添付書類十の一部補正

添付書類十を以下のとおり補正する。
頁

行

補正前

補正後

10－目－415 行～ 評価項目となるパラメー 評価項目となるパラメー
17 行
タに有意な影響を与える タに有意な影響を与える
重要現象一覧（運転中の原 重要現象一覧（運転停止中
子炉における重大事故に の原子炉における重大事
至るおそれがある事故） 故に至るおそれがある事
故）10－目－510 行～ 「全交流電源喪失（外部電 「全交流動力電源喪失（外11 行
源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再 部電源喪失＋DG 喪失）＋閉失敗」の重大事故等対策 SRV 再閉失敗」の重大事故について等対策について10－目－518 行～ 「崩壊熱除去機能喪失（残 「崩壊熱除去機能喪失（残19 行
留熱除去系が故障した場 留熱除去系が故障した場合）」における重大事故等 合）」の重大事故等対策に対策についてついて

10－目－14

1 行～
2行「全交流動力電源喪失（外 「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋ 部電源喪失＋DG 喪失)＋
直流電源喪失）の対応手順 直流電源喪失」の対応手順の概要の概要

10－目－14

3 行～
4行「全交流動力電源喪失（外 「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋ 部電源喪失＋DG 喪失)＋
直流電源喪失）の作業と所 直流電源喪失」の作業と所
要時間
要時間

10－目－29

14 行と （追加）
15 行の間

10－目－29

15 行

第 7.2.5－14 図 原子炉
格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融物の落下量及び溶融物のポロシティを保守的に考慮する場合）

第 7.2.5－14 図 原子炉 第 7.2.5－15 図 原子炉
格納容器下部床面及び壁 格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量 面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の崩壊熱 の推移（溶融炉心の崩壊熱

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－目－1

頁

行

補正前

補正後

を保守的に考慮する場合）を保守的に考慮する場合）
10－目－29

18 行～ 「想定事故 1」の重要事故 「想定事故 1」の重大事故
19 行等対策の概略系統図（使用 等対策の概略系統図（使用済燃料プールへの注水） 済燃料プールへの注水）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－目－2

頁

行

補正前

補正後

10－5－26

18 行～ 号機班は，当直（運転員）号機班は，当直（運転員）
19 行
からの重要パラメータの からの重要パラメータの入手，事故対応手段の選定 入手，事故対応手段の選定に関する当直（運転員）の に関する当直（運転員）へ支援を行う。
の情報提供を行う。

10－5－29

21 行と （追加）
22 行の間

10－5－37

10 行～ 各事象（重畳を含む）につ 各事象（重畳を含む）につ
13 行
いて，設計基準を超えるよ いて，設計基準を超えるよ
うな苛酷な状況を想定し うな苛酷な状況を想定した場合のプラントへの影 た場合の発電用原子炉施響度を評価し，特にプラン 設への影響度を評価し，特トの安全性に影響を与え に発電用原子炉施設の安る可能性のある自然現象 全性に影響を与える可能を選定し，さらに大規模損 性のある自然現象を選定
壊のケーススタディとし し，さらに大規模損壊のケて扱う事象をその中から ーススタディとして扱う選定した。
事象をその中から選定した。

10－5－37

19 行～ b.
特にプラントの安全 b.
特に発電用原子炉施23 行
性に影響を与える可能性 設の安全性に影響を与えのある自然現象の選定
る可能性のある自然現象
各自然現象について，設 の選定
計基準を超えるような非 各自然現象について，設常に苛酷な状況を想定し 計基準を超えるような非た場合にプラント安全性 常に苛酷な状況を想定しが損なわれる可能性につ た場合に発電用原子炉施
いて評価を実施し，発生し 設の安全性が損なわれる得るプラント状態（起因事 可能性について評価を実象）を特定した。
施し，発生し得るプラント
状態（起因事象）を特定しまた，参集する緊急時対策要員として，被災後 6 時間を目途に 40 名程度，被災
後 10 時間以内に 106 名を確保する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－1

頁

行

補正前

補正後
た。

10－5－38

1 行～
5行

主要な事象（検討した結 主要な事象（検討した結果，特にプラントの安全性 果，特に発電用原子炉施設に影響を与える可能性が の安全性に影響を与えるあるとして整理された事 可能性があるとして整理象）の影響を整理した結果 された事象）の影響を整理
を第 5.2－1 表，第 5.2－2 した結果を第 5.2－1 表，
表及び第 5.2－2 図にそれ 第 5.2－2 表及び第 5.2－
ぞれ示す。検討した結果，2 図にそれぞれ示す。検討
特にプラントの安全性に した結果，特に発電用原子影響を与える可能性のあ 炉施設の安全性に影響をる自然現象として選定さ 与える可能性のある自然
れたものは次のとおり。 現象として選定されたものは次のとおり。

10－5－38

21 行～ 上記 b.での整理から，プ 上記 b.での整理から，発22 行
ラントの最終状態は次の 電用原子炉施設の最終状
3 項目に類型化すること 態は次の 3 項目に類型化ができ，第 5.2－2 表に事 することができ，第 5.2－
象ごとに整理した結果を 2 表に事象ごとに整理し示す。
た結果を示す。

10－5－41

2 行～
5行(3) 大規模損壊発生時の (3) 大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びそ 対応手順書の整備及びそ
の対応操作
の対応操作
大規模損壊の対応に当 大規模損壊では，重大事
たっては，発電所外への放 故等時に比べて発電用原
射性物質放出の防止及び 子炉施設が受ける影響及抑制を最優先として，次に び被害の程度が大きく，そ示す各項目を優先実施事 の被害範囲は広範囲で不項とする。技術的能力に係 確定なものと想定され，ある審査基準の該当項目と らかじめシナリオを設定の関係を第 5.2－3 表に示 して対応することが困難す。
であると考えられることから，発電所対策本部における情報収集，運転員が実施する発電用原子炉施設

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－2

頁

行

補正前

補正後
の操作に対する支援が重要となる。
大規模損壊の対応に当
たっては，発電所外への放
射性物質放出の防止及び抑制を最優先として，次に示す各項目を優先実施事項とする。技術的能力に係る審査基準の該当項目との関係を第 5.2－3 表に示す。

10－5－426 行～
12 行

当該号炉に関する対応
また，発電所対策本部
操作の優先順位付けや実 は，発電用原子炉施設の影
施の判断は，一義的に事故 響予測を行い，その結果を発生号炉の当直副長が行 基に各機能班の責任者はう。
必要となる対応を予想しまた，緊急時対策本部 て先行的に準備を行う。
は，プラントの影響予測を 発電所対策本部長は，こ行い，その結果を基に各機 れらの情報を収集し，発電能班の責任者は必要とな 所全体の対応について総る対応を予想して先行的 括的な責任を負う。
に準備を行う。
緊急時対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全体の対応について総括的な責任を負う。

10－5－42

13 行～ 自然災害や人為事象が大 自然災害が大規模になり，
19 行規模になり，常設の設備で 常設の設備では事故収束
は事故収束が行えない場 が行えない場合は，発電所
合は，緊急時対策本部の支 対策本部の支援を受け，多援を受け，多様なハザード 様なハザード対応手順等
対応手順等の手順を使用 の運転操作手順書及び緊する。また，非常召集を行 急時対策本部用手順書でった場合，初動対応要員 判断基準を明確化して整は，5 号炉原子炉建屋内緊 備する手順を使用する。ま
急時対策所へ移動する。た た，非常召集を行った場

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－3

頁

行

補正前

補正後

だし，地震発生後防潮堤を 合，初動対応要員は，5 号超える津波により 5 号炉 炉原子炉建屋内緊急時対原子炉建屋内緊急時対策 策所へ移動する。ただし，所も使用できない場合は，地震発生後防潮堤を超え屋内外の利用できる施設 る津波により 5 号炉原子を緊急時対策所として利 炉建屋内緊急時対策所も用する。
使用できない場合は，屋内外の利用できる施設を緊
急時対策所として利用する。
10－5－42～
10－5－43

20 行～
8行

また，大規模損壊では，重 発電所全体の状態を把握
大事故時等に比べてプラ するための「プラント状態
ントが受ける影響及び被 確認チェックシート」及び害の程度が大きく，その被 各号炉における対応操作
害範囲は広範囲で不確定 の優先順位付けや対策決
なものとなることから，緊 定の判断を行うための発
急時対策本部における情 電所対策本部で使用する
報収集や運転員が実施す 対応フローを整備する。こるプラント操作の支援が の対応フローは，事故時運重要となる。このため，発 転操作手順書，多様なハザ
電所全体の状態を把握す ード対応手順，発電所対策るための「プラント状態確 本部の各機能班の対応ガ認チェックシート」及び各 イド等の相互関係の概略
号炉における対応操作の をまとめ，全体像を把握す
優先順位付けや対策決定 るツールとして発電所対の判断を行うための緊急 策本部の運営を支援する
時対策本部で使用する対 ために整備するものであ
応フローを整備する。この り，具体的な操作手順は個対応フローは，事故時運転 別の手順書等に記載する。
操作手順書，多様なハザー また，b.(b)項から(n)項のド対応手順，緊急時対策本 手順（第 5.2－4 表から第部の各機能班の対応ガイ 5.2－16 表）の中で使用すド等の相互関係の概略を ることを想定している設
まとめ，全体像を把握する 備については，チェックシ
ツールとして緊急時対策 ートの項目に盛り込むこ本部の運営を支援するた ととしている。
めに整備するものであり，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－4

頁

行

補正前

補正後

具体的な操作手順は個別の手順書等に記載する。また，技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 に沿って作成した手順（第 5.2－
4 表から第 5.2－16 表）の中で使用することを想定している設備については，
チェックシートの項目に盛り込むこととしている。
10－5－43

9 行～
18 行

当該号炉に関する対応操 当該号炉に関する対応操作の優先順位付けや実施 作の優先順位付けや実施の判断は，一義的に事故発 の判断は，一義的に事故発生号炉の当直副長が行う。生号炉の当直副長が行う。
万一，中央制御室の機能喪 万一，中央制御室の機能喪失時や中央制御室から運 失時や中央制御室から運転員が撤退する必要が生 転員が撤退する必要が生じた場合等，当直副長の指 じた場合等，当直副長の指揮下で対応できない場合 揮下で対応できない場合については，次に掲げる については，次に掲げる(a)，(b)及び(c)項を実施 (a)，(b)及び(c)項を実施
し，それ以外の場合につい し，それ以外の場合については，次に掲げる(b)及び ては，次に掲げる(b)及び(c)項を実施する。当直副 (c)項を実施する。当直副長又は当該号炉の対応操 長又は当該号炉の対応操作の責任者が判断した結 作の責任者が判断した結果及びそれに基づき実施 果及びそれに基づき実施した監視や操作について した監視や操作について
は，緊急時対策本部に報告 は，発電所対策本部に報告し，各機能班の責任者（統 し，各機能班の責任者（統括又は班長）は，その時点 括又は班長）は，その時点における他号炉の状況，リ における他号炉の状況，人
ソースや対応の優先順位 的リソースや資機材の確付け等を判断し，必要な支 保状況，対応の優先順位付
援や対応を行う。
け等を判断し，必要な支援や対応を行う。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－5

頁

行

補正前

補正後

10－5－43～
10－5－44

19 行～
2行

10－5－44

17 行～ 中央制御室の機能喪失時 中央制御室の機能喪失時
21 行や中央制御室との連絡が や中央制御室との連絡が取れない場合等，当直副長 取れない場合等，当直副長の指揮下で対応できない の指揮下で対応できない
場合には，緊急時対策本部 場合には，発電所対策本部
長は当該号炉の運転員又 長は当該号炉の運転員又は号機班の中から当該号 は号機班の中から当該号
炉の対応操作の責任者を 炉の対応操作の責任者をまた，パラメータが中央制 また，重大事故等時に対処
御室及び緊急時対策所の するために直接監視する
いずれでも確認できない ことが必要なパラメータ場合は，放射線測定器，可 が中央制御室及び緊急時
搬型直流電源装置，テスタ 対策所のいずれでも確認等の代替の監視手段と無 できない場合は，放射線測線連絡設備等の通信連絡 定器，可搬型直流電源装設備を準備し，アクセスル 置，テスタ等の代替の監視ートが確保され次第，確認 手段と無線連絡設備等のできないパラメータを対 通信連絡設備を準備し，ア
象にパラメータ監視要員 クセスルートが確保されを現場に出動させ，先ず外 次第，パラメータ監視のたからの目視による確認を めの運転員，号機班員等を行い，その後代替監視手段 現場に出動させ，先ず外かを用いて可能な限り継続 らの目視による確認を行的なプラント状況の把握 い，その後，確認できないに努める。パラメータが中 パラメータを対象に代替
央制御室及び緊急時対策 監視手段を用いて可能な所において部分的に確認 限り継続的なプラント状できる場合は，確認したパ 況の把握に努める。パラメ
ラメータを基に安全機能 ータが中央制御室及び緊等の状況把握を行った上 急時対策所において部分
で，パラメータが確認でき 的に確認できる場合は，確ない場合と同様の対応を 認したパラメータを基に行う。
安全機能等の状況把握を行った上で，他のパラメー
タについては，パラメータが確認できない場合と同様の対応を行う。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－6

頁

行

補正前

補正後

定め対応に当たらせる。当 定め対応に当たらせる。当直副長の指揮下での対応 直副長の指揮下での対応
操作不可の判断基準は次 操作不可の判断基準は次のとおりとする。
のとおりとする。
10－5－44

24 行～ ・運転員による対応操作 ・運転員による対応操作
25 行
では限界があり，緊急時 では限界があり，発電所対対策本部の指揮下で対応 策本部の指揮下で対応操操作を行う必要があると 作を行う必要があると当当直副長が判断した場合 直副長が判断した場合

10－5－45

2 行～
5行

10－5－45

13 行～ ・使用済燃料プールの水 ・使用済燃料プールの水14 行位が低下している場合は，位が低下している場合は，速やかに補給する。
速やかに注水する。

10－5－45

22 行～ 緊急時対策本部は，(b)項 発電所対策本部は，(b)項
23 行で決定した目標設定に基 で決定した目標設定に基づき，個別戦略を実施して づき，個別戦略を実施していく。設定目標と実施する いく。設定目標と実施する
個別戦略の考え方を次に 個別戦略の考え方を次に示す。
示す。

10－5－51

16 行～ 原子炉格納容器内に水素 原子炉格納容器内に水素25 行
ガスが放出された場合に ガスが放出された場合においても水素爆発による おいても水素爆発による原子炉格納容器の破損を 原子炉格納容器の破損を防止するためにプラント 防止するためにプラント運転中の原子炉格納容器 運転中の原子炉格納容器

緊急時対策本部は，プラン 発電所対策本部は，プラン
ト状況，対応可能な要員 ト状況，対応可能な要員
数，使用可能な設備，屋外 数，使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷 の放射線量率，建屋の損傷状況及び火災発生状況等 状況及び火災発生状況等を把握し，チェックシート を把握し，チェックシートに記載した上で，その情報 に記載した上で，その情報を基に当面達成すべき目 を基に当面達成すべき目
標を設定し，優先すべき号 標を設定し，優先すべき号炉及び戦略を決定する。 炉及び戦略を決定する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－7

頁

行

補正前

補正後

内は不活性ガス（窒素）置 内は不活性ガス（窒素）置換により原子炉格納容器 換により原子炉格納容器
内雰囲気を不活性化した 内雰囲気を不活性化した状態になっているが，炉心 状態になっているが，炉心の著しい損傷が発生し，ジ の著しい損傷が発生し，ジルコニウム－水反応及び ルコニウム－水反応及び水の放射線分解による水 水の放射線分解等による素ガス及び酸素ガスの発 水素ガス及び酸素ガスの生によって水素濃度が可 発生によって水素濃度が燃限界を超えるおそれが 可燃限界を超えるおそれある場合は，可燃性ガス濃 がある場合は，可燃性ガス度制御系による水素ガス 濃度制御系による水素ガ
又は酸素ガスの濃度を抑 ス又は酸素ガスの濃度を制する。さらに，格納容器 抑制する。さらに，格納容
圧力逃がし装置により水 器圧力逃がし装置により素ガスを原子炉格納容器 水素ガスを原子炉格納容
外に排出する手段を有し 器外に排出する手段を有
ている。
している。
10－5－63

8 行～
11 行

炉心の著しい損傷が発生 炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコ した場合において，ジルコ
ニウム－水反応及び水の ニウム－水反応及び水の放射線分解による水素ガ 放射線分解等による水素スが原子炉格納容器内に ガスが原子炉格納容器内放出された場合において に放出された場合においも水素爆発による原子炉 ても水素爆発による原子格納容器の破損を防止す 炉格納容器の破損を防止るための対処設備及び手 するための対処設備及び順を整備する。
手順を整備する。

10－5－63～
10－5－64

23 行～
4行

・炉心の著しい損傷が発 ・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容 生した場合，原子炉格納容
器内の可燃性ガス濃度を 器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム－水 監視し，ジルコニウム－水
反応及び水の放射性分解 反応及び水の放射線分解
により原子炉格納容器内 等により原子炉格納容器の水素濃度及び酸素濃度 内の水素濃度及び酸素濃の上昇が確認された場合，度の上昇が確認された場

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－8

頁

行

補正前

補正後

格納容器圧力逃がし装置 合，格納容器圧力逃がし装を使用した原子炉格納容 置を使用した原子炉格納器ベント操作により原子 容器ベント操作により原炉格納容器の水素ガス及 子炉格納容器の水素ガス
び酸素ガスを排出するこ 及び酸素ガスを排出するとで原子炉格納容器の水 ことで原子炉格納容器の素爆発による破損を防止 水素爆発による破損を防する。
止する。
10－5－71

10 行～ 大規模損壊発生時の体制 大規模損壊が発生するお13 行
については，重大事故等時 それがある場合又は発生の対応体制を基本とする した場合における体制にが，大規模損壊の発生によ ついては，重大事故等時のり，要員の被災等による非 対応体制を基本とするが，常時の体制が部分的に機 大規模損壊の発生により，能しない場合（中央制御室 要員の被災等による非常の機能喪失含む）でも流動 時の体制が部分的に機能性を持って柔軟に対応で しない場合（中央制御室のきる体制を整備する。
機能喪失含む）でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

10－5－74

16 行～ c. プルーム放出時は，大 c. プルーム通過時は，大20 行
規模損壊対応への指示を 規模損壊対応への指示を行う緊急時対策要員と発 行う緊急時対策要員と発電所外への放射性物質の 電所外への放射性物質の拡散を抑制するために必 拡散を抑制するために必要な緊急時対策要員は緊 要な緊急時対策要員は緊
急時対策所，運転員は中央 急時対策所，運転員は中央制御室待避室にとどまり，制御室待避室にとどまり，その他の緊急時対策要員 その他の緊急時対策要員
及び自衛消防隊は発電所 及び自衛消防隊は発電所構外へ一時退避し，その 構外へ一時退避し，その後，発電所対策本部本部長 後，発電所対策本部の指示（所長）の指示に基づき再 に基づき再参集する。
参集する。

10－5－74～

21 行～

d. 大規模損壊と同時に大 d. 大規模損壊と同時に大規模な火災が発生してい 規模な火災が発生していなお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－9

頁

行

補正前

補正後

10－5－75

3行

る場合，発電所対策本部の る場合，発電所対策本部の火災対応の指揮命令系統 火災対応の指揮命令系統の下，自衛消防隊は消火活 の下，自衛消防隊は消火活動を実施する。また，発電 動を実施する。また，発電所対策本部本部長（所長）所対策本部長が，事故対応
が，事故対応を実施又は継 を実施又は継続するため
続するために，放水砲等に に，放水砲等による泡消火
よる泡消火の実施が必要 の実施が必要と判断したと判断した場合は，緊急時 場合は，緊急時対策要員を
対策要員を火災対応の指 火災対応の指揮命令系統
揮命令系統の下で活動す の下で活動する自衛消防
る自衛消防隊の指揮下で 隊の指揮下で消火活動に
消火活動に従事させる。な 従事させる。なお，発電所
お，発電所対策本部の体制 対策本部の体制が整ったが整った後は，本部長の判 後は，本部長の判断によ
断により，自衛消防組織を り，自衛消防組織を立ち上立ち上げ，自衛消防隊によ げ，自衛消防隊による消火る消火活動を実施する。 活動を実施する。

10－5－75

16 行～ a. 本社緊急時対策本部体 a. 本社対策本部体制の確
20 行
制の確立
立
大規模損壊発生時にお大規模損壊発生時における本社緊急時対策本部 ける本社対策本部の設置（以下「本社対策本部」と による発電所への支援体いう。）の設置による発電 制は，「5.1.4 手順書の整所への支援体制は，「5.1.4 備，教育及び訓練の実施並手順書の整備，教育及び訓 びに体制の整備」で整備す
練の実施並びに体制の整 る支援体制と同様である。
備」で整備する支援体制と同様である。

10－5－76～
10－5－77

21 行～
1行

c. 屋外の可搬型重大事故 c. 屋外に保管する可搬型等対処設備は，故意による 重大事故等対処設備は，故大型航空機の衝突その他 意による大型航空機の衝のテロリズムによる影響 突その他のテロリズムにを考慮して，関連する常設 よる影響を考慮して，原子重大事故等対処設備及び 炉建屋，タービン建屋及び設計基準事故対処設備が 廃棄物処理建屋から 100m

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－10

頁

行

補正前

補正後

設置されている原子炉建 以上離隔距離を確保する屋から 100m 以上離隔をと とともに，当該可搬型重大って当該建屋と同時に影 事故等対処設備がその機響を受けない場所に分散 能を代替する屋外の設計して配備する。
基準対象施設及び常設重大事故等対処設備から100m 以上の離隔距離を確保した上で，当該建屋及び当該設備と同時に影響を受けない場所に分散して配備する。
10－5－79～
10－5－131

第 5.1－1 表 重大事故等 別紙 5-1 に変更する。
対策における手順書の概要10－5－132～
10－5－141

第 5.1－2 表 重大事故等 別紙 5-2 に変更する。
対策における操作の成立
性

10－5－142～
10－5－155

第 5.2－1 表 自然現象が 別紙 5-3 に変更する。
発電用原子炉施設へ与える影響評価

10－5－163

第 5.2－3 表 大規模損壊 別紙 5-4 に変更する。
発生時の対応操作一覧(4/10)

10－5－170

第 5.2－4 表 機能喪失を 別紙 5-5 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.2)（1/6）

10－5－171

第 5.2－4 表 機能喪失を 別紙 5-6 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.2)（2/6）

10－5－172

第 5.2－4 表 機能喪失を 別紙 5-7 に変更する。
想定する設計基準事故対

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－11

頁

行

補正前

補正後

処設備と整備する手順(1.2)（3/6）
10－5－173

第 5.2－4 表 機能喪失を 別紙 5-8 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.2)（4/6）

10－5－175

第 5.2－4 表 機能喪失を 別紙 5-9 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.2)（6/6）

10－5－176

第 5.2－5 表 機能喪失を 別紙 5-10 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.3)(1/4)

10－5－177

第 5.2－5 表 機能喪失を 別紙 5-11 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.3)(2/4)

10－5－180

第 5.2－6 表 機能喪失を 別紙 5-12 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.4)(1/8)

10－5－183

第 5.2－6 表 機能喪失を 別紙 5-13 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.4)(4/8)

10－5－190

第 5.2－7 表 機能喪失を 別紙 5-14 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.5)(3/5)

10－5－191

第 5.2－7 表 機能喪失を 別紙 5-15 に変更する。
想定する設計基準事故対

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－12

頁

行

補正前

補正後

処設備と整備する手順(1.5)(4/5)
10－5－192

第 5.2－7 表 機能喪失を 別紙 5-16 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.5)(5/5)

10－5－193

第 5.2－8 表 機能喪失を 別紙 5-17 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.6)(1/6)

10－5－199

第 5.2－9 表 機能喪失を 別紙 5-18 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.7)(1/3)

10－5－201

第 5.2－9 表 機能喪失を 別紙 5-19 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.7)(3/3)

10－5－204

第 5.2－10 表 機能喪失を 別紙 5-20 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.8)(3/3)

10－5－205

第 5.2－11 表 機能喪失を 別紙 5-21 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.9)(1/2)

10－5－207

第 5.2－12 表 機能喪失を 別紙 5-22 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.10)(1/2)

10－5－208

第 5.2－12 表 機能喪失を 別紙 5-23 に変更する。
想定する設計基準事故対

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－13

頁

行

補正前

補正後

処設備と整備する手順(1.10)(2/2)
10－5－209

第 5.2－13 表 機能喪失を 別紙 5-24 に変更する。
想定する設計基準対象施設 と 整 備 す る 手 順(1.11)(1/3)

10－5－210

第 5.2－13 表 機能喪失を 別紙 5-25 に変更する。
想定する設計基準対象施設 と 整 備 す る 手 順(1.11)(2/3)

10－5－214第 5.2－15 表 機能喪失を 別紙 5-26 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.13)(2/15)

10－5－216

第 5.2－15 表 機能喪失を 別紙 5-27 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.13)(4/15)

10－5－217

第 5.2－15 表 機能喪失を 別紙 5-28 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.13)(5/15)

10－5－221

第 5.2－15 表 機能喪失を 別紙 5-29 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.13)(9/15)

10－5－222

第 5.2－15 表 機能喪失を 別紙 5-30 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.13)(10/15)

10－5－223

第 5.2－15 表 機能喪失を 別紙 5-31 に変更する。
想定する設計基準事故対

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－14

頁

行

補正前

補正後

処設備と整備する手順(1.13)(11/15)
10－5－227

第 5.2－15 表 機能喪失を 別紙 5-32 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.13)(15/15)

10－5－229

第 5.2－16 表 機能喪失を 別紙 5-33 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.14)(2/5)

10－5－230

第 5.2－16 表 機能喪失を 別紙 5-34 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.14)(3/5)

10－5－232

第 5.2－16 表 機能喪失を 別紙 5-35 に変更する。
想定する設計基準事故対処設備と整備する手順(1.14)(5/5)

10－5－234

第 5.2－1 図 大規模損壊 別紙 5-36 に変更する。
を発生させる可能性のある自然現象の検討プロセ
スの概要

10－5－235

第 5.2－2 図 大規模な自 別紙 5-37 に変更する。
然災害（地震）により生じ得るプラントの状況(1/3)

10－5－236

第 5.2－2 図 大規模な自 別紙 5-38 に変更する。
然災害（津波）により生じ得るプラントの状況(2/3)

10－5－237

第 5.2－2 図 大規模な自 別紙 5-39 に変更する。
然災害（地震と津波の重畳）により生じ得るプラン
トの状況(3/3)

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－5－15

別紙 5-1
第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（1/19）

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
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させるための設計基準
事故対処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，ATWS 緩和設備
方針目的

（代替制御棒挿入機能）による制御棒緊急挿入，原子炉冷却材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ための手順等を整備する。
また，自動での原子炉緊急停止及び手動による原子炉緊急停止ができない場合は，原子炉出力の抑制を図った後にほう酸水注入により未臨界に移行する手順等を整備する。

による制御棒緊急挿入

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）

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（以下「ATWS」という。）が発生するおそれがある場合又は ATWS が発生した場合は，ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）により，制御棒が自動で緊急挿入するため，発電用原子炉が緊急停止したことを確認する。
また，ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）により制御棒が自動で緊急挿入しなかった場合は，中央制御室からの手動操作により ATWS 緩和設備（代替制御
棒挿入機能）等を作動させて制御棒を緊急挿入し，発電用原子炉を緊急停止する。

原子炉冷却材再循環ポンプ

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

フロントライン系故障時

対応手段等停止による原子炉出力抑制

ATWS が発生した場合は，ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）により原子炉冷却材再循環ポンプが自動で停止するため，炉心流量が低下し，原子炉出力が抑制されたことを確認する。
また，ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）により原子
炉冷却材再循環ポンプが自動で停止しなかった場合は，中央制御室からの手動操作により原子炉冷却材再循環ポンプを停止し，原子炉出力を抑制する。

ATWS が発生した場合は，自動減圧系の起動阻止スイッチにより自動減圧系及び代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能）による自動減圧を阻止し，原子炉圧力容器への冷水注水量の増加に伴う原子炉出力の急上昇を防止する。

ほう酸水注入ATWS が発生した場合は，原子炉冷却材再循環ポンプ停止により原子炉出力を抑制した後，中央制御室からの手動操作によりほう酸水注入系を起動し，原子炉圧力容器へほう酸水を注入することにより発電用原子炉を未臨界とする。

10－5－16

運転時の異常な過渡変化の発生時において，発電用原子炉がスクラムすべき状況にもかかわらず全制御棒が全挿入されない場合は，ATWS 緩和設備（代替制

配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

御棒挿入機能）により制御棒が自動で緊急挿入するため，発電用原子炉が緊急停止したことを確認する。
ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）により制御棒が自動で緊急挿入しなかった場合は，中央制御室からの手動操作により ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）等を作動させて制御棒を緊急挿入し，発電用原子炉を緊急停止する。
ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）により制御棒が緊急挿入せず，発電用原子炉が緊急停止できない場合は，原子炉停止機能喪失と判断し，中央制御室からの手動操作により原子炉冷却材再循環ポンプを停止し，原子炉出力を抑制
するとともにほう酸水注入系を速やかに起動し，発電用原子炉を未臨界とする。

10－5－17

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（2/19）

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
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，高圧代替注水
方針目的

系による原子炉圧力容器への注水，原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉への注水により発電用原子炉を冷却する手順等を整備する。
また，発電用原子炉を冷却するため，原子炉水位を監視及び制御する手順等を整備する。
さらに，重大事故等の進展を抑制するため，ほう酸水注入系により注水する手順等を整備する。
重大事故等対処設備（設計基準拡張）

設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系又は高圧炉心注水系が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付け重大事故等の対処に用いる。

発電用原子炉の冷却

高圧代替注水系による

フロントライン系故障時

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注水系の故障により発電用原子炉の冷却ができない場合は，以下の手段により原子炉圧力容器へ注水し，発電用原子炉を冷却する。
・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し，原子炉圧力容器へ注水する。
・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，現場で弁の手動操作により高圧代替注水系を起動し，原子炉圧力容器へ注による発電用原子炉の冷却

全交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失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及び高圧炉心注水系による発電用原子炉の冷却ができない場合は，高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却のほか，現場で弁の手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動することで原子炉圧力容器へ注水し，発電用原子炉を冷却する。

全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な代替電源設備による

原子炉隔離時冷却系の復旧

サポート系故障時

原子炉隔離時冷却系の現場操作

対応手段等

水する。

直流電源を所内蓄電式直流電源設備を用いて給電している場合は，所内蓄電式
直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に以下の手段等により直流電源を確保し，原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。
・代替交流電源設備等により充電器を受電し，直流電源を供給する。
・可搬型直流電源設備により直流電源を供給する。

10－5－18

「高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却」及び「原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉の冷却」により発電用原子炉を冷却する際には，発電用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（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（SA）等により監視する。
また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合は，監視及び制御当該パラメータの値を推定する。
中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動する場合は，高圧代替注
水系の作動状況を原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（SA），原子炉圧力，原子炉圧力（SA），高圧代替注水系系統流量，復水貯蔵

対応手段等

槽水位（SA）等により監視する。
現場で弁の手動操作により高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷却系を起動する場合は，高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷却系の作動状況を原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（SA）等により監視する。
原子炉圧力容器内の水位の調整が必要な場合は，中央制御室からの操作，又は現場での弁の操作により原子炉圧力容器内の水位を制御する。
重大事故等の進展抑制

ほう酸水注入系による進展抑制

原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による発電用原子炉への高圧注水により原子炉圧力容器内の水位が維持できない場合は，重大事故等の進展を抑制するため，ほう酸水注入系貯蔵タンク等を水源として，ほう酸水注入系により
原子炉圧力容器へ注水する。

フロントライン系故障時配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

設計基準事故対処設備である高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系が機能喪失した場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し，発電用原子炉を冷却する。
中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での弁の手動操作により高圧代替注水系を起動し，発電用原子炉を冷却する。
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。

10－5－19全交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失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及び高圧炉心注水系による発電用原子炉の冷却ができない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し，発電用原子炉を冷却する。
中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場で弁の手動操作により高圧代替注水系を起動し，発電用原子炉を冷却する。
いずれの操作によっても高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代替
注水系により原子炉圧力容器内の水位を維持できない場合は，現場で弁の手動

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及び原子炉冷サポート系故障時配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

操作により原子炉隔離時冷却系を起動し，発電用原子炉を冷却する。

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
系又は原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。

全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備を用いて給電している場合は，所内蓄電式
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等より充電器を受電することにより直流電源を確保し，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することにより発電用原子炉を冷却する。
代替交流電源設備等を用いて給電できない場合は，可搬型直流電源設備により直流電源を確保し，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することにより発電用原子炉を冷却する。
代替交流電源設備，可搬型直流電源設備等への燃料補給及び復水貯蔵槽への補給をすることにより，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させる。

現場での弁の手動操作による留意事項

原子炉隔離時冷却系の起動時の現場で弁の手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動する場合は，発生する排水により原子炉隔離時冷却系ポンプ本体が水没する前に排水処理を実施する。

10－5－20

現場での弁の手動操作による環境条件

原子炉隔離時冷却系の起動時の蒸気漏えいに伴う環境温度の上昇による運転員への影響を考慮し，原子炉隔離時冷却系ポンプ室に現場運転員が入室するのは原子炉隔離時冷却系の起動時のみとし，その後速やかに退室する。防護具を確実に装着することにより本操作が可能である。

作業性配慮すべき事項

高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷却系の現場操作による起動操作は，通常の弁操作である。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。

電源確保

全交流動力電源喪失時は，代替交流電源設備等を用いてほう酸水注入系へ給
電する。

燃料補給

配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様である。

10－5－21

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（3/19）

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
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，手動操作による減圧及び減圧の自動化により原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧方針目的する手順等を整備する。
また，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手順等を整備する。
さらに，インターフェイスシステム LOCA 発生時において，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手順等を整備する。

より発電用原子炉の減圧ができない場合は，中央制御室からの手動操作により逃がし安全弁を開操作し，発電用原子炉を減圧する。

設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の自動減圧機能が故障等に対応手段等

減圧の自動化

フロントライン系故障時手動操作による減圧

設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の自動減圧機能が故障等により発電用原子炉の減圧ができない場合は，代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能）の自動作動を確認し，発電用原子炉を減圧する。

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サポート系故障時

常設直流電源系統喪失時の減圧喪失し，発電用原子炉の減圧ができない場合は，以下の手段により直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。
・常設代替直流電源設備により直流電源を確保する。その後，常設代
替直流電源設備の AM 用蓄電池の枯渇を防止するため，可搬型直流電
源設備により直流電源を継続的に供給する。
・逃がし安全弁の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続して直流電源を確保する。

10－5－22

逃がし弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能用アキュムレータの
高圧窒素ガス供給系

サポート系故障時による窒素ガス確保

供給圧力が喪失した場合は，逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供給源を高圧窒素ガス供給系に切り替えることで逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスを確保し，逃がし安全弁の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。
高圧窒素ガス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伴い窒素ガスの圧力が低下した場合は，予備の窒素ガスボンベに切り替える。

代替電源設備を用いた逃がし安全弁の復旧

全交流動力電源又は常設直流電源の喪失により逃がし安全弁が作動せず発電用原子炉の減圧ができない場合は，以下の手段により直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。
・可搬型直流電源設備等により直流電源を確保する。
・代替交流電源設備等により充電器を受電することで直流電源を確保

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止

対応手段等

する。
炉心損傷時，原子炉圧力容器への注水手段がない場合は，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損した場合に溶融物が放出され，原子炉格納容器
内の雰囲気が直接加熱されることによる原子炉格納容器の破損を防止す
るため，逃がし安全弁の手動操作により発電用原子炉を減圧する。

インターフェイスシステム LOCA が発生した場合は，発電用原子炉を手止するため，漏えい箇所を隔離する。

インターフェイス

システムＬＯＣＡ発生時

動停止するとともに，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の漏えいを停

漏えい箇所を隔離できない場合は，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の漏えいを抑制するため，逃がし安全弁等により発電用原子炉を減圧し，漏えい箇所を隔離する。
原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいし原子炉建屋原子炉区域内の圧力が上昇した場合は，原子炉建屋ブローアウトパネルが開放することで，原子炉建屋原子炉区域内の圧力及び温度の上昇を抑制し，環境を改善する。
フロントライン系故障時配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の自動減圧系機能喪失により逃がし安全弁が作動しない場合は，低圧注水系，低圧代替注水系等による原子炉圧力容器への注水準備が完了していることを確認し，逃がし
安全弁等により発電用原子炉を減圧する。
なお，残留熱除去系が運転している場合は，原子炉水位低(L-1)が 10分継続した段階で代替自動減圧機能が自動作動することを確認し，これにより発電用原子炉を減圧する。

10－5－23常設直流電源系統の喪失により逃がし安全弁が作動しない場合は，可搬型直流電源設備又は逃がし安全弁用可搬型蓄電池により逃がし安全弁
重大事故等時の対応手段の選択を作動させて発電用原子炉を減圧する。
常設直流電源の喪失により逃がし安全弁が作動しない場合は，可搬型
サポート系故障時

直流電源設備等により逃がし安全弁を作動させて発電用原子炉を減圧する。
常設直流電源喪失の原因が全交流動力電源喪失の場合は，代替交流電源設備等により充電器を受電することで直流電源を確保し，逃がし安全弁の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。
逃がし安全弁作動窒素ガスの喪失により逃がし安全弁が作動しない場
合は，高圧窒素ガス供給系の高圧窒素ガスボンベにより逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスを確保し，逃がし安全弁の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。

代替自動減圧機能による

の留意事項

背圧対策

逃がし安全弁のＬＯＣＡ時の溢水の影響

インターフェイスシステム

ＬＯＣＡの検知

インターフェイスシステム

配慮すべき事項

発電用原子炉の自動減圧時「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」
における対応操作中は，発電用原子炉の自動減圧による原子炉圧力容器への注水量の増加に伴う原子炉出力の急上昇を防止するため，自動減圧
系の起動阻止スイッチにより自動減圧系及び代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能）による自動減圧を阻止する。

逃がし安全弁は，想定される重大事故等時における原子炉格納容器内の環境条件においても確実に作動できるよう，あらかじめ逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス圧力を設定する。

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，溢水の影響がないようにする。

インターフェイスシステム LOCA の発生は，原子炉格納容器内外のパラメータ等により判断する。非常用炉心冷却系ポンプ設置室は原子炉建屋内において各部屋が分離されているため，漏えい箇所の特定は，床漏えい検出器，監視カメラ及び火災報知器により行う。

10－5－24

インターフェイスシステム LOCA 発生時において，現場で漏えい箇所を作業性

環境を考慮して，現場環境(温度･湿度･圧力) が改善された状態で行い，事故環境下においても作業できるよう防護具を確実に装着する。

燃料補給

配慮すべき事項

隔離する場合は，隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートの配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様である。

10－5－25

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（4/19）

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
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
方針目的

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，低圧代替注水系により発電用原子炉を冷却する手順等を整備する。
また，炉心が溶融し，原子炉圧力容器の破損に至った場合で，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存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，低圧代替注水系により残存
溶融炉心を冷却する手順等を整備する。
重大事故等対処設備（設計基準拡張）

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水モード又は原子炉停止時冷却モード）が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付け重大事故等の対処に用いる。

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水モード）の低圧代替注水系による発電用原子炉の冷却より原子炉圧力容器へ注水し，発電用原子炉を冷却する。
・復水貯蔵槽を水源として，低圧代替注水系（常設）により注水する。
・低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水できない
場合は，代替淡水源を水源として，低圧代替注水系（可搬型）等により注水する。
なお，低圧代替注水系（可搬型）による注水は，海を水源として原子炉運転中の場合

対応手段等

フロントライン系故障時

故障等により発電用原子炉の冷却ができない場合は，以下の手段に利用できる。
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水モード）が常設代替交流電源設備によるサポート系故障時

残留熱除去系（低圧注水モード）の復旧

全交流動力電源喪失等により使用できない場合は，低圧代替注水系による発電用原子炉の冷却に加え，常設代替交流電源設備等を用いて非常用所内電気設備へ給電することにより残留熱除去系（低圧注水モード）を復旧し，サプレッション・チェンバを水源として，原
子炉圧力容器へ注水し，発電用原子炉を冷却する。
また，常設代替交流電源設備等へ燃料を補給し，電源の供給を継続することにより残留熱除去系（低圧注水モード）を運転継続する。
発電用原子炉の停止後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）に移行し，長期的に発電用原子炉を除熱する。

10－5－26

るものの，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合は，以下の手段により原子炉圧力容器へ注水し，残存溶融炉心を冷却する。
低圧代替注水系による残存溶融炉心の冷却

原子炉運転中の場合

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合

溶融炉心が原子炉圧力容器を破損し原子炉格納容器下部へ落下す

・復水貯蔵槽を水源として，低圧代替注水系（常設）により注水する。
・低圧代替注水系（常設）により残存溶融炉心の冷却ができない
場合は，代替淡水源を水源として，低圧代替注水系（可搬型）等により注水する。
なお，低圧代替注水系（可搬型）による注水は，海を水源として利用できる。

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障等により発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合は，低圧代替注水系による発電用原子炉の冷却対応手段等

フロントライン系故障時

以下の手段により原子炉圧力容器へ注水し，発電用原子炉を冷却する。
・復水貯蔵槽を水源として，低圧代替注水系（常設）により注水する。
・低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水できない
場合は，代替淡水源を水源として，低圧代替注水系（可搬型）

原子炉停止中の場合

等により注水する。
なお，低圧代替注水系（可搬型）による注水は，海を水源として

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）が全交流動力電源喪失等により使用できない場合は，低圧代常設代替交流電源設備によるサポート系故障時

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の復旧利用できる。

替注水系による発電用原子炉の冷却に加え，常設代替交流電源設備
等を用いて非常用所内電気設備へ給電することにより残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を復旧し，発電用原子炉の除熱を実施する。
また，常設代替交流電源設備等へ燃料を補給し，電源の供給を継続することにより残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を運転継続する。

10－5－27

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水モード）の故障等により発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合において，低圧代替注水系（常設）に異常がなく，交流電源及び水源（復水貯蔵
フロントライン系故障時

槽）が確保されている場合は，低圧代替注水系（常設）により発電用原子炉を冷却する。
低圧代替注水系（常設）により発電用原子炉の冷却ができない場
合において，低圧代替注水系（可搬型）に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水源）が確保されている場合は，低圧代替注水系（可搬型）により発電用原子炉を冷却する。
なお，低圧代替注水系等により発電用原子炉を冷却する場合は，
中央制御室から弁の操作が可能であって注水流量が多い配管から選択する。また，中央制御室から弁の操作ができない場合は，現場で弁の手動操作を実施する。

場合において，原子炉補機冷却系の運転ができる場合は，残留熱除サポート系故障時

原子炉運転中の場合配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

外部電源，常設代替交流電源設備等により交流電源が確保できた

去系(低圧注水モード)により発電用原子炉を冷却する。原子炉補機
冷却系の運転ができない場合は，代替原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系(低圧注水モード)により発電用原子炉を冷却する。
代替原子炉補機冷却系の設置による残留熱除去系（低圧注水モード）の復旧に時間を要するため，低圧代替注水系等による発電用原
子炉の冷却を並行して実施する。その際の優先順位は，フロントラ
イン系故障時の優先順位と同様である。
溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合において，低圧代替

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合

注水系（常設）に異常がなく，交流電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合は，低圧代替注水系（常設）により残存溶融炉
心を冷却する。
低圧代替注水系（常設）により残存溶融炉心の冷却ができない場
合において，低圧代替注水系（可搬型）に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水源）が確保されている場合は，低圧代替注水系（可搬型）により残存溶融炉心を冷却する。
なお，低圧代替注水系等により発電用原子炉を冷却する場合は，注水流量が多い配管から選択する。

10－5－28

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障等により発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合において，低圧代替注水系（常設）に異常がなく，交流電源及び水源

原子炉停止中の場合

重大事故等時の対応手段の選択

フロントライン系故障時（復水貯蔵槽）が確保されている場合は，低圧代替注水系（常設）により発電用原子炉を冷却する。
低圧代替注水系（常設）により発電用原子炉の冷却ができない場
合において，低圧代替注水系（可搬型）に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水源）が確保されている場合は，低圧代替注水系（可搬型）により発電用原子炉を冷却する。
なお，低圧代替注水等により発電用原子炉を冷却する場合は，中央制御室から弁の操作が可能であって注水流量が多い配管から選択する。また，中央制御室から弁の操作ができない場合は，現場で弁の手動操作を実施する。
外部電源，常設代替交流電源設備等により交流電源が確保できた
場合において，原子炉補機冷却系の運転ができる場合は，残留熱除配慮すべき事項

サポート系故障時

去系(原子炉停止時冷却モード)により発電用原子炉を除熱する。原子炉補機冷却系の運転ができない場合は，代替原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)により発電用原子炉を除熱する。
代替原子炉補機冷却系の設置による残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）の復旧に時間を要するため，低圧代替注水系等による発電用原子炉の冷却を並行して実施する。その際の優先順位は，フロントライン系故障時の優先順位と同様である。

残存溶融炉心の冷却における留意事項

低圧代替注水系等により十分な注水流量が確保できない場合は，溶融炉心の冷却を優先し，効果的な注水箇所を選択する。

作業性

低圧代替注水系（可搬型）で使用する可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）のホースの接続は，汎用の結合金具を使用し，容易に操作できるよう十分な作業スペースを確保する。

電源確保 燃料補給

全交流動力電源喪失時は，代替交流電源設備等を用いて低圧代替
注水系等による注水に必要な設備へ給電する。
配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様である。

10－5－29

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（5/19）

1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等
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
方針目的て，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、格納容器圧力逃がし装置又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，代替原子炉補機冷却系による除熱により最終ヒートシンクへ熱を輸（設計基準拡張）

重大事故等対処設備

送する手順等を整備する。
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード又は格納容器スプレイ冷
却モード）及び原子炉補機冷却系が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付け重大事故等の対処に用いる。

による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

フロントライン系故障時

対応手段等

格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系

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・チェン
バ・プール水冷却モード，格納容器スプレイ冷却モード又は原子炉停止時
冷却モード）の故障等により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合
は，以下の手段により原子炉格納容器内に蓄積した熱を最終的な熱の逃がし場である大気へ輸送する。
・格納容器圧力逃がし装置により輸送する。
・格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合は，耐圧強化ベント系により輸送する。
格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の隔離弁（空気作動弁，電動弁）の駆動源や制御電源が喪失した場合は，隔離弁を遠隔で手動操作することにより原子炉格納容器内に蓄積した熱を最終的な熱の逃がし場である大気へ輸送する。

による除熱

代替原子炉補機冷却系

サポート系故障時

設計基準事故対処設備である原子炉補機冷却系の故障等又は全交流動力
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，代替原子炉
補機冷却系，残留熱除去系等により，発生した熱を最終的な熱の逃がし場
である海へ輸送する。

10－5－30

設計基準事故対処設備である残留熱除去系が機能喪失した場合は，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内の除熱を実施する。
フロントライン系故障時

重大事故等時の対応手段の選択

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り原子炉格納容器内の除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による格納容器ベントの実施にあたり，弁の駆動電源及び空気源がない場合は，現場で手動操作を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系により格納容器ベントを実施する場合は，スクラビング効果が期待できるサプレッション・
チェンバを経由する経路を第一優先とする。
サプレッション・チェンバ側のベントラインが水没等の理由で使用でき

格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の隔離弁を遠隔で手動操作業性配慮すべき事項

ない場合は，ドライウェルを経由する経路を第二優先とする。

作する場合は，操作に必要な工具はなく通常の弁操作と同様であり，原子炉建屋内の原子炉区域外で実施する。
代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を確保するために使用する各種ホースの接続は，一般的に使用される工具を用い，容易に操作できるよう十分な作業スペースを確保する。
全交流動力電源が喪失した場合は，代替交流電源設備等を用いて格納容

電源確保

器ベントを実施するために必要な電動弁へ給電する。電源が確保できない
場合は，現場において手動で系統構成を行う。
全交流動力電源が喪失した場合は，常設代替交流電源設備等を用いて残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード，格納容器
スプレイ冷却モード又は原子炉停止時冷却モード）へ給電する。

燃料補給

配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様である。

10－5－31

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（6/19）

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
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，炉心方針目的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順等を整備する。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合において，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系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（設計基準拡張）

重大事故等対処設備

下させる手順等を整備する。
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
冷却モード又はサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付け重大事故等の対処に用いる。

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
冷却モード）の故障等により原子炉格納容器内の冷却ができない
代替格納容器スプレイ冷却系

炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる。
・復水貯蔵槽を水源として，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によりスプレイする。
・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
内へスプレイできない場合は，代替淡水源を水源として，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）等によりスプレイする。
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，海を水源として利用できる。
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

常設代替交流電源設備による残留熱除去系

ンバ・プール水冷却モード）の復旧

サポート系故障時（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェ

炉心損傷前

対応手段等

による原子炉格納容器内の冷却

フロントライン系故障時場合は，以下の手段により原子炉格納容器内へスプレイし，原子冷却モード）が全交流動力電源喪失等により使用できない場合
は，代替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に加え，常設代替交流電源設備等を用いて非常用所内電気設備へ給電することにより残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）を復旧し，サプレッション・チェンバを水源として原子炉格
納容器内へスプレイする。
また，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・チェンバ・プール水冷却モード）が全交流動力電源喪失等により使用できない場合は，常設代替交流電源設備等を用いて非常用所内電気設備へ給電することにより残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を復旧し，サプレッション・チェンバ・プール水を除熱する。

10－5－32

常設代替交流電源設備による残留熱除去系

チェンバ・プール水冷却モード）の復旧

サポート系故障時

炉心損傷前（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）の復旧に時間を要する場合
は，代替格納容器スプレイ冷却系等により原子炉格納容器内へのスプレイを並行して実施する。

対応手段等

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
冷却モード）の故障等により原子炉格納容器内の冷却ができない
場合は，以下の手段により原子炉格納容器内へスプレイし，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代替格納容器スプレイ系

による原子炉格納容器内の冷却

炉心損傷後

フロントライン系故障時る。
・復水貯蔵槽を水源として，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によりスプレイする。
・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
内へスプレイできない場合は，代替淡水源を水源として，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）等によりスプレイする。
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，海を水源として利用できる。
また，原子炉圧力容器破損前に代替格納容器スプレイを実施することで原子炉格納容器内の温度の上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境条件を緩和する。

10－5－33

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の復旧

サポート系故障時

炉心損傷後

対応手段等

常設代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び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
冷却モード）が全交流動力電源喪失等により使用できない場合
は，代替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に加え，常設代替交流電源設備等を用いて非常用所内電気設備へ給電することにより残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）を復旧し，サプレッション・チェンバを水源として原子炉格
納容器内へスプレイする。
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・
チェンバ・プール水冷却モード）が全交流動力電源喪失等により使用できない場合は，常設代替交流電源設備等を用いて非常用所
内電気設備へ給電することにより残留熱除去系（サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）を復旧し，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水を除熱する。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）の復旧に時間を要する場合
は，代替格納容器スプレイ冷却系等により原子炉格納容器内へのスプレイを並行して実施する。

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
冷却モード）の故障等により原子炉格納容器内の冷却ができない
場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に異常がな
く，交流電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合は，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をフロントライン系故障時配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

冷却する。
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ない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水源）が確保されている場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内を冷却する。
代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器内の冷却を実施する場合は，以下の優先順位でスプレイを実施する。
・原子炉圧力容器破損前
1.サプレッション・チェンバ内にスプレイ
2.ドライウェル内にスプレイ
・原子炉圧力容器破損後
1.ドライウェル内にスプレイ
2.サプレッション・チェンバ内にスプレイ

10－5－34

作業性

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）で使用する可搬型代替
注水ポンプ（A－2 級）のホースの接続は，汎用の結合金具を使用

電源確保

配慮すべき事項

し，容易に操作できるよう十分な作業スペースを確保する。
全交流動力電源喪失時は，代替交流電源設備等を用いて代替格
納容器スプレイ冷却系等による原子炉格納容器内の冷却に必要な設備へ給電する。
燃料補給

配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様である。

10－5－35

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（7/19）

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
方針目的

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及び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
手順等を整備する。
格納容器圧力逃がし装置によるの圧力を 620kPa[gage]以下に抑制する見込みがない場合，又は原子炉建屋オ
ペレーティングフロアの天井付近の水素濃度が 2.2vol%に到達した場合は，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。
格納容器圧力逃がし装置の隔離弁（空気作動弁，電動弁）の駆動源や制御電源が喪失した場合は，隔離弁を遠隔で手動操作することにより原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる。
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

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対応手段等

原子炉格納容器内の減圧及び除熱

残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系の運転によって原子炉格納容器内

容器内の圧力及び温度を低下させる。

代替原子炉補機冷却系の設置が完了し，代替循環冷却系が起動できる場合
は，代替循環冷却系により原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

原子炉圧力容器の破損を判断した後は，代替循環冷却系により原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
代替循環冷却系が起動できない場合は，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を行う。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの実施にあたり，弁の駆動
電源及び空気源がない場合は，現場で手動操作を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベントを実施する場合は，
スクラビング効果が期待できるサプレッション・チェンバを経由する経路を第一優先とする。
サプレッション・チェンバ側のベントラインが水没等の理由で使用できな
い場合は，ドライウェルを経由する経路を第二優先とする。

10－5－36

格納容器圧力逃がし装置のの防止

原子炉格納容器の負圧破損

れる可燃性ガスによる爆発を防ぐため，格納容器圧力逃がし装置の系統内を不活性ガス（窒素ガス）であらかじめ置換しておく。

格納容器圧力逃がし装置の使用後に格納容器スプレイを実施する場合は，原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力を監視し，規定の圧力に到達した時点で格納容器スプレイを停止する。

格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は，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しプラントパラメータを継続して
監視する。
放射線防護

配慮すべき事項

格納容器ベント時の留意事項

系統内の不活性ガスによる置換

格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベントを実施中に，排気中に含ま現場運転員の放射線防護を考慮して，遠隔手動弁を操作するエリアを原子
炉建屋内の原子炉区域外に設置する。
作業員の放射線防護を考慮して，フィルタ装置，よう素フィルタの周囲及び配管等の周辺に遮蔽体を設ける。
また，格納容器ベント操作後の汚染の可能性を考慮して，防護具を装備し作業を行う。

電源確保

全交流動力電源が喪失した場合は，代替交流電源設備等を用いて格納容器
ベントに必要な電動弁へ給電する。電源が確保できない場合は，現場において手動で系統構成を行う。

放射線防護後の流量調整等の操作は，中央制御室で実施する。
なお，代替循環冷却系の運転後，長期にわたる系統廻りの線量低減対策として，可搬型代替注水ポンプにより系統水を入れ替えることでフラッシングを実施する。

電源確保

代替循環冷却時の留意事項

現場での系統構成は，運転開始前に行い，代替循環冷却系の起動及びその全交流動力電源が喪失した場合は，代替交流電源設備等を用いて代替循環
冷却系へ給電する。

10－5－37要な工具はなく通常の弁操作と同様であり，原子炉建屋内の原子炉区域外で
実施する。

燃料補給

配慮すべき事項

作業性

格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を遠隔で手動操作する場合は，操作に必配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様である。

10－5－38

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（8/19）

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
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
方針目的

器下部注水系により原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冷却することにより，溶融炉
心・コンクリート相互作用（MCCI）を抑制し，溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止する手順等を整備する。
また，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。

融炉心を冷却するため，以下の手段により原子炉格納容器下部へ注水する。
格納容器下部注水系

原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却による原子炉格納容器下部への注水

炉心の著しい損傷が発生した場合は，原子炉格納容器の下部に落下した溶・復水貯蔵槽を水源として，格納容器下部注水系（常設）により注水する。
・格納容器下部注水系（常設）により注水できない場合は，代替淡水源を水源として，格納容器下部注水系（可搬型）等により注水する。
なお，格納容器下部注水系（可搬型）による注水は，海を水源として利用できる。

落下を遅延又は防止するため，以下の手段により原子炉圧力容器へ注水す
原子炉圧力容器への注水る。原子炉圧力容器へ注水する場合は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へほう酸水の注入を並行して実施する。
・原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，復水貯蔵槽を水源として，高圧代替注水系により注水する。
・原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合は，復水貯蔵槽を水源として，低圧代替注水系（常設）により注水する。
・低圧代替注水系（常設）により注水できない場合は，代替淡水源を水源として，低圧代替注水系（可搬型）により注水する。
なお，低圧代替注水系（可搬型）による注水は，海を水源として利用できる。

原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却配慮すべき事項

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止 重大事故等時の対応手段の選択

対応手段等

炉心の著しい損傷が発生した場合は，溶融炉心の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）に異常がなく，交流電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合は，格納容器下部注水系（常設）により原子炉格
納容器下部へ注水する。
格納容器下部注水系（常設）により原子炉格納容器下部へ注水できない状況において，格納容器下部注水系（可搬型）に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水源）が確保されている場合は，格納容器下部注水系（可搬型）に
より原子炉格納容器下部へ注水する。

10－5－39

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，高圧代替注水系に異常がなく，直流電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合は，高圧溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止

配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

代替注水系により原子炉圧力容器へ注水する。
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，低圧代替注水系（常設）に異常がなく，交流電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合
は，低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水する。
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状況において，低圧代替注水系（可搬型）に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水源）が確保されている場合は，低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。
溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のために，原子炉圧力容器へ注水している状況において，損傷炉心を冷却できないと判断した場合
は，原子炉格納容器下部への注水を開始する。

作業性

格納容器下部注水系（可搬型）及び低圧代替注水系（可搬型）で使用する
可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）のホースの接続は，汎用の結合金具を使用し，容易に操作できるよう十分な作業スペースを確保する。

電源確保

全交流動力電源喪失時は，代替交流電源設備等を用いて格納容器下部注水系及び低圧代替注水系による注水に必要な設備へ給電する。

燃料補給

配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様である。

10－5－40

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（9/19）

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
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解によ方針目的る水素ガス及び酸素ガスが，原子炉格納容器内に放出された場合においても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必要な原子炉格納容器内の不活性化，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出，及び原
子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視を行う手順等を整備する。
原子炉格納容器内の不活性化

原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉運転中における原子炉格納容器内の雰囲気は，不活性ガス（窒素ガス）で置換することにより不活性化した状態とする。

格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による対応手段

原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出

原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを以下の手段により大気に排出し，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する。
・格納容器圧力逃がし装置により排出する。
・格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合は，耐圧強化ベント系により排出する。

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視

原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスの濃度を格納容器内水素濃度（SA），格納容器内水素濃度，格納容器内酸素濃度を用いて測定し，監視する。
全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から給電されていることを確認後，格納容器内水素濃度(SA)を用いて測定し，監視する。

10－5－41

原子炉格納容器内の酸素濃度が規定値に到達した場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いて原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素ガスを排出す
重大事故等時の対応手段の選択る。格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合は，耐圧強化ベント系を用いて原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素ガスを排出する。
なお，格納容器圧力逃がし装置を用いて原子炉格納容器内に滞留している水素
ガス及び酸素ガスを排出する場合は，スクラビング効果が期待できるサプレッション・チェンバを経由する経路を第一優先とする。サプレッション・チェンバ側のベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，ドライウェルを経由する
経路を第二優先とする。
耐圧強化ベント系を用いて原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素ガスを排出する場合は，スクラビング効果が期待できるサプレッション・チェン
バを経由する経路のみを使用する。
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系を使用する場合は，フィルタ装
置水素濃度にて水素濃度を監視する。また，格納容器圧力逃がし装置を使用する
場合は，フィルタ装置出口放射線モニタの放射線量率及び事前にフィルタ装置出口配管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質濃度から算出した換算係数にて原子炉格納容器内の水素ガス

及び酸素ガスの排出時の留意事項

配慮すべき事項

放射性物質濃度を推定し監視する。耐圧強化ベント系を使用する場合は，耐圧強化ベント系放射線モニタの放射線量率及び事前に耐圧強化ベント系配管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質濃度から算出した換算係数にて放射性物質濃度を推定し監視する。
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系を使用する場合は，プルームの影響による被ばくを低減させるため，中央制御室待避室へ待避しプラントパラメ
ータを継続して監視する。
現場運転員の放射線防護を考慮して，遠隔手動弁を操作するエリアを原子炉建
屋内の原子炉区域外に設置する。
作業員の放射線防護を考慮して，フィルタ装置，よう素フィルタの周囲及び配管等の周辺に遮蔽体を設ける。
また，格納容器ベント操作後の汚染の可能性を考慮して，防護具を装備して作業を行う。
耐圧強化ベント系を使用する場合は，原子炉格納容器内の圧力が規定値以下であることを確認する。
作業性

格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の隔離弁を遠隔で手動操作する
場合は，操作に必要な工具はなく通常の弁操作と同様であり，原子炉建屋内の原
子炉区域外で実施する。

電源確保

全交流動力電源が喪失した場合は，代替交流電源設備等を用いて原子炉格納容
器内の水素ガス及び酸素ガスの排出に必要な電動弁，格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度へ給電する。

10－5－42

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（10/19）

1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等
方針目的

炉心の著しい損傷が発生した場合において，水素ガスが原子炉格納容器内に放出され，原子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいした場合においても水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するため，静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制及び原子炉建屋内の水素濃度監視を行う手順等を整備する。

水素濃度抑制対応手段

静的触媒式水素再結合器による原子炉格納容器内で発生した水素ガスが原子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいした場合は，静的触媒式水素再結合器動作監視装置を用いて原子炉建屋内の水素濃度上昇を抑制するために設置している静的触媒式水素再結合器の作動状態を監視する。
全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から給電されていることを確認後，静的触媒式水素再結合器動作監視装置を用いて監視する。

水素濃度監視原子炉建屋内の原子炉格納容器内で発生し原子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいした水素濃度を監視するため，原子炉建屋水素濃度を用いて原子炉建屋内の水素濃度を監視する。
全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合は，代替電源設備から給電されていることを確認後，原子炉建屋内水素濃度を用いて監視する。

配慮すべき事項

非常用ガス処理系の停止

非常用ガス処理系の系統内での水素爆発を回避させるため，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認した場合は，非常用ガス処理系を手動操作により停止する。

10－5－43

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（11/19）

1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等
使用済燃料貯蔵槽（以下「使用済燃料プール」という。）の冷却機能又は注水機能が喪失
し，又は使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水位が低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体又は使用済燃料（以下「使用済燃料プ
方針目的

ール内の燃料体等」という。）を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するため，燃料プール代替注水，漏えい抑制，使用済燃料プールの監視を行う手順等を整備する。
また，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，放射性物質の放出を低減するため，使用済燃料プールへのスプレイ，
大気への拡散抑制，使用済燃料プールの監視を行う手順等を整備する。

燃料プール代替注水る使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，残留熱除去系ポンプによる使用済燃料プールへの補給機能が喪失した場合，又は使用済燃料プール水の小規模な水の漏えいにより使用済燃料プールの水位が低下した場合は，代替
淡水源を水源として，燃料プール代替注水系により常設スプレイヘッダ又は可搬型スプレイヘッダから使用済燃料プールへ注水する。
なお，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水は，海を水源として利用できる。
使用済燃料プールに接続する配管の破断等により，使用済燃料プールディ

漏えい抑制

対応手段

使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能の喪失時又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時

残留熱除去系（燃料プール冷却モード）及び燃料プール冷却浄化系の有すフューザ配管からサイフォン現象により使用済燃料プール水の漏えいが発生した場合は，ディフューザ配管上部に設けたサイフォンブレーク孔により漏えいが停止したことを確認する。
さらに，現場で手動弁により隔離操作を実施する。

位が異常に低下した場合は，代替淡水源を水源として，燃料プール代替注水
系により常設スプレイヘッダ又は可搬型スプレイヘッダから使用済燃料プー
ル内の燃料体等に直接スプレイする。
なお，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへのスプレイは，海を水源として利用できる。

大気への放射性物質の拡散抑制

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時

燃料プールスプレイ

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい等により使用済燃料プールの水

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい等による使用済燃料プールの水位の異常な低下により使用済燃料プール内の燃料体等が著しい損傷に至った
場合は，原子炉建屋放水設備により海水を原子炉建屋へ放水する。
本対応手段は，「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」の大気への放射性物質の拡散抑制と同様である。

10－5－44

料プール水の漏えいが発生した場合は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA），使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プー
ル放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）及び使用済燃料貯蔵プール監視カメ
ラにより使用済燃料プールの状態を監視する。
なお，使用済燃料貯蔵プール監視カメラは，耐環境性向上のため冷気を供給することで冷却する。
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ(高レンジ・低レンジ)等の機能が喪失している場合は，あらかじめ評価した水位／放射線量の関係により使用済燃料プールの空間線量率を推定する。
全交流動力電源又は直流電源が喪失した状況において使用済燃料プールの代替電源による給電

対応手段

重大事故等時の使用済燃料プールの監視

使用済燃料プールの監視設備による
使用済燃料プールの状態監視

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失した場合，又は使用済燃

状態を監視するため，所内蓄電式直流電源設備及び可搬型直流電源設備から
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA），使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）へ給電する。
さらに，代替交流電源設備等から使用済燃料貯蔵プール監視カメラへ給電する。

燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱

重大事故等時における使用済燃料プールの除熱

燃料プール冷却浄化系が全交流動力電源喪失により起動できない場合は，常設代替交流電源設備等を用いて非常用所内電気設備へ給電することにより燃料プール冷却浄化系の電源を確保し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで使用済燃料プールを除熱する。

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失した場合，又は使用済燃料プールの水位が低下した場合は，その程度によらず，可搬型代替注水ポンプ（A－1 級）及び配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択（A－2 級）により使用済燃料プールへ注水又はスプレイが可能となるよう準備し，可搬型代替注水ポンプ（A－1 級）を優先して使用する。
また，可搬型代替注水ポンプにより使用済燃料プールへ注水又はスプレイする場合
は，常設スプレイヘッダを優先して使用し，常設スプレイヘッダが使用できない場合
は，可搬型スプレイヘッダを使用する。
全交流動力電源の喪失により燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱機能が喪失した場合は，常設代替交流電源設備等を用いて燃料プール冷却浄化系の電源を確保し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保するとともに燃料プール代替注水により水源を確保し，燃料プール冷却浄化系により使用済
燃料プールを除熱する。

10－5－45

燃料プール代替注水系で使用する可搬型代替注水ポンプ（A－1 級）及び（A－2
作業性級）のホースの接続は，汎用の結合金具を使用し，容易に操作できるよう十分な作業配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様であ
燃料補給

配慮すべき事項

スペースを確保する。

る。

10－5－46

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（12/19）

1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷
方針目的に至った場合において，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により発電所外への放射性物質の拡散を抑制する手順等を整備する。
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において，
航空機燃料火災への泡消火により火災に対応する手順等を整備する。

大気への放射性物質の拡散抑制への注水が確認できない場合，使用済燃料プール水位が低下した場合においてあらゆる注水手段を講じても水位低下が継続する場合，又は大型航空機の衝突等，
原子炉建屋で大きな損傷を確認した場合は，海を水源として，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲により放水準備を開始する。その後，原子炉格
納容器の破損のおそれがある場合，原子炉格納容器からの異常な漏えいにより格
納容器圧力逃がし装置で原子炉格納容器の減圧及び除熱をしているものの，原子炉建屋トップベントを開放する場合，使用済燃料プールへのスプレイが出来ない
場合，又は，プラントの異常によりモニタリング・ポストの指示がオーダーレベ
ルで上昇した場合は，原子炉建屋に海水を放水する。
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲により原子炉建屋へ海水を海洋への放射性物質の拡散抑制

対応手段等

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷

炉心損傷を判断した場合においてあらゆる注水手段を講じても原子炉圧力容器

放水する場合は，放射性物質を含む汚染水が発生するため，以下の手段により海洋への放射性物質の拡散を抑制する。
・防潮堤内側の合計 6 箇所に放射性物質吸着材を設置する。設置にあたっては，放水した汚染水が流れ込む 6 号及び 7 号炉近傍の構内雨水排水路の集水桝 2 箇所を優先する。
・小型船舶（汚濁防止膜設置用）を用いて取水口 3 箇所，放水口 1 箇所の合計 4 箇所に汚濁防止膜を設置する。設置にあたっては，放水した汚染水が海洋に流れ込むルートにある放水口 1 箇所を優先する。

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，
航空機燃料火災への泡消火

海を水源として，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置により，泡消火を実施する。

10－5－47

放水砲による放水は，噴射ノズルを調整することで放水形状を直線状又は噴霧状に調整でき，放水形状は，直線状とするとより遠くまで放水できるが，噴霧状
操作性とすると直線状よりも放射性物質の拡散抑制効果が期待できることから，なるべ
く噴霧状を使用する。
放水砲は風向き等の天候状況及びアクセス状況に応じて，最も効果的な方角か

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲の準備にあたり，プラント
作業性配慮すべき事項

ら原子炉建屋の破損口等，放射性物質の放出箇所に向けて放水する。

状況や周辺の現場状況，ホースの敷設時間等を考慮し，複数あるホース敷設ルー
トから作業時間が短くなるよう適切なルートを選択する。
ホース等の取り付けは，速やかに作業ができるように大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）の保管場所に使用工具及びホースを配備する。

燃料補給

配慮すべき事項は，「1.14 電源の確保に関する手順等」の燃料補給と同様である。

10－5－48

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（13/19）

1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等
設計基準事故の収束に必要な水源であるサプレッション・チェンバ及び復水貯蔵槽とは別に，重大事故等の収束に必要となる水源として，ほう酸水注入系貯蔵タンク等を確保する。さ方針目的

らに，代替淡水源として防火水槽及び淡水貯水池を確保するとともに，海を水源として確保する。
設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対して，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するため，復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，防火水槽，淡水貯水池，海及びほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした対応手段，並びに復水貯蔵槽，防火水槽等への水の補給について手順等を整備する。
サプレッション・チェンバを水源として利用できない場合は，復水貯蔵槽
を水源として，以下の手段により対応する。
・重大事故等対処設備（設計基準拡張）である原子炉隔離時冷却系及び高対応手段等

水源を利用した対応手順

復水貯蔵槽を水源とした対応手段

圧炉心注水系により原子炉圧力容器へ注水する。
・原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧時において，原子炉隔離時冷却系及
び高圧炉心注水系の故障等により発電用原子炉の冷却ができない場合
は，高圧代替注水系により原子炉圧力容器へ注水する。
・原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧時において，残留熱除去系（低圧注水モード）の故障等により発電用原子炉の冷却ができない場合は，低圧
代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水する。
・残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)の故障等により原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，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へスプレイする。
・原子炉格納容器の下部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）により原子炉格納容器下部へ注水する。
復水貯蔵槽を水源として利用できない場合は，サプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバを水源とした対応手段

を水源として，以下の手段により対応する。
・重大事故等対処設備（設計基準拡張）である原子炉隔離時冷却系，高圧
炉心注水系及び残留熱除去系（低圧注水モード）により原子炉圧力容器へ注水する。
・重大事故等対処設備（設計基準拡張）である残留熱除去系(格納容器ス
プレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード)により原子炉格納容器内を除熱する。
・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圧
力容器及び原子炉格納容器内を除熱する。

10－5－49

復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源として利用できない場合
は，防火水槽を水源として，以下の手段により対応する。
防火水槽を水源とした対応手段

・低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内へスプレイする。
・格納容器下部注水系（可搬型）により原子炉格納容器下部へ注水する。
・燃料プール代替注水系により使用済燃料プールへ注水及びスプレイする。
なお，防火水槽に淡水を補給できない場合は，海水を補給するか，海を水源として利用する。
格納容器圧力逃がし装置を使用した時にフィルタ装置へ水の補給が必要な場合は，防火水槽を水源として，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により補給する。

淡水貯水池を水源とした対応手段

対応手段等

水源を利用した対応手順

復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ及び防火水槽を水源として利用できない場合は，淡水貯水池を水源として，以下の手段により対応する。
・低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内へスプレイする。
・格納容器下部注水系（可搬型）により原子炉格納容器下部へ注水する。
・燃料プール代替注水系により使用済燃料プールへ注水及びスプレイする。
格納容器圧力逃がし装置を使用した時にフィルタ装置へ水を補給する際に防火水槽を水源として利用できない場合は，淡水貯水池を水源として，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により補給する。
復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，防火水槽及び淡水貯水池を水源
海を水源とした対応手段として利用できない場合は，海を水源として，以下の手順により対応する。
・大容量送水車（海水取水用）及び低圧代替注水系（可搬型）により原子
炉圧力容器へ注水する。
・大容量送水車（海水取水用）及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内へスプレイする。
・大容量送水車（海水取水用）及び格納容器下部注水系（可搬型）により原子炉格納容器下部へ注水する。
・大容量送水車（海水取水用）及び燃料プール代替注水系により使用済燃料プールへ注水及びスプレイする。

10－5－50

原子炉補機冷却系の故障等により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場
合は，代替原子炉補機冷却系を使用し，残留熱除去系等の機器で発生した熱を最終的な熱の逃がし場である海へ輸送する。
本対応手段は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」の代替原子炉補機冷却系による除熱と同様である。
炉心損傷を判断した場合においてあらゆる注水手段を講じても原子炉圧力水源を利用した対応手順

海を水源とした対応手段

容器への注水が確認できない場合，使用済燃料プール水位が低下した場合においてあらゆる注水手段を講じても水位低下が継続する場合，又は大型航空機の衝突等，原子炉建屋で大きな損傷を確認した場合は，海を水源として，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲により放水する。
本対応手段は，「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」の大気への放射性物質の拡散抑制と同様である。
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，海を水源として，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置により泡消火を実施する。

対応手段等

本対応手段は，「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」の航空機燃料火災への泡消火と同様である。

容器下部への落下遅延・防止が必要となる場合は，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源として，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へほう酸水を注入する。

水源として復水貯蔵槽を利用する場合は，防火水槽及び淡水貯水池の水を可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）により復水貯蔵槽へ補給する。
また，海水を利用する場合は，防火水槽に補給した海水，大容量送水車（海水取水用）から送水された海水を可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）により復水貯蔵槽へ補給する。

防火水槽への補給

水源へ水を補給するための対応手段

ほう酸水注入系貯蔵タンクを
復水貯蔵槽への補給水源とした対応手段

ATWS が発生した場合，又は重大事故等の進展抑制や溶融炉心の原子炉格納水源として防火水槽を利用する場合は，淡水貯水池の淡水を防火水槽へ補給する。
また，枯渇等により淡水の補給が継続できない場合は，海水を大容量送水車（海水取水用）により防火水槽へ補給する。

10－5－51

切替え性配慮すべき事項

送水ルートの選択

水源から接続口までの距離により可搬型代替注水ポンプの必要台数及び設置場所，
ホースの必要本数を選定し，水源と接続口の距離が最短となる組み合わせを優先して選択する。

可搬型代替注水ポンプ（A－1 級及び A－2 級）の水源は，防火水槽（淡水）を優先する。淡水の供給が継続できないおそれがある場合は，海水の供給に切り替えるが，防火水槽を経由することにより，供給を継続しながら淡水から海水への切替えが可能
である。

作業性

配慮すべき事項

成立性

海水取水時には，ホース先端にストレーナを取り付け，海面より低く着底しない位
置に取水部分を固定することにより，ホースへの異物の混入を防止する。

復水貯蔵槽への補給，可搬型代替注水ポンプによる送水で使用する可搬型代替注水ポンプ（A－1 級）及び（A－2 級）のホースの接続は，汎用の結合金具を使用し，容易に操作できるよう十分な作業スペースを確保する。

10－5－52

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（14/19）

1.14 電源の確保に関する手順等
電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において，炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転停止中における発方針目的

電用原子炉内の燃料体の著しい損傷を防止するため，代替交流電源設備，号炉間電力融通設
備，所内蓄電式直流電源設備，可搬型直流電源設備及び代替所内電気設備により必要な電力を確保する手順等を整備する。
また，重大事故等の対処に必要な設備を継続運転させるため，燃料補給設備により給油する手順等を整備する。
重大事故等対処設備（設計基準拡張）

設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備並びに非常用直流電
源設備 C 系及び D 系が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付け，重大事故等の対処に用いる。

設備又は代替所内電気設備へ給電する。
・常設代替交流電源設備を用いて給電する。
・常設代替交流電源設備等を用いて給電できず，号炉間電力融通により給電できない場合は，可搬型代替交流電源設備等を用いて給電す
る。

対応手段等

電力融通による給電

交流電源喪失時

代替交流電源設備
による給電

全交流動力電源が喪失した場合は，以下の手段により非常用所内電気

全交流動力電源が喪失し，さらに常設代替交流電源設備等を用いて給電できない場合において，他号炉の非常用交流電源設備から給電できる
場合は，以下の手段により自号炉の非常用高圧母線を受電する。
・号炉間電力融通ケーブル（常設）を用いて受電する。
・号炉間電力融通ケーブル（常設）を用いて受電できない場合は，号
炉間電力融通ケーブル（可搬型）を用いて受電する。
全交流動力電源が喪失した場合において，充電器を経由して直流電源

代替直流電源設備
による給電

直流電源喪失時設備へ給電できない場合は，以下の手段により直流電源設備へ給電する。
・代替交流電源設備等を用いて給電を開始するまでの間，所内蓄電池式直流電源設備を用いて給電する。
・所内蓄電池式直流電源設備を用いて給電できない場合は，可搬型直
流電源設備等を用いて給電する。

代替所内電気設備
による給電

非常用所内電気設備
機能喪失時

設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備が喪失した場合は，代替所内電気設備を用いて電路を確保し，代替交流電源設備等から必要な設備へ給電する。

10－5－53

有効性評価において最大負荷となる崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪
負荷容量失した場合）を想定するシナリオにおいても，常設代替交流電源設備により必要最大負荷以上の電力を確保し，発電用原子炉を安定状態に収束するための設備へ給電する。
重大事故等対処設備による代替手段を用いる場合，常設代替交流電源設
備等の負荷容量を確認し，代替手段が使用可能であることを確認する。

悪影響防止

代替交流電源設備等を用いて給電する場合は，受電前準備として非常用
高圧母線及び AM 用 MCC の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のため，コントロールスイッチを「切」又は「切保持」とする。
AM 用 MCC を受電する場合は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，動的成立性配慮すべき事項

機器である復水移送ポンプのコントロールスイッチを「切保持」とする。
所内蓄電式直流電源設備から給電されている 24 時間以内に，代替交流電源設備等を用いて非常用所内電気設備又は代替所内電気設備へ十分な余裕を持って直流電源設備へ給電する。
作業性

バッテリー内臓型 LED 照明を作業エリアに配備し，建屋内照明の消灯時
における作業性を確保する。

重大事故等の対処で使用する設備を必要な期間継続して運転させるた
め，タンクローリ等の燃料補給設備を用いて各設備の燃料が枯渇するま
燃料補給

でに給油する。
タンクローリの補給は，復旧が見込めない非常用ディーゼル発電機が接続されている軽油タンクの軽油を使用する。
多くの給油対象設備が必要となる事象を想定し，重大事故等発生後 7日間，それらの設備の運転継続に必要な燃料（軽油）を確保するため，6
号及び 7 号炉の軽油タンク 1 基あたり 510kL 以上を管理する。

10－5－54

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（15/19）

1.15 事故時の計装に関する手順等
方針目的

重大事故等が発生し，計測機器の故障により，当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータを計測することが困難となった場合において，当該パラメータを推定するために有効な情報を把握するため，計器故障時の対応，計器の計測範囲を超えた場合への対応，計器電源喪失時の対応，計測結果を記録する手順等を整備する。
重大事故等に対処するために監視することが必要となるパラメータを技術的能力に係る審査基準 1.1～1.15 の手順着手の判断基準及び操作手順に用いるパラメータ並びに有効性評価の判
断及び確認に用いるパラメータから抽出し，これを抽出パラメータとする。
抽出パラメータのうち，炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策等を成功させるために把握することが必要な発電用原子炉施設の状態を直接監視するパラメータを主要パラメータとする。
また，計器の故障，計器の計測範囲（把握能力）の超過及び計器電源の喪失により，主要パ
ラメータを計測することが困難となった場合において，主要パラメータの推定に必要なパラメータを代替パラメータとする。
一方，抽出パラメータのうち，発電用原子炉施設の状態を直接監視することはできないが，電源設備の受電状態，重大事故等対処設備の運転状態及びその他の設備の運転状態により発電

パラメータの選定及び分類

用原子炉施設の状態を補助的に監視するパラメータを補助パラメータとする。

主要パラメータは，以下のとおり分類する。
・重要監視パラメータ
主要パラメータのうち，耐震性，耐環境性を有し，重大事故等対処設備としての要求事
項を満たした計器を少なくとも 1 つ以上有するパラメータをいう。
・有効監視パラメータ
主要パラメータのうち，自主対策設備の計器のみで計測されるが，計測することが困難となった場合にその代替パラメータが重大事故等対処設備としての要求事項を満たした計器で計測されるパラメータをいう。
代替パラメータは，以下のとおり分類する。
・重要代替監視パラメータ
主要パラメータの代替パラメータを計測する計器が重大事故等対処設備としての要求事
項を満たした計器を少なくとも 1 つ以上有するパラメータをいう。
・有効監視パラメータ
主要パラメータの代替パラメータが自主対策設備の計器のみで計測されるパラメータをいう。

10－5－55

他チャンネルによる計測

主要パラメータを計測する多重化された重要計器が，計器の故障により計測することが困難となった場合において，他チャンネルの重要計器により計測できる場合は，当該計器を用いて計測を行う。
主要パラメータを計測する計器の故障により主要パラメータの監視機能が喪失した場合は，代替パラメータにより主要パラメータを推定する。
推定に当たり，使用する計器が複数ある場合は，代替パラメータと主要パラメータの関連性，検出器の種類，使用環境条件，計測される値の不確かさ等を考慮し，使用するパラメータの優先順位をあらかじめ定める。
代替パラメータによる主要パラメータの推定は，以下の方法で行う。
・同一物理量（温度，圧力，水位，放射線量率，水素濃度及び中性子束）により推定・水位を注水源若しくは注水先の水位変化又は注水量及び吐出圧力により推定

代替パラメータによる推定

計器故障時

対応手段等

監視機能喪失時・流量を注水源又は注水先の水位変化を監視することにより推定
・除熱状態を温度，圧力，流量等の傾向監視により推定・必要な pH が確保されていることを，フィルタ装置水位の水位変化により推定・圧力又は温度を水の飽和状態の関係により推定・注水量を注水先の圧力から注水特性の関係により推定
・原子炉格納容器内の水位を格納容器内圧力(D/W)と格納容器内圧力(S/C)の差圧により推定
・未臨界状態の維持を制御棒の挿入状態により推定
・酸素濃度をあらかじめ評価したパラメータの相関関係により推定
・水素濃度を装置の作動状況により推定
・エリア放射線モニタの傾向監視により格納容器バイパス事象が発生したことを推定
・原子炉格納容器への空気（酸素）の流入の有無を原子炉格納容器内
圧力により推定・使用済燃料プールの状態を同一物理量(温度及び水位)，あらかじめ評価した水位と放射線量率の相関関係及びカメラによる監視により，使用済燃料プールの水位又は必要な水遮蔽が確保されていることを推定
・原子炉圧力容器内の圧力と原子炉格納容器内の圧力（S/C）の差圧により原子炉圧力容器の満水状態を推定

10－5－56

原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を計測するパラメータのうち，パラメータの値が計器の計測範囲を超えるものは，原子炉圧力容器内の温度及び水
位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量である。
これらのパラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に発電用原子炉施設の状態を推定するための手順を以下に示す。
・原子炉圧力容器内の温度のパラメータである原子炉圧力容器温度が計測範囲を超えた場合は，炉心損傷状態と推定して対応する。
・原子炉圧力容器内の水位のパラメータである原子炉水位が計測範囲を超えた場合は，高圧代替注水系系統流量，原子炉隔離時冷却系系
統流量，高圧炉心注水系系統流量，復水補給水系流量(RHR A 系代替
代替パラメータによる推定

監視機能喪失時対応手段等

計器の計測範囲（把握能力）を超えた場合

注水流量)，復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量)，残留熱除去
系系統流量のうち，機器動作状態にある流量計から崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，直前まで判明していた水位に変換率を考慮することにより原子炉圧力容器内の水位を推定する。
なお，原子炉圧力容器内が満水状態であることは，原子炉圧力(SA)と格納容器内圧力(S/C)の差圧により，原子炉圧力容器内の水位が有効燃料棒頂部以上であることは，原子炉圧力容器温度により監視可能である。
・原子炉圧力容器への注水量を監視するパラメータである復水補給水系流量（RHR A系代替注水流量）が計測範囲を超えた場合において，低圧代替注水系使用時は，水源である復水貯蔵槽の水位又は注水先である原子炉圧力容器内の水位変化により注水量を推定する。
また，代替循環冷却系使用時は，注水先である原子炉圧力容器内の水位変化により注水量を推定する。
・原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータである復水補給水系流量(格納容器下部注水流量)が計測範囲を超えた場合は，水源である復水貯蔵槽の水位又は注水先である原子炉格納容器内の水位変化により注水量を推定する。

可搬型計測器による計測

原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を計測するパラメータ以外で計器の計測範囲を超えた場合は，可搬型計測器により計測することも可能である。

