－7－－8－この原子炉圧力計は、ゲージ圧（絶対圧と大気圧との差圧）を計測するものであるため、実際には、圧力伝送器内で測定した圧力は、基準面器側配管の圧力（絶対圧）から大気圧を差し引いた値として換算される（図Ⅱ-1-1 及び 2 参照）。
原子炉格納容器
基準面器

半導体圧力センサ

基準面器側配管

大気圧側

隔液ダイアフラム

隔液ダイアフラム

圧力伝送器

封入液

図Ⅱ-1-2 圧力伝送器
株式会社日立製作所のカタログを基に作成

図Ⅱ-1-1 原子炉圧力計の概要

基準面器は、原子炉水位計と共通のものが用いられており、1 号機から 3号機まで、いずれも有効燃料頂部（TAF）+5,000mm よりやや上方に、圧力容器から基準面器に圧力容器内雰囲気を取り込む配管が設けられており、原子炉圧力の変化に応じて、圧力伝送器内にある隔液ダイアフラムにかかる水圧に変化が生じることになる。
② そして、圧力伝送器内において、基準面から基準面器側配管を通じて隔液ダイアフラムにかかる水圧から大気圧を差し引いた差圧に応じて、半導体圧力センサによって電気抵抗に変換され、電気回路において増幅された後、最小 4mA、最大 20mA 直流の電流に変換・出力される。
この直流電流が、圧力伝送器から中央制御室制御盤裏にある信号変換処理部に電気回線を通じて送られて信号変換処理され、最小 1V、最大 5V の電圧に変換される。そして、かかる電圧の大小変化に応じて、一定の電圧に達した場合に「原子炉圧力高」等の警報信号が発信されたり、原子炉圧力の数値に換算して計算機に記録されたり、表示器に原子炉圧力として表示されたり

-9-

－10－

止域の測定範囲下限のやや下方に取り付けられている（図Ⅱ-1-4 及び 5 参照）。
○表示単位はミリメートル（1号機は、他号機と異なり、原子炉水位を表す単位は㎝であるが、他号機との比較を容易にするため、㎜換算とした。）

広帯域

狭帯域

燃料域+5,000+1,500 +1,500
00+3,430

原子炉格納容器-1,500基準面器シュラウド0
TAF（有効燃料頂部）

炉心
ダウンカマ

-3,000（BAF）

ジェットポンプ

差圧伝送器

差圧伝送器

（燃料域）

（広帯域・狭帯域）

図Ⅱ-1-4 原子炉水位計の概要（1 号機）

原子炉格納容器

狭帯域

広帯域

燃料域
+5,000+4,170

基準面器（表示単位はミリメートル）+1,500 +1,500
00
シュラウド

-3,900（3号機）-4,000（2号機）
0TAF（有効燃料頂部）-3,700
（BAF)

ダウンカマ
炉心

ジェット
ポンプ

差圧伝送器

差圧伝送器

差圧伝送器

（燃料域）

（広帯域）

（狭帯域）

図Ⅱ-1-5 原子炉水位計の概要（2 号機及び 3 号機）

これらの測定範囲の異なる原子炉水位計のうち、燃料域水位計は、比較的低レンジの原子炉水位を計測するところ、低レンジでは、圧力容器内の炉内構造物の影響を受け、燃料が蔵置されているシュラウド内と、シュラウド外側のダウンカマ部との間で水位が異なってくる。そこで、燃料域水位計は、- 11 -

