柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等

東海第二

備考

1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等＜＜ 目 次 ＞
1.13.1 対応手段と設備の選定

1.13.1 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(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(2) 対応手段と設備の選定の結果

目 次 ＞

a. 水源を利用した対応手段と設備

ａ．水源を利用した対応手段と設備(a) 復水貯蔵槽を水源とした対応手段と設備(a) 代替淡水貯槽を水源とした対応手段と設備（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合） 東二は常設設備である低圧代
替注水系（新設）の水源として代替淡水貯槽を（代替淡水源:
重大事故等対処設備）新設。また，常設設備による注水等の手段のほかに可搬設備による注
水等の手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。
柏崎は既設の復水貯蔵槽（重大事故等対処設備）を水源とした
注水等の手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

(b) サプレッション・チェンバを水源とした対応手段と設備(b) サプレッション・チェンバを水源とした対応手段と設備(c) ろ過水タンクを水源とした対応手段と設備(c) ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした対応手段と設備

設備名称等の相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。
東二はろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク（既設）を水源とした注水等の手段を整備。ろ過
水貯蔵タンクと多目的タンク間の連絡弁は通常「開」運用。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

1

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東海第二(d) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手段と設備

備考
東二は既設の復水貯蔵タンク（自主対策設備）を水源とした
注水等の手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

(d) 防火水槽を水源とした対応手段と設備(e) 西側淡水貯水設備を水源とした対応手段と設備

設備の違い，対応手段・手順又は記載方針よる附番の相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。
東二は可搬設備による注水等に使用する水源として西側淡
水貯水設備（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設し，西側淡水貯水設備を水源とした
注水等の手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。
柏崎は可搬設備による注水等に使用する水源として防火水槽（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，防火水槽を水源とした注水等の手段を整備。
本条文【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

(f) 代替淡水貯槽を水源とした対応手段と設備（可搬型代替注水大型ポンプを使用する場合） 相違理由①

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東海第二

備考
柏崎は可搬設備による注水等(e) 淡水貯水池を水源とした対応手段（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）と設備に使用する水源として淡水貯(f) 淡水貯水池を水源とした対応手段（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

水池（代替淡水源：自主対策設と設備備）を新設し，淡水貯水池を水源とした注水等の手段を整備。
本条文【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。
(g) 淡水タンクを水源とした対応手段と設備

東二は既設の淡水タンク（代替
淡水源：自主対策設備）を注水等に使用している水源への補給用の水源及びフィルタ装置
スクラビング水補給用の水源として整備。
（淡水タンク:ろ過水貯蔵タン
ク，多目的タンク，原水タン
ク，純水貯蔵タンク）以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

(g) 海を水源とした対応手段と設備(h) 海を水源とした対応手段と設備

相違理由⑥(h) ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした対応手段と設備(i) ほう酸水貯蔵タンクを水源とした対応手段と設備相違理由⑥③(i) 重大事故等対処設備と自主対策設備(j) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由⑥

3

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東海第二

備考

b. 水源へ水を補給するための対応手段と設備

ｂ．水源へ水を補給するための対応手段と設備(a) 復水貯蔵槽へ水を補給するための対応手段と設備(a) 代替淡水貯槽へ水を補給するための対応手段と設備相違理由②①(b) 防火水槽へ水を補給するための対応手段と設備(b) 西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応手段と設備

相違理由⑧⑦(c) 淡水タンクへ水を補給するための対応手段と設備

柏崎は既設の淡水タンク（自主対策設備）へ水を補給するための手段を整備。そのほかに淡水タンクを水源とした防火水槽への補給手段を整備。
（淡水タンク：ろ過水タンク，
純水タンク）
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備

c. 水源の切替え

ｃ．水源の切替え(a) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源の切替え(a) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替え

系統名称の相違。

(b) 淡水から海水への切替え(b) 淡水から海水への切替え

以降，同様の相違理由による

相違理由⑥

ものは相違理由⑫と示す。
(c) 外部水源から内部水源への切替え

長期的な冷却の観点から，内部
水源での循環冷却状態が設計としての基本であるため，東二は外部水源（代替淡水貯槽）から内部水源（サプレション・チェンバ）への切替え手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

d. 手順等

ｄ．手順等

1.13.2 重大事故等時の手順

1.13.2 重大事故等時の手順

1.13.2.1 水源を利用した対応手順

1.13.2.1 水源を利用した対応手順(1) 復水貯蔵槽を水源とした対応手順(1) 代替淡水貯槽を水源とした対応手順（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）

4

相違理由⑥

相違理由②①

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東海第二a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

備考
柏崎は原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ高圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手段を整備。
東二はサプレッション・チェン
バ（重大事故等対処設備）及び復水貯蔵タンク（自主対策設
備）を水源とした注水手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

相違理由⑥②①c. 復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却

ｂ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却相違理由⑥②①d. 復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水

ｃ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水

相違理由⑥②①e. 復水貯蔵槽を水源とした原子炉ウェルへの注水

ｄ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水

相違理由⑥②①5

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東海第二ｅ．代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ

備考
相違理由①
東二は常設の代替燃料プール
注水系を新設。また，常設設備
による注水等の手段のほかに可搬設備による注水等の手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

(2) サプレッション・チェンバを水源とした対応手順
a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水(2) サプレッション・チェンバを水源とした対応手順
ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水c. サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内の除熱

ｃ．サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内の除熱

d. サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器及び原子炉格納容器内の除熱

ｄ．サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除 東二は代替循環による注水及熱

び除熱が可能であるため，注水を追加して整理。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

(3) ろ過水タンクを水源とした対応手順
a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のろ過水タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水(3) ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした対応手順
ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原相違理由③④
相違理由③④

子炉圧力容器への注水
b. ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却

ｂ．ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却相違理由③④c. ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水

ｃ．ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水

相違理由③④d. ろ過水タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水

ｄ．ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水

相違理由③④6

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東海第二(4) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手順

備考
相違理由⑤

ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水
ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水
ｃ．復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却
ｄ．復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水(4) 防火水槽を水源とした対応手順(5) 西側淡水貯水設備を水源とした対応手順

相違理由⑥⑧⑦

a. 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（淡水/海水）

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（淡水/海水）相違理由⑧⑦③b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器への相違理由⑧⑦

注水
c. 防火水槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却

ｃ．西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器内の冷却相違理由⑧⑦d. 防火水槽を水源としたフィルタ装置への補給

ｄ．西側淡水貯水設備を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給

相違理由⑧⑦
記載表現の相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

e. 防火水槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水

ｅ．西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器下部への注水

相違理由⑧⑦f. 防火水槽を水源とした原子炉ウェルへの注水

ｆ．西側淡水貯水設備を水源とした原子炉ウェルへの注水

相違理由⑧⑦g. 防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ

ｇ．西側淡水貯水設備を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ

相違理由⑧⑦
東二は西側淡水貯水設備を水源とした注水ライン又は常設
スプレイヘッダによる注水手段及び常設スプレイヘッダによるスプレイ手段を整備。
柏崎は防火水槽を水源とした
常設スプレイヘッダ又は可搬型スプレイヘッダによる注水及びスプレイ手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。

7

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東海第二(6) 代替淡水貯槽を水源とした対応手順（可搬型代替注水大型ポンプを使用する場合）

備考
相違理由①

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（淡水/海水）
ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水
ｃ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却
ｄ．代替淡水貯槽を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給
ｅ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水
ｆ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水
ｇ．代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ

相違理由⑨(5) 淡水貯水池を水源とした対応手順（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
a. 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
c. 淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
d. 淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
e. 淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）f. 淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
g. 淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）(6) 淡水貯水池を水源とした対応手順（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

相違理由⑨

a. 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
c. 淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

8

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東海第二d. 淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用でき

備考
相違理由⑨

ない場合）
e. 淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
f. 淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
g. 淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）(7) 淡水タンクを水源とした対応手順

相違理由⑩

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
ｂ．淡水タンクを水源としたフィルタ装置スクラビング水補給(7) 海を水源とした対応手順
a. 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)(8) 海を水源とした対応手順
ａ．海を水源とした可搬型代替注水大型ポンプによる送水

相違理由⑥
相違理由③

による送水
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の海を水源とした原子炉圧力容器への注水

ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の海を水源とした原子炉圧力容器への注水

c. 海を水源とした原子炉格納容器内の冷却

ｃ．海を水源とした原子炉格納容器内の冷却

d. 海を水源とした原子炉格納容器下部への注水

ｄ．海を水源とした原子炉格納容器下部への注水

e. 海を水源とした原子炉ウェルへの注水

ｅ．海を水源とした原子炉ウェルへの注水

f. 海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイｆ．海を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイｇ．海を水源とした残留熱除去系海水系による冷却水の確保

東二は海を水源とした残留熱除去系海水系（既設）による冷却水の確保手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑲と示す。

g. 海を水源とした最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送

ｈ．海を水源とした最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送

相違理由⑥⑰h. 海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制

ｉ．海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制

相違理由⑥

9

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i. 海を水源とした航空機燃料火災への泡消火

東海第二

備考

ｊ．海を水源とした航空機燃料火災への泡消火

相違理由⑥

ｋ．海を水源とした２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー

東二は海を水源とした２Ｃ・２

ゼル発電機海水系による冷却水の確保

Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系（既設）による冷却水の確保手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑳と示す。

ｌ．海を水源とした２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機海水系への代替送水

東二は海を水源とした２Ｃ・２
Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系への代替送水手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

ｍ．海を水源とした代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

東二は海を水源とした代替燃
料プール冷却系（新設）による
使用済燃料プール冷却手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

(8) ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした対応手順
a. ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入(9) ほう酸水貯蔵タンクを水源とした対応手順
ａ．ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入10

相違理由⑥③相違理由③

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東海第二1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(1) 復水貯蔵槽へ水を補給するための対応手順(1) 代替淡水貯槽へ水を補給するための対応手順

a. 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給（淡水/海水）

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

備考

相違理由②①
相違理由③②①（淡水／海水）b. 純水補給水系（仮設発電機使用）による復水貯蔵槽への補給

柏崎は常設の純水補給水系（自主対策設備）による復水貯蔵槽
への補給手段を整備。
東二は可搬設備による代替淡
水貯槽への補給手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

(2) 防火水槽へ水を補給するための対応手順(2) 西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応手順

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）相違理由⑧⑦

東二は補給手順全てに可搬設備を使用するため，補給手順項
目は統一した記載。

a. 淡水貯水池から防火水槽への補給

柏崎は高低差を利用した補給b. 淡水タンクから防火水槽への補給又は可搬設備を使用した補給

c. 海から防火水槽への補給があるため，水源ごとに項目を分けて記載。

(3) 淡水タンクへ水を補給するための対応手順

相違理由⑪

a. 淡水貯水池から淡水タンクへの補給

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東海第二1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(1) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源切替え(1) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替え

a. 原子炉隔離時冷却系による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時の水源の切替え

備考

相違理由⑫⑰
東二は本資料で，サプレッショ
ン・チェンバから復水貯蔵タン
クへの水源切替え後，原子炉圧
力容器への注水を行う手順を「復水貯蔵タンクを水源とした対応手順」にて示していることから，注水手順と区別するため，切替え手順名称にて記載。
柏崎はリンク先（技術的能力1.2）で示しているため，手順名称で記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

b. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水(2) 淡水から海水への切替え
a. 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水中の場合

ｂ．高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水時の水源の切替え

相違理由⑫(2) 淡水から海水への切替え
ａ．代替淡水貯槽へ補給する水源の切替え

相違理由⑧①
東二は淡水から海水の切替え手
順全てにおいて，送水に使用している水源への補給水源を海水に切替えることで切替えが可能であるため，切替え手順名称にて整理。
柏崎は補給水源を海水に切替える手順以外に，送水を一時停止
して水源を切替える手順を整備しているため，手順名称で整理。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

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東海第二ｂ．西側淡水貯水設備へ補給する水源の切替え

備考
相違理由⑦
相違理由⑨

b. 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水中の場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）(3) 外部水源から内部水源への切替え

相違理由⑬

ａ．外部水源（代替淡水貯槽）から内部水源（サプレッション・チェンバ）への切替え

1.13.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.13.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.13.2.5 重大事故等時の対応手段の選択

1.13.2.5 重大事故等時の対応手段の選択(1) 水源を利用した対応手段(1) 水源を利用した対応手段
ａ．送水に利用する水源の優先順位

東二は送水に利用する水源の優先順位の考え方及び優先順位について記載。

(2) 水源へ水を補給するための対応手段(2) 水源へ水を補給するための対応手段
ａ．補給に利用する水源の優先順位

東二は補給に利用する水源の優先順位の考え方及び優先順位について記載。

a. 復水貯蔵槽への補給

柏崎は高低差を利用した補給b. 防火水槽への補給又は可搬設備を使用した補給c. 淡水タンクへの補給があるため，水源ごとに項目を分けて記載。
東二は全て可搬設備を使用し
た補給。

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1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等【要求事項】

東海第二

備考

1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において，設計基準事故の収束に必要な水源とは別に，重大事故等の収発電用原子炉設置者において、設計基準事故の収束に必要な水源とは別に、重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を有する水源を確保することに加えて，設計基準事故対処設備及束に必要となる十分な量の水を有する水源を確保することに加えて、設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対して重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するために

び重大事故等対処設備に対して重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するため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。

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】

【解釈】

１ 「設計基準事故の収束に必要な水源とは別に，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水

１ 「設計基準事故の収束に必要な水源とは別に、重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を有する水源を確保することに加えて，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対を有する水源を確保することに加えて、設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対して重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するために必要な手順等」とは，以して重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するために必要な手順等」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。

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）想定される重大事故等の収束までの間，十分な量の水を供給できる手順等を整備すること。

ａ）想定される重大事故等の収束までの間、十分な量の水を供給できる手順等を整備すること。

ｂ）複数の代替淡水源(貯水槽，ダム又は貯水池等)が確保されていること。

ｂ）複数の代替淡水源（貯水槽、ダム又は貯水池等）が確保されていること。

ｃ）海を水源として利用できること。

ｃ）海を水源として利用できること。

ｄ）各水源からの移送ルートが確保されていること。

ｄ）各水源からの移送ルートが確保されていること。

ｅ）代替水源からの移送ホース及びポンプを準備しておくこと。

ｅ）代替水源からの移送ホース及びポンプを準備しておくこと。

ｆ）水の供給が中断することがないよう，水源の切替え手順等を定めること。

ｆ）水の供給が中断することがないよう、水源の切替え手順等を定めること。

設計基準事故の収束に必要な水源は，サプレッション・チェンバ及び復水貯蔵槽である。重大事

設計基準事故の収束に必要な水源は，サプレッション・チェンバである。重大事故等時におい柏崎は設計基準事故の収束に故等時において，設計基準事故の収束に必要な水源とは別に重大事故等の収束に必要となる十分なて，設計基準事故の収束に必要な水源とは別に，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を有必要な水源としてサプレッシ

量の水を有する水源を確保することに加えて，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対する水源を確保することに加えて，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対して，重大ョン・チェンバ及び復水貯蔵槽して，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するために必要な対処設備を整備してお事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するために必要な対処設備を整備する。ここでは，を設置。

り，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。

これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

東二はサプレッション・チェン
バを設置。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
句読点の相違。
東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記
載とした。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.13.1 対応手段と設備の選定

1.13.1 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(1) 対応手段と設備の選定の考え方

原子炉圧力容器への注水が必要な場合に，設計基準事故の収束に必要な水源として，サプレッション・チェンバ及び復水貯蔵槽を設置する。
原子炉格納容器内の冷却が必要な場合に，設計基準事故の収束に必要な水源として，サプレッション・チェンバを設置する。

備考

原子炉圧力容器への注水が必要な場合に，設計基準事故の収束に必要な水源として，サプレッション・チェンバを設置する。
原子炉格納容器内の冷却が必要な場合に，設計基準事故の収束に必要な水源として，サプレッション・チェンバを設置する。

相違理由
東二は設計基準事故の収束に必要な水源がサプレッション・

これらの設計基準事故の収束に必要な水源が枯渇又は破損した場合は，その機能を代替するた設計基準事故の収束に必要な水源が枯渇又は破損した場合は，その機能を代替するために，

めに，各水源が有する機能，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。）

各水源が有する機能，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，らの」は記載不要。

上で，想定する故障に対応できる手段と重大事故等対処設備を選定する（第 1.13.1 図）。

想定する故障に対応できる手段と重大事故等対処設備を選定する（第 1.13−1 図）。

図表番号の附番ルールの相違。

チェンバのみとなるため「これ以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
また，原子炉圧力容器へのほう酸水注入，フィルタ装置への補給，代替循環冷却系による除また，原子炉圧力容器へのほう酸水注入，フィルタ装置スクラビング水補給，代替循環冷却熱，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプ系による除熱，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへレイが必要な場合の対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

の注水／スプレイが必要な場合の対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，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。

相違理由⑰

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していないため全てのプラント状況で※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

な設備。

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

東二は他逐条と統一した記載。

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五十六条及び技術基準規則第七十一条（以下「基準規則」といでなく，設置許可基準規則第五十六条及び技術基準規則第七十一条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのう。
）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。

関係を明確にする。
なお，重大事故等時において，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に高圧注水系による原子

東二は対応手段選択フローに

炉圧力容器への注水が出来た場合，冷温停止に向けて低圧注水系準備が出来次第，逃がし安全

基づいた対応手段概要を記載。

弁による発電用原子炉の減圧を実施し，低圧注水系による原子炉圧力容器への注水に切り替える。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に高圧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，低圧注水系準備が出来次第，逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧を実施
し，常設設備を使用した低圧注水系による原子炉圧力容器への注水を行う。また，常設設備を使用した低圧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，可搬設備を使用した低圧注水系による原子炉圧力容器への注水を行う。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 対応手段と設備の選定の結果

東海第二

備考

(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，サプレッション・チェンバ及び復水貯蔵槽の故障を想定する。

機能喪失原因対策分析の結果，サプレッション・チェンバの故障を想定する。

相違理由

これらの水源に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段と審査基準及び基準規則から

設計基準事故の収束に必要な水源に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段と審査

東二は設計基準事故の収束にの要求により選定した対応手段並びにその対応に使用する重大事故等対処設備と自主対策設備を基準及び基準規則からの要求により選定した対応手段並びにその対応に使用する重大事故等対必要な水源がサプレッション・

以下に示す。

処設備と自主対策設備を以下に示す。

チェンバのみとなるため「これらの水源」は記載不要とし，「設計基準事故の収束に必要な水源」と記載。

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 1.13.1 表に整理する。

主対策設備及び整備する手順についての関係を第 1.13−1 表に整理する。

a. 水源を利用した対応手段と設備

ａ．水源を利用した対応手段と設備(a) 復水貯蔵槽を水源とした対応手段と設備(a) 代替淡水貯槽を水源とした対応手段と設備（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合） 相違理由②①

相違理由

重大事故等の収束に必要となる水源として復水貯蔵槽を利用する。

重大事故等の収束に必要となる水源として代替淡水貯槽を利用する。

相違理由②①

重大事故等時において，サプレッション・チェンバを水源として利用できない場合は，復重大事故等時において，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時にサプレッション・チェン

原子炉冷却材圧力バウンダリ

水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器

バを水源として利用できない場合は，逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧を実施し，高圧時及び低圧時の注水等に下部への注水及び原子炉ウェルへの注水を行う手段がある。

代替淡水貯槽を水源として常設低圧代替注水系ポンプを用いた原子炉圧力容器への注水，利用する設備（水源）の違いに

原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用よる記載内容の相違。

済燃料プールへの注水／スプレイを行う手段がある。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑮

これらの対応手段及び設備は，「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉

これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子を冷却するための手順等」，「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炉を冷却するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」，「1.8却するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」，「1.8 原子炉

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」，「1.10 水素爆発による原子炉

格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」及び「1.10 水素爆発による原子炉建屋等

建屋等の損傷を防止するための手順等」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手の損傷を防止するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器へ

相違理由⑭

相違理由⑮

相違理由⑭

の注水で使用する設備は以下のとおり。
・高圧代替注水系（高圧代替注水系ポンプ）
・原子炉隔離時冷却系（原子炉隔離時冷却系ポンプ）
・高圧炉心注水系（高圧炉心注水系ポンプ）
・制御棒駆動系（制御棒駆動水ポンプ）16

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，復水貯蔵槽を水源とした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。
・低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）

東海第二
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容

備考
相違理由②①器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・低圧代替注水系（常設）（常設低圧代替注水系ポンプ）

東二は低圧時の原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内

復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

の冷却及び原子炉格納容器下・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）（復水移送ポンプ）

・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）部への注水で代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代替注水

