東海第二発電所 審査資料
資料番号
SA 技-C-1 改 121
提出年月日
平成 30 年 3 月 28 日

東海第二発電所「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 30 年 3 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
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

目−1

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

目−2

1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等
＜

目

1.7.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備(a)

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(b)

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(c)

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入(d)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．手順等
1.7.2

重大事故等時の手順

1.7.2.1

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(2)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ｂ．第二弁操作室の正圧化
ｃ．フィルタ装置スクラビング水補給
ｄ．原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
ｅ．フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
ｆ．フィルタ装置スクラビング水移送(3)

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入(4)

重大事故等時の対応手段の選択

1.7.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.7.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表
目−1

添付資料1.7.2

自主対策設備仕様

添付資料1.7.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.7.4

重大事故対策の成立性
1．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧
及び除熱
(1)

格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント

添付資料1.7.5(2)

第二弁操作室の正圧化(3)フィルタ装置スクラビング水補給(4)

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換(5)

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換(6)

フィルタ装置スクラビング水移送

代替循環冷却系の長期運転及び不具合等を想定した対策について

添付資料1.7.6

格納容器ベント操作について

添付資料1.7.7

フィルタベント実施に伴う各操作時の作業員被ばく評価

添付資料1.7.8

スクラビング水の保有水量の設定根拠について

添付資料1.7.9

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料1.7.10

解釈一覧

添付資料1.7.11

手順のリンク先について

添付資料1.7.12

フォールトツリー解析の実施の考え方について

目−2

1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）原子炉格納容器の過圧破損の防止
ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納容器代替循環冷却系、格納容器圧力逃がし装置又は格納容器再循環ユニットにより、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。
ｂ）格納容器代替循環冷却系又は格納容器再循環ユニットによる原子炉
格納容器内の圧力及び温度の低下の手順は、格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器の圧力及び温度の低下の手順に優先して実施されるものであること。
（２）悪影響防止ａ）格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉
格納容器の負圧破損を防止する手順等を整備すること。
（３）現場操作等
ａ）格納容器圧力逃がし装置の隔離弁は、人力により容易かつ確実に開1.7−1

閉操作ができること。
ｂ）炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納容器圧
力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。
ｃ）隔離弁の駆動源が喪失した場合においても、格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作できるよう、必要な資機材を近傍に配備する等の措置を講じること。
(４)放射線防護ａ）使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護対策がなされていること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるための対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

1.7.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内へ流出した高温の冷却材及び溶融炉心の崩壊熱により発生する水蒸気により，原子炉格納容器内の圧力及び温度が上昇し，原子炉格納容器の過圧破損に至る
おそれがある。
原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
なお，設備の選定に当たっては，様々な条件下での事故対処を想定し，全交流動力電源の喪失を考慮する。
1.7−2

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

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

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第五十条及び技術基準規則第六十五条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。
ただし，全交流動力電源が喪失した場合は代替電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する
手順についての関係を第1.7−1表に示す。
ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備(a)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，代替循環冷却系により原子炉格納容器バウンダリを維持しながら原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に使用する
1.7−3

設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ
・原子炉圧力容器
・原子炉格納容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(b)ⅰ)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器
内の圧力及び温度を低下させる手段がある。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・フィルタ装置
1.7−4

・圧力開放板・移送ポンプ・遠隔人力操作機構
・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）・差圧計・可搬型窒素供給装置
・フィルタ装置遮蔽・配管遮蔽・第二弁操作室遮蔽・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・第二弁
・第二弁バイパス弁
・不活性ガス系配管・弁・耐圧強化ベント系配管・弁・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）・窒素供給配管・弁・移送配管・弁・補給水配管・弁・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバを含む）
・真空破壊弁・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
1.7−5

・代替淡水貯槽・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁・淡水タンク
なお，可搬型代替注水中型ポンプによるフィルタ装置への水の補給は，原則として西側淡水貯水設備又は淡水タンクの淡水を利用する。また，可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置への水の補給は，原則として代替淡水貯槽又は淡水タンクの淡水を利用する。
ⅱ)

遠隔人力操作機構による現場操作
第一弁（Ｓ／Ｃ側，Ｄ／Ｗ側），第二弁及び第二弁バイパス弁の駆動源が喪失した場合においても，第一弁（Ｓ／Ｃ側，Ｄ／Ｗ側），
第二弁及び第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構により人力で開操作することで，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。
放射線防護対策として，炉心の著しい損傷時においても操作を可能とするために，操作場所は二次格納施設外である原子炉建屋付属棟又は原子炉建屋廃棄物処理棟とする。さらに，格納容器圧力逃がし装置の第二弁及び第二弁バイパス弁の操作場所である第二弁操作室は必要な要員を収容可能な遮蔽に囲まれた空間とし，第二弁操作
1.7−6

室空気ボンベユニットにて正圧化することにより，外気の流入を一定時間遮断することで，格納容器圧力逃がし装置を使用する際のプ
ルームの影響による操作員の被ばくを低減する。
遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備は以下のとおり。
・遠隔人力操作機構
・第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）
・差圧計
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）ⅲ)

不活性ガス（窒素）による系統内の置換
格納容器圧力逃がし装置の使用後は，スクラビング水の放射線分解により水素及び酸素が発生するため，可搬型窒素供給装置により格納容器圧力逃がし装置内を不活性ガス（窒素）に置換すること
で，水素爆発を防止する手段がある。
不活性ガス（窒素）による系統内の置換で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置
・不活性ガス系配管・弁・耐圧強化ベント系配管・弁・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・フィルタ装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
1.7−7

ⅳ)

原子炉格納容器負圧破損の防止
格納容器圧力逃がし装置の使用後に原子炉格納容器内へのスプレイを行う場合は，原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内へ不活性ガス（窒素）を供給手段がある。また，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱は，サプレッション・チェンバ圧力指示値が13.7kPa［gage］まで低下した場合に停止する。なお，残留熱除去
系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱については，「1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備す

る。
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損の防止で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置
・不活性ガス系配管・弁・耐圧強化ベント系配管・弁・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・原子炉格納容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備(c)

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入
格納容器圧力逃がし装置を使用する際，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置により薬液注入することで，サプレッション・プール水の酸性化を防止し，サプレッション・プール水中によう素を捕捉することにより，よう素の放出量を低減する手段がある。
1.7−8

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入で使用する設備は以下のとおり。
・薬液タンク・蓄圧タンク加圧用窒素ガスボンベ
・サプレッション・プール水ｐＨ制御装置配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ
・サプレッション・チェンバ・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備(d)

重大事故等対処設備と自主対策設備
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，代替循環冷却系ポンプ，サプレッション・チェンバ，残留熱除去系熱交換器，代替循環冷却系配管・弁，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ，原子炉圧力容器，原子炉格納容器，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除去系海水系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ，常設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，フィルタ装置，圧力開放板，移送ポンプ，遠隔人力操作機構，第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ），差圧計，可搬型窒素供給装置，フィルタ装置遮蔽，配管遮蔽，第二弁操作室遮蔽，第一弁（Ｓ／Ｃ側），第一弁（Ｄ／Ｗ側），第二弁，第二弁バイパス弁，不活性ガス系配管・弁，耐圧強化ベント系配管・弁，
格納容器圧力逃がし装置配管・弁，第二弁操作室空気ボンベユニット
1.7−9

（配管・弁），窒素供給配管・弁，移送配管・弁，補給水配管・弁，
原子炉格納容器（サプレッション・チェンバを含む），真空破壊弁，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源
設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備のうち，遠隔人力操作機構，第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ），差圧計，第二弁操作室遮蔽及び第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）は重大事故等対処設備として位置付ける。
不活性ガス（窒素）による系統内の置換で使用する設備のうち，可
搬型窒素供給装置，不活性ガス系配管・弁，耐圧強化ベント系配管・弁，格納容器圧力逃がし装置配管・弁，フィルタ装置，常設代替交流
電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
原子炉格納容器負圧破損の防止で使用する設備のうち，可搬型窒素供給装置，不活性ガス系配管・弁，耐圧強化ベント系配管・弁，格納容器圧力逃がし装置配管・弁，原子炉格納容器，常設代替交流電源設
備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備
として位置付ける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料 1.7.1）
以上の重大事故等対処設備により，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることができる。
1.7−10また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事故
シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が使用可能であれば，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段として有効である。
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス
弁
バイパスラインは口径が小さく，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損の防止には十分な容量ではないが，原子炉格納容
器内の圧力及び温度上昇を緩和する手段として有効である。
・淡水タンク（多目的タンク，ろ過水貯蔵タンク，原水タンク及び純水貯蔵タンク）
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，重大事
故等の収束に必要となる水を確保する手段として有効である。
なお，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生している場合は，消火系の水源である多目的タンク，ろ過水貯蔵タンク及び原水タンクは使用できない。
・サプレッション・プール水ｐＨ制御装置
サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器への注水が実施できない場合には，サプレッション・プール水ｐＨ制御
装置によってサプレッション・チェンバ内に注入される薬液の拡1.7−11

散が限定的になるが，原子炉格納容器外に放出されるよう素の放出量を低減する手段は更なるよう素低減対策として有効である。
（添付資料 1.7.2）
ｂ．手順等
上記「ａ．原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※２ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第 1.7−1 表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第 1.7−2 表，第 1.7−3 表）。
※2

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.7.3）

1.7.2

重大事故等時の手順

1.7.2.1(1)

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系を用いた代替循環冷却系により，原
子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施することで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。なお，常設低圧代替注水系ポンプ又は西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系
は残留熱除去系Ｂ系配管を用いるため，残留熱除去系Ｂ系配管を使用しない代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を優先して使用する。
1.7−12

ａ．手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※１ で，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ができない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
ｂ．操作手順代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順も同様。）。
概要図を第1.7−1図に，タイムチャートを第1.7−2図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却
系Ａ系による原子炉注水及び原子炉格納容器内へのスプレイを実施するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水及び原子炉格納容器内へのスプレイに必要な残留熱除去系Ａ系ミニ
フロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁，残留熱除去系Ａ系注入弁及び残留熱除去系
Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去
系熱交換器（Ａ）バイパス弁，残留熱除去系Ａ系注入弁及び残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の表示灯が点灯したことを確認する。
1.7−13

③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水及び原子炉格納容器内へのスプレイに必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認すると
ともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
④発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作スイッチを隔離する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁
及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開とする。
⑧運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替循環冷却系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動
し，代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認し，代替循環冷却系Ａ系による原子炉注水の開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を開とした
1.7−14

後，代替循環冷却系Ａ系注入弁を開とするとともに，代替循環冷却系Ａ系テスト弁を閉とする。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉注水が開始されたことを代替循
環冷却系原子炉注水流量指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。
⑭発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位がジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。）位置相当で冠水維持されていることを確認するように指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
Ｌ０位置相当で冠水維持されていることを確認し，発電長に報告する。
⑯発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁を開とする。
⑱運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成が完了したことを報告する。
⑲発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの開始を指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ
弁を開とする。
運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを代替循環冷却系格納容器スプレイ流量の流量上昇，原
子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，発電長に報告する。
1.7−15

運転員等は中央制御室にて，「1.6原子炉格納容器内の冷却のための手順等」における原子炉格納容器内へのスプレイ開始及び停止の判断基準に従い原子炉格納容器内へのスプレイを実施し，発電長に報告する。
発電長は，代替循環冷却系のみで原子炉格納容器内の除熱が満足することを確認し，運転員等に外部水源である代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）の停止を指示する。
（添付資料1.7.5）
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場
合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで41分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプ使用の場合：370分以内(2)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合，及び代替循環冷却系が使用できない場合に，格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベント操作を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
1.7−16

第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）を中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，遠隔人力操作機構による現場操作（二次格納施設外）を実施する。第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を開操作できない場合は，第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とする。
第二弁及び第二弁バイパス弁を操作する第二弁操作室は，必要な要員を収容可能な遮蔽に囲まれた空間とし，第二弁操作室空気ボンベユニットにて正圧化することにより外気の流入を一定時間遮断し，格納容器圧力逃がし装置を使用する際のプルームの影響による操作員の被ばくを低減する。
また，格納容器ベントを実施した際のプルームの影響による被ばくを低減するため，中央制御室待避室へ待避及び第二弁操作室にて待機するとともに，プラントパラメータを中央制御室待避室内のデータ表示装置（待避室）により継続して監視する。
格納容器ベント開始後において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器負圧破損防止機能が使用可能と判断した場合，並びに原子炉格納容
器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未
満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した
場合に第一弁を閉とし，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合で，残留熱除去系及び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ができない場合において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合 ※２ 。
1.7−17

※2：発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の温度及び圧力の制御ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
(b)

操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手
順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.7−3図に，タイムチャートを第1.7−5図に示す（Ｓ／Ｃ側ベント，Ｄ／Ｗ側ベント及び第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合の手順は，手順⑫以外は同様。）。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ベント準備のため，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に連絡する。
③発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，換気空調系一次隔離弁及び換気空調
系二次隔離弁の閉を確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁及1.7−18

び原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁の閉を確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の閉を確認する。
⑨運転員等は中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号が発生している場合は，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。
⑩運転員等は，発電長に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの系統構成が完了したことを報告する。
⑪発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の電源の供給状態に応じて，Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側を選択し，Ｓ／Ｃ側による格納容器ベント又はＤ／Ｗ側による格納容器ベントを指示する。
⑫ ａ Ｓ／Ｃ側ベントの場合
運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントのため，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を開とし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｓ／Ｃ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，原子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構により開とし，発電長に報告する。
⑫ ｂ Ｄ／Ｗ側ベントの場合第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は中央制御室
にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントのため，第一弁（Ｄ／Ｗ側）を開とし，発電長に報告する。なお，第一弁（Ｄ／Ｗ側）が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合
は，原子炉建屋付属棟にて第一弁（Ｄ／Ｗ側）を遠隔人力操作機
構により開とし，発電長に報告する。
⑫ ｃ 第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作不可の場合
1.7−19

第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）が開操作できない場合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁及び第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，発電長に報告する。
⑬発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備が完了したことを災害対策本部長代理に連絡する。
⑭発電長は，格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プー
ル水位指示値が通常水位＋6.5mに到達したことを確認し，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を連絡する。
⑮発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，第二弁（優先）を開とし，発電長に報告する。なお，第二弁が開できない場合は，第二弁バイパス弁を開とする。また，第二弁及び第二弁バイパス弁が中央制御室からの遠隔操作により開できない場合は，重大事故等対応要員は第二弁操作室にて第二弁又は第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構
により開とする。
⑰発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを原子炉格納容器内の圧力，フィルタ装置
圧力，フィルタ装置スクラビング水温度及びフィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）で確認するように指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことをドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並びにフィルタ装置圧力及びフィルタ装置スクラビング水温度指示値の上昇により確認すると
1.7−20ともに，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
指示値の上昇を確認し，発電長に報告する。
⑲発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策本部長代理に連絡する。
⑳発電長は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系
による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒
素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合に，運転員等に原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，格納容器ベント停止判断をする。
(c)

操作の成立性
上記の操作のうち格納容器ベント準備については，格納容器ベント
準備を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【①中央制御室からの操作（Ｓ／Ｃ側ベントの場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，5分以内と想定する。
【②中央制御室からの操作（Ｄ／Ｗ側ベントの場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，5分以内と想定する。
【③現場操作（第一弁（Ｓ／Ｃ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，125分以内と想定する。
1.7−21【④現場操作（第一弁（Ｄ／Ｗ側）遠隔操作不可の場合）】・現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【⑤現場操作（第二弁操作室までの移動）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，45分以内と想定する。
格納容器ベント開始については，格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【⑥中央制御室からの操作（第二弁の場合）】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，2分以内と想定する。
【⑦現場操作（第二弁及び第二弁バイパス弁遠隔操作不可の場合）】・現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，30分以内と想定する。
○格納容器ベント準備に関する所要時間（第一弁の場合）【中央制御室から第一弁を開操作する場合】
手順着手の判断基準である炉心損傷後において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達してから，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作は，上記①の操作を実施し5分以内で操作可能である。また，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作は，上記②の操作を実施
し5分以内で操作可能である。なお，第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／
Ｗ側）バイパス弁操作は，①及び②と同様である。
【現場にて第一弁を開操作する場合】
手順着手の判断基準である炉心損傷後においてサプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達してから，第一弁
1.7−22

（Ｓ／Ｃ側）操作は，上記①の操作を実施し遠隔操作の失敗を判断した後，上記③の操作を実施し130分以内で操作可能である。
また，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作は，上記②の操作を実施し遠隔操作の失敗を判断した後，上記④の操作を実施し145分以内で操作可能である。
【現場操作準備のため移動時間】
手順着手の判断基準である炉心損傷後においてサプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達してから，上記⑤として45分以内に第二弁操作室まで移動可能である。その後，格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値
が通常水位＋6.5mに到達するまでは，第二弁操作室にて待機する。
○格納容器ベント準備完了から格納容器ベント開始に関する所要時間（第二弁の場合）【中央制御室から第二弁を開操作する場合】
格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達してから，上記⑥の操作を実施し2分以内で操作可能である。なお，第二弁バイパス弁操作は，⑥と同様である。
【現場にて第二弁を開操作する場合】
格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達してから，上記⑥の操作を実施し遠隔操作の失敗を判断した後，⑦の操作を実施し32分以内で操作可能である。なお，第二弁バイパス弁操作は，⑦と同様である。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤か
1.7−23

らの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。遠隔人力操作機構については，速やかに操作ができるように，使用工具を操作場所
近傍に配備する。
（添付資料 1.7.4，添付資料 1.7.7）
ｂ．第二弁操作室の正圧化
格納容器圧力逃がし装置を使用する際に，第二弁操作室を第二弁操作
室空気ボンベユニットにより加圧し，第二弁操作室の居住性を確保する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達した場合。

(b)

操作手順
第二弁操作室の正圧化手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.7−4 図に，タイムチャートを第 1.7−5 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に第二弁操作室の正圧化準備を指示する。
②重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁操作室空気ボン
ベユニット空気ボンベ集合弁及び第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト空気供給出口弁を開とし，第二弁操作室の正圧化準備が完了したことを発電長に報告する。
③発電長は，サプレッション・プール水位指示値が第二弁操作室の正圧化基準である通常水位＋6.4m※３ に到達したことを確認し，重大事故等対応要員に第二弁操作室の正圧化の開始を指示する。
1.7−24

④重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁操作室空気ボン
ベユニット空気供給流量調整弁により規定流量に調整し，第二弁操作室の正圧化を開始する。
⑤重大事故等対応要員は，第二弁操作室内外の差圧指示値により第二弁操作室内の正圧化開始を確認し，発電長に報告する。なお，
必要により第二弁操作室空気ボンベユニット空気供給流量調整弁を調整する。
※3：格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの前に，速やかに第二弁操作室の加圧を行えるように設定。なお，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.4m から＋6.5m に到達するまで評価上約 20 分である。
(c)

操作の成立性上記の現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，作業開始を判断してから第二弁操作室空気ボンベユニットによる第二弁操
作室の正圧化準備完了まで50分以内と想定する。
第二弁操作室の正圧化基準到達から第二弁操作室内の正圧化開始まで4分以内と想定する。このうち，第二弁操作室空気ボンベユニットの第二弁操作室空気供給差圧調整弁の操作から正圧に達するまで1分以内である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
（添付資料 1.7.4）

ｃ．フィルタ装置スクラビング水補給
フィルタ装置の水位が通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り，下限水位である 1,325mm に到達する前までに，西側淡水貯水設備，代替
1.7−25

淡水貯槽又は淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置へ水張りを実施する。
(a)

手順着手の判断基準
フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合。

(b)

操作手順
フィルタ装置スクラビング水補給手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口へのフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第 1.7−6 図に，タイムチャートを第 1.7−7 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給の準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スク
ラビング水補給の準備を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給の準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補
給の準備が完了したことを連絡する。
⑥重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポン
プの配備及びホースを接続し，災害対策本部長代理にフィルタ装
1.7−26

置スクラビング水補給の準備が完了したことを報告する。
⑦災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補
給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑧災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スク
ラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑨重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポン
プを起動した後，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁を開とし，フィルタ装置スクラ
ビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補
給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑪発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給が開始されたことの確認を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置の水位の上昇を確認した後，通常水位（水位低）である2,530mm以上まで補給されたことを確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補
給の停止を依頼する。
⑭災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スク
1.7−27

ラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの停止を指示する。
⑮重大事故等対応要員は格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にて，フィルタベント装置補給水ライン元弁を閉とした後，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長代理に報告する。
⑯災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置スクラビング水補
給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプによる送水を停止したことを連絡する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラ
ビング水補給の開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ
装置スクラビング水補給】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，180 分以内と想定する。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ
装置スクラビング水補給】（水源：淡水タンク）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，165 分以内と想定する。
格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室における操作は，フィルタ装
置スクラビング水が格納容器ベント開始後 7 日間は補給操作が不要となる水量を保有していることから，大気中に放出された放射性物質か
1.7−28

ら受ける放射線量は低下しているとともに，格納容器圧力逃がし装置
格納槽の遮蔽壁により作業が可能な放射線環境である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料 1.7.4，添付資料 1.7.7，添付資料 1.7.8）ｄ．原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
格納容器ベント停止後における水の放射線分解によって発生する可燃
性ガス濃度の上昇を抑制，及び原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。
(a)

手順着手の判断基準
格納容器ベント停止可能 ※４ と判断した場合。
※4：残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器負圧破損防止機能が使用可能と判断した場合で，原子炉格納容器内の圧力が 310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度が 171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合。

(b)

操作手順
1.7−29原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.7−8 図に，タイムチャートを第 1.7−9 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするための接続口を連絡する。なお，格納容器窒素供給ライン接続口は，接続口蓋開放作業を必要としない格納容器窒素供給ライン東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置をＳ／Ｃ側用に1台，Ｄ／Ｗ側用に1台を準備及び可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車1台の準備を指示する。
④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車を原子炉建屋東側屋外に配備
した後，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車にケーブルを接続するとともに，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子
炉建屋西側屋外に配備した場合は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。
⑤重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを報告する。
⑥災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子1.7−30炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を連絡する。
⑦災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。
⑧重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋
外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を開とし，原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑨災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを連絡する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁閉による格納容器ベント停止を指示する。
⑪運転員等は，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を閉とし，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱開始を指示する。また，原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御※５するように指示する。

⑬運転員等は，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を開始し，発電長に報告する。また，原子炉格納容
器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制
1.7−31

御し，発電長に報告する。
⑭発電長は，運転員等に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）
内の不活性ガス（窒素）注入完了の確認をするように指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入によりドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ
圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入が完了したことを発電長に報告する。
⑯発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を開とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを発電長に報告する。
⑱発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策本部長代理へ連絡する。
⑲発電長は，可燃性ガス濃度制御系が起動可能な圧力まで原子炉格
納容器内の圧力が低下したことを確認し，運転員等に可燃性ガス
濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系による原子炉
格納容器内の水素・酸素濃度制御を実施し，発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を依頼する。
1.7−32

災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋
外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を閉とし，原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入を停止した後，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を連絡する。
発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁閉による格納容器ベント停止を指示する。
運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）又は第一弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）バイパス弁を閉とし，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
※5：原子炉格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原
子炉格納容器内の温度が150℃到達で原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
(c)

操作の成立性
上記の操作において，作業開始を判断してから原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，135 分以
1.7−33

内と想定する。
【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，115 分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライ
ト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料 1.7.4）
ｅ．フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
格納容器ベントを実施した際には，原子炉格納容器内に含まれる非凝縮性ガスがフィルタ装置を経由して大気へ放出されることから，フィル
タ装置内での水素爆発を防止するため，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内を不活性ガス（窒素）で置換する。
(a)

手順着手の判断基準
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が終了した場合。

(b)

操作手順
フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.7−10図に，タイムチャートを第1.7−11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
1.7−34

②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備を指示する。
③重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外に配備し，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続
口に取り付ける。
④重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを報告する。
⑤災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を連絡する。
⑥災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を指示する。
⑦重大事故等対応要員は原子炉建屋西側屋外にて，フィルタベント
装置窒素供給ライン元弁を開とし，フィルタ装置内への不活性ガ
ス（窒素）注入を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑧災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換を開始したことを連絡する。
⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水温度の確認を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水温度指
示値が55℃ ※６ 以下であることを確認し，発電長に報告する。
1.7−35

⑪発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度計を起動するよ
うに指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度計を起動し，発電長に報告するとともにフィルタ装置入口水素濃度指示値を監視する。
※6：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビング水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。
(c)

操作の成立性上記の現場対応を重大事故等対応要員6名にて実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換開始まで135分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライ
ト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料 1.7.4）

ｆ．フィルタ装置スクラビング水移送
水の放射線分解により発生する水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するため，フィルタ装置スクラビング水をサプレッション・チェ
ンバへ移送する。
(a)

手順着手の判断基準
フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃以下において，フィ1.7−36

ルタ装置水位が確保されている場合。
(b)

操作手順
フィルタ装置スクラビング水移送手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口へのフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代
替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.7−12図に，タイムチャートを第1.7−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りの準備を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送の準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，フィルタベント装置移送ライン止め
弁を開とする。
⑦運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，フィルタベント装置ド
レン移送ライン切替え弁（Ｓ／Ｃ側）を開とする。
⑧運転員等は，発電長にフィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成が完了したことを報告する。
1.7−37

⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。
⑪運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水移送が完了したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した
後，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁を開とし，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑰災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプに
1.7−38より送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等にフィルタ装置水位を確認するように指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置水位指示値が通常水位（水位低）である2,530mm以上まで水張りされたことを確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水の停止を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプの停止を指示する。
重大事故等対応要員は格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にて，フィルタベント装置補給水ライン元弁を閉とした後，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水停止を連絡する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送ライン洗
浄のため，スクラビング水移送を指示する。
運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。
1.7−39

運転員等は，フィルタ装置スクラビング水移送ラインの洗浄が完了したことを発電長に報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度を確認するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度指示値が可燃限界未満であることを確認し，発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換の停止を指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外にて，フィルタベント
装置窒素供給ライン元弁を閉とし，フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換を停止する。
重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告する。
災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を連絡する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置出口弁を閉とするように指示する。
運転員等は格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にて，フィルタ装置出口弁を閉とし，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作のうちフィルタ装置スクラビング水移送については，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等
1.7−40（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラビング水移送開始まで54分以内と想定する。
また，フィルタ装置水張りについては，フィルタ装置スクラビング
水移送完了からフィルタ装置水張り開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ
装置水張り】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，180 分以内と想定する。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ
装置水張り】（水源：淡水タンク）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて実施した場合，165 分以内と想定する。
フィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄については，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，フィルタ装置水張り完了からフィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄開始まで4分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室
温は通常状態と同程度である。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライ
1.7−41

トを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。屋内作
業の室温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.7.4）(3)

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入
炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心に含まれるよう素がサプレ
ッション・プール水へ流入し溶解する。また，原子炉格納容器内のケーブ
ル被覆材には塩素等が含まれており，重大事故時にケーブルの放射線分解と熱分解により塩酸等の酸性物質が大量に発生するため，サプレッション・プール水が酸性化する可能性がある。サプレッション・プール水が酸性化すると，水中に溶解しているよう素が有機よう素としてサプレッショ
ン・チェンバの気相部へ放出されるという知見がある。そこで，気相部へのよう素の移行を低減させるため，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）のスプレイヘッダ（サプレッション・チェンバ側）からサプレッショ
ン・チェンバ内に薬液を注入し，サプレッション・プール水の酸性化を防止する。これにより，サプレッション・プール水中によう素を補足し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時のよう素の放出量を低減する。
ａ．手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，サプレッション・プール水ｐＨ制
御装置が使用可能な場合。
ｂ．操作手順サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.7−14図に，タイムチャートを第1.7−15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にサプレッショ
1.7−42

ン・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等にサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入の系統構成を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁及び残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁の閉を確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，弁駆動用窒素供給弁を開とする。
⑥運転員等は，発電長にサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入の系統構成が完了したことを報告する。
⑦発電長は，運転員等にサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，圧送用窒素供給弁を開とし，薬液タン
ク圧力の上昇を確認する。
⑨運転員等は中央制御室にて，薬液注入窒素作動弁を開とした後，薬液注入が開始されたことを薬液タンク液位が低下することで確認し，発電長に報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，作業開始を判断してからサプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入開始まで15分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(4)

重大事故等時の対応手段の選択
1.7−43

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.7−16図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合は，サプレッション・プール水ｐＨ制
御装置による薬液注入を行うとともに，代替格納容器スプレイにより原子炉格納容器内の冷却を実施しながら原子炉格納容器の圧力及び温度の監視を行う。
残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能が喪失した場合は，格
納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器の減圧及び除熱に優先し，内部水源である代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施する。
代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，外部水源を使用した代替格納容器スプレイを実施する。しかし，外部水源を使用するためサプレッション・プールの水位が上昇し，サプレッション・プ
ール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達した場合に，外部水源を使用した
代替格納容器スプレイを停止し，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器内の減圧及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱は中央制御室からの遠隔操作で行うが，中央制御室からの遠隔操作が実施できな
い場合は，遠隔人力操作機構による現場での手動操作を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを実施する際は，
スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃ側ベントを第一優先とする。ただし，Ｓ／Ｃ側ベントが実施できない場合は，Ｄ／Ｗ
側ベントを実施する。格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとする。
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側ベント
1.7−44

優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベント
格納容器ベント実施後は，代替循環冷却系又は残留熱除去系の復旧を行い，長期的な原子炉格納容器の除熱を実施する。
（添付資料1.7.6，添付資料1.7.9）
1.7.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の手順については，「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度制御手
順については，「1.9

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等」にて整備する。
水源から接続口への可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
代替循環冷却系ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手
順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及び窒素供給
装置用電源車への燃料給油手順については，「1.14
1.7−45電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.7−46

事故

第1.7−1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／2）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

ディーゼル発電機（全交流動力電源）「除熱−１」等

重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

自主対策設備第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁
淡水タンク ※ ２

（シビアアクシデント）

ＡＭ設備別操作手順書

重 大 事 故 等 対 処 設備

格納容 器圧力逃がし装置による原子 炉格納容 器内の 減圧及び 除熱

原子炉格納容器の過圧破損防止

外部電源系及び非常用フィルタ装置
圧力開放板
移送ポンプ
遠隔人力操作機構
第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）
差圧計
可搬型窒素供給装置
フィルタ装置遮蔽
配管遮蔽
第二弁操作室遮蔽
第一弁（Ｓ／Ｃ側）
第一弁（Ｄ／Ｗ側）
第二弁
第二弁バイパス弁
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）
窒素供給配管・弁
移送配管・弁
補給水配管・弁原子炉格納容器（サプレッション・チェ
ンバを含む）
真空破壊弁
可搬型代替注水中型ポンプ ※ ２
可搬型代替注水大型ポンプ ※ ２
西側淡水貯水設備 ※ ２
代替淡水貯槽 ※ ２
常設代替交流電源設備 ※ ３
可搬型代替交流電源設備 ※ ３
常設代替直流電源設備 ※ ３
可搬型代替直流電源設備 ※ ３
燃料給油設備 ※ ３

非常時運転手順書Ⅲ

自主対策設備

可搬型代替注水大型ポンプ ※ １

重 大 事 故 等 対処 設備

代 替 循環 冷 却 系 によ る

原子 炉格納容器内の 減圧及び 除熱

代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・チェンバ ※ ２
残留熱除去系熱交換器
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・ス
プレイヘッダ
原子炉圧力容器
原子炉格納容器
残留熱除去系海水系ポンプ ※ １
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ ※ １
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備 ※ ３
燃料給油設備 ※ ３

手順書※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.7−47

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／2）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

遠隔人力操作機構
第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）
差圧計
第二弁操作室遮蔽
第二弁操作室空気ボンベユニット（配管・弁）

手順書

重 大 事 故 等 対 処 設備

遠隔人力操作機構による現場操作

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

可搬型窒素供給装置
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁フィルタ装置常設代替交流電源設備 ※ ３
可搬型代替交流電源設備 ※ ３
燃料給油設備 ※ ３（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅲ
自主対策設備による薬液注入

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置

薬液タンク
蓄圧タンク加圧用窒素ガスボンベ
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置
配管・弁残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ
サプレッション・チェンバ常設代替直流電源設備 ※ ３
可搬型代替直流電源設備 ※ ３
燃料給油設備 ※ ３

非常時運転手順書Ⅲ

重大事故等対策要領

重 大 事 故 等 対 処 設備

原子炉格納容器負圧破損の防止

可搬型窒素供給装置
不活性ガス系配管・弁耐圧強化ベント系配管・弁格納容器圧力逃がし装置配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※ ３
可搬型代替交流電源設備 ※ ３
燃料給油設備 ※ ３

重 大 事 故 等 対 処 設備

不 活性 ガ ス ︵ 窒 素︶ に よ る系 統 内 の 置 換

原子炉格納容器の過圧破損防止

−

対処設備

（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.7−48

第1.7−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 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

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

水源の確保

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系原子炉注水流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量
代替循環冷却系ポンプ入口温度
残留熱除去系熱交換器入口温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流
量（常設ライン用）

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.7−49

監視計器一覧（2／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
フィルタ装置入口水素濃度

補機監視機能モニタリング・ポスト

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.7−50

監視計器一覧（3／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ｂ．第二弁操作室の正圧化

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

補機監視機能第二弁操作室差圧
空気ボンベユニット空気供給流量

1.7−51

監視計器一覧（4／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ｃ．フィルタ装置スクラビング水補給

判断基準
操作

ＡＭ設備別操作手順書

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ｄ．原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

判断基準

ＡＭ設備別操作手順書

操作最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量
残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

1.7−52

監視計器一覧（5／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ｅ．フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

判断基準

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ｆ．フィルタ装置スクラビング水移送

判断基準

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.7−53

監視計器一覧（6／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(3) サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

水源の確保

薬液タンク液位

補機監視機能薬液タンク圧力水源の確保

薬液タンク液位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.7−54

第 1.7−3 表

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

対象条文

【1.7】
原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順
等

供給対象設備

給電元
給電母線

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）
ＭＣＣ ２Ｄ系

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第二弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第二弁バイパス弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。）

代替循環冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

残留熱除去系

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

弁

1.7−55

凡例
ポンプ

操作手順
⑥ ※１
⑥

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁⑥※３

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁⑦※２

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

※１

，⑫

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁※３

残留熱除去系Ａ系注入弁⑫ ※２

代替循環冷却系Ａ系注入弁⑰ ※１ ，⑰ ※２⑳

逆止弁

代替循環冷却系Ａ系テスト弁

⑫ ※１

記載例

電動駆動

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁

※２

⑥ ※４

⑦

弁名称

MO

冷却水

残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁
代替循環冷却系Ａ系格納容器スプレイ弁

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

第 1.7−1 図

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
図1.7−56

概要

5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1015

経過時間（ 分）
20
25

30

35

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

40

45

備考

41 分

必要な負荷 の電源切 替え操 作
系統構成
代替循環冷 却系によ る
原子炉格納 容器内の 減
圧及び除熱

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）2

原子炉注水 開始操作

※1

格納容器ス プレイ開 始操作※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱については，減圧及び除熱開始まで 41 分以内と想定する。

第 1.7−2 図

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ムチャート

1.7−57

タイ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁
設計基準対象施設から追加した箇所

1.7−58
操作手順
※１

⑥ ※２

⑥

⑦

※１

⑦

※２

記載例

弁名称

操作手順

換気空調系一次隔離弁⑧※１換気空調系二次隔離弁⑧ ※２

原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁
原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁

弁名称

操作手順

弁名称

耐圧強化ベント系一次隔離弁⑫

ｃ※１

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁

耐圧強化ベント系二次隔離弁⑫ ｃ※２

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁⑫

ａ

第一弁（Ｓ／Ｃ側）⑫

ｂ

第一弁（Ｄ／Ｗ側）⑯

第二弁，第二弁バイパス弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7−3 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

概要図

凡例
弁
操作手順
② ※１
②

※２

④，⑤
記載例

弁名称
流量調整弁

第二弁操作室空気ボンベユニット空気ボンベ集合弁
第二弁操作室空気ボンベユニット空気供給出口弁

設計基準対象施設から追加した箇所

第二弁操作室空気ボンベユニット空気供給流量調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7−4 図

第二弁操作室の正圧化

1.7−59

概要図

1

手順の項目
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
（中央制御 室操作）

2

3

4

経過時間（ 分）
7
8
9

5

6

5分

格納容器 ベント準 備完了

10

11

12

13

14

15

備考

格納容器ベ ント準備 判断

実施箇所・ 必要要員 数

系統構成
格納容器ベ ント準備

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

※1

（格納容器 ベント準
備：Ｓ／Ｃ 側ベントの場合）

※1：第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁の開操作においては，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施
した場合，2分以内と想定する。

1

手順の項目
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
（中央制御 室操作）

2

3

4

経過時間（ 分）
7
8
9

5

6

5分

格 納容器ベ ント準備 完了

10

11

12

13

14

15

備考

格納容器ベ ント準備 判断

実施箇所・ 必要要員 数

系統構成
格納容器ベ ント準備

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

※2

（格納容器 ベント準
備：Ｄ／Ｗ 側ベントの場合）

※2：第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁の開操作においては，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施
した場合，2分以内と想定する。

10

手順の項目

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

140

150

備考

140

150

備考

第一弁（Ｓ ／Ｃ側） 遠隔操 作不可を 判断実施箇所・ 必要要員 数

格納容器ベ ント準備 完了

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 ）

20

125 分

移動
格納容器ベ ント準備
運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

（格納容器 ベント準
備：第一弁 （Ｓ／Ｃ側）遠隔操 作不可の
場合）

10

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

第一弁（Ｄ ／Ｗ側） 遠隔操 作不可を 判断
手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

格納容器ベ ント準備 完了

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 ）

140 分

移動格納容器ベ ント準備
運転員等
（当直運転 員）
（現場）

3

（格納容器 ベント準
備：第一弁 （Ｄ／Ｗ
側）遠隔操 作不可の場合）

格納容器ベント準備（第一弁）

第 1.7−5 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

タイムチャート（1／3）

1.7−60

5

10

15

20

25

30

経過時間（ 分）
35
40
45

50

55

60

65

70

75

備考

65

70

75

備考

格納容器ベ ント準備 判断
手順の項目
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 ）

実施箇所・ 必要要員 数

45 分

第二弁 操作室到 着

移動

重大事故等
対応要員

3

（第二弁操 作室までの移動）

格納容器ベント準備（第二弁）
5

手順の項目

10

15

20

25

30

経過時間（ 分）
35
40
45

50

55

60

50 分

第二弁 操作室の 正圧化準 備完了

サプレッシ ョン・プ ール水 位が通常 水位＋5.5m 到達実施箇所・ 必要要員 数

移動
第二弁操作 室空気ボンベユニ ットによる第二弁 操作室
の正圧化

重大事故等
対応要員

系統構成

3

1

手順の項目

第二弁操作 室空気ボンベユニ ットによる第二弁 操作室
の正圧化

2

3

4

5

6

経過時間（ 分）
7
8
9

10

11

12

13

14

15

備考

サプレッシ ョン・プ ール水 位が通常 水位＋6.4m 到達実施箇所・ 必要要員 数

4分

第二弁操 作室空気 ボンベ ユニット による 第 二弁操作室 の正圧化

正圧化開始 操作
重大事故等
対応要員

3

※1

※1：第二弁操作室空気ボンベユニット（空気ボンベ）を 24 本のうち 19 本を使用することにより，第二弁操作室を5 時間正圧化可能である。

第二弁操作室の正圧化

第 1.7−5 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

タイムチャート（2／3）

1.7−61

1

手順の項目

格納容器圧 力逃がし装置による 原子炉格
納容器内の 減圧及び
除熱

2

3

4

5

経過時間（ 分）
7
8
9

6

10

11

12

13

14

15

備考

格納容器ベ ント基準 到達
2 分 格納容器 ベント

実施箇所・ 必要要員 数

格納容器ベ ント開始 操作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1※1

（中央制御 室操作）

※1：第二弁の遠隔開操作不可の場合，第二弁バイパス弁を開とする。中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，2分以内と想定する。

5

手順の項目

15

20

25

30

経過時間（ 分）
35
40
45

50

55

60

65

70

75

備考

第二弁及び 第二弁バ イパス 弁遠隔操 作不可 を判断
30 分 格納容 器ベント

実施箇所・ 必要要員 数

格納容器ベ ント開始 操作

格納容器圧 力逃がし装置による 原子炉格
納容器内の 減圧及び除熱
（現場操作 ）

10

重大事故等
対応要員

※2

3

（第二弁及 び第二弁
バイパス弁 遠隔操作不可の場合 ）

※2：第二弁の遠隔人力操作機構による開操作不可の場合，第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構により開とする。現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，30分以内と想定する。

格納容器ベント（第二弁）

第 1.7−5 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

タイムチャート（3／3）

1.7−62

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.7−63

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称

⑨，⑮

フィルタベント装置補給水ライン元弁

記載例○ ：操作手順番号を示す。

第 1.7−6 図

フィルタ装置スクラビング水補給

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

60

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
70
100
110

120

160

170

フィルタ装 置スクラ ビング 水補給

180

190

180 分
代替淡水貯槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），
ホース荷卸 しフィルタ装 置スクラ
ビング水補 給（フィルタ 装置スク
ラビング水 補給ライン接続口を 使用したフィルタ装 置スクラ
ビング水の 補給）備考

200

代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 補給開始 操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
70
80
90

100

140

150

160

フィルタ装 置スクラ ビング 水補給

170

備考

180

165 分
淡水タンクからの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜淡水 タンク 周辺），
ホース荷卸 しポンプ設置

フィルタ装 置スクラ
ビング水補 給（フィルタ 装置スク
ラビング水 補給ライン接続口を 使用したフィルタ装 置スクラ
ビング水の 補給）

重大事故等
対応要員

ホース敷設
8

移動（淡水 タンク〜 フィル タ装置ス クラ
ビング水補 給ライン 接続口 ）
ホース接続
送水準備， 補給開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口）の場合は 56m，ホース敷設（淡水タンクからフィルタ装置スクラビング
水補給ライン接続口）の場合は 133m】

第 1.7−7 図

フィルタ装置スクラビング水補給

1.7−64

タイムチャート

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.7−65

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑧，
⑪，⑰，
記載例

弁名称

操作手順

窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）
第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）

⑪

※１

⑪

※２

，⑰

※１

，⑰

※２

弁名称

，

※１

第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁，※２

第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7−8 図

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

概要図

10
手順の項目

20

30

40

50

経過時間（ 分）
70
80
90

60

実施箇所・ 必要要員 数

100

110

120

130

原子炉格納 容器内の 不活性ガ ス（窒素 ）置換

140

150

備考

150

備考

135 分

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 西 側接続口）
窒素供給装 置用電源 車準備
2
ケーブル敷 設，接続
窒素供給装 置用電源 車起動
原子炉格納 容器内の不活性ガス （窒素）置換
（格納容器 窒素供給
ライン西側 接続口を使用した原 子炉格納
容器内の不 活性ガス（窒素）置 換の場
合）

準備

重大事故等
対応要員

6
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 西 側接続口）
原子炉建屋 西側接続 口蓋開放
ホース接続
4
窒素供給装 置準備
窒素供給装 置起動
窒素供給開 始操作

10
手順の項目

20

30

40

実施箇所・ 必要要員 数

5060

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

原子炉格納 容器内の 不活性ガ ス（窒素 ）置換

120

130

140

115 分

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 東 側接続口）
窒素供給装 置用電源 車準備
2
ケーブル敷 設，接続
窒素供給装 置用電源 車起動

原子炉格納 容器内の不活性ガス （窒素）置換
（格納容器 窒素供給
ライン東側 接続口を使用した原 子炉格納
容器内の不 活性ガス（窒素）置 換の場
合）

重大事故等
対応要員

6

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 東 側接続口）
ホース接続
窒素供給装 置準備

4窒素供給装 置起動
窒素供給開 始操作

第 1.7−9 図

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

1.7−66

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.7−67

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑦

※１

記載例

，⑦

※２

弁名称
フィルタベント装置窒素供給ライン元弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.7−10図

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

概要図

10
手順の項目

20

30

40

50

経過時間（ 分）
70
80
90

60

実施箇所・ 必要要員 数

100

110

120

130

フィルタ装 置内の不 活性ガ ス（窒素 ）置換

140

150

備考

135 分

準備
移動（南側 保管場所 〜フィ ルタベン ト配管 窒素供 給ライン接 続口）
窒素供給装 置用電源 車準備
2
ケーブル敷 設，接続
窒素供給装 置用電源 車起動

フィルタ装 置内の不活性ガス（ 窒素）置
換

準備

重大事故等
対応要員

6
移動（南側 保管場所 〜フィ ルタベン ト配管 窒素供 給ライン接 続口）
原子炉建屋 西側接続 口蓋開 放ホース接続
4
窒素供給装 置準備
窒素供給装 置起動
窒素供給開 始操作

第 1.7−11 図

フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

1.7−68

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.7−69

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

操作手順
※１

⑥

フィルタベント装置移送ライン止め弁⑦

フィルタベント装置ドレン移送ライン切替え弁（Ｓ／Ｃ側）

⑯，
記載例

弁名称

，

※２

弁名称
フィルタベント装置窒素供給ライン元弁
フィルタ装置出口弁

フィルタベント装置補給水ライン元弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7−12 図

フィルタ装置スクラビング水移送

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

20

30

40

50

フィルタ装 置スクラ ビング 水移送

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

140

150

備考

120

160

170

180

190

200

備考

54 分
起動操作

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

フィルタ装 置スクラ
ビング水移 送移動，系統 構成

10

手順の項目

60

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
100
110

フィルタ装 置スクラ ビング 水移送完 了実施箇所・ 必要要員 数

フィルタ装 置水張り

180 分
代替淡水貯槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），
ホース荷卸 しフィルタ装 置スクラ
ビング水移 送（フィルタ 装置スク
ラビング水 補給ライン接続口を 使用したフィルタ装 置水張り）

代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 水張り開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口）の場合は56m】
1

手順の項目
フィルタ装 置スクラ
ビング水移 送（フィルタ 装置スク
ラビング水 移送ライ
ン洗浄）

2

3

6

経過時間（ 分）
7
8
9

4

5

10

11

4分

フィルタ 装置スク ラビン グ水移送 ライン 洗 浄

12

13

14

15

備考

フィルタ装 置水張り 完了

実施箇所・ 必要要員 数

起動操作
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.7−13 図1

フィルタ装置スクラビング水移送

1.7−70

タイムチャート（1／2）

10
手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

20

30

40

50

フィルタ装 置スクラ ビング 水移送60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

140

150

備考

100

140

150

160

170

180

備考

54 分
起動操作

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

フィルタ装 置スクラ
ビング水移 送移動，系統 構成

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）7080
90

フィルタ装 置スクラ ビング 水移送完 了実施箇所・ 必要要員 数

フィルタ装 置水張り

165 分
淡水タンクからの送水

ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜淡水 タンク 周辺），
ホース荷卸 しポンプ設置

フィルタ装 置スクラ
ビング水移 送（フィルタ 装置スク
ラビング水 補給ライン接続口を 使用したフィルタ装 置水張
り）

重大事故等
対応要員

ホース敷設
8

移動（淡水 タンク〜 フィル タ装置ス クラ
ビング水補 給ライン 接続口 ）
ホース接続
送水準備， 水張り開 始操作【ホース敷設（淡水タンクからフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口）の場合は 133m】
1

手順の項目
フィルタ装 置スクラ
ビング水移 送（フィルタ 装置スク
ラビング水 移送ライ
ン洗浄）

2

3

4

5

6

経過時間（ 分）
7
8
9

10

11

12

13

14

15

備考

フィルタ装 置水張り 完了

実施箇所・ 必要要員 数

4分

フィルタ 装置スク ラビン グ水移送 ライン 洗 浄

起動操作
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.7−13 図1

フィルタ装置スクラビング水移送

1.7−71

タイムチャート（2／2）

凡例
MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

窒素

1.7−72

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称

④

※１

残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁④※２

残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁⑤

弁駆動用窒素供給弁⑧

圧送用窒素供給弁⑨
記載例

薬液注入窒素作動弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.7−14 図

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

概要図

2
手順の項目

サプレッシ ョン・プ ール
水ｐＨ制御 装置によ る薬
液注入

実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.7−15 図

4

6

8

10

経過時間（ 分）1214

サプレッシ ョン・プ ール水 ｐＨ制御 装置に よる薬 液注入

16

18

20

22

24

備考

15 分
系統構成， 薬液注入 開始操 作

1

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入
ムチャート

1.7−73タイ

第 1.7−16 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／3）

1.7−74

第 1.7−16 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／3）

1.7−75

炉心損傷確認 ※ １

サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 位
通常 水位 ＋5.5m 到達

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入

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

（凡例）
： プラント状態②より： 操作・確認： 判断： 重大事故等対処設備

残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能喪失

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
遠隔 操作 成 功

1.6 の範囲

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却（外部水源）

代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系（ 常 設） によ る 原子 炉
格納 容器 内 の冷 却
（外 部水 源 ）成 功

YesNo
遠隔 人力 操 作機 構に よ る現 場 操作
（第 一弁 （ Ｓ／ Ｃ側 ） ）第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側）
現場 操作 成 功No

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
遠隔 操作 成 功

Yes

No

Yes

No
遠隔 人力 操 作機 構に よ る現 場 操作
（第 一弁 （ Ｄ／ Ｗ側 ） ）Yes

第一弁（ Ｄ ／Ｗ 側）
現場操作 成 功

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（内部水源）

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（内部水源）

代替 循環 冷 却系によ る原 子 炉格 納容 器
内の 減圧 及 び除 熱
（内 部水 源 ）成 功

代替 循環 冷 却系によ る原 子 炉格 納容 器
内の 減圧 及 び除 熱
（内 部水 源 ）成 功

No

第一 弁（ Ｓ ／Ｃ 側） バ イパ ス 弁

1.6・1.7 の範囲

Yes
格納 容器 圧 力逃 がし 装 置によ るＳ ／ Ｃ側 ベン トNo

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側） バ イパ ス 弁
遠隔 操作

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置によ るＤ ／ Ｗ側 ベン ト

②へ

サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 位
通常 水位 ＋6.4m 到達

第二 弁操 作 室の 正圧 化

サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 位
通常 水位 ＋6.5m 到達 ※ ２

Yes

Yes

No

【外 部水 源 から 内部 水 源へ の 切替 え】
代替 格納 容 器ス プレ イ 冷却 系 （常 設） による
原子 炉格 納 容器 内の 冷 却（ 外 部水 源） 停止

原子 炉格 納 容器 内の 冷 却停 止
（外 部水 源 ）代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却継続（外部水源）①へ

消火系，補給水系又は代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による原子炉
格納容器内の冷却（外部水源）

第二 弁
遠隔 操作 成 功

Yes

No

第二 弁
バイ パス 弁 遠隔 操作
成功

Yes

No
遠隔 人力 操 作機 構に よ る現 場 操作
（第 二弁 ）

第二 弁
現場 操作 成 功Yes

フィ ルタ 装 置
スク ラビ ン グ水 補給 ※ ３No
遠隔 人力 操 作機 構に よ る現 場 操作
（第二弁 バ イパ ス弁 ）①より
※1：格納容器 雰囲気放 射線モニ タ のγ線線量 率が設計 基準事故 におけ る原子炉冷却 材喪失時 の追加 放出量 に相当する 指示値の 10 倍以 上，又は，格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2：「サプレッ ション・ プール水 位 通常水位＋6.5m 到達」までに， 代替循環冷却 系による原子炉格 納容 器内の除熱（ 内部水源 ）が可能 となり，除熱成功した場合は，内部水源による除熱に切り替える。
※3：格納容器ベント時，想定事故においては事象発生後 7 日間(168 時間)水の補給操作は不要となるが，フィルタ装置水位指示値が 1,500mm以下となった場合，フィルタ装置スクラビング水補給を実施する。

原子 炉格 納 容器 の過 圧 破損 防 止第 1.7−16 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／3）

1.7−76

添付資料1.7.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／8）
技術 的能 力 審査 基準 （1.7）

番号

【本 文】
発電 用原 子 炉設 置者 におい て 、炉 心の 著 しい損 傷が 発 生し た場 合にお い て原 子炉 格 納
容器 の破 損 を防 止す るため 、 原子 炉格 納 容
器内 の圧 力 及び 温度 を低下 さ せる ため に 必
要な 手順 等 が適 切に 整備さ れ てい るか 、 又は整 備さ れ る方 針が 適切に 示 され てい る こ
と。

①

【解 釈】
1 「 原子 炉 格納 容器 内の圧 力 及び 温度 を 低下さ せる た めに 必要 な 手順 等 」と は、
以下 に掲 げ る措 置又 は これ ら と同 等以上の 効果 を 有す る措 置 を行 う ため の手順等 をい う 。

−

(1)原子 炉格 納 容器 の過圧 破損 の防 止a)炉 心の 著 しい 損傷 が発生 し た場 合に お いて原 子炉 格 納容 器の 破 損を 防 止す るた
め、 格納 容 器代 替循 環 冷却 系 、格 納容 器
圧力 逃が し 装置 又は 格 納容 器 再循 環ユ ニット によ り 、原 子炉 格 納容 器 内の 圧力 及び温 度を 低 下さ せる た めに 必 要な 手順 等を整 備す る こと 。

b)格 納容 器 代替 循環 冷却系 又 は格 納容 器 再
循環 ユニ ッ トに よる 原 子炉 格 納容 器内 の圧力 及び 温 度の 低下 の 手順 は 、格 納容 器
圧力 逃が し 装置 によ る 原子 炉 格納 容器 の
圧力 及び 温 度の 低下 の 手順 に 優先 して 実施さ れる も ので ある こ と。

②③

設置 許可 基 準規 則（ 第50条 ）技術 基準 規 則（ 第65条 ）ａ） 格納 容 器代 替循 環 冷却 系 又は 格納 容 器
再循 環ユ ニ ット を設 置 する こ と。

【本 文】
１ 発電 用原 子 炉施 設に は 、炉 心の 著 しい
損傷 が発 生 した 場合 に おい て 原子 炉格
納容 器の 過 圧に よる 破 損を 防 止す るため、 原子 炉 格納 容器 バ ウン ダ リ（ 設置許可 基準 規 則第 二条 第 二項 第 三十 七号に規 定す る 原子 炉格 納 容器 バ ウン ダリ
をい う。 ） を維 持し な がら 原 子炉 格納
容器 内の 圧 力及 び温 度 を低 下 させ るた
めに 必要 な 設備 を施 設 しな け れば ならない 。
２ 発電 用原 子 炉施 設（ 原 子炉 格納 容 器の構造 上、 炉 心の 著し い 損傷 が 発生 した
場合 にお い て短 時間 の うち に 原子 炉格
納容 器の 過 圧に よる 破 損が 発 生す るお
それ があ る もの に限 る 。） に は、 前項の設 備に 加 えて 、原 子 炉格 納 容器 内の圧力 を大 気 中に 逃が す ため に 必要 な設
備を 施設 し なけ れば な らな い 。
３ 前項 の設 備 は、 共通 要 因に よっ て 第一項の 設備 の 過圧 破損 防 止機 能 （炉 心の著し い損 傷 が発 生し た 場合 に おい て原
子炉 格納 容 器の 過圧 に よる 破 損を 防止する ため に 必要 な機 能 をい う 。） と同時に その 機 能が 損な わ れる お それ がな
いよ う、 適 切な 措置 を 講じ た もの でな
けれ ばな ら ない 。
【解 釈】
１ 第１ 項に 規 定す る「 原 子炉 格納 容 器バ
ウン ダリ (設 置 許可 基準 規 則第 ２条 第 ２項第 ３７ 号 に規 定す る 原子 炉 格納 容器
バウ ンダ リ をい う。 )を 維 持」 とは 、 限
界圧 力及 び 限界 温度 に おい て 評価 される原 子炉 格 納容 器の 漏 えい 率 を超 えること なく 、 原子 炉格 納 容器 内 の放 射性
物質 を閉 じ 込め てお く こと を いい 、｢原子炉 格納 容 器バ ウン ダ リ(設置 許可 基 準
規則 第２ 条 第２ 項第 ３ ７号 に 規定 する
原子 炉格 納 容器 バウ ン ダリ を いう 。)を
維持 しな が ら原 子炉 格 納容 器 内の 圧力
及び 温度 を 低下 させ る ため に 必要 な設備」 とは 、 以下 に掲 げ る措 置 又は これらと 同等 以 上の 効果 を 有す る 措置 を行
うた めの 設 備を いう 。
a)格 納容 器 代替 循環 冷 却系 又 は格 納容 器 再
循環 ユニ ッ トを 設置 す るこ と 。

２ 第２ 項に 規 定す る「 原 子炉 格納 容 器の構造 上、 炉 心の 著し い 損傷 が 発生 した
場合 にお い て短 時間 の うち に 原子 炉格
納容 器の 過 圧に よる 破 損が 発 生す るお
それ があ る もの 」と は 、原 子 炉格 納容
器の 容積 が 小さ く炉 心 損傷 後 の事 象進
展が 速い 発 電用 原子 炉 施設 で あるBWR及びア イス コ ンデ ンサ 型 格納 容 器を 有す
るPWRを いう 。

２ 第２ 項に 規 定す る｢原子 炉 格納 容器 の 構
造上 、炉 心 の著 しい 損 傷が 発 生し た場
合に おい て 短時 間の う ちに 原 子炉 格納
容器 の過 圧 によ る破 損 が発 生 する おそれが ある も の｣とは 、原 子 炉格 納容 器 の容積 が小 さ く炉 心損 傷 後の 事 象進 展が速い 発電 用 原子 炉施 設 であ るBWR及 び ア
イス コン デ ンサ 型格 納 容器 を 有す るPWR
をい う。

３ 第２ 項に 規 定す る｢原子 炉 格納 容器 内 の
圧力 を大 気 中に 逃が す ため に 必要 な設備｣とは 、以 下 に掲 げる 措 置又 はこ れ らと同 等以 上 の効 果を 有 する 措 置を 行う
ため の設 備 をい う。

３ 第２ 項に 規 定す る｢原子 炉 格納 容器 内 の
圧力 を大 気 中に 逃が す ため に 必要 な設備｣とは 、以 下 に掲 げる 措 置又 はこ れ らと同 等以 上 の効 果を 有 する 措 置を 行う
ため の設 備 をい う。

a)格 納容 器 圧力 逃が し 装置 を 設置 する こと。

a)格 納容 器 圧力 逃が し 装置 を 設置 する こ
と。

【本 文】
１ 発電 用原 子 炉施 設に は 、炉 心の 著 しい
損傷 が発 生 した 場合 に おい て 原子 炉格
納容 器の 過 圧に よる 破 損を 防 止す るため、 原子 炉 格納 容器 バ ウン ダ リを 維持
しな がら 原 子炉 格納 容 器内 の 圧力 及び温度 を低 下 させ るた め に必 要 な設 備を設け なけ れ ばな らな い 。
２ 発電 用原 子 炉施 設（ 原 子炉 格納 容 器の構造 上、 炉 心の 著し い 損傷 が 発生 した
場合 にお い て短 時間 の うち に 原子 炉格
納容 器の 過 圧に よる 破 損が 発 生す るお
それ があ る もの に限 る 。） に は、 前項の設 備に 加 えて 、原 子 炉格 納 容器 内の圧力 を大 気 中に 逃が す ため に 必要 な設
備を 設け な けれ ばな ら ない 。
３ 前項 の設 備 は、 共通 要 因に よっ て 第一項の 設備 の 過圧 破損 防 止機 能 （炉 心の著し い損 傷 が発 生し た 場合 に おい て原
子炉 格納 容 器の 過圧 に よる 破 損を 防止する ため に 必要 な機 能 をい う 。） と同時に その 機 能が 損な わ れる お それ がな
いよ う、 適 切な 措置 を 講じ た もの でな
けれ ばな ら ない 。

【解 釈】
１ 第１ 項に 規 定す る「 原 子炉 格納 容 器バ
ウン ダリ を 維持 」と は 、限 界 圧力 及び限界 温度 に おい て評 価 され る 原子 炉格
納容 器の 漏 えい 率を 超 える こ とな く、
原子 炉格 納 容器 内の 放 射性 物 質を 閉じ
込め てお く こと をい い 、「 原 子炉 格納容器 バウ ン ダリ を維 持 しな が ら原 子炉
格納 容器 内 の圧 力及 び 温度 を 低下 させるた めに 必 要な 設備 」 とは 、 以下 に掲
げる 措置 又 はこ れら と 同等 以 上の 効果を有 する 措 置を 行う た めの 設 備を いう。

1.7−77

番号

⑨

−

⑩

−

−

⑪

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／8）
技術 的能 力 審査 基準 （1.7）(2)悪影 響防 止a)格 納容 器 圧力 逃が し装置 の 使用 に際 し ては、 必要 に 応じ て、 原 子炉 格 納容 器の 負圧破 損を 防 止す る手 順 等を 整 備す ること。

(3)現場 操作 等a)格 納容 器 圧力 逃が し装置 の 隔離 弁は 、 人
力に より 容 易か つ確 実 に開 閉 操作 がで き
るこ と。

番号

④

⑤

b)炉 心の 著 しい 損傷 時にお い ても 、現 場 に
おい て、 人 力で 格納 容 器圧 力 逃が し装 置の隔 離弁 の 操作 がで き るよ う 、遮 蔽又 は
離隔 等の 放 射線 防護 対 策が な され てい る
こと 。

⑥

c)隔 離弁 の 駆動 源が 喪失し た 場合 にお い ても、 格納 容 器圧 力逃 が し装 置 の隔 離弁 を操作 でき る よう 、必 要 な資 機 材を 近傍 に配備 する 等 の措 置を 講 じる こ と。

⑦

(4)放射 線防 護a)使 用後 に 高線 量と なるフ ィ ルタ ー等 か らの被 ばく を 低減 する た めの 遮 蔽等 の放 射線防 護対 策 がな され て いる こ と。

⑧

設置 許可 基 準規 則（ 第50条 ）技術 基準 規 則（ 第65条 ）b)上 記３ a)の格 納容 器 圧力 逃 がし 装置 とは、 以下 に 掲げ る措 置 又は こ れら と同
等以 上の 効 果を 有す る 措置 を 行う ための設 備を い う。

b)上 記３ a)の格 納容 器 圧力 逃 がし 装置 とは、 以下 に 掲げ る措 置 又は こ れら と同
等以 上の 効 果を 有す る 措置 を 行う ための設 備を い う。

ⅰ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置は 、排 気 中に含ま れる 放 射性 物質 を 低減 す るも のである こと 。
ⅱ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置は 、可 燃 性ガスの 爆発 防 止等 の対 策 が講 じ られ てい
るこ と。

ⅰ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置は 、排 気 中に含ま れる 放 射性 物質 を 低減 す るも のである こと 。
ⅱ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置は 、可 燃 性ガスの 爆発 防 止等 の対 策 が講 じ られ てい
るこ と。

ⅲ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置の 配管 等 は、他の 系統 ・ 機器 (例 えば SGTS)や 他号 機の格 納容 器 圧力 逃が し 装置 等 と共 用しない こと 。 ただ し、 他 への 悪 影響 がな
い場 合を 除 く。

ⅲ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置の 配管 等 は、他の 系統 ・ 機器 (例 えば SGTS)や 他号 機の格 納容 器 圧力 逃が し 装置 等 と共 用しない こと 。 ただ し、 他 への 悪 影響 がな
い場 合を 除 く。

⑭

ⅳ)また 、格 納 容器 圧力 逃 がし 装置 の 使用に際 して は 、必 要に 応 じて 、 原子 炉格
納容 器の 負 圧破 損を 防 止す る 設備 を整備す るこ と 。

ⅳ)また 、格 納 容器 圧力 逃 がし 装置 の 使用に際 して は 、必 要に 応 じて 、 原子 炉格
納容 器の 負 圧破 損を 防 止す る 設備 を整備す るこ と 。

⑮

ⅴ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置の 隔離 弁 は、
人力 によ り 容易 かつ 確 実に 開 閉操 作ができ るこ と 。

ⅴ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置の 隔離 弁 は、
人力 によ り 容易 かつ 確 実に 開 閉操 作ができ るこ と 。

ⅵ)炉心 の著 し い損 傷時 に おい ても 、 現場にお いて 、 人力 で格 納 容器 圧 力逃 がし装置 の隔 離 弁の 操作 が でき る よう 、遮蔽又 は離 隔 等の 放射 線 防護 対 策が なされて いる こ と。

ⅵ)炉心 の著 し い損 傷時 に おい ても 、 現場にお いて 、 人力 で格 納 容器 圧 力逃 がし装置 の隔 離 弁の 操作 が でき る よう 、遮蔽又 は離 隔 等の 放射 線 防護 対 策が なされて いる こ と。

ⅶ)ラプ チャ ー ディ スク を 使用 する 場 合は、 バイ パ ス弁 を併 置 する こ と。 ただし、 格納 容 器圧 力逃 が し装 置 の使 用の妨げ にな ら ない よう 、 十分 に 低い 圧力に設 定さ れ たラ プチ ャ ーデ ィ スク （原子炉 格納 容 器の 隔離 機 能を 目 的と した
もの では な く、 例え ば 、配 管 の窒 素充
填を 目的 と した もの ） を使 用 する 場合又は ラプ チ ャー ディ ス クを 強 制的 に手
動で 破壊 す る装 置を 設 置す る 場合 を除く。
ⅷ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置は 、長 期 的にも溶 融炉 心 及び 水没 の 悪影 響 を受 けな
い場 所に 接 続さ れて い るこ と 。

ⅶ)ラプ チャ ー ディ スク を 使用 する 場 合は、 バイ パ ス弁 を併 置 する こ と。 ただし、 格納 容 器圧 力逃 が し装 置 の使 用の妨げ にな ら ない よう 、 十分 に 低い 圧力に設 定さ れ たラ プチ ャ ーデ ィ スク （原子炉 格納 容 器の 隔離 機 能を 目 的と した
もの では な く、 例え ば 、配 管 の窒 素充
填を 目的 と した もの ） を使 用 する 場合又は ラプ チ ャー ディ ス クを 強 制的 に手
動で 破壊 す る装 置を 設 置す る 場合 を除く。
ⅷ)格納 容器 圧 力逃 がし 装 置は 、長 期 的にも溶 融炉 心 及び 水没 の 悪影 響 を受 けな
い場 所に 接 続さ れて い るこ と 。

ⅸ)使用 後に 高 線量 とな る フィ ルタ ー 等からの 被ば く を低 減す る ため の 遮蔽等の放射 線防 護 対策 がな さ れて い るこ と。

ⅸ)使用 後に 高 線量 とな る フィ ルタ ー 等からの 被ば く を低 減す る ため の 遮蔽等の放射 線防 護 対策 がな さ れて い るこ と。

４ 第３ 項に 規 定す る｢適切 な 措置 を講 じ た
もの ｣と は、 多 様性 及び 可 能な 限り 独 立
性を 有し 、 位置 的分 散 を図 る こと をいう。

４ 第３ 項に 規 定す る｢適切 な 措置 を講 じ た
もの ｣と は、 多 様性 及び 可 能な 限り 独 立
性を 有し 、 位置 的分 散 を図 る こと をいう。

1.7−78

番号

−
⑫
⑬

⑯

⑰

⑱

⑲

⑳

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／8）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設
新設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

残留 熱除 去系熱 交換 器

既設

代替 循環 冷却系 配管 ・ 弁

新設

残留熱除去系配管・弁・スト
レー ナ・ スプレ イヘ ッ ダ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

原子 炉格 納容器

既設

残留 熱除 去系海 水系 ポ ンプ

既設

残留熱除去系海水系ストレーナ

既設

緊急 用海 水ポン プ

新設

緊急 用海 水系ス トレ ー ナ

新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

解釈
対応 番号

①②③⑨⑩

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

代替 循環 冷却系 ポン プ

自主対策 設 備

1.7−79

備考

手段

機器 名称

−

−

−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／8）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

自主 対策 設備

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称
第一 弁（ Ｓ／Ｃ 側） バ イパ ス 弁

圧力 開放 板新設

第一 弁（ Ｄ ／Ｗ 側） バ イパ ス 弁

移送 ポン プ新設

淡水 タン ク

遠隔 人力 操作機 構

新設

第二 弁操 作室空 気ボ ン ベユ ニット （空 気ボン ベ）

新設

差圧 計

新設

可搬 型窒 素供給 装置

新設

フィ ルタ 装置遮 蔽

新設

配管 遮蔽

新設

第二 弁操 作室遮 蔽

新設

第一 弁（ Ｓ／Ｃ 側）

既設

第一 弁（ Ｄ／Ｗ 側）

既設

第二 弁

新設

第二 弁バ イパス 弁

新設

不活 性ガ ス系配 管・ 弁

既設

耐圧 強化 ベント 系配 管 ・弁

既設

格納 容器 圧力逃 がし 装 置配
管・ 弁

新設

第二 弁操 作室空 気ボ ン ベユ ニット （配 管・弁 ）新設

窒素 供給 配管・ 弁

新設

移送 配管 ・弁新設

補給 水配 管・弁新設

原子 炉格 納容器

既設

真空 破壊 弁既設

可搬 型代 替注水 中型 ポ ンプ

新設

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

新設

西側 淡水 貯水設 備

新設

代替 淡水 貯槽新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

1.7−80−

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 熱新設① ② ④ ⑧ ⑨ ⑪ ⑫ ⑬ ⑭⑮ ⑰ ⑱ ⑲ ⑳

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置に よ る原子炉 格納容 器内 の 減圧 及び 除 熱フィ ルタ 装置−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／8）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

新設

第二 弁操 作室空 気ボ ン ベ
ユニ ット （空気 ボン ベ ）

新設

差圧 計

新設

第二 弁操 作室空 気ボ ン ベ
ユニ ット （配管 ・弁 ）新設

可搬 型窒 素供給 装置

新設

不活 性ガ ス系配 管・ 弁

既設

耐圧 強化 ベント 系配 管 ・弁

既設

格納 容器 圧力逃 がし 装 置配
管・ 弁

新設

フィ ルタ 装置新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

可搬 型窒 素供給 装置

新設

不活 性ガ ス系配 管・ 弁

既設

耐圧 強化 ベント 系配 管 ・弁

既設

格納 容器 圧力逃 がし 装 置配
管・ 弁

新設

原子 炉格 納容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設①④⑨⑮

原子 炉格納 容器 負圧 破 損の 防 止

第二 弁操 作室遮 蔽①⑨⑬

不活 性ガ ス ︵窒 素︶ に よる 系統内 の置換

新設

解釈
対応 番号

①⑤⑥⑦⑨⑯⑰

遠隔人力操作機構による現場操作

遠隔 人力 操作機 構

自主対策 設 備
備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

薬液 タン ク

−

−

−

−

サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 ｐ Ｈ制 御装 置による薬液注入−

蓄圧 タン ク加圧 用窒 素 ガス
ボン ベ
サプ レッ ション ・チ ェ ンバ
残留 熱除 去系配 管・ 弁 ・ス プ
レイ ヘッ ダ
サプ レッ ション ・プ ー ル水ｐＨ 制御 装置配 管・ 弁
常設 代替 直流電 源設 備
可搬 型代 替直流 電源
燃料 給油 設備

1.7−81

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／8）
技術的能力審査基準（1.7）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されて
いること。
【解釈】
１ 「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措
置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉格納容器の過圧破損の防止
ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納容器代
替循環冷却系、格納容器圧力逃がし装置又は格納容器再循環ユ
ニットにより、原子炉格納容器
内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。
ｂ）格納容器代替循環冷却系又は格納容器再循環ユニットによる原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下の手順は、格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器の圧力及び温度の低下の手順に優先して実施されるものであること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止する手段として，代替循
環冷却系ポンプ及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器
内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備する。

−

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止する手段として，代替循
環冷却系ポンプ及び格納容器圧力逃がし装置により，原子炉格納容
器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備する。

代替循環冷却系ポンプによる原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下の手順は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下の手順に優先して実施するように整備する。

1.7−82

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／8）
技術的能力審査基準（1.7）

適合方針（２）悪影響防止ａ）格納容器圧力逃がし装置の使用に際しては、必要に応じて、原子炉格納容器の負圧破損を防止する手順等を整備すること。

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント後に，残留熱除去
系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を実施する場
合において，原子炉格納容器の負圧破損を防止する手段として，可搬型窒素供給装置により原子炉格
納容器内に不活性ガス（窒素）を供給する手順，及び原子炉格納容
器内の圧力を監視し，残留熱除去
系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を停止する手順等を整備する。なお，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱に関する手順については，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」
で示す。

（３）現場操作等
ａ）格納容器圧力逃がし装置の隔離
弁は、人力により容易かつ確実に開閉操作ができること。
ｂ）炉心の著しい損傷時においても、現場において、人力で格納
容器圧力逃がし装置の隔離弁の操作ができるよう、遮蔽又は離隔等の放射線防護対策がなされていること。

格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を人力により容易かつ確実に操作可能とする手段として，遠隔人力操作機構を整備する。
炉心の著しい損傷時において，運転員等の被ばくを低減する手段
として，原子炉建屋原子炉棟外で操作可能な遠隔人力操作機構を整備する。
また，格納容器ベント後の運転員等の被ばくを低減する手段として，遮蔽等を考慮した第二弁操作室にて操作を実施するために必要な手順等を整備する。
隔離弁の駆動源が喪失した場合
において，格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作可能とする手段
として，遠隔人力操作機構を整備する。

ｃ）隔離弁の駆動源が喪失した場合においても、格納容器圧力逃がし装置の隔離弁を操作できるよ
う、必要な資機材を近傍に配備する等の措置を講じること。

1.7−83

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／8）
技術的能力審査基準（1.7）

適合方針(４)放射線防護ａ）使用後に高線量となるフィルター等からの被ばくを低減するための遮蔽等の放射線防護対策がなされていること。

使用後に高線量となる格納容器
圧力逃がし装置からの被ばくを低減する手段として，フィルタ装置
遮蔽及び配管遮蔽を整備する。

1.7−84

添付資料 1.7.2
自主対策設備仕様

機器名称

常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系とし
て使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h（1 台当たり）

約 140m

4台

蓄圧タンク加圧用窒素ガス
ボンベ

可搬

−

約 47L
（1 本当たり）−

30 本

薬液タンク ※２

常設

Ｓクラス

7m ３

−

1基

※1：Ｓクラスの機能維持※2：今後の詳細設計の結果により使用を見直す可能性がある。

1.7−85

添付資料 1.7.3

1.7−86
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.7−87

添付資料 1.7.4
重大事故対策の成立性

1．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)

格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベントａ．操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱が必要な状況で，中央制御室からの操作により電動弁を操作できない場合において，原子炉建屋付属棟地上 1 階又は原子炉建屋付属棟屋上まで移動するとともに，現場での遠隔人力操作機構による操作により系統構成を実施する。格納容器ベントについては，原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3階まで移動するとともに，現場での遠隔人力操作機構による操作により格納容器ベントする。
ｂ．作業場所
原子炉建屋付属棟地上 1 階（二次格納施設外），原子炉建屋付属棟屋
上（二次格納施設外），原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階（二次格納施
設外）
ｃ．必要要員数及び所要時間
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として，第一優先のＳ／Ｃ側ベントを使用した格納容器ベントに必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）3名，重大事故等対応要員3名）
所要時間目安 ※１ ：第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作 125 分以内（所要時間目
1.7−88安のうち，現場操作に係る時間は 125 分以内）
第二弁操作 75 分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は 75 分以内）
※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作】【運転員等（当直運転員）】
・移動：35 分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋付属棟地上 1階（放射線防護具着用を含む））
・格納容器ベント準備：90 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋付属棟
地上 1 階）【第二弁操作】【重大事故等対応要員】
・移動：45 分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上 1 階から原子炉
建屋廃棄物処理棟地上 3 階（放射線防護具着用を含む））
・格納容器ベント開始操作：30 分（操作対象 1 弁：原子炉建屋廃
棄物処理棟地上 3 階）ｄ．操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建屋
内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。現場操作員の放射線防護を考慮し，遠隔人力操作機構
は，二次格納施設外に設置している。また，操作は格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
1.7−89移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：遠隔人力操作機構による現場操作については，速やかに操作ができるように使用工具を操作場所近傍に配備している。また，工具等を使用しなくても手動弁と同様に弁操作ができるため，容易に実施可能である。なお，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室及び災害対策本部との連絡が可能である。

1.7−90(2)第二弁操作室の正圧化
ａ．操作概要第二弁操作室の正圧化が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階まで移動するとともに系統構成を実施し，第二弁操作室空気ボンベユニットにより第二弁操作室を正圧化する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟地上 3 階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
第二弁操作室の正圧化における，現場での系統構成に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数：3名（重大事故等対応要員3名）
所要時間目安：54分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は54分以内）所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・移動：45分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処理棟
地上3階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：5分（操作対象2弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地上3階）
・正圧化開始操作：4分（操作対象1弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地上3階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建屋
内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。また，操作は格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放1.7−91

射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

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

1.7−92(3)フィルタ装置スクラビング水補給
ａ．操作概要フィルタ装置スクラビング水補給が必要な状況において，水源を選定
し，取水箇所まで移動するとともに送水ルートを確保した後，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置のスクラビング水を補給する。
ｂ．作業場所
格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室，屋外（格納容器圧力逃がし装
置格納槽周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽又は淡水タンク）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
フィルタ装置スクラビング水補給として，最長時間を要する代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：180分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は180分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：10分 ※ ２ （対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：120分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含
1.7−93む）・送水準備：20分※2：ホース敷設準備は，系統構成と並行して行うため，所要時
間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はな
く，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.7−94

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.7−95夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.7−96

(4)原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
ａ．操作概要原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が必要な状況で，屋外（原子炉建屋東側周辺）に可搬型窒素供給装置を配備した場合においては，窒素供給用ホースを格納容器窒素供給ライン東側接続口に接続し，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内に窒素を供給する。屋外（原子炉建屋西側周辺）に可搬型窒素供給装置を配備した場合は，接続口の蓋を開放し，窒素供給用ホースを格納容器窒素供給ライン西側接続口に接続した後，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換として，最長時間を要す
る格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した窒素供給に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（重大事故等対応要員6名）
所要時間目安：135分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は135分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から格納容器窒素供給ライン西側接続口）・電源車の系統構成：35分 ※３ （対象作業：ケーブル敷設，電源車
1.7−97

起動等を含む）
・可搬型窒素供給装置の系統構成：85分（対象作業：窒素供給用ホース接続，可搬型窒素供給装置
起動等を含む）・窒素供給開始操作：10分※3：電源車の系統構成は，可搬型窒素供給装置の系統構成と並行して行うため，所要時間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：可搬型窒素供給装置からのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.7−98(5)フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換
ａ．操作概要フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換が必要な状況において，屋外（原子炉建屋西側周辺）に可搬型窒素供給装置を配備して接続口の蓋を開放し，ホースをフィルタベント配管窒素供給ライン接続口に接続した後，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋西側周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換として，フィルタベント配管窒素供給ライン接続口を使用した窒素供給に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（重大事故等対応要員6名）
所要時間目安：135分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は135分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所からフィルタベント配管窒
素供給ライン接続口）
・電源車の系統構成：35分（対象作業：ケーブル敷設，電源車起動等を含む）
・可搬型窒素供給装置の系統構成：85分（対象作業：ホース接続，
可搬型窒素供給装置起動等を含む）
1.7−99

・窒素供給開始操作：10分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：可搬型窒素供給装置からのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.7−100

(6)フィルタ装置スクラビング水移送
ａ．フィルタ装置スクラビング水移送
(a)

操作概要
フィルタ装置スクラビング水移送が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，移送ポンプによりフィルタ装置スクラビング水をサプレッション・チ
ェンバに移送する。

(b)

作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階（管理区域）(c)

必要要員数及び所要時間
フィルタ装置スクラビング水移送における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：50分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は50分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：44分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：6分（操作対象1弁：原子炉建屋廃棄物処理棟地下1階）(d)

操作の成立性について
作業環境：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しているため，建
屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。また，操作は格納容器ベント操作後の汚染を考
1.7−101慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

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

1.7−102

ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置水張り(a)

操作概要
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置水張りが必要な状況において，水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに送水ルートを確保した後，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポン
プによりフィルタ装置に水張りする。

(b)

作業場所
格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室，屋外（格納容器圧力逃がし装置格納槽周辺，取水箇所（代替淡水貯槽又は淡水タンク）周辺）(c)

必要要員数及び所要時間
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置水張りとして，最長時間を要する代替淡水貯槽からフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用した送水に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：180分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は180分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：20分（対象作業：ホース積込み，ホース荷卸
しを含む）
1.7−103

・系統構成：120分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分(d)操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤラ
イトを携帯しており，夜間においても接近可能である。
また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型
ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続
は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。
また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），
送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.7−104

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.7−105夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.7−106

添付資料1.7.5
代替循環冷却系の長期運転及び不具合等を想定した対策について

炉心損傷後の代替循環冷却系運転に際し，サプレッション・チェンバ内の異物流入の可能性及び損傷炉心による水の放射線分解により水素等の可燃性ガスの発生が予想されることから，これらの影響による対策について整理する。

ａ．残留熱除去系吸込ストレーナの閉塞防止対策について
東海第二発電所では，残留熱除去系ストレーナを含む非常用炉心冷却系ス
トレーナの閉塞防止対策として，多孔プレートを組み合わせた大型ストレーナを採用するとともに，原子炉格納容器内の保温材のうち事故時に破損が想定される繊維質保温材は使用していないことから，繊維質保温材の薄膜効果※１による異物の捕捉が生じることはない。

また，重大事故等時に原子炉格納容器内において発生する可能性のある異物としては保温材（ケイ酸カルシウム等），塗装片，スラッジが想定されるが，ＬＯＣＡ時のブローダウン過程等のサプレッション・プール水の流動により粉砕され粉々になった状態でストレーナに流れ着いたとしても，繊維質の保温材がなく，薄膜効果による異物の捕捉が生じる可能性がないことから，これら粉状の異物がそれ自体によってストレーナを閉塞させることはない。
重大事故等時には，損傷炉心を含むデブリが生じるが，仮に原子炉圧力容器外に落下した場合でも，原子炉圧力容器下部のペデスタル部（ドライウェ
ル部）に蓄積することからサプレッション・チェンバへの流入の可能性は低い。万が一，ペデスタルからオーバフローし，ベント管を通じてサプレッション・チェンバに流入する場合であっても，金属を含むデブリが流動により
1.7−107巻き上がることは考えにくく ※２ ，ストレーナを閉塞させる要因になることはないと考えられる。
さらに仮にストレーナ表面にデブリが付着した場合においても，ポンプの起動・停止を実施することによりデブリは落下するものと考えられ ※３ ，加えて，長期冷却に対する更なる信頼性の確保を目的に，次項にて示すストレー
ナの逆洗操作が可能な設計としている。

※1：薄膜形成による粒子状デブリの捕捉効果について「薄膜形成による粒子状デブリの捕捉効果」とは，ストレーナの表面のメッシュ（約 1〜2mm）を通過するような細かな粒子状のデブリ（スラッジ等）が，繊維質デブリによる形成した膜により捕捉され圧損を上昇させるという効果をいう。（第 1 図）

第1図

薄膜形成による粒子状デブリの補足効果のイメージ

1.7−108

繊維質保温材の薄膜形成については，ＮＥＤＯ−32686 に対するＮＲＣの安全評価レポートの Appendix E で実験データに基づく考察として，「1/8inch 以下のファイバ層であれば，ファイバ層そのものが不均一であり，圧力損失は小さいと考えられる」，と記載されている。また，R.G.1.82 において
も「1/8 inch.（約 3.1mm）を十分下回るファイバ層厚さであれば，安定かつ均一なファイバ層ではないと判断される」との記載がされており，薄膜を考慮した圧力損失評価は必要ないと考えられる。LA-UR-04-1227 においても，
この効果の裏付けとなる知見が得られており，理論厚さ 0.11inch（2.79mm）
において，均一なベッドは形成されなかったという見解が示されている。故に，繊維質保温材の堆積厚さを評価し十分薄ければ，粒径が極めて微細な塗装片等のデブリは全てストレーナを通過することとなり，繊維質保温材と粒子状デブリの混合状態を仮定した圧損評価は不要であると考えられる。
また，ＧＳＩ−191 において議論されているサンプスクリーン表面における化学的相互作用による圧損上昇の知見に関して，上述のとおり繊維質保温材は使用されておらず，ストレーナ表面におけるデブリベット形成の可能性がないことから，化学的相互作用による圧損上昇の影響はないと考えられ，
代替循環冷却系による長期的な冷却の信頼性に対して影響を与えることはな
いと考えられる。
※2：ＲＰＶ破損後の溶融炉心の落下先はペデスタル（ドライウェル部）
であり，代替循環冷却系の水源となるサプレッション・チェンバへ
直接落下することはない。原子炉圧力容器へ注水された冷却水はペデスタル（ドライウェル部）へ落下し，ダイヤフラムフロア及びベント管を通じてサプレッション・チェンバへ流入することとなる。
（第 2 図）1.7−109粒子化した溶融炉心等が下部ペデスタル内に存在している場合にス
トレーナメッシュを閉塞させる程度の粒子径を有する異物が流動によって下部ペデスタルから巻き上げられ，さらにベント管からストレー
ナまで到達するとは考えにくく，溶融した炉心等によるストレーナ閉塞の可能性は極めて小さいと考えられる。

第2図

原子炉圧力容器破損後の循環冷却による冷却水の流れ

1.7−110

※3：ＧＳＩ−191 における検討において，サンプスクリーンを想定した試験においてポンプを停止させた際に付着したデブリは剥がれ落ちるとの結果が示されている（第 3 図）。
当該試験はＰＷＲサンプスクリーン形状を想定しているものであるが，東海第二の非常用炉心冷却系ストレーナ形状は円筒形であり（第 4 図），ポン
プの起動・停止によるデブリ落下の効果は更に大きくなるものと考えられ,
注水流量の低下を検知した後，ポンプの起動・停止を実施することでデブリが落下し，速やかに冷却を再開することが可能である。

第3図

ポンプ停止により模擬ストレーナから試験体が剥がれ落ちた試験（April 2004,LANL,GSI-191: Experimental Studies of Loss-of-CoolantAccident-Generated Debris Accumulation and Head Loss with Emphasison the Effects of Calcium Silicate Insulation）

