抑制しながら，デブリの冷却を継続する。
また，ＲＰＶ破損後にＲＰＶ内の残存デブリ冷却のための注水を実施した
場合，注水の一部がＲＰＶの破損口からペデスタルへ落下しペデスタル内が常に満水状態となることが考えられるが，以下の理由によりＳＥの発生は抑制されると考えられる。
・ＲＰＶからペデスタルへの落下水はＲＰＶ内に残存するデブリにより加熱され，また，ペデスタル内の水はペデスタルに落下したデブリにより加熱されているため，ペデスタル内の水は飽和状態を維持する。
・ＲＰＶからペデスタルへの流入水のサブクール度が大きい場合，ＲＰＶ
内の残存デブリは冷却されており，ペデスタルへ落下する可能性は低い
ただし，ペデスタル注水手順は，先述のＲＰＶ破損口の拡大が生じない場
合のような，デブリが少量ずつペデスタルへ落下してくる可能性を考慮しても，ＳＥの発生を抑制できるよう整備する（別紙参照）。

1.8－186

第1表
項目

デブリの評価条件値

備考

３

デブリ密度（kg／m ）ＭＡＡＰ計算結果（ＲＰＶ破損時の値）

デブリ比熱（J／kgK）

を，デブリ保有熱が小さくなるように丸

デブリ溶融潜熱（J／kg）

めた値

デブリ初期温度（℃）
デブリ冷却後温度（℃）

500

第2表
項目

ら，高めに設定

ペデスタル水の評価条件
値３

ペデスタル水密度（kg／m ）1,000

ペデスタル水比熱（J／kgK）

4,180

ペデスタル水初期温度（℃）

35

ペデスタル水飽和温度（℃）

135

ペデスタル水半径（m）

デブリ保有熱を小さめに評価する観点か

備考
概略値を使用外部水源温度
ＲＰＶ破損時のドライウェル圧力の包絡値（0.3MPa）における飽和温度
コリウムシールド厚さをの，コリウムシールド内半径1.8－187とした場合

別紙
デブリ少量落下時のＳＥ発生可能性を考慮したペデスタル注水管理について

原子炉注水機能が喪失しＲＰＶ破損に至るような状況においては，デブリが継続的に落下することによりペデスタル内の水は飽和状態となりＳＥの発生は抑制されると考えられることから，ＲＰＶ破損の検知後には，確実なデブリ冠
水及び冷却のため，ペデスタル満水相当まで連続して注水を行うとともに，その後もデブリの冷却に必要な量の注水を継続することとしている。その手順は以下のとおりである。
(a)

ＲＰＶ破損前ペデスタルへの事前注水及び排水配管からの排水により，水位は 1m に維持される。

(b)

ＲＰＶ破損後ＲＰＶ破損を判断した場合には，ペデスタル満水相当の水位 2.75m まで注水を実施する。その後は，2.25m 及び 2.75m 高さの水位計を用いて，水位を 2.25m から 2.75m の範囲に維持するようペデスタル注水を実施し，サブクール度を小さく保ちＳＥの発生を抑制する。
一方，ＲＰＶ破損前に原子炉注水機能が復旧した場合等に，少量のデブ
リがペデスタルに落下し残りの大部分がＲＰＶ内に残存する可能性や，デブリがごく少量ずつ継続して落下する可能性も考えられ，デブリ落下挙動には不確かさが存在する。したがって，このような場合において，ペデス
タル注水により水深が深く，サブクール度の大きい水プールが形成され，その後ＲＰＶ内に残存したデブリが落下した際に万が一ＳＥが発生する可能性についても考慮し，上記(a)及び(b)の手順に加え，以下(c)の手順によりペデスタルへの注水を管理することとする。
1.8－188

(c)