復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。 系ポンプを使用。

・格納容器下部注水系（常設）（復水移送ポンプ）

・格納容器下部注水系（常設）（常設低圧代替注水系ポンプ）

柏崎は復水貯蔵槽を水源とした復水移送ポンプを使用。

復水貯蔵槽を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②①・サプレッションプール浄化系（サプレッションプール浄化系ポンプ）

・格納容器頂部注水系（常設）（常設低圧代替注水系ポンプ）

東二は原子炉ウェルへの注水で使用する設備に格納容器頂部注水系（常設）である常設低圧代替注水系ポンプを使用。
柏崎はサプレッションプール
浄化系であるサプレッション
プール浄化系ポンプを使用。

代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイで使用する設備は以下

相違理由⑮

のとおり。
・代替燃料プール注水系（常設低圧代替注水系ポンプ）
なお，上記代替淡水貯槽を水源とした対応手段は，淡水だけでなく海水を代替淡水貯槽

東二は常設低圧代替注水系ポへ供給することにより，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を補給することが可ンプによる注水等を行ってい能である。

る場合，注水等に使用している水源（代替淡水貯槽）に海水を補給する手段を整備。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) サプレッション・チェンバを水源とした対応手段と設備

東海第二(b) サプレッション・チェンバを水源とした対応手段と設備

重大事故等の収束に必要となる水源としてサプレッション・チェンバを利用する。

重大事故等の収束に必要となる水源としてサプレッション・チェンバを利用する。

重大事故等時において，復水貯蔵槽を水源として利用できない場合は，サプレッション・

重大事故等時において，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時にサプレッション・チェン

チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器内の除熱を行う手段がある。

備考

相違理由

バを水源とした原子炉圧力容器への注水を行う手段がある。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）を水源として利用できない場合は，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱を行

相違理由⑯

う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子

これらの対応手段及び設備は，「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「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

炉を冷却するための手順等」，「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」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」及び「1.7を冷却するための手順等」，「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」にて選定する対応手段及び設備と同原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」及び「1.8 原子炉格納容器下部の溶東二は「1.8 原子炉格納容器下様である。

融炉心を冷却するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

部の溶融炉心を冷却するための手順等」にてサプレッショ
ン・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水手段を整備。

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，サプレッション・チェンバを水源とした
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（原子炉隔離時冷却系ポンプ）

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，サプレッション・チェンバを水源とした
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。
・高圧代替注水系（常設高圧代替注水系ポンプ）

東二はサプレッション・チェン

・原子炉隔離時冷却系（原子炉隔離時冷却系ポンプ）

バを水源としたを常設高圧代
替注水系ポンプ（新設）による注水手段を整備。

・高圧炉心注水系（高圧炉心注水系ポンプ）

・高圧炉心スプレイ系（高圧炉心スプレイ系ポンプ）

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，サプレッション・チェンバを水源とした

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，サプレッション・チェンバを水源とした

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。
・残留熱除去系（残留熱除去系ポンプ）

相違理由⑫③

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。
・残留熱除去系（残留熱除去系ポンプ）
・低圧炉心スプレイ系（低圧炉心スプレイ系ポンプ）

東二はサプレッション・チェン
バを水源としたを低圧炉心ス
プレイ系による注水手段を整備。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（残留熱除去系ポンプ）
サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器及び原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系（復水移送ポンプ）

東海第二

備考

サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系（残留熱除去系ポンプ）
サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内

相違理由⑯の除熱で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系（代替循環冷却系ポンプ）

東二は原子炉圧力容器への注
水及び原子炉格納容器内の除熱で使用する設備に代替循環
冷却系ポンプ（新設）を使用。
柏崎は復水移送ポンプを使用。

(c) ろ過水タンクを水源とした対応手段と設備
重大事故等の収束に必要となる水源としてろ過水タンクを利用する。

(c) ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした対応手段と設備
重大事故等の収束に必要となる水源としてろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを利用す

相違理由③④
相違理由③④る。
重大事故等時において，復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源として利用でき

重大事故等時において，代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）及相違理由②①ない場合は，ろ過水タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷びサプレッション・チェンバを水源として利用できない場合は，ろ過水貯蔵タンク又は多原子炉冷却材圧力バウンダリ

却，原子炉格納容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水を行う手段がある。

目的タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納低圧時の注水等に利用する設

容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水を行う手段がある。

備（水源）の違いによる記載内
容の相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由③④

これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子

これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉

炉を冷却するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」，「1.8を冷却するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」，「1.8 原子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」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽

炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，ろ過水タンクを水源とした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。
・消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした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。
・消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

19

相違理由③④

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設

備考
相違理由③④

備は以下のとおり。
・消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）・消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用す相違理由③④る設備は以下のとおり。
・消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）・消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

ろ過水タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。

ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水で使用する

相違理由③④

設備は以下のとおり。
・消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）・消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）(d) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手段と設備
重大事故等の収束に必要となる水源として復水貯蔵タンクを利用する。
重大事故等時において，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時にサプレッション・チェン
バを水源として利用できない場合は，復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水を行う手段がある。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）及びサプレッション・チェンバを水源として利用できない場合は，復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却及び原子炉格
納容器下部への注水を行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「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」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」及び「1.8
原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

20

相違理由⑤

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東海第二原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，復水貯蔵タンクを水源とした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
・高圧炉心スプレイ系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）
・制御棒駆動水圧系（制御棒駆動水ポンプ）
・原子炉圧力容器
・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
・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・補給水系配管・弁・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・所内常設直流電源設備
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，復水貯蔵タンクを水源とした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。
・補給水系（復水移送ポンプ）
復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・補給水系（復水移送ポンプ）
復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。
・補給水系（復水移送ポンプ）

21

備考
相違理由⑤

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(d) 防火水槽を水源とした対応手段と設備

東海第二(e) 西側淡水貯水設備を水源とした対応手段と設備

備考
相違理由⑥⑧⑦

重大事故等の収束に必要となる水源として防火水槽を利用する。

重大事故等の収束に必要となる水源として西側淡水貯水設備を利用する。

相違理由⑧⑦

重大事故等時において，復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源として利用でき

重大事故等時において，代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）及相違理由 ②①⑧⑦③⑰

ない場合は，防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を用いた原子

びサプレッション・チェンバを水源として利用できない場合は，西側淡水貯水設備を水源

炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置への補給，原子炉格納容器下として可搬型代替注水中型ポンプを用いた原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手段が冷却，フィルタ装置スクラビング水補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへある。

の注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを行う手段がある。

これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子

これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」，

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「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」，「1.10 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」及び「1.11

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」及び「1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様であ

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

る。

防火水槽を水源とした各接続口までの送水で使用する設備は以下のとおり。

西側淡水貯水設備を水源とした各接続口までの送水で使用する設備は以下のとおり。

相違理由⑧⑦・可搬型代替注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）

・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由③・ホース・接続口

・ホース・接続口
・低圧代替注水系配管・弁

東二は送水に使用する接続口

・格納容器圧力逃がし装置配管・弁の系統配管・弁を記載。

・燃料補給設備

・燃料給油設備相違理由⑰

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧

相違理由⑧⑦

注水で使用する設備は以下のとおり。

力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。

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

・低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水中型ポンプ，ホース・接続口等）

防火水槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。 相違理由⑧⑦

・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・・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，ホース・接続口

接続口等）

等）

22

相違理由③

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
防火水槽を水源としたフィルタ装置への補給で使用する設備は以下のとおり。

東海第二西側淡水貯水設備を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給で使用する設備は以下

備考
相違理由⑧⑦⑰のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

・可搬型代替注水中型ポンプ

・ホース・接続口

・ホース・接続口

防火水槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のと相違理由③

相違理由⑧⑦おり。
・格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

・格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水中型ポンプ，ホース・接続口等）

相違理由③

防火水槽を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

西側淡水貯水設備を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

相違理由⑧⑦

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

・格納容器頂部注水系（可搬型）（可搬型代替注水中型ポンプ，ホース・接続口等）

相違理由⑫③防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイで使用する設備は以下のとおり。

西側淡水貯水設備を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイで使用する設備は以相違理由⑧⑦下のとおり。
・燃料プール代替注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2・代替燃料プール注水系（可搬型代替注水中型ポンプ，ホース・接続口等）

相違理由⑫③

なお，上記西側淡水貯水設備を水源とした対応手段は，淡水だけでなく海水を西側淡水

相違理由⑧⑦級），ホース・接続口等）

なお，上記防火水槽を水源とした対応手段は，淡水だけでなく海水を防火水槽へ供給することにより，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を補給することが可能である。

貯水設備へ供給することにより，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を補給することが可能である。

ただし，フィルタ装置への補給は防火水槽を水源とした淡水のみを利用する。

ただし，フィルタ装置へのスクラビング水の補給は西側淡水貯水設備を水源とした淡水のみを原則利用する。

相違理由⑰⑧⑦
東二はフィルタ装置スクラビ
ング水補給に使用する水源は
原則淡水のみを利用。

23

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(f) 代替淡水貯槽を水源とした対応手段と設備（可搬型代替注水大型ポンプを使用する場
合）
重大事故等の収束に必要となる水源として代替淡水貯槽を利用する。
重大事故等時において，代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合），
サプレッション・チェンバ及び西側淡水貯水設備を水源として利用できない場合は，代替淡水貯槽を水源として可搬型代替注水大型ポンプを用いた原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置スクラビング水補給，原子炉格納容器下部への注水，
原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「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」，「1.10 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」及び「1.11
使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
代替淡水貯槽を水源とした各接続口までの送水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
・ホース・接続口
・低圧代替注水系配管・弁・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・燃料給油設備
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，代替淡水貯槽を水源とした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。
・低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）
代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）
代替淡水貯槽を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給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
・ホース・接続口

24

備考
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二
代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとお

備考
相違理由①

り。
・格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）
代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器頂部注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）
代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイで使用する設備は以下のとおり。
・代替燃料プール注水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）
なお，上記代替淡水貯槽を水源とした対応手段は，淡水だけでなく海水を代替淡水貯槽へ供給することにより，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を補給することが可能である。
ただし，フィルタ装置へのスクラビング水の補給は代替淡水貯槽を水源とした淡水のみを原則利用する。

(e) 淡水貯水池を水源とした対応手段（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）と

相違理由⑨

設備
重大事故等の収束に必要となる水源として淡水貯水池を利用する。
重大事故等時において，復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源として利用できない場合は，淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用し，淡水
貯水池を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を用いた原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置への補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「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」，「1.10
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」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

25

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑨

淡水貯水池を水源とした各接続口までの送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）・ホース・接続口
・燃料補給設備
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，淡水貯水池を水源とした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。
・低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・ホース・接続口
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口
等）
淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器頂部注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）
淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイで使用する設備は以下のとおり。
・燃料プール代替注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級），ホース・接続口等）

26

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(f) 淡水貯水池を水源とした対応手段（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）

備考
相違理由⑨

と設備
重大事故等の収束に必要となる水源として淡水貯水池を利用する。
重大事故等時において，復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源として利用できず，淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合に，淡水貯水池から直接可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を用いた原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置への補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「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」，「1.10
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」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
淡水貯水池を水源とした各接続口までの送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）・ホース・接続口
・燃料補給設備
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，淡水貯水池を水源とした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。
・低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・ホース・接続口27

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

備考
相違理由⑨

・格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口
等）
淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器頂部注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）
淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイで使用する設備は以下のとおり。
・燃料プール代替注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級），ホース・接続口等）(g) 淡水タンクを水源とした対応手段と設備
重大事故等の収束に必要となる水源として淡水タンク※２を利用する。
重大事故等時において，代替淡水貯槽及び西側淡水貯水設備を水源として利用できない
場合は，淡水タンクを水源とし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を用いたフィルタ装置へのスクラビング水の補給を行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」及
び「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
淡水タンクを水源としたフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口までの送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
・可搬型代替注水大型ポンプ
・多目的タンク配管・弁・ホース・接続口
・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・燃料給油設備※2 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を示す。
淡水タンクを水源としたフィルタ装置スクラビング水補給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
・可搬型代替注水大型ポンプ
・ホース・接続口

28

相違理由⑩

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(g) 海を水源とした対応手段と設備

東海第二(h) 海を水源とした対応手段と設備

備考
相違理由⑥

重大事故等の収束に必要となる水源として海を利用する。

重大事故等の収束に必要となる水源として海を利用する。

重大事故等時において，復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源として利用でき

重大事故等時において，代替淡水貯槽，サプレッション・チェンバ及び西側淡水貯水設

ない場合は，海を水源として大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級

備を水源として利用できない場合は，海を水源として海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）

東二は海水取水箇所を記載。

又は A-2 級)を用いた原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器から可搬型代替注水大型ポンプを用いた原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷相違理由③

下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手段

却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水がある。

／スプレイを行う手段がある。

また，重大事故等が発生した場合は，海を水源とした最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送，大気への放射性物質の拡散抑制及び航空機燃料火災への泡消火を行う手段がある。

また，重大事故等時において，海を水源とした残留熱除去系海水系による冷却水の確相違理由 ②①⑦

東二は「重大事故等時におい保，最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送，大気への放射性物質の拡散抑制，航空機て」で統一した記載。

燃料火災への泡消火，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系

相違理由⑲⑰⑳

ディーゼル発電機海水系による冷却水の確保，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系
又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水及び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行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子

これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」，

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」，「1.8 原子炉格納容器下部の溶融「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」，「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉

炉心を冷却するための手順等」，「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するた心を冷却するための手順等」，「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」及び「1.12 発電所外の手順等」，「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」，「1.12 工場等外へのへの放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様で

放射性物質の拡散を抑制するための手順等」及び「1.14 電源の確保に関する手順等」にてある。

選定する対応手段及び設備と同様である。

海を水源として原子炉圧力容器への注水等に用いる可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2

海を水源とした各接続口までの送水で使用する設備は以下のとおり。

級)までの送水で使用する設備は以下のとおり。

相違理由⑳

東二は水の供給手順等で整備する海を水源とした送水は全て接続口を使用。
柏崎は大容量送水車から可搬型代替注水ポンプを経由し接続口へ送水。

・大容量送水車（海水取水用）

・可搬型代替注水大型ポンプ

・可搬型代替注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）・海水貯留堰

相違理由③
相違理由③

・非常用取水設備

・スクリーン室

東二は海水の取水設備を総称した設備名称で記載。

・取水路

29

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・ホース・接続口

東海第二

備考

・ホース・接続口
・低圧代替注水系配管・弁

東二は送水に使用する接続口の系統配管・弁を記載。

・燃料補給設備

・燃料給油設備

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，海を水源とした原子炉圧力容器への注水

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において，海を水源とした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。
・低圧代替注水系（可搬型）（大容量送水車（海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A-相違理由⑰で使用する設備は以下のとおり。
・低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

相違理由③2 級），ホース・接続口等）
海を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

海を水源とした原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（大容量送水車（海水取水用），可搬型代替注

・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口

水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

相違理由③

等）

海を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

海を水源とした原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。

・格納容器下部注水系（可搬型）（大容量送水車（海水取水用），可搬型代替注水ポンプ

・格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

相違理由③（A-2 級），ホース・接続口等）
海を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

海を水源とした原子炉ウェルへの注水で使用する設備は以下のとおり。

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

相違理由⑰③級），ホース・接続口等）
海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイで使用する設備は以下のとおり。

海を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイで使用する設備は以下のとおり。

・燃料プール代替注水系（大容量送水車（海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A-1

・代替燃料プール注水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

相違理由③級），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）
海を水源とした残留熱除去系海水系による冷却水の確保で使用する設備は以下のとおり。 相違理由⑲・残留熱除去系海水系（残留熱除去系海水系ポンプ）30

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
海を水源とした最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送で使用する設備は以下のとおり。

東海第二

備考

海を水源とした最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送で使用する設備は以下のとおり。 相違理由⑰・緊急用海水系（緊急用海水ポンプ）

東二は常設の緊急用海水系（新設）及び可搬設備による代替残留熱除去系海水系（新設）による海を水源とした最終ヒート
シンクへの代替熱輸送手段を整備。

・代替原子炉補機冷却系（大容量送水車（熱交換器ユニット用））

・代替残留熱除去系海水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

柏崎は可搬設備による代替原子炉補機冷却系による海を水源とした最終ヒートシンクへの代替熱輸送手段を整備。

海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制で使用する設備は以下のとおり。

海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制で使用する設備は以下のとおり。

・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

・放水砲

・放水砲

・ホース

・ホース

・燃料補給設備

・燃料給油設備

海を水源とした航空機燃料火災への泡消火で使用する設備は以下のとおり。

海を水源とした航空機燃料火災への泡消火で使用する設備は以下のとおり。

・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）

・放水砲

・放水砲

・ホース

・ホース

・泡原液搬送車

・泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）

相違理由③

相違理由⑰

相違理由③

東二は泡消火薬剤を容器に入れた状態で整備。
柏崎は泡原液搬送車を整備。

・泡原液混合装置

・泡混合器

相違理由③

・燃料補給設備

・燃料給油設備相違理由⑰31

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二海を水源とした２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディ

備考
相違理由⑳

ーゼル発電機海水系による冷却水の確保で使用する設備は以下のとおり。
・２Ｃ非常用ディーゼル発電機海水系（２Ｃ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ）
・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系（２Ｄ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ）
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
用海水ポンプ）海を水源とした２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディ相違理由

ーゼル発電機海水系への代替送水で使用する設備は以下のとおり。
・代替２Ｃ非常用ディーゼル発電機海水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）
・代替２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）
・代替高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）海を水源とした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（代替燃料プール冷却系ポンプ）

32

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(h) ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした対応手段と設備

東海第二(i) ほう酸水貯蔵タンクを水源とした対応手段と設備

備考
相違理由⑥③

重大事故等の収束に必要となる水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクを利用する。

重大事故等の収束に必要となる水源としてほう酸水貯蔵タンクを利用する。

相違理由③

重大事故等が発生した場合は，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へ重大事故等時において，ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水

東二は「重大事故等時においのほう酸水注入を行う手段がある。

注入を行う手段がある。

て」で統一した記載。

これらの対応手段及び設備は，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするた

これらの対応手段及び設備は，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」，「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」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

の手順等」及び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて選定

東二はほう酸水貯蔵タンクをする対応手段及び設備と同様である。

水源とした原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却する手段を整備。

ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備
は以下のとおり。
・ほう酸水注入系（ほう酸水注入系ポンプ）(i) 重大事故等対処設備と自主対策設備
上記(a)〜(h)で述べた水源のうち，復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ及びほう酸水
注入系貯蔵タンクは重大事故等対処設備として位置付ける。防火水槽及び淡水貯水池は本条

ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は以

相違理由③

下のとおり。
・ほう酸水注入系（ほう酸水注入ポンプ）(j) 重大事故等対処設備と自主対策設備
上記(a)〜(h)で述べた水源のうち，代替淡水貯槽，サプレッション・チェンバ，西側淡

相違理由③
相違理由⑥
相違理由②①⑦③⑧⑨

水貯水設備及びほう酸水貯蔵タンクは重大事故等対処設備として位置付ける。

文【解釈】1b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。

また，水源を利用した対応手段で使用する設備の整理については，各条文の整理と同様である。
これらの機能喪失原因対策分析の結果から選定した設備は，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。
以上の重大事故等対処設備と代替淡水源から，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を確保することができる。
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。

また，水源を利用した対応手段で使用する設備の整理については，各条文の整理と同様である。
これらの機能喪失原因対策分析の結果から選定した設備は，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。
以上の重大事故等対処設備により，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を確保することができる。
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。

柏崎は防火水槽及び淡水貯水池が重大事故等対処設備ではないため，「代替淡水源」を記載。
東二は代替淡水貯槽，西側淡水貯水設備が重大事故等対処設備であるため，「代替淡水源」
は記載不要。

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・ろ過水タンク

東海第二・ろ過水貯蔵タンク及び多目的タンク

水を送水する設備である消火系を含め耐震性は確保されていないが，重大事故等へ水を送水する設備である消火系を含め耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系を必要とする火災が発生していない場合において，重大事故等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おいて，重大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。

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。

・ホース（淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホース）

備考
相違理由③④

相違理由⑰

東二は可搬設備による注水等

水を送水するホースとして耐震性は確保されていないが，重大事故等の収束に必要とに使用するホースは重大事故なる水を確保する手段として有効である。

等対処設備と位置付ける。
・復水貯蔵タンク相違理由⑤

水を送水する設備である補給水系を含め耐震性は確保されていないが，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。
・補給水系配管・弁
耐震性は確保されていないが，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。

・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）

東二は復水貯蔵タンクからの注水等には補給水系配管・弁を
使用。

相違理由⑩

耐震性は確保されていないが，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。
・多目的タンク配管・弁
耐震性は確保されていないが，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。

