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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0056 改14
提出年月日
平成28年8月26日

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

平成28年8月
東京電力ホールディングス株式会社

１．重大事故等対策
１．０

重大事故等対策における共通事項

１．１

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

１．２

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

１．３

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

１．４

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

１．５

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

１．６

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

１．７

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

１．８

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等

１．９

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

１．１０ 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等
１．１１ 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等
１．１２ 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等
１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等
１．１４ 電源の確保に関する手順等
１．１５ 事故時の計装に関する手順等
１．１６ 原子炉制御室の居住性等に関する手順等
１．１７ 監視測定等に関する手順等
１．１８ 緊急時対策所の居住性等に関する手順等
１．１９ 通信連絡に関する手順等
２．大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他テロリズムへの対応における事項
２．１

可搬型設備等による対応

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

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

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

1． 重大事故等対策
1．0

重大事故等対策における共通事項
＜

目

次 ＞

1．0．1 重大事故等への対応に係る基本的な考え方 ......................... 1．0-1(1) 重大事故等対処設備に係る事項 .................................... 1．0-1
a. 切り替えの容易性 ............................................... 1．0-1
b. アクセスルートの確保 ........................................... 1．0-1(2) 復旧作業に係る事項 .............................................. 1．0-1
a. 予備品等の確保 ................................................. 1．0-1
b. 保管場所 ....................................................... 1．0-2
c. アクセスルートの確保 ........................................... 1．0-2(3) 支援に係る事項 .................................................. 1．0-2(4) 手順書の整備，教育・訓練の実施及び体制の整備 .................... 1．0-3
a. 手順書の整備 ................................................... 1．0-3
b. 教育及び訓練の実施 ............................................. 1．0-3
c. 体制の整備 ..................................................... 1．0-3
1．0．2 共通事項 ....................................................... 1．0-5(1) 重大事故等対処設備に係る事項 .................................... 1．0-5
a. 切り替えの容易性 ............................................... 1．0-5
b. アクセスルートの確保 ........................................... 1．0-5(2) 復旧作業に係る事項 .............................................. 1．0-9
a. 予備品等の確保 ................................................. 1．0-9
b. 保管場所 ...................................................... 1．0-10
c. アクセスルートの確保 .......................................... 1．0-10(3) 支援に係る事項 ................................................. 1．0-11(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備 ............... 1．0-14
a. 手順書の整備 .................................................. 1．0-14
b. 教育及び訓練の実施 ............................................ 1．0-18
c. 体制の整備 .................................................... 1．0-23

＜
添付資料 1.0.1

添付資料 目次 ＞

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

添付資料 1.0.2

可搬型重大事故等対処設備保管場所及びアクセスルートについて

添付資料 1.0.3

予備品等の確保及び保管場所について添付資料 1.0.4

外部からの支援について

添付資料 1.0.5

重大事故等への対応に係る文書体系

添付資料 1.0.6

重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について

添付資料 1.0.7

有効性評価における重大事故対応時の手順について

添付資料 1.0.8

大津波警報発令時の原子炉停止操作等について添付資料 1.0.9

重大事故等の対処に係る教育及び訓練について

添付資料 1.0.10

重大事故等発生時の体制について

添付資料 1.0.11

重大事故等発生時の発電用原子炉主任技術者の役割について

添付資料 1.0.12

福島第一原子力発電所の事故教訓を踏まえた対応について添付資料 1.0.13

緊急時対策要員の作業時における装備について添付資料 1.0.14

技術的能力対応手段と有効性評価比較表
技術的能力対応手段と運転手順等比較表

添付資料 1.0.15

格納容器の長期にわたる状態維持に係る体制の整備について添付資料 1.0.16

重大事故等発生時における停止号炉の影響について1．0．1

重大事故等への対応に係る基本的な考え方(1) 重大事故等対処設備に係る事項
a. 切り替えの容易性
本来の用途以外の用途（本来の用途以外の用途とは，設置している設備の本来の機能とは異なる目的で使用する場合に，本来の系統構成とは異なる系統構成を実施し設備を使用する場合をいう。ただし，本来の機能と同じ目的で使用するために設置している可搬型設備を使用する場合は除く。）として重大事故等に対処するために使用す
る設備については，
通常時に使用する系統から弁操作によりすみやかに切り替えられるようにするとともに，通常時に使用する系統からすみやかに切り替えるために必要な手順等を整備する。
b. アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重大事故等対処設備を運搬し，又は他の設備の被害状況を把握するため，発電所内の道路及び通路が確保できる
よう，地震，津波その他の自然現象等を想定し，迂回路も考慮して複数のアクセスル
ートを確保するとともに，実効性のある運用管理を実施する。
屋外及び屋内において，想定される重大事故等の対処に必要な可搬型重大事故等対処設備の保管場所から設置場所及び接続場所まで運搬するための経路，又は他の設備の被害状況を把握するための経路（以下「アクセスルート」という。
）は，迂回路も考慮して複数のアクセスルートを確保する。複数ルートのうち少なくとも１ルートは，想定される自然現象，発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となる
おそれがある事象であって人為によるもの（故意によるものを除く。）（以下「人為事象」という。），溢水及び火災を想定しても，すみやかに運搬，移動が可能なルートとするとともに，他の復旧可能なルートも確保する。
(2) 復旧作業に係る事項
重大事故等発生時において，重要安全施設の復旧作業を有効かつ効果的に行うため，
以下の基本方針に基づき実施する。
a. 予備品等の確保
重大事故等発生後の事故対応については，
重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効な手段であるため，
以下の方針に基づき重要安全施設の取替可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。
・ 短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。

1．0-1

・ 単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポー
ト系設備を復旧する。
・ 復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件の観点を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する
また，予備品への取替のために必要な資機材等を確保する。
なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努める。
また，予備品の取替作業に必要な資機材等として，ガレキ撤去等のためのホイー
ルローダ等の重機，夜間の対応を想定した照明機器等及びその他作業環境を想定した資機材を確保する。
b. 保管場所
予備品等については，共通要因によって同時に機能が喪失することがないよう，当該重要安全施設との位置的分散を考慮した場所に保管する。
c. アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう，地震，津波その他の自然現象等を想定し，迂回路も考慮して複数のアクセスルートを確保するとともに，実効性のある運用管理を実施する。
設備の復旧作業に支障がないよう，迂回路も考慮して複数のアクセスルートを確保する。複数ルートのうち少なくとも１ルートは，想定される自然現象，人為事象，
溢水及び火災を想定しても，運搬，移動に支障をきたさないよう，通行性を確保する。
(3) 支援に係る事項
重大事故等に対して事故収束対応を実施するため，発電所構内で予め用意する重大事故等対処設備，予備品及び燃料等の手段により，事故発生後７日間は事故収束対応が維持できるようにする。
また，関係機関等と予め協議，合意の上，外部からの支援計画を定め，重大事故等発生時の支援の契約を締結し，事故等発生後６日後までに発電所を支援できる体制を
整備する。

1．0-2

(4) 手順書の整備，教育・訓練の実施及び体制の整備
重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう，手順書を整備し，教育及び訓練を実施するとともに，人員を確保する等の必要な体制を整備する。
a. 手順書の整備
重大事故等発生時において，
事象の種類及び事象の進展に応じて重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう手順書を整備する。
また，手順書は使用主体に応じて，運転員が使用する手順書（以下，「運転操作手
順書」という。），緊急時対策要員が使用する手順書（以下，「緊急時対策本部用手順書」という。）を整備する。
b. 教育及び訓練の実施
運転員及び緊急時対策要員は，重大事故等発生時において，事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を確保するため，
教育及び訓練を継続的に実施する。
必要な力量の確保に当たっては，
通常時の実務経験を通じて付与される力量を考慮し，事故時対応の知識及び技能について要員の役割に応じた教育及び訓練を定められた頻度，
内容で計画的に実施することにより運転員及び緊急時対策要員の力量の維持及び向上を図る。
c. 体制の整備
発電所において重大事故等対策の実施が必要な状況となった場合には，緊急時態勢を発令し，所長（原子力防災管理者）を本部長とする緊急時対策本部（以下，「発電所対策本部」という。）を設置するとともに，重大事故等対策を実施する。
発電所対策本部は，重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織から構成されており，それぞれの機能毎に責任者を定め，役割分担を明確にし，効果的な重大事故等対策を実施しえる体制とする。また，複数号炉の同時被災の場合においても，重大事故等対処設備を使用して炉心損傷防止及び原子炉格納容器破損防止の重大事
故対策に対応できる体制とする。更に，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でもすみやかに対策を行うことができるよう，発電所内に必要な要員を常時確保する。
６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者は，独立性を確保して配置し，６号及び７号炉同時被災時には，号炉ごとの保安監督を誠実かつ最優先に行う。また，重大事故等対策の実施に当たり保安上必要な場合は，実施組織（所長を含む。）へ指示を行い，事故の拡大防止又は影響緩和を図る。
発電所において緊急時態勢が発令された場合には，社長は本社における緊急時態勢等を発令し，社長を本部長とする本社緊急時対策本部（以下，「本社対策本部」とい1．0-3う。）を原子力施設事態即応センターに設置する。本社対策本部は，原子力部門のみ
でなく他部門も含めた全社大（全社とは，東京電力ホールディングス株式会社及び各事業子会社（東京電力フュエル＆パワー株式会社，
東京電力パワーグリッド株式会社，
東京電力エナジーパートナー株式会社）のことをいい以下同様とする。）での体制とし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できるよう支援する。また，重大事故等発生後の中長期的な対応が必要になる場合に備えて，本社対策本部が中心となって社内外の関係各所と連係し，適切かつ効果的な対策を検討できる体制を整備する。

1．0-4

1．0．2

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

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

1．0-5

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

1．0-6

は，ホイールローダによる撤去を行う。なお，想定を上回る積雪，火山による降灰が発生した場合は，除雪，除灰の頻度を増加させることにより対処する。また，低温及び積雪に対して，道路については融雪剤を配備し,車両については走行可能なタイヤの装着により通行性を確保する。
屋外のアクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時
及び作業時の状況に応じて着用する。
夜間及び停電時の確実な運搬や移動のため可搬型照明装置を配備する。また，現場との通信連絡手段を確保する。
柏崎刈羽原子力発電所の緊急時対策所（３号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び免震重要棟内緊急時対策所）は６号及び７号炉との距離が長く，緊急時対策要員にとって緊急時対策所から現場まで移動距離があるという発電所特有の特徴がある。
緊急時対策所と６号及び７号炉の距離がある点について，
重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員が緊急時対策所にとどまる点に着目すると放射線被ばく上有効であるが，移動に車両が使用できない場合，要員の現場への移動や現場からの待避に時間がかかることになる。このため，重大事故等対処時において，万一，気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生した場合に現場要員が待避できる
よう，６号及び７号炉近傍に複数の一時待避場所（５号炉原子炉建屋，５号炉海水熱交換器建屋，大湊側ディーゼル駆動消火ポンプ建屋，地下電気洞道（大湊側），
大湊側出入管理建屋）を設定することで現場要員の安全性向上を図る。なお，現場要員は，車両により緊急時対策所へ待避することを基本とするが，徒歩による移動も考慮し，地上での待避と比較し放射線影響に対して一定の効果が期待できる地下
電気洞道を使用した徒歩のアクセスルートなど複数のアクセスルートを確保する。
(b) 屋内アクセスルート
重大事故等が発生した場合において，屋内の現場操作場所までのアクセスルートの状況確認を行い，合わせて，その他屋内設備の被害状況の把握を行う。
屋内アクセスルートは，地震，津波，その他自然現象による影響（風（台風），
竜巻，積雪，低温，落雷，火山による降灰，森林火災，降水，生物学的事象）及び人為事象（近隣工場等の火災・爆発，有毒ガス及び故意による大型航空機の衝突その他テロリズム）に対して，外部からの衝撃による損傷の防止が図られた建屋内に確保する。
屋内アクセスルートは，重大事故等が発生した場合において必要となる現場操作を実施する場所まで移動可能なルートを選定する。また，地震時に通行が阻害されないように，通行性確保対策として，アクセスルート上の資機材を固縛，転倒防止対策及び火災の発生防止対策により通行に支障をきたさない措置を講じる。
万一通
行が阻害される場合は迂回する又は乗り越える。
溢水等に対して，アクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具を着用する。
屋内のアクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，
移動時

1．0-7

及び作業時の状況に応じて着用する。停電時及び夜間時においては，確実に運搬，移動ができるように，可搬型照明を配備する。また，現場との連絡手段を確保し，作業環境を考慮する。
（添付資料 1.0.2）

1．0-8

(2)

復旧作業

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

② 保管場所【要求事項】
発電用原子炉設置者において、上記予備品等を、外部事象の影響を受けにくい場
所に、位置的分散などを考慮して保管する方針であること。
③ アクセスルート【要求事項】
発電用原子炉設置者において、想定される重大事故等が発生した場合において、設備の復旧作業のため、工場等内の道路及び通路が確保できるよう、実効性のある運用管理を行う方針であること。
(2) 復旧作業に係る事項
重大事故等発生時において，重要安全施設の復旧作業を有効かつ効果的に行うため，
以下の基本方針に基づき実施する。
a. 予備品等の確保
重大事故等発生後の事故対応については，
重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。
事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効な手段であるため，以下の方針に基づき重要安全施設の取替可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。
・ 短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。
・ 単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備

1．0-9

の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポー
ト系設備を復旧する。
・ 復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件の観点を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する。
なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努める。
また，予備品の取替作業に必要な資機材等として，がれき撤去等のためのホイール
ローダ，その他重機，夜間の対応を想定した照明機器等及びその他作業環境を想定した資機材を確保する。
b. 保管場所
予備品等については，地震による周辺斜面の崩落，敷地下斜面のすべり，津波による浸水等の外部事象の影響を受けにくい場所に当該重要安全施設との位置的分散を考慮し保管する。
（添付資料 1.0.3，1.0.13）
c. アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう，以下の実効性のある運用管理を実施する。
設備の復旧作業に支障がないよう，
迂回路も考慮して複数のアクセスルートを確保する。複数ルートのうち少なくとも１ルートは，想定される自然現象，人為事象，溢水及び火災を想定しても，運搬，移動に支障をきたさないよう，通行性を確保する等，「1.0.2(1)b.アクセスルートの確保」と同じ運用管理を実施する。
（添付資料 1.0.2，1.0.3，1.0.13）

1．0-10

(3)

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

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

1．0-11

緊急事態支援組織からは，被ばく低減のために遠隔操作可能なロボット等の資機材，
資機材操作の支援及び提供資機材を活用した事故収束活動に係る助言を受けることができるように支援計画を定める。
（添付資料 1.0.4）

1．0-12

(4)

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

手順書の整備は、以下によること。

ａ）

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

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

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

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

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

1．0-13

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

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

1．0-14

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

1．0-15

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

1．0-16

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

1．0-17

【解釈】２

訓練は、以下によること。

ａ）

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

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

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

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

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

1．0-18

・ 各要員が力量の維持及び向上を図るためには，各要員の役割に応じた教育及び訓練を受ける必要がある。各要員の役割に応じた教育及び訓練を年１回以上，毎年繰り返すことにより，各手順を習熟し，力量の維持及び向上を図る。
・ 各要員の力量評価の結果に基づき教育及び訓練の有効性評価を行い，年１回の実施
頻度では力量の維持が困難と判断される教育及び訓練については，年２回以上実施する。
・ 重大事故等対策における中央制御室での操作及び動作状況確認等の短時間で実施できる操作以外の作業や操作について，必要な要員数及び想定時間にて対応できるよう，教育及び訓練により効果的かつ確実に実施する。
・ 教育及び訓練の実施結果により，手順，資機材及び体制について改善要否を評価し，必要により手順，資機材の改善，教育及び訓練計画への反映を行い，力量を含む対応能力の向上を図る。
運転員，緊急時対策要員等の対象者については，重大事故等発生時における事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ柔軟に対処できるよう，
各要員の役割に応じた教育及び訓練を実施し，計画的に評価することにより力量を付与し，運転開始前までに力量を付与された要員を必要人数配置する。
重大事故等対策活動のための要員を確保するため，
以下の基本方針に基づき教育及び訓練を実施する。
計画（Ｐ），実施（Ｄ），評価（Ｃ），改善（Ａ）のプロセスを適切に実施し，Ｐ
ＤＣＡサイクルを回すことで，手順書の改善，体制の改善等の継続的な重大事故等対策の改善を図る。
(a) 重大事故等対策は，幅広い発電用原子炉施設の状況に応じた対策が必要であることを踏まえ，重大事故等発生時の発電用原子炉施設の挙動に関する知識の向上を図ることのできる教育及び訓練等を実施する。
重大事故等が発生した場合にプラント状態を早期に安定な状態に導くための的
確な状況把握，確実及び迅速な対応を実施するために必要な知識について，運転員及び緊急時対策要員の役割に応じた，教育及び訓練を定期的に実施する。
(b) 運転員及び緊急時対策要員の各役割に応じて，重大事故等よりも厳しいプラント状態となった場合でも対応できるよう，過酷事故の内容，基本的な対処方法等，定期的に知識ベースの理解向上に資する教育を行う。
現場作業に当たっている緊急時対策要員が，作業に習熟し必要な作業を確実に完了できるよう，運転員（中央制御室及び現場）と連携して一連の活動を行う訓練を計画的に実施する。

1．0-19

重大事故等発生時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択等実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための演習等を定期的に計画する。
運転員に対しては，知識の向上と手順書の実効性を確認するため，シミュレータ
訓練又は模擬訓練を実施する。シミュレータ訓練は，従来からの設計基準事故等に加え，重大事故等に対し適切に対応できるよう計画的に実施する。また，重大事故等が発生した時の対応力を養成するため，手順にしたがった対応中において判断に用いる監視計器の故障や動作すべき機器の不動作等，多岐にわたる機器の故障を模擬し，関連パラメータによる事象判断能力，代替手段による復旧対応能力等の運転操作の対応能力向上を図る。また，福島第一原子力発電所の事故の教訓を踏まえ，監視計器が設置されている周囲環境条件の変化により，監視計器が示す値の変化に関する教育及び訓練を実施する。
緊急時対策本部の実施組織の要員に対しては，発電用原子炉施設の冷却機能の回復のために必要な電源確保及び可搬型設備を使用した給水確保の対応操作を習得することを目的に，手順や資機材の取り扱い方法の習得を図るための個別訓練
を，訓練毎に実施頻度を定めて実施する。個別訓練は，訓練毎の訓練対象者全員が実際の設備又は訓練設備を操作する訓練を実施する。
緊急時対策本部の実施組織及び支援組織の要員に対しては，重大事故等発生時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択，確実な指揮命令の伝達等の一連の発電所対策本部機能，支援組織の位置付け，実施組織との連携及び手順書の構成に関する教育及び訓練を実施する。
(c) 重大事故等の事故状況下において復旧を迅速に実施するために，発電用原子炉施設及び予備品等について熟知し，普段から保守点検活動を社員自らも行って部品交換等の実務経験を積むことが必要なため，以下の活動を行う。
運転員は，通常時に実施する項目を定めた手順書に基づき，設備の巡視点検，定例試験及び運転に必要な操作を社員自らが行う。
緊急時対策要員のうち保全部員は，技能訓練施設にてポンプ，
弁設備の分解点検，調整，部品交換等の実習を社員自らが実施することにより技能及び知識の向上を図る。更に，設備の点検においては，保守実施方法をまとめた社内マニュアルに基づき，現場に立ち，巡視点検，分解機器の状況確認，組立状況確認及び試運転の立会確認を行うとともに，施工要領書の内容確認及び作業工程検討等の保守点検活動を
社員自らが行う。
緊急時対策要員は，可搬型重大事故等対処設備の設置，配管接続，ケーブルの布
設接続，放出される放射性物質の濃度・放射線の量の測定及びアクセスルートの確保，その他の重大事故等対策の資機材を用いた対応訓練を社員自らが行う。

1．0-20(d) 事故時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，重大事故等発生時の事象進展により高線量下になる場所を想定し放射線防護具を使用した事故時対応訓練，
夜間及び降雨，
降雪並びに強風等の悪天候下等を想定した事故時対応訓練を実施する。
(e) 事故時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，設備及び事故時用の資機材等に関する情報並びにマニュアルが即時に利用できるよう，普段から保守点検活動等を通じて準備し，それらの情報及びマニュアルを用いた事故時対応訓練を行う。
それらの情報及びマニュアルを用いて，事故時対応訓練を行うことで，設備資機材の保管場所，保管状態を把握し，取扱いの習熟を図るとともに，情報及びマニュアルの管理を実施する。
（添付資料 1.0.9，1.0.12，1.0.13）

1．0-21

【解釈】３体制の整備は、以下によること。

ａ）

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

実施組織とは、運転員等により構成される重大事故等対策を実施する組織

をいう。
ｃ）

実施組織は、工場等内の全発電用原子炉施設で同時に重大事故が発生した

場合においても対応できる方針であること。
ｄ）

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

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

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

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

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

1．0-22ｊ）

発電用原子炉設置者において、工場等外部からの支援体制を構築する方針

であること。
ｋ）

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

c. 体制の整備
重大事故等発生時において重大事故等に対応するための体制として，以下の基本方
針に基づき整備する。
(a) 重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織の役割分担及び責任者等を定め，効果的な重大事故等対策を実施しえる体制を整備する。
発電所において，
重大事故等を起因とする原子力災害が発生するおそれがある場
合，又は発生した場合に，事故原因の除去，原子力災害の拡大防止及びその他の必要な活動を迅速かつ円滑に行うため，所長（原子力防災管理者）は，事象に応じて原子力警戒態勢，第１次緊急時態勢，
第２次緊急時態勢を発令し，要員の非常召集，通報連絡を行い，所長（原子力防災管理者）を本部長とする原子力警戒本部又は緊急時対策本部（以下，「発電所対策本部」という。
）を設置して対処する。
所長（原子力防災管理者）は，発電所対策本部の本部長として，発電所対策本部の統括管理を行い，責任を持って原子力防災の活動方針を決定する。
発電所対策本部は，重大事故等対策を実施する実施組織，実施組織に対して技術的助言を行う技術支援組織及び実施組織が事故対策に専念できる環境を整える運営支援組織で編成する。
また，発電所対策本部は，
通常時の発電所体制下での運転，日常保守点検活動の実施経験を活かし，組織が効果的に重大事故等対策を実施できるよう，専門性及び経験を考慮した機能班で構成する。
当社は，福島第一原子力発電所の事故から得られた課題から原子力防災組織に適用すべき必要要件を定め，米国における非常事態対応のために標準化された
Incident Command System(ICS)を参考に，重大事故等の中期的な対応が必要となる場合及び発電所の複数の原子炉施設で同時に重大事故等が発生した場合に対応できるよう，原子力防災組織を構築している。
発電所における原子力防災組織は，その基本的な機能として，①意思決定・指揮，②対外対応，③情報収集・計画立案，④現場対応，⑤ロジスティック・リソース管理を有しており，①の責任者として本部長（所長）があたり，②～⑤の機能毎に責任者として「統括」を置いている。
本部長（所長）の権限については，予め定める要領等に記載された範囲におい1．0-23

て，②～⑤の各統括に委譲されており，各統括はその範囲内において自律的に活動することができる。
②～⑤の機能を担う必要要員規模は対応すべき事故の様相，
また事故の進展や収束の状況により異なるが，プルーム通過の前・中・後でも要員の規模を拡大・縮小
しながら円滑な対応が可能な組織設計となっている。
発電用原子炉主任技術者は，重大事故等が発生した場合の発電所対策本部において，その職務に支障をきたすことがないよう，独立性が確保できる配置とし，重大事故等対策における発電用原子炉施設の運転に関し保安監督を誠実かつ，最優先に行うことを任務とする。また，重大事故等対策において，発電用原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は，運転に従事する者（所長を含む。
）へ指示を行い，発電所対策本部の本部長は，その指示を踏まえ方針を決定する。
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）に重大事故等が発生した場合，緊急時対策要員は発電用原子炉主任技術者に対し，通信連絡手段により必要の都度，情報連絡（プラントの状況，対策の状況）を行い，発電用原子炉主任技術者は得られた情報に基づき，発電用原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は指示を行う。
６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者については，
重大事故等の発生連絡を受けた後，すみやかに発電所対策本部に駆けつけられるよう，早期に非常召集が可能なエリア（柏崎市若しくは刈羽村）にそれぞれ１名待機させる。
(b) 実施組織として，重大事故等対策を実施する責任者として号機統括を配置し，号機統括のもと，号機班（当直（運転員）を含む）及び復旧班を設ける。また，火災発生時には，自衛消防隊が消火活動を行うことで重大事故等対策が円滑に実施できる体制を整備する。
号機統括は，対象号炉に関する事故の影響緩和・拡大防止に関わるプラント設備の運転操作への助言，可搬型設備を用いた対応，不具合設備の復旧の統括を行う。
号機班は，当直からの重要パラメータ及び常設設備の状況の入手，対策本部へイ
ンプット，事故対応手段の選定に関する当直のサポート，当直からの支援要請に関する号機統括への助言を行う。
当直（運転員）は，重要パラメータ及び常設設備の状況把握と操作，中央制御室
内監視・操作の実施，事故の影響緩和，拡大防止に関わるプラントの運転操作を行う。
復旧班は，事故の影響緩和・拡大防止に関わる可搬型設備の準備と操作，可搬型設備の準備状況の把握，号機統括へインプット，不具合設備の復旧の実施を行う。
自衛消防隊は，火災発生時における消火活動を行う。
(c) 実施組織は，複数号炉において同時に重大事故が発生した場合においても対応で

1．0-24

きる組織とする。
複数号炉の同時被災時においても，号炉毎の運転操作指揮を指揮・命令に関して必要な力量を有している※当直副長が行い，号炉毎に運転操作に係る情報収集や事故対策の検討等を行うことにより，情報の混乱や指揮命令が遅れることのないようにする。
※「指揮・命令に関して必要な力量を有している」とは，ＢＷＲ運転訓練センター
において，指揮命令，状況判断等について習得する上級初期訓練，及び重大事故等への拡大を防ぐ取り組み，炉心損傷後の対応，状況判断を含む予測について習得するＳＡ（上級）訓練を受講していることを言う。

当直長は適宜，発電所対策本部の号機班長と連携しプラント対応操作の状況を報告する。
また，号炉毎の当直主任及び主機操作員は中央制御室内のプラント操作・監視，現場操作の指示を行い，現場支援担当・当直副主任・補機操作員は２名以上が１組で号炉毎の現場操作を行う。
発電所対策本部は，複数号炉の同時被災の場合において，情報の混乱や指揮命令が遅れることのないよう，号炉ごとに配置された号機班長の指示のもと，各号炉の事故状況の把握，事故拡大防止に必要な運転上の措置，発電所施設の保安維持，除熱機能等確保に伴う措置を行う。また，復旧班長の指示のもと，応急復旧計画の立案と措置，事故復旧計画の立案，消火活動，電源機能等喪失時の対応を行う。
複数号炉の同時被災の場合において，
必要な緊急時対策要員を発電所内に常時確保することにより，重大事故等対処設備を使用して６号及び７号炉の炉心損傷防止
及び原子炉格納容器破損防止の重大事故等対策を実施するとともに，他号炉の使用済燃料プールの被災対応ができる体制とする。
複数号炉の同時被災の場合において，情報の混乱により通報連絡が遅れることのないよう，通報連絡を行う通報班を設け，原子力災害対策特別措置法に定められた通報連絡先へ円滑に通報連絡を行う体制とする。
６号及び７号炉の同時被災時，予め定めた手順から逸脱するプラント状態に進展するおそれがある場合又は進展した場合，本部長は計画班による事故進展予測を基に優先号炉を決定する。
発電用原子炉主任技術者は，号炉ごとに選任し，担当号炉のプラント状況把握及び事故対策に専念することにより，複数号炉の同時被災を想定した場合においても指示を的確に実施する。
各号炉の発電用原子炉主任技術者は，複数号炉の同時被災時に，号炉ごとの保安監督を誠実かつ，最優先に行う。また，実施組織による重大事故等対策の実施に当たり，発電所対策本部から得られた情報に基づき，保安上必要な場合は，運転に従事する者（所長を含む。
）へ指示を行い，事故の拡大防止又は影響緩和を図る。

1．0-25(d) 発電所対策本部には，支援組織として技術支援組織と運営支援組織を設ける。
技術支援組織は，計画・情報統括，計画班及び保安班で構成し，実施組織に対して技術的助言を行う。
計画・情報統括は，事故対応方針の立案，プラントパラメータ等の把握とプラン
ト状態の予測，本部長への技術的進言・助言（重大事故等対処設備など構内設備の活用）を行う。
計画班は，事故対応に必要な情報（パラメータ，常設設備の状況・可搬型設備の準備状況等）の収集，プラント状態の進展予測・評価，プラント状態の進展予測・評価結果の事故対応方針への反映，
アクシデントマネジメントの専門知識に関する
計画・情報統括のサポートを行う。
保安班は，発電所内外の放射線・放射能の状況把握，影響範囲の評価，被ばく管理，汚染拡大防止措置に関する緊急時対策要員への指示，影響範囲の評価に基づく対応方針に関する計画・情報統括への助言，放射線の影響の専門知識に関する計画・情報統括のサポートを行う。
運営支援組織は，対外対応を行う対外対応統括及び通報班，立地・広報班，並びに発電所対策本部の運営を支援する総務統括及び資材班，総務班で構成し，実施組
織が重大事故等対策に専念できる環境を整える。
対外対応統括は，対外対応活動の統括，対外対応情報の収集，本部長へインプッ
トを行う。
通報班は，対外関係機関へ通報・連絡等を行う。
立地・広報班は，自治体派遣者の活動状況把握とサポート，マスコミ対応者への支援を行う。
総務統括は，発電所対策本部の運営支援の統括を行う。
資材班は，資材の調達及び輸送に関する一元管理，原子力緊急事態支援組織からの資機材受入調整を行う。
総務班は，要員の呼集，参集状況の把握，対策本部へインプット，食料・被服の調達，宿泊関係の手配，医療活動，所内の警備指示，一般入所者の避難指示，物的防護施設の運用指示等を行う。
(e) 所長（原子力防災管理者）は，警戒事象（その時点では，公衆への放射線による影響やそのおそれが緊急のものではないが，原子力施設等において特定事象又は緊急事態事象に至る可能性のある事象）においては原子力警戒態勢を，また，重大事故等対策の実施が必要な状況においては緊急時態勢を発令し，要員の非常召集，通報連絡を行い，所長（原子力防災管理者）を本部長とする発電所対策本部を設置する。その中に実施組織及び支援組織を設置し重大事故等の対策を実施する。
非常召集する要員への連絡については，自動呼出・安否確認システム又は電話を活用する。なお，地震により通信障害等が発生し，自動呼出・安否確認システム又

1．0-26

は電話を用いて非常召集連絡ができない場合においても，新潟県内で震度６弱以上の地震の発生により発電所に自動参集する体制を整備する。
重大事故等が発生した場合，緊急時対策要員は，免震重要棟内緊急時対策所又は３号炉原子炉建屋内緊急時対策所に参集し，各要員の任務に応じた対応を行う。
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でもすみやかに対策を行えるよう，発電所内に必要な要員を常時確保する。
重大事故等が発生した場合にすみやかに対応する要員は，
６号及び７号炉の重大事故等に対処する要員として緊急時対策要員 44 名，運転員 18 名，火災発生時の初期消火活動に対応するための自衛消防隊 10 名（消防隊長１名，消防車隊６名，警備員３名）の合計 72 名（発電所全体で 99 名），並びに，事象発生 10 時間を目途として参集し，６号及び７号炉の重大事故等に対処する要員として緊急時対策要員
106 名を確保する。
1 プラント運転中，1 プラント運転停止中※については，運転員を 13 名とし，また 2 プラント運転停止中については，運転員を 10 名とする。
※原子炉の状態が冷温停止（原子炉冷却材温度が 100℃未満）及び燃料交換の期間

重大事故等の対応で，高線量下における対応が必要な場合においても，社員で対応できるよう要員を確保する。
病原性の高い新型インフルエンザや同様に危険性のある新感染症等が発生し，所定の緊急時対策要員に欠員が生じた場合は，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を含め緊急時対策要員の補充を行うとともに，そのような事態に備えた緊急時対策
要員の体制に係る管理を行う。
緊急時対策要員の補充の見込みが立たない場合は，原子炉停止等の措置を実施し，確保できる要員で，安全が確保できる原子炉の運転状態に移行する。
また，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を含めて必要な要員を非常召集できるよう，自動呼出・安否確認システムを用いて定期的に連絡訓練を実施する。
(f) 重大事故等対策の実施組織及び支援組織の各班の機能は，上記(a)項，(b)項及び(d)項のとおり明確にするとともに，責任者として配下の各班の監督責任を有する
統括及び対策の実施責任を有する班長を配置する。
責任者が負傷するなどにより役割が実行出来ない場合には，同じ機能を担務する下位の職位の要員（副班長等）が代行するか，又は上位の職位の要員が下位の職位の要員の職務を兼務することとし，
具体的な代行者の配置については，上位職の者が決定する。
(g) 発電所対策本部における指揮命令系統を明確にするとともに，指揮者である本部長が不在の場合に備え，副原子力防災管理者の中から予め定めた順位で代行者を指定する。また，発電所対策本部の各機能を指揮する統括，班長についても不在の場

1．0-27

合に備え，複数名選任することで代行者を予め明確にする。
当直長が急病等により勤務の継続が困難となった場合は，当直長代務者が中央制御室へ到着するまでの間，運転管理に当たっている当直副長が代務に当たることを予め定めている。
(h) 発電所緊急時対策要員が実効的に活動するための施設及び設備等を整備する。
重大事故等が発生した場合において，実施組織及び支援組織が定められた役割を遂行するために，関係箇所との連携を図り迅速な対応により事故対応を円滑に実施することが必要なことから，以下の施設及び設備を整備する。
支援組織が，
必要なプラントのパラメータを確認するための安全パラメータ表示
システム（ＳＰＤＳ），発電所内外に通信連絡を行い関係箇所と連携を図るための統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備（テレビ会議システムを含む。
），
衛星電話設備及び無線連絡設備を備えた免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原
子炉建屋内緊急時対策所を整備する。
実施組織が，中央制御室，免震重要棟内緊急時対策所又は３号炉原子炉建屋内緊
急時対策所及び現場との連携を図るため，携帯型音声呼出電話設備，無線連絡設備
及び衛星電話設備を整備する。また，電源が喪失し照明が消灯した場合でも，迅速な現場への移動，操作及び作業を実施し，作業内容及び現場状況の情報共有を実施できるようヘッドライト及びランタン等を整備する。
(i) 支援組織は，発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について，
原子力施設事態即応センターに設置する本社対策本部，国，関係自治体等の発電所
内外の組織への通報連絡を実施できるよう，
衛星電話設備及び統合原子力防災ネッ
トワークを用いた通信連絡設備等を配備し，広く情報提供を行うことができる体制を整備する。
発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況に係る情報は，発電所対策本部の各班の報告をもとに通報班にて一元的に集約管理し，発電所内外で共有するとともに，本社対策本部と発電所対策本部間において，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備及び安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）等を使用することにより，発電所の状況及び重大事故等対策の実施状況の情報共有を行う。また，本社対策本部との情報共有を密にすることで報道発表，外部からの問い合わせ対応及び関係機関への連絡を本社対策本部で実施し，発電所対策本部が事故対応に専念でき，かつ，発電所内外へ広く情報提供を行うことができる体制を整備する。
(j) 重大事故等発生時に，発電所外部からの支援を受けることができるように支援体制を整備する。

1．0-28

発電所において，
重大事故等の原子力災害が発生するおそれがある場合又は発生した場合，所長（原子力防災管理者）はただちに緊急時態勢等を発令するとともに本社原子力運営管理部長へ報告する。
報告を受けた本社原子力運営管理部長はただちに社長に報告し，社長は本社における緊急時態勢を発令する。
本社原子力運営管理部長から連絡を受けた本社総務班
長は，本社における緊急時対策要員を非常召集する。
社長は，本社における緊急時態勢を発令した場合，すみやかに原子力施設事態即応センターに本社対策本部を設置し，本社対策本部長としてその職務を行う。社長が不在の場合は，予め定めた順位にしたがい，本社対策本部の副本部長がその職務を代行する。
社長は，本社対策本部の設置，運営，統括及び災害対策活動に関する統括管理を行い，副本部長は本部長を補佐する。本社対策本部各班長は本部長が行う災害対策
活動を補佐する。
本社対策本部は，原子力部門のみでなく他部門も含めた全社大での体制とし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できるよう支援する。
本社対策本部は，上記(a)項のとおり福島第一原子力発電所の事故から得られた課題から原子力防災組織に適用すべき必要要件を定めた体制とすることにより，
社長を本部長とした指揮命令系統を明確にし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できる体制を整備する。
復旧統括は，発電所復旧活動の支援の統括を行う。
復旧班は，発電所の復旧方法の検討，立案，発電所への助言等を行う。
計画・情報統括は，プラント情報や放射線に関する情報，事故進展評価等の統括を行う。
情報班は，事故状況，対応状況の把握，本社対策本部内での情報共有，一元管理等を行う。
計画班は，事故状況の把握・進展評価，環境への影響評価，発電所の復旧計画の策定支援等を行う。
保安班は，放射性物質の放出量評価，周辺環境への影響の予測・評価，放射線管
理用資機材の配備，発電所関係者の線量管理等の支援等を行う。
対外対応統括は，対外対応の統括を行う。
官庁連絡班は，原子力規制庁等の関係官庁への通報連絡，官庁への情報提供と質問対応を行う。
広報班は，広報活動における全店統一方針と戦略の策定，マスコミ対応，お客さまへの広報等を行う。
立地班は，発電所の立地地域対応の支援，自治体・防災センターへの情報提供，
自治体・防災センターからの要望対応等を行う。

1．0-29

総務統括は，発電所復旧要員が的確に復旧活動を行うための支援の統括を行う。
通信班は，社内外関係箇所との通信手段について復旧・確保の支援を行う。
総務班は，本社防災要員の非常召集，発電所における緊急時対策要員の職場環境の整備，人員輸送手段の確保等を行う。
厚生班は，発電所対策本部における食料・被服の調達及び宿泊関係の手配，発電所における緊急時対策要員の食料，被服の調達支援，宿泊の手配支援,現地医療体制整備支援等を行う。
資材班は，発電所の復旧活動に必要な資機材の調達，
適切な箇所への搬送を行う。
支援統括は，発電所の復旧に向けた支援拠点や支援の受入の統括を行う。
後方支援拠点班は，原子力事業所災害対策支援拠点の立ち上げ・運営，同拠点における社外関係機関（自衛隊，消防，警察等）との情報連絡等を行う。
支援受入調整班は，官庁（自衛隊，消防，警察等）への支援要請，調整の窓口を行う。
電力支援受入班は，事業者間協力協定に基づく他原子力事業者からの支援受入調
整，原子力緊急事態支援組織からの支援受入調整等を行う。
社長は，発電所における重大事故等対策の実施を支援するために，原子力災害対策特別措置法第 10 条通報後，原子力事業所災害対策支援拠点の設営を本社支援統
括に指示する。
本社支援統括は，予め選定している施設の候補の中から放射性物質が放出された
場合の影響等を考慮した上で原子力事業所災害対策支援拠点を指定する。
後方支援拠点班長は，
原子力事業所災害対策支援拠点へ必要な要員を派遣するとともに，拠点を運営し，災害対策支援に必要な資機材等の支援を実施する。
電力支援受入班長は，他の原子力事業者及び原子力緊急事態支援組織へ必要に応じて応援を要請し，支援が受けられる体制を整備する。
(k) 本社対策本部は，原子力部門のみでなく他部門も含めた全社大での体制にて，重大事故等の拡大防止を図り，特に中長期の対応について発電所対策本部の活動を支援することを役割としている。このため，例えば外部電源喪失時は工務部門と連携し速やかな復旧に努める。また，重大事故等発生後の中長期的な対応が必要になる
場合には，本社対策本部が中心となり，プラントメーカ，協力会社を含めた社内外の関係各所と連携する等，適切かつ効果的な対応を実施できる体制を整備する。
重大事故等への対応操作や作業が長期間にわたる場合に備えて，機能喪失した設
備の部品取替による復旧手段を整備するとともに，動的機器の取替物品を確保する。
また，重大事故等発生時に，機能喪失した設備の保守を実施するための作業環境の線量低減対策や，放射性物質を含んだ汚染水が発生した場合の対応等について，
福島第一原子力発電所における経験や知見を踏まえた対策を行うとともに，
事象収

1．0-30束活動を円滑に実施するため，平時から必要な対応を検討できる協力体制を継続して構築する。
（添付資料 1.0.10，1.0.11，1.0.15，1.0.16）

1．0-31

添付資料 1.0.1
本資料のうち，枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

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

＜

目

次 ＞

１． 切り替えの容易性について・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.1-1
表 1 本来の用途以外で使用する重大事故等対処設備・・・・・・・・・・・・1.0.1-2
表 2 本来の用途以外で使用する自主対策設備・・・・・・・・・・・・・・・1.0.1-3
表 3 対応手順の抽出 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.1-4
別紙１ 重大事故等に対処するために，本来の用途以外の用途として使用する設備・系統の対応手順・・・・・・・・・・・・1.0.1-10

１．切り替えの容易性について
本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために使用する設備については，通常時に使用する系統から弁操作等により速やかに重大事故時に対処する系統に切り替える
ために必要な手順を事故時運転操作手順書に整備する。
本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために使用する設備としては，復水
補給水系，ほう酸水注入系，消火系があり，表 1 に本来の用途以外で使用する重大事故等対処設備を表 2 に本来の用途以外で使用する自主対策設備を示し，
表 3 に対応手順の抽出，別紙 1 に操作の概要を示す。
また，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるための手順を整備するとともに，当該操作に係る訓練を継続的に実施することにより速やかに切り替えできるよう技能の維持・向上を図る。

1.0.1-1

表 1 本来の用途以外で使用する重大事故等対処設備
設備・系統

復水補給水系(MUWC)

ほう酸水
注入系
(SLC)

本来の用途

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

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

本来の用途以外の用途

技術的能力に係る審査基準の該当項目

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

1.4
1.8

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

1.6

1.7

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

1.8

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

1.2

1.0.1-2

表 2 本来の用途以外で使用する自主対策設備
設備・系統

消火系
(FP)

本来の用途

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

本来の用途以外の用途

技術的能力に係る審査基準の該当項目

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

1.4
1.8

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

1.6

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

1.8

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

1.11

1.0.1-3

表3
No

対応手順の抽出項目

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順
等

1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ
高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

1.3

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

1.0.1-4

1.1○：本来の用途 ×：本来の用途以外
対応手順
原子炉手動スクラム
代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入
制御棒手動挿入（水圧挿入，電動挿入）
制御棒自動挿入（電動挿入）
原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制
ほう酸水注入原子炉水位低下
高圧代替注水系の中央制御室からの操作による原子炉の冷却
高圧代替注水系の現場操作による原子炉の冷却
原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
直流電源車による原子炉隔離時冷却系への給電
ほう酸水注入系による進展抑制
制御棒駆動水系による進展抑制
高圧炉心注水系緊急注水
原子炉減圧の自動化
手動による原子炉減圧
可搬型直流電源設備による減圧逃がし安全弁用可搬型蓄電池による減圧
代替逃がし安全弁駆動装置による減圧
高圧窒素ガスボンベの切換
代替直流電源設備による復旧（逃がし安全弁復旧）
代替交流電源設備による復旧（逃がし安全弁復旧）
原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧（インターフェイスシステム LOCA 発生
時）※1 制御棒駆動水系による進展抑制については本来の用途ではないが，切り替え操作が不要のため対象外。

―：該当なし

本来の用途
（常設）
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
―
―
×
×※1
○
○
○
―
―
○
○
○
○

本来の用途
（可搬型）
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
○
○
○
―
―
―
―
―
○
○
―
―
―
○

○

―

No

1.4

項目

原子炉冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手段等

1.0.1-5

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

対応手順
低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却（原子炉運転中，原子炉停止中）
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉の冷却（原子炉運転中，原子炉停止中）
消火系による原子炉の冷却（原子炉運転中，原子炉停止中）
常設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
低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却
消火系による残存溶融炉心の冷却常設代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の復
旧
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
代替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
耐圧強化ベント系による減圧及び除熱
現場操作
代替原子炉補機冷却系による除熱
代替原子炉補機冷却海水ポンプ又は大容量送水車による除熱
代替格納容器スプレイ冷却系による冷却（炉心損傷前，炉心損傷後）消火系による冷却（炉心損傷前，炉心損傷後）可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による冷却（炉心損傷前，炉心損傷後）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）の復旧（炉心損傷前，炉心損傷後）常設代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）の復旧（炉心損傷前，炉心損傷後）ドライウェル冷却系による格納容器除熱

本来の用途
（常設）

本来の用途
（可搬型）

×

―

―

○

×
○
×
―
×

―
―
―
○
―

○

―

○
○
○
○
―
―
×
×
―

―
―
―
―
○
○
―
―
○

○

―

○

―

○

―

No

項目

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等

1.9

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手
順等

1.10

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順
等

1.0.1-6

1.7

対応手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
代替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
不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換
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
格納容器内 pH 制御
格納容器下部注水系（常設）による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）による原子炉格納容器下部への注水
消火系による原子炉格納容器下部への注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
消火系による原子炉圧力容器への注水
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
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
制御棒駆動水系による原子炉圧力容器への注水
高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水
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
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
可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御
格納容器頂部注水系による注水
サプレッションプール浄化系による注水
原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出※2 制御棒駆動水系による原子炉圧力容器への注水については本来の用途ではないが，切り替え操作が不要のため対象外。

本来の用途
（常設）
○
○
○
○
×
○
×
―
×
×
―
×
○
○
×※2
○
○

本来の用途
（可搬型）
―
―
―
―
○
―
―
○
―
―
○
―
―
―
―
―
―

○

―

○
―
○
○

―
○
―
―

No

1.11

1.0.1-7
1.12

1.13

項目

使用済燃料貯蔵槽の冷却のための手順等

工場外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等

対応手順

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
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
消火系による使用済燃料プールへの注水
サイフォン効果による使用済燃料プール水漏えい発生時の漏えい抑制
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
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
使用済燃料プール漏えい緩和
大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
重大事故等発生時における使用済燃料プールの除熱のための対応手段
大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
放射性物質吸着材による海洋への拡散抑制
汚濁防止膜による海洋への拡散抑制
化学消防自動車単独又は高所放水車等による泡消火
大容量送水車，放水砲，泡原液搬送車及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
純水補給水系（仮設発電機使用）による復水貯蔵槽への補給
淡水貯水池から防火水槽への補給
淡水タンクから防火水槽への補給
海水を利用した防火水槽への補給（海水取水ポンプ，可搬型代替注水ポンプ）
淡水貯水池から淡水タンクへの補給
可搬型代替注水ポンプによる送水
代替原子炉補機冷却系による除熱
大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
大容量送水車，放水砲，泡原液搬送車及び泡混合器による航空機燃料火災へ
の泡消火

本来の用途
（常設）

本来の用途
（可搬型）

―

○

―

○

×
○

―
―

―

○

―

○

―
―
○
―
―
―
―

○
○
―
○
○
○
○

―

○

―
○
○
○
―
○
―
―
―

○
―
―
―
○
―
○
○
○

―

○

No

項目

1.0.1-81.14

電源の確保に関する手順等

1.15

事故時の計装に関する手順等

1.16

原子炉制御室の居住性等に関
する手順等

1.17

監視測定等に関する手順等

対応手順

常設代替交流電源設備による給電
可搬型代替交流電源設備による給電
可搬型代替交流電源設備による代替原子炉補機冷却系への給電
電力融通による給電
所内蓄電式直流電源設備及び常設代替直流電源設備による給電
可搬型直流電源設備による給電
直流給電車による給電
低圧電源融通による給電
代替所内電気設備による給電
燃料補給設備による給油
他チャンネルによる計測，代替パラメータによる推定（計器の故障時）代替パラメータによる推定（計器の計測範囲を超えた場合）
蓄電池，代替電源（交流，直流）からの給電
可搬型計測器による計測
パラメータ記録
中央制御室換気空調系設備の運転手順等
中央制御室待避室の準備手順
中央制御室の照明を確保する手順
中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順
中央制御室待避室の照明を確保する手順
中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度監理手順
中央制御室待避室データ表示装置によるプラントパラメータ等の監視
チェンジングエリアの設置及び運用手順
放射能観測車による測定
可搬型モニタリング・ポストによる測定
緊急時構内モニタリング
海上モニタリング
可搬型気象観測装置による測定
モニタリング・ポスト用発電機からの給電
モニタリング・ポストのバックグラウンド低減

本来の用途
（常設）
○
―
―
○
○
―
―
○
○
―
○
○
○
―
○
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
○
○

本来の用途
（可搬型）
―
○
○
○
―
○
○
―
―
○
○
○
○
○
○
○
○
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○

No

1.18

項目

緊急時対策所の居住性等に関する手順書

1.0.1-91.19

通信連絡に関する手順等

対応手順

免震重要棟内緊急時対策所から３号炉原子炉建屋内緊急時対策所への移動判断並びに移動のための手順
免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機運転
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機運転
緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定
免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）への移動
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待避室）への移動
必要な情報を把握できる設備（ＳＰＤＳ）によるプラントパラメータ等の監視
重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料の整備
通信連絡に関する手順
放射線防護資機材の維持管理等
チェンジングエリアの設置及び運用
緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の切替
飲料水，食料の維持管理
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機燃料給油
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車による給電
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車の切替
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車燃料タンクへの燃料給油
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車並列運転
気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生した場合における現場要員の待避手順
放射性物質が放出した場合における現場要員の待避手順
通信連絡をする必要のある場所との通信連絡
計測等を行った特に重要なパラメータの共有
代替電源設備による通信連絡設備への電源供給

本来の用途
（常設）

本来の用途
（可搬型）

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

1.0.1-10

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

廃棄物処理建屋ＳＦＰ

FPC スキマーサージタンク
ＭＯ

原子炉ウェルＤＳＰ

FPC 熱交換器

1.0.1-11

⑤
SRV
ＭＯ

ＭＯ

FPC ポンプ

③

ＣＳＰ

ＭＯ

Ｄ／Ｗ

⑥

ＲＰＶ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

②
RHR 熱交換器

ＭＯ

MUWC ポンプ

①

ＭＯ

④

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１ 低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却概要図

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

廃棄物処理建屋
FPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ

ＭＯ

1.0.1-12

原子炉ウェルＤＳＰ

FPC 熱交換器

ＣＳＰ
Ｄ／Ｗ
ＭＯ

ＭＯ

FPC ポンプ

⑤
ＭＯ

③

ＭＯ

ＲＰＶ

ＭＯ
ＭＯ

ＭＯ

⑤
ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

②
RHR 熱交換器①

MUWC ポンプ ④
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図２ 代替格納容器スプレイ冷却系による除熱概要図

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

廃棄物処理建屋
FPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ
ＭＯ

1.0.1-13

原子炉ウェルＤＳＰ

FPC 熱交換器

ＣＳＰ
Ｄ／Ｗ
FPC ポンプ
ＭＯ

ＭＯ
ＭＯ
ＭＯ

ＲＰＶ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

②
④
RHR 熱交換器①

MUWC ポンプ ③
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図３ 格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水概要図

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

廃棄物処理建屋
FPC スキマーサージタンク
ＳＦＰ
ＭＯ

原子炉ウェルＤＳＰ

ＣＳＰ
FPC 熱交換器②

Ｄ／Ｗ

1.0.1-14

ＭＯＭＯ

FPC ポンプ

⑩

⑦
ＭＯ

ＭＯ

ＲＰＶ

③
ＭＯ

⑩

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

⑤

Ｓ／Ｃ

ＭＯ

ＭＯ

⑥

④
ＭＯ

ＭＯ

RHR 熱交換器⑧①

MUWC ポンプ

⑨

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

代替Ｈｘ

図４ 復水補給水系を用いた代替循環冷却概略図

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

1.0.1-15
図５ ６号炉復水補給水系を用いた代替循環冷却操作時の手動操作弁配置図

1.0.1-16
図６ ６号炉復水補給水系を用いた代替循環冷却操作時の手動操作弁配置図

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

1.0.1-18

５．ほう酸水注入系による進展抑制（１）操作概要（６号炉）
高圧注水系及び高圧代替注水系による原子炉への注水機能が喪失した場合，ほう酸水注入ポンプを使用し，復水貯蔵槽，消火系，純水タンクを水源として原子炉への注水を実施する。
（使用する系統は優先順位がある。）①
ほう酸水注入系ポンプ（図⑧）を起動し，ほう酸水注入系ポンプ吸込弁（図⑥），ほう酸水注入系注入弁（図⑦）の全開を確認する。
②
原子炉への注水が開始されていることを原子炉水位計，ほう酸水注入系ポンプ吐出圧力計にて確認する。
③
ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁（図③）を「全閉」操作する。
④－１純水補給水系を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位1）
ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水元弁（図⑨），ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁（図⑩）を「開」し，ほう酸水注入系貯蔵タンクの水張りを実施する。
④－２復水貯蔵槽を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位2）
復水補給水系と純水補給水系を仮設ホース（図①）で接続し，純水補給水系MSIV/SRVラッピング室床除染用ホースコネクション止め弁（図②），ほう酸
水注入系貯蔵タンク補給水元弁（図⑨），ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁（図⑩）を「開」し，ほう酸水注入系貯蔵タンクの水張りを実施する。
④－３消火系を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位3）
復水補給水系消火系第一・第二連絡弁（図④，⑤）を開操作し，復水補給水系と消火系を連絡させる。その後，復水補給水系と純水補給水系を仮設ホース（図①）で接続し，純水補給水系MSIV/SRVラッピング室床除染用ホースコネクション止め弁（図②），ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水元弁（図⑨），
ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁（図⑩）を「開」し，ほう酸水注入系貯蔵タンクの水張りを実施する。
純水タンク

原子炉ウェル

ＳＦＰ

屋外

ＤＳＰ

②
⑨
③
⑩

Ｄ／Ｗ

ＳＬＣテストタンク
ＭＯ

ＲＰＶ

ＭＯ

②

ＭＯ

⑦

ＦＩ

⑧

Ｓ／Ｃ
ＳＬＣポンプMUWＰポンプ

①

⑥

ＣＳＰ

④

ＭＯ

ＳＬＣタンク

⑤
消火系より

原子炉建屋

MUWC ポンプ
ＭＯ

廃棄物処理建屋図８ ６号炉ほう酸水注入系による進展抑制概略図

1.0.1-19（１）操作概要（７号炉）
高圧注水系及び高圧代替注水系による原子炉への注水機能が喪失した場合，ほう酸水注入ポンプを使用し，復水貯蔵槽，消火系，純水タンクを水源として原子炉への注水を実施する。
（使用する系統は優先順位がある。
）①
ほう酸水注入系ポンプ（図⑥）を起動し，ほう酸水注入系ポンプ吸込弁（図⑦），ほう酸水注入系注入弁（図⑧）の全開を確認する。
②
原子炉への注水が開始されていることを原子炉水位計，ほう酸水注入系ポンプ吐出圧力計にて確認する。
③
ほう酸水注入系テストタンク純水供給元弁（図③）を「全閉」操作する。
④－１純水補給水系を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位1）
ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水元弁（図⑨），ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁（図⑩）を「開」し，ほう酸水注入系貯蔵タンクへの水張りを実施する。
④－２復水貯蔵槽を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位2）
復水補給水系と純水補給水系を仮設ホース（図①）で接続し，純水補給水系MSIV/SRVラッピング室床除染用ホースコネクション止め弁（図②），ほう酸
水注入系貯蔵タンク補給水元弁（図⑨），ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁（図⑩）を「開」し，ほう酸水注入系貯蔵タンクへの水張りを実施する。
④－３消火系を水源としたほう酸水注入系による進展抑制（優先順位3）
復水補給水系消火系第一・第二連絡弁（図④，⑤）を開操作し，復水補給水系と消火系を連絡させる。その後，復水補給水系と純水補給水系を仮設ホース（図①）で接続し，純水補給水系MSIV/SRVラッピング室床除染用ホースコネクション止め弁（図②），ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水元弁（図⑨），
ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁（図⑩）を「開」し，ほう酸水注入系貯蔵タンクへの水張りを実施する。

純水タンク

原子炉ウェル

ＳＦＰ

ＤＳＰ

屋外

③

⑨

Ｄ／Ｗ

②

⑩

MUWＰポンプ①

ＳＬＣテストタンク
ＭＯ

ＲＰＶ

⑧

ＦＩ

ＭＯ

②

ＭＯ

⑥

⑦ ＭＯ

④

Ｓ／Ｃ
ＳＬＣポンプＣＳＰ

ＳＬＣタンク

⑤
消火系より

原子炉建屋

MUWC ポンプ
ＭＯ

廃棄物処理建屋図９ ７号炉ほう酸水注入系による進展抑制概略図

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

1.0.1-20
図１０ ６号炉純水補給水系と復水補給水系の仮設ホース接続図

1.0.1-21
図１１ ７号炉純水補給水系と復水補給水系の仮設ホース接続図

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

ろ過水タンクFPC スキマーサージタンク

ＳＦＰ

ＭＯ

原子炉ウェルＤＳＰ

FPC 熱交換器

ＭＯ

1.0.1-22

④
SRV

⑤
ＭＯ

⑥

ＲＰＶ

③

屋外

ＭＯ

ＭＯ

Ｄ／Ｗ

②

FPC ポンプ
ＭＯ

ＤＤ消火ポンプ

ＣＳＰ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

RHR 熱交換器

MUWC ポンプ

①
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

廃棄物処理建屋RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１２ 消火系による原子炉の冷却概要図

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

原子炉ウェル

ＤＳＰ

ＭＯ

1.0.1-23

FPC 熱交換器

Ｄ／Ｗ②

FPC ポンプ
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

③

ＣＳＰ

ＭＯ

ＲＰＶ

ＭＯ
ＭＯ

屋外

ＭＯ

⑤

④
ＤＤ消火ポンプ

ＭＯ

⑤
ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

RHR 熱交換器①
ＭＯ

ＭＯ

MUWC ポンプ
ＭＯ

廃棄物処理建屋RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１３ 消火系による除熱概要図

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

ろ過水タンク

ＳＦＰ
ＭＯ

原子炉ウェル
ＤＳＰ

Ｄ／Ｗ

③

ＭＯ

1.0.1-24

FPC 熱交換器

ＭＯ

ＭＯ

屋外

ＤＤ消火ポンプ②

FPC ポンプ

ＭＯ

ＭＯ
ＭＯ

ＲＰＶ

ＣＳＰ
ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

④
RHR 熱交換器
MUWC ポンプ

①

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

廃棄物処理建屋RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１４ 消火系による格納容器下部への注水概要図

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

ろ過水タンクＭＯ

原子炉ウェル
ＤＳＰ

④
Ｄ／Ｗ

ＭＯ

1.0.1-25

FPC 熱交換器

FPC ポンプ
ＭＯ②

屋外

ＤＤ消火ポンプ

ＭＯ

③

ＭＯ
ＭＯ

ＣＳＰ
ＭＯ

ＲＰＶ

⑤

⑤

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

ＭＯ

Ｓ／Ｃ
ＭＯ

ＭＯ

RHR 熱交換器①
ＭＯ

ＭＯ

MUWC ポンプ
ＭＯ

廃棄物処理建屋RHR ポンプ

タービン建屋
Ｔ／Ｂ各負荷へ

図１５ 消火系による燃料プールへの注水概要図

添付資料 1.0.2

柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉

可搬型重大事故等対処設備保管場所
及びアクセスルートについて

＜

目

次

＞

１． 新規制基準への適合状況.............................................. 1.0.2-1
２． 概要 ............................................................... 1.0.2-3
３． 保管場所の評価..................................................... 1.0.2-15
４． 屋外アクセスルートの評価........................................... 1.0.2-29
５． 屋内アクセスルートの評価........................................... 1.0.2-61
６． 発電所固有の考慮すべき事項......................................... 1.0.2-95
７． まとめ（有効性評価に対する作業の成立性）........................... 1.0.2-98
８． 発電所構外からの要員参集.......................................... 1.0.2-109
９． 別紙 ............................................................. 1.0.2-111(1)

アクセスルートへの自然現象の重畳による影響について ............ 1.0.2-111(2)

平成 19 年（2007 年）新潟県中越沖地震時の被害状況について ...... 1.0.2-128(3)可搬型設備の接続箇所及び仕様について.......................... 1.0.2-133(4)淡水及び海水取水場所について.................................. 1.0.2-139(5)

鉄塔基礎の安定性について...................................... 1.0.2-143(6)

崩壊土砂の到達距離について.................................... 1.0.2-146(7)

屋外アクセスルート(8)主要変圧器の火災について...................................... 1.0.2-151(9)

自衛消防隊（消防車隊）による消火活動等について................ 1.0.2-159(10)

浸水時の可搬型設備（車両）の走行について...................... 1.0.2-163(11)

構内道路補修作業の検証について................................ 1.0.2-164(12)車両走行性能の検証............................................ 1.0.2-170(13)

地震時の地中埋設構造物崩壊による影響について.................. 1.0.2-174(14)

屋外アクセスルートの仮復旧計画................................ 1.0.2-176(15)

ガレキ及び土砂撤去時のホイールローダ作業量時間について ........ 1.0.2-178(16)

仮復旧後の対応について........................................ 1.0.2-182(17)

屋内アクセスルート(18)

屋内アクセスルート確認状況（地震時の影響）.................... 1.0.2-192(19)

屋内アクセスルートにおける資機材設備の転倒等による影響について 1.0.2-201(20)

アクセスルート通行時における通信連絡手段及び照明 .............. 1.0.2-203(21)

地震随伴火災源の抽出.......................................... 1.0.2-205

現場確認結果.............................. 1.0.2-150

ルート図.................................. 1.0.2-185

(22)地震随伴火災源の抽出機器配置.................................. 1.0.2-208(23)

屋外アクセスルートにおける地震後の被害想定（一覧） ............ 1.0.2-216(24)

資材設置後の作業成立性........................................ 1.0.2-217(25)

保管場所及び屋外アクセスルート等の点検状況.................... 1.0.2-218(26)

発電所構外からの要員の参集について............................ 1.0.2-219(27)

屋外アクセスルート

除雪時間評価.............................. 1.0.2-227(28)

屋外アクセスルート

降灰除去時間評価.......................... 1.0.2-230(29)

森林火災発生時における屋外アクセスルートの影響について ........ 1.0.2-233(30)

降水に対する影響評価結果について.............................. 1.0.2-234(31)

可搬型設備の小動物対策について................................ 1.0.2-243

１０． 補足資料 ....................................................... 1.0.2-245(1)

第 159 回審査会合（H26.11.13）からの主要な変更点 ............... 1.0.2-245(2)

屋外の純水・ろ過水タンク溢水時の影響等について................ 1.0.2-246(3)

作業に伴う屋外の移動手段について.............................. 1.0.2-250(4)

屋内アクセスルート運用変更について............................ 1.0.2-252(5)

屋内アクセスルートにおける資機材設備の転倒調査について ........ 1.0.2-256(6)

作業時間短縮に向けた取り組みについて.......................... 1.0.2-264(7)

第 261 回審査会合（H27.8.18）からの主要な変更点： 一時待避場所・追加ルートの設定 ............................................................ 1.0.2-265(8)

緊急時対策所の設置に関する考え方.............................. 1.0.2-288(9)

屋外での通信機器通話状況の確認................................ 1.0.2-299(10)

１～７号炉同時発災時におけるアクセスルートへの影響 ............ 1.0.2-300(11)

溢水評価におけるブローアウトパネルの位置付け.................. 1.0.2-312(12)海水取水場所での取水ができない場合の代替手段について .......... 1.0.2-313

１．新規制基準への適合状況
可搬型重大事故等対処設備（以下，「可搬型設備」という。）の保管場所及び同設備の運搬道路（以下，「アクセスルート」という。）に関する要求事項と，その適合状況は，以下のとおりである。
(1) 「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則」
第四十三条（重大事故等対処設備）
新規制基準の項目
五適合状況
可搬型設備は，地震，津波その他の

地震、津波その他の自然現象又は故意による大型航空機の衝突その他のテ 自然現象，設計基準事故対処設備及びロリズムによる影響、設計基準事故対 常設重大事故等対処設備の配置その他
処設備及び重大事故等対処設備の配置 の条件を考慮した上で，設計基準事故
その他の条件を考慮した上で常設重大 対処設備及び常設重大事故等対処設備
事故等対処設備と異なる保管場所に保 に対して，同時に必要な機能が失われないよう，100ｍ以上の離隔を取った高管すること。

所かつ防火 帯の内側の 場所に保管 する。また，分散配置が可能な可搬型設
備については，分散配置して保管する。
六

地震，津波その他の自然現象を想定想定される重大事故等が発生した場合において、可搬型重大事故等対処設 し，迂回路も考慮して複数のアクセス
第３項

備を運搬し、又は他の設備の被害状況 ルートを確保する。また，がれき等にを把握するため、工場等内の道路及び よってアクセスルートの確保が困難と通路が確保できるよう、適切な措置を なった場合に備え，ホイールローダを配備し，がれき除去を行えるようにし講じたものであること。

ている。
七

可搬型設備は，設計基準事故対処設

重大事故防止設備のうち可搬型のものは、共通要因によって、設計基準事 備及び常設重大事故等対処設備と同時故対処設備の安全機能、使用済燃料貯 に必要な機能が失われないよう，100ｍ
蔵槽の冷却機能若しくは注水機能又は 以上の離隔を取るとともに，分散配置
常設重大事故防止設備の重大事故に至 が可能な可搬型設備については，分散
るおそれがある事故に対処するために 配置して保管する。また，基準地震動
必要な機能と同時にその機能が損なわ で必要な機能が失われず，高所かつ防れるおそれがないよう、適切な措置を 火帯の内側に保管することにより，共講じたものであること。

通要因によって必要な機能が失われないことを確認している。
1.0.2-1

(2) 「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」
第五十四条（重大事故等対処設備）
新規制基準の項目
五適合状況

可搬型重大事故等対処設備は、地震、可搬型設備は，地震，津波その他の

津波その他自然現象又は故意による大 自然現象，設計基準事故対処設備及び型航空機の衝突その他テロリズムによ 常設重大事故等対処設備の配置その他
る影響、設計基準事故対処設備の配置 の条件を考慮した上で，設計基準事故
その他の条件を考慮した上で常設重大 対処設備及び常設重大事故等対処設備
事故等対処設備と異なる保管場所に保 に対して，同時に必要な機能が失われ管すること。

ないよう，100ｍ以上の離隔を取った高所かつ防火 帯の内側の 場所に保管 する。また，分散配置が可能な可搬型設【解釈】

可搬型重大事故等対処設備の保管場所 備については，分散配置して保管する。
第３項

は、故意による大型航空機の衝突も考慮すること。例えば原子炉建屋から 100ｍ
以上離隔を取り、原子炉建屋と同時に影響を受けないこと。又は、故意による大型航空機の衝突に対して頑健性を有すること。

六地震，津波その他の自然現象を想定想定される重大事故等が発生した場合において可搬型重大事故等対処設備 し，迂回路も考慮して複数のアクセスを運搬し、又は他の設備の被害状況を ルートを確保する。また，がれき等に把握するため、工場内の道路及び通路 よってアクセスルートの確保が困難とが確保できるよう、適切な措置を講ず なった場合に備え，ホイールローダをること。

配備し，がれき除去を行えるようにしている。

1.0.2-2

２．概要(1) 保管場所及びアクセスルート
可搬型設備の保管場所及びアクセスルートについて図 1 に，保管場所の標高，離隔距
離等について表 1 に示す。
保管場所は荒浜側及び大湊側の高台に設置しており，免震重要棟内緊急時対策所が使用できない場合に用いる 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所，免震重要棟内緊急時対策所
及び保管場所から目的地まで複数ルートでアクセスが可能であり，可搬型設備の運搬，要員の移動，重大事故等発生時に必要な設備の状況把握，対応が可能である。

図1

保管場所及びアクセスルート図

1.0.2-3

表1
保管場所

標

保管場所の標高，離隔距離，地盤の種類
高常設代替交流電源設備からの離隔距離

原子炉建屋からの離隔距離

地盤の種類

荒浜側高台保管場所

T.M.S.L.＋37m

約 330ｍ以上

900ｍ以上砂質地盤・盛土地盤

大湊側高台保管場所

T.M.S.L.＋34m

約 250ｍ以上

250ｍ以上砂質地盤・盛土地盤※

各設備の保管場所及び設置場所については，今後の検討結果等により，変更となる可能性がある。

(2) 評価概要
保管場所及びアクセスルートについて，以下の評価を実施し，有効性評価に対する作業の成立性について検討を実施した。
保管場所については，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則」第四十三条（重大事故等対処設備）及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」（以下，「設置許可基準規則解釈」という。）第五十四条（重大事故等対処設備）に基づき，地震及び津波被害を想定し，それらの被害要因について評価する。
アクセスルートの評価は，運用面の成立性を確認するために以下の想定に基づき評価を実施する。
屋外アクセスルートについては，地震及び津波被害を想定し，それらの被害要因について評価する。
屋内アクセスルートについては，地震及び地震によって発生する火災，溢水を想定し評価する。
また，自然現象により想定される保管場所及びアクセスルートへの影響について表 3のとおり概略評価を実施した結果，地震及び津波が大きな影響を及ぼす可能性があることを確認した。更に，発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるものを除く。）（以下「人為事象という。」）
により想定される保管場所及びアクセスルートへの影響について評価した結果，影響を及ぼす可能性がある人為事象はないことを確認した。

１） 自然現象① 自然現象抽出の考え方
自然現象抽出の考え方は次のとおりである。
・ 柏崎刈羽原子力発電所の安全を確保する上で設計上考慮すべき地震，
津波以外の自然現象としては，国内で発生しえる事象に加え，欧米の基準等で示されている事象を用い網羅的に収集した 42 事象を母集団とする。
・ 収集した事象の中から，柏崎刈羽原子力発電所周辺では“発生しないもの”，“発生しても設備等に対する影響がない又は軽微なもの”は保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した。

1.0.2-4

・ アクセスルートへ及ぼす影響が同様であり，影響の程度が一方の事象に包絡される場
合（例えば津波と高潮では敷地への浸水という観点で与える影響は同じであるが，事象の規模は津波の方が大きいと考えられるため，高潮は津波に包絡される）は一方の事象について影響を評価することで代える。
・ また，長期的に進行する事象（例えば土地の浸食等）の場合は，対策を施すことによって影響を回避することが可能であるため保管場所及びアクセスルートに影響はな
いと評価した。
② 自然現象の影響評価（概略）「①自然現象抽出の考え方」を踏まえ，保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した事象（33 事象）を表 2 に，残った事象（地震，津波＋9 事象の単独事象）については，設計上想定する規模で発生した場合の影響について確認し，その結果を表 3 に示す。
また，単独事象を組み合わせて，自然現象が重畳した場合の影響について確認する。
（重畳事象）（随伴事象等，同時発生の相関性が高い事象同士は，設計上の想定規模の事象が重畳し，相関性が低い事象同士は，設計上の想定規模の事象とプラント供用期間中に発生する可能性がある規模の事象が重畳することを想定する。）
単独事象，重畳事象のいずれについても，設計上の想定を超える自然現象の発生を仮定する。その上で，取りえる手段が残っており，事故対応を行うことができることを確認する。
保管場所及びアクセスルートへの影響評価として確認する事項は次のとおりである。
・ 設計上想定した自然現象に対し，保管場所の位置等の状況を踏まえ，設計基準事故対
処設備と重大事故等対処設備の安全機能が同時に喪失しないこと。
・ 設計上の想定を超えた自然現象が発生した場合であっても，重大事故等対処設備の安全機能が残り，対応することが可能であること。
・ 保管場所に設置された重大事故等対処設備が各自然現象によって同時に全て機能喪失しないこと。
・ 保管場所，その他現場における屋外作業や屋外アクセスルートの通行が可能なこと。
・ 屋内アクセスルートの通行が可能であること。

1.0.2-5

表242 事象のうち，保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した事象

評価の観点
発電所周辺では発生しない事象【9 事象】
発生を想定しても影響がない事象【8 事象】
他の事象の影響に包絡される事象【12 事象】

長期的事象であり，影響の回避が可能な事象【4 事象】

表3
自然現象

保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した自然現象【33 事象】
雪崩／結氷板，流氷，氷壁／砂嵐／洪水／池・河川の水位低下／河川の迂回／干ばつ／隕石，衛星の落下／土石流
霜，霜柱／霧，靄／低温水／土の伸縮／地下水による浸食／海水中の地滑り／塩害，塩雲／太陽フレア，磁気嵐
地震：地滑り／地面隆起／地下水／泥湧出
津波：高潮／波浪／風津波／静振
竜巻：極限的な圧力
積雪：ひょう，あられ／氷嵐，雨氷，みぞれ／氷晶
高温／高温水／土地の浸食，カルスト／海岸浸食

自然現象により想定される影響概略評価結果（1／4）
概略評価結果

保管場所

屋外アクセスルート

屋内アクセスルート

・ 地盤や周辺斜面の崩壊による ・ 地盤や周辺斜面の崩壊による影 ・ 資機材等の倒壊・損壊，
アクセスルート周辺機
響，周辺構造物の倒壊・損壊・火影響，周辺構造物の倒壊・損災・溢水による影響が考えられ， 器等の火災・溢水によ
壊・火災・溢水による影響がる影響が考えられ，個考えられ，個別の評価が必要。 個別の評価が必要。
地震
別の評価が必要。
・ サブルートは防潮堤外側を通る道路が含まれることから，地震に随伴する津波を考慮すると使用できない。
・ 基準津波に対し防潮堤を設置 ・ 基準津波に対して防潮堤を設置 ・ 基準津波に対し，建屋近傍まで遡上する浸水すること等から，アクセスルート
すること等から，原子炉建屋はない。
へ遡上する浸水はない。
等や保管場所へ遡上する浸水はない。したがって，設計基 ・ 万一，瓦礫が発生した場合でも， ・ 万一，建屋近傍まで遡上した場合でも，建屋
ホイールローダ等の重機により準事故対処設備と重大事故等
は浸水防止対策を施し撤去することが可能である。
対処設備が同時に機能喪失しており，影響を受けな・ サブルートは防潮堤外側の道路ない。
津波が含まれており，使用できない。 い。
・ 万一，遡上範囲を超えた浸水があったとしても，原子炉建屋等は浸水防止対策を施しているため影響を受けず，保管場所は高さ，T.M.S.L.+34ｍ以上に配置しており，余裕がある。
・ 設計基準事故対処設備は建屋 ・ 万一，台風により瓦礫が発生した ・ 建屋内であり影響は受けない。
場合も，ホイールローダ等の重機内に設置されているため，風により撤去することが可能であによる影響はない。また，可る。
搬型設備は荷重が大きく，設・
気象予報における台風の風速，
進
計基準の風により飛散するこ風
行速度，規模，進行経路等を踏まとはないことから，同時に機(台風） 能喪失しない。
え，長期に渡り屋外作業や車両の・ 設計基準（最大風速 40.1m/s） 走行が困難な風が想定される場
合は，対応時間を確保するため，を超える風が想定される場合
予め手順を定めてプラントを停は，手順を定めてプラントを
止する。
停止する。

1.0.2-6

表3
自然
現象

竜巻

積雪

自然現象により想定される影響概略評価結果（2／4）
概略評価結果保管場所

・ 可搬型設備は屋外の保管場所に設置しているが，設計基準事故
対処設備は竜巻に対して頑健な建屋内 に設 置 してい るこ とから，同時に機能喪失しない。
・ 可搬型設備は，荒浜側と大湊側の 2 箇所の保管場所にそれぞれ離隔して分散配置していることから，同時に機能喪失しない。
・ 常設重大事故等対処設備のうち
常設代 替交 流 電源設 備を 屋外（荒浜高台保管場所近傍）に設置しているが，各ユニットディ
ーゼル発電機，可搬型代替交流
電源 設備保管場所と離隔していることから，同時に機能喪失しない。
・ 高台保管場所の可搬型設備や常設代替交流電源設備（第二ガスタービン発電機）は，原子炉建屋等に対し離隔距離があることから，固縛等の飛散防止対策は実施しなくとも，原子炉建屋等へ影響を与えない。
また，建屋近傍の常設代替交流
電源設備（第一ガスタービン発
電機），3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車は，飛来物とならないよう固縛等の飛散防止対策を実施する。
・ 気象予報により事前の予測が十分可能であり，原子炉建屋等，保管場所及び可搬型重大事故対処設備の除雪は積雪状況等を見計らいながら行うことで対処が可能であることから，設計基準
事故対処設備と重大事故等対処
設備が同時に機能喪失しない。
・ また，保管場所等の除雪はホイールローダによる実施も可能であるため，万一，積雪量が想定を超える場合であっても，除雪を行うことが可能である。
・ ただし，除雪可能量を超え，長期に渡り屋外作業や車両の走行が困難な積雪が想定される場合
は，必要に応じプラントを停止する。

屋外アクセスルート

屋内アクセスルート・ 万一，竜巻により瓦礫が発生し ・ 原子炉建屋は竜巻に対し頑健性を有た場合も，ホイールローダ等のすることから影響
重機により撤去することが可は受けない。
能である。
万一，通信鉄塔，避雷鉄塔や送電鉄塔が倒壊した場合であっても迂回ルートを選択することで保管場所へのアクセスが可能である。
また，万一，避雷鉄塔が転倒した場合であっても避雷鉄塔はアクセスルートから十分離れておりアクセスルートへの影
響はないと考えられるが，アクセスルートに影響がある場合
は，迂回ルートを選択すること
で保管場所へのアクセスが可能である。（鉄塔の影響範囲は
図 12 参照）・竜巻防護施設周辺に関しては，
竜巻発生予測を踏まえた車両の待避運用等の飛来物発生防止対策を実施することから，ア
クセスに問題を生じる可能性は小さい。
また，その他の場所に関して
は，複数のルートが確保されていることから，飛来物によりア
クセスに問題を生じる可能性は小さい。
・ 気象予報により事前の予測が ・ 建屋内であり影響は受けない。
十分可能であり，積雪状況等を見計らいながら除雪することで対処が可能である。また，ホイールローダにより最大 140分で除雪も可能である（別紙
27 参照）。
・ 積雪時においても，走行可能なタイヤを装着していることから，アクセスに問題を生じる可能性は小さい。
・ ただし，除雪可能量を超え，長期に渡り屋外作業や車両の走行が困難な積雪が想定される場合は，必要に応じプラントを停止する。

1.0.2-7表3
自然現象

自然現象により想定される影響概略評価結果（3／4）
概略評価結果
保管場所

屋外アクセスルート

屋内アクセスルート

・ 保管場所に設置されている重大 ・ 気象予報により事前の予測が ・ 建屋内であり影響は受けない。
十分可能であり，アクセスルー
事故等 対処 設 備は屋 外で あるトへの融雪剤散布を行っていが，設計基準事故対処設備は建る。
屋内に設置されているため影響を受けず，同時に機能喪失しな ・ 路面が凍結した場合にも，走行可能なタイヤを装着しているい。
ことから，アクセスに問題を生・ 低温は，気象予報により事前のじる可能性は小さい。
予測が十分可能であり，始動に低温影響が出ないよう，各設備の温度に関する仕様を下回る恐れがある場合には，必要に応じて，予め可搬型設備の暖機運転等を行うこととしているため，影響を受けない。なお，暖気運転は，事前に実施することからアクセス時間への影響はない。
・ 設計基準事故対処設備は避雷対 ・ 落雷によりアクセスルートが ・ 関連する建屋には避雷設備を設置し影響を受けることはない。
策を施した建屋内に設置されてており影響は受けおり，かつ保管場所とは位置的 ・ 落雷発生中は，屋内に退避し，ない。
状況を見て屋外作業を実施す
分散が図られていることから，る。
同時に機能喪失しない。
落雷
・ 1 回の落雷により影響を受ける
範囲は限定されるため，保管場
所は 2 セットを離隔して位置的分散を図っているため，影響を受けない。
・ 噴火発生の情報を受けた際は， ・ 噴火発生の情報を受けた際は， ・ 建屋内であり影響は受けない。
人員を確保し，アクセスルート
人員を確保し，原子炉建屋等，の除灰を行うことにより対処
保管場所及び可搬型設備の除灰が可能である。また，ホイールを行うことにより対処が可能でローダにより最大 280 分で除あることから，設計基準事故対灰も可能である（別紙 28 参処設備と重大事故等対処設備は照）。
同時に機能喪失しない。
火山に ・ また，保管場所等の除灰はホイ ・ ただし，除灰可能量を超え，長期に渡り屋外作業や車両の走ールローダによる実施も可能でよる行が困難な降灰が想定されるあるため，万一降灰量が想定を降灰
場合は，必要に応じプラントを超える場合であっても，除灰を停止する。
行うことが可能である。
・ ただし，除灰可能量を超え，長期に渡り屋外作業や車両の走行が困難な降灰が想定される場合
は，必要に応じプラントを停止する。

1.0.2-8表3
自然現象

自然現象により想定される影響概略評価結果（4／4）
概略評価結果
保管場所

屋外アクセスルート・ 原子炉建屋等と保管場所は防火帯の内側であるため，森林火災による熱影
響により設計基準事故対処設備と重大事故等対処設備は同時に機能喪失しない。
・
万一，防火帯の内側に小規模な火災が森林延焼したとしても，自衛消防隊が保管
火災
場所周辺の消火活動を行うことにより対処が可能である。
・ 防火帯内部へ延焼が進んだ場合は，状況を見て引き続き消火活動を行うが，可搬型設備については，港湾方面へ移動させ，損傷防止に努める。
・ 排水路で集水し，排水することから，保管場所に滞留水が発生する可能性は小さい。
・ 万一，滞留水が発生したとしても，原子炉建屋等は浸水防止対策を施していること，保管場所の高さは，T.M.S.L.+34ｍ以上としていることから，設計基準事故対処設備と重大事故等対処設備が同時に機能喪失しない。

降水・ 設計基準事故対処設備は，浸水防止対策により水密化された建屋内に設置されているため，ネズミ等の齧歯類の侵入による影響を受けない。したがって，屋外の保管場所にある重大事故等対処設備と同時に機能喪失しない。
生物・ 保管場所は 2 箇所あり，位置的に分散されている。また，複数の設備が同時学的に機能喪失する可能性は小さい。
事象
・ 可搬型設備は，ネズミ等の小動物の侵入により設備機能に影響がないよう，侵入できるような開口部は侵入防止対策を実施する。
（別紙 31）また，小動物多数発生の兆候があった場合には害獣駆除を行うこととしている。

屋内アクセスルート

・ アクセスルートは防火帯の内 ・ 関連する建屋は防火帯の内側であ側であり，アクセス性に支障り，影響は受けなはない。
い。
・ アクセスルートは一部防火帯と重複するものの，迂回ルー ・ 万一，ばい煙の影
響を受ける場合
トを使用することにより，森は，セルフエアセ
林火災の影響を受けずに通ット等の装備にて行可能である。（別紙 29）対応する。
・ 万一，小規模な火災が発生したとしても，自衛消防隊がア
クセスルート周辺の消火活動を行うことにより対処が可能である。
・ 一部滞留水が発生するもの ・ 浸水防止対策を施された建屋内であの，排水路とは別に設置した
り，影響は受けな
排水用フラップゲートからい。
滞留水をすみやかに海域に排水することが可能である
ことから，アクセス性に支障はない。（別紙 30）
・ また，気象予報を踏まえ，可搬型設備の通行に支障がある状況が予想される場合は，
予め土のう設置による降水の導水対策等により車両等の通行ルートを確保する。
・ 排水路が閉塞した事態を想定した場合においても，排水用フラップゲートから雨水を海域に排水することが可能であることから，アクセス性に支障はない。（別紙 30）
・ 影響なし。
・ 屋内アクセスルー
トは，浸水防止対策により水密化された建屋内に設置されているため，ネズミ等の齧歯類の侵入による影響を受けない。

1.0.2-9

③ 自然現象の重畳事象評価
各重畳事象の影響確認結果を別紙 1 に示す。また，重畳事象のうち，単独事象と比較して影響が増長される事象の組み合わせと影響評価結果を以下に示す。
○アクセスルートの復旧作業が追加される組み合わせ
単独事象でそれぞれアクセスルートの復旧が必要な事象については，重畳の影響としてそれぞれの事象で発生する作業を実施する必要がある。具体的には，除雪と除灰の組み合わせや，（設計基準を超える）地震時の段差復旧と除雪作業の組み合わせ等が該当する。有効性評価のタイムチャートでは，50 分以内にガスタービン発電機を起動し，20 時間以内に代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットをプラント側へ移動して接続する必要があるが，気象予報等を踏まえてアクセス性に支障が生じる前に予め除雪や除灰等の活動を開始する運用であることから，例えばアクセスルートの復旧に時間を要する除灰の場合でも，280 分程度であるため，想定を上回る事象が発生したとしても，アクセスルートの機能を維持することが可能である。
○設計基準を超える事象を想定することにより単独事象より影響が増長する組み合わせ
森林火災と強風の組み合わせでは，火線強度が増長すると想定されるため，必要防火帯幅が不足する可能性がある。このような場合においては，可搬型設備の港湾方面への移動や予防散水を行うことにより重大事故等対処設備の機能確保に努める。
○設計基準を超える事象を想定することにより防護設備の機能の一部が喪失する組み合
わせ
地震と森林火災の組み合わせでは，（設計基準を超える）地震による段差の発生や，防火帯の一部損壊まで想定すると，防火帯内側まで火災が延焼する可能性があるため，可搬型設備の港湾方面への移動や予防散水を行うことにより重大事故等対処設備の機能確保に努める。
○単独事象より影響が増長し，かつ防護設備の機能を低下させる組み合わせ
降水と火山の組み合わせでは，泥流の発生が想定される。堆積した火山灰はホイー
ルローダ等の重機により除灰して通行できるように対応する。また，気象予報を踏まえ，可搬型設備の通行に支障がある状況が予想される場合は，予め土のう設置による降水等の導水対策等により可搬型設備のルートを確保する。火山灰により建屋屋上等の排水設備が詰まり，降水による滞留水が発生する可能性があるが，火山の噴火が想定される状況で，かつ降水が重畳する可能性については，予め気象予報により確認することができることから，排水設備を優先的に除灰する等，対応することが可能である。

1.0.2-10

２） 人為事象① 人為事象抽出の考え方
人為事象抽出の考え方は次のとおりである。
・ 柏崎刈羽原子力発電所の安全を確保する上で設計上考慮すべき人為事象としては，国内で発生しえる事象に加え，欧米の基準等で示されている事象を用い網羅的に収集した事象から，故意によるものを除いた 15 事象を母集団とする。
・ 収集した事象の中から，柏崎刈羽原子力発電所周辺では“発生しないもの”，“発生しても設備等に対する影響がない又は軽微なもの”は保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した。
・ アクセスルートへ及ぼす影響が同様であり，影響の程度が一方の事象に包絡される場
合は一方の事象について影響を評価することで代える。
・ また，長期的に進行する事象の場合は，対策を施すことによって影響を回避することが可能であるため保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した。
上記を踏まえ，保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した事象（12 事象）
を表 4 に示す。
表4

15 事象のうち，保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した事象

評価の観点
発電所周辺では発生しない事象【3 事象】
発生を想定しても影響がない事象【5 事象】
他の事象の影響に包絡される事象【3 事象】
長期的事象であり，影響の回避が可能な事象【1事象】

保管場所及びアクセスルートに影響はないと評価した人為事象【12 事象】
ダムの崩壊／パイプライン事故／タービンミサイル
船舶の衝突／電磁的障害／サイト内外での掘削／内部溢水／重量物輸送
火災・爆発，有毒ガス：産業施設の事故／輸送事故／油流出
化学物質の放出による水質悪化② 人為事象の影響評価（概略）
設計上考慮すべき人為事象としては，上記①の通り評価した以外の事象として，火災・爆発，航空機落下，有毒ガスの 3 事象である。
石油コンビナート施設の火災・爆発については，立地的要因により影響を受けることはなく，発電所敷地内に存在する危険物タンク等の火災及び航空機墜落による火災についても，可搬型重大事故等対処設備の位置的分散や複数のアクセスルートにより影響はない。また，ばい煙等の二次的影響及び有毒ガスについては，セルフエアセット等の装備により通行に影響はない。

1.0.2-11

(3) 検討フロー
保管場所及びアクセスルートの有効性・成立性について，図 2 の検討フローにて評価する。

保管場所及び屋外アクセスルートの評価

屋内アクセスルートの評価

地震・津波の被害想定（津波の敷地への影響なし）
地震による被害を想定

地震随伴火災を想定

地震随伴溢水を想定

ｱｸｾｽﾙｰﾄ周辺機器の調査

ｱｸｾｽﾙｰﾄ近傍の機器を抽出

地震時の溢水源を抽出（ﾌﾟﾗﾝﾄｳｫｰｸﾀﾞｳﾝの実施）（BC クラス，油内包機器）（内部溢水評価結果を利用）

保管場所の影響評価
可般型設備の損壊・通行障害防止
保管場所の適合性確認
アクセスルートの影響評価

周辺機器が地震により転倒， 火災源としての耐震評価

フロア毎の溢水水位を開口

落下しないことを確認（Ss で評価し裕度を確認）

部入口高さで評価

ｱｸｾｽﾙｰﾄ上に通行を阻害する

火災源となる機器がｱｸｾｽﾙｰﾄ

ｱｸｾｽﾙｰﾄ上の各ﾌﾛｱが歩行可

機器等がないことを確認

近傍にないことを確認

能であることを確認

応急復旧が可能なｱｸｾｽﾙｰﾄの抽出
ｱｸｾｽﾙｰﾄの応急復旧評価時間
屋外作業の所要時間評価

地震発生時の屋外ｱｸｾｽﾙｰﾄ
所要時間の評価

地震発生時の屋内ｱｸｾｽﾙｰﾄ所要時間の評価

地震発生時の作業成立性の評価

図2

保管場所及びアクセスルートの有効性・成立性検討フロー

1.0.2-12

(4) 地震による被害想定
地震による保管場所及び屋外アクセスルートへの被害要因・被害事象を 2007 年新潟県中越沖地震（以下「中越沖地震」という。）時の被害状況（別紙 2）も踏まえた上で表 4のとおり想定し，それぞれ影響を評価する。
なお，サブルートについては，防潮堤外側を通る道路が含まれることから，地震に随伴する津波を考慮すると使用できないため，影響評価の対象外とする。
表4
自然現象

地

保管場所及び屋外アクセスルートにおいて地震により懸念される被害事象
保管場所・アクセスルートに影響を与えるおそれのある被害要因

保管場所で懸念される
被害事象

アクセスルートで懸念される被害事象① 周辺構造物の損壊（建屋，鉄塔及び煙突）損壊物による可搬型設備の損 損壊物によるアクセスルート
壊，通行不能の閉塞②

周辺タンクの損壊

火災，溢水による可搬型設備 タンク損壊に伴う火災・溢水の損壊，通行不能
による通行不能③

周辺斜面の崩壊④

敷地下斜面・道路面のすべり

土砂流入による可搬型設備の損壊，通行不能
土砂流入，道路損壊による通行不能
敷地下斜面のすべりによる可搬型設備の損壊，通行不能⑤

液状化及び揺すり込みによる不等沈下不等沈下による可搬型設備の アクセスルートの不等沈下に損壊，通行不能
よる通行不能⑥

地盤支持力の不足

可搬型設備の転倒，通行不能⑦

地中埋設構造物の損壊

陥没による可搬型設備の損
陥没による通行不能
壊，通行不能⑧

淡水貯水池の堰堤及び送水配管の損壊堰堤及び送水配管の損壊によ堰堤及び送水配管の損壊による可搬型設備の損壊，通行不
る通行不能
能

震

1.0.2-13―

(5) 津波による被害想定
保管場所は，津波遡上解析の結果，図 3 に示すとおり，遡上域最大水位よりも標高が高い位置に設置されていることから，津波による被害は想定されない。
また，アクセスルートは，津波遡上解析の結果，図 3 に示すとおり，防潮堤外側を通る道路（サブルート）では津波による被害が想定されるため使用できないものの，防潮堤内側及び遡上域最大水位よりも標高が高い位置に設置されている道路では，津波による被害は想定されない。

（T.M.S.L. ）

【凡例】
防潮堤

T.M.S.L.+7.6m
荒浜側遡上域
荒浜側防潮堤図3

T.M.S.L.+7.5m
大湊側遡上域

基準津波による最大水位上昇量分布

1.0.2-14

３．保管場所の評価(1) 保管場所選定の考え方
・ 地震，津波その他の自然現象，設計基準事故対処設備及び常設重大事故等対処設備の配置その他の条件を考慮する。
・ 原子炉建屋から 100ｍ以上離隔する。
・ 常設代替交流電源設備に対し，可搬型代替交流電源設備の保管場所は 100ｍ以上離隔する。
・ 可搬型設備の保管場所は高所かつ防火帯の内側とする。
・ 2 セットある可搬型設備については，保管場所を分散配置する。

保管場所の標高，離隔距離，地盤の種類（再掲）
保管場所

標

高

常設代替交流電源設備からの離隔距離

原子炉建屋からの離隔距離

地盤の種類

荒浜側高台保管場所

T.M.S.L.＋37m

約 330ｍ以上

900ｍ以上砂質地盤・盛土地盤

大湊側高台保管場所

T.M.S.L.＋34m

約 250ｍ以上

250ｍ以上砂質地盤・盛土地盤

図4

保管場所からの離隔距離（原子炉建屋，常設代替交流電源設備）

1.0.2-15

(2) 保管場所における主要可搬型設備等
可搬型重大事故等対処設備の分類を図 5 に，保管場所における主要可搬型設備の配備数を表 5 に，主要設備の配備数を表 6 に示す。可搬型設備の配備数については，「2ｎ＋α」，「ｎ＋α」，「ｎ」の設備に分類し，それらを屋外設備であれば荒浜側及び大湊
側高台保管場所に，屋内設備であれば建屋内の複数箇所に，分散配置することにより設備の多重化，多様化を図っている。
１） 「2ｎ＋α」の可搬型設備（設置許可基準規則解釈 第 43 条 5 (a) 対象設備）
原子炉建屋外から水・電力を供給する，可搬型代替交流電源設備（電源車），可搬型代替注水ポンプ（消防車），代替原子炉補機冷却系については，「必要となる容量を有する設備を 1 基あたり 2 セット及び予備を保有し，荒浜側及び大湊側高台保管場
所にそれぞれ分散配置する。
ただし，代替原子炉補機冷却系の予備は，その機能等を踏まえ，格納容器ベント（格
納容器圧力逃がし装置）とする。
２） 「ｎ＋α」の可搬型設備（設置許可基準規則解釈 第 43 条 5 (b) 対象設備）
負荷に直接接続する，高圧窒素ガスボンベ・逃がし安全弁用可搬型蓄電池については，必要となる容量を有する設備を 1 基あたり 1 セット及び予備を保有し，原子炉建
屋内にそれぞれ分散配置する。
３） 「ｎ」の可搬型設備（その他）
上記以外の可搬型重大事故等対処設備は，必要となる容量を有する設備を 1 基あたり 1 セットに加え，プラントの安全性向上の観点から，設備の信頼度等を考慮し，予備を確保する。
また，「ｎ」の屋外保管設備についても，共通要因による機能喪失を考慮し，荒浜
側及び大湊側高台保管場所に分散配置する。
可搬型設備の建屋接続箇所及び仕様については別紙 3 に，淡水及び海水取水場所については，別紙 4 に示す。
ｎ＋α

電源車

ｎ＋α

代替原子炉補機冷却系（予備は格納容器圧力逃がし装置）

高圧窒素ガスボンベ

消防車

逃がし安全弁用
可搬型蓄電池

2

ｎ

その他
図5

可搬型重大事故等対処設備の分類
1.0.2-16

表5

保管場所における主要可搬型設備(1)「2ｎ＋α」の可搬型設備
設備名

配備数

必要数

予備

可搬型代替交流電源設備（電源車）【6 号及び 7 号炉共用】

9台

4台（2n=8）

ケーブル（一式：40ｍ）

9式

可搬型代替注水ポンプ（消防車）【6 号及び 7 号炉共用】
ホース（一式：75A
※

840ｍ）

保管場所
荒浜側

大湊側

1台

4台

5台

4式
（2n=8）

1式

4式

5式

13 台

6台
（2n=12）

1台

6台

7台

13 式

6式
（2n=12）

1式

6式

7式

備考
・ 必要数（1 基あたり 2 台）の2 セット，2 基で合計 8 台
・ 故障時バックアップ及び保守点検待機除外時バックア
ップ 1 台（共用）・ 必要数（1 基あたり 3 台）の2 セット，2 基で合計 12 台
・ 故障時バックアップ及び保守点検待機除外時バックア
ップ 1 台（共用）各設備の保管場所・数量については，今後の検討結果等により変更となる可能性がある。

(2)当該機能全体で「2ｎ＋α」を確保する可搬型設備
設備名

配備数

必要数

予備

保管場所
荒浜側

代替原子炉補機冷却系
・熱交換器ユニット：1 式・海水ポンプ：2 台
・移動式変圧器：1 台【6 号及び 7 号炉共用】

4式

4式

0式

2式

2式

ホース（一式：約 400ｍ、
口径 300A）

4式

4式

0式

2式

2式

※

備考

大湊側

・ 必要数（1 基あたり 1 式）の2 セット，2 基で合計 4 式
・ 故障時バックアップ及び保守点検待機除外時バックア
ップは格納容器圧力逃がし装置（1 基あたり 1 式）
（代替除熱設備）にて確保

各設備の保管場所・数量については，今後の検討結果等により変更となる可能性がある。

(3)「ｎ＋α」の可搬型設備
設備名

配備数

必要数

予備

6 号炉
高圧窒素ガスボンベ

25 本

5本

20 本
（5 本以
上）

7 号炉
高圧窒素ガスボンベ

25 本

5本

20 本
（5 本以
上）

6 号炉
逃がし安全弁用可搬型蓄電池
7 号炉
逃がし安全弁用可搬型蓄電池
※

１個
1個

備考

6 号炉原子炉建屋
・ 必要数 5 本（1 基あたり）
故障時バックアップ及び保守点検待機除外時バッ
クアップ 5 本以上（1 基あ
7 号炉原子炉建屋たり）25 本
余裕を見て 20 本配備（1（10 本・10 本・5
基あたり）
本で分散）
25 本
（10 本・10 本・5本で分散）

6 号炉原子炉建屋 ・ 必要数 1 個（1 基あたり）

1個
3個

保管場所

1個
7 号炉原子炉建屋
2個

故障時バックアップ及び保守点検待機除外時バッ
クアップ 1 個（共用）

各設備の保管場所・数量については，今後の検討結果等により変更となる可能性がある。

1.0.2-17

(4)「ｎ」の可搬型設備
設備名

配備数

必要数

予備

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級消防車）【6 号及び 7 号炉共用】

2台

1台

ホース（一式：720ｍ）※1
・65A：560ｍ
・75A：160ｍ

2式

6 号及び
7 号炉で
3台

6 号炉可搬型窒素供給装置（格納容器圧力逃がし装置用）
7 号炉可搬型窒素供給装置（格納容器圧力逃がし装置用）

保管場所
荒浜側

大湊側

1台

1台

1台

1式

1式

1式

1式

1台

6 号及び
7 号炉共
用1台

1台

1台

1台
1台

備考（必要数ｎの補足）

1 台でスプレイが必要な大規模な損壊が発生している
1 プラントの使用済燃料プ
ールのスプレイ冷却が可能。

号炉あたり 1 台で窒素供給が可能。
1 台で６号及び７号炉の注水等のための海水取水が可能。
なお，予備 8 台は 6 号炉及び 7 号炉代替原子炉補機冷
却系全 4 式として配備している海水ポンプと兼用。

海水取水ポンプ【6 号及び 7 号炉共用】

9台

1台

8台

取水口用汚濁防止膜（ｼﾙﾄﾌｪﾝｽ）（1 箇所あたり）

約 200ｍ

約 80ｍ

約 120ｍ

約 100ｍ 約 100ｍ

1 箇所あたり 80ｍで汚濁防止膜を設置可能。

放水口用汚濁防止膜（ｼﾙﾄﾌｪﾝｽ）【6 号及び 7 号炉共用】

約 320ｍ

約 140ｍ

約 180ｍ

約 160ｍ 約 160ｍ

1 箇所あたり 140ｍで汚濁防止膜を設置可能。

2式

1式

1式

原子炉建屋放水設備【6 号及び 7 号炉共用】
・大容量送水車：1 台
・放水砲：1 台
・泡原液搬送車：1 台

4台

1式

5台

1式

送水側
50m 1 本
10m 1 本
5m 1 本吸込側
20m 1 本1式

申請プラント数の半数以上の 1 式。
ただし，泡原液搬送車は，1台で 1 プラントの航空機火災発生時に対応が可能。

ホース
・送水側一式：950ｍ，口径 300A
・吸込側一式： 80ｍ，口径 150A

2式

1式

送水側
50m 1 本
10m 1 本
5m 1 本吸込側
20m 1 本タンクローリ【発電所共用】

5台

4台

1台

3台

2台

4 台で 6 号及び 7 号炉が運転
中かつ 1～5 号炉が停止中の場合の給油作業を実施可能。

小型船舶【発電所共用】

2隻

1隻

1隻

1隻

1隻

1 隻で海上モニタリングを実施可能。

可搬型モニタリングポスト【発電所共用】

15 台

14 台

1台

8台

7台

モニタリングポストの陸側代替測定用で 9 台，海側測定用で 5 台の合計 14 台で測定可能。コンテナ車内に保管。

可搬型気象観測装置【発電所共用】

2台

1台

1台

1台

1台

気象観測は 1 台で測定可能。
コンテナ車内に保管。

※1 65A と 75A のホースについては，共通化が図られるよう接続冶具を準備している。
※ 各設備の保管場所・数量については，今後の検討結果等により変更となる可能性がある。

1.0.2-18

設備名

配備数

淡水貯水池から防火水槽へ送水配管【6 号及び 7 号炉共用】（口径 150A のホース）
・ 第一送水配管：約 940ｍ
・ 第二送水配管：約 690ｍ
中央制御室

6 号炉
可搬型陽圧化空調機

中央制御室

7 号炉
可搬型陽圧化空調機

※

必要数

2 ライン

予備

備考

100ｍ

第一送水配管は No.14，No.15
防火水槽の両方に淡水を供給。
荒浜側の送水配管が約 2100ｍあるため，緊急時には活用可
能。

2台
（共用）

6 号及び 7 号炉合計 4 台で中央
制御室内を隣接区画＋20Pa 以
上＋40Pa 未満の範囲内で陽圧化することが可能。

2 ライン

2台
6台
2台

各設備の数量については，今後の検討結果等により変更となる可能性がある。

表6

保管場所等における主要設備

（1）重機
重機

※

保管場所

配備数

荒浜側高台

備考

大湊側高台

ホイールローダ
4台
2台
2台
ホイールローダのうち，1 台は可搬型重大事故等対処設備，3 台はショベルカー
2台
1台
1台
予備として位置付けている。
ブルドーザー
1台
1台－
各重機の保管場所・数量については，今後の検討結果等により変更となる可能性がある。

（2）その他設備（自主的に所有している設備）
設備名

配備数

化学消防車（火災対応用）

2台

消防車（火災対応用）

2台

高所放水車
ホース展張車（原子炉建屋放水設備用）

2台

荒浜側高台保管場所
及び自衛消防隊建屋
荒浜側高台保管場所
及び自衛消防隊建屋
荒浜側及び大湊側高台保管場所

5台

荒浜側及び大湊側高台保管場所

放射能観測車（モニタリングカー）

1台

荒浜側高台保管場所

電源車（750kVA）

1台

荒浜側高台保管場所

クレーン付トラック
衛星通信車
コンクリートポンプ車
原子炉補機冷却海水ポンプ電動機（6 号炉用） （7 号炉用）
原子炉補機冷却水ポンプ電動機（6 号炉用） （7 号炉用）
可搬型照明設備

1台
1台
2台

構内保管場所
構内保管場所
構内保管場所

各々1 台

大湊側高台保管場所

各々1 台

大湊側高台保管場所

19 台

荒浜側及び大湊側高台保管場所

備考
各々1 台配備
各々1 台配備
各々1 台配備
荒浜側：2 台配備
大湊側：3 台配備

T.M.S.L+12ｍ以上
T.M.S.L+12ｍ以上
T.M.S.L+35ｍ
予備品
予備品
発電機付照明荒浜側：1 式配備大湊側：3 式配備
空気ボンベカードル車
5台
構内保管場所
T.M.S.L+35ｍ
荒浜側：６台配備
大容量送水車8台
荒浜側及び大湊側高台保管場所
大湊側：２台配備
荒浜側：６台配備
ホース展張車8台
荒浜側及び大湊側高台保管場所
大湊側：２台配備
各設備の保管場所・数量については，今後の検討結果等により変更となる可能性がある。
直流給電車

※

保管場所

4台

荒浜側及び大湊側高台保管場所

1.0.2-19

(3) 地震による保管場所への影響評価概要
地震による保管場所への影響について，中越沖地震時の被害状況（別紙 2）も踏まえた上で網羅的に①～⑧の被害要因について評価した結果，表 7 に示すとおり影響のある被
害要因はないことを確認した。被害要因に対する詳細な確認結果については，「(4) 地震による保管場所への影響評価」に示す。
表7

地震による保管場所への影響評価結果
評価結果

被害要因
荒浜側高台保管場所

大湊側高台保管場所①

周辺構造物の損壊

問題なし

問題なし

②

周辺タンクの損壊

該当なし

該当なし

③

周辺斜面の崩壊

該当なし

該当なし

④

敷地下斜面のすべり

該当なし

問題なし

⑤

液状化及び揺すり込みによる不等沈下

問題なし［段差を生じない］

問題なし［段差を生じない］⑥

地盤支持力の不足

問題なし［接地圧＜支持力］

問題なし［接地圧＜支持力］⑦

地中埋設構造物の損
壊

該当なし

該当なし

⑧

淡水貯水池の堰堤及び送水配管の損壊

該当なし

該当なし

1.0.2-20

(4) 地震による保管場所への影響評価
１） 周辺構造物損壊による影響評価①周辺構造物の損壊（建屋，鉄塔及び煙突），②周辺タンクの損壊
影響評価結果を表 8，図 6－1，図 6－2 に示す。保管場所周辺には，損壊により影響を及ぼすおそれのある建屋，煙突，タンク等の構造物はないことを確認した。
荒浜側高台保管場所の近傍には送電鉄塔が設置されているが，鉄塔基礎の安定性に影響を及ぼす要因について評価を行い，影響がないことを確認している。また，自主的な対策として，新新潟幹線 No.1 及び南新潟幹線 No.1 送電鉄塔基礎の補強及び送電
鉄塔周辺法面の補強を実施し，信頼性を向上させている（別紙 5）。
同保管場所近傍の上空には送電線が架線されているが，万一，送電鉄塔が倒壊した場合であっても，送電線による影響のない範囲を保管場所としている。なお，万一に備え，電線カッターについても配備している。
表8

周辺構造物損壊による保管場所への影響評価結果
評価結果

被害要因
荒浜側高台保管場所

大湊側高台保管場所① 周辺構造物の損壊（建屋，鉄塔，及び煙突）

問題なし

問題なし

②

該当なし

該当なし

周辺タンクの損壊

図 6－2

大湊側高台保管場所

【凡例】

図 6－1

アクセスルート（車両）アクセスルート（徒歩）
送電線
送電線の影響範囲

荒浜側高台保管場所

1.0.2-21

２） 周辺斜面の崩壊及び敷地下斜面のすべりに対する影響評価③周辺斜面の崩壊，④敷地下斜面のすべり
a. 評価方法
評価対象とする斜面は，図 7－1 に示す「宅地防災マニュアルの解説」※1 における急傾斜地崩壊危険箇所の要件に該当する斜面とし，保管場所が被害影響範囲内に入らないように必要な離隔を確保していることを確認する（別紙 6）。
図 7－2 に周辺斜面の崩壊及び敷地下斜面のすべりに対する影響評価フローを示す。

図 7－1
※1

「宅地防災マニュアルの解説」※1 における急傾斜地崩壊危険箇所の要件「宅地防災マニュアルの解説」（宅地防災研究会編集，2007）

1.0.2-22

周辺斜面の崩壊に対する保管場所の選定

影響評価フローＹ

敷地下斜面のすべりに対する影響評価フロー

保管場所周辺の斜面が評価対象に該当しない※1
ＮN

法尻から2Ｈあるいは50m以上の法肩からＨ以上の

離隔を計画

離隔を計画

離隔の確保が可能

離隔の確保が可能

Ｙ

Ｙ

保管場所敷地下の斜面が評価対象に該当しない※1

N

Y

N

対策検討or他地点

対策検討or他地点

検討

検討

他の被害要因に対する条件を全て満たす場所を保管場所として利用【①，②，⑤，⑥，⑦，⑧】

図 7－2
※1

周辺斜面の崩壊及び敷地下斜面のすべりに対する影響評価フロー「宅地防災マニュアルの解説」（宅地防災研究会編集，2007）

1.0.2-23

b. 評価結果
評価対象とする斜面は，図 8 に示すとおり急傾斜地崩壊危険箇所に該当しない，あるいは必要な離隔を確保できていることから，土砂流入及び敷地下斜面のすべりによる可搬型設備の損壊，通行不能が発生しないことを確認した。
なお，別紙 2 に示すとおり中越沖地震時の敷地内の斜面には，アクセス性に影響がある事象は発生していない。
表9

周辺斜面の崩壊及び敷地下斜面のすべりに対する影響評価結果
評価結果

被害要因
荒浜側高台保管場所

大湊側高台保管場所③

周辺斜面の崩壊

該当なし

該当なし

④

敷地下斜面のすべり

該当なし

問題なし

図8

保管場所周辺斜面及び敷地下斜面の状況

1.0.2-24

３） 沈下に対する影響評価⑤液状化及び揺すり込みによる不等沈下
別紙 2 に示すとおり中越沖地震時の敷地内の道路には，不等沈下に伴う段差等が以下の箇所に発生していることから，同様の箇所に段差発生を想定し，不等沈下による可搬設備の損壊，通行不能が発生しないことを確認した。
・ 地中埋設構造物及び地盤改良部と埋戻部等との境界部（埋設物等境界部）
・ 地山と埋戻部等との境界部
建設工事の記録やプラントウォークダウンの結果，保管場所には上記に該当する箇所は存在しないことから不等沈下は発生しない。
表 10

沈下に対する影響評価結果
評価結果

被害要因
⑤

液状化及び揺すり込みによる不等沈下

荒浜側高台保管場所

大湊側高台保管場所

問題なし［段差を生じない］

問題なし［段差を生じない］

1.0.2-25

４） 地盤支持力に対する影響評価⑥ 地盤支持力
a. 接地圧の評価方法
図 9 に示す可搬型設備のうち車両の重量が最も大きい 7 号炉の代替熱交換器車（47,490kg）を代表として常時・地震時接地圧を以下により算定した。
・ 常時接地圧 ：代替熱交換器車の後軸重量(40,510kg)をアウトリガーの鉄板（0.9ｍ×0.9ｍ）16 枚の面積で除して算出
・ 地震時接地圧：常時接地圧×鉛直震度係数※1※ 1 基準地震動による各保管場所の地表面での鉛直最大応答加速度から鉛直震度係数を算定（表 11）。
基準地震動が審議中のため，変更の可能性がある。

表 11

保管場所における地表面での鉛直最大応答加速度及び鉛直震度係数

保管場所

地表面での
鉛直最大応答加速度

鉛直震度係数

荒浜側高台保管場所

794gal1.81

大湊側高台保管場所

632gal1.64

13,145mm
全長 16,420mm
前軸：6,980kg

後軸：40,510kg
合計重量：47,490kg

図 9 7 号炉代替熱交換器車平面図及び断面図

1.0.2-26

b. 評価基準値の設定方法
・ 保管場所は主に砂質土で構成されていることから，道路橋示方書※2 を参考に，砂地
盤の最大地盤反力度(常時)の 400kＮ/ｍ2 を評価基準値とする。
※2 道路橋示方書・同解説 Ⅳ下部構造編（社団法人日本道路協会，2012）

c. 評価結果
・ 地盤支持力について評価した結果，表 12 のとおり地震時接地圧は評価基準値内であり，影響がないことを確認した。
表 12
被害要因

地盤支持力に対する影響評価結果

保管場所

地震時接地圧

評価基準値

評価結果

荒浜側高台保管場所

55.5kN/m2

400kN/m2

問題なし

大湊側高台保管場所

50.3kN/m2

400kN/m2

問題なし⑥地盤支持力1.0.2-27

５） 地中埋設構造物，淡水貯水池の堰堤及び送水配管の損壊に対する影響評価⑦ 地中埋設構造物，⑧ 淡水貯水池の堰堤及び送水配管の損壊
建設工事の記録やプラントウォークダウンの結果，保管場所には地中埋設構造物は存在しないことから地中埋設構造物の崩壊による影響はない。
淡水貯水池の堰堤は基準地震動に対して機能維持することを確認していること，送水配管は柔構造であり地震による損傷の発生は考えにくいことから，淡水貯水池の堰
堤及び送水配管の損壊による溢水の影響はない。
なお，淡水貯水池の堰堤及び送水配管が万一損壊し，溢水が発生したとしても，淡水貯水池と保管場所の間に道路及び排水路が敷設されており，保管場所に到達することなく道路上及び構内の排水路を経て海域に排水されることから，淡水貯水池の堰堤
及び送水配管の損壊による溢水の影響はない。
表 13

地中埋設構造物，淡水貯水池の堰堤及び送水配管の損壊に対する影響評価結果
評価結果
被害要因
荒浜側高台保管場所

大湊側高台保管場所⑦

地中埋設構造物の損壊

該当なし

該当なし

⑧

淡水貯水池の堰堤及び送水配管の損壊

該当なし

該当なし

図 10

淡水貯水池及び送水配管の位置図

1.0.2-28

４．屋外アクセスルートの評価(1) アクセスルートの概要
アクセスルートは概ね幅員 8ｍの道路であり，図 11－1 に示すとおり免震重要棟内緊急時対策所が使用できない場合に用いる 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所，免震重要棟内
緊急時対策所，及び 2 箇所の保管場所から目的地まで，複数ルートでアクセスが可能であり，可搬型設備の運搬，要員の移動，取水場所，ホース敷設ルート，重大事故等発生時に必要な設備（軽油タンク，常設代替交流電源設備等）の状況把握，対応が可能である。（別紙 7）

図 11－1

保管場所からのアクセスルート概要

1.0.2-29

また，図 11－2 に示すとおり新規制基準を満足するのみに止まらず，現場要員の安全性の向上の観点から重大事故等発生時の不測の事態における現場要員の一時待避のしやすさ，
3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所や免震重要棟内緊急時対策所から大湊側高台保管場所へのアクセスの多様性確保の観点も踏まえた自主整備ルートを整備している。

図 11－2

保管場所からのアクセスルート概要（自主整備ルート含む）(2) 地震時におけるアクセスルート選定の考え方
・ 地震時におけるアクセスルートについては，地震時に想定される被害事象に伴って「車両の通行に影響がないアクセスルート」，「仮復旧により通路が確保可能なアクセスルート」を選定する。
・ 仮復旧を実施するものについては，仮復旧に要する時間の評価を行う。

1.0.2-30

(3) 地震による被害想定の方針，対応方針
地震によるアクセスルートへの影響について，表 14 のとおり，中越沖地震時の被害状
況（別紙 2）も踏まえた上で網羅的に①～⑧の被害要因に対する被害事象，被害想定の方
針，対応方針を定め，評価した。
表 14
被害要因
①

アクセスルートにおいて地震により懸念される被害事象懸念される被害事象

被害想定の方針

対応方針

・ Ｓクラス（Ｓｓ機能維持含 ・ 影響があるアクセスルー
トは通行せず，迂回する
む）以外の構造物は建屋の一部損壊を想定し，アクセ ・ 万一，仮復旧が必要な場合には重機により撤去
スルートへの影響を評価

周辺構造物の損壊（建屋，鉄塔，及び煙突）

損壊物によるアクセス
ルートの閉塞②

周辺タンク等の損
壊・ Ｓクラス（Ｓｓ機能維持含 ・ 影響があるアクセスルー
トは通行せず，迂回する
む）以外の可燃物，薬品及び水を内包するタンク等 ・ 万一，仮復旧が必要な場合
火災，溢水等による通には必要な対策（自衛消防が損壊した場合を仮定し
行不能
隊による消火活動，重機にてアクセスルートへの影
よる撤去等）を実施
響を評価③

周辺斜面の崩壊④

道路面のすべり⑤

液状化及び揺すり込みによる不等沈下⑥

地盤支持力の不足

・ 斜面が急傾斜地崩壊危険 ・ 影響があるアクセスルー
トは通行せず，迂回する箇所に該当する場合は，斜アクセスルートへの土面崩壊の影響を考慮する ・ 万一，アクセスルート上に砂流入，道路損壊によ影響がある崩壊土砂につこととしアクセスルート
る通行不能
いては，重機により仮復旧への影響を評価を実施
・ 地震時に発生する段差の ・ 影響があるアクセスルー
影響を評価
トは通行せず，迂回する
アクセスルートの不等・ 事前対策（砕石のストック沈下による通行不能等）を実施。重機による仮復旧で対応可能－－－・ 影響があるアクセスルー
トは通行せず，迂回する・ 陥没の可能性があるもの
・ 万一，アクセスルート上にを抽出
影響がある場合は，重機により仮復旧を実施⑦