ＲＰＶ破損後（デブリの落下量が少量の場合）
ペデスタル満水（水深，約 81ton）の水を飽和温度に到達させるデブリ量は約 31ton（全体の約 11％）であり，その堆積高さは約 0.15m となる。これより，ペデスタル底面から 0.2m 高さにデブリ検知器を設置
し，ＲＰＶ破損判断後においても 0.2m 高さまでのデブリ堆積が検知されない場合には，0.5m 及び約 1m 高さの水位計を用いて，水位 0.5m 未満を検知した場合に水位約 1m までペデスタルへ注水する間欠注水を行うこと
により，深い水プールの形成を防止しＳＥの発生を抑制する。
第 1 図に示す重大事故等対処設備の計装設備を用いた水位管理により，
上記のとおりデブリの冠水状態は維持・監視可能であるが，デブリの冠水状態が維持されていることを別のパラメータにより参考情報として得られるよう，自主設備として 1m より上部に気相部温度計を設置し，気相部温度が格納容器圧力に対する飽和温度相当であることを確認する。気相部温度計は蒸気密度が高い水面付近（ペデスタル底面から約 1.1m）に設置するとともに，気相部温度計の上部に輻射熱抑制板を設置することにより，
人通用開口部下端（ペデスタル底面から約 2.8m 高さ）付近に設置されているターンテーブル等のペデスタル上部にデブリが付着した際の輻射熱の影響を抑制し，飽和状態の雰囲気温度を計測可能な設計とする。

1.8－189

第1図

ペデスタル水位管理の概念図

1.8－190

別添 2
ペデスタル排水設備対策について1．

はじめに
通常運転中，事故発生からＲＰＶ破損まで及びＲＰＶ破損後について，
水位管理に必要な排水設備対策の方針を各々記載する。

１）通常運転時①ペデスタル内床ドレンサンプ
・ドライウェル内ガス冷却装置から発生する凝縮水，漏えい位置を特定できない格納容器内の漏えい水（以下「漏えい水」という。）が流入する設計とする。（第 1 図）・サンプの水位は，サンプから排水する排水配管の入口（スワンネック）
高さを床面から 1m に設定することで，常時 1m の水位を保つことが可能な設計とする。（第 1 図）・サンプへの流入水は，高さ 1m に設置する排水配管の入口（スワンネック）から，排水配管内を通じてサプレッション・チェンバを経由し．格
納容器外の原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ全量排水される設計とする。（第 1 図）・漏えい水は，運転中に生じるドライウェル内ガス冷却装置からの凝縮水の流入によってサンプ水位は常時 1m に維持されているため，サンプに流入する全量が排水され，原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備に至る過程で，床ドレン用流量計により 0.23m ３ ／h を検出することが可能な設計とする。（第 1 図）
・排水配管水平部の勾配は，通常運転中の排水性を確保する観点及びＲＰ
Ｖ破損後にスリット内でデブリが凝固するための必要な距離（スリット
1.8－191全長は）を短くする観点から，スリットの勾配をた設計とする。（第 1 図）に制限しなお，ＲＰＶ破損までの排水性に対しては，スリットの勾配は影響しない。

第1図

ペデスタル床ドレンサンプの通常運転時流入水及び排水経路図

1.8－192②ペデスタル内機器ドレンサンプ
・原子炉再循環ポンプグランド部からの排水，機器からのリーク水及び機器点検時のドレン水が流入する設計とする。（第 2 図）・ドレン水は，サンプ内で冷却（原子炉補機冷却水配管により）され，原
子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプへ全量排出される設計とする。（第2 図）・原子炉補機冷却水配管をサンプ内部に通し，高温のドレン水を冷却することができる設計とする。（第 2 図）・サンプからの排水は，原子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプ設備に至る過程で，機器ドレン用流量計により排水量を計測し，5.70m ３ ／h の排水（漏えい量）を検出することが可能な設計とする。（第 2 図）・排水配管水平部の勾配は，通常運転中の排水性を確保する観点及びＲＰ
Ｖ破損後にスリット内でデブリが凝固するため必要な距離（スリット全長は）を短くする観点から，スリットの勾配をに制限した設計とする。（第 2 図）・サンプには複数のドレン水が流入するため，排水性確保の観点からベント管を設置する設計とする。

1.8－193

NO.