東二は可搬設備による淡水タンクからの送水（取水）は多目
的タンク付の配管・弁（接続口）
を使用。

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東海第二b. 水源へ水を補給するための対応手段と設備

ｂ．水源へ水を補給するための対応手段と設備(a) 復水貯蔵槽へ水を補給するための対応手段と設備(a) 代替淡水貯槽へ水を補給するための対応手段と設備

備考

相違理由②①

通常時の復水貯蔵槽への補給は，純水補給水系にて実施するが，重大事故等時の復水貯蔵重大事故等の収束のために代替淡水貯槽を使用する場合は，西側淡水貯水設備から可搬槽への補給は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）又は純水補給水系（仮設発電機使用）にて型代替注水中型ポンプにより，淡水を補給する手段と淡水タンク（多目的タンク，ろ過水

相違。

実施する。

貯蔵タンク，原水タンク及び純水貯蔵タンク）から可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型

以降，同様の相違理由による

代替注水大型ポンプにより，淡水を補給する手段がある。また，水源の枯渇等により淡水ものは相違理由 と示す。

の補給が継続できない場合においても，海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から可搬型代

東二は通常時の代替淡水貯槽

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，海水を補給する手段がある。

への補給は可搬設備により実設備の違いによる補給手段の

施。
相違理由

ⅰ. 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給（防火水槽を水源とした場合）

ⅰ) 可搬型代替注水中型ポンプによる代替淡水貯槽への補給（西側淡水貯水設備を水源とした場合）

見出し記号の附番ルールの相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由③②①⑧⑦

防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備は以下のとおり。なお，防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2

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淡水貯槽への補 相違理由⑧⑦③②①
給で使用する設備は以下のとおり。

東二は補給源となる水源から級）による復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽へ補給した淡水を使用する手代替淡水貯槽へ直接補給する段だけでなく，防火水槽へ補給した海水を可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて補給手段を整備。

する手段もある。

柏崎は淡水貯水池又は海から防火水槽へ補給した淡水及び海水を復水貯蔵槽へ補給する手段を整備。

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東海第二

備考

・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由③

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

相違理由⑧⑦・ホース・接続口

・ホース

東二は接続口・常設配管を使用

・CSP 外部補給配管・弁せず直接代替淡水貯槽へ補給。

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽相違理由②①

・燃料補給設備

・燃料給油設備相違理由⑰

ⅱ. 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給（淡水貯水池を水源とし，あ相違理由

らかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用し，淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・淡水貯水池・ホース・接続口
・CSP 外部補給配管・弁・復水貯蔵槽・燃料補給設備
ⅲ. 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給（淡水貯水池を水源とし，あ相違理由

らかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合に，直接可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・淡水貯水池・ホース・接続口36

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東海第二・CSP 外部補給配管・弁

備考
相違理由

・復水貯蔵槽・燃料補給設備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淡水貯槽への補相違理由

給（淡水タンクを水源とした場合）
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代替淡水貯槽への補給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
・可搬型代替注水大型ポンプ
・多目的タンク
・ろ過水貯蔵タンク
・原水タンク
・純水貯蔵タンク・多目的タンク配管・弁・ホース・代替淡水貯槽・燃料給油設備
ⅳ. 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給（海を水源とした場合）

ⅲ)

可搬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相違理由⑥③②①

給（海を水源とした場合）

海を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備は以下のとおり。

海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代替

相違理由③②①

淡水貯槽への補給で使用する設備は以下のとおり。

・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

補給手段の違いによる設備の記載順の相違。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

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東海第二

備考

・ホース・接続口

相違理由

・CSP 外部補給配管・弁

東二は接続口・常設配管を使用せず直接代替淡水貯槽へ補給。

・復水貯蔵槽・大容量送水車（海水取水用）

・海水貯留堰相違理由①・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由③

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由③

・非常用取水設備

東二は海水の取水設備を総称

・スクリーン室

した設備名称で記載。

・取水路

・燃料補給設備

・ホース

相違理由

・代替淡水貯槽相違理由②

・燃料給油設備相違理由⑰

ⅴ. 純水補給水系（仮設発電機使用）による復水貯蔵槽への補給

相違理由

純水補給水系（仮設発電機使用）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備は以下のとおり。
・純水移送ポンプ・純水タンク・純水補給水系配管・弁・復水貯蔵槽・仮設発電機・燃料補給設備(b) 防火水槽へ水を補給するための対応手段と設備(b) 西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応手段と設備

38

相違理由⑧⑦

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東海第二

備考

重大事故等の収束のために防火水槽を使用する場合は，淡水貯水池又は淡水タンク（ろ過重大事故等の収束のために西側淡水貯水設備を使用する場合は，代替淡水貯槽又は淡水相違理由⑧⑦⑨①⑪⑩③

水タンク，純水タンク）から淡水を補給する手段がある。また，水源の枯渇等により淡水のタンク（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）から可搬型

東二は補給手段全てに可搬設補給が継続できない場合においても，取水路（海水取水箇所）や護岸から海水を補給する手代替注水大型ポンプにより，淡水を補給する手段がある。また，水源の枯渇等により淡水備を使用するため，可搬設備名段がある。

の補給が継続できない場合においても，海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から可搬型代称を記載。

替注水大型ポンプにより，海水を補給する手段がある。

東二はＳＡ用海水ピットから海水を取水する手段を整備。
柏崎は取水路及び護岸から海水を取水する手段を整備。

ⅰ. 淡水貯水池から防火水槽への補給

相違理由

淡水貯水池から防火水槽への補給で使用する設備は以下のとおり。

柏崎は淡水貯水池から防火水

・淡水貯水池槽への補給は高低差を利用。

・ホース
・防火水槽

ⅰ) 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（代替淡水貯槽を水源とした場合）
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西側淡水貯水設備への補給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
・代替淡水貯槽・ホース・西側淡水貯水設備
・燃料給油設備

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相違理由

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ⅱ. 淡水タンクから防火水槽への補給

東海第二ⅱ) 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（淡水タンクを水源とし

備考
相違理由

⑧⑦

た場合）
淡水タンクから防火水槽への補給で使用する設備は以下のとおり。

淡水タンクを水源とした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で使用する設備は以下のとおり。

相違理由 ⑧⑦
東二は淡水タンクを水源とした補給は可搬型代替注水大型ポンプを使用。
柏崎は淡水タンクから防火水槽への補給は高低差を利用。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

・ろ過水タンク・純水タンク・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由

・多目的タンク

相違理由⑩

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由③

・原水タンク相違理由⑩

・純水貯蔵タンク相違理由③

・多目的タンク配管・弁

東二は可搬設備による淡水タンクからの送水（取水）は多目
的タンク付の配管・弁（接続口）
を使用。

・ホース

・ホース

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

相違理由⑧⑦

・燃料給油設備相違理由

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ⅲ. 大容量送水車（海水取水用）による防火水槽への海水補給

大容量送水車（海水取水用）による防火水槽への海水補給で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ⅲ) 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（海を水源とした場合）

海を水源とした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で使用する設備は以下のとおり。

備考
相違理由 ③⑧⑦⑰

東二は補給における対応手段
項目は統一した記載。
相違理由③⑧⑦・大容量送水車（海水取水用）

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由③

・海水貯留堰・非常用取水設備

東二は海水の取水設備を総称

・スクリーン室

した設備名称で記載。

・取水路
・ホース

・ホース

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

相違理由⑧⑦・燃料補給設備

・燃料給油設備相違理由⑰ⅳ. 代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給

柏崎は代替原子炉補機冷却海代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給で使用する設備は以下のと水ポンプによる防火水槽へのおり。

海水補給手段を整備。

・代替原子炉補機冷却海水ポンプ

以降，同様の相違理由による・海水貯留堰

ものは相違理由 と示す。

・スクリーン室・取水路

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東海第二

備考
相違理由

・ホース
・防火水槽
・可搬型代替交流電源設備
・移動式変圧器
・燃料補給設備

ⅴ. 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽への海水補給

柏崎は護岸から可搬型代替注

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽への海水補給で使用する設備は以下の水ポンプ（A-2 級）により海水とおり。

を取水し防火水槽へ補給する・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

手段を整備。

・ホース

以降，同様の相違理由による・防火水槽

ものは相違理由 と示す。

・燃料補給設備
なお，「ⅰ.淡水貯水池から防火水槽への補給」及び「ⅱ.淡水タンクから防火水槽への補給」は高低差を利用して水を送水する手段であるため，送水用のポンプは不要である。

(c) 淡水タンクへ水を補給するための対応手段と設備

柏崎は淡水貯水池から淡水タ重大事故等の収束のために淡水タンク（ろ過水タンク及び純水タンク）を使用する場合

ンクに補給する手段を整備。

は，淡水貯水池から淡水を補給する手段がある。

（高低差を利用して補給）

ⅰ. 淡水貯水池から淡水タンクへの補給
淡水貯水池から淡水タンクへの補給で使用する設備は以下のとおり。
・淡水貯水池・ホース・ろ過水タンク・純水タンク
なお，「ⅰ.淡水貯水池から淡水タンクへの補給」は高低差を利用して水を送水する手段であるため，送水用のポンプは不要である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備

備考
相違理由⑥

防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給で使用

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淡水貯槽への補給する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口，CSP 外部補給配管・で使用する設備のうち，可搬型代替注水中型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース，代替淡東二は接続口・常設配管を使用

弁，復水貯蔵槽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。

水貯槽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。

せず直接代替淡水貯槽へ補給。

淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合の可搬型代替

相違理由⑧⑦③②①⑰

相違理由

注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口，CSP 外部補給配管・弁，復水貯蔵槽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。
海を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設海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代替淡備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口，CSP 外部補給配管・弁，復水貯槽への補給で使用する設備のうち，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型

東二は接続口・常設配管を使用

水貯蔵槽，大容量送水車（海水取水用），海水貯留堰，スクリーン室，取水路及び燃料補給

ポンプ，非常用取水設備，ホース，代替淡水貯槽及び燃料給油設備は重大事故等対処設備せず直接代替淡水貯槽へ補給。

設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

として位置付ける。

東二は海水の取水設備を総称

相違理由③②①⑰

した設備名称で記載。

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西側淡水貯水設備への補給

相違理由で使用する設備のうち，可搬型代替注水大型ポンプ，代替淡水貯槽，ホース，西側淡水貯水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。
防火水槽への補給で使用する設備のうち，ホース，大容量送水車（海水取水用），海水貯留堰，スクリーン室，取水路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。

海を水源とした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で使用する

東二は補給における対応手段

設備のうち，可搬型代替注水大型ポンプ，非常用取水設備，ホース，西側淡水貯水設備及名称は統一した記載。

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。

相違理由⑧⑦③⑰
東二は海水の取水設備を総称した設備名称で記載。

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東海第二防火水槽及び淡水貯水池は本条文【解釈】1b)項を満足するための代替淡水源（措置）と備考
相違理由⑧⑨

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。

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。

以上の重大事故等対処設備と代替淡水源から，重大事故等の収束に必要となる十分な量の以上の重大事故等対処設備により，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を確保

水を確保することができる。

することができる。

柏崎は防火水槽及び淡水貯水池が重大事故等対処設備ではないため，「代替淡水源」を記載。
東二は代替淡水貯槽，西側淡水貯水設備が重大事故等対処設備であるため，「代替淡水源」
は記載不要。

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。

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。

・ホース（淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホース）

東二は可搬設備に使用するホ水を送水するホースとして耐震性は確保されていないが，淡水貯水池を水源とした可ースは重大事故等対処設備と搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給手段及び淡水貯水池から防火位置付ける。

水槽への補給手段として有効である。
・純水補給水系配管・弁，仮設発電機

常設の純水補給水系（自主対策

耐震性は確保されていないが，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽へ設備）による復水貯蔵槽への補の補給ができない場合において，純水を利用した復水貯蔵槽への補給手段として有効で給手段に純水補給水系配管・ある。

弁，仮設発電機を使用。

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・淡水タンク（ろ過水タンク及び純水タンク）

東海第二・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）

耐震性は確保されておらず，補給に必要な水量が確保できない場合があるが，淡水貯耐震性は確保されておらず，補給に必要な水量が確保できない場合があるが，西側

水池から防火水槽への補給ができない場合において，淡水タンクの水を防火水槽へ補給

淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給又は代替淡水貯槽から西側淡水貯水設備へのする手段として有効である。

補給ができない場合において，淡水タンクの水を代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備

備考
相違理由⑪⑩③へ補給する手段として有効である。

・多目的タンク配管・弁

東二は可搬設備による淡水タ

耐震性は確保されていないが，西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給又は代ンクからの補給（取水）は多目

替淡水貯槽から西側淡水貯水設備への補給ができない場合において，淡水タンクの水的タンク付の配管・弁（接続口）

を代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備へ補給する手段として有効である。

を使用。

・代替原子炉補機冷却海水ポンプ

柏崎は代替原子炉補機冷却海給電設備が別に必要であり代替原子炉補機冷却海水ポンプ単独では使用できない上，水ポンプによる防火水槽への補給開始までに時間を要するが，電源車及び移動式変圧器と組み合わせて使用すること

海水補給手段に代替原子炉補で，大容量送水車（海水取水用）による海水補給が実施できない場合の代替手段として

機冷却海水ポンプを使用。

有効である。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

柏崎は護岸から可搬型代替注取水箇所が防潮堤の外で津波の影響等により使用できない可能性がある上，補給量が水ポンプ（A-2 級）により海水

小さく淡水貯水池や大容量送水車（海水取水用）による補給と同等の補給量を確保できを取水し防火水槽へ補給するない場合があるが，大容量送水車（海水取水用）による海水補給が実施できない場合の手段に可搬型代替注水ポンプ

代替手段として有効である。

（A-2 級）を使用。

45

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 水源の切替え
重大事故等の収束に必要な水の供給が中断することがないように，各水源への補給手段を

東海第二

備考

ｃ．水源の切替え
重大事故等の収束に必要な水の供給が中断することがないように，各水源への補給手段を整備しているが，補給が不可能な場合は水源を切り替える手段がある。

整備しているが，補給が不可能な場合は水源を切り替える手段がある。

(a) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源の切替え(a) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替え

相違理由⑫

重大事故等対処設備（設計基準拡張）である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水

重大事故等対処設備である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の第一水源は，東二は設計基準事故対処設備に源は，復水貯蔵槽又はサプレッション・チェンバであり，通常時は復水貯蔵槽が水源として

サプレッション・チェンバであり，サプレッション・チェンバを優先して使用するが，サ

対し，重大事故等対処設備（設選択されている。サプレッション・チェンバ・プール水の水位高の信号（原子炉隔離時冷却

プレッション・プール水枯渇，サプレッション・チェンバ破損又はサプレッション・プー

計基準拡張）ではなく重大事故

系の場合は，同信号に加えて LOCA 信号）が発生した場合，又は復水貯蔵槽の水位低の信号

ル水温上昇等により使用できない場合において，復水貯蔵タンク（自主対策設備）の水位等対処設備として位置付ける。

が発生した場合は，水源がサプレッション・チェンバへ自動で切り替わる。また，原子炉隔計が健全であり，水位が確保されている場合は，水源をサプレッション・チェンバから復相違理由⑫離時冷却系及び高圧炉心注水系の確実な運転継続を確保する観点から，サプレッション・チ

水貯蔵タンクへ切り替える。

東二はサプレッション・チェン

ェンバ・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の設計温度を超える前にバが第一水源であり，復水貯槽

中央制御室からの手動操作により水源を復水貯蔵槽へ切り替える。

タンクは自主対策設備と位置付け，手動操作によるサプレッ
ション・チェンバから復水貯蔵
タンクへの水源の切替え手段を整備。
柏崎はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵槽（重大事故等対処設備）への水源切替えは，
自動及び手動操作手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

なお，自動及び手動操作による水源の切替えは，運転中の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉
心注水系を停止することなく水源を切り替えることが可能である。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源の切替えで使用する設備は以下のとおり。

なお，水源の切替えは，運転中の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系を停止す

相違理由 ⑫

ることなく水源を切り替えることが可能である。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替えで使用する設備は以下のと

相違理由⑫

おり。
・復水貯蔵槽・復水貯蔵タンク46

相違理由②①

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東海第二

備考

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ

・原子炉隔離時冷却系

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

東二は 1.13 にてサプレッショ

・高圧炉心注水系

・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ

ン・チェンバから復水貯蔵タン

・補給水系配管・弁

クへの水源切替え手段（自主対・所内常設直流電源設備

策設備）を記載するため，設備・非常用交流電源設備の選定は系統名ではなく，設備・燃料給油設備

名称を詳細に記載。
柏崎は詳細を技術的能力 1.2 に
記載。
相違理由⑫

(b) 淡水から海水への切替え(b) 淡水から海水への切替え

重大事故等の収束に必要な水の供給には淡水を優先して使用する。淡水貯水池及び淡水タ重大事故等の収束に必要な水の供給には淡水を優先して使用する。代替淡水貯槽及び西ンクの枯渇等により，淡水の供給が継続できないおそれがある場合は，海水の供給に切り替

側淡水貯水設備の枯渇等により，淡水の供給が継続できない場合は，海水の供給に切り替

える。

える。

防火水槽から重大事故等の収束に必要な水の供給を行っている場合は，水の供給が中断す
ることなく淡水から海水への切替えが可能である。

代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備から重大事故等の収束に必要な水の供給を行ってい相違理由⑨⑪①⑦⑰

相違理由⑧①③る場合は，水の供給が中断することなく淡水から海水への切替えが可能である。

防火水槽へ補給する水源の切替えで使用する設備は以下のとおり。

代替淡水貯槽へ補給する水源の切替えで使用する設備は以下のとおり。

相違理由⑧①・淡水貯水池・西側淡水貯水設備

相違理由⑨⑦47

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・淡水タンク

東海第二・多目的タンク

備考
相違理由⑪⑩・ろ過水貯蔵タンク
・原水タンク
・純水貯蔵タンク・大容量送水車（海水取水用）

・可搬型代替注水中型ポンプ

・代替原子炉補機冷却海水ポンプ

相違理由③
相違理由

・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由③

・防火水槽

・代替淡水貯槽相違理由⑧①・海水貯留堰・非常用取水設備

東二は海水の取水設備を総称

・スクリーン室

した設備名称で記載。

・取水路
・多目的タンク配管・弁

東二は可搬設備による淡水タンクからの送水（取水）は多目
的タンク付の配管・弁（接続口）
を使用。

・ホース

・ホース

・燃料補給設備

・燃料給油設備相違理由⑰

・可搬型代替交流電源設備

相違理由

・移動式変圧器

相違理由
西側淡水貯水設備へ補給する水源の切替えで使用する設備は以下のとおり。

設備の違いによる水源切替え

・代替淡水貯槽

手段の相違。

・多目的タンク

以降，同様の相違理由による・ろ過水貯蔵タンク

ものは相違理由 と示す。

・原水タンク
・純水貯蔵タンク48

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東海第二・可搬型代替注水大型ポンプ

備考
相違理由

・西側淡水貯水設備
・非常用取水設備
・多目的タンク配管・弁・ホース
・燃料給油設備

淡水貯水池から重大事故等の収束に必要な水の供給を行っている場合は，あらかじめ可搬

柏崎は淡水貯水池から供給を行型代替注水ポンプ(A-2 級)の水源切替え準備をすることにより速やかに淡水から海水への切っている場合の淡水から海水へ替えが可能である。

の切替え手段は，送水を一時停

水源を淡水貯水池から海への切替えで使用する設備は以下のとおり。

止するため，淡水から海水への・淡水貯水池

切替えが速やかに切替えが可能

・大容量送水車（海水取水用）

であることを記載。

・可搬型代替注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）

東二は全ての切替え手段につい・海水貯留堰て水の供給が中断することなく・スクリーン室

淡水から海水への切替えが可

・取水路

能。

・ホース

相違理由

・燃料補給設備(c) 外部水源から内部水源への切替え
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）で想定される事故の収束に必要な対応には，外部水源（代替淡水貯槽）から内部水源（サプレッション・チェン
バ）への供給に切り替えて，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱を行う手段がある。
外部水源から内部水源への切替えで使用する設備は以下のとおり。
・代替淡水貯槽・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）
・代替循環冷却系（代替循環冷却系ポンプ）

49

相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備

備考
相違理由⑥

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源の切替えで使用する設備のうち，復水貯蔵

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替えで使用する設備のうち，サ槽及びサプレッション・チェンバは重大事故等対処設備として位置付ける。また，原子炉隔