地中埋設構造物の損壊

陥没による通行不能⑧

淡水貯水池の堰堤
及び送水配管の損壊

堰堤及び送水配管の損 ・ 堰堤はＳｓ機能維持，送水壊による通行不能
配管は柔構造であるため損壊の影響は考慮しない

1.0.2-31－

(4) 被害想定① 周辺構造物の損壊（建屋，鉄塔，及び煙突）
アクセスルート近傍にある周辺構造物について評価を実施した結果，図 12，表 15 に示
すとおり，建屋の損壊による影響がないアクセスルートを確保することが可能であることを確認した。
・ 建屋の損壊による影響がないアクセスルートを確保することが可能である。
・ 建屋の損壊に伴うがれきの発生により，必要な幅員（3.0ｍ※）を確保できないアクセ
スルートも想定されるが，復旧が必要な場合には，重機にてがれきを撤去することによりアクセスルートの確保が可能である。
・ 荒浜側高台保管場所の近傍には送電鉄塔が設置されているが，鉄塔基礎の安定性に影響を及ぼす要因について評価を行い，影響がないことを確認している。また，自主的な対策として，新新潟幹線 No.1 及び南新潟幹線 No.1 送電鉄塔基礎の補強及び送電鉄
塔周辺法面の補強を実施し，信頼性を向上させている（別紙 5）。なお，同保管場所の近傍には送電線が架線されているが，万一，送電線の垂れ下がりにより通行支障が発生した場合であっても，迂回することが可能であり影響はない。
・ Ｓクラス（Ｓｓ機能維持含む）の構造物において，万一，一部損壊によるがれきが発生し，アクセスルートに影響がある場合には，影響があるアクセスルートを迂回することとし，復旧が必要な場合には，重機にてがれきを撤去することで，アクセスルー
トを確保する。
・ 免震重要棟内緊急時対策所付近のアクセスルートは，一部建物損壊の影響を受ける可能性があるが，周辺は平地であることから，徒歩により迂回することが可能である。
なお，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所周辺については，アクセスルートに影響を与える構造物はない。
※可搬型設備のうち最大幅の代替熱交換器車（2.7m）から保守的に設定

1.0.2-32

図 12

周辺構造物の損壊によるアクセスルートへの影響

1.0.2-33

表 15

損壊によるアクセスルートの閉塞が懸念される設備の被害想定及び対応内容

対象設備

被害想定

対応内容

154kV 荒浜線鉄塔
No.25,No.26

・ 地震により送電線が断 ・ 鉄塔基礎の安定性に影響を及ぼす要因（「盛土の崩壊」「地すべり」「急傾斜地の崩壊」）について
線し，アクセスルート
評価を行い，影響がないことを確認している。
上に垂れ下がり，アクセ ス ル ー ト を 閉 塞 す ・ 万一，アクセスルート上に送電線が垂れ下がり，通行に支障が発生した場合は，迂回する。
る。

500kV 新新潟幹線鉄塔
No.1,No.2

・ 地震により鉄塔がアク ・ 鉄塔基礎の安定性に影響を及ぼす要因（「盛土の崩壊」「地すべり」「急傾斜地の崩壊」）について
セスルート上に倒壊評価を行い，影響がないことを確認している。
し，アクセスルートを
また，自主的な対策として，新新潟幹線 No.1
閉塞する。
及び南新潟幹線 No.1 送電鉄塔基礎の補強及び・ 地震により送電線が断送電鉄塔周辺法面の補強を実施し，信頼性を向線し，アクセスルート
上させている。
上に垂れ下がり，アクセ ス ル ー ト を 閉 塞 す ・ 万一，アクセスルート上に送電線が垂れ下がり，通行に支障が発生した場合は，迂回する。
る。

500kV 南新潟幹線鉄塔
No.1,No.2

通信鉄塔

・ 地震により鉄塔がアク ・ 基準地震動により，部材やボルト等の破損は起きる可能性はあるが，大規模破損・倒壊はない
セスルート上に倒壊と考えられ，倒壊による周辺の施設等へ影響をし，アクセスルートを与えるものではないと考える。
閉塞する。
・ 万一，破損によりアクセスルートに影響がある
場合は，迂回する。

避雷鉄塔（荒浜側，大湊側）

・ 地震により鉄塔がアク ・ 避雷鉄塔はアクセスルートから十分離れており
アクセスルートへの影響はない。
セスルート上に倒壊
し，アクセスルートを ・ 万一，アクセスルートに影響がある場合は，迂
回する。
閉塞する。

・ 地震により建屋が損壊 ・ 影響があるアクセスルートは通行せず，迂回する。
し，発生したがれきにより，アクセスルート ・ 新耐震設計法に基づき設計された建築物相当の雑固体廃棄物焼却設備建建屋であり，新耐震設計法に基づき設計されたを閉塞する。
屋（大湊側）
建築物は，地震による被害が多く見られた兵庫
補助ボイラー建屋
県南部地震（1995 年）や地震規模の大きい東北
地方太平洋沖地震（2011 年）においても，大破，倒壊といった大きな被害を受けていない。
・ 万一，建屋の一部損壊によるがれきが発生し，アクセスルートの復旧が必要な場合には，重機にてがれきを撤去することで，アクセスルートを確保可能である。
事務本館

情報センター棟② 周辺タンク等の損壊
１） 可燃物施設及び薬品タンクの配置
アクセスルートに影響を及ぼす可能性のある可燃物施設及び薬品タンクの構内配置を図 13 に示す。

1.0.2-34図 13

周辺タンクの損壊によるアクセスルートへの影響

1.0.2-35

２） 可燃物施設の損壊
a. 可燃物施設の損壊
可燃物施設で漏えいが発生した場合の被害想定判定フローを図 14 に示す。また，火災想定施設の配置を図 15 に，火災想定施設の火災発生時における放射熱強度を図 16に示す。
可燃物施設について評価を実施した結果，表 16－1 に示すとおりアクセスルートに影響がないことを確認した。
・ アクセスルートは複数確保していることから，火災が発生した場合においても，迂回することが可能である。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。なお，屋外に設置されている可燃物施設で火災が発生しても，他の屋外可燃物施設へ引火しないことを外部火災（KK67-0088）にて評価しており，アクセスルートは確保可能である。
・ 主要変圧器は，中越沖地震による変圧器火災対策，延焼防止対策が図られていること，また，防油堤内に漏えいした絶縁油は防油堤地下の漏油受槽に流下することから火災発生の可能性は極めて低い。（別紙 8）・ 主要変圧器及び補助ボイラ用変圧器において，ホース敷設等の作業実施についても問題はない。
・ 万一，同時に主要変圧器において複数の火災が発生した場合には，自衛消防隊による早期の消火活動が可能であり，アクセスルートに対して影響の大きい箇所から消火活動を行う。（別紙 9）

1.0.2-36

可燃物施設Ｙ

1

耐震Ｓ設計又は耐震評価実施Ｎ

Ｙ

Ｙ

アクセスルートから離隔距離を確保

Ｎ

Ｎ

Ｎ

Ｙ

2

漏えい可燃物が全量収容可能か

防油堤の
耐震性の有無Ｙ

防油堤の設置の有無

Ｙ

3

運用等による可燃物の漏えい防止※１※1 ボンベ口金の通常閉運用（口金を開としている期間は，作業員を配置し，ただちに閉止可能とする）Ｙ

4※2 保管可燃物は，ドラム缶等の容器に収納，固縛し転倒防止措置を行う。

Ｎ

専用のコンテナ・倉庫等に収容※２
Ｎ
火災を想定

自衛消防隊（消防車隊）による消火活動

Ｙ

アクセスルートから離隔距離を確保
Ｎ

Ｙ

迂回ルートにより離隔距離を確保
Ｎ

設計ベースにてアクセスルートへの影響を排除運用ベースにてアクセスルートへの影響を排除※3

5

6

7

火災による
アクセスルートへの影響なし

迂回ルートの設定によりアクセスルートへの影響を排除自衛消防隊（消防車隊）による消火によりアクセスル
ートへの影響を排除※3 火災の発生は考えにくいが，万一火災が発生した場合は自衛消防隊（消防車隊）による消火活動を実施する（別紙 9）

図 14

可燃物施設漏えい時被害想定

1.0.2-37

判定フロー

図 15

火災想定施設配置

1.0.2-38

図 16

防油堤全面火災を想定した放射熱強度，迂回ルート

1.0.2-39

表 16－1
対象設備（○数字は数量）
主要変圧器
・ 主変圧器（3 号炉）（5 号炉）（6 号炉）（7 号炉）
・ 所内変圧器（3 号炉②）（5 号炉②）（6 号炉②）（7 号炉②）・ 起動変圧器（3／4 号炉②）（5 号炉②）（6／7 号炉②）・ 励磁電源変圧器（3 号炉）（5 号炉）
・ No.1 高起動変圧器
・ No.2 高起動変圧器
・ No.3 高起動変圧器
補助ボイラ用変圧器③・ 軽油タンク（5 号炉②）（6 号炉②）（7 号炉②）
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発
電機用燃料タンク②）（第二ガスタービン発
電機用燃料タンク②）
・ ディーゼル駆動消火
ポンプ用燃料タンク（大湊側）【給水建屋】・ ディーゼル駆動消火
ポンプ用燃料タンク（荒浜側）【水処理建屋】
免震重要棟
・ ガスタービン発電機
燃料地下タンク・ ガスタービン発電機
燃料小出槽

内容物

可燃物施設漏えい時被害想定

容量

絶縁油
193kL
190kL
200kL
214kL
17.2kL
18.1kL
21.0kL20.0kL
25.2kL
17.1kL
24.6kL

絶縁油

被害想定

基 準 地 震 ・ 中越沖地震による変圧器火災の対策として，基礎構造変更により変圧器と二次側接続母線部
動Ｓｓにダクトの基礎で沈下量の差が発生することをより変圧防止していること，また，屋外埋設消火配管の器が破損
地上化を実施おり延焼防止対策が図られていし，漏えいること，及び防油堤内に漏えいした絶縁油は防した絶縁
油堤地下の漏油受槽に流下するため，アクセス
油によるルートに影響のある変圧器火災の可能性は極
火災発生
めて低い。
のおそれ
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。
・ 万一，同時に複数の火災が発生し迂回できない場合も自衛消防隊による早期の消火活動が可能である。

13.5kL
9.5kL
74kL
70kL
70kL
9.1kL

なし

軽油
344kL
565kL
565kL
軽油

軽油

50kL
50kL
50kL
50kL
200L

330L

軽油
30kL
950L

対応内容

基準地震
動Ｓｓに
よりタン
ク又は付
属配管が
破損し，漏
えいした
軽油によ
る火災発
生のおそ
れ

・ 火災が発生した場合でも，アクセスルートからの離隔距離が確保されており，アクセスルート
への影響はない。
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。
・ 耐震Ｓクラス設計の機器及び付属配管，又は基準地震動Ｓｓにて評価済の機器は地震により破損しないため，火災は発生しない。
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。

・ ディーゼル消火ポンプ燃料タンクはコンクリ
ート造の消火ポンプ室内に設置された小規模タンクであり，建屋内火災のため屋外のアクセ
スルートへの影響は小さいと考える。
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。

・ 燃料地下タンクは，地中埋設式のタンクであり火災は発生しない。
・ 燃料小出槽は防油堤が設置された小規模タンクであり，建屋内火災のため，屋外アクセスル
ートへの影響は小さいと考える。
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，火災感知器も設置されており，早期に自衛消防隊による消火活動が可能である。

1.0.2-40

⑥

⑤

①

⑥

⑤

対象設備
（○数字は数量）・ 少量危険物倉庫

・ 発電倉庫（荒浜側）（塗装缶等）

・ 潤滑油倉庫

内容物

容量・ 第 1 石油類 565L
・ 第 2 石油類
・ アルコール
類
・ 第 4 類第 1 3L
石油類
・ 第 4 類第 2 50l
石油類
・ 第 4 類第 3 1L
石油類
・ 第 4 類第 4 72kl
石油類

・ 発 電 機 冷却 用 水 素 ガ 水素ガス
ス貯蔵ラック【ボンベ建屋】（5 号炉）（6 号炉）（7 号炉）
・ 水 素 ボ ンベ 貯 蔵 ラ ッ 水素ガス
ク
（No.1）（No.2）（No.3）【高圧ガスボンベ倉庫】
雑固体廃棄物焼却設備 廃油
廃油タンク【雑固体廃棄物焼却設
備建屋（大湊側）】

雑固体廃棄物焼却設備 ＬＰガス
プロパン庫
【雑固体廃棄物焼却設
備建屋（大湊側）】

被害想定
なし

なし

なし

なし

28 本
30 本
30 本
なし

対応内容
・ 倉庫への保管可能量は限られており，また倉庫そのものが危険物を保管するための専用の保管庫になっているため火災の発生はないと考える。
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。

・ 倉庫そのものが危険物を保管するための専用の保管庫になっている
ため，火災の発生はないと考える。
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。
・ ドラム缶転倒防止のための固縛を実施する。
・ 水素ボンベはマニホルドにて一連で固定，又はチェーンにより固縛されており，転倒による損傷は考えにくく，また着火源とも成り難いため火災の発生はないと考える。
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。

④

④

④

122 本
127 本
117 本
1.9m3

4,000kg

基 準 地 震 動 ・ 廃油タンクは，コンクリート造りのＳ ｓ に よ り 建屋に設置された小規模タンクでタ ン ク 又 は あり，建屋内火災のため，屋外のア付 属 配 管 が クセスルートへの影響が小さいと破損し，漏え 考えられる。
い し た 廃 油 ・ 万一，火災が発生した場合には，迂に よ る 火 災 回する。また，自衛消防隊による消発 生 の お そ 火活動が可能である。
れなし
・ プロパンガスボンベは横置きであり，基礎架台に固縛して設置していることから，転倒による損傷は考えにくく，また着火源とも成り難いため火災の発生はないと考える。
・ 万一，火災が発生した場合には，迂回する。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。

1.0.2-41⑥④

【可燃物施設の固縛状況等】

水素ボンベの固縛状況（6 号炉）

発電機用水素ガスボンベ建屋（6 号炉）

給水建屋

給水建屋
ディーゼル消火ポンプ燃料タンク設置状況

雑固体廃棄物焼却設備建屋（大湊側）

雑固体廃棄物焼却設備
廃油タンク設置状況

雑固体廃棄物焼却設備プロパン庫

プロパンの固縛状況

1.0.2-42

b. 可搬型設備保管場所に配備する可搬型設備について評価を実施した結果，表 16－2 に示すとおり，アクセスルート及び可搬型設備に影響がないことを確認した。
表 16－2可搬型設備の被害想定

対象設備
内容物
被害想定
対応内容
軽油
・ 可 搬 型 設 備 の 車 両 ・ 可搬型設備間の離隔距離を 2ｍ以上取・ 可搬型設備
ることにより，周囲の車両に影響を及ぼ
火災による他の車【荒浜側高台保管場所】
さない。（外部火災にて評価）
両への影響【大湊側高台保管場所】
・ 可 搬 型 設 備 の ア ク ・ 荒浜側及び大湊側高台保管場所には，区域全体の火災を感知するために炎感知
セスルートへの運器及び熱感知カメラを設置するため，早搬不能
期に検知が可能である。
・ 万一，火災が発生した場合には，自衛消防隊による消火活動が可能である。

c. 構内（防火帯内側）の植生
構内の植生火災について評価を実施した結果，表 16－3 に示すとおり，アクセスル
ート及び可搬型設備に影響がないことを確認した。
表 16－3
対象
・ 構内の植生

構内植生による被害想定

被害想定
・ 可搬型設備保管場所近傍の植生火災による可搬型設備への影響
・ アクセスルート近傍の
植生火災による可搬型設備の運搬不能

対応内容
・ 荒浜側及び大湊側高台保管場所には，区域全体の火災を感知するために炎感知器及び熱感知カメ
ラを設置するため，早期に検知が可能である。また，自衛消防隊による消火活動が可能である。
・ 可搬型設備への影響が想定される場合には，可搬型設備を影響範囲外に移動する。
・ 万一，植生火災が発生した場合には迂回する。

炎感知器

熱感知カメラ

1.0.2-43

３） 薬品タンクの損壊
薬品タンク漏えい時について評価を実施した結果，表 17 に示すとおり，アクセスルートに影響がないことを確認した。
・ 屋外に設置されている運用中の薬品タンクは液化窒素貯槽のみであり，漏えいした場
合であっても外気中に拡散することから，漏えいによる影響は限定的と考えられる。
・ 建屋内に設置されている薬品タンクには堰が設置されているため，建屋外へ漏えいする可能性は低いことから，漏えいによる影響は限定的と考えられる。
表 17
対象設備
・ 液化窒素貯槽
（荒浜側）
（大湊側）

内容物

容量
（濃度）

液化窒
素
109m3
109m3

・ 脱酸剤タンク（ヒ ヒ ド ラ 700L
ジン
ドラジン）
【補助ボイラ建屋】

・ 清缶剤タンク（苛 苛 性 ソ 700L
ーダ
性ソーダ）
【補助ボイラ建屋】
5.0m3
・ 苛性ソーダ貯槽【水処理設備建屋】

薬品タンク漏えい時被害想定
被害想定

・ 液化窒素貯槽は屋外（漏えい）に設置されており，・ 地震により貯槽が破損し，液化窒素が万一漏えい等が発生
漏えいする。
した場合でも外気中（人体への影響）に拡散する。
・ 閉鎖空間においては窒息，また，誤って触れることで凍傷のおそれがある。 ・ 万一，窒素の漏えいを発見した場合には，影響のないアク
セスルートに迂回する。
・ タンクは建物内に設（漏えい）置されている。
・ 地震により貯槽が破損し，漏えいす・ タンク周辺に堰を設る。
置している。
（ガス発生）・ ヒドラジンガス発生のおそれがある。 ・ タンク及び付属配管が破損し漏えいして（人体への影響）も堰内に全量収ま・ 接触により炎症を起こす。
る。
（漏えい）
・
万一，薬品の漏えい
・ 地震により貯槽が破損し，漏えいすを発見した場合にる。
は，影響のないアク（ガス発生）
セスルートに迂回す
・ 毒性の強いガスの発生は少ない。
る。
（人体への影響）・ 接触により皮膚表面の組織を侵す。

硫酸タンク
硫酸
【補助ボイラ建屋】

250L

対応内容

（漏えい）
・ 地震により貯槽が破損し，漏えいする。
（人体への影響）・ 皮膚，粘膜に対して腐食性がある。
・ 経口摂取すると口，のどが腐食され胃の灼熱感，嘔吐等を引き起こす。

1.0.2-44

対象設備

内容物

容量
（濃度）

塩酸
・ 塩酸貯槽・ 塩酸希釈槽【水処理設備建屋】

5.9m3
1.0m3

・重亜硫酸ソーダ 重亜硫
酸
貯槽【水処理設備建屋】

240L

被害想定

対応内容

・タ ン ク は 建物 内 に（漏えい）設置されている。
・ 地震により貯槽が破損し，漏えいする。
・タ ン ク 周 辺に 堰 を（ガス発生）
設置している。
・ 激しい刺激臭及び強い腐食性ガス発生・タ ン ク 及 び付 属 配の恐れがある。
管が破損し漏えい（人体への影響）しても堰内に全量・ 接触により皮膚表面の組織を侵す。塩収まる。
酸ガスは大量に吸入すると中毒死する
・ 万一，薬品の漏えい恐れがある。
を発見した場合には，影響のないアク（漏えい）
セスルートに迂回
・ 地震により貯槽が破損し，漏えいする。
する。
（人体への影響）・ 吸入するとアレルギ－，呼吸困難となる恐れがある。

・ 凝集剤貯槽
ポリ硫【水処理設備建屋】 酸 第 二鉄0.15m3（漏えい）
・ 地震により貯槽が破損し，漏えいする。
（人体への影響）・ 接触により重篤な皮膚の薬傷・目の損傷となる。

・ 脱水助剤タンク
オルフ【水処理設備建屋】 ロック
OX-3070.16m3（漏えい）
・ 地震により貯槽が破損し，漏えいする。
（人体への影響）・ 眼，喉，皮膚等の粘膜に付着した場合，刺激を感じる。

・ 凝集助剤タンク
オルフ【水処理設備建屋】 ロック
AP-1

0.16m3（漏えい）
・ 地震により貯槽が破損し，漏えいする。
（人体への影響）・ 皮膚刺激性は弱い。

４） タンクからの溢水
アクセスルート近傍にある溢水源となる可能性のあるタンクの配置を図 17 に示す。
溢水源となる可能性のあるタンクについて評価を実施し，表 18 に示すとおりアクセス
ルートに影響がないことを確認した。
屋外タンクからの溢水を考慮した場合においても，周辺の空地が平坦かつ広大であり，周辺の道路上及び排水設備を自然流下し比較的短時間で拡散することからアクセ
スルートにおける徒歩※及び可搬型設備の走行への影響はない。（別紙 10）※

建屋の浸水時における歩行可能な水深は，歩行困難水深及び水圧でドアが開かなくなる水深などから 30cm 以下と設定しており，屋外においても同様な値とする。
「地下空間における浸水対策ガイドライン」（平成 28 年 1 月現在 国土交通省ＨＰ）参照）

1.0.2-45

図 17

周辺タンクの溢水によるアクセスルートへの影響

1.0.2-46

表 18
対象設備
・ No.1 純水タンク
・ No.2 純水タンク
・ No.3 純水タンク
・ No.4 純水タンク
・ No.1 ろ過水タンク
・ No.2 ろ過水タンク
・ No.3 ろ過水タンク
・ No.4 ろ過水タンク
・ 飲料水受水槽・ サプレッションプール
水サージタンク（荒浜側，大湊側）
・ 5 号炉非放射性廃液収集タンクＡ／Ｂ
・ 6／7 号炉非放射性廃液
収集タンクＡ／Ｂ

容量

溢水タンク漏えい時被害想定
被害想定

対応内容

2,000m3 ・ 基 準 地 震 動 Ss ・ 地震によりタンク又は付属配管が破損した場合でも，周辺の空地が平坦かつ広大であによるタンク及2,000m3
り，比較的短時間で拡散することから，アび付属配管の破2,000m3
クセス性に影響はないと考えられる。
損による溢水2,000m3・ 溢水した場合であっても，純水，ろ過水等
5,000m3であり人体への影響はない。
10,000m3
1,000m3
1,000m3
750m3
0m3
・ 基 準 地 震 動 Ss ・ 溢水防止対策が実施されるまで，運用停止とする。
によるタンク及び付属配管の破損による溢水216m3 ・ 基 準 地 震 動 Ss ・ 地震によりタンク又は付属配管が破損した場合でも，周辺の堰内に留まることからア（2 基）によるタンク及クセスルートへの影響はない。
216m3
び付属配管の破・ 万一，地震により堰又は付属配管が破損し損による溢水（2 基）
た場合でも，周辺の空地が平坦かつ広大であり，比較的短時間で拡散することから，アクセス性に影響はないと考えられる。
・ 万一，溢水した場合であっても，結露水や補機冷却水系に含まれる防食剤（十分濃度が低いもの）等であり人体への影響はない。

1.0.2-47

③周辺斜面の崩壊，④道路面のすべり
１） アクセスルート沿い斜面の概要
アクセスルート沿いの斜面は，概ね勾配は 30°未満，斜面高さ 10ｍ程度であり，主な斜面は図 18 に示すとおりである。

①

②

③

④

図 18

アクセスルート沿いの主な斜面の位置及び概要

1.0.2-48

２） 斜面崩壊による被害想定の考え方対象とする斜面は，保管場所における周辺斜面及び敷地下斜面と同様に「宅地防災マニュアルの解説」※1 における急傾斜地崩壊危険箇所の要件に該当する斜面とし，崩壊後の堆積形状を予測した結果，幅員が 3.0ｍ以上確保可能か確認する。なお，幅員が3.0ｍ以上確保できない場合は，別途仮復旧時間の評価を行う。
図 19 に斜面崩壊による被害想定の判定フローを示す。
アクセスルート沿いの斜面の抽出

Ｙ

ｱｸｾｽﾙｰﾄ沿いの斜面が評価対象に該当しない※1

Ｎ
崩壊後の堆積形状の予測

Y

幅員が3.0m以上確保可能
Ｎ
通行への影響あり

通行への影響なし

仮復旧計画の検討

図 19※1

斜面崩壊による被害想定

判定フロー「宅地防災マニュアルの解説」（宅地防災研究会編集，2007）

1.0.2-49

崩壊後の堆積形状は，図 20 に示すとおり崩壊面積と等価となるように設定した。

【凡例】
崩壊面積
崩壊後の堆積形状「宅地防災マニュアルの解説」に一部加筆

図 20

崩壊後の堆積形状のイメージ

３） 評価結果
図 21 に示す断面について検討した結果，図 22，表 19 に示すとおり崩壊箇所は 3 カ所であり，崩壊後の堆積形状を予測した結果，必要な幅員（3.0ｍ）が確保できないルートは崩壊箇所①③の 2 箇所であった。

図 21

アクセスルート沿いの検討対象断面

1.0.2-50図 22

必要な幅員を確保できない可能性があるルートの抽出結果
表 19－1断面【エリアＡ】①②①②【エリアＢ】
③
④
⑤
⑥
③
④
⑤
⑥

斜面崩壊評価一覧表

要件 1)
①

②

南側
南側
北側
北側

×
○
○
○

×
×
×
×

南側
東側
東側
東側
北側
西側
西側
西側

○
○
○
×
×
×
○
×

○
○
○
○
○
×
○
×

崩壊箇所 2)

通行への
影響 3)

備考

該当しない
該当しない
該当しない
該当しない

保守的に断面

崩壊箇所①あり⑥も崩壊箇所
と評価

該当しない
該当しない
崩壊箇所①
該当しない

あり

1）
「宅地防災マニュアルの解説」における急傾斜地崩壊 1）「宅地防災マニュアルの解説」における急傾斜地崩壊危険箇所の要件（図 7－1 参照）①水平面とのなす角角度が 30 度以上あること。
②斜面の高さが 5m 以上であること。
○：満たす

×：満たさない2）①②ともに要件を満たす場合，「崩壊箇所」と評価
3）幅員が 3.0m 未満の場合，影響ありと評価

1.0.2-51

表 19－2

斜面崩壊評価一覧表

要件 1)

断面
【エリアＣ】
⑦
東側
⑧
東側
⑨
東側
⑩
東側
⑦
西側
⑧
西側
⑨
西側
⑩
西側
【エリア中央土捨場】
⑪
南側
⑪
北側
⑫
南側
⑫
北側
【エリアＤ】
⑳
東側
⑬
東側
⑭
東側
⑮
東側

崩壊箇所 2)

①

②

○
×
×
×
○
×
×
×

○
×
×
○
×
○
○
×

崩壊箇所②
該当しない
該当しない
該当しない
該当しない
該当しない
該当しない
該当しない

×
×
×
×

○
○
○
×

該当しない
該当しない
該当しない
該当しない

×
×
×
×

○
○
○
○

該当しない
該当しない
該当しない
該当しない

⑯

北側

×

×

該当しない

⑰
⑳
⑬
⑭
⑮
⑯

北側
西側
西側
西側
西側
南側

×
×
○
×
○
×

○
×
×
×
○
○

該当しない
該当しない
該当しない

⑰

南側

×

×

該当しない

【エリアＥ】
⑱
⑲
⑱
⑲

東側
北側
西側
南側

×
×
×
×

○
×
×
×

該当しない
該当しない
該当しない
該当しない

②斜面の高さが 5m 以上であること。
○：満たす

×：満たさない2）①②ともに要件を満たす場合，「崩壊箇所」と評価
3）幅員が 3.0m 未満の場合，影響ありと評価

1.0.2-52

備考なし

保守的に断面

崩壊箇所③あり⑭⑯も崩壊箇所と評価

1）「宅地防災マニュアルの解説」における急傾斜地崩壊危険箇所の要件（図 7－1 参照）①水平面とのなす角角度が 30 度以上あること。

通行への
影響 3)

⑤液状化及び揺すり込みによる不等沈下
別紙 2 のとおり中越沖地震時の敷地内の道路には，不等沈下に伴う段差等が以下の箇所に発生していることから，同様の箇所に段差発生を想定し，不等沈下による通行不能が発生しないか確認する。なお，アクセスルート上の地中埋設構造物については，建設工事の記録やプラントウォークダウンにより確認した。
・ 地中埋設構造物及び地盤改良部と埋戻部等との境界部（埋設物等境界部）
・ 地山と埋戻部等との境界部
４） 地中埋設構造物及び地盤改良部と埋戻部等との境界部（埋設物等境界部）
図 23 に示すとおりアクセスルート上の上記境界部において段差が生じる可能性がある箇所を抽出した。

図 23

地中埋設構造物及び地盤改良部と埋戻部等との境界部の抽出結果

抽出箇所において地震時に発生する段差の規模を想定するため，埋戻部の沈下量評価を行った。埋戻部の沈下量は中越沖地震時の当発電所の被災実績（埋戻土層厚の 1％程度）相当と評価して段差規模を想定した。その結果，アクセスルートにおいては 15cm※

を上回る段差の発生は想定されないことから，埋設物等境界部の影響はない。
また，想定を上回る沈下量が発生し，通行に支障のある段差が生じた場合に備えて，段差を応急的に復旧する作業ができるよう重機・資材（段差復旧用の砕石）の配備並
びに訓練を実施するともに，復旧後車両が徐行運転をすることで通行可能であることを確認している（別紙 11，別紙 12）。
※地震時の段差被害に対する補修と交通開放の管理・運用方法について（佐藤ら，2007）

1.0.2-53

５） 地山と埋戻部等との境界部
地山と埋戻部との境界部等については，図 24 のように段差が生じないように擦り付ける工夫がなされているため，通行に支障となる段差は生じない。
道路面
埋戻土
地山

図 24

地山と埋戻部の境界の状況⑦地中埋設構造物の損壊
地中埋設構造物の損壊による道路面への影響については，中越沖地震時の当発電所において被害事例がないことから，陥没等の通行支障が発生する可能性は極めて低いと考えられるが，念のため，地震時の地中埋設構造物の崩壊による段差発生の可能性について検討した。なお，アクセスルート上の地中埋設構造物については，建設工事の記録やプラントウォークダウンにより確認した。
その結果，基準地震動Ｓｓに対して通行に支障となる地中埋設構造物の崩壊はないことを確認した（別紙 13）。
以上の検討から，地中埋設構造物の崩壊の影響はない。

1.0.2-54

⑧淡水貯水池の堰堤及び送水配管の損壊
淡水貯水池の堰堤は基準地震動Ｓｓに対して機能維持することを確認していること，
送水配管は柔構造であるため，地震による損傷の発生は考えにくいことから，堰堤及び送水配管の損壊による溢水の影響はない。
なお，淡水貯水池の堰堤及び送水配管が万一損壊し，溢水が発生したとしても，淡水
貯水池と 6 号路及び 7 号炉の間には道路及び排水路が敷設されており，道路上及び構内の排水路を経て海域に排水される。また，図 25，表 20 に示すとおり仮に保守的な想定として排水路の機能が期待できず全量が 6 号路及び 7 号炉を設置する敷地に流入するとしても，周辺の空地が平坦かつ広大であり，周辺の道路上及び排水設備を自然流下し比較的短時間で拡散することからアクセスルート及び可搬型設備の走行への影響はない。
（別
紙 10）

図 25

淡水貯水池及び送水配管の位置図，溢水による被害想定
表 20

対象設備
・ 淡水貯水池

容量
約 18,000m3

溢水による被害想定
被害想定

対応内容

・ 基準地震動 Ss による堰 ・ 地震により堰堤又は送水配管が損壊した場合でも，周辺の空地が堤及び送水配管の損壊に平坦かつ広大であり，比較的短時
よる溢水間で拡散することから，アクセス性に影響はないと考えられる。
・ 溢水した場合であっても，淡水であり人体への影響はない。

1.0.2-55

(5) 地震時におけるアクセスルートの選定結果①～⑧の被害想定結果を踏まえ，「車両の通行に影響がないアクセスルート」として
大湊側高台保管場所からはＢルートを，荒浜側高台保管場所からはＣルートを選定した。
また，「仮復旧により通路が確保可能なアクセスルート」として大湊側高台保管場所からはＡルートを，荒浜側高台保管場所からはＤルートを選定した。（図 26）
ここでは，「仮復旧により通路が確保可能なアクセスルート」であるＡルート，Ｄル
ートについて，仮復旧に要する時間を評価する。
なお，崩壊箇所①については，地震時に可搬型設備のアクセスルートとしては使用しないことを前提としていること，崩壊箇所②については，必要な幅員が確保されていることから，仮復旧に要する時間は評価しない。

1.0.2-56

図 26

地震時におけるアクセスルートの選定結果

1.0.2-57

(6) 仮復旧時間の評価
１） 仮復旧方法
アクセスルート上に土砂が流れ込んだ箇所については，ホイールローダを用いて土砂を道路脇に運搬・押土することによりルートを仮復旧する。仮復旧道路の条件は以下のとおり。
・ 対象車両（代替熱交換器車）の規格を考慮し，幅員 3.0ｍ，勾配 15％以下とする
・ 切土法面勾配は文献を参考に 1:1.0 とする※1（図 27）

崩壊後の斜面
仮復旧道路

1:1.0
3.0m
アクセスルート

図 27

仮復旧方法イメージ※1 自然地山ではないものの，掘削規模（高さ約 1ｍ）を考慮し，「平成 21 年 6 月 道路土工 切土工・斜面安定工指針（社団法人日本道路協会）」における法高 5m 以下の砂質土を参考に 1:1.0 とした

２） 仮復旧時間評価
アクセスルート上の土砂流入箇所の仮復旧時間については，崩壊形状に応じて対象とする土量を算出し，ホイールローダの作業量を考慮し算出した。（詳細は別紙 14 参照）
なお，ホイールローダによる作業量は文献※2 を参考に設定した（詳細は別紙 15 参照）。
※2

道路土工

施工指針（公益社団法人 日本道路協会，1986）他

1.0.2-58

３） アクセスルートの仮復旧に要する時間の評価
アクセスルートの仮復旧に要する時間は，被害想定をもとに，構内の移動時間や崩壊土砂撤去に要する時間等を考慮し，設定した合計 2 つのアクセスルートについて算出する。
各アクセスルートの仮復旧時間の詳細評価については図 28 に示す。合わせて，仮復旧後の対応を別紙 16 に，別途算出した除雪時間について別紙 27 に，降灰除去時間について別紙 28 に示す。
＜条 件＞
・ 構内の移動速度は，重機（ホイールローダ）15km/h，人員（徒歩）4km/h※
・ 重機操作人員は，緊急時対策所に集合し，復旧作業を開始
・ 重機操作人員は，緊急時対策所からホイールローダの保管場所へ向かい，ホイールローダを操作し崩壊土砂撤去を実施※

初動対応での作業でありベント実施前であるため，保護具は着けず移動することを想定。

1.0.2-59

区間
準備
①→②→③
③→④
④→⑤

距離（約 m）
2,459
213
116

時間評価項目徒歩移動
ホイールローダ移動
崩壊箇所③土砂撤去

図 28－1

区間
準備
①→②→③
③→④
④→⑤

距離（約 m）
1,666
1,079
116

累積（分）
10
47
48
96

設定したＡルート及び仮復旧時間

時間評価項目徒歩移動
ホイールローダ移動
崩壊箇所③土砂撤去

図 28－2

所要時間（分）1037
148

所要時間（分）1025
548

設定したＤルート及び仮復旧時間

1.0.2-60

累積（分）
10
35
40
88

５．屋内アクセスルートの評価「重大事故等対策の有効性評価」における事故シーケンス毎の屋内アクセスルート図を
別紙 17 に示す。
「重大事故等対策の有効性評価」における事故シーケンス毎に，外部起因事象として地震，地震随伴火災及び地震による内部溢水を想定した場合のアクセスルートの成立性について評価する。
また，地震時にプラントを冷温停止するために必要な建屋内設備の被害状況を確認するためのアクセスルートが確保されているか評価する。
なお，外部起因事象として想定される津波については，津波遡上解析の結果，敷地内の屋外アクセスルートへ基準津波が到達しないことを確認していることから，評価の対象外とした。
(1) 評価内容について
屋内アクセスルートに影響を与える恐れがある以下の事項について評価する。
① 地震時の影響
プラントの冷温停止に必要な設備の被害状況を把握するためのアクセスルート及び事故シーケンス毎に定めたアクセスルート近傍の機器等について，地震による転倒等により通行が阻害されないことを確認するため，プラントウォークダウンにて確認する。
② 地震随伴火災の影響
事故シーケンス毎に定めたアクセスルート近傍の機器について，地震により機器が損壊し，火災源となることにより通行が阻害されないことを確認するため，基準地震動により機器が損傷しないことを確認する。
③ 地震による内部溢水の影響
事故シーケンス毎に定めたアクセスルートがある建屋のフロアについて，地震により溢水源となるタンク等が損壊し，通行が阻害されないことを確認するため，フロア
開口部の位置，フロア開口部の入口高さを確認し，通行が可能な溢水水位であることを確認する。

1.0.2-61

(2) 地震時の影響評価結果「重大事故等対策の有効性評価」における事故シーケンス毎の屋内アクセスルート整
理表を表 21－1，屋内アクセスルート上の機器等の転倒防止処置等確認結果を表 21－2 に示し，表 21－1 で整理した屋内アクセスルートのプラントウォークダウン経路を図 29－1
～図 29－13 に示す。また，プラントウォークダウン確認状況を別紙 18 に示す。
（プラントウォークダウンの観点・結果）
・ 周辺施設までの離隔距離をとる等により，アクセス性に与える影響がないことを確認した。
・ 周辺に作業用ホイスト・レール，グレーチング，手すり等がある場合，落下防止措置
等により，アクセス性に与える影響はないことを確認した。
・ 周辺に転倒する可能性のある常設及び仮設資機材設備等がある場合，転倒防止処置等が実施されていることを確認した。
・ 万一，周辺にある常設及び仮設資機材設備等が転倒した場合であっても，通行可能な
通路幅があるか，通路幅がない場合であっても迂回又は乗り越えが可能であるため，アクセス性に与える影響はないことを確認した。（別紙 19）
・ 万一，周辺にある常設のボンベが転倒した場合を考慮し，ボンベ固定器具の耐震補強
による転倒防止の実施又はアクセスルート近傍から撤去することとした。
・ 上部に照明器具がある場合，蛍光灯等の落下を想定しても，アクセス性に与える影響はないことを確認した。
・ 周辺に油タンク等がある場合，位置，構造等により，火災によるアクセス性に与える影響はないことを確認した。
・ 電源喪失等により通常照明が使用できない場合において，使用を期待できる照明器具が配置されていることを確認した。
（別紙 17，20）
柏崎刈羽原子力発電所の屋内設置物（仮置，保管物品）の固縛については，新潟県中越沖地震時に，仮置きしていた資機材が地震動により移動し，ほう酸水注入系配管の保温材を変形させた事象を踏まえ，以下の方針に基づき設置物の固縛を実施する運用としている。
①設置物についてはその物品の形状や保管状態，人の退避空間の確保，現場へのアクセスルート確保を検討のうえ，改善すべき点があれば固定・固縛・転倒防止・レイアウトの変更等を行う。
②設置物については本設の重要設備近傍には近づけない。
（重要設備近傍に設置する場
合は，固定，固縛を実施する。）

1.0.2-62

表 21－1「重大事故等対策の有効性評価」屋内アクセスルート整理表「重大事故等対策の有効性評価」事故シーケンス

図面作成表

図番号

1

高圧・低圧注水機能喪失

○

29-1

2

高圧注水・減圧機能喪失

○

29-2

3

全交流動力電源喪失（外部電源＋DG 喪失）○

29-3,44

全交流動力電源喪失（外部電源＋DG 喪失＋RCIC 失敗）

3 番で包括-5

全交流動力電源喪失（外部電源＋DG 喪失＋直流電源喪失）○

29-5,66

全交流動力電源喪失（外部電源＋DG 喪失＋SRV 再閉失敗）

7 番で包括-7

崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）○

29-7,88

崩壊熱除去機能喪失（RHR 喪失）

1 番で包括-9

原子炉停止機能喪失

現場操作なし-10

LOCA 時注水機能喪失

１番で包括

-

11

ISLOCA

現場操作なし-12

格納容器過圧・加温破損（代替循環冷却あり）○

29-9,1013

格納容器過圧・加温破損（代替循環冷却なし）○

29-11,1214

格納容器雰囲気直接加熱(DCH)

12 番で包括-15

炉外の溶融燃料-冷却材相互作用(FCI)

12 番で包括

-

16

水素燃焼

12 番で包括-17

溶融炉心・コンクリート相互作用

12 番で包括-

18

想定事故 1

現場操作なし-19

想定事故 2

○

29-13

20

崩壊熱除去機能喪失（停止時）

2 番で包括-21

全交流動力電源喪失（停止時）

3 番で包括-22

停止中原子炉における冷却材流出（停止時）

2 番で包括

-1.0.2-63

表 21－2

機器等の転倒防止処置等確認結果（類似処置は代表例の写真を示す）

項目

設置箇所

評価結果

扉・ゲート

中央制御室 7 号炉

C/B 2F(非)・ 天井に固定用アンカーを打設し，転倒防止を実施

側入出ゲートT.M.S.L.+17,300

・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし

評価
結果

○

（転倒防止処置例は写真 1 参照）
中央制御室 6 号炉

C/B 2F(非)・ 天井に固定用アンカーを打設し，転倒防止を実施

側入出ゲートT.M.S.L.+17,300

・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし○（転倒防止処置例は写真 1 参照）
Ｃ／Ｂクリーンア

C/B B1F(非)・ 一般的な転倒防止策を実施

クセス通路

T.M.S.L.+6,500

・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし

・潤 滑 油 保 管 棚○（転倒防止処置例は写真 3 参照）（6-5A,6-5B）
Ｓ／Ｂ私服更衣室

S/B 1F(非)・ 一般的な転倒防止策を実施

・ ロッカー

T.M.S.L.+12,300

・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし○（転倒防止処置例は写真 2 参照）
Ｓ／Ｂ西側ＥＶホ

S/B B1F(非)・ 一般的な転倒防止策を実施

ール

T.M.S.L.+6,500

・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又・ 清掃用具保管棚

は迂回が可能なためアクセス性の問題なし○（転倒防止処置例は写真 3 参照）
棚・ラック等

Ｓ／Ｂ西側ＥＶホ

S/B B1F(非)・ 一般的な転倒防止策を実施

ール

T.M.S.L.+6,500

・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又・ 工具棚（S-2）

は迂回が可能なためアクセス性の問題なし○（転倒防止処置例は写真 3 参照）
Ｒｗ／Ｂ東側通路

Rw/B 1F(管)・ 一般的な転倒防止策を実施

・ 長期保管工具棚

T.M.S.L.+12,300

・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし○（転倒防止処置例は写真 3 参照）
Ｒｗ／Ｂ北側通路
・ 長期保管工具棚

Rw/B 1F(管)T.M.S.L.+12,300

・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 4 参照）

Ｒｗ／Ｂ西側通路
・ 工具棚
・ 長期保管工具棚

Rw/B 1F(管)T.M.S.L.+12,300

Ｒｗ／Ｂ－Ｈｘ／
Ａ連絡通路
・ ＰＨＳ関連機器
・ 長期保管工具棚

Rw/B B1F(非)T.M.S.L.+12,300

・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）

1.0.2-64

○

○

○

項目

棚・ラック等
ボンベ

設置箇所

評価結果

Ｒｗ／Ｂ北側通路
・ 工具棚
・ 長期保管工具棚

Rw/B B3F(管)T.M.S.L.-6,100

Ｒｗ／Ｂ南側通路
・ 工具棚
・ 長期保管工具棚

Rw/B B3F(管)T.M.S.L.-6,100

SLC 貯蔵タンク前・ インパクトレン
チ用工具箱

6号
R/B 3F(管)T.M.S.L.+23,500

東側通路
・ 長期保管工具棚

6号
R/B 1F(管)T.M.S.L.+12,300

南側ＥＶ前・潤 滑 油 保 管 棚（6-1A)

6号
R/B B1F(非)T.M.S.L.+4,800

南側壁
・ 工具棚

7号
R/B 4F(管)T.M.S.L.+31,700

南東ＥＶ付近・ インパクトレン
チ用工具箱

R/B 2F(管)T.M.S.L.+18,100

北側通路
・潤 滑 油 保 管 棚（7-2A,7-2B）

7号
R/B 2F(管)T.M.S.L.+18,100

東側通路
・ 工具棚

7号
T/B 1F(管)T.M.S.L.+12,300

Ｃ／Ｂクリーンア
クセス通路
・ 固定用消火設備
用ボンベ
SLC 貯蔵タンク前・ インパクトレン
チ用ボンベ
南東ＥＶ付近・ インパクトレン
チ用ボンベ
Ｃ／Ｂダーティ通路
・ 空気ボンベ

C/B B1F(非)T.M.S.L.+6,500

・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 4 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 3 参照）・ ボンベ固定器具の耐震補強による転倒防止の実
施又はアクセスルート近傍から撤去する。
（転倒防止処置例は写真 6 参照）

6号
R/B 3F(管)T.M.S.L.+23,500
7号
R/B 2F(管)T.M.S.L.+18,100
C/B 1F(管)T.M.S.L.+12,300

・ ボンベ固定器具の耐震補強による転倒防止の実
施又はアクセスルート近傍から撤去する。
（転倒防止処置例は写真 7 参照）・ ボンベ固定器具の耐震補強による転倒防止の実
施又はアクセスルート近傍から撤去する。
（転倒防止処置例は写真 7 参照）・ ボンベ固定器具の耐震補強による転倒防止の実
施又はアクセスルート近傍から撤去する。
（転倒防止処置例は写真 6 参照）

1.0.2-65

評価
結果

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

項目
クレーン

ＭＵＷＣポンプ弁
室・ ＭＵＷＣポンプ
点検用クレーン
Ａ系非常用電気品
室・ リフター

リフター
ケーブル

設置箇所

評価結果

7号
Rw/B B3F(管)T.M.S.L.-6,100

・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 8 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 9 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 9 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 9 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 9 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 9 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 9 参照）
・ 一般的な転倒防止策を実施
・ 転倒した場合でも通行可能な通路幅，乗り越え又は迂回が可能なためアクセス性の問題なし（転倒防止処置例は写真 10 参照）

6号
R/B B1F(非)T.M.S.L.+4,800

南側ＥＶ横・ リフター

6号
R/B B1F(非)T.M.S.L.+4,800

南東ＥＶ付近・ 移動はしご

7号
R/B 1F(管)T.M.S.L.+12,300

Ａ系非常用電気品
室・ リフター

7号
R/B B1F(非)T.M.S.L.+4,800

Ｂ系非常用電気品
室・ リフター

7号
R/B B1F(非)T.M.S.L.+4,800

Ｃ系非常用電気品
室・ リフター

7号
R/B B1F(非)T.M.S.L.+4,800

Ａ系非常用電気品
室
・ 電源車第 2 ルー
ト用ケーブル

6号
R/B B1F(非)T.M.S.L.+4,800※類似の転倒防止処置例は代表例の写真を示す

1.0.2-66

評価
結果

○

○

○

○

○

○

○

○

各項目の転倒防止処置

転倒防止対策設置物の外観扉・ゲート（写真 ）棚・ラック等（写真 ）棚・ラック等（写真 ）棚・ラック等（写真 ）1.0.2-67
1

2

3

4

転倒防止対策設置物の外観棚・ラック等（写真 ）ボンベ（写真 ）ボンベ（写真 ）クレーン（写真 ）1.0.2-68
5

6

7

8

設置物の外観

転倒防止対策リフター（写真 ）9ケーブル（写真）01

1.0.2-69

運転員

移動経路及び運転操作

A，B

中央制御室内操作

C，D

中央制御室
↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域

1.0.2-70
図 29－1

凡例

事故対象シーケンス：高圧・低圧注水機能喪失

→

運転員

凡例

A，B

1.0.2-71

C，D

図 29－2

事故対象シーケンス：高圧注水・減圧機能喪失

移動経路及び運転操作

中央制御室内操作

→

中央制御室
↓
RHR(C) SHC現場ラインナップ（R/B B1F）非管理区域↓
RHR(A) SHC現場ラインナップ（R/B B1F）非管理区域

運転員

凡例

A，B

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備
（R/B B1F）非管理区域

中央制御室↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 4F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B1F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域
中央制御室↓
常設代替交流電源設備 起動準備・起動（屋外）非管理区域

中央制御室↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域

1.0.2-72
図 29－3

事故対象シーケンス：6 号炉

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備
（R/B B1F）非管理区域

中央制御室内操作→

C，D

移動経路及び運転操作

全交流動力電源喪失（外部電源＋DG 喪失）

中央制御室↓
常設直流電源切換操作(A→A-2)(C/B B1F)非管理区域↓
常設直流電源切換操作(A→A-2)（R/B B1F）非管理区域

E，F

中央制御室
↓
格納容器ベント準備(R/B 3F)管理区域↓
格納容器ベント準備（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器ベント操作（R/B 3F）非管理区域
中央制御室↓
常設代替直流電源切換操作(A-2→AM用)(C/B B1F)非管理区域↓
常設代替直流電源切換操作(A-2→AM用)（R/B B1F）非管理区域
中央制御室↓
常設代替交流電源 受電(D→C)（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器ベント停止（R/B 3F）非管理区域

運転員

凡例

a，b

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備
（R/B B1F）非管理区域

中央制御室内操作→

c，d

移動経路及び運転操作

中央制御室↓
常設代替交流電源 受電準備・受電（R/B B1F）非管理区域

中央制御室↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域

中央制御室↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域

中央制御室↓
常設直流電源切換操作(A→A-2)(C/B B1F)非管理区域

e，f

中央制御室
↓
格納容器ベント準備(R/B 4F)管理区域↓
格納容器ベント準備（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器ベント操作（R/B M3F）非管理区域

中央制御室↓
常設代替直流電源切換操作(A-2→AM用)(C/B B1F)非管理区域

中央制御室↓
常設代替交流電源 受電（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器ベント停止（R/B 3F）非管理区域

1.0.2-73
図 29－4

事故対象シーケンス：7 号炉

全交流動力電源喪失（外部電源＋DG 喪失）

運転員

凡例

A，B

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備
（R/B B1F）非管理区域

中央制御室内操作→

C，D

移動経路及び運転操作

中央制御室↓
常設代替直流電源受電準備・受電(C/B B1F)非管理区域↓
常設代替交流電源 受電準備
（R/B B1F）非管理区域↓
常設代替交流電源設備 起動準備（屋外）非管理区域

E，F

中央制御室
↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 4F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B1F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域
中央制御室↓
常設代替交流電源設備 起動（屋外）非管理区域
中央制御室↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域

1.0.2-74
図 29－5

事故対象シーケンス：6 号炉

全交流動力電源喪失（外部電源＋DG 喪失＋直流電源喪失）

中央制御室↓
格納容器ベント準備(R/B 3F)管理区域↓
格納容器ベント準備（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器ベント操作（R/B 3F）非管理区域
中央制御室↓
常設代替交流電源 受電(D→C)（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器ベント停止（R/B 3F）非管理区域

運転員

凡例

a，b

移動経路及び運転操作

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備
（R/B B1F）非管理区域

中央制御室内操作

→

中央制御室
↓
常設代替直流電源受電準備・受電(C/B B1F)非管理区域↓
常設代替交流電源 受電準備
（R/B B1F）非管理区域

e，f

c，d

中央制御室
↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域

中央制御室↓
常設代替交流電源 受電（D→C）（R/B B1F）非管理区域
中央制御室↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域

1.0.2-75
図 29－6

事故対象シーケンス：7 号炉

全交流動力電源喪失（外部電源＋DG 喪失＋直流電源喪失）

中央制御室↓
格納容器ベント準備(R/B 4F)管理区域↓
格納容器ベント準備（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器ベント操作（R/B M3F）非管理区域

中央制御室↓
格納容器ベント停止（R/B 3F）非管理区域

運転員

凡例

A，B

中央制御室
↓
常設代替交流電源設備 起動準備・起動（屋外）非管理区域↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域
中央制御室↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 4F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 1F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域

1.0.2-76
図 29－7

事故対象シーケンス：6 号炉

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

E，F

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(D→C)（R/B B1F）非管理区域

中央制御室内操作→

C，D

移動経路及び運転操作

崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）

運転員

凡例

a，b

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電（R/B B1F）非管理区域↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域

中央制御室↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 1F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域

1.0.2-77
図 29－8

事故対象シーケンス：7 号炉

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

e，f

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電（R/B B1F）非管理区域

中央制御室内操作→

c，d

移動経路及び運転操作

崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

A，B

中央制御室内操作

C，D

中央制御室
↓
常設代替交流電源 起動準備・起動（屋外）非管理区域↓
中央制御室陽圧化準備操作(C/B 2F)非管理区域↓
中央制御室陽圧化操作(C/B 1F)非管理区域↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(C)（R/B B1F）非管理区域↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域

→

運転員

E，F

凡例

移動経路及び運転操作

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(D)（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器薬品注入準備（Rw/B B3F）管理区域↓
格納容器薬品注入(Rw/B 2F) 管理区域
中央制御室↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 4F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B1F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域
中央制御室↓
代替循環冷却運転 現場ラインナップ（準備）(Rw/B B2F)管理区域
中央制御室↓
代替循環冷却運転 現場ラインナップ（切替）(Rw/B B3F)管理区域

1.0.2-78
図 29－9

事故対象シーケンス：6 号炉

格納容器過圧・加温破損（代替循環冷却あり）

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

A，B

中央制御室内操作

c，d

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(C)（R/B B1F）非管理区域↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域↓
格納容器薬品注入準備(Rw/B B3F) 管理区域↓
格納容器薬品注入(Rw/B ２F) 管理区域

→

運転員

e，f

凡例

移動経路及び運転操作

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(D)（R/B B1F）非管理区域↓
中央制御室陽圧化操作(C/B 1F)非管理区域↓
中央制御室待避室陽圧化準備操作(C/B,Rw/B 1階)管理区域

中央制御室↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域

中央制御室↓
代替循環冷却運転 現場ラインナップ（準備）(Rw/B B3F)管理区域
中央制御室↓
代替循環冷却運転 現場ラインナップ（切替）(Rw/B B3F)管理区域

1.0.2-79
図 29－10 事故対象シーケンス：7 号炉

格納容器過圧・加温破損（代替循環冷却あり）

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

A，B

中央制御室内操作

C，D

中央制御室
↓
常設代替交流電源設備 起動準備・起動（屋外）非管理区域↓
中央制御室陽圧化準備操作(C/B 2F)非管理区域↓
中央制御室陽圧化操作(C/B 1F)非管理区域↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(C)（R/B B1F）非管理区域↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域

→

運転員

E，F

凡例

移動経路及び運転操作

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(D)（R/B B1F）非管理区域↓
格納容器薬品注入(Rw/B 3F) 管理区域
中央制御室↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 4F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B1F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域
中央制御室↓
格納容器ベント（Ｒ/Ｂ Ｂ１Ｆ）非管理区域

1.0.2-80
図 29－11 事故対象シーケンス：6 号炉

格納容器過圧・加温破損（代替循環冷却なし）

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

a，b

中央制御室内操作

c，d

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(C)（R/B B1F）非管理区域↓
低圧代替注水系 現場ラインナップ（Rw/B B3F）管理区域↓
格納容器薬品注入準備(Rw/B B3F) 管理区域↓
格納容器薬品注入(Rw/B 2F) 管理区域

→

運転員

e，f

凡例

移動経路及び運転操作

→

中央制御室
↓
常設代替交流電源 受電準備・受電(D)（R/B B1F）非管理区域↓
中央制御室可搬型陽圧化空調機
ブロワユニット起動(C/B 1F)非管理区域↓
中央制御室待避室陽圧化準備(C/B,Rw/B 1階)管理区域

中央制御室↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（T/B B1F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（C/B B2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）非管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B 2F）管理区域↓
代替原子炉補機冷却系 現場ラインナップ（R/B B2F）管理区域

中央制御室↓
格納容器ベント（Ｒ/Ｂ Ｂ１Ｆ）非管理区域

1.0.2-81
図 29－12 事故対象シーケンス：7 号炉

格納容器過圧・加温破損（代替循環冷却なし）

運転員

凡例

移動経路及び運転操作

1.0.2-82

A，B

中央制御室内操作

C，D

中央制御室
↓
FPC水流出防止（R/B 2F）管理区域

図 29－13 事故対象シーケンス：想定事故 2→

(3) 地震随伴火災の影響
アクセスルート近傍の地震随伴火災の発生の可能性がある機器について，以下のとおり抽出・評価を実施した。なお，抽出フローを図 30 に，抽出結果の詳細を別紙 21 に，抽出した機器の配置を別紙 22 に示す。
・ 事故シーケンス毎に必要な対応処置のためのアクセスルートをルート図上に描画し，ルート近傍の回転機器※1 を抽出する。
・ 耐震Ｓクラス機器は地震により損壊しないものとし，内包油による地震随伴火災は発生しないものと考える。
・ 耐震Ｂ，Ｃクラス機器のうち，油を内包する機器及び水素ガスを内包する機器については地震により損壊し，漏えいした油又は水素ガス（5vol％以上）に着火する可能性があるため，火災源として耐震評価を実施する。
・ 耐震評価はＳクラスの機器と同様に基準地震動Ｓｓで評価し，Ｓｓの評価結果から裕度を確認。
・ 評価方法は JEAG4601 をベースに耐震バックチェックの実績に基づく実力評価。
・ 耐震裕度を有するものについては地震により損壊しないものと考え，火災源としての想定は不要とする。
※1：盤火災は鋼製の盤内で発生し，外部への影響が少ないため除外する。また，ケーブル火災はケー
ブルトレイが天井付近に設置されており，下部通路への影響は少ないこと。又は難燃性ケーブルを使用していることから，大規模な延焼が考えにくいことから除外する。
アクセスルート上の地震随伴火災の評価

アクセスルート近傍の補機を抽出

耐震Ｂ，Ｃクラス
補機か？

Ｓクラス補機Ｙ
油内包機器又は水素内包機器か？

ＮＹ
火災源の耐震評価

耐震裕度なし？

ＮＹ
地震随伴火災の発生を想定

図 30

地震随伴火災は想定不要

地震随伴火災評価対象機器抽出フロー図

1.0.2-83

耐震評価の結果，表 22 の評価対象機器については耐震裕度を有しており，アクセスル
ート近傍に地震随伴火災の火災源となる機器が設置されていないことを確認した。
なお，アクセスルート以外の区画（部屋等）で火災が発生した場合においても，初期消火活動を実施するとともに，防火区画を形成する防火壁，防火扉及び防火ダンパにより，火災が発生した区画の炎・ばい煙の影響がアクセスルートに及ぶことはないと考えており，アクセス性，作業の実施に影響はない。
表 22－1
番号※

②

機器名称

空調ユニット温水ループ
ポンプ(A）(B)

地震随伴火災耐震評価対象機器（6 号炉）
損傷
モード

評価部位

機能損傷

基礎ボルト

機能損傷
機能損傷
機能損傷

④

非常用ディーゼル発電設備
燃料油(A)ドレンポンプ

機能損傷
機能損傷
機能損傷

⑦

タービン補機冷却系ポンプ(A)(B)(C)

機能損傷
機能損傷
機能損傷

⑮

6 号炉復水移送ポンプ(A)(B)(C)

機能損傷
機能損傷

ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト
基礎ボルト
ポンプベース
取付ボルト
原動機取付ボ
ルト
基礎ボルト
ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト
基礎ボルト
ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト

応力分類
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張り
せん断

※本表の対象機器は，別紙 21 からの抜粋（別紙 21 と同じ番号）

1.0.2-84

発生値
MPa
9
7
10
5
10
6
3
1
1
1
2
2
36
20
36
28
12
8
8
7
7
6
10
6

許容
基準値
MPa
207
159
196
151
207
159
440
338
207
159
207
159
190
146
450
347
190
146
207
159
202
155
207
159

設置区分

ＢＣクラス
（耐震裕度有）ＢＣクラス（耐震裕度有）ＢＣクラス（耐震裕度有）ＢＣクラス（耐震裕度有）表 22－2
番号※

⑨

機器名称

空調ユニット温水ループポ
ンプ(A)(B)

地震随伴火災耐震評価対象機器（7 号炉）
損傷
モード

評価部位

機能損傷

基礎ボルト

機能損傷
機能損傷
機能損傷

⑩

非常用ディーゼル発電設備
燃料油(A)ドレンポンプ

機能損傷
機能損傷
機能損傷

⑮

7 号炉復水移送ポンプ(A)(B)(C)

機能損傷
機能損傷

ポンプベース
取付ボルト
原動機取付
ボルト
基礎ボルト
ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト
基礎ボルト
ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト

応力分類
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張り
せん断

※本表の対象機器は，別紙 21 からの抜粋（別紙 21 と同じ番号）

1.0.2-85

発生値
MPa
13
8
6
3
9
6
3
1
1
1
2
2
8
6
9
4
9
6

許容
基準値
MPa
190
146
179
138
190
146
440
338
207
159
207
159
207
159
202
155
207
159

設置区分

ＢＣクラス
（耐震裕度有）ＢＣクラス（耐震裕度有）ＢＣクラス（耐震裕度有）(4) 地震随伴内部溢水の影響
地震発生による内部溢水時のアクセスルートの評価を以下のとおり実施する。評価フ
ローを図 31 に，評価概要図を図 32 示す。
１） アクセスルートとして使用するエリアの抽出
アクセスルートとして使用するエリアを抽出する。使用するアクセスルートについて別紙 17 に示す。
２） 地震時の溢水源の抽出
地震時の溢水源として，使用済燃料プールのスロッシングを想定する。
また，操作場所へのアクセスルートが成立することを評価する上で，耐震Ｂ，Ｃクラスの機器のうち，基準地震動に対する耐震性が確認されていない機器も抽出する。
なお，内部溢水影響評価の想定破損では，重大事故時に至ることはないため，本ア
クセスルートの評価においては基準地震動を考慮して評価する。
３） アクセスルートエリアの溢水水位
アクセスルートの溢水水位は，上層階に関しては床開口部からの排水により，堰高さ（約 20cm）程度に抑えられることを想定。
最地下階においては上層階からの溢水が全て集まるとして水位を算出する。
なお，実際は堰高さ以下の滞留水については床ファンネルからの排水により時間経過に伴い，全量排水されることが期待できる。

1.0.2-86

アクセスルートとして使用するエリアの抽出【抽出されたエリア】
・原子炉建屋・廃棄物処理建屋
・タービン建屋・コントロール建屋
・サービス建屋※1
建屋の浸水時における歩行可能な
水深は，歩行困難水深及び水圧でドアが開かなくなる水深などから

地震時の溢水源の抽出【溢水源となる設備】
・使用済燃料プール ・廃棄物処理タンク
・補給水系
・循環水系 他

30cm 以 下 と 設 定 し て い る 。 堰 高（20cm）であればアクセス可能と判断する。
「地下空間における浸水対策ガイド
ライン」（平成 28 年 1 月現在 国土アクセスルートエリアの溢水水位
・下階の伝搬経路の有無により，伝搬経路となる開口部入口高さ若しくは溢水源からの溢水量により水位を評価

交通省ＨＰ）参照※2
溢水水位によりアクセス可能と判断しても，放射性物質による被ばく防護及び感電防止のため，適切な装備を装着する。

アクセスルートエリアの溢水水位はアクセス可能な
水位か※1

Ｎｏ

Ｙｅｓ
アクセス可※2

図 31

対応策検討

地震随伴の内部溢水評価フロー図

各階で発生した溢水は床開
口部から下階へ排水される。
開口部の堰の高さは約20cmである。

最地下階には上層階からの排水が全て集まる。

図 32

開口部の堰高さ以下の滞留
水は床ファンネルから最地
下階のドレンサンプへ排水される。

防護すべき設備は水密扉により溢水は流入しない。

水位評価概要図

1.0.2-87

有効性評価で期待している操作において，アクセスルートエリアを確認した結果を，
表 23-1 に事故シーケンス番号で表す。
表 23-1
T.M.
S.L

有効性評価におけるアクセスルートエリア

原子炉建屋

原子炉建屋

（管理区域）（非管理区域）

コントロール建屋

タービン建屋

タービン建屋

（管理区域）（非管理区域）

廃棄物処理建屋 廃棄物処理建屋（管理区域）（非管理区域）6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉
－

③

③④
⑨⑩⑰

－

27,200－－－③

23,500③－③－

31,70030,90020,400－③④⑨ ③④⑨
18,100⑩⑮⑰ ⑩⑮⑰

－

－

－

－

⑨

⑰

6,500

⑨

⑨

③

③

4,900

③④⑨ ③④⑨⑩⑮⑰ ⑩⑮⑰⑱⑱－

4,800 ③⑨⑩

－

－

－

－

⑨

⑨

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

③④
⑨⑰

③④
⑨⑰

⑨

－

－

－

－

－

②③④ ②③④⑨⑩⑯ ⑨⑯⑰⑱⑰⑱③④⑨ ③④⑨⑩⑰⑱ ⑩⑰⑱③④③④⑨⑩⑰ ⑨⑩⑰-2,700-5,100－－－－①③④ ①③④⑤⑦⑨ ⑤⑦⑨⑩⑪⑩⑪-6,100-8,200－③④③④⑨⑩⑰ ⑨⑩⑰-1,100-1,700－－

16,100⑰－③⑨⑩

17,300③④⑨ ③④⑨
12,300 ⑩⑮⑰ ⑩⑮⑰
⑱
⑱

－

－

－

【凡例】
アクセスしないフロア
建屋毎の対象外フロア
No

事故対象シーケンス

No

事故対象シーケンス①

高圧・低圧注水機能喪失

⑫

水素燃焼

②

高圧注水・減圧機能喪失⑬

溶融炉心・コンクリート相互作用③

全交流動力電源喪失④

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）⑭⑤

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）⑥

原子炉停止機能喪失⑮

想定事故 1（使用済燃料プール冷却機能又は注水機能喪失）
想定事故 2（サイフォン現象等による使用済燃料プール
水の小規模な喪失）⑦

ＬＯＣＡ時注水機能喪失⑯⑧

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）⑰

全交流動力電源喪失（停止時）⑨

格納容器過圧・過温破損⑱

原子炉冷却材の流出（停止時）⑩

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱⑲

反応度の誤投入（停止時）⑪原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

1.0.2-88

崩壊熱除去機能喪失（停止時）評価結果として，各フロアのアクセスルートにおける溢水水位を表 23-2 に示す。
表 23-2
T.M.
S.L

有効性評価におけるアクセスルート溢水水位

原子炉建屋

原子炉建屋

（管理区域）（非管理区域）

コントロール建屋

タービン建屋

タービン建屋

（管理区域）（非管理区域）

廃棄物処理建屋 廃棄物処理建屋（管理区域）（非管理区域）6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉 6 号炉 7 号炉

31,700

－

堰高さ※

溢水
なし

－

－

溢水
なし

溢水
なし

－

－

－

－

－

30,90027,200－－23,500 堰高さ
20,400－18,100 堰高さ 堰高さ17,300

溢水
なし

－

溢水
なし
溢水
なし

溢水
なし
溢水
なし

－

－

－

堰高さ 堰高さ

16,10012,300 堰高さ 堰高さ

溢水
なし

溢水
なし

6,500
4,900
4,800

堰高さ 堰高さ

－
堰高さ

－

溢水
なし

－

－

溢水
なし

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

溢水
なし

－

－

－

溢水
なし

溢水
なし

－

－

堰高さ 堰高さ

溢水
なし

溢水
なし

-1,100-1,700 堰高さ 堰高さ
溢水なし-2,700-5,100

溢水
なし
－

－

－

－

-6,100-8,200－－【凡例】「堰高さ」 ：下層階へ排水する開口部高さ：約 20ｃｍ
「溢水なし」：当該エリアでの排水又は他エリアからの溢水流入なし

7 号炉の原子炉建屋最上階については，SFP スロッシング対策として開口部からの落
水を抑制するために堰を新たに設置。そのため，過渡的には「約 100 ㎝」の溢水水位に到達するが，約 15 時間以降のアクセス時には階段室・床ファンネルから排水されるため影響はない。
建屋の浸水時における歩行可能な水深は，歩行困難水深及び水圧でドアが開かなくなる水深などから 30cm と設定※しているが，アクセスルートにおける溢水水位は堰高さ約 20 ㎝程度であることから，胴長靴（長さ約 120cm）を装備することで，地震により溢水が発生してもアクセスルートの通行は可能である。
また，実際には床ファンネルによる排水が期待できるためアクセスは容易になる。
有効性評価におけるアクセスルートの溢水源となる機器を表 23-3～23-7 に示す。
※

「地下空間における浸水対策ガイドライン」（平成 28 年 1 月現在

1.0.2-89

国土交通省ＨＰ）参照

表 23-3号炉

有効性評価におけるアクセスルートの溢水源「6 号炉
温度
（℃）
約 35

フロア

溢水源
ＦＰＣ

溢水量
(m3)
70.3

T.M.S.L.23,500（地上 3 階）

ＨＮＣＷ

56.5

約 14

T.M.S.L.18,100（地上 2 階）T.M.S.L.12,300（地上 1 階）
6 号炉

T.M.S.L.4,800（地下 1 階）T.M.S.L.-1,700（地下 2 階）

ＨＷＨ

57.5

約 40

ＲＣＷ

34.1

約 30

原子炉建屋（管理区域）」

溢水水位 溢水源への添 放射能の
有無
（cm)
加薬品
無
有
約 20

防食剤

無

防食剤

無

防食剤

無

ＦＰＣ

91.0

約 35

無

有

ＨＮＣＷ

66.3

約 14

防食剤

無

ＨＷＨ

59.8

約 40

防食剤

無

ＲＣＷ

37.7

約 30

防食剤

無

ＣＵＷ

6.5

約 280

無

有

ＦＰＣ

91.1

約 35

無

有

ＨＮＣＷ

84.5

約 14

防食剤

無

ＨＷＨ

62.6

約 40

防食剤

無

ＲＣＷ

64.3

約 30

防食剤

無

ＣＵＷ

15.9

約 280

無

有

約 20

約 20

ＦＰＣ

100.8

約 35

無

有

ＨＮＣＷ

87.2

約 14

防食剤

無

ＨＷＨ

63.3

約 40

防食剤

無

ＭＳＣ

20.6

-

無

無

ＲＣＷ

148.1

約 30

防食剤

無

ＲＤ

2.9

-

無

有

ＣＵＷ

50.8

約 280

無

有

ＦＰＣ

114.5

約 35

無

有

ＨＮＣＷ

122.0

約 14

防食剤

無

ＨＷＨ

63.3

約 40

防食剤

無

ＲＣＷ
ＲＤ

193.9
4.8

約 30
-

防食剤
無

無
有

1.0.2-90

約 20

約 20

表 23-4

有効性評価におけるアクセスルートの溢水源「7 号炉

号炉

フロア

温度
（℃）
約 11
約 35

溢水水位 溢水源への添 放射能の
有無
（cm)
加薬品
防食剤
無
約 100※
無
有

ＦＰＣ

90.8

約 35

無

有

ＨＮＣＷ

72.6

約 11

防食剤

無

ＨＷＨ

35.8

約 40

防食剤

無

ＲＣＷ

38.1

約 34

防食剤

無

ＣＵＷ

1.7

約 277

無

有

溢水源

ＨＮＣＷ
T.M.S.L.31,700（地上 4 階） SFP スロッシング
T.M.S.L.18,100（地上 2 階）

7 号炉

T.M.S.L.12,300（地上 1 階）T.M.S.L.-1,700（地下 2 階）

原子炉建屋（管理区域）」

溢水量
(m3)
27.3
710

ＦＰＣ

92.1

約 35

ＨＮＣＷ

81.0

約 11

約 20

約 20

無

有

防食剤

無

ＨＷＨ

36.1

約 40

防食剤

無

ＲＣＷ

53.6

約 34

防食剤

無

ＣＵＷ

62.8

約 277

無

有

ＦＰＣ

96.0

約 35

無

有

ＨＮＣＷ

97.3

約 11

防食剤

無

ＭＳＣ

9.6

-

無

無

約 20

ＲＣＷ
159.1
約 34
防食剤
無
ＲＤ
2.2
無
有
※SFP スロッシング対策として開口部からの落水を抑制するために堰を設置。過渡的に溢水水位に到達す
るが，アクセス時には階段室・床ファンネルから排水されるため影響はない。

表 23-5

有効性評価におけるアクセスルートの溢水源「タービン建屋（管理区域）
」

号炉

フロア

6 号炉

7 号炉

T.M.S.L.12,300（地上 1 階）T.M.S.L.12,300（地上 1 階）

ＤＷ

溢水量
(m3)
1024.1

温度
（℃）
約 30

溢水水位 溢水源への 放射能の
有無
（cm)
添加薬品
無
無

ＨＮＣＷ

84.5

約 14

防食剤

無

ＨＷＨ

62.6

約 40

防食剤

無

ＭＳＣ

0.7

-

無

無

ＲＣＷ

64.3

約 30

防食剤

無

ＲＤ

1.3

-

無

有

溢水源

約 20

ＴＣＷ

103.1

約 30

防食剤

無

Ｃ＆ＦＤＷ

2645.0

約 217

無

有

ＦＰ

1091.1

約 30

無

無

ＨＳＣＲ

14.6

約 90

無

無

ＭＵＷＰ

2027.6

約 30

無

無

ＨＮＣＷ

81.0

約 11

防食剤

無

ＨＷＨ

36.1

約 40

防食剤

無

ＭＳＣ

0.4

-

無

無

ＲＣＷ

53.6

約 34

防食剤

無

ＴＣＷ

95.7

約 35

防食剤

無

約 20

ＤＷ

1024.8

約 30

無

無

Ｃ＆ＦＤＷ

2899.4

約 210

無

有

ＦＰ

1097.7

約 30

無

無

ＭＵＷＰ

2021.9約 30

無無1.0.2-91

表 23-6号炉

有効性評価におけるアクセスルートの溢水源「廃棄物処理建屋（非管理区域）」
フロア

6,7 号炉 T.M.S.L.6,500
共通（地下 1 階）表 23-7
号炉

ＤＷ
ＦＰ

溢水量
(m3)
2024
2100

温度
（℃）
約 30
約 30

溢水水位 溢水源への 放射能の
有無
（cm)
添加薬品
無
無
無
無

ＨＮＣＷ

172.1

約 14

防食剤

無

ＨＳＣＲ

15.2

約 90

防食剤

無

ＨＷＨ

62.6

約 40

防食剤

無

溢水源

約 20

ＭＳＣ

9.7

-

無

無

ＭＵＷＰ

4032

約 30

無

無

ＲＣＷ

285.6

約 30

防食剤

無

ＴＣＷ

120.4

約 30

防食剤

無

有効性評価におけるアクセスルートの溢水源「廃棄物処理建屋（管理区域）」
フロア

6,7 号炉 T.M.S.L.20,400
共通（地上 2 階）

ＭＵＷＰ

4001

約 30

溢水水位 溢水源への 放射能の
有無
（cm)
添加薬品
無
無
無
無
約 20
無
無

ＲＣＷ

66.3

約 30

防食剤

溢水源
ＤＷ
ＦＰ

溢水量
(m3)
2024
2100

温度
（℃）
約 30
約 30

無

４） アクセスルートエリアの溢水による温度の影響
地震による溢水源の中で，高温の流体を内包する系統は「原子炉冷却材浄化系」及
び「給復水系」が考えられる。いずれも漏えいを検知・隔離するインターロックが作動し自動的に隔離される。
漏えいにより一時的に原子炉建屋（管理区域）内は高温になるが，隔離及びブロー
アウトパネルからの排気により温度は低下する。隔離に時間を要する有効性評価シナリオ「ＩＳＬＯＣＡ」の場合，漏えい直後約 90℃まで上昇するが，5 時間程度で約 50℃となると評価されている。
有効性評価において原子炉建屋（管理区域）での作業完了時間が最も早い事故シナ
リオは「使用済燃料プール事故（想定事故 2）」であり，使用済燃料プール水位低下調
査及び隔離操作を「2.5 時間」で完了することにしている。しかし，このシナリオでは
原子炉停止から 10 日後を想定しているため，高温の影響はないと考えられる。
原子炉が運転中において，作業完了時間が最も早い事故シナリオは「全交流動力電源喪失」の格納容器ベント準備操作であり，「16 時間」で完了することにしている。
作業完了までの時間余裕があるため，高温の影響はないと考えられる。

1.0.2-92

５） アクセスルートエリアの溢水による線量の影響
放射性物質を内包する溢水源の中で，漏えい時に環境線量率が最も厳しくなる系統
は「原子炉冷却材浄化系」である。
内部溢水で評価しているとおり，原子炉冷却材浄化系の漏えいによる被ばく線量は
数 mSv 程度となり，緊急時の被ばく線量制限値 100mSv と比較して十分小さく抑えられるため，被ばく防護の適切な装備を実施した上で作業は可能であると考えられる。
６） アクセスルートエリアの化学薬品を含む溢水の影響
化学薬品を含む溢水源の中で，アクセスルートに影響を与える可能性のあるものは「ほう酸水溶液（五ほう酸ナトリウム溶液）」「補機冷却水系に含まれる防食剤」がある。
「ほう酸水溶液（五ほう酸ナトリウム溶液）」は，ほう酸水タンク内に貯留されており，その周囲にはタンク内の全容量分を滞留可能な堰が設置されているため，万が一漏えいした場合でも影響範囲を堰内に制限することができる。
「補機冷却水系に含まれる防食剤」は，濃度が十分低く防護装備により安全性を向上させていることから作業は可能であると考えられる。
なお，廃棄物処理建屋にはＨＣＷ中和装置に苛性ソーダ及び硫酸が存在し，格納容器ｐＨ制御装置として苛性ソーダが存在するが，堰が設置されているため，その影響範囲を堰内に制限することができる。また，アクセスルートエリアとは異なる場所にあるため影響を受けることはない。
７） 照明への影響
照明設備については常用電源若しくは非常用電源から受電しており，建屋全体に設置されている。溢水の影響により照明設備が喪失しても可搬型照明により対応可能である。
８） 感電の影響
電気設備が溢水の影響を受けた場合は，保護回路が動作し電気回路をトリップする
ことで電源供給が遮断されると考えられる。また，地絡等の警報が発生した場合は負荷の切り離し等の対応を行う。
なお，絶縁性を確保した装備を着用することによりアクセス時の安全性を確保する。
９） 漂流物の影響
屋内に設置された棚やラック等の設備は，固縛処置がされており，溢水が発生した
場合においても漂流物になることはない。よって，アクセス性に対して影響はない。

1.0.2-93

【内部溢水に対する対応】
地震による内部溢水の発生により，建屋内の床面が没水した場合を考慮しても対応作業が可能なよう，必要となる防護具が配備されていることを確認した。
内部溢水が発生していると考えられる場合には，中央制御室で必要な防護具を着用し，対応操作現場に向かう手順としており，訓練等を通じて，防護具の着用時間は 10分以内で実施できることを確認した。
配備箇所； 中央制御室内
防 護 具； 『マスク』（状況に応じて選択）・ 全面マスク（チャコールフィルター）・ エアラインマスク
・ セルフエアセット『服装』
・ ゴム手袋・ Ｃ服・ アノラック（水をはじく加工が施されておりＣ服の上に着る）
・ 耐熱服
・ 胴長靴（長さ 120cm）等

胴長靴（長さ 120cm）

汚染作業用長靴

アノラック

耐熱服

セルフエアセット

全面マスク

1.0.2-94

６．発電所固有の考慮すべき事項
柏崎刈羽原子力発電所の緊急時対策所（3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び免震重要棟内緊急時対策所）は 6 号及び 7 号炉との距離が長く，緊急時対策要員が緊急時対策所
から現場まで移動距離があるという発電所特有の特徴があり，移動に車両が使用できない場合，要員の現場への移動や，現場からの退避に時間がかかる。
緊急時対策所と 6 号及び 7 号炉の距離がある点について，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員がとどまる点に着目すると放射線被ばく上有効であると考えているが，現場要員の安全性の向上の観点から重大事故等発生時の不測の事態における現場要員の一時待避のしやすさを考慮し，6 号及び 7 号炉近傍における現場要員の一時待避場所を設定することとした。以下に，考え方を示す。
(1) 作業に伴う屋外の移動手段
重大事故等発生時において，万一，不測の事態が発生し現場からの待避が必要な場合，現場要員は，車両により緊急時対策所へ待避することを基本とする。また，対応する要員の負担及び対応する作業の迅速化の観点から，また，放射性物質の放出後の作業については，放射線被ばく低減の観点からも車両での移動を基本とする。
(2) 現場からの待避方法及び一時待避場所について
重大事故等対処時において，万一，気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生し現場からの待避が必要となる場合，現場要員は，車両により緊急時対策所へ待避することを基本とする。
待避する時間的な余裕がない場合，又は，車両による移動ができない場合は，6 号及び7 号炉近傍に複数設定している一時待避場所（5 号炉原子炉建屋，5 号炉海水熱交換器建
屋，大湊側ディーゼル駆動消火ポンプ建屋，地下電気洞道（大湊側），大湊側出入管理建屋）で一時待避する。（図 33－1，敷地全体拡大図は図 33－2）
一時待避した現場要員は，移動できる状況になり次第，緊急時対策所に向けて車両による待避を行うが，車両が使えない場合は，現場に携行した無線連絡設備等の通信連絡手段により緊急時対策所に連絡し，車両による応援と合流して緊急時対策所へ待避する。

1.0.2-95

図 33－1

一時待避場所の配置について

1.0.2-96

1.0.2-97
図 33－2

一時待避場所の配置及びアクセスルート（敷地全体）

７．まとめ（有効性評価に対する作業の成立性）「重大事故等対策の有効性評価」における事故シーケンスにおいて，時間評価を行う必要のある屋外作業について想定時間が一番厳しい作業を抽出し，外部起因事象に対する影響を評価した結果，以下のとおり作業は可能であることを確認した。
重要事故シーケンス毎の現場作業を表 26 に，外部起因事象考慮時の対応手順と所要時間を表 27 に示す。
なお，可搬型設備の保管場所及び屋外アクセスルート等の点検状況について，別紙 25 に示す。
(1) 屋外作業への影響
１） 屋外アクセスルートへの影響
a. 屋外アクセスルートの確認
緊急時対策要員からアクセスルートの状況等の報告を受けた緊急時対策本部の復
旧統括は，通行可能なアクセスルートの状況を緊急時対策本部内に周知する。
万一，通行ができない場合は，応急復旧方法，応急復旧の優先順位を考慮の上，ア
クセスルートを判断し，緊急時対策要員へ指示及び当直長へ連絡する。
要員からの報告後すみやかにアクセスルートの判断を行うため，作業の成立性への影響はない。
b. 屋外アクセスルートの復旧
アクセスルートは概ね幅員 8ｍの道路であり，地震時におけるアクセスルートの被害想定の結果，復旧作業を伴わずに可搬型設備の運搬等，重大事故対処が確実に実施できるアクセスルートが，1 ルートは確保可能であることを確認した。
（別紙 23 参照）。
なお，万一，崩落土砂が発生し，崩壊土砂の撤去が必要な場合であっても，被害想定箇所の復旧は最大約 100 分で可能である。（図 28－1 参照）
c. 車両の通行性
アクセスルートは概ね幅員 8ｍの道路であり，地震時におけるアクセスルートの被害想定の結果，復旧作業を伴わずに可搬型設備の運搬等，重大事故対処が確実に実施できるアクセスルートが，1 ルートは確保可能であることから，車両の通行性に影響はない。
万一，崩落土砂が発生し，崩壊土砂の撤去が必要となりアクセスルートの復旧作業を実施した場合は，車両が通行できる幅員（約 3ｍ）を復旧するため復旧箇所は片側通行となるが，タンクローリを除き，可搬型設備は設置場所に移動する際の往路のみとなるため，車両の通行性に影響はない。なお，タンクローリについても，約 3 日は1.0.2-98

プラント側の軽油タンクで補給することから初動対応において影響はないと考えられる。
また，アクセスルート復旧後の道路の状況は，液状化による不等沈下等を考慮しても 15ｃｍを上回る段差の発生はないと想定しているが，想定を上回る沈下量が発生したとしても重機を用いアクセスルートを復旧し（詳細は別紙 11 参照），車両が徐行運転をすることでアクセスは可能である。
重大事故等対応のためのホースを敷設する場合においても，ホースブリッジを設置することで，アクセスルート上の通行は可能であることを確認している。（詳細は別紙 24 参照）なお，ホースブリッジの設置は，ホース敷設完了後のアクセス性を考慮し，作業完了後の要員にて実施するため有効性評価に影響を与えるものではない。
d. 現場における操作性
緊急時での対応作業を円滑に進めるため十分な作業スペースが確保されていることが重要である。作業スペース確保のため，操作場所近傍に不要な物品等を保管しないこととする。また，現場操作に対し工具を必要とするものは操作場所近傍（可搬型
設備は可搬型設備近傍）に保管する。
２） アクセスルート通行時における通信手段及び照明の確保
現場要員から発電所対策本部への報告，発電所対策本部から要員への指示は，通常の連絡手段（送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備）が使用できない
場合でも，携帯型音声呼出電話設備，無線連絡設備，衛星電話設備等の通信手段にて実施することが可能であり，屋外作業への影響はない。
夜間における屋外アクセスルート通行時には，重機・車両に搭載されている照明，
ヘッドライト，ＬＥＤライト（ランタンタイプ，三脚タイプ）及び可搬型照明設備等の照明設備を使用することが可能であり，屋外作業への影響はない。（別紙 20）

1.0.2-99

３） 作業の成立性
復旧作業を伴わずに可搬型設備の運搬等，重大事故対処を実施するためのアクセス
ルートを 1 ルートは確保可能であり，表 24－1 に示すとおり，アクセスルートの復旧を考慮することなく，要求時間内に作業は実施可能である。
表 24－1

有効性評価の想定時間のある可搬型設備を用いた作業の成立性評価結果（大湊側保管場所～可搬型設備設置場所）
アクセス
ルート
復旧時間①

その他考慮
有効性評価
すべき時間
想定時間※2
④

評価結果
①＋②＋
③＋④

移動
時間※1
②

作業時間
③

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

20 分

115 分

－

12 時間

○
（2 時間 15 分）

代替原子炉補機冷却系
準備操作

20 分

6 時間 40 分

10 時間（要員参集）

20 時間○（17 時間）

可搬型代替注水系による原子炉への注水準備操作

20 分

75 分

10 時間
（要員参集）

22 時間○（11 時間 35 分）

燃料供給準備

20 分

57 分

－

12 時間

○
（77 分）

作業名

0分※1 移動時間は緊急時対策所から大湊側高台保管場所までの時間であり，緊急時対策所から荒浜側高台保管場所への移動時間は 10 分である。
※2 重要シーケンス毎に有効性評価の想定時間が異なる場合には，最短の想定時間を記載

なお，表 24－2 に示すとおり，万一，アクセスルートの復旧作業が必要と仮定した場合であっても，道路の状況，車両の通行性を考慮しても，要求時間内に作業は可能である。
表 24－2

有効性評価の想定時間のある可搬型設備を用いた作業の成立性評価結果（仮に復旧作業を実施した場合）（大湊側高台保管場所～可搬型設備設置場所）
アクセス
移動
ルート
時間※1
復旧時間①
②

作業時間
③

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

20 分

115 分

－

12 時間

○
（3 時間 55 分）

代替原子炉補機冷却系
準備操作

20 分

6 時間 40 分

10 時間（要員参集）

20 時間○（17 時間※3）

20 分

75 分

10 時間
（要員参集）

22 時間○（11 時間 35 分※3）

作業名

可搬型代替注水系による原子炉への注水準備操作

100 分

その他考慮
有効性評価
すべき時間
想定時間※2
④

評価結果
①＋②＋
③＋④

○
（2 時間 57 分）※1 移動時間は緊急時対策所から大湊側高台保管場所までの時間であり，緊急時対策所から荒浜側高台保管場所への移動時間は 10 分である。
※2 重要シーケンス毎に有効性評価の想定時間が異なる場合には，最短の想定時間を記載※3 有効性評価では，「代替原子炉補機冷却系準備操作」，「可搬型代替注水系による原子炉への注水準備操作」を行う緊急時対策要員の参集時間を事象発生から 10 時間後としており，要員が参集するまでの時間内にアクセスルートの復旧が可能であるため，要員参集後から 10 時間以内に復旧作業を実施できれば，作業の成立性に影響はない。
燃料供給準備

20 分

57 分

1.0.2-100

－

12 時間

(2) 屋内作業への影響
１） 屋内アクセスルートへの影響
通常のアクセスルートについて，プラントウォークダウンを行った結果，資機材の転倒，地震随伴火災に対してアクセス性，作業の成立性に影響を与えるものはないことを確認した。
地震随伴内部溢水が発生した場合については，溢水水位は約 20cm 程度であり，胴長靴等の適切な防護具を着用することにより，アクセス性に影響を与えないと考える。
なお，防護具の着用は 10 分以内に実施可能であることを確認した。
緊急時での対応作業を円滑に進めるため十分な作業スペースが確保されていることが重要である。作業スペース確保のため，作業場所近傍に不要な物品等を保管しないこととする。
通常運転時，作業に伴い一時的に足場を構築する場合があるが，その場合は社内マニュアルに従い，足場材が地震等により崩れた場合にも扉の開操作に支障となることがないように離隔距離をとる等考慮して設置するよう運用管理するとともに，屋内作業に当たっては，溢水状況，空間放射線量，環境温度等，現場の状況に応じて人身安
全を最優先に適切な放射線防護具を選定した上で，適切なアクセスルートを選択する。
２） アクセスルート通行時における通信手段及び照明の確保
現場要員から中央制御室への報告，中央制御室から現場要員への指示は，通常の連絡手段（送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備）が使用できない場合
でも，携帯型音声呼出電話設備，無線連絡設備等の通信手段にて実施することが可能であり，屋内作業への影響はない。
電源喪失等により建屋内の通常照明が使用できない場合，要員は中央制御室に配備しているヘッドライト，懐中電灯及びＬＥＤライト（ランタンタイプ，三脚タイプ）を使用することで，操作場所へのアクセス，操作が可能である。また，通常照明が使用できない場合に使用を期待できる照明器具として，蓄電池内蔵型照明を建屋内に設置しており，屋内作業への影響はない。（別紙 17，別紙 20）３） 作業の成立性
屋内作業時間について，表 25 に示すとおり，有効性評価における想定時間内に作業が実施できることを確認した。
暗所，溢水，資機材の転倒等を考慮し，仮に移動時間を 1.5 倍とした場合であっても，有効性評価における事象発生からの作業開始想定時間及びそれ以前の作業の状況を確認した結果，有効性評価想定時間内に作業が実施可能であることを確認した。
なお，防護具着用時間は「重大事故等対策の有効性評価」において予め 10 分間の時間が考慮されているいことから，本評価では考慮しない。

1.0.2-101

表 25

屋内作業の成立性評価結果

有効性評価上の作業時間※1

移動時間※2
①

作業時間
②

有効性評価
想定時間※3低圧代替注水系（常設）準備操作

30 分

8 分(12 分)

6分

120 分

○

14 分(18 分)

残留熱除去系

停止時冷却モード準備

30 分

4 分(6 分)

1分

12 時間

○

5 分(7 分)低圧注水系から停止時冷却モード切替

30 分

4 分(6 分)

1分

13 時間 30 分○

5 分(7 分)常設代替交流電源設備

50 分

5 分(8 分)

20 分

60 分

○

25 分(28 分)

準備 30 分操作 10 分

4 分(6 分)

7分

8 時間

○

11 分(13 分)

300 分

1 時間
(1 時間 30 分)

3 時間 15 分

20 時間○ 4 時間 15 分
(4 時間 45 分)

格納容器ベント準備操作

60 分

4 分(6 分)

5分

16 時間

○

格納容器ベント操作

60 分

－

2分

約 16 時間

準備 30 分操作 15 分

4 分(6 分)

7分

8 時間

10 分

－

5分

70 分

準備 30 分操作 10 分

4 分(6 分)

17 分

24 時間

その 1:52 分
その 2:15 分

20 時間

作業名

準備操作（第一ガスタービン発電機）

所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2）
代替原子炉補機冷却系

準備操作

所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM 用）

1.0.2-102

常設代替交流電源設備からの受電操作
所内蓄電式直流電源からの遮断器用制御電源受電操作

その 1:120 分 その 1:8 分(12 分)
その 2:30 分
その 2:なし

代替循環冷却準備
代替格納容器スプレイ冷却系

9 分(11 分)○○

11 分(13 分)
○

○
○

2分

5分

21 分(23 分)

その 1:60 分(64 分)○ その 2:15 分

30 分

8 分(12 分)

6分

10 時間

○

14 分(18 分)

30 分

8 分(12 分)

6分

1.5 時間○14 分(18 分)

燃料プール水位低下要因調査及び隔離調査 60 分隔離 30 分

6 分(9 分)5分

2.5 時間○11 分(14 分)

残留熱除去系（停止時冷却モード）運転

30 分

4 分(6 分)1分

3.5 時間○5 分(7 分)原子炉ウェル水位低下調査及び隔離（原子炉冷却材の流出）

50 分

4 分(6 分)

1分

2 時間

○

5 分(7 分)格納容器下部注水系

※1
※2
※3

準備操作

評価結果
①＋②

準備

有効性評価で，当該作業に要する時間として想定している時間。
屋内作業の移動時間について，通常の移動時間から 1.5 倍した時間を括弧内に記載している。
有効性評価で，事象発生を起点とし，当該作業が完了する事案として想定している時間。

表 26
事故シーケンス

作業
場所

作業内容

屋内 低圧代替注水系（常設） 準備操作

高圧・低圧注水機
能喪失

屋外

90 分

15 分

消防車による防火水槽から復水貯蔵
槽への補給

180 分

20 分

格納容器ベント 準備操作

60 分

5分

燃料供給準備

90 分

20 分

1.0.2-103

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

代替原子炉補機冷却系 準備操作
格納容器ベント 準備操作
格納容器ベント操作
屋内 所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM 用）
常設代替交流電源設備からの受電
操作

屋外

※1
※2
※3
※4

30 分

重要事故シーケンス毎の現場作業（1／5）

移動時間
①※2
8分
(12 分)※2

淡水貯水池から防火水槽への補給
準備

残留熱除去系 停止時冷却モード準備
高圧注水・減圧機
屋内能喪失
低圧注水系から停止時冷却モード切替
常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2）

全交流動力電源喪失（直流電源喪失含む）

有効性評価上の作業時間※1

30 分
30 分
50 分
準備：30 分
操作：10 分
300 分
60 分
60 分
準備：30 分
操作：15 分
10 分

4分
(6 分)※2
4分(6 分)※2
5分(8 分)※2
4分(6 分)※2
1 時間(1 時間 30 分)※2
4分
(6 分)※2―
6分(9 分)※2－
8分(12 分)※2
4分(6 分)※2
5分(8 分)※2低圧代替注水系（常設） 準備操作

30 分

所内蓄電式直流電源からの遮断器
用制御電源受電操作
常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

準備：30 分
操作：10 分

50 分

10 分

代替原子炉補機冷却系 準備操作

10 時間

20 分

淡水貯水池から防火水槽への補給
準備

90 分

15 分

消防車による防火水槽から復水貯蔵
槽への補給

180 分

20 分

格納容器ベント 準備操作

60 分

5分

燃料供給準備

90 分

20 分

50 分

作業時間
②

作業合計時間①＋②
14 分(18 分)※2

有効性評価
想定時間※3

有効性評価上の期限に対する成立性

保管場所から作業現場に運搬する可搬型設備

事象発生 90 分後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため有効－性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 7.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため有
55 分
70 分
9 時間
－
効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9 時間後からの作業を想定しており，それ以前の作業がない要員と別作
115 分
135 分
12 時間
業終了後の要員で実施する。別作業は有効性評価想定時間に対し十分な余裕 可搬型代替注水ポンプ時間があるため，本作業も有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 15 時間後からの作業を想定しているが，12 時間後の別作業終了後から
35 分
40 分
約 17 時間－
作業着手できるため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため
57 分
77 分
12 時間
タンクローリ
有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
5分
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，同時刻で対応する中央制御
1分
12 時間
－
(7 分)※2
室側操作想定時間 90 分に対して余裕時間がある
5分
事象発生 12 時間後からの作業を想定しているが，同時刻で対応する中央制御室
1分
13 時間 30 分－
(7 分)※2側操作想定時間 90 分に対して余裕時間がある
25 分
事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，8 時間後まで作業はないため有
20 分
24 時間
－
(28 分)※2
効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
11 分
事象発生 7 時間後からの作業を想定しているが,前後に別作業がないため有効性
7分
8 時間
－
(13 分)※2
評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
4 時間 15 分
事象発生 9.5 時間後の別作業終了後からの作業を想定しているが，23.5 時間後－
3 時間 15 分
24 時間(4 時間 45 分)※2の別作業実施までに十分な余裕時間がある
9分
事象発生 15 時間後からの作業を想定しているが，8 時間後の別作業終了後から
5分
16 時間
－
(11 分)※2
作業着手できるため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
2分
2分
約 16 時間 前作業からの継続－
13 分
事象発生 18 時間後からの作業を想定しているが,前後に別作業がないため有効
7分
20 時間
－
(16 分)※2
性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 24 時間後からの作業を想定しているが，前後に別作業がないため有効
5分
5分
24 時間
－
性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
14 分
事象発生 26 時間後からの作業を想定してるが，24 時間後の作業終了後から作業
6分
26 時間
－
(18 分)※2
着手できるため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
21 分
事象発生 13 時間後の別作業終了後を想定しているが，24 時間後の有効性評価
17 分
24 時間
－
(23 分)※2
想定時間に対し十分な余裕時間がある
25 分
事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，8 時間後まで作業はないため有
20 分
24 時間
－
(28 分)※2
効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 8.5 時間後からの作業を想定しているが，24 時間後の有効性評価想
30 分
40 分
24 時間
－
定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた 代替原子炉補機冷却
6 時間 40 分
7 時間
24 時間
め有効性評価想定に対し十分な余裕時間がある
系※４
事象発生 7.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため有
55 分
70 分
9 時間
－
効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9 時間後からの作業を想定しており，それ以前の作業がない要員と別作
115 分
135 分
12 時間
業終了後の要員で実施する。別作業は有効性評価想定時間に対し十分な余裕 可搬型代替注水ポンプ時間があるため，本作業も有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 14 時間後からの作業を想定しているが，12 時間後の別作業終了後
35 分
40 分
16 時間
－
から作業着手できるため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無い
57 分
77 分
12 時間
タンクローリため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
6分

120 分

有効性評価で，当該作業に要する時間として想定している時間。
屋内作業の移動時間について，通常の移動時間から 1.5 倍した時間を括弧内に記載している。
有効性評価で，事象発生を起点とし，当該作業が完了する事案として想定している時間。
代替原子炉補機冷却系：代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニット，代替原子炉補機冷却海水ポンプ，及び可搬型代替交流電源設備（電源車）

表 26
事故シーケンス

作業
場所

作業内容
常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備からの受電操作

有効性評価上の作業時間※1
50 分
10 分

屋内

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

低圧代替注水系（常設） 準備操作

30 分

代替原子炉補機冷却系 準備操作

300 分

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
淡水貯水池から防火水槽への補給
準備

有効性評価想定時間に対する成立性

保管場所から作業現場に運搬する可搬型設備

20 分

25 分 (28 分)※2

60 分

事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，移動時間に余裕を含めても有効性評価想定時間内に実施可能である

－

－

5分

5分

70 分

前作業からの継続－

8分(12 分)※2

6分

14 分(18 分)※2

4 時間 15 分
1 時間
3 時間 15 分(4 時間 45 分)※2
(1 時間 30 分)※2

120 分
20 時間

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

1.0.2-104

事象発生 90 分後からの作業を想定しているが，85 分後の別作業終了後から作業着手できるため移動時間に余裕を含めても有効性評価想定時間内に実施可－能である
事象発生 9.5 時間後からの作業を想定しているが，前後に別作業がないため有－効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，移動時間に余裕を含めても有－効性評価想定時間内に実施可能である
事象発生 7.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため－有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9 時間後からの作業を想定しており，それ以前の作業がない要員と別作業終了後の要員で実施する。別作業は有効性評価想定時間に対し十分な余 可搬型代替注水ポンプ
裕時間があるため，本作業も有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため 代替原子炉補機冷却
有効性評価想定に対し十分な余裕時間がある
系※４
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
タンクローリ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9.5 時間後からの作業を想定しているが，前後に別作業がないため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 7.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため－有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9 時間後からの作業を想定しており，それ以前の作業がない要員と別作業終了後の要員で実施する。別作業は有効性評価想定時間に対し十分な余 可搬型代替注水ポンプ
裕時間があるため，本作業も有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある

40 分

60 分

90 分

15 分

55 分

70 分

9 時間

180 分

20 分

115 分

135 分

12 時間

代替原子炉補機冷却系 準備操作

10 時間

20 分

6 時間 40 分

7 時間

20 時間

燃料供給準備

90 分

20 分

57 分

77 分

12 時間

30 分

8分
(12 分)※2

6分

14 分(18 分)※2

10 時間

90 分

15 分

55 分

70 分

9 時間

180 分

20 分

115 分

135 分

12 時間

60 分

5分

35 分

40 分

約 22 時間

事象発生 20 時間後からの作業を想定しているが，12 時間後の別作業終了後から作業着手できるため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある－
タンクローリ－

代替格納容器スプレイ冷却系 準備
操作
淡水貯水池から防火水槽への補給
準備

90 分

20 分

57 分

77 分

12 時間

事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある

－

－

－

－

－

－

30 分

8分
(12 分)※2

6分

14 分(18 分)※2

120 分

淡水貯水池から防火水槽への補給
準備

90 分

15 分

55 分

70 分

9 時間

消防車による防火水槽から復水貯蔵
槽への補給

180 分

20 分

115 分

135 分

12 時間

格納容器ベント 準備操作

60 分

5分

35 分

40 分

約 17 時間

燃料供給準備

90 分

20 分

57 分

77 分

12 時間

燃料供給準備－－屋内 低圧代替注水系（常設） 準備操作

屋外

有効性評価
想定時間※330 分

格納容器ベント 準備操作

ＬＯＣＡ時注水機
能喪失

作業合計時間①＋②

10 分

崩壊熱除去機能喪失
消防車による防火水槽から復水貯蔵（残留熱除去系が槽への補給
屋外
故障した場合）原子炉停止機能喪
失

作業時間
②

50 分

屋外 消防車による防火水槽から復水貯蔵
槽への補給

屋内

重要事故シーケンス毎の現場作業（2／5）

移動時間
①※2
5分
(8 分)※2

事象発生 90 分後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため有－効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 7.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため－有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9 時間後からの作業を想定しており，それ以前の作業がない要員と別作業終了後の要員で実施する。別作業は有効性評価想定時間に対し十分な余 可搬型代替注水ポンプ
裕時間があるため，本作業も有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 15 時間後からの作業を想定しているが，12 時間後の別作業終了後か－ら作業着手できるため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
タンクローリ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある

格納容器バイパス（ イ ン ター フ ェ イス －
－
－
－
－
－
－
システムＬＯＣＡ）※1 有効性評価で，当該作業に要する時間として想定している時間。
※2 屋内作業の移動時間について，通常の移動時間から 1.5 倍した時間を括弧内に記載している。
※3 有効性評価で，事象発生を起点とし，当該作業が完了する事案として想定している時間。
※4 代替原子炉補機冷却系：代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニット，代替原子炉補機冷却海水ポンプ，及び可搬型代替交流電源設備（電源車）

－

－

表 26
事故シーケンス

作業
場所

作業時間
②

10 分

－

低圧代替注水系（常設） 準備操作

30 分

8分
(12 分)※2

代替原子炉補機冷却系 準備操作

300 分

作業内容
常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備からの受電
操作

50 分

屋内

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）※代替循環冷却を使用する場合重大事故

1.0.2-105

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

有効性評価想定時間に対する成立性

保管場所から作業現場に運搬する可搬型設備

60 分

事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，移動時間に余裕を含めても有効性評価想定時間内に実施可能である

－

5分

5分

70 分

前作業からの継続

－

6分

14 分
(18 分)※2

260 分

20 分

その 1：120 分
その 2：30 分

その 1：8 分(12 分)※2
その 2：なし

その 1：52 分
その 2：15 分

その 1：60 分(64 分)※2
その 2：15 分

20 時間
22.5 時間

50 分

10 分

30 分

40 分

60 分

90 分

15 分

55 分

70 分

9 時間

消防車による防火水槽から復水貯蔵
槽への補給

180 分

20 分

115 分

135 分

12 時間

代替原子炉補機冷却系 準備操作

10 時間

20 分

6 時間 40 分

7 時間

20 時間

可搬型代替注水系による原子炉への注水 準備操作

95 分

20 分

75 分

95 分

22 時間

燃料供給準備

90 分

20 分

57 分

77 分

12 時間

50 分

5分
(8 分)※2

20 分

25 分(28 分)※2

60 分

－

5分

5分

70 分

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備からの受電
操作

10 分

低圧代替注水系（常設）準備操作

30 分

格納容器ベント 操作

60 分

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
淡水貯水池から防火水槽への補給
準備

8分(12 分)※2
4分(6 分)※2

6分
5分

14 分
(18 分)※2
9分(11 分)※2

260 分
約 38 時間

50 分

10 分

30 分

40 分

60 分

90 分

15 分

55 分

70 分

9 時間

180 分

20 分

115 分

135 分

12 時間

格納容器ベント 準備操作

60 分

5分

35 分

40 分

約 38 時間

燃料供給準備

90 分

20 分

57 分

77 分

12 時間

屋外 消防車による防火水槽から復水貯蔵
槽への補給

※1
※2
※3
※4

有効性評価
想定時間※320 時間

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
淡水貯水池から防火水槽への補給
準備

屋内作業合計時間①＋②
25 分(28 分)※2

1 時間
4 時間 15 分
3 時間 15 分(1 時間 30 分)※2
(4 時間 45 分)※2

代替循環冷却 準備

屋外

重要事故シーケンス毎の現場作業（3／5）

移動時間
①※2
5分
(8 分)※2

有効性評価上の作業時間※1

事象発生 230 分後からの作業を想定しているが，220 分後の別作業終了後から－作業着手できるため有効性評価想定時間に十分な余裕時間がある
事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，4 時間後の別作業終了後から作業着手できるため有効性評価想定時間までに対し十分な余裕時間がある－
また，20 時間後までの間に代替循環冷却準備操作として 2 時間の操作を想定しているが，それを含めても有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 20 時間後までの作業と 22.5 時間後までの作業を想定している
20 時間後までの作業は，代替原子炉補機冷却系準備作業を含めても有効性評－
価想定時間に十分な余裕時間がある
22.5 時間後までの作業は，20 時間後までの作業終了後から継続して実施できる
ため有効性評価想定時間内に実施可能である
事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，移動時間に余裕を含めても有－効性評価想定時間内に実施可能である
事象発生 7.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため－有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9 時間後からの作業を想定しており，それ以前の作業がない要員と別作業終了後の要員で実施する。別作業は有効性評価想定時間に対し十分な余 可搬型代替注水ポンプ
裕時間があるため，本作業も有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため 代替原子炉補機冷却
有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
系※４
事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため
可搬ホース
有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
タンクローリ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，移動時間に余裕を含めても有－効性評価想定時間内に実施可能である前作業からの継続－

事象発生 230 分後からの作業を想定しているが，220 分後の別作業終了後から－作業着手できるため有効性評価想定時間に十分な余裕時間がある
事象発生 37 時間後の作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため有効－性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，移動時間に余裕を含めても有－効性評価想定時間内に実施可能である
事象発生 7.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため－有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9 時間後からの作業を想定しており，それ以前の作業がない要員と別作業終了後の要員で実施する。別作業は有効性評価想定時間に対し十分な余 可搬型代替注水ポンプ
裕時間があるため，本作業も有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 36 時間後からの作業を想定しているが，12 時間後の別作業終了後か－ら作業着手できるため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
タンクローリ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある

有効性評価で，当該作業に要する時間として想定している時間。
屋内作業の移動時間について，通常の移動時間から 1.5 倍した時間を括弧内に記載している。
有効性評価で，事象発生を起点とし，当該作業が完了する事案として想定している時間。
代替原子炉補機冷却系：代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニット，代替原子炉補機冷却海水ポンプ，及び可搬型代替交流電源設備（電源車）

表 26
事故シーケンス

作業
場所

作業内容

有効性評価上の作業時間※1

格納容器下部注水系 準備

30 分

代替原子炉補機冷却系 準備操作

300 分

重要事故シーケンス毎の現場作業（4／5）

移動時間
①※2
8分
(12 分)※2

作業時間
②
6分

作業合計時間①＋②
14 分(18 分)※2

有効性評価
想定時間※3
1.5 時間

1 時間
4 時間 15 分
3 時間 15 分(1 時間 30 分)※2
(4 時間 45 分)※2

20 時間

その 1：120 分
その 2：30 分

その 1：8 分(12 分)※2
その 2：なし

その 1：52 分
その 2：15 分

その 1：60 分(64 分)※2
その 2：15 分

20.5 時間

淡水貯水池から防火水槽への補給
準備

90 分

15 分

55 分

70 分

9 時間

消防車による防火水槽から復水貯蔵
槽への補給

180 分

20 分

115 分

135 分

12 時間

代替原子炉補機冷却系 準備操作

10 時間

20 分

3 時間 15 分

7 時間

20 時間

燃料供給準備

90 分

20 分

57 分

77 分

12 時間

屋内

代替循環冷却 準備

重大事故

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直
接加熱

屋外

有効性評価想定時間に対する成立性

保管場所から作業現場に運搬する可搬型設備

事象発生 1 時間後からの作業を想定してるが，それ以前の作業は無いため有－効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため有効性評価想定に対し十分な余裕時間がある－
また，20 時間後までの間に代替循環冷却準備操作として 2 時間の操作を想定しているが，それを含めても有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 20 時間後までの作業と 20.5 時間後までの作業を想定している
20 時間後までの作業は，代替原子炉補機冷却系準備作業を含めても有効性－
評価想定時間に十分な余裕時間がある
20.5 時間後までの作業は，20 時間後までの作業終了後から継続して実施できるため有効性評価想定時間内に実施可能である
事象発生 7.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた－
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 9 時間後からの作業を想定しており，それ以前の作業がない要員と別作業終了後の要員で実施する。別作業は有効性評価想定時間に対し十分
可搬型代替注水ポンプ
な余裕時間があるため，本作業も有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため－有効性評価想定に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
タンクローリ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある

1.0.2-106

－

－

－

－

－

－

－

－

－

水素燃焼

－

－

－

－

－

－

－

－

－

溶融炉心・コンクリ
ート相互作用

－

－

－

－

－

－

－

－

－

消防車による防火水槽から使用済
燃料プールへの補給

80 分

20 分

60 分

80 分

12 時間

90 分

15 分

55 分

70 分

12 時間

90 分

20 分

57 分

77 分

12 時間

燃料プール水位低下要因調査及び隔離調査：60 分隔離：30 分

6分
(9 分)※2

5分

11 分(14 分)※2

2.5 時間

消防車による防火水槽から使用済燃料プールへの補給

80 分

20 分

60 分

80 分

12 時間

90 分

15 分

55 分

70 分

12 時間

90 分

20 分

57 分

77 分

12 時間

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

想定事故 1

屋外 淡水貯水池から防火水槽への補給
燃料供給準備屋内想定事故 2屋外 淡水貯水池から防火水槽への補給
燃料供給準備※1※2※3※4

事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
可搬型代替注水ポンプ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた－
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
タンクローリ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 1 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある－
また，2 時間後からの隔離操作は，要因調査から継続して実施することが可能である
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
可搬型代替注水ポンプ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた－
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 10.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
タンクローリ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある

有効性評価で，当該作業に要する時間として想定している時間。
屋内作業の移動時間について，通常の移動時間から 1.5 倍した時間を括弧内に記載している。
有効性評価で，事象発生を起点とし，当該作業が完了する事案として想定している時間。
代替原子炉補機冷却系：代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニット，代替原子炉補機冷却海水ポンプ，及び可搬型代替交流電源設備（電源車）

表 26

重要事故シーケンス毎の現場作業（5／5）

有効性評価上の作業時間※1

移動時間
①※2

作業時間
②

作業合計時間①＋②

有効性評価
想定時間※3

有効性評価想定時間に対する成立性

保管場所から作業現場に運搬する可搬型設備

崩壊熱除去機能喪
残留熱除去系（停止時冷却モード）
屋内
失
運転

30 分

4分
(6 分)※2

1分

5分(7 分)※2

3.5 時間事象発生 2 時間後からの作業を想定しているが，同時刻で対応する中央制御
室側操作想定時間 90 分に対して余裕時間がある－

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

50 分

5分
(8 分)※2

20 分

25 分(28 分)※2

60 分

事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，移動時間に余裕を含めても有効性評価想定時間内に実施可能である－

屋内 常設代替交流電源設備からの受電
操作

10 分

－

5分

5分

70 分

前作業からの継続－

20 時間

事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，前後に別作業がないため有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある－

事象発生 10 分後からの作業を想定しているが，移動時間に余裕を含めても有効性評価想定時間内に対し実施可能である－

事故シーケンス

作業
場所

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

全交流動力電源喪
失

作業内容

1 時間
4 時間 15 分
3 時間 15 分(1 時間 30 分)※2
(4 時間 45 分)※2

代替原子炉補機冷却系 準備操作

300 分

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

50 分

10 分

30 分

40 分

60 分

10 時間

20 分

6 時間 40 分

7 時間

20 時間

屋外 代替原子炉補機冷却系 準備操作
燃料供給準備

1.0.2-107

90 分

20 分

57 分

77 分

20 時間

原子炉冷却剤の流原子炉ウェル水位低下調査及び隔
屋内
出
離

50 分

4分
(6 分)※2

1分

5分(7 分)※2

2 時間

反応度の誤投入

－

－

－

－

－

※1
※2
※3
※4

－

－

事象発生 10 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いため 代替原子炉補機冷却
有効性評価想定に対し十分な余裕時間がある
系※4
事象発生 18.5 時間後からの作業を想定しているが，それ以前の作業は無いた
タンクローリ
め有効性評価想定時間に対し十分な余裕時間がある
事象発生 1 時間後からの作業を想定しているが，1 時間後までの別作業終了－
後から継続して実施するため有効性評価想定時間内に実施可能である

有効性評価で，当該作業に要する時間として想定している時間。
屋内作業の移動時間について，通常の移動時間から 1.5 倍した時間を括弧内に記載している。
有効性評価で，事象発生を起点とし，当該作業が完了する事案として想定している時間。
代替原子炉補機冷却系：代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニット，代替原子炉補機冷却海水ポンプ，及び可搬型代替交流電源設備（電源車）

－

－

表 27

外部起因事象考慮時の対応手順と所要時間（万一，仮復旧が必要な場合）
事故シーケンス：崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）
経過時間（分）10

実施箇所・必要人員数
操作項目

運転員
（中央制御室）
６号
７号

運転員
（現場）
６号
７号

操作の内容
緊急時対策要員（現場）
６号

－

30

40

50

70

60

80

90

100

110

120

130

備考

約60分
ガスタービン発電機による給電開始

７号

・準備・放射線防護具着用
アクセスルート復旧

20

事象発生
原子炉スクラム
約３分 原子炉水位低（レベル２）
プラント状況判断

復旧作業を伴わずに
屋外アクセスルートが確保可能であるが、仮復旧が必要な場合には作業安全を考慮し、要員２人で対応することを原則とする。

１０分

２人

－

・現場移動
・崩壊箇所撤去

９０分

・全給水喪失確認
２人
Ａ,Ｂ

状況判断

原子炉注水操作

常設代替交流電源設備
準備操作（第一ガスタービン発電機）

２人
a.b

－

－

（２人） （２人）
Ａ,Ｂ
a,b

－

－

－

－

・全交流電源喪失確認

10分

・原子炉スクラム・タービン
トリップ確認（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

２人
Ｃ,Ｄ

－

－

－

中央制御室
原子炉隔離時冷却系での注水は、復水移送ポンプによる注水開始を確認するまで実施
原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

２０分

・受電前準備（中央制御室）

－

－

－

・放射線防護装備準備・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認

仮復旧の必要なし（可搬型設備の運搬がなく、崩落想定箇所も通行しない）

10分
20分
10分

・第一ガスタービン発電機給電準備
・第一ガスタービン発電機起動

常設代替交流電源設備
からの受電準備操作

2人
Ｅ,Ｆ
－

－

４人
c,d
e,f
－

－
（２人）
Ｃ,Ｄ

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

－

－

(４人)
c,d
e,f
－

－

20分

10分

・放射線防護装備準備・現場移動
・６号炉 Ｍ／Ｃ（Ｄ）受電準備

50分

・現場移動
・７号炉 Ｍ／Ｃ（Ｃ）（Ｄ）受電準備

50分

30分

・第一ガスタービン発電機運転状態確認
・放射線防護装備準備／装備

－

－

－
－

仮復旧の必要なし（可搬型設備の運搬がなく、崩落想定箇所も通行しない）

10分

・現場移動
・第二ガスタービン発電機状態確認

２人

建屋内作業

40分

・現場移動
・第一ガスタービン発電機運転状態確認（１人） （１人）
Bb

常設代替交流電源設備
からの受電操作

常設代替交流電源設備
からの受電準備操作
常設代替交流電源設備
からの受電操作

低圧代替注水系（常設）
準備操作

－
(2人)
Ｅ,Ｆ

－

－

－

－

（１人） （１人）
Bb－－（１人） （１人）
Ａ
a
－

－

－
－

－

－

(４人)
c,d
e,f

(2人)
Ｅ,Ｆ

－

－

－

－

－

－

－

－

（２人） （２人）
Ｃ,Ｄ
c,d

・６号炉Ｍ／Ｃ（Ｄ）
・６号炉ＭＣＣ（Ｄ）

受電
受電

10分

・７号炉Ｍ／Ｃ（Ｃ）（Ｄ） 受電
・７号炉ＭＣＣ（Ｃ）（Ｄ） 受電

－
(2人)
Ｅ,Ｆ

適宜実施
10分

・Ｍ／Ｃ 受電確認

－

－

10分

・現場移動
・６号炉 Ｍ／Ｃ（Ｃ）受電準備
・6号炉Ｍ／Ｃ（Ｃ）

受電確認

・６号炉Ｍ／Ｃ（Ｃ）
・６号炉ＭＣＣ（Ｃ）

受電
受電

50分
10分
10分

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系ラインアップ
・現場移動
・低圧代替注水系 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