10－5－57全交流動力電源喪失が発生した場合は，以下の手段により計器へ給電し，重要監視対応手段等

計器電源喪失時

パラメータ及び重要代替監視パラメータを計測又は監視する。
・所内蓄電式直流電源設備から給電する。
・代替交流電源設備等から給電する。
・直流電源が枯渇するおそれがある場合は，可搬型直流電源設備等から給電する。
代替電源(交流，直流)からの給電が困難となり，中央制御室でのパラメータ監視が不能となった場合は，重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータのうち手順着
手の判断基準及び操作に必要なパラメータを可搬型計測器により計測又は監視する。

パラメータ記録

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータは，安全パラメータ表示システム（SPDS）により計測結果を記録する。
ただし，複数の計測結果を使用し計算により推定する主要パラメータ(使用した計測結果を含む)の値，現場操作時のみ監視する現場の指示値及び可搬型計測器で計測されるパラメータの値は，記録用紙に記録する。

発電用原子炉施設の状態把握

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータの計測範囲，個数，耐震性及び非常用電源からの給電の有無を示し，設計基準を超える状態における発電用原子炉施設の状態を把握する能力を明確化する。

配慮すべき事項

確からしさの考慮

圧力のパラメータと温度のパラメータを水の飽和状態の関係から推定する場合は，水が飽和状態でないと不確かさが生じるため，計器が故障するまでの発電用原子炉施設の状況及び事象進展状況を踏まえ，複数の関連パラメータを確認し，有効な情報を得た上で推定する。
推定に当たっては，代替パラメータの誤差による影響を考慮する。

可搬型計測器による計測又は監視の留意事項

可搬型計測器による計測対象の選定を行う際，同一パラメータにチャンネルが複数ある場合は，いずれか１つの適切なチャンネルを選定し計測又は監視する。同一の物
理量について複数のパラメータがある場合は，いずれか１つの適切なパラメータを選定し計測又は監視する。

10－5－58

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（16/19）

1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等
方針目的

重大事故等が発生した場合において，運転員が中央制御室にとどまるために必要な対処設備
及び資機材を活用した居住性の確保，汚染の持ち込み防止に係る手順等を整備する。
中央制御室にとどまる運転員の被ばく量を 7 日間で 100mSv を超えないようにするため，中央制御室遮蔽，中央制御室待避室遮蔽，中央制御室換気空調系給排気隔離弁，中央制御室可搬型陽圧化空調機及び中央制御室待避室陽圧化装置等により中央制御室隣接区域からのインリークを防止し，環境に放出された放射性物質等による被ばくから運転員を防護するため中央制御室の居住性を確保する。
・中央制御室換気空調系は，原子炉冷却材圧力バウンダリからの 1 次冷却材の漏えい等により通常運転モードから再循環運転モードに切り替わり，環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員等を防護する。再循環運転モードが停止した場合や再循環運転モード運転中に中央制御室内放射線量が異常上昇した場合
は，中央制御室可搬型陽圧化空調機により中央制御室の陽圧化を実施する。
・炉心損傷時は，放射性物質等が環境に放出されるおそれがある格納容器圧力逃がし装置を使用する前に，中央制御室可搬型陽圧化空調機により中央制御室の陽圧化を実施し，中央制御室待避室陽圧化装置により中央制御室待避室の陽圧化を実施す

対応手段等

居住性の確保る。
・全交流動力電源喪失時は，常設代替交流電源設備等を用いて中央制御室可搬型陽圧化空調機へ給電し，中央制御室の陽圧化を実施する。
・中央制御室換気空調系が再循環運転モードで運転中等，中央制御室が隔離されている状態となった場合は，中央制御室内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行い，酸素濃度の低下又は二酸化炭素濃度の上昇により許容濃度を満足できない場合
は，外気を取り入れる。中央制御室待避室における酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定も中央制御室同様に行い，許容濃度を満足できない場合は，中央制御室待避室
給・排気弁により調整及び管理を行う。
・全交流動力電源喪失時に中央制御室の照明が使用できない場合は，可搬型蓄電池内
蔵型照明により中央制御室の照明を確保し，チェンジングエリア設置場所の照明が使用できない場合は，乾電池内蔵型照明により照明を確保する。

10－5－59

運転員等の被ばく低減

対応手段等

汚染の持ち込み防止

中央制御室へ汚染の持ち込みを防止するため，原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生した場合は，モニタリング及び作業服への着替え等を行うためのチェンジ
ングエリアを設置する。

非常用ガス処理系により原子炉建屋原子炉区域内を負圧に維持することにより，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉区域内に漏えいしてくる放射性物質が，原子炉建屋原
子炉区域から直接環境へ放出されることを防止し，被ばくから運転員等を防護する。
全交流動力電源の喪失により非常用ガス処理系が起動できない場合は，常設代替交流
電源設備等を用いて非常用ガス処理系へ給電する。

は，チェンジングエリア内に設ける除染エリアにおいてウェットティッシュ等により除染を行う。除染による汚染水は，ウェスに染み込ませることで固体廃棄物として廃棄す
る。

電源確保

配慮すべき事項

放射線管理

チェンジングエリア内では運転員等がモニタリングを行い，汚染が確認された場合

全交流動力電源喪失時は，常設代替交流電源設備等を用いて中央制御室換気空調系給排気隔離弁等へ給電する。

10－5－60

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（17/19）

1.17 監視測定等に関する手順等
重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。）において
方針目的

発電用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ため，放射性物質の濃度及び放射線量を測定する手順等を整備する。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，及びその結果を記録するため，風向，風速その他の気象条件を測定する手順等を整備する。
発電所及びその周辺における放射線量は，通常時からモニタリング・ポストを用いて連続測定しているが，放射線量の測定機能が喪失した場合は，可搬型モニタリング
ポストを用いて監視し，及び測定し，並びにその結果を記録する。また，原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生した場合は，モニタリング・ポストが設置され対応手段等

放射性物質の濃度及び放射線量の測定ていない海側等に可搬型モニタリングポストを配置し，放射線量を測定する。さらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の陽圧化の判断のため，5 号炉原子炉建屋付近に可搬型モニタリングポストを配置し，放射線量を測定する。
発電所及びその周辺における空気中の放射性物質の濃度は，放射能観測車を用いて測定するが，空気中の放射性物質の濃度の測定機能が喪失した場合は，可搬型放射線
計測器（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，GM
汚染サーベイメータ）等を用いて監視し，及び測定し，並びにその結果を記録する。
発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。）における放射性物質の濃度（空気中，水中，土壌中）及び放射線量は，可搬型放射線計測器（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，GM 汚染サーベイメータ， ZnS シン
チレーションサーベイメータ及び電離箱サーベイメータ）を用いて監視し，及び測定し，並びにその結果を記録する。
発電所の周辺海域は，小型船舶（海上モニタリング用）を用いて海上モニタリング

風向、風速その他を行う。
発電所における風向，風速その他の気象条件は，通常時から気象観測設備を用いて連続測定しているが，それらの測定機能が喪失した場合は，可搬型気象観測装置を用いて測定し,及びその結果を記録する。

可搬型モニタリングポストを用いた放射線量の測定は，連続測定とする。
測定頻度

放射性物質の濃度の測定（空気中，水中，土壌中）及び海上モニタリングは，１回／日以上とするが，発電用原子炉施設の状態，放射性物質の放出状況及び海洋の状況を考慮し，測定しない場合もある。
風向，風速その他の気象条件の測定は，連続測定とする。

10－5－61

周辺汚染によりモニタリング・ポストを用いて測定できなくなることを避けるた
め，モニタリング・ポストの検出器保護カバーを交換する等のバックグラウンド低減
バックグラウンド低減対策

対策を行う。同様に可搬型モニタリングポストを用いて測定できなくなることを避けるため，可搬型モニタリングポストの養生シートを交換する等のバックグラウンド低減対策を行う。また，必要に応じて除草，周辺の土壌撤去等により，周辺のバックグ
ラウンドレベルを低減する。
周辺汚染により放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンドレベルが上昇し，可搬型放射線計測器が測定不能となるおそれがある場合は，可搬型放射線計測器の検出器の検出器を遮蔽材で囲んだ場合においても可搬型放射線計測器が測定不能となるおそれがある場合は，バックグラウンドレベルが低い場所に移動して，放射性物質の濃度を測定する。
他の機関との連携配慮すべき事項

器を遮蔽材で囲む等のバックグラウンド低減対策を行う。ただし，可搬型放射線計測

敷地外でのモニタリングは，国が地方公共団体と連携して策定するモニタリング計
画に従い，資機材，要員及び放出源情報を提供するとともにモニタリングに協力する。

常用所内電源喪失によりモニタリング・ポストの機能が喪失した場合は，自主対策
電源確保

設備である無停電電源装置が自動でモニタリング・ポストへ給電し，その間にモニタ
リング・ポスト用発電機による給電の操作を実施する。モニタリング・ポストは，電源が喪失した状態でモニタリング・ポスト用発電機から給電した場合，切替え操作を行うことで放射線量の連続測定を開始する。

10－5－62

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（18/19）

1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順書等
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所には，重大事故等が発生した場合においても，重大事故等
方針目的に対処するために必要な指示を行う要員等が緊急時対策所にとどまり，重大事故等に対処するために必要な指示を行うとともに，発電所の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡し，重大事故等に対処するために必要な数の要員を収容する等の発電所緊急時対策本部としての機能を維持するために必要な居住性の確保，必要な指示及び通信連絡，必要な数の要員の収容，代替交流電源設備からの給電に関する手順等を整備する。
緊急時対策所遮蔽及び緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）を用いた希ガス等の放射性物質の侵入防止等により，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等の被ばく線量を 7 日間で 100mSv を超えないようにするため，以下の手順等により緊急時対策所の居住性を確保する。
・緊急時対策所を立ち上げる場合は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所対策本部及び待機場所の可搬型陽圧化空調機を起動するとともに，酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を開始する。
全交流動力電源喪失時は，代替交流電源設備である 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策
居住性の確保対応手段等

所用可搬型電源設備を用いて給電し，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動する。
・原子力災害特別措置法第 10 条事象が発生した場合，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所対策本部及び待機場所に可搬型エリアモニタを設置し，放射線量の測定を実施する。
・格納容器ベント等により放射性物質の放出のおそれがある場合は，5 号炉原子炉建
屋内緊急時対策所対策本部及び待機場所において，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策
所陽圧化装置（空気ボンベ）を用いて加圧を行うとともに，酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計を用いて緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度を測定する。その後，発電所敷地内に設置する可搬型モニタリングポスト等の指示値により周辺環
境中の放射性物質が十分減少したと判断した場合は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）から 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化
空調機へ切り替える。

対応手段等

必要な指示及び通信連絡重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等は，緊急時対策所の安全パラメ
ータ表示システム（SPDS）及び通信連絡設備を用いて必要なプラントパラメータ等を監視又は収集し，重大事故等に対処するために必要な情報を把握するとともに重大事故等に対処するための対策の検討を行う。
重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料を 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所に整備する。当該資料は，常に最新となるよう通常時から維持，管理する。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の通信連絡設備により，発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。

10－5－63

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所には，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員に加え，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための対策に対処するために必要な数の要員を含めた重大事故等に対処するために必要な数の要員を収容する。これらの要員を収容するため，以下の手順等により必要な放射線管理を行うための資機材，飲料水，食料等を整備し，維持，管理するとともに，放射線管理等の運用を行う。

対応手段等

必要な数の要員の収容・７日間外部からの支援がなくとも緊急時対策要員が使用する十分な数量の装備（汚染防護服，個人線量計，全面マスク等）及びチェンジングエリア用資機材を配備するとともに，通常時から維持，管理し，重大事故等時には，防護具等の使用及び管理を適切に運用し，十分な放射線管理を行う。
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，緊急時対策所への汚染の持ち込みを防止するため，原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生したと判断した後，事象進展の状況，参集済みの要
員数及び作業の優先順位を考慮して，上記資機材を用いて，モニタリング及び汚染防護服の着替え等を行うためのチェンジングエリアを設置する。
・少なくとも外部からの支援なしに 7 日間活動するために必要な飲料水及び食料等を備蓄するとともに，通常時から維持，管理し，重大事故等が発生した場合は、緊急代替電源設備からの給電時対策所内の環境を確認した上で，飲食の管理を行う。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の必要な負荷は，5 号炉の共通用高圧母線，及び 6号炉若しくは 7 号炉の非常用高圧母線より受電されるが，当該母線より受電できない場
合は，可搬型代替交流電源設備である 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設
備を用いて給電する。

配置

重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員と現場作業を行う要員等との輻輳を避けるレイアウトとなるよう考慮する。また，要員の収容が適切に行えるようトイレ
や休憩スペース等を整備する。

い場合は，簡易シャワーにて水洗による除染を行う。簡易シャワーで発生した汚染水
放射線管理

配慮すべき事項

除染は，ウェットティッシュでの拭き取りを基本とするが，拭き取りにて除染できなは，必要に応じてウエスへ染み込ませる等により固体廃棄物として廃棄する。
運転中の 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機が故障する等，切替えが必要となった場合は，待機側への切替えを行う。
使用済の可搬型陽圧化空調機のフィルタ部分は非常に高線量になるため，フィルタ交換や使用済空調機を移動することによる被ばくを避けるため，放射線量が減衰して下がるまで，適切な遮蔽が設置されているその場所で一時保管する。

10－5－64メータ表示システム（SPDS）及び通信連絡設備へ給電する。

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の運転開始後，負荷運転時におけ燃料補給配慮すべき事項

電源確保

全交流動力電源喪失時は、代替電源設備からの給電により，緊急時対策所の安全パラ

る燃料給油手順着手時間に達した場合は，軽油タンクからタンクローリ（4kL）へ補給
した燃料を当該設備に給油する。
なお，重大事故等時 7 日間運転継続するために必要な燃料（軽油）の備蓄量として，
6 号炉軽油タンク及び 7 号炉軽油タンク（合計 2,040kL）を管理する。

10－5－65

第 5.1－1 表

重大事故等対策における手順書の概要（19/19）

1.19 通信連絡に関する手順等
方針目的

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のある場所と通信連絡を行うため，発電所内の通信連絡設備（発電所内），発電所外（社内外）との通信連絡設
備（発電所外）により通信連絡を行う手順等を整備する。
運転員及び緊急時対策要員が，中央制御室，中央制御室待避室，屋内外の現場，5 号
炉原子炉建屋内緊急時対策所及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）との間で相互に通信連絡を行う場合は，衛星電話設備，無線連絡設備，携帯型音声呼出電
話設備，5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン等を使用する。
全交流動力電源喪失時は，代替電源設備（充電式電池及び乾電池を含む。
）を用いてこれらの設備へ給電する。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有する場合は，安全パラメータ表示システム（SPDS）を使
用する。

対応手段等

発電所内の通信連絡

直流電源喪失時等は，可搬型の計測器を用いて炉心損傷防止及び原子炉格納容器破損防止に必要なパラメータ等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を発電所内の必要な場所で共有する場合は，以下の手段により実施する。
・現場（屋内）と中央制御室との連絡には，携帯型音声呼出電話設備等を使用する。
・現場（屋外）と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には，無線連絡設備等を使用する。
・中央制御室と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には，衛星電話設備，無線連絡設備等を使用する。
・中央制御室待避室と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には，衛星電話設
備及び無線連絡設備を使用する。
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）との連絡には，携帯型音声呼出電話設備等を使用する。
・放射能観測車と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には，衛星電話設備を使用する。

10－5－66

緊急時対策要員が，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所と本社，国，自治体，その他関係機関等及び所外関係箇所（社内向）との間で通信連絡を行う場合は，衛星電話設
備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等を使用する。
全交流動力電源喪失時は，代替電源設備（充電式電池及び乾電池を含む。
）を用いて

対応手段等

発電所外（社内外）との通信連絡

これらの設備へ給電する。
国の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送し，パラメータを共有する場合は，データ伝送設備を使用する。
直流電源喪失時等，可搬型の計測器を用いて，炉心損傷防止及び格納容器破損防止に必要なパラメータ等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を発電所外（社内外）の必要な場所で共有する場合は，以下の手段により実施する。
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所と本社，自治体，その他関係機関等との連絡には，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等を使用する。
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所と国との連絡には，衛星電話設備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する。
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所と所外関係箇所（社内向）との連絡には，衛星電話設備を使用する。

場，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
発電所内の通信連絡

配慮すべき事項

重大事故時の対応手段の選択

運転員及び緊急時対策要員が，中央制御室，中央制御室待避室，屋内外の現（待機場所）との間で操作・作業等の通信連絡を行う場合は，通常，屋内外で使用が可能である送受話器（警報装置を含む。）及び電力保安通信用電話設備を使用するが，これらが使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備，
携帯型音声呼出電話設備及び 5 号炉屋外緊急連絡用インターフォンを使用する。
なお，特に重要なパラメータを計測し，その結果を発電所内の必要な場所で共有する場合も同様である。

10－5－67

緊急時対策要員が，本社との間で通信連絡を行う場合は，通常，テレビ会議
システム及び衛星電話設備（社内向）を使用するが，これらが使用できない場
発電所外（社内外）との通信連絡配慮すべき事項

重大事故時の対応手段の選択

合は，衛星電話設備又は統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する。
緊急時対策要員が，国との間で通信連絡を行う場合は，統合原子力防災ネッ
トワークを用いた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。
緊急時対策要員が，自治体，その他関係機関等との間で通信連絡を行う場合
は，通常，専用電話設備を使用するが，これらが使用できない場合は，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。
緊急時対策要員が，所外関係箇所（社内向）との間で通信連絡を行う場合
は，衛星電話設備を使用する。
なお，特に重要なパラメータを計測し，その結果を発電所外の必要な場所で共有する場合も同様である。
全交流動力電源喪失時は，代替電源設備を用いて，衛星電話設備（常設），

電源確保

無線連絡設備（常設），5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，安全パラメータ表示システム（SPDS）
及びデータ伝送設備へ給電する。

10－5－68

第5.1－2表

重大事故等対策における操作の成立性

別紙5-2

No.

対応手段

要員

要員数

想定時間

1.1

－

－

－

－

運転員
（中央制御室，現場）

5

約40分

原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉の冷 運転員
却（運転員操作）（中央制御室，現場）

5

約90分

高圧代替注水系の現場操作による発電用原子炉の冷却

1.2

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

1.14と同様

可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

1.14と同様

ほう酸水注入系による進展抑制（ほう酸水注入系貯蔵タ 運転員
ンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入）（中央制御室，現場）

4

約20分

運転員
（中央制御室，現場）

6

約35分

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

1.14と同様

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

1.3

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 運転員
復（中央制御室，現場）

6

約55分

高圧窒素ガス供給系による窒素ガス確保（不活性ガス系 運転員から高圧窒素ガス供給系への切替え）（中央制御室，現場）

4

約20分

代替直流電源設備による復旧

1.14と同様

代替交流電源設備による復旧

1.14と同様

インターフェイスシステムLOCA 発生時の対応（現場で 運転員の隔離操作）（中央制御室，現場）
運転員
低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却 （中央制御室，現場）（交流電源が確保されていて防火水槽を水源とした送水）
緊急時対策要員
低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却 運転員（交流電源が確保されていて淡水貯水池を水源とした送 （中央制御室，現場）
水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場
緊急時対策要員
合））

1.4

運転員
低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却 （中央制御室，現場）（全交流動力電源が喪失していて防火水槽を水源とした
送水）
緊急時対策要員
低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却 運転員（全交流動力電源が喪失していて淡水貯水池を水源とし （中央制御室，現場）
た送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない
緊急時対策要員
場合））

1.5

6

約240分

4
約125分
3
4
約330分
6
3
約150分
3
3
約330分
6

代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷 運転員
却モード）の復旧（中央制御室，現場）

6

20分以内

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用 運転員
原子炉からの除熱（設計基準拡張）（中央制御室，現場）

6

20分以内

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 運転員
及び除熱（中央制御室，現場）

4

約40分

原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）

運転員（中央制御室，現場）

4

約45分

フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

緊急時対策要員

2

45分以内

10－5－69

第5.1－2表
No.

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

要員数

想定時間

フィルタ装置水位調整（水張り）（水源が防火水槽の場
緊急時対策要員
合）

2

約125分

フィルタ装置水位調整（水張り）（水源が淡水貯水池で緊急時対策要員
あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

6

約155分

フィルタ装置水位調整（水抜き）

緊急時対策要員2約150分

運転員（中央制御室）

2

緊急時対策要員

6

運転員（中央制御室）

1

緊急時対策要員

6

ドレン移送ライン窒素ガスパージ

緊急時対策要員

2

約135分

ドレンタンク水抜き

緊急時対策要員

2

約80分

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 運転員
熱（中央制御室，現場）

4

約55分

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 運転員
及び除熱（現場操作）（中央制御室，現場）

6

約70分

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 運転員
熱（現場操作）（中央制御室，現場）

6

約135分

運転員
（中央制御室，現場）

4

緊急時対策要員13

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

約270分

フィルタ装置スクラバ水pH調整

1.5

約85分

代替原子炉補機冷却系による除熱

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による原子炉
除熱（設計基準拡張）

約540分

1.4と同様運転員
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格 （中央制御室，現場）
納容器内の冷却（交流電源が確保されていて防火水槽を水源とした送水）
緊急時対策要員
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格 運転員
納容器内の冷却（交流電源が確保されていて淡水貯水池 （中央制御室，現場）を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使
緊急時対策要員用できない場合））

4
約125分
3
4
約330分
6

1.6
運転員
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格 （中央制御室，現場）
納容器内の冷却（全交流動力電源が喪失していて防火水槽を水源とした送水）
緊急時対策要員
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格 運転員
納容器内の冷却（全交流動力電源が喪失していて淡水貯 （中央制御室，現場）
水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホース
緊急時対策要員が使用できない場合））

1.7

3
約125分
3
3
約330分
6

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 運転員
及び除熱（中央制御室，現場）

4

約45分

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運転員（現場）及び除熱（一次隔離弁を全開状態で保持）

2

約40分

フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

2

45分以内

緊急時対策要員

10－5－70

第5.1－2表
No.

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

フィルタ装置水位調整（水張り）（水源が防火水槽の場
合）フィルタ装置水位調整（水張り）（水源が淡水貯水池であらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

要員数

運転員（中央制御室）

1

緊急時対策要員

6

運転員（中央制御室）

1

緊急時対策要員10

運転員（中央制御室）

1

緊急時対策要員10

運転員（中央制御室）

2

緊急時対策要員

6

運転員（中央制御室）

1

緊急時対策要員

10

緊急時対策要員

8

運転員（中央制御室）

1

約125分

約155分

フィルタ装置水位調整（水抜き）

約130分

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

1.7

約270分

フィルタ装置スクラバ水pH調整

約85分

ドレン移送ライン窒素ガスパージ

ドレンタンク水抜き

約130分

約80分
緊急時対策要員

4

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 運転員
及び除熱（現場操作）（中央制御室，現場）

6

約75分

運転員
（中央制御室，現場）

6

約90分

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

運転員
代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系に （中央制御室，現場）よる除熱
緊急時対策要員
格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部 運転員への注水（中央制御室，現場）
運転員
格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下 （中央制御室，現場）部への注水（防火水槽を水源とした送水）
緊急時対策要員

1.8

想定時間

運転員
格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下 （中央制御室，現場）部への注水（淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合））
緊急時対策要員
運転員
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注 （中央制御室，現場）
水（防火水槽を水源とした送水）
緊急時対策要員
運転員
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注 （中央制御室，現場）
水（淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合））
緊急時対策要員

10－5－71

4
約540分
13
4

35分以内

4
約125分
3
4
約330分
6
4
約125分
3
4
約330分
6

第5.1－2表

重大事故等対策における操作の成立性

No.

対応手段

要員

要員数

想定時間

1.8

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

運転員（中央制御室，現場）

4

約20分

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素 運転員
ガス及び酸素ガスの排出（中央制御室，現場）

4

約45分

原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）

1.5と同様フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

1.7と同様フィルタ装置水位調整（水張り）1.7と同様フィルタ装置水位調整（水抜き）

1.7と同様

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

1.7と同様フィルタ装置スクラバ水pH調整

1.7と同様ドレン移送ライン窒素ガスパージ

1.7と同様ドレンタンク水抜き

1.7と同様1.9

耐圧強化ベント系（W/W）による原子炉格納容器内の水 運転員
素ガス及び酸素ガスの排出（中央制御室，現場）

4

約60分

耐圧強化ラインの窒素ガスパージ

4

約360分

4

約25分

緊急時対策要員

水素濃度及び酸素濃度の監視（格納容器内雰囲気計装に 運転員
よる原子炉格納容器内の監視）（中央制御室，現場）

1.10

1.11

代替電源による必要な設備への給電

1.14と同様

代替原子炉補機冷却系による冷却水確保

1.5と同様

代替電源による必要な設備への給電

1.14と同様

燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用 運転員（中央制御室）
した使用済燃料プールへの注水（防火水槽を水源とした
送水）
緊急時対策要員

1

燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用 運転員（中央制御室）
した使用済燃料プールへの注水（淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない
緊急時対策要員
場合））

1

運転員
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使 （中央制御室，現場）用した使用済燃料プールへの注水（防火水槽を水源とした送水（SFP可搬式接続口を使用した場合））
緊急時対策要員
運転員
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使 （中央制御室，現場）用した使用済燃料プールへの注水（防火水槽を水源とした送水（原子炉建屋大物搬入口から接続した場合））
緊急時対策要員
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使 運転員用した使用済燃料プールへの注水（淡水貯水池を水源と （中央制御室，現場）
した送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな
緊急時対策要員い場合）でSFP可搬式接続口を使用した場合）

10－5－72

110分以内2

330分以内
6
3
約110分
2
3
約120分
2
3
約330分
6

第5.1－2表
No.

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

要員数

燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使 運転員用した使用済燃料プールへの注水（淡水貯水池を水源と （中央制御室，現場）
した送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな
緊急時対策要員い場合）で原子炉建屋大物搬入口から接続した場合）
運転員（中央制御室，現場）

漏えい抑制

1.11

4

燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用 運転員（中央制御室）
した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用でき
緊急時対策要員
ない場合））

1

燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使 運転員用した使用済燃料プールへのスプレイ（防火水槽を水源 （中央制御室，現場）と し た 送 水 （ 原 子 炉 建 屋 大 物 搬入 口か ら接 続し た場
緊急時対策要員合））

燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使 運転員用した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水貯水池を水 （中央制御室，現場）源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）で原子炉建屋大物搬入口から接続した場 緊急時対策要員
合）

90分以内

125分以内3

330分以内
6
3
約125分
2
3
約135分
2
3
約330分
6
3
約340分
6

1.12と同様

大気への放射性物質の拡散抑制
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起動

運転員（中央制御室，現場）

3

約20分

1.14と同様代替電源による給電

1.13

約340分
6

1

燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使 運転員用した使用済燃料プールへのスプレイ（淡水貯水池を水 （中央制御室，現場）源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用で緊急時対策要員きない場合）でSFP可搬式接続口を使用した場合）

1.12

3

燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用 運転員（中央制御室）
した使用済燃料プールへのスプレイ（防火水槽を水源とした送水）
緊急時対策要員

運転員
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使 （中央制御室，現場）用した使用済燃料プールへのスプレイ（防火水槽を水源とした送水（SFP可搬式接続口を使用した場合））
緊急時対策要員想定時間

代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系によ 運転員
る使用済燃料プールの除熱（中央制御室，現場）

6

約45分

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲によ緊急時対策要員る大気への放射性物質の拡散抑制

8

約160分

放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制 緊急時対策要員

4

約180分

汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制（北放緊急時対策要員
水口への設置）6

約190分

汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制（取水
緊急時対策要員
口への設置）

13

約24時間

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原
液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火災への 緊急時対策要員
泡消火

8

約160分

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（高圧代替注水系による注水（現場手動操作））

10－5－73

1.2と同様

第5.1－2表No.

1.13

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

要員数

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（原子炉隔離時冷却系による注水（現場手動操作））

1.2と同様復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水（格納容器下部注水系（常設）による注水）

1.8と同様サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器
及び原子炉格納容器の除熱（代替循環冷却系による減圧及び除熱）

1.7と同様サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器
及び原子炉格納容器の除熱（代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による除熱）

1.7と同様原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（低圧代替注水系（可搬型）による注水）

1.4及び1.8と同様防火水槽を水源とした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）による冷却）1.6と同様防火水槽を水源としたフィルタ装置への補給（可搬型代
替注水ポンプによる水位調整（水張り））

1.5及び1.7と同様防火水槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水（格納容器下部注水系（可搬型）による注水）

1.8と同様防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した注水）

1.11と同様

防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッ
ダを使用した注水）

1.11と同様

防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用したスプレイ）

1.11と同様

防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッ
ダを使用したスプレイ）

1.11と同様

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）を水源とした原子炉圧力容器への注水（低圧代替注水系（可搬型）による注水）

1.4及び1.8と同様

淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）を水源とした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）による冷却）1.6と同様淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）を水源としたフィルタ装置への補給（可搬型
代替注水ポンプによる水位調整（水張り））

1.5及び1.7と同様

淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）を水源とした原子炉格納容器下部への注水（格納容器下部注水系（可搬型）による注水）

1.8と同様淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）を水源とした使用済燃料プールへの注水/ス
プレイ（燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッ
ダを使用した注水）

1.11と同様

10－5－74

想定時間

第5.1－2表
No.

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

要員数

淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）を水源とした使用済燃料プールへの注水/ス
プレイ（燃料プール代替注水系による可搬型スプレイ
ヘッダを使用した注水）

1.11と同様

淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）を水源とした使用済燃料プールへの注水/ス
プレイ（燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッ
ダを使用したスプレイ）

1.11と同様

淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）を水源とした使用済燃料プールへの注水/ス
プレイ（燃料プール代替注水系による可搬型スプレイ
ヘッダを使用したスプレイ）

1.11と同様

運転員
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の海を水源とした原 （中央制御室，現場）
子炉圧力容器への注水（低圧代替注水系（可搬型）による注水（交流電源が確保されている場合））
緊急時対策要員
運転員
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の海を水源とした原 （中央制御室，現場）
子炉圧力容器への注水（低圧代替注水系（可搬型）による注水（全交流動力電源が喪失している場合））
緊急時対策要員
運転員
海を水源とした原子炉格納容器内の冷却（代替格納容器 （中央制御室，現場）
スプレイ冷却系（可搬型）による冷却（交流電源が確保されている場合））
緊急時対策要員

1.13

運転員
海を水源とした原子炉格納容器内の冷却（代替格納容器 （中央制御室，現場）
スプレイ冷却系（可搬型）による冷却（全交流動力電源が喪失している場合））
緊急時対策要員
運転員
海を水源とした原子炉格納容器下部への注水（格納容器 （中央制御室，現場）
下部注水系（可搬型）による注水）
緊急時対策要員
運転員
海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ （中央制御室）（燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した注水）
緊急時対策要員

4
約315分
10
3
約315分
10
4
約315分
10
3
約315分
10
6
約315分
10
1
約305分
10

運転員
海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ （中央制御室，現場）（燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した注水）緊急時対策要員
運転員
海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ （中央制御室）（燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用したスプレイ）
緊急時対策要員

3
約305分
10
1
約315分
10

運転員
海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ （中央制御室，現場）（燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用したスプレイ）
緊急時対策要員

3
約315分
10

海を水源とした最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送（代替原子炉補機冷却系による除熱）

1.5と同様海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制（大容量
送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による拡散抑制）

1.12と同様

10－5－75

想定時間

第5.1－2表No.

1.13

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

要員数

海を水源とした航空機燃料火災への泡消火（大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による泡消火）1.12と同様

ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器
へのほう酸水注入（ほう酸水注入系による注水）

1.2と同様ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器
へのほう酸水注入（ほう酸水注入系によるほう酸水注
入）

1.8と同様防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給運転員（中央制御室）

1

緊急時対策要員

3

145分以内淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる復 運転員（中央制御室）
水貯蔵槽への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
緊急時対策要員1

運転員（中央制御室）

1

緊急時対策要員

10

海から防火水槽への補給（大容量送水車（海水取水用）
緊急時対策要員による補給）

8

約300分

海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型
代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

340分以内6

約325分

常設代替交流電源設備による給電（M/C D系受電）

運転員（中央制御室，現場）

6

20分以内

常設代替交流電源設備による給電（M/C C系受電）

運転員（中央制御室，現場）

6

50分以内

運転員
可搬型代替交流電源設備による給電（P/C C系動力変圧 （中央制御室，現場）器の一次側に接続し，P/C C系及びP/C D系を受電する場
合）
緊急時対策要員
運転員
可搬型代替交流電源設備による給電（緊急用電源切替箱 （中央制御室，現場）接続装置に接続し，P/C C系及びP/C D系を受電する場
合）
緊急時対策要員

1.14

想定時間

運転員
電力融通による給電（号炉間電力融通ケーブル（常設） （中央制御室，現場）を使用し，M/C C系又はM/C D系を受電する場合）
緊急時対策要員
運転員
電力融通による給電（号炉間電力融通ケーブル（可搬 （中央制御室，現場）型）を使用し，M/C C系又はM/C D系を受電する場合）
緊急時対策要員

4
約340分
6
4
約285分
6
10
約115分
6
10
約245分
6

所内蓄電式直流電源設備による給電（直流125V蓄電池A 運転員から直流125V蓄電池A-2への受電切替え）（中央制御室，現場）

4

20分以内

所内蓄電式直流電源設備による給電（直流125V蓄電池A- 運転員
2からAM用直流125V蓄電池への受電切替え）（中央制御室，現場）

4

25分以内

代替交流電源設備による所内蓄電式直流電源設備への給 運転員
電（直流125V充電器盤Aの受電）（中央制御室，現場）

4

約40分

代替交流電源設備による所内蓄電式直流電源設備への給 運転員
電（直流125V充電器盤Bの受電）（中央制御室，現場）

4

約40分

代替交流電源設備による所内蓄電式直流電源設備への給 運転員
電（直流125V充電器盤A-2の受電）（中央制御室，現場）

4

約40分

10－5－76

第5.1－2表
No.

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

要員数

想定時間

代替交流電源設備による所内蓄電式直流電源設備への給 運転員
電（AM用直流125V充電器盤の受電）（中央制御室，現場）

4

約35分

運転員
（中央制御室，現場）

4

約50分

中央制御室監視計器C系及びD系の復旧

運転員
可搬型直流電源設備による給電（AM用動力変圧器への接 （中央制御室，現場）
続によるAM用直流125V充電器盤の受電）
緊急時対策要員
運転員
可搬型直流電源設備による給電（緊急用電源切替箱接続 （中央制御室，現場）装置への接続によるAM用直流125V充電器盤の受電）
緊急時対策要員

約455分
6
4
約410分
6

常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保（AM用直流 運転員
125V蓄電池による直流125V主母線盤A受電）（中央制御室，現場）

3

25分以内

常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保（常設代替 運転員
交流電源設備による直流125V主母線盤B受電）（中央制御室，現場）

4

約40分

運転員
常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保（可搬型代 （中央制御室，現場）
替交流電源設備（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による直流125V主母線盤B受電）
緊急時対策要員
常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保（号炉間電 運転員
力融通ケーブルによる直流125V主母線盤B受電）（中央制御室，現場）

1.14

4

運転員
常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保（可搬型代 （中央制御室，現場）
替交流電源設備（P/C C系動力変圧器の一次側に接続）による直流125V主母線盤B受電）
緊急時対策要員
常設代替交流電源設備によるAM用MCCへの給電

運転員（中央制御室，現場）

運転員
号炉間電力融通ケーブル（常設）によるAM用MCCへの給 （中央制御室，現場）
電緊急時対策要員
運転員
号炉間電力融通ケーブル（可搬型）によるAM用MCCへの （中央制御室，現場）
給電
緊急時対策要員
運転員
可搬型代替交流電源設備（AM用動力変圧器に接続）によ （中央制御室，現場）
るAM用MCCへの給電
緊急時対策要員
運転員
可搬型代替交流電源設備（緊急用電源切替箱接続装置に （中央制御室，現場）
接続）によるAM用MCCへの給電
緊急時対策要員

3
約40分
6

5

約40分

4
約80分
6
4

約25分

8
約110分
6
8
約240分
6
4
約315分
6
4
約270分
6

燃料補給設備による給油（軽油タンクからタンクローリ
緊急時対策要員（4kL）への補給）

2105分以内燃料補給設備による給油（軽油タンクからタンクローリ
緊急時対策要員（16kL）への補給）

2120分以内燃料補給設備による給油（タンクローリ（4kL）による緊急時対策要員
給油対象設備への給油）

2

約15分

燃料補給設備による給油（タンクローリ（16kL）による緊急時対策要員
第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油）

2

約90分

10－5－77

第5.1－2表No.

1.15

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

計器の計測範囲を超えた場合に状態を把握するための手 運転員段（可搬型計測器（現場）による計測）（中央制御室，現場）

1.17

想定時間

4

約18分

1.14と同様

計器電源が喪失した場合の手段

1.16

要員数

中央制御室換気空調系設備の運転手順等（中央制御室可 運転員
搬型陽圧化空調機への切替え手順）（中央制御室，現場）

8

約30分

中央制御室換気空調系設備の運転手順等（全交流動力電
運転員（現場）源が喪失した場合の隔離弁現場閉操作）

4

約30分

中央制御室待避室の準備手順（中央制御室待避室陽圧化
運転員（現場）装置による加圧準備操作）

2

約30分

チェンジングエリアの設置及び運用手順

緊急時対策要員

2

約60分

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緊急時対策要員
替測定

2

約435分

可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の緊急時対策要員
代替測定

2

約95分

可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の緊急時対策要員
測定

2

約95分

可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測
緊急時対策要員
定2

約65分

可搬型放射線計測器による土壌中の放射性物質の濃度の緊急時対策要員
測定

2

約65分

海上モニタリング

緊急時対策要員

4

約260分

可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策 緊急時対策要員

2

約335分

放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策 緊急時対策要員

2

約25分

可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定

緊急時対策要員

2

約90分

モニタリング・ポストの電源をモニタリング・ポスト用
緊急時対策要員
発電機から給電する手順等

2

約110分

緊急時対策所立ち上げの手順（5号炉原子炉建屋内緊急
緊急時対策要員時対策所可搬型陽圧化空調機の手順）

2

約60分

緊急時対策所立ち上げの手順（5号炉原子炉建屋内緊急
緊急時対策要員時対策所可搬型エリアモニタの設置手順）

2

約20分

可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定手順

1.17と同様

放射線防護等に関する手順等（5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機から陽圧化装置（空気ボン 緊急時対策要員
ベ）への切替え手順）

3約5分

放射線防護等に関する手順等（5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）から可搬型陽圧化空 緊急時対策要員
調機への切替え手順）

2

約30分

放射線防護等に関する手順等（5号炉原子炉建屋内可搬
緊急時対策要員
型外気取入送風機による通路部のパージ手順）

2

約30分

要員の収容に係る手順等（チェンジングエリアの設置及緊急時対策要員
び運用手順）

2

約90分

代替電源設備からの給電手順（5号炉原子炉建屋内緊急
緊急時対策要員時対策所用可搬型電源設備による給電）

2

約25分

1.18

10－5－78

第5.1－2表
No.

重大事故等対策における操作の成立性

対応手段

要員

1.18

代替電源設備からの給電手順（5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃料タンクへの燃料給油手 緊急時対策要員
順）

1.19

代替電源設備から給電する手順等

要員数

想定時間

2

約130分

1.14及び1.18と同様

10－5－79自然現象①地震

10－5－80

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・原子炉建屋損傷
・原子炉格納容器・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材喪失と注水機能喪失の同時発生
・計測・制御系喪失
・直流電源喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

別紙 5-3

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（1/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器【影響評価に当たっての考慮事項】【基準地震動を超える地震
・基準地震動を超える地震の発生を想定する。
を想定した場合に喪失す
・事前の予測については，現在確立した手法が存在しない
る可能性のある機器】
ことから，予兆なく発生する。
・原子炉格納容器内配管【設計基準を超える場合の影響評価】
・残留熱除去系の配管サポ
・送変電設備の碍子等の損傷により，外部電源喪失の可能
ート及び弁駆動部性がある。
・残留熱除去系ポンプ（停・原子炉補機冷却水系熱交換器の構造損傷の可能性があ
止時冷却モード）隔離弁る。また，これにより，非常用ディーゼル発電機の冷却・主蒸気系の配管サポート
水が喪失することで，非常用ディーゼル発電機が停止
・原子炉補機冷却水系熱交
し，外部電源喪失と相まって全交流動力電源喪失の重大
換器の耐震強化サポート
事故に至る可能性がある。
・原子炉補機冷却系配管
・原子炉格納容器内の複数の配管が損傷し，原子炉冷却材
・外部電源設備全般の碍子喪失の可能性がある。大口径配管の破断や破損個所が多・ほう酸水注入系貯蔵タン
い場合，原子炉圧力は急速に減圧し，全交流動力電源喪
ク基礎ボルト
失時においては，原子炉冷却材喪失分を補う注水が確保
・復水貯蔵槽周りの配管サできない可能性がある。
ポート・モニタリング・ポストの監視機能が喪失する可能性があ・高圧炉心注水系弁駆動部
る。
・高圧窒素ガス供給系の配・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
管サポート・斜面の崩壊，地盤の陥没等によりアクセスルートの通行・モニタリング・ポスト
が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性があ
る。

自然現象

10－5－81②津波

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（2/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型放
射線測定器により測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。
【影響評価に当たっての考慮事項】【防潮堤を超える高さの津・発電所近海での震源による地震を考え，地震発生後，10波を想定した場合に喪失分程度で津波が襲来すると想定する。
する可能性のある機器】
・基準津波を超える規模として，防潮堤の高さ(15m)を上回 ・低起動変圧器
る高さの津波を想定する。
・125V 直流電源
【設計基準を超える場合の影響評価】
・原子炉隔離時冷却系
・屋外の低起動変圧器が津波により冠水し，外部電源が喪・非常用高圧母線
失する可能性がある。
・復水補給水系
・原子炉建屋，タービン建屋，コントロール建屋及び廃棄・原子炉補機冷却系
物処理建屋の防護扉が波力又は没水により損傷の可能性
・軽油タンクがある。
・モニタリング・ポスト
・コントロール建屋内への津波による溢水により，直流125V 主母線盤が冠水し，直流電源が喪失する可能性がある。

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・直流電源喪失
・高圧炉心冷却機能喪失
・最終ヒートシンク喪失

自然現象

10－5－82

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（3/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器
・原子炉建屋内への津波による溢水により，原子炉隔離時
冷却系制御盤が冠水し，制御不能に至る可能性がある（運転状態であった場合は，その状態のまま継続）。また，非常用高圧母線の冠水により，外部電源が喪失している場合には全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・廃棄物処理建屋内への津波による溢水により，復水補給
水系ポンプが冠水し，復水補給水系が機能喪失に至る可能性がある。
・タービン建屋内への津波による溢水により，原子炉補機
冷却水ポンプが冠水し，原子炉補機冷却系が機能喪失に至る可能性がある。
・モニタリング・ポストの津波による冠水により，監視機能が喪失する可能性がある。
・がれき等によりアクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型放
射線測定器により測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。

最終的なプラント状態

自然現象

③風（台
風含む)

10－5－83

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（4/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。
【影響評価に当たっての考慮事項】【設計基準を超える最大風・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用速を想定した場合に喪失
原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，する可能性のある機器】
あらかじめ体制を強化して対策（飛散防止措置の確認
・タービン建屋等）を実施する。
・送変電設備・基準風速 40.1m/s(地上高 10m，10 分間平均)を超える強風 ・軽油タンクを想定する。
・取水口【設計基準を超える場合の影響評価】
・風荷重によりタービン建屋が損傷し，タービン及び発電機に影響が及んでタービントリップに至る可能性がある。
・風荷重による送変電設備の損傷により外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タンク等が損傷し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで全交流動力電源が喪失する可能性がある。
・台風による漂流物により取水口が閉塞し，最終ヒートシ
ンク喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・最終ヒートシンク喪失

自然現象

④竜巻

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（5/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

10－5－84【影響評価に当たっての考慮事項】
・竜巻注意情報が発表された場合は，屋外でのクレーン転倒防止等の最低限の対応を行った上で作業を中断し，屋内の安全な場所に退避する。
・発電所敷地内又は周辺で著しく大きな竜巻が目撃された
場合あるいはその情報を入手した場合は，対応可能であれば襲来前にプラント停止の措置を取る。
・設計竜巻を超える規模の竜巻を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・風荷重によりタービン建屋が損傷し，タービン及び発電機に影響が及んでタービントリップに至る可能性がある。
・風荷重による送変電設備の損傷により外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タンク等が損傷し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで全交流動力電源が喪失する可能性がある。
・竜巻による資機材又は車両等が飛散して，取水口周辺の海に入り，取水口が閉塞し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。

【設計基準を超える最大風速を想定した場合に喪失する可能性のある機器】
・タービン建屋
・送変電設備・軽油タンク
・電気品室換気空調系
・取水口
・原子炉建屋ブローアウト
パネル

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・最終ヒートシンク喪失

自然現象

⑤低温
(凍結)
10－5－85

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（6/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪最終的なプラント状態
発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。
【影響評価に当たっての考慮事項】【設計基準を超える低温を 【次のプラント状態が相・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用想定した場合に喪失する
乗して発生する可能性
原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，可能性のある機器】
がある】
事前に保温，電熱線ヒータによる加温等の凍結防止対策
・送変電設備・外部電源喪失を実施することができる。
・軽油タンク・全交流動力電源喪失
・低温における基準温度-15.2℃を超える規模の低温を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電線や碍子に着氷することによって相間短絡を起こし
外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タンク
等内の軽油が凍結することで非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇し，全交流動力電源が喪失する可能性がある。
【主な対応】
・事前の凍結防止対策（連続ブロー，循環運転等）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行
う。

自然現象
⑥降水

10－5－86

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（7/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器【影響評価に当たっての考慮事項】【設計基準を超える降水を・基準降水量 101.3mm/h を超える規模の降水を想定する。
想定した場合に喪失する【設計基準を超える場合の影響評価】
可能性のある機器】
・原子炉建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋・原子炉補機冷却系
最上階に設置している原子炉補機冷却系のサージタンク
・タービン及び発電機
が物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却系が喪・中央制御室失し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。ま・直流電源
た，雨水が下層階へ伝播し，ディーゼル発電設備及び非・送変電設備
常用電源盤が没水又は被水により機能喪失し，全交流動・非常用ディーゼル発電設
力電源喪失に至る可能性がある。
備・タービン建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合にタービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至る可能性がある。
・タービン建屋熱交換器エリア屋上が雨水荷重により崩落した場合に，没水又は被水により原子炉補機冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器
真空度低からプラントスクラムに至る可能性がある。
・コントロール建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的に損傷を受けることにより，あるいは没水若しくは被水する
ことにより，計測・制御系機能喪失に至る可能性があ

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・計測・制御系機能喪失
・直流電源喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

自然現象

10－5－87⑦積雪

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（8/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器る。その後，中央制御室の下階に位置している直流電源
設備へ雨水が伝播し直流電源喪失に至る可能性がある。
・廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，冷却材再循環
ポンプ M/G セットや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失し，プラントスクラムに至る可能性がある。
・降水の影響により地滑りが発生し，屋外の送変電設備が機能喪失し外部電源喪失が発生している状態で，燃料移送ポンプが没水により機能喪失し，非常用ディーゼル発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動
力電源喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・緩和設備を用いて対応する。
【影響評価に当たっての考慮事項】【設計基準を超える積雪量
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用を想定した場合に喪失す
原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，る可能性のある機器】
あらかじめ体制を強化して対策（除雪）を実施すること
・原子炉補機冷却系ができる。
・タービン及び発電機
・基準積雪量 167cm を超える規模の積雪を想定する。
・中央制御室【設計基準を超える場合の影響評価】
・直流電源
・原子炉建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合，建屋最・送変電設備
上階に設置している原子炉補機冷却系サージタンクが物
・軽油タンク
理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却系が喪失
・中央制御室換気空調

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・計測・制御系機能喪失
・直流電源喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

自然現象

10－5－88

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（9/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器
し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。また，
・非常用ディーゼル発電機
積雪（雪融け水含む）の影響により，ディーゼル発電設
室空調
備及び非常用電源盤が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合，タービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至る可能性がある。
タービン建屋熱交換器エリア屋上が積雪荷重により崩落した場合に，積雪（雪融け水含む）の影響により原子炉
補機冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシン
ク喪失に至る可能性がある。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至る可能性がある。
・コントロール建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的又は雪融け水により機能喪失し，計測・制御系機能喪失に至る可能性がある。その後，中央制御室下階に位置している直流電源設備へ溢水が伝搬し，機能喪失に至る可能性がある。
廃棄物処理建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，冷却材再循環ポンプ M/G セットや換気空調補機常用冷却系が積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，プ
ラントスクラムに至る可能性がある。

最終的なプラント状態

自然現象

10－5－89⑧落雷

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（10/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪最終的なプラント状態
発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器
・送電線や碍子に雪が着氷することによって相間短絡を起こし外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タ
ンク天井が積雪荷重により崩落した場合，軽油タンク機能が喪失し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで，全交流動力電源が喪失する可能性がある。
・中央制御室換気空調及び非常用ディーゼル発電機室空調
給気口の閉塞により各空調設備が機能喪失に至る可能性がある。
・非常用ディーゼル発電機室空調給気口の閉塞により，非常用ディーゼル発電設備が機能喪失に至るような場合において，外部電源喪失が同時発生した場合に，全交流動
力電源喪失に至る可能性がある。
【主な対応】・あらかじめ体制を強化して対策（除雪）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。
【影響評価に当たっての考慮事項】【設計基準を超える雷サー 【次のプラント状態が相・雷注意報が発表された場合は，状況に応じて屋外での作ジを想定した場合に喪失乗して発生する可能性
業を中断し，屋内に退避する。
する可能性のある機器】
がある】
・発電用原子炉施設への事前対応については実質的に困難
・外部電源・計測・制御系機能喪失であるため想定しない。
・非常用交流電源設備
・直流電源喪失自然現象

10－5－90⑨火山

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（11/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器
・基準電流値 200kA を超える雷サージの影響を想定する。
・原子炉補機冷却系【設計基準を超える場合の影響評価】
・直流電源
・落雷により計測制御機器に発生するノイズの影響によ
・計測・制御系
り，プラントスクラムに至る可能性がある。
・屋外設備への雷サージの影響により，外部電源喪失及びその他過渡事象に至る可能性がある。さらに，軽油タン
クと屋内非常用ディーゼル発電設備制御盤を融通するケーブルへの雷サージにより，非常用ディーゼル発電機の機能が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・建屋内外への雷による誘導電流の影響により，原子炉補機冷却系，直流電源又は計測・制御系の機能喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
【影響評価に当たっての考慮事項】【設計基準を超える火山灰
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用堆積厚さを想定した場合
原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，に喪失する可能性のあるあらかじめ体制を強化して対策（除灰）を実施すること
機器】
ができる。
・原子炉補機冷却系
・降下火砕物（火山灰）の堆積厚さの基準である 35cm を超 ・タービン及び発電機
える規模の堆積厚さを想定する。
・中央制御室

最終的なプラント状態
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・計測・制御系機能喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

自然現象

10－5－91

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（12/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器【設計基準を超える場合の影響評価】
・送変電設備・原子炉建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場合，
・軽油タンク
建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタン
・中央制御室換気空調
クが物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却系が・非常用ディーゼル発電機喪失し最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。
室空調
タービン建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場
合，タービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至る可能性がある。また，循環水ポンプが機能喪失
し，復水器真空度低からプラントスクラムに至る可能性がある。
・コントロール建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した
場合，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的により機能喪失し，計測・制御系機能喪失に至る可能性がある。
・送電網や変圧器に火山灰が付着することによって相間短絡を起こし外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，
軽油タンク天井が火山灰堆積荷重により崩落した場合，軽油タンク機能が喪失し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで，全交流動力電源が喪失する可能性がある。
・中央制御室換気空調及び非常用ディーゼル発電機室空調
給気口の閉塞により各空調設備が機能喪失に至る可能性がある。

最終的なプラント状態

自然現象

10－5－92⑩隕石

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（13/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪最終的なプラント状態
発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器
・海水中の火山灰が高濃度な場合に，熱交換器の伝熱管の閉塞又は，海水ポンプの軸受摩耗や海水ストレーナの閉塞により，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。
【主な対応】・あらかじめ体制を強化して対策（除灰）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。
【影響評価に当たっての考慮事項】
・具体的な喪失する機能は ・具体的な喪失する機能・事前の予測については，行えないものと想定する。
特定しない
は特定しない【影響評価】
・建屋又は屋外設備に隕石が衝突した場合は，当該建屋又は設備が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所敷地に隕石が落下した場合は，振動により安全機能が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所近海に隕石が落下した場合は，津波により安全機能が冠水し，機能喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・建屋に隕石が衝突し，建屋が損傷した場合は，大型航空機の衝突と同様に対応する。
・発電所敷地に隕石が衝突し，振動が発生した場合は，地震発生時と同様に対応する。

自然現象

第 5.2－1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（14/14)
設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪発電用原子炉施設に与える影響評価
失する可能性のある機器
・発電所近海に隕石が衝突し，津波が発生した場合は，津波発生時と同様に対応する。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

最終的なプラント状態

10－5－93

別紙 5-4
第 5.2－3 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(4/10)
対応操作

給復水系復
旧による原
子炉冷却

原子炉格
納容器の
破損を緩
和するた
めの対策

原子炉格納
容器の水素
ガス及び酸
素ガスの排
出

代替原子炉
補機冷却系
による補機
冷却水確保

内容
容器への注水に使用する手段は，準備が完了した系統のうち，低圧
代替注水系(常設)，消火系，低圧
代替注水系(可搬型)の順で選択する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水系，復水系，残留熱除去系（低圧注水モード）又は
高圧炉心注水系を使用し原子炉圧
力容器への注水を実施する。
低圧代替注水系（常設），低圧代
替注水系（可搬型）及び消火系が発電用原子炉の冷却に使用できない場合，給復水系を復旧させて発電用原子炉を冷却する。
炉心の著しい損傷が発生した場
合，原子炉格納容器内の可燃性ガ
ス濃度を監視し，ジルコニウム－
水反応及び水の放射性分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場
合，格納容器圧力逃がし装置を使用した原子炉格納容器ベント操作
により原子炉格納容器の水素ガス
及び酸素ガスを排出することで原
子炉格納容器の水素爆発による破損を防止する。
原子炉補機冷却系の機能が喪失した場合，原子炉補機冷却系の系統構成を行い，代替原子炉補機冷却系により，補機冷却水を供給する。

10－5－94

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目・第 3 項，4
項(1.9)，(1.10)

・第 3 項，4
項(1.5)

別紙 5-5
第 5.2－4 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(1.2)（1/6）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））
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
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
非常用交流電源設備 ※1

手順書
重大事故等対処設備（設計基準拡張）

高圧炉心注水系ポンプ
高圧炉心注水系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
復水補給水系配管
原子炉補機冷却系
非常用交流電源設備 ※1

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

10－5－95

重大事故等対処設備

高圧炉心注水系による発電用原子炉の冷却

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
直流 125V 蓄電池 A
直流 125V 充電器 A

重大事故等
対処設備

原子炉隔離時冷却系による発電用原子炉の冷却重大事故等対処設備（設計基準拡張）

－

対応設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

別紙 5-6
第 5.2－4 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(1.2)（2/6）（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
原子炉隔離時冷却系
高圧炉心注水系

対応
手段

対応設備

10－5－96

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
重大事故等対処設備

高圧代替注水系の現場操作による発電用原子炉の冷却

高圧代替注水系ポンプ
復水貯蔵槽
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

自主対策設備

第二代替交流電源設備 ※1

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

重大事故等対処設備

高圧代替注水系の中央制御室からの操作による発電用原子炉の冷却

フロントライン系故障時

高圧代替注水系ポンプ
復水貯蔵槽
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備 ※1
常設代替交流電源設備 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1

手順書

AM 設備別操作手順書「HPAC 現場起動」

別紙 5-7
第 5.2－4 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(1.2)（3/6）（サポート系故障時）
分類

対応
手段

対応設備

重大事故等
対処設備

10－5－97

重大事故等対処設備（設計基準拡張）※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

自主対策
設備

可搬型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
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
所内蓄電式直流電源設備 ※1
可搬型直流電源設備 ※1

多様なハザード対応手順「RCIC 現場起動（排水処
理）」

重大事故等
対処設備

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時

原子炉隔離時冷却系ポンプ
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
所内蓄電式直流電源設備 ※1
常設代替交流電源設備 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1
第二代替交流電源設備 ※1

AM 設備別操作手順書「RCIC 現場起動」

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

全交流動力電源

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

自主対策設備

水中ポンプ
ホース
仮設発電機
燃料補給設備 ※1

重大事故等
対処設備

原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉の冷却

原子炉隔離時冷却系ポンプ
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器手順書
重大事故等対処設備（設計基準拡張）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備
全交流動力電源
常設直流電源系統－ ※1

別紙 5-8
第 5.2－4 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(1.2)（4/6）（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
全交流動力電源

対応
手段

対応設備

※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

10－5－98

自主対策設備

直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電サポート系故障時

原子炉隔離時冷却系ポンプ
復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
所内蓄電式直流電源設備 ※1
直流給電車及び電源車 ※1

手順書

－ ※1

別紙 5-9
第 5.2－4 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(1.2)（6/6）（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

ほう酸水注入系ポンプ
ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1

10－5－99

自主対策設備高圧炉心注水系緊急注水による進展抑制※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

自主対策設備

制御棒駆動系による進展抑制

高圧炉心注水系ポンプ
復水貯蔵槽
高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
復水補給水系配管
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※1
第二代替交流電源設備 ※1

AM 設備別操作手順書「SLC ポンプによる原子炉
注水」

自主対策設備

ほう酸水注入系による進展抑制（注水）

ほう酸水注入系ポンプ
ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系テストタンク
ほう酸水注入系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
復水補給水系
消火系
純水補給水系
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※1
第二代替交流電源設備 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1
制御棒駆動水ポンプ
復水貯蔵槽
制御棒駆動系配管・弁
復水補給水系配管・弁
原子炉圧力容器
原子炉補機冷却系
常設代替交流電源設備 ※1
第二代替交流電源設備 ※1

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

自主対策
設備

第二代替交流電源設備 ※1

手順書
重大事故等対処設備

ほう酸水注入系による進展抑制（ほう酸水注入）

重大事故等の進展抑制

－

対応設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「CRD による原子炉注水」

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」

別紙 5-10
第 5.2－5 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(1.3)(1/4)(フロントライン系故障時)
分類

対応
手段

対応設備

重大事故等
対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「減圧冷却」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「RPV 制御」

自主対策
設備

手動操作による原子炉減圧（逃がし安全弁）

フロントライン系故障時

逃がし安全弁主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ
自動減圧機能用アキュムレータ
所内蓄電式直流電源設備 ※3
可搬型直流電源設備 ※3
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
第二代替交流電源設備 ※3－ ※1, ※2

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉減圧の自動化

代替自動減圧ロジック(代替自動減圧機能）
自動減圧系の起動阻止スイッチ
逃がし安全弁(自動減圧機能付き
C,H,N,T の 4 個）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
非常用交流電源設備

手順書
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
自動減圧系

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「減圧冷却」
自主対策
設備

手動操作による原子炉減圧（タービンバイパス弁）

タービンバイパス弁
タービン制御系

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「RPV 制御」※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順は「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」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4: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，あらかじめ供給圧力を設定している。
※5:原子炉建屋ブローアウトパネルは，開放設定圧力に到達した時点で自動的に開放する設備であり，運転員による操作は不要である。

10－5－100

別紙 5-11
第 5.2－5 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(1.3)(2/4)(サポート系故障時）
分類

対応設備
可搬型直流電源設備 ※3
AM 用切替装置（SRV）
常設代替直流電源設備
逃がし安全弁（自動減圧機能なし）
主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ

重大事故等対処設備

高圧窒素ガスボンベ
高圧窒素ガス供給系配管・弁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

自主対策設備

高圧窒素ガス供給系(代替逃がし安全弁駆動装置）
逃がし安全弁（自動減圧機能なし
D,E,K,U の 4 個）
主蒸気系配管・クエンチャ

重大事故等
対処設備

逃がし安全弁用可搬型蓄電池
逃がし安全弁（自動減圧機能付き）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ

手順書

重大事故等
対処設備

サポート系故障時－対応
手段

可搬型直流電源設備に 逃がし安全弁用可搬型 代替逃がし安全弁駆動装 高圧窒素ガス供給系による逃がし安全弁機能 蓄電池による逃がし安置による原子炉減圧
よる窒素ガス確保
回復
全弁機能回復機能喪失を想定する設計基準事故対処設備
常設直流電源系統

事故時運転操作手順書（徴候ベース）
AM 設備別操作手順書「AM 用切替装置又はバッテリーによる SRV
開放」
事故時運転操作手順書（徴候ベース）
AM 設備別操作手順書「AM 用切替装置又はバッテリーによる SRV
開放」
事故時運転操作手順書(徴候ベース）
AM 設備別操作手順書「代替 SRV 駆動装置
による SRV 開放」

事故時運転操作手順書(徴候ベース）
AM 設備別操作手順書「SRV 駆動源確保」※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順は「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」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4: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，あらかじめ供給圧力を設定している。
※5:原子炉建屋ブローアウトパネルは，開放設定圧力に到達した時点で自動的に開放する設備であり，運転員による操作は不要である。

10－5－101

別紙 5-12
第 5.2－6 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(1.4)(1/8)(重大事故等対処設備（設計基準拡張)）
分類

対応
手段
残留熱除去系 低(圧注水モード )による発電用原子炉の冷却残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ス
パージャ ※6
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉補機冷却系 ※3
非常用交流電源設備 ※2

サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・スパージャ
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉補機冷却系 ※3
非常用交流電源設備 ※2

原子炉圧力容器手順書

重大事故等対処設備 重大事故等対処
設
設備(計基準拡張 )残留熱除去系 原(子炉停止時冷却モード に)よる発電用原子炉からの除熱

重大事故等対処設備（設計基準拡張）-

対処設備
重大事故等対処設備 設( 重大事故等対計基準拡張 )
処設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「減圧冷却」等
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」※1:手順は「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。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「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。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン(復水貯蔵槽下部の非常用ライン)の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

10－5－102

別紙 5-13
第 5.2－6 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(1.4)(4/8)(発電用原子炉運転中のサポート系故障時)
分類

対応
手段

対処設備

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・
スパージャ ※6
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉補機冷却系 ※3

第二代替交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備 自主対策設備
設(計基準拡張 )サポート系故障時

代替交流電源設備による残留熱除去系 低(圧注水モード の)復旧

サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器代替原子炉補機冷却系 ※3
常設代替交流電源設備 ※2

手順書
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
全交流動力電源
原子炉補機冷却系

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「RHR(A)による原子炉
注水」「RHR(B)による原子炉
注水」※1:手順は「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。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「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。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン(復水貯蔵槽下部の非常用ライン)の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

10－5－103

別紙 5-14
第 5.2－7 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(1.5)(3/5)(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
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェン
バ・プール水冷却モード及び格納容器スプレ
イ冷却モード）

対応
手段

対応設備

手順書

格納容器圧力逃がし装置

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

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

フロントライン系故障時
重大事故等対処設備

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

多様なハザード対応手
順「フィルタ装置ドレン
移送ポンプ水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜き）」「フィルタベント停止
後の N2 パージ」
「フィルタ装置スクラ
バ水 pH 調整」
「ドレン移送ライン N2
パージ」「ドレンタンク水抜き」
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」
AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」「PCV ベント弁駆動源確
保[予備ボンベ]」

自主対策設備

耐圧強化ベント系(W/W)配管・弁耐圧強化ベント系(D/W) 配管・弁
遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁
原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）
不活性ガス系配管・弁
非常用ガス処理系配管・弁
主排気筒（内筒）
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
常設代替直流電源設備 ※3
可搬型直流電源設備 ※3
第二代替交流電源設備 ※3

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」「PCV ベント弁駆動源確
保[予備ボンベ]」※1:手順は「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。
※2:手順は「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。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

10－5－104

別紙 5-15
第 5.2－7 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(1.5)(4/5)(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
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェン
バ・プール水冷却モード及び格納容器スプレ
イ冷却モード）
全交流動力電源

対応
手段

対応設備

手順書

遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
遠隔空気駆動弁操作設備
配管・弁事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

重大事故等対処設備

現場操作

フロントライン系故障時

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」「PCV ベント弁駆動源確
保[予備ボンベ]」

多様なハザード対応手
順「フィルタ装置ドレン
移送ポンプ水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜き）」「フィルタベント停止
後の N2 パージ」
「フィルタ装置スクラ
バ水 pH 調整」
「ドレン移送ライン N2
パージ」「ドレンタンク水抜き」※1:手順は「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。
※2:手順は「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。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

10－5－105

別紙 5-16
第 5.2－7 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(1.5)(5/5)(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
原子炉補機冷却系
全交流動力電源

対応
手段

対応設備

AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機
冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機
冷却水（B）確保」
多様なハザード対応手順「熱交換器ユニットによる補機冷却水確保」

重大事故等対処設備 自主対策
設設備
(計基準拡張 )第二代替交流電源設備 ※3

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等
重大事故等対処設備

代替原子炉補機冷却系による除熱サポート系故障時

熱交換器ユニット
大容量送水車（熱交換器ユニット用）
代替原子炉補機冷却海水ス
トレーナ
ホース
原子炉補機冷却系配管・弁・サージタンク
残留熱除去系熱交換器
海水貯留堰
スクリーン室取水路
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備※3
燃料補給設備 ※3
残留熱除去系（原子炉停止
時冷却モード） ※1
残留熱除去系(サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード) ※2
残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード） ※2

手順書

自主対策設備

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱

大容量送水車（熱交換器ユ
事故時運転操作手順書
ニット用）又は代替原子炉（徴候ベース）
補機冷却海水ポンプ「S/P 温度制御」等
代替原子炉補機冷却海水ス
トレーナ
AM 設備別操作手順書
ホース「代替 Hx による補機
原子炉補機冷却系配管・弁冷却水（A）確保」
残留熱除去系熱交換器「代替 Hx による補機
残留熱除去系（原子炉停止
冷却水（B）確保」
時冷却モード） ※1
残留熱除去系(サプレショ
多様なハザード対応手
ン・チェンバ・プール水冷
順却モード) ※2
「代替原子炉補機冷却
残留熱除去系（格納容器ス
海水ポンプによる補機
プレイ冷却モード） ※2
冷却水確保」
海水貯留堰「大容量送水車によるスクリーン室
補機冷却水確保」
取水路
常設代替交流電源設備 ※3
第二代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備※3
移動式変圧器
燃料補給設備 ※3※1:手順は「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。
※2:手順は「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。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

10－5－106

別紙 5-17
第 5.2－8 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(1.6)(1/6)（重大事故等対処設備（設計基準拡張））
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

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1
非常用交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等
重大事故対処設備（設計基準拡張）

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
によるサプレッション・チェンバ・プール水の除熱

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1
非常用交流電源設備 ※2

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器手順書
重大事故対処設備（設計基準拡張）

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
による原子炉格納容器内の除熱

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

－

対処設備

※1:手順は「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。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「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:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－107

別紙 5-18
第 5.2－9 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(1.7)(1/3)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「PCV 制御」「R/B 制御」

自主対策設備

フィルタ装置よう素フィルタ
ラプチャーディスク
ドレン移送ポンプ
ドレンタンク遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
可搬型窒素供給装置
スクラバ水 pH 制御設備
フィルタベント遮蔽壁
配管遮蔽
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
遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁ホース・接続口
原子炉格納容器（サプレッショ
ン・チェンバ，真空破壊弁を含む）
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)※5
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
常設代替直流電源設備 ※3
可搬型直流電源設備 ※3
防火水槽 ※5, ※6
淡水貯水池 ※5, ※6
第二代替交流電源設備 ※3

手順書

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

原子炉格納容器の過圧破損防止

－

対応
手段

AM 設備別操作手順書「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」
多様なハザード対応手
順「フィルタ装置ドレン
移送ポンプ水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜き）」「フィルタベント停止
後の N2 パージ」
「フィルタ装置スクラ
バ水 pH 調整」
「ドレン移送ライン
N2 パージ」「ドレンタンク水抜き」※1:手順は「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。
※2:手順は「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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:手順は「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」にて整備する。
※5:手順は「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:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－108

別紙 5-19
第 5.2－9 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(1.7)(3/3)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備

自主対策設備

格納容器内ｐＨ制御

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） ※1
格納容器下部注水系（常設） ※4
格納容器 pH 制御設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「PCV 制御」
AM 設備別操作手順書「代替循環冷却系による PCV 内の減圧及び徐
熱」

自主対
策設備

復水移送ポンプ
代替原子炉補機冷却系 ※2
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)※5
サプレッション・チェンバ
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ
高圧炉心注水系配管・弁
復水補給水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
格納容器スプレイ・ヘッダ
ホース
原子炉圧力容器
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
燃料補給設備 ※3
防火水槽 ※5, ※6
淡水貯水池 ※5, ※6
第二代替交流電源設備 ※3

手順書

重大事故等対処設備

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

原子炉格納容器の過圧破損防止

－

対応
手段

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「PCV 制御」
AM 設備別操作手順書「炉心損傷後格納容器
薬品注入」※1:手順は「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。
※2:手順は「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:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:手順は「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」にて整備する。
※5:手順は「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:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－109

別紙 5-20
第 5.2－10 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(1.8)(3/3)
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

自主対
策設備

第二代替交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備

制御棒駆動水ポンプ
復水貯蔵槽 ※1
制御棒駆動系配管・弁
復水補給水系配管・弁
原子炉圧力容器
原子炉補機冷却系
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2

自主対処設備高圧炉心注水系ポンプ
復水貯蔵槽 ※1
高圧炉心注水系配管・弁・スパー
ジャ
復水補給水系配管
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2

自主対策設備

ほう酸水注入系による原子炉
制御棒駆動系による高圧炉心注水系による圧力容器へのほう酸水注入 原子炉圧力容器への注水 原子炉圧力容器への緊急注水

ほう酸水注入系ポンプ
ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁・スパー
ジャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「RPV 制御」，「R/B 制
御」 ※3

自主対策
設備

高圧代替注水系ポンプ
復水貯蔵槽
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁残留熱除去系配管・弁(7 号炉のみ)
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備 ※2
可搬型直流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2

手順書

重大事故等対処設備

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止

-

対処設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「RPV 制御」，「R/B 制御」AM 設備別操作手順書「SLC ポンプによるほう酸水注入」

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「RPV 制御」，「R/B 制御」AM 設備別操作手順書「CRD による原子炉注水」 ※3
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「RPV 制御」，「R/B 制御」AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」 ※3※1:手順は「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。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「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」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－110

別紙 5-21
第 5.2－11 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(1.9)(1/2)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

不活性ガス系 ※1－※5

可搬型格納容器窒素供給設備

格納容器圧力逃がし装置 ※2,※3
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置水素濃度

重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ
耐圧強化ベント系（W/W） ※3
可搬型窒素供給装置
ホース・接続口
耐圧強化ベント系放射線モニタ
フィルタ装置水素濃度

自主対策設備 重大事故等対処設備

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出

水素爆発による原子炉格納容器の破損防止-

原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止

-

対応
手段

－ ※1

多様なハザード対応手順「可搬型格納容器窒素供給設備による PCV 窒
素供給」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「PCV 制御」
AM 設備別操作手順書「PCV 水素・酸素ガス
放出（フィルタベント
使用（S/C））」「PCV 水素・酸素ガス
放出（フィルタベント
使用（D/W））」「PCV 水素・酸素ガス放出（耐圧強化ライン
使用（S/C））」「PCV 水素・酸素ガス放出（耐圧強化ライン
使用（D/W））」
多様なハザード対応手順「耐圧強化ベント系のN₂パージ」※1:発電用原子炉運転中は原子炉格納容器内を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2:格納容器圧力逃がし装置補機類の手順は「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。
※3:原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の手順は「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。
※4:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※5: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ため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

10－5－111

別紙 5-22
第 5.2－12 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(1.10)(1/2)
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

原子炉建屋水素濃度

第二代替交流電源設備 ※2

自主対策設備

サプレッションプール浄化系
による原子炉ウェルへの注水

サプレッションプール浄化系ポンプ
復水貯蔵槽 ※3
サプレッションプール浄化系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
原子炉ウェル
原子炉補機冷却系(6 号炉のみ)

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」－ ※2

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」
自主対策設備

格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) ※3
防火水槽 ※3
淡水貯水池 ※3
ホース・接続口
格納容器頂部注水系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
原子炉ウェル
燃料補給設備 ※2

－ ※1

重大事故
自主
等
対策設備
対処設備

代替電源による必要な設備への給電常設代替直流電源設備 ※2
可搬型直流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2

重大事故等
対処設備

原子炉建屋内の水素濃度監視

原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制-

静的触媒式水素再結合器 ※1
静的触媒式水素再結合器動作監視装置
原子炉建屋原子炉区域

手順書
重大事故等対処設備

静的触媒式水素再結合器
による水素濃度抑制

水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止

-

対処設備

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉ウ
ェル注水」
多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「PCV 制御」
AM 設備別操作手順書「SPCU による原子炉ウ
ェル注水」※1:静的触媒式水素再結合器は，運転員による操作不要の原子炉建屋水素濃度制御設備である。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「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:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

10－5－112

別紙 5-23
第 5.2－12 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(1.10)(2/2)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応設備
原子炉建屋トップベント
大容量送水車（原子炉建屋放水設備
用） ※4
ホース
放水砲 ※4
燃料補給設備 ※2

手順書

自主対策設備原子炉建屋トップベント
による水素ガスの排出

水素ガス排出による原子炉建屋等の損傷防止

-

対応
手段

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン
ト）「R/B 制御」
多様なハザード対応手
順「水素対策（原子炉建屋トップベント）」※1:静的触媒式水素再結合器は，運転員による操作不要の原子炉建屋水素濃度制御設備である。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「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:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

10－5－113

別紙 5-24

分類

第 5.2－13 表 機能喪失を想定する設計基準対象施設と整備する手順(1.11)(1/3)
対応
手段

対処設備

手順書

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
ホース・接続口
燃料プール代替注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
燃料補給設備 ※2

重大事故等対処設備

防火水槽 ※1, ※5
淡水貯水池 ※1, ※5

自主対策設備

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
ホース・接続口
燃料プール代替注水系配管・弁可搬型スプレイヘッダ
使用済燃料プール
燃料補給設備 ※2

重大事故等対処設備

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プール水の小規模な漏えい発生時

燃料プール代替注水系による常設スプレイヘ 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイッダを使用した使用済燃料プールへの注水 ヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水

機能喪失を想定する
設計基準対象施設
燃料プール冷却浄化
系
残留熱除去系

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアク
シデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候
ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による SFP スプレイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」
多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 常設スプレ
イ）」

自主対策設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビアアク
シデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候
ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書
防火水槽 ※1, ※5「消防車による可搬型 SFP スプレ
淡水貯水池 ※1, ※5
イ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」
多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 可搬型スプレイ）」
ディーゼル駆動消火ポンプ
事故時運転操作手順書（徴候ベース）
ろ過水タンク ※1「SFP 水位・温度制御」
消火系配管・弁
事故時運転操作手順書（シビアアク
復水補給水系配管・弁
シデント）
残留熱除去系配管・弁
「R/B 制御」
燃料プール冷却浄化系配管・弁事故時運転操作手順書（停止時徴候
使用済燃料プールベース）
常設代替交流電源設備 ※2「SFP 原子炉水位・温度制御」
第二代替交流電源設備 ※2
AM 設備別操作手順書
可搬型代替交流電源設備 ※2「消火ポンプによる SFP 注水」
燃料補給設備 ※2「SFP 監視カメラ冷却装置起動」
サイフォン防止機能 ※4
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」「原子炉建屋制御」
事故時運転操作手順書（シビアアク
シデント）－「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候
ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「SFP 監視カメラ冷却装置起動」※1:手順は「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。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
※4:重大事故等時には現場手動弁による隔離操作を併せて実施する。
※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:手順は「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。
自主対策設備消火系による
使用済燃料プールへの注水

重大事故等対処設備

漏えい抑制

10－5－114

別紙 5-25

分類

第 5.2－13 表 機能喪失を想定する設計基準対象施設と整備する手順(1.11)(2/3)
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
ホース・接続口
燃料プール代替注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
燃料補給設備 ※2

防火水槽 ※1, ※5
淡水貯水池 ※1, ※5

重大事故等
対処設備

大容量送水車（原子炉建屋放水
設備用）
ホース
放水砲
燃料補給設備 ※2

自主対策設備シール材
接着剤
ステンレス鋼板
吊り降ろしロープAM 設備別操作手順書「消防車による SFP スプレイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」
多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 常設スプレイ）」
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビア
アクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「消防車による可搬型 SFP スプ
レイ」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」
多様なハザード対応手順「消防車による送水（SFP 可搬型スプレイ）」
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」「原子炉建屋制御」
事故時運転操作手順書（シビア
アクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
AM 設備別操作手順書「SFP 漏えい緩和」「SFP 監視カメラ冷却装置起動」
多様なハザード対応手順「大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制」 ※3

自主対策設備

防火水槽 ※1, ※5
淡水貯水池 ※1, ※5

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「SFP 水位・温度制御」
事故時運転操作手順書（シビア
アクシデント）「R/B 制御」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」

重大事故等対処設備

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
ホース・接続口
燃料プール代替注水系配管・弁可搬型スプレイヘッダ
使用済燃料プール
燃料補給設備 ※2

手順書

自主対策設備

大気への放射性
物質の拡散抑制

－

漏えい緩和

－

対処設備
重大事故等対処設備

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時

－

対応
手段

燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダ 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイを使用した使用済燃料プールへのスプレイ
ヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ

機能喪失を想定する
設計基準対象施設※1:手順は「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。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。
※4:重大事故等時には現場手動弁による隔離操作を併せて実施する。
※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:手順は「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。

10－5－115

別紙 5-26
第 5.2－15 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(1.13)(2/15)
分類

対応
手段

対処設備

手順書

サプレッション・チェンバ

重大事故等
対処設備

原子炉隔離時冷却系（原子炉隔離時
冷却系ポンプ）
高圧炉心注水系（高圧炉心注水系ポンプ）

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

サプレッション・チェンバ

重大事故等
対処設備

10－5－116

重大事故等
対処設備

※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）手順は「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。

手順は「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。

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉圧力容器及び原子炉格納内の除熱

サプレッション・チェンバ
代替循環冷却系（復水移送ポンプ）

重大事故等
対処設備

残留熱除去系（残留熱除去系ポンプ）

手順は「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」にて整備する。

重大事故等
対処設備
（設計基準拡張）

残留熱除去系（残留熱除去系ポンプ）

サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器内の除熱サプレッション・チェンバを水源とした対応

原子炉圧力容器への注水
原子炉圧力容器への注水（原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時） （原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備
復水貯蔵槽

手順は「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。

別紙 5-27
第 5.2－15 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(1.13)(4/15)
分類

対応
手段

対処設備
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口
燃料補給設備 ※1

手順書
重大事故等
対処設備

防火水槽 ※2
自主対策
設備

防火水槽を水源とした送水機能喪失を想定する設計基準事故対処設備
サプレッション・チェ
ンバ
復水貯蔵槽

重大事故等
対処設備

防火水槽 ※2
自主対策
設備
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A2 級），ホース・接続口等）
防火水槽 ※2※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－117

重大事故等 自主対策
対処設備
設備

原子炉圧力容器への注水
原子炉格納容器内の（原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時）
冷却

防火水槽を水源とした対応

低圧代替注水系（可搬型）（可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級），ホー
ス・接続口等）

多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器スプレイ）」「消防車による送水（デブ
リ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP
常設スプレイ）」「消防車による送水（SFP 可
搬型スプレイ）」
手順は「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」及び「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」
にて整備する。

手順は「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。

別紙 5-28
第 5.2－15 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(1.13)(5/15)
分類

フィルタ装置
への補給

－

対応
手段

防火水槽 ※2

格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

防火水槽 ※2

自主対策
設備

原子炉格納容器下部への注水

手順は「1.5 最終ヒー
トシンクへ熱を輸送するための手順等」及び「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。
手順は「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」にて整備する。

手順は「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。

燃料プール代替注水系（可搬型代替注
水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

重大事故等
対処設備

手順は「1.11 使用済
燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

防火水槽 ※2

自主対策
設備

使用済燃料プールへの
注水／スプレイ

防火水槽 ※2
格納容器頂部注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

自主対策設備原子炉ウェルへの注水

防火水槽を水源とした対応－

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口

手順書

重大事故等
対処設備

復水貯蔵槽

対処設備
重大事故等 自主対対処設備 策設備機能喪失を想定する設計基準事故対処設備※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－118

別紙 5-29
第 5.2－15 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(1.13)(9/15)
分類

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口

淡水貯水池 ※2

格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

淡水貯水池 ※2

※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－119

自主対策
設備

淡水貯水池 ※2

手順は「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」にて整備する。

重大事故等
対処設備

使用済燃料プールへの注水／スプレイ

燃料プール代替注水系（可搬型代替
注水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口
等）

手順は「1.5 最終ヒー
トシンクへ熱を輸送するための手順等」及び「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。

自主対策設備淡水貯水池 ※2
格納容器頂部注水系（可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口
等）

手順書

自主対策
設備

原子炉ウェル
への注水

－

対処設備

重大事故等
対処設備

原子炉格納容器下部への注水

淡水貯水池を水源とした対応（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

復水貯蔵槽

フィルタ装置
への補給

－

対応
手段

重大事故等 自主対策
対処設備
設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

手順は「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。

手順は「1.11 使用済
燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

別紙 5-30

分類

第 5.2－15 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(1.13)(10/15)
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

サプレッション・チェ
ンバ
復水貯蔵槽

低圧代替注水系（可搬型）（大容量送水車（海水取水用），可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

燃料プール代替注水系（大容量送水車（海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－120

自主対策設備 重大事故等対処設備

格納容器頂部注水系（大容量送水車（海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

重大事故等
対処設備

原子炉格納容器 原子炉ウェル 使用済燃料プール
下部への注水への注水 への注水／スプレイ

格納容器下部注水系（可搬型）（大容量送水車（海水取水用），可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・
接続口等）

重大事故等
対処設備

原子炉格納容器内の冷却

代替格納容器スプレイ系（可搬型）（大容量送水車（海水取水用），可
搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホ
ース・接続口等）

重大事故等対処設備

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）－

大容量送水車（海水取水用）
海水貯留堰
スクリーン室取水路
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口
燃料補給設備 ※1

手順書

重大事故等対処設備

海を水源とした送水海を水源とした対応
復水貯蔵槽

対処設備

多様なハザード対応手順「大容量送水車による消防車への海水送水」「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器スプレイ）」「消防車による送水（デブリ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP
常設スプレイ）」「消防車による送水（SFP
可搬型スプレイ）」
手順は「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」及び「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」にて整備する。

手順は「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。

手順は「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」にて整備する。

手順は「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順
等」にて整備する。
手順は「1.11 使用済燃料
貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

別紙 5-31
第 5.2－15 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(1.13)(11/15)
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

大容量送水車（原子炉建屋放水設備
用）
放水砲
ホース
燃料補給設備 ※1※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－121

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器へのほう酸水注入

ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系（ほう酸水注入系ポ
ンプ）

重大事故等
対処設備

航空機燃料火災
への泡消火

大容量送水車（原子炉建屋放水設備
用）
ホース
放水砲
泡原液搬送車
泡原液混合装置
燃料補給設備 ※1

重大事故等
対処設備

大気への放射性物
質の拡散抑制ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした対応－

代替原子炉補機冷却系（大容量送水車(熱交換器ユニット用)）

手順書

重大事故等対処設備

最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送

海を水源とした対応－

対処設備

手順は「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。

手順は「1.12 発電所
外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

手順は「1.12 発電所
外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

手順は「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」及び「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」にて整備する。

別紙 5-32
第 5.2－15 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(1.13)(15/15)

対処設備
淡水貯水池 ※2
ホース
ろ過水タンク
純水タンク

原子炉隔離時冷却系及び高圧注水系の水源切替え

大容量送水車（海水取水用）
海水貯留堰
スクリーン室取水路
ホース
燃料補給設備 ※1※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）10－5－122

自主対策設備淡水貯水池 ※2

重大事故等対処設備

淡水貯水池から海への切替え

淡水貯水池 ※2
防火水槽 ※2
淡水タンク
代替原子炉補機冷却海水ポンプ
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
可搬型代替交流電源設備
移動式変圧器
燃料補給設備 ※1
大容量送水車（海水取水用）
海水貯留堰
スクリーン室取水路
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
ホース
燃料補給設備 ※1

自主対策設備

防火水槽へ補給する水源の切替え

水源を切り替えるための対応－

原子炉隔離時冷却系
高圧炉心注水系

重大事故等対処設備 重大事故等対処設備 重大事故等対処設備（設計基準拡張）

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ

手順書
自主対策設備－対応
手段

淡水貯水池から給水タンクへの補給

分類 淡水タンクへ水を補給するための対応

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

多様なハザード対応手順「淡水貯水池から大湊側
淡水タンクへの補給」

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

多様なハザード対応手順「淡水貯水池から大湊側防火水槽への補給」「大湊側淡水タンクから防火水槽への補給」「大容量送水車による防火水槽への海水補給」「代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給」「消防車による防火水槽への海水補給」