プレッション・チェンバ，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，高圧炉

東二は 1.13 にてサプレッショ

離時冷却系及び高圧炉心注水系は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。

心スプレイ系配管・弁・ストレーナ，所内常設直流電源設備，非常用交流電源設備及び燃ン・チェンバから復水貯蔵タン

料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

クへの水源切替え手段（自主対相違理由⑫⑭策設備）を記載するため，設備の選定は系統名ではなく，設備
名称を詳細に記載。
柏崎は詳細を技術的能力 1.2 に記載。
東二は設計基準事故対処設備に対し，重大事故等対処設備（設計基準拡張）ではなく重大事故等対処設備として位置付ける。

防火水槽へ補給する水源の切替えで使用する設備のうち，大容量送水車（海水取水用），

代替淡水貯槽へ補給する水源の切替えで使用する設備のうち，西側淡水貯水設備，可搬

海水貯留堰，スクリーン室，取水路，ホース及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，代替淡水貯槽，非常用取水設備，ホ

東二は海水の取水設備を総称位置付ける。

ース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。

した設備名称で記載。

相違理由⑧①⑦③⑰

相違理由 ⑦①③⑰

淡水から海水への切替えで使用する設備のうち，大容量送水車（海水取水用），可搬型代

西側淡水貯水設備へ補給する水源の切替えで使用する設備のうち，代替淡水貯槽，可搬替注水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），海水貯留堰，スクリーン室，型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，非常用取水設備，ホース及び燃料給油設備は東二は海水の取水設備を総称

取水路，ホース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。

重大事故等対処設備として位置付ける。

した設備名称で記載。

50

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東海第二

備考
相違理由⑧⑨防火水槽及び淡水貯水池は本条文【解釈】1b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。
外部水源から内部水源への切替えで使用する設備のうち，代替淡水貯槽，サプレッショ

相違理由

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）及び代替循環冷却系（代替循環冷却系ポンプ）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。
以上の重大事故等対処設備と代替淡水源により，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を確保することができる。

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。
以上の重大事故等対処設備により，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を確保することができる。

柏崎は防火水槽及び淡水貯水池が重大事故等対処設備ではないため，「代替淡水源」を記載。
東二は代替淡水貯槽，西側淡水貯水設備が重大事故等対処設備であるため，「代替淡水源」
は記載不要。

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。

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。
・復水貯蔵タンク相違理由⑤

耐震性は確保されていないが，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。
・補給水系配管・弁
耐震性は確保されていないが，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。

51

東二は復水貯蔵タンクからの注水等には補給水系配管・弁を使用。

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・淡水タンク（ろ過水タンク及び純水タンク）

東海第二・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）

耐震性は確保されておらず，補給に必要な水量が確保できない場合があるが，淡水貯耐震性は確保されておらず，補給に必要な水量が確保できない場合があるが，西側

水池から防火水槽への補給ができない場合において，淡水タンクの水を防火水槽へ補給

淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給又は代替淡水貯槽から西側淡水貯水設備へのする手段として有効である。

補給ができない場合において，淡水タンクの水を代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備

備考
相違理由⑩③⑰へ補給する手段として有効である。
・多目的タンク配管・弁

東二は可搬設備による淡水タ

耐震性は確保されていないが，西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給又は代ンクからの送水（取水）は多目

替淡水貯槽から西側淡水貯水設備への補給ができない場合において，淡水タンクの水的タンク付の配管・弁（接続口）

を代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備へ補給する手段として有効である。

を使用。

・代替原子炉補機冷却海水ポンプ

柏崎は代替原子炉補機冷却海給電設備が別に必要であり代替原子炉補機冷却海水ポンプ単独では使用できない上，水ポンプによる防火水槽への補給開始までに時間を要するが，電源車及び移動式変圧器と組み合わせて使用すること

海水補給手段に代替原子炉補で，大容量送水車（海水取水用）による海水補給が実施できない場合の代替手段として

機冷却海水ポンプを使用。

有効である。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

柏崎は護岸から可搬型代替注取水箇所が防潮堤の外で津波の影響等により使用できない可能性がある上，補給量が水ポンプ（A-2 級）により海水

小さく淡水貯水池や大容量送水車（海水取水用）による補給と同等の補給量を確保できを取水し防火水槽へ補給するない場合があるが，大容量送水車（海水取水用）による海水補給が実施できない場合の手段に可搬型代替注水ポンプ

代替手段として有効である。

（A-2 級）を使用。

52

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d. 手順等
上記「a.水源を利用した対応手段と設備」，「b.水源へ水を補給するための対応手段と設備」及び「c.水源の切替え」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，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベース）及び多様なハザード対応手順に定める（第 1.13.1 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.13.2 表，第 1.13.3 表）。

東海第二

備考

ｄ．手順等
上記「ａ．水源を利用した対応手段と設備」，「ｂ．水源へ水を補給するための対応手段と設備」及び「ｃ．水源の切替え」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

東二は「技術的能力 1.0 重大事（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ

故対策における共通事項（添付（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

資料 1.0.10 重大事故等発生る（第 1.13−1 表）。

時の体制について）」より,当直また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.13−2 表，第 1.13−3 表）。

運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることと
している。
相違理由③

※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。

53

東二は運転員等の定義を記載。

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東海第二1.13.2 重大事故等時の手順

1.13.2 重大事故等時の手順

1.13.2.1 水源を利用した対応手順

1.13.2.1 水源を利用した対応手順(1) 復水貯蔵槽を水源とした対応手順(1) 代替淡水貯槽を水源とした対応手順（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）

重大事故等時，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び原子炉ウェルへの注水を行う手順を整備する。

重大事故等時，代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷備考

相違理由②①
相違理由②①⑮

却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／ス
プレイを行う手順を整備する。

a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

相違理由⑭

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手段
としては，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，高圧代替注水系及び制御棒駆動系がある。
(a) 原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（中央制御室
操作）
原子炉隔離時冷却系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位低（レベル 2 若しくはレベル 1.5）又はドライウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子
炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。
【1.2.2.4(1)】ⅱ. 操作手順
原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手順（中央制御室操作）については「1.2.2.4(1)原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(b) 高圧炉心注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水
高圧炉心注水系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位低（レベル 1.5）又はドライ
ウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により高圧炉心注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

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東海第二ⅰ. 手順着手の判断基準

備考
相違理由⑭

給水・復水系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉
圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。
【1.2.2.4(2)】ⅱ. 操作手順
高圧炉心注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手順については「1.2.2.4(2)高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。
(c) 高圧代替注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（中央制御室操作）
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系が機能喪失した場合，又は炉心の著しい損傷が発生した場合，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場合に，中央制御室からの手動操作により高圧代替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)高圧注水系の機能喪失時の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
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合。
【1.2.2.1(1)a.】(ⅱ)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の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
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失した場
合において，高圧代替注水系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放
射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，電源及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。
【1.8.2.2(1)d.】55

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東海第二ⅱ. 操作手順

備考
相違理由⑭

高圧注水系が機能喪失した場合の高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水手順については「1.2.2.1(1)a.中央制御室からの高圧代替注水系起動」，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の高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注
水手順については「1.8.2.2(1)d.高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施した場合，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 15 分以内で可能である。
(d) 高圧代替注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（現場手動操作）
高圧注水系が機能喪失した場合，かつ中央制御室からの手動操作により高圧代替注水系を起動できない場合に，現場での弁の手動操作により高圧代替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合
で，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合。
【1.2.2.1(1)b.】ⅱ. 操作手順
高圧代替注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手順（現場手動操作）については「1.2.2.1(1)b.現場手動操作による高圧代替注水系起動」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから高圧代替注水系現場起動による原子炉圧力容器への注水開始まで約 40 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

56

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑭

(e) 原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（現場手動操作）

柏崎は全交流動力電源喪失及高圧注水系が機能喪失した場合，かつ高圧代替注水系が起動できない場合に，現場での弁び常設直流電源系統喪失時のの手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器へ対応手順として，原子炉隔離時の注水を実施する。

冷却系による復水貯蔵槽を水

ⅰ. 手順着手の判断基準源とした原子炉圧力容器への全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による原子注水（現場手動操作）手段を整炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系での原子炉圧力容器への注水ができない場合におい備。

て，中央制御室からの操作及び現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動

東二は全交流動力電源喪失及できない場合，又は高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベび常設直流電源系統喪失時のル 3）以上に維持できない場合。

対応手順として，原子炉隔離時【1.2.2.2(1)a.】

冷却系によるサプレッション・ⅱ. 操作手順

チェンバを水源とした原子炉

原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手順（現場

圧力容器への注水（現場手動操手動操作）については「1.2.2.2(1)a.現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動」にて

作）手段を比較表ページ 74 に

整備する。

記載。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 4 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，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約 90 分，緊急時対策要員による排水処理開始まで約 180分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具（酸素呼吸器及び耐熱服），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，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
原子炉隔離時冷却系ポンプ室に現場運転員が入室するのは原子炉隔離時冷却系起動時のみとし，その後速やかに退室する手順とする。したがって，原子炉隔離時冷却系タービン
グランド部からの蒸気漏えいに伴う環境温度の上昇による運転員への影響はないものと考えており，防護具（酸素呼吸器及び耐熱服）を確実に装着することにより本操作が可能である。

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東海第二(f) 制御棒駆動系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（進展抑制）

備考
相違理由⑭

高圧注水系又は高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合，又は炉心の著しい損傷が発生した場合，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場合に，制御棒駆動系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)全交流動力電源喪失又は高圧炉心注水系の機能喪失時の制御棒駆動系による原子炉圧
力容器への注水
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合
で，制御棒駆動系が使用可能な場合。
【1.2.2.3(1)b.】(ⅱ)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の制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失した場
合において，制御棒駆動系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率
が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内
雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃
以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場
合。
【1.8.2.2(1)f.】ⅱ. 操作手順
全交流動力電源喪失又は高圧炉心注水系の機能喪失時の制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水手順については「1.2.2.3(1)b.制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注
水」及び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の制御棒駆動系
による原子炉圧力容器への注水手順については「1.8.2.2(1)f.制御棒駆動系による原子炉
圧力容器への注水」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水開始まで約 20 分で可能である。

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東海第二(g) 高圧炉心注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への緊急注水

備考
相違理由⑭

全交流動力電源が喪失し，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器
内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合，又は炉心の著しい損傷が発生した場合，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場合に，常設代替交
流電源設備又は第二代替交流電源設備により高圧炉心注水系の電源を確保することで，高圧炉心注水系を冷却水がない状態で一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)全交流動力電源喪失時の高圧炉心注水系緊急注水
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合で，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備による非常用高圧母線 D 系への給電が可能となった場合。
【1.2.2.3(1)c.】(ⅱ)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の高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水
炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉圧力容器への高圧注水機能が喪失した場
合において，高圧炉心注水系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率
が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内
雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃
以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，電源及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。
【1.8.2.2(1)g.】ⅱ. 操作手順
全交流動力電源喪失時の高圧炉心注水系による緊急注水手順については「1.2.2.3(1)c.
高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水」，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の原子炉圧力容器への緊急注水手順については「1.8.2.2(1)g.高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急
注水開始まで約 25 分で可能である。

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東海第二b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手段としては，低圧代替注水系（常設）がある。

備考
相違理由⑥②①
相違理由②①

手段としては，低圧代替注水系（常設）がある。
なお，低圧代替注水系（可搬型）である可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大東二は常設設備による注水等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）による原子炉圧力の手段と同時並行で可搬設備

容器への注水手段と同時並行で準備を開始する。

の準備を開始する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

(a) 低圧代替注水系（常設）による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水(a) 低圧代替注水系（常設）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

常設の原子炉圧力容器への注水設備が機能喪失した場合，残存溶融炉心を冷却し原子炉

常設の原子炉圧力容器への注水設備が機能喪失した場合，残存溶融炉心を冷却し原子炉

圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は溶融炉心の原子炉格納容器

圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は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場合に，低圧代替注水系（常設）を起動し，復水貯蔵槽

下部への落下を遅延又は防止する場合に，低圧代替注水系（常設）を起動し，代替淡水貯を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)常設の原子炉圧力容器への注水設備の注水機能喪失時の低圧代替注水系(常設)に相違理由②①

相違理由②①

相違理由(ⅰ) 常設の原子炉圧力容器への注水設備の注水機能喪失時の低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

よる原子炉圧力容器への注水

給水・復水系及び非常用炉心冷却系により原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉給水・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

常設設備による注水等の対応

圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合において，低圧代の注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持でき 手順（接続口から注水等が必要

替注水系(常設)及び注入配管が使用可能な場合※1

ない場合において，低圧代替注水系（常設）が使用可能な場合※１※1:設備に異常がなく，電源及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合【1.4.2.1(1)a.(a)】【1.4.2.1(1)ａ．(a)】な個所までの対応手順含む）における概要，手順名称，手順着手の判断基準，リンク先附番及び操作の成立性の詳細な比較
は，各条文比較表参照。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

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東海第二

備考

(ⅱ)残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器への注水(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※1 により原子炉圧力容器の破損を判

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器への注水が可能な断した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水が可能な

場合※2。

場合※２

※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低※1：「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

下，格納容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により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

確認する。

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）若しくは格納相違理由

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。
※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に(140m3/h，35〜70m3/h)が確保され，更に低圧代替注水系(常設)により原子炉圧

必要な流量（130m３／h，80m３／h）が確保され，更に低圧代替注水系（常設）

力容器への注水に必要な流量(30m3/h)が確保できる場合。

により原子炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保でき

なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的る場合

な注水箇所を選択する。

なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
【1.4.2.1(3)ａ．(a)】【1.4.2.1(3)a.(a)】(ⅲ)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の低圧代替注水系(ⅲ) 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の低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水(常設)による原子炉圧力容器への注水※1において，給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉

炉心損傷を判断した場合※１において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常

圧力容器への注水ができない場合において，低圧代替注水系(常設)が使用可能な場合※2。

用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（常設）が使

炉心損傷を判断した場合

用可能な場合※２※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃

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℃以上を確認し以上を確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，電源及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合【1.8.2.2(1)ａ．
】【1.8.2.2(1)a.】

61

相違理由

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ⅱ. 操作手順
常設の原子炉圧力容器への注水設備の注水機能喪失時の低圧代替注水系(常設)によ東海第二ⅱ) 操作手順る原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)ａ．(a) 低圧代替注水系（常(常設)による原子炉圧力容器への注水」，残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水設）による原子炉圧力容器への注水」，残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系

系(常設)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(3)a.(a)低圧（常設）による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(3)ａ．(a) 低圧代

代替注水系(常設)による残存溶融炉心の冷却」及び溶融炉心の原子炉格納容器下部へ替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却」及び溶融炉心の原子炉格納容器下部へのの落下を遅延又は防止するための低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器への注落下を遅延又は防止するための低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

水手順については，「1.8.2.2(1)a.低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器へ手順については，「1.8.2.2(1)ａ． 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器へのの注水」にて整備する。

注水」にて整備する。

残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した低圧代替注水系(常設)によⅲ) 操作の成立性(ⅰ) 常設の原子炉圧力容器への注水設備の注水機能喪失時の低圧代替注水系（常設）にる原子炉圧力容器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及びよる原子炉圧力容器への注水確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系(常設)による

上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判

原子炉圧力容器への注水開始までの所要時間は以下のとおり。
残留熱除去系(B)注入配管使用の場合:12 分以内

断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで 9 分以内で可能である。

残留熱除去系(A)注入配管使用の場合:12 分以内
残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した低(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室

上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を

運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始

判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで 9 分以を判断してから低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器への注水開始までの所要時間内で可能である。

は以下のとおり。
残留熱除去系(C)注入配管使用の場合:約 40 分(ⅲ) 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の低圧代替注水系

高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合:約 25 分

（常設）による原子炉圧力容器への注水

高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合:約 30 分

上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を

当該操作実施後，現場運転員 2 名にて復水移送ポンプの水源確保操作を実施した場合，
15 分以内で可能である。（「1.4.2.1(3)a.(a)低圧代替注水系(常設)による残存溶融炉心

相違理由

常設の原子炉圧力容器への注水設備の注水機能喪失時の低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)a.(a)低圧代替注水系

ⅲ. 操作の成立性

備考

判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで 7 分以内で可能である。

の冷却」，「1.8.2.2(1)a.低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器への注水」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(A)と残留熱除去系(B)注入配管のみを使用）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

62

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｂ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却

c. 復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）がある。

相違理由⑥②①

代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，代替格納容器スプレイ

相違理由②①

冷却系（常設）がある。
なお，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）である可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬相違理由

型代替注水大型ポンプによる原子炉格納容器内の冷却手段は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却手段と同時並行で準備を開始する。
(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器

内の冷却

内の冷却

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障により使用できない場合は，復水貯残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できない場合は，代替淡水蔵槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイ

貯槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレ

する。

イする。

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整
又はスプレイの起動/停止を行う。

相違理由②
相違理由

スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・
プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。
ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの判断

相違理由(ⅰ) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの判断基準（炉心損傷判断前）基準（炉心損傷前）

相違理由⑰

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイが相違理由ができない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合※1

できない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合※１

で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。

で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２※1:設備に異常がなく，電源及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合※2:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・

ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレ

チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉ッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.1(1)a.(a)】【1.6.2.1(1)ａ．(a)】63

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)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の判断基準（炉心損

東海第二(ⅱ) 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の判断基準（炉心損

傷判断時）
炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

による格納容器スプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な
場合

相違理由⑰

傷後）
※1

※2

備考

※3

で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合 。

炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

相違理由

による原子炉格納容器スプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場
合※３※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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℃以上を確認し確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，電源及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器

容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合

下鏡部温度指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場
合。
【1.6.2.2(1)a.(a)】ⅱ. 操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容【1.6.2.2(1)ａ．(a)】ⅱ) 操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容

器内の冷却手順については，「1.6.2.1(1)a.(a)代替格納容器スプレイ冷却系（常器内の冷却手順については，「1.6.2.1(1)ａ．(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）設）による原子炉格納容器内へのスプレイ」及び「1.6.2.2(1)a.(a)代替格納容器スによる原子炉格納容器内へのスプレイ」及び「1.6.2.2(1)ａ．(a) 代替格納容器スプレ

プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ」にて整備する。

イ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断を実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原してから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ開

子炉格納容器内へのスプレイ開始まで 25 分以内で可能である。その後，現場運転員 2 名

始まで 11 分以内で可能である。

にて復水移送ポンプの水源確保を実施した場合，15 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

64

相違理由
相違理由②①

相違理由
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｃ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水

d. 復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水
復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては，格納容器下部注水相違理由⑥②①

代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては，格納容器下部注水系（常設）がある。

相違理由②①

系（常設）がある。
なお，格納容器下部注水系（可搬型）である可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注

相違理由

水大型ポンプによるペデスタル（ドライウェル部）への注水手段は，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水手段と同時並行で準備を開始する。
(a) 格納容器下部注水系（常設）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への(a) 格納容器下部注水系（常設）による復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水

注水

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損傷を防止するため，格納容

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下部注水系（常設）を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器の下部に落下した器下部注水系（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

溶融炉心の冷却を実施する。

冷却を実施する。

炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

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
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するため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器

炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を継続する。その際内の減圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到は，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，達しないように崩壊熱相当の流量とする。

ペデスタル（ドライウェル部）に崩壊熱相当量を注水し，水位を維持する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準
損傷炉心の冷却が未達成の場合

相違理由するため，水位確保操作を実施する。

また，原子炉圧力容器の破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却※1

相違理由②①

相違理由【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】※2

で，格納容器下部注水系(常設)が使用可能な場合 。

(ⅱ)原子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準
原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系(常設)が使用可能な場合※2。
※1:｢損傷炉心の冷却が未達成｣は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達し※１

炉心損傷を判断した場合

相違理由
※２

で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】
原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）が使用可能な場合※２※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマた場合。

線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 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

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備考

※2:設備に異常がなく，電源及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合※3:｢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，制御棒の位※3：「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），

置表示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認

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）指示値がする。

300℃到達により確認する。

※4:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力容器内の圧力の相違理由※4：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化」は，格納容器下部水温（水温低下，原子炉格納容器内の圧力の上昇，原子炉格納容器内の温度の上昇により確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

認する。

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。
【1.8.2.1(1)ａ．
】【1.8.2.1(1)a.】ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

格納容器下部注水系（常設）による復水貯蔵槽を水源とした原子炉格納容器下部へ

格納容器下部注水系（常設）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水手順については，「1.8.2.1(1)a.格納容器下部注水系(常設)による原子炉格納の注水手順については，「1.8.2.1(1)ａ． 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタ

容器下部への注水」にて整備する。

ル（ドライウェル部）への注水」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場

上記の操作は，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

運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初ル（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。

期水張り開始を確認するまで 35 分以内で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】

移送ポンプの水源確保を実施した場合，15 分以内で可能である。

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，17 分以内で円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，1 分以内で可
能である。