５分

３０分

経過時間（時間）２

実施箇所・必要人員数
操作項目

操作の内容
運転員
（中央制御室）
６号
７号

運転員
（現場）
６号
７号

６号

７号

原子炉注水操作（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

－

－

原子炉急速減圧操作（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

－

－

低圧代替注水系（常設）
注水操作（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

－

－

代替格納容器スプレイ操作（１人） （１人）
Ａa

淡水貯水池から大湊側防火水槽への補給準備

－

－

－

－

緊急時対策要員（現場）

－

－

－

※１，※２

２人※２

－

燃料供給準備

－

－

－

－

※３

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

－

－

－

（２人）

（２人） （２人）
Ｃ,Ｄc,d

代替原子炉補機冷却系
準備操作

－

－
－

－

・低圧注水系

（２人）

13人
（参集）

13人
（参集）

※３，※４

※３，※４

－

－

※３

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

代替原子炉補機冷却系
運転

－

－

－

－

・消防車による復水貯蔵槽への注水準備（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車から接続口），ホース
接続）
・消防車による復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給
・軽油タンクからタンクローリー
への補給

・放射線防護装備準備・現場移動・代替原子炉補機冷却系
現場ラインアップ・放射線防護装備準備・現場移動
・資機材配置及びホース布設、
起動及び系統水張り

※４

※４
（３人）

（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

－

－

・サプレッションプール水冷却モード 起動準備
・サプレッションプール水冷却モード 起動

残留熱除去系 原子炉注水操
作（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

残留熱除去系 サプレッション・
チェンバ・プール水冷却操作（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

－

－

－

－

２人

（

－

－

－

－

22

26

28

備考

中央制御室
原子炉水位確保可能を条件に格納容器スプレイ開始
適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
10分

ア
ク
セ
ス
ル

90
分
10分

【可搬型設備使用】
作業実施までに仮復
旧可能

18０分

ト
復
旧

適宜実施
120分
適宜実施
10分

建屋内作業

300分
ア
ク
セ
ス
ル

10分
１０時間

・軽油タンクからタンクローリー
への補給【可搬型設備使用】
作業実施までに仮復
旧可能

90
分

ト
復
旧

適宜実施
適宜実施

10分
5分

レベル8まで注水後は、適宜原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードの切替えを繰り返し実施

・残留熱除去系 サプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却弁操作

・消防車への給油・電源車への給油

24

レベル８まで注水後は、適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
原子炉水位は「レベル３～レベル８」維持

復ア
旧ク
セ
ス
ル
ト

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

1.0.2-108

適宜
実施

中央制御室

適宜
実施

10分
90
分

ー

燃料給油作業20

注入弁操作・放射線防護装備準備－18・代替原子炉補機冷却系
運転状態監視残留熱除去系
起動操作

燃料供給準備14５分

スプレイ弁操作・電源車への給油

（３人）

－

12

事象発生
約３分 原子炉水位低（レベル２）
約180分 低圧代替注水系 注水準備完了、原子炉急速減圧開始
約222分 原子炉水位 有効燃料棒頂部到達※※シュラウド内水位
約2２９分 低圧代替注水系 原子炉注水開始に基づく時間
約2２４分 原子炉水位 有効燃料棒頂部回復※
約20時間
約５時間 原子炉水位高（レベル８）
サプレッションプール冷却開始
約25時間
格納容器スプレイ停止

注入弁操作

・軽油タンクからタンクローリー
への補給

－

10

ー

－

－

８

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油－

燃料供給準備６ー２人※1

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

・低圧注水系

４

手動停止

・放射線防護装備準備・現場移動・貯水池～防火水槽への系統構成，
ホース水張り・放射線防護装備準備２人－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認
・原子炉隔離時冷却系
・逃がし安全弁 ２弁
手動開放操作

中央制御室及び
建屋内作業

適宜実施

【可搬型設備使用】
作業実施までに仮復
旧可能

８．発電所構外からの要員参集
発電所構外からの要員の参集方法，参集ルートについて，別紙 26 に示す。要員の大多
数は柏崎市及び刈羽村に居住しており，要員の参集手段が徒歩移動のみを想定した場合かつ，正月等の特異日に重大事故等が発生した場合であっても，5 時間以内に参集可能な要員は半数以上（400 名以上）と考えられることから，10 時間以内に外部から発電所へ参集する 6 号炉及び 7 号炉の対応を行う必要な要員※（106 名（1～7 号炉の対応を行う必要な要員は合計 114 名））は確保可能である。
また，発電所構外からの参集ルートは複数あり，柏崎市内から発電所までの参集ルートの近傍には田畑が広がっており，徒歩での移動においては畦道も通行可能と考えており各
自が状況に応じて行動することは可能である。
なお，津波による影響が考えられる場合，被害・影響を受けると思われるエリアを避けたルートにて参集することとしている。
※

必要な要員数については，今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある。

(1) 非常召集の流れ
夜間及び休日に重大事故等が発生した場合に，発電所外にいる緊急時対策要員をすみやかに非常召集するため，「自動呼出・安否確認システム」，「通信連絡手段」等を活用し，要員の非常召集を行う。
新潟県内で震度 6 弱以上の地震が発生した場合には，非常召集連絡がなくても自発的に参集する。
地震等により家族，自宅等が被災した場合や自治体からの避難指示等が出された場合は，家族の身の安全を確保した上で参集する。
参集場所は，基本的には柏崎エネルギーホール又は刈羽寮とするが，発電所からのプラント状況が確実に入手できる場合は，直接発電所へ参集可能とする。
柏崎エネルギーホール又は刈羽寮に参集した要員は，発電所対策本部と非常召集に係る以下の確認，調整を行い，発電所に移動する。
①発電所の状況，召集人数，必要な装備（放射線防護服，マスク，線量計を含む）②召集した要員の確認（人数，体調等）③持参品（通信連絡設備，懐中電灯等）④天候，災害情報（道路状況含む）等⑤参集場所（免震重要棟内緊急時対策所，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
発電所への参集者に対しては，発電所正門に参集場所となる緊急時対策所を掲示することにより，免震重要棟内緊急時対策所若しくは 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所のどちらの施設で活動を実施しているかについて周知する。

1.0.2-109

(2) 非常召集となる要員
発電所対策本部（全体体制）については，発電所員約 1,200 名のうち，約 960 名（平成27 年 9 月現在）が柏崎市又は刈羽村に在住しており，数時間で相当数の要員の非常召集が可能である。

1.0.2-110

９．別紙
別紙 1
(1)
主事象
副事象

アクセスルートへの自然現象の重畳による影響について

地震

地震

津波

降水

積雪

風

竜巻

低温

落雷

火山

森林
火災

生物学
的事象

(1b)

(2b)

(3b)

(4b)

(5b)

(6b)

(7b)

(8b)

(9b)

(10b)

(11b)

(12b)

(13b)

(14b)

(15b)

(16b)

(17b)

(18b)

(19b)

(20b)

(21b)

(22b)

(23b)

(24b)

(25b)

(26b)

(27b)

(28b)

(29b)

(30b)

(31b)

(32b)

(33b)

(34b)

(35b)

(36b)

(37b)

(38b)

(39b)

(40b)

(41b)

(42b)

(43b)

(44b)

(45b)

(46b)

(47b)

(48b)

(49b)

(50b)

(51b)

(52b)

(53b)

(54b)

津波

(1a)

降水

(2a)

(11a)

積雪

(3a)

(12a)

(20a)

風

(4a)

(13a)

(21a)

(28a)

竜巻

(5a)

(14a)

(22a)

(29a)

(35a)

低温

(6a)

(15a)

(23a)

(30a)

(36a)

(41a)

落雷

(7a)

(16a)

(24a)

(31a)

(37a)

(42a)

(46a)

火山

(8a)

(17a)

(25a)

(32a)

(38a)

(43a)

(47a)

(50a)

(9a)

(18a)

(26a)

(33a)

(39a)

(44a)

(48a)

(51a)

(53a)

(10a)

(19a)

(27a)

(34a)

(40a)

(45a)

(49a)

(52a)

(54a)

森林
火災
生物学
的事象

(55b)
(55a)

【凡例】
（0）○ × △⇒主事象○×副事象△の順で記載。主事象○及び副事象△の重畳により増長する荷重の影響を受け，単独事象より機能喪失する可能性が高まる場合，下記項目についてその内容を記載する。主事象○と副事象△の相関性がない場合は，副事象はプラント供用期間中に発生する可能性がある規模を想定し，主事象は設計基準を超えた場合までを想定する。相関性があると考えられる場合は主事象・副事象ともに，設計基準を超えた場合までを想定する。
保管場所の耐性：

保管場所にある重大事故等対処設備が，重畳荷重等により機能喪失する可能性について記載する。

作業環境：

保管場所での各種作業や，段差復旧，除雪・除灰等の屋外作業を行う場合の環境について記載する。

屋外ルート：

屋外アクセスルートについて段差復旧，除雪・除灰等の屋外作業を行う場合の環境について記載する。

屋内ルート：

建屋に対する荷重影響について記載する。

1.0.2-111

（1a）地震 × 津波（1b）津波 × 地震
※相関性があるため，主事象と副事象の区別が不要
保管場所の耐性：
作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（2a）地震 ×

降水

保管場所の耐性：

作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（2b）降水 ×

作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（3b）積雪 ×

降水により地滑りが発生しやすい状況になりえる。高台に保管している重大事
故等対処設備が機能喪失しても設計基準事故対処設備については機能を維持する。また，重大事故等対処設備は 2 箇所の高台に分散配置されているため，同時に機能喪失することは考えにくい。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
建屋内のため影響なし。排水設備が地震で損壊し，建屋屋上に滞留水が生じても全ての排水設備が詰まることは考えにくい。

積雪

保管場所の耐性：
作

降水により地滑りが発生しやすい状況になりえる。高台に保管している重大事
故等対処設備が機能喪失しても設計基準事故対処設備については機能を維持する。また，重大事故等対処設備は 2 箇所の高台に分散配置されているため，同時に機能喪失することは考えにくい。
降水時に段差等の整地作業を行う必要があるため，作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
降水時に段差等の整地作業を行う必要があるため，作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
建屋内のため影響なし。排水設備が地震で損壊し，建屋屋上に滞留水が生じても全ての排水設備が詰まることは考えにくい。

地震

保管場所の耐性：（3a）地震 ×

設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
サブルートが通行不能となる可能性があるが，その場合も荒浜側高台保管場所の西側アクセスルート（以下，単に「高台西側アクセスルート」という）については通行可能となる。地震による段差や津波による瓦礫が生じた場合は，ホイールローダ等の重機で対応する。
耐震性のある浸水対策を施してあるため，影響なし。

重大事故等対処設備上に堆積した積雪は除雪を行うため，地震時に影響が生じることはない。
設計基準を超える地震の場合，除雪に加えて段差の整地作業が輻輳するため作業量が増加するものの，作業不能となることは考えにくい
設計基準を超える地震の場合，除雪に加えて段差の整地作業が輻輳するため作業量が増加するものの，作業不能となることは考えにくい。
建屋に対する荷重は増長するが，影響なし。

地震

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：荷重は増長するが，影響なし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
建屋に対する荷重は増長するが，影響なし。

1.0.2-112

（4a）地震 ×

風

保管場所の耐性：

作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（4b）風 ×

地震

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（5a）地震 ×

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（5b）竜巻 ×作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

地震

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：」（7a）地震 ×

地震の加振力と風圧が同時に作用した場合は横転の可能性があるが，重畳が発生するとしても瞬時の事象であり，作用する力のベクトルも考慮に入れると発生頻度は極めて低い。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

低温

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（6b）低温 ×

地震の加振力と風圧が同時に作用した場合は横転の可能性があるが，重畳が発生するとしても瞬時の事象であり，作用する力のベクトルも考慮に入れると発生頻度は極めて低い。
設計基準を超える地震の場合，竜巻飛散物の除去作業と段差の整地作業が輻輳するため作業量が増加するものの，対応は可能である。
設計基準を超える地震の場合，竜巻飛散物の除去作業と段差の整地作業が輻輳するため作業量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

地震

保管場所の耐性：（6a）地震 ×

地震の加振力と風圧が同時に作用した場合は横転の可能性があるが，重畳が発生するとしても瞬時の事象であり，作用する力のベクトルも考慮に入れると発生頻度は極めて低い。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
建屋に対する荷重は増長する可能性があるが，影響なし。

竜巻

保管場所の耐性：作

地震の加振力と風圧が同時に作用した場合は横転の可能性があるが，重畳が発生するとしても瞬時の事象であり，作用する力のベクトルも考慮に入れると発生頻度は極めて低い。
設計基準を超える地震の場合，強風中に段差の整地作業を行うため，作業時間が増加する可能性があるものの，作業不能となることは考えにくい。
設計基準を超える地震の場合，強風中に段差の整地作業を行うため，作業時間が増加する可能性があるものの，作業不能となることは考えにくい。
建屋に対する荷重は増長する可能性があるが，影響なし。

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

落雷

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
段差等の整地作業を行う必要があるため，落雷警報発生時を避け対応する。
設計基準を超える地震の場合，段差の整地作業をするため重機を使用して屋外作業を行うが，落雷警報発生時を避け対応する。
増長する影響モードなし。

1.0.2-113

（7b）落雷 ×

地震

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（8a）地震 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

火山

保管場所の耐性：
作

業

環

境

重大事故等対処設備上に堆積した火山灰は除灰を行うため，地震時に影響が生じることはない。
設計基準を超える地震の場合，除灰と段差の整地作業が輻輳するため作業量が増加するものの，対応は可能である。
設計基準を超える地震の場合，除灰と段差の整地作業が輻輳するため作業量が増加するものの，対応は可能である。
建屋に対する荷重は増長するが，影響なし。

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（8b）火山 ×

地震

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（9a）地震 ×

森林火災

保管場所の耐性：

作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（9b）森林火災

×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（10a）地震 ×

重大事故等対処設備上に堆積した火山灰は除灰を行うため，地震時に影響が生じることはない。
増長する影響モードなし。
火山の単独事象に包絡。（地震影響がない方のルートの除灰作業を優先する。）
建屋に対する荷重は増長するが，影響なし。

増長する影響モードなし。（設計基準を超える地震の場合，防火帯が崩れ，発電所内に延焼する可能性がある。重大事故等対処設備の移動により対応する場
合，高台より西側（海側）のアクセスルート」を使用する。）
設計基準を超える地震の場合，重大事故等対処設備の移動と段差の整地作業が輻輳するため作業量が増加するものの，対応は可能である。
高台より西側（海側）のアクセスルートを使用する。設計基準を超える地震の場合，延焼を食い止め，アクセスルートを確保するため，消火活動が必要となる。また，段差の整地作業もあり，作業が輻輳するため作業量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

地震
設計基準を超える森林火災の場合，防火帯を超えて発電所内に延焼する可能性がある。重大事故等対処設備を移動する必要がある場合は，高台西側アクセス
ルートを使用する。
増長する影響モードなし。
高台保管場所より西側（海側）のアクセスルートを使用する。
増長する影響モードなし。

生物学的事象保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（10b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

×

地震

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

1.0.2-114

（11a）津波 ×

降水

保管場所の耐性：
作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（11b）降水 ×

津波

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（12a）津波 ×

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（12b）積雪 ×

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（13b）風 ×（14a）津波 ×

環

境

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

竜巻

保管場所の耐性：業

設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
津波の瓦礫と風の飛散物の重畳により作業量が増加するものの，作業不能となることは考えにくい。
増長する影響モードなし。

津波

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：作

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

風

保管場所の耐性：
作設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
除雪と津波の瓦礫撤去作業が輻輳するため作業量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

津波

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（13a）津波 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
浸水対策をしているため，影響なし。

積雪

保管場所の耐性：
作設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波の場合，降水中に瓦礫の撤去作業を行う必要があるため，作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
浸水対策をしているため，影響なし。

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
津波の瓦礫と竜巻飛散物の重畳により作業量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

1.0.2-115

（14b）竜巻 ×

津波

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（15a）津波 ×

低温

保管場所の耐性：
作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（15b）低温 ×

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（16b）落雷 ×

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（17b）火山 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

火山

保管場所の耐性：
作設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波の場合，瓦礫を撤去するため重機を使用して屋外作業を行うが，落雷警報発生時を避け対応する。
増長する影響モードなし。

津波

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（17a）津波 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

落雷

保管場所の耐性：
作設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波の場合，瓦礫を撤去するため重機が必要であるが，低温
事象は気象予報により想定可能なため，暖機運転等適切に対処することができる。
増長する影響モードなし。

津波

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（16a）津波 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波の場合，除灰と津波の瓦礫撤去作業が輻輳するため作業量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

津波

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

1.0.2-116

（18a）津波 ×

森林火災

保管場所の耐性：
作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（18b）森林火災

×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（19a）津波 ×

業

環

境

津波
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
高台より西側（海側）のアクセスルートを使用する。
増長する影響モードなし。

生物学的事象保管場所の耐性：
作設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
高台より西側（海側）のアクセスルートを使用する。
増長する影響モードなし。

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
設計基準を超える津波を仮定しても，高台まで浸水することは現実的には考えにくいため，増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

（19b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（20a）降水 ×

積雪

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（20b）積雪 ×

津波（積雪後の降水）

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
建屋に対する荷重は増長するが，影響なし。

降水

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（21a）降水 ×

×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

（積雪後の降水）

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
建屋に対する荷重は増長するが，影響なし。

風

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
降水時に風の飛散物の撤去作業を行う必要があるため作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
降水時に風の飛散物の撤去作業を行う必要があるため作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
増長する影響モードなし。

1.0.2-117

（21b）風 ×

降水

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（22a）降水 ×

竜巻

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（22b）竜巻 ×屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。（低温，積雪の各単独事象に包絡）増長する影響モードなし。（低温，積雪の各単独事象に包絡）増長する影響モードなし。（低温，積雪の各単独事象に包絡）増長する影響モードなし。

落雷

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（24b）落雷 ×

増長する影響モードなし。（積雪の単独事象に包絡）増長する影響モードなし。（積雪の単独事象に包絡）増長する影響モードなし。（積雪の単独事象に包絡）増長する影響モードなし。

降水

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（24a）降水 ×

増長する影響モードなし。
竜巻通過後，降水中に竜巻飛散物の撤去作業を行う必要があるため作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
竜巻通過後，降水中に竜巻飛散物の撤去作業を行う必要があるため作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
増長する影響モードなし。

低温

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（23b）低温 ×

増長する影響モードなし。
竜巻通過後，降水中に竜巻飛散物の撤去作業を行う必要があるため作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
竜巻通過後，降水中に竜巻飛散物の撤去作業を行う必要があるため作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。
増長する影響モードなし。

降水

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：（23a）降水 ×

増長する影響モードなし。
降水時に風の飛散物の撤去作業を行う必要があるため作業効率が低下するものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。気象予報により屋外での作業が困難なレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
降水時に風による飛散物の撤去作業を行う必要があるため作業効率が低下する
ものの，全く作業ができなくなることは考えにくい。気象予報により屋外での作業が困難なレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
増長する影響モードなし。

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

降水

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

1.0.2-118

（25a）降水 ×

火山

保管場所の耐性：
作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（25b）火山 ×

降水

保管場所の耐性：
作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（26a）降水 ×

×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（27a）降水 ×

影響が緩和される組み合わせのため，それぞれ単独事象に包絡。
影響が緩和される組み合わせのため，それぞれ単独事象に包絡。
影響が緩和される組み合わせのため，それぞれ単独事象に包絡。
影響が緩和される組み合わせのため，それぞれ単独事象に包絡。

降水
影響が緩和される組み合わせのため，それぞれ単独事象に包絡。
影響が緩和される組み合わせのため，それぞれ単独事象に包絡。
影響が緩和される組み合わせのため，それぞれ単独事象に包絡。
影響が緩和される組み合わせのため，それぞれ単独事象に包絡。

生物学的事象保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（27b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（28a）積雪 ×

湿分を吸収することにより，火山灰の荷重が増長するが，除灰するため影響なし。
重大事故等対処設備上の火山灰の撤去等，重機を用いない除灰作業の負担が増加するものの，湿潤状態の火山灰を想定した除灰体制とするため，影響なし。
重機で除灰するため影響なし。ただし，降水の影響が強い場合は斜面で泥流のような状況になりえるため，降水が弱まるまで作業不可能。降水の状況を見極めて対応する。
建屋に対する荷重は増長するが，影響なし。

森林火災

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（26b）森林火災

湿分を吸収することにより，火山灰の荷重が増長するが，除灰するため影響なし。
重大事故等対処設備上の火山灰の撤去等，重機を用いない除灰作業の負担が増加するものの，湿潤状態の火山灰を想定した除灰体制とするため，影響なし。
重機で除灰するため影響なし。ただし，降水の影響が強い場合は斜面で泥流のような状況になりえるため，降水が弱まるまで作業不可能。降水の状況を見極めて対応する。
建屋に対する荷重は増長するが，影響なし。

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

×

降水

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

風

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
除雪作業と風の飛散物撤去作業が必要であり作業物量が増加するが，対応は可能である。
除雪作業と風の飛散物撤去作業が必要であり作業物量が増加するが，複数ルー
トのうち，飛散物の影響が少ないルートを選択して除雪することにより対応は可能である。
増長する影響モードなし。

1.0.2-119

（28b）風 ×

積雪

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（29a）積雪 ×

竜巻

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（29b）竜巻 ×屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（気象予報を踏まえ，低温が想定される場合は，重機等を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。（気象予報を踏まえ，低温が想定される場合は，重機等を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。

落雷

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（31b）落雷 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（気象予報を踏まえ，低温が想定される場合は，重機等を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。（気象予報を踏まえ，低温が想定される場合は，重機等を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。

積雪保管場所の耐性：作 業 環 境 ：（31a）積雪 ×

増長する影響モードなし。
除雪作業と竜巻飛散物撤去作業が必要であり，竜巻の単独事象の場合より作業物量が増加するものの，対応は可能である。
除雪作業と竜巻飛散物撤去作業が必要であり，竜巻の単独事象の場合より作業物量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

低温

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：（30b）低温 ×

増長する影響モードなし。
除雪作業と竜巻飛散物撤去作業が必要であり，積雪単独事象の場合より作業物量が増加するものの，対応は可能である。
除雪作業と竜巻飛散物撤去作業が必要であり，積雪単独事象の場合より作業物量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

積雪保管場所の耐性：作 業 環 境 ：（30a）積雪 ×

増長する影響モードなし。
除雪作業と風の飛散物撤去作業が必要であり作業物量が増加するが，対応は可能である。気象予報により屋外での作業が困難なレベルの強風が想定される場
合はプラントを停止する。
除雪作業と風の飛散物撤去作業が必要であり作業物量が増加するが，複数ルー
トのうち，飛散物の影響が少ないルートを選択して除雪することにより影響は限定的。気象予報により屋外での作業が困難なレベルの強風が想定される場合
はプラントを停止する。
増長する影響モードなし。

増長する影響モードなし。
落雷の発生状況を踏まえて除雪を実施。落雷の発生期間は短いと想定。
落雷の発生状況を踏まえて除雪を実施。落雷の発生期間は短いと想定。
増長する影響モードなし。

積雪保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
落雷の発生状況を踏まえて除雪を実施。落雷の発生期間は短いと想定。
落雷の発生状況を踏まえて除雪を実施。落雷の発生期間は短いと想定。
増長する影響モードなし。

1.0.2-120

（32a）積雪 ×

火山

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（32b）火山 ×

積雪

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（33a）積雪 ×（33b）森林火災

×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（34a）積雪 ×（34b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：環積雪
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

×

積雪

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

竜巻

保管場所の耐性：
業

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

生物学的事象保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：作

除雪・除灰の作業量が増加するものの，対応は可能である。
除雪・除灰の作業量が増加するものの，対応は可能である。
除雪・除灰の作業量が増加するものの，対応は可能である。
建屋にかかる荷重が増加。除雪・除灰にて対応。

森林火災

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（35a）風 ×

除雪・除灰の作業量が増加するものの，対応は可能である。
除雪・除灰の作業量が増加するものの，対応は可能である。
除雪・除灰の作業量が増加するものの，対応は可能である。
建屋にかかる荷重が増加。除雪・除灰にて対応。

境：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：横転等により機能喪失する可能性が増加するが，竜巻の影響は局所的。（高台
保管場所は位置的分散がされており 2 箇所ある）
風と竜巻の飛散物撤去作業が必要であり作業物量が増加するが，対応は可能である。気象予報により屋外での作業が困難なレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
風と竜巻の飛散物撤去作業が必要であり作業物量が増加するが，対応は可能である。気象予報により屋外での作業が困難なレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
建屋に作用する荷重は増長するが，影響なし。

1.0.2-121

（35b）竜巻 ×

風

保管場所の耐性：
作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（36a）風 ×

低温

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（36b）低温 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

落雷

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（37b）落雷 ×

増長する影響モードなし。
風の飛散物を撤去する場合は落雷を避けて作業を実施する必要があるが，ルートは複数あるため，飛散物のない／少ないルートを選択する。気象予報を踏まえ，屋外作業ができないレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
風の飛散物を撤去する場合は落雷を避けて作業を実施する必要があるが，ルートは複数あるため，飛散物のない／少ないルートを選択する。気象予報を踏まえ，屋外作業ができないレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
増長する影響モードなし。

風

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（38a）風 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

風

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（37a）風 ×

横転等により機能喪失する可能性が増加するが，竜巻の影響は局所的。（高台
保管場所は位置的分散がされており 2 箇所ある）
風と竜巻の飛散物撤去作業が必要であり作業物量が増加するが，対応は可能である。
風と竜巻の飛散物撤去作業が必要であり作業物量が増加するが，対応は可能である。
建屋に作用する荷重は増長するが，影響なし。

増長する影響モードなし。
風の飛散物を撤去する場合は落雷を避けて作業を実施する必要があるが，ルートは複数あるため，飛散物のない／少ないルートを選択する。
風の飛散物を撤去する場合は落雷を避けて作業を実施する必要があるが，ルートは複数あるため，飛散物のない／少ないルートを選択する。
増長する影響モードなし。

火山

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（38b）火山 ×

増長する影響モードなし。
強風を避けて除灰を実施する必要がある。気象予報を踏まえ，屋外作業ができないレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
強風を避けて除灰を実施する必要がある。気象予報を踏まえ，屋外作業ができないレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
増長する影響モードなし。

風

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
強風を避けて除灰を実施する必要がある。
強風を避けて除灰を実施する必要がある。
増長する影響モードなし。

1.0.2-122

（39a）風 ×

森林火災

保管場所の耐性：

作

業

環

境

：

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（39b）森林火災

×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（40a）風 ×

火線強度が増長する。防火帯は一定の裕度を有しているが，防火帯を越えて延焼する可能性がある。防火帯の設計想定以上の強風でかつ，森林火災が発生した場合は重大事故等対処設備を移動する。気象予報を踏まえ，移動作業もできないレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
強風の場合は重大事故等対処設備を移動する。気象予報を踏まえ，移動作業もできないレベルの強風が想定される場合はプラントを停止する。
高台より西側（海側）のアクセスルート，サブルートを移動する。防火帯を越えて延焼してきた場合でも，プラント周辺は非植生のため，消火活動と踏まえて対応。
プラント周辺は非植生のため，影響なし。

風
火線強度が増長する。防火帯は一定の裕度を有しているが，防火帯を越えて延焼する可能性がある。
増長する影響モードなし。
高台より西側（海側）のアクセスルート，サブルートを移動する。防火帯を越えて延焼してきた場合でも，プラント周辺は非植生のため，消火活動と踏まえて対応。
プラント周辺は非植生のため，影響なし。

生物学的事象保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（40b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（41a）竜巻 ××

風

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

低温

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（41b）低温 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（竜巻通過後に飛散物の撤去作業を実施）
増長する影響モードなし。（竜巻通過後に飛散物の撤去作業を実施）
増長する影響モードなし。

竜巻

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（竜巻通過後に飛散物の撤去作業を実施）
増長する影響モードなし。（竜巻通過後に飛散物の撤去作業を実施）
増長する影響モードなし。

（42a）竜巻 × 落雷（42b）落雷 × 竜巻
※保守的に相関性があるものと仮定するため，主事象と副事象の区別が不要。
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
竜巻飛散物を撤去する場合は落雷を避けて作業を実施する必要があるが，ルートは複数あるため，飛散物のない／少ないルートを選択する。
竜巻飛散物を撤去する場合は落雷を避けて作業を実施する必要があるが，ルートは複数あるため，飛散物のない／少ないルートを選択する。
増長する影響モードなし。

1.0.2-123

（43a）竜巻 ×

火山

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（43b）火山 ×

竜巻

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（44a）竜巻 ×屋 内 ル ー ト ：×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（45a）竜巻 ×

増長する影響モードなし。（風速が上昇するものの影響は限定的）増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（森林火災の影響を受けない高台より西側（海側）のアクセスルート又はサブルート上の竜巻飛散物を撤去して使用する。）
増長する影響モードなし。

竜巻
増長する影響モードなし。（風速が上昇するものの影響は限定的）増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（森林火災の影響を受けない高台西側アクセスルー
ト又はサブルート上の竜巻飛散物を撤去して使用する。）
増長する影響モードなし。

生物学的事象保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（45b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（46a）低温 ×

増長する影響モードなし。
竜巻飛散物の撤去作業と火山灰の除灰が必要であり，作業量が増加するものの，対応は可能である。
竜巻飛散物の撤去作業と火山灰の除灰が必要であり，作業量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

森林火災

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：（44b）森林火災

増長する影響モードなし。
竜巻飛散物の撤去作業と火山灰の除灰が必要であり，作業量が増加するものの，対応は可能である。
竜巻飛散物の撤去作業と火山灰の除灰が必要であり，作業量が増加するものの，対応は可能である。
増長する影響モードなし。

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

×竜巻

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

落雷

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（気象予報，落雷警報等を踏まえ，重大事故等対処
設備を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。（気象予報，落雷警報等を踏まえ，重大事故等対処
設備を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。

1.0.2-124

（46b）落雷 ×

低温

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（47a）低温 ×

火山

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（47b）火山 ×

屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（49a）低温 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（気象予報を踏まえ，重大事故等対処設備を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。（気象予報を踏まえ，重大事故等対処設備を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。

森林火災

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（48b）森林火災

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（気象予報を踏まえ，重大事故等対処設備を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。（気象予報を踏まえ，重大事故等対処設備を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。

低温

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：（48a）低温 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（気象予報，落雷警報等を踏まえ，重大事故等対処
設備を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。（気象予報，落雷警報等を踏まえ，重大事故等対処
設備を暖機運転する。）
増長する影響モードなし。

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

低温増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

生物学的事象保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（49b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

×

低温

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

1.0.2-125

（50a）落雷 ×

火山

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（50b）火山 ×

落雷

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（51a）落雷 ×

×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（52a）落雷 ×（52b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：落雷
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

×

落雷

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

森林火災

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（53b）森林火災

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

生物学的事象保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（53a）火山 ×

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（落雷の状況を踏まえ，除灰を実施。降灰の期間に対し落雷の期間は短期間であると考えられる。）
増長する影響モードなし。（落雷の状況を踏まえ，除灰を実施。降灰の期間に対し落雷の期間は短期間であると考えられる。）
増長する影響モードなし。

森林火災

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（51b）森林火災

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。（落雷の状況を踏まえ，除灰を実施。降灰の期間に対し落雷の期間は短期間であると考えられる。）
増長する影響モードなし。（落雷の状況を踏まえ，除灰を実施。降灰の期間に対し落雷の期間は短期間であると考えられる。）
増長する影響モードなし。

×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

火山
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

1.0.2-126

（54a）火山 ×

生物学的事象保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（54b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（55a）森林火災

×

保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：（55b）生物学的事象
保管場所の耐性：作 業 環 境 ：屋 外 ル ー ト ：屋 内 ル ー ト ：増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

×

火山

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

生物学的事象増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

×

森林火災

増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。
増長する影響モードなし。

1.0.2-127

別紙 2
(2)

平成 19 年（2007 年）新潟県中越沖地震時の被害状況について

１．中越沖地震の概要
平成 19 年 7 月 16 日午前 10 時 13 分頃，新潟県中越沖において，大きな地震が発生し，新潟県と長野県で最大震度 6 強を観測した他，北陸地方を中心に東北地方から近畿・中国地方にかけて広い範囲で地震動が観測された。気象庁発表によれば，マグニチュードは6.8，震源深さは 17 ㎞である。柏崎刈羽原子力発電所は，震央距離 16 ㎞，震源距離約 23㎞に位置し，地震発生により大きな地震動を受けた。
２．中越沖地震時の被害状況
中越沖地震時に発電所構内で確認された被害のうち，屋外のアクセスルートに関わる斜面及び道路の被害状況について次頁以降に示す。

1.0.2-1282．1

斜面の被害状況

発電所構内の斜面について，大規模な斜面崩壊は確認されなかった。比較的大きな被害としては，土捨場北側斜面及び大湊側高台保管場所西側斜面において，部分的な表層の肌落ちが生じた。これらの斜面については，地震後の復旧として，肌落ち箇所の表層を取り除くとともに，地震前よりも緩勾配に整形した。

②①

土捨場北側斜面（遠景）

近景部分

大湊側高台保管場所西側斜面（遠景）①②

土捨場北側斜面（近景）
図1

大湊側高台保管場所西側斜面（近景）

斜面の被害箇所及びその状況

1.0.2-1292．2

道路の被害状況

埋設物等境界部における段差の発生
地中埋設構造物及び地盤改良部と埋戻部等との境界部において段差が確認され，その沈下
量は建屋付近を除く一般部において，埋戻し土厚さの体積ひずみ 1％程度であり，アクセス性に支障を及ぼすような段差は限定的であった。
なお，1 号炉補機取水路付近はアクセス性に支障を及ぼすような段差が確認されたものの，今回の屋外アクセスルートに設定していない。
万一，地震時に同様なアクセス性に支障を及ぼすような段差が発生したとしても，事前対策（砕石のストック等）を実施するとともに，重機を用いてアクセスルートを復旧し（詳細は別紙 11 参照），車両が徐行運転をすることでアクセス可能である。

撮影方向※平成 19 年 12 月 25 日合同ＷＧ資料に加筆
図 2 2 号炉，3 号炉間道路の被災状況

1.0.2-130

撮影方向※平成 19 年 12 月 25 日合同ＷＧ資料に加筆
図 3 1 号炉南側の被災状況

撮影箇所・方向

１号炉
T/B

２号炉
T/B

１号炉
R/B

２号炉
R/B

図 4 1 号炉補機取水路付近の被災状況（アクセス性に支障がある段差）

1.0.2-131

地山と埋戻部との境界部における被災状況
建設時の掘削線（地表面）に沿って亀裂が確認されたものの，アクセス性に支障を及ぼす
ような段差は生じなかった。

※平成 19 年 12 月 25 日合同ＷＧ資料より
図 5 4 号炉東側の被災状況

1.0.2-132

別紙 3(3) 可搬型設備の接続箇所及び仕様について（１） 可搬型設備接続箇所の考え方
可搬型設備のうち原子炉建屋の外から水又は電力を供給するものの接続口については，
設置許可基準規則第 43 条第 3 項第 3 号の要求より，共通要因によって接続することができなくなることを防止するため，接続口を複数箇所に設けるとともに，一つの接続口につき一つの機能としている。
その他の可搬型設備の接続口については，必要な容量を確保することのできる数を設けた上で，設備の信頼度等を考慮し，必要に応じて自主的に予備を確保する。
可搬型設備の建屋接続口の一覧を表 1～4 に，可搬型設備の配置図（全体概要）を図 2に，建屋接続場所等を図 3，図 4 に示す。
表1

可搬型設備のうち原子炉建屋の外から水又は電力を供給するもの（6 号炉）
可搬型設備名称

口数

接続方法

仕様

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＣＳＰ接続口（大容量注水用）

2 箇所（R/W 建屋東，西）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＣＳＰ接続口

1 箇所（R/W 建屋西）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＣＳＰ接続口（可搬式用）

2 箇所（R/W 建屋東，西）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）
・ウェル接続口

2 箇所（R/B 南，北）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＭＵＷＣ接続口

2 箇所（R/B 東，南）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＭＵＷＣ接続口（可搬式）

2 箇所（R/B 東，南）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＳＦＰ接続口

2 箇所（R/B 東，北）

カプラー

75Ａ

可搬型代替交流電源設備（電源車）

2 箇所（R/B 南，北）

貫通口

175Ａ

口数

接続方法

仕様

3 箇所
（R/B 南，C/B 北，南）

圧縮端子接続
（羽子板）

－

3 箇所
（T/B 西，南，北）

フランジ

250Ａ

可搬型窒素供給装置（格納容器圧力逃がし装置用）

1 箇所（R/B 東）カプラー

25Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）（格納容器圧力逃がし装置スクラバ用）

1 箇所（FVCS 南）

カプラー

75Ａ

表2

その他の可搬型設備

可搬型設備名称
直流給電車
代替原子炉補機冷却系

1.0.2-133（6 号炉）

表3

可搬型設備のうち原子炉建屋の外から水又は電力を供給するもの
可搬型設備名称（7 号炉）

口数

接続方法

仕様

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＣＳＰ接続口（大容量注水用）

2 箇所（R/W 建屋東，西）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＣＳＰ接続口

1 箇所（R/W 建屋西）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＣＳＰ接続口（可搬式用）

2 箇所（R/W 建屋東，西）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）
・ウェル接続口

2 箇所（R/B 東，南）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＭＵＷＣ接続口

2 箇所（R/B 南，北）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＭＵＷＣ接続口（可搬式）

2 箇所（R/B 東，南）

カプラー

75Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）・ＳＦＰ接続口

2 箇所（R/B 東，北）

カプラー

75Ａ

可搬型代替交流電源設備（電源車）

2 箇所（R/B 南，北）

貫通口

175Ａ

口数

接続方法

仕様

3 箇所
（R/B 南，C/B 北，南）

圧縮端子接続
（羽子板）

－

2 箇所
（T/B 西，南）

フランジ

250Ａ

可搬型窒素供給装置（格納容器圧力逃がし装置用）

1 箇所（R/B 南）カプラー

25Ａ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）（格納容器圧力逃がし装置スクラバ用）

1 箇所（FVCS 南）

カプラー

75Ａ

表4

その他の可搬型設備

可搬型設備名称
直流給電車
代替原子炉補機冷却系

1.0.2-134（7 号炉）

カプラー接続

圧縮端子接続貫通口

フランジ接続（例示）

図1

可搬型設備の接続方法

1.0.2-135

1.0.2-136
図2

可搬型設備

配置図（全体概要）

1.0.2-137
図 3 6 号炉可搬型設備

建屋接続口及び仕様

1.0.2-138
図 4 7 号炉可搬型設備

建屋接続口及び仕様

別紙 4
(4)

淡水及び海水取水場所について

屋外アクセスルートに近接し，利用可能な淡水及び海水取水場所について，以下に示す。
(1) 淡水取水場所
淡水取水場所は，図 1 に示すとおり防潮堤の内側に防火水槽を 3 箇所確保している。
このうち，①，②の 2 箇所の防火水槽については，淡水貯水池から水供給が可能である。
①No.14 防火水槽（淡水貯水池から水供給可能）②No.15 防火水槽（淡水貯水池から水供給可能）③No.17 防火水槽
(2) 海水取水場所
海水取水場所は，図 1 に示すとおり防潮堤内側の 6 号炉及び 7 号炉のタービン建屋西側の取水路にそれぞれ 3 箇所確保している。
①6 号炉取水路②7 号炉取水路
なお，参考として敷地内で利用可能な水源の配置状況等を図 2 に示す。

1.0.2-139

1.0.2-140図1

淡水及び海水取水場所

1.0.2-141
図 2－1

その他の淡水及び海水取水場所

1.0.2-142
図 2－2

その他の淡水及び海水取水場所（拡大図）

別紙 5
(5)

鉄塔基礎の安定性について

１．概要
経済産業省原子力安全・保安院指示文書「原子力発電所の外部電源の信頼性確保について（指示）」（平成 23・04・15 原院第 3 号）に基づき鉄塔敷地周辺の地盤変状の影響による二次的被害の要因である盛土崩壊や地すべり，急傾斜地の土砂崩壊の影響を評価し，抽出した鉄塔について，地質専門家による現地踏査結果を踏まえ，基礎の安定性に影響がないことを確認した。

【鉄塔基礎安定性評価項目】
崩壊① 盛土の崩壊盛土【リスク】 盛土の崩壊に伴う土塊の流れ込みによる鉄塔傾斜，倒壊→ 送電鉄塔近傍に大規模な盛土がある箇所を抽出し，リスク評価をする。
② 地すべり【リスク】鉄塔を巻込んだ地すべりによる鉄塔傾斜，倒壊→ 地滑り防止地区，地滑り危険箇所，地滑り
地形分布図をもとに地滑り箇所を抽出し，リスク評価をする。

地すべり③ 急傾斜地の崩壊【リスク】逆Ｔ字型基礎における地盤崩壊による鉄塔傾斜，倒壊→ 急傾斜地（３０度以上）で土砂崩壊が発生する可能性がある箇所を抽出し，リスクを評価する。

逆Ｔ基礎
崩壊

⊿30°以上「原子力発電所及び再処理施設の外部電源における送電鉄塔基礎の安定性評価について」（平成 24 年 2 月 17 日報告）より抜粋

1.0.2-143

２．現地踏査基数と対策必要箇所
柏崎刈羽原子力発電所の外部電源線において，鉄塔敷地周辺の地盤変状の影響による二次的被害の影響を評価し，抽出した鉄塔について現地踏査結果を踏まえ，基礎の安定性に影響がないことを確認した。

線路名

鉄塔基数

500kV 新新潟幹線
500kV 南新潟幹線
東北電力(株)殿154kV 荒浜線
合計

現地踏査基数

対策必要基数

盛土

地すべり

急傾斜地

214 基
201 基

1基
3基

28 基
33 基

25 基
0基

0基
0基

26 基

0基

2基

2基

0基

441 基

4基

63 基

27 基

0基

「原子力発電所及び再処理施設の外部電源における送電鉄塔基礎の安定性評価について」（平成 24 年 2 月 17 日報告）より抜粋

３．送電鉄塔基礎の補強について
新新潟幹線 No.1 及び南新潟幹線 No.1 の送電鉄塔については，自主的に，脚間不同変位を抑制するため，鉄塔敷地内をコンクリートで舗装し，脚間隔を確保する対策を実施すること
で信頼性向上を図っている。

南新潟幹線 No.1 送電鉄塔

新新潟幹線 No.1 送電鉄塔

1.0.2-144

４．送電鉄塔周辺の法面補強について
鉄塔下側の法面に対して，自主的にすべり安定性向上のために，アンカーによる安定対策工を実施している。

超高圧開閉所東側法面

1.0.2-145

別紙 6
(6)

崩壊土砂の到達距離について

土砂の到達距離についての各種文献等の記載は以下のとおり
文献名

記載内容

根拠

①原子力発電所の基礎地
盤及び周辺斜面の安定性評価技術（社団法人
土木学会，2009）②土質工学ハンドブック（社団法人土質工学会，1990）③土木工学ハンドブック（社団法人土木学会，
1989）④土砂災害防止法

2004 年新潟県中越地
震による斜面崩壊事
例からの分析結果
1972～1982 年に発生した急傾斜地 3500 地区の調査結果
昭和 44 年～49 年の崖崩れの事例収集

到達距離

対象斜面

1．4Ｈ
（斜面高×1.4 倍）
実績

1．4Ｈ（斜面高×1.4 倍）
0．55～0．79Ｈ（崩壊高×0.55～0.79 倍）

土砂災害警戒区域
警戒

自然斜面

2．0Ｈ
（斜面高×2.0 倍）⑤宅地防災マニュアルの 急傾斜地崩壊危険箇区域※
2．0Ｈ
解説（宅地防災研究会， 所の考え方（斜面高×2.0 倍）
2007）※警戒区域：建築物に損壊が生じ，住民等の生命又は身体に著しい危害が生じる恐れがある区域。危険の周知，警戒避難体制の整備等が図られる。

【実績に基づいて整理された文献等：①～③】①原子力発電所の基礎地盤及び周辺斜面の安定性評価技術
・ JEAG4601 1987 で規定した「堆積長 50ｍ」
「斜面高さの 1.4 倍」の分析データは地震時だ
けのデータではない（降雨等）ため，地震のみの崩壊事例として，2004 年新潟県中越地
震による斜面崩壊の事例について分析。
・ その結果，「堆積長 50ｍ」及び「斜面高さの 1.4 倍」を超えるのは 2.2%であり，JEAG4601
1987 で示されている基準は十分保守的な値である。

1.0.2-146

②土質工学ハンドブック③土木工学ハンドブック

1.0.2-147

【警戒区域を示した文献等：④⑤】④土砂災害防止法

1.0.2-148

⑤宅地防災マニュアルの解説【考え方】
・ ①，②より，JEAG4601 1987 で示されている基準（1.4Ｈ）以内での崩壊事例が 9 割以上を占めており，③では，土質により更に到達距離が小さくなる（0.79Ｈ以下）ことが示されている。
・ 一方，④，⑤で示された到達距離 2.0Ｈについては，警戒範囲を示したものであり，裕度を持たせて設定されたものと考えられる。
・ 法面の崩壊土砂の到達距離は，上記を踏まえ，「宅地防災マニュアルの解説」に準拠して，2.0Ｈを用いる。

1.0.2-149

1.0.2-150
図

屋外アクセスルート

現場確認結果別紙 8(8)主要変圧器の火災について

１．主要変圧器の火災について(1) 変圧器の絶縁油の漏えいについて
地震により主要変圧器が損傷，変圧器内の絶縁油が漏えいした場合，図に示すとおり，防油堤内に漏えいした絶縁油は防油堤内の集油マスに流入した後，地下の防災地下タンクに流下する。また，これら各漏油受槽は，各変圧器の保有油量の全量を貯留するだけの容量を確保している。
よって，地震により主要変圧器が損傷した場合においても火災が発生する可能性は少ない。
なお，中越沖地震において，柏崎刈羽原子力発電所 2 号炉の主変圧器は地震の影響により漏油しているが，防油堤に流入しており火災には至っていない。

図

変圧器下部構造（防油堤及び防災地下タンク）(2) 変圧器火災の事故拡大防止対策について
中越沖地震において，柏崎刈羽原子力発電所 3 号炉の所内変圧器で火災が発生しているが，地盤の沈下による相対変位が主な原因であることから，参考資料－1 に示すとおり，主要変圧器のうち，基礎面の沈下量に差が発生する可能性のあるものについては，変圧器の基礎構造を直接基礎構造から杭基礎構造へ変更するとともに，変圧器と二次側接続母線部ダクトの基礎部を一体化構造に変更している。
また，各主要変圧器は参考資料－2 に示すとおり，保護継電器にて保護されており，電気
回路故障時の事故拡大防止対策を実施している。

1.0.2-151

(3) 変圧器火災の評価方法について
変圧器火災の評価は，以下のフローに従い行う。
変圧器の火災評価
ＯＫ※1：防油堤内の全面火災を想定

簡易評価※1
ＮＧ
ＹＥＳ

消火活動に
期待する
ＮＯ
ＯＫ

※2：過去の知見や防油堤内の構造等を考慮した現実的な火災を想定

詳細評価※2
ＮＯ

評価終了

火災対策を検討図

評価終了

変圧器の火災評価

上述したとおり，地震により主要変圧器が損傷した場合においても火災が発生する可能性は非常に少ないと考えているが，今回のアクセスルートへの影響については，保守的に簡易評価を採用する。
２．アクセスルート周辺における主要変圧器の火災評価(1) 各主要変圧器の保有油量及び漏油受槽受入量
以下にアクセスルート周辺にある各主要変圧器の保有油量及び漏油受槽受入量を記す。
表

高起動変圧器保有油量及び漏油受槽受入量

変圧器

本体貯油量(kl)No.1 高起動変圧器

74No.2 高起動変圧器

70No.3 高起動変圧器

70

漏油受槽名称No.1 高起動変圧器用
防油堤及び防災地下ﾀﾝｸ
No.2 高起動変圧器用
防油堤及び防災地下ﾀﾝｸ
No.3 高起動変圧器用
防油堤及び防災地下ﾀﾝｸ

1.0.2-152

容量(m3)
292
281
323

表 3 号炉各主要変圧器保有油量及び漏油受槽受入量
変圧器

本体貯油量(kl)

漏油受槽名称

容量(m3)

3 号炉主変圧器
3 号炉所内変圧器 A
3 号炉所内変圧器 B

193.0
17.2
17.2

3 号炉用
防油堤及び防災地下ﾀﾝｸ474

表 3/4 号炉起動変圧器保有油量及び漏油受槽受入量
変圧器

本体貯油量(kl)

漏油受槽名称

容量(m3)

3,4 号炉用起動変圧器 A
3,4 号炉用起動変圧器 B

18.1
18.1

3/4 号炉用
防油堤及び防災地下ﾀﾝｸ152

表 5 号炉各主要変圧器保有油量及び漏油受槽受入量
変圧器

本体貯油量(kl)

漏油受槽名称

容量(m3)

5 号炉主変圧器
5 号炉所内変圧器 A
5 号炉所内変圧器 B
5 号炉起動用変圧器 A
5 号炉起動用変圧器 B
5 号炉励磁電源変圧器

190.0
18.1
18.1
17.1
17.1
9.5

5 号炉用
防油堤及び防災地下ﾀﾝｸ465

表 6 号炉各主要変圧器保有油量及び漏油受槽受入量
変圧器

本体貯油量(kl)

漏油受槽名称

容量(m3)

6 号炉主変圧器
6 号炉所内変圧器 A
6 号炉所内変圧器 B
6,7 号炉起動用変圧器 A
6,7 号炉起動用変圧器 B

200.0
21.0
21.0
24.6
24.6

6 号炉用
防油堤及び防災地下ﾀﾝｸ556

表 7 号炉各主要変圧器保有油量及び漏油受槽受入量
変圧器

本体貯油量(kl)

漏油受槽名称

容量(m3)

7 号炉主変圧器
7 号炉所内変圧器 A
7 号炉所内変圧器 B

214.0
20.0
20.0

7 号炉用
防油堤及び防災地下ﾀﾝｸ

829

1.0.2-153

(2) 火災源からの放射熱強度の算出
各変圧器について，火災が発生した場合の迂回路の有効性を確認するため「石油コンビナートの防災アセスメント指針」を基に火災の影響範囲を算出した。
算出方法及び算定結果は以下のとおり。
１） 形態係数の算出
火災源を円筒火炎モデルと仮定し，火災源から受熱面が受け取る放射熱量の割合に関連する形態係数 φ を算出する。

ただし，H:火炎高さ，R:火炎底面半径，L：火炎底面の中心から受熱面までの距離
油火災において任意の位置に置ける放射熱（強度）を計算により求めるには，囲いと同面積の底面をもち，高さが底面半径の 3 倍（ｍ＝Ｈ／Ｒ＝3）の円筒火炎モデルを採用する。
なお，燃焼半径は以下の式から算出する。

R

S



R：燃焼半径（火炎底面半径）[m]，S：防油堤面積[m2]図

円筒火炎モデルと受熱面の関係
出典：石油コンビナートの防災アセスメント指針

２） 放射熱強度の算出
火災源の放射発散度 Rf と形態係数より，受熱面の放射熱強度 E を算出する。

E  Rf  
E：放射熱強度[kW/m2]，Rf：放射発散度[kW/m2]，形態係数
液面火災では，火炎面積の直径が 10m を超えると空気供給不足により大量の黒煙が発生し放射発散度は低減する。
放射発散度の低減率ｒと燃焼直径 D の関係は次式で算出する。

1.0.2-154

r  exp 0.06 D 
ただし，r=0.3 を下限とする。
表

主な可燃物の放射発散度

出典：石油コンビナートの防災アセスメント指針

３） 離隔距離と放射熱強度との関係
石油コンビナート等防災アセスメント指針に記載の放射熱強度とその影響を以下の表に示す。
表

放射熱の影響

出典：石油コンビナートの防災アセスメント指針

1.0.2-155

「長時間さらされても苦痛を感じない強度」である 1.6kW/m2「1 分間以内で痛みを感じる強度」である 2.3kW/m2 を採用し，以下の考えに基づき放射熱強度に対する対応を取ることとする。
○防油堤がない変圧器周辺，継続的な作業を行う現場周辺→1.6kW/m2○防油堤がある変圧器周辺かつ，継続的な作業がなく周辺に作業員が 1 分以上滞在することのない（移動や一時的な作業のみ行う）現場周辺→2.3kW/m2
表各施設からの放射熱強度（防油堤全面火災の場合）
根拠

変圧器

放射熱強度
採用基準値

防油堤

作業

(荒浜側)3 号炉変圧器(荒浜側)3/4 号炉起動変圧器(荒浜側)No.1 高起動変圧器(荒浜側)No.2 高起動変圧器(荒浜側)No.3 高起動変圧器(大湊側)5 号炉変圧器(大湊側)6 号炉変圧器(大湊側)7 号炉変圧器(大湊側)補助ﾎﾞｲﾗ変圧器

2.3kW/m2
2.3kW/m2
2.3kW/m2
2.3kW/m2
2.3kW/m2
1.6kW/m2
1.6kW/m2
1.6kW/m2
1.6kW/m2

あり
あり
あり
あり
あり
あり
あり
あり
なし

作業なし
作業なし
作業なし
作業なし
作業なし
作業あり
作業あり
作業あり
作業なし

放射熱強度が基準値となる火炎の中心からの距離[m]
25
20
18
16
16
48
49
34
21

(3) 主要変圧器火災発生時の消火活動について
主変圧器及び起動用変圧器にはそれぞれ水噴霧消火設備が設置されているが，水源タンク
や消火ポンプの損傷により消火ができない場合は，自衛消防隊による消火活動を実施し，被害の拡大を防止する。また，万一同時発災した場合は，アクセスルートへの影響の大きい箇所から消火活動を実施する。

1.0.2-156

参考資料－1

基礎面の沈下量の差への対策
変圧器と二次側接続母線部ダクトの基礎で沈下量の差が発生することを防止するため，下記の対策を実施。
①二次側接続母線部ダクトの基礎をタービン建屋と同じ支持地盤にて支持。
②二次側接続母線部ダクトの基礎部を杭基礎構造へ変更，又は，変圧器と二次側接続母線
部ダクトの基礎部を一体化。
なお，6 号炉は，建設時より一体化された基礎を人工岩盤にて直接支持する構造となっており，沈下量差の発生を防止する構造となっている。
基礎部の沈下により，この部位が損傷し，沈下量に極力差が生じない構造

火災が発生②基礎部一体化・杭基礎構造①建屋と同じ地盤に支持

中越沖地震発生時の変位

現状の変圧器基礎構造

図 1 変圧器火災の対策(3 号炉所内変圧器)
タービン建屋と二次側母線部に 相 対変 位が 生じた 場合 にも，ケーブルにて吸収沈下量に極力差が生じない構造
二次側接続母線部

ブッシング

第一支持点は同一基礎上

二次側接続母線部
タービン
タービ
建
建屋
ン
屋

タービン
建屋

所内変圧器

所内変圧器

変圧器基礎
変圧器基礎

基礎
基 礎

変圧器基礎

人工岩盤
部人 工 岩

部

人工岩盤

盤

基礎
基礎
②杭基礎構造沈下
沈①建屋と同じ地盤に支持

下

図 2 変圧器火災の対策(7 号炉所内変圧器)

1.0.2-157

参考資料－2

主変圧器内部故障及び電気回路故障時の事故拡大防止対策
変圧器内部の巻き線及び電気回路に地震等により短絡が発生すると，主変圧器 1 次側と 2次側の電流の比率が変化することから，比率差動継電器により電流値の比率を監視している。
故障を検知した場合は，発電機を停止するため瞬時に主発電機しゃ断器及び主発電機界磁
しゃ断器を開放することにより，事故点を隔離し，電気的に遮断するため，万一絶縁油が漏えいしたとしても火災発生のリスクは低減されると考える。

1.0.2-158

別紙 9
(9)

自衛消防隊（消防車隊）による消火活動等について

１．自衛消防隊（消防車隊）の出動の可否について発電所内の初期消火活動のため，発電所内の自衛消防隊建屋に自衛消防隊（消防車隊）が常駐しているが，地震発生後の火災に対して，消火活動が可能であることを以下のとおり確認した。
(1) 自衛消防隊（消防車隊）のアクセスルートについて
火災が発生した場合のアクセスルートについては，図 1 に示すとおり，自衛消防隊建屋及び荒浜側高台保管場所から消防活動実施場所へのアクセスルートを確保している。

図1

自衛消防隊（消防車隊）のアクセスルート（地震時）1.0.2-159

(2) 自衛消防隊（消防車隊）による消火活動について火災が発生した場合の初期消火活動用として，表 1 に示すとおり，自衛消防隊建屋及び荒浜側高台保管場所に各々消防車両 2 台と泡消火薬剤を分散配置し，保有している。
通常は自衛消防隊建屋より自衛消防隊（消防車隊）が出動し初期消火活動を実施するが，万一，地震等の影響により自衛消防隊建屋の消防車両が使用不能の場合には，荒浜側高台保管場所の消防車両を用いて消火活動を実施する。
また，初期消火活動にて消火が困難な場合は，継続して周辺施設への延焼防止に努め，被害の拡大防止を図る。
表1

消防車両等の保管場所・数量

自衛消防隊建屋

荒浜側高台保管場所

・化学消防車：1 台

・化学消防車：1 台

・消防車

・消防車

：1 台

・泡消火薬剤：1,500 リットル

：1 台

・泡消火薬剤：1,000 リットル(3) 自衛消防隊建屋の耐震設計について
自衛消防隊建屋は，平成 21 年に竣工した鉄筋コンクリート造（耐震壁付きラーメン構造）の平屋建て，平面が約 30ｍ×14ｍ，高さが約 4.8ｍの建屋である。

図2

自衛消防隊建屋

この建屋は中越沖地震で被害に至った車庫の被害事例を参考に，その車庫の耐震性の問題
点を以下の点で改善し，定性的ではあるが耐震性の向上を図っている。


設計用地震力は，公設の消防署の設計基準における用途係数による割増を参考にして，標準層せん断力係数に 1.5 倍の割増係数を乗じて算出をしている。



砂質地盤に直接支持させる建物は，独立基礎にするのが一般的だが，沈下量の違いにより不同沈下を起こしやすいので，基礎梁の上・下端を床スラブでそれぞれつないだ
二重床スラブ構造（図 3）としている。

1.0.2-160

二重床スラブ構造

図3

建屋断面図（短辺方向）

今回，基準地震動Ｓｓによる建屋の健全性評価は，基準地震動Ｓｓによる必要保有水平耐力と建屋が持つ保有水平耐力を比較し耐震性を確認した。
基準地震動Ｓｓによる必要保有水平耐力の算定には，自衛消防隊建屋周辺の自由地盤の地盤応答解析結果に基づき，建屋の固有周期の応答スペクトルから得られる加速度を割増係数として標準層せん断力係数Ｃ0 に乗じて地震力を算出し評価を行う。評価結果を表 2
に示す。
表2

評価結果

必要保有水平耐力
Qud
(kN)
長辺
正加力(N→S)
9,964.2方向
負加力(S→N)
9,964.2
短辺
正加力(N→S)
12,263.7方向
負加力(S→N)
12,263.7
Qud：基準地震動Ｓｓによる水平力
Fe ：形状係数
Ds ：構造特性係数
Qun：基準地震動Ｓｓによる必要保有水平耐力
Qu ：建屋が持つ保有水平耐力

Fes

Ds

1.492
1.500
1.000
1.000

0.50
0.35
0.40
0.40

Qun
(kN)
7,433.2
5,231.2
4,905.5
4,905.5

保有水平耐力Qu(kN)
6,791.1
9,912.1
11,211.5
11,246.5

判定
Qu/Qun
0.91
1.89
2.28
2.29

NS 方向正加力（Ｎ→Ｓ）の時に僅かに 1 を下回る結果となった。これは，建屋の東側が車両の出入口となっているため，壁量分布が不均等となり，偏心率が大きいことの影響と考えられる。しかしながら，他の方向の結果は十分な余裕があること，大幅に評価基準を下回る
結果ではないことから応力の再配分が期待できること，これらを踏まえある程度の建屋の損傷は避けられないものの建屋の倒壊に至ることはないと判断した。
なお，地震の変形により建屋扉やシャッターの開閉が不能となる可能性を考慮し，シャッ
ターを常時開放し，消防車両及び消防車隊要員の出動が可能な運用とする。
また，消防車庫と前面の道路との段差は 15cm 以下と評価しているが，より確実に通行できるように車庫内に土のう等を配備する。

1.0.2-161

２．タンクローリによる燃料給油時の火災防止
タンクローリによる燃料給油時の火災防止策として，以下のとおり対応する。
・ 静電気放電による火災防止策として，タンクローリは接地を取る。
・ 万一油が漏えいした場合に備えて，油吸着シート及び消火器を周囲に配備する。
なお，油漏えいの防止策として，タンクローリから燃料タンクへの接続はカプラー式を採用している。

1.0.2-162

別紙 10(10)浸水時の可搬型設備（車両）の走行について
屋外タンクが溢水した場合，及び降水が継続した場合には，一時的に敷地内に滞留し，可搬型設備のアクセスルート走行に影響を及ぼす可能性が考えられる。
具体的な影響としては，水が可搬型設備の機関に進入し，機関が停止する可能性が考えられるが，以下の理由から可搬型設備の走行・アクセス性に支障はないと考える。なお，可搬型設
備は，万一機関吸気口が浸水するような状況では使用しない。
・ 屋外タンクからの溢水は，周辺の空地が平坦かつ広大であり，周辺の道路上及び排水設
備を自然流下し，比較的短時間で拡散すると考えられること
・ 可搬型設備を建屋近傍の配置場所に配備するまでの時間に十分余裕（有効性評価では，事象発生から約 10 時間以降を想定）があり，アクセスルートの状況を確認しつつ，走行が可能であること・ 降水による滞留水を保守的に評価した結果，大湊側の一部のエリアについては滞留水が1ｃｍ／ｈ程度発生する可能性があるが，この滞留水は排水用フラップゲートを通じてす
みやかに排水されること
可搬型設備等の機関吸気口又は排気口までの高さを表 1 に示す。
表1

可搬型設備等の機関吸気口又は排気口までの高さ
機関吸気口高さ※1

機関排気口高さ※1

可搬型代替交流電源設備（電源車）

約 30cm

約 31cm

可搬型代替注水ポンプ

約 32cm

約 30cm

直流給電車

約 50cm

約 26cm

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級消防車）

約 47cm

約 35cm6 号炉用，7 号炉用代替原子炉補機冷却系熱交換器トレーラー

約 40cm

約 28cm6 号炉用，7 号炉用

可搬型窒素供給装置

約 90cm

約 37cm

原子炉建屋放水設備

大容量送水車約 141cm

約 34cm

原子炉建屋放水設備

泡原液搬送車約 110cm

約 36cm

原子炉建屋放水設備

展張車

約 108cm

約 38cm

可搬型設備名（消防車）

タンクローリ

約 47cm

約 34cm※2

ホイールローダ

約 36cmショベルカー

約 45cm※2

ブルドーザー

約 31cm※2※1 吸気口高さ及び排気口高さは，地上面からの測定結果（実測値）。同一可搬型設備名で複数の車種がある場合には最低値を記載。
※2 重機については，メーカカタログより確認した最低地上高を記載。

1.0.2-163

別紙 11(11) 構内道路補修作業の検証について

１．内容がれき撤去，道路段差復旧及び土砂撤去に要する時間の検証
２．日時
平成 26 年 9 月 3 日（水）9 時 30 分～10 時 30 分（がれき撤去）
平成 26 年 9 月 3 日（水）10 時 30 分～11 時 30 分（段差復旧）
平成 27 年 11 月 25 日（火）10 時 00 分～12 時 00 分（土砂撤去）
３．場所
構内中央土捨場訓練ヤード
４．作業員経歴(1)がれき撤去・段差解消
作業員Ａ：勤続 39 年 免許取得後 約 2 年
作業員Ｂ：勤続 22 年 免許取得後 約 2 年
作業員Ｃ：勤続 5 年 免許取得後

約2年(2)土砂撤去
作業員Ａ：勤続 36 年 免許取得後 約 4 年
作業員Ｂ：勤続 34 年 免許取得後 約 2 年
作業員Ｃ：勤続 18 年 免許取得後 約 1 年

1.0.2-164

５．検証概要と測定結果(4) がれき撤去（模擬がれき：割石・流木・丸太・古タイヤ）
a. 概要・ 柏崎刈羽原子力発電所に配備しているホイールローダにより，図 1 のとおり，割石（約 1.5t）・古タイヤ（約 500kg）・丸太（末口 30cm：7 本結束約 700kg）・流木（約 100kg）を「がれき」に見立て，幅員 3ｍのアクセスルートを確保した際の作業
時間を作業員Ａ，Ｂ，Ｃそれぞれ 1 回計測した。

図1

がれき撤去訓練概念図《ホイールローダの仕様》
全長：7,385mm

全幅：2,710mm

高さ：3,360mm

運転質量：約 14.9t（定員 2 人）

重量：14.8t

バケット容量：3ｍ3b. 測定結果
・ 作業員Ａ

2 分 50 秒 （1.04km／ｈ）

・ 作業員Ｂ2 分 39 秒 （1.12km／ｈ）

・ 作業員Ｃ2 分 34 秒 （1.17km／ｈ）【評価値】2 分 50 秒

1.0.2-165

(5) 段差復旧
a. 概要
・ 柏崎刈羽原子力発電所に「段差復旧」用として配備している砕石を用いてホイール
ローダにより，図 2・3 のとおり，砕石を用いて，1 箇所 20cm の段差を解消しアク
セスルートを確保した際の作業時間を作業員Ａ，Ｂ，Ｃそれぞれ 1 回計測した。

図2

段差復旧訓練概念図 1

砕石を用いて擦り付け
３ｍの幅員確保図3

段差復旧訓練概念図 2

図4

段差復旧状況

1.0.2-166

b. 測定結果
・ 作業員Ａ4 分 54 秒

・ 作業員Ｂ4 分 20 秒

・ 作業員Ｃ3 分 53 秒【評価値】4 分 54 秒

1.0.2-167

(3)土砂撤去
ａ．概要
・ 斜面崩壊土の勾配は崩壊箇所②（本文図 22 参照）を模擬（図 4）し，柏崎刈羽原子力発電所に配備しているホイールローダにより，図 5 のとおり，アクセスルートとして必要な幅員 3.0ｍ以上を確保するための土砂撤去を行った際の作業時間と撤去
土量について作業員Ａ，Ｂ，Ｃそれぞれ 1 回計測した。この結果を用いて，時間当たりの作業量を算定し，文献に基づき算出した土砂撤去作業量（84m3/h）（別紙 15参照）が確保されていることを検証した。

※本検証では仮復旧後の幅員が 3.0m 以上となるように土砂を撤去する。
1:6

土砂撤去範囲
2.0m

仮復旧道路

9.5 度

12.0m

18.0m（@3×6.0m）

崩壊土

3.0m 以上

9.5 度

仮復旧道路幅 3.0ｍ以上

図4

仮復旧道路のイメージ

ｂ．検証結果上記条件に基づき，崩壊土の撤去作業の検証結果は次のとおりである。
作業員

撤去土量
（ｍ3）

作業時間

作業能力
（ｍ3/h）

Ａ

23.5ｍ3

7 分 46 秒

182

3.6ｍ

Ｂ

25.8ｍ3

9 分 44 秒

159

3.5ｍ

Ｃ

3

13 分 35 秒

103

3.2ｍ

23.3ｍ

評価値

103

目標値
（ｍ3/h）

84

仮復旧
道路幅

3.2ｍ

仮復旧
道路幅

評価

(参考)
撤去延長

6m

3.0ｍ

○

ｃ．検証状況写真
ホイールローダにおいて，崩壊土の撤去状況は次のとおりである。
道路幅 3.6ｍ

撤去作業開始作業完了
図5

崩壊土砂撤去状況写真

1.0.2-168

ｄ．崩壊土砂撤去作業後の切取勾配の検証
・ 斜面崩壊土の勾配は崩壊箇所②（本文図 22 参照）を模擬（図 4）し，柏崎刈羽原子力発電所に配備しているホイールローダにより，仮復旧した際の切取勾配について，作業員Ａ，Ｂ，Ｃそれぞれ 1 回計測した結果，労働安全衛生規則を参考とした 60 度※

以下が確保されていることを検証した。

※仮復旧後の切取斜面勾配は撤去部における崩壊土砂堆積厚さが最大でも 1ｍ程度であり，労働安全衛生規則第 356 条において，2ｍ未満の地山（岩盤，堅い粘土以外）の掘削面勾配は（90 度）であるが，崩壊土砂の撤去は自然地山の掘削ではないため，同規則における 5ｍの地山（岩盤，堅い粘土以外）の掘削面勾配である 60 度とした。
法面勾配
土砂撤去範囲

平均 1:0.7崩壊土

9.5 度
仮復旧道路幅 3.0ｍ以上

図6

復旧法面のイメージｅ．検証結果崩壊土砂撤去作業後の切取勾配は次のとおりである。
作業員

法面勾配

Ａ

1:0.8(=51 度)

Ｂ

1:0.6(=59 度)

Ｃ

1:0.8(=51 度)

評価値

59 度

目標値

評価

60 度

○

ｆ．検証状況写真

1.0ｍ

0.9ｍ

0.3ｍ

0.9ｍ

1:0.6
1:0.8

1:0.8
1.3ｍ
≒51 度

作業員Ａ

≒59 度

作業員
図7

1.4ｍ

Ｂ
検証状況写真1.0.2-169

≒51 度

作業員

1.1ｍ

Ｃ

別紙 12(12) 車両走行性能の検証
a. 概要
・ 可搬型設備のうち大型車両を対象として，段差復旧前及び復旧後の走行性能について検証を行った。
b. 検証結果〔段差復旧前〕・ 段差復旧前の走行性能については，車両の重量が最も大きい代替熱交換器車を代表として検証する。
・ 検証の結果，代替熱交換器車は約 17cm の段差の走行が可能であることを確認した。
代替熱交換器車の段差通行後の健全性確認について，耐震性能試験を行う際，ショックの大きい段差の上段から下段への通行による加速度も考慮して行う予定であり，耐震性能試験の結果によっては，必要に応じて追加対策を実施することとしている。
〔段差復旧後〕・ 段差復旧後の走行性能については，車両の重量が最も大きい代替熱交換器車を代表として検証する。
・ 検証の結果，代替熱交換器車はホイールローダで復旧した段差箇所の走行が可能であることを確認した。
・ なお，念のため可搬型代替注水ポンプ（消防車），可搬型代替交流電源設備（電源車），タンクローリについて，ホイールローダで復旧した段差箇所の走行が可能であることを確認した。

1.0.2-170

c. 検証状況写真（代表例）
段差及び復旧後の走行性の検証状況写真を以下に示す。
○段差

車両通行方向
検証ヤード

約 17cm

段差復旧前

段差復旧後

1.0.2-171

【段差復旧前】○代替熱交換器車【段差復旧後】○代替熱交換器車

1.0.2-172

（参考）○可搬型代替注水ポンプ（消防車）○可搬型代替交流電源設備（電源車）○タンクローリ

1.0.2-173

別紙 13(13) 地震時の地中埋設構造物崩壊による影響について
アクセスルート上には図 1 に示すとおり地中埋設構造物を横断する箇所が 67 箇所ある。

図1

地中埋設構造物の横断箇所

地震時に地中埋設構造物の崩壊によるアクセス性への影響評価を行うため，横断する地中埋設構造物のうち，崩壊を想定した場合に通行に支障があるものを選定し，個別に基準地震動Ｓｓに対する耐震性能照査を実施することとした。なお，地震時の地盤応答変位に基づき頂底版
間の相対変位が小さいもの等，崩壊の可能性が小さいものは評価対象から除外した。
上記の手順で選定された図 2，3 に示す 5 号炉ＯＦケーブルダクト※について「原子力発電所
屋外重要土木構造物の耐震性能照査指針」（社団法人土木学会，2005）に基づき，地震応答解
析を実施し，基準地震動Ｓｓに対する耐震性能照査を行った。

※

中越沖地震を契機に，油を内包するＯＦケーブルを火災リスクのないＣＶケーブル（架橋ポリエチレン絶縁
ビニルシースケーブルの略称で，電線を架橋ポリエチレンで被覆し，その外周をビニルシースで被覆したケーブル）に全て交換している。［「ＯＦケーブルダクト」という名称はダクト名として残っている。］

1.0.2-174

○5 号炉ＯＦケーブルダクト▽T.M.S.L.+12.0m

600

600

2400
3550

3850
2700

550

550

0.71ｍ

550

450

2600

2600

550

6750

図 2 5 号ＯＦケーブルダクト横断位置

図3

Ａ－Ａ’断面埋戻土（砂質土）
安田層（粘性土）
西山層（Ⅰ）（泥岩）
西山層（Ⅱ）（泥岩）

図4

二次元有限要素法解析モデル
表1

変形性能照査結果

評価部位

照査用層間変形角Ｒd（照査用応答値）※

限界層間変形角Ｒu（評価基準値）

Ｒd／Ｒu

側壁

0.150／100

1／100

0.15

表2

せん断耐力照査結果

評価部位

照査用せん断力Ｖd（kN）（照査用応答値）※

せん断耐力Ｖyd（kN）（評価基準値）

Ｖd／Ｖyd

側壁

118

124

0.95

頂版

84

132

0.64

底版

87

175

0.50

照査の結果，表 1，2 に示すとおり照査用応答値は評価基準値を下回ることから，基準地震
動Ｓｓに対して同ダクトは崩壊しないことを確認した。
※基準地震動が審議中のため，変更の可能性がある。

1.0.2-175

別紙 14(14) 屋外アクセスルートの仮復旧計画○盛土斜面の崩壊箇所について
・ アクセスルートの斜面崩壊による被害想定について，崩壊土砂の堆積形状を推定した上で，必要な幅員（3.0ｍ）を確保可能か評価した。
・ 地震時の仮復旧により通路が確保可能なアクセスルートとして選定されたルート上の堆
積土砂については，土砂を除去するために必要な要員を確保することとして，仮復旧に要する時間を評価した。
・ 溢水範囲は周辺斜面の崩壊箇所とは重複しないため崩壊土砂や撤去作業に影響はない。
（本文図 17，図 22，図 25 参照）
・ 崩壊箇所①については，地震時に可搬型設備のアクセスルートとしては使用しないことを前提としていること，崩壊箇所②については，必要な幅員が確保されていることから，仮復旧に要する時間は評価していない。

図

アクセスルートの斜面崩壊による被害想定

1.0.2-176

○崩壊箇所③
平面図

断面図
【凡例】

撤去範囲

崩壊面積
崩壊後の堆積形状

Ｈ
27
°

8,500

8,500

17,0002Ｈ

断面⑯1.0.2-177

0.49m

1:1
Ａ＝0.74m2
3.0m
撤去範囲拡大図

土量算定

崩壊土砂撤去に要する時間
掘削土量

測点

区間
距離

始点(断面⑯)

0

0.74

断面⑮

65.6

0.74

0.74

48.6

終点

50

0

0.37

18.5

計

115.6

断面積
(m2)

平均断面積
(m2)

土量
(m3)

時間（分）＝土量÷ホイールローダ作業量＝67.1ｍ3÷84ｍ3/ｈ×60

67.1＝47.9≒48（分）別紙 15(15) ガレキ及び土砂撤去時のホイールローダ作業量時間について
柏崎刈羽原子力発電所に保管されているホイールローダによるガレキ及び土砂撤去に要する時間を以下のとおり算定した。
【ホイールローダの仕様】
・ バケット容量（山積）：3.0ｍ3・ バケット幅：約 3ｍ（2,700mm）【ガレキ撤去の考え方】
・ 5t 未満のガレキは 50m 区間ごとに道路外へ押し出すことを想定
・ 5t 未満のガレキ撤去時の移動速度はホイールローダの 1 速のカタログ値の平均的な速度から 2.5km/h（=41.6m/分）と設定し，サイクルタイムを算定
50m

l1=＝50m

5m

l2＝5m

3m

サイクルタイム

Cm＝l1／v1＋l2／v2＝55/41.6＋5.0/41.6≒1.5 分/50m
1km あたりの撤去時間＝30 分

Cm：サイクルタイム（分）l：平均押し出し距離（ｍ）

v1 ：前進速度（m/分） v2 ：後進速度（m/分）
・ 5t 以上のガレキは 100m 区間に 1 箇所と仮定して道路外へ押し出すことを想定
・ 移動速度は対象が重量物であることを考慮して 1 速の平均速度の 20%程度，0.5km/h（=8.3m/分）と設定し，サイクルタイムを算定
10m
5m
3m

サイクルタイム

Cm＝l1／v1＋l2／v2＝10/8.3＋5.0/8.3≒1.8 分/箇所
1km あたり（10 箇所）の撤去時間＝18 分

上記の撤去時間を合成して，ガレキの撤去速度は 1km あたり 48 分，0.8km/h と想定した。

1.0.2-178

【土砂撤去の考え方】
・ アクセスルート上に流入した土砂を押土，集積し，道路脇に除去する
・ 1 サイクルの作業は，道路上①から②に土砂を押土，集積し，次に道路脇③の方向に除去する
・ 1 回の押土，集積で移動する長さＬは，バケット容量 3.0m3/流入箇所の平均的な土砂断面積 0.37m2≒8m
・ 1 サイクル当りの移動距離は，
Ａ：押し出し（①→②→③）：11m

Ｂ：後進（③→②）

： 3m

Ａ＋Ｂ＝
3 m

14m

①

②
8m

3m

③

○土砂撤去作業量算定結果：
・ 当該作業におけるホイールローダの作業量を決定するにあたり，以下 3 つの図書を参考に作業量を算定した
・ このうち，柏崎刈羽原子力発電所に配備されているホイールローダの規格（バケット
容量 3.0m3）と同規模の重機を例示している図書のうち，作業量が保守的（小さい）である「道路土工」及び「土木工事積算基準」の作業量を採用した

ダム工事積算の解説
参考図書

編纂／財団法人ダム技術センター

土木工事積算基準
道路土工

施工指針 東日本高速道路株式会社

社団法人日本道路協会 中日本高速道路株式会社
昭和 61 年 11 月

平成 23 年度

西日本高速道路株式会社
平成 22 年度版

図書に提示されている重機の規格

3.1m3 級～10.3m3 級

1.0m3 級～2.1m3 級

1.3m3 級～6.0m3 級

100m3/h84m3/h84m3/h（バケット容量）
作業量

ホイールローダの作業量の採用値：84m3/h

1.0.2-179

○作業量算定におけるパラメータの考え方（その 1）
項目

ダム工事積算の解説
Q＝3,600×q×f×E／Cm
ここに

作業量Ｑ
算定式

Q：運転時間当たり作業量（m3/h）
q：1 サイクル当たりの作業量（m3/h）
f：土量換算係数
E：作業効率
Cm：サイクルタイム（sec）

作業量Ｑ

100m3/h1.0.2-180

バケット容量 柏崎刈羽原子力発電所の実機から設定
qo
バケット係数 設定されていないが，関係式から逆算
K【採用値：0.829】
1 サイクル当た q＝qo×K
りの作業量【採用値：2.49m3/h】
q

道路土工

施工指針

土木工事積算基準

Q＝3,600×qo×K×f×E／Cm
ここに

Q：運転時間当たり作業量（m3/h）
qo：バケット容量（m3）K：バケット係数f：土量換算係数
E：作業効率
Cm：サイクルタイム（sec）

84m3/h84m3/h

【採用値：3.0m3】
一度切り崩された崩壊土であり，不規則な空げきを生じにくくバケットに入りやすいものであることから，土質（普通土・砂質土）に応じた上限値を採用【採用値：0.900】【採用値：0.800】【採用値：2.70m3/h】【採用値：2.40m3/h】

土量換算係数 崩壊土砂（ほぐした土量）を作業の対象としており，土量変化率は L/L=1.0f【採用値：1.0】
作業効率
E

崩壊土砂上の作業であり作業効率はかなり低下するものと想定し，土質（普通土・砂質土）に応じた最も保守的な値を採用【採用値：0.45】

サイクルタイム ホイール型の値を採用
Cm【採用値：40sec】【採用値：0.4】【採用値：0.4】

次頁の算定式により算定【採用値：46sec】【採用値：41sec】

○作業量算定におけるパラメータの考え方（その 2）
項目

道路土工

施工指針

Cm=mL+t1+t2
ここに Cm：トラクタショベルのサイクルタイム(sec)m：トラクタショベルの足回りによる係数(m/sec)
サイクルタイム
L：片道運搬距離(m)Cm 算定式
t1：すくい上げ時間(sec)t2：積込み及び運搬車両進入のための待ち時間，ギアの入れ
かえ，段取り等に要する時間(sec)

サイクルタイム
Cm

土木工事積算基準
Cm=L1/V1+L2/V2+t1+t2
ここに Cm：トラクタショベルのサイクルタイム(sec)
L1：運搬距離(m)L2：帰り距離(m)t1：すくい上げ時間(sec)t2：積込み及び運搬車両進入のための待ち時間，ギアの入れ
かえ，段取り等に要する時間(sec)
V1：運搬速度(m/min)
V2：帰り速度(m/min）

46sec

1.0.2-181

運搬距離
L

片道運搬距離 L：除去方法から設定

足回り係数
m

ホイール形を採用

41sec
運搬距離 L1：除去方法から設定
帰り距離 L2：除去方法から設定【採用値：L1 11m，L2 3m】【採用値：11m】－【採用値：1.8m/sec】

すくい上げ時間 崩壊土砂上の作業であり，すくい上げは容易でないことから最も保守的な値を採用
t1【採用値：20sec】【採用値：20sec】
積込み他時間 t2

運搬重機への積込み作業がないため，下限値の半分程度の時間を採用【採用値：6sec】

運搬速度
V1

－

帰り速度
V2

－

【採用値：8sec】
柏崎刈羽原子力発電所の実機から設定【採用値：1.1m/sec】
柏崎刈羽原子力発電所の実機から設定【採用値：1.1m/sec】

別紙 16(16) 仮復旧後の対応について
１．仮復旧後の対応について
仮復旧後の余震や降雨による 2 次的被害を防止するため，仮復旧後すみやかに，図 1に示すとおり法面整形（緩勾配化，押さえ）及び通行幅の拡幅作業に移る。更に，運搬車両等の搬入が可能となったのち，本復旧（土砂掘削運搬，法面補強等）を実施する。
代替熱交換器車が通行可能となる通行幅 3m を確保
→道路脇に押土，運搬
ホイールローダによる撤去

余震や降雨による 2 次的被害の防止

従前の幅員確保，法面の安定化→法面の整形（緩勾配，押さえ）→土砂の本格掘削及び運搬→通行幅の拡幅（6ｍ程度）→法面の保護，補強

ショベルカーによる作業

崩壊範囲

ショベルカー＋運搬車輌による作業

崩壊範囲

崩壊範囲

掘削・法面整形

仮復旧

断 面 図

本復旧
(土砂撤去・法面保護)(土砂撤去)

通行幅 3.0m

通行幅 3.0m

従前の幅員

通行幅 3.0m

拡幅 6.0m 程度

従前の幅員

(
)

平 面 図

(

図1

仮復旧後の対応

1.0.2-182

土砂撤去・法面保護)

２．2 次的被害防止対策について仮復旧後の対応について道路に流入した土砂を撤去し道路幅員を 3ｍから 6ｍ程度に拡幅後，法面整形（緩勾配化，土羽打ち）を実施する。1 箇所当たりの復旧に要する期間は 5～20 日程度であり，復旧に当たっては，早期に復旧可能な箇所や主要なルートを優先的に復旧する等，合理的な事故処理に努める。

図2

復旧が必要な箇所及び復旧期間

1.0.2-183

３．本復旧対策について道路に流入した土砂を撤去（掘削及び運搬）する等し，従来の道路幅員まで拡幅後，法面整形及び安定化対策を実施する。 1 箇所当たりの復旧に要する期間は 10～40 日程度であり，復旧に当たっては，早期に復旧可能な箇所や主要なルートを優先的に復旧する等，合理的な事故処理に努める。

図3

復旧が必要な箇所及び復旧期間

1.0.2-184

図(1) 屋内アクセスルート

1.0.2-185

ルート図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

屋内アクセスルート(1/8)

別紙 17

図

1.0.2-186
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

屋内アクセスルート(2/8)

1.0.2-187
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

屋内アクセスルート(3/8)

1.0.2-188
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

屋内アクセスルート(4/8)

1.0.2-189
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

屋内アクセスルート(5/8)

1.0.2-190
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

屋内アクセスルート(6/8)

1.0.2-191
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

屋内アクセスルート(7/8)

1.0.2-192
図柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

屋内アクセスルート(8/8)

(2) 屋内アクセスルート確認状況（地震時の影響）

1.0.2-193

別紙 18

図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

アクセスルート［屋内］

現場確認結果（1/8）

1.0.2-194
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

アクセスルート［屋内］

現場確認結果（2/8）

1.0.2-195
図柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

アクセスルート［屋内］

現場確認結果（3/8）

1.0.2-196
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

アクセスルート［屋内］

現場確認結果（4/8）

1.0.2-197
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

アクセスルート［屋内］

現場確認結果（5/8）

1.0.2-198
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

アクセスルート［屋内］

現場確認結果（6/8）

1.0.2-199
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

アクセスルート［屋内］

現場確認結果（7/8）

1.0.2-200
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

重大事故等発生時

アクセスルート［屋内］

現場確認結果（8/8）

別紙 19(19)屋内アクセスルートにおける資機材設備の転倒等による影響について
屋内アクセスルートにおける資機材設備の転倒等による影響について，有効性評価の時間余裕が短い場合であっても時間内にアクセス可能であることを，以下のとおり評価した。
［評価対象操作］
有効性評価の各事象の対応操作において，最も時間的余裕がなく，現場への移動を要する操作として，ガスタービン発電設備から交流電源を受電するための非常用電源室での操作とする。
［評価条件］
・アクセスルート近傍の設置物は，転倒防止処置を施している物を含めすべて転倒するものとする。
・設置物が転倒した際，最も通路がふさがれるパターンを想定しても通行可能な幅が 30c
m あれば通過可能とする。
・設置物が転倒した際に設置物の移動が可能な場合（重量物でない場合）は，通過可能とする。
・転倒した設置物の乗り越え通過時間については，アクセス通路上で乗り越える設置物のうち最大のものについて乗り越え通過時間を計測し，その計測時間をその他の乗り越え
設置物の通過時間とする。（アクセスルート上で 5 つの設置物を乗り越える場合，最大の設置物を 5 回乗り越えるものとする。）［評価結果］
中央制御室から非常用電源室までのアクセスルートにおいて，乗り越えないと通過できな
いものの中で最大のものは，サービス建屋地下 1 階に設置されている工具棚であった。
（棚の寸法，高さ約 1,900mm，奥行き約 900mm，幅約 1,150mm）
この工具棚が転倒したことを想定し，操作員 6 名による乗り越え時間を測定した結果，最も時間を要した操作員の乗り越え時間は 5.4 秒であった。
また，中央制御室から非常用電源室までのアクセスルートで設置物を乗り越え箇所は，6号炉 3 箇所，7 号炉 2 箇所である。よって 2 箇所の乗り越え時間は 16.2 秒となる。

1.0.2-201

図

資機材設備転倒時における乗り越え評価

中央制御室から 6 号及び 7 号炉非常用電源室までのアクセス時間は通常の歩行で 4 分程度であり，転倒した機材の乗り越え時間によるアクセス時間への影響はほとんどない。

1.0.2-202

別紙 20(20)アクセスルート通行時における通信連絡手段及び照明
アクセスルート通行時における通信手段及び照明については，以下のような設備を確保し
ている。

懐中電灯

ランタンタイプＬＥＤライト

可搬型照明設備
ヘッドライト三脚タイプＬＥＤライト

図1

可搬型照明

また，通常照明が使用できない場合に使用を期待できる照明器具として，蓄電池内蔵型照明を建屋内に設置（別紙 17）している。

図2

バッテリー内蔵型の照明

1.0.2-203

送受話器（ページング）

携帯型音声呼出電話設備（携帯型音声呼出電話機）

電力保安通信用電話設備（ＰＨＳ端末）無線連絡設備（可搬型）
図3

通信連絡設備

1.0.2-204

衛星電話設備（可搬型）別紙 21(21)地震随伴火災源の抽出（6 号炉）
番号

機器名称

損傷
モード

評価部位

応力分類

設置区分

MPa

許容
基準値
MPa

発生値

①

ほう酸水注入系ポンプ(A)(B)

―

―

―

―

―

Ｓクラス

②

非常用ディーゼル発電機(B)空気圧縮機(1) (2)

―

―

―

―

―

Ｓクラス

機能損傷

基礎ボルト

引張
せん断

9
7

207
159

機能損傷

ポンプ取付
ボルト

機能損傷

原動機取付
ボルト

③

非常用ガス処理系排風機(A) (B)―④

非常用ディーゼル発電機
(A)本体

④

引張

10

196

せん断

5

151

引張

10

207

せん断

6

159

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

非常用ディーゼル発電設備(A)潤滑油補給タンク

―

―

―

―

―

Ｓクラス

④

非常用ディーゼル発電設備(A)潤滑油補給ポンプ

―

―

―

―

―

Ｓクラス

④

非常用ディーゼル発電設備(A)潤滑油ユニット
非常用ディーゼル発電設備(A)燃料油フィルタユニッ
ト

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

機能損傷

基礎ボルト
ポンプベース
取付ボルト
原動機取付
ボルト

引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断

3
1
1
1
2
2

440
338
207
159
207
159

ＢＣクラス
（耐震裕度有）

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

機能損傷

基礎ボルト
ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト

引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断

36
20
36
28
12
8

190
146
450
347
190
146

ＢＣクラス
（耐震裕度有）

―

―

―

―

Ｓクラス

②

④

④

空調ユニット温水ループ
ポンプ(A）(B)

非常用ディーゼル発電設備
燃料油(A)ドレンポンプ

機能損傷
機能損傷

⑤
⑤
⑥
⑥

⑦

原子炉補機冷却系ポンプ(A)(D)
原子炉補機冷却海水系ポンプモータ(A)(D)
原子炉補機冷却系ポンプ(B)(E)
原子炉補機冷却海水系ポンプモータ(B)(E)

タービン補機冷却系ポンプ(A)(B)(C)

機能損傷
機能損傷

⑧

原子炉補機冷却系ポンプ
モータ(C)(F)―

1.0.2-205

ＢＣクラス（耐震裕度有）（7 号炉）
番号

⑨

⑨

機器名称
非常用ディーゼル発電機(B)空気圧縮機(1)(2)

空調ユニット温水ループ
ポンプ(A)(B)

設置区分

MPa

許容
基準値
MPa

―

―

―

Ｓクラス

ポンプベース
取付ボルト
原動機取付
ボルト

引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断

13
8
6
3
9
6

190
146
179
138
190
146

ＢＣクラス
（耐震裕度有）

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

機能損傷

基礎ボルト
ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト

引張
せん断
引張
せん断
引張
せん断

3
1
1
1
2
2

440
338
207
159
207
159

ＢＣクラス
（耐震裕度有）

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

損傷
モード

評価部位

―

―

機能損傷

基礎ボルト

機能損傷
機能損傷

⑩
⑩
⑩
⑩
⑩

⑩

非常用ディーゼル発電機(A)本体
非常用ディーゼル発電設備(A)潤滑油補給タンク
非常用ディーゼル発電設備(A)潤滑油補給ポンプ
非常用ディーゼル発電設備(A)潤滑油ユニット
非常用ディーゼル発電設備(A)燃料油フィルタユニット

非常用ディーゼル発電設備
燃料油(A)ドレンポンプ

機能損傷
機能損傷

⑪
⑪

原子炉補機冷却系ポンプ(A)(D)
原子炉補機冷却海水系ポンプモータ(A)(D)

1.0.2-206

応力分類

発生値

（6/7 号炉共通）
番号

⑫
⑫
⑬
⑬
⑭
⑭

⑮

機器名称
6 号炉換気空調補機非常用
冷却水系冷凍機(A)(C)
6 号炉換気空調補機非常用
冷却水系ポンプ(A)(C)
6 号炉換気空調補機非常用
冷却水系冷凍機(B)(D)
6 号炉換気空調補機非常用
冷却水系ポンプ(B)(D)
7 号炉換気空調補機非常用
冷却水系冷凍機(A)(C)
7 号炉換気空調補機非常用
冷却水系ポンプ(A)(C)

6 号炉復水移送ポンプ(A)(B)(C)

設置区分

MPa

許容
基準値
MPa

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

―

―

―

―

―

Ｓクラス

機能損傷

基礎ボルト

引張
せん断
引張
せん断
引張り
せん断
引張
せん断
引張
せん断
引張り
せん断

8
7
7
6
10
6
8
6
9
4
9
6

207
159
202
155
207
159
207
159
202
155
207
159

損傷
モード

評価部位

―

―

―

機能損傷
機能損傷
機能損傷

⑮

7 号炉復水移送ポンプ(A)(B)(C)

機能損傷
機能損傷

ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト
基礎ボルト
ポンプ取付
ボルト
原動機取付
ボルト

1.0.2-207

応力分類

発生値

ＢＣクラス
（耐震裕度有）ＢＣクラス（耐震裕度有）((3) 地震随伴火災源の抽出機器配置

1.0.2-208

別紙 22

図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

地震随伴火災源の抽出機器配置（1/8）

1.0.2-209
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

地震随伴火災源の抽出機器配置（2/8）

1.0.2-210
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

地震随伴火災源の抽出機器配置（3/8）

1.0.2-211
図柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

地震随伴火災源の抽出機器配置（4/8）

1.0.2-212
図柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

地震随伴火災源の抽出機器配置（5/8）

1.0.2-213
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

地震随伴火災源の抽出機器配置（6/8）

1.0.2-214
図

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

地震随伴火災源の抽出機器配置（7/8）

1.0.2-215
図柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

地震随伴火災源の抽出機器配置（8/8）

害

屋外アクセスルートにおける地震後の被害想定（一覧）

1.0.2-216

別紙 23

屋外アクセスルートにおける地震後の被害想定（一覧）図別紙 24(24)資材設置後の作業成立性
6,7 号炉においては，重大事故等対処設備である可搬型代替注水ポンプを用いて，復水貯蔵槽への補給や使用済燃料プールへの注水を行う。
水源である防火水槽は原子炉建屋の近傍に配置されており，可搬型代替注水ポンプの配置場所及びホースの布設ルートも原子炉建屋近傍となる。
よって，主要な発電所構内道路への影響は限定的で機材を設置することにより通行に支障は来さない。
なお，あらゆる悪条件に備えホースブリッジ等の資機材は確保しており緊急時の柔軟な対応に厚みを持たせている。

＜ホースブリッジ＞（39 セット（78 個）保有）

1.0.2-217

別紙 25(25)保管場所及び屋外アクセスルート等の点検状況
保管場所，屋外アクセスルート及びそれらの周辺斜面並びに排水路等について，以下に示すように定期的に土木専門技術者による点検を行い，健全性を確認する。また，台風，地震，大雨，強風，津波等が発生した場合には，土木専門技術者による臨時点検を行い，必要に応じて補修工事を実施する。
保管場所，屋外アクセスルート及びそれらの周辺斜面については，応急復旧が可能な
重機や採石等の資機材を予め備えており（別紙 11），当該設備の性能が維持できる運用・管理体制を整えている。また，排水路については，排水路とは別に排水用フラップゲー
トを設置していることから，屋外アクセスルートのアクセス性に支障がないことを確認した（別紙 30）。
○保管場所：外観目視点検を 1 回／年○アクセスルート：外観目視点検を 1 回／年○保管場所及びアクセスルート周辺斜面：外観目視点検を 1 回／年○排水用フラップゲート：動作確認，外観目視点検を 1 回／年○排水路：外観目視点検を 1 回／年

図

保管場所及びアクセスルート

1.0.2-218

別紙 26(26)発電所構外からの要員の参集について
１．要員の召集の流れ
夜間及び休日に重大事故等が発生した場合に，発電所外にいる緊急時対策要員をすみやかに非常召集するため，「自動呼出・安否確認システム」，「通信連絡手段」等を活用し，要員の非常召集及び情報提供を行う。（図 1）
非常召集
自ら事象発生あるいは地震等を確認又は
当 直 長か らの 事 象発
生報告

宿直者

緊急時対策要員の非常召集

自動呼出システム（電話・メール）

自動召集
新潟県内で震度6弱以
上 の地 震発生で 緊 急時対策要員（発電所，本社）が自動参集

緊急時対策所所長（衛星電話設備を所持）
ユニット所長等，各部長
各グループマネージャー
・・・
各メンバー
本社緊急時対策要員も同様に召集される

図 1 自動呼出システム

新潟県内で震度 6 弱以上の地震が発生した場合には，非常召集連絡がなくても自発的に参集する。
地震等により家族，自宅等が被災した場合や自治体からの避難指示等が出された場合
は，家族の身の安全を確保した上で参集する。
参集場所は，基本的には柏崎エネルギーホール又は刈羽寮（図 2）とするが，発電所の状況が入手できる場合は，直接発電所へ参集可能とする。
柏崎エネルギーホール又は刈羽寮に参集した要員は，発電所対策本部と非常召集に係る以下の確認，調整を行い，集団で発電所に移動する。
①発電所の状況，召集人数，必要な装備（放射線防護服，マスク，線量計を含む）②召集した要員の確認（人数，体調等）③持参品（通信連絡設備，懐中電灯等）④天候，災害情報（道路状況含む）等⑤参集場所（免震重要棟内緊急時対策所，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
発電所への参集者に対しては，発電所正門に参集場所となる緊急時対策所を掲示する
ことにより，免震重要棟内緊急時対策所若しくは 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所のど
ちらの施設で活動を実施しているかについて周知する。

1.0.2-219

約 10ｋｍ
約 5ｋｍ

柏崎刈羽原子力発電所■

刈羽寮

柏崎エネルギーホール■

地図は電子国土ポータルより引用

図2

柏崎刈羽原子力発電所とその周辺

２．緊急時対策要員の所在について
柏崎市街地，刈羽村の大半は柏崎刈羽原子力発電所から半径 10km 圏内（上記図 2）であり，発電所員の約 8 割は柏崎市又は刈羽村に居住している。（表 1）
表1
居住地
居住者数

居住地別の発電所員数（平成 27 年 4 月時点）
柏崎市

刈羽村

その他地域

831 名

91 名

211 名

（73％）

（8％）

（19％）

３．発電所構外からの要員の参集ルート(1) 概要
柏崎市，刈羽村からの要員参集ルートについては，図 3 に示すとおりであり，要員参集ルートの障害要因としては，比較的に平坦な土地であることから土砂災害の影響は少なく，地震による橋の崩壊，津波による参集ルートの浸水が考えられる。
地震による橋梁の崩落については，要員参集ルート上の橋梁が崩落等により通行ができなくなった場合でも，迂回ルートが複数存在することから，参集は可能である。また，

1.0.2-220

木造建物の密集地域はなくアクセスに支障はない。なお，地震による参集ルート上の主要な橋梁への影響については，平成 19 年新潟県中越沖地震においても，橋梁本体の損傷による構造安全性に著しい影響のあるような損傷は見られず※1，実際に徒歩による通行に支障はなかった。
新潟県が実施した広域避難シミュレーション※2 によれば，大規模な地震が発生し，発電所で重大事故等が発生した場合，住民避難のため発電所の南西の海側ルートに交通渋滞が発生しやすいという結果が得られており，交通集中によるアクセス性への影響回避のため，参集ルートとしては可能な限り避けることとし，複数ある参集ルートから適切なルートを選定する。
津波浸水時については，アクセス性への影響を未然に回避するため，大津波警報発生時には基準津波が襲来した際に浸水が予想されるルート（図 3.2-2 に図示した海沿いルート）は使用しないこととし，これ以外の参集ルートを使用して参集することとする。

※1

参考文献：2007 年新潟県中越沖地震の被害とその特徴／小長井一男（東京大学教授生産技術研
究所）他
国土技術政策研究所資料 No.439，土木研究所資料 No.4086，建築研究資料 No.112「平成 19 年（2007 年）新潟県中越沖地震被害調査報告」※2

参考文献：新潟県殿向け「平成 26 年度新潟県広域避難時間推計業務」～最終報告書～
BGS-BX-140147

平成 26 年 8 月

三菱重工業株式会社

http://www.pref.niigata.lg.jp/genshiryoku/1356794481823.html(2) 津波による影響が考えられる場合の参集ルート
柏崎市津波ハザードマップによると，柏崎市中心部から発電所までの要員参集ルートへの影響はほとんど見られない（川岸で数 10cm 程度）が，大津波警報発生は，津波による影響を想定し海側や鯖石川の河口付近を避けたルートにより参集する。（図 3）

1.0.2-221図3

柏崎市，刈羽村からの要員参集ルート(3) 住民避難がなされている場合の参集について
全面緊急事態に該当する事象が発生し，住民避難が開始している場合，住民の避難方
向と逆方向に要員が移動することが想定される。
発電所へ参集する要員は，原則，住民避難に影響のないよう行動し，自動車による参集ができないような場合は，自動車を避難に支障のない場所に停止した上で，徒歩や自転車により参集する。

1.0.2-222

４．発電所構内への参集ルート
発電所敷地外から発電所構内への参集ルートは，通常の正門を通過するルートに加え迂回ルートを確保している。（図 4）

図4発電所構内への参集ルート

1.0.2-223

５．夜間及び休日における要員参集について
夜間及び休日において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向（所
在場所（準備時間を含む）～集合場所（情報収集時間を含む）～発電所までの参集に要する時間）を評価した結果，要員の参集手段が徒歩移動のみを想定した場合かつ，シルバーウィーク等の特異日であっても，5 時間 30 分以内に参集可能な要員は半数以上（350名以上）と考えられることから，10 時間以内に外部から発電所へ参集する６号炉及び７号炉の対応を行う必要な要員※（106 名（１～７号炉の対応を行う必要な要員は合計 114名））は確保可能であることを確認した。
なお，自動車等の移動手段が使用可能な場合は，より多くの要員が早期に参集することが期待できる。
※

必要な要員数については，今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある。

＜参考：要員参集調査による評価＞○夜間及び休日において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向を
より具体的に把握するため，「平日夜間」「休日日中」「休日夜間」「特異日（シルバーウィーク）日中」「特異日（シルバーウィーク）夜間」の 5 ケースにおいて緊急呼び出しがかかった場合を想定し，その時々における要員の所在場所（自宅，発電所，それ以外の場所の場合は参集場所までの参集時間を回答）を調査すること
で，参集状況を評価。
○要員参集場所（柏崎エネルギーホール又は刈羽寮）での情報収集時間 30 分を考慮。
（図 5）

1.0.2-224

発電所へ移動

集合場所で
２ 情報収集(30分)

３

刈羽寮

柏崎刈羽
原子力発電所

出発地

１ 集合場所へ移動

３ 発電所へ移動
出発地

刈羽寮に参集する場合

出発地
エネルギー
ホール
２
集合場所で
情報収集(30分)
参集開始

エネルギー
ホールに
参集する場合１ 集合場所へ移動

地図は電子国土ポータルより引用

出発地

集合場所出発集合場所到着

１ 集合場所へ移動

図5

２ 集合場所にて情報収集（30分を想定）

発電所到着

３ 発電所へ移動

要員参集の流れについて（イメージ）

a. 車が使える場合（図 6）○3 時間 30 分以内に約 8 割の要員が参集可能な場所にいることを確認した。（特異日（シルバーウィーク）は除く）○シルバーウィーク等の特異日でも，3 時間 30 分以内に約 6 割の要員が参集可能な場所にいる。
b. 徒歩移動のみの場合（図 7）○車を使用した場合に比べ要員参集のタイミングが遅くなるが，7 割程度の要員は，
5 時間 30 分以内に参集可能な場所にいることを確認した。
○通常の休日と特異日（シルバーウィーク）を比較すると，特異日には約 2 割多い要員が柏崎刈羽地域近傍から不在（徒歩 5 時間 30 分以上）となるが，5 時間 30 分以内で参集可能な要員は約半数。

1.0.2-225

100%

49
5

90%

107
59

80%

94
36

219

70%

94

60%

193
48

5.5時 間 以 上
3.5時 間 ～5.5時 間

50%

645
538

40%

1.5時 間 ～3.5時 間

598
383

30%

1.5時 間 以 内

478

20%
10%

※

12

42

38

平日夜間

休日日中

0%

45

休日夜間

21

特異日日中 特異日夜間

それぞれいた場所から参集場所（柏崎エネルギーホール，刈羽寮）までの移動に要する時間を回答してもらい，その時間に以下の数値を加えて算出。
・自宅からの参集の場合，出発までの準備時間：30 分
・参集場所での情報収集時間：30 分
・参集場所から発電所への移動時間：30 分

図6

要員参集シミュレーション結果（車でアクセス可能）

100%

149

90%

250

80%

221
370

70%

315
5.5時間以上

60%
50%

3.5～5.5時間

468
359

40%

1.5～3.5時間

424

1.5時間以内

262

335

63
44

68

特異日日中

特異日夜間

30%
20%

82
41

93
38

82

平日夜間

休日日中

休日夜間

10%
0%

12

21

※

出発までの準備時間を考慮の上，天候が良好な状況を想定し，参集場所を経由した場合の発電所（緊急時対策所）までの移動距離 1 時間以内（～3ｋｍ），1～3 時間（3～10km），3～5 時間（10～17km），5 時間
以上（17km～）により算出。
※ 参集場所での情報収集時間の 30 分を考慮した。
※ 自宅以外からの参集の場合，それぞれいた場所から参集に要する時間を回答。

図7

要員参集シミュレーション結果（徒歩移動のみ）

1.0.2-226

別紙 27(27) 屋外アクセスルート

除雪時間評価１．ホイールローダ仕様○最大けん引力：14.17t○バケット全幅：2,700mm○走行速度(1 速） ：前進・後進 0～8km／h
２．降雪除去速度の算出＜降雪条件＞○積雪量：20cm（構内は降雪量 5cm～10cm で除雪作業開始としていることから，保守的に 20cm として設定。）○単位重量：積雪量 1cm あたり 29.4N/㎡(3kg/m2)
積雪密度：3kg/m2／0.01m=300kg/m3(0.3t/m3)＜除去方法＞
アクセスルート上に降り積もった雪を，ホイールローダで道路脇へ 5m 押し出し除去する。
1 回の押し出し可能量を 11.3t とし，11.3t の雪を集積し，道路脇へ押し出す作業を 1サイクルとして繰り返す。
1 回の集積で進める距離 X
11.3÷（積雪厚さ 0.2m×幅 2.7m×0.30t／m3）＝69.7m≒69m
1 サイクル当りの作業時間は，1 速の走行速度(0～8km／h)の平均 4km／h で作業すると仮定してＡ：押し出し(①→②→③)：(69m+5m)÷4km／h＝66.6 秒≒67 秒

Ｂ：ギア切り替え：3 秒
Ｃ：後進：(③→②)：5m÷4km／h＝4.5 秒≒5 秒
1 サイクル当りの作業時間（Ａ＋Ｂ＋Ｃ）＝67 秒＋3 秒＋5 秒＝75 秒
2.7m

①

②
69m

5m

1.0.2-227③

＜降雪除去速度＞
1 サイクル当りの除去延長÷1 サイクル当りの除去時間
69m÷75 秒=0.92m／秒=3.31km／h≒3.3km／h
３．まとめ○ 降雪の除雪速度について，3.3km／h とする。
①大湊側高台保管場所からのルートで仮復旧に要する時間が最も長いルート

区間

距離（約ｍ）

時間評価項目速度(km/h）

所要時間（分）

累積（分）

①→②

2,895

徒歩移動

4

44

44

②→③→④

1,008

降雪除去

3.3

19

63

④→③

147

移動

15

1

64

③→⑤→⑥

300

降雪除去

3.3

6

70

⑥→⑤

157

移動

15

1

71

⑤→⑦

800

降雪除去

3.3

15

86

図1

大湊側高台保管場所からの除雪ルート及び仮復旧時間

1.0.2-228

②荒浜側高台保管場所からのルートでの仮復旧に要する時間が最も長いルート

区間

距離（約ｍ）

時間評価項目速度（km/h）

所要時間（分）

累積（分）

①→②

1,666

徒歩移動

4

25

25

②→③→④→⑤

2,155

降雪除去

3.3

40

65

⑤→④→③

208

移動

15

1

66

③→⑥→⑦

238

降雪除去

3.3

5

71

⑦→⑥

157

移動

15

1

72

⑥→⑧

800

降雪除去

3.3

15

87

図2

荒浜側高台保管場所からの除雪ルート及び仮復旧時間※代替緊急時対策所からの移動・作業も想定されるが，仮復旧に要する時間が長い免震重要棟からの時間を算出した。また，参考にサブルートにおける仮復旧に要する時間を算出した結果，大湊側高台保管場
所，荒浜側高台保管場所からのルートでそれぞれ 90 分，132 分であった。

1.0.2-229

別紙 28(28) 屋外アクセスルート

降灰除去時間評価

１．ホイールローダ仕様○最大けん引力：14.17t○バケット全幅：2,700mm○走行速度(1 速） ：前進・後進 0～8km／h
２．降灰除去速度の算出＜降灰条件＞○厚さ：35cm○単位体積重量：1.5t/m3＜除去方法＞
アクセスルート上に降り積もった火山灰を，ホイールローダで道路脇へ押し出し除去する。
一回の押し出し可能量を 11.3t とし，11.3t の火山灰を集積し，道路脇へ押し出す作業
1 サイクルとして繰り返す。
1 回の集積で進める距離Ｘ＝11.3t÷（火山灰厚さ 0.35m×幅 2.7m×1.5t/m3）＝7.97m≒7.9m
1 サイクル当りの作業時間は，1 速の走行速度(0～8km／h)の平均 4km／h で作業すると仮定してＡ：押し出し(①→②→③)：(7.9m+5m)÷4km／h＝11.6 秒≒12 秒

Ｂ：ギア切り替え：3 秒
Ｃ：後進：(③→②)：5m÷4km／h＝4.5 秒≒5 秒
1 サイクル当りの作業時間（Ａ＋Ｂ＋Ｃ）＝12 秒＋3 秒＋5 秒＝20 秒
2.7m

①

②
7.9m

5m

＜降灰除去速度＞③

1 サイクル当りの除去延長÷1 サイクル当りの除去時間＝7.9m÷20 秒=0.395m／秒=1.422km／h≒1.4km／h
３．まとめ○火山灰の除灰速度について，1.4km／h とする。

1.0.2-230

①大湊側高台保管場所からのルートで仮復旧に要する時間が最も長いルート

区間

距離（約ｍ）

時間評価項目速度（km/h）

所要時間（分）

累積（分）

①→②

2,895

徒歩移動

4

44

44

②→③→④

1,008

降灰除去

1.4

44

88

④→③

147

移動

15

1

89

③→⑤→⑥

300

降灰除去

1.4

13

102

⑥→⑤

157

移動

15

1

103

⑤→⑦

800

降灰除去

1.4

35

138

図1

大湊側高台保管場所からの降灰除去ルート及び仮復旧時間

1.0.2-231

②荒浜側高台保管場所からのルートでの仮復旧に要する時間が最も長いルート

区間

距離（約ｍ）

時間評価項目速度（km/h）

所要時間（分）

累積（分）

①→②

1,666

徒歩移動

4

25

25

②→③→④→⑤

2,155

降灰除去

1.4

93

118

⑤→④→③

208

移動

15

1

119

③→⑥→⑦

238

降灰除去

1.4

11

130

⑦→⑥

157

移動

15

1

131

⑥→⑧

800

降灰除去

1.4

35

166

図2

荒浜側高台保管場所からの降灰除去ルート及び仮復旧時間※代替緊急時対策所からの移動・作業も想定されるが，仮復旧に要する時間が長い免震重要棟からの時間を算出した。また，参考にサブルートにおける仮復旧に要する時間を算出した結果，大湊側高台保管場
所，荒浜側高台保管場所からのルートでそれぞれ 142 分，274 分であった。

1.0.2-232

別紙 29(29) 森林火災発生時における屋外アクセスルートの影響について
森林火災が発生し発電所構内へ延焼する恐れがある場合には，構内道路の一部を防火帯として機能させる。その際には，防火帯内の車両を規制し，防火帯内から車両がない状態を確立する。
森林火災発生時のアクセスルートは下図のとおりである。アクセスルートが防火帯に近接しており，通行不可能な場合の影響が大きい中央交差点における森林火災時の放射熱強度を評価したところ，最大でも 1.3kW/m2 ※程度であり，車両等の通行に影響を及ぼすことはないことを確認している。
よって，森林火災が発生した場合においても，アクセスルートは通行が可能である。
※石油コンビナート等防災アセスメント指針では，人が長時間さらされても苦痛を感じない放射熱強度を1.6kW/m2 としている。（別紙 8 参照）

図森林火災発生時のアクセスルート

1.0.2-233

別紙 30(30)

降水に対する影響評価結果について

１．はじめに
柏崎刈羽原子力発電所において，降雨が継続した場合の屋外アクセスルートへの影響について，評価を実施する。
２．評価概要
柏崎刈羽原子力発電所における雨水流出量と排水量を比較し，降雨の影響を評価する。
2．1

降雨強度

柏崎観測所の観測記録（1976 年 4 月～2015 年 6 月）のうち最大 1 時間降水量は 52mm(2007
年 8 月 22 日)であるが，外部事象の考慮において，年超過確率評価に基づき設計基準を設定していることから，柏崎市の 10-4 年確率降水量（1 時間降水量 101.3mm）の設計雨量強度を用いて評価する。
2．2

雨水流出量

柏崎刈羽原子力発電所の雨水は，集水範囲ごとに設置される排水路を通じて海域に排水する。
雨水流出量の評価にあたっては，集水範囲ごとに集水面積を積算した上で 101.3mm/h
降雨時の図 1 に示す排水路流末への雨水流出量を算出する。
雨水流出量Ｑ1 の算出には，「新潟県林地開発許可申請審査要領」（平成 26 年 5 月 7日）を参照して，以下のラショナル式を用いる。
Ｑ＝1/360・ｆ・ｒ・Ａ
Ｑ：雨水流出量（ｍ3/s）
ｆ：流出係数ｒ：設計雨量強度（mm/h）
Ａ：集水区域面積（ha）

1.0.2-234

2．3

排水量

排水路流末における排水量Ｑ2 及び排水用フラップゲートの排水量Ｑ3 は「新潟県林地開発許可申請審査要領」（平成 26 年 5 月 7 日）を参照して，以下のマニング式に基づき評価する。
Ｖ＝1/ｎ・Ｒ2/3・Ｉ1/2
Ｑ＝Ｖ・Ａ
Ｖ：平均流速（ｍ/s）
ｎ：マニングの粗度係数
Ｒ：径深＝Ａ/Ｐ（ｍ）
Ａ：流水断面積（ｍ2）Ｐ：潤辺（ｍ）
Ｉ：勾配
Ｑ：排水量（ｍ3/s）

1.0.2-235

1.0.2-236
図1

集水範囲及び排水路流末位置

3．評価結果
雨水流出量と排水路流末の排水量の比較結果を表 1 に，雨水流出量が排水量を上回る
場合の滞留水発生位置及び想定範囲を図 2 に，滞留水深さの算定結果を表 2 に，排水用フラップゲート位置を図 3 に示す。
〔荒浜側〕
荒浜側については，流域Ａ，Ｂを除いて，排水量が雨水流出量を上回り，既存の排水路から雨水を海域に排水することが可能である。
流域Ｃ，Ｄについては，放水路を通じて排水しているが，運転時の放水流量が 2 号炉・3 号炉で 78ｍ3/s に対して，放水路への雨水流出量は 2 号炉放水路では 0.66ｍ3/s，3 号炉
放水路では 0.51ｍ3/s と小さいことから放水路の排水に影響はない。
流域Ａ，Ｂについては，T.M.S.L.+約 13ｍの地点で排水量が雨水流出量を下回ることから，全ての滞留水が流域Ｂに流れ込むと保守的に仮定すると，その滞留水深さは約 8cm/hとなる。
ただし，荒浜側には図 3 に示すとおり排水路とは別に排水用フラップゲートが設置されており，この滞留水は排水用フラップゲートを通じてすみやかに排水されるため，屋外アクセスルートのアクセス性に支障はない。
〔中央土捨場〕
中央土捨場については，流域Ｇの排水量が雨水流出量を上回り，既存の排水路から雨水を海域に排水することが可能である。
〔大湊側〕
大湊側については，流域Ｈ，Ｋを除いて，排水量が雨水流出量を上回り，既存の排水路から雨水を海域に排水することが可能である。
流域Ｉについては，放水路を通じて排水しているが，運転時の放水流量が 7 号炉で 92
3ｍ /s に対して，放水路への雨水流出量は 0.39ｍ3/s と小さいことから放水路の排水に影響はない。
流域Ｈについては，T.M.S.L.+約 8ｍの地点で排水量が雨水流出量を下回るが，大湊側の 6 号炉・7 号炉の設置高さ T.M.S.L.+12ｍよりも低いため，滞留せずに海に流出する。
流域Ｋについては，T.M.S.L.+12ｍの地点で排水量が雨水流出量を下回ることから，全ての滞留水が流域Ｋの T.M.S.L.+12ｍの範囲に流れ込むと保守的に仮定すると，その滞留水
深さは約 1cm/h となる。
ただし，大湊側には図 3 に示すとおり排水路とは別に排水用フラップゲートが設置されており，この滞留水は排水用フラップゲートを通じてすみやかに排水されるため，屋外アクセスルートのアクセス性に支障はない。