多様なハザード対応手順「大容量送水車による消防車への海水送水」「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器スプレイ）」「消防車による送水（デブリ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP
常設スプレイ）」「消防車による送水（SFP
可搬型スプレイ）」別紙 5-33
第 5.2－16 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(1.14)(2/5)
分類

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」
事故時運転操作手順書（停止時徴候
ベース）「交流/直流電源供給回復」
AM 設備別操作手順書「第一ガスタービン発電機起動」「M/C C・D 受電」「第一 GTG から AM 用 MCC への電路構成」「AM 用 MCC 受電」
多様なハザード対応手順「非常用 D/G 軽油タンクからタン
クローリへの給油」「タンクローリから各機器等への給油」
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」
事故時運転操作手順書（停止時徴候
ベース）「交流/直流電源供給回復」
AM 設備別操作手順書「緊急用 M/C から M/C C・D への電路構成」「大湊側緊急用 M/C から M/C C・D
への電路構成」「M/C C・D 受電」「緊急用 M/C から AM 用 MCC への電路構成」「大湊側緊急用 M/C から AM 用 MCCへの電路構成」「AM 用 MCC 受電」

自主対策設備

第二代替交流電源設備による給電

代替交流電源設備による給電

第二ガスタービン発電機
第二ガスタービン発電機用燃料タンク
第二ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
第二ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁第二ガスタービン発電機～荒浜側緊急用高圧母線～非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
第二ガスタービン発電機～大湊側緊急用高圧母線～非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
第二ガスタービン発電機～荒浜側緊急用高圧母線～AM 用 MCC 電路
第二ガスタービン発電機～大湊側緊急用高圧母線～AM 用 MCC 電路
軽油タンク
軽油タンク出口ノズル・弁ホース
タンクローリ（16kL）

手順書

重大事故等対処設備

常設代替交流電源設備による給電機能喪失を想定する 対応
対応設備
設計基準事故対処設備 手段
非常用交流電源設備
第一ガスタービン発電機(全交流動力電源喪失)
第一ガスタービン発電機用燃料タンク
第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
第一ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁第一ガスタービン発電機～非常用高圧母線
C 系及び D 系電路
第一ガスタービン発電機～AM 用 MCC 電路
軽油タンク
軽油タンク出口ノズル・弁ホース
タンクローリ（16kL）

多様なハザード対応手順「第二 GTG による荒浜側緊急用 M/C
受電」「第二 GTG による大湊側緊急用 M/C
受電」「非常用 D/G 軽油タンクからタンクローリへの給油」「タンクローリから各機器等への給油」※1:手順は「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。
※2:直流 125V 蓄電池 A，B，C 及び D からの給電は，運転員による操作は不要である。

10－5－123

別紙 5-34

分類

第 5.2－16 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(1.14)(3/5)
手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（停止時徴候
ベース）「交流/直流電源供給回復」
AM 設備別操作手順書「緊急用 M/C から M/C C・D への電路構成」「電源車による P/C C-1・D-1 への電路構成」「電源車(緊急用電源切替箱 A 経由)
による M/C C・D への電路構成」「M/C C・D 受電」「P/C C－1・D－1 受電（P/C 動力
変圧器～M/CC・D 経由）」
「緊急用 M/C から AM 用 MCC への電路構成」「電源車（AM 用動力変圧器）による AM 用 MCC への電路構成」「電源車（緊急用電源切替箱 A 経由）による AM 用 MCC への電路構成」「AM 用 MCC 受電」

自主対策設備代替交流電源設備による給電

可搬型代替交流電源設備による給電機能喪失を想定する 対応
対応設備
設計基準事故対処設備 手段
非常用交流電源設備
電源車(全交流動力電源喪失)
電源車～緊急用電源切替箱接続装置～非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
電源車～動力変圧器 C 系～非常用高圧母線
C 系及び D 系電路
電源車～緊急用電源切替箱接続装置～AM 用
MCC 電路
電源車～AM 用動力変圧器～AM 用 MCC 電路
電源車～代替原子炉補機冷却系電路 ※1
軽油タンク
軽油タンク出口ノズル・弁ホース
タンクローリ（4kL）
電源車～荒浜側緊急用高圧母線～非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
電源車～荒浜側緊急用高圧母線～AM 用 MCC
電路

事故時運転操作手順書（停止時徴候
ベース）

重大事故等対処設備

号炉間電力融通電気設備による給電

号炉間電力融通ケーブル（常設）号炉間電力融通ケーブル（可搬型）号炉間電力融通ケーブル（常設）～非常用
高圧母線 C 系及び D 系電路
号炉間電力融通ケーブル（可搬型）～非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

多様なハザード対応手順「電源車による荒浜側緊急用 M/C 受電」「電源車による給電（緊急用電源切
替箱 A 接続）」「電源車による給電（動力変圧器 C－1 接続）」「電源車による給電（AM 用動力変圧器接続）」「非常用 D/G 軽油タンクからタン
クローリへの給油」「タンクローリから各機器等への給油」
事故時運転操作手順書（徴候ベース）

AM 設備別操作手順書「他号炉 D/G による M/C C･D への電路構成(号炉間電力融通ケーブル使用)」「DG(A)(B)による他号炉への電力融通」

多様なハザード対応手順「号炉間電力融通ケーブルによる電力融通」※1:手順は「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。
※2:直流 125V 蓄電池 A，B，C 及び D からの給電は，運転員による操作は不要である。

10－5－124

別紙 5-35
第 5.2－16 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(1.14)(5/5)
対応
手段

非常用所内電気設備

対応設備
号炉間連絡ケーブル

重大事故等対処設備

緊急用断路器
緊急用電源切替箱断路器
緊急用電源切替箱接続装置
AM 用動力変圧器
AM 用 MCCAM 用切替盤
AM 用操作盤
非常用高圧母線 C 系
非常用高圧母線 D 系

手順書
自主対策設備号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保

分類 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備
非常用交流電源設備(全交流動力電源喪失)
非常用直流電源設備(蓄電池枯渇)荒浜側緊急用高圧母線
大湊側緊急用高圧母線

燃料補給設備
による給油

重大事故等
対処設備

代替所内電気設備による給電

燃料の補給

自主対策設備

代替所内電気設備による給電－

軽油タンク
軽油タンク出口ノズル・弁ホース
タンクローリ（4kL）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」
AM 設備別操作手順書「第一ガスタービン発電機起動」「第一 GTG から AM 用 MCC への電路構成」「緊急用 M/C から AM 用 MCC への電路構成」「大湊側緊急用 M/C から AM 用
MCC への電路構成」「他号炉 D/G による AM 用 MCCへの電路構成（号炉間電力融通
ケーブル使用）」「DG(A)(B)による他号炉への電力融通」「電源車（AM 用動力変圧器）による AM 用 MCC への電路構成」「電源車（緊急用電源切替箱 A経由）による AM 用 MCC への電路構成」「AM 用 MCC 受電」
多様なハザード対応手順「第二 GTG による荒浜側緊急用
M/C 受電」「第二 GTG による大湊側緊急用
M/C 受電」「号炉間電力融通ケーブルによる電力融通」「電源車による荒浜側緊急用
M/C 受電」「電源車による給電（AM 用動力
変圧器接続）」「電源車による給電（緊急用電源切替箱 A 接続）」
多様なハザード対応手順「非常用 D/G 軽油タンクからタ
ンクローリへの給油」「タンクローリから各機器等への給油」※1:手順は「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。
※2:直流 125V 蓄電池 A，B，C 及び D からの給電は，運転員による操作は不要である。

10－5－125別紙 5-36① 外部事象の収集
発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある外部事象を網羅的に収集するため，国内外の基準等で示されている外部事象を参考に44
事象を収集。
② 個別の事象に対する発電用原子炉施設の安全性への影響度評価（起因事象の特定）
収集した各自然現象について，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定した場合に発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生し得るプラント状態（起因事象）を特定。
③ 特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定②の影響度評価により，そもそも柏崎刈羽原子力発電所において発生する可能性があるか，非常に苛酷な状況を想定した場合，発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点で，特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性がある事象を下記のとおり選定。
・地震
・津波
・地震と津波の重畳・風（台風）・竜巻
・低温（凍結）
・降水
・積雪
・落雷
・火山
・隕石
④ ケーススタディの対象シナリオ選定
上記で選定された事象の発電用原子炉施設への影響について，重大事故対策で想定している事故シーケンスに包絡されないものを抽出し，さらに他事象での想定シナリオによる代表性を考慮して，大規模損壊のケースス
タディの対象とするシナリオを選定。
・地震・津波
・地震と津波の重畳
第 5.2－1 図 大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象の検討プロセスの概要

10－5－126

大規模地震

建屋・構築物
建屋・構築物（原子（原子炉格納容器・
炉建屋）
原子炉圧力容器）

格納容器バイパス

原子炉冷却材圧力
バウンダリ

○

○

○

○

計測・制御系

○

直流電源

○

外部電源

補機冷却系

○（高加速度領域では成功確率小）
×
○

交流電源

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去機能

通常/緊急停止等
通常/緊急停止等○
×

×RCW Hx

×

○

○
×

○
×

－
－

－
×

×
×

○

－

×

×

×
×
×(LOCA)××RCW Hx

×

全交流動力電源喪失（TB）
全交流動力電源喪失＋初期注水失敗（TBU）
全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク
喪失
直流電源喪失（確率が相対的に小さい）
計測・制御系喪失（確率が相対的に小さい）
LOCA＋外部電源喪失

○
×

－
－

－
×

×
×

○

－

×

×

×(Excessive LOCA)

10－5－127×××

全交流動力電源喪失＋LOCA
全交流動力電源喪失＋LOCA時注水機
能喪失
全交流動力電源喪失＋LOCA＋最終ヒー
トシンク喪失原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Excessive LOCA)
格納容器バイパス（航空機落下シナリオで考慮）
格納容器・圧力容器損傷（確率が相対的に小さい）
原子炉建屋損傷（確率が相対的に小さい）＜凡例＞：大規模損壊：重大事故に至る恐れがある事故又は重大事故：設計基準事故：異常な過渡事象:ケーススタディで想定するシナリオ

第5.2－2図 大規模な自然災害（地震）により生じ得る発電用原子炉施設の状況(1/3)

別紙 5-37

大規模津波

外部電源

計測・制御系，
直流電源（C/B）

交流電源＋RCIC（R/B）○（防潮堤を越える規模の津波の場合，成功確率小）
×
○
○

補機冷却系
（T/B）

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去機能

通常/緊急停止等
○

○

×
○

×

○

○
×

×

－

－

－

×

10－5－128×

外部電源喪失

○
×

○
×

－
×

－
×

×
×

×

×

×

×

×

×

×(負荷入切不能)

×

×

×

×

×

崩壊熱除去機能喪失
外部電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
崩壊熱除去機能喪失
高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク
喪失
全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク
喪失
全交流動力電源喪失＋RCIC機能喪失
全交流動力電源喪失+
直流電源喪失＋計測・制御系喪失＜凡例＞：大規模損壊：重大事故に至るおそれがある
事故又は重大事故：設計基準事故：異常な過渡事象:ケーススタディで想定するシナリオ

第 5.2－2 図 大規模な自然災害（津波）により生じ得る発電用原子炉施設の状況(2/3)

別紙 5-38

大規模地震随伴
大規模津波

建屋・構築物
建屋・構築物（原子（原子炉格納容器・
炉建屋）
原子炉圧力容器）

格納容器バイパス

原子炉冷却材圧力
バウンダリ

○

○

○

○

計測・制御系

○

直流電源

○

外部電源

補機冷却系

交流電源

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去機能

通常/緊急停止等○（成功確率小）×○

通常/緊急停止等

○
×
○
×

－
－

－
×

×
×

×RCW Hx

×

○

－

－

×

×

×

×

×

×

×

×
×（C/B浸水）

×（C/B浸水）

×

×
○
×
×
×
×

全交流動力電源喪失
全交流動力電源喪失＋初期注水失敗
全交流動力電源喪失
直流電源喪失（確率が相対的に小さい）
全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋計測・制御系喪失
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Excessive LOCA)
全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋E-LOCA＋計測・制御系喪失
格納容器バイパス（航空機落下シナリオで考慮）
格納容器・圧力容器損傷（確率が相対的に小さい）
原子炉建屋損傷（確率が相対的に小さい）

10－5－129＜凡例＞：大規模損壊：重大事故に至る恐れがある事故又は重大事故：設計基準事故：異常な過渡事象:ケーススタディで想定するシナリオ

第 5.2－2 図 大規模な自然災害（地震と津波の重畳）により生じ得る発電用原子炉施設の状況(3/3)

別紙 5-39

頁

行

補正前

補正後

10－6－108行・圧力容器・格納容器損傷 ・原子炉圧力容器・原子炉
格納容器損傷10－6－1423 行

代替制御棒挿入機能に期 ATWS 緩和設備（代替制御
待する場合，
棒挿入機能）（以下「代替
制御棒挿入機能」という。）に期待する場合，

10－6－2011 行・水蒸気爆発（原子炉圧力 ・原子炉圧力容器内での
容器内での水蒸気爆発） 水蒸気爆発

10－6－218行

水蒸気爆発（原子炉圧力容 原子炉圧力容器内での水
器内での水蒸気爆発）につ 蒸気爆発については，
いては，

10－6－33

12 行

RHR 切替え時のミニフロ RHR 系統切替え時のミニー弁操作誤りマムフロー弁操作誤り

10－6－33

16 行～ RHR 切替え時のミニフロ RHR 系統切替え時のミニ
17 行
ー弁操作誤りマムフロー弁操作誤り

10－6－54

8 行～
9行

動的ボイド係数はサイク 動的ボイド係数（減速材ボル末期の値の 1.25 倍，動 イド係数を遅発中性子発的ドップラ係数はサイク 生割合で除した値）はサイ
ル末期の値の 0.9 倍を用 クル末期の値の 1.25 倍，いるものとする。
動的ドップラ係数（ドップラ係数を遅発中性子発生割合で除した値）はサイク
ル末期の値の 0.9 倍を用いるものとする。

10－6－59

3行

玄武岩コンクリート

10－6－74

玄武岩系コンクリート

第 6.2－3 表 評価事故シ 別紙 6-1 に変更する。
ーケンスの選定（運転中の原子炉における重大事故）（4/7）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－6－1

頁

行

補正前

補正後

10－6－78

第 6.2－4 表 重要事故シ 別紙 6-2 に変更する。
ーケンスの選定（運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある
事故）

10－6－82

第 6.4－4 表 SAFER におけ 別紙 6-3 に変更する。
る重要現象の不確かさ等（1/2）

10－6－106

第 6.2－2 図 地震レベル 別紙 6-4 に変更する。
1PRA 階層イベントツリー

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－6－2

別紙 6-1

10－6－3

10－6－4

別紙 6-2

10－6－5

別紙 6-3

10－6－6

別紙 6-4

頁

行

補正前

補正後

10－7－1－9

3行(b) 代替冷却材再循環ポ (b) ATWS 緩和設備（代替
ンプ・トリップ機能
冷却材再循環ポンプ・トリ
ップ機能）

10－7－1－9

4行

原子炉水位の低下に伴い，ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）（以下「代替冷却材
再循環ポンプ・トリップ機能」という。）は，原子炉水位の低下に伴い，

10－7－1－17 24 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
25 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－19 4 行～
5行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－30 10 行～ 7.1.3.3 全交流動力電源 7.1.3.3 全交流動力電源
11 行
喪失（外部電源+DG 喪失） 喪失（外部電源喪失＋DG+直流電源喪失喪失）＋直流電源喪失
10－7－1－31 1 行～
3行

安定状態に向けた対策と 安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレ して残留熱除去系（原子炉ッション・チェンバ・プー 停止時冷却モード及びサ
ル水冷却モード）による原 プレッション・チェンバ・
子炉格納容器除熱手段を プール水冷却モード）によ整備する。
る原子炉圧力容器及び原
子炉格納容器除熱手段を整備する。

10－7－1－42 12 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
13 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は
なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－1

頁

行

補正前

補正後

10－7－1－43 17 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
18 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－48 11 行～ 安定状態に向けた対策と 安定状態に向けた対策と12 行
して残留熱除去系による して残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による
10－7－1－49 8 行～
10 行

残留熱除去系（サプレッシ 残留熱除去系（原子炉停止
ョン・チェンバ・プール水 時冷却モード及びサプレ
冷却モード）による原子炉 ッション・チェンバ・プー
格納容器除熱等の炉心損 ル水冷却モード）による原傷防止対策は，
子炉圧力容器及び原子炉
格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，

10－7－1－66 20 行～ 解析コードは実験結果の 解析コードは，炉心が冠水
24 行
燃料被覆管温度に比べて 維持する場合では燃料被+50℃高めに評価すること 覆管温度は上昇しないたから，解析結果は燃料棒表 め不確かさは小さい。
面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，10－7－1－68 2 行～
4行

不確かさとして，実験解析 不確かさとして，炉心が冠では熱伝達モデルの保守 水維持される実験解析で性により燃料被覆管温度 は燃料被覆管温度をほぼを高めに評価し，有効性評 同等に評価する。有効性評
価解析でも燃料被覆管温 価解析においても，原子炉度を高めに評価するが，原 水位は
子炉水位は

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－2

頁

行

補正前

補正後

10－7－1－69 17 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
18 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－70 18 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
19 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－77 20 行

連続定格容量が 2,950kW 連続定格容量が 1 台あたであり，り 2,950kW であり，

10－7－1－90 20 行～ 2.3.1 全交流動力電源喪 7.1.3.1 全交流動力電源
21 行
失（外部電源喪失＋DG 喪 喪失（外部電源喪失＋DG
失）喪失）
10－7－1－92 8 行～
9行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－93 14 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
15 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－99 4 行

連続定格容量が 2,950kW 連続定格容量が 1 台あたであり，り 2,950kW であり，

10－7－1－128 16 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
17 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－129 16 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
17 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－3

頁

行

10－7－1－136 22 行

補正前

補正後

連続定格容量が 2,950kW 連続定格容量が 1 台あたであり，り 2,950kW であり，

10－7－1－140 18 行～ 初期の対策として原子炉 初期の対策として原子炉
22 行
隔離時冷却系，低圧代替注 隔離時冷却系，低圧代替注
水系（常設），代替原子炉 水系（常設）及び逃がし安補機冷却系を介した残留 全弁による原子炉注水手
熱除去系（低圧注水モー 段を整備し，安定状態に向ド）及び逃がし安全弁によ けた対策として，逃がし安る原子炉注水手段を整備 全弁を開維持することで，し，安定状態に向けた対策 低圧代替注水系（常設）及として，逃がし安全弁を開 び代替原子炉補機冷却系維持することで，低圧代替 を介した残留熱除去系（低注水系（常設）による炉心 圧注水モード）による炉心冷却を継続する。
冷却を継続する。
10－7－1－155 21 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
22 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－157 2 行～
3行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－164 11 行

連続定格容量が 2,950kW 連続定格容量が 1 台あたであり，り 2,950kW であり，

10－7－1－164 23 行～～
10－7－1－165 2 行

低圧代替注水系（常設）， 低圧代替注水系（常設）及代替原子炉補機冷却系を び逃がし安全弁による原介した残留熱除去系（低圧 子炉注水手段，安定状態に注水モード）及び逃がし安 向けた対策として低圧代全弁による原子炉注水手 替注水系（常設）及び代替
段，安定状態に向けた対策 原子炉補機冷却系を介しとして代替格納容器スプ た残留熱除去系（低圧注水
レイ冷却系（常設）による モード）による原子炉注水
原子炉格納容器冷却手段，手段，代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による原

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－4

頁

行

補正前

補正後
子炉格納容器冷却手段，

10－7－1－165 23 行～ 低圧代替注水系（常設）及 低圧代替注水系（常設），
24 行
び逃がし安全弁による原 代替原子炉補機冷却系を子炉注水，介した残留熱除去系（低圧注水モード）及び逃がし安全弁による原子炉注水，10－7－1－176 23 行

ボイド率が一時的に増加 ボイド率が一時的に増加
し，ドライアウトが発生す し，高出力燃料集合体が一る。
時的に露出する。

10－7－1－179 6 行～
10 行

解析コードは実験結果の 解析コードは，炉心が冠水
燃料被覆管温度に比べて 維持する場合では燃料被+50℃高めに評価すること 覆管温度は上昇しないたから，解析結果は燃料棒表 め不確かさは小さい。
面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，10－7－1－180 14 行～ 不確かさとして，実験解析 不確かさとして，炉心が冠
16 行
では熱伝達モデルの保守 水維持される実験解析で性により燃料被覆管温度 は燃料被覆管温度をほぼを高めに評価し，有効性評 同等に評価する。有効性評
価解析でも燃料被覆管温 価解析においても，原子炉度を高めに評価するが，原 水位は
子炉水位は10－7－1－182 4 行～
5行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－183 13 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
14 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－5

頁

行

補正前

補正後
は

10－7－1－196 15 行

未然に阻止する。

未然に阻止する。なお，自動減圧系の起動阻止スイッチの操作により，代替自動減圧ロジックによる自動減圧も未然に阻止される。

10－7－1－202 19 行

炉心入口サブクール

炉心入口サブクール度

10－7－1－203 19 行

これに伴い，原子炉水位は これに伴い，原子炉出力の上昇し，上昇が抑制されるため，原子炉水位は上昇し，10－7－1－203 21 行

原子炉水位を維持すると 原子炉水位を維持する ※2
ともに，
とともに，

10－7－1－203 22 行と （追加）
23 行の間

※2 ほう酸水注入による
原子炉出力の抑制は継続しているが，原子炉水位上昇により原子炉出力が上昇するおそれがあるため事故対応手順に基づき原子炉出力の上昇を抑制するために原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持する。

10－7－1－206 3 行～
4行

解析コードは沸騰遷移が 解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として 生じやすい条件として
SLMCPR で
MCPR に関する燃料の許容設計限界（以下「SLMCPR」という。）で10－7－1－215 15 行

約 9.12MPa[gage]※2

約 9.12MPa[gage]※3

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－6

頁

行

補正前

補正後

10－7－1－216 11 行

※2※3

10－7－1－236 9 行～
10 行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－238 1 行～
2行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－250 7 行～
8行

インターフェイスシステ インターフェイスシステ
ム LOCA が発生する。
ム LOCA が発生する。破断箇所から原子炉冷却材が流出することにより，原子炉建屋ブローアウトパネ
ルが開放する。

10－7－1－259 10 行～ 解析コードは実験結果の 解析コードは，炉心が冠水
14 行
燃料被覆管温度に比べて 維持する場合では燃料被+50℃高めに評価すること 覆管温度は上昇しないたから，解析結果は燃料棒表 め不確かさは小さい。
面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，10－7－1－259 25 行～～
10－7－1－260 2 行

不確かさとして，実験解析 不確かさとして，炉心が冠では熱伝達モデルの保守 水維持される実験解析で性により燃料被覆管温度 は燃料被覆管温度をほぼを高めに評価し，有効性評 同等に評価する。有効性評
価解析でも燃料被覆管温 価解析においても，原子炉度を高めに評価するが，原 水位は
子炉水位は

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－7

頁

行

補正前

補正後

10－7－1－261 2 行～
3行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－262 3 行～
4行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－1－269

第 7.1.1－1 表 「高圧・ 別紙 7-1-1 に変更する。
低圧注水機能喪失」の重大事故等対策について

10－7－1－279

第 7.1.3.1－1 表 「全交 別紙 7-1-2 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の重大事
故等対策について10－7－1－285

第 7.1.3.2－1 表 「全交 別紙 7-1-3 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」の重大事故等対策について

10－7－1－292

第 7.1.3.3－1 表 「全交 別紙 7-1-4 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」の重大事故等対策について

10－7－1－294

第 7.1.3.4－1 表 「全交 別紙 7-1-5 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」の重大事故等対策について(2/2)

10－7－1－301

第 7.1.4.1－1 表 「崩壊 別紙 7-1-6 に変更する。
熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」の重大

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－8

頁

行

補正前

補正後

事故等対策について
10－7－1－307

第 7.1.4.2－1 表 「崩壊 別紙 7-1-7 に変更する。
熱除去機能喪失（残留熱除
去系が故障した場合）」の重大事故等対策について

10－7－1－313

第 7.1.5－1 表 「原子炉 別紙 7-1-8 に変更する。
停止機能喪失」の重大事故等対策について10－7－1－318

第 7.1.6－1 表 「LOCA 時 別紙 7-1-9 に変更する。
注水機能喪失」の重大事故等対策について10－7－1－323

第 7.1.7－1 表 「格納容 別紙 7-1-10 に変更する。
器バイパス（インターフェ
イスシステム LOCA）」の重大事故等対策について(1/2)

10－7－1－331

第 7.1.1－4 図 「高圧・ 別紙 7-1-11 に変更する。
低圧注水機能喪失」の対応
手順の概要

10－7－1－333

第 7.1.1－5 図 「高圧・低 別紙 7-1-12 に変更する。
圧注水機能喪失」の作業と所要時間（2/2）

10－7－1－334

第 7.1.1－7 図 原子炉水 別紙 7-1-13 に変更する。
位(シュラウド内水位)の推移

10－7－1－336

第 7.1.1－10 図 逃がし 別紙 7-1-14 に変更する。
安全弁からの蒸気流量の推移

10－7－1－341

第 7.1.1－18 図
器圧力の推移格納容 別紙 7-1-15 に変更する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－9

頁

行

補正前

補正後

10－7－1－359

第 7.1.3.1－5 図 「全交 別紙 7-1-16 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の対応手
順の概要

10－7－1－360

第 7.1.3.1－6 図 「全交 別紙 7-1-17 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の作業と所要時間（1/2）

10－7－1－361

第 7.1.3.1－6 図 「全交 別紙 7-1-18 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の作業と所要時間（2/2）

10－7－1－363

第 7.1.3.1－9 図 原子炉 別紙 7-1-19 に変更する。
水位（シュラウド内外水位）の推移

10－7－1－371

第 7.1.3.2－5 図 「全交 別紙 7-1-20 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」の対応手順の概要

10－7－1－372

第 7.1.3.2－6 図 「全交 別紙 7-1-21 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」の作業と所要時間（1/2）

10－7－1－373

第 7.1.3.2－6 図 「全交 別紙 7-1-22 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」の作業と所要時間（2/2）

10－7－1－375

第 7.1.3.2－9 図 原子炉 別紙 7-1-23 に変更する。
水位（シュラウド内外水位）の推移

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－10

頁

行

補正前

補正後

10－7－1－383

第 7.1.3.3－5 図 「全交 別紙 7-1-24 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失」の対応手順の概要

10－7－1－384

第 7.1.3.3－6 図 「全交 別紙 7-1-25 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失」の作業と所要時間（1/2）

10－7－1－385

第 7.1.3.3－6 図 「全交 別紙 7-1-26 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失」の作業と所要時間(2/2)

10－7－1－388

第 7.1.3.4－5 図 「全交 別紙 7-1-27 に変更する。
流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」の対応手順の概要

10－7－1－406

第 7.1.4.1－6 図 「崩壊 別紙 7-1-28 に変更する。
熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」の作業と所要時間（2/2）

10－7－1－418

第 7.1.4.2－4 図 「崩壊 別紙 7-1-29 に変更する。
熱除去機能喪失（残留熱除
去系が故障した場合）」の対応手順の概要

10－7－1－419

第 7.1.4.2－5 図 「崩壊 別紙 7-1-30 に変更する。
熱除去機能喪失（残留熱除
去系が故障した場合）」の作業と所要時間

10－7－1－423

第 7.1.4.2－12 図
被覆管温度の推移

燃料 別紙 7-1-31 に変更する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－11

頁

行

補正前

補正後

10－7－1－423

第 7.1.4.2－13 図 高出 別紙 7-1-32 に変更する。
力燃料集合体のボイド率の推移

10－7－1－424

第 7.1.4.2－15 図
容器圧力の推移

10－7－1－429

第 7.1.5－4 図 「原子炉 別紙 7-1-34 に変更する。
停止機能喪失」の対応手順の概要

10－7－1－441

第 7.1.5－26 図 外部電 別紙 7-1-35 に変更する。
源がない場合のサプレッ
ション・チェンバ・プール
水温，格納容器圧力の推移（事象発生から 40 分後まで）

10－7－1－448

第 7.1.6－4 図 「LOCA 時 別紙 7-1-36 に変更する。
注水機能喪失」の対応手順の概要

10－7－1－450

第 7.1.6－5 図 「LOCA 時 別紙 7-1-37 に変更する。
注水機能喪失」の作業と所要時間(2/2)

10－7－1－453

第 7.1.6－10 図 逃がし 別紙 7-1-38 に変更する。
安全弁からの蒸気流量の推移

10－7－1－456

第 7.1.6－17 図
量の推移

破断流 別紙 7-1-39 に変更する。

10－7－1－458

第 7.1.6－19 図
器圧力の推移格納容 別紙 7-1-40 に変更する。

10－7－1－462

第 7.1.7－1 図 「格納容 別紙 7-1-41 に変更する。
器バイパス（インターフェ
イスシステム LOCA）」の重大事故等対策の概略系統
図（1/3）（原子炉急速減圧

格納 別紙 7-1-33 に変更する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－12

頁

行

補正前

補正後

及び原子炉注水）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－1－13

10－7－1－14

別紙 7-1-1

10－7－1－15

別紙 7-1-2

10－7－1－16

別紙 7-1-3

10－7－1－17

別紙 7-1-4

10－7－1－18

別紙 7-1-5

10－7－1－19

別紙 7-1-6

10－7－1－20

別紙 7-1-7

10－7－1－21

別紙 7-1-8

10－7－1－22

別紙 7-1-9

10－7－1－23

別紙 7-1-10

別紙 7-1-11

10－7－1－24

別紙 7-1-12

10－7－1－25

別紙 7-1-13

10－7－1－26

別紙 7-1-14

10－7－1－27

別紙 7-1-15

10－7－1－28

10－7－1－29

別紙 7-1-16

別紙 7-1-17

10－7－1－30

別紙 7-1-18

10－7－1－31

別紙 7-1-19

10－7－1－32

10－7－1－33

別紙 7-1-20

別紙 7-1-21

10－7－1－34

別紙 7-1-22

10－7－1－35

別紙 7-1-23

10－7－1－36

10－7－1－37

別紙 7-1-24

別紙 7-1-25

10－7－1－38

別紙 7-1-26

10－7－1－39

別紙 7-1-27

10－7－1－40

別紙 7-1-28

10－7－1－41

10－7－1－42

別紙 7-1-29

別紙 7-1-30

10－7－1－43

別紙 7-1-31

10－7－1－44

別紙 7-1-32

10－7－1－45

別紙 7-1-33

10－7－1－46

別紙 7-1-34

10－7－1－47

別紙 7-1-35

10－7－1－48

10－7－1－49

別紙 7-1-36

別紙 7-1-37

10－7－1－50

別紙 7-1-38

10－7－1－51

別紙 7-1-39

10－7－1－52

別紙 7-1-40

10－7－1－53

別紙 7-1-41

10－7－1－54

頁
10－7－2－6

行

補正前

補正後

22 行～ 復水補給水流量（RHR B 系 復水補給水系流量（RHR B
23 行
代替注水流量）等
系代替注水流量）等

10－7－2－16 23 行

本重要事故シーケンスに 本格納容器破損モードにおいておいて10－7－2－18 20 行～ の再現性を確認している。の再現性を確認している。
23 行
また，炉心ノード崩壊のパ 本評価事故シーケンスでラメータを低下させた感 は，炉心の損傷状態を起点
度解析により原子炉圧力 に操作開始する運転員等
容器破損時間に与える影 操作はないことから，
響は小さいことを確認している。本評価事故シーケ
ンスでは，リロケーションを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，
10－7－2－21 21 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
22 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－2－23 4 行～
5行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－2－31 21 行

連続定格容量が 2,950kW 連続定格容量が 1 台あたであり，り 2,950kW であり，

10－7－2－41 4 行

Bq_Cs137：Cs-137 の炉内 Bq_Cs-137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
内蔵量（Bq）

10－7－2－46 3 行

本評価事故シーケンスに 本格納容器破損モードにおいておいて

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－1

頁

行

補正前

補正後

10－7－2－47 24 行～～
10－7－2－48 2 行の再現性を確認している。の再現性を確認している。
また，炉心ノード崩壊のパ 本評価事故シーケンスでラメータを低下させた感 は，炉心の損傷状態を起点
度解析により原子炉圧力 に操作開始する運転員等
容器破損時間に与える影 操作はないことから，
響は小さいことを確認している。本評価事故シーケ
ンスでは，リロケーションを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，

10－7－2－51 4 行～
5行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－2－52 9 行～
10 行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－2－59 25 行連続定格容量が 2,950kW 連続定格容量が 1 台あたであり，り 2,950kW であり，

10－7－2－63 25 行

以下の a からｊに示すと 以下の a.からｊ.に示す
ともに，a からｊのとともに，a.からｊ.の10－7－2－64 2 行～
3行

以下の a からｆ及びｈで 以下の a.から f.及び h.である。
ある。

10－7－2－69 21 行

復水補給水流量計（格納容 復水補給水系流量計（格納器下部注水流量）容器下部注水流量）

10－7－2－70 2 行

復水補給水流量（格納容器 復水補給水系流量（格納容
下部注水流量）器下部注水流量）10－7－2－70 3 行～
4行

復水補給水流量（RHR B 系 復水補給水系流量（RHR B
代替注水流量）系代替注水流量）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－2

頁

行

10－7－2－76 19 行

補正前

補正後

運転員等操作に関する条 運転員等操作に関する条
件は，
件として，

10－7－2－82 15 行～本評価事故シーケンス
本評価事故シーケンス
21 行の有効性評価における不 の有効性評価における現確かさとしては，リロケー 象の不確かさとしては，溶ション（炉心溶融開始後の 融炉心落下流量，溶融ジェ
溶融炉心の移動）が挙げら ット径，溶融炉心粒子化割れる。これに対しては，原 合，冷却材とデブリ粒子の子炉水位を監視し，原子炉 伝熱，炉心ヒートアップ，
水位が有効燃料棒底部か 炉心崩壊挙動，溶融炉心とら 有 効 燃 料 棒 の 長 さ の 上面水プールとの伝熱，溶10%上の位置に達した時点 融炉心と原子炉圧力容器
で原子炉急速減圧を行う 間の熱伝達，原子炉圧力容といった，徴候を捉えた対 器破損判定が挙げられる。
応を図ることによって，炉これらの不確かさに対心下部プレナムへの溶融 して，燃料ペレットが崩壊
炉心移行が発生する前に する時間及び温度，溶融ジ
速やかに 2.0MPa[gage]を ェット径，エントレインメ
十分下回る圧力まで原子 ント係数，デブリ粒子径，
炉を減圧可能であること ジルコニウム－水反応速を確認している。
度，限界熱流束に係る係数，下部プレナムギャップ
除熱量に係る係数，溶接部破損時の最大ひずみを変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
また，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料
棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ることによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生
なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－3

頁

行

補正前

補正後
す る 前 に 速 や か に
2.0MPa[gage] を 十 分下 回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。

10－7－2－88 11 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
12 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－2－89 2 行～
3行

解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－2－93 24 行

約 1020kL

約 1,020kL

10－7－2－96 13 行～ 溶融炉心と原子炉圧力容 溶融炉心と原子炉圧力容
14 行
器外の原子炉冷却材が接 器外の水が接触して触して10－7－2－97 8 行～
9行

溶融炉心から原子炉格納 溶融炉心から原子炉格納容器下部の原子炉冷却材 容器下部の水への伝熱に
への伝熱による，
よる，

10－7－2－98 1 行～
2行

圧力スパイク及び水蒸気 圧力スパイクの発生を仮
爆発の発生を仮定した場 定した場合の合の10－7－2－98 14 行～ 7.2.2.1(3)の a からｊに 7.2.2.1(3)の a.から j.に15 行示している。
示している。
10－7－2－98 16 行～ 7.2.2.1(3)に示すｇ及び 7.2.2.1(3)に示す g.及び
17 行ｈである。なお，ｇのh.である。なお，g.の10－7－2－99 17 行

6.2.2.1(3)c に 示 す と お 「6.2.2.1(3)c. 原子炉圧
り，
力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に示すとおり，なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－4

頁

行

補正前

補正後

10－7－2－102 19 行～～
10－7－2－103 4 行（記載変更）

別紙 7-2-1 に変更する。

10－7－2－104 2 行～
3行

解析コード MAAP の評価結 解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるこ 果の方が保守的であるもとを確認していることか のの，その差異は小さいこら，とを確認していることから，

10－7－2－106 1 行～
2行

解析コード MAAP の評価結 解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるこ 果の方が保守的であるもとを確認していることか のの，その差異は小さいこら，とを確認していることから，

10－7－2－106 25 行～～
10－7－2－107 5 行

炉心損傷後の原子炉格納 炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－ 容器における溶融燃料－
冷却材相互作用の不確か 冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒 さとして，エントレインメ化モデルにおけるエント ント係数について感度解レインメント係数及びデ 析を行った結果，ブリ粒子径の感度解析により，BWR においては原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による
圧力スパイクに与える影
響は小さいことを確認している。このうち，ABWR に
おいては，最も感度のある
エントレインメント係数について感度解析を行った結果，

10－7－2－107 6 行

第 7.2.3－8 図に示す通 第 7.2.3－8 図に示すとおり，り，

10－7－2－107 19 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
20 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－5

頁

行

補正前
件は

補正後
としており，その最確条件
は10－7－2－108 22 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
23 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－2－112 9 行～
10 行

7.2.2.4 必要な要因及び 7.2.2.4 必要な要員及び
資源の評価
資源の評価

10－7－2－112 15 行～ 溶融炉心と原子炉圧力容 溶融炉心と原子炉圧力容
16 行
器外の原子炉冷却材が接 器外の水が接触して触して10－7－2－114 25 行～～
10－7－2－115 2 行

原子炉格納容器の破損を 原子炉格納容器の破損を防止する上では，酸素濃度 防止する上では，水素濃度が可燃領域に至ることを 及び酸素濃度が可燃領域防止することが重要であ に至ることを防止するこり，水の放射線分解，とが重要であるが，特に酸素濃度が可燃領域に至ることを防止することが重要である。また，水の放射線分解，

10－7－2－116 7 行～
10 行

水素ガス及び酸素ガスの 水素ガス及び酸素ガスの
絶対量が減少するととも 絶対量が減少し，水素ガスに，サプレッション・チェ 及び酸素ガスの分圧が低ンバのプール水等の減圧 下するとともに，サプレッ
沸騰で発生する水蒸気に ション・チェンバのプール
より水素濃度及び酸素濃 水の減圧沸騰等によって度が低下することで，原子 発生する水蒸気とともに
炉格納容器内での原子炉格納容器外に排出され続けることで，水素ガス及び酸素ガスの分圧並
びに水素濃度及び酸素濃度が低く維持され，原子炉格納容器内でのなお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－6

頁

行

補正前

補正後

10－7－2－119 2 行

事象進展は 7.2.1.2.2 (4) 事象進展は 7.2.1.2.2 (4)a と同じである。
a.と同じである。

10－7－2－131 25 行～～
10－7－2－132 1 行

7.2.2.1(3)の a からｊに 7.2.2.1(3)の a.から j.に示している。
示している。

10－7－2－132 2 行～
3行

7.2.2.1.(3)に示すｇから 7.2.2.1(3)に示す g.からｊである。
j.である。

10－7－2－132 23 行

6.2.2.1(3)e に 示 す と お 「 6.2.2.1(3)e. 溶 融 炉り，心・コンクリート相互作用」に示すとおり，

10－7－2－137 23 行～～
10－7－2－138 11 行

（記載変更）

別紙 7-2-2 に変更する。

10－7－2－139 11 行～ 解析コード MAAP の評価結 解析コード MAAP の評価結
12 行果の方が保守的であるこ 果の方が保守的であるもとを確認していることか のの，その差異は小さいこら，とを確認していることから，
10－7－2－142 21 行～ 解析コード MAAP の評価結 解析コード MAAP の評価結22 行果の方が保守的であるこ 果の方が保守的であるもとを確認している。
のの，その差異は小さいことを確認している。
10－7－2－145 23 行

7.2.5.2 (3) b にて示した 「7.2.5.2(3)b. 評価項目
酸素濃度等」にて示した酸素濃度

10－7－2－146 10 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
11 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は10－7－2－148 12 行～ 解 析 条 件 の 燃 焼 度 解 析 条 件 の 燃 焼 度
13 行
33GWd/t に対して最確条 33GWd/t に対応したもの
件はとしており，その最確条件
は
なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－7

頁

行

補正前

補正後

10－7－2－150 6 行

7.2.5.2(3)b に て 示 し た 「7.2.5.2(3)b. 評価項目
酸素濃度等」にて示した酸素濃度

10－7－2－150 16 行

余裕は大きくなる。

余裕は大きくなる。コンク
リート侵食量に対しては，溶融物のコリウムシール
ド内側への流入を考慮し，ドライウェルサンプに流入した場合の影響を確認する観点で，溶融物の落下
量及び溶融物のポロシテ
ィを保守的に考慮した場合についての感度解析を実施した。その結果，第7.2.5－14 図に示すとおり，ドライウェルサンプのコンクリート侵食量は，床面で約 9cm，壁面で約 9cmに抑えられることから，原
子炉圧力容器の支持機能及び原子炉格納容器バウ
ンダリ機能を維持できることを確認した。

10－7－2－151 21 行

第 7.2.5－14 図

第 7.2.5－15 図

10－7－2－157

第 7.2.1.2－1 表 「雰囲 別紙 7-2-3 に変更する。
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（1/2）

10－7－2－158

第 7.2.1.2－1 表 「雰囲 別紙 7-2-4 に変更する。
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－8

頁

行

補正前

補正後

使用する場合）（2/2）
10－7－2－163

第 7.2.1.3－1 表 「雰囲 別紙 7-2-5 に変更する。
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（1/2）

10－7－2－164

第 7.2.1.3－1 表 「雰囲 別紙 7-2-6 に変更する。
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/2）

10－7－2－169

第 7.2.2－1 表 「高圧溶 別紙 7-2-7 に変更する。
融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱時」の重大事故等対策について（1/2）

10－7－2－170

第 7.2.2－1 表 「高圧溶 別紙 7-2-8 に変更する。
融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱時」の重大事故等対策について（2/2）

10－7－2－179

第 7.2.1.2－5 図 「雰囲 別紙 7-2-9 に変更する。
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用する
場合）

10－7－2－181

第 7.2.1.2－6 図 「雰囲 別紙 7-2-10 に変更する。
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（2/2）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－9

頁

行

補正前

補正後

10－7－2－189

第 7.2.1.3－4 図 「雰囲 別紙 7-2-11 に変更する。
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用しない場合）

10－7－2－191

第 7.2.1.3－5 図 「雰囲 別紙 7-2-12 に変更する。
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/2）

10－7－2－201

第 7.2.2－6 図 「高圧溶 別紙 7-2-13 に変更する。
融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱」の作業と所要時間(1/2)10－7－2－202

第 7.2.2－6 図 「高圧溶 別紙 7-2-14 に変更する。
融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱」の作業と所要時間(2/2)10－7－2－227

第 7.2.5－14 図 原子炉 第 7.2.5－15 図 原子炉
格納容器下部床面及び壁 格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量 面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の崩壊熱 の推移（溶融炉心の崩壊熱
を保守的に考慮する場合）を保守的に考慮する場合）

10－7－2－227（追加）

別紙 7-2-15 を追加する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－2－10

別紙 7-2-1

本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落下速度，細粒化量，プール水とデブリ粒子の伝熱が挙げられる。本
評価事故シーケンスの評価では，溶融炉心落下速度，細粒化量の不確かさに対して，エントレインメント係数を変化させた場合の影響評価を実施する。
なお，プール水とデブリ粒子の伝熱の不確かさに対してデブリ粒子径を変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
エントレインメント係数を変化させた場合の影響評価の結果，運転員等操
作時間に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことを確認している。
なお，これまでの FCI 実験の知見からは，一部の二酸化ウラン混合物を用いて実機条件よりも高い溶融物温度の条件のもとで実施された実験においてトリガなしで水蒸気爆発が発生している例が報告されているが，実機で想定される程度の溶融物の温度において実施された実験においてトリガなし
で水蒸気爆発が発生している例は確認されていないことから，実機条件においては原子炉格納容器の損傷に至る大規模な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用の発生の可能性は低いと推定される。

10－7－2－11

別紙 7-2-2

本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶
融炉心の粒子化，溶融炉心の拡がり，デブリから水への熱伝達，コンクリー
ト種類が挙げられる。
本評価事故シーケンスの評価では，水による拡がり抑制に対して溶融炉心の拡がりを抑制した場合，及び，デブリ上面の性状に対して上面熱流束を変化させた場合の影響評価を実施する。なお，溶融炉心の粒子化の不確かさに対してエントレインメント係数を変化させた場合，コンクリート種類に対して壁方向と床方向の熱分配を変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。これらの影響評価に加え，溶融物がドライウェルサンプに流入した場合の影響を確認する観点で，溶融物の落下
量及び溶融物のポロシティを保守的に考慮した場合，及び，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から崩壊熱を変化させた場合の影響評価を実施する。
これらの影響評価の結果，運転員等操作時間に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響として，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認している。
また，原子炉圧力容器下鏡部温度を監視し，300℃に到達した時点（事象発生から約 3.7 時間後）で原子炉格納容器下部への初期水張りを行い，原子炉
格納容器下部への溶融炉心の落下に対しては，原子炉格納容器下部の雰囲気
温度，格納容器圧力等を監視することによって，原子炉圧力容器破損を認知し，原子炉格納容器下部への注水を行うといった徴候を捉えた対応によって，溶融炉心を確実に冷却できることを確認している。

10－7－2－12

10－7－2－13

別紙 7-2-3

10－7－2－14

別紙 7-2-4

10－7－2－15

別紙 7-2-5

10－7－2－16

別紙 7-2-6

10－7－2－17

別紙 7-2-7

10－7－2－18

別紙 7-2-8

別紙 7-2-9

10－7－2－19

別紙 7-2-10

10－7－2－20

10－7－2－21

別紙 7-2-11

別紙 7-2-12

10－7－2－22

別紙 7-2-13

10－7－2－23

別紙 7-2-14

10－7－2－24

別紙 7-2-15

10－7－2－25

頁

行

補正前

補正後

10－7－3－1

24 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－2

2行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－2

6 行～
7行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系※1搬型）※1

10－7－3－2

18 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－3

13 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－3

14 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－3

15 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
16 行
搬型）

10－7－3－3

18 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－3

19 行

必要な遮蔽

必要な遮蔽※2

10－7－3－3

20 行

使用済燃料プール水位※2

使用済燃料プール水位

10－7－3－3

21 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－1

頁

行

補正前

補正後

10－7－3－3～
10－7－3－4

24 行
～
10 行

※2 必要な遮蔽の目安は ※2 必要な遮蔽の目安と緊急作業時の被ばく限度 した線量率は 10mSv/h と(100mSv)等と比べ，余裕を する。想定事故 1 における考慮し，また通常時の現場 原子炉建屋オペレーティ
線量率での実績値(蒸気乾 ングフロアでの作業時間
燥器の取り付け又は取り 及び作業員の退避は 1 時
外し作業の実績 平成 23 間以内であり，作業員の被年 10 月 柏崎刈羽原子力 ばく量は最大でも 10mSv
発電所 7 号炉 約 11mSv/h) となるため，緊急作業時にを参考として設定する。こ お け る 被 ば く 限 度 のの線量率となる使用済燃 100mSv に対して余裕があ
料プール水位は通常水位 る。
から約 2.1m 下の位置であ 原子炉建屋オペレーティる。
ングフロアでの作業は，燃なお，前述する現場線量 料プール代替注水系（可搬率での実績値は設置する 型スプレイヘッダ）を使用
遮蔽体の遮蔽効果に期待 する場合，可搬型スプレイ
しない場合の測定点の値 ヘッダ及びホースの設置であり，設置する遮蔽体の が想定される。
遮蔽効果に期待する場合 必要な遮蔽の目安としたの 測 定 点 の 値 で は 約 線量率 10mSv/h は，定期検1mSv/h となり，必要な遮 査作業時での原子炉建屋
蔽の目安（10mSv/h）以下 オペレーティングフロア
であった。このように，通 における線量率を考慮し常作業に対する作業員の た値である。
放射線影響は，線源との離 この線量率となる使用済
隔距離を確保する，作業時 燃料プール水位は通常水間を短くする，遮蔽を実施 位から約 2.1m 下の位置でするなど，過度な被ばくを ある。
しないように運用面も含んだ対策が可能である。

10－7－3－6

9 行～
10 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－6

14 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－2

頁

行

補正前

補正後

10－7－3－6

24 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－7

9行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－7

12 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
13 行
搬型）

10－7－3－722 行

必要な遮蔽の目安と考え 必要な遮蔽の目安とした
る 10mSv/h と比べて10mSv/h※2 と比べて10－7－3－724 行

原子炉建屋最上階

10－7－3－8

4行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－8

15 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
16 行
搬型）

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－3－10 2 行

原子炉建屋最上階

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－3－11 10 行

1 日以上（10mSv/h の場合，1 日以上（10mSv/h※2 の場
6 号及び 7 号炉は約 1.1 合，6 号及び 7 号炉は約日），
1.1 日），

10－7－3－11 13 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－11 22 行

1 日以上（10mSv/h の場合，1 日以上（10mSv/h※2 の場
6 号及び 7 号炉は約 1.2 合，6 号及び 7 号炉は約日），
1.2 日），

10－7－3－11 25 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－12 3 行

原子炉建屋最上階

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－3

頁

行

10－7－3－12 9 行

補正前
原子炉建屋最上階

補正後
原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－3－12 10 行～ 約 1.1 日後（10mSv/h の場 約 1.1 日後（10mSv/h※2 の11 行
合，6 号炉では約 1.0 日後，場合，6 号炉では約 1.0 日
7 号炉では約 1.1 日後）， 後，7 号炉では約 1.1 日
後），
10－7－3－12 16 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－13 8 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－13 10 行～ 評価上の操作開始時間を 当該操作は他の操作との15 行
事象発生 12 時間後として 重複はなく，使用済燃料プ
設定しているが，他の操作 ールの冷却機能喪失によとの重複はないことから，る異常を認知した時点で使用済燃料プールの冷却 注水準備に着手可能であ機能喪失による異常を認 り，その準備操作にかかる知した時点で注水準備に 時間は 360 分を想定して着手可能であり，実態の操 いることから，実態の操作
作開始時間が早まる可能 開始時間は想定している性があることから，運転員 事象発生から 12 時間後よ等操作時間に対する余裕 り早まる可能性があり，運は大きくなる。
転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
10－7－3－13 17 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－14 1 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－14 3 行～
4行

1 日以上（10mSv/h の場合，1 日以上（10mSv/h※2 の場
6 号及び 7 号炉は約 1.4 合，6 号及び 7 号炉は約日），
1.4 日），

10－7－3－14 19 行

7.5.2 重大事故等対策に 7.5.2 重大事故等対策時必要な要員の評価結果に必要な要員の評価結果

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－4

頁

行

補正前

補正後

10－7－3－15 10 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－15 18 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－16 2 行～
3行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－16 19 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
20 行
搬型）
10－7－3－16 22 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－17 14 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－18 21 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－18 22 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－19 3 行～
4行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系※1搬型）※1

10－7－3－19 15 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－20 15 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－20 16 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－20 18 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－20 20 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
21 行
搬型）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－5

頁

行

補正前

補正後

10－7－3－20 22 行～ 必要な遮蔽を確保できる 必要な遮蔽 ※2 を確保でき
23 行
使用済燃料プール水位 ※2 る使用済燃料プール水位
より高く維持する。
より高く維持する。
10－7－3－20 24 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－21 2 行～
13 行

※2 必要な遮蔽の目安は ※2 必要な遮蔽の目安と緊急作業時の被ばく限度 した線量率は 10mSv/h と(100mSv)等と比べ，余裕を する。想定事故 2 における考慮し，また通常時の現場 原子炉建屋オペレーティ
線量率での実績値(蒸気乾 ングフロアでの作業時間
燥器の取り付け又は取り 及び作業員の退避は 1 時
外し作業の実績 平成 23 間以内であり，作業員の被年 10 月 柏崎刈羽原子力 ばく量は最大でも 10mSv
発電所 7 号炉 約 11mSv/h) となるため，緊急作業時にを参考として設定する。こ お け る 被 ば く 限 度 のの線量率となる使用済燃 100mSv に対して余裕があ
料プール水位は通常水位 る。
から約 2.1m 下の位置であ 原子炉建屋オペレーティる。
ングフロアでの作業は，燃なお，前述する現場線量 料プール代替注水系（可搬率での実績値は設置する 型スプレイヘッダ）を使用
遮蔽体の遮蔽効果に期待 する場合における可搬型
しない場合の測定点の値 スプレイヘッダ及びホーであり，設置する遮蔽体の スの設置，及びサイフォン
遮蔽効果に期待する場合 現象による使用済燃料プの 測 定 点 の 値 で は 約 ール水流出を原子炉建屋
1mSv/h となり，必要な遮 オペレーティングフロア
蔽の目安（10mSv/h）以下 で隔離する場合におけるであった。このように，通 弁の手動隔離が想定され常作業に対する作業員の る。
放射線影響は，線源との離 必要な遮蔽の目安とした隔距離を確保する，作業時 線量率 10mSv/h は，定期検間を短くする，遮蔽を実施 査作業時での原子炉建屋するなど，過度な被ばくを オペレーティングフロア
しないように運用面も含 における線量率を考慮しんだ対策が可能である。 た値である。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－6

頁

行

補正前

補正後
この線量率となる使用済
燃料プール水位は通常水位から約 2.1m 下の位置である。

10－7－3－24 14 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
15 行
搬型）
10－7－3－24 19 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－25 6 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－26 2 行～
3行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－26 7 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－26 10 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
11 行
搬型）
10－7－3－26 20 行

必要な遮蔽の目安と考え 必要な遮蔽の目安と考える 10mSv/h と比べてる 10mSv/h※2 と比べて10－7－3－26 22 行

原子炉建屋最上階

10－7－3－27 2 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－3－27 14 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
15 行
搬型）
10－7－3－28 5 行～
6行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－28 17 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－7

頁

行

補正前

補正後

10－7－3－29 4 行～
5行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－29 12 行

原子炉建屋最上階

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－3－29 21 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
22 行
搬型）
10－7－3－30 6 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－31 8 行

16 時間以上（10mSv/h の場 16 時間以上（10mSv/h※2 の合，6 号及び 7 号炉は約 16 場合，6 号及び 7 号炉は約時間），
16 時間），

10－7－3－31 11 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－31 20 行～ 約 20 時間（10mSv/h の場 約 20 時間（10mSv/h※2 の場
21 行
合，6 号及び 7 号炉は約 20 合，6 号及び 7 号炉は約 20
時間），
時間），
10－7－3－31 23 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－32 1 行

原子炉建屋最上階

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－3－32 4 行

原子炉建屋最上階

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－3－32 10 行

原子炉建屋最上階

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－3－32 11 行～ 約 1.1 日後（10mSv/h の場 約 1.1 日後（10mSv/h※2 の12 行
合，6 号炉では約 1.0 日後，場合，6 号炉では約 1.0 日
7 号炉では約 1.1 日後）， 後，7 号炉では約 1.1 日
後），
10－7－3－32 16 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－8

頁

行
17 行

10－7－3－34 7 行

補正前

補正後

搬型）
燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－34 10 行～ 評価上の操作開始時間は 当該操作は他の操作との15 行
事象発生 12 時間後を設定 重複はなく，使用済燃料プしているが，他の操作はな ールの冷却機能喪失によいため，使用済燃料プール る異常を認知した時点で水位の低下による異常の 注水準備に着手可能であ認知後に冷却機能喪失又 り，その準備操作にかかるは注水機能喪失を確認し 時間は 360 分を想定してた時点で注水準備に着手 いることから，実態の操作可能であり，評価上の操作 開始時間は想定している
開始時間に対し，実態の操 事象発生から 12 時間後よ
作開始時間は早まる可能 り早まる可能性があり，運性があることから，運転員 転員等操作時間に対する等操作時間に対する余裕 余裕は大きくなる。
は大きくなる。
10－7－3－34 17 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
18 行
搬型）
10－7－3－34 22 行～ 約 7 時間（10mSv/h の場合，約 7 時間（10mSv/h※2 の場
24 行
6 号及び 7 号炉は約 7 時 合，6 号及び 7 号炉は約 7間），注水操作に対して約 時間），注水操作に対して
23 時間（10mSv/h の場合，約 23 時間（10mSv/h※2 の場
6 号及び 7 号炉は約 23 時 合，6 号及び 7 号炉は約 23間）
時間）
10－7－3－35 6 行～
7行

約 7 時間（10mSv/h の場合，約 7 時間（10mSv/h※2 の場
6 号及び 7 号炉は約 7 時 合，6 号及び 7 号炉は約 7
間），
時間），

10－7－3－35 11 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－9

頁

行

補正前

補正後

10－7－3－35 13 行

約 23 時間（10mSv/h の場 約 23 時間（10mSv/h※2 の場
合，6 号及び 7 号炉は約 23 合，6 号及び 7 号炉は約 23
時間），
時間），

10－7－3－36 5 行

7.5.2 重大事故等対策に 7.5.2 重大事故等対策時必要な要員の評価結果に必要な要員の評価結果

10－7－3－36 20 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－37 4 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－37 13 行～ 燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
14 行
搬型）
10－7－3－38 7 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－38 10 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－39 1 行

燃料プール代替注水系（可 燃料プール代替注水系
搬型）

10－7－3－40

第 7.3.1－1 表 「想定事 別紙 7-3-1 に変更する。
故 1」の重大事故等対策について10－7－3－42

第 7.3.1－2 表 主要評価 別紙 7-3-2 に変更する。
条件（想定事故 1）（2/2）

10－7－3－43

第 7.3.2－1 表 「想定事故 別紙 7-3-3 に変更する。
2」の重大事故等対策について

10－7－3－45

第 7.3.2－2 表 主要評価 別紙 7-3-4 に変更する。
条件（想定事故 2）（2/2）

10－7－3－47

第 7.3.1－2 図 「想定事 別紙 7-3-5 に変更する。
故 1」の対応手順の概要

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－10

頁

行

補正前

補正後

10－7－3－48

第 7.3.1－3 図 「想定事 別紙 7-3-6 に変更する。
故 1」の作業と所要時間

10－7－3－51

第 7.3.2－2 図 「想定事 別紙 7-3-7 に変更する。
故 2」の対応手順の概要

10－7－3－52

第 7.3.2－3 図 「想定事 別紙 7-3-8 に変更する。
故 2」の作業と所要時間

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－3－11

10－7－3－12

別紙 7-3-1

10－7－3－13

別紙 7-3-2

10－7－3－14

別紙 7-3-3

10－7－3－15

別紙 7-3-4

別紙 7-3-5

10－7－3－16

別紙 7-3-6

10－7－3－17

別紙 7-3-7

10－7－3－18

別紙 7-3-8

10－7－3－19

頁

行

補正前

補正後

10－7－4－8

7 行～
8行

必要な遮蔽が維持される 必要な遮蔽 ※4 が維持され水位※4 である
る水位である10－7－4－8

10 行

原子炉建屋最上階

10－7－4－8～
10－7－4－9

16 行
～
3行

※4 必要な遮蔽の目安は ※4 必要な遮蔽の目安と緊急作業時の被ばく限度 した線量率は 10mSv/h と(100mSv)等と比べ，余裕を する。崩壊熱除去機能喪失
考慮し，また通常時の現場 における原子炉建屋オペ
線量率での実績値(蒸気乾 レーティングフロアでの燥器の取り付け又は取り 作業時間及び作業員の退外し作業の実績 平成 23 避は 1 時間以内であり，作年 10 月 柏崎刈羽原子力 業員の被ばく量は最大で発電所 7 号炉 約 11mSv/h) も 10mSv となるため，緊急を参考として設定する。こ 作業時における被ばく限の線量率となる水位は有 度の 100mSv に対して余裕
効燃料棒頂部の約 2.0m 上 がある。
（ 通 常 水 位 か ら 約 2.4m
本事故に応じた燃料損
下）の位置である。
傷防止対策において原子
なお，前述する現場線量率 炉建屋オペレーティング
での実績値は設置する遮 フロアでの操作を必ず必蔽体の遮蔽効果に期待し 要な作業としていないが，ない場合の測定点の値で 燃料プール代替注水系（可あり，設置する遮蔽体の遮 搬型スプレイヘッダ）を使蔽効果に期待する場合の 用した使用済燃料プール
測定点の値では約 1mSv/h への注水について仮に考となり，必要な遮蔽の目安 慮し，可搬型スプレイヘッ（10mSv/h）以下であった。ダ及びホースの設置にか
このように，通常作業に対 かる作業時間を想定した。
する作業員の放射線影響
必要な遮蔽の目安としは，線源との離隔距離を確 た線量率 10mSv/h は，定期保する，作業時間を短くす 検査作業時での原子炉建る，遮蔽を実施するなど，屋オペレーティングフロ
過度な被ばくをしないよ アにおける線量率を考慮
うに運用面も含んだ対策 した値である。
が可能である。
この線量率となる水位

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－4－1

頁

行

補正前

補正後
は有効燃料棒頂部の約2.0m 上（通常水位から約2.4m 下）の位置である。

10－7－4－10 8 行～
9行

必要な遮蔽が維持される 必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安と 水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持され した 10mSv/h ※4 が維持さる水位）であるれる水位）である

10－7－4－11 22 行～ 必要な遮蔽が維持される 必要な遮蔽が維持される
23 行
水位（必要な遮蔽の目安と 水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持され した 10mSv/h ※4 が維持さる水位）であるれる水位）である
10－7－4－12 8 行～
9行

必要な遮蔽が維持される 必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安と 水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持され した 10mSv/h ※4 が維持さる水位）であるれる水位）である

10－7－4－25 8 行～
9行

必要な遮蔽を確保できる 必要な遮蔽 ※2 を確保でき
水位※2 である
る水位である10－7－4－25 11 行

原子炉建屋最上階

10－7－4－25 20 行～～
10－7－4－26 7 行※2 必要な遮蔽の目安は ※2 必要な遮蔽の目安と緊急作業時の被ばく限度 した線量率は 10mSv/h と(100mSv)等と比べ，余裕を する。全交流動力電源喪失
考慮し，また通常時の現場 における原子炉建屋オペ
線量率での実績値(蒸気乾 レーティングフロアでの燥器の取り付け又は取り 作業時間及び作業員の退外し作業の実績 平成 23 避は 1 時間以内であり，作年 10 月 柏崎刈羽原子力 業員の被ばく量は最大で発電所 7 号炉 約 11mSv/h) も 10mSv となるため，緊急を参考として設定する。こ 作業時における被ばく限の線量率となる水位は有 度の 100mSv に対して余裕
効燃料棒頂部の約 2.0m 上 がある。
（ 通 常 水 位 か ら 約 2.4m
本事故に応じた燃料損
下）の位置である。
傷防止対策において原子
なお，前述する現場線量 炉建屋オペレーティング

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－4－2

頁

行

補正前

補正後

率での実績値は設置する フロアでの操作を必要な遮蔽体の遮蔽効果に期待 作業としていないが，燃料しない場合の測定点の値 プール代替注水系（可搬型であり，設置する遮蔽体の スプレイヘッダ）を使用し遮蔽効果に期待する場合 た使用済燃料プールへのの 測 定 点 の 値 で は 約 注水について仮に考慮し，
1mSv/h となり，必要な遮 可搬型スプレイヘッダ及蔽の目安（10mSv/h）以下 びホースの設置にかかるであった。このように，通 作業時間を想定した。
常作業に対する作業員の必要な遮蔽の目安とし
放射線影響は，線源との離 た線量率 10mSv/h は，定期隔距離を確保する，作業時 検査作業時での原子炉建間を短くする，遮蔽を実施 屋オペレーティングフロ
するなど，過度な被ばくを アにおける線量率を考慮しないように運用面も含 した値である。
んだ対策が可能である。
この線量率となる水位
は有効燃料棒頂部の約2.0m 上（通常水位から約2.4m 下）の位置である。
10－7－4－27 13 行～ 必要な遮蔽が維持される 必要な遮蔽が維持される
14 行
水位（必要な遮蔽の目安と 水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持され した 10mSv/h ※2 が維持さる水位）であるれる水位）である
10－7－4－29 2 行～
3行

必要な遮蔽を確保できる 必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安と 水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が確保され した 10mSv/h ※2 が確保さる水位）であるれる水位）である

10－7－4－29 15 行～ 必要な遮蔽が維持される 必要な遮蔽が維持される
16 行
水位（必要な遮蔽の目安と 水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持され した 10mSv/h ※2 が維持さる水位）であるれる水位）である
10－7－4－34 23 行

連続定格容量が 2,950kW 連続定格容量が 1 台あたであり，り 2,950kW であり，

10－7－4－37 11 行

RHR 切替え時のミニマム RHR 系統切替え時のミニ

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－4－3

頁

行

補正前
フロー弁操作誤り補正後マムフロー弁操作誤り

10－7－4－40 2 行～
3行

RHR 切替え時のミニマム RHR 系統切替え時のミニ
フロー弁操作誤り
マムフロー弁操作誤り

10－7－4－40 10 行

残留熱除去系切替え時の RHR 系統切替え時のミニ
ミニマムフロー弁操作誤 マムフロー弁操作誤りり

10－7－4－41 4 行

RHR 切替え時のミニマム RHR 系統切替え時のミニ
フロー弁操作誤り
マムフロー弁操作誤り

10－7－4－43 18 行

原子炉建屋最上階

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－4－43 24 行～ 必要な遮蔽が維持できる 必要な遮蔽 ※3 が維持でき
25 行
水位（必要な遮蔽の目安と る水位である
した 10mSv/h が維持される水位）※3 である
10－7－4－44 2 行

原子炉建屋最上階

原子炉建屋オペレーティ
ングフロア

10－7－4－44 5 行～
6行

原子炉水位回復後，残留熱 原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却 除去系（低圧注水モード）
モード）運転による原子炉 による原子炉注水を停止
圧力容器除熱を行うこと し，残留熱除去系（原子炉で，停止時冷却モード）運転による原子炉圧力容器除熱を行うことで，10－7－4－44 9 行～
20 行

※3 必要な遮蔽の目安は ※3 必要な遮蔽の目安と緊急作業時の被ばく限度 した線量率は 10mSv/h と(100mSv)等と比べ，余裕を する。原子炉冷却材流出に考慮し，また通常時の現場 おける原子炉建屋オペレ
線量率での実績値(蒸気乾 ーティングフロアでの作
燥器の取り付け又は取り 業時間及び作業員の退避外し作業の実績 平成 23 は 1 時間以内であり，作業
年 10 月 柏崎刈羽原子力 員の被ばく量は最大でも発電所 7 号炉 約 11mSv/h) 10mSv となるため，緊急作

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－4－4

頁

行

補正前

補正後

を参考として設定する。こ 業時における被ばく限度の線量率となる水位は有 の 100mSv に対して余裕が
効燃料棒頂部の約 3.0m 上 ある。
（原子炉ウェル満水から本事故に応じた燃料損
約 14m 下）の位置である。傷防止対策において原子
なお，前述する現場線量率 炉建屋オペレーティング
での実績値は設置する遮 フロアでの操作を必要な
蔽体の遮蔽効果に期待し 作業としていないが，燃料ない場合の測定点の値で プール代替注水系（可搬型あり，設置する遮蔽体の遮 スプレイヘッダ）を使用し蔽効果に期待する場合の た使用済燃料プールへの測定点の値では約 1mSv/h 注水について仮に考慮し，となり，必要な遮蔽の目安 可搬型スプレイヘッダ及（10mSv/h）以下であった。びホースの設置にかかる
このように，通常作業に対 作業時間を想定した。
する作業員の放射線影響
必要な遮蔽の目安としは，線源との離隔距離を確 た線量率 10mSv/h は，定期保する，作業時間を短くす 検査作業時での原子炉建る，遮蔽を実施するなど，屋オペレーティングフロ
過度な被ばくをしないよ アにおける線量率を考慮
うに運用面も含んだ対策 した値である。
が可能である。
この線量率となる水位
は有効燃料棒頂部の約3.0m 上（原子炉ウェル満
水から約 14m 下）の位置である。
10－7－4－48 7 行～
8行

運転員の残留熱除去系切 運転員の残留熱除去系系
替え時の統切替え時の10－7－4－48 17 行～ 実態は運転員の残留熱除 実態は運転員の残留熱除
18 行
去系切替え時の
去系系統切替え時の10－7－4－62 12 行～ 投入される反応度は 0.56 投入される反応度は 0.56
14 行
ドル,0.53 ドル，実効遅発 ド ル (+10%),0.53 ド ル (中性子割合を±10%とした 10%)，実効遅発中性子割合
場合において投入される を±10%とした場合におい反応度は 0.53 ドル,0.56 て 投 入 さ れ る 反 応 度 はドルとなる。
0.53 ドル(+10%),0.56 ド
なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－4－5

頁

行

補正前

補正後
ル(-10%)となる。

10－7－4－64 20 行～ 重要事故シーケンス「最大 重要事故シーケンス「停止24 行
反応度価値を有する同一 中に実施される試験等に
水圧制御ユニットに属す より，最大反応度価値を有る 1 組又は 1 本の制御棒 する制御棒 1 本が全引抜
が全引抜されている状態 されている状態から，他のから，その隣接制御棒が操 1 本の制御棒が操作量の作量の制限を超える誤っ 制限を超える誤った操作
た操作によって引き抜か によって引き抜かれ，異常れ，臨界に至る事故」につ な反応度の投入を認知でいて有効性評価を行った。きずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行った。
10－7－4－91

第 7.4.3－3 図 「原子炉 別紙 7-4-1 に変更する。
冷却材の流出」の対応手順の概要

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－4－6

10－7－4－7

別紙 7-4-1

頁

行

補正前

補正後

10－7－5－6

7 行～
9行

10－7－5－9

14 行～ 7.1.4.1 崩壊熱除去機能 7.1.4.1 取水機能が喪失
15 行喪失（取水機能が喪失した した場合
場合）

10－7－5－9

17 行～ 常設代替交流電源設備の 常設代替交流電源設備の18 行
連続定格容量である
1 台あたりの連続定格容量である

7.2.1.3 雰囲気圧力・温度 7.2.1.3 代替循環冷却系
による静的負荷（格納容器 を使用しない場合
過圧・過温破損） 代替循
環冷却系を使用しない場
合なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
10－7－5－1

添付書類八（追補）の補正

添付書類八（追補）を以下のとおり補正する。
頁

行

補正前
追補（添付書類八）

－1－

補正後
（削除）

添付書類十（追補 1）の一部補正

添付書類十（追補 1）を以下のとおり補正する。
頁

行

補正前

補正後

1.1-1013 行と 14 （追加）
行の間・制御棒操作監視系

1.1-148 行～9 行 スクラムテストスイッチ スクラムテストスイッチ
若しくは原子炉緊急停止 若しくは原子炉緊急停止
系電源スイッチの操作が 系電源スイッチの操作に完了するまでの間，
より制御棒を水圧駆動で挿入完了するまでの間，

1.1-1410 行～11 制御棒を自動又は手動に 電動駆動で制御棒を挿入
行て電動駆動で挿入する手 する手段として有効であ段として有効である。
る。なお，電動駆動で制御棒を挿入する手段には原子炉スクラム信号又は代
替制御棒挿入機能作動信号による制御棒の自動挿入及び制御棒操作監視系
にて選択した制御棒の手動挿入がある。

1.1-1812 行～15 代 替 冷 却 材 再 循 環 ポ ン 代 替 冷 却 材 再 循 環 ポ ン
行
プ・トリップ機能が作動 プ・トリップ機能が作動していない場合又は作動 していない場合又は原子したにもかかわらず原子 炉冷却材再循環ポンプが
炉冷却材再循環ポンプが 部分台数のみ停止してい停止しない場合は，る場合は，

1.1-22

第 1.1.1 表 機能喪失を 別紙 1.1-1 に変更する。
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，対処設備，手順書一覧（1/2）（フロントライン系故障時）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.1－1

頁

行

補正前

補正後

1.1-23

対応手段，対処設備，手順 別紙 1.1-2 に変更する。
書一覧（2/2）（フロントライン系故障
時）

1.1-32

第 1.1.6 図 EOP「反応度 別紙 1.1-3 に変更する。
制御」における発電用原子炉の緊急停止対応 タ
イムチャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.1－2

別紙 1.1-1
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，対処設備，手順書一覧（1/2）（フロントライン系故障時）
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

スクラム

原子炉手動

手動スクラムボタン

手順書※1

原子炉モードスイッチ「停止」

自主対策設備原子炉緊急停止系

対処設備

※1

制御棒
制御棒駆動機構（水圧駆動）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）

制御棒駆動系配管
制御棒駆動系水圧制御ユニット

制御棒駆動機構（水圧駆動）
制御棒駆動系配管
制御棒駆動系水圧制御ユニット（設計基準拡張）
対処設備

重大事故等

（設計基準拡張）

重大事故等対処設備

非常用交流電源設備

重大事故等対処設備

非常用交流電源設備

対処設備

原子炉出力急上昇防止

自動減圧系の起動阻止スイッチによる

※2

重大事故等

原子炉出力抑制自動減圧系の起動阻止スイッチ

機能）（設計基準拡張）

ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ

重大事故等対処設備

非常用交流電源設備

重大事故等対処設備※2

制御棒

原子炉冷却材再循環ポンプ停止によるフロントライン系故障時

代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入

ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」※1：発電用原子炉が自動で緊急停止しなかった場合に，手動スクラムボタン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緊急挿入を可能とするための設計基準事故対処設備であり，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：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。
※3：代替制御棒挿入機能作動信号による制御棒の自動挿入機能がある。
※4：制御棒自動挿入は，運転員による操作不要の制御棒挿入機能である。

1.1－3

別紙 1.1-2
対応手段，対処設備，手順書一覧（2/2）（フロントライン系故障時）
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

手順書

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
ほう酸水注入（設計基準拡張）

ほう酸水注入系配管・弁重大事故等対処設備

ほう酸水注入系貯蔵タンク

対処設備

ほう酸水注入系ポンプ

重大事故等

原子炉緊急停止系

対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」原子炉圧力容器
非常用交流電源設備

ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）※2，※3
制御棒
制御棒駆動機構（電動駆動）
非常用交流電源設備－

制御棒
制御棒駆動機構（水圧駆動）
制御棒駆動系配管

事故時運転操作手順書（徴候ベー
自主対策設備（水圧挿入）

制御棒手動挿入フロントライン系故障時

スクラムテストスイッチ
原子炉緊急停止系電源スイッチ※4

自主対策設備（電動挿入）

制御棒自動挿入

制御棒操作監視系

ス）「反応度制御」制御棒駆動系水圧制御ユニット

制御棒
制御棒駆動機構（電動駆動）
非常用交流電源設備

自主対策設備（電動挿入）

制御棒手動挿入

制御棒操作監視系

給水系（電動駆動原子炉給水ポンプ）
原子炉隔離時冷却系
自主対策設備による原子炉出力抑制

原子炉圧力容器内の水位低下操作

給水制御系

高圧炉心注水系※1：発電用原子炉が自動で緊急停止しなかった場合に，手動スクラムボタン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緊急挿入を可能とするための設計基準事故対処設備であり，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：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。
※3：代替制御棒挿入機能作動信号による制御棒の自動挿入機能がある。
※4：制御棒自動挿入は，運転員による操作不要の制御棒挿入機能である。

1.1－4

経過時間（分）
1

手順の項目

要員（数）

2

6

7

8

9

10

備考

EOP 「スクラム」より導入
原子炉冷却材再循環ポン プ 停止
自動減圧系，代替自動減圧系の自動起動阻止
ほう酸水注入系起動（制御棒を ペアロ ッド１組以下まで若しくは未挿入の制御棒を １６ステップ 以下まで挿入完了，又はほう酸水全量注入完了まで運転継続）

中央制御室運転員Ａ

1

ＥＯＰ 「反応度制御」

原子炉圧力容器内の水位低下操作（出力３％以下を 維持する 。維持できない場合は，原子炉水位低（レベル1.5）以上に維持）
原子炉手動スクラ ム
手動によ る 代替制御棒挿入
制御棒電動挿入（制御棒を ペアロ ッド１組以下まで若しくは１６ステップ 以下まで挿入完了する まで継続）

スクラ ムテストスイ ッチによ る 制御棒手動挿入

1.1－5

中央制御室運転員Ｂ

1

第 1.1.6 図EOP「反応度制御」における発電用原子炉の緊急停止対応

原子炉緊急停止系電源スイ ッチによ る 制御棒手動挿入

タイムチャート

別紙 1.1-3

頁

行

補正前

補正後

1.2-7

18 行

・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.2-8

10 行

・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.2-10

2行・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.2-114行・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.2-1114 行～22 高圧代替注水系ポンプ， 高圧代替注水系ポンプ，
行
復水貯蔵槽，高圧代替注 復水貯蔵槽，高圧代替注
水系（蒸気系）配管・弁，水系（蒸気系）配管・弁，
主蒸気系配管・弁，原子炉 主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配 隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，高圧代替注水系 管・弁，高圧代替注水系（注水系）配管・弁，復水 （注水系）配管・弁，復水補給水系配管・弁，高圧炉 補給水系配管，高圧炉心
心注水系配管・弁，残留熱 注水系配管・弁，残留熱除除去系配管・弁（7 号炉の 去系配管・弁（7 号炉のみ），給水系配管・弁・ス み），給水系配管・弁・ス
パージャ，原子炉圧力容 パージャ，原子炉圧力容器，常設代替直流電源設 器，常設代替直流電源設
備，可搬型直流電源設備，備，可搬型直流電源設備，
常設代替交流電源設備及 常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設 び可搬型代替交流電源設
備は重大事故等対処設備 備は重大事故等対処設備
として位置付ける。
として位置付ける。

1.2-1314 行・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.2-1422 行・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.2-16

1行・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.2-1623 行・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.2－1

頁

行

補正前

補正後

1.2-1715 行～20 また，原子炉隔離時冷却 また，原子炉隔離時冷却行系ポンプ，原子炉隔離時 系ポンプ，原子炉隔離時
冷却系（蒸気系）配管・弁，冷却系（蒸気系）配管・弁，
主蒸気系配管・弁，原子炉 主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配 隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，復水 管・弁・ストレーナ，復水
補給水系配管・弁，高圧炉 補給水系配管，高圧炉心
心注水系配管・弁及び給 注水系配管・弁及び給水
水系配管・弁・スパージャ 系配管・弁・スパージャはは 重 大 事 故 等 対 処 設 備 重大事故等対処設備（設（設計基準拡張）として 計基準拡張）として位置位置付ける。
付ける。

1.2-18

1 行～6 行 また，原子炉隔離時冷却 また，原子炉隔離時冷却系ポンプ，原子炉隔離時 系ポンプ，原子炉隔離時
冷却系（蒸気系）配管・弁，冷却系（蒸気系）配管・弁，
主蒸気系配管・弁，原子炉 主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配 隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，復水 管・弁・ストレーナ，復水
補給水系配管・弁，高圧炉 補給水系配管，高圧炉心
心注水系配管・弁及び給 注水系配管・弁及び給水
水系配管・弁・スパージャ 系配管・弁・スパージャはは 重 大 事 故 等 対 処 設 備 重大事故等対処設備（設（設計基準拡張）として 計基準拡張）として位置位置付ける。
付ける。

1.2-247行

1.2-63・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管
第 1.2.1 表 機能喪失を 別紙 1.2-1 に変更する。
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，対処設備，手順書一覧（1/6）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.2－2

頁

行

補正前

補正後

1.2-64

対応手段，対処設備，手順 別紙 1.2-2 に変更する。
書一覧（2/6）（フロントライン系故障
時）

1.2-65

対応手段，対処設備，手順 別紙 1.2-3 に変更する。
書一覧（3/6）（サポート系故障時）

1.2-66

対応手段，対処設備，手順 別紙 1.2-4 に変更する。
書一覧（4/6）（サポート系故障時）

1.2-68

対応手段，対処設備，手順 別紙 1.2-5 に変更する。
書一覧（6/6）（重大事故等の進展抑制）

1.2-79

第 1.2.4 図 中央制御室 別紙 1.2-6 に変更する。
からの高圧代替注水系起動，現場手動操作によ る
高圧代替注水系起動 概要図

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.2－3

別紙 1.2-1
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，対処設備，手順書一覧（1/6）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））
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

対処設備

手順書

原子炉隔離時冷却系ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁「水位確保」等

高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
非常用交流電源設備

対処設備

復水補給水系配管

重大事故等

発電用原子炉の冷却

※1

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
直流 125V 蓄電池 A
直流 125V 充電器 A－

高圧炉心注水系ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

原子炉補機冷却系
非常用交流電源設備

※1

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器※1：手順は「1.14

対処設備

発電用原子炉の冷却

高圧炉心注水系による復水補給水系配管

重大事故等

ージャ

（設計基準拡張）

高圧炉心注水系配管・弁・ストレーナ・スパ

重大事故等対処設備

重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉隔離時冷却系によるトレーナ（設計基準拡張）

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ス

重大事故等対処設備

主蒸気系配管・弁電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2－4「水位確保」等

別紙 1.2-2
対応手段，対処設備，手順書一覧（2/6）（フロントライン系故障時）
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

対処設備

手順書

原子炉隔離時冷却系

高圧代替注水系ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

高圧炉心注水系

復水貯蔵槽「水位確保」等

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・弁操作による発電用原子炉の冷却

高圧炉心注水系配管・弁残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備※1

常設代替交流電源設備※1

可搬型代替交流電源設備

第二代替交流電源設備※1※1

自主対策設備

フロントライン系故障時

高圧代替注水系の中央制御室からの復水補給水系配管

重大事故等対処設備

高圧代替注水系（注水系）配管・弁

高圧代替注水系ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

復水貯蔵槽「水位確保」等

高圧代替注水系（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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器※1：手順は「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2－5

重大事故等対処設備

高圧代替注水系の現場操作による発電用原子炉の冷却

主蒸気系配管・弁AM 設備別操作手順書「HPAC 現場起動」

別紙 1.2-3
対応手段，対処設備，手順書一覧（3/6）（サポート系故障時）
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

対処設備

手順書

原子炉隔離時冷却系ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

常設直流電源系統

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁「水位確保」等

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ス
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ

水中ポンプ
ホース

設備

原子炉圧力容器

自主対策

サプレッション・チェンバ

対処設備

復水貯蔵槽

仮設発電機
燃料補給設備全交流動力電源「RCIC 現場起動」
多様なハザード対応手順※1

原子炉隔離時冷却系ポンプ－

設備（設計基準拡張）

重大事故等対処設備

対処設備

重大事故等

高圧炉心注水系配管・弁自主対策

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時

復水補給水系配管

対処設備

トレーナ

重大事故等

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ス（設計基準拡張）

主蒸気系配管・弁重大事故等対処設備

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁給水系配管・弁・スパージャ

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
所内蓄電式直流電源設備※1

常設代替交流電源設備※1

可搬型代替交流電源設備※1

第二代替交流電源設備※1

原子炉隔離時冷却系ポンプ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁主蒸気系配管・弁
可搬型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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
所内蓄電式直流電源設備
可搬型直流電源設備※1：手順は「1.14AM 設備別操作手順書「RCIC 現場起動（排水処理）」

重大事故等

による発電用原子炉の冷却

原子炉隔離時冷却系の現場操作

トレーナ（設計基準拡張）

主蒸気系配管・弁重大事故等対処設備

全交流動力電源※1※1

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2－6

※1

別紙 1.2-4
対応手段，対処設備，手順書一覧（4/6）（サポート系故障時）
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

全交流動力電源

対処設備

手順書

原子炉隔離時冷却系ポンプ

－

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
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
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
所内蓄電式直流電源設備
直流給電車及び電源車※1：手順は「1.14※1※1電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2－7

自主対策設備

直流給電車によるサポート系故障時

原子炉隔離時冷却系への給電

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁※1

別紙 1.2-5
対応手段，対処設備，手順書一覧（6/6）（重大事故等の進展抑制）
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

対処設備

手順書

ほう酸水注入系ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）
重大事故等対処設備

ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系による高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※1

可搬型代替交流電源設備

第二代替交流電源設備※1※1「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「SLC ポンプによる原子炉注水」

設備

自主対策

進展抑制（ほう酸水注入）

ほう酸水注入系配管・弁

ほう酸水注入系ポンプ
ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系テストタンク

復水補給水系
消火系
純水補給水系
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※1

第二代替交流電源設備※1

可搬型代替交流電源設備※1

制御棒駆動水ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

復水貯蔵槽「水位確保」等

制御棒駆動系配管・弁
復水補給水系配管・弁
原子炉圧力容器
原子炉補機冷却系
常設代替交流電源設備※1

第二代替交流電源設備※1

自主対策設備

進展抑制

制御棒駆動系によるAM 設備別操作手順書「CRD による原子炉注水」

高圧炉心注水系ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

復水貯蔵槽「水位確保」等

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
復水補給水系配管
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※1

第二代替交流電源設備※1

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.2－8

自主対策設備による進展抑制

高圧炉心注水系緊急注水※1：手順は「1.14高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

自主対策設備進展抑制（注水）

ほう酸水注入系による重大事故等の進展抑制－

ほう酸水注入系配管・弁AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」

1.2-9
別紙 1.2-6

第 1.2.4 図 中央制御室からの高圧代替注水系起動，現場手動操作による高圧代替注水系起動 概要図

頁

行

補正前

補正後

1.3-8

6 行～8 行 以下に記す「自動減圧系 以下に記す「自動減圧系の起動阻止スイッチ」に の起動阻止スイッチ」により自動減圧系の作動を より自動減圧系及び代替阻止する。
自動減圧ロジック（代替
自動減圧機能）による自動減圧を阻止する。