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相違理由
相違理由②①⑰

相違理由
相違理由

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e. 復水貯蔵槽を水源とした原子炉ウェルへの注水
復水貯蔵槽を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては，サプレッションプール浄化系
がある。

東海第二
ｄ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水
代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては，格納容器頂部注水系（常設）がある。

備考
相違理由⑥②①
相違理由②①
東二は原子炉ウェルへの注水で使用する設備に格納容器頂部注水系（常設）を使用。
柏崎はサプレッションプール
浄化系を使用。

なお，格納容器頂部注水系（可搬型）である可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注

相違理由

水大型ポンプによる原子炉ウェルへの注水手段は，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段と同時並行で準備を開始する。
(a) サプレッションプール浄化系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉ウェルへの注水(a) 格納容器頂部注水系（常設）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水

東二は原子炉ウェルへの注水で使用する設備に格納容器頂部注水系（常設）を使用。
柏崎はサプレッションプール
浄化系を使用。
相違理由②①

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，サ

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，

プレッションプール浄化系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉ウェルへの注水を実施

代替淡水貯槽を水源として格納容器頂部注水系（常設）により原子炉ウェルに注水するこする。

とで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟への水素漏え

原子炉ウェルへの注水を実施することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器かいを抑制する。

ら原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する。

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相違理由

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ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

ⅰ) 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，原子炉格納容器内の温度上昇が 171℃を超えるお※2

それがある場合で，サプレッションプール浄化系が使用可能な場合 。

相違理由

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指示値が 171℃に到達

相違理由

した場合で，代替淡水貯槽の水位が規定値以上確保されている場合で，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可能な場合※２※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線

故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線

レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場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合。
※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場※2：設備に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合合。ただし，7 号炉のサプレッションプール浄化系ポンプ及びモータは空冷式の設備であるため，補機冷却水による冷却が不要である。
【1.10.2.1(1)b.】ⅱ. 操作手順
サプレッションプール浄化系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉ウェルへの注水手順【1.10.2.1(1)ａ．
】ⅱ) 操作手順

相違理由⑥

相違理由

格納容器頂部注水系（常設）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水

東二は原子炉ウェルへの注水については，「1.10.2.1(1)b.サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注

手順については，「1.10.2.1(1)ａ． 格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへで使用する設備に格納容器頂水」にて整備する。

の注水」にて整備する。

部注水系（常設）を使用。
柏崎はサプレッションプール
浄化系を使用。
相違理由②①⑥ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断

運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからサプレッションプール浄化

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 分以内で系による原子炉ウェルへの注水開始まで約 40 分で可能である。

可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発になお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発よる水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水すによる水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠る水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温度をシ

水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温ールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

68

相違理由
相違理由

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東海第二

備考

ｅ．代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ

相違理由⑮

代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ手段としては，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がある。
なお，可搬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代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水／スプレイ手段は，常設低圧代替注水系ポンプを使用した代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水／スプレイ手段と同時並行で準備を開始する。
(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／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水
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により使用済燃料プールへ注水する。
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へのスプレイ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 6 階までのホース敷設，原子炉建屋原子炉棟 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作業を行うことから，作業環境が悪化する前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／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水と同時に本手段に係わる準備を開始する。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 6 階までのホース敷設を実施する。
ⅰ) 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・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合【1.11.2.1(1)ａ．
】

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東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由⑮

常設低圧代替注水系ポンプを使用した代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプ
レイヘッダ）による代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水手順について
は，「1.11.2.1(1)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／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，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／常設ス
プレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水開始まで 15 分以内で可能である。

(b) 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 相違理由⑮
た使用済燃料プールへのスプレイ
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，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，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へのスプレイを実施することで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。
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，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水ができない場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。
なお，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へのスプレイ（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 6 階までのホース敷設，原子
炉建屋原子炉棟 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作業を行うことから，作業環境が悪化する前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／常設
スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水と同時に本手段に係わる準備を開始する。また，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 6 階までのホース敷設を実施する。

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東海第二

備考
相違理由⑮

ⅰ) 手順着手の判断基準
使用済燃料プール水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況に至った場合・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6,668mm を下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて確認した場合【1.11.2.2(1)ａ．
】ⅱ) 操作手順
常設低圧代替注水系ポンプを使用した代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）
による代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへのスプレイ手順については，「1.11.2.2(1)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へのスプレイ」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，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へのスプレイ開始まで 15 分以内で可能である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サプレッション・チェンバを水源とした対応手順
重大事故等時，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉
格納容器内の除熱及び代替循環冷却系による除熱を行う手順を整備する。

東海第二

備考

(2) サプレッション・チェンバを水源とした対応手順
重大事故等時，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱を行う手順を整備する。

東二は水源での整理のため，サプレッション・チェンバを水源とした代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱手段も含まれた記載としている。

a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水

容器への注水原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水手段としては原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系がある。

容器への注水手段としては，高圧代替注水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系

句読点の相違。

がある。

東二はサプレッション・チェン
バを水源とした高圧代替注水系（新設）による原子炉圧力容器への注水手段を整備。
相違理由⑫(a) 高圧代替注水系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水

東二はサプレッション・チェン（中央制御室操作）

バを水源とした高圧代替注水

給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉系（新設）による原子炉圧力容

心スプレイ系が故障により使用できない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注
水系を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
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ず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合【1.2.2.1(1)ａ．
】

72

器への注水手段を整備。

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東海第二

備考

ⅱ) 操作手順

東二はサプレッション・チェン

高圧代替注水系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注バを水源とした高圧代替注水

水（中央制御室操作）手順については，「1.2.2.2(1)ａ． 中央制御室からの高圧代替注

系（新設）による原子炉圧力容

水系起動」にて整備する。

器への注水手段を整備。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて操作を実施した場合，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 分以内で可能である。
(b) 高圧代替注水系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水

東二はサプレッション・チェン（現場手動操作）

バを水源とした高圧代替注水

給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉系（新設）による原子炉圧力容

心スプレイ系が故障により使用できない場合において，中央制御室からの操作により高圧
代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
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ず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合で，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合【1.2.2.1(1)ｂ．】
ⅱ) 操作手順
高圧代替注水系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水（現場手動操作）手順については，「1.2.2.1(1)ｂ． 現場手動操作による高圧代替注
水系起動」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名及び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 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから現場手動操作による高圧代替注水系起動での原子炉圧力容器への注水開始まで 58分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

73

器への注水手段を整備。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二

備考

(c) 原子炉隔離時冷却系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への東二は全交流動力電源喪失及注水（現場手動操作）

び常設直流電源系統喪失時の全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉対応手順として，原子炉隔離時

心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができず，中央制御室からの操作及び現場で冷却系によるサプレッション・の人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代替注水系にチェンバを水源とした原子炉

より原子炉圧力容器内の水位を維持できない場合は，現場での人力による弁の操作により圧力容器への注水（現場手動操

原子炉隔離時冷却系を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器へ作）手段を整備。

の注水を実施する。

柏崎は全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時のⅰ) 手順着手の判断基準

対応手順として，原子炉隔離時

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による原

冷却系による復水貯蔵槽を水

子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系での原子炉圧力容器への注水ができない場合源とした原子炉圧力容器へのにおいて，中央制御室からの操作及び現場での人力による弁の操作により高圧代替注水

注水（現場手動操作）手段を比系を起動できない場合，又は高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水較表ページ 57 に記載。

位低（レベル３）以上に維持できない場合【1.2.2.2(1)ａ．】
ⅱ) 操作手順
原子炉隔離時冷却系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水（現場手動操作）手順については，「1.2.2.2(1)ａ． 現場手動操作による原子炉
隔離時冷却系起動」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名及び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）8 名にて作業を実施した場合，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 125 分以内，重大事
故等対応要員による排水処理開始まで 300 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具（自給式呼吸用保護具及び耐熱服），照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常状態と同程度である。
原子炉隔離時冷却系ポンプ室に現場運転員が入室するのは原子炉隔離時冷却系起動時のみとし，その後速やかに退室する手順とする。したがって，原子炉隔離時冷却系ター
ビングランド部からの蒸気漏えいに伴う環境温度の上昇による運転員への影響はないものと考えており，防護具（自給式呼吸用保護具及び耐熱服）を確実に装着することにより本操作が可能である。

74

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 原子炉隔離時冷却系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への

東海第二

備考

(d) 原子炉隔離時冷却系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水（中央制御室操作）

注水（中央制御室操作）

原子炉隔離時冷却系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位低（レベル 2 若しくはレ

原子炉隔離時冷却系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル２））

ベル 1.5）又はドライウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により原による作動，又は中央制御室からの手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動し，サプレ

子炉隔離時冷却系を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注

ッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

相違理由⑥

相違理由

水を実施する。
ⅰ.手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子
炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。

相違理由

給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子
炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合【1.2.2.4(1)】ⅱ. 操作手順【1.2.2.4(1)】ⅱ) 操作手順

原子炉隔離時冷却系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への原子炉隔離時冷却系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水手順（中央制御室操作）については「1.2.2.4(1)原子炉隔離時冷却系による原子炉圧

注水手順（中央制御室操作）については，「1.2.2.4(1) 原子炉隔離時冷却系による原子力容器への注水」にて整備する。

炉圧力容器への注水」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断を実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応で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 分以内で可能で

きる。

ある。

75

相違理由

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 高圧炉心注水系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考

(e) 高圧炉心スプレイ系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への相違理由⑥⑫注水
高圧炉心注水系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位低（レベル 1.5）又はドライ

高圧炉心スプレイ系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル２）

ウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により高圧炉心注水系を起動

又はドライウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により高圧炉心ス

し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

プレイ系を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実

相違理由

施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準
給水・復水系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉
圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。

相違理由

給水・復水系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉
圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合【1.2.2.4(2)】ⅱ. 操作手順【1.2.2.4(2)】ⅱ) 操作手順相違理由

高圧炉心注水系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水

高圧炉心スプレイ系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器へ

相違理由⑫

手順については「1.2.2.4(2)高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水」にて整備すの注水手順については，「1.2.2.4(2) 高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注

相違理由⑫

る。

水」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断を実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応でしてから高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで 3 分以内で可能で

きる。

ある。

76

相違理由
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(f) 高圧代替注水系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水

東二はサプレッション・チェン（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）

バを水源とした高圧代替注水

炉心の著しい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が高圧の状態

系（新設）による原子炉圧力容

で，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，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流
電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，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高圧代替注水系の電源を確保し，原子炉圧力容器へ注水する。
ⅰ) 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，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ず，高圧代替注水系が使用可能な場
合※２※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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：原子炉圧力指示値が 0.69MPa[gage]以上ある場合において，設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合【1.8.2.2(1)ｆ．
】
ⅱ) 操作手順
高圧代替注水系によるサプレッション・チェンバを水源とした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）手順については，「1.8.2.2(1)ｆ． 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて操作を実施した場合，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 分以内で可能である。

77

器への注水手段を整備。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水

容器への注水原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水手段としては残留熱除去系がある。

容器への注水手段としては，残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系がある。

備考

句読点の相違。
東二は原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ低圧時のサプレッショ
ン・チェンバを水源とした低圧炉心スプレイ系による原子炉
圧力容器への注水手段を整備。

(a) 残留熱除去系による原子炉圧力容器への注水(a) 残留熱除去系による原子炉圧力容器への注水

残留熱除去系が健全な場合は，自動起動（原子炉水位低（レベル 1）又はドライウェル圧

残留熱除去系（低圧注水系）が健全な場合は，自動起動（原子炉水位異常低下（レベル

力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去系(低圧注水モード)を１）又はドライウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

除去系（低圧注水系）を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

また，全交流動力電源の喪失又は原子炉補機冷却系の故障により常設設備による原子炉圧

また，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（低圧注

力容器への注水機能が喪失した場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を水系）及び低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，常設代替

用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（低圧注水系）の電系による冷却水を確保後に残留熱除去系(低圧注水モード)を起動し，サプレッション・チェ

源を復旧し，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により冷却水

ンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

を確保することで，残留熱除去系（低圧注水系）にて原子炉圧力容器へ注水を実施する。

78

相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)残留熱除去系が健全な場合の原子炉圧力容器への注水

相違理由(ⅰ) 残留熱除去系（低圧注水系）が健全な場合の原子炉圧力容器への注水

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注

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

水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できないへの注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持場合。

できない場合【1.4.2.3(1)】

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

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 C 系又は D 系※1の受電が完了し，残留熱除去系(低圧注水モード)が使用可能な状態に復旧された場合。

相違理由【1.4.2.3(1)】(ⅱ) 残留熱除去系（低圧注水系）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水(ⅱ)残留熱除去系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

相違理由⑰

相違理由⑰
相違理由

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Ｍ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（低圧注水系）が使用可能な状態※１に復旧された場合※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が※1:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源(サプレッション・チェンバ)が確保されている状態。

確保されている状態【1.4.2.1(2)a.(a)】ⅱ. 操作手順【1.4.2.1(2)ａ．(a)】ⅱ) 操作手順

残留熱除去系が健全な場合の原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.3(1)残残留熱除去系（低圧注水系）が健全な場合の原子炉圧力容器への注水手順について

留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水」，残留熱除去系電源復旧

は，「1.4.2.3(1) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水」，残留

後の原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(2)a.(a)残留熱除去系電源復旧

熱除去系（低圧注水系）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水手順については，

後の原子炉圧力容器への注水」にて整備する。

「1.4.2.1(2)ａ．(a) 残留熱除去系（低圧注水系）電源復旧後の原子炉圧力容器への注

相違理由
相違理由⑰

水」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性(ⅰ)残留熱除去系が健全な場合の原子炉圧力容器への注水ⅲ) 操作の成立性(ⅰ) 残留熱除去系（低圧注水系）が健全な場合の原子炉圧力容器への注水

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を作を実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対判断してから残留熱除去系（低圧注水系）よる原子炉圧力容器への注水開始まで 3 分応できる。

以内で可能である。

79

相違理由
相違理由⑰
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)残留熱除去系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考
相違理由⑰

(ⅱ) 残留熱除去系（低圧注水系）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始

業を実施した場合，作業開始を判断してから残留熱除去系(低圧注水モード)による原子を判断してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水開始ま

炉圧力容器への注水開始まで 15 分以内で可能である。

で 2 分以内で可能である。

相違理由

なお，プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。

(b) 低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水

東二は原子炉冷却材圧力バウ

低圧炉心スプレイ系が健全な場合は，自動起動（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドンダリ低圧時のサプレッショ

ライウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により低圧炉心スプレイ系

ン・チェンバを水源とした低圧ポンプを起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施す

炉心スプレイ系による原子炉る。

圧力容器への注水手段を整備。

また，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，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低圧炉心スプレイ系の電源を復旧し，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により冷却水を確保することで，低圧炉心スプレイ系にて原子炉圧力容器へ注水を実施する。

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ) 低圧炉心スプレイ系が健全な場合の原子炉圧力容器への注水
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ず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合【1.4.2.3(2)】80柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(ⅱ) 低圧炉心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

東二は原子炉冷却材圧力バウ

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がンダリ低圧時のサプレッショ

受電され，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃの受電が完了し，残留熱除去系（低圧注水

ン・チェンバを水源とした低圧系）が復旧できず，低圧炉心スプレイ系が使用可能な状態※１に復旧された場合

炉心スプレイ系による原子炉※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている状態【1.4.2.1(2)ａ．(b)】ⅱ) 操作手順
低圧炉心スプレイ系が健全な場合の原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.3(2) 低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水」，低圧炉心スプレイ
系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(2)ａ．(b) 低圧炉
心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水」にて整備する。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで 2 分以内で可能である。

81

圧力容器への注水手段を整備。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c．サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内の除熱

東海第二

備考

ｃ．サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内の除熱サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内の除熱手段としては残留熱除去系

サプレッション・チェンバを水源とした原子炉格納容器内の除熱手段としては，残留熱除がある。

去系がある。

(a) 残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱(a) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が健全で，格納容器スプレイ起動の判断基

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作

準に到達した場合は，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）を起動し，サプレッシ

により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）を起動し，サプレッション・チェンバをョン・チェンバを水源とした原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

水源とした原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

また，全交流動力電源の喪失により常設設備による原子炉格納容器内の冷却機能が喪失しまた，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（格納た場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源

容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は，常設代替を供給することで，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系による冷却水を確保後に残交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源を復旧し，留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)を起動し，サプレッション・チェンバを水源とし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により冷却水を確保するた原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

ことで，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）にて原子炉格納容器内にスプレイす

句読点の相違。

相違理由⑰
相違理由

る。
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイの起動／

又はスプレイの起動/停止を行う。

停止を行う。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)残留熱除去系が健全な場合の原子炉格納容器内の除熱

相違理由(ⅰ) 残留熱除去系が健全な場合の原子炉格納容器内の除熱※1

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※１

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合 。

相違理由※1:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力※1：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チ

ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレ

ェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉ッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.3(1)】【1.6.2.3(1)】82

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(ⅱ) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷前）(ⅱ)残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷前）

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 D 系の受電が※1完了し，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)が使用可能な状態に復旧された場合で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。

相違理由

受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能な状態※１に復旧された場合で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２※1:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源(サプレッション・チェンバ)が確※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が保されている状態。

確保されている状態※2:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェ

ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレ

ンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納ッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.1(2)a.(a)】(ⅲ)残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷後）【1.6.2.1(2)ａ．(a)】(ⅲ) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷後）

炉心損傷を判断した場合※1 において，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設

炉心損傷を判断した場合※１において，常設代替交流電源設備として使用する常設代

備により非常用高圧母線 D 系の受電が完了し，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モ

替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又ード)が使用可能な状態※2 に復旧された場合で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動のはＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可※3

能な状態※２に復旧された場合で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到判断基準に到達した場合 。

達した場合※３※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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℃以上を確認し確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源(サプレッション・チェンバ)が確※2：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が保されている状態。

確保されている状態※3:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ(D/W)又は格納容器内圧力(S/C)指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の

ル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が，原子炉格納容器内への判断基準に達した場合。

スプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.2(2)a.(a)】【1.6.2.2(2)ａ．(a)】

83

相違理由

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

残留熱除去系が健全な場合の原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.6.2.3(1)残残留熱除去系が健全な場合の原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.6.2.3(1)

留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ」，残残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ」，残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷前）手順については，

留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷前）手順については，「1.6.2.1(2)a.(a)残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ」，残留熱「1.6.2.1(2)ａ．(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ」，残除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷後）手順については，

留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷後）手順については，「1.6.2.2(2)a.(a)残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ」にて整備「1.6.2.2(2)ａ．(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ」にて

する。

整備する。

ⅲ. 操作の成立性(ⅰ)残留熱除去系が健全な場合の原子炉格納容器内の除熱ⅲ) 操作の成立性

相違理由
相違理由⑰

相違理由

(ⅰ) 残留熱除去系が健全な場合の原子炉格納容器内の除熱

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

備考

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を相違理由判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで 7 分以内で可能である。

(ⅱ)残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷前）(ⅱ) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷前）上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を業を実施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(B)(格納容器スプレイ冷却モード)

判断してから残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのによる原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで 15 分以内で可能である。

スプレイ開始まで 7 分以内で可能である。

(ⅲ)残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷後）

相違理由(ⅲ) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱（炉心損傷後）

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を業を実施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(B)(格納容器スプレイ冷却モード)

判断してから残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのによる原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで 15 分以内で可能である。

スプレイ開始まで 7 分以内で可能である。

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相違理由

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東海第二

備考

(b) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱(b) 残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）が健全で，サプレッション・チェンバ・プールの除熱の判断基準に到達した場合は，残留熱除去系（サプレッショ

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が健全な場合は，中央制御室からの手

相違理由⑰
相違理由

動操作により残留熱除去系を起動し，サプレッション・プールの除熱を実施する。

ン・チェンバ・プール水冷却モード）を起動し，サプレッション・チェンバを水源としたサプレッション・チェンバ・プールの除熱を実施する。
また，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プー

また，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（サプルの除熱機能が喪失した場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いてレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱ができない場合は，常非常用高圧母線へ電源を供給することで，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系によ設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源を復る冷却水を確保後に残留熱除去系(サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード)にてサ

旧し，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より冷却水を確保

プレッション・チェンバ・プールの除熱を実施する。

することで，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）にてサプレッション・プー
ルの除熱を実施する。

ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)残留熱除去系が健全な場合のサプレッション・チェンバ・プール水の除熱(ⅰ) 残留熱除去系が健全な場合のサプレッション・プールの除熱