1.7−111

第4図

非常用炉心冷却系ストレーナ

1.7−112

ｂ．閉塞時の逆洗操作について前述ａ．の閉塞防止対策に加えて，代替循環冷却系の運転中に，仮に何らかの異物により残留熱除去系吸込ストレーナが閉塞した場合に，外部接続口に可搬型代替注水大型ポンプを接続し，系統構成操作を行うことで，残留熱除去系吸込ストレーナを逆洗操作が可能な設計とする。系統構成の例を第 5
図に示す。
したがって，代替循環冷却系運転継続中に流量監視し，流量が異常に低下傾向を示した場合は代替循環冷却系ポンプを停止し，逆洗操作を実施することで，流量が確保できる。
屋外（西側）

原子炉建屋原子炉棟
ＡＯ

屋外（東側）

ＡＯ
原子炉隔離時
冷却系より

MO

MO

MO

MO MO
MO

MO

MO
MO

MO

MO

MO
MO

NO

NO

MO

NO
MO

MO

MO
NO

NO

MO

MO

MO

MO

MO

ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ･ﾁｪﾝﾊﾞ
*1

*1

MO

MO
MO

MO

MO

MO

MO

補給水系より

可搬型代替注水接続口 大型ポンプ

補給水系より

MO

MO

*2

残留熱
除去系
ポンプ(B)
代替循環冷却系ポンプ(B)

残留熱除去系
ポンプ(A)

MO

MO

*2
MO

MO

MO

MO

MO

MO

残留熱除去系
熱交換器(A)

MO

MO

残留熱除去系
熱交換器(B)

代替循環冷却系ポンプ(A)

MO

代替残留熱除去系
海水系A系東側接続口
残留熱除去系
海水系ストレーナ(A)
残留熱除去系
海水系ポンプ(A),(C)

MO

MO

MO
MO

代替残留熱除去系
海水系西側接続口

海へ

MO

緊急用海水系
ストレーナ
緊急用海水ポンプ(A),(B)
緊急用海水ポンプピット
MO

残留熱除去系
海水系ストレーナ(B)
残留熱除去系
海水系ポンプ(B),(D)

代替循環冷却系Ａ系逆洗時の図を示す。

第5図

代替残留熱除去系
海水系B系東側接続口

残留熱除去系吸込ストレーナ逆洗操作の系統構成について
1.7−113

ｃ．水の放射線分解による水素影響について
炉心損傷後の冷却水には，放射性物質が含まれていることにより，水の放射線分解による水素等の可燃性ガスの発生が想定されるが，代替循環冷却系運転中は配管内に流れがあり，配管内に水素が大量に蓄積されることは考えにくい。
代替循環冷却系運転を停止した後は，可燃性ガスの爆発防止等の対策として，系統水を入れ替えるためにフラッシングを実施することとしており，水の放射線分解による水素発生を防止することが可能となる。具体的には残留熱除去系Ａ系ポンプのサプレッション・プール吸込弁を閉じ，可搬型代替注水大型ポンプから系統内に外部水源を供給することにより，系
統のフラッシングを実施する。

1.7−114

添付資料 1.7.6
格納容器ベント操作について

格納容器圧力逃がし装置の放出系統として，サプレッション・チェンバからとドライウェルから放出する系統の 2 通りあるが，サプレッション・プールにおけるスクラビング効果（エアロゾル等の低減効果）が期待できるサプレッション・チェンバからのベントを優先して使用する。
ただし，サプレッション・チェンバからのベントが実施できない場合には，ドライウェルからのベントを実施する。
また，第一弁及び第二弁の操作順位は，第一弁の現場操作時間に対して第二弁操作時間が短いこと及びベント停止時に隔離する第一弁のシート面保護の観点から，流体の流れがない状態で第一弁の開操作を実施し，その後第二弁の開操作を実施する。
なお，ベント停止時に第一弁で隔離する理由は，ベント停止後の格納容器圧
力逃がし装置への窒素供給時において，第一弁下流から窒素を供給することで第一弁と第二弁の間の水素滞留を防止するためである。
格納容器圧力逃がし装置の系統概要図（操作対象箇所）を第 1 図に示す。

1.7−115

1.7−116

地下格納槽

窒素供給
ライン

原子炉建屋
付属棟

＊8

原子炉圧力容器

＊4
＊5
＊6

第1図

AO

MO

＊1

＊4

③第二弁

＊3

原子炉建屋
ガス処理系へ

原子炉隔離時冷却系
真空ポンプより①第一弁（サプレッション・＊5
チェンバ側）

AO

遠隔人力
操作機構
＊6
＊7
＊8

＊1

＊3

＊2

RE

原子炉建屋付属棟

廃棄物
処理設備へ

窒素供給
ライン

空気ボンベ

DPI

第二弁操
作室遮蔽
差圧計

圧力開放板

放射線モニタ

RE

格納容器圧力逃がし装置の系統概要図（操作対象箇所）

原子炉建屋原子炉棟

MO

＊2

AO

MO

水素濃度計
H2E

耐圧強化
ベント系

MO

換気空調系へ

⑤耐圧強化ベント隔離弁

MO

サプレッション・チェンバ

ドライウェルMO

AO⑥ＦＲＶＳ系統
入口弁

AO

＊7

原子炉格納容器②第一弁（ドライウェル側）④Ｃ／Ｓ排気系統入口弁

AO
不活性ガス系※：図中の番号は 4.1.3(2)ｂ．(a)及び(b)に対応している

MO
付属室

補給水
ライン

格納容器圧力逃がし装置格納槽

MO

フィルタ装置排気筒

(1)

格納容器圧力逃がし装置におけるベントタイミング
格納容器圧力逃がし装置によるベント操作は，第 1 表に示す基準に到達した場合に，発電長の指示の下に運転員が実施する。これにより，格納容器の過圧破損防止及び格納容器内での水素燃焼防止が可能である。

第1表
炉心状態

ベント実施判断基準

目的

実施判断基準
格納容器圧力 310kPa［gage］（最高使用圧力：1Pd）到

炉心損傷なし達
過圧破損防止サプレッション・プール通常水位＋6.5m 到達

炉心損傷を判断した場合水素燃焼防止格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％到達

格納容器の過圧破損防止の観点では，炉心損傷なしの場合は，残留熱除去
系等の格納容器除熱機能が喪失し格納容器圧力が上昇した際，格納容器圧力が 279kPa［gage］から 217kPa［gage］の範囲で代替格納容器スプレイ系（常設）による格納容器スプレイ（連続）を実施する。外部水源によるスプレイであるため，サプレッション・プール通常水位＋6.5m に到達すればベントライン水没を防止する観点から格納容器スプレイを停止し，格納容器圧
力が 310kPa［gage］に到達した時点でベントの実施を判断する。これは，格納容器除熱機能の復旧時間の確保及び追加放出された希ガスの減衰時間を確保することを目的としている。炉心損傷を判断した場合は，465kPa［gage］から 400kPa［gage］の範囲で代替格納容器スプレイ系（常設）による格納容器スプレイ（連続）を実施し，サプレッション・プール通常水位＋6.5m に到達した時点で格納容器スプレイを停止するとともにベントを実施する。これにより確実に 620kPa［gage］（2Pd）到達までに格納容器ベン1.7−117

トが実施できる。炉心損傷の有無により，格納容器スプレイ実施基準を変更
する理由は，炉心損傷した場合，格納容器内に放射性物質が放出されるため，炉心損傷なしの場合に比べてベント実施操作判断基準に到達するタイミ
ングを遅らせることにより，ベント時の外部影響を軽減させるためである。
また，炉心損傷を判断した場合は，ジルコニウム−水反応により大量の水素が発生し，格納容器内の水素濃度は可燃限界の 4vol％を超過する。その後，水の放射線分解によって格納容器内酸素濃度が上昇し，格納容器内水素・酸素濃度が可燃限界に到達することにより，格納容器内で水素燃焼が発生するおそれがある。この水素燃焼の発生を防止するため，格納容器内酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した時点でベント操作を実施することで格納容器内の水素・酸素を排出する。ベント実施の判断フローを第 2〜
4 図に示す。
炉心損傷の有無の判断は，第 2 表に示すパラメータを確認する。

第2表

確認パラメータ（炉心損傷判断）

確認パラメータ

炉心損傷判断設計基準事故（原子炉冷却材喪失）におドライウ ェル又は サ プ いて想定する希ガスの追加放出量相当のレッショ ン・チェ ン バ γ線線量率の 10 倍以上となった場合，炉のγ線線量率心が損傷したものと判断する ※ 。
※

この基準は，炉内蓄積量の割合約 0.1％に相当する希ガスが格納容器内に放出した場合のγ線線量率相当となっている。

さらに，炉心損傷後の重大事故等対処設備の機能喪失を仮定した場合のベント実施判断基準として，第 3 表に示す判断基準を整理している。これらの1.7−118

状況においても，格納容器ベント実施により，格納容器破損の緩和又は大気へ放出される放射性物質の総量の低減が可能である。

第3表

炉心損傷後の重大事故等対処設備の機能喪失を仮定した場合のベント実施判断基準

目的

実施判断基準格納容器スプレイが実施できない場合

格納容器破損の緩和
原子炉建屋水素濃度 2vol％到達

格納容器温度 200℃以上において温度上昇が継続している場合
大気へ放出される放射可搬型モニタリング・ポスト指示値の急激な上昇
性物質の総量の低減
原子炉建屋内の放射線モニタ指示値の急激な上昇

重大事故時における格納容器スプレイ手段として，常設設備を用いた残留熱除去系，代替格納容器スプレイ系（常設）及び代替循環冷却系並びに可搬型設備を用いた代替格納容器スプレイ系（可搬型）がある。想定し難い状況
ではあるが，これら格納容器スプレイ手段が喪失した場合，想定する希ガスの減衰時間が短くなるが，格納容器の圧力を抑制する観点から，格納容器破損の緩和のためベントを実施する。
また，格納容器から漏えいした水素により，原子炉建屋原子炉棟水素濃度が上昇した場合，原子炉建屋原子炉棟内で水素爆発が発生することよって格納容器が破損するおそれがある。このような場合，格納容器圧力を低下させることで格納容器から漏えいする水素量を低減し，原子炉建屋原子炉棟内での水素爆発による格納容器破損を緩和するため，水素の可燃限界濃度

1.7−119

4vol％を考慮し，原子炉建屋水素濃度 2vol％到達によりベントを実施する。
格納容器への十分な注水等ができない場合，格納容器雰囲気が過熱状態になり，格納容器は限界圧力を下回る 620kPa［gage］に達する前に 200℃に達し，いずれは過温破損に至ることが考えられる。この場合，格納容器ベント
実施することによって過温破損を防止できないが，フィルタ装置を介した放出経路を形成し，大気への放射性物質の放出を極力低減するためのベントを実施する。
さらに，格納容器が限界圧力を下回る 620kPa［gage］及び限界温度を下回る 200℃に到達する前に，何らかの理由により格納容器の健全性が損なわれ，格納容器から異常な漏えいがある場合，可搬型モニタリング・ポスト指
示値及び原子炉建屋内の放射線モニタ指示値が急激に上昇することが考えられる。この場合，格納容器圧力を低下させることで漏えい箇所からの漏えい量を低減させることが可能と考えられることから，フィルタ装置を介さない
大気への放射性物質の放出を極力低減するためにベントを実施する。

1.7−120

事象発生※1 格納容器雰囲気放射線モニタγ線線量率が設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量相当の 10 倍以上となった場合，格納容器スプレイ及びベントの運用を変更する。

格納容器雰囲気放射線
モニタ指示値が追加放出量相当の 10 倍以上 ※１

ＹＥ Ｓ※ 2 残留 熱除 去系 又は 代 替循環 冷 却系 によ る格 納 容器 除熱が 可 能と なっ た場 合には，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。
※3 ベント準備に要する時間を考慮し，確実にベント準備が完了するタイミングと

ＮＯ

して設定。
残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱可能 ※２※4 ベント準備は，格納容器圧力が

ＹＥ Ｓ

620kPa［gage］到達までに速やかに残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱可能 ※２ＮＯ

1.7−121

サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達 ※３

ＹＥ Ｓ

ベントを実施するため，第一弁の開を実施する。第一弁操作はサプレッ
ション・チェンバ側を優先し，中央制御室からの遠隔操作を実施する。

ＮＯ

遠隔操作不可の場合には現場にて手動操作を実施する。また，炉心損傷

サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達 ※３

ベント準備操作開始 ※４を判断した場合において，格納容器
過圧破損防止のためのベント準備に

ベント準備操作開始 ※４

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達

格納容器酸素濃度ドライ条件にて 4.3vol％到達までにベント準備操作完了

際しては，格納容器圧力が 620kPa［gage］到達までに確実にベントが実施できるよう，第二弁操作場所にサプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達

代替格納容器スプレイ停止

格納容器圧力 310kPa［gage］
到達

代替格納容器スプレイ停止

移動し，待機する。
※5 残留熱除去系又は代替循環冷却系に
格納容器酸素濃度ドライ条件にて 4.3vol％到達 ※５

よる格納容器除熱実施中に，水の放射線分解によって格納容器内酸素濃度が上昇し，ドライ条件で 4.3vol％に到達した時点で，ベント操作を実

ベント実施

格納容器除熱を継続

ベント実施
第 4 図に
詳細フローを示す

第 3 図に
詳細フローを示す

第2図

ベント実施の判断フロー

ベント実施

施する。遠隔操作不可の場合には，現場に移動し，手動操作を実施する。

①代替格納容器スプレイ実施（格納容器圧力 279kPa［gage］到達）②ベント準備操作開始（サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達）③代替格納容器スプレイ停止（サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達）④ベント操作（格納容器圧力 310kPa［gage］到達）①代替格納容器スプレイ実施
・279kPa［gage］〜217kPa［gage］連続スプレイ②ベント準備操作開始
・格納容器圧力 310kPa［gage］到達時に速やかにベ ントを実施可 能とするため ，事前に第 一弁の開操作を実施する。
・第一弁の操作はサプレッション・チェンバ側
を優 先し，中央制 御室からのス イッチ操作 を実施 する。スイッ チ操作不可（ 弁開閉表示 の消灯 ，スイッチに よる開弁不可 ）の場合は ，現場 にて人力操作 を実施する。 サプレッシ ョン・ チェンバ側ベ ント弁が開弁 できない場 合は，ドライウェル側ベント弁の操作を行う。
・第一弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時間
は 90 分である。
③スプレイ停止・サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達すれば，代替格納容器スプレイを停止する。

④ベント操作・格納容器圧力 310kPa［gage］到達後速やかにベント操作を行う。
・第二弁を開弁することでベントを開始する。
・中央制御室から遠隔操作 できない場合（弁開閉表 示によっ て開動作 したこと が確認で きな
い場 合）は， 第二弁操 作場所へ 移動し， 現場
操作（人力による遠隔操作）を実施する。
・第二弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時間
は 30 分である。

⑤ベント成否確認⑤ベント成否確認
・ベント操作実施後，格納容器圧力及び温度が減少 し，フィルタ 装置出口放射 線モニタ， 圧
力及び温度が上昇していることを確認する。
・遠隔操作によりパラメータに変化が見られな
い場 合，ベント失 敗の可能性が あるため， 第二弁 操作場所へ移 動し，人力操 作によるベ ン
トを実施する。

⑥安定停止に向けた復旧（ベント停止）⑥安定停止に向けた復旧
・下記機能が使用可能と判断した場合，格納容器ベントを停止する。
○格納容器除熱機能の復旧○窒素供給機能の準備○格納容器内水素・酸素濃度制御機能の復旧

第3図

炉心損傷していない場合のベント実施フロー
1.7−122

①代替格納容器スプレイ実施（格納容器圧力 465kPa［gage］到達）②ベント準備操作開始（サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達）③ベント操作（代替格納容器スプレイ停止）（サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達）④ベント成否確認⑤安定停止に向けた復旧（ベント停止）第4図①代替格納容器スプレイ実施
・465kPa［gage］〜400kPa［gage］連続スプレイ②ベント準備操作開始
・代替格納容器スプレイ停止後，速やかにベントを実施可能とするため，事前に第一弁の開操作を実施する。
・第一弁の操作はサプレッション・チェンバ側を優先し，中央制御室からのスイッチ操作を実施する。スイッチ操作不可（弁開閉表示の消灯，スイッチによる開弁不可）の場合は，現場にて人力操作を実施する。サプレッショ
ン・チェンバ側ベント弁が開弁できない場合
は，ドライウェル側ベントに切り替えて弁の操作を行う。
・サプレッション・プール水位通常水位＋5.5mに到達すれば，第二弁操作者は第二弁現場操
作場所へ移動し，待機する。
・第一弁の人力操作は 3 名で実施し，弁操作時
間は 90 分である。
③ベント操作・格納容器圧力 620kPa［gage］までに確実にベントを実施するため，サプレッション・プー
ル水位通常水位＋6.5m 到達後格納容器スプレ
イを停止し，速やかにベント操作を行う。
・第二弁を開弁することでベントを開始する。
・ベント開始後，中央制御室操作者は中央制御室待避室に待避する。
・中央制御室から遠隔操作できない場合（弁開閉表示によって開動作したことが確認できない場合）は，現場待機している第二弁操作者へ連絡し，現場操作（人力による遠隔操作）を実施する。
・第二弁の人力操作は 3 名で実施し，開操作時
間は 30 分である。

④ベント成否確認
・ベント操作実施後，格納容器圧力及び温度が減少し，フィルタ装置出口放射線モニタ，圧力及び温度が上昇していることを確認する。
・遠隔操作によりパラメータに変化が見られない場合，ベント失敗の可能性があるため，人力操作によるベントを実施する。
⑤安定停止に向けた復旧
・下記機能が使用可能と判断した場合，格納容器フィルタベントを停止する。
○格納容器除熱機能の復旧○窒素供給機能の準備○格納容器内水素・酸素濃度制御機能の復旧

炉心損傷を判断した場合のベント実施フロー
1.7−123

(2)格納容器圧力逃がし装置の操作手順の概要
ａ．系統待機状態の確認
格納容器圧力逃がし装置の待機状態において，第 4 表に示すパラメー
タにより，系統に異常がないことを確認する。

第4表

確認パラメータ（系統待機状態）

確認パラメータ

確認内容

フィルタ装置水位

待機水位である 2,530〜2,800 ㎜の範囲にあることフィルタ装置スクラビング水ｐＨ

13 以上であること

フィルタ装置排気ライン圧力

微正圧に維持されていること

ｂ．ベント準備操作
ベント準備操作は，ベント操作が必要になった場合に速やかに実施できるよう，以下に示す事前準備を行う。
なお，弁名称及び弁名称に付記する①〜⑥の番号は，第 1 図の番号に対応している。
(a)

ベント実施に必要な隔離弁の健全性確認
中央制御室にてベント実施に必要な隔離弁の健全性を確認するた
め，当該弁に電源が供給されていることを表示灯により確認する。
①第一弁（サプレッション・チェンバ側）②第一弁（ドライウェル側）③第二弁

1.7−124(b)他系統との隔離確認
ベント操作前に，中央制御室にて他系統（換気空調系，原子炉建屋
ガス処理系及び耐圧強化ベント系）と隔離する弁が全閉となっている
ことを表示灯により確認する。
④Ｃ／Ｓ排気系統入口弁⑤耐圧強化ベント隔離弁⑥ＦＲＶＳ系統入口弁(c)

第一弁の開操作中央制御室にて開操作を実施する。万一，中央制御室での開操作ができない場合には，現場にて第一弁の人力による開操作を実施する。
また，格納容器圧力逃がし装置の放出経路として，サプレッショ
ン・チェンバからとドライウェルから放出する経路の 2 通りあるが，
サプレッション・プールにおけるスクラビング効果（エアロゾル等の低減効果）が期待できるサプレッション・チェンバからのベントを優先して使用する。
ただし，サプレッション・チェンバからのベントが実施できない場
合には，ドライウェルからのベントを実施する。
現場操作の着用装備は，全面マスク，タイベック，アノラック，綿手袋，ゴム手袋及び胴長であり，着用時間は約 12 分である。

(d)

第二弁操作のための要員移動
炉心損傷を判断した場合における格納容器過圧破損防止を目的としたベントの準備操作に関しては，格納容器圧力が 620kPa［gage］到達までに確実にベントが実施できるよう，ベント実施基準到達までに
第二弁操作場所に移動し，待機する。

1.7−125

現場操作の着用装備は，全面マスク，タイベック，アノラック，綿手袋，ゴム手袋及び胴長であり，着用時間は約 12 分である。
ｃ．ベント準備判断の確認パラメータ
ベント準備の判断は，ベント実施判断基準の到達までに確実にベント準備操作が完了する基準として，炉心損傷有無に関わらず，サプレッシ
ョ ン ・ プ ー ル 通 常 水 位 ＋ 5.5m 到 達 に よ り ベ ン ト 準 備 実 施 の 判 断 を する。
また，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施している場合，格納容器酸素濃度の上昇速度からドライ条件で 4.3vol％に到達する時間を予測し，4.3vol％到達までにベント準備を完了させる。
ベント準備着手判断に必要なパラメータを以下に示す。
・サプレッション・プール水位
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

ｄ．ベント準備作業の妥当性
炉心損傷なしの場合及び炉心損傷ありの場合の作業項目及び作業環境
を第 5 表に示す。ベント弁の開操作については，中央制御室での遠隔操作の場合と現場での手動操作（人力による遠隔操作）の場合について記載している。
ベント準備は，ベント実施判断基準に到達した場合の速やかなベント実施を可能とするため，事前に第一弁を開操作すること及び第二弁作業場所へ移動し待機することを目的としていることから，本操作はベント実施に不可欠な操作であり，ベント実施基準到達までにベント準備操作を完了させることとする。
1.7−126

第5表
作業項目

作業場所

ベント準備操作時の作業項目及び作業環境
作業環境
温度・湿度

放射線量

照明

その他

連絡手段

非常用照明又は直流
他系統との隔離ベント実施に必要な隔離弁の健全性

中央制御室

中央制御室の室温に【炉心損傷前】

ついては，空調の停炉心損傷していな止により緩慢に上昇

いため，高線量とする可能性があるなることはない。

が，作業に支障を及確認

ぼす程の影響はな【炉心損傷後】い。

約 60mSv／7 日間

非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明及び直流非常灯が使用できない場
合には，中央制御室

周辺には支障となる設備は―ない。

内に配備している可搬型照明により，照度を確保する。

【炉心損傷前】第一弁開操作（移動含む）

炉心損傷していな

原子炉建屋付

いため，高線量と属棟外）【炉心損傷後】通信用電話設備
アクセスルー（固定電話機，るため，建屋内非常ト上に支障とＰＨＳ端末），

用照明が消灯した場

なる設備はな

送受話器のう

【炉心損傷前】合においても，操作い。

ち,使用可能な

屋外

炉心損傷していなに影響はない。

原子炉建屋付属

いため，高線量と央制御室に連絡棟

なることはない。

する。

15mSv／h 以下度。

動装置，電力保安ヘッドライトや LED
ライトを携行してい通常運転時と同程第二弁への現場移携行型有線通話なることはない。

（二次格納施設（二次格納施設外）【炉心損傷後】14mSv／h 以下

1.7−127

設備により，中ｅ．ベント準備操作の余裕時間
ベントを実施する有効性評価シナリオのうち，ベント準備操作の余裕
時間の最も短い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」における現場での手動操作（人力による遠隔操作）を実施した場合のベント準備の余裕時間についてタイムチャートを第 5 図に示す。
第 5 図に示すとおり，ベント準備完了後からベント実施基準であるサ
プレッション・プール通常水位＋6.5m 到達までに十分な時間があることから，確実に準備を完了することができる。

【炉心損傷を判断した場合のベント準備】
経過 時間 （ 時間 ）0
有効 性評 価 シナ リオ「雰 囲気 圧 力・ 温度によ る静 的 負荷 」におけ る評 価 結果

2

15

16

17

18

19

20

21

約16.5時 間
サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 位
通常 水位 ＋ 約5.5m到 達

事象 発生
原子 炉ス ク ラム
格納 容器 連 続ス プレ イ 開始

約19.5時 間
格納 容器 ス プレ イ停 止

ベン ト準 備 開始

ベン ト操 作 開始
ベン ト準 備 操作 の余裕時 間ベン ト準 備 所要 時間
約 2 時間 45 分

操作 場所 ・ 必要 要員 数
MCRから の第 一 弁
開操 作及 び 失敗 確認

中央 制御 室1

第一 弁開 操 作の ため の装備 着用 及 び現 場移 動

現場

3

第一 弁開 操 作

現場

【3】

緊急 時対 策 所へ の退 避

現場

【3】

第二 弁開 操 作の ため の装備 着用 及 び現 場移 動

現場

3

第5図

17時 間

余裕 時間
約 15 分

18時 間

5分
35 分
90分

35 分
45分

ベント準備操作のタイムチャート

1.7−128

ｆ．ベント実施操作判断基準(a)

炉心損傷なしの場合
ⅰ)

格納容器圧力 310kPa［gage］到達
格納容器の健全性を確保するため，最高使用圧力である 310kPa［gage］に到達した時点でベントを実施する。

(b)

炉心損傷を判断した場合
ⅰ)

サプレッション・プール通常水位＋6.5m 到達
格納容器へ大量の放射性物質が放出されることから，大気への放射性物質の放出を極力遅らせることでベント時の外部影響を軽減させるため，限界圧力を下回る 620kPa［gage］に到達するまでにベントを実施する。具体的には，中央制御室での遠隔操作に失敗した
場合の現場手動操作時間を考慮し，格納容器スプレイ停止基準であるサプレッション・プール通常水位＋6.5m に到達した時点でベントを実施する。

ⅱ)

格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合
炉心損傷時には，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等により水素・酸素が発生し，可燃限界に到達すると水素燃焼が発生するおそれがある。これを防止するため，可燃限界到達前に格納容器
内の水素・酸素を排出することを目的として，格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合にベントを実施する。
4.3vol％の基準設定に当たっては，酸素濃度の可燃限界である
5vol％に対し，計器誤差の±約 0.6vol％及び 0.1vol％の余裕を考慮して設定した。

1.7−129

ｇ．ベント実施操作判断の確認パラメータ(a)

炉心損傷なしの場合
ⅰ)

格納容器圧力 310kPa［gage］到達
炉心損傷がない場合は，格納容器圧力にてベント実施操作を判断するため，確認パラメータは以下のとおり。
・格納容器圧力
なお，格納容器圧力の測定ができない場合には，格納容器圧力を推定する手段として，格納容器温度を代替パラメータとする。

(b)

炉心損傷を判断した場合
ⅰ)

サプレッション・プール通常水位＋6.5m 到達
炉心損傷を判断した場合は，連続の格納容器スプレイを実施しな
がら，サプレッション・プール水位にてベント実施操作を判断する。したがって，確認パラメータは以下のとおり。
・サプレッション・プール水位

ⅱ)

格納容器酸素濃度がドライ条件にて 4.3vol％に到達した場合
格納容器酸素濃度によりベント実施操作を判断するため，確認パ
ラメータは以下のとおり。
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

1.7−130

ｈ．ベント実施操作の妥当性
ベントは，第二弁を開弁することで実施する。炉心損傷していない場
合及び炉心損傷を判断した場合の作業項目及び作業環境を第 6 表に示す。ベント弁の開操作については，中央制御室での操作を基本とするが，万一，中央制御室での操作ができない場合には，現場（原子炉建屋付属棟）にて手動操作（人力による遠隔操作）を実施する。
なお，炉心損傷を判断する有効性評価の「格納容器圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」シーケンスにおいて，ベント準備段階の現場アクセス，現場待機，現場での手動操作，プルーム通過までの現場待機及び帰還の一連の作業での実効線量は，約 28mSv である。

第6表
作業項目

作業場所

中央制御室

ベント実施操作時の作業項目及び作業環境
作業環境

温度・湿度

放射線量

中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性があるが，作業に支障を及ぼす程の影響はない。

【炉心損傷前】
炉心損傷していな
いため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】約 60mSv／7 日間

第二弁開操作

原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

通常運転時と同程度。

【炉心損傷前】
炉心損傷がないため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】14mSv／h 以下

1.7−131

連絡手段

照明

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明及び直流非常灯が使用できない場
合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保す
る。

周辺には
支障とな
る設備は
ない。

―

ヘッドライトや LED ライトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

アクセス
ルート上
に支障と
なる設備
はない。

携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち,使用可能な設備により，中央制
御室に連絡する。

ｉ．有効性評価におけるベント実施操作の余裕時間
ベントを実施する有効性評価シナリオのうち，最もベント実施操作の余裕時間が短い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」における現場での手動操作（人力による遠隔操作）を実施した場合のベント実施操作の余裕
時間についてタイムチャートを第 6 図に示す。
第 6 図に示すとおり，ベント実施基準到達から格納容器限界圧力を下回る 620kPa［gage］に到達するまでに十分な時間があることから，確
実にベント実施可能である。

経過 時間 （ 時間 ）0

有効 性評 価 シナ リオ「雰 囲気 圧 力・ 温度によ る静 的 負荷 」におけ る評 価 結果

2

17.5

18

18.5

20

20.5

ベン ト操 作 時間

中央 制御 室1

中央 制御 室1

中央 制御 室

1

現場

3

第6図

37 分

20時 間

19.5時間
3分
2分

2分
30分

ベント実施のタイムチャート

1.7−13221

約20時間 19分
格納 容器 圧 力620kPa［gage］ 到達
約19時間 33分
格納 容器 ス プレ イ停 止ベン ト操 作 開始

操作 場所 ・ 必要 要
員数

第二 弁開 操作

19.5

ベン ト準 備 完了

事象 発生
原子 炉ス ク ラム

ベン ト操 作 時間 の余裕間

格納 容器 スプレ
イ停 止操 作MCRから の第 二 弁
開操 作及 び失敗
確認
MCRから の第 二 弁
バイ パス 弁開操
作及 び失 敗確認19

約 9 分 余裕 時間

ｊ．ベント成否確認
ベント操作開始時は，第 7 表に示すパラメータによりベントが開始されたことを確認する。

第7表

確認パラメータ（ベント操作開始時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力指示値が低下すること

フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度

指示値が上昇すること

フィルタ装置出口放射線モニタ

パラメータに変化が見られない場合は，ベント失敗の可能性があるた
め，現場操作によるベントを実施する。
ベント開始直後は，格納容器内で発生する水素，水蒸気及び窒素等からなるベントガスが系統内に流入するが，系統内は不活性化されているため，高濃度の水素が流入しても水素燃焼には至らない。

1.7−133

ｋ．ベント継続時
ベント継続時は，第 8 表に示すパラメータによりベント継続状況に異常がないことを確認する。

第8表

確認パラメータ（ベント継続時）

確認パラメータ

確認内容

格納容器圧力及び温度
サプレッション・プール水位
フィルタ装置圧力
各パラメータに異常な変化がないこと

フィルタ装置水位
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置出口放射線モニタ
モニタリング・ポスト

ベント継続時には，格納容器内及びフィルタ装置内では放射性物質の崩壊熱による多量の蒸気が発生することにより，水素濃度は低く抑えられるため，可燃限界に至らない。
なお，炉心損傷がない場合の格納容器圧力逃がし装置によるベント実
施中に炉心損傷を判断した場合は，ベントを継続する運用とする。これ
は，ベント実施までには代替格納容器スプレイにより外部注水制限に到達していることが想定され，事象が進むことで発生する可能性のある炉
心のリロケーション ※ 及び原子炉圧力容器破損時の過熱蒸気発生の影響
による格納容器圧力の急激な上昇を抑制する手段がベントのみであるためである。加えて，次のとおり，ベントを継続した場合でも，一時的に

1.7−134

ベント停止する場合と比較し，被ばくの観点で大きな差異はないと考えられる。
・ベントを停止しても格納容器の圧力上昇により再度ベントすることとなり，希ガス保持時間を大きく確保することはできないこと
・このような事態では，原子炉スクラムしてからある程度の時間が経過していることから，希ガスの減衰時間は十分に確保されており，
ベントを停止しない場合でも大きな放出量にならないと考えられること※ここで言うリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムに移行する状態を指す。

ｌ．ベント停止操作
第 9 表に示す機能が全て使用可能となったことにより，ベント停止後も長期的に格納容器の安定状態を継続可能であることを判断する。また，第 10
表に示すパラメータを確認し，ベント停止操作が可能であることを判断した場合には，第一弁を閉とすることでベントを停止する。

1.7−135

第9表

ベント停止のために必要な機能及び設備

必要な機能

設備

設備概要

残留熱除去系又は代替循環冷却系
格納容器除熱機能

残留熱除去系海水系，緊急用海
水系又は代替残留熱除去系海水系

窒素供給機能格納容器内水素・酸素
濃度制御機能格 納 容器 内に 残 存す る核 分裂 生 成物 か ら発 生す る 崩壊 熱を 除去 し ，
最 終 的な 熱の 逃 がし 場へ 熱を 輸 送する

可搬型窒素供給装置

・ 残 留熱 除去 系 の運 転に 伴う 蒸 気
凝 縮 に よ り ， 格 納 容 器 内 が負 圧になることを防止する
・系統内のパージを実施する

可燃性ガス濃度制御系

水 の 放射 線分 解 によ って 発生 す る
水 素 及び 酸素 の 濃度 が可 燃限 界 濃度に到達することを防止する

格納容器水素・酸素濃度計

格 納 容器 内の 水 素・ 酸素 濃度 を 監視する

第 10 表確認パラメータ（ベント停止時）

確認パラメータ

確認内容
310kPa［gage］以下であること及格納容器圧力及び温度び 171℃以下であること
格納容器水素濃度

可燃限界未満であること

ベント停止前から窒素供給装置による格納容器への窒素供給を行い，ベント停止後も継続し，系統を含めて不活性化することで，水素濃度は低く抑えられ，可燃限界には至らない。
第 7 図にベント停止前の窒素供給の概要を示す。

ｍ．ベント停止操作手順
次にベント停止の流れを示す。
①ベント停止可能であると判断した場合，窒素供給設備により格納容器に窒素注入を開始する。
1.7−136

・ベント弁は開状態であるため，注入した窒素はそのまま排出されると考えられるが，ベント弁閉後における「水の放射性分解によって発生する水素・酸素濃度の上昇」を抑制するため，早期に注入開始することを目的として最初に実施する。
・ドライウェル内に水素・酸素が滞留している可能性を考慮して，ドライウェル側から窒素供給する。
②第一弁を閉とする。
・第一弁閉後は，第一弁と第二弁の間に水素が滞留するおそれがあるため，第一弁の下流から窒素を供給し滞留している水素をパージする運用としている。このため，第一弁を閉とすることでベントを停止する（第二弁は開状態を維持する）。
・フィルタ装置への窒素供給を開始する。
③残留熱除去系又は代替循環冷却系を起動する。
・ベント弁を閉止後，サプレッション・プール水温度が飽和温度以下
であることを確認し，残留熱除去系又は代替循環冷却系を起動する。
・残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施することで，格納容器内の気相を蒸気から窒素へ置換する。
④格納容器の気相が蒸気から窒素への置換が完了したことを確認し，第一弁を開として格納容器の圧力を低下させる。
⑤可燃性ガス濃度制御系を起動する。
・残留熱除去系による冷却水を供給し，可燃性ガス濃度制御系の暖気運転を開始する。
・起動後 3 時間以内に暖機運転が完了し，処理が開始される。
⑥第一弁を閉とする。
1.7−137

⑦格納容器への窒素注入を停止する。
⑧格納容器内水素・酸素濃度計により，格納容器内水素・酸素濃度を監視する。

ｎ．ベント停止操作の妥当性
炉心損傷なしの場合及び炉心損傷を判断した場合の作業項目及び作業
環境を第 11 表に示す。ベント弁の閉操作については，中央制御室での操作を基本とするが，万一，中央制御室での操作ができない場合には，現場（原子炉建屋付属棟）にて手動操作を実施する。

第 11 表
作業項目

作業場所

中央制御室

ベント停止操作項目及び作業環境
作業環境

温度・湿度
中央制御室の室温については，空調の停止により緩慢に上昇する可能性があるが，作業に支障を及ぼす程の影
響はない。

放射線量

【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】約 60mSv／7 日間

連絡手段

照明

その他

非常用照明又は直流非常灯が点灯することにより操作に影響はない。なお，非常用照明
及び直流非常灯が使用できない場合には，中央制御室内に配備している可搬型照明により，照度を確保する。

周辺には支
障となる設
備はない。

―

アクセスル
ート上に支
障となる設
備はない。

携行型有線通話装置，電力保安通信用
電話設備（固定電話
機，ＰＨＳ端末），
送受話器のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連
絡する。

アクセスル
ート上に支
障となる設
備はない。

衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，
携帯型），電力保安
通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備
により，災害対策本部に連絡する。

第一弁操作

原子炉建屋付属棟（二次格納施設外）

窒素供給操作屋外

通常運転時と同程度。

【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】15mSv／ｈ以下−（屋外での作業）【炉心損傷前】
炉心損傷していない
ため，高線量となることはない。
【炉心損傷後】3.9mSv／ｈ以下

1.7−138

ヘッドライトや LED ラ
イトを携行しているため，建屋内非常用照明が消灯した場合においても，操作に影響はない。

車両の作業用照明・ヘッドライト・LED ライ
トにより，操作可能である。夜間において
も，操作に影響はない。

ｏ．ベント停止後の操作
ベント停止後は，第 12 表で示すパラメータにより格納容器及び格納容器圧力逃がし装置に異常がないことを確認する。

第 12 表確認パラメータ（ベント停止後）

確認パラメータ

確認内容
・格納容器内が負圧でないこと

格納容器圧力及び温度・ベント停止後長期的に格納容器圧力及び温度の異常な上昇がないこと

格納容器水素濃度

格納容器内及びフィルタ装置入口の水フィルタ装置入口水素濃度

素濃度の異常な上昇がないこと
フィルタ装置の水位が確保されている

フィルタ装置水位

こと（フィルタ装置のスクラビング水の移送後を除く）

フィルタ装置スクラビング水温度

温度の異常な上昇がないこと

フィルタ装置出口放射線モニタ

放射線量率の異常な上昇がないこと

ベント実施後はフィルタ装置出口ラインの圧力開放板が開放されていることから，窒素供給による系統パージ停止後は，フィルタ装置を大気と隔離するため，フィルタ装置出口弁を「閉」にする。
なお，フィルタ装置出口弁の閉操作については，フィルタ装置のスク
ラビング水温度が上昇しないこと及び水素濃度の上昇により可燃限界濃度に到達しないことにより判断する。
第 8 図にベント停止後の窒素供給の概要を示す。

1.7−139

第7図

窒素供給概要図（ベント停止前）

第8図

窒素供給概要図（ベント停止後）

1.7−140

添付資料1.7.7
フィルタベント実施に伴う各操作時の作業員被ばく評価

1．フィルタベント実施に伴うベント弁操作時の作業員の被ばく評価

ベント実施に伴うベント操作を手動で行う場合の作業員の被ばく評価を以下のとおり行った。
ベント操作としてサプレッション・チェンバ（以下「Ｓ／Ｃ」という。）
からのベントを行う場合及びドライウェル（以下「Ｄ／Ｗ」という。）からのベントを行う場合のそれぞれにおける第一弁及び第二弁の開操作時の被ばく評価を行った。
(1)

評価条件

ａ．放出量評価条件
想定事象として格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスにおいて，代替循環冷却系を使用できない場合を想定した事故シナリオを選定する。また，放出量評価条件を第 1 表，大気中への放出過程及び概略図
を第 1 図〜第 5 図に示す。
b．被ばく評価条件
被ばく経路は，第 6 図〜第 8 図に示すとおり大気中へ放出される放射性物質による外部被ばく及び内部被ばく，格納容器圧力逃がし装置配管
及び原子炉建屋からの直接ガンマ線等による外部被ばくを考慮した。
大気中へ放出される放射性物質については，第 2 表及び第 3 表に示すとおり拡散効果を考慮した。また，作業場所に流入する放射性物質による被ばくについては，屋外の放射性物質の濃度と作業場所の放射性物質
1.7−141

の濃度を同じとし，第 4 表及び第 5 表に示すとおり外部被ばくについて
は作業場所の空間体積を保存したサブマージョンモデルで評価を行い，内部被ばくについては呼吸率，線量換算係数等から評価を行った。なお，
第二弁の操作においては，空気ボンベにより加圧された待避室（遮蔽厚
コンクリート相当）内で作業することを考慮し評価を行った。
格納容器圧力逃がし装置配管，原子炉建屋からの直接ガンマ線等による外部被ばくについては，第 6 表及び第 7 表に示すとおり原子炉建屋の外壁，作業場所の遮蔽壁の遮蔽効果を考慮し評価を行った。
c．アクセスルート及び評価地点
第一弁（Ｓ／Ｃ側）のベント操作を行う場合のアクセスルートは，第9 図〜第 11 図に示すとおりである。第一弁（Ｄ／Ｗ側）のベント操作を行う場合のアクセスルートは，第 12 図〜第 15 図に示すとおりである。
屋外移動時のアクセスルートは第 16 図に示すとおりである。第二弁のベント操作を行う場合のアクセスルートは第 17 図〜第 19 図に示すとおりである。
評価点は，第 9 図〜第 20 図に示すとおり，ベント操作時は作業場所とし，移動時はアクセスルートで被ばく評価上最も厳しい地点とする。
d．作業時間第一弁の開操作は，ベント実施前に行うものとし，第一弁（Ｓ／Ｃ側）の作業時間は 160 分（移動時間（往復）70 分＋作業時間 90 分），第一弁（Ｄ／Ｗ側）の作業時間は 190 分（移動時間（往復）100 分＋作業時間90 分）とする。また，第二弁の開操作は，ベント実施直後から 180 分作
業場所（待避室）に滞在するものとし，作業時間は 410 分（移動時間（往復）90 分＋待機時間 140 分＋作業時間（待避室滞在）180 分）とする。
1.7−142

（2）評価結果
ベント実施に伴うベント操作を手動で行う場合の作業員の被ばく評価結果は以下に示すとおりであり，作業員の実効線量は緊急作業時の線量限度である 100mSv 以下であり，ベント実施に伴うベント操作を手動で行うことができることを確認した。また，実効線量の内訳を第 8 表〜第 10 表に示す。
a．Ｓ／Ｃからのベント操作時の作業員の実効線量
作業員の実効線量は第一弁開操作で約 37mSv，第二弁開操作で約28mSv となった。
b．Ｄ／Ｗからのベント操作時の作業員の実効線量
作業員の実効線量は第一弁開操作で約 52mSv，第二弁開操作で約42mSv となった。

1.7−143

第1表
項

目

放出量評価条件（1／3）
評価条件

選定理由

評価事象

「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧
炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用できない場合）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）

格納容器破損防止対策の有効性評価で想定する格納容器破損
モードのうち，中央
制御室の運転員又は対策要員の被ばくの観点から結果が最も厳しくなる事故収束に成功した事故シーケンスを選定炉心熱出力3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（約 416 日）

1 サイクル 13 ヶ月（395 日）を考慮し
て設定

取替炉心の
燃料装荷割合1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替炉心の燃料装荷
割合に基づき設定

炉内蓄積量

希ガス類
よう素類
ＣｓＯＨ類
Ｓｂ類
ＴｅＯ ２ 類ＳｒＯ類
ＢａＯ類
ＭｏＯ ２ 類ＣｅＯ ２ 類
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類：約2.2×10１９ Bq：約2.8×10１９ Bq：約1.1×10１８ Bq：約1.3×10１８ Bq：約6.7×10１８ Bq：約1.2×10１９ Bq：約1.2×10１９ Bq：約2.4×10１９ Bq：約7.4×10１９ Bq：約5.5×10１９ Bq（核種ごとの炉内蓄積量を核種グループごとに集約して記載）「単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／
MW ） 」 × 「 3,293MW（定格熱出力）」（単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）は，ＢＷＲ共通条件として，東海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），運転時間（10,000 時間）で算出したＡＢＷＲのサ
イクル末期の値を使用）

格納容器漏えい：事象発生直後
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱：事象発生から約 19h 後ＭＡＡＰ解析結果

原子炉格納容器内ｐＨ制御の効
果考慮しない

サプレッション・プ
ール水内ｐＨ制御設
備は，重大事故等対処設備と位置付けていないため，保守的に設定

よう素の形態

粒子状よう素 : 5％
無機よう素 ：91％
有機よう素 ： 4％

Ｒ . Ｇ .1.195 ※ １ に 基
づき設定

放出開始時間

1.7−144第1表
項

目

放出量評価条件（2／3）
評価条件

選定理由

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率（希ガス，エア
ロゾル及び有機よう素）

1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率（無機よう素）1.5h後〜19.5h後：1.3％／日（一定）その他の期間：0.5％／日（一定）

原子炉格納容器内での除去効果（エアロゾル）
原子炉格納容器内での除去効果（有機よう素）原子炉格納容器内での除去効果（無機よう素）原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい割合

ＭＡＡＰ解析にて原
子炉格納容器の開口面積を設定し格納容
器圧力に応じ漏えい率が変化するものとし，原子炉格納容器の 設 計 漏 え い 率（ 0.9Pd で 0.5％ ／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定
原子炉格納容器の設計 漏 え い 率 （ 0.5 ％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定（格納容器圧力が0.9Pd を 超 え る 期 間を包絡するように
1.3 ％ ／ 日 の 漏 え い
率を設定）

ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレッション・プールでのスクラビング及びドライウェ
ルスプレイ）

ＭＡＡＰのＦＰ挙動
モデル

考慮しない

保守的に設定

自然沈着率：9.0×10 −４ （1／s）（原子炉格納容器内の最大存在量から1／200まで）ＣＳＥ実験及びStandard Review
Plan 6.5.2※２ に基づき設定

サプレッション・プールでのスクラビングによる除去効果：10（Ｓ／Ｃベントのみ）

Standard Review
Plan6.5.5※３ に基づき設定

Ｓ／Ｃベント：約4.3×10−３
希ガス類
ＣｓＩ類
：約6.2×10−５
ＣｓＯＨ類 ：約3.1×10−５：約6.7×10−６
Ｓｂ類
ＴｅＯ ２ 類 ：約6.7×10−６
ＳｒＯ類：約2.7×10−６
ＢａＯ類：約2.7×10−６
ＭｏＯ ２ 類 ：約3.4×10−７
ＣｅＯ ２ 類 ：約6.7×10−８
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類 ：約2.7×10−８

ＭＡＡＰ解析結果及びＮＵＲＥＧ−1465※４に基づき設定Ｄ／Ｗベント：約4.3×10−３：約6.2×10−５：約3.2×10−５：約6.8×10−６：約6.8×10−６：約2.7×10−６：約2.7×10−６：約3.4×10−７：約6.8×10−８：約2.7×10−８

1.7−145

第1表
項目

原子炉建屋から大気への漏えい率（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動前）
非常用ガス処理系から大気への放出率(非常用
ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動後）放出量評価条件（3／3）
評価条件

選定理由

無限大／日（地上放出）（ 原 子 炉格 納 容器 か ら原 子 炉 建屋 へ 漏え い した 放 射 性 物 質 は ， 即 座に 大 気 へ 漏 え い す る
ものとして評価）

保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動時間

事象発生から2時間後

起動操作時間（115分）＋負圧達成時間（5分）（起動に伴い原子炉建屋原子炉
棟内は負圧になるが，保守的に負圧達成時間として5分を想定）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系のフィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋原子炉
棟内の急激な圧力上昇等による原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放がないため原子炉建屋外側
ブローアウトパ
ネルの開閉状態

格納容器圧力逃がし装置への放出割合

格納容器圧力逃がし装置の除去係数

Ｄ／ＷベントＳ／Ｃベント−１
希ガス類：約9.5×10−１：約9.5×10−６
ＣｓＩ類：約1.0×10：約3.9×10−３
ＣｓＯＨ類 ：約4.0×10−７：約7.5×10−３−８
Ｓｂ類：約8.9×10：約1.4×10−３
ＴｅＯ ２ 類 ：約8.9×10−８：約1.4×10−３−８
ＳｒＯ類：約3.6×10：約5.8×10−４
ＢａＯ類：約3.6×10−８：約5.8×10−４−９
ＭｏＯ ２ 類 ：約4.5×10：約7.2×10−５
ＣｅＯ ２ 類 ：約8.9×10−１０ ：約1.4×10−５
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類 ：約3.6×10−１０ ：約5.8×10−６
希ガス：1
有機よう素：50
無機よう素：100
エアロゾル（粒子状よう素含む）：1,000

1.7−146

ＭＡＡＰ解析結果
及びＮＵＲＥＧ−
1465 に基づき設定

設計値に基づき設
定

※1

※2
※3
※4

Regulatory Guide 1.195, “Methods and Assumptions for Evaluating
Radiological Consequences of Desigh Basis Accidents at Light-Water Nuclear
Power Reactors”,May 2003
Standard Review Plan6.5.2,“Containment Spray as a Fission Product Cleanup
System”,December 2005
Standard Review Plan6.5.5,“Pressure Suppression Pool as a Fission ProductCleanup System”,March 2007
NUREG-1465,“Accident Source Terms for Light-Water Nuclear Power
Plants”,1995

1.7−147

希ガスの炉内蓄積量

原子炉格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（除去効果なし）

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日
原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第1図

希ガスの大気放出過程

1.7−148

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1

格納容器圧力逃がし装置
から放出

よう素の炉内蓄積量

原子炉格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

5％

91％

4％

無機よう素

有機よう素

原子炉格納容器内での自然沈着：9.0×10―４ [1／s]，（最大存在量から 1/200 まで）

原子炉格納容器内での除去効果：考慮しない

粒子状よう素原子炉格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率：【粒子状よう素，有機よう素】
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日【無機よう素】1.5h 後〜19.5h 後：1.3％／日（一定）上記以外の期間：0.5％／日（一定）

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

サプレッション・プールでのスクラビングによる除去係数
無機よう素：10（Ｓ/Ｃベントのみ）
有機よう素：1

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

格納容器圧力逃がし装置の除去係数
粒子状よう素：1,000
無機よう素：100
有機よう素：50

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第2図

よう素の大気放出過程

1.7−149

格納容器圧力逃がし装置
から放出

セシウムの炉内蓄積量

原子炉格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第 3 図セシウムの大気放出過程

1.7−150

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出その他核種の炉内蓄積量

原子炉格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析及びＮＵＲＥＧ−
1465 の知見に基づき評価

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析及びＮＵＲＥＧ−1465 の知見に基づき評価

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第4図

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出

その他核種の大気放出過程

1.7−151

非常用ガス処理系
排気筒から放出（2h〜）※３
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

格納容器圧力逃がし装置
からの放出（約 19h〜）※３
放出率：1Pd で 13.4kg／s

原子炉建屋

原子炉格納容器内での除去効果
エアロゾル（粒子状よう素含む）：スプレイ等
有機よう素：考慮しない
無機よう素：自然沈着率 9.0×10−４（1／s）（最大存在量から 1／200 まで），
サプレッション・プールでのスクラビングによる除去係数10（S/C ベントのみ）

D/W ベント
原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉
格納容器

S/C ベント

原子炉建屋から大気中への漏えい（〜2h）
漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置の除去係数
希ガス：1，有機よう素：50，無機よう素：100
エアロゾル（粒子状よう素含む）：1,000※1

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率【希ガス，エアロゾル（粒子状よう素含む），有機よう素】
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日，1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日【無機よう素】
1.5h 後〜19.5h 後：1.3％／日（一定），上記以外の期間：0.5％／日（一定）
大気への放出経路

0h

▼2h※２

▼19h※３168h▼

原子炉建屋から大気中への漏えい
非常用ガス処理系排気筒から放出
格納容器圧力逃がし装置からの放出※2 非常用ガス処理系の起動により原子炉建屋原子炉棟内は負圧となるため，事象発生 2h 以降は原子炉建屋から大気中への漏えいはなくなる。
※3 事象発生後 19ｈ以降は，「非常用ガス処理系排気筒から放出」及び「格納容器圧力逃がし装
置からの放出」の両経路から放射性物質を放出する。

第5図

大気放出過程概略図（イメージ）
1.7−152

非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路
①クラウドシャイン①大気中へ放出された放射性物質からのガンマ線による被ばく（クラウドシャインによる外部被ばく）②大気中へ放出された放射性物質の吸入摂取による被ばく③スカイシャインガンマ線（マスク着用（ＤＦ50）を考慮）
格納容器圧力逃がし装置
排気口③原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく（直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）

原子炉建屋④大気中へ放出され地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による被ばく

1.7−153（グランドシャインによる外部被ばく）③直接ガンマ線

原子炉
格納容器

第6図

②吸入摂取

④グランドシャイン

ベント操作に係る作業時の被ばく評価経路イメージ（屋外移動時）

非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路
①大気中へ放出された放射性物質からのガンマ線による被ばく①クラウドシャイン（クラウドシャインによる外部被ばく）②原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく②スカイシャインガンマ線（直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）③外気から作業場所に流入した放射性物質による被ばく

格納容器圧力逃がし装置
排気口（作業場所内に浮遊している放射性物質による内部及び外部被ば
く）

原子炉建屋

④ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく⑤大気中へ放出され地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線

1.7−154による被ばく
②直接ガンマ線（グランドシャインによる外部被ばく）

作業場所
外気流入

③流入した放射性物質による被ばく原子炉
格納容器④ベント系配管の直接ガンマ線⑤グランドシャイン

第7図

ベント操作に係る作業時の被ばく評価経路イメージ（屋内移動時及び第一弁開操作時）

非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路
①大気中へ放出された放射性物質からのガンマ線による被ばく（クラウドシャインによる外部被ばく）②原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく①クラウドシャイン（直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）③外気から作業場所に流入した放射性物質による被ばく②スカイシャインガンマ線（作業場所内に浮遊している放射性物質による外部被ばく。ただし，退避室は空気ボンベにより加圧させるため，退避室内への格納容器圧力逃がし装置
排気口

放射性物質の流入はないものとする。）④ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく

原子炉建屋⑤大気中へ放出され地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線

1.7−155

による被ばく（グランドシャインによる外部被ばく）
作業場所②直接ガンマ線

外気流入

正圧
原子炉
格納容器

③流入した放射性物質からのガンマ線

待避室
空気ボンベ④ベント系配管の（遮蔽区画）
直接ガンマ線⑤グランドシャイン

第8図

ベント操作に係る作業時の被ばく評価経路イメージ（第二弁開操作時）

第2表
項

目

大気拡散評価モデル

大気拡散評価条件

評価条件
ガウスプルームモデル

気象資料

東海第二発電所における 1 年間の気象資料（2005 年 4 月〜
2006 年 3 月）
地上風 ：地上 10m
排気筒風：地上 140m

放出源及び放出源
高さ（有効高さ）

原子炉建屋漏えい：地上0m
格納容器圧力逃がし装置
排気口からの放出：地上55m
非常用ガス処理系排気筒からの放出：地上95m

実効放出継続時間

1時間

累積出現頻度選定理由
発電用原子炉施設の安全解析に関する気象指針（以下「気象指針」という。）に基づき評価
格納容器圧力逃がし装置排気口及び原子炉建屋からの放出は地上風（地上 10m）の気象データを使用
非常用ガス処理系排気筒からの放出は排気筒風（地上 140m）の気象データを使用
格納容器圧力逃がし装置排気口からの放出は建屋影響を考慮し原子炉建屋屋上からの放出と想定し設
定
非常用ガス処理系排気筒からの放出は方位ごとの風洞実験結果のう
ち保守的に最低の方位の有効高さを設定
保守的に最も短い実効放出継続時
間を設定

小さい方から 97％

建屋の影響

考慮する

巻 き 込 み を 生じ る
代表建屋

原子炉建屋

大気拡散評価点

第 20 図参照

着目方位

非常用ガス処理系排気筒：
1 方位
原子炉建屋及び格納容器圧力逃がし装置
排気口：
9方位

建屋影響

3,000m２

形状係数

0.5

気象指針に基づき設定
格納容器圧力逃がし装置排気口放出及び原子炉建屋漏えいにおいては放出源から近距離の原子炉建屋の影響を受けるため，建屋による巻き込み現象を考慮
放出源から最も近く，巻き込みの影響が最も大きい建屋として選定
屋外移動時は敷地内の最大濃度点
で設定
屋内移動時は原子炉建屋付近の最大濃度点で設定作業時は作業地点のある原子炉建屋外壁で設定非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）については評価点の方位とし，原子炉建屋漏えい及び格納容器圧力逃がし装置排気口について
は放出源が評価点に近いことから，180 度をカバーする方位を対象とする。
原子炉建屋の最小投影断面積を設
定
気象指針に基づき設定

1.7−156

第3表

評価に使用する相対濃度（χ／Ｑ）及び相対線量（Ｄ／Ｑ）

作業内容

第一弁
（Ｓ／Ｃ側）
開操作

放出箇所

屋内外移動時／
作業時

χ／Ｑ及びＤ／Ｑ

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.0×10−４

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10−６

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.0×10−４

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10−６

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 7.4×10−４

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 2.1×10−６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 6.4×10−２０

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.3×10−４

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 4.2×10−４

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 8.7×10−１９

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10−６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 1.2×10−１９

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.0×10−４

格納容器圧力逃がし装置
排気口（建屋屋上放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 4.0×10−４

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10−６

原子炉建屋漏えい（地上放出）

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 7.4×10−４

格納容器圧力逃がし装置
排気口（建屋屋上放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.7×10−４

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10−６

屋内外移動時第一弁（Ｄ／Ｗ側）
開操作
作業時

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）原子炉建屋漏えい（地上放出）

屋外移動時

格納容器圧力逃がし装置
排気口（建屋屋上放出）非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）

第二弁
開操作
屋内移動時

作業時

1.7−157

第4表
項

建屋内に流入した放射性物質による外部被ばく評価条件

目

評価条件

D = 6.2 × 10

サブマージ
ョンモデル
（評価式）

Q

χ／ Q E

(1

e

選定理由

) 3600D ：放射線量率（Sv／h）
Q ：大気に放出された放射性物質放出率（Bq／s）（0.5MeV 換算値）
E ：ガンマ線エネルギ（0.5MeV／dis）
μ ：空気に対するガンマ線エネルギ吸収係数（3.9×10−３ ／m）
R ：作業エリア等の空間体積と等価な半球の半径（m）

―

R=

作業場所等
の空間体積
（V ）

V ：作業エリア等の空間体積（m３ ）＜Ｓ／Ｃからのベントを行う場合＞
・第一弁
操作場所
：2,200m３
屋内移動アクセスルート：2,200m３
・第二弁
操作場所
： 590m３
屋内移動アクセスルート：2,200m３＜Ｄ／Ｗからのベントを行う場合＞
・第一弁
屋外のため相対線量より評価
・第二弁
操作場所
： 590m３
屋内移動アクセスルート：2,200m３

アクセスルートとなる建屋内の区画で最も線量率が高くなる区画の空間体
積で設定
操作エリアは作業区画の空間体積で設定

屋内作業場
所流入率の
考慮

考慮しない

保守的に外気濃度と同一濃度とする。

待避室の遮
蔽及び空気
ボンベ加圧
考慮（第二
弁 操 作 場所）のみ）

※１
待避室の遮蔽厚
：（コンクリート相当）
空気ボンベによる加圧時間：ベント実施から 3 時間
※1 格納容器圧力逃がし装置配管がある部分の遮蔽厚は（コンクリート相当）

第二弁操作場所にベント
後 3 時間滞在する。

評価で考慮するコンクリート遮蔽は，公称値からマイナス側許容差（-5mm）を引いた値を適用

建築工事標準仕様書 JASS
5N ・ 同 解 説 （ 原 子 力 発 電
所施設における鉄筋コン
クリート工事，日本建築学会)に基づき設定

2.00g／cm３

建築工事標準仕様書 JASS
5N ・ 同 解 説 （ 原 子 力 発 電
所施設における鉄筋コン
クリート工事，日本建築学会)を基に算出した値を
設定

許容差

コンクリー
ト密度

1.7−158

第5表
項目

線量換算係数，呼吸率等
評価条件

選定理由

成人実効線量換算係数を使用（主な核種を以下に示す）

線量換算係数

Ｉ−131 ：2.0×10−８ Sv／Bq
Ｉ−132 ：3.1×10−１０ Sv／Bq
Ｉ−133 ：4.0×10−９ Sv／Bq
Ｉ−134 ：1.5×10−１０ Sv／Bq
Ｉ−135 ：9.2×10−１０ Sv／Bq
Ｃｓ−134 ：2.0×10−８ Sv／Bq
Ｃｓ−136 ：2.8×10−９ Sv／Bq
Ｃｓ−137 ：3.9×10−８ Sv／Bq
上記以外の核種は ICRP Pub.71 等に基づく

ICRP Publication
71 に基づき設定

呼吸率

1.2m３ ／h

成人活動時の呼吸率
を設定

マスクの
除染係数

ＤＦ50

性能上期待できる値
から設定

地表面への
沈着速度

粒子状物質：0.5 ㎝／s
無機よう素：0.5 ㎝／s
有機よう素：1.7×10 −３ ㎝／s

東海第二発電所の実
気象から求めた沈着
速度から保守的に設定

1.7−159

第6表

格納容器圧力逃がし装置配管からの直接ガンマ線

項

評価条件

目
第一弁
（Ｓ／Ｃ側）

遮蔽厚さ

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

※１

選定理由

作業場所
移動ルート
作業場所
移動ルート

ベント操作エリアにおける
原子炉建屋壁，補助遮蔽設
備等を考慮（第 9 図〜第19 図参照）

作業場所
第二弁
移動ルート
評価で考慮するコンクリート遮
蔽は，公称値からマイナス側許容差（-5mm）を引いた値を適用

許容差

2.00g／cm３

コンクリート密度第一弁（Ｓ／Ｃ側）
配管中心から
評価点までの距離

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

建築工事標準仕様書 JASS
5N・同解説（原子力発電所
施設における鉄筋コンクリ
ート工事，日本建築学会)に基づき設定
建築工事標準仕様書 JASS
5N・同解説（原子力発電所
施設における鉄筋コンクリ
ート工事，日本建築学会)を基に算出した値を設定

作業場所
移動ルート
作業場所
―
移動ルート
作業場所

第二弁
移動ルート

※1

遮蔽厚はコンクリート相当の厚さとする。

第7表項

原子炉建屋からの直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線
目

評価条件

選定理由

原子炉建屋内線源強度
分布

原子炉建屋内に放出された放射性物質が均一に分布

審査ガイドに示されたとおり設定

原子炉建屋のモデル

原子炉建屋の幾何形状をモデル化

建屋外壁を遮蔽体として考慮

直接ガンマ線・スカイ
シャインガンマ線評価
コード

直接ガンマ線評価：
ＱＡＤ−ＣＧＧＰ２Ｒ
スカイシャインガンマ線評価：
ＡＮＩＳＮ
Ｇ３３−ＧＰ２Ｒ

現行許認可（添十）に同じ

1.7−160

第9図

第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作場所及びアクセスルート

1.7−161

第 10 図第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作場所及びアクセスルート

1.7−162

第 11 図第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作場所及びアクセスルート

1.7−163

第 12 図第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作場所及びアクセスルート

1.7−164

第 13 図第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作場所及びアクセスルート

1.7−165

第 14 図第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作場所及びアクセスルート

1.7−166

第 15 図第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作場所及びアクセスルート

1.7−167

第 16 図屋外移動時のアクセスルート

1.7−168

第17図

第二弁操作場所及びアクセスルート

1.7−169

第18図

第二弁操作場所及びアクセスルート

1.7−170

第19図

第二弁操作場所及びアクセスルート

1.7−171

第 20 図大気中に放出された放射性物質の濃度評価点

1.7−172

第8表

第一弁開操作に伴う移動時及び作業時の線量（単位：mSv／h）
第一弁（Ｓ／Ｃ側）開操作

大気中へ放出された放射性物質による被ばく

外部被ばく
内部被ばく

第一弁（Ｄ／Ｗ側）開操作 ※１

ベント操作時屋内移動時（中央制御室⇒
作業場所）

屋外移動時
（作業場所⇒
緊急時対策所）

ベント操作時

屋内／屋外移動時（中央制御室⇒作業場所）

屋内／屋外移動時（作業場所⇒
付属棟入口）

屋外移動時（付属棟入口⇒緊急時対策所）

約2.0×10０

約2.8×10０

約1.8×10０

約5.6×10０

約5.6×10０

約5.6×10０

約1.8×10０

約4.8×10−２

約2.6×10−２

約2.6×10−２

約2.6×10−２

約4.8×10−２

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

被ばく経路

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく※１

屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

1.7−173

大気中へ放出された放射性物質の影響に包絡される

外部被ばく

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

内部被ばく

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく ※２

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

屋外移動のため対象外※3

約4.3×10−１

約4.3×10−１

約4.3×10−１

屋外移動のため対象外 ※３

大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

約1.2×10１

約1.2×10１

約1.2×10１

約1.1×10１

約1.2×10１

約1.2×10１

約1.2×10１

作業線量率

約1.4×10１

約1.5×10１

約1.4×10１

約1.7×10１

約1.8×10１

約1.8×10１

約1.4×10１

作業時間及び移動時間

90分

35分（往路）35分（復路）90分

50分（往路）15分（復路）35分（復路）作業員の実効線量（作業時及び移動時）

約2.2×10１ mSv

約8.5×10０ mSv

約8.1×10０ mSv

約2.5×10１ mSv

約1.5×10１ mSv

約4.4×10０ mSv

約8.1×10０ mSv

外気から作業場所内へ流入した放射性物質による被ばく

作業員の実効線量（合計）

※1
※2
※3

大気中へ放出された放射性物質の影響に包絡される

約3.8×10１ mSv

第一弁開操作はベント実施前に行う。
第一弁開操作前は，第一弁までのベント系配管内に浮遊した放射性物質を考慮する。
屋外移動時は，アクセスルートからベント系配管の距離が離れているため，評価対象外とする。

約5.2×10１ mSv

第9表第二弁開操作に伴う移動時及び作業時の線量（Ｓ／Ｃからのベント操作の場合）（単位：mSv／h）
第二弁開操作時（ベント実施時）

被ばく経路

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出された放射性物質による被ばく

1.7−174

外気から作業場所内へ流入した放射性物質
による被ばく

待機時

屋内移動時（原子炉建屋入口⇔
作業場所）

屋外移動時
（緊急時対策所⇔
原子炉建屋入口）

ベント開始〜
1時間

1時間〜
2時間

2時間〜
3時間

ベント
実施前

ベント
実施前

ベント
実施後

ベント
実施前

ベント
実施後

1.0×10 −２ 以下

1.0×10 −２ 以下

1.0×10 −２ 以下

1.0×10−２ 以下

約2.4×10０

約2.4×10０

約1.8×10０

約1.8×10０

約4.8×10−２

約1.1×10−１

1.0×10 −２ 以下

約2.7×10−２

外部被ばく
屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

内部被ばく
外部被ばく

約5.5×10０

約6.8×10−２

1.0×10 −２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

約4.1×10−２
屋外移動のため対象外 ※１

内部被ばく

ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

正圧化により流入なし

1.0×10−２

以下

1.0×10−２以下

約2.7×10−２

約4.7×10−１

約4.7×10−１

約4.7×10−１

約1.4×10−１

約1.4×10−１

約3.0×10−１

約2.2×10−２

約2.2×10−２

約2.2×10−２

約1.9×10−２

約1.2×10１

約1.2×10１

約1.2×10１

約1.2×10１

作業線量率

約5.9×10０

約5.6×10−１

約4.9×10−１

約1.7×10−１

約1.4×10１

約1.4×10１

約1.4×10１

約1.4×10１

作業時間及び移動時間

60分

60分

60分

140分

10分（往路）10分（復路）35分（往路）35分（復路）作業員の実効線量（作業時及び移動時）

約5.9×10０ mSv

約4.1×10−１ mSv

約2.4×10０ mSv

約2.4×10０ mSv

約8.1×10０ mSv

約8.1×10０ mSv

作業員の実効線量（合計）※1

約5.6×10−１ mSv 約4.9×10−１ mSv

約2.8×10１ mSv

屋外移動時は，アクセスルートからベント系配管の距離が離れているため，評価対象外とする。

屋外移動のため対象外 ※１

第 10 表第二弁開操作に伴う移動時及び作業時の線量（Ｄ／Ｗからのベント操作の場合）（単位：mSv／h）
第二弁開操作時（ベント実施時）

被ばく経路

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出された放射性物質による被ばく

1.7−175

外気から作業場所内へ流入した放射性物質
による被ばく

待機時

屋内移動時（原子炉建屋入口⇔
作業場所）

ベント開始〜
1時間

1時間〜
2時間

2時間〜
3時間

ベント
実施前

ベント
実施前

ベント
実施後

ベント
実施前

ベント
実施後

1.0×10 −２ 以下

1.0×10 −２ 以下

1.0×10 −２ 以下

1.0×10−２ 以下

約2.4×10０

約2.4×10０

約1.8×10０

約1.8×10０

約4.8×10 −２

約1.5×10１

1.0×10 −２ 以下

約1.3×10０

外部被ばく
屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

屋内に流入する放射性物質の影響に包絡される

内部被ばく
外部被ばく

屋外移動時
（緊急時対策所⇔
原子炉建屋入口）

約4.7×10０

約4.0×10−１

約9.2×10−２

1.0×10 −２ 以下

1.0×10−２ 以下

約8.3×10０
屋外移動のため対象外 ※１

内部被ばく

正圧化により流入なし

1.0×10 −２ 以下

1.0×10−２ 以下

約1.3×10０

約5.2×10−１

約5.2×10−１

約5.2×10−１

約3.3×10−２

約3.3×10−２

約3.3×10−１

約2.9×10−２

約2.9×10−２

約2.9×10−２

約1.9×10−２

約1.2×10１

約1.6×10１

約1.2×10１

約1.6×10１

作業線量率

約5.3×10０

約9.5×10−１

約6.4×10−１

約7.2×10−２

約1.4×10１

約2.8×10１

約1.4×10１

約3.5×10１

作業時間及び移動時間

60分

60分

60分

140分

10分（往路）10分（復路）35分（往路）35分（復路）作業員の実効線量（作業時及び移動時）

約5.3×10０ mSv

約1.7×10−１ mSv

約2.3×10０ mSv

約4.7×10０ mSv

約8.1×10０ mSv

約2.0×10１ mSv

ベント系配管内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

作業員の実効線量（合計）※1

約9.5×10−１ mSv 約6.4×10−１ mSv

約4.2×10１ mSv

屋外移動時は，アクセスルートからベント系配管の距離が離れているため，評価対象外とする。

屋外移動のため対象外 ※１

2．スクラビング水補給及び窒素供給作業の作業員の被ばく評価

格納容器圧力逃がし装置格納槽へのスクラビング水の補給及び原子炉建屋
系統内への窒素ガスの供給作業における作業員の被ばく評価を以下のとおり行った。なお，評価に当たっては，サプレッション・チェンバ（Ｓ／Ｃ）からのベントを行う場合及びドライウェル（Ｄ／Ｗ）からのベントを行う場合のそれぞれについて評価を行った。
(1)

評価条件
ａ．放出量評価条件
想定事象として格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスにおいて，代替循環冷却系を使用できない場合を想定した事故シナリオを選定する。また，放出量評価条件を第 11 表，大気中への放出過程及び概略
図を第 21 図〜第 25 図に示す。
ｂ．被ばく評価条件
被ばく経路は，第 26 図及び第 27 図に示すとおり大気中へ放出される
放射性物質による外部被ばく及び内部被ばく，地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線，原子炉建屋からの直接ガンマ線等による外部被ばくを考慮した。
大気中へ放出される放射性物質による外部被ばく及び内部被ばく，地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による外部被ばくについて
は，第 12 表〜第 14 表に示すとおり拡散効果等を考慮し，作業場所における相対線量（Ｄ／Ｑ）及び相対濃度（χ／Ｑ）から被ばく評価を行った。なお，内部被ばくについてはマスク等の放射線防護効果を考慮し評価を行った。
1.7−176

原子炉建屋及び格納容器圧力逃がし装置格納槽からの直接ガンマ線等
による外部被ばくについては，第 15 表及び第 16 表に示すとおり原子炉建屋の外壁及び格納容器圧力逃がし装置格納槽の遮蔽壁の遮蔽効果を考慮し評価を行った。
ｃ．評価地点
評価地点は，第 28 図に示すとおりとした。
ｄ．作業開始時間
スクラビング水の補給及び窒素ガスの供給は事象発生から 7 日後に実施することを想定し評価した。
(2)

評価結果
スクラビング水の補給及び窒素ガスの供給作業場所の線量率は，第 17表及び第 18 表に示すとおり，サプレッション・チェンバ（Ｓ／Ｃ）からのベントを行う場合，スクラビング水の補給作業については 13mSv／h，窒素ガスの供給作業については 3.6mSv／h となり，ドライウェル（Ｄ／Ｗ）
からのベントを行う場合，スクラビング水の補給作業については 15mSv／
h，窒素ガスの供給作業については 4.6mSv／h となり，スクラビング水の補給及び窒素ガスの供給作業を行うことができる放射線環境であることを確認した。
なお，スクラビング水の補給作業及び窒素ガスの供給作業の作業時間
は，移動及び補給等の準備を含めても 2 時間〜3 時間であり，作業が可能である。

1.7−177

第 11 表項

目

放出量評価条件（1／3）
評価条件

選定理由

評価事象

「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧
炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用できない場合）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）

格納容器破損防止対策の有効性評価で想定する格納容器破損
モードのうち，中央
制御室の運転員又は対策要員の被ばくの観点から結果が最も厳しくなる事故収束に成功した事故シーケンスを選定炉心熱出力3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（約 416 日）

1 サイクル 13 ヶ月（395 日）を考慮し
て設定

取替炉心の
燃料装荷割合1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替炉心の燃料装荷
割合に基づき設定

炉内蓄積量

希ガス類
よう素類
ＣｓＯＨ類
Ｓｂ類
ＴｅＯ ２ 類ＳｒＯ類
ＢａＯ類
ＭｏＯ ２ 類ＣｅＯ ２ 類
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類：約2.2×10１９ Bq：約2.8×10１９ Bq：約1.1×10１８ Bq：約1.3×10１８ Bq：約6.7×10１８ Bq：約1.2×10１９ Bq：約1.2×10１９ Bq：約2.4×10１９ Bq：約7.4×10１９ Bq：約5.5×10１９ Bq（核種ごとの炉内蓄積量を核種グループごとに集約して記載）「単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／
MW ） 」 × 「 3,293MW（定格熱出力）」（単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）は，ＢＷＲ共通条件として，東海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），運転時間（10,000 時間）で算出したＡＢＷＲのサ
イクル末期の値を使用）

格納容器漏えい：事象発生直後
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱：事象発生から約 19h 後ＭＡＡＰ解析結果

原子炉格納容器内ｐＨ制御の効
果考慮しない

サプレッション・プ
ール内ｐＨ制御設備
は，重大事故等対処
設備と位置付けていないため，保守的に
設定

よう素の形態

粒子状よう素 : 5％
無機よう素 ：91％
有機よう素 ： 4％

Ｒ . Ｇ .1.195 ※ １ に 基
づき設定

放出開始時間

1.7−178

第 11 表項

目

放出量評価条件（2／3）
評価条件

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率（希ガス，エア
ロゾル及び有機よう素）

1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率（無機よう素）1.5h後〜19.5h後：1.3％／日（一定）その他の期間：0.5％／日（一定）

原子炉格納容器内での除去効果（エアロゾル）
原子炉格納容器内での除去効果（有機よう素）原子炉格納容器内での除去効果（無機よう素）原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい割合

選定理由
ＭＡＡＰ解析にて原
子炉格納容器の開口面積を設定し格納容
器圧力に応じ漏えい率が変化するものとし，原子炉格納容器の 設 計 漏 え い 率（0.9Pd で 0.5％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定
原子炉格納容器の設計 漏 え い 率 （ 0.5 ％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定（格納容器圧力が0.9Pd を 超 え る 期 間を包絡するように
1.3 ％ ／ 日 の 漏 え い
率を設定）

ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレッション・プールでのスクラビング及びドライウェ
ルスプレイ）

ＭＡＡＰのＦＰ挙動
モデル

考慮しない

保守的に設定

自然沈着率：9.0×10 −４ （1／s）（原子炉格納容器内の最大存在量から1／200まで）ＣＳＥ実験及びStandard Review
Plan 6.5.2※２ に基づき設定

サプレッション・プールでのスクラビングによる除去効果：10（Ｓ／Ｃベントのみ）

Standard Review
Plan6.5.5※３ に基づき設定

Ｓ／Ｃベント Ｄ／Ｗベント：約4.3×10−３ ：約4.3×10−３：約6.2×10−５ ：約6.2×10−５：約3.1×10−５ ：約3.2×10−５：約6.7×10−６ ：約6.8×10−６：約6.7×10−６ ：約6.8×10−６：約2.7×10−６ ：約2.7×10−６：約2.7×10−６ ：約2.7×10−６：約3.4×10−７ ：約3.4×10−７：約6.7×10−８ ：約6.8×10−８：約2.7×10−８ ：約2.7×10−８

ＭＡＡＰ解析結果及びＮＵＲＥＧ−1465※４に基づき設定

希ガス類
ＣｓＩ類
ＣｓＯＨ類
Ｓｂ類
ＴｅＯ ２ 類ＳｒＯ類
ＢａＯ類
ＭｏＯ ２ 類ＣｅＯ ２ 類
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類

1.7−179

第 11 表項目

原子炉建屋から大気への漏えい率（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動前）
非常用ガス処理系から大気への放出率（非常用
ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動後）放出量評価条件（3／3）
評価条件

選定理由

無限大／日（地上放出）（ 原 子 炉格 納 容器 か ら原 子 炉 建屋 へ 漏え い した 放 射 性 物 質 は ， 即 座に 大 気 へ 漏 え い す る
ものとして評価）

保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動時間

事象発生から2時間後

起動操作時間（115分）＋負圧達成時
間（5分）（起動に伴い原子炉建屋原
子炉棟内は負圧になるが，保守的に負圧達成時間として5分を想定）非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系のフィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋原子炉棟の急激な圧力上昇等による原子炉
建屋外側ブローア
ウトパネルの開放がないため

原子炉建屋外側
ブローアウトパ
ネルの開閉状態

格納容器圧力逃がし装置への放出割合

格納容器圧力逃がし装置の除去係数

Ｄ／ＷベントＳ／Ｃベント−１
希ガス類：約9.5×10−１：約9.5×10−６
ＣｓＩ類：約1.0×10：約3.9×10−３
ＣｓＯＨ類 ：約4.0×10−７：約7.5×10−３−８
Ｓｂ類：約8.9×10：約1.4×10−３
ＴｅＯ ２ 類 ：約8.9×10−８：約1.4×10−３−８
ＳｒＯ類：約3.6×10：約5.8×10−４
ＢａＯ類：約3.6×10−８：約5.8×10−４−９
ＭｏＯ ２ 類 ：約4.5×10：約7.2×10−５
ＣｅＯ ２ 類 ：約8.9×10−１０ ：約1.4×10−５
Ｌａ ２ Ｏ ３ 類 ：約3.6×10−１０ ：約5.8×10−６
希ガス：1
有機よう素：50
無機よう素：100
エアロゾル（粒子状よう素含む）：1,000

1.7−180

ＭＡＡＰ解析結果
及びＮＵＲＥＧ−
1465 に基づき設定

設計値に基づき設
定

※1

※2
※3
※4

Regulatory Guide 1.195, “Methods and Assumptions for Evaluating
Radiological Consequences of Desigh Basis Accidents at Light-Water Nuclear
Power Reactors”,May 2003
Standard Review Plan6.5.2,“Containment Spray as a Fission Product Cleanup
System”,December 2005
Standard Review Plan6.5.5,“Pressure Suppression Pool as a Fission ProductCleanup System”,March 2007
NUREG-1465,“Accident Source Terms for Light-Water Nuclear Power
Plants”,1995

1.7−181希ガスの炉内蓄積量

原子炉格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（除去効果なし）

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日
原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第 21 図希ガスの大気放出過程

1.7−182

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1

格納容器圧力逃がし装置
から放出

よう素の炉内蓄積量

原子炉格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

5％

91％

4％

無機よう素

有機よう素

原子炉格納容器内での自然沈着：9.0×10―４ [1／s]，（最大存在量から 1/200 まで）

原子炉格納容器内での除去効果：考慮しない

粒子状よう素原子炉格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率：【粒子状よう素，有機よう素】
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日【無機よう素】1.5h 後〜19.5h 後：1.3％／日（一定）上記以外の期間：0.5％／日（一定）

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第 22 図サプレッション・プールでのスクラビングによる除去係数
無機よう素：10（Ｓ/Ｃベントのみ）
有機よう素：1

格納容器圧力逃がし装置の除去係数
粒子状よう素：1,000
無機よう素：100
有機よう素：50

格納容器圧力逃がし装置
から放出

よう素の大気放出過程

1.7−183

セシウムの炉内蓄積量

原子炉格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第23図セシウムの大気放出過程

1.7−184

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出その他核種の炉内蓄積量

原子炉格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析及びＮＵＲＥＧ−
1465 の知見に基づき評価

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第 24 図

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析及びＮＵＲＥＧ−1465 の知見に基づき評価

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出

その他核種の大気放出過程

1.7−185

非常用ガス処理系
排気筒から放出（2h〜） ※３
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

格納容器圧力逃がし装置
からの放出（約 19h〜） ※３
放出率：1Pd で 13.4kg／s

原子炉建屋

原子炉格納容器内での除去効果
エアロゾル（粒子状よう素含む）：スプレイ等
有機よう素：考慮しない
無機よう素：自然沈着率 9.0×10−４（1／s）（最大存在量から 1／200 まで），
サプレッション・プールでのスクラビングによる除去係数10（S/C ベントのみ）

D/W ベント
原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉
格納容器

S/C ベント

原子炉建屋から大気中への漏えい（〜2h）
漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置の除去係数
希ガス：1，有機よう素：50，無機よう素：100
エアロゾル（粒子状よう素含む）：1,000※1

原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい率【希ガス，エアロゾル（粒子状よう素含む），有機よう素】
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日，1Pd 超過:2Pd で 1.3％／日【無機よう素】
1.5h 後〜19.5h 後：1.3％／日（一定），上記以外の期間：0.5％／日（一定）
大気への放出経路

0h

▼2h※２

▼19h※３168h▼

原子炉建屋から大気中への漏えい
非常用ガス処理系排気筒から放出
格納容器圧力逃がし装置からの放出※2 非常用ガス処理系の起動により原子炉建屋原子炉棟内は負圧となるため，事象発生 2h 以降は原子炉建屋から大気中への漏えいはなくなる。
※3 事象発生後 19ｈ以降は，「非常用ガス処理系排気筒から放出」及び「格納容器圧力逃がし装
置からの放出」の両経路から放射性物質を放出する。

第25図

大気放出過程概略図（イメージ）
1.7−186

①クラウドシャイン
非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路① 大気中へ放出された放射性物質からのガンマ線による被ばく（クラウドシャインによる外部被ばく，吸入摂取による内部被格納容器圧力逃がし装置
排気口
原子炉建屋

②スカイシャインガンマ線

ばく）② 原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく（直接
ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）③ 地表に沈着した放射性物質からの放射性物質からのガンマ線に1.7−187

よる被ばく（グランドシャインによる外部被ばく）④ 格納容器圧力逃がし装置格納槽内の放射性物質からのガンマ線②直接ガンマ線

による外部被ばく（直接ガンマ線による外部被ばく）③グランドシャイン④格納容器圧力逃がし装置格納槽からの直接ガンマ線

原子炉
格納容器

①吸入摂取

スクラビング水補給ライン
格納容器圧力逃がし装置格納槽

第 26 図スクラビング水補給作業時の作業員の被ばく評価経路イメージ

①クラウドシャイン
非常用ガス処理系
排気筒

被ばく経路① 大気中へ放出された放射性物質からのガンマ線による被ばく（クラウドシャインによる外部被ばく，吸入摂取による内部被②スカイシャインガンマ線

格納容器圧力逃がし装置
排気口
原子炉建屋

ばく）
② 原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による被ばく（直接
ガンマ線及びスカイシャインガンマ線による外部被ばく）

1.7−188③ 地表に沈着した放射性物質からの放射性物質からのガンマ線による被ばく（グランドシャインによる外部被ばく）①吸入摂取②直接ガンマ線④ 格納容器圧力逃がし装置格納槽内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく（直接ガンマ線による外部被ばく）

窒素供給ライン③グランドシャイン④格納容器圧力逃がし装置
格納槽からの直接ガンマ線

原子炉
格納容器

格納容器圧力逃がし装置格納槽

第 27 図窒素供給作業時の作業員の被ばく評価経路イメージ

第 12 表項目

大気拡散評価モデル

大気拡散評価条件

評価条件

選定理由

ガウスプルームモデル

気象資料

東海第二発電所における 1 年間の気象資料（2005 年 4 月〜
2006 年 3 月）
地上風 ：地上 10m
排気筒風：地上 140m

放出源及び放出源高さ（有効高さ）

原子炉建屋漏えい：地上0m
格納容器圧力逃がし装置
排気口からの放出：地上55m
非常用ガス処理系排気筒からの放出：地上95m

実効放出継続時
間

1時間

累積出現頻度小さい方から 97％

発電用原子炉施設の安全解析に関する気象指針（以下「気象指針」という。）に基づき評価
格納容器圧力逃がし装置排気口及び原子炉建屋からの放出は地上風（地上 10m）の気象データを使用
非常用ガス処理系排気筒からの放出
は排気筒 風（地上 140m）の気象データを使用
格納容器圧力逃がし装置排気口からの放出は建屋影響を考慮し原子炉建屋屋上からの放出と想定し設定
非常用ガス処理系排気筒からの放出は方位ごとの風洞実験結果のうち保守的に最低の方位の有効高さを設定
保守的に最も短い実効放出継続時間を設定
気象指針に基づき設定

着目方位

非常用ガス処理系排気筒：
1 方位
原子炉建屋及び格納容器圧力逃がし装置
排気口：
9方位

格納容器圧力逃がし装置排気口放出
及び原子炉建屋漏えいにおいては放出源から近距離の原子炉建屋の影響を受けるため，建屋による巻き込み現象を考慮
放出源から最も近く，巻き込みの影
響が最も大きい建屋として選定
屋外移動時は敷地内の最大濃度点で設定
屋内移動時は原子炉建屋付近の最大濃度点で設定作業時は作業地点のある原子炉建屋
外壁で設定
非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）については評価点の方位とし，原子炉建屋漏えい及び格納容器圧力逃がし装置排気口については放出源が評価点に近いことから，180 度をカバーする方位を対象とする。