1.0.2-237以上のことから，一部滞留水が発生するものの排水用フラップゲートから滞留水をす
みやかに海域に排水することが可能であることから，屋外アクセスルートのアクセス性に支障はない。
なお，排水用フラップゲートについては，本評価の中では排水設備の一部として位置付けている。
表1

雨水流出量と排水路流末排水量の比較結果
排水路流末
安全率
排水量
Ｑ2/Ｑ1
3
Ｑ2（ｍ /s）

滞留水量（Ｑ2-Ｑ1）×3600（ｍ3/h）

集水区域
面積Ａ1
（ha）

雨水流出量
Ｑ1（ｍ3/s）Ａ

121.98※2

11.20※2

7.57

0.67

13,068※2

Ｂ

20.81

3.52

3.72

1.05

－

流域Ａ排水路

Ｃ

3.29

0.66

1.68

2.54

－

2 号炉放水路

①

0.69

0.11

0.28

2.54

－

②

2.39

0.40

0.64

1.60

－

Ｅ

13.50

2.36

3.32

1.40

－

Ｆ

22.28

3.27

4.62

1.41

－

Ｇ

19.46

2.15

5.48

2.54

－

①

66.81

7.52

6.42

0.85

3,960

②

4.96

0.56

1.12

2.00

－

Ｉ

1.98

0.39

1.06

2.71

－

Ｊ

5.88

1.17

11.99

10.24

－

Ｋ

58.97

5.88

5.72

0.97

576

流域

荒浜側
Ｄ

備考
（接続先）

3 号炉放水路

土捨場
中央
Ｈ
大湊側
※2

合流する流域Ｂを含む

1.0.2-238

7 号炉放水路

1.0.2-239
図2

滞留水発生位置及び想定範囲

表2
流域
荒浜側

※3

Ａ

滞留水深さの算定結果

滞留水量（ｍ3/h）

滞留水拡散面積※3
（ha）

滞留水深さ
（ｍ/h）

13,068

17.6

0.08

T.M.S.L.+約 8ｍの地点で排水量が雨水流出量を下回るが，大湊側の 6 号炉・7 号炉の設置高さ
Ｈ
3,960
大湊側
T.M.S.L.+12ｍよりも低いため，滞留せずに海に流出する
Ｋ
576
8.4
原子炉・タービン・サービス建屋等主要建屋の面積を除く

1.0.2-240

－

0.01

図3

排水用フラップゲート位置図

1.0.2-241次に，排水路が閉塞した事態を想定した場合の降水の影響について，検討する。
この検討では，図 1 に示す流域の全ての雨水が荒浜側，大湊側の建屋周りに流れ込むと保守的に仮定した場合の雨水流出量と排水用フラップゲートの排水量を比較し，降水の影響を評価する。
検討の結果は表 3 に示すとおり，荒浜側，大湊側ともに排水量が雨水流出量を上回り，排水用フラップゲートから雨水を海域に排水することが可能であることから，排水路が閉塞した事態を想定した場合においても屋外アクセスルートのアクセス性に支障がない
ことを確認した。
表3

集水区域
面積Ａ1（ha）

雨水流出量Ｑ1（ｍ3/s）

Ａ

121.98※2

11.20※2

Ｂ

20.81

3.52

Ｃ

3.29

0.66

①

0.69

0.11

②

2.39

0.40

Ｅ

13.50

2.36

Ｆ

22.28

3.27

Ｇ

9.73※41.08※4合計－

19.08※5Ｇ

9.73※41.08※4

①

66.81

7.52

②

4.96

0.56

Ｉ

1.98

0.39

Ｊ

5.88

1.17

Ｋ

58.97

5.88

合計

－

16.60

流域

荒浜側
大湊側
※2
※4
※5

雨水流出量と排水用フラップゲート排水量の比較結果

Ｄ

Ｈ

ﾌﾗｯﾌﾟｹﾞｰﾄ排水量
Ｑ3（ｍ3/s）

ﾌﾗｯﾌﾟｹﾞｰﾄ
1 本当たり 3.44－
ａ：18 本ｂ：12 本103.205.40

ﾌﾗｯﾌﾟｹﾞｰﾄ
1 本当たり 6.65
ｃ：1 本
ｄ：1 本
ｅ：1 本
19.95

合流する流域Ｂを含む流域Ｇからの雨水は，荒浜側，大湊側にそれぞれ 1/2 が流れ込むと仮定
流域Ｂの雨水流出量は流域Ａに含まれることから，合計に加算しない

1.0.2-242

安全率
Ｑ3/Ｑ1

－

1.20

別紙 31(31)可搬型設備の小動物対策について
屋外保管場所に保管している可搬型設備については，小動物が開口部等から設備内部に侵入し，設備の機能に影響を及ぼす可能性があることから，可搬型設備に開口部がある場
合には，侵入防止対策を実施する。
以下に現状の可搬型設備の開口部有無と対策内容を示す。
（1）可搬型設備の開口部確認結果
可搬型設備名

開口部有無

対策内容

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

有

貫通部パッキン処理，貫通部シール処理

可搬型代替注水ポンプ
（消防車）

有

貫通部シール処理

直流給電車

有

金網設置
貫通部シール処理

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級消防車）

有貫通部シール処理

6 号炉用，7 号炉用代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニット

無－6 号炉用，7 号炉用
可搬型窒素供給装置

有

貫通部シール処理

原子炉建屋放水設備

大容量送水車有貫通部シール処理

原子炉建屋放水設備

泡原液搬送車有貫通部シール処理

無－タンクローリ（2）可搬型設備の対策実施例①可搬型代替交流電源設備
ケーブル貫通部

パッキン処理1.0.2-243

②可搬型直流電源設備
ケーブル貫通部

シール処理

外
吸気口外側

内気口内側
吸

金網設置

金網設置

③可搬型代替注水設備
ケーブル貫通部

シール処理④原子炉建屋放水設備
ケーブル貫通部

シール処理

1.0.2-244

１０．補足資料
補足 1(1) 第 159 回審査会合（H26.11.13）からの主要な変更点
１．荒浜側と大湊側をつなぐアクセスルートについて
第 159 回審査会合において，荒浜側と大湊側をつなぐアクセスルートについて，防潮堤外側道路を含むサブルートを設置することにより，複数のアクセスルートを確保する
方針を説明していたが，更なるアクセス性向上の観点から，新たに高台側にアクセスル
ートを設置する。
２．荒浜側高台保管場所のエリア一部変更，常設代替交流電源設備の移設について
第 159 回審査会合時の荒浜側高台保管場所は，万一，周辺の送電鉄塔が倒壊した場合の送電線影響範囲に入っていた。更なる安全性向上の観点から，送電線影響範囲は可搬型設備の保管場所としないよう，荒浜側高台保管場所のエリアを一部変更した。
また，荒浜側高台保管場所の南側には常設代替交流電源設備が設置されていたが，荒浜側高台保管場所と同様に周辺の送電鉄塔が倒壊した場合の送電線影響範囲に入っていたことから，常設代替交流電源設備についても送電線影響範囲外に移設する。

図1

保管場所及びアクセルルート図（H27.8.18 時点）

1.0.2-245

補足 2(2) 屋外の純水・ろ過水タンク溢水時の影響等について
1．溢水伝播挙動評価について
地震によりタンクに大開口が生じ，短時間で大量の水が指向性をもって流出することはないと考えられるが，溢水防護対象設備への影響を評価するため，タンクの損傷形態
及び流出水の伝播に係わる評価条件を保守的な設定を行った上で溢水伝播挙動評価を実施している。
評価の結果，7 号炉原子炉建屋北側の可搬型設備接続口付近（図 2 Point3）では，タンクからの溢水後，過渡的に約 150cm の浸水深となるが，数分後には 20cm 以下の浸水深となること，また，同建屋南側の可搬型設備接続口付近（図 2 Point1）はほとんど浸水
深がないことが確認されている。
（評価概要は，下記の「参考：溢水審査会合説明資料記載内容の抜粋」に記載）
2．作業の成立性
タンクから溢水が発生した場合には，タンク周辺の空地が平坦かつ広大であり周辺道路等を自然流下し拡散するものと考えられるが，過渡的に約 150cm の浸水深となる 7 号
炉原子炉建屋北側であっても数分程度で可搬型設備がアクセス可能な浸水深となること，
同建屋北側接続口付近がアクセスできない場合であっても同建屋南側接続口付近はアクセス可能であることから，事故対応のためのアクセスルート確保及び作業実施に影響はないと考える。
また，溢水流路上の設備等が損壊し，がれきの発生が想定されるが，迂回又は重機にて撤去することにより，アクセスルート確保への影響はないと考える。
なお，溢水流路に人員がいる場合も想定されるが，安全を最優先し，溢水流路から待避することにより，人身への影響はないと考えられる。
＜参考：溢水審査会合説明資料記載内容の抜粋＞■溢水伝播挙動評価条件○四つのタンク（No.3 及び No.4 純水タンク，No.3 及び No.4 ろ過水タンク）を代表水位
及び合算体積を持った一つの円筒タンクとして表現し，地震による損傷をタンク下端から 1m かつ円弧 90 度分の側板が瞬時に消失するとして模擬する○溢水防護対象設備を内包する建屋に指向性を持って流出するように，消失する側板を建屋側の側板とする○流路抵抗となる道路及び水路等は考慮せず，敷地を平坦面で表現するとともに，その上に流路に影響を与える主要な構造物を配置する○構内排水路による排水機能は期待しない

1.0.2-246

■評価結果評価の結果として得られた溢水伝播挙動を図 1 に，また代表箇所における浸水深の時
刻歴を図 2 に示す。
0 秒（損傷前）

5秒

10 秒

15 秒

20 秒

25 秒

30 秒

40 秒

50 秒

図1

屋外タンクの地震損傷時の溢水伝播挙動

図2

代表箇所における浸水深時刻歴

1.0.2-247

3．溢水時によるフィルタベント現場操作等への影響について(1) 原子炉格納容器圧力逃し装置内の水による溢水の影響
原子炉格納容器圧力逃し装置（フィルタベント）の現場操作や計器の確認について，
原子炉建屋内及び屋外での操作がある。
原子炉格納容器圧力逃し装置自体は，基準地震による破損の影響はなく，操作場所は
地震の溢水による影響は受けない。
万一，原子炉格納容器圧力逃し装置使用後に漏えいが発生した場合でも・遮へい壁を設ける等，原子炉格納容器圧力逃し装置外部へ水が漏えいしない設計としており，漏えい水をドレン移送ポンプでサプレッションチェンバへ移送可能であること。
・ドレン移送ポンプは，軸封部からの漏えいのない構造であるキャンドモータポンプ
を用いており，堰や鉄板遮へいを設置していること。
・ドレン移送ポンプから原子炉建屋までの屋外配管は，可撓性のあるメタルホースを用いており，フレキシブルホースによる二重管構造としており，埋設Ｕ字溝内に格納の上鉄板遮へい蓋を設置していること。
等，原子炉格納容器圧力逃し装置からの漏えい対策，被ばく低減対策を講じている。
なお，格納容器ベント後の現場の操作としては，「フィルタ装置水位調整」，「フィルタ装置への薬液注入」，「排水ラインの窒素パージ」，「ドレンタンク水抜き」の作業があるが，これらの操作における作業エリアの被ばく線量率が低下した 62

時間後で実施するため，人体に与える影響は少ない。
(2) その他屋外タンク等の水による溢水の影響
その他の溢水源について，原子炉建屋内のアクセス性については，地震随伴内部溢水の影響評価を行っており，問題ないことを確認している。（本文 5．（4）参照）
屋外の操作については，フィルタベント遮へい壁周辺の非管理区域における溢水評価を行っており（図 2 における Point7,及び Point8 が該当），過渡的に水位が上昇するが，屋外の溢水による影響なないことを確認している。
また，現場計器については，一部，格納容器圧力逃し装置の附室壁面内に設置されているが水密化されており，当該エリアは溢水による影響を受けない。

1.0.2-248

図3

屋外操作場所

1.0.2-249

補足 3(3) 作業に伴う屋外の移動手段について(1) 作業に伴う屋外の移動手段について
重大事故等発生時の屋外の移動手段については，対応する要員の負担及び対応する作業の迅速化の観点から，車両が使用可能な場合には車両による移動を基本とする。
地震による重大事故等発生時においても，緊急時対策所から可搬型重大事故等対処設
備の保管場所までのアクセスルートは確保されることから（添付資料 23 参照），車両による移動が可能であり，徒歩で移動しなければいけない作業はない。
(2) 徒歩移動が必要となる作業に関する作業員の負担
万一，アクセスルートが確保できず車両による移動が困難な場合は，重機を操作する要員が保管場所まで徒歩で移動する必要がある。
この場合，アクセスルートの確保作業は初動対応作業でありベント実施前であるため，
放射線防護具を付けて移動することはなく，その後の作業も重機での操作となること，
重機にはエアコンが装備されていることから，酷暑期であっても作業負担は軽減される。
また，アクセスルートが確保されてからは車両で移動できることから，徒歩による移動はないものと考えている。

1.0.2-250

(3) 徒歩移動時間の検証
徒歩移動時間が時速 4km であることの妥当性について，保守的に放射線防護具を着用した状況（全面マスク等を着用）での移動時間を検証した。

図1
表1

徒歩移動検証ルート

免震重要棟内緊急時対策所～大湊側高台保管場所までの徒歩による移動時間
ケース

所要時間

ケース 1

全面マスク＋雨合羽（上下）

26 分 46 秒

ケース 2

全面マスク

27 分 34 秒

参
天候等
雨
気温：約 11℃
曇り
気温：約 13℃

考
被験者年齢
46 才
53 才

免震重要棟内緊急時対策所から大湊側高台保管場所（約 2,500m）まで，徒歩での移動
時間は約 27 分～28 分であった。移動時間は積雪や暑さ等の環境による影響も考えられる
が，途中休憩を取る，又はスローペースで移動することにより評価時間（37 分：時速 4kmで想定）程度での移動は可能であることを確認した。

1.0.2-251

補足 4(4) 屋内アクセスルート運用変更について
第 159 回審査会合（平成 26 年 11 月 13 日）において，内部溢水の事前評価によりアクセス困難な箇所が発生していると説明しており，必要な対策を講じることによりアクセス及び作業の成立性を確保するとしていた。事前評価におけるアクセス困難箇所と今回実施した対策について以下に記す。
＜参考：第 159 回審査会合説明資料記載内容の抜粋（平成 26 年 11 月 13 日）＞
原子炉建屋地下 3 階（管理区域最地下階）の残留熱除去系ポンプ室，原子炉建屋地下 1階（非管理区域最地下階）の非常用電源室，及び廃棄物処理建屋地下 3 階（管理区域最地下階）の復水補給水系弁室へのアクセスが困難であるという評価となった。
そのため，地震による内部溢水により通常の通路からのアクセスが困難な場合においても，事故終息に向けた必要な対応が可能となるよう，必要な対策を講じる方針である。
① 異なるアクセスルートを確保する
残留熱除去系ポンプ室には，停止時冷却モード運転時に必要な系統構成を実施するためにアクセスするが，通常の通路からのアクセスが困難であるため，上層階の点検用ハッチを開放しアクセスする。
② 運用の変更によりアクセス不要とする
残留熱除去系ポンプ室への点検用ハッチからのアクセスも困難になることを想定し，停止時冷却モード運転時に必要な系統構成を運用により操作不要とする。具体的には，残留熱除去系ポンプの系統加圧に使用している封水ポンプの手動弁による隔離操作を不要とする。
また，復水補給水系弁室への通常の通路からのアクセスが困難であるため，復水移送
ポンプの吸込側の系統構成を不要とする。具体的には，重大事故対処設備として復水移送ポンプを使用する際に，復水貯蔵槽の水を有効に使うために操作する常／非常用連絡弁を通常時から開運用とする。
③ アクセス通路から排水しアクセスルートを確保する
非常用電源室には，全交流動力電源喪失時の電源復旧を実施するためにアクセスするが，通常の通路がアクセス困難となる可能性があるため，他の通路への排水を実施した
上で水密扉を開放し入室する。
なお，地震による内部溢水再評価に合わせて溢水量を減らす対策を講じる方針である。

1.0.2-252上記対策によって，地震による内部溢水により通常の通路からのアクセスが困難な場
合においても，必要な対応は可能となる。
（参考）通常アクセスルート困難箇所
アクセスルート困難箇所

6 号炉

7 号炉

原子炉建屋 地下 3 階（管理区域最地下階）

溢水量：約 1300m3

溢水量：約 1400m3

原子炉建屋 地下 1 階（非管理区域最地下階）

溢水量：約 210m3

溢水量：約 230m3

廃棄物処理建屋 地下 3 階（管理区域最地下階）

6 号炉

原子炉建屋

地下 2 階溢水量：約 5000m3：点検用ハッチ：水密扉

6 号炉 原子炉建屋

地下 3 階図 1 6 号炉 点検用ハッチからのアクセス：一時的に溢水の滞留が想定されるエリア：床ファンネルによる排水に期待できるエリア：アクセスルート：アクセス時に開することで滞留水の排水を促す扉
：水密扉

6 号炉

原子炉建屋

地下 1 階図 2 6 号炉 アクセス通路からの排水

1.0.2-253

１. 原子炉建屋地下 3 階「残留熱除去系ポンプ室」
残留熱除去系ポンプ室には，停止時冷却モード運転時に必要な系統構成として封水ポンプを隔離するためにアクセスするとしていたが，停止時冷却モード運転時は封水ポンプを停止すること，及び封水ポンプ吐出側の逆止弁により水の移動が生じないため隔離操作は不要であり，アクセス不要と変更した。

原子炉圧力容器

残留熱除去系 系統概略図（原子炉停止時冷却モード）対象となる弁圧力抑制プール

残留熱除去系
封水ポンプ吐出弁

残留熱除去系
封水ポンプ
残留熱除去系ポンプ

図3

残留熱除去系系統概略図及び対象となる弁

２. 原子炉建屋地下 1 階「非常用電源室」
非常用電源室へアクセスするための通路の溢水影響によりアクセスが困難になる可能性があるため排水等の必要な対策を講じることにしていたが，溢水源としていた系統からの基準地震動による漏えいが発生しないように対策することにより，当該エリアの溢水量を「0ｍ3」とすることでアクセス可能とした。

1.0.2-254

３. 廃棄物処理建屋地下 3 階「復水補給水系弁室」
復水移送ポンプ吸込側の系統構成のために，復水補給水系弁室へアクセスする通路が溢水影響によりアクセス困難となるため，系統構成の運用を変更するとしていたが，新たにアクセスルートを確保することで，運用の変更は不要となった。

図4

廃棄物処理建屋地下 3 階「復水補給水系弁室」へのアクセスルート

1.0.2-255

補足 5(5) 屋内アクセスルートにおける資機材設備の転倒調査について
屋内アクセスルートにおける資機材設備の転倒等による影響について，有効性評価の各事象の対応操作毎にウォークダウンを行っている。
具体的な確認内容については，有効性評価の事象の対応操作において，時間的裕度が少ないガスタービン発電設備から交流電源を受電する操作を例に，中央制御室から原子炉建屋地下 1 階にある非常用電源室までのウォークダウン結果を示す。
ウォークダウンに用いたアクセスルートは図 1 のとおりである。
ルート近傍にある資機材設備の場所及び大きさ，通路幅を計測した結果は図 2 のとおりであり，「アクセスルート近傍の設置物は，転倒防止処置を施している物を含めすべて転倒する」ものとし，「設置物が転倒した際，最も通路がふさがれるパターンを想定しても通行可能な幅が 30cm あれば通過可能」「設置物が転倒した際に設置物の移動が可能な場合（重量物でない場合）は，通過可能」とした場合の各資機材設備に対する通行可能性評価を行った。通行できない場合は乗り越えることを想定する。
このケースの場合，6 号炉で 3 箇所（①，②，⑮），7 号炉で 2 箇所（①，②）について
転倒による乗り越えの可能性がある資機材設備として抽出した。
（図 1 の緑線上の設置物，
表 1）
更に，万一通常のアクセスルートが使用できない場合を想定し，他のアクセスルートについても通過可能であることを確認した。（図 1 の水色線）
このケースの場合 6 号及び 7 号炉ともに転倒による乗り越えの可能性のある箇所がない
ことを確認した。

1.0.2-256

1.0.2-257
図1

屋内アクセスルートにおける資機材設備の転倒調査アクセスルート（1／2）

1.0.2-258
図1

屋内アクセスルートにおける資機材設備の転倒調査アクセスルート（2／2）

表1

資機材設備の設置状況

番号（上段）物品の計測結果[mm]
場所
（フロア）

物品名

高さ

奥行

幅

最大
長さ

（下段）評価結果
1,920

①

サービス
建屋 B1F
西側 Ev 横

②

③

④

⑤

2,430

⑥

900

1,150

2,210
2,430

工具棚
設置物の転倒後，乗り越え可能なためアクセス性問題なし

潤滑油保管
棚 6-5A，5B

コントロ
ール建屋
B1F
（共用）
通路

固定式消火
設備用ボン
ベ(二酸化
炭素ボン
ベ)

6 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用電気品室

2,900

設置物の転倒後，乗り越え可能なためアクセス性問題なし

コントロ
ール建屋
B1F
（共用）
通路

6 号炉原子炉建屋
B1F
A 系非常用
電気品室

2,170

[mm]

清掃用具保
管ラック

1,890
サービス
建屋 B1F
西側 Ev 横

710

通路
の幅

2,100

670

2,800

3,500
4,200

通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1,920

710

1,740

2,600
4,200

通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

2,500

1,750

1,250

2,950
3,900

リフター
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1450

1720

1250

2100

電源車用ド
ラム

3,900
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1.0.2-259

写真番号（上段）物品の計測結果[mm]
場所
（フロア）

物品名

高さ

奥行

幅

最大
長さ

（下段）評価結果

⑦

⑧

⑨

⑩

⑪

⑫

6 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用電気品室

6 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用電気品室

6 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用
電気品室

1,620

720

1,330

通路
の幅
[mm]

2,080

治具ラック

1,400
アクセスルートと関係のない
場所に設置されているため
問題なし

1,050
ＡＣＢテス
ト用制御盤

560

570

1,200
1,200

アクセスルートと関係のない
場所に設置されているため
問題なし

1,950

450

400

2,000
3,300

火災検知器
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

900

6 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用
電気品室

ＥＤＭＧ対
応資材ラッ
ク

6 号炉原子
炉建屋 B1F
南側通路
階段付近

ＡＣ系予備
ボンベ（空
気ボンベ）

6 号炉原子
炉建屋 B1F
南側通路
階段付近

Ｓ／Ｃベン
ト用ボンベ
ラック（空
気ボンベ）

520

1,200

1,470

アクセスルートと関係のない
場所に設置されているため
問題なし

1,500

400

500

ｴﾘｱ
幅：
3,500
ｱｸｾｽ
通路
幅：
1,120

1,550
5,000
以上

通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1,600

600

1,100

1,950
5,000
以上

通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1.0.2-260

写真番号（上段）物品の計測結果[mm]
場所
（フロア）

物品名

高さ

奥行

幅

最大
長さ

（下段）評価結果

⑬

⑭

⑮

⑯

⑰

⑱

6 号炉原子
炉建屋 B1F
南側通路
階段付近

6 号炉原子
炉建屋 B1F
南側通路
階段付近

6 号炉原子
炉建屋 B1F
南側通路
階段前

6 号炉原子
炉建屋 B1F
B 系非常用電気品室

6 号炉原子
炉建屋 B1F
B 系非常用電気品室

6 号炉原子
炉建屋 B1F
B 系非常用
電気品室

2,200

1,400

800

通路
の幅
[mm]

2,610
5,000
以上

リフター
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

850

1,300

750

1,560

モジュール
台車

5,000
以上
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1,900

720

1,750

2,550

潤滑油
保管棚

2,550
設置物の転倒後，乗り越え可能なためアクセス性問題なし

2,500

1,750

1,250

2,950

リフター

3,600
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1,050
ＡＣＢテス
ト用制御盤

560

570

1,200
2,500

アクセスルートと関係のない
場所に設置されているため
問題なし

1,620

720

1,330

2,080

治具ラック

2,550
アクセスルートと関係のない
場所に設置されているため問題なし

1.0.2-261

写真番号（上段）物品の計測結果[mm]
場所
（フロア）

物品名

高さ

奥行

幅

最大
長さ

（下段）評価結果

⑲

⑳

21
○

22
○

23
○

24
○

7 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用電気品室

7 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用電気品室

7 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用
電気品室

870
緊急用資材
ラック

1,200

[mm]
1,480
2,900

アクセスルートと関係のない
場所に設置されているため
問題なし

2,230

1,760

960

2,840
3,300

リフター
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1,520

1,370

1,070

2,040

リフター

3,300
アクセスルートと関係のない
場所に設置されているため
問題なし

1,100

7 号炉原子
炉建屋 B1F
A 系非常用電気品室

治具ラック

7 号炉原子
炉建屋 B1F
南側通路

ＡＣ系空気
ボンベラッ
ク（空気ボ
ンベ）

7 号炉原子
炉建屋 B1F
南側通路

予備ボンベ
（空気ボン
ベ）

400

1,200

1,630
3,300

アクセスルートと関係のない
場所に設置されているため
問題なし

1,970

400

850

2,150
2,700

通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1,500

25
○

510

通路
の幅

450

400

1,570
2,700

通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1.0.2-262

写真番号（上段）物品の計測結果[mm]
場所
（フロア）

物品名

高さ

奥行

幅

最大
長さ

（下段）評価結果

26
○

27
○

28
○

7 号炉原子
炉建屋 B1F
B 系非常用電気品室

7 号炉原子
炉建屋 B1F
B 系非常用電気品室

7 号炉原子
炉建屋 B1F
B 系非常用
電気品室

2,200

1,260

900

通路
の幅
[mm]

2,530
5,000
以上

リフター
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1,100

400

1,200

1,630
5,000
以上

治具ラック
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

2,200

1,260

900

2,530
5,000
以上

リフター
通路の幅が十分なためアクセス性問題なし

1.0.2-263

写真

補足 6
(6) 作業時間短縮に向けた取り組みについて
重大事故等発生時における電源車からの電源供給を行う際，電源ケーブルを敷設する
作業時間を短縮する観点で，2 箇所ある接続口のうち 1 箇所について，予め建屋内にケーブル等を敷設配置することを自主的な対策として実施している。例として，6 号炉原子炉
建屋における電源ケーブル敷設について以下に記す。
（7 号炉も同様に実施済）

図

電源ケーブルの敷設状況（6 号炉の例）

1.0.2-264

補足 7(7) 第 261 回審査会合（H27.8.18）からの主要な変更点：

一時待避場所・追加ルートの設定
第 261 回審査会合（平成 27 年 8 月 18 日）において，「6／7 号炉の緊急時対策所を 3号炉原子炉建屋内に設置すること（6／7 号炉と緊急時対策所が遠いこと）に対する短所・弱点を整理し，補強策・対策を説明すること。」「緊急時対策所から，大湊側高台保管場所へのアクセスルートについて（中央交差点が通行不能な場合の対策，車両は通行できないが，人員が通行できるルート等）拡充を検討すること。」とのご指摘を頂いた。
当社としては，緊急時対策所が6／7号炉との距離が長いことについて，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員がとどまる点に着目すると放射線被ばく上有効であり，3号炉原子炉建屋内緊急時対策所は，新規制基準を満足していると考えている。
また，アクセスルートについては，中央交差点が通行不能な場合においても，迂回す
る，若しくは万一，仮復旧が必要な場合には重機にてがれきを撤去する等によりアクセ
スルートを確保可能であることから，新規制基準を満足していると考えている。
一方，新規制基準を満足するのみに止まらず，現場要員の安全性の向上の観点から重大事故等発生時の不測の事態における現場要員の一時待避のしやすさ，3号炉原子炉建屋
内緊急時対策所から大湊側高台保管場所へのアクセスの多様性確保の観点も踏まえて更なる検討を行い，以下の対策をとりまとめた。
・ 6／7 号炉近傍における現場要員の一時待避場所の設定
・ 徒歩ルート等の追加
柏崎刈羽原子力発電所は敷地が広大であり，緊急時対策所が6／7号炉との距離が長い
特徴を踏まえ，緊急時対策所と現場が遠いことに対するメリット・デメリットを表1に整理する。
表1

緊急時対策所と現場が遠いことに対するメリット・デメリット

メリット
・ 通常の執務場所（事務本館）から距離が短い場所に緊急時対策所を設けることとなり，初動がスムーズになる。
・ 緊急時対策所は，プラント情報の分析
や応急復旧方策の立案等の支援を行う
スタッフの収容や，要員や資機材のロジスティクスのための発電所内ハブ拠点であり，人や資機材の出入管理が伴うことから，放射線被ばくを考慮すると，事故復旧現場からのアクセス性を確保した上で事故プラントからの離隔距離があることが望ましい。

デメリット
・ 緊急時対策所から現場まで移動距離があり，車両が使用できない場合，要員の現場への移動や，現場からの退避に時間がかかる。
・ 荒浜側と大湊側をつなぐルートが海側と山側にしかなく，要員の徒歩による待避に時間がかかる。

1.0.2-265

対策
・車 両 が 使 用 で き な い
場合の 待避に 関する
優先順位を付ける。
・ 6／7 号炉周辺に一時待避場所を設ける。
・ 短時間で 6／7 号炉から緊急 時対策 所へ待避可能 となる 徒歩ルート（地下電気洞道を活用したルート）を設定する。

１．緊急時対策所から 6／7 号炉へのアクセス性について(1) 緊急時対策所
・ 新規制基準を満足する緊急時対策所は，「3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所」とし，緊急時対策本部が指揮命令を行う「指揮所」，及び現場要員が待機する「待機所」の機能は，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所に設ける。
・ これに加えて，上記「指揮所」，及び「待機所」の機能を有する「免震重要棟内緊急時対策所」を設ける。
・ 緊急時対策所は，


6／7 号炉と距離が離れていることで放射線の影響を受けにくい。



通常の執務場所（事務本館）から近い。



常設代替交流電源設備や可搬型重大事故等対処設備の保管場所への移動に便利。

という観点で，有効な場所に設置している。
(2) 作業に伴う屋外の移動手段
・ 重大事故等発生時において，万一，不測の事態が発生し現場からの待避が必要な場合，現場要員は，車両により緊急時対策所へ待避することを基本とする。また，対応する要員の負担及び対応する作業の迅速化の観点から，また，放射性物質の放出後の作業については，放射線被ばく低減の観点からも車両での移動を基本とする。
・ 重大事故等発生時において，緊急時対策所から可搬型重大事故等対処設備の保管場所までの車両によるアクセスルートは確保可能と評価しているが，万一，中央交差点が通行不能な場合でも，徒歩により大湊側高台保管場所まで移動し，大湊側高台保管場
所に保管している可搬型設備を用いて重大事故等に対処するとともに，荒浜側高台保管場所に保管している重機により中央交差点の仮復旧を行い，車両が通行可能な環境を整備する。ここでは，中央交差点が通行不能な場合，荒浜側と大湊側を結び徒歩等で通行可能なルートを複数追加する。

1.0.2-266

(3) 一時待避場所
・ 緊急時対策所と 6／7 号炉の距離があることを踏まえ，重大事故等発生時の気象状況の急変，爆発等の不測の事態において，現場要員が一時的に待避できるよう「一時待避場所」を 6／7 号炉近傍に複数設定する。
・ 一時待避中においても，緊急時対策所との連絡が確実に行えるよう，通信連絡手段を確保する。
・ 一時待避場所は，緊急時対策所とは異なり，一時的な待避を前提としており，移動できる状況になり次第，緊急時対策所に向けて車両による待避を行う。
・ 放射性物質放出等の不測の事態において，現場要員の放射線被ばく低減の観点から，車両又は徒歩により緊急時対策所へ待避する。なお，待避までに要する時間は，車両で 10 分程度，徒歩で 30 分程度であり，複数のルートがあることとあいまって，すみやかな待避が可能であると考える。
２．6／7 号炉近傍における現場要員の一時待避場所の設定(1) 一時待避場所の設定の考え方
一時待避場所は，以下の考えに基づき設定している。
・地震に対して一時待避場所としての利用が見込めること。
［5 号炉原子炉建屋，5 号炉海水熱交換器建屋，大湊側ディーゼル駆動消火ポンプ建
屋，地下電気洞道（大湊側）］
・通常の出入管理の動線上にあり，地震以外では活用することが可能であること。
［大湊側出入管理建屋］
・6 号及び 7 号炉に対して，一時待避のしやすさを考慮すること。（配置に偏りのないこと。）
・放射性物質が放出された場合，一次待避場所は場所が近く，長期間待避することで被ばく量が増えることが予想されることから，放射性物質放出時における長時間の待避場所ではなく，緊急時対策所へ待避することを念頭に設定する。
(2) 現場からの待避及び一時待避の優先順位
１） 気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生した場合
重大事故等対処時において，万一，気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生し現場からの待避が必要となる場合，現場要員は，人身安全を以下の優先順位で確保する。
①現場にある車両で，緊急時対策所へ待避する。
②徒歩により，緊急時対策所へ待避する。なお，徒歩による待避において，待避時間短縮の観点から以下の手段を優先させる。
・

現場に携行した無線連絡設備等の通信連絡手段により緊急時対策所に連絡し，

1.0.2-267

車両による応援と合流して，極力短時間で待避できるようにする。
・

状況に応じて短時間で待避できる最適な徒歩ルートにより待避する。（6／7 号
炉からの待避の場合，地下電気洞道又は山側徒歩ルートを通行する。）③待避する時間的な余裕がない場合，6／7 号炉近傍に複数設定している一時待避場所（5 号炉原子炉建屋，5 号炉海水熱交換器建屋，大湊側ディーゼル駆動消火ポンプ建
屋，地下電気洞道（大湊側），大湊側出入管理建屋）のうち，最寄りの待避場所で一時待避し，移動できる状況になり次第，緊急時対策所に向けて車両による待避を行う。（車両が使えない場合は，現場に携行した無線連絡設備等の通信連絡手段に
より緊急時対策所に連絡し，車両による応援と合流して緊急時対策所へ待避する。）（図 1，敷地全体拡大図は図 8）２） 放射性物質が放出した場合
重大事故等対処時において，万一，放射性物質放出等の不測の事態が発生し，現場からの待避が必要となる場合，現場要員の放射線被ばく低減の観点から現場要員は，人身安全を以下の優先順位で確保する。
①現場にある車両で，緊急時対策所へ待避する。
②徒歩により，緊急時対策所へ待避する。なお，徒歩による待避において，待避時間短縮の観点から以下の手段を優先させる。
・

現場に携行した無線連絡設備等の通信連絡手段により緊急時対策所に連絡し，車両による応援と合流して，極力短時間で待避できるようにする。

・

状況に応じて短時間で待避できる最適な徒歩ルートにより待避する。（6／7 号
炉からの待避の場合，地下電気洞道又は山側徒歩ルートを通行する。）

・

徒歩ルートを選択する場合，地上での待避と比較し放射線影響に対して一定の効果が期待できる地下電気洞道によるルートを優先的に選択する。

1.0.2-268

図1

一時待避場所の配置について(3) 一時待避場所へ配備する備品
一時待避中においても，緊急時対策所との連絡が確実に行えるよう，通信連絡手段を確保するとともに，照明資機材を設置する。

1.0.2-269

３．徒歩ルート等の追加
荒浜側と大湊側を結ぶアクセスルートについて，更なるアクセス性向上の観点から，
新たに高台側にアクセスルートを設置する旨説明を行ったが「中央交差点」が唯一の単一ルートとなっており，中央交差点がアクセス不能な場合の重大事故等対処に課題がある旨のご指摘をいただいた。（図 2）
ここでは，主に中央交差点の状況を再度整理するとともに，現場要員の 3 号炉原子炉
建屋内緊急時対策所から大湊側高台保管場所へのアクセス多様性の観点から，更なる対策について説明する。

図2

保管場所及びアクセルルート図（8 月 18 日説明時）

1.0.2-270

(1) 中央交差点の状況
中央交差点は，T.M.S.L.+37ｍの高台にある発電所構内における主要な交差点である。
正門側は 3 車線（路肩を含めると約 13ｍ）で，それ以外の方向では 2 車線（路肩を含めると約 10ｍ）の道路であり，周辺に通行を阻害するものはなく，地震・津波発生時においても影響を受けない防火帯内側の道路である。（図 3）中央交差点の状況

中央交差点（①）

図3

中央交差点（②）

中央交差点付近の状況（1／2）

1.0.2-271中央交差点（③）

中央交差点（④）

中央交差点（⑤）

中央交差点（⑥）

中央交差点（⑦）

中央交差点（⑧）

図3中央交差点付近の状況（2／2）

1.0.2-272

(2) 中央交差点の通行に関する評価
中央交差点の通行に関する代表的な災害時の影響概略評価結果は表 2 のとおり，主な災害に対し，通行への支障がない，若しくは別のアクセスルートが確保されることを確
認した。
表2
主な災害

中央交差点の通行に関する影響概略評価

評価
結果

概略評価

・ 中央交差点における周辺斜面の崩壊による影響，周辺構造物の倒壊・損壊・火災・溢水等による影響がないことを確認している。
（図
○
4－1）
・ 中央交差点は，津波遡上解析の結果，遡上域最大水位（荒浜側
T.M.S.L.＋8.5ｍ）よりも標高が高い位置（T.M.S.L.＋37ｍ）に位津波○置するため津波による被害は想定されない。（図 4－1）
・ 中央交差点における森林火災時の放射熱強度を評価したところ，最大でも 1.3kW/m2※程度であり，車両等の通行に影響を及ぼすことは森林火災○ない。（図 4－2）
・ 中央交差点が不測の事態により通行不能な場合，海側のサブルート
その他を通行することで車両による移動が可能である。（図 4－3）
○ ・ 中央交差点が不測の事態により通行不能な場合であっても，プラン（中央交差点が通行不能な場合）
ト側が重大事故になるような事態は想定されない。
※人が長時間さらされても苦痛を感じない強度（石油コンビナートの防災アセスメント指針）

地震

図 4－1

地震・津波発生時のアクセスルート

1.0.2-273

図 4－2

図 4－3

森林火災発生時のアクセスルート

中央交差点が通行不能時のアクセスルート

1.0.2-274

(3) アクセスルートの追加
前述のとおり，中央交差点が通行不能となり，かつ，重大事故等の対処が必要になる
ようなケースはなく，仮にそのような事態になった場合には迂回，若しくは万一，仮復旧が必要な場合には重機にてがれきを撤去する等によりアクセスルートを確保することを基本とするものの，現場要員の 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所から大湊側高台保管場所へのアクセス多様性の観点及び，更なる安全性向上の観点から，徒歩及び車両ルートを追加する。
具体的には，以下のルートを追加する。このうち，主な災害として地震，津波，森林火災を考慮し，いずれの災害でも通行可能なルート（ルート①及び②）をアクセスルー
トとして設定する。
＜中央交差点他を迂回するルート＞
・ルート①（アクセスルート：徒歩）
既設立坑及び洞道からなる地下電気洞道を活用したルート
・ルート②（アクセスルート：徒歩）
主に既設道路を活用し，斜面を通行するルート
・ルート③（自主整備ルート：徒歩）
主に既設道路を活用し，防潮堤部分を通行するルート（防潮堤の外側へ接続するルートであり，津波発生時には通行しない）
・ルート④（自主整備ルート：車両）
荒浜側高台保管場所東側から山側を通る既設道路を活用したルート（防火帯の外側を通行することとなるため，森林火災時には通行しない）
上記のように更なる対策を図ったルート及びアクセスルートを図 5（敷地全体拡大図は
図 8）に示す。
また，地震・津波発生時，森林火災時，中央交差点が通行不能時におけるルート及びアクセスルートを図 6－1～図 6－3 に示す。

1.0.2-275

図5

図 6－1

保管場所及びアクセルルート図（追加後）

地震・津波発生時のアクセスルート（追加後）

1.0.2-276

図 6－2

図 6－3

森林火災発生時のアクセスルート（追加後）

中央交差点が通行不能時のアクセスルート（追加後）

1.0.2-277

(4) 追加後の 3 号原子炉建屋から大湊側高台保管場所への徒歩移動の所要時間評価
追加前後における，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所から大湊側高台保管場所への徒歩
移動の所要時間の相違を評価するために，追加前後の主なアクセスルートの距離，所要時間を算定・比較した。
検討対象ルートを図 7－1～7－5 に，所要時間の評価結果を表 3 に示す。
１） 検討条件
徒歩速度：4km/h
斜面・階段昇降速度：3 分※／箇所（高低差最大約 20m（電気洞道の立坑部分））※階段昇降速度（老人）：0.21m/秒（津波避難ビル等に係るガイドライン（平成 17 年 6 月 10 日））を参考に，その 1/2 程度と仮定。

２） 検討対象ルート＜追加前＞
・中央交差点通行可能時①

3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所～中央交差点～大湊側高台保管場所（図 7－1）・中央交差点通行不能時②

3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所～海側サブルート～大湊側高台保管場所（図 7－2）＜追加後＞・中央交差点通行不能時③

3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所～ルート①～大湊側高台保管場所（図 7－3）④

3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所～ルート②～大湊側高台保管場所（図 7－4）⑤

3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所～ルート③～大湊側高台保管場所（図 7－5）1.0.2-278

３） 評価結果
追加後の山側のルートについては，追加前の中央交差点通行可能時と比較して 10 分程度増加するものの，アクセスルートの多様性を確保可能である。
追加後の海側のルートについては，追加前のルートと比較して約 10 分程度低減されるとともに，アクセスルートの多様性を確保可能である。
また，重大事故等発生時に，追加された山側アクセスルートを徒歩で通行することによる大湊側高台保管場所への所要時間の増加分（10 分程度）を考慮しても，有効性評価の時間内に作業が可能であることを確認した。
更に，重大事故等対処時において，万一，不測の事態が発生し現場から徒歩による待避が必要な場合においても，追加したアクセスルートは追加前と比較して多様性を確保している。

1.0.2-279

図 7－1

中央交差点通行可能時の主なアクセスルート（追加前）

図 7－2

中央交差点通行不能時の主なアクセスルート（追加前）

1.0.2-280

図 7－3中央交差点が通行不能時のアクセスルート（ルート①）

図 7－4

中央交差点が通行不能時のアクセスルート（ルート②）

1.0.2-281

図 7－5中央交差点が通行不能時のアクセスルート（ルート③）

表 3 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所～大湊側高台保管場所間の距離及び移動所要時間
ルート
山側
海側
山側
山側
海側

図 7-1
図 7-2
図 7-3
図 7-4
図 7-5

追加前後
追加前
追加後

距離
（約ｍ）
1,645
4,024
1,782
1,914
2,817

時間評価
項目
徒歩
徒歩
徒歩
徒歩
徒歩

斜面・階段
（3 分/箇所）
なし
なし
2 箇所
2 箇所
2 箇所

所要時間
（分）
25
61
33
35
49

(5) 今後の計画
ルート①，②については，アクセスルートとして設定し，適切な維持管理を行う。その他のルートについては，既設道路部分を除き，アクセス性の向上を図るために伐採等の整備を行うとともに，適切な維持管理を行う。
(6) ルート①（洞道ルート）の環境について
定期的に洞道内の電気ケーブルの点検が行えるように，照明，換気，排水設備を設置するとともに，通電中でも点検時に感電のおそれがないよう，使用電圧に応じた絶縁性能を有するケーブルを使用する。また，地下電気洞道は地下を通行することから，地上での待避と比較し放射線影響に対して一定の効果が期待できるルートである。

1.0.2-282

1.0.2-283
図8

一時待避場所の配置及び追加後のアクセスルート図（敷地全体）

（参考）1.0.2-284
ルート①（徒歩）の現場状況

1.0.2-285
ルート②（徒歩）の現場状況

1.0.2-286
ルート③（徒歩）の現場状況

1.0.2-287
ルート④（車両）の現場状況

補足 8(8) 緊急時対策所の設置に関する考え方
第 261 回審査会合（平成 27 年 8 月 18 日）において，「大湊側に設置を計画している
緊急時対策所を含めた緊急時対策の将来像を示すこと。」とのご指摘を頂いた。
本回答では，緊急時対策所の設置に関する当社の考え方及び，大湊側に設置を計画している緊急時対策所に関する概要を説明する。
１．緊急時対策所の設置に関する当社の基本的な考え方
当社は，2007 年 7 月 16 日に発生した新潟県中越沖地震での被災経験から，震度 7 クラスの地震が発生した場合においても緊急時の対応に支障をきたすことがないよう，遮へい・空調等居住性設備，情報把握・通信連絡設備，電源設備等の重要設備を集合させた「免震重要棟」を柏崎刈羽原子力発電所，及び福島第一原子力発電所，福島第二原子力発電所に設置した。
2011 年 3 月の東日本大震災に伴う福島第一原子力発電所事故に際しては，免震重要棟の持つ，遮へい設備，フィルタ付き換気空調設備，緊急時対応情報表示システム（ＳＰＤＳ），通信連絡設備，専用の電源設備（ガスタービン発電設備）が有効に機能し，事
故対応の活動拠点として重要な役割を果たしたものと考えている。また柏崎刈羽原子力発電所の緊急時対策拠点整備に際しては，福島第一原子力発電所事故の教訓を反映すべ
く，社内・外事故調査報告，提言等を汲みし，整備を進めている。

（緊急時対策所の追加設計要件（東京電力福島第一原子力発電所事故調査報告書より））・要員出入り，資機材・物資搬出入に配慮した対策所本部アクセス
・放射性物質の持込防止措置
・除染しやすい内装材
・トイレの配置・休息のためのエリア設置
今般の設置許可基準規則とその解釈，技術基準規則条文において記載されている様々な機能要件，設計要件についても，社内検証・検討し設計反映することで，対策拠点が地震・津波・自然現象等の設計基準レベルの外的影響により機能維持ができるよう，また設備の多重性，多様性，耐震性他要件を備えた設計としている。
福島第一原子力発電所事故での経験から，重大事故への対処活動の実施に際し，放射線防護は最重要課題であり，事故号炉との離隔が大きいことは，対策要員の被ばく線量を低減するための大きなメリットである。柏崎刈羽原子力発電所は広い敷地を有してい

1.0.2-288

ることから，今般申請している 6/7 号炉から離れた，敷地としても中央土捨て場を隔てた荒浜側敷地に 2 つの対策拠点（緊急時対策所）を設け，それにより 6/7 号炉の一方若
しくは両方にて重大事故等が発生した際にも，少しでも環境の良い拠点を中心に対策活動を展開することが可能となる。
また，緊急時対策所の機能として重要なものは，事故対処のための指揮・命令機能を担うことにある。福島第一原子力発電所事故に際しては，免震重要棟室内の放射線環境が一時的に悪化する等様々な課題が相次いだものの，基本的には指揮・命令機能が途切れることなく事故対応の統制がなされていたことで，一連の事故対応を継続して行うことができた。また，被災後の長期にわたる比較的規模の大きな余震を経ても，なお安定した事故対応が継続できたのは，免震装置を備えた拠点で有ったことも重要であったと考えている。発電所内に緊急時対策所が存在し続けることができること自体が，重大事
故対応にとって大変重要なことである。
更に緊急時対策所の機能として重要なものは，事故復旧対策要員の待機場所を確保することである。事故対応活動に関連し，実際には直接的な指揮・命令や，現場作業を行う活動に付随して，事故プラント情報の収集・分析や，復旧方策の計画立案を行う関係
スタッフの収容，要員の交代や対応資機材補充，汚染物質搬出の作業も伴う。緊急時対策所拠点は上記のようなロジスティクスのためのハブ拠点機能としても役割を担っており，対応活動を長期にわたり，かつ安定・確実に継続し支え続けるには，これら人員の出入管理や，資機材の搬出入作業が常時行われ続けることになる。こういった，いわばバックヤード的な業務にも放射線被ばくを伴うものであることを考慮すると，事故復旧
現場からのアクセス性を確保した上で事故プラントからの離隔距離があることが望ましいものと考える。
事故プラントと離れた位置に緊急時対策所拠点を設置し，プラント設備とは共通要因
により“共倒れ”しにくいようにすること，また，緊急時対策所を複数の拠点に設け，更に拠点同士もある程度の離隔を置き，かつ設計の多様化を図ることで，複数の緊急時対策所拠点のどれかが“常に維持・利用可能となる”ように設計することが，当社の福島第一原子力発電所事故知見の反映である。
（緊急時対策所の複数化と要件）
・事故プラントから離隔した拠点設置
・複数の拠点設置
・複数拠点同士の位置的配慮（拠点間離隔，事故プラントとの方位）・拠点設計の多様性（建物構造，設備構成，アクセスルート）

1.0.2-289

２．緊急時対策所の複数拠点化について
6 号及び 7 号炉新規制基準申請において，当社柏崎刈羽原子力発電所の緊急時対策所として，柏崎刈羽原子力発電所の事務建屋のうち免震構造を有する免震重要棟に「免震重要棟内緊急時対策所」を，3 号炉原子炉建屋内に「3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所」の2 拠点を設置する（図 1）。これら 2 拠点を，一次冷却系統に係る発電用原子炉施設の損
壊その他の異常が発生した場合，並びに重大事故等が発生した場合において，中央制御室以外の場所から適切な指示又は連絡を行うために使用する拠点と位置付ける。
また 2 拠点を，重大事故等に対処するための要員がとどまることができるよう遮へい，換気について考慮した設計とするとともに，代替交流電源設備からの給電が可能な設計とする。
これら 2 拠点は，耐震構造（剛構造）と免震構造（免震構造）を採用した建物構造の設計多様性を有した他，電源設備が 6 号及び 7 号炉，更には免震重要棟内緊急時対策所と 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所とで相互に独立しており，また異なる代替交流電源
給電方式を採用した設備設計の多様性を有した設計としている。

図1

緊急時対策所構内配置図（6 号及び 7 号炉新規制基準申請時）

6 号及び 7 号炉，アクセスルート，緊急時対策所のハザード耐性比較評価について，表1 に示す。

1.0.2-290

表 1 6 号及び 7 号炉，アクセスルート，緊急時対策所のハザード耐性比較
ハザード

地震

津波
降水
積雪
風（台風）

竜巻

低温
落雷
火山降灰
森林火災
外部火災
有毒ガス
航空機
落下火災

溢水

火災
生物事象

概略評価結果免震重要棟内緊急時
3 号炉原子炉建屋内
6，7 号炉屋外アクセスルート
対策所
緊急時対策所
基準地震動（長周期）
基準地震動でで機能喪失のおそれ，
基準地震動で
基準地震動で影響なし
短周期での機能維持
影響なし
影響なし
メリットあり敷地高さにより防潮堤等によりアク敷地高さにより防潮堤等によ影響なし
セスルート遡上せず
影響なし
遡上せず
影響なし（気象予報を踏まえ対応検討）
影響なし（気象予報を踏まえ対応検討）
影響なし（建物・構築物は風荷重影響なし）（屋外作業，アクセスルートは障害物除去と，発生予測を受けた事前対策）
影響なし（竜巻防護と 影響なし（竜巻防護と
影響なし
影響なし
飛来物低減）
飛来物低減）（竜巻影響による飛（竜巻防護と飛来物 来物除去と，発生予6，7 号炉と緊急時対策所の竜巻経路が低減）測を受けた事前対
複数存在策）
影響なし（気象予報を踏まえ対応検討）
避雷針による雷防護
避雷針による雷防護
避雷針による雷防護と避雷器による機器
落雷により影響を受と避雷器による機器と避雷器による機器
保護
けない
保護
保護
落雷影響範囲は限定的影響なし（噴火発生情報を踏まえ除灰対応検討）
防火帯の内側であり，設備やアクセス性に支障はない。（一部防火帯と重複する箇所は迂回）
6，7 号炉と緊急時対策所，アクセスルート各々近傍の可燃物倉庫，タンク等の位置，構造，
消防設備，及び消火対応により影響は僅少
6，7 号炉と緊急時対策所，アクセスルート各々近傍の火災影響見込みから影響は僅少。また薬品等保管倉庫の位置，構造，設備により影響は僅少。
緊急時対策所への影
緊急時対策所への影
可搬重大事故対処設
アクセスルートは響が有る場合には 6，7 響が有る場合には 6，
備は原子炉施設から
7 号炉は健全
離隔している号炉は健全
離隔配置されている
緊急時対策所 2 拠点は離隔配置されている
地震起因溢水により地震起因溢水により地震起因溢水，想定
影響なし（アクセス
影響を受けない
影響を受けない
破損ともに対策実施
ルート近傍の溢水影により影響を受けな
響は僅少）
6，7 号炉と同時の想定破損は発生しないい地震随伴火災により
地震随伴火災により
地震起因火災，単一
影響なし（アクセス
影響を受けない
影響を受けない
火災ともに対策実施
ルート近傍にある可により影響を受けな
燃物影響は僅少）
6，7 号炉と同時の単一火災は発生しない
い
影響なし

即ち設計想定としては，拠点各々のハザードへの頑健性を高める他，設計多様性をもたせる，運用（マネジメント）にて安全性に係る影響を排除する等配慮することで，6 号
及び 7 号炉と複数の緊急時対策所が共通要因により一度に機能喪失することのないように配慮している。

1.0.2-291

なお今後，柏崎刈羽原子力発電所の緊急時対策拠点としては，大湊側敷地に更なる拠点を設置する考えである。以下に，将来設置予定の「大湊側緊急時対策所」の構成案について概略を記す。
３．大湊側緊急時対策所について(1) 大湊側緊急時対策所の特徴
本申請において，柏崎刈羽原子力発電所には，剛構造の建物を有する「3 号炉原子炉建
屋内緊急時対策所」の他に，免震装置を有した「免震重要棟内緊急時対策所」を設置することとしており，2 箇所の緊急時対策所により，6 号及び 7 号炉の重大事故等への対処は可能であると考えている。
一方，柏崎刈羽原子力発電所は，7 プラントを有するとともに敷地も広大であることか
ら，将来的には荒浜側に設置している 1～4 号炉で重大事故等が発生した場合の対処等も考慮し，大湊側高台に緊急時対策所を新設することで，事故対応への柔軟性が向上する。
大湊側緊急時対策所は，発電所敷地全体のレイアウトや，これまでに設置している 2箇所の緊急時対策所の機能を最大限生かしつつ以下の特徴を有するものとする。
・ 配置場所を大湊側とする。
（1～4 号炉やこれまでに設置した緊急時対策所に対し離隔を確保する。）
・ 耐津波対策として，更なる高台に配置する。（T.M.S.L.+15m 以上とする。）
・ 建物を剛構造とする。（免震重要棟内緊急時対策所（免震構造）とは別の構造とする。）
・ 放射線被ばく上有利となるよう，緊急時対策室（指揮所）を地下に設ける。
3 箇所の緊急時対策所の設置場所及び特徴を，図 2 及び表 2 に示す。

1.0.2-292

図2

緊急時対策所の設置場所（将来像）

表2

緊急時対策所の多様性の特徴

免震重要棟内緊急時対策所（荒浜側）

3 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所※4（荒浜側）

大湊側緊急時対策所※5
（大湊側）

荒浜側
（1 号炉）

約 400ｍ

約 300ｍ

約 1,400ｍ（放射線被ばく上優位）

大湊側※1（6 号炉）

約 1，700ｍ（放射線被ばく上優位）

約 1，100ｍ（放射線被ばく上優位）

約 450ｍ

建物構造

免震構造※3剛構造（Ss 機能維持）

剛構造（Ss 機能維持）

代替電源設備※2

ガスタービン発電機

発電機又は電源車

ＧＴＧ発電機

初動対応の容易性

平時使用の事務建屋に隣接（容易に移動）

移動が必要

移動が必要

活動拠点の確保

緊急時対策所の機能維持し，かつ，現場状況に応じて，対策要員の待機場所や事故収束に向けた復旧活動拠点への活用が可能。

プラン
トとの
距離

※1：大湊側の事故号炉との離隔距離をとることで事故後の環境放射線量を低く抑え，被ばく低減を実現できる。
※2：共通要因による電源喪失しないよう常用電源を別系統とし，かつ，異なる代替電源方式とする。
※3：発電施設等に大きな影響が生じる可能性がある短周期地震時でも使用可能。
※4：3 号炉起動時においては，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所は 3 号炉中央制御室機能との干渉により使用できないため, 基本的な考え方を保持しつつ，免震重要棟内緊急時対策所の耐震性向上，荒浜側での拠点の拡充等について，引き続き検討していく。
※5：大湊側緊急時対策所は詳細設計中であり，記載内容が変更となる可能性がある。

1.0.2-293

(2) 大湊側緊急時対策所の概要

図3

大湊側緊急時対策所建屋概要（その 1）

1.0.2-294

1.0.2-295
図4大湊側緊急時対策所建屋概要（その 2）

1.0.2-296
図5大湊側緊急時対策所建屋概要（その 3）

1.0.2-297
図6

大湊側緊急時対策所建屋概要（その 4）

〔参考〕緊急時対策所の仕様比較について

1.0.2-298

補足 9(9) 屋外での通信機器通話状況の確認
発電所構内における屋外での作業や移動中，及び発電所構外における要員参集の途中において，通信機器が確実に機能することを以下の方法により確認した。
方法：無線連絡設備（可搬型）での通話確認
アクセスルート上の車中，又は，歩行において，免震重要棟内緊急時対策所，3 号
炉原子炉建屋内緊急時対策所及び 6 号及び 7 号炉中央制御室との通話が可能であることを確認する。
結果：アクセスルート，サブルートからの通信状況は良好であること（不感地帯がないこと）を確認した。
なお，追加で設定したアクセスルート（徒歩）のうち，地下電気洞道について
は，地下を通過することになり，通信連絡設備が使用できないことから，入域の際と退出の際に緊急時対策本部へ連絡する運用とする。

図

無線連絡設備（可搬型）における通信状況の確認範囲

1.0.2-299

補足 10(10)1～7 号炉同時発災時におけるアクセスルートへの影響
1～7 号炉同時発災時におけるアクセスルートへの影響について，有効性評価で提示したケースをもとに評価を行った。
１. 前提条件(1) 想定する重大事故＜有効性評価で説明＞
福島第一原子力発電所の事故及び共通要因による複数炉の重大事故等の発生の可能性を考慮し，柏崎刈羽原子力発電所 1～7 号炉について，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングの発生を想定する。
また，不測の事態を想定し， 1～5 号炉のうち，いずれか 1 つの号炉において事象発生
直後に内部火災が発生していることを想定する。なお，水源評価に際してはすべての号
炉における消火活動による水の消費を考慮する。
6 号及び 7 号炉について，有効性評価の各シナリオのうち，必要な要員及び資源（水源，
燃料及び電源）毎に最も厳しいシナリオを想定する。
6 号及び 7 号炉への対応に必要となる緊急時対策所機能，及び重大事故等対策への影響を確認する観点から，3 号炉又は 5 号炉において使用済燃料プール内の水による放射線遮蔽が喪失し，燃料の露出による高線量場の発生を仮定する。
表 1 に想定する各号炉の状態を示す。上記に対して，7 日間の対応に必要な要員，必要な資源，6 号及び 7 号炉の対応への影響を確認する。
(2) 必要となる対応操作及び必要な要員及び資源の整理「(1) 想定する重大事故等」にて必要となる対応操作，必要な要員，7 日間の対応に必要となる資源について，表 2 及び図 1 のとおり整理する。また，各号炉の必要な水量を
表 3，1～5 号炉の注水及び給電に用いる設備の台数を表 4 に示す。
(3) 高線量場が発生した場合の線量率の整理
図 2～図 4 に，3 号炉又は 5 号炉で高線量場が発生した場合の線量率の概略分布を示す。

1.0.2-300

２. 1～7 号炉同時発災時における作業の輻輳性について(1) 作業の輻輳する時間帯及び作業の抽出
建屋内作業は号炉毎にそれぞれ対応を行うことから，7 プラント同時被災における作業の輻輳については，屋外作業について抽出を行う。
図 1 より，作業が輻輳する時間帯は，
ａ．初動対応における，自衛消防隊による消火活動及び常設代替交流電源設備による給電，受電操作。
ｂ．参集要員による 10 時間後以降の，消防車によるＳＦＰ給水，消防車による原子炉
給水，燃料給油作業。
となる。ただし，ｂ．は要員が集まり次第適宜行われる作業であり，実際は時間にずれが生じると考えられる。
上記ａ．及びｂ．の人員の動きについては，図 5,図 6 のとおり。
(2) 評価結果
１） 初動対応（図 5）
免震重要棟内緊急時対策所から出動する場合，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所から出動する場合のいずれも，使用する車道の幅は，概ね幅員 8ｍの道路であり車両の往来に支障を来さないこと，また，消火活動や，常設代替交流電源設備を起動する要員の移動は，長時間道路をふさぐ作業に該当しないことからアクセスルートの輻輳には至らない。
２） 参集要員による対応（図 6）
免震重要棟内緊急時対策所から出動する場合，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所から出動する場合のいずれも，使用する車道の幅は，概ね幅員 8ｍの道路であり車両の往来に支障を来さないこと，また，要員の高台保管場所までの移動や，給油車や消防車が長時間道路をふさぐ作業は行わないことからアクセスルートの輻輳には至らない。

1.0.2-301

３. 1～7 号炉同時発災時におけるアクセスルートへの影響について
アクセスルートへの影響については，保守的に 1～5 号炉のいずれかのプラントで燃料が露出した場合の線量場をもとに評価した。例として 3 号炉又は 5 号炉において使用済
燃料プール内の燃料の露出により，高線量場が発生した場合を想定し，図 2～図 4 に，3号炉又は 5 号炉で高線量場が発生した場合の線量率の概略分布を示す。
１） 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所への参集・作業への影響
3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所については，免震重要棟内緊急時対策所からの移動は最短で 15 分であり，移動中の線量率と移動時間をそれぞれ 18mSv/h，1 時間と仮定
しても被ばく線量は 18mSv となる。したがって，重大事故等発生時における活動が可能である。
２） 6 号及び 7 号炉の重大事故等への対応作業への影響
図 4 に示すように，6 号及び 7 号炉の重大事故等への対応作業のうち，比較的時間を要する操作として代替原子炉補機冷却系の準備操作（資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り）が想定されるが，5 号炉の使用済燃料プールに近い 6 号炉での当該操作場所での線量率は，図 4 に示すとおり約 8.2mSv/h となる。当該操作の想定操作時
間は 10 時間であること，及びこの想定操作時間には当該操作場所への移動時間が含まれていること，あるいは参集要員による操作要員の交代も可能であることから，重大事故等発生時における活動が可能である。
３） アクセスルートの移動による影響
緊急時対策所から荒浜側高台保管場所及び大湊側高台保管場所への移動は，徒歩による移動を想定するとａ．で示した条件と同等であり，車両で移動した場合はそれより被ばく量は抑えられる。
また，アクセスルートも高線量のエリアは限られることから，アクセスルートの移動は可能である。
なお，線量の高いエリア（5 号炉北側エリア）を極力避けることにより，被ばく線量を抑えることができる。
よって，高線量場の発生を含め，柏崎刈羽原子力発電所 1～5 号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の重大事故時対応でのアクセスは可能である。

1.0.2-302

表1
項目

要員

水源

燃料
1.0.2-303

電源※1

6 号及び 7 号炉

想定する各号炉の状態
1～5 号炉・全交流電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用する場合）」
・全交流電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・全交流電源喪失※2（代替循環冷却を使用しない場合）」・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・内部火災※3・外部電源喪失※2
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱」
・全交流電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」

サイフォン現象による漏えいは，各号炉（１～７号炉）のサイフォン発生防止用の逆止弁及びサイフォンブレーク孔により停止される。
したがって，この漏えいによる影響はスロッシングによる溢水に包絡されるため，使用済燃料プールからの漏えいは，スロッシングによる漏えいを想定する。
※2 燃料については消費量の観点から非常用ディーゼル発電機の運転継続を想定する。
※3 6 号及び 7 号炉は火災防護措置が強化されることから，1～5 号炉での内部火災を想定する。また，1～5 号炉で複数の内部火災を想定することが考えられるが，時間差で発生することを想定し，全交流電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングと同時に発生する内部火災としては 1 つの号炉とする。ただし，消火活動に必要な水源は，5 プラ
ント分の消費を想定する。

表2
必要となる対応操作
非常用ディーゼル発電機等の現場確認，直流電源の負荷制
限内部火災に対する消火活動

1.0.2-304

各注水系による使用済燃料プール（復水補給水系，燃料プール補給水系，消火系，可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの給水）

常設代替交流電源設備等による給電
燃料給油作業

柏崎刈羽 1～5 号炉に重大事故等が発生した場合の対応操作及び必要な要員及び資源対応操作概要対応要員
必要な資源
非常用ディーゼル発電機等の現場の状態確認及び，運転員－
直流電源の延命のための負荷制限を実施する○水源180m3（36m3/プラント×5 プラント）
建屋内での火災を想定し， 自衛消防隊○燃料
当該火災に対する現場確（運転員を含可搬型代替注水ポンプ：約 4kＬ（18Ｌ/h×24h×7 日×1 台）
認・消火活動を実施する
む）又は
ディーゼル駆動消火ポンプ：約 6kＬ（32Ｌ/h×24h×7 日×1 台）○水源（詳細は表 3 参照）
1 号炉：約 324m3
2 号炉：約 1,401m3
3 号炉：約 1,425m3
4 号炉：約 1,366m3
5 号炉：約 1,532m3
各注水系による使用済燃運転員及び 106 号炉：約 8,565m3
料プールへの給水を行い， 時間以降の発7 号炉：約 8,586m3
使用済燃料からの崩壊熱
電所外からの※6 号及び 7 号炉については有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷の継続的な除去を行う
参集要員（格納容器過圧・過温破損）」で想定している水源も含む

常設代替交流電源設備等
による給電・受電操作を実施する
常設代替交流電源設備及び可搬型代替注水ポンプに給油を行う

緊急時対策要員及び運転員
緊急時対策要員○燃料
1～5 号炉可搬型代替注水ポンプ：約 16kＬ（18Ｌ/h×24h×7 日×5 台）
6 号及び 7 号炉
可搬型代替注水ポンプ：約 7kＬ（18Ｌ/h×24h×7 日×2 台）○燃料
常設代替交流電源設備：約 860kＬ（1,705Ｌ/h×24h×7 日×3 台）
－

表3
ＫＫ１
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ２
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ３
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ４
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ５
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ６
運転中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ７
運転中
炉
ＳＦＰ

炉心燃料

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し装荷済

装荷済

原子炉開放状態

開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 未開放（プール 未開放（プール
ト開放）
ト開放）
ゲート閉）
ゲート閉）
ト開放）
ト開放）
ト開放）

水位

ウェル満水（オーバーフロー水位）想定するプラントの状態

スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによる漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失

スロッシング溢水
量 ※1[m 3]

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

通常運 通常運転 通常運 通常運転
転水位
水位
転水位
水位
スロッシングによる漏洩+全交流動

スロッシングによる漏洩+全交流動

力電源喪失

力電源喪失

710

710

710

710

710

690

710

38

42

35

45

27

15

15

91

100

85

107

66

36

35

84

52

76

43

119

756

810

706

895

527

3.9

1.7

1.7

1.7

1.7

2.1

2.1

必要な注水量② ※2[m 3@168h]

324

1,401

1,425

1,366

1,532

777

796

必要な注水量③ ※2[m 3@168h]

2,272

2,530

2,554

2,465

2,705

1,265

1,286

1.0.2-305

65℃到達までの時
間[hour]
100℃到達までの時
間[hour]
必要な注水量① ※2[m 3@168h]
事故発生からTAF到達までの時間[hour]
通常運転水位（オーバーフロー水位）から必要な遮へい水位までの水位差 ※2[m]※1

各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算）

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

575
198

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

576
229

1～5 号炉の溢水量は，6 号及び 7 号炉の評価結果に基づきスロッシングによる溢水量を設定（1～5 号炉の使用済燃料プールは 6 号及び 7 号炉に比べて保有水
量やプール表面積が小さいため溢水量は少なくなると考えられる）。また,必要な注水量は原子炉開放状態（プールゲート開放状態）を考慮して評価。
※2 「必要な注水量①」：蒸発による水位低下防止に必要な注水量。「必要な注水量②」：必要な遮蔽水位（原子炉建屋最上階のフロアでの現場の線量率が 10mSv/h
以下となる水位（遮蔽水位の計算に用いた各号炉の線源の強度は保守的な 6 号及び 7 号炉の線源強度を参照））まで回復させ，その後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉ウェル及び D/S ピットを考慮）。
「必要な注水量③」：通常水位までの回復及びその後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プー
ル,原子炉ウェル及び D/S ピットを考慮）。

表4

1～5 号炉の注水及び給電に用いる設備の台数
記載は設置台数であり，（）内はその系統のみで注水するのに必要な台数

1 号炉

注水設備

2 号炉

3 号炉

4 号炉

5 号炉

共通

備考

残留熱除
去系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスター
ビン発電機による給電を実施することで使用可能電源負荷を考慮して，複数の同時運転は実施せず，順次注水操作を実施
する

復水補給
水系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスター
ビン発電機又は電源車による給電を実施することで使用可能

燃料プー
ル補給水
系

2（1）

1（1）

1（1）

1（1）

1（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスター
ビン発電機又は電源車による給電を実施することで使用可能

1.0.2-306

消火系
（ディー
ゼル駆動
ポンプ）

1

1 号炉と
共通

1 号炉と
共通

1 号炉と
共通

1

－

1～4 号炉は共通の消火ポンプを使用，
5～7 号炉は共通の消火ポンプを使用。
十分時間余裕があるため，1 台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくこ
とが可能

消防車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

十分時間余裕があるため，1 台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが可能
2 台予備があり，6 号及び 7 号炉の対応には第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機のいずれか 1 台のみで対応可能である）
十分時間余裕があるため，1 台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくこ
とが可能

空冷式ガ
スタービ
ン発電機

－

－

－

－

－

4 台のうち，6 号及び 7号炉で用いなかったものを使用することも可
能

電源車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

給電設備

経過時間（時間）
1

2

３

８

９

10

11

12

13

14

15

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
号機

緊急時対策要
員（現場）

自衛消防隊

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼル発電機（解析上考慮せず）

B

参集要員による作業開始

常設代替交流電源設備による受電

運転員
（現場）

２人
A,

直流電源の負荷制限作業開始

操作項目

運転員
（中央制
※1
御室）

１0分

プラント状況判断

（1～２人）
A,

（B）
適宜実施

プラント監視隣接プラントの火災時において（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

応援が必要な際「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのスは１名となる

ロッシング」を想定する

２人

－

号炉

C,

b

非常用ディーゼル発電機の現場確認

機能回復

－

－

（２人）
C, D

－

－

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系によるSFP給水

－

（２人）
C, D

参集要員にて対応－

消防車によるSFP給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）

－

－

－

プラント状況判断

－プラント監視（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続

,

（e）

（１人）

－

a

－

50分

直流電源の負荷制限

－

２～３人
a,

D

対応可能な要員により、対応する

適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

１0分

適宜実施

等による計器監視）
２人※ ２

（１人）

c,

d

（２人）※ ２－

1.0.2-307c,d（1～2人）

（１人）

c,（

－

－

火災現場確認30分－－

自衛消防隊を現場誘導

10分

－

d）

自衛消防隊にて対応

消火活動

消火活動継続実施

非常用ディーゼル発電機の現場確認

50分（隣接プラントからの応援が必要な
際は応援が到着してから50分）「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング並びに火災発（2人）生」を想定する号炉

隣接プラントから－の応援が必要な際
は応援に期待
b

,

e(又は

－

－

－

－

－

－

－

－

（２人）
（１人）

b

,ｄ（又は
,

（１人）

b

,

e

B）

（２人）
,ｄ（又は

e

B）

（２人）
－
共通
－

C,

D （又はb, e, B)－

直流電源の負荷制限

B)

参集要員にて対応

緊急時対策要員にて対応
参集要員にて対応－

非常用ディーゼル発電機

機能回復

対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系による燃料プール給水

適宜実施
適宜実施

消防車による燃料プール給水

6,7号炉の作業を優先に適宜実施（復水補給水系等の給水が不可能な場合）－

常設代替交流電源設備による給電・受電－

燃料給油作業6/7号炉の給電を実施後適宜実施

適宜実施（）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数※1 当直長を含む人数※2 SA 事象と火災が発生した際の初期消火の体制については平成 28 年 1 月現在のものを示す
なお，6号及び7号炉において原子炉運転中を想定した場合，原子炉側と使用済燃料プール側との重大事故等対応の重畳も考えられるが，運転中に使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから（表3参照），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となり，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。またプラント状態の監視においても，原子炉側で期待している運転員が併せて使用済燃料プール側を監視できるため，現在の想定する要員での対応が可能である。
また，時間差で発生する複数の内部火災に対しては，自衛消防隊が火災現場を都度移動することにより，現在の想定する要員での対応が可能である。

図1

1～5 号炉における各作業と所要時間

1.0.2-308
図2

線量率の概略分布（3 号炉での高線量場発生）

1.0.2-309
図3

線量率の概略分布（5 号炉での高線量場発生）

1.0.2-310
図4

線量率の概略分布（5～7 号炉周辺）

図5

図6

要員の動き（初動対応）

要員の動き（参集要員による対応）

1.0.2-311

補足 11(11)溢水評価におけるブローアウトパネルの位置付け
IS-LOCA 発生時(配管の全周破断)において，ブローアウトパネルの開放を想定しているが，設計基準事故での想定と同様の条件で作動する等の理由により，ブローアウトパネ
ルは重大事故等対処設備に該当しないと考えられる。以下に設備の詳細な位置づけをまとめる。（有効性評価で説明済）(1) ブローアウトパネルの目的，設計
ブローアウトパネルは，原子炉格納容器に作用する外圧が原子炉格納容器の最高使用
外圧を超えないようにするため，及び配管破断による圧力荷重によって建屋構造体の健全性が損なわれないようにするため，原子炉格納容器外の一次系配管の破断時等に発生した圧力を建屋外に逃がすことを目的として設計されている。
パネルの開放機構は設定圧力により止め金具が変形し，パネル本体が外れて有効流路面積が確保される単純な仕組みであり，一度開放すると自動で閉鎖することはないものである。
(2) 設計基準事故でのブローアウトパネルの取り扱い
設計基準事故の主蒸気管破断時の線量評価においてはタービン建屋のブローアウトパ
ネルからの放出を想定しており，原子炉建屋内の主蒸気管破断時においても同様に原子炉建屋のブローアウトパネルが開放されることに期待している。設計基準事故のブロー
アウトパネルの取り扱いは，建屋及び原子炉格納容器の機能維持の為の設備であり，設計基準事故対処設備である。
(3) 有効性評価でのブローアウトパネルの取り扱い
有効性評価で示した IS-LOCA においては事象発生後すぐに原子炉建屋内圧が上昇し，設定圧力に至ることで原子炉建屋のブローアウトパネルが開放されるため，設計基準事故と同様の条件で作動するものである。
また，評価では，運転員のすみやかな事象認知及び隔離操作に期待していないが，実際の定例試験「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」時においては系統過圧により「HPCF ポンプ吸込庄高」の警報が発生し，定例試験を実施していた弁をすみやかに閉鎖することになる。こうした現実的な対応を考慮した場合，原子炉建屋の圧力はブローア
ウトパネルが開放されるような圧力には至らない。

1.0.2-312

補足 12(12)海水取水場所での取水ができない場合の代替手段について
海水取水については，T.M.S.L.+12m に位置する海水取水場所から取水することとしているが，6 号炉や 7 号炉の西側（海側）で海水取水ができない場合を想定し検討を行った。
海水取水の成立性について，大型航空機落下の影響を受けた場合を想定した代替原子炉
補機冷却系の設置及び使用の成立性について，以下の 3 パターンについて評価を行った。
①6 号炉取水路中心付近に影響のある場合（図 1）②7 号炉取水路中心付近に影響のある場合（図 2）③6・7 号炉の中間が影響のある場合（図 3）・ ①のケースについては，7 号炉の海水取水場所は健全であるため，7 号炉については当該箇所から海水を取水する。一方，6 号炉の海水取水場所は使用不可能となる。その場合，格納容器圧力逃がし装置（フィルタベント）等を用いたベント操作による除熱に切り替える。
・ ②のケースについては，6 号炉の海水取水場所は健全であるため，6 号炉については当該箇所から海水を取水する。一方，7 号炉の海水取水場所は使用不可能となる。その場合，格納容器圧力逃がし装置（フィルタベント）等を用いたベント操作による除熱に切り替える。
・ ③のケースについては，それぞれの号炉の海水取水場所からの取水により対応可能と考える。
なお，代替原子炉補機冷却系の海水取水については，自主的に大容量送水車を用いた取水手段を準備しており，これにより 5 号炉の海水取水箇所からの送水や，護岸からの海水取水も可能となるよう現在，検討を進めている。

1.0.2-313

4
1
3
2
.
0
.
1
図1

ケース①

6 号炉取水路中心付近に影響のある場合

5
1
3
2
.
0
.
1
図2

ケース②

7 号炉取水路中心付近に影響のある場合

6
1
3
2
.
0
.
1
図3

ケース③

6・7 号炉の中間に影響のある場合

本資料のうち，枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

添付資料 1.0.3

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

予備品等の確保及び保管場所について

＜

目

次

＞

１.

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

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

３.

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

表１

重要安全施設一覧................................................... 1.0.3-3

表２予備品及び予備品への取替のために必要な機材......................... 1.0.3-5

補足１

予備品の確保等の考え方........................................... 1.0.3-7

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

るため対象機器として選定し，予備品として保有することで復旧までの時間が短縮でき，成立性の高い作業で機能回復できる機器であり，機械的故障と電気的故障の要因が考えられる原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプ電動機を予備品として確保する。
なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努める。
また，予備品の取替作業に必要な資機材等として，がれき撤去等のためのホイールロー
ダ，予備品取替時に使用する重機としてラフタークレーン，夜間の対応を想定した照明機
器等及びその他作業環境を想定した資機材を確保する。
３. 予備品等の保管場所
予備品等については，地震による周辺斜面の崩落，敷地下斜面のすべり，津波による浸水の外部事象の影響を受けにくい場所に重要安全施設との位置的分散を考慮し保管する。
保管場所については，可搬型重大事故等対処設備と同じであり，保管場所及び屋外アクセスルートの対策概要については，添付 1.0.2 可搬型重大事故等対処設備保管場所及びア
クセスルートについての「２．概要（１）保管場所の設定及びアクセスルート」に記載する。
なお，予備品復旧場所へのアクセスルートについては，図１に示す複数ルートのうち少なくとも１ルート確保されたアクセスルートを使用して，予備品の保管場所から復旧作業場所へ予備品を移動させて復旧する。
また，保管場所及びアクセスルートの点検管理については，添付 1.0.2 可搬型重大事故等対処設備保管場所及びアクセスルートについて記載している「保管場所及びアクセスル
ート等の点検状況」と同じ点検管理を実施する。

1.0.3-2

表１

重要安全施設一覧

安全機能

系統・設備

（設置許可基準規則第１２条）
原子炉の緊急停止機能

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

未臨界維持機能

制御棒
ほう酸水注入系

原子炉冷却材圧力バウンダリの過圧防止機能

逃がし安全弁
（安全弁としての開機能）

原子炉停止後における除熱のための崩壊熱除去機

残留熱除去系

能（原子炉停止時冷却モード）

原子炉停止後における除熱のための原子炉が隔離

原子炉隔離時冷却系された場合の注水機能

高圧炉心注水系

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

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

原子炉内高圧時における注水機能

高圧炉心注水系

事故時の原子炉の状態に応じた炉心冷却のための高圧炉心注水系

原子炉内低圧時における注水機能

残留熱除去系（低圧注水モード）

事故時の原子炉の状態に応じた炉心冷却のための

自動減圧系

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

非常用ガス処理系

出た場所の雰囲気中の放射性物質の濃度低減機能
格納容器の冷却機能

原子炉格納容器スプレイ冷却系

格納容器内の可燃性ガス制御機能

可燃性ガス濃度制御系

非常用交流電源から非常用の負荷に対し電力を供

非常用電源系（残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード））

給する機能
非常用直流電源から非常用の負荷に対し電力を供

直流電源系

給する機能
非常用の交流電源機能

非常用ディーゼル発電機

非常用の直流電源機能

直流電源系（非常用所内電源）

非常用の計測制御用直流電源機能

計測制御電源系

補機冷却機能原子炉補機冷却水系※

冷却用海水供給機能

原子炉補機冷却海水系※

原子炉制御室非常用換気空調機能

中央制御室換気空調系

圧縮空気供給機能

駆動用窒素源（逃がし安全弁への供給，主蒸気隔離弁への供給）

原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の隔

原子炉圧力容器バウンダリ隔離弁

離機能1.0.3-3

安全機能

系統・設備

（設置許可基準規則第１２条）
原子炉格納容器バウンダリを構成する配管の隔離

原子炉格納容器バウンダリ隔離弁

機能
原子炉停止系に対する作動信号（常用系として作動

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

非常用炉心冷却系作動の安全保護回路

対する作動信号の発生機能

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

事故時の原子炉の停止状態の把握機能

中性子束（起動領域モニタ）
原子炉スクラム用電磁接触器の状態及び制御棒位置

事故時の炉心冷却状態の把握機能

原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉圧力

事故時の放射能閉じこめ状態の把握機能

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

事故時のプラント操作のための情報の把握機能

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

予備品（表２

１．予備品）を保管する系統

1.0.3-4

表２

予備品及び予備品への取替のために必要な機材

１．予備品
名称

数量※

仕様

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

1台
1台
1台
1台

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

２．がれき撤去用重機
名称
ホイールローダ

ショベルカー
ブルドーザ

数量※

仕様

4台

3

バケット 3m
ZX200-3

バケット

3

0.7m

2台
1台

CAT D3K

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

３．予備品取替時に使用する重機
名称

仕様

数量※

保管場所※

ラフタークレーン

最大つり上げ荷重25t

１台

大湊側高台保管場所（T.M.S.L.+34m）

仕様

数量※

保管場所※

ヘッドライト

乾電池式

24 個

作業員に配備

懐中電灯

乾電池式

24 個

事務本館又は初動要員宿泊所

乾電池式

10 個

3 号炉原子炉建屋内

乾電池式

10 個

免震重要棟内発電機付投光器

10 台

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

４．作業用照明
名称

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

1.0.3-5図１

予備品等の保管場所

1.0.3-6

補足１
補足１

予備品の確保等の考え方

１．残留熱除去系（ＲＨＲ）の復旧に関する予備品の確保等について
柏崎刈羽原子力発電所では，アクシデントマネジメント活動の一環として行われる復旧活動に際して，プラントの安全性確保に必要な機能を持つ系統・機器を復旧させる手
順を「アクシデントマネジメント復旧の手引き」にて整備している。本手引きには，事故収束を安定的に継続するために有効であるＲＨＲ系の復旧手順も盛り込まれており，ＲＨＲ系（A），（B），（C）の全ての除熱能力が喪失あるいは低下した際に，「RHR 系
異常発生要因フローチャート」により異常のある系統を判断し，「機器別故障原因特定
マトリクス」にて故障個所の特定を行い，故障個所に応じた「復旧手順」にて復旧を行う構成としている（図１）。しかしながら，すべての系統・機器の故障モードを網羅して予備品を確保することは効率的ではないので，以下の方針に基づき重要安全施設の取替可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。
・ 短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。
・ 単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポート系設備を復旧する。
・ 復旧作業の実施にあたっては，放射線の影響，その他の作業環境条件の観点を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する。
上記の方針に適合する系統として原子炉補機冷却海水系及び原子炉補機冷却水系を選定し，予備品を保有することで復旧までの時間が短縮でき成立性の高い作業で機能回復できる機器として，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプ電動機を予備品として確保する。
なお，ＲＨＲ系については，防潮堤等の津波対策及び原子炉建屋内の内部溢水対策により区分分離されていること，更にＡＢＷＲの残留熱除去系は３系統あることから，東日本
大震災のように複数の残留熱除去系が同時浸水により機能喪失することはないと考えられるが，ある１系統の残留熱除去系の電動機が浸水し，当該の残留熱除去系が機能喪失に至った場合においても，他系統の残留熱除去系の電動機を接続することにより復旧する手順を準備する。

1.0.3-7

２．予備品を用いた復旧作業について
重大事故等発生後の事故対応については，重大事故等対処設備にて対応することにより事故収束を行うことから，必要な作業については当社のみで実施できるようにしている。
一方，予備品を用いた補機冷却系ポンプ電動機の復旧作業は上記に該当せず，協力企業の支援による実施を考えている。しかしながら，本復旧作業は事故収束後のプラントの安定状態を継続する上で有効であることから，直営訓練等を通じて復旧手順の整備や作業内容把握，技能訓練施設において予備品の類似機器を用いた分解点検や組立作業訓
練等を通じて現場技能向上への取り組みを継続的に実施していく。

1.0.3-8図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（１／６）
1.0.3-9図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（２／６）
1.0.3-10図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（３／６）
1.0.3-11図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（４／６）
1.0.3-12図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（５／６）
1.0.3-13図１

残留熱除去系の復旧手順書の記載例（６／６）
1.0.3-14

添付資料 1.0.4

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

外部からの支援について

＜

目

次 ＞

１．事故収束対応を維持するために必要な燃料，資機材 ....................... 1.0.4-1(1) 重大事故発生後７日間の対応 ....................................... 1.0.4-1(2) 重大事故等発生後７日間以降の対応 ................................. 1.0.4-1
２．プラントメーカ及び協力会社による支援 ................................. 1.0.4-2(1) プラントメーカによる支援 ......................................... 1.0.4-2
a.

支援体制 ........................................................ 1.0.4-2(2) 協力会社による支援 ............................................... 1.0.4-3a.

放射線測定，管理業務等の支援体制 ................................ 1.0.4-3b.

緊急時に係る設備の修理・復旧等の支援体制 ........................ 1.0.4-3c.

資機材及び要員運搬に係る支援体制 ................................ 1.0.4-3d.

燃料調達に係る支援体制 .......................................... 1.0.4-4e.

消火，注水活動に係る支援体制 .................................... 1.0.4-4

３．原子力事業者による支援............................................... 1.0.4-4
４．その他組織による支援................................................. 1.0.4-5
５．原子力事業所災害対策支援拠点......................................... 1.0.4-7
表１ 発電所構内に確保している燃料（事象発生後７日間の対応） ............. 1.0.4-9
表２ 放射線防護資機材等（緊急時対策所） ................................ 1.0.4-10
表３ チェンジングエリア用資機材（緊急時対策所） ........................ 1.0.4-12
表４ その他資機材等（緊急時対策所）.................................... 1.0.4-14
表５ 原子力災害対策活動で使用する資料（緊急時対策所） .................. 1.0.4-16
表６ 放射線防護資機材等（中央制御室） .................................. 1.0.4-17
表７ チェンジングエリア用資機材（中央制御室） .......................... 1.0.4-19
表８ 事業者間協力協定に基づき貸与される原子力防災資機材 ................ 1.0.4-20
表９

原子力事業所災害対策支援拠点における必要な資機材，通信機器の整備状況等....................................................................... 1.0.4-21
図１ 原子力災害発生時における発電所外からの支援体制 ..................... 1.0.4-22
図２ 防災組織全体図..................................................... 1.0.4-23
図３ 原子力事業所災害対策支援拠点 体制図 ................................ 1.0.4-24
別紙１ 原子力事業所災害対策支援拠点について ............................ 1.0.4-25

１．事故収束対応を維持するために必要な燃料，資機材(1) 重大事故発生後７日間の対応
柏崎刈羽原子力発電所では，重大事故等が発生した場合において，当該事故等に対処するために予め用意された手段（重大事故等対処設備，予備品及び燃料等）により，事故発生後７日間における事故収束対応を実施する。予め用意された手段のうち，重大事故等対処設備については，技術的能力 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」から 1.19「通信連絡に関する手順等」にて示す。
重大事故等に対処するために必要な燃料とその考え方については，表１に示すとおり，外部からの支援なしに事故発生後７日間における必要燃料を上回る数量を発電所内に保有している。必要燃料の数量は，重大事故等対処に必要な設備を事故発生後７日間連続して運用する条件で算出している。柏崎刈羽原子力発電所では，表１に示す
必要燃料合計を上回る保有量を，今後も継続して確保する。
放射線管理用資機材及びチェンジングエリア用資機材，その他資機材，原子力災害対策活動で使用する資料の数量とその考え方については，表２～７に示すとおり，外部からの支援なしに事故発生後７日間の活動に必要な資機材等を緊急時対策所等に配備している。重大事故等発生時において，現場作業では作業環境が悪化していることが予想され，緊急時対策要員等の作業員は環境に応じた放射線防護具を着用する必要がある。このため作業員は，添付資料 1.0.13「緊急時対策要員の作業時における装備について」に示す着用基準に従い，これらの資機材の中から必要なものを装備し，作業を実施する。柏崎刈羽原子力発電所では，表２～７に示す免震重要棟内緊急時対策所及び３号原子炉建屋内緊急時対策所，中央制御室の資機材を，今後も継続して配備する。
重大事故等の対応に必要な水源については，淡水貯槽池等の淡水源に加え最終的に海水に切り替えることにより水源が枯渇することがないよう手順を整備することとしている。具体的には，技術的能力 1.13「重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて示す。
(2) 重大事故等発生後７日間以降の対応
重大事故等発生後７日間以降の事故収束対応を維持するため，重大事故等発生後６日後までに，予め選定している候補施設の中から原子力事業所災害対策支援拠点（以下「支援拠点」という。
）を選定し，発電所の事故収束対応を維持するために必要な燃料，資機材等を支援できる体制を整備している。また，発電所内に配備している重大事故等対処設備に不具合があった場合の代替手段，資機材及び燃料を支援できるよう，社内で発電所外に保有している重大事故等対処設備と同種の設備（消防車，電源車等），
食糧その他の消耗品も含めた資機材，予備品及び燃料等について，継続的な重大事故

1.0.4-1

等対策を実施できるよう事象発生後６日後までに支援できる体制を整備している。
更に現在，他の原子力事業者と，原子力災害発生時における設備及び資機材の融通に向けた検討を進めており，各社が保有する主な設備及び資機材のデータベースを整備中である。
２．プラントメーカ及び協力会社による支援
重大事故等発生時における外部からの支援については，プラントメーカ及び協力会社
等から重大事故等発生後に現場操作対応等を実施する要員の派遣や事故収束に向けた対策立案等の技術支援や設備の補修に必要な予備品等の供給及び要員の派遣等について，協議・合意の上，支援計画を定め，「柏崎刈羽原子力発電所における原子力防災組
織の発足時の事態収拾活動への協力」に係る協定を締結し，重大事故等発生後に必要な支援が受けられる体制を整備している。
また，重大事故時発生時に放射性物質を含んだ汚染水が発生した場合においても，福島第一原子力発電所における経験や知見を踏まえ，これらを活用した汚染水処理装置の設置等の対策を行うとともに，プラントメーカの協力を得ながら対応する。
(1) プラントメーカによる支援
重大事故等発生時における当社が実施する事態収拾活動を円滑に実施するため，プ
ラントの状況に応じた事故収束手段及び復旧対策に関する技術支援を迅速に得られる
よう，プラントメーカ（株式会社東芝，日立ＧＥニュークリア・エナジー株式会社）との間で支援体制を整備するとともに，平常時より必要な連絡体制を整備している。
また，事故対応が長期に及んだ場合においても交代要員等の継続的に支援を得られる体制としている。
a.

支援体制（平時体制）
・緊急時の技術支援のため，本社とプラントメーカ社員（部長クラス）と平時より連絡体制を構築。
（緊急時体制）・原子力災害対策特別措置法（以下「原災法」という。）１０条第１項又は１５条第１項に定める事象が発生した場合に技術支援を要請。
・緊急時に状況評価及び復旧対策に関する助言，電気・機械・計装設備，その他の技術的情報を提供等により当社に支援。
・中長期対応として，メーカ本社等における２０００名規模（株式会社東芝，日立
ＧＥニュークリア・エナジー株式会社それぞれにおいて１０００名規模）の技術

1.0.4-2

支援体制を構築。
・技術支援については，本社緊急時対策本部のみならず，必要に応じて発電所緊急時対策本部でも実施可能。
(2) 協力会社による支援
重大事故等発生時における当社が実施する事態収拾活動を円滑に実施するため，事
故収束及び復旧対策活動の協力が得られるよう，協力会社９社と支援内容に関する覚書等を締結し，支援体制を整備するとともに，平常時より必要な連絡体制を整備している。
協力会社９社の支援については，重大事故等発生時においても支援を要請できる体制であり，協力会社要員の人命及び身体の安全を最優先にした放射線管理を行う。また，事故対応が長期に及んだ場合においても交代要員等の継続的な派遣を得られる体制としている。
a.

放射線測定，管理業務等の支援体制
原子力災害発生時における放射線測定，管理業務の実施について，協力会社と覚書を締結している。

b.

緊急時に係る設備の修理・復旧等の支援体制
原子力災害発生時における，以下に示す設備の修理・復旧等の作業に関する支援
協力について協力会社と覚書を締結している。
（１）熱交換器建屋の排水作業（２）代替熱交換器による補機冷却水確保（３）土木設備，機械・計装設備の修理，復旧等に関する事項（４）クレーンの運転・操作，及びトラックの運転（５）機械・電気・計装設備・通信連絡設備の修理，復旧等に関する事項（６）電源車仮設ケーブル移動作業（７）プラント内仮設ケーブル接続作業（８）予備海水ポンプモータへの取替作業（９）現場・事務所の照明等の環境整備に関する作業（１０）瓦礫の撤去（１１）緊急車両等の通行ルート確保

c.

資機材及び要員運搬に係る支援体制
柏崎刈羽原子力発電所で原子力災害が発生した場合又は発生のおそれがある場合の陸路による資機材の運搬，空路による資機材及び要員の運搬について，それぞれ

1.0.4-3

協力企業と協定等を結んでいる。
資機材の輸送にあたっては，陸路による輸送を基本とするが，柏崎刈羽原子力発
電所又は原子力災害発生時に設置される支援拠点へのアクセス道路の寸断等により陸路での資機材，要員の運搬が困難な場合には，空路での運搬も実施する。
なお，陸路での輸送については東電物流株式会社，空路での輸送については新日
本ヘリコプター株式会社と契約を結んでいる。
ヘリコプターによる空輸を実施する場合には，東京ヘリポート（東京都江東区）に常駐のヘリコプターを優先して使用し，発電所構内のヘリポート間を往復する。
発電所近隣のヘリポートとしては，災害時の飛行場外離着陸場として柏崎市内の１か所について，発電所構内のヘリポートとともに新日本ヘリコプターから東京航空局へ飛行場外離着陸許可申請書を提出し，許可を得ている。
d.

燃料調達に係る支援体制
柏崎刈羽原子力発電所に重大な災害が発生した場合又は発生のおそれがある場合
における燃料調達手段として，当社と取引のある燃料供給会社の油槽所等から燃料供給の契約を締結しており，この一部は寄託契約である。
また，柏崎刈羽原子力発電所内の備蓄及び，近隣からの調達を強化している。

e.

消火，注水活動に係る支援体制
柏崎刈羽原子力発電所の構内（建物内含む）で火災が発生した場合の消火，原子炉や使用済燃料プール注水活動，復水貯蔵槽等への水補給に関する活動の支援について協力企業と契約を結んでいる。
なお，消火活動としては平時より，柏崎刈羽原子力発電所内で訓練を実施するとともに，２４時間交代勤務体制が取られているため，迅速な初動活動が可能である。

３．原子力事業者による支援
上記のプラントメーカや協力会社等からの支援の他，原子力事業者で「原子力災害時における原子力事業者間協力協定」を締結し，他の原子力事業者による支援を受けられる体制を整備している。
（目的）
国内原子力事業所（事業所外運搬を含む）において，原子力災害が発生した場合，協力事業者が発災事業者に対し，協力要員の派遣，資機材の貸与その他当該緊急事態
応急対策の実施に必要な協力を円滑に実施し，原子力災害の拡大防止及び復旧対策に努める。

1.0.4-4

（協力要請）・各社の原子力事業者防災業務計画に定める警戒事象が発生した場合，すみやかにその情報を他の原子力事業者に連絡する。
・原災法第 10 条に基づく通報を実施した場合，ただちに他の協定事業者に協力要員の派遣及び資機材の貸与に係る協力要請を行う。
（協力の内容）協力事業者は，発災事業者からの協力要請に基づき，原子力事業所災害対策が的
確かつ円滑に行われるようにするため，以下の措置を講ずる。
・環境放射線モニタリングに関する協力要員の派遣
・周辺地域の汚染検査及び汚染除去に関する協力要員の派遣
・表８に示す資機材の貸与 他（支援本部の活動）
・幹事事業者
発災事業所の場所毎に，予め支援本部幹事事業者，支援本部副幹事事業者を設定している。
（当社柏崎刈羽原子力発電所が発災した場合は，それぞれ東北電力株式会
社，北陸電力株式会社としている。
）
幹事事業者は副幹事事業者と協力し，協力要員及び貸与された資機材の受入と協力に係る業務の基地となる原子力事業所支援本部（以下「支援本部」という。
）を設置し，運営する。なお，幹事事業者が被災する等，業務の遂行が困難な場合は，副幹事事業者が幹事事業者の任にあたり，幹事事業者以外の事業者の中から副幹事事
業者を選出することとしている。また支援期間が長期化する場合は，幹事事業者，
副幹事事業者を交替することができる。
・支援本部の設置について
当社は，予め支援本部候補地を３箇所程度設定している。発災事業者は，協力を要請する際に，候補地の中から支援本部の設置場所を決定し伝える。
支援本部設置後は，緊急事態応急対策等拠点施設（オフサイトセンター）に設置される原子力災害合同対策協議会と連携を取りながら，発災事業者との協議のうえ，
各協力事業者に対して具体的な業務の依頼を実施する。
４．その他組織による支援
福島第一原子力発電所の事故対応の教訓を踏まえ，原子力災害が発生した場合に多様かつ高度な災害対応を行うため， 平成２５年１月に日本原子力発電株式会社内の組織として原子力緊急事態支援センター（以下「支援センター」という。）を原子力事業者共同

1.0.4-5

で設置している。支援センターでは，平時から遠隔操作が可能なロボットの操作訓練等を実施しており，当社要員も参加しロボット操作技術等を習得させる等，原子力災害対策活動能力の向上を図っている。
当社を含む原子力事業者と日本原子力発電株式会社との間で締結している，支援セン
ターの共同運営に関する基本協定の内容は以下のとおり。
（支援要請）
発災事業者は，原災法第 10 条に基づく通報後，緊急支援組織の支援を必要とする
ときは支援センターに支援を要請する。
（支援の内容）支援センターは，発災事業者からの支援要請に基づき，支援センター要員の安全が確保される範囲において以下の業務を実施することで，発災事業者の事故収束活動を積極的に支援する。
・発災事業者が指定する輸送先のうち，輸送可能な地点までの資機材の輸送。
・発災事業者が実施する資機材操作の支援及び提供資機材を活用した事故収束活動に係る助言。
・発災事業者からの要請に基づく，追加資機材の確保，輸送の実施。
・その他，発災事業者からの要請に基づく事故収束活動に係る支援の実施。
（要員）
９名（資機材の提供）
支援センターは，原災法第 10 条に基づく通報をした旨の連絡を発災事業者から受信した場合，発生した事故・災害状況，放射線による影響を考慮し，安全かつ迅速に資機材の供給が可能となるルートを決定し，原則として発災事業者が設置する支援拠点まで，必要な資機材の輸送を行うものとする。
ただし支援拠点の設置状況を踏まえ，その他の輸送先に資機材を輸送する場合は，発災事業者と協議した上で，支援センター要員の安全が確保される範囲及び発災事業者が設定する放射線管理区域境界の外側の範囲内の輸送先に，資機材の輸送を行う。
更に，支援組織の更なる強化を図るため，支援センターの平成２８年３月を目途に機能を拡充し，平成２８年１２月を目途に本格的な運用を開始することとしている。
支援センター強化の基本構想は以下のとおり。

1.0.4-6

（事故時）
・原子力災害発生時，事故が発生した事業者からの出動要請を受け，要員・資機材を拠点施設から迅速に搬送する。
・事故が発生した事業者の指揮の下，協働で遠隔操作可能なロボット等を用いて現場状況の偵察，空間線量率の測定，瓦礫等屋外障害物の除去によるアクセスルー
トの確保，屋内障害物の除去や機材運搬等を行う。
（平常時）・緊急時の連絡体制（２４時間体制）を確保し，出動計画を整備する。
・ロボット等の操作訓練や必要な資機材の調達・維持管理及び訓練等で得られたノ
ウハウや経験に基づく改良を行う。
（要員）
２１名（予定）（資機材）
・遠隔操作資機材（小型・中型ロボット，小型・大型無線重機，無線小型ヘリコプ
ター）・現地活動用資機材（放射線防護用資機材，放射線管理・除染用資機材，作業用資機材，一般資機材）・搬送用車両（ワゴン車，大型トラック（重機搬送車用），中型トラック）
５．原子力事業所災害対策支援拠点
福島第一原子力発電所事故において，発電所外からの支援に係る対応拠点としてＪ
ヴィレッジを活用したことを踏まえ，柏崎刈羽原子力発電所においても同様な機能を配置する候補地点を予め選定し，必要な要員及び資機材を確保する。候補地点の選定にあたっては，原子力災害発生時における風向及び放射性物質の放出範囲等を考慮し，
柏崎刈羽原子力発電所からの方位，距離（約 20ｋｍ圏内外）が異なる地点を複数選定する。
図１に，支援拠点の候補地を記した地図を示す。柏崎刈羽原子力発電所原子力事業者防災業務計画においては，柏崎エネルギーホール（新潟県柏崎市），信濃川電力所（新潟県小千谷市），当間高原リゾート（新潟県十日町市。休憩，仮泊，資機材置場のみ）を支援拠点の候補地として定めている。
図２に防災組織全体図を，図３に支援拠点の体制図を示す。
原災法第 10 条に基づく通報の判断基準に該当する事象が発生した場合，社長は，原1.0.4-7

子力事業所災害対策の実施を支援するための発電所周辺の拠点として支援拠点の設置を指示する。支援拠点の責任者は，原子力災害の進展状況等を踏まえながら支援活動の準備を実施する。
支援拠点の設置場所及び活動場所を，放射性物質が放出された場合の影響，周囲の道路状況等を踏まえた上で決定し，発電所，本社や関係機関と連携をして，発電所における災害対策活動の支援を実施する。
また，支援拠点で使用する主な原子力関連資機材は本社等にて確保しており，定期的に保守点検を行い，常に使用可能な状態に整備している。
（表９）
なお，資機材の消耗品については，初動７日間の対応を可能とする量であり，８日目以降は，原子力事業者間協力協定に基づく支援物資及び外部からの購入品等で対応する計画としている。

1.0.4-8

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

号炉

時系列

合計

判定

事象発生直後～事象発生後７日間
７号炉

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

６号炉

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

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

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

1.0.4-91.