流入元

運転中の状態①

原子炉再循環ポンプ(A)グランド部排水，機器からのリーク水 (*1)，機器点検時のドレン水(50A)(＊2)

常時排水有

②

原子炉再循環ポンプ(A)点検時のドレン(50A) (*2)

常時排水なし③

原子炉再循環ポンプ(B)グランド部排水，機器からのリーク水 (*1)，機器点検時のドレン水(50A)(*2)

常時排水有

④

機器点検時のドレン水(80A)(*2)

常時排水なし⑤

原子炉再循環ポンプ(B)点検時のドレン(50A) (*2)

常時排水なし⑥

原子炉補機冷却水配管(50A)

常時流入*1：弁ｸﾞﾗﾝﾄﾞ部からのﾘｰｸ水（運転中）*2：通常閉の弁を開にし排水（定検時のみ）
第2図

ペデスタル機器ドレンサンプの運転中流入水及び排水概要図

1.8－194２）事故発生からＲＰＶ破損前まで①ＲＰＶ破損前までに達成すべき条件
・デブリ落下までの間，ペデスタル床ドレンサンプの水位を 1m に維持すること。
②条件を達成するための設備対策
a．ドライウェルからの流入水の遮断
・ペデスタル床ドレンサンプへの流入水を遮断するため，ドライウェル
圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）信号により，ペデスタル流
入水の制限弁（床ドレン）を閉にする設計とする。（第 3 図(a)(c)）
・制限弁を閉にすることにより，格納容器スプレイ水等のペデスタルへ流入する可能性のある水は，ベント管を介してサプレッション・プー
ルへ排水される設計とする。（第 3 図(a)(c)(d)）
b．ペデスタルへの流入水の排出・事故発生により格納容器外側隔離弁は開から閉状態となり，ペデスタ
ル床ドレンサンプへの流入水の格納容器外への排水は遮断されるが，通常運転中から床ドレン排水弁を開の状態にしておくことで，ベント管を介してサプレッション・プールへ自然排水される設計とする。
（第 3 図(a) (c)(d)）
・事故時のペデスタル床ドレンサンプへの流入水により，ペデスタル床
ドレンサンプの水位は上昇するが，ＲＰＶ破損までの間に，ペデスタ
ル床ドレンサンプの水位が，1m まで排水可能な設計とする。（別紙）
・以下を考慮し，床ドレン排水配管のベント管への接続高さをペデスタ
ル床のコンクリート表面よりる。（第 3 図(a)）
1.8－195下の位置に設置する設計とす床ドレン排水配管のベント管への接続高さは，サンプへの流入水の排水流量を確保する観点からは低い方が望ましいが，スリット内部
でのデブリ凝固の確実性向上の観点からは，スリット内に水を保有させるためスリットより高くする必要がある。このため，床ドレン
排水配管のベント管への接続高さは，床ドレン排水配管の下端位置
がスリット高さ方向の流路（10mm）の上端の位置になるように設置する設計とする。（第 3 図(a)）
スリットの設置高さを低くする場合，スリット内でデブリが凝固した際に，床スラブ鉄筋コンクリートの温度上昇による強度低下が懸念される。そこで，コリウムシールド無しの条件において温度による強度低下を考慮しても床スラブの健全性が確保されるスリット高さ（ペデスタル床のコンクリート表面から下）にスリットを設置する。（第 3 図(a)）
・床ドレン排水配管を接続するベント管については，真空破壊弁作動時のベント管内のサプレッション・チェンバからドライウェルへの上昇流が排水に影響することがないよう，真空破壊弁が設置されていない
ベント管を対象とする設計とする。（第 3 図(d)）
・ベント管に接続する床ドレン排水弁は，ＲＰＶ破損前のペデスタル注
水により水位が上昇し 1m を超える高さの水位計が水位を検出した
後，ベント管を通じた排水により水位が低下し同水位計にて水位が検出されなくなった場合に，一定の時間遅れ（当該水位計高さから 1m
高さまでの排水に必要な時間を考慮）で自動閉止する設計とする。これにより，ＲＰＶ破損後のペデスタル水のサプレッション・プールへの流出を防止する。なお，地震によるスロッシング等により万一排水弁が意図せず閉止した場合には，運転員操作により早期に排水弁を開1.8－196