建屋影響

3,000m２

原子炉建屋の最小投影断面積を設定

形状係数

0.5

建屋の影響

考慮する

巻き込みを生じ
る代表建屋

原子炉建屋

大気拡散評価点

第 28 図参照

気象指針に基づき設定

1.7−189

第 13 表

評価に使用する相対濃度（χ／Ｑ）及び相対線量（Ｄ／Ｑ）

作業内容

放出箇所
原子炉建屋漏えい（地上放出）

スクラビング
水補給作業

屋外移動時
／作業時

原子炉建屋漏えい（地上放出）
格納容器圧力逃がし装置
排気口（建屋屋上放出）非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）窒素供給作業

原子炉建屋漏えい（地上放出）

作業時

χ／Ｑ（s／m３ ）

χ／Ｑ
格納容器圧力逃がし装置排 （s／m３ ）気口Ｄ／Ｑ（建屋屋上放出）（Gy／Bq）
非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）屋外移動時

χ／Ｑ及びＤ／Ｑ

約 8.7×10−１９
約 3.0×10−６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 1.2×10−１９

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 8.3×10−４

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 4.2×10−４

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 8.7×10−１９

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10−６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 1.2×10−１９

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 7.4×10−４（Gy／Bq）

1.7−190

約 4.2×10−４

χ／Ｑ（s／m３ ）

χ／Ｑ
３
格納容器圧力逃がし装置排 （s／m ）気口（建屋屋上放出）
Ｄ／Ｑ

非常用ガス処理系排気筒（排気筒放出）約 8.3×10−４

約 3.7×10−４
約 7.7×10−１９

χ／Ｑ（s／m３ ）

約 3.0×10−６

Ｄ／Ｑ（Gy／Bq）

約 6.3×10−２０

第 14 表項目

線量換算係数，呼吸率等

評価条件

選定理由

成人実効線量換算係数を使用（主な核種を以下に示す）

線量換算係
数

Ｉ−131 ：2.0×10−８ Sv／Bq
Ｉ−132 ：3.1×10−１０ Sv／Bq
Ｉ−133 ：4.0×10−９ Sv／Bq
Ｉ−134 ：1.5×10−１０ Sv／Bq
Ｉ−135 ：9.2×10−１０ Sv／Bq
Ｃｓ−134 ：2.0×10−８ Sv／Bq
Ｃｓ−136 ：2.8×10−９ Sv／Bq
Ｃｓ−137 ：3.9×10−８ Sv／Bq

ICRP Publication 71 に基づき設定

上記以外の核種は ICRP Pub.71
等に基づく

呼吸率

1.2m３ ／h

成人活動時の呼吸率を設定
ICRP Publication 71 に基づき設定

マスクの除
染係数

ＤＦ50

性能上期待できる値から設定

地表面への
沈着速度

粒子状物質：0.5cm／s
無機よう素：0.5cm／s
有機よう素：1.7×10 −３ cm／s

東海第二発電所の実気象から求めた沈着速度から保守的に設定

1.7−191

第 15 表項

原子炉建屋からの直接ガンマ線及びスカイシャインガンマ線

目

評価条件

選定理由

原子炉建屋内線源強度分布

原子炉建屋内に放出された放射性物質が均一に分布

審査ガイドに示されたとおり設定

原子炉建屋のモデル

原子炉建屋の幾何形状をモデル化

建屋外壁を遮蔽体として考慮直接ガンマ線・スカ
イシャインガンマ線
評価コード

直接ガンマ線評価：
ＱＡＤ−ＣＧＧＰ２Ｒ
スカイシャインガンマ線評価：
ＡＮＩＳＮ
Ｇ３３−ＧＰ２Ｒ

現行許認可（添十）に同じ許容差評価で考慮するコンクリート遮蔽
は，公称値からマイナス側許容差（−5mm）を引いた値を適用

コンクリート密度2.00g／cm３

第 16 表項

目

建 築 工 事 標 準 仕 様 書 JASS
5N・同解説（原子力発電所
施設における鉄筋コンクリ
ート工事，日本建築学会)に基づき設定建 築 工 事 標 準 仕 様 書 JASS
5N・同解説（原子力発電所
施設における鉄筋コンクリ
ート工事，日本建築学会)を基に算出した値を設定

フィルタ装置からの直接ガンマ線
評価条件

選定理由

スクラビング水補給場所作業場所壁厚

格納容器圧力逃がし装置格納槽遮蔽設計
値（10mSv／h 以下）に基づき設定

格納容器圧力逃がし装置格納槽外壁壁厚

格納容器圧力逃がし装置格納槽遮蔽設計
値（0.62mSv／h 以下）に基づき設定

コンクリート密度2.10g／cm３

新設遮蔽はコンクリート密度 2.10g／cm ３以上で施工

1.7−192

第 28 図大気中に放出された放射性物質の濃度評価点

1.7−193

第 17 表スクラビング水補給作業及び窒素供給作業における被ばく評価（Ｓ／Ｃからのベント操作の場合）（単位：mSv／h）
スクラビング水補給作業

窒素供給作業

被ばく経路
補給作業時

屋外移動時

供給作業時

屋外移動時

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

外部被ばく

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

内部被ばく

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

約3.3×10０

約3.3×10０

約2.9×10０

約3.3×10０

格納容器圧力逃がし装置
フィルタ装置格納槽からの直接線

約1.0×10１

約6.3×10−１

約6.3×10−１

約6.3×10−１

作業線量率

約1.3×10１

約3.9×10０

約3.6×10０

約3.9×10０

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく

1.7−194

大気中へ放出された放射性物質よる被ばく第 18 表スクラビング水補給作業及び窒素供給作業における被ばく評価（Ｄ／Ｗからのベント操作の場合）（単位：mSv／h）
スクラビング水補給作業

窒素供給作業

被ばく経路
補給作業時

屋外移動時

供給作業時

屋外移動時

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

外部被ばく

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

内部被ばく

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

1.0×10−２ 以下

大気中へ放出され地表面に沈着した
放射性物質からのガンマ線による被ばく

約4.5×10０

約4.5×10０

約4.0×10０

約4.5×10０

格納容器圧力逃がし装置
フィルタ装置格納槽からの直接線

約1.0×10１

約6.3×10−１

約6.3×10−１

約6.3×10−１

作業線量率

約1.5×10１

約5.1×10０

約4.6×10０

約5.1×10０

原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく

1.7−195

大気中へ放出された放射性物質よる被ばく

添付資料1.7.8
スクラビング水の保有水量の設定根拠について
スクラビング水の初期保有水量（系統待機時）は，ベント開始後 24 時間
はベンチュリスクラバによる所定の放射性物質の除去性能が得られる水量と，と設定している。
スクラビング水の水量の設定根拠を以下に示す。また，フィルタ装置水位の概略図を第 1 図に示す。

(1)

最大水量について

1.7−1961.7−197(2)最小水量について

1.7−198

1.7−199

第1図フィルタ装置水位の概略図

1.7−200

(3)スクラビング水の補給期間について

フィルタ装置の設計条件に基づいているスクラビング水の初期保有水量（フィルタ装置の寸法）は，他の設計条件と同様に，大きな保守性を確保し設定（設計）している。一方，スクラビング水の補給期間は，運用に係るものであり，有効性評価に基づく運用を考慮して評価することとし，有効性評価のうち
ベント時間を厳しく評価する大破断ＬＯＣＡを想定した「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におけるフィルタ装置内の発熱量を用いたスクラビング水の水位挙動より評価する（第 1 表）。
スクラビング水の補給期間の評価条件及び評価結果を以下に示す。

【評価条件】
・初期水位：
・室温：25℃ ※１ （系統待機時），65℃ ※２ （ベント実施中）
・ベント時の格納容器圧力：第 2 図のとおり
・フィルタ装置内発熱量：※1

ベント実施前のスクラビング水の初期水温としても使用。地下の格納容器圧力逃がし装置格納槽にあることを踏まえて設
定した値

※2

スクラビング水の蒸発量を多く見込むために高めに設定した値※3

19 時間ベントの解析結果にＮＵＲＥＧ補正した格納容器外へ放出された放射性物質（希ガスを除く）の発熱量（約 15kW）に余裕を考慮した値

1.7−201

【評価結果】
スクラビング水位の挙動を第 3 図に示す。より保守的な結果を与えるＤ／
Ｗベントのケースにおいても，ベント時のスクラビング水位は最高水位，
最低水位に至らず，想定事故においては事象発生後 7 日間（168 時間）運転
員による水の補給操作は不要となる。

第1表

設備設計と運用の主な条件設定の差異
設備設計

運用

【フィルタ装置寸法】【水補給の運用の評価】

2 時間〜3 時間後
19 時間後 ※ベント時間【原子炉定格熱出力の 1％【有効性評価結果より】
相当の時間】
500kW

20kW【ベント時間【ベント時間2 時間〜3 時間ベース】

19 時間ベース】

フィルタ装置内
発熱量※

水補給の運用の評価のほか，被ばく評価もベント時間 19 時間ベース

1.7−202第2図

ベント時の圧力推移図（水位計算時）

1.7−203

第3図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」におけるベント時のスクラビング水位の変化

1.7−204

（参考）スクラビング水の下限水位の設定について
スクラビング水位について，ベンチュリノズルの頂部まで水位があれば，設計上期待しているＤＦが確保できることを以下のとおり確認した。

ベンチュリスクラバは，第 4 図のようにスクラビング水を微小液滴にしてベントガス中に噴霧させることで除去効率を上げている。

①ベンチュリノズル下方よりベントガスが流入②スロート部でベントガス流速が増大③スクラビング水がベントガス中に噴霧（微小液滴）④ガスとスクラビング水が接触する面積が大きくな
り除去効率が上がる⑤ベントガス及び液滴は方向を変えられ，スクラビ
ング水中に斜め下に排出

第4図

ベンチュリスクラバにおける除去原理①エアロゾルのＤＦについて•

ベンチュリスクラバ内のガス流速と水滴速度が異なることで，ガス中のエアロゾルが水滴に衝突し水滴に付着する現象を用いたものであることから，慣性衝突による除去が支配的と考えられる。

•

そのメカニズムから，ＤＦに影響するのはガス流速及びエアロゾル粒径であり，水位はベンチュリスクラバによるエアロゾル除去原理が有効となるベンチュリノズル上端以上であればよい。

•

JAVA 試験によるエアロゾルのＤＦの結果を第 5 図及び第 6 図に示す。図に示すとおり，様々なガス流速と質量中央径が異なるエアロゾルで試験が行われているが，ガス流速及び質量中央径によるＤＦへの有意な影響
1.7−205

は見られず，スクラビング水位をベンチュリノズル上端とした試験においても，設計条件ＤＦ1,000 以上を十分に確保できている。

：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験
ＤＦは金属フィルタを含めた数値

Decontamination Factor, [-]1000000

100000

10000

1000

100

10

1
0

50

100

150

200

250

300

Venturi Velocity, [m/s]第5図

ベンチュリノズル部におけるガス流速とエアロゾルＤＦの関係：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験
ＤＦは金属フィルタを含めた数値

1000000

Decontamination Factor [-]100000

10000

1000

100

10

1
Test Aerosol

第6図

エアロゾルの粒径とエアロゾルＤＦの関係

1.7−206

②無機よう素のＤＦについて•

スクラビング水に添加された薬剤との化学反応により非揮発性のよう素イオンに変化させ，スクラビング水中に捕集・保持することから，スク
ラビング水のＰＨがＤＦに影響する主要なパラメータであり，水位はベンチュリスクラバによる除去原理が有効となるベンチュリノズル上端以上であればよい。
JAVA 試験による無機よう素のＤＦの結果を第 7 図に示す。スクラビング
水位がベンチュリノズル上端となっている試験は，無機よう素の捕集の観点から厳しい条件である低ＰＨにおいても，設計条件ＤＦ100 以上を確保できている。

：スクラビング水位がベンチュリノズル上端での試験

10000

Decontamination Factor, [-]

•

144JD

1000

905JD-D

143JD

903JD-D
142JD
152JD

163JL
164JL
165JL

906JD-D

154JD

100

150JD

10

待機時pH：約13

1
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Scrubbing water, [pH]第7図

スクラビング水のＰＨと無機よう素ＤＦの関係

1.7−20714

したがって，スクラビング水位の下限水位をベンチュリノズル上端とすることは適切と考える。
実運用における系統待機時（通常時）のスクラビング水位は，ベンチュリノ
ズルの上端（1,325mm） を十分に上回る 2,530mm とし，ＦＰが多く流入するベ
ント開始初期のスクラビング水位を十分に確保し，ベント中においても，スクラビング水位 1,500mm 以上を確保するようスクラビング水を補給する運用とする。
スクラビング水のｐＨについては，待機時にｐＨ13 以上（NaOH 濃度 3.0wt％
相当）であることを確認し，ベント中におけるスクラビング水のアルカリ性を維持する運用とする。

1.7−208

（参考）スクラビング水スロッシングの影響について
格納容器圧力逃がし装置のスクラバ容器について，地震時にスロッシン
グが発生することで，スクラビング水が金属フィルタ下端まで到達する可能性がある。そこで，保守的な評価となるハウスナー理論を用いてスロッ
シング高さを評価した。
ハウスナー理論により，スロッシング高さdmax は以下のように算出できる。

dmax =

0.408 R coth 1.84
g
ω

2
θ R
N h

h
R

1

=

mm

ここで，

ωN =

1.84
R

θh = 1.534

g tanh 1.84

SA
2
ωN R

h
R

tanh 1.84

=

h
R

s

1

=

R

:フィルタ装置容器半径（内径）

［mm］

h

：スクラビング水上限水位

［mm］

g

：重力加速度9,806.65［mm／s２ ］

SA：応答加速度［mm／s２ ］（原子炉建屋の基準地震動Ｓ ｓ から保守的に設定）

金属フィルタは上限水位から高さは最大でもmm上方に設置しており，スロッシングmmと算出されることから，スクラビング水は金属フィル

タ下端まで到達しない。評価結果を第8図に示す。

1.7−209また，スロッシング水位が下限水位時にスロッシングが発生すると，ベンチュリノズルは一部気層部に露出し，性能が一時低下するが，露出している時間はベント実施時間と比較して非常に小さく，さらにベンチュリス
クラバの後段には金属フィルタも設置していることから，格納容器ベントにより放出される放射性物質のトータル量に影響を与えるものではないと
考える。

第8図

スクラビング水スロッシング評価結果

1.7−210

添付資料1.7.9
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系ポンプ

サ プ レ ッ シ ョン・プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は,補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の実施時期を早めることとなる ※ 。

1.7−211

一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし ， その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器減圧及び除熱の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施する
手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉注水する手順としている。また，
原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する対応
方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順とな
1.7−212

る。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰囲
気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）のγ線線量率が，設計基準
事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操
作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ド1.7−213

ライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，
炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，格納容器下部水位を確実に約 1m 確保するた
めに常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施す
る手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装1.7−214

置による格納容器減圧及び除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり，運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.7−215

事象発生

ＬＯＣＡ

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

過渡事象

成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

炉心損傷防止対策の有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷防止対策の有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
3.4 水素燃焼

原子炉注水

代替循環冷却系の運転可能時

代替循環冷却系の運転可能時

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止
・ＲＰＶ注水停止

2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

2.(1)ｂ．③
2.(1)ｂ．③

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的)代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

代替循環冷却系の運転可能時

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ

上記操作完了後

上記操作完了後

常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水2.(2)⑧2.(1)ｂ．③

リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦ 常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ＲＰＶ破損判断後

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥【凡例】
常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ
代替循環：代替循環冷却系ポンプ「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

評価対象となる格納容器破損モード
3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用

成功

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

2.(2)⑧
2.(1)ｄ．⑥※
原子炉注水に失敗するシーケンスであるが，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な状態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質による加熱等を防止する観点から原子炉注水を行う

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ

第 1 図 事故対応の流れ

1.7−216常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(1)ｄ．⑦

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で水素及び酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.7−217

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点
で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage]到達にて窒素供給停止（約 163 時間）

0.4(MPa[gage])
格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.0% 到 達 に て
サプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第1図

格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの1.7−218

格納容器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となるため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度 ※ ）について
も，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.7−219

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0〜168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.7−220168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ
試験結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧
力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.7−221

第2表フランジ部位
トップヘッドフランジ

機器搬入用ハッチ
サプレッショ
ン・チェンバア
クセスハッチ(4)

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側
外側
内側
外側

7日間（168時間）以降の格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容

器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.7−222

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0〜7 日

7 日〜14 日

14 日〜30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。
1.7−223

第4図(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格
納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケンスにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大
1.7−224

きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度については第5図に示すとおり150℃を超えない範囲で，また，格納容器圧力については第6
図に示すとおり1Pd程度（1Pd＋数十kPa※ ）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方

1.7−225(6)7 日間（168 時間）以降の放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.7−226

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から,酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度
4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納
容器内への窒素注入操作（以下「窒素注入」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素注入及び格納
容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素注入の判断基準と作業時間について
窒素注入に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％(b)窒素注入の開始基準：酸素濃度 4.0vol％「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 5 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が約 6 時間（約 360 分）確保できるため，起動準備
時間の 180 分に対して十分余裕があることが確認できる。

1.7−227

第5表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％約15時間

4.0vol％

約21時間

窒素注入準備の余裕時間

約6時間

ｂ．窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について
窒素注入及び格納容器ベントに係る実施基準，実施基準の設定根拠を第6表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計装誤差（約0.6vol％）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素注入及び格納容器ベントが実施可能である。

第6表

窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素注入開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値

酸素濃度3.5vol％（2.9vol％〜
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％〜
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％〜
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器ベントの開始基準の到達前を設定計装誤差を踏まえても可燃限界領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.7−228

添付資料1.7.10
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順(1)

1.7−229

1.7.2.1
原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応
手順(2)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱判断基準記載内容

解釈

原子炉圧力容器温度で300℃以上

原 子 炉 圧力 容器 温度が 格 納容器 内 雰 囲気 放射 線
モ ニ タ の使 用不 能時に お ける炉 心 損 傷判 断基 準である300℃以上

ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達

サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達ｂ．第二弁操作室の正圧化

サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達

ｃ．フィルタ装置スク
ラビング水補給

フィルタ装置水位指示値が1,500mm以下−

ｄ．原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
ｆ．フィルタ装置スク
ラビング水移送

原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）未満原子炉格納容器内の温度が171℃未満
フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃
以下

サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達フ ィ ル タ装 置水 位指示 値 がフィ ル タ 装置 スク ラ
ビング水補給開始の判断基準である1,500mm以下
原 子 炉 格納 容器 内の圧 力 が格納 容 器 ベン ト停 止の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）未満
原 子 炉 格納 容器 内の温 度 が格納 容 器 ベン ト停 止の判断基準である171℃未満
フ ィ ル タ装 置ス クラビ ン グ水温 度 指 示値 がフ ィ
ル タ 装 置ス クラ ビング 水 移送開 始 の 判断 基準 である55℃以下

操作手順の解釈一覧（1／2）
手順

操作手順記載内容
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上(1)

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下−

原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０位置
相当で冠水維持代替循環冷却系格納容器スプレイ流量の流量上
昇1.7−230ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

1.7.2.1
原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応
手順

代替循環冷却系原子炉注水流量指示値の上昇

サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達
原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満
原子炉格納容器内の温度171℃未満(2)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

サプレッション・プール水位指示値が第二弁操作室の正圧化基準である通常水位＋6.4mに到達

ｂ．第二弁操作室の正圧化

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.4m
から＋6.5mに到達
第二弁操作室空気ボンベユニット空気供給流量
調整弁により規定流量に調整し第二弁操作室内外の差圧指示値により第二弁操作室内の正圧化開始を確認しｃ．フィルタ装置スク
ラビング水補給

フィルタ装置の水位の上昇を確認した後，通常水位（水位低）である2,530mm以上

解釈
代 替 循 環冷 却系 ポンプ 吐 出圧力 に て 代替 循環 冷
却 系 ポ ン プ 吐 出 圧力 指 示 値 が 約 1.2MPa［ gage］
以上
原 子 炉 圧 力 等 に て 原 子 炉 圧 力 指 示 値 が 4.90MPa［gage］以下
代替循環冷却系原子炉注水流量指示値で100m ３ ／hまで上昇
原 子 炉 水位 （燃 料域） 等 にて原 子 炉 圧力 容器 内の水位を原子炉水位Ｌ０位置相当で冠水維持
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量で150m ３ ／hまで上昇
サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベ ン ト 開 始 の 判断基 準 で ある通 常 水 位 ＋ 6.5mに到達
原 子 炉 格納 容器 内の圧 力 が格納 容 器 ベン ト停 止の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）未満
原 子 炉 格納 容器 内の温 度 が格納 容 器 ベン ト停 止の判断基準である171℃未満
サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が第 二弁 操
作室の正圧化基準である通常水位＋6.4mに到達
サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位が 第 二 弁操 作室 の正 圧 化 の 判 断 基準で あ る 通常水 位 ＋ 6.4mか ら 格
納 容 器 ベン ト開 始の判 断 基準で あ る 通常 水位 ＋6.5mに到達
第 二 弁 操作 室空 気ボン ベ ユニッ ト 空 気供 給流 量
調整弁により弁操作時は47.6 m ３ ／h以上（待機時14.2 m３ ／h以上）に調整
第 二 弁 操 作 室 内 外の 差 圧 指 示 値 が 20Pa［ gage］
により第二弁操作室内の正圧化開始を確認
フ ィ ル タ装 置水 位指示 値 がスク ラ ビ ング 水補 給
停 止 の 判断 基準 である 通 常水位 （ 水 位低 ）で ある2,530mm以上

操作手順の解釈一覧（2／2）
手順

操作手順記載内容

原子炉格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原子炉格納容器内の温度が150℃
到達

ド ラ イ ウェ ル圧 力等に て 原子炉 格 納 容器 内の 圧
力 を 310kPa［ gage］ （ 1Pd） 〜 13.7kPa［ gage］の間で制御
ド ラ イ ウェ ル圧 力又は サ プレッ シ ョ ン・ チェ ン
バ 圧 力 指示 値が 不活性 ガ ス（窒 素 ） 注入 完了 の判断基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達
可 燃 性 ガス 濃度 制御系 が 起動可 能 な 圧力 であ る
147kPa[gage]未 満ま で 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 圧 力が低下したことを確認
格 納 容 器ス プレ イ開始 の 判断基 準 で ある 原子 炉
格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原子炉格納容器内の温度が150℃到達

フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃
以下

フ ィ ル タ装 置ス クラビ ン グ水温 度 に てフ ィル タ
装置スクラビング水温度指示値が55℃以下

原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御

ｄ．原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換1.7−2311.7.2.1
原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応
手順(2)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

ｅ．フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達
可燃性ガス濃度制御系が起動可能な圧力まで原
子炉格納容器内の圧力が低下したことを確認

フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下
ｆ．フィルタ装置スク
ラビング水移送

解釈

フィルタ装置水位指示値が通常水位（水位低）である2,530mm以上
フィルタ装置水位指示値が計測範囲下端である180mmまで低下

フ ィ ル タ装 置水 位指示 値 がスク ラ ビ ング 水移 送停止の判断基準である計測範囲下端である180mmまで低下
フ ィ ル タ装 置水 位指示 値 がスク ラ ビ ング 水補 給
停 止 の 判断 基準 である 通 常水位 （ 水 位低 ）で ある2,530mm以上
フ ィ ル タ装 置水 位指示 値 がスク ラ ビ ング 水移 送停止の判断基準である計測範囲下端である180mmまで低下

操作の成立性の解釈一覧
手順

操作の成立性記載内容
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達

1.7.2.1
原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応
手順(2)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達

1.7−232

サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達

解釈
サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベント準備実施の判断基準である通常水位＋5.5mに到達サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベ ン ト 開 始 の 判断基 準 で ある通 常 水 位 ＋ 6.5mに到達
サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベ ン ト 開 始 の 判断基 準 で ある通 常 水 位 ＋ 6.5mに到達
サ プ レ ッシ ョン ・プー ル 水位指 示 値 が格 納容 器
ベ ン ト 開 始 の 判断基 準 で ある通 常 水 位 ＋ 6.5mに到達

添付資料1.7.11
手順のリンク先について

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.7.2.1(2)ｃ．フィルタ装置スクラビング水補給
・水源から接続口へのフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水

2．1.7.2.1(2)ｆ．フィルタ装置スクラビング水移送・水源から接続口へのフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水
1.7−233

3．1.7.2.2

その他の手順項目について考慮する手順

・残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順＜リンク先＞

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.3(1)ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
1.5.2.3(1)ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
・残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱手順＜リンク先＞

1.6.2.3(1)ａ．(a)代替循環冷却系によるサプレッション・プール水の除熱

1.6.2.3(1)ａ．(b)

代替循環冷却系による原子炉格納容器
内へのスプレイ

1.6.2.3(2)ａ．(a)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内へのス
プレイ

1.6.2.3(2)ａ．(b)

残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）復旧後のサプレッション・
プール水の除熱・可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度制御
手順＜リンク先＞

1.9.2.1(2)ｃ．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

・水源から接続口への可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順
1.7−234

＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注
水大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水
1.13.2.1(7)ａ．淡水タンクを水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代
替注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への補給（淡水／海水）
1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・代替循環冷却系ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給
手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.7−235

1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
・常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替
低圧電源車，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及び窒素供給装置用電源車への燃料給油手順＜リンク先＞

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

・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.7−236

添付資料1.7.12
フォールトツリー解析の実施の考え方について

重大事故等対処のための手段及び設備の抽出にあたっては，設計基準事故対
処設備の故障を想定し，その機能を代替するために，各設備が有する機能，相互関係を明確にした上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する手法（以下「機能喪失原因対策分析」という。）を用いている。
以下に機能喪失原因対策分析の実施の考え方を整理する。

1．機能喪失原因対策分析が必須な条文
技術的能力審査基準に要求される「設計基準事故対処設備が有する○○機能が喪失した場合」に対処するための手順等を整備する条文を第1表「機能喪失原因対策分析が必須な条文」に示す。
機能喪失原因対策分析は，設計基準事故対処設備が有する機能に属する設備を網羅的に抽出することができ，その弱点の把握が明確となる。これを用いて，フロントライン系（設計基準事故対処設備）及びサポート系（動力源，冷却源）の故障を想定し，各々について事故対処に有効な機能を有する代替手段を抽出した。

2．機能喪失原因対策分析が必須でない条文
技術的能力審査基準に要求される「ある目的（○○するため，○○が必要な場合）」に対処するための手順等を整備する条文を第2表「機能喪失原因対策分析が必須でない条文」に示す。
これらの条文は，重大事故等時の個別の目的に対応する手段を抽出する。
1.7−237

この目的を達成するため，事故対処に有効な手段を全て整備することとしており，重大事故等対処設備はもとより設計基準事故対処設備を含む既設設備（以下「既設設備」という。）による手段を含む。
条文要求で整備する対策を抽出する際の考え方として，条文要求を満足させるために既設設備が重大事故等時に使用可能であれば，重大事故等対処設
備として整備する。また，既設設備に重大事故等対処設備としての機能が不足しているものは，その機能を付加することができれば重大事故等対処設備として整備する。条文要求を満足する既設設備がないものについては，新規に設計し重大事故等対処設備として整備する。これにより条文要求に対応できる設備を網羅することができる（第1図）。
条文要求で整備する重大事故等対処設備とは別に，自主的な対策（自主対策設備）を抽出する場合の考え方として，重大事故等対処設備に要求される機能を満足しないが，同じ目的で使用することができる手段・設備があれば，それを整備することとしている。
なお，重大事故等対処設備に要求される機能を満足しない主な理由として
は，耐震性がないこと，容量が小さいこと，準備に時間を要することなどが挙げられる。設備選定の考え方，その結果を第3表「機能喪失原因対策分析を用いていない条文に対する設備抽出の考え方とその結果」に示す。
第2表内の「自主的に実施した機能喪失原因対策分析」欄に「○」で示した
条文は，設計基準事故対処設備が使用できない場合を想定し，機能喪失原因対策分析を実施することで抜けなく重大事故対策を抽出するために自主的に実施したものである。また，機能喪失原因対策分析を実施していない条文
は，故障を想定する設計基準事故対処設備に該当する設備がないものであり，前述の考え方を基に目的に応じた対応手段を抜けなく整備する。

1.7−238

第1表
条文

機能喪失原因対策分析が必須な条文
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備（代表的な設備）
原子炉隔離時冷却系ポンプ，高圧炉心スプレイ系
ポンプ

設計基準事故対処設備が有する機能

1.2

高圧時の発電用原子炉の冷却機能

1.3

高圧時の発電用原子炉の減圧機能

1.4

低圧時の発電用原子炉の冷却機能

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能

1.6

原子炉格納容器内の冷却機能

逃がし安全弁（自動減圧機能）の自動減圧機能
残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）ポンプ，低圧炉心スプレ
イ系ポンプ
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ポンプ，残留熱除去系海水系ポンプ
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポ
ンプ

既設設備

No
条文要求を満足する既設設備なし

Yes

No
既設設備が重大事
故等時に使用可能Yes
不足する機能を付加することができれば重大事故等時に使用可能か

No

Yes

第1図

新規に設計し，重大事故等対処設備として整備する。

重大事故等対処設備として整備する既設設備を改造し，重大事故等対処設備として整備する。

自主対策設備として整備する。

格納容器圧力逃がし装置
格納容器下部注水系（常設）等

中央制御室換気系
原子炉建屋ガス処理
系等

ブローアウトパネル
閉止装置

消火系
補給水系等

機能喪失原因対策分析が必須でない条文における要求事項の設備選定の考え方
1.7−239

第2表
条文
1.1

機能喪失原因対策分析が必須でない条文
自主的に実施した機能喪失原因対策分析
実施していないものについては目的達成のための対応手段と具体的な抽出の過程及び設備等要求事項における手順等の目的
原子炉緊急停止
発電用原子炉を未臨界に移行する○
原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手段を整備（1.5 で整備した最終ヒートシンクへ熱を輸送する格納容器圧力逃がし装置及び 1.6 で整備した原子炉格納容器内を除熱する代替循環冷却系を使用する。）
ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した
溶融炉心の冷却及び溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための手段を整備（1.2 及び 1.4 で整備した発電用原子炉を冷却する手段に加え，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するための手段として，常設低圧代替注水系ポンプ等を使用する。
水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する
手段を整備（1.7 で整備した原子炉格納容器の過圧破損を防止する手段に加え，原子炉格納容器内を不活性化するための手段として，可搬型窒素供給装置を使用する。
水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止する手段を整備（既設設備である原子炉建屋ガス処理系に加え，静的触媒式水素再結合器を使用する。）

1.7

原子炉格納容器破損防止
原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる

1.8

原子炉格納容器破損防止
原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却

1.9

水素爆発による原子炉格納容器破損防止

1.10

水素爆発による原子炉建屋等の損傷防止

1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却，臨界防止

○

1.12

工場等外への放射性物質の拡散抑制

工場等外への放射性物質の拡散抑制，航空機燃料
火災時に消火する手段を整備（大気への放射性物質の拡散抑制及び航空機燃料
火災時の消火に可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）等を使用する。）

1.13

重大事故等の収束に必要な水源の確保，供給

○

1.14

重大事故等発生時の必要な電力の確保

○

1.15

重大事故等対処に必要なパラメータの推定

1.16

原子炉制御室に運転員がとどまるため

1.17

放出される放射性物質濃度等の監視等

1.18

緊急時対策所に要員がとどまるため

1.19○
中央制御室の居住性に係る手段を整備（既存設備である中央制御室換気系及び原子炉建
屋ガス処理系に加え，酸素濃度計，二酸化炭素濃度計等を使用する。）
放射性物質の濃度及び放射線量の測定，気象条件を測定する手段を整備（既存設備であるモニタリング・ポスト，気象観測設備に加え，可搬型モニタリング・ポスト，可搬型気象観測設備等を使用する。）○

通信連絡を行う必要がある場所との通信連絡

発電所内外の通信連絡するための手段を整備（既存設備である送受話器（ページング），電力
保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末，
ＦＡＸ）に加え，衛星電話設備（固定型），衛星電話設備（携帯型）等を使用する。）

1.7−240

第3表

機能喪失原因対策分析を用いていない条文に対する設備抽出の考え方
とその結果

(1)

1.7

原子炉格納容器の過圧破損防止

原子炉格納容器の過圧破損を防止するためには，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下する設備を選定する必要があるため，新たに整備した設
備，及び原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるための設計事故対処設備が機能喪失する 1.6 における機能喪失原因対策分析の結果抽出された原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下することが可能な以下の設備を選定する。
①1.6 における原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下する設備
1.6 で整備した設備◎代替循環冷却系
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ●代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽●代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽●消火系
・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク●補給水系
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク◎ドライウェル内ガス冷却装置
・ドライウェル内ガス冷却装置送風機
・ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル

1.7 で整備した設備◎代替循環冷却系
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ
−

−

−

−

−

下線部は自主対策設備を示す。
◎：原子炉格納容器内の減圧・除熱が可能，●：原子炉格納容器内の除熱ができない

1.7−241

②原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下する設備
新たに整備した設備

既存設備

1.7 で整備した設備

格納容器圧力逃がし装置
・フィルタ装置
・第二弁
・第二弁バイパス弁
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）・差圧計・遠隔人力操作機構
・可搬型窒素供給装置
・圧力開放板

格納容器圧力逃がし装置
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁

格納容器圧力逃がし装置
・フィルタ装置
・第一弁（Ｓ／Ｃ側）
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）
・第二弁
・第二弁バイパス弁
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）・差圧計・遠隔人力操作機構
・可搬型窒素供給装置
・圧力開放板・第一弁（Ｓ／Ｃ側）バイパス弁
・第一弁（Ｄ／Ｗ側）バイパス弁
遠隔人力操作機構
・遠隔人力操作機構
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）・差圧計
下線部は自主対策設備を示す。

遠隔人力操作機構
・遠隔人力操作機構
・第二弁操作室遮蔽・第二弁操作室空気ボンベユニッ
ト（空気ボンベ）
・差圧計

(2)

1.8

−

原子炉格納容器下部の溶融炉心冷却

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するためには，ペデスタル（ドライウェル部）へ注水できる設備を選定する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。
また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延・防止するためには，原子炉圧力容器へ注水できる設備を選定する必要があるため，1.2及び1.4で機能喪失原因対策分析の結果抽出された原子炉
圧力容器へ注水できる以下の設備を選定する。

1.7−242①ペデスタル（ドライウェル部）へ注水できる設備
新たに整備した設備

既存設備

1.8 で整備した設備

格納容器下部注水系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ−
・代替淡水貯槽・コリウムシールド ※１
格納容器下部注水系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ−
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・コリウムシールド ※１
消火系
消火系
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
・多目的タンク・コリウムシールド ※１
補給水系
補給水系
補給水系
・コリウムシールド ※１
・復水移送ポンプ・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・復水貯蔵タンク・コリウムシールド ※１
下線部は自主対策設備を示す。
※1：溶融炉心によるコンクリート侵食影響及びペデスタル（ドライウェル部）構造への熱影響を抑制するため，新たに設置した設備。
格納容器下部注水系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・コリウムシールド ※１
格納容器下部注水系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・コリウムシールド ※１
消火系
・コリウムシールド ※１②原子炉圧力容器へ注水できる設備
1.2 で整備した設備

1.4 で整備した設備−−

高圧代替注水系・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・逃がし安全弁（安全弁機能）
−

−

−

−

−

−
低圧代替注水系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽
低圧代替注水系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽
代替循環冷却系
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ
消火系
・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
補給水系
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク1.7−243

1.8 で整備した設備
原子炉隔離時冷却系
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ
高圧代替注水系・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・チェンバ
低圧代替注水系（常設）・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽
低圧代替注水系（可搬型）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽
代替循環冷却系
・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ
消火系
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
補給水系
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク下線部は自主対策設備を示す。

(3)

1.9

水素爆発による原子炉格納容器破損防止

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するためには，水素濃度を低減できる設備及び水素濃度を監視できる設備を選定する必要があるた
め，新たに整備した設備を選定する。
新たに整備した設備

既存設備

1.9 で整備した設備

不活性ガス系による原子炉格納容
器内の不活性化−・不活性ガス系 ※２
可搬型窒素供給装置による原子炉
可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器内の不活性化−
格納容器内の不活性化
・可搬型窒素供給装置
・可搬型窒素供給装置
格納容器圧力逃がし装置による原格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止
子炉格納容器水素爆発防止・可搬型窒素供給装置−
・可搬型窒素供給装置
・格納容器圧力逃がし装置
・格納容器圧力逃がし装置
・遠隔人力操作機構
・遠隔人力操作機構
可燃性ガス濃度制御系による原子
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御
炉格納容器内の水素濃度制御
・可燃性ガス濃度制御系ブロワ
・可燃性ガス濃度制御系ブロワ−
・可燃性ガス濃度制御系加熱器
・可燃性ガス濃度制御系加熱器
・可燃性ガス濃度制御系再結合器
・可燃性ガス濃度制御系再結合器
・可燃性ガス濃度制御系冷却器
・可燃性ガス濃度制御系冷却器
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）によ
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及る原子炉格納容器内の水素濃度及−び酸素濃度監視び酸素濃度監視・格納容器内水素濃度（ＳＡ）
・格納容器内水素濃度（ＳＡ）
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器雰囲気モニタによる原子格納容器雰囲気モニタによる原子格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素
炉格納容器内の水素濃度及び酸素
炉格納容器内の水素濃度及び酸素
濃度監視
濃度監視
濃度監視
・緊急用海水ポンプ
・格納容器内水素濃度
・格納容器内水素濃度
・可搬型代替注水大型ポンプ
・格納容器内酸素濃度
・格納容器内酸素濃度・残留熱除去系海水系ポンプ
・緊急用海水ポンプ
・残留熱除去系海水系ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
下線部は自主対策設備を示す。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではない。
不活性ガス系による原子炉格納容
器内の不活性化・不活性ガス系 ※２

1.7−244

(4)

1.10

水素爆発による原子炉建屋等損傷防止

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するためには，水素を制御する設備又は水素を排出できる設備，及び水素濃度を監視できる設備を選定する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。
新たに整備した設備

既存設備

1.10 で整備した設備−

原子炉建屋ガス処理系による水素排出・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・非常用ガス処理系フィルタトレ
イン・非常用ガス再循環系フィルタト
レイン

原子炉建屋ガス処理系による水素排出・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・非常用ガス処理系フィルタトレ
イン・非常用ガス再循環系フィルタト
レイン
静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制
・静的触媒式水素再結合器
・静的触媒式水素再結合器動作監
視装置
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度
監視・原子炉建屋水素濃度
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽
格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制
・静的触媒式水素再結合器
・静的触媒式水素再結合器動作監
視装置
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度
監視・原子炉建屋水素濃度
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽
格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽

(5)

1.12

−

−

−

−

発電所外への放射性物質の拡散抑制

発電所外への放射性物質の拡散を抑制するためには，大気への放射性物
質の拡散抑制，海洋への放射性物質の拡散抑制を行う必要があるため，新たに整備した設備を選定する。
また，原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合は，消火を行う必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。

1.7−245

新たに整備した設備

既存設備

大気への放射性物質の拡散抑制
・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）
・放水砲
・ガンマカメラ・サーモカメラ海洋への放射性物質の拡散抑制
・汚濁防止膜・放射性物質吸着材−−−

初期対応における延焼防止処置
・化学消防自動車
・水槽付消防ポンプ自動車
・泡消火薬剤容器（消防車用）
・消火栓（原水タンク）
・防火水槽

航空機燃料火災への泡消火・可搬型代替注水大型ポンプ（放
水用）
・放水砲
・泡混合器
・泡消火薬剤容器（大型ポンプ
用）

−

(6)

1.16

1.12 で整備した設備
大気への放射性物質の拡散抑制
・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）
・放水砲
・ガンマカメラ・サーモカメラ海洋への放射性物質の拡散抑制
・汚濁防止膜・放射性物質吸着材
初期対応における延焼防止処置
・化学消防自動車
・水槽付消防ポンプ自動車
・泡消火薬剤容器（消防車用）
・消火栓（原水タンク）
・防火水槽
航空機燃料火災への泡消火・可搬型代替注水大型ポンプ（放
水用）
・放水砲
・泡混合器
・泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）
下線部は自主対策設備を示す。

中央制御室の居住性重大事故が発生した場合においても運転員等が中央制御室にとどまるために必要な設備を選定する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。

1.7−246

新たに整備した設備

既存設備

1.16 で整備した設備

中央制御室換気系及び原子炉建屋
ガス処理系等による居住性の確保
・ブローアウトパネル閉止装置
・ブローアウトパネル強制開放装
置

中央制御室換気系及び原子炉建屋
ガス処理系等による居住性の確保
・中央制御室・中央制御室遮蔽・中央制御室換気系空気調和機ファン
・中央制御室換気系フィルタ系ファン
・中央制御室換気系フィルタユニ
ット
・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機

酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計による居住性の確保
・中央制御室待避室
・酸素濃度計 ※３・二酸化炭素濃度計 ※３

酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計による居住性の確保
・中央制御室可搬型照明（ＳＡ）による照明の確保
・中央制御室待避室
・可搬型照明（ＳＡ）

可搬型照明（ＳＡ）による照明の確保
・中央制御室中央制御室待避室による居住性確
保・中央制御室待避室
・中央制御室待避室遮蔽・データ表示装置（待避室）
・中央制御室待避室 空気ボンベ
ユニット（空気ボンベ）
・衛星電話設備（可搬型）（待避室）
・差圧計

中央制御室待避室による居住性確
保・中央制御室・中央制御室遮蔽

中央制御室換気系及び原子炉建屋
ガス処理系等による居住性の確保
・中央制御室・中央制御室遮蔽・中央制御室換気系空気調和機ファン
・中央制御室換気系フィルタ系ファン
・中央制御室換気系フィルタユニ
ット
・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・ブローアウトパネル閉止装置
・ブローアウトパネル強制開放装置
酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計による居住性の確保
・中央制御室・中央制御室待避室
・酸素濃度計 ※３・二酸化炭素濃度計 ※３
可搬型照明（ＳＡ）による照明の確保
・中央制御室・中央制御室待避室
・可搬型照明（ＳＡ）
中央制御室待避室による居住性確
保・中央制御室・中央制御室遮蔽・中央制御室待避室
・中央制御室待避室遮蔽・データ表示装置（待避室）
・中央制御室待避室 空気ボンベ
ユニット（空気ボンベ）
・衛星電話設備（可搬型）（待避室）
・差圧計
その他の放射線防護措置等
・中央制御室・中央制御室遮蔽・防護具（全面マスク） ※４
汚染の持ち込み防止
・可搬型照明（ＳＡ）
・防護具及びチェンジングエリア
用資機材 ※４−

その他の放射線防護措置等
・中央制御室・中央制御室遮蔽・防護具（全面マスク） ※４

汚染の持ち込み防止
・可搬型照明（ＳＡ）−
・防護具及びチェンジングエリア
用資機材 ※４※3：計測器本体を示すため計器名を記載※4：放射線からの防護のために用いる防護具（全面マスク等）及び汚染の持ち込み防止のために用いるチェンジ
ングエリア用資機材（テントハウス等）を資機材と位置付ける。

(7)

1.17

監視測定

重大事故等が発生した場合でも，発電所及びその周辺において，発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録する必要があるため，新たに整備した設備
及び既存設備を選定する。
1.7−247

また，発電所において風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録する必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。
新たに整備した設備

既存設備

1.17 で整備した設備

モニタリング・ポストによる放射線量の測定・モニタリング・ポスト

モニタリング・ポストによる放射−線量の測定・モニタリング・ポスト
可搬型モニタリング・ポストによ
可搬型モニタリング・ポストによる放射線量の測定及び代替測定
る放射線量の測定及び代替測定・可搬型モニタリング・ポスト
・可搬型モニタリング・ポスト
・リヤカー ※５・リヤカー ※５
放射能観測車による空気中の放射放射能観測車による空気中の放射−性物質の濃度の測定
性物質の濃度の測定
・放射能観測車・放射能観測車
可搬型放射能測定装置による空気可搬型放射能測定装置による空気中の放射性物質の濃度の代替測定
中の放射性物質の濃度の代替測定・可搬型放射能測定装置
・可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サンプ（可搬型ダスト・よう素サンプ
ラ，ＮａＩシンチレーションサラ，ＮａＩシンチレーションサ
ーベイ・メータ，β線サーベ
ーベイ・メータ，β線サーベ−
イ・メータ及びＺｎＳシンチレ
イ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）ーションサーベイ・メータ）
・リヤカー ※５・リヤカー ※５・採取用資機材 ※５・採取用資機材 ※５・Ｇｅγ線多重波高分析装置
・Ｇｅγ線多重波高分析装置
・ガスフロー式カウンタ
・ガスフロー式カウンタ
可搬型放射能測定装置等による放可搬型放射能測定装置等による放可搬型放射能測定装置等による放射性物質の濃度及び放射線量の測
射性物質の濃度及び放射線量の測
射性物質の濃度及び放射線量の測定
定定・可搬型放射能測定装置
・排気筒モニタ・可搬型放射能測定装置
・液体廃棄物処理系出口モニタ（可搬型ダスト・よう素サンプ（可搬型ダスト・よう素サンプ
ラ，ＮａＩシンチレーションサラ，ＮａＩシンチレーションサ
ーベイ・メータ，β線サーベ
ーベイ・メータ，β線サーベ
イ・メータ及びＺｎＳシンチレ
イ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）ーションサーベイ・メータ）
・電離箱サーベイ・メータ
・電離箱サーベイ・メータ
・リヤカー ※５・リヤカー ※５・採取用資機材 ※５・採取用資機材 ※５
・小型船舶
・小型船舶
・船舶運搬車 ※５
・船舶運搬車 ※５・Ｇｅγ線多重波高分析装置
・Ｇｅγ線多重波高分析装置
・ガスフロー式カウンタ
・ガスフロー式カウンタ
・排気筒モニタ・液体廃棄物処理系出口モニタ
気象観測設備による気象観測項目
気象観測設備による気象観測項目
−
の測定
の測定
・気象観測設備
・気象観測設備
可搬型気象観測設備による気象観
可搬型気象観測設備による気象観
測項目の代替測定
測項目の代替測定−・可搬型気象観測設備
・可搬型気象観測設備
・リヤカー ※５・リヤカー ※５
下線部は自主対策設備を示す。
※5：設備の運搬，試料の採取及びバックグラウンド低減対策に用いる資機材と位置付ける。

(8)

1.19

通信連絡

重大事故等が発生した場合において，発電所の内外の通信連絡をする必1.7−248要がある場所と通信連絡を行う必要があるため，新たに整備した設備及び既存設備を選定する。
新たに整備した設備

既存設備

1.19 で整備した設備

発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・無線連絡設備（固定型）
・無線連絡設備（携帯型）
・携行型有線通話装置
・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡ
Ｘ）

発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ
会議システム，ＩＰ電話及びＩ
Ｐ−ＦＡＸ）
・データ伝送設備

発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡ
Ｘ）
・加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）
・テレビ会議システム（社内）・専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体
向））発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・無線連絡設備（固定型）
・無線連絡設備（携帯型）
・携行型有線通話装置
・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡ
Ｘ）
・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）
発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ
会議システム，ＩＰ電話及びＩ
Ｐ−ＦＡＸ）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡ
Ｘ）
・加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）
・テレビ会議システム（社内）・専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体
向））・データ伝送設備
下線部は自主対策設備を示す。

1.7−249

1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等
＜

目

1.8.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞

ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備(a)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及び設備(a)

原子炉圧力容器への注水(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．手順等
1.8.2

重大事故等時の手順

1.8.2.1

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水（淡水／海水）
ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水(2)

重大事故等時の対応手段の選択
目−11.8.2.2

溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1)

原子炉圧力容器への注水
ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
ｂ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
ｃ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）
ｅ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水
ｆ．消火系による原子炉圧力容器への注水
ｇ．補給水系による原子炉圧力容器への注水
ｈ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入(2)

重大事故等時の対応手段の選択

1.8.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.8.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.8.2

自主対策設備仕様

添付資料1.8.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.8.4

重大事故対策の成立性
1．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）(1)

格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）

2．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
(1)

系統構成
目−2

3．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
(1)

系統構成

4．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）(1)

低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）

5．消火系による原子炉圧力容器への注水
(1)

系統構成

6．補給水系による原子炉圧力容器への注水(1)
添付資料 1.8.5

系統構成

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料 1.8.6

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

添付資料 1.8.7

ペデスタル（ドライウェル部）内の水位管理方法について

添付資料 1.8.8

原子炉圧力容器の破損判断について

添付資料 1.8.9

原子炉起動前及び通常運転時におけるペデスタル（ドライウ
ェル部）内の水位について添付資料 1.8.10

解釈一覧

添付資料 1.8.11

手順のリンク先について

目−3

1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１「溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる装置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
なお、原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却は、溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）を抑制すること及び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために行われるものである。

（１）原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉格納容器下部注
水設備により、原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止
ａ）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため、原子炉圧力容器へ注水する手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心・コンクリート相互作
用（以下「ＭＣＣＩ」という。）による原子炉格納容器の破損を防止するた
1.8−1

め，溶融し，原子炉格納容器の下部（以下「ペデスタル（ドライウェル部）」という。）に落下した炉心を冷却する対処設備を整備する。
また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する対処設備を整備する。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

1.8.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ＭＣＣＩによる原子炉格納容器の破損を防止するため，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却する必要がある。
また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子炉圧力容器へ注水する必要がある。
ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却及び溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。
なお，対応手段の選定は電源の有無に依存しないことから，交流電源を確保するための対応手段を含めることとする。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

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

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査1.8−2

基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第五十一条及び技術基準
規則第六十六条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
全交流動力電源が喪失した場合に使用可能な対応手段と設備を選定する。ただし，全交流動力電源が喪失した場合は代替交流電源設備により給電する。
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する
手順についての関係を第1.8−1表に整理する。
ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備
ペデスタル（ドライウェル部）には，通常運転時から水を確保するとともに炉心が損傷した場合に，ペデスタル（ドライウェル部）の水位が確実に確保されていることを確認するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水することで，原子炉圧力容器が破損に至った場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）床面に落下する溶融炉心を冷却し，
ＭＣＣＩの抑制を図る。
また，原子炉圧力容器破損後はペデスタル（ドライウェル部）に注水することで，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却し，ＭＣＣＩの抑制を図る。
さらに，原子炉圧力容器が破損し，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心が，ペデスタル（ドライウェル部）に設置され1.8−3

た格納容器機器ドレンサンプ及び格納容器床ドレンサンプ（以下「格納容器ドレンサンプ」という。）に流入し，局所的にコンクリートが侵食されることを防止するため，格納容器ドレンサンプの形状を変更し，ペデスタル（ドライウェル部）の床面を平坦化するとともに，溶融炉心によるコンクリート侵食影響及びペデスタル（ドライウェル部）構造への熱影響を抑制するため，ペデスタル（ドライウェル部）の床面及び壁面にコリウムシールドを設置する。また，コリウムシールド内は格納容器
床ドレンサンプとして用いるために，ペデスタル（ドライウェル部）内に設ける排水の流入口をスワンネック構造とする。
なお，「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に伴う水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を小さく抑えるとともに，ＭＣＣＩの抑制効果に期待できる深さを考慮してペデスタル（ドライウェル部）の水位を約1mに維持する。
(a)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するため，格納容器下部注
水系（常設），格納容器下部注水系（可搬型），消火系及び補給水系によりペデスタル（ドライウェル部）へ注水する手段がある。

ⅰ)

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・低圧代替注水系配管・弁1.8−4

・格納容器下部注水系配管・弁・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁・原子炉格納容器
・コリウムシールド・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ（格納容器下部注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（格納容器下部注水系（可搬型）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・ホース・低圧代替注水系配管・弁・格納容器下部注水系配管・弁・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁・原子炉格納容器
・コリウムシールド・常設代替交流電源設備
1.8−5

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
なお，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。
ⅲ)

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
・消火系配管・弁・格納容器下部注水系配管・弁・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁・原子炉格納容器
・コリウムシールド・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅳ)

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク1.8−6

・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・格納容器下部注水系配管・弁・原子炉格納容器床ドレン系配管・弁・原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁・原子炉格納容器
・コリウムシールド・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧代替注水系配管・弁，格納容器下部注水系配管・弁，原
子炉格納容器床ドレン系配管・弁，原子炉格納容器，コリウムシール
ド，常設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水で使用する設備のうち，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設
備，代替淡水貯槽，低圧代替注水系配管・弁，格納容器下部注水系配管・弁，原子炉格納容器床ドレン系配管・弁，原子炉格納容器機器ド
レン系配管・弁，ホース，原子炉格納容器，コリウムシールド，常設
代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大
1.8−7

事故等対処設備として位置付ける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.8.1，添付資料1.8.9）
以上の重大事故等対処設備により，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク及び消火系配管・弁
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，ペデスタル（ドライウェル部）へ注水する手段として有効である。
・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク及び補給水系配管・弁
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，ペデスタル（ドライウェル部）へ注水する手段として有効である。
（添付資料1.8.2）ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及び設備(a)

原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止するため，原子炉
隔離時冷却系，高圧代替注水系，低圧代替注水系（常設），低圧代替
1.8−8注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系，補給水系及びほう酸水注入系により原子炉圧力容器へ注水する手段がある。
原子炉隔離時冷却系を設計基準事故及び重大事故等時の対処に用いる場合の水源は，サプレッション・チェンバである。また，原子炉隔離時冷却系で用いることができる水源は，サプレッション・チェンバのほかに復水貯蔵タンクもあるが，サプレッション・チェンバを優先して使用する。なお，復水貯蔵タンクを使用する場合のサプレッショ
ン・チェンバから復水貯蔵タンクへの切替え手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
ⅰ)

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は
1.8−9

以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ
・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備ⅲ)

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・低圧代替注水系配管・弁・残留熱除去系Ｃ系配管・弁・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備
1.8−10ⅳ)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（低圧代替注水系（可搬型）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・ホース・低圧代替注水系配管・弁・残留熱除去系Ｃ系配管・弁・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

ⅴ)

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水
代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ1.8−11

・残留熱除去系熱交換器
・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅵ)

消火系による原子炉圧力容器への注水
消火系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク
・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅶ)

補給水系による原子炉圧力容器への注水
1.8−12

補給水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
ⅷ)

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入ポンプ
・ほう酸水貯蔵タンク
・ほう酸水注入系配管・弁・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプ，サプレッション・チェンバ，原
子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔
1.8−13

離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，原子炉圧力容器，常設
代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設
備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備
として位置付ける。
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のう
ち，常設高圧代替注水系ポンプ，サプレッション・チェンバ，高圧代
替注水系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，高圧代替注水系（注水系）配管・弁，高圧炉
心スプレイ系配管・弁・ストレーナ，原子炉隔離時冷却系（注水系）
配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流
電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料
給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧代替注
水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代
替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のうち，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代
替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽，低圧代替注水
系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・弁，低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ，ホース，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
1.8−14代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備のう
ち，代替循環冷却系ポンプ，サプレッション・チェンバ，残留熱除去
系熱交換器，代替循環冷却系配管・弁，残留熱除去系配管・弁・スト
レーナ，原子炉圧力容器，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除去系
海水系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ，常設代替交流電源設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備のうち，ほう酸水注入ポンプ，ほう酸水貯蔵タンク，ほう酸水注
入系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替
交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.8.1）
以上の重大事故等対処設備により，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下を遅延又は防止し，原子炉圧力容器内に残存した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事故
シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替循環冷却系が1.8−15

使用可能であれば，原子炉圧力容器へ注水する手段として有効である。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク及び消火系配管・弁
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉圧力容器へ注水する手段として有効である。
・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク及び補給水系配管・弁
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，原子炉圧力容器へ注水する手段として有効である。
（添付資料1.8.2）
ｃ．手順等
上記「ａ．ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手段及び設備」及び「ｂ．溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※２ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.8−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.8−2表，第1.8−3表）。
※2

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.8.3）

1.8.2

重大事故等時の手順
1.8−16

1.8.2.1

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
全交流動力電源喪失時，炉心の著しい損傷が発生した場合において原
子炉格納容器の破損を防止するため代替淡水貯槽を水源とした格納容器
下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保するため，水位確保操作を実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。
サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに
維持する。
(a)

手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の判断基準】
・全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合 ※１ において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の判断基準】
・全交流動力電源喪失及び炉心損傷時，原子炉圧力容器の破損の徴
候 ※２ 及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化 ※３ により
1.8−17

原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：「原子炉圧力容器の破損の徴候」は，原子炉圧力容器内の水位の低下（喪失），制御棒の位置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達により確認する。
※3：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇又は格
納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格
納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。
（添付資料1.8.8）
(b)

操作手順
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8−1図に，タイムチャートを第1.8−2図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水す
るための準備を指示する。
1.8−18

②運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な格納容器下部注
水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデス
タル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施し，格納容器
下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系
ペデスタル注入ライン流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制限弁が閉，及びベント管に接続する排水弁が開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が閉している場合は，開とする。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するために必要なポンプ，
電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑤運転員等は，発電長に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁，格納容器下部注水系ペデスタル注水弁，格納容器下部注水系ペデス
1.8−19

タル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン流量調整弁を開とする。
⑨運転員等は，発電長に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水の開始を指示する。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】⑪運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水
流量調整弁を開とし，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注
水系格納容器下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
なお，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，格納容器
下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水】⑫運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水
流量調整弁を開とし，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注
水系格納容器下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報
1.8−20告する。
⑬発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
⑭ ａ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
⑭ ｂ 溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報
告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場
合，17分以内と想定する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】
1.8−21

・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水（淡水／海水）
全交流動力電源喪失時，炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合，
原子炉格納容器の破損を防止するため西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源とした格納容器下部注水系（可搬型）によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保するため，水位確保操作を実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。
サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持する。
なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により原子炉建屋西側
接続口，原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口及び高所東側接続口を任意に選択できる構成としている。
(a)

手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の判断基準】
1.8−22

・全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断し，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の判断基準】
・全交流動力電源喪失及び炉心損傷時，原子炉圧力容器の破損の徴
候及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化により原子炉
圧力容器の破損を判断し，格納容器下部注水系（常設），消火系
及び補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
(b)

操作手順
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.8−3図に，タイムチャートを第1.8−4図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配管・弁の接続口への格納容器下部注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
1.8−23

③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備を指示する。
④発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な格納容器下部
注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施し，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制限弁が閉，及びベント管に接続する排水弁が開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が閉している場合は，開とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するために必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑧運転員等は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によりペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成を指示す
1.8−24

る。
⑩運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注水
弁，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁，格納容器
下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁及び格納容器下部注
水系ペデスタル注水流量調整弁を開とする。
⑪運転員等は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）によりペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成が完了した
ことを報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための原子炉建
屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁を開とし，格納容器下部
注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は1.8−25可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策
本部長代理に報告する。
⑰災害対策本部長代理は，発電長に格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等に格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことの確認を指示する。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】⑲運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上昇により確認し，発電長に報告する。
なお，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，格納容器
下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水】⑳運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上昇により確認し，発電長に報告する。
1.8−26

発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
ａ

溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
ｂ

溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報
告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【高所東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【高所西側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保
1.8−27

の場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【原子炉建屋東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水
位確保の場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【原子炉建屋東側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水
位確保の場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，320分以内と想定する。
【高所東側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
【高所西側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉圧力容器破損後のペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.8−28

現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用
照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料1.8.4）
ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
全交流動力電源喪失時，炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子炉格納容器の破損を防止するため，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした消火系によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保するため，水位確保操作を実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。
サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに
維持する。
(a)

手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の判断基準】
1.8−29

・全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断し，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができな
い場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の判断基準】
・全交流動力電源喪失及び炉心損傷時，原子炉圧力容器の破損の徴
候及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化により原子炉
圧力容器の破損を判断し，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場合において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必
要な火災が発生していない場合。
(b)

操作手順
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8−5図に，タイムチャートを第1.8−6図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入ラ
イン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁の電源切替え操作を実施し，格納容器下部注水系ペデスタル
1.8−30注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン
流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制限弁が閉，及びベント管に接続する排水弁が開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が閉している場合は，開とする。
④運転員等は中央制御室にて，消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑤運転員等は，発電長に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成を指示する。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑧運転員等は，発電長に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等にディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以
上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水の開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
1.8−31

ライン隔離弁を開とする。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン流量調整弁を開とし，消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
なお，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知した
ことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水】⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン流量調整弁を開とし，消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
⑯ ａ 溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により
1.8−32ペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
⑯ ｂ 溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合
運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
員等（当直運転員）2名にて実施した場合，54分以内と想定する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場
合，1分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室
1.8−33

温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.8.4）
ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
全交流動力電源喪失時，炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によりペデスタル（ドライウェ
ル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却ができない場合に，原子炉格納容器の破損を防止するため，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系によりペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷を判断した場合において，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を確実に確保するため，水位確保操作を実施する。
また，原子炉圧力容器破損後は，ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を実施する。
サプレッション・プールの水位が外部水源注水制限に到達することを遅らせるため，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに
維持する。
(a)

手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の判断基準】
・全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断し，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注
水ができない場合において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の判断基準】
1.8−34

・全交流動力電源喪失及び炉心損傷時，原子炉圧力容器の破損の徴
候及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化により原子炉
圧力容器の破損を判断し，格納容器下部注水系（常設）及び消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場合
において，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。
(b)

操作手順
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.8−7図に，タイムチャートを第1.8−8図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量
調整弁の電源切替え操作を実施し，格納容器下部注水系ペデスタ
ル注入ライン隔離弁及び格納容器下部注水系ペデスタル注入ライ
ン流量調整弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，ペデスタル（ドライウェル部）への流入水を制限する制限弁が閉，及びベント管に接続する排水弁が開であることを確認する。なお，ベント管に接続する排水弁が閉している場合は，開とする。
④運転員等は中央制御室にて，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
1.8−35

⑤運転員等は，発電長に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
⑦災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フラ
ンジの切り替えを指示する。
⑧重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施する。
⑨重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フラ
ンジの切り替えが完了したことを報告する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを連絡する。
⑪発電長は，運転員等に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成を指示する。
⑫運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡
ライン止め弁を開とする。
⑬運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン隔離弁を開とする。
⑮運転員等は，発電長に補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）へ注水するための系統構成が完了したことを報告する。
⑯発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送
ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約 0.84MPa［gage］以上であるこ
1.8−36

とを確認した後，発電長に報告する。
⑱発電長は，運転員等に補給水系よるペデスタル（ドライウェル部）への注水の開始を指示する。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】⑲運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン流量調整弁を開とし，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器
下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
なお，格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁により低圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，格納容器
下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知したことを確認した後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ベント管を通じた排水により水位が低下し，一定の時間遅れで排水弁が自動で閉となることを確認する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注
水】⑳運転員等は中央制御室にて，格納容器下部注水系ペデスタル注入
ライン流量調整弁を開とし，補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器
下部注水流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
発電長は，運転員等にペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心堆積高さに応じたペデスタル（ドライウェル部）への注水を指示する。
ａ

溶融炉心堆積高さ0.2m未満の場合

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水
1.8−37

温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁によりペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜1.0mに維持し，発電長に報告する。
ｂ

溶融炉心堆積高さ0.2m以上の場合

運転員等は中央制御室にて，溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上であることを確認
後，格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁により低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員4名にて実施した
場合，108分以内と想定する。
【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水の場合】・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて実施した場
合，1 分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
1.8−38

現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室
温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.8.4）(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.8−25図に示す。
全交流動力電源が喪失し，炉心損傷が発生した場合，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により交流動力電源を確保し，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作を実施する。また，原子炉圧力容器の破損が発生した場合は，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施する。なお，ペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作は，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却と並行して実施するが，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却とペデスタル（ドライウェル部）の水位確保操作が並行して実施できない場合は，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却を実施した後，ペデスタル（ドライウェル部）
への水張りを実施する。
格納容器下部注水系（常設）が使用できない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により交流動力電源を確保し，消火系，補給水系又は格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施する。
格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポン
プ又は可搬型代替注水大型ポンプによるペデスタル（ドライウェル部）へ
1.8−39

の注水手段は，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水は，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場
合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水ができない場合に実施する。
（添付資料1.8.5，添付資料1.8.6，添付資料1.8.7）
1.8.2.2

溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1)

原子炉圧力容器への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心のペデスタル（ドライウェ
ル部）の床面への落下を遅延又は防止するため原子炉圧力容器へ注水する。また，十分な炉心の冷却ができず原子炉圧力容器下部へ溶融炉心が移動した場合でも原子炉圧力容器への注水により原子炉圧力容器の破損防止又は遅延を図る。
低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉圧力容器への注水手段は，低圧
代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が不明と判断した場合は，原子炉底部からジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。）以上まで水位を回復させるために必要な原子炉注水量を注水する。その後，原子炉水位をＬ０以上で維持するため崩壊熱相当の注水量以上での注水を継続的に実施する。
1.8−40ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，給水・復水系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器への注水を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，給水・復水系及び高圧炉心
スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8−9図に，タイムチャートを第1.8−10図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧
力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長に原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等に原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
1.8−41

⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁，
原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁を開とし，原子炉隔離時冷却系ポンプを起動させ，原子炉圧
力容器への注水が開始されたことを原子炉隔離時冷却系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑥発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

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

ｂ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，高圧代替注水系により
原子炉圧力容器への注水を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，給水・復水系，原子炉隔離
1.8−42

時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，サプレッション・プールの水位が確保されている場
合。
(b)

操作手順
高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8−11図に，タイムチャートを第1.8−12図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に高圧代替注
水系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水に必要な原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の電源切替
え操作を実施し，原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系注入弁及び原子炉隔
離時冷却系原子炉注入弁を開とする。
⑧運転員等は，発電長に高圧代替注水系による原子炉圧力容器への
1.8−43

注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系タービン止め弁を開とし，常設高圧代替注水系ポンプを起動させ，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを高圧代替注水系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始まで10分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｃ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（常設）
により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリが高圧の場合において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，
高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（常設）の運転状態確認後，逃がし
1.8−44

安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，給水・復水系，原子炉隔離
時冷却系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.8−13図に，タイムチャートを第1.8−14図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧代替注
水系（常設）による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁の電源切替
え操作を実施し，残留熱除去系Ｃ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
1.8−45

⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｃ）の操作ス
イッチを隔離する。
⑦運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）の使用モードを選択し，低圧代替注水系（常設）を起動操作した後，常設低圧代替注水系ポンプが起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧
力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁，原子炉注水弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁が自動開したことを確認する。
⑨運転員等は，発電長に常設低圧代替注水系ポンプの起動が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｃ系注入弁を開とし，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した
場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉
1.8−46

圧力容器への注水開始まで7分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消火系及び補給水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，低圧代替注水系（可搬型）の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，低圧代替注水系（常設），
代替循環冷却系，消火系及び補給水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの低圧
代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び1.8−47

可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.8−15図に，タイムチャートを第1.8−16図に示す（残留熱除去系Ｃ系配管を使用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接続
口又は高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水及び低圧炉心ス
プレイ系配管を使用する原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の手順は，手順⑩以外同様。）。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプレ
イ系配管を使用した低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉圧力容器への注水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁又は低圧
炉心スプレイ系注入弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系
Ｃ系注入弁又は低圧炉心スプレイ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
1.8−48

⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ｃ）又は低圧
炉心スプレイ系ポンプの操作スイッチを隔離する。
⑧運転員等は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧
力容器への注水準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧
力容器への注水の系統構成を指示する。
⑩ ａ 残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合
運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開とする。
⑩ ｂ 低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合
運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ系
注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を開とする。
⑪運転員等は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧
力容器への注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器へ注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器へ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）とし
1.8−49

て使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁を開とし，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長
代理に報告する。
⑰災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧
力容器への注水が開始されたことの確認を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）又は低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器への注水が開始されたことを連絡する。
発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０
1.8−50以上に維持するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器注水流量調整弁により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作について，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始までの必要な要員数及び所
要時間は以下のとおり。
【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内と想定する。
【残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内と想定する。
【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内と想定する。
【低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合】（水源：西側淡水貯水設備）
1.8−51

・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作
業性についても確保する。
（添付資料1.8.4）
ｅ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，代替循環冷却系により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉
隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，代替循環冷却系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプ又は西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系は残留熱除去系Ｂ系配管を用いるため，残留熱除去系Ｂ系配管を使用しない代替
循環冷却系ポンプ（Ａ）を優先して使用する。また，注水を行う際は，
1.8−52

ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実
施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，サプレッション・プ
ールの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり（代替循環冷却系Ｂ系による原子炉圧力容器への注水手順も同様。）。
概要図を第1.8−17図に，タイムチャートを第1.8−18図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧
力容器への注水に必要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイ
パス弁及び残留熱除去系Ａ系注入弁の電源切替え操作を実施し，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁及び残留熱除去系
Ａ系注入弁の表示灯が点灯したことを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧
力容器への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認する。
1.8−53

④運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の操作ス
イッチを隔離する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出
口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉とする。
⑧運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を開とする。
⑨運転員等は，発電長に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に代替循環冷却系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動
し，代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以
上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を開とした
後，代替循環冷却系Ａ系注入弁を開とするとともに，代替循環冷
却系Ａ系テスト弁を閉する。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始され
1.8−54

たことを代替循環冷却系原子炉注水流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した
場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系
による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替循環冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポン
プ使用の場合：370分以内

ｆ．消火系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，消火系により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，消火系の運転状態確認後，逃がし安全弁により1.8−55

減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

(b)

操作手順
消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8−19図に，タイムチャートを第1.8−20図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状
態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長に消火系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水の系
統構成を指示する。
⑤運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑥運転員等は，発電長に消火系による原子炉注水の系統構成が完了
1.8−56

したことを報告する。
⑦発電長は，運転員等にディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以
上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，消火系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開とする。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開とする。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで56分以内と想定する。
1.8−57

中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室
温は通常状態と同程度である。
（添付資料1.8.4）
ｇ．補給水系による原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失時，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，補給水系により原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，補給水系の運転状態確認後，逃がし安全弁により減圧を実施する。
なお，注水を行う際は，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，原子炉
冷却材圧力バウンダリが低圧状態であり，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。）が受電され，緊急用Ｍ／Ｃからモータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。） ２Ｃ又はＭＣＣ ２Ｄの受電が完了し，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系
による原子炉圧力容器への注水ができない場合で，復水貯蔵タンクの1.8−58水位が確保されている場合。
(b)

操作手順
補給水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.8−21図に，タイムチャートを第1.8−22図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長に補給水系による原子炉圧力容器への注水の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
⑤災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フラ
ンジの切り替えを指示する。
⑥重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施する。
⑦重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フラ
ンジの切り替えが完了したことを報告する。
⑧災害対策本部長代理は，発電長に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを連絡する。
⑨発電長は，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。
⑩運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡
1.8−59

ライン止め弁を開とする。
⑪運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開とする。
⑬運転員等は，発電長に補給水系による原子炉圧力容器への注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑭発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送
ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑯発電長は，運転員等に原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
であることを確認し，補給水系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑰運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁を開とし，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系系統流量の流量上昇で確認した後，発電長に報告する。
⑱発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持するように指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水
位Ｌ０以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員4名にて実施した
場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注1.8−60水開始まで110分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室
温は通常状態と同程度である。
ｈ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
全交流動力電源喪失時，損傷炉心への注水を行う場合，ほう酸水注入
系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，常設代
替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／ＣからＭＣＣ ２Ｃ又はＭＣＣ ２Ｄの受電が完了し，損傷炉心に注水を実施する場合。

(b)

操作手順
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.8−23図に，タイムチャートを第1.8−24図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長にほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入の準備が完了したことを報告する。
1.8−61

④発電長は，運転員等にほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入の開始を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう
酸水注入ポンプ（Ｂ）の起動操作（ほう酸水注入系起動用キー・スイッチを「ＳＹＳ

Ａ又はＳＹＳ

Ｂ」位置にすることで，ほう酸水貯蔵タンク出口弁及びほう酸水注入系爆破弁が開となり，
ほう酸水注入ポンプが起動する。）を実施し，ほう酸水注入ポン
プ吐出圧力が原子炉圧力容器内の圧力以上であることを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始されたことをほう酸水貯蔵タンク液位の低下により確認し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等にほう酸水貯蔵タンク液位を監視し，ほう酸
水が全量注入されたことを確認した後，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注入ポンプ（Ｂ）の停止を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器へほう酸水の全量注入完了を確認した後，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又はほう酸水注
入ポンプ（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してからほう酸水注入系による原子炉圧力容器
へのほう酸水注入開始まで2分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(2)

重大事故等時の対応手段の選択
1.8−62

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.8−26図に示す。
全交流動力電源が喪失し，炉心損傷が発生した場合において，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の場合は，所内常設直流電源設備により直流電源を確保し，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施す
る。
原子炉隔離時冷却系が使用できない場合は，常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により直流電源を確保し，高圧
代替注水系による原子炉圧力容器への注水を実施する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の場合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を実施する。また，原子炉冷却材圧力バウ
ンダリが高圧時の場合において，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系
による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，逃がし安全弁により減圧し，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を実施する。
低圧代替注水系（常設）が使用できない場合は，代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施する。
代替循環冷却系が使用できない場合は，消火系，補給水系又は低圧代替
注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水を実施する。
注水を行う際は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車
によりほう酸水注入系の電源を確保し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入を同時並行で実施する。
低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又
1.8−63

は可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉圧力容器への注水手段は，低圧
代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手段と同時並行で準備を開始する。
なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合に実施する。
また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要することから，消火系による原子炉圧力容器への注水ができない場合に実施する。
（添付資料1.8.5，添付資料1.8.6）
1.8.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

逃がし安全弁による減圧手順については，「1.3原子炉冷却材圧力バウ

ンダリを減圧するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順については，「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
常設低圧代替注水系ポンプ，復水移送ポンプ，原子炉隔離時冷却系，高圧
代替注水系，代替循環冷却系ポンプ，ほう酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順については，「1.14
1.8−64電源の確保に関する手順等」にて整備する。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。

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

1.8−65事故

第1.8−1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／5）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

重大 事故等 対処設 備

格納容器下部注水 系︵常設 ︶に よる
ペ デスタ ル ︵ドラ イウ ェル 部︶ へ の注水

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）
可搬型代替注水中型ポンプ ※２
可搬型代替注水大型ポンプ ※２
西側淡水貯水設備 ※２
代替淡水貯槽 ※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器床ドレン系配管・弁
原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁
原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

重大事故等 対処設 備

格納容器下部注水 系︵可搬 型︶ による
ペデスタル ︵ドラ イウ ェル 部︶ への注水

ペ デスタル ︵ドラ イウ ェル 部︶ の床面に落 下した 溶融炉心 の冷 却

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽 ※２
低圧代替注水系配管・弁格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器床ドレン系配管・弁
原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁
原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.8−66

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／5）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

補給水系に よる
ペデスタル ︵ドラ イウ ェル 部︶ への注水

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク ※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁
格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器床ドレン系配管・弁
原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁
原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

自主対策設 備消 火 系に よ る
ペ デス タ ル ︵ ド ラ イウ ェ ル 部 ︶ へ の 注 水

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

自主対策設 備

ペデスタル ︵ドラ イウ ェル 部︶ の床面に落 下した 溶融炉心 の冷 却

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク ※２
多目的タンク ※２
消火系配管・弁
格納容器下部注水系配管・弁
原子炉格納容器床ドレン系配管・弁
原子炉格納容器機器ドレン系配管・弁
原子炉格納容器
コリウムシールド
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.8−67

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／5）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

高圧代替注 水系に よる
原子炉圧力 容器へ の注水

常設高圧代替注水系ポンプ
サプレッション・チェンバ ※２
高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
高圧代替注水系（注水系）配管・弁
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
常設代替直流電源設備 ※３
可搬型代替直流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

ＡＭ設備別操作手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

低圧代替注 水 系︵ 常設︶に よる
原子炉圧力 容器へ の注水

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽 ※２
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等

重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

原子炉隔離時冷却系ポンプ
サプレッション・チェンバ ※２
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
常設代替直流電源設備 ※３
可搬型代替直流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

重大 事故等 対処設 備

原子炉隔離 時冷却 系による原子炉圧力 容器へ の注水

溶融炉心の ペデス タル︵ド ライ ウ ェル部︶ の床面 への落下 遅延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.8−68

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／5）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

可搬型代替注水中型ポンプ ※２
可搬型代替注水大型ポンプ ※２
西側淡水貯水設備 ※２
代替淡水貯槽 ※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

自主対策設 備消火系による
原子炉圧力 容器へ の注水

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク ※２
多目的タンク ※２
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

ＡＭ設備別操作手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※１

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等

重大事故等対策要領

重大事故等 対設備

代替循環冷 却系に よる
原子炉圧力 容器へ の注水

代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・チェンバ ※２
残留熱除去系熱交換器
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

重大事故等 対処設 備

低 圧 代 替 注 水 系︵ 可 搬 型︶ に よ る
原 子炉 圧 力 容 器 へ の 注水

溶融 炉 心の ペ デス タ ル︵ド ラ イ ウ ェル部︶ の床 面 へ の落 下 遅 延 ・ 防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対処設備

重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.8−69

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／5）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク ※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

ほう酸水注 入系に よる
原子炉圧力 容器へ のほう酸 水注 入

ほう酸水注入ポンプ
ほう酸水貯蔵タンク ※２
ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

自主対策設 備補給水系に よる
原子炉圧力 容器へ の注水

溶融炉心の ペデス タル︵ド ライ ウ ェル部︶ の床面 への落下 遅延 ・防止

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

対処設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.8−70第1.8−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位判断基準

原子炉格納容器内の温度

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用）

電源

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」
を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

補機監視機能制御棒位置指示ＡＭ設備別操作手順書

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

操作

原子炉格納容器内の水位

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用）
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用）
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用）
格納容器下部水位（満水管理用）
格納容器下部雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

1.8−71

監視計器一覧（2／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位判断基準

原子炉格納容器内の温度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

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

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用）

原子炉格納容器内の温度

操作
原子炉格納容器内の水位

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用）
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用）
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用）
格納容器下部水位（満水管理用）
格納容器下部雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

1.8−72

監視計器一覧（3／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の温度

格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用）

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

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

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等
ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

操作
原子炉格納容器内の水位

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用）
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用）
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用）
格納容器下部水位（満水管理用）
格納容器下部雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

1.8−73

監視計器一覧（4／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−３ａ」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の温度

格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用）
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用）

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

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

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

操作

原子炉格納容器内の水位

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用）
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用）
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用）
格納容器下部水位（満水管理用）
格納容器下部雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器下部注水流量

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

1.8−74

監視計器一覧（5／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量

電源

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

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

原子炉隔離時冷却系系統流量

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.8−75

監視計器一覧（6／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｂ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量
高圧炉心スプレイ系系統流量

電源

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

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.8−76

監視計器一覧（7／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｃ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

電源

ＡＭ設備別操作手順書
補機監視機能給水流量
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力

操作

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン狭帯域用）

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

1.8−77

監視計器一覧（8／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

原子炉格納容器内の放射線量率
原子炉圧力容器内の温度
原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器内の圧力

判断基準

原子炉圧力容器への注水量

電源
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
補機監視機能水源の確保

原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器内の圧力

操作
原子炉圧力容器への注水量

水源の確保

1.8−78

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）
原子炉圧力容器温度
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン狭帯域用）
代替循環冷却系原子炉注水流量
275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン狭帯域用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬
ライン狭帯域用）
西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

監視計器一覧（9／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｅ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン狭帯域用）

電源

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

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確認

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.8−79

監視計器一覧（10／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｆ．消火系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

電源

ＡＭ設備別操作手順書

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン狭帯域用）
代替循環冷却系原子炉注水流量
275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧操作

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

1.8−80

監視計器一覧（11／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｇ．補給水系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン狭帯域用）
代替循環冷却系原子炉注水流量

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

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.8−81

監視計器一覧（12／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｈ．ほう酸注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の水位

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

電源

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

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作1.8−82

第1.8−3表

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

対象条文

常設低圧代替注水系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ低圧代替注水系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ弁

格納容器下部注水系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

弁

原子炉隔離時冷却系（注水系）

高圧代替注水系（蒸気系）【1.8】
原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための
手順等

給電元
給電母線

供給対象設備

高圧代替注水系（注水系）

残留熱除去系

弁

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

弁

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

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

弁

低圧炉心スプレイ系

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

代替循環冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

弁

ほう酸水注入ポンプ

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

ほう酸水注入系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

弁

1.8−83

凡例
設計基準対象施設から追加した箇所

③ ※２
③ ※１

③ ※４

1.8−84③③ ※６ ，⑪ ※２※３③ ※５ ，⑪ ※１

操作手順
制限弁

③ ※５ ，③ ※６ ，⑪ ※１ ，⑪ ※２

排水弁

記載例

，③

※２

，③

※３

弁名称
※４

③

※１

，③

○
：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−1図

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

概要図（1／2）

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.8−85

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑧

記載例

※１

弁名称
常設低圧代替注水系系統分離弁⑧ ※２

格納容器下部注水系ペデスタル注水弁⑧ ※３

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁

操作手順
⑧

※４

⑪，⑫，⑭ ａ ，⑭ ｂ

弁名称
格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁
格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−1図

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

概要図（2／2）

2

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

4

6

8

10

経過時間（ 分）
12
14

16

18

20

22

24

備考

10

11

12

備考

5.5

6

備考

6

備考

格納容器下 部注水系 （常設 ）による ペデス タル（ ドライウェ ル部）へ の注水
17 分
必要な負荷 の電源切 替え操 作

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注 水運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）排水弁開操作2
系統構成，注水開始操作

1

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

2

3

4

5

経過時間（ 分）6
7

8

9

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の水位 1.05m 到達
4 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）へ の注水 停 止
注水停止操作

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注 水運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

2

0.5

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

ベント管よ り排水後 ，ペデ スタル（ ドライ ウェル 部）の水位 1.0m 到達
手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1分

ベント管 より排水 停止確 認

排水弁自動閉確認
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注 水運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）2

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

5.5

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の溶 融炉心 堆積高 さ確認
1 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）の 溶融炉 心 堆積高さに 応じた注 水
注水開始操作

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注 水運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）2

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8−2図

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水タイムチャート

1.8−86

凡例
設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

⑥ ※２

⑥ ※１

⑥ ※４
⑥ ※３

⑥ ※６ ，⑲ ※２

1.8−87⑥ ※５ ，⑲ ※１

操作手順

弁名称

⑥ ※１ ，⑥ ※２ ，⑥ ※３ ，⑥ ※４

制限弁⑥ ※５ ，⑥ ※６ ，⑲ ※１ ，⑲ ※２

排水弁

記載例

○
：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−3図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）2）

概要図（1／

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.8−88

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

記載例

弁名称

⑩ ※１

格納容器下部注水系ペデスタル注水弁⑩ ※２

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁⑩ ※３

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁

操作手順⑩ ※４ ，⑲，

ａ

弁名称
，

ｂ

⑯

格納容器下部注水系ペデスタル注水流量調整弁
原子炉建屋西側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁，高所西側接続口の弁，高所東側接続口の弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−3図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）2）

概要図（2／

10

手順の項目

20

実施箇所・ 必要要員 数

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

170

180

190

200

210

格納容器下 部注水系 （可搬 型）によ るペデ スタル （ドライウ ェル部） への注 水

備考

220

215 分

必要な負荷 の電源切 替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）排水弁開操作1
系統構成

格納容器下 部注水系
（可搬型） によるペデスタル（ ドライウ
ェル部）へ の注水
（淡水／海 水）（高所東側 接続口を使用したペ デスタル
（ドライウ ェル部）
水位確保の 場合）

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は 412m】
1

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

11

12

備考

5.5

6

備考

6

備考

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の水位 1.05m 到達
4 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）へ の注水 停 止
注水停止操作

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

ベント管よ り排水後 ，ペデ スタル（ ドライ ウェル 部）の水位 1.0m 到達
1 分 ベント管 より排水 停止確 認
排水弁自動閉確認

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

5.5

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の溶 融炉心 堆積高 さ確認
1 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）の 溶融炉 心 堆積高さに 応じた注 水
注水開始操作

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8−4図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）
1.8−89

タイムチャート（1／4）

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

格納容器下 部注水系 （可搬 型）によ るペデ スタル （ドライウ ェル部） への注 水

140

備考

150

140 分

必要な負荷 の電源切 替え操 作
排水弁開操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1
系統構成

格納容器下 部注水系
（可搬型） によるペデスタル（ ドライウ
ェル部）へ の注水
（淡水／海 水）（高所西側 接続口を使用したペ デスタル
（ドライウ ェル部）
水位確保の 場合）

西側淡水貯 水設備からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し
重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備蓋 開放， ポンプ設置，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は 70m】
1

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

11

12

備考

5.5

6

備考

6

備考

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の水位 1.05m 到達
4 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）へ の注水 停 止
注水停止操作

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

ベント管よ り排水後 ，ペデ スタル（ ドライ ウェル 部）の水位 1.0m 到達
1 分 ベント管 より排水 停止確 認
排水弁自動閉確認

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

5.5

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の溶 融炉心 堆積高 さ確認
1 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）の 溶融炉 心 堆積高さに 応じた注 水
注水開始操作

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8−4図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

1.8−90

タイムチャート（2／4）

10

手順の項目

20

実施箇所・ 必要要員 数

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

490

500

510

520

530

格納容器下 部注水系 （可搬 型）によ るペデ スタル （ドライウ ェル部） への注 水

備考

540

535 分

必要な負荷 の電源切 替え操 作
排水弁開操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1
系統構成

格納容器下 部注水系
（可搬型） によるペデスタル（ ドライウ
ェル部）へ の注水
（淡水／海 水）（原子炉建 屋東側接続口を使用 したペデスタル（ド ライウェ
ル部）水位 確保の場
合）

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は 542m】
1

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

11

12

備考

5.5

6

備考

6

備考

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の水位 1.05m 到達
手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

4分

ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）へ の注水 停 止

注水停止操作
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

ベント管よ り排水後 ，ペデ スタル（ ドライ ウェル 部）の水位 1.0m 到達
1 分 ベント管 より排水 停止確 認
排水弁自動閉確認

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

5.5

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の溶 融炉心 堆積高 さ確認
1 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）の 溶融炉 心 堆積高さに 応じた注 水
注水開始操作

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8−4図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）
1.8−91

タイムチャート（3／4）

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
90
170

180

260

270

280

格納容器下 部注水系 （可搬 型）によ るペデ スタル （ドライウ ェル部） への注 水

320

備考

330

320 分

必要な負荷 の電源切 替え操 作
排水弁開操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1
系統構成