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

２号炉

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

３号炉

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

４号炉

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

５号炉

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

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

１号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

２号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

３号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

４号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

５号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 70,896L

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

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

事象発生直後～事象発生後７日間
１号炉

７日間の
軽油消費量
約 945,336L

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

その他

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

表２ 放射線防護資機材等（緊急時対策所）○防護具
配備数（6／7 号炉共用）※７

品名
免震重要棟内３号炉原子炉建屋内

中央制御室

構内（参考）

緊急時対策所

緊急時対策所

不織布カバーオール

1,890 着※１

1,890 着※１

420 着※８

約 5,000 着

靴下

1,890 足※１

1,890 足※１

420 足※８

約 5,000 足

※１

※１

※８

帽子

1,890 着

約 5,000 着

綿手袋

1,890 双※１

1,890 双※１

420 双※８

約 5,000 双

ゴム手袋

3,780 双※２

3,780 双※２840 双※９

約 15,000 双※10

約 2,000 個

1,890 着

※３

全面マスク

810 個

チャコールフィルタ

3,780 個※２

3,780 個※２840 個※９

約 5,000 個

アノラック

945 着※４945 着※４

210 着※11

約 3,000 着

汚染区域用靴40 足※５40 足※５10 足※12約 300 足タングステンベスト

14 着※６14 着※６

―

10 着

4台

4台

4台

約 100 台――5台

約 20 台セルフエアセット酸素呼吸器※14

※13

810 個

※３

420 着

180 個

※１：180 名（１～７号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕。以下同様）×７日×1.5 倍※２：※１×２※３：180 名×３日（除染による再使用を考慮）×1.5 倍※４：180 名×７日×1.5 倍×50%（年間降水日数を考慮）※５：80 名（１～７号炉対応の現場復旧班要員 65 名＋保安班要員 15 名）×0.5（現場要員の半数）※６：14 名（プルーム通過時現場復旧班要員 14 名）※７：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）※８：20 名（6／7 号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×７日×1.5 倍※９：※８×２※10：20 名（6／7 号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×３日（除染による再使用を考慮）×1.5 倍※11：20 名（6／7 号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×７日×1.5 倍×50％（年間降水日数を考慮）※12：20 名（6／7 号炉運転員 18 名＋余裕）×0.5（現場要員の半数）※13：初期対応用 3 台+予備 1 台※14：インターフェイスシステム LOCA 等対応用 4 台+予備 1 台

・1.5 倍の妥当性の確認について【緊急時対策所】
初動態勢時（1 日目），１～７号炉対応の緊急時対策要員数は 164 名＋自衛消防隊 10 名であり，機能班要員 84 名，現場要員 80 名及び自衛消防隊 10 名で構成されている。このうち，本部要員は，緊急時対策所を陽圧化することにより，防護具類を着用する必要がないが，全要員は 12 時間に１回交代する
ため，２回の交代分を考慮する。また，現場要員 80 名は，１日に６回現場に行くことを想定する。自衛消防隊は火災現場には消防服で出向し，防護具類を着用する必要がないため考慮しない。
プルーム通過以降（2 日目以降），１～７号炉対応の緊急時対策要員数は 71 名であり，機能班要員 54名，現場要員 17 名及び自衛消防隊 10 名で構成されている。このうち，本部要員は，緊急時対策所を陽圧化することにより，防護具類を着用する必要がないが，全要員は７日目以降に１回交代するため，１
回の交代分を考慮する。また，現場要員は１日に６回現場に行くことを想定する。自衛消防隊は火災現場には消防服で出向し，防護具類を着用する必要がないため考慮しない。
174 名×２交代＋80 名×６回＋71 名＋10 名＋17 名×６回×６日＝1,521 着＜1,890 着

1.0.4-10

【中央制御室】
要員数 18 名は，運転員（中操）7 名と運転員（現場）11 名で構成されている。このうち，運転員（中操）は，中央制御室内を陽圧化することにより，防護具類を着用する必要がない。ただし，運転員は２交代を考慮し，交代時の１回着用を想定する。また，運転員（現場）は，１日に 1 回現場に行くことを想定している。
18 名×1 回×２交代×７日＋11 名×1 回×２交代×７日＝406 着＜420 着
上記想定により，重大事故等発生時に，交代等で中央制御室に複数の班がいる場合を考慮しても，初動対応として十分な数量を確保している。

なお，いずれの場合も防護具類が不足する場合は，構内より適宜運搬することにより補充する。
。

○計測器（被ばく管理，汚染管理）
配備台数（6／7 号炉共用）※６

品名
免震重要棟内３号炉原子炉建屋内

緊急時対策所

緊急時対策所

電子式線量計180 台※１

180 台※１70 台※２

ガラスバッチ180 台※１

180 台※１70 台※２

GM 汚染サーベイメータ

５台※３

５台※３

３台※３

電離箱サーベイメータ

８台※４

８台※４

２台※４

可搬型エリアモニタ

４台※５

４台※５

３台※５

個人線量計

中央制御室

※１：180 名（１～７号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）※２：18 名（６号及び７号炉運転員 18 名）＋46 名（引継班，日勤班，作業管理班）＋余裕※３：チェンジングエリアにて使用※４：現場作業時に使用※５：各エリアにて使用。設置のタイミングは，チェンジングエリア設営判断と同時（原子力災害特別措置法第 10条特定事象）※６：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）

1.0.4-11

表３ チェンジングエリア用資機材（緊急時対策所）○免震重要棟内緊急時対策所チェンジングエリア用資機材
名称

数量（6/7 号炉共用）

エアーテント

1式

養生シート

3巻

バリア

6個

フェンス

20 枚

粘着マット

4枚

ヘルメット掛け

1式

ゴミ箱

14 個

ポリ袋

40 枚

テープ

20 巻

ウエス

2箱

ウェットティッシュ

10 巻

はさみ

6個

マジック

2本

簡易シャワー

1台

簡易タンク

1台

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

2 台（予備 1 台）

可搬型照明

4 台（予備 1 台）

1.0.4-12

根拠

チェンジングエリア設営に必要な数量

○３号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア用資機材
名称

数量（6/7 号炉共用）

エアーテント

1式

養生シート

3巻

バリア

4個

フェンス

9枚

粘着マット

2枚

ヘルメット掛け

1式

ポリ袋

25 枚

テープ

5巻

ウエス

2箱

チェンジングエリア設営に

ウェットティッシュ

10 巻

必要な数量

はさみ

6個

マジック

2本

簡易シャワー

1台

簡易タンク

1台

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

2 台（予備 1 台）

乾電池内蔵型照明

2 台（予備 1 台）

1.0.4-13

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

仕様等
・測定範囲：0～100％

容量
２台※１

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

・測定範囲：0～10,000ppm

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

報道や気象情報等を入手するため，一般テレビ（回線，機器）を配備する。

１式

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

１式

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

3,780 食※２
2,520 本※３
(1.5 ﾘｯﾄﾙ)

残りの数量については，免震重要棟１階廊下倉庫に保管することで，必要に応じて取りに行くことが可能である。
簡易トイレ

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

よう素剤

初日に２錠，二日目以降は１錠／一日服用する。

１式

1,440 錠※4

※１：予備を含む。
※２：180 名（１～７号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）×７日×３食※３：180 名（１～７号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）×７日×２本(1.5 ﾘｯﾄﾙ／本)※４：180 名（１～７号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）
×（初日２錠＋２日目以降１錠／１日×６日）

1.0.4-14

○３号炉原子炉建屋内緊急時対策所
名称
酸素濃度計

仕様等
・測定範囲：0～100％

容量
２台※１

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

・測定範囲：0～10,000ppm

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

報道や気象情報等を入手するため，一般テレビ（回線，機器）を配備する。

１式

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

１式

プルーム通過中に３号炉原子炉建屋内緊急時対策所待避室から退出する必要がないように，余裕数を見込んで１日分以上の食料及び飲料水を待避室内に保管する。

3,780 食※２
2,520 本※３
(1.5 ﾘｯﾄﾙ)

残りの数量については，３号炉原子炉建屋３階倉庫に保管することで，必要に応じて取りに行くことが可能である。
簡易トイレ

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

よう素剤

初日に２錠，二日目以降は１錠／一日服用する。

１式

1,440 錠※４

※１：予備を含む。
※２：180 名（１～７号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）×７日×３食※３：180 名（１～７号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）×７日×２本(1.5 ﾘｯﾄﾙ／本)※４：180 名（１～７号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）
×（初日２錠＋２日目以降１錠／１日×６日）

1.0.4-15

表５ 原子力災害対策活動で使用する資料（緊急時対策所）
資料

名

１．発電所周辺地図① 発電所周辺地域地図（1/25,000）② 発電所周辺地域地図（1/50,000）

２．発電所周辺航空写真パネル
３．発電所気象観測データ① 統計処理データ② 毎時観測データ
４．発電所周辺環境モニタリング関連データ① 空間線量モニタリング設備配置図② 環境試料サンプリング位置図③ 環境モニタリング測定データ
５．発電所周辺人口関連データ① 方位別人口分布図② 集落の人口分布図③ 市町村人口表
６．主要系統模式図（各号炉）
７．原子炉設置（変更）許可申請書（各号炉）
８．系統図及びプラント配置図① 系統図② プラント配置図
９．プラント関係プロセス及び放射線計測配置図（各号炉）
10．プラント主要設備概要（各号炉）
11．原子炉安全保護系ロジック一覧表（各号炉）
12．規定類① 原子炉施設保安規定② 原子力事業者防災業務計画
13．事故時操作基準
免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊急時対策所のそれぞれに資料を配備

1.0.4-16

表６ 放射線防護資機材等（中央制御室）○防護具
配備数（6／7 号炉共用）※７

品名
免震重要棟内３号炉原子炉建屋内

緊急時対策所

緊急時対策所

不織布カバーオール

1,890 着※１

1,890 着※１

420 着※８

約 5,000 着

靴下

1,890 足※１

1,890 足※１

420 足※８

約 5,000 足

帽子

1,890 着

※１

※１

※８

約 5,000 着

綿手袋

1,890 双※１

1,890 双※１

420 双※８

約 5,000 双

ゴム手袋

3,780 双※２

3,780 双※２840 双※９

約 15,000 双※10

約 2,000 個

1,890 着

※３

構内
（参考）

420 着

全面マスク

810 個

チャコールフィルタ

3,780 個※２

3,780 個※２840 個※９

約 5,000 個

アノラック

945 着※４945 着※４

210 着※11

約 3,000 着

汚染区域用靴40 足※５40 足※５10 足※12約 300 足タングステンベスト

14 着※６14 着※６

―

10 着

4台

4台

4台

約 100 台――5台

約 20 台セルフエアセット酸素呼吸器※14

※13

810 個

※３

中央制御室

180 個

※１：180 名（1～7 号炉対応の緊急時対策要員 164 名＋自衛消防隊 10 名＋余裕。以下同様）×7 日×1.5 倍※２：※１×２※３：180 名×３日（除染による再使用を考慮）×1.5 倍※４：180 名×７日×1.5 倍×50%（年間降水日数を考慮）※５：80 名（１～７号炉対応の現場復旧班要員 65 名＋保安班要員 15 名）×0.5（現場要員の半数）※６：14 名（プルーム通過時現場復旧班要員 14 名）※７：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）※８：20 名（6／7 号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×７日×1.5 倍※９：※８×２※10：20 名（6／7 号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×３日（除染による再使用を考慮）×1.5 倍※11：20 名（6／7 号炉運転員 18 名＋余裕）×２交代×７日×1.5 倍×50％（年間降水日数を考慮）※12：20 名（6／7 号炉運転員 18 名＋余裕）×0.5（現場要員の半数）※13：初期対応用 3 台+予備 1 台※14：インターフェイスシステム LOCA 等対応用 4 台+予備 1 台

1.0.4-17

○計測器（被ばく管理，汚染管理）
配備台数※５

品名

中央制御室（6／7 号炉共用）
電子式線量計70 台※１

ガラスバッチ70 台※１

個人線量計
GM 汚染サーベイメータ

３台※２

電離箱サーベイメータ

２台※３

可搬型エリアモニタ

３台※４※１：20 名（６号及び７号炉運転員 18 名＋余裕）＋46 名（引継班，日勤班，作業管理班）＋余裕※２：中央制御室のモニタリング及びチェンジングエリアにて使用※３：中央制御室のモニタリングに使用※４：各エリアにて使用。
設置のタイミングは，チェンジングエリア設営判断と同時（原子力災害特別措置法第 10 条特定事象）※５：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う。
）

○飲食料等
配備数※４

品名

中央制御室（6／7 号炉共用）
飲食料等
・食料

420 食※１

・飲料水（1.5 リットル）

280 本※２

簡易トイレ

１式

よう素剤

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

1.0.4-18

表７ チェンジングエリア用資機材（中央制御室）
名称

数量（6/7 号炉共用）

エアーテント

1式

養生シート

2巻

フェンス

4枚

バリア

2個

粘着マット

2枚

ヘルメット掛け

1式

ポリ袋

20 枚

テープ

2巻

ウエス

1箱

ウェットティッシュ

2巻

はさみ

1個

マジック

2本

簡易シャワー

1式

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

1 台(予備１台)

乾電池内蔵型照明

2 台(予備１台)

1.0.4-19

根拠

チェンジングエリア設営に必要な数量

表８ 事業者間協力協定に基づき貸与される原子力防災資機材項

目

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

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

1.0.4-20

表９ 原子力事業所災害対策支援拠点における必要な資機材，通信機器の整備状況等
原子力事業所災害対策支援拠点に配備する原子力防災関連資機材は以下のとおり。通常は，保管場所に記載されている箇所で保管しているが，原子力事業所災害対策支援拠点を開設する際，持ち込むこととしている。
○通信連絡設備

資機材
携帯電話
衛星電話設備（携帯型）
ＦＡＸ

数量

保管場所

5台

本社

3台

本社

5台

柏崎エネルギーホール

2台

信濃川電力所

数量

○計測器

資機材
汚染密度測定用サーベイメータ

42 台

シンチレーションサーベイメータ

1台

電離箱サーベイメータ

1台

個人線量計

945 台

保管場所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所

資機材

数量

保管場所

簡易式入退域管理装置

1式

本社

○出入管理

○防護具

資機材
数量
保護衣類（タイベック，アノラック，
3,300 着靴カバー，綿帽子，綿手袋，ゴム手袋）
保護衣類（全面マスク）

1,100 組保管場所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所
福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所

数量

保管場所

1,600 錠

本社

○その他

資機材
安定ヨウ素剤

1.0.4-21

柏崎刈羽原子力発電所
災害対策本部（原災法第１０条通報の連絡）

協定，覚書に基づきすみやかに要請

原子力事業所
災害対策支援拠点
・出入り管理・放射線管理（個人線量管理，
汚染管理・除染） 等

本社
災害対策本部

協力会社による支援（環境モニタリング，資機材・要員輸送，燃料調達，復旧工事，消火活動の実施）
プラントメーカーによる支援（機器の詳細情報の提供，復旧対策案の提供）

・陸路，空路（ヘリコプター）による要員，資機材輸送等の実施
・なお，事象発生後７日間は発電所構内に配備している資機材，
燃料等による事故対応が可能

原子力緊急事態支援組織による支援（遠隔操作可能な資機材の提供）
他の原子力事業者による支援（原子力災害合同対策協議会と連携し発災事業者へ協力）

図１ 原子力災害発生時における発電所外からの支援体制

1.0.4-22

本社 災害対策本部
報告
指示・支援

支援

原子力事業所
災害対策支援拠点

報告

資機材，要員等の支援
柏崎刈羽原子力発電所 災害対策本部

図２ 防災組織全体図

1.0.4-23

（役 割）
本部（統括管理）
本部長

現地
責任者

（役 割）

原子力災害対策支援拠点に関する責任者

総括
チーム

本社，発電所の情報連絡，対外対応
各班の活動の総括，電力支援対応

総務
チーム

設備・通信機器・事務用品管理，人員輸送
管理，警戒区域内通行証発行管理

厚生
チーム

食料・被服の調達，宿泊関係の手配，傷病
者の対応

資材
チーム

資機材・燃料の一時保管，資機材輸送，車
両管理

保安
チーム

要員の入域管理，線量管理，スクリーニン
グ，除染

通信
チーム

通信システムの構築，管理

建設
チーム

新たな設備が必要になった場合の建設工
事

警備
チーム

発電所の出入り管理

図３ 原子力事業所災害対策支援拠点 体制図

1.0.4-24

別紙１ 原子力事業所災害対策支援拠点について

柏崎エネルギーホール
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県柏崎市駅前２丁目２－３０
南南西 約８ｋｍ
約３，０００ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ５０ｋＶＡ
・電話（有線系，衛星系）
・ＦＡＸ（有線系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は信濃川電力所備蓄品を搬入

信濃川電力所
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県小千谷市千谷川１－５－１０
南東 約２３ｋｍ
約３，８００ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ７５ｋＶＡ
・備蓄燃料：２日分を備蓄
・電話（有線系，衛星系）
・ＦＡＸ（有線系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は備蓄

当間高原リゾート（休憩・仮泊，資機材置き場機能のみ）
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県十日町市珠川
南南東 約４４ｋｍ
約３５０万ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ３００ｋＶＡ（本館），２１０ｋＶＡ（新別館）
・電話（有線系，衛星系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は信濃川電力所備蓄品を搬入，その後，最寄りの小売店より調達

柏崎刈羽原子力発電所

柏崎エネルギーホール

信濃川電力所

当間高原リゾート

地図は電子国土ポータルより引用

図

原子力事業所及び原子力事業所災害対策支援拠点の位置
1.0.4-25

添付資料 1.0.5

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等への対応に係る文書体系

＜

目

次 ＞

１． 重大事故等への対応に係る文書体系 .................................... 1.0.5-1
表１ 実用炉規則各条文と保安規定各条文に対する手順の関係 ................. 1.0.5-3
図１ 品質マネジメントシステム文書体系図（重大事故等発生時等に係る文書） . 1.0.5-4

１．重大事故等への対応に係る文書体系
実用発電用原子炉の設置，運転等に関する規則（以下，「実用炉規則」という。
）第 92 条
（保安規定）において，重大事故等発生時及び大規模損壊発生時（以下，「重大事故等発生時等」という。
）における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備について保安規定に定めることを要求されていることから，柏崎刈羽原子力発電所原子炉施設保安規定（以下，「保安規定」という。
）第 108 条の 3（重大事故等発生時における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備）及び第 108 条の 4（大規模損壊発生時における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備）に以下の内容を新たに規定することとしている。
・ 重大事故等発生時等における原子炉施設の保全のための活動を行うために必要な要員の配置
・ 重大事故等発生時等における原子炉施設の保全のための活動を行うために必要な要員に対する毎年 1 回以上の教育及び訓練
・ 重大事故等発生時等における原子炉施設の保全のための活動を行うために必要な電源車，消防自動車，消火ホース及びその他の資機材の配備
・ 重大事故等発生時等における原子炉施設の保全のための活動を行うために必要な事項（炉心の著しい損傷を防止するための対策に関すること，原子炉格納容器の破損を防止するための対策に関すること，使用済燃料貯蔵設備に貯蔵する燃料体の損傷を防止するための対策に関すること，原子炉停止時における燃料体の損傷を防止するための対策に関すること，大規模な火災が発生した場合における消火活動に関すること，炉心の損傷を緩和するための対策に関すること，原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関すること，使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料の損傷を緩和するための対策に関すること，放射性物質の放出を低減するための対策に関すること）
当該条文に対する具体的な規定内容については，下部規定（二次文書，三次文書）に以下のとおり展開し，実効的な手順構成となるよう整備している。手順書は，通常時からプラントを運転監視している運転員が事故収束のために用いる手順書と，緊急時対策本部が使用する手順書の二種類に整理している。
運転員が使用する手順書は，保安規定第 14 条（マニュアルの作成）に基づき「警報発生時操作手順書」，「事故時運転操作手順書（事象ベース）」及び「事故時運転操作手順書（徴候ベース）」，保安規定第 110 条（原子力防災資機材等）に基づき「事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）」を作成し，それぞれ具体的な対応を定めている。これらは，図 1に示すとおり二次文書である「運転管理基本マニュアル」（基本マニュアル）及び「運転操作マニュアル」（業務マニュアル）に繋がる三次文書として整理している。

1.0.5-1

また，緊急時対策本部が使用する手順書は，保安規定 第 9 章 緊急時の措置（第 108 条～第 117 条）に基づく二次文書「原子力災害対策基本マニュアル」（基本マニュアル）及び「原子力災害応急対策・事後対策マニュアル」（業務マニュアル）に繋がる三次文書として，「アクシデントマネジメントの手引き」，「緊急時対策本部運営要領」及び「多様なハザード対応手順」を定めている。
なお，上記運転員及び緊急時対策本部の要員が必要な力量を確保するために，「教育及び訓練基本マニュアル」及び「保安教育マニュアル」に必要な措置を定めている。
実用炉規則各条文と保安規定各条文に対する手順の関係を表 1 に示す。また，表 1 に示す重大事故等発生時等に係る社内規程類に関する二次及び三次文書の体系を図 1 に示す。

1.0.5-2

表１ 実用炉規則各条文と保安規定各条文に対する手順の関係
実用炉規則に規定する内容
発電用原子炉施設の運転に関する
こと。

保安規定
第 14 条

保安規定に規定する内容
マニュアルの作成

社内規程類
運転管理基本マニュアル

第 92 条第 1 項
第十九号

非常の場合に講ずべき処置に関すること。

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

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

第 92 条第 1 項
第二十二号

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

第 108 条の 3

重大事故等発生時における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備

原子力災害対策基本マニュアル
教育及び訓練基本マニュアル

第 92 条第 1 項
第二十三号

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

第 108 条の 4

大規模損壊時における原子炉施設の保全のための活動を行う体制の整備

1.0.5-3

実用炉規則
第 92 条第 1 項
第九号

原子炉施設保安規定

原子力品質保証規程

運転管理
基本マニュアル
運転操作マニュアル

警報発生時操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）［ＡＯＰ］
事故時運転操作手順書（徴候ベース）［ＥＯＰ］
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）［ＳＯＰ］

原子力災害対策
基本マニュアル

1.0.5-4

原子力災害応急対策・
事後対策マニュアル

緊急時対策本部
運営要領

教育及び訓練
基本マニュアル保安教育マニュアル

二次文書

三次文書

図１ 品質マネジメントシステム文書体系図（重大事故等発生時等に係る文書）

アクシデントマネジメントの手引き［ＡＭＧ］
多様なハザード対応手順［ＥＨＰ］

添付資料 1.0.6

本資料のうち，枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について

目

次

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

AOP「発電所全停」「全交流電源喪失」「全直流電源喪失」対応フロー図

別紙 2

AOP「発電所全停」「全交流電源喪失」「全直流電源喪失」操作等判断基準一覧

別紙 3

EOP フローチャート

別紙 4

EOP 目的及び基本的な考え方

別紙 5

EOP 操作等判断基準一覧

別紙 6

EOP AM 設備別操作手順書一覧

別紙 7

SOP フローチャート

別紙 8

SOP 目的及び基本的な考え方

別紙 9

SOP 操作等判断基準一覧

別紙 10 緊急時対策本部運営要領と主な機能組織ガイド
別紙 11 多様なハザード対応手順一覧
別紙 12 EOP/SOP フローチャート凡例

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

図 1 手順書機能体系の概要図
2． 各種手順書の概要について
事故手順書は使用主体に応じて，運転員が使用する手順書，発電所緊急時対策要員が使用する手順書に分類して整備する。
以下，運転員及び発電所緊急時対策要員が使用する手順書の概要を示す。
2.1 運転員が使用する手順書(1)警報発生時操作手順書
中央制御室及び現場制御盤に警報が発生した際に，警報発生原因の除去あるいはプラントを安全な状態に維持するために必要な対応操作を定めた手順書。
中央制御室及び現場制御盤の警報発生時及び警報発生には至らないが当該警報に係わる徴候が確認された場合に適用する。
手順書に記載しているパラメータの確認や対応処置等を実施することで，故障・事
1.0.6-1

故の徴候の把握及び事故の収束・拡大防止を図る。
(2)事故時運転操作手順書（事象ベース）（以下，「AOP」という。
）
単一の故障等で発生する可能性のある異常又は事故が発生した際に，事故の進展を防止するために必要な対応操作を定めた手順書。
主な設計基準内の事故発生時の対応を予め手順化しており，当該手順で対応できると判断した場合に使用し，過渡状態が収束するまでの間適用する。
AOP は，事象毎に事故の想定，操作のポイント，対応フロー図，対応手順等で構成される。
AOP の一例として，全交流動力電源が喪失した時に，電源喪失が継続している間の対応操作を定めた，AOP「発電所全停」「全交流電源喪失」「全直流電源喪失」の対応フロ
ー図及び操作等判断基準一覧を別紙 1,2 に示す。

（別紙 1,2）(3)事故時運転操作手順書（徴候ベース）（以下，「EOP」という。
）
事故の起因事象を問わず，AOP では対処できない複数の設備の故障等による異常又は事故が発生した際に，重大事故への進展を防止するために必要な対応操作を定めた手順書。
観測されるプラントの徴候（パラメータの変化）に応じた対応操作を示した手順書であり，設計基準事故に加え設計基準を超えるような設備の多重故障時等にも適用する。
EOP は，目的に応じて「原子炉制御」，「格納容器制御」，「原子炉建屋制御」，「使用済
み燃料プール制御」，「不測事態」及び「EOP/SOP インターフェイス」に分類した各手順を視覚的に認識できるようにした「フローチャート」，多様なハザード対応手順によるプラント対応支援と連携してフローチャート中の操作を実施する際に使用する「EOP AM
設備別操作手順書」により構成される。
また，事故時運転操作手順書には，「EOP AM 設備別操作手順書」が使用可能なタイミ
ングを明示する。
事故時には，原子炉の未臨界維持，炉心損傷防止，格納容器の健全性確保等に関するパラメータを確認し，各手順の導入条件が成立した場合には，その手順に移行し対応処置を実施する。
EOP による対応中は，原子炉制御・格納容器制御・使用済み燃料プール制御等の対応が同時進行する状況を想定して，対応の優先順位を予め定めており，格納容器が破損するおそれがある場合を除き，原子炉側から要求される操作を優先することを原則としている。
各手順のフローチャート，目的及び基本的な考え方及び操作等判断基準一覧を別紙
3,4,5 に示すとともに，EOP AM 設備別操作手順書の一覧を別紙 6 に示す。
（別紙 3,4,5,6）
1.0.6-2

【EOP フローチャート】
a.原子炉制御
目的 ：原子炉未臨界，炉心損傷防止
手順書：スクラム，反応度制御，水位確保，減圧冷却
b.格納容器制御
目的 ：格納容器の健全性確保
手順書：PCV 圧力制御，D/W 温度制御，S/P 温度制御，S/P 水位制御，
PCV 水素濃度制御
c.原子炉建屋制御
目的 ：漏えいの拡大防止，原子炉建屋の健全性確保
手順書：原子炉建屋制御d.使用済み燃料プール制御
目的 ：燃料プール内の燃料の損傷防止・緩和手順書：SFP 水位・温度制御
e.不測事態
目的 ：予期せぬ事象により特殊操作が必要となった場合の対応
手順書：水位回復，急速減圧，水位不明
f.EOP/SOP インターフェイス
目的 ：SOP への移行判断及び SOP への円滑な移行
手順書：EOP/SOP インターフェイス(4)事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）（以下，「SOP」という。
）
EOP で対応する状態から更に事象が進展し炉心損傷に至った際に，事故の拡大を防止
し影響を緩和するために必要な対応操作を定めた手順書。
炉心が損傷し，原子炉圧力容器及び格納容器の健全性を脅かす可能性のあるシビア
アクシデント事象に適用する。
SOP は，炉心損傷後に実施すべき対応操作の内容を視覚的に認識できるようにした「フローチャート」，フローチャート中の操作を実施する際に使用する「SOP AM 設備別操作手順書」及び RHR 系の復旧作業が難行する場合に応急的に実施する「RHR 復旧不可
能時の対策」にて構成される。
各手順のフローチャート，目的及び基本的な考え方及び操作等判断基準一覧を別紙
7,8,9 に示す。
（別紙 7,8,9）【SOP フローチャート】
AM 操作方針の全体流れ図
1.0.6-3

注水－1「損傷炉心への注水」

注水－2「長期の原子炉水位の確保」

注水－3a 「RPV 破損前の下部 D/W 初期注水」
注水－3b 「RPV 破損後の下部 D/W 注水」
注水－4「長期の RPV 破損後の注水」

除熱－1「損傷炉心冷却後の除熱」

除熱－2「RPV 破損後の除熱」

放出「PCV 破損防止」

水素「R/B 水素爆発防止」

2.2 発電所緊急時対策本部が使用する手順書(1)緊急時対策本部運営要領
重大事故，大規模損壊等が発生した場合，又はそのおそれがある場合に，緊急事態に関する発電所緊急時対策本部の責任と権限及び実施事項を定めた要領。
また，発電所緊急時対策本部の運営及び各機能組織が実施する事項については，本要領の下位に紐付く各機能組織のガイドとして定める。
緊急時対策本部運営要領に紐付く主なガイド一覧を別紙 10 に示す。
（別紙 10）(2)アクシデントマネジメントの手引き（以下，「AMG」という。
）
プラントで発生した事故・故障等が拡大し，炉心損傷に至った際に，事故の進展防止，影響緩和のために実施すべき措置を判断，選択するための情報を定めた要領で，技術支援組織が使用する。
炉心が損傷し，原子炉圧力容器及び格納容器の健全性を脅かす可能性のあるシビア
アクシデント事象に適用する。
AMG は，シビアアクシデント時に想定されるプラント状態（炉心冷却成否，RPV 破損有無等）に応じた操作の全体像を示した「AM ストラテジ選択フローチャート」に基づ
き注水ストラテジ及び除熱ストラテジが選択され，個別のストラテジにしたがって，「確認ガイド」及び「操作ガイド」を参照して，事故収束へ移行させる構成とする。
技術支援組織は，確認ガイドを用いてプラント状態を可能な限り正確に把握し，操作ガイドに記載された各操作の有効性についてプラントへの影響を含めて判断し，運転員に対する支援活動を実施する。また，SOP で対応しえる事象進展を超えた場合についても，確認ガイド，操作ガイドを用いて事故収束に有効なプラント操作を検討し，運転員に操作内容を指示する。この場合，運転員は，その指示にしたがって操作を実施する。
プラントへの影響を配慮するため，操作実施時のパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目，監視パラメータ等を操作ガイドに整備する。
1.0.6-4

(3)多様なハザード対応手順（以下，「EHP」という。
）
自然現象や大規模損壊等により，多数の恒設の電源設備・注水設備等が使用できな
い場合に，運転員のプラント対応に必要な支援を行うため，可搬設備等によるプラン
ト対応支援を定めた手順書で，実施組織（運転員以外）が使用する。
EHP では，原子炉の安全確保を達成するために必要な原子炉注水や原子炉減圧等，別紙に示す機能別に複数の手順を整備する。
また，事故の状態（炉心損傷までの時間余裕，人員確保状況等）に応じて，適切な手順書を選択可能とするため，EHP の各手順を実施するための所要時間，所要人数等，手順実施時に必要な情報を記載する。更に事故時運転操作手順書には EHP が使用可能なタイミングを明示する。
多様なハザード対応手順の一覧を別紙 11 に示す。
（別紙 11）【EHP で整備する主な機能】
炉心冷却，格納容器機能維持，SFP 冷却，電源確保，状態監視等
2.3 各種手順書の判断者・操作者の明確化(1)判断者の明確化
運転操作手順書に従い実施される事故時のプラント対応の判断は，事故発生号炉の当直副長が行う。
一方，発電所対策本部で実施される対応の判断は，緊急時対策本部運営要領上で役割分担に応じて定める責任者が行う。
(2)操作者の明確化
各種手順書は，運転員が使用するものと発電所緊急時対策要員が使用するものと，使用主体によって整備している。
ただし，使用目的によっては，相互の手順の完遂により機能を達成する場合がある
ことから，重大事故等対処設備の操作にあたっては，中央制御室と発電所緊急時対策本部の間で緊密な情報共有を図りながら行うこととする。
3． 各種手順書の間のつながり，移行基準について
各種事故手順書を事故の進展状況に応じて適切に使用可能とするため，手順書間の移行基準を示す。
また，事故対応中は複数の事故手順書を並行して使用することを考慮して，手順書間で対応の優先順位が存在する場合は併せて示す。

1.0.6-5

(1)警報発生時操作手順書から他の事故手順書への移行
警報発生時操作手順書に基づく対応において事象が進展した場合は，警報毎の手順書の記載内容に従い，AOP へ移行する。
また，警報発生時操作手順書で対応中にスクラム等の EOP 導入条件が成立した場合
は，EOP へ移行する。
(2)事故時運転操作手順書（事象ベース）から他の事故手順書への移行
AOP 対応中に以下の EOP 導入条件が成立した場合は，EOP へ移行する。
【EOP 導入条件（いずれかに該当した場合）】
a.原子炉を手動スクラム，若しくは自動スクラムが発生（スクラム失敗を含む）した場合
b.EOP における格納容器制御導入条件が成立した場合
c.EOP における原子炉建屋制御導入条件が成立した場合
d.EOP における使用済み燃料プール制御導入条件が成立した場合【EOP 移行後の AOP の使用について】
EOP 導入条件が成立した場合は AOP から EOP へ移行するが，原子炉スクラム時の確認事項，タービン・発電機側の対応操作等， AOP に具体的内容を定めている初動対応については AOP を参照する。
(3)事故時運転操作手順書（徴候ベース）から他の事故手順書への移行
EOP 対応中に以下の SOP 導入条件が成立した場合，炉心損傷と判断し SOP に移行する。
（添付 1）【SOP 導入条件】
a.原子炉停止後の経過時間と PCV 内γ線線量率の関係から炉心損傷と判断された場
合b.CAMS が使用不可能の場合，原子炉圧力容器表面温度から炉心損傷と判断された場
合(4)緊急時対策本部運営要領の導入
発電所において緊急時対策本部が設置される際に導入される。なお，具体的な操作
手順は EHP に記載されているが，複数の使用可能な EHP 手順が存在する場合，以下のような観点から使用可能な手順を対比し，事故対応に適切な手順を選択する。

1.0.6-6

【EHP 手順選択時の着目点】
a.EHP の操作完了（機能発揮）までの所要時間の長短
b.水源確保・給油等も含めた，機器の機能維持に必要となる対応の要否
c.注水圧力・注水流量等，プラントへの効果（炉心冷却効果等）の大小
d.操作に伴うプラント設備への悪影響（使用水の水質等）の大小
4． 運転員の対応操作の流れについて
運転中の異常な過渡変化及び事故が発生した場合，運転員は「止める」，「冷やす」，「閉じ込める」の原則に基づきプラント対応操作を実施する。
「止める」の対応
異常や事故発生時に作動する原子炉スクラム信号を確認し，原子炉の停止を確認する。自動で原子炉スクラムしない場合には，手動によるスクラム操作を実施し，原子炉の停止を確認する。
制御棒の挿入と中性子束の低下状況を確認することにより，原子炉の停止を判断する。
「冷やす」の対応
原子炉停止後も炉心では崩壊熱による余熱が発生していることから，この熱を除去するため，給・復水系又は非常用炉心冷却系により原子炉への注水手段を確保する。
原子炉水位を所定の水位（L-3～L-8）に維持することにより，炉心が冷やされていることを判断する。
「閉じ込める」の対応
放射性物質が環境へ放出されていないことを確認する。また，格納容器が隔離されていることを確認することにより，閉じ込めが機能していることを判断する。
これらプラント対応の原則をベースに，運転員は，事故時運転操作手順書を用いて炉心の損傷防止，格納容器破損防止を目的とした対応操作の判断を以下の流れで行う。
異常又は事故の発生時，警報発生時操作手順書により初期対応を行う。
事象が進展し，その事象の判断が可能な場合には，予め定めた AOP に移行し対応を行う。
警報発生時操作手順書及び AOP で対応中に，EOP の導入条件が成立した場合には，EOP に移行し対応を行う。
原子炉スクラムに至る事故が発生した場合，EOP では事故直後の操作として原子炉自動ス
クラムを確認する。自動スクラムしていない場合は，手動により原子炉をスクラムする。
その後は，原子炉水位，原子炉圧力，タービン・電源の各制御を並行して行うとともに，原子炉の未臨界維持，炉心の冷却確保・損傷防止，原子炉格納容器の健全性確保等の対応
1.0.6-7

をするため，パラメータ（未臨界性，炉心の冷却機能，原子炉格納容器の健全性）を常に監視し，個別の導入条件が成立すれば，徴候毎に用意した手順に移行する。
EOP による対応で事故収束せず炉心損傷に至った場合は，SOP に移行し，炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損防止及び格納容器破損防止のための対応を行う。
また，事故時運転操作手順書に基づく安全確保が不可能，若しくはそのおそれがある場
合には，可搬設備等も含めて使用可能な設備を最大限活用した安全確保を行う。当直長は必要に応じて発電所緊急時対策本部に支援を要請し，EHP によるプラント対応支援を受けた
上で引き続き事故収束に向けた対応処置を実施する。
5． 重大事故時の対応及び手順書の内容について(1)海水を炉心へ注入する事態等においても，財産保護より安全性を優先するという方針の下，当直副長が迷うことなく判断できるよう，予め原子力発電保安運営委員会で判断基準を承認し，手順書に定める。
(2)有効性評価で示した重要事故シーケンスは，全て本手順書体系にて対応できるように整備する。併せて，有効性評価で示した判断基準や監視パラメータについても本手順
書体系の中で整理する。詳細は添付資料 1.0.7 及び添付資料 1.0.14 に示す。
(3)重大事故等に対処するために把握することが必要なパラメータのうち，原子炉施設の状態を直接監視するパラメータ（以下，「主要なパラメータ」という。）を整理するとともに，主要なパラメータが故障等により計測不能な場合に，当該パラメータを推定する手順及び可搬型計測器により計測する手順を運転操作手順書及び緊急時対策本部
用手順書に整備する。
なお，具体的なパラメータ，監視計器，手順等については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」で整理する。
(4)これら手順を有効かつ適切に使用しプラントの状態に応じた対応を行うために，運転員及び発電所緊急時対策要員は，常日頃から対応操作について教育及び訓練等を実施
し，手順の把握，機器や系統特性の理解及び原子炉の運転に必要な知識等の習得，習熟を図っている。
以上

1.0.6-8

添付 1
炉心損傷の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が有効燃料頂部（TAF）
以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
事故時運転操作手順書（徴候ベース）では，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位が TAF 未満となった際に，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率の状況を確認し，図 1 に示す
設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超えた場合を，炉心損傷の判断としている。
炉心損傷等により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物が，逃がし安全弁等を介して格納容器内に流入する事象進展を捉まえて，格納容器内のγ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損傷の判断，及び炉心損傷の進展割合の推定に用いているものである。
また，福島第一原子力発電所の事故時に原子炉水位計，格納容器内雰囲気放射線レベル
計等の計器が使用不能となり，炉心損傷を迅速に判断できなかったことに鑑み，格納容器
内雰囲気放射線レベル計に頼らない炉心損傷の判断基準について検討しており，その結果，格納容器内雰囲気放射線レベル計の使用不能の場合は，「原子炉圧力容器表面温度：300℃以上」を炉心損傷の判断基準として手順に追加する方針である。
原子炉圧力容器表面温度は，炉心が冠水している場合には，SRV 動作圧力（安全弁機能の最大 8.20MPa［gage］）における飽和温度約 298℃を超えることはなく，300℃以上にはならない。一方，原子炉水位の低下により炉心が露出した場合には過熱蒸気雰囲気となり，温度は飽和温度を超えて上昇するため，300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を 300℃以上としている。
なお，炉心損傷判断は格納容器内雰囲気放射線レベル計が使用可能な場合は，当該計器にて判断を行う。

1.0.6-9

添付 1(1)ドライウェルのγ線線量率(2)サプレッション・チェンバのγ線線量率
図 1 SOP 導入条件判断図

1.0.6-10

別紙1［発電所全停］［全交流電源喪失］

1.0.6-別紙 1-1［全直流電源喪失］

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 2 参照

別紙 2(1/2)

AOP 『発電所全停』『全交流電源喪失』『全直流電源喪失』操作等判断基準一覧(7 号炉の例)
制御項目

発電所全停事故

事象発生時操作

直流 125V(A)電源確保

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

D/G 起動、電源確立

・D/G 起動の有無

1-2

D/G 定格出力以内

・D/G 電力

1-3

外部電源復旧・送電電圧
・自号機のﾌﾟﾗﾝﾄ状況

2-1

DC 電源正常・125V 主母線盤電圧・125V 蓄電池電圧・125V 充電器設備状況

2-2

RCIC 起動成功

・RCIC 起動状況

2-3

炉圧上昇

・原子炉圧力

2-4

RCIC 正常運転

・RCIC 起動状況

1.0.6-別紙 2-1

操作手順

別紙 2(2/2)

AOP 『発電所全停』『全交流電源喪失』『全直流電源喪失』操作等判断基準一覧(7 号炉の例)
制御項目

対応時の判断項目

判断のための確認項目

2-5

8 時間以上の停電

・全交流電源喪失からの経過時間

2-6

20 時間以上の停電

・全交流電源喪失からの経過時間

2-7

D/G 又は、外部電源復旧
又は、他ﾕﾆｯﾄ発電機からの受電

・自号機 D/G 運転状況
・外部電源状況・他ﾕﾆｯﾄ発電機運転状況

2-8

他号機 D/G からの受電

・他号機 D/G 運転状況

直流 125V(A)電源確保

非常用交流電源復旧

1.0.6-別紙 2-2

操作手順別紙3(1/16)

ＲＣ「スクラム(1/2)」
SH.1

1.0.6-別紙 3-1

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(2/16)

ＲＣ「スクラム(2/2)」
SH.2

1.0.6-別紙 3-2

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(3/16)

ＲＣ／Ｑ「反応度制御」SH.3

1.0.6-別紙 3-3

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(4/16)

ＲＣ／Ｌ「水位確保」
SH.4

1.0.6-別紙 3-4

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(5/16)

ＣＤ「減圧冷却」
SH.5

1.0.6-別紙 3-5

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照

別紙 3(6/16）

ＰＣ／Ｐ「ＰＣＶ圧力制御」
SH.6

1.0.6-別紙 3-6

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 5 参照

別紙 3(7/16）

ＤＷ／Ｔ「Ｄ／Ｗ温度制御」
SH.7

1.0.6-別紙 3-7

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 5 参照

別紙 3(8/16）

ＳＰ／Ｔ「Ｓ／Ｐ温度制御」
SH.8

1.0.6-別紙 3-8

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 5 参照

別紙 3(9/16）

ＳＰ／Ｌ「Ｓ／Ｐ水位制御」
SH.9

1.0.6-別紙 3-9

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 5 参照

別紙 3(10/16）

ＰＣ／Ｈ「ＰＣＶ水素濃度制御」
SH.10

1.0.6-別紙 3-10

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 5 参照

別紙3(11/16)

ＳＣ／Ｃ「原子炉建屋制御」
SH.11

1.0.6-別紙 3-11

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(12/16)

ＳＦ／Ｌ，Ｔ「ＳＦＰ水位・温度制御」
SH.12

1.0.6-別紙 3-12

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(13/16)

Ｃ１「水位回復」
SH.13

1.0.6-別紙 3-13

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(14/16)

Ｃ２「急速減圧」
SH.14

1.0.6-別紙 3-14

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(15/16)

Ｃ３「水位不明」
SH.15

1.0.6-別紙 3-15

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照別紙3(16/16)

ＥＳ／Ｉ「ＥＯＰ／ＳＯＰインターフェイス」
SH.16

1.0.6-別紙 3-16

赤数字 ：操作判断の内容は別紙5 参照

別紙 4(1/3)

EOP 目的及び基本的な考え方（7 号炉の例）
運転操作手順書名称

目的

原子炉制御

【スクラム】(RC)

・原子炉を停止する。
・十分な炉心冷却状態を維持する。
・原子炉を冷温停止状態まで冷却する。
・格納容器制御・原子炉建屋
制御・使用済燃料ﾌﾟｰﾙ制御への導入条件を監視する。

【反応度制御】(RC/Q)

・ｽｸﾗﾑ不能異常過渡事象発生
時に、原子炉を安全に停止させる。

【水位確保】(RC/L)

・原子炉水位を TAF 以上に回復させ、安定に維持する。

【減圧冷却】(CD)

・原子炉水位を TAF 以上に維持しつつ、原子炉を減圧し、冷温停止状態へ移行さ
せる。

導入条件

脱出条件

1.0.6-別紙 4-1

基本的な考え方別紙 4(2/3)

EOP 目的及び基本的な考え方（7 号炉の例）
運転操作手順書名称

目的・PCV 圧力を監視し、制御する。

【D/W 温度制御】(DW/T)

・D/W の空間温度を監視し、制御する。

【S/P 温度制御】(SP/T)

・S/P 水温度及び空間部温度を監視し、制御する。

【S/P 水位制御】(SP/L)

・S/P 水位を監視し、制御する。

【PCV 水素濃度制御】(PC/H)

・PCV 内の水素及び酸素濃度を監視し、制御する。

原子炉建屋
制御

【原子炉建屋制御】(SC/C)

・原子炉建屋内での一次冷却材漏えい拡大防止、原子炉
建屋の健全性確保
・原子炉建屋内外部への放射能放出の制限

使用済燃料
プール制御

【 SFP 水 位 ・ 温 度 制・燃料ﾌ ﾟｰﾙ内燃料の損傷防
御】止・緩和(SF/L,T)

格納容器制御【PCV 圧力制御】(PC/P)

導入条件

脱出条件

1.0.6-別紙 4-2

基本的な考え方別紙 4(3/3)

EOP 目的及び基本的な考え方（7 号炉の例）
運転操作手順書名称

不測事態
－

目的

【水位回復】(C1)

・原子炉水位を回復する。

【急速減圧】(C2)

・原子炉を速やかに減圧する。

【水位不明】(C3)

・原子炉水位が不明な場合に原子炉の冷却を確保する。

【EOP/SOP ｲﾝﾀｰﾌｪｲｽ】(ES/I)

・SOP への移行を円滑にする
ために初期対応操作を行
う。

導入条件

脱出条件

1.0.6-別紙 4-3

基本的な考え方別紙 5-1 (1/4)

EOP 『スクラム(RC)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

対応時の判断項目

判断のための確認項目

自動ｽｸﾗﾑ成功

・ｽｸﾗﾑ警報
・全制御棒挿入状態
・中性子束「減少」

全制御棒全挿入・全制御棒全挿入ﾗﾝﾌﾟ
・RC&IS FD 表示
・CRT 表示・ﾌﾟﾛｺﾝ(OD-7)・ｽｸﾗﾑﾀｲﾐﾝｸﾞﾚｺｰﾀﾞ

1-3

ﾍﾟｱﾛｯﾄﾞ 1 組又は1 本の CR が未挿入

・全制御棒全挿入ﾗﾝﾌﾟ
・RC&IS FD 表示
・CRT 表示・ﾌﾟﾛｺﾝ(OD-7)・ｽｸﾗﾑﾀｲﾐﾝｸﾞﾚｺｰﾀﾞ

2-1

原子炉水位

・原子炉水位2-2

給復水系(H/W 含)
正常・給復水系の運転正常・ﾎｯﾄｳｪﾙ水位正常・給水制御系正常

2-3

原子炉水位連続監視、調整 L-3～L-8に維持・原子炉水位

1-1

1-2
原子炉出力

原子炉水位

操作手順

1.0.6-別紙 5-1

別紙 5-1 (2/4)

EOP 『スクラム(RC)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

原子炉圧力

対応時の判断項目

判断のための確認項目

3-1

MSIV 開・MSIV 開閉表示灯

3-2

EHC 圧力制御正常・TBV の追従状況

3-3

復水器使用可能・LPCP 正常・CWP 正常・OG 系正常・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ正常(HS 含む)

3-4

SRV 開固着なし

・原子炉圧力・SRV 開閉表示灯
・SRV 排気管の温度

3-5

SRV による
原子炉圧力調整・原子炉圧力・SRV 開閉表示灯
・SRV 排気管の温度

4-1

所内電源有

・常用 M/C 母線電圧

4-2MSIV 開・MSIV 開閉表示灯

4-3

EHC 圧力制御正常・TBV の追従状況

復水器使用可能・LPCP 正常・CWP 正常・OG 系正常・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ正常(HS 含む)

操作手順

ﾀｰﾋﾞﾝ・電源

4-4

1.0.6-別紙 5-2

別紙 5-1 (3/4)

EOP 『スクラム(RC)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

ﾓﾆﾀ確認

格納容器制御への導入

対応時の判断項目

判断のための確認項目

5-1

ﾓﾆﾀ確認

・MS ﾓﾆﾀ・ｽﾀｯｸﾓﾆﾀ・SGTS ﾓﾆﾀ・OG ﾓﾆﾀ・LDS ﾓﾆﾀ
・ﾓﾆﾀﾘﾝｸﾞﾎﾟｽﾄ
・その他放射線ﾓﾆﾀ

6-1

D/W 圧力kPa 以上・D/W 圧力6-2

D/W HVH 戻り温度℃(局所 ℃)
以上

・D/W HVH 戻り温度
・D/W 局所温度

6-3S/P 水ﾊﾞﾙｸ温度℃を超えた場合

・S/P 水ﾊﾞﾙｸ温度

6-4

S/P 空間部(局所)
温度 ℃以上・S/P 空間部(局所)温度

S/P 水位cm 以上

・S/P 水位

S/P 水位cm 以下

・S/P 水位MSIV 全閉後 時間以内に冷温停止
できない場合・MSIV 閉時刻
・炉水温度

操作手順

6-5

6-6

1.0.6-別紙 5-3

別紙 5-1 (4/4)

EOP 『スクラム(RC)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

対応時の判断項目

復旧

操作手順

7-1

「FPC(A)」燃料
プール水位低警報が発生

・燃料プール水位低警報発生

7-2

燃料プール温度高℃以上

・SFP 温度8-1

原子炉建屋内の
1 次系漏えいを示
す警報が発生・ECCS 系機器室温度･換気差温度上昇
・LDS 論理作動状況
・放射線ﾓﾆﾀ指示値

9-1

MSIV 開・MSIV 開閉表示灯

9-2

MSIV 開可能・復水器使用可能・隔離信号の警報無し

9-3

RIP 運転中・RIP 運転表示灯
・炉心流量

使用済燃料ﾌﾟｰﾙ制御への導入

原子炉建屋制御への導入判断のための確認項目

1.0.6-別紙 5-4

別紙 5-2(1/3)

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

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

ﾀｰﾋﾞﾝ運転中

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

2-1

原子炉出力

・原子炉出力2-2

原子炉隔離状態・MSIV 開閉状態
・TBV 開閉状態

2-3

水位 L-2～L-8 に維持・原子炉水位を L-2～L-8

3-1

復水器使用可能・LPCP 正常・CWP 正常・OG 系正常・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ正常(HS 含む)

3-2

MSIV を開し TBV にて炉圧を一定に維持・MSIV 開閉状態
・TBV 開閉状態
・原子炉圧力

操作手順

水位

圧力

1.0.6-別紙 5-5

別紙 5-2(2/3)

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

水位低下

対応時の判断項目

判断のための確認項目

4-1

給水を絞り、
炉出力 ％以下を維持する

・APRM 指示・原子炉水位
・原子炉給水制御系

4-2

水位 L-1.5 以上に維持・原子炉水位
・原子炉給水制御系

4-3

TAF 以上に維持・原子炉水位5-1

TBV にて減圧しTAF 以上に維持

・原子炉圧力・原子炉水位5-2

SRV(ADS)3 弁開にして減圧し、TAF
以上に維持

・原子炉圧力・原子炉水位

5-3

SRV(ADS)1 弁ずつ追加開放し、TAF
以上に維持

・原子炉圧力・原子炉水位操作手順

減圧

1.0.6-別紙 5-6

別紙 5-2(3/3)

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

RC/Q
水位不明

対応時の判断項目

6-1

SRV(ADS)3 弁開にて炉心冠水最低圧
力まで注水維持判断のための確認項目

操作手順

・原子炉圧力・原子炉水位

1.0.6-別紙 5-7

別紙 5-3(1/1)

EOP 『水位確保(RC/L)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

水位

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

水位 L-3～L-8 維持 ・原子炉水位

1-2

水位下降中

・原子炉水位

1-3

ECCS 系、給復水系
作動せず

・ECCS 系、給復水系の作動状況

1-4

TAF 以上維持可能

・原子炉水位1-5

代替注水系 2 系統
以上起動・代替注水系の起動状況

操作手順

1.0.6-別紙 5-8

別紙 5-4(1/1)

EOP 『減圧冷却(CD)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

減圧

水位

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

復水器使用可能・LPCP 正常・CWP 正常・OG 系正常・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ正常(HS 含む)

1-2

減圧手段選択・原子炉圧力・S/P 水温度

1-3

RHR SHC 起動

・RHR の系統状態

2-1

水位 TAF～L-8 維持 ・原子炉水位

操作手順

1.0.6-別紙 5-9

別紙 5-5(1/3)

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

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

N2 または空気漏え
いによるか・D/W 酸素濃度
・D/W 温度・N2 使用量

1-2

L-1 以下経験

・原子炉水位記録計・L-1 警報経験

1-3

TAF 以上維持

・原子炉水位

S/P 圧力～ kPa・S/P 圧力

S/P 圧力～kPa・S/P 圧力

S/P 圧力kPa 到達・S/P 圧力

S/P 圧力kPa 到達・S/P 圧力24h 継続・S/P 圧力

操作手順

PCV 圧力制御

1-4

1-5

～

kPa 継続時間

1.0.6-別紙 5-10

別紙 5-5(2/3)

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

対応時の判断項目

判断のための確認項目

2-1

原子炉水位をできるだけ高く維持・原子炉水位

2-2

kPa 以下維持可能

・S/P 圧力

操作手順

原子炉満水

1.0.6-別紙 5-11

別紙 5-5(3/3)

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

PCV ﾍﾞﾝﾄ

対応時の判断項目

判断のための確認項目

3-1

炉心損傷なし・CAMS によるγ線線量率3-2

AM 用 S/P 水位
m 以上

・AM 用 S/P 水位

3-3ﾌｨﾙﾀｰﾍﾞﾝﾄにて D/W
側ﾍﾞﾝﾄ・D/W 圧力3-4ﾌｨﾙﾀｰﾍﾞﾝﾄにて S/P
側ﾍﾞﾝﾄ・D/W 圧力3-5ﾌｨﾙﾀｰﾍﾞﾝﾄにて D/W
側ﾍﾞﾝﾄ・D/W 圧力3-6

耐圧ﾍﾞﾝﾄにて S/P
側ﾍﾞﾝﾄ・D/W 圧力

操作手順

1.0.6-別紙 5-12

別紙 5-6(1/1)

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

対応時の判断項目

判断のための確認項目

D/W 局所温度が℃未満

・D/W 局所温度

D/W 局所温度が℃到達・D/W 局所温度

D/W 局所温度が℃到達・D/W 局所温度

D/W 局所温度が℃接近・D/W 局所温度

D/W 局所温度が℃到達・D/W 局所温度

1-2

D/W 空間部温度制
限・原子炉圧力・D/W 空間部温度

1-3D/W ｽﾌﾟﾚｲ・D/W 温度

1-1
D/W 温度制御
DW/T

操作手順

1.0.6-別紙 5-13

別紙 5-7(1/1)

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

S/P 水温制御
SP/T(W)

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

S/P 水温度・S/P 水温度

1-2

24h 以内に ℃以下に維持可能・S/P 水温度

1-3

S/P 水熱容量制限

・S/P 水温度
・原子炉圧力2-1

温度上昇要因の復旧・RCIC 運転・HPAC 運転・SRV 排気管異常・真空破壊弁開固着

2-2

S/P 空間温度

・S/P 空間温度(局所)2-3

S/P 水温度℃以上

・S/P 水温度

2-4

S/P 水熱容量制限

・S/P 水温・原子炉圧力

操作手順

S/P 空間部温度制御
SP/T(A)

1.0.6-別紙 5-14

別紙 5-8(1/1)

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

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

S/P 水位＆SRV ﾃｰﾙﾊﾟｲﾌﾟ制限
曲線

・S/P 水位
・原子炉圧力1-2

24h 以内にcm 以下に復帰・S/P 水位
・原子炉圧力2-1

S/P 水位・S/P 水位・S/P 水温度
・原子炉圧力2-2

24h 以内にcm 以上に復帰・S/P 水位・S/P 水温度
・原子炉圧力復水器使用可能・LPCP 正常・CWP 正常・OG 系正常・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ正常(HS 含む)

操作手順

S/P 水位制御
SP/L(H)S/P 水位制御
SP/L(L)

2-3

1.0.6-別紙 5-15

別紙 5-9(1/1)

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

対応時の判断項目
％以

1-1

水素濃度
上かつ、
酸素濃度
上

1-2

水素濃度
上

％以

PCV 水素濃度制
御
PC/H

％以

判断のための確認項目

操作手順

・PCV 水素濃度
・PCV 酸素濃度

・PCV 水素濃度

1.0.6-別紙 5-16

別紙 5-10(1/1)

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

対応時の判断項目
1-1

判断のための確認項目

中央制御室からの速やかな破断箇所
隔離不可能

・漏えい箇所の隔離

原子炉圧力

1-2

復水器使用可能・LPCP 正常・CWP 正常・OG 系正常・ｸﾞﾗﾝﾄﾞｼｰﾙ正常(HS 含む)

原子炉水位

1-3

復水器で減圧中

・原子炉圧力・原子炉水位操作手順

1.0.6-別紙 5-17

別紙 5-11(1/1)

EOP 『SFP 水位・温度制御(SF/L,T)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

SFP 水位制御

SFP 温度制御対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

使用済燃料ﾌﾟｰﾙｵｰﾊﾞｰﾌﾛｰ付近維持可能

・SFP 水位計
・SFP 温度・SFP 監視ｶﾒﾗ

1-2

使用済燃料ﾌﾟｰﾙ燃
料貯蔵ﾗｯｸ上端 m
以上維持・SFP 水位計
・SFP 温度・SFP 監視ｶﾒﾗ

1-3

使用済燃料ﾌﾟｰﾙ燃
料貯蔵ﾗｯｸ上端 m
以上維持・SFP 水位計
・SFP 温度・SFP 監視ｶﾒﾗ

2-1

燃料ﾌﾟｰﾙ水温℃以下維持・SFP 水位計
・SFP 温度・SFP 監視ｶﾒﾗ

操作手順

1.0.6-別紙 5-18

別紙 5-12(1/3)

EOP 『水位回復(C1)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

水位回復
C1

対応時の判断項目

判断のための確認項目

操作手順

1-1

低圧注水 2 系統以
上起動・低圧注水 2 系統以上の起動状況確認

1-2

代替注水系 2 系統
以上起動・代替注水系 2 系統以上の起動状況確認

1-3

TAF 以上維持可能

・原子炉水位1-4

水位下降 or 上昇中 ・原子炉水位

1.0.6-別紙 5-19

別紙 5-12(2/3)

EOP 『水位回復(C1)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

対応時の判断項目

操作手順

2-1

炉圧

2-2

RCIC 又は HPAC 起
動・RCIC の起動状況
・HPAC の起動状況

2-3

水位上昇中

・原子炉水位2-4

低圧注水系 1 系統
以上起動・低圧注水 1 系統以上の起動状況

2-5

代替注水系 2 系統
以上起動・代替注水系 2 系統以上の起動状況

水位下降中

MPa 以上判断のための確認項目
・原子炉圧力1.0.6-別紙 5-20

別紙 5-12(3/3)

EOP 『水位回復(C1)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

水位上昇中

対応時の判断項目

判断のための確認項目

操作手順

3-1

RCIC 又は HPAC 作
動中・RCIC の作動状況
・HPAC の作動状況

3-2

TAF 継続時間

・最長許容炉心露出時間
・原子炉停止後の時間
・TAF 継続時間3-3低圧注水系 1 系統
以上起動・低圧注水系 1 系統以上の起動状況

3-4

代替注水系 2 系統
以上起動・代替注水系 2 系統以上の起動状況

1.0.6-別紙 5-21

別紙 5-13(1/1)

EOP 『急速減圧(C2)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

急速減圧
C2

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

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

1-2

ADS＋SRV で 8 弁まで追加開放

・原子炉圧力・ADS、SRV の開閉表示
・開放 SRV 排気管の温度

1-3

ADS＋SRV2 弁以上
開放可能

・原子炉圧力・ADS、SRV の開閉表示
・開放 SRV 排気管の温度

1-4

代替減圧手段・RCIC 蒸気ﾗｲﾝ
・HPAC 蒸気ﾗｲﾝ
・CUW の運転状態
・MS ﾄﾞﾚﾝ弁

1-5

減圧不可能

・原子炉圧力1-6

水位判明

・原子炉水位1-7

水位不明判断曲線

・D/W 空間部温度・原子炉圧力操作手順

1.0.6-別紙 5-22

別紙 5-14(1/3)

EOP 『水位不明(C3)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

注水確保

対応時の判断項目

判断のための確認項目

操作手順

1-1

低圧注水系 1 系統
以上起動・低圧注水系 1 系統以上の起動状況

1-2

RCIC 又は HPAC 起
動・RCIC の起動状況
・HPAC の起動状況

1-3

代替注水系起動・代替注水系の起動状況

1.0.6-別紙 5-23

別紙 5-14(2/3)

EOP 『水位不明(C3)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

対応時の判断項目

判断のための確認項目

2-1

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

下記により、原子炉への注水を増加
し、差圧をMPa 以上にする。

・原子炉圧力・S/P 圧力

操作手順

満水注入

1.0.6-別紙 5-24

別紙 5-14(3/3)

EOP 『水位不明(C3)』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）

制御項目

対応時の判断項目

判断のための確認項目

2-3

開する SRV の数を減らし(最少 2弁)、差圧をMPa 以上にする。

・原子炉圧力・S/P 圧力・SRV の開閉表示
・開放 SRV 排気管の温度

2-4

他の代替確認方法にて RPV 満水を確認する。

・開放 SRV 排気管の温度
・原子炉圧力2-5

ADS 弁を 8 弁開として代替注水系を起動し炉水位をできるだけ上昇させる。

・原子炉圧力・SRV の開閉表示
・開放 SRV 排気管の温度・代替注水系起動状況

3-1

水位判明

・原子炉水位

3-2

最長許容炉心露出
時間内に水位判明

・最長許容炉心露出時間
・原子炉停止後の時間

操作手順

満水注入

水位計復旧

1.0.6-別紙 5-25

別紙 5-15(1/1)

EOP 『EOP/SOP インターフェイス』操作等判断基準一覧(7 号炉の例)
制御項目

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

CAMS 起動確認又は起動・CAMS 運転状況

1-2

TAF 以上・原子炉水位1-3

炉心損傷開始確認

・CAMSγ線線量率
・原子炉停止後の経過時間

1-4

RPV 表面温度
300℃(OS)以上

・RPV 表面温度

操作手順

EOP/SOP
ｲﾝﾀｰﾌｪｲｽ
ES/I

1.0.6-別紙 5-26

別紙6(1/7)

EOP

AM設備別操作手順書一覧（7号炉の例）

手順項目

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

緊急用M/CによるM/C7C・7D受電
ガスタービン発電機（GTG）による荒浜側緊急用M/C受電が見込めない場合に、大湊側D/G(A)運転中（M/C C系受電
D/G(A)(B)による緊急用M/Cへの受電 中）において、D/G(A)の不要な負荷を切り離し荒浜側緊急用M/Cへの送電を行う。
ガスタービン発電機（GTG）,電源車によるMCC 7C-1-7受電後,中操監視計器類を復旧する。
中操監視計器類復旧（C系）
ガスタービン発電機（GTG）,電源車によるMCC 7D-1-7受電後,中操監視計器類を復旧する。
中操監視計器類復旧（D系）

電
源
確
保

直流125V充電器盤7A受電

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

直流125V充電器盤7B受電

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

直流125V充電器盤7A-2受電

MCC 7C-1-6又は7D-1-7受電後，AM用直流125V充電器盤を受電し直流電源の機能を回復させる。また、バッテリー室の換気を確保したうえで蓄電池の回復充電を図る。

AM用直流125V充電器盤受電

ガスタービン発電機（GTG）,電源車によるMCC 7C-1-4又は7D-1-4受電後，AM用直流125V充電器盤を受電し直流電源の機能を回復させ，その後、バッテリー室の換気を確保したうえで蓄電池の回復充電を図る。

AM用直流125V蓄電池による直流125V
主母線盤7A受電
非常用MCC受電（荒浜側緊急用M/Cからの受電）
非常用MCC受電（常設電源車からの受電）

全交流電源喪失，全直流電源喪失時においてAM直流125V蓄電池から直流125V主母線盤7Aへ給電する。
緊急用M/Cにより代替所内電気設備を介して低圧代替注水系負荷等（MUWC系・RHR系）に電源供給を行う。
常設電源車により代替所内電気設備を介して低圧代替注水系負荷等（MUWC系・RHR系）に電源供給を行う。
現場にて，第二ガスタービン発電機（GTG）を起動する。

GTG起動

1.0.6-別紙6-1

別紙6(2/7)

手順項目
反制
応 SLCポンプによるほう酸水注水
御
度

項目概要
ガスタービン発電機（GTG）,電源車により弁の駆動電源を確保し,原子炉にほう酸水を注入する。

RHR（A）による原子炉注水

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

RHR（B）による原子炉注水

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

MUWCによる原子炉注水

消火ポンプによる原子炉注水
原
子
炉
注
水

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

ガスタービン発電機（GTG）,電源車により弁の駆動電源を確保し,防火水槽または海水を水源として,可搬型代替注
可搬型代替注水ポンプ（消防車）に 水ポンプ（消防車）により原子炉へ注水する。
よる原子炉注水
CRDによる原子炉注水

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

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

HPCF緊急注水

ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保し,補機冷却水が無い状態でHPCFポンプ（B）により原子炉へ注水する。

1.0.6-別紙6-2

別紙6(3/7)

手順項目

項目概要
SRV駆動用の窒素ガスボンベが交換圧力まで下降した場合に常用側ボンベから予備側ボンベに切替を行う。

SRV駆動源確保

原
子
炉
減
圧

バッテリーによるSRV開放（多重伝送盤）

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

現場（ペネ室）でのバッテリー接続によりSRVを手動開して原子炉減圧する。
バッテリーによるSRV開放（現場ペネ室）
現場にてN２ボンベ圧力によりSRVを開して原子炉減圧する。
代替SRV駆動装置によるSRV開放
炉心損傷前の格納容器フィルタベント設備を使用した格納容器ベント（S/Cベント）を行う。
FCVS（S/C側）：フィルタベント設備
使用
炉心損傷前の格納容器耐圧強化ラインを使用した格納容器ベント（S/Cベント）を行う。
FCVS（S/C側）：耐圧強化ライン使用

格
納
容
器
冷
却

炉心損傷前の格納容器フィルタベント設備を使用した格納容器ベント（D/Wベント）を行う。
FCVS（D/W側）：フィルタベント設備
使用
炉心損傷前の格納容器耐圧強化ラインを使用した格納容器ベント（D/Wベント）を行う。
FCVS（D/W側）：耐圧強化ライン使用
格納容器ベント時に主要弁が中操操作にて動作できない場合に現場で主要弁を開閉する。
遠隔操作可能弁開閉操作

PCVベント弁駆動源確保［予備ボンベ］

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

1.0.6-別紙6-3

別紙6(4/7)

手順項目
RHR(B)によるPCVスプレイ
格
納
容
器
冷
却

項目概要
ガスタービン発電機（GTG）,電源車によりポンプ及び電動弁電源を確保後,ほう酸水濃度を確認し原子炉にほう酸水を注入する。
ガスタービン発電機（GTG）,電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し,MUWCポンプによりPCVスプレイを行う。

MUWCによるPCVスプレイ

消火ポンプによるPCVスプレイ

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

ガスタービン発電機（GTG）,電源車により弁の駆動電源を確保し,防火水槽または海水を水源として,可搬型代替注
可搬型代替注水ポンプ（消防車）に 水ポンプ（消防車）によりPCVスプレイを行う。
よるPCVスプレイ
水素対策

FCS(A)による格納容器水素制御

CAMSによる格納容器内水素および酸素濃度監視が可能であり,RHR系又はMUWPにてFCS冷却器への冷却が可能なとき
FCSを起動する。

FCS(B)による格納容器水素制御

CAMSによる格納容器内水素および酸素濃度監視が可能であり,RHR系又はMUWPにてFCS冷却器への冷却が可能なとき
FCSを起動する。

RHR（A系）によるSFP注水

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

RHR（B系）によるSFP注水

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

SPCUによるSFP注水MUWCによるSFP注水

ル
注水

消火ポンプによるSFP注水

ー

燃
料
プ

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

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

ガスタービン発電機（GTG）,電源車により弁の駆動電源を確保し,防火水槽または海水を水源として,可搬型代替注
可搬型代替注水ポンプ（消防車）に 水ポンプ（消防車）によりSFPへ注水する。
よるSFP注水
可搬型代替注水ポンプ（消防車）による可搬型SFP注水
可搬型代替注水ポンプ（消防車）によるSFPスプレイ

可搬型代替注水ポンプ（消防車）および,可搬型スプレイノズルを使用してSFPスプレイを行う。

可搬型代替注水ポンプ（消防車）を使用してSFP補給（スプレイ）を行う。

1.0.6-別紙6-4

別紙6(5/7)

ー

燃
料
プ
ル
注
水

手順項目

項目概要

MUWCによる原子炉ウェル注水

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

ガスタービン発電機（GTG）,電源車により弁の駆動電源を確保し,ディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉ウェルへ
消火ポンプによる原子炉ウェル注水 注水する。
ガスタービン発電機（GTG）,電源車により弁の駆動電源を確保し,防火水槽または海水を水源として,可搬型代替注
可搬型代替注水ポンプ（消防車）に 水ポンプ（消防車）から原子炉ウェルに注水する。
よる原子炉ウェル注水
ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保し,恒設補機冷却水系（A）により,原子炉系補機に恒設RCW（A系）による補機冷却水確 冷却水を供給する。
保ガスタービン発電機（GTG）によりポンプ・弁の駆動電源を確保し,恒設補機冷却水系（B）により、原子炉系補機に恒設RCW（B系）による補機冷却水確 冷却水を供給する。
保

補
機
冷
却
水
確
保

代替熱交換器車により原子炉補機冷却水系（A）を冷却する。
代替Hx（A系）による補機冷却水確保
代替熱交換器車により原子炉補機冷却水系（B）を冷却する。
代替Hx（B系）による補機冷却水確保
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水（A系）確保
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水（B系）確保

除熱

代替原子炉補機冷却系ポンプにより,海水を原子炉補機冷却水系（A）として供給する。

代替原子炉補機冷却系ポンプにより,海水を原子炉補機冷却水系（B）として供給する。

RHR（A）による原子炉除熱

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

RHR（B）による原子炉除熱

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

CUW（A）による原子炉除熱

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

CUW（B）による原子炉除熱

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

RHR（A系）によるS/P除熱

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

1.0.6-別紙6-5

別紙6(6/7)

手順項目

項目概要

RHR（B系）によるS/P除熱

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

RHR（A系）によるSFP除熱

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

RHR（B系）によるSFP除熱

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

FPCによるSFP除熱

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

除熱

電源車によりポンプ・弁の駆動電源を確保し,純水タンクを水源としてMUWPポンプにより復水貯蔵槽へ補給する。
水源確保

MUWPポンプによるCSPへの補給
可搬型代替注水ポンプ（消防車）によるCSPへの補給

代器 替 可搬計測器によるパラメータ計測計

可搬型代替注水ポンプ（消防車）により防火水槽または海水を水源として復水貯蔵槽へ補給する。

可搬計測器を使用し,各種パラメータを計測する。

1.0.6-別紙6-6

別紙6(7/7)

手順項目
被
ば
く
防
止

MCR空調（A系）運転

MCR空調（B系）運転
DG(A)系燃料移送ポンプ(A)吸込ライ
ン切替
DG(B)系燃料移送ポンプ(B)吸込ライ
ン切替

燃
料
移
送

DG(C)系燃料移送ポンプ(C)吸込ライ
ン切替

項目概要
ガスタービン発電機（GTG）,電源車により空調機・ダンパの駆動電源を確保し,再循環運転を行う。またMCR空調の再循環運転では中央制御室内のCO2濃度が上昇し酸素濃度の低下を招くことから「中操隔離時のCO2濃度の推移」を参考に外気取り入れを行いCO2濃度の上昇を緩和する。
ガスタービン発電機（GTG）,電源車により空調機・ダンパの駆動電源を確保し,再循環運転を行う。またMCR空調の再循環運転では中央制御室内のCO2濃度が上昇し酸素濃度の低下を招くことから「中操隔離時のCO2濃度の推移」を参考に外気取り入れを行いCO2濃度の上昇を緩和する。
燃料移送ポンプ(A)の吸込ラインを切替ることにより軽油タンク(B)から燃料デイタンク(A)への燃料補給をする。

燃料移送ポンプ(B)の吸込ラインを切替ることにより軽油タンク(A)から燃料デイタンク(B)への燃料補給をする。

燃料移送ポンプ(C)の吸込ラインを切替ることにより軽油タンク(B)から燃料デイタンク(C)への燃料補給をする。

燃料移送ポンプ（B)（C)を使用し,燃料デイタンク（A)への燃料補給する。
燃料デイタンク(A)への燃料補給
燃料移送ポンプ（A)（C)を使用し,燃料デイタンク（B)への燃料補給する。
燃料デイタンク(B)への燃料補給
燃料移送ポンプ（A)（B)を使用し,燃料デイタンク（C)への燃料補給する。
燃料デイタンク(C)への燃料補給

1.0.6-別紙6-7

別紙7（1/10)

１－１ 「AM操作方針の全体流れ図」

1.0.6-別紙 7-1

別紙7（2/10)

１－２ 注水-1「損傷炉心への注水」

1.0.6-別紙 7-2

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 9 参照

別紙7（3/10)

１－３ 注水-2「長期の原子炉水位の確保」

1.0.6-別紙 7-3

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 9 参照

別紙7（4/10)

１－4 注水-3a「RPV破損前の下部D/W初期注水」

1.0.6-別紙 7-4

別紙7（5/10)

１－5 注水-3b「RPV破損後の下部D/W注水」

1.0.6-別紙 7-5

別紙7（6/10)

１－６ 注水-4「長期のRPV破損後の注水」

1.0.6-別紙 7-6

赤数字：操作判断の内容は別紙 9 参照

別紙7（7/10)

１－７ 除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」

1.0.6-別紙 7-7

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 9 参照

別紙7（8/10)

１－８ 除熱-2「RPV破損後の除熱」

1.0.6-別紙 7-8

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 9 参照

別紙7（9/10)

１－９ 放出「ＰＣＶ破損防止」

1.0.6-別紙 7-9

赤数字 ：操作判断の内容は別紙 9 参照

別紙7（10/10)

１－１０ 水素「Ｒ／Ｂ水素爆発防止」

1.0.6-別紙 7-10

別紙 8（1/2）

SOP 目的及び基本的な考え方（7 号炉の例）
ストラテジ名称目的

注水－1「損傷炉心への注水」

・炉心損傷後，最初に実施されるストラテジであり，損
傷炉心へ注水することによって損傷炉心の冷却を行
い ， RPV の 破 損 を 回 避 する。

注水-2「長期の原子炉水位の確保」

・「注水-1」で原子炉水位がTAF 以 上 に 回 復 し た 場 合に，原子炉の水位を長期的に確保する。

移行条件

基本的な考え方・「注水-1」および「注水2」において損傷炉心の冷却が確認できず，RPV 破損
注水－3aに至る可能性のある場合「 RPV 破 損 前 の 下 部に，あらかじめ下部 D/W 床
D/W 初期注水」に水を注水することで，放出されるデブリの冷却性向
上 お よ び ， D/W 床 コ ン ク
リートの浸食抑制を図る。
・「注水-1」および「注水2」において RPV が破損し
注水－3b
下部 D/W にデブリが流出し「 RPV 破 損 後 の 下 部た可能性のある場合に，デD/W 注水」
ブリの冷却を行うため下部
D/W 床へ注水する。
・「注水-3b」から，RPV 破損
後の原子炉への注水を継続
注水-4することで格納容器への放「長期の RPV 破損後の熱を抑制するとともに，デ
注水」
ブリの冷却を行うため下部
D/W 注水を継続する。

1.0.6-別紙 8-1

別紙 8（2/2）

SOP 目的及び基本的な考え方（7 号炉の例）

ストラテジ名称

目的

移行条件

基本的な考え方・「注水-1」で原子炉水位がTAF 以 上 に 回 復 し た 場 合
除熱-1に，「注水-2」と並行して「損傷炉心冷却後の除格納容器の除熱を行い,格熱」
納容器の健全性を維持する。

除熱-2「RPV 破損後の除熱」

・「注水-3b」において RPV
破損後の下部 D/W 注水が行われた後，「注水-4」と並行して格納容器の除熱を行
い，格納容器の健全性を維持する。

放出「PCV 破損防止」

・「注水-1」導入と同時に導入されるストラテジであり，PCV の健全性を適宜確認する。
・「注水-2」「注水-4」「除熱-1」「除熱-2」において
S/P 水位が外部注水制限に達 し ， PCV 圧 力 が 上 昇 しPCV 破損に至る可能性がある場合に，PCV ベントを実施する。また，PCV からの異常な漏えいを認知した場
合に，PCV からの漏えい影
響を抑制するため PCV ベントを実施する。
・水素濃度及び酸素濃を度監視し，酸素濃度が 4.6%以上に上昇してきた場合，水素及び酸素を放出することにより PCV 破損を防止する。

水素「R/B 水素爆発防止」

・「注水-1」導入と同時に導入されるストラテジであり，R/B の水素濃度を監視すると共に，R/B ルーフベ
ント実施にて R/B の水素爆発を防止する。

1.0.6-別紙 8-2

別紙 9-1（1/2）

SOP 『注水-１
制御項目

初期注水

対応時の判断項目

損傷炉心への注水』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
判断のための確認項目

1-1

原子炉圧力 0.49 MPa
未満

・原子炉圧力1-2

高圧注水系統使用可能

・高圧注水系の作動状況

1-3

低圧注水系統使用可能

・低圧注水系の作動状況

1.0.6-別紙 9-1

操作手順

別紙 9-1（2/2）

SOP 『注水-１
制御項目

初期注水

対応時の判断項目

損傷炉心への注水』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
判断のための確認項目

原子炉水位の減圧基準
水位到達・原子炉水位

損傷炉心冷却・原子炉水位
・原子炉への注水量
・原子炉圧力容器下鏡部表面温度
・原子炉スクラム後の経過時間

2-2

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

3-1

D/W 雰囲気温度上昇継続及び除熱設備なし

・D/W 雰囲気温度
・除熱設備の有無

3-2

RCW，RSW 起動

・RCW，RSW の運転状況

1-4

2-1

炉心確認

損傷炉心への注水

1.0.6-別紙 9-2

操作手順

別紙 9-2（1/2）

SOP 『注水-2 長期の原子炉水位の確保』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

原子炉水位確認可能

・原子炉水位
・原子炉への注水量
・注水継続時間

1-2

RHR 使用不可・RHR ポンプ，主要弁，制御電源の確認

損傷炉心冷却・原子炉水位
・原子炉への注水量
・原子炉圧力容器下鏡部表面温度
・原子炉スクラム後の経過時間

長期の原子炉
水位の確保

炉心確認

2-1

1.0.6-別紙 9-3

操作手順

別紙 9-2（2/2）

SOP 『注水-2 長期の原子炉水位の確保』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

対応時の判断項目

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

2-2

RPV 健全

2-3

・RHR(B)代替循環に係るラインが健全
代替循環冷却移行不可 ・RHRHx(B)の冷却水に係るラインが健全
・MUWC 起動可能

2-4

外部水源注水制限到達 ・S/P 水位

3-1

RCW，RSW 復旧可能

炉心確認

ヒートシンク
確保

・RCW，RSW 設備状況

1.0.6-別紙 9-4

操作手順

別紙 9-3（1/1）

SOP 『注水-4 長期の RPV 破損後の注水』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

原子炉注水

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

注水確認

・注水系統の作動状況

2-1

RHR 使用不可・RHR ポンプ，主要弁，制御電源の確認

2-2

・RHR(B)代替循環に係るラインが健全
代替循環冷却移行不可 ・RHRHx(B)の冷却水に係るラインが健全
・MUWC 起動可能

2-3

外部水源注水制限

・S/P 水位

2-4

D/W 雰囲気温度上昇継続及び除熱設備なし

・D/W 雰囲気温度
・除熱設備の有無

3-1

RCW，RSW 復旧可能

・RCW，RSW 設備状況

長期の RPV 破損
後の注水

ヒートシンク確保

1.0.6-別紙 9-5

操作手順

別紙 9-4（1/2）

SOP 『除熱-1 損傷炉心冷却後の除熱』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

損傷炉心冷却後の除熱対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

RHR 使用不可・RHR ポンプ，主要弁，制御電源の確認

1-2

RPV 水位 L-3～L-8 安定・原子炉水位

1-3

格納容器圧力 465 kPa・PCV 圧力以上または格納容器温・PCV 温度
度 190 ℃以上

1-4

・RHR(B)代替循環に係るラインが健全
・RHRHx(B)の冷却水に係るラインが代替循環冷却移行不可
健全・MUWC 起動可能

1-5

FCS 起動可能

・FCS ﾌﾞﾛﾜ，主要弁，制御電源の確認

RHR による除熱達成

・RHR 系統流量
・RHR 熱交換器入口温度，出口温度
・D/W 圧力，雰囲気温度
・S/C 圧力，雰囲気温度

1-6

1.0.6-別紙 9-6

操作手順

別紙 9-4（2/2）

SOP 『除熱-1 損傷炉心冷却後の除熱』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
制御項目

損傷炉心冷却後の除熱スイッチング対応時の判断項目

判断のための確認項目

操作手順

1-7

外部水源注水制限到達 ・S/P 水位

2-1

原子炉水位確認可能

・原子炉水位

2-2
2-3

ヒートシンク確保

・RCW，RSW 起動
・代替熱交換器使用

MUWC による除熱達成

・MUWC 系統流量・熱交換器入口温度，出口温度
・D/W 圧力，雰囲気温度
・S/C 圧力，雰囲気温度

2-4

1.0.6-別紙 9-7

別紙 9-5（1/2）

SOP 『除熱-2
制御項目

S/P 水源による RPV 破損後除熱』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1-1

RHR 使用不可・RHR ポンプ，主要弁，制御電源の確
認

1-2

格納容器圧力 465 kPa・PCV 圧力以上または格納容器温・PCV 温度
度 190 ℃以上

1-3

・RHR(B)代替循環に係るラインが健全
・RHRHx(B)の冷却水に係るラインが代替循環冷却移行不可
健全・MUWC 起動可能

1-4

ヒートシンク確保

・RCW，RSW 起動
・代替熱交換器使用

1-5

FCS 起動可能

・FCS ブロワ，主要弁，制御電源の確認

1-6

RHR による除熱達成

・RHR 系統流量
・RHR 熱交換器入口温度，出口温度
・D/W 圧力，雰囲気温度
・S/C 圧力，雰囲気温度

1-7

外部水源注水制限到達 ・S/P 水位

RPV 破損後の除熱

1.0.6-別紙 9-8

操作手順

別紙 9-5（2/2）

SOP 『除熱-2
制御項目

代替循環冷却S/P 水源による RPV 破損後除熱』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）

対応時の判断項目

2-1

MUWC による除熱達成判断のための確認項目

操作手順

・MUWC 系統流量・熱交換器入口温度，出口温度
・D/W 圧力，雰囲気温度
・S/C 圧力，雰囲気温度

1.0.6-別紙 9-9

別紙 9-6（1/2）

SOP 『放出
制御項目

PCV ベント

PCV 水素・酸素
濃度制御

対応時の判断項目

PCV 破損防止』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
判断のための確認項目

1-1

RHR もしくは代替循環による除熱達成・RHR 系統流量
・RHR 熱交換器入口温度，出口温度
・D/W 圧力，雰囲気温度，水位・S/C 圧力，雰囲気温度
・S/P 水位，水温
・R/B 放射能レベル

1-2

水素濃度＜10%・D/W 水素濃度
・S/C 水素濃度

1-3

PCV スプレイ停止条件
到達・D/W 圧力・S/C 圧力

2-1

CAMS 起動・CAMS 運転状況

2-2

FCS 起動可能

・FCS 設備状況
・FCS 設備受電状況

2-3

PCV 圧力FCS 制限圧力以下維持・D/W 圧力・S/C 圧力

1.0.6-別紙 9-10

操作手順

別紙 9-6（2/2）

SOP 『放出
制御項目

対応時の判断項目

PCV 破損防止』操作等判断基準一覧（7 号炉の例）
判断のための確認項目

2-4

FCS 制限圧力以下

・D/W 圧力・S/C 圧力2-5

PCV 水素・酸素放出
移行条件以下・PCV 水素濃度
・PCV 酸素濃度

PCV 水素・酸素
濃度制御

1.0.6-別紙 9-11

操作手順

別紙10

緊急時対策本部運営要領と主な機能組織ガイド【緊急時対策本部運営要領】
発電所において原子力災害指針に基づく事象が発生した場合，原子力警戒態勢の発令を行う事象の対応を行う。本要領は，原子力警戒態勢の発令から解除までの発電所緊急対策組織が実施する基本的な事項について定めたものであり，具体的な実施事項は事象の内容によりそれぞれの各機能組織が定めるガイドを用いて事態の対応並びに進展防止・収束を行う。

ガイド項目
緊急時組織活動ガイド

号機班ガイド復旧班ガイド計画班ガイド保安班ガイド資材班ガイド

総務班ガイド

項目概要
発電所緊急時対策組織が達成すべきの共通目標や組織の体制、緊急事態における組織の運営の基本を定めたガイド。
（例）緊急時対応の目標、ＩＣＳ体制
当直員との通話またはその他の手段を用いて事故状況を把握するとともに、プラントパラメータを入手して緊急時対策本部で共有するなどの運転員を除いた号機班活動内容を定めたガイド。
（例）タンク水位遠隔監視
復旧班が行う活動のうち、運転員との連携を含まない活動内容を定めたガイド。
（例）給油計画立案手順、ホイールローダ用遮へい取付手順、照明設置手順※電源復旧、水源確保、燃料補給に関する手順は、「多様なハザード対応手順」に定める。
事故状況の把握評価および事故影響範囲の推定など計画班の活動を定めたガイド。
（例）原子炉水位／有効燃料頂部（TAF）到達時間予測、格納容器最高使用圧力（1Pd）到達時間予測
放出量評価および評価のためのデータ採取・分析、環境モニタリング、被ばく線量評価および出入り管理所の設置等の放射線に関わる保安班の活動を定めたガイド。
（例）環境影響評価システムによる評価、モニタリングポスト代替測定、緊急時による出入管理所の設営
資機材の確保、輸送および社外機動力の確保要請等を迅速に対応するための資材班の活動を定めたガイド。
（例）契約業者からの燃料受け入れ
緊急時対策本部の設置、食料調達、医療活動および避難誘導等に関わる総務班の活動を定めたガイド。
（例）免震棟ガスタービン発電機手動起動手順、緊急時における備蓄食糧に関する対応手順、緊急時対策本部機能の移設手順

1.0.6-別紙10-1

別紙 11(1/3)

多様なハザード対応手順一覧(7 号炉の例)
手順項目

項目概要

炉心冷却
格納容器機能維持
原子炉建屋
損傷防止

可搬型直流電源装置による原子炉隔離時冷却系の復旧

代替直流電源設備（常設又は可搬型）を常設直流電源に接続し，原子炉隔離時冷却系の起動に必要な電源を供給することで，原子炉隔離時冷却系により原子炉を冷却する。

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系又は高圧
代替注水系の復旧

代替交流電源設備（常設又は可搬型）を充電器経由で常設直流電源に接続し，原子炉隔離時冷却系又は高圧代替
注水系の起動に必要な電源を供給することで，原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系により原子炉を冷却する。

代替原子炉補機冷却系による除熱

代替原子炉補機冷却系によりサプレッション・プールへ蓄積された熱を最終ヒートシンク（海洋）へ輸送する。

フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

原子炉格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置水位調整準備として，乾燥状態で保管されているドレン移送
ポンプへ水張りを実施する。

フィルタベント水位調整（水張り）フィルタ装置水位が「mm（通常水位）※1」を下回り「給水ラインからフィルタ装置へ水張りを実施する。

フィルタベント水位調整（水抜き）

フィルタ装置水位が「mm(上限水位)」に到達した場合及び金属フィルタ差圧が「フィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。

フィルタベント停止後の N2 パージ

原子炉格納容器ベント停止後は，配管内に残留する水素による燃焼防止と，残留蒸気凝縮による配管内の負圧防止のため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。

大容量送水車による補機冷却水確保

残留熱除去系等を海水で直接冷却するため、原子炉補機冷却水系の系統構成を行い、大容量送水車を用いて補機冷却水を供給する。

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

代替原子炉補機冷却系を用いた補機冷却水確保のため，原子炉補機冷却水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。

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による冷却可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）にて格納容器へのスプレイを実施し，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる。

格納容器下部注水系（可搬型）によるデブリ冷却

原子炉格納容器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（可搬型）にて原子炉格納容器下部へ注水する。

格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水（淡水／海水）

格納容器の頂部を冷却することで原子炉格納容器から原子炉建屋への水素漏えいを抑制し，原子炉建屋の水素爆発を防止するため，代替淡水源を水源として可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により専用の注水ラインから原子炉
ウェルに注水する。

原子炉建屋トップベント

原子炉建屋内に漏えいした水素がオペレーティングフロア内で成層化した場合，オペレーティングフロア天井部の水素を外部へ排出するため原子炉建屋トップベントを開放し，水素の建屋内滞留を防止する。

1.0.6-別紙 11-1mm(下限水位)」に到達する前に，フィルタ装置補kPa」に到達した場合は，

別紙 11(2/3)

多様なハザード対応手順一覧(7 号炉の例)
手順項目
ＳＦＰ冷却

燃料プール代替注水系(可搬型)よる常設スプレイヘッ
ダを使用した使用済燃料プールスプレイ(淡水／海水)

項目概要
使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷を緩和し，臨界を防止するため代替注水系(可搬型)にて使用済燃料
プール常設スプレイヘッダによりスプレイする。

燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイ 使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷を緩和し，臨界を防止するため代替注水系(可搬型)にて使用済燃料
ヘッダを使用した使用済燃料プール注水(淡水／海水) プール可搬型スプレイヘッダによりスプレイする。

放射性物質の拡散を抑制
水源

大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制

原子炉施設外へ放射性物質の拡散を抑制するため大容量送水車，放水砲により原子炉建屋に放水する。

放射性物質吸着材による海洋への拡散抑制

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合において，放水設備の影響により，放射性物質を含む
汚染水の発生を想定して，放射性物質吸着材により汚染水の海洋への拡散抑制を行う。

汚濁防止膜による海洋への拡散抑制

使用済燃料プール内燃料体の著しい損傷に至った場合において，放水設備の影響により，放射性物質を含む汚染
水の発生を想定した，汚濁防止膜による汚染水の海洋への拡散範囲抑制を行う。

化学消防自動車，高所放水車等による泡消火及び延焼防止処置

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,化学消防自動車及び水槽付消防ポンプ自動車,高所放水車により初期対応における泡消火及び延焼防止処置を行う。

大容量送水車，放水砲，泡原液搬送車及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火

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,大容量送水車，放水砲，泡原
液搬送車及び泡原液混合器による泡消火を行う。

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

復水貯蔵槽を水源とした原子炉への注水等の対応を実施している場合に，復水貯蔵槽への補給手段がないと復水貯蔵槽水位は低下し，水源が枯渇するため，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽補給を実施する。

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

復水貯蔵槽を水源とした原子炉への注水等の対応を実施している場合に，復水貯蔵槽への補給手段がないと復水貯蔵槽水位は低下し，水源が枯渇するため，純水移送ポンプの電源を仮設発電機により確保し，純水補給水系による復水貯蔵槽への補給を実施する。

淡水貯水池から防火水槽への補給

防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）より各種注水／補給を行う場合に防火水槽の水が枯渇する
前に淡水貯水池の水を防火水槽へ補給する。

海水を利用した防火水槽への補給

淡水貯水池又は淡水タンク（純水タンク・ろ過水タンク）から防火水槽への補給が不可能となる恐れがある場合に，海水取水ポンプにより海水を防火水槽へ補給する。

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽への海水補給

淡水貯水池又は淡水タンク（純水タンク・ろ過水タンク）から防火水槽への補給が不可能となる恐れがある場合に，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により海水を防火水槽へ補給する。

淡水貯水池から淡水タンクへの補給

淡水タンク（純水タンク・ろ過水タンク）を水源として各種注水／補給を行う場合に淡水タンクの水が枯渇する
前に淡水貯水池の水を淡水タンクへ補給する。

1.0.6-別紙 11-2

別紙 11(3/3)

多様なハザード対応手順一覧(7 号炉の例)
手順項目

電源確保
状態
監視

項目概要

その他

第二ガスタービン発電機による緊急用 M/C 受電

第二ガスタービン発電機を起動し，緊急用 M/C を受電する。

電源車による緊急用 M/C 受電

第二ガスタービン発電機が使用できない場合に，電源車を起動し，緊急用 M/C を受電する。

電源車による P/C 7C-1 及び P/C 7D-1 受電

全交流電源の喪失後，設計ベースの恒設設備及び緊急用 M/C による P/C 7C-1 及び P/C 7D-1 の受電が見込めない
場合，可搬型代替交流電源設備[電源車]を所内電源系に繋ぎ込み，必要な非常用電源盤を受電する。

各号炉非常用ディーゼル発電機による緊急用 M/C 受電

第二ガスタービン発電機、電源車及び健全号炉(6 号炉)の非常用ディーゼル発電機から緊急用 M/C 受電不可時、予備号炉間電力融通ケーブルを使用し健全号炉の非常用ディーゼル発電機により緊急用 M/C を受電する。

可搬型直流電源設備による給電

非常用の常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備が機能喪失した場合に，可搬型直流電源設備により直流電源を必要な機器に給電する。

直流給電車による直流 125V 主母線盤 7A 給電

非常用の常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備が機能喪失した場合で，かつ可搬型直流電源設備による直流電源の給電が不可の場合に，直流給電車を直流 125Ｖ主母線盤 7A に接続し，直流電源を給電する。

AM 用 MCC 受電（電源車からの受電）

非常用所内電気設備 M/C(C)及び(D)の機能が喪失した場合，可搬型代替交流電源設備から代替所内電気設備へ給電する。

重要監視計器復旧

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

非常用Ｄ／Ｇ軽油タンクからタンクローリーへの給油

全交流電源喪失の際，非常用ディーゼル発電機軽油タンクから車両系設備への給油用タンクローリーに給油する。

タンクローリーから各機器等への給油

全交流電源喪失の際，原子炉等の冷却を実施するための車両系設備に対して，タンクローリを用いて燃料の給油を行う。

アクセスルート確保（瓦礫除去，段差復旧，陥没箇所 緊急時対策本部からプラントまでのアクセスルートの健全性を確認し，緊急車両等の通行に支障がある場合は，復旧）
瓦礫除去，段差復旧および陥没箇所復旧等の必要な対応を行う。
降雪・降灰対応手順

雪または灰の除去を行う。また，降灰により非常用 D/G 等の給気フィルターが詰まる場合にはフィルターの交換，清掃を行う。

1.0.6-別紙 11-3

別紙 12

EOP/SOP フローチャート凡例
記号

説明

記号

１

・他の制御からの導入（常に左から入る）
・○内は矢羽根連携ナンバーを記載

２・他の制御への移行（常に右へ出る）
１４
・○内は矢羽根連携ナンバーを記載

１３

説明・パラメータ別の移行先・Ｙになる前に事前に操作、判断・Ｘになる前に事前に操作、判
断

Ｙ

Ｘ

３

・主制御名称１５・操作毎に特記すべき注意書

４・各制御名称１６・制御導入条件補足

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

脱出条件

５

移行条件

６

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

注1・フローチャート別，図－１

図-1□□□□□□□

７

・確認

１９

８

・操作

９

・ＴＳＣの指示によって実施する操
作

・□□□□

・□□

・□□

・□□□

・操作及び確認目的の視認性向上を目的に下線を使用する

２０

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

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

Ｎ

１０

・操作判断

２２
優先１ 優先２ 優先３

Ｙ

Ｎ

１１

Ｎ

１２

・待ち（監視操作継続）
・脱出条件又は移行条件が満足されるまで監視操作継続
２３
・操作が遂行できなければ（ＮＯ）
次の操作へ移行する

・判断Ｙ

1.0.6-別紙 12-1□□□□□□□①□□□□□□②□□□□□

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

添付資料 1.0.7

本資料のうち、枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

柏崎刈羽原子力発電所６号炉及び７号炉
有効性評価における重大事故対応時の手順について

目

次

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

1.1 高圧・低圧注水機能喪失
特徴
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発
生後，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注
水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下する
ことから，緩和措置がとられない
場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
また，低圧注水機能喪失を想定することから，併せて残留熱除去
系機能喪失に伴う崩壊熱除去機
能喪失を想定する。

解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

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

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※5
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※6
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧代替注水系
起動操作※8
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず逃がし安全弁の手動開操作に
より原子炉減圧し，減圧後に低圧
代替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。
また，代替格納容器スプレイ冷
却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系及び更なる信頼性向
上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

：操作及び判断

原子炉水位低（レベル3）到達

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

基本的な考え方：操作・確認（運転員のみの作業）※1
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認※10
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原
子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

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

回復は解析上考慮せず※2※9
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅰ※11
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※12
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ⅡNo

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

代替注水系2台以上準備※14
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※15
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※3※4

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

対応手順の概要
※5

a.
b.
c.
d.
e.

f.

原子炉スクラム確認
高圧・低圧注水機能喪失確認
逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
低圧代替注水系(常設)による原子炉注水代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱

原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※7

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する
防火水槽への補給準備完了※8

原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅶ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※9Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅢⅢ
可搬型代替注水ポンプの準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

タンクローリによる給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

No低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

フィルタ装置排水ポンプ水張り

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅳ

Yes
※10
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅱ

Ⅴ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※12Ⅲ

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅳ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
※13

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※14
Yes

格納容器ベント停止

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する
Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※15

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

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

事故時運転操作手順書

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

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「給水全喪失」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※5
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達

主蒸気隔離弁

※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※6
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※8
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認※2※9
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅰ

多様なハザード対応手順※12
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

代替注水系2台以上準備※14
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※15
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※3※4

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※5
原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※7

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

Ⅶ

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する
防火水槽への補給準備完了※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※9Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅢⅢ
可搬型代替注水ポンプの準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

タンクローリによる給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

No低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

フィルタ装置排水ポンプ水張り

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅳ

Yes
※10
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅱ

Ⅴ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※12Ⅲ

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅳ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
※13

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※14
Yes

格納容器ベント停止

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する
Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作「給水全喪失」事故発生
AOP「給水全喪失」により対応する。
原子炉水位低信号により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「給水全喪失」で対応する。

※11
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

Ⅱ

Ａ

※10
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原
子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

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

回復は解析上考慮せず

操作補足事項※15

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

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-3

解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

事故時運転操作手順書

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

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※5
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達

主蒸気隔離弁

※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※6
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※8
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※2※9
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認※10
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原
子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

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

回復は解析上考慮せず※11
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※12
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ⅡNo

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

代替注水系2台以上準備※14
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※15
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※3※4

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
全給水喪失していることから，原子炉水位レベル 2 で原子炉隔離時冷却系が自動起動
し，レベル 1.5 で高圧炉心注
水系が自動起動するが，高圧注水機能喪失により，原子炉への注水が不可となる。
原子炉水位をレベル 3～レ
ベル 8 に維持できないことか
ら「水位確保」制御へ移行する。

※5
原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※6
No

原子炉水位判明

多様なハザード対応手順（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※7

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

防火水槽への補給準備完了※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅶ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※9Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅢⅢ
可搬型代替注水ポンプの準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

タンクローリによる給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

No低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

フィルタ装置排水ポンプ水張り

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅳ

Yes
※10
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅱ

Ⅴ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※12Ⅲ

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅳ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
※13

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※14
Yes

格納容器ベント停止

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する
Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※15

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

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-4

解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

事故時運転操作手順書

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

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※5
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達

主蒸気隔離弁

※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※6
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※8
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認※2※9
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅰ※10
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原
子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

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

回復は解析上考慮せず※11
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※12
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ⅡNo

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

代替注水系2台以上準備※14
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※15
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※3※4

操作補足事項

Ｃ

プラント状態を的確に把握し，作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
ただし，その後も全給水喪失及び高圧・低圧注水機能喪失により，原子炉への注水ができず，原子炉水位をレベル
3～レベル 8 に維持できないことから，代替注水系（復水移送ポンプ）を準備する。
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）2 台以上起動を確認
し「急速減圧」制御へ移行する。

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

多様なハザード対応手順

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※5
原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※7

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

防火水槽への補給準備完了※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅶ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※9Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅢⅢ
可搬型代替注水ポンプの準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

タンクローリによる給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

No低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

フィルタ装置排水ポンプ水張り

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅳ

Yes
※10
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅱ

Ⅴ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※12Ⅲ

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅳ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
※13

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※14
Yes

格納容器ベント停止

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する
Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※15

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

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-5

解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

事故時運転操作手順書

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

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※5
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達

主蒸気隔離弁

※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※6
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※8
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※2※9
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認※10
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原
子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

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

回復は解析上考慮せず※12
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

代替注水系2台以上準備

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧

多様なハザード対応手順※14
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

Yes

※15
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※3※4

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※5
原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉減圧後に注水可能な系統が起動していることを確認し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を全弁開放し原子炉を減圧する。
減圧後は原子炉圧力とドラ
イウェル空間部温度の相関関係から，原子炉水位計が正常であることを確認する。
原子炉水位計正常を確認後「水位確保」制御へ移行する。

※11
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

Ⅱ

操作補足事項Ｄ

原子炉満水操作※7

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

防火水槽への補給準備完了※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅶ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※9Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅢⅢ
可搬型代替注水ポンプの準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

タンクローリによる給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

No低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

フィルタ装置排水ポンプ水張り

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅳ

Yes
※10
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅱ

Ⅴ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※12Ⅲ

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅳ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
※13

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※14
Yes

格納容器ベント停止

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する
Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※15

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

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-6

解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

事故時運転操作手順書

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

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

操作補足事項Ｅ

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）により，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 で維持するように制御する。

※3
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※5
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達

主蒸気隔離弁

※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※8
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※2※9
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

多様なハザード対応手順※6
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

自動「全閉」確認※10
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原
子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

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

回復は解析上考慮せず※11
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※12
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ⅡNo

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

代替注水系2台以上準備※14
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※15
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※3※4

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※5
原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※7

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

防火水槽への補給準備完了※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅶ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※9Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅢⅢ
可搬型代替注水ポンプの準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

タンクローリによる給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

No低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

フィルタ装置排水ポンプ水張り※10低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅳ

Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅱ

Ⅴ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※12Ⅲ

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅳ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
※13

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※14
Yes

格納容器ベント停止

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する
Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※15

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

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-7

解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

事故時運転操作手順書

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

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※5
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達

主蒸気隔離弁

※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※8
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す※2※9
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認※10
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原
子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

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

回復は解析上考慮せず※11
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※12
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ⅡNo

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

代替注水系2台以上準備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「PCV 圧力制御」※14
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧

多様なハザード対応手順※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※15
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※3※4

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※5
原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※7

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

Ⅶ

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する
防火水槽への補給準備完了※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※9Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅢⅢ
可搬型代替注水ポンプの準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

タンクローリによる給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

No低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

フィルタ装置排水ポンプ水張り

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅳ

Yes
※10
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅱ

Ⅴ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※12Ⅲ

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅳ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
※13

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※14
Yes

格納容器ベント停止

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する
Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧注水機能喪失により，残留熱除去系の崩壊熱除去機能も喪失していることから，逃がし安全弁からの排気によりサプレッション・プール圧力が上昇する。

※6
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

自動「全閉」確認

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

操作補足事項Ｆ※15

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

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-8

解析上の対応手順の概要フロー
給水流量の全喪失発生

事故時運転操作手順書

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

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「PCV 圧力制御」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※4
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※5
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達

主蒸気隔離弁

※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※6
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※7
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※8
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認※2※9
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅰ※10
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原
子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

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

回復は解析上考慮せず※11
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※12
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

ⅡNo

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※13
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

代替注水系2台以上準備※14
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※15
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※3※4

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※5
原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了

操作補足事項Ｆ

サプレッション・プール圧力が 180kPa[gage]に到達したら，低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水を停止し，代替格納容器ス
プレイ（復水移送ポンプ）を実施する。
以降，原子炉水位がレベル
3 まで低下したら，低圧代替
注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水を再開し、原子炉水位がレベル 8 まで上昇
したら，代替格納容器スプレ
イ（復水移送ポンプ）を再開することを繰り返す。
サプレッション・プール圧力が 310kPa[gage]に到達したら，格納容器ベントを実施
する。

※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※7

多様なハザード対応要領

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

防火水槽への補給準備完了※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅶ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※9Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅢⅢ
可搬型代替注水ポンプの準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

タンクローリによる給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

No低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

フィルタ装置排水ポンプ水張り

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅳ

Yes
※10
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅱ

Ⅴ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作※12Ⅲ

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅳ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるNo「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Ⅴ
※13

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
No

炉心損傷なし※14
Yes

格納容器ベント停止

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する
Ⅵ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※15

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

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

1.0.7-1.1-9

1.2 高圧注水・減圧機能喪失
特徴
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発
生後，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能が喪失することを想定する。このため，原子炉注水ができず，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下する
ことから，緩和措置がとられない
場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー
凡例
給水流量の全喪失発生

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

d.
e.

f.

：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する
主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

対応手順の概要
原子炉スクラム確認
高圧注水機能喪失確認
代替自動減圧ロジック動作確認
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
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）運転残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）運転：プラント状態：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

a.
b.
c.

：操作及び判断

原子炉水位低（レベル3）到達

基本的な考え方
代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁により原子炉減圧し，減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉
格納容器除熱を実施する。

：操作・確認（運転員のみの作業）

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認Ⅰ

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了※7※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

※9

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.2-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「給水全喪失」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

Ⅰ

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了※7※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

※9

Ａ

「給水全喪失」事故発生
AOP「給水全喪失」により対応する。
原子炉水位低信号により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「給水全喪失」で対応する。

多様なハザード対応手順

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

高圧代替注水系起動操作

操作補足事項

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認Ⅰ

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）

回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了※7※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

※9

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
全給水喪失していることから，原子炉水位レベル 2 で原子炉隔離時冷却系が自動起動
し，レベル 1.5 で高圧炉心注
水系が自動起動するが，高圧注水機能喪失により，原子炉への注水が不可となる。
原子炉水位をレベル 3～レ
ベル 8 に維持できないことか
ら「水位確保」制御へ移行する。

多様なハザード対応手順※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧注水機能回復操作

操作補足事項Ｂ

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認Ⅰ

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

多様なハザード対応手順※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧注水機能回復操作
回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了※7※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

※9

プラント状態を的確に把握し，作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
全給水喪失及び高圧注水機
能喪失により，原子炉への注水ができず，原子炉水位は低下する。
原子炉水位低下により原子
炉水位レベル 1 にて低圧注水
系統起動を確認する。
高圧注水系機能喪失により原子炉水位「有効燃料棒頂部
以上維持不可」のため「水位回復」制御へ移行する。

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

操作補足事項Ｃ

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位回復」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する

多様なハザード対応手順※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認Ⅰ

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了※7※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

低圧注水系の起動には成功
するが，高圧注水系及び減圧機能喪失により原子炉への注水が不可となることから，原
子炉水位は低下する。
低圧注水系 1 系統以上の起動を確認後「急速減圧」制御へ移行する。

※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）

操作補足事項Ｄ※9

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

操作補足事項Ｅ

原子炉水位レベル 1 の状態
が 10 分継続し，かつ低圧注水系が起動している場合，重大事故等時の逃がし安全弁作動
回路が作動し，逃がし安全弁
4 個による原子炉減圧が開始される。
減圧後は原子炉圧力とドライウェル空間部温度の相関関係から，原子炉水位計が正常であることを確認する。
原子炉水位計正常を確認後「水位確保」制御へ移行する。

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認Ⅰ

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）

多様なハザード対応手順

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了※7※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

※9

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位回復」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認Ⅰ

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

※7

※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

原子炉減圧により低圧注
水系統による注水が開始され原子炉水位が上昇することを確認する。
有効燃料棒頂部以上で安定していることを確認後「水位確保」制御へ移行する。

多様なハザード対応手順※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了Ｆ※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）

操作補足事項※9

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水系統による注水により原子炉水位をレベル 3～
レベル 8 で維持するように制御する。

多様なハザード対応手順※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する※1
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認Ⅰ

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了Ｇ【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）

操作補足事項※7

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

※9

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-9解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

多様なハザード対応手順※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※3
代替自動減圧ロジックの10分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は，代替自動減圧ロジックの阻止操作を実施し，高圧注水系により原子炉水位が回復する
ことを確認する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明
領域に入っていないことを確認する
主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

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

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認Ⅰ

高圧代替注水系起動操作
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
残留熱除去系自動起動確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※5
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁4個自動開）※6
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

高圧注水機能回復操作

代替自動減圧ロジック動作（原子炉水位低（レベル1）+10分＋残留熱除去系ポンプ運転）

回復は解析上考慮せず※3※4
代替自動減圧ロジック阻止※7
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※5※9
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を再開する。以後，本操作を繰り返す
また，異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

逃がし安全弁8弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁4弁追加開）※6原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧完了※7※8
原子炉水位判明

No（水位不明ではない）

Yes

※9

残留熱除去系により原子炉水位をレベル 3～レベル 8で維持する。
また，残留熱除去系によりサプレッションプール水冷却を実施する。

※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※1

操作補足事項Ｈ

原子炉満水操作

残留熱除去系により原子炉水位をレベル3からレベル8で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施

残留熱除去系1系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系2系列
原子炉停止時冷却モード運転開始

原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とし，原子炉格納容器はサ
プレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める

1.0.7-1.2-10

1.3 交流動力電源喪失
特徴
全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できな
くなることを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧
力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生※2中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

る
Ⅳ

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

基本的な考え方

凡例

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実
施する
Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって事象発生 24 時間後まで炉心を冷却し，常設代替交
流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって，炉心損傷の防止を図る。また，
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置等，耐圧強化ベント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4
早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電※7Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

可搬設備への燃料補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes

※10
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

対応手順の概要

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし

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

i.

全交流動力電源喪失及び原
子炉スクラム確認
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
早期の電源回復不能判断及び対応準備
直流電源切替格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
残留熱除去系（格納容器スプ
レイモード）による原子炉格
納容器除熱
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※12
Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了※13No

代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※15
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故
シーケンスグループのうち，「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG
喪失)」，「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗」，
「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」は原
子炉圧力容器への注水方法に原子炉隔離時冷却系と高圧代替注
水の違いはあるが，手順上同じであることから，「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)」を代表して記載する。

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状
態とする

※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.3-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生

凡例※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「全交流電源喪失」：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

る
Ⅳ

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実
施する
Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4
早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

多様なハザード対応手順

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

可搬設備への燃料補給※10以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

GTG による緊急用
M/C 受電防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes

フィルタ装置排水ポンプ水張り

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

No

代替 Hx による補機冷却水確保

炉心損傷なし※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作「外部系統事故」発生
AOP「全交流電源喪失」により対応する。
全交流動力電源喪失により原子炉がスクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「全交流電源喪失」で対応する。
緊急時対策本部へ緊急 M/C
受電・電源車配備等を要請する。

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

所内蓄電式直流電源設備切替
代替原子炉補機冷却系
準備Ａ

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する※7

Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認

操作補足事項※12
Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替※13

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

消防車による CSP への補給代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉減圧

貯水池から防火水槽，淡水タンクへの補給※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※15
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-3

解析上の対応手順の概要フロー※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生

事故時運転操作手順書
凡例※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「全交流電源喪失」

多様なハザード対応手順

Ａ：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

る
Ⅳ

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実
施する
Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4
早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電※7Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

可搬設備への燃料補給

Yes

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」※10

フィルタ装置排水ポンプ水張り

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※12
Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替※13

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

GTG による緊急用
M/C 受電代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

AM

※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認

・荒浜側緊急用 M/C による M/C7C・7D 受電※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※15
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-4

解析上の対応手順の概要フロー※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生

事故時運転操作手順書
凡例※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

る
Ⅳ

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実
施する
Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4
早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電※7Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また、「格納容器制御導入」
を継続監視する。
原子炉水位は継続して低下
し，原子炉水位レベル 2 で原子炉隔離時冷却系が起動する
が，高圧炉心注水系は全交流
動力電源喪失のため起動しない。
原子炉水位をレベル 3～レ
ベル 8 に維持できないことか
ら「水位確保」制御へ移行する。

可搬設備への燃料補給

Yes

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」※10
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

多様なハザード対応手順

フィルタ装置排水ポンプ水張り

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※12
Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替※13

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※15
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-5

解析上の対応手順の概要フロー※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生

事故時運転操作手順書
凡例※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

る
Ⅳ

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する操作補足事項

Ｃ

プラント状態を的確に把握し，作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
原子炉隔離時冷却系により原子炉水位をレベル 3～レベ
ル 8 で維持するように制御す
る。

Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4

多様なハザード対応手順

早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電※7

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

可搬設備への燃料補給

Yes

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」※10
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

フィルタ装置排水ポンプ水張り

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※12
Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替※13

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※15
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-6

解析上の対応手順の概要フロー※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生

事故時運転操作手順書
凡例※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

操作補足事項

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

格納容器冷却機能がない
ため，原子炉格納容器の圧力および温度が上昇することか
ら，格納容器制御「PCV 圧力制御」「S/P 温度制御」が導入される。
原子炉格納容器の圧力を監視し，原子炉格納容器の圧力に応じ た対応操作を実 施する。

：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

る
Ⅳ

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実
施する
Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4
早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電※7

多様なハザード対応手順

Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

可搬設備への燃料補給「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No※10以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

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

フィルタ装置排水ポンプ水張り

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※12
Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替※13

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※15
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-7

Ｄ解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生

凡例※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「PCV 圧力制御」：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

多様なハザード対応手順

Ⅲ

Ⅳ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実
施する
Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4
早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電※7

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

可搬設備への燃料補給

Yes

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」※10
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

フィルタ装置排水ポンプ水張り

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※12
Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替※13

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※15
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

サプレッション・プール圧力「310kPa[gage]」到達時、格納容器ベントを実施する。

Ⅱ

る

※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

Ｄ【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替えるNo

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

操作補足事項※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-8

解析上の対応手順の概要フロー※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生

事故時運転操作手順書
凡例※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「S/P 温度制御」：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

る
Ⅳ

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実
施する
Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4
早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電※7

多様なハザード対応手順

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

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

Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認

操作補足事項Ｅ

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

代替 Hx による補機冷却
水確保

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

可搬設備への燃料補給

Yes

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」※10
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

AM

フィルタ装置排水ポンプ水張り・・代替 Hx(A 系)による補機冷却水確保・・代替 Hx(B 系)による補機冷却水確保
ｆ・RHR による S/P 除熱・・RHR(B)による PCV スプ
レイ

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※12
Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替※13

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

代替注水系による原子炉注水※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

(B 系)

(A 系)

※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

※15

※2 へ

原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-9※3 へ解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※1
全交流動力電源喪失発生

凡例※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※5
サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設
代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施す※7
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替える

る
Ⅳ

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※8
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

Ⅰ

高圧代替注水系
起動Yes※9
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実
施する
Ⅵ

※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4
早期の電源回復不能と判断Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

Ⅲ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※8
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電※7Ⅴ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷無し継続確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了

操作補足事項Ｆ

常設代替交流電源設備（ガスタ－ビン発電機）等による非常用電源回復後，残留熱除去系（低圧注水モード）低圧
代替注水系（復水移送ポンプ）が注水可能であることを確認し，逃がし安全弁を順次開放
して，原子炉を減圧する。
原子炉減圧後は原子炉水位計が正 常であることを 確認
し，残留熱除去系による注水が開始され，原子炉水位が上昇することを確認し，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 で維持するように制御する。
また，残留熱除去系を用いた格納容器除熱を実施する。

可搬設備への燃料補給

Yes

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」※10
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

フィルタ装置排水ポンプ水張り

多様なハザード対応手順

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※11

Yes
格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

GTG による緊急用
M/C 受電※12Ⅵ
残留熱除去系準備※18

所内蓄電式直流電源設備切替※13

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

代替注水系2台準備
Yes

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了

AM

代替注水系による原子炉注水

・荒浜側緊急用 M/C による M/C7C・7D 受電・MUWC による原子炉注水
・RHR による原子炉注水
・RHR による原子炉除熱※10
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

※11
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※12
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，
フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※13
所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※14
残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離
時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※15
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※17※16「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

Ⅶ

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水
冷却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※15
残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※16
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※17
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※18
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

1.0.7-1.3-10

1.4 崩壊熱除去機能喪失
1.4.1 取水機能が喪失した場合
特徴
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発
生後，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。
このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が原子
炉格納容器に放出され，格納容器
圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合には，炉心損
傷より先に原子炉格納容器が破損する。
これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，取水機能の喪失を想定することから，併せて非常用ディーゼル発電機も機能喪失する。

解析上の対応手順の概要フロー
凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である
Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
Ⅲ

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No
Ⅰ

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

高圧代替注水系
起動操作

Yes

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

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

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる※6※7

基本的な考え方
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流
電源設備による給電及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注
水の準備が完了したところで，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，減圧後に低圧代
替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器
スプレイ冷却系による原子炉格
納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施する。

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

Ⅲ

Ⅱ

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

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

炉心損傷無し継続確認

交流電源回復操作を実施
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

代替原子炉補機冷却系準備

d.
e.
f.

g.

h.

回復は解析上考慮せず
Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了※15
No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

代替注水系2台準備Yes※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

対応手順の概要c.

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

※11

b.

防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

全交流動力電源喪失及び原
子炉スクラム確認
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
早期の電源回復不能判断及び対応準備
逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
低圧代替注水系(常設)による原子炉注水代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
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)運転残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10a.

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ※13
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ開始※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能No※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替原子炉補機冷却系準備が完了

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.4.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「全交流電源喪失」：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認ⅠⅢ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

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

高圧代替注水系
起動操作

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
Ⅶ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

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

Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No

Yes

【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※6※7

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

Ⅲ

Ⅱ
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

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

炉心損傷無し継続確認

交流電源回復操作を実施

代替原子炉補機冷却系準備

Ａ「外部系統事故」発生
AOP「全交流電源喪失」により対応する。
全交流動力電源喪失により原子炉がスクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「全交流電源喪失」で対応する。
緊急時対策本部へ緊急 M/C
受電・電源車配備等を要請する。

Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

操作補足事項防火水槽への補給準備が完了

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

多様なハザード対応手順

回復は解析上考慮せず
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了GTG による緊急用
M/C 受電※15No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

代替注水系2台準備
Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※11
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達

代替 Hx による補機冷却水確保※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

消防車による CSP への補給※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ※13
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ開始※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能

貯水池から防火水槽，淡水タンクへの補給No※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替原子炉補機冷却系準備が完了

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「全交流電源喪失」

多様なハザード対応手順

Ａ：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認ⅠⅢ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

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

高圧代替注水系
起動操作

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
Ⅶ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

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

Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No

Yes

【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※6※7

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

Ⅲ

Ⅱ
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

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

炉心損傷無し継続確認

交流電源回復操作を実施
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

代替原子炉補機冷却系準備

Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備が完了

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

回復は解析上考慮せず
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了※15
No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

代替注水系2台準備
Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※11
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

GTG による緊急用
M/C 受電※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

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

AM※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

・荒浜側緊急用 M/C による M/C7C・7D 受電※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む
代替原子炉補機冷却系準備が完了

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認ⅠⅢ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

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

高圧代替注水系
起動操作

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
Ⅶ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

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

Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No

Yes

【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※6※7

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

Ⅲ

Ⅱ
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

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

炉心損傷無し継続確認

交流電源回復操作を実施
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

代替原子炉補機冷却系準備

Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備が完了

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
全給水喪失により原子炉ス
クラム後も原子炉水位は低下
し，レベル 3～レベル 8 に維持不可能のため，「水位確保」
制御へ移行する。
なお、解析では RCIC の手動起動に期待していない。

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

回復は解析上考慮せず
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了

多様なハザード対応手順※15No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

代替注水系2台準備
Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※11
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ※13
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ開始※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能No※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替原子炉補機冷却系準備が完了

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認ⅠⅢ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

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

高圧代替注水系
起動操作

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
Ⅶ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

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

Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No

Yes

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

操作補足事項Ｃ

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

※6※7

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

多様なハザード対応手順
Ⅲ

Ⅱ
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

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

炉心損傷無し継続確認

交流電源回復操作を実施
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

代替原子炉補機冷却系準備

Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備が完了

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

回復は解析上考慮せず
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了※15
No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

代替注水系2台準備
Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※11
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ※13
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ開始※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能No※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替原子炉補機冷却系準備が完了

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

操作補足事項

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

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

：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認ⅠⅢ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

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

高圧代替注水系
起動操作

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
Ⅶ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

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

Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No

Yes

【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※6※7

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

Ⅲ

Ⅱ
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

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

炉心損傷無し継続確認

交流電源回復操作を実施
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

代替原子炉補機冷却系準備

Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備が完了

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

回復は解析上考慮せず
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「S/P 温度制御」※15
No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

Ｄ

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

防火水槽への補給

代替注水系2台準備
Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水

多様なハザード対応手順※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※11
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ※13
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ開始※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能No※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替原子炉補機冷却系準備が完了

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認ⅠⅢ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

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

高圧代替注水系
起動操作

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
Ⅶ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

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

Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No

Yes

【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※6※7

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

Ⅲ

Ⅱ
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

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

炉心損傷無し継続確認

交流電源回復操作を実施
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

代替原子炉補機冷却系準備

Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備が完了

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

操作補足事項Ｅ

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

回復は解析上考慮せず
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了

多様なハザード対応手順※15No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

代替注水系2台準備
Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水

GTG による緊急用
M/C 受電※2中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※11
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認AM※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復・荒浜側緊急用 M/C による M/C7C・7D 受電・MUWC による原子炉注水※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ※13
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ開始※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能No※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替原子炉補機冷却系準備が完了

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「PCV 圧力制御」：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認ⅠⅢ
消火系を代替注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

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

高圧代替注水系
起動操作

Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
Ⅶ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

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

Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No

Yes

【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※6※7

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断

Ⅲ

Ⅱ
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

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

炉心損傷無し継続確認

交流電源回復操作を実施
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

代替原子炉補機冷却系準備

Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備が完了

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

回復は解析上考慮せず
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了

操作補足事項Ｆ

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

※15
No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

多様なハザード対応手順

代替注水系2台準備
Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※11
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止GTG による緊急用
M/C 受電※7中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ※13
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ開始※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能No※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

AM※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替原子炉補機冷却系準備が完了

・MUWC による PCV スプレ
イ

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-9

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「S/P 温度制御」：解析上考慮しない操作・判断結果

交流電源回復※1
自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

※3

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認Ⅰ

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水Ｇ

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

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

多様なハザード対応手順

Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

代替 Hx による補機冷却
水確保

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

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※5Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用ＭM/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ
る

No

Yes

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

操作補足事項※6※7

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備

早期の電源回復不能と判断AMⅢ

・・代替 Hx(A 系)による補機冷却水確保・・代替 Hx(B 系)による補機冷却水確保
ｆ・RHR による S/P 除熱・・RHR(B)による PCV スプ
レイ

Ⅱ
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9※8低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

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

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

交流電源回復操作を実施
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

代替原子炉補機冷却系準備

Ⅴ
淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

回復は解析上考慮せず
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

タンクローリによる給油準備完了※15
No

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

代替注水系2台準備
Yes

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧※10※1
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動で起動する機器の確認時に，原子炉補機冷却海水系が起動していないことを確認する

代替注水系による原子炉注水※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※11
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※3
原子炉補機冷却海水系が起動できないため，非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の冷却効率が悪化する。そのため，長時間の運転継続が不可能と判断する

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認

(A 系)

※4
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機起動後に自動起動している機器の内，停止可能な機器を停止し負荷を抑制する。また，
他号機からの電力融通についても検討する※12
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復※5
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

※3 へ

※6
非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機を停止すると全交流動力電源喪失状態になるため，冷却状態を確認し停止する時期を検討する。また，全交流動力電源喪失に備えた準備を実施する

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水停止※7
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

Ⅵ※13
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ開始※8
代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備を開始
する
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能No※9
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes※14
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替原子炉補機冷却系準備が完了

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施※10
代替注水系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「2個」での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが，低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベ
ル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

残留熱除去系準備

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却開始

※11
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達※12
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水及びドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力指示計により格納容器圧力が13.7kPa[gage]を超過し，格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後，代替格納容器スプレイを実施する

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却を交互に実施※14
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計指示（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする

使用済燃料プール冷却 開始※15
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

1.0.7-1.4.1-10

1.4 崩壊熱除去機能喪失
1.4.2 残留熱除去系が故障した場合
特徴

解析上の対応手順の概要フロー
凡例
給水流量の全喪失発生

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発
生後，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊
熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材
温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により原子炉格
納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する
No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧代替注水系

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

起動

Yes

※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する※2

基本的な考え方
原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系により炉心を冷却す
ることによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプ
レイ冷却系による原子炉格納容
器冷却，格納容器圧力逃がし装置
等，耐圧強化ベント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3

残留熱除去系早期復旧不可※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備※6

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）No

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可
防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

Ⅲ

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの準備が完了

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.

原子炉スクラム確認
原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水
残留熱除去系機能喪失確認
逃がし安全弁による原子炉減圧
高圧炉心注水系による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉隔離時冷却系停止

※10

※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし
※15

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント停止

Yes
※16

※14

【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.4.2-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「給水全喪失」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する
No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する※2
残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）

Ａ「給水全喪失」事故発生
AOP「給水全喪失」により対応する。
原子炉水位低信号により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「給水全喪失」で対応する。

※3

残留熱除去系早期復旧不可※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水※6

多様なハザード対応手順

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

NoⅢ

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可
防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉隔離時冷却系停止

操作補足事項※10※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし※15
格納容器ベント停止

Yes※16
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※14【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する
No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する※2
残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3

残留熱除去系早期復旧不可※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水※6

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

No

防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
全給水喪失により原子炉ス
クラム後も原子炉水位は低下
し，レベル 3～レベル 8 に維持不可能のため，「水位確保」
制御へ移行する。
なお、解析では RCIC の手動起動に期待していない。

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

多様なハザード対応手順
タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉隔離時冷却系停止

※10

※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし※15
格納容器ベント停止

Yes※16
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※14【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する
No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する

操作補足事項Ｃ

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

※2
残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3

残留熱除去系早期復旧不可

多様なハザード対応手順※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水※6

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）No

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可
防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

Ⅲ

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉隔離時冷却系停止

※10

※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし※15
格納容器ベント停止

Yes※16
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※14【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認

操作補足事項Ｄ

給水全喪失により復水器が使用不能であるため主蒸気隔離弁を手動「全閉」し，逃がし安全弁により減圧する。

※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する
No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes

多様なハザード対応手順※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する※2
残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3

残留熱除去系早期復旧不可※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備※6

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

No

防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉隔離時冷却系停止

※10

※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし※15
格納容器ベント停止

Yes※16
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※14【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達残留熱除去系によるサプレ
ッション・プール水冷却機能が喪失しているため，サプレ
ッション・プール水温及び圧力が上昇する。
サプレッション・プール水
温の平均値が 49℃を超えていることを確認し「減圧冷却」制御に移行する。

：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

操作補足事項

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する
No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する※2
残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3

残留熱除去系早期復旧不可※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水※6

多様なハザード対応手順

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「S/P 温度制御」※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）No

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可
防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

Ⅲ

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉隔離時冷却系停止

※10

※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし※15
格納容器ベント停止

Yes※16
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※14【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-7Ｅ解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「減圧冷却」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する
No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する※2
残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3

残留熱除去系早期復旧不可※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水※6

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

No

防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

操作補足事項Ｆ

サプレッション・プール水
温上昇により逃がし安全弁を1 個開放し原子炉減圧を開始する。
原子炉減圧に伴い，原子炉
隔離時冷却系の流量が低下し原子炉水位レベル 1.5 で高圧
炉心注水系が起動する。
高圧炉心注水系により注水が開始され原子炉水位が上昇することを確認後，原子炉隔離時冷却系を停止し，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 で維持するように制御する。

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

タンクローリによる給油準備完了

多様なハザード対応手順

可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉隔離時冷却系停止

※10

※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし※15
格納容器ベント停止

Yes※16
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※14【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「PCV 圧力制御」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する

操作補足事項Ｇ

残留熱除去系の崩壊熱除去
機能が 喪失しているこ とから，逃がし安全弁からの排気によりサプレッション・プー
ル圧力が上昇する。

No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認

多様なハザード対応手順※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する※2
残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3

残留熱除去系早期復旧不可※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水※6

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

No

防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉隔離時冷却系停止

※10

※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし※15
格納容器ベント停止

Yes※16
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※14【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-9

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
給水流量の全喪失発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
格納容器制御「PCV 圧力制御」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※1※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※3
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合，早期復旧不可と判断する
No

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する

Ⅰ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプ原子炉注水

高圧代替注水系 起動
Yes※5
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため，待機設備を優先して準備する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
原子炉水位回復確認※6
主復水器が使用可能であれば，主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する

サプレッション・チェンバ・プール水冷却のため
残留熱除去系起動※7
評価上逃がし安全弁1個を「開」保持し減圧する※2
残留熱除去系機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3

残留熱除去系早期復旧不可※4

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

No

多様なハザード対応手順

防火水槽への補給準備が完了

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Yes

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

主蒸気隔離弁を手動「全閉」

Ⅱ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
サプレッション・チェンバ・プール水温上昇により中央制御室での逃がし安全弁1個による原子炉減圧※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※8
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少

タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

防火水槽への補給

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達
フィルタ装置排水ポンプ水張り
高圧炉心注水系自動起動確認 ※9
原子炉注水流量確認※8
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に，高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが，評価上原子炉水位低信号により高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水が開始されることとする

原子炉水位回復確認※9中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※10※10
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する※11
高圧炉心注水系により
原子炉水位をレベル3からレベル8で維持

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達※11
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する※12
格納容器圧力計指示180kPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※12

Ⅳ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅳ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止※13
格納容器圧力計指示310kPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※14
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与える
ことはない
※15
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器
ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する※17
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置
への薬品注入を適宜実施する※17
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※13

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅴ
原子炉満水操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
No

炉心損傷なし※15
格納容器ベント停止

Yes

残留熱除去系が喪失しているため，低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による代替格
納容器スプレイを実施する。
サプレッション・プール圧力「180kPa[gage]」到達時，代替格納容器スプレイを実施する。
サプレッション・プール圧力「310kPa [gage]」到達時，格納容器ベントを実施する。

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給

主復水器
使用不可

原子炉隔離時冷却系停止

Ｇ※5
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備※6

残留熱除去系機能
回復操作

操作補足事項※16
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※14【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始するⅡ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

高圧注水系により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また原子炉注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

1.0.7-1.4.2-10

1.5 原子炉停止機能喪失

特徴

解析上の対応手順の概要フロー
凡例

転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，原子炉
は臨界状態を継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷に至る。

主蒸気隔離弁全閉発生

原子炉スクラム信号発生

原子炉圧力高信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動

タービン駆動給水ポンプトリップ
電動駆動給水ポンプ自動起動：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉スクラム失敗確認※1

手動スクラムボタンによるスクラム成功は解析上考慮せず

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施※2

基本的な考え方
代替制御棒挿入機能による原子炉停止又は代替冷却材再循環
ポンプ・トリップ機能によって原子炉出力を低下させること等に
よって炉心の著しい損傷の防止を図り，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって原子炉停止する。また，残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施する。

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉モードスイッチによるスクラム成功は解析上考慮せず

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」

タービントリップ確認
逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

サプレッション・チェンバ・プール水位+50mm到達

高圧炉心注水系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

対応手順の概要
a.
b.
c.

d.
e.
f.