放する手順とする。
・機器ドレン排水配管及び排水弁による排水経路から，ＲＰＶ破損後のペデスタル水がサプレッション・プールへ流出することを防ぐため，
床ドレン排水弁と同時に自動閉止する設計とする。また，機器ドレン
排水配管のベント管への接続高さ及び接続位置（真空破壊弁が設置されていないベント管に設置する）は，床ドレン排水配管と同じ設計とする。（第 3 図(d)(e)）

ペデスタルに流入した水はベント管（真空破壊弁が設置されていないもの）を介してサプレッション・
プールへ排水される。ベント管は，格納容器スプレイ水等の流入も考えられるが，ベント管は個数が 108本あり，約 0.6m の直径を有していることから，ベント管の単位面積あたり流れる格納容器スプレイ水等の流量はわずかであり，ペデスタルへの流入水の排水性に影響はないと考えられる。
サプレッション・チェンバからの格納容器ベント用の配管下端は，ペデスタル床のコンクリート表面より
下であり，排水配管のベント管への接続高さよりも高い位置に設置されている。ただし，格納容器ベント中のサプレッション・プール水の最高水位は，ペデスタル床のコンクリート表面より約 0.62m
下であり，床ドレン排水配管のベント管への接続高さよりも低い位置となるため，格納容器ベント中でも床ドレン排水配管が水没することは無い。（別第 2－3 図(b)）
【参考】最も高い位置の真空破壊弁はペデスタル床のコンクリート表面より約 0.47m 下であり，床ドレン
排水配管のベント管への接続高さよりも高い位置であるが，その他の真空破壊弁はペデスタル床のコンクリート表面より約 1.36m 下であり，床ドレン排水配管のベント管への接続高さよりも低い位置に設置されている。

第 3 図(a)ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要
1.8－197

第 3 図(b)ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

第 3 図(c)ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

1.8－198

第 3 図(d)

第 3 図(e)ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

1.8－199３）ＲＰＶ破損後①ＲＰＶ破損後に達成すべき条件
・ペデスタル床ドレンサンプへ落下したデブリを冷却するために，注水できること。
・ペデスタル床ドレンサンプの水位を管理できること。
②条件を達成するための設備対策
・ＲＰＶ破損後，デブリが機器ドレン配管及び原子炉補機冷却水配管を溶融することにより，当該配管からペデスタル内へ内包水が流入することを防止するため，ドライウェル圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）信号により，ペデスタル流入水の制限弁（機器ドレン及び原
子炉補機冷却水）を閉にする設計とする。（第 4 図）・ＲＰＶ破損後のデブリ落下後に，格納容器下部注水系から注水を行う設計とする。（第 4 図）

1.8－200

第4図

ペデスタル床ドレンサンプ注水概要図

1.8－201

添付資料1.8.8
原子炉圧力容器の破損判断について

炉心損傷後に原子炉へ注水されない場合，溶融炉心が原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）の炉心下部プレナムに落下（リロケーション）し，その後ＲＰＶが破損することとなるが，リロケーション後のＲＰＶ破損のタ
イミングには不確かさが存在する。ＲＰＶ破損後は，ペデスタル（ドライウ
ェル部）に溶融炉心が落下することにより，ペデスタル（ドライウェル部）
水への伝熱による蒸発及び水蒸気発生に伴う格納容器の圧力上昇が発生することから，格納容器スプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）注水を実施するために，ＲＰＶ破損を速やかに判断する必要がある。
このため，ＲＰＶ破損前に，事象の進展に応じて生じる物理現象（原子炉水位低下，リロケーション）を検知できる【破損徴候パラメータ】によって，ＲＰＶ破損の徴候を検知し，徴候を検知した以降のＲＰＶ破損に至るまでの間はＲＰＶ破損を検知可能なパラメータ【破損判断パラメータ】を継続的に監視することによって，ＲＰＶ破損の速やかな判断が可能となるようにする。