燃料の露出の有無、程度を可能な限り把握できるように、比較

蒸気的シュラウド内水位の影響を受けやすく、かつ、シュラウド内気水分離器の発泡による水位上昇分を差し引いた実際の水位に近いとされ

シュラウド

ダウンカマ

るジェットポンプ内に炉側配管入口を設けている3。また、この燃料棒

ジェットポンプ

炉側配管入口の取付け位置は、
水

有効燃料下端（BAF）よりやや下部プレナム下方とされている（前掲図Ⅱ-1-4 及び 5 並びに図Ⅱ-1-6 参

制御棒

図Ⅱ-1-6 原子炉圧力容器（シュラウド、ダウンカマ）照）。
なお、
BAF は、
1 号機が TAF-3,000mm、2 号機及び 3 号機が TAF-3,700mmである。
② 原子炉水位計によって、炉側配管圧力から基準面器側配管圧力を差し引いた値の範囲は異なる。
通常、実際の原子炉水位は、基準面器水位よりも低いため、炉側配管圧力の方が基準面器側配管圧力よりも小さくなる。
したがって、差圧伝送器で計測する炉側配管圧力から基準面器側配管圧力を差し引いた値は負の値となる。原子炉水位が低下すれば、炉側配管圧力は小さくなるので、炉側配管圧力と基準面器側配管の差圧は、より絶対値の大きな負の値で示される。
1 号機の現場対処で実際に用いられた原子炉水位計（燃料域）について言えば、炉側配管圧力から基準面器側配管圧力を差し引いた値は-78.53kPa から-1.06kPa までとなり、この差圧を原子炉水位（燃料域）に換算すると、それぞれ TAF-3,000mm から+5,000mm までとなり4、これが、この原子炉水これに対し、広帯域、狭帯域及び停止域の原子炉水位計の炉側配管は、圧力容器ダウンカマ部に炉側配管入口が設けられている。
4 1 号機は、他号機と異なり、原子炉水位を表す単位が cm であるが、他号機との比較を容易にするた
3- 12 -

位計の測定範囲となる（図Ⅱ-1-7 参照）。
圧力容器

原子炉格納容器
基準面器〈差圧〉（炉側配管圧力）－（基準面器側配管圧力）○1号機+5,000mm （1～3号機）-78.53kPa ～ -1.06kPa（TAF -3,000mm） （TAF +5,000mm ）○2号機及び3号機（A） -93.35kPa ～ -11.51kPa（B） -93.53kPa ～ -11.70kPa

TAF（TAF -3,700mm）（TAF +5,000mm）（1号機は、他号機と異なり、原子炉水位を表す単位はcmであるが、他号機との比較を容易にするため、mm換算とした。）-3,000mm （1号機）-3,700mm （2、3号機）
BAF

差圧伝送器

図Ⅱ-1-7 原子炉水位計（燃料域）の差圧

また、2 号機の現場対処で実際に用いられた原子炉水位計（燃料域）には、差圧伝送器、基準面器側配管及び炉側配管の位置関係によって二つのタイプがある。その一つは、炉側配管圧力から基準面器側配管圧力を差し引いた値
として-93.35kPa から-11.51kPa まで測定し、もう一つは、炉側配管圧力から基準面器側配管圧力を差し引いた値として-93.53kPa から-11.70kPa まで測定する。これらの測定値を原子炉水位（燃料域）に換算すると、それぞれ
TAF-3,700mm から+5,000mm までとなり、これが、これらの原子炉水位計の測定範囲となる（前掲図Ⅱ-1-7 参照）。
さらに、3 号機の現場対処で実際に用いられた原子炉水位計（燃料域）についても、2 号機と同様に、差圧伝送器、基準面器側配管及び炉側配管の位置関係によって二つのタイプがある。その一つは、炉側配管圧力から基準面器側配管圧力を差し引いた値として-93.35kPa から-11.51kPa まで測定し、もう一つは、炉側配管圧力から基準面器側配管圧力を差し引いた値として-93.53kPa から-11.70kPa まで測定する。これらの測定値を原子炉水位（燃料域）に換算すると、それぞれ TAF -3,700mm から+5,000mm までとなり、これが、これらの原子炉水位計の測定範囲となる（前掲図Ⅱ-1-7 参照）。

め、mm 換算とした。

- 13 -

－14－

（ｃ）D/W 圧力計
D/W 圧力計は、格納容器内側の検知地点から直接計装配管を通じて圧力伝送器6に送られた D/W 内雰囲気圧力で計測する（図Ⅱ-1-11 参照）。

原子炉圧力容器を、圧力伝送器内の隔液ダイアフラム
そして、圧力伝送器内において、この計測された圧力が半導体圧力センサによって電気抵抗に変換・増幅された格納容器（D/W）