1.3-1820 行～21 原子炉建屋原子炉区域内 原子炉建屋原子炉区域内
行の圧力上昇を抑制し，の圧力及び温度の上昇を抑制し，1.3-1912 行～14 インターフェイスシステ インターフェイスシステ
行
ム LOCA 発生時における ム LOCA 発生時における原子炉建屋原子炉区域内 原子炉建屋原子炉区域内の圧力上昇抑制及び環境 の圧力及び温度の上昇抑改善で使用する設備は以 制並びに環境改善で使用
下のとおり。
する設備は以下のとおり。

1.3-20

3 行～6 行 インターフェイスシステ インターフェイスシステ
ム LOCA 発生時における ム LOCA 発生時における原子炉建屋原子炉区域内 原子炉建屋原子炉区域内の圧力上昇抑制及び環境 の圧力及び温度の上昇抑改善で使用する原子炉建 制並びに環境改善で使用
屋ブローアウトパネルは する原子炉建屋ブローア
重大事故等対処設備とし ウトパネルは重大事故等て位置付ける。
対処設備として位置付ける。

1.3-72

第 1.3.6 図 可搬型直流 別紙 1.3-1 に変更する。
電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）
開放 タイムチャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.3－1

頁
1.3-81

行

補正前

補正後

第 1.3.15 図 インターフ 別紙 1.3-2 に変更する。
ェイスシステム LOCA 発
生時の対応 タイムチャー
ト（中 央制御室 か ら の遠隔操作による破断箇所の隔離ができない場合）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.3－2

経過時間（時間）
10分

手順の項目

20分

30分

40分

50分

1

2

3

常設代替直流電源設備による逃がし安全弁開放
35分

要員（数）

4

5

6

7

8

9

10

11

備考

12

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁開放
455分

通信連絡設備準備

中央制御室運転員 Ａ，Ｂ

2

可搬計測器接続

通信連絡設備準備

AM用MCC受電

電源切替
減圧操作，減圧確認
移動，系統構成

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放

現場運転員 Ｃ，Ｄ

2

移動，電路構成

移動，受電確認
移動，電源ケーブ ル接続前準備

減圧確認

AM直流125V充電器盤受電及び換気設備運転

移動，系統構成

1.3－3

現場運転員 Ｅ，Ｆ

2

緊急時対策要員

6

発電用原子炉の減圧確認については，中央制御室又は原子炉建屋地下１階計装ラック室（管理区域）にて確認が可能であるため，いずれかの計器で確認する。

電源車からの給電

第 1.3.6 図

電源ケーブ ル接続

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放

タイムチャート

別紙 1.3-1

経過時間（時）
10分

手順の項目

20分

30分

2

3

インターフェイスシステムＬＯＣＡ事象発生
インターフェイスシステムＬＯＣＡ事象判断
減圧完了，Ｓ／Ｐ冷却開始
15分 遠隔隔離

要員（数）

4

5

6

7

8

備考

240分 現場隔離 ※警報確認，パラ メータ確認，通信連絡設備準備
手動スクラ ム並びに破断箇所特定及び遠隔隔離操作
ＳＧＴＳ起動並びに低圧注水系若しくは代替注水系起動
発電用原子炉の減圧操作

中央制御室運転員 Ａ，Ｂ

2

原子炉水位調整 隔離成功までL-1～L-1.5水位を 維持
原子炉水位 隔離成功後L-3～L-8水位を 維持

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

ＲＨＲ（サプ レッショ ン ・チェ ン バ・プ ール水冷却モード）起動
ＲＨＲ（原子炉停止時冷却モード）起動

1.3－4

R/A，T/A送・排風機起動
移動，防護具装着

現場運転員 Ｃ，Ｄ

2

現場運転員 Ｅ，Ｆ

2

移動，現場隔離操作

移動，防護具装着補助※ 破断の規模によっては，現場での隔離操作の所要時間は240分以内となる。

第 1.3.15 図インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応

タイムチャート（中央制御室からの遠隔操作による破断箇所の隔離ができない場合）

別紙 1.3-2

頁

行

補正前

補正後

1.4-10～1.4-1119 行～
1行

なお，低圧代替注水系（可 なお，防火水槽を水源と搬型）による発電用原子 して利用する場合は，淡炉の冷却は，防火水槽又 水貯水池と防火水槽の間は淡水貯水池の淡水だけ にあらかじめ敷設したホでなく，海水も利用でき ースを使用して淡水貯水る。また，淡水貯水池を 池から淡水を補給する。
水源として利用する際の 淡水貯水池を水源として取水方法は，淡水貯水池 利用する場合はあらかじ
から防火水槽の間にあら め敷設したホースを使用
かじめ敷設してあるホー するが，当該ホースが使スを使用する方法と，そ 用できない場合は可搬ののホースを使用せずに淡 ホースにて淡水貯水池か
水貯水池から直接取水す らの直接送水ラインを構る方法がある。
成する。
また，低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子
炉の冷却は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.4-17～
1.4-1819 行～
2行

なお，低圧代替注水系（可 なお，防火水槽を水源と搬型）による残存溶融炉 して利用する場合は，淡心の冷却は，防火水槽又 水貯水池と防火水槽の間は淡水貯水池の淡水だけ にあらかじめ敷設したホでなく，海水も利用でき ースを使用して淡水貯水る。また，淡水貯水池を 池から淡水を補給する。
水源として利用する際の 淡水貯水池を水源として取水方法は，淡水貯水池 利用する場合はあらかじ
から防火水槽の間にあら め敷設したホースを使用
かじめ敷設してあるホー するが，当該ホースが使スを使用する方法と，そ 用できない場合は可搬ののホースを使用せずに淡 ホースにて淡水貯水池か
水貯水池から直接取水す らの直接送水ラインを構る方法がある。
成する。
また，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉
心の冷却は，防火水槽又なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.4－1

頁

行

補正前

補正後
は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.4-31

8 行～9 行 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備及びホー －2 級）の配備，ホース接ス接続を依頼する。
続及び起動操作を依頼する。

1.4-3314 行～15 ⑧緊急時対策要員は，可 ⑧緊急時対策要員は，可行
搬型代替注水ポンプ（A－ 搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備及びホース 2 級）の配備，ホース接続
接続を行い及び起動操作を行い

1.4-3323 行～24 ⑪緊急時対策要員は，可 ⑪緊急時対策要員は，運行
搬型代替注水ポンプ（A－ 転員が選択した送水ライ
2 級）起動後，運転員が選 ンから送水する
択した送水ラインから送水する

1.4-3515 行～16 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－2 級）の起動及び送水 －2 級）の配備，ホース接準備を依頼する。
続及び起動操作を依頼する。

1.4-36

7 行～8 行 残留熱除去系注入弁(B) 残留熱除去系注入弁(B)の全開操作
及び残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作

1.4-3610 行～11 残留熱除去系注入弁(A) 残留熱除去系注入弁(A)行の全開操作
及び残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作

1.4-3613 行～14 残留熱除去系注入弁(C) 残留熱除去系注入弁(C)行の全開操作
及び残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.4－2

頁

行

補正前

補正後

1.4-3616 行～17 高 圧 炉 心 注 水 系 注 入 弁 高 圧 炉 心 注 水 系 注 入 弁
行(B)の全開操作(B)及び高圧炉心注水系
洗浄用補給水止め弁(B)の全開操作

1.4-3619 行～20 高 圧 炉 心 注 水 系 注 入 弁 高 圧 炉 心 注 水 系 注 入 弁
行(C)の全開操作(C)及び高圧炉心注水系
洗浄用補給水止め弁(C)の全開操作

1.4-3620 行と 21 （追加）行の間

1.4-3621 行～24 ⑦当直副長は，原子炉圧 ⑧当直副長は，原子炉圧
行
力容器内の圧力が可搬型 力容器内の圧力が可搬型
代替注水ポンプ（A－2 代替注水ポンプ（A－2級）の吐出圧力以下であ 級）の吐出圧力以下であることを確認後，現場運 ることを確認後，中央制転 員 に 低 圧 代 替 注 水 系 御室運転員に低圧代替注（可搬型）による原子炉 水系（可搬型）による原
圧力容器への注水開始を 子炉圧力容器への注水の指示する。
確認を指示する。

1.4-36～
1.4-37

25 行
～
14 行

⑦緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備，ホース接続
及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

⑧a 残留熱除去系(B)注入 （削除）
配管使用の場合
現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。
⑧b 残留熱除去系(A)注入
配管使用の場合

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.4－3

頁

行

補正前

補正後

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑧c 残留熱除去系(C)注入
配管使用の場合
現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑧d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合
現場運転員 C 及び D は，
高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(B)の全開操作を実施する。
⑧e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合
現場運転員 C 及び D は，
高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)の全開操作を実施する。
1.4-3715 行～18 ⑨緊急時対策要員は，可 （削除）行
搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備及びホース接続を行い，可搬型代替
注水ポンプ（A－2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。
また，緊急時対策本部は当直長に報告する

1.4-3719 行⑩当直長は，当直副長か ⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づきらの依頼に基づき

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.4－4

頁

行

補正前

補正後

1.4-3722 行～23 ⑪当直副長は，中央制御 （削除）行
室運転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確認を指示する。

1.4-3724 行～25 ⑫緊急時対策要員は，可 ⑩緊急時対策要員は，運行
搬型代替注水ポンプ（A－ 転員が選択した送水ライ
2 級）起動後，運転員が選 ンから送水するため，択した送水ラインから送水するため，

1.4-385行⑬a 残留熱除去系(B)注入 ⑪a 残留熱除去系(B)注入
配管使用の場合
配管使用の場合

1.4-3813 行⑬b 残留熱除去系(A)注入 ⑪b 残留熱除去系(A)注入
配管使用の場合
配管使用の場合

1.4-3821 行～22 ⑬c 残留熱除去系(C)及び ⑪c 残留熱除去系(C)及び
行
高圧炉心注水系(B)，(C) 高圧炉心注水系(B)，(C)注入配管使用の場合
注入配管使用の場合

1.4-394行⑭当直長は，当直副長か ⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づきらの依頼に基づき

1.4-3922 行

残留熱除去系(A)注入配 残留熱除去系(A)注入配
管使用の場合：約 95 分 管使用の場合：約 135 分

1.4-82

監視計器一覧（7/9）

別紙 1.4-1 に変更する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.4－5

頁

行

補正前

補正後

1.4-83

監視計器一覧（8/9）

別紙 1.4-2 に変更する。

1.4-84

監視計器一覧（9/9）

別紙 1.4-3 に変更する。

1.4-105

第 1.4.17 図 低圧代替注 別紙 1.4-4 に変更する。
水系（可搬型）による原
子炉圧力容器への注水（淡水/海水）（可搬型代替注水ポンプによる送水）タイムチャート（2/2）

1.4-106

第 1.4.18 図 低圧代替注 別紙 1.4-5 に変更する。
水系（可搬型）による原
子炉圧力容器への注水（淡水/海水） 概要図（全交流動力電源が喪失している場合）1.4-107

第 1.4.19 図 低圧代替注 別紙 1.4-6 に変更する。
水系（可搬型）による原
子炉圧力容器への注水（淡水/海水）（系統構成）タイムチャート（全交流動力電源が喪失している場合）なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.4－6

別紙 1.4-1

監視計器一覧（7/9）
重大事故等の対応に

手順書

1.4.2.2

監視パラメータ（計器）必要となる監視項目

発電用原子炉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
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）

原子炉水位（狭帯域）「SFP 原子炉水位・温度制御」

原子炉水位（広帯域）
原子炉圧力容器内の水位AM 設備別操作手順書

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）「RHR(A)による原子炉除熱」

原子炉水位（停止域）「RHR(B)による原子炉除熱」

原子炉水位（定検時水張用）
原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

判断基準

原子炉圧力容器温度
原子炉圧力容器内の温度

残留熱除去系(A)熱交換器入口温度
残留熱除去系(B)熱交換器入口温度
原子炉補機冷却水系(A)系統流量

補機監視機能原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量

電源

M/C

C 電圧

M/C

D 電圧

P/C

C－1 電圧P/C

D－1 電圧

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

原子炉圧力容器内の圧力

操作

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器温度

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

1.4－7

別紙 1.4-2

監視計器一覧（8/9）
重大事故等の対応に

手順書
1.4.2.3

監視パラメータ（計器）必要となる監視項目

重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（徴候ベース）

原子炉水位（狭帯域）「水位確保」等

原子炉水位（広帯域）
原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量

補機監視機能原子炉補機冷却水系(C)系統流量

判断基準

残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(C)熱交換器入口冷却水流量

電源

M/C

C 電圧

M/C

D 電圧

M/C

E 電圧

P/C

C－1 電圧P/C

D－1 電圧P/C

E－1 電圧

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧
水源の確保

サプレッション・チェンバ・プール水位
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

操作

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
残留熱除去系(A)系統流量

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力

水源の確保

1.4－8

サプレッション・チェンバ・プール水位

別紙 1.4-3

監視計器一覧（9/9）
重大事故等の対応に

手順書
1.4.2.3

監視パラメータ(計器)必要となる監視項目

重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(2)残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱
事故時運転操作手順書（徴候ベース）

原子炉水位（狭帯域）「減圧冷却」等

原子炉水位（広帯域）

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）

原子炉圧力容器内の水位「SFP 原子炉水位・温度制御」

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の温度

残留熱除去系(A)熱交換器入口温度
残留熱除去系(B)熱交換器入口温度

判断基準

残留熱除去系(C)熱交換器入口温度
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
補機監視機能原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(C)熱交換器入口冷却水流量

電源

M/C

C 電圧

M/C

D 電圧

M/C

E 電圧

P/C

C-1 電圧P/C

D-1 電圧P/C

E-1 電圧

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

原子炉圧力容器内の圧力
原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力容器温度
残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度操作

残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(C)熱交換器入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度

1.4－9経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

90

80

100

110

120

210

200

220

230

250

240

260

270

290

280

300

310

320

330

340

備考

350

要員（数）
淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる送水 330分 ※1

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜側高台保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
可搬型代替注水ポンプ2台移動～配置

緊急時対策要員6名で対応する。

送水準備
可搬型代替注水ポンプによる送水[淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）]

屋外～5号炉東側第二保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
緊急時対策要員 6※1

可搬型代替注水ポンプ2台移動～配置

緊急時対策要員6名のうち4名で
対応する。

送水準備
送水

[緊急時対策要員6名で対応した場合]送水準備
緊急時対策要員6名のうち2名で
対応する。

※1

緊急時対策要員6名で2ユニット分を対応した場合，6号炉への送水開始まで約330分，7号炉への送水開始まで約345分で可能である。

経過時間（分）

10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

要員（数）

1.4－10淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる送水

230

240

備考

225分

企業棟～5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜側高台保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
可搬型代替注水ポンプ4台移動～配置

緊急時対策要員6名で対応する。

6号炉及び7号炉送水準備

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～5号炉東側第二保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
可搬型代替注水ポンプ2台移動～配置

可搬型代替注水ポンプによる送水

6号炉送水準備[緊急時対策要員10名で対応した場合]緊急時対策要員2名で対応する。

6号炉接続口～高台送水ホース接続作業箇所へ移動[淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設して緊急時対策要員 10あるホースが使用できない場合）]

6号及び7号炉送水準備
送水（6号炉）5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～5号炉東側第二保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認

7号炉送水準備
緊急時対策要員2名で対応する。

7号炉接続口～高台送水ホース接続作業箇所へ移動
6号及び7号炉送水準備
送水（7号炉）第 1.4.17 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）（可搬型代替注水ポンプによる送水）タイムチャート（2/2）

別紙 1.4-4

可搬型代替注水ポンプ2台移動～配置

1.4－11

凡例

注入配管
残留熱除去系(A)注入配管使用の場合
残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合
残留熱除去系(C)注入配管使用の場合
高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

第 1.4.18 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）（全交流動力電源が喪失している場合）

概要図

別紙 1.4-5

設計基準対象施設から追加した箇所

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

備考

系統構成完了 135分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認

低圧代替注水系（可搬型）によ る 原子炉圧力容器への注水[全交流動力電源が喪失している 場合]※1

中央制御室運転員 Ａ

1

現場運転員 Ｃ，Ｄ

2

移動，遠隔手動弁操作設備リンク機構の取外し，系統構成（管理区域）
バイパス流防止措置
系統構成（注入弁，洗浄水弁開操作含む） ※1

各注水配管の系統構成（注入弁，洗浄水弁開操作含む）に要する時間は以下のとおり。
・残留熱除去系(A)注入配管を使用する場合は，約90分で可能である。
・残留熱除去系(B)(C)注入配管を使用する場合は，約40分で可能である。
・高圧炉心注水系(B)(C)注入配管を使用する場合は，約30分で可能である。

第 1.4.19 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）

1.4－12（系統構成）タイムチャート（全交流動力電源が喪失している場合）

別紙 1.4-6

頁

行

1.5-9

4行

補正前

補正後

・フィルタ装置スクラバ （削除）
水補給設備

1.5-12

8 行～17 ・フィルタ装置スクラバ （削除）
行
水補給設備
有効性評価の条件下において，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合，
事故発生後 7 日間は，外部からのスクラバ水を補給しなくてもフィルタ装置内に必要となるスクラ
バ水を保有することができる。
その後の安定状態において，スクラバ水が低下した場合，本設備を用いて外部からスクラバ水を補給することで格納容器圧
力逃がし装置の機能を維持できることから，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損防止対策として有効である。

1.5-1810 行～15 格納容器ベント実施中に また，格納容器ベント実
行
おいて，炉心損傷を判断 施中において，残留熱除した場合は，一次隔離弁 去系又は代替循環冷却系
又 は 二 次 隔 離 弁 を 全 閉 による原子炉格納容器内
し，格納容器ベントを一 の除熱機能が 1 系統回復
旦停止する。また，残留 し，原子炉格納容器内の熱除去系による原子炉格 水素濃度及び酸素濃度の納容器内の除熱機能及び 監視が可能な場合は，一可燃性ガス濃度制御系の 次隔離弁を全閉し，格納機能が回復した場合は， 容器ベントを停止する。
一次隔離弁及び二次隔離 なお，二次隔離弁につい弁を全閉し，格納容器ベ ては，一次隔離弁を全閉ントを停止する。
後，原子炉格納容器内のなお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－1

頁

行

補正前

補正後
除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

1.5-2216 行と 17 （追加）行の間

1.5-2217 行

1.5-22～
1.5-2321 行～
7行⑯当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン
止め弁を全開するよう指示する。
⑰現場運転員 C 及び D は，
水素バイパスライン止め
弁の全開操作を実施する。

⑯中央制御室運転員 A 及 ⑱中央制御室運転員 A 及
び B は，び B は，⑰中央制御室運転員 A 及 ⑲中央制御室運転員 A 及
び B は，格納容器ベント び B は，格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断 開始後，残留熱除去系又した場合は，一次隔離弁 は代替循環冷却系による（サプレッション・チェ 原子炉格納容器内の除熱ンバ側又はドライウェル 機能が 1 系統回復し，原側）の全閉操作を実施す 子炉格納容器内の水素濃る。なお，一次隔離弁の 度及び酸素濃度の監視が全閉操作ができない場合 可能な場合は，一次隔離は，二次隔離弁又は二次 弁（サプレッション・チ
隔離弁バイパス弁の全閉 ェンバ側又はドライウェ
操作を実施する。
ル側）の全閉操作を実施
残留熱除去系による原子 し，格納容器圧力逃がし
炉格納容器内の除熱機能 装置による格納容器ベン及び可燃性ガス濃度制御 トを停止する。一次隔離系の機能が回復し，格納 弁を全閉後，原子炉格納容器圧力逃がし装置を停 容器内の除熱機能が更に止できると判断した場合 1 系統回復する等，よりは，一次隔離弁（サプレ 安定的な状態になった場
ッション・チェンバ側又 合は，二次隔離弁又は二はドライウェル側）の全 次隔離弁バイパス弁の全閉，その後に二次隔離弁 閉操作を実施する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－2

頁

行

補正前

補正後

又は二次隔離弁バイパス
弁の全閉操作を実施する。
1.5-2313 行と 14 （追加）行の間円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

1.5-2321 行～22 常設ボンベの残量が減少 常設ボンベの圧力が低下
行した場合に，常設ボンベ した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換する と予備ボンベを交換する
ことで，
ことで，

1.5-24

4 行～5 行 遠隔空気駆動弁操作用ボ 遠隔空気駆動弁操作用ボ
ンベの残量が減少した場 ンベの圧力が規定値以下合。
となった場合。

1.5-2710 行～18 緊急時対策要員は，フィ 緊急時対策要員は，FCVS
行
ル タ ベ ン ト 遮 蔽 壁 南 側 フィルタベント装置ドレ（屋外）にて，FCVS フィ ン移送ポンプ入口弁を全
ルタベント装置ドレン移 開操作し，FCVS フィルタ
送ポンプ入口弁を全開操 ベント装置遮蔽壁内側ド
作し，フィルタベント遮 レン弁を遠隔手動弁操作
蔽壁附室にて FCVS フィ 設 備 に て 全 開 し た 後 ，
ルタベント装置遮蔽壁内 FCVS フィルタベント装側ドレン弁を遠隔手動弁 置移送ポンプテストライ
操 作 設 備 に て 全 開 し た ン止め弁を開操作するこ
後，フィルタベント遮蔽 とで系統内のエア抜きを壁南側（屋外）にて FCVS 実施し，エア抜き完了後，フィルタベント装置移送 FCVS フィルタベント装
ポンプテストライン止め 置移送ポンプテストライ
弁を開操作することで系 ン 止 め 弁 を 全 閉 操 作 す
統 内 の エ ア 抜 き を 実 施 る。
し，エア抜き完了後，FCVS
フィルタベント装置移送
ポンプテストライン止め

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－3

頁

行

補正前

補正後

弁を全閉する。
1.5-292 行～4 行 防火水槽から可搬型代替 防火水槽から可搬型代替
注水ポンプを展開した水 注水ポンプ（A－2 級）を張りの場合又は淡水貯水 展開した水張りの場合又池から可搬型代替注水ポ は淡水貯水池から可搬型ンプを展開した水張りの 代 替 注 水 ポ ン プ （ A － 2
場合級）を展開した水張りの場合

1.5-2913 行～14 事前に他の対応手段によ 事前に他の対応手段によ行り設置した可搬型代替注 り設置した可搬型代替注
水ポンプを使用した水張 水ポンプ（A－2 級）を使りの場合用した水張りの場合

1.5-2917 行～18 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ 可搬型代替注水ポンプ（A行（A-2 級）からフィルタ －2 級）からフィルタベ
ベント装置補給水接続口 ント装置補給水接続口へへホースを接続し送水ホースを接続し1.5-30

4 行～6 行 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）停止及び FCVS フ －2 級）停止操作，FCVS フィルタベント装置給水ラ ィルタベント装置給水ラ
イン元弁の全閉操作，
イン元弁の全閉操作及び1.5-3011 行

防火水槽から可搬型代替 防火水槽から可搬型代替
注水ポンプを展開した
注水ポンプ（A－2 級）を展開した

1.5-3019 行

淡水貯水池から可搬型代 淡水貯水池から可搬型代
替注水ポンプを展開した 替注水ポンプ（A－2 級）を展開した

1.5-3214 行～20 緊急時対策要員は，フィ 緊急時対策要員は，FCVS
行
ル タ ベ ン ト 遮 蔽 壁 南 側 フィルタベント装置ドレ（屋外）にて FCVS フィル ン移送ポンプ吐出側第二タベント装置ドレン移送 止め弁及び FCVS フィル
ポンプ吐出側第二止め弁 タベント装置ドレンライを全開操作し，原子炉建 ン二次格納施設外側止め

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－4

頁

行

補正前

補正後

屋外壁東側（屋外）にて 弁 を 全 開 操 作 し た 後 ，FCVS フィルタベント装 FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納 置ドレン移送ポンプ吐出
施設外側止め弁を全開操 側第一止め弁を微開操作作した後，フィルタベン する。
ト遮蔽壁南側（屋外）にて FCVS フィルタベント
装置ドレン移送ポンプ吐
出側第一止め弁を微開とする。
1.5-33

2 行～3 行 フ ィ ル タ 装 置 水 位 調 整 フ ィ ル タ 装 置 水 位 調 整（水抜き）系統構成完了 （水抜き）の系統構成完を了を

1.5-33

6 行～10 ドレン移送ポンプ A 又は ドレン移送ポンプ A 又は行
B の起動及びポンプ起動 B の起動操作を実施し，後，FCVS フィルタベント FCVS フィルタベント装装置ドレン移送ポンプ吐 置ドレン移送ポンプ吐出出側第一止め弁の増し開 側第一止め弁の増開操作
操作により，ポンプ吐出 により，ポンプ吐出側流
側流量を必要流量に調整 量 を 必 要 流 量 に 調 整 すし，フィルタ装置からの る。また，フィルタ装置
排水が開始
からの排水が開始

1.5-3314 行～21 フィルタ装置水位指示値 フィルタ装置水位指示値
行が通常水位に到達したこ が通常水位に到達したことを確認し，ドレン移送 とを確認後，ドレン移送
ポンプを停止し，フィル ポンプを停止し，FCVS フ
タベント遮蔽壁南側（屋 ィルタベント装置ドレン外）にて FCVS フィルタベ 移送ポンプ吐出側第一止ント装置ドレン移送ポン め弁，FCVS フィルタベン
プ吐出側第一止め弁及び ト装置ドレン移送ポンプ
FCVS フィルタベント装 吐 出 側 第 二 止 め 弁 及 び
置ドレン移送ポンプ吐出 FCVS フィルタベント装側第二止め弁を全閉操作 置ドレンライン二次格納
し，原子炉建屋外壁東側 施設外側止め弁を全閉操（屋外）にて FCVS フィル 作する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－5

頁

行

補正前

補正後

タベント装置ドレンライ
ン二次格納施設外側止め
弁を全閉操作する。
1.5-3418 行

格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置の停止を判断した場合。 を停止した場合。

1.5-35

1 行～3 行 当直長に格納容器圧力逃 当直長に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガ がし装置停止後の窒素ガ
スパージ前の系統構成を スパージの系統構成を開開始するよう指示すると 始するよう依頼するととともにもに

1.5-35

6 行～7 行 中央制御室運転員に格納 中央制御室運転員に格納
容器圧力逃がし装置停止 容器圧力逃がし装置停止
後の窒素ガスパージ前の 後の窒素ガスパージの系
系統構成の開始を指示
統構成開始を指示

1.5-35

9 行～10 格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置
行
停止後の窒素ガスパージ 停止後の窒素ガスパージ前の系統構成としての系統構成として

1.5-3513 行～19 二次隔離弁を全開とし， 二 次 隔 離 弁 を 全 開 操 作
行
格納容器圧力逃がし装置 し，格納容器圧力逃がし
停止後の窒素ガスパージ 装置停止後の窒素ガスパ
準備完了を当直副長に報 ージの系統構成完了を当告する。二次隔離弁の開 直副長に報告する。二次操作ができない場合は， 隔離弁の開操作ができな
二次隔離弁バイパス弁を い場合は，二次隔離弁バ全開とする。また，中央 イ パ ス 弁 を 全 開 操 作 す制御室からの操作以外の る。また，中央制御室か手段として，遠隔手動弁 らの操作以外の手段とし操作設備による操作にて て，遠隔手動弁操作設備
二次隔離弁又は二次隔離 にて二次隔離弁又は二次弁バイパス弁を全開する 隔離弁バイパス弁を全開手段がある。
する手段がある。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－6

頁

行

補正前

補正後

1.5-3520 行～21 格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置
行
停止後の窒素ガスパージ 停止後の窒素ガスパージ前の系統構成完了をの系統構成完了を

1.5-35～
1.5-3623 行～
4行

1.5-36

5 行～6 行 緊急時対策要員に窒素ガ 緊急時対策要員に窒素ガス の 注 入 開 始 を 指 示 す スパージの開始を指示する。
る。

1.5-36

7 行～9 行 緊急時対策要員は，原子 緊急時対策要員は，FCVS
炉建屋外壁南側（屋外） PCV ベントラインフィル
にて，FCVS PCV ベントラ タベント側 N2 パージ用元
インフィルタベント側 N2 弁の開操作により窒素ガ
パージ用元弁の開操作に スの供給を開始するととより窒素ガスの注入を実 もに，緊急時対策本部に施する。
窒素ガスパージの開始を報告する。

1.5-369 行と 10 （追加）
行の間

緊急時対策要員は，原子 緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サン 炉建屋外壁南側（屋外）
プリングラックにて，フ へ可搬型窒素供給装置を
ィルタ装置の水素濃度測 配備し送気ホースを接続定のため，系統構成及び 口へ取り付け，窒素ガス
工具準備，サンプリング パージの準備完了を
ポンプの起動を実施する。また，原子炉建屋外壁南側（屋外）へ可搬型
窒素供給装置を配備し送気ホースを接続口へ取り付け，窒素ガス注入の準備完了を⑧緊急時対策本部は，窒素ガスパージの開始を当直長に報告するとともに，緊急時対策要員に水素濃度測定のためのサン
プリングポンプの起動を指示する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－7

頁

行

補正前

補正後

1.5-3610 行～11 ⑧緊急時対策要員は，サ ⑨緊急時対策要員は，原行
ンプリングポンプの起動 子炉建屋非管理区域内サ完了を緊急時対策本部に ンプリングラックにて，報告する。
系統構成，工具準備及びサンプリングポンプの起動を実施するとともに，緊急時対策本部にサンプ
リングポンプの起動完了を報告する。

1.5-36

12 行～14 ⑨緊急時対策本部は，可 ⑩緊急時対策本部は，サ行
搬型窒素供給装置からの ンプリングポンプの起動
窒素注入の完了及びサン 完了を当直長に報告する
プリングポンプの起動完了を当直長に連絡する

1.5-36

16 行

1.5-3618 行～22 ⑪中央制御室運転員 A 及 ⑫中央制御室運転員 A 及行
び B は，FCVS 制御盤にて び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置入口圧力指 フィルタ装置入口圧力に示値によりフィルタ装置 よりフィルタ装置入口配入口配管内の圧力が正圧 管内の圧力が正圧であるであることを確認する。 ことを確認する。また，
また，フィルタ装置水素 フィルタ装置水素濃度に
濃度指示値により水素濃 より水素濃度が許容濃度
度が許容濃度以下まで低 以下まで低下したことを下したことを確認し，窒 確認し，窒素ガスパージ
素ガス注入完了を
完了を

1.5-3624 行～25 ⑫当直長は，当直副長か ⑬当直長は，当直副長か行らの依頼に基づき，緊急 らの依頼に基づき，緊急時対策本部へ窒素ガス注 時対策本部へ窒素ガスパ
入完了を
ージ完了を

⑩当直副長は，中央制御 ⑪当直副長は，中央制御
室運転員にフィルタ装置 室運転員にフィルタ装置のの

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－8

頁

行

補正前

補正後

1.5-37

1 行～2 行 ⑬緊急時対策本部は，緊 ⑭緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス 急時対策要員へ窒素ガス注入の停止操作を指示す 供給の停止操作を指示する。
るとともに，当直長にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を依頼する。

1.5-37

3 行～7 行 ⑭当直副長は，中央制御 ⑮ 緊 急 時 対 策 要 員 は ，室運転員へフィルタ装置 FCVS PCV ベントラインフの入口圧力及び水素濃度 ィルタベント側 N2 パージの継続監視を指示する。 用元弁の全閉操作を実施
また，緊急時対策要員は，し，緊急時対策本部に窒
原子炉建屋外壁南側（屋 素ガス供給の停止を外）にて FCVS PCV ベント
ラインフィルタベント側
N2 パージ用元弁の全閉操作を実施し，窒素ガスの注入停止を

1.5-378 行と 9 （追加）行の間

1.5-37

9 行～11 ⑮中央制御室運転員 A 及 ⑰中央制御室運転員 A 及行
び B は，窒素ガスの注入 び B は，窒素ガス供給停
停止後のフィルタ装置入 止後のフィルタ装置入口
口圧力指示値及びフィル 圧力指示値及びフィルタ
タ装置水素濃度指示値が 装置水素濃度指示値が，窒素ガス注入完了時
窒素ガスパージ完了時

1.5-3713 行⑯当直副長は，中央制御
室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を指示する。

⑯当直長は，当直副長か ⑱当直長は，当直副長からの依頼に基づき，らの依頼に基づき，なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.5－9

頁

行

補正前

補正後

1.5-3717 行～18 ⑰当直副長は，窒素ガス ⑲当直副長は，窒素ガス
行
パージの完了後の系統構 パージ完了後の系統構成
成を開始するよう中央制 を開始するよう運転員に御室運転員に指示する。 指示する。

1.5-3719 行～23 ⑱中央制御室運転員 A 及 ⑳中央制御室運転員 A 及行
び B は，窒素ガスパージ び B は，窒素ガスパージの完了後の系統構成とし 完 了 後 の 系 統 構 成 と して，二次隔離弁又は二次 て，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉 隔離弁バイパス弁を全閉とし，系統構成完了を当 とし，系統構成完了を当直副長に報告する。また，直副長に報告する。また，
中央制御室からの操作以 中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手 外の手段として，遠隔手
動弁操作設備による操作 動弁操作設備にてにて

1.5-3724 行の次 （追加）

1.5-38

5 行～8 行 窒素ガスパージ完了まで 窒素ガスパージ完了まで
約 270 分で可能である。 約 270 分で可能である。
なお，炉心損傷がない状 その後，中央制御室運転
況下での格納容器ベント 員 2 名（操作者及び確認であることから，本操作 者）及び現場運転員 2 名における作業エリアの被 にて窒素ガスパージ完了
ばく線量率は低く，作業 後の系統構成を実施したは可能である。
場合，約 15 分で可能である。
なお，炉心損傷がない状
況下での格納容器ベントであることから，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。

㉑現場運転員 C 及び D は，
窒素ガスパージ完了後の系統構成として，水素バ
イパスライン止め弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－10

頁

行

補正前

補正後

1.5-3816 行～17 フィルタ装置の水位が上 排 気 ガ ス の 凝 縮 水 に よ行
限水位に到達すると判断 り，フィルタ装置の水位し，排水を行った場合。 が上限水位に到達すると判断し，排水を行った場
合。

1.5-394 行～5 行 ②緊急時対策本部は，当 ②緊急時対策要員は，pH直長にスクラバ水の pH 測定の系統構成として，
値及び水位を確認するよ フィルタベント装置 pHう依頼する。
入口止め弁及びフィルタ
ベント装置 pH 出口止め
弁を全開操作した後，pH
計サンプリングポンプを起動させ，サンプリング
ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。
また，フィルタベント遮
蔽壁南側（屋外）へ薬液補給用として可搬型窒素供給装置，ホース，補給用ポンプ及び薬液を配備するとともに，系統構成を行い，緊急時対策本部に薬液補給の準備完了を報告する。

1.5-396 行～11 ③緊急時対策要員は，フ ③緊急時対策本部は，緊行ィルタベント遮蔽壁南側 急時対策要員にフィルタ（屋外）へ薬液補給用と 装置への薬液補給の開始
してコンプレッサー，ホ を指示する。
ース接続，補給用ポンプ
及び薬液を配備するとともに，フィルタベント遮蔽壁附室にて，系統構成のためフィルタベント装
置 pH 入口止め弁，フィル
タベント装置 pH 出口止め弁の全開操作を実施す

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－11

頁

行

補正前

補正後

る。
1.5-3912 行～15 ④緊急時対策要員は，フ ④緊急時対策要員は，薬行ィルタベント遮蔽壁南側 液補給のためホース接続（屋外）にて，薬液補給 及び FCVS フィルタベン
のため FCVS フィルタベ ト装置給水ライン元弁をント装置給水ライン元弁 全開操作し，補給用ポンを全開操作し，補給用ポ プを起動，所定量の薬液ンプを起動，所定量の薬 を補給するとともに，補液を補給するとともに， 給用ポンプの起動完了を補給用ポンプの起動を

1.5-3921 行～22 中央制御室運転員 A は， 中央制御室運転員 A は，行
FCVS 制御盤のフィルタ FCVS 制御盤のフィルタ
装置スクラバ水の pH 指 装置スクラバ水 pH 及び示値によりスクラバ水の フィルタ装置水位によりpH 値が規定値
スクラバ水の pH 値及び水位を確認するとともに，フィルタ装置スクラ
バ水 pH 指示値が規定値

1.5-40

1 行～2 行 当直長は，当直副長から 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，薬液補 の依頼に基づき，スクラ
給の完了を緊急時対策本 バ水の pH 値及び水位，並部に報告する。
びにフィルタ装置への薬液補給の完了を緊急時対策本部に報告する。

1.5-40

2 行～3 行 緊急時対策本部は緊急⑨緊急時対策本部は，緊時対策要員に pH 測定の 急時対策要員に薬液補給停止を指示する。
の停止及び pH 測定の停止を指示する。

1.5-40

4 行～8 行 ⑨ 緊 急 時 対 策 要 員 は ， ⑩緊急時対策要員は，薬FCVS フィルタベント装 液補給を停止するため，置給水ライン元弁を全閉 補給用ポンプを停止し，操作の後，pH 計サンプリ FCVS フィルタベント装ングポンプを停止し，フ 置給水ライン元弁を全閉ィルタベント装置 pH 入 操作する。また，pH 測定

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－12

頁

行

補正前

補正後

口止め弁，フィルタベン を停止するため，pH 計サ
ト装置 pH 出口止め弁を ン プ リ ン グ ポ ン プ を 停
全閉操作し，緊急時対策 止，フィルタベント装置
本部へスクラバ水 pH 調 pH 入口止め弁及びフィ
整 作 業 の 完 了 を 報 告 す ルタベント装置 pH 出口
る。
止め弁を全閉操作し，緊急時対策本部へフィルタ装置スクラバ水 pH 調整の完了を報告する。
1.5-40

11 行～13 作業開始の判断をしてか 作業開始の判断をしてか行
ら格納容器圧力逃がし装 らフィルタ装置スクラバ
置スクラバ水 pH 調整完 水 pH 調整完了
了1.5-41

12 行～17 可搬型窒素供給装置を配 可搬型窒素供給装置を配行置し，排水ライン接続口 備し，排水ライン接続口に可搬型窒素供給装置か に可搬型窒素供給装置からの送気ホースを接続す らの送気ホースを接続す
る。
る。
FCVS フィルタベント装 また，FCVS フィルタベン
置ドレン移送ポンプ吐出 ト装置ドレン移送ポンプ
側第二止め弁を開操作 吐出側第二止め弁及びし，原子炉建屋外壁東側 FCVS フィルタベント装（屋外）にて，FCVS フィ 置ドレンライン二次格納
ルタベント装置ドレンラ 施設外側止め弁を全開操
イン二次格納施設外側止 作し，ドレン移送ライン
め弁を全開操作し，窒素 窒素ガスパージの準備完
ガス注入の準備完了
了1.5-4119 行～20 緊急時対策要員に窒素ガ 緊急時対策要員に窒素ガ
行
スの注入開始を指示
スの供給開始を指示

1.5-41

21 行～23 緊急時対策要員は，フィ 緊急時対策要員は，FCVS
行
ル タ ベ ン ト 遮 蔽 壁 南 側 フィルタベント装置ドレ（屋外）にて，FCVS フィ ンライン N2 パージ用元弁
ルタベント装置ドレンラ を全開操作し，窒素ガス
イン N2 パージ用元弁を全 の供給を開始するととも

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－13

頁

行

補正前

補正後

開操作し，窒素ガスの注 に，緊急時対策本部にド入を開始する。
レン移送ライン窒素ガス
パージの開始を報告す
る。
1.5-41

23 行の次 （追加）

⑤緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給停止を指示する。

1.5-42

1 行～9 行 ⑤ 緊 急 時 対 策 要 員 は ， ⑥ 緊 急 時 対 策 要 員 は ，FCVS フィルタベント装 FCVS フィルタベント装置ドレンライン N2 パージ 置ドレンライン N2 パージ
用元弁を全閉操作し，窒 用元弁を全閉操作し，窒素ガスの注入を停止した 素 ガ ス の 供 給 を 停 止 す
後，フィルタベント遮蔽 る。また，FCVS フィルタ
壁南側（屋外）にて，FCVS ベント装置ドレン移送ポ
フィルタベント装置ドレ ンプ吐出側第二止め弁及ン移送ポンプ吐出側第二 び FCVS フィルタベント
止め弁を全閉操作し，原 装置ドレンライン二次格
子炉建屋外壁東側（屋外）納施設外側止め弁を全閉にて FCVS フィルタベン 操作し，ドレン移送ポン
ト装置ドレンライン二次 プ出口ライン配管内が正格納施設外側止め弁を全 圧で維持されていること
閉操作し，ドレン移送ポ をドレン移送ライン圧力
ンプ出口ライン配管内が により確認し，正圧で維持されていることをドレン移送ライン圧
力指示値により確認し，

1.5-4213 行～14 ドレン移送ライン窒素ガ ドレン移送ライン窒素ガ
行
スパージ完了まで約 155 スパージ完了まで約 135
分で可能
分で可能

1.5-43～
1.5-44

9行～
1行

FCVS 現場制御盤ドレン FCVS 現場制御盤ドレン
移送ポンプ運転状態ラン 移送ポンプ運転状態ラン
プにより確認し，FCVS フ プにより確認する。また，ィルタベント装置遮蔽壁 ドレンタンク水抜きの系
内側ドレン弁を遠隔手動 統構成として FCVS フィ

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－14

頁

行

補正前

補正後

弁操作設備にて全閉とす ルタベント装置遮蔽壁内る。フィルタベント遮蔽 側ドレン弁を遠隔手動弁
壁附室にて FCVS フィル 操作設備にて全閉，FCVS
タベント装置ドレンタン フィルタベント装置ドレ
ク出口止め弁を全開，フ ンタンク出口止め弁を遠ィルタベント遮蔽壁南側 隔手動弁操作設備にて全（屋外）にて FCVS フィル 開，FCVS フィルタベント
タベント装置ドレン移送 装置ドレン移送ポンプ吐
ポンプ吐出側第二止め弁 出 側 第 二 止 め 弁 及 びを全開操作し，原子炉建 FCVS フィルタベント装屋外壁東側（屋外）にて 置ドレンライン二次格納
FCVS フィルタベント装 施設外側止め弁を全開操
置ドレンライン二次格納 作した後，FCVS フィルタ
施設外側止め弁を全開操 ベント装置ドレン移送ポ
作した後，フィルタベン ンプ吐出側第一止め弁をト遮蔽壁南側（屋外）に 微開操作し，ドレン移送て FCVS フィルタベント ポンプ A 又は B を起動す
装置ドレン移送ポンプ吐 る。その後，FCVS フィル
出側第一止め弁を微開と タベント装置ドレン移送
し，ドレン移送ポンプを ポンプ吐出側第一止め弁
起動した後，FCVS フィル の増開操作によりポンプ
タベント装置ドレン移送 吐出側流量を必要流量にポンプ吐出側第一止め弁 調整し，ドレンタンク内の増し開操作により，ポ の水をサプレッション・
ンプ吐出側流量を必要流 チェンバへ排水開始した量に調整し，ドレンタン ことを緊急時対策本部に
ク内の水をサプレッショ 報告
ン・チェンバへ排水し，排水開始を緊急時対策本部に報告
1.5-442 行～13 フィルタベント遮蔽壁附 フィルタベント遮蔽壁附
行
室 FCVS 計器ラックのド 室 FCVS 計器ラックのドレンタンク水位指示値に レンタンク水位にて排水て排水による水位の低下 による水位の低下を確認を確認し，ドレン移送ポ し，ドレン移送ポンプをンプを停止した後，フィ 停止した後，FCVS フィル
ルタベント遮蔽壁附室に タベント装置ドレンタン

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－15

頁

行

補正前

補正後

て FCVS フィルタベント ク出口止め弁を遠隔手動装置ドレンタンク出口止 弁 操 作 設 備 に て 全 閉 ，め弁を全閉，フィルタベ FCVS フィルタベント装ント遮蔽壁南側（屋外） 置ドレン移送ポンプ吐出にて FCVS フィルタベン 側第一止め弁，FCVS フィ
ト装置ドレン移送ポンプ ルタベント装置ドレン移
吐出側第一止め弁，FCVS 送ポンプ吐出側第二止め
フィルタベント装置ドレ 弁及び FCVS フィルタベ
ン移送ポンプ吐出側第二 ント装置ドレンライン二
止め弁を全閉操作し，原 次格納施設外側止め弁を子炉建屋外壁東側（屋外）全閉，FCVS フィルタベン
にて FCVS フィルタベン ト装置遮蔽壁内側ドレン
ト装置ドレンライン二次 弁を遠隔手動弁操作設備
格納施設外側止め弁を全 にて全開操作し，閉操作，フィルタベント
遮蔽壁附室にて FCVS フィルタベント装置遮蔽壁
内側ドレン弁を遠隔手動
弁操作設備にて全開とし，
1.5-45

5 行～10 格納容器ベント実施中に また，格納容器ベント実
行
おいて，炉心損傷を判断 施中において，残留熱除した場合は，一次隔離弁 去系又は代替循環冷却系
又 は 二 次 隔 離 弁 を 全 閉 による原子炉格納容器内
し，格納容器ベントを一 の除熱機能が 1 系統回復
旦停止する。また，残留 し，原子炉格納容器内の熱除去系による原子炉格 水素濃度及び酸素濃度の納容器内の除熱機能及び 監視が可能な場合は，一可燃性ガス濃度制御系の 次隔離弁を全閉し，格納機能が回復した場合は， 容器ベントを停止する。
一次隔離弁及び二次隔離 なお，二次隔離弁につい弁を全閉し，格納容器ベ ては，一次隔離弁を全閉ントを停止する。
後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－16

頁

行

補正前

補正後

1.5-4915 行と 16 （追加）行の間

⑲当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン
止め弁を全開するよう指示する。
⑳現場運転員 C 及び D は，
水素バイパスライン止め
弁の全開操作を実施する。

1.5-49～
1.5-50

16 行～
2行

1.5-5019 行～20 常設ボンベの残量が減少 常設ボンベの圧力が低下
行した場合に，常設ボンベ した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換と予備ボンベを交換⑲中央制御室運転員 A 及 ㉑中央制御室運転員 A 及
び B は，格納容器ベント び B は，格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断 開始後， 残留熱除去系又した場合は，一次隔離弁 は代替循環冷却系による（サプレッション・チェ 原子炉格納容器内の除熱ンバ側又はドライウェル 機能が 1 系統回復し，原側）の全閉操作を実施す 子炉格納容器内の水素濃る。なお，一次隔離弁の 度及び酸素濃度の監視が全閉操作ができない場合 可能な場合は，一次隔離は，二次隔離弁又は二次 弁（サプレッション・チ
隔離弁バイパス弁の全閉 ェンバ側又はドライウェ
操作を実施する。
ル側）の全閉操作を実施
残留熱除去系による原子 し，耐圧強化ベント系に
炉格納容器内の除熱機能 よる格納容器ベントを停及び可燃性ガス濃度制御 止する。一次隔離弁を全系の機能が回復し，耐圧 閉後，原子炉格納容器内
強化ベント系を停止でき の除熱機能が更に 1 系統
ると判断した場合は，一 回復する等，より安定的次隔離弁（サプレッショ な状態になった場合は，
ン・チェンバ側又はドラ 二次隔離弁又は二次隔離
イウェル側）の全閉，そ 弁バイパス弁の全閉操作の後に二次隔離弁又は二 を実施する。
次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－17

頁

行

補正前

補正後

1.5-51

2 行～4 行 各隔離弁の駆動源である 各隔離弁の駆動源である
遠隔空気駆動弁操作用ボ 遠隔空気駆動弁操作用ボ
ンベの残量が減少した場 ンベの圧力が規定値以下合。
となった場合。

1.5-5310 行～16 格納容器ベント実施中に また，格納容器ベント実
行
おいて，炉心損傷を判断 施中において，残留熱除した場合は，一次隔離弁 去系又は代替循環冷却系
又 は 二 次 隔 離 弁 を 全 閉 による原子炉格納容器内
し，格納容器ベントを一 の除熱機能が 1 系統回復
旦停止する。また，残留 し，原子炉格納容器内の熱除去系による原子炉格 水素濃度及び酸素濃度の納容器内の除熱機能及び 監視が可能な場合は，一可燃性ガス濃度制御系の 次隔離弁を全閉し，格納機能が回復した場合は， 容器ベントを停止する。
一次隔離弁及び二次隔離 なお，二次隔離弁につい弁を全閉し，格納容器ベ ては，一次隔離弁を全閉ントを停止する。
後，原子炉格納容器内のなお，全交流動力電源喪 除熱機能が更に 1 系統回
失時は，現場手動にて復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。
全交流動力電源喪失時
は，現場手動にて

1.5-5514 行～15 電源が確保されているこ 電源が確保されているこ行とを状態表示にて確認す とを確認する。
る。

1.5-5812 行と 13 （追加）行の間

⑰当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン
止め弁を全開するよう指示する。
⑱現場運転員 C 及び D は，
水素バイパスライン止め
弁の全開操作を実施する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－18

頁

行

補正前

補正後

1.5-5813 行⑰中央制御室運転員 A 及 ⑲中央制御室運転員 A 及
び B は，FCVS 制御盤にて び B は，FCVS 制御盤にて

1.5-58～
1.5-5917 行～
1行⑱中央制御室運転員 A 及 ⑳中央制御室運転員 A 及
び B は，格納容器ベント び B は，格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断 開始後， 残留熱除去系又した場合は，一次隔離弁 は代替循環冷却系による（サプレッション・チェ 原子炉格納容器内の除熱ンバ側又はドライウェル 機能が 1 系統回復し，原側）の全閉操作をするよ 子炉格納容器内の水素濃う 現 場 運 転 員 に 指 示 す 度及び酸素濃度の監視がる。
可能な場合は，一次隔離
残留熱除去系による原子 弁（サプレッション・チ
炉格納容器内の除熱機能 ェンバ側又はドライウェ
及び可燃性ガス濃度制御 ル側）を全閉するよう現系の機能が回復し，格納 場運転員に指示する。
容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合
は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉，その後に二次隔離弁
又は二次隔離弁バイパス
弁の全閉操作をするよう
現場運転員に指示する。

1.5-592 行～10 ⑲［格納容器ベント開始 ㉑現場運転員 C 及び D は，行
後，炉心損傷を判断した 遠隔手動弁操作設備によ場合］
り一次隔離弁（サプレッ
現場運転員 C 及び D は， ション・チェンバ側又は遠隔手動弁操作設備によ ドライウェル側）の全閉
り一次隔離弁（サプレッ 操作を実施する。
ション・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施する。なお，
一次隔離弁の全閉操作ができない場合は，遠隔手動弁操作設備により二次

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－19

頁

行

補正前

補正後

隔離弁又は二次隔離弁バ
イパス弁の全閉操作を実施する。
［残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機
能及び可燃性ガス濃度制
御系の機能が回復し，格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場
合］
1.5-5910 行と 11 （追加）行の間

㉒中央制御室運転員 A 及
び B は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統
回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離
弁バイパス弁を全閉する
よう現場運転員に指示する。

1.5-5911 行～14 現場運転員 C 及び D は， ㉓現場運転員 C 及び D は，行
遠隔手動弁操作設備によ 遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（サプレッ り二次隔離弁又は二次隔ション・チェンバ側又は 離弁バイパス弁の全閉操ドライウェル側）の全閉，作を実施する。
その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

1.5-62

3行

フィルタ装置水位調整 フィルタ装置水位調整（水抜き）後は，（水抜き）後，

1.5-62～
1.5-6320 行～
4行

格納容器ベント実施中に また，格納容器ベント実
おいて，炉心損傷を判断 施中において，残留熱除した場合は，一次隔離弁 去系又は代替循環冷却系
又 は 二 次 隔 離 弁 を 全 閉 による原子炉格納容器内

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－20

頁

行

補正前

補正後

し，格納容器ベントを一 の除熱機能が 1 系統回復
旦停止する。また，残留 し，原子炉格納容器内の熱除去系による原子炉格 水素濃度及び酸素濃度の納容器内の除熱機能及び 監視が可能な場合は，一可燃性ガス濃度制御系の 次隔離弁を全閉し，格納機能が回復した場合は， 容器ベントを停止する。
一次隔離弁及び二次隔離 なお，二次隔離弁につい弁を全閉し，格納容器ベ ては，一次隔離弁を全閉ントを停止する。
後，原子炉格納容器内のなお，全交流動力電源喪 除熱機能が更に 1 系統回失時は，復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。
全交流動力電源喪失時
は，1.5-65

3 行～4 行 電源が確保されているこ 電源が確保されていることを状態表示にて確認す とを確認する。
る。

1.5-6814 行と 15 （追加）行の間

1.5-6815 行～24 ⑱中央制御室運転員 A 及 ⑳中央制御室運転員 A 及行
び B は，格納容器ベント び B は，格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断 開始後，残留熱除去系又した場合は，一次隔離弁 は代替循環冷却系による（サプレッション・チェ 原子炉格納容器内の除熱ンバ側又はドライウェル 機能が 1 系統回復し，原側）の全閉操作をするよ 子炉格納容器内の水素濃う 現 場 運 転 員 に 指 示 す 度及び酸素濃度の監視がる。
可能な場合は，一次隔離⑱当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン
止め弁を全開するよう指示する。
⑲現場運転員 C 及び D は，
水素バイパスライン止め
弁の全開操作を実施する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－21

頁

行

補正前

補正後

残留熱除去系による原子 弁（サプレッション・チ
炉格納容器内の除熱機能 ェンバ側又はドライウェ
及び可燃性ガス濃度制御 ル側）を全閉するよう現系の機能が回復し，耐圧 場運転員に指示する。
強化ベント系を停止できると判断した場合は，一次隔離弁（サプレッショ
ン・チェンバ側又はドラ
イウェル側）の全閉，その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作をするよう現場運転員に指示する。
1.5-68～
1.5-6925 行～
8行⑲［格納容器ベント開始 ㉑現場運転員 C 及び D は，後，炉心損傷を判断した 遠隔手動弁操作設備によ場合］
り一次隔離弁（サプレッ
現場運転員 C 及び D は， ション・チェンバ側又は遠隔手動弁操作設備によ ドライウェル側）の全閉
り一次隔離弁（サプレッ 操作を実施する。
ション・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施する。なお，
一次隔離弁の全閉操作ができない場合は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離弁又は二次隔離弁バ
イパス弁の全閉操作を実施する。
［残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機
能及び可燃性ガス濃度制
御系の機能が回復し，耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合］

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－22

頁

行

補正前

補正後

1.5-698 行と 9 （追加）行の間

㉒中央制御室運転員 A 及
び B は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統
回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離
弁バイパス弁を全閉する
よう現場運転員に指示する。

1.5-699 行～12 現場運転員 C 及び D は， ㉓現場運転員 C 及び D は，行
遠隔手動弁操作設備によ 遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（サプレッ り二次隔離弁又は二次隔ション・チェンバ側又は 離弁バイパス弁の全閉操ドライウェル側）の全閉，作を実施する。
その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

１.5-6917 行～18 原子炉格納容器内の減圧 原子炉格納容器内の減圧
行及び除熱開始まで 135 分 及び除熱開始まで約 135
以内で可能
分で可能

1.5-7113 行～14 B 系使用時については手 B 系使用時については手行
順⑦を除いて同様
順⑥を除いて同様

1.5-7212 行と 13 （追加）
行の間

B 系使用時は，熱交換器
ユニットの繋ぎ込み箇所
が，原子炉補機冷却水系
熱交換器（B/E）冷却水出口弁の後になるため，原
子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁については系統構成対象外とする。（A 系使用時は，原子炉補機冷却水系熱交換器（A/D）冷却水出口弁

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－23

頁

行

補正前

補正後
の前に繋ぎこむ）⑦a 現場運転員 C 及び D ⑦現場運転員 C 及び D は，は，代替原子炉補機冷却 代替原子炉補機冷却系に系によるよる

1.5-7213 行

1.5-7216 行～21 ⑦bB 系使用時は，熱交換 （削除）行
器ユニットの繋ぎ込み箇所が，原子炉補機冷却水
系熱交換器（B/E）冷却水
出口弁の後になるため，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口
弁については系統構成対
象外とする。
（A 系使用時
は，原子炉補機冷却水系
熱交換器（A/D）冷却水出口弁の前に繋ぎこむ）

1.5-75

7 行～9 行 系統構成完了まで約 4 時 系統構成完了まで約 255
間 15 分，緊急時対策要員 分，緊急時対策要員操作
操作の補機冷却水供給開 の補機冷却水供給開始ま始まで約 9 時間で可能
で約 540 分で可能

1.5-77

5 行～6 行 B 系使用時については
手順⑦を除いて同様

B 系使用時については手
順⑥を除いて同様

1.5-785 行と 6 （追加）
行の間

B 系使用時は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の繋ぎ込み箇所が，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁の後になるため，原子炉
補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁については系統構成対象外とする。
（A 系使用時は，原
子炉補機冷却水系熱交換器（A/D）冷却水出口弁のなお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－24

頁

行

補正前

補正後
前に繋ぎこむ）1.5-78

6 行～7 行 ⑦a 現場運転員 C 及び D ⑦現場運転員 C 及び D は，は，大容量送水車（熱交 大容量送水車（熱交換器
換器ユニット用）による ユニット用）による

1.5-78

9 行～14 ⑦bB 系使用時は，大容量 （削除）行
送水車（熱交換器ユニット用）の繋ぎ込み箇所が，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁の後になるため，原子炉
補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁については系統構成対象外とする。
（A 系使用時は，原
子炉補機冷却水系熱交換器（A/D）冷却水出口弁の前に繋ぎこむ）1.5-81

6 行～9 行 運転員による系統構成完 運転員による系統構成完了まで約 4 時間 15 分，緊 了まで約 255 分，緊急時
急時対策要員による大容 対策要員による大容量送量送水車（熱交換器ユニ 水車（熱交換器ユニット
ット用）を使用した補機 用）を使用した補機冷却
冷却水供給開始まで約 5 水供給開始まで約 300 分
時間で可能
で可能

1.5-8117 行～20 運転員による系統構成完 運転員による系統構成完行了まで約 4 時間 15 分，緊 了まで約 255 分，緊急時
急時対策要員による代替 対策要員による代替原子原子炉補機冷却海水ポン 炉補機冷却海水ポンプ）プ）を使用した補機冷却 を使用した補機冷却水供水供給開始まで約 7 時間 給開始まで約 420 分で可で可能
能

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－25

頁

行

補正前

補正後

1.5-87

対応手段，対処設備，手 別紙 1.5-1 に変更する。
順書一覧（3/5）（フロントライン系故障
時）

1.5-88

対応手段，対処設備，手 別紙 1.5-2 に変更する。
順書一覧（4/5）（フロントライン系故障
時）

1.5-90

第 1.5.2 表 重大事故等 別紙 1.5-3 に変更する。
対処に係る監視計器
監視計器一覧（1/8）

1.5-91

監視計器一覧（2/8）

別紙 1.5-4 に変更する。

1.5-92

監視計器一覧（3/8）

別紙 1.5-5 に変更する。

1.5-94

監視計器一覧（5/8）

別紙 1.5-6 に変更する。

1.5-103

第 1.5.4 図 格納容器圧 別紙 1.5-7 に変更する。
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（1/2）

1.5-104

第 1.5.4 図 格納容器圧 別紙 1.5-8 に変更する。
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（2/2）

1.5-105

第 1.5.5 図 格納容器圧 別紙 1.5-9 に変更する。
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（W/W ベントの場合）
第 1.5.6 図 格納容器圧
力逃がし装置による原子

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－26

頁

行

補正前

補正後

炉格納容器内の減圧及び除熱
タイムチャート（D/W ベントの場合）
1.5-106

第 1.5.7 図 原子炉格納 別紙 1.5-10 に変更する。
容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ） 概要図

1.5-107

第 1.5.8 図 原子炉格納 別紙 1.5-11 に変更する。
容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ） タイム
チャート

1.5-108

第 1.5.9 図 フィルタ装 別紙 1.5-12 に変更する。
置ドレン移送ポンプ水張
り 概要図

1.5-109

第 1.5.10 図 フィルタ 別紙 1.5-13 に変更する。
装置ドレン移送ポンプ水張り タイムチャート

1.5-110

第 1.5.11 図 フィルタ 別紙 1.5-14 に変更する。
装置水位調整（水張り）概要図1.5-111

第 1.5.12 図 フィルタ 別紙 1.5-15 に変更する。
装置水位調整（水張り）タイムチャート（1/3）

1.5.112

第 1.5.12 図 フィルタ 別紙 1.5-16 に変更する。
装置水位調整（水張り）タイムチャート（2/3）

1.5-113

第 1.5.12 図 フィルタ 別紙 1.5-17 に変更する。
装置水位調整（水張り）タイムチャート（3/3）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－27

頁

行

補正前

補正後

1.5-114

第 1.5.13 図 フィルタ 別紙 1.5-18 に変更する。
装置水位調整（水抜き）概要図1.5-115

第 1.5.14 図 フィルタ 別紙 1.5-19 に変更する。
装置水位調整（水抜き）
タイムチャート

1.5-116

第 1.5.15 図 格納容器 別紙 1.5-20 に変更する。
圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ 概要図（1/2）

1.5-117

第 1.5.15 図 格納容器 別紙 1.5-21 に変更する。
圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ 概要図（2/2）

1.5-118

第 1.5.16 図 格納容器 別紙 1.5-22 に変更する。
圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ タイム
チャート

1.5-119

第 1.5.17 図 フィルタ 別紙 1.5-23 に変更する。
装置スクラバ水 pH 調整
概要図

1.5-120

第 1.5.18 図 フィルタ 別紙 1.5-24 に変更する。
装置スクラバ水 pH 調整
タイムチャート

1.5-121

第 1.5.19 図 ドレン移 別紙 1.5-25 に変更する。
送ライン窒素ガスパージ
概要図

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－28

頁

行

補正前

補正後

1.5-122

第 1.5.20 図 ドレン移 別紙 1.5-26 に変更する。
送ライン窒素ガスパージ
タイムチャート

1.5-123

第 1.5.21 図 ドレンタ 別紙 1.5-27 に変更する。
ンク水抜き 概要図1.5-124

第 1.5.22 図 ドレンタン 別紙 1.5-28 に変更する。
ク水抜き タイムチャー
ト

1.5-125

第 1.5.23 図 耐圧強化 別紙 1.5-29 に変更する。
ベント系による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱
概要図（1/2）

1.5-126

第 1.5.23 図 耐圧強化 別紙 1.5-30 に変更する。
ベント系による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱
概要図（2/2）

1.5-127

第 1.5.24 図 耐圧強化 別紙 1.5-31 に変更する。
ベント系による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱
タイムチャート（W/W ベントの場合）
第 1.5.25 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
タイムチャート（D/W ベントの場合）

1.5-128

第 1.5.26 図 格納容器 別紙 1.5-32 に変更する。
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（現場操作） 概要図（1/2）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－29

頁

行

補正前

補正後

1.5-129

第 1.5.26 図 格納容器 別紙 1.5-33 に変更する。
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（現場操作） 概要図（2/2）

1.5-130

第 1.5.27 図 格納容器 別紙 1.5-34 に変更する。
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（現場操作） タ
イムチャート（W/W ベントの場合）
第 1.5.28 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（現場操作） タ
イムチャート（D/W ベントの場合）

1.5-131

第 1.5.29 図 耐圧強化 別紙 1.5-35 に変更する。
ベント系による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱（現場操作） 概要図（1/2）

1.5-132

第 1.5.29 図 耐圧強化 別紙 1.5-36 に変更する。
ベント系による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱（現場操作） 概要図（2/2）

1.5-133

第 1.5.30 図 耐圧強化 別紙 1.5-37 に変更する。
ベント系による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱（現場操作） タイムチャート（W/W ベントの場合）
第 1.5.31 図 耐圧強化
ベント系による原子炉格

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－30

頁

行

補正前

補正後

納容器内の減圧及び除熱（現場操作） タイムチャート（D/W ベントの場合）
1.5-134

第 1.5.32 図 代替原子 別紙 1.5-38 に変更する。
炉補機冷却系による補機
冷却水確保
概要図
（1/2）

1.5-135

第 1.5.32 図 代替原子 別紙 1.5-39 に変更する。
炉補機冷却系による補機
冷却水確保
概要図
（2/2）

1.5-136

第 1.5.33 図 代替原子 別紙 1.5-40 に変更する。
炉補機冷却系による補機
冷却水確保 タイムチャート

1.5-137

第 1.5.34 図 大容量送 別紙 1.5-41 に変更する。
水車（熱交換器ユニット
用）又は代替原子炉補機
冷却海水ポンプによる補機冷却水確保 概要図（1/2）

1.5-138

第 1.5.34 図 大容量送 別紙 1.5-42 に変更する。
水車（熱交換器ユニット
用）又は代替原子炉補機
冷却海水ポンプによる補機冷却水確保概要図（2/2）

1.5-139

第 1.5.35 図 大容量送 別紙 1.5-43 に変更する。
水車（熱交換器ユニット
用）又は代替原子炉補機
冷却海水ポンプによる補機冷却水確保 タイム
チャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.5－31

別紙 1.5-1

対応手段，対処設備，手順書一覧（3/5）（フロントライン系故障時）
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

残留熱除去系（原子炉停止時

対処設備

手順書

格納容器圧力逃がし装置

事故時運転操作手順書（徴候ベー

冷却モード，サプレッション・

ス）

チェンバ・プール水冷却モー「PCV 圧力制御」

ド及び格納容器スプレイ冷却
モード）

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」
格納容器圧力逃がし装置によるタベント使用（D/W））」
重大事故等対処設備

原子炉格納容器内の減圧及び除熱「炉心損傷前 PCV ベント（フィル「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」
多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ
水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜フロントライン系故障時き）」「フィルタベント停止後の N2 パージ」「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」
「ドレン移送ライン N2 パージ」
「ドレンタンク水抜き」
耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁事故時運転操作手順書（徴候ベー

耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁

ス）

遠隔手動弁操作設備「PCV 圧力制御」

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

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

原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）
不活性ガス系配管・弁
非常用ガス処理系配管・弁
主排気筒（内筒）重大事故等対処設備

遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁常設代替交流電源設備※3

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」

可搬型代替交流電源設備※3
代替所内電気設備※3
常設代替直流電源設備※3
可搬型直流電源設備※3

設備

自主対策

第二代替交流電源設備※3※1:手順は「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。

※2:手順は「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。

※3:手順は「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.5－32

別紙 1.5-2

対応手段，対処設備，手順書一覧（4/5）（フロントライン系故障時）
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

対処設備

手順書

残留熱除去系（原子炉停止時

遠隔手動弁操作設備

事故時運転操作手順書（徴候ベー

冷却モード，サプレッション・

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

ス）

チェンバ・プール水冷却モー

遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁「PCV 圧力制御」

ド及び格納容器スプレイ冷却
モード）

AM 設備別操作手順書

全交流動力電源「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強重大事故等対処設備

現場操作

フロントライン系故障時

化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」
多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ
水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜き）」「フィルタベント停止後の N2 パージ」「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」
「ドレン移送ライン N2 パージ」
「ドレンタンク水抜き」※1:手順は「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。

※2:手順は「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。

※3:手順は「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.5－33

別紙 1.5-3

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（1/8）
重大事故等の対応に

手順書
1.5.2.1

監視パラメータ（計器）必要となる監視項目

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（交流電源が健全である場合）
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
事故時運転操作手順書（徴候ベース）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「PCV 圧力制御」

原子炉格納容器内の放射線量

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）

率

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）

AM 設備別操作手順書

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用
原子炉格納容器内の圧力（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用

格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度（D/W））」

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

判断基準

格納容器内水素濃度(A)
原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位
M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧

電源

P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

原子炉格納容器内の放射線量

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）

率

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）
格納容器内水素濃度(A)

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

操作

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ「PCV 圧力制御」

判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

AM 設備別操作手順書
操作「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」

1.5－34

別紙 1.5-4

監視計器一覧（2/8）
重大事故等の対応に

手順書
1.5.2.1必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）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（交流電源が健全である場合）
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
多様なハザード対応手順

残留熱除去系(A)系統流量「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

残留熱除去系(B)系統流量
判断基準

残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

操作「フィルタベント水位調整（水張り）」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「フィルタベント停止後の N2 パージ」

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能補機監視機能判断基準

多様なハザード対応手順

フィルタ装置水位

操作「フィルタベント水位調整（水抜き）」－

補機監視機能判断基準

多様なハザード対応手順－

フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量

－

－

操作

フィルタ装置水素濃度
補機監視機能・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「ドレン移送ライン N2 パージ」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「ドレンタンク水抜き」

判断基準

多様なハザード対応手順－

補機監視機能－フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位－－

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位操作

補機監視機能1.5－35

ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量

別紙 1.5-5

監視計器一覧（3/8）
重大事故等の対応に

監視パラメータ（計器）必要となる監視項目
1.5.2.1

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（交流電源が健全である場合）
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
事故時運転操作手順書（徴候ベース）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「PCV 圧力制御」

原子炉格納容器内の放射線量

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）

率

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）

AM 設備別操作手順書

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」

原子炉格納容器内の圧力「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」

格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

判断基準

格納容器内水素濃度(A)
原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C

C 電圧

M/C

D 電圧

P/C

C-1 電圧P/C

D-1 電圧

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
原子炉格納容器内の放射線量

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）

率

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）
格納容器内水素濃度(A)

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

操作

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度「PCV 圧力制御」

判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

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

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

AM 設備別操作手順書
操作「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」

1.5－36

別紙 1.5-6

監視計器一覧（5/8）
重大事故等の対応に

手順書
1.5.2.1必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
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（現場操作）
多様なハザード対応手順

残留熱除去系(A)系統流量「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

残留熱除去系(B)系統流量
判断基準

残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

操作「フィルタベント水位調整（水張り）」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「フィルタベント停止後の N₂パージ」

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能補機監視機能判断基準

多様なハザード対応手順

フィルタ装置水位

操作「フィルタベント水位調整（水抜き）」－

補機監視機能判断基準

多様なハザード対応手順－

フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量

－

－

操作

フィルタ装置水素濃度
補機監視機能・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「ドレン移送ライン N2 パージ」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「ドレンタンク水抜き」

判断基準

多様なハザード対応手順－

補機監視機能－フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位－－

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位操作

補機監視機能1.5－37

ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

主排気筒

6号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ

配管遮蔽⑨

雨水排水ラインラプチャーディスク
H2 E

オリフィス

スクラバ水pH制御設備

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

可搬 式窒素 供給装 置車等

PI

コン プ レ ッサー
発電 機

水中 ポン プ等
給水 ラ イン

補給 薬液

RE

フィルタ装置
入口圧力Ｎ2供給ラインフィルタ装置出口圧力 PT

1.5－38

フィルタ装置水位 LT

⑦※７
⑦※４

MO

フィルタ
装置

〔Ｆ ．Ｃ〕⑦※６

原子炉区域運転階より
AO

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

格納容器圧力(D/W)
PT
PT

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

サプレッション・
チェンバ

・

⑧ｂ※２
⑲※２

・
AO

〔Ｆ ．Ｏ〕

格納容器圧力(S/C)

LＳ

AO

⑰

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル

ボンベ

⑦※８

AO

・

ド
レ
ン
タ
ン
ク

遠隔手動弁操作設備

AO

原
子
炉
圧
力
容
器

Ｎ2ベントライン

フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

ボンベ
〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

よう素
フィルタ

オリフィス

MO

AO

〔Ｆ．Ｏ〕
H2E

ラプチャーディスク⑦※５
パージ用排風機MO

フィルタ装置
出口放射線モニタ

フィルタ装置水素濃度⑦※２

原子炉区域よりPT

フィルタ装置出口配管圧力7号炉

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備⑦※３ 〔Ｆ．Ｃ〕

MO⑭※１⑲※３MO

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備⑭※２⑲※４

ボンベ
MO

⑧ｂ※１

・

遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

ドレンポンプ
設備
FE

FE

MO

⑧ａ※２
⑲※１

pH

フィルタ装置スクラバ水pH

⑦

※１ MO

⑧ａ※１

非常用ガス処理系
排風機よりドレンポンプ
流量⑦※１ MO

MO MO

二次格納施設

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

凡例

原子炉建屋

Ｎ2 供給ライン

Ｎ2供給ライン

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

可搬型窒素供給装置

概要図（1/2）

別紙 1.5-7

設計基準対象施設
から追加した箇所

第 1.5.4 図

遠隔手動弁操作設備

1.5－39
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（2/2）

別紙 1.5-8

第 1.5.4 図

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

減圧及び除熱開始 40分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

電源を 復旧しながら系統構成を 行う。

格納容器ベン ト開始

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（W/Wベントの場合）

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

第 1.5.5 図

移動，系統構成

2

移動，系統構成

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（W/W ベントの場合）
1.5－40

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

減圧及び除熱開始 40分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

電源を 復旧しながら系統構成を 行う。

格納容器ベン ト開始

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（D/Wベントの場合）

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

移動，系統構成

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（D/W ベントの場合）

タイムチャート

別紙 1.5-9

第 1.5.6 図

移動，系統構成

2

主排気筒

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

6号炉

RE

配管遮蔽

フィルタ装置
出口放射線モニタ

ラプチャーディスク
オリフィス

H2 E

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等

PI
水中 ポン プ等

フィルタ装置出口配管圧力給水 ラ イン

7号炉
補給 薬液

RE

フィルタ装置入口圧力

ラプチャーディスクフィルタ装置出口圧力 PT
フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位 LT

遠隔手動弁操作設備
AO〔Ｆ ．Ｃ〕

フィルタ
装置

ド
レ
ン
タ
ン
ク

AO

〔Ｆ．Ｃ〕

原子炉
建屋

MO

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備
MO

格納容器圧力(D/W)
PT
PT

ドレンタンク水位

予備ボンベ
遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｏ〕

格納容器圧力(S/C)

LＳ

AO

原子炉区域運転階よりドライウェル

原
子
炉
圧
力
容
器

③※３
⑤※３

AO

・

Ｎ2ベントライン

ボ
ン
ベ

MO

よう素
フィルタ

オリフィス

AO

耐圧強化ベント系
放射線モニタ〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

〔Ｆ．Ｏ〕

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ライン

RE

MO

MO

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2E

7号炉

原子炉区域よりパージ用排風機PT

コン プ レ ッサー
発電 機

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕

サプレッション・
チェンバ③※２ 予備ボンベ⑤※２

・

遠隔手動弁操作設備

AO

1.5－41

〔Ｆ．Ｃ〕

予備

pH

ドレンポンプ
設備
FE

FE③※１ ボンベ⑤※１

MO

フィルタ装置スクラバ水pH

非常用ガス処理系
排風機より
MO

ドレンポンプ
流量

MO MO
可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より二次格納施設凡例

原子炉建屋

Ｎ2供給ライン設計基準対象施設
から追加した箇所

第 1.5.7 図

可搬型窒素供給装置

弁名称③※１⑤※１

一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気ボンベ出口弁③※2⑤※2

一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気ボンベ出口弁③※3⑤※3

耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁

原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）

概要図

別紙 1.5-10

操作手順

Ｎ2 供給ライン経過時間（分）
10

手順の項目

30

40

原子炉格納容器ベント弁駆動源確保

要員（数）中央制御室運転員Ａ，Ｂ

20

2

原子炉格納容器ベント弁
駆動源確保

50

60

70

80

90

45分

系統構成

移動，ボン ベ交換

現場運転員C，D2

備考※時間は1弁のボン ベ交換
時間

リークチェ ック

３弁すべてを 連続で交換した場合，135分

第 1.5.8 図

原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）

タイムチャート

1.5－42
別紙 1.5-11

別紙 1.5-12

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所
スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等
コン プ レ ッサー
水中 ポン プ等

発電 機

給水 ラ インフィルタ装置出口配管圧力
補給 薬液

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインラプチャーディスク

よう素
フィルタ

オリフィス
Ｎ2ベントライン
フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

②※１

DP

フィルタ
装置

LT

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

②※３
pH

②※２

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備

ＰＩ
FE

ＰＩ
FE

ドレンポンプ
流量

②※４

操作手順

弁名称

②※1

FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁A②※2

FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁B②※3

FCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁②※4

FCVSフィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁

第 1.5.9 図

フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り 概要図

1.5－43

第 1.5.10 図 フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

タイムチャート

1.5－44
別紙 1.5-13

別紙 1.5-14

防火水槽，淡水貯水池

凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインラプチャーディスク

よう素
フィルタ

オリフィス
Ｎ2ベントライン④⑤
フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

DP

フィルタ
装置

LT

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備

ＰＩ
FE

ＰＩ
FE

ドレンポンプ
流量

操作手順
④⑤

弁名称
FCVSフィルタベント装置給水ライン元弁

第 1.5.11 図

フィルタ装置水位調整（水張り）

1.5－45

概要図

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

要員（数）

70

80

65分

90

100

110

120

130

140

150

160

170

備考

フィルタ装置水位調整（水張り）完了 125分 ※1（水位計指示[1000～1500mm]）

現場移動※2可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認
フィルタ装置
水位調整(水張り)

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
緊急時対策要員

送水準備，送水開始操作

2[防火水槽を水源とした場合]

フィルタ装置水位監視

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

水張り完了
停止操作
フィルタ装置水位調整（水張り）完了※1 5号炉東側第二保管場所の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を使用する場合は，約105分で可能である。
※2 5号炉東側第二保管場所への移動は，10分と想定する。

第 1.5.12 図

フィルタ装置水位調整（水張り）タ イ ム チ ャ ー ト （ 1/3）

1.5－46
別 紙 1.5-15

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

要員（数）

70

80

65分

90

100

110

120

130

140

150

160

170

備考

フィルタ装置水位調整（水張り）完了 125分
（水位計指示[1000～1500mm]）

現場移動
貯水池出口弁「開」
4

送水ライン水張り，健全性確認，送水ホース及び消防ホース接続継手接続
送水開始操作
フィルタ装置
水位調整(水張り)[淡水貯水池を水源とした場合]（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）

現場移動※
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認

緊急時対策要員

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
送水準備

2

フィルタ装置水位監視

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

水張り完了
停止操作
フィルタ装置水位調整（水張り）完了※ 5号炉東側第二保管場所への移動は，10分と想定する。

1.5－47

第 1.5.12 図

フィルタ装置水位調整（水張り）タ イ ム チ ャ ー ト （ 2/3）

別 紙 1.5-16

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

要員（数）

90

100

110

120

130

140

150

フィルタベント装置水位調整（水張り）完了（水位計指示[1000～1500mm]）

95分

160

170

備考

155分

現場移動
資機材健全性確認
現場移動
送水準備・弁開操作

4
フィルタ装置
水位調整(水張り) ※1[淡水貯水池を水源とした場合]（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

フィルタ装置水位監視
停止操作

緊急時対策要員

水張り完了
現場移動
送水準備
2

送水開始操作
フィルタ装置水位調整（水張り）開始

1.5－48※1 フィルタ装置水位調整（水張り）は，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を使用するため，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）からフィルタ装置までのホースの敷設のみを行う。

第 1.5.12 図

フィルタ装置水位調整（水張り）タ イ ム チ ャ ー ト （ 3/3）

別 紙 1.5-17

別紙 1.5-18
可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所
スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等
コン プ レ ッサー
水中 ポン プ等

発電 機

給水 ラ イン

補給 薬液

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインよう素
フィルタ

ラプチャーディスク
オリフィス
Ｎ2ベントライン
フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置水位

フィルタ
装置

DP

フィルタ装置金属フィルタ差圧

LT

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩ
FE

ＰＩ
FE

ドレンポンプ
流量

②※２
⑥※２

②※３
⑥※３

②※１
⑤⑥※１

操作手順

弁名称

②※1⑤⑥※1

FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁②※2⑥※2FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁②※3⑥※3

FCVSフィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁

第 1.5.13 図

フィルタ装置水位調整（水抜き）

1.5－49概要図

第 1.5.14 図

フィルタ装置水位調整（水抜き）

タイムチャート

1.5－50
別 紙 1.5-19

主排気筒

配管遮蔽

ラプチャーディスク
H2 E

オリフィス

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン
PI

RE

フィルタ装置
入口圧力

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインMO

遠隔手動弁操作設備
AO〔Ｆ．Ｃ〕

原子炉区域運転階より

1.5－51

フィルタ装置出口圧力 PT
フィルタ
装置

ド
レ
ン
タ
ン
ク

AO

㉑

AO

③※5

原
子
炉
圧
力
容
器

FE

③※3

MO

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

〔Ｆ．Ｃ〕

③※2

格納容器圧力(D/W)

③※6
MO
⑳※2

遠隔手動弁操作設備
ボンベ
MO

PT

格納容器圧力(S/C)

LＳ

PT
ドレンタンク水位

原子炉
建屋

サプレッション・
チェンバ

遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

③※１

MO

pH

FE

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル〔Ｆ．Ｃ〕

ドレンポンプ
設備

・

・

〔Ｆ．Ｏ〕

⑳※1

Ｎ2ベントライン

ボンベ

③※4

AO

よう素
フィルタ

オリフィス

フィルタ装置水位 LT

ボンベ
〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

〔Ｆ．Ｏ〕
H2E

フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

MO
AO

MO

フィルタ装置
出口放射線モニタ

ラプチャーディスク

原子炉区域よりパージ用排風機

PT

フィルタ装置出口配管圧力7号炉

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ ．Ｃ〕

MO

フィルタ装置スクラバ水pH

非常用ガス処理系
排風機より
MO

ドレンポンプ
流量

MO MO

二次格納施設⑦⑮

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

Ｎ2供給ラインＮ2供給ライン設計基準対象施設
から追加した箇所
可搬型窒素供給装置

第 1.5.15 図

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

概 要 図 （ 1/2）

別 紙 1.5-20

凡例

原子炉建屋

1.5－52
第 1.5.15 図

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

概 要 図 （ 2/2）

別 紙 1.5-21

1.5－53
第 1.5.16 図

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

タイムチャート

別 紙 1.5-22

別紙 1.5-23
凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインラプチャーディスク

よう素
フィルタ

オリフィス
Ｎ2ベントライン④⑩※１
フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

フィルタ
装置

DP

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

LT

ドレンタンク水位

②※１
⑩※２

原子炉
建屋

pH

②※２

ＰＩ
FE

第 1.5.17 図

フィルタ装置⑩※３ スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備

ＰＩ
FE

ドレンポンプ流量

フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

1.5－54

概要図

1.5－55

第 1.5.18 図

フ ィ ル タ 装 置 ス ク ラ バ 水 pH 調 整

タイムチャート

別 紙 1.5-24

別紙 1.5-25
凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインよう素
フィルタ

ラプチャーディスク
オリフィス
Ｎ2ベントライン

フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

フィルタ
装置

DP

LT

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩＰＩFE

F E ドレンポンプ

流量

②※２
⑥※3

ＰＩ

②※１
⑥※2
④⑥※1
可搬型窒素供給装置

第 1.5.19 図

ドレン移送ライン窒素ガスパージ

1.5－56

概要図

第 1.5.20 図

ドレン移送ライン窒素ガスパージ

タイムチャート

1.5－57
別 紙 1.5-26

別紙 1.5-27
凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所

7号炉

フィルタ装置
入口圧力

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインよう素
フィルタ

ラプチャーディスク
オリフィス
Ｎ2ベントライン

フィルタ装置出口圧力

PT

フィルタ
装置

DP

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LT

LＳ

ドレンタンク水位

②※４

原子炉
建屋

③※４
pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩFE②※５③※５

ＰＩ
FE

ＰＩ

ドレン
ポンプ流量

②※３
③※３

②※２
③※２

②※１
③※１

操作手順

弁名称

②※1③※1FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁②※2③※2FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁②※3③※3

FCVSフィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁②※4③※4FCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁②※5③※5FCVSフィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁

第 1.5.21 図 ドレンタンク水抜き

1.5－58概要図

第 1.5.22 図 ド レ ン タ ン ク 水 抜 き

タイムチャート

1.5－59
別 紙 1.5-28

主排気筒

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

6号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ

配管遮蔽

ラプチャーディスク
H2 E

オリフィス

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等

PI
水中 ポン プ等

フィルタ装置出口配管圧力給水 ラ イン

7号炉
補給 薬液

RE

フィルタ装置入口圧力

ラプチャーディスクフィルタ装置出口圧力 PT

1.5－60フィルタ装置水位 LT

フィルタ
装置

ド
レ
ン
タ
ン
ク

⑥※５

原子炉区域運転階より

LＳ

原子炉
建屋

⑳

・

AO

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

⑪ｂ※２
格納容器圧力(D/W)
㉑※２

サプレッショ
ン・
チェンバ

AO

AO

⑩

MO

⑨

・

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェルボンベ⑧〔Ｆ ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備〔Ｆ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備⑰※１㉑※３MO

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備⑰※２㉑※４

ボンベ
MOPT

格納容器圧力(S/C)