下記のいずれかの状態に該当した場合。

下記のいずれかの状態に該当した場合・逃がし安全弁開固着・逃がし安全弁開固着

・サプレッション・チェンバ・プール水の温度が規定温度以上

・サプレッション・プール水温度指示値が 32℃以上

・サプレッション・チェンバの気体温度が規定温度以上

・サプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が 82℃以上【1.6.2.3(2)】(ⅱ)残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱（炉心損傷前）の受電が完了し，残留熱除去系(S/P 冷却モード)が使用可能な状態に復旧された場

相違理由⑰【1.6.2.3(2)】(ⅱ) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱（炉心損傷前）

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 C 系又は D 系
※1

相違理由

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が使用可能な状態※１に復旧された場合合。
※1:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源(サプレッション・チェンバ)が確※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が保されている状態。

確保されている状態【1.6.2.1(2)a.(b)】【1.6.2.1(2)ａ．(b)】

85

相違理由⑰
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅲ)残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱（炉心損傷後）

東海第二

備考

(ⅲ) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱（炉心損傷後）

炉心損傷を判断した場合※1 において，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設

炉心損傷を判断した場合※１において，常設代替交流電源設備として使用する常設代

備により非常用高圧母線 C 系又は D 系の受電が完了し，残留熱除去系(S/P 冷却モード)

替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又が使用可能な状態※2 に復旧された場合。

はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が

相違理由⑰
相違理由

使用可能な状態※２に復旧された場合※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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℃以上を確認し確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源(サプレッション・チェンバ)が確※2：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が保されている状態。

確保されている状態【1.6.2.2(2)a.(b) 】

ⅱ. 操作手順
残留熱除去系が健全な場合のサプレッション・チェンバ・プール水の除熱手順について【1.6.2.2(2)ａ．(b)】ⅱ) 操作手順
残留熱除去系が健全な場合のサプレッション・プールの除熱手順については，

は，「1.6.2.3(2)残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によ「1.6.2.3(2) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・

るサプレッション・チェンバ・プールの除熱」，残留熱除去系電源復旧後のサプレッショ

プールの除熱」，残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱手順についン・チェンバ・プールを水源とした原子炉格納容器内の除熱手順については，ては，「1.6.2.1(2)ａ．(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除「1.6.2.1(2)a.(b)残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱」及び「1.6.2.2(2)ａ．(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱」及び「1.6.2.2(2)a.(b)残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プー

熱」にて整備する。

ルの除熱」にて整備する。

86

相違理由
相違理由⑰

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ⅲ. 操作の成立性(ⅰ)残留熱除去系が健全な場合のサプレッション・チェンバ・プール水の除熱

東海第二ⅲ) 操作の成立性(ⅰ) 残留熱除去系が健全な場合のサプレッション・プールの除熱

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を

備考
相違理由
相違理由⑰
相違理由

判断した後，冷却水を確保してから残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
によるサプレッション・プールの除熱開始まで 2 分以内で可能である。

(ⅱ)残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プール水除熱（炉心損傷前）(ⅱ) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱（炉心損傷前）上記の操作は，１ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を業を実施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(A)(サプレッション・チェンバ・プ

判断してから残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッシ

ール水冷却モード)によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱開始まで 15 分以内ョン・プールの除熱開始まで 2 分以内で可能である。

相違理由⑰
相違理由

で可能である。

(ⅲ)残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プール水除熱（炉心損傷後）(ⅲ) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱（炉心損傷後）

上記の操作は，１ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施し，作業開始を判断し業を実施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(A)(サプレッション・チェンバ・プ

てから残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・ール水冷却モード)によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱開始まで 15 分以内

プールの除熱開始まで 2 分以内で可能である。

で可能である。

87

相違理由⑰
相違理由

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d．サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器及び原子炉格納容器内の除熱

東海第二

備考

ｄ．サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の

相違理由⑯

除熱
サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器及び原子炉格納容器内の除熱手段については，代替循環冷却系がある。

サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の相違理由⑯⑰

除熱手段としては，代替循環冷却系がある。
(a) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

東二はサプレッション・チェン

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合において，残留熱除去系（低圧注水系）及びバを水源とした代替循環冷却低圧炉心スプレイ系が故障により使用できない場合には，代替循環冷却系によるサプレッ系（新設）による原子炉圧力容

ション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

器への注水手段を整備。

ⅰ) 手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，代替循環冷却系が使用可能な場合※１※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合【1.4.2.1(1)ａ．(c)】ⅱ) 操作手順
代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)ａ．(c)
代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから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 分以内で可能である。

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東海第二

備考
東二はサプレッション・チェン(b) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却
炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，溶融炉心が原子炉圧力容器を破損しバを水源とした代替循環冷却

ペデスタル（ドライウェル部）に落下した場合，格納容器下部注水系によりペデスタル系（新設）による原子炉圧力容（ドライウェル部）へ注水することで落下した溶融炉心を冷却するが，原子炉圧力容器内器への注水手段を整備。

に溶融炉心が残存した場合は，代替循環冷却系によるサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器内への注水を実施することで残存溶融炉心を冷却し，原子炉圧力容器から原子炉格納容器内への放熱を抑制する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）が使用できず，代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水が可能な場合※２※1：「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。
※2：代替循環冷却系により原子炉格納容器内へのスプレイに必要な流量（150m３／h）
を確保し，さらに原子炉圧力容器への注水量（100m３／h）が確保できる場合【1.4.2.1(3)ａ．(b)】ⅱ) 操作手順
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却手順については，「1.4.2.1(3)ａ．(b) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断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 分以内で可能である。

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備考

(c) 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(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，原子炉格納容器内の除熱が困難な場合は，復水補給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。

相違理由⑥

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相違理由

替残留熱除去系海水系を用いた代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 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，残留熱除去系の復旧に見込みがなく※2 原子炉格納容器内の除熱が困難な状況で，以下の条件が全て成立した場合。

相違理由

炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系の復旧に見込みがなく※２原子炉格

相違理由

納容器内の減圧及び除熱が困難な状況で，以下の条件が全て成立した場合・復水補給水系が使用可能※3 であること。

・代替循環冷却系が使用可能※３であること。

・代替原子炉補機冷却系による冷却水供給が可能であること。

・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のいずれかにより冷却水供給が可能であること。

※4・原子炉格納容器内の酸素濃度が 4vol%以下であること。

・原子炉格納容器内の酸素濃度が 4.3vol％以下であること。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事

計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放

故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線

射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認し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た場合。
※2:設備に故障が発生した場合，又は駆動に必要な電源若しくは補機冷却水が確保でき※2：設備に故障が発生した場合，又は駆動に必要な電源若しくは補機冷却水が確保で

ない場合。

きない場合

※3:設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている※3：設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されてい

場合。

る場合

※4:ドライ条件の酸素濃度を確認する。格納容器内酸素濃度（CAMS）にて 4vol%以下を確認できない場合は，代替格納容器スプレイを継続することで，ドライウェル側とサプレッション・チェンバ側のガスの混合を促進させる。
【1.7.2.1(1)b.(a)】ⅱ. 操作手順
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手順については，【1.7.2.1(1)ａ．
】ⅱ) 操作手順

相違理由⑥
相違理由

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手順については，「1.7.2.1(1)b.(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」にて整備す「1.7.2.1(1)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」にて整備

る。

する。

90

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場

東海第二

備考
相違理由

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断

運転員 4 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替循環冷却系による原子炉格納した後，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

容器内の減圧及び除熱開始まで約 90 分で可能である。

開始まで 41 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

相違理由

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※１※1：代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの現場操作は重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合の所要時間を示す。

(d) 代替循環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

東二はサプレッション・チェン部）の床面への落下遅延・防止）

バを水源とした代替循環冷却

炉心の著しい損傷が発生した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力系（新設）による原子炉圧力容

容器への注水ができない場合は，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
装置により代替循環冷却系の電源を確保し，原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ) 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，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ず，代替循環冷却系が使用可能な場合※２※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合【1.8.2.2(1)ｃ．
】ⅱ) 操作手順
代替循環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）手順については，「1.8.2.2(1)ｃ． 代替循環冷却系
による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。

91

器への注水手段を整備。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断

備考
東二はサプレッション・チェン
バを水源とした代替循環冷却した後，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

系（新設）による原子炉圧力容

41 分以内で可能である。

器への注水手段を整備。

(b) 代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

東二は代替循環冷却系の冷却

炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器の過圧破損を防止するために代替循環冷却系

水として，既設の残留熱除去系の運転を実施する場合，代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を確保し，代替循環冷却系

海水系，緊急用海水系（新設）で使用する残留熱除去系熱交換器（B）及び代替循環冷却系の運転可否の判断で使用する格及び可搬設備による代替残留

納容器内酸素濃度（CAMS）へ供給する。

熱除去系海水系のいずれかを使用する。上記冷却水の確保手

ⅰ. 手順着手の判断基準

段は海を水源とした対応手順

炉心損傷を判断した場合※1 において，代替循環冷却系設備を使用する場合。

に記載。

※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放
射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
【1.7.2.1(1)b.(b)】ⅱ. 操作手順
代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順については，「1.7.2.1(1)b.(b)代替循環冷却系使用時における代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保」にて整備する。

92

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は代替循環冷却系の冷却

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運水として，既設の残留熱除去系

転員 2 名及び緊急時対策要員 13 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運海水系，緊急用海水系（新設）

転員操作の系統構成完了まで約 115 分，緊急時対策要員操作の補機冷却水供給開始まで約及び可搬設備による代替残留

540 分で可能である。

熱除去系海水系のいずれかを

なお，炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場使用する。上記冷却水の確保手

合，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を 2 班体制とし，交替し段は海を水源とした対応手順て対応する。

に記載。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

93

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(3) ろ過水タンクを水源とした対応手順

東海第二

備考

(3) ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした対応手順

重大事故等時，ろ過水タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水を行う手順を整備する。

相違理由③④

重大事故等時，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水，

相違理由③④

原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水を行う
手順を整備する。

a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のろ過水タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水

ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原相違理由③④

子炉圧力容器への注水
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のろ過水タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水手

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原相違理由③④段としては消火系がある。

子炉圧力容器への注水手段としては，消火系がある。

句読点の相違。

(a) 消火系によるろ過水タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水(a) 消火系によるろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水

相違理由③④

常設の原子炉圧力容器への注水設備及び低圧代替注水系(常設)の注水機能が喪失した場

常設の原子炉圧力容器への注水設備及び低圧代替注水系(常設)の注水機能が喪失した場

合，残存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場

合，残存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場

合，又は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場合に，消火系を起合，又は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場合に，消火系を起動し，ろ過水タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

動し，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施す

相違理由

る。
ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系（常設）の注水機能喪失時の相違理由(ⅰ) 常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系（常設）の注水機能喪失時の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

給水・復水系，非常用炉心冷却系及び低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器へ給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系，低圧代替注水系（常設）の注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できな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ず，原子炉圧力容器内の水い場合において，消火系及び注入配管が使用可能な場合※1。ただし，重大事故等へ対処

位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，消火系が使用可能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。

な場合※１。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※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(ろ過水タンク)が確保されている場合。

相違理由

生していない場合※1：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合【1.4.2.1(1)ａ．(d)】【1.4.2.1(1)a.(c)】

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相違理由⑥

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための消火系による原子炉圧力容器への注水(ⅱ)残存溶融炉心の冷却のための消火系による原子炉圧力容器への注水
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※1 により原子炉圧力容器の破損を判断

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判した場合において，低圧代替注水系(常設)が使用できず，消火系による原子炉圧力容器断した場合において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系が使用できず，消への注水が可能な場合※2。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

火系による原子炉圧力容器への注水が可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対処する

要な火災が発生していない場合。

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※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，※1：「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（水格納容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認

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する。

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

相違理由

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。
※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量(140m3/h，35〜70m3/h)が確保され，さらに消火系により原子炉圧力容器への注水に必要な流量（130m３／h，80m３／h）が確保され，更に消火系により原子炉圧に必要な流量(30m3/h)が確保できる場合。

力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場合

なお，十分な注水流量が確保できない場合には，溶融炉心の冷却を優先し効果的

なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイ

な注水箇所を選択する。

を優先する。
【1.4.2.1(3)a.(b) 】(ⅲ)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の消火系による原【1.4.2.1(3)ａ．(c)】(ⅲ) 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の消火系による原子炉圧力容器への注水

子炉圧力容器への注水

炉心損傷を判断した場合※1 において，低圧代替注水系(常設)による原子炉圧力容器へ

炉心損傷を判断した場合※１において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系

※2

相違理由⑥

※２

の注水ができない場合において，消火系が使用可能な場合 。ただし，重大事故等へ対による原子炉圧力容器への注水ができず，消火系が使用可能な場合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。

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。ただし，重大※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃

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℃以上を確認し以上を確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，電源，燃料及び水源(ろ過水タンク)が確保されている場合。

相違理由※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合【1.8.2.2(1)c.】【1.8.2.2(1)ｄ．
】

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相違理由⑥

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系（常設）の注水機能喪失時の消常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系（常設）の注水機能喪失時の消火系による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)a.(c)消火系による原火系による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)ａ．(d) 消火系によ

子炉圧力容器への注水」，残存溶融炉心の冷却のための消火系による原子炉圧力容器へのる原子炉圧力容器への注水」，残存溶融炉心の冷却のための消火系による原子炉圧力容

注水手順については，「1.4.2.1(3)a.(b)消火系による残存溶融炉心の冷却」，溶融炉心器への注水手順については，「1.4.2.1(3)ａ．(c) 消火系による残存溶融炉心の冷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の消火系による原子炉圧力容器へ

却」，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の消火系によるの注水手順については，「1.8.2.2(1)c.消火系による原子炉圧力容器への注水」にて整備

原子炉圧力容器への注水手順については，「1.8.2.2(1)ｄ． 消火系による原子炉圧力容する。

器への注水」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性(ⅰ) 常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系（常設）の注水機能喪失時の消火系による原子炉圧力容器への注水
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名にて作業を実施した場合，作業開始を

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の必要な要員
及び所要時間は以下のとおり。
残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)注入配管使用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 分以内で可能である。

・1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて所要時間は約 30 分
残留熱除去系(C)注入配管使用

なお，原子炉圧力容器への注水が不要と判断し，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合，原子炉格納容器内へのスプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで 5 分以内で可能である。

・1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4 名及び 5 号炉運転員 2 名にて所要時間は約 40 分
高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用
・1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4 名及び 5 号炉運転員 2 名にて所要時間は約 30 分（「1.4.2.1(3)a.(b)」消火系による残存溶融炉心の冷却」，「1.8.2.2(1)c.消火系
による原子炉圧力容器への注水」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(A)と残留熱除去系(B)注入配管のみを使用））
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

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。室温は通常運転時と同程度である。

96

備考
相違理由
相違理由⑥

相違理由
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための消火系による原子炉圧力容器への注水
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名にて作業を実施した場合，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 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

(ⅲ) 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の消火系による原子炉圧力容器への注水
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名及び現場対応を運転
員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，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 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

97

備考
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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b. ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却

東海第二

備考

ｂ．ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，消火系がある。

ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，

相違理由③④

相違理由③④

消火系がある。
(a) 消火系による格納容器スプレイ(a) 消火系による格納容器スプレイ

残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ

よる原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合，消火系を起動し，ろ過水タンクを水源とレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，ろ過水貯蔵タン

した原子炉格納容器へのスプレイを実施する。

ク又は多目的タンクを水源とした消火系により原子炉格納容器内にスプレイする。

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整
又はスプレイの起動/停止を行う。

相違理由

スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・
プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。

ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)消火系による格納容器スプレイ（炉心損傷前）相違理由(ⅰ) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉心損傷前）

残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)及び代替格納容器スプレイ冷却系（常残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び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へのスプレイができず，消火系が使用可能な場合※1 で，原設）による原子炉格納容器内へのスプレイができず，消火系が使用可能な場合※１で，子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。ただし，重大事故等へ

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。ただし，重大事故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。

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※1：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(ろ過水タンク)が確保されている場合。

※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ
ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレ※2:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力(D/W)，格納容器器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チ

ッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，ェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合

納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。
【1.6.2.1(1)ａ．(b)】【1.6.2.1(1)a.(b)】

98

相違理由⑰
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉心損傷後）

東海第二

備考

(ⅱ) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉心損傷後）

炉心損傷を判断した場合※1 において，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)及

炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び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へのスプレイができび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へのスプレイができず，消火系が使用可能な場合※2 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到ず，消火系が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合※3。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到達した場合※３。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発生していない場合。

災が発生していない場合※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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℃以上を確認し確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，燃料及び水源(ろ過水タンク)が確保されている場合。

相違理由※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納※3:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡

容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合

部温度指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。
【1.6.2.2(1)a.(b)】ⅱ. 操作手順【1.6.2.2(1)ａ．(b)】ⅱ) 操作手順

消火系によるろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却手順については，

消火系によるろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷「1.6.2.1(1)a.(b)消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ」及び「1.6.2.2(1)a.(b)

却手順については，「1.6.2.1(1)ａ．(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ」

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ」にて整備する。

及び「1.6.2.2(1)ａ．(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ」にて整備す

相違理由
相違理由③④る。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名及び現場対応を運転員等

転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから消火系による（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約 30 分で可能である。

炉格納容器内へのスプレイ開始まで 58 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

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。室温は通常運転時と同程度である。

99

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水

ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては消火系がある。

東海第二ｃ．ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水

ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水手段として

備考
相違理由③④

相違理由③④は，消火系がある。
(a) 消火系によるろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水(a) 消火系によるろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器下部への相違理由③④

注水
炉心の著しい損傷が発生した場合，格納容器下部注水系(常設)による原子炉格納容器下部

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）によりペデスへの注水機能が喪失した場合，消火系を起動し，ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器

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，原子炉格納の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

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相違理由りペデスタル（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。
炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

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，原子炉圧力容器の破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却

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するため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器

炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）に注水を継続する。その際は，内の減圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到

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，ペデ達しないように崩壊熱相当の流量とする。

スタル（ドライウェル部）の水位を 2.25m〜2.75m に維持する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準※1

損傷炉心の冷却が未達成の場合

で，格納容器下部注水系(常設)による原子炉格納容

相違理由【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】※１

炉心損傷を判断した場合

で，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドラ器下部への注水ができず，消火系が使用可能な場合※2。ただし，重大事故等へ対処する

イウェル部）への注水ができず，消火系が使用可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対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。

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(ⅱ)原子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】

原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力

原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系(常設)による原子炉格納容器下部へ容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライの注水ができず，消火系が使用可能な場合※2。ただし，重大事故等へ対処するために消ウェル部）への注水ができず，消火系が使用可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対処

火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

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

100

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）※1:｢損傷炉心の冷却が未達成｣は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達し

東海第二

備考

※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ

た場合。

相違理由

線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 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:設備に異常がなく，燃料及び水源(ろ過水タンク)が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合※3:｢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，制御棒の位※3：「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），

置表示の喪失数増加及び原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確

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）指示値が認する。

300℃到達により確認する。

※4:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力容器内の圧力の※4：「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

低下，原子炉格納容器内の圧力の上昇及び原子炉格納容器内の温度の上昇により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）

確認する。

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。
【1.8.2.1(1)ｃ．
】【1.8.2.1(1)c.】ⅱ. 操作手順
消火系によるろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水手順については，「1.8.2.1(1)c.消火系による原子炉格納容器下部への注水」にて整備する。

ⅱ) 操作手順
消火系によるろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした原子炉格納容器下部へ

相違理由
相違理由③④の注水手順については，「1.8.2.1(1)ｃ． 消火系によるペデスタル（ドライウェル部）
への注水」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，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）

転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉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。

格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約 30 分で可能である。

【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名及び現場対応を運転員
等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，54 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，1 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

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。室温は通常運転時と同程度である。

101

相違理由
相違理由

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d. ろ過水タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水

東海第二

備考

ｄ．ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水

ろ過水タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水手段としては，消火系がある。

ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水手段として相違理由③④
相違理由③④は，消火系がある。
(a) 消火系による使用済燃料プールへの注水(a) 消火系による使用済燃料プールへの注水

使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水

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の小規模な水の漏えいが発生した場合に，消火系を起動し，ろ過水タンクを水源とした使用済燃料プ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ディーゼルールへの注水を実施する。

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系ラインを経由して使用済燃料プ

消火系による使用済燃料プールへの注水については，ディーゼル駆動消火ポンプによ相違理由

ールへ注水する。

り残留熱除去系洗浄水ラインから残留熱除去系最大熱負荷ラインを経由して使用済燃料
プールへの注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

以下のいずれかの状況に至り，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水ができず，消火系が使用可能な場合※1。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。

相違理由【消火栓を使用した使用済燃料プールへの注水の場合】

相違理由

以下のいずれかの状況に至り，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／常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水ができず，消・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。