後、最小 4mA、最大 20mA 直流の電流に変換・出力され、圧力伝送器から中央制御室制御盤裏にある信号変換処理部に送られる。その後、これが信号

圧力抑制室
（S/C）

圧力伝送器
D/W圧力

図Ⅱ-1-11 D/W 圧力計

変換処理され、最小 1V、最大 5V の電圧に変換され、D/W 圧力として換算後、「D/W 圧力高」等の警報信号等が発信されたり、計算機や表示器に表示されたりすることになる。
また、かかる電気系統を用いることなく、直接読み取り可能な D/W 圧力計
も、各号機 R/B 内計装ラックに設けられている。これは、圧力伝送器に接続される計装配管から分岐して配管に指示計が直接接続され、D/W 内雰囲気が同配管内を通じて指示計内部にあるブルドン管内に入り、その圧力に応じてブルドン管が伸縮し、その伸縮に応じて計測用の針が動く仕組みであり、電源を必要としない。
（ｄ）S/C 圧力計
S/C 圧力計には、電気系統を用いるものとして二つのタイプがある。その一つは、S/C 気相部に備え付けられた基準面器から基準面器側配管を通じて圧力伝送器に送られる水の圧力が原子炉圧力計と同様の方法で電気抵抗に変換さ

6

各号機 R/B 内の計装ラックに設置されている。

- 15 -

れるなどして、中央制御室の計装指示器で読み取り可能となるものである。もう一つは、S/C 気相部に備え付けられた計装配管を通じて送られる S/C 気相部
内雰囲気圧力を、D/W 圧力計換するなどして、中央制御室の計装指示器で読み取り可能

原子炉圧力容器と同様の方法で電気抵抗に変となるものである。両者の違いは、基準面器を用いて水圧格納容器（D／W）

を計測するか、又は基準面器

基準面器を用いることなく直接 S/C 気相部内雰囲気圧力を計測する
圧力抑制室（S/C）

かという点にある（図Ⅱ-1-12

圧力伝送器

図Ⅱ-1-12 S/C 圧力計参照）。

圧力伝送器

S/C圧力ｃ 各計装機器の電源
前記ｂ記載の各計装機器の電源は、交流 120V 原子炉保護系分電盤等から交流を直流に変換して直流 24V 電源装置を用いることとしている。すなわち、直流24V 電源装置から電源を供給できれば7、これを圧力伝送器や差圧伝送器まで電源供給し、この電源を用いて、圧力伝送器や差圧伝送器において計測した水圧や雰囲気圧力を電気抵抗へ変換・増幅して、中央制御室制御盤裏にある信号変換処理部等に送ることが可能となる。
ただし、読み取りのために必要な表示用計器の中には、かかる直流 24V の電源供給のみで表示可能なものもあれば、別途、交流 120V 電源による供給を要するものもある。後者の場合、交流 120V 電源が確保できなければ表示用計器による表示ができないが、それでも直流 24V の電源供給がなされている限り、圧力伝送器や差圧伝送器において計測がなされ、信号変換処理部までは計測された圧力に応じた電流が流れているので、テスターでその電流の大小やこれが変換された電圧の大小を計測して換算することによって計測可能となる。
7

全ての交流電源が喪失していたため、今回の事故対処においては、通常と異なり、合計 24V となるよう複数のバッテリーを接続して電源供給をした。

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は同日 15 時 35 分頃に福島第一原発に到達し、その後も断続的に福島第一原発に津波が到達した。
これらの津波により、O.P.+4m に設置されている RHRS ポンプ等周辺、さらに、O.P.+13m に設置されている 5 号機及び 6 号機の R/B、T/B 等周辺は、ほぼ全域が浸水した（中間報告資料Ⅱ-11 参照）。5 号機周辺の浸水高177は、O.P.+約13m から+約 14m（浸水深178は約 0.5m179から約 1m）であり、これにより 5 号
機 T/B 及びコントロール建屋（C/B）への浸水が見られた。また、6 号機周辺の浸水高は、O.P.+約 13.5m から+約 14.5m（浸水深は約 0.5m から約 1.5m）であり、これにより 6 号機 R/B、T/B 及び C/B への浸水が見られた。
ｃ 津波到達後の所内電源の状況
津波到達後の福島第一原発の所内電源設備の被害状況については、中間報告Ⅱ
３（３）のとおりである。なお、5 号機及び 6 号機に関連した設備の被害状況について、改めて表Ⅱ-3-1 に示す。
表Ⅱ-3-1 5 号機及び 6 号機の電源設備の被害状況
5号機○：機器は被水しなかった △：関連機器が被水したため機能喪失 ×：機器自体が被水した
DG
非常用M/C
常用M/C
共通M/C