ドレンタンク水位⑦
遠隔手動弁操作設備

AO

・

Ｎ2ベントライン

フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

ボンベ

AO

原
子
炉
圧
力
容
器

PT

⑪ｂ※１

・

遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

⑪ａ※２
㉑※１

pH

ドレンポンプ
設備
FE

FE

フィルタ装置スクラバ水pHMO⑥※１ MO⑪ａ※１

非常用ガス処理系
排風機よりドレンポンプ
流量⑥※１ MO

MO MO

二次格納施設

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

凡例

原子炉建屋

Ｎ2 供給ライン

Ｎ2供給ライン設計基準対象施設
から追加した箇所

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

可搬型窒素供給装置

概要図（1/2）

別紙 1.5-29

第 1.5.23 図

耐圧強化ベント系
放射線モニタ

AO

⑥※６
⑥※３

MO

よう素
フィルタ

オリフィス

RE

MO

〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

〔Ｆ．Ｏ〕

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ライン⑥※４

MO

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2E

7号炉

⑥※２

原子炉区域よりパージ用排風機PT

コン プ レ ッサー
発電 機

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕

1.5－61
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

概要図（2/2）

別紙 1.5-30

第 1.5.23 図

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

60

50

70

80

備考

減圧及び除熱開始 55分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

電源を 復旧しながら系統構成を 行う。

格納容器ベン ト開始

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（W/Wベントの場合）

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

第 1.5.24 図

移動，系統構成

2

移動，系統構成

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

タイムチャート

1.5－62（ W/W ベ ン ト の 場 合 ）経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

60

50

70

80

備考

減圧及び除熱開始 55分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

電源を 復旧しながら格納容器ベン ト開始

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（D/Wベントの場合）

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

移動，系統構成

2

移動，系統構成

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（ D/W ベ ン ト の 場 合 ）タイムチャート

別 紙 1.5-31

第 1.5.25 図

系統構成を 行う。

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

主排気筒

6号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ

配管遮蔽⑩

雨水排水ラインラプチャーディスクオリフィス

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等

H2 E

PI
水中 ポン プ等

フィルタ装置出口配管圧力給水 ラ イン

7号炉
補給 薬液

RE

フィルタ装置入口圧力1.5－63

フィルタ装置水位 LT

フィルタ
装置

遠隔手動弁操作設備

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

⑦※２

⑱

AO

ド
レ
ン
タ
ン
ク

・

AO

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

格納容器圧力(D/W)
PT

⑨ｂ※１
㉑※2

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備⑦※１ 〔Ｆ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備⑮※１㉓※１

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

MO⑮※２㉓※２

⑨ｂ※３

MO

PT
ドレンタンク水位

原子炉
建屋

サプレッション・
チェンバボンベ⑨ｂ※４ ⑨ｂ※２

格納容器圧力(S/C)

LＳ

・
AO

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル

ボンベ

⑦※４

AO

原子炉区域運転階より

原
子
炉
圧
力
容
器

Ｎ2ベントライン

フィルタ装置金属フィルタ差圧

⑦※３
⑧※１

MO

MO

オリフィス

DP

ボンベ
〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

よう素
フィルタ

フィルタ装置出口圧力 PT

MO

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインラプチャーディスク⑧※２
パージ用排風機MO

フィルタ装置
出口放射線モニタH2 E②※２

原子炉区域よりPT

コン プ レ ッサー
発電 機

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備

AO

⑨ａ※３

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

フィルタ装置スクラバ水pH

FE

MO
②※１

⑨ａ※４ ⑨ａ※２

非常用ガス処理系
排風機よりドレンポンプ
設備
FE

MO

⑨ａ※１
㉑※１

pH

ドレンポンプ
流量②※１ MO

MO MO

二次格納施設

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

凡例

原子炉建屋

Ｎ2供給ライン

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（現場操作）

可搬型窒素供給装置

概 要 図 （ 1/2）

別 紙 1.5-32

設計基準対象施設
から追加した箇所

第 1.5.26 図

Ｎ2 供給ライン1.5－64
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（現場操作）

概 要 図 （ 2/2）

別 紙 1.5-33

第 1.5.26 図

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

0

10

20

30

40

50

35分 系統構成完了

要員（数）

60

70

80

備考

減圧及び除熱開始 70分
通信連絡設備準備，弁状態及び監視計器指示の確認

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(現場操作)（W/Wベントの場合）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，系統構成

移動，系統構成

現場運転員Ｅ，Ｆ

第 1.5.27 図

格納容器ベン ト開始

移動，系統構成

2

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（現場操作）

タイムチャート

1.5－65（ W/W ベ ン ト の 場 合 ）経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

0

10

20

30

40

35分 系統構成完了

要員（数）

50

60

70

80

備考

減圧及び除熱開始 70分
通信連絡設備準備，弁状態及び監視計器指示の確認

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(現場操作)（D/Wベントの場合）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，系統構成

移動，系統構成

現場運転員Ｅ，Ｆ

2

移動，系統構成

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（現場操作）（ D/W ベ ン ト の 場 合 ）タイムチャート

別 紙 1.5-34

第 1.5.28 図

格納容器ベン ト開始

主排気筒

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

6号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ

配管遮蔽

ラプチャーディスク
H2 E

オリフィス

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等

PI
水中 ポン プ等

フィルタ装置出口配管圧力給水 ラ イン

7号炉
補給 薬液

RE

フィルタ装置
入口圧力Ｎ2供給ライン

1.5－66

フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位 LT

フィルタ
装置

⑧※２

⑥※２
⑦※１

MO

遠隔手動弁操作設備
⑨※３ ボ

⑥※１

原子炉区域運転階より⑲

ドライウェル

⑨※２

AO
〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

ド
レ
ン
タ
ン
ク

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備⑯※１㉓※１

遠隔手動弁操作設備

〔Ｆ．Ｃ〕

⑩ｂ※１
※2
格納容器圧力(D/W) ㉑

遠隔手動弁操作設備
MO⑯※２㉓※２

サプレッショ
ン・
チェンバ

ボンベ
MO

PT

⑩ｂ※３ ⑩ｂ※２⑩ｂ※４

格納容器圧力(S/C)

LＳ

AO

⑨※１

MO
AO

PT

遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ〔Ｆ ．Ｃ〕

⑩ａ※１
㉑※1

pH

ドレンポンプ
設備
FE

FE

フィルタ装置スクラバ水pHMO②※１ MO
非常用ガス処理系
排風機よりドレンポンプ
流量⑩ａ※３ ⑩ａ※２⑩ａ※４②※１ MO

MO MO

二次格納施設

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

凡例

原子炉建屋

Ｎ2 供給ライン

Ｎ2供給ライン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（現場操作）

可搬型窒素供給装置

概 要 図 （ 1/2）

別 紙 1.5-35

設計基準対象施設
から追加した箇所

第 1.5.29 図

ン
ベ

⑨※４

⑧※１

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

耐圧強化ベント系
放射線モニタ

ボ
ン
ベ

⑧※３
⑧※４

AO

原
子
炉
圧
力
容
器

Ｎ2ベントライン
フィルタ装置出口圧力 PT

MO

〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

よう素
フィルタ

オリフィス

RE

AO

〔Ｆ．Ｏ〕
H2E

ラプチャーディスク⑦※２
パージ用排風機MO

フィルタ装置
出口放射線モニタ

フィルタ装置
水素濃度

7号炉

②※２

原子炉区域よりPT

コン プレ ッサー
発電 機

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕

1.5－67
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（現場操作）

概 要 図 （ 2/2）

別 紙 1.5-36

第 1.5.29 図

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

0

10

20

35分 系統構成完了

要員（数）

120

130

140

150

備考

減圧及び除熱開始 135分
通信連絡設備準備，弁状態及び監視計器指示の確認

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(現場操作)（W/Wベントの場合）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，系統構成
格納容器ベン ト開始
移動，系統構成

現場運転員Ｅ，Ｆ

第 1.5.30 図

移動，系統構成

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（現場操作）

タイムチャート（ W/W ベ ン ト の 場 合 ）1.5－68経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

0

10

20

35分 系統構成完了

要員（数）

120

130

140

150

備考

減圧及び除熱開始 135分
通信連絡設備準備，弁状態及び監視計器指示の確認

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(現場操作)（D/Wベントの場合）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，系統構成
格納容器ベン ト開始
移動，系統構成

現場運転員Ｅ，Ｆ

第 1.5.31 図

2

移動，系統構成

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（現場操作）

別 紙 1.5-37（ D/W ベ ン ト の 場 合 ）タイムチャート1.5－69
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

概 要 図 （ 1/2）

別 紙 1.5-38

第 1.5.32 図

別紙 1.5-39

操作手順

弁名称

⑤※1

常用冷却水供給側分離弁(A)⑤※2

常用冷却水戻り側分離弁(A)⑤※3

残留熱除去系熱交換器(A)冷却水出口弁⑤※4

非常用ディーゼル発電機(A)冷却水出口弁(A)⑤※5

非常用ディーゼル発電機(A)冷却水出口弁(D)⑥※1

換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(A)冷却水温度調節弁後弁⑥※2

換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(C)冷却水温度調節弁後弁⑥※3

原子炉補機冷却水系ポンプ(A)吸込弁⑥※4

原子炉補機冷却水系ポンプ(D)吸込弁⑥※5

原子炉補機冷却水系熱交換器(A)冷却水出口弁⑥※6

原子炉補機冷却水系熱交換器(D)冷却水出口弁⑥※7

原子炉補機冷却海水ポンプ(A)電動機軸受出口弁⑥※8

原子炉補機冷却海水ポンプ(D)電動機軸受出口弁⑦※1

原子炉補機冷却水系サージタンク(A)出口弁⑦※2

サージタンク(A)換気空調補機非常用冷却水系側出口弁⑦※3

燃料プール冷却浄化系熱交換器(A)入口弁⑦※4

燃料プール冷却浄化系熱交換器(A)出口弁⑦※5

可燃性ガス濃度制御系室空調機(A)出口弁⑦※6

燃料プール冷却浄化系ポンプ室空調機(A)出口弁⑦※7

燃料プール冷却浄化系ポンプ室空調機(A)入口弁⑦※8

非常用ガス処理系室空調機(A)出口弁⑦※9

サプレッションプール浄化系ポンプ室空調機出口弁⑦※10

原子炉隔離時冷却系ポンプ室空調機出口弁⑦※11

格納容器雰囲気モニタラック(A)入口弁⑦※12

格納容器雰囲気モニタラック(A)出口弁⑦※13

残留熱除去系ポンプ(A)冷却水入口弁⑦※14

残留熱除去系ポンフﾟ(A)冷却水出口弁⑦※15

残留熱除去系熱交換器(A)冷却水入口弁⑦※16

残留熱除去系ポンプ室空調機(A)入口弁⑦※17

残留熱除去系ポンプ室空調機(A)出口弁

第 1.5.32 図

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保 概要図（2/2）

1.5－70経過時間（時）
1

手順の項目

2

3

4

5

系統構成完了 255分

要員（数）

6

7

8

9

10

備考

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保 540分

通信連絡設備準備，系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

移動，電源確保

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

系統構成

大容量送水車（熱交換器ユニット用），熱交換器ユニット他移動

緊急時対策要員

1.5－71※1

主配管（可搬型）等の接続

13 ※1

補機冷却水の供給，流量調整

炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場合，作業時の被ばくによる影響を低減するため，
緊急時対策要員を2班体制とし，交替して対応する。

第 1.5.33 図

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

タイムチャート

別 紙 1.5-40

1.5－72
大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保

概 要 図 （ 1/2）

別 紙 1.5-41

第 1.5.34 図

別紙 1.5-42

操作手順

弁名称

⑤※1

常用冷却水供給側分離弁(A)⑤※2

常用冷却水戻り側分離弁(A)⑤※3

残留熱除去系熱交換器(A)冷却水出口弁⑤※4

非常用ディーゼル発電機(A)冷却水出口弁(A)⑤※5

非常用ディーゼル発電機(A)冷却水出口弁(D)⑥※1

換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(A)冷却水温度調節弁後弁⑥※2

換気空調補機非常用冷却水系冷凍機(C)冷却水温度調節弁後弁⑥※3

原子炉補機冷却水系ポンプ(A)吸込弁⑥※4

原子炉補機冷却水系ポンプ(D)吸込弁⑥※5

原子炉補機冷却水系熱交換器(A)冷却水出口弁⑥※6

原子炉補機冷却水系熱交換器(D)冷却水出口弁⑥※7

原子炉補機冷却海水ポンプ(A)電動機軸受出口弁⑥※8

原子炉補機冷却海水ポンプ(D)電動機軸受出口弁⑦※1

原子炉補機冷却水系サージタンク(A)出口弁⑦※2

サージタンク(A)換気空調補機非常用冷却水系側出口弁⑦※3

燃料プール冷却浄化系熱交換器(A)入口弁⑦※4

燃料プール冷却浄化系熱交換器(A)出口弁⑦※5

可燃性ガス濃度制御系室空調機(A)出口弁⑦※6

燃料プール冷却浄化系ポンプ室空調機(A)出口弁⑦※7

燃料プール冷却浄化系ポンプ室空調機(A)入口弁⑦※8

非常用ガス処理系室空調機(A)出口弁⑦※9

サプレッションプール浄化系ポンプ室空調機出口弁⑦※10

原子炉隔離時冷却系ポンプ室空調機出口弁⑦※11

格納容器雰囲気モニタラック(A)入口弁⑦※12

格納容器雰囲気モニタラック(A)出口弁⑦※13

残留熱除去系ポンプ(A)冷却水入口弁⑦※14

残留熱除去系ポンフﾟ(A)冷却水出口弁⑦※15

残留熱除去系熱交換器(A)冷却水入口弁⑦※16

残留熱除去系ポンプ室空調機(A)入口弁⑦※17

残留熱除去系ポンプ室空調機(A)出口弁

第 1.5.34 図

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機
冷却海水ポンプによる補機冷却水確保概要図（2/2）

1.5－73

経過時間（時）
2

1

手順の項目

3

4

5

6

7

8

9

10

備考

7

8

9

10

備考

大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保 300分

要員（数）通信連絡設備準備，系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ
大容量送水車（熱交換器ユニット用）
又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保

2

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

系統構成

2（大容量送水車（熱交換器ユニット用）の場合）

大容量送水車（熱交換器ユニット用）他移動

緊急時対策要員

ホース接続

8

補機冷却水の供給，流量調整

1.5－74

経過時間（時）
1

手順の項目

2

3

4

5

6

代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保 420分

要員（数）通信連絡設備準備，系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ
大容量送水車（熱交換器ユニット用）
又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保

2

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

系統構成

2（代替原子炉補機冷却海水ポンプの場合）

代替原子炉補機冷却海水ポン プ 他移動

緊急時対策要員

ホース接続
補機冷却水の供給，流量調整

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保 タイムチャート

別紙 1.5-43

第 1.5.35 図

11

頁

行

補正前

補正後

1.6-11

8 行～14 なお，代替格納容器スプ なお，防火水槽を水源と
行
レイ冷却系（可搬型）によ して利用する場合は，淡る原子炉格納容器内の冷 水貯水池と防火水槽の間
却は，防火水槽又は淡水 にあらかじめ敷設したホ貯水池の淡水だけでなく， ースを使用して淡水貯水
海水も利用できる。また，池から淡水を補給する。
淡水貯水池を水源として 淡水貯水池を水源として
利 用 す る 際 の 取 水 方 法 利用する場合はあらかじ
は，淡水貯水池から防火 め敷設したホースを使用
水槽の間にあらかじめ敷 するが，当該ホースが使設してあるホースを使用 用できない場合は可搬のする方法と，そのホース ホースにて淡水貯水池かを使用せずに淡水貯水池 らの直接送水ラインを構から直接取水する方法が 成する。
ある。
また，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は，防火水槽又は淡水
貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.6-2411 行～13 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力行（D/W），サプレッション・ （S/C），サプレッション・
チェンバ気体温度又はサ チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・ プレッション・チェンバ・
プール水位指示値が，プール水位指示値が，1.6-29

6 行～8 行 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力（D/W），サプレッション・ （S/C），サプレッション・
チェンバ気体温度又はサ チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・ プレッション・チェンバ・
プール水位指示値が，プール水位指示値が，1.6-3210 行～11 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－2 級）の配備及びホース －2 級）の配備，ホース接接続を依頼する。
続及び起動操作を依頼する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.6－1

頁

行

補正前

補正後

1.6-3320 行～21 緊急時対策要員は，可搬 緊急時対策要員は，可搬行型代替注水ポンプ（A－2 型代替注水ポンプ（A－2級）の配備及びホース接 級）の配備，ホース接続及続を行い，び起動操作を行い，

1.6-34

5 行～6 行 緊急時対策要員は，可搬 緊急時対策要員は，運転型代替注水ポンプ（A－2 員が選択した送水ライン
級）起動後，運転員が選択 から送水するため，した送水ラインから送水するため，

1.6-3416 行～18 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力行（D/W），サプレッション・ （S/C），サプレッション・
チェンバ気体温度又はサ チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・ プレッション・チェンバ・
プール水位指示値が，プール水位指示値が，1.6-3521 行～22 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－2 級）の配備及びホース －2 級）の配備，ホース接接続を依頼する。
続及び起動操作を依頼する。

1.6-37

8 行～9 行 緊急時対策要員は，可搬 緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A－2 型代替注水ポンプ（A－2級）の配備及びホース接 級）の配備，ホース接続及続を行い，び起動操作を行い，

1.6-3718 行～19 緊急時対策要員は，可搬 緊急時対策要員は，運転
行型代替注水ポンプ（A－2 員が選択した送水ライン
級）起動後，運転員が選択 から送水するため，した送水ラインから送水するため，

1.6-38

4 行～6 行 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力（D/W），サプレッション・ （S/C），サプレッション・
チェンバ気体温度又はサ チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・ プレッション・チェンバ・
プール水位指示値が，プール水位指示値が，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.6－2

頁

行

補正前

補正後

1.6-4411 行～13 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力 な お ， 格 納 容 器 内 圧 力行（D/W），サプレッション・ （S/C），サプレッション・
チェンバ気体温度又はサ チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・ プレッション・チェンバ・
プール水位指示値が，プール水位指示値が，1.6-92

第 1.6.4 表 原子炉格納 別紙 1.6-1 に変更する。
容器内へのスプレイ起動，停止の判断基準（炉心の著しい損傷を防止するための対応）

1.6-109

第 1.6.13 図 代替格納 別紙 1.6-2 に変更する。
容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水/海水）（可搬型代替注水ポンプによる送水）タイムチャート（2/2）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.6－3

別紙 1.6-1
第 1.6.4 表

原子炉格納容器内へのスプレイ起動，停止の判断基準（炉心の著しい損傷を防止するための対応）
代替格納容器スプレイ

RHRによるスプレイ

格納容器内圧力(D/W)指示値が13.7kPa[gage]以上で，原子炉水位
指示値が-2880mm以下を経験した場合

D/W
S/P

D/W
S/P

格納容器内圧力(S/C)指示値が13.7kPa[gage]以上の場合－

S/P

スプレイ起動の判断基準

炉
心
の
著
し
い
損
傷
を
防
止
す
る
た
め
の
対
応

P
C
V
圧
力
制
御

S D
/ /
P W
温温
度度
制制
御御

水
S
位
/
制
P
御
※1

格納容器内圧力(S/C)指示値が以上の場合

D/W ※3
S/P ※3

D/W
S/P

ドライウェル雰囲気温度指示値がに到達し，格納容器内圧力(D/W)
指示値が13.7kPa[gage]以上の場合

D/W ※4

D/W

サプレッション・チェンバ気体温
度指示値が
以上の場合

S/P

※5

S/P

サプレッション・チェンバ・プール
水位指示値が7.2m※ 2 以上で，格納容器内圧力(D/W)指示値が13.7kPa[gage]以上の場合

D/W ※6

D/W

スプレイ停止の判断基準

圧
力
制
御
・
温
度
制
御
・
水
位
制
御

以下のいずれかの条件でスプレイを停止する。
・格納容器内圧力(S/C)指示値
が13.7kPa[gage]以下まで低下した場合・サプレッション・チェンバ
気体温度指示値が以下まで低下した場合
・サプレッション・チェンバ・
プール水位指示値が14.0m ※ 2 以上の場合※1：LOCA時，真空破壊弁の機能喪失前に格納容器圧力を低下させ，D/WとS/Pの圧力を平衡にする。
※2：S/P底面からの水位。
※3：原子炉格納容器外からの注水によるS/P水位上昇を抑制するため，代替格納容器スプレイの場合は180kPa[gage]で実施する。
※4：原子炉格納容器外からの注水によるS/P水位上昇を抑制するため，代替格納容器スプレイの場合は171℃で実施する。
※5：原子炉格納容器外からの注水によるS/P水位上昇を抑制するため，代替格納容器スプレイの場合は104℃で実施する。
※6：原子炉格納容器外からの注水によるS/P水位上昇を抑制するため，代替格納容器スプレイの場合は1.6－4

で実施する。

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

90

80

100

120

110

200

210

220

230

250

240

260

270

290

280

300

310

320

330

340

350

備考

要員（数）
淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる送水 330分 ※1

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜側高台保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
可搬型代替注水ポンプ2台移動～配置

緊急時対策要員6名で対応する。

送水準備
可搬型代替注水ポンプによる送水[淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）]

屋外～5号炉東側第二保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
緊急時対策要員 6※1

可搬型代替注水ポンプ2台移動～配置

緊急時対策要員6名のうち4名で
対応する。

送水準備
送水

[緊急時対策要員6名で対応した場合]送水準備
緊急時対策要員6名のうち2名で対応する。

※1 緊急時対策要員6名で2ユニット分を対応した場合，6号炉への送水開始まで約330分，7号炉への送水開始まで約345分で可能である。

経過時間（分）

10

1.6－5

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

要員（数）
淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる送水

230

240

備考

225分

企業棟～5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜側高台保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
可搬型代替注水ポンプ4台移動～配置

緊急時対策要員6名で対応する。

6号炉及び7号炉送水準備

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～5号炉東側第二保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
可搬型代替注水ポンプによる送水

可搬型代替注水ポンプ2台移動～配置
6号炉送水準備[緊急時対策要員10名で対応した場合]緊急時対策要員2名で対応する。

6号炉接続口～高台送水ホース接続作業箇所へ移動[淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設して緊急時対策要員 10あるホースが使用できない場合）]

6号及び7号炉送水準備
送水（6号炉）5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～5号炉東側第二保管場所移動
可搬型代替注水ポンプの健全性確認
可搬型代替注水ポンプ2台移動～配置
7号炉送水準備

緊急時対策要員2名で対応する。

7号炉接続口～高台送水ホース接続作業箇所へ移動
6号及び7号炉送水準備

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へのスプレイ（淡水/海水）（可搬型代替注水ポンプによる送水）タイムチャート（2/2）

別紙 1.6-2

送水（7号炉）

頁

行

補正前

補正後

1.7-7

14 行と
（追加）
15 行の間・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・防火水槽
・淡水貯水池

1.7-8

3 行～
12 行

格納容器圧力逃がし装置 （削除）のフィルタ装置の性能を維持するために，フィル
タ装置スクラバ水補給設
備により格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置
へスクラバ水を補給する手段がある。
フィルタ装置スクラバ水補給設備によるフィルタ
装置へのスクラバ水の補給で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・ホース・接続口
・防火水槽
・淡水貯水池

1.7-8

13 行～
18 行

なお，フィルタ装置スク なお，防火水槽を水源とラバ水補給設備は，防火 して利用する場合は，淡水槽又は淡水貯水池の淡 水貯水池と防火水槽の間水を利用する。また，淡水 にあらかじめ敷設したホ貯水池を水源として利用 ースを使用して淡水貯水する際の取水方法は，淡 池から淡水を補給する。
水貯水池から防火水槽の 淡水貯水池を水源として間にあらかじめ敷設して 利用する場合はあらかじ
あるホースを使用する方 め敷設したホースを使用
法と，そのホースを使用 するが，当該ホースが使せずに淡水貯水池から直 用できない場合は可搬の接取水する方法がある。 ホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－1

頁

行

補正前

補正後
また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）によるフィルタ装置への水の補給
は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水を利用する。

1.7-11

8行

・残留熱除去系配管・弁・ ・残留熱除去系配管・弁・
ストレーナ
ストレーナ・ポンプ

1.7-129 行～
19 行

フィルタ装置，よう素フ フィルタ装置，よう素フィルタ，ラプチャーディ ィルタ，ラプチャーディ
スク，ドレン移送ポンプ，スク，ドレン移送ポンプ，
ドレンタンク，遠隔手動 ドレンタンク，遠隔手動
弁操作設備，遠隔空気駆 弁操作設備，遠隔空気駆
動弁操作用ボンベ，可搬 動弁操作用ボンベ，可搬型窒素供給装置，スクラ 型窒素供給装置，スクラ
バ水 pH 制御設備，フィル バ水 pH 制御設備，フィル
タベント遮蔽壁，配管遮 タベント遮蔽壁，配管遮蔽，不活性ガス系配管・ 蔽，不活性ガス系配管・弁，耐圧強化ベント系配 弁，耐圧強化ベント系配管・弁，格納容器圧力逃が 管・弁，格納容器圧力逃がし装置配管・弁，遠隔空気 し装置配管・弁，遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁，駆動弁操作設備配管・弁，ホース・接続口，原子炉格 ホース・接続口，原子炉格
納容器（サプレッション・ 納容器（サプレッション・
チェンバ，真空破壊弁を チェンバ，真空破壊弁を含む），常設代替交流電源 含む），可搬型代替注水ポ
設備，可搬型代替交流電 ンプ（A-2 級），常設代替
源設備，代替所内電気設 交流電源設備，可搬型代
備，常設代替直流電源設 替交流電源設備，代替所
備及び可搬型直流電源設 内電気設備，常設代替直備は重大事故等対処設備 流電源設備及び可搬型直として位置付ける。
流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－2

頁

行

補正前

補正後
項を満足するための代替
淡水源（措置）として位置付ける。

1.7-133 行～
10 行

復水移送ポンプ，代替原 復水移送ポンプ，代替原子炉補機冷却系，可搬型 子炉補機冷却系，可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級），代替注水ポンプ（A-2 級），
サプレッション・チェン サプレッション・チェン
バ，残留熱除去系配管・ バ，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ，高圧炉心 弁・ストレーナ・ポンプ，
注水系配管・弁，復水補給 高圧炉心注水系配管・弁，
水系配管・弁，給水系配 復水補給水系配管・弁，給管・弁・スパージャ，格納 水系配管・弁・スパージ
容器スプレイ・ヘッダ，ホ ャ，格納容器スプレイ・ヘース，原子炉圧力容器，原 ッダ，ホース，原子炉圧力
子炉格納容器，常設代替 容器，原子炉格納容器，常交流電源設備，可搬型代 設代替交流電源設備，可替交流電源設備，代替所 搬型代替交流電源設備，
内電気設備及び燃料補給 代替所内電気設備及び燃設備は重大事故等対処設 料補給設備は重大事故等
備として位置付ける。
対処設備として位置付ける。

1.7-13～
1.7-1421 行～
5行・フィルタ装置スクラバ （削除）
水補給設備
有効性評価の条件下において，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合，
事故発生後 7 日間は，外部からのスクラバ水を補給しなくてもフィルタ装置内に必要となるスクラ
バ水を保有することができる。
その後の安定状態において，スクラバ水が低下した場合，本設備を用いて外部からスクラバ水を補

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－3

頁

行

補正前

補正後

給することで格納容器圧
力逃がし装置の機能を維持できることから，原子炉格納容器の過圧破損防止対策として有効である。
1.7-1618 行～
21 行

燃料取替床天井付近の水 原子炉建屋オペレーティ
素濃度，非常用ガス処理 ングフロア天井付近の水系吸込配管付近の水素濃 素濃度，非常用ガス処理
度及び燃料取替床以外の 系吸込配管付近の水素濃エリアの水素濃度並びに 度及び原子炉建屋オペレ
静的触媒式水素再結合器 ーティングフロア以外の動作監視装置の出入口温 エリアの水素濃度並びに度の監視を行い，
静的触媒式水素再結合器
動作監視装置の出入口温度の監視を行い，

1.7-17

2 行～
5行

格納容器ベント実施中に 格納容器ベント実施中において，可燃性ガス濃度 おいて，残留熱除去系又制御系及び残留熱除去系 は代替循環冷却系によるが復旧した場合，又は代 原子炉格納容器内の除熱
替循環冷却系の運転によ 機能が 1 系統回復し，原り原子炉格納容器内の除 子炉格納容器内の水素濃熱機能が開始された場合 度及び酸素濃度の監視がは，一次隔離弁及び二次 可能で，かつ可燃性ガス
隔離弁を全閉し，格納容 濃度制御系が使用可能な器ベントを停止する。
場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する。なお，二次隔離弁については，一次隔離
弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に
1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－4

頁

行

補正前

補正後

1.7-20

5 行～
6行

フィルタベント大気放出 フィルタベント大気放出
ラインドレン弁を全閉と ラインドレン弁を全閉，
し，
水素バイパスライン止め
弁を全開とし，

1.7-2024 行～
25 行

・燃料取替床天井付近の ・原子炉建屋オペレーテ
水素濃度が 2.2vol%に到 ィングフロア天井付近の達した場合。
水素濃度が 2.2vol%に到達した場合。

1.7-22

5 行～
10 行

可燃性ガス濃度制御系及 残留熱除去系又は代替循
び残留熱除去系の復旧， 環冷却系による原子炉格又は代替循環冷却系の運 納容器内の除熱機能が 1
転により原子炉格納容器 系統回復し，原子炉格納内の除熱が開始され格納 容器内の水素濃度及び酸容器圧力逃がし装置を停 素濃度の監視が可能で，止できると判断した場合 かつ可燃性ガス濃度制御
は，一次隔離弁（サプレッ 系が使用可能な場合は，ション・チェンバ側又は 一次隔離弁（サプレッシ
ドライウェル側）の全開 ョン・チェンバ側又はド保持状態を遠隔手動弁操 ライウェル側）の全開保作設備により解除するよ 持状態を遠隔手動弁操作
う現場運転員に指示する 設備により解除するよう
現場運転員に指示する。

1.7-2214 行～
17 行

一次隔離弁（サプレッシ 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はド ョン・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉，そ ライウェル側）の全閉操の後に二次隔離弁又は二 作を実施し，格納容器圧
次隔離弁バイパス弁の全 力逃がし装置による格納
閉操作を実施する。
容器ベントを停止する。
一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する
等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離
弁又は二次隔離弁バイパ
ス弁の全閉操作を実施する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－5

頁

行

補正前

補正後

1.7-2221 行～
23 行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器内 による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで の減圧及び除熱開始まで
約 40 分で可能である。 約 45 分で可能である。

1.7-234 行～
5行

室温は通常運転時と同程 室温は通常運転時と同程度である。
度である。一次隔離弁の操作場所は原子炉建屋内の原子炉区域外に設置することに加え，あらかじ
め遮蔽材を設置すること
で作業時の被ばくによる影響を低減している。また，操作前にモニタリン
グを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着して操作する。

1.7-245 行～
13 行

緊急時対策要員は，フィ 緊急時対策要員は，FCVS
ル タ ベ ン ト 遮 蔽 壁 南 側 フィルタベント装置ドレ（屋外）にて，FCVS フィ ン移送ポンプ入口弁を全
ルタベント装置ドレン移 開操作し，FCVS フィルタ
送ポンプ入口弁を全開操 ベント装置遮蔽壁内側ド
作し，フィルタベント遮 レン弁を遠隔手動弁操作
蔽壁附室にて FCVS フィ 設 備 に て 全 開 し た 後 ，
ルタベント装置遮蔽壁内 FCVS フィルタベント装置
側ドレン弁を遠隔手動弁 移送ポンプテストライン
操 作 設 備 に て 全 開 し た 止め弁を開操作すること後，フィルタベント遮蔽 で系統内のエア抜きを実壁南側（屋外）にて FCVS 施し，エア抜き完了後，フィルタベント装置移送 FCVS フィルタベント装置
ポンプテストライン止め 移送ポンプテストライン
弁を開操作することで系 止め弁を全閉操作する。
統内のエア抜きを実施
し，エア抜き完了後，FCVS
フィルタベント装置移送
ポンプテストライン止め

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－6

頁

行

補正前

補正後

弁を全閉する。
1.7-2418 行～
19 行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してからフィルタ装置ドレン移送 フィルタ装置ドレン移送
ポンプ水張りは 45 分以 ポンプ水張りの完了まで内で可能である。
45 分以内で可能である。

1.7-2516 行～
18 行

防火水槽から可搬型代替 防火水槽から可搬型代替
注水ポンプを展開した水 注水ポンプ（A－2 級）を張りの場合又は淡水貯水 展開した水張りの場合又池から可搬型代替注水ポ は淡水貯水池から可搬型ンプを展開した水張りの 代替注水ポンプ（A－2 級）
場合を展開した水張りの場合

1.7-26

6 行～
7行

事前に他の対応手段によ 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注 り設置した可搬型代替注
水ポンプを使用した水張 水ポンプ（A－2 級）を使りの場合用した水張りの場合

1.7-269 行～
11 行

事前に他の対応手段によ 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注 り設置した可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）からフ 水ポンプ（A－2 級）から
ィルタベント装置補給水 フィルタベント装置補給
接 続 口 へ ホ ー ス を 接 続 水接続口へ送水ホースをし，接続し，1.7-2621 行

緊急時対策要員は，

1.7-26～
1.7-2725 行～
1行

中央制御室にて水位を継 フィルタ装置水位にて水続監視し，位を継続監視し，

1.7-277 行～
10 行

可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）停止及び FCVS フ －2 級）停止操作，FCVS フィルタベント装置給水ラ ィルタベント装置給水ラ
イン元弁の全閉操作，フ イン元弁の全閉操作及びィルタ装置補給水接続口 フィルタ装置補給水接続
送水ホースの取外し操作 口送水ホースの取外し操を実施する。
作を実施する。

緊急時対策本部は，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－7

頁

行

補正前

補正後

1.7-2714 行～
15 行

防火水槽から可搬型代替 防火水槽から可搬型代替
注水ポンプを展開したフ 注水ポンプ（A－2 級）を
ィルタ装置水位調整（水 展開したフィルタ装置水張り）操作は，
位調整（水張り）操作は，

1.7-2722 行～
24 行

淡水貯水池から可搬型代 淡水貯水池から可搬型代
替注水ポンプを展開した 替注水ポンプ（A－2 級）
フ ィ ル タ 装 置 水 位 調 整 を展開したフィルタ装置（水張り）（あらかじめ敷 水位調整（水張り）（あら設してあるホースが使用 かじめ敷設してあるホー
できる場合）操作は，
スが使用できる場合）操
作は，

1.7-2811 行～
12 行

中央制御室運転員 1 名 中央制御室運転員 1 名及（確認者）及び緊急時対 び緊急時対策要員 10 名
策要員 10 名にて作業を に て 作 業 を 実 施 し た 場
実施した場合，合，1.7-29～1.7-3020 行～
5行

フィルタベント遮蔽壁南 FCVS フィルタベント装置
側（屋外）にて FCVS フィ ドレン移送ポンプ吐出側
ルタベント装置ドレン移 第二止め弁及び FCVS フ
送ポンプ吐出側第二止め ィルタベント装置ドレン
弁を全開操作し，原子炉 ライン二次格納施設外側
建屋外壁東側（屋外） に 止 め 弁 を 全 開 操 作 し たて FCVS フィルタベント 後，FCVS フィルタベント
装置ドレンライン二次格 装置ドレン移送ポンプ吐
納施設外側止め弁を全開 出側第一止め弁を微開操操作した後，フィルタベ 作する。
ント遮蔽壁南側（屋外）にて FCVS フィルタベント
装置ドレン移送ポンプ吐
出側第一止め弁を微開とする。

1.7-309 行～
10 行

フィルタ装置水位調整 フィルタ装置水位調整（水抜き）系統構成完了 （水抜き）の系統構成完を緊急時対策本部に報告 了を緊急時対策本部に報
する。
告する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－8

頁

行

補正前

補正後

1.7-3013 行～
16 行

ドレン移送ポンプ A 又は ドレン移送ポンプ A 又は
B の起動及びポンプ起動 B の起動操作を実施し，後，FCVS フィルタベント FCVS フィルタベント装置
装置ドレン移送ポンプ吐 ドレン移送ポンプ吐出側
出側第一止め弁の増し開 第一止め弁の増開操作に操作により，ポンプ吐出 より，ポンプ吐出側流量
側流量を必要流量に調整 を必要流量に調整する。
し，また，

1.7-30～1.7-3125 行～
1行

中央制御室にて水位を継 フィルタ装置水位にて水続監視し，位を継続監視し，

1.7-316 行～
12 行

フィルタベント遮蔽壁南 FCVS フィルタベント装置
側（屋外）にて FCVS フィ ドレン移送ポンプ吐出側
ルタベント装置ドレン移 第一止め弁，FCVS フィル
送ポンプ吐出側第一止め タベント装置ドレン移送
弁及び FCVS フィルタベ ポンプ吐出側第二止め弁
ント装置ドレン移送ポン 及び FCVS フィルタベン
プ吐出側第二止め弁を全 ト装置ドレンライン二次
閉操作し，原子炉建屋外 格納施設外側止め弁を全
壁東側（屋外） にて FCVS 閉操作する。
フィルタベント装置ドレ
ンライン二次格納施設外
側止め弁を全閉操作する。

1.7-3212 行

格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置の停止を判断した場合。 を停止した場合。

1.7-3217 行～
21 行

当直長に格納容器圧力逃 当直長に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガ がし装置停止後の窒素ガ
スパージ前の系統構成を スパージの系統構成を開開始するよう指示すると 始するよう依頼するととともに，緊急時対策要員 もに，緊急時対策要員にに格納容器圧力逃がし装 格納容器圧力逃がし装置
置停止後の窒素ガスパー 停止後の窒素ガスパージ
ジの準備の開始を指示す の準備開始を指示する。
る。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.7－9

頁

行

補正前

補正後

1.7-331 行～
3行

中央制御室運転員に格納 中央制御室運転員に格納
容器圧力逃がし装置停止 容器圧力逃がし装置停止
後の窒素ガスパージ前の 後の窒素ガスパージの系
系統構成の開始を指示す 統構成開始を指示する。
る。

1.7-33

4 行～
5行

格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置
停止後の窒素ガスパージ 停止後の窒素ガスパージ前の系統構成として，の系統構成として，

1.7-338 行～
14 行

二次隔離弁を全開とし， 二 次 隔 離 弁 を 全 開 操 作
格納容器圧力逃がし装置 し，格納容器圧力逃がし
停止後の窒素ガスパージ 装置停止後の窒素ガスパ
準備完了を当直副長に報 ージの系統構成完了を当告する。二次隔離弁の開 直副長に報告する。二次操作ができない場合は， 隔離弁の開操作ができな
二次隔離弁バイパス弁を い場合は，二次隔離弁バ全開とする。また，中央制 イ パ ス 弁 を 全 開 操 作 す御室からの操作以外の手 る。また，中央制御室から段として，遠隔手動弁操 の 操 作 以 外 の 手 段 と し作設備による操作にて二 て，遠隔手動弁操作設備
次隔離弁又は二次隔離弁 にて二次隔離弁又は二次バイパス弁を全開する手 隔離弁バイパス弁を全開段がある。
する手段がある。

1.7-3315 行～
17 行

格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置
停止後の窒素ガスパージ 停止後の窒素ガスパージ前の系統構成完了を緊急 の系統構成完了を緊急時
時対策本部に報告する。 対策本部に報告する。

1.7-3318 行～
23 行

緊急時対策要員は，原子 緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サン 炉建屋外壁南側（屋外）へ
プリングラック にて，フ 可搬型窒素供給装置を配ィルタ装置の水素濃度測 備し送気ホースを接続口定のため，系統構成及び へ取り付け，窒素ガスパ
工具準備，サンプリング ージの準備完了を緊急時
ポンプ起動を実施する。 対策本部に報告する。
また，原子炉建屋外壁南側（屋外）へ可搬型窒素供

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－10

頁

行

補正前

補正後

給装置を配備し送気ホースを接続口へ取り付け，
窒素ガス注入の準備完了
を緊急時対策本部に報告する。
1.7-3324 行～
25 行

緊急時対策本部は，緊急 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの 時対策要員に窒素ガスパ注入開始を指示する。
ージの開始を指示する。

1.7-34

1 行～
3行

緊急時対策要員は，原子 緊急時対策要員は，FCVS
炉建屋外壁南側（屋外）に PCV ベントラインフィルて，FCVS PCV ベントライ タベント側 N2 パージ用元
ンフィルタベント側 N2 パ 弁の開操作により窒素ガージ用元弁の開操作によ スの供給を開始するととり窒素ガスの注入を実施 もに，緊急時対策本部にする。
窒素ガスパージの開始を報告する。

1.7-34

3 行と
4 行の間

（追加）

1.7-34

4 行～
5行⑧緊急時対策要員は，サ ⑨緊急時対策要員は，原ンプリングポンプ起動の 子炉建屋非管理区域内サ完了を緊急時対策本部に ンプリングラックにて，報告する。
系統構成，工具準備及びサンプリングポンプの起動を実施するとともに，緊急時対策本部にサンプ
リングポンプの起動完了を報告する。

⑧緊急時対策本部は，窒素ガスパージの開始を当直長に報告するとともに，緊急時対策要員に水素濃度測定のためのサン
プリングポンプの起動を指示する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－11

頁

行

補正前

補正後

1.7-34

6 行～
8行⑨緊急時対策本部は，可 ⑩緊急時対策本部は，サ
搬型窒素供給装置からの ンプリングポンプの起動
窒素ガス注入の完了及び 完了を当直長に報告する
サンプリングポンプ起動 とともに，の完了を当直長に連絡するとともに，

1.7-3410 行⑩当直副長は，

1.7-3412 行～
17 行⑪中央制御室運転員 A 及 ⑫中央制御室運転員 A 及
び B は，FCVS 制御盤にて び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置入口圧力指 フィルタ装置入口圧力に示値によりフィルタ装置 よりフィルタ装置入口配入口配管内の圧力が正圧 管内の圧力が正圧であるであることを確認する。 ことを確認する。また，フまた，フィルタ装置水素 ィルタ装置水素濃度によ
濃度指示値により水素濃 り水素濃度が許容濃度以度が許容濃度以下まで低 下まで低下したことを確下したことを確認し，窒 認し，窒素ガスパージ完
素ガス注入完了を当直副 了 を 当 直 副 長 に 報 告 す
長に報告する。
る。

1.7-3418 行～
19 行⑫当直長は，当直副長か ⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急 らの依頼に基づき，緊急時対策本部に窒素ガス注 時対策本部に窒素ガスパ入完了を報告する。
ージ完了を報告する。

1.7-3420 行～
22 行⑬緊急時対策本部は，緊 ⑭緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス 急時対策要員へ窒素ガス注入の停止操作を指示す 供給の停止を指示するとるとともに，当直長にフ ともに，当直長にフィル
ィルタ装置の入口圧力及 タ装置の入口圧力及び水
び水素濃度の継続監視を 素濃度の継続監視を依頼
指示する。
する。

⑪当直副長は，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－12

頁

行

補正前

補正後

1.7-34～
1.7-3523 行～
3行⑭当直副長は，中央制御 ⑮ 緊 急 時 対 策 要 員 は ，室運転員へフィルタ装置 FCVS PCV ベントラインフの入口圧力及び水素濃度 ィルタベント側 N2 パージの継続監視を指示する。 用元弁の全閉操作を実施
また，緊急時対策要員は，し，緊急時対策本部に窒
原子炉建屋外壁南側（屋 素ガス供給の停止を報告外）にて FCVS PCV ベント する。
ラインフィルタベント側
N2 パージ用元弁の全閉操作を実施し，窒素ガスの注入停止を緊急時対策本部に報告する。

1.7-35

3 行と
4 行の間

（追加）

1.7-354 行～
7行⑮中央制御室運転員 A 及 ⑰中央制御室運転員 A 及
び B は，窒素ガスの注入 び B は，窒素ガス供給停
停止後のフィルタ装置入 止後のフィルタ装置入口
口圧力指示値及びフィル 圧力指示値及びフィルタ
タ装置水素濃度指示値が 装置水素濃度指示値が，窒素ガス注入完了時の指 窒素ガスパージ完了時の示値と差異が発生しない 指示値と差異が発生しな
こ と を 継 続 的 に 監 視 す いことを継続的に監視する。
る。

1.7-358行⑯当直長は，

1.7-3512 行～
13 行⑰当直副長は，窒素ガス ⑲当直副長は，窒素ガス
パージの完了後の系統構 パージ完了後の系統構成
成を開始するよう中央制 を開始するよう運転員に御室運転員に指示する。 指示する。

1.7-3514 行～
15 行⑱中央制御室運転員 A 及 ⑳中央制御室運転員 A 及
び B は，窒素ガスパージ び B は，窒素ガスパージの完了後の系統構成とし 完 了 後 の 系 統 構 成 と して，て，⑯当直副長は，中央制御
室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を指示する。

⑱当直長は，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－13

頁

行

補正前

補正後

1.7-3517 行～
19 行

1.7-35

19 行と（追加）
20 行の間

1.7-35～
1.7-3623 行～
1行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置
停止後の窒素ガスパージ 停止後の窒素ガスパージ完了まで約 270 分で可能 完了まで約 270 分で可能である。
である。その後，中央制御
室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて窒素ガスパー
ジ完了後の系統構成を実施した場合，約 15 分で可能である。

1.7-37

1 行～
8行

緊急時対策要員は，フィ 緊急時対策要員は，pH 測
ル タ ベ ン ト 遮 蔽 壁 南 側 定の系統構成として，フ（屋外）へ薬液補給用と ィルタベント装置 pH 入
してコンプレッサー，ホ 口止め弁及びフィルタベース，補給用ポンプ及び ント装置 pH 出口止め弁
薬 液 を 配 備 す る と と も を全開操作した後，pH 計に，フィルタベント遮蔽 サンプリングポンプを起壁附室にて，系統構成の 動させ，サンプリングポ
ためフィルタベント装置 ンプの起動完了を緊急時
pH 入口止め弁，フィルタ 対策本部に報告する。まベント装置 pH 出口止め た，フィルタベント遮蔽
弁を全開操作した後 pH 壁南側（屋外）へ薬液補給
計サンプルポンプを起動 用として可搬型窒素供給
させ，サンプルポンプの 装置，ホース，補給用ポン
起動を緊急時対策本部に プ及び薬液を配備すると遠隔手動弁操作設備によ 遠隔手動弁操作設備にてる操作にて二次隔離弁又 二次隔離弁又は二次隔離
は二次隔離弁バイパス弁 弁バイパス弁を全閉する
を全閉する手段がある。 手段がある。
㉑現場運転員 C 及び D は，
窒素ガスパージ完了後の系統構成として，水素バ
イパスライン止め弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－14

頁

行

補正前

補正後

報告する。また，緊急時対 ともに，系統構成を行い，策本部は当直長に報告す 緊急時対策本部に薬液補る。
給の準備完了を報告する。
1.7-37

8 行と
9 行の間

（追加）

③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置への薬液補給の開始を指示する。

1.7-379 行～
13 行③緊急時対策要員は，フ ④緊急時対策要員は，薬ィルタベント遮蔽壁南側 液補給のためホース接続（屋外）にて，薬液補給の 及び FCVS フィルタベン
ため FCVS フィルタベン ト装置給水ライン元弁をト装置給水ライン元弁を 全開操作し，補給用ポン
全開操作し，補給用ポン プを起動，所定量の薬液プを起動，所定量の薬液 を補給するとともに，補を補給するとともに，補 給用ポンプの起動完了を給用ポンプの起動を緊急 緊急時対策本部に報告す
時対策本部に報告する。 る。

1.7-3714 行④緊急時対策本部は，⑤緊急時対策本部は，

1.7-3716 行⑤当直副長は，⑥当直副長は，

1.7-3718 行～
22 行⑥中央制御室運転員 A ⑦中央制御室運転員 A
は，FCVS 制御盤のスクラ は，FCVS 制御盤のフィル
バ水 pH 指示値により確 タ装置スクラバ水 pH 及
認した pH 値及びフィル びフィルタ装置水位によタ装置水位指示値により りスクラバ水の pH 値及確認した水位を当直副長 び水位を確認するとともに報告する。当直長は，当 に，フィルタ装置スクラ
直副長からの依頼に基づ バ水 pH 指示値が規定値
き，pH 値と水位を緊急時 であることを当直副長に対策本部に報告する。
報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，スクラバ水の pH 値及び水位，並びにフィルタ装置への

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－15

頁

行

補正前

補正後
薬液補給の完了を緊急時対策本部に報告する。

1.7-3723 行～
25 行⑦当直長は，当直副長か ⑨緊急時対策本部は，緊らの依頼に基づき，薬液 急時対策要員に薬液補給
補給の完了を緊急時対策 の停止及び pH 測定の停本部に報告する。緊急時 止を指示する。
対策本部は緊急時対策要
員に pH 測定の停止を指示する。

1.7-381 行～
5行⑧ 緊 急 時 対 策 要 員 は ， ⑩緊急時対策要員は，薬FCVS フィルタベント装置 液補給を停止するため，給水ライン元弁を全閉操 補給用ポンプを停止し，作の後，pH 計サンプリン FCVS フィルタベント装置
グポンプを停止，フィル 給水ライン元弁を全閉操
タベント装置 pH 入口止 作する。また，pH 測定をめ弁及びフィルタベント 停止するため，pH 計サン
装置 pH 出口止め弁を全 プリングポンプを停止，閉操作し，緊急時対策本 フィルタベント装置 pH部にスクラバ水 pH 調整 入口止め弁及びフィルタ作業の完了を報告する。 ベント装置 pH 出口止め
弁を全閉操作し，緊急時対策本部にフィルタ装置
スクラバ水 pH 調整の完了を報告する。

1.7-388 行～
10 行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置 フィルタ装置スクラバ水
スクラバ水 pH 調整完了 pH 調整完了まで約 85 分
まで約 85 分で可能であ で可能である。
る。

1.7-3912 行

可搬型窒素供給装置を配 可搬型窒素供給装置を配置し，備し，1.7-3914 行～
18 行

FCVS フィルタベント装置 また，FCVS フィルタベン
ドレン移送ポンプ吐出側 ト装置ドレン移送ポンプ
第二止め弁を開操作し， 吐 出 側 第 二 止 め 弁 及 び

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－16

頁

行

補正前

補正後

原子炉建屋外壁東側（屋 FCVS フィルタベント装置外）にて，FCVS フィルタ ドレンライン二次格納施
ベント装置ドレンライン 設外側止め弁を全開操作
二次格納施設外側止め弁 し，ドレン移送ライン窒を全開操作し，窒素ガス 素ガスパージの準備完了
注入の準備完了を緊急時 を緊急時対策本部に報告
対策本部に報告する。
する。
1.7-3919 行～
20 行

緊急時対策要員に窒素ガ 緊急時対策要員に窒素ガスの注入開始を指示す スの供給開始を指示する。
る。

1.7-3921 行～
23 行

緊急時対策要員は，フィ 緊急時対策要員は，FCVS
ル タ ベ ン ト 遮 蔽 壁 南 側 フィルタベント装置ドレ（屋外）にて，FCVS フィ ンライン N₂パージ用元弁
ルタベント装置ドレンラ を全開操作し，窒素ガス
イン N₂パージ用元弁を全 の供給を開始するととも開操作し，窒素ガスの注 に，緊急時対策本部にド入を開始する。
レン移送ライン窒素ガス
パージの開始を報告する。

1.7-3923 行の次 （追加）

1.7-40

1 行～
9行⑤緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給停止を指示する。

⑤緊急時対策要員は， ⑥緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置 FCVS フィルタベント装置
ドレンライン N2 パージ用 ドレンライン N2 パージ用
元弁を全閉操作し，窒素 元弁を全閉操作し，窒素ガ ス の 注 入 を 停 止 し た ガスの供給を停止する。
後，フィルタベント遮蔽 また，FCVS フィルタベン
壁南側（屋外）にて，FCVS ト装置ドレン移送ポンプ
フィルタベント装置ドレ 吐 出 側 第 二 止 め 弁 及 び
ン移送ポンプ吐出側第二 FCVS フィルタベント装置
止め弁を全閉操作し，原 ドレンライン二次格納施
子炉建屋外壁東側（屋外）設外側止め弁を全閉操作にて FCVS フィルタベン し，ドレン移送ポンプ出ト装置ドレンライン二次 口ライン配管内が正圧で

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－17

頁

行

補正前

補正後

格納施設外側止め弁を全 維持されていることをド閉操作し，ドレン移送ポ レン移送ライン圧力によ
ンプ出口ライン配管内が り確認し，正圧で維持されていることをドレン移送ライン圧
力指示値により 確認し，
1.7-41～
1.7-429行～
4行

フィルタベント遮蔽壁附 フィルタベント遮蔽壁附室にてドレン移送ポンプ 室にてドレン移送ポンプの電源が確保されている の電源が確保されていることを FCVS 現場制御盤 ことを FCVS 現場制御盤のドレン移送ポンプ運転 のドレン移送ポンプ運転
状 態 ラ ン プ に よ り 確 認 状態ランプにより確認す
し，FCVS フィルタベント る。また，ドレンタンク水装置遮蔽壁内側ドレン弁 抜 き の 系 統 構 成 と し てを遠隔手動弁操作設備に FCVS フィルタベント装置
よ る 操 作 に て 全 閉 と す 遮蔽壁内側ドレン弁を遠る。フィルタベント遮蔽 隔手動弁操作設備にて全壁附室にて FCVS フィル 閉，FCVS フィルタベント
タベント装置ドレンタン 装置ドレンタンク出口止
ク出口止め弁を全開，フ め弁を遠隔手動弁操作設
ィルタベント遮蔽壁南側 備にて全開，FCVS フィル（屋外）にて FCVS フィル タベント装置ドレン移送
タベント装置ドレン移送 ポンプ吐出側第二止め弁
ポンプ吐出側第二止め弁 及び FCVS フィルタベン
を全開，原子炉建屋外壁 ト装置ドレンライン二次
東側（屋外）にて FCVS フ 格納施設外側止め弁を全ィルタベント装置ドレン 開操作した後，FCVS フィ
ライン二次格納施設外側 ルタベント装置ドレン移止 め 弁 を 全 開 操 作 し た 送ポンプ吐出側第一止め
後，フィルタベント遮蔽 弁を微開操作し，ドレン
壁南側（屋外）にて FCVS 移送ポンプ A 又は B を起フィルタベント装置ドレ 動する。その後，FCVS フ
ン移送ポンプ吐出側第一 ィルタベント装置ドレン
止め弁を微開とし，ドレ 移送ポンプ吐出側第一止ン移送ポンプを起動した め弁の増開操作によりポ後，FCVS フィルタベント ンプ吐出側流量を必要流装置ドレン移送ポンプ吐 量に調整し，ドレンタン

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－18

頁

行

補正前

補正後

出側第一止め弁の増し開 ク内の水をサプレッショ
操作により，ポンプ吐出 ン・チェンバへ排水開始
側流量を必要流量に調整 したことを緊急時対策本
し，ドレンタンク内の水 部に報告する。
をサプレッション・チェ
ンバへ排水し，排水開始
を緊急時対策本部に報告する。
1.7-429 行～
10 行

中央制御室運転員 A は， 中央制御室運転員 A は，
中央制御室にて水位を継 ドレンタンク水位にて継続監視し，規定水位に到 続監視し，規定水位に到達したことを当直副長に 達したことを当直副長に
報告する。
報告する。

1.7-42～
1.7-4315 行～
2行

フィルタベント遮蔽壁附 フィルタベント遮蔽壁附
室 FCVS 計器ラックのド 室 FCVS 計器ラックのドレンタンク水位指示値に レンタンク水位にて排水て排水による水位の低下 による水位の低下を確認を確認し，ドレン移送ポ し，ドレン移送ポンプを
ンプ A 又は B を停止した 停止した後，FCVS フィル
後，フィルタベント遮蔽 タベント装置ドレンタン
壁附室にて FCVS フィル ク出口止め弁を遠隔手動
タベント装置ドレンタン 弁 操 作 設 備 に て 全 閉 ，
ク出口止め弁を全閉，フ FCVS フィルタベント装置
ィルタベント遮蔽壁南側 ドレン移送ポンプ吐出側（屋外）にて FCVS フィル 第一止め弁，FCVS フィル
タベント装置ドレン移送 タベント装置ドレン移送
ポ ン プ 吐 出 側 第 一 止 め ポンプ吐出側第二止め弁
弁，FCVS フィルタベント 及び FCVS フィルタベン
装置ドレン移送ポンプ吐 ト装置ドレンライン二次
出側第二止め弁を全閉操 格納施設外側止め弁を全作し，原子炉建屋外壁東 閉，FCVS フィルタベント
側（屋外）にて FCVS フィ 装置遮蔽壁内側ドレン弁
ルタベント装置ドレンラ を遠隔手動弁操作設備に
イン二次格納施設外側止 て全開操作し，め弁を全閉操作，フィル
タベント遮蔽壁附室にて

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－19

頁

行

補正前

補正後

FCVS フィルタベント装
置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備による操作にて全開とし，1.7-4417 行～
20 行

ドライウェル側のドライ ドライ条件の酸素濃度を条件の酸素濃度を確認す 確認する。格納容器内酸る。格納容器内酸素濃度 素濃度（CAMS）にて 4vol%（CAMS）にて 4vol%以下を 以下を確認できない場合確認できない場合は，外 は，代替格納容器スプレ
部水源によるドライウェ イを継続することで，ドルスプレイを継続し，格 ライウェル側とサプレッ
納容器ベント操作に移行 ション・チェンバ側のガする。
スの混合を促進させる。

1.7-5221 行～
24 行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから運転員操作の系統構成完 運転員操作の系統構成完了まで約 1 時間 55 分，緊 了まで約 115 分，緊急時
急時対策要員操作の補機 対策要員操作の補機冷却
冷却水供給開始まで約 9 水供給開始まで約 540 分
時間で可能である。
で可能である。

1.7-60～1.7-61

23 行～
1行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから可搬型格納容器窒素供給 可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容 設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給開始 器への窒素ガス供給開始まで約 8 時間で可能であ まで約 480 分で可能である。
る。

1.7-61～
1.7-6222 行～
1行

燃料取替床天井付近の水 原子炉建屋オペレーティ
素濃度，非常用ガス処理 ングフロア天井付近の水系吸込配管付近の水素濃 素濃度，非常用ガス処理
度及び燃料取替床以外の 系吸込配管付近の水素濃エリアの水素濃度並びに 度及び原子炉建屋オペレ
静的触媒式水素再結合器 ーティングフロア以外の動作監視装置の出入口温 エリアの水素濃度並びに度の監視を行い，
静的触媒式水素再結合器
動作監視装置の出入口温度の監視を行い，なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－20

頁

行

補正前

補正後

1.7-62

7 行～
11 行

格納容器ベント実施中に 格納容器ベント実施中において，可燃性ガス濃度 おいて，残留熱除去系又制御系及び残留熱除去系 は代替循環冷却系によるが復旧した場合，又は代 原子炉格納容器内の除熱
替循環冷却系の運転によ 機能が 1 系統回復し，原り原子炉格納容器内の除 子炉格納容器内の水素濃熱が開始された場合は， 度及び酸素濃度の監視が一次隔離弁及び二次隔離 可能で，かつ可燃性ガス
弁を全閉し，格納容器ベ 濃度制御系が使用可能なントを停止する。
場合は，一次隔離弁を全
なお，全交流動力電源喪 閉し，格納容器ベントを失時は，停止する。なお，二次隔離弁については，一次隔離
弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に
1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。
全交流動力電源喪失時
は，1.7-6417 行～
19 行

格納容器圧力逃がし装置 格納容器圧力逃がし装置
による格納容器ベントに による格納容器ベントに必要な監視計器の電源が 必要な監視計器の電源が確保されていることを状 確保されていることを確
態表示にて確認する。
認する。

1.7-652 行～
3行

フィルタベント大気放出 フィルタベント大気放出
ラインドレン弁を全閉と ラインドレン弁を全閉，する。
水素バイパスライン止め
弁を全開とする。

1.7-662 行～
3行

・燃料取替床天井付近の ・原子炉建屋オペレーテ
水素濃度が 2.2vol%に到 ィングフロア天井付近の達した場合。
水素濃度が 2.2vol%に到達した場合。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－21

頁

行

補正前

補正後

1.7-67

1 行～
7行

可燃性ガス濃度制御系及 残留熱除去系又は代替循
び残留熱除去系の復旧， 環冷却系による原子炉格又は代替循環冷却系の運 納容器内の除熱機能が 1
転により原子炉格納容器 系統回復し，原子炉格納内の除熱が開始され格納 容器内の水素濃度及び酸容器圧力逃がし装置を停 素濃度の監視が可能で，止できると判断した場合 かつ可燃性ガス濃度制御
は，一次隔離弁（サプレッ 系が使用可能な場合は，ション・チェンバ側又は 一次隔離弁（サプレッシ
ドライウェル側）の全閉，ョン・チェンバ側又はド
その後に二次隔離弁又は ライウェル側）を全閉す
二次隔離弁バイパス弁を るよう現場運転員に指示
遠隔手動弁操作設備によ する。
り全閉するよう現場運転員に指示する。

1.7-678 行～
11 行⑱現場運転員 C 及び D は，⑱現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッシ 遠隔手動弁操作設備によョン・チェンバ側又はド り一次隔離弁（サプレッライウェル側）の全閉，そ ション・チェンバ側又はの後に二次隔離弁又は二 ドライウェル側）の全閉
次隔離弁バイパス弁を遠 操作を実施する。
隔手動弁操作設備による ⑲中央制御室運転員 A 及操作で全閉とする。
び B は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統
回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離
弁バイパス弁を全閉する
よう現場運転員に指示する。
⑳現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－22

頁

行

補正前

補正後

1.7-6716 行～
17 行

原子炉格納容器内の減圧 原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 70 分 及び除熱開始まで約 75 分で可能である。
で可能である。

1.7-6718 行～
19 行

防護具，照明及び通信連 防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

1.7-6721 行～
22 行

容易に実施可能である。 容易に実施可能である。
操作場所は原子炉建屋内の原子炉区域外に設置することに加え，あらかじ
め遮蔽材を設置すること
で作業時の被ばくによる影響を低減している。また，操作前にモニタリン
グを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着して操作する。

１.7-683行

室温は通常運転時と同程 （削除）度である。

1.7-73

第 1.7.1 表 機能喪失を 別紙 1.7-1 に変更する。
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，対処設備，手順書一覧（1/3）

1.7-75

対応手段，対処設備，手順 別紙 1.7-2 に変更する。
書一覧（3/3）

1.7-78

監視計器一覧（3/7）

別紙 1.7-3 に変更する。

1.7-82

監視計器一覧（7/7）

別紙 1.7-4 に変更する。

1.7-84

第 1.7.1 図 SOP「PCV 制 別紙 1.7-5 に変更する。
御」，SOP「R/B 制御」における対応フロー

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－23

頁

行

補正前

補正後

1.7-85

第 1.7.2 図 格納容器圧 別紙 1.7-6 に変更する。
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（1/2）

1.7-86

第 1.7.2 図 格納容器圧 別紙 1.7-7 に変更する。
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（2/2）

1.7-87

第 1.7.3 図 格納容器圧 別紙 1.7-8 に変更する。
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（W/W ベントの場合）
第 1.7.4 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（D/W ベントの場合）

1.7-88

第 1.7.5 図 フィルタ装 別紙 1.7-9 に変更する。
置ドレン移送ポンプ水張
り 概要図

1.7-89

第 1.7.6 図 フィルタ装 別紙 1.7-10 に変更する。
置ドレン移送ポンプ水張り タイムチャート

1.7-90

第 1.7.7 図 フィルタ装 別紙 1.7-11 に変更する。
置水位調整（水張り） 概
要図

1.7-91

第 1.7.8 図 フィルタ装 別紙 1.7-12 に変更する。
置水位調整（水張り） タ
イムチャート（1/3）

1.7-92

第 1.7.8 図 フィルタ装 別紙 1.7-13 に変更する。
置水位調整（水張り） タ
イムチャート（2/3）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－24

頁

行

補正前

補正後

1.7-93

第 1.7.8 図 フィルタ装 別紙 1.7-14 に変更する。
置水位調整（水張り） タ
イムチャート（3/3）

1.7-94

第 1.7.9 図 フィルタ装 別紙 1.7-15 に変更する。
置水位調整（水抜き） 概
要図

1.7-95

第 1.7.10 図 フィルタ 別紙 1.7-16 に変更する。
装置水位調整（水抜き）
タイムチャート

1.7-96

第 1.7.11 図 格納容器圧 別紙 1.7-17 に変更する。
力逃がし装置停止後の窒
素ガスパージ 概要図（1/2）

1.7-97

第 1.7.11 図 格納容器圧 別紙 1.7-18 に変更する。
力逃がし装置停止後の窒
素ガスパージ 概要図（2/2）

1.7-98

第 1.7.12 図 格納容器圧 別紙 1.7-19 に変更する。
力逃がし装置停止後の窒
素ガスパージ タイムチャート

1.7-99

第 1.7.13 図 フィルタ装 別紙 1.7-20 に変更する。
置スクラバ水 pH 調整 概要図

1.7-100

第 1.7.14 図 フィルタ装 別紙 1.7-21 に変更する。
置スクラバ水 pH 調整 タ
イムチャート1.7-101

第 1.7.15 図 ドレン移送 別紙 1.7-22 に変更する。
ライン窒素ガスパージ
概要図

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－25

頁

行

補正前

補正後

1.7-102

第 1.7.16 図 ドレン移送 別紙 1.7-23 に変更する。
ライン窒素ガスパージ
タイムチャート

1.7-103

第 1.7.17 図 ドレンタン 別紙 1.7-24 に変更する。
ク水抜き 概要図1.7-104

第 1.7.18 図 ドレンタン 別紙 1.7-25 に変更する。
ク水抜き タイムチャー
ト

1.7-111

第 1.7.22 図 代替循環冷 別紙 1.7-26 に変更する。
却系使用時における代替
原子炉補機冷却系による補機冷却水確保 タイム
チャート

1.7-115

第 1.7.26 図 可搬型格納 別紙 1.7-27 に変更する。
容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給 タイムチャー
ト

1.7-116

第 1.7.27 図 格納容器圧 別紙 1.7-28 に変更する。
力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作） 概要図（1/2）

1.7-117

第 1.7.27 図 格納容器圧 別紙 1.7-29 に変更する。
力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作） 概要図（2/2）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－26

頁
1.7-118

行

補正前

補正後

第 1.7.28 図 格納容器圧 別紙 1.7-30 に変更する。
力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作） タイム
チャート（W/W ベントの場合）
第 1.7.29 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（現場操作） タイム
チャート（D/W ベントの場合）

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.7－27

別紙 1.7-1
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，対処設備，手順書一覧（1/3）
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

対処設備

手順書

フィルタ装置

事故時運転操作手順書（シビアアク

よう素フィルタ

シデント）

ラプチャーディスク「PCV 制御」

ドレン移送ポンプ「R/B 制御」

ドレンタンクAM 設備別操作手順書

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタ

可搬型窒素供給装置

ベント使用（S/C））」

スクラバ水 pH 制御設備

「炉心損傷後 PCV ベント（フィルタ

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

原子炉格納容器の過圧破損防止－

遠隔手動弁操作設備

フィルタベント遮蔽壁
配管遮蔽
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・弁ベント使用（D/W））」
多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁「フィルタベント水位調整（水張ホース・接続口り）」

原子炉 格納 容器 （ サ プレ ッ シ ョン ・ チェ ン「フィルタベント水位調整（水抜バ，真空破壊弁を含む）

き）」

可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）※5「フィルタベント停止後の N2 パー

常設代替交流電源設備 ※3

ジ」

可搬型代替交流電源設備 ※3「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

代替所内電気設備 ※3「ドレン移送ライン N2 パージ」

常設代替直流電源設備 ※3「ドレンタンク水抜き」

可搬型直流電源設備 ※3
淡水貯水池 ※5，※6
第二代替交流電源設備 ※3※1:手順は「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。

※2:手順は「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:手順は「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※4:手順は「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」にて整備する。

※5:手順は「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。

自主対策設備

防火水槽 ※5，※6※6:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b）項を満足するための代替淡水源（措置）1.7－28

別紙 1.7-2
対応手段，対処設備，手順書一覧（3/3）
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

対処設備

手順書

復水移送ポンプ

事故時運転操作手順書（シビアアク

代替原子炉補機冷却系 ※2
可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）

シデント）
※5

「PCV 制御」

サプレッション・チェンバ
高圧炉心注水系配管・弁AM 設備別操作手順書
重大事故等対処設備

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

復水補給水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
格納容器スプレイ・ヘッダ
ホース
原子炉圧力容器
原子炉格納容器「代替循環冷却系による PCV 内の減圧及び除熱」

常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3
代替所内電気設備 ※3
燃料補給設備 ※3

防火水槽 ※5，※6
自主対策設備原子炉格納容器の過圧破損防止－

残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ポンプ

淡水貯水池 ※5，※6
第二代替交流電源設備 ※3

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）※1

事故時運転操作手順書（シビアアク

格納容器 pH 制御設備

※1:手順は「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。

※2:手順は「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:手順は「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※4:手順は「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」にて整備する。

※5:手順は「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。

シデント）
自主対策設備

格納容器内ｐＨ制御

格納容器下部注水系（常設） ※4「PCV 制御」
AM 設備別操作手順書「炉心損傷後格納容器薬品注入」※6:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b）項を満足するための代替淡水源（措置）1.7－29

別紙 1.7-3
監視計器一覧（3/7）
重大事故等の対応に

手順書
1.7.2.1必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1)交流電源が健全である場合の対応手順
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
多様なハザード対応手順

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

原子炉格納容器内の放射線量

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）

率

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

判断基準

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

操作「フィルタベント水位調整（水張り）」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「フィルタベント水位調整（水抜き）」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「フィルタベント停止後の N2 パージ」

判断基準

多様なハザード対応手順－－

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量

－

－

操作

フィルタ装置水素濃度
補機監視機能・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「ドレン移送ライン N2 パージ」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「ドレンタンク水抜き」

判断基準

多様なハザード対応手順－

補機監視機能－フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位－－

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位操作

補機監視機能1.7－30

ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量

別紙 1.7-4
監視計器一覧（7/7）
重大事故等の対応に

手順書
1.7.2.1必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2)全交流動力電源喪失時の対応手順
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（現場操作）
多様なハザード対応手順

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

原子炉格納容器内の放射線量

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）

率

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

判断基準

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

操作「フィルタベント水位調整（水張り）」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「フィルタベント水位調整（水抜き）」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「フィルタベント停止後の N₂パージ」

判断基準

多様なハザード対応手順－－

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能フィルタ装置水位

補機監視機能補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧
フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量

－

－

操作

フィルタ装置水素濃度
補機監視機能・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「ドレン移送ライン N2 パージ」

判断基準

多様なハザード対応手順

操作「ドレンタンク水抜き」

判断基準

多様なハザード対応手順－

補機監視機能－フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位－－

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位操作

補機監視機能1.7－31

ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量

別紙 1.7-5

6

第 1.7.1 図 SOP「PCV 制御」，SOP「R/B 制御」における対応フロー

主排気筒

6号炉

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ

配管遮蔽

雨水排水ライン⑧※1
ラプチャーディスクオリフィス

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

スクラバ水pH制御設備

H2 E

PI

可搬 式窒素 供給装 置車等
コン プレ ッサー
発電 機

給水 ラ イン

7号炉

RE

フィルタ装置
入口圧力

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ライン

1.7－33

フィルタ装置

遠隔手動弁操作設備

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

⑦※６

⑧※２

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル

ド
レ
ン
タ
ン
ク

AO

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

格納容器圧力(D/W)

⑬b※２
⑱※２

・

・
AO

〔Ｆ．Ｏ〕

AO

PT

ボンベ

⑦※８

AO

原子炉区域運転階より

原
子
炉
圧
力
容
器

Ｎ2ベントライン

フィルタ装置水位 LT

⑦※７
⑦※４

MO

⑦※９⑱※３MO

原子炉
建屋

サプレッション・
チェンバ⑬b※１⑬a※３⑰※１
遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

ドレンポンプ
設備
FE

FE

遠隔手動弁操作設備
ボンベ

MO

⑬a※２
⑱※１

pH

遠隔手動弁操作設備

MO

PT
ドレンタンク水位

遠隔手動弁操作設備

⑬b※３
⑰※２

⑦※１０⑱※４

格納容器圧力(S/C)

LＳ

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備⑦※３ 〔Ｆ ．Ｃ〕

MO

オリフィス

フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

ボンベ
〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

よう素
フィルタ

フィルタ装置出口圧力 PT

MO

AO

〔Ｆ．Ｏ〕
H2E

ラプチャーディスク⑦※５
パージ用排風機MO

フィルタ装置
出口放射線モニタ

補給 薬液

⑦※２

原子炉区域よりPT

フィルタ装置出口配管圧力水中 ポン プ等

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ ．Ｃ〕

フィルタ装置スクラバ水pH⑦※１ MO⑬a※１

非常用ガス処理系
排風機よりドレンポンプ
流量⑦※１ MO

MO MO

二次格納施設

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

原子炉建屋

Ｎ2
供給ライン

Ｎ2供給ライン

凡例

第 1.7.2 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

可搬型窒素供給装置

概 要 図 （ 1/2）

別 紙 1.7-6

設計基準対象施設
から追加した箇所

1.7－34
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 （ 2/2）

別 紙 1.7-7

第 1.7.2 図

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

60

50

70

80

90

備考

減圧及び除熱開始 45分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認
系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

電源を 復旧しながら

2系統構成を 行う。

格納容器ベン ト開始

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（W/Wベントの場合）

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

第 1.7.3 図

移動，系統構成

2

W／Ｗベン ト弁 遠隔手動弁操作設備によ る 全開状態の保持操作

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（ W/W ベ ン ト の 場 合 ）1.7－35経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

60

50

70

80

90

備考

減圧及び除熱開始 45分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認
系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

電源を 復旧しながら

2系統構成を 行う。

格納容器ベン ト開始

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（D/Wベントの場合）

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

第 1.7.4 図

2

移動，系統構成
D／Ｗベン ト弁 遠隔手動弁操作設備によ る 全開状態の保持操作

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

別 紙 1.7-8（ D/W ベ ン ト の 場 合 ）タイムチャート別 紙 1.7-9

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所
スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等
コン プ レ ッサー
水中 ポン プ等

発電 機

給水 ラ インフィルタ装置出口配管圧力
補給 薬液

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインラプチャーディスク

よう素
フィルタ

オリフィス
Ｎ2ベントライン
フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

②※１

DP

フィルタ
装置

LT

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

②※３
pH

②※２

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩ
FE

ＰＩ
FE

ドレンポンプ
流量

②※４

操作手順

弁名称

②※1

FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁A②※2

FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁B②※3

FCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁②※4

FCVSフィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁

第 1.7.5 図

フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

1.7－36

概要図

第 1.7.6 図

フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

タイムチャート

1.7－37
別 紙 1.7-10

別紙 1.7-11

防火水槽，淡水貯水池

凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインラプチャーディスク

よう素
フィルタ

オリフィス
Ｎ2ベントライン④⑩
フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

DP

フィルタ
装置

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LT

LＳ

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩ
FE

ＰＩ
FE

ドレンポンプ
流量

操作手順
④⑩

弁名称
FCVSフィルタベント装置給水ライン元弁

第 1.7.7 図

フィルタ装置水位調整（水張り）

1.7－38

概要図

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

要員（数）

70

80

90

100

110

120

130

フィルタ装置水位調整（水張り）完了 125分
（水位計指示[1000～1500mm]）

65分

140

150

160

170

備考

※1

フィルタ装置水位監視
中央制御室運転員A

1

現場移動
2

停止操作

フィルタ装置
水位調整(水張り)[防火水槽を水源とした場合]現場移動※2

水張り完了

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認

緊急時対策要員
4

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
送水準備
フィルタ装置水位調整（水張り）開始※1 5号炉東側第二保管場所の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を使用する場合は，約105分で可能である。
※2 5号炉東側第二保管場所への移動は，10分と想定する。

第 1.7.8 図

フィルタ装置水位調整（水張り）タ イ ム チ ャ ー ト （ 1/3）

1.7－39
別 紙 1.7-12

経過時間（分）

10
手順の項目

要員（数）

20

30

40

50

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

備考

フィルタ装置水位調整（水張り）完了 125分
（水位計指示[1000～1500mm]）

65分

フィルタ装置水位監視
中央制御室運転員A

1

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

現場移動

2

停止操作
現場移動

フィルタ装置
水位調整(水張り)[淡水貯水池を水源とした場合]（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）

水張り完了

貯水池出口弁「開」
4

送水ライン水張り，健全性確認，送水ホース及び消防ホース接続継手接続
緊急時対策要員

送水開始操作現場移動※
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台の健全性確認
4

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）1台移動～配置
送水準備※ 5号炉東側第二保管場所への移動は，10分と想定する。

1.7－40

第 1.7.8 図

フィルタ装置水位調整（水張り）タイムチャート（2/3）

別紙 1.7-13

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

フィルタ装置水位調整（水張り）開始

要員（数）

100

110

95分

120

130

140

150

フィルタベント装置水位調整（水張り）完了（水位計指示[1000～1500mm]）

160

170

備考

155分

フィルタ装置水位監視
中央制御室運転員A

1

現場移動
停止操作 水張り完了

2

現場移動
2

フィルタ装置
水位調整(水張り) ※1[淡水貯水池を水源とした場合]（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

送水準備，弁開操作
現場移動
資機材健全性確認

緊急時対策要員
4

現場移動
送水準備
現場移動
送水準備
2

1.7－41

送水開始操作
フィルタ装置水位調整（水張り）開始※1 フィルタ装置水位調整（水張り）は，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を使用するため，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）からフィルタ装置までのホースの敷設のみを行う。

第 1.7.8 図

フィルタ装置水位調整（水張り）タイムチャート（3/3）

別紙 1.7-14

別紙 1.7-15
可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所
スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等
コン プ レ ッサー
水中 ポン プ等

発電 機

給水 ラ イン

補給 薬液

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインよう素
フィルタ

ラプチャーディスク
オリフィス
Ｎ2ベントライン
フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置水位

フィルタ
装置

DP

フィルタ装置金属フィルタ差圧

LT

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩ

ＰＩ
FE

FE

ドレンポンプ
流量

②※２
⑪※２

②※３
⑪※３

②※１
⑤⑪※１

第 1.7.9 図

フィルタ装置水位調整（水抜き）

1.7－42

概要図

第 1.7.10 図

フィルタ装置水位調整（水抜き）

タイムチャート

1.7－43
別 紙 1.7-16

主排気筒

6号炉

RE

配管遮蔽

フィルタ装置
出口放射線モニタ

ラプチャーディスク
H2 E

オリフィス

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン
PI

RE

フィルタ装置
入口圧力

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ライン

遠隔手動弁操作設備
AO

フィルタ装置出口圧力 PT

1.7－44

フィルタ
装置

ド
レ
ン
タ
ン
ク

ボンベ

AO

③※4
〔Ｆ．Ｃ〕

原子炉区域運転階より

㉑

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル

原
子
炉
圧
力
容
器

Ｎ2ベントライン

フィルタ装置水位 LT

MO

AO

AO

FE

③※3

〔Ｆ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備〔Ｆ．Ｃ〕

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備③※2

格納容器圧力(D/W)

③※6
⑳※2

遠隔手動弁操作設備
MO

ボンベ
MO

PT

格納容器圧力(S/C)

LＳ

PT
ドレンタンク水位

原子炉
建屋

サプレッション・
チェンバ

遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

③※１

MO

pH

FE

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

AO

〔Ｆ．Ｃ〕

ドレンポンプ
設備

・

・

③※5
MO
⑳※1

よう素
フィルタ

オリフィス

フィルタ装置金属フィルタ差圧

ボンベ
〔Ｆ．Ｃ〕

〔Ｆ．Ｏ〕
H2E

DP

MO
AO

MO
非常用ガス処理系
排風機へフィルタ装置
出口放射線モニタ

ラプチャーディスク

原子炉区域よりパージ用排風機

PT

フィルタ装置出口配管圧力7号炉

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕

MO

フィルタ装置スクラバ水pH

非常用ガス処理系
排風機より
MO

ドレンポンプ
流量

MO MO

二次格納施設⑦⑮

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

凡例

原子炉建屋

Ｎ2 供給ライン

Ｎ2供給ライン設計基準対象施設
から追加した箇所

第 1.7.11 図

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

概 要 図 （ 1/2）

別 紙 1.7-17

可搬型窒素供給装置

1.7－45
第 1.7.11 図

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

概 要 図 （ 2/2）

別 紙 1.7-18

1.7－46
第 1.7.12 図

格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

タイムチャート

別 紙 1.7-19

別紙 1.7-20
凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインラプチャーディスク

よう素
フィルタ

オリフィス
Ｎ2ベントライン④⑩※１
フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

フィルタ
装置

DP

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

LT

ドレンタンク水位

②※１
⑩※２

原子炉
建屋

pH

②※２ フィルタ装置⑩※３ スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩ
FE

ＰＩ
FE

ドレンポンプ
流量

第 1.7.13 図

フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

1.7－47

概要図

1.7－48
第 1.7.14 図

フ ィ ル タ 装 置 ス ク ラ バ 水 pH 調 整

タイムチャート

別 紙 1.7-21

別紙 1.7-22
凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所

7号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインよう素
フィルタ

ラプチャーディスク
オリフィス
Ｎ2ベントライン

フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位

フィルタ
装置

DP

LT

ド
レ
ン
タ
ン
ク

LＳ

ドレンタンク水位

原子炉
建屋

pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩ
FE

ＰＩ

ドレンポンプ
FE
流量

②※２
⑥※２

ＰＩ

②※１
⑥※１
④⑥※３
可搬型窒素供給装置

第 1.7.15 図

ドレン移送ライン窒素ガスパージ

1.7－49概要図

1.7－50

第 1.7.16 図

ドレン移送ライン窒素ガスパージ

タイムチャート

別 紙 1.7-23

別紙 1.7-24
凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所

7号炉

フィルタ装置
入口圧力

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2 E

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインよう素
フィルタ

ラプチャーディスク
オリフィス
Ｎ2ベントライン

フィルタ装置出口圧力PT

フィルタ装置水位

ド
レ
ン
タ
ン
ク

フィルタ
装置

DP

フィルタ装置金属フィルタ差圧

LTLＳ

ドレンタンク水位

②※４

原子炉
建屋

⑧※４
pH

フィルタ装置スクラバ水 pH

ドレンポンプ設備
ＰＩFE②※５⑧※５

ＰＩ
FE

ＰＩ

ドレン
ポンプ流量

②※３
⑧※３

②※２
⑧※２

②※１
⑧※１

操作手順

弁名称

②※1⑧※1FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁②※2⑧※2FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁②※3⑧※3

FCVSフィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁②※4⑧※4FCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁②※5⑧※5FCVSフィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁

第 1.7.17 図 ドレンタンク水抜き

1.7－51

概要図

第 1.7.18 図

ドレンタンク水抜き

タイムチャート

1.7－52
別 紙 1.7-25

経過時間（時）
1

手順の項目

2

3

4

5

6

7

8

9

備考

10

代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による補機冷却水供給 540分

要員（数）通信連絡設備準備，系統構成

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

移動，電源確保(15分)

代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

緊急時対策要員※1

系統構成(100分)

大容量送水車（熱交換器ユニット用），熱交換器ユニット他移動

1.7－53※113

主配管（可搬型）等の接続
補機冷却水の供給，流量調整

炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場合，作業時の被ばくによる影響を低減するため，
緊急時対策要員を2班体制とし，交替して対応する。

第 1.7.22 図

代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

タイムチャート

別 紙 1.7-26

経過時間（時）

1

手順の項目

2

3

4

要員（数）

5

6

7

8

9

備考

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給開始 480分
通信連絡設備準備，弁状態及び監視計器指示の確認

中央制御室運転員

2
弁操作，窒素ガス供給開始
移動，通信連絡設備準備

現場運転員

2
系統構成，接続準備

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容 緊急時対策要員
器への窒素ガス供給（荒浜側高台保管場所の可搬型
格納容器窒素供給設備使用の場
合）5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜高台移動※1
可搬型大容量窒素供給装置4台の健全性確認及び資機材準備
可搬型大容量窒素供給装置4台の移動～配置

16

建屋外系統構成（ホース・ヘッダユニット接続，可搬型大容量窒素供給装置暖気）
建屋内系統構成（メタルホース取外し，接続治具フランジ接続）
接続部健全性確認※1

大湊側高台保管場所への移動は，20分と想定する

1.7－54

第 1.7.26 図

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

タイムチャート

別 紙 1.7-27

主排気筒

6号炉

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ

配管遮蔽

雨水排水ライン⑧※１
ラプチャーディスク
H2 E

オリフィス

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等

PI
水中 ポン プ等

フィルタ装置出口配管圧力給水 ラ イン

7号炉
補給 薬液

RE

フィルタ装置
入口圧力Ｎ2供給ラインラプチャーディスク

非常用ガス処理系
排風機へ

1.7－55フィルタ装置水位 LT

MO

遠隔手動弁操作設備
AO

ボンベ

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

⑥※１

原子炉区域運転階より

⑧※２

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル

原
子
炉
圧
力
容
器

Ｎ2ベントライン

フィルタ
装置

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

ド
レ
ン
タ
ン
ク

AO
〔Ｆ ．Ｃ〕

格納容器圧力(D/W)
PT

⑭ｂ
⑱※２

・

・
AO

〔Ｆ ．Ｏ〕

AO

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備⑧※３ 〔Ｆ．Ｃ〕

MO

オリフィス

フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

ボンベ

よう素
フィルタ

フィルタ装置出口圧力 PT

AO

⑥※２

〔Ｆ ．Ｏ〕
H2E

MO

パージ用排風機MO

フィルタ装置
出口放射線モニタ

フィルタ装置水素濃度②※２

原子炉区域よりPT

コン プ レ ッサー
発電 機

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕⑧※４⑳※１

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

MO⑧※５⑳※２

ボンベ
MO

格納容器圧力(S/C)