格納容器下 部注水系
（可搬型） によるペデスタル（ ドライウ
ェル部）へ の注水
（淡水／海 水）（原子炉建 屋東側接続口を使用 したペデスタル（ド ライウェ
ル部）水位 確保の場
合）西側淡水貯 水設備からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し
西側淡水貯 水設備蓋 開放， ポンプ設 置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は 881m】
1

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

11

12

備考

5.5

6

備考

6

備考

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の水位 1.05m 到達
手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

4分

ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）へ の注水 停 止

注水停止操作
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

ベント管よ り排水後 ，ペデ スタル（ ドライ ウェル 部）の水位 1.0m 到達
1 分 ベント管 より排水 停止確 認
排水弁自動閉確認

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

5.5

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の溶 融炉心 堆積高 さ確認
1 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）の 溶融炉 心 堆積高さに 応じた注 水
注水開始操作

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／
海水）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8−4図

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）
1.8−92

タイムチャート（4／4）

凡例
設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

③ ※２

③ ※１

③ ※４

1.8−93③ ※３③ ※６ ，⑬ ※２③ ※５ ，⑬ ※１

操作手順
制限弁

③ ※５ ，③ ※６ ，⑬ ※１ ，⑬ ※２

排水弁

記載例

，③

※２

，③

※３

弁名称
※４

③

※１

，③

○
：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−5図

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

概要図（1／2）

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁
設計基準対象施設から追加した箇所

1.8−94
操作手順

記載例

弁名称

操作手順
ａ

⑦

補助ボイラ冷却水元弁⑫

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁⑬，⑭，⑯ ，⑯

弁名称ｂ

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。

第1.8−5図

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

概要図（2／2）

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

20

経過時間（ 分）405030

消火系によ るペデス タル（ ドライウ ェル部 ）への 注水

60

70

90

備考

11

12

備考

5.5

6

備考

6

備考

80

54 分

必要な負荷 の電源切 替え操 作

消火系によるペデスタ
ル（ドライウェル部）
への注水

排水弁開操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）（現場）

2

系統構成， 注水開始 操作

移動，系統 構成

1

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の水位 1.05m 到達
4 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）へ の注水 停 止
注水停止操作

消火系によるペデスタ
ル（ドライウェル部）
への注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

ベント管よ り排水後 ，ペデ スタル（ ドライ ウェル 部）の水位 1.0m 到達
1 分 ベント管 より排水 停止確 認
排水弁自動閉確認

消火系によるペデスタ
ル（ドライウェル部）
への注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

0.5

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

5.5

ペデスタル （ドライ ウェル 部）の溶 融炉心 堆積高 さ確認
1 分 ペデスタ ル（ドラ イウェ ル部）の 溶融炉 心 堆積高さに 応じた注 水
注水開始操作

消火系によるペデスタ
ル（ドライウェル部）
への注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8−6図

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
ャート

1.8−95タイムチ

凡例
設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

③ ※２

③ ※１

③ ※４

1.8−96③※３③ ※６ ，⑲ ※２③ ※５ ，⑲ ※１

操作手順
制限弁

③ ※５ ，③ ※６ ，⑲ ※１ ，⑲ ※２

排水弁

記載例

，③

※２

，③

※３

弁名称
※４

③

※１

，③

○
：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−7図

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

概要図（1／2）

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁
設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

1.8−97
操作手順
⑫

※１

，⑫
⑬

記載例

※２

弁名称
補給水系−消火系連絡ライン止め弁
補助ボイラ冷却水元弁

操作手順

弁名称

⑭
⑲，⑳，

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン隔離弁ａ，ｂ

格納容器下部注水系ペデスタル注入ライン流量調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−7図

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

概要図（2／2）

10

手順の項目

20

30

実施箇所・ 必要要 員数4050

経過時間（ 分）
60
70

80

90

100

110

補給水系に よるペ デスタル （ドラ イウェル 部）へ の注水

108 分

120

備考

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）補給水系に よるペ デスタ
ル（ドライ ウェル 部）への注水

排水弁開操作1
系統構成， 注水開 始操作

移動
運転員等（当直運転 員）
（現場）

2

重大事故等
対応要員

4

系統構成

移動，連絡 配管閉 止フラン ジ切替 え

1

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

11

12

備考

6

備考

6

備考

ペデスタル （ドラ イウェル 部）の 水位 1.05m 到達
5 分 ペデスタ ル（ド ライウェ ル部） への注水 停 止
注水停止操作補給水系に よるペ デスタ
ル（ドライ ウェル 部）へ
の注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

1

0.5

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

5.5

ベント管よ り排水 後，ペデ スタル （ドライ ウェル 部）の水位 1.0m 到 達
手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2分

ベント管 より排 水停止確 認
排水弁自動閉確認

補給水系に よるペ デスタ
ル（ドライ ウェル 部）へ
の注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保】

0.5

1

1.5

2

2.5

経過時間（ 分）
3
3.5

4

4.5

5

5.5

ペデスタル （ドラ イウェル 部）の 溶融炉心 堆積高 さ確認
手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

1分

ペデスタ ル（ド ライウェ ル部） の溶融炉 心 堆積高さに 応じた 注水

注水開始操作補給水系に よるペ デスタ
ル（ドライ ウェル 部）へ
の注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水】

第1.8−8図

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
チャート

1.8−98

タイム

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

HO

油圧駆動

弁
操作手順

弁名称

⑤ ※１

原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁⑤ ※２

原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁

⑤
記載例

※３

逆止弁
設計基準対象施設から追加した箇所

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.8−9 図

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
1.8−99

概要図

0.5

手順の項目

原子炉隔離 時冷却 系による原子炉 圧力容 器への注水実施箇所・ 必要要 員数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.8−10 図11.5

経過時間（ 分）22.5

原子炉隔離 時冷却 系による 原子炉 圧力容器 への注 水

3

3.5

4

4.5

備考

3分
注水開始操 作1

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ャート

1.8−100

タイムチ

凡例
ポンプ

操作手順

記載例

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

HO

油圧駆動

弁

弁名称

⑥

原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁※１

高圧代替注水系注入弁

⑦

MO

逆止弁

⑦ ※２

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁⑩

高圧代替注水系タービン止め弁

設 計 基 準 対 象施 設 か ら追加した箇所○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.8−11 図

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
1.8−101

概要図

2

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

46

経過時間（ 分）810

高圧代替注 水系によ る原子 炉圧力容 器への 注水

12

14

16

18

備考

10 分

必要な負荷 の電源切 替え操 作
高圧代替注 水系によ る
原子炉圧力 容器への 注
水

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第 1.8−12 図

1

系統構成， 注水開始 操作

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
ト1.8−102

タイムチャー

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.8−103

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑧

※１

⑧

※２

記載例

弁名称

操作手順

弁名称

常設低圧代替注水系系統分離弁⑧※３

原子炉圧力容器注水流量調整弁

原子炉注水弁⑪

残留熱除去系Ｃ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−13図

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

概要図

1

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

2

3

4

5

経過時間（ 分）
6
7

8

9

10

11

12

備考

低圧代替注 水系（ 常設）に よる原 子炉圧力 容器へ の注水
7分
必要な負荷 の電源 切替え操 作

低圧代替注 水系（ 常設）による原子 炉圧力 容器へ
の注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第1.8−14図

2

系統構成， 注水開 始操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
ムチャート

1.8−104

タイ

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.8−105

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑩

ａ※１

，⑩

⑩ ａ※２
⑩
記載例

ｂ※２

ｂ※１

弁名称
原子炉注水弁操作手順⑩

残留熱除去系Ｃ系注入弁

ａ※３

，⑩

ｂ※３

，

⑯

弁名称
原子炉圧力容器注水流量調整弁
原子炉建屋西側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁，高所西側接続口の弁，高所東側接続口の弁

低圧炉心スプレイ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−15図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

実施箇所・ 必要要 員数60

経過時間（ 分）
110
120
130

170

180

190

200

210

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉圧 力容器 への注水

220

備考

215 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
圧力容器へ の注水
（淡水／海 水）
（残留熱除 去系Ｃ 系
配管を使用 した高 所
東側接続口 による 原
子炉圧力容 器への 注
水の場合）

代替淡水貯 槽から の送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷 卸し
代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
ホース接続
送水準備， 注水開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

実施箇所・ 必要要 員数5060

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉圧 力容器 への注水

140

150

備考

140 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
圧力容器へ の注水
（淡水／海 水）
（残留熱除 去系Ｃ 系
配管を使用 した高 所
西側接続口 による 原
子炉圧力容 器への 注
水の場合）

系統構成

西側淡水貯 水設備 か
らの送水

準備

重大事故等
対応要員

8

ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷 卸し
西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ設置，ホー ス敷設
ホース接続
送水準備， 注水開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は70m】

第1.8−16図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

タイムチャート（1／2）

1.8−106

10

手順の項目

20

30

40

50

実施箇所・ 必要要 員数60

経過時間（ 分）
70
110
120

490

500

510

520

530

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉圧 力容器 への注水

540

備考

535 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
圧力容器へ の注水
（淡水／海 水）（低圧炉心 スプレ イ
系配管を使 用した 原
子炉建屋東 側接続 口
による原子 炉圧力 容器への注水 の場合 ）代替淡水貯 槽から の送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷 卸し
代替淡水貯 槽蓋開 放，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

実施箇所・ 必要要 員数5060

経過時間（ 分）
70
90
170

180

260

270

280

低圧代替注 水系（ 可搬型） による 原子炉圧 力容器 への注水

320

330

備考

320 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

低圧代替注 水系（ 可搬型）によ る原子 炉
圧力容器へ の注水
（淡水／海 水）（低圧炉心 スプレ イ
系配管を使 用した 原
子炉建屋東 側接続 口
による原子 炉圧力 容器への注水 の場合 ）系統構成

西側淡水貯 水設備 からの送水

準備
ホース積込 み，移 動（南側 保管場 所〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷 卸し
西側淡水貯 水設備 蓋開放， ポンプ 設置
重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
ホース接続
送水準備， 注水開 始操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は 542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は 881m】

第1.8−16図

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

タイムチャート（2／2）

1.8−107

凡例
ポンプ

操作手順
⑦ ※１
⑦

残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁⑦ ※４

残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁

，⑬

⑬ ※１
⑬
記載例

※２

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁

残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁

⑦ ※３

※２

電動駆動

残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁

※２

⑧ ※１
⑧

弁名称

MO

逆止弁

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁※３

冷却水

代替循環冷却系Ａ系テスト弁
残留熱除去系Ａ系注入弁

設計基準対象施設から追加した箇所

代替循環冷却系Ａ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−17図

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

1.8−108

概要図

5

手順の項目

実施箇所・ 必要要 員数

1015

経過時間（ 分）
20
25

30

35

代替循環冷 却系に よる原子 炉圧力 容器への 注水

40

45

備考

41 分

必要な負荷 の電源 切替え操 作
代替循環冷 却系に よる
原子炉圧力 容器へ の注
水

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

系統構成
※1

2
注水開始操 作

※1：代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水を示す。また，代替循環冷却系Ｂ系による原子炉圧力容器への注水については，注水開始まで41分以内と想定する。

第1.8−18図

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水
ト1.8−109

タイムチャー

凡例
ポンプ

操作手順
⑤

記載例

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

弁名称
弁

補助ボイラ冷却水元弁⑩ ※１ ，⑩ ※２⑪

MO

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁
逆止弁

残留熱除去系Ｂ系注入弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−19図

消火系による原子炉圧力容器への注水

1.8−110

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

2030

経過時間（ 分）4050

消火系によ る原子炉 圧力容器 への注水

60

70

80

90

備考

56 分
系統構成， 注水開始 操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

消火系による原子炉圧
力容器への 注水

第1.8−20図

移動，系統 構成

消火系による原子炉圧力容器への注水

1.8−111

タイムチャート

凡例
ポンプ

操作手順

弁名称

⑩ ※１ ，⑩ ※２補給水系−消火系連絡ライン止め弁

⑪

記載例

電動駆動

AO

空気駆動

NO

窒素駆動

補助ボイラ冷却水元弁⑫ ※１ ，⑫ ※２⑰

MO

残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁
残留熱除去系Ｂ系注入弁

弁

逆止弁

○
：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.8−21図

補給水系による原子炉圧力容器への注水

1.8−112

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
60
70

80

90

100

110

補給水系に よる原子 炉圧力容 器への注 水

120

備考

110 分

系統構成， 注水開始 操作

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）
（現場）

2

重大事故等
対応要員

4

移動
補給水系に よる原子 炉圧
力容器への 注水

第1.8−22図

系統構成

移動，連絡 配管閉止 フランジ 切替え

補給水系による原子炉圧力容器への注水

1.8−113

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

爆破弁

1.8−114

安全弁
設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑤

※１

⑤

※３

記載例

弁名称

，⑤

※２

ほう酸水貯蔵タンク出口弁，⑤※４

ほう酸水注入系爆破弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.8−23 図

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

概要図

0.5

手順の項目

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

実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

1.5

経過時間（ 分）
2
2.5

3

3.5

4

4.5

備考

ほう酸水注 入系によ る原子炉 圧力容器 へのほう 酸 水注入
2分
注入開始操 作※1

1

※1：ほう酸水注入系Ａ系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を示す。また，ほう酸水注入系Ｂ系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入については，注入開始まで 2 分以内と想定する。

第 1.8−24 図

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
ムチャート

1.8−115

タイ

①より

ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却（凡例）：プラント状態

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

全交流動力電源喪失：操作・確認：判断：重大事故等対処設備

炉心損傷 ※ １
ペデスタル（ドライウェル部）の水位
0.5m〜1.0m 維持

Yes

可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプ
準備 ※ ２ ， ３

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

重大 事故 等 へ対 処す るた め に
消火 系に よ る消 火が 必要 な 火災 が発生 して い ないNoYes
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

制限弁「閉」及び排水弁「開」確認

ペデスタル（ドライウェル部）
水位確保

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
0.5m〜1.0m 維持No

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

重大 事故 等 へ対 処す るた め に
消火 系に よ る消 火が 必要 な 火災 が発生 して い ない

No

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
0.5m〜1.0m 維持

Yes

Yes
Yes

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
0.5m〜1.0m 維持

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No
溶融炉心の冷却②よりYes
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

ペデスタル（ドライウェル部）
水位確保

Yes

No

ペデスタル
（ドライウェル部）
水位確保

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

ペデスタル（ドライウェル部）
水位確保

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
2.25m〜2.75m 維持

Yes

Yes

No

重大 事故 等 へ対 処す るた め に
消火 系に よ る消 火が 必要 な 火災 が発生 して い ないNo

排水弁「閉」確認

Yes
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

原子炉圧力容器破損

溶融炉心堆積高さ0.2m 未満

ペデスタル（ドライウェル部）の水位
2.25m〜2.75m 維持

No

Yes

補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
2.25m〜2.75m 維持

格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水

No

ペデスタル
（ドライウェル部）の水位
2.25m〜2.75m 維持

Yes

Yes
①へ

溶融炉心の冷却②へ※1：ペデスタル（ドライウェル部）への水張りは，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却と並行して実施するが，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却とペデスタル（ドライウェル部）への水張りを並行して実施できない場合は，発電用原子炉の冷却や原子炉格納容器内の冷却を実施した後，ペデスタル（ドライウェル部）への水張りを実施する。
※2：炉心損傷により屋外放射線量が高い場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を実施する。
※3：可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水と同時並行で開始し，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順位に従い，格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。

第1.8−25図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート
1.8−116

溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止（凡例）
全交流動力電源喪失：プラント状態：操作・確認

炉心損傷：判断：重大事故等対処設備
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入

No

原子炉冷却材圧力
バウンダリ高圧時

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時

Yes
給水 ・復 水 系に よる
原子 炉圧 力 容器 への 注水 機 能喪 失

給水 ・復 水 系及 び非 常用 炉 心冷 却系によ る原 子 炉圧 力容 器へ の 注水 機能 喪 失

原子炉隔離時冷却系
による原子炉圧力容器への注水①より

No
原子炉圧力容器への注水成功Yes

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプ準備 ※ １ ， ２

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

No

重大 事故 等 へ対 処す るた め に
消火 系に よ る消 火が 必要 な 火災 が発生 して い ないNo
原子炉圧力容器への注水成功Yes

高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水機能喪失

Yes
代替循環冷却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

消火系による
原子炉圧力容器への注水

①より

①より

No
原子炉圧力容器への注水成功Yes

NoNo
原子炉圧力容器への注水成功逃がし安全弁による減圧（低圧代替注水系の運転状態確認 ※ ３ 後）Yes

原子炉圧力容器への注水成功Yes

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水

補給水系による
原子炉圧力容器への注水

①より

①より

①へ

No
原子炉圧力容器への注水成功Yes

原子炉圧力容器への注水※1：炉心損傷により屋外放射線量が高い場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を実施する。
※2：可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水と同時並行で開始し，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順位に従い，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。
※3：「低圧代替注水系」とは，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消火系，補給水系及び低圧代替注水系（可搬型）をいい，重大事故等時の対応手段選択フローチャートの優先順位に従い，運転状態の確認を実施する。

第1.8−26図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート

1.8−117

添付資料 1.8.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／7）
技術 的能 力 審査 基準 （1.8）
【本 文】
発電 用原 子 炉設 置者 にお い て、 炉心 の 著 しい損 傷が 発 生し た場 合に お いて 原子 炉 格 納
容器 の破 損 を防 止す るた め 、溶 融し 、 原 子
炉格 納容 器 の下 部に 落下 し た炉 心を 冷 却 す
るた めに 必 要な 手順 等が 適 切に 整備 さ れ ている か、 又 は整 備さ れる 方 針が 適切 に 示 されて いる こ と。

番号

設置 許可 基 準規 則（ 第 51 条 ）技術 基準 規則（第 66 条 ）

【本 文】

【本 文】

発電 用原 子 炉施 設に は、 炉 心の 著し い 損 傷

発電 用原 子 炉施 設に は、 炉 心の 著し い 損 傷が発 生し た 場合 にお いて 原 子炉 格納 容 器 のが発 生し た 場合 にお いて 原 子炉 格納 容 器 の破損 を防 止 する ため 、溶 融 し、 原子 炉 格 納

破損 を防 止 する ため 、溶 融 し、 原子 炉 格 納

容器 の下 部 に落 下し た炉 心 を冷 却す る た め

容器 の下 部 に落 下し た炉 心 を冷 却す る た めに必 要な 設 備を 設け なけ れ ばな らな い 。

に必 要な 設 備を 施設 しな け れば なら な い 。

【解 釈】

【解 釈】

【解 釈】

1

1

1

①

「 溶 融し 、原 子 炉格納容 器の 下 部に 落

第 51 条 に規 定す る「 溶 融し 、原 子 炉 格
納容 器の 下 部に 落下 した 炉 心を 冷却 す

納容 器の 下 部に 落下 した 炉 心を 冷却 す順等 」と は 、以 下に 掲げ る 措置 又は こるた めに 必 要な 設備 」と は 、以 下に 掲

るた めに 必 要な 設備 」と は 、以 下に 掲

れら と同 等 以上 の効 果を 有 する 措置 をげる 措置 又 はこ れら と同 等 以上 の効 果

げる 措置 又 はこ れら と同 等 以上 の効 果行う ため の 手順 等を いう ｡

を有 する 措 置を 行う ため の 設備 をい う｡

を有 する 措 置を 行う ため の 設備 をい う｡

なお 、原 子 炉格 納容 器下 部 に落 下し た

なお 、原 子 炉格 納容 器下 部 に落 下し たた溶 融炉 心 の冷 却は 、溶 融 炉心 ・コ ン

溶融 炉心 の 冷却 は、 溶融 炉 心・ コン ク

溶融 炉心 の 冷却 は、 溶融 炉 心・ コン ク

クリ ート 相 互作 用（ ＭＣ Ｃ Ｉ） を抑 制

リー ト相 互 作用 （Ｍ ＣＣ Ｉ ）を 抑制 すリー ト相 互 作用 （Ｍ ＣＣ Ｉ ）を 抑制 す

する こと 及 び溶 融炉 心が 拡 がり 原子 炉

るこ と及 び 溶融 炉心 が拡 が り原 子炉 格

るこ と及 び 溶融 炉心 が拡 が り原 子炉 格

格納 容器 バ ウン ダリ に接 触 する こと を

納容 器バ ウ ンダ リに 接触 す るこ とを 防

納容 器バ ウ ンダ リに 接触 す るこ とを 防防止 する た めに 行わ れる も ので ある 。

止す るた め に行 われ るも の であ る。

止す るた め に行 われ るも の であ る。

(1)原 子 炉格 納容 器 下部に落 下し た 溶融 炉a)原 子炉 格 納容 器下 部注 水 設備 を設 置 す るa)原 子炉 格 納容 器下 部注 水 設備 を設 置 す る

こと 。原 子 炉格 納容 器下 部 注水 設備 とこと 。原 子 炉格 納容 器下 部 注水 設備 とa)炉 心の 著 しい 損傷 が発 生 した 場合 に お いは、 以下 に 掲げ る措 置又 は これ らと 同 等

は、 以下 に 掲げ る措 置又 は これ らと 同 等て、 原子 炉 格納 容器 下部 注 水設 備に よ

以上 の効 果 を有 する 措置 を 行う ため の 設

以上 の効 果 を有 する 措置 を 行う ため の 設り、 原子 炉 格納 容器 の破 損 を防 止す る た備を いう 。

備を いう 。

−

心の 冷却

めに 必要 な 手順 等を 整備 す るこ と。

②(2)溶 融 炉心 の原 子 炉格納容 器下 部 への 落
下遅 延・ 防 止a)溶 融炉 心 の原 子炉 格納 容 器下 部へ の 落 下を遅 延又 は 防止 する ため 、 原子 炉圧 力 容器へ 注水 す る手 順等 を整 備 する こと 。

③④

第 66 条 に規 定す る「 溶 融し 、原 子 炉 格

下し た炉 心 を冷 却す るた め に必 要な 手

なお 、原 子 炉格 納容 器下 部 に落 下し

番号

−

⑤
ⅰ)原 子 炉格 納容 器 下部 注水 設備 （ ポン プⅰ)原 子 炉格 納容器 下部 注水 設備 （ ポン プ

車及 び耐 圧 ホー ス等 ）を 整 備す るこ

車及 び耐 圧 ホー ス等 ）を 整 備す ること。 （可 搬 型の 原子 炉格 納 容器 下部 注と。 （可 搬 型の 原子 炉格 納 容器 下部 注

水設 備の 場 合は 、接 続す る 建屋 内の 流

水設 備の 場 合は 、接 続す る 建屋 内の 流

路を あら か じめ 敷設 する こ と。 ）路を あら か じめ 敷設 する こ と。 ）ⅱ)原 子 炉格 納容 器 下部 注水 設備 は 、多 重ⅱ)原 子 炉格 納容器 下部 注水 設備 は 、多 重

性又 は多 様 性及 び独 立性 を 有し 、位 置

性又 は多 様 性及 び独 立性 を 有し 、位 置

的分 散を 図 るこ と。 （た だ し、 建屋 内

的分 散を 図 るこ と。 （た だ し、 建屋 内の構 造上 の 流路 及び 配管 を 除く 。）の構 造上 の 流路 及び 配管 を 除く 。）b)こ れら の 設備 は、 交流 又 は直 流電 源 が 必b)こ れら の 設備 は、 交流 又 は直 流電 源 が 必

要な 場合 は 代替 電源 設備 か らの 給電 を 可

要な 場合 は 代替 電源 設備 か らの 給電 を 可能と する こ と。

能と する こ と。

1.8−118⑥⑦

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／7）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

自主対策 設 備

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

ディ ーゼ ル駆動 消火 ポ ンプ

代替 淡水 貯槽新設

ろ過 水貯 蔵タン ク

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

多目 的タ ンク

格納 容器 下部注 水系 配 管・ 弁

既設
新設

原子 炉格 納容器 床ド レ ン系 配
管・ 弁

既設
新設

−

消火系によるペデスタル︵ドライウェル部︶ への注水

新設①②④⑤⑥⑦

格納 容器 下部注 水系 ︵ 常設 ︶ によ る
ペデ スタ ル ︵ド ライ ウ ェル 部 ︶へ の注 水

常設 低圧 代替注 水系 ポ ンプ

消火 系配 管・弁

格納 容器 下部注 水系 配 管・ 弁

原子 炉格 納容器

既設

コリ ウム シール ド

新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

常設 代替 交流電 源設 備

可搬 型代 替注水 中型 ポ ンプ

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

新設

燃料 給油 設備

西側 淡水 貯水設 備新設

復水 移送 ポンプ代替 淡水 貯槽新設

復水 貯蔵 タンク

ホー ス

新設

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

格納 容器 下部注 水系 配 管・ 弁

既設
新設

−

補給 水系 に よる ペデ ス タル ︵ ドラ イウ ェ ル部 ︶へ の 注水

既設新設①②④⑤⑥⑦

格納 容器 下 部注 水系 ︵ 可搬 型 ︶に よる ペ デス タル ︵ ドラ イウ ェ ル部 ︶ への 注水

原子 炉格 納容器 機器 ド レン 系
配管 ・弁

原子 炉格 納容器 床ド レ ン系 配管・ 弁
原子 炉格 納容器 機器 ド レン 系
配管 ・弁
原子 炉格 納容器

コリ ウム シール ド

補給 水系 配管・ 弁

消火 系配 管・弁

格納 容器 下部注 水系 配 管・ 弁

原子 炉格 納容器 床ド レ ン系 配
管・ 弁

既設
新設

原子 炉格 納容器 機器 ド レン 系
配管 ・弁

既設
新設

原子 炉格 納容器

既設

コリ ウム シール ド

新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

常設 代替 交流電 源設 備

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

燃料 給油 設備新設

燃料 給油 設備

1.8−119

原子 炉格 納容器 床ド レ ン系 配管・ 弁
原子 炉格 納容器 機器 ド レン 系
配管 ・弁
原子 炉格 納容器

コリ ウム シール ド

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／7）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
既設
新設

原子 炉隔 離 時冷却系 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

原子 炉隔 離時冷 却系 ポ ンプ

既設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁・ スト レ ーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ新設

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

既設

高圧 代替 注水系 （蒸 気 系） 配
管・ 弁

新設

主蒸 気系 配管・ 弁

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 蒸気系） 配管 ・弁既設

高圧 代替 注水系 （注 水 系） 配
管・ 弁

新設

高圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スト レーナ

既設

原子 炉隔 離時冷 却系 （ 注水系） 配管 ・弁既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

−

−

−

①③④

機器 名称

①③④

手段

自主対策 設 備−−−

1.8−120

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／7）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

自主対策 設 備

解釈
対応 番号

備考

手段

機器 名称

代替 淡水 貯槽新設

ろ過 水貯 蔵タン ク

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

残留熱除去系Ｃ系配管・弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

可搬 型代 替注水 中型 ポ ンプ

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

新設

燃料 給油 設備

西側 淡水 貯水設 備新設

復水 移送 ポンプ代替 淡水 貯槽新設

復水 貯蔵 タンク

ホー ス

新設

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設−

補給 水系 に よる 原子 炉 圧力容 器へ の注 水−

消火 系に よ る原子炉 圧 力容 器 への 注水

ディ ーゼ ル駆動 消火 ポ ンプ①③④

低圧 代替 注 水系 ︵可 搬 型︶ に よる 原子 炉 圧力容器 へ の注 水

新設

①③④

低圧代替 注水系︵常設︶による原子 炉圧 力 容器 への 注 水

常設 低圧 代替注 水系 ポ ンプ

多目 的タ ンク

消火 系配 管・弁

残留熱除去系Ｂ系配管・弁

原子 炉圧 力容器

常設 代替 交流電 源設 備

補給 水系 配管・ 弁

消火 系配 管・弁

残留熱除去系Ｃ系配管・弁

既設

低圧 炉心 スプレ イ系 配 管・弁・ スパ ージャ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

燃料 給油 設備新設−

1.8−121

残留熱除去系Ｂ系配管・弁

原子 炉圧力 容器

常設 代替 交流電 源設 備−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／7）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

既設

残留 熱除 去系熱 交換 器

既設

代替 循環 冷却系 配管 ・ 弁

新設

残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

既設

原子 炉圧 力容器

既設

残留 熱除 去系海 水系 ポ ンプ

既設

残留 熱除 去系海 水系 ス トレ ーナ

既設

緊急 用海 水ポン プ

新設

緊急 用海 水系ス トレ ー ナ

新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

ほう 酸水 注入ポ ンプ

既設

ほう 酸水 貯蔵タ ンク

既設

ほう 酸水 注入系 配管 ・ 弁

既設

原子 炉圧 力容器

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

手段

1.8−122−−

代替 循環冷却系 によ る 原子 炉 圧力容器 へ の注 水

サプ レッ ション ・チ ェ ンバ

備考

機器 名称

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ①③④

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

新設

解釈
対応 番号

①③④

代替 循環冷却系 によ る 原子 炉 圧力容器 へ の注 水

代替 循環 冷却系 ポン プ

自主対策 設 備−−−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／8）
技術的能力審査基準（1.8）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止す
るため、溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，溶融し，原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却する手段として，常設低圧
代替注水系ポンプ及び格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによるペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するために必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「溶融し、原子炉格納容器の下部に落下した炉心を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる装置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行う
ための手順等をいう。
なお、原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却は、溶
融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）を抑制すること及
び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために行われるものである。
（１）原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉格納容器下部注水設備により、原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。

−

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止する手段として，原子炉格納容器下部注水設備である常設
低圧代替注水系ポンプ及び格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによるペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心を冷却するために必要な手順等を整備する。

1.8−123

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／7）
技術的能力審査基準（1.8）

適合方針（２）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下遅延・防止
ａ）溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため、原子炉圧力容器へ注水する
手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心の原子炉格
納容器下部への落下を遅延又は防止する手段として，原子炉隔離時
冷却系ポンプ，常設高圧代替注水系ポンプ，常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系ポンプ，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプ及
びほう酸水注入ポンプによる原子炉圧力容器へ注水するために必要な手順等を整備する。

1.8−124

添付資料 1.8.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

ディーゼル駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 4.3m３ ／min

90m

1台

ろ過水貯蔵タンク

常設

Ｃクラス

約 1,500m３−

1基

多目的タンク

常設

Ｃクラス

約 1,500m ３−

1基

復水移送ポンプ

常設

Ｂクラス

145.4m ３ ／h
（1 台当たり）

85.4m

2台

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

約 2,000m３（1 基当たり）−

2基

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系とし
て使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h（1 台当たり）

約 140m

4台

機器名称※1：Ｓクラスの機能維持

1.8−125

添付資料 1.8.3

1.8−126
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成（交流電源）

1.8−127

1.8−128
第3図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料1.8.4
重大事故対策の成立性

1．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）(1)

格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水が必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによりペデスタル（ドライウェル部）に送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安 ※１ ：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は535分以内）※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
1.8−129

所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：20分 ※２ （対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：475分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分※2：ホース敷設準備は，系統構成と並行して行うため，所要時
間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。
1.8−130

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.8−131

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.8−132

2．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が必要な状況において，タービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施
し，ディーゼル駆動消火ポンプによりペデスタル（ドライウェル部）に注水する。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水における現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：54分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は45分以内）所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：41分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：4分（操作対象1弁：タービン建屋地上1階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
1.8−133

移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

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

系統構成（補助ボイラ冷却水元弁）

1.8−134

3．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプによりペデスタル（ドライウェル部）に注水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階（管理区域）及びタービン建屋地
上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水における現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員4名）
所要時間目安：108分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は100分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：40分 ※３ （移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処
理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：25分（操作対象3弁：原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階）【重大事故等対応要員】
・移動：40分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建
1.8−135

屋廃棄物処理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
・連絡配管閉止フランジ切替え：35分※3：重大事故等対応要員の移動及び連絡配管フランジ切替えと並行して行うため，所要時間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作及び一般的なフランジ切替え作業であり容易に実施可能である。また，操作対象弁及びフランジは操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室及び災害対策本部との連絡が可能である。

1.8−136

作業場所（全体）

連絡配管閉止フランジ

連絡配管閉止フランジ切替え訓練

系統構成（補給水系−消火系連絡ライン止め弁）

系統構成（補助ボイラ冷却水元弁）

1.8−137

4．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）(1)

低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより原子炉圧力容器に送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から低圧炉心スプレイ系配管による原子炉
建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は535分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
1.8−138

・ホース敷設準備：20分 ※４ （対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：475分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分※4：ホース敷設準備は，系統構成と並行して行うため，所要時
間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。
また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。
1.8−139可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

1.8−140

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.8−141

5．消火系による原子炉圧力容器への注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系による原子炉圧力容器への注水が必要な状況において，タービ
ン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，ディーゼル駆動消火ポンプにより原子炉圧力容器に注水する。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
消火系による原子炉圧力容器への注水における現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：56分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は45分以内）所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：41分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：4分（操作対象1弁：タービン建屋地上1階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能で
1.8−142

ある。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

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

系統構成（補助ボイラ冷却水元弁）

1.8−143

6．補給水系による原子炉圧力容器への注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系による原子炉圧力容器への注水が必要な状況において，原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプにより原子炉圧力容器に注水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階（管理区域）及びタービン建屋地
上1階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
補給水系による原子炉圧力容器への注水における現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員4名）
所要時間目安：110分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は100分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：40分 ※５ （移動経路：中央制御室から原子炉建屋廃棄物処
理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：25分（操作対象3弁：原子炉建屋廃棄物処理棟中地下1階及びタービン建屋地上1階）

・移動：40分（移動経路：原子炉建屋付属棟地上1階から原子炉建
1.8−144

屋廃棄物処理棟中地下1階（放射線防護具着用を含む））
・連絡配管閉止フランジ切替え：35分※5：重大事故等対応要員の移動及び連絡配管フランジ切替えと並行して行うため，所要時間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作及び一般的なフランジ切替え作業であり容易に実施可能である。また，操作対象弁及びフランジは操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

連絡手段：携行型有線通話装置，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，中央制御室及び災害対策本部との連絡が可能である。

1.8−145

作業場所（全体）

連絡配管閉止フランジ

連絡配管閉止フランジ切替え訓練

系統構成（補給水系−消火系連絡ライン止め弁）

系統構成（補助ボイラ冷却水元弁）

1.8−146

添付資料1.8.5
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系
ポンプ

サプレッショ
ン・プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は，補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の実施時期を早めることとなる ※ 。

1.8−147

一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし，その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器減圧及
び除熱の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷
却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施する手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する
対応方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順と1.8−148

なる。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰囲
気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）のγ線線量率が，設計基準
事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操
作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ド1.8−149

ライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，
炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，格納容器下部水位を確実に約 1m 確保するた
めに常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施す
る手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装1.8−150

置による格納容器減圧及び除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり，運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.8−151

事象発生

ＬＯＣＡ

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

過渡事象

成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

炉心損傷防止対策の

炉心損傷防止対策の有効性評価にて確認

有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷

成功（格納容器過圧・過温破損）
3.4

水素燃焼

評価対象となる格納容器破損モード

原子炉注水

代替循環冷却系の運転可能時
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止
・ＲＰＶ注水停止

2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

代替循環冷却系の

運転可能時

運転可能時

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

上記操作完了後

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

代替循環冷却系の2.(1)ｂ．③

常設低圧による
2.(1)ｂ．③ ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(2)

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用⑧

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

2.(1)ｂ．③

リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的)

2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ＲＰＶ破損判断後

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ドライウェル圧力及び雰囲気温度
ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合が下降傾向に転じた場合
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ2.(2)⑧・ＲＰＶ注水※2.(1)ｄ．⑥ 常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

2.(2)

⑧

2.(1)ｄ．⑥※
原子炉注水に失敗するシーケンスであるが，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な【凡例】

格納容器圧力及び格納容器圧力及び状態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質に

常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ

雰囲気温度の上昇時

雰囲気温度の上昇時よる加熱等を防止する観点から原子炉注

代替循環：代替循環冷却系ポンプ

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦
・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

第 1 図 事故対応の流れ
1.8−152

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ
（一時的）

水を行う
2.(1)ｄ．⑦

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で水素及び酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.8−153

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点
で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage]到達にて窒素供給停止（約 163 時間）

0.4(MPa[gage])
格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.0% 到 達 に て
サプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第1図

格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの1.8−154

格納容器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となるため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度 ※ ）について
も，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.8−155

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0〜168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.8−156

168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ
試験結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧
力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.8−157

第2表
フランジ部位

トップヘッドフランジ

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側

機器搬入用ハッチ
外側
サプレッション・チ

内側ェンバアクセスハッ
チ

(4)

外側

7日間（168時間）以降の格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容
器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.8−158

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0〜7 日

7 日〜14 日

14 日〜30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。
1.8−159

第4図(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格
納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケンスにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大
1.8−160

きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度については第5図に示すとおり150℃を超えない範囲で，また，格納容器圧力については第6
図に示すとおり1Pd程度（1Pd＋数十kPa※ ）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方

1.8−161(6)7 日間（168 時間）以降の放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.8−162

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から,酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度
4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納
容器内への窒素注入操作（以下「窒素注入」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素注入及び格納
容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素注入の判断基準と作業時間について
窒素注入に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)

窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％(b)

窒素注入の開始基準：酸素濃度 4.0vol％「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 5 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が約 6 時間（約 360 分）確保できるため，起動準備
時間の 180 分に対して十分余裕があることが確認できる。

1.8−163

第5表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％約15時間

4.0vol％

約21時間

窒素注入準備の余裕時間

約6時間

ｂ．窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について
窒素注入及び格納容器ベントに係る実施基準，実施基準の設定根拠を第6表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計装誤差（約0.6vol％）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素注入及び格納容器ベントが実施可能である。

第6表

窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素注入開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値

酸素濃度3.5vol％（2.9vol％〜
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％〜
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％〜
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器ベントの開始基準の到達前を設定
計装誤差を踏まえても可燃限界
領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.8−164

添付資料1.8.6
常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

1．常設低圧代替注水系ポンプの機能
常設低圧代替注水系ポンプは以下の 5 つの機能に期待している。
・原子炉水位を維持し炉心損傷の防止及び炉心損傷の進展を防止するための低圧代替注水機能
・格納容器の過圧・過温破損防止のための代替格納容器スプレイ機能
・格納容器内での溶融炉心の冷却のためのペデスタル（ドライウェル部）
注水機能
・格納容器のトップヘッドフランジ部からの漏えいを抑制するための格納容器頂部注水機能・使用済燃料プール水位を維持し燃料損傷を防止するための使用済燃料プール注水機能2．常設低圧代替注水系ポンプの機能確保について(1)

単一の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，各注水先の最大流量を包絡する注水量を確保できる設計としている。
常設低圧代替注水系ポンプにより注水する際の系統構成は，中央制御室からの遠隔操作により行い，現場操作は不要である。また，各注水先へ注水する際の操作の相違点は，開操作する弁の違いのみであり，各弁の操作も中央制御室からの遠隔操作が可能であることから，困難な操作はない。
このように，常設低圧代替注水系ポンプの単一の機能の確保については問題ないと考えられる。
1.8−165

(2)複数の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，複数個所への同時注水を想定したものとなっており，想定する同時注水の組み合わせで必要流量が確保できる設計としている。また，想定する同時注水の組み合わせで，重大事故等による影響の緩和が可能であることを有効性評価にて示している。
①原子炉注水と格納容器スプレイ
大破断ＬＯＣＡが発生し，非常用炉心冷却系からの注水に失敗した場
合，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを同時に実施する。この場合の最大流量の組み合わせは，原子炉注水
230m３ ／h，格納容器スプレイ 130m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却並びに格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制できることを有効性評価
で確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。なお，上記以外の同時注水については，原子炉へは崩壊熱相当での注水となるため，
上記注水流量を超えることはない。
②原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）注水
大破断ＬＯＣＡが発生し非常用炉心冷却系からの注水に失敗し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に成功した場
合，原子炉水位Ｌ０到達後に格納容器スプレイを停止し，原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）の水張りを実施する。この場合の最大流量の組合せは，原子炉注水として崩壊熱相当の流量，ペデスタル（ドライウェ
ル部）の水張りとして 80m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却及びペデスタル（ドライウェル部）の必要水位を確保できることを有効性評価にて確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。
1.8−166

③格納容器スプレイとペデスタル（ドライウェル部）注水
原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器が破損する場合，格納容器スプレ
イとペデスタル（ドライウェル部）への注水を同時に実施する。この場合の最 大流量の 組 み合 わせ は， 格納 容 器ス プレイ 300m ３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水 80m３ ／h であるが，この条件で格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した
溶融炉心の冷却等ができることを有効性評価で確認するとともに，この流量を確保できる設計としている。
④その他注水先の組み合わせ
その他の組み合わせとして，格納容器頂部又は使用済燃料プールへの注
水が重畳することも考えられる。これら注水先へは，間欠的に注水を行い一定量の水位を維持するため，①，②及び③の最大流量の注水等と異なるタイミング又は系統の余力で注水等を行うため，対応が可能である。
また，複数の注水先に注水するための操作については，各注水先へ注水するための操作に必要な時間を考慮した有効性評価により，炉心冷却や溶融炉心の冷却等ができることを確認している。
以上より，常設低圧代替注水系ポンプの複数の機能の確保についても問題ないと考えられる。

3．常設低圧代替注水系ポンプの機能の冗長性について
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系及び代替循環冷却系を用いた手段に加え，アクセスルートの確保を確認した後であれば低圧代替
注水系（可搬型）によって機能を補うことも可能である。また，格納容器冷却については，代替循環冷却系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬1.8−167型），ペデスタル（ドライウェル部）注水については格納容器下部注水系（可搬型），格納容器頂部注水については格納容器頂部注水系（可搬型），
使用済燃料プール注水については可搬型代替注水大型ポンプ及び可搬型代替
注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）によって機能を補うことも可能である。このように，常設低圧代替注水系ポンプの各機能については冗長性を持たせることで機能強化を図っている。

1.8−168

別添 1

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプを使用した同時注水について

常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水
大型ポンプを使用した注水については，原子炉，原子炉格納容器，ペデスタル（ドライウェル部），原子炉格納容器頂部及び使用済燃料プールを注水先として設計する。このため，重大事故等時において，複数の注水先に対して同時に必要流量を注水できるよう設計する。なお，各注水先への注水は弁の開操作のみで実施可能であるため，必要箇所への注水を継続しつつ，注水先を追加することが可能である。
有効性評価で考慮する同時注水パターンを第 1 表及び第 2 表に示す。
また，有効性評価における事象進展ごとの常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる注水先の組み合わせケースを第 3 表から第 7 表に示す。

1.8−169

第1表

有効性評価で考慮する常設低圧代替注水系ポンプを使用した同時注水
ケース
原子炉格納容器ペデスタル

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール︵ドライウェル部︶

原子炉

第2表

47 条 ／ 1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

53 条／
1.10

54 条／
1.11

230m３ ／ h

130m３ ／h

−

−

−

−

300m３ ／h

80m３ ／h−−

50m３ ／ h

130m３ ／h−−

114m３ ／h

有効性評価で考慮する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプを使用した同時注水ケース
原子炉格納容器ペデスタル

原子炉格納容器頂部

使用済燃料プール︵ドライウェル部︶

原子炉
47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

53 条／
1.10

54 条／
1.11

50m３ ／h

130m３ ／h−−−

50m３ ／h

130m３ ／h−−

16m３ ／h1.8−170

第3表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（炉心損傷前）47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

使用済燃料プール

初期注水段階

378m３ ／h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ ／h

130m３ ／h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／h

130m３ ／h−−

114m３ ／h

原子炉格納容器ベント
段階

50m３ ／h

−

−

−

−

ペデスタル

原子炉格納容器

原子炉格納容器頂部

54 条／
1.11

原子炉

︵ドライウェル部︶

53 条／
1.10

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していない

対象事象：高圧・低圧注水機能喪失，ＬＯＣＡ時注水機能喪失

第4表

設計基準事故対処設備による原子炉注水成功後に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

使用済燃料プール

378m３ ／h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

230m３ ／h

130m３ ／h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／h

130m３ ／h−−

114m３ ／h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ ／h

−

−

−

−

ペデスタル

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

1.8−171

原子炉格納容器

原子炉格納容器頂部

54 条／
1.11

原子炉

︵ドライウェル部︶

53 条／
1.10

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・使用済燃料プールは代替燃料プール冷却系等による除熱に期待できることから，同時注水を考慮していない※崩壊熱除去機能（残留熱除去系が故障した場合）のケース

対象事象：崩壊熱除去機能喪失

第5表

全交流動力電源喪失（24 時間継続）時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する場合
47 条／1.4

49 条／1.6

51 条／1.8

使用済燃料プール

原子炉減圧・低圧注水
移行段階

110m３ ／h

−

−

−

−

原子炉格納容器スプレ
イ段階

50m３ ／h

130m３ ／h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階

50m３ ／h

130m３ ／h−−

16m３ ／h

ペデスタル

原子炉格納容器

原子炉格納容器頂部

54 条／
1.11

原子炉

︵ドライウェル部︶

53 条／
1.10

備考

・QH 特性に従った注水
・原子炉水位回復後は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量で可（解析上は注水量一定で注水開始／停止操作実施）
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

対象事象：全交流動力電源喪失，津波浸水による注水機能喪失

第6表

設計基準事故対処設備による原子炉注水失敗時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合（ＬＯＣＡ起因による
炉心損傷事象）
53 条／
1.10

54 条／
1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器頂部

ペデスタル

原子炉格納容器51 条／1.8︵ドライウェル部︶

49 条／1.6

原子炉

1.8−17247 条／1.4

初期注水段階

230m３ ／h

130m３ ／h−−−

再冠水後制御段階 ※50m３ ／h

130m３ ／h−−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階 ※50m３ ／h

130m３ ／h−−

114m３ ／h

原子炉格納容器ベント
段階 ※50m３ ／h

−

−

−

−

備考

・ＬＯＣＡが発生し設計基準事故対処設備による注水に失敗し，炉心損傷に至った場合に，炉心の再冠水
並びに原子炉格納容器内温度及び圧力を抑制するためのケース
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定
・原子炉注水は崩壊熱除去相当の注水量※代替循環冷却系を使用できない場合のケース

対象事象：雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損），水素燃焼

第7表

原子炉圧力容器破損時に常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合
54 条／
1.11

使用済燃料プール

原子炉格納容器

53 条／
1.10

原子炉格納容器頂部

原子炉

51 条／1.8

ペデスタル

49 条／1.6︵ドライウェル部︶

47 条／1.4

原子炉圧力容器破損段階−

300m３ ／h

80m３ ／h−−

原子炉圧力容器破損段
階での対応後の段階−

130m３ ／h

80m３ ／h−−

使用済燃料プール冷却復旧操作段階−−

80m３ ／h−

114m３ ／h

備考

・設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備による原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器の破損に至った場合に，原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制
並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却するためのケース
・ペデスタル（ドライウェル部）注水はペデスタル（ドライウェル部）の水位維持時の注水量
・原子炉格納容器スプレイは原子炉格納容器圧力に応じてスプレイ開始／停止操作・有効性評価の解析条件ではないが，使用済燃料プー
ルの冷却機能復旧操作を同時に行うことを想定し，設定したケース
・使用済燃料プールが 80℃到達まで 1 日以上の余裕があるため，原子炉水位及び原子炉格納容器圧力制御が安定した状態で実施することを想定

対象事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用，溶融炉心・コンク
リート相互作用1.8−173

添付資料1.8.7
ペデスタル（ドライウェル部）内の水位管理方法について

東海第二発電所における，溶融燃料−冷却材相互作用及び溶融炉心・コンク
リート相互作用の影響抑制を考慮したペデスタル（ドライウェル部）（以下「ペデスタル」という。）内の水位管理対策の内容を以下に示す。

1.

ペデスタルの構造及び設備概要
東海第二発電所のペデスタルの概要図を第 1 図(a)及び(b)に示す。
ペデスタル内の底面及び側面には，原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）が破損し溶融炉心（以下「デブリ」という。）が落下した際のペデス
タル構造健全性確保のため，ＺｒＯ ２ 製のコリウムシールドを設置する。また，コリウムシールド内は床ドレンサンプとして用いるために，コリウムシールド表面にＳＵＳ製のライナを敷設し通常運転中の水密性を確保するとともに，その内側に機器ドレンサンプを設置する。
ドライウェルにて生じる床ドレン及び機器ドレン並びに機器ドレンサンプを冷却するための冷却水は，第 1 図(a)及び(b)のようにペデスタル側壁の貫通孔を通る配管により各ドレンサンプへ導かれる。これらの配管はコリウムシールドの側壁部より高い位置からペデスタル内へ接続し，コリウムシール
ド内に堆積したデブリが配管へ流入しない設計とする。
床ドレンサンプ内に流入した水は，1m に立ち上げたスワンネックから流出させ，スリット及び配管を通じて原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ排水する。また，排水配管を分岐させベント管へ接続することで，事故時においてペデスタルからサプレッション・チェンバへ排水する経路を設ける。
1.8−174ペデスタルの側壁は鋼製スカートを介してＲＰＶを支持しており，ＲＰＶ
下部プレナムの中心付近には原子炉冷却材浄化系のボトムドレン配管が接続されているとともに，ペデスタル内には制御棒駆動水圧系配管が敷設されている。

1.8−175

1.8−176
第 1 図(a)ペデスタル概要図（断面図）

1.8−177
第 1 図(b)ペデスタル概要図（平面図）

2.

水位管理方法
通常運転時及び事故時におけるペデスタル内水位の管理方法を以下に示す。

(1)

原子炉起動前及び通常運転時
原子炉起動前において，必要に応じ消火系等でペデスタル内への事前水張りを実施し，ペデスタル内水位 1m（約 27m３ ）を確保する。
通常運転時においては，ドライウェル内ガス冷却装置から発生する凝縮
水や格納容器内で発生する結露水が，床ドレンとして格納容器内の床ドレン配管からペデスタル内へ流入（多量時：約 6.8m３ ／h，少量時：約 0.2m３／h）する。なお，通常運転時に発生する格納容器内床ドレンの放射能

濃度は約 3.7Bq／ml である。ペデスタル内へ床ドレンが流入すると，ペデ
スタル内の水位が高さ 1m のスワンネックを超過するため，流入分の床ドレンがスワンネックを通じて原子炉建屋原子炉棟の床ドレンサンプ設備へ排水される。原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備への排水を確認（中央制御室の格納容器内床ドレン流量記録計や積算計により確認可能）する
ことで，ペデスタル内水位 1m が確保されていることが確認できる。
(2)

事故発生からＲＰＶ破損まで
ドライウェル圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）信号により，ペデスタル内へ流入する配管（床ドレン配管，機器ドレン配管及び原子炉補機冷却水配管）に対してペデスタル外側に設置した制限弁を自動閉止し，
ペデスタルへの流入水を制限する。
制限弁閉止前の流入水等により水位が 1m を超えた場合には，ベント管に接続された床ドレン排水配管及び床ドレン排水弁を経由してサプレッション・プールへ排水され，ＲＰＶ破損までにペデスタル内水位は 1m まで低下する。
1.8−178

事故が発生し炉心が損傷した場合，格納容器下部注水配管から水位 1mを超過するまで注水を実施し，その後排水することにより，ＲＰＶ破損時に確実に水位 1m を確保する運用とする。これに要する時間は 30 分程度（注水開始操作に要する時間（17 分），水位 10cm 分の注水に要する時間（3 分），注水停止操作に要する時間（4 分）及び 5cm 分の排水に要する時間（5 分）に余裕を加味した時間）と想定され，炉心損傷後のペデスタ
ル注水開始からＲＰＶ破損までの約 1.8 時間（事象進展の早い大破断ＬＯ
ＣＡ時の例）の間に余裕をもって実施可能である。
なお，床ドレンサンプの水位をＲＰＶ破損までに 1m とする排水の過程において，水位が 1.2m 以上であるときには，床ドレン排水配管及び床ド
レン排水弁を経路とした排水に加えて，ベント管に接続された機器ドレン
サンプ排水配管及び排水弁を経由してサンプレッション・プールに排水することが可能である。
ベント管に接続する床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁はＲＰＶ破損前に閉とし，ＲＰＶ破損後のペデスタル水のサプレッション・プールへの流出を防止する。
(3)

ＲＰＶ破損後ＲＰＶ破損及びデブリ落下後，ペデスタル内にて 0.2m 以上のデブリ堆積を検知後に，80m３ ／h でペデスタル満水相当まで水位を上昇させるとともに，その後は満水近傍にて水位を維持する（別添 1）。

また，上記(1)〜(3)の水位管理を実現するための設備対策について別添 2 に示す。

1.8−179

別添 1
ペデスタル注水開始後の水蒸気爆発発生の可能性及び水蒸気爆発発生抑制の考え方について

1.

はじめに
東海第二発電所では，水蒸気爆発（以下「ＳＥ」という。）によるペデスタル構造への影響抑制のため，ＲＰＶ破損時のペデスタル水位を 1m と設定
し，ＳＥ影響評価を実施している。しかし，ＲＰＶの破損を判断した場合には，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル注水を実施する手順としており，注水開始後には 1m を超える水位がペデスタル内に形成されることとなり，ＳＥ影響評価の想定を上回る規模のＳＥが発生する可能性がある。
これに対して，ＲＰＶ破損及びペデスタル注水開始後のペデスタル内の状況を推定し，ＳＥの発生可能性及びこれを考慮した水位管理について検討した。以下に検討の内容を示す。

2.

ＲＰＶ破損時のデブリ落下挙動
ＲＰＶが破損するような状況においては原子炉注水機能が喪失している可能性が高く，ＲＰＶ破損時にはデブリの大部分が下部プレナムに堆積することで，これらのデブリの重量及び熱的影響により制御棒駆動機構ハウジング
等のＲＰＶ貫通部溶接箇所が破損し，デブリが落下し始めると考えられる。
その後も，制御棒駆動機構ハウジングはペデスタル内において外部サポート
により支持されているため逸出が生じることは考えにくく，アブレーションによる破損口の拡大を伴いながら下部プレナムに堆積したデブリが継続的にペデスタルへ落下するものと考えられる。
なお，有効性評価においては，溶融燃料−冷却材相互作用や溶融炉心・コ
1.8−180ンクリート相互作用による格納容器への負荷を厳しく評価する観点から，ＲＰＶの破損形態として制御棒駆動機構ハウジングの逸出を想定しており，ＲＰＶ破損口はアブレーションにより拡大しながら，ＲＰＶの内圧及びデブリの堆積ヘッドにより，約 300ton の溶融デブリが約 30 秒間でペデスタルへ全量落下する結果となっている。

3.

ＲＰＶ破損後のペデスタル内の水の状態とＳＥ発生抑制の考え方
ペデスタル内の初期水量及びペデスタル注水量と，ＲＰＶから落下するデブリの保有熱の関係より，ペデスタル内の水が飽和温度に到達する条件を評価し，その結果よりＳＥの発生可能性について検討した。第 1 表及び第 2 表に，評価条件を示す。
まず，ＲＰＶ破損時にペデスタル内に存在する水量（水深 1m）はであり，この水量を飽和温度まで昇温させるデブリ量は，約 11ton と評価される。これは，デブリ全体に対して 4％未満の落下量である。また，ペデス
タルを満水（水深）とする水量は約 81m３ であり，この水量を飽和温度まで昇温させるデブリ量は，約 31ton と評価される。このデブリ量がペデ
スタル内に堆積した場合，その堆積高さは約 0.15m となる。よって，これに余裕を考慮し，0.2m までのデブリ堆積を検知後に満水までの注水を行うことで，ペデスタル内を満水とした場合でも水の飽和状態は維持される。
また，ＲＰＶ破損後のペデスタル注水は 80m ３ ／h にて実施するが，デブ
リからペデスタル水への伝熱速度の観点からは，熱流束を 800kW／m２ 一定※，伝熱面積をデブリ拡がり面積であるとすると，180m ３ ／h 以上の水を飽和温度まで昇温する熱移行率となる。
※

ＭＡＡＰコードを用いた有効性評価においてデブリから上面水への限界熱流束として小さめに設定している値。
1.8−181以上より，ＲＰＶ破損後にはペデスタル内の水は速やかに飽和状態に至るとともに，0.2m までのデブリ堆積を検知後にペデスタル満水相当（水位2.75m）までの注水を開始することにより，その後の注水過程でもペデスタ
ル内の水は飽和状態に維持されるため，ＳＥの発生は抑制されると考えられる。
ペデスタル満水相当（水位 2.75m）まで注水を実施した後は，2.25m 及び2.75m 高さの水位計を用いて，水位を 2.25m から 2.75m の範囲に維持するようペデスタル注水を実施することで，サブクール度を小さく保ちＳＥの発生を抑制しながら，デブリの冷却を継続する。
また，ＲＰＶ破損後にＲＰＶ内の残存デブリ冷却のための注水を実施した
場合，注水の一部がＲＰＶの破損口からペデスタルへ落下しペデスタル内が常に満水状態となることが考えられるが，以下の理由によりＳＥの発生は抑制されると考えられる。
・ＲＰＶからペデスタルへの落下水はＲＰＶ内に残存するデブリにより加熱され，また，ペデスタル内の水はペデスタルに落下したデブリにより加熱されているため，ペデスタル内の水は飽和状態を維持する
・ＲＰＶからペデスタルへの流入水のサブクール度が大きい場合，ＲＰＶ
内の残存デブリは冷却されており，ペデスタルへ落下する可能性は低い
ただし，ペデスタル注水手順は，先述のＲＰＶ破損口の拡大が生じない場
合のような，デブリが少量ずつペデスタルへ落下してくる可能性を考慮しても，ＳＥの発生を抑制できるよう整備する（別紙参照）。

1.8−182

第1表
項目

デブリの評価条件値

備考

３

デブリ密度（kg／m ）ＭＡＡＰ計算結果（ＲＰＶ破損時の値）

デブリ比熱（J／kgK）

を，デブリ保有熱が小さくなるように丸

デブリ溶融潜熱（J／kg）

めた値

デブリ初期温度（℃）
デブリ冷却後温度（℃）

500

第2表
項目

ら，高めに設定

ペデスタル水の評価条件
値３

ペデスタル水密度（kg／m ）1,000

ペデスタル水比熱（J／kgK）

4,180

ペデスタル水初期温度（℃）

35

ペデスタル水飽和温度（℃）

135

ペデスタル水半径（m）

デブリ保有熱を小さめに評価する観点か

備考
概略値を使用外部水源温度
ＲＰＶ破損時のドライウェル圧力の包絡値（0.3MPa）における飽和温度
コリウムシールド厚さを 15cm とした場合の，コリウムシールド内半径1.8−183

別紙
デブリ少量落下時のＳＥ発生可能性を考慮したペデスタル注水管理について

原子炉注水機能が喪失しＲＰＶ破損に至るような状況においては，デブリが継続的に落下することによりペデスタル内の水は飽和状態となりＳＥの発生は抑制されると考えられることから，ＲＰＶ破損の検知後には，確実なデブリ冠
水及び冷却のため，ペデスタル満水相当まで連続して注水を行うとともに，その後もデブリの冷却に必要な量の注水を継続することとしている。その手順は以下のとおりである。
(a)

ＲＰＶ破損前ペデスタルへの事前注水及び排水配管からの排水により，水位は 1m に維持される。

(b)

ＲＰＶ破損後ＲＰＶ破損を判断した場合には，ペデスタル満水相当の水位 2.75m まで注水を実施する。その後は，2.25m 及び 2.75m 高さの水位計を用いて，水位を 2.25m から 2.75m の範囲に維持するようペデスタル注水を実施し，サブクール度を小さく保ちＳＥの発生を抑制する。
一方，ＲＰＶ破損前に原子炉注水機能が復旧した場合等に，少量のデブ

リがペデスタルに落下し残りの大部分がＲＰＶ内に残存する可能性や，デブリがごく少量ずつ継続して落下する可能性も考えられ，デブリ落下挙動には不確かさが存在する。したがって，このような場合において，ペデス
タル注水により水深が深く，サブクール度の大きい水プールが形成され，その後ＲＰＶ内に残存したデブリが落下した際に万が一ＳＥが発生する可能性についても考慮し，上記(a)及び(b)の手順に加え，以下(c)の手順によりペデスタルへの注水を管理することとする。
1.8−184

(c)ＲＰＶ破損後（デブリの落下量が少量の場合）
ペデスタル満水（水深，約 81ton）の水を飽和温度に到達させるデブリ量は約 31ton（全体の約 11％）であり，その堆積高さは約 0.15m となる。これより，ペデスタル底面から 0.2m 高さにデブリ検知器を設置し，ＲＰＶ破損判断後においても 0.2m 高さまでのデブリ堆積が検知されない
場合には，0.5m 及び約 1m 高さの水位計を用いて，水位 0.5m 未満を検知した場合に水位約 1m までペデスタルへ注水する間欠注水を行うことにより，深い水プールの形成を防止しＳＥの発生を抑制する。
第 1 図に示す重大事故等対処設備の計装設備を用いた水位管理により，
上記のとおりデブリの冠水状態は維持・監視可能であるが，水位を 0.5m
から 1m の高さで維持している間にデブリの冠水状態が維持されていることが別のパラメータにより参考情報として得られるよう，1m より上部に気相部温度計を設置し，気相部温度が格納容器圧力に対する飽和温度相当であることを確認する。万が一，デブリの冠水状態が維持されずに気相部
温度が格納容器圧力に対する飽和温度相当を超えて上昇する場合には，ペデスタルへの注水を判断する。
なお，人通用開口部下端（ペデスタル底面から約 2.8m 高さ）付近に設置されているターンテーブル等の構造物にデブリが付着した際にも，輻射
熱の影響により気相部温度計の指示が上昇することが考えられる。この気相部温度計の指示上昇を抑制し，ペデスタル床面に落下したデブリの冠水状態が維持されずに気相部に露出したデブリからの輻射熱による雰囲気温度の上昇のみを計測可能とするため，気相部温度計は蒸気密度が高い水面付近（ペデスタル底面から約 1.1m）に設置するとともに，気相部温度計の上部に輻射熱抑制板を設置する。

1.8−185ただし，構造物へのデブリの付着量や形状によっては，輻射熱の影響により気相部温度計が機能喪失する可能性も考えられることから，気相部温度計及び輻射熱抑制板は自主対策設備として設置する。

第1図

ペデスタル水位管理の概念図

1.8−186

別添 2
ペデスタル排水設備対策について1．

はじめに
通常運転中，事故発生からＲＰＶ破損まで及びＲＰＶ破損後について，
水位管理に必要な排水設備対策の方針を各々記載する。

(1)

通常運転時
①ペデスタル内床ドレンサンプ
・ドライウェル内ガス冷却装置から発生する凝縮水，漏えい位置を特定できない格納容器内の漏えい水（以下「漏えい水」という。）が流入する設計とする。（第 1 図）・サンプの水位は，サンプから排水する排水配管の入口（スワンネック）
高さを床面から 1m に設定することで，常時 1m の水位を保つことが可能な設計とする。（第 1 図）・サンプへの流入水は，高さ 1m に設置する排水配管の入口（スワンネック）から，排水配管内を通じてサプレッション・チェンバを経由し．格
納容器外の原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ全量排水される設計とする。（第 1 図）・漏えい水は，運転中に生じるドライウェル内ガス冷却装置からの凝縮水の流入によってサンプ水位は常時 1m に維持されているため，サンプに流入する全量が排水され，原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備に至る過程で，床ドレン用流量計により 0.23m ３ ／h を検出することが可能な設計とする。（第 1 図）
・排水配管水平部の勾配は，通常運転中の排水性を確保する観点及びＲＰ
Ｖ破損後にスリット内でデブリが凝固するための必要な距離（スリット
1.8−187

全長は）を短くする観点から，スリットの勾配をた設計とする。（第 1 図）に制限しなお，ＲＰＶ破損までの排水性に対しては，スリットの勾配は影響しない。

第1図

ペデスタル床ドレンサンプの通常運転時流入水及び排水経路図

1.8−188②ペデスタル内機器ドレンサンプ
・再循環系ポンプグランド部からの排水，機器からのリーク水及び機器点検時のドレン水が流入する設計とする。（第 2 図）・ドレン水は，サンプ内で冷却（原子炉補機冷却水配管により）され，原
子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプへ全量排出される設計とする。（第2 図）・原子炉補機冷却水配管をサンプ内部に通し，高温のドレン水を冷却することができる設計とする。（第 2 図）・サンプからの排水は，原子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプ設備に至る過程で，機器ドレン用流量計により排水量を計測し，5.70m ３ ／h の排水（漏えい量）を検出することが可能な設計とする。（第 2 図）・排水配管水平部の勾配は，通常運転中の排水性を確保する観点及びＲＰ
Ｖ破損後にスリット内でデブリが凝固するため必要な距離（スリット全長は）を短くする観点から，スリットの勾配をに制限した設計とする。（第 2 図）・サンプには複数のドレン水が流入するため，排水性確保の観点からベント管を設置する設計とする。

1.8−189

NO.

流入元

運転中の状態①

再循環系ポンプ(A)グランド部排水，機器からのリー
ク水 (*1)，機器点検時のドレン水(50A)(*2)

常時排水有

②

再循環系ポンプ(A)点検時のドレン(50A)(*2)

常時排水なし③

再循環系ポンプ(B)グランド部排水，機器からのリー
ク水 (*1)，機器点検時のドレン水(50A)(*2)

常時排水有

④

機器点検時のドレン水(80A)(*2)

常時排水なし⑤

再循環系ポンプ(B)点検時のドレン(50A)(*2)

常時排水なし⑥

原子炉補機冷却水配管(50A)

常時通水

*1

弁グランド部からのリーク水（運転中）*2通常閉の弁を開にし排水（定検時のみ）

第2図

ペデスタル機器ドレンサンプの運転中流入水及び排水概要図
1.8−190

(2)

事故発生からＲＰＶ破損前まで①ＲＰＶ破損前までに達成すべき条件
・デブリ落下までの間，ペデスタル床ドレンサンプの水位を 1m に維持すること。
②条件を達成するための設備対策
a．ドライウェルからの流入水の遮断
・ペデスタル床ドレンサンプへの流入水を遮断するため，ドライウェル
圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）信号により，ペデスタル流
入水の制限弁（床ドレン）を閉にする設計とする。（第 3 図(a)(c)）
・制限弁を閉にすることにより，格納容器スプレイ水等のペデスタルへ流入する可能性のある水は，ベント管を介してサプレッション・プー
ルへ排水される設計とする。（第 3 図(a)(c)(d)）
b．ペデスタルへの流入水の排出・事故発生により格納容器外側隔離弁は開から閉状態となり，ペデスタ
ル床ドレンサンプへの流入水の格納容器外への排水は遮断されるが，通常運転中から床ドレン排水弁を開の状態にしておくことで，ベント管を介してサプレッション・プールへ自然排水される設計とする。
（第 3 図(a)(c)(d)）
・事故時のペデスタル床ドレンサンプへの流入水により，ペデスタル床
ドレンサンプの水位は上昇するが，ＲＰＶ破損までの間に，ペデスタ
ル床ドレンサンプの水位が，1m まで排水可能な設計とする。（別紙）・以下を考慮し，床ドレン排水配管のベント管への接続高さをペデスタ
ル床のコンクリート表面よりる。（第 3 図(a)）
1.8−191下の位置に設置する設計とす床ドレン排水配管のベント管への接続高さは，サンプへの流入水の排水流量を確保する観点からは低い方が望ましいが，スリット内部
でのデブリ凝固の確実性向上の観点からは，スリット内に水を保有させるためスリットより高くする必要がある。このため，床ドレン
排水配管のベント管への接続高さは，床ドレン排水配管の下端位置
がスリット高さ方向の流路（10mm）の上端の位置になるように設置する設計とする。（第 3 図(a)）
スリットの設置高さを低くする場合，スリット内でデブリが凝固した際に，床スラブ鉄筋コンクリートの温度上昇による強度低下が懸念される。そこで，コリウムシールド無しの条件において温度による強度低下を考慮しても床スラブの健全性が確保されるスリット高さ（ペデスタル床のコンクリート表面から下）にスリットを設置する。（第 3 図(a)）
・床ドレン排水配管を接続するベント管については，真空破壊弁作動時のベント管内のサプレッション・チェンバからドライウェルへの上昇流が排水に影響することがないよう，真空破壊弁が設置されていない
ベント管を対象とする設計とする。（第 3 図(d)）
・ベント管に接続する床ドレン排水弁は，ＲＰＶ破損前のペデスタル注
水により水位が上昇し 1m を超える高さの水位計が水位を検出した後，ベント管を通じた排水により水位が低下し同水位計にて水位が検出されなくなった場合に，一定の時間遅れ（当該水位計高さから 1m 高さまでの排水に必要な時間を考慮）で自動閉止する設計とする。これにより，ＲＰＶ破損後のペデスタル水のサプレッション・プールへの流出を防止する。なお，地震によるスロッシング等により万一排水弁が意図せず閉止した場合には，運転員操作により早期に排水弁を開放す
1.8−192

る手順とする。
・機器ドレン排水配管及び排水弁による排水経路から，ＲＰＶ破損後のペデスタル水がサプレッション・プールへ流出することを防ぐため，
床ドレン排水弁と同時に自動閉止する設計とする。また，機器ドレン
排水配管のベント管への接続高さ及び接続位置（真空破壊弁が設置されていないベント管に設置する）は，床ドレン排水配管と同じ設計とする。（第 3 図(d)(e)）

ペデスタルに流入した水はベント管（真空破壊弁が設置されていないもの）を介してサプレッション・
プールへ排水される。ベント管は，格納容器スプレイ水等の流入も考えられるが，ベント管は個数が 108本あり，約 0.6m の直径を有していることから，ベント管の単位面積当たりに流れる格納容器スプレイ水等の流量はわずかであり，ペデスタルへの流入水の排水性に影響はないと考えられる。
サプレッション・チェンバからの格納容器ベント用の配管下端は，ペデスタル床のコンクリート表面より
下であり，排水配管のベント管への接続高さよりも高い位置に設置されている。ただし，格納容器ベント中のサプレッション・プール水の最高水位は，ペデスタル床のコンクリート表面より約 0.62m
下であり，床ドレン排水配管のベント管への接続高さよりも低い位置となるため，格納容器ベント中でも床ドレン排水配管が水没することはない。
【参考】最も高い位置の真空破壊弁はペデスタル床のコンクリート表面より約 0.47m 下であり，床ドレン
排水配管のベント管への接続高さよりも高い位置であるが，その他の真空破壊弁はペデスタル床のコンクリート表面より約 1.36m 下であり，床ドレン排水配管のベント管への接続高さよりも低い位置に設置されている。

第 3 図(a)ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要
1.8−193

第 3 図(b)ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

第 3 図(c)ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

1.8−194

第 3 図(d)

第 3 図(e)ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

1.8−195

(3)ＲＰＶ破損後①ＲＰＶ破損後に達成すべき条件
・ペデスタル床ドレンサンプへ落下したデブリを冷却するために，注水できること。
・ペデスタル床ドレンサンプの水位を管理できること。
②条件を達成するための設備対策
・ＲＰＶ破損後，デブリが機器ドレン配管及び原子炉補機冷却水配管を溶融することにより，当該配管からペデスタル内へ内包水が流入することを防止するため，ドライウェル圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）信号により，ペデスタル流入水の制限弁（機器ドレン及び原
子炉補機冷却水）を閉にする設計とする。（第 4 図）・ＲＰＶ破損後のデブリ落下後に，格納容器下部注水系から注水を行う設計とする。（第 4 図）

1.8−196

第4図

ペデスタル床ドレンサンプ注水概要図

1.8−197

添付資料1.8.8
原子炉圧力容器の破損判断について

炉心損傷後に原子炉へ注水されない場合，溶融炉心が原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）の炉心下部プレナムに落下（リロケーション）し，その後ＲＰＶが破損することとなるが，リロケーション後のＲＰＶ破損のタ
イミングには不確かさが存在する。ＲＰＶ破損後は，ペデスタル（ドライウ
ェル部）に溶融炉心が落下することにより，ペデスタル（ドライウェル部）
水への伝熱による蒸発及び水蒸気発生に伴う格納容器の圧力上昇が発生することから，格納容器スプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）注水を実施するために，ＲＰＶ破損を速やかに判断する必要がある。
このため，ＲＰＶ破損前に，事象の進展に応じて生じる物理現象（原子炉水位低下，リロケーション）を検知できる【破損徴候パラメータ】によって，ＲＰＶ破損の徴候を検知し，徴候を検知した以降のＲＰＶ破損に至るまでの間はＲＰＶ破損を検知可能なパラメータ【破損判断パラメータ】を継続的に監視することによって，ＲＰＶ破損の速やかな判断が可能となるようにする。

1.8−198

第1表

パラメータ
【破損徴候パラメータ】
原子炉水位

制御棒位置

1.8−199

ＲＰＶ下鏡部温度（第 1 図）過渡事象及びＬＯＣＡ事象時のＲＰＶ破損判断パラメータ設定の理由

設定の理由
原子炉水位の低下・喪失により，リロケーションに先立ち発生する炉心の露出を検知するものであり，Ｒ
ＰＶ破損前における事象進展の把握のため設定。
ＲＰＶ下部に制御棒位置検出のためのケーブルが設置されており，溶融炉心が下部プレナムに落下した際のケーブル接触に伴う指示値喪失を検知することによりリロケーションの発生を検知可能であり，ＲＰＶ
破損前における事象進展の把握のため設定。
ＲＰＶ下鏡部温度 300℃到達を検知することにより，リロケーション発生後におけるＲＰＶ下鏡部の温度上昇を検知可能であり，破損徴候パラメータとして設定可能。なお，ＲＰＶ内が 300℃到達の状態は，逃がし安全弁（安全弁機能）最高吹出圧力に対する飽和温度を超えており，ＲＰＶ内が過熱状態であることを意味するため，リロケーション前に下部プレナムに水がある状態では到達しない。

【破損判断パラメータ】
・ＲＰＶ下鏡部温度により破損徴候を判定した以降，ペデスタル（ドライウェル部）の水温が顕著に上昇
格納容器下部水温するのはＲＰＶ破損時のみであり，ＲＰＶ破損の誤検知の恐れはない。
（第 2 図）・少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさを考慮しても，格納容器下部水温計の上昇又は指示値喪失により，ＲＰＶ破損の速やかな判断が可能。
【従来の破損判断パラメータ等】
・原子炉圧力以下の理由により，破損判断パラメータとして設定しない・ドライウェル圧力・ＬＯＣＡ事象のリロケーション時等，ＲＰＶ破損時と同様の傾向を示す場合が存在する。
・ドライウェル雰囲気温度
又は・ペデスタル（ドライウェル
・少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさを考慮した場合，変化幅が部）雰囲気温度，等小さい。

VESSEL TOP HEAD ADJAC TO FLANGE（135°，270°）
VESSEL TOP HEAD FLANGE（135°，270°）
VESSEL WALL ADJAC TO FLANGE（0°，135°，270°）

VESSEL HEAD STUD
（135°，270°）
VESSEL FLANGE（0°，135°，270°）
括弧内は RPV 上側から見た下図の角度で温度計検出位置を表している。
（ は重大事故等対処設備）

FEED WATER NOZZLE（90°，90°，210°，210°）0°：重大事故等対処設備
270°

90°

180°

VESSEL BOTTOM ABOVE SKIRT JCT（0°，135°，270°）

SUPPORT SKIRT TOP（0°，135°，270°）

VESSEL BOTTOM HEAD
（120°，225°，340°）＊＊角度については設計図面からの読み取り

SUPPORT SKIRT AT MTG FLANGE（0°，135°，270°）0°

VESSEL BOTTOM ABOVE SKIRT JCT
VESSEL BOTTOM HEAD
270°

90°

180°

RPV 下鏡部及びボトムスカート上部
温度計検出位置（RPV 上側から見た図）第 58 条で重大事故等対処設備とする温度計の検出位置は代表性を考慮してＲＰＶ上部，中部，下鏡部及びボトムスカート上部各々1 箇所としている。
炉心損傷が進み損傷炉心が溶融すると，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行する。その後，溶融炉心が下部プレナムの構造物を溶融し，炉心支持板の上にある溶融炉心が全て下部プレナムに落下するとともに，下鏡部の温度が上昇
し，いずれはＲＰＶ破損に至る。このようにＲＰＶ破損前には，下部プレナムに全量の溶融炉心が落下することを考慮すると，ＲＰＶ破損の徴候を検知するには下鏡部の 1 つの温度計で十分と考えられるが，東海第二発電所では高さ方
向及び径方向ともに位置的に分散された 2 箇所の温度計を重大事故等対処設備とし，ＲＰＶ破損徴候の検知性の向上を図っている。

第1図

ＲＰＶ温度計検出位置

1.8−200

1.8−201
第2図

ペデスタル内の計器設置図

添付資料 1.8.9

原子炉起動前及び通常運転時におけるペデスタル（ドライウェル部）内の水位について

原子炉起動前及び通常運転時におけるペデスタル（ドライウェル部）（以下「ペデスタル」という。）内の水位について以下に示す。

1.

原子炉起動前におけるペデスタル内への事前水張り
原子炉起動前において，通常運転中のペデスタル床ドレンサンプの排水性を確保するため，必要により消火系，補給水系，純水系のいずれかによりペデスタル内への事前水張りを実施し，ペデスタル内水位を 1m（）にし，通常運転時のペデスタルへの流入水の計測を可能とする。
2.