機器

△ 5A
△ 5B
× 5C
× 5D
× 5A
× 5B × 5SA-1 × 5SA-2 × 5SB-1 × 5SB-2
T/B
T/B
T/B
T/B
C/B
C/B
C/B
C/B
C/B
C/B
設置場所
地下1階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階
非常用P/C

常用P/C

機器

× 5C

設置場所

T/B
T/B
C/B
地下1階 地下1階 地下1階

6号機

× 5D

× 5A

共通P/C

○ 5A-1

× 5B○ 5B-1

× 5SA × 5SA-1 × 5SB

T/B2階

C/B
地下1階

T/B
2階

C/B
T/B
C/B
地下1階 地下1階 地下1階○：機器は被水しなかった △：関連機器が被水したため機能喪失 ×：機器自体が被水した
DG
非常用M/C
常用M/C

機器

△ 6A

○ 6B

△ 6H

○ 6C

○ 6D

○ 6H

× 6A-1 × 6A-2 × 6B-1 × 6B-2

設置場所

R/B
DG建屋
R/B
R/B
R/B
地下1階
1階
地下1階 地下2階 地下1階

R/B
1階

T/B
T/B
T/B
T/B
地下1階 地下1階 地下1階 地下1階

非常用P/C
機器

○ 6C

○ 6D

常用P/C
○ 6E

× 6A-1 × 6A-2 × 6B-1 × 6B-2

R/B
R/B
DG建屋
T/B
T/B
T/B
T/B
設置場所
地下2階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階 地下1階

東京電力「福島原子力事故調査報告書（中間報告書）」（平成 23 年 12 月）を基に作成
177
178
179

浸水高とは、O.P.からの浸水の高さをいう。
浸水深とは、地表面からの浸水の高さをいう。
浸水深約 0.5m が観測された地点の浸水高は、O.P.+約 13.5m であった。

- 88 -

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当直は、復水移送ポ

図Ⅱ-3-1 5 号機及び 6 号機ケーブル敷設ルート（略図）

ンプを起動した後、同5 号機復水移送ポンプの電源復旧

日 21 時 頃 か ら 、
MUWC-RHR 接続配管弁及び RHR の注入
弁 を 開 操 作 し 、MUWC から RHR のB 系を介して原子炉に注水するラインを構成した（資料Ⅱ-3-4 参照）。

東京電力作成資料を基に作成

しかし、この時点で、後記（ｄ）のとおり、圧力容器頂部の弁を開状態としていたものの、徐々に上昇してきた原子炉圧力が約 1.5MPa gage を超えており、減圧しなければMUWC により原子炉注水を行うことができなかった。
（ｄ）SR 弁による原子炉減圧及び原子炉注水
前記（ｂ）のとおり、当直は、3 月 12 日 6 時 6 分頃、圧力容器頂部の弁を開操作して減圧した後、圧力容器頂部の弁を開状態のまま維持し、原子炉圧力等を継続的に監視していた。
しかし、圧力容器頂部の弁を開状態としていたものの、徐々に原子炉圧力が上昇し始めたため201、当直は、同月 13 日以降、RHR の配管又は主蒸気配管を通じて圧力容器から水を排出して原子炉減圧を試みたが、いずれの方法によっても原子炉圧力を降下させることはできなかった。そのため、同月 14 日 2 時
頃以降、当直は、SR 弁による減圧操作を実施するために格納容器内で作業を行うこともやむを得ないと考え、その具体的な検討を開始した。
前記（ａ）のとおり、5 号機について、5/6 号中央制御室内で SR 弁を操作するためには、5/6 号中央制御室の制御盤裏の電子回路に電源ヒューズの端子を圧力容器頂部の弁を開操作した後、3 月 12 日 6 時 30 分頃に約 0.2MPa gage を示していた原子炉圧力は、緩やかに上昇していき、同月 13 日 10 時頃に約 1.0MPa gage を超えた。なお、圧力容器頂部の弁の断面積は、SR 弁のそれの 9 分の 1 である。