火系が使用可能な場合※1。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・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

要な火災が発生していない場合及び使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(ろ過水タンク)が確保されている場合

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合※1：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プールへの注水の場合】
以下のいずれかの状況に至り，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／常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水ができず，消火系が使用可能な場合※２。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使用済燃料プールエリアへアクセスができない場合
・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が確保されている場合【1.11.2.1(1)ｄ．
】【1.11.2.1(1)c.】

102

相違理由⑥

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ⅱ. 操作手順
消火系によるろ過水タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水手順については，「1.11.2.1(1)c.消火系による使用済燃料プールへの注水」にて整備する。

東海第二ⅱ) 操作手順
消火系によるろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした使用済燃料プールへの備考
相違理由
相違理由③④⑥

注水手順については，「1.11.2.1(1)ｄ． 消火系による使用済燃料プールへの注水」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運
転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系ⅲ) 操作の成立性
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。

による使用済燃料プールへの注水開始まで約 30 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

【消火栓を使用した使用済燃料プールへの注水の場合】
上記の操作は，運転員等（当直運転員）4 名及び重大事故等対応要員 1 名にて作業を実施した場合，60 分以内で可能である。
【残留熱除去系ラインを使用した使用済燃料プールへの注水の場合】
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名にて作業を実施した場合，105 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

103

相違理由
相違理由

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東海第二(6) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手順
重大事故等時，復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水を行う手順を整備する。
ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水
原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水手段としては，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び制御棒駆動水圧系がある。
(a) 原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水
原子炉隔離時冷却系が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，サプレッション・チェンバを水源として使用できない場合において，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合ⅱ) 操作手順
復水貯蔵タンクを水源とした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 1.13−2 図に，タイムチャートを第 1.13−3 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に復水貯蔵タンクを水源とした
原子炉隔離時冷却系ポンプの手動起動を指示する。
②運転員等は，中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系復水貯蔵タンク水供給弁を開とする。
③運転員等は，中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系復水貯蔵タンク水供給弁が開となったことを確認後，原子炉隔離時冷却系サプレッション・プール水供給弁を閉とする。運転員等は，中央制御室にて，手動起動操作により，原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁，原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁が開し，原子炉隔離時冷却系ポンプが起動したことを確認した後，発電長に報告する。
④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原子炉
隔離時冷却系系統流量指示値の上昇で確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点
以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように，指示する。

104

備考
相違理由⑤

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東海第二⑥運転員等は，中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系タービン回転数の調整により原

備考
相違理由⑤

子炉隔離時冷却系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，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 6 分以内で可能である。
(b) 高圧炉心スプレイ系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水
高圧炉心スプレイ系が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により高圧炉心スプレ
イ系を起動し，復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
給水・復水系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，サプ
レッション・チェンバを水源として使用できない場合において，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合ⅱ) 操作手順
復水貯蔵タンクを水源とした高圧炉心スプレイ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 1.13−4 図に，タイムチャートを第 1.13−5 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に復水貯蔵タンクを水源とした
高圧炉心スプレイ系ポンプの手動起動を指示する。
②運転員等は，中央制御室にて，高圧炉心スプレイ系ポンプ入口弁（復水貯蔵タンク）を開とする。
③運転員等は，中央制御室にて，高圧炉心スプレイ系ポンプ入口弁（復水貯蔵タンク）が開となったことを確認後，高圧炉心スプレイ系ポンプ入口弁（サプレッション・プール）を閉とする。
④運転員等は，中央制御室にて，手動起動操作により高圧炉心スプレイ系ポンプが起動し，高圧炉心スプレイ系注入弁が開となったことを確認した後，発電長に報告する。
⑤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高圧炉
心スプレイ系系統流量指示値の上昇で確認し，発電長に報告する。

105

相違理由⑤

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東海第二

備考

⑥発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点

相違理由⑤

以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように，指示する。
⑦運転員等は，中央制御室にて，高圧炉心スプレイ系注入弁の開閉操作により高圧炉
心スプレイ系系統流量を調整することで，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持し，発電長に報告する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで 7 分以内で可能である。

(c) 制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水

相違理由⑤

高圧炉心スプレイ系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系
及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合は，原子炉補機冷却系により冷却水を確保し，復水貯蔵タンクを水源とした制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時
冷却系及び高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）
以上に維持できない場合で，制御棒駆動水圧系が使用可能な場合【1.2.2.3(1)ｂ．
】
ⅱ) 操作手順
制御棒駆動水圧系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水手順については，「1.2.2.3(1)ｂ． 制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水開始まで 4 分以内で可能で
ある。

106

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備考

ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水 相違理由⑤
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水手段としては，補給水系がある。
(a) 補給水系による原子炉圧力容器への注水
常設の原子炉圧力容器への注水設備及び低圧代替注水系(常設)の注水機能が喪失した場
合，残存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場
合，又は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場合に，補給水系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ) 常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系（常設）の注水機能喪失時の補給水系による原子炉圧力容器への注水
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系，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ず，原子炉圧
力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，補給水系が使用可能な場合※１※1：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合【1.4.2.1(1)ａ．(e)】(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための補給水系による原子炉圧力容器への注水
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系が使用できず，補給水系による原子炉圧力容器への注水が可能な場合※２※1：「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。

107

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東海第二

備考

※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（130m３／h，80m３／h）が確保され，さらに補給水系により原子
炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場合
なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
【1.4.2.1(3)ａ．(d)】(ⅲ) 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の補給水系による原子炉圧力容器への注水
炉心損傷を判断した場合※１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ず，補給水系が使用可能な場合※２※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合【1.8.2.2(1)ｅ．】

ⅱ) 操作手順
常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系（常設）の注水機能喪失時の補給水系による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)ａ．(e) 補給水系
による原子炉圧力容器への注水」，残存溶融炉心の冷却のための補給水系による原子炉
圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(3)ａ．(d) 補給水系による残存溶融炉心の冷却」，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の補給水系
による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.8.2.2(1)ｅ． 補給水系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。

108

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二ⅲ) 操作の成立性(ⅰ) 常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系（常設）の注水機能喪失時の補給水系による原子炉圧力容器への注水
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 4 名にて作業を実施した場合，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水開始まで 110 分以内で可能である。
なお，原子炉圧力容器への注水が不要と判断し，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合，原子炉格納容器内へのスプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで 5 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための補給水系による原子炉圧力容器への注水
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 4 名にて作業を実施した場合，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水開始まで 110 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
(ⅲ) 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の補給水系による原子炉圧力容器への注水
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名，現場対応を運転員
等（当直運転員）2 名及び重大事故等対応要員 4 名にて作業を実施した場合，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水開始まで 110 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。

109

備考
相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｃ．復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却

相違理由⑤

復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，補給水系がある。
(a) 補給水系による格納容器スプレイ
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・
プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉心損傷前）
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合において，補給水系が使用可能な場合※１で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場
合※２※1：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ
ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，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又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.1(1)ａ．(c)】110

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東海第二

備考

(ⅱ) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉心損傷後）
炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレ
イができず，補給水系が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.2(1)ａ．(c)】ⅱ) 操作手順
補給水系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器内の冷却手順について
は，「1.6.2.1(1)ａ．(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ」及び「1.6.2.2(1)ａ．(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ」にて整備する。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名，現場対応を運転員等（当直運転員）2 名及び重大事故等対応要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで 111 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

111

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二ｄ．復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水
復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては，補給水系がある。
(a) 補給水系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，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。その際は，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。
ⅰ) 手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】
炉心損傷を判断した場合※１で，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）への注水ができず，補給水系が使用可能な場合※２【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】
原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，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）への注水ができず，補給水系が使用可能な場
合※２※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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

112

備考
相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合※3：「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。
※4：「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。
【1.8.2.1(1)ｄ．】
ⅱ) 操作手順
補給水系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉格納容器下部への注水手順については，「1.8.2.1(1)ｄ． 補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水」にて整備する。
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】
・上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名，現場対応を運転員等（当直運転員）2 名及び重大事故等対応要員 4 名にて作業を実施した場合，108 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，1 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

113

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(4) 防火水槽を水源とした対応手順

東海第二(5) 西側淡水貯水設備を水源とした対応手順

重大事故等時，防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フ重大事故等時，西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内

ィルタ装置への補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プーの冷却，フィルタ装置スクラビング水補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへのルへの注水/スプレイを行う手順を整備する。

注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを行う手順を整備する。

備考
相違理由⑥⑧⑦
相違理由⑧⑦⑰

なお，注水等に利用する代替淡水源は，代替淡水貯槽及び西側淡水貯水設備があるが，常設

東二は代替淡水貯槽を水源と設備による注水等に利用する水源は，代替淡水貯槽であり，可搬設備による注水等に優先してした常設・可搬設備による対応

利用する水源は，西側淡水貯水設備である。

手順及び可搬設備による西側
淡水貯水設備を水源とした対応手順を整備しているため，可搬設備を使用する場合に優先して利用する水源を記載。

a. 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水(淡水/海水)

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（淡水/海水）

原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールの冷却に用いる常設の設備が使用できない場合に可炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールの冷却に用いる常設の設備が使用できない場合に可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による各種注水を行う。また，フィルタ装置の水位が搬型代替注水中型ポンプによる各種注水を行う。また，フィルタ装置スクラビング水の水位低下した場合に可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による補給を行う。

が低下した場合に可搬型代替注水中型ポンプによる補給を行う。

相違理由⑧⑦③

相違理由⑰③

本手順では緊急時対策要員による水源特定，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配本手順では災害対策本部による水源特定，可搬型代替注水中型ポンプの配置，高所東側接体制の相違。

置，建屋及びスクラバ接続口までのホース接続及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)

続口，高所西側接続口，原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口及びフィルタ装置

相違理由③⑥⑰による送水までの手順を整備し，建屋及びスクラバ接続口から注水等が必要な箇所までの操作

スクラビング水補給ライン接続口までのホース接続及び可搬型代替注水中型ポンプによる送手順については各条文にて整備する。(手順のリンク先については，1.13.2.1(4)b.〜

水までの手順を整備し，高所東側接続口，高所西側接続口，原子炉建屋東側接続口又は原子

1.13.2.1(4)g.に示す。)

炉建屋西側接続口及びフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口から注水等が必要な箇所までの操作手順については各条文にて整備する。
（手順のリンク先については，「1.13.2.1(5)ｂ．〜1.13.2.1(5)ｇ．
」に示す。）

114

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の水源は，防火水槽(淡水)を優先して使用する。

可搬型代替注水中型ポンプの水源は，西側淡水貯水設備（淡水）を優先して使用する。淡水

淡水による各種注水が枯渇等により継続できないおそれがある場合は海水による各種注水に切による各種注水が枯渇等により継続できない場合は海水による各種注水に切り替えるが，西側

り替えるが，防火水槽を経由して注水が必要な箇所へ送水することにより，各種注水を継続し淡水貯水設備を経由して注水が必要な箇所へ送水することにより，各種注水を継続しながら淡ながら淡水から海水への切替えが可能である。

水から海水への水源の切替えが可能である。

ただし，フィルタ装置への補給は淡水補給のみとする。なお，防火水槽への淡水補給は，

ただし，フィルタ装置スクラビング水補給は原則淡水補給のみとする。なお，西側淡水貯水備考
相違理由③⑧⑦⑰

相違理由⑰「1.13.2.2(2)a.淡水貯水池から防火水槽への補給」及び「1.13.2.2(2)b.淡水タンクから防火設備への淡水補給及び海水補給は，「1.13.2.2(2)ａ． 可搬型代替注水大型ポンプによる西側 東二はフィルタ装置スクラビ

水槽への補給」の手順にて，防火水槽への海水補給は，「1.13.2.2(2)c.海から防火水槽への淡水貯水設備への補給（淡水／海水）」の手順にて実施する。

補給」の手順にて実施する。

ング水補給には原則淡水のみ利用する運用。
相違理由⑧⑦
東二は西側淡水貯水設備への補給項目は，淡水補給と海水補給をまとめて記載。
（水源：代替淡水貯槽，淡水タ
ンク，海）柏崎は補給水源ごとに補給項目を分けて記載。

115

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東海第二

備考
区切り符号の相違。

水源特定/可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)配置/建屋及びスクラバ接続口までのホ

水源特定，可搬型代替注水中型ポンプ配置，高所東側接続口，高所西側接続口，原子炉建ース接続/送水の一連の流れはどの対応においても同じであり，水源から建屋及びスクラバ接屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口及びフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口

相違理由③

続口までの距離により配置，台数及びホース数量が決まる。

までのホース接続及び送水の一連の流れはどの対応においても同じであり，水源から高所東

東二は接続口までの距離に関側接続口，高所西側接続口，原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口及びフィルタ

係なく可搬型代替注水中型（大装置スクラビング水補給ライン接続口までの距離によりホース数量が決まる。

型）ポンプの配置及び台数は全て同じ対応。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

相違理由③

なお，水源と建屋及びスクラバ接続口の選択は，水源と建屋及びスクラバ接続口の距離が最

なお，水源と高所東側接続口，高所西側接続口，原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西短となる組み合わせを優先して選択する。（可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プー

側接続口の選択は，高所東側接続口又は高所西側接続口を優先する。高所東側接続口又は高東二はフィルタ装置スクラビ

ル代替注水については，送水先が建屋接続口だけでなく原子炉建屋内に敷設したホースに接続

所西側接続口が使用できない場合は，原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口を使

ング水の補給は，補給開始までする手段もある。）

用する。

の時間に関係なく水源優先順

高所東側接続口又は高所西側接続口の選択は，各作業時間（出動準備，移動，西側淡水貯位にて実施。

水設備の蓋開放，ポンプ設置，ホース敷設，ホース接続及び送水準備）を考慮し，送水開始

東二は接続口の選択は西側淡までの時間が最短となる組み合わせを優先して選択する。西側淡水貯水設備を水源とした原水貯水設備を水源とする場合，

子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウ

高所東側接続口又は高所西側

ェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを実施する場合は，送水開始までの接続口を優先し，送水開始まで時間が最短となる高所西側接続口を優先して使用する。

の時間が最短となる箇所を選

原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口の選択は，各作業時間（出動準備，移動，西側淡水貯水設備の蓋開放，ポンプ設置，ホース敷設，原子炉建屋西側接続口の蓋開放，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組み合わせを優先して選択する。西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器
内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの
注水／スプレイを実施する場合は，送水開始までの時間が最短となる原子炉建屋西側接続口を優先して使用する。

116

択。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 手順着手の判断基準

東海第二

備考

(a) 手順着手の判断基準
相違理由②①③④⑤

復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ及びろ過水タンクを水源とした原子炉圧力容器へ

代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合），サプレッション・チェンの注水等の各種注水ができず，淡水貯水池及び淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷

バ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク及び復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へ

柏崎は淡水貯水池及び淡水貯設してあるホースが使用できる場合。また，フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断の注水等の各種注水ができない場合。また，フィルタ装置スクラビング水の水位が通常水

水池から防火水槽の間にあらした場合。

位を下回ると判断した場合かじめ敷設してあるホースが使用可能であることを判断基準とする。（東二はあらかじめ敷設してあるホースを使用する対応手段はない）
相違理由⑰(b) 操作手順
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水手順の概略は以下のとおり。概要図(b) 操作手順
可搬型代替注水中型ポンプによる送水手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−6 図 相違理由③⑰

を第 1.13.2 図に，タイムチャートを第 1.13.3 図に，各種注水ルート図を第 1.13.35 図に示に，タイムチャートを第 1.13−7 図に，ホース敷設図を第 1.13−17 図及び第 1.13−20 図にす。

示す。
【可搬型代替注水中型ポンプ 2 台による高所東側接続口，高所西側接続口，原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口への送水を行う場合】

図の名称の相違。

東二は注水等における各接続口への送水手順とフィルタ装
置スクラビング水補給ライン
接続口への送水手順に分けて記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
東二は西側淡水貯水設備を水源とした送水手段（フィルタ装
置スクラビング水補給除く）は可搬型代替注水中型ポンプ 2 台
を直列に接続し送水。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

117

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

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中型ポ 東二は発電長と災害対策本部
ンプによる送水を依頼する。

長代理間の連絡等の対応実施。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

①緊急時対策本部は，プラントの被災状況に応じて可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2②災害対策本部長代理は，プラントの被災状況に応じて可搬型代替注水中型ポンプによる 相違理由⑥③

級)による各種注水を行うことを決定し，各種注水のための建屋及びスクラバ接続口の各種注水を行うことを決定し，各種注水のための高所東側接続口，高所西側接続口，原場所及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置箇所を決定する。

子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口の場所を決定する。
③災害対策本部長代理は，発電長に送水のための接続口の場所を連絡する。

相違理由④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による西側淡 東二は接続口の指示を手順に
水貯水設備を水源とした送水準備のため，接続口の場所を指示する。
②緊急時対策要員は，指示を受けた配置箇所へ可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を移動させる。

記載。

⑤重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を西側淡水貯水設備に配置し， 相違理由⑥③
西側淡水貯水設備の蓋を開放後，可搬型代替注水中型ポンプ付属の水中ポンプユニット
1 台目を西側淡水貯水設備へ設置する。
⑥重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプ付属の水中ポンプユニット 1 台目の 相違理由
吐出側ホースを可搬型代替注水中型ポンプ付属の水中ポンプユニット 2 台目の吸込口に接続する。

③緊急時対策要員は，水源※1 から建屋及びスクラバ接続口までのホース敷設，系統構成を行う。

⑦重大事故等対応要員は，西側淡水貯水設備から指示された接続口までのホース敷設を行 相違理由⑥③⑰
う。

東二はホースを接続口へ接続するまでを系統構成とする。

⑧ａ高所東側接続口，高所西側接続口又は原子炉建屋東側接続口を選択する場合重大事故等対応要員は，接続口へホースの接続を行う。
⑧ｂ原子炉建屋西側接続口を選択する場合重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口の蓋を開放し，接続口へホースの接続
を行う。

118

東二は接続口ごとの対応を記載。
東二は接続口ごとの対応を記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）④緊急時対策要員は，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水準備完了を報告する。

東海第二

備考

⑨発電長は，災害対策本部長代理に建屋内の系統構成が完了したことを連絡する。

相違理由⑩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による送水

相違理由⑥③

準備完了を報告する。
⑪災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水中型ポンプによる送水の開始を連絡

相違理由

する。
⑫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による送水開始を指示する。
⑬重大事故等対応要員は，接続口の弁の全閉を確認後，可搬型代替注水中型ポンプ 1 台

東二は送水開始の指示を手順
に記載。
相違理由

目を起動し，可搬型代替注水中型ポンプ付属の水中ポンプユニット 2 台目吸込口までのホースの水張り及び空気抜きを行う。
⑭重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプ 2 台目を起動し，接続口までのホ

相違理由

ースの水張り及び空気抜きを行う。
⑮重大事故等対応要員は，空気抜き完了後，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，発電長に可搬型代替注水中型ポンプによる送水を開始したこ

東二は送水開始の報告を行う
ことを手順に記載。
相違理由とを連絡する。
⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部の指示を受け，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)を起動し注水/補給を実施する。注水/補給中は可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又⑰重大事故等対応要員は，注水中はホースの結合金具付きの可搬型圧力計で圧力を確認しながら可搬型代替注水中型ポンプの回転数を操作する。

相違理由⑥③柏崎の緊急時対策本部からのは A-2 級)付きの圧力計で圧力を確認しながら可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)

指示による注水/補給の実施手を操作する。

順は，東二の手順⑫〜⑯に記載。
東二は当該手順は注水手順のため，「補給」は記載不要。
相違理由⑰

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は水中ポンプユニットの※1:海水取水時には，ホース先端にストレーナを取り付け，海面より低く着底しない位
置に取水部分を固定することにより，ホースへの異物の混入を防止する。

吸込口に常時ストレーナ設置。
【可搬型代替注水中型ポンプによるフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口への送 相違理由
水を行う場合】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中型
ポンプによる送水を依頼する。
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中型ポンプよる西側淡水貯水設備を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給準備のため，フィルタ装置
スクラビング水補給ライン接続口への送水準備を指示する。
③重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプを西側淡水貯水設備に配置し，可搬型代替注水中型ポンプ付属の水中ポンプユニットを西側淡水貯水設備へ設置する。
④重大事故等対応要員は，西側淡水貯水設備から接続口までのホースを敷設，フィルタ装
置スクラビング水補給用の蓋を開放する。
⑤重大事故等対応要員は，接続口へホースの接続を行う。
⑥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系統構成が完了したことを連絡する。
⑦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による送水準備完了を報告する。
⑧災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水中型ポンプによる送水の開始を連絡する。
⑨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による送水開始を指示する。
⑩重大事故等対応要員は，接続口の弁の全閉を確認後，可搬型代替注水中型ポンプを起動し，ホースの水張り及び空気抜きを行う。
⑪重大事故等対応要員は，空気抜き完了後，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。
⑫災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水中型ポンプによる送水を開始したことを連絡する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)1 台又は 2 台を