原子炉スクラム失敗確認
格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認
原子炉隔離時冷却系及び高
圧炉心注水系による原子炉
水位維持
自動減圧系の自動起動阻止
ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作残留熱除去系（サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）運転による原子炉格
納容器除熱

高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認 ※4

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※3

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認※5No

原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

高圧炉心注水系および原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

高圧代替注水系 起動
Yes※1
全制御棒が全挿入位置とならず，未挿入の制御棒がペアロッド1組又は制
御棒1本よりも多い場合，原子炉スクラム失敗(ATWS)と判断する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
冷却材再循環ポンプトリップによる選択制御棒挿入には期待しない。また，残り6台の冷却材再循環ポンプの最低速度ランバックにも期待しない

サプレッションプール水温度高高
49℃到達

※3
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

復水器ホットウェル水位低低以下
給復水ポンプトリップ※4
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力，流量指示計等にて起動を確認する

原子炉水位低下※5
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する。
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※6
ドライウェル圧力高及び原子炉水位低（レベル1）の両方が検出されると警報が発生する。30秒間継続後，高圧炉心注水系または残留熱除去系の吐出圧力確立により自動減圧系が動作する※7
自動減圧系動作により原子炉圧力容器は急激に減圧され，低圧注水系統
から大量の冷水が注入し，炉心ボイドを急激に潰し大きな正の反応度印加を引き起こす可能性があるため，自動減圧系が動作する前に自動起動阻止
を実施する

※6
ADS論理タイマ動作
警報発生確認

自動減圧系自動起動阻止※7※8
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により原子炉注水しているが，原子炉出力が高いため原子炉水位レベル1.5以上に維持できない。そのため，原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）以上を維持する

・ADS自動起動阻止KOS「阻止」切替・ADS自動起動阻止位置警報発生確認
・ADS起動信号リセットPB「リセット」※8
原子炉水位回復確認
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）以上に維持

ほう酸水注入ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認

※9

※10

※9
原子炉スクラム失敗(ATWS)確認からほう酸水注水系起動を判断する
残留熱除去系による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始

炉心損傷無し継続確認

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※10
ほう酸水の原子炉注入開始は，ほう酸水貯蔵タンクの水位低下及び原子炉出力低下により確認する※11
ほう酸水注入により原子炉出力が低下するため徐々に原子炉水位が上昇する。原子炉出力を維持するため原子炉水位レベル1.5以上を維持する

Ⅰ

原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復 ※11
原子炉水位レベル1.5以上に維持※12
ほう酸水全量注入は約165分以内になる設計である

制御棒挿入操作
回復は解析上
考慮せず

原子炉出力低下に伴いサプレッション・チェンバ・プール水温度低下開始確認※12
ほう酸水全量注入完了確認（ほう酸水貯蔵タンクレベル0m3）
ほう酸水注入ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認

原子炉水位レベル3からレベル8維持※13

高圧注水系により原子炉水位を維持し，原子炉格納容器はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却を継続する。原子
炉圧力容器を減圧し原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。また機能喪失している設備の復旧に努め，制御棒の挿入機能を復
旧し全挿入する【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒挿入操作には以下の手段がある
・「代替制御棒挿入回路」の手動作動
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・スクラムパイロット弁励磁コイル用ヒューズ引き抜き
・制御棒電動挿入

1.0.7-1.5-1※13
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.5-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
主蒸気隔離弁全閉発生

原子炉スクラム信号発生

タービン駆動給水ポンプトリップ
電動駆動給水ポンプ自動起動

原子炉圧力高信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「主蒸気隔離弁 閉」：解析上考慮しない操作・判断結果
原子炉スクラム失敗確認※1

手動スクラムボタンによるスクラム成功は解析上考慮せず

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施※2
冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉モードスイッチによるスクラム成功は解析上考慮せず

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」

タービントリップ確認
逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

サプレッション・チェンバ・プール水位+50mm到達

高圧炉心注水系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認 ※4

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※3

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認※5

操作補足事項Ａ「原子炉スクラム事故 主蒸
気隔離弁 閉」事故発生
AOP「主蒸気隔離弁 閉」
により対応する。
主蒸気隔離弁閉信号によりスクラムし EOP「スクラム」
へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は引き続き
AOP「主蒸気隔離弁 閉」事故
手順で対応する。

原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

多様なハザード対応手順
原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No

高圧炉心注水系および原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

高圧代替注水系 起動
Yes※1
全制御棒が全挿入位置とならず，未挿入の制御棒がペアロッド1組又は制
御棒1本よりも多い場合，原子炉スクラム失敗(ATWS)と判断する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
冷却材再循環ポンプトリップによる選択制御棒挿入には期待しない。また，残り6台の冷却材再循環ポンプの最低速度ランバックにも期待しない

サプレッションプール水温度高高
49℃到達

※3
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

復水器ホットウェル水位低低以下
給復水ポンプトリップ※4
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力，流量指示計等にて起動を確認する

原子炉水位低下※5
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する。
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※6
ドライウェル圧力高及び原子炉水位低（レベル1）の両方が検出されると警報が発生する。30秒間継続後，高圧炉心注水系または残留熱除去系の吐出圧力確立により自動減圧系が動作する※7
自動減圧系動作により原子炉圧力容器は急激に減圧され，低圧注水系統
から大量の冷水が注入し，炉心ボイドを急激に潰し大きな正の反応度印加を引き起こす可能性があるため，自動減圧系が動作する前に自動起動阻止
を実施する

※6
ADS論理タイマ動作
警報発生確認

自動減圧系自動起動阻止※7※8
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により原子炉注水しているが，原子炉出力が高いため原子炉水位レベル1.5以上に維持できない。そのため，原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）以上を維持する

・ADS自動起動阻止KOS「阻止」切替・ADS自動起動阻止位置警報発生確認
・ADS起動信号リセットPB「リセット」※8
原子炉水位回復確認
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）以上に維持

ほう酸水注入ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認

※9

※10

※9
原子炉スクラム失敗(ATWS)確認からほう酸水注水系起動を判断する
残留熱除去系による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始

炉心損傷無し継続確認

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※10
ほう酸水の原子炉注入開始は，ほう酸水貯蔵タンクの水位低下及び原子炉出力低下により確認する※11
ほう酸水注入により原子炉出力が低下するため徐々に原子炉水位が上昇する。原子炉出力を維持するため原子炉水位レベル1.5以上を維持する

Ⅰ

原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復 ※11
原子炉水位レベル1.5以上に維持※12
ほう酸水全量注入は約165分以内になる設計である

制御棒挿入操作
回復は解析上
考慮せず

原子炉出力低下に伴いサプレッション・チェンバ・プール水温度低下開始確認

※12

※13
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する

ほう酸水全量注入完了確認（ほう酸水貯蔵タンクレベル0m3）
ほう酸水注入ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認

原子炉水位レベル3からレベル8維持※13

高圧注水系により原子炉水位を維持し，原子炉格納容器はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却を継続する。原子
炉圧力容器を減圧し原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。また機能喪失している設備の復旧に努め，制御棒の挿入機能を復
旧し全挿入する【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒挿入操作には以下の手段がある
・「代替制御棒挿入回路」の手動作動
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・スクラムパイロット弁励磁コイル用ヒューズ引き抜き
・制御棒電動挿入

1.0.7-1.5-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
主蒸気隔離弁全閉発生

原子炉スクラム信号発生

タービン駆動給水ポンプトリップ
電動駆動給水ポンプ自動起動

原子炉圧力高信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」：解析上考慮しない操作・判断結果
原子炉スクラム失敗確認※1

手動スクラムボタンによるスクラム成功は解析上考慮せず

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施※2
冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉モードスイッチによるスクラム成功は解析上考慮せず

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」

タービントリップ確認
逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

サプレッション・チェンバ・プール水位+50mm到達

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。
原子炉スクラムに失敗しているため「反応度制御へ」移行する。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視するが，以降は「反応度制御」を優先する。

高圧炉心注水系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

多様なハザード対応手順
高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認 ※4

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※3

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認※5No

原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

高圧炉心注水系および原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

高圧代替注水系 起動
Yes※1
全制御棒が全挿入位置とならず，未挿入の制御棒がペアロッド1組又は制
御棒1本よりも多い場合，原子炉スクラム失敗(ATWS)と判断する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
冷却材再循環ポンプトリップによる選択制御棒挿入には期待しない。また，残り6台の冷却材再循環ポンプの最低速度ランバックにも期待しない

サプレッションプール水温度高高
49℃到達

※3
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

復水器ホットウェル水位低低以下
給復水ポンプトリップ※4
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力，流量指示計等にて起動を確認する

原子炉水位低下※5
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する。
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※6
ドライウェル圧力高及び原子炉水位低（レベル1）の両方が検出されると警報が発生する。30秒間継続後，高圧炉心注水系または残留熱除去系の吐出圧力確立により自動減圧系が動作する※7
自動減圧系動作により原子炉圧力容器は急激に減圧され，低圧注水系統
から大量の冷水が注入し，炉心ボイドを急激に潰し大きな正の反応度印加を引き起こす可能性があるため，自動減圧系が動作する前に自動起動阻止
を実施する

※6
ADS論理タイマ動作
警報発生確認

自動減圧系自動起動阻止※7※8
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により原子炉注水しているが，原子炉出力が高いため原子炉水位レベル1.5以上に維持できない。そのため，原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）以上を維持する

・ADS自動起動阻止KOS「阻止」切替・ADS自動起動阻止位置警報発生確認
・ADS起動信号リセットPB「リセット」※8
原子炉水位回復確認
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）以上に維持

ほう酸水注入ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認

※9

※10

※9
原子炉スクラム失敗(ATWS)確認からほう酸水注水系起動を判断する
残留熱除去系による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始

炉心損傷無し継続確認

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※10
ほう酸水の原子炉注入開始は，ほう酸水貯蔵タンクの水位低下及び原子炉出力低下により確認する※11
ほう酸水注入により原子炉出力が低下するため徐々に原子炉水位が上昇する。原子炉出力を維持するため原子炉水位レベル1.5以上を維持する

Ⅰ

原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復 ※11
原子炉水位レベル1.5以上に維持※12
ほう酸水全量注入は約165分以内になる設計である

制御棒挿入操作
回復は解析上
考慮せず

原子炉出力低下に伴いサプレッション・チェンバ・プール水温度低下開始確認

※12

※13
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する

ほう酸水全量注入完了確認（ほう酸水貯蔵タンクレベル0m3）
ほう酸水注入ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認

原子炉水位レベル3からレベル8維持※13

高圧注水系により原子炉水位を維持し，原子炉格納容器はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却を継続する。原子
炉圧力容器を減圧し原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。また機能喪失している設備の復旧に努め，制御棒の挿入機能を復
旧し全挿入する【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒挿入操作には以下の手段がある
・「代替制御棒挿入回路」の手動作動
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・スクラムパイロット弁励磁コイル用ヒューズ引き抜き
・制御棒電動挿入

1.0.7-1.5-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
主蒸気隔離弁全閉発生

原子炉スクラム信号発生

タービン駆動給水ポンプトリップ
電動駆動給水ポンプ自動起動

原子炉圧力高信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「反応度制御」：解析上考慮しない操作・判断結果
原子炉スクラム失敗確認※1

手動スクラムボタンによるスクラム成功は解析上考慮せず

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施※2
冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉モードスイッチによるスクラム成功は解析上考慮せず

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」

タービントリップ確認
逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

サプレッション・チェンバ・プール水位+50mm到達

高圧炉心注水系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認 ※4

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※3

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認※5No

原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

高圧炉心注水系および原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

高圧代替注水系 起動
Yes※1
全制御棒が全挿入位置とならず，未挿入の制御棒がペアロッド1組又は制
御棒1本よりも多い場合，原子炉スクラム失敗(ATWS)と判断する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
冷却材再循環ポンプトリップによる選択制御棒挿入には期待しない。また，残り6台の冷却材再循環ポンプの最低速度ランバックにも期待しない

サプレッションプール水温度高高
49℃到達

※3
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

復水器ホットウェル水位低低以下
給復水ポンプトリップ※4
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力，流量指示計等にて起動を確認する

原子炉水位低下※5
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する。
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※7
自動減圧系動作により原子炉圧力容器は急激に減圧され，低圧注水系統
から大量の冷水が注入し，炉心ボイドを急激に潰し大きな正の反応度印加を引き起こす可能性があるため，自動減圧系が動作する前に自動起動阻止
を実施する

※6

自動減圧系自動起動阻止※7※8
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により原子炉注水しているが，原子炉出力が高いため原子炉水位レベル1.5以上に維持できない。そのため，原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）以上を維持する

・ADS自動起動阻止KOS「阻止」切替・ADS自動起動阻止位置警報発生確認
・ADS起動信号リセットPB「リセット」

ほう酸水の全量注入完了又は制御棒 16 ステップ以下まで挿入完了後，「スクラム」へ移行する。

※8
原子炉水位回復確認
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）以上に維持

ほう酸水注入ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認

※9

※10

※9
原子炉スクラム失敗(ATWS)確認からほう酸水注水系起動を判断する
残留熱除去系による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始

炉心損傷無し継続確認

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

代替冷却材再循環ポンプをトリップ機構又は手動により停止させる。
ドライウェル圧力高（13.7
kPa [gage]）信号と原子炉水位レベル 1 信号が検出され 30
秒経過後，自動減圧機能が動作し，非常用炉心注水系による多量の注水による反応度投入防止のため自動減圧機能の自動起動阻止を行う。
「SLC」操作
ほう酸水注入系を起動し，原子炉にほう酸水を注入することで，原子炉出力を低下させる。
逃が し安全弁の排気 により，サプレッション・プール
水温が上昇することから，残留熱除去系によるサプレッション・プール水冷却を行う。
「CR」操作代替制御棒挿入機能，スク
ラムテストスイッチ，ヒュー
ズ引き抜き，制御棒手動挿入
等により，制御棒を挿入する。

※6
ドライウェル圧力高及び原子炉水位低（レベル1）の両方が検出されると警報が発生する。30秒間継続後，高圧炉心注水系または残留熱除去系の吐出圧力確立により自動減圧系が動作する

ADS論理タイマ動作
警報発生確認操作補足事項Ｃ※10
ほう酸水の原子炉注入開始は，ほう酸水貯蔵タンクの水位低下及び原子炉出力低下により確認する※11
ほう酸水注入により原子炉出力が低下するため徐々に原子炉水位が上昇する。原子炉出力を維持するため原子炉水位レベル1.5以上を維持する

Ⅰ

原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復 ※11
原子炉水位レベル1.5以上に維持※12
ほう酸水全量注入は約165分以内になる設計である

制御棒挿入操作
回復は解析上
考慮せず

原子炉出力低下に伴いサプレッション・チェンバ・プール水温度低下開始確認

※12

※13
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する

多様なハザード対応手順

ほう酸水全量注入完了確認（ほう酸水貯蔵タンクレベル0m3）
ほう酸水注入ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認

原子炉水位レベル3からレベル8維持※13

高圧注水系により原子炉水位を維持し，原子炉格納容器はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却を継続する。原子
炉圧力容器を減圧し原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。また機能喪失している設備の復旧に努め，制御棒の挿入機能を復
旧し全挿入する【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒挿入操作には以下の手段がある
・「代替制御棒挿入回路」の手動作動
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・スクラムパイロット弁励磁コイル用ヒューズ引き抜き
・制御棒電動挿入

1.0.7-1.5-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

凡例
主蒸気隔離弁全閉発生

原子炉スクラム信号発生

タービン駆動給水ポンプトリップ
電動駆動給水ポンプ自動起動

原子炉圧力高信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「反応度制御」：解析上考慮しない操作・判断結果
原子炉スクラム失敗確認※1

手動スクラムボタンによるスクラム成功は解析上考慮せず

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施※2
冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉モードスイッチによるスクラム成功は解析上考慮せず

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」

タービントリップ確認
逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

サプレッション・チェンバ・プール水位+50mm到達

高圧炉心注水系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認 ※4

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※3

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認※5

No「圧力」操作
逃がし安全弁にて，原子炉
圧力を一定に維持する。

高圧代替注水系 起動
Yes※1
全制御棒が全挿入位置とならず，未挿入の制御棒がペアロッド1組又は制
御棒1本よりも多い場合，原子炉スクラム失敗(ATWS)と判断する※2
冷却材再循環ポンプトリップによる選択制御棒挿入には期待しない。また，残り6台の冷却材再循環ポンプの最低速度ランバックにも期待しない

サプレッションプール水温度高高
49℃到達

多様なハザード対応手順※3
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

復水器ホットウェル水位低低以下
給復水ポンプトリップ※4
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力，流量指示計等にて起動を確認する

原子炉水位低下※5
中央制御室盤にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する。
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能作動

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認※6
ドライウェル圧力高及び原子炉水位低（レベル1）の両方が検出されると警報が発生する。30秒間継続後，高圧炉心注水系または残留熱除去系の吐出圧力確立により自動減圧系が動作する※7
自動減圧系動作により原子炉圧力容器は急激に減圧され，低圧注水系統
から大量の冷水が注入し，炉心ボイドを急激に潰し大きな正の反応度印加を引き起こす可能性があるため，自動減圧系が動作する前に自動起動阻止
を実施する

※6
ADS論理タイマ動作
警報発生確認

自動減圧系自動起動阻止※7※8
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により原子炉注水しているが，原子炉出力が高いため原子炉水位レベル1.5以上に維持できない。そのため，原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）以上を維持する

・ADS自動起動阻止KOS「阻止」切替・ADS自動起動阻止位置警報発生確認
・ADS起動信号リセットPB「リセット」※8
原子炉水位回復確認
原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）以上に維持

ほう酸水注入ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認

※9

※10

※9
原子炉スクラム失敗(ATWS)確認からほう酸水注水系起動を判断する
残留熱除去系による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始

炉心損傷無し継続確認

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※10
ほう酸水の原子炉注入開始は，ほう酸水貯蔵タンクの水位低下及び原子炉出力低下により確認する※11
ほう酸水注入により原子炉出力が低下するため徐々に原子炉水位が上昇する。原子炉出力を維持するため原子炉水位レベル1.5以上を維持する

Ⅰ

原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復 ※11
原子炉水位レベル1.5以上に維持回復は解析上考慮せず

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」※12
ほう酸水全量注入は約165分以内になる設計である

制御棒挿入操作

原子炉出力低下に伴いサプレッション・チェンバ・プール水温度低下開始確認

※12

※13
原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持する

ほう酸水全量注入完了確認（ほう酸水貯蔵タンクレベル0m3）
ほう酸水注入ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認

原子炉水位レベル3からレベル8維持※13

高圧注水系により原子炉水位を維持し，原子炉格納容器はサプレッ
ション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却を継続する。原子
炉圧力容器を減圧し原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。また機能喪失している設備の復旧に努め，制御棒の挿入機能を復
旧し全挿入する「水位」操作主蒸気隔離弁の閉止により給水全喪失に至るが，格納容器圧力 13.7kPa [gage]で原子
炉隔離時冷却系，高圧炉心注
水系が自動起動し，原子炉注水が確保される。原子炉出力が高い場合は，原子炉への注水量を調整し，原子炉水位をレベル 1.5 まで低下させることで，原子炉出力を低下させる。

原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

高圧炉心注水系および原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

操作補足事項Ｃ【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒挿入操作には以下の手段がある
・「代替制御棒挿入回路」の手動作動
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・スクラムパイロット弁励磁コイル用ヒューズ引き抜き
・制御棒電動挿入

1.0.7-1.5-6

1.6 LOCA 時注水機能喪失

特徴
原子炉の出力運転中に原子炉
冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧
注水機能及び低圧注水機能が喪失することを想定する。
このため，破断箇所からの原子
炉冷却材の流出により，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，併せて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失を想定する。

基本的な考え方逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，減圧後に低圧
代替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉
格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系等及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.
f.

外部電源喪失及び原子炉ス
クラム確認
高圧・低圧注水機能喪失確認
逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
低圧代替注水系(常設)による原子炉注水代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱

解析上の対応手順の概要フロー※1

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2

実際は格納容器圧力高により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※3

代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※4

急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5

原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・
酸素濃度の確認を実施する※6

水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※7

原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉
心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※8

原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※9ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

中小LOCA発生
外部電源喪失発生

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※1
高圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※12 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5※13 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※14 格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※15 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※13
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※16 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※7

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

原子炉水位低（レベル3）にて ※8
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅶ

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※14
格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

Ⅲ

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給Ⅵ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給
可搬設備への燃料補給

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

フィルタ装置排水ポンプ水張り

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

YesⅣ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを交互に実施※9【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※15
格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

Ⅲ
大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Ⅴ
Ⅳ

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

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16

格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制
する
Ⅵ

Yes

No

炉心損傷なし純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も
可能である

No

「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※10

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

※11

Yes
格納容器ベント停止※12
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

凡例

低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力
容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.6-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

中小LOCA発生
外部電源喪失発生※2 実際は格納容器圧力高により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※3 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「発電所全停」非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・
酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※7 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉
心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する※1
高圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）※8 原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※9 ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）

操作補足事項Ａ「中小破断 LOCA、外部電源喪失」事故発生AOP「発電所全停」により対応する。
発電所全停によりスクラム
し EOP へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は引き続き
AOP「発電所全停」事故手順で対応する。

Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

多様なハザード対応手順

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※12 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5※13 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※14 格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※15 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※13
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※16 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※7

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※8

原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅶ

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※14
格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

Ⅲ

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給Ⅵ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給
可搬設備への燃料補給

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

フィルタ装置排水ポンプ水張り
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

YesⅣ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを交互に実施※9【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※15
格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

Ⅲ
大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Ⅴ
Ⅳ

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる
原子炉満水操作
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制
する
Ⅵ

Yes

No

炉心損傷なし純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も
可能である

No

「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※10

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

※11

Yes
格納容器ベント停止※12
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力
容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

中小LOCA発生
外部電源喪失発生※2 実際は格納容器圧力高により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※3 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・
酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※1

高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※7 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉
心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する※1
高圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）※8 原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※9 ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※12 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5※13 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※14 格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※15 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※13
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※16 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※6

操作補足事項Ｂ

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
外部電源喪失により，給水機能が 喪失しているこ とから，原子炉水位レベル 2 で原子炉隔離時冷却系が自動起動
し，レベル 1.5 で高圧炉心注
水系が自動起動するが，高圧注水機能喪失により，原子炉への注水が不可となる。
原子炉水位をレベル 3～レ
ベル 8 に維持できないことか
ら「水位確保」制御へ移行する。

No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※7

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

多様なハザード対応手順
炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅶ

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※14
格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

Ⅲ

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給Ⅵ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給
可搬設備への燃料補給

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

フィルタ装置排水ポンプ水張り
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

YesⅣ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを交互に実施※9【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※15
格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

Ⅲ
大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Ⅴ
Ⅳ

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる
原子炉満水操作
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制
する
Ⅵ「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes

No

炉心損傷なし純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も
可能である

No

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※10

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

※11

Yes
格納容器ベント停止※12
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力
容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

中小LOCA発生
外部電源喪失発生※2 実際は格納容器圧力高により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※3 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・
酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※1

高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※7 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉
心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する※1
高圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）※8 原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※9 ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※12 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5

操作補足事項

Ｃ

プラント状態を的確に把握し，作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
ただし，全給水喪失及び高圧・低圧注水機能喪失により，原子炉への注水ができず，原子炉水位をレベル 3～レベル
8 に維持できないことから，代替注水系（復水移送ポンプ）を準備する。
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）2 台以上起動を確認
し「急速減圧」制御へ移行する。

※13 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

多様なハザード対応手順※14 格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※15 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※13
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※16 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※7

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅶ

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※14
格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

Ⅲ

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給Ⅵ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給
可搬設備への燃料補給

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

フィルタ装置排水ポンプ水張り
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

YesⅣ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを交互に実施※9【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※15
格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

Ⅲ
大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Ⅴ
Ⅳ

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる
原子炉満水操作
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制
する
Ⅵ「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes

No

炉心損傷なし純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も
可能である

No

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※10

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

※11

Yes
格納容器ベント停止※12
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力
容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

中小LOCA発生
外部電源喪失発生※2 実際は格納容器圧力高により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※3 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・
酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※1

高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※7 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉
心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する※1
高圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）※8 原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※9 ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せずⅡ

多様なハザード対応手順

代替注水系2台以上準備※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※12 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5※13 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※14 格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※15 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※13
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※16 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※6
No（水位不明ではない）

Yes

※7

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅶ

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※14
格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

Ⅲ

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給Ⅵ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給
可搬設備への燃料補給

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

フィルタ装置排水ポンプ水張り
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

YesⅣ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを交互に実施※9【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※15
格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

Ⅲ
大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Ⅴ
Ⅳ

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる
原子炉満水操作
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制
する
Ⅵ

No

炉心損傷なし純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も
可能である

No

「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes

原子炉減圧後に注水可能な系統が起動していることを確認し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を全弁開放し原子炉を減圧する。
減圧後は原子炉圧力とドラ
イウェル空間部温度の相関関係から，原子炉水位計が正常であることを確認する。
原子炉水位計正常を確認後「水位確保」制御へ移行する。

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

原子炉水位判明

Ｄ

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

操作補足事項

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※10

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

※11

Yes
格納容器ベント停止※12
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力
容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

中小LOCA発生
外部電源喪失発生※2 実際は格納容器圧力高により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※3 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・
酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※7 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉
心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する※1
高圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）※9 ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※12 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5※13 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※14 格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※15 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※13
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※16 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※7

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※8

原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅶ

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※14
格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

Ⅲ

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給Ⅵ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給
可搬設備への燃料補給

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

フィルタ装置排水ポンプ水張り
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

YesⅣ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを交互に実施※9【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※15
格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

Ⅲ
大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Ⅴ
Ⅳ

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる
原子炉満水操作
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制
する
Ⅵ

Yes

No

炉心損傷なし純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も
可能である

No

「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※10

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

※11

Yes
格納容器ベント停止※12
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力
容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

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

Ｅ

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）により，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 で維持するように制御する。

多様なハザード対応手順※8 原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

操作補足事項：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

中小LOCA発生
外部電源喪失発生※2 実際は格納容器圧力高により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※3 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・
酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※7 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉
心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する※1
高圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）※9 ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

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

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※12 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5※13 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※14 格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※15 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※13
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※16 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※6
No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※7

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅶ

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※14
格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

Ⅲ

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給Ⅵ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給
可搬設備への燃料補給

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

フィルタ装置排水ポンプ水張り
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

YesⅣ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを交互に実施※9【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※15
格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

Ⅲ
大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Ⅴ
Ⅳ

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる
原子炉満水操作
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制
する
Ⅵ

Yes

No

炉心損傷なし純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も
可能である

No

「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※10

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

※11

Yes
格納容器ベント停止※12
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力
容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

低圧注水機能喪失により，残留熱除去系の崩壊熱除去機能も喪失していることから，逃がし安全弁からの排気によりサプレッション・プール圧力が上昇する。

多様なハザード対応手順

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

※1
※2

Ｆ

※8 原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

操作補足事項

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書※1 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する

中小LOCA発生
外部電源喪失発生※2 実際は格納容器圧力高により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※3 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作

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

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※4 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・
酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※1
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※7 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉
心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認する※1
高圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）※8 原子炉水位がレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※9 ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
低圧注水機能喪失を確認※2（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※12 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※5※13 原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※14 格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※15 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※13
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※16 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する※6

操作補足事項Ｆ

サプレッション・プール圧力が 180kPa[gage]に到達したら，低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水を停止し，代替格納容器ス
プレイ（復水移送ポンプ）を実施する。
以降，原子炉水位がレベル
3 まで低下したら，低圧代替
注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水を再開し、原子炉水位がレベル 8 まで上昇
したら，代替格納容器スプレ
イ（復水移送ポンプ）を再開することを繰り返す。
サプレッション・プール圧力が 310kPa[gage]に到達したら，格納容器ベントを実施する。

No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※7

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

多様なハザード対応手順

炉心損傷無し継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する※8
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅶ

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給準備が完了

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッションチェンバスプレイ実施※14
格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達

Ⅲ

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給Ⅵ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給
可搬設備への燃料補給

復水移送ポンプによる代替格納容器ス
プレイと同等の流量確保不可

フィルタ装置排水ポンプ水張り
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能No

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

YesⅣ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを交互に実施※9【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水とドライウェルスプレを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である※15
格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

Ⅲ
大容量の可搬型代替注水ポンプによる格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である

Ⅴ
Ⅳ

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる
原子炉満水操作
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※16

Ⅴ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制
する
Ⅵ「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

Yes

No

炉心損傷なし純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も
可能である

No

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※10

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

※11

Yes
格納容器ベント停止※12
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉圧力
容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
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冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-9

1.7 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

特徴
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部
分と低圧設計部分のインターフ
ェイスとなる配管のうち，隔離弁の故障等により低圧設計部分が過圧され破断する事象を想定する。このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

基本的な考え方
原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系により炉心を冷却す
ることによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がし安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制
及びインターフェイスシステム
LOCA の発生箇所の隔離によって，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。また，残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施する。

解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等において
ISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生

a.
b.
c.

d.
e.
f.

g.
h.
i.

インターフェイスシステム
LOCA 発生
外部電源喪失及び原子炉ス
クラム確認
原子炉隔離時冷却系及び高
圧炉心注水系による原子炉
注水
中央制御室での高圧炉心注
水系隔離失敗逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
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）運転原子炉水位維持
現場操作での高圧炉心注水
系隔離操作
高圧炉心注水系隔離後の水位維持：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア

炉心流量急減動作

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※3※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※5

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※6

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる※7

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）No

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・高圧注水系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

高圧炉心注水系自動起動確認 ※5
原子炉注水流量確認

対応手順の概要

凡例

高圧炉心注水系自動起動確認（ISLOCA発生側）

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

原子炉水位低下継続確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

原子炉圧力低下継続確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※6
最小流量運転確認※7
ISLOCA発生を確認（ポンプ水源側）

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」※9
復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

No

Yes
Yes
原子炉圧力静定後
上昇傾向確認※10

高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」

復水貯蔵槽水源ポンプ
水源切替

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※11

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※8 ISLOCAによる漏洩量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※8原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持※9 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプレッショ
ン・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる
原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※11

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

No

電動弁手動操作による隔離操作成功

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

※10

※11

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを継続する。原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

1.0.7-1.7-1

補足２
ISLOCA発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル ・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.7-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等において
ISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

事故時運転操作手順書

凡例

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「発電所全停」：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア

炉心流量急減動作

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※3※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※5

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※6

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる※7

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）No

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・高圧注水系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※5高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認

高圧炉心注水系自動起動確認（ISLOCA発生側）

操作補足事項Ａ

高圧炉心注水系電動弁開閉試
験中「HPCF ポンプ吸込圧力高」警報発生警報発生時操作手順書により対応する。警報対応中に「外部電源喪失」事故が発生し，AOP「発電所全停」により対応する。
炉心流量急減信号により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は引き続き
警報発 生時操作手順書 及びAOP「発電所全停」事故手順で対応する。

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

原子炉水位低下継続確認

多様なハザード対応手順
原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

原子炉圧力低下継続確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※6
最小流量運転確認※7
ISLOCA発生を確認（ポンプ水源側）

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」※9
復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

No

Yes
Yes
原子炉圧力静定後
上昇傾向確認※10

高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」

復水貯蔵槽水源ポンプ
水源切替

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※11

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※8 ISLOCAによる漏洩量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※8原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持※9 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプレッショ
ン・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる
原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※11

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

No

電動弁手動操作による隔離操作成功

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

※10

※11

補足２
ISLOCA発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル
・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを継続する。原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

1.0.7-1.7-3

解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等において
ISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

事故時運転操作手順書

凡例

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア

炉心流量急減動作

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※3※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※5

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※6

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる※7

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）No

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・高圧注水系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※5高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認

高圧炉心注水系自動起動確認（ISLOCA発生側）

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

多様なハザード対応手順
原子炉圧力低下継続確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※6
最小流量運転確認※7
ISLOCA発生を確認（ポンプ水源側）

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」※9
復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

No

Yes
Yes
原子炉圧力静定後
上昇傾向確認※10

高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」

復水貯蔵槽水源ポンプ
水源切替

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※11

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※8 ISLOCAによる漏洩量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※8原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持※9 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプレッショ
ン・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる
原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※11

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

※10

No

電動弁手動操作による隔離操作成功※11

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
原子炉建屋内の温度，放射線モニタの上昇及びドライウェルサンプの運転間隔，格納容器内のパラメータに変化がないことから，インターフェ
イスシステム LOCA と判断し，「原子炉建屋制御」制御に移行する。

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

原子炉水位低下継続確認

操作補足事項Ｂ

補足２
ISLOCA発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル
・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを継続する。原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

1.0.7-1.7-4

解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等において
ISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

事故時運転操作手順書

凡例

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「原子炉建屋制御」：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア

炉心流量急減動作

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※3※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※5

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※6

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる※7

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）

操作補足事項Ｃ

インターフェイス LOCA を判断した場合は，破損箇所を特定し隔離する。
速やかな破損箇所の隔離が不能な場合は低圧注水 2 系統
又は代替注水系を起動し，原子炉を急速減圧する。
原子炉冷却材の流出が継続しているため，原子炉水位をレベル 1～1.5 で維持するよ
うに制御する。

No

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

多様なハザード対応手順

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・高圧注水系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※5高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認

高圧炉心注水系自動起動確認（ISLOCA発生側）

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

原子炉水位低下継続確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

原子炉圧力低下継続確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※6
最小流量運転確認※7
ISLOCA発生を確認（ポンプ水源側）

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」※9
復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

No

Yes
Yes
原子炉圧力静定後
上昇傾向確認※10

高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」

復水貯蔵槽水源ポンプ
水源切替

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※11

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※8 ISLOCAによる漏洩量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※8原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持※9 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプレッショ
ン・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる
原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

電動弁手動操作による隔離操作成功原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※11

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

※10

No

※11

補足２
ISLOCA発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル
・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを継続する。原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

1.0.7-1.7-5

解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等において
ISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

事故時運転操作手順書

凡例

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「原子炉建屋制御」：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア

炉心流量急減動作

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※3※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※5

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※6

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる※7

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）No

高圧代替注水系 起動

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず
補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・高圧注水系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※5高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認

高圧炉心注水系自動起動確認（ISLOCA発生側）

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

原子炉水位低下継続確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

原子炉圧力低下継続確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※6
最小流量運転確認※7
ISLOCA発生を確認（ポンプ水源側）

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」※9
復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

No

Yes
Yes
原子炉圧力静定後
上昇傾向確認※10

高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」

復水貯蔵槽水源ポンプ
水源切替

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※11

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※8 ISLOCAによる漏洩量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※8原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持※9 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプレッショ
ン・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる
原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※11

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

No

電動弁手動操作による隔離操作成功

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

※10

※11

Ｃ

原子炉建屋パラメータの変化から，破損箇所を特定する。
破損箇所の隔離操作完了後，原子炉水位をレベル 3～レベ
ル 8 で維持するように制御する。

多様なハザード対応手順

Yes

原子炉水位低下継続確認

操作補足事項

補足２
ISLOCA発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル
・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを継続する。原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

1.0.7-1.7-6

解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等において
ISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

事故時運転操作手順書

凡例

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア

炉心流量急減動作

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※3※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

原子炉減圧後に注水可能な系統が起動していることを確認し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を全弁開放し原子炉を減圧する。

※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

操作補足事項Ｄ※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※5

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※6

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる※7

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）No

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・高圧注水系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※5高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認

高圧炉心注水系自動起動確認（ISLOCA発生側）

多様なハザード対応手順

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

原子炉水位低下継続確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

原子炉圧力低下継続確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※6
最小流量運転確認※7
ISLOCA発生を確認（ポンプ水源側）

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」※9
復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

No

Yes
Yes
原子炉圧力静定後
上昇傾向確認※10

高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」

復水貯蔵槽水源ポンプ
水源切替

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※11

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※8 ISLOCAによる漏洩量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※8原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持※9 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプレッショ
ン・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる
原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※11

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

No

電動弁手動操作による隔離操作成功

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

※10

※11

補足２
ISLOCA発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル
・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを継続する。原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

1.0.7-1.7-7

解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等において
ISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

事故時運転操作手順書

凡例

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア

炉心流量急減動作

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※3※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

原子炉減圧後に注水可能な系統が起動していることを確認し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を全弁開放し原子炉を減圧する。

※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

操作補足事項Ｄ※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※5

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する※6

中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる※7

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）No

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・高圧注水系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達※5高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認

高圧炉心注水系自動起動確認（ISLOCA発生側）

多様なハザード対応手順

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

原子炉水位低下継続確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能設備作動値に到達

原子炉圧力低下継続確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※6
最小流量運転確認※7
ISLOCA発生を確認（ポンプ水源側）

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」※9
復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

No

Yes
Yes
原子炉圧力静定後
上昇傾向確認※10

高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」

復水貯蔵槽水源ポンプ
水源切替

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※11

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「原子炉建屋制御」

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※8 ISLOCAによる漏洩量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※8原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持※9 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプレッショ
ン・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる
原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

電動弁手動操作による隔離操作成功原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※11

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

※10

No

※11

補足２
ISLOCA発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル
・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを継続する。原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏洩水を排水処理する

1.0.7-1.7-8

2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)
2.4 水素燃焼
特徴

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動
力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲
気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至る。

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生
Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

基本的な考え方

可搬設備への燃料補給

Ⅲ
格納容器薬品注入準備

損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，また，代替循環冷却又は格納容器圧
力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格
納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出の防止を図る。

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む対応手順の概要
a.

b.

c.
d.

e.
f.
g.

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

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

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※14ドライウェル側
格納容器薬品注入実施

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断事故シーケンスグループ「水素燃焼」は「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」の「代替循環冷却を使用する場合」と同じ手順である。

※15※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-2.1-2

全体対応フロー事故時運転操作手順書

1.0.7-2.1-3

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「冷却材喪失事故」

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし「冷却材喪失事故，外部系統事故」発生
AOP「冷却材喪失事故」「全交流電源喪失」により対応する。
格納容器圧力高により原子炉がスクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応するが，その他の必要な操作で EOP に記載の ない操作は引き 続き
AOP「冷却材喪失事故」「全交流電源喪失」で対応する。

多様なハザード対応手順※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

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

Ａ

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

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

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

操作補足事項

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-4

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

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

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する

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

※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

多様なハザード対応手順

Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている

GTG による緊急用
M/C 受電※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する

代替 Hx による補機冷却水確保※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

消防車による CSP への補給

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動

貯水池から防火水槽，淡水タンクへの補給※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-5

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

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

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

多様なハザード対応手順

Ａ

Ⅱ

※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，ドライウェルスプレイに切り替えるGTG による緊急用
M/C 受電代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

AM

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断・荒浜側緊急用 M/C による M/C7C・7D 受電※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-6

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

操作補足事項

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

Ｂ

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

Ｃ

Ⅱ

※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する

多様なハザード対応手順※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達可能性なし

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
冷却材喪失，全交流動力電
源喪失によりドライウェル空間温度が上昇するため，「D/W
温度制御」に移行する。
その後，原子炉圧力－ドラ
イウェ ル空間部温度に よる「水位不明判断曲線」から水位不明を判断する。
水位不明領域に入ったことを確認後，「水位不明」制御へ
移行する。

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-7

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位不明」

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達

操作補足事項Ｄ

水位不明になった時刻を炉
心露出時刻として露出時間の測定を開始する。
大破断 LOCA により原子炉
圧力は急減しているが，非常用炉心冷却系機能喪失および全交流動力電源喪失により原子炉注水が行えない。そのため，原子炉水位は急激に低下する。

※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

多様なハザード対応手順

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-8

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位不明」

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する

操作補足事項Ｄ

代替注水系を含め原子炉注
水機能喪失確認後，「EOP/SOP
インターフェイス」に移行する。

※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

多様なハザード対応手順

Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-9解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
ES/I「EOP/SOP インターフェイス」

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

フィルタ装置排水ポンプ水張り

多様なハザード対応手順

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する
※10
※11

※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

格納容器雰囲気放射線レベル計にて，SOP 導入条件判断
図によ り炉心損傷を判 断す
る。
炉心損傷確認後，SOP 注水-1「損傷炉心への注水」に移行する。

（適宜実施）※6

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

Ｅ（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

操作補足事項

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-10

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
注水-1「損傷炉心への注水」

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達

操作補足事項Ｆ

常設代替交流電源設備（ガスタ－ビン発電機）等による非常用電源回復後，復水移送ポンプを起動し原子炉へ注水を開始する。
損傷炉心の冷却性，原子炉
圧力容器の健全性を確認後，注水-2「長期の原子炉水位確保」除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」に移行する。

※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

防火水槽への補給

多様なハザード対応手順※9

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

GTG による緊急用
M/C 受電※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている

AM※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる

・荒浜側緊急用 M/C による M/C7C・7D 受電・MUWC による原子炉注水※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能※3 へ機能喪失設備の復旧
または格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-11

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
注水-2「長期の原子炉水位の確保」

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

操作補足事項Ｇ

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水を継続し，炉心を冠水させる。
（除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」と並行操作）
外部水源注水制限に到達した場合，除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」に移行し，格納容器ベントを実施する。

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

多様なハザード対応手順※8

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-12解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」※代替循環冷却を使用する場合

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

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

代替原子炉補機冷却系の準備が完了し，復水補給水系を用いた代替循環冷却が実施できる場合は，代替循環冷却運転を実施し，原子炉注水および格納容器除熱を開始する。

※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

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

原子炉格納容器温度が190℃に到達後は，外部水源注
水制限に到達するまで代替格
納容器スプレイの間欠運転を実施する。この時に格納容器
pH 制御のための薬品注入を実施する。
（注水-2「長期の原子炉水位の確保」と並行操作）
なお，原子炉注水と格納容器スプレイの双方へ十分な注
水ができない場合には，原子炉注水を優先し，原子炉を冠
水を維持できる範囲においては，原子炉注水を停止し，格
納容器スプレイを実施する。

（適宜実施）※6Ｇ（約12時間後）可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

操作補足事項※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する

多様なハザード対応手順※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，ドライウェルスプレイに切り替えるGTG による緊急用
M/C 受電代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

AM
格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

・MUWC による PCV スプレ
イⅤ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する

AM※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する

・S/P pH 調整（仮称）※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

GTG による緊急用
M/C 受電No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替 Hx による補機冷却
水確保

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

AM

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

復水補給水系を用いた代替循環冷却：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-13

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
除熱-1「損傷炉心冷却後の除熱」※代替循環冷却を使用しない場合

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

多様なハザード対応手順（適宜実施）※6

代替循環冷却が実施できな
い場合は，代替格納容器スプ
レイの間欠運転を実施し，外部水源注水制限に到達した場
合，外部水源による格納容器
スプレイを停止する。

淡水タンクから防火水槽への補給

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

操作補足事項Ｇ

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている

GTG による緊急用
M/C 受電※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替えるAM※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

・MUWC による PCV スプレ
イサプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能※5 へ機能喪失設備の復旧
または格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-14

解析上の対応手順の概要フロー冷却材喪失（大破断）発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
放出「PCV 破損防止」※代替循環冷却を使用しない場合

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1

※1

※1

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが ，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ※2

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

全交流動力電源喪失発生

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4
早期の電源回復不能と判断

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

Ⅰ

※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

多様なハザード対応手順（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認（適宜実施）※6

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給
Ⅲ
格納容器薬品注入準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達※20
可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

燃料温度
約2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※8可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※9

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

原子炉冠水確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※2
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※13※12
格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

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

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※3
非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14
ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※6
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている※7
炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10
原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断す
る※11
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※16
レベル1を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※12
格納容器温度計にて確認する※13
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※14
高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

※19

※15
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※16
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※17
復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18
代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19
復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※20
原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

凡例

No

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作

原子炉格納容器圧力が限界
圧力に接近した場合，緊急時対策本部から格納容器ベントの許可を得た後，格納容器ベントを実施する。

Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

操作補足事項Ｇ：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1-15

2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用特徴(2.2)
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安
全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器破損に至る。
(2.3)
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事
故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的な格納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器破損に至る。
(2.5)
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事
故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内
へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが浸食され，原子炉格納容器の構造材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至る。

解析上の対応手順の概要フロー※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する※1

低圧注水機能喪失を確認

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず※2

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断

基本的な考え方

Ⅳ

可搬設備への燃料補給(2.2)
溶融炉心，水蒸気及び水素の急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器の破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉格納容器の破損を防止する。
(2.3)
原子炉格納容器を冷却及び除熱し，溶融炉心から原子炉格納容器下部の原子炉冷却材への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替循環
冷却又は格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
(2.5)
原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下する時点で，原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な原子炉格納容器下部の水位及び水量を確保し，かつ，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却することにより，原子炉格納容器の破損を防止するとともに，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生を抑制する。
また，溶融炉心の落下後は，代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替循環
冷却又は格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.

原子炉スクラム確認
高圧・低圧注水機能喪失確認
炉心損傷確認
逃がし安全弁による原子炉手動減圧
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格
納容器冷却
格納容器下部への注水
原子炉圧力容器破損確認
溶融炉心への注水
代替循環冷却による溶融炉心冷却及び原子炉
格納容器除熱事故シーケンスグループ「原子炉圧力容器外の溶
融燃料―冷却材相互作用」及び「高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱」は「溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」と同じ手順である。

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

Ⅱ

溶融炉心落下Ⅲ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可
能である「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する

1.0.7-2.2-1：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

事故時運転操作手順書

1.0.7-2.2-2

全体対応フロー事故時運転操作手順書

1.0.7-2.2-3

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー
主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「給水全喪失」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する※1

低圧注水機能喪失を確認

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず※2

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断

操作補足事項Ａ「給水全喪失」「原子炉スクラム事故 主蒸気隔離弁 閉」
事故発生
AOP の「給水全喪失」「主蒸
気隔離弁 閉」により対応する。
主蒸気隔離弁閉信号によりスクラムし EOP へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は引き続き
AOP「主蒸気隔離弁 閉」「給水全喪失」事故手順で対応する。

Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給

多様なハザード対応手順※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「主蒸気隔離弁 閉」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する※1

低圧注水機能喪失を確認

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず※2

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断
Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-5

多様なハザード対応手順

Ａ解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する

低圧注水機能喪失を確認※2

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
高圧・低圧注水機能喪失に
より原子炉水位が有効燃料棒
頂部以上維持不可のため「水位回復」制御へ移行する。

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了

多様なハザード対応手順※6
損傷炉心冷却未達成と判断
Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能操作補足事項Ｂ

No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-6

解析上の対応手順の概要フロー
主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位回復」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する※1

低圧注水機能喪失を確認

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず※2

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

操作補足事項Ｃ

原子炉への注水機能喪失により，炉水位は急減し，燃料が露出する。
原子炉注水機能喪失確認
後，「EOP/SOP インターフェイス」に移行する。

回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

多様なハザード対応手順

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断
Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
ES/I「EOP/SOP インターフェイス」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する

低圧注水機能喪失を確認※2

高圧代替注水系
起動操作

格納容器雰囲気放射線レベ計にて，SOP 導入条件判断図
により炉心損傷を判断する。
損傷確認後，SOP 注入-1「損傷炉心への注水」に移行する。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず多様なハザード対応手順※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能
回復操作

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断
Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能Ｄ

回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認

炉心損傷開始操作補足事項No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
注水-1「損傷炉心への注水」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する

低圧注水機能喪失を確認※2

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※1 原子炉水位が有効燃料
棒頂部未満及び原子炉圧力容
器下鏡温度「300℃未満」により損傷炉心冷却未達成と判断する。

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断
Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）

原子炉への注水機能喪失に
より原子炉水位が「有効燃料棒底部 ＋10％燃料有効 長到達」した時点で，逃がし安全弁を開放し減圧を行う。
原子炉減圧後も注水系統がないため、損傷炉心冷却未達成を判断する。※1
損 傷 炉 心 冷 却未 達 成 の ため、注水-3a「RPV 破損前の下部 D/W 初期注水」に移行する。

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

操作補足事項Ｅ※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

多様なハザード対応手順

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-9解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
注水-3a「RPV 破損前の下部 D/W 初期注水」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生

操作補足事項Ｆ※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する

低圧注水機能喪失を確認※2

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

多様なハザード対応手順

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

原 子 炉 圧 力 容 器下 鏡 温 度「300℃到達」を確認後，格納容器下部注水系（復水移送ポンプ）１台による格納容器下部注水を開始する。総注水量180m3 到達後、格納容器下部注
水を停止する。
総注水量 180m3 到達後、注
水-1「損傷炉心への注水」に移行する。

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断
Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
注水-1「損傷炉心への注水」【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

操作補足事項
原子炉注水機能喪失しているため，「RPV 破損の判定表」
から RPV 破損を判定する。
RPV 破損確認後、注水-3b「RPV 破損後の下部 D/W 注水」に移行する。

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断Ｇ

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

多様なハザード対応手順
凡例

代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-10

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
注水-3b「RPV 破損後の下部 D/W 注水」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する

低圧注水機能喪失を確認※2

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

操作補足事項Ｈ

格 納 容 器 下 部 注水 系 に より，格納容器下部に崩壊熱相当の注水を開始する。
崩 壊 熱 相 当 の注 水 を 開 始後，除熱-2「RPV 破損後の除熱」，注水-4「長期の RPV 破損
後の注水」に移行する。
（並行
操作）

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給※4
炉心損傷確認

多様なハザード対応手順

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※5

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断
Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-11

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
注水-4「長期の RPV 破損後の注水」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する

低圧注水機能喪失を確認※2

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

防火水槽への補給準備が完了

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断
Ⅳ

可搬設備への燃料補給
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

防火水槽への補給※8
格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※7
損傷炉心冷却失敗と判断※9
格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）※10
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

格納容器限界圧力以下

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

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）※10
原子炉圧力容器破損を判断【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

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

溶融炉心によるコンクリート浸食停止※11【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

凡例
代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施する

格 納 容 器 下 部 注水 系 に より，格納容器下部への注水を継続し，代替格納容器冷却を実施する。
機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉注水及び格納容器の冷却を実施する。

多様なハザード対応手順※4
炉心損傷確認

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達
※5

Ｉ

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給

代替原子炉補機冷却系
準備

操作補足事項：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.2-12解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
除熱-2「RPV 破損後の除熱」※1
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する

主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生

事故時運転操作手順書※2
代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する
原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず

高圧注水機能喪失を確認※5「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断す
る※7
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達及び，原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する

低圧注水機能喪失を確認※2

高圧代替注水系
起動操作※8
原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

低圧代替注水機能喪失を確認※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上
考慮せず

Ⅱ

※4

Ⅲ

炉心損傷確認
代替原子炉補機冷却系
準備

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%到達※5（約12時間後）格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）（約12時間後）（約12時間後）可搬型代替注水ポンプの準備が完了

防火水槽への補給準備が完了

タンクローリによる給油準備完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断（適宜実施）（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

Ⅳ（適宜実施）

防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達※7
損傷炉心冷却失敗と判断
Ⅴ※9
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※10
原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

格納容器下部注水による格納容器薬品注入
格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後，格納容器下部注水系停止

原子炉圧力容器破損【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

格納容器限界圧力以下

原子炉格納容器バウンダリ機能維持
補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］※8
上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

原子炉圧力容器破損を判断
Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

消火系による格納容器下部注水

溶融炉心によるコンクリート浸食停止【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加※10
格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

代替循環冷却運転
運転継続可能No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する

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

1.0.7-2.2-13

多様なハザード対応手順

Ｉ3.1 想定事故 1
特徴
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料
プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料
プール水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中

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

外部電源喪失発生※6
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位約－0.4ｍとなる
Ⅰ

※1

※3

※3
回復は解析上考慮せず

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保または注水開始不可

補給水注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）
回復は解析上考慮せず

基本的な考え方
燃料プール代替注水系（可搬型）により使用済燃料プールへ注水することによって，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代
替注水系（可搬型）により使用済
燃料プール水位を維持する。

※7
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・圧力抑制プール水浄化系による注水・消火ポンプによる代替注水

補給水注水機能復旧操作 ※2

崩壊熱除去機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する※5
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を実施する

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

崩壊熱除去機能復旧操作※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作※4
使用済燃料貯蔵プール水温度計により100℃を確認する：解析上考慮しない操作・判断結果
残留熱除去系停止，および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
残留熱除去系（A）最大熱負荷モード再起動，残留熱除去系（C）最大熱負荷モード起動及び燃料プール冷却浄化系
再起動操作を実施する※5
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水準備※4
使用済燃料プール水温度
100℃到達Ⅱ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水

燃料プール代替注水系（可搬型）
の準備完了

Ⅲ

防火水槽への補給準備が完了

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給※6
燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール注水開始<注水が実施出来なかった場合>

対応手順の概要【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】

a.
b.
c.

使用済燃料プールの冷却系機能喪失確認
使用済燃料プールの補給水系機能喪失確認
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール
への補給

Ⅰ

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

圧力抑制プール水浄化系（SPCU）により「非常時補給モード」で使用済燃料プールへの注水も実施できる。水源は復水貯蔵槽またはサプレッションプールになる
消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である※7
使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保
し崩壊熱除去系による冷却を実施する

Ⅱ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に，復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可
能である
燃料プール代替注水系（可搬型）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

1.0.7-3.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-3.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
事故時運転操作手順書

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」
プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中

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

外部電源喪失発生※6
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位約－0.4ｍとなる
Ⅰ

※1

※3

※3
回復は解析上
考慮せず※7
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・圧力抑制プール水浄化系による注水・消火ポンプによる代替注水

補給水注水機能復旧操作 ※2

崩壊熱除去機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する※5
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を実施する

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

崩壊熱除去機能復旧操作※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作※4
使用済燃料貯蔵プール水温度計により100℃を確認する：解析上考慮しない操作・判断結果
残留熱除去系停止，および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
残留熱除去系（A）最大熱負荷モード再起動，残留熱除去系（C）最大熱負荷モード起動及び燃料プール冷却浄化系
再起動操作を実施する

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保または注水開始不可

補給水注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）
回復は解析上考慮せず※5
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水準備※4
使用済燃料プール水温度
100℃到達Ⅱ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水

燃料プール代替注水系（可搬型）
の準備完了

Ⅲ

防火水槽への補給準備が完了

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
使用済燃料プール制御「SFP 水位・温度制御」

操作補足事項Ａ

外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止し，かつ非常用ディーゼル発電機が起動するが，使用済燃料プールの冷却系の起動に失敗し，使用済燃料プールの冷却系機能が喪失する。
燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料
プールの冷却系を復旧しつ
つ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。

※6
燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール注水開始<注水が実施出来なかった場合>

多様なハザード対応手順【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

圧力抑制プール水浄化系（SPCU）により「非常時補給モード」で使用済燃料プールへの注水も実施できる。水源は復水貯蔵槽またはサプレッションプールになる
消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である※7
使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保
し崩壊熱除去系による冷却を実施する

Ⅱ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に，復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可
能である
燃料プール代替注水系（可搬型）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

1.0.7-3.1-3

3.2 想定事故 2
特徴
使用済燃料プールの冷却系の配管破断によるサイフォン現象
等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生するとともに，使用済燃料プール注水機能が喪失することを想定する。
このため，使用済燃料プール水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，燃料は露出し，燃料損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中※1
実際は，使用済燃料プール側の水頭圧により漏洩量が抑制されることも考えられる【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】※2
サイフォンブレーカ位置はNWL-約40㎝

Ⅰ
消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である※3
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作

Ⅱ「床漏えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合もある※4
サイフォンブレーカ機能によりサイフォン現象の漏えいは停止し，SFP水位はサイフォンブレーカの露出水位付近で安定するⅢ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に、復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
可搬型燃料プール代替注水系の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※5
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する

外部電源喪失発生

残留熱除去系停止，および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認

Ⅳ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する※6
下記により要因調査を実施する
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する。
・「FPCゲート／RPV・PCV間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する。
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認

凡例

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）

基本的な考え方：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※1

使用済燃料プール水の漏えいの停止や，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プー
ルへの注水によって，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代
替注水系（可搬型）により使用済
燃料プール水位を維持する。

：解析上考慮しない操作・判断結果

漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始

漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始

Ⅰ

補給水注水機能復旧操作 ※3
燃料プール水位低警報発生

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代替注水

使用済燃料プール水位低下継続確認

Ⅱ※6

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保不可※5
補給水注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

回復は解析上考慮せず

崩壊熱除去機能喪失確認※7（補給水注水機能喪失により確認）

回復は解析上
考慮せず

使用済燃料プール水位低下要因調査

サイフォンブレーカ露出 ※2（サイフォンブレーカによりサイフォン効果が停止する場合）

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.

使用済燃料プール水位低下
確認
使用済燃料プールの補給水系機能喪失確認
使用済燃料プール漏えい箇
所の隔離
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール
への補給

※11
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水準備※4
使用済燃料プール水位がサイフォンブレーカ位置付近にて安定確認

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認※8

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水
使用済燃料プール廻り漏えいなし確認Ⅳ

Ⅲ

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

燃料プール代替注水系（可搬型）
の準備完了

※9

弁閉止による隔離準備（サイフォン現象を停止できない場合）
弁閉止による隔離操作

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

Ａ※10
弁閉止による隔離準備

防火水槽への補給準備が完了※7
補給水注水系機能喪失により崩壊熱除去機能は水源がないため機能喪失と判断する。

サイフォン現象漏えい箇所
弁閉止による隔離操作※8
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいが無いことにより，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する（実際は，要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※12

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

Ａ

※15
※13

燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール水注水開始

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続※9
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいの形跡が無いこと，サイフォンブレーカの露出水位付近で使用済燃料プール水位が安定していることから，サイフォン効果により使用済燃料プール水が漏えいしていたと判断する（実際は，要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン効果による漏えいと判断できる）

※12
※15

使用済燃料プール水温度
100℃到達

使用済燃料露出約7ｍ低下

使用済燃料プール水温度
100℃到達※10
サイフォンブレーカにより使用済燃料プールからの漏えいは停止しているが，破断箇所を系統から隔離するため弁により隔離操作を実施する※11
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を実施する

Ａ※14
燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール水注水開始（使用済燃料プールへの補給ができない場合）※13
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位－1.2ｍとなる

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）※14
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位－1.0ｍとなる

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

※15
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する※15

使用済燃料露出約7ｍ低下
燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保
し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施す
る

燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する

1.0.7-3.2-1※12
使用済燃料貯蔵プール水温度計により100℃を確認する※15

事故時運転操作手順書

1.0.7-3.2-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」※1
実際は，使用済燃料プール側の水頭圧により漏洩量が抑制されることも考えられる【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】※2
サイフォンブレーカ位置はNWL-約40㎝

Ⅰ※3
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作

Ⅱ

消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である「床漏えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合もある

外部電源喪失発生

残留熱除去系停止，および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認※4
サイフォンブレーカ機能によりサイフォン現象の漏えいは停止し，SFP水位はサイフォンブレーカの露出水位付近で安定する

Ⅲ※5
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する

Ⅳ

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に、復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
可搬型燃料プール代替注水系の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する※6
下記により要因調査を実施する
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する。
・「FPCゲート／RPV・PCV間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する。
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認

凡例

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※1
漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始

漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始：解析上考慮しない操作・判断結果

Ⅰ

補給水注水機能復旧操作 ※3
燃料プール水位低警報発生

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代替注水

使用済燃料プール水位低下継続確認

Ⅱ※6

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保不可※5
補給水注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

回復は解析上考慮せず

崩壊熱除去機能喪失確認※7（補給水注水機能喪失により確認）

回復は解析上
考慮せず

使用済燃料プール水位低下要因調査

サイフォンブレーカ露出 ※2

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
使用済燃料プール制御「SFP 水位・温度制御」（サイフォンブレーカによりサイフォン効果が停止する場合）※11
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水準備※4
使用済燃料プール水位がサイフォンブレーカ位置付近にて安定確認

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

Ａ

外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止し，かつ残留熱除去系配管破断が発生し，サイフォン現象
により使用済燃料プール水位が低下する。
燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料
プールの冷却系を復旧しつ
つ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認※8

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

ⅣⅢ
スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水操作補足事項サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

燃料プール代替注水系（可搬型）
の準備完了

※9

弁閉止による隔離準備

弁閉止による隔離準備（サイフォン現象を停止できない場合）
弁閉止による隔離操作

防火水槽への補給準備が完了

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給Ａ※10

多様なハザード対応手順※7
補給水注水系機能喪失により崩壊熱除去機能は水源がないため機能喪失と判断する。

サイフォン現象漏えい箇所
弁閉止による隔離操作※8
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいが無いことにより，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する（実際は，要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※12※15

使用済燃料プール水温度
100℃到達

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

Ａ

※15
※13

燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール水注水開始※9
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいの形跡が無いこと，サイフォンブレーカの露出水位付近で使用済燃料プール水位が安定していることから，サイフォン効果により使用済燃料プール水が漏えいしていたと判断する（実際は，要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン効果による漏えいと判断できる）※12

使用済燃料露出約7ｍ低下

使用済燃料プール水温度
100℃到達※10
サイフォンブレーカにより使用済燃料プールからの漏えいは停止しているが，破断箇所を系統から隔離するため弁により隔離操作を実施する※11
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を実施する

Ａ※14
燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール水注水開始（使用済燃料プールへの補給ができない場合）※15

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）
使用済燃料プール水位維持の為注水継続

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

※12
使用済燃料貯蔵プール水温度計により100℃を確認する※13
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位－1.2ｍとなる※14
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位－1.0ｍとなる※15
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する※15

使用済燃料露出約7ｍ低下
燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保
し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施す
る

燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する

1.0.7-3.2-3

事故時運転操作手順書

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「原子炉建屋制御」
プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中※1
実際は，使用済燃料プール側の水頭圧により漏洩量が抑制されることも考えられる【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】※2
サイフォンブレーカ位置はNWL-約40㎝

Ⅰ※3
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作

Ⅱ

消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である「床漏えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合もある

外部電源喪失発生

残留熱除去系停止，および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認※4
サイフォンブレーカ機能によりサイフォン現象の漏えいは停止し，SFP水位はサイフォンブレーカの露出水位付近で安定する

Ⅲ※5
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する

Ⅳ

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※1
漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始：解析上考慮しない操作・判断結果

Ⅰ

補給水注水機能復旧操作 ※3
燃料プール水位低警報発生

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代替注水

使用済燃料プール水位低下継続確認

Ⅱ

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保不可※5
補給水注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

回復は解析上考慮せず

崩壊熱除去機能喪失確認※7（補給水注水機能喪失により確認）

回復は解析上
考慮せず

使用済燃料プール水位低下要因調査

サイフォンブレーカ露出 ※2（サイフォンブレーカによりサイフォン効果が停止する場合）※11
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水準備※4
使用済燃料プール水位がサイフォンブレーカ位置付近にて安定確認

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認※8

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

ⅣⅢ
スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

燃料プール代替注水系（可搬型）
の準備完了

※9

弁閉止による隔離準備（サイフォン現象を停止できない場合）
弁閉止による隔離操作

防火水槽への補給準備が完了

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給

Ａ※10
弁閉止による隔離準備※7
補給水注水系機能喪失により崩壊熱除去機能は水源がないため機能喪失と判断する。

サイフォン現象漏えい箇所
弁閉止による隔離操作※8
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいが無いことにより，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する（実際は，要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※12

使用済燃料プール水温度
100℃到達

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

Ａ

※15
※13

燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール水注水開始※9
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいの形跡が無いこと，サイフォンブレーカの露出水位付近で使用済燃料プール水位が安定していることから，サイフォン効果により使用済燃料プール水が漏えいしていたと判断する（実際は，要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン効果による漏えいと判断できる）

※12
※15

使用済燃料露出約7ｍ低下

使用済燃料プール水温度
100℃到達※10
サイフォンブレーカにより使用済燃料プールからの漏えいは停止しているが，破断箇所を系統から隔離するため弁により隔離操作を実施する※11
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を実施する

Ａ※14
燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール水注水開始（使用済燃料プールへの補給ができない場合）※15

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）
使用済燃料プール水位維持の為注水継続

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

※12
使用済燃料貯蔵プール水温度計により100℃を確認する※13
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位－1.2ｍとなる※14
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位－1.0ｍとなる※15
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する※15

使用済燃料露出約7ｍ低下
燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保
し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施す
る

原子炉建屋パラメータの変化から，破損箇所を特定し，隔離を実施する。

「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始※6

Ｂ

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に、復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
可搬型燃料プール代替注水系の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※6
下記により要因調査を実施する
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する。
・「FPCゲート／RPV・PCV間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する。
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）

操作補足事項

燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する

1.0.7-3.2-4

多様なハザード対応手順

添付資料 1.0.8

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

大津波警報発令時の原子炉停止操作等について

＜

目

次

＞

１． 大津波警報発令時の原子炉停止の考え方と対応.......................... 1.0.8-1
２． 体制の整備 ......................................................... 1.0.8-1
３． その他 ............................................................. 1.0.8-1(1) 海水ポンプの防護対策 .............................................. 1.0.8-1(2) 建屋の浸水防護対策 ................................................ 1.0.8-2(3) 基準津波を超える津波に対する対策 .................................. 1.0.8-2
図１ 気象庁が定める津波予報区............................................ 1.0.8-3
図２ 津波警報・注意報の種類について...................................... 1.0.8-4

柏崎刈羽原子力発電所では，自然災害等の影響によりプラントの原子炉安全に影響を及ぼす可能性がある事象（以下，前兆事象）について，前兆事象として把握ができるか，重大事故等を引き起こす可能性があるかを考慮して，設備の安全機能の維持並びに事故の未然防止対策を予め検討しておき，前兆事象を確認した時点で事前の対応ができる体制及び手順を整備している。
本資料では，前兆事象を確認した時点での事前対応の 1 例として「大津波警報」発令時の対応について示す。
１．大津波警報発令時の原子炉停止の考え方と対応
柏崎刈羽原子力発電所では，津波に対して防潮堤(T.M.S.L.+15.0ｍ)を設置する等，
安全対策を幾重にも講じているものの，津波の対応については，プラントが被災して機器・電源が使用不能になることを想定し，被災前にプラントを停止するとともに，燃料の崩壊熱を除去することで，炉心損傷に至るまでの時間を延長し，被災後の対応時間に余裕を持たせることが重要である。
津波の規模と発電所への影響として，引き波による除熱喪失のリスクがあること，また，発電所近くが震源の場合，発生した津波の波高等確認する時間的余裕がないことや発電所遠方の津波では，波高等の予測精度が低下する可能性があること等を考慮し，対応に必要な時間余裕の確保の観点から，気象庁が定めている津波予報区のうち，図１に示す発電所を含む区域である「新潟県上中下越」区域に対し，図２に示す発表基準に従い気象庁から大津波警報が発令された場合，具体的な予想波高の発表を待たず，原子炉を停止する。
また，所員の高台への避難及び扉の閉鎖を行い，津波監視カメラ及び取水ピット水位計による津波の継続監視を行う。
２．体制の整備
大津波警報が発令された場合，緊急時態勢（原子力警戒態勢）を発令し，緊急時対策
要員を非常召集することにより，すみやかに重大事故等対策を実施できる体制を整える。
なお，作業を実施する際は，津波を考慮して，安全なルートを選定する。
３．その他
柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の設計基準上の津波遡上高さは T.M.S.L.+7.5ｍと評価しており，敷地高さ（T.M.S.L.+12.0ｍ）までは到達しないものの津波に対し，以下の対策を講じている。
(1) 海水ポンプの防護対策
海水ポンプが設置されているタービン建屋海水熱交換器区域は，取水路，放水路等
1.0.8-1

の経路から津波の流入を防止する観点で，浸水防止設備（閉止板）を設置する。
(2) 建屋の浸水防護対策
タービン建屋内で地震により循環水配管が破損し，津波が流入することを想定し，浸水防止設備（水密扉）の設置や境界部の配管貫通部の止水対策を実施することにより，浸水防護重点化範囲（原子炉建屋，タービン建屋海水熱交換器区域等）への浸水を防止する。
水密扉は原則閉運用としており，更に開放時に現場でブザー等による注意喚起を行
い閉止忘れ防止を図っている。開運用となっている一部の水密扉については，大津波警報の情報が得られ次第，すみやかに扉を閉める運用としている。
また，水密扉の開閉状態が確認できる監視設備を設置しており，開状態の水密扉があった場合，運転員はその状況をすみやかに認知し，閉することが可能である。
これ以外にも，貯留堰を設置し，引き波時において，海水ポンプによる補機冷却に必要な海水を確保し，海水ポンプの機能を保持する。更に，津波監視カメラ及び取水
ピット水位計による津波の監視を継続する。
(3) 基準津波を超える津波に対する対策
基準津波を超える津波に対しても，防潮堤(T.M.S.L.+15.0ｍ)の設置，原子炉建屋，タービン建屋等の水密化，重要区画の水密化，排水設備の設置等，更なる信頼性向上の観点から自主的な対策を実施している。

1.0.8-2

柏崎刈羽原子力発電所

出典：気象庁ホームページ「津波予報区について」
図１ 気象庁が定める津波予報区

1.0.8-3

種類

発表される津波の高さ
数値での発表
巨大地震の（津波の高さ予想の区分）
場合の発表

発生基準

予想される津波の高さ
大津波警報 が高いところで３ｍを超
える場合。

１０ｍ超
(10ｍ＜予想高さ)
巨大

木造家屋が全壊・流失し、人は津波による流れに巻き込まれます。
沿岸部や川沿いにいる人は、ただちに高台や避難ビルなど安全な場所へ避難してください。

高い

標高の低いところでは津波が襲い、浸水被害が発生します。人は津波による流れに巻き込まれます。
沿岸部や川沿いにいる人は、ただちに高台や避難ビルなど安全な場所へ避難してください。

１０ｍ(5ｍ＜予想高さ≦10ｍ)
５ｍ(3ｍ＜予想高さ≦5ｍ)

津波警報

予想される津波の高さが高いところで１ｍを超え、３ｍ以下の場合。

津波注意報

予想される津波の高さが高いところで０．２ｍ以
上、１ｍ以下の場合であって、津波による災害のおそれがある場合。

３ｍ(1ｍ＜予想高さ≦3ｍ)

１ｍ(0.2ｍ≦予想高さ≦1ｍ)

想定される被害と取るべき行動

海の中では人は速い流れに巻き込まれ、また、養殖いかだが流失し小型船舶が転覆しま（表記しない） す。
海の中にいる人はただちに海から上がって、海岸から離れてください。

出典：気象庁ホームページ「津波警報・注意報、津波情報、津波予報について」
図２ 津波警報・注意報の種類について

1.0.8-4

添付資料 1.0.9

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等対策の対処に係る教育及び訓練について

＜

目

次

＞

１．運転員の教育及び訓練 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-1
２．実施組織（運転員を除く）に対する教育及び訓練 ・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-2
３．支援組織に対する教育及び訓練 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-5
４．教育及び訓練計画の頻度の考え方 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-6
５．教育及び訓練の効果の確認についての整理 ・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-6
６．実務経験によるプラント設備への習熟 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-7
７．自衛消防隊（当社社員以外）の教育訓練参加について ・・・・・・・・・・・・1.0.9-7
８．本社の緊急時対策要員の教育及び訓練について ・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-7

表１ 重大事故等対策に関する教育（運転員の主な教育内容） ・・・・・・・・・・1.0.9-8
表２重大事故等対策に関する教育（実施組織（運転員を除く）の主な教育内容） ・・1.0.9-10

表３ 重大事故等対策に関する教育（支援組織の主な教育内容）
表４

重大事故等対策に関する訓練・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-12

表５ 教育及び訓練計画の頻度の考え方について・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-17

表６ 重大事故等に対処する要員の力量管理について
表７

・・・・・・・・1.0.9-11

プラント設備への習熟のための保守点検活動

・・・・・・・・・・・・・1.0.9-18
・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-19

補足１ 要員の力量評価及び教育訓練の有効性評価について ・・・・・・・・・・・1.0.9-20
補足２ 社外評価に対するフィードバックについて ・・・・・・・・・・・・・・・1.0.9-22

運転員及び緊急時対策要員は，常日頃から重大事故等発生時の対応のための教育及び訓練を実施することにより，事故対応に必要な力量の習得を行い，当該事故等発生時においても的確な判断のもと，平常心をもって適切な対応操作が行えるように準備している。また，当該の教育及び訓練については，保安規定及び保安規定に基づく社内マニュアルに基づいて実施しており，事故時操作の知識・技術の向上に努めている。
福島第一原子力発電所事故以降は，事故の教訓を踏まえ，緊急安全対策として整備してきた全交流動力電源喪失時における初動活動の訓練も継続的に実施してきている。具体的には，給水確保・電源確保の訓練，瓦礫撤去のための訓練等を必要な時間内に成立することの確認も含め，継続的に実施している。
これらの教育及び訓練は，必要な資機材の運搬，操作手順に従い行うことを基本とし，更に各機器の取り扱いの習熟化を図っている。
新規制基準として新たに要求された重大事故等対策に係る教育及び訓練については，保安規定及び保安規定に基づく社内マニュアルに適切に定め，知識・技能の向上を図るために定められた頻度，内容で実施し，必要に応じて手順等の改善を図り実効性を高めていくこととしており，教育及び訓練の状況は以下のとおりである。
なお，教育及び訓練の結果を評価し，継続的改善を図っていくこととし，各項で参照する表に記載の教育及び訓練についても，今後必要な改善，見直しを行っていくものである。

１．運転員の教育及び訓練（表１，４参照）
運転員に対する教育及び訓練については，机上教育にて重大事故の現象に対する幅広い知識を付与するため，重大事故時の物理挙動やプラント挙動等の教育を実施する。また，知識の向上と実効性を確認するため，自社のシミュレータ又はＢＷＲ運転訓練セン
ターにてシミュレーション可能な範囲において，対応操作訓練を実施する。
表１に示すシミュレータ訓練は，従来からの設計基準事象ベース，設計基準外事象ベースの訓練に加え，国内外で発生したトラブル対応訓練，中越沖地震の教訓を反映した地震を起因とした複合事象の対応訓練，福島第一発電所事故の教訓から全交流動力電源喪失を想定した対応訓練等，原子力安全への達成には運転員の技術的能力の向上が重要であるとの観点から随時拡充し，実施している。また，重大事故等が発生した時の対応力を養成するため，手順にしたがった監視，操作において判断に用いる監視計器の故障や動作すべき機器の不動作等，多岐にわたる機器の故障を模擬し，関連パラメータによる事象判断能力，代替手段による復旧対応能力等の運転操作の対応能力向上を図っている。今後も重大事故等発生時に適切に対応できるよう，シミュレータ訓練を計画的に実施していく。
また，同一直の運転員全員で連携訓練を定期的に実施することで，事故時に当直長，当直副長の指揮のもとに，チームワークを発揮して原子炉施設の安全を確保できるよう
1.0.9-1

に，指示，命令系統の徹底，各人の事故対応能力の向上，役割分担の再確認等を行っている。
更に，運転員は緊急時に緊急時対策要員の対応操作をバックアップできるように電源車及び消防車の運転や接続の訓練を実施している。

２．実施組織（運転員を除く）に対する教育及び訓練（表２，４参照）
緊急時対策要員のうち実施組織の要員に対する教育及び訓練については，机上教育にて重大事故の現象に対する幅広い知識を付与するため，アクシデントマネジメントの概要について教育するとともに，役割に応じて重大事故時の物理挙動やプラント挙動等の教育を実施する。
これら基本となる教育を踏まえ，発電用原子炉施設の冷却機能の回復のために必要な電源確保及び可搬型設備を使用した給水確保等の対応操作を習得することを目的に，手順や資機材の取り扱い方法等の個別訓練を，年１回以上実施する。また，実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための総合訓練を年１回以上実施する。

（１）基本となる教育（表２参照）
ａ．防災教育緊急事態応急対策等，原子力防災対策活動に関する知識を深めるための教育を実施している。
・「原子力防災組織及び活動に関する知識」
緊急時対策要員に対しては，発電所内外で行われる活動を踏まえて，各自が実施すべき活動を教育する。
・「放射線防護に関する知識」
緊急時対策要員のうち技術系所員に対しては，放射線の人体に及ぼす影響，放射線の測定と防護等に関する知識を習得する。
・｢放射線及び放射性物質の測定方法並び機器を含む防災対策上の諸設備に関する知識」
緊急時対策要員のうち保安班の要員に対しては，測定対象に応じた放射線測定
器の特徴及びその原理，放射線測定器の取扱に関する知識を習得する。

ｂ．アクシデントマネジメント教育
アクシデントマネジメントに関する教育については，実施組織となる運転員への教育については勿論であるが，技術支援組織としてシビアアクシデント発生時に中央制
御室での対応をバックアップする緊急時対策要員及び実施組織として現場で活動する
緊急時対策要員の知識レベルの向上を図ることも重要である。そのため，重大事故等
1.0.9-2

発生時のプラントの挙動に関する知識の向上を図るとともに，要員の役割に応じて定期的に知識ベースの理解向上を図る。具体的には，教育内容に応じて以下のとおり基
礎的知識，応用的知識に分かれ，それぞれ対象者を設定している。
・基礎的知識：アクシデントマネジメントに関する基礎的知識
・応用的知識：事故時のプラント挙動，プラント状況に合致した機能別設備を活用したアクシデントマネジメントの専門的知識（２）原子力防災訓練
保安規定に定める非常事態に対処するための総合的な訓練として，原子力防災訓練を実施している。原子力防災訓練の具体的な要領は，原子力災害対策特別措置法に基づき定めている柏崎刈羽原子力発電所原子力事業者防災業務計画に従い実施している。
原子力防災訓練は，原子力防災管理者の指揮のもと，原子力防災組織が原子力災害発生時に有効に機能することを確認するために実施する。また，訓練項目ごとに訓練対象者の力量向上のために実施する個別訓練，各個別訓練を組み合わせ組織全体として活動を行う総合訓練があり，それぞれ計画に基づいて実施する。
訓練においては，重大事故等対策における中央制御室での操作及び動作状況確認等の短時間で実施できる操作以外の作業や操作について，必要な要員数及び想定時間にて対応できるよう，教育及び訓練により効率的かつ確実に実施できることを確認する。
なお，重大事故等対策に使用する資機材・手順書については，担当個所にて適切に管理しており，訓練の実施に当たっては，これらの資機材及び手順書を用いて実施し，訓練より得られた改善点等を適宜反映することとしている。
原子力防災訓練の具体的な内容について，以下に示す。

ａ．個別訓練（表４参照）
新規制基準で示される重大事故等対策における技術的能力審査基準に対応する各手
順に対する力量の維持，向上を図るために実施する事項を表４に整理している。
発電用原子炉施設の冷却機能の回復のために必要な電源確保及び可搬型設備を使用した給水確保等の対応操作を習得することを目的に，実施組織の要員に対し，重大事故等対策に関する教育として手順の内容理解（作業の目的，事故シーケンスとの関係等）や資機材の取り扱い方法等の習得を図るため個別訓練等を年１回以上実施する。
個別訓練は，現場操作の指揮，緊急時対策本部との連絡等を行う指揮者，現場操作等を行う担当者等のチームで行い，各人の事故対応能力の向上，役割分担の確認等を行う。また，力量評価者を置き，原子力災害発生時に対応できるよう確実に力量が確保されていることを，定期的に評価する。訓練は，訓練毎の訓練対象者全員が原則として実際の設備，活動場所で実施することとするが，実際の設備を使用するとプラン
1.0.9-3

トに影響を及ぼす場合（例：実際の充電中の電源盤への電源ケーブルの接続を実施す
ると，電気事故，感電が発生する。）は，訓練設備を用いた訓練を実施する。

（ａ）訓練内容は，様々な場合を想定し実施する。活動エリアの放射線量の上昇が予測される場合には放射線防護具（タイベック，全面マスク）を装着して活動を行う等，
悪条件（高線量下，夜間，悪天候（降雨，降雪，強風等）及び照明機能低下等）を想定し，必要な防護具等を着用した訓練も実施する。
これらの訓練内容を網羅的に盛り込んだ教育訓練内容を設定することにより，円滑かつ確実な災害対策活動が実施できる要員を継続的に確保することとしている。
今後も悪条件（高線量下，夜間，悪天候（降雨，降雪，強風等）及び照明機能低下等）を想定し，必要な防護具等を着用した訓練を取り入れた上で計画的に訓練を行い，重大事故等対処に係る保安規定変更が施行され運用が開始されるまでには，必要な訓練対象者に対し訓練が実施され力量が確保されている状態に体制整備を実施する。

（ｂ）ＡＭ訓練により，アクシデントマネジメントガイドラインを使用して，事故状況の把握，事象進展防止・影響緩和策の判断を実施し，発電所緊急時対策本部が中央制
御室の運転員を支援できることを確認している。また，緊急事態支援組織対応訓練，
通報訓練，緊急被ばく医療訓練，モニタリング訓練，避難誘導訓練により，各要素の活動が確実に実施できることを確認するとともに，これらを組み合わせて実施する総合訓練において，重大事故等の発生を想定した場合においても発電所緊急時対策本部
が総合的に機能することを確認している。

ｂ．総合訓練組織全体としての力量向上を図るために発電所は年１回以上（年４回以上を目標）
総合訓練を実施する。各個別訓練を組み合わせ，組織内各班の情報連携や組織全体の運営が適切に行えるかどうかの検証を行う。本社等と行う総合訓練においては，当社
経営層も参加し，発電所緊急時対策本部における活動の指揮命令及び情報収集，中央制御室を模擬したシミュレータによる運転員と緊急時対策本部との情報連携，並びに他の災害対策本部等との連携についての活動訓練を実施することにより，原子力災害発生時における発電所と本社等のコミュニケーションの強化を図っている。
また，総合訓練では，適宜，オフサイトセンターや自治体等への情報提供等の連携
や，原子力事業所災害対策支援拠点の立ち上げ，他の原子力事業者との連携（協力要請等），社外への情報提供（模擬記者会見訓練）等にも取り組んでいる。具体的には，オフサイトセンターへ実際に対応要員を派遣し，プラントの情報収集やオフサイトセ
1.0.9-4

ンターからの情報を社内に共有する訓練や，自治体関係者へプラントの情報を直接説明するために人員を派遣し説明を行う訓練，原子力事業所災害対策支援拠点へ実際に派遣される要員自らが拠点を立ち上げる訓練，他の原子力事業者への連携では発電所が発災した場合の支援本部幹事事業者である東北電力株式会社へ実際に協力要請を行う連携訓練，本社等において社外へのプラントの状況の説明等を行う模擬記者会見訓練等を行なっている。
総合訓練に使用する事故シナリオは，炉心損傷等の重大事故を想定したシナリオを用いて発電所緊急時対策本部の各活動との連携が確実に実施できていることを，全体を通して確認している。
また，２プラント同時被災時の対応等，複数号炉同時被災のシナリオも取り込み，発電所緊急時対策本部の各活動が輻輳しないことも確認している。
訓練にあたっては，事象進展に応じて訓練者が対応手段を判断していくシナリオ非提示型の訓練を実施し，対応能力を強化するとともに，これまでも地震及び津波による外部電源喪失だけでなく，様々な自然災害（竜巻，台風，雷，高潮等）や外部事象，
宿直体制等の各事故シーケンスに対応して実施しており，今後も計画的に実施する。
保安規定に定める非常事態に対処するための総合的な訓練として，原子力防災訓練（緊急時演習）を実施している。原子力防災訓練（緊急時演習）は，原子力災害対策
特別措置法に基づき定めている柏崎刈羽原子力発電所原子力事業者防災業務計画に従い，総合訓練の一環として年１回実施している。

（３）その他の教育及び訓練
日本原子力発電株式会社内に設置されている原子力緊急事態支援組織（以下「緊急時支援組織」という。）に対する協力要請等の対応訓練を年１回実施し，緊急時支援組織への出動要請，資機材の搬入及び資機材を使用した操作訓練を実際に行うことにより，対応手順及び操作手順の習熟を図る。更に緊急時支援組織に緊急時対策要員を定期的に派遣し，遠隔操作が可能なロボットの操作訓練及び保修訓練等を行い操作の習熟を図る。

３．支援組織に対する教育及び訓練（表３，４参照）
緊急時対策要員のうち支援組織の要員に対する教育及び訓練については，机上教育にて支援組織の位置付け，実施組織との連携及び資機材等に関する教育に加え，役割に応じた個別訓練を実施する。また，実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための総合訓練を年１回以上実施する。

４．教育及び訓練計画の頻度の考え方（表５参照）
各要員に対し必要な教育及び訓練を年１回以上実施し，教育及び訓練の有効性評価を
1.0.9-5

行い，力量の維持及び向上が図れる実施頻度に見直す。
・ 各要員が力量の維持及び向上を図るためには，各要員の役割に応じた教育及び訓練を受ける必要がある。各要員の役割に応じた教育及び訓練を年１回以上，毎年繰り返すことにより，各手順を習熟し，力量の維持及び向上を図る。
・ 各要員の力量評価の結果に基づき教育及び訓練の有効性評価を行い，年１回の実施頻度では力量の維持が困難と判断される教育及び訓練については，年２回以上の実施頻度に見直す。
有効性評価の結果，現状，実施頻度を年２回以上としている訓練の例は，次のとおり。
・瓦礫撤去（12 回／年）
・電源車・GTG 操作（２回／年）
・ケーブル接続（２回／年）
・消防車による連結送水（２回／年）

５．教育及び訓練の効果の確認についての整理（表６参照）
各要員が必要な教育及び訓練を計画的に実施し，力量の維持・向上が図られていることを確認することにより，教育及び訓練内容が適切であることを確認する。力量を有していると確認された要員は，管理リストへの反映により管理している。各要員に必要な力量の維持・向上が図られていない場合は，教育及び訓練内容の改善をすみやかに実施する。

（１）要員の力量管理並びに教育及び訓練の有効性評価
教育及び訓練の効果については，各要員が必要な教育及び訓練を計画的に実施し，力量の維持及び向上が図られていることをもって確認する。
・ 各要員がマニュアルに従い，確実に教育及び訓練を実施していることの確認を行う。
・ 各要員の力量の評価は，教育の履歴及び訓練における対応操作の評価結果で行い，各要員の力量の維持及び向上が図られていることを確認する。合わせて，必要な力量を有した要員を確保できているか確認することにより教育及び訓練の有効性評価を行う。
・ 教育及び訓練の有効性評価は，教育及び訓練計画書へ反映する。

（２）対応能力の向上
総合訓練における評価の信頼性向上を図るため，ＷＡＮＯ（世界原子力発電事業者協会）の「パフォーマンス目標と基準」の評価項目を取り入れた緊急時対策本部要員の訓練評価シートを整備している。訓練参加者以外の者を評価者として配置し，評価
1.0.9-6

者が訓練評価シートを用いて訓練参加者の対応状況を確認，評価する。総合訓練実施
後は，訓練参加者及び評価者で訓練を振り返り，反省点，課題等を集約する等，訓練の実施結果を確認し，その中から改善が必要な事項を抽出し，手順，資機材，教育及び訓練計画への反映を行う。また，ＷＡＮＯピアレビュー，ＩＡＥＡ（国際原子力機関）のＯＳＡＲＴ（運転安全調査団）等社外機関を招き，教育及び訓練を含む取り組
みについて，社外の視点での客観的な評価も取り入れている。

６．実務経験によるプラント設備への習熟（表７参照）
運転員及び緊急時対策要員のうち保全部員は，計画的に実施する教育及び訓練の他，実務経験を通じてプラント設備への習熟を図っている。
運転員は，通常時に実施する項目を定めた手順書に基づき，設備の巡視点検，定例試
験及び運転に必要な操作を行うことにより，普段から，設備についての習熟を図る。
緊急時対策要員のうち保全部員は，設備の点検において，保守実施方法をまとめた社
内マニュアルに基づき，現場に立ち，巡視点検，分解機器の状況確認，組立状況確認及び試運転の立会確認を行うとともに，施工要領書の内容確認及び作業工程検討等の保守点検活動を行うことにより，普段から，設備についての習熟を図る。また，技能訓練施
設にてポンプ，弁設備の分解点検，調整，部品交換等の実習を社員自らが実施すること
により技能及び知識の向上を図る。
なお，予備品を用いた補機冷却系ポンプ電動機の復旧作業は，協力企業の支援による実施としているが，本復旧作業は事故収束後のプラント安定状態を継続する上で有効であることから，直営訓練等を通じて復旧手順の整備や作業内容把握，技能訓練施設において予備品の類似機器を用いた分解点検や組立作業訓練等を通じて現場技能向上への取り組みを継続的に実施する。

７．自衛消防隊（当社社員以外）の教育訓練参加について
自衛消防隊のうち，協力企業社員は，個別に締結している業務委託契約に基づいて必要な教育訓練を行うこととしている。このため，自衛消防隊も当社が作成した教育訓練
プログラムに従い，必要な教育を受け，当社が実施する個別訓練及び総合訓練に参加す
ることにより，必要な力量の維持・向上を図る。

８．本社の緊急時対策要員の教育及び訓練について
本社の緊急時対策要員に対しては，原子力防災対策活動及び重大事故等の現象について理解するための教育を行う。また，発電所対策本部への支援，社内外の情報収集及び災害状況の把握，情報発信，関係組織への連絡など本社の活動に関する訓練を役割に応じて行い，必要な力量の維持・向上を図る。
1.0.9-7

表１ 重大事故等対策に関する教育（運転員の主な教育内容）
（１／２）
教育名

目的

内容

対象者

時間･頻度

異常時対応訓練（指揮，状況判断)異常時に指揮者として適切な指揮，状況判断がで・異常時操作の対応(判断，指揮命令含む)
きるよう，異常時操作の対応(判断・指揮命令)及・警報発生時の監視項目
び，警報発生時の監視項目について理解する。

異常時対応訓練（中央制御室内対応)

異常時に中央制御室において適切な処置がとれるように，警報発生時の対応及び異常時操作の対応について理解する。
役割に応じた活動に要する資機材等に関する知識の習得

異常時対応訓練（現場機器対応)

・原子炉の起動停止の概要
異常時に現場において適切な処置がとれるよう・各設備の運転操作の概要(現場操作)に，警報発生時の対応及び異常時操作の対応につ・警報発生時の対応操作(現場操作)
いて理解する。
・異常時操作の対応(現場操作)

当直長，当直副長，当直主任，
当直副主任，主機操作員，
補機操作員

シミュレータ訓練Ⅰ（連携訓練）

異常事象対応時(設計基準外事象含む)の連携措置 ・運転操作の連携訓練の万全を図る。
【重大事故等の対応を含む】※

当直長，当直副長，当直主任，
３年間で１５時間
当直副主任，主機操作員，
以上
補機操作員

シミュレータ訓練Ⅱ

警報発生時及び異常事象時（設計基準外事象含 ・起動停止・異常時・警報発生時対応訓練
む）対応の万全を図る。
【重大事故等の対応を含む】※

シミュレータ訓練Ⅲ

警報発生時及び異常事象時（設計基準外事象含む）対応の万全を図る。

※：福島第一原子力発電所事故の教訓を踏まえ，充実強化した内容

・原子炉の起動停止に関する操作と監視項目
・各設備の運転操作と監視項目
・警報発生時の対応操作(中央制御室)・異常時操作の対応(中央制御室)・起動停止，異常時・警報発生時の対応・判断・
指揮命令訓練【重大事故等の対応を含む】※

当直長，当直副長

当直長，当直副長，当直主任，
当直副主任，主機操作員

３年間で３０時間
以上（他の項目も含む）

当直主任，当直副主任，
主機操作員

３年間で９時間
以上

当直長，当直副長

３年間で９時間
以上

8
9
.
0
.
1

表１ 重大事故等対策に関する教育（運転員の主な教育内容）
（２／２）
教育名

目的

内容

アクシデントマネジメント アクシデントマネジメントに関する基礎的知識 ・アクシデントマネジメントの概要
教育（基礎的知識）の習得
・津波アクシデントマネジメントの概要 ※事故時のプラント挙動，プラント状況に合致した ・代表的な事故シナリオの流れとプラント挙動
アクシデントマネジメント
機能別設備を活用したアクシデントマネジメン ・機能別の設備のプラント状況にあった優先順
教育（応用的知識）
トの専門的知識の習得
位

防災教育

・原災法及び関係法令の概要
・原子力事業者防災業務計画の概要
・発電所員として必要な基礎知識の理解
・原子力災害に関する知識を習得し，原子力防災 ・防災体制，防災組織及び活動
・防災関係設備
活動の円滑な実施に資する。
・緊急時活動レベル（ＥＡＬ）※※：福島第一原子力発電所事故の教訓を踏まえ，充実強化した内容

対象者

時間･頻度

当直長，当直副長，当直主任，
当直副主任，主機操作員，
補機操作員

１回／年

当直長，当直副長

１回／年

実施組織
（役割に応じた項目）

１回／年

9
9
.
0
.
1

表２ 重大事故等対策に関する教育（実施組織（運転員を除く）の主な教育内容）
教育名

目的

内容

アクシデントマネジメント アクシデントマネジメントに関する基礎的知識 ・アクシデントマネジメントの概要
教育（基礎的知識）の習得
・津波アクシデントマネジメントの概要 ※事故時のプラント挙動，プラント状況に合致した ・代表的な事故シナリオの流れとプラント挙動
アクシデントマネジメント
機能別設備を活用したアクシデントマネジメン ・機能別の設備のプラント状況にあった優先順
教育（応用的知識）
トの専門的知識の習得
位

防災教育

・原災法及び関係法令の概要
・原子力事業者防災業務計画の概要
・発電所員として必要な基礎知識の理解
・防災体制，防災組織及び活動
・原子力災害に関する知識を習得し，原子力防災
・防災関係設備
活動の円滑な実施に資する。
・発電所設備概要
・緊急時活動レベル（ＥＡＬ）※

総合訓練

・各機能班の活動想定した原子力災害への対応，各機能や組織間の ・各機能班の連携
連携等，組織が予め定められた機能を発揮できる ・本部の意思決定ことを確認する。
・本社本部との連携【重大事故等を想定し，上記を実施】※

0
1
9
.
0
.
1

※：福島第一原子力発電所事故の教訓を踏まえ，充実強化した内容

対象者

頻度

実施組織

１回／年

実施組織
（統括，班長）１回／年

実施組織（役割に応じた項目）

１回／年

緊急時対策要員

１回／年

表３ 重大事故等対策に関する教育（支援組織の主な教育内容）
教育名

目的

内容

対象者

頻度

技術支援組織，運営支援組織
（広報班，
立地班，
通報班）

１回／年

事故時のプラント挙動，プラント状況に合致した ・代表的な事故シナリオの流れとプラント挙動
アクシデントマネジメント
技術支援組織機能別設備を活用したアクシデントマネジメン ・機能別の設備のプラント状況にあった優先順
教育（応用的知識）（統括，班長，要員（計画班））
トの専門的知識の習得
位

１回／年

アクシデントマネジメント アクシデントマネジメントに関する基礎的知識 ・アクシデントマネジメントの概要
教育（基礎的知識）の習得
・津波アクシデントマネジメントの概要 ※防災教育

・原災法及び関係法令の概要
・発電所員として必要な基礎知識の理解
・原子力事業者防災業務計画の概要
・原子力災害に関する知識を習得し，原子力防災 ・防災体制，防災組織及び活動
活動の円滑な実施に資する。
・防災関係設備
・緊急時活動レベル（ＥＡＬ）※

総合訓練

・各機能班の活動想定した原子力災害への対応，各機能や組織間の ・各機能班の連携
連携等，組織が予め定められた機能を発揮できる ・本部の意思決定ことを確認する。
・本社本部との連携【重大事故等を想定し，上記を実施】※

その他訓練

・通報訓練
予め定められた機能を発揮できるようにするた・モニタリング訓練
めに資機材操作を含めて行い，機能毎の対応能力
・避難誘導訓練向上を図る。
・緊急時被ばく医療訓練※：福島第一原子力発電所事故の教訓を踏まえ，充実強化した内容

技術支援組織，運営支援組織（役割に応じた項目）

１回／年

緊急時対策要員

１回／年

該当者

１回／年

1
1
9
.
0
.
1

表４ 重大事故等対策に関する訓練（１／５）
教育訓練項目教育訓練に使用する手順書

ＧＴＧによる給電○多様なハザード対応手順
・「GTG（２台）による荒浜側緊急用 M/C 受電」
・「GTG（１台）による荒浜側緊急用 M/C 受電」

対象者

個別訓練名称及び頻度

復旧班員

・GTG 操作：２回／年
・緊急用 M/C 受電：１回／年

電源車による給電○多様なハザード対応手順
・「電源車による P/C 7C-1 受電」

復旧班員

・電源車操作：２回／年・P/C 受電：１回／年
・ケーブル接続：２回／年

緊急用Ｍ／Ｃからの受電○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）
・「緊急用Ｍ／ＣによるＭ／Ｃ Ｃ・Ｄ受電」

運転員

・緊急用Ｍ／ＣによるＭ／Ｃ Ｃ・Ｄ受電：１回/年○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）
・「Ｄ／Ｇによる緊急用Ｍ／Ｃへの受電」

運転員

・Ｄ／Ｇによる緊急用Ｍ／Ｃへの受電：１回／年○多様なハザード対応手順
・「各号機Ｄ／Ｇ（Ａ）による荒浜側緊急用Ｍ／Ｃ受電から各号機への送電」

復旧班員

・緊急用Ｍ／Ｃ受電：１回／年○多様なハザード対応手順①「非常用Ｄ／Ｇ軽油タンクからタンクローリーへの給油」②「地下軽油タンクからローリーへの給油」③「タンクローリーから各機器等への給油」

復旧班員①非常用Ｄ／Ｇ軽油タンクからの補給：１回／年①非常用Ｄ／Ｇ軽油タンクへのフランジ接続：２回／年②③軽油地下タンクからの補給：１回／年

電源確保

号機間融通

ＧＴＧ，電源車への燃
料補給

2
1
9
.
0
.
1

表４ 重大事故等対策に関する訓練（２／５）
教育訓練項目

炉心損傷緩和

対象者

個別訓練名称及び頻度

高圧の原子炉への注入操作○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＲＣＩＣ現場起動」②「ＨＰＣＦ緊急注水」③「ＣＲＤによる原子炉注水」④「ＳＬＣポンプによる原子炉注水」

運転員①ＲＣＩＣ現場起動：１回／年②ＨＰＣＦ緊急注水：１回／年③ＣＲＤによる原子炉注水：１回／年④ＳＬＣポンプによる原子炉注水：１回／年

原子炉の減圧○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＳＲＶ駆動源確保」②「バッテリーによるＳＲＶ開放（多重伝送盤）」

運転員①ＳＲＶ駆動源確保：１回／年②バッテリーによるＳＲＶ開放（多重伝送盤）：１回／年○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＲＨＲによる原子炉注水」②「ＭＵＷＣによる原子炉注水」③「消火ポンプによる原子炉注水」④「消防車による原子炉注水」

運転員①ＲＨＲによる原子炉注水：１回／年②ＭＵＷＣによる原子炉注水：１回／年③消火ポンプによる原子炉注水：１回／年④消防車による原子炉注水：１回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＲＨＲによる原子炉除熱」②「熱交換器ユニットによる補機冷却水確保」

運転員①ＲＨＲによる原子炉除熱：１回／年②熱交換器ユニットによる補機冷却水確保：１回／年

復旧班員

・資機材移動・配置：１回／年・代替 Hx 車移動：１回／年・ホース接続：１回／年
・ケーブル接続：１回／年
・代替 RSW ポンプ設置：１回／年
・電源車操作：２回／年

低圧の原子炉への注入操作教育訓練に使用する手順書

最終ヒートシンクへの熱輸送○多様なハザード対応手順
・「熱交換器ユニットによる補機冷却水確保」

3
1
9
.
0
.
1

表４ 重大事故等対策に関する訓練（３／５）
教育訓練項目

格納容器破損防止格納容器内の冷却・減圧

水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止
4
1
9
.
0
.
1
使用済燃料プール水位維持及び
燃料損傷緩和

使用済燃料プールへの注水

使用済燃料プールへのスプレイ

教育訓練に使用する手順書

対象者

個別訓練名称及び頻度○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「MUWC による PCV スプレイ」②「消火ポンプによるＰＣＶスプレイ」③「消防車によるＰＣＶスプレイ」④「格納容器フィルタベント」⑤「耐圧強化ベント」⑥「ＰＣＶベント弁駆動源確保［予備ボンベ］」

運転員①MUWC による PCV スプレイ：１回／年②消火ポンプによるＰＣＶスプレイ：１回／年③消防車によるＰＣＶスプレイ：１回／年④格納容器フィルタベント：１回／年⑤耐圧強化ベント：１回／年⑥ＰＣＶベント弁駆動源確保［予備ボンベ］：１回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年･消防車による連結送水：2 回／年○事故時運転操作手順書（ＥＯＰ）①「ＲＨＲによるＳＦＰ注水」②「ＳＰＣＵによるＳＦＰ注水」③「ＭＵＷＣによるＳＦＰ注水」④「消火ポンプによるＳＦＰ注水」⑤「消防車によるＳＦＰ注水」

運転員①ＲＨＲによるＳＦＰ注水：１回／年②ＳＰＣＵによるＳＦＰ注水：１回／年③ＭＵＷＣによるＳＦＰ注水：１回／年④消火ポンプによるＳＦＰ注水：１回／年⑤消防車によるＳＦＰ注水：１回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年

復旧班員

・大容量送水設備：１回／年

放射性物質放出 発電所外への放射性 ○多様なハザード対応手順
緩和
物質の拡散抑制・「放射線物質放出箇所へのスプレイ（淡水／海水）」表４ 重大事故等対策に関する訓練（４／５）
教育訓練項目教育訓練に使用する手順書

対象者

個別訓練名称及び頻度

防火水槽への補給○多様なハザード対応手順①「貯水池から大湊側防火水槽への補給」②「消防車による防火水槽への海水補給」

復旧班員①貯水池から大湊側への送水：２回／年②消防車による注水：１回／年②消防車による連結送水：2 回／年

送水○多様なハザード対応手順
・「消防車による送水」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年

ＣＳＰへの補給○多様なハザード対応手順
・「消防車によるＣＳＰへの補給」

復旧班員

・消防車による注水：１回／年
・消防車による連結送水：2 回／年

アクセスルートの確保○多様なハザード対応手順
・「状況確認とアクセスルート確保」
・「段差復旧・陥没箇所復旧」
・「瓦礫除去」復旧班員

・瓦礫撤去範囲重機走行（ホイールローダ）：１回／月
・瓦礫撤去（ホイールローダ）：１回／月
・道路段差復旧（ホイールローダ）：１回／月
・瓦礫撤去（ショベルカー※）：１回／月

事故時の計装○多様なハザード対応手順
・「重要監視計器復旧」

復旧班員

・ＳＦＰ水位計及び監視パラメータのデジタルレコーダへの接
続：２回／年

運転員

・中操陽圧化：１回／年

水源確保

その他対策

中央制御室の居住性 ○ＡＭ設備別操作手順書の確保
・「中操陽圧化」※ショベルカーは自主対策設備

5
1
9
.
0
.
1

表４ 重大事故等対策に関する訓練（５／５）
教育訓練項目教育訓練に使用する手順書

個別訓練名称及び頻度

保安班員①緊急時対策所及び中央制御室のチェンジングエリア
設営：１回／年②緊急時対策所及び中央制御室の放射線測定：１回／年

総務班員③緊急時対策所機能移設：１回／年④対策本部設営：２回／年

環境モニタリング○緊急時対策本部運営要領①「放射能観測車による測定」②「緊急時構内モニタリング」③「海上モニタリング」④「可搬型モニタリングポストによる測定」⑤「モニタリングポスト電源確保」⑥「モニタリングポストのバックグラウンド低減」

保安班員①放射能観測車による測定：１回/年②緊急時構内モニタリング：１回/年③海上モニタリング：１回／年④可搬型モニタリングポストによる測定：１回／年⑤モニタリングポスト電源確保：１回／年⑥モニタリングポストのバックグラウンド低減：１回／年

気象条件の測定○緊急時対策本部運営要領
・「可搬型代替気象観測装置による測定」

保安班員

・可搬型代替気象観測装置による測定：１回／年

消火活動○火災防護計画①「初期消火班の連携」②「消防車による消火」○緊急時対策本部運営要領①「緊急時対策所及び中央制御室のチェンジング
緊急時対策所の居住エリア設営」性の確保②「緊急時対策所及び中央制御室の放射線測定」③「緊急時対策所機能の移設」④「免震棟ガスタービン発電機手動起動手順書」

その他対策

対象者

自衛消防隊員①火災対応訓練：１回／年②消防車操作訓練：１回／年

6
1
9
.
0
.
1

表５ 教育及び訓練計画の頻度の考え方について

項目

頻 度

教育・訓練の方針

教育・訓練の内容

教育・訓練の計画

１回／年

・ 原子炉施設保安規定に基づく手順書で計画の策定方針を規定する。

・ 重大事故等対策に関する知識向上のための教育・訓練等

１回／年

・ 各要員が力量の維持及び向上を図るためには，各要員の役割に応じた教育及び訓練を受ける必要がある。
各要員の役割に応じた教育及び訓練を年１回以上，毎年繰り返すことにより，各手順を習熟し，力量の維持及び向上を図る。

個別訓練

7
1
9
.
0
.
1

２回／年以上総合訓練・ 各要員に対し必要な教育及び訓練項目を年１回以上実施し，評価することにより，力量が維持されていることを確認する。

１回／年以上・ 各要員の力量評価の結果に基づき教育及び訓練の有効性評価を行い，年１回の実施頻度では力量の維持が困難と判断される教育又は訓練については，年２回以上の実施頻度に見直す。
・ 想定した原子力災害への対応，各機能や組織間の連携等，組織が予め定められた機能を発揮できることを総合的に確認する訓練を年１回以上実施し，評価することにより，緊急時対策要員の実効性等を確認する。

・ 給水活動及び電源復旧活動等の各項目の教育・訓練（消防車による注水，SLC ポンプによる原子炉注水，P/C 受電，他）

・ 給水活動及び電源復旧活動等の各項目の教育・訓練（有効性評価の結果，現状，実施頻度を年２回以上としている訓練の例は次のとおり）（瓦礫撤去（12 回／年）
，電源車・GTG 操作（２回／年），ケーブル接続（２回／年），消防車による連結送水（２回／年））・ 緊急時対策要員の実効性等を総合的に確認。

表６ 重大事故等に対処する要員の力量管理について
要員

必要な作業

緊急時対策要員
・本部長，各統括及び ○発電所における災害対策活動の実施
技術スタッフ

必要な力量○事故状況の把握○対応判断○適確な指揮○各班との連携

主要な教育・訓練

主要な効果（力量）の確認方法○アクシデントマネジメント
教育○防災教育の実施状況，総合訓練の結果か○防災教育
ら効果（力量）の確認を行う。
○総合訓練

緊急時対策要員
・上記以外の要員○発電所における災害対策活動の実施○所掌内容の理解（統括／班長指示による）○対策本部との情報共有○関係箇所への情報提供○各班との連携○各班要員の活動状況把握

運転員○事故状況の把握○事故拡大防止に必要な運転上の措置○除熱機能等確保に伴う措置

実施組織○復旧対策の実施
・資機材の移動，電源車による給電， ○個別手順の理解
原子炉への注水，使用済燃料プール ○資機材の取り扱い○配置場所の把握
への注水等
○消火活動

○アクシデントマネジメント○必要な活動ができることを各班機能に教育応じた個別訓練の結果，総合訓練の結○防災教育
果，防災教育の実施状況から効果（力量）○総合訓練の確認を行う。
○各班機能に応じた個別訓練

支援組織○事故拡大防止対策の検討○資材の調達及び輸送○放射線・放射能の状況把握○社外関係機関への通報・連絡○事故状況の把握○各班との情報共有○個別手順の理解○資機材の取り扱い○アクシデントマネジメント
教育○防災教育の実施状況，個別訓練の結果か○防災教育
ら効果（力量）の確認を行う。
○総合訓練○各班機能に応じた個別訓練○確実なプラント状況把握○運転操作○事故対応手順の理解○アクシデントマネジメント○事故を収束できること，適切に作業を実教育施できることをシミュレータ訓練の結○防災教育
果，防災教育等の実施状況から効果（力○総合訓練量）の確認を行う。
○シミュレータ訓練

8
1
9
.
0
.
1

表７ プラント設備への習熟のための保守点検活動

対象者

入社１年目
原子力技術系社員
（全員）

主な活動

保守点検活動の内容（例）社内マニュアル現場実習

・入社後，原子力発電所の基礎知識を約１ヶ月半学んだ後，発電所の当直にて，３ヶ月間現場実習を受ける。現場を中心に巡視点検（実習），系統・設備の現場トレース，運転操作ＯＪ
教育及び訓練基本マニュアルＴ等を受け，現場設備に習熟している。その後，引き続き当直業務に就く場合と，保修等の業務に就く場合があり，各職場で現場業務を実施。

巡視点検

・巡視点検を１回以上／直で実施。
・必要により簡易な保守を実施。

運転管理基本マニュアル

運転操作

・プラント起動又は停止時の運転操作及び機器の状態確認
・非常用炉心冷却設備等の定期的な起動試験に係る運転操作及び機器の状態確認

運転管理基本マニュアル

保守管理

・設備ごとに担当者を定め，プラント運転中の定期的な巡視，及びプラント起動停止時や試運転時に立会い，異常有無等の状態を確認。
保守管理基本マニュアル
・設備不具合時等に設備の状況を把握し，原因の特定及び復旧方針を策定。デジタル制御装置
については，不具合基板を特定し基板取替作業を実施。

工事管理（調達管理）

・各設備の定期的な保守点検工事，あるいは修繕工事等において，当社立会のホールドポイン
保守管理基本マニュアル
トを定めて，設備毎の担当者が分解点検等の現場に立会い，設備の健全性確認を行うととも
調達管理基本マニュアルに，作業の安全管理等を実施。

教育訓練

・保全部配属後，技能訓練施設において，基本的な設備（制御弁，ポンプ，モータ，手動弁，遮断器，検出器，伝送器，制御器等）の分解点検や組立て及び点検調整等の実習トレーニングを行い，現場技能を習得している。
教育及び訓練基本マニュアル
・また，ＯＪＴを主体に専門知識の習得を図ることで，技術に堪能な人材を早期に育成してい
る。

運転員

9
1
9
.
0
.
1
保全員

補足１
補足１ 要員の力量評価及び教育訓練の有効性評価について
１．要員の力量評価
各要員の力量評価は，訓練における対応状況を予め定めた力量水準に照らして行う。具体的には，訓練毎に設定した判定基準を満たした訓練を有効なものとし，その訓練における各要員の対応状況を評価する。評
価は，当該訓練で既に力量を有している者を評価者として配置し，評価者が評価対象の要員の対応状況を確認し，表２に示す力量水準に照らして力量レベルを判定する。（表１，２参照） なお，判定基準を満たさなかった訓練については，判定基準を満たすまで訓練を行う。

表１ 力量評価の例
平成○年○月○日 ○時○分～○時○分

訓練実施日時
NO

訓練内容

〔上段〕

判定基準（目標値）〔下段〕

所要時間（分）高圧ケーブルＭ／Ｃ接続訓練①②

５０

７０分以内に完了（６０分）
低圧ケーブルＭＣＣ接続訓練

４５

７０分以内に完了（６０分）
指揮者

要員名
個人力量評価

担当者

東電太郎

合格

東電次郎

優

東電三郎

可

東電四郎
評価者

力量レベル

良
東京雷太

表２ 力量レベルと力量水準の例
力量水準

指揮者

・訓練手順書の指揮者の業務に精通し，作業班の指揮・統括ができる。
・本部と連絡を取りながら，現場進捗状況の説明ができる。
・本部と連絡を取りながら，プラント状況の理解ができる。

担当者 優

作業手順に精通し，自立的に，すみやかに作業が実施できる技量を持っている。

担当者 良

手順書を確認しながらであれば，作業を自立的に実施可能である。

担当者 可

一人ではできないが，指示を受けながら作業が実施可能である。

担当者 不可指示された作業ができない。

1.0.9-20

２．教育訓練の有効性評価
教育訓練の有効性は，個別訓練毎に必要人数を満たしているか否かを確認することで評価する。具体的には，各要員の力量評価の結果を訓練毎に集約し，必要な力量を有した要員を確保できているか確認することにより行う。（表３参照） その結果，必要な力量を有した要員が確保できていない場合には，教育訓練の実施頻度，内容等を見直す。
表３ 教育訓練の有効性評価の例
個別訓練項目

消防車による注
水訓練

力量
レベル

必要人数
①

力量保持者数
②

余裕人数
②－①

指揮者

21

48

27

担当者
（優又は良）

49

122

73

1.0.9-21

補足２
社外評価に対するフィードバックについて
2015 年 6 月 29 日から 2015 年 7 月 13 日にかけて，柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉を対象に受審した
国際原子力機関（IAEA）による運転安全評価レビューを具体例に，社外評価に対するフィードバックについて示す。
今回の社外評価では，運営面を中心とする有益な推奨を６件，提案を９件頂き，より高い水準の安全レベルを目指すために重要な課題であると認識した。指摘事項に対しては，発電所が中心となり本社と連携しレビュ
ー直後からすみやかに対策の検討を開始し，既に展開中のものもあり，今後，全てのレビュー内容を着実に反映していくこととしている。発電所内では定期的に進捗を確認するとともに，本社は発電所の対応状況を確認し，必要に応じて支援を行う。
また，今回のレビュー終了後から約 18 カ月後のフォローアップレビューを受けることにより，当社の改善の進捗を確認いただく予定です。
なお，今回の社外評価における主な指摘事項と当社の対応方針を下記の表に示す。
表 ＩＡＥＡ 運転安全評価レビューにおける指摘事項と対応方針（抜粋）
評価

推奨

提案

指摘事項

対応方針

発電所構内において，安全手袋や安全帯の装作業安全ルール全体に対して，リスクに見合
着方法について，更なる周知・徹底が望まれう基準を明確にする。
る。
・警戒事態及び原子力緊急事態が発生した場
合の基本的な対応計画を作成するとともに，各機能班の対応手順を明確にした個別
緊急時計画及び手順について，文書化が完了
手順を作成する。
していない。
・緊急時における対応計画や個別手順を基に，引き続き計画的に訓練を実施する。
（手順書
整備後適宜実施）
自衛消防隊が火災現場に到着するまでに，原
自衛消防隊が最短で火災現場へ到着するため
子炉建屋入口にてエスコート（運転員）を待に，エスコートとの合流箇所を見直した上でつ必要があり，目標時間の達成が困難になっ訓練を実施し，改善を進める。
ている。
作業時，汚染区域出口に汚染検査員を常時配放射線管理区域外への汚染物品の持ち出しや置し，作業員と物品の汚染検査を行う（従来
身体汚染の管理に改善の余地がある。
は物品のみ）。

1.0.9-22

本資料のうち，枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

添付資料 1.0.10

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等発生時の体制について

＜

目

次 ＞

１． 重大事故等対策に係る体制の概要.................................... 1.0.10-1(1) 体制の特徴 ....................................................... 1.0.10-1(2) 緊急時対策要員の確保に関する基本的な考え方 ........................ 1.0.10-2(3) 重大事故等対策における判断者及び操作者について .................... 1.0.10-2
２． 柏崎刈羽原子力発電所における重大事故等対策に係る体制について ...... 1.0.10-3(1) 発電所対策本部の体制概要.......................................... 1.0.10-3
a． 所長の役割 .................................................... 1.0.10-3
b． 発電所対策本部の構成 .......................................... 1.0.10-3
c． 緊急時対策要員が活動する施設 .................................. 1.0.10-5(2) 発電所対策本部の要員参集.......................................... 1.0.10-5
a． 運転員 ........................................................ 1.0.10-6
b． 発電所内に常駐している緊急時対策要員 .......................... 1.0.10-7
c． 発電所外から発電所に参集する緊急時対策要員 .................... 1.0.10-7(3) 通報連絡 ......................................................... 1.0.10-8(4) 発電所対策本部内における各機能班との情報共有について .............. 1.0.10-9
a． プラント状況，重大事故等への対応状況の情報共有 ................ 1.0.10-9
b． 指示・命令，報告 .............................................. 1.0.10-9
c． 本社対策本部間との情報共有 ................................... 1.0.10-10(5) 交代要員の考え方................................................. 1.0.10-10
３． 発電所外における重大事故等対策に係る体制について ................. 1.0.10-11(1) 本社対策本部 .................................................... 1.0.10-11
a． 本社対策本部の体制概要 ....................................... 1.0.10-11
b． 本社対策本部設置までの流れ ................................... 1.0.10-12
c． 広報活動 ..................................................... 1.0.10-12(2) 原子力事業所災害対策支援拠点..................................... 1.0.10-13(3) 中長期的な体制 .................................................. 1.0.10-13
表１ 態勢の区分と緊急時活動レベル（ＥＡＬ） ........................... 1.0.10-15
表２ 所長（原子力防災管理者）不在時の代行順位 ......................... 1.0.10-16
図１ 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図 （第２次緊急時態勢・参集要員召集後（６号及び７号炉共運転中の場合）） .................. 1.0.10-17
図２ 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図（夜間及び休日（６号及び７号炉共運転中の場合）） .................. 1.0.10-18