201- 97 -－98－

できなくなった直後に、発電所対策本部に対し、復旧を依頼した。
これを受け、発電所対策本部復旧班は、これらの監視計器が、5 号機の交流120/240V 計測用主回路電源切替盤（以下「計測用切替盤」という。
）から交流120V 計測用分電盤を介して給電を受けていることから、津波到達後も作動していた 6 号機非常用 DG（6B）から 5 号機計測用切替盤に電源を融通することとした。そして、発電所対策本部復旧班は、仮設ケーブル敷設ルートについて検討を行い、6 号機非常用 DG（6B）から受電していた 6 号機計測用切替盤から、5 号機計測用切替盤まで仮設ケーブルを敷設することとした206。
発電所対策本部復旧班は、
3 月 12 日 3 時頃から仮設ケーブルの敷設作業を開始し、同日 5 時頃までには敷設作業を完了した207（資料Ⅱ-3-3 及び図Ⅱ-3-2 参照）。この結果、当直は、5/6 号中央制御室において、5 号機の交流電源で作動する原子炉水位計（停止域）等が確認できるようになった208。
また、同日 16 時 52分頃、5 号機直流 250V非常用バッテリーが枯図Ⅱ-3-2 5 号機及び 6 号機ケーブル敷設ルート（略図）5 号機交流監視計器及び 5 号機プロセス計算機等の電源復旧

渇したことに伴い、5号機の各種監視計器及び各設備の作動状況等を表示する設備（以下「プロセス計算機」という。）が機能しなくなったため209、当直は、東京電力作成資料を基に作成直流のバッテリーから給電される原子炉水位計（狭帯域）により、原子炉水位計（停止域）に換算して 1,500mm 以上であることを確認していた。
206 6 号機計測用切替盤は 5 号機 T/B 中地下階に、5 号機計測用切替盤は 5/6 号機 C/B1 階に、それぞれ設置されている。
207 5 号機及び 6 号機は定期検査中であったことから、協力企業の倉庫にケーブルが保管されており、このケーブルを活用した。なお、この電源融通作業では、発電所対策本部復旧班 4 名が約 70m のケーブルを敷設・接続した。
208 これらの監視計器は、電源として、120V の交流電源を要するもの、24V の直流電源を要するもの及びこれら双方を要するものがある。なお、この 24V の直流電源は、交流 120V 計測用分電盤から降圧・変換されて供給される。
209 津波到達以降、5 号機のプロセス計算機の電源は、5 号機直流 250V 非常用バッテリーから、直流- 99 -－100－

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一方、5 号機 RHR

図Ⅱ-3-3 5 号機及び 6 号機のケーブル敷設ルート（略図）

ポンプ（C）に 6 号仮設水中ポンプ設置及び 5 号機 RHR ポンプの電源復旧

機非常用 DG（6A）から電源を供給する
ために、発電所対策本部は、同月 18 日
18 時 7 分頃までに、6 号機非常用 DG（6B）から 6 号機非常用 DG（6A）のDGSW ポンプに電源を供給し231、同日
19 時 7 分頃、同DGSW ポンプが作東京電力作成資料を基に作成動することを確認した。そして、発電所

図Ⅱ-3-4 仮設水中ポンプのホース敷設ルート（略図）対策本部は、協力企業の協力を得て、同月 19 日 2 時頃までに、6 号機非常用 DG（6A）から電源が供給される 6 号機
M/C6C から 5 号機
M/C5C の負荷側に仮設ケーブルを敷設