LＳ

PT
ドレンタンク水位

原子炉
建屋

サプレッション・
チェンバ

遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

⑭ａ
⑱※１

pH

ドレンポンプ
設備
FE

FE

遠隔手動弁操作設備

フィルタ装置スクラバ水pHMOMO②※１
非常用ガス処理系
排風機よりドレンポンプ
流量

MO MO

二次格納施設②※１ MO
可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

原子炉建屋

Ｎ2供給ラインＮ2供給ライン

凡例

第 1.7.27 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（現場操作）

可搬型窒素供給装置

概 要 図 （ 1/2）

別 紙 1.7-28

設計基準対象施設
から追加した箇所

1.7－56
第 1.7.27 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（現場操作）

概 要 図 （ 2/2）

別 紙 1.7-29

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

0

10

20

30

40

50

35分 系統構成完了

要員（数）

60

70

80

備考

減圧及び除熱開始 75分
通信連絡設備準備，弁状態及び監視計器指示の確認

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(現場操作)（W/Wベントの場合）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，系統構成

W/Wベン ト弁 遠隔手動弁操作設備によ る 開操作

現場運転員Ｅ，Ｆ

第 1.7.28 図

移動，系統構成

2

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（現場操作）

タイムチャート（ W/W ベ ン ト の 場 合 ）1.7－57
経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

0

10

20

30

40

35分 系統構成完了

要員（数）

50

60

70

80

備考

減圧及び除熱開始 75分
通信連絡設備準備，弁状態及び監視計器指示の確認

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(現場操作)（D/Wベントの場合）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，系統構成

D/Wベン ト弁 遠隔手動弁操作設備によ る 開操作

現場運転員Ｅ，Ｆ

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（現場操作）（ D/W ベ ン ト の 場 合 ）タイムチャート

別 紙 1.7-30

第 1.7.29 図

2

移動，系統構成

頁

行

補正前

補正後

1.8-8

16 行～22 なお，格納容器下部注水 なお，防火水槽を水源と行系（可搬型）による原子 して利用する場合は，淡炉格納容器下部への注水 水貯水池と防火水槽の間は，防火水槽又は淡水貯 にあらかじめ敷設したホ水池の淡水だけでなく， ースを使用して淡水貯水
海水も利用できる。また，池から淡水を補給する。
淡水貯水池を水源として 淡水貯水池を水源として
利 用 す る 際 の 取 水 方 法 利用する場合はあらかじ
は，淡水貯水池から防火 め敷設したホースを使用
水槽の間にあらかじめ敷 するが，当該ホースが使設してあるホースを使用 用できない場合は可搬のする方法と，そのホース ホースにて淡水貯水池かを使用せずに淡水貯水池 らの直接送水ラインを構から直接取水する方法が 成する。
ある。
また，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.8-12

9 行～14 なお，低圧代替注水系（可 なお，防火水槽を水源と行搬型）による原子炉圧力 して利用する場合は，淡容器への注水は，防火水 水貯水池と防火水槽の間槽又は淡水貯水池の淡水 にあらかじめ敷設したホだけでなく，海水も利用 ースを使用して淡水貯水できる。また，淡水貯水 池から淡水を補給する。
池を水源として利用する 淡水貯水池を水源として際の取水方法は，淡水貯 利用する場合はあらかじ
水池から防火水槽の間に め敷設したホースを使用
あらかじめ敷設してある するが，当該ホースが使
ホ ー ス を 使 用 す る 方 法 用できない場合は可搬のと，そのホースを使用せ ホースにて淡水貯水池かずに淡水貯水池から直接 らの直接送水ラインを構取水する方法がある。
成する。
また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水は，防火水

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－1

頁

行

補正前

補正後
槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.8-1316 行・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.8-1512 行・復水補給水系配管・弁 ・復水補給水系配管

1.8-1614 行～15 高圧代替注水系（注水系）高圧代替注水系（注水系）
行
配管・弁，復水補給水系 配管・弁，復水補給水系
配管・弁，高圧炉心注水 配管，高圧炉心注水系配系配管・弁，
管・弁，1.8-2511 行～12 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－2 級）の配備及びホー －2 級）の配備，ホース接ス接続を依頼する。
続及び起動操作を依頼する。

1.8-2615 行～17 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－2 級）の配備及び緊急 －2 級）の配備，ホース接時対策要員又は運転員が 続及び起動操作を行い，選択した送水ラインへのホース接続を行い，

1.8-27

2 行～3 行 ⑪緊急時対策要員は，可 ⑪緊急時対策要員は，緊搬型代替注水ポンプ（A－ 急時対策要員又は2 級）起動後，緊急時対策
要員又は

1.8-3317 行～18 全交流動力電源喪失時, 炉心の著しい損傷が発生
行
給水・復水系及び非常用 した場合におい て, 給炉心冷却系による
水・復水系及び非常用炉
心冷却系による

1.8-34

2 行～4 行 全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，給水・復水系及び非 ※1 において，給水・復水
常用炉心冷却系による原 系及び非常用炉心冷却系
子炉圧力容器への注水が による原子炉圧力容器へできない場合において， の注水ができず，低圧代

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－2

頁

行

補正前

補正後

低圧代替注水系（常設） 替注水系（常設）が使用が使用可能な場合※1。
可能な場合※2。

1.8-344 行と 5 （追加）行の間※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

1.8-34

5 行～8 行 ※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備， 電源及び水源（復水貯蔵第二代替交流電源設備又 槽）が確保されている場
は可搬型代替交流電源設 合。
備により注水に必要な電源が確保され，かつ水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

1.8-379行

1.8-3715 行～17 全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
行り，低圧代替注水系（常 ※1 において，低圧代替注設）及び消火系による原 水系（常設）及び消火系
子炉圧力容器への注水が による原子炉圧力容器へできない場合において， の注水ができず，低圧代
低圧代替注水系（可搬型）替注水系（可搬型）が使が使用可能な場合※1。
用可能な場合※2。

全交流動力電源喪失時， 炉心の著しい損傷が発生
低圧代替注水系（常設） した場合において，低圧及び代替注水系（常設）及び

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－3

頁

行

補正前

補正後

1.8-3717 行と 18 （追加）行の間※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

1.8-3718 行～21 ※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，行
常設代替交流電源設備， 燃料及び水源（防火水槽
第二代替交流電源設備又 又は淡水貯水池）が確保
は可搬型代替交流電源設 されている場合。
備により注水に必要な電源が確保され，かつ燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

1.8-3811 行～12 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－2 級）の配備及びホー －2 級）の配備，ホース接ス接続を依頼する。
続及び起動操作を依頼する。

1.8-3915 行～17 ⑦緊急時対策要員は，可 ⑦緊急時対策要員は，可行
搬型代替注水ポンプ（A－ 搬型代替注水ポンプ（A－2 級）の配備及び緊急時 2 級）の配備，ホース接続
対策要員又は運転員が選 及び起動操作を行い択した送水ラインへのホース接続を行い

1.8-40

1 行～2 行 ⑩緊急時対策要員は，可 ⑩緊急時対策要員は，緊搬型代替注水ポンプ（A－ 急時対策要員又は2 級）起動後，緊急時対策
要員又はなお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－4

頁

行

補正前

補正後

1.8-42

8 行～9 行 全交流動力電源喪失時， 炉心の著しい損傷が発生
低圧代替注水系（常設） した場合において，低圧による原子炉圧力容器へ 代替注水系（常設）によの注水ができないる原子炉圧力容器への注水ができない

1.8-4214 行～16 全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
行り，低圧代替注水系（常 ※1 において，低圧代替注設）による原子炉圧力容 水系（常設）による原子器への注水ができない場 炉圧力容器への注水がで合において，消火系が使 きず，消火系が使用可能
用可能な場合※1。
な場合※2。

1.8-4217 行と 18 （追加）行の間

1.8-4218 行～21 ※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，行
常設代替交流電源設備， 燃料及び水源（ろ過水タ
第二代替交流電源設備又 ンク）が確保されているは可搬型代替交流電源設 場合。
備により注水に必要な電源が確保され，かつ燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

1.8-45～
1.8-4623 行～
1行※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

全交流動力電源喪失時， 炉心の著しい損傷が発生
原子炉冷却材圧力バウン した場合において，原子ダリが高圧の場合におい 炉冷却材圧力バウンダリて，が高圧の状態で，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－5

頁

行

補正前

補正後

1.8-46

8 行～10 全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
行
り，原子炉圧力容器への ※1 において，原子炉圧力高圧注水機能が喪失した 容器への高圧注水機能が場合において，高圧代替 喪失し，高圧代替注水系
注水系が使用可能な場合 が使用可能な場合※2。
※1。

1.8-46

10 行と 11 （追加）行の間

1.8-46

11 行～14 ※1:設備に異常がなく， ※2:原子炉圧力指示値が行
原子炉圧力指示値が規定 規定値以上ある場合にお値 以 上 あ る 場 合 に お い いて，設備に異常がなく，て，常設代替直流電源設 電源及び水源（復水貯蔵
備又は可搬型直流電源設 槽）が確保されている場
備により注水に必要な電 合。
源が確保され，かつ水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

1.8-4714 行～17 ※2:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，行
常設代替交流電源設備， 電源及び水源（ほう酸水
第二代替交流電源設備又 注入系貯蔵タンク）が確
は可搬型代替交流電源設 保されている場合。
備により注水に必要な電源が確保され，かつ水源（ほう酸水注入系貯蔵タンク）が確保されている場合。

※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－6

頁

行

補正前

補正後

1.8-4914 行～15 全交流動力電源喪失時, 炉心の著しい損傷が発生
行
原子炉隔離時冷却系，高 した場合において, 原子
圧炉心注水系及び高圧代 炉隔離時冷却系，高圧炉
替注水系による
心注水系及び高圧代替注
水系による

1.8-50

1 行～3 行 全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，原子炉圧力容器への ※1 において，原子炉圧力高圧注水機能が喪失した 容器への高圧注水機能が場合において，制御棒駆 喪失し，制御棒駆動系が動系が使用可能な場合 ※ 使用可能な場合※2。
1。

1.8-50

3 行と 4 （追加）行の間

1.8-50

4 行～7 行 ※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備又 電源，補機冷却水及び水は第二代替交流電源設備 源（復水貯蔵槽）が確保
により注水に必要な電源 されている場合。
が確保され，かつ補機冷
却水及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場
合。

1.8-5018 行～19 全交流動力電源喪失時に 炉心の著しい損傷が発生
行
おいて,原子炉隔離時冷 した場合において, 原子
却系及び高圧代替注水系 炉隔離時冷却系及び高圧による代替注水系による※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－7

頁

行

補正前

補正後

1.8-51

6 行～8 行 全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，原子炉圧力容器への ※1 において，原子炉圧力高圧注水機能が喪失した 容器への高圧注水機能が場合において，高圧炉心 喪失し，高圧炉心注水系
注水系が使用可能な場合 が使用可能な場合※2。
※1。

1.8-518 行と 9 （追加）行の間

1.8-51

9 行～11 ※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，行
常設代替交流電源設備又 電源及び水源（復水貯蔵は第二代替交流電源設備 槽）が確保されている場
により注水に必要な電源 合。
が確保され，かつ水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

1.8-57

対応手段，対処設備，手 別紙 1.8-1 に変更する。
順書一覧（3/3）

1.8-61

監視計器一覧（4/7）

別紙 1.8-2 に変更する。

1.8-62

監視計器一覧（5/7）

別紙 1.8-3 に変更する。

1.8-63

監視計器一覧（6/7）

別紙 1.8-4 に変更する。

※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－8

頁
1.8-64

行補正前監視計器一覧（7/7）

補正後
別紙 1.8-5 に変更する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.8－9

対応手段，対処設備，手順書一覧（3/3）
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

別紙1.8-1
対処設備

手順書

高圧代替注水系ポンプ

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン

復水貯蔵槽

ト）

高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁「RPV 制御」

主蒸気系配管・弁「R/B 制御」 ※3

高圧代替注水系（注水系）配管・弁
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）

重大事故等対処設備

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備 ※2
可搬型直流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
設備

ほう酸水注入系ポンプ

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン

ほう酸水注入系貯蔵タンク

ト）

原子炉圧力容器対処設備

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

重大事故等

ほう酸水注入系配管・弁
ほう酸水注入系による「RPV 制御」「R/B 制御」

常設代替交流電源設備 ※2

AM 設備別操作手順書

可搬型代替交流電源設備 ※2「SLC ポンプによるほう酸水注入」

第二代替交流電源設備 ※2
設備

自主対策

原子炉圧力容器へのほう酸水注入

溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止

－

自主対策

第二代替交流電源設備 ※2

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン

復水貯蔵槽 ※1ト）

制御棒駆動系配管・弁「RPV 制御」

復水補給水系配管・弁
原子炉圧力容器
原子炉補機冷却系

自主対策設備

制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水

制御棒駆動水ポンプ

常設代替交流電源設備 ※2「R/B 制御」
AM 設備別操作手順書「CRD による原子炉注水」 ※3

第二代替交流電源設備 ※2

事故時運転操作手順書（シビアアクシデン

復水貯蔵槽 ※1ト）

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ「RPV 制御」

復水補給水系配管「R/B 制御」

原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2※1:手順は「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。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「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」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）1.8－10

自主対策設備高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

高圧炉心注水系ポンプ

AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」 ※3

監視計器一覧（4/7）

別紙1.8-2
重大事故等の対応に

手順書

監視パラメータ（計器）必要となる監視項目

1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順(1)原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「RPV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

AM 設備別操作手順書

原子炉圧力容器内の温度「MUWC による原子炉注水」

原子炉圧力容器温度
原子炉水位（狭帯域）

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧

電源

P/C D-1 電圧
直流125V 主母線盤A 電圧
直流125V 主母線盤B 電圧

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力
操作

原子炉圧力容器への注水量

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

補機監視機能復水移送ポンプ吐出圧力(A)
復水移送ポンプ吐出圧力(B)
復水移送ポンプ吐出圧力(C)

水源の確保
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「RPV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

AM 設備別操作手順書

原子炉圧力容器内の温度「消防車による原子炉注水」

原子炉水位（狭帯域）
原子炉圧力容器内の水位

多様なハザード対応手順
判断基準「消防車による送水（デブリ冷却）」

原子炉圧力容器温度
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧

電源

P/C D-1 電圧
直流125V 主母線盤A 電圧
直流125V 主母線盤B 電圧
復水貯蔵槽水位

水源の確保

復水貯蔵槽水位（SA）
防火水槽
淡水貯水池
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

操作

原子炉圧力容器内の圧力
原子炉圧力容器への注水量
補機監視機能水源の確保

1.8－11

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
可搬型代替注水ポンプ吐出圧力
防火水槽
淡水貯水池

監視計器一覧（5/7）

別紙1.8-3
重大事故等の対応に

手順書

監視パラメータ（計器）必要となる監視項目

1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順(1)原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「RPV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

AM 設備別操作手順書

原子炉圧力容器内の温度「消火ポンプによる原子炉注水」

原子炉圧力容器温度
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）

判断基準

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧

電源

P/C D-1 電圧
直流125V 主母線盤A 電圧
直流125V 主母線盤B 電圧
復水貯蔵槽水位

水源の確保

復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

操作

原子炉圧力容器内の圧力
原子炉圧力容器への注水量

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「RPV 制御」
原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

判断基準

原子炉水位（狭帯域）
原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力
電源

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
AM 用直流125V 充電器盤蓄電池電圧

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力
操作

原子炉圧力容器への注水量

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
高圧代替注水系系統流量
高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

補機監視機能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
高圧代替注水系ポンプ吸込圧力

水源の確保

1.8－12

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

監視計器一覧（6/7）

別紙1.8-4
重大事故等の対応に

手順書

監視パラメータ（計器）必要となる監視項目

1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順(1)原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「RPV 制御」
原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

AM 設備別操作手順書

原子炉圧力容器内の温度「SLC ポンプによるほう酸水注入」

原子炉圧力容器温度

判断基準

原子炉水位（狭帯域）
原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧

電源

P/C D-1 電圧
直流125V 主母線盤A 電圧
直流125V 主母線盤B 電圧
原子炉水位（狭帯域）操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

原子炉圧力
原子炉圧力(SA)
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「RPV 制御」
原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

AM 設備別操作手順書

原子炉圧力容器内の温度「CRD による原子炉注水」

原子炉圧力容器温度
原子炉水位（狭帯域）

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C C 電圧電源

P/C C-1 電圧
直流125V 主母線盤A 電圧

補機監視機能
水源の確保

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力
操作
原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉圧力容器への注水量

制御棒駆動系系統流量

補機監視機能制御棒駆動系充てん水ライン圧力

水源の確保

1.8－13

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

監視計器一覧（7/7）

別紙1.8-5
重大事故等の対応に

手順書

監視パラメータ（計器）必要となる監視項目

1.8.2.2 溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止のための対応手順(1)原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）

「RPV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率「R/B 制御」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

AM 設備別操作手順書

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度「HPCF 緊急注水」
原子炉水位（狭帯域）
判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
M/C D 電圧電源

P/C D-1 電圧
直流125V 主母線盤B 電圧

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

操作

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

高圧炉心注水系(B)系統流量

補機監視機能高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力

水源の確保

1.8－14

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

頁

行

補正前

補正後

1.9-7

4 行～
5行

ジルコニウム－水反応及 ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解により び水の放射線分解等によ
り

1.9-8

8 行～
9行

ジルコニウム－水反応及 ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解により び水の放射線分解等によ
り

1.9-8

20 行～
21 行

ジルコニウム－水反応及 ジルコニウム－水反応 及び水の放射線分解により び水の放射線分解等により

1.9-13

6 行～
7行

ジルコニウム－水反応及 ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解で発生 び水の放射線分解等で発する水素ガスにより，生する水素ガスにより，

1.9-1519 行～
20 行

原子炉格納容器への窒素 原子炉格納容器への窒素ガス供給開始まで約 8 時 ガス供給開始まで約 480間で可能である。
分で可能である。

1.9-16

7 行～
8行

ジルコニウム－水反応及 ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解により び水の放射線分解等により

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－1

頁

行

補正前

補正後

1.9-1616 行～
18 行

格納容器ベント停止後,再 格納容器ベント実施中に度原子炉格納容器内の水 おいて，残留熱除去系又素濃度及び酸素濃度が上 は代替循環冷却系による昇する場合は,格納容器 原子炉格納容器内の除熱
圧力逃がし装置を使用し 機能が 1 系統回復し，原た格納容器ベント 操作を 子炉格納容器内の水素濃実施する。
度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス
濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する。なお，二次隔離弁については，一次隔離
弁を全閉後，原子格納容器内の除熱機能が更に 1
系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

1.9-1923 行～
24 行

フィルタベント大気放出ラ フィルタベント大気放出ラ
インドレン弁を全閉とし，インドレン弁を全閉，水素バイパスライン止め弁を全開とし，1.9-20

7行（追加）

なお，ドライ条件の酸素濃度が 4.0vol%以上の場
合は，代替格納容器スプレイを実施することで，ドライウェル側とサプレッション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－2

頁

行

補正前

1.9-208 行～
9行

1.9-2120 行と 21 （追加）行の間

1.9-2121 行

補正後⑪当直副長は，原子炉格 ⑪当直副長は，原子炉格
納容器内の酸素濃度が 納容器内のウェット条
4.0vol% に 到 達 し た こ 件 の 酸 素 濃 度 がとを確認し，
4.0vol% に 到 達 し た こと，及びドライ条件の酸素濃度が 5.0vol%以下であることを確認
し，⑭中央制御室運転員 A 及
び B は，格納容器ベント
開始後，フィルタ装置水素濃度による水素濃度の 監視及び フィ ルタ 装
置出口放射線モニタによる放射線量率の監視を行う。また，緊急時対策要員は，フィルタ装置
出口放射線モニタから得た放射線量率及び事前に フィ ルタ 装 置出口
配管表面の放射線量率と配管内部の放射性物
質濃度から算出した換
算係数を用いて放射性物質濃度を推定する。

⑭中央制御室運転員 A 及 ⑮中央制御室運転員 A 及
び B は，び B は，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－3

頁

行

補正前

補正後

1.9-21～
1.9-2225 行～
7行⑮中央制御室運転員 A 及 ⑯中央制御室運転員 A 及
び B は，格納容器内水 び B は，格納容器ベント
素濃度指示値及び格納 開始後，残留熱除去系
容器内酸素濃度指示値 又は代替循環冷却系にの低下傾向が確認でき よる原子炉格納容器内ない状態となった場合， の除熱機能が 1 系統回
一次隔離弁（サプレッシ 復し，原子炉格納容器
ョン・チェンバ側又はドラ 内の水素濃度及び酸素
イウェル側）の全閉，そ 濃度の監視が可能で，の後に二次隔離弁又は かつ可燃性ガス濃度制
二次隔離弁バイパス弁 御系が使用可能な場合の 全 閉 操 作 を 実 施 す は，一次隔離弁（サプレる。再度原子炉格納容 ッショ ン・チェンバ側又
器内の水素濃度及び酸 はドライウェル側）の全素濃度が上昇する場合 閉 操作を実施し ，格納は,格納容器圧力逃が 容器圧力逃がし装置にし装置を使用し格納容 よる格納容器ベントを停器ベントを実施する。
止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容
器内の除熱機能が更に
1 系統回復する等，より安定的な状態になった
場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス
弁の全閉操作を実施する。

1.9-2212 行～
13 行

原子炉格納容器内の水素 原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出 ガス及び酸素ガスの排出開始まで約 40 分で可能で 開始まで約 45 分で可能である。
ある。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－4

頁

行

補正前

補正後

1.9-22

16 行（追加）

一次隔離弁の操作場所は
原子炉建屋内の原子炉区
域外に 設置 するこ とに 加え，あらかじめ遮蔽材を設置することで作業時の被ば
くによる影響を低減している。また，操作前にモニタリングを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着して操作する。

1.9-2220 行～
21 行

ジルコニウム－水反応及 ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解により び水の放射線分解等により

1.9-23

6 行～
8行

格納容器ベント停止後, 格納容器ベント実施中に再度原子炉格納容器内の おいて，残留熱除去系又
水素濃度及び酸素濃度が は代替循環冷却系による上昇する場合は, 耐圧強 原子炉格納容器内の除熱化ベント系を使用した格 機能が 1 系統回復し，原納容器ベント操作を実施 子炉格納容器内の水素濃する。
度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス
濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する。なお，二次隔離弁については，一次隔離
弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に
1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

1.9-25～
1.9-2624 行～
1行

遠隔手動操作設備により 遠隔手動弁操作設備によフィルタ装置入口弁の全 りフィルタ装置入口弁の閉操作を実施する。
全閉操作を実施する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－5

頁

行

補正前

補正後

1.9-2622 行と 23 （追加）行の間⑫現場運転員 C 及び D は，
水素バイパスライン止め
弁を全開とし，耐圧強化
ベント系による格納容器
ベント準備 完了を当直副長に報告する。

1.9-2623 行⑫当直長は，⑬当直長は，

1.9-271行⑬当直副長は，⑭当直副長は，

1.9-27

4行（追加）

なお，ドライ条件の酸素濃度が 4.0vol%以上の場
合は，代替格納容器スプレイを実施することで，ドライウェル側とサプレッション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

1.9-275行⑭当直長は，⑮当直長は，

1.9-278 行～
10 行⑮当直副長は，原子炉格 ⑯当直副長は，原子炉格
納容器内の酸素濃度が 納容器内のウェット条
4.0vol% に 到 達 し た こ 件 の 酸 素 濃 度 がと，及び原子炉格納容 4.0vol% に 到 達 し た こ
器内の圧力が規定圧力 と，ドライ条件の酸素
以 下 で あ る こ と を 確 認 濃度が 5.0vol%以下でし，あること，及び原子炉格納容器内の圧力が規定圧力以下であることを確認し，

1.9-2712 行⑯中央制御室運転員 A 及 ⑰中央制御室運転員 A 及
び B は，び B は，

1.9-281行⑰中央制御室運転員 A 及 ⑱中央制御室運転員 A 及
び B は，び B は，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－6

頁

行

補正前

1.9-287 行と 8 行 （追加）の間

1.9-28

8 行～
14 行

補正後
⑲中央制御室運転員 A 及
び B は，格納容器ベント
開始後，フィルタ装置水素濃度による水素濃度の監視及び耐圧強化ベント系放射線モニタによる放射線量率の監視を行う。また，緊急時対策
要員は，耐圧強化ベント
系放射線モニタから得た放射線量率及び事前に耐圧強化ベント系配管表面の放射線量率と配管内部の放射性物質
濃度から算出した換算係数を用いて放射性物
質濃度を推定する。

⑱中央制御室運転員 A 及 ⑳中央制御室運転員 A 及
び B は，格納容器内水 び B は，格納容器ベン素濃度指示値及び格納 ト開始後，残留熱除去
容器内酸素濃度指示値 系又は代替循環冷却系の低下傾向が確認でき による原子炉格納容器
な い 状 態 と な っ た 場 内の除熱機能が 1 系統
合，一次隔離弁（サプレ 回復し，原子炉格納容ッション・チェンバ側） 器内の水素濃度及び酸の全閉，その後に二次 素 濃 度 の 監 視 が 可 能
隔離弁又は二次隔離弁 で，かつ可燃性ガス濃バイパス弁の全閉操作 度制御系が使用可能なを実施する。再度原子 場合は，一次隔離弁（サ炉格納容器内の水素濃 プレッション・チェン
度及び酸素濃度が上昇 バ側）の全閉操作を実する場合は,耐圧強化 施し，耐圧強化ベント
ベント系を使用し格納 系による格納容器ベン
容 器 ベ ン ト を 実 施 す トを停止する。一次隔る。
離弁を全閉後，原子炉

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－7

頁

行

補正前

補正後
格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する
等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁
バイパス弁の全閉操作を実施する。

1.9-2818 行～
20 行

耐圧強化ベント系による 耐圧強化ベント系による水素ガス及び酸素ガス排 水素ガス及び酸素ガス排出開始まで約 55 分で可 出開始まで約 60 分で可
能である。
能である。

1.9-2823 行(追加)

1.9-295 行～
6行

系統内の酸素濃度を可燃 系統内の酸素濃度を可燃限界以下に保ち，限界未満に保ち，

1.9-2918 行②緊急時対策要員は，荒 ②緊急時対策要員は，荒浜/大湊資機材置き場 浜 側 高 台 保 管 場 所 ににて，て，

1.9-29～1.9-3022 行～
8行③緊急時対策要員は，タ ③緊急時対策要員は，タービン建屋－原子炉建 ービン建屋－原子炉建屋連絡通路南西側(原 屋連絡通路南西側(タ子炉建屋内の原子炉区 ービン建屋)にて，可搬域外)にて，可搬型窒素 型窒素供給装置から接供給装置からの送気ホ 続口への送気ホース取ースを接続口へ取付操付け操作を実施する。ま

一次隔離弁の操作場所は
原子炉建屋内の原子炉区域外に設置することに加え，あらかじめ遮蔽材を設置することで作業時の被ばくによる影響を低減している。また，操作前にモニタリングを行い接近可能であることを確認し防護具を確実に装着して操作する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－8

頁

行

補正前

補正後

作を実施する。また，非常用ガス処理系モニタ
室通路(原子炉建屋内の原子炉区域外)にて，耐圧強化ベント系 N₂パージ用元弁（原子炉建
屋内の原子炉区域外）
及び耐圧強化ベント系
N₂パージ用元弁（タービン建屋側）の開操作を実施した後，窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本部に報告する。

た，耐圧強化ベント系 N₂
パージ用元弁（二次格納施設側）及び耐圧強化ベント系 N₂パージ用
元弁（タービン建屋側）の全開操作を実施した
後，窒素ガス供給の準備完了を緊急時対策本部に報告する。

1.9-30

9 行～
10 行④緊急時対策本部は，緊 ④緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガ 急時対策要員に窒素ガスの注入開始を指示す スの供給開始を指示する。
る。

1.9-30

11 行～
12 行⑤緊急時対策要員は，可 ⑤緊急時対策要員は，可
搬型窒素供給装置より 搬型窒素供給装置より窒素ガスの注入を開始 窒素ガスの供給を開始
し，
し，

1.9-3017 行

窒素ガスパージ完了まで 窒素ガスパージ完了まで
約 6 時間で可能である。 約 360 分で可能である。

1.9-3319 行～
20 行

可燃性ガス濃度制御系起 可燃性ガス濃度制御系起動後 3 時間以内に動後 180 分以内に

1.9-3410 行

予熱時間は 3 時間以内で 予熱時間は約 180 分で可可能である。
能である。

1.9-3417 行～
18 行

ジルコニウム－水反応及 ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解でび水の放射線分解等で1.9-36

3 行～
4行

ジルコニウム－水反応及 ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解でび水の放射線分解等で

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁
を示す。
1.9－9

頁
1.9-37

行
8 行～
9行

補正前

補正後

「1.5.2.2(1)a.代替原子 「1.5.2.2(1)a.代替原子炉補機冷却水系による補 炉補機冷却系による補機
機冷却水確保」手順にて 冷却水確保」手順にて対
対応する。
応する。

1.9-43

第 1.9.2 表 重大事故等 別紙 1.9-1 に変更する。
対処に係る監視計器
監視計器一覧(1/3)

1.9-47

第 1.9.1 図 SOP「PCV 制 別紙 1.9-2 に変更する。
御」における対応フロー

1.9-49

第 1.9.3 図 可搬型格納 別紙 1.9-3 に変更する。
容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給 タイムチャー
ト

1.9-50

第 1.9.4 図 格納容器圧 別紙 1.9-4 に変更する。
力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス
及び酸素ガス排出 概要
図(1/2)

1.9-51

第 1.9.4 図 格納容器圧 別紙 1.9-5 に変更する。
力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス
及び酸素ガス排出 概要
図(2/2)

1.9-52

第 1.9.5 図 格納容器圧 別紙 1.9-6 に変更する。
力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス
及び酸素ガス排出 タイム
チャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.9－10

頁

行

補正前

補正後

1.9-53

第 1.9.6 図 耐圧強化ベ 別紙 1.9-7 に変更する。
ント系（W/W）による原子炉
格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出 概要
図(1/2)

1.9-54

第 1.9.6 図 耐圧強化ベ 別紙 1.9-8 に変更する。
ント系（W/W）による原子炉
格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出 概要
図(2/2)

1.9-55

第 1.9.7 図 耐圧強化ベ 別紙 1.9-9 に変更する。
ント系（W/W）による原子炉格納容器内の水素ガス
及び酸素ガスの排出 タ
イムチャート

1.9-56

第 1.9.8 図 耐圧強化ラ 別紙 1.9-10 に変更する。
インの窒素ガスパージ
概要図1.9-57

第 1.9.9 図 耐圧強化ラ 別紙 1.9-11 に変更する。
インの窒素ガスパージ
タイムチャート

1.9-59

第 1.9.11 図 可燃性ガス 別紙 1.9-12 に変更する。
濃度制御系による原子炉
格納容器内の水素濃度制
御 タイムチャート

1.9-62

第 1.9.14 図 重大事故等 別紙 1.9-13 に変更する。
時の対応手段選択フロー
チャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.9－11

別紙 1.9-1
第 1.9.2 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

手順書
1.9.2.1

監視パラメータ(計器)必要となる監視項目

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対応手順(1)原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止
b.可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給
多様なハザード対応手順
PCV 窒素供給」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
判断基準「可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度
操作

1.9.2.1

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）

原子炉圧力容器温度－―

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対応手順(2)炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出
b.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
事故時運転操作手順書(シビアアクシデン

原子炉格納容器内の放射線量率

ト)「PCV 制御」
AM 設備別操作手順書

原子炉格納容器内の圧力「PCV 水素・酸素ガス放出（フィルタベン
ト使用（S/C））」

原子炉格納容器内の温度判断基準

ン使用（S/C））」

原子炉圧力容器温度
格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度「PCV 水素・酸素ガス放出（フィルタベン
「PCV 水素・酸素ガス放出（耐圧強化ライ

格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

ト使用（D/W））」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
格納容器内水素濃度(A)

原子炉格納容器内の水素濃度「PCV 水素・酸素ガス放出（耐圧強化ラ

格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)イン使用（D/W））」

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C

C 電圧

M/C

D 電圧

P/C

C-1 電圧P/C

D-1 電圧

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）
格納容器内水素濃度(A)

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度(SA)操作

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水素濃度
フィルタ装置出口放射線モニタ
耐圧強化ベント系放射線モニタ

1.9－12

別紙 1.9-2

第 1.9.1 図

SOP「PCV 制御」における対応フロー

1.9－13

経過時間（時）

1

手順の項目

2

3

4

5

6

7

8

9

備考

要員（数）
可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給開始 480分
通信連絡設備準備，弁状態及び監視計器指示の確認
中央制御室運転員

2
弁操作，窒素供給開始
移動，通信連絡設備準備

現場運転員

2
系統構成，接続準備

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容 緊急時対策要員
器への窒素ガス供給（荒浜側高台保管場所の可搬型
格納容器窒素供給設備使用の場
合）5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜高台移動※1
可搬型大容量窒素供給装置4台の健全性確認及び資機材準備
可搬型大容量窒素供給装置4台の移動～配置

16

建屋外系統構成（ホース・ヘッダユニット接続，可搬型大容量窒素供給装置暖気）
建屋内系統構成（メタルホース取外し，接続治具フランジ接続）
接続部健全性確認※1

大湊側高台保管場所への移動は，20分と想定する

1.9-14
第 1.9.3 図

可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給

タイムチャート

別 紙 1.9-3

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）

主排気筒

6号炉

RE

フィルタ装置
出口放射線モニタ

配管遮蔽

雨水排水ライン⑧※1
ラプチャーディスク

H2 E

オリフィス

可搬 式窒素 供給装 置車等

PI

コン プ レ ッサー
発電 機

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

スクラバ水pH制御設備

フィルタ装置出口配管圧力給水 ラ イン

7号炉

RE

フィルタ装置入口圧力1.9-15フィルタ装置出口圧力 PT

フィルタ装置水位 LT

⑦※７
⑦※４

MO

フィルタ
装置

ド
レ
ン
タ
ン
ク

〔Ｆ．Ｃ〕

⑦※６

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

⑫ｂ※２
格納容器圧力(D/W)⑯※２

サプレッション・
チェンバ

・

AO

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備⑦※３ 〔Ｆ．Ｃ〕

MO

遠隔手動弁操作設備⑦※９⑯※３MO

遠隔手動弁操作設備⑦※１０⑯※４

遠隔手動弁操作設備
ボンベ
MO⑫b※５⑫b※１

・

遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

ドレンポンプ
設備
FE

FE

フィルタ装置スクラバ水pH

MO

⑦※１

MO

⑫a※５⑫a※１

非常用ガス処理系
排風機よりドレンポンプ
流量⑦※１ MO

MO MO

二次格納施設

可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

凡例

原子炉建屋

Ｎ2 供給ライン

Ｎ2供給ライン

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガス排出

可搬型窒素供給装置

概 要 図 (1/2)

別 紙 1.9-4

設計基準対象施設
から追加した箇所

第 1.9.4 図

⑫a※３

⑫a※４
⑫a※２
⑯※１

pH

⑫b※３

⑫b※４

PT

PT

原子炉
建屋

AO

・

〔Ｆ．Ｏ〕

AO

格納容器圧力(S/C)

ドレンタンク水位

⑧※２

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル

ボンベ

⑦※８

AO

原子炉区域運転階より

原
子
炉
圧
力
容
器
LＳ

遠隔手動弁操作設備

AO

・

Ｎ2ベントライン

フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

ボンベ
〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

よう素
フィルタ

オリフィス

MO

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

フィルタ装置
水素濃度

Ｎ2供給ラインラプチャーディスク⑦※５
パージ用排風機MO

フィルタ装置
出口放射線モニタH2 E⑦※２

原子炉区域よりPT

水中 ポン プ等

補給 薬液

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕

1.9-16
別 紙 1.9-5

第 1.9.4 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガス排出概 要 図 (2/2)

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

水素ガス及び酸素ガス排出開始 45分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

電源を 復旧しながら系統構成を 行う。

格納容器ベン ト開始

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ
スの排出(W/Wベントの場合)

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

移動，系統構成2

1.9-17

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

備考

水素ガス及び酸素ガス排出開始 45分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

電源を 復旧しながら格納容器ベン ト開始

系統構成を 行う。

移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，系統構成

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガス排出

タイムチャート

別 紙 1.9-6

第 1.9.5 図

系統構成

2

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ
スの排出(D/Wベントの場合)

主排気筒

可搬型代替注水ポンプ(A-2級）
6号炉

RE

配管遮蔽

フィルタ装置
出口放射線モニタ

ラプチャーディスク
H2 E

オリフィス

フィルタ装置水素濃度

Ｎ2ベントライン

スクラバ水pH制御設備
可搬 式窒素 供給装 置車等

PI
水中 ポン プ等

フィルタ装置出口配管圧力給水 ラ イン

7号炉
補給 薬液

RE

フィルタ装置
入口圧力Ｎ2供給ライン1.9-18

フィルタ装置出口圧力 PT
フィルタ装置 DP
金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位 LT

フィルタ
装置

ド
レ
ン
タ
ン
ク

〔Ｆ．Ｃ〕

ドライウェル

原子炉
建屋

AO
〔Ｆ．Ｏ〕

・

⑨※２

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

MO

⑩※１⑳※２⑨※１

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

MO⑩※２⑳※３

格納容器圧力(D/W)

サプレッショ
ン・チェンバ

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

ボンベ
MO

PT
PT

・

⑰※３
遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ
〔Ｆ．Ｃ〕

⑰※２
⑳※１

pH

ドレンポンプ
設備
FE

FE

フィルタ装置スクラバ水pH⑰※５⑤※１ MO
可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より

凡例

原子炉建屋

Ｎ2 供給ライン

Ｎ2供給ライン可搬型窒素供給装置

耐 圧 強 化 ベ ン ト 系 （ W/W） に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 水 素 ガ ス 及 び 酸 素 ガ ス の 排 出

概 要 図 (1/2)

別 紙 1.9-7

設計基準対象施設
から追加した箇所

第 1.9.6 図⑰※１⑤※１ MO

MO MO

二次格納施設⑰※４

MO

非常用ガス処理系
排風機よりドレンポンプ
流量

⑨※５

⑦⑨※４

・

AO

格納容器圧力(S/C)

LＳ

⑫

〔Ｆ．Ｏ〕

原
子
炉
圧
力
容
器

ドレンタンク水位

⑨※３
ボンベ

⑧※１
⑤※５

⑧※５

⑥⑧※４
遠隔手動弁操作設備 ⑧※２

AO

原子炉区域運転階より耐圧強化ベント系
放射線モニタボンベ

AO

・

Ｎ2ベントライン

MO

AO⑤※６ ※３
⑤

MO

よう素
フィルタ

オリフィス

RE

〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

〔Ｆ．Ｏ〕

フィルタ装置水素濃度⑤※４

パージ用排風機

6号炉⑤※２

原子炉区域よりMO

フィルタ装置
出口放射線モニタ
H2E

ラプチャーディスク

AO
原子炉区域・
タービン区域換気空調系排風機へ 〔Ｆ．Ｃ〕

PT

コン プレ ッサー
発電 機

⑧※３

1.9-19
耐 圧 強 化 ベ ン ト 系 （ W/W） に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 水 素 ガ ス 及 び 酸 素 ガ ス の 排 出

概 要 図 (2/2)

別 紙 1.9-8

第 1.9.6 図

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

60

50

70

80

備考

水素ガス及び酸素ガス排出開始 60分

要員（数）通信連絡設備準備，電源確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

系統構成

2

電源を 復旧しながら格納容器ベン ト開始

耐圧強化ベント系（W/W）による原子炉
格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出移動，電源確保

現場運転員Ｃ，Ｄ

1.9-20

第 1.9.7 図

系統構成を 行う。

2

移動，系統構成

耐 圧 強 化 ベ ン ト 系 （ W/W） に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 水 素 ガ ス 及 び 酸 素 ガ ス の 排 出

タイムチャート

別紙 1.9-9

凡例
設計基準対象施設
から追加した箇所
AO
原子炉区域・
タービン区域〔Ｆ．Ｃ〕
換気空調系排風機へ

主排気筒

6号炉

原子炉区域よりパージ用排風機

RE

MO

耐圧強化ベント系
放射線モニタ

AO

MO

ボンベ
〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガス処理系
排風機へ

MO

遠隔手動弁操作設備
AO

ボンベ

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｃ〕

AO

原子炉区域運転階よりAO
MO

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

AO

遠隔手動弁操作設備

〔Ｆ．Ｃ〕

MO
ボンベ

格納容器圧力(D/W)

MO

1.9-21

PT

格納容器圧力(S/C)
PT

サプレッショ
ン・チェンバ

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

〔Ｆ．Ｃ〕

・
原
子
炉
圧
力
容
器

・
AO

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウェル・・
遠隔手動弁操作設備

AO

ボンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

MO
MO
非常用ガス処理系
排風機より

Ｎ2 供給ライン
MO

MO MO
可燃性ガス濃度制御系
気水分離器より二次格納施設

操作手順

Ｎ2供給
ライン

原子炉建屋

タービン建屋③※１ ③※２

Ｎ2 供給ライン

可搬型窒素供給装置

弁名称
耐圧強化ベント系N2パージ用元弁（二次格納施設側）③※2

耐圧強化ベント系N2パージ用元弁（タービン建屋側）

第 1.9.8 図

耐圧強化ラインの窒素ガスパージ

概要図

別紙 1.9-10③※1

1.9-22

第 1.9.9 図 耐圧強化ラインの窒素ガスパージ タイムチャート

別紙 1.9-11

経過時間（分）
10

手順の項目

20

経過時間（時）301

可燃性ガス濃度制御系ブロワ起動 30分

要員（数）

2

3

4

5

備考

再結合開始

通信連絡設備準備，電源確認
隔離信号除外，連絡弁開

可燃性ガス濃度制御系による 中央制御室運転員 A，B
原子炉格納容器内の水素濃度制御現場運転員 C，D

第 1.9.11 図2

可燃性ガス濃度制御系 起動
予熱運転（約180分）

2

移動，電源確保

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

タイムチャート

1.9-23
別 紙 1.9-12

別紙 1.9-13

原子炉格納容器内の不活性化

【凡例】

※1

：プラント状態※1 運転中は格納容器内を窒素ガスで不活性化している。

：操作、確認：判断：重大事故等対処設備

炉心の著しい損傷の発生

電源の喪失

ジルコニウム－水反応及び水の放 射線分 解等による水素ガス・酸素ガス発生
原子炉格納容器内の水素・酸素濃度指示上昇

No

格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水
素濃度監視

Yes

原子炉格納容器内の圧力を
可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力以下に維持可能

代替交流電源代替直流電源による給電

格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

No

Yes
原子炉格納容器内の酸素濃度が
規定値以上

No

Yes

1.9-24

No
原子炉格納容器内の水素濃度が規定値以下
格納容器圧力逃がし装置
使用可能

No

Yes
Yes

ＡＭ用Ｓ／Ｐ水位計
ベン トラ イン-1m以下

No

Yes

優先① ※ 2
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

優先② ※2
格納容器圧力逃がし装置
によるW/W側水素ガス・酸
素ガス排出

優先③ ※2
格納容器圧力逃がし装置
によるD/W側水素ガス・酸
素ガス排出

優先④ ※2
耐圧強化ベント系
によるW/W側水素ガス・酸素ガ
ス排出※2 優先順位は，①→②→③→④の順とする。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）又は代替格納容器スプレイ冷
却系による原子炉格納容器の除熱

可燃性ガス濃度制御系による長期 的な原子炉格納容器内の水素濃度制御

第 1.9.14 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート

1.9-24

頁

行

補正前

補正後

1.10-620 行と 21 （追加）行の間

1.10-7

5 行～6 行 （そのうち，燃料取替床 （そのうち，原子炉建屋に 3 個）
オペレーティングフロアに 3 個）

1.10-8～
1.10-921 行～
2行

・原子炉建屋原子炉区域

なお，格納容器頂部注水 なお，防火水槽を水源と系による原子炉ウェルへ して利用する場合は，淡の注水は，防火水槽又は 水貯水池と防火水槽の間
淡水貯水池の淡水だけで にあらかじめ敷設したホ
なく，海水も利用できる。ースを使用して淡水貯水
また，淡水貯水池を水源 池から淡水を補給する。
として利用する際の取水 淡水貯水池を水源として方法は，淡水貯水池から 利用する場合はあらかじ
防火水槽の間にあらかじ め敷設したホースを使用
め敷設してあるホースを するが，当該ホースが使使用する方法と，そのホ 用できない場合は可搬のースを使用せずに淡水貯 ホースにて淡水貯水池か水池から直接取水する方 らの直接送水ラインを構
法がある。
成する。
また，格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.10-10

1 行～3 行 原子炉建屋トップベント 原子炉建屋トップベントを開放し，燃料取替床天 を開放し，原子炉建屋オ
井部の水素ガスを大気へ ペレーティングフロア天
排出することで，井部の水素ガスを大気へ排出することで，1.10-1014 行～15 静的触媒式水素再結合
静的触媒式水素再結合器
行器動作監視装置，原子炉 動作監視装置，原子炉建建屋水素濃度，屋原子炉区域，原子炉建屋水素濃度，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.10－1

頁

行

補正前

補正後

1.10-1110 行

燃料取替床天井部を開放 原子炉建屋オペレーティ
する操作でありングフロア天井部を開放する操作であり1.10-1410 行～12 原子炉ウェルへの注水準 原子炉ウェルへの注水準
行
備として可搬型代替注水 備のため，可搬型代替注ポンプ（A－2 級）の配置 水ポンプ（A－2 級）の配及びホース接続を依頼す 置，ホース接続及び起動る。
操作を依頼する。

1.10-1416 行～18 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－2 級）の健全性確認， －2 級）の配置，ホース
配置及びホースの展開・ 接 続 及 び 起 動 操 作 を 行接続を行い，い，

1.10-15

1 行～5 行 可搬型代替注水ポンプ（A 緊急時ウェル注水ライン－2 級）起動後，緊急時ウ （南側）元弁又は（北側）ェル注水ライン（南側） 元弁のどちらかを開操作
元弁又は（北側）元弁の して送水流量を必要流量
どちらかの開操作にて必 に調整し，送水開始につ
要流量に調整し，送水を いて緊急時対策本部に報開始したことを緊急時対 告する。
策本部に報告する。

1.10-20

5 行～6 行 原子炉建屋水素濃度にて 原子炉建屋水素濃度にて
燃料取替床天井付近の水 原子炉建屋オペレーティ
素濃度，
ングフロア天井付近の水素濃度，

1.10-20

6 行～7 行 非常用ガス処理系吸込配 非常用ガス処理系吸込配
管付近の水素濃度及び燃 管付近の水素濃度及び原料取替床以外のエリアの 子炉建屋オペレーティン
水素濃度
グフロア以外のエリアの水素濃度

1.10-21

5 行～6 行 また，燃料取替床の水素 また，原子炉建屋オペレ
濃度が 1.3vol%に到達し ーティングフロアの水素た場合は，濃度が 1.3vol%に到達した場合は，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.10－2

頁

行

補正前

補正後

1.10-2115 行③中央制御室運転員 A ③中央制御室運転員 A
は，燃料取替床のは，原子炉建屋オペレー
ティングフロアの1.10-2119 行

水素濃度の監視は，

1.10-22

4 行～5 行 燃料取替床天井部に滞留 原子炉建屋オペレーティ
した水素ガスを大気へ排 ングフロア天井部に滞留出し，した水素ガスを大気へ排出し，

1.10-2221 行～22 また，中央制御室運転員 また，中央制御室運転員
行に燃料取替床天井付近の に原子炉建屋オペレーテ
水素濃度をィングフロア天井付近の水素濃度を1.10-23

14 行～15 原子炉建屋トップベント 原子炉建屋トップベント
行の開放により燃料取替床 の開放により原子炉建屋の原子炉建屋水素濃度指 オペレーティングフロア
示値が低下の原子炉建屋水素濃度指
示値が低下

1.10-25

19 行

原子炉建屋内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器の動作状況の監視は，燃料取替床の水素濃度を 原子炉建屋オペレーティ
原子炉建屋水素濃度によ ングフロアの水素濃度をり監視し，
原子炉建屋水素濃度により監視し，1.10-27

第 1.10.1 表 機能喪失 別紙 1.10-1 に変更する。
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，対処設備，手順書一覧（1/2）

1.10-39

第 1.10.6 図 SOP「R/B 制 別紙 1.10-2 に変更する。
御」における対応フロー

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.10－3

別紙 1.10-1

第 1.10.1 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，対処設備，手順書一覧（1/2）
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

対処設備
※1

－

原子炉建屋原子炉区域
重大事故等
対処設備

原子炉建屋水素濃度

事故時運転操作手順書（シビアア
重大事故等
対処設備

－

※1

静的触媒式水素再結合器動作監視装置

原子炉建屋内の水素濃度監視※2

可搬型直流電源設備※2

常設代替交流電源設備※2

可搬型代替交流電源設備※2※2

可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）

※3

－

※2

格納容器頂部注水系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
原子炉ウェル「PCV 制御」
自主対策設備

ホース・接続口

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉ウェル注水」※2
多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉ウェ
ル注水）」

－

サプレッションプール浄化系ポンプ

事故時運転操作手順書（シビアア

復水貯蔵槽

クシデント）※3

サプレッションプール浄化系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
原子炉ウェル
原子炉補機冷却系（6 号炉のみ）※1:静的触媒式水素再結合器は，運転員による操作不要の原子炉建屋水素濃度制御設備である。
※2:手順は「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※3:手順は「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:手順は「1.12

発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて整備する。

1.10－4「PCV 制御」
自主対策設備

サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水

原子炉格納容器外への水素ガス漏えい抑制

格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水

クシデント）※3

燃料補給設備「R/B 制御」

事故時運転操作手順書（シビアア

※3

淡水貯水池

クシデント）

自主対策
設備

第二代替交流電源設備

防火水槽

重大事故等
対処設備

常設代替直流電源設備
代替電源による必要な設備への給電

水素濃度制御による原子炉建屋等の損傷防止

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

手順書

AM 設備別操作手順書「SPCU による原子炉ウェル注水」

別紙 1.10-2

第 1.10.6 図

SOP「R/B 制御」における対応フロー

1.10－5

頁

行

補正前

補正後

1.11-7

3行

使用済燃料プールの冷却 使用済燃料プールの冷却及び注水機能を有する
機能を有する1.11-7

4 行～5 行 燃料プール冷却浄化系及 燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系を設置し び残留熱除去系（燃料プている。
ール冷却モード）を設置している。

1.11-7

6 行～8 行 使用済燃料プールの注水 使用済燃料プールの注水機能を有する設備とし 機能を有する設備として，復水補給水系及びサ て，残留熱除去系（残留プレッションプール浄化 熱除去系ポンプによる補系（非常時補給モード） 給機能），復水補給水系及を設置
びサプレッションプール
浄化系（非常時補給モー
ド）を設置

1.11-10

5 行～10 なお，常設スプレイヘッ なお，防火水槽を水源と行
ダを使用した使用済燃料 して利用する場合は，淡プールへの注水は，防火 水貯水池と防火水槽の間
水槽又は淡水貯水池の淡 にあらかじめ敷設したホ水だけでなく，海水も利 ースを使用して淡水貯水用できる。また，淡水貯 池から淡水を補給する。
水池を水源として利用す 淡水貯水池を水源としてる際の取水方法は，淡水 利用する場合はあらかじ貯水池から防火水槽の間 め敷設したホースを使用にあらかじめ敷設してあ するが，当該ホースが使るホースを使用する方法 用できない場合は可搬のと，そのホースを使用せ ホースにて淡水貯水池かずに淡水貯水池から直接 らの直接送水ラインを構取水する方法がある。
成する。
また，常設スプレイヘッ
ダを使用した使用済燃料
プールへの注水は，防火
水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.11－1

頁

行

補正前

補正後

1.11-11

1 行～6 行 なお，可搬型スプレイヘ なお，防火水槽を水源とッダを使用した使用済燃 して利用する場合は，淡料プールへの注水は，防 水貯水池と防火水槽の間
火水槽又は淡水貯水池の にあらかじめ敷設したホ淡水だけでなく，海水も ースを使用して淡水貯水利用できる。また，淡水 池から淡水を補給する。
貯水池を水源として利用 淡水貯水池を水源としてする際の取水方法は，淡 利用する場合はあらかじ
水貯水池から防火水槽の め敷設したホースを使用
間にあらかじめ敷設して するが，当該ホースが使あるホースを使用する方 用できない場合は可搬の法と，そのホースを使用 ホースにて淡水貯水池かせずに淡水貯水池から直 らの直接送水ラインを構接取水する方法がある。 成する。
また，可搬型スプレイヘ
ッダを使用した使用済燃料プールへの注水は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.11-1414 行～19 なお，常設スプレイヘッ なお，防火水槽を水源と行
ダを使用した使用済燃料 して利用する場合は，淡プールへのスプレイは， 水貯水池と防火水槽の間
防火水槽又は淡水貯水池 にあらかじめ敷設したホの淡水だけでなく，海水 ースを使用して淡水貯水も利用できる。また，淡 池から淡水を補給する。
水貯水池を水源として利 淡水貯水池を水源として用する際の取水方法は， 利用する場合はあらかじ
淡水貯水池から防火水槽 め敷設したホースを使用の間にあらかじめ敷設し するが，当該ホースが使てあるホースを使用する 用できない場合は可搬の方法と，そのホースを使 ホースにて淡水貯水池か用せずに淡水貯水池から らの直接送水ラインを構
直 接 取 水 す る 方 法 が あ 成する。
る。
また，常設スプレイヘッ
ダを使用した使用済燃料
プールへのスプレイは，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.11－2

頁

行

補正前

補正後
防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.11-15

10 行～16 なお，可搬型スプレイヘ なお，防火水槽を水源と行ッダを使用した使用済燃 して利用する場合は，淡料 プ ー ル へ の ス プ レ イ 水貯水池と防火水槽の間は，防火水槽又は淡水貯 にあらかじめ敷設したホ水池の淡水だけでなく， ースを使用して淡水貯水
海水も利用できる。また，池から淡水を補給する。
淡水貯水池を水源として 淡水貯水池を水源として
利 用 す る 際 の 取 水 方 法 利用する場合はあらかじ
は，淡水貯水池から防火 め敷設したホースを使用
水槽の間にあらかじめ敷 するが，当該ホースが使設してあるホースを使用 用できない場合は可搬のする方法と，そのホース ホースにて淡水貯水池かを使用せずに淡水貯水池 らの直接送水ラインを構から直接取水する方法が 成する。
ある。
また，可搬型スプレイヘ
ッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ
は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

1.11-24

15 行～17 使用済燃料プールへの注 使用済燃料プールへの注
行
水準備として可搬型代替 水準備のため，可搬型代
注水ポンプ（A－1 級）又 替注水ポンプ（A－1 級）
は（A－2 級）の配備及び 又は（A－2 級）の配備，
ホ ー ス の 接 続 を 依 頼 す ホース接続及び起動操作る。
を依頼する。

1.11-24

18 行～19 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－1 級）又は（A－2 級） －1 級）又は（A－2 級）の配備及びホースの接続 の配備，ホース接続及びを行い，起動操作を行い，なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.11－3

頁

行

補正前

補正後

1.11-25

7 行～9 行 ⑦緊急時対策要員は，可 ⑦緊急時対策要員は，使搬型代替注水ポンプ（A－ 用済燃料プール外部注水
1 級）又は（A－2 級）起 原子炉建屋北側注水ライ
動後，使用済燃料プール ン元弁
外部注水原子炉建屋北側
注水ライン元弁

1.11-28

15 行～17 使用済燃料プールへの注 使用済燃料プールへの注
行
水準備として可搬型代替 水準備のため，可搬型代
注水ポンプ（A－1 級）又 替注水ポンプ（A－1 級）
は（A－2 級）の配備及び 又は（A－2 級）の配備，
ホ ー ス の 接 続 を 依 頼 す ホース接続及び起動操作る。
を依頼する。

1.11-28

19 行～20 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－1 級）又は（A－2 級） －1 級）又は（A－2 級）の配備，ホースの接続及 の配備，ホース接続及びび
起動操作，並びに

1.11-29

1 行～3 行 南東側階段を経由して燃 南東側階段を経由して原
料取替床までホースを敷 子炉建屋オペレーティン
設し，燃料取替床にて可 グフロアまでホースを敷
搬型スプレイヘッダを設 設し，原子炉建屋オペレ
置しホースと接続する。 ーティングフロアにて可
搬型スプレイヘッダを設置しホースと接続する。

1.11-29

5 行～8 行 北西側階段を経由して燃 北西側階段を経由して原
料取替床までホースを敷 子炉建屋オペレーティン
設し，燃料取替床にて可 グフロアまでホースを敷
搬型スプレイヘッダを設 設し，原子炉建屋オペレ
置しホースと接続する。 ーティングフロアにて可
搬型スプレイヘッダを設置しホースと接続する。

1.11-29

20 行～21 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A行－1 級）又は（A－2 級） －1 級）又は（A－2 級）の配備及びホースの接続 の配備，ホース接続及びを行い，起動操作を行い，なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.11－4

頁

行

補正前

補正後

1.11-30

9 行～11 緊急時対策要員は，可搬 緊急時対策要員は，SFP
行型代替注水ポンプ（A－1 接続口外側隔離弁を開操級）又は（A－2 級）起動 作して後，SFP 接続口外側隔離弁を開操作して

1.11-30

15 行～16 緊急時対策要員は，可搬 緊急時対策要員は，送水
行型代替注水ポンプ（A－1 流量を規定流量に調整し級）又は（A－2 級）起動後，送水流量を規定流量に調整し

1.11-40

18 行～20 使用済燃料プールへのス 使用済燃料プールへのス
行
プレイの準備として可搬 プレイの準備のため，可型代替注水ポンプ（A－1 搬型代替注水ポンプ（A－級）及び（A－2 級）の配 1 級）及び（A－2 級）の備及びホースの接続を依 配備，ホース接続及び起頼する。
動操作を依頼する。

1.11-40

22 行～23 第 1.11.15 図に示す接続 第 1.11.15 図に示す接続
行方法となるよう配備及び 方法となるよう配備し，ホースの接続を行い，ホース接続及び起動操作を行い，1.11-41

10 行～12 ⑦緊急時対策要員は，可 ⑦緊急時対策要員は，使行
搬型代替注水ポンプ（A－ 用済燃料プール外部注水
1 級）及び（A－2 級）起 原子炉建屋北側注水ライ
動後，使用済燃料プール ン元弁
外部注水原子炉建屋北側
注水ライン元弁

1.11-44

21 行～23 使用済燃料プールへのス 使用済燃料プールへのス行
プレイ準備として可搬型 プレイ準備のため，可搬
代 替 注 水 ポ ン プ （ A － 1 型代替注水ポンプ（A－1級）及び（A－2 級）の配 級）及び（A－2 級）の配
備及びホースの接続を依 備，ホース接続及び起動頼する。
操作を依頼する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.11－5

頁

行

補正前

補正後

1.11-45

1 行～2 行 可搬型代替注水ポンプ（A 可搬型代替注水ポンプ（A－1 級）及び（A－2 級） －1 級）及び（A－2 級）の配備，ホースの接続及 の配備，ホース接続及びび
起動操作，並びに

1.11-45

8 行～10 南東側階段を経由して燃 南東側階段を経由して原行
料取替床までホースを敷 子炉建屋オペレーティン
設し，燃料取替床にて可 グフロアまでホースを敷
搬型スプレイヘッダを設 設し，原子炉建屋オペレ
置しホースと接続する。 ーティングフロアにて可
搬型スプレイヘッダを設置しホースと接続する。

1.11-45

12 行～15 北西側階段を経由して燃 北西側階段を経由して原行
料取替床までホースを敷 子炉建屋オペレーティン
設し，燃料取替床にて可 グフロアまでホースを敷
搬型スプレイヘッダを設 設し，原子炉建屋オペレ
置しホースと接続する。 ーティングフロアにて可
搬型スプレイヘッダを設置しホースと接続する。

1.11-46

3 行～4 行 直列となるよう配備及び 直列となるよう配備し，ホースの接続を行い，ホース接続及び起動操作を行い，1.11-46

16 行～18 緊急時対策要員は，可搬 緊急時対策要員は，SFP
行型代替注水ポンプ（A－1 接続口外側隔離弁を開操
級）及び（A－2 級）起動 作して後，SFP 接続口外側隔離弁を開操作して

1.11-46

22 行～23 緊急時対策要員は，可搬 緊急時対策要員は，送水
行型代替注水ポンプ（A－1 流量を規定流量に調整し級）及び（A－2 級）起動後，送水流量を規定流量に調整しなお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.11－6

頁
1.11-50

行
16 行

補正前

補正後

漏えい緩和措置完了まで 漏えい緩和措置完了まで
約 2 時間で可能である。 約 120 分で可能である。

1.11-68

第 1.11.1 図 機能喪失 別紙 1.11-1 に変更する。
原因対策分析（1/2）

1.11-69

第 1.11.1 図 機能喪失 別紙 1.11-2 に変更する。
原因対策分析（2/2）

1.11-70

第 1.11.1 図 機能喪失 別紙 1.11-3 に変更する。
原因対策分析（補足）1.11-93

第 1.11.20 図 使用済燃 別紙 1.11-4 に変更する。
料プールからの漏えい緩
和 タイムチャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.11－7

使用済燃料プール水位低下

対応手段①：燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水②：燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水③：消火系による使用済燃料プールへの注水④：漏えい抑制⑤：使用済燃料プールの監視⑥：代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱

⑤

①，②，③

サポート系
MUWC注水機能喪失

SFP損傷

SPCU注水機能喪失

RHR冷却・補給機能喪失※2※1

フロントライン系

ｻﾎﾟｰﾄ系
故障：フロントライン系の対応：OR条件：サポート系の対応：故障想定箇所

弁故障

FPCポンプ
故障※5

RCW機能喪失

ｻﾎﾟｰﾄ系故障

RSW機能喪失

FPC系
弁

FPC Hx※5

1.11－8

④
MUWC系
配管

FPC系
配管

※5
CSP

補機冷却系
故障

ｽｷﾏ
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ④
駆動源喪失（AC電源）

※4

FPC系
配管

駆動源喪失
（DC電源）

駆動源喪失（AC電源）

RCWポンプ

※6

※5

駆動源喪失
（DC電源）SPCU注水機能喪失

※6

駆動源喪失
（AC,DC電源）

M/C故障

弁

RSWポンプ

※6

弁

静的機器

静的機器

RCW Hx

RSW系配管

RCW系配管

ｽﾄﾚｰﾅ

D/G機能
喪失

外部電源
喪失

駆動源喪失
（DC電源）※6

注：K7 SPCUのサポート系には、補機冷却系は含まない※2

RHR冷却・補給機能喪失※1
主母線盤故障弁故障

SPCUポンプ
故障

ｻﾎﾟｰﾄ系
故障
注※3
RHR Hx

FPC系
配管

④
S/C

CSP

SPCU系
弁

MUWC系
弁

第 1.11.1 図

FPC系
弁

RHR系配管

ｽｷﾏ
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ

FPC系配管機能喪失原因対策分析（1/2）

RHR系弁

蓄電池機能喪失

ｻﾎﾟｰﾄ系
故障

FPC系弁

AC電源
喪失
※5

充電器盤故障別紙 1.11-1※3

弁故障

RHRポンプ
故障

④
MUWC系
配管

遮断器故障

フロントライン系

フロントライン系

SPCU系
配管

P/C故障
⑥

⑥
MUWC系
弁

駆動源喪失
（AC電源）※4※3弁故障：AND条件補機冷却系
故障

FPC冷却機能喪失

フロントライン系

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ
故障

凡例

使用済燃料プール水位維持不可

対応手段①：燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ②：燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ③：漏えい緩和④：使用済燃料プールの監視⑤：大気への放射性物質の拡散抑制

④

①，②，⑤

凡例
：AND条件：フロントライン系の対応：OR条件：故障想定箇所③
SFP損傷

MUWC注水機能喪失

SPCU注水機能喪失

RHR冷却・補給機能喪失※2※1

フロントライン系

サポート系

FPC冷却機能喪失※3
弁故障

ｻﾎﾟｰﾄ系
故障

駆動源喪失（AC電源）※4

フロントライン系

MUWCﾎﾟﾝﾌﾟ
故障

補機冷却系
故障

弁故障

FPCポンプ
故障※5

RCW機能喪失

ｻﾎﾟｰﾄ系故障

RSW機能喪失

駆動源喪失（AC,DC電源）
※5

MUWC系
弁

FPC系
弁

FPC Hx1.11－9駆動源喪失（AC電源）
※5
MUWC系
配管

FPC系
配管

CSP

補機冷却系
故障

ｽｷﾏ
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ

※4

FPC系
配管

駆動源喪失
（AC電源）

RCWポンプ

※6

※5

駆動源喪失
（DC電源）SPCU注水機能喪失

※6

駆動源喪失
（DC電源）

RSWポンプ

D/G機能
喪失

外部電源
喪失

※6

弁

静的機器

静的機器

RCW Hx

RSW系配管

RCW系配管

ｽﾄﾚｰﾅ

駆動源喪失
（DC電源）

RHR冷却・補給機能喪失※1
主母線盤故障弁故障

SPCUポンプ
故障

ｻﾎﾟｰﾄ系
故障
注

S/C

CSP

SPCU系
弁

MUWC系
弁

第 1.11.1 図

FPC系
弁

RHR系配管

ｽｷﾏ
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ
FPC系配管機能喪失原因対策分析（2/2）

RHR系弁

蓄電池機能喪失

ｻﾎﾟｰﾄ系
故障※3

RHR Hx
FPC系
配管

弁故障

RHRポンプ
故障

FPC系弁

AC電源
喪失
※5

充電器盤故障別紙 1.11-2

※3

MUWC系
配管

遮断器故障

フロントライン系

フロントライン系

SPCU系
配管

M/C故障

※6

注：K7 SPCUのサポート系には、補機冷却系は含まない

※2

弁

P/C故障

別紙 1.11-3

凡例：

フロントライン系

サポート系

故障を想定

対応手段あり

故障要因5

故障要因6

故障要因7

故障要因8

フロントライン系，サポート系の整理，故障の想定・対応手段
故障想定機器

故障要因1

故障要因2

故障要因3

故障要因4

FPCポンプ故障
弁故障
FPC Hx静的機器故障配管（FPC）
スキマサージタンク

RCW機能喪失

RCWポンプ
弁
静的機器故障補機冷却系故障

RSW機能喪失

RSWポンプ
弁
静的機器故障FPCによる冷却機能喪失

駆動源喪失（AC電源）
駆動源喪失（AC電源）

RCW Hx配管（RCW）

配管（RSW）
ストレーナ

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失RHRポンプ故障
弁故障（RHR，FPC）
RHR Hx静的機器故障配管（RHR，FPC）
スキマサージタンク
RCW機能喪失

RCWポンプ
弁
静的機器故障補機冷却系故障

RSW機能喪失

RSWポンプ
弁
静的機器故障RHRによる冷却及び補給機能喪失駆動源喪失（AC電源）

SFP水位低下
駆動源喪失（AC電源）

RCW Hx配管（RCW）

配管（RSW）
ストレーナ

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失

P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失MUWCポンプ故障
弁故障（MUWC，
FPC）
静的機器故障MUWCによる注水機
能喪失

駆動源喪失（AC電源）

配管（MUWC，FPC）
CSP
P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失SPCUポンプ故障
弁故障（SPCU，
MUWC，FPC）
静的機器故障駆動源喪失（AC電SPCUによる注水機能源）
喪失

配管（SPCU，
MUWC，FPC）
CSP，S/C
P/C故障
M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失主母線盤故障遮断器故障
蓄電池機能喪失
駆動源喪失(DC電源）

SFP水位維持不可※

直流電源供給機能喪失充電器機能喪失

充電器盤故障P/C故障
AC電源喪失

M/C故障

D/G機能喪失
外部電源喪失

SFP損傷

本資料は，
「機能喪失原因対策分析」をもとに，設計基準事故対処設備の機能が喪失に至る原因を順次右側へ展開している。すなわち，機器の機能が喪失することにより，当該機器の左側に記載される機能が喪失する関係にあることを示している。ただし，AND 条件，OR 条件については表現していないため，必要に応じて「機能喪失原因対策分析」を確認す
ることとする。

第 1.11.1 図 機能喪失原因対策分析（補足）1.11－10

経過時間（分）30

手順の項目

使用済燃料プールからの漏え
い緩和

60

90

120

150

180

210

備考

使用済燃料プールからの漏えい緩和 120分

要員（数）中央制御室運転員 A

1

現場運転員 Ｅ，Ｆ

2

使用済燃料プ ール監視カ メラ 状態確認

移動，使用済燃料プ ールからの漏えい緩和

第 1.11.20 図 使用済燃料プールからの漏えい緩和 タイムチャート

1.11－11
別紙 1.11-4

頁

行

補正前

補正後

1.12-1

21 行と （追加）
22 行の間b. ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込
み1.12-14

1 行～
4行

1.12-1422 行の次 （追加）

1.12-15

16 行～
17 行

また，放射性物質吸着材 また，放射性物質吸着材の 設 置 位 置 図 を 第 の 設 置 位 置 図 を 第1.12.4 図に，タイムチャ 1.12.6 図に，タイムチャートを第 1.12.5 図に示 ートを第 1.12.7 図に示す。
す。

1.12-17

2 行～
5行

大容量送水車（原子炉建 放射性物質吸着材の設置
屋放水設備用），放水砲に 作業が完了した後においよる大気への放射性物質 て，汚濁防止膜の設置がの拡散抑制を行う手順着 可能な状況（大津波警報，手の判断をした場合にお 津波警報が出ていない又いて，汚濁防止膜の設置 は解除された等）であるが可能な状況（大津波警 場合。
報，津波警報が出ていない又は解除された等）である場合。

1.12-17

8 行～
9行

また，汚濁防止膜の設置 また，汚濁防止膜の設置
位置図を第 1.12.6 図に， 位置図を第 1.12.8 図に，タイムチャートを第 タイムチャートを第緊急時対策本部からの指 緊急時対策本部からの指示を受けて，大気への放 示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制を開 射性物質の拡散抑制を開始する。緊急時対策要員 始する。緊急時対策要員
5 名にて実施し，手順着 5 名にて実施し，大容量
手から約 130 分以降（7 号 送水車（原子炉建屋放水炉の場合，6 号炉の場合 設備用），放水砲による大は約 160 分以降）放水す 気への放射性物質の拡散ることが可能である。
抑制の実施指示から 10分で放水することが可能である。
別紙 1.12-1 に変更する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.12－1頁

行

補正前
1.12.7 図に示す。

補正後
1.12.9 図に示す。

1.12-19

2行

海洋への放射性物質の拡 海洋への放射性物質の拡散抑制の手順の流れを第 散 抑 制 手 順 の 流 れ を 第1.12.8 図に示す。
1.12.10 図に示す。

1.12-20

3 行～
5行

また，航空機燃料火災へ また，航空機燃料火災への対応の概要図を第 の対応の概要図を第1.12.9 図に，タイムチャ 1.12.11 図に，タイムチ
ートを第 1.12.10 図に， ャ ー トを 第 1.12.12 図
水 利 の 配 置 図 を 第 に，水利の配置図を第1.12.11 図示す。
1.12.13 図に示す。

1.12-32 と
1.12-33 の間（追加）

別紙 1.12-2 を追加する。

1.12-33

第 1.12.4 図 放射性物 第 1.12.6 図 放射性物
質吸着材の設置位置図
質吸着材の設置位置図

1.12-33

第 1.12.5 図 海洋への 第 1.12.7 図 海洋への放射性物質の拡散抑制 放射性物質の拡散抑制（放射性物質吸着材）タ （放射性物質吸着材）タ
イムチャートイムチャート1.12-34

第 1.12.6 図 汚濁防止 第 1.12.8 図 汚濁防止
膜の設置位置図
膜の設置位置図

1.12-34

第 1.12.7 図 海洋への 第 1.12.9 図 海洋への放射性物質の拡散抑制 放射性物質の拡散抑制（汚濁防止膜）タイムチ （汚濁防止膜）タイムチャートャート

1.12-35

第 1.12.8 図 海洋への 別紙 1.12-3 に変更する。
放射性物質の拡散抑制手
順の流れ

1.12-36

第 1.12.9 図 航空機燃 第 1.12.11 図 航空機燃料火災への対応の概要図 料火災への対応の概要図

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.12－2

頁

行

補正前

補正後

1.12-37

第 1.12.10 図 航空機衝 第 1.12.12 図 航空機衝突による航空機燃料火災 突による航空機燃料火災時の手順 タイムチャー 時の手順 タイムチャー
トト

1.12-38

第 1.12.11 図 水利の配 第 1.12.13 図 水利の配置及び大容量送水車（原 置及び大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及 子炉建屋放水設備用）及
び放水砲による泡消火 び放水砲による泡消火
ホース敷設ルート図
ホース敷設ルート図

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.12－3

別紙 1.12-1b.

ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み
原子炉建屋放水設備により原子炉建屋に向けて放水する際に，原子炉建屋から放出される放射性物質の漏えい箇所を把握し，大気への放射性物質の拡散抑制をより効果的なものとするため，ガンマカメラ又はサーモカメラにより放射性物質や熱を検出し，放射性物質漏えい箇所を絞り込む手順を整備する。

手順着手の判断基準
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制を行う手順の着手を判断した場合において，放射性物質の漏えい箇所が原子炉建屋外観上で判断できない場合。

操作手順
ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所を特定する手順の概要は以下のとおり。また，手順の概要図を第 1.12.4 図，タイムチャートを第 1.12.5 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へ
ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所を絞り込む作業の開始を指示する。
②緊急時対策要員は，ガンマカメラ又はサーモカメラを原子炉建屋が視認できる場所に運搬する。
③緊急時対策要員は，ガンマカメラ又はサーモカメラにより放射性物質の漏えい箇所を絞り込む。

1.12－4

操作の成立性
ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の特定は，緊急時対策要員 2 名の体制である。
作業は，緊急時対策本部の指示に従い対応することとしており，ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質漏えい箇所の絞り込み手順着手
から約 60 分で絞り込み作業を開始することとしている。

1.12－5

別紙 1.12-2

第 1.12.4 図

ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所の絞り込み手順の概略図

経過時間（分）

20
手順の項目

40

60

80

備考

ガンマカメラ又はサーモ カメラによる放射性物質漏えい個所の絞り込み作業開始
60分

要員（数）

移動
ガンマカメラ又はサーモ
カメラによる放射性物質
漏えい箇所の絞り込み

第 1.12.5 図設置準備
緊急時対策要員

2
測定

ガンマカメラ又はサーモカメラによる放射性物質の漏えい箇所の絞り込み手順

タイムチャート

1.12－6

別紙 1.12-3

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制を行うと判断した場合①放射性物質吸着材設置作業（緊急時対策要員:4 名）（操作概要）
・雨水排水路集水桝 2 箇所（6 号炉，7 号炉）への放射性物
質吸着材の設置
放水砲による放水開始前までに必要な手順②放射性物質吸着材設置作業（緊急時対策要員:4 名）（操作概要）
・雨水排水路集水桝 1 箇所（5 号炉），
フラップゲート入口 3 箇所への放射性物質吸着材の設置③汚濁防止膜設置作業（緊急時対策要員:6 名）（操作概要）
・北放水口への汚濁防止膜の設置（1 重目）④汚濁防止膜設置作業（緊急時対策要員及び参集要員:13 名）（操作概要）
・取水口（3 箇所）への汚濁防止膜の設置（1 重目）⑤汚濁防止膜設置作業（緊急時対策要員及び参集要員:13 名）（操作概要）
・北放水口、取水口（3 箇所）（合計 4 箇所）への汚濁防止膜の設置（2 重目）②，③の作業は，異なる要員で対応できる場合は，並行して実施することが可能。

第 1.12.10 図

海洋への放射性物質の拡散抑制手順の流れ

1.12－7

頁

行

補正前

補正後

1.13-44

12 行～
14 行

1.13-44

14 行と 15 （追加）行の間

1.13-44

15 行～
18 行

※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，原子炉圧力指示値が規定 電源及び水源(復水貯蔵値 以 上 あ る 場 合 に お い 槽)が確保されている場て，常設代替直流電源設 合。
備又は可搬型直流電源設
備により注水に必要な電源が確保され，かつ水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。

1.13-49

5 行～
7行

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，原子炉圧力容器への ※1 において，原子炉圧力高圧注水機能が喪失した 容器への高圧注水機能が場合において，制御棒駆 喪失した場合において，動系が使用可能な場合 ※ 制御棒駆動系が使用可能
1。
な場合※2。

1.13-49

7 行と
（追加）
8 行の間

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，原子炉圧力容器への ※1 において，原子炉圧力高圧注水機能が喪失した 容器への高圧注水機能が場合において，高圧代替 喪失した場合において，注水系が使用可能な場合 高圧代替注水系が使用可※1。
能な場合※2。

※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－1

頁

行

補正前

補正後
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

1.13-49

8 行～
11 行※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備又 電源，補機冷却水及び水は第二代替交流電源設備 源(復水貯蔵槽)が確保さにより注水に必要な電源 れている場合。
が確保され，かつ補機冷
却水及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場
合。

1.13-51

4 行～
6行

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，原子炉圧力容器への ※1 において，原子炉圧力高圧注水機能が喪失した 容器への高圧注水機能が場合において，高圧炉心 喪失した場合において，注水系が使用可能な場合 高圧炉心注水系が使用可※1。
能な場合※2。

1.13-51

6 行と
（追加）
7 行の間

※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－2

頁

行

補正前

補正後

1.13-51

7 行～
10 行※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備又 電源及び水源(復水貯蔵は第二代替交流電源設備 槽)が確保されている場
により注水に必要な電源 合。
が確保され，かつ水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。

1.13-54

4 行～
7行

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，給水・復水系及び非 ※1 において，給水・復水
常用炉心冷却系による原 系及び非常用炉心冷却系
子炉圧力容器への注水が による原子炉圧力容器へできない場合において， の注水ができない場合に低圧代替注水系(常設)が おいて，低圧代替注水系
使用可能な場合※1。
(常設)が使用可能な場合※2。

1.13-54

7 行と
（追加）
8 行の間

1.13-54

8 行～
11 行※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備又 電源及び水源(復水貯蔵は第二代替交流電源設備 槽)が確保されている場
により注水に必要な電源 合。
が確保され，かつ水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。

1.13-77

10 行～
13 行

炉心損傷を判断した場合 炉心損傷を判断した場合※1において，残留熱除去 ※1 において，残留熱除去※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－3

頁

行

補正前

補正後

系の復旧に見込みがなく 系の復旧に見込みがなく※2
原子炉格納容器内の除 ※2 原子炉格納容器内の除熱が困難な状況で，復水 熱が困難な状況で，以下補給水系が使用可能※3 で の条件が全て成立した場
かつ，代替原子炉補機冷 合。
却系による冷却水供給が ・復水補給水系が使用可
可能な場合。
能※3 であること。
・代替原子炉補機冷却系
による冷却水供給が可能であること。
・原子炉格納容器内の酸素濃度が 4vol%以下※4 であること。
1.13-77

22 行の次 （追加）

※4:ドライ条件の酸素濃度を確認する。格納容器
内酸素濃度（CAMS）にて
4vol%以下を確認できない場合は，代替格納容器
スプレイを継続することで，ドライウェル側とサ
プレッション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。

1.13-79

18 行～
20 行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから運転員操作の系統構成完 運転員操作の系統構成完了まで約 1 時間 55 分，緊 了まで約 115 分，緊急時
急時対策要員操作の補機 対策要員操作の補機冷却
冷却水供給開始まで約 9 水供給開始まで約 540 分
時間で可能である。
で可能である。

1.13-82

16 行～
18 行

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，低圧代替注水系(常 ※1 において，低圧代替注設)による原子炉圧力容 水系(常設)による原子炉器への注水ができない場 圧力容器への注水ができ合において，消火系が使 ない場合において，消火用可能な場合※1。
系が使用可能な場合※2。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－4

頁

行

補正前

補正後

1.13-82

20 行と （追加）
21 行の間※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

1.13-82～
1.13-83

21 行～
1行※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備， 電源，燃料及び水源(ろ過第二代替交流電源設備又 水タンク)が確保されては可搬型代替交流電源設 いる場合。
備により注水に必要な電源が確保され，かつ燃料及び水源(ろ過水タンク)が確保されている場合。

1.13-98

2 行～
5行

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，低圧代替注水系(常 ※1 において，低圧代替注設)及び消火系による原 水系(常設)及び消火系に
子炉圧力容器への注水が よる原子炉圧力容器へのできない場合において， 注水ができない場合にお低圧代替注水系(可搬型) いて，低圧代替注水系(可が使用可能な場合※1。
搬型)が使用可能な場合※
2。

1.13-98

5 行と
（追加）
6 行の間

※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－5

頁

行

補正前

補正後
力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

1.13-98

6 行～
9行※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備， 電源，燃料及び水源(防火第二代替交流電源設備又 水槽)が確保されているは可搬型代替交流電源設 場合。
備により注水に必要な電源が確保され，かつ燃料及び水源(防火水槽)が確保されている場合。

1.13-100

4 行～
8行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型) 低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器へ による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除 の注水開始まで，残留熱去系(B)，残留熱除去系 除去系(A) の注入配管を(A)，残留熱除去系(C)， 使用した場合においては
高圧炉心注水系(B)及び 約 150 分，残留熱除去系
高圧炉心注水系(C)のい (B)，残留熱除去系(C)，
ずれの注入配管を使用し 高圧炉心注水系(B)及びた場合においても約 125 高圧炉心注水系(C)のい分で可能である。
ずれの注入配管を使用した場合においても約 125分で可能である。

1.13-106

11 行～
17 行

上記の操作は，1 ユニッ 防火水槽を水源としたフ
ト当たり中央制御室運転 ィルタ装置への補給操作員 1 名及び緊急時対策要 は，炉心損傷をしていな
員 6 名にて作業を実施し い場合は，1 ユニット当た場合，作業開始を判断 たり緊急時対策要員 2 名
してから水源と送水ルー に て 作 業 を 実 施 し た 場
トの特定，可搬型代替注 合，作業開始を判断して水ポンプ(A-2 級)の配置 から水源と送水ルートの～送水準備及びフィルタ 特定，可搬型代替注水ポ装置補給用接続口使用に ンプ(A-2 級)の配置～送よる可搬型代替注水ポン 水準備及びフィルタ装置
プ(A-2 級)による注水開 補給用接続口使用による始まで約 65 分，フィルタ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－6

頁

行

補正前

補正後

装置水位調整(水張り)完 (A-2 級)による注水開始
了まで約 125 分で可能で まで約 65 分，フィルタ装ある。
置水位調整(水張り)完了
まで約 125 分で可能である。
炉心損傷をしている場合
は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置～送水準
備及びフィルタ装置補給用接続口使用による可搬型 代 替 注 水 ポ ン プ (A-2級)による注水開始まで
約 65 分，フィルタ装置水
位調整(水張り)完了まで
約 125 分で可能である。
1.13-127

17 行～
20 行

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，低圧代替注水系(常 ※1 において，低圧代替注設)及び消火系による原 水系(常設)及び消火系に
子炉圧力容器への注水が よる原子炉圧力容器へのできない場合において， 注水ができない場合にお低圧代替注水系(可搬型) いて，低圧代替注水系(可が使用可能な場合※1。
搬型)が使用可能な場合※
2。

1.13-127

20 行と （追加）
21 行の間※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－7

頁

行

補正前

補正後
線レベル（CAMS）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。

1.13-127～
1.13-128

21 行
～
2行

※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備， 電源，燃料及び水源(淡水第二代替交流電源設備又 貯水池)が確保されていは可搬型代替交流電源設 る場合。
備により注水に必要な電源が確保され，かつ燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。

1.13-129～
1.13-130

24 行
～
4行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型) 低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器へ による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除 の注水開始まで残留熱除去系(B)，残留熱除去系 去系(A) の注入配管を使(A)，残留熱除去系(C)， 用した場合においては約
高圧炉心注水系(B)及び 150 分 ， 残 留 熱 除 去 系
高圧炉心注水系(C)のい (B)，残留熱除去系(C)，
ずれの注入配管を使用し 高圧炉心注水系(B)及びた場合においても約 140 高圧炉心注水系(C)のい分で可能である。
ずれの注入配管を使用した場合においても約 140分で可能である。

1.13-136

21 行～
22 行

炉心損傷をしている場合 炉心損傷をしている場合
は，1 ユニット当たり緊 は，1 ユニット当たり中
急時対策要員 10 名にて 央制御室運転員 1 名及び作業を実施した場合，緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，

1.13-154

2 行～
7行

上記の操作は，1 ユニッ 上記の操作は 6 号及び 7
ト当たり可搬型代替注水 号炉の送水準備を同時にポンプ(A-1 級又は A-2 行う運用としており，可級)4 台の操作を緊急時 搬型代替注水ポンプ(A-1
対策要員 6 名にて実施し 級又は A-2 級)8 台（6 号

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－8

頁

行

補正前

補正後

た場合，作業開始を判断 炉用 4 台，7 号炉用 4 台）してから送水開始まで， の操作を緊急時対策要員
建屋近傍の送水ラインと 6 名にて実施し，作業開直接接続し，SFP 接続口，始を判断してから送水開
スクラバ接続口，ウェル 始まで，建屋近傍の送水接続口及び MUWC 接続口 ラインと直接接続し，SFPに接続した場合において 接続口，スクラバ接続口，
約 330 分で可能である。 ウェル接続口及び MUWC
接続口に接続した場合にお い て 片 号 炉 は 約 330
分，もう一方の号炉は約345 分で可能である。
1.13-156

13 行～
16 行

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，低圧代替注水系(常 ※1 において，低圧代替注設)及び消火系による原 水系(常設)及び消火系に
子炉圧力容器への注水が よる原子炉圧力容器へのできない場合において， 注水ができない場合にお低圧代替注水系(可搬型) いて，低圧代替注水系(可が使用可能な場合※1。
搬型)が使用可能な場合※
2。

1.13-156

16 行と （追加）
17 行の間1.13-156

17 行～
20 行

※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備， 電源，燃料及び水源(淡水第二代替交流電源設備又 貯水池)が確保されていは可搬型代替交流電源設 る場合。
備により注水に必要な電

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－9

頁

行

補正前

補正後

源が確保され，かつ燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
1.13-165

19 行～
20 行

炉心損傷している場合 炉心損傷している場合
は，1 ユニット当たり緊 は，1 ユニット当たり中
急時対策要員 10 名にて 央制御室運転員 1 名及び作業を実施した場合，緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，

1.13-183

16 行～
18 行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから大容量送水車（海水取水 大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注 用）による可搬型代替注
水ポンプ(A-1 級又は A-2 水ポンプ(A-1 級又は A-2級)への送水まで約 5 時 級)への送水まで約 300間で可能である。
分で可能である。

1.13-184

7 行～
8行

SFP 接続口及びウェル接 SFP 接続口及びウェル接
続口に接続した場合にお 続口に接続した場合において約 5 時間 5 分で可能 いて約 305 分で可能であである。
る。

1.13-184

12 行～
13 行

MUWC 接続口，SFP 接続口 MUWC 接続口，SFP 接続口に接続した場合において に接続した場合において
約 5 時間 15 分で可能で 約 315 分で可能である。
ある。

1.13-187

2 行～5行

全交流動力電源喪失によ 炉心損傷を判断した場合
り，低圧代替注水系(常 ※1 において，低圧代替注設)及び消火系による原 水系(常設)及び消火系に
子炉圧力容器への注水が よる原子炉圧力容器へのできない場合において， 注水ができない場合にお低圧代替注水系(可搬型) いて，低圧代替注水系(可が使用可能な場合※1。
搬型)が使用可能な場合※
2。

1.13-187

5 行と
（追加）
6 行の間

※1:格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）で原
子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－10

頁

行

補正前

補正後
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射
線レベル（CAMS）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。

1.13-187

6 行～
9行※1:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備， 電源，燃料が確保されて第二代替交流電源設備又 いる場合。
は可搬型代替交流電源設
備により注水に必要な電源が確保され，かつ燃料が確保されている場合。

1.13-188

8 行～
10 行

高圧炉心注水系(B)及び 高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)の注 高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した場合に 入配管を使用した場合において約 5 時間 15 分で おいて約 315 分で可能で可能である。
ある。

1.13-189

6 行～
8行

高圧炉心注水系(B)及び 高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)の注 高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した場合に 入配管を使用した場合において約 5 時間 15 分で おいて約 315 分で可能で可能である。
ある。

1.13-192～
1.13-193

22 行
～
1行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷 代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）による原 却系（可搬型）による原
子炉格納容器内へのスプ 子炉格納容器内へのスプ
レイ開始まで約 5 時間 15 レイ開始まで約 315 分分で可能である。
で可能である。

1.13-193

14 行～
16 行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷 代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）による原 却系（可搬型）による原
子炉格納容器内へのスプ 子炉格納容器内へのスプ

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－11

頁

行

補正前

補正後

レイ開始まで約 5 時間 15 レイ開始まで約 315 分で分で可能である。
可能である。
1.13-196

16 行～
18 行

作業開始を判断してから 作業開始を判断してから格納容器下部初期注水の 格納容器下部初期注水の開始を確認するまで約 5 開 始 を 確 認 す る ま で 約
時間 15 分で可能である。 315 分で可能である。

1.13-198

13 行～
15 行

作業開始判断から格納容 作業開始判断から格納容
器頂部注水系による原子 器頂部注水系による原子炉ウェル注水開始まで約 炉ウェル注水開始まで約
5 時間 5 分で可能である。305 分で可能である。

1.13-200

18 行～
21 行

送水準備及び使用済燃料 送水準備及び使用済燃料
プール注水専用接続口使 プール注水専用接続口使
用による可搬型代替注水 用による可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 ポンプ(A-1 級又は A-2級)による注水まで約 5 級 ) に よ る 注 水 ま で 約
時間 5 分で可能である。 305 分で可能である。

1.13-202

19 行

SFP 可搬式接続口使用の SFP 可搬式接続口使用の場合:約 5 時間 5 分
場合:約 305 分

1.13-202

20 行

原子炉建屋大物搬入口か 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約 5 時 らの接続の場合:約 305
間5分
分

1.13-204

19 行～
22 行

送水準備及び使用済燃料 送水準備及び使用済燃料
プール注水専用接続口使 プール注水専用接続口使
用による可搬型代替注水 用による可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 ポンプ(A-1 級又は A-2級)によるスプレイまで 級)によるスプレイまで
約 5 時間 15 分で可能で 約 315 分で可能である。
ある。

1.13-207

2行

SFP 可搬式接続口使用の SFP 可搬式接続口使用の場合:約 5 時間 15 分
場合:約 315 分

1.13-207

3行

原子炉建屋大物搬入口か 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約 5 時間 らの接続の場合:約 315 分

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－12

頁

行

補正前

補正後

15 分
1.13-209

18 行～20 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから
行
運転員操作の系統構成完 運転員操作の系統構成完了まで約 4 時間 15 分，緊 了まで約 255 分，緊急時
急時対策要員操作の補機 対策要員操作の補機冷却
冷却水供給開始まで約 9 水供給開始まで約 540 分
時間で可能である。
で可能である。

1.13-212

2 行～5 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから
行運転員による系統構成完 運転員による系統構成完了まで約 4 時間 15 分，緊 了まで約 255 分，緊急時
急時対策要員による大容 対策要員による大容量送量送水車（熱交換器ユニ 水車（熱交換器ユニット
ット用）を使用した補機 用）を使用した補機冷却
冷却水供給開始まで約 5 水供給開始まで約 300 分
時間で可能である。
で可能である。

1.13-212

9行

補機冷却水供給開始まで 補機冷却水供給開始まで
約 7 時間で可能である。 約 420 分で可能である。

1.13-222

1 行～4 ※2:設備に異常がなく， ※2:設備に異常がなく，行
常設代替交流電源設備， 電源及び水源(ほう酸水
第二代替交流電源設備又 注入系貯蔵タンク)が確
は可搬型代替交流電源設 保されている場合。
備により注水に必要な電源が確保され，かつ水源(ほう酸水注入系貯蔵タンク)が確保されている場合。

1.13-232

14 行～17 上記の操作は，1 ユニット 上記の操作は，6 号及び 7
行
当たり中央制御室運転員 号炉の補給準備を同時に
1 名及び緊急時対策要員 行う運用としており，可搬
6 名にて作業を実施した場 型代替注水ポンプ(A-2合，作業開始を判断して 級)8 台（6 号炉用 4 台，7から可搬型代替注水ポン 号炉用 4 台）の操作を，各プ(A-2 級)による復水貯蔵 中央制御室運転員 1 名及槽への補給開始まで 340 び緊急時対策要員 6 名に

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－13頁

行

補正前分以内で可能である。

補正後て作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵
槽への補給開始まで片号
炉は 340 分，もう一方の号
炉は 355 分以内で可能である。

1.13-235

17 行～19 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから
行
大容量送水車（海水取水 大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注 用）による可搬型代替注
水ポンプ(A-2 級)への送 水ポンプ(A-2 級)への送水まで約 5 時間で可能で 水まで約 300 分で可能である。
ある。

1.13-236

14 行～16 中央制御室運転員 1 名及 中央制御室運転員 1 名及行
び緊急時対策要員 10 名 び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場 にて作業を実施した場
合，作業開始を判断して 合，作業開始を判断してから約 5 時間 25 分で可 から約 325 分で可能であ
能である。
る。

1.13-247

2 行～4 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから
行
大容量送水車(海水取水 大容量送水車(海水取水用)による防火水槽への 用)による防火水槽への海水補給開始まで約 5 時 海水補給開始まで約 300間で可能である。
分で可能である。

1.13-248

23 行～24 ・海水取水箇所(6 号炉) ・海水取水箇所(6 号炉)
行から 7 号炉建屋南側を経 から 7 号炉建屋南側を経由して No.15 防火水槽へ 由して No.15 防火水槽へ補給した場合:約 7 時間 補給した場合:約 420 分

1.13-249

1 行～2 ・海水取水箇所(7 号炉) ・海水取水箇所(7 号炉)
行から 7 号炉建屋南側を経 から 7 号炉建屋南側を経由して No.14 防火水槽へ 由して No.14 防火水槽へ補給した場合:約 5 時間 補給した場合:約 330 分
30 分

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－14

頁

行

補正前

補正後

1.13-254

19 行～21 （大容量送水車（海水取 （大容量送水車（海水取行
水用）の準備から切替え 水用）の準備から切替えを実施した場合は，約 5 を 実 施 し た 場 合 は ， 約
時間 25 分で対応可能で 325 分 で 対 応 可 能 で あ
ある。）
る。）

1.13-263

対応手段，対処設備及び 別紙 1.13-1 に変更する。
手順書一覧(5/15)

1.13-267

対応手段，対処設備及び 別紙 1.13-2 に変更する。
手順書一覧(9/15)

1.13-292

第 1.13.9 図 海を水源と 別紙 1.13-3 に変更する。
した大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替
注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)による送水 タイ
ムチャート（1/3）

1.13-293

第 1.13.9 図 海を水源と 別紙 1.13-4 に変更する。
した大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替
注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)による送水 タイ
ムチャート（2/3）

1.13-294

第 1.13.9 図 海を水源と 別紙 1.13-5 に変更する。
した大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替
注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)による送水 タイ
ムチャート（3/3）

1.13-302

第 1.13.17 図 海を水源と 別紙 1.13-6 に変更する。
した大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替
注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給 タ
イムチャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－15

頁

行

補正前

補正後

1.13-312

第 1.13.27 図 大容量送 別紙 1.13-7 に変更する。
水車(海水取水用)による防火水槽への海水補給
タイムチャート

1.13-314

第 1.13.29 図 代替原子 別紙 1.13-8 に変更する。
炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給 タイムチャート

1.13-317

第 1.13.32 図 淡水貯水 別紙 1.13-9 に変更する。
池から海を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1
級又は A-2 級)への送水の切替えタイムチャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.13－16

別紙 1.13-1
対応手段，対処設備及び手順書一覧(5/15)
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

対処設備

手順書

防火水槽

※2

※2

設備

防火水槽

自主対策

2 級），ホース・接続口等）

設備

スプレイ

防火水槽

自主対策

ース・接続口等）

対処設備

注水

使用済燃料プールへの（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホ

重大事故等

燃料プール代替注水系（可搬型代替注水ポンプ※1:手順は「1.14び「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

手順は「1.8※2電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）1.13－17

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」にて整備する。

手順は「1.10

格納容器頂部注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-

自主対策設備原子炉ウェルへの注水

※2

対処設備

下部への注水原子炉格納容器

防火水槽を水源とした対応

防火水槽

重大事故等

ンプ（A-2 級），ホース・接続口等）/

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」及て整備する。

格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポ－

手順は「1.5

自主対策設備

復水貯蔵槽

対処設備

フィルタ装置への補給－

ホース・接続口

重大事故等

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。

手順は「1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

別紙 1.13-2
対応手段，対処設備及び手順書一覧(9/15)
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

対処設備

手順書

※2

設備

スプレイ

淡水貯水池

自主対策

ース・接続口等）

対処設備（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホ

重大事故等

注水

使用済燃料プールへの※1:手順は「1.14び「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※2電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）1.13－18

手順は「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」にて整備する。

手順は「1.10
自主対策設備2 級），ホース・接続口等）

設備※2

格納容器頂部注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-

自主対策

淡水貯水池

対処設備

原子炉ウェルへの注水

※2

重大事故等

下部への注水淡水貯水池

燃料プール代替注水系（可搬型代替注水ポンプ/

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」及自主対策設備淡水貯水池

ンプ（A-2 級），ホース・接続口等）－

手順は「1.5て整備する。

格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポ

原子炉格納容器

淡水貯水池を水源とした対応（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

復水貯蔵槽

対処設備

フィルタ装置への補給－

ホース・接続口

重大事故等

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。

手順は「1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

280

290

300

310

320

備考

大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプへの送水 300分
305分 大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプによる送水

要員（数）大容量送水車等移動
大容量送水車（海水取水用）による可搬型代
緊急時対策要員
替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）への送水

海水ホース及び海水ホース接続継手接続

8送水

大容量送水車ポンプ起動，可搬型代替注水ポンプへ送水開始

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜側高台保管場所移動 ※2
海を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）に
緊急時対策要員
よる送水 ※1

可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）1台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）1台移動～配置

2

送水準備

（1台使用の場合）

送水※1

SFP接続口，スクラバ接続口及びウェル接続口を使用する場合。

※25号炉東側第二保管場所への移動は，10分と想定する。

第 1.13.9 図

海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び

1.13-19

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水

タイムチャート（1/3）

別紙 1.13-3

経過時間（分）

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

280

290

300

310

320

備考

大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプへの送水 300分
手順の項目

315分

要員（数）

大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプによる送水

大容量送水車等移動
大容量送水車（海水取水用）による可搬型代
緊急時対策要員
替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）への送水

海水ホース及び海水ホース接続継手接続

8送水

大容量送水車ポンプ起動，可搬型代替注水ポンプへ送水開始

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜側高台保管場所移動 ※2
海を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）に
緊急時対策要員
よる送水 ※1

可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）2台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）2台移動～配置

2

送水準備

（2台使用の場合）

送水※1

SFP接続口を使用する場合。

※25号炉東側第二保管場所への移動は，10分と想定する。

第 1.13.9 図

海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び

1.13-20可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水

タイムチャート（2/3）

別紙 1.13-4

経過時間（分）

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

280

290

300

310

320

備考

大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプへの送水 300分
手順の項目

315分

要員（数）

大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプによる送水

大容量送水車等移動
大容量送水車（海水取水用）による可搬型代
緊急時対策要員
替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）への送水

海水ホース及び海水ホース接続継手接続

8送水

大容量送水車ポンプ起動，可搬型代替注水ポンプへ送水開始

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜側高台保管場所移動 ※2
海を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）に
緊急時対策要員
よる送水 ※1

可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）3台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）3台移動～配置

2

送水準備

（3台使用の場合）

送水※1

MUWC接続口，SFP接続口を使用する場合。

※25号炉東側第二保管場所への移動は，10分と想定する。

第 1.13.9 図

海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び

1.13-21

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水

タイムチャート（3/3）

別紙 1.13-5

経過時間（分）

10
手順の項目

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

要員（数）

120

130

140

150

280

290

300

310

備考

320

海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプによる送水 325分
復水貯蔵槽水位確認

中央制御室運転員

1
大容量送水車等移動
海水ホース及び海水ホース接続継手接続

8送水

海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への緊急時対策要員
補給

大容量送水車ポンプ起動，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）へ送水開始

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜側高台保管場所移動 ※1
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）3台の健全性確認
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）3台移動～配置

2
送水準備
送水

※1

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）送水開始

5号炉東側第二保管場所への移動は，10分と想定する。

第 1.13.17 図海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)

1.13-22による復水貯蔵槽への補給

タイムチャート

別紙 1.13-6

経過時間（時）

1
手順の項目

2

3

4

5

6

7

備考

大容量送水車（海水取水用）による防火水槽への海水補給
300分 ※1要員（数）5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜高台移動 ※2
大容量送水車（海水取水用）による防火水槽へ 緊急時対策要員の海水補給

大容量送水車等移動
8

ホース（可搬型）敷設
大容量送水車起動，海水供給

1.13-23※1

大湊側高台保管場所の大容量送水車（海水取水用）を使用する場合は，約290分で可能である。

※2

大湊側高台保管場所への移動は，20分と想定する。

第 1.13.27 図

大容量送水車(海水取水用)による防火水槽への海水補給

タイムチャート

別紙 1.13-7

経過時間（時）

1
手順の項目

2

3

4

5

6

備考

7

代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給 420分 ※1要員（数）5号炉原子炉建屋内緊急時対策所～荒浜高台移動 ※2
代替原子炉補機冷却海水ポンプによる
緊急時対策要員
防火水槽への海水補給

1.13-24※1

可搬型代替交流電源車，海水ポンプ等移動
11

ポンプ設置，ホース(可搬型)敷設
可搬型代替交流電源車起動，海水補給

海水取水箇所(6号炉)から7号炉建屋南側を経由してNo.15防火水槽へ補給した場合は，約420分で可能である。
海水取水箇所(7号炉)から7号炉建屋南側を経由してNo.14防火水槽へ補給した場合は，約330分で可能である。

※2

大湊側高台保管場所の代替原子炉補機冷却海水ポンプを使用する場合は，約410分で可能である。

第 1.13.29 図代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給

タイムチャート

別紙 1.13-8

経過時間（分）

30

60

90

280

290

300

310

320

淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる送水 停止285分
手順の項目

備考

330
325分 海を水源した大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプによる送水 開始

要員（数）淡水から海水への切替え 所要時間40分
大容量送水車等移動緊急時対策要員

8

海水ホース及び海水ホース接続継手接続［大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプへの送水準備完了］

淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）にて送水中

淡水から海水への切替
え淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）の送水停止［淡水貯水池から海を利用した可搬型代替注 緊急時対策要員
水ポンプ(A-1級又はA2級)への送水の切替］

2

可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）吸管ホース切替［淡水貯水池⇒大容量送水車（海）］可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）の起動
海を利用した大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプによる送水 開始

1.13-25

大容量送水車（海水取水用）の起動（可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）への送水開始）

緊急時対策要員2

第 1.13.32 図

淡水貯水池から海を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水の切替え
タイムチャート

別紙 1.13-9

頁

行

補正前

補正後

1.14-2124 行・タンクローリ（16kL） （削除）1.14-22

3 行～6 行 燃料補給設備による給油 燃料補給設備による給油で使用する設備うち，軽 で使用する設備のうち，
油タンク，軽油タンク出 軽油タンク，軽油タンク
口ノズル・弁，ホース，タ 出口ノズル・弁，ホース及ンクローリ（16kL）及びタ びタンクローリ（4kL）はンクローリ（4kL）は重大 重大事故等対処設備とし事故等対処設備として位 て位置付ける。
置付ける。

1.14-42

10 行～13 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから行
電源車（P/C C 系動力変 電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）に 圧器の一次側に接続）による P/C C 系及び P/C D よる P/C C 系及び P/C D
系受電完了まで約 5 時間 系受電完了まで約 340 分
40 分で可能である。
で可能である。

1.14-4217 行～20 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから行
電源車（緊急用電源切替 電源車（緊急用電源切替
箱接続装置に接続）によ 箱接続装置に接続）による P/C C 系及び P/C D 系 る P/C C 系及び P/C D 系
受電完了まで約 4 時間 45 受電完了まで約 285 分で分で可能である。
可能である。

1.14-47

12 行～15 「a. 第一ガスタービン 「a. 第一ガスタービン
行
発電機，第二ガスタービ 発電機，第二ガスタービ
ン発電機又は電源車によ ン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系 る M/C C 系及び M/C D 系受電」の操作手順⑫a～と 受電」の操作手順⑫a～⑲a同様である。
と同様である。

1.14-47～
1.14-48

24 行～
1行

1.14-48

3 行～4 行 M/C C 系又は M/C D 系の M/C C 系又は M/C D 系の受電完了まで約 4 時間 5 受電完了まで約 245 分で分で可能である。
可能である。

M/C C 系又は M/C D 系の M/C C 系又は M/C D 系の受電完了まで約 1 時間 55 受電完了まで約 115 分で分で可能である。
可能である。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.14－1

頁

行

補正前

補正後

1.14-60

5 行～6 行 当該手順を実施後，本手 当該手順にて実施する。
順の操作を開始する。

1.14-6122 行～23 優先 1 の電源車（荒浜側 優先 1 の電源車（荒浜側行
緊急用 M/C 経由）による 緊急用 M/C 経由）によるAM 用直流 125V 充電器盤 AM 用直流 125V 充電器盤の受電完了まで約 3 時間 の受電完了まで約 235 分
55 分で可能である。
で可能である。

1.14-61～
1.14-62

24 行～
1行

1.14-62

2 行～4 行 優先 3 の電源車（緊急用 優先 3 の電源車（緊急用
電源切替箱接続装置に接 電源切替箱接続装置に接続）による AM 用直流 125V 続）による AM 用直流 125V
充電器盤の受電完了まで 充電器盤の受電完了まで
約 6 時間 50 分で可能で 約 410 分で可能である。
ある。

1.14-64

17 行～18 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから行
直流給電車による直流 直流給電車による直流
125V 主母線盤 A への給電 125V 主母線盤 A への給電完了まで約 12 時間 10 分 完了まで約 730 分で可能
で可能である。
である。

1.14-76

17 行～19 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから行
電源車（P/C C 系動力変 電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）に 圧器の一次側に接続）による直流 125V 主母線盤 B よる直流 125V 主母線盤 B
受電完了まで約 1 時間 20 受電完了まで約 80 分で分で可能である。
可能である。

1.14-94

9 行～11 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから行
号炉間電力融通ケーブル 号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した AM （可搬型）を使用した AM
用 MCC 受電完了まで約 4 用 MCC 受電完了まで約時間で可能である。
240 分で可能である。

優先 2 の電源車（AM 用動 優先 2 の電源車（AM 用動力変圧器に接続）による 力変圧器に接続）によるAM 用直流 125V 充電器盤 AM 用直流 125V 充電器盤の受電完了まで約 7 時間 の受電完了まで約 455 分
35 分で可能である。
で可能である。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.14－2

頁

行

補正前

補正後

1.14-94

21 行～23 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから行
電源車（AM 用動力変圧器 電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC に接続）による AM 用 MCC
受電完了まで約 5 時間 15 受電完了まで約 315 分で分で可能である。
可能である。

1.14-95

2 行～4 行 作業開始を判断してから 作業開始を判断してから電源車（緊急用電源切替 電源車（緊急用電源切替
箱接続装置に接続）によ 箱接続装置に接続）による AM 用 MCC 受電完了ま る AM 用 MCC 受電完了まで約 4 時間 30 分で可能 で約 270 分で可能であである。
る。

1.14-106

11 行～12 「 1.14.2.2(1)a. 所 内 「 1.14.2.2(1)a. 所 内
行
蓄電直流電源設備による 蓄電式直流電源設備によ給電」にて整理する。
る給電」にて整理する。

1.14-109

17 行～19 直流 125V 充電器盤の受 直流 125V 充電器盤の受行電完了まで約 11 時間 50 電完了まで約 710 分（あ分（あらかじめ他号炉の らかじめ他号炉の非常用
非常用ディーゼル発電機 ディーゼル発電機からのからの電力融通ができな 電力融通ができないと判いと判断した場合は約 8 断した場合は約 515 分）
時間 35 分）で実施可能で で実施可能であり，あり，

1.14-115

対応手段，対処設備，手順 別紙 1.14-1 に変更する。
書一覧（4/4）

1.14-140

第 1.14.13 図 電源車に 別紙 1.14-2 に変更する。
よる P/C C 系及び P/C D
系受電（電源車（P/C C 系動力
変圧器の一次側に接続）による P/C C 系及び P/C
D 系受電の場合）
タイムチャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.14－3

頁

行

補正前

補正後

1.14-141

第 1.14.14 図 電源車に 別紙 1.14-3 に変更する。
よる P/C C 系及び P/C D
系受電（電源車（緊急用電源切
替箱接続装置に接続）による P/C C 系及び P/C D
系受電の場合）タイムチャート

1.14-143

第 1.14.16 図 号炉間電 別紙 1.14-4 に変更する。
力融通ケーブルを使用した M/C C 系又は M/C D 系
受電 タイムチャート

1.14-156

第 1.14.29 図 可搬型直 別紙 1.14-5 に変更する。
流電源設備による給電（電源車（荒浜側緊急用
M/C 経由）による AM 用直流 125V 充電器盤受電の場合）
タイムチャート

1.14-157

第 1.14.30 図 可搬型直 別紙 1.14-6 に変更する。
流電源設備による給電（電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用直流 125V 充電器盤受電の場合）
タイムチャート

1.14-158

第 1.14.31 図 可搬型直 別紙 1.14-7 に変更する。
流電源設備による給電（電源車（緊急用電源切
替箱接続装置に接続）による AM 用直流 125V 充電
器盤受電の場合）
タイムチャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.14－4

頁

行

補正前

補正後

1.14-160

第 1.14.33 図 直流給電 別紙 1.14-8 に変更する。
車による直流 125V 主母
線盤 A への給電 タイム
チャート

1.14-169

第 1.14.42 図 常設直流 別紙 1.14-9 に変更する。
電源喪失時の直流 125V
主母線盤 B 受電（電源車（P/C C 系動力
変圧器の一次側に接続）による直流 125V 主母線
盤 B 受電の場合）
タイムチャート

1.14-174

第 1.14.47 図 第一ガス 別 紙 1.14-10 に 変 更 す
タービン発電機, 第二ガ る。
スタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による AM 用 MCC 受電（第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電の場合）
タイムチャート

1.14-176

第 1.14.49 図 第一ガス 別 紙 1.14-11 に 変 更 す
タービン発電機, 第二ガ る。
スタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による AM 用 MCC 受電（号炉間電力融通ケーブルを使用した AM 用 MCC 受
電の場合）
タイムチャート

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.14－5

頁

行

補正前

補正後

1.14-178

第 1.14.51 図 第一ガス 別 紙 1.14-12 に 変 更 す
タービン発電機, 第二ガ る。
スタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による AM 用 MCC 受
電（電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用
MCC 受電の場合）
タイムチャート

1.14-179

第 1.14.52 図 第一ガス 別 紙 1.14-13 に 変 更 す
タービン発電機, 第二ガ る。
スタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による AM 用 MCC 受
電（電源車（緊急用電源切
替箱接続装置に接続）による AM 用 MCC 受電の場
合）タイムチャート

1.14-185

第 1.14.58 図 非常用交 別 紙 1.14-14 に 変 更 す
流電源設備による給電（A る。
系の場合） 概要図

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.14－6

別紙 1.14-1
対応手段，対処設備，手順書一覧（4/4）
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（全交流動力電源喪失）
非常用直流電源設備

非常用所内電気設備

手順書

号炉間連絡ケーブル

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「交流/直流電源供給回復」
自主対策設備（蓄電池枯渇）号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保

号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保

非常用交流電源設備

対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

緊急用電源切替箱断路器「交流/直流電源供給回復」

緊急用電源切替箱接続装置

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）

AM 用動力変圧器「交流/直流電源供給回復」

AM 用 MCC

AM 設備別操作手順書

重大事故等対処設備

緊急用断路器AM 用切替盤
AM 用操作盤
非常用高圧母線 C 系
代替所内電気設備による給電

代替所内電気設備による給電

非常用高圧母線 D 系「第一ガスタービン発電機起動」「第一 GTG から AM 用 MCC への電路構成」「緊急用 M/C から AM 用 MCC への電路構成」「大湊側緊急用 M/C から AM 用 MCC への電路構成」「他号炉 D/G による AM 用 MCC への電路構成（号炉間電力融通ケーブル使用）」「DG(A)(B)による他号炉への電力融通」「電源車（AM 用動力変圧器）による AM 用 MCCへの電路構成」「電源車（緊急用電源切替箱 A 経由）による AM

荒浜側緊急用高圧母線

用 MCC への電路構成」

大湊側緊急用高圧母線「AM 用 MCC 受電」
自主対策設備

多様なハザード対応手順「第二 GTG による荒浜側緊急用 M/C 受電」「第二 GTG による大湊側緊急用 M/C 受電」「号炉間電力融通ケーブルによる電力融通」「電源車による荒浜側緊急用 M/C 受電」「電源車による給電（AM 用動力変圧器接続）」「電源車による給電（緊急用電源切替箱 A 接
続）」
多様なハザード対応手順

軽油タンク出口ノズル・弁ホース
タンクローリ（4kL）

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。

※2:直流 125V 蓄電池 A，B，C 及び D からの給電は，運転員による操作は不要である。

1.14－7

重大事故等対処設備

燃料補給設備による給油

燃料の補給※1:手順は「1.5

－

軽油タンク

「非常用 D/G 軽油タンクからタンクローリへの給油」「タンクローリから各機器等への給油」

1

手順の項目

経過時間（時）

2

3

4

6

5

7

備考

8

330分※2 電源車によ る Ｐ／Ｃ Ｄ系受電要員（数）ケーブ ル敷設，接続，電源車起動

310分※2340分※2 電源車によ る Ｐ／Ｃ Ｃ系受電

通信連絡設備準備，電源接続前準備

M/C C系受電
M/C D系及びP/C D系受電確認

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2P/C C系受電

移動，電源接続前準備
M/C C系受電確認，操作，移動，M/C D系受電操作，確認

電源車(P/C C系動力変圧器の一次側に接続）による
P/C C系及びP/C D系受電

移動，P/C C系受電確認

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

電源車移動 ※１
※１ 大湊側高台保管場所の電ケーブ ル準備

1.14－8

緊急時対策要員

6

源車を 使用する 場合は，30分

ケーブ ル接続と想定する 。
電源車起動，給電※2 大湊側高台保管場所の電源車を使用する場合は，電源車による給電開始まで約300分，P/C D系受電完了まで約320分，P/C C系受電完了まで約330分で可能である。

第 1.14.13 図

電 源 車 に よ る P/C C 系 及 び P/C D 系 受 電（ 電 源 車 （ P/C C 系 動 力 変 圧 器 の 一 次 側 に 接 続 ） に よ る P/C C 系 及 び P/C D 系 受 電 の 場 合 ）タイムチャート
別 紙 1.14-2

1

手順の項目

2

3

経過時間（時）4

ケーブ ル敷設，接続，電源車起動

265分※28

備考

285分※2 電源車によ る Ｐ／Ｃ Ｃ系受電

通信連絡設備準備，電源接続前準備

電源車(緊急用電源
切替箱接続装置に接続）
によるP/C C系
及びP/C D系受電

7275分※2 電源車によ る Ｐ／Ｃ Ｄ系受電要員（数）中央制御室運転員Ａ，Ｂ

65M/C D系及びP/C D系受電確認

2

M/C C系及びP/C C系受電確認

移動，電源接続前準備
M/C D系受電操作，P/C D系受電確認

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，M/C C系受電操作，P/C C系受電確認

電源車移動 ※１
※１ 大湊側高台保管場所の電源車を 使用する 場合は，30分

ケーブ ル準備

緊急時対策要員

6

ケーブ ル接続と想定する 。
電源車起動，給電

1.14－9※2 大湊側高台保管場所の電源車を使用する場合は，電源車による給電開始まで約255分，P/C D系受電完了まで約265分，P/C C系受電完了まで約275分で可能である。

第 1.14.14 図

電 源 車 に よ る P/C C 系 及 び P/C D 系 受 電（ 電 源 車 （ 緊 急 用 電 源 切 替 箱 接 続 装 置 に 接 続 ） に よ る P/C C 系 及 び P/C D 系 受 電 の 場 合 ）タイムチャート

別 紙 1.14-3

30

手順の項目

60

負荷切替え，非常用ディーゼル発電機によ る M/C C系又はM/C D系給電準備

要員（数）

90

120

85分

経過時間（分）
150

180

210

240

270

備考

電力融通
245分※3（屋外保管の号炉間電力融通ケーブ ル（可搬型）使用の場合）

通信連絡設備準備，M/C C系又はM/C D系受電前準備

中央制御室運転員Ａ，Ｂ（当該号炉）

2

中央制御室運転員ａ，ｂ
（他号炉）

2

M/C C系又はM/C D系受電確認

M/C C系又はM/C D系給電前準備

負荷停止，負荷切替

現場運転員ｃ，ｄ（他号炉）

移動，電路構成

2

M/C C系又はM/C D系給電操作

号炉間電力融通ケーブル
を使用した
M/C C系又はM/C D系受電

1.14－10（屋外保管の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）使用の場合）

負荷停止，負荷切替え

現場運転員ｅ，ｆ
（他号炉）

2

受電前準備

現場運転員Ｃ，Ｄ（当該号炉）

2

移動，ケーブ ル接続前準備 ※１※１ コン トロ ール建屋内の号炉間電力融通ケーブ ル(常設)を 使用

ケーブ ル敷設※２

緊急時対策要員

6

ケーブ ル接続

する 場合は，20分と想定する 。
※２ コン トロ ール建屋内の号炉間電力融通ケーブ ル(常設)を 使用
する 場合は，50分と想定する 。

※3 コントロール建屋内の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合は，約115分で可能である。

号 炉 間 電 力 融 通 ケ ー ブ ル を 使 用 し た M/C C 系 又 は M/C D 系 受 電

タイムチャート

別 紙 1.14-4

第 1.14.16 図

60

30

手順の項目

電源車（荒浜側緊急用M/C経由）によるAM用MCC受電

要員（数）

120

90
95分 ※ 3

経過時間（分）
150

180

210

AM用直流125V充電器盤受電

240

270

備考

235分 ※ 3

通信連絡設備準備，電源接続前準備

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2AM用MCC受電

移動，電路構成

可搬型直流電源設備による給電

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

受電確認

換気設備運転及び移動，仮設ケーブ ル接続前準備

AM用直流125V充電器盤受電※１ 大湊側高台保管場
所の電源車を 使用する 場

電源車移動※１（電源車(荒浜側緊急用M/C経由）によるAM用直流
125V充電器盤受電の場合）

電源車起動前点検

合，20分と想定する 。
電源車起動準備※２ AM用MCCからAM用

電源車起動，給電緊急時対策要員

6※2

直流125V蓄電池室換気設
備への給電に必要な要員

移動，仮設ケーブ ル準備

1.14－11

仮設ケーブ ル敷設
仮設ケーブ ル接続については，緊急時対策
要員４名と想定する 。

※3 大湊側高台保管場所の電源車を使用する場合は，電源車による給電開始まで約80分，AM用MCC受電完了まで85分，AM用直流125V充電器盤受電完了まで約225分で可能である。

第 1.14.29 図

可搬型直流電源設備による給電（ 電 源 車 （ 荒 浜 側 緊 急 用 M/C 経 由 ） に よ る AM 用 直 流 125V 充 電 器 盤 受 電 の 場 合 ）タイムチャート
別 紙 1.14-5

1

手順の項目

3

2

経過時間（時）4

電源車（AM用動力変圧器に接続）によるAM用MCC受 電

要員（数）

6

5

8

7

315分 ※ 3455分 ※ 3備考

9AM用直流125V充電器盤受電

通信連絡設備準備，電源接続前準備

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2AM用MCC受電

移動，電路構成
受電確認

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，仮設ケーブ ル接続前準備

可搬型直流電源設備による給電

換気設備運転及びAM用直流125V充電器盤受電※大湊側高台保管
場所の電源車を 使

電源車移動※１（電源車(AM用動力変圧器に接続）によるAM用直流
125V充電器盤受電の場合）

ケーブ ル敷設

用する 場合，30分と想定する 。

ケーブ ル接続

1.14－12電源車起動，給電緊急時対策要員6 ※2※２ AM用MCCから移動，仮設ケーブ ル準備

AM用直流125V蓄電
池室換気設備への仮設ケーブ ル敷設給電に必要な要員については，緊急時対仮設ケーブ ル接続策要員４名と想定する。

※3 大湊側高台保管場所の電源車を使用する場合は，電源車による給電開始まで約300分，AM用MCC受電完了まで約305分，AM用直流125V充電器盤受電完了まで約445分で可能である。

第 1.14.30 図

可搬型直流電源設備による給電（ 電 源 車 （ AM 用 動 力 変 圧 器 に 接 続 ） に よ る AM 用 直 流 125V 充 電 器 盤 受 電 の 場 合 ）別 紙 1.14-6

タイムチャート

1

手順の項目

3

2

経過時間（時）4

電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）によるAM用MCC受電

要員（数）

5
270分 ※ 368

7
410分 ※ 3

備考

AM用直流125V充電器盤受電

通信連絡設備準備，電源接続前準備

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2AM用MCC受電

移動，電路構成
受電確認

可搬型直流電源設備による給電

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

移動，仮設ケーブ ル接続前準備
換気設備運転及びAM用直流125V充電器盤受電（電源車(緊急用電源切替箱
接続装置に接続）によるAM用直流125V充電器盤
受電の場合)※１ 大湊側高台保管場
所の電源車を 使用する 場

電源車移動※１
ケーブ ル敷設合，30分と想定する 。
ケーブ ル接続

1.14－13※２ AM用MCCからAM用
直流125V蓄電池室換気設

電源車起動，給電緊急時対策要員

6 ※2

移動，仮設ケーブ ル準備
仮設ケーブ ル敷設備への給電に必要な要員については，緊急時対策
要員４名と想定する 。

仮設ケーブ ル接続

※3 大湊側高台保管場所の電源車を使用する場合は，電源車による給電開始まで約255分，AM用MCC受電完了まで約260分，AM用直流125V充電器盤受電完了まで約400分で可能である。

第 1.14.31 図

可搬型直流電源設備による給電（ 電 源 車 （ 緊 急 用 電 源 切 替 箱 接 続 装 置 に 接 続 ） に よ る AM 用 直 流 125V 充 電 器 盤 受 電 の 場 合 ）別 紙 1.14-7

タイムチャート経過時間（時）10分 20分

手順の項目

30分

40分

50分

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

直流給電車による直流１２５V主母 線盤Aへの給 電完了

要員（数）

13

12

14

備考

730分※3

通信連絡設備準備

中央制御室運転員Ｂ

1

直流125V主母線盤A電圧確認

移動，給電前準備

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

直流125V主母線盤A給電確認

車を 使用する 場合は，20分と想定する。

移動※１

直流給電車による
直流１２５V主母線盤Aへの給電※１ 大湊側高台保管場所の直流給電

資機材準備※２ 南側収納箱のケーブ ルを 使用する 場合は，330分と想定する 。

直流給電車移動緊急時対策要員

6直流給電車点検
ケーブ ル敷設，接続※２

1.14－14直流給電車起動，給電
負荷受電※3 大湊側高台保管場所の直流給電車を使用する場合は，約720分で可能である。
南側収納箱のケーブルを使用する場合は，約670分で可能である。
大湊側高台保管場所の電源車を使用し，かつ南側収納箱のケーブルを使用する場合は，約660分で可能である。

第 1.14.33 図

直 流 給 電 車 に よ る 直 流 125V 主 母 線 盤 A へ の 給 電

タイムチャート

別 紙 1.14-8

経過時間（分）
10

手順の項目

20

30

40

50

70

60

直流１２５Ｖ主母線盤Ｂ受電

要員（数）

80

備考

80分

電路構成
中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

直流125V主母線
盤Ｂ受電確認
移動，直流125V蓄電池Ｂ遮断器「切」

常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤Ｂ受電(電源車（P/C C系動力変圧器の一次側に接続）による直流125V主母線盤B受電の場合)

移動，Ｍ／Ｃ Ｄ受電用遮断器「入」現場運転員Ｃ，Ｄ

移動，直流125V主母線盤Ａ受電

2

移動，電路構成

1.14－15

Ｍ／Ｃ Ｄ系受電確認
移動，ＭＣＣ「入」緊急時対策要員

第 1.14.42 図

電源車給電

6

常 設 直 流 電 源 喪 失 時 の 直 流 125V 主 母 線 盤 B 受 電（ 電 源 車 （ P/C C 系 動 力 変 圧 器 の 一 次 側 に 接 続 ） に よ る 直 流 125V 主 母 線 盤 B 受 電 の 場 合 ）タイムチャート
別 紙 1.14-9

10

手順の項目

20

経過時間（分）

30

40

50

60

第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急 用M/C経由） によるAM用MCC 受電

要員（数）

80

70

90

100

備考

70分

通信連絡設備準備，受電前操作（ＭＵＷＣ切保持）
AM用MCC受電

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

移動，電路構成
受電確認

第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用M/C経由）によるAM用MCC受電

現場運転員Ｃ，Ｄ

2AM用電動弁電源投入，切替え

移動
第二ＧＴＧ起動前点検

1.14－16

緊急時対策要員

6

第二ＧＴＧ起動準備
第二ＧＴＧ起動，給電

第 1.14.47 図第一ガスタービン発電機, 第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル
又 は 電 源 車 に よ る AM 用 MCC 受 電（ 第 二 ガ ス タ ー ビ ン 発 電 機 （ 荒 浜 側 緊 急 用 M/C 経 由 ） に よ る AM 用 MCC 受 電 の 場 合 ）タイムチャート
別 紙 1.14-10

30

手順の項目

90

60

負荷切替え，非常用ディーゼル発電機によ る AM用MCC給電準備

要員（数）

120

85分

経過時間（分）
150

180

210

240

270

備考

240分※3
電力融通（屋外保管の号炉間電力融通ケーブ ル（可搬型）使用の場合）

通信連絡設備準備，受電前操作（ＭＵＷＣ切保持）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ（当該号炉）

2

中央制御室運転員ａ，ｂ
（他号炉）

2

AM用MCC受電

AM用MCC給電前準備（負荷停止・負荷切替え）

負荷停止，負荷切替え

号炉間電力融通ケーブルを使用したAM用MCC受電（屋外保管の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）使用の場合）

現場運転員ｃ，ｄ（他号炉）

2

現場運転員ｅ，ｆ（他号炉）

2

移動・電路構成
給電，受電確認

負荷停止，負荷切替え

1.14－17

移動，ケーブ ル接続前準備 ※１
ケーブ ル敷設※２

緊急時対策要員

6

ケーブ ル接続※１ コン トロ ール建屋内の号炉間電力融通ケーブ ル(常設)を 使用する 場
合は，20分と想定する 。
※２ コン トロ ール建屋内の号炉間電力融通ケーブ ル(常設)を 使用する 場
合は，50分と想定する 。

※3 コントロール建屋内の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合は，約110分で可能である。

第 1.14.49 図第一ガスタービン発電機, 第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル
又は電源車による AM 用 MCC 受電

タイムチャート

別紙 1.14-11（号炉間電力融通ケーブルを使用した AM 用 MCC 受電の場合）

1

手順の項目

2

4

3

ケーブル敷設，接続，電源車起 動要員（数）経過時間（時）5310分※276315分※ 28

備考

電源車（AM用動力変圧器に接続）によるAM用MCC受電

通信連絡設備準備，受電前操作（ＭＵＷＣ切保持）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2AM用MCC 受電

移動，電路構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

受電確認

2

AM用電動弁電源切替え

電源車（AM用動力変圧器に接続）によるAM用MCC受電
電源車移動 ※１

※１ 大湊側高台
保管場所の電源車を 使用すケーブ ル敷設

緊急時対策要員

6

ケーブ ル接続
電源車起動，給電る 場合は，30分と想定する 。

1.14－18※2 大湊側高台保管場所の電源車を使用する場合は，電源車による給電開始まで約300分，AM用MCC受電完了まで約305分で可能である。

第 1.14.51 図第一ガスタービン発電機, 第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル
又は電源車による AM 用 MCC 受電（電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC 受電の場合）
タイムチャート
別紙 1.14-12

1

手順の項目

要員（数）

2

経過時間（時）3

ケーブル敷設，接続，電源車起 動

45265分※ 2270分※ 2

6

7

8

備考

電源車（緊急用電源切替箱接続装置 に接続）によるAM用MCC受電

通信連絡設備準備，受電前操作（ＭＵＷＣ切保持）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2AM用MCC受電

移動，電路構成

現場運転員Ｃ，Ｄ

受電確認

2

電源車(緊急用電源
切替箱接続装置に接続)によるAM用MCC受電

AM用電動弁電源切替え

電源車移動 ※１
ケーブ ル敷設

緊急時対策要員

ケーブ ル接続

6

電源車起動，給電※１：大湊側高台保管場所の電源車を 使用する 場合は，30分と想定する 。

1.14－19※2 大湊側高台保管場所の電源車を使用する場合は，電源車による給電開始まで約255分，AM用MCC受電完了まで約260分で可能である。

第 1.14.52 図第一ガスタービン発電機, 第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル
又は電源車による AM 用 MCC 受電（電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用 MCC 受電の場合）
タイムチャート
別紙 1.14-13

凡例

：遮断器

起動変圧器Ｂ

起動変圧器Ａ：動力変圧器
共通母線Ａ－１

共通母線Ａ－２

Ｍ／Ｃ Ｃ系

共通母線Ｂ－１

共通母線Ｂ－２

Ｍ／Ｃ Ｄ系

Ｍ／Ｃ Ｅ系

1.14－20Ｐ／Ｃ Ｃ－１系

LIS

燃料ディタンクＡ

Ｄ／Ｇ
Ｃ

Ｄ／Ｇ
Ｂ

Ｄ／Ｇ
Ａ
Ｐ／Ｃ Ｃ－２系

Ｐ／Ｃ Ｄ－１系

Ｐ／Ｃ Ｄ－２系

Ｐ／Ｃ Ｅ－１系

LIS

LIS

燃料ディタンクＢ

燃料ディタンクＣ

軽油タンクＡ

軽油タンクＢＰ／Ｃ Ｅ－２系

ＡＣ

燃料移送ポンプ

第 1.14.58 図

非常用交流電源設備による給電

概要図

別紙 1.14-14

Ｂ

頁

行

補正前

補正後

1.15-38

第 1.15.2 表 重 要 監
視パラメータ及び重要代替監視パラメー
タ（重大事故等対処
設 備 )（ 5/17）

別 紙 1.15-1 に 変 更 する。

1.15-44

第 1.15.2 表 重 要 監
視パラメータ及び重要代替監視パラメー
タ（重大事故等対処
設 備 )（ 11/17）

別 紙 1.15-2 に 変 更 する。

1.15-68

第 1.15.4 表 補 助 パ
ラ メ ー タ (3/3)

別 紙 1.15-3 に 変 更 する。

1.15-78

第 1.15.5 図 可 搬 型
計器による監視パラ
メータ計測タイムチャート

別 紙 1.15-4 に 変 更 する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.15－1

第 1.15.2表
分類

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ

重 要 監 視 パ ラ メ ー タ 及 び 重 要 代 替 監 視 パ ラ メ ー タ （ 重 大 事 故 等 対 処 設 備 )（ 5/17）
個数

計測範囲

設計基準

復水補給水系流量

把 握 能 力 (計 測 範 囲 の 考 え 方 )⑤原子炉格納容器への注水量

3

復水補給水系流量

電 源 ＊ 13

1

0～ 150m /h(6 号 炉 )－＊8

0～ 100m3/h(7 号 炉 )

復 水 貯 蔵 槽 水 位 （ SA） ＊ 1⑥原子炉格納容器内の温度

可搬型

第 1.15.3

種類

計測器

図 No.

可

⑭

熱電対

可

㉕

熱電対

可

㉖

測温抵抗体

可

㉗

復水移送ポンプを用いた格納容器下部注水

－

AM 用

差圧式流量

系 の 最 大 注 水 量 （ 90m3/h） を 監 視 可 能 。

(Ss)

直流電源

検出器

「⑭水源の確保」を監視するパラメータと同じ。

格 納 容 器 内 圧 力 （ D/W） ＊ 1「⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。
格 納 容 器 内 圧 力 （ S/C） ＊ 1

格納容器下部水位＊1

1.15－2検出器の「④原子炉圧力容器への注水量」を監視するパラメータと同じ。

（ RHR B 系 代 替 注 水 流 量 ）（格納容器下部注水流量）

耐震性「⑧原子炉格納容器内の水位」を監視するパラメータと同じ。

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ
気体温度＊2

2

0～ 300℃

最 大 値 ： 138℃

1

0～ 300℃

最 大 値 ： 138℃

原 子 炉 格 納 容 器 の 限 界 温 度 （ 200℃ ） を 監 視
可能。

－

AM 用

(Ss)

直流電源

－

AM 用

(Ss)

直流電源

原 子 炉 格 納 容 器 の 限 界 圧 力 （ 2Pd:620kPa
サプレッション・チェンバ・
プール水温度＊2

3

0～ 200℃

最 大 値 ： 97℃[gage]） に お け る サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン

－

AM 用

バ ・ プ ー ル 水 の 飽 和 温 度 （ 約 166℃ ） を 監 視

(Ss)

直流電源

可能。
格 納 容 器 内 圧 力 （ D/W）

＊ 1「⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。
格 納 容 器 内 圧 力 （ S/C） ＊ 1＊ 1： 重 要 代 替 監 視 パ ラ メ ー タ ， ＊ 2： 重 要 監 視 パ ラ メ ー タ 及 び 重 要 代 替 監 視 パ ラ メ ー タ＊ 3： 局 部 出 力 領 域 モ ニ タ の 検 出 器 は 208 個 で あ り ， 平 均 出 力 領 域 モ ニ タ の 各 チ ャ ン ネ ル に は ， 52 個 ず つ の 信 号 が 入 力 さ れ る 。
＊ 4： 設 計 基 準 事 故 時 に 想 定 さ れ る 原 子 炉 圧 力 容 器 の 最 高 圧 力 に 対 す る 飽 和 温 度 。
＊ 5： 基 準 点 は 蒸 気 乾 燥 器 ス カ ー ト 下 端 （ 原 子 炉 圧 力 容 器 零 レ ベ ル よ り 1224cm） ， ＊ 6： 基 準 点 は 有 効 燃 料 棒 上 端 （ 原 子 炉 圧 力 容 器 零 レ ベ ル よ り 905cm）＊ 8： 重 大 事 故 等 時 に 使 用 す る 設 備 の た め ， 設 計 基 準 事 故 時 は 値 な し 。

＊ 9： T.M.S.L. =東 京 湾 平 均 海 面＊ 1 0： 炉 心 損 傷 は ， 原 子 炉 停 止 後 の 経 過 時 間 に お け る 格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル の 値 で 判 断 す る 。 原 子 炉 停 止 直 後 に 炉 心 損 傷 し た 場 合 の 判 断 値 は 約 1 0 S v / h（ 経 過 時 間 と と も に 判 断 値 は 低 く な る ） で あり，設計基準では炉心損傷しないことからこの値を下回る。
＊ 11： 検 出 点 は 14 箇 所 ，＊ 12： 検 出 点 は 8 箇 所＊ 13： 所 内 蓄 電 式 直 流 電 源 設 備 か ら の 給 電 に よ り 計 測 可 能 な 計 器 は ， AM 用 直 流 電 源 及 び 区 分 Ⅰ 直 流 電 源 を 電 源 と し た 計 器 で あ る 。

別 紙 1.15-1＊ 7： 水 位 は 炉 心 部 か ら 発 生 す る ボ イ ド を 含 ん で い る た め ， 有 効 燃 料 棒 頂 部 を 下 回 る こ と は な い 。

1.15.2 表
分類

重 要 監 視 パ ラ メ ー タ 及 び 重 要 代 替 監 視 パ ラ メ ー タ （ 重 大 事 故 等 対 処 設 備 )（ 11/17）

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ

個数

計測範囲

設計基準

把 握 能 力 (計 測 範 囲 の 考 え 方 )スクラバノズル上端を計測範囲のゼロ点とフィルタ装置水位＊22－＊80～ 6000mm

し ，フ ィル タ 装 置機 能 維 持 のための 上 限：約2200mm， 下 限 ： 約 500mm を 監 視 可 能 。
格 納 容 器 ベ ン ト 実 施 時 に ，格 納 容 器 圧 力 逃 がフィルタ装置入口圧力1－＊80～ 1MPa[gage]

し 装 置 内 の 最 高 圧 力 (0.62MPa[gage])が 監 視可能。
格 納 容 器 ベ ン ト 実 施 時 に ，想 定 さ れ る フ ィ ル

フィルタ装置出口放射線モニタ

210-2～ 105mSv/h－＊8

タ 装 置 出 口 の 最 大 線 量 当 量 率 (約 7×

格納容器圧力逃がし装置

1.15－3⑫最終ヒートシンクの確保

4

10 mSv/h)を 監 視 可 能 。

電 源 ＊ 13耐震性

フィルタ装置水素濃度

20～ 100vol%－＊ 8

ラインの配管内に滞留する水素濃度が可燃
限 界 濃 度 (4vol%)未 満 で あ る こ と を 監 視 可

フィルタ装置金属フィルタ差圧

20～ 50kPa－フ ィ ル タ 装 置 ス ク ラ バ 水 pH

1

pH0～ 14－＊8

第 1.15.3

計測器

図 No.

可

㊳

可

㊴

－

㊵

－

㊶

可

㊷

－

㊸

－

AM 用

差圧式水位

直流電源

検出器

－

AM 用

弾性圧力

(Ss)

直流電源

検出器

－

AM 用

(Ss)

直流電源

電離箱

計 器 ： AM 用
直流電源－

サンプリング

熱伝導式(Ss)

装置：区分Ⅰ

水素検出器

バイタル交流能。

電源フィルタ装置金属フィルタの上限差圧

＊ 8

可搬型

種類

(Ss)

格納容器ベント停止後の窒素によるパージを 実 施 し ，フ ィ ル タ 装 置 及 び 耐 圧 強 化 ベ ン ト

検出器のが監視可能。

－

AM 用

差圧式圧力

(Ss)

直流電源

検出器

フ ィ ル タ 装 置 ス ク ラ バ 水 の pH(pH0～ 14)が 監

－

AM 用

視可能。

(Ss)

直流電源

pH 検 出 器

格 納 容 器 内 圧 力 （ D/W） ＊ 1「⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。
格 納 容 器 内 圧 力 （ S/C） ＊ 1

格 納 容 器 内 水 素 濃 度 （ SA） ＊ 1「⑨原子炉格納容器内の水素濃度」を監視するパラメータと同じ。

＊ 1： 重 要 代 替 監 視 パ ラ メ ー タ ， ＊ 2： 重 要 監 視 パ ラ メ ー タ 及 び 重 要 代 替 監 視 パ ラ メ ー タ＊ 3： 局 部 出 力 領 域 モ ニ タ の 検 出 器 は 208 個 で あ り ， 平 均 出 力 領 域 モ ニ タ の 各 チ ャ ン ネ ル に は ， 52 個 ず つ の 信 号 が 入 力 さ れ る 。
＊ 4： 設 計 基 準 事 故 時 に 想 定 さ れ る 原 子 炉 圧 力 容 器 の 最 高 圧 力 に 対 す る 飽 和 温 度 。
＊ 5： 基 準 点 は 蒸 気 乾 燥 器 ス カ ー ト 下 端 （ 原 子 炉 圧 力 容 器 零 レ ベ ル よ り 1224cm） ， ＊ 6： 基 準 点 は 有 効 燃 料 棒 上 端 （ 原 子 炉 圧 力 容 器 零 レ ベ ル よ り 905cm）＊ 8： 重 大 事 故 等 時 に 使 用 す る 設 備 の た め ， 設 計 基 準 事 故 時 は 値 な し 。

＊ 9： T.M.S.L. =東 京 湾 平 均 海 面＊ 1 0： 炉 心 損 傷 は ， 原 子 炉 停 止 後 の 経 過 時 間 に お け る 格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル の 値 で 判 断 す る 。 原 子 炉 停 止 直 後 に 炉 心 損 傷 し た 場 合 の 判 断 値 は 約 1 0 S v / h（ 経 過 時 間 と と も に 判 断 値 は 低 く な る ） で あり，設計基準では炉心損傷しないことからこの値を下回る。
＊ 11： 検 出 点 は 14 箇 所 ，＊ 12： 検 出 点 は 8 箇 所＊ 13： 所 内 蓄 電 式 直 流 電 源 設 備 か ら の 給 電 に よ り 計 測 可 能 な 計 器 は ， AM 用 直 流 電 源 及 び 区 分 Ⅰ 直 流 電 源 を 電 源 と し た 計 器 で あ る 。

別 紙 1.15-2＊ 7： 水 位 は 炉 心 部 か ら 発 生 す る ボ イ ド を 含 ん で い る た め ， 有 効 燃 料 棒 頂 部 を 下 回 る こ と は な い 。

別紙 1.15-3
第 1.15.4 表 補助パラメータ(3/3)
分類
その他

補助パラメータ

補助パラメータの分類理由

ドレン移送ライン圧力
ドレンタンク水位＊1
フィルタベント系の運転状態を確認するパラメータ
フィルタ装置ドレン移送流量
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力＊1
薬液タンク水位
原子炉格納容器内の pH を確認するパラメータ
サプレッションプール水 pH
可燃性ガス濃度制御系入口ガス流量
ブロワ吸込ガス流量
ブロワ吸込圧力加熱管内ガス温度
可燃性ガス濃度制御系の運転状態を確認するパラメータ
加熱管出口ガス温度
加熱管表面温度
再結合器内ガス温度
再結合器表面温度
復水器器内圧力
給水流量

給復水系の運転状態を確認するパラメータ

RFP 吐出ヘッダ圧力
RCW サージタンク水位＊1
原子炉補機冷却水系熱交換器出口冷却水温度 ＊1
代替 RCW ポンプ吸込圧力

原子炉補機冷却水系の運転状態を確認するパラメータ

代替 RCW ポンプ吐出圧力
代替 RCW ユニット入口温度
原子炉補機冷却海水系ポンプ吐出圧力原子炉補機冷却海水系の運転状態を確認するパラメータ
代替 RSW ポンプ出口圧力
使用済燃料プールエリア雰囲気温度
プロセス放射線モニタ
使用済燃料プールの状態を確認するパラメータ
スキマサージタンク水位
FPC ポンプ吐出流量
純水タンク水位
純水移送ポンプ吐出圧力
ろ過水タンク水位

代替水源の確保状態を確認するパラメータ

淡水貯水池
防火水槽
屋外の放射線量を確認するパラメータ

モニタリング・ポスト＊1：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については，重大事故対処設備とする。

1.15－4

経過時間（分）
2

手順の項目

4

6

8

10

接続開始

要員（数）

12

14

16

18

14

16

18

備考

接続完了，計測開始
1測定点あたり，10分（接続，測定のみ）

可搬計測器によるパラメータ確認（中央制御室での接続）

中央制御室運転員Ａ，Ｂ

2

中央制御室での可搬型計器接続

1.15－5経過時間（分）
2

手順の項目

4

6

8

10

12

接続開始

要員（数）

備考

接続完了，計測開始

移動

可搬計測器によるパラメータ確認（現場での接続）

現場運転員Ｃ，Ｄ

2

1測定点あたり，10分（接続，測定のみ）

現場での可搬型計器接続

可搬型計器による監視パラメータ計測タイムチャート

1.15－5

別 紙 1.15-4

第 1.15.5 図

頁

行

補正前

1.16－1

12 行

計.16.2.1 居住性を確 1.16.2.1 居住性を確保保するための手順等するための手順等

1.16－212 行

全面マスクを着用する

全面マスク等を着用する

1.16－413 行

全面マスク，（削除）

1.16－32

22 行

全面マスクを着用する

全面マスク等を着用する

1.16－33

2 行～
3行

全面マスクを着用する手 全面マスク等（電動ファ
順を整備する。
ン付き全面マスク又は全面マスク）を着用する手順を整備する。なお，中央制御室の被ばく評価において，事故後 1 日目の滞在時は，電動ファン付
き全面マスクを着用するとして評価していることから，事故後 1 日目の滞在時は電動ファン付き全面マスクを着用する。
ただし，いずれの期間においても空気中の放射性物質の濃度が推定できる
場合は，空気中の放射性物質の濃度に応じて，着用する全面マスク等を決定する。

1.16－33

13 行

全面マスクを着用する

1.16－33

15 行～ 判断後に
16 行

直後に

1.16－33

17 行

電動ファン付き全面マス
クの着用を

全面マスク着用を補正後

全面マスク等を着用する

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.16－1

頁

行

補正前

補正後

1.16－33

19 行②運転員は，全面マスク ②運転員は，電動ファンを着用しリークチェック 付き全面マスクの使用前を行う。
点検を行い，異常がある
場合は予備品と交換する。運転員は，電動ファン付き全面マスクを着用
しリークチェックを行う。

1.16－34

4行

全面マスクの

1.16－4210 行

原子炉建屋燃料取替床の 原子炉建屋オペレーティ
水素濃度が，
ングフロアの水素濃度が，全面マスク等の

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.16－2

頁

行

補正前

補正後

1.17－15

17 行～
18 行

約 5 時間 30 分

約 330 分1.17－1521 行

約 7 時間 15 分

約 435 分1.17－161行

約 4 時間 45 分

約 285 分1.17－161行

約 2 時間 55 分

約 175 分1.17－1714 行

約 1 時間 30 分

約 90 分

1.17－1911 行

約 1 時間 35 分

約 95 分

1.17－221行

約 1 時間 35 分

約 95 分

1.17－2324 行

約 1 時間 5 分

約 65 分

1.17－26

1行

約 1 時間 5 分

約 65 分

1.17－28

17 行

約 4 時間 20 分

約 260 分1.17－30

1行

約 4 時間 20 分

約 260 分1.17－319行

約 5 時間 35 分

約 335 分1.17－35

19 行

約 1 時間 30 分

約 90 分

1.17－37

13 行

約 1 時間 50 分

約 110 分

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.17－1

頁

行

補正前

補正後

1.18-820 行

・5 号炉屋外緊急連絡用 （削除）
インターフォン

1.18-923 行と （追加）
24 行の間1.18-11

13 行～
14 行

・5 号炉屋外緊急連絡用 （削除）
インターフォン

1.18-34

4 行～
13 行

・発電所敷地内に重大事 ・可搬型モニタリングポ
故等対処設備として設置 スト等の線量率の指示がする可搬型モニタリング 上昇した後に，減少に転
ポスト及び機能喪失して じ，更に線量率が安定的いない場合には自主対策 な状態になり，周辺環境
設 備 で あ る モ ニ タ リ ン 中の放射性物質が十分減
グ・ポストの指示値によ 少し，5 号炉原子炉建屋
り周辺環境中の放射性物 屋上階の階段室近傍（可質 が 十 分 減 少 し た 場 合 搬型外気取入送風機の外（プルームの影響により 気吸込場所）に設置する可搬型モニタリングポス 可搬型モニタリングポス
ト等の線量率が上昇した トの値が 0.2mGy/h※17 を
後 に 線 量 率 が 減 少 に 転 下回った場合。
じ，更に線量率が安定的な状態になって，5 号炉
原子炉建屋屋上階の階段室近傍（可搬型外気取入
送風機の外気吸込場所）に設置する可搬型モニタ
リングポストの値が0.2mGy/h ※ 17 を下 回った場合）

1.18-38

12 行～
13 行

建屋内の雰囲気線量が屋 建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合において 外より高い場合においては，通路部の雰囲気のパ は，通路部の雰囲気のパージを行うために 5 号炉 ージを行うために 5 号炉
原子炉建屋内緊急時対策 原子炉建屋内緊急時対策
所可搬型外気取入送風機 所可搬型外気取入送風機
による通路部のパージの による 5 号炉原子炉建屋

・5 号炉屋外緊急連絡用
インターフォン

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.18－1

頁

行

補正前
手順を整備する。

補正後
内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機
及び 5 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（待機場所）
可搬型陽圧化空調機の給気エリアとなる通路部のパージの手順を整備する。

1.18-38

15 行～
17 行

建屋内の雰囲気線量（電 5 号炉原子炉建屋内緊急
離箱サーベイメータで測 時対策所陽圧化装置（空定）が屋外より高いこと 気ボンベ）から 5 号炉原が，5 号炉近傍に設置す 子炉建屋内緊急時対策所る可搬型モニタリングポ 可搬型陽圧化空調機へのストの値との比較から確 切 替 え を 実 施 す る 場 合
認された場合。
に，建屋内の雰囲気線量（電離箱サーベイメータ
で測定）が屋外より高い
ことが，5 号炉近傍に設置する可搬型モニタリン
グポストの値との比較から確認された場合。

1.18-54

19 行～
22 行

5 号炉原子炉建屋内緊急 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設 時対策所用可搬型電源設
備には，軽油タンクエリ 備には，軽油タンクから
ア か ら タ ン ク ロ ー リ タンクローリ（4kL）へ燃（4kL）へ燃料を給油し， 料を給油し，5 号炉原子5 号炉原子炉建屋内緊急 炉建屋内緊急時対策所用
時対策所用可搬型電源設 可搬型電源設備に給油す
備に給油する。
る。

1.18-57

10 行～
12 行

なお，具体的な判断基準 なお，具体的な判断基準
は，「1.18.2.1(2)ｂ．5 号 は，
「1.18.2.1(3)ｂ．5 号
炉原子炉建屋内緊急時対 炉原子炉建屋内緊急時対策所での格納容器ベント 策所での格納容器ベントを実施する場合の対応の を実施する場合の対応の手順」に示す。
手順」に示す。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.18－2

頁

行

補正前

補正後

1.18-61

第 1.18.1 表 機能喪失 別紙 1.18-1 に変更する。
を想定する設計基準事故
対処設備と整備する手順(1/2)

1.18-71

第 1.18.10 図 5 号炉原 別紙 1.18-2 に変更する。
子炉建屋内緊急時対策所
陽圧化装置（空気ボンベ）による加圧判断のフローチャート

1.18-75

第 1.18.18 図 5 号炉原 別紙 1.18-3 に変更する。
子炉建屋内緊急時対策所
可搬型外気取入送風機系
統概略図

1.18-76

第 1.18.19 図 5 号炉原 別紙 1.18-4 に変更する。
子炉建屋内緊急時対策所
可搬型外気取入送風機の起動手順タイムチャート

1.18-79

第 1.18.26 図 5 号炉原 別紙 1.18-5 に変更する。
子炉建屋内緊急時対策所
給電系統概要図

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.18－3

別紙 1.18-1

第 1.18.1 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(1/2)

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

対処設備

手順書

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）高気密室－
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）遮蔽
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化
空調機
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化

陽圧化装置（空気ボンベ，配管・弁）
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）二酸化炭素吸緊急時対策本部運営要領

自主対策
設備

入送風機
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）

重大事故等対処設備

空調機用仮設ダクト
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型外気取

多様なハザード対応手順

収装置
可搬型エリアモニタ（対策本部）
可搬型モニタリングポスト
酸素濃度計（対策本部）
二酸化炭素濃度計（対策本部）
居住性の確保－差圧計（対策本部）

カードル式空気ボンベユニット

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）遮蔽
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化－

空調機用仮設ダクト
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）室内遮蔽
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ，配管・弁）重大事故等対処設備

空調機

緊急時対策本部運営要領

可搬型エリアモニタ（待機場所）
酸素濃度計（待機場所）
二酸化炭素濃度計（待機場所）

移動式待機所

自主対策
設備

差圧計（待機場所）

多様なハザード対応手順

安全パラメータ表示システム（SPDS）

携帯型音声呼出電話設備
衛星電話設備（常設，可搬型）

統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン

1.18－4

重大事故等対処設備

通信連絡

必要な指示及び－無線連絡設備（常設，可搬型）

緊急時対策本部運営要領

別紙 1.18-2（ ※ 1）
5 号炉近傍に設置するもの

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所で対応開始

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機での陽圧化を開始

可搬型モニタリングポス
ト （ ※ 1 ）， 5 号 炉 原 子 炉 建
屋内緊急時対策所可搬型
エリアモニタ設置開始

ＮＯ

6 号及び 7 号炉の炉心損傷及び格納容器破損の評価に必要な
パ ラ メ ー タ （ ※ 2） を 監 視 可 能（ ※ 3）
警報により
確実に検知
可能

空気ボンベの隔離弁開操作実施
ＹＥＳ
6 号及び 7 号炉のプラントパラメータの傾向監視を実施

6 号又は 7 号炉で炉心損傷を確認(a)①

可搬型モニタリングポスト（ ※ 1） 及 び 5 号 炉 原 子 炉 建
屋内緊急時対策所可搬型エリ
アモニタによる傾向監視（※
3） を 開 始
いずれかの モニタ値急上昇
空気ボンベ加圧開始

空気ボンベの隔離弁開操作実施
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機での陽圧化を継続6 号又は 7 号炉にて格納容器ベントの実施を判断
又は格納容器破損徴候を確認（ ※ 4）

ＹＥＳ
可搬型モニタリングポスト（※
1） 及 び 5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊
急時対策所可搬型エリアモニタに よ る 傾 向 監 視 （ ※ 3） を 開 始
ベント実施直前
又はいずれかの モニタ値急上昇(a)②

空気ボンベ加圧開始ＮＯ（ ※ 2） 具 体 的 に は 以 下
炉心損傷の評価：格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル ，原子 炉 水 位 ，原 子 炉 圧 力 ，原 子 炉 圧 力
容器温度，各種注水設備流量等
格納容器破損の評価：格 納 容 器 内 圧 力 ，ド ラ イ ウ ェ ル 雰 囲
気 温 度 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・チ ェ ン バ
気 体 温 度 ，格 納 容 器 内 水 素 濃 度 ，格納 容 器 内 酸 素 濃 度 ，原 子 炉 建 屋 水 素
濃度等（ ※ 4）
格納容器の限界圧力又は限界温度を
超 過 す る 徴 候 ，原 子 炉 建 屋 水 素 濃 度 が格納容器異常漏えい判断基準に到達する徴候

第 1.18.10 図 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による加圧判断のフローチャート

1.18－5

別紙 1.18-3

第 1.18.18 図

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

可搬型外気取入送風機系統概略図

1.18－6

別紙 1.18-4

経過時間（分）
０

手順の項目

5

10

15

20

25

30

要員
▽通路のパージ開始
通路（可搬型外気取入送風機設置場所）へ移動
屋上から可搬型外気取入送風機へ仮設ダクト敷設

可搬型外気取入送風機による原子炉建屋
地上3階北西側通路のパージ「開始」手
順

保安班

２
名

可搬型外気取入送風機を起動
可搬型外気取入送風機を予備機へ切替え(必要に応じて実施)
可搬型外気取入送風機の運転状態確認第 1.18.19 図

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

可搬型外気取入送風機の起動手順タイムチャート

1.18－7

別紙 1.18-55号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（代替交流電源設備）
Ａ

Ｂ

Ｇ

Ｇ

共通用高圧母線6SA-1

共通用高圧母線6SB-2

共通用高圧母線6SA-2

Ｄ/Ｇ
(7A)

Ｄ/Ｇ
(6B)

Ｄ/Ｇ
(6A)

共通用高圧母線5SA-2 共通用高圧母線5SB-1

Ｄ/Ｇ
(6C)

【凡例】
非常用高圧母線7C5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）
屋外

非常用高圧母線6C

動力変圧器

動力変圧器

非常用低圧母線7C-1

非常用低圧母線6C-1

非常用高圧母線6E

非常用高圧母線6D

非常用高圧母線5C

動力変圧器

動力変圧器

動力変圧器

非常用低圧母線6D-1

非常用低圧母線6E-1

非常用低圧母線5C-1

D/G：非常用ディーゼル発電機
：遮断器

Ｇ

Ｇ

：配線用遮断器：切替装置

480V
MCC 7C-1-6

480V
MCC 7C-1-5

480V
MCC 6C-1-6

480V
MCC 6D-1-7

480V
MCC 6E-1-3

480V
MCC 5C-1-8

Ｇ：電源車(常設代替交流電源設備)

可搬ケーブル

蓄電池
2,400Ah（略語）
蓄電池
1,000Ah

蓄電池
1,000Ah充電器

蓄電池
1,000Ah

MCC：モータ・コントロール・センタ

負荷変圧器

充電器

充電器

：6/7号炉設計基準対象施設

充電器

交流分電盤③〇照明設備（コンセント負荷含む）

5号炉
原子炉建屋内緊急時対策所

交流分電盤①〇換気空調設備
・可搬型陽圧化空調機(対策本部)
・可搬型陽圧化空調機(待機場所)
・可搬型外気取入送風機
・パッケージエアコン
・二酸化炭素吸収装置〇照明設備（コンセント負荷含む）〇必要な情報を把握できる設備
・緊急時対策支援システム伝送装置
・SPDS表示装置〇通信連絡設備
・無線連絡設備
・衛星電話設備・統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
・専用電話設備
・テレビ会議システム
・電力保安通信用電話設備（FAX）
・衛星電話設備（社内向）〇放射線管理設備〇屋外緊急連絡用インターフォン

第 1.18.26 図：6/7号炉設計基準対象施設
及び重大事故等対処設備として使用する設備

交流分電盤②〇照明設備（コンセント負荷含む）〇放射線管理設備【使用可能な場合】〇通信連絡設備
・送受話器[使用可能な場合]〇通信連絡設備・電力保安通信用電話設備[使用可能な場合]〇通信連絡設備・電力保安通信用電話設備

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

1.18－8[使用可能な場合]〇通信連絡設備・電力保安通信用電話設備

給電系統概要図

頁

行

補正前

補正後

1.19-422 行と （追加）
23 行の間

5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン

1.19-518 行～
19 行

有線（建屋内），常設代替 有線（建屋内），5 号炉屋
交流電源設備，外緊急連絡用インターフォ
ン，常設代替交流電源設
備，

1.19-914 行～
15 行

送受話器（警報装置を含 送受話器（警報装置を含む。）及び 電力保安通信 む。），電力保安通信用電用電話設備を使用する手 話設備及び 5 号炉屋外緊順を整備する。
急連絡用インターフォンを使用する手順を整備する。

1.19-1015 行②充電式電池の残量が少 ②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末 ない場合は，ほかの端末と交換する。
又は予備の充電式電池と交換する。

1.19-10

18 行～
19 行

④使用中に充電式電池の ④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合 残量が少なくなった場合
は，充電を行うとともに，は，ほかの端末又は予備
ほかの端末を使用する。 の 充 電 式 電 池 と 交 換 する。

1.19-1114 行②充電式電池の残量が少 ②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末 ない場合は，ほかの端末と交換する。
又は予備の充電式電池と交換する。

1.19-11

17 行～
18 行

④使用中に充電式電池の ④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合 残量が少なくなった場合
は，充電を行うとともに，は，ほかの端末又は予備
ほかの端末を使用する。 の 充 電 式 電 池 と 交 換 する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.19－1頁

行補正前

1.19-14

3 行～
4行

1.19-14

4 行と
（追加）
5 行の間

補正後

②PHS 端末の充電式電池 ②PHS 端末の充電式電池の残量がなくなった場合 の残量がなくなった場合
は，充電を行うとともに，は，ほかの端末又は予備
ほかの端末を使用する。 の 充 電 式 電 池 と 交 換 する。
(g) 5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン
中央制御室の運転員，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員
並びに現場（屋内外）の運転員及び緊急時対策要員は，インターフォンを使用する。これらのイン
ターフォンを用いて，相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。
ⅰ. インターフォン①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う
場合は，屋外では，正面パネルにあるボタンを押し，連絡する。
②屋内では，一般の電話機と同様の操作により，連絡する。

1.19-146 行～
7行

送受話器（警報装置を含 送受話器（警報装置を含む。）及び 電力保安通信 む。），電力保安通信用電用電話設備は，
話設備及び 5 号炉屋外緊
急連絡用インターフォン
は，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.19－2

頁

行

補正前

補正後

1.19-155行

無線連絡設備及び携帯型 無線連絡設備，携帯型音
音声呼出電話設備を使用 声呼出電話設備及び 5 号
する。
炉屋外緊急連絡用インターフォンを使用する。

1.19-18

16 行②充電式電池の残量が少 ②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末 ない場合は，ほかの端末と交換する。
又は予備の充電式電池と交換する。

1.19-18

19 行～
20 行

④使用中に充電式電池の ④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合 残量が少なくなった場合
は，充電を行うとともに，は，ほかの端末又は予備
ほかの端末を使用する。 の 充 電 式 電 池 と 交 換 する。

1.19-24

21 行～
22 行

無線連絡設備（常設），統 無線連絡設備（常設），5
合原子力防災ネットワーク 号炉屋外緊急連絡用インを用いた通信連絡設備， ターフォン，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，

1.19-26

第 1.19.1 表 機能喪失 別紙 1.19-1 に変更する。
を想定する設計基準事故
対処設備と整備する手順（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）

1.19-28

第 1.19.3 表 審査基準 別紙 1.19-2 に変更する。
における要求事項ごとの給電対象設備

1.19-29

第 1.19.1 図 通信連絡 別紙 1.19-3 に変更する。
設備の系統概要図

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
1.19－3

別紙 1.19-1
第 1.19.1 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（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）
対分

機能喪失を想定する

応

類

設計基準事故対処設備

手

対処設備

手順書

段
緊急時対策本部運営要領

衛星電話設備（常設）※1

AM 設備別操作手順書
無線連絡設備（常設）※1

中央制御室待避室居住性確保

衛星電話設備（可搬型）発電所内の通信連絡－

重大事故等対処設備

無線連絡設備（可搬型）
携帯型音声呼出電話設備
安全パラメータ表示システム（SPDS）※1
5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン

緊急時対策本部運営要領

無線連絡設備（屋外アンテナ）
衛星電話設備（屋外アンテナ）－
無線通信装置－有線（建屋内）
自主対策設備

送受話器（警報装置を含む。）

緊急時対策本部運営要領

電力保安通信用電話設備
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備※2

負荷変圧器※2
可搬ケーブル※2
可搬型代替交流電源設備※2

重大事故等対処設備

代替電源設備からの給電の確保

全交流動力電源

交流分電盤※2

多様なハザード対応手順

燃料補給設備※2

常設代替交流電源設備※2 及び※3

※1：代替電源設備から給電する。
※2：手順は「1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。
※3：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.19－4AM 設備別操作手順書
多様なハザード対応手順

別紙 1.19-2
第 1.19.3 表

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

対象条文

供給対象設備

給電元
給電母線
非常用低圧母線 6C-1

衛星電話設備（常設）

非常用低圧母線 6E-1
非常用低圧母線 7C-1
非常用低圧母線 6C-1

無線連絡設備（常設）

非常用低圧母線 6E-1
非常用低圧母線 7C-1
非常用低圧母線 6E-1

統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
非常用低圧母線 7C-1
非常用低圧母線 6C-1

【1.19】

データ伝送装置

通信連絡に関する手順等

非常用低圧母線 7C-1
安全パラメータ表示システム（SPDS）

非常用低圧母線 6E-1
SPDS 表示装置
非常用低圧母線 7C-1
非常用低圧母線 6E-1
緊急時対策支援システム伝送装置
非常用低圧母線 7C-1
非常用低圧母線 6E-1

データ伝送設備

緊急時対策支援システム伝送装置
非常用低圧母線 7C-1
非常用低圧母線 6E-1

5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン
非常用低圧母線 7C-1

1.19－5

発電所内 発電所外

無線系回線

衛星系回線 無線系回線

６号炉
コントロール建屋等※

５号炉
原子炉建屋

中央制御室

５号炉
原子炉建屋内緊急時対策所(対策本部)

携帯型音声
呼出電話設備
携帯型音声
呼出電話機

衛星電話設備（常設）

無線連絡設備
（常設）

衛星系回線

衛星電話設備（常設）

無線系回線

無線連絡設備
（常設）

衛星系回線

有線系回線

統合原子力防災
ネットワーク（有線系）

無線連絡設備（可搬型）

統合原子力防災
ネットワーク（衛星系）

衛星電話設備（可搬型）

統合原子力防災
ネットワークを用いた通信連絡設備

中央制御室
待避室

ＩＰ－電話機ＩＰ－ＦＡＸ

1.19－6

テレビ会議システム

SPDS
表示装置

データ
伝送装置
携帯型音声
呼出電話機

衛星無線
通信装置

緊急時対策支援システム伝送装置

光ファイバ
通信伝送装置

データ伝送設備
安全パラメータ表示システム(SPDS)

中央制御室等制御盤

インターフォン

５号炉屋外緊急連絡用
インターフォン

中央制御室

インターフォン

呼出電話設備

インターフォン

通信連絡設備の系統概要図

携帯型音声
呼出電話機

別紙 1.19-3

携帯型音声
呼出電話機

※:７号炉も同様

第 1.19.1 図

５号炉
原子炉建屋内緊急時対策所
携帯型音声(待機場所)

頁
追補 1 別添－1

行

補正前（記載変更）

補正後
別 紙 - 別 添 -1 に 変 更 する。

～
追補 1 別添－6

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 1 別添－1

別紙-別添-1
別添
自主対策設備の悪影響防止について

1.

はじめに
自主対策設備として使用するものについて，他の設備への悪影響防止について記載する。

2.

想定される悪影響について
重大事故等時においては，重大事故等対処設備として配備している機器の他に，事故対応の運用性の向上のために配置・配備している自主対策設備を用いる場合がある。この場合には，自主対策設備を使用することにより，他の設備（設計基準対象施設及び重大事故等対処設備）に対して悪影響を及ぼすことがないように考慮する必要がある。
この場合に想定される悪影響については，自主対策設備の使用時の系統的な影響（電気的な影響を含む。）並びにタービンミサイル等の内部発生飛散物による影響を考慮する必要がある。また，地震，火災，溢水等による波及的影響を考慮する必要がある。
これらの自主対策設備を使用することの影響について類型化すると，以下に示す 2 種類の影響について考慮する必要がある。
・自主対策設備を使用することによって生じる直接的な影響
・自主対策設備を使用することによって生じる間接的な影響
直接的な影響として考慮すべき事項には，自主対策設備を使用する際，接続する他の設備の設計条件を上回る条件で使用する場合の影響，薬品の使用による腐食や化学反応による影響，他の設備との干渉により使用条件が限定されることによる影響等が挙げられる。
追補 1 別添－2

一方，間接的な影響として考慮すべき事項には，自主対策設備の損傷により生じる波及的影響，自主対策設備を使用することにより他の機器の環境条
件を悪化させる影響等が挙げられる。
さらに，これらの影響とは別に，自主対策設備を使用する場合に，発電所構内に予め確保されている水源や燃料，人員等の運用リソースを必要とする場合がある。
これらの影響により，他の設備の機能に悪影響を及ぼすことがないよう，
自主対策設備の設計及び運用において，以下のとおり考慮する。
(1) 直接的な影響に対する考慮
自主対策設備を使用することにより，接続される他の設備の設計条件を超える場合には，事前に健全性を確認した上で使用する。
自主対策設備において薬品や海水を使用することにより，他の設備に腐食等の影響が懸念される自主対策設備については，事前にその影響や使用時間等を考慮して使用する。また，電気設備の短絡等により生じる電気的影響については，保護継電装置等により，他の設備に悪影響を及ぼさないよう考慮する。
重大事故等対処設備の配管にホースを接続する等により，他の設備の機能を喪失させる自主対策設備については，当該設備を使用すべき状況になった場合に自主対策設備の使用を中止することで，他の設備に悪影響を及
ぼさないよう考慮する。
(2) 間接的な影響に対する考慮
自主対策設備が損傷し溢水等が生じることによる波及的影響について考慮し，耐震性を確保することや，溢水経路を確認すること，必要な強度を有していることを確認すること等により，他の設備に波及的影響を及ぼさないよう考慮する。
追補 1 別添－3

高温箇所への注水により水蒸気が発生する場合等，自主対策設備の使用により他の設備の周辺環境が悪化する場合には，環境悪化による他の設備の機能への影響を評価した上で使用する。また，自主対策設備の内部を高放射線量の流体が流れることにより，当該機器の周辺へのアクセスが困難になることが想定される場合には，必要に応じて遮蔽体を設置する等の被ばく低減対策を講じる。
大型設備を運搬して使用する場合や，通路にホース等を敷設して使用する場合等，現場でのアクセス性を阻害する自主対策設備については，予め通路を確保するよう配置することや，他の設備を使用する場合には移動することにより，他の設備の使用に影響を及ぼさないよう考慮して使用する。
(3) 発電所における運用リソースに対する考慮
注水に淡水を用いる場合，駆動源の燃料として軽油を使用する場合，操作に人員を要する場合等，発電所構内の運用リソースを必要とする自主対策設備については，他の設備の使用に影響を及ぼさないよう考慮して使用する。
これらの影響を考慮する主要な自主対策設備について，次項に示す。

3.