通常運転時におけるペデスタル内の水位維持
通常運転時におけるペデスタル内への流入水は，原子炉格納容器内のドラ
イウェル内ガス冷却装置から発生する凝縮水と原子炉格納容器内で発生する
結露水が床ドレン水（ドライウェルエアークーラードレン含む。）として原
子炉格納容器内の床ドレン配管からペデスタル内へ流入（多量時：約 6.8m３／h，少量時：約 0.2m３ ／h）する。なお，通常運転時に発生する原子炉格納容器内床ドレン水の放射能濃度は約 3.7Bq／ml である。
ペデスタル内へ流入した床ドレン水は，ペデスタル内水位 1m の状態で流入される。流入分の床ドレン水は，1m に立ち上げたスワンネックから原子
炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ排水される。
原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備への排水状況を確認することで，ペデスタル内水位が 1m に維持されていることを確認できる。なお，原子炉
1.8−202

建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備への排水状況の確認は，中央制御室の原子
炉格納容器内床ドレン流量記録計や積算計により確認することができる。

1.8−203

添付資料1.8.10
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順
1.8.2.1
ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水

判断基準記載内容
原子炉圧力容器温度で300℃以上
原子炉圧力容器温度（下鏡部）指示値が300℃到達解釈
原 子 炉 圧力 容器 温度が 格 納容器 内 雰 囲気 放射 線
モ ニ タ の使 用不 能時に お ける炉 心 損 傷判 断基 準である300℃以上
原 子 炉 圧力 容器 温度（ 下 鏡部） 指 示 値が 原子 炉
圧力容器破損の判断基準である300℃到達

1.8−204

操作手順の解釈一覧（1／5）
手順

操作手順記載内容
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上
昇低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知

1.8−205

1.8.2.1
ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

ａ．格納容器下部注水系（常設）による
ペデスタル（ドライウェル部）への注水(1)

低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上
昇
溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満
ペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜
1.0mに維持ペデスタル（ドライウェル部）への注水

溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整しペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜
2.75mに維持
ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上
昇低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知解釈
常 設 低 圧代 替注 水系ポ ン プ吐出 圧 力 にて 常設 低
圧 代 替 注 水 系 ポ ンプ 吐 出 圧 力 指 示 値 が 約 2.0MPa［gage］以上
添付資料1.8.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。
低 圧 代 替注 水系 格納容 器 下部注 水 流 量に て低 圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m ３ ／hに調整し
格 納 容 器下 部水 位（高 さ 1m超検 知 用 ）が ペデ ス
タ ル （ ドラ イウ ェル部 ） 水位確 保 完 了の 判断 基
準である1mを超える水位を検知
添付資料1.8.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）にて溶融炉心堆積高さが0.2m未満
格 納 容 器 下 部 水 位 （ 高 さ 0.5m ， 1.0m 未 満 検 知用 ） に てペ デス タル（ ド ライウ ェ ル 部） の水 位
を0.5m〜1.0mに維持
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）にて溶融炉心堆積高さが0.2m以上
低 圧 代 替注 水系 格納容 器 下部注 水 流 量に て低 圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m ３ ／hに調整し格納容器下部水位（満水管理用）にてペデスタ
ル（ドライウェル部）の水位を 2.25m〜2.75m に維持
添付資料1.8.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。
低 圧 代 替注 水系 格納容 器 下部注 水 流 量に て低 圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m ３ ／hに調整し
格 納 容 器下 部水 位（高 さ 1m超検 知 用 ）が ペデ ス
タ ル （ ドラ イウ ェル部 ） 水位確 保 完 了の 判断 基
準である1mを超える水位を検知

操作手順の解釈一覧（2／5）
手順

ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）

1.8−206

1.8.2.1
ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

操作手順記載内容

解釈

低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上
昇
溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満

添付資料1.8.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）にて溶融炉心堆積高さが0.2m未満
格 納 容 器 下 部 水 位 （ 高 さ 0.5m ， 1.0m 未 満 検 知用 ） に てペ デス タル（ ド ライウ ェ ル 部） の水 位
を0.5m〜1.0mに維持
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）にて溶融炉心堆積高さが0.2m以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量にて低圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し格納容器下部水位（満水管理用）にてペデスタ
ル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜2.75mに維持
消 火 系 ポン プ吐 出ヘッ ダ 圧力に て 消 火系 ポン プ
吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量が80m ３ ／hまで上昇
低 圧 代 替注 水系 格納容 器 下部注 水 流 量に て低 圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m ３ ／hに調整し
格 納 容 器下 部水 位（高 さ 1m超検 知 用 ）が ペデ ス
タ ル （ ドラ イウ ェル部 ） 水位確 保 完 了の 判断 基
準である1mを超える水位を検知
低圧代替注水系格納容器下部注水流量が80m ３ ／hまで上昇
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）にて溶融炉心堆積高さが0.2m未満
格 納 容 器 下 部 水 位 （ 高 さ 0.5m ， 1.0m 未 満 検 知用 ） に てペ デス タル（ ド ライウ ェ ル 部） の水 位
を0.5m〜1.0mに維持

ペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜
1.0mに維持
溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整しペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜
2.75mに維持(1)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水

消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上
昇低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し
ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水

格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上
昇
溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満
ペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜
1.0mに維持操作手順の解釈一覧（3／5）
手順

ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水

操作手順記載内容

解釈

溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整し格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）にて溶融炉心堆積高さが0.2m以上
低 圧 代 替注 水系 格納容 器 下部注 水 流 量に て低 圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m ３ ／hに調整し
格 納 容 器下 部水 位（満 水 管理用 ） に てペ デス タル （ ド ラ イ ウ ェ ル部 ） の 水 位 を 2.25m〜 2.75mに維持
復 水 移 送ポ ンプ 吐出ヘ ッ ダ圧力 に て 復水 移送 ポ
ンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］
以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量が80m ３ ／hまで上昇
低 圧 代 替注 水系 格納容 器 下部注 水 流 量に て低 圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m ３ ／hに調整し
格 納 容 器下 部水 位（高 さ 1m超検 知 用 ）が ペデ ス
タ ル （ ドラ イウ ェル部 ） 水位確 保 完 了の 判断 基
準である1mを超える水位を検知
低圧代替注水系格納容器下部注水流量が80m ３ ／hまで上昇
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）にて溶融炉心堆積高さが0.2m未満
格 納 容 器 下 部 水 位 （ 高 さ 0.5m ， 1.0m 未 満 検 知用 ） に てペ デス タル（ ド ライウ ェ ル 部） の水 位
を0.5m〜1.0mに維持
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）にて溶融炉心堆積高さが0.2m以上
低 圧 代 替注 水系 格納容 器 下部注 水 流 量に て低 圧
代替注水系格納容器下部注水流量を80m ３ ／hに調整し
格 納 容 器下 部水 位（満 水 管理用 ） に てペ デス タル （ ド ラ イ ウ ェ ル部 ） の 水 位 を 2.25m〜 2.75mに維持

ペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜
2.75mに維持
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上

1.8−2071.8.2.1
ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順

低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上
昇低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／h
に調整し
(1)

ペデスタル（ドライウェル部）への注水

格納容器下部水位（高さ1m超検知用）が1mを超える水位を検知ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注
水低圧代替注水系格納容器下部注水流量の流量上
昇
溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m未満
ペデスタル（ドライウェル部）の水位を0.5m〜
1.0mに維持
溶融炉心堆積高さが格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）で0.2m以上
低圧代替注水系格納容器下部注水流量を80m３ ／hに調整しペデスタル（ドライウェル部）の水位を2.25m〜
2.75mに維持操作手順の解釈一覧（4／5）
手順

操作手順記載内容
ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉圧
力容器への注水ｂ．高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

1.8−208

1.8.2.2
溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順

原子炉隔離時冷却系系統流量の流量上昇
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
高圧代替注水系系統流量の流量上昇
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上(1)

原子炉圧力容器への注水

ｃ．低圧代替注水系（常設）による原
子炉圧力容器への注水

ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による
原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）の流量上昇
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）又は低圧代替注
水系原子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）の流量上昇
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持

解釈
原子炉隔離時冷却系系統流量が約142m3／hまで上昇
原 子 炉 水位 （燃 料域） 等 にて原 子 炉 圧力 容器 内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
高圧代替注水系系統流量が約136.7m ３ ／hまで上昇
原 子 炉 水位 （燃 料域） 等 にて原 子 炉 圧力 容器 内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
常 設 低 圧代 替注 水系ポ ン プ吐出 圧 力 にて 常設 低
圧 代 替 注 水 系 ポ ンプ 吐 出 圧 力 指 示 値 が 約 2.0MPa［gage］以上
原 子 炉 圧 力 等 に て 原 子 炉 圧 力 指 示 値 が 4.90MPa［gage］以下
添付資料1.8.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。
原 子 炉 水位 （燃 料域） 等 にて原 子 炉 圧力 容器 内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
原 子 炉 圧 力 等 に て 原 子 炉 圧 力 指 示 値 が 4.90MPa［gage］以下
添付資料1.8.6「常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について」に整理する。
原 子 炉 水位 （燃 料域） 等 にて原 子 炉 圧力 容器 内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持

操作手順の解釈一覧（5／5）
手順

操作手順記載内容
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上
ｅ．代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

1.8−2091.8.2.2
溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
代替循環冷却系原子炉注水流量の流量上昇
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上(1)

原子炉圧力容器への注水

ｆ．消火系による原子炉圧力容器への注水

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
残留熱除去系系統流量の流量上昇
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上

ｇ．補給水系による原子炉圧力容器への注水

原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下
残留熱除去系系統流量の流量上昇
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持

解釈
代 替 循 環冷 却系 ポンプ 吐 出圧力 に て 代替 循環 冷
却 系 ポ ン プ 吐 出 圧力 指 示 値 が 約 1.2MPa［ gage］
以上
原 子 炉 圧 力 等 に て 原 子 炉 圧 力 指 示 値 が 4.90MPa［gage］以下
代替循環 冷却系原子炉注水 流量が約 250m ３ ／hまで上昇
原 子 炉 水位 （燃 料域） 等 にて原 子 炉 圧力 容器 内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
消 火 系 ポン プ吐 出ヘッ ダ 圧力に て 消 火系 ポン プ
吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上
原 子 炉 圧 力 等 に て 原 子 炉 圧 力 指 示 値 が 4.90MPa［gage］以下
残留熱除去系系統流量が75m３ ／hまで上昇
原 子 炉 水位 （燃 料域） 等 にて原 子 炉 圧力 容器 内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持
復 水 移 送ポ ンプ 吐出ヘ ッ ダ圧力 に て 復水 移送 ポ
ンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］
以上
原 子 炉 圧 力 等 に て 原 子 炉 圧 力 指 示 値 が 4.90MPa［gage］以下
残留熱除去系系統流量が75m３ ／hまで上昇
原 子 炉 水位 （燃 料域） 等 にて原 子 炉 圧力 容器 内の水位を原子炉水位Ｌ０以上に維持添付資料 1.8.11
手順のリンク先について

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.8.2.1(1)ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）・水源から接続口までの格納容器下部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水

2．1.8.2.2(1)ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）・水源から接続口までの低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水

3．1.8.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

・逃がし安全弁による減圧手順＜リンク先＞

1.3.2.1(1)ａ．手動による原子炉減圧
1.3.2.2(1)ａ．常設代替直流電源設備による逃がし安全弁
1.8−210

機能回復
1.3.2.2(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全
弁機能回復
1.3.2.2(1)ｃ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし
安全弁機能回復・残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順＜リンク先＞

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.3(1)ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
1.5.2.3(1)ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
・サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順＜リンク先＞

1.13.2.3(1)ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉注水時の水源の切替え・水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への補給（淡水／海水）1.8−211

1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・常設低圧代替注水系ポンプ，復水移送ポンプ，原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系，代替循環冷却系ポンプ，ほう酸水注入ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電

・常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替
低圧電源車，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
1.8−212

1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.8−213

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
＜

目

1.9.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果

次＞ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a)

原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止(b)

炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止(c)

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視(d)

代替電源設備により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設備への給電(e)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．手順等
1.9.2

重大事故等時の手順

1.9.2.1(1)

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止
ａ．不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化
ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化(2)

炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ａ．可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止ｃ．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(3)

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による
目−1

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
ｂ．格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視(4)

重大事故等時の対応手段の選択

1.9.2.2

代替電源設備により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設備への給電手順

1.9.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.9.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.9.2

自主対策設備仕様

添付資料1.9.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.9.4

重大事故対策の成立性
1．原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止(1)

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化

添付資料 1.9.5

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料 1.9.6

解釈一覧

添付資料 1.9.7

手順のリンク先について

目−2

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【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による破損を防止する必要がある場合には、水素爆発による原子炉
格納容器の破損を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１「水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）BWRａ）原子炉格納容器内の不活性化により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（２）PWRのうち必要な原子炉ａ）水素濃度制御設備により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（３）BWR及びPWR共通ａ）原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

1.9−1

ｂ）炉心の著しい損傷後、水−ジルコニウム反応及び水の放射線分解による水素及び酸素の水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解により発生する水素及び酸素が，原子炉格納容器内に放出された場
合においても，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

1.9.1

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解及び金属腐食（以下「ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等」という。）により発生する水素及び酸素の反応による水素爆発により原子炉格納容器が破損することを防止するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

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

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第五十二条及び技術基準
規則第六十七条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備
1.9−2

が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する
手順についての関係を第1.9−1表に整理する。
ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び
設備
(a)
ⅰ)

原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止
不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化
原子炉運転中は，原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）により不活性化した状態としており，炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等にて発生する水素及び酸素により原子炉格納容器内で水素爆発が発生することを防止する。なお，格納容器ベントを開始するまでは，原子炉格納容器
内は不活性ガス（窒素）が封入された状態となっている。
不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化で使用する設備
は以下のとおり。
・不活性ガス系
・原子炉格納容器

ⅱ)

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化
炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇した場合において，原子炉格納容器内におけるジルコニウム−水反応，水の放射線分解等にて発生する水素及び酸素により，原子炉格
1.9−3納容器内で水素爆発が発生することを防止するため，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内を不活性化する手段がある。
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置
・不活性ガス系配管・弁・原子炉格納容器
・燃料給油設備(b)

炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止ⅰ)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生する水素及び酸素を格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベントにより，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手段がある。この対応手段及び設備
は，「1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」における「格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」及び「遠隔人力操作機構による現場操作」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
なお，格納容器圧力逃がし装置内を可搬型窒素供給装置から供給する不活性ガス（窒素）にて，原子炉起動前に不活性化した状態としておくことで，格納容器ベント実施時における水素爆発を防止する。
(ⅰ)

可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性
化

1.9−4

可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置
・格納容器圧力逃がし装置
・燃料給油設備(ⅱ)

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器圧力逃がし装置
・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備(ⅲ)

遠隔人力操作機構による現場操作
遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備は以下のとおり。
・遠隔人力操作機構

ⅱ)

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生する水素及び酸素を可燃性ガス濃度制御系にて再結合することにより水素濃度及び酸素濃度を制御
し，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手段がある。
1.9−5

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で使用する設備は以下のとおり。
・可燃性ガス濃度制御系ブロワ
・可燃性ガス濃度制御系加熱器
・可燃性ガス濃度制御系再結合器
・可燃性ガス濃度制御系冷却器
・可燃性ガス濃度制御系配管・弁・残留熱除去系
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(c)

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生する水素及び酸素が変動する可能性のある範囲にわたって水素濃度及び酸素濃度監視設備により原子炉格
納容器内の雰囲気ガスをサンプリングし，水素濃度及び酸素濃度を測定する手段がある。

ⅰ)

格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視で使用する設備
は以下のとおり。
・格納容器内水素濃度（ＳＡ）
・格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
・常設代替交流電源設備
1.9−6

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸
素濃度監視で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器内水素濃度
・格納容器内酸素濃度・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(d)

代替電源設備により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設備への給電
上記「1.9.1(2)ａ．(b)

炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止」及び「1.9.1(2)ａ．(c)原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視」で使用する水素爆発による原子炉
格納容器の破損を防止するための設備について全交流動力電源喪失時に，代替電源設備から給電する手段がある。

1.9−7

代替電源設備により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設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備(e)

重大事故等対処設備と自主対策設備
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化で使用する設備のうち，可搬型窒素供給装置，不活性ガス系配管・弁，原子炉格
納容器及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止で使用する設備のうち，格納容器圧力逃がし装置，フィルタ装置入口水素濃度，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ），常設代
替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
遠隔人力操作機構による現場操作で使用する設備のうち，遠隔人力操作機構は重大事故等対処設備として位置付ける。
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視で使用する設備のう
ち，格納容器内水素濃度（ＳＡ），格納容器内酸素濃度（ＳＡ），常設
代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

1.9−8

代替電源設備により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設備への給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設
備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.9.1）
以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合においても，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可燃性ガス濃度制御系
炉心損傷により大量の水素が発生するような状況下では，可燃性ガス濃度制御系の処理能力を超える水素が発生することから，
可燃性ガス濃度制御系による水素の処理に期待できず，また原子炉格納容器内の圧力の上昇に伴い可燃性ガス濃度制御系の使用に制限がかかるが，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），代
替循環冷却系，代替格納容器スプレイ冷却系又は格納容器ベント
により原子炉格納容器内の圧力を可燃性ガス濃度制御系運転可能
圧力まで低下し，かつ電源等が復旧し，可燃性ガス濃度制御系の運転が可能となれば，中長期的な原子炉格納容器内水素対策として有効である。
1.9−9

・格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度
原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇に伴い格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度は使用できない場合があるが，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），代替循環冷却系，代替格
納容器スプレイ又は格納容器ベントにより原子炉格納容器内の圧力及び温度が低下し，かつ電源等が復旧し，格納容器内水素濃度
及び格納容器内酸素濃度の使用が可能となれば，水素濃度及び酸素濃度を監視する手段として有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事故
シーケンスに対して有効性を確認できないが，格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度が使用可能であれば，水素濃度及び酸素濃度を監視する手段として有効である。
なお，「1.9.1(2)ａ．(a)ⅰ)

不活性ガス系による原子炉格納容器

内の不活性化」として使用する設備である不活性ガス系は，原子炉運転中に原子炉格納容器内雰囲気を常時不活性化する手段として使用する設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。また，「1.9.1(2)ａ．
(b)ⅰ)(ⅰ)

可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化」として使用する設備である可搬型窒素供給装置は，原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内を不活性化する手段として使用する設備であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
（添付資料1.9.2）
1.9−10ｂ．手順等
上記「ａ．水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
この手順は，運転員等 ※２ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビア
アクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.9−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.9−2表，第1.9−3表）。
※2

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.9.3）

1.9.2

重大事故等時の手順

1.9.2.1(1)

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止
ａ．不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生する水素及び酸素の反応による水素爆発に
より原子炉格納容器が破損することを防止するため，原子炉格納容器内を不活性ガス系にて不活性化する。
なお，原子炉起動時に原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換
し，原子炉運転中は原子炉格納容器内を常時不活性化した状態としている。この操作は，重大事故等時に対応するものではなく通常の運転操作により対応する。
1.9−11

概要図を第1.9−1図に示す。
ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生する水素及び酸素の反応による水素爆発により原子炉格納容器が破損することを防止するため，原子炉格納容器内を可搬型窒素供給装置により不活性化する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※１ において，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御ができず，原子炉格納容器内の酸素濃度が3.5vol％に到達した場合 ※２ 。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始す
る。

(b)

操作手順
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第 1.9−2 図に，タイムチャートを第 1.9−3 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に原子炉格納容器内へ不活性ガス（窒素）を注入するための準備を依頼する。
1.9−12

②災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）への不活性ガス（窒素）注入をするための接続口を連絡する。なお，格納容器窒素供給ライン接続口は，接続口蓋開放作業を必要としない格納容器窒素供給ライン東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置をＳ／Ｃ側用に1台，Ｄ／Ｗ側用に1台を準備及び可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車1台の準備を指示する。
④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車を原子炉建屋東側屋外に配備
した後，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車にケーブルを接続するとともに，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子
炉建屋西側屋外に配備した場合は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。
⑤重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内へ不活性ガ
ス（窒素）を注入するための準備が完了したことを報告する。
⑥災害対策本部長代理は，発電長に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内に不活性ガス（窒素）を注入するための準備が完了したことを連絡する。
⑦発電長は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度が，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入基準である4.0vol％に到達したことを確認し，災害対策本部長代
1.9−13

理に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入を依頼する。
⑧災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入開始を指示する。
⑨重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側
屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を開とし，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを，災害対策本部長代理に報告する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内へ不活性ガス（窒素）の注入を開始したことを連絡する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度指示値を確認し，原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇傾向の場合は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の追加を依頼する。
⑫ ａ 原子炉格納容器内酸素濃度上昇傾向の場合
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入開始を指示し，重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外
又は原子炉建屋西側屋外にて，可搬型窒素供給装置による原子炉
格納容器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入を開始する。なお，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力
指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達するまで可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活1.9−14

性ガス（窒素）注入を継続する。その後，運転員等は中央制御室
にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示
値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，発電長に報告する。
⑫ ｂ 原子炉格納容器内酸素濃度上昇傾向でない場合
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入をドライウェル圧力又はサプレッション・
チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達するまで継続し，運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，災害対策本部長代理に原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを連絡する。
⑭災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入停止を指示する。
⑮重大事故等対応要員は，原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入を停止するため，⑫ ａ により原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内へ不活性ガス（窒素）注入をしていた場合は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給
弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を閉とする。また，⑫ ｂ により原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入を継続した場合は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を閉とする。なお，重大事故等対応要員は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内又は原子炉格納容器（Ｓ／
Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入を停止した
1.9−15

後，災害対策本部長代理に報告する。
⑯災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を連絡する。
⑰発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度の確認を指示する。
⑱ ａ 原子炉格納容器内酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過している場合運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格
納容器内酸素濃度指示値が4.0vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。
⑱ ｂ 原子炉格納容器内酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過していない場合
運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格
納容器内酸素濃度指示値が4.0vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。また，災害対策本部長代理は，重大事故等対応
要員に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）の注入を指示し，重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）を注入する。なお，
原子炉格納容器内の酸素濃度指示値の傾向に応じて，以下の操作を実施する。
ⅰ)

原子炉格納容器内酸素濃度上昇傾向の場合
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入開始を指示し，重大事故等対応要員は，
1.9−16

原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入を開始する。その後，運転員等は中央制御室にて，ドライウェ
ル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が465kPa[gage]（1.5Pd）に到達したことを発電長に報告する。また，重大事故等対応要員は，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を閉とし，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入を停止する。
ⅱ)

原子炉格納容器内酸素濃度上昇傾向でない場合
運転員等は中央制御室にて，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が465kPa[gage]（1.5Pd）に到達したことを発電長に報告する。また，重大事故等対応
要員は，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）を閉とし，原子炉格
納容器内の不活性ガス（窒素）注入を停止する。

⑲発電長は，運転員等に原子炉格納容器内の酸素濃度の確認を指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格
納容器内酸素濃度指示値が格納容器ベント判断基準である
4.3vol％に到達したことを確認し，発電長に報告する。
発電長は，運転員等にサプレッション・プール水温度の確認を指示する。
ａ

サプレッション・プール水温度指示値が100℃未満の場合

発電長は災害対策本部長代理に，原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）による注入を依頼する。なお，原子炉格
納容器内への不活性ガス（窒素）による注入停止前に原子炉格納1.9−17

容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への注入を実施していた場合
は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）による注入を依頼する。
ｂ

サプレッション・プール水温度指示値が100℃以上の場合

発電長は，運転員等に外部水源である代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の起動及び内部水源である残留熱除去系又は代替循環
冷却系の停止を指示し，災害対策本部長代理に原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）による注入を依頼する。
なお，原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）による注入停止
前に原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への注入を実施
していた場合は，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）による注入を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入開始を指示する。
ａ

原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入停止前の操作が⑫ ａ 又は⑱ ｂ ⅰ)により可搬型窒素供給装置2台で実施した場合
重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側
屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）を開とし，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
ｂ

原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入停止前の操作が⑫ ｂ 又は⑱ ｂ ⅱ)により可搬型窒素供給装置1台で実施した場合
重大事故等対応要員は，原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側
屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｄ／Ｗ側）を開とし，原子炉格納容
1.9−18

器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内へ不活性ガス（窒素）の注入を開始したことを連絡する。
発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準備を指示する。
(c)

操作の成立性
上記の操作において，作業開始を判断してから原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，135 分以内と想定する。
【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入の場合】・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて実施した場合，115 分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライ
ト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
1.9−19

（添付資料1.9.4）(2)

炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ａ．可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化
格納容器圧力逃がし装置は，可搬型窒素供給装置から供給する不活性ガス（窒素）にて，原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内を不活性化した状態としておくことで，格納容器ベント実施時における系統内での水素爆発を防止する。この操作は，重大事故等時に対応するものではなく通常の運転操作により対応する。
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を監視し，原子炉格納容器内の酸素濃度が4.3vol％に到達した場合に，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベントにより，原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する。また，格納容器ベントを実施した際は，プルームの影響による被ばくを低減するため，運転員等は中央制御室待避室へ待避し，中央制御室待避室内のデータ表示装置（待避室）によりプラントパラメー
タを継続して監視する。
なお，中央制御室から格納容器圧力逃がし装置の遠隔操作ができない
場合は，遠隔人力操作機構を使用した現場（二次格納施設外）での操作を実施する。格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント手順については，「1.7原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
格納容器ベント開始後において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉
格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原1.9−20子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合に第一弁を閉とし，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御ができず，原子炉格納容器内の酸素濃度が4.3vol％に到達した場合で，原子炉格納容器内へ不活性ガス（窒素）を注入している
場合。

(b)

操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.9−4図に，タイムチャートを第1.9−5図に示す（Ｓ／Ｃ側ベント及びＤ／Ｗ側ベントの手順は，手順⑩以外は同様。）。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器圧
力逃がし装置による格納容器ベントの準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの系統構成を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，換気空調系一次隔離弁及び換気空調
系二次隔離弁の閉を確認する。
1.9−21

⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁及び原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁の閉を確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の閉を確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，不活性ガス系の隔離信号が発生している場合には，不活性ガス系の隔離信号の除外操作を実施する。
⑧運転員等は，発電長に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の電源の供給状態に応じて，Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側を選択し，Ｓ／Ｃ側による格納容器ベント又はＤ／Ｗ側による格納容器ベントを指示する。
⑩ ａ Ｓ／Ｃ側ベントの場合
運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止のため，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を開とし，発電長に報告する。
⑩ ｂ Ｄ／Ｗ側ベントの場合第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合，運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止のため，第一弁（Ｄ／Ｗ側）を開とし，発電長に報告する。
⑪発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を指示する。
⑫運転員等は中央制御室にて，第二弁（優先）を開とするが，第二弁が開できない場合は，第二弁バイパス弁を開とし，格納容器圧
力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを格納容器
1.9−22

内水素濃度（ＳＡ），格納容器内酸素濃度（ＳＡ），格納容器内酸素濃度及び格納容器内水素濃度指示値の低下，並びにフィルタ装
置入口水素濃度及びフィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系
による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒
素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合に，運転員等に原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度が171℃未満及び原子炉格
納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，格納容器ベント停止判断をする。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，格納容器ベント準備については，作業開始を判断してから格納
容器ベント準備完了までＳ／Ｃ側は5分以内，Ｄ／Ｗ側は5分以内と想定する。
格納容器ベント開始については，格納容器ベント準備完了から第二弁開操作による格納容器ベント開始まで2分以内と想定する。なお，第二弁バイパス弁についても同様である。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｃ．可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を監視し，可燃性ガス濃度制御系により原子炉格納容
1.9−23

器内の水素濃度を抑制する。
なお，可燃性ガス濃度制御系の運転に際しては，原子炉格納容器内の圧力を可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力（147kPa［gage］）未満に維持する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，以下のいずれかの状況に至った
場合。
①原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が上昇し，原子炉格納容器内の圧力が可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力（147kPa［gage］）未満の場合。
②格納容器ベント停止可能 ※３ と判断した場合，又は格納容器ベント（圧力調整）を実施した場合において，原子炉格納容器内の圧力が可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力（147kPa［gage］）
未満の場合。
※3：残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器
内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能と判断した場合で，原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）
未満，原子炉格納容器内の温度が171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場
合。

(b)

操作手順
可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御
手順の概要は以下のとおり（可燃性ガス濃度制御系Ｂ系による原子炉
1.9−24

格納容器内の水素濃度制御手順の概要も同様。）。
概要図を第1.9−6図に，タイムチャートを第1.9−7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可燃性ガス
濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御のための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御に必要なブロワ，加熱器，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に可燃性ガス濃度制御系Ａ系のウォームアッ
プ運転を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系の起動操作を実施し，可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量，可燃性
ガス濃度制御系再循環ガス流量及び可燃性ガス濃度制御系ブロワ
吸込ガス圧力の上昇を確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系ヒータが正常に作動していることを可燃性ガス濃度制御系加熱器入口温度，可燃性ガス濃度制御系加熱器表面温度，可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度，可燃性ガス濃度制御系再結合器出口ガス温度及び可燃性ガス濃度制御系再結合器表面温度指示値の上昇により確認し，ウォームアップ運転が開始したことを確認する。
⑥運転員等は，発電長に可燃性ガス濃度制御系Ａ系のウォームアッ
プ運転を開始したことを報告する。
⑦運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系起動後，
1.9−25

約180分で可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度指示値が649℃に温度制御されることを確認し，可燃性ガス濃度制御系Ａ系のウォームアップ運転が完了したことを確認する。
⑧運転員等は，発電長に可燃性ガス濃度制御系Ａ系のウォームアッ
プ運転が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格
納容器内の水素濃度制御の開始を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認し，可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量と可燃性ガス濃度制御系再循環ガス流量を調整する。
⑪運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御が行われていることを原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の低下により確認する。
⑫運転員等は，発電長に可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格
納容器内の水素濃度制御を開始したことを報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから可燃性ガス濃度制御系起動まで8分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
また，可燃性ガス濃度制御系起動から約180分でウォームアップ運転が完了し，再結合運転が可能である。

(3)

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による
1.9−26

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生する水素及び酸素を格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）により原子炉格納容器内の雰
囲気ガスをサンプリングし，水素濃度及び酸素濃度を監視する。なお，
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプ
リング装置（Ａ）を優先して使用する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合。

(b)

操作手順
格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視手順の概要は以下のとおり（格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ｂ）による原子炉
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視手順も同様。）。
概要図を第1.9−8図に，タイムチャートを第1.9−9図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器内
水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視のための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格
納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視に必要な圧縮機，電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに格納容器内
水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリン
1.9−27

グ装置（Ａ）の暖気が開始 ※４ 又は完了していることを状態表示
等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器
内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）の起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格
納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）の暖気完了を確認した後，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）の起動操作を行い，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサン
プリング装置（Ａ）により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の測定 ※５ が開始されたことを確認し，発電長に報告する。
※4：通常時から緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。）は外部電源
系にて受電され暖気しており，交流電源の喪失時は常設代
替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車により緊急用ＭＣＣを受電した後，暖気が自動的に開始される。
※5：格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）によるＤ／Ｗ側，Ｓ／Ｃ側の雰囲気ガスのサンプリン
グは自動で切り替わる。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断した後，交流電源を確保してから格納容器内水
1.9−28

素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）のサンプリング装置（Ａ）による測定開始まで38分以内と想定する。なお，交流電源の喪
失時には常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置
又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により緊急用ＭＣＣを受電した後，暖気が自動的に開始され，最長38分
で計測が可能である。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
ｂ．格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生する水素及び酸素を格納容器雰囲気モニタ
により原子炉格納容器内の雰囲気ガスをサンプリングし，水素濃度及び酸素濃度を監視する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合。

(b)

操作手順
格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視手順の概要は以下のとおり（格納容器雰囲気モニタ（Ｂ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視手順も同様。）。
概要図を第1.9−10図に，タイムチャートを第1.9−11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器雰
囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視のための準備を指示する。
1.9−29②運転員等は中央制御室にて，格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視に必要なポンプ，
電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認するとともに，冷却水が確保されていることを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に格納容器雰囲気モニタ（Ａ）の起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器雰囲気モニタ（Ａ）の起動操作を実施後，格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容
器内の水素濃度及び酸素濃度の測定が開始されたことを確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから格納容器雰囲気
モニタの起動まで5分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，格納容器雰囲気モニタの起動に必要な冷却水確保の所要時間は以下のとおり。
・残留熱除去系海水系ポンプ使用の場合：4分以内
・緊急用海水ポンプ使用の場合：24分以内
・代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポン
プ使用の場合：370分以内(4)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
1.9−30ローチャートを第1.9−12図に示す。
原子炉起動時に，原子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）により置換
し，原子炉運転中の原子炉格納容器内を不活性化した状態とすることで，原子炉格納容器内の気体の組成が可燃限界に至ることを防ぎ，原子炉格納容器内における水素爆発の発生を防止している。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度にて監視する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が上昇した場合に，可燃性ガ
ス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度制御を実施する。また，可燃性ガス濃度制御系が使用できない場合で，原子炉格納容
器内の酸素濃度が格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度にて3.5vol％に到達した場合は，原子炉格納容器内で発生する水素及び酸素の反応による水素爆発を防止するため，可搬型窒素供給装置により不活性ガス（窒素）を原子炉格納容器内へ注入する準備を行う。原子炉格納容器
内の酸素濃度が格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度にて4.0vol％に到達した場合は，可搬型窒素供給装置により不活性ガス（窒素）を原子炉格納容器内へ注入する。
原子炉格納容器内の酸素濃度が格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度にて4.3vol％に到達した場合は，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベントにより，原子炉格納容器水素爆発の発生を防止する。
なお，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントをする際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃ側の第一弁開操作を第一優先とする。Ｓ／Ｃ側の第一弁開操作が実施できない場合に
1.9−31

は，Ｄ／Ｗ側の第一弁開操作を実施する。その後，第二弁を開操作し，格納容器ベントを実施する。第二弁開操作が実施できない場合には，第二弁
バイパス弁を開操作し，格納容器ベントを実施する。
（添付資料1.9.5）
1.9.2.2

代替電源設備により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設備への給電手順

炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源が喪失した場合に，水素爆発
による原子炉格納容器破損を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備する。
なお，代替電源設備により給電する手順については，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。
1.9.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順については，「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント手順については，「1.7原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
可燃性ガス濃度制御系ブロワ，可燃性ガス濃度制御系加熱器，電動弁及び監視計器への電源供給の手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
窒素供給装置用電源車，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14
1.9−32電源の確保に関する手順等」

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

1.9−33

事故

第1.9−1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／4）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

不活性ガス 系によ る
原子炉格納 容器内 の不活性 化

不活性ガス系 ※１
原子炉格納容器

可搬型窒素供給装置
不活性ガス系配管・弁
原子炉格納容器
燃料給油設備 ※７

可搬型窒素 供給装 置による
格納容器圧 力逃が し装置内 の不 活性化

可搬型窒素供給装置 ※３
格納容器圧力逃がし装置
燃料給油設備 ※７

手順書

− ※２

重大事故等 対処設 備

可搬型窒素 供給装 置による
原子炉格納 容器内 の不活性 化

水素爆発に よる原 子炉格納 容器 の破損防止

−

対処設備

− ※４

− ※１

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領− ※３※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※3：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※4：可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置及び燃料給油
設備は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処
設備とは位置付けない。
※5：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※7：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.9−34

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／4）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

格納容器圧力逃がし装置 ※６
フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
常設代替交流電源設備 ※７
可搬型代替交流電源設備 ※７
常設代替直流電源設備 ※７
可搬型代替直流電源設備 ※７
燃料給油設備 ※７

自主対策設 備

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

可燃性ガス濃度制御系ブロワ
可燃性ガス濃度制御系加熱器
可燃性ガス濃度制御系再結合器
可燃性ガス濃度制御系冷却器
可燃性ガス濃度制御系配管・弁残留熱除去系
非常用交流電源設備 ※７
常設代替交流電源設備 ※７
燃料給油設備 ※７

重大事故等 対処設 備

遠隔人力操 作機構による現 場操 作

遠隔人力操作機構 ※６

手順書

重大事故等 対処設 備

格納容器圧 力逃が し 装置に よる
原子炉格納 容器水 素爆発防 止

水素爆発に よる原 子炉格納 容器 の破損防止

−

対処設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ水素濃度制御」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※3：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※4：可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置及び燃料給油
設備は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処
設備とは位置付けない。
※5：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※7：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.9−35

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／4）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

重大 事故等 対処設 備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領−

格納容器内水素濃度
格納容器内酸素濃度
残留熱除去系海水系ポンプ ※５
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ ※５
緊急用海水系ストレーナ
可搬型代替注水大型ポンプ ※５
非常用交流電源設備 ※７
常設代替交流電源設備 ※７
燃料給油設備 ※７

自主対策設 備

格納容器雰 囲気モ ニタ
による原子炉格納 容器内の水素 濃度及び酸 素濃度監視

水素爆発に よる原 子炉格納 容器 の破損防止

格納容器内 水素濃 度︵ＳＡ ︶及 び格納容器 内酸素 濃度︵Ｓ Ａ︶
による 原 子 炉 格納 容器 内の 水素 濃度及び酸 素 濃度 監視

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
常設代替交流電源設備 ※７
可搬型代替交流電源設備 ※７
燃料給油設備 ※７

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ水素濃度制御」
等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※3：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※4：可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置及び燃料給油
設備は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処
設備とは位置付けない。
※5：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※7：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.9−36

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／4）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

常設代替交流電源設備 ※７
可搬型代替交流電源設備 ※７
常設代替直流電源設備 ※７
可搬型代替直流電源設備 ※７
燃料給油設備 ※７

手順書

重大事故等 対処設 備

代替電源設 備によ り水素爆 発に よる
原 子 炉 格 納 容 器 の 破 損を 防 止 す る た め の 設 備 へ の 給 電

水素爆発に よる原 子炉格納 容器 の破損防止

−

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を不活性ガス系により常時不活性化している。
※2：不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※3：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※4：可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置及び燃料給油
設備は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処
設備とは位置付けない。
※5：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※6：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※7：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.9−37

第 1.9−2 表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) 原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止
ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

補機監視機能可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量
可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス圧力

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ライン用）
残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

水源の確保

代替淡水貯槽水位
サプレッション・プール水位
ろ過水貯蔵タンク水位
復水貯蔵タンク水位

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力ＡＭ設備別操作手順書

操作1.9−38

監視計器一覧（2／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

補機監視機能可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量
可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス圧力

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度
サプレッション・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置圧力
フィルタ装置水位
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

補機監視機能モニタリング・ポスト

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.9−39

監視計器一覧（3／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止ｃ．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

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ水素濃度制御」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量
残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量

補機監視機能可燃性ガス濃度制御系再循環ガス流量
可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス流量
可燃性ガス濃度制御系ブロワ吸込ガス圧力
可燃性ガス濃度制御系加熱器入口温度
可燃性ガス濃度制御系加熱器表面温度
可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度
可燃性ガス濃度制御系再結合器出口ガス温度
可燃性ガス濃度制御系再結合器表面温度

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.9−40

監視計器一覧（4／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「放出」
ＡＭ設備別操作手順書

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

1.9−41

監視計器一覧（5／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ｂ．格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

補機監視機能残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ水素濃度制御」
等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）
「放出」

操作

ＡＭ設備別操作手順書

1.9−42

第1.9−3表

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

対象条文

【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

供給対象設備

給電元
給電母線

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第一弁（Ｄ／Ｗ側）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第二弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

第二弁バイパス弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

格納容器内水素濃度（ＳＡ）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

フィルタ装置入口水素濃度

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・
低レンジ）

常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤

1.9−43

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁
設計基準対象施設から追加した箇所

1.9−44
第 1.9−1 図

不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化

概要図

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁

ホース

1.9−45

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順

弁名称⑨，⑮ ※１ ，ａ※１

窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側）⑫ ａ ，⑮ ※２ ，ａ※２

窒素ガス補給弁（Ｄ／Ｗ側）

記載例

注：操作手順⑫ ａ ，⑱ ａ ，ａの場合を示す。

○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第 1.9−2 図

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化

概要図

10
手順の項目

20

30

40

50

経過時間（ 分）
70
80
90

60

実施箇所・ 必要要員 数

100

110

120

130

原子炉格納 容器内の 不活性ガ ス（窒素 ）置換

140

150

備考

150

備考

135 分

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 西 側接続口）
窒素供給装 置用電源 車準備
2
ケーブル敷 設，接続
窒素供給装 置用電源 車起動
可搬型窒素 供給装置
による原子 炉格納容
器内の不活 性化
（格納容器 窒素供給
ライン西側 接続口を使用した原 子炉格納容器（Ｓ／ Ｃ側）内への不活性 ガス（窒素）注入の 場合）

準備

重大事故等
対応要員

6
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 西 側接続口）
原子炉建屋 西側接続 口蓋開放
ホース接続
4
窒素供給装 置準備
窒素供給装 置起動
窒素供給開 始操作

10

手順の項目

20

30

40

実施箇所・ 必要要員 数

5060

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

原子炉格納 容器内の 不活性ガ ス（窒素 ）置換

120

130

140

115 分

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 東 側接続口）
窒素供給装 置用電源 車準備
2
ケーブル敷 設，接続
窒素供給装 置用電源 車起動

可搬型窒素 供給装置
による原子 炉格納容
器内の不活 性化
（格納容器 窒素供給
ライン東側 接続口を使用した原 子炉格納容器（Ｓ／ Ｃ側）内への不活性 ガス（窒素）注入の 場合）

重大事故等
対応要員

6

準備
移動（南側 保管場所 〜格納容 器窒素供 給ライン 東 側接続口）
ホース接続

4

窒素供給装 置準備
窒素供給装 置起動
窒素供給開 始操作

第 1.9−3 図

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化
ムチャート

1.9−46

タイ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

逆止弁
設計基準対象施設から追加した箇所

1.9−47
操作手順
④

※１

④

※２

⑤ ※１
記載例

弁名称

操作手順

弁名称

操作手順

⑤

※２

換気空調系二次隔離弁⑥※１

耐圧強化ベント系一次隔離弁⑩

原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁⑥ ※２

耐圧強化ベント系二次隔離弁⑫

換気空調系一次隔離弁

原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁

弁名称

⑩

ａ

第一弁（Ｓ／Ｃ側）

ｂ

第一弁（Ｄ／Ｗ側）
第二弁，第二弁バイパス弁○：操作手順番号を示す。
○ ａ〜 ：同一操作手順番号内で選択して実施する操作がある場合の操作手順の優先番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.9−4図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止

概要図

1

手順の項目
格納容器圧 力逃がし 装置による原 子炉格納 容器水素爆発 防止（格納容器 ベント準
備：Ｓ／Ｃ 側ベント の場合）

実施箇所・ 必要要員 数

2

経過時間（ 分）
4
5

3

6

7

8

9

備考

8

9

備考

8

9

備考

格納容器ベ ント判断
5分

格納容器 ベント準 備完了

系統構成
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

格納容器ベ ント準備

1

2

経過時間（ 分）
4
5

3

6

7

格納容器ベ ント判断
手順の項目
格納容器圧 力逃がし 装置による原 子炉格納 容器水素爆発 防止（格納容器 ベント準
備：Ｄ／Ｗ 側ベント の場合）

実施箇所・ 必要要員 数

5分

格納容器 ベント準 備完了

系統構成
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

格納容器ベ ント準備

1

1

2

3

経過時間（ 分）45

6

7

格納容器ベ ント準備 完了
手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

2分

格納容器 ベント
格納容器ベ ント開始 操作

格納容器圧 力逃がし 装置による原 子炉格納 容器水素爆発 防止

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）※1

1

※1：第二弁の遠隔開操作不可の場合，第二弁バイパス弁を開とする。中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，2分以内と想定する。

第 1.9−5 図

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止
タイムチャート

1.9−48

凡例
ブロワ

MO

電動駆動

弁

冷却水

1.9−49第1.9−6図

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

概要図

5

10
8分

手順の項目

15

経過時間（ 分）
170
175

180

185

190

195

備考

可燃性ガ ス濃度制 御系ブ ロワ起動

実施箇所・ 必要要員 数

再結合(ブロワ起 動後，約 180 分 以内)

系統構成， 起動操作
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

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）ウォームア ップ運転

1

※1

※1：可燃性ガス濃度制御系Ａ系による原子炉格納容器内の水素濃度制御を示す。また，可燃性ガス濃度制御系Ｂ系については，可燃性ガス濃度制御系ブロワ起動まで 8 分以内，再結合開始まで約 180 分以内と想定する。

第1.9−7図

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御
タイムチャート

1.9−50

凡例
圧縮機

MO

電動駆動

AO

空気駆動

SV

電磁駆動

弁

逆止弁

1.9−51

ME

湿度検出器

H2E

水素検出器

O2E

酸素検出器

トレースヒータ
キャビネット
ヒータ範囲
設計基準対象施設から追加した箇所

第1.9−8図

格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃
度監視

概要図

5

10

交流電源確 保手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

15

20

25

経過時間（ 分）
30
35

40

45

50

55

60

備考

格納 容 器内 水 素濃 度 （ ＳＡ ） 及び 格 納容 器 内酸 素濃 度 （Ｓ Ａ）
による測定 開始
38 分
系統暖気（ ※1）

格納容器内 水素濃度
（ＳＡ）及 び格納容 器
内酸素濃度 （ＳＡ） による原子炉 格納容器 内の水素濃度 及び酸素 濃
度監視

起動操作
運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

測定前準備

1
測定開始

※1：通常時から緊急用ＭＣＣは外部電源系にて受電され暖気しており，交流電源の喪失時は常設代替交流電源設
備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により緊急用ＭＣＣを受電した後，暖気が自動的に開始される。

第1.9−9図

格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視ート

1.9−52

タイムチャ

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

AO

空気駆動

弁

冷却水

1.9−53
第1.9−10図

格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

概要図

1

手順の項目
格納容器雰 囲気モニ タ
による原子 炉格納容 器
内の水素濃 度及び酸 素
濃度監視実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）2

3

経過時間（ 分）4
5

格納容器雰 囲気モニ タ起動

6

7

8

9

備考

5分

起動操作
※1

1

※1：格納容器雰囲気モニタ（Ａ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視を示す。また，格納容器雰囲
気モニタ（Ｂ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視については，格納容器雰囲気モニタ起動まで 5 分以内と想定する。

第1.9−11図

格納容器雰囲気モニタによる原子炉格納容器内の水素濃度及び酸
素濃度監視

タイムチャート

1.9−54

第1.9−12図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／3）
1.9−55

第 1.9−12 図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／3）
1.9−56

（凡例）：プラント状態：操作・確認

可搬型窒素供給装置による格納容器
圧力逃がし装置内の不活性化 ※ ２

不活性ガス系による原子炉格納容器内の不活性化 ※ １

：判断
：重大事故等対処設備

炉心損傷確認 ※ ３

格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器
内酸素濃度（ＳＡ）による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

No

原子炉格納容器内酸素濃度 4.0vol％到達時点
で事故後 7 日経過格納容器雰囲気モニタによる原子炉格
納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視

サプレッション・プール水
温度 100℃未満

可搬型窒素供給装置 1 台による原子炉格納容器内への不活性ガ
ス（窒素）注入（Ｓ／Ｃ側）

Yes

残留熱除去系又は代替循環冷却系
停止（内部水源）原子炉格納容器内
酸素濃度上昇傾向

可搬型窒素供給装置
2 台準備

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

No

No

Yes

原子炉格納容器内の酸素濃度
指示値 4.0vol％到達

Yes

Yes

原子炉格納容器内の酸素濃度
指示値 3.5vol％到達

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度指示値の上昇確認

可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御成功

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却（外部水源）

可搬型窒素供給装置 2 台による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）
注入（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化

可搬型窒素供給装置 1 台による原子炉格納容器内への不活性ガ
ス（窒素）注入（Ｓ／Ｃ側）

原子炉格納容器内酸素濃度上昇傾向原子炉格納容器内圧力 465kPa［gage］（1.5Pd）到達

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入停止（可搬型窒素供給装置停止）

No

可搬型窒素供給装置
停止前使用台数 2 台 ※ ４

可搬型窒素供給装置 1 台による原子炉格納容器（Ｄ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入

Yes
可搬型窒素供給装置 2 台による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）
注入（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止

第一弁（Ｓ／Ｃ側）
開操作可能

Yes

No

No
第一弁（Ｄ／Ｗ側）
開操作

可搬型窒素供給装置 2 台による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）
注入（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）

Yes
原子炉格納容器内酸素濃度
4.3vol％到達

原子炉格納容器内圧力310kPa［gage］（1Pd）到達

第二弁
開操作可能

No
第二弁バイパス弁
開操作

原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入停止（可搬型窒素供給装置停止）

Yes
原子炉格納容器内の水素濃度指示値可燃限界未満

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

原子炉格納容器内酸素濃度
4.0vol％到達※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気を常時不活性化した状態としている。
※2：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
※3：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※4：格納容器ベント前の窒素注入については，可搬型窒素供給装置停止前に窒素注入していた可搬型窒素供給装置の台数により，原子炉格
納容器へ窒素を注入する。なお，1 台により窒素注入をする場合，Ｄ／Ｗに酸素が滞留することを防止するためにＤ／Ｗから窒素を注入する。なお，第一弁（Ｄ／Ｗ側）開による格納容器ベント時は，Ｓ／Ｃ側から注入する。

第1.9−12図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（3／3）
1.9−57

添付資料 1.9.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／5）
技 術 的 能 力 審 査 基 準 （ 1.9）
【本文】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
1 「 水 素 爆 発 に よる 原 子 炉 格 納 容器の破損を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

(1)BWRa)原 子 炉 格 納 容 器 内 の 不 活 性 化 に より、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
(2)PWR の う ち 必 要 な 原 子 炉a)水 素 濃 度 制 御 設 備 に よ り 、 原 子 炉
格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。

(3)BWR 及 び PWR 共 通a)原 子 炉 格 納 容 器 内 に お け る 水 素 爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源
設備からの給電を可能とすること。
b)炉 心 の 著 し い 損 傷 後 、 水 − ジ ル コ
ニウム反応及び水の放射線分解による水素及び酸素の水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手順等を整備すること。

番号

①

−

設 置 許 可 基 準 規 則 （ 第 52条 ）技 術 基 準規 則 （ 第 67条 ）【本文】
発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による破損を防止する必要がある場合には、水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備を設けなければならない。

【本文】
発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による破損を防止する必要がある場合には、水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備を施設しなければならない。

【解釈】
1 第 52 条 に 規 定 す る 「 水 素 爆 発 による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備
をいう。

【解釈】
1 第 67 条 に 規 定 す る 「 水 素 爆 発 による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

＜ BWR＞a)原 子 炉 格 納 容 器 内 を 不 活 性 化 す る
こと。

＜ BWR＞a)原 子 炉 格 納 容 器 内 を 不 活 性 化 す る
こと。

②

−

＜ PWRの う ち 必 要 な 原 子 炉 ＞b)水 素 濃 度 制 御 設 備 を 設 置 す る こ
と。

−

④

⑤

⑥

＜ PWRの う ち 必 要 な 原 子 炉 ＞b)水 素 濃 度 制 御 設 備 を 設 置 す る こ
と。

③

番号

−

＜ BWR及 び PWR共 通 ＞
c)水 素 ガ ス を 原 子 炉 格 納 容 器 外 に 排出する場合には、排出経路での水素爆発を防止すること、放射性物質の低減設備、水素及び放射性物質濃度測定装置を設けること。
d)炉 心 の 著 し い 損 傷 時 に 水 素 濃 度 が変動する可能性のある範囲で測定できる監視設備を設置すること。

＜ BWR及 び PWR共 通 ＞
c)水 素 ガ ス を 原 子 炉 格 納 容 器 外 に 排出する場合には、排出経路での水素爆発を防止すること、放射性物質の低減設備、水素及び放射性物質濃度測定装置を設けること。
d)炉 心 の 著 し い 損 傷 時 に 水 素 濃 度 が変動する可能性のある範囲で測定できる監視設備を設置すること。

e)こ れ ら の 設 備 は 、 交 流 又 は 直 流 電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

e)こ れ ら の 設 備 は 、 交 流 又 は 直 流 電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内を不活性ガス系により常時不活性化されている。
不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

1.9−58⑦⑧⑨

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／5）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設

可搬 型窒 素供給 装置

新設

不活 性ガ ス系配 管・ 弁

既設

原子 炉格 納容器

既設

燃料 給油 設備新設

可搬 型窒 素供給 装置 ※ ２

新設

格納 容器 圧力逃 がし 装 置

新設

燃料 給油 設備

新設
−

①⑤⑦

既設

①②⑤⑥

原子 炉格 納容器

解釈
対応 番号

①②⑤⑥

不活性ガ ス系による 可搬型窒 素供給装置に 可搬型窒 素供給装置に原子 炉格納 容器 内の よる 原子 炉格納 容器 内 よる 格納 容 器圧 力逃 がの不 活性 化し装 置内 の 不活性化
不活性化

不活 性ガ ス系 ※ １

既設
新設

自主対策 設 備
備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

フィ ルタ 装置入 口水 素 濃度

新設

可燃 性ガ ス濃度 制御 系 加熱 器

フィ ルタ 装置出 口放 射 線モ ニタ（ 高レ ンジ・ 低レ ン ジ）

新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

常設 代替 交流電 源設 備−

燃料 給油 設備

−

新設

①④⑤⑦

遠隔人力操作
機構 による
現場操作

遠隔 人力 操作機 構−−

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

可燃 性ガ ス濃度 制御 系 ブロ ワ①④⑤⑦

格納 容器圧 力逃 がし 装 置に よ る
原子 炉格納 容器 水素 爆 発防 止格納 容器 圧力逃 がし 装 置

既設
新設

−

可燃 性ガス 濃度 制御 系 再結 合 器
可燃 性ガ ス濃度 制御 系 冷却 器
可燃 性ガ ス濃度 制御 系 配管 ・ 弁
残留 熱除 去系
非常 用交 流電源 設備−※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内を不活性ガス系により常時不活性化されている。
不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

1.9−59

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／5）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

格納 容器 内水素 濃度 （ ＳＡ ）新設

格納 容器 内酸素 濃度 （ ＳＡ ）新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

−

解釈
対応番号

備考

−

−

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設①③⑤⑨

代替 電源設 備に より 水 素爆発
による原子炉格納容 器の破損を防 止す る ため の設 備 への 給電

常設 代替 交流電 源設 備−

手段
格納 容器 雰 囲気 モニ タ によ る 原子炉格納 容器 内の 水 素濃 度及び 酸素 濃 度監 視

既設
新設

①③⑤⑧

格納 容器内 水素濃度︵ＳＡ ︶ 及び格納 容器 内 酸素濃度 ︵ＳＡ ︶ によ る
原子 炉格納 容器内の水 素濃 度 及び酸素濃度監視機器 名称

自主対策 設 備−

機器 名称
格納 容器 内水素 濃度
格納 容器 内酸素 濃度
残留 熱除 去 系海 水系 ポ ンプ
残留 熱除 去 系海 水系 ス トレ ー ナ
緊急 用海 水ポン プ
緊急 用海 水系ス トレ ー ナ
可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ
非常 用交 流電源 設備
常設 代替 交流電 源設 備
燃料 給油 設備−

※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内を不活性ガス系により常時不活性化されている。
不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

1.9−60

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／5）
技術的能力審査基準（1.9）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内における水素による爆発（以下「水素爆発」という。）による破損を防止する必要がある場合には、水素爆発による原子炉
格納容器の破損を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内における水素爆発による破損を防止する必要がある場合には，水素爆発による原子炉格
納容器の破損を防止する手段として，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納
容器内酸素濃度（ＳＡ）により水素濃度及び酸素濃度が変動する可能性のある範囲を監視し，可搬型窒素供給装置
による原子炉格納容器内の不活性化に必要な手順等を整備する。また，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止を実施するために必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）BWRａ）原子炉格納容器内の不活性化により、原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。

−

原子炉運転中の原子炉格納容器内を不活性ガス系により原子炉格納容器内
雰囲気の不活性化及び炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格
納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手段として可搬型窒素供給装置により原子炉格
納容器内を不活性化し，原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格
納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備する。

※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内を不活性ガス系により常時不活性化されている。
不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

1.9−61

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／5）
技術的能力審査基準（1.9）

適合方針（２）PWRのうち必要な原子炉ａ）水素濃度制御設備により、原子炉格納容器内における水素爆発
による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な手順等を整備すること。
（３）BWR及びPWR共通ａ）原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備
が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

ｂ）炉心の著しい損傷後、水−ジル
コニウム反応及び水の放射線分解による水素及び酸素の水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手順等を整備すること。

対象外

炉心の著しい損傷が発生し，全交流
動力電源が喪失した場合においても，
原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するために必要な設備（格納容器圧力逃がし装置，格納容器内水素濃度（ＳＡ）
及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ））へ
代替電源設備（常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車）により給電する手順を整備する。
なお，電源の供給に関する手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内における水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する手段として，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）により水素濃度及び酸素濃度が変動する可能性のある範囲を監視し，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止を実施するために必要な手順等を整備する。

※1：原子炉運転中は原子炉格納容器内を不活性ガス系により常時不活性化されている。
不活性ガス系は設計基準対象施設であり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：原子炉起動前に格納容器圧力逃がし装置内は不活性化した状態とする。
可搬型窒素供給装置による格納容器圧力逃がし装置内の不活性化に用いる可搬型窒素供給装置は，原子炉起動前に使用するものであり，重大事故等時に使用するものではないため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

1.9−62

添付資料 1.9.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

可燃性ガス濃度制御系ブロワ

常設

Ｓクラス

340m ３ ［N］／h（1 台当たり）−

2台

可燃性ガス濃度制御系加熱器

常設

Ｓクラス

100kW
（1 基当たり）−

2基

可搬型代替注水大型ポンプ（代替残留熱除去系海水系とし
て使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h（1 台当たり）

約 140m

4台

機器名称

常設
／可搬

耐震性

測定方式

計測範囲

個数

格納容器内水素濃度

常設

Ｓクラス

熱伝導度式

0％〜
100％

1個

格納容器内酸素濃度

常設

Ｓクラス

磁気風式

0％〜30％

1個

機器名称※1：Ｓクラスの機能維持

1.9−63

添付資料 1.9.3

1.9−64
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.9−65

1.9−66
第3図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料 1.9.4
重大事故対策の成立性

1．原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止(1)

可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化
ａ．操作概要
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化が必要な状況
で，屋外（原子炉建屋東側周辺）に可搬型窒素供給装置を配備した場合においては，窒素供給用ホースを格納容器窒素供給ライン東側接続口に接続し，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内に窒素を供給する。屋外（原子炉建屋西側周辺）に可搬型窒素供給装置を配備した場合
は，接続口の蓋を開放し，窒素供給用ホースを格納容器窒素供給ライン
西側接続口に接続した後，可搬型窒素供給装置により原子炉格納容器内に窒素を供給する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内の不活性化として，最長時間を要する格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した窒素供給に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：6名（重大事故等対応要員6名）
所要時間目安 ※１ ：135分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は135分以内）※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳
1.9−67

【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から格納容器窒素供給ライン西側接続口）・電源車の系統構成：35分 ※２ （対象作業：ケーブル敷設，電源車
起動等を含む）・可搬型窒素供給装置の系統構成：85分（対象作業：窒素供給用ホース接続，可搬型窒素供給装置
起動等を含む）・窒素供給開始操作：10分※2：電源車の系統構成は，可搬型窒素供給装置の系統構成と並行して行うため，所要時間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，操作は格納容器ベント操作後の汚染を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：可搬型窒素供給装置からの窒素供給用ホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。
1.9−68

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.9−69

添付資料 1.9.5
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1．期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器下部注水系（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系
ポンプ

サプレッション・
プール

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は，補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の実施時期を早めることとなる ※ 。

1.9−70一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・プー
ルを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし ， その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器減圧及
び除熱の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷
却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施する
手順としている。

2．炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方(1)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する
対応方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順と
1.9−71

なる。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］以上）及び炉心損傷の判断（格納容器雰囲
気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）のγ線線量率が，設計基準
事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操
作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ド1.9−72

ライウェルスプレイ）を実施後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を実施することから，
炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶
融炉心の冷却を考慮し，格納容器下部水位を確実に約 1m 確保するた
めに常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施す
る手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器圧力逃がし装1.9−73

置による格納容器減圧及び除熱操作を遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレイ）を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり，運転開始までに一定の時間を要するが，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器除熱操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3．各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

1.9−74

事象発生

ＬＯＣＡ

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

過渡事象

成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水炉心損傷防止対策の

炉心損傷防止対策の2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

有効性評価にて確認

有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷

成功（格納容器過圧・過温破損）
3.4

水素燃焼

評価対象となる格納容器破損モード

原子炉注水

代替循環冷却系の運転可能時
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止
・ＲＰＶ注水停止

2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

代替循環冷却系の

運転可能時

運転可能時

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

上記操作完了後

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

代替循環冷却系の2.(1)ｂ．③

常設低圧による
2.(1)ｂ．③ ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(2)

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用⑧

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

2.(1)ｂ．③

リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）

2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ＲＰＶ破損判断後

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ペデスタル（ドライウェル部）への注水

2.(1)ｃ．④
2.(1)ｃ．⑤

ドライウェル圧力及び雰囲気温
ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

度が下降傾向に転じた場合
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ2.(2)⑧・ＲＰＶ注水※2.(1)ｄ．⑥ 常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

2.(2)

⑧

2.(1)ｄ．⑥※
原子炉注水に失敗するシーケンスであるが，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な【凡例】

格納容器圧力及び格納容器圧力及び状態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質に

常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ

雰囲気温度の上昇時

雰囲気温度の上昇時よる加熱等を防止する観点から原子炉注

代替循環：代替循環冷却系ポンプ

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦
・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

第 1 図 事故対応の流れ
1.9−75常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ
（一時的）

水を行う
2.(1)ｄ．⑦

4．長期安定停止に向けた対応について
長期安定停止に向けて格納容器圧力及び温度を低下させることを目的として，残留熱除去系，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施し，格納容器の健全性を維持する。
また，炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で水素及び酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施する。

(1)

事故後長期にわたる格納容器の健全性について
有効性評価における格納容器温度・圧力の判断基準（評価項目）は200℃，2Pdと設定しており，200℃，2Pdの状態が継続することを考慮した評価が必要な部位はシール部である。このため，シール部については，
200℃，2Pdの状態が7日間（168時間）継続した場合でもシール機能に影響がないことを確認することで，限界温度・圧力における格納容器閉じ込め機能の健全性を示している。
ここでは，200℃，2Pdを適用可能な7日間（168時間）以降においても，有効性評価で得られている厳しい条件を考慮し，格納容器の閉じ込め機能を示す。
また，上記に加えて，7日間（168時間）以降の累積放射線照射量についても，格納容器の閉じ込め機能に影響がないことを確認する。

(2)7日間（168時間）以降の圧力，温度の条件
7日間（168時間）以降において，格納容器圧力が最も高くなるのは，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンス及び「高圧溶融物放出／格1.9−76

納容器雰囲気直接加熱」で想定されるシーケンスである。これらのシーケ
ンスは，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点
で，格納容器内酸素濃度上昇による格納容器ベントを遅延するため，
310kPa[gage]までサプレッション・チェンバへの窒素注入を行う手順としており，第1表で示すとおり，7日間（168時間）以降の格納容器圧力は最大で310kPa[gage]となる。代表的に，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のシーケンスにおける格納容器圧力の推移を第1図に示す。

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 310kPa[gage]到達にて窒素供給停止（約 163 時間）

0.4(MPa[gage])
格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.0% 到 達 に て
サプレッション・チェンバへの窒素供給開始（約 84 時間）

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第1図

格納容器圧力（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合）7日間（168時間）以降の格納容器雰囲気温度が最も高くなるのは，「雰
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合のシーケンスである。このシーケンスの1.9−77

格納容器雰囲気温度の推移を第2図に示すが，7日間（168時間）時点で150℃未満であり，その後の格納容器雰囲気温度は崩壊熱の減衰によって低下傾向となるため，第1表で示すとおり7日間（168時間）以降は150℃を下回る。また，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度 ※ ）について
も，事象発生後3.9時間後に生じる最高値は157℃であるが，7日間以降は150℃を下回る。
※：評価に用いているＭＡＡＰコードは，FP沈着に伴う発熱を考慮したものとなっている。格納容器内のFP挙動については，原子力安全基盤機構（JNES）の「シビアアク
シデント時格納容器内多次元熱流動及びFP挙動解析」において，FPのほとんどが原
子炉キャビティ内の床や壁表面にとどまり，格納容器全体に飛散することがないことが確認されており，健全性が維持されたシール部等の貫通部への局所的なFP沈着は発生しにくく，ＭＡＡＰコードによる壁面温度の結果は妥当と考える。

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第2図

格納容器雰囲気温度（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用できない場合）

1.9−78

第1表

事故発生後の経過時間と格納容器圧力・温度，累積放射線照射量の関係

事故発生後の経過時間

格納容器圧力

格納容器温度

0〜168 時間
評価項目として2Pd(620kPa[gage])を設定
評価項目として200℃を設定

1.9−79168 時間以降
有効性評価シナリオで最大310kPa[gage]となる（ＭＡＡＰ解析結果）
有効性評価シナリオで150℃を下回る（ＭＡＡＰ解析結果）

(3)7日間（168時間）以降の格納容器圧力と閉じ込め機能の関係について
時間経過により，格納容器の健全性に影響を及ぼす部位はシール部のシール材である。シール部の機能維持は，第3図の模式図に示すとおり，格
納容器内圧力の上昇に伴うフランジ部の過渡的な開口挙動に対し，シール
材料の復元量が十分に確保されていることをもって確認している。つまり，格納容器温度によるシール材の熱劣化を考慮しても，圧縮永久ひずみ
試験結果によりシール材の復元量が十分であれば，シール部の機能は健全である。長期のケースとして，有効性評価シナリオにおいて168時間時の格納容器圧力が高い代替循環冷却系運転ケースを評価しても，格納容器圧
力は約0.31MPaであり開口量は小さい（第2表参照）。なお，復元量の具体的な評価は，格納容器温度に関係することから3.2で示す。

シール材

第3図

シール部の機能維持確認の模式図

1.9−80第2表
フランジ部位
トップヘッドフランジ

格納容器圧力と開口量の関係
溝

168時間時1Pd(0.31MPa)

2Pd(0.62MPa)

内側
外側
内側

機器搬入用ハッチ
外側
サプレッション・
チェンバアクセス
ハッチ

(4)

内側
外側

7日間（168時間）以降の格納容器温度と閉じ込め機能の関係について
格納容器温度の上昇に伴う，時間経過によるシール材の長期的（格納容
器温度が150℃を下回る状況）な影響を調査する。ここでは，トップヘッ
ドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168時間以降の温度・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果を第3表に示す。

1.9−81

第3表

改良ＥＰＤＭ製シール材の基礎特性データの経時変化

試験時間

0〜7 日

7 日〜14 日

14 日〜30 日

試験温度

200℃

150℃

150℃

圧縮永久ひずみ率[％]

硬さ

質量変化率[％]

注記：γ線 1.0MGy 照射済の試験体を用い，飽和蒸気環境下に暴露した後の測定値第3表に示すように，168時間以降，150℃の環境下においては，改良Ｅ
ＰＤＭ製シール材の基礎特性データにはほとんど変化はなく，経時劣化の兆候は見られない。したがって，重大事故後168時間以降における格納容器の温度を150℃と設定した場合でも，シール部の機能は十分維持される。なお，ＥＰＤＭ材は一般特性としての耐温度性は150℃であり，第3表の結果は改良ＥＰＤＭ製シール材が200℃条件を7日間経験しても，一般特性としての耐熱温度まで低下すれば，それ以降は有意な劣化傾向は見られないことを示していると考える。また，第3表の結果から圧縮永久ひずみ時の改良ＥＰＤＭ製シール材復元量とフランジ開口量のイメージを第4図に示しており，第2表で示す168時間以降の格納容器圧力に対しても十分追従可能な復元量を維持していることも確認できる。
1.9−82

第4図(5)

圧縮永久ひずみ

時のシール材復元量とフランジ開口量

7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能について(2)で示したように有効性評価結果からも，7日間（168時間）以降は格
納容器温度が改良ＥＰＤＭ製シール材の一般特性としての耐熱温度である
150℃を下回ることが判っている。また，格納容器圧力についてもベント操作の有無に関わらず圧力は低下しており，開口量は2Pd時と比較しても小さいことが確認できている。なお，代替循環冷却系を使用するシーケン
スの場合，中長期的には，水の放射線分解によって生じる水素と酸素が格
納容器圧力の上昇に寄与するが，酸素濃度がドライ条件で4.3vol％に到達した場合にはベントを実施することとしていることから，格納容器圧力は1Pdから数十kPaまでの上昇にとどまる。
よって，格納容器温度・圧力が評価項目（200℃・2Pd）にて7日間経験してもシール材が問題ないことを確認することで，長期の格納容器閉じ込め機能を確保できる。
7日間（168時間）以降の格納容器の閉じ込め機能については，格納容器
圧力・温度は低下していること，及び代替循環冷却系を使用するシーケンスにおける中長期的な水の放射線分解に伴う水素と酸素の発生の寄与も大
1.9−83

きくないことから，最初の7日間（168時間）に対して200℃・2Pdを超えないよう管理することで，長期的な格納容器閉じ込め機能は維持される。ただし，事故環境が継続することにより，熱劣化等の閉じ込め機能低下要因が存在することも踏まえ，長期的なプラントマネジメントの目安として，7日間（168時間）以降の領域においては，格納容器温度については第5図に示すとおり150℃を超えない範囲で，また，格納容器圧力については第6
図に示すとおり1Pd程度（1Pd＋数十kPa※ ）以下でプラント状態を運用する。
※：酸素濃度をドライ換算で4.3vol％以下とする運用の範囲

2Pd（620kPa[gage]）
150℃を超えないことを 1 つの目安として収束に向けてマネジメントを実施

第5図

格納容器温度の 168 時間以降の考え方

2Pd（620kPa[gage]）

1Pd 程度（1Pd ＋ 数十 kPa）以下を 1 つの目
安として収束に向けてマネジメントを実施

第6図

格納容器圧力の 168 時間以降の考え方

1.9−84(6)7 日間（168 時間）以降の放射線照射量と閉じ込め機能の関係について
時間経過によるシール材の長期的な影響を調査する。ここでは，トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチ等に使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材を用いて，168 時間以降の累積放射線照射量・時間とシール材料の劣化挙動を確認するため，シール材の基礎特性試験を実施した。試験結果
を第 4 表に示す。累積放射線照射量による影響は，試験結果より，有意な変化がないことから，7 日間以降のシール機能は，維持できる。

第4表

改良ＥＰＤＭ製シール材の累積放射線照射量とひずみ率の関係
累積放射線照射量

ひずみ率

試験条件
雰囲気：蒸気環境
温度・劣化時間：200℃・168 時間＋150℃・168 時間

1.9−85

(7)格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応
炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度
4.3vol％の到達時間を遅らせる目的から，可搬型窒素供給装置による格納
容器内への窒素注入操作（以下「窒素注入」という。）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照し，窒素注入及び格納
容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。
ａ．窒素注入の判断基準と作業時間について
窒素注入に係る判断基準は以下のとおり設定している。
(a)窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％(b)窒素注入の開始基準「3.4：酸素濃度 4.0vol％

水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 5 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時間が約 6 時間（約 360 分）確保できるため，起動準
備時間の 180 分に対して十分余裕があることが確認できる。

1.9−86

第5表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％約15時間

4.0vol％

約21時間

窒素注入準備の余裕時間

約6時間

ｂ．窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について
窒素注入及び格納容器ベントに係る実施基準，実施基準の設定根拠を第6表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計装誤差（約0.6vol％）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素注入及び格納容器ベントが実施可能である。

第6表

窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素注入開始基準

格納容器ベント開始基準

実施基準：計装の読み取り値

酸素濃度3.5vol％（2.9vol％〜
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％〜
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％〜
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器ベントの開始基準の到達前を設定
計装誤差を踏まえても可燃限界
領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定※括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

1.9−87

添付資料1.9.6
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順(1)

1.9.2.1
水素爆発による原子炉
格納容器の破損を防止するための対応手順(2)

原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止1.9−88

炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水
素爆発防止判断基準記載内容
ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器内の不活性化
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆
発防止
ｃ．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

原子炉圧力容器温度で300℃以上

原子炉格納容器内の酸素濃度が3.5vol％に到達

原子炉格納容器内の酸素濃度が4.3vol％に到達

原子炉格納容器内の圧力が可燃性ガス濃度制御
系運転時の制限圧力（147kPa［gage］）未満
原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）未満原子炉格納容器内の温度が171℃未満

解釈
原 子 炉 圧力 容器 温度が 格 納容器 内 雰 囲気 放射 線
モ ニ タ の使 用不 能時に お ける炉 心 損 傷判 断基 準である300℃以上
原 子 炉 格納 容器 内の酸 素 濃度が 原 子 炉格 納容 器
内 へ の 不活 性ガ ス（窒 素 ）注入 準 備 の判 断基 準である3.5vol％に到達
原 子 炉 格納 容器 内の酸 素 濃度が 格 納 容器 ベン ト
判断基準である4.3％に到達
ドライウェル圧力等にて原子炉格納容器内の圧力が可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧力（147kPa［gage］）未満
原子炉格納容器内の圧力が格納容器ベント停止
判断基準である310kPa［gage］（1Pd）未満
原 子 炉 格納 容器 内の温 度 が格納 容 器 ベン ト停 止判断基準である171℃未満

操作手順の解釈一覧（1／2）
手順

操作手順記載内容

解釈

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度が，原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入基準である4.0vol％に到達

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度が可搬型窒素供給装置の準備完了後の原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）内への不活性ガス（窒素）注入基準である4.0vol％に到達
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が格納容器内酸素濃度が4.0vol％到達後の原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入停止基準である310kPa［gage］（1Pd）に到達
ドライウェル圧力等にて原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）に到達
原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入
停止基準到達後の格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
又は格納容器内酸素濃度を継続監視する基準である原子炉格納容器内酸素濃度4.0vol％到達時
点で事故後7日経過している場合
原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入
停止基準到達後の原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側）
内への不活性ガス（窒素）注入基準である原子炉格納容器内酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過していない場合
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度にて格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格
納容器内酸素濃度指示値が4.0vol％に到達
ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が原子炉格納容器内酸素濃度4.0
vol％到達時点で事故後7日経過していない場合の原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入停止基準である465kPa[gage]（1.5Pd）に到達
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示値が格納容器ベント準備実施の判断基準である4.3vol％に到達
サプレッション・プール水温度指示値がサプレ
ッション・プール水の減圧沸騰の発生有無を判断するための基準である100℃

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達
原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）に到達
原子炉格納容器内酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過している場合

1.9−891.9.2.1
水素爆発による原子炉
格納容器の破損を防止するための対応手順(1)

原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止ｂ．可搬型窒素供給装置による原子炉格
納容器内の不活性化

原子炉格納容器内酸素濃度4.0vol％到達時点で事故後7日経過していない場合

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示値が4.0vol％に到達

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェン
バ圧力指示値が465kPa[gage]（1.5Pd）に到達
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）又は格納容器内酸素濃度指示値が格納容器ベント判断基準である
4.3vol％に到達
サプレッション・プール水温度指示値が100℃

操作手順の解釈一覧（2／2）
手順

1.9.2.1
水素爆発による原子炉
格納容器の破損を防止するための対応手順(2)

炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水
素爆発防止

操作手順記載内容
ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆
発防止
ｃ．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

原子炉格納容器内の圧力が310kPa［gage］（1Pd）未満原子炉格納容器内の温度が171℃未満
可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度指示値が649℃に温度制御

解釈
原子炉格納容器内の圧力が格納容器ベント停止
判断基準である310kPa［gage］（1Pd）未満
格原子炉格納容器内の温度が納容器ベント停止
判断基準である171℃未満
可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度にて可燃性ガス濃度制御系再結合器内ガス温度指示値が649℃以上

1.9−90添付資料 1.9.7
手順のリンク先について

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.9.2.1(2)ｂ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器水素爆発防止・格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント手順＜リンク先＞

1.7.2.1(2)ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

2．1.9.2.2

代替電源設備により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設備への給電手順

・代替電源設備により給電する手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気
1.9−91

設備への給電
1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
3．1.9.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

・残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順＜リンク先＞

1.5.2.1(1)

残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

1.5.2.3(1)ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
1.5.2.3(1)ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
・格納容器圧力逃がし装置の遠隔人力操作機構を使用した現場操作による格納容器ベント手順＜リンク先＞

1.7.2.1(2)ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱・可燃性ガス濃度制御系ブロワ，可燃性ガス濃度制御系加熱器，電動弁及び監視計器への電源供給の手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.9−92

1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電・窒素供給装置用電源車，常設代替交流電源設備として使用する常設代替
高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備及び可搬型代
替注水大型ポンプへの燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.9−93

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＜

1.10.1目

次＞

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果
ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設
備(a)

水素排出による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止(b)

水素濃度制御による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止(c)

原子炉格納容器外への水素漏えい抑制(d)

代替電源設備により水素爆発による損傷を防止するための設備へ
の給電

(e)

重大事故等対処設備

ｂ．手順等
1.10.2

重大事故等時の手順

1.10.2.1(1)

原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順

原子炉格納容器外への水素漏えい抑制
ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）1.10.2.2(1)

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手順

原子炉建屋ガス処理系による水素排出ａ．交流動力電源が健全である場合の操作手順
ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順(2)

水素濃度制御による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止
目−1ａ．原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視(3)

重大事故等時の対応手段の選択

1.10.2.3

代替電源設備により水素爆発による損傷を防止するための設備への給電手順

1.10.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.10.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料 1.10.2

自主対策設備仕様

添付資料1.10.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.10.4

重大事故対策の成立性
1．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）(1)

可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）

添付資料1.10.5
添付資料1.10.6

解釈一覧
手順のリンク先について

目−2

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【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原子炉格納容器から漏えいする気体状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」という。）の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止するため、水素濃度制御設備又は水素排出設備により、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等を整備すること。
ｂ）水素爆発による損傷を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とする手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，水素が原子炉格納容器内に放出され，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。
1.10−1

1.10.1(1)

対応手段と設備の選定対応手段と設備の選定の考え方
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした場合に，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び重大事
故等対処設備を選定する。
また，原子炉格納容器外への水素漏えいを抑制するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
※1

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

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第五十三条及び技術基準
規則第六十八条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する
手順についての関係を第1.10−1表に整理する。
1.10−2

ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手段及び設
備
(a)
ⅰ)

水素排出による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止
原子炉建屋ガス処理系による水素排出
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，原子炉建屋ガス処理系により水素を排出し，原子炉建屋原子炉棟内での水素の滞留を防止する手段がある。
原子炉建屋ガス処理系による水素排出で使用する設備は以下のとおり。
・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・非常用ガス処理系フィルタトレイン
・非常用ガス再循環系フィルタトレイン
・非常用ガス処理系配管・弁・非常用ガス再循環系配管・弁・非常用ガス処理系排気筒
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(b)ⅰ)

水素濃度制御による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止
静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした場合に，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度の上昇を抑制し，水1.10−3

素爆発を防止するため，静的触媒式水素再結合器により漏えいした
水素と酸素を触媒反応によって再結合させる手段がある。
なお，静的触媒式水素再結合器は運転員等による起動操作を必要とせず，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした水素と酸素を触媒反応により再結合させる設備である。
静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制で使用する設備は以下のとおり。
・静的触媒式水素再結合器
・静的触媒式水素再結合器動作監視装置
・原子炉建屋原子炉棟
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋原子炉棟
内の水素濃度が変動する可能性のある範囲で，水素濃度を測定し，監視する手段がある。
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉建屋水素濃度
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
1.10−4

・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備
上記設備は原子炉建屋原子炉棟内に5個（そのうち，原子炉建屋
原子炉棟の最上階である地上6階に2個）設置する。
(c)

原子炉格納容器外への水素漏えい抑制
炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器頂部注水系（常設）及び格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉格納容器外部から冷却し格納容器トップヘッドフランジ部のシール材の熱劣化を緩和することにより，格納容器トップヘッドフランジからの水素漏えいを抑制し，原子炉建屋等の水素爆発を防止する手段がある。

ⅰ)

格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・低圧代替注水系配管・弁・格納容器頂部注水系配管・弁・原子炉ウェル
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）
格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

1.10−5

・可搬型代替注水中型ポンプ（格納容器頂部注水系（可搬型）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（格納容器頂部注水系（可搬型）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・低圧代替注水系配管・弁・格納容器頂部注水系配管・弁・原子炉ウェル
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備(d)

代替電源設備により水素爆発による損傷を防止するための設備への給電
上記「1.10.1(2)ａ．(a)ⅰ)

原子炉建屋ガス処理系による水素排出」，「1.10.1(2)ａ．(b)ⅰ)

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制」及び「1.10.1(2)ａ．(b)ⅱ)

原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視」で使用する水素爆発による損傷を防止するための設備について，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，代替電源設
備から給電する手段がある。
代替電源設備により水素爆発による損傷を防止するための設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
1.10−6

・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備(e)

重大事故等対処設備と自主対策設備
原子炉建屋ガス処理系による水素排出で使用する設備のうち，非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機，非常用ガス処理系
フィルタトレイン，非常用ガス再循環系フィルタトレイン，非常用ガ
ス処理系配管・弁，非常用ガス再循環系配管・弁，非常用ガス処理系
排気筒，非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備及び燃料給油設
備は重大事故等対処設備として位置付ける。
静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制で使用する設備のう
ち，静的触媒式水素再結合器，静的触媒式水素再結合器動作監視装
置，原子炉建屋原子炉棟，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電
源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視で使用する設備のうち，原子炉建屋水素濃度，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，
常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は
重大事故等対処設備として位置付ける。
代替電源設備により水素爆発による損傷を防止するための設備への給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流
電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料
給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの設備は，審査基準及び基準規則に要求されている設備が全て網羅されている。
（添付資料1.10.1）
1.10−7

以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止することができる。また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置づける。あわせて，その理由を示す。
・原子炉ウェルに注水するための設備（格納容器頂部注水系（常設）及び格納容器頂部注水系（可搬型））
格納容器からの水素漏えいを防止する効果に不確かさはある
が，格納容器トップヘッドフランジ部を原子炉格納容器外部から冷却してシール材の熱劣化を緩和することにより，原子炉建屋原
子炉棟内への水素漏えいを抑制する手段として有効である。
（添付資料1.10.2）
ｂ．手順等
上記「ａ．水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応
手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
この手順は，運転員等 ※２ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.10−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.10−2表，第1.10−3表）。
※2

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.10.3）

1.10−8

1.10.2

重大事故等時の手順

1.10.2.1(1)

原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順

原子炉格納容器外への水素漏えい抑制
ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，代替淡水貯槽を水源として常設低圧代替注水系ポンプ
により原子炉ウェルに注水することで格納容器トップヘッドフランジ部
を原子炉格納容器外部から冷却し，格納容器トップヘッドフランジからの水素漏えいを抑制する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※１ において，ドライウェル雰囲気温度の上昇が継続し，ドライウェル雰囲気温度指示値が190℃に到達した場
合で，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。ただし，格納容器
頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水が可能な場合。
※1：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場
合。

(b)

操作手順
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.10−1図に，タイムチャートを第1.10−2図に示す。

1.10−9①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへ注水するための準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
③発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（常設）による原子炉
ウェル注水の開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，ウェル注水弁及びウェル注水流量調節弁を開にした後，格納容器頂部注水系（常設）により原子炉ウェル注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）の流量上昇及びドライウェル雰囲気温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑦発電長は，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必
要な注水量の注水又はドライウェル雰囲気温度指示値が171℃未満まで低下した場合に，運転員等に格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェル注水の停止を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注水又はドライウェル雰囲気温度
1.10−10指示値が171℃未満まで低下したことを確認した後，ウェル注水
流量調節弁及びウェル注水弁を閉にし，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェル注水の停止を発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系（常設）による原
子炉ウェルへの注水開始まで6分以内と想定する。中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，原子炉ウェル注水を実施した後は，蒸発による水位低下を考慮してドライウェル雰囲気温度を継続的に監視し，ドライウェル雰囲
気温度の上昇により原子炉ウェルへの注水を再開することで，格納容器トップヘッドフランジのシール部温度をシールの健全性を保つことができる温度である200℃以下に抑えることが可能である。

ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源として格納
容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより原子炉ウェルに注水することで，格納容器トップヘッドフランジ部を原子炉格納容器外部から冷却し格納容器トップヘッドフランジからの水素漏えいを抑制する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，ドライウェル雰囲気温度の上昇が継続し，ドライウェル雰囲気温度指示値が190℃に到達した場合
で，格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水ができ
1.10−11

ず，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場
合。
(b)

操作手順
格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代
替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.10−3図に，タイムチャートを第1.10−4図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配管・弁の接続口への格納容器頂部注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に格納容器頂部注水系（可搬型）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水の準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑥発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水の系統構成を指示する。

1.10−12

⑦運転員等は中央制御室にて，ウェル注水弁及びウェル注水流量調節弁を開とし，発電長に報告する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへ注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑨重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへ注水するための準備が完了したことを報告する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を連絡する。
⑪災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑫重大事故等対応要員は，格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，原子炉建屋東側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口の弁を開とし，格納容器頂部
注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策
本部長代理に報告する。
⑬災害対策本部長代理は，発電長に格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。

1.10−13

⑭発電長は，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルへの注水が開始されたことの確認を指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，原子炉ウェルへの注水が開始されたことを低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（可搬ライン用）の流量上昇及びドライウェル雰囲気温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑯発電長は，災害対策本部長代理に格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルへの注水が開始されたことを連絡する。
⑰発電長は，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必
要な注水量の注水又はドライウェル雰囲気温度指示値が171℃未満まで低下した場合に，運転員等に格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停止を指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注水又はドライウェル雰囲気温度
指示値が171℃未満まで低下したことを確認した後，ウェル注水
流量調節弁及びウェル注水弁を閉にし，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェル注水の停止を発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（高所東側接続口による原子炉ウェルへの注
水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）

1.10−14

・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（高所西側接続口による原子炉ウェルへの注
水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（原子炉建屋東側接続口による原子炉ウェルへの注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（原子炉建屋東側接続口による原子炉ウェルへの注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，320分以内と想定する。―
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
なお，原子炉ウェル注水を実施した後は，蒸発による水位低下を考慮してドライウェル雰囲気温度を継続的に監視し，ドライウェル雰囲
1.10−15気温度の上昇により原子炉ウェルへの注水を再開することで，格納容器トップヘッドフランジのシール部温度をシールの健全性を保つことができる温度である200℃以下に抑えることが可能である。
（添付資料1.10.4）(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.10−9図に示す。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，ドライウェル雰囲気温度の上昇が継続し，ドライウェル雰囲気温度指示値が190℃に到達した場合，格納容器トップヘッドフランジからの水素漏えいを抑制するため，格納容
器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水を実施する。格納容器
頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水ができない場合は，格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水を実施する。なお，格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量の注
水又はドライウェル雰囲気温度が171℃未満まで低下した場合に，原子炉
ウェルへの注水を停止する。再度，ドライウェル雰囲気温度の上昇が継続
し，ドライウェル雰囲気温度指示値が190℃に到達した場合は，原子炉ウ
ェルへの注水を実施する。

1.10.2.2(1)

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手順

原子炉建屋ガス処理系による水素排出
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした場合は，外部電源又は非常用
ディーゼル発電機により電源を確保し，原子炉建屋ガス処理系の自動起動により水素を排出する。ただし，原子炉建屋ガス処理系が自動起動していない場合は，原子炉建屋ガス処理系を手動起動し水素を排出する。また，
1.10−16全交流動力電源喪失時には常設代替交流電源設備として使用する常設代替
高圧電源装置により電源を確保し，原子炉建屋ガス処理系を手動起動し水素を排出する。なお，原子炉建屋ガス処理系は，原子炉格納容器から原子
炉建屋原子炉棟内へ漏えいする水素等を含む気体を吸引し，放射性物質を低減して原子炉建屋外に排出する。
常設低圧代替注水系ポンプと使用する系統を共有しない代替循環冷却系
Ａ系へ電源を給電することが可能となるメタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。） ２Ｃを優先し，緊急用Ｍ／Ｃから受電するため，Ｍ／Ｃ ２Ｃの供給対象である原子炉建屋
ガス処理系Ａ系を優先して使用する。
ａ．交流動力電源が健全である場合の操作手順(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合において，外部電源又は非常用ディーゼル
発電機により給電が可能な場合。

(b)

操作手順
原子炉建屋ガス処理系による水素の排出手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.10−5図に，タイムチャートを第1.10−6図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋
ガス処理系Ａ系及び原子炉建屋ガス処理系Ｂ系の自動起動の確認を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，自動起動信号（原子炉水位低（レベル３），ドライウェル圧力高，原子炉建屋換気系排気ダクトモニ
タ放射能高又は原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクトモニタ放射能高信号）により非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガ
1.10−17

ス処理系排風機（Ｂ）並びに非常用ガス再循環系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ｂ）が起動したことを確認するとともに，非常用ガス再循環系空気流量及び非常用ガス処理系空気流量の上昇を確認する。
③運転員等は中央制御室にて，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常
排気系隔離弁の閉を確認するとともに，非常用ガス再循環系系統
入口弁，非常用ガス再循環系トレイン入口弁，非常用ガス再循環
系トレイン出口弁，非常用ガス処理系トレイン入口弁，非常用ガス処理系トレイン出口弁及び非常用ガス再循環系系統再循環弁の開を確認する。
④運転員等は，発電長に原子炉建屋ガス処理系Ａ系及び原子炉建屋
ガス処理系Ｂ系が自動起動したことを報告する。
⑤発電長は，環境へのガス放出量の増大，フィルタトレインに湿分を含んだ空気が流入すること等を考慮し，運転員等に原子炉建屋
ガス処理系Ａ系又は原子炉建屋ガス処理系Ｂ系の停止を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ａ）又は非常用ガス処理系排風機（Ｂ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に原子炉建屋換気系が隔離していることを確認するように指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋換気系が隔離されていることを確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
1.10−18

上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系による水素排出開始まで6分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，炉心損傷を判断した場合において，常設代
替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／Ｃからモータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。） ２Ｃ又はＭ
ＣＣ ２Ｄの受電が完了した場合。

(b)

操作手順
原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素の排出手順の概要は以下のとおり（原子炉建屋ガス処理系Ｂ系による水素の排出手順も同様。）。
概要図を第1.10−1図に，タイムチャートを第1.10−2図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋
ガス処理系Ａ系による水素排出の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素排出に必要な排風機及び監視計器の電源が確保されていること
を状態表示等により確認する。
③運転員等は中央制御室にて，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常
排気系隔離弁の閉を確認するとともに，非常用ガス再循環系系統
入口弁，非常用ガス再循環系トレイン入口弁，非常用ガス再循環
系トレイン出口弁，非常用ガス処理系トレイン入口弁，非常用ガ
1.10−19

ス処理系トレイン出口弁及び非常用ガス再循環系系統再循環弁の開を確認する。なお，非常用ガス再循環系原子炉建屋通常排気系
隔離弁が閉でない場合，又は非常用ガス再循環系系統入口弁，非常用ガス再循環系トレイン入口弁，非常用ガス再循環系トレイン
出口弁，非常用ガス処理系トレイン入口弁，非常用ガス処理系ト
レイン出口弁及び非常用ガス再循環系系統再循環弁が開でない場
合は，中央制御室にて系統構成を実施する。
④運転員等は，発電長に原子炉建屋ガス処理系による水素排出の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉建屋ガス処理系の起動を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ａ）を起動し，非常用ガス再循環系
空気流量及び非常用ガス処理系空気流量の上昇を確認した後，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系による水素排出開始まで5分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電完了までの所要時間を92分以内と想定する。常設代替交流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整理

する。
(2)

水素濃度制御による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止
1.10−20

ａ．原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした場合に，原子炉建屋水素濃度にて原子炉建屋原子炉棟地上6階，原子炉建屋原子炉棟地上2階及び原子炉建屋原子炉棟地下1階の水素濃度を監視するとともに，静的触媒
式水素再結合器の作動状況を確認するため，静的触媒式水素再結合器動
作監視装置にて静的触媒式水素再結合器の入口側及び出口側の温度を監視する。
また，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度の上昇を確認した場合に，原子炉建屋ガス処理系の系統内での水素爆発を回避するため，原子炉建屋
ガス処理系を停止する。
全交流動力電源喪失時においては，代替電源設備から原子炉建屋水素濃度及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置に給電することにより，
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度及び静的触媒式水素再結合器の作動状況を監視する。
(a)

手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合。

(b)

操作手順
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.10−7図に，タイムチャートを第1.10−8図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉建屋
水素濃度による原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度の監視及び静的
触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再結合器の作動状況の監視を指示する。

1.10−21

②運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋水素濃度による原子炉建
屋原子炉棟内の水素濃度の監視及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再結合器の作動状況を監視し，発電長に報告する。なお，全交流動力電源又は直流電源が喪失した
場合は，代替電源設備から給電されていることを確認した後，原子炉建屋水素濃度による原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度の監視
及び静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再結合器の作動状況を監視する。
③発電長は，運転員等に原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度が上昇
し，原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％以上の場合に，原子炉建屋ガス処理系の停止を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度が上昇し，原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％以上を確認した
後，非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び非常用ガス再循環系排風機（Ａ）又は非常用ガス処理系排風機（Ｂ）及び非常用ガス再循
環系排風機（Ｂ）を停止し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％以上であることを確認してから原子炉建屋ガス処理系の停止まで6分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(3)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.10−9図に示す。
1.10−22

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発を防止するため，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度を原子炉建屋水素濃度により監視し，原子炉建屋ガス処理系による水素排出を実施する。なお，全交流動力電源喪失により原子炉建屋ガス処理系が使用できない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により交流電源を確保し，原子炉建屋ガス処理系による水素排出を実施する。
また，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度を原子炉建屋水素濃度により監視し，静的触媒式水素再結合器の作動状況を静的触媒式水素再結合器動作監視装置により監視する。また，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度が上昇
し，原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％以上となった場合に，原子炉建
屋ガス処理系の系統内での水素爆発を回避するため，原子炉建屋ガス処理
系を停止する。
1.10.2.3

代替電源設備により水素爆発による損傷を防止するための設備への給電手順

炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合に，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するために使用する設備へ代替電源設備により給電する手順を整備する。
なお，代替電源設備により給電する手順については，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。
1.10.2.4

その他の手順項目について考慮する手順

水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機及び監視計器への電源供給手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備す
1.10−23

る。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車及び非常用交流電源設備への燃料給油手順については，「1.14

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

1.10−24

事故

第1.10−1表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／3）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

非常用ガス処理系排風機
非常用ガス再循環系排風機
非常用ガス処理系フィルタトレイン
非常用ガス再循環系フィルタトレイン
非常用ガス処理系配管・弁
非常用ガス再循環系配管・弁
非常用ガス処理系排気筒
非常用交流電源設備 ※２
常設代替交流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」等

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」等※1：静的触媒式水素再結合器は，運転員等による操作不要の水素濃度制御設備である。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.10−25

ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等 対処設 備

原子炉建屋 原子炉 棟内の水 素濃度監視

原子炉建屋水素濃度
常設代替交流電源設備 ※２
可搬型代替交流電源設備 ※２
常設代替直流電源設備 ※２
可搬型代替直流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「水素」

重大事故等 対処設 備

静的触媒式 水素再 結合器に よる 水素濃度抑 制

静的触媒式水素再結合器 ※３静的触媒式水素再結合器動作監視装
置
原子炉建屋原子炉棟
常設代替交流電源設備 ※２
可搬型代替交流電源設備 ※２
常設代替直流電源設備 ※２
可搬型代替直流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