図３ 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図（プルーム通過時（６号及び７号炉共運転中の場合）） ................ 1.0.10-19
図４ 中央制御室運転員の体制（６号及び７号炉運転中の場合） ............. 1.0.10-20
図５ 中央制御室運転員の体制（６号炉運転中，７号炉停止中の場合） ....... 1.0.10-21
図６ 中央制御室運転員の体制（６号及び７号炉停止中の場合） ............. 1.0.10-22
図７ 発電所における態勢発令と緊急時対策要員の非常召集 ................. 1.0.10-23
図８ 重大事故等発生からの緊急時対策要員の動き（６，７号炉対応要員） ... 1.0.10-24
図９ 自動呼出・安否確認システムによる非常召集連絡 ..................... 1.0.10-25
図１０ 緊急時対策要員の非常召集の流れ ................................. 1.0.10-26
図１１ 免震重要棟緊急時対策所２階対策本部内における各機能班，本社対策本部との情報共有イメージ................................................. 1.0.10-27
図１２ 重大事故等発生時の支援体制（概要） ............................. 1.0.10-28
図１３ 本社対策本部の構成............................................. 1.0.10-29
図１４ 本社における態勢発令と緊急時対策要員の非常召集 ................. 1.0.10-30
図１５ 全面緊急事態発生時の情報発信体制 ............................... 1.0.10-31
図１６ 本社対策本部及び原子力事業所災害対策支援拠点の構成 ............. 1.0.10-32
別紙１ 福島第一原子力発電所事故を踏まえた原子力防災組織の見直しについて................................................................ 1.0.10-33
別紙２ 柏崎刈羽原子力発電所における緊急時対策本部体制と指揮命令及び情報の流れ................................................................ 1.0.10-42
別紙３ 自衛消防隊の体制について....................................... 1.0.10-51
別紙４ 重大事故等発生時における緊急時対策要員の動き ................... 1.0.10-58
別紙５ 緊急時対策所における主要な資機材一覧 ........................... 1.0.10-59
別紙６ 緊急時対策要員による通報連絡について ........................... 1.0.10-61
別紙７ 原子力事業所災害対策支援拠点について ........................... 1.0.10-62
別紙８ 発電所構外からの要員の参集について ............................. 1.0.10-64
補足１ 有効性評価シナリオと要員参集の整合性について ................... 1.0.10-72
補足２ 当直副長による操作員への操作指示／確認手順について ............. 1.0.10-74
補足３ 発電所が締結している医療協定について ........................... 1.0.10-75

１．重大事故等対策に係る体制の概要
発電所において，重大事故等を起因とする原子力災害が発生するおそれがある場合，又は発生した場合に，事故原因の除去，原子力災害の拡大の防止，その他必要な活動を円滑に行うため，原子力防災管理者（所長）は，事象に応じて原子力警戒態勢，第１次，第２次緊急時態勢を発令し，所長を本部長とする原子力警戒本部又は緊急時対策本部（以下，「発電所対策本部」という。
）を設置する。
（表１）
また，発電所において原子力警戒態勢又は緊急時態勢の発令を受けた本社は，本社原子力警戒態勢又は本社緊急時態勢を発令し，本社に原子力警戒本部又は緊急時対策本部（以下，「本社対策本部」という。
）を設置する。
原子炉施設に異常が発生し，その状況が原子力災害対策特別措置法（以下，「原災法」という。）第 10 条第１項に基づく特定事象である場合の通報，態勢の発令，対策本部の設置等については，原災法第７条に基づき作成している柏崎刈羽原子力発電所原子力事業者防災業務計画（以下，「防災業務計画」という。
）に定めている。
防災業務計画には，発電所対策本部の設置，原子力防災要員を含む緊急時対策要員を置くこと，並びにこれを支援するため本社対策本部を設置することを規定している。これらの組織により全社（全社とは，東京電力ホールディングス株式会社及び各事業子会
社（東京電力フュエル＆パワー株式会社，東京電力パワーグリッド株式会社，東京電力
エナジーパートナー株式会社）のことをいい以下同様とする。
）として原子力災害事前対策，緊急事態応急対策，及び原子力災害中長期対策を実施できるようにしておくこと
で，原災法第３条で求められる原子力事業者の責務を果たしている。
以下に具体的な重大事故等発生時の体制について示す。
(1) 体制の特徴
当社は，福島第一原子力発電所事故から得られた課題から原子力防災組織に適用すべき必要要件を定め，米国における非常事態対応のために標準化されたIncident
Command System(ICS)を参考に，重大事故等の中期的な対応が必要となる場合及び発電所の複数の原子炉施設で同時に重大事故等が発生した場合に対応できるよう，原子力
防災組織を構築している。（別紙１）
発電所における原子力防災組織は，その基本的な機能として，①意思決定・指揮，②情報収集・計画立案，③現場対応，④対外対応，⑤ロジスティック・リソース管理を有しており，①の責任者として本部長（所長）があたり，②～⑤の機能毎に責任者として「統括」を置いている。
原子力防災組織の活動に当たり，各機能の責任者は情報収集を進め，それらの結果を踏まえ当面の活動目標を設定する（目標設定会議の開催）。
予め定める要領等に記載された手順の範囲内において，本部長（所長）の権限は各統括，班長に委譲されており，各統括，班長は上位職の指示を待つことなく，自律的

1.0.10-1

に活動する。
②～⑤の機能を担う必要要員規模は対応すべき事故の様相，また事故の進展や収束の状況により異なるが，プルーム通過の前・中・後でも要員の規模を拡大・縮小しな
がら円滑な対応が可能な組織設計となっている。
(2) 緊急時対策要員の確保に関する基本的な考え方
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でもすみやかに対策を行えるよう，発電所内に必要な要員を常時確保する。
また，火災発生時の初期消火活動に対応するため，初期消火活動要員についても発電所に常時確保する。
重大事故等の対応で，高線量下における対応が必要な場合においても，社員で対応できるよう要員を確保する。
病原性の高い新型インフルエンザや同様に危険性のある新感染症等が発生し，所定の緊急時対策要員に欠員が生じた場合は，夜間及び休日を含め緊急時対策要員の補充を行うとともに，そのような事態に備えた緊急時対策要員の体制に係る管理を行う。
緊急時対策要員の補充の見込みが立たない場合は，原子炉停止等の措置を実施し，確保できる要員で，安全が確保できる原子炉の運転状態に移行する。
また，予め定めた連絡体制に基づき，夜間及び休日を含めて必要な要員を非常召集できるよう，定期的に連絡訓練を実施する。
(3) 重大事故等対策における判断者及び操作者について
a． 判断者の明確化
重大事故等対策の判断は全て発電所にて行うこととし，本社対策本部は全社大での体制にて，発電所で実施される対策活動の支援を行う。
運転操作手順書に従い実施される事故時のプラント対応の判断は，事故発生号炉の当直副長が行う。
一方，発電所対策本部で実施される対応の判断は，緊急時対策本部運営要領上で役割分担に応じて定める責任者が行う。
プラントの同時発災時等において複数号炉での対処が必要な事象が発生した場合，運転操作手順書に従い実施される事故時のプラント対応の判断は，事故発生号炉の当直副長が行い，発電所対策本部は各プラントの状況（号機班）や使用可能な設備（復旧班），事象の進展（計画班・保安班）等の状況について目標設定会議等で共有し，本部長が対応すべき優先順位の最終的な判断を行う。
b． 操作者の明確化
各種手順書は，運転員が使用するものと発電所緊急時対策要員が使用するものと，

1.0.10-2

使用主体によって整備している。
ただし，使用目的によっては，相互の手順の完遂により機能を達成する場合がある
ことから，重大事故等対処設備の操作にあたっては，中央制御室と発電所対策本部の間で緊密な情報共有を図りながら行うこととする。
２．柏崎刈羽原子力発電所における重大事故等対策に係る体制について(1) 発電所対策本部の体制概要
a． 所長の役割
所長は，発電所対策本部の本部長として統括管理を行い，責任を持って，原子力防災の活動方針の決定を行う。なお，所長が不在の場合は，予め定めた順位に従い，副原子力防災管理者がその職務を代行する。
（表２）
b． 発電所対策本部の構成(a) 発電所対策本部
発電所対策本部は，実施組織及び支援組織に区分される。更に支援組織は，技術支援組織及び運営支援組織に区分される。
実施組織は，重大事故等対策を実施する責任者として号機統括を配置し，号機統括のもと，号機班（当直（運転員）を含む），復旧班及び自衛消防隊で構成する。
支援組織のうち技術支援組織は，復旧計画の戦略立案及び発電所内外の放射能の状況把握等を行う責任者として計画・情報統括を配置し，計画・情報統括のもと，計画班及び保安班で構成する。
支援組織のうち運営支援組織は，対外対応を行う責任者として対外対応統括並
びに発電所対策本部の運営を支援する責任者として総務統括を配置し，対外対応統括のもと，通報班及び立地・広報班で構成し，総務統括のもと，資材班及び総務班で構成する。
各班にはそれぞれ責任者である班長を配置する。
＜実施組織＞
号機統括：対象号炉に関する事故の影響緩和・拡大防止に関わるプラント設備の運転操作への助言，可搬型設備を用いた対応，不具合設備の復旧の統括
号機班：当直からの重要パラメータ及び常設設備の状況の入手，対策本部へイン
プット，事故対応手段の選定に関する当直のサポート，当直からの支援要請に関する号機統括への助言
当直（運転員）：重要パラメータ及び常設設備の状況把握と操作，中央制御室内監
視・操作の実施，事故の影響緩和，拡大防止に関わるプラントの運転操作。

1.0.10-3

復旧班：事故の影響緩和・拡大防止に関わる可搬型設備の準備と操作，可搬型設備の準備状況の把握，号機統括へインプット，不具合設備の復旧の実施
自衛消防隊：火災発生時における消火活動。
＜技術支援組織＞
計画・情報統括：事故対応方針の立案，プラントパラメータ等の把握とプラント状態の予測，本部長への技術的進言・助言（重大事故等対処設備など構内設備の活用）計画班：事故対応に必要な情報（パラメータ，常設設備の状況・可搬型設備の準備状況等）の収集，プラント状態の進展予測・評価，プラント状態の進展予測・評価結果の事故対応方針への反映，アクシデントマネジメントの専門知識に関する計画・情報統括のサポート
保安班：発電所内外の放射線・放射能の状況把握，影響範囲の評価，被ばく管理，
汚染拡大防止措置に関する緊急時対策要員への指示，影響範囲の評価に基づく対応方針に関する計画・情報統括への助言，放射線の影響の専門知識に関する計画・情報統括のサポート＜運営支援組織＞
対外対応統括：対外対応活動の統括，対外対応情報の収集，本部長へインプット
通報班：対外関係機関へ通報連絡
立地・広報班：自治体派遣者の活動状況把握とサポート，マスコミ対応者への支援
総務統括：発電所対策本部の運営支援の統括
資材班：資材の調達及び輸送に関する一元管理，原子力緊急事態支援組織からの資機材受入調整
総務班：要員の呼集，参集状況の把握，対策本部へインプット，食料・被服の調達，宿泊関係の手配，医療活動，所内の警備指示，一般入所者の避難指示，物的防護施設の運用指示等
柏崎刈羽原子力発電所における緊急時対策本部体制と指揮命令及び情報の流れについて別紙２に記す。また，発電所原子力防災組織（緊急時対策要員，運転員及び自衛消防隊）の体制について図１～図３に，中央制御室の運転員の体制を図４～図６に，自衛消防隊の体制について別紙３に記す。
(b) 発電所対策本部設置までの流れ
発電所において，重大事故等の原子力災害が発生するおそれがある場合，又は発生した場合，所長はただちに緊急時態勢等を発令するとともに本社原子力運営
管理部長へ報告する。
発電所総務班長は，発電所対策本部を設置するため，発電所緊急時対策要員を

1.0.10-4

非常召集する。
（図７）
所長は，発電所における緊急時態勢を発令した場合，すみやかに発電所対策本部を設置する。
c． 緊急時対策要員が活動する施設
重大事故等が発生した場合において，発電所対策本部における実施組織及び支援組織が関係箇所との連携を図り迅速な対応により事故対応を円滑に実施するために，
以下の施設及び設備を整備する。これらは，重大事故等発生時において，初期に使用する施設及び設備であり，これらの施設又は設備を使用することによって発電用
原子炉の状態を確認し，必要な所内外各所へ通報連絡を行い，また重大事故等対処のため夜間においてもすみやかに現場へ移動する。なお，これらは重大事故等への対応における各班，要員数を踏まえ数量を決定し，原子力防災訓練において，適切に活動を実施できる数量であることを確認している。（別紙４，５）(a) 支援組織の活動に必要な施設及び設備
重大事故等対応に必要なプラントのパラメータを確認するための安全パラメー
タ表示システム（ＳＰＤＳ），発電所内外に通信連絡を行い関係箇所と連携を図る
ための統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備（テレビ会議システム，
ＩＰ－電話機，ＩＰ－ＦＡＸ），衛星電話設備及び無線連絡設備等を備えた免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊急時対策所を整備する。
(b) 実施組織の活動に必要な施設及び設備
中央制御室，免震重要棟内緊急時対策所又は３号炉原子炉建屋内緊急時対策所
及び現場との連携を図るため，携帯型音声呼出電話設備，無線通話設備及び衛星電話設備等を整備する。また，電源が喪失し照明が消灯した場合でも，迅速な現場への移動，操作及び作業を実施し，作業内容及び現場状況の情報共有を実施できるようヘッドライト及びランタン等を整備する。
(2) 発電所対策本部の要員参集
平日の勤務時間帯に原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令された場合，電話，サイ
レン吹鳴，所内放送，ページング等にて発電所構内の緊急時対策要員に対して非常召集を行い，発電所対策本部を設置した上で活動を実施する。柏崎刈羽原子力発電所では，中長期的な対応も交替できるよう運転員以外の発電所職員についてもほぼ全員（約850名）が緊急時対策要員であることから，平日の勤務時間中での要員確保は可能である。
夜間及び休日に原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令された場合，発電所対策本部

1.0.10-5

体制が構築されるまでの間については，運転員及び発電所内に常駐している緊急時対策要員を主体とした初動体制を確立し，迅速な対応を図る。
以下，発電所構内の要員数が少なくなる夜間及び休日における緊急時態勢発令時の体制について記載する。
a． 運転員
６号及び７号炉について，中央制御室の運転員は，当直長，当直副長，当直主任，
現場支援担当，当直副主任，主機操作員及び補機操作員の計18名／直を配置している。（図４）
1プラント運転中，1プラント運転停止中※については，運転員を13名（図５）とし，また2プラント運転停止中については，運転員を10名（図６）とする。
※

原子炉の状態が冷温停止（原子炉冷却材温度が 100℃未満）及び燃料交換の期間

重大事故発生時には事故発生号炉の当直副長が，重大事故等対策に係る運転操作に関する指揮・命令・判断を行い，中央制御室で運転操作を行う運転員及び現場で対応する運転員は，当直副長指示のもと重大事故等対策の対応を行うために整備された手順書に従い事故対応を行う。当直長は適宜，発電所対策本部の号機班長と連携しプラント対応操作の状況を報告する。
なお，運転員の勤務形態は，通常サイクル５班２交替で運用しており，重大事故時においても，中長期での運転操作等の対応に支障が出ることがないよう，通常時と同様の勤務形態を継続することとしていること，及び重大事故の対応にあたっては号炉毎に完結できるよう，号炉毎に中央制御室運転員２名，現場運転員４名（２人１組で２チーム）の体制を整えていること，また作業に当たり被ばく線量が集中しないよう配慮する運用としていることから，特定の運転員に作業負荷や被ばく線
量が集中することはない。
また，柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉には21名の運転員が当直業務を行っており，発電所に緊急時態勢が発令された場合，必要に応じてすみやかに各号炉の使用済燃料プールに保管されている燃料に対する必要な措置を実施することにより，複数号炉の同時被災の場合にも適切に対応できる。具体的には，使用済燃料プール水
位の監視を実施するとともに，スロッシングや使用済燃料プールの損傷による水位低下に対し，常設設備等を使用した冷却水補給操作等の必要な措置を実施する。また，使用済燃料プールのライナーが損傷し，ライナードレン集合部分においても破断した場合，使用済燃料プールから大量の冷却水漏えいが発生するが，１～５号炉
は３年以上運転を停止しており，炉心から使用済燃料プールへ取り出された燃料の崩壊熱は十分に低いことからただちに使用済燃料プールに貯蔵している燃料の著し
い損傷により放射性物質が放出されるおそれはない。このため，発電所外から参集

1.0.10-6

要員が参集した時点で１～５号炉の使用済燃料プールへ注水する操作の対応にあたることとする。
b． 発電所内に常駐している緊急時対策要員
夜間及び休日には，発電所内に常駐している緊急時対策所にて６号及び７号炉の対応を行う要員28名（意思決定・指揮を行う要員５名，実施組織として現場対応を行う要員12名，技術支援組織として情報収集・計画立案を行う要員５名，運営支援
組織として対外対応を行う要員４名及びロジスティック・リソース管理を行う要員
２名），現場で対応を行う復旧班要員14名（電源隊６名，送水隊２名，注水隊４名，給油隊２名）及び放射線測定等を行う保安班要員２名の合計44名（１～７号炉の対応を行う必要な要員は合計50名）を非常召集し，発電所対策本部の初動体制を確立するとともに，各要員は任務に応じた対応を行う。
（図２）
なお，６号及び７号炉の対応を行う緊急時対策要員合計44名（１～７号炉の対応を行う必要な要員は合計50名）が発電所内に常駐しており，重大事故時においても，中長期での緊急時対策所や現場での対応に支障が出ることがないよう，緊急時対策
要員は交替で対応可能な人員を確保していること，及び重大事故等の対応にあたっては作業毎に対応可能な要員を確保し，対応する手順において役割と分担を明確化していること，また，作業に当たり被ばく線量が集中しないよう配慮する運用としていることから，特定の現場要員に作業負荷や被ばく線量が集中することはない。
c． 発電所外から発電所に参集する緊急時対策要員(a) 非常召集の流れ
夜間及び休日に重大事故等が発生した場合に，発電所外にいる緊急時対策要員
をすみやかに非常召集するため，「自動呼出・安否確認システム」，「通信連絡手段」
等を活用し，要員の非常召集を行う。
（図９）
新潟県内で震度６弱以上の地震が発生した場合には，非常召集連絡がなくても自発的に発電所に参集する。
地震等により家族，自宅等が被災した場合や自治体からの避難指示等が出された場合は，家族の身の安全を確保した上で参集する。
参集場所は，基本的には柏崎エネルギーホール又は刈羽寮とするが，発電所の状況が入手できる場合は，直接発電所へ参集可能とする。
柏崎エネルギーホール又は刈羽寮に参集した要員は，発電所対策本部と非常召集に係る以下の確認，調整を行い，発電所に集団で移動する。
①発電所の状況，召集人数，必要な装備（放射線防護服，マスク，線量計を含む）②召集した要員の確認（人数，体調等）

1.0.10-7

③持参品（通信連絡設備，懐中電灯等）④天候，災害情報（道路状況含む）等⑤参集場所（免震重要棟内緊急時対策所，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
発電所への参集者に対しては，発電所正門に参集場所となる緊急時対策所を掲示することにより，免震重要棟内緊急時対策所若しくは３号炉原子炉建屋内緊急時対策所のどちらの施設で活動を実施しているかについて周知する。
（図１０）(b) 非常召集となる要員
発電所対策本部（全体体制）については，発電所員約1,200名のうち，約960名（平成27年９月現在）が柏崎市又は刈羽村に在住しており，数時間で相当数の要員の非常召集が可能である。（別紙８）
なお，夜間及び休日において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向（所在場所（準備時間を含む）～集合場所（情報収集時間を含む）～発電所までの参集に要する時間）を評価した結果，要員の参集手段が徒歩移動のみを想定した場合かつ，シルバーウィーク等の特異日であっても，５時間30分以内に参集可能な要員は半数以上（350名以上）と考えられることから，10時間以内に外部から発電所へ参集する６号及び７号炉の対応を行う必要な要員（106名（発電所全体で114名））は確保可能であることを確認した。
非常召集により参集した要員の中から状況に応じて必要要員を確保し，夜間及び休日の体制から発電所対策本部の体制に移行する。なお，残りの要員については交代要員として待機させる。
(3) 通報連絡
原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令された場合の通報連絡は通報班が行うが，夜間及び休日の場合，発電所に常駐している緊急時対策要員のうち５名（対外対応統括，通報班，広報班，総務統括）並びに本社通報対応者３名で行うものとし，内閣総理大臣，原子力規制委員会，新潟県知事，柏崎市長，刈羽村長及びその他定められた通報
連絡先に，所定の様式によりＦＡＸを用いて一斉送信することにより，複数地点への連絡を迅速に行う体制とする。
（別紙６）
a． 内閣総理大臣，原子力規制委員会，新潟県知事，柏崎市長及び刈羽村長に対しては，電話でＦＡＸの着信の確認を行うとともに，その他通報連絡先へもＦＡＸを送信した旨を連絡する。
b． その後，緊急時対策要員の召集で，参集した通報班の要員確保により，更なる時

1.0.10-8

間短縮を図る。
(4) 発電所対策本部内における各機能班との情報共有について発電所対策本部内における各機能班，本社対策本部間との基本的な情報共有方法は以下のとおりである。今後の訓練等で有効性を確認し適宜見直していく。
（図１１）
a． プラント状況，重大事故等への対応状況の情報共有①号機班が通信連絡設備を用い当直長又は当直副長からプラント状況を逐次入手し，ホワイトボード等に記載するとともに，主要な情報について対策本部中央の幹部席に向かって発話する。
②計画班は，SPDS 表示装置によりプラントパラメータを監視し，状況把握，今後の進展予測，中期的な対応・戦略を検討する。
③各機能班は，適宜，入手したプラント状況，周辺状況，重大事故等への対応状況
をホワイトボード等に記載するとともに，適宜ＯＡ機器（パーソナルコンピュータ等）内の共通様式に入力することで，対策本部内の全要員，本社対策本部との情報共有を図る。
④号機統括は，配下の各機能班の発話，情報共有記録を下に全体の状況把握，今後の進展予測・戦略検討に努めるとともに，定期的に配下の各機能班長を召集して，プラント状況，今後の対応方針について説明し，状況認識，対応方針の共有化を図る。
⑤本部長は定期的に各統括を召集して，対外対応を含む対応戦略等を協議し，その結果を本部幹部席で対策本部内の全要員に向けて発話し，全体の共有を図る。
⑥号機班を中心に，本部長，各統括の発話内容を OA 機器内の共通様式に入力し，発信情報，意思決定，指示事項等の情報を記録・保存し，情報共有を図る。
b． 指示・命令，報告①各機能班は各々の責任と権限が予め定められており，幹部席での発話や他の機能班から直接聴取，ＯＡ機器内の共通様式からの情報に基づき，自律的に自班の業務に関する検討・対応を行うとともに，その対応状況をホワイトボード等への記載，並びにＯＡ機器内の共通様式に入力することで，対策本部内の情報共有を図る。また，重要な情報について上司である統括へ報告するが，無用な発話，統括への報告・連絡・相談で対策本部内の情報共有を阻害しないように配慮している。
②各統括は，配下の各機能班長から報告を受け，各班長に指示・命令を行うとともに，重要な情報について，適宜本部幹部席で発話することで情報共有する。
③本部長は，各統括からの発話，報告を受け，適宜指示・命令を出す。
④号機班を中心に，本部長，各統括の指示・命令，報告，発話内容を OA 機器内の共1.0.10-9

通様式に入力することで，本部対策内の全要員，本社対策本部との情報共有を図る。
c． 本社対策本部間との情報共有
緊急時対策所対策本部と本社対策本部間の情報共有は通信連絡設備，OA機器内の共有様式を用いて行う。
(5) 交代要員の考え方
平日の勤務時間帯に原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令された場合，電話，サイ
レン吹鳴，所内放送，ページング等にて発電所構内の緊急時対策要員及び原子炉主任
技術者に対して非常召集を行う。
夜間及び休日の場合，発電所内に宿直している運転員18名及び緊急時対策要員の初動要員44名（主要な統括・班長を含む。
）にて初期対応を実施する（図２）。それ以外の緊急時対策要員は，自動呼出・安否確認システムにより非常召集される（図９）。
（(2)
発電所対策本部の要員参集

c.発電所外から発電所に参集する緊急時対策要員 参照）
６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者については，重大事故等の発生連絡を受けた後，すみやかに発電所対策本部に駆けつけられるよう，早期に非常召集が可能なエリア（柏崎市若しくは刈羽村）にそれぞれ１名待機させる。
発電用原子炉主任技術者は，非常召集中であっても通信連絡設備（衛星電話設備等）を携行することにより，発電所対策本部からプラントの状況，対策の状況等の情報連絡が受けられるとともに自ら確認することができる。
また，初動後の交代についても考慮し，主要な統括・班長，６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者の交代要員についても，発電所への参集が可能となるよう配慮する。
平日の勤務時間帯，夜間及び休日の場合いずれの場合も，時間の経過とともに必要とする人員（106名：図１）以上が集まることから，長期的対応に備え，対応者と待機者を人選する（図８，別紙８）。
必要人数を発電所に残し，残りは発電所外（原子力事業所災害対策支援拠点，自宅等）で待機し，基本的に12時間（目途）ごとに発電所外で待機している要員と交代することで長期的な対応にも対処可能な体制を構築する。
なお，プルーム通過時においても対応する必要がある活動に対し，緊急時対策所に交代要員を確保した必要最小限の体制（主要な統括・班長，６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者をそれぞれ２名確保）を構築する（図３）。

1.0.10-10

３．発電所外における重大事故等対策に係る体制について
発電所において原子力警戒態勢又は緊急時態勢の発令を受けた場合，発電所における重大事故等対策に係る活動を支援する体制を構築する。
（図１２）
以下に発電所外における体制について示す。
(1) 本社対策本部
a． 本社対策本部の体制概要(a) 社長の役割
社長は，本社対策本部の本部長として統括管理を行い，全社大での体制にて原子力災害対策活動を実施するため本社対策本部長としてその職務を行う。なお，
社長が不在の場合は，予め定めた順位に従い，本社対策本部の副本部長がその職務を代行する。
(b) 本社対策本部の構成
本社対策本部は，原子力部門のみでなく他部門も含めた全社大での体制にて，重大事故等の拡大防止を図り，事故により放射性物質を環境に放出すること防止するために，特に中長期の対応について発電所対策本部の活動を支援することとし，運転及び放射線管理に関する支援事項の他，発電所対策本部が事故対応に専念できるよう発電所対策本部が必要とする資機材や人員の手配・輸送，社内外の情報収集及び災害状況の把握，報道機関への情報発信，原子力緊急事態支援組織
等関係機関への連絡，原子力事業所災害対策支援拠点の選定・運営，他の原子力事業者等への応援要請やプラントメーカ等からの対策支援対応等，技術面・運用面で支援する体制を整備する。
（図１３）
復旧統括：発電所事故対応作業の支援統括
復旧班：発電所の復旧方法の検討，立案及び発電所への助言等
計画・情報統括：プラント情報や放射線に関する情報，事故進展評価等の統括
情報班：事故状況，対応状況の把握及び本社対策本部内での情報共有，一元管理
等
計画班：事故状況の把握，進展評価，環境への影響評価，発電所の復旧計画の策
定支援等
保安班：放射性物質の放出量評価，周辺環境への影響の予測・評価，放射線管理用資機材の配備，発電所関係者の線量管理等の支援等
対外対応統括：対外対応活動の統括
官庁連絡班：原子力規制庁等の関係官庁への通報連絡及び官庁への情報提供と質問対応等

1.0.10-11

広報班：広報活動における全店統一方針と戦略の策定及びプレス対応（プレス文，
ＱＡ作成含む）等
立地班：発電所の立地地域対応の支援，自治体・防災センターへの情報提供，自治体・防災センターからの要望対応等
総務統括：発電所復旧要員が的確に復旧活動を行うための支援の統括
通信班：社内外関係各所との通信手段について復旧・確保の支援等
総務班：本社防災要員の非常召集，発電所緊急時対策要員の職場環境の整備，人員輸送手段の確保等
厚生班：本部における食料・被服の調達及び宿泊関係の手配，発電所緊急時対策
要員の食料・被服の調達支援，現地医療体制整備支援等
資材班：発電所の復旧活動に必要な資機材の調達，適切な箇所への搬送等
支援統括：発電所の復旧に向けた支援拠点や支援の受入の統括
後方支援拠点班：原子力事業所災害対策支援拠点の立ち上げ・運営，同拠点における社外関係機関（自衛隊，消防，警察等）との情報連絡等
支援受入調整班：官庁（自衛隊，消防，警察等）への支援要請・調整の窓口等
電力支援受入班：事業者間協力協定に基づく他原子力事業者からの支援受入調整，
原子力緊急事態支援組織からの支援受入調整等
b． 本社対策本部設置までの流れ
発電所において，重大事故等の原子力災害が発生するおそれがある場合，又は発生した場合，所長はただちに緊急時態勢等を発令するとともに本社原子力運営管理部長へ報告する。
報告を受けた本社原子力運営管理部長はただちに社長に報告し，社長は本社における緊急時態勢を発令する。
本社原子力運営管理部長から連絡を受けた本社総務班長は，本社対策本部を設置するため，本社緊急時対策要員を非常召集する。
（図１４）
社長は，本社における緊急時態勢を発令した場合，すみやかに原子力施設事態即応センターに本社対策本部を設置する。
なお，夜間及び休日において，本社対策本部体制が構築されるまでの間について
は，本社近傍で待機している原子力部門の宿直者３名にて初期対応を行うが，事象の規模に応じて，他部門の宿直者（10 名程度）の応援を含めた体制で初動対応を行う。
c． 広報活動
原子力災害発生時における広報活動については，原子力災害対策特別措置法第16条第１項に基づき設置される原子力災害対策本部（全面緊急事態発生時の場合）と1.0.10-12

連携することとしており，原子力規制庁緊急時対応センター（ＥＲＣ）及び緊急事
態応急対策等拠点施設（オフサイトセンター）との情報発信体制を構築し，本社対策本部にて対応を行う。
（図１５）
また，近隣住民を含めた広範囲の住民からの問い合わせについては，相談窓口等で対応を行い，記者会見情報等についてはホームページ等を活用し，情報発信する。
(2) 原子力事業所災害対策支援拠点
発電所構内には，７日間外部支援なしに災害対応が可能な資機材として，必要な数量の食料，飲料水，防護具類（不織布カバーオール，ゴム手袋，全面マスク 等），燃料を配備している。
また，発電所において緊急時態勢が発令された場合，発電所外からの支援体制として，以下のとおり原子力事業所災害対策支援拠点を整備している。
社長は，発電所における重大事故等対策に係る活動を支援するために，原子力災害対策特別措置法第10条通報後，原子力事業所災害対策支援拠点の設営を本社支援統括に指示する。
本社支援統括は，予め選定している施設の候補の中から放射性物質が放出された場合の影響等を考慮した上で原子力事業所災害対策支援拠点を指定する。（別紙７）
後方支援拠点班長は，原子力事業所災害対策支援拠点へ必要な要員を派遣するとともに，原子力事業所災害対策支援拠点を運営し，発電所における重大事故等対策に係る活動を支援する。
原子力事業所災害対策支援拠点へ派遣された要員は，現場責任者の指揮の下，各チームの役割に基づき活動を行う。
（図１６）
また，事態の長期化による作業員等の増員に伴って増加する放射線管理業務等を行
うための追加要員（24時間対応及び交代要員含む）については，全社大からの支援要員で対応することを基本とする。
(3) 中長期的な体制
重大事故等発生後の中長期的な対応が必要になる場合に備えて，本社対策本部が中心となって社内外の関係各所と連係し，適切かつ効果的な対応を検討できる体制を整備する。
具体的には，プラントメーカ（株式会社東芝，日立ＧＥニュークリア・エナジー株
式会社）及び協力会社等から重大事故等発生後に現場操作対応等を実施する要員の派
遣や事故収束に向けた対策立案等の技術支援や設備の補修に必要な予備品等の供給及び要員の派遣等について，協議・合意の上，「柏崎刈羽原子力発電所における原子力防1.0.10-13

災組織の発足時の事態収拾活動への協力」に係る覚書等を締結し，重大事故等発生後に必要な支援が受けられる体制を整備している。

1.0.10-14

表１ 態勢の区分と緊急時活動レベル（ＥＡＬ）
緊急事態
異常・緊急時の情勢
施設の状況
事象の種類
区分
原子力
警戒事態 ○ 原子力防災管理者（所長）が，(AL11)原子炉停止機能の異常のおそれ(AL53)重要区域での火災・溢水による安全機能のその時点では公警戒態勢
警戒事象（右の事象の種類参照）(AL21)原子炉冷却材の漏えい
一部喪失のおそれ衆への放射線にの発生について連絡を受け，又(AL22)原子炉給水機能の喪失○外的事象（自然災害）
よる影響やそのは自ら発見したとき。
(AL23)原子炉除熱機能の一部喪失
・大地震の発生，大津波警報の発令，竜巻等のおそれが緊急の○ 原子力規制委員会より，警戒事(AL25)全交流電源喪失のおそれ発生
ものではないが，態とする旨の連絡があったと(AL29)停止中の原子炉冷却機能の一部喪失○外的事象
原子力施設におき。
(AL30)使用済燃料貯貯槽の冷却機能喪失のおそれ・原子力規制委員会の警戒本部設置
ける異常事象の○ 新潟県，柏崎市又は刈羽村から(AL42)単一障壁の喪失又は喪失可能性○その他原子力施設の重要な故障等発生又は，そのお災害警戒本部又は災害対策本部(AL51)原子炉制御室他の機能喪失のおそれ・原子力防災管理者が警戒を必要と認める原子
それがある状態（対策本部体制）を設置する旨(AL52)所内外通信連絡機能の一部喪失
炉施設の重要な故障等が発生の連絡があったとき。
第１次
施設敷地(SE01)敷地境界付近の放射線量の上昇(SE29)停止中の原子炉冷却機能の喪失
緊急時態勢 緊 急 事 態(SE02)通常放出経路での気体放射性物質の放出(SE30)使用済燃料貯貯槽の冷却機能喪失（原災法(SE03)通常放出経路での液体放射性物質の放出(SE41)格納容器健全性喪失のおそれ第１０条(SE04)火災爆発等による管理区域外での放射線の (SE42)２つの障壁の喪失又は喪失可能性
事象）
原子力施設にお放出(SE43)原子炉格納容器圧力逃し装置の使用○ 原子力防災管理者（所長）が， いて，公衆に放射 (SE05)火災爆発等による管理区域外での放射性物 (SE51)原子炉制御室の一部の機能喪失・警報喪失
特定事象（右の事象の種類参照）線 に よ る 影 響 を質の放出(SE52)所内外通信連絡機能のすべての喪失の発生について通報を受け，又 も た ら す 可 能 性 (SE06)施設内（原子炉外）臨界事故のおそれ(SE53)火災・溢水による安全機能の一部喪失
は自ら発見したとき。
の あ る 事 象 が 発 (SE21)原子炉冷却材漏えいによる非常用炉心冷却 (SE55)防護措置の準備及び一部実施が必要な事
生
装置作動
象の発生
(SE22)原子炉注水機能喪失のおそれ(SE23)残留熱除去機能の喪失(SE25)全交流電源の 30 分以上喪失(SE27)直流電源の部分喪失
第２次
全面緊急(GE01)敷地境界付近の放射線量の上昇(GE25)全交流電源の 1 時間以上喪失○ 原子力防災管理者（所長）が，緊急時態勢 事態
(GE02)通常放出経路での気体放射性物質の放出(GE27)全直流電源の５分以上喪失
原災法第１５条第１項に該当す（原災法(GE03)通常放出経路での液体放射性物質の放出(GE28)炉心損傷の検出る事象（右の事象の種類参照）
第１５条(GE04)火災爆発等による管理区域外での放射線の (GE29)停止中の原子炉冷却機能の完全喪失の発生について通報を受け，又 原 子 力 施 設 に お
事象）
異常放出(GE30)使用済燃料貯蔵槽の冷却機能喪失・放射線は自ら発見したとき，若しくは いて，公衆に放射(GE05)火災爆発等による管理区域外での放射性物
放出
内閣総理大臣が原災法第１５条 線 に よ る 影 響 を質の異常放出(GE41)格納容器圧力の異常上昇
第２項に基づく原子力緊急事態 も た ら す 可 能 性(GE06)施設内（原子炉外）での臨界事故(GE42)２つの障壁喪失及び１つの障壁の喪失又宣言を行ったとき。
が高い事象が発(GE11)原子炉停止機能の異常は喪失可能性○ 新潟県，柏崎市又は刈羽村から災 生(GE21)原子炉冷却材漏えい時における非常用炉心 (GE51)原子炉制御室の機能喪失・警報喪失
害警戒本部又は災害対策本部
冷却装置による注水不能(GE55)住民の避難を開始する必要がある事象発（緊急時体制）を設置する旨の(GE22)原子炉注水機能の喪失
生連絡があったとき。
(GE23)残留熱除去機能喪失後の圧力制御機能喪失※EAL：Emergency Action Level
AL：Alert
SE：Site area Emergency
GE：General Emergency
態勢

1.0.10-15

1.0.10-15

表２ 所長（原子力防災管理者）不在時の代行順位
代行順位

役職

1

原子力安全センター所長

2

ユニット所長（２名）

3

副所長（３名）4

防災安全部長5

安全総括部長6

放射線安全部長

7

運転管理部長（２名）

8

保全部長（２名）

9

総務部長

10

原子力計画部長

11

防災安全グループマネージャー

1.0.10-16

重大事故等に対処する要員
緊急時対策要員
原子炉主任技術者

①

4 ※1

本部長

1 号炉
2 号炉
3 号炉
4 号炉
5 号炉
6 号炉
7 号炉

1
1
1
1
1
1
1

安全監督担当 1②

計画・情報 1
統括

計画班長 1（1～5 号炉）
計画班長 1（6,7 号炉）

計画班員 1（1～5 号炉）
計画班員 6（6,7 号炉）

1

12

保安班長

保安班員

技術支援組織※2

保安班 15
現場要員

中央制御室運転員

復旧班 2
現場要員

1 号炉運転員2 号炉運転員3 号炉運転員4 号炉運転員5 号炉運転員21③
1～5 号統括

1号機班長 1（1～5 号炉）
復旧班長 1（1～5 号炉）

号機班員 1（1～5 号炉）
復旧班員 1（1～5 号炉）

18
6,7 号炉中央制御室※Ａ

6 号炉運転員
6 号統括

1

※Ａ

7 号統括

1

実施組織
④

⑤

※Ａ

対外対応 1
統括

総務統括

1

運営支援組織
自衛消防隊（初期消火対応）※Ａ

号機班長 1（6 号炉）
復旧班長 1（6 号炉）

号機班員 2（6 号炉）
復旧班員 2（6 号炉）

号機班長 1（7 号炉）
復旧班長 1（7 号炉）

号機班員 2（7 号炉）
復旧班員 2（7 号炉）※2

復旧班 32 ※3
現場要員
7 号炉運転員

通報班長

1

通報班員

立地・広報 4
班員

1

5

総務班長

消防隊長

1

※2

復旧班 31 ※3
現場要員

5

立地・広報 1
班長
資材班長

（連携）

６号及び７号炉の重大事故等に対処
資材班員するために事象発
生 10 時間を目途と10 ※2 し て 参 集 す る 緊 急
時対策要員
総務班員
：106 名1

初期消火班 6
（消防車隊）
警備員

3

消火班 18 ※4
（専任）
※１
※２
※３

※４

本部付含む。
班員については役割に応じたチームを編成する。
復旧班現場要員は，6 号及び 7 号炉の共用設備の対応を行う現場対応要員も含まれおり，いずれかに所属させていることから人数が異なっている。
消火班は，火災の規模に応じ召集する。

：1～5 号炉対応要員①：意思決定・指揮
合計：231 名：6 号又は 7 号炉対応要員 ②：情報収集・計画立案：1～7 号炉共通対応要員 ③：現場対応④：対外対応は人数を示す⑤：ロジスティック・リソース管理

図１ 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図（第２次緊急時態勢・参集要員召集後（６号及び７号炉共運転中の場合））

1.0.10-17

重大事故等に対処する要員
緊急時対策要員
原子炉主任技術者

①

4 ※1

本部長

1 号炉
2 号炉
3 号炉
4 号炉
5 号炉
6 号炉
7 号炉

0
0
0
0
0
0
0

安全監督担当 1②

計画・情報 1
統括

計画班長 1（1～5 号炉）
計画班長 1（6,7 号炉）
保安班長

1

計画班員 0（1～5 号炉）
計画班員 1（6,7 号炉）
保安班員

1

保安班 2
現場要員

中央制御室運転員

復旧班 2
現場要員

1 号炉運転員2 号炉運転員3 号炉運転員4 号炉運転員5 号炉運転員21③
1～5 号統括

1号機班長 1（1～5 号炉）
復旧班長 1（1～5 号炉）

号機班員 0（1～5 号炉）
復旧班員 0（1～5 号炉）

18
6,7 号炉中央制御室※Ａ

6 号炉運転員
6 号統括

1

※Ａ

7 号統括

1

※Ａ

④

対外対応 1
統括

号機班長 1（6 号炉）
復旧班長 1（6 号炉）

号機班員 2（6 号炉）
復旧班員 1（6 号炉）

号機班長 1（7 号炉）
復旧班長 1（7 号炉）

号機班員 2（7 号炉）
復旧班員 1（7 号炉）

7 号炉運転員

通報班長

1

立地・広報 1
班長
⑤

総務統括

1

資材班長
総務班長

自衛消防隊
（初期消火対応）

※Ａ

復旧班 7
現場要員

消防隊長

0

1

通報班員

（連携）

復旧班 7
現場要員

６号及び７号炉の重大事故等に対処する
運転員（
の要員）
：18 名

1

立地・広報 0
班員
資材班員
総務班員

1

0

0

６号及び７号炉の重大事故等に対処する
緊急時対策要員
（
及び
の
要員）
：44 名

初期消火班 6
（消防車隊）
警備員

3
火災発生時の
初期消火要員
：10 名

消火班 0
（専任）
※１

本部付含む。

：1～5 号炉対応要員①：意思決定・指揮：6 号又は 7 号炉対応要員 ②：情報収集・計画立案：1～7 号炉共通対応要員 ③：現場対応④：対外対応は人数を示す⑤：ロジスティック・リソース管理

合計：99 名（6 号及び 7 号炉の重大事故等に対処する要員：72 名）

図２ 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図（夜間及び休日（６号及び７号炉共運転中の場合））

1.0.10-18

重大事故等に対処する要員
緊急時対策要員
原子炉主任技術者

①

2 ※1

本部長

1 号炉
2 号炉
3 号炉
4 号炉
5 号炉
6 号炉
7 号炉

0
0
0
0
0
1
1

安全監督担当 1②

計画・情報 1
統括

計画班長 0（1～5 号炉）
計画班長 1（6,7 号炉）
保安班長

1

計画班員 0（1～5 号炉）
計画班員 3（6,7 号炉）
保安班員

1

保安班 3
現場要員

中央制御室運転員

復旧班 0
現場要員

1 号炉運転員2 号炉運転員3 号炉運転員4 号炉運転員5 号炉運転員21③
1～5 号統括

1号機班長 0（1～5 号炉）
復旧班長 0（1～5 号炉）

号機班員 0（1～5 号炉）
復旧班員 0（1～5 号炉）※Ａ

18
6,7 号炉中央制御室

6 号炉運転員
6 号統括

1

※Ａ

7 号統括

1

※Ａ

④

対外対応 1
統括

号機班長 1（6 号炉）
復旧班長 1（6 号炉）

号機班員 0（6 号炉）
復旧班員 0（6 号炉）

号機班長 1（7 号炉）
復旧班長 1（7 号炉）

号機班員 0（7 号炉）
復旧班員 0（7 号炉）

7 号炉運転員

通報班長

1

立地・広報 1
班長
⑤

総務統括

1

資材班長
総務班長

自衛消防隊
（初期消火対応）

※Ａ

復旧班 7
現場要員

消防隊長

1

1

通報班員

（連携）

復旧班 7
現場要員

0

立地・広報 0
班員
資材班員
総務班員

0

0
2

初期消火班 0
（消防車隊）
警備員

0

消火班 0
（専任）
※１

本部付含む。

：1～5 号炉対応要員①：意思決定・指揮：6 号又は 7 号炉対応要員 ②：情報収集・計画立案：1～7 号炉共通対応要員 ③：現場対応④：対外対応は人数を示す⑤：ロジスティック・リソース管理
は交替要員あり

合計：110 名（発電所内に留まる人数。
交替要員 27 名を含む。）

図３ 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図（プルーム通過時（６号及び７号炉共運転中の場合））

1.0.10-19当直長

７号炉運転中緊急時対策所との連絡・調整
号炉間の調整当直副長の監視６号炉運転中６号炉事故時体制

７号炉事故時体制
操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

当直副長

主機操作員

1.0.10-20

監視・操作
及び指示

監視・操作

当直主任

監視・操作
及び指示

操作の判断
運転員への
指揮・命令

主機操作員
監視・操作

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

現場対応操作現場支援担当（初期消火等）

現場支援担当

補機操作員

中央制御室

補機操作員

図４ 中央制御室運転員の体制（６号及び７号炉運転中の場合）

現場対応操作現場
事故時は当直副長の指示の下、2人1組のチームを組み、現場対応を行う。

当直長

７号炉停止中緊急時対策所との連絡・調整
号炉間の調整当直副長の監視６号炉事故時体制

７号炉事故時体制
操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

６号炉運転中主機操作員

どちらかが体制に残る

当直副長

当直主任

操作の判断
運転員への
指揮・命令

主機操作員

1.0.10-21

監視・操作
及び指示

監視・操作
及び指示

監視・操作

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

現場対応操作現場支援担当（初期消火等）

現場支援担当

補機操作員

中央制御室

補機操作員

図５ 中央制御室運転員の体制（６号炉運転中，７号炉停止中の場合）

現場対応操作現場
事故時は当直長、当直副長の指示の下、2人1組のチームを組み、現場対応を行う。

緊急時対策所との連絡・調整
号炉間の調整当直副長の監視当直長

７号炉停止中６号炉停止中６号炉事故時体制

７号炉事故時体制
操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

主機操作員

どちらかが体制に残る

監視・操作
及び指示

操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

どちらかが体制に残る

中央制御室

主機操作員

監視・操作
及び指示

1.0.10-22

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

現場対応操作現場支援担当（初期消火等）

現場支援担当

補機操作員

補機操作員

図６ 中央制御室運転員の体制（６号及び７号炉停止中の場合）

現場対応操作現場
事故時は当直副長の指示の下、2人1組のチームを組み、現場対応を行う。

事象発見者（当直長等）
連絡
通報連絡責任者
連絡原子力防災管理者
発令

発電所対策本部総務班長

連絡
本社原子力運営管理部長
非常召集
所内放送及び緊急時サイレン（通常勤務時間帯の場合）

非常召集
通常勤務時間帯以外の時間帯及び社内放送で召集できない場合に連絡する経路

発電所対策本部各班長

発電所対策本部各班員※原子力警戒事態発令の場合，「発電所対策本部」は「発電所警戒本部」に読み替える。

図７ 発電所における態勢発令と緊急時対策要員の非常召集

1.0.10-23

場所

事故前
(地震等)

炉心露出，損傷，溶融事故発生，拡大

プルーム通過中
10 時間

プルーム通過後⑥34 時間⑤24 時間③ 第１次緊急時態勢（10 条）④ 第２次緊急時態勢（15 条）② 原子力警戒態勢①初動態勢

６号及び７号炉
中央制御室
現場

初動対応要員事故拡大防止，炉心損傷防止活動，格納容器破損防止活動
運転員（当直）（18）

待避室（18）

炉心損傷防止活動，格納容器破損防止活動（電源復旧，注水等）

プルーム通過後に必要な作業以外の復旧班要員等は基本的に構外に退避

復旧班現場要員（14）召集要員

炉心損傷防止活動，格納容器
破損防止活動（電源復旧，注水等），
放射性物質拡散抑制活動

現場対応（注水，給油等）

1.0.10-24

復旧班現場要員（14）緊急時対策所（14）復旧班現場要員（49）

モニタリング
要員

運転操作，監視
運転員（当直）（18）

退避（49）
モニタリングポスト発電機起動，可搬型モニタリング設備設置
保安班現場要員（15）
保安班現場要員（2）現場
保安班現場要員（3）（14）
緊急時対策所（3）現場（3）退避（12）

緊急時対策所

本部要員（26） (69)
本部交代要員（26）
復旧班現場要員（14）
保安班現場要員（3）

本部要員（72）
本部要員（27）
退避（20）

構外

交代・待機要員※要員数については，今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある。

図８ 重大事故等発生からの緊急時対策要員の動き（６，７号炉対応要員）

本部要員(52)

現場（必要に応じ）

自動呼出・安否確認システム
非常召集
自 ら事象 発生 あるいは地震等を確認又は
当 直長か らの 事象発
生報告

宿直者
自動呼出システム（電話・メール）
自動召集

緊急時対策要員の非常召集所長（衛星電話設備を所持）
ユニット所長等，各部長
各グループマネージャー

・・・

新潟県内で震度６弱
以上の地震発生で緊
急時対策要員（発電所，本社）が自動参集

緊急時対策所

各メンバー
本社緊急時対策要員も同様に召集される

図９ 自動呼出・安否確認システムによる非常召集連絡1.0.10-25

非常召集連絡

非常召集の実施

原子力災害対策指針の「警戒事態」，「施設敷地緊急事態」，「全面緊急事態」に該当する事象が発生した場合，以下のフローにて緊急時対策要員に対する召集連絡を行う。
＜平日勤務時間帯＞＜夜間及び休日＞○電話又は自動呼出・安否確認システムにより召集連絡を受けた緊急時対策要
員は，発電所に向けて参集する。また，新潟県内で震度６弱以上の地震が発生した場合は，電話又は自動呼出・安否確認システムによる召集連絡がなくとも自発的に発電所に参集する。
○地震等により家族，自宅等が被災した場合や自治体からの避難指示等が出された場合は，家族を一旦避難所に避難させる等の必要な措置を行い，家族の身の安全を確保した上で移動する。
◯参集場所は，基本的には柏崎エネルギーホール又は刈羽寮とするが，発電所の状況が入手できる場合は，直接発電所へ参集可能とする。
○柏崎エネルギーホール又は刈羽寮に参集した要員は，発電所対策本部と非常召集に係る以下の確認，調整を行い，発電所に集団で移動する。
①発電所の状況，召集人数，必要な装備（放射線防護服，マスク，線量計を含む）②召集した要員の確認（人数，体調等）③持参品（通信連絡設備，懐中電灯等）④天候，災害情報（道路状況含む）等⑤参集場所※（免震重要棟内緊急時対策所，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所）※発電所対策本部は正門に連絡し，参集場所を示す看板「免震」「３号」
等の掲示を指示。発電所に直接参集した要員は，正門の看板確認し，免震重要棟内緊急時対策所に移動。
○原子炉主任技術者は通信連絡手段により，必要の都度，発電所の連絡責任者と連絡をとり，原子炉施設の運転に関し，保安上の指示を行う。

原子力防災管理者

原子力防災管理者①報告②指示

連絡責任者（運転管理部長）

総務班長

1.0.10-26

・サイレン吹鳴・所内放送・ページング(当直長に依頼）
・電話

副原子力防災管理者，
本部員

①報告

②指示

連絡責任者
（夜間及び休日責任者）

・電話
・自動呼出・安否確認システム起動・サイレン吹鳴・ページング(当直長に依頼）

夜間及び休日当番者（初動要員）
副原子力防災管理者，
本部員

各統括
各統括
各班長

各班員

各班長
各班員

図１０ 緊急時対策要員の非常召集の流れ

発話
伝令
伝令
伝令

伝令
ＯＡ
機器

通信連絡設備
６，７号炉
中央制御室

通信連絡設備

ＯＡ機器
本社
緊急時対策本部【凡例】●：緊急時対策所機能班要員●：緊急時対策所現場要員
自衛消防隊（状況に応じ）

図１１ 免震重要棟緊急時対策所２階対策本部内における各機能班，本社対策本部との情報共有イメージ

1.0.10-27

原子力発電所

本社

支援

発電所対策本部

本社対策本部○原子力災害の発生又は拡大を防止するために必要な原子力災害対策活動の実施○本社における原子力災害対策活動の実施及び発電所で実施される対策活動の実施

本部長（社長）

本部長：原子力防災管理者（所長）
計画・情報統括

即応センター

計画班(1～5号炉)

計画・情報統括

計画班
情報班
保安班

号機班(1～5号炉)

復旧統括

復旧班

復旧班(1～5号炉)

対外対応統括

広報班
官庁連絡班
立地班

総務統括

通信班
総務班

計画班(6,7号炉)
保安班
号機統括(1～5号炉)

号機班(6号炉)

号機統括(6号炉)復旧班(6号炉)
号機統括(7号炉)

号機班(7号炉)復旧班(7号炉)

対外対応統括

立地・広報班
通報班

総務統括

総務班
資材班

支援

支援

原子力規制庁

連携

厚生班
資材班
支援統括

後方支援拠点班
支援受入調整班
電力支援受入班
支援
要請

設置

支
援

支援
要請

支援

原子力災害対策支援拠点

協力
企業

プラント
メーカー
（現地）

派遣

電力間協定

○原子力災害活動（復旧活動）の支援

現地責任者

総括チーム
総務チーム
厚生チーム
資材チーム
保安チーム
通信チーム
建設チーム
警備チーム

原子力緊急事態支援組織

派遣

ロボット等

図１２ 重大事故等発生時の支援体制（概要）

1.0.10-28

プラント
メーカー
（本社）

役割 ・ 機能
本部長

・発電所の重要な決定事項の確認
・原子力規制委員，緊急事態対策監との間で重要な事項に関する協議，意思決定

組織

役割 ・ 機能班 名

復旧統括

・発電所事故対応作業の
支援統括

復旧班
情報班

計画・情報
統括

・プラント情報や放射線に関する情報，事故進展評価等の統括

計画班

保安班

官庁連絡班
対外対応
統括

・対外対応活動の統括

広報班
立地班

通信班
総務班

総務統括

・発電所復旧要員が的確に復旧活動を行うための支援を統括

厚生班

資材班

役割 ・ 機能・発電所の復旧方法の検討・立案，発電所への助言
・事故状況，対応状況の把握
・本社対策本部内での情報共有・一元管理
・事故状況の把握・進展評価
・環境への影響評価
・発電所の復旧計画の策定支援
・放射性物質の放出量評価
・周辺環境への影響の予測，評価・放射線管理用資機材の配備
・発電所関係者の線量管理等の支援
・原子力規制庁等の関係官庁への通報連絡
・官庁への情報提供と質問対応
・広報活動における全店統一方針と戦略の策定
・プレス対応（プレス文，ＱＡ作成含む）
・発電所の立地地域対応の支援
・自治体・防災センターへの情報提供
・自治体・防災センターからの要望対応
・社内外関係各所との通信手段の維持・確保
・本社防災要員の非常召集
・発電所緊急時対策要員の職場環境の整備等
・人員輸送手段の確保
・本部における食料・被服の調達及び宿泊関係の手配
・発電所緊急時対策要員の食料・被服の調達支援，
宿泊の手配支援・現地医療体制整備支援
・発電所の復旧活動に必要な資機材の調達，適切な箇所への搬送

・原子力事業所災害対策本部支援拠点の立ち上
げ・運営
・同拠点における社外関係機関（自衛隊，消防，警察等）との情報連絡・官庁（自衛隊，消防，警察等）への支援要
支援受入調整班
請，調整の窓口・事業者間協力協定に基づく他原子力事業者か
電力支援受入班らの支援受入調整・原子力緊急事態支援組織からの支援受入調整
後方支援拠点班

支援統括

・発電所の復旧に向けた支援拠点や支援の受入の統括

図１３ 本社対策本部の構成

1.0.10-29

発電所原子力防災管理者
連絡発令
本社原子力運営管理部長

原子力・立地本部長

社長

連絡
非常召集
本社対策本部総務班長

社内放送（通常勤務時間帯の場合）
副社長，常務通常勤務時間帯以外の時間帯及び社内放送で召集できない場合に連絡する経路
各班連絡責任者

各班緊急時対策要員※原子力警戒事態発令の場合，「本社対策本部」は「本社警戒本部」に読み替える。
図１４ 本社における態勢発令と緊急時対策要員の非常召集

1.0.10-30

(例）全面緊急事態発生時の情報発信体制（フェーズ１：原子力緊急事態宣言後の初期の対応段階）【中央，現地，原子力事業者の情報発信体制，役割分担】①迅速かつ適切な広報活動を行うため，初動段階の事故情報等に関する中央での記者会見については原則として官邸に一元化。
官邸での記者会見に向けた情報収集及び記者会見の準備については，内閣府政策統括官（原子力防災担当）が指定する内閣府職員及び規制庁長官が指定する規制庁
職員の統括の下，官邸チーム広報班その他の官邸チー
ム主要機能班（プラント班，放射線班，住民安全班等），
関係省庁，原子力事業者等が連携。
1.0.10-31②オフサイトセンターでの情報発信に関しては，内閣府副大臣（又は内閣府大臣政務官）及び内閣府審議官（原子力防災担当）（又は代理の職員）（現地に到着していない
場合は，現地広報班長）等が必要に応じて記者会見を行うものとする。その際，事故の詳細等に関する説明のため，原子力事業者に対応を要請。
③原子力事業所における情報発信に関しては，原子力事業者と連携して，特に必要とされる時は，規制庁長官が指定する規制庁職員が，記者会見を行うものとする。その記者会見の情報については，官邸チーム広報班及びＥＲＣチーム広報班に共有。
また，フェーズの進展に応じて地方公共団体・住民等とコミュニケーションをとって作業を進める。
（原子力災害対策マニュアル：原子力防災会議幹事会 平成 26 年 10 月 14 日一部改訂より抜粋）

図１５ 全面緊急事態発生時の情報発信体制

1.0.10-31

本社対策本部
本部長：社長組織

役割 ・ 機能支援
統括

発電所の復旧に向けた支援拠点や支援の受入の統括

原子力事業所災害対策支援拠点

班 名

役割 ・ 機能・原子力事業所災害対策
後方支援 支援拠点の立ち上げ及拠点班
び運営
・要員の派遣・本社緊急時対策要員の
非常召集
総務班 ・発電所復旧要員の職場環境の整備等・人員輸送手段の確保
・本部における食料，被服の調達及び宿泊関係の手配
厚生班 ・発電所復旧要員の食料，被服の調達支援，宿泊の手配支援・現地医療体制整備支援
・発電所の復旧活動に必要な資機材の調達，適資材班
切な箇所への搬送

保安班

通信班

班
現地
責任者

要
員
の
提
供

・放射性物質の放出量評
価・周辺環境への影響の予測，評価・放射線管理用資機材の配備
・発電所関係者の線量管理等の支援
・社内外関係各所との通信手段について復旧・
確保の支援

名

役割

・ 機能

・本社，発電所との情報連絡・対外対応（自衛隊，消防，警
総括チーム
察）・各班活動総括
・施設管理
・人員輸送管理総務チーム ・通信機器・事務用品等管理・警戒区域内の暫定通行証（仮称）の発行管理・食料・生活用品管理
・宿泊管理
・医療・搬送厚生チーム

・発電所へ搬入する資機材・燃料の一時保管
資材チーム ・発電所への輸送
・関連する車両（トラック，
フォークリフト等）の管理
・放射線管理上の入域管理
・線量管理
・車両スクリーニング場・汚染場
の管理
保安チーム
・身体除染場の管理
・廃棄物の管理 等

通信チーム

・社内外関係各所との通信手段の復旧，確保

・新たな設備（車両除染場，テント設営等）が必要になった場合の建設工事・発電所で出入管理不可能時の発警備チーム
電所立入者の出入管理
建設チーム

図１６ 本社対策本部及び原子力事業所災害対策支援拠点の構成

1.0.10-32

別紙１
別紙１ 福島第一原子力発電所事故を踏まえた原子力防災組織の見直しについて(1)福島第一原子力発電所事故対応の課題と必要要件
ａ．福島第一原子力発電所事故対応の課題
当社福島第一原子力発電所事故対応では発電所対策本部の指揮命令が混乱し，迅速・的確な意思決定ができなかったが，緊急時活動や体制面における課題及び，それぞれの課題に対する必要要件を表１に示す。
表１ 福島第一原子力発電所事故対応の課題と必要要件
課 題※
自然災害と同時に起こりえる複数原子炉施設の同時被災を想定した備えが十分でなかった。
事故の状況や進展が個別の号炉毎に異なるにもかかわらず，従前の機能班単位で活動した。
中央制御室と発電所対策本部の間，発電所対策本部と本社対策本部間において機器の動作状況を共有し，正しく共有できなかった。

必要要件①複数施設の同時被災，中長期的な対応を考慮した要員体制を構築する。
②号機班を設け号炉単位に連絡体制を密にする。
③中央制御室と発電所対策本部間の通信連絡設備を強化する。
④情報共有ツールの活用により情報共有を図る。
発電所長が全ての班（12 班）を管理するフラット ⑤発電所長が直接監督する人数を減な体制で緊急時対応を行なっていたため，あらゆらす。
（監督限界の設定）
る情報が発電所対策本部の本部長（発電所長）に ④情報共有ツールを活用し，情報共有
報告され，情報が輻輳し混乱した。
することにより，本部における発話を制限する。
発電所長からの権限委譲が適切でなく，ほとんど ⑥発電所長の権限を下部組織に委譲の判断を発電所長が行う体制となっていた。
する。
本来復旧活動を最優先で実施しなくてはならな ⑦対外対応を専属化し，発電所長の対い発電所の要員が，対外的な広報や通報の最終的外発信や広報の権限を委譲する。
な確認者となり，復旧活動と対外情報発信活動の ⑧対外対応活動を本社対策本部に一両立を求められた。
元化する。
公表の遅延，情報の齟齬，関係者間での情報共有 ④情報共有ツールの活用により情報の不足等が生じ，事故時の対外公表・情報伝達が共有を図る。
不十分だった。
⑦対外対応を専属化し，発電所長の対外発信や広報の権限を委譲する。
本社対策本部が，発電所対策本部に事故対応に対 ⑨現場決定権は発電所対策本部に与する細かい指示や命令，コメントを出し，発電所
え本社対策本部は支援に徹する。
長の判断を超えて外部の意見を優先したことで， ⑩指揮命令系統を明確化し，それ以外
発電所対策本部の指揮命令系統を混乱させた。
の者からの指示には従わない。
官邸から発電所長へ直接連絡が入り，発電所対策 ⑪外部からの問合せ対応は本社対策本部を混乱させた。
本部が行い，外部からの発電所への直接介入を防止する。

1.0.10-33

課 題※
緊急時対応に必要な作業を当社社員が自ら持つべき技術として設定していなかったことから，作業を自ら迅速に実行できなかった。

必要要件⑫外部からの支援に頼らずに当社社員が自ら対応できるように消防車
やホイールローダ等を予め配備し，運転操作を習得する。
地震・津波による発電所内外の被害と放射性物質 ⑬後方支援拠点となる原子力事業所
による屋外の汚染により，事故収束対応のための災害対策支援拠をすみやかに立ち
資機材の迅速な輸送，受け渡しができなかった。
上げられるよう，拠点を整備し，予め派遣する人員を決める。

本社は，資材の迅速な準備，輸送，受け渡しで十分な支援ができなかった。

通常の管理区域以上の状態が屋外にまで拡大したため，放射線管理員が不足した。

⑬汚染エリアでの輸送にも従事できるよう，輸送部隊に放射線教育を実施する。
⑬本社は，災害発生後，発電所が必要としている資機材を迅速に送ることができるよう，調達・輸送面に関する運用を手順化する。
⑫社員に対して放射線放射線計測器の取扱研修を行い，放射線管理補助員を育成する。

※ 当社の「社内事故調報告書（福島原子力事故調査報告書）」や，「福島原子力事故の総括および原子力安全改革プラン」以外にも，以下に示すような報告書が公表されており，これらの中には当社が取り組むべき有益な提言が含まれていると認識している。
・ 東京電力福島原子力発電所における事故調査・検証委員会 最終報告（政府事故調）
・ 東京電力福島原子力発電所事故調査委員会報告書（国会事故調）
・ 東京電力株式会社福島第一原子力発電所事故の技術的知見について（原子力安全・保安院）
・ 「福島第一」事故検証プロジェクト最終報告書（大前研一）
・ Lessons Learned from the Nuclear Accident at the Fukushima Daiichi Nuclear Power
Station（INPO）
・ 福島原発事故独立検証委員会 調査・検証報告書（民間事故調）

1.0.10-34

ｂ．原子力防災組織に必要な要件の整理
柏崎刈羽原子力発電所及び本社の原子力防災組織は，福島第一原子力発電所での課題を踏
まえ，発電所の複数の原子炉施設で同時に重大事故等が発生した場合及び重大事故等の中期的な対応が必要となる場合でも対応できるようにするため，当社の原子力防災組織へ反映すべき必要要件及び要件適用の考え方を表２に整理した。
表２ 当社原子力防災組織へ反映すべき必要要件及び要件適用の考え方
必要要件※

当社の原子力防災組織への要件適用の考え方

組織構造上の要件
組織運営上の要件①複数施設同時被災，中長 ・発電所対策本部要員を増強。
期的な対応ができる体制 ・交替して中長期的な対応を実施。
の構築
・号機班の設置。
②中央制御室毎の連絡体 （プラント状況の様相・規模に応じて縮小・拡張する）
制の構築
・指示命令が混乱しないよう，現場指揮官を頂点に，直属の部下は最大７名以下に収まる構造を大原則とする。
⑤監督限界の設定
・原子力防災組織に必要な機能を以下の５つに定義し，統括を新規に設置。
1.意思決定・指揮
2.対外対応3.情報収集と計画立案⑦対外対応の専属化
4.現場対応5.ロジスティック，リソース管理
・対外対応に関する責任者や専属の対応者の配置。
⑨現場決定権を発電所長 ・最終的な対応責任は現場指揮官に与え，現場第一線で活動に与える。
する者以外は，たとえ上位職位・上位職者であっても現場の⑥発電所長の権限を下部 サポートに徹する役割とする。
・必要な役割や対応について，予め本部長の権限を統括に委組織に委譲譲することで，自発的な対応を行えるようにする。
⑩指揮命令系統の明確化
・本社から発電所への介入は行わない。
⑧対外対応活動を本社対 ・本社対策本部に対外対応に関する責任者と専属の対応者を策本部に一本化
配置し，広報，情報発信を一本化する。
⑪外部からの対応の本社 ・外部からの問合せは全て本社が行い，発電所への直接介入を防止する。
一元化
・縦割りの指示命令系統による情報伝達に齟齬がでないよう，
全組織で同一の情報を共有するための情報伝達・収集様式（テ④情報共有ツールの活用
ンプレート）の統一や情報共有のツールを活用する。
・これに伴い，本部における発話を制限する。（情報錯綜の防止）
・外部からの支援に頼らずに当社社員が自ら対応できるよう⑫現場力の強化に消防車やホイールローダ等を予め配備し，運転操作を習得。
・放射線管理補助員を育成する。
・後方支援拠点となる原子力事業所災害対策支援拠をすみやかに立ち上げられるよう，拠点を整備し，予め派遣する人員を決める。
⑬発電所支援体制の構築
・輸送を行う協力企業に放射線教育を実施する。
・本社は，災害発生後，発電所が必要としている資機材を迅速に送ることができるよう，調達・輸送面に関する運用を手順化する。
表１における対応策③は設備対策のため，本表には記載せず。

1.0.10-35なお，当社の原子力防災組織へ反映すべき必要な要件の整理に当たり，弾力性をもった運用が可能である，米国の消防，警察，軍等の災害現場・事件現場等における標準化された現場指揮に関するマネジメントシステム［ＩＣＳ1（Incident Command System）］を参考にしている。ＩＣＳの主な特徴を表３に示す。また，ICS における災害対策本部活動サイクルを図１に示す。
表３ ＩＣＳの主な特徴
特徴•災害規模に応じて拡大・縮小可能な組織構造
基本的な機能として，Command（指揮），Operation(現場対応)，Planning（情報収集と計画立案），Logistics（リソース管理），Finance／Administration（経理，総務）がある。可能であれば現場指揮官が全てを実施しても構わないが，対応規模等，必要に応じ独立した班を組織する。規模の拡大に応じ，組織階層構造を深くする形で組織を拡張する。
•監督限界の設定（３～７名程度まで）
Incident Commander（現場指揮官）を頂点に，直属の部下は 3～7 名の範囲で収まる構造を大原則とする。本構造の持つ意味は，一人の人間が緊急時に直接指揮命令を下せる範囲は経験的に 7 名まで（望ましくは 5 名まで）であることに由来している。
•直属の上司の命令のみに従う指揮命令系統の明確化
自分の直属の組織長からブリーフィングを受けて各組織のミッションと自分の役割を確実に理解する。善意であっても，誰の指示も受けず勝手に動いてはならない。反対に，指揮命令系統上にいない人物からの指示で動くこともしてはならない。
•決定権を現場指揮官に与える役割分担の明確化
最終的な対応責任は現場指揮官にあたえ，たとえ上位組織・上位職者であっても周辺は
そのサポートに徹する役割を分担する（米国の場合，たとえ大統領であっても現場指揮官に命令することはできない）。
•全組織レベルでの情報共有を効率的に行うための様式やツールの活用
縦割りの指揮命令系統による情報伝達の齟齬を補うために，全組織で同一の情報を共有するための情報伝達・収集様式の統一や情報共有のためのツールを活用する。
•技量や要件の明確化と維持のための教育・訓練の徹底
日本の組織体制では，役職や年次による役割分担が一般的だが，ICS では各役割のミッションを明確にし，そこにつく者の技量や要件を明示，それを満たすための教育／訓練を課すことで「その職務を果たすことができる者」がその役職に就く運用となっている。
・現場指揮官をサポートする指揮専属スタッフの配置
現場指揮官の意思決定をサポートする役割を持つ指揮専属スタッフを設けることができる。
（指揮専属スタッフは，現場指揮官に変わって意思決定は行わない立場であるが，与えられた役割に対し部門横断的な活動を行うことができる点で現場指揮官と各機能班の指揮命令系統とは異なった特徴を有している。
）

対応
する
要件※
①
②
⑤

⑤

⑩

⑥
⑨

④

⑫

－

※

対応する要件のうち，③は設備対策のため，⑦，⑧，⑪，⑬は，ICS の特徴に整理できないため，上表に記載していない。なお，⑦，⑧，⑪は対外対応機能を分離し，本社広報，情報発信を一本化することで対応。⑬については本社に発電所支援機能を独立させ強化することで対応。（詳細は次ページ以降参照）

1

参考文献：
・「 3.11 以 降 の 日 本 の 危 機 管 理 を 問 う 」（ 神 奈 川 大 学 法 学 研 究 所 叢 書 27） 務 台 俊 介 編 著 ， レ オ ・ ボ ス ナ ー ／ 小 池
貞 利 ／ 熊 丸 由 布 治 著 発 行 所 ：（ 株 ） 晃 洋 書 房 2013.1.30 初 版
・ 21st Century FEMA Study Course:-Introduction to Incident Command System,ICS-100,National IncidentManagement System(NIMS),Command and Management(ICS-100.b)／ FEMA／ 2011.6
・「 緊 急 時 総 合 調 整 シ ス テ ム Incident Command System（ Ｉ Ｃ Ｓ ） 基 本 ガ イ ド ブ ッ ク 」
永田高志／石井正三／長谷川学／寺谷俊康／水野浩利／深見真希／レオ・ボスナー著
発 行 元 ： 公 益 社 団 法 人 日 本 医 師 会 2014.6.20 初 版

1.0.10-36

⑦内的／外的状況把握，将来の影響 予測⑥起きていること，被害，稼働レベルの情報収集と共有情報収集・共有⑤各機能班④対応方針決定

初期対応実施

事態の予測情報収集・共有対策本部設置４

目標設定会議

目標設定

０

６

５

アクション実施

復旧手順

７

事態の予測

③初期対応実施３②内的／外的状況把握，事態の進展・ 影響の予測

２①起きていること，被害，稼働レベルの情報 収集〔カメラ（ＩＴＶ，津波，ファイアーウォッチ等）活用〕と共有

１

〇対策本部
アクション開始※緊急時統合調整システム Incident Command System(ICS)
基本ガイドブック（日本医師会）参照

図１ ICS における災害対策本部活動サイクル※
ＩＣＳ は上記の特徴から，たとえ想定を超えるような事態を迎えても，柔軟に対応し事態を収拾することを目的とした弾力性を持ったシステムであり，当社の原子力防災組織へ反映すべき必要な要件に概ね合致していると考えている。

1.0.10-37

（２）具体的な改善策
当社の原子力防災組織の具体的な改善策について以下に記す。
ａ．組織構造上の特徴○基本的な機能として５つの役割にグルーピング。
○指揮命令が混乱しないよう，また，監督限界を考慮し，指揮官（本部長）の直属の部
下（統括）を７名以下，統括の直属の部下（各班の班長）も７名以下となるよう組織を構成（発電所 図２，本社 図３）。班員についても役割に応じたチーム編成とする
ことで， 班長以下の指揮命令系統にも監督限界を配慮（例：総務班の場合は，厚生チーム，警備チーム，医療チーム，総務チーム等，役割毎に分類）。
○号機班は，プラント状況の様相・規模に応じて縮小，拡張可能なよう号炉毎に配置。
（図２）○ロジスティック機能を計画立案，現場対応機能から分離。
○対外対応に関する責任者として対外対応統括を配置。
○社外対応を行う要所となるポジションにはリスクコミュニケーターを配置。
○現場指揮官の意思決定をサポートする役割を持つ指揮専属スタッフとして安全監督担
当を配置。現場の安全性について，指揮官（本部長）に助言を行うともに，現場作業員の安全性を確保するために協働し，緊急時対策要員の安全確保に努める役割を担う。
安全監督担当は，部門横断的な活動を行うことができる点で本部長，統括と各機能班
長の指揮命令系統とは異なった位置づけとなっており，現場作業員の安全性確保に関し，各統括・班長に対して是正を促すことができる。
ｂ．組織運営上の特徴○指揮命令系統上にいない人物からの指示で動くことがないようにする。
○最終的な対応責任は発電所対策本部にあり，重大事故等発生時における本社対策本部の役割は，事故の収束に向けた発電所対策本部の活動の支援に徹すること，現地の発電所長からの支援要請に基づいて活動することを原則とし，事故対応に対する細かい指示や命令，コメントの発信を行わない。
○必要な役割や対応について，予め本部長の権限を委譲することで，各統括や班長が自発的な対応を行えるようにする。
○発電所の被災状況や，プラントの状況を共有する社内情報共有ツール（チャット，Ｃ
ＯＰ（Common Operational Picture））を整備することにより，発電所や本社等の関係者に電話や紙による情報共有に加え，より円滑に情報を共有できるような環境を整備する。
（図４）○ＴＶ会議で共有すべき情報は，全員で共有すべき情報に限定する等，発話内容を制限することで，適切な意思決定，指揮命令を行える環境を整備する。
○発電所対策本部と本社対策本部間の情報共有は，ＴＶ会議システム，社内情報共有ツ
1.0.10-38

ールと合わせて，同じミッションを持つ総括，班長間で通信連絡設備を使用し，連絡，情報共有を行う。
○外部からの支援に頼らずに当社社員が自ら対応できるように消防車やホイールローダ
等を予め配備し，運転操作を習得。
○本社は，後方支援拠点となる原子力事業所災害対策支援拠点をすみやかに立ち上げられるよう，拠点を整備し，予め派遣する人員を選定。
○本社は，災害発生後，発電所が必要としている資機材を迅速に送ることができるよう，
調達・輸送面に関する運用を予め手順化。

1.0.10-39機能毎に統括を置き，本部長（発電所長）の監督人数を削減
発電所本部長防災管理者（発電所長）

広報班
通報班

意思決定
・指揮

発電所本部長原子炉主任技術者

防災管理者

安全監督担 当（発電所長）

情報班
技術班

1～５号計画班

情報収集・
計画立案

計画・情報統括

６，7号計画班
保安班

復旧班
1～５号統括保安班
発電班

号機班(１～ ５号)
復旧班(１～ ５号)
号機班(６号)

６号統括

現場対応

資材班

復旧班(６号)号機班(７号)

7号統 括

復旧班(７号)
厚生班
医療班

対外 対応統括

対外対応

立地 ・広報班
通報班

総務班
警備誘導班

総務統括

ロジ・
リソース管理総務班
資材班

号機班は，号炉毎に配置

図２ 柏崎刈羽原子力発電所の原子力防災組織の改善

本店本部長
（社長）

情報班

本部長付

官庁連絡班

本部長
スタッフ

広報班

意思決定
・指揮
情報収集・
計画立案

本社本部長
（社長）

本部長
スタッフ

計画・情報統括
計画班
情報班
保安班

現場対応
給電班

保安班

本部長付

復旧統括
対外対応統括
広報班

対外対応
官庁連絡班

立地班

技術・復旧班

支援統括

支援調整

後方支援拠点班
支援受入調整班

資材班
電力支援受入班

厚生班

総務統括

ロジ・
リソース管理

総務班

通信班
総務班
厚生班

図３ 本社の原子力防災組織の改善

1.0.10-40

資材班

社内情報共有ツール（チャット）※

社内情報共有ツール（ＣＯＰ）

緊急時組織の運用については，訓練を通じて改善を図っていることから，今後変更となる可能性がある。

図４ 社内情報共有ツール（３）改善後の効果について
原子力防災組織を改善したことにより，以下の効果があると考えている。
○指示命令系統が機能毎に明確になる。
○管理スパンが設定されたことにより，指揮者（特に本部長）の負担が低減され，指揮者は，
プラント状況等を客観的に俯瞰し，指示が出せるようになる。
○本部長から各統括に権限が委譲され，各統括の指示の下，各機能班が自律的に自班の業務に対する検討・対応を行うことができるようになる。
○運用や情報共有ツール等を改善することにより，発電所対策本部，各機能班のみならず，
本社との情報共有がスムーズに行えるようになる。
訓練シナリオを様々に変えながら訓練を繰り返すことで，技量の維持・向上を図るとともに，原子力災害は初期段階における状況把握と即応性が重要であることから，それらを中心に更なる改善を加えることにより，実践力を高めることが可能になると考えている。
また,複数プラント同時事故に対応するブラインド訓練（訓練員に事前にシナリオを知らせない訓練）を継続することにより,重大事故時のマネジメント力と組織力が向上していくものと考えている。

図５ 柏崎刈羽原子力発電所の原子力防災訓練の様子
1.0.10-41

別紙２
別紙２ 柏崎刈羽原子力発電所における緊急時対策本部体制と指揮命令及び情報の流れ
当社は福島第一原子力発電所の事故から得られた教訓を踏まえ，事故以降，緊急時体制の見直しを進めてきている。具体的には，緊急時訓練を繰り返し実施して見直しを重ね，実効的な組織を目指して継続的な改善を行っているところである。
こうした取り組みを経て現在柏崎刈羽原子力発電所において組織している緊急時体制について，以下に説明する。
１．基本的な考え方
柏崎刈羽原子力発電所の緊急時体制を図 1 に示す。
緊急時体制の構築に伴う基本的な考え方は以下のとおり。
・機能毎の整理
まず基本的な機能を以下の４つに整理し，機能毎に責任者として「統括」を配置する。
さらに「統括」の下に機能班を配置する。
（１）

情報収集・計画立案

（２）

現場対応

（３）

対外対応

（４）

ロジスティック・リソース管理

これらの統括の上に，組織全体を統括し，意思決定，指揮を行う「本部長（所長）」を置く。
このように役割，機能を明確に整理するとともに，階層化によって管理スパンを適正な範囲に制限する。
・権限委譲と自律的活動
予め定める要領等に記載された手順の範囲内において，本部長の権限は各統括，班長に委譲されており，各統括，班長は上位職の指示を待つことなく，自律的に活動する。
・戦略の策定と対応方針の確認
計画・情報統括は，本部長のブレーンとして事故対応の戦略を立案し，本部長に進言する。また，こうした視点から対応実施組織が行う事故対応の方向性の妥当性を常に確認し，必要に応じて是正を助言する。
・申請号炉と長期停止号炉の分離
プラント毎に行う現場対応については，申請号炉である６，７号炉と長期停止号炉である１～５号炉に対応する組織を分離する。
・申請号炉の復旧操作対応
申請号炉である６，７号炉については，万一の両プラント同時被災の場合の錯綜する状
況にも適切に対応できるようにするため，各号炉を統括する者をそれぞれに置き（「６号
統括」と「７号統括」），統括以下，号炉毎に独立した組織とすることで，要員が担当号炉に専念できる体制とする。
・本部長の管理スパン
1.0.10-42以上のように統括を配置すると，本部長は１～７号炉の現場の対応について，１～５号
統括，６号統括，７号統括の 3 名を管理することになる。
本部長は各統括に基本的な役割を委譲していることから，３名の統括を通じて全号炉の管理をするが，プラントが事前の想定を超えた状況になり、２基を超えるプラントで本部長が統括に対して直接の指示を行う必要が生じた場合には，本部長の判断により，本部長
が指名した者と本部長が役割を分割し，それぞれの担当号炉を分けて管理する。
（図 2）・発電所全体に亘る活動
発電所全体を所管する自衛消防隊は，火災の発生箇所，状況に応じて，１～５号統括，
６号統括，７号統括のいずれかの指揮下で活動する。
また，発電所全体を所管する保安班は，計画・情報統括配下に配置する。
２．役割・機能（ミッション）
緊急体制における各職位の役割・機能（ミッション）を，表１に示す。
この中で，特に緊急時にプラントの復旧操作を担当する号機班と復旧班，及び号機統括の役割・機能について，以下の通り補足する。
○号機班： プラント設備に関する運転操作について，当直による実際の対応を確認する。
この運転操作には，常設設備を用いた対応まで含む。
これらの運転操作の実施については，本部長から当直副長にその実施権限が委譲されているため，号機班から特段の指示が無くても，当直が手順にしたがって自律的に実施し，号機班へは実施の報告が上がって来ることになる。万一，当直の対応に疑義がある場合には，号機班長は当直に助言する。
○復旧班： 設備や機能の復旧や，可搬型設備を用いた対応を実施する。
これらの対応の実施については，復旧班にその実施権限が委譲されているため，復旧班が手順にしたがって自律的に準備し，号機統括へ状況の報告を行う。
○号機統括：当直及び号機班と復旧班の実施するプラント復旧操作に関する報告を踏まえて，担当号炉における復旧活動の責任者として当該活動を統括する。
なお，あらかじめ決められた範囲での復旧操作については当直及び復旧班にその実施権限が委譲されているため，号機統括は万一対応に疑義がある場合に是正の指示を行う。
また，当該号炉の火災の場合には，自衛消防隊の指揮を行う。

1.0.10-43

３．指揮命令及び情報の流れについて
緊急時組織において，指揮命令は基本的に本部長を頭に，階層構造の上位から下位に向かってなされる。一方，下位から上位へは，実施事項等が報告される。これとは別に，常に横方向の情報共有が行われ，例えば同じ号炉の号機班と復旧班など，連携が必要な班の間には常に綿密な情報の共有がなされる。
なお，予め定めた手順の範囲内において，本部長の権限は各統括，班長に委譲されているため，その範囲であれば特に本部長や統括からの指示は要しない。複数号炉にまたがる対応
や，あらかじめ定めた手順を超えるような場合には，本部長や統括が判断を行い，各班に実施の指示を行うことになる。
以上のような指揮命令及び情報の流れについて，具合例として以下の２つのケースの場合を示す。
（ケース１）消防車による６号炉への注水（定められた手順で対応が可能な場合の例：図 3）・復旧班長（６号炉）の指示の下，６号復旧班が自律的に消防車による送水を準備，開始する
・復旧班長（６号炉）は，６号統括に状況を報告すると共に号機班（６号炉）にも情報を共有する。
・６号炉当直副長の指示の下，当直が自律的に原子炉への注水ラインを構成する。
・号機班長（６号炉）は，６号統括に状況を報告すると共に復旧班（６号炉）にも情報を共有する。
・号機班長（６号炉）は復旧班から共有された情報をもとに，原子炉注水の準備ができたことを当直に連絡する。
・当直は原子炉への注水を開始する。
・号機班長（６号炉）は６号統括に，原子炉への注水開始を報告する。
（ケース２）複数個所の火災発生（自衛消防隊の指揮権が委譲される場合の例：図 4）・６号炉での火災消火のため，６号統括が自分の指揮下に入るよう自衛消防隊に命じ出動を指示する。
・自衛消防隊が６号炉で活動中に１号炉で火災発生。1 号炉当直副長は初期消火班にて対応する。
・両火災の対応の優先度について１～５号統括と６号統括を中心に本部にて協議し，本部長の判断にて「６号炉での消火活動の継続」を決定する。
・６号炉消火後，６号統括は，自衛消防隊に１号炉へ移動するよう指示し，自衛消防隊の指揮権を１～５号統括に委譲する。
・ 自衛消防隊は１～５号統括の指揮の下，１号炉の消火活動を実施する。

1.0.10-44

３．その他（１） 夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）の体制
夜間及び休日については，上述した緊急時体制をベースに，特に初動対応に必要な要員を中心に宿直体制をとり，常に必要な要員数を確保することによって事故に対処できるようにする。その後に順次参集する要員によって徐々に体制を拡大していくこととなる。
（２） 要員が負傷した際の代行の考え方
特に夜間及び休日において万一何らかの理由で要員が負傷するなどにより役割が実行できなくなった場合には，平日の勤務時間帯のように十分なバックアップ要員がいない
ことが考えられる。こうした場合には，同じ機能を担務する下位の職位の要員が代行するか，又は上位の職位の要員が下位の職位の要員の職務を兼務する（例：復旧班長が負傷した場合は復旧班副班長が代行するか，又は統括が兼務する）。
具体的な代行者の選定については，上位職の者（例えば班長の代行者については統括）が決定する。

1.0.10-45

表 1 各職位のミッション
職

位

本部長

ミッション
・防災態勢の発令，変更の決定
・対策本部の指揮・統括
・重要な事項の意思決定

原子炉主任技術者
安全監督担当計画・情報統括・原子炉安全に関する保安の監督，本部長への助言
・人身安全に関する安全の監督，本部長への助言
・事故対応方針の立案
・プラントパラメータ等の把握とプラント状態の予測・本部長への技術的進言・助言（重大事故等対処設備など構内設備の活用）

計画班

・事故対応に必要な情報（パラメータ，常設設備の状況・可搬型設備の準備状況等）の収集，プラント状態の進展予測・評価
・プラント状態の進展予測・評価結果の事故対応方針への反映
・アクシデントマネジメントの専門知識に関する計画・情報統括のサポート

保安班

・発電所内外の放射線・放射能の状況把握，影響範囲の評価
・被ばく管理，汚染拡大防止措置に関する緊急時対策要員への指示
・影響範囲の評価に基づく対応方針に関する計画・情報統括への助言
・放射線の影響の専門知識に関する計画・情報統括のサポート

号機統括

・対象号炉に関する事故の影響緩和・拡大防止に関わるプラント設備の運転操作への助言，可搬型設備を用いた対応，不具合設備の復旧の統括

号機班

・当直からの重要パラメータ及び常設設備の状況の入手，対策本部へインプット・事故対応手段の選定に関する当直のサポート
・当直からの支援要請に関する号機統括への助言

当直（運転員）

・重要パラメータ及び常設設備の状況把握と操作
・中央制御室内監視・操作の実施
・事故の影響緩和，拡大防止に関わるプラントの運転操作

復旧班

・事故の影響緩和・拡大防止に関わる可搬型設備の準備と操作・可搬型設備の準備状況の把握，号機統括へインプット・不具合設備の復旧の実施

自衛消防隊
対外対応統括・初期消火活動（消防車隊）
・対外対応活動の統括
・対外対応情報の収集，本部長へインプット

通報班

・社外関係機関への通報連絡

立地・広報班・自治体派遣者の活動状況把握とサポート
・マスコミ対応者への支援

総務統括
資材班

・発電所対策本部の運営支援の統括
・資材の調達及び輸送に関する一元管理
・原子力緊急事態支援組織からの資機材受入調整

総務班

・要員の呼集，参集状況の把握，対策本部へインプット
・食料・被服の調達
・宿泊関係の手配
・医療活動
・所内の警備指示
・一般入所者の避難指示
・物的防護施設の運用指示
・他の班に属さない事項

1.0.10-46

重大事故等に対処する要員
緊急時対策要員
原子炉主任技術者

①

※1

本部長

1 号炉
2 号炉
3 号炉
4 号炉
5 号炉
6 号炉
7 号炉

安全監督担当
②

計画・情報
統括

計画班長
（1～5 号炉）
計画班長（6,7 号炉）

計画班員（1～5 号炉）
計画班員（6,7 号炉）

保安班長

保安班員

保安班
現場要員

中央制御室運転員

復旧班
現場要員

1 号炉運転員2 号炉運転員3 号炉運転員4 号炉運転員5 号炉運転員③
号機班長（1～5 号炉）
復旧班長（1～5 号炉）

1～5 号統括号機班員（1～5 号炉）
復旧班員（1～5 号炉）※Ａ
6,7 号炉中央制御室

6 号炉運転員
6 号統括

※Ａ

※Ａ

⑤

対外対応
統括

総務統括

自衛消防隊
（初期消火対応）※Ａ号機班員（6 号炉）
復旧班員（6 号炉）

号機班長（7 号炉）
復旧班長（7 号炉）

号機班員（7 号炉）
復旧班員（7 号炉）

通報班長

通報班員

立地・広報
班長

立地・広報
班員

資材班長

資材班員

総務班長

総務班員

復旧班
現場要員
7 号炉運転員

7 号統括

④

号機班長
（6 号炉）
復旧班長（6 号炉）

（連携）

復旧班
現場要員

初期消火班
（消防車隊）

消防隊長

警備員
消火班
（専任）
※１

本部付含む。

：1～5 号炉対応要員①：意思決定・指揮：6 号又は 7 号炉対応要員 ②：情報収集・計画立案：1～7 号炉共通対応要員 ③：現場対応④：対外対応⑤：ロジスティック・リソース管理

図 1 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図
1.0.10-47基本的な緊急時体制
6号統括

本部長

号機班(6号炉)復旧班(6号炉)

7号統括

号機班(7号炉)復旧班(7号炉)

1～5号統括号機班(1～5号炉)復旧班(1～5号炉)

計画・情報統括
対外対応統括
総務統括

プラントが事前の想定を超え、２基を超えるプラントで本部長が統括に対して直接の指示を行う必要が生じた場合の体制
6号統括

復旧班(6号炉)本部長(6,7号)
7号統括

共
有

号機班(6号炉)

号機班(7号炉)復旧班(7号炉)本部長(1～5号)※

1～5号統括

※本部長が指名した者

号機班(1～5号炉)復旧班(1～5号炉)

計画・情報統括
対外対応統括：１～５号炉対応要員：６号又は７号炉対応要員

総務統括：１～７号炉共通対応要員

図 2 柏崎刈羽原子力発電所 緊急時対策本部体制（概要）

1.0.10-48

指示・命令の流れ（例：消防車による 6 号炉への注水が必要となった場合）

図 3 消防車による６号炉への注水が必要になった場合の情報の流れ(例)1.0.10-49

指示・命令の流れ（例：6 号炉で火災が発生し，その後 1 号炉で火災が発生した場合）

図 4 火災発生時（２ヶ所の場合）の対応と情報の流れ(例)1.0.10-50

別紙３
別紙３ 自衛消防隊の体制について
１．自衛消防隊の体制
自衛消防隊の体制を表１に記す。
火災が発生した際，発電所内に常駐している消防隊長及び初期消火班による初期消火活動が行われる。その後，参集した消火班も加わった自衛消防体制が構築される。

表1
構成
消防隊長
(1)

初期消火班
(15)
(16)※1

自衛消防隊編成表（現場指揮本部）

所属等
平日の勤務時間帯：①防災安全ＧＭ②防災安全担当③運転管理担当
夜間及び休日：自衛消防隊専属の宿直者
1 号炉[1]2 号炉[1]計
3 号炉[1]
当直長(1)※24 号炉[1]6名
5 号炉[1]6,7 号炉[1]運転員(3)※2

1 号炉[3]2 号炉[2]※3
3 号炉[2]※3
4 号炉[2]※3
5 号炉[2]※4
6,7 号炉[3](4)※5

計14 名

正門警備員(2)
放射線測定要員・放射線測定当番(2)
防護本部警備員(1)消防車隊
委託員(6)

消火班(30)

班長：専任(2)，兼任可(1)
班員：専任(16)，兼務可(11)（専任）消火専任の要員（兼務）機能班との兼務可

役割①現場指揮本部の責任者②消火活動全体の指揮③当直長への消火活動の情報提供・プラント情報の共有④公設消防窓口（プラント状況・消火活動の情報提供）①公設消防への通報（発電関連設備）②運転員（初期消火要員）への初期消火指示③プラントの情報提供，消防活動の情報共有（当直長は現場での消火活動のメンバーには属さない）①屋内・屋外での消火活動（発電関連設備）②当該現場での消火戦略検討・指揮（現場支援担当又は当直主任）③火災発生場所での消火活動の指揮（現場支援担当又は当直主任）④火災発生現場（建屋内）への公設消防誘導・説明①屋内・屋外での消火活動（その他区域）②火災発生現場（構内全域）への公設消防誘導（1）
線量測定
指揮者から消防車隊への指示伝達係
屋内・屋外での消火活動【参集状況に応じ，現場にて班長が役割分担を指名】●消火係①消火活動（消火器・屋外消火栓等の使用）●現場整理・資機材搬送係①現場交通整理（公設消防車両の誘導）②火災現場保存（関係者以外の立入規制含む）③消火活動資機材の運搬（現場指揮本部機材含む）●情報係①発電所本部への情報連絡②火災現場での情報収集・記録●救護係①負傷者の救護②総務班医療係到着までの介護（ ）内は人数※１：1～5 号炉は各号炉 15 名で構成。6,7 号炉は通常 15 名，6，7 号炉同時火災では 16 名で構成。
※２：発電関連設備での火災発生時が対象，[ ]内は各号炉の初期消火要員※３：単独火災発生時は 1 号炉初期消火要員 1 名を補充
※４：単独火災発生時は 6,7 号炉初期消火要員 1 名を補充
※５：6，7 号炉の何れか一方の号炉の火災では 3 名で活動。6，7 号炉同時火災では運転員 1 名を補充し 4 名で活動。

1.0.10-51用語の定義・発電関連設備
周辺防護区域内において，原子力発電所の運転等に直接関係する建物（原子炉建屋等），防護区域外であっては水処理建屋，
１５４ｋＶ変電所，６６ｋＶ開閉所，給水建屋等の運転員の巡視区域の建物等をいう。
・その他区域
発電関連設備以外で，発電所敷地内にある当社所有の建物（事務本館，免震重要棟，防護本部，副防護本部，サービスホー
ル，技能訓練棟，原子炉保修訓練棟，予備品倉庫（大湊），発電倉庫（大湊）等），高台保管場所，森林，伐採木仮置き場等をいう。

２．６号及び７号炉の重大事故発生時における複数同時火災時の対応
緊急時対応中に 6 号及び 7 号炉で火災が発生し同時に消火活動が必要になった場合の対応について示す。６号及び７号炉の同時火災については，６号及び７号炉のそれぞれの建屋本館内部（６号及び７号炉で計２箇所）での火災（以下，「内部火災」という）のケースと，発電所敷地内での火災（以下，「外部火災」という）が２箇所で発生したケースの２ケースを示す。
２－１．内部火災の場合（１）前提条件
・緊急時対応の最中に，原因を特定せず６号及び７号炉での同時火災を想定する。
・火災の発生防止対策，感知・消火対策を実施していることから，初期消火要員が対応する
火災は，原子炉建屋，タービン建屋等の可燃物が少ない火災区域で発生し消火器で短時間に消火できる規模の火災を想定する。
・緊急時対応において，運転員の現場操作に際して消火活動が必要な火災に対しては，運転員の一部を活用する。
・原子炉の運転状態として，６号及び７号炉共に運転中，片方運転・片方停止，両方停止を想定し，各運転状態における運転員の人数を前提とする。
（２）内部火災での対応及び体制
６号及び７号炉での同時火災に対する対応フローを図１に，初期消火要員の体制を図２に，運転員の体制を図３～図５に示す。
当直長は，火災の状況を含めプラント状況の把握や緊急時対策本部との連絡を行っていることから，初期消火活動の指示と現場指揮本部設置までの活動の指揮を執る。消防隊長は，号機統括の指示を受け，速やかに現場指揮本部を設置するとともに，設置後は消火活動の指揮を執る。指揮権の委譲の際には，当直長と現場指揮者から状況説明を受ける。その後は，
現場指揮者から直接的，間接的に適宜状況報告を受け両方の火災対応の指揮を執るとともに，緊急時対策本部との連絡を行う。
消火体制については，６号及び７号炉同時火災発生に対応するために，初期消火要員として選任されている運転員，消防車隊員（委託）で２班を編成する。初期消火要員に選任されている運転員は原子炉の運転状態に依らず通常３名（運転中は専任，１ないし２プラント停止中は１名専任２名兼任）であることから，他の運転員１名を初期消火要員に充て，１班あたり運転員２名，消防車隊３名の計５名で初期消火活動を行う。
なお，建屋内での火災発生に対して，原子炉の高温停止及び低温停止を達成し維持（以下，「原子炉の安全停止」という。
）するための安全機能を有する構築物，系統及び機器（以下，
1.0.10-52

安全機能を有する機器等）という。
）を設置する区域で煙充満や放射線の影響（以下，「煙充
満の影響等」という。
）により消火活動が困難となる区域は，固定式消火設備を設置する設計としており，当該火災区域での火災発生に対して初期消火隊員に依存することなく，速やかな消火活動が可能である。
よって，プラントの運転状態に依らず緊急時対応中の６，７号炉の同時火災に対して，プ
ラント当たり１班５名の初期消火要員で十分に消火活動が可能で，その活動も短時間である
ことから，初期消火要員に充てた運転員は，消火活動後速やかに現場操作対応を行うことが可能であり，緊急時対応に支障を及ぼすことはない。
本運用については，火災防護計画の関連文書に定める。

1.0.10-53

【中央制御室】
・6 号及び 7 号炉での同時火災を認知【当直長】
・消防隊長，消防車隊に出動要請
・運転員の初期消火要員への編入指
示

中央制御室

当直長は緊急時対策本部，消防車隊に
火災発生場所を確実に連絡

緊急時対策本部【当直長，初期消火要員（運転員）】
・初期消火要員を召集（4 名）・中央制御室でプラント状況及び消火
戦略確認
・初期消火要員を 2 班に編成

【初期消火要員（運転員）】
・現場出向（6 号及び 7 号炉）

自衛消防センター【消防車隊】
・隊員（6 名）を 2 班に編成・現場出向（6 号及び 7 号炉）【消防隊長】
・現場出向【消防隊長】
・火災対応を指揮する現場指揮本部設置（6，7 号炉サービス
建屋入口）⇒現場本部設置以後，当直長から消防隊長へ初期消火要員の指揮権を委譲

火災現場【初期消火要員（運転員），消防車隊】
・現場到着（6 号及び 7 号炉）
・消火活動

・現場指揮本部設置後は消防隊長の指揮下で活動
・消防隊長は，消火活動終了と判断した
時点で，運転員の現場操作への復帰可
否を判断

図１ 建屋内部での同時火災に対する対応フロー【初期消火活動の全体指揮者】
初動対応
：当直長
現場指揮本部設置後：消防隊長

火災発生連絡

当直長

情報共有

指揮・命令

消防隊長

情報共有

号機統括

初期消火活動指示

7 号炉

6 号炉
運転員（２名）※現場指揮者設定（1 名）

消防車隊員（３名）

運転員（２名）※消防車隊員（３名）

現場指揮者設定（1 名）※６，７号炉運転中は専任３名，兼任１名，片方停止中・両方停止中は専任１名，兼任３名

図２ 6 号及び 7 号炉同時火災（内部火災）発生時の初期消火体制

1.0.10-54当直長

７号炉運転中緊急時対策所との連絡・調整
号炉間の調整当直副長の監視６号炉運転中６号炉事故時体制

７号炉事故時体制
操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

主機操作員

監視・操作
及び指示

操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

監視・操作

中央制御室

主機操作員

監視・操作
及び指示

監視・操作

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

現場
事故時は当直副長の指示の下、2人1組のチームを組み、現場対応を行う。

現場対応操作

現場対応操作現場対応要員が初期消火の応援
７号炉初期消火6号炉初期消火現場支援担当

補機操作員

補機操作員

補機操作員

図３ 6 号及び 7 号炉事故及び火災対応時の運転体制について（6 号及び 7 号炉共運転中の場合）

当直長

７号炉停止中緊急時対策所との連絡・調整
号炉間の調整当直副長の監視６号炉運転中６号炉事故時体制

７号炉事故時体制
操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

どちらかが体制に残る

主機操作員

監視・操作
及び指示

操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

主機操作員

監視・操作
及び指示

監視・操作

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員
現場対応操作

初期消火＋現場対応操作
現場対応要員が初期消火の応援
６号炉初期消火補機操作員

現支援担当場

図４ 6 号及び 7 号炉事故及び火災対応時の運転体制について（6 号炉運転中，7 号炉停止中の場合）

1.0.10-55

中央制御室

現場
事故時は当直副長の指示の下、2人1組のチームを組み、現場対応を行う。

緊急時対策所との連絡・調整
号炉間の調整当直副長の監視当直長

７号炉停止中６号炉停止中６号炉事故時体制

７号炉事故時体制

当直副長

当直主任

どちらかが体制に残る

操作の判断
運転員への
指揮・命令

主機操作員

監視・操作
及び指示

操作の判断
運転員への
指揮・命令

当直副長

当直主任

どちらかが体制に残る

中央制御室

主機操作員

監視・操作
及び指示

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

当直主任又は
当直副主任

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

補機操作員

現場
事故時は当直副長の指示の下、2人1組のチームを組み、現場対応を行う。

現場対応操作

初期消火＋現場対応操作
現場対応要員が初期消火の応援
6号炉初期消火

補機操作員

現場支援担当図５ 6 号及び 7 号炉事故及び火災対応時の運転体制について（6 号及び 7 号炉いずれも停止中の場合）
２－２．外部火災の場合（１）前提条件
・外部火災として，緊急時対応中に発電所敷地内で現場操作を妨げるような火災が同時に２箇所で発生することを想定する。
・消火活動は化学消防車，ポンプ車の組合せにより，消火活動を行う。
・化学消防車の操作は，消防車隊が行う。
・復旧班の現場操作に際して消火活動が必要な火災に対しては，消防車の操作が可能な復旧班現場要員を活用する。
（２）外部火災での対応及び体制
６号及び７号炉での同時火災に対する対応フローを図６に，初期消火要員の体制を図７に示す。
外部火災における消火活動は，消防隊長が指揮を執る。通常，敷地内の１箇所の火災発生に対しては，火災対応のため常時待機している消防車隊員６名で十分対応可能であるが，復旧班の現場操作に際して消火活動が必要な敷地内２箇所の同時火災が発生した場合には，消防車隊員に加え復旧班現場要員（６，７号炉各７名）から注水隊員６名を充て，消火活動を行う。
実際の放水活動は，化学消防車とポンプ車の組合せで行うことから，１班あたり消防車隊
３名，注水隊員３名で２班を編成し，２箇所に分かれて消火活動を行う。その際，消防車隊
3名は化学消防車の操作，注水隊はポンプ車の操作を行う。
一方，初期消火活動に充てられた注水隊員は本来緊急時の原子炉注水対応を行うため，消火活動が終了とした時点で，消防隊長の判断により速やかに原子炉注水作業に戻ることとす
1.0.10-56

る。
本運用については，火災防護計画の関連文書に定める。

緊急時対策本部【号機統括】
・敷地内 2 箇所での同時火災を認知
・消防隊長，消防車隊に対応指示

号機統括は消防隊長，消防車隊に
火災発生場所を確実に連絡

緊急時対策本部

自衛消防センター【号機統括】
・プラント状況及び消火戦略確認
・消防隊長，復旧班現場要員（注水隊 6 名)に出動指示【消防車隊】
・隊員（6 名）が化学消防車，ポンプ車で現場出向・途中，高台保管場所でポンプ車から
化学消防車に乗換
・消防車隊は，現場出向の間に消防隊長から火災発生場所，注水隊との合流箇所等の指示を受け，消火活動の戦略を検討

現場指揮本部【注水隊】
・高台保管場所のポンプ車で現場出向【消防隊長】
・火災発生場所を考慮し，現場指揮本部設置
・消防隊長は，消防車隊と注水隊の合流
箇所を指示

合流

火災現場
・消防隊長は，消火活動終了と判断した時点で，注水隊の原子炉注水作業への復帰可否を判断【消防車隊，注水隊】
・現場到着
・消火活動

図６ 発電所敷地内での同時火災に対する対応フロー

指揮・命令

消防隊長

情報共有

号機統括

消防車隊員（３名）

化学消防車操作

消防車隊員（３名）

化学消防車操作

注水隊員（３名）

ポンプ車操作注水隊員（３名）

ポンプ車操作

図７ 緊急時における敷地内の同時火災発生時の初期消火体制
1.0.10-57

別紙４
別紙４ 重大事故等発生時における緊急時対策要員の動き
重大事故等発生時における緊急時対策要員の動きについては以下のとおり。
・平日勤務時間中においては，緊急時対策要員のほとんどは事務本館で執務しており，召集連絡を受けた場合は，すみやかに免震重要棟内緊急時対策所に集合する。
・夜間及び休日は，初動対応要員（本部要員，現場要員）が事務本館等での執務若しくは免震重要棟に隣接した建物に宿泊しており，召集連絡を受けた場合は，すみやかに徒歩で免震重要棟
内緊急時対策所に集合する。
・震度６弱以上の地震発生後，初動対応要員が免震重要棟に参集の後，免震重要棟内緊急時対策
所の健全性（居住性確保，通信連絡機能等）が確認できない場合は，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ移動する。

図１ 事務本館，緊急時対策所等の位置関係

1.0.10-58

別紙５
別紙５ 緊急時対策所における主要な資機材一覧
緊急時対策所に配備している主要な資機材については以下のとおり。
１．免震重要棟内緊急時対策所○通信連絡設備
通信種別
発電所内外
電力保安通信用電話設備※１

衛星電話設備発電所内

送受話器（ページング）
無線連絡設備発電所外
統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

局線加入電話設備
テレビ会議システム

主要設備

容量※２

固定電話機

18 台

ＰＨＳ端末

30 台

ＦＡＸ

１台

常設

12 台

可搬型

19 台

ハンドセット

１台

スピーカー

１台

常設

９台

可搬型

102 台

ＩＰ－電話機（有線系）

４台

ＩＰ－電話機（衛星系）

２台

ＩＰ－ＦＡＸ（有線系）

３台

ＩＰ－ＦＡＸ（衛星系）

１台

テレビ会議システム（有線系・衛星系 共用）
加入電話機
加入ＦＡＸ
電力保安通信用電話設備接続

２台
３台
79 回線

テレビ会議システム（社内向）１式

１式

専用電話設備（ホットライン）（自治体他向）7台※１：局線加入電話設備に接続されており，発電所外への連絡も可能※２：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）○必要な情報を把握できる設備
通信種別

主要設備

容量

発電所内外

緊急時対策支援システム伝送装置

１式

発電所内

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

１式

○照明設備
品名

数量

備考

ヘッドライト

約 1,000 個

全所員に配布

三脚ライト

135 個

1.0.10-59

２．３号炉原子炉建屋内緊急時対策所○通信連絡設備
通信種別
発電所内外
電力保安通信用電話設備※１

衛星電話設備
発電所内
送受話器
無線連絡設備発電所外
統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

主要設備

容量※２

固定電話機

15 台

ＰＨＳ端末

30 台

ＦＡＸ

１台

常設

９台

可搬型

15 台

ハンドセット

３台

スピーカー

７台

常設

４台

可搬型
ＩＰ－電話機（有線系）

78 台
４台

ＩＰ－電話機（衛星系）

２台

ＩＰ－ＦＡＸ（有線系）

１台

ＩＰ－ＦＡＸ（衛星系）

１台

テレビ会議システム（有線系・衛星系 共用）
加入電話機
局線加入電話設備
加入ＦＡＸ
テレビ会議システム
テレビ会議システム（社内向）専用電話設備（ホットライン）（自治体他向）衛星社内電話機
衛星電話設備ＦＡＸ（社内向）（社内向）テレビ会議システム（社内向）

１式
１台
１台
１式
７台
２台
１台
１式

※１：局線加入電話設備に接続されており，発電所外への連絡も可能※２：予備を含む（今後，訓練等で見直しを行う）○必要な情報を把握できる設備
通信種別

主要設備

容量

発電所内外

緊急時対策支援システム伝送装置

１式

発電所内

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

１式

○照明設備
品名

数量

備考

ヘッドライト

約 1,000 個

全所員に配布

ＬＥＤランタン

40 個

1.0.10-60

別紙６
別紙６ 緊急時対策要員による通報連絡について
重大事故等が発生した場合，発電所の通報連絡責任者が，内閣総理大臣，原子力規制委員会，
新潟県知事，柏崎市長及び刈羽村長並びにその他定められた通報連絡先への通報連絡をＦＡＸを用いて一斉送信するとともに，通報連絡後の総合原子力防災ネットワークの情報連絡の管理を一括して実施する。
①発電所の通報連絡責任者は，特定事象発見者から事象発生の連絡を受けた場合は，原子力防災管理者へ報告するとともに，他の通報対応者と協力し通報連絡を実施する。
②重大事故等（原子力災害対策特別措置法第１０条第１項に基づく通報すべき事象等）が発生した場合の通報
連絡は，内閣総理大臣，原子力規制委員会，新潟県知事，柏崎市長及び刈羽村長並びにその他定められた通報連絡先に，ＦＡＸを用いて一斉送信することで，効率化を図る。
③内閣総理大臣，原子力規制委員会，新潟県知事，柏崎市長及び刈羽村長に対しては，電話でＦＡＸの着信の確認を行うとともに，その他通報連絡先へもＦＡＸを送信した旨を連絡する。
④これらの連絡は，発電所対策本部の通報連絡者（５名）と本社対策本部の通報連絡者（３名）が分担して行うことにより時間短縮を図る。
⑤その後，緊急時対策要員の召集で，参集した通報班の要員確保により，更なる時間短縮を図る。
⑥発電所から通報連絡ができない場合は，本社から通報先にＦＡＸを用いて通報連絡を行う。
⑦原子力規制庁への情報連絡は，統合原子力防災ネットワークを活用する。
⑧通報連絡後の主要連絡は，本社が内閣府（内閣総理大臣），原子力規制委員会原子力規制庁の対応を行い，発電所が新潟県，柏崎市，刈羽村の対応等を行う。
⑨通報連絡の体制，要領については，手順書を整備し運用を行う。

特定事象発見者（当直長等）

発電所
・通報連絡責任者 １名（対外対応統括）・通報対応者 ３名
・総務統括 １名

原子力防災管理者

新潟県
柏崎市、刈羽村
柏崎市、刈羽村を除く新潟県内市町村、新潟県以外の県市村
新潟県警察本部、柏崎警察署
柏崎市消防本部
新潟労働局、長岡労働基準監督署
新潟海上保安部原子力保安検査官
原子力防災専門官
東北経済産業局

本社
・通報連絡責任者 １名
・通報対応者 ２名

内閣総理大臣
原子力規制委員会：原災法に基づく通報先：ＦＡＸ送信：電話での着信確認：電話等による連絡

経済産業省 資源ｴﾈﾙｷﾞｰ庁
内閣官房
内閣府政策統括官付
社内関係各所

図１ 原子力災害対策特別措置法第 10 条第１項等に基づく通報連絡経路
1.0.10-61

別紙７
別紙７ 原子力事業所災害対策支援拠点について

柏崎エネルギーホール
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県柏崎市駅前２丁目２－３０
南南西 約８ｋｍ
約３，０００ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ５０ｋＶＡ
・電話（有線系，衛星系）
・ＦＡＸ（有線系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は信濃川電力所備蓄品を搬入

信濃川電力所
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県小千谷市千谷川１－５－１０
南東 約２３ｋｍ
約３，８００ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ７５ｋＶＡ
・備蓄燃料：２日分を備蓄
・電話（有線系，衛星系）
・ＦＡＸ（有線系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は備蓄

当間高原リゾート（休憩・仮泊，資機材置き場機能のみ）
所在地
発電所からの方位，距離
敷地面積
非常用電源
非常用通信機器その他

新潟県十日町市珠川
南南東 約４４ｋｍ
約３５０万ｍ２・非常用ディーゼル発電機 ３００ｋＶＡ（本館），２１０ｋＶＡ（新別館）
・電話（有線系，衛星系）
消耗品等（飲料，飲料水等）は信濃川電力所備蓄品を搬入，その後，最寄りの小売店より調達

1.0.10-62

柏崎刈羽原子力発電所

柏崎エネルギーホール

信濃川電力所

当間高原リゾート

地図は電子国土ポータルより引用

図１ 原子力事業所及び原子力事業所災害対策支援拠点の位置

1.0.10-63

別紙８
別紙８ 発電所構外からの要員の参集について
１．要員の召集の流れ
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）に重大事故等が発生した場合に，発電所外にいる
緊急時対策要員をすみやかに非常召集するため，「自動呼出・安否確認システム」，「通信連絡手段」等を活用し，要員の非常召集及び情報提供を行う。
（図１）
非常召集
自ら事象発生あるいは地震等を確認又は当 直長 か らの 事 象発
生報告

宿直者
自動呼出システム（電話・メール）

自動召集
新潟県内で震度６弱以
上の 地 震 発生 で緊 急時対策要員（発電所，本社）が自動参集

緊急時対策所

緊急時対策要員の非常召集所長（衛星電話設備を所持）
ユニット所長等，各部長
各グループマネージャー
・・・
各メンバー
本社緊急時対策要員も同様に召集される

図１ 自動呼出システム

新潟県内で震度６弱以上の地震が発生した場合には，非常召集連絡がなくても自発的に参集する。
地震等により家族，自宅等が被災した場合や自治体からの避難指示等が出された場合は，家族の身の安全を確保した上で参集する。
参集場所は，基本的には柏崎エネルギーホール又は刈羽寮（図２）とするが，発電所の状況が入手できる場合は，直接発電所へ参集可能とする。
柏崎エネルギーホール又は刈羽寮に参集した要員は，発電所対策本部と非常召集に係る以下の確認，調整を行い，集団で発電所に移動する。
①発電所の状況，召集人数，必要な装備（放射線防護服，マスク，線量計を含む）②召集した要員の確認（人数，体調等）③持参品（通信連絡設備，懐中電灯等）④天候，災害情報（道路状況含む）等⑤参集場所（免震重要棟内緊急時対策所，３号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
発電所への参集者に対しては，発電所正門に参集場所となる緊急時対策所を掲示することにより，免震重要棟内緊急時対策所若しくは３号炉原子炉建屋内緊急時対策所のどちらの施設で活動を実施しているかについて周知する。

1.0.10-64約１０ｋｍ
約５ｋｍ

柏崎刈羽原子力発電所■

刈羽寮

柏崎エネルギーホール■

地図は電子国土ポータルより引用

図２ 柏崎刈羽原子力発電所とその周辺
２．緊急時対策要員の所在について
柏崎市街地，刈羽村の大半は柏崎刈羽原子力発電所から半径 10km 圏内（上記図２）であり，発電所員の約８割は柏崎市又は刈羽村に居住している。
（表１）
表１ 居住地別の発電所員数（平成 27 年 4 月時点）
居住地
居住者数

柏崎市

刈羽村

その他地域

831 名

91 名

211 名

（73％）

（８％）

（19％）

３．発電所構外からの要員の参集ルート(1) 概要
柏崎市，刈羽村からの要員参集ルートについては，図 3 に示すとおりであり，要員参集ル
ートの障害要因としては，比較的に平坦な土地であることから土砂災害の影響は少なく，地震による橋の崩壊，津波による参集ルートの浸水が考えられる。
地震による橋梁の崩落については，要員参集ルート上の橋梁が崩落等により通行ができなくなった場合でも，迂回ルートが複数存在することから，参集は可能である。また，木造建物の密集地域はなくアクセスに支障はない。なお，地震による参集ルート上の主要な橋梁へ
1.0.10-65

の影響については，平成 19 年新潟県中越沖地震においても，橋梁本体の損傷による構造安全性に著しい影響のあるような損傷は見られず（※１），実際に徒歩による通行に支障はなかった。
新潟県が実施した広域避難シミュレーション（※２）によれば，大規模な地震が発生し，発電所で重大事故等が発生した場合，住民避難のため発電所の南西の海側ルートに交通渋滞が発生しやすいという結果が得られており，交通集中によるアクセス性への影響回避のため，参集ルートとしては可能な限り避けることとし，複数ある参集ルートから適切なルートを選定する。
津波浸水時については，アクセス性への影響を未然に回避するため，大津波警報発生時には基準津波が襲来した際に浸水が予想されるルート（図 3.2-2 に図示した海沿いルート）は使用しないこととし，これ以外の参集ルートを使用して参集することとする。
(※１)参考文献：2007 年新潟県中越沖地震の被害とその特徴／小長井一男（東京大学教授生産技術研究所）
他
国土技術政策研究所資料 No.439，土木研究所資料 No.4086，建築研究資料 No.112「平成19 年（2007 年）新潟県中越沖地震被害調査報告」(※２ ) 参考 文献 ：新 潟県 殿 向け 「平 成２ ６年 度新潟 県 広域 避難 時間 推計 業務」 ～ 最終 報告 書 ～BGS-BX-140147 平成２６年８月 三菱重工業株式会社
http://www.pref.niigata.lg.jp/genshiryoku/1356794481823.html(2) 津波による影響が考えられる場合の参集ルート
柏崎市津波ハザードマップによると，柏崎市中心部から発電所までの要員参集ルートへの影響はほとんど見られない（川岸で数 10cm 程度）が，大津波警報発生は，津波による影響を想定し海側や鯖石川の河口付近を避けたルートにより参集する。
（図３）

1.0.10-66

図３ 柏崎市，刈羽村からの要員参集ルート(3) 住民避難がなされている場合の参集について
全面緊急事態に該当する事象が発生し，住民避難が開始している場合，住民の避難方向と逆方向に要員が移動することが想定される。
発電所へ参集する要員は，原則，住民避難に影響のないよう行動し，自動車による参集ができないような場合は，自動車を避難に支障のない場所に停止した上で，徒歩や自転車により参集する。

1.0.10-67

４．発電所構内への参集ルート
発電所敷地外から発電所構内への参集ルートは，通常の正門を通過するルートに加え迂回ルートを確保している。
（図４）

図４ 発電所構内への参集ルート

1.0.10-68

５．夜間及び休日における要員参集について
夜間及び休日において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向（所在場
所（準備時間を含む）～集合場所（情報収集時間を含む）～発電所までの参集に要する時間）を評価した結果，要員の参集手段が徒歩移動のみを想定した場合かつ，シルバーウィーク等の特異日であっても，５時間 30 分以内に参集可能な要員は半数以上（350 名以上）と考えられることから，10 時間以内に外部から発電所へ参集する６号及び７号炉の対応を行う必要な要員※（106 名（１～７号炉の対応を行う必要な要員は合計 114 名））は確保可能であることを確認した。
なお，自動車等の移動手段が使用可能な場合は，より多くの要員が早期に参集することが期待できる。
※

必要な要員数については，今後の訓練等の結果により人数を見直す可能性がある。

＜参考：要員参集調査による評価＞○夜間及び休日において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向をより具体的に把握するため，「平日夜間」「休日日中」「休日夜間」「特異日（シルバーウィーク）日中」「特異日（シルバーウィーク）夜間」の５ケースにおいて緊急呼び出しがかかった場合を想定し，その時々における要員の所在場所（自宅，発電所，それ以外の場所の場合は参集場所までの参集時間を回答）を調査することで，参集状況を評価。
○要員参集場所（柏崎エネルギーホール又は刈羽寮）での情報収集時間 30 分を考慮。
（図５）

1.0.10-69

集合場所で
２ 情報収集(30分)発電所へ移動

３

刈羽寮

柏崎刈羽
原子力発電所

出発地

１ 集合場所へ移動

３ 発電所へ移動
出発地

刈羽寮に参集する場合

出発地
エネルギー
ホール
２
集合場所で
情報収集(30分)
参集開始

エネルギー
ホールに
参集する場合１ 集合場所へ移動
出発地
集合場所到着

１ 集合場所へ移動

地図は電子国土ポータルより引用

集合場所出発２ 集合場所にて情報収集（30分を想定）

発電所到着

３ 発電所へ移動

図５ 要員参集の流れについて（イメージ）
a. 車が使える場合（図６）○３時間 30 分以内に約８割の要員が参集可能な場所にいることを確認した。
（特異日（シルバーウィーク）は除く）○シルバーウィーク等の特異日でも，３時間 30 分以内に約６割の要員が参集可能な場所にいる。
b. 徒歩移動のみの場合（図７）○車を使用した場合に比べ要員参集のタイミングが遅くなるが，７割程度の要員は，５時間 30 分以内に参集可能な場所にいることを確認した。
○通常の休日と特異日（シルバーウィーク）を比較すると，特異日には約２割多い要員が柏崎刈羽地域近傍から不在（徒歩５時間 30 分以上）となるが，５時間 30 分以内で参集可能な要員は約半数。

1.0.10-70

100%

49
5

90%
80%

107
59

94
36

219

70%

94

60%

193
48

5.5時 間 以 上
3.5時 間 ～ 5.5時 間

50%

645
538

40%

1.5時 間 ～ 3.5時 間

598
383

30%

1.5時 間 以 内

478

20%
10%
0%

※

42

38

平日 夜 間休 日日 中1245

休 日 夜間21

特 異日 日 中 特異 日夜 間

それぞれいた場所から参集場所（柏崎エネルギーホール，刈羽寮）までの移動に要する時間を回答してもらい，その時間に以下の数値を加えて算出。
・自宅からの参集の場合，出発までの準備時間：30 分
・参集場所での情報収集時間：30 分
・参集場所から発電所への移動時間：30 分

図６ 要員参集シミュレーション結果（車でアクセス可能）

100%
90%

149
250

80%

221
370

70%

315
5.5時間以上

60%
50%

3.5～5.5時間

468
359

40%

1.5～3.5時間

424

30%

1.5時間以内

262

335

63
44

68

特異日日中

特異日夜間

20%
10%
0%

※

※
※

82
41

93
38

82

平日夜間

休日日中

休日夜間

12

21

出発までの準備時間を考慮の上，天候が良好な状況を想定し，参集場所を経由した場合の発電所（緊急時対策所）までの移動距離 １時間以内（～３ｋｍ），１～３時間（３～10km），３～５時間（10～17km），
５時間以上（17km～）により算出。
参集場所での情報収集時間の 30 分を考慮した。
自宅以外からの参集の場合，それぞれいた場所から参集に要する時間を回答。

図７ 要員参集シミュレーション結果（徒歩移動のみ）

1.0.10-71

補足１
補足１ 有効性評価シナリオと要員参集の整合性について
重大事故等発生時の体制（添付資料 1.0.10）に示すとおり，発電所及び本社では，原子力警
戒態勢又は，第１次，第２次緊急時態勢の発令により，緊急時対策要員を非常召集することとしている。
ここでは，非常召集により発電所外から発電所に参集する要員に期待する有効性評価シナリ
オを抽出し，緊急時対策要員を非常召集するきっかけとなる事態がどのタイミングで発生するかを確認することで，有効性評価の説明と要員参集のタイミングが整合しているか確認した。
表１に示す７つのシナリオが該当し，参集要員で対応する現場作業は以下の２つが該当する。
・代替原子炉補機冷却系準備作業（代替熱交換器車等の資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り作業）・可搬型代替注水系準備操作（代替循環冷却運転への切り替えのための復水移送ポンプの一時的な停止に伴う，消防車による原子炉への注水準備及び注水作業）
いずれの有効性評価シナリオにおいても，事象発生初期（発生と同時又は 15 分後）に原子力警戒態勢を発令する事態になることを確認した。
有効性評価シナリオ上，要員参集に要する時間は事象発生から 10 時間と想定しているが，この値は保守的に設定したものである。
有効性評価シナリオ「停止中の全交流動力電源喪失」では，事象発生から原子力警戒態勢を発令する事態になるまでの時間が 15 分あるものの，事象発生から 10 時間後の作業開始に支障を及ぼすものではないと考える。
また，停止号炉の影響（添付資料 1.0.16）を考慮した場合，参集要員で対応する現場作業は，
以下の２つが該当する。
・停止号炉への使用済燃料プールや原子炉への消防車による給水
・燃料給油作業（６号及び７号炉に対する燃料給油作業は宿直している緊急時対策要員にて対応）想定するシナリオは「停止中の全交流動力電源喪失」であり，事象発生から原子力警戒態勢を発令する事態になるまでの時間が 15 分あるものの，事象発生から 10 時間後以降から適宜行う作業に支障を及ぼすものではないと考える。

1.0.10-72

なお，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合の緊急時対策要員の参集動向を評価した結果，要員の参集手段が徒歩移動のみを想定した場合かつ，シルバーウィーク等の特異日であっても，5.5 時間以内に参集可能な要員は半数以上（350 名以上）と評価している。
（添付資料 1.0.10（重大事故等発生時の体制）別紙８ 発電所構外からの要員の参集について 参照）
表１ 有効性評価シナリオと要員参集の整合性確認結果
有効性評価
シナリオ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋非常用ディー
ゼル発電機喪失）
全交流動力電源喪失（同上）＋
原子炉隔離時冷却系失敗
全交流動力電源喪失（同上）＋
直流電源喪失全交流動力電源喪失（同上）＋
主蒸気逃がし安全弁再閉失敗
崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）

参集要員に期待する作業

要員参集のトリガーとなる有効性シナリオの時間と緊急時活動レベル（EAL）の事象

有効性評価上の時間
事象発生～
ＥＡＬ発出

代 替 原 子炉 補 機 冷却系準備作業
外部電源喪失による原子炉（13 名/号炉）

0分への給水機能の喪失（同タイミン→EAL AL22（原子炉給水グ）
機能の喪失）※２

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
可 搬 型 代替 注 水 系（代替循環冷却を使用する場合）
準備操作※１※１※２

代 替 原 子炉 補 機 冷 全交流電源喪失 15 分経過
却系準備作業→EAL AL25（全交流電源 15 分
（13 名/号炉）の 15 分以上喪失）※２

有効性評価上考慮しない作業
添付資料 1.0.10（重大事故等発生時の体制）図１

事象発生から
10 時間後事象発生から
12 時間後(5 名/号炉)

停止中の全交流動力電源喪失

参集要員による作業開始までの時間

事象発生から
10 時間後態勢の区分と緊急時活動レベル（EAL）参照

1.0.10-73

補足２
補足２ 当直副長による操作員への操作指示／確認手順について
運転員の事故時における対応は，「当直副長」による「操作員」への操作指示がなされ，「操作員」による操作がなされる。
（２人による対応）
一方，確率論的リスク評価※1 では，以下のとおり人間信頼性評価（ＨＲＡツリー）にて評価を行っている。
人間信頼性評価（ＨＲＡ）ツリーを用いた定量評価（ATWS 収束後の RHR による格納容器除熱の例）※2

人的過誤確率では，操作員の認知失敗や操作失敗があったとしても，１名の指示者の確認により是正がなされる評価手法を採用している。
以上により，実際の運転員による操作と，確立論的リスク評価で用いた評価手法は，整合が取れている。
※1 第 244 回 審査会合 資料 3-2-1 確率論的リスク評価について （補足説明資料）（指摘事項に対する回答）

ピア

レビュー推奨事項等を踏まえた PRA の評価条件見直し結果 HRA データシート 参照※2 認知失敗の過誤回復については，THERP の標準診断曲線時にて既に考慮されているため HRA ツリーとして人的過誤の分岐を設定しない（チームとしての認知の失敗確率が適用される）

1.0.10-74

補足３
補足３ 発電所が締結している医療協定について
柏崎刈羽原子力発電所では，自然災害等が複合的に発生した場合等を想定し，より多くの医療機関で汚染傷病者を診療いただけるように体制を整備しておくことが必要であると考えている。
現時点で，柏崎綜合医療センター，新潟労災病院の他，新潟県内にある 5 か所の病院(合計７病院)と放射性物質による汚染を伴う傷病者の診療に関する覚書を締結しており，汚染傷病者の受け入れ体制を確保している。

1.0.10-75

添付資料 1.0.11

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等発生時の発電用原子炉主任技術者の役割について

＜

目

次

＞

１． 発電用原子炉主任技術者の選任....................................... 1.0.11-1
２． 発電用原子炉主任技術者の職務等..................................... 1.0.11-1
３． 重大事故等対策における発電用原子炉主任技術者の役割 ................. 1.0.11-2

１．発電用原子炉主任技術者の選任(1) 原子力・立地本部長は，発電用原子炉主任技術者及び代行者を，発電用原子炉主任技術者免状を有する者であって，次の業務に通算して３年以上従事した経験を有する者の中から選任する。
a.