東京電力作成資料を基に作成し、6 号機非常用 DG
6 号機非常用 DG（6B）から給電されていた 6 号機 P/C6C を介して、DGSW ポンプを負荷とする
DG6AMCC6C-5 に電源が供給された。
なお、中間報告Ⅱ３（３）ｂにおいて、6 号機 M/C6C は、非常用 DG から受電していなかったた
め、その機能維持を不明としていたが、3 月 19 日 4 時 22 分頃に、6 号機非常用 DG（6A）から受電するに当たり、特段の復旧作業を要していないことから、機能を維持していたと考えられる。

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ている。Hx/B には、残留熱除去機器冷却系（RHRC）272ポンプ、RHRS273ポンプ、非常用補機冷却系（EECW）274ポンプ等の非常用海水ポンプやこれらのポンプに電源を供給するための P/C が設置されている。
福島第一原発においては、崩壊熱の除去や機器の冷却に当たり、海側に設置した海水ポンプにより海水をくみ上げ、配管を通じてその海水を直接 R/B 内の熱交換器等に循環させている。一方、福島第二原発においては、くみ上げた海水を直接 R/B 内の熱交換器等に循環させるのではなく、R/B との間に淡水が循環する中間ループを設けた上で、それと海水を循環させるループとの間で熱交換を行うことにより冷却している。この方法による場合、熱交換器を Hx/B に設置することから、海水が R/B 内に直接流入することはない（図Ⅱ-5-1 参照）。
図Ⅱ-5-1 冷却水循環系の概要図

東京電力「福島原子力事故調査報告書（中間報告書）」（平成 23 年 12 月）等を基に作成

272

RHRC とは、RHR の熱交換器、RHR ポンプと低圧炉心スプレイ系ポンプの冷却器等に冷却水を供給する系統をいう。
273 RHRS とは、RHR の冷却水を冷却するための海水を供給する系統をいう。
274 EECW とは、各種非常用機器が原子炉冷却材喪失事故等において要求される機能を維持できるように、非常用 DG、非常用空調機器等に淡水冷却水を供給する系統であり、RHR ポンプのモーターにも冷却水を供給する。

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2 号機の RHRC ポンプ（2A、2B、2C 及び 2D）並びに EECW ポンプ（2B）、
4 号機の EECW ポンプ（4B）は、2 階に設置280され、その他の非常用海水ポンプは全て 1 階に設置されている。
福島第二原発に到達した津波は海側エリア全域に浸水し、各号機の Hx/B も浸水した。各号機の Hx/B は地下 1 階が水没し、1 階については、浸水の痕跡から 3 号機南側エリアを除き、床面から 2m 以上浸水したと認められる。
津波により、1 号機については RHRC ポンプ（1A、1B、1C 及び 1D）並びに EECW ポンプ（1A 及び 1B）が、2 号機については RHRS ポンプ（2A、2C及び 2D）並びに EECW ポンプ（2A）が、3 号機については RHRC ポンプ（3A及び 3C）並びに EECW ポンプ（3A）が、4 号機については RHRC ポンプ（4A、4B、4C 及び 4D）、RHRS ポンプ（4A、4B 及び 4C）並びに EECW ポンプ（4A）が、それぞれモーターの被水のため機能を喪失した（表Ⅱ-5-1 及び資料Ⅱ-5-8参照）。

表Ⅱ-5-1 Hx/B における非常用海水ポンプ及び非常用 P/C の津波到達後の被害状況

東京電力「福島原子力事故調査報告書（中間報告書）」（平成 23 年 12 月）を基に作成（ｂ）Hx/B に設置された非常用 P/C の状況
前記（２）ｂ（ｃ）のとおり、RHRC ポンプ、RHRS ポンプ及び EECW ポ
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Hx/B1 階に設置スペースがなかったことから 2 階に設置したものであり、津波対策の観点からこの配置とされたわけではない。

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（図Ⅱ-5-3 参照）。
3 月 11 日 14 時 48 分