手順書

重大 事故等 対処設 備

原子炉建屋 ガス処 理系によ る水 素排出

水素爆発に よる原 子炉建屋 等の 損傷防止

−

対処応設備

重大事故等対策要領

重大事故等対策要領

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／3）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

自主対策設備

格納容器頂 部注水 系︵常設 ︶に よる
原子炉ウ ェ ルへの 注水

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領−

可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
西側淡水貯水設備
代替淡水貯槽低圧代替注水系配管・弁格納容器頂部注水系配管・弁
原子炉ウェル
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
燃料給油設備

自主対策設 備

格納容器頂 部注水 系︵可搬 型︶ による原子炉ウ ェ ルへの 注水︵淡 水／ 海水︶

原子炉格納 容器外 への水素 漏え い抑制

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽低圧代替注水系配管・弁格納容器頂部注水系配管・弁
原子炉ウェル
常設代替交流電源設備
燃料給油設備手順書※1：静的触媒式水素再結合器は，運転員等による操作不要の水素濃度抑制設備である。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.10−26

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／3）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

常設代替交流電源設備 ※２
可搬型代替交流電源設備 ※２
常設代替直流電源設備 ※２
可搬型代替直流電源設備 ※２
燃料給油設備 ※２

手順書

重大事故等 対処設 備

代替電源設 備によ り水素爆 発に よる 損傷を 防止
す る ため の 設備 へ の給 電

水 素爆 発 に よる 原 子炉 建 屋 等 の 損 傷防 止

−

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：静的触媒式水素再結合器は，運転員等による操作不要の水素濃度抑制設備である。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.10−27

第1.10−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／4）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順(1) 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制
ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

判断基 準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

水源の確認

代替淡水貯槽水位

格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設
ライン用）

水源の確保

代替淡水貯槽水位

1.10.2.1 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のための対応手順(1) 原子炉格納容器外への水素漏えい抑制
ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

補機監視機能低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確認

代替淡水貯槽水位

格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

補機監視機能低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（可搬
ライン用）

水源の確保

代替淡水貯槽水位

1.10−28

監視計器一覧（2／4）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出ａ．交流動力電源が健全である場合の操作手順

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「水素」

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

補機監視機能非常用ガス再循環系空気流量
非常用ガス処理系空気流量

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.10−29

監視計器一覧（3／4）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順

判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「水素」

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

電源

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

補機監視機能非常用ガス再循環系空気流量
非常用ガス処理系空気流量

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.10−30

監視計器一覧（4／4）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.10.2.2 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手順(2) 水素濃度制御による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止
ａ．原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視

判断基準

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉建屋内の水素濃度

原子炉建屋水素濃度
静的触媒式水素再結合器動作監視装置

補機監視機能非常用ガス再循環系空気流量
非常用ガス処理系空気流量操作

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「水素」等

原子炉格納容器内の放射線量率1.10−31

第1.10−3表
対象条文【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審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
供給対象設備

給電元
給電母線

静的触媒式水素再結合器動作監視装置

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

原子炉建屋水素濃度

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

非常用ガス処理系排風機

常設代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

非常用ガス処理系

常設代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ

弁

非常用ガス再循環系排風機

常設代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

非常用ガス再循環系

常設代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ

弁

1.10−32

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

1.10−33
操作手順
⑤，⑩

※２

⑧，⑩ ※１
記載例

弁名称
ウェル注水弁
ウェル注水流量調節弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合は，その実施順を示す。

第1.10−1図

格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

概要図

1

手順の項目

格納容器頂 部注水系
（常設）に よる原子 炉
ウェルへの 注水実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第1.10−2図2

3

経過時間（ 分）4
5

格納容器頂 部注水系 （常設） による原 子炉ウェ ル への注水

6

7

8

9

備考

6分
系統構成， 注水開始 操作

1

格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
イムチャート1.10−34

タ

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

1.10−35
操作手順

記載例

弁名称

⑦ ※１ ，⑱ ※２

ウェル注水弁

⑦ ※２ ，⑱ ※１

ウェル注水流量調節弁

操作手順
⑫

弁名称
原子炉建屋西側接続口の弁，高所西側接続口の弁，高所東側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合は，その実施順を示す。

第1.10−3図

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）60

経過時間（ 分）
110
120
130

180

190

200

210

格納容器頂 部注水系 （可搬型 ）による 原子炉ウ ェ ル注水

220

備考

215 分

系統構成
1
代替淡水貯 槽からの送水

準備

格納容器頂 部注水系
（可搬型） による原
子炉ウェル への注水
（淡水／海 水）

ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 代替淡水 貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポンプ 設置（中央制御 室操作）
（高所東側 接続口による原子炉 ウェルへの注水の場 合）

170

重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
ホース接続
送水準備， 注水開始 操作

10

手順の項目

20

30

40

実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

110

120

130

格納容器頂 部注水系 （可搬型 ）による 原子炉ウ ェ ルへの注水

140

150

備考

140 分

系統構成
1

格納容器頂 部注水系
（可搬型） による原
子炉ウェル への注水
（淡水／海 水）西側淡水貯 水設備からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 西側淡水 貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し（中央制御 室操作）
（高所西側 接続口による原子炉 ウェルへの注水の場 合）

100

重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備蓋 開放，ポ ンプ
設置，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は 412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は 70m】

第1.10−4図

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）タイムチャート（1／2）

1.10−36

10

手順の項目

20

30

40

実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

500

510

520

530

格納容器頂 部注水系 （可搬型 ）による 原子炉ウ ェ ルへの注水

540

備考

535 分

系統構成
1

格納容器頂 部注水系
（可搬型） による原
子炉ウェル への注水
（淡水／海 水）代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 代替淡水 貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポンプ 設置（中央制御 室操作）
（原子炉建 屋東側接続口による 原子炉ウ
ェルへの注 水の場
合）

490

重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作

10

手順の項目

20

30

40

実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）50

60

経過時間（ 分）
70
90
170

260

270

280

格納容器頂 部注水系 （可搬型 ）による 原子炉ウ ェ ルへの注水

1

320

330

備考

320 分

系統構
成

格納容器頂 部注水系
（可搬型） による原
子炉ウェル への注水
（淡水／海 水）西側淡水貯 水設備からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側保 管場所〜 西側淡水 貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し
西側淡水貯 水設備蓋 開放，ポ ンプ設置

（中央制御 室操作）
（原子炉建 屋東側接続口による 原子炉ウ
ェルへの注 水の場
合）

180

重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は 542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は 881m】

第1.10−4図

格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）タイムチャート（2／2）

1.10−37

凡例
排風機

AO

空気駆動

バタフライ弁

1.10−38
操作手順

弁名称

操作手順

③ ※１ ，③ ※２

非常用ガス再循環系原子炉建屋通常排気系隔離弁③ ※９ ，③ ※１０

非常用ガス処理系トレイン入口弁③ ※３ ，③ ※４

非常用ガス再循環系系統入口弁③ ※１１ ，③ ※１２

非常用ガス処理系トレイン出口弁※６

非常用ガス再循環系トレイン入口弁③ ※７ ，③ ※８

非常用ガス再循環系トレイン出口弁

③

※５

記載例

，③

③

※１３

，③

※１４

弁名称

非常用ガス再循環系系統再循環弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合は，その実施順を示す。

第1.10−5図

原子炉建屋ガス処理系による水素排出

概要図

2

手順の項目

原子炉建屋 ガス処理
系による水 素排出（自動起動 信号が発信した場 合）

4

6

8

6分

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
10

12

14

16

18

備考

原子炉 建屋ガス 処理系に よる水素 排出
12分

原子 炉建屋ガ ス処理系1系統停止

自動起動確 認
運転員等
(中央制御室 )1

1系統停止操 作【交流動力電源が健全である場合】
1

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

2

3

4

経過時間（ 分）
5

6

7

8

9

備考

交流電源確 保5分

原子炉 建屋ガス 処理系に よる水素 排出
手動起動操 作

原子炉建屋 ガス処理
系による水 素排出

運転員等
(中央制御室 )1※1（手動起動 の場合）

※1：原子炉建屋ガス処理系Ａ系による水素排出を示す。また，原子炉建屋ガス処理系Ｂ系による水素排出については，水素排出開始まで5分以内と想定する。

【全交流動力電源が喪失した場合】

第1.10−6図

原子炉建屋ガス処理系による水素排出1.10−39

タイムチャート凡例
静的触媒式水素再結合器

TE

温度検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

第1.10−7図

原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視手順

1.10−40

概要図（1／2）

凡例
H2E

水素濃度検出器
設計基準対象施設から追加した箇所

第1.10−7図

原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視手順

1.10−41

概要図（2／2）

1

2

3

4

経過時間（ 分）
5

6

7

8

9

備考

原子炉建屋 水素濃度 指示値2.0vol％以 上確認
手順の項目

原子炉建 屋原子炉 棟
内の水素濃 度監視実施箇所・ 必要要員 数

運転員等(中央制御室 )原子炉建屋 ガス処理 系の停止

6分
停止操作

1

※1

※1：原子炉建屋ガス処理系Ａ系の停止を示す。また，原子炉建屋ガス処理系Ｂ系の停止については，原子炉建屋
ガス処理系の停止まで 6 分以内と想定する。

第1.10−8図

原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視手順

1.10−42

タイムチャート炉心の著しい損傷の発生

原子炉建屋ガス処理系による水素排出

原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視ドラ イウ ェ ル雰 囲気 温度の上 昇が 継 続し ，ド ライ ウ ェル
雰囲 気温 度が 190℃到 達

No

No
Yes

全交流動力電源喪失

格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

Yes
常設代替交流電源設備
による電源確保

原子 炉ウ ェ ルへ の
注水 成功

No
格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水

原子炉建屋ガス処理系起動

Yes
原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度上昇格納 容器 ト ップ ヘッ ド
フラ ンジ 部 が冠 水す るた め に必 要
な注 水量 の 注水 又は ドラ イ ウェ ル
雰囲 気温 度 171℃ 未満

静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制

No

No

Yes

原子炉建屋水素濃度
2.0vol％以上

原子炉ウェルへの注水停止

Yes
原子炉建屋ガス処理系停止

静的触媒式水素再結合器動作監視装置による静的触媒式水素再結合器の作動状況確認

（凡例）

第1.10−9図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート

1.10−43：プラント状態：判断：操作・確認：重大事故等対処設備

添付資料 1.10.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／5）
技術 的能 力 審査 基準 （1.10）【本文】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原子炉格納容器から漏えい
する気体状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」という。）の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当
該原子炉建屋等の損傷を防止す
るために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されている
こと。

【解釈】
1 「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

a)炉心の著しい損傷が発生した
場合において原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止す
るため、水素濃度制御設備又は水素排出設備により、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等を整備すること。

b)水素爆発による損傷を防止す
るために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とする手順等を整備するこ
と。

番号

①

−

②

③

設置 許可 基 準規 則（ 第 53 条）

技術 基準 規則（ 第 68 条 ）

番号

【本文】
発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原子炉格納容器から漏えいする気体
状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」という。）の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な設備を設けなければなら
ない。

【本文】
発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原子炉格納容器から漏えいする気体
状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」という。）の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な設備を施設しなければな
らない。

【解釈】
1 第 53 条に規定する「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な設備」とは、以下に掲げる措
置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

【解釈】
1 第 68 条に規定する「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な設備」とは、以下に掲げる措
置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。

a)水素濃度制御設備（制御により原子炉建屋等で水素爆発のおそれがないことを示すこと。）又は水素排出設備（動的機器等に水素爆発を防止する機能を付けること。放射性物質低減機能を付けること。）を設置すること。

a)水素濃度制御設備（制御により原子炉建屋等で水素爆発のおそれがないことを示すこと。）又は水素排出設備（動的機器等に水素爆発を防止する機能を付けること。放射性物質低減機能を付けること。）を設置すること。

b)想定される事故時に水素濃度が変動する可能性のある範囲で推定できる監視設備を設置すること。

b)想定される事故時に水素濃度が変動する可能性のある範囲で推定できる監視設備を設置
すること。

⑥

c)これらの設備は、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

c)これらの設備は、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とすること。

⑦

1.10−44④−⑤

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／5）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

既設

非常 用ガ ス処理 系フ ィ ルタ ト
レイ ン

既設

非常 用ガ ス再循 環系 フ ィル タ
トレ イン

既設

非常 用ガ ス処理 系配 管 ・弁

既設

非常 用ガ ス再循 環系 配 管・ 弁

既設

非常 用ガ ス処理 系排 気 筒

既設

非常 用交 流電源 設備

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備

既設新設

静的 触媒 式水素 再結 合 器

新設

静的 触媒 式水素 再結 合 器動 作
監視 装置

新設

原子 炉建 屋原子 炉棟

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

原子 炉建 屋水素 濃度

新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設①②③④⑥⑦

原子 炉建 屋 原子 炉棟内 の水 素 濃度 監視

非常 用ガ ス再循 環系 排 風機①②③④⑤⑦静的 触媒 式 水素 再結 合器に よ る水素濃 度 抑制

既設①②③④⑤⑦

原子 炉建 屋ガス処理 系 によ る 水素排出

非常 用ガ ス処理 系排 風 機

解釈
対応 番号

1.10−45

自主対策 設 備

備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／5）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

−

解釈
対応 番号

−

備考

−

手段

格納 容器 頂部注 水系 ︵ 常設︶ によ る
原子 炉ウ ェ ルへ の注水

−

−

既設
新設

自主対策 設 備

機器 名称

常設 低圧 代替注 水系 ポ ンプ
代替 淡水 貯槽
低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁
格納 容器 頂部注 水系 配 管・ 弁
原子 炉ウ ェル常設 代替 交流電 源設 備
燃料 補給 設備
可搬型代替注水中型ポンプ
可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

−

−

−

−

格納 容器 頂部注水系 ︵ 可搬 型︶に よる
原子 炉ウ ェ ルへ の注 水 ︵淡 水 ／海 水︶−

西側 淡水 貯水設 備
代替 淡水 貯槽
低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁
格納 容器 頂部注 水系 配 管・ 弁
原子 炉ウ ェル常設 代替 交流電 源設 備
可搬 型代 替交流 電源 設 備
燃料 補給 設備新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設①③④⑦

代替 電源設 備に より 水 素爆発によ る損 傷を防 止す るため の設備への給電常設 代替 交流電 源設 備

1.10−46−−−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／5）
技術的能力審査基準（1.10）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋その他の原子炉格納容器から漏えいする気体状の放射性物質を格納するための施設（以下「原子炉建屋等」という。）の水素爆発による損傷を防止する必要がある場合には、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止する手段として，原子炉建屋水素濃度により水素濃度が変動する可能性のある範囲を監視し，非常用ガス処理系
排風機及び非常用ガス再循環系排風機による水素排出に必要な手順等を整備する。また，静的触媒式
水素再結合器による水素濃度抑制に必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止するため、水素濃度制御設備又は水素排出設備により、水素爆発による当該原子炉建屋等の損傷を防止するために必要な手順等を整備すること。

−

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止する手段として，原子炉建屋水素濃度により水素濃度が変動する可能性のある範囲を監視し，非常用ガス処理系
排風機及び非常用ガス再循環系排風機により水素を排出し，水素濃度制御設備である静的触媒式水素再結合器により水素濃度の上昇を抑制するために必要な手順等を整備する。

1.10−47

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／5）
技術的能力審査基準（1.10）

適合方針ｂ）水素爆発による損傷を防止するために必要な設備が、交流又は直流電源が必要な場合は代替電源設備からの給電を可能とする手順等を整備すること。

炉心の著しい損傷が発生し，全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合においても，原子炉建屋等の水素爆発による損傷を防止す
るために必要な設備（非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機，静的触媒式水素再結合器動作監視装置及び原子炉建屋水素濃度）へ代替電源設備（常設代
替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池及び可搬型代替
直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装
置及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車）により給電する手順を整備する。
なお，電源の供給に関する手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

1.10−48

添付資料 1.10.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

可搬型代替注水中型ポンプ（格納容器頂部注水系（可搬型）として使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 210m ３ ／h
（1 台当たり）

約 100m

5台

可搬型代替注水大型ポンプ（格納容器頂部注水系（可搬型）として使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h（1 台当たり）

約 140m

4台

機器名称※1：Ｓクラスの機能維持

1.10−49

添付資料 1.10.3

1.10−50
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.10−51

1.10−52
第3図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料1.10.4
重大事故対策の成立性

1．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）(1)

格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要可搬型代替注水大型ポンプによる送水が必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに送水ルートを確保した後，格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより原子炉ウェルへ送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋原子炉棟東側及び西側周辺，取水箇所（代替淡水貯槽及び淡水貯水池）周辺）
ｃ．必要要員数及び操作時間
格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水として，最長時間を要する淡水貯水池から西側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）

所要時間目安：170分以内（放射線防護具着用，移動及びホース敷設を含む）（当該設備は，設置未完のため実績時間なし）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトによ1.10−53

り，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトの他，ヘッドライト及びＬＥＤライトを携帯しており夜間においても接近可能である。また，ア
クセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：格納容器頂部注水系（可搬型）として使用する可搬型代替
注水大型ポンプからのホースの接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

1.10−54

ホース脱着訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

夜間での送水訓練（ホース敷設）

放射線防護具着用による送水訓練（ホース敷設）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.10−55

添付資料1.10.5
解釈一覧
判断基準の解釈一覧
手順

判断基準記載内容
ドライウェル雰囲気温度指示値が190℃に到達

1.10.2.1
原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のため
の対応手順

(1)

格納容器外への水
素漏えい抑制ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

原子炉圧力容器温度で300℃以上
格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェ
ルへの注水が可能

1.10−56ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）

ドライウェル雰囲気温度指示値が190℃に到達

解釈
ドライウェル雰囲気温度指示値が原子炉格納容器の過温破損に至るおそれがあると判断される
190℃到達原子炉圧力容器温度が格納容器内雰囲気放射線モニタの使用不能時における炉心損傷判断基準である300℃以上
低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）で約20m ３ ／hが確保できる場合
ドライウェル雰囲気温度指示値が原子炉格納容器の過温破損に至るおそれがあると判断される
190℃到達操作手順の解釈一覧
手順

操作の成立性記載内容
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上
ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

1.10.2.1
原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のため
の対応手順

(1)

ドライウェル雰囲気温度指示値が171℃未満

格納容器外への水
素漏えい抑制1.10−57

ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）(1)
1.10.2.2
水素爆発による原子炉
建屋等の損傷を防止するための対応手順(2)

原子炉建屋ガス処
理系による水素排出
水素濃度制御による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）の流量上昇
格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量ａ．交流動力電源が健全である場合の操
作手順
ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操
作手順
ａ．原子炉建屋原子炉
棟内の水素濃度監視

低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器頂部注水
流量（可搬ライン用）の流量上昇
格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量
ドライウェル雰囲気温度指示値が171℃未満
非常用ガス再循環系空気流量及び非常用ガス処
理系空気流量の上昇
非常用ガス再循環系空気流量及び非常用ガス処
理系空気流量の上昇
原子炉建屋水素濃度指示値が2.0vol％以上

解釈
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力にて常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上
低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）で約20m ３ ／hまで流量上昇
格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量（50m ３ ）ドライウェル雰囲気温度指示値が原子炉格納容器の過温破損に至るおそれがなくなったと判断される171℃未満
低圧代替注水系格納容器頂部注水流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器頂部注水
流量（可搬ライン用）で約20m ３ ／hまで流量上昇
格納容器トップヘッドフランジ部が冠水するために必要な注水量（50m ３ ）ドライウェル雰囲気温度指示値が原子炉格納容器の過温破損に至るおそれがなくなったと判断される171℃未満
非常用ガス再循環系空気流量が約17000 m ３ ／h及び非常用ガス処理系空気流量が約3570m３ ／hまで上昇
非常用ガス再循環系空気流量が約17000 m ３ ／h及び非常用ガス処理系空気流量が約3570m３ ／hまで上昇
原子炉建屋水素濃度にて原子炉建屋水素濃度指示値が2.0％以上

操作の成立性の解釈一覧
手順

1.10.2.1
原子炉格納容器外への水素漏えい抑制のため
の対応手順

(1)

格納容器外への水
素漏えい抑制ａ．格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
ｂ．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海
水）

操作の成立性記載内容

解釈

格納容器トップヘッドフランジのシール部温度をシールの健全性を保つことができる温度であ
る200℃以下

ドライウェル雰囲気温度指示値が原子炉格納容器限界温度である200℃以下

格納容器トップヘッドフランジのシール部温度をシールの健全性を保つことができる温度であ
る200℃以下

ドライウェル雰囲気温度指示値が原子炉格納容器限界温度である200℃以下

1.10−58

添付資料 1.10.6
手順のリンク先について

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水（淡水／海水）
・水源から接続口までの低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型
代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水

2．1.10.2.2

代替電源設備により水素爆発による損傷を防止するための設備への給電手順・代替電源設備により給電する手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電
1.10−59

気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
2．1.10.2.3

その他の手順項目について考慮する手順

・非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
・常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
1.10−60

替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替
低圧電源車及び非常用交流電源設備への燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.10−61

1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等＜

1.11.1目

次＞

対応手段と設備の選定(1)

対応手段と設備の選定の考え方(2)対応手段と設備の選定の結果
ａ．使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手段及び設備(a)

使用済燃料プール代替注水(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手段及び設備(a)

使用済燃料プールスプレイ

(b)

漏えい緩和

(c)

大気への拡散抑制(d)

重大事故等対処設備

ｃ．重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手段及び設備(a)

使用済燃料プールの監視(b)

代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設備への給電(c)

重大事故等対処設備

ｄ．使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手段及び設備(a)

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｅ．手順等
目−1

1.11.2

重大事故等時の手順

1.11.2.1

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手順(1)

使用済燃料プール代替注水
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水
ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）ｃ．補給水系による使用済燃料プール注水
ｄ．消火系による使用済燃料プール注水(2)

重大事故等時の対処手段の選択

1.11.2.2(1)

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順

使用済燃料プールスプレイ
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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
ｂ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）
ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）

(2)

漏えい緩和
ａ．使用済燃料プール漏えい緩和(3)

大気への拡散抑制
ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制
目−2(4)重大事故等時の対処手段の選択

1.11.2.3(1)

重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順

使用済燃料プールの状態監視
ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動
ｂ．代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設備への給電

1.11.2.4

使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するため
の対応手順

(1)

使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(a)

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(b)

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保(c)

代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保(2)

重大事故等時の対処手段の選択

1.11.2.5

その他の手順項目について考慮する手順

添付資料1.11.1

審査基準，基準規則と対処設備との対応表

添付資料1.11.2

自主対策設備仕様

添付資料1.11.3

対応手段として選定した設備の電源構成図

添付資料1.11.4

重大事故対策の成立性
1．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した
使用済燃料プール注水（淡水／海水）(1)

代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
目−3

(2)

系統構成

2．補給水系による使用済燃料プール注水
(1)

系統構成

3．消火系（消火栓）による使用済燃料プール注水
(1)

系統構成

4．消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注
水
(1)

系統構成

5．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）(1)

代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）6．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プール
スプレイ（淡水／海水）(1)

代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）7．使用済燃料プール漏えい緩和(1)

使用済燃料プール漏えい緩和

8．代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型
ポンプによる冷却水（海水）の確保(1)

代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注
目−4

水大型ポンプによる送水（海水）添付資料1.11.5

使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について(1)

添付資料1.11.6

使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について(2)添付資料1.11.7

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）におけるホース敷設について

添付資料1.11.8

解釈一覧

添付資料 1.11.9

手順のリンク先について

目−5

1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等【要求事項】
１

発電用原子炉設置者において、使用済燃料貯蔵槽の冷却機能又は注水機能が喪失し、又は使用済燃料貯蔵槽からの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が低下した場合において使用済燃料貯蔵槽内の燃料体又は使用済燃料（以下「貯蔵槽内燃料体等」という。）を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

２

発電用原子炉設置者は、使用済燃料貯蔵槽からの大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が異常に低下した場合において貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し、及び臨界を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１

第１項に規定する「使用済燃料貯蔵槽の冷却機能又は注水機能が喪失し、又は使用済燃料貯蔵槽からの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が低下した場合」とは、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の解釈（原規技発第1306193号（平成２５年６月１９日原子力規制委員会決定））第３７
条３−１(a)及び(b)で定義する想定事故１及び想定事故２において想定する使用済燃料貯蔵槽の水位の低下をいう。

２

第１項に規定する「貯蔵槽内燃料体等を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこ1.11−1

れと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
ａ）想定事故１及び想定事故２が発生した場合において、代替注水設備
により、使用済燃料貯蔵槽内燃料体等を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等を整備すること。
ｂ）想定事故１及び想定事故２が発生した場合において発生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は、当該悪影響を防止するために必要な手順等を整備すること。
３

第２項に規定する「貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し、及び臨界を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
ａ）使用済燃料貯蔵槽の水位が維持できない場合において、スプレイ設
備により、燃料損傷を緩和し、臨界を防止するために必要な手順等を整備すること。
ｂ）燃料損傷時に、できる限り環境への放射性物質の放出を低減するための手順等を整備すること。

４

第１項及び第２項の手順等として、使用済燃料貯蔵槽の監視は、以下によること。
ａ）使用済燃料貯蔵槽の水位、水温及び上部の空間線量率について、燃料貯蔵設備に係る重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり測定できること。
ｂ）使用済燃料貯蔵槽の計測設備が、交流又は直流電源が必要な場合には、代替電源設備からの給電を可能とすること。

使用済燃料貯蔵槽（以下「使用済燃料プール」という。）の冷却機能又は注
水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因により
1.11−2

当該使用済燃料プールの水位が低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体又は使用済燃料（以下「使用済燃料プール内の燃料体等」という。）を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するための対処設備を整備する。
また，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，放射性物質の放出を低減するための対処設備を整備する。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

1.11.1(1)

対応手段と設備の選定対応手段と設備の選定の考え方
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能を有する設計基準対象施設として，燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）を設置している。
また，使用済燃料プールの注水機能を有する設備として，補給水系を設置している。
これらの冷却機能又は注水機能が故障等により機能喪失した場合，又は使用済燃料プールに接続する配管の破断等による使用済燃料プールからの小規模な水の漏えいにより水位の低下が発生した場合は，その機能を代替するために，設計基準対象施設が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる
対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.11−1図）。
使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な漏えい発生時において，発生する水蒸気による重大事故等対処設備への悪影響を防止するための対応手段及び重大事故等対処
1.11−3

設備を選定する。
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が維持できない場合を想定し，使用済燃料プールへのスプレイにより使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和するための対応
手段及び重大事故等対処設備を選定する。なお，使用済燃料プール内の燃料体等をボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵することにより，臨界未満に維持される。
使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい若しくは使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時において，使用済燃料プールの水位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定するための対応
手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備 ※１ を選定する。
また，資機材 ※２ による使用済燃料プール水の漏えいを緩和する対応手段を選定する。
※1

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

※2

資機材：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるシール材，接着剤，ステンレス鋼板及び吊り降ろしロープを示す。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第五十四条及び技術基準
規則第六十九条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備
1.11−4

が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確
にする。
(2)

対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）が故障等により機能喪失した場
合，使用済燃料プールに接続する配管の破断等による使用済燃料プールからの小規模な水の漏えいにより水位の低下が発生した場合，又は使用済燃料プールからの大量の水が漏えいし，使用済燃料プールの水位が維持できない場合を想定する。
設計基準対象施設に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準対象施設，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.11−1
表に整理する。
ａ．使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手段及び設備(a)

使用済燃料プール代替注水
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時に，使用済燃料プールへの注水により使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段がある。また，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの小規模な漏えい発生時に，使用済燃料プール代替注水により使用済燃料プールへの注水ができない場合は，「1.11.1(2)ｂ．(a)1.11−5

使用済燃料プールス

プレイ」を使用済燃料プールへの注水に用いる。なお，使用済燃料プールに接続する配管の破断等により，燃料プール水戻り配管からサイフォン現象による使用済燃料プール水の漏えいが発生した場合に，使用済燃料プールのサイフォン防止機能を有するサイフォンブレーク用
配管によりサイフォン現象の継続を停止する。サイフォンブレーク用
配管は作動機構を有さない設備であり，電源及び操作を必要としない。
ⅰ)

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・サイフォン防止機能
・低圧代替注水系配管・弁・代替燃料プール注水系配管・弁・使用済燃料プール
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プール注水
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール
1.11−6

注水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水中型ポンプ（代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用）
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用）
・西側淡水貯水設備
・代替淡水貯槽・サイフォン防止機能
・ホース
・低圧代替注水系配管・弁・代替燃料プール注水系配管・弁・使用済燃料プール
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
なお，注水ラインを使用した使用済燃料プールへの注水は，西側
淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。
ⅲ)

補給水系による使用済燃料プール注水
補給水系による使用済燃料プール注水で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・サイフォン防止機能
・補給水系配管・弁
1.11−7

・使用済燃料プール
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅳ)

消火系による使用済燃料プール注水
消火系による使用済燃料プール注水で使用する設備は以下のとおり。
・電動駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水貯蔵タンク
・多目的タンク・サイフォン防止機能
・消火系配管・弁・消防用ホース
・使用済燃料プール(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，サイフォン防止機能，低圧代替
注水系配管・弁，代替燃料プール注水系配管・弁，使用済燃料プー
ル，常設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水で使用する設備のうち，代替燃料プール注水系（注水ライン）として1.11−8

使用する可搬型代替注水中型ポンプ，代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設
備，代替淡水貯槽，サイフォン防止機能，ホース，低圧代替注水系配管・弁，代替燃料プール注水系配管・弁，使用済燃料プール，常設代
替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事
故等対処設備として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.11.1）
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク及び補給水系配管・弁
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段として有効である。
・電動駆動消火ポンプ，ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク及び消火系配管・弁・消防用ホース
耐震ＳクラスではなくＳ Ｓ 機能維持を担保できないが，使用可能であれば，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段として有効である。
（添付資料1.11.2）
ｂ．使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手段及び設備
1.11−9(a)

使用済燃料プールスプレイ
使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時，使用済燃料プー
ルへのスプレイにより使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，放射性物質の放出を低減する手段がある。

ⅰ)

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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で使用する設備は以下のとおり。
・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・サイフォン防止機能
・低圧代替注水系配管・弁・代替燃料プール注水系配管・弁・常設スプレイヘッダ
・使用済燃料プール
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ)

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール注水系（常設ス
1.11−10

プレイヘッダ）として使用）・代替淡水貯槽・サイフォン防止機能
・ホース
・低圧代替注水系配管・弁・代替燃料プール注水系配管・弁・常設スプレイヘッダ
・使用済燃料プール
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備
なお，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ
レイは，代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。
ⅲ)

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイで使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）として使用）・代替淡水貯槽・サイフォン防止機能
・ホース・可搬型スプレイノズル
・使用済燃料プール
1.11−11

・燃料給油設備
なお，可搬型スプレイノズルを使用した使用済燃料プールへのス
プレイは，代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。
(b)

漏えい緩和
使用済燃料プール内側から漏えいしている場合に，シール材を接着したステンレス鋼板に吊り降ろしロープを取り付け，漏えい箇所まで吊り下げることにより，使用済燃料プール水の漏えいを緩和するとともに使用済燃料プールの水位低下を緩和する手段がある。
この手段では漏えい箇所により漏えいを緩和できない場合があり，また，プラントの状況によって使用済燃料プールへのアクセスができない場合があるが，使用できれば漏えいを抑制する手段として有効である。ただし，重いステンレス鋼板を使用するため作業効率が悪いことから，今後得られた知見を参考に，より効果的な漏えい緩和策を取り入れていく。
漏えい緩和で使用する資機材は以下のとおり。
・シール材
・接着剤
・ステンレス鋼板
・吊り降ろしロープ(c)

大気への拡散抑制
重大事故等により，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において，大気へ放射性物質が拡散するおそれがある場合に，放水設備により大気への拡散を抑制する手段がある。
大気への拡散抑制で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）（大気への拡散抑制として
1.11−12

使用）
・ホース
・放水砲
・燃料給油設備
なお，大気への拡散抑制の対応手段及び設備は，「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」にて整理する。
(d)

重大事故等対処設備
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，サイフォン防止機
能，低圧代替注水系配管・弁，代替燃料プール注水系配管・弁，常設
スプレイヘッダ，使用済燃料プール，常設代替交流電源設備及び燃料
給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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で使用する設備のうち，代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する
可搬型代替注水大型ポンプ，代替淡水貯槽及び常設スプレイヘッダは重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型ス
プレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイで使用する設備のうち，代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ，代替淡水貯槽，サイフォン防止機
能，ホース，可搬型スプレイノズル，使用済燃料プール及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
大気への拡散抑制で使用する設備のうち，大気への拡散抑制として
1.11−13

使用する可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），ホース，放水砲及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.11.1）
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止すること及び放射性物質の放出を低減することができる。
ｃ．重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手段及び設備(a)

使用済燃料プールの監視
重大事故等時において，使用済燃料プールの水位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定するための手段がある。
使用済燃料プールの監視で使用する設備（監視計器）は以下のとおり。
・使用済燃料プール温度（ＳＡ）
・使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）・使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
・使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
1.11−14

・燃料給油設備(b)

代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設備への給電
全交流動力電源又は直流電源が喪失した場合において，使用済燃料
プールの状態を監視するため，代替電源設備により給電する手段がある。
代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備(c)

重大事故等対処設備
使用済燃料プールの監視で使用する設備のうち，使用済燃料プール
温度（ＳＡ），使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料
プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ），使用済燃料プー
ル監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む），常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流電源設
備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備
として位置付ける。
代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設備への給電で使用する設備のうち，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電
源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
1.11−15

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.11.1）
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プールの水位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定することができる。
ｄ．使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手段及び設備(a)

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱
使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールから発生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合
は，緊急用海水ポンプ又は代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプで冷却水を確保し，代替燃料プール冷却系により使用済燃料プールを除熱する手段がある。
代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱で使用する設備は以下のとおり。
・代替燃料プール冷却系ポンプ・使用済燃料プール
・スキマサージタンク
・代替燃料プール冷却系熱交換器
・代替燃料プール冷却系配管・弁・燃料プール冷却浄化系配管・弁・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・緊急用海水系配管・弁1.11−16

・残留熱除去系海水系配管・弁・ホース・非常用取水設備
・可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール冷却系として使用）
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱で使用する設備のうち，代替燃料プール冷却系ポンプ，使用済燃料プール，スキマ
サージタンク，代替燃料プール冷却系熱交換器，代替燃料プール冷却系配管・弁，燃料プール冷却浄化系配管・弁，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ，緊急用海水系配管・弁，残留熱除去系海水系
配管・弁，ホース，非常用取水設備，常設代替交流電源設備，可搬型
代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.11.1）
以上の重大事故等対処設備により，使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合においても，使用済燃料プールを除熱することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
1.11−17

・可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール冷却系として使用）
車両の移動，設置，ホース接続等に時間を要し，想定する事
故シーケンスに対して有効性を確認できないが，代替燃料プール冷却系が使用可能であれば，使用済燃料プールを冷却する手段として有効である。
（添付資料1.11.2）
ｅ．手順等
上記「ａ．使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手段及び設備」，「ｂ．使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手段
及び設備」，「ｃ．重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手段及び設備」及び「ｄ．使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，運転員等 ※３ 及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.11−1表）。
また，事故時に監視が必要となる計器及び事故時に給電が必要となる設備についても整備する（第1.11−2表，第1.11−3表）。
※3

運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。
（添付資料1.11.3）

1.11.2
1.11.2.1

重大事故等時の手順
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃
1.11−18

料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手順(1)

使用済燃料プール代替注水
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えいが発生した場合に，代替淡水貯槽を水源として常設低圧代替注水系ポンプで使用済燃料プールへ注水することにより使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する。
また，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）実施のための準備作業として，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉から
原子炉建屋原子炉棟地上6階までのホース敷設，原子炉建屋原子炉棟地
上6階での可搬型スプレイノズル設置，可搬型スプレイノズルとのホース接続等を実施する。本作業は，原子炉建屋原子炉棟内での作業を伴うことから，原子炉建屋原子炉棟内での作業環境が悪化する前に準備する必要があるため，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水と同時並行で実施する。なお，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉が使用できない場合は，原子
炉建屋原子炉棟大物搬入口から原子炉建屋原子炉棟地上6階までのホース敷設を実施する。
(a)

手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合で，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
①使用済燃料プール注水機能の喪失又は使用済燃料プールからの水
1.11−19

の漏えいが発生した場合において，使用済燃料プールの水位が低下していることを確認した場合。
②使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールの温度が上昇していることを確認した場合において，緊急用海水系による冷却水確保ができない場合，又は使用済燃料プールの水位がオーバーフロー水位付近に維持ができない場合。
(b)

操作手順
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.11−2図に，タイムチャートを第1.11−3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に常設低圧代
替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること ※１ ，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール
注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプの起動を指示する。
1.11−20

⑥運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の開始を指示する。
⑧運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁及び使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とし，使用済燃料プール注水が開始されたことを使用済燃料プール監視カメラ，使用済燃料プール水位の上昇及び使用済燃料プール温度の低下により確認した後，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等に使用済燃料プール水位を使用済燃料プール
水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上に維持するように指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁により使用済燃料プール水位を使用済燃料プール水位低警報
設定点（通常水位−142mm）以上に維持し，発電長に報告する。
※1：「1.11.2.3(1)ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置
起動」手順による。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから常設低圧代替注水系ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水開始まで15分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速1.11−21

やかに対応できる。
（添付資料1.11.5，添付資料1.11.6）
ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えいが発生した場合に，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽を水源とし，代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプで使用済燃料プールへ注水することにより使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する。
(a)

手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料
プール水の漏えいが発生し，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），補給水系及び消火系にて使用済燃料
プールに注水ができない場合において，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
1.11−22

概要図を第1.11−4図に，タイムチャートを第1.11−5図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配管・弁の接続口への可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）の接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（注水ライン）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水に必要な電動弁及び監視計
器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑦運転員等は，発電長に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の準備が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
1.11−23

注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の系統構成を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とする。なお，電源が確保できない場合，運転員等は原
子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作により使用済燃料プール注
水ライン流量調整弁を開とする。
⑩運転員等は，発電長に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑪発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑫重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の準備が完了したことを報告する。
⑬災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる送水の開始を連絡する。
⑭災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑮重大事故等対応要員は，代替燃料プール注水系（注水ライン）と
1.11−24

して使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，原子炉建屋東側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口の弁を開とし，送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑯災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑰発電長は，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水が開始されたことの確認を指示する。
⑱運転員等は中央制御室にて，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水が開始されたことを使用済
燃料プール監視カメラ，使用済燃料プール水位の上昇及び使用済
燃料プール温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑲発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水が開始されたことを連絡する。
⑳発電長は，運転員等に使用済燃料プール水位を使用済燃料プール
水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上に維持するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁により使用済燃料プール水位を使用済燃料プール水位低警報
1.11−25

設定点（通常水位−142mm）以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【中央制御室からの操作（高所東側接続口を使用した使用済燃料プー
ル注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（高所西側接続口を使用した使用済燃料プー
ル注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，140分以内と想定する。
【現場操作（高所東側接続口を使用した使用済燃料プール注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員8名にて実施した
場合，215分以内と想定する。
【現場操作（高所西側接続口を使用した使用済燃料プール注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員8名にて実施した
場合，140分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃1.11−26

料プール注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
【中央制御室からの操作（原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プール注水の場合）】（水源：西側淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，320分以内と想定する。
【現場操作（原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プール注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員8名にて実施した
場合，535分以内と想定する。
【現場操作（原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プール注水の場合）】（水源：西側淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員8名にて実施した
場合，320分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替
注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇に1.11−27

おける作業性についても確保する。
（添付資料1.11.4，添付資料1.11.5，添付資料1.11.6）
ｃ．補給水系による使用済燃料プール注水
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えいが発生した場合に，復水貯蔵タンクを水源として復水移送ポンプで使用済燃料プールへ注水することにより使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する。
(a)

手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料
プール水の漏えいが発生し，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端未満でない場合において，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）にて使用済燃料プールに注水ができず，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合。ただし，原子炉建屋原子炉棟地上6階にアクセス可能な場合。

(b)

操作手順
補給水系による使用済燃料プール注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.11−6図に，タイムチャートを第1.11−7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による使用済燃料プール注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，補給水系による使用済燃料プール注
水に必要なポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状
1.11−28

態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に補給水系による使用済燃料プール注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送
ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に補給水系による使用済燃料プール注水の開始を指示する。
⑧運転員等は原子炉建屋原子炉棟地上6階にて，燃料プール周り補給水元弁を開とし，使用済燃料プールへの注水を開始する。
⑨運転員等は中央制御室にて，補給水系により使用済燃料プール注
水が開始されたことを使用済燃料プール監視カメラ，使用済燃料
プール水位の上昇及び使用済燃料プール温度の低下により確認
し，発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に使用済燃料プール水位を使用済燃料プール
水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上に維持するように指示する。
⑪運転員等は原子炉建屋原子炉棟地上6階にて，燃料プール周り補給水元弁により使用済燃料プール水位を使用済燃料プール水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上に維持し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて実施した場合，作業開始を判断して1.11−29

から補給水系による使用済燃料プール注水開始まで55分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
（添付資料1.11.4，添付資料1.11.5，添付資料1.11.6）
ｄ．消火系による使用済燃料プール注水
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料プール水からの小規模な水の漏えいが発生した場合に，ろ過水貯蔵タンク
又は多目的タンクを水源として電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動
消火ポンプにより消防用ホース又は残留熱除去系Ｂ系ラインを経由し使用済燃料プールへ注水することで使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する。
(a)

手順着手の判断基準【消火栓を使用した使用済燃料プール注水の場合】
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料
プール水の漏えいが発生し，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端未満でない場合において，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）及び補給水系にて使用済燃料プールに注水ができず，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合及び原子炉建屋原
子炉棟地上6階にアクセス可能な場合。
【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プール注水の場合】
1.11−30

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料
プール水の漏えいが発生し，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端未満でない場合において，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）及び補給水系にて使用済燃料プールに注水ができず，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの水位が確保されている場合。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合及び原子炉建屋原
子炉棟地上6階にアクセスができない場合。
(b)

操作手順
消火系による使用済燃料プール注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.11−8図に，タイムチャートを第1.11−9図に示す。
【消火栓を使用した使用済燃料プール注水の場合】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済燃料プール注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，消火系（消火栓からの消防用ホース
接続）による使用済燃料プール注水に必要なポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済燃料プール注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済燃料プール注水の系統構成を指示する。
1.11−31⑥運転員等は原子炉建屋原子炉棟地上5階又は原子炉建屋原子炉棟
地上6階の消火栓から使用済燃料プールまで消防用ホースの敷設を行い，手すり等に固縛し，固定する。
⑦運転員等は，発電長に消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済燃料プールへ注水するための系統構成が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に電動駆動消火ポンプ ※２ 又はディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑩発電長は，消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による使用済燃料プールへの注水の開始を指示する。
⑪運転員等は原子炉建屋原子炉棟地上5階又は原子炉建屋原子炉棟
地上6階にて，消火系（消火栓からの消防用ホース接続）による
使用済燃料プールへの注水を開始する。
⑫運転員等は中央制御室にて，消火系（消火栓からの消防用ホース
接続）による使用済燃料プール注水が開始されたことを使用済燃料プール監視カメラ，使用済燃料プール水位の上昇及び使用済燃料プール温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，運転員等に使用済燃料プール水位を使用済燃料プール
水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上に維持するように指示する。
⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟地上5階又は原子炉建屋原子炉棟
1.11−32

地上6階にて，消火栓により使用済燃料プール水位を使用済燃料
プール水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上に維持し，発電長に報告する。
【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プール注水の場合】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注水の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プールへの注水に必要なポンプ，電動弁及び監視計
器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注水の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プー
ル注水の系統構成を指示する。
⑥運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を閉とする。
⑦運転員等は，発電長に消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注水の系統構成が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が1.11−33

約0.79MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プールへの注水の開始を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を開とする。
⑫運転員等は原子炉建屋原子炉棟地上3階にて，残留熱除去系Ｂ系
燃料プール冷却浄化系ライン隔離弁を開とする。
⑬運転員等は原子炉建屋原子炉棟地上4階にて，残留熱除去系使用済燃料プールリサイクル弁を開とし，消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注水を開始する。
⑭運転員等は中央制御室にて，消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注水が開始されたことを使用済燃料プール監
視カメラ，使用済燃料プール水位の上昇及び使用済燃料プール温度の低下により確認し，発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に使用済燃料プール水位を使用済燃料プール
水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上に維持するように指示する。
⑯運転員等は原子炉建屋原子炉棟地上4階にて，残留熱除去系使用済燃料プールリサイクル弁により使用済燃料プール水位を使用済
燃料プール水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上に維持し，発電長に報告する。
※2：常用電源が使用できる場合に，電動駆動消火ポンプを使用する。
(c)

操作の成立性1.11−34

上記の操作は，作業開始を判断してから消火系による使用済燃料プール注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【消火栓を使用した使用済燃料プール注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名にて実施した場
合，60分以内と想定する。
【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プール注水の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転
員等（当直運転員）2名にて実施した場合，105分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
（添付資料1.11.4，添付資料1.11.5，添付資料1.11.6）(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.11−25図に示す。
使用済燃料プール冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プー
ル水の漏えいが発生した場合は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）又は使用済燃料プール水位低警報により使用済燃料プールの水位低下を確認した場合は，事象を把握し使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を起動するとともに，使用済燃料プール監視カメラ及び使用済燃料プール
エリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）にて状態の監視を行う。
使用済燃料プール注水機能の喪失又は使用済燃料プール水の漏えいが発1.11−35

生し，使用済燃料プールの水位低下が確認された場合は，常設低圧代替注
水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済
燃料プール注水を実施する。
なお，使用済燃料プール水位が遮蔽維持水位の判断基準とする線量率（10mSv／h）によりアクセス可否を判断し，可搬型代替注水中型ポンプ若
しくは可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料
プールスプレイの準備を常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水と同時並行で実施する。
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）
にて使用済燃料プールへ注水ができず，使用済燃料プール水位が燃料プー
ル水戻り配管水平部下端未満でない場合，補給水系，消火系，可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水を実施する。
また，消火系による使用済燃料プール注水は，重大事故等へ対処するた
めに消火系による消火が必要な火災が発生していない場合に実施する。
1.11.2.2(1)

使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順

使用済燃料プールスプレイ
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合に，常設低圧代替注水系ポンプによる代替
燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プール
1.11−36

スプレイを実施することにより使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止すること及び放射性物質の放出を低減する。
また，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）実施のための準備作業として，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉から
原子炉建屋原子炉棟地上6階までのホース敷設，原子炉建屋原子炉棟地
上6階での可搬型スプレイノズル設置及び可搬型スプレイノズルとのホース接続等を実施する。本作業は，原子炉建屋原子炉棟内での作業を伴うことから，原子炉建屋原子炉棟内での作業環境が悪化する前に準備する必要があるため，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系を使用した使用済燃料プール注水と同時並行で実施する。なお，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉が使用できない場合は，原子炉建屋原子炉棟大物搬入口から原子炉建屋原子炉棟地上6階までのホース敷設を実施する。
(a)

手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料
プール水の漏えいが発生した場合で，以下のいずれかの状況に至った
場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。
①使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上に維持できない場合。
②使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上の場合で，「1.11.2.1(1)

使用済燃料プール代替注水」による注水ができない場合。
(b)

操作手順
1.11−37

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.11−10図に，タイムチャートを第1.11−11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に常設低圧代
替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
③運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（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に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
④運転員等は，発電長に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイの準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイの系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール
注水又は可搬型代替注水中型ポンプ若しくは可搬型代替注水大型
ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水を実施している場合は，使用済燃料プール注
1.11−38

水ライン流量調整弁及び使用済燃料プール注水ライン元弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプを起動し，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認する。
⑧運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁及び使用済燃料プールスプレイライン元弁を開とする。
⑨運転員等は，発電長に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイの系統構成が完了したことを報告する。
⑩発電長は，運転員等に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイの開始を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とし，使用済燃料プールスプレイが開始されたことを使用済燃料プール監視カメラ，使用済燃料プール水位及び使用済燃料プール温度により確認した後，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから常設低圧代替注水系ポンプによる代替
燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイ開始まで15分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｂ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレ
1.11−39

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）
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合に，可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プール
スプレイを実施することにより，使用済燃料プール内の燃料体等の著し
い損傷の進行を緩和し，臨界を防止すること及び放射性物質の放出を低
減する。
(a)

手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料
プール水の漏えいが発生し，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プール
スプレイが実施できず，以下のいずれかの状況に至った場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。ただし，原子炉建屋
原子炉棟地上6階にアクセスができない場合。
①使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上に維持ができない場合。
②使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上の場合で，「1.11.2.1(1)

使用済燃料プール代替注水」による注水ができない場合。
(b)

操作手順
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）手
順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口までの代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型
ポンプによる送水手順については，「1.13
1.11−40

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.11−12図に，タイムチャートを第1.11−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配管・弁の接続口への代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプの接続を依頼する。
②災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）で使用する低圧代替注水系配管・弁の接続口を連絡する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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の準備を指示する。
④発電長は，運転員等に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイの準備を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，可搬型代替注水大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（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に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑦運転員等は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイの準備が完了したことを報告する。
1.11−41

⑧発電長は，運転員等に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイの系統構成を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール
注水又は可搬型代替注水中型ポンプ若しくは可搬型代替注水大型
ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水を実施している場合は，使用済燃料プール注
水ライン元弁を閉とする。
⑩運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールスプレイライン元
弁及び使用済燃料プール注水ライン流量調整弁を開とする。
⑪運転員等は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイの系統構成が完了したことを報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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の原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを連絡する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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の準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水の開始を連絡する。
1.11−42

⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を開とし，送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑰災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プー
ルスプレイが開始されたことの確認を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，可搬型代替注水大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（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が開始されたことを使用済燃料プール監視カメ
ラ，使用済燃料プール水位及び使用済燃料プール温度により確認
し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【高所東側接続口を使用した使用済燃料プールスプレイの場合】（水源：代替淡水貯槽）
1.11−43

・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，215分以内と想定する。
【原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールスプレイの場
合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，170分以内と想定する。
【原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールスプレイの場
合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，535分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドラ
イト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料1.11.4）
ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合に，可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プー
1.11−44

ルスプレイを実施することにより使用済燃料プール内の燃料体等の著し
い損傷の進行を緩和し，臨界を防止すること及び放射性物質の放出を低
減する。
(a)

手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失，又は使用済燃料
プール水の漏えいが発生し，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プール
スプレイが実施できず，以下のいずれかの状況に至った場合において，代替淡水貯槽の水位が確保されている場合。ただし，原子炉建屋
原子炉棟地上6階にアクセス可能な場合。
①使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上に維持ができない場合。
②使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上の場合で，「1.11.2.1(1)

使用済燃料プール代替注水」による注水ができない場合。
(b)

操作手順
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型ス
プレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）
手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.11−14図に，タイムチャートを第1.11−15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイを依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型代替注水大1.11−45

型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備として，可搬型代替
注水大型ポンプの配置，及び原子炉建屋原子炉棟地上6階に可搬型スプレイノズルの設置を指示する。
③発電長は，運転員等に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイに必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑥運転員等は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備が完了したことを報告する。
⑦発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備が完了したことを連絡する。
⑧重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料
プールスプレイの準備として，可搬型代替注水大型ポンプを配置
するとともに，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉から原子炉建屋原
子炉棟地上6階までホースの敷設を行い，原子炉建屋原子炉棟地
上6階にて可搬型スプレイノズルを設置しホースと接続する。原
1.11−46

子炉建屋廃棄物処理棟東側扉が使用できない場合は，原子炉建屋
原子炉棟大物搬入口から原子炉建屋原子炉棟地上6階までのホース敷設を実施する。
⑨重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備が完了したことを報告する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水の開始を連絡する。
⑪災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替燃料プール注
水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑫重大事故等対応要員は，代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホース内の水張りを実施した後，代替燃料プール注水系（可搬型ス
プレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑬災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを連絡する。
⑭発電長は，運転員等に代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイが開始されたことの確認を指示する。
⑮運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール注水系（可搬型スプ
1.11−47

レイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイが開始された
ことを使用済燃料プール監視カメラ，使用済燃料プール水位及び使用済燃料プール温度により確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉を使用した場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，435分以内と想定する。
【原子炉建屋原子炉棟大物搬入口を使用した場合】（水源：代替淡水貯槽）・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，370分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるように，原子炉建屋内で使用する資機材は作業場所近傍に配備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替燃料プール
注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型
ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作
業性についても確保する。
（添付資料1.11.4，添付資料1.11.7）
1.11−48

(2)

漏えい緩和
ａ．使用済燃料プール漏えい緩和
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいが発生した場合において，
あらかじめ準備している漏えい緩和のための資機材を用いて，使用済燃料プール内側からの漏えいを緩和するとともに使用済燃料プールの水位低下を緩和する。
(a)

手順着手の判断基準
使用済燃料プール水の漏えいが発生した場合において，以下のいず
れかの状況に至った場合。ただし，原子炉建屋原子炉棟地上6階にアクセス可能な場合。
①使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上に維持できない場合。
②使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上の場合で，「1.11.2.1(1)

使用済燃料プール代替注水」による注水ができない場合。
(b)

操作手順
使用済燃料プール漏えい緩和手順の概要は以下のとおり。
タイムチャートを第1.11−16図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に資機材（シール材，接着剤，ステンレス鋼板及び吊り降ろしロープ）を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置を指示する。
③発電長は，運転員等に資機材を用いた使用済燃料プールからの漏
1.11−49

えい緩和措置のための準備を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
⑥運転員等は，発電長に資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置のための準備が完了したことを報告する。
⑦重大事故等対応要員は原子炉建屋原子炉棟地上6階にて，ステン
レス鋼板にシール材を接着させ，吊り降ろしロープを取り付けた
後，貫通穴付近まで吊り下げ，手すり等に固縛し，固定する。
⑧重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置が完了したことを報告する。
⑨災害対策本部長代理は，発電長に資機材を用いた使用済燃料プー
ルからの漏えい緩和措置が完了したことを連絡する。
⑩発電長は，運転員等に資機材を用いた使用済燃料プールからの漏えい緩和措置が完了したことの確認を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プールからの漏えい量が減少したことを使用済燃料プール監視カメラ及び使用済燃料プー
ル水位にて確認し，発電長に報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を
重大事故等対応要員4名にて実施した場合，作業開始を判断してから
1.11−50

使用済燃料プール漏えい緩和措置完了まで150分以内と想定する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
（添付資料1.11.4）(3)

大気への拡散抑制
ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下し，「1.11.2.2(1)

使用済燃料プールスプレイ」によるスプレイを実施しても使用済燃料プールの水位が上昇しない場合又は「1.11.2.2(1)

使用済燃料プールスプレイ」によるスプレイが実施

できない場合に，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気への放射性物質の拡散を抑制する。
なお，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制に関する手順については，「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」にて整備する。
(4)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.11−25図に示す。
使用済燃料プール注水機能の喪失又は使用済燃料プール水の漏えいが発生し，使用済燃料プールの水位低下が確認された場合において，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上で，「1.11.1(2)ａ．
(a)

使用済燃料プール代替注水」による注水ができない場合又は「1.11.1(2)ａ．(a)

使用済燃料プール代替注水」による注水を実施している場合で，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以
1.11−51

上に維持ができない場合に，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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を実施するとともに資機材を用いた使用済燃料プール漏えい緩和を行う。
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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にて使用済燃料プールへスプレイができない場合は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイを実施する。
なお，「1.11.1(2)ｂ．(a)

使用済燃料プールスプレイ」によるスプレイを実施しても使用済燃料プールの水位が上昇しない場合，又は「1.11.1(2)ｂ．(a)

使用済燃料プールスプレイ」によるスプレイが実施

できない場合に，大気への拡散抑制を実施する。
1.11.2.3

重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順

使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時若しくは使用済燃料プールからの大量の水の漏えいが発生した場合，使用済燃料プール監視設備の環境条件は，使用済燃料プール水の沸騰による蒸散が継続し，高温（大気圧下のため100℃
を超えることはない。），高湿度の環境が考えられるが，使用済燃料プール監
視設備の構造及び設置位置により，事故時環境下においても使用できる。
なお，使用済燃料プール監視カメラは，耐環境性向上のため使用済燃料プ
ール監視カメラ用空冷装置にて空気を供給する設計とする。
使用済燃料プール監視設備は，重大事故等時に変動する可能性のある範囲にわたり監視することが可能であり，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プール温度（ＳＡ）及び使用済燃料プールエリア放射線モ
1.11−52

ニタ（高レンジ・低レンジ）の計測範囲を把握した上で使用済燃料プールの水位，水温及び上部空間線量率の監視を行う。
また，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プール温度（ＳＡ），使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）及
び使用済燃料プール監視カメラは常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器から給電され，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車から給電することにより，使用済燃料プールの監視を実施する。
(1)

使用済燃料プールの状態監視
通常時は，設計基準対象施設である使用済燃料プール水位，燃料プール
冷却浄化系ポンプ入口温度，使用済燃料プール温度，燃料取替フロア燃料
プールエリア放射線モニタ，原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト放射線モニタ及び原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタにより状態監視を実施する。
重大事故等時においては，重大事故等対処設備である使用済燃料プール
水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プール温度（ＳＡ），使用済燃料プー
ルエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）及び使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）により，使用済
燃料プールの水位，水温及び上部空間線量率の状態監視を行う。上記の重大事故等対処設備である監視設備は，常設設備であり可搬型設備を必要としない。また，通常時より常時監視が可能な設備であり，継続的に監視を実施する。
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ及び使用済燃料プールエ
1.11−53

リア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）の機能が喪失している場合は，あらかじめ評価（使用済燃料配置変更ごとに行う空間線量率評価）し把握した水位と放射線線量率の相関（減衰率）関係により使用済燃料プールの空間線量率を推定する。
ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動(a)

手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
①使用済燃料プール注水機能の喪失又は使用済燃料プール水の漏えいが発生し，使用済燃料プールの水位が低下していることを確認した場合。
②使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールの温度が上昇していることを確認した場合。

(b)

操作手順
使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.11−17図に，タイムチャートを第1.11−18図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に使用済燃料
プール監視カメラ用空冷装置の起動を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラにより使用済燃料プール水位が視認できること，及び使用済燃料プール
監視カメラ用空冷装置起動に必要なコンプレッサ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置出口弁を開とし，使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を
1.11−54

起動する。
④運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラの状態に異常がないことを確認する。
⑤運転員等は，発電長に使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置の起動が完了したことを報告する。
(c)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した
場合，作業開始を判断してから使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動まで7分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｂ．代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設備への給電
交流又は直流電源が喪失した場合において，使用済燃料プールの状態を監視するため，代替電源設備により使用済燃料プール監視設備へ給電する手順を整備する。
なお，代替電源設備により使用済燃料プール監視設備へ給電する手順については，「1.14
1.11.2.4

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するため
の対応手順

(1)

使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱設計基準対象施設である燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）による使用済燃料プール冷却機能が喪失し，使用済燃料プールから発生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は，緊急用海水系又は代替燃料プール
1.11−55

冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水を確保
し，代替燃料プール冷却系により使用済燃料プールの除熱を実施する。
なお，使用済燃料プールの水位がオーバーフロー水位付近でない場合
は，「1.11.2.1(1)

使用済燃料プール代替注水」又は「1.11.2.2(1)

使用済燃料プールスプレイ」により使用済燃料プール水位をオーバーフ
ロー水位付近とし，代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱を実施する。
(a)ⅰ)

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱
手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールの温度が上昇していることを確認した場合で，代替燃料プール冷却系に必要な冷却水が確保されている場合において，使用済燃料プールの水
位がオーバーフロー水位付近に維持可能な場合。

ⅱ)

操作手順
代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.11−19図に，タイムチャートを第1.11−20図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，使用済燃料プール監視カメラ用
空冷装置が起動していること，及び使用済燃料プール監視カ
メラにより，使用済燃料プール水位が視認できることを確認する。
1.11−56

③運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認すると
ともに，冷却水が確保されていることを確認する。
④運転員等は，発電長に代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱の準備が完了したことを報告する。
⑤発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱の系統構成を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，燃料プール冷却浄化系入口隔離
弁を閉とする。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系ポンプ入口弁及び代替燃料プール冷却系熱交換器出口弁を開とする。
⑧運転員等は，発電長に代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱の系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系ポンプ ※３を起動し，使用済燃料プールの除熱が開始されたことを使用
済燃料プール温度の低下により確認した後，発電長に報告する。
※3：代替燃料プール冷却系は，燃料プール冷却浄化系又は残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）が復旧した場合に，代替燃料プール冷却系を停止し，燃料プ
ール冷却浄化系又は残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）により使用済燃料プールの冷却を実施
1.11−57

する。なお，使用済燃料プール内の燃料体等から発生する崩壊熱により，燃料プール冷却浄化系又は残留熱除去
系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）を選択し，使用済燃料プールの冷却を実施する。ただし，燃料プール
冷却浄化系は非常用電源設備が復旧した場合に，使用済
燃料プールの冷却に用いる。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断してから代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱開始まで15分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
なお，代替燃料プール冷却系の起動に必要な冷却水確保の所要時
間は以下のとおり。
・緊急用海水ポンプ使用の場合：20分以内
・代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポ
ンプ使用の場合：370分以内（添付資料1.11.5，添付資料1.11.6）(b)ⅰ)

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールの温度が上昇していることを確認した場合。

ⅱ)

操作手順
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保手順の概要は以下のとおり（緊急用海水系Ａ系による冷却水（海水）の送水手順を示す。
1.11−58

緊急用海水系Ｂ系による冷却水（海水）の送水手順も同様。）。
概要図を第1.11−21図に，タイムチャートを第1.11−22図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に緊急用
海水系による冷却水確保の準備を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系による冷却水の確保に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認する。
③運転員等は，発電長に緊急用海水系による冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等に緊急用海水系による冷却水確保の系統構成を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器
冷却水出口ライン切替え弁（Ａ）を開とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ室空調機を起動する。
⑦運転員等は，発電長に緊急用海水系による冷却水確保の系統構成が完了したことを報告する。
⑧発電長は，運転員等に緊急用海水ポンプ（Ａ）又は緊急用海水ポンプ（Ｂ）の起動を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ（Ａ）又は緊
急用海水ポンプ（Ｂ）を起動し，発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に緊急用海水系による冷却水の供給を指示する。
⑪運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器
1.11−59

冷却水供給流量調節弁を調整開とし，緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）の流量上昇を確認した後，発電長に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断してから緊急用海水系による冷却水の供給開始まで20分以内と想定する。
中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

(c)

代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保

ⅰ)

手順着手の判断基準
使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プールの温度が上昇していることを確認した場合で，緊急用海水系が使用できな
い場合。

ⅱ)

操作手順
代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保手順の概要は以下のとおり（代替燃料
プール冷却系東側接続口，代替燃料プール冷却系西側接続口，代替
残留熱除去系海水系西側接続口を使用した手順は，手順⑨以外は同様。）。
概要図を第1.11−23図に，タイムチャートを第1.11−24図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大1.11−60

型ポンプによる冷却水確保の準備を依頼する。
②災害対策本部長代理は，プラントの被災状況に応じて代替燃
料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保のため，水源からの接続口を決定し，発電長に使用する代替燃料プール冷却系の接続口を連絡する。なお，代替燃料プール冷却系の接続口は，各作業時間（出動準備，移動，代替淡水貯槽蓋開放，ポンプ設置，ホース敷設，
西側接続口蓋開放，ホース接続及び送水準備）を考慮し，送水開始までの時間が最短となる代替燃料プール冷却系東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替燃料プー
ル冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保のため，使用する水源から代替燃料プール冷却系の接続口を指示する。
④重大事故等対応要員は，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプを海に配置し，可搬型代替注水
大型ポンプ付属の水中ポンプユニットを設置する。
⑤重大事故等対応要員は，海から代替燃料プール冷却系の接続口までホースの敷設を実施する。
⑥発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系として使用する
可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保の準備を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示
1.11−61

等により確認し，発電長に報告する。
⑧発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系として使用する
可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保の系統構成を指示する。
⑨ ａ 代替燃料プール冷却系東側接続口又は代替燃料プール冷却系
西側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合
運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器
冷却水供給流量調節弁が閉していることを確認する。
⑨ ｂ 代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合
運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器
冷却水供給流量調節弁を開とする。
⑩運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系熱交換器
冷却水出口ライン切替え弁（Ａ）又は代替燃料プール冷却系
熱交換器冷却水出口ライン切替え弁（Ｂ）を開とする。
⑪運転員等は，発電長に代替燃料プール冷却系として使用する
可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保の系統構成が完了したことを報告する。
⑫重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に代替燃料プー
ル冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑬災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水の送水開始を連絡する。
⑭災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替燃料プー1.11−62

ル冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水の送水開始を指示する。
⑮重大事故等対応要員は，代替燃料プール冷却系西側接続口，代替燃料プール冷却系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系西側接続口の弁が閉していることを確認した後，代替燃料
プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホース内の水張り及び空気抜きを実施する。
⑯重大事故等対応要員は，ホース内の水張り及び空気抜きが完了した後，代替燃料プール冷却系西側接続口，代替燃料プール冷却系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系西側接続口の弁を開とし，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型
代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑰災害対策本部長代理は，発電長に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水の送水を開始したことを連絡する。
⑱発電長は，運転員等に代替燃料プール冷却系として使用する
可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水の供給が開始されたことを確認するように指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水の供給が開始されたことを緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）の流量上昇により確認し，発電長に報告する。
⑳発電長は，災害対策本部長代理に代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより冷却水の供給が1.11−63

開始されたことを連絡する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替燃料プー
ル冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御するように指示する。
重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ付きの圧力計にて圧力指示値を確認し，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御し，災害対策本部長代理に報告する。
ⅲ)

操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水の供給開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【代替燃料プール冷却系東側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，370分以内と想定する。
【代替燃料プール冷却系西側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて実施した場合，310分以内と想定する。
中央制御室対応については，中央制御室に設置されている操作盤からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
現場対応については，円滑に作業できるように，移動経路を確保
1.11−64し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業できるように，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業照明，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
（添付資料1.11.4）(2)

重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フ
ローチャートを第1.11−25図に示す。
使用済燃料プール冷却機能の喪失が発生し，使用済燃料プールの温度上昇が確認された場合に，緊急用海水系による冷却水の確保を実施し，代替
燃料プール冷却系により使用済燃料プールを除熱する。
緊急用海水系が使用できない場合は，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水の確保を実施し，代替燃料プール冷却系により使用済燃料プールを除熱するが，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの運転開始までに使用済燃料プ
ールの水位低下が確認された場合又は冷却水を確保した後に使用済燃料プール水位をオーバーフロー水位付近に維持できない場合は，常設低圧代替
注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）等により使用済
燃料プールへ注水を実施する。

1.11.2.5

その他の手順項目について考慮する手順

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物
質の拡散抑制手順については，「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」にて整備する。
水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型
1.11−65

ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール冷却系ポンプ，復水移送ポン
プ，緊急用海水ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順については，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替
交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電
源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水
大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.11−66

事故

第1.11−1表

機能喪失を想定する設計基準対象施設と整備する手順

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／6）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対応
手段

対処設備

重大事故等 対処設 備

常設低圧代 替注水 系ポンプ によ る代替燃料 プール 注水系︵注水ライ ン︶を 使用した 使用 済燃料プー ル注水

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

燃料プール冷却浄化系
残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）

可搬型代替注水中型ポンプ ※２
可搬型代替注水大型ポンプ ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽 ※２
サイフォン防止機能 ※４ホース
低圧代替注水系配管・弁代替燃料プール注水系配管・弁使用済燃料プール
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

重大事故等 対処設 備

可搬型代替注水中型ポンプ又は可 搬 型 代 替 注 水 大 型 ポ ン プ に よ る
代替燃料プ ール注 水系︵注 水ラ イン︶を使 用した 使用済燃 料プ ール注水

使用済燃 料 プール の冷却機 能又 は注水機能 の喪失 時︐又は 使用 済燃料プー ルから の 小規模 な 水 の漏え い発 生 時

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽 ※２
サイフォン防止機能 ※４
低圧代替注水系配管・弁代替燃料プール注水系配管・弁使用済燃料プール
常設代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「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」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：サイフォン防止機能は，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※5：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−67

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／6）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対応
手段

電動駆動消火ポンプ
ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク ※２
多目的タンク ※２
サイフォン防止機能 ※４
消火系配管・弁・消防用ホース
使用済燃料プール

ＡＭ設備別操作手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設 備

電動駆動消火ポンプ
ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク ※２
多目的タンク ※２
サイフォン防止機能 ※４
消火系配管・弁残留熱除去系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁使用済燃料プール
非常用交流電源設備 ※３
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」重大事故等対策要領

自主対策設 備消火系による使用 済燃料プ ール 注水
消火系による使用 済燃料プ ール 注水︵ 消 火 栓を 使 用 し た使 用 済 燃 料 プ ー ル 注 水 の場 合 ︶ ︵ 残 留 熱 除 去 系ラ イ ン を 使 用 し た使 用 済 燃 料 プ ー ル 注水 の 場 合 ︶

残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク ※２
サイフォン防止機能 ※４
補給水系配管・弁
使用済燃料プール
非常用交流電源設備 ※３
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

自主対策設 備補給水系に よる
使用済燃料 プール 注水

使用済燃料 プール の冷却機 能又 は注水機能 の喪失 時︐又は 使用 済燃料プー ルから の小規模 な水 の漏えい発 生 時

燃料プール冷却浄化系

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「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」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：サイフォン防止機能は，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※5：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−68対応手段，対処設備，手順書一覧（3／6）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対応
手段

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽 ※２
サイフォン防止機能 ※４
低圧代替注水系配管・弁代替燃料プール注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
常設代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

可搬型代替 注水大 型ポンプ によ る代替燃料 プール 注水系︵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

可搬型代替注水大型ポンプ ※２
代替淡水貯槽 ※２
サイフォン防止機能 ※４ホース
低圧代替注水系配管・弁代替燃料プール注水系配管・弁常設スプレイヘッダ
使用済燃料プール
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

重大 事故等 対処設 備

常設低圧代 替注水 系ポンプ によ る代替燃料 プール 注水系︵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

使用済燃料 プール からの大 量の 水の漏えい 発生 時

−

対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「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」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：サイフォン防止機能は，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※5：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−69

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／6）
分類

対応
手段

対処設備

重大 事故等 対処設 備

可搬型代替注水大型ポンプ ※２
代替淡水貯槽 ※２
サイフォン防止機能 ※４
ホース
可搬型スプレイノズル
使用済燃料プール
燃料給油設備 ※３

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

−

漏えい緩和

使用済燃料 プール からの大 量の 水の漏えい 発生 時可搬型代替 注水大 型ポンプ によ る代替燃料 プール 注水系︵可搬型ス プレイ ノズル︶ を使 用した使用 済燃料 プールス プレ イ

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

シール材
接着剤
ステンレス鋼板
吊り降ろしロープ− ※５

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

重大事故等 対処設 備

大気への拡散抑制

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用） ※１ホース
放水砲 ※１
燃料給油設備 ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」重大事故等対策要領※1：手順については「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」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：サイフォン防止機能は，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※5：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−70

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／6）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対応
手段

対処設備

手順書

使用済燃料プール水位
燃料プール冷却浄化系
ポンプ入口温度

重大事故等対処設 備

原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクト放射
線モニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モニタ

使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ
用空冷装置を含む）
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
常設代替直流電源設備 ※３
可搬型代替直流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

重大事故等 対処設 備−

代替電源設 備によ る使用済 燃料 プールを監 視す る た め の 設 備 へ の給 電

重大 事故等 時にお ける使用 済燃 料プールの 監視

燃料取替フロア燃料プ
ールエリア放射線モニタ

使用済燃料 プール の監視

使用済燃料プール温度

使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ
用空冷装置を含む）
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
常設代替直流電源設備 ※３
可搬型代替直流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「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」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：サイフォン防止機能は，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※5：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−71

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／6）
分類

機能喪失を想定する
設計基準対象施設

対処設備

代替燃料プール冷却系ポンプ
使用済燃料プール
スキマサージタンク
代替燃料プール冷却系熱交換器
代替燃料プール冷却系配管・弁
燃料プール冷却浄化系配管・弁
緊急用海水ポンプ
緊急用海水系ストレーナ
緊急用海水系配管・弁残留熱除去系海水系配管・弁ホース
非常用取水設備
常設代替交流電源設備 ※３
可搬型代替交流電源設備 ※３
燃料給油設備 ※３

手順書

重大事故等対処設 備

残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

可搬型代替注水大型ポンプ

自主対策設 備

代替燃料プ ール冷 却系によ る使 用済燃料プ ールの 除熱

使用済燃料 プール から発生する 水蒸気による悪影響の防止

燃料プール冷却浄化系

対応
手段※1：手順については「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」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：サイフォン防止機能は，操作及び確認を必要としないため，手順書として整備しない。
※5：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−72

第1.11−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.1

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手順(1) 使用済燃料プール代替注水
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
スキマサージタンク水位
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力
残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）

水源の確保

代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）

水源の確保

代替淡水貯槽水位判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール温度（ＳＡ）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−73

監視計器一覧（2／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.1

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手順(1) 使用済燃料プール代替注水
ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
スキマサージタンク水位
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（可搬ライン用）

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位判断基準

使用済燃料プールの監視

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−74

監視計器一覧（3／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.1

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手順(1) 使用済燃料プール代替注水
ｃ．補給水系による使用済燃料プール注水

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
スキマサージタンク水位
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
残留熱除去系系統流量

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−75

監視計器一覧（4／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.1

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の対応手順(1) 使用済燃料プール代替注水
ｄ．消火系による使用済燃料プール注水

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
スキマサージタンク水位
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
残留熱除去系系統流量

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−76

監視計器一覧（5／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1) 使用済燃料プールスプレイ
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
スキマサージタンク水位
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（可搬ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）

水源の確保

代替淡水貯槽水位判断基準

使用済燃料プールの監視

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−77

監視計器一覧（6／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1) 使用済燃料プールスプレイ
ｂ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
スキマサージタンク水位
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（可搬ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（可搬ライン用）

水源の確保

代替淡水貯槽水位判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−78

監視計器一覧（7／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(1) 使用済燃料プールスプレイ
ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
スキマサージタンク水位
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（可搬ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報

水源の確保

代替淡水貯槽水位判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−79

監視計器一覧（8／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.2 使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順(2) 漏えい緩和
ａ．使用済燃料プール漏えい緩和

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
スキマサージタンク水位
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（常設ライン用）
低圧代替注水系使用済燃料プール流量（可搬ライン用）
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報

判断基準

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−80

監視計器一覧（9／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.3 重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順(1) 使用済燃料プールの状態監視
ａ．使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動

補機監視機能

使用済燃料プール水位低 警報
使用済燃料プール温度高 警報
スキマサージタンク水位
原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系海水系系統流量

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール監視カメラ

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール温度（ＳＡ）

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−81

監視計器一覧（10／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1) 使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(a) 代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

補機監視機能

使用済燃料プール温度高 警報
スキマサージタンク水位
原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系海水系系統流量

使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
燃料取替フロア燃料プールエリア放射線モニタ
原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダク
ト放射線モニタ
原子炉建屋換気系排気ダクト放射線モ
ニタ

補機監視機能

使用済燃料プール温度高 警報
使用済燃料プール水位低 警報

判断基 準

使用済燃料プールの監視

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−82

監視計器一覧（11／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1) 使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
使用済燃料プール温度
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

補機監視機能

使用済燃料プール温度高 警報
原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系海水系系統流量

補機監視機能緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）判断基 準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」使用済燃料プールの監視

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−83

監視計器一覧（12／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.11.2.4 使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するための対応手順(1) 使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱(c) 代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保

補機監視機能

使用済燃料プール温度高 警報
原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力
残留熱除去系系統流量
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）補機監視機能代替燃料プール冷却系熱交換器出口温度

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「使用済燃料プール制
御」使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール温度
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

ＡＭ設備別操作手順書

操作1.11−84

第1.11−3表

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

対象条文

供給対象設備

常設低圧代替注水系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。）

低圧代替注水系

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）

弁

代替燃料プール注水系【1.11】
使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

給電元
給電母線

弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

代替燃料プール冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

代替燃料プール冷却系

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

弁

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

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

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

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

使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

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

使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プ
ール監視カメラ用空冷装置を含む）

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

1.11−85

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

フロントライン系故障時の対応手段①：常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水②：可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水③：補給水系による使用済燃料プール注水④：消火系による使用済燃料プール注水⑩：使用済燃料プールの監視⑪：代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱：フロントライン系：サポート系

使用 済燃 料 プー ル水 位 低下

⑩

④

②

①

使用 済燃 料 プー ル
注水 機能 喪 失使用 済燃 料 プー ル
冷却 機能 喪 失使用 済燃 料 プー ル漏 え い

⑪

配管 破損

補給 水系
機能 喪失

残留 熱除 去 系
機能 喪失

燃料 プー ル 冷却 浄化 系
機能 喪失

残留 熱除 去 系
機能 喪失

※1

③

ポン プ周 り故障

弁故 障

駆動 源喪 失(交 流電 源)燃料 プー ル 冷却 浄化 系
Ａ系 機能 喪 失

※2

配管 破損

復水貯蔵
タンク故 障※3

ポン プ周 り
故障

熱交 換器
破損

弁故 障

燃料 プー ル 冷却 浄化 系
Ｂ系 機能 喪 失

残留 熱除 去 系
Ａ系 機能 喪 失※3※5

原子 炉補 機
冷却 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交 流電 源)

※4

※2

※5

ポン プ周 り故障

弁故 障

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

起動 操作 失 敗

※6

熱交 換器
破損

配管 破損

第1.11−1図

残留 熱除 去 系
Ｂ系 機能 喪 失機能喪失原因対策分析（1／3）
1.11−86

駆動 源喪 失（交 流電 源 ）電源 喪失
（直 流電 源 ）

※2

※7

配管 破損

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

フロントライン系故障時の対応手段⑤：常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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⑥：可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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⑦：可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ⑧：漏えい緩和⑨：大気への拡散抑制⑩：使用済燃料プールの監視：フロントライン系：サポート系⑩⑨

使用 済燃 料 プー ル水 位 維持 不 可

⑦

⑥

⑤

⑧

使用 済燃 料 プー ル
冷却 機能 喪 失使用 済燃 料 プー ル
注水 機能 喪 失使用 済燃 料 プー ル
損傷

補給 水系
機能 喪失

燃料 プー ル 冷却 浄化 系
機能 喪失

残留 熱除 去 系
機能 喪失

残留 熱除 去 系
機能 喪失

※1

ポン プ周 り故障

弁故 障

燃料 プー ル 冷却 浄化 系
Ａ系 機能 喪 失駆動 源喪 失(交 流電 源)※3

燃料 プー ル 冷却 浄化 系
Ｂ系 機能 喪 失

残留 熱除 去 系
Ａ系 機能 喪 失※3

※5

残留 熱除 去 系
Ｂ系 機能 喪 失

※5

※2

配管 破損

復水貯蔵
タンク

ポン プ周 り
故障

熱交 換器
破損

弁故 障

原子 炉補 機
冷却 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交 流電 源)※4

※2

ポン プ周 り
故障

弁故 障

※6

熱交 換器
破損

配管 破損

第1.11−1図

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

起動 操作 失 敗

機能喪失原因対策分析（2／3）

1.11−87

駆動 源喪 失（交 流電 源 ）電源 喪失
（直 流電 源 ）

※2

※7

配管 破損

（凡例）

（略語）

：AND 条件：フロントライン系の代替設備・手段による対応

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

Ｐ／Ｃ：パワーセンタ

サポート系故障時の対応手段⑫-1：代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設備への給電【交流】⑫-2：代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設備への給電【直流】：フロントライン系：サポート系※4

原子 炉補 機
冷却 系機 能 喪失

残留 熱除 去 系
機能 喪失

※1

残留 熱除 去 系
Ａ系 機能 喪 失

残留 熱除 去 系
Ｂ系 機能 喪 失※8

ポン プ周 り
故障

起動 操作
失敗

弁故 障

補機 海水 系
故障

※8

ポン プ周 り
故障

弁故 障

熱交 換器
破損

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

起動 操作 失 敗

配管 破損

駆動 源喪 失(交 流電 源)

電源 喪失
(直 流電 源)

※2

※7

※6
配管 破損
駆動 源喪 失（交 流電 源 ）電源 喪失
（直 流電 源 ）※2

※7

サプ レッ シ ョン・チ ェン バスト レー ナ
詰ま り

ポン プ周 り故障

弁故 障

スト レー ナ
詰ま り

配 管破損

起動操作
失敗

駆動 源喪 失(交 流電 源)

電源 喪失
(直 流電 源)※2

※7

残留 熱除 去 系
海水 系機 能 喪失

駆動 源喪 失(交 流電 源)※2

電源喪失
(直 流電 源)

※6
⑫-1
※7
Ｍ／Ｃ
機能喪失

Ｐ／ Ｃ
機能 喪失

ポン プ周 り
故障

⑫-2

配管 破損

外部 電源 系
故障

起動 操作 失 敗

弁故 障

スト レー ナ
詰ま り
自動 起動
信号 故障

非常 用デ ィ ーゼ ル
発電 機故 障駆動 源喪 失(交 流電 源)

電源 喪失
(直 流電 源)

※2

※7

配電 盤
機能 喪失

蓄電 池
機能喪失
手動

交流 電源 喪 失第1.11−1図

機能喪失原因対策分析（3／3）

1.11−88※2

充電 装置 故 障

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.11−89

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑧
記載例

※１

弁名称
常設低圧代替注水系系統分離弁

操作手順
⑧

※２

，⑩

弁名称
使用済燃料プール注水ライン流量調整弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.11−2図

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水
要図

概

2

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

4

6

8

経過時間（ 分）
10

12

14

16

18

備考

常設低圧代 替注水系 ポンプ による代 替燃料 プール 注水系（注 水ライン ）を使用した 使用済燃 料プー ル注水
15 分
使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

常設低圧代 替注水系
ポンプによ る代替燃料プール注 水系（注水ライン） を使用した使用済燃 料プール
注水

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第1.11−3図系統構成
1
注水開始操 作

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水

1.11−90

タイムチャート

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.11−91

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑨，
⑮
記載例

弁名称
使用済燃料プール注水ライン流量調整弁
原子炉建屋西側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁，高所東側接続口の弁，高所西側接続口の弁○：操作手順番号を示す。

第1.11−4図

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用
した使用済燃料プール注水（淡水／海水）

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

170

180

190

200

210

220

備考

可搬型代替 注水中型 ポンプ 又は可搬 型代替 注水大 型ポンプに よる代替 燃料プ ール
注水系（注 水ライン ）を使 用した使 用済燃 料プー ル注水
215 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

可搬型代替 注水中型
ポンプ又は 可搬型代
替注水大型 ポンプによる代替燃 料プール
注水系（注 水ライン）を使用 した使用済燃料プー ル注水
（淡水／海 水）（中央制御 室操作）
（高所東側 接続口を使用した使 用済燃料
プール注水 の場合）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

100

110

120

130

140

150

備考

可搬型代替 注水中型 ポンプ 又は可搬 型代替 注水大 型ポンプに よる代替 燃料プ ール注水系（ 注水ライ ン）を 使用した 使用済 燃料プ ール注水
140 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動
可搬型代替 注水中型
ポンプ又は 可搬型代
替注水大型 ポンプによる代替燃 料プール
注水系（注 水ライン）を使用 した使用済燃料プー ル注水
（淡水／海 水）（中央制御 室操作）
（高所西側 接続口を使用した使 用済燃料
プール注水 の場合）

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

西側淡水貯 水設備からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し
重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備蓋 開放， ポンプ設置，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は70m】

第1.11−5図

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）

タイムチャート（1／4）

1.11−92

10

手順の項目

可搬型代替 注水中型
ポンプ又は 可搬型代
替注水大型 ポンプによる代替燃 料プール
注水系（注 水ライン）を使用 した使用済燃料プー ル注水
（淡水／海 水）

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

180

190

200

210

220

備考

可搬型代替 注水中型 ポンプ 又は可搬 型代替 注水大 型ポンプに よる代替 燃料プ ール
注水系（注 水ライン ）を使 用した使 用済燃 料プー ル注水
215 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）（現場）

2

移動，系統 構成

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置（現場操作 ）
（高所東側 接続口を使用した使 用済燃料
プール注水 の場合）

170

重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作

10

手順の項目

可搬型代替 注水中型
ポンプ又は 可搬型代
替注水大型 ポンプによる代替燃 料プール
注水系（注 水ライン）を使用 した使用済燃料プー ル注水
（淡水／海 水）

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
80
90

実施箇所・ 必要要員 数

110

120

130

140

150

備考

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）（現場）

2

移動，系統 構成

西側淡水貯 水設備からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し（現場操作 ）
（高所西側 接続口を使用した使 用済燃料
プール注水 の場合）

100

可搬型代替 注水中型 ポンプ 又は可搬 型代替 注水大 型ポンプに よる代替 燃料プ ール注水系（ 注水ライ ン）を 使用した 使用済 燃料プ ール注水
140 分

重大事故等
対応要員

西側淡水貯 水設備蓋 開放， ポンプ設置，ホー ス敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は412m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から高所西側接続口）の場合は70m】

第1.11−5図

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）

タイムチャート（2／4）

1.11−93

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

490

500

510

520

530

備考

540

可搬型代替 注水中型 ポンプ 又は可搬 型代替 注水大 型ポンプに よる代替 燃料プ ール注水系（ 注水ライ ン）を 使用した 使用済 燃料プ ール注水535 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

可搬型代替 注水中型
ポンプ又は 可搬型代
替注水大型 ポンプによる代替燃 料プール
注水系（注 水ライン）を使用 した使用済燃料プー ル注水
（淡水／海 水）運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置（中央制御 室操作）
（原子炉建 屋東側接続口を使用 した使用済燃料プー ル注水の
場合）

重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
90
170

180

260

270

280

320

備考

330

可搬型代替 注水中型 ポンプ 又は可搬 型代替 注水大 型ポンプに よる代替 燃料プ ール注水系（ 注水ライ ン）を 使用した 使用済 燃料プ ール注水
320 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

可搬型代替 注水中型
ポンプ又は 可搬型代
替注水大型 ポンプによる代替燃 料プール
注水系（注 水ライン）を使用 した使用済燃料プー ル注水
（淡水／海 水）運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）1