1.8－202

第1表

パラメータ
【破損徴候パラメータ】
原子炉水位

制御棒位置

1.8－203

ＲＰＶ下鏡部温度（第 1 図）過渡事象及びＬＯＣＡ事象時のＲＰＶ破損判断パラメータ設定の理由

設定の理由
原子炉水位の低下・喪失により，リロケーションに先立ち発生する炉心の露出を検知するものであり，Ｒ
ＰＶ破損前における事象進展の把握のため設定。
ＲＰＶ下部に制御棒位置検出のためのケーブルが設置されており，溶融炉心が下部プレナムに落下した際のケーブル接触に伴う指示値喪失を検知することによりリロケーションの発生を検知可能であり，ＲＰＶ
破損前における事象進展の把握のため設定。
ＲＰＶ下鏡部温度 300℃到達を検知することにより，リロケーション発生後におけるＲＰＶ下鏡部の温度上昇を検知可能であり，破損徴候パラメータとして設定可能。なお，ＲＰＶ内が 300℃到達の状態は，逃がし安全弁（安全弁機能）最高吹出圧力に対する飽和温度を超えており，ＲＰＶ内が過熱状態であることを意味するため，リロケーション前に下部プレナムに水がある状態では到達しない。

【破損判断パラメータ】
・ＲＰＶ下鏡部温度により破損徴候を判定した以降，ペデスタル（ドライウェル部）の水温が顕著に上昇
格納容器下部水温するのはＲＰＶ破損時のみであり，ＲＰＶ破損の誤検知の恐れはない。
（第 2 図）・少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさを考慮しても，格納容器下部水温計の上昇又は指示値喪失により，ＲＰＶ破損の速やかな判断が可能。
【従来の破損判断パラメータ等】
・原子炉圧力以下の理由により，破損判断パラメータとして設定しない・ドライウェル圧力・ＬＯＣＡ事象のリロケーション時等，ＲＰＶ破損時と同様の傾向を示す場合が存在する。
・ドライウェル雰囲気温度
又は・ペデスタル（ドライウェル
・少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさを考慮した場合，変化幅が部）雰囲気温度，等小さい。

VESSEL TOP HEAD ADJAC TO FLANGE（135°，270°）
VESSEL TOP HEAD FLANGE（135°，270°）
VESSEL WALL ADJAC TO FLANGE（0°，135°，270°）

VESSEL HEAD STUD
（135°，270°）
VESSEL FLANGE（0°，135°，270°）
括弧内は RPV 上側から見た下図の角度で温度計検出位置を表している。
（ は重大事故等対処設備）

FEED WATER NOZZLE（90°，90°，210°，210°）0°：重大事故等対処設備
270°

90°

180°

VESSEL BOTTOM ABOVE SKIRT JCT（0°，135°，270°）

SUPPORT SKIRT TOP（0°，135°，270°）

VESSEL BOTTOM HEAD
（120°，225°，340°）＊＊角度については設計図面からの読み取り

SUPPORT SKIRT AT MTG FLANGE（0°，135°，270°）0°

VESSEL BOTTOM ABOVE SKIRT JCT
VESSEL BOTTOM HEAD
270°

90°

180°

RPV 下鏡部及びボトムスカート上部
温度計検出位置（ RPV 上側から見た図）第 58 条で重大事故等対処設備とする温度計の検出位置は代表性を考慮してＲＰＶ上部，中部，下鏡部及びボトムスカート上部各々1 箇所としている。
炉心損傷が進み損傷炉心が溶融すると，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行する。その後，溶融炉心が下部プレナムの構造物を溶融し，炉心支持板の上にある溶融炉心が全て下部プレナムに落下するとともに，下鏡部の温度が上昇
し，いずれはＲＰＶ破損に至る。このようにＲＰＶ破損前には，下部プレナムに全量の溶融炉心が落下することを考慮すると，ＲＰＶ破損の徴候を検知するには下鏡部の 1 つの温度計で十分と考えられるが，東海第二発電所では高さ方
向及び径方向ともに位置的に分散された 2 箇所の温度計を重大事故等対処設備とし，ＲＰＶ破損徴候の検知性の向上を図っている。

第1図

ＲＰＶ温度計検出位置

1.8－204