主要な自主対策設備の状況

3.1

格納容器 pH 制御設備

(1) 設備概要
格納容器圧力逃がし装置を使用する際，原子炉格納容器内が酸性化することを防止し，サプレッション・チェンバのプール水中によう素を保持することでよう素の放出量を低減するための設備として，格納容器 pH 制御
設備を設ける。
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
追補 1 別添－4

ッション・チェンバの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，重大事故等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・チェンバのプール水が酸性化する可能性がある。サプレッ
ション・チェンバの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，サプレッション・チェンバのプール水をアルカリ性に保つため，pH 制御として水酸化ナトリウムをサプレッション・チェン
バに注入する。サプレッション・チェンバのプール水をアルカリ性に保つことで，気相部へのよう素の移行を低減することが期待できる。
本系統は，復水移送ポンプの吸込配管に水酸化ナトリウムを注入させ，ドライウェルスプレイの配管，サプレッション・チェンバスプレイの配管，格納容器下部注水系の配管から原子炉格納容器内に薬液を注入する構成とする。
本系統は，廃棄物処理建屋に設置している薬液タンク隔離弁（2 弁）を
中央制御室からの遠隔操作又は現場での操作により開操作することで，復水移送ポンプの吸込配管に薬液を混入させる。
(2) 他の設備への悪影響について
格納容器 pH 制御設備では，アルカリ薬液である水酸化ナトリウムを原
子炉格納容器へ注入する。このため，格納容器 pH 制御設備を使用すること
で，他の設備への影響として考慮すべき事象としては，以下の項目がある。
・直接的影響：アルカリ薬液による原子炉格納容器バウンダリの腐食
アルカリ薬液と原子炉格納容器内の保温材及びグレーチ
ングとの反応による水素発生による圧力上昇
アルカリ薬液と原子炉格納容器内の保温材及びグレーチ
追補 1 別添－5

ングとの反応による水素発生による燃焼リスク
・間接的影響：薬液タンクの破損によるアルカリ薬液の漏えい
これらの影響について，以下のとおり確認した。
原子炉格納容器バウンダリの腐食については，pH 制御したサプレッショ
ン・チェンバのプール水の水酸化ナトリウムは低濃度であり，原子炉格納容器バウンダリを主に構成しているステンレス鋼や炭素鋼の腐食領域ではないため悪影響はない。同様に，原子炉格納容器のシール材についても
耐アルカリ性を確認した改良 EPDM を使用することから，原子炉格納容器
バウンダリのシール性に対する悪影響はない。
また，水素ガスの発生については，原子炉格納容器内では配管の保温材やグレーチングに両性金属であるアルミニウムや亜鉛を使用しており，水
酸化ナトリウムと反応することで水素ガスが発生する。しかしながら，原
子炉格納容器内のアルミニウムと亜鉛が全量反応し水素ガスが発生すると仮定しても，ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解等により発生する水素量に比べて少なく，気相部に占める割合が十分に小さいため，原子炉格納容器の異常な圧力上昇は生じない。さらに，原子炉格納容器内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素ガスの発生がないこと
から，水素ガスの燃焼も発生しない。
一方，薬液タンクの破損によるアルカリ薬液の漏えいについては，タン
クを十分な強度を有する設計とするとともに，タンク周囲に堰を設け，悪影響を及ぼさないよう考慮する。
なお，運用リソースに関する影響については，必要な人員を想定した手順を準備しており，手順に基づいた対応を行うため，悪影響はない。また，電源を必要とするが，他の設備の使用に悪影響を及ぼさないよう必要な電源を確保できる場合にのみ使用する。
追補 1 別添－6

3.2

格納容器頂部注水系(1) 設備概要
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器頂部を冷却することで原子炉格納容器外への水素ガス漏えいを抑制し，原子炉建屋の水素爆発を防止するため，格納容器頂部注水系を設ける。
格納容器頂部注水系は，原子炉ウェルに水を注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジシール材を原子炉格納容器外部から冷却することを目的とした系統である。格納容器頂部注水系は，可搬型代替注水ポンプ（A2 級），接続口等で構成しており，炉心の著しい損傷が発生した場合において，代替淡水源の水又は海水を原子炉ウェルに注水し原子炉格納容器頂部を冷却することで，原子炉格納容器頂部からの水素ガス漏えいを抑制する設計とする。
したがって，事故時に速やかに原子炉格納容器トップヘッドフランジシール材を冠水させるように原子炉ウェルに水を張ることが必要であり，その際の必要注水量は冠水分と余裕分も見込んだ注水量とする。また，格納容器頂部注水系は，必要注水量を注水開始から速やかに達成できる設計とし，格納容器頂部注水系のポンプは可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を採用する。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を接続する接続口は，位置的分散を図った複数箇所に設置する。
(2) 他の設備への悪影響について
格納容器頂部注水系を使用することで，原子炉ウェルに水が注水される。
このため，格納容器頂部注水系を使用することで，他の設備への影響として考慮すべき事象としては，以下の項目がある。
・直接的影響：原子炉格納容器頂部が急冷され，鋼材部が熱収縮すること
追補 1 別添－7

による原子炉格納容器の閉じ込め機能への影響
・間接的影響：原子炉格納容器頂部を冷却することにより，原子炉格納容
器内の水素漏えいが低減されることによる原子炉建屋水素爆発防止機能への影響
原子炉格納容器頂部を冷却することで，原子炉建屋に水蒸気が発生することによる原子炉建屋水素爆発防止機能への影響
原子炉格納容器頂部が急冷され，原子炉格納容器が除熱されることによる格納容器負圧破損の影響
これらの影響について，以下のとおり確認した。
このうち，原子炉格納容器頂部を急冷することによる原子炉格納容器閉
じ込め機能への影響については，原子炉格納容器頂部締付ボルト冷却時の発生応力を評価した結果，ボルトが急冷された場合でも応力値は降伏応力を下回っていることからボルトが破損することはない。
また，原子炉格納容器トップヘッドフランジからの水素ガス漏えいを防ぐことによる，原子炉建屋水素爆発防止機能への影響については，水素ガスの漏えい箇所を原子炉建屋下層階（地上 2 階，地下 1 階，地下 2 階）のみとして原子炉建屋内の水素ガス挙動を評価した結果，原子炉建屋下層階において可燃限界に至ることはなく，かつ原子炉建屋最上階においても静的触媒式水素再結合器により可燃限界に至らないことが確認できている
ため，原子炉建屋水素爆発防止機能に悪影響を与えない。
原子炉ウェルに溜まった水が蒸発することによる原子炉建屋水素爆発防止機能への影響については，原子炉建屋オペレーティングフロアに水蒸気が追加で流入した場合の原子炉建屋内の水素ガス挙動を評価し，可燃限界に至ることはないことが確認できているため，原子炉建屋水素爆発防止
追補 1 別添－8

機能に悪影響を与えない。
原子炉格納容器の負圧破損に対する影響については，原子炉ウェルに注
水し原子炉格納容器頂部を冷却することによる原子炉格納容器の除熱効
果は小さいため，原子炉格納容器を負圧にするような悪影響はない。
なお，運用リソースに関する影響については，必要な人員を想定した手順を準備しており，手順に基づいた対応を行うため，悪影響はない。また，
淡水，電源又は燃料を必要とするが，淡水の使用量は水源である淡水貯水池が保有する水量に比べて十分小さく，悪影響はない。また，電源又は燃料については，他の設備の使用に悪影響を及ぼさないよう必要な電源又は燃料を確保できる場合にのみ使用する。

3.3

第二代替交流電源設備(1) 設備概要
設計基準事故対処設備の交流電源が喪失（全交流動力電源喪失）した場
合に，第二代替交流電源設備を使用する。
第二代替交流電源設備は，第二ガスタービン発電機，第二ガスタービン
発電機用燃料タンク，第二ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ，軽油タ
ンク，タンクローリ（16kL），電路，計測制御装置等で構成し，第二ガスタ
ービン発電機を設置場所での操作にて速やかに起動し，非常用高圧母線 C系及び非常用高圧母線 D 系，又は AM 用 MCC へ接続することで電力を供給できる設計とする。
第二ガスタービン発電機の燃料は，第二ガスタービン発電機用燃料タン
クより第二ガスタービン発電機用燃料移送ポンプを用いて補給できる設計とする。また，第二ガスタービン発電機用燃料タンクの燃料は，軽油タ
ンクよりタンクローリ（16kL）を用いて補給できる設計とする。
追補 1 別添－9

第二代替交流電源設備は，非常用交流電源設備に対して，独立性を有し，位置的分散を図る設計とする。
(2) 他の設備への悪影響について
第二代替交流電源設備を使用することで，他の設備への影響として考慮すべき事象としては，以下の項目がある。
・直接的影響：第二代替交流電源設備の異常による電気的波及影響
・間接的影響：第二ガスタービン発電機の破損による飛散
これについては，第二代替交流電源設備，荒浜側緊急用高圧母線及び大湊側緊急用高圧母線の供給先の電気設備は，保護継電装置等により電気的波及影響を防止する設計としている。
また，第二ガスタービン発電機は高速回転機器であるが，構造部材が飛散物にならないよう設計する。
なお，運用リソースに関する影響については，必要な人員を想定した手順を準備しており，手順に基づいた対応を行うため，悪影響はない。また，燃料を必要とするが，他の設備の使用に悪影響を及ぼさないよう必要な燃料を確保できる場合にのみ使用する。

3.4

バックアップシール材(1) 設備概要
バックアップシール材は，原子炉格納容器トップヘッドフランジ及び機器搬入用ハッチ類のフランジにおいて，改良 EPDM シール材のバックアッ
プとしてフランジ面に塗布することにより，高温環境下においてもシール性能を維持し，原子炉格納容器からの放射性物質の漏えいの発生を防止するために設けるものである。バックアップシール材は，耐高温性，耐蒸気性，耐放射線性が確認され，重大事故環境下においてもシール機能を発揮
追補 1 別添－10

できるものを用いる。
(2) 他の設備への悪影響について
バックアップシール材は，原子炉格納容器トップヘッド及び機器ハッチのフランジ面に塗布される。このため，バックアップシール材を使用する
ことで，他の設備への影響として考慮すべき事象としては，以下の項目がある。
直接的影響：フランジ面における開口を考慮したシール材の押込み量
内圧及びシール材反力に対するフランジ強度
シール材との化学的作用による反応や劣化等の影響
これらの影響について，以下のとおり確認した。
フランジ面において，開口を考慮した適切な押込み量を確保できることを確認するため，試験体を用いてバックアップシール材の有無によるフランジ締め付け時の開口量を確認した。その結果，バックアップシール材適用による押込み深さの変化量やフランジ開口量への影響は無視できる程度であり，悪影響はない。
また，バックアップシール材の塗布後においても，適切なフランジ強度を有していることを確認するために，バックアップシール材からの荷重の評価を行った。その結果，バックアップシール材の荷重は内圧による荷重と比較して 2 桁以上小さくなることを確認した。このことから，フランジ部へ発生する応力の影響は内圧が支配的であり，バックアップシール材の有無によりフランジ部へ加わる発生応力はほとんど変化しないことから，
フランジ強度への悪影響はない。
バックアップシール材の塗布により，本来のシール材である改良 EPDM に対する化学影響がないことについては，長期熱劣化影響確認試験で改良
EPDM とバックアップシール材を組み合わせたフランジで劣化後の気密性
追補 1 別添－11

を確認していることから，悪影響はない。

追補 1 別添－12

添付書類十（追補 2）の一部補正

追補 2.Ⅰの一部補正

追補２．Ⅰを以下のとおり補正する。
頁

行

補正前

補正後

9
～
10

19 行
～
1行

10

8 行～11 大規模な地震の発生によ 大規模な地震の発生によ行り，計測・制御機能が喪失 り，計測・制御機能が喪失

大規模な地震において 大規模な地震においてLOCA が発生した場合であ LOCA が発生した場合であっ ても ，破断の 規模や使 っ ても ，破断の 規模や使用可能な緩和設備の状況 用可能な緩和設備の状況
によっては炉心損傷を防 によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられ 止できる可能性も考えられるが，原子炉冷却材圧力 るが，一方で，ECCS の注水
バウンダリの損傷の規模や 機能の全喪失や，使用可緩和機能の状態に応じた 能な ECCS の注水能力を上
事象収束の評価が困難な 回る量の原子炉冷却材のため，保守的に Excessive 漏えいが発生することによ
LOCA 相当の LOCA が発生 り炉心損傷に至る可能性
するものとし，炉心損傷に も考えられる。さらに，使用直結する事象として抽出し 可能な緩和設備の状況にた。
よっては原子炉格納容器の除熱に失敗する等の原因により，原子炉格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震
発生後の原子炉冷却材圧
力バウンダリの損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，原子炉冷却材圧力 バ ウンダリ の損傷の規模や緩和機能の状態に応じて個別に事象収束の評価を実施することは困難であるため，保守的にExcessive LOCA 相 当 のLOCA が発生するものとし，
炉心損傷に直結する事象として抽出した。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－1

頁

行

補正前

補正後

することで，プラントの監視 することで，プラントの監視及び制御が不能に陥る可 及び制御が不能な状態に能性がある。この事象が発 陥る可能性がある。計測・生した際のプラント挙動が 制御機能を喪失した場合明確でないことから，炉心 であっても，喪失の規模や損傷に直結する事象とし 使用可能な緩和設備の状て抽出した。
況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ECCS が起動不能になること等が原因
で炉心損傷に至る可能性も考えられる。さらに，残留熱除去系が起動不能になること等の原因により，原
子炉格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震による計測・制御系の喪失の規模には不確かさが大きく，計測・制御機能が喪失した際のプラントへの影
響を特定することは困難であることから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
10

13 行～20 大規模な地震では，原子 大規模な地震では，原子行
炉格納容器外で配管破断 炉格納容器外で配管破断等が発生し，原子炉格納 等が発生し，原子炉格納容器をバイパスした冷却材 容器をバイパスした原子炉の流出が発生する可能性 冷却材の流出が発生するがある。格納容器バイパス 可能性がある。格納容器
事象はインターフェイスシ バイパス事象はインターフ
ステム LOCA とバイパス破 ェイスシステム LOCA とバイ
断に細分化され，バイパス パ ス破断に 細分 化され，破断は常時開等の隔離弁 バイパス破断は通常開等に接続している配管が原 の隔離弁に接続している
子炉格納容器外で破損す 配管が原子炉格納容器外

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－2

頁

行

補正前

補正後

ると同時に隔離弁が閉失 で破損すると同時に隔離敗することで原子炉冷却 弁が 閉失敗 することで原材が流出する事象である。 子炉冷却材が流出する事
配管破断の程度や破断箇 象である。原子炉冷却材
所の特定，影響緩和措置 の流出や使用可能な緩和の成立性等に応じた網羅 設備の状況によっては炉的な事象進展の評価が困 心損傷を防止できる可能
難なことから炉心損傷に直 性 も 考 え ら れ る が ， 一 方
結 す る 事 象 と し て 抽 出 し で，破断箇所の隔離に失た。
敗したことで原子炉建屋内の機器に悪影響が及び炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震
発生後の格納容器バイパ
ス事象の影響には不確かさが大きく，配管破断の程度や破断箇所の特定，影響緩和措置の成立性等に応じた網羅的な事象進展の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
10

21 行

圧力容器・格納容器損傷 原子炉圧力容器・原子炉
格納容器損傷10

22 行～25 大規模な地震では，原子 大規模な地震では，原子行
炉圧力容器又は原子炉格 炉圧力容器及び原子炉格
納容器の損傷が発生する 納容器のいずれか又は両可能性がある。この場合，方の損傷が発生する可能
原子炉圧力容器又は原子 性がある。この場合，原炉格納容器の損傷の規模 子炉圧力容器及び原子炉や緩和機能の状態による 格納容器のいずれか又は事象収束可能性の評価が 両方の損傷により，原子困難なことから，炉心損 炉停止や炉心冷却が困難
傷に直結する事象として となる可能性が考えられ抽出した。
る。大規模な地震におい

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－3

頁

行

補正前

補正後
て原子炉圧力容器及び原
子炉格納容器のいずれか
又は両方の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和
設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方の損傷に伴いECCS の注水配管が破断
し，炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。また，原子炉圧力容器の損傷後に使用可
能な緩和設備の状況によっては原子炉格納容器の除熱に失敗する等の原因により，原子炉格納容器の破損に至る可能性も考えられるほか，大規模な地震により原子炉格納容器の損傷が発生する可能性がある。
このように，大規模な地震発生後の原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－4

頁

行

11

4 行～6
行

補正前

補正後

この場合，原子炉建屋損 大規模な地震において原傷の損傷の規模や緩和機 子炉建屋又は原子炉建屋
能の状態による事象収束 を支持している基礎地盤
可能性の評価が困難なこ の損傷が発生した場合でとから，炉心損傷に直結 あっても，損傷の規模やす る 事 象 と し て 抽 出 し 使用可能な緩和設備の状た。
況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉停止や炉心冷却が困難となり，炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

36

第 1-3 表 地 震 レ ベ ル 別紙 1 に変更する。
1PRA における起因事象
と発生頻度

37

第 1-5 表 イベントツリ 別紙 2 に変更する。
ーにより抽出した事故シ
ーケンス

38

第 1-6 表 PRA の結果に基 別紙 3 に変更する。
づく新たな事故シーケン
スグループの検討(6 号炉)

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－5

頁

行

補正前

補正後

39

第 1-6 表 PRA の結果に基 別紙 4 に変更する。
づく新たな事故シーケン
スグループの検討(7 号炉)45

第 1-1 図 事故シーケン 別紙 5 に変更する。
スグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全
体プロセス

49

第 1-3 図 地震レベル 別紙 6 に変更する。
1PRA 階層イベントツリ
ー

59

9行

水蒸気爆発(原子炉圧力 原子炉圧力容器内での水
容器内での水蒸気爆発) 蒸気爆発

59

19 行

水蒸気爆発(原子炉圧力 原子炉圧力容器外での水容器外での水蒸気爆発) 蒸気爆発

61

16 行

(1)～(5)の破損モード

66

5行

水蒸気爆発(原子炉圧力 原子炉圧力容器内での水
容器内での水蒸気爆発) 蒸気爆発

68

17 行

「電源確保」(1)～(4)の破損モード「電源有無」

72

第 2-1 表 格納容器破損 別紙 7 に変更する。
モード別格納容器破損頻度73

第 2-2 表 PDS の定義

76

第 2-1 図 格納容器破損 別紙 9 に変更する。
モード抽出及び評価事故
シーケンス選定の全体プ
ロセス

別紙 8 に変更する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－6

頁

行

77

補正前

補正後

第 2-2 図 シビアアクシ 別紙 10 に変更する。
デントで想定される事象
進展と格納容器破損モー
ド

87

2 行～3
行

原子炉冷却材流出(残留 原子炉冷却材流出(残留熱除去系切替え時のミニ 熱除去系系統切替え時のフロー弁操作誤り)＋崩 ミニマムフロー弁操作誤
壊熱除去・注水系失敗り)＋崩壊熱除去・注水系
失敗

87

4行

選定理由：
「残留熱除去系 選定理由：「残留熱除去系
切替え時のミニフロー弁 系統切替え時のミニマム
操作誤り」は，
フロー弁操作誤り」は，

87

13 行

残留熱除去系切替え時の 残留熱除去系系統切替え
ミニフロー弁操作誤り時のミニマムフロー弁操
作誤り

92
～
93

第 3-3 表 重要事故シー 別紙 11 に変更する。
ケンス(運転停止中)の選
定について

94

第 3-4 表 燃料損傷まで 別紙 12 に変更する。
の余裕時間について97

第 3-3 図 POS の分類及 別紙 13 に変更する。
び定期検査工程

別紙 2-114行

原子炉格納容器又は原子 原子炉圧力容器及び原子炉圧力容器の損傷は，炉格納容器のいずれか又は両方の損傷は，

別紙 2-279行

常時開等の隔離弁に接続 通常開等の隔離弁に接続
している
している

別紙 4-3

7 行～11 また，全炉心損傷頻度か 全炉心損傷頻度から見る

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－7

頁

行
行

別紙 4-3

補正前

補正後

ら見ると，
「崩壊熱除去機 と，除熱機能の喪失によ
能喪失」のシーケンスグ って原子炉格納容器が先
ループが約 99.9%を占め 行破損し，炉心損傷に至ており，「崩壊熱除去機能 る事故シーケンスグルー
喪失」については炉心損 プである「崩壊熱除去機
傷頻度の約 66%のカット 能喪失」の炉心損傷頻度
セットを確認したことか が 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 約ら，全炉心損傷頻度に対 99.9%を占めている。「崩しても，約 66%のカット 壊熱除去機能喪失」につセットを確認し，対策の いては，その炉心損傷頻有効性を定性的に確認し 度の約 66%のカットセッたものと整理できる。
トを確認したことから，
全炉心損傷頻度に対しても，約 66%のカットセッ
トを確認し，対策の有効性を定性的に確認したものと整理できる。

12 行～21 また，「崩壊熱除去機能喪 さらに，「崩壊熱除去機能行
失」は除熱機能の喪失に 喪失」への対策としては，
よって原子炉格納容器が 残留熱除去系に対して電先行破損し，炉心損傷に 源等のサポート系を含め至るシーケンスグループ て独立であり，遠隔操作であることから，対策と のほか手動による開放もしては除熱機能の多重化 可能である等，残留熱除及び多様化が有効である 去系と異なる動作原理をと考えられる。除熱機能 持ち，残留熱除去系と異については，大気を最終 なる最終ヒートシンクに
ヒートシンクとする耐圧 除熱を行う系統である耐強化ベント系や格納容器 圧強化ベント系や格納容
圧力逃がし装置を設置 器圧力逃がし装置を設し，その機能を多様化し け，除熱機能を多様化している。耐圧強化ベント ている。この耐圧強化ベ
系や格納容器圧力逃がし ント系や格納容器圧力逃装置は残留熱除去系に対 がし装置の持つ独立性及して独立な系統であり， び多様性を考慮すると，共通原因による機能喪失 有効性評価で考慮した対のリスクを可能な限り低 策が有効に機能しない状

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－8

頁

行

補正前

補正後

減している。このことか 況は考えにくい。このたら，全炉心損傷頻度の約 め，全炉心損傷頻度の約99.9%を占める「崩壊熱除 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対しては 去機能喪失」に対して，炉心損傷頻度のほとんど 有効性評価で考慮した対の割合に対して，有効性 策は有効に機能するもの
評価で考慮した対策が有 と考えられる。
効なものであると考えられる。
別紙 5-2

21 行

別紙 5-6

圧力容器・格納容器損傷 原子炉圧力容器・原子炉
格納容器損傷第 1-1 表 事故シーケン 別紙 14 に変更する。
スの分析(ミニマルカッ
トセットの抽出)結果(3/3)

別紙 5-1013 行

圧力容器・格納容器損傷 原子炉圧力容器・原子炉
格納容器損傷別紙 6-19行

溶融物直接接触(シェル 溶融物直接接触をアタック)を

別紙 8-6

7行

UO2 を用いた実験では，

別添

4行

平均修復時間、復旧特性 平均修復時間, 復旧特性
のデータ
のデータ

1行

POS 別・起因事象別の燃料 事故シーケンスグループ
損傷頻度(感度解析)
別の燃料損傷頻度(感度
解析)

目次
ⅲ

別添

目次
ⅴ

UO2 混合物を用いた実験
では，

1.1.1-922 行～23 常時開状態等の隔離弁に 通常開等の隔離弁に接続
行接続している配管がしている配管が1.1.2-35

8 行～9行

1.1.1.f ⑤共通要因故障 1.1.1.f ⑤共通原因故障の評価方法と共通要因故 の評価方法と共通原因故
障パラメータ障パラメータ

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－9

頁

行

補正前

補正後

1.1.2-39

14 行～15 第 1.1.1.h-5 表に示す。 第 1.1.2.h-5 表に示す。
行

1.1.2-40

8行

第 1.1.1.h-6 図に示す。 第 1.1.2.h-6 図に示す。

1.1.2-45

第 1.1.2.b-1 表 既往の 別紙 15 に変更する。
停止時 PRA における起因事象との比較

1.1.2-47

第 1.1.2.b-4 表 CUW ブロ 別紙 16 に変更する。
ー時冷却材流出発生頻度

1.1.2-53

第 1.1.2.g-1 表 人的過 別紙 17 に変更する。
誤の評価結果（例示:機器の現場操作）

1.1.2-56

第 1.1.2.h-7 表 POS 別・ 第 1.1.2.h-7 表 事故シ
起因事象別の燃料損傷頻 ーケンスグループ別の燃度(感度解析)料損傷頻度(感度解析)

1.1.2-62

第 1.1.2.a-8 図 停止時 別紙 18 に変更する。
PRA における POS の分類
及び定期検査工程

1.2.1-50

18 行

原子炉格納容器又は原子 原子炉圧力容器や原子炉
炉圧力容器等の格納容器等の

1.2.1-50～
1.2.1-51

24 行
～
1行

原子炉格納容器内の機器 原子炉格納容器内の機器又は原子炉圧力容器等の や原子炉圧力容器等の1.2.1-51

9 行～11 これらのことから，原子 これらのことから，原子行
炉格納容器又は原子炉圧 炉圧力容器及び原子炉格
力容器の損傷が発生した 納容器のいずれか又は両場合に緩和系の機能に期 方の損傷が発生した場合待できる可能性を厳密に に緩和系の機能に期待で評価することは難しいた きる可能性を厳密に評価
め，することは難しいため，

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－10

頁
1.2.1-51

行
19 行

補正前

補正後

常時開等の隔離弁に接続 通常開等の隔離弁に接続している配管のしている配管の1.2.1-115

第 1.2.1.d-5(1)表 7 号 別紙 19 に変更する。
炉 起因事象別の炉心損
傷頻度への寄与が大きい
事故シーケンスの概要（1/2）

1.2.1-116

第 1.2.1.d-5(1)表 7 号 別紙 20 に変更する。
炉 起因事象別の炉心損
傷頻度への寄与が大きい
事故シーケンスの概要（2/2）

1.2.1-117

第 1.2.1.d-5(2)表 6 号 別紙 21 に変更する。
炉 起因事象別の炉心損
傷頻度への寄与が大きい
事故シーケンスの概要（1/2）

1.2.1-118

第 1.2.1.d-5(2)表 6 号 別紙 22 に変更する。
炉 起因事象別の炉心損
傷頻度への寄与が大きい
事故シーケンスの概要（2/2）

2.1.1-3

25 行

電源確保

電源有無

2.1.1-17

第 2.1.1.b-2 表
分類結果

PDS の 別紙 23 に変更する。

2.1.1-20

第 2.1.1.c-1 表 原子炉 別紙 24 に変更する。
格納容器の健全性に影響を与える負荷と設定した格納容器破損モード（2/2）

2.1.1-37

第 2.1.1.b-1 図

PDS の 別紙 25 に変更する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－11

頁

行

補正前

補正後

分類
2.1.1-38

第 2.1.1.c-1 図 BWR の 別紙 26 に変更する。
シビアアクシデントにおいて考えられる事故進展

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅰ－12

別紙 1
第 1-3 表地震レベル 1PRA における起因事象と発生頻度
発生頻度(/年)
6 号炉
7 号炉

起因事象
建屋・構築物(原子炉建屋)の損傷(原子炉建屋損傷)
建屋・構築物(原子炉圧力容器，原子炉格納容器)の損傷（原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷）
格納容器バイパス

3.6×10-6

3.8×10-6

1.2×10-6

8.9×10-7

9.6×10-7

1.2×10-7

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失

1.0×10-6

7.8×10-7

計測・制御系喪失

1.9×10-7

6.9×10-8直流電源喪失全交流動力電源喪失(原子炉補機冷却水系，
原子炉補機冷却海水系損傷)
全交流動力電源喪失(非常用ディーゼル発電機損傷)
外部電源喪失1.3×10-7

6.0×10-8

1.7×10-6

3.8×10-6

2.0×10-7

2.7×10-7

1.0×10-4

1.0×10-4

過渡事象

1.5×10-2

1.5×10-2

追補 2.Ⅰ－13

別紙 2
第 1-5 表起因事象
過渡事象

外部電源喪失通常停止

サポート系喪失

大破断 LOCA

中破断 LOCA

小破断 LOCA

イベントツリーにより抽出した事故シーケンス

事故シーケンス
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
原子炉停止失敗
非常用交流電源喪失
非常用交流電源喪失＋SRV 再閉失敗
非常用交流電源喪失＋RCIC 失敗
直流電源喪失非常用交流電源喪失＋原子炉停止失敗
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
RHR 失敗原子炉停止失敗
HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
RHR 失敗原子炉停止失敗
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
原子炉停止失敗

格納容器バイパ
ISLOCAス(ISLOCA)
地震に伴う損傷 Excessive LOCA
計測・制御系喪失
格納容器バイパス
原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷
原子炉建屋損傷
津波に伴う損傷 最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋直流電源喪失

内部
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
－
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○

地震
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○※1
○
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

津波
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

○

－

－

－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

○
○
○
○
○
－
－
－
－
－

－
－
－
－
－
○
○
○
○
○

※1 第 1-3 図の階層イベントツリーでは直流電源喪失を以て炉心損傷に至ると整理しているが，ヘディング「直流電源」の下流のヘディング「外部電源」についても機能喪失しているものと扱い，起因事象を「外部電源」とする事故シーケンスに整理した。

追補 2.Ⅰ－14

第 1-6 表
事故シーケンス

1

2

3

4

5

6

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
外部電源喪失＋直流電源喪失
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水)
過渡事象＋崩壊熱除去失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中破断 LOCA＋RHR 失敗
大破断 LOCA＋RHR 失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
小破断 LOCA＋原子炉停止失敗
中破断 LOCA＋原子炉停止失敗
大破断 LOCA＋原子炉停止失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋原子炉停止失敗
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
Excessive LOCA※1

事故シーケンス別の炉心損傷頻度(/炉年)
内部

地震

津波

合計

全炉心損傷頻度に対する割合(%)

1.1×10-10
7.4×10-11
4.3×10-10
3.1×10-10
3.2×10-11
4.3×10-12－－－－
1.8×10-9
5.4×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10
4.6×10-11
4.8×10-10
1.2×10-10
6.0×10-10
8.1×10-11－
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
5.6×10-12
8.0×10-14
5.3×10-14
5.3×10-15－
9.8×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10－

3.8×10-9
2.6×10-9
－
－
－
－
－
－
－
－
2.8×10-8
2.9×10-9－－－－
1.9×10-6
1.0×10-8
5.4×10-8
1.3×10-7－
3.2×10-6
1.4×10-8
－
－
－
－
－
－
－
9.2×10-9－－－
4.7×10-9－－－－－
1.1×10-6

－
－
－
－
－
－
5.3×10-5
2.8×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
2.5×10-5
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

3.9×10-9
2.7×10-9
4.3×10-10
3.1×10-10
3.2×10-11
4.3×10-12
5.3×10-5
2.8×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
3.0×10-8
3.0×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10
4.6×10-11
1.9×10-6
1.0×10-8
5.4×10-8
1.3×10-7
2.5×10-5
8.2×10-6
3.9×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-99.2×10-9
8.0×10-14
5.3×10-14
5.3×10-15
4.7×10-9
9.8×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10
1.1×10-6

< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
26.4
0.1
50.5
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.9
< 0.1
< 0.1
0.1
12.2
4.1
0.2
1.3
< 0.1
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.5

PRA における
分類結果

解釈１-１(a)の事故シーケンスグループ

グループ別
炉心損傷頻度(/炉年)

全炉心損傷頻度に対する割合(%)

解釈１－２
との対応

TQUV

高圧・低圧注水機能喪失

1.6×10-4

77.3

(a)

TQUX

高圧注水・減圧機能喪失

3.6×10-8

< 0.1

(a)

全交流動力
電源喪失

2.7×10-5

13.3

(a)

TW

崩壊熱除去
機能喪失

1.2×10-5

5.9

(b)

TC

原子炉停止
機能喪失

1.4×10-8

< 0.1

(b)

1.1×10-6

0.6(a)

格納容器バイパス(ISLOCA)

9.5×10-11

< 0.1

(b)

該当なし

6.0×10-6

3.0

該当なし

－

2.0×10-4

100

－

長期 TB
TBP
TBU
TBD

S2E
S1E
AE
Excessive LOCA

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

ISLOCA

計装・制御系喪失※1
格納容器バイパス※1－－

1.9×10-7
9.6×10-7－－

1.9×10-7
9.6×10-7

0.1
0.5

10

原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷※1－

1.2×10-6－

1.2×10-6

0.6

11

原子炉建屋損傷※1－
8.7×10-6

3.6×10-6
1.2×10-5－
1.8×10-4

3.6×10-6
2.0×10-41.8
100

計測・制御機能喪失
格納容器バイパス破断
原子炉圧力容器・原子炉
格納容器損傷
原子炉建屋損傷－

7

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)

8
9

合計

別紙 3

PRA の結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討(6 号炉)

LOCA 時
注水機能喪失該当なし※1 解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに該当しないが，安全機能喪失時の対策の有効性を評価するためのシナリオとしては適当でないと判断し，新たに追加するシーケンスとはしないこととしたシーケンス。

追補 2.Ⅰ－15

別紙 4
第 1-6 表PRA の結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討(7 号炉)事故シーケンス別の炉心損傷頻度(/炉年)

PRA における
分類結果

解釈１－１(a)の事故シーケンスグループ

グループ別
炉心損傷頻度(/炉年)

全炉心損傷頻度に対する割合(%)

解釈１－２
との対応

TQUV

高圧・低圧注水機能喪失

1.9×10-4

79.6

(a)

TQUX

高圧注水・減圧機能喪失

2.8×10-8

< 0.1

(a)

全交流動力
電源喪失

2.9×10-5

12.0

(a)

TW

崩壊熱除去
機能喪失

1.4×10-5

5.9

(b)

TC

原子炉停止
機能喪失

3.6×10-70.1(b)8.2×10-7

0.3

(a)

内部

地震

津波

合計

全炉心損傷頻度に対する割合(%)

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
外部電源喪失＋直流電源喪失
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水)
過渡事象＋崩壊熱除去失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中破断 LOCA＋RHR 失敗
大破断 LOCA＋RHR 失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
小破断 LOCA＋原子炉停止失敗
中破断 LOCA＋原子炉停止失敗
大破断 LOCA＋原子炉停止失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋原子炉停止失敗

1.1×10-10
7.4×10-11
4.3×10-10
3.1×10-10
3.5×10-11
4.3×10-12－－－－
1.8×10-9
5.2×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11
4.8×10-10
1.2×10-10
6.0×10-10
8.1×10-11－
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
5.0×10-12
7.9×10-14
5.2×10-14
5.2×10-15－

9.2×10-9
4.0×10-9
－
－
－
－
－
－
－
－
2.2×10-8
1.0×10-9－－－－
3.5×10-6
2.0×10-8
3.7×10-7
6.0×10-8－
5.3×10-6
2.3×10-8
－
－
－
－
－
－
－
1.8×10-7－－－
1.8×10-7

－
－
－
－
－
－
8.7×10-5
4.6×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
2.5×10-5
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

9.3×10-9
4.0×10-9
4.3×10-10
3.1×10-10
3.5×10-11
4.3×10-12
8.7×10-5
4.6×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
2.4×10-8
1.1×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11
3.5×10-6
2.1×10-8
3.7×10-7
6.1×10-8
2.5×10-5
1.0×10-5
4.0×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
1.8×10-7
7.9×10-14
5.2×10-14
5.2×10-15
1.8×10-7

< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
36.5
0.2
42.6
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
1.5
< 0.1
0.2
< 0.1
10.3
4.3
0.2
1.1
< 0.1
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.1

小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
Excessive LOCA※1

9.9×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10
－

－
－
－
－
－
8.2×10-7

－
－
－
－
－
－

9.9×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10
8.2×10-7

< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.3

S1E

LOCA 時
注水機能喪失AE
Excessive LOCA

該当なし

7

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

ISLOCA

格納容器バイパス(ISLOCA)

9.5×10-11

< 0.1

(b)

8
9

計装・制御系喪失※1
格納容器バイパス※1－－

6.9×10-8
1.2×10-7－－

6.9×10-8
1.2×10-7

< 0.1
< 0.1

10

原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷※1－

8.9×10-7－

8.9×10-7

0.4

該当なし

4.9×10-6

2.0

該当なし

11

原子炉建屋損傷※1－
8.7×10-6

3.8×10-6
1.5×10-5－
2.1×10-4

3.8×10-6
2.4×10-41.6
100

計測・制御機能喪失
格納容器バイパス破断
原子炉圧力容器・原子炉
格納容器損傷
原子炉建屋損傷－－

2.4×10-4100－

事故シーケンス

1

2

3

4

5

6

合計

長期 TB
TBP
TBU
TBD

S2E

※1 解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに該当しないが，安全機能喪失時の対策の有効性を評価するためのシナリオとしては適当でないと判断し，新たに追加するシーケンスとはしないこととしたシーケンス。

追補 2.Ⅰ－16

別紙 5
個別プラント評価により抽出するもの(解釈１－１(b)の事故シーケンスグループ)<個別プラントの確率論的リスク評価(PRA)>
・内部事象
・外部事象(適用可能なもの)→ 地震，津波<PRA に代わる検討に基づく整理>
・その他の外部事象
火災，溢水，洪水，風(台風)，竜巻，
凍結，降水，積雪，人為事象 等→ これらの外部事象により誘発される起因事象について検討することで概略評価を実施

追補 2.Ⅰ－17<事故シーケンス抽出・炉心損傷頻度算出結果>必ず想定する事故シーケンスグループ(解釈１－１(a)の事故シーケンスグループ)
解釈１－２(a)を適用するもの
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・LOCA 時注水機能喪失(中小破断 LOCA)
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止が困難な事故シーケンス
・LOCA 時注水機能喪失(大破断 LOCA)

解釈１－２(b)を適用するもの
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
解釈１－１(a)以外の事故シーケンスグループ
・Excessive LOCA
・計測・制御系喪失
・格納容器バイパス・原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷《重要事故シーケンスの選定》
審査ガイドに従い，事故シー
ケンスごとに重要事故シーケ
ンスを選定し，炉心損傷防止対策の有効性を確認

炉心損傷防止対策の有効性評価へ《原子炉格納容器の破損の防止を図るシーケンスの確認》
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じる
ことが困難な事象であっても格納容器破損防止対策に期待できることを確認

格納容器破損防止対策の有効性評価へ
大規模損壊発生時の対策も含め，発電所内において使用可能な設
備・機器を活用して影響の緩和を図る<新たな事故シーケンスグループとして追加の要否確認>「解釈 1－1(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断」
・評価を詳細化すれば必ずしも炉心損傷直結ではなく，必ず想定する事故シーケンスグループに包絡される事故シーケンスともなり得る。
・損傷の程度によっては，有効性評価で想定した影響緩和策に期待できる可能性，あるいは可搬型の機器等を用いて臨機応変に，炉心損傷防止のための対応をとることができる可能性が考えられる。
以上の理由により，新たなグループとしての追加は不要と判断

第 1-1 図 事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス別紙 6

追補 2.Ⅰ－18

原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷※1 E-LOCA：Excessive –LOCA(h) 炉心損傷直結シーケンス

第 1-3 図地震レベル 1PRA 階層イベントツリー

別紙 7
第 2-1 表PRA から抽出された
格納容器破損モード

格納容器
破損頻度
(/炉年)

全格納容器破損頻度に占める割合(%)

原 子炉未臨 界確保失 敗時
5.1×10-12
の過圧破損

< 0.1

過圧破損(炉心損傷前)8.7×10-699.9

過圧破損(炉心損傷後)
過温破損

3.9×10-10
8.4×10-9

< 0.1
0.1

格納容器雰囲気直接加熱

1.2×10-12< 0.1

原 子炉圧力 容器内で の水
蒸気爆発※2－－

追補 2.Ⅰ－19

原 子炉圧力 容器外で の水
3.8×10-13
蒸気爆発
溶融炉心・コンクリート相
1.2×10-11
互作用
イ ンターフ ェイスシ ステ
9.5×10-11
ム LOCA

< 0.1
< 0.1
< 0.1

5.5×10-11< 0.1

水素燃焼※2－－

溶融物直接接触※2－－

8.7×10-6100

格納容器隔離失敗

合計

格納容器破損モード別格納容器破損頻度※1

解釈２－１(a)で想定する破損モード

備考

解釈１－２(b)に基づき，「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認」→事故シーケンスグループ「原子炉未臨界確保失敗」
雰囲気圧力・温度によ解釈１－２(b)に基づき，「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認」
る静 的負荷 (格納 容器→事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」
過圧・過温破損)－－
高圧溶融物放出／格納－
容器雰囲気直接加熱
各種研究により得られた知見から，原子炉圧力容器内で水蒸気爆発が発生し，原子炉格納容器の破なし
損に至る可能性は極めて低いと評価。(別紙 8)
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
解釈１－２(b)に基づき「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認」
なし→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)」
通常の運転管理において原子炉格納容器の状態を確認する運用としていること，本破損モードの格納容器破損頻度及び全格納容器破損頻度に対する寄与割合が極めて小さいこと，格納容器隔離なし
失敗を考慮すべき PDS の多くについて炉心損傷防止対策の有効性を確認しており，原子炉格納容
器外への放射性物質の大規模な放出防止が可能と考えられることから，格納容器隔離失敗を個別
プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断。
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では，運転中，原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しており，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さ
水素燃焼
いと評価し，PRA で定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素ガス置換の有効性を確認する観点で有効性評価の対象とする。
格納 容器直接 接触 (シ RCCV 型格納容器である柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では構造的に発生する可能性はないェルアタック)
格納容器破損モードであることから，有効性評価の対象から除外した。
－※1 灰色の箇所は，格納容器破損防止対策の有効性評価で考慮しないことを意味する。
※2 BWR において考えられる格納容器破損モードの 1 つとして抽出したものの，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では想定されないことから，定量化の対象から除外した格納容器破損モード。

別紙 8
第 2-2 表PDS の定義

PDS

格納容器
破損時期

原子炉
圧力

炉心損傷
時期

プラント損傷時点
での電源有無

TQUV

炉心損傷後

低圧

早期

交流/直流電源有

TQUX

炉心損傷後

高圧

早期

交流/直流電源有

長期 TB

炉心損傷後

高圧

後期

直流電源無※1
交流電源無

TBU

炉心損傷後

高圧

早期

直流電源有
交流電源無

TBP

炉心損傷後

低圧

早期

直流電源有
交流電源無

TBD

炉心損傷後

高圧

早期

直流電源無
交流電源無

LOCA
(AE，S1E，S2E)

炉心損傷後

低圧※2

早期

交流/直流電源有

TW

炉心損傷前

－

後期

－

TC

炉心損傷前

－

早期

－

格納容器バイパス(ISLOCA)

炉心損傷前

－

早期

－

※1 蓄電池枯渇により事象発生から 8 時間で原子炉隔離時冷却系が停止し，炉心損傷に至るため，プラント損傷時点では直流電源が機能喪失している。
※2 S1E や S2E では，高圧状態で炉心損傷に至る場合が考えられるが，LOCA は速やかな
原子炉冷却材流出の影響を確認する PDS として，大破断 LOCA をその代表として扱うこととし，高圧状態かつ早期に炉心損傷に至る事象は TQUX で代表させることとした。
注：網掛けは格納容器先行破損に至る事故シーケンスであることから，解釈１－２(b)に基づき，「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認」する。このため，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象外とする PDS を示す。

追補 2.Ⅰ－20

別紙 9
個別プラント評価により抽出するもの(解釈２－１(b)の格納容器破損モード)<個別プラントの確率論的リスク評価(PRA)>
・内部事象
・外部事象(適用可能なもの)→現段階で適用可能な手法はないと判断<格納容器破損モード及び破損モードごとの格納容器破損頻度算出結果>必ず想定する格納容器破損モード(解釈２－１(a)の事故シーケンスグループ)
解釈２－１(a)を適用するもの

追補 2.Ⅰ－21

・過圧破損(炉心損傷後)，過温破損→雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・格納容器雰囲気直接加熱→高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・原子炉圧力容器外での水蒸気爆発→原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
・水素燃焼※1→水素燃焼
・溶融炉心・コンクリート相互作用→溶融炉心・コンクリート相互作用
解釈２－１(a)の適用を除外したもの
・格納容器直接接触(シェルアタック)→溶融物直接接触※2※1 BWR において考えられる格納容器破損モードの 1 つとして抽出したものの，柏崎刈羽原
子力発電所 6 号及び 7 号炉では，運転中，原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しており，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性

・原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損
・過圧破損(炉心損傷前)・インターフェイスシステム LOCA

《評価事故シーケンスの選定》
1. 格納容器破損モードの発生の観点で厳しい PDS を選定
2. 選定された PDS に属する事
故シーケンスから格納容器
破損モードの発生の観点で厳しいシーケンスを評価事
故シーケンスとして選定
格納容器破損防止対策の有効性評価へ

《炉心損傷防止対策を図る
シーケンスの確認》
炉心損傷後の格納容器機能に期待できないため，解釈１－
２(b)に基づき，「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認

が十分小さいと評価し，PRA で定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素ガス置換の有効性を確認する観点で有効性評価の対象とする。
※2 BWR において考えられる格納容器破損モードの 1 つとして抽出したものの，柏崎刈羽原
子力発電所 6 号及び 7 号炉では原子炉格納容器の構造上発生する可能性はない格納容・原子炉圧力容器内での水蒸気爆発※3
・格納容器隔離失敗

炉心損傷防止対策の有効性評価へ

器破損モードであることから，有効性評価の対象から除外した。
※3 BWR において考えられる格納容器破損モードの 1 つとして抽出したものの，各種研究により得られた知見から，原子炉圧力容器内で水蒸気爆発が発生し，格納容器破損に至る可能性は極めて低いと評価し，有効性評価の対象から除外した。

事象の特徴，頻度等を考慮し，評価事故シーケンスへの追加は不要と判断

第 2-1 図 格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス

別紙 10

TQUV
TQUX
長期 TB
TBD
TBU
TBP
LOCA

格納容器
隔離失敗
炉心
損傷

原子炉圧力容器
外での水蒸気爆発(炉外 FCI)

原子炉圧力容器
下部への溶融炉
心の落下

原子炉
圧力容
器破損

格納容器雰囲気
直接加熱(DCH)

プラント
損傷状態
格納容器の健全性に影響を与える負荷

格納容器破損(DCH)

物理化学現象

原子炉圧力容器内
での水蒸気爆発(炉内 FCI)
溶融物直接接触追補 2.Ⅰ－22

PCV 破損(炉内 FCI)

崩壊熱除去に伴って発生する水
蒸気による過圧

格納容器
過圧破損

TC

未臨界確保失敗時の水蒸気
による過圧

格納容器
過圧破損

ISLOCAISLOCA
継続

TW

凡例
格納容器破損(炉外 FCI)

炉心損傷前(レベル 1PRA)

格納容器
破損モード

格納容器破損(シェルアタック)

溶融炉心
冷却成功

崩壊熱除去に伴って発生する水
蒸気による過圧

炉心
損傷
貫通部過温

原子炉圧力容器
破損直後の状態(T2)

格納容器
過温破損

溶融炉心・コンクリ
ート相互作用継続(MCCI)

格納容器破損(MCCI)

水素燃焼

格納容器破損(水素燃焼)

炉心損傷
炉心損傷発生から
原子炉圧力容器破損に至るまでの状態(T1)

格納容器
過圧破損

格納容器底部への溶融炉心落下後の状態(T3)

第 2-2 図 シビアアクシデントで想定される事象進展と格納容器破損モード

別紙 11
第 3-3 表事故
シーケンス

主要事故シーケンス

重要事故シーケンス(運転停止中)の選定について（1/2）*1

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
燃料損傷防止に必要な機能①崩壊熱除去機能喪失（RHR機能喪失[フロントライ
ン]）＋
崩壊熱除去・注水系失敗◎

崩壊熱除去機能喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

崩壊熱除去機能 *3― *3

原子炉への注水機能・待機中のECCS*4（残留熱除去系[低圧注水系]）
・低圧代替注水系（常設）*5・MUWP，SPCU，FP，消防車

崩壊熱除去機能 *3― *3②崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋
崩壊熱除去・注水系失敗－

原子炉への注水機能

追補 2.Ⅰ－23

崩壊熱除去
機能喪失
－

－

③崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

*2

*2

対策設備

外部電源喪失＋④外部電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗 崩壊熱除去・注水系失敗

崩壊熱除去機能*3

着眼点（a.余裕時間，b.設備容量，
c.代表シーケンス）
a.

b.

c.

低

低

中

低

低

低

低

低

高

着眼点と選定理由

a

異常の認知や待機中のECCS・低圧代替注水系の起動といった緩和措置の実施までに掛かる時
間（最大2時間）に比べて十分時間がある（最も短いPOS-Sで約3.9時間）ため「低」とした

b

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m /h,LPFL 954m /h，
3
MUWC(原子炉側注水) 90m /h）に比べて十分小さいため（最も崩壊熱の大きなPOS-Sにおいて3も51m /h）「低」とした

c

事故シーケンスグループに対する寄与割合が98%と支配的である③の事故シーケンスを「高」とし，寄与割合が1%である①と④の事故シーケンスを「中」とした

3

3

・上記の破線内の注水対策

・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能 *3・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・隣接プラントからの低圧
電源融通
・非常用ディーゼル発電機（直流電源の復旧後）・常設代替交流電源設備

原子炉への注水に必要な直流電源の復旧（D/G起動等の為）・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備

・ ②の代替除熱機能喪失[フロントライン]はＣＵＷ等であり，これらの使用期間は①で想定しているRHRよりも崩壊熱が減少した場合であるため，「a.余裕時間」，「b.設備容量」が①の想定より厳しくなく，②の事故シーケンスは選定しない

低

低

中

・ 有効性評価では外部電源喪失の重畳を考慮しており，③の事故シーケンスに外部電源喪失の重畳を考慮すると「全交流動力電源喪失」で考慮している⑥の事故シーケンスと同様の事象
進展及び対策となるため（全交流動力電源喪失の有効性評価では補機冷却系機能喪失も考慮しているため），③の事故シーケンスは選定しない・ ④の事故シーケンスはD/Gに期待できるシナリオであり，「全交流動力電源喪失」で考慮している⑥の事故シーケンスと比べて事象進展や対策が厳しくなく選定しない
・ 以上から，①のRHR機能喪失[フロントライン]を起因事象とする事故シーケンスを選定－

外部電源喪失＋
直流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗①外部電源喪失＋
直流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗

崩壊熱除去機能
全交流動力
電源喪失

◎

外部電源喪失＋
交流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗②外部電源喪失＋
交流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗*3・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・FP，消防車 *5

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備*3

原子炉への注水機能*1◎は選定した重要事故シーケンスを示す*2

全交流動力電源喪失に至る事故シーケンスの②にて，対策の有効性を確認*3

停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる

低中GTGの起動，低圧代替注水系による注水といった緩和措置の実施までに掛かる時間（約145分）に比べて十分時間（最も短いPOS-Sで約3.9時間）があるため「低」とした

b

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m /h，LPFL
33954m /h，MUWC(原子炉側注水) 90m /h）に比べて十分小さいため（最も崩壊熱の大きなPOS-S
3
においても51m /h）「低」とした

c

事故シーケンスグループに対する寄与割合が87%と支配的である②の事故シーケンスを「高」とした・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

崩壊熱除去機能低a・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）

3・ ①の「外部電源喪失＋直流電源喪失」を含む事故シーケンスは燃料損傷頻度が低く，常設代
替交流電源設備や可搬型代替直流電源設備等による電源供給や消防車による注水により燃料損傷が防止できることから選定しない ＊ 6
低・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・消防車 *5低高・ 以上を踏まえた上で，ガイドの主要解析条件も参照し，外部電源喪失時に原子炉補機冷却系の機能が喪失して全交流動力電源喪失に至るシーケンス（②の事故シーケンス）を重要事故
シーケンスとして選定（原子炉建屋（原子炉開放時）や原子炉格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）
*4
*5
*6
*7

PRA上，残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備
発生頻度が低く，主要な起事象である蓄電池の共通原因故障については，PRA上は区分Ⅳのバッテリーの直流電源融通やAM策として増強した蓄電池（区分Ⅰの増強（A,A-2）等）を考慮していないため，さらに発生の可能性は低くなると考えられる発生の可能性が低く，発生を仮定してもその影響が限定的であるため，リスク評価上重要性が低いと判断し，PRAの評価対象から除外したもの

第 3-3 表事故
シーケンス

主要事故シーケンス

重要事故シーケンス(運転停止中)の選定について（2/2）*1

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
燃料損傷防止に必要な機能

追補 2.Ⅰ－24

原子炉冷却
材の流出

対策設備

着眼点
（a.余裕時間，b.設備容量，
c.代表シーケンス）
a.

b.

c.

－

①原子炉冷却材流出(CRD点検（交換）時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

低

低

低

－

②原子炉冷却材流出(LPRM点検（交換）時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

低

低

低

低

低

中

低

低

高

－

原子炉冷却材流出＋
崩壊熱除去・注水系失敗③原子炉冷却材流出(RIP点検時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

原子炉への注水機能(事象の認知を含めたもの)

・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]）
・低圧代替注水系（常設）*5・MUWP，SPCU，FP，消防車④原子炉冷却材流出(CUWブロー時の操作誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗－⑤原子炉冷却材流出(RHR系統切替え時のミニマムフ
ロ―弁操作誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

◎

低

低

-

着眼点と選定理由

a

異常の認知， 漏えい箇所の隔離や待機中のECCS・低圧代替注水系の起動といった緩和措置の実施までに掛かる時間（最大2時間）に比べて十分時間がある（2時間以上）ため「低」としたb

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m /h，LPFL
33954m /h，MUWC(原子炉側注水) 90m /h）に比べて十分小さいため（最も冷却材流出量の大き3なRHR系統切替え時のミニマムフロ―弁操作誤りにおいても87m /h）「低」とした

c

事故シーケンスグループに対する寄与割合が81%(7号炉では82%)と支配的である④の事故シーケンスを「高」とし，寄与割合が19%(7号炉では18%)である③の事故シーケンスを「中」とした

3

・ ⑤の「RHR系統切替え時のミニマムフロ―弁操作誤り」は，燃料の露出に至らないためにPRA
で起因事象の選定の際に除外した事象であるが審査ガイドにおける有効性評価の評価項目である「放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること」を考慮し，改めて重大事故シーケンスの選定対象として追加した
・ 「RIP点検時の作業誤り」等の点検作業に伴う冷却材流出事象（①，②，③の事故シーケンス）は，運転操作に伴う冷却材流出事象と異なり，作業・操作場所と漏洩発生箇所が同一であるため，認知が容易であること，また「RHR系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は
3
流出流量が87m /hと他の漏えい事象（①～④の事故シーケンス）より大きいことから，⑤の事故シーケンスを重大事故シーケンスとして選定した

a，b 事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和設備実施までの余裕時間の考慮は不要であり，「－」とした
反応度誤投
入事象

◎

反応度の誤投入①反応度の誤投入＊7

安全保護機能及び原子炉停止機能・安全保護系
・原子炉停止機能

c
-

-

*7

PRA評価において選定していない起因事象 による事故シーケンスであるため，「－」とした

・ 代表性の観点から停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒１本が全引き抜きされている状態から，他の１本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近傍を認知できずに臨界に至る事象を想定*1◎は選定した重要事故シーケンスを示す*2

全交流動力電源喪失に至る事故シーケンスの②にて，対策の有効性を確認*3

停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる（原子炉建屋（原子炉開放時）や原子炉格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）

*4
*5
*6
*7

PRA上，残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備
発生頻度が低く，主要な起事象である蓄電池の共通原因故障については，PRA上は区分Ⅳのバッテリーの直流電源融通やAM策として増強した蓄電池（区分Ⅰの増強（A,A-2）等）を考慮していないため，さらに発生の可能性は低くなると考えられる発生の可能性が低く，発生を仮定してもその影響が限定的であるため，リスク評価上重要性が低いと判断し，PRAの評価対象から除外したもの

別紙 12
第 3-4 表(a) 崩壊熱除去機能喪失及び外部電源喪失を起因

燃料損傷までの余裕時間について(b) 一次冷却材バウンダリ機能喪失を起因事象とする場合事象とする場合

追補 2.Ⅰ－25

ＰＯＳ

炉心損傷までの余裕時間(h)

Ｓ

3.9

Ａ

5.6

Ｂ－１

130

Ｂ－２

202

Ｂ－３

142

Ｂ－４

278

Ｃ－１

27

Ｃ－２

28

Ｄ

31

冷却材流出事象ＰＯＳ
炉心損傷に至る流出量(m3)
冷却材流出量(m3/h)ＣＲＤ点検

ＬＰＲＭ点検Ｂ２

ＲＩＰ点検

RHR系統切替え時*1
Ｂ*1

2699

87

ＣＵＷブローＣ１

RHR系統切替え時*1
A,C,D*1

173

173

84

炉心損傷までの余―（2時間以上） *4
裕時間(h)*1 RHR系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤りについては冷却材流出はＲＨＲ吸い込み配管高さで停止するためPRA評価上、起因事象から除外しているが、原子炉停止直後を除き人的過誤自体は発生の可能性があるため、POS A～Dとする*4 当該事象による冷却材流出はＲＨＲ吸い込み配管高さで停止するため「―」とした。その後に蒸発による水位低下を考慮しても2時間以上の余裕時間がある

別紙 13--

追補 2.Ⅰ－26--

第 3-3 図 POS の分類及び定期検査工程

別紙 14
第 1-1 表 事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(3/3)
評価対象とした地震加速度領域におけるカットセットの分析結果※2
事故
シーケンス
グループ

主要な
事故シーケンス※1

LOCA(LOCA 時
注水機能喪失)(8.2×10-7 /炉年)

原子炉冷却材
圧力バウンダリの喪失(7.8×10-7 /炉年)

追補 2.Ⅰ－27

計測・制御系喪失(6.9×10-8 /炉年)

格納容器バイパス(1.2×10-7 /炉年)

計測・制御系の損傷(6.9×10-8 /炉年)

低耐震クラス配管破断+格納容器隔離弁損傷(1.2×10-7 /炉年)

原子炉圧力容器・原 原子炉圧力容器・原子子炉格納容器損傷
炉格納容器の損傷(8.9×10-7 /炉年)
(8.9×10-7 /炉年)

原子炉建屋損傷(3.8×10-6 /炉年)

原子炉建屋・
構築物の損傷(3.8×10-6 /炉年)

評価対象
とした地震
加速度領域
[gal]

1250

1700

1600

1500

炉心損傷頻度
主要なカットセット※3

主な対策

対策
有効性

-

-

※4

[/炉年]

寄与割合
[%]

地震による原子炉格納容器内配管の構造損傷

4.4×10-8100

地震によるコントロール建屋の構造損傷

8.0×10-963

地震による直立盤(制御盤・多重伝送盤)の機能損傷

1.7×10-914

地震によるバイタル分電盤の機能損傷

1.2×10-99-地震による原子炉冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の機能損傷+地震による原子炉
冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷

4.4×10-936-

地震による残留熱除去系停止時冷却モード吸込ライン隔離弁の機能損傷+地震による残留熱除去系停止時冷却モード吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷

4.0×10-933

地震による原子炉冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷+高圧
交流分電盤の機能損傷(隔離弁の電源喪失)

1.7×10-914-地震による原子炉圧力容器ペデスタルの構造損傷

4.6×10-866-

地震による制御棒駆動系ハウジング(制御棒駆動機構の外側支持部分)の構造損
傷

9.9×10-914地震による再循環ポンプモータケーシングの構造損傷

6.6×10-910地震により原子炉建屋が基礎地盤すべり線に沿って動くことによる損傷

1.9×10-7

89

1750

-

-

-

-

-

-

地震による原子炉建屋の損傷

2.4×10-8

11※1 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目し，詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスのうち，支配的なシーケンスの炉心損傷頻度を示す。
※2 主要な事故シーケンスの中で最も高い炉心損傷頻度を示したシーケンスのうち，最も高い炉心損傷頻度を示す地震加速度領域におけるカットセットの分析結果を示す。
※3 地震 PRA では機器の損傷を完全相関としているため，多重化されたある機器が地震により損傷する場合，ほかの多重化された機器も全て損傷する。
※4 評価対象とした地震加速度領域における炉心損傷頻度に対するカットセットの寄与割合を示す。

-

別紙 15
第 1.1.2.b-1 表

既往の停止時 PRA における起因事象との比較
NUREG/CR-6143

JNES(Grand Gulf)

*1

検討

○

○

○

○

○

○

代替除熱設備機能喪失

○

-

○

外部電源喪失○○○配管破断 LOCA

○

○

- *2

RHR 運転中の LOCA

○

○

- *3

RHR 系統切替え時の LOCA

○

○

- *3

CRD 点検（交換）時冷却材流出

-

-

○

LPRM 点検（交換）時冷却材流出

-

-

○

RIP 点検時冷却材流出

-

-

○

CUW ブロー時冷却材流出

-

-

○

起因事象

本評価

RHR 機能喪失（フロントライン故障）
原子炉補機冷却系故障（RHR 機能喪失 サポート系故障）*1 平成 21 年度 PSA 手法の標準化に係る整備 =停止時内的事象レベル 1PSA/地震
PSA= (別冊 1) 停止時内的事象レベル 1 PSA 実施手順書 平成 23 年 1 月 独立行政法人 原子炉安全基盤機構*2 “第 1.1.2.b-2 表 起因事象から除外する事象”に記載する理由により選定から除外*3 ABWR プラントでは有効燃料長頂部の高さ(T.M.S.L.約 14.0m)より RHR の吸い込
み配管の高さ(T.M.S.L.約 15.7m)が高い位置にあることから冷却材流出による燃料損傷に至らないため，起因事象としては抽出しない。

追補 2.Ⅰ－28

別紙 16

第 1.1.2.b-4 表

CUW ブロー時冷却材流出発生確率※

確率EF①運転員の弁閉操作
忘れ②管理者の弁操作チ
ェック失敗－

追補 2.Ⅰ－29

備考別紙 17
第 1.1.2.g-1 表
内

人的過誤の評価結果（例示:機器の現場操作）※

容

過誤確率

機器の現場操作

追補 2.Ⅰ－30

EF(対数正規分布)別紙 18プラントの状態（ＰＯＳ ：（）内は日数）

原子炉冷温
停止への移
行状態

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態

Ｓ（１）Ａ（４）

崩壊熱の大きさ
ＰＲＡ上考慮が必要なイ
ベント

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖及び起動準備への移行状態

原子炉ウェル満水状態
Ｂ１（１２）

Ｂ２（１１）高

Ｂ３（１２）

Ｂ４（１３）

Ｃ１（５）

中

－

－

全燃料取出

起動準備状態

Ｃ２（１０）D（１２）低

CRD，LPRM，RIP点 炉内点検
炉内点検
CUW
全台停止
検
CUW全台停止RHR 系統切替え
MUWC全台停止
ＲＨＲ切替え

全燃料装荷

Ｂ系

Ａ系 及び Ｃ系

追補 2.Ⅰ－31

取水路
D/G
非常用交流電源母線

ー

原子炉水位

通常水位

プールゲートー

開放

閉鎖

評価する除熱対象

原子炉

原子炉＋燃料プール

燃料プール

CUWブロー

ウェル満水

ＲＨＲ切替えRHR 系統切替え

ＲＨＲ切替えRHR 系統切替え

ー
通常水位

開放
原子炉＋燃料
プール

ー
原子炉

RHR-A
RHR-B
崩壊
RHR-C
熱除
CUW-A
去
CUW-B
FPC2台
HPCF-BHPCF-C補給
MUWC-A
水注
MUWC-B水MUWC-C
FP
崩壊熱除去に用いている設備
機能を期待出来る設備

第 1.1.2.a-8 図

停止時 PRA における POS の分類及び定期検査工程

別紙 19
第 1.2.1.d-5(1)表
起因事象

7 号炉

起因事象別の炉心損傷頻度への寄与が大きい事故シーケンスの概要（1/2）

主要な事故シーケンスの概要

追補 2.Ⅰ－32

地震により「原子炉建屋基礎地盤すべり線」又は「原子炉建屋」が損傷すると建屋全体の崩壊の可能性があり，同時に建屋内の原子炉格納容器内の機器や原子
炉圧力容器等の構造物が大規模な損傷を建屋・構築物の受ける可能性がある。
損傷（R/B）
発生した場合の緩和系への影響を厳密に判断することが困難であるため，全損を仮定し，保守的に原子炉停止及び炉心冷却が不可能になるものと想定し，直接
炉心損傷に至るケース。
地震により外部電源と D/G のサポート
系（RCW・RSW）が機能喪失することで「全全 交 流 動 力 電 交流動力電源喪失」の起因事象となる。
源喪失
その後，事象初期の RCIC による原子炉（RCW・RSW 損 注水に成功するものの，RCIC 運転継続に傷）必要な直流電源及び水源を確保できない
ため注水継続に失敗し炉心損傷に至るケース。

左欄事故シーケンスによる
炉心損傷頻度（起因事象別の全炉心損傷頻度）

主要なカットセット

3.8E-06 [/炉年]（3.8E-06 [/炉年]）

・原子炉建屋基礎地盤すべり
線の損傷

3.3E-06 [/炉年]（3.8E-06 [/炉年]）

・外部電源喪失（地震）＋RCW 熱交換器の構造損傷
・外部電源喪失（地震）＋RCW 配管の構造損傷

別紙 20
第 1.2.1.d-5(1)表
起因事象

7 号炉

起因事象別の炉心損傷頻度への寄与が大きい事故シーケンスの概要（2/2）

主要な事故シナリオ

左欄事故シーケンスによる
炉心損傷頻度（起因事象別の全炉心損傷頻度）

追補 2.Ⅰ－33

過渡事象

地震により「過渡事象」が発生するものの，外部電源は確保される。その後，スクラム，SRV による圧力制御，HPCF による原子炉注水には成功するが，RHR による格納容器除熱失敗により炉心損傷に至るケース。

外部電源喪失地震により「外部電源喪失」の起因事
象が発生するが非常用交流電源は健全であり電源は確保される。その後のスクラ
ム，SRV による圧力制御に成功し，HPCF
による原子炉注水には成功するが，RHRによる格納容器除熱失敗により炉心損傷に至るケース。

1.4E-06 [/炉年]（1.7E-06 [/炉年]）

地震により原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方が損傷し，直接炉心損傷に至るケース。原子炉圧力
建屋・構築物の 容器や原子炉格納容器が損傷した場合の損傷（RPV・PCV） 緩和系への影響を厳密に判断することが困難であるため，保守的に原子炉停止及び炉心冷却が不可能になるものと想定した。

8.9E-07 [/炉年]（8.9E-07 [/炉年]）

3.0E-06 [/炉年]（3.9E-06 [/炉年]）

主要なカットセット

・RHR 系統操作失敗（人的過誤）

・外部電源喪失（地震）＋RHR 弁の機能損傷
・外部電源喪失（地震）＋RHR 配管の構造損傷

・RPV ペデスタルの損傷

別紙 21
第 1.2.1.d-5(2)表

6 号炉

起因事象別の炉心損傷頻度への寄与が大きい事故シーケンスの概要（1/2）
左欄事故シーケンスによる
炉心損傷頻度（起因事象別の全炉心損傷頻度）

主要なカットセット

地震により「原子炉建屋基礎地盤すべり線」又は「原子炉建屋」が損傷すると建屋全体の崩壊の可能性があり，同時に建屋内の原子炉格納容器内の機器や原子炉圧力容器等の構造物が大規模な建屋・構築物の損傷を受ける可能性がある。
損傷（R/B）
発生した場合の緩和系への影響を厳密に判断することが困難であるため，全損を仮定し，保守的に原子炉停止及び炉心冷却が不可能になるものと想定
し直接炉心損傷に至るケース。

3.6E-06 [/炉年]（3.6E-06 [/炉年]）

・原子炉建屋基礎地盤すべり
線の損傷

地震により「過渡事象」が発生するものの，外部電源は確保される。その後，スクラム，SRV による圧力制御，HPCF による原子炉注水には成功するが，RHRによる格納容器除熱失敗により炉心損傷に至るケース。

2.6E-06 [/炉年]（3.2E-06 [/炉年]）

・RHR 系統操作失敗（人的過誤）

起因事象

追補 2.Ⅰ－34

過渡事象

主要な事故シーケンスの概要

別紙 22
第 1.2.1.d-5(2)表
起因事象

6 号炉

起因事象別の炉心損傷頻度への寄与が大きい事故シーケンスの概要（2/2）

主要な事故シナリオ

追補 2.Ⅰ－35

地震により外部電源と D/G のサポート系（RCW・RSW）が機能喪失することで「全交流動力電源喪失」の起因事象
全交流動力電源喪 となる。
失その後，事象初期の RCIC による原子（RCW・RSW 損傷） 炉注水に成功するものの，RCIC 運転継
続に必要な直流電源及び水源を確保できないため注水継続に失敗し，炉心損傷に至るケース。
地震により原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方が損傷し，直接炉心損傷に至るケース。原
建屋・構築物の損 子炉圧力容器や原子炉格納容器が損傷（RPV・PCV）
傷した場合の緩和系への影響を厳密に判断することが困難であるため，保守的に原子炉停止及び炉心冷却が不可能になるものと想定した。
地震により原子炉格納容器内にある原子炉冷却材圧力 一 次 系 配 管 の 大 規 模 な 破 断 に よ り
バウンダリ喪失
Execssive LOCA が発生し直接炉心損
傷に至るケース。

左欄事故シーケンスによる
炉心損傷頻度（起因事象別の全炉心損傷頻度）

主要なカットセット

1.7E-06 [/炉年]（1.7E-06 [/炉年]）

・外部電源喪失（地震）＋RCW 弁の機能損傷

1.2E-06 [/炉年]（1.2E-06 [/炉年]）

・RPV ペデスタルの損傷

1.0E-06 [/炉年]（1.0E-06 [/炉年]）

・格納容器内配管

別紙 23
第 2.1.1.b-2 表

PDS の分類結果

PDS

格納容器
破損時期

原子炉
圧力

炉心損傷時
期

プラント損傷時点
での電源有無

TQUV

炉心損傷後

低圧

早期

交流/直流電源有

TQUX

炉心損傷後

高圧

早期

交流/直流電源有

長期 TB

炉心損傷後

高圧

後期

直流電源無※1
交流電源無

TBU

炉心損傷後

高圧

早期

直流電源有
交流電源無

TBP

炉心損傷後

低圧

早期

直流電源有
交流電源無

TBD

炉心損傷後

高圧

早期

直流電源無
交流電源無

LOCA
・AE(大 LOCA)
・S1E(中 LOCA)
・S2E(小 LOCA)

炉心損傷後

低圧

早期

交流/直流電源有

TW

炉心損傷前

－

後期

交流/直流電源有

TC

炉心損傷前

－

早期

交流/直流電源有ISLOCA

炉心損傷前

－

早期

交流/直流電源有※1 蓄電池枯渇により事象発生から 8 時間で原子炉隔離時冷却系(RCIC)が停止し，炉心損傷に至るため，プラント損傷時点では直流電源が機能喪失している。
－：PDS の分類に際して考慮不要であることを示す。

追補 2.Ⅰ－36

別紙 24
第 2.1.1.c-1 表
抽出した負荷格納容器雰囲気
直接加熱(DCH)

原子炉格納容器の健全性に影響を与える負荷と設定した格納容器破損モード（2/2）
負荷の概要

格納容器破損モード(除外事象の場合は除外理由を示す。)

高圧状態で原子炉圧力容器が破損した場合に，溶融炉心が格納容器雰囲気中を飛散する過程で微粒子化し，雰囲 左記の急激な圧力上昇により，原子炉格納容器が破損に至るモードとし気ガスとの直接的な熱伝達等によって急激に加熱され， て分類。
格納容器圧力が急上昇する場合が考えられる。

原子炉圧力容器外
原子炉圧力容器破損後，溶融炉心が格納容器下部のペデの溶融燃料－冷却
左記の水蒸気爆発に伴うペデスタル部の損傷や水蒸気による圧力スパイ
スタル部の水中に落下した場合，水蒸気爆発が発生する
材相互作用
クによって格納容器損傷に至るモードとして分類。
可能性がある。
(炉外 FCI)

追補 2.Ⅰ－37

溶融炉心・コンク 原子炉圧力容器破損後，溶融炉心が冷却されない場合， 左記の下部ドライウェル側壁の侵食による原子炉圧力容器支持機能の喪リート相互作用 下部ドライウェル側壁又は原子炉格納容器の床面のコ 失又は原子炉格納容器の床面が侵食により貫通し，原子炉格納容器の破(MCCI)
ンクリートを侵食する。
損に至るモードとして分類。

溶融物直接接触【除外事象】
ドライウェル壁の一部が侵食され，溶融貫通して破損するモードが考え
原子炉圧力容器破損後，溶融炉心が格納容器下部のペデられるが，本破損モードは Mark-I 型格納容器特有であり，柏崎刈羽原子
スタル部へ落下，ペデスタル部の外側のドライウェルの力発電所 6 号及び 7 号炉では，原子炉格納容器の構造上，ペデスタル部
床に流出，高温のデブリがドライウェル壁に接触し，壁に落下した溶融炉心が直接ドライウェル壁(格納容器バウンダリ)と接触面を侵食する場合が考えられる。
することはない。このため，本破損モードは想定する格納容器破損モードから除外した。

水素燃焼【除外事象】
燃料棒が露出し，高温となった場合にジルコニウム-水
柏崎刈羽原子力発電所 6,7 号機では，運転中，原子炉格納容器内を窒素反応により発生する水素ガスや，MCCI で発生する水素ガガスで置換し，酸素濃度を低く管理しているため，酸素濃度が可燃限界
スが，原子炉格納容器内に大量に蓄積され，燃焼する場に至る可能性が十分小さい。このため，本破損モードは想定する格納容合が考えられる。
器破損モードから除外した。

別紙 25
炉心損傷
事故シーケンス

PCV破損時期

RPV圧力

炉心損傷時期

電源有無
電源確保

後期
TW
炉心損傷前
TW
TC
ISLOCA

追補 2.Ⅰ－38

TQUX
TQUV
AE
S1E
S2E
TBU
TBP
TBD
長期TB
TW
TC
ISLOCA

高圧
TQUX
TBU
TBD
長期TB
炉心損傷後
TQUX
TQUV
AE
S1E
S2E
TBU
TBP
TBD
長期TB

プラント損傷状態
TW

早期
TC
ISLOCATC
ISLOCA

後期
長期TB

長期TB
電源確保
TQUX

早期
TQUX
TBU
TBD

直流電源確保
交流電源復旧要
TBU
直流電源復旧要
TBD
電源確保
TQUV
AE
S1E
S2E

低圧
TQUV
AE
S1E
S2E
TBP

電源復旧要
TBP

第 2.1.1.b-1 図

PDS の分類

TQUX

TBU
TBD
TQUV
AE
S1E
S2E

TBP

別紙 26

TQUV
TQUX
長期 TB
TBD
TBU
TBP
LOCA

格納容器
隔離失敗
炉心
損傷

原子炉圧力容器
外での水蒸気爆発(炉外 FCI)

原子炉圧力容器
下部への溶融炉
心落下

原子炉
圧力容
器破損

格納容器雰囲気
直接加熱(DCH)

凡例
格納容器破損(炉外 FCI)

プラント
損傷状態
原子炉格納容器の健全性に影響を与える負荷

格納容器破損(DCH)

物理化学現象

原子炉圧力容器内
での水蒸気爆発(炉内 FCI)
溶融物直接接触追補 2.Ⅰ－39

PCV 破損(炉内 FCI)

崩壊熱除去に伴って発生する水
蒸気による過圧

格納容器
過圧破損

TC

未臨界確保失敗時の水蒸気
による過圧

格納容器
過圧破損

ISLOCAISLOCA
継続

TW

炉心損傷前
(レベル 1PRA)

格納容器
破損モード

格納容器破損(シェルアタック)

溶融炉心
冷却成功

崩壊熱除去に伴って発生する水
蒸気による過圧

炉心
損傷
貫通部過温

第 2.1.1.c-1 図

原子炉圧力容器
破損直後の状態(T2)

格納容器
過温破損

溶融炉心・コンクリ
ート相互作用継続(MCCI)

格納容器破損(MCCI)

水素燃焼

格納容器破損(水素燃焼)

炉心損傷
炉心損傷発生から
原子炉圧力容器破損に至るまでの状態(T1)

格納容器
過圧破損

格納容器底部への溶融炉心落下後の状態(T3)BWR のシビアアクシデントにおいて考えられる事故進展

追補 2.Ⅱの一部補正

追補 2.Ⅱを以下のとおり補正する。
頁

行

補正前

補正後

14

22 行

重要構造物安全評価

NUPEC 重要構造物安全評
価

20

5行

重要構造物安全評価

NUPEC 重要構造物安全評
価

43

1行

表 2 評価対象機器が有 第 2 表 評価対象機器がする限界温度・圧力に対 有する限界温度・圧力に
する裕度
対する裕度

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅱ－1

追補２．Ⅲの一部補正

追補２．Ⅲ（本文）を以下のとおり補正する。
頁

行

53

18 行～
19 行

追補２．Ⅲ（第１部
頁

補正前

補正後

原子炉圧力容器内の保有 原子炉圧力容器内の保有水量の変化や炉心入口サ 水量の変化や炉心入口サ
ブクールの変化に影響す ブクール度の変化に影響る。
する。

ＳＡＦＥＲ）を以下のとおり補正する。

行

補正前

補正後

1-114

5 行～
7行

以上より，ＡＢＷＲプラ 以上より，ＡＢＷＲプラ
ントのＬＯＣＡ模擬実験 ントのＬＯＣＡ模擬実験
であるＦＩＳＴ－ＡＢＷ であるＦＩＳＴ－ＡＢＷ
Ｒの炉心スプレイ配管， ＲのＣＳ配管，ＭＳ配管，
主蒸気配管，給水配管の ＦＷ配管の破断実験及び破断実験及び圧力容器底 ＢＢ配管破断実験につい部 配 管 破 断 実 験 に つ い て，
て，

1-131

2 行～
3行

4 章に記載した実験解析 4 章に記載した実験解析を踏まえ，重要現象につ を踏まえ，重要現象についての不確かさ，及びそ いての不確かさ及びそのの不確かさが
不確かさが

1-131

14 行～
18 行

燃料棒表面熱伝達，沸騰 燃料棒表面熱伝達，沸騰
遷移及び気液熱非平衡に 遷移及び気液熱非平衡については，実験解析にお ついては，実験解析において，熱伝達係数を低め いて，熱伝達係数を低めに評価する可能性があ に評価する可能性があり，他の解析モデルの不 り，他の解析モデルの不確かさともあいまってコ 確かさともあいまってコード全体として，スプレ ード全体として，炉心がイ冷却のない実験結果の 露出する場合は，実験結
燃料被覆管最高温度に比 果の燃料被覆管最高温度
べて高めに評価すること に比べて高めに評価するから，有効性評価解析に ことから，有効性評価解

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅲ－1

頁

行

補正前

補正後

おいても燃料被覆管温度 析においても燃料被覆管は高めに評価される。
温度は高めに評価され
る。
1-131

18 行の次 （追加）

1-136

6 行～
15 行

また，炉心が冠水維持する場合は，燃料被覆管温度の上昇はなく，不確かさは小さい。

ＴＢＬ，ＲＯＳＡ－Ⅲの ＴＢＬ，ＲＯＳＡ－Ⅲの実験解析において，熱伝 実験解析において，熱伝達係数を低めに評価する 達係数を低めに評価する可能性があり，他の解析 可能性があり，他の解析モデルの不確かさともあ モデルの不確かさともあ
いまってコード全体とし いまってコード全体として，スプレイ冷却のない て，炉心が露出し，スプ
実験結果の燃料被覆管最 レイ冷却のない場合には高温度に比べて+50℃程 実験結果の燃料被覆管最度高めに評価する。
高温度に比べて+50℃程
また，低圧代替注水設備 度高めに評価し，スプレによる注水での燃料棒冷 イ冷却のある場合には実却過程における蒸気単相 験結果に比べて 10℃～
冷却又は噴霧流冷却の不 150℃程度高めに評価す
確かさは 20℃～40℃程 る。また，炉心が冠水維度である。
持する場合においては，
ＦＩＳＴ－ＡＢＷＲの実
験解析において燃料被覆
管温度の上昇はないため，不確かさは小さい。
また，低圧代替注水設備
による注水での燃料棒冷
却過程における蒸気単相
冷却又は噴霧流冷却の不確かさは 20℃～40℃程度である。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅲ－2

頁

行

1-137

23 行～
27 行

1-137

27 行の次 （追加）

追補２．Ⅲ（第３部
頁
3-24

行

補正前

補正後

ＴＢＬ，ＲＯＳＡ－Ⅲの ＴＢＬ，ＲＯＳＡ－Ⅲの実験解析において，熱伝 実験解析において，熱伝達係数を低めに評価する 達係数を低めに評価する可能性があり，他の解析 可能性があり，他の解析モデルの不確かさともあ モデルの不確かさともあ
いまってコード全体とし いまってコード全体として，スプレイ冷却のない て，炉心が露出し，スプ
実験結果の燃料被覆管最 レイ冷却のない場合には高温度に比べて+50℃程 実験結果の燃料被覆管最度高めに評価する。
高温度に比べて+50℃程
度高めに評価し，スプレ
イ冷却のある場合には実験結果に比べて 10℃～
150℃程度高めに評価する。また，炉心が冠水維持する場合においては，
ＦＩＳＴ－ＡＢＷＲの実
験解析において燃料被覆
管温度の上昇はないため，不確かさは小さい。
また，低圧代替注水設備
による注水での燃料棒冷
却過程における蒸気単相
冷却又は噴霧流冷却の不確かさは 20℃～40℃程度である。

ＲＥＤＹ）を以下のとおり補正する。
補正前

補正後

表 2-2 炉心損傷防止対 別紙 1-1 に変更する。
策の有効性評価における重要現象のランク

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅲ－3

頁

行

補正前

補正後

3-102

4行

添付５の表 2-2 参照

3-150

16 行～
17 行

（両者合計でやや more （両者合計でやや morenegative 側の評価，参考 negative 側の評価，参考
文献１～５参照）
文献の文献１～文献５参
照）

3-151

14 行

（参考文献６）

追補２．Ⅲ（第４部
頁
4-19

頁

（参考文献の文献６）

ＳＣＡＴ）を以下のとおり補正する。

行

補正前

6行

追補２．Ⅲ（第５部

添付５の添付表 5-5 参照

冷却材放出

補正後
冷却材放出（臨界流・差圧流）

ＭＡＡＰ）を以下のとおり補正する。

行

補正前

補正後

5-60

1行

Ricou-Spalding モ デ ル Ricou-Spalding モ デ ル(式 3.3.5-1)をベースに (式 3.3.6-1)をベースにしたモデルである。
したモデルである。

5-60

12 行

(3.3.5-1)

5-61

16 行～
17 行

上部クラストから上部水 上部クラストから上部水プールへは Kutateladze プールへは Kutateladzeの熱伝達相関式(式 の熱伝達相関式(式3.3.5-2)を考慮
3.3.6-2)を考慮

5-63

9行

(3.3.5-2)(3.3.6-1)(3.3.6-2)

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅲ－4

頁
5-116

行
3行

補正前
HDR 実験(14),(15)]は，補正後HDR 実験(14),(15)は，

5-130

表 4.2-4 CSTF 水素混合 別紙 1-2 に変更する。
実験 実験ケース一覧

5-133

図 4.2-30 CSTF 実験ベ 別紙 1-3 に変更する。
ン チ マ ー ク 解 析 MAAP
ノード分割

5-134

図 4.2-31 CSTF 実験ベ 別紙 1-4 に変更する。
ンチマーク解析結果（ケース HM-1）

5-135

図 4.2-32 CSTF 実験ベ 別紙 1-5 に変更する。
ンチマーク解析結果（ケース HM-2）

5-136

図 4.2-33 CSTF 実験ベ 別紙 1-6 に変更する。
ンチマーク解析結果（ケース HM-5）

添付 5-2-36

17 行～
18 行

デブリ粒子経の圧力スパ デブリ粒子径の圧力スパ
イクに対する感度は小さ イクに対する感度は小さ
く，その不確かさが有効 く，その不確かさが有効性評価の結果に与える影 性評価の結果に与える影
響は小さい。
響は小さい。

添付 5-3-19

28 行～
29 行

圧力は，ＭＣＣＩが発生 圧力は，ＭＣＣＩが発生する時間では格納容器圧 する時間では格納容器圧
力は 0.4MPa[abs]以上と 力は 0.4MPa[abs]以上となっているため（図 4- なっているため（図 4-7a
7a ， 図 4-7b 参 照 ）， 及 び 図 4-7b 参 照 ），0.4MPa[abs]以上とする。 0.4MPa[abs]以上とする。

添付 5-3-88

11 行～
12 行

実験結果と計算結果の比 実験結果と計算結果の比較を付図 3-12，13 に示 較を付図 3-12 及び付図す。
3-13 に示す。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅲ－5

追補２．Ⅲ（第６部

ＡＰＥＸ）を以下のとおり補正する。

頁

行

補正前

補正後

6-50

9 行～
11 行

なお，参考として，添付 なお，参考として，添付資料２に，二次元（RZ）体 ２に，二次元（RZ）体系の系の適用性について記載 適用性について記載して
している。
いる。

6-74

13 行～
14 行

なお，二次元（RZ）体系の なお，二次元（RZ）体系の本事故シーケンスへの適 本事故シーケンスへの適用性については，添付資 用性については，添付２
料２で説明する。
で説明する。

なお，頁は，平成 29 年 6 月 16 日付け，原管発官 29 第 59 号で一部補正した頁を示す。
追補 2.Ⅲ－6

別紙 1-1

追補 2.Ⅲ－7

別紙 1-2

追補 2.Ⅲ－8

別紙 1-3

追補 2.Ⅲ－9

別紙 1-4

追補 2.Ⅲ－10

別紙 1-5

追補 2.Ⅲ－11

別紙 1-6

追補 2.Ⅲ－12