系統構成

西側淡水貯 水設備からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し
西側淡水貯 水設備蓋 開放， ポンプ設 置（中央制御 室操作）
（原子炉建 屋東側接続口を使用 した使用済燃料プー ル注水の
場合）

重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は881m】

第1.11−5図

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）

タイムチャート（3／4）

1.11−94

10

手順の項目

可搬型代替 注水中型
ポンプ又は 可搬型代
替注水大型 ポンプによる代替燃 料プール
注水系（注 水ライン）を使用 した使用済燃料プー ル注水
（淡水／海 水）

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

500

510

520

530

備考

540

可搬型代替 注水中型 ポンプ 又は可搬 型代替 注水大 型ポンプに よる代替 燃料プ ール注水系（ 注水ライ ン）を 使用した 使用済 燃料プ ール注水535 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）（現場）

2

移動，系統 構成

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し（現場操作 ）
（原子炉建 屋東側接続口を使用 した使用済燃料プー ル注水の
場合）

490

代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 注水開始 操作

10

手順の項目

可搬型代替 注水中型
ポンプ又は 可搬型代
替注水大型 ポンプによる代替燃 料プール
注水系（注 水ライン）を使用 した使用済燃料プー ル注水
（淡水／海 水）

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
90
170

実施箇所・ 必要要員 数

260

270

280

320

備考

330

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

運転員等
（当直運転 員）（現場）

2

移動，系統 構成

西側淡水貯 水設備からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜西側 淡水貯 水設備周辺），ホ ース荷卸 し（現場操作 ）
（原子炉建 屋東側接続口を使用 した使用済燃料プー ル注水の
場合）

180

可搬型代替 注水中型 ポンプ 又は可搬 型代替 注水大 型ポンプに よる代替 燃料プ ール注水系（ 注水ライ ン）を 使用した 使用済 燃料プ ール注水320 分

西側淡水貯 水設備蓋 開放， ポンプ設 置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
ホース接続

送水準備， 注水開始 操作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は542m，ホース敷設（西側淡水貯水設備から原子炉建屋東側接続口）の場合は881m】

第1.11−5図

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）

タイムチャート（4／4）

1.11−95

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

弁

逆止弁
設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

1.11−96
操作手順

弁名称

⑧，⑪

燃料プール周り補給水元弁

記載例○ ：操作手順番号を示す。

第1.11−6図

補給水系による使用済燃料プール注水

概要図

10

手順の項目

20

実施箇所・ 必要要員 数

30

経過時間（ 分）4050

補給水系に よる使用 済燃料 プール注 水

60

70

80

90

備考

55 分

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

準備

補給水系に よる使用 済
燃料プール 注水移動
運転員等
（当直運転 員）（現場）

第1.11−7図2

系統構成， 注水開始 操作

補給水系による使用済燃料プール注水

1.11−97

タイムチャート

凡例
ポンプ

弁

逆止弁

消防用ホース

1.11−98【消火栓を使用した使用済燃料プール注水の場合】

第 1.11−8 図

消火系による使用済燃料プール注水（1／2）

概要図

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

弁

逆止弁
設 計基 準 対 象 施 設 か ら追加した箇所

1.11−99【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プール注水の場合】
操作手順
⑥
⑪

※１

記載例

，⑪

弁名称
補助ボイラ冷却水元弁

操作手順

弁名称

⑫

残留熱除去系Ｂ系燃料プール冷却浄化系ライン隔離弁※２⑬，⑯
残留熱除去系使用済燃料プールリサイクル弁
残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.11−8図

消火系による使用済燃料プール注水（2／2）

概要図

5

手順の項目

10

15

20

25

30

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
35
40
45

50

55

60

消火系によ る使用済 燃料プ ール注水

65

70

備考

75

60 分

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）準備，ポン プ起動操 作

1

消火 系に よ る使 用済
燃料プール 注水
（消火栓を 使用した
使用済燃料 プール注
水の場合）

運転員等
（当直運転 員）（現場）

移動
3
系統構成， 注水開始 操作
4

運転員等（重大事故 等対応要員 ）（現場）

1【消火栓を使用した使用済燃料プール注水の場合】

10

手順の項目

20

30

40

50

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）
60
70

80

90

100

消火系によ る使用済 燃料プ ール注水

110

120

備考

105 分

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

消火系によ る使用済 燃料プール注 水
（残留熱除 去系ライ ンを使用した 使用済燃 料
プール注水 の場合）

運転員等
（当直運転 員）(中央制御 室)1

準備，ポン プ起動操 作

移動
運転員等（当直運転 員）（現場）

2

系統構成， 注水開始 操作【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プール注水の場合】

第1.11−9図

消火系による使用済燃料プール注水

1.11−100

タイムチャート

凡例
ポンプ

MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.11−101

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑥

※１

，⑪

⑥ ※２
記載例

弁名称

操作手順
※１

使用済燃料プール注水ライン流量調整弁⑧

使用済燃料プール注水ライン元弁

⑧ ※２

弁名称
常設低圧代替注水系系統分離弁
使用済燃料プールスプレイライン元弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.11−10図

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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

概要図

2

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

46

経過時間（ 分）
8
10

12

14

16

18

備考

常設低圧代 替注水系 ポンプ による代 替燃料 プール 注水系（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
15 分
使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

常設低圧代 替注水系 ポンプによる 代替燃料 プール注水系 （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

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）第1.11−11図系統構成
1
スプレイ開 始操作

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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
ムチャート

1.11−102

タイ

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

NO

窒素駆動

弁

逆止弁

ホース

1.11−103

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順
⑨
⑩
記載例

※１

弁名称

操作手順

弁名称

使用済燃料プール注水ライン元弁⑩※２

使用済燃料プール注水ライン流量調整弁

使用済燃料プールスプレイライン元弁⑯

原子炉建屋西側接続口の弁，原子炉建屋東側接続口の弁○：操作手順番号を示す。
○ ※１〜 ：同一操作手順番号内に複数の操作又は確認を実施する対象弁がある場合，その実施順を示す。

第1.11−12図

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）

概要図

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
110
120
130

170

180

190

200

210

220

備考

可搬型代替 注水大型 ポンプ による代 替燃料 プール 注水系（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
215 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）系統構成

1

可搬型代替 注水大型
ポンプによ る代替燃料プール注 水系（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）（高所東側 接続口を使用した使 用済燃料
プールスプ レイの場
合）

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， スプレイ 開始操 作

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

130

140

150

160

170

180

備考

可搬型代替 注水大型 ポンプ による代 替燃料 プール 注水系（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
170 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

可搬型代替 注水大型
ポンプによ る代替燃料プール注 水系（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）（原子炉建 屋西側接続口を使用 した使用済燃料プー ルスプレ
イの場合）

系統構成

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8
原子炉建屋 西側接続 口蓋開 放，ホー ス接続

送水準備， スプレイ 開始操 作【ホース敷設（代替淡水貯槽から高所東側接続口）の場合は412m，ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋西側接続口）の場合は66m】

第1.11−13図

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）

タイムチャート（1／2）

1.11−104

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
110
120

490

500

510

520

530

540

備考

可搬型代替 注水大型 ポンプ による代 替燃料 プール 注水系（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
535 分

実施箇所・ 必要要員 数

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動
運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）1

可搬型代替 注水大型
ポンプによ る代替燃料プール注 水系（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）（原子炉建 屋東側接続口を使用 した使用済燃料プー ルスプレ
イの場合）

系統構成

代替淡水貯 槽からの送水

準備
ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜代替 淡水貯 槽周辺），ホ ース荷卸 し代替淡水貯 槽蓋開放 ，ポン プ設置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， スプレイ 開始操 作【ホース敷設（代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口）の場合は542m】

第1.11−13図

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）

タイムチャート（2／2）

1.11−105

凡例
ホース
設計基準対象施設から追加した箇所

1.11−106
第1.11−14図

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）

概要図

10

手順の項目

20

30

40

150

160

170

180

190

200

備考

使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動

代替淡水貯槽からの送水移動（災害対策本部〜原子炉建屋原子炉棟）
ホース敷設準備

重大事故等
対応要員

ホース敷設，可搬型ス
プレイノズル設置

8
移動（原子炉建屋原子炉棟〜南側保管場所）

190

200

210

220

230

270

経過時間（分）
280
380
390

400

410

420

430

440

450

備考

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ
435 分

実施箇所・必要要員数

運転員等（当直運転員）(中央制御室)1

可搬型代替注水大型
ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズ
ル）を使用した使用済燃料プールスプレ
イ（淡水／海水）（原子炉建屋廃棄物
処理棟東側扉を使用した場合）経過時間（分）
70
80
90

1

可搬型代替注水大型
ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズ
ル）を使用した使用済燃料プールスプレ
イ（淡水／海水）

手順の項目

60

実施箇所・必要要員数

運転員等（当直運転員）(中央制御室)（原子炉建屋廃棄物
処理棟東側扉を使用
した場合）

50

代替淡水貯槽からの送水

可搬型代替注水大型ポンプ準備
ホース積込み，移動（南側保管場所〜代替淡水貯槽周
辺），ホース荷卸し
重大事故等対応要員

代替淡水貯槽蓋開放，ポンプ設置
8
ホース敷設
移動（原子炉建屋原子炉棟内），ホース接続，送水準備及びスプレイ開始操作【原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉を使用した場合】

第1.11−15図

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）

タイムチャート（1／2）

1.11−107

10

手順の項目

20

30

40

160

170

180

190

200

備考

使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動

代替 淡水 貯槽 からの送水移動（災害対策本部〜原子炉建屋原子炉棟）
ホース敷設準備

重大事故等
対応要員

ホース 敷設， 可搬型 ス
プレイノズル設置

8
移動（原子炉建屋原子炉棟〜南側保管場所）

200

210

220

230

240

経過時間（分）
300
310
320

290

330

340

350

360

370

380

備考

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ
370 分

実施箇所・必要要員数

運転員等（当直運転員）(中央制御室)1

可搬 型 代 替注 水 大型
ポン プ に よる 代 替燃料プ ー ル 注水 系 （可搬型 ス プ レイ ノ ズル） を 使 用し た 使用
済燃 料 プ ール ス プレイ（ 淡 水 ／海 水 ）（原 子 炉 建屋 原 子炉
棟大 物 搬 入口 を 使用
した 場 合 ）150

1

可搬 型 代 替注 水 大型
ポン プ に よる 代 替燃料プ ー ル 注水 系 （可搬型 ス プ レイ ノ ズル） を 使 用し た 使用
済燃 料 プ ール ス プレイ（ 淡 水 ／海 水 ）手順の項目

経過時間（分）
70
80
90

60

実施箇所・必要要員数

運転員等（当直運転員）(中央制御室)（原 子 炉 建屋 原 子炉
棟大 物 搬 入口 を 使用
した 場 合 ）50

代替淡水貯槽からの送水

可搬型代替注水大型ポンプ準備
ホース積込み，移動（南側保管場所〜代替淡水貯槽周
辺），ホース荷卸し
重大事故等対応要員

代替淡水貯槽蓋開放，ポンプ設置
8
ホース敷設
移動（原子炉建屋原子炉棟内），ホース接続，送水準備及びスプレイ開始操作【原子炉建屋原子炉棟大物搬入口を使用した場合】

第1.11−15図

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）

タイムチャート（2／2）

1.11−108

10

手順の項目

20

30

40

50

60

経過時間（ 分）70
80
90

実施箇所・ 必要要員 数

130

140

使用済燃料 プール漏 えい緩 和措置完 了

150

160

170

150 分

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

運転員等（当直運転 員）(中央制御 室)

1

重大事故等
対応要員

4

使用済燃料 プール漏
えい緩和

第1.11−16図

120

移動，緩和 措置

使用済燃料プール漏えい緩和

1.11−109

タイムチャート

備考

凡例
MO

電動駆動

弁
操作手順

弁名称

③

使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置出口弁

記載例

設 計 基 準 対 象施 設 か ら追加した箇所○：操作手順番号を示す。

第1.11−17図

使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動

1.11−110

概要図

1

手順の項目

2

3

実施箇所・ 必要要員 数

経過時間（ 分）4
5

6

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動

7

8

9

備考

7分

準備
使用済燃料 プール監 視
カメラ用空 冷装置起 動

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）第1.11−18図1

起動操作

使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動

1.11−111

タイムチャート

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

弁

逆止弁

ストレーナ
操作手順

弁名称

冷却水

⑥

燃料プール冷却浄化系入口隔離弁⑦ ※１

代替燃料プール冷却系ポンプ入口弁

⑦
記載例

※２

代替燃料プール冷却系熱交換器出口弁

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

第1.11−19図

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

1.11−112

概要図

2

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

4

6

8

10

経過時間（ 分）12
14

代替燃料プ ール冷却 系によ る使用済 燃料プ ールの 除熱

16

18

20

22

24

備考

15 分

使用済燃料 プール監 視カメ ラ用空冷 装置起 動
代替燃料プ ール冷却 系による使用 済燃料プ ー
ルの除熱

運転員等
（当直運転 員）(中央制御 室)第1.11−20図1

系統構成， 除熱開始 操作

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱
チャート

1.11−113

タイム

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

弁

逆止弁

ストレーナ
設計基準対象施設から追加した箇所

1.11−114
操作手順
⑤
記載例

弁名称

操作手順

代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水出口ライン切替え弁（Ａ）⑪

弁名称
代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水供給流量調節弁○：操作手順番号を示す。

第1.11−21図

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

概要図

2

手順の項目

4

実施箇所・ 必要要員 数

6

8

10

経過時間（ 分）
12
14

16

18

緊急用海水 系による 冷却水 の確保

20

22

24

備考

20 分

準備

緊急用海水 系による 冷
却水（海水 ）の確保

運転員等
（当直運転 員）（中央制御 室）

系統構成
※1

1
冷却水供給 開始操作

※1：緊急用海水系Ａ系による冷却水の確保を示す。また，緊急用海水系Ｂ系による冷却水の確保については，冷却水の供給開始まで 20 分以内と想定する。

第1.11−22図

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

1.11−115

タイムチャート

凡例
ポンプ
MO

電動駆動

弁

逆止弁

ストレーナ

ホース

1.11−116

設計基準対象施設から追加した箇所

操作手順⑨ ａ ，⑨ ｂ⑩
記載例

弁名称
代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水供給流量調節弁

操作手順

弁名称

⑮，⑯

代替燃料プール冷却系西側接続口の弁，代替燃料プール冷却系東側
接続口の弁，代替残留熱除去系海水系西側接続口

代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水出口ライン切替え弁（Ａ），
代替燃料プール冷却系熱交換器冷却水出口ライン切替え弁（Ｂ）○：操作手順番号を示す。

第1.11−23図

代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保

概要図

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

20

30

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

330

340

350

360

代替燃料プ ール冷却 系とし て使用す る可搬 型代替 注水大型ポ ンプによ る冷却 水の確保

370

380

備考

370 分

系統構成
1
ＳＡ用海水 ピットか
らの送水

準備

代替燃料プ ール冷却系として使 用する可搬型代替注 水大型ポンプによる 冷却水
（海水）の 確保
（代替燃料 プール冷
却系東側接 続口を使用した冷却 水（海水）確保の 場合）

40

ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜ＳＡ 用海水 ピット周辺），ホ ース荷卸 し
ＳＡ用海水 ピット蓋 開放， ポンプ設 置
重大事故等
対応要員

ホース敷設

8

ホース接続
送水準備， 冷却水供 給開始 操作

10

手順の項目

実施箇所・ 必要要員 数

運転員等（当直運転 員）（中央制御 室）

30

40

50

60

経過時間（ 分）
70
80
90

250

260

290

300

代替燃料プ ール冷却 系とし て使用す る可搬 型代替 注水大型ポ ンプによ る冷却 水の確保

310

320

備考

310 分

系統構成
1
ＳＡ用海水 ピットか
らの送水

準備

代替燃料プ ール冷却系として使 用する可搬型代替注 水大型ポンプによる 冷却水
（海水）の 確保
（代替燃料 プール冷
却系西側接 続口を使用した冷却 水（海水）確保の 場合）

20

ホース積込 み，移動 （南側 保管場所 〜ＳＡ 用海水 ピット周辺），ホ ース荷卸 し
ＳＡ用海水 ピット蓋 開放， ポンプ設 置
重大事故等
対応要員

8

ホース敷設
原子炉建屋 西側接続 口蓋開 放，ホー ス接続
送水準備， 冷却水供 給開始 操作【ホース敷設（ＳＡ用海水ピットから代替燃料プール冷却系東側接続口）の場
合は355m，ホース敷設（ＳＡ用海水ピットから代替燃料プール冷却系西側接続口）の場合は253m】

第1.11−24図

代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポン
プによる冷却水（海水）の確保

1.11−117

タイムチャート

（凡例）

使用済燃料プール注水機能喪失，使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい，使用済燃料プールからの大量の水の漏えい①（2／2）から：プラント状態：操作・確認：判断

使用済燃料プール水位低下確認：重大事故等対処設備

サイフォン防止機能による
使用済燃料プール漏えい抑制

使用済燃料プールの監視（使用済燃料プール状態監視及び使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置起動）※1：遮蔽維持水位の判断基準とする線量率（10mSv／h）によりアクセス
可否を判断する。
※2：可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ準備を常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水と同時並行で開始し，重大事
故等時の対応手段選択フローチャートの優先順に従い，可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水時に可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを使用する。
※3：使用済燃料プール水位と原子炉建屋原子炉棟地上 6 階の環境条件を考慮して総合的にアクセス可否を判断する。

補給水系による
使用済燃料プール注水

原子炉建屋原子炉棟
地上 6 階アクセス不可 ※ １

②

No

使用済燃料
プール注水成功

Yes

重大 事故 等 へ対 処する ため に 消火 系に よ る
消火 が必 要 な火 災が 発 生
して いな いYes
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水

可搬型代替注水中型ポンプ
又は可搬型代替注水大型ポンプ準備 ※ ２No

可搬型スプレイノズル準備
ホース敷設，ノズル設置及び可搬型
代替注水大型ポンプ接続準備

No

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した
使用済燃料プール注水

Yes

使用済燃料
プール注水成功③

消火系による使用済
燃料プール注水

No

Yes
使用済燃料
プール注水成功

使用済燃料
プール注水成功

No

No

⑤
Yes

使用済燃料プール水位
燃料プール水戻り配管水平部
下端以上維持可能

使用済燃料プール水位
燃料プール水戻り配管水平部
下端未満

No

Yes

No

③

Yes
④

使用済燃料
プール
漏えい緩和

Yes

使用済燃料プール水位「使用済燃料プール水位低」警報設定点以上
維持可能

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（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No⑤
原子炉建屋原子炉棟
地上 6 階アクセス不可 ※ ３

No②
使用済燃料プール
スプレイ成功

Yes

No

Yes
⑦
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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

Yes

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）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
水位上昇

No

Yes

⑥
（2／2）へ

1.12 の範囲
使用済燃料プール
スプレイ成功使用済燃料プール水位監視
水位維持

Yes

第1.11−25図No

使用済燃料プール
スプレイ成功⑦

Yes

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／2）
1.11−118

No

⑦

④

大気への
拡散抑制

（凡例）
：プラント状態

使用済燃料プール
冷却機能喪失：操作・確認（1／2）から⑥：判断：重大事故等対処設備
使用済燃料プール温度上昇確認

使用済燃料プールの監視（使用済燃料プール状態監視及び使用済燃料プール監視カ
メラ用空冷装置起動）

常設代替交流電源設備
による電源確保

緊急用海水系
による冷却水確保
可能

No

Yes

使用済燃料プール水位
オーバーフロー水位
付近維持可能①（1／2）へ可搬型代替注水大型
ポンプによる冷却水確保

No

使用済燃料プール
注水機能使用可能

Yes

No

①
（1／2）へYes

使用済燃料プール水位
オーバーフロー水位
付近維持可能No

Yes

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

使用済燃料プール温度監視

燃料プール冷却浄化系又は残留熱除去系（使用済燃料プー
ル水の冷却及び補給）復旧

第1.11−25図

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（2／2）

1.11−119添付資料1.11.1
審査基準，基準規則と対処設備との対応表（1／9）
技術 的能 力 審査 基準 （1.11）【本文】
１ 発電用 原子炉設 置者にお いて、 使用済燃 料貯 蔵
槽の冷却機 能又は注 水機能 が喪失し 、又は 使用済燃料貯蔵 槽からの 水の漏 えいその 他の要 因により当該使 用済燃料 貯蔵槽 の水位が 低下し た場
合において 使用済燃 料貯蔵 槽内の燃 料体又 は使用済燃料（ 以下「貯 蔵槽内 燃料体等 」という。）を冷 却し、放 射線を 遮蔽し、 及び臨 界を防止するた めに必要 な手順 等が適切 に整備 されているか、 又は整備 される 方針が適 切に示 されていること 。
２ 発電用 原子炉設 置者は、 使用済 燃料貯蔵 槽か らの大量の水 の漏えい その他 の要因に より当 該使
用済燃料貯 蔵槽の水 位が異 常に低下 した場 合において貯蔵 槽内燃料 体等の 著しい損 傷の進 行を緩和し、及 び臨界を 防止す るために 必要な 手順等が適切に 整備され ている か、又は 整備さ れる方針が適切 に示され ている こと。
【解釈】
１ 第１項 に規定す る「使用 済燃料 貯蔵槽の 冷却 機
能又は注水 機能が喪 失し、 又は使用 済燃料 貯蔵
槽からの水 の漏えい その他 の要因に より当 該使
用済燃料貯 蔵槽の水 位が低 下した場 合」と 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 規則の解 釈（原 規技発第1306193 号（平 成２５ 年６月１ ９日原 子力
規制委員会 決定）） 第３７ 条３−１ (a)及び (b)で定義する 想定事故 １及び 想定事故 ２にお いて想定する使 用済燃料 貯蔵槽 の水位の 低下を いう。
２ 第１項 に規定す る「貯蔵 槽内燃 料体等を 冷却し、放射線 を遮蔽し 、及び 臨界を防 止する ために必要な手 順等」と は、以 下に掲げ る措置 又はこれと同等 以上の効 果を有 する措置 を行う ための手順等を いう。
ａ）想定事 故１及び 想定事 故２が発 生した 場合において、代 替注水設 備によ り、使用 済燃料 貯蔵
槽内燃料体 等を冷却 し、放 射線を遮 蔽し、 及び臨界を防止 するため に必要 な手順等 を整備 すること。
ｂ）想定事 故１及び 想定事 故２が発 生した 場合において発生 する水蒸 気が重 大事故等 対処設 備に悪影響を及 ぼす可能 性があ る場合は ，当該 悪影
響を防止す るために 必要な 手順等を 整備す ること。
３ 第２項 に規定す る「貯蔵 槽内燃 料体等の 著し い
損傷の進行 を緩和し 、及び 臨界を防 止する ために必要な手 順等」と は、以 下に掲げ る措置 又はこれらと同 等以上の 効果を 有する措 置を行 うた
めの手順等 をいう。
ａ）使用済 燃料貯蔵 槽の水 位が維持 できな い場合において、 スプレイ 設備に より、燃 料損傷 を緩和し、臨界 を防止す るため に必要な 手順等 を整備すること 。

番号

①

−

②

③

④

ｂ）燃料損 傷時に、 できる 限り環境 への放 射性物
質の放出を 低減する ための 手順等を 整備す ること。

⑤

４ 第１項 及び第２ 項の手順 等とし て、使用 済燃 料
貯蔵槽の監 視は、以 下によ ること。
ａ）使用済 燃料貯蔵 槽の水 位、水温 及び上 部の空間線量率に ついて、 燃料貯 蔵設備に 係る重 大事⑥

故等により 変動する 可能性 のある範 囲にわ たり

設置 許可 基 準規 則（ 第54条 ）技術 基準 規 則（ 第69条 ）

番号

【本文】
１ 発電用 原子炉施 設には、 使用済 燃料貯蔵 槽の 冷却機能又は 注水機能 が喪失 し、又は 使用済 燃料貯蔵槽から の水の漏 えいそ の他の要 因によ り当該使用済燃 料貯蔵槽 の水位 か低下し た場合 において貯蔵槽 内燃料体 等を冷 却し、放 射線を 遮蔽
し、及び臨 界を防止 するた めに必要 な設備 を設けなければ ならない 。
２ 発電用 原子炉施 設には、 使用済 燃料貯蔵 槽か らの大量の水 の漏えい その他 の要因に より当 該使
用済燃料貯 蔵槽の水 位が異 常に低下 した場 合において貯蔵 槽内燃料 体等の 著しい損 傷の進 行を緩和し、及 び臨界を 防止す るために 必要な 設備を設けなけ ればなら ない。

【本文】
１ 発電用 原子炉施 設には、 使用済 燃料貯蔵 槽の 冷却機能又は 注水機能 が喪失 し、又は 使用済 燃料貯蔵槽から の水の漏 えいそ の他の要 因によ り当該使用済燃 料貯蔵槽 の水位 か低下し た場合 において使用済 燃料貯蔵 槽内の 燃料体又 は使用 済燃料（以下「 貯蔵槽内 燃料体 等」とい う。） を冷却し、放射 線を遮蔽 し、及 び臨界を 防止す るた
めに必要な 設備を施 設しな けなけれ ばなら ない。
２ 発電用 原子炉施 設には、 使用済 燃料貯蔵 槽か らの大量の水 の漏えい その他 の要因に より当 該使
用済燃料貯 蔵槽の水 位が異 常に低下 した場 合において貯蔵 槽内燃料 体等の 著しい損 傷の進 行を緩和し、及 び臨界を 防止す るために 必要な 設備を施設しな ければな らない 。

【解釈】
１ 第１項 に規定す る「使用 済燃料 貯蔵槽の 冷却 機
能又は注水 機能が喪 失し、 又は使用 済燃料 貯蔵
槽からの水 の漏えい その他 の要因に より当 該使
用済燃料貯 蔵槽の水 位が低 下した場 合」と は、
本規程第３ ７条３− １(a)及 び(b)で 定義す る想定事故１及 び想定事 故２に おいて想 定する 使用済燃料貯蔵 槽の水位 の低下 をいう。

【解釈】
１ 第１項 に規定す る「使用 済燃料 貯蔵槽の 冷却 機
能又は注水 機能が喪 失し、 又は使用 済燃料 貯蔵
槽からの水 の漏えい その他 の要因に より当 該使
用済燃料貯 蔵槽の水 位が低 下した場 合」と は、設置許可基 準規則解 釈第３ ７条３− １(a)及 び(b)で定義 する想定 事故１及 び想定 事故２に おいて想定す る使用済 燃料貯 蔵槽の水 位の低 下をいう。

２ 第１項 に規定す る「貯蔵 槽内燃 料体等を 冷却し、放射線 を遮蔽し 、及び 臨界を防 止する ために必要な設 備」とは 、以下 に掲げる 措置又 はこ
れらと同等 以上の効 果を有 する措置 を行う ための設備をい う。
ａ）代替注 水設備と して、 可搬型代 替注水 設備（注水ライ ン及びポ ンプ車 等）を配 備する こと。

２ 第１項 に規定す る「貯蔵 槽内燃 料体等を 冷却し、放射線 を遮蔽し 、及び 臨界を防 止する ために必要な設 備」とは 、以下 に掲げる 措置又 はこ
れらと同等 以上の効 果を有 する措置 を行う ための設備をい う。
ａ）代替注 水設備と して、 可搬型代 替注水 設備（注水ライ ン及びポ ンプ車 等）を配 備する こと。

ｂ）代替注 水設備は 、設計 基準対象 施設の 冷却設
備及び注水 設備が機 能喪失 し、又は 小規模 な漏
えいがあっ た場合で も、使 用済燃料 貯蔵槽 の水位を維持で きるもの である こと。

ｂ）代替注 水設備は 、設計 基準対象 施設の 冷却設
備及び注水 設備が機 能喪失 し、又は 小規模 な漏
えいがあっ た場合で も、使 用済燃料 貯蔵槽 の水位を維持で きるもの である こと。

３ 第２項 に規定す る「貯蔵 槽内燃 料体等の 著し い
損傷の進行 を緩和し 、及び 臨界を防 止する ために必要な設 備」とは 、以下 に掲げる 措置又 はこ
れらと同等 以上の効 果を有 する措置 を行う ための設備をい う。
ａ）スプレ イ設備と して、 可搬型ス プレイ 設備（スプレイ ヘッダ、 スプレ イライン 及びポ ンプ車等）を配 備するこ と。

３ 第２項 に規定す る「貯蔵 槽内燃 料体等の 著し い
損傷の進行 を緩和し 、及び 臨界を防 止する ために必要な設 備」とは 、以下 に掲げる 措置又 はこ
れらと同等 以上の効 果を有 する措置 を行う ための設備をい う。
ａ）スプレ イ設備と して、 可搬型ス プレイ 設備（スプレイ ヘッダ、 スプレ イライン 及びポ ンプ車等）を配 備するこ と。

ｂ）スプレ イ設備は 、代替 注水設備 によっ て使用
済燃料貯蔵 槽の水位 が維持 できない 場合で も、燃料損傷を 緩和でき るもの であるこ と。

ｂ）スプレ イ設備は 、代替 注水設備 によっ て使用
済燃料貯蔵 槽の水位 が維持 できない 場合で も、燃料損傷を 緩和でき るもの であるこ と。

⑫

ｃ）燃料損 傷時に、 できる 限り環境 への放 射性物
質の放出を 低減する ための 設備を整 備する こと。

ｃ）燃料損 傷時に、 できる 限り環境 への放 射性物
質の放出を 低減する ための 設備を整 備する こと。

⑬

４ 第１項 及び第２ 項の設備 として 、使用済 燃料 貯蔵槽の監視 は、以下 による こと。
ａ）使用済 燃料貯蔵 槽の水 位、水温 及び上 部の空間線量率に ついて、 燃料貯 蔵設備に 係る重 大事
故等により 変動する 可能性 のある範 囲にわ たり測定可能で あること 。

４ 第１項 及び第２ 項の設備 として 、使用済 燃料 貯蔵槽の監視 は、以下 による こと。
ａ）使用済 燃料貯蔵 槽の水 位、水温 及び上 部の空間線量率に ついて、 燃料貯 蔵設備に 係る重 大事
故等により 変動する 可能性 のある範 囲にわ たり測定可能で あること 。

ｂ）これら の計測設 備は、 交流又は 直流電 源が必要な場合に は、代替 電源設 備からの 給電を 可能とすること 。

ｂ）これら の計測設 備は、 交流又は 直流電 源が必要な場合に は、代替 電源設 備からの 給電を 可能とすること 。

ｃ）使用済 燃料貯蔵 槽の状 態をカメ ラによ り監視できること 。

ｃ）使用済 燃料貯蔵 槽の状 態をカメ ラによ り監視できること 。

⑧

−

⑨

⑩

⑪

⑭

測定できる こと。
ｂ）使用済 燃料貯蔵 槽の計 測設備が 、交流 又は直流電源が必 要な場合 には、 代替電源 設備か らの給電を可能 とするこ と。

⑦※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−120⑮⑯

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（2／9）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

既設
新設
新設

代替 淡水 貯槽新設

サイ フォ ン防止 機能新設

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

備考

手段

機器 名称
復水 移送 ポンプ−補給 水系 に よる 使用 済 燃料 プ ール 注水

常設 低圧 代替注 水系 ポ ンプ

解釈
対応 番号

①②⑧⑨⑩

常設 低圧 代 替注 水系ポ ンプ に よる
代替 燃料プ ール 注水系︵注水ライン︶を使 用し た 使用 済燃 料 プー ル 注水

復水 貯蔵 タンクサイ フォ ン防止 機能
補給 水系 配管・ 弁新設

使用 済燃 料プー ル

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

可搬 型代 替注水 中型 ポ ンプ

新設

燃料 給油 設備

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

新設

西側 淡水 貯水設 備

新設

代替 淡水 貯槽新設

サイ フォ ン防止 機能

新設

ホー ス

新設

−

消火 系に よ る使 用済 燃 料プ ー ル注 水
︵消 火栓を 使用した
使用済燃料プール注水の場合︶

代替 燃料 プール 注水 系 配管 ・ 弁①②⑧⑨⑩

使用 済燃 料プー ル
非常 用交 流電源 設備
常設 代替 交流電 源設 備

電動 駆動 消火ポ ンプ
ディ ーゼ ル駆動 消火 ポ ンプ
ろ過 水貯 蔵タン ク
多目 的タ ンク
サイ フォ ン防止 機能

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

代替 燃料 プール 注水 系 配管 ・ 弁

新設

使用 済燃 料プー ル

使用 済燃 料プー ル

既設

電動 駆動 消火ポ ンプ

常設 代替 交流電 源設 備

新設

ディ ーゼ ル駆動 消火 ポ ンプ

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

−

−

−

−

消火 系に よ る使 用済 燃 料プ ー ル注 水︵ 残 留熱 除去 系ライ ン
を使 用した使用済燃料プール 注水の場 合︶

可搬型代替注水中型ポンプ又は可 搬 型 代 替 注 水 大 型 ポ ン プ に よ る
代替 燃料プ ール 注水系︵注水ライン︶を使 用した使用済燃料プール 注水
−

機器 名称

自主対策 設 備

消火 系配 管・弁 ・消 防 用ホ ー ス

ろ過 水貯 蔵タン ク
多目 的タ ンク
サイ フォ ン防止 機能
消火 系配 管・弁
残留 熱除 去系配 管・ 弁
残留 熱除 去系Ｂ 系配 管 ・弁
燃料 プー ル冷却 浄化 系 配管 ・ 弁
使用 済燃 料プー ル
非常 用交 流電源 設備
常設 代替 交流電 源設 備
可搬 型代 替交流 電源 設 備
燃料 給油 設備

※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−121

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（3／9）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段

機器 名称

既設
新設

新設

サイ フォ ン防止 機能新設

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

代替 燃料 プール 注水 系 配管 ・ 弁

新設

常設 スプ レイヘ ッダ

新設

使用 済燃 料プー ル

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

燃料 給油 設備新設

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

新設

代替 淡水 貯槽新設

サイ フォ ン防止 機能

新設

ホー ス

新設

低圧 代替 注水系 配管 ・ 弁

新設

代替 燃料 プール 注水 系 配管 ・ 弁

新設

常設 スプ レイヘ ッダ

新設

使用 済燃 料プー ル

既設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ

新設

代替 淡水 貯槽新設

サイ フォ ン防止 機能

新設

ホー ス

新設

可搬 型ス プレイ ノズ ル

新設

使用 済燃 料プー ル

既設

燃料 給油 設備

新設

−

−

−

備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

−

−

−

−

漏え い緩 和−①④⑤⑧⑪⑫⑬

可搬 型代 替 注水大型ポ ンプ に よる代替 燃料プール注水系︵可 搬型 ス プレ イノズ ル︶ を 使用 した使用済 燃料 プ ール スプ レ イ

代替 淡水 貯槽①④⑤⑧⑪⑫⑬

可搬型代替 注水大型ポンプ による代替 燃料プール 注水系︵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

新設

解釈
対応 番号

①④⑤⑧⑪⑫⑬

常設 低圧 代 替注 水系ポンプ に よる
代替 燃料プ ール注水系︵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

常設 低圧 代替注 水系 ポ ンプ

自主対策 設 備

シー ル材
接着 剤
ステ ンレ ス鋼板
吊り 降ろ しロー プ

新設

ホー ス

新設

放水 砲

新設

燃料 給油 設備新設①⑤⑧⑬

大気への拡散抑制

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ （ 放水用 ）−※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−122−−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（4／9）
重大 事故 等 対処 設備 を 使用 し た手 段
審査 基準 の 要求 に適 合 する た めの 手段
手段新設

使用 済燃 料プー ル水 位 ・温 度
（Ｓ Ａ広 域）

新設

使用 済燃 料プー ルエ リ ア放 射 線
モニ タ（ 高レン ジ・ 低 レン ジ ）新設

使用 済燃 料プー ル監 視 カメ ラ
（使 用済 燃料プ ール 監 視カ メ ラ
用空 冷装 置を含 む）

新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

使用 済燃 料プー ル温 度 （Ｓ Ａ ）新設

使用 済燃 料プー ル水 位 ・温 度
（Ｓ Ａ広 域）

新設

使用 済燃 料プー ルエ リ ア放 射 線
モニ タ（ 高レン ジ・ 低 レン ジ ）新設

使用 済燃 料プー ル監 視 カメ ラ
（使 用済 燃料プ ール 監 視カ メ ラ
用空 冷装 置を含 む）

新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

常設 代替 直流電 源設 備

新設

可搬 型代 替直流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備新設

代替 燃料 プール 冷却 系 ポン プ

新設

使用 済燃 料プー ル

既設

スキ マサ ージタ ンク

既設

代替 燃料 プール 冷却 系 熱交 換 器

新設

代替 燃料 プール 冷却 系 配管 ・ 弁

新設

燃料 プー ル冷却 浄化 系 配管 ・ 弁

既設

緊急 用海 水ポン プ

新設

緊急 用海 水系ス トレ ー ナ

新設

緊急 用海 水系配 管・ 弁

新設

残留 熱除 去系海 水系 配 管・ 弁

既設

非常 用取 水設備新設

常設 代替 交流電 源設 備

新設

可搬 型代 替交流 電源 設 備

新設

燃料 給油 設備

新設

備考

手段

機器 名称

−

−

−

−

可搬 型代 替注水 大型 ポ ンプ①③⑧

代替 燃料 プ ール 冷却 系 によ る使用 済燃 料 プー ルの除 熱

使用 済燃 料プー ル温 度 （Ｓ Ａ ）

解釈
対応 番号

①⑥⑦⑧⑭⑮⑯

代替 電源設 備による使 用済燃料プールを監視するための設備への給電

既設新設①⑥⑦⑧⑭⑮⑯

使用済燃料プールの監視機器 名称

自主対策 設 備−−−※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−123

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（5／9）
技術的能力審査基準（1.11）

適合方針【要求事項】
１ 発電用原子炉設置者において、使用済燃料貯蔵槽の冷却機能又は注水機能が喪失し、又は使用済燃料貯蔵槽からの水の漏えい
その他の要因により当該使用済
燃料貯蔵槽の水位が低下した場合において使用済燃料貯蔵槽内の燃料体又は使用済燃料（以下「貯蔵槽内燃料体等」という。）を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するため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。

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，又は使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因により使用済燃料プールの水位が低下した場合において，使用済燃料
プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段として，常設低圧代替注水系ポン
プ，代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注
水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプ並びに代替燃料プール冷却系ポンプによる使用済燃料プール内の燃料体等を冷却するために必要な手順等を整備する。

２

使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他の要因により使用済
燃料プールの水位が異常に低下した
場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，及び臨界を防止する手段として，常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール注水系（常設スプレイ
ヘッダ）として使用する可搬型代替
注水大型ポンプ及び代替燃料プール
注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和するために必要な手順等を整備する。

発電用原子炉設置者は、使用済
燃料貯蔵槽からの大量の水の漏
えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が異常に低下した場合において貯蔵槽内
燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し、及び臨界を防止するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−124

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（6／9）
技術的能力審査基準（1.11）

適合方針

【解釈】
１ 第１項に規定する「使用済燃料
貯蔵槽の冷却機能又は注水機能が喪失し、又は使用済燃料貯蔵
槽からの水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料貯蔵槽の水位が低下した場合」とは、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の解釈（原規技発第1306193号（平成２５年６月
１９日原子力規制委員会決定））第３７条３−１(a)及び(b)で定義する想定事故１及び想定事故２において想定する使用済燃料貯蔵槽の水位の低下をいう。
２ 第１項に規定する「貯蔵槽内燃
料体等を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−125−−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／9）
技術的能力審査基準（1.11）

適合方針ａ）想定事故１及び想定事故２が発生した場合において、代替注水
設備により、使用済燃料貯蔵槽
内燃料体等を冷却し、放射線を遮蔽し、及び臨界を防止するために必要な手順等を整備すること。

想定事故１及び想定事故２が発生した場合において，使用済燃料プー
ル内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段として，代替注水設備である常設低圧
代替注水系ポンプ，代替燃料プール
注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる使用済燃料プール内の燃料体等を冷却するために必要な手順等を整備する。
また，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する手段として，常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ及び代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプを用いることができる。

ｂ）想定事故１及び想定事故２が発生した場合において発生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合は、当該悪影響を防止するために必要な手順等を整備すること。

想定事故１及び想定事故２が発生した場合において発生する水蒸気が重大事故等対処設備に悪影響を及ぼす可能性がある場合に，当該悪影響を防止する手段として，代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールを冷却するために必要な手順等を整備する。

３第２項に規定する「貯蔵槽内燃
料体等の著しい損傷の進行を緩和し、及び臨界を防止するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−126−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（8／9）
技術的能力審査基準（1.11）

適合方針ａ）使用済燃料貯蔵槽の水位が維持できない場合において、スプレ
イ設備により、燃料損傷を緩和
し、臨界を防止するために必要な手順等を整備すること。

使用済燃料プールの水位が維持できない場合において，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する手段として，スプレイ設備である常設低圧代替注
水系ポンプ，代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ及び代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型
代替注水大型ポンプによる燃料損傷を緩和するために必要な手順等を整備する。

ｂ）燃料損傷時に、できる限り環境への放射性物質の放出を低減す
るための手順等を整備すること。

燃料損傷時に，できる限り環境への放射性物質の放出を低減する手段
として，常設低圧代替注水系ポン
プ，代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプ及び代替燃料
プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水
大型ポンプによる放射性物質の放出を低減するために必要な手順等及び可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）による大気への拡散を抑制するために必要な手順等を整備する。
なお，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）による大気への拡散抑制に関する手順については「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」にて整備する。

４

第１項及び第２項の手順等として、使用済燃料貯蔵槽の監視は、以下によること。

※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−127−

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（9／9）
技術的能力審査基準（1.11）

適合方針ａ）使用済燃料貯蔵槽の水位、水温
及び上部の空間線量率について、燃料貯蔵設備に係る重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり測定できること。

重大事故等時において，使用済燃料プールの水位，水温及び上部の空間線量率について変動する可能性のある範囲にわたり測定する手段として，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プール温度（ＳＡ），使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
及び使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）による使用済燃料プ
ールの水位，水温及び上部の空間線量率を監視するために必要な手順等を整備する。

ｂ）使用済燃料貯蔵槽の計測設備
が、交流又は直流電源が必要な場合には、代替電源設備からの給電を可能とすること。

交流又は直流電源が喪失した場合
において，使用済燃料プールの計測に必要な設備（使用済燃料プール水
位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プール温度（ＳＡ），使用済燃料プール
エリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）及び使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメ
ラ用空冷装置を含む））へ代替電源設
備（常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池及び可搬型代替直流電源設備として使用する
可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置
及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車）により給電する手順等を整備する。
なお，電源の供給に関する手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※1：使用済燃料プール水の漏えい緩和に用いるための資機材と位置付ける。

1.11−128

添付資料 1.11.2
自主対策設備仕様
常設
／可搬

耐震性

容量

揚程

個数

復水移送ポンプ

常設

Ｂクラス

145.4m３ ／h（1 台当たり）

85.4m

2台

復水貯蔵タンク

常設

Ｂクラス

約 2,000m３（1 基当たり）−

2基

電動駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 3.7m３ ／min

89m

1台

ディーゼル駆動消火ポンプ

常設

Ｃクラス

約 4.3m３ ／min

90m

1台

ろ過水貯蔵タンク

常設

Ｃクラス

約 1,500m３−

1基

多目的タンク

常設

Ｃクラス

約 1,500m３−

1基

可搬型代替注水大型ポンプ（代替燃料プール冷却系として使用）

可搬

Ｓクラス ※１

約 1,320m３ ／h（1 台当たり）

約 140m

4台

機器名称※1：Ｓクラスの機能維持

1.11−129

添付資料 1.11.3

1.11−130
第1図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

第2図

対応手段として選定した設備の電源構成図（交流電源）

1.11−1311.11−132
第3図

対応手段として選定した設備の電源構成図（直流電源）

添付資料 1.11.4
重大事故対策の成立性

1．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）(1)

代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水が必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールに送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
1.11−133

所要時間目安 ※１ ：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は535分以内）※1：所要時間目安は，模擬により算定した時間
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：20分 ※２ （対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：475分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分※2：ホース敷設準備は，系統構成と並行して行うため，所要時
間目安には含まれない。
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプから
1.11−134

のホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。
連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.11−135

可搬型代替注水中型ポンプ

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.11−136

(2)

系統構成
ａ．操作概要可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水が必要な状況で，中央制御室からの操作により電動弁が操作できない場合，
原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口を使用した
使用済燃料プール注水の場合においては，原子炉建屋原子炉棟地上4階まで移動するとともに，現場での人力による操作により系統構成を実施
し，代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注
水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールに注水する。原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プール注水の場
合は，原子炉建屋原子炉棟地上5階まで移動するとともに，現場での人力による操作により系統構成を実施し，代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールに注水する。
ｂ．作業場所【原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側接続口を使用した使用済燃料プール注水の場合】
原子炉建屋原子炉棟地上4階（管理区域）【原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プール注水の場合】
原子炉建屋原子炉棟地上5階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水として，最長時間を要する代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口を使用し1.11−137

た送水での現場の系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は50分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：47分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上5階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：3分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地上5階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：電動弁の手動ハンドルによる現場操作については，操作に工具等は必要とせず，手動弁と同様な操作であるため，容易に実施可能である。また，設置未完のため，設置工事完了後，操作性について検証する。

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

1.11−138

2．補給水系による使用済燃料プール注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要補給水系による使用済燃料プール注水が必要な状況において，原子炉
建屋原子炉棟地上 6 階まで移動するとともに，系統構成を実施し，復水移送ポンプにより使用済燃料プールに注水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上 6 階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
補給水系による使用済燃料プール注水における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：55分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は55分以内）所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：45分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上6階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：7分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地上6階）
・注水開始操作：3分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地上6階）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手
1.11−139

袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

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

1.11−140

3．消火系（消火栓）による使用済燃料プール注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系（消火栓）による使用済燃料プール注水が必要な状況において，原子炉建屋原子炉棟地上 5 階，原子炉建屋原子炉棟地上 6 階まで移動するとともに，消防用ホースの敷設及び消火栓へ接続し，電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプにより使用済燃料プールに注水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上 5 階（管理区域），原子炉建屋原子炉棟地上
6 階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
消火系（消火栓）による使用済燃料プール注水における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名）
所要時間目安：60分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は60分以内）所要時間内訳【運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）】
・移動：45分（移動経路：中央制御室から原子炉建屋原子炉棟地上6階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：11分（対象作業：消防用ホース敷設を含む）
・注水開始操作：4分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地上5階）
1.11−141

ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

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

1.11−142

4．消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注水
(1)

系統構成
ａ．操作概要消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注水が必要な状況において，タービン建屋地上 1 階，原子炉建屋原子炉棟地上 3 階及び原子炉建屋原子炉棟地上 4 階まで移動するとともに，系統構成を実施
し，電動駆動消火ポンプ又はディーゼル駆動消火ポンプにより使用済燃料プールに注水する。
ｂ．作業場所
タービン建屋地上 1 階（管理区域），原子炉建屋原子炉棟地上 3 階（管理区域）及び原子炉建屋原子炉棟地上 4 階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
消火系（残留熱除去系ライン）による使用済燃料プール注水における，現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：2名（運転員等（当直運転員）2名）
所要時間目安：105分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は105分以内）
所要時間内訳【運転員等（当直運転員）】
・移動：40分（移動経路：中央制御室からタービン建屋地上1階（放射線防護具着用を含む））
・系統構成：45分（操作対象2弁：タービン建屋地上1階及び原子炉
建屋原子炉棟地上3階）
・注水開始操作：20分（操作対象1弁：原子炉建屋原子炉棟地上4階）
1.11−143

ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：通常の弁操作であり容易に操作可能である。また，操作対
象弁は操作性が確保された場所に設置されており，操作性に支障はない。

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

1.11−144

5．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）(1)

代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代
替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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が必要な状況において，外部接続口及び水源を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールに送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，常設代替高圧電源
装置置場東側周辺，常設代替高圧電源装置置場西側周辺，取水箇所（代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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として，最長時間を要する代替淡水貯槽から原子炉建屋東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：535分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は535分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
1.11−145

・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・ホース敷設準備：20分（対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：475分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。
1.11−146

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.11−147

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.11−148

6．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）(1)

代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水（淡水／海水）
ａ．操作概要可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイが必要な状況において，水源を選定し，原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉又は原子炉建屋原子炉棟大物搬入口からホースを敷設するとともに，可搬型スプレイノズル
を所定の場所へ運搬，設置及び接続した後，代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールに送水する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋内（管理区域），屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋
南側周辺，取水箇所（代替淡水貯槽）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイとして，最長時間を要する代替淡水貯槽から原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：435分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は435分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
1.11−149

・移動：40分（移動経路：緊急時対策所から原子炉建屋原子炉棟（放射線防護具着用を含む））
30分（移動経路：原子炉建屋原子炉棟から南側保管場所）
10分（移動経路：南側保管場所から代替淡水貯槽周辺）
・準備：115分（対象作業：ホース敷設，可搬型スプレイノズル設
置を含む）
10分（対象作業：可搬型代替注水大型ポンプ準備を含む）
・ホース敷設準備：20分（対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：180分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：50分（移動経路：原子炉建屋原子炉棟内（対象作業：
ホース接続を含む））
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，常用照明消灯時又は夜間における作業性を確保している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使用する可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作
1.11−150

業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業ス
ペースを確保している。
連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.11−151

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.11−152

7．使用済燃料プール漏えい緩和(1)

使用済燃料プール漏えい緩和
ａ．操作概要
使用済燃料プール漏えい緩和が必要な状況において，原子炉建屋原子炉棟地上6階まで移動するとともに，使用済燃料プール近傍に保管する資機材を用いて，シール材を接着したステンレス鋼板に吊り降ろしロー
プを取り付け，使用済燃料プールに吊り下げることにより使用済燃料プールの漏えいを緩和する。
ｂ．作業場所
原子炉建屋原子炉棟地上6階（管理区域）
ｃ．必要要員数及び所要時間
使用済燃料プール漏えい緩和における，現場での使用済燃料プールの漏えい緩和措置に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：4名（重大事故等対応要員4名）
所要時間目安：150分以内（放射線防護具着用及び移動：85分）
ｄ．操作の成立性について
作業環境：常用照明消灯時においても，ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行している。また，操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用して作業を行う。
移動経路：ヘッドライト又はＬＥＤライトを携行しており近接可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：資機材（シール材，接着剤，ステンレス鋼板，吊り降ろし
ロープ）配備後，資機材の運搬及び吊り下げ作業の模擬訓練を行い，操作性について検証する。
1.11−153

連絡手段：電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

模擬装置による吊り下げ訓練

ステンレス鋼板

1.11−154

8．代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水（海水）の確保(1)

代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水（海水）ａ．操作概要代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水の確保が必要な状況において，外部接続口を選定し，取水箇所まで移動するとともに，送水ルートを確保した後，代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプにより代替燃料プール冷却系に冷却水を送水する。
ｂ．作業場所
屋外（原子炉建屋東側周辺，原子炉建屋西側周辺，取水箇所（ＳＡ用海水ピット）周辺）
ｃ．必要要員数及び所要時間
代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水の確保として，最長時間を要するＳＡ用海水ピットから代替燃
料プール冷却系東側接続口を使用した送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数：8名（重大事故等対応要員8名）
所要時間目安：370分以内（所要時間目安のうち，現場操作に係る時間は370分以内）
所要時間内訳【重大事故等対応要員】
・準備：30分（放射線防護具着用を含む）
・移動：10分（移動経路：南側保管場所からＳＡ用海水ピット周
1.11−155

辺）・ホース敷設準備：20分（対象作業：ホース積込み，ホース荷卸しを含む）
・系統構成：310分（対象作業：ポンプ設置，ホース敷設等を含む）
・送水準備：20分
ｄ．操作の成立性について
作業環境：車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトにより，夜間における作業性を確保している。また，放射性物質が放出される可能性があることから，操作は放射線防護具（全面マスク，個人線量計，綿手袋，ゴム手袋）を着用
又は携行して作業を行う。
移動経路：車両のヘッドライトのほか，ヘッドライト及びＬＥＤライ
トを携帯しており，夜間においても接近可能である。また，アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性：代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプからのホース接続は，専用の結合金具を使用して容易に接続可能である。また，作業エリア周辺には，支障となる設備はなく，十分な作業スペースを確保している。

連絡手段：衛星電話設備（固定型，携帯型），無線連絡設備（固定型，携帯型），電力保安通信用電話設備（固定電話機，Ｐ
ＨＳ端末），送受話器（ページング）のうち，使用可能な設備により，災害対策本部との連絡が可能である。

1.11−156

可搬型代替注水大型ポンプ車両の作業用照明

ホース接続訓練

東海港での送水訓練（ホース敷設）東海港での送水訓練（水中ポンプユニット設置）

車両操作訓練（ポンプ起動）

1.11−157

ホース敷設訓練

夜間での送水訓練（ポンプ設置）

放射線防護具着用による送水訓練（交代要員参集）

放射線防護具着用による送水訓練（水中ポンプユニット設置）

1.11−158

添付資料 1.11.5
使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について(1)1.

使用済燃料プールの概要
使用済燃料プール周辺の概要図を第 1 図に示す。
施設定期検査時において，多くの場合はプールゲートが開放され，使用済
燃料プールは原子炉ウェル，ドライヤ気水分離器貯蔵プール，キャスクピッ
トとつながっているが，有効性評価においてはプールゲートを閉鎖している場合を想定し，原子炉ウェル，ドライヤ気水分離器貯蔵プール及びキャスク
ピットの保有水量は考慮しない。

第1図

2.

使用済燃料プール周辺の概要図

放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について第 2 図に放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について示す。
1.11−159

放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位は，その状況（必要となる現場及び操作する時間）によって異なる。重大事故であることを考慮し，例えば原子炉建屋原子炉棟 6 階において 10mSv／h の場合は，通常水位から約 0.86m 下の位置より高い遮蔽水位が必要となる。

通常水位
約 0.86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（10mSv／h の場合）
約 7.26m

約 6.40m
制御棒貯蔵ハンガ

燃料有効長頂部
燃料集合体

約 4.25m

制御棒貯蔵ラック

第2図

3.

放射線の遮蔽に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位

使用済燃料プールの高さと断面積について
使用済燃料プールの高さを第 3 図に，使用済燃料プールの断面積及び保有
水の容積を第 1 表に示す。

通常水位①約 0.86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（10mSv／h の場合）

約 7.26m②約 6.40m
制御棒貯蔵ハンガ

燃料有効長頂部
燃料集合体③約 4.25m

制御棒貯蔵ラック

第3図

東海第二発電所

使用済燃料プールの高さ

1.11−160

第1表

使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積

項目

断面積（m２ ）保有水の容積（m３ ）

①

約 116

約 100

②

約 115

約 737

③

約 83

約 352

合計

約 1,189

第 3 図に示す各領域①〜③の保有水の容積は，使用済燃料プール容積から機器の容積を除くことで算出し，各領域の断面積については，①の領域では
使用済燃料プールの寸法より求めた断面積を使用し，②，③の領域では求めた各領域の容積から高さを除して求めた。なお，断面積については各領域での平均的な値を示しているが，プール内に設置されている機器の多くは②，③の底部又は壁面下部にあるため，平均化によって上部の断面積が実際より狭く評価される。保有水量に対する水位の低下という観点では断面積が小さいほど水位低下速度は速くなることから，保守的な評価となっている。

4.

想定事故１における時間余裕
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失時における崩壊熱による使用済燃料プール水の沸騰までの時間，沸騰開始後の水位低下時間及び沸騰による水位低下平均速度について，以下の式を用いて算定した。事象を保守的に評価するため，使用済燃料プールの初期水温は，保安規定の運転上の制限における上限値である 65℃とする。また，発生する崩壊熱は全て水温上
昇及び蒸発に寄与するものとし，使用済燃料プールの水面及び壁面等からの放熱を考慮しない。

(1)

算定方法，算定条件

ａ．冷却機能停止から沸騰までの時間

1.11−161

沸騰までの時間(h)＝100(℃)−65(℃)

水の比熱(kJ／kg／℃)※１ 使用済燃料プールの水量(m３) 水の密度(kg／m３)
３
燃料の崩壊熱(MW) 10 3600

※２ｂ．沸騰開始からの水位低下時間
1 時間当たりの沸騰による蒸発量(m３／h)＝

水位低下時間(h)＝

燃料の崩壊熱( MW ) 10３ 3600
水の密度(kg／m３)※２ 蒸発潜熱(kJ／kg )※３

通常水位から燃料有効
長頂部までの水量(m３) 水の密度(kg／m３)※２ 蒸発潜熱(kJ／kg)※３
燃料の崩壊熱(MW ) 10３ 3600

ｃ．沸騰による水位低下平均速度
水位低下速度(m／h)＝

通常水位から燃料有効長頂部までの高低差(m)
通常水位から燃料有効長頂部まで水位低下にかかる時間(h)

使用済燃料プールの下部は機器等が設置されており，保有水が少ないため，
使用済燃料プールの下部では水位低下速度は早く，使用済燃料プール上部では水位低下速度は遅い。ここでは，「3．使用済燃料プールの高さと断面積について」のとおり，下部から上部までの平均的な断面積により水位低下速度の平均値を求め，一律適用する。これは，遮蔽が維持されるまでの水位の評
価において保守的な想定である。
上記計算式を用いて，以下の条件にて算定した。
水の比熱※１（kJ／kg／℃）
4.185
蒸発潜熱※３（kJ／kg）
2,256.47※1

使用済燃料プールの水量（m３）
約 1,189

水の密度※２（kg／m３）958

通常水位から燃料有効長頂 通常水位から燃料有効長頂部までの高低差（m）
部までの水量（m３）
837.6
7.26

燃料の崩壊熱（MW）
約 9.1
通常水位から約0.86m 下までの水量（m３）100

65℃から 100℃までの飽和水の比熱のうち，最小となる 65℃の値を使用（1999 年
蒸気表より）※265℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を使用（1999
年蒸気表より）※3

100℃の 飽 和水 の比 エ ン タル ピ と 100℃飽 和 蒸 気の 比 エン タ ルピ の 差 より 算 出（1999 年蒸気表より）

1.11−162なお，ａ．〜ｃ．の算出においては以下の保守的な仮定と非保守的な仮定があるが，総合的に使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していないことの影響が大きいと考えられ，保守的な評価になっていると考えられる。
【保守的な仮定】
・温度変化に対する比熱及び密度の計算にて最も厳しくなる値を想定している。
・使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していない。
【非保守的な仮定】
・簡易的な評価とするため，プール水は全て均一の温度と仮定し，プール
全体が 100℃に到達した時間を沸騰開始としている。
なお，注水等の操作時間余裕は十分に大きいことからこれらの評価の仮定による影響は無視できる程度であると考える。
(2)

算定結果

項目
使用済燃料プール水温100℃到達までの時間（h）
燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量（m３／h）
必要注水流量（m３／h）※４
使用済燃料プール水位が通常水位から約0.86m 低下するまでの時間（h）※５
燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間（h）※５
使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）

※4

算定結果
約5.1
約15.1
約13.0
約11.7
約60.6
約0.13

必要注水流量は次の式で求める
必要注水流量＝（崩壊熱×3,600）／（（ｈ ｓ −ｈ ｆ ）×ρ ｆ ）ｈ ｓ ：飽和蒸気の比エンタルピ（kJ／kg）2,675.57
ｈ ｆ ：注水（35℃飽和水）の比エンタルピ（kJ／kg）＝146.64
ρ ｆ ：注水（35℃飽和水）の密度（kg／m ３ ）＝994※5

事象発生から沸騰開始までの時間を含む

使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，燃料の崩壊熱により使用済
1.11−163

燃料プール温度が上昇し，約 5.1 時間後に沸騰開始となり，蒸発により水位低下が始まる。このときの蒸発量は約 15.1m３ ／h である。
よって，使用済燃料プールの水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（通常水位より約 0.86m 下）まで低下する時間は約 11.7 時間後であり，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用
した注水操作の時間余裕は十分にある。

1.11−164

添付資料 1.11.6
使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について(2)1.

使用済燃料プールの概要
添付資料 1.11.5 と同様である。

2.

放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について添付資料 1.11.5 と同様である。

3.

想定事故２における時間余裕
第 1 図に示すように，想定事故２では燃料プール水戻り配管に設置されている真空破壊弁については閉固着を仮定する。静的サイフォンブレーカにより，サイフォン現象による流出を防止するため，使用済燃料プール水位は燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）までの低下にとどまり，保守的にこの水位まで瞬時に低下するものとする。

1.11−165真空破壊弁の閉固着を想定
水平配管下端まで水位低下

静的サイフォン
ブレーカ
使用済燃料プール

燃料集合体

燃料プール冷却浄化系ポンプ

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

配管破断
Ｍ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系熱交換器

第1図

想定事故２の想定

配管破断により保有水が漏えいし，燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）まで水位が低下した場合，崩壊熱除去機能喪失に伴い，事象発生から約 5.0 時間後に沸騰の開始により水位が低下する。
プールの水位が放射線の遮蔽維持水位（通常水位より約 0.86m 下）まで低下するのは事象発生から約 9.8 時間後であり，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）による注水操作の時間余裕はある。
項目

算出結果

使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間(h）約 5.0

燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸散量(m３／h）

約 15.1３

必要注水流量(m ／h）

約 13.0※

使用済燃料プール水位が通常水位から約0.86m 低下するまでの時間 （h）

約 9.8

燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間※（h）

約 58.7

使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）

約 0.13※

事象発生から沸騰開始までの時間を含む

1.11−166

添付資料 1.11.7

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）におけるホース
凡例

敷設について：ホースルート（原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉）：ホースルート（原子炉建屋原子炉棟大物搬入口）：ホースルート（垂直）：可搬型スプレイノズル設置場所
：通過扉
：垂直梯子
：防火壁（
：耐火扉）

1.11−167

凡例：ホースルート（原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉）：ホースルート（原子炉建屋原子炉棟大物搬入口）：ホースルート（垂直）：可搬型スプレイノズル設置場所
：通過扉
：垂直梯子
：防火壁（
：耐火扉）

1.11−168

凡例：ホースルート（原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉）：ホースルート（原子炉建屋原子炉棟大物搬入口）：ホースルート（垂直）：可搬型スプレイノズル設置場所
：通過扉
：垂直梯子
：防火壁（
：耐火扉）

1.11−169

凡例：ホースルート（原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉）：ホースルート（原子炉建屋原子炉棟大物搬入口）：ホースルート（垂直）：可搬型スプレイノズル設置場所
：通過扉
：垂直梯子
：防火壁（
：耐火扉）

1.11−170

凡例：ホースルート（原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉）：ホースルート（原子炉建屋原子炉棟大物搬入口）：ホースルート（垂直）：可搬型スプレイノズル設置場所
：通過扉
：垂直梯子
：防火壁（
：耐火扉）

1.11−171

凡例：ホースルート（原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉）：ホースルート（原子炉建屋原子炉棟大物搬入口）：ホースルート（垂直）：可搬型スプレイノズル設置場所
：通過扉
：垂直梯子
：防火壁（
：耐火扉）

1.11−172

添付資料1.11.8
解釈一覧
判断基準の解釈一覧（1／3）
手順

1.11−173

1.11.2.1
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の
対応手順

(1)

使用済燃料プール
代替注水

判断基準記載内容
ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済
燃料プール注水
ｃ．補給水系による使用済燃料プール注水ｄ．消火系による使用済燃料プール注水【消火栓を使用した使用済燃料プー
ル注水の場合】
ｄ．消火系による使用済燃料プール注水【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プール注
水の場合】

解釈

使用済燃料プールの水位が低下

使用済燃料プール注水機能の喪失又は使用済燃料プールからの水の漏えいが発生したことにより，使用済燃料プールの水位が低下した場合

使用済燃料プールの温度が上昇

使用済燃料プールの冷却機能が喪失したことにより，使用済燃料プールの温度が上昇した場合

使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端未満

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて使用済燃料プール水位指示値が通常水位−230mm未満

使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端未満

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて使用済燃料プール水位指示値が通常水位−230mm未満

使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端未満

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて使用済燃料プール水位指示値が通常水位−230mm未満

判断基準の解釈一覧（2／3）
手順

1.11−174

1.11.2.2
使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順

1.11.2.3
重大事故等時における使用済燃料プールの監視のための対応手順(1)

使用済燃料プール
スプレイ

ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（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
ｂ．可搬型代替注水大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（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）
ｃ．可搬型代替注水大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用
した使用済燃料プールスプレイ（淡水／海水）

判断基準記載内容

解釈

使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端以上

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて使用済燃料プール水位指示値が通常水位−230mm
以上

使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端以上

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて使用済燃料プール水位指示値が通常水位−230mm
以上

使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端以上

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて使用済燃料プール水位指示値が通常水位−230mm
以上

(2)

漏えい緩和

ａ．使用済燃料プール
漏えい緩和

使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端以上(1)

使用済燃料プールの状態監視

ａ．使用済燃料プール
監視カメラ用空冷装置起動

使用済燃料プールの水位が低下
使用済燃料プールの温度が上昇

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて使用済燃料プール水位指示値が通常水位−230mm
以上
使用済燃料プール注水機能の喪失又は使用済燃料プールからの水の漏えいが発生したことにより，使用済燃料プールの水位が低下した場合
使用済燃料プールの冷却機能が喪失したことにより，使用済燃料プールの温度が上昇した場合

判断基準の解釈一覧（3／3）
手順

判断基準記載内容(a)1.11.2.4
使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するため
の対応手順

(1)

使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済
燃料プールの除熱(b)(c)

代替燃料プール冷
却系による使用済
燃料プールの除熱
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
代替燃料プール冷
却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる
冷却水（海水）の確保

解釈

使用済燃料プールの温度が上昇

使用済燃料プールの冷却機能が喪失したことにより，使用済燃料プールの温度が上昇した場合

使用済燃料プールの温度が上昇

使用済燃料プールの冷却機能が喪失したことにより，使用済燃料プールの温度が上昇した場合

使用済燃料プールの温度が上昇

使 用 済 燃料 プー ルの冷 却 機能が 喪 失 した こと により，使用済燃料プールの温度が上昇した場合

1.11−175

操作手順の解釈一覧（1／2）
手順

1.11−176

1.11.2.1
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失時，又は使用済燃料プールからの小規模な水の漏えい発生時の
対応手順

(1)

使用済燃料プール
代替注水

ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済
燃料プール注水ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）
ｃ．補給水系による使用済燃料プール注水ｄ．消火系による使用済燃料プール注水【消火栓を使用した使用済燃料プー
ル注水の場合】
ｄ．消火系による使用済燃料プール注水【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プール注
水の場合】

操作手順記載内容

解釈

常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上

常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力にて常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上

使用済燃料プール水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上

使 用 済 燃料 プー ル水位 に て使用 済 燃 料プ ール 水
位低警報設定点（通常水位−142mm）以上

使用済燃料プール水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上

使 用 済 燃料 プー ル水位 に て使用 済 燃 料プ ール 水
位低警報設定点（通常水位−142mm）以上

使用済燃料プール水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上

復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力にて復水移送ポ
ンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］
以上
使 用 済 燃料 プー ル水位 に て使用 済 燃 料プ ール 水
位低警報設定点（通常水位−142mm）以上
消 火 系 ポン プ吐 出ヘッ ダ 圧力に て 消 火系 ポン プ
吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上

使用済燃料プール水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上

使 用 済 燃料 プー ル水位 に て使用 済 燃 料プ ール 水
位低警報設定点（通常水位−142mm）以上

消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上

消 火 系 ポン プ吐 出ヘッ ダ 圧力に て 消 火系 ポン プ
吐出ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上

使用済燃料プール水位低警報設定点（通常水位−142mm）以上

使 用 済 燃料 プー ル水位 に て使用 済 燃 料プ ール 水
位低警報設定点（通常水位−142mm）以上

復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上

操作手順の解釈一覧（2／2）
手順

1.11.2.2
使用済燃料プールからの大量の水の漏えい発生時の対応手順

1.11−177

1.11.2.4
使用済燃料プールから発生する水蒸気による悪影響を防止するため
の対応手順

(1)

(1)

使用済燃料プール
スプレイ

使用済燃料プールの除熱
ａ．代替燃料プール冷却系による使用済
燃料プールの除熱

ａ．常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（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(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保(c) 代替燃料プール冷却系として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる
冷却水（海水）の確保

操作手順記載内容

解釈

常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上

常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力にて常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上

緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）の流量上昇

緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）が約144m３ ／hまで上昇

緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）の流量上昇

緊急用海水系流量（代替燃料プール冷却系熱交換器）が約144m３ ／hまで上昇

添付資料 1.11.9
手順のリンク先について

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。
1．1.11.2.1(1)ｂ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水（淡水／海水）・水源から接続口までの代替燃料プール注水系（注水ライン）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水

2．1.11.2.2(1)ｂ．可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（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）・水源から接続口までの代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）として使用する可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水

3．1.11.2.2(3)ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制

1.11−178

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制に関する手順＜リンク先＞

1.12.2.1(1)ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制4．1.11.2.3(1)ｂ．代替電源設備による使用済燃料プールを監視するための設
備への給電
・代替電源設備により使用済燃料プール監視設備へ給電する手順＜リンク先＞

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電

5．1.11.2.5

その他の手順項目について考慮する手順

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制手順
1.11−179＜リンク先＞

1.12.2.1(1)ａ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制・水源から接続口までの可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順＜リンク先＞

1.13.2.1(2)ａ．代替淡水貯槽を水源とした可搬型代替注水
大型ポンプによる送水
1.13.2.1(4)ａ．西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替
注水中型ポンプによる送水・西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽に補給する手順＜リンク先＞

1.13.2.2(1)ａ．可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替
注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への補給（淡水／海水）1.13.2.2(2)ａ．可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水）・常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，緊急用海水ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順＜リンク先＞

1.14.2.1(1)

非常用交流電源設備による非常用所内電気設
備への給電

1.14.2.2(1)ａ．常設代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.2(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.14.2.3(1)ｂ．可搬型代替直流電源設備による非常用所内電気設備への給電
1.11−1801.14.2.4(1)ａ．常設代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(1)ｂ．可搬型代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
1.14.2.4(2)ａ．常設代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電1.14.2.4(2)ｂ．可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
・常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代
替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替
低圧電源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順＜リンク先＞

1.14.2.5(1)ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
1.14.2.5(1)ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置
への給油
1.14.2.5(1)ｃ．軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機への給油・操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順＜リンク先＞

1.15.2.1

監視機能喪失時の手順

1.15.2.2

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順

1.11−181

1.19

通信連絡に関する手順等
＜

目

次

＞

1.19.1 対 応 手 段 と 設 備 の 選 定（ 1） 対 応 手 段 と 設 備 の 選 定 の 考 え 方（ 2） 対 応 手 段 と 設 備 の 選 定 の 結 果
ａ．発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う
ために必要な対応手段及び設備(a)

発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備(a)

発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との
通信連絡

(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．手順等
1.19.2 重 大 事 故 等 時 の 手 順
1.19.2.1 発 電 所 内 の 通 信 連 絡 を 行 う た め の 対 応 手 順(1） 発 電 所 内 の 通 信 連 絡 を す る 必 要 の あ る 場 所 と の 通 信 連 絡(2） 計 測 等 を 行 っ た 特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 発 電 所 内 の 必 要 な 場
所での共有
1.19.2.2 発 電 所 外 （ 社 内 外 ） と の 通 信 連 絡 を 行 う た め の 対 応 手 順(1） 発 電 所 外 （ 社 内 外 ） の 通 信 連 絡 を す る 必 要 の あ る 場 所 と の 通
信連絡(2） 計 測 等 を 行 っ た 特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 発 電 所 外 （ 社 内 外 ）の必要な場所での共有
目−1

1.19.2.3 代 替 電 源 設 備 か ら 給 電 す る 対 応 手 順
1.19.2.4 そ の 他 の 手 順 項 目 に つ い て 考 慮 す る 手 順

添 付 資 料 1.19.1 重 大 事 故 等 時 に 使 用 す る 通 信 連 絡 設 備 の 対 処 手 段 ・ 設
備
添 付 資 料 1.19.2 審 査 基 準 ， 基 準 規 則 と 対 処 設 備 と の 対 応 表
添 付 資 料 1.19.3 重 大 事 故 等 対 処 設 備 に お け る 点 検 頻 度
添 付 資 料 1.19.4 通 信 連 絡 設 備 の 一 覧
添 付 資 料 1.19.5 通 信 連 絡 設 備 の 概 要
添 付 資 料 1.19.6 機 能 毎 に 必 要 な 通 信 連 絡 設 備 （ 発 電 所 内 ） の 優 先 順 位
及び設備種別添 付 資 料 1.19.7 手 順 の リ ン ク 先 に つ い て目−2

1.19 通 信 連 絡 に 関 す る 手 順 等【要求事項】
発電用原子炉設置者において、重大事故等が発生した場合において発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 「発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置
又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
ａ ）通 信 連 絡 設 備 は 、代 替 電 源 設 備（ 電 池 等 の 予 備 電 源 設 備 を 含 む 。）
からの給電を可能とすること。
ｂ）計測等行った特に重要なパラメータを必要な場所で共有する手順等を整備すること。

重大事故等が発生した場合において，発電所の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うため，必要な対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

1.19−1

1.19.1

対応手段と設備の選定（ 1） 対 応 手 段 と 設 備 の 選 定 の 考 え 方
重大事故等が発生した場合において，発電所の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応
手 段 と 自 主 対 策 設 備 ※ 1を 選 定 す る 。
※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけでなく，設置許可基準規則第六十二条
及び技術基準規則第七十七条（以下「基準規則」という。）の要求
機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

（ 2） 対 応 手 段 と 設 備 の 選 定 の 結 果
審査基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備，自主対策設備及び整備する手順についての
関 係 を 第 1.19− 1表 に 整 理 す る 。

ａ．発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡を行う
1.19−2

ために必要な対応手段及び設備(a)

発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡
重大事故等が発生した場合において，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う手段がある。
発電所内で，重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有する手段がある。
計測等を行った特に重要なパラメータを発電所内の必要な場所で共有する手段がある。
発電所内の通信連絡を行うための設備は以下のとおり。
・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・無線連絡設備（固定型）
・無線連絡設備（携帯型）
・携行型有線通話装置
・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦ
ＡＸ）
・ＳＰＤＳ※２
・衛星電話設備（屋外アンテナ）
・衛星制御装置・衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）〜 衛 星 電 話 設 備（ 屋 上 ア ン テ ナ ）電路
・専用接続箱〜専用接続箱電路
・無線通信装置
・無線通信装置用アンテナ
・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）〜無線連通信装
1.19−3

置用アンテナ電路※2

安 全 パ ラ メ ー タ 表 示 シ ス テ ム（ Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ ）は ，デ ー タ
伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置及びＳ
ＰＤＳデータ表示装置から構成される。

発電所内の通信連絡を行うために必要な設備は，代替電源設備
からの給電を可能とする手段がある。
代替電源設備からの給電を確保するための設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・非常用交流電源設備
・燃料補給設備
・緊急時対策所用代替電源設備(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
審査基準及び基準規則に要求される発電所内の通信連絡を行う た め の 設 備 の う ち ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携
帯 型 ），無 線 連 絡 設 備（ 携 帯 型 ），携 行 型 有 線 通 話 装 置 ，Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ ，
常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 ，可 搬 型 代 替 交 流 電 源 設 備 ，燃 料 補 給 設 備 ，
緊 急 時 対 策 所 用 代 替 電 源 設 備 及 び 非 常 用 交 流 電 源 設 備 は ，重 大 事
故等対処設備として位置付ける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される 設 備 が 全 て 網 羅 さ れ て い る 。（ 第 1.19− 1 図 ）（ 添 付 資 料 1.19.2）
以上の重大事故等対処設備により，発電所内の通信連絡を行うことができる。
1.19−4

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効
な 設 備 で あ る た め ，自 主 対 策 設 備 と 位 置 付 け る 。あ わ せ て ，そ の理由を示す。
・ 無 線 連 絡 設 備（ 固 定 型 ），送 受 話 器（ ペ ー ジ ン グ ）及 び 電 力
保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）
耐震ＳクラスではなくＳｓ機能維持を担保できないが，使用可 能 で あ れ ば ，発 電 所 内 の 通 信 連 絡 を 行 う 手 段 と し て 有 効 で あ る 。

ｂ．発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備(a)

発 電 所 外（ 社 内 外 ）の 通 信 連 絡 を す る 必 要 の あ る 場 所 と の 通 信
連絡重 大 事 故 等 が 発 生 し た 場 合 に お い て ，発 電 所 外（ 社 内 外 ）の 通
信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う手段がある。
国 の 緊 急 時 対 策 支 援 シ ス テ ム（ Ｅ Ｒ Ｓ Ｓ ）へ 必 要 な デ ー タ を 伝
送し，パラメータを共有する手段がある。
計 測 等 を 行 っ た 特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 発 電 所 外（ 社 内 外 ）の必要な場所で共有する手段がある。
発 電 所 外（ 社 内 外 ）と の 通 信 連 絡 を 行 う た め の 設 備 は 以 下 の とおり。
・衛星電話設備（固定型）
・衛星電話設備（携帯型）
・統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）
1.19−5

・加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）
・テレビ会議システム（社内）・専 用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公 共 団 体 向 ））・データ伝送設備※3

デ ー タ 伝 送 設 備 と は ，緊 急 時 対 策 支 援 シ ス テ ム 伝 送 装 置を示す。

発電所外（社内外）との通信連絡を行うために必要な設備は，代替電源設備からの給電を可能とする手段がある。
代替電源設備からの給電を確保するための設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・非常用交流電源設備
・燃料補給設備
・緊急時対策所用代替電源設備(b)

重大事故等対処設備と自主対策設備
審査基準及び規則基準で使用する設備のうち，衛星電話設備（ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話 設 備 （ 携 帯 型 ）， 統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話
及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）， デ ー タ 伝 送 設 備 ， 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 ，可搬型代替交流電源設備，燃料補給設備，緊急時対策所用代替
電源設備及び非常用交流電源設備は，重大事故等対処設備として位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求され1.19−6

る 設 備 が 全 て 網 羅 さ れ て い る 。（ 第 1.19− 1 図 ）（ 添 付 資 料 1.19.2）
以 上 の 重 大 事 故 等 対 処 設 備 に よ り ，発 電 所 外（ 社 内 外 ）と の 通
信連絡を行うことができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効
な 設 備 で あ る た め ，自 主 対 策 設 備 と 位 置 付 け る 。あ わ せ て ，そ の理由を示す。
・電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ ＡＸ ），加 入 電 話 設 備（ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ），テ レ ビ 会 議
シ ス テ ム（ 社 内 ）及 び 専 用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イン ）（ 地 方 公 共 団 体 向 ））耐震ＳクラスではなくＳｓ機能維持を担保できないが，使用可 能 で あ れ ば ，発 電 所 外（ 社 内 外 ）の 通 信 連 絡 を 行 う 手 段 と し て有効である。

ｃ .手 順 等
上 記 「 ａ .発 電 所 内 の 通 信 連 絡 を す る 必 要 の あ る 場 所 と 通 信 連 絡を 行 う た め に 必 要 な 対 応 手 段 及 び 設 備 」 及 び 「 ｂ .発 電 所 外 の 通 信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
こ れ ら の 手 順 は ，災 害 対 策 要 員 の 対 応 と し て「 非 常 時 運 転 手 順 書
Ⅱ （ 徴 候 ベ ー ス ）」，「 非 常 時 運 転 手 順 書 Ⅱ （ 停 止 時 徴 候 ベ ー ス ）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める。
（ 第 1.19-1 表 ）
ま た ， 事 故 時 に 給 電 が 必 要 と な る 設 備 に つ い て も 整 備 す る 。（ 第1.19-2 表 ）1.19−7

1.19.2

重大事故等時の手順

1.19.2.1(1)

発電所内の通信連絡を行うための対応手順

発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡
重大事故等時において，通信設備（発電所内）により，発電所
内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
また，データ伝送設備（発電所内）により，発電所内の必要な場所へ重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有する。
重大事故等時において，通信設備（発電所内）により災害対策要員が，中央制御室，屋内外の作業場所及び緊急時対策所との間で 相 互 に 通 信 連 絡 を 行 う た め に ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電話 設 備（ 携 帯 型 ），無 線 連 絡 設 備（ 携 帯 型 ），携 行 型 有 線 通 話 装 置 ，送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備（固定型，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を使用する手順を整備する。
また，データ伝送設備（発電所内）により，原子炉建屋付属棟
から緊急時対策所へ，重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有するために，ＳＰＤＳを使用する手順を整備する。
ａ．

手順着手の判断基準
重大事故等時において，通信設備（発電所内）及びデータ伝送設備（発電所内）により，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う場合。
ｂ．

操作手順

(a)

衛星電話設備（固定型）及び衛星電話設備（携帯型）

1.19−8

中央制御室の運転員等※４及び中央制御室に滞在する情報班
員並びに緊急時対策所の災害対策要員は，衛星電話設備（固定型）を使用する。
屋 外 の 災 害 対 策 要 員 は ，衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ）を 使 用 す る 。
こ れ ら の 衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）及 び 衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ）を用いて相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。
※ 4：運 転 員 等： 運 転 員（ 当 直 運 転 員 ）及 び 重 大 事 故 等 対 応 要員（運転操作対応）をいう。
ⅰ）

衛星電話設備（固定型）①

手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，
一 般 の 電 話 機 と 同 様 の 操 作 に よ り ，通 信 先 の 電 話 番 号 をダイヤルし，連絡する。

ⅱ）

衛星電話設備（携帯型）①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，
電 源 を「 入 」操 作 し ，充 電 池 の 残 量 を 確 認 し ，屋 外 で 電
波の受信状態を確認する。
② 充 電 池 の 残 量 が 少 な い 場 合 ，別 の 端 末 又 は 予 備 の 充 電 池を使用する。
③ 一 般 の 携 帯 電 話 と 同 様 の 操 作 に よ り ，通 信 先 の 電 話 番 号を ダ イ ヤ ル し ，連 絡 す る 。な お ，無 指 向 性 ア ン テ ナ で あり，アンテナのレベル調整は不要である。
④ 使 用 中 に 充 電 池 の 残 量 が 少 な く な っ た 場 合 は ，別 の 端 末又は予備の充電池を使用する。

1.19−9

⑤使用後は，電源を「切」操作する。
(b)

無線連絡設備（固定型）及び無線連絡設備（携帯型）
中央制御室の運転員等及び中央制御室に滞在する情報班員並
びに緊急時対策所の災害対策要員は，無線連絡設備（固定型）
を使用する。
屋 外 の 災 害 対 策 要 員 は ，無 線 連 絡 設 備（ 携 帯 型 ）を 使 用 す る 。
こ れ ら の 無 線 連 絡 設 備（ 固 定 型 ）及 び 無 線 連 絡 設 備（ 携 帯 型 ）を用いて相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順
がある。

ⅰ）

無線連絡設備（固定型）①

手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，
電 源 を「 入 」操 作 し ，通 話 チ ャ ン ネ ル の 設 定 が 適 切 で あることを確認したうえで通話ボタンを押し，連絡する。

ⅱ）

無線連絡設備（携帯型）①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，
電 源 を「 入 」操 作 し ，充 電 池 の 残 量 を 確 認 し ，屋 外 で 電
波の受信状態を確認する。
② 充 電 池 の 残 量 が 少 な い 場 合 ，別 の 端 末 又 は 予 備 の 充 電 池を使用する。
③通話チャンネルの設定が適切であることを確認したう
えで，通話ボタンを押し，連絡する。
④ 使 用 中 に 充 電 池 の 残 量 が 少 な く な っ た 場 合 は ，別 の 端 末又は予備の充電池を使用する。
⑤使用後は，電源を「切」操作する。

1.19−10

(c)携行型有線通話装置
中央制御室及び屋内の運転員等並びに緊急時対策所建屋内の災害対策要員は，携行型有線通話装置を使用し，相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。

ⅰ）

携行型有線通話装置①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，保管場所等で作業に使用する端末と通話装置用ケーブ
ル を 接 続 し ，ス イ ッ チ を「 TALK」位 置 へ 操 作 す る 。乾 電
池 の 残 量 確 認 は ，ス イ ッ チ を「 CALL」位 置 へ 押 し ，ブ ザー が 鳴 動 す る こ と で 確 認 す る 。ブ ザ ー が 鳴 動 し な い 場 合 ，予備の乾電池と交換する。
② 確 認 後 ，ス イ ッ チ が「 OFF」位 置 に 復 旧 し た こ と を 確 認 する。
③使用する端末及び通話装置用ケーブルと共に予備の乾電池を携行する。
④ 使 用 す る 場 所 に て ，最 寄 り の 専 用 接 続 箱 に 携 行 型 有 線 通
話 装 置 を 直 接 接 続 す る 。又 は ，中 継 ケ ー ブ ル を 用 い て 延
長 し ，携 行 型 有 線 通 話 装 置 を 接 続 し ，接 続 し た 後 ，ス イ
ッ チ を 「 TALK」 位 置 へ 操 作 す る 。
⑤ ス イ ッ チ を「 CALL」位 置 へ 押 し て 相 手 を 呼 び 出 し ，連 絡する。
⑥ 使 用 中 に 乾 電 池 の 残 量 が 少 な く な っ た 場 合 は ，予 備 の 乾電池と交換する。
⑦ 使 用 後 は ，ス イ ッ チ を「 OFF」位 置 へ 操 作 し ，端 末 及 び 通

1.19−11

話装置用ケーブルを切り離す。
(d)

送受話器（ページング）
中 央 制 御 室 ，緊 急 時 対 策 所 及 び 屋 内 外 の 災 害 対 策 要 員 は ，送 受

話 器（ ペ ー ジ ン グ ）を 使 用 し ，相 互 に 通 信 連 絡 を 行 う た め の 対 応として，以下の手順がある。
ⅰ）

送受話器（ページング）①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，
受 話 器 を 持 ち 上 げ ，使 用 チ ャ ン ネ ル を 選 択 し ，相 手 に 連
絡する。

(e)

電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）
中 央 制 御 室 ，緊 急 時 対 策 所 及 び 屋 内 外 の 災 害 対 策 要 員 は ，固 定

電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ を 使 用 し ，相 互 に 通 信 連 絡 を 行 う
ための対応として，以下の手順がある。
ⅰ）

固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一 般 の 電 話 機 ，携 帯 電 話 又 は Ｆ Ａ Ｘ と 同 様 の 操 作 に よ り ，
通信先の電話番号をダイヤル又は短縮ダイヤルボタン
を押し，連絡する。
② Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 の 充 電 池 の 残 量 が な く な っ た 場 合 は ，別 の 端
末又は予備の充電池を使用する。