原子炉施設の工事又は保守管理に関する業務b.

原子炉の運転に関する業務c.

原子炉施設の設計に係る安全性の解析及び評価に関する業務d.

原子炉に使用する燃料体の設計又は管理に関する業務(2) 発電用原子炉主任技術者は原子炉毎に選任する。
(3) 発電用原子炉主任技術者及び代行者は特別管理職とする。
(4) 発電用原子炉主任技術者のうち少なくとも１名は部長以上に相当する者とし，発電用原子炉主任技術者の職務を専任する。
(5) (4)項以外の発電用原子炉主任技術者については，原子力安全センターの職務を兼務できる。
(6) (5)項の発電用原子炉主任技術者については，自らの担当している号炉について発電
用原子炉主任技術者の職務と原子力安全センターの職務が重複する場合には，発電用原子炉主任技術者としての職務を優先し，原子力安全センターの職務については，上位職の者が実施する。
(7) 発電用原子炉主任技術者が職務を遂行できない場合は，代行者と交代する。ただし，職務を遂行できない期間が長期にわたる場合は，(1)項から(5)項に基づき，改めて発電用原子炉主任技術者を選任する。
(8) これらの体制を整備していても，万一，発電用原子炉主任技術者及び代行者が不在となった場合は，原子炉主任技術者の資格を有している者を常に把握していることから，速やかに発電用原子炉主任技術者を選任し，選任後 30 日以内に原子力規制委員会へ届け出る。
２．発電用原子炉主任技術者の職務等(1) 発電用原子炉主任技術者は，原子炉施設の運転に関し保安の監督を誠実に行うことを任務とし，次の職務を遂行する。
a.

原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は，運転に従事する者（所長を含む。）
へ指示する。

b.

保安規定に定める事項について，所長の承認に先立ち確認する。

c.

保安規定に定める各職位からの報告内容等を確認する。

d.

保安規定に定める記録の内容を確認する。

e.

保安規定に定める報告（第 121 条第１項）を受けた場合は，自らの責任で確認し1.0.11-1

た正確な情報に基づき，社長に直接報告する。
f.

保安の監督状況について，定期的に及び必要に応じて社長に直接報告する。

g.

原子力発電保安委員会及び原子力発電保安運営委員会に少なくとも１名が必ず出

席する。
h.

その他，原子炉施設の運転に関する保安の監督に必要な職務を行う。

(2) 原子炉施設の運転に従事する者（所長を含む。）は，発電用原子炉主任技術者がその保安のためにする指示に従う。
(3) 発電用原子炉主任技術者は，自らの原子炉施設の保安活動を効果的に実施するため，所内会議（原子力発電保安運営委員会，発電所上層部によるミーティング等）への参
加，現場パトロールを通じて，発電所の情報収集を行う。また，電気主任技術者及びボイラー・タービン主任技術者と，意思疎通を図るため，定期的に及び必要に応じて相互の職務について情報交換する。
３．重大事故等対策における発電用原子炉主任技術者の役割(1) 発電用原子炉主任技術者は，平常時のみではなく，重大事故等が発生した場合においても，原子炉施設の運転に関し保安の監督を誠実かつ最優先に行うことを任務とする。
a.

重大事故等が発生した場合の発電所の緊急時対策本部（以下，「発電所対策本部」という。）において，発電用原子炉主任技術者の職務に支障をきたすことがないよう，
独立性を確保して配置する。
b.

６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者は，６号及び７号炉同時被災時は，号

炉毎の保安の監督を誠実かつ最優先に行う。
c.

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等発生時において，原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は，運転に従事する者（所長を含む。）へ指示を行い，発電所対策本部の本部長（所長）は，その指示等を踏まえ方針を決定する。
(a) 発電用原子炉主任技術者は，発電所対策本部等から得られた情報に基づき重大事
故等の拡大防止又は事象緩和に関し，保安上必要な場合は，運転に従事する者（所長を含む。）へ指示を行う。
(b) 発電用原子炉主任技術者は，保安上必要な場合の指示を行うに当って，他号炉の発電用原子炉主任技術者，発電所対策本部の要員及び本社の緊急時対策本部の要員等から意見を求めることができる。
(2) 発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備（制定・改訂）にあたり，保安上必要な事項等について確認を行う。
a.

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備（制定・改訂）における保安上必要な事項等について確認を行っている。このため，運転員及び発電

1.0.11-2

所対策本部の要員等が手順書どおりに重大事故等対策の対応を行う場合には，発電用原子炉主任技術者からの指示等を受けることなく対応可能である。
(3) 発電用原子炉主任技術者は，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）に重大事故等が発生した場合，発生連絡を受けた後，発電所対策本部に非常召集し，原子炉施設の運転に関する保安の監督を誠実に行う。
a.

発電用原子炉主任技術者が，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等の発生連絡を受けた後，発電所に非常召集できる体制，運用を整備する。
(a) 重大事故等の発生連絡を受けた後，すみやかに発電所対策本部に駆けつけられる
よう，早期に非常召集が可能なエリア（柏崎市若しくは刈羽村）に６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者をそれぞれ１名待機させる。
(b) ６号及び７号炉の発電用原子炉主任技術者に加え，その代行可能者も確保する。
b.

発電用原子炉主任技術者は，非常召集中であっても通信連絡設備（衛星電話設備（携帯型）等）を携行することにより，発電所対策本部からプラントの状況，対策の状況等の情報連絡が受けられるとともに自ら確認することができる。
なお，通信連絡設備（衛星電話設備（携帯型）等）の整備は，技術の進歩に応じて，都度改善を行う。
c.

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備（制定・改訂）における保安上必要な事項等について予め確認していることから，定められた手順書と異なった対応が必要となった場合であっても，必要の都度，プラントの状況等を把握し，原子炉施設の運転に関し保安上必要な指示等を行うことができる。

1.0.11-3

添付資料 1.0.12

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

福島第一原子力発電所の事故教訓を踏まえた対応について

＜

目

次 ＞

１． はじめに .......................................................... 1.0.12-1
２． 福島第一原子力発電所における事故対応の運用面の問題点及び対策 ....... 1.0.12-1(1) 手順書の整備 ..................................................... 1.0.12-2(2) 教育・訓練 ....................................................... 1.0.12-2
a. 訓練内容 ....................................................... 1.0.12-2
b. 緊急時対応力の強化 ............................................. 1.0.12-3
c. 現場力の強化 ................................................... 1.0.12-4(3) 緊急時組織の運用 ................................................. 1.0.12-7
a. 態勢の混乱と情報の輻輳の改善 ................................... 1.0.12-7
b. 放射線管理上の課題 ............................................ 1.0.12-12
c. 資機材調達 .................................................... 1.0.12-13
d. 本社緊急時対策本部の役割 ...................................... 1.0.12-15
e. 対外情報発信の改善 ............................................ 1.0.12-16(4) 現場の運用面 .................................................... 1.0.12-17

１．はじめに
当社は，福島第一原子力発電所の事故前後の状況について事実関係を詳細に調査した結果を，「福島原子力事故調査報告書」1としてとりまとめた。
その後，当社の原子力改革の取り組みについて，国内外の専門家・有識者が外部の視点で監視・監督し，その結果を取締役会に報告・提言する役割をもつ，「原子力改革監
視委員会」の監督の下，福島原子力事故の技術面での原因分析に加えて事故の背景となった組織的な原因についても分析を進めた。その結果について「福島原子力事故の総括
および原子力安全改革プラン」2としてとりまとめた。
その後も，四半期毎に原子力安全改革プランの進捗状況としてとりまとめ3ており，福島第一原子力発電所の事故教訓を踏まえ，継続的に改善を図っている。
２．福島第一原子力発電所における事故対応の運用面の問題点及び対策
当社福島第一原子力発電所事故における問題点や教訓については，事故当事者として
様々な知見が得られており，重大事故等対処設備の整備強化等の設備面の対策だけではなく，重大事故等対処設備の活用のための手順書の整備，教育・訓練及び組織，運用の強化等の運用面での対策を講じている。
本資料では，当社福島第一原子力発電所事故における運用面の問題点及び対策の状況について説明する。
なお，当社の「社内事故調報告書（福島原子力事故調査報告書）」や，「福島原子力事
故の総括および原子力安全改革プラン」以外にも，報告書が公表されており，これらの中には当社が取り組むべき有益な提言が含まれていると認識している。以下の報告書に記載された運用面の提言についても網羅されていることを確認している。
○ 東京電力福島原子力発電所における事故調査・検証委員会 最終報告（政府事故調）○ 東京電力福島原子力発電所事故調査委員会報告書（国会事故調）○ 東京電力株式会社福島第一原子力発電所事故の技術的知見について（原子力安全・保安院）○ 「福島第一」事故検証プロジェクト最終報告書（大前研一）○ Lessons Learned from the Nuclear Accident at the Fukushima Daiichi Nuclear
Power Station（INPO）○ 福島原発事故独立検証委員会 調査・検証報告書（民間事故調）
1

平成 24 年 6 月 20 日公表「福島原子力事故調査報告書」
平成 25 年 3 月 29 日公表「福島原子力事故の総括および原子力安全改革プラン」
3
平成 25 年度より，四半期毎に原子力安全改革プランの進捗状況をとりまとめ公表している。
平成 25 年度分は平成 25 年 7 月 26 日,平成 25 年 11 月 1 日,平成 26 年 2 月 3 日,平成 26 年 5 月 1 日に公表。
平成 26 年度分は平成 26 年 8 月 1 日,平成 26 年 11 月 5 日,平成 27 年 2 月 3 日,平成 27 年 3 月 30 日に公表。
平成 27 年度分は平成 27 年 8 月 11 日に公表。
2

1.0.12-1また，その後に出された各報告書についても，適宜確認を行い，当社が取り組むべ
き有益な提言について対応を行うこととしている。
(1) 手順書の整備
表１ 手順書の整備に関する課題と対応
課題対応

１ ○全電源喪失状態となった場合の非常 ○全電源喪失時の手順を整備し，重大事用復水器（IC）の操作，その後の確故 等に も対 応で きる 手順 を整 備す

認 作業 につ いて のマ ニュ アル がなる。

く，系統確認や運転操作に対し迅速に対応できていなかった。
２ ○事故時の運転手順書は電源があるこ ○電源機能が喪失した場合でも，重要なとを前提としていたものであり，事パラメータについては確認できるよ

故時の徴候ベースの手順書からシビう可搬型の計測器を使用したパラメ

アアクシデント手順書への移行も電ータの確認手順を整備する。

源があることを前提とした計器パラ
メータ管理であったため，全電源喪失等の事態では機能できない実効性に欠いたものであった。
(2) 教育・訓練a.

訓練内容
表２ 訓練内容に関する課題と対応
課題

１

対応

○運転訓練センターにおけるシビアア ○直流電源が喪失した状態等を模擬しクシデント事故対応の教育・訓練は，たシビアアクシデント事故対応のシ直流電源が確保され中央制御室の制ミュレータ訓練及び重大事故等対処

御盤が使える前提であり，直流電源設備を使用した実効性のある訓練をが喪失した条件でのシビアアクシデ行う。

ント事故は対象としていなかった。
また，運転訓練センターでの教育訓
練はシビアアクシデント事故対応の内容を「説明できる」ことが目標の机上教育に留まっており，実効性のある訓練となっていなかった。

1.0.12-2

b.

緊急事態応力の強化
表３ 緊急事態応力の強化に関する課題と対応
課題

１

対応

○福島第一原子力発電所事故前は，過酷 ○訓練参加者に対して，事前に訓練シナ
事 故は 起こ らな いと の思 い込 みか

リオを伝えない訓練を実施すること

ら，訓練計画が不十分であり，防災により，実効的な緊急時対応力の向訓練（総合訓練）が１年に１回の形上に努めている。

式的なものとなっていた。
＜主な実績＞
・発電所における訓練実績
総合訓練：33 回（平成 25 年 1 月（新しい組織導入）～平成 27 年 7 月末の累計）
個別訓練：約 6,700 回（平成 27 年 7 月末までの累計）（以下に記載した訓練を含む）

総合訓練風景（発電所対策本部）

1.0.12-3

c.

現場力の強化
表４ 現場力の強化に関する課題と対応
課題対応

１ ○緊急時対応に必要な作 ○緊急時対応を業務の柱の一つとして位置づけ，機器業を当社社員が自ら持の復旧や重機の操作等の個人の鍛錬から，自治体とつべき技術として設定の総合訓練まで，各階層で日常的に繰り返し，対応

していなかったことか力の向上に努力している。

ら，作業を自ら迅速に実 ○外部からの支援に頼らずに当社社員が自ら対応で行できなかった。

きるように消防車やホイールローダ等を予め配備し，運転操作を習得している。
○事故時に要求される特殊技量（重機の操作等）を有した要員を確保するために，大型自動車・けん引及び重機等の免許等について社員の資格取得を進めている。また，資格所有者の管理を実施している。
○マスク着用等，様々な環境を想定した現場の対応訓練を実施している。

＜主な実績＞
・代替交流電源設備（常設・可搬型）による電源の確保
非常用電源設備が使えない場合にすみやかに電源を確保するため，
高台保管場所に常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機車）
及び可搬型代替交流電源設備（電源車）を配備し，起動操作，電源ケーブル接続訓練を定期的に実施している（訓練実績： 193 回（ガスタービン発電機車），460 回（電源車）(平成 27 年 7 月末までの累計））。
また，代替交流電源設備に不具合が発生することもありえると考え，そのときの故障箇所特定及び修理対応の訓練も行っている。

代替交流電源設備（ガスタービン発電機車，電源車）の接続訓練

1.0.12-4

・原子炉及び使用済燃料プールへの注水
全交流動力電源が喪失した場合においても原子炉や使用済燃料プールに注水（放水）ができるよう，可搬型代替注水ポンプ（消防車）を高台に配備し，注水（放水）及びホース接続訓練を定期的に実施している（訓練実績：545 回(平成 27 年 7 月末までの累計））。

注水用ホース接続訓練

・重機によるがれき撤去
地震や津波により散乱したがれきや積雪が復旧活動の障害となることを想定し，重機によるがれき撤去訓練を定期的に実施している（訓練実績：2,306 回(平成 27
年 7 月末までの累計））。

重機による障害物の撤去訓練

1.0.12-5

・原子炉及び使用済燃料プールの冷却原子炉や使用済燃料プールの安定冷却に既設冷却設備が使えない場合に備えて，代替の除熱設備を配備し，プラント近接への車両設置，配管接続訓練を定期的に実施している（訓練実績：289 回(平成 27 年 7 月末までの累計））。

代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニット等の接続訓練

・可搬型重大事故等対処設備への給油
可搬型重大事故等対処設備（電源車，消防車等）の燃料として，高台に約 15 万リットルの軽油を貯蔵，タンクローリーを配備し，タンクローリーへの補給，タンクローリーから可搬型重大事故等対処設備への給油訓練を定期的に実施している（訓練実績：393 回（平成 27 年 7 月末までの累計））。

可搬型重大事故等対処設備への給油

1.0.12-6

(3) 緊急時組織の対策
当社福島第一原子力発電所事故対応では発電所対策本部の指揮命令が混乱し，迅速・的確な意思決定ができなかったが，緊急時活動や体制面における課題及び改善策について，以下のように行っている。
a.

態勢の混乱と情報の輻輳の改善
表５－１ 緊急時組織の組織構造上の課題と対応
課題対応

１ ○自然災害と同時に起こりえる
複数原子炉施設の同時被災を○号機班を設け号炉単位に連絡体制を密にする。

想定した備えが十分でなかっ ○ロジスティック機能を計画立案，現場対応機
た。

能から分離すると共に，対外対応に関する責任者として対外対応統括を配置することにより，作業員が作業に専念できる環境を
整備する。

２

○発電所対策本部においては， ○指示命令が混乱しないよう，現場指揮官を頂
過酷事故及び複数号炉の同時点に，直属の部下は最大７名以下に収まる

被災を処理するには組織上の構造を大原則とし，原子力防災組織に必要

無理（監督限界数の超過等）な機能を以下の５つに定義する。

があった。

①意思決定・指揮②対外対応③情報収集・計画立案④現場対応⑤ロジスティック・リソース管理①の責任者として本部長（発電所長）があたり，②～⑤の機能毎に責任者として「統括」を配置する。
（図１，２）○発電所長が直接監督する人数を減らす。
（監
督限界の設定）３ ○発電所長が全ての班（12 班） ○指示命令が混乱しないよう，現場指揮官を頂を管理するフラットな体制で点に，直属の部下は最大７名以下に収まる

緊急時対応を行なっていたた構造を大原則とし，原子力防災組織に必要

め，あらゆる情報が発電所対な機能を以下の５つに定義する。

策本部の本部長（発電所長）①意思決定・指揮に報告され，情報が輻輳し混②対外対応

1.0.12-7

課題

対応

乱した。
（図１）

③情報収集・計画立案④現場対応⑤ロジスティック・リソース管理①の責任者として本部長（発電所長）があたり，②～⑤の機能毎に責任者として「統括」を配置する。
（図１，２）○発電所長が直接監督する人数を減らす。
（監
督限界の設定）４ ○従来の体制は，長期間の対応に適したものではなく，人員○緊急時対策要員人員を増強し，交替で対応できるようにする。

を交替することができず，長 ○本部長，統括，班長について，複数名の人員
期間の対応を極度の疲労の中を配置することで，長期間に及んでも交替で行わざるを得なかった。

で対応することができ，常により最適な判断が下せるようにする。

５ ○中央制御室と発電所対策本部の間，発電所対策本部と本社○号機班を設け号炉単位に連絡体制を密にする。

対策本部間において機器の動作状況を共有し，正しく共有できなかった。
６ ○事故の状況や進展が個別の号 ○号機班を設け号炉単位に連絡体制を密にす
炉毎に異なるにもかかわらる。

ず，従前の機能班単位で活動 ○指示命令が混乱しないよう，現場指揮官を頂した。

点に，直属の部下は最大７名以下に収まる構造を大原則とし，原子力防災組織に必要な機能を以下の５つに定義する。
①意思決定・指揮②対外対応③情報収集・計画立案④現場対応⑤ロジスティック・リソース管理①の責任者として本部長（発電所長）があたり，②～⑤の機能毎に責任者として「統括」を配置する。
（図１，２）

1.0.12-8

表５－２ 緊急時組織の組織運営上の課題と対応
課題
１

対応

○発電所緊急時対策本部 ○ＴＶ会議で共有すべき情報は，全員で共有すべき（以下発電所対策本部）

情報に限定する等，発話内容を制限することで，の幹部メンバーは，各号

適切な意思決定，指揮命令を行える環境を整備す

機の必要な復旧活動のる。

計画とその対応状況の○発電所の被災状況や，プラントの状況について，把握に追われ，落ち着い

縦割りの指示命令系統による情報伝達に齟齬がて考える余裕がなかっでないよう，全組織で同一の情報を共有する社内た。

情 報 共 有 ツ ー ル （チ ャッ ト ， Ｃ Ｏ Ｐ （ Common
Operational Picture））を整備することにより，発電所や本社等の関係者に電話や紙による情報共有に加え，より円滑に情報を共有できるような環境を整備する。
（図３）２○発電所長からの権限委 ○必要な役割や対応について，予め本部長の権限を譲が適切でなく，ほとん

統括に委譲することで，統括や班長が自発的な対どの判断を発電所長が応を行えるようにする。

行う体制となっていた。
３○官邸から発電所長へ直 ○外部からの問合せ対応は本社対策本部が行い，外接連絡が入り，発電所対部からの発電所への直接介入を防止することで，

策本部を混乱させた。

発電所対策本部が事故収束対応に専念できる環境を整備する。

1.0.12-9機能毎に統括を置き，本部長（発電所長）の監督人数を削減
発電所本部長防災管理者（発電所長）

広報班
通報班

意思決定
・指揮

発電所本部長原子炉主任技術者

防災管理者

安全監督担 当（発電所長）

情報班
技術班

1～５号計画班

情報収集・
計画立案

計画・情報統括

６，7号計画班
保安班

復旧班
1～５号統括保安班
発電班

号機班(１～ ５号)
復旧班(１～ ５号)
号機班(６号)

６号統括

現場対応

資材班

復旧班(６号)号機班(７号)

7号統 括

復旧班(７号)
厚生班
医療班

対外対応

対外 対応統括

立地 ・広報班
通報班

総務班
警備誘導班

総務統括

ロジ・
リソース管理総務班
資材班

号機班は，号炉毎に配置※

緊急時組織の運用については，訓練を通じて改善を図っていることから，今後変更となる可能性がある。

図１ 柏崎刈羽原子力発電所の原子力防災組織の改善

本店本部長
（社長）

情報班

本部長付

官庁連絡班

本部長
スタッフ

広報班

意思決定
・指揮
情報収集・
計画立案

本部長付

本部長
スタッフ

計画・情報統括
計画班
情報班
保安班

現場対応
給電班

保安班

本社本部長
（社長）

復旧統括
対外対応統括
広報班

対外対応
官庁連絡班

立地班

技術・復旧班

支援統括

支援調整

後方支援拠点班
支援受入調整班

資材班
電力支援受入班

厚生班

総務統括

ロジ・
リソース管理

総務班

※

通信班
総務班
厚生班

資材班

緊急時組織の運用については，訓練を通じて改善を図っていることから，今後変更となる可能性がある。

図２ 本社の原子力防災組織の改善

1.0.12-10

社内情報共有ツール（チャット）※

社内情報共有ツール（ＣＯＰ）

緊急時組織の運用については，訓練を通じて改善を図っていることから，今後変更となる可能性がある。

図３ 社内情報共有ツール［改善後の効果について］
原子力防災組織を改善したことにより，以下の効果があると考えている。
○ 指示命令系統が機能毎に明確になる。
○ 管理スパンが設定されたことにより，指揮者（特に本部長）の負担が低減され，指揮者は，プラント状況等を客観的に俯瞰し，指示が出せるようになる。
○ 本部長から各統括に権限が委譲され，各統括の指示の下，各機能班が自律的に自班の業務に対する検討・対応を行うことができるようになる。
○ 運用や情報共有ツール等を改善することにより，発電所対策本部，各機能班のみ
ならず，本社との情報共有がスムーズに行えるようになる。
訓練シナリオを様々に変えながら訓練を繰り返すことで，技量の維持・向上を図る
とともに，原子力災害は初期段階における状況把握と即応性が重要であることから，
それらを中心に更なる改善を加えることにより，実践力を高めることが可能になると考えている。また,複数プラント同時事故に対応するブラインド訓練（訓練員に事前にシナリオを知らせない訓練）を継続することにより,重大事故時のマネジメント力と組織力が向上していくものと考えている。

1.0.12-11b.

放射線管理上の強化
表６ 放射線管理に関する課題と対応
課題対応

１ ○事故時モニタリング設備 ○モニタリング設備の増強及び可搬式モニタリンの故障により放射線管理

グポストの設置に必要な緊急時対策要員を確保に支障をきたした。

する。

２ ○通常の管理区域以上の状 ○社員に対して放射線計測器の取扱研修を行い，放態が屋外にまで拡大した

射線管理補助員（モニタリングの要員）を育成す

ため，放射線管理員が不足る。

した。
３ ○津波による影響で，使用で ○緊急時対策所にアラーム付ポケット線量計（ＡＰきるアラーム付ポケット

Ｄ）やガラスバッジを配備する。

線量計（ＡＰＤ）が不足した。
４ ○免震重要棟緊急時対策本 ○緊急時対策所入口にチェンジングプレースを設
部内の放射性物質に対す置し，外部から放射性物質を持ち込まない環境をる環境維持に苦労した。

整備するとともに，総合訓練時に設置訓練を行う。

1.0.12-12

c. 資機材調達
表７ 資機材調達に関する課題と対応
課題
１○過酷事故や複数号炉の同対応○発電所内における資機材の備蓄を進める。

時被災を想定した資機材 ○発電所への燃料輸送がスムーズに行えるよう，の準備が不十分であっ石油販売会社と協定を締結した。

た。
２○衣食住の環境に支障を来○簡易トイレを確保する。

し，また，トイレが不足 ○飲食料及び生活食品は，発電所で適切な備蓄量した。

を確保するとともに，被災地域外から安定的に物資供給が行われるよう，非常時においても物資を供給できるよう，社外関係企業との連携を
強化する。

３

○地震・津波による発電所 ○物資や人員の輸送がスムーズに行えるよう，大内外の被害により，事故型自動車・けん引等の免許等について社員の資収束対応のための資機材

格取得を進めている。また，資格所有者の管理の迅速な輸送，受け渡しを実施している。

ができなかった。

○飲食料及び生活食品は，発電所で適切な備蓄量を確保するとともに，被災地域外から安定的に物資供給が行われるよう，非常時においても物資を供給できるよう，社外関係企業との連携を強化する。
○後方支援拠点となる原子力事業所災害対策支援
拠（柏崎エネルギーホール，信濃川電力所）をすみやかに立ち上げられるよう，拠点を整備し，予め派遣する人員を決めておく（本社，発電所，新潟本部の要員から選任）。
○実際に原子力事業所災害対策支援拠点（柏崎エネルギーホール，信濃川電力所）を立ち上げる
訓練を適宜実施する。
○外部組織である原子力緊急事態支援組織との連携を図る訓練を行い，同組織からの資機材（ロボット）の迅速な輸送に関する訓練を適宜実施する。

４○通常の管理区域以上の状 ○物流の専門の会社と物資の輸送に関する協定を態が屋外にまで拡大した

結ぶとともに，汚染エリアでの輸送にも従事で1.0.12-13課題

対応

ため，発電所への必要なきるよう，輸送部隊に放射線教育を実施する。

物資の輸送に支障を来した。
５○本社は，資材の迅速な準 ○本社は，発電所の被災状況に応じて，必要とな備，輸送，受け渡しで十る資機材等の支援物資を円滑に調達，輸送でき分な支援ができなかっるよう訓練を行うとともに，必要な対応の手順

た。

を作成する。
○後方支援拠点となる原子力事業所災害対策支援拠点（柏崎エネルギーホール，信濃川電力所）
をすみやかに立ち上げられるよう，拠点を整備
し，予め派遣する人員を決めておく（本社，発電所，新潟本部の要員から選任）。
○実際に原子力事業所災害対策支援拠点（柏崎エネルギーホール，信濃川電力所）を立ち上げる
訓練を適宜実施する。

原子力事業所災害対策支援拠点（柏崎エネルギーホール）での訓練状況＜資機材運搬＞

原子力事業所災害対策支援拠点（信濃川電力所）での訓練状況＜スクリーニング＞

物資調達・支援に関する個別訓練の状況（本社）1.0.12-14

d.

本社緊急時対策本部の役割
表８ 本社緊急時対策本部に関する課題と対応
課題

１

対応

○本社緊急時対策本部（本社 ○重大事故等発生時における本社対策本部の役割対策本部）は，外部からのは，事故の収束に向けた発電所対策本部の活動の問い合わせや指示を調整支援に徹することとする。

できず，発電所対策本部を混乱させた。
２ ○本社対策本部が，発電所対 ○重大事故等発生時における本社対策本部の役割
策本部に事故対応に対すは，事故の収束に向けた発電所対策本部の活動のる細かい指示や命令，コメ支援に徹することとする。

ントを出し，発電所長の判 ○事故対応に対する細かい指示や命令，コメントの断を超えて外部の意見を発信を行わない。

優先したことで，発電所対 ○現地の発電所長からの支援要請に基づいて支援
策本部の指揮命令系統を活動を行うことを基本とするが，発電所の被災状混乱させた。

況に応じて，発電所からの支援要請を待たずに，必要な資機材や人員の輸送をスムーズ行うための手順の整備や訓練を実施する。

３ ○官邸から発電所長へ直接○福島第一原子力発電所事故対応時のような，外部連絡が入り，発電所対策本から直接，発電所長に問合せが入り発電所長が対部を混乱させた

応を強いられたり，外部からの問い合わせを発電所対策本部が回答準備したりする事態とならないよう，本社対策本部は情報を捌く役割を果たす。

本社対策本部の訓練

1.0.12-15

e.

対外情報発信の改善
表９ 対外情報発信に関する課題と対応

１

課題

対応

○本来復旧活動を最○緊急時における情報収集活動と広報・通報対応が，復優先で実施しなく

旧活動の妨げとなることのないよう，発電所から発信てはならない役割されたプラントの状況を共有する社内情報共有ツールの要員が，対外的な（チャット，ＣＯＰ（Common Operational Picture））

広報や通報の最終や，通報連絡用紙の情報等，迅速に把握・共有できる的な確認者となり，社内情報を最大限活用し，公表する仕組みとする。
（紙復旧活動と対外情や電話等で確認する場合もあるが，復旧活動の妨げに

報発信活動の両立ならないよう最大限配慮する。
）

を求められた。

○緊急時組織に対外対応に関する責任者として発電所，
本社ともに対外対応統括を配置する。
○通報連絡については，当初は発電所長の責任で発信するが，その権限を発電所の対外対応統括に委譲し，事前に定めた通報連絡のルールにしたがって実施する運用に変更する。
（福島第一原子力発電所の事故対応のよ
うに，発電所対策本部で発電所長及び各班長の了解を得る作業は実施しない。
）○一定規模以上の事故の際には，広報対応は発電所から切り離し，本社対策本部で一元的に対応することとし，発電所対策本部は事故の収束に専念する体制とする。

２ ○公表の遅延，情報の○社外対応を行う要所となるポジションにはリスクコミ

齟齬，関係者間でのュニケーターを配置し，本社で記者会見等の対応をで

情報共有の不足等

きるようにする。

が生じ，事故時の対○ホームページの活用によるプラントパラメータ等の公外公表・情報伝達が開，インターネットの積極的活用による記者会見の中不十分だった。

継等，迅速な情報公開に努める。
○オフサイトセンターや関係自治体の対策本部へ発電所や本社の要員を派遣し，パソコンやスマートフォン，
タブレット等のツールを活用した情報提供を行う等，
社外への情報発信を改善する。
○訓練時にリスクコミュニケーターによる模擬記者会見や対外対応のシナリオを盛り込んだ訓練を実施する。

1.0.12-16

本社でのリスクコミュニケーターによる模擬記者会見

オフサイトセンターでの社外対応訓練(4) 現場の運用面
表１０ 現場の運用面に関する課題と対応
課題対応

１ ○電源喪失によって，中央制御室 ○中央制御室の機能を確保するために， LED
での計装や監視，制御といったヘッドライト及びランタン等の照明を確保

中央制御機能，発電所内の照明，することにより，実効的に活動できるようホットライン以外の通信手段をに整備を行う。

失ったことにより，有効なツー ○発電所内における中央制御室や現場間でのルや手順書もない中での現場の通信手段として，送受話器（ページング），

運転員たちによる臨機の判断，

電力保安通信用電話設備，携帯型音声呼出対応に依拠せざるを得ず，手探電話設備，無線連絡設備及び衛星電話設備りの状態での事故対応となっ等による通信手段を確保する。

た。

中央制御室における照明の確保（例）1.0.12-17

添付資料 1.0.13

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

緊急時対策要員の作業時における装備について＜目次 ＞

１． 初動対応時における放射線防護具類の選定 ............................. 1.0.13-1
２． 初動対応時における装備............................................. 1.0.13-2
３． 放射線防護具類等の着用等による個別操作時間への影響について ......... 1.0.13-5(1)

操作場所までの移動経路について ................................. 1.0.13-5(2)

操作場所の状況設定について ..................................... 1.0.13-5(3)

作業環境による個別操作時間への影響評価.......................... 1.0.13-5

初動対応時における緊急時対策要員の放射線防護具類については，以下のとおり整備している。また，初動対応時における適切な放射線防護具類の選定については，保安班長が判断し，着用を指示する。
１．初動対応時における放射線防護具類の選定
重大事故発生時は事故対応に緊急性を要すること，通常時とは汚染が懸念される区域も異なること等から，通常の放射線防護具類の着用基準ではなく，作業環境及び緊急性等に応じて合理的かつ効果的な放射線防護具類を使用することで，被ばく線量を低減す
る。

事故発生

※１：以下のいずれかの徴候等発生①格納容器雰囲気モニタ D/W 又は S/C の
γ線線量率が各種設計基準事故相当の10 倍以上を検出②モニタリング・ポスト≧５μSv/h③敷地境界５μSv/h 相当の排気筒濃度検出④緊急時対策本部からの指示

緊急時対策要員召集

個人線量計の着用
放射線防護具類の携帯※１
炉心損傷の徴候があるかNo

管理区域にて必要な放射線防護具
類を着用

Yes
No
緊急を要する作業かYes
全面マスク，綿手袋，ゴム手袋を着用（保安班長の指示のもと，作業後更衣及び除染を実施する）

必要な放射線防護具類を着用

図１ 放射線防護具の選定方法

1.0.13-1

２．初動対応時における装備・ 必要な放射線防護具類は，保安班長が着用について判断した場合にすみやかに着用できるよう，常時，中央制御室，緊急時対策所に必要数を保管している。
・ 緊急時対策要員は，召集後，ガラスバッチを着用する。
・ 緊急時対策要員のうち，現場作業を行う要員については，初動対応時から個人線量計（電子式線量計）を着用することにより，要員の外部被ばく線量を適切に管理することが可能である。なお，作業現場に向かう際には，放射線防護具類を携帯する。
・ 炉心損傷の徴候がある場合には，放射性物質の放出が予想されることから，保安班長
が適切な放射線防護具類を判断し，要員に着用を指示する。指示を受けた要員は指示された放射線防護具類を着用する。
・ 炉心損傷の徴候がある場合，かつ，汚染防護服を着用する時間もない緊急を要する作業を実施する場合には，保安班長の指示の下，全面マスクとゴム手袋を着用して作業を実施する。なお，身体汚染が発生した場合には，作業後に更衣及び除染を実施する。
・ 高線量対応防護服（タングステンベスト）は，重量があることから，移動を伴う作業においては作業時間の増加に伴い被ばく線量が増加するため，原則着用しない。
・ 管理区域内で内部溢水が起こっている場所や雨天時に作業を行う場合には，アノラッ
ク，汚染作業用長靴，胴長靴を追加で着用する。
（表１，図２参照）

1.0.13-2

表１ 緊急時対策要員の初動対応時における装備
着用基準
名称

炉心損傷の徴候あり

炉心損傷の徴候なし

ガラスバッチ

現場作業を行っていない間も含め
必ず着用

同左

個人線量計（電子式線量計）

必ず着用

同左

綿手袋・ゴム手袋

必ず着用

汚染防護服（タイベック）

緊急を要する作業を除き着用

アノラック・汚染作業用長靴（胴長靴）
高線量対応防護服（タングステンベスト）

湿潤作業を行う場合に着用

管理区域内で身体汚染のおそれがある場合に着用管理区域内で身体汚染のおそれがある場合に着用管理区域内で身体汚染のおそれがある湿潤作業を行う場合に着用

移動を伴わない高線量下での作業を行う場合に着用

同左

全面マスク

必ず着用

管理区域内で身体汚染のおそれがある湿潤作業を行う場合に着用

セルフエアセット

酸欠等のおそれがある場合着用

同左

酸素呼吸器

酸欠等のおそれがある場合着用

同左

1.0.13-3

ガラスバッチ

汚染作業用長靴

セルフエアセット

個人線量計（電子式線量計）

タイベック

アノラック

胴長靴

高線量対応防護服

全面マスク

酸素呼吸器

（株式会社重松製作所 HP より）

図２ 放射線防護具類

1.0.13-4

３．放射線防護具類等の着用等による個別操作時間への影響について
緊急時対策要員の個別操作時間については，訓練実績等に基づく現場への移動時間と現場での操作時間により算出している。
移動時間については，重大事故等を考慮して設定されたアクセスルートによる現場への移動時間を測定しており，操作時間については，重大事故等を考慮した操作場所の状
況（現場の状態，温度，湿度，照度及び放射線量）を仮定し，放射線防護具類等の着用時間を考慮の上，操作時間を算出している。
ここでは，放射線防護具類着用等の作業環境による個別操作時間への影響について評
価する。
(1)

操作場所までの移動経路について

a. アクセスルートとして設定したルートを移動経路とする。
b. 全交流動力電源喪失等により，建屋照明等が使用できず，建屋内が暗い状況を考慮する。
c. 炉心損傷の兆候がある場合には，放射線防護具類を着用して現場へ移動することを
考慮する。
(2)

操作場所の状況設定について

a. 地震等を想定しても操作スペースは確保可能とする。
b. 作業場所は照明のない暗い状況での作業を考慮する。
c. 炉心損傷の兆候がある場合には，放射線防護具類を着用して作業することを考慮する。
(3)

作業環境による個別操作時間への影響評価
操作時間に影響を与える作業環境を考慮し，「放射線防護具類を着用した状態での作業」，「暗所での作業」，「通信環境」について評価した結果，作業環境による個別操
作時間への影響がないことを確認した。
a. 放射線防護具類を着用した状態での作業評価
炉心損傷の兆候がある場合には，放射線防護具類を着用して現場操作を実施することから，放射線防護具類を着用した状態での作業について評価を実施した。
(a) 評価条件
イ．初動作業時における放射線防護具類は，「２．初動対応時における装備」に基づき，放射線防護具類（全面マスク，汚染防護服等）を着用する。
ロ．通常との作業性を比較するため，有意差が発生する可能性がある屋外での作業

1.0.13-5

を選定する。
(b) 評価結果
通常装備での作業と比較すると，全面マスクにより視界が若干狭くなること及び全面マスクにより作業状況報告等を伝達する際には少し大きな声を出す必要があることが確認されたが，放射線防護具類を着用した状態であっても，個別操作時間に有意な影響がないことを確認した。（図３参照）
なお，通常の全面マスクよりも容易に声を伝えることが可能な伝声器付き全面マ
スクについても，現在導入を進めている。

図３ 放射線防護具類を着用した状態での作業状況

1.0.13-6

b. 暗所作業の評価
全交流動力電源喪失等により，建屋照明等が使用できない状況を想定し，暗所における作業性について評価を実施した。
(a) 評価条件
イ．暗所作業時に使用する可搬型照明として，ヘッドライト，懐中電灯，ＬＥＤラ
イトを中央制御室等に配備している。
（表２，図４参照）
ロ．暗所作業の成立性を確認するため，可搬型照明（ヘッドライト）を使用して操作を実施する。
（図５参照）(b) 評価結果
ヘッドライトを使用することにより，操作を行うために必要な明るさは十分確保されるため，個別操作時間に有意な影響がないことを確認した。
なお，より容易に操作が可能となるよう，建屋内の作業エリア，アクセスルートには，バッテリー内蔵型の照明が設置されている。
（図６参照）

表２ 可搬型照明
名称
ヘッドライト

懐中電灯

仕様

数量※

保管場所※

乾電池式

約 1000 個

全所員に配備（運転員含む）

20 個

中央制御室

4個

現場控室

27 個

事務本館又は初動要員宿泊所

4個

中央制御室

60 個

3 号炉原子炉建屋内

4個

中央制御室

135 個

免震重要棟内

19 台

荒浜側及び大湊側
高台保管場所

乾電池式

ＬＥＤライト（ランタンタイプ）

乾電池式

ＬＥＤライト（三脚タイプ）

乾電池式

可搬型照明設備

発電機付投光器※数量，保管場所については，今後の検討により変更となる可能性がある。

1.0.13-7

ＬＥＤライト（ランタンタイプ）

懐中電灯

可搬型照明設備

ヘッドライトＬＥＤライト（三脚タイプ）

図４ 可搬型照明

通常状態

可搬型照明を使用した状態での作業

図５ 可搬型照明を使用した状態での作業状況

図６ バッテリー内蔵型の照明

1.0.13-8

c. 通信環境の評価(a) 評価条件
中央制御室，緊急時対策所，及び現場間での通信手段として，送受話器（ページング），電力保安通信用電話設備，携帯型音声呼出電話設備，無線連絡設備及び衛星電話設備等の通信連絡設備を整備している。（図７参照）(b) 評価結果
重大事故等が発生した場合であっても，整備している通信手段により，通常時と同等の通信環境が保持可能であり，個別操作時間に有意な影響はないと評価する。
また，炉心損傷の兆候がある場合には，放射線防護具類（全面マスク）を着用し，作業状況報告等のための通話を実施するが，着用しない状況より大きな声を出す必要があるものの通話可能であり，個別操作時間に有意な影響がないことを確認している。
なお，通常の全面マスクよりも容易に声を伝えることが可能な伝声器付き全面マ
スクについても，現在導入を進めている。

送受話器（ページング）

携帯型音声呼出電話設備（携帯型音声呼出電話機）

電力保安通信用電話設備（ＰＨＳ端末）無線連絡設備（可搬型）
図７ 通信連絡設備

1.0.13-9

衛星電話設備（可搬型）添付資料 1.0.14

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

技術的能力対応手段と有効性評価

比較表

技術的能力対応手段と運転手順等

比較表

＜

目

次

＞

表１．技術的能力対応手段と有効性評価比較表・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.14-1
表２．技術的能力対応手段と運転手順等比較表・・・・・・・・・・・・・・・・・・1.0.14-6

表１

技術的能力対応手段と有効性評価比較表
重要事故シーケンス
炉心損傷防止

（

（

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

○

○

○

○

○

○

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
ェ

シ

ッ

水
素
燃
焼

ー

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加
熱

（
）

）

）

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷
（

）

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷
（

イ
ン
タ

ェ

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

）

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合

ー

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合
）

1.3

（

1.2

外
部
電
源
喪
失全
＋交
D 流
G 動
喪力
失電
源
＋喪
S 失
R
V
再
閉
失
敗
）

1.0.14-1

1.1

）

技術的能力
審査基準

）

）

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失

ト
相
互
作
用

対応手段
原子炉手動スクラム
代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入
制御棒手動挿入（水圧挿入，電動挿入）
制御棒自動挿入（電動挿入）
原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制
ほう酸水注入原子炉水位低下
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
現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動
代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電
ほう酸水注入系による原子炉注水
制御棒駆動水系による原子炉注水
高圧炉心注水系緊急注水
原子炉減圧の自動化
手動による原子炉減圧（逃がし安全弁による原子炉の減圧）
手動による原子炉減圧（タービンバイパス弁による原子炉の減圧）
可搬型直流電源設備による逃がし安全弁開放
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁開放
代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁開放
高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保
代替直流電源設備による復旧 （逃がし安全弁復旧）
代替交流電源設備による復旧 （逃がし安全弁復旧）
インターフェイスシステムLOCA発生時の対応手順

○

○

○

○

○

●

●

○

○

○

○

○

○
○

停止中原子炉の燃料損傷防止（●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D 源
G 喪
喪失
失

（

比較表

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

（
（

技術的能力対応手段と有効性評価

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止

○
○
○
○
●
●
●
○

○

○

○

●

●

想
定
事
故
１

想
定
事
故
２

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

反
応
度
の
誤
投
入

重要事故シーケンス
炉心損傷防止

（

○
○

）

○
○

水
素
燃
焼

ッ

●
○
○

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
シ

ェ

溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

（

）

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加
熱

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

ー

●
●
○

（

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷

）

）

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷
（

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
ェ

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

イ
ン
タ

ー

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合
）

●
○
○
●

（

1.7

●
○
○
●

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合
）

1.6

●
○
○
●

（

1.0.14-2
1.5

外
部
電
源
喪
失全
＋交
D 流
G 動
喪力
失電
源
＋喪
S 失
R
V
再
閉
失
敗
）

1.4

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失
）

技術的能力
審査基準

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗
）

）

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。

停止中原子炉の燃料損傷防止（●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D 源
G 喪
喪失
失

（

比較表

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

（
（

技術的能力対応手段と有効性評価

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止

ト
相
互
作
用

想
定
事
故
１

想
定
事
故
２

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

対応手段
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水
消火系による原子炉注水
残留熱除去系ポンプ電源復旧後の原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却
消火系による残存溶融炉心の冷却残留熱除去系ポンプ電源復旧後の原子炉除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
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）
代替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
代替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）
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
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）
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
代替原子炉補機冷却海水ポンプ又は大容量送水車による補機冷却水確保
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイ
消火系による格納容器スプレイ
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器スプレイ
残留熱除去系ポンプ電源復旧後の格納容器除熱
残留熱除去系ポンプ電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プール水除熱
ドライウェル冷却系による格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
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）
代替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
代替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）
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
格納容器内pH制御

●
○
○

●
○
○
●

●
○
○
●

●
○
○

●
●
○

○
○

●
○
○

●
●
●

●

●

●

●

●

●
●

●
●

●
●

○
○
○
●
○

○
○
○
●
○

○
○
○
●
○

●
●

●
○
○

●

●

●
○
○

●
○
○

●

●

●

●

●

●

●

●
●

●
○
○

●
○
○

●

●

●

●

●

●

○

●

○
○

○
○

○

○
○

○

●

○

○

○

○

●

○

●

●

●

●

○

○

○

○

○

○

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

反
応
度
の
誤
投
入

重要事故シーケンス
炉心損傷防止

（

○
○
○

○
○
○

○

○

）

●
○
○

水
素
燃
焼

ッ

●
○
○

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
シ

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溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

（

）

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加
熱

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

ー

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷
（

）

）

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷
（

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
ェ

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

イ
ン
タ

ー

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合
）

1.12

（

1.11

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合
）

1.10

（

1.9

外
部
電
源
喪
失全
＋交
D 流
G 動
喪力
失電
源
＋喪
S 失
R
V
再
閉
失
敗
）

1.0.14-3

1.8

）

技術的能力
審査基準

）

）

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失

想
定
事
故
１

想
定
事
故
２

●
○
○

●
○
○
●

ト
相
互
作
用

対応手段
格納容器下部注水系（常設）によるデブリ冷却
格納容器下部注水系（可搬型）によるデブリ冷却
消火系によるデブリ冷却
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
消火系による原子炉圧力容器への注水
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸注入
制御棒駆動水系による原子炉圧力容器への注水
高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水
原子炉運転中の原子炉格納容器内の不活性化
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
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
格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水
サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水
原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出
燃料プール代替注水系（可搬型）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注水
燃料プール代替注水系（可搬型）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注水
消火系による使用済燃料プールへの注水
サイフォン効果による使用済燃料プール水漏えい発生時の漏えい抑制
燃料プール代替注水系（可搬型）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スプレイ
燃料プール代替注水系（可搬型）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スプレイ
使用済燃料プール漏えい緩和
大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
燃料プール冷却浄化系復旧による使用済燃料プール除熱
大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
放射性物質吸着材による海洋への拡散抑制
汚濁防止膜による海洋への拡散抑制
化学消防自動車単独又は高所放水車等による泡消火
大容量送水車，放水砲，泡原液搬送車及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火

●
●
○

●
○
○

●
○
○
●
●
○

○
○
○
○

●
○
○

○

○

○

停止中原子炉の燃料損傷防止（●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D 源
G 喪
喪失
失

（

比較表

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

（
（

技術的能力対応手段と有効性評価

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止

○

○

○

○

○

○

○

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

反
応
度
の
誤
投
入

重要事故シーケンス
炉心損傷防止

（

（

溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

水
素
燃
焼

（

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

●
○
●
○

●
○
●
○

●
○
●
○

●
○
●
○

●
○
●
○

●
○
●
○

●
○
●
○

●
○

●
○

○
○

○
○

○
○

○
○

○
○

○
○

○
○

○
○

○
○
●
○
1.5にて整理

○
○

○
○

○
●

○
○

○
●

○
●

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●
○

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●
●
●

●
●
●

●

●

ェ

ェ

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
シ

ッ

ー

●
○
●
○

（

●
○
●
○

）

）

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ

）

●
○
●
○

）

）

ー

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷

（

（

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷

●
○
●
○

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

イ
ン
タ

●
○
●
○

）

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合

●
○
●
○

）

）

1.15

外
部
電
源
喪
失全
＋交
D 流
G 動
喪力
失電
源
＋喪
S 失
R
V
再
閉
失
敗

）

1.14

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失

●
○
●
○

）

1.0.14-4

1.13

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加
熱

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
技術的能力
審査基準

停止中原子炉の燃料損傷防止（●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D 源
G 喪
喪失
失

（

比較表

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

（
（

技術的能力対応手段と有効性評価

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止

想
定
事
故
１

想
定
事
故
２

ト
相
互
作
用

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

対応手段
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
純水補給水系（仮設発電機使用）による復水貯蔵槽への補給
淡水貯水池から防火水槽への補給
淡水タンクから防火水槽への補給
海水を利用した防火水槽への補給
淡水貯水池から淡水タンクへの補給
可搬型代替注水ポンプによる送水
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
大容量送水車，放水砲，泡原液搬送車及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火
第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車によるM/C C系及びM/C D系受電
電源車によるP/C C系及びP/C D系受電
号炉間電力融通ケーブルによる電力融通
所内蓄電式直流電源設備による給電
可搬型直流電源設備による給電
直流給電車による直流125V主母線盤A給電
AM用直流125V蓄電池による直流125V主母線盤A受電
常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B受電
低圧電源号炉間融通による直流125V主母線盤A又はB受電
第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車によるAM用MCC受電
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
他チャンネルによる計測，代替パラメータによる推定（計器の故障時）代替パラメータによる推定（計器の計測範囲を超えた場合）
蓄電池，代替電源（交流，直流）からの給電
可搬型計測器による計測
パラメータ記録

1.12にて整理

●
●

●
●

●
●

●
●

●
●

●
●

●
●

●

●

●

●

●

●
●

●
●

●
●

●
●

●
●
●
●

●
●

●
●

●
●

●
●

●

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

反
応
度
の
誤
投
入

重要事故シーケンス
炉心損傷防止

（

（

○
○
○

○
○
○

）

1.0.14-5

○
○

ッ

水
素
燃
焼

対応手段
中央制御室換気空調系設備の運転手順等
中央制御室待避室の準備手順
中央制御室の照明を確保する手順
中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順
中央制御室待避室の照明を確保する手順
中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度監理手順
中央制御室待避室データ表示装置によるプラントパラメータ等の監視
チェンジングエリアの設置及び運用手順

格
納
容
ル
器
ア
直
タ
接
接
ク
触
シ

ェ

溶
融
原
燃
子
料
炉
|
圧
冷
力
却
容
材
器
相
外
互
の
作
用

（

）

格
納
高
容
圧
器
溶
雰
融
囲
物
気
放
直
出
接
／
加
熱

○
○
○

溶
融
炉
心
・
コ
ン
ク
リ

ー

雰
代
囲
替
格気
循
納圧
環
容力
冷
器・
却
過温
を
圧度
使
・に
用
過よ
し
温る
な
破静
い
損的
場
負
合
荷
（

）

雰
代 囲
替格気
循納圧
環容力
冷器・
却過温
を圧度
使・に
用過よ
す温る
る破静
場損的
合 負
荷
）

）

フ格
納
イ容
ス器
シバ
スイ
テパ
ムス
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
ェ

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

イ
ン
タ

ー

）

取
水崩
機壊
能熱
が除
喪去
失機
し能
た喪
場失
合

残
留
熱崩
除壊
去熱
系除
が去
故機
障能
し喪
た失
場
合

（

（

外
部
電
源
喪
失全
＋交
D 流
G 動
喪力
失電
源
＋喪
S 失
R
V
再
閉
失
敗
）

）

1.16

）

技術的能力
審査基準

）

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
直
流
電
源
喪
失

停止中原子炉の燃料損傷防止（●：有効性評価で解析上考慮している○：有効性評価で解析上考慮していない

外
部全
電交
源流
喪動
失力
＋電
D 源
G 喪
喪失
失

（

比較表

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

（
（

技術的能力対応手段と有効性評価

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

外
部
電
源
喪
全
失
交
＋
流
D
動
G
力
喪
電
失
源
喪
＋
失
R
C
I
C
失
敗

ＳＦＰ燃料
破損防止

格納容器破損防止

ト
相
互
作
用

想
定
事
故
１

想
定
事
故
２

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

反
応
度
の
誤
投
入

表２

技術的能力対応手段と運転手順等比較表
ＥＯＰ

ＡＯＰ

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

ＳＯＰ
原
子
炉
建
屋
制
御

水
位
回
復

急
速
減
圧

水
位
不
明

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

ー

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
・
温
度
制
御

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

【要求事項1.1】
緊急停止失敗時に発 原子炉手動スクラム
電用原子炉を未臨界にするための手順等 代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入

○

○

○

○

制御棒手動挿入（水圧挿入，電動挿入）

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ｐ放
Ｃ出
Ｖ
破
損
防
止

Ｒ水
／素
Ｂ
水
素
爆
発
防
止

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

多
様
な
ハ
ザ

ー

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

ド
対
応
手
順

○

制御棒自動挿入（電動挿入）

自動動作

原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制○

ほう酸水注入○原子炉水位低下

1.0.14-6【要求事項1.2】
原子炉冷却材圧力バ 高圧代替注水系の中央制御室からの操作による原子炉の冷却ウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却す 高圧代替注水系の現場操作による原子炉の冷却るための手順等

○
○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

〇

原子炉隔離時冷却系の現場操作による原子炉の冷却○○代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

ほう酸水注入系による進展抑制○

制御棒駆動水系による進展抑制○

高圧炉心注水系緊急注水○【要求事項1.3】
原子炉冷却材圧力バ 原子炉減圧の自動化
ウンダリを減圧するための手順等手動による原子炉減圧

自動動作
○

○

○

○

○

○

○

○

○

可搬型直流電源設備による減圧○逃がし安全弁用可搬型蓄電池による減圧○

代替逃がし安全弁駆動装置による減圧
高圧窒素ガスボンベの切替
代替直流電源設備による復旧（逃がし安全弁復旧）
代替交流電源設備による復旧（逃がし安全弁復旧）
原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧（インターフェイスシステムLOCA発生時）

備
考

○
○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○
○

○

○

ＥＯＰ

ＡＯＰ

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

ＳＯＰ
原
子
炉
建
屋
制
御

水
位
回
復

急
速
減
圧

水
位
不
明

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

ー

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
・
温
度
制
御

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

【要求事項1.4】
原子炉冷却材圧力バ 低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却（原子炉運転中，原子炉停止中）
ウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却す 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉の冷却（原子炉運転中，原子炉停止中）るための手順等

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ｐ放
Ｃ出
Ｖ
破
損
防
止

Ｒ水
／素
Ｂ
水
素
爆
発
防
止

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

○

○

○

○

消火系による原子炉の冷却（原子炉運転中，原子炉停止中）○○

常設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○

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却○

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却○

消火系による残存溶融炉心の冷却○常設代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の復旧

1.0.14-7【要求事項1.5】
最終ヒートシンクへ 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
熱を輸送するための手順等
代替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

耐圧強化ベント系による減圧及び除熱

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

多
様
な
ハ
ザ

ー

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

ド
対
応
手
順

○

○

○
○

○

○

○

○

○

現場操作

○

代替原子炉補機冷却系による除熱○○

代替原子炉補機冷却海水ポンプ又は大容量送水車による除熱○○【要求事項1.6】
原子炉格納容器内の 代替格納容器スプレイ冷却系による冷却（炉心損傷前，炉心損傷後）冷却等のための手順
等
消火系による冷却（炉心損傷前，炉心損傷後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による冷却（炉心損傷前，炉心損傷後）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）の復旧（炉心損傷前，炉心損傷後）常設代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の復旧（炉心損傷前，炉心損傷後）ドライウェル冷却系による格納容器除熱【要求事項1.7】
原子炉格納容器の過 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
圧破損を防止するための手順等
代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

○

○

○

○

○

○

○
○
○

○

○
○

○

○

○

現場操作

○

不活性ガス（窒素ガス）による系統内の置換○

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
格納容器内pH制御

○
○

〇

備
考

ＥＯＰ

ＡＯＰ

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

ＳＯＰ
原
子
炉
建
屋
制
御

水
位
回
復

急
速
減
圧

水
位
不
明

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

ー

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
・
温
度
制
御

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ｐ放
Ｃ出
Ｖ
破
損
防
止

Ｒ水
／素
Ｂ
水
素
爆
発
防
止

【要求事項1.8】
原子炉格納容器下部 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水の溶融炉心を冷却するための手順等
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

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

多
様
な
ハ
ザ
ド
対
応
手
順

○

〇

○

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水○○

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水○○

消火系による原子炉圧力容器への注水○○

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水○

1.0.14-8

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○

制御棒駆動水系による原子炉圧力容器への注水○

高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水

○

○

○
○

【要求事項1.9】
水素爆発による原子 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
炉格納容器の破損を防止するための手順 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等

プラント運転中から不活性化した状態

可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御○【要求事項1.10】
水素爆発による原子 格納容器頂部注水系による注水
炉建屋等の損傷を防止するための手順等 サプレッションプール浄化系による注水

○

○

○

○

〇

○

原子炉建屋トップベントによる水素ガスの排出○○○

消火系による使用済燃料プールへの注水○〇○【要求事項1.11】
使用済燃料貯蔵槽の 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
冷却等のための手順
等
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

○

○

○

○

○

○
○

〇

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〇〇

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○〇

使用済燃料プール漏えい緩和〇

大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
重大事故等発生時における使用済燃料プールの除熱のための対応手段

備考○

消火系による原子炉格納容器下部への注水

サイフォン効果による使用済燃料プール水漏えい発生時の漏えい抑制

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

ー

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

○
○

○

ＥＯＰ

ＡＯＰ

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

ＳＯＰ
原
子
炉
建
屋
制
御

水
位
回
復

急
速
減
圧

水
位
不
明

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

ー

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
・
温
度
制
御

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

【要求事項1.12】
工場等外への放射性 大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制
物質の拡散を抑制するための手順等
放射性物質吸着材による海洋への拡散抑制

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ｐ放
Ｃ出
Ｖ
破
損
防
止

Ｒ水
／素
Ｂ
水
素
爆
発
防
止

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

多
様
な
ハ
ザ

ー

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

ド
対
応
手
順

○
○

汚濁防止膜による海洋への拡散抑制○

化学消防自動車単独又は高所放水車等による泡消火○

大容量送水車，放水砲，泡原液搬送車及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火○【要求事項1.13】
重大事故等の収束に 可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給必要となる水の供給
手順等
純水補給水系（仮設発電機使用）による復水貯蔵槽への補給

○

○

〇

〇

1.0.14-9

淡水貯水池から防火水槽への補給○

淡水タンクから防火水槽への補給○

海水を利用した防火水槽への補給（海水取水ポンプ，可搬型代替注水ポンプ）○

淡水貯水池から淡水タンクへの補給○

可搬型代替注水ポンプによる送水（低圧代替注水系（可搬型），格納容器スプレイ，フィルタベント水位調整，格納容器下部注
水系（可搬型），格納容器頂部注水系，燃料プール代替注水系（可搬型））○

代替原子炉補機冷却系による除熱○

大容量送水車及び放水砲による大気への拡散抑制○

大容量送水車，放水砲，泡原液搬送車及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火【要求事項1.14】
電源の確保に関する 常設代替交流電源設備による給電
手順等

○

○
○

○

○

○

○

○

電力融通による給電○○

所内蓄電式直流電源設備及び常設代替直流電源設備による給電○○

可搬型直流電源設備による給電○〇

可搬型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代替原子炉補機冷却系への給電○

直流給電車による給電○〇

低圧電源融通による給電○

代替所内電気設備による給電○

燃料補給設備による給油

○

○

○
○

備
考

ＥＯＰ

ＡＯＰ

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

ＳＯＰ
原
子
炉
建
屋
制
御

水
位
回
復

急
速
減
圧

水
位
不
明

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

ー

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
・
温
度
制
御

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ｐ放
Ｃ出
Ｖ
破
損
防
止

Ｒ水
／素
Ｂ
水
素
爆
発
防
止

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

【要求事項1.15】
事故時の計装に関す 他チャンネルによる計測，代替パラメータによる推定（計器の故障時）
る手順等

○

○

パラメータ記録○【要求事項1.16】
原子炉制御室の居住 中央制御室換気空調系設備の運転手順等性等に関する手順等○

中央制御室待避室の準備手順○○

1.0.14-10

中央制御室換気空調系
が再循環運転モード運
転中等の対応中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順
中央制御室待避室の照明を確保する手順○

中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度監理手順○

中央制御室待避室データ表示装置によるプラントパラメータ等の監視○

チェンジングエリアの設置及び運用手順○【要求事項1.17】
監視測定等に関する 放射能観測車による測定
手順等

備
考

○

可搬型計測器による計測

中央制御室の照明を確保する手順

ド
対
応
手
順

○

代替パラメータによる推定（計器の計測範囲を超えた場合）
蓄電池，代替電源（交流，直流）からの給電

多
様
な
ハ
ザ

ー

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

○

可搬型モニタリング・ポストによる測定○

緊急時構内モニタリング○

海上モニタリング○

可搬型気象観測装置による測定○

モニタリング・ポスト用発電機からの給電○

モニタリング・ポストのバックグラウンド低減

○

ＥＯＰ

ＡＯＰ

技術的能力対応手段と運転手順等 比較表

ス
ク
ラ
ム

反
応
度
制
御

水
位
確
保

減
圧
冷
却

Ｐ
Ｃ
Ｖ
圧
力
制
御

Ｄ
／
Ｗ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
温
度
制
御

Ｓ
／
Ｐ
水
位
制
御

Ｐ
Ｃ
Ｖ
水
素
濃
度
制
御

ＳＯＰ
原
子
炉
建
屋
制
御

水
位
回
復

急
速
減
圧

水
位
不
明

Ｅ
Ｏ
Ｐ
／
Ｓ
Ｏ
Ｐ
イ
ン
タ

ー

Ｓ
Ｆ
Ｐ
水
位
・
温
度
制
御

ェ

フ

※対応手段は，今後の審査，検討等により変更となる可能性があります。
項目

イ
ス

対応手段

【要求事項1.18】
免震重要棟内緊急時対策所から３号炉原子炉建屋内緊急時対策所への移動判断並びに移動のた
緊急時対策所の居住 めの手順
性等に関する手順等

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

損注
傷水
炉 |
心１
へ
の
注
水

長注
期水
の |
原２
子
炉
水
位
の
確
保

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ａ
前
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
初
期
注
水

Ｒ注
Ｐ水
Ｖ |
破３
損ｂ
後
の
下
部
Ｄ
／
Ｗ
注
水

長注
期水
の |
Ｒ４
Ｐ
Ｖ
破
損
後
の
注
水

損除
傷熱
炉 |
心１
冷
却
後
の
除
熱

Ｒ除
Ｐ熱
Ｖ |
破２
損
後
の
除
熱

Ｐ放
Ｃ出
Ｖ
破
損
防
止

Ｒ水
／素
Ｂ
水
素
爆
発
防
止

Ａ
Ｍ
設
備
別
操
作
手
順
書

緊
急
時
対
策
本
部
運
営
要
領

多
様
な
ハ
ザ

ー

全発
交電
流所
電全
源停
喪
失

ド
対
応
手
順

○

免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機運転○

３号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機運転○

緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定○

免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）への移動○

３号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待避室）への移動○

必要な情報を把握できる設備（ＳＰＤＳ）によるプラントパラメータ等の監視○
原子力災害予防対策マ
ニュアル

重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料の整備

1.0.14-11

通信連絡に関する手順○

放射線防護資機材の維持管理等○

チェンジングエリアの設置及び運用○

緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の切替○

飲料水，食料の維持管理○

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機燃料給油○

３号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車による給電○

３号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車の切替○

３号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車燃料タンクへの燃料給油○

３号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車並列運転○

気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生した場合における現場要員の待避手順○

放射性物質が放出した場合における現場要員の待避手順○【要求事項1.19】
通信連絡に関する手 通信連絡をする必要のある場所との通信連絡
順等○

計測等を行った特に重要なパラメータの共有○

代替電源設備による通信連絡設備への電源供給

備
考○

ＡＯＰ：事故時運転操作手順書（事象ベース），ＥＯＰ：事故時運転操作手順書（徴候ベース），ＳＯＰ：事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）○

本資料のうち，枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。
添付資料 1.0.15

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉

格納容器の長期にわたる状態維持に係る体制の整備について

＜

目

次 ＞

１． 考慮すべき事項..................................................... 1.0.15-1
２． 格納容器の冷却手段................................................. 1.0.15-3(1)

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉における格納容器除熱手段について1.0.15-3(2)

代替循環冷却の長期運転及び不具合等を想定した対策について ........ 1.0.15-4

３． 作業環境の線量低減対策の対応例について ............................. 1.0.15-7(1)

循環冷却時の線量低減の対応について .............................. 1.0.15-7(2)

汚染水発生時の対応について...................................... 1.0.15-9

４． 残留熱除去系の復旧方法について .................................... 1.0.15-10(1)

残留熱除去系の復旧方法及び予備品の確保について ................. 1.0.15-10(2)

残留熱除去系の復旧手順について ................................. 1.0.15-10

５． 外部からの支援について............................................ 1.0.15-16
参考：福島第一原子力発電所で導入した汚染水処理対策について ............. 1.0.15-17

重大事故等への対応操作や作業は，事故形態によっては長期間にわたることが予想されるため，予め長期対応への体制整備や作業環境の維持，改善等について，準備しておくことが望ましい。
柏崎刈羽原子力発電所原子力事業者防災業務計画では，原子力災害事後対策として「防災基本計画 第１１編 原子力災害対策編」（中央防災会議）に定める災害復旧対策についての計画として復旧計画を策定し，当該計画に基づきすみやかに復旧対策を実施する旨を規定している。
復旧計画に定めるべき事項は以下のとおり。
・原子炉施設の損傷状況及び汚染状況の把握
・原子炉施設の除染の実施
・原子炉施設損傷部の修理及び改造の実施
・放射性物質の追加放出の防止 等
発電所対策本部は，召集した要員により，復旧計画に基づき災害発生後の長期対応を行う。また本社対策本部が中心となって，社内外の関係各所と連係し，適切かつ効果的な対応を検討できる体制を整備する。
１． 考慮すべき事項(1) 格納容器過圧・過温破損事象等においては，代替循環冷却及び格納容器ベントにより長期的な格納容器除熱が可能であることを有効性評価において確認している。
(2) 代替循環冷却による格納容器除熱では，格納容器の圧力は，格納容器の最高使用圧
力を下回る状態で長期的に維持することが可能となる。格納容器の温度については，
サプレッション・チェンバの温度が格納容器の最高使用温度に近い状態が長期にわたり継続するが，格納容器の放射性物質の閉じ込め機能が維持される 150℃を下回っている。また，代替循環冷却系の運転に使用するサプレッション・チェンバからの吸込配管の設計温度は十分に下回っているとともに，復水移送ポンプの予備機確保，同ポンプ及び操作が必要となる電動弁（原子炉及び格納容器への注水量の調節弁）の電源多様化による冗長性確保，系統配管の耐震健全性確認による信頼性確保を行っている。このため，代替循環冷却系の設備全体として十分な信頼性を有していると考えているが，長期運転及び設備不具合の発生等を想定した対策の検討が必要である。

1.0.15-1

(3) 炉心損傷後に代替循環冷却運転を実施することに対しては，負の影響として，建屋
内の環境線量が上昇することにより，代替循環冷却運転後の機器の復旧等が困難になることが予想される。
(4) 代替循環冷却により格納容器除熱を実施することにより，長期的に格納容器の圧力・温度を安定状態に保つことができることを確認しているものの，最終的には残留熱除去系の復旧が必要である。
(5) 重大事故等発生時の中長期的な対応については，プラントメーカとの協力協定を締結し，事故収束に向けた対策立案等必要な支援を受けられる体制の確立が必要である。
以上を踏まえ，（１）（２）の詳細検討として「２．格納容器冷却手段」において，重要事故シーケンスにおける格納容器の除熱として使用できる冷却手段を整理する。
また，（３）（４）の検討結果を「３．作業環境の線量低減対策の対応例について」「４．
残留熱除去系の復旧方法について」にそれぞれとりまとめる。
最後に発電所外からの支援について「５．外部からの支援について」にて示す。

1.0.15-2

２． 格納容器の冷却手段(1) 柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉における格納容器除熱手段について
福島第一原子力発電所の事故を踏まえ，柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉では多様な格納容器除熱手段を整備しており，その設備の有効性について有効性評価において確認している。
表１に格納容器除熱手段を示す。また，図１－１，１－２に格納容器除熱手段の概要図を示す。
表１に示すとおり，柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉では多くの格納容器バウ
ンダリが確保される除熱手段を有しており，格納容器バウンダリの維持はできないものの格納容器ベントの実施による格納容器除熱も可能であり，多様性を有しているといえる。
表１ 柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉における格納容器除熱手段
柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の除熱手段
代替循環冷却○

代替原子炉補機冷却系○

格納容器バウンダリが残留熱除去系（Ａ）△確保される除熱手段

残留熱除去系（Ｂ）△

残留熱除去系（Ｃ）△

DWC,CUW,CRD 系を組み合わせた格納容器除熱(※)△

格納容器バウンダリがフィルタベント○

確保されない除熱手段

耐圧強化ベント○

地下式フィルタベント○○：有効性評価で期待する設備△：有効性評価で期待しないものの設備復旧等により使用可能※ RHR(B)吸込配管及びCUWボトムドレン配管破断のLOCA時は使用不能

1.0.15-3

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(2) 代替循環冷却の長期運転及び不具合等を想定した対策について
代替循環冷却系を運転する場合には，サプレッション・プールを水源として原子炉及び格納容器内に冷却水を循環させることとなるため，系統水が流れる配管が高線量となる。配管表面での線量は，事故後90日の積算線量でと評価しており，これを考慮し，系統に使用するポンプのメカニカルシール部やポンプ電動機，電動弁の駆動部等について，耐放射線性が確保されたものを使用することとしている。
また，事故後のサプレッション・プール内には異物が流入する可能性がある。サプ
レッション・プールからの吸込部には，大型のストレーナが設置されており，系統内に異物が流入することによるポンプ等の機器の損傷を防止する系統構成となっている。
なお，ストレーナは，サプレッション・プールの底面から約1mの高さに設置されており，底面に沈降する異物を大量に吸上げることはないと考えているが，万が一，ストレーナに異物が付着し，閉塞した場合を考慮し，外部水源から洗浄用水を供給（防火水槽からの代替低圧注水ポンプによる淡水供給）することにより，ストレーナの逆洗を行うことが可能な設備構成としている（図２参照）。

1.0.15-4

原子炉建屋非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

外部電源

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より

サプレッション・チェンバ・プールへ※２

ＳＰＨタイラインへ

※２

※１

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

Ｂ

A

残留熱除去
系ポンプ

可搬型代替交流
電源設備（電源車）

復水移送ポンプA(C)常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

サプレッションプール
浄化用ポンプ※１Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

重大事故等対策概略系統図（低圧代替注水系（常設）＆代替交流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図１－１ 代替循環冷却格納容器ベント

残留熱除去系

図１－２ 残留熱除去系及び格納容器ベント

1.0.15-5

可搬ポンプ
原子炉格納容器①より

RHR(B)系

MO

MO

MO

RHR(A)系

外部接続口

MO
AO

代替Hx

AO
MO

MO

MO

代替循環冷却系

MO

MO

RHR洗浄水
ライン
F

MO

逆洗ライン

F
MO

MO

Hｘ
（B）

ＲＨＲ
（B）

MO

①へ

MO

MO

MO

MO

MO

S/Cクーリングライン
SPCU
MO

MO

MO

MO

復水貯蔵槽
ＭＵＷＣ
(A)

ＭＵＷＣ
(B)

ＭＵＷＣ
(C)

廃棄物処理建屋

MO

MO

タービン建屋へ

MO

HPCF
（B）

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

図２ 残留熱除去系吸込ストレーナ逆洗操作時の系統構成

1.0.15-6

MO

S/Cへ
原子炉へ

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３． 作業環境の線量低減対策の対応例について(1) 循環冷却時の線量低減の対応について
代替循環冷却系は，残留熱除去系による格納容器からの除熱能力を喪失した場合に使用する系統である。このため，代替循環冷却系は，残留熱除去系が復旧するまでの期間に運転することを想定している。このため，代替循環冷却系の運転によって放射線量が上昇した環境下における残留熱除去系の復旧作業の概要を示す。
代替循環冷却系では，サプレッション・プールからの吸込み，及び，原子炉及び格納容器への注水に，残留熱除去系のＢ系を使用することを想定（原子炉への注水はＡ系も想定）している。このため，残留熱除去系の復旧に際しては，代替循環冷却の影
響を受ける可能性が最も低いＣ系を復旧することを想定する。
代替循環冷却系の運転に使用する残留熱除去系のＢ系（一部はＡ系）の配管については，復旧作業の実施に先立ち，外部水源から洗浄用水を系統内に供給（防火水槽からの代替低圧注水ポンプによる淡水供給）することにより，系統全体のフラッシングを行うことが可能な設備構成としている。これにより，配管内の系統水に含まれる放射性物質を，可能な限りサプレッション・プールに送水することにより，放射線量を低減させることが可能である。
また，残留熱除去系の復旧で重要なことは，復旧作業が必要と想定されるポンプ室
へのアクセスであることから，原子炉建屋地下３階の残留熱除去系（Ｃ）ポンプ室，及び，原子炉建屋地下２階の残留熱除去系（Ｃ）ポンプ室上部ハッチにアクセスできる必要がある。
６号炉については，図３に示すとおり，代替循環冷却系統の運転により高線量となる配管は，残留熱除去系（Ｃ）ポンプ室，及び，同上部ハッチ付近から離れており，
アクセスは可能であると考える。
一方，７号炉については，図４に示すとおり，代替循環冷却系統の運転により高線量となる配管は，残留熱除去系（Ｃ）ポンプ室からは離れているが，同上部ハッチ付
近に存在する。この場所における放射線量は，評価の結果，線量が高いケースとして代替循環冷却系統の運転開始後30日間経過した場合にとなる。このため，同上部ハッチ近傍には，放射線防護対策として，福島第一原子力発電所の収束作業において使用している実績を有する移動式遮へい体を用いて線量の低減を図る。線量評
価の一例として，図５に示す移動式遮へい体を用いた場合には，線量がに低減することが可能となる。更に，復旧作業時には，適切な防護装備を行うことにより，線量による影響を低減させた上で復旧作業を行うこととする。

1.0.15-7

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図３ 機器配置図（６号炉原子炉建屋地下３階及び地下２階）

図４ 機器配置図（７号炉原子炉建屋地下３階及び地下２階）

1.0.15-8

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図５ ７号炉 ＲＨＲ（Ｃ）ポンプ室上部ハッチへのアクセスに必要な放射線防護対策(2) 汚染水発生時の対応について
当社において，重大事故時発生時に放射性物質を含んだ汚染水が発生した場合においても，福島第一原子力発電所における経験や知見を踏まえ，これらを活用した汚染水処理装置の設置等の対策を行うとともに，プラントメーカの協力を得ながら対応する。
（参考資料参照）

1.0.15-9

４． 残留熱除去系の復旧方法について(1) 残留熱除去系の復旧方法及び予備品の確保について
残留熱除去系の機能喪失の原因によっては，大型機器の交換が必要となり復旧に時間かかる場合も想定されるが，予備品の活用や発電所外からの支援等を考慮すれば，１ヶ月程度で残留熱除去系を復旧させることが可能であると考えられる。
残留熱除去系の復旧にあたり，原子炉補機冷却海水系，原子炉補機冷却水系については，予備品を保有することで復旧までの時間が短縮でき，成立性の高い作業で機能回復できる機器として，電動機を重大事故により同時に影響を受けない場所に予備品として確保している。
（詳細は添付資料1.0.3「予備品等の確保及び保管場所について」参照）
一方，残留熱除去系については，防潮堤等の津波対策及び原子炉建屋内の内部溢水対策により区分分離されていること，万が一の溢水流入においてもＲＨＲポンプ室排水ポンプを設置していること，更にＡＢＷＲの残留熱除去系は３系統あることから，
東日本大震災のように複数の残留熱除去系が同時浸水により機能喪失することはないと考えられる。
なお，ある１系統の残留熱除去系の電動機が浸水し，当該の残留熱除去系が機能喪失に至った場合においても，他系統の残留熱除去系の電動機を接続することにより復旧する手順を準備する。
(2) 残留熱除去系の復旧手順について
炉心損傷若しくは格納容器破損に至る可能性のある事象が発生した場合に，運転員及び緊急時対策要員により残留熱除去系を復旧するための手順を整備してきている。
本手順では，機器の故障個所，復旧に要する時間，炉心損傷あるいは格納容器破損に対する時間余裕に応じて「恒久対策」，「応急対策」，又は「代替対策」のいずれかを選択するものとしている。
具体的には，故障個所の特定と対策の選択を行い，故障個所に応じた復旧手順にて復旧を行う。図６に，手順書の記載例を示す。

1.0.15-10

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図６ 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（１／８）

1.0.15-11

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図６ 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（２／８）

1.0.15-12

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図６ 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（３／８）

1.0.15-13

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図６ 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（４／８）

1.0.15-14

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図６ 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（５／８）

1.0.15-15

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図６ 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（６／８）

1.0.15-16

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図６ 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（７／８）

1.0.15-17

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図６ 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（８／８）

1.0.15-18

５． 外部からの支援について
重大事故等発生時における外部からの支援については，プラントメーカ（株式会社東芝，日立ＧＥニュークリア・エナジー株式会社）及び協力会社等から重大事故等発生後に現場操作対応等を実施する要員の派遣や事故収束に向けた対策立案等の技術支援や設備の補修に必要な予備品等の供給及び要員の派遣等について，協議・合意の上，「柏崎刈
羽原子力発電所における原子力防災組織の発足時の事態収拾活動への協力」に係る覚書等を締結し，重大事故等発生後に必要な支援が受けられる体制を整備している。
協定では平時から連絡体制を構築し，緊急時における原子力発電所安全確保のため緊急時対応を支援すること等が記載されている。
外部からの支援に関する詳細な説明は，添付資料 1.0.4「外部からの支援について」
にて示す。
以上

1.0.15-19

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

図１ 福島第一原子力発電所 水処理設備及び水の流れについて
１．福島第一原子力発電所

水処理設備について

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

1.0.15-20

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

吸着塔

1.0.15-21

(2) 第二セシウム吸着装置
a. 設備概要
除去能力：セシウムを 1/10000～1/1000000 に低減する。また，設備の構成を変更したことで，ストロンチウムを 1/10～1/1000 に低減する。
処理能力：1,200m3／日
b. 設備の状況※ 水質の変動に備えてCs吸着塔１塔をスタンバイとする。

吸着塔

1.0.15-22

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

ＨＩＣエリア

建屋内全景

1.0.15-23

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

クロスフローフィルタ・ＨＩＣ取扱エリア

1.0.15-24

吸着塔

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

吸着塔

処理水タンク・供給タンクエリア

1.0.15-25

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

ウルトラフィルタ（ＵＦ）
吸着塔

1.0.15-26

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

前処理装置

セシウム・ストロンチウム同時吸着塔

1.0.15-27

本資料のうち，枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

添付資料 1.0.16

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉重大事故等発生時おける
停止号炉の影響について

＜

目

次 ＞

１． １～４号炉（荒浜側）及び５号炉（大湊側）周辺の屋外設備の損傷による
影響 ............................................................. 1.0.16-1
２． 同時被災時に必要な要員及び資源の十分性 ............................ 1.0.16-2(1) 想定する重大事故等 ................................................ 1.0.16-2(2) 必要となる対応操作及び必要な要員及び資源の整理 .................... 1.0.16-3(3) 評価結果 .......................................................... 1.0.16-3(4) 柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の重大事故時対応への影響について 1.0.16-5
３． 他号炉における高線量場発生による６号及び７号炉対応への影響 ........ 1.0.16-6(1) 想定する高線量場発生 .............................................. 1.0.16-6(2) ６号及び７号炉対応への影響 ........................................ 1.0.16-6
４． まとめ ............................................................ 1.0.16-7
表１ 想定する各号炉の状態.............................................. 1.0.16-8
表２ 同時被災時の 1～5 号炉，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールの対応操作，必要な要員及び資源................................................ 1.0.16-9
表３ 各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算） ..... 1.0.16-10
表４ 1～5 号炉の注水及び給電に用いる設備の台数 ........................ 1.0.16-11
表５ 線量率評価結果................................................... 1.0.16-12
図１ 柏崎刈羽原子力発電所におけるアクセスルート ....................... 1.0.16-13
図２ １～５号炉における各作業と所要時間 ............................... 1.0.16-14
図３ 線量率の概略分布（３号炉での高線量場発生） ....................... 1.0.16-15
図４ 線量率の概略分布（５号炉での高線量場発生） ....................... 1.0.16-16
図５ 線量率の概略分布（５～７号炉周辺） ............................... 1.0.16-17

柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉運転中に重大事故が発生した場合，他号炉，6 号
及び 7 号炉の使用済燃料プールについても重大事故等が発生すると想定し，それらの対応を含めた同時被災時に必要な要員，資源について整理する。
柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉は，停止状態にあり，各プラントで有する燃料からの崩壊熱の継続的な除去が必要となる。
そのため，他号炉を含めた同時被災が発生すると，他号炉への対応が必要となり，６号及び７号炉への対応に必要な要員及び資源の十分性に影響を与えるおそれがある。また，必要な要員及び資源が十分であっても，同時被災による他号炉の状態により，６号及び７号炉への対応が阻害されるおそれもある。
また，１～５号炉周辺施設が，地震等の自然現象等により設備が損傷し６号及び７号炉の重大事故等対策へ与える影響を考慮する必要がある。
以上を踏まえ，他号炉を含めた同時被災時における，１～５号炉周辺の屋外設備の損傷による影響，必要な要員及び資源の十分性を確認するとともに，他号炉における高線量場の発生を前提として６号及び７号炉への対応の成立性を確認する。
また，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールを含めた事故対応においても当該号炉の資源が十分であることを併せて確認する。
１．１～４号炉（荒浜側）及び５号炉（大湊側）周辺の屋外設備の損傷による影響
１～４号炉周辺へは，図１に示すとおり３号炉原子炉建屋内緊急時対策所へのアクセス性を確保する必要がある。
また，５号炉周辺についても，図１に示すとおり６号及び７号炉の重大事故等対策を行うためのアクセスルートを５～７号炉周辺に設定している。
当該アクセスルートへの影響については，1.0.2「可搬型重大事故等対処設備 保管場
所及びアクセスルートについて」において以下を考慮している。
・地震等の自然現象での設備の損傷による直接的な影響
・危険物タンク等の損傷に伴う火災による影響
・屋外タンクの損傷に伴う溢水による影響
・薬品タンクの損傷による影響
a. 地震等の自然現象での設備の損傷による直接的な影響
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所が設置されている３号炉原子炉建屋は，地震等の自然現象での設備の損傷による直接的な影響はなく，重大事故等対策に係る影響はない。また，その他１～４号炉周辺施設とアクセスルートは，離隔を有しており直接的な影響はない。
５号炉周辺において，雑固体廃棄物焼却設備建屋（大湊側）及び補助ボイラー建屋が地震によりアクセスルートへの影響が想定されるが，７号炉側からの迂回が可

1.0.16-1

能であり，６号及び７号炉の重大事故等対策に影響はない。
b. 危険物タンク等の損傷に伴う火災による影響
６号及び７号炉施設に対しては，外部火災影響評価において，火災源として発電所敷地内の全ての屋外地上部に設置された危険物貯蔵施設（消防法で定められた指定数量以上を貯蔵）を考慮し影響がない設計とする。
１～４号炉周辺では，変圧器火災を想定しているが，アクセスルートと離隔距離を有しており直接的な影響はない。
また，５号炉周辺において，変圧器及び建物内からの火災の影響が想定されるが，７号炉側からの迂回が可能若しくは自衛消防隊による消火活動が可能であり，６号及び７号炉の重大事故等対策に影響はない。
c. 屋外タンクの損傷に伴う溢水による影響
１～４号炉周辺，５～７号炉周辺いずれも，タンクからの溢水影響を評価しており，周辺の空地が平坦かつ広大であることから周辺の道路上及び排水設備を自然流下し比較的短時間で拡散することからアクセスルート及び可搬型設備の走行への影
響がない。
d. 薬品タンクの損傷に伴う影響
１～４号炉周辺，５～７号炉周辺のアクセスルート近傍において，屋外に設置されている運用中の薬品タンクは液化窒素貯槽のみであることから，建屋内ガスによる影響はない。
２．同時被災時に必要な要員及び資源の十分性(1) 想定する重大事故等
福島第一原子力発電所の事故及び共通要因による複数炉の重大事故等の発生の可能性を考慮し，柏崎刈羽原子力発電所１～７号炉について，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングの発生を想定する。
また，不測の事態を想定し，１～５号炉のうち，いずれか１つの号炉において事象発生直後に内部火災が発生していることを想定する。なお，水源評価に際してはすべての号炉における消火活動による水の消費を考慮する。
６号及び７号炉について，有効性評価の各シナリオのうち，必要な要員及び資源（水源，燃料，及び電源）毎に最も厳しいシナリオを想定する。
表１に想定する各号炉の状態を示す。上記に対して，７日間の対応に必要な要員，
必要な資源，６号及び７号炉の対応への影響を確認する。

1.0.16-2

(2) 必要となる対応操作及び必要な要員及び資源の整理「(1) 想定する重大事故等」にて必要となる対応操作，必要な要員，７日間の対応に必要となる資源について,表２及び図２のとおり整理する。
(3) 評価結果
１～５号炉にて「(1)想定する重大事故等」が発生した場合の必要な要員及び必要な資源についての評価結果を以下に示す。
a. 必要な要員の評価
重大事故発生時に必要な1～5号炉,6号及び7号炉の使用済燃料プールの対応操作については，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策
要員，10時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能である。
b. 必要な資源の評価(a) 水源6号及び7号炉において，水源の使用量が最も多い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」を想定すると，炉心注水及び格納容器スプレイの実施のため，7日間で号炉あたり約7,300m3の水が必要となる（6号及び7号炉
で約14,600m3）。また，表3に示すとおり，6号及び7号炉における使用済燃料プー
ルへの注水量（通常水位までの回復，水位維持）は，7日間の対応を考慮すると，
約2,551m3の水が必要となる（6号及び7号炉で合計約17,151m3）。
6号及び7号炉における水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有しているため，原子炉及び使用済燃料プールの対応に必要な水源は確保可能である（6号及び7号炉で合計約21,400m3）。
1～5号炉において，スロッシングによる水位低下の発生後に，遮蔽に必要な高さまで水位を回復させ，蒸発による水位低下を防止するための必要な水量は7日間の対応を考慮すると，約6,048m3となる。
1～5号炉における水源として，表3に示す各必要な水量を各号炉の復水貯蔵槽，ろ過水タンク，純水タンク及びサプレッション・チェンバのプールにて確保する運用であることから，6号及び7号炉における水源を用いなくても1～5号炉の7日間の対応が可能である（1～5号炉で合計約6,048m3）。
内部火災に対する消火活動に必要な水源は約180m3であり，各防火水槽及びろ過水タンクに各必要な水量が確保されるため，6号及び7号炉における水源を用いなくても7日間の対応が可能である。
なお，1～5号炉においても，使用済燃料プール水がサイフォン効果により流出する場合に備え，6号及び7号炉と同様のサイフォンブレーク孔を設け，サイフォ

1.0.16-3

ン現象による使用済燃料プール水の流出を停止することが可能な設計としている。
また，スロッシングによる水位低下により，線量率が上昇しオペレーティング
フロアでの使用済燃料プールへの注水操作が困難になる場合に備え，消火系，ガスタービン発電機又は電源車により給電した残留熱除去系，復水補給水系，燃料プール補給水系等，当該現場作業を必要としない注水手段を確保している。さらに，あらかじめ注水用ホースを設置することで，原子炉建屋最上階下での注水操作が可能な設計としている。
注水及び給電に用いる設備の台数と共用の関係は表4に示すとおりである。空冷式ガスタービン発電機は発電所全体として4台の保有を計画しており，6号及び7号
炉での重大事故等の対応に必要な台数は第一ガスタービン発電機又は第二ガスタ
ービン発電機のいずれか1台であるため，予備機を1～5号炉での対応で使用することも可能である。また,電源車を用いることで復水補給水系，燃料プール補給水系等への給電も実施可能である。
※：使用済燃料プール（原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の通常水位までの回復を想定した場合，1～5 号炉においては，内部火災に対する消火活動に必要な水源と合わせ，合計約 12,706m3 の水が必要となる（1～7 号炉で合計約 15,257m3）。
したがって，使用済燃料プールの通常水位までの回復を想定すると，1～7 号炉
にて合計約 29,857m3 の水が必要であるが，6 号及び 7 号炉の復水貯蔵槽及び淡水貯水池における保有水は約 21,400m3 であり，1～5 号炉の各号炉の復水貯蔵槽，ろ過水タンク，純水タンク,サプレッション・チェンバのプール及び防火水槽の最低限確保される保有水量は約 6,228m3 である（合計約 27,628m3）。これらの合計量は，6 号及び 7 号炉及び内部火災（7 日間で 5 箇所）への対応を実施したう
えで，1～5 号炉の使用済燃料プール（原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の水位を通常水位－約 1m まで回復させ,その後, 7 日間の水位維持を可能となる水量である。7 日以降については十分時間余裕があるため，外部からの水源供
給や支援などにも期待できることから，1～5 号炉の使用済燃料プールの水位を
通常水位まで回復させることが可能である。
(b) 燃料（軽油）6号及び7号炉において，軽油の使用量が最も多い「高圧溶融物放出/格納容器雰
囲気直接加熱」を想定すると，非常用ディーゼル発電機（3台）の7日間の運転継
続に号炉あたり約751kＬ※，復水貯蔵槽補給用可搬型代替注水ポンプ（3台）の7日間の運転継続に号炉あたり約10kＬ※，代替原子炉補機冷却系専用の電源車（2台）の7日間の運転継続に号炉あたり約37kＬ※，使用済燃料プール代替注水系（可搬）の可搬型代替注水ポンプ（6号及び7号炉で2台）の7日間の運転継続に約7kＬ※が必1.0.16-4

要となる。加えて，免震重要棟ガスタービン発電機及びモニタリングポスト用仮設発電機（3台）の7日間運転継続は約79kＬ※の軽油が必要となる（6号及び7号炉での事故対応，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン
グ・ポスト用発電機にて使用する軽油:合計約1682kＬ）。
6号及び7号炉の各軽油タンクにて約1,020kL（6号及び7号炉合計 約2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，6号及び7号炉の原子炉及び使用済燃料プールの事故対応，緊急時対策所への電源供給及びモニタリン
グ・ポストへの電源供給について，7日間の対応は可能である。
1～5号炉の使用済燃料プールの注水設備への電源供給に使用する軽油の使用量
として，保守的に全出力で非常用ディーゼル発電機（2台）が起動した場合を想定しており（「(1)想定する重大事故等」では常設代替交流電源設備及び可搬型代替
注水ポンプの軽油を上回る保守的な想定），7日間で号炉あたりの必要な軽油は約632kＬとなる（1～5号炉で合計約3,160kＬ）。 なお，1～5号炉における使用済燃料プールへの注水と，火災が発生した号炉での消火活動に対して，可搬型代替注
水ポンプ（注水と消火でそれぞれ1台）の7日間の運転継続を仮定すると約20kＬ※が必要となる。
1～5号炉の各軽油タンクにて約632kL（1～5号炉合計 約3,160kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，1～5号炉の使用済燃料プールの注水及び火災が発生した号炉での消火活動について，6号及び7号炉における軽油を用いなくても7日間の対応は可能である。
※：保守的に事象発生直後から運転を想定し，燃費は最大負荷時を想定。
(c) 電源常設代替交流電源設備，電源車等による電源供給により，重大事故等の対応に必要な負荷（計器類）に電源供給が可能である。なお，常設代替交流電源設備，電源車等による給電ができない場合に備え，デジタルレコーダ接続等の手順を用意している。
(4) 柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の重大事故時対応への影響について「(3)評価結果」に示すとおり，重大事故発生時に必要となる対応操作は，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員及び10時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能であることから，6号及び7号炉の重大事故に対応する要員に影響を与えない。
6号及び7号炉の各資源にて当該号炉の原子炉及び使用済燃料プールにおける7日間の対応が可能であり，また，1～5号炉の各資源にて1～5号炉の使用済燃料プール，内部火災における7日間の対応が可能である。

1.0.16-5以上のことから，柏崎刈羽1～5号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽6号
及び7号炉の重大事故時対応への影響はない。
３．他号炉における高線量場発生による６号及び７号炉対応への影響(1) 想定する高線量場発生
6号及び7号炉への対応に必要となる緊急時対策所機能，及び重大事故等対策への影
響を確認する観点から，他号炉の使用済燃料プールからの影響を確認する。
想定する重大事故等において他号炉の使用済燃料プールはスロッシングにより水位が低下するため，補給による水位回までの間，作業現場の線量率は上昇する。ここでは保守的に，操作場所に近い号炉（3号炉又は5号炉※）の使用済燃料プールにおいて保
有水による放射線遮蔽に期待しない仮定で評価を実施した。
※

3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所への参集のアクセス等の確認：3 号炉の使用済燃料プールの評価
6 号及び 7 号炉の重大事故等への対応作業等の確認：5 号炉の使用済燃料プールの評価(2) ６号及び７号炉対応への影響
a. 免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊急時対策所における活動への影響
3 号炉原子炉建屋内緊急対策所に最も近い 3 号炉の使用済燃料プールにおいて，高線量場が発生した場合の，免震重要棟内緊急時対策所及び 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所での線量率の評価結果を表 5 に示す。線量率の評価結果から，免震重要棟内緊急時対策所及び 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所については，7 日間の滞在でも被ばく線
量はそれぞれ 2mSv，1mSv 程度であり，「実用発電用原子炉に係る重大事故等時の制御室及び緊急時対策所の居住性に係る被ばく評価に関する審査ガイド」に基づき評価した対策要員の実効線量（対策要員の 7 日間の実効線量：免震重要棟内緊急時対策所にて約 86mSv，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所にて約 33mSv）※を考慮しても重大事故等発生時における活動に影響はない。
※「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に示すように，これらの事
故シーケンスにおける 6 号及び 7 号炉の格納容器除熱の手段として，格納容器圧力逃がし装置等
よりも代替循環冷却を優先して使用する。ただし，免震重要棟内緊急時対策所及び 3 号炉原子炉
建屋内緊急時対策所の対策要員の被ばく評価においては福島第一原子力発電所事故と同等と仮定した事故放射性物質の大気中への放出割合及び炉心内蔵量から大気中への放射性物質放出量を計算している。

b. 屋外作業への影響
６号及び７号炉対応に関する屋外作業としては，３号炉原子炉建屋内緊急時対策

1.0.16-6

所への参集等のアクセスや，６号及び７号炉の重大事故等への対応作業がある。図３～図５に，３号炉又は５号炉で高線量場が発生した場合の線量率の概略分布を示す。
1) ３号炉原子炉建屋内緊急時対策所への参集・作業への影響
３号炉原子炉建屋内緊急時対策所については，免震重要棟内緊急時対策所からの移動は最短で15分であり，移動中の線量率と移動時間をそれぞれ18mSv/h，１時間と仮定しても被ばく線量は18mSvとなる。したがって，重大事故等発生時における活動が可能である。
2) ６号及び７号炉の重大事故等への対応作業への影響
図５に示すように，６号及び７号炉の重大事故等への対応作業のうち，比較的時間を要する操作として代替原子炉補機冷却系の準備操作（資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り）が想定されるが，５号炉の使用済燃料プールに近い６号炉での当該操作場所での線量率は，図５に示す通り約9mSv/hとなる。当該操作の想定操作時間は10時間であること，及びこの想定操作時間には当該操作場所への移動時間が含まれていること，あるいは参集要員による操作要員の交代も可能であることから，重大事故等発生時における活動が可能である。
４．まとめ
上記１～３に示すとおり，高線量場の発生を含め，柏崎刈羽原子力発電所１～５号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽原子力発電所６号及び７号炉の重大事故時対応への対応は可能である。

1.0.16-7

表１ 想定する各号炉の状態
項目

要員

水源

1.0.16-8

燃料

電源

※1

6 号及び 7 号炉

1～5 号炉・全交流電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用する場合）」
・全交流電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・全交流電源喪失※2（代替循環冷却を使用しない場合）」・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・内部火災※3・外部電源喪失※2
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱」
・全交流電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」

サイフォン現象による漏えいは，各号炉（１～７号炉）のサイフォン発生防止用の逆止弁及びサイフォンブレーク孔により停止される。
したがって，この漏えいによる影響はスロッシングによる溢水に包絡されるため，使用済燃料プールからの漏えいは，スロッシングによる漏えいを想定する。
※2 燃料については消費量の観点から非常用ディーゼル発電機の運転継続を想定する。
※3 ６号及び７号炉は火災防護措置が強化されることから，１～５号炉での内部火災を想定する。また，１～５号炉で複数の内部火災を想定することが考えられるが，時間差で発生することを想定し，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングと同時に発生する内部火災としては１つの号炉とする。ただし，消火活動に必要な水源は，５プラント分の消費を想定する。

表２ 同時被災時の 1～5 号炉，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールの対応操作，必要な要員及び資源必要となる対応操作
対応操作概要非常用ディーゼル発電機等の 非常用ディーゼル発電機等の現場の現場確認，直流電源の負荷制 状態確認及び，直流電源の延命のた
限めの負荷制限を実施する

内部火災に対する消火活動

建屋内での火災を想定し，当該火災に対する現場確認・消火活動を実施
する

1.0.16-9

各注水系による使用済燃料プール（復水補給水系，燃料プ 各注水系による使用済燃料プールへ
ール補給水系，消火系，可搬 の給水を行い，使用済燃料からの崩型代替注水ポンプによる使用 壊熱の継続的な除去を行う
済燃料プールへの給水）

対応要員
運転員

自衛消防隊
（運転員を含む）

運転員及び 10 時間以降の発電所外からの
参集要員

必要な資源
－
○水源
180m3（36m3/プラント×5 プラント）○燃料
可搬型代替注水ポンプ：約 4kＬ（18Ｌ/h×24h×7 日×1 台）
又はディーゼル駆動消火ポンプ：約 6kＬ（32Ｌ/h×24h×7 日×1台）○水源（詳細は表 3 参照）
1 号炉：約 324m3
2 号炉：約 1,401m3
3 号炉：約 1,425m3
4 号炉：約 1,366m3
5 号炉：約 1,532m3
6 号炉：約 8,565m3
7 号炉：約 8,586m3※6 号及び 7 号炉については有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定している水源も含む○燃料
1～5 号炉可搬型代替注水ポンプ：約 16kＬ（18Ｌ/h×24h×7 日×5 台）
6 号及び 7 号炉
可搬型代替注水ポンプ：約 7kＬ（18Ｌ/h×24h×7 日×2 台）
常設代替交流電源設備等によ 常設代替交流電源設備等による給る給電
電・受電操作を実施する
燃料給油作業

常設代替交流電源設備及び可搬型代
替注水ポンプに給油を行う

緊急時対策要員及び運転員
緊急時対策要員○燃料
常設代替交流電源設備：約 860kＬ（1,705Ｌ/h×24h×7 日×3 台）－

表３ 各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算）
ＫＫ１
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ２
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ３
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ４
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ５
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ６
運転中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ７
運転中
炉
ＳＦＰ

炉心燃料

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し装荷済

装荷済

原子炉開放状態

開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 未開放（プール 未開放（プール
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ゲート閉）
ゲート閉）

水位

ウェル満水（オーバーフロー水位）想定するプラントの状態

スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによる漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失

スロッシング溢水
量 ※1[m 3]

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

通常運 通常運転 通常運 通常運転
転水位
水位
転水位
水位
スロッシングによる漏洩+全交流動
力電源喪失

スロッシングによる漏洩+全交流動
力電源喪失

1.0.16-10

710

710

710

710

710

690

710

38

42

35

45

27

15

15

91

100

85

107

66

36

35

84

52

76

43

119

756

810

706

895

527

3.9

1.7

1.7

1.7

1.7

2.1

2.1

必要な注水量② ※2[m 3@168h]

324

1,401

1,425

1,366

1,532

777

796

必要な注水量③ ※2[m 3@168h]

2,272

2,530

2,554

2,465

2,705

1,265

1,286

65℃到達までの時
間[hour]
100℃到達までの時
間[hour]
必要な注水量① ※2[m 3@168h]
事故発生からTAF到達までの時間[hour]
通常運転水位（オーバーフロー水位）から必要な遮へい水位までの水位差 ※2[m]

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

575
198

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

576
229

※1 1～5 号炉の溢水量は，6 号及び 7 号炉の評価結果に基づきスロッシングによる溢水量を設定（1～5 号炉の使用済燃料プールは 6 号及び 7 号炉に比べて保有水量やプール表面積が小さいため溢水量は少なくなると考えられる）。また,必要な注水量は原子炉開放状態（プールゲート開放状態）を考慮して評価。
※2 「必要な注水量①」：蒸発による水位低下防止に必要な注水量。
「必要な注水量②」：必要な遮蔽水位（原子炉建屋最上階のフロアでの現場の線量率が 10mSv/h 以下となる水位（遮蔽水位の計算に用いた各号炉の線源の強度は保守的な 6 号及び 7 号炉の線源強度を参照））まで回復させ，その後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉ウェル及び
D/S ピットを考慮）。
「必要な注水量③」：通常水位までの回復及びその後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉ウェル及び D/S ピットを考慮）。

表 4 1～5 号炉の注水及び給電に用いる設備の台数
記載は設置台数であり、（）内はその系統のみで注水するのに必要な台数
１号炉

1.0.16-11

注水設備

2 号炉

3 号炉

4 号炉

5 号炉

共通

備考

残留熱除
去系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機による給電を実施することで使用可能電源負荷を考慮して、複数の同時運転は実施せず、順次注水操作を実施する

復水補給
水系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機又は電源車による給電を実施する
ことで使用可能

燃料プー
ル補給水
系

2（1）

1（1）

1（1）

1（1）

1（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機又は電源車による給電を実施する
ことで使用可能

消火系
（ディー
ゼル駆動
ポンプ）

1

１号炉と
共通

１号炉と
共通

１号炉と
共通

1

－

1～4 号炉は共通の消火ポンプを使用、
5～7 号炉は共通の消火ポンプを使用。
十分時間余裕があるため、１台を用いて、必要な箇所に順次注水を実施していくことが
可能

消防車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

十分時間余裕があるため、1 台を用いて、必要な箇所に順次注水を実施していくことが可能
2 台予備があり、6 号及び 7 号炉の対応には
第一ガスタービン発電機又は第二ガスター
ビン発電のいずれか 1 台のみで対応可能である
十分時間余裕があるため、１台を用いて、必要な箇所に順次注水を実施していくことが
可能

空冷式ガ
スタービ
ン発電機

－

－

－

－

－

4 台の内，6 号及び 7 号炉で用いなかったものを使用することも可能

電源車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）給電設備

表５ 線量率評価結果（免震重要棟内緊急時対策所及び３号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
直接線及びスカイシャイン線
評価点
免震重要棟内緊急時対策所
３号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（mSv/h）（mSv@7d）

7.4×10-3

1.2

6.2×10-3

0.9

1.0.16-12

図１ 柏崎刈羽原子力発電所におけるアクセスルート

1.0.16-13

経過時間（時間）
1

2

３

８

９

10

11

12

13

14

15

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
号機

直流電源の負荷制限作業開始

操作項目

運転員
（中央制
※1
御室）

参集要員による作業開始

常設代替交流電源設備による受電

運転員
（現場）

緊急時対策要
員（現場）

自衛消防隊

－

－

－

－

－

－

２人
C, D

－

－

－

－

－

－

－

（２人）
C, D

－

－

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系によるSFP給水

－

（２人）
C, D

参集要員にて対応－

消防車によるSFP給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）

－

－

－

プラント状況判断

※１
２人
A, B
(中央制御室)

プラント状況判断

１0分（1～２人）A, （B）
適宜実施

プラント監視隣接プラントの火災時において応援が必要な際「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング」を想定するは１名となる

号炉

－

２～３人
a,

b

,

（e）

（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

非常用ディーゼル発電機の現場確認
直流電源の負荷制限

非常用ディーゼル発電機

50分

機能回復

対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）
適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

１0分

1.0.16-14

（１人）
a

－

－

－

プラント監視（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

（１人）

２人※ ２
c, d

－

－

火災現場確認30分－

自衛消防隊を現場誘導10分（２人）※ ２

－

c,

－

d

（1～2人）c,（ d）（１人）－

自衛消防隊にて対
消火活動
応

適宜実施

消火活動継続実施「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング並びに火災発生」を想定する号炉－（2人）
隣接プラントからの応援が必要な際
b

－

－

－

－

e

－

－

e

参集要員にて対応－

消防車による燃料プール給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）－

常設代替交流電源設備による給電・受電－

燃料給油作業

－

（２人）
（１人）

b

,ｄ（又は
, B）
（２人）

（１人）

－

b

,ｄ（又は
, B）

（２人）
C, D （又はb
,

共通
－

e,
－

B)

非常用ディーゼル発電機の現場確認－

は応援に期待, e(又は B)

緊急時対策要員にて対応
参集要員にて対応

直流電源の負荷制限

非常用ディーゼル発電機（解析上考慮せず）

50分（隣接プラントからの応援が必要な
際は応援が到着してから50分）

機能回復

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系による燃料プール給水対応可能な要員により、対応する

適宜実施
適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

6/7号炉の給電を実施後適宜実施

適宜実施（）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数※1 当直長を含む人数※2 SA 事象と火災が発生した際の初期消火の体制については平成 28 年 1 月現在のものを示す
なお，6号及び7号炉において原子炉運転中を想定した場合，原子炉側と使用済燃料プール側との重大事故等対応の重畳も考えられるが，運転中に使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから（表3参照），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となり，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。またプラント状態の監視においても，原子炉側で期待している運転員が併せて使用済燃料プール側を監視できるため，現在の想定する要員での対応が可能である。
また，時間差で発生する複数の内部火災に対しては，自衛消防隊が火災現場を都度移動することにより，現在の想定する要員での対応が可能である。

図２ １～５号炉における各作業と所要時間

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

1.0.16-15

図３ 線量率の概略分布（３号炉での高線量場発生）

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1.0.16-16

図４ 線量率の概略分布（５号炉での高線量場発生）

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1.0.16-17

図５ 線量率の概略分布（５～７号炉周辺）