図Ⅱ-5-3 1/2 号中央制御室のレイアウト

頃、当直は、1 号機及び2 号機共に全制御棒が挿入され、原子炉が自動スクラムしたことを中央制御室内の制御盤の表示により確認し、当直長が運転管理部長に PHSでこれを報告した。
その後、当直は、当直長の指示を受け、原子炉の高温かつ高圧の蒸気を主蒸気配管からター

東京電力作成資料を基に作成

ビンバイパス弁を介して主復水器に送り、ここで凝縮させた水を給復水系で原子炉に戻すという方法
により、原子炉圧力の制御を開始した285。
地震の揺れが収まった後、当直長は、作業のため R/B、T/B 等の現場に出ていた当直に PHS で連絡を取り、人員の確認をして中央制御室に戻るように指示した。
また、同日 14 時 48 分頃、新福島変電所の断路器の損傷により、富岡線 2 号線からの受電が停止となったが、富岡線 1 号線及び岩井戸線 2 号線の 2 回線からの受電が継続していた。

（ｃ）3/4 号中央制御室の動向
地震発生直後、3/4 号中央制御室において、当直は、身体の安全を確保するとともに、原子炉の自動スクラムに備えて制御盤上方の警報窓を注視していた
285

福島第二原発 1 号機から 4 号機では、全ての外部電源が失われた福島第一原発 1 号機から 3 号機と異なり、地震が発生した際に主蒸気隔離弁が閉とならなかったことから、原子炉圧力制御のため、主復水器を用いることが可能であった。

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（図Ⅱ-5-4 参照）。
3 月 11 日 14 時 48

図Ⅱ-5-4 3/4 号中央制御室のレイアウト

分頃、当直は、3 号機及び 4 号機共に全制御棒が挿入され、原子炉が自動スクラムしたことを制御盤の表示により確認し、当直長が運転管理部長に PHS でこれを報告した。
その後、当直は、当直長の指示を受け、原子炉の高温かつ高圧の蒸気を主蒸気配管から東京電力作成資料を基に作成タービンバイパス弁を介して主復水器に送り、ここで凝縮させた水を給復水系で原子炉に戻すという方法により、原子炉圧力の制御を開始した286。
地震の揺れが収まった後、当直長は、ページング等を用いて、建屋内でパトロール等を行っていた当直に対して、人員の確認をして中央制御室に戻るように指示した。
同日 14 時 48 分頃、3 号機及び 4 号機についても、1 号機及び 2 号機と同様に、新福島変電所の断路器の損傷により富岡線 2 号線からの受電が停止となったが、富岡線 1 号線及び岩井戸線 2 号線の 2 回線からの受電が継続していた。
（５）津波到達以降の 3 月 11 日の状況及びこれに対する対処（3 月 11 日 15 時 22 分頃
以降）
ａ 第二発電所対策本部の動向（ａ）緊急時対策室の停電及び復旧状況

286

前記脚注 285 参照。

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図Ⅱ-5-5 格納容器ベントラインの概要

東京電力作成資料を基に作成

同日 9 時 43 分頃、1 号機及び 2 号機の当直長は、運転管理部長の指示を受け、1/2 号中央制御室において、1 号機の S/C ベントラインを構成する作業を開始した。その後、同日 10 時 21 分頃、1 号機について、格納容器 SGTS 側ベント弁の駆動源である空気を送るための電磁弁が、電源喪失により開操作できない状況であることが判明した。そこで、当直長は、同日 10 時 32 分頃、S/C ベントラインの構成作業を中断し、第二発電所対策本部復旧班に対し、この電磁弁の電源復旧を依頼した。
第二発電所対策本部発電班は、1 号機について復旧作業を行う間、2 号機から 4号機までの格納容器ベントラインの構成準備に順次取り掛かることとした。
これを受け、各当直長は、2 号機については同日 10 時 33 分頃から同日 10 時58 分頃までに、3 号機については同日 12 時 8 分頃から同日 12 時 13 分頃までに、4 号機については同日 11 時 44 分頃から同日 11 時 52 分頃までに、それぞれサプレッションチェンバ N₂ベント弁の開操作を残した状態で S/C ベントラインの構成準備を完了させた（図Ⅱ-5-5 参照）。

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