(f)

ＳＰＤＳ
Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ に よ り ，緊 急 時 対 策 所 の Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ デ ー タ 表 示 装 置 へ ，
必要なデータの伝送を行うための対応として，以下の手順があ1.19−12

る。
ⅰ）

データ伝送装置及び緊急時対策支援システム伝送装置
常時伝送を行うため，通常操作は必要ない。

ⅱ）

ＳＰＤＳデータ表示装置
操 作 手 順 及 び 操 作 の 成 立 性 に つ い て は ，「 1.18

緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。
ｃ．

操作の成立性衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話 設 備 （ 携 帯 型 ）， 無 線 連 絡

設 備 （ 携 帯 型 ）， 送 受 話 器 （ ペ ー ジ ン グ ） 及 び 電 力 保 安 通 信 用 電
話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）は ，特 別 な 技 量 を
要 す る こ と な く ，容 易 に 操 作 が 可 能 で あ る と と も に ，必 要 な 個 数以上を設置することにより，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。
携行型有線通話装置は，使用場所において携行型有線通話装
置と中継用ケーブル及び専用接続箱内の端子を容易かつ確実に接続可能とするとともに，必要な個数以上を設置又は保管することにより，通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。
ｄ．

重大事故等時の対応手段の選択
中 央 制 御 室 ，緊 急 時 対 策 所 及 び 屋 内 外 の 災 害 対 策 要 員 が ，中 央

制 御 室 ，緊 急 時 対 策 所 ，屋 内 外 の 作 業 場 所 と の 間 で は ，操 作 ，作業等に係る通信連絡を行う場合は，屋内外で使用が可能であり，
通 常 時 か ら 使 用 す る 自 主 対 策 設 備 の 送 受 話 器（ ペ ー ジ ン グ ）及 び

1.19−13

電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を使用する。
これらの自主対策設備が使用できない場合は，衛星電話設備（ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話 設 備 （ 携 帯 型 ）， 無 線 連 絡 設 備 （ 固 定 型 ），無線連絡設備（携帯型）及び携行型有線通話装置を使用する。
ま た ,緊 急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 は ， 重 大 事 故 等 に 対 処 す る
ために必要なパラメータを共有する場合は，ＳＰＤＳを使用する。

（ 2） 計 測 等 を 行 っ た 特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 発 電 所 内 の 必 要 な 場 所
での共有
特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 計 測 し ，そ の 結 果 を 発 電 所 内 の 必 要 な
場所で共有するため，通信設備（発電所内）を使用する。
直 流 電 源 喪 失 時 等 ，可 搬 型 計 測 器 に て ，炉 心 損 傷 防 止 及 び 格 納
容器破損防止に必要なパラメータ等の特に重要なパラメータを計 測 し ，そ の 結 果 を 通 信 設 備（ 発 電 所 内 ）に よ り 発 電 所 内 の 必 要
な場所で共有する場合，屋内の作業場所と中央制御室との連絡に は ，携 行 型 有 線 通 話 装 置 ，送 受 話 器（ ペ ー ジ ン グ ）及 び 電 力 保
安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 ，Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 する 。中 央 制 御 室 と 緊 急 時 対 策 所 と の 連 絡 に は ，衛 星 電 話 設 備（ 固定 型 ），無 線 連 絡 設 備（ 固 定 型 ），送 受 話 器（ ペ ー ジ ン グ ）及 び 電
力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を使 用 す る 。緊 急 時 対 策 所 建 屋 内 で の 連 絡 に は ，携 行 型 有 線 通 話 装
置 ，送 受 話 器（ ペ ー ジ ン グ ）及 び 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定

1.19−14

電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。屋 外 の 作 業 場 所 と
緊 急 時 対 策 所 と の 連 絡 に は ， 衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話
設 備（ 携 帯 型 ），無 線 連 絡 設 備（ 固 定 型 ），無 線 連 絡 設 備（ 携 帯 型 ），送 受 話 器（ ペ ー ジ ン グ ）及 び 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話
機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。屋 外 の 作 業 場 所 間 の 連
絡 に は ，衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），無 線 連 絡 設 備（ 携 帯 型 ），送 受
話 器（ ペ ー ジ ン グ ）及 び 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，
ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を使用する手順を整備する。
ａ .手 順 着 手 の 判 断 基 準
特に重要なパラメータを可搬型計測器にて計測し，その結果を通 信 設 備（ 発 電 所 内 ）に よ り ，発 電 所 内 の 必 要 な 場 所 で 共 有 す る 場合。
ｂ .操 作 手 順
通 信 設 備（ 発 電 所 内 ）の 操 作 手 順 に つ い て は ，「 1.19.2.1(1) 発 電
所 内 の 通 信 連 絡 を す る 必 要 の あ る 場 所 と の 通 信 連 絡 」に て 整 備 す る 。
特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 計 測 す る 手 順 等 は ，「 1.15 事 故 時 の 計
装 に 関 す る 手 順 等 」 及 び 「 1.17 監 視 測 定 等 に 関 す る 手 順 等 」 に て整備する。
ｃ .操 作 の 成 立 性
通 信 設 備（ 発 電 所 内 ）に よ り ，特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 発 電 所 内の必要な場所で共有することを可能とする。
通 信 設 備（ 発 電 所 内 ）の 操 作 の 成 立 性 に つ い て は ，「 1.19.2.1(1)
発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡」にて整備する。

1.19−15

ｄ．重大事故等時の対応手段の選択
特に重要なパラメータを可搬型計測器にて計測し，その結果を通信設備（発電所内）により，発電所内の必要な場所で共有する場合
は，屋内外で使用が可能であり，通常時から使用する自主対策設備の送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を使用する。
これらの自主対策設備が使用できない場合は，衛星電話設備（固定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），無 線 連 絡 設 備（ 固 定 型 ），無 線 連 絡
設備（携帯型）及び携行型有線通話装置を使用する。
ま た ,緊 急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 は ，重 大 事 故 等 に 対 処 す る た めに必要なパラメータを共有する場合は，ＳＰＤＳを使用する。

1.19−16

1.19.2.2

発電所外（社内外）との通信連絡を行うための対応手順（ 1）

発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電 所

内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
ま た ，デ ー タ 伝 送 設 備（ 発 電 所 内 ）に よ り ，国 の 緊 急 時 対 策 支援 シ ス テ ム（ Ｅ Ｒ Ｓ Ｓ ）へ ，必 要 な デ ー タ を 伝 送 し ，パ ラ メ ー タを共有する。
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り 中 央 制 御室の中央制御室に滞在する情報班員及び緊急時対策所の災害対策 要 員 が ， 本 店 （ 東 京 ）， 国 ， 地 方 公 共 団 体 ， そ の 他 関 係 機 関 等
へ 通 信 連 絡 を 行 う た め に ， 衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話 設
備 （ 携 帯 型 ）， 統 合 原 子 力 防 止 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 （ テレ ビ 会 議 ， Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）， 電 力 保 安 通 信 連 絡 設 備（ 固 定 電 話 機 、 Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）， 加 入 電 話 設 備 （ 加 入 電
話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）， テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム （ 社 内 ） 及 び 専 用 電 話
設 備（ 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公 共 団 体 向 ））を 使 用 す る
手順を整備する。
ま た ，デ ー タ 伝 送 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，国 の 緊 急 時 対 策 支援 シ ス テ ム（ Ｅ Ｒ Ｓ Ｓ ）へ ，必 要 な デ ー タ を 伝 送 し ，パ ラ メ ー タを共有するために，データ伝送設備を使用する手順を整備する。
ａ．

手順着手の判断基準
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）及 び デ ー タ 伝
送 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電 所 外（ 社 内 外 ）の 通 信 連 絡 をする必要のある場所と通信連絡を行う場合。

ｂ．

操作手順

(a)

衛星電話設備（固定型）及び衛星電話設備（携帯型）
1.19−17

中央制御室の中央制御室に滞在する情報班員及び緊急時対策 所 の 災 害 対 策 要 員 は ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）を 使 用 し ，本店（ 東 京 ），国 ，地 方 公 共 団 体 ，そ の 他 関 係 機 関 等 へ 通 信 連 絡 を行うため，以下の手順がある。
ⅰ）

衛星電話設備（固定型）①

手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合
は，一般の電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。

ⅱ）

衛星電話設備（携帯型）① 手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，電源を「入」操作し，充電池の残量を確認し，屋外で電波の受信状態を確認する。
② 充 電 池 の 残 量 が 少 な い 場 合 ，別 の 端 末 又 は 予 備 の 充 電池を使用する。
③ 一 般 の 携 帯 電 話 と 同 様 の 操 作 に よ り ，通 信 先 の 電 話 番号をダイヤルし，連絡する。なお，無指向性アンテナ
であり，アンテナのレベル調整は不要である。
④ 使 用 中 に 充 電 池 の 残 量 が 少 な く な っ た 場 合 は ，別 の 端
末又は予備の充電池を使用する。
⑤使用後は，電源を「切」操作する。

(b)

統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り 緊 急
時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 が ，本 店（ 東 京 ），国 ，地 方 公 共 団 体 ，
1.19−18

そ の 他 関 係 機 関 等 へ 通 信 連 絡 を 行 う た め に ，統 合 原 子 力 防 災
ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 ，Ｉ Ｐ 電
話及びＩＰ−ＦＡＸ）を使用する手順を整備する。
ⅰ）

テレビ会議システム① 手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，
テレビ会議システムとモニタの電源を「入」操作後，テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム の 待 ち 受 け 画 面 を 確 認 し ，通 信 が可能な状態とする。
②操作端末により，通信先と接続する。
③ 使 用 後 は ，テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム と モ ニ タ の 電 源 を「 切 」
操作する。

ⅱ）

ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ① 手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，
一 般 の 電 話 機 又 は Ｆ Ａ Ｘ と 同 様 の 操 作 に よ り ，通 信 先の電話番号をダイヤル又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。

(c)

電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，中央制御室の中央制御室に滞在する情報班員及び緊急時対策
所 の 災 害 対 策 要 員 が ，本 店（ 東 京 ），国 ，地 方 公 共 団 体 ，そ の他 関 係 機 関 等 へ 通 信 連 絡 を 行 う た め に ，電 力 保 安 通 信 用 電 話
設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 手 順を整備する。

ⅰ）

固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ
1.19−19

① 手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，
一 般 の 電 話 機 ，携 帯 電 話 又 は Ｆ Ａ Ｘ と 同 様 の 操 作 に より ，通 信 先 の 電 話 番 号 を ダ イ ヤ ル 又 は 短 縮 ダ イ ヤ ル ボ
タンを押し，連絡する。
② Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 の 充 電 池 の 残 量 が な く な っ た 場 合 は ，別 の端末又は予備の充電池を使用する。
(d)

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電
所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，中 央
制御室の中央制御室に滞在する情報班員及び緊急時対策所の災 害 対 策 要 員 が ， 本 店 （ 東 京 ）， 国 ， 地 方 公 共 団 体 ， そ の 他 関係機関等へ通信連絡を行うために，加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）を使用する手順を整備する。

ⅰ）

加入電話及び加入ＦＡＸ① 手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，
一 般 の 電 話 機 又 は Ｆ Ａ Ｘ と 同 様 の 操 作 に よ り ，通 信 先の電話番号をダイヤル又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。

(e)

テレビ会議システム（社内）による発電所外の通信連絡
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電
所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り 緊 急 時
対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 が ，本 店（ 東 京 ）へ 通 信 連 絡 を 行 う た めに ，テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム（ 社 内 ）を 使 用 す る 手 順 を 整 備 す る 。

ⅰ）テレビ会議システム（社内）① 手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，
1.19−20

テレビ会議システム（社内）とモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システム（社内）の待ち受け画面を確認し，通信が可能な状態とする。
②操作端末により，通信先と接続する。
③使用後は，テレビ会議システム（社内）とモニタの電源を「切」操作する。
(f)

専 用 電 話 設 備 （ 専 用 電 話 （ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公 共 団 体向 ）） に よ る 発 電 所 外 の 通 信 連 絡
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
重 大 事 故 等 時 に お い て ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，緊急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 が ，地 方 公 共 団 体 へ 通 信 連 絡 を 行
う た め に ，専 用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イ ン ）（地方公
共 団 体 向 ）） を 使 用 す る 手 順 を 整 備 す る 。
ⅰ）

専 用 電 話 （ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公 共 団 体 向 ）① 手 順 着 手 の 判 断 基 準 に 基 づ き ，通 信 連 絡 を 行 う 場 合 は ，
一般の電話機と同様の操作により，通信先の短縮ダイ
ヤルボタンを押し，連絡する。

(g)

データ伝送設備による発電所外の通信連絡
重 大 事 故 等 時 に お い て ，デ ー タ 伝 送 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，

国 の 緊 急 時 対 策 支 援 シ ス テ ム（ Ｅ Ｒ Ｓ Ｓ ）へ ，必 要 な デ ー タ を伝送し，パラメータを共有する。
重大事故等時において，データ伝送設備（発電所外）により ，国 の 緊 急 時 対 策 支 援 シ ス テ ム（ Ｅ Ｒ Ｓ Ｓ ）へ ，必 要 な デ ー
タを伝送し，パラメータを共有するために，データ伝送設備を使用する手順を整備する。
ⅰ）

緊急時対策支援システム伝送装置
1.19−21

常時伝送しており，通常操作は必要ない。
ｃ．

操作の成立性衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），統 合 原 子
力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議シス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ），電 力 保 安 通 信 用 電 話 設備（ 固 定 電 話 機 ， Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）， 加 入 電 話 設 備 （ 加入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ），テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム（ 社 内 ）及 び 専
用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公 共 団 体 向 ））は ，特別な技量を要することなる，容易に操作が可能であるとともに，必要な個数以上を設置することにより，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。

ｄ．

重大事故等時の対応手段の選択
中央制御室の中央制御室に滞在する情報班員が，本店（東京 ），国 ，地 方 公 共 団 体 ，そ の 他 関 係 機 関 等 と の 間 で 通 信 連 絡を 行 う 場 合 ，自 主 対 策 設 備 の 加 入 電 話 設 備（ 加 入 電 話 及 び 加 入
Ｆ Ａ Ｘ ）及 び 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端
末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。自 主 対 策 設 備 が 使 用 で き な い 場 合は，衛星電話設備（固定型）を使用する。
緊 急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 が ，本 店（ 東 京 ）及 び 国 と の 間で 通 信 連 絡 を 行 う 場 合 ，自 主 対 策 設 備 の 加 入 電 話 設 備（ 加 入 電
話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）， 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備 （ 固 定 電 話 機 ，
Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。自 主 対 策 設 備 が 使 用 で き
な い 場 合 は ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ
会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。テ レ
ビ 会 議 シ ス テ ム（ 社 内 ）は ，本 店 と の 通 信 連 絡 用 と し て 必 要 に
1.19−22

応じて使用する。
緊急時対策所の災害対策要員が，地方公共団体との間で通信 連 絡 を 行 う 場 合 ，自 主 対 策 設 備 の 加 入 電 話 設 備（ 加 入 電 話 及 び
加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）， 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備 （ 固 定 電 話 機 ， Ｐ Ｈ Ｓ 端
末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）， を 使 用 す る 。 自 主 対 策 設 備 が 使 用 で き な い 場 合は ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），統 合 原 子
力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ
ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）及 び 専 用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホットライン）（地方公共団体向））を使用する。
緊 急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 が ，そ の 他 関 係 機 関 等 と の 間 で 通
信 連 絡 を 行 う 場 合 ，自 主 対 策 設 備 の 加 入 電 話 設 備（ 加 入 電 話 及 び
加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）， 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備 （ 固 定 電 話 機 ， Ｐ Ｈ Ｓ 端
末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。自 主 対 策 設 備 が 使 用 で き な い 場 合 は ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）及 び 衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ）を 使 用 す る 。
ま た ，緊 急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 は ，国 の 緊 急 時 対 策 援 シ ス
テ ム（ Ｅ Ｒ Ｓ Ｓ ）へ 必 要 な デ ー タ を 伝 送 し ，パ ラ メ ー タ を 共 有 する場合は，データ伝送設備を使用する。

(2）計 測 等 を 行 っ た 特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 発 電 所 外（ 社 内 外 ）の 必
要な場所での共有
特に重要なパラメータを計測し，その結果を発電所外（社内外）の必要な場所で共有するため，通信設備（発電所外）を使用する。
直 流 電 源 喪 失 時 等 ，可 搬 型 計 測 器 に て ，炉 心 損 傷 防 止 及 び 格 納 容 器破損防止に必要なパラメータ等の特に重要なパラメータを計測し，そ の 結 果 を 通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り 発 電 所 外（ 社 内 外 ）の 必 要 な
場 所 で 共 有 す る 場 合 は ，中 央 制 御 室 と 本 店（ 東 京 ）及 び 国 ，地 方 公 共
団 体 ， そ の 他 関 係 機 関 等 と の 連 絡 に は ， 衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 加
1.19−23

入 電 話 設 備（ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）及 び 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。緊 急 時 対 策 所 と本 店 （ 東 京 ） と の 連 絡 に は ， 衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ）， 統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）， 加 入 電 話 設 備（ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ），電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，
Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）及 び テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム（ 社 内 ）を 使 用 す る 。
緊 急 時 対 策 所 と 国 と の 連 絡 に は ， 衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話
設 備（ 携 帯 型 ），統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設
備 （ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ， Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）， 加 入 電 話 設備（ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）及 び 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電
話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。緊 急 時 対 策 所 と 地 方 公 共
団 体 と の 連 絡 に は ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議
シ ス テ ム ， Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）， 加 入 電 話 設 備 （ 加 入 電 話 及び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）， 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備 （ 固 定 電 話 機 ， Ｐ Ｈ Ｓ 端 末
及 び Ｆ Ａ Ｘ ）及 び 専 用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公
共 団 体 向 ））を 使 用 す る 。緊 急 時 対 策 所 と そ の 他 関 係 機 関 等 と の 連 絡に は ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），加 入 電 話 設備（ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）及 び 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電
話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を使用する手順を整備する。
ａ .手 順 着 手 の 判 断 基 準
特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 可 搬 型 計 測 器 に て 計 測 し ，そ の 結 果 を
通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電 所 外 の 必 要 な 場 所 で 共 有 す る
場合。
ｂ .操 作 手 順
通信設備（発電所外）の通信設備操作手順については，
1.19−24

「 1.19.2.2(1)

発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡」にて整備する。
特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 計 測 す る 手 順 等 は ，「 1.15
計 装 に 関 す る 手 順 等 」 及 び 「 1.17

事故時の監視測定等に関する手順等」

にて整備する。
ｃ .操 作 の 成 立 性
通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 発 電 所
外（社内外）の必要な場所での共有を可能とする。
通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）の 操 作 の 成 立 性 に つ い て は ，「 1.19.2.2(1)発 電 所 外（ 社 内 外 ）の 通 信 連 絡 を す る 必 要 の あ る 場 所 と の 通 信 連絡」にて整備する。
ｄ．重大事故等時の対応手段の選択
中 央 制 御 室 の 中 央 制 御 室 に 滞 在 す る 情 報 班 員 が ，本 店（ 東 京 ），国 ，地 方 公 共 団 体 ，そ の 他 関 係 機 関 等 と の 間 で 特 に 重 要 な パ ラ メ
ー タ を 可 搬 型 計 測 器 に て 計 測 し ，そ の 結 果 を 通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電 所 外 の 必 要 な 場 所 で 共 有 す る 場 合 ，自 主 対 策 設 備 の
加 入 電 話 設 備（ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）及 び 電 力 保 安 通 信 用 電
話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。自 主対 策 設 備 が 使 用 で き な い 場 合 は ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）を 使 用する。
緊 急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 が ，本 店（ 東 京 ）及 び 国 と の 間 で
特 に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 可 搬 型 計 測 器 に て 計 測 し ，そ の 結 果 を 通
信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電 所 外 の 必 要 な 場 所 で 共 有 す る 場
合 ， 自 主 対 策 設 備 の 加 入 電 話 設 備 （ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ），電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を 使 用 す る 。自 主 対 策 設 備 が 使 用 で き な い 場 合 は ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー
1.19−25

ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び
Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）を 使 用 す る 。テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム（ 社 内 ）は ，本店との通信連絡用として必要に応じて使用する。
緊 急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 が ，地 方 公 共 団 体 と の 間 で 特 に 重
要 な パ ラ メ ー タ を 可 搬 型 計 測 器 に て 計 測 し ，そ の 結 果 を 通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電 所 外 の 必 要 な 場 所 で 共 有 す る 場 合 ，自主 対 策 設 備 の 加 入 電 話 設 備 （ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）， 電 力 保
安 通 信 用 電 話 設 備 （ 固 定 電 話 機 ， Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）， を 使
用 す る 。自 主 対 策 設 備 が 使 用 で き な い 場 合 は ，衛 星 電 話 設 備（ 固定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ− Ｆ Ａ Ｘ ） 及 び 専 用 電 話 設 備 （ 専 用 電 話 （ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方
公 共 団 体 向 ）） を 使 用 す る 。
緊 急 時 対 策 所 の 災 害 対 策 要 員 が ，そ の 他 関 係 機 関 等 と の 間 で 特に 重 要 な パ ラ メ ー タ を 可 搬 型 計 測 器 に て 計 測 し ，そ の 結 果 を 通 信
設 備（ 発 電 所 外 ）に よ り ，発 電 所 外 の 必 要 な 場 所 で 共 有 す る 場 合 ，
自 主 対 策 設 備 の 加 入 電 話 設 備 （ 加 入 電 話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）， 電 力
保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）を 使
用 す る 。自 主 対 策 設 備 が 使 用 で き な い 場 合 は ，衛 星 電 話 設 備（ 固定型）及び衛星電話設備（携帯型）を使用する。

1.19.2.3 代 替 電 源 設 備 か ら 給 電 す る 対 応 手 順
全 交 流 動 力 電 源 喪 失 時 は ，代 替 電 源 設 備 に よ り ，衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）， 統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設
備 （ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ， Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）， Ｓ Ｐ Ｄ
Ｓ及びデータ伝送設備へ給電する。
給電の手順については，「 1.14
1.19−26

電 源 の 確 保 に 関 す る 手 順 等 」及

び 「 1.18

緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。
衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ）及 び 無 線 連 絡 設 備（ 携 帯 型 ）の 電 源 は ，充電池を使用しており，別の端末又は予備の充電池と交換することにより事象発生後 7 日間以上継続して通話を可能とし，使用後の充電池は，代替電源設備からの受電が可能な中央制御室又は緊急時対策所の電源から充電する。
携行型有線通話装置の電源は，乾電池を使用しており，予備の乾電池と交換することにより事象発生後 7 日間以上継続して通話ができる。

1.19.2.4 そ の 他 の 手 順 項 目 に つ い て 考 慮 す る 手 順
衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）及 び Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ へ の 電 源 供 給 手 順 に つ い ては ，「 1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡ
Ｘ ）， Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ 及 び デ ー タ 伝 送 設 備 へ の 電 源 供 給 手 順 に つ い て は ，「 1.18

緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。

常代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車への 燃 料 補 給 手 順 に つ い て は ，「 1.14

電源の確保に関する手順等」

にて整備する。
ＳＰＤＳのうちＳＰＤＳデータ表示装置の操作手順については，「 1.18

緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。

特に重要なパラメータを計測する手順については，「 1.15

事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
放射性物質の濃度及び放射線量を測定する手順については，
1.19−27

「 1.17

監視測定等に関する手順等」にて整備する。

1.19−28

第 1.19− 1 表

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する
手順

対応手段，対応設備，手順書一覧（１／２）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

衛星電話設備（固定型）※ １

衛星電話設備（携帯型）
無線連絡設備（携帯型）

重大事故等対策要領

携行型有線通話装置

衛 星 電 話 設 備（ 屋 外 ア ン
テナ）

発電所内の通信連絡

送受話器（ ペ ー ジ ン グ ），電力保安通信用
電話設備（固定電話機，ＰＨＳ
端末及びＦＡＸ）−

衛星制御装置
衛星電話設備（固定型）〜 衛 星 電 話 設 備（ 屋 上 アンテナ）電路専用接続箱〜専用接続
箱電路−

無線通信装置
無線通信装置用アンテナ
安全パラメータ表示シス テ ム（ Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ ）〜 無線通信装置用アンテナ
電路

電力保安通信用電話設
備（ 固 定 電 話 機 ，ＰＨ Ｓ
端末及びＦＡＸ）

自主対策設備送受話器（ページング）−

重大事故等対処設備

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）※１

重大事故等対策要領

無線連絡設備（固定型）

常設代替交流電源設備※
２

可搬型代替交流電源設
備※２

燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

代替電源設備からの給電の確保

全交流動力電源

非常時運転手順書Ⅱ（ 徴 候 ベ ー ス ）「 電 源供給回復」

非常用交流電源設備※２

非常時運転手順書Ⅱ（ 停 止 時 徴 候 ベ ース ）「 停 止 時 電 源 復
旧」ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

緊急時対策所用代替電源設備※３

重大事故等対策要領※ 1： 代 替 電 源 設 備 か ら 給 電 す る 。
※ 2： 手 順 に つ い て は 「 1.14 電 源 の 確 保 に 関 す る 手 順 等 」 に て 整 備 す る 。
※ 3： 手 順 に つ い て は 「 1.18 緊 急 時 対 策 所 の 居 住 性 等 に 関 す る 手 順 等 」 に て 整 備 す る 。

1.19−29

対応手段，対応設備，手順書一覧（２／２）（発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所との通信連
絡）分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

衛星電話設備（固定型）※ １

データ伝送設備※１

発電所外︵社内外︶の通信連絡

電力保安通信用電話設
備（固定電話機，ＰＨＳ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ），加入電話設備（加入電
話 及 び 加 入 Ｆ Ａ Ｘ ），専用電話設備（専用電話（ホットライン）（ 地 方 公 共 団 体 向 ））−衛星電話設備（固定型）〜 衛 星 電 話 設 備（ 屋 上 アンテナ）電路
衛星無線通信装置−

通信機器
統合原子力防災ネット
ワークに接続する通信
連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ
ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ
Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）〜 衛 星 無 線
通信装置電話
電力保安通信用電話設
備（ 固 定 電 話 機 ，ＰＨ Ｓ
端末及びＦＡＸ）
加 入 電 話 設 備（ 加 入 電 話
及び加入ＦＡＸ）
テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム（ 社内）
専 用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方
公 共 団 体 向 ）））非常用交流電源設備※２

常設代替交流電源設備※
２

可搬型代替交流電源設
備※２

重大事故等対処設備

代替電源設備からの給電の確保

全交流動力電源

衛星制御装置

自主対策設備−衛 星 電 話 設 備（ 屋 外 ア ン
テナ）

重大事故等対策要領

重大事故等対処設備

衛星電話設備（携帯型）
統合原子力防災ネット
ワークに接続する通信
連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ
ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ
Ｐ−ＦＡＸ）※１

重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（ 徴 候 ベ ー ス ）「 電 源供給回復」
非常時運転手順書Ⅱ（ 停 止 時 徴 候 ベ ース ）「 停 止 時 電 源 復
旧」ＡＭ設備別操作手順書

燃料給油設備※２
重大事故等対策要領
緊急時対策所用代替電源設備※３

重大事故等対策要領※ 1： 代 替 電 源 設 備 か ら 給 電 す る 。
※ 2： 手 順 に つ い て は 「 1.14 電 源 の 確 保 に 関 す る 手 順 等 」 に て 整 備 す る 。
※ 3： 手 順 に つ い て は 「 1.18 緊 急 時 対 策 所 の 居 住 性 等 に 関 す る 手 順 等 」 に て 整 備 す る 。

1.19−30

第 1.19-2 表
対象条文

審査基準における要求事項毎の給電対象設備
供給対象設備衛星電話設備（固定型)

給電元
給電母線
中央制御室：
非常用交流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
モータコントロールセンタ
２Ｄ
系（ 以 下「 モ ー タ コ ン ト ロ ー ル セ ンタ 」 を 「 Ｍ Ｃ Ｃ 」 と い う 。）
緊急用ＭＣＣ
緊急時対策所：
緊急時対策所用代替電源設備
緊急時対策所用ＭＣＣ【 1.19】通信連絡に関する手順書

統合原子力防災ネットワークに 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ
ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び
ＩＰ−ＦＡＸ）

緊急時対策所用代替電源設備
緊急時対策所用ＭＣＣ

データ伝送装置

非常用交流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
ＭＣＣ ２Ｄ系
緊急用ＭＣＣ

緊急時対策支援システム伝送装置

緊急時対策所用代替電源設備
緊急時対策所用ＭＣＣ

ＳＰＤＳデータ表示装置

緊急時対策所用代替電源設備
緊急時対策所用ＭＣＣ

1.19−31

発電所内

東海第二発電所

無線通信用
アンテナ

無線通信用
アンテナ

衛星電話設備（携帯型）

衛星電話設備（屋外アンテナ）
無線連絡設備
（携帯型）

中央制御室
待避室

衛星制御
装置

衛星電話設備
（固定型）

衛星制御
装置

衛星電話設備（固定型）

衛星電話設備（可搬型）（待避室）

携行型有線
通話装置

緊急時対策所

統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備

携行型有線
通話装置

ＩＰ電話
データ表示装置（待避室）

ＩＰ−ＦＡＸ

テレビ会議システム

ＳＰＤＳデータ
表示装置

データ
伝送装置

中央制御室等
制御盤
携行型有線
通話装置

携行型有線
通話装置

通信事業者回線
︵統合原子力防災
ネットワーク︶
︵
有線系︶

携行型有線
通話装置

無線通信
装置

無線通信
装置

無線連絡設備（携帯型）

通信事業者回線
︵統合原子力防災
ネットワーク︶
︵
衛星系︶

中央制御室

衛星無線
通信装置

通信事業者回線︵
衛星系︶

衛星電話設備（屋外アンテナ）

発電所外

緊急時対策支援システム伝送装置

通信機器

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）
データ伝送設備

原子炉建屋付属棟

第 1.19−1 図

緊急時対策所建屋

通信連絡設備の系統概要図
1.19−32【凡例】：有線系回線
：衛星系回線：無線系回線：通信・データの流れ添付資料 1.19.1【緊急時対策所】【中央制御室】

所用非常用電源

電力保安通信用電話設備（固定電話機及びＰＨＳ端末）

蓄電池

統合原子力防災ネットワークに接続する通信電話設備（テレビ会議システム、
ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）

蓄電池

電力保安通信用電話設備

蓄電池

送受話器（ページング）

緊急時対策支援システム
伝送装置※１，※２

無停電
電源
装置

無線連絡設備（固定型）

電力保安通信用電話設備（ＦＡＸ）

無停電
電源
装置

無線連絡設備（固定型）

無停電
電源
装置

衛星電話設備（固定型）

乾電池

携行型有線通話装置

ＳＰＤＳデータ表示装置※１

データ伝送装置※１

衛星電話設備（固定型）
テレビ会議システム（社内）
専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向））

非常用ディーゼル
発電機起動不能

所内非常用電源

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

常設代替高圧電源装置

送受話器（ページング）
可搬型代替
低圧電源車

【現場】
無線連絡設備（携帯型）

携行型有線通話装置

衛星電話設備（携帯型）

送受話器（ページング）

緊急時対策所用電源

通信事業者回線からの給電
東海第二発電所
送受話器（制御装置）より給電

非常用ディーゼル
発電機起動不能
緊急時対策所用
発電機

電力保安通信用電話設備

【凡例】
充電池

乾電池

蓄電池

※１：ＳＰＤＳは，データ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置，ＳＰＤＳデータ表示装置で構成する。
※２：データ伝送設備は，緊急時対策支援システム伝送装置で構成する。

：所内への通信連絡：所外への通信連絡：重大事故等対処設備：代替電源設備の回復操作による対応

重大事故等時に使用する通信連絡設備の対処手段・設備

1.19−33

添 付 資 料 1.19.2
審査基準，基準規則と対処設備の対応表（１／３）
技術的能力審査基準（ 1.19）【本文】
発電用原子炉設置者において，重大事故等が発生した場合において発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な手順等が適切に整備されているか，又は整備される方針が適切に示されていること。
【解釈】
１ 「発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要な手順等」とは，以下に掲げる措置
又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
ａ ．） 通 信 連 絡 設 備 は ，代替電源設備（電池等の予備電源設備を含
む 。） か ら の 給 電 を 可 能とすること。
ｂ ．） 計 測 等 行 っ た 特 に重要なパラメータを必
要な場所で共有する手順等を整備すること。

番号

①

−

②

設置許可基準規則（ 62 条 ）【本文】
発電用原子炉施設には，重大事故等が発生した場合において当該発電用原子炉施設の内外の通信連絡を行うために必要な設備を設けなければならな
い。

技術基準規則（ 77 条 ）【本文】
発電用原子炉施設には，重大事故等が発生した場合において当該発電用原子炉施設の内外の通信連絡を行うために必要な設備を施設しなければなら
ない。

【解釈】
１ 第 62 条 に 規 定 す る「発電用原子炉施設の内外の通信連絡設備をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な設備」とは，以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行
うための設備をいう。
ａ ．） 通 信 連 絡 設 備 は ，代替電源設備（電池等の予 備 電 源 設 備 を 含 む 。）
からの給電を可能とする
こと。

【解釈】
１ 第 77 条 に 規 定 す る「当該発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な設備」とは，以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行
うための設備をいう。
ａ ．） 通 信 連 絡 設 備 は ，代替電源設備（電池等の予 備 電 源 設 備 を 含 む 。）
からの給電を可能とすること。

③

1.19−34

番号

④

−

⑤

審査基準，基準規則と対処設備の対応表（２／３）
重大事故等対処設備を使用した手段
審査基準の要求に適合するための手段
機能

機器名称

衛星電話設備（固定型）

既設
新設

自主対策設備
解釈
対応
番号

機能

新設

衛星電話設備（携帯型）

新設

無線連絡設備（携帯型）

新設

携行型有線通話装置

新設

機器名称

常設
可搬

必要時
間内に
使用可
能か

対応可能
な人数で
使用可能
か

送 受 話 器（ ペ ー
ジジング）

常設

−

−

常設
／可
搬

−

−

常設

−

−

常設

−

−

電 力 保 安 通 信
用 電 話 設 備（ 固定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ
Ｓ 端 末 及 び ＦＡＸ）
無 線 連 絡 設 備（固定型）
加 入 電 話 設 備（ 加 入 電 話 及び加入ＦＡＸ）

備考

−

常設

−

−

安 全 パ ラ メ ー タ 表 示 シ ス テム（ＳＰＤＳ）

専 用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公 共 団
体 向 ））

常設

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

データ伝送設備衛 星 電 話 設 備 （ 屋 外 ア ン テナ）
衛星制御装置

通信連絡設備テ レ ビ 会 議 シ
ステム（社内）①③④

通信連絡設備統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー
ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ
電話及びＩＰ−ＦＡＸ）

衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）〜 衛
星電話設備（屋上アンテナ）
電路
専 用 接 続 箱 〜 専 用 接 続 箱 電路新設

無線通信装置新設

無線通信装置用アンテナ
安 全 パ ラ メ ー タ 表 示 シ ス テム（ Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ ）〜 無 線 通 信 装
置用アンテナ電路
衛星無線通信装置
通信機器
統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー
ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ
電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）〜 衛
星無線通信装置電路新設

可搬型代替交流電源設備新設

非常用交流電源設備

既設

燃料給油設備新設

緊 急 時 対 策 所 用 代 替 電 源 設
備

新設

①②④⑤

代替電源設備からの給電の確保

常設代替交流電源設備−

1.19−35

審査基準，基準規則と対処設備の対応表（３／３）
技 術 的 能 力 審 査 基 準 （ 1.19）

適合方針【要求事項】
発電用原子炉設置者において，重大事故等が発生した場合において発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うため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。

発電所内の通信連絡をする必要のある場所との通信連絡及び発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所と衛星電話設備（固定 型 ）， 衛 星 電 話 設 備 （ 携 帯 型 ）， 無 線 連 絡 設
備 （ 携 帯 型 ）， 携 行 型 有 線 通 話 装 置 ， 統 合 原 子
力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−Ｆ Ａ Ｘ ）， 安 全 パ ラ メ ー タ 表 示 シ ス テ ム （ Ｓ Ｐ
ＤＳ）及びデータ伝送設備により通信連絡するに必要な手順等を整備する。

【解釈】
１ 「発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要な手順等」とは，以下に掲げる措置
又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

−

ａ ．）通 信 連 絡 設 備 は ，代 替 電 源 設 備（ 電 池 等の 予 備 電 源 設 備 を 含 む 。）か ら の 給 電 を 可 能 とすること。

常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源
設備又は緊急時対策所用代替電源設備から給電するために必要な手順等を整備する。

ｂ．）計測等行った特に重要なパラメータを必要な場所で共有する手順等を整備すること。

計測等を行った特に重要なパラメータを発電
所内の必要な場所及び発電所外（社内外）の必 要 な 場 所 で 衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 衛 星 電話 設 備 （ 携 帯 型 ）， 無 線 連 絡 設 備 （ 携 帯 型 ），携行型有線通話装置及び統合原子力防災ネッ
トワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）により共有するために必要な手順等を整備する。

1.19−36

添 付 資 料 1.19.3
重大事故等対処設備における点検頻度
重大事故等対処設備

点検項目

衛星電話設備

外観点検

点検頻度
1 回／６ヶ月

（固定型）

通信確認

衛星電話設備

外観点検

（携帯型）

通信確認

無線連絡設備

外観点検

（携帯型）

通信確認

衛星電話設備
1 回／６ヶ月

無線連絡設備

1 回／６ヶ月
外観点検

携行型有線通話装置

1 回／６ヶ月
通信確認
外観点検

テレビ会議システム

1 回／６ヶ月
通信確認

統合原子力防災ネットワー

外観点検
ＩＰ電話

1 回／６ヶ月

クに接続する

通信確認

通信連絡設備

外観点検
ＩＰ−ＦＡＸ

1 回／６ヶ月
通信確認
外観点検

ＳＰＤＳ

1 回／年
機能確認

1.19−37

添付資料 1.19.4
通信連絡設備（発電所内用）の一覧（１／３）
主要設備

台数・保管場所

電源設備

約 340 台
送受話器
送受話器
・緊急時対策所：3 台（ページング）（ページング）・緊急時対策所建屋：17 台（ 警 報 装 置 を 含 （ 警 報 装 置 を 含 ・中央制御室：9 台
む。
）
む。
）
・原子炉建屋他：約 290 台
屋外：約 20 台

・非常用ディーゼル発電機
・常設代替高圧電源装置
・可搬型代替低圧電源車
・蓄電池

約 210 台・緊急時対策所：4 台
・中央制御室：5 台・原子炉建屋他：約 200 台

・非常用ディーゼル発電機
・常設代替高圧電源装置
・可搬型代替低圧電源車
・蓄電池

約 300 台・緊急時対策所：約 40 台
・中央制御室：4 台・発電所員他配備：約 250 台

・充電池※別の端末又は別の充電池と交換することで7 日間以上継続して通話が可能

12 台
・緊急時対策所：1 台
・中央制御室：1 台・原子炉建屋他：10 台

・非常用ディーゼル発電機
・常設代替高圧電源装置
・可搬型代替低圧電源車
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

固定電話機

電 力 保 安 通 信 用 ＰＨＳ端末
電話設備

ＦＡＸ

・台数については，今後，訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。

1.19−38

通信連絡設備（発電所内用）の一覧（２／３）
主要設備

台数・保管場所

15 台（予備 2 台）
携行型有線通話・緊急時対策所：3 台（予備 1 台）
装置・中央制御室：12 台（予備 1 台）
携行型有線通話装置
中 継 用 ケ ー ブ ル 12 台
ドラム・各現場：12 台

電源設備

・乾電池
※予備の乾電池と交換することで 7 日間以上継続しての通話が可能

衛星電話設備（固定型）

8 台（予備 1 台）
・緊急時対策所：6 台（予備 1 台）
・中央制御室：2 台

・非常用ディーゼル発電機
・常設代替高圧電源装置
・可搬型代替低圧電源車
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

衛星電話設備（携帯型）

12 台（予備 1 台）
・緊急時対策所：11 台（予備 1 台）・原子力館：1 台

・充電池※別の端末又は別の充電池と交換することで 7
日間以上継続しての通話が可能

無線連絡設備（固定型）

3台
・緊急時対策所：2 台
・中央制御室：1 台

・非常用ディーゼル発電機
・常設代替高圧電源装置
・可搬型代替低圧電源車
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

無線連絡設備（携帯型）

約 50 台（予備 1 台）
・緊急時対策所：19 台（予備 1 台）・守衛所他：約 30 台

・充電池
※別の端末又は別の充電池と交換することで 7
日間以上継続しての通話が可能

衛星電話設備

無線連絡設備・台数については，今後，訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。

1.19−39

通信連絡設備（発電所内用）の一覧（３／３）
主要設備

データ伝送装置

ＳＰＤＳ

台数・保管場所

電源設備
・非常用ディーゼル発電機
・常設代替高圧電源装置
・可搬型代替低圧電源車
・無停電電源装置

一式
・中央制御室

緊急時対策支援一式
システム伝送装・緊急時対策所建屋
置・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

Ｓ Ｐ Ｄ Ｓ デ ー タ 一式
表示装置
・緊急時対策所

・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

1.19−40

通信連絡設備（発電所外用）の一覧（１／２）
主要設備

台数・保管場所

電源設備

加入電話

10 台
・緊急時対策所：9 台
・中央制御室：1 台（災害時優先契約あり）

・通信事業者回線からの給電

加入ＦＡＸ

2台
・緊急時対策所：1 台
・中央制御室：1 台

・通信事業者回線からの給電
・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

衛星電話設備（固定型）

通信連絡設備（発電所内用）と同じ

衛星電話設備（携帯型）

通信連絡設備（発電所内用）と同じ

加入電話設備衛星電話設備・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

テ レ ビ 会 議 シ ス テレビ会議システ 2 台
テム（社内）
ム（社内）・緊急時対策所：2 台

専用電話設備・通信事業者回線からの給電
・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

専用電話
1台（ホットライン）・緊急時対策所：1 台（地方公共団体向）

・台数については，今後，訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。

1.19−41

通信連絡設備（発電所外用）の一覧（２／２）
主要設備

ＩＰ電話

統合原子力防災
ネットワークにＩＰ−ＦＡＸ
接続する通信連
絡設備

データ伝送設備

台数・保管場所

電源設備（連続利用時間）

6 台（有線系：4 台（予備 1 台），衛星系：2 台）・緊急時対策所：6 台（予備 1 台）
（有線系：4 台（予備 1 台），衛星系：2 台）

・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

3 台（有線系：2 台，衛星系 1 台）
・緊急時対策所： 3 台（有線系：2 台，衛星系 1 台）

・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

テレビ会議システ 1 台
ム・緊急時対策所：1 台

・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

緊急時対策所支援 一式システム伝送装置
・緊急時対策所

・非常用ディーゼル発電機
・緊急時対策所用発電機
・無停電電源装置

固定電話機
電力保安通信用
ＰＨＳ端末
電話設備
ＦＡＸ

通信連絡設備（発電所内用）と同じ・台数については，今後，訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。

1.19−42

添付資料 1.19.5
通信連絡設備の概要
１． 通信連絡設備の概要
発電所内及び発電所外との通信連絡設備として，以下の通信連絡設備を設置又は保管する設計とする。通信連絡設備は，警報装置，通信設備（発電所内），データ伝送設備（発電所内），通信設備（発電所外）及びデータ伝送設備（発電所外）から構成される。通信連絡設
備の概要を図 1 に示す。

(1) 警報装置事故等が発生した場合に，建屋内外の者へ退避の指示を行う。

(2) 通信設備（発電所内）
中央制御室等から建屋内外各所の者へ操作，作業又は退避の指示及び連絡を行う。

(3) データ伝送設備（発電所内）
事故状態等の把握に必要な情報（プラントパラメータ）を把握するため，緊急時対策所へ
データを伝送する。

(4) 通信設備（発電所外）
発電所外の必要箇所へ事故の発生等に係る連絡を音声等により行う。

(5) データ伝送設備（発電所外）
発電所内から発電所外の緊急時対策支援システム（ＥＲＳＳ）へ必要なデータを伝送する。

1.19−43

発電所内

発電所外

東海第二発電所
緊急時対策所建屋

統合防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，
ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）

現場（屋内）
電力保安通信用
電話設備※１（固定電話機，ＰＨＳ端末
及びＦＡＸ）
送受話器（ページング）

電力保安通信用
電話設備※１（固定電話機，ＰＨＳ端
末及びＦＡＸ）

送受話器（ページング）
無線連絡設備（固定型）

衛星電話設備（固定型）
携行型有線通話装置※２携行型有線通話装置

発電所外（社内）
本店（東京）（即応センター等）

専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向））その他関係箇所（社内）テレビ会議システム（社内）

発電所外（社外）国（原子力規制委員会等）

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

関係自治体（茨城県，東海村等）
緊急時対策支援システム伝送装置

ＳＰＤＳデータ
表示装置

その他関係機関等（社外）※３

発電所外（社外）

現場（屋外）
原子炉建屋付属棟
衛星電話設備（携帯型）

電力保安通信用
電話設備※１（固定電話機，ＰＨＳ端末）

無線連絡設備（携帯型）

データセンター（ＥＲＳＳ※４原子力規制庁）

中央制御室
電力保安通信用
電話設備※１（固定電話機，ＰＨＳ端末
及びＦＡＸ）

衛星電話設備
（固定型）

携行型有線
通話装置

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

無線連絡設備（固定型）

送受話器（ページング）【凡例】：通信連絡設備（発電所内用）：通信連絡設備（発電所外用）：通信連絡設備（発電所内用及び発電所外用）：設計基準対象施設及び送受話器（ページング）
データ伝送装置

重大事故等対処設備として使用する設備：通信の流れ※１：加入電話設備に接続されており，発電所外への通信連絡が可能である。
※３：隣接事業所を含む。

図1※２：緊急時対策所内で通信連絡が可能である。
※４：国の緊急時対策支援システム。

通信連絡設備の概要
1.19−44：データの流れ１．１

警報装置及び通信設備（発電所内）

設計基準事故が発生した場合において，中央制御室等から人が立ち入る
可能性のある原子炉建屋，タービン建屋等の建屋内外各所の者への操作，
作業又は退避の指示等の連絡をブザー鳴動等により行うことができる装置
及び音声等により行うことができる設備として，警報装置の機能を有する送受話器（ページング）及び多様性を確保した通信設備（発電所内）として ， 送 受 話 器 （ ペ ー ジ ン グ ）， 電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備 （ 固 定 電 話 機 ， Ｐ Ｈ
Ｓ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ）， 衛 星 電 話 設 備 （ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話 設 備 （ 携 帯 型 ）， 無線 連 絡 設 備 （ 固 定 型 ）， 無 線 連 絡 設 備 （ 携 帯 型 ） 及 び 携 行 型 有 線 電 話 装 置 を設置又は保管する設計とする。概要を図 2 に示す。
また，通信設備（発電所内）のうち，設計基準対象施設である衛星電話
設 備 （ 固 定 型 ）， 衛 星 電 話 設 備 （ 携 帯 型 ）， 無 線 連 絡 設 備 （ 携 帯 型 ） 及 び 携
行型有線電話装置は，重大事故等時においても使用し，重大事故等時においても機能維持を図る設計とする。

万が一，送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）の機能が喪失した場合，発電所建屋外は無
線 連 絡 設 備 （ 携 帯 型 ） 及 び 衛 星 電 話 設 備 （ 携 帯 型 ）， 発 電 所 建 屋 内 は 携 行 型
有線通話装置及び衛星電話設備（固定型）により，発電所内の必要箇所との通信連絡が可能な設計とする。

1.19−45図２

通信設備（発電所内）の概要

1.19−46

１．２

通信設備（発電所外）の概要

発電所外の必要箇所と事故の発生等に係る連絡を音声等により行うため，
通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）と し て ，電 力 保 安 通 信 用 電 話 設 備（ 固 定電 話 機 ，ＰＨＳ 端 末 及 び Ｆ Ａ Ｘ ），衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ），衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ），統 合
原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ
Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）， テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム （ 社 内 ）， 加 入 電 話 設 備 （ 加入 電 話 ，加 入 Ｆ Ａ Ｘ ）及 び 専 用 電 話 設 備（ 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イ ン ）（地方公
共 団 体 向 ））を 設 置 又 は 保 管 す る 設 計 と し ，有 線 系 ，無 線 系 又 は 衛 星 系 回 線 によ る 通 信 方 式 の 多 様 性 を 確 保 し た 専 用 通 信 回 線 に 接 続 し ，輻 輳 等 に よ る 制 限
を 受 け る こ と な く 常 時 使 用 で き る 設 計 と す る 。概 要 を 図 ３ ，図 ４ ，図 ５ に 示す。
ま た ，通 信 設 備（ 発 電 所 外 ）の う ち ，設 計 基 準 対 象 施 設 で あ る 統 合 原 子 力
防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話
及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ），衛 星 電 話 設 備（ 固 定 型 ）及 び 衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ）は ，
重 大 事 故 等 時 に お い て も 使 用 し ，重 大 事 故 等 時 に お い て も 機 能 維 持 を 図 る 設計とする。
ａ．電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）
当 社 及 び 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド 株 式 会 社 が 構 築 す る 専 用 通 信 回 線（ 無線系及び有線系）に接続している固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ
ｂ．テレビ会議システム（社内）通 信 事 業 者 が 提 供 す る 通 信 回 線（ 有 線 系 及 び 無 線 系 ）に 接 続 し て い る テ
レビ会議システム（社内）ｃ．加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）
通信事業者が提供する通信回線（有線系）に接続している加入電話及び加入ＦＡＸ
ｄ ．統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 し て い る 通 信 連 絡 設 備（ テ レ ビ 会 議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）

1.19−47

通 信 事 業 者 が 提 供 す る 特 定 顧 客 専 用 の 統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク（ 有線 系 及 び 衛 星 系 ）に 接 続 し て い る Ｉ Ｐ 電 話 ，Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ 及 び テ レ ビ 会 議
システム
ｅ ． 専 用 電 話 設 備 （ 専 用 電 話 （ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公 共 団 体 向 ））通 信 事 業 者 が 提 供 す る 専 用 通 信 回 線（ 有 線 系 ）に 接 続 し て い る 専 用 電 話（ ホ ッ ト ラ イ ン ）（ 地 方 公 共 団 体 向 ）ｆ．衛星電話設備（固定型）及び衛星電話設備（携帯型）
通 信 事 業 者 が 提 供 す る 通 信 回 線（ 衛 星 系 ）に 接 続 し て い る 衛 星 電 話 設 備（固定型）及び衛星電話設備（携帯型）

万が一，電力保安通信電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）の 機 能 が 喪 失 し た 場 合 ，統 合 原 子 力 防 災 ネ ッ ト ワ ー ク に 接 続 す る 通 信 連 絡
設 備（ テ レ ビ 会 議 シ ス テ ム ，Ｉ Ｐ 電 話 及 び Ｉ Ｐ − Ｆ Ａ Ｘ ）等 の 衛 星 系 回 線
により，発電所外の必要箇所との通信連絡が可能な設計とする。

図３

通 信 設 備 （ 発 電 所 外 〔 社 内 関 係 箇 所 〕） の 概 要

1.19−48

図４

通 信 設 備 （ 発 電 所 外 〔 社 外 関 係 箇 所 〕） の 概 要 （ そ の １ ）

図５

通 信 設 備 （ 発 電 所 外 〔 社 外 関 係 箇 所 〕） の 概 要 （ そ の ２ ）1.19−49

１．３

データ伝送設備（発電所内）及びデータ伝送設備（発電所外）

緊急時対策所へ事故状態等の把握に必要なデータを伝送できるデータ伝
送 設 備（ 発 電 所 内 ）と し て ，デ ー タ 伝 送 装 置 ，緊 急 時 対 策 支 援 シ ス テ ム 伝 送装置及びＳＰＤＳデータ表示装置で構成するＳＰＤＳを設置する設計とす
る 。ま た ，発 電 所 内 か ら 発 電 所 外 の 緊 急 時 対 策 支 援 シ ス テ ム（ Ｅ Ｒ Ｓ Ｓ ）へ
必 要 な デ ー タ を 伝 送 で き る デ ー タ 伝 送 設 備（ 発 電 所 外 ）と し て 緊 急 時 対 策 支援システム伝送装置を設置する設計とする。

デ ー タ 伝 送 設 備（ 発 電 所 外 ）は ，デ ー タ 伝 送 装 置 か ら デ ー タ を 収 集 し ，緊急 時 対 策 支 援 シ ス テ ム（ Ｅ Ｒ Ｓ Ｓ ）へ 必 要 な デ ー タ を 伝 送 可 能 な 設 計 と し ，常時使用できるよう通信事業者が提供する特定顧客専用の統合原子力防災
ネ ッ ト ワ ー ク（ 有 線 系 及 び 衛 星 系 ）に 接 続 し 多 様 性 を 確 保 す る 設 計 と す る 。
概要を図６に示す。
な お ，デ ー タ 伝 送 設 備（ 発 電 所 内 ）及 び デ ー タ 伝 送 設 備（ 発 電 所 外 ）の う
ち，設計基準対象施設であるデータ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置及びＳＰＤＳデータ表示装置は，重大事故等時においても使用し，重大事故等時においても機能維持を図る設計とする。

データ伝送設備（発電所内）における発電所内建屋間の有線系回線の構
成は，原子炉建屋と緊急時対策所建屋間を直接接続する設計とする。
万が一，有線系回線に損傷が発生し，有線系回線によるデータ伝送の機能が喪失した場合，無線通信装置により，発電所内建屋間のデータ伝送が継続可能な設計とする。

1.19−50

無線
原子炉建屋付属棟

統合原子力防災ネッ
トワーク（衛星系）
緊急時対策所建屋

統合原子力防災ネットワーク︵
有線系︶

無線通信装置SPDSデータ
表示装置
無線通信装置
中央制御室待避室
データ
表示装置
（待避室）

有線
（光ケーブル）

データ
表示装置

データ
伝送装置

※

(1)

プロセス
計算機

緊急時対策
支援システ
ム伝送装置

発電所内 発電所外※
可搬型気象 可搬型
観測設備
モニタリング・ポスト

現場計器等

緊急時対策支援システム（ERSS）(1) 可搬型気象観測設備及び可搬型モニタリング・ポストデータ表示装置

【凡例】
：有線系
：無線又は衛星系：通常伝送ライン：バックアップ伝送ライン

図６ ＳＰＤＳ及びデータ伝送設備の概要

1.19−51

２．

多様性を確保した通信回線
通信設備（発電所外）及びデータ伝送設備（発電所外）については，有線系，無線系又は衛星系回線による通信方式の多様性を確保した専用通信回線に接続し，輻輳等による制限を受けることなく常時使用できる設計とする。
多様性を確保した通信回線を表１に記載するとともに，概要を図７に示す。
表１

多様性を確保した通信回線

通信回線種別電力保安
通信用
回線

無 線 系 回 線
（マイクロ波回線）
有線系回線（災害時優先契約あり）
有線系回線（災害時優先
契約なし）

通信
事業者
回線

有線系回線

衛星系回線

有線系回線

有線系回線
（ 光 フ ァ イ
バ）
通信事業
者回線
（統合原
子力防災
ネットワ
ーク）

主要設備
電力保安通信用電話設備※１

加入電話設備

専用電話設備統合原子力防災ネットワー
クに接続する
通信連絡設備

衛星系回線

有線系回線
（ 光 フ ァ イ
バ）
衛星電系回線

データ伝送
設備

専用

通信の
制限※２

固定電話機，
ＰＨＳ端末
ＦＡＸ

電話

○

◎

ＦＡＸ

○

◎

加入電話

電話

−

○

加入ＦＡＸ

ＦＡＸ

−

○

加入電話

電話

−

×

加入ＦＡＸ

ＦＡＸ

−

×

テレビ
会議

○

◎

○

◎

衛星電話設備
（固定型）

電話

−

○

衛星電話設備
（携帯型）

電話

−

○

電話

○

◎

電話

○

◎

ＩＰ−ＦＡＸＦＡＸ○◎

テ レ ビ 会 議 シ ス
テム

テレビ
会議

○

◎

ＩＰ電話

電話

○

◎

ＩＰ−ＦＡＸＦＡＸ○◎

テ レ ビ 会 議 シ ス
テム

テレビ
会議

○

◎

緊急時対策支援シ ス テ ム 伝 送 装
置

データ
伝送

○

◎

テレビ会議シテ レ ビ 会 議 シ ス
ステム（社内） テム（社内）

衛星電話設備機能

専 用 電 話（ ホ ッ ト
ラ イ ン ）（ 地 方 公
共団体向）
ＩＰ電話

※ 1： 加 入 電 話 設 備 に も 接 続 さ れ て お り ， 発 電 所 外 へ の 連 絡 も 可 能※ 2： 通 信 の 制 限 と は ， 輻 輳 の ほ か ， 災 害 発 生 時 の 通 信 事 業 者 に よ る 通 信 規 制 を 想 定【 凡 例 】・ 専 用 ○ ： 専 用 回 線 （ 帯 域 専 有 を 含 む ） − ： 非 専 用 回 線
・ 通 信 の 制 限 ◎ ： 制 限 な し ○ ： 制 限 の お そ れ が 少 な い ×： 制 限 の お そ れ が あ る

1.19−52

図７ 多様性を確保した通信回線の概要

1.19−53３．

通信連絡設備の電源及び代替電源設備

通 信 連 絡 設 備 は ，非 常 用 所 内 電 源 又 は 無 停 電 電 源（ 蓄 電 池 を 含 む 。）か ら 給 電できる設計とする。また，重大事故等対処設備の通信連絡設備は，代替電源設
備（電池等の予備電源設備を含む）から給電できる。単線結線図を図８，図９に示し，接続電源の一覧を表２，表３，表４に記載する。

【凡例】： 非 常 用 所 内 電 源 又 は 無 停 電 電 源 （ 蓄 電 池 を 含 む 。）
：代替電源設備：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する通信連絡設備

図８

中央制御室における通信連絡設備の単線結線図

1.19−54

【凡例】： 非 常 用 所 内 電 源 又 は 無 停 電 電 源 （ 蓄 電 池 を 含 む 。）
：代替電源設備：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する通信連絡設備

図９

緊急時対策所における通信連絡設備の単線結線図

1.19−55

表２ 通信連絡設備（発電所内用）の電源設備
通信種別

非常用所内電源又は無停電電源等

主要施設

代替電源設備

乾電池※１

（乾電池）

非常用ディーゼル発電機
蓄電池

常設代替高圧電源装置
可搬型代替低圧電源車

中央制御室

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

常設代替高圧電源装置
可搬型代替低圧電源車

緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

緊急時対策所用発電機

無線通話装置（携帯型）

緊急時対策所

充電池※２

（充電池）

データ伝送装置

中央制御室

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置
非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置
非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

常設代替高圧電源装置
可搬型代替低圧電源車

携行型有線通話装置

携行型有線通話装置

中央制御室

送受話器
（ページング）（警報装置を含む。）

送受話器（ページング）（警報装置を含む。）

中央制御室
緊急時対策所

無線通話装置（固定型）
発電所内

無線連絡設備ＳＰＤＳ

緊急時対策支援システ
ム伝送装置
ＳＰＤＳデータ表示装
置

緊急時対策所
緊急時対策所

緊急時対策所用発電機
緊急時対策所用発電機※１：乾電池により約 12 時間の連続通話が可能。また，必要な予備の乾電池を保有し，予備の乾電池と交換することにより 7 日間以上継続しての通話が可能。
※２：充電池により約 14 時間の連続通話が可能。また，他の端末もしくは予備の充電池と交換することとにより 7 日間以上継続しての通話が可能であり，使用後の充電池は代替電源設備にて充電可能。
：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備：重大事故等対処設備

1.19−56

表３ 通信連絡設備（発電所内用及び発電所外用）の電源設備
通信種別

非常用所内電源又は無停電電源等

代替電源設備

非常用ディーゼル発電機
蓄電池

常設代替高圧電源装置
可搬型代替低圧電源車

中央制御室

非常用ディーゼル発電機
充電池

緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
充電池

中央制御室

非常用ディーゼル発電機

常設代替高圧電源装置
可搬型代替低圧電源車
常設代替高圧電源装置
可搬型代替低圧電源車
充電池
常設代替高圧電源装置
可搬型代替低圧電源車

緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

主要施設
中央制御室
固定電話機
緊急時対策所

電力保安通信用
電話設備

ＰＨＳ端末

ＦＡＸ

発電所
内外

中央制御室
衛星電話設備（固定型）
緊急時対策所

衛星電話設備テレビ会議システム（社内）

緊急時対策所用発電機

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置
非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

常設代替高圧電源装置
可搬型代替低圧電源車
緊急時対策所用発電機

衛星電話設備（携帯型）

緊急時対策所

充電池※１

（充電池）

テレビ会議システム（社内）

緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

緊急時対策所用発電機※１：充電池により約 4 時間の連続通話が可能。また，他の端末もしくは予備の充電池と交換することとにより 7 日間以上継続しての通話が可能であり，使用後の充電池は代替電源設備にて充電可能。
：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備

1.19−57：重大事故等対処設備

表４ 通信連絡設備（発電所外用）の電源設備

通信種別

非常用所内電源又は無停電電源装置等

主要施設

代替電源設備テレビ会議システム（有線系，衛星系）

緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

緊急時対策所用発電機

ＩＰ電話（有線系，衛星系）

緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

緊急時対策所用発電機

ＩＰ−ＦＡＸ（有線系，衛星系）

緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

緊急時対策所用発電機

加入電話

緊急時対策所

通信事業者回線からの給電−（通信事業者回線からの給
電）

加入ＦＡＸ

緊急時対策所

通信事業者回線からの給電
非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

緊急時対策所用発電機

専用電話設備

専用電話（ホットライン）（地方公共団体向）緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

緊急時対策所用発電機

データ伝送設備

緊急時対策支援システ
ム伝送装置

緊急時対策所

非常用ディーゼル発電機
無停電電源装置

緊急時対策所用発電機

統合原子力防災ネット
ワークに接続する通信
連絡設備

発電所外
加入電話設備：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備：重大事故等対処設備

1.19−58

４．

緊 急 時 対 策 所 に 設 置 す る 通 信 設 備 （ 発 電 所 内 ）， 通 信 設 備 （ 発 電 所 外 ），
データ伝送設備（発電所内）及びデータ伝送設備（発電所外）に係る耐震設計（１）緊急時対策所
緊 急 時 対 策 所 に お け る 通 信 設 備 （ 発 電 所 内 ）， 通 信 設 備 （ 発 電 所 外 ）， デ
ータ伝送設備（発電所内）及びデータ伝送設備（発電所外）については，
転倒防止措置等を施すことで，基準地震動による地震力に対して機能を喪失しない設計とする。
緊 急 時 対 策 所 に お け る 通 信 設 備 （ 発 電 所 内 ）， 通 信 設 備 （ 発 電 所 外 ）， デ
ータ伝送設備（発電所内）及びデータ伝送設備（発電所外）に係る耐震措
置 の 概 要 を 図 １ ０ ，１ １ に 示 す 。
（ＳＰＤＳデータ表示装置については，
「第
３４条

図１０

緊 急 時 対 策 所 」 に て 整 理 す る 。）

緊急時対策所の通信設備（発電所内）及び通信設備（発電所外）に関わる耐震措置の概要

1.19−59

無線
原子炉建屋付属棟

統合原子力防災ネッ
トワーク（衛星系）
緊急時対策所建屋

統合原子力防災ネットワーク︵有線系︶

無線通信装置SPDSデータ
表示装置
無線通信装置
中央制御室待避室
データ
表示装置
（待避室）

有線
（光ケーブル）

データ
表示装置

データ
伝送装置

※

(1)

プロセス
計算機

緊急時対策
支援システム
伝送装置

発電所内 発電所外※
可搬型気象 可搬型
観測設備
モニタリング・ポスト

現場計器等

緊急時対策支援システム（ERSS）(1)

可搬型気象観測設備及び可搬型モニタリング・ポストデータ表示装置

【凡例】
：有線系
：無線又は衛星系：通常伝送ライン：バックアップ伝送ライン：基準地震動による地震力に対し，機能を維持する範囲

図１１ データ伝送設備（発電所内）及びデータ伝送設備（発電所外）に関わる耐震措置の概要

1.19−60５．

機能ごとに必要な通信連絡設備
発 電 所 内 に お け る 「 避 難 の 指 示 」 及 び 「 操 作 ・ 作 業 の 連 絡 」， 発 電 所 外への「通報・連絡等」に必要な通信連絡設備の種類，配備台数等について，通信連絡が必要な箇所ごとに整理した通信連絡の指揮系統図を図１２，図１３，図１４に示す。
通信連絡設備は，使用する要員，連絡先（地方公共団体，その他関係機
関等）に，よりすみやかに連絡が実施できるよう必要な台数を整備する。
また，予備品の台数は，これまでの使用実績や新規購入時の納期の実績等を踏まえ，設備が故障した場合もすみやかに代替機器を準備できる台数を整備する。

1.19−61

機能使用する通信連絡設備

緊急時対策所

中央制御室

現場（屋内）※１

・送受話器（ページング）：3 台・電力保安用通信用電話設備（固定電話機：4 台，ＰＨＳ端末：
40 台）
・無線連絡設備（固定型）：2 台
・衛星電話設備（固定型）：6 台・送受話器（ページング）：9 台・電力保安用通信用電話設備（固定電話機：5 台,ＰＨＳ端末：4 台）
・無線連絡設備（固定型）：1 台
・衛星電話設備（固定型）：2 台・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（ＰＨＳ端末）発電所内

現場（屋外）

退避の指示

中 央 制 御 室 等 か ら 発 電 所 内 へ の 退 避 の 指 示 等 は ，送 受
話器（ページング）で行う。
送 受 話 器 は ，ブ ザ ー 鳴 動 に よ り 発 電 所 内 の 人 に 避 難 指示等を行う警報機能とハンドセットを使用して音声で中央制御室から発電所内の人に避難指示等を行う機能
が あ り 、ブ ザ ー 鳴 動 に よ る 避 難 指 示 等 は ，原 子 炉 自 動 停止等が発生した場合に，運転員等に原子炉自動停止確
認・処置及び退避を指示するために使用する。
ま た ，送 受 話 器（ ペ ー ジ ン グ ）の 機 能 を 喪 失 す る よ う
な 保 守 作 業 を 行 う 際 は ，代 替 手 段 と し て 電 力 保 安 通 信 用
電 話 設 備（ 固 定 電 話 機 ，Ｐ Ｈ Ｓ 端 末 ）等 に よ り ，運 転 員等に必要な連絡を行う。

・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（ＰＨＳ端末）○発電所構内設置台数
・送受話器（ページング）：約 340 台
・ＰＨＳ端末：約 300 台
・無線連絡設備（携帯型）：約 50 台
・衛星電話設備（携帯型）：11 台※１：原子炉建屋、タービン建屋等

・台数については，今後，訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。

図１２「退避の指示」における指揮系統図

1.19−62

機能使用する通信連絡設備○送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備（固定電話機、ＰＨＳ端末）等が使用できる場合
現場（屋内）※１

緊急時対策所・送受話器（ページング）：3 台・電力保安通信用電話設備（固定電話機：4 台，ＰＨＳ端末：40 台）
・無線連絡設備（固定型）：2 台・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（固定電話機、ＰＨＳ端末）

現場（屋外）※２

発電所内

操作・作

中央制御室

業の連絡

・送受話器（ページング）：9 台・電力保安通信用電話設備（固定電話機：5 台、ＰＨＳ端末：4 台）
・無線連絡設備（固定型）：1 台・送受話器（ページング）
・電力保安通信用電話設備（ＰＨＳ端末）・無線連絡設備（携帯型）

放射能観測車（モニタリングカー）
・衛星電話設備（携帯型）：1 台○発電所構内設置台数
・送受話器（ページング）：約 340 台
・固定電話機：約 210 台
・ＰＨＳ端末：約 300 台
・無線連絡設備（携帯型）：約 50 台
※１：原子炉建屋、タービン建屋等※２：モニタリングに係る作業を含む

・台数については、今後、訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。
機能使用する通信連絡設備○送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備（固定電話機、ＰＨＳ端末）等が使用できない場合
現場（屋内）※１

緊急時対策所・衛星電話設備（固定型）：6 台・携行型有線通話装置：3 台・携行型有線通話装置：10 台

現場（屋外）※２

発電所内

・衛星電話設備（携帯型）：10 台
・無線連絡設備（携帯型）：19 台※３

中央制御室

操作・作

・衛星電話設備（固定型）：2 台・携行型有線通話装置：2 台

放射能観測車（モニタリングカー）

業の連絡・衛星電話設備（携帯型）：1 台※１：原子炉建屋、タービン建屋等※２：モニタリングに係る作業を含む※３：屋外現場連絡用

重大事故等時においても、設置又は保管する通信連絡設備により十分に対応できる。
重大事故等時（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））における必要な通信連絡設備は以下の通り
衛星電話設備（固定型）
・中央制御室 ：1 台
・緊急時対策所：3 台

衛星電話設備（携帯型）
・現場（屋外）：2 台

無線連絡設備（携帯型）
・現場（屋外）：5 台

携行型有線通話装置
・中央制御室 ：2 台・現場（屋内）：10 台

・台数については、今後、訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。

図１３「操作・作業の連絡」における指揮系統図

1.19−63

機能使用する通信連絡設備○送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備（固定電話機、ＰＨＳ端末、ＦＡＸ）が使用できる場合
緊急時対策所本店（即応センター）

・送受話器（ページング）：3 台・電力保安通信用電話設備（固定電話機：4 台，ＰＨＳ端末：40 台）
・加入電話：（加入電話：9 台，加入ＦＡＸ：1 台）・テレビ会議システム（社内）：一式
・専用電話（ホットライン）（地方公共団体向）：１台

・電力保安通信用電話設備（固定電話機：3 台，ＰＨＳ端末：3 台，
ＦＡＸ：3 台）・テレビ会議システム（社内）
：一式

発電所外

国（原子力規制委員会等）

連絡・通報
地方公共団体他（茨城県、東海村等）

等
その他関係機関等（社外）※１

中央制御室
・送受話器（ページング）：9 台・電力保安通信用電話設備（固定電話機：5 台，ＰＨＳ端末：4 台）
・加入電話：（加入電話：1 台，加入ＦＡＸ：1 台）

放射能観測車（モニタリングカー）
・衛星電話設備（携帯型）：1 台※ 1： 隣 接 事 業 所 を 含 む 。

・台数については、今後、訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。
機能使用する通信連絡設備○送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備（固定電話機、ＰＨＳ端末、ＦＡＸ）が使用できない場合
緊急時対策所本店（即応センター）

・衛星電話設備（固定型）：6 台・統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム：一式，
ＩＰ電話：6 台（衛星系：2 台，有線系：4 台），
ＩＰ−ＦＡＸ：3 台（衛星系：1 台，有線系：2 台））・衛星電話設備（固定型）：2 台・統合原子力防災ネットワークに接続する
通信連絡設備（テレビ会議システム：一式
ＩＰ電話：8 台（衛星系：2 台，
有線系：6 台）ＩＰ−ＦＡＸ：4 台（衛星系：1 台，有線系：3 台）

発電所外

国（原子力規制委員会等）

連絡・通報
等

中央制御室

地方公共団体（茨城県、東海村等）

・衛星電話設備（固定型）：2 台
その他関係機関等（社外）※１
放射能観測車（モニタリングカー）
・衛星電話設備（携帯型）：1 台※ 1： 隣 接 事 業 所 を 含 む 。

・台数については、今後、訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。

図１４「連絡，通報等」における指揮系統図

1.19−64

６．

携行型有線通話装置等の使用方法及び使用場所について通常使用している所内の通信連絡設備が使用できない場合において，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うため，以下の通信連絡設備を使用する。

○携行型有線通話装置
中央制御室に保管する携行型有線通話装置は，中央制御室と各現場（屋内）間に布設している専用通信線を用い，携行型有線通話装置を専用接続
箱に接続するとともに，必要時に中継用ケーブルを布設することにより中央制御室と各現場（屋内）間の必要な通信連絡を行うことができる設計とする。
なお，専用接続箱については，地震起因による溢水の影響を受けない箇所に設置しており，溢水時においても使用できる。
通信連絡設備の必要台数は，有効性評価における各事故シーケンスグル
ープ等で使用する台数とし，中央制御室及び現場（屋内）にて対応する運転員及び重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員は各自 1 台を携行し使用する。なお，屋外より合流する重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が使用する携行型有線通話装置は，合流する運転員が中央制御室より携行する。
○衛星電話設備（固定型）
中央制御室及び緊急時対策所に設置する衛星電話設備（固定型）は，中央制御室と緊急時対策所間の必要な通信連絡を行うことができる設計とする。
また，屋外の災害対策要員は衛星電話設備（携帯型）を使用することにより緊急時対策所と現場（屋外）間の必要な通信連絡を行うことができる
設計とする。
通信連絡設備の必要台数は，有効性評価における各事故シーケンスグル
ープ等で使用する台数とし，中央制御室と緊急時対策所間として各 1 台，

1.19−65

緊急時対策所と現場（屋外）間として緊急時対策所に作業ごとに各 1 台使用する。
○衛星電話設備（携帯型）
緊急時対策所に保管する衛星電話設備（携帯型）は，現場（屋外）と緊
急時対策所間の必要な通信連絡を行うことができる設計とする。
通信連絡設備の必要台数は，有効性評価における各事故シーケンスグル
ープ等で使用する台数とし，現場（屋外）と緊急時対策所間連絡用として
屋外の災害対策要員の作業ごとに各 1 台を携行し使用する。
○無線連絡設備（携帯型）
緊急時対策所に保管する無線連絡設備（携帯型）は，現場（屋外）間の必要な通信連絡を行うことができる設計とする。
通信連絡設備の必要台数は，有効性評価における各事故シーケンスグル
ープ等で使用する台数とし，現場（屋外）間連絡用として屋外の災害対策
要員はツーマンルールであるため 2 名ごとに 1 台を携行し使用する。
携行型有線通話装置を用いた通信連絡の概要及び衛星電話設備（固定型）等を用いた通信連絡の概要について，図１５及び図１９に示す。また，各事故シーケンスグループ等で使用する携行型有線通話装置を使用す
る通話場所の例を表５，各事故シーケンスグループ等で使用する携行型有線通話装置及び衛星電話設備等の台数を表６，表７に示す。

1.19−66

表５

携行型有線通話装置を使用する通話場所の例（重要事故シーケンス

全交流動力電源喪失時の例）

作業・操作内容

作業・操作場所

原子炉建屋付属棟
不要負荷の切り離し操作

Ｃ／Ｓ電気室1階
原子炉建屋付属棟

受電前準備

Ｃ／Ｓ電気室地 下 1,2 階

原子炉建屋内系統構成
原子炉建屋原子炉棟 4 階

北西通路

原子炉建屋原子炉棟 3 階

ＭＳＩＶ保修室

原子炉建屋原子炉棟 2 階

南側通路

原子炉建屋原子炉棟 1 階

南側通路（原子炉注水）原子炉建屋内系統構成（原子炉注水）原子炉建屋内系統構成（格納容器スプレイ）
原子炉建屋内系統構成（格納容器スプレイ）

携行型有線通話装置
・写真については，一部イメージを含む。

1.19−67

中継用ケーブルドラム

図１５

携行型有線通話装置を用いた通信連絡の概要（重要事故シーケンス

全交流動力電源喪失時の例）

1.19−68

図１９

衛星電話設備（固定型）等を用いた通信連絡の概要

1.19−69

表６ 各事故シーケンスグループ等で使用する携行型有線通話装置の台数
単位：台
使用場所

各事故シーケンスグループ等

設備

原子炉建屋付属棟
−：作業無
中央制御室
−：作業無

原子炉建屋
原子炉棟
−：作業無

原子炉建屋
廃棄物処理棟
−：作業無

計（注１）

①−1

高圧・低圧注水機能喪失

2

−

−

3

5

①−2

高圧注水・減圧機能喪失

−

−

−

−

−

①-3-1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2

2

8

−

12

①-3-2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2

2

8

−

12

運転中の原子炉における重大事故に至る恐れが①-3-3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

2

2

8

−

12

ある事故

①-4-1

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

2

2

−

−

4

（炉心の著しい損傷防止）①-4-2

崩壊熱除去機能機能（残留熱除去系が故障した場合）

2

−

−

3

5

①-5

原子炉停止機能喪失

−

−

−

−

−

①-6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2

−

−

3

5

①-7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

2

−

4

−

6

①-8

津波浸水による注水機能喪失

2

2

8

−

12

②-1-1

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）

2

2

−

−

4

②-1-2

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用しない場合）

2

2

−

3

7

重大事故

②-2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

2

2

−

3

7

（原子炉格納容器の破損の防止）②-3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

2

2

−

3

7

②-4

水素燃焼

2

2

−

3

7

②-5

溶融炉心・コンクリート相互作用

2

2

−

3

7

③-1

想定事故１

−

−

−

−

−

③-2

想定事故２

−

−

−

−

−

④-1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

2

2

−

−

4

④-2

全交流動力電源喪失

2

2

−

−

4

④-3

原子炉冷却材の流出

−

−

−

−

−

④-4

反応度の誤投入

−

−

−

−

−

使用済燃料プールにおける重大辞事故に至る恐れがある事故（使用済燃料貯蔵槽内の燃料破損の防止）

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（運転停止中原子炉内の燃料損傷の防止）

・台数については、今後、訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。
（注１）：中央制御室へ現場用（中央制御室必要分含め）として 12 台（予備 1 台）を保管するため、重大事故等においても対応できる。

1.19−70

表７ 各事故シーケンスグループ等で使用する衛星電話設備等の台数
単位：台

各事故シーケンスグループ等

運転中の原子炉における重大事故に至る恐れがある事故（炉心の著しい損傷防止）

重大事故（原子炉格納容器の破損の防止）

使用済燃料プールにおける重大辞事故に至る恐れがある事故（使用済燃料貯蔵槽内の燃料破損の防止）

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（運転停止中原子炉内の燃料損傷の防止）

使用場所

屋内
（中央制御室）−：作業無

屋内（緊急時対策所）−：作業無設備

衛星電話設備（注１）（固定型）

衛星電話設備（注１）（固定型）

衛星電話設備（注２）（携帯型）

無線連絡設備
（注３）
（携帯型）

屋外
−：作業無

①−1

高圧・低圧注水機能喪失

1

3

2

5

①−2

高圧注水・減圧機能喪失

−

−

−

−

①-3-1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

1

3

2

5

①-3-2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

1

3

2

5

①-3-3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

1

3

2

5

①-4-1

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

−

−

−

−

①-4-2

崩壊熱除去機能機能（残留熱除去系が故障した場合）

1

3

2

5

①-5

原子炉停止機能喪失

−

−

−

−

①-6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

1

3

2

5

①-7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

−

−

−

−

①-8

津波浸水による注水機能喪失

1

3

2

5

②-1-1

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）

−

−

−

−

②-1-2

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用しない場合）

1

3

2

5

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

溶融炉心・コンクリート相互作用

−

−

−

−

③-1

想定事故１

1

3

2

5

③-2

想定事故２

1

3

2

5

④-1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

−

−

−

−

④-2

全交流動力電源喪失

−

−

−

−

④-3

原子炉冷却材の流出

−

−

−

−

④-4

反応度の誤投入

−

−

−

−

・台数については、今後、訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。
（注１）：中央制御室へ 2 台、緊急時対策所へ 6 台（予備 1 台）を設置するため、重大事故等においても対応できる。
（注２）：緊急時対策所へ 11 台（予備 1 台）を保管するため、重大事故等においても対応できる。
（注３）：緊急時対策所へ 19 台（予備 1 台）を保管するため、重大事故等においても対応できる。

1.19−71

添 付 資 料 1. 19.6

機能毎に必要な通信設備（発電所内）の優先順位及び設備種別
機能

通信実施場所
使用する通信連絡設備
場所（発電所内）

場所
①
中央
制御室

①
①
②
①

中央
制御室

操 作 ，作
業 の 連
絡

現場
（屋内）

①
①
②

緊急時
対策所

①

携行型有線通話装置
電力保安通信用電話設備（固定電話機）電力保安通信電話設備（Ｐ
ＨＳ端末）
送受話器（ページング）
無線連絡設備（固定型）

②
①

緊急時
対策所

①
①

電力保安通信用電話設備（固定電話機）電力保安通信電話設備（Ｐ
ＨＳ端末）
送受話器（ページング）①②

携行型有線通話装置
電力保安通信用電話設備（固定電話機）電力保安通信電話設備（Ｐ
ＨＳ端末）
送受話器（ページング）
無線連絡設備（固定型）①

衛星電話設備（固定型）②

衛星電話設備（固定型）

①

①

①

電力保安通信用電話設備（固定電話機）電力保安通信電話設備（Ｐ
ＨＳ端末）
送受話器（ページング）
携行型有線通話装置
電力保安通信電話設備（Ｐ
ＨＳ端末）
送受話器（ページング）
無線連絡設備（携帯型）
衛星電話設備（携帯型）
電力保安通信電話設備（Ｐ
ＨＳ端末）
送受話器（ページング）①②

電力保安通信用電話設備（固定電話機）電力保安通信電話設備（Ｐ
現場
ＨＳ端末）
（屋内）
送受話器（ページング）
携行型有線通話装置
電力保安通信電話設備（Ｐ
ＨＳ端末）
現場
送受話器（ページング）（屋外）
無線連絡設備（携帯型）
衛星電話設備（携帯型）
電力保安通信用電話設備（固定電話機）電力保安通信電話設備（Ｐ
現場
ＨＳ端末）
（屋外）
送受話器（ページング）
無線連絡設備（固定型）②

衛星電話設備（固定型）②②

無線連絡設備（携帯型）
衛星電話設備（携帯型）

モニタリ
ング
①
（放射能
観測車）

衛星電話設備（携帯型）

①

①
②
②
①
①

緊急時
対策所

電力保安通信用電話設備（固定電話機）電力保安通信電話設備（Ｐ
現場
ＨＳ端末）
（屋内）
送受話器（ページング）

②

①
②
①
現場
（屋外）

使用する通信連絡設備①

衛星電話設備（固定型）

①
①
②
①
①
②
②
①

凡例
丸数字：優先順位：重大事故等対処設備：自主対策設備1.19−72

機能毎に必要な通信設備（発電所外）の優先順位及び設備種別（１／２）
機能

場所

緊急時
対策所

通信実施場所
使用する通信連絡設備
場所（発電所外）①
テレビ会議システム（社内）
ＴＶ会議②
テレビ会議シス
テム※１①
電力保安通信用
電話設備（固定電話機）①
電力保安通信用
電話設備（ＰＨ
Ｓ端末）
電話②
加入電話設備本店（加入電話）③
衛星電話設備（固定型）④
ＩＰ電話※１
①
ＦＡＸ

通報，
連絡
等

ＴＶ
会議

②
③
①
①
①

①
電話
緊急時
対策所

②
③
①
①
ＦＡＸ
②

電力保安通信用
電話設備（ＦＡＸ）
加入電話設備（加入ＦＡＸ）
ＩＰ−ＦＡＸ※１
テレビ会議システム※１
ＩＰ電話※１
電力保安通信用
電話設備（固定電話機）
電力保安通信用
電話設備（ＰＨ
Ｓ端末）

ＴＶ
会議

使用する通信連絡設備（発電所外）①
テレビ会議システム（社内）②
テレビ会議システム※
１

①
①

電話

②
③
④

ＦＡＸ

電力保安通信用電話設
備（固定電話機）
電力保安通信用電話設
備（ＰＨＳ端末）

加入電話設備（加入電話）
衛星電話設備（固定型）
ＩＰ電話※１①

電力保安通信用電話設
備（ＦＡＸ）②

加入電話設備（加入ＦＡＸ）
ＩＰ−ＦＡＸ※１

③
ＴＶ
会議

電話
国

加入電話設備（加入電話）
衛星電話設備（固定型）
ＩＰ−ＦＡＸ※１
電力保安通信用
電話設備（ＦＡＸ）−

ＦＡＸ

加入電話設備（加入ＦＡＸ）※１：統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備
凡例
丸数字：優先順位：重大事故等対処設備：自主対策設備1.19−73

機能毎に必要な通信設備（発電所外）の優先順位及び設備種別（２／２）
機能場所

通信実施箇所
使用する通信連絡設備
場所（発電所外）
※１
①
ＩＰ電話
①

①

電話

②
②

緊急時
対策所
通報，
連絡
等

③
①
①
ＦＡＸ
②

緊急時
対策所

電話

①

電力保安通信用
電話設備（固定電話機）
電力保安通信用
電話設備（ＰＨ
Ｓ端末）
加入電話設備（加入電話）
専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体
向 ））衛星電話設備（固定型）
ＩＰ−ＦＡＸ※１
電力保安通信用
電話設備（ＦＡＸ）
加入電話設備（加入ＦＡＸ）

衛 星 電 話 設 備
（固定型）

地 方
公 共
団
体 ，
そ の
他 関
係 機
関等

使用する通信連絡設備（発電所外）

電話

−

ＦＡＸ

モニ
タリ
ング
（放
射能
観測
車）

電話

①

衛 星 電 話 設 備（ 携 帯 型 ）※１：統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備
凡例
丸数字：優先順位：重大事故等対処設備：自主対策設備1.19−74

添 付 資 料 1. 19.7
手順のリンク先について

通信連絡設備に関する手順等について，手順のリンク先を以下に取りまとめる。

１ ． 1.19 .2.1(1 )(d )＜リンク先＞

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）
1 .18. 2.2( 1)

緊急時対策所データ伝送設備によるプラン

トパラメータ等の監視手順

２ ． 1.19 .2.1(2 )

計測等を行った特に重要なパラメータを発電所内の必要な場所で共有する手順等＜リンク先＞

３ ． 1.19 .2.2(2 )1 .15. 2.1

監視機能喪失1 .15. 2.2

計測に必要な電源の喪失

1 .17. 2.1

放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等

計測等を行った特に重要なパラメータを発電所外の必要な場所で共有する手順等＜リンク先＞

４ ． 1.19 .2.3

1 .15. 2.1

監視機能喪失1 .15. 2.2

計測に必要な電源の喪失

1 .17. 2.1

放射性物質の濃度及び放射線量の測定の手順等

代替電源設備から給電する手順等＜リンク先＞

1 .14. 2.1

交流電源喪失時の対応手順

1 .18. 2.4

緊急時対策所用発電機による給電

1.19−75