上記の操作は，重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して使用した場合は 1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又から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開始まで，高所

載内容の相違。

は A-2 級)3 台を使用した場合は 1 ユニット当たり緊急時対策要員 3 名にて作業を実施し，作東側接続口に接続した場合において 150 分以内，高所西側接続口に接続した場合において以降，同様の相違理由による業開始を判断してから建屋近傍の防火水槽を水源とした送水を開始するまでの所要時間は以

140 分以内，原子炉建屋東側接続口に接続した場合において 320 分以内，原子炉建屋西側接ものは相違理由 と示す。

下のとおりである。

続口に接続した場合において 205 分以内，フィルタ装置スクラビング水補給ラインの接続

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)1 台を使用した場合（ホースの接続先：SFP 接続

設備及び体制の違いによる記口に接続した場合において 175 分以内で可能である。

口，スクラバ接続口，ウェル接続口）：約 110 分
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)2 台を使用した場合（ホースの接続先：SFP 接続口）：約 125 分
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)3 台を使用した場合（ホースの接続先：MUWC 接続口，SFP 接続口）：約 125 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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る。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であ備する。可搬型代替注水中型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な

り，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

構内のアクセスルートの状況を考慮して防火水槽から送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

相違理由③

構内のアクセスルートの状況を考慮して西側淡水貯水設備から送水先へホースを敷設し， 相違理由⑧⑦
送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における 相違理由③
作業性についても確保している。
なお，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 東二は高放射線量状況での操ら作業を実施する。

作の成立性について記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考

ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器への相違理由⑧⑦

注水
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手段と原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器へのしては，低圧代替注水系（可搬型）がある。

注水手段としては，低圧代替注水系（可搬型）がある。

(a) 低圧代替注水系（可搬型）による防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への注水(a) 低圧代替注水系（可搬型）による西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器への注水

相違理由⑧⑦

相違理由⑧⑦

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ができない場合，残給水・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ができない場合，残存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は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場合に，低圧代替注水系（可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場合に，低圧代替注水系（可搬型）を起動し，防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

搬型）を起動し，西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

相違理由⑧⑦ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由(ⅰ)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ができない場合(ⅰ) 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ができない場合の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水

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ができず，原子炉給水・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

圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合において，低圧代の注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持で替注水系(可搬型)及び注入配管が使用可能な場合※1。

きない場合において，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※１※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(防火水槽)が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，燃料及び水源（西側淡水貯水設備）が確保されている場合【1.4.2.1(1)a.(b)】【1.4.2.1(1)ａ．(b)】

122

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(ⅱ)残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への備考(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への

注水

注水
※1

により原子炉圧力容器の破損を

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判判断した場合において，低圧代替注水系(常設)及び消火系が使用できず，低圧代替

断した場合において，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が可

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化

※2

相違理由

能な場合※２

注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水が可能な場合 。
※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，※1：「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（水格納容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認

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する。

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。
※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量(140m3/h，35〜70m3/h)が確保され，さらに低圧代替注水系(可搬型)により原子炉に必要な流量（130m３／h，30m３／h〜80m３／h）が確保され，更に低圧代替注

圧力容器への注水に必要な流量(30m3/h)が確保できる場合。

水系（可搬型）により原子炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３

なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的な／h）が確保できる場合

注水箇所を選択する。

なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
【1.4.2.1(3)ａ．(e)】【1.4.2.1(3)a.(c)】(ⅲ)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の低圧代替注水系(ⅲ) 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の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（可搬型）による原子炉圧力容器への注水

炉心損傷を判断した場合※1 において，低圧代替注水系(常設)及び消火系による原子炉圧

炉心損傷を判断した場合※１において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常※2

力容器への注水ができない場合において，低圧代替注水系(可搬型)が使用可能な場合 。

相違理由⑥用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※２※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確

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℃以上を確認し認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，電源，燃料及び水源(防火水槽)が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備）が確保されている場合【1.8.2.2(1)ｂ．
】【1.8.2.2(1)b.】

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相違理由

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

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ができない場合の給水・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ができない場合の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(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手順については，「1.4.2.1(1)a.(b)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)」，

ａ．(b) 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）」，

残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水

残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心手順については，「1.4.2.1(3)ａ．(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，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の冷却（淡水／海水）」，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の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，

ための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.8.2.2(1)b.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「1.8.2.2(1)ｂ． 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)」にて整備する。

水）」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧

備考
相違理由

相違理由⑥

相違理由
相違理由

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。
［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運【交流動力電源が確保されている場合】

相違理由⑰【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子相違理由

転員 2 名及び緊急時対策要員 3 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧

炉圧力容器への注水の場合）】

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残留熱除去系(B)，残留熱除・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を

去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約 125 分で可能である。（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水

実施した場合，140 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可炉圧力容器への注水の場合）】搬型)による原子炉圧力容器への注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため残留熱・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を除去系(A)と残留熱除去系(B)注入配管のみを使用）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

実施した場合，150 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，205 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。

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上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対東海第二【全交流動力電源が喪失している場合】【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器へ策要員 3 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)にの注水の場合）】よる原子炉圧力容器への注水開始まで，残留熱除去系(A)の注入配管を使用した場合にお・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等

いては約 150 分，残留熱除去系(B)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心
注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約 125 分で可能である。

対応要員 8 名にて作業を実施した場合，165 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，165 分以内で可能である。
【現場操作（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による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，205 分以内で可能である。
【現場操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧
力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。

（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡（「1.4.2.1(3)ａ．(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器へ／海水）」，「1.8.2.2(1)ｂ． 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注の注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用

水（淡水／海水）」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できなできない。）

い。）

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

備考

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。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からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることか
ら，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

125

相違理由

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c. 防火水槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却

東海第二

備考
相違理由⑧⑦ｃ．西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器内の冷却防火水槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては代替格納容器スプレイ冷却系

西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，代替格納容器スプ相違理由⑧⑦（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水/海水）がある。

レイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水/海水）がある。

句読点の相違。

(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による防火水槽を水源とした原子炉格納容器内の(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格

相違理由⑧⑦

冷却納容器内の冷却残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ

消火系による原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合，代替格納容器スプレイ冷却系

レイ冷却系（常設），消火系及び補給水系により原子炉格納容器内へのスプレイができな（可搬型）を起動し，防火水槽を水源とした原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

い場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイす

相違理由

る。
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整
又はスプレイの起動/停止を行う。

スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・
プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。

なお，本手順はプラント状況により可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の接続先を複数ある接

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水中型ポンプの接続

続口から任意に選択できる構成としている。

先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡相違理由(ⅰ) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)（炉心損傷前）

水/海水)（炉心損傷前）

残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイが及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合において，代替格納容※１

できない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合

器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※1 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２

相違理由

動の判断基準に到達した場合※2。
※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(防火水槽)が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，燃料及び水源（西側淡水貯水設備）が確保されている場合※2:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェ

ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレ

ンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，格納容器スッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，プレイ起動の判断基準に達した場合。

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.1(1)a.(c)】【1.6.2.1(1)ａ．(d)】

126

相違理由⑥

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡東海第二(ⅱ) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)（炉心損傷後）※1

炉心損傷を判断した場合

備考水/海水)（炉心損傷後）
炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ににおいて，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ※2ができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合

で，原子炉格納

容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※3。

相違理由よる原子炉格納容器内へのスプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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℃以上を確認し確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，燃料及び水源(防火水槽)が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備）が確保されている場合※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納※3:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡

容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合

部温度指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。
【1.6.2.2(1)a.(c)】ⅱ. 操作手順【1.6.2.2(1)ａ．(d)】ⅱ) 操作手順

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による防火水槽を水源とした原子炉格納容器内

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による西側淡水貯水設備を水源とした原子炉の冷却手順については，「1.6.2.1(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によ

格納容器内の冷却手順については，「1.6.2.1(1)ａ．(d) 代替格納容器スプレイ冷却系

る原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」及び「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器スプ（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）」及び「1.6.2.2(1)

レイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」にて整備す

ａ．(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイる。

（淡水／海水）」にて整備する。

127

相違理由⑥

相違理由
相違理由⑧⑦⑥

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ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によ

備考
相違理由
相違理由

る原子炉格納容器内への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。
［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運【交流動力電源が確保されている場合】

相違理由⑰【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子相違理由

転員 2 名及び緊急時対策要員 3 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替

炉格納容器内へのスプレイの場合）】

格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約 125

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

実施した場合，140 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，150 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，205 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。

128

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［全交流動力電源が喪失している場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対東海第二【全交流動力電源が喪失している場合】【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内策要員 3 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却へのスプレイの場合）】

系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約 125 分で可能である。

・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて実作業を施した場合，215 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。

（「1.6.2.2(1)a.(c)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（「1.6.2.2(1)ａ．(d) 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へのスプレイ(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用器内へのスプレイ（淡水／海水）」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失できない。）

時は使用できない。）

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

備考

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。代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

129

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｄ．西側淡水貯水設備を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給

d. 防火水槽を水源としたフィルタ装置への補給
防火水槽を水源としたフィルタ装置への補給手段としては可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）によるフィルタ装置水位調整がある。

相違理由⑧⑦⑰

西側淡水貯水設備を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給手段としては，可搬型代
替注水中型ポンプによるフィルタ装置水位調整がある。

相違理由⑧⑦⑰
句読点の相違。
相違理由③(a) 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）によるフィルタ装置水位調整(水張り)
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，フィルタ装置又は代替フィルタ装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。

(a) 可搬型代替注水中型ポンプによるフィルタ装置スクラビング水補給
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，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（A-2 級）を起動し，防火水槽を水源としたフィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置へ

1,325mm に到達する前に，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り水張りを実施する。

フィルタ装置へ水張りを実施する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由

フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合

相違理由【1.5.2.1(1)a.(d)】【1.5.2.1(1)ａ．(b)】【1.5.2.1(2)a.(c)】【1.5.2.1(2)ａ．(b)】【1.7.2.1(1)a.(c)】【1.7.2.1(1)ｂ．(c)】【1.7.2.1(2)a.(c)】【1.7.2.1(2)ａ．(c)】ⅱ. 操作手順

相違理由

格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。

フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，可搬型代替注水ポンプ

フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。

相違理由③⑰ⅱ) 操作手順

防火水槽を水源としたフィルタ装置のフィルタ装置水位調整(水張り)手順については，

西側淡水貯水設備を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給手順については，「1.5.2.1(1)a.(d)フィルタ装置水位調整(水張り)」及び「1.7.2.1(1)a.(c)フィルタ装置「1.5.2.1(1)ａ．(b) フィルタ装置スクラビング水補給」及び「1.7.2.1(1)ｂ．(c) フ

水位調整(水張り)」にて整備する。

ィルタ装置スクラビング水補給」にて整備する。

130

相違理由⑥

相違理由
相違理由⑧⑦⑰⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
防火水槽を水源としたフィルタ装置への補給操作は，炉心損傷をしていない場合は，1

東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，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ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水の必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

源と送水ルートの特定，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置〜送水準備及びフィルタ装【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

置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水開始まで約 65 分，フ

水補給】

ィルタ装置水位調整(水張り)完了まで約 125 分で可能である。

・上記の操作は，重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，175 分以内で可能

炉心損傷をしている場合は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要である。

員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬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型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置〜送水準備及びフィルタ装置補給用接続口使用による可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，搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調整(水張り)

大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているとともに，格納容器完了まで約 125 分で可能である。

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。

炉心損傷がない状況下での格納容器ベントを実施した場合は，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置スク

なお，炉心損傷後の屋外における本操作は，格納容器ベント実施後の短期間において，

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の保管場所に使用工具及びホフィルタ装置水の蒸発によるフィルタ装置の水位低下は評価上想定されないため，フィルースを配備する。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，タ装置水位調整（水張り）操作を実施することはないと考えられるが，作業時の被ばくに暗闇における作業性についても確保する。

よる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す
る。

131

備考
相違理由
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
e. 防火水槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水
防火水槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては格納容器下部注水系(可搬

東海第二

備考
相違理由⑧⑦ｅ．西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器下部への注水

西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては，格納容器下部注 相違理由⑧⑦型)がある。

水系（可搬型）がある。

(a) 格納容器下部注水系(可搬型)による防火水槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水(a) 格納容器下部注水系（可搬型）による西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器下部 相違理由⑧⑦

句読点の相違。

への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合，格納容器下部注水系(常設)による原子炉格納容器下部

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），消火系及び補への注水機能が喪失した場合，格納容器下部注水系(可搬型)を起動し，防火水槽を水源とし給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失した場合，原子炉格納容

た原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

器の破損を防止するため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

炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

相違理由部）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，原子炉圧力容器の破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却

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するため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器

炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を継続する。その際内の減圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到は，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，達しないように崩壊熱相当の流量とする。

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により復水補給水系外部接続口及び消火系連結送水口を任意

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，原子炉建に選択できる構成としている。

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。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準※1

損傷炉心の冷却が未達成の場合

で，格納容器下部注水系(常設)及び消火系による原相違理由【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】※１

炉心損傷を判断した場合

相違理由
※２

で，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合

子炉格納容器下部への注水ができず，格納容器下部注水系(可搬型)が使用可能な場合※2。
(ⅱ)原子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】

原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力

原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系(常設)，消火系による原子炉格納容

容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によ器下部への注水ができず，格納容器下部注水系(可搬型)が使用可能な場合※2。

るペデスタル（ドライウェル部）への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が※1:｢損傷炉心の冷却が未達成｣は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場合。

使用可能な場合※２※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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:設備に異常がなく，燃料及び水源(防火水槽)が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備）が確保されている
場合

132

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）※3:｢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，制御棒の位

東海第二

備考

※3：「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），

置表示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認

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）指示値がする。

300℃到達により確認する。

※4:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力容器内の圧力の※4：「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

低下，原子炉格納容器内の圧力の上昇及び原子炉格納容器内の温度の上昇により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）

確認する。

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

相違理由

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。
【1.8.2.1(1)ｂ．
】【1.8.2.1(1)b.】ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

格納容器下部注水系(可搬型)による防火水槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水

格納容器下部注水系（可搬型）による西側淡水貯水設備を水源とした原子炉格納容器

手順については，「1.8.2.1(1)b.格納容器下部注水系(可搬型)による原子炉格納容器下部

下部への注水手順については，「1.8.2.1(1)ｂ． 格納容器下部注水系（可搬型）によるへの注水(淡水/海水)」にて整備する。

ペデスタル（ドライウェル部）への注水（淡水／海水）」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運
転員 2 名及び緊急時対策要員 3 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子ⅲ) 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。

炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約 125 分で可能である。
【高所西側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，140 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，150 分以内で可能である。
【原子炉建屋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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，205 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。
【高所西側接続口，高所東側接続口，原子炉建屋西側接続口及び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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，20 分以内で可能である。

133

相違理由
相違理由⑧⑦⑰

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

東海第二

備考

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相違理由整備する。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から可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

のホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

f. 防火水槽を水源とした原子炉ウェルへの注水

ｆ．西側淡水貯水設備を水源とした原子炉ウェルへの注水

防火水槽を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては，格納容器頂部注水系がある。

相違理由⑧⑦西側淡水貯水設備を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては，格納容器頂部注水系

相違理由⑧⑦⑫（可搬型）がある。
(a) 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(a) 格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水)
炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋の水素爆発を防止する場合に，格納容器頂部注水系を起動し，防火水槽を水源とした原子炉ウェルへの注水を実施する。
原子炉ウェルへ注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉

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，することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟への水素漏えいを抑制する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準※2がある場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合 。

相違理由

西側淡水貯水設備を水源として格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルに注水

建屋への水素ガス漏えいを抑制する。

炉心損傷を判断した場合※1 において，原子炉格納容器内の温度が 171℃を超えるおそれ相違理由⑫⑰

相違理由

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指示値が 171℃に到達

相違理由

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ず，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が可能な場合※２※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事

計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放

故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線

射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認し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た場合。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，燃料及び水源（西側淡水貯水設備）が確保されている場合【1.10.2.1(1)a.】【1.10.2.1(1)ｂ．
】

134

相違理由⑥

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

格納容器頂部注水系による防火水槽を水源とした原子炉ウェルへの注水手順について

格納容器頂部注水系（可搬型）による西側淡水貯水設備を水源とした原子炉ウェルへ

は，「1.10.2.1(1)a.格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水)」にて整備の注水手順については，「1.10.2.1(1)ｂ． 格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉する。

ウェルへの注水（淡水／海水）」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 2 名にて作ⅲ) 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）による原子業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水

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。

開始まで約 110 分で可能である。

【高所西側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，140 分以内で可能である。
【高所東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，150 分以内で可能である。
【原子炉建屋西側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，205 分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路の確保，防護具及び通信連絡設備を整備する。可搬

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

型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スを整備する。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からペースを確保していることから，容易に実施可能である。

のホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることか
ら，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発

なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温水する水位を維持することにより，原子炉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以下に抑えることが可能である。

度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

135

備考
相違理由
相違理由⑫⑧⑦⑥
相違理由⑰
相違理由
相違理由

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東海第二

備考

ｇ．西側淡水貯水設備を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイg. 防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ
防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手段としては，燃料プール代替

相違理由⑧⑦西側淡水貯水設備を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ手段としては，代替

注水系がある。

燃料プール注水系（可搬型）がある。

(a) 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水(a) 代替燃料プール注水系による注水ライン／常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プ

相違理由⑧⑦⑫

相違理由⑫⑱

ールへの注水
使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏

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の小規模な水えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，防火水槽を水源とした使用済燃料の漏えいが発生した場合に，西側淡水貯水設備を水源として代替燃料プール注水系（注水

プールへの注水を実施する。

ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した可搬型代替注水中型ポンプにより使用済燃料プ

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台により，常設ス

相違理由ールへ注水する。

プレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が可能である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)で常設ス
プレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水を実施する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 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。

相違理由

以下のいずれかの状況に至り，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水

・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。

系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水及び消火・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

系による使用済燃料プールへの注水ができない場合

相違理由

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合【1.11.2.1(1)ｂ．
】【1.11.2.1(1)a.】ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

燃料プール代替注水系による防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレ

代替燃料プール注水系による西側淡水貯水設備を水源とした使用済燃料プールへの注

イ手順については，「1.11.2.1(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを

水手順については，「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使用した使用済燃料プールへの注水(淡水/海水)」にて整備する。

型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した
使用済燃料プールへの注水（淡水／海水）」にて整備する。

136

相違理由⑥

相違理由
相違理由⑫⑧⑦⑰⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 2 名にて作

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による代替燃料プ業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始まで 110 分以ール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水

内で可能である。

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（高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場
合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，140 分以内で可能である。
【現場操作（高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，140 分以内で可能である。
【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への注水の場
合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，150 分以内で可能である。
【現場操作（高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，150 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，205 分以内で可能である。
【現場操作（原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，205 分以内で可能である。
【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への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。
【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への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。

137

備考
相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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

る。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具でを整備する。代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）として使用すあり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

る可搬型代替注水中型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作

備考
相違理由

業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

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

相違理由⑱

使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏えいが発生した場合に，使用済燃料プール代替注水系を起動し，防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水を実施する。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台により，可搬型
スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が可能である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)で可搬型
スプレイヘッダから使用済燃料プールへの注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至り，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注
水ができない場合。
・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。
・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。
【1.11.2.1(1)b.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレ
イ手順については，「1.11.2.1(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水(淡水/海水)」にて整備する。

138

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東海第二

備考

ⅲ. 操作の成立性

相違理由⑱

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始までの所要時間は以下のとおり。
SFP 可搬式接続口使用の場合:約 110 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約 120 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
(c) 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレ(b) 代替燃料プール注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ

イ

レイ

使用済燃料プールの大規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動

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，防火水槽を水源とした使用済燃料プールへのスプレイを実施する。

相違理由⑥⑫
相違理由

し，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，西側淡

使用済燃料プールからの大規模な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

水貯水設備を水源として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（常設スし，使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，燃料プ

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を実施することで使用済燃料プール代替注水系を起動し，常設スプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで使用済

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。

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。
なお，可搬型代替注水ポンプは(A-2 級)2 台を並列に連結し，さらに可搬型代替注水ポン

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，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水がプ(A-1 級)1 台を直列に連結して使用する。

できない場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況に至った場合。

相違理由

使用済燃料プール水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況

相違理由に至り，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

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。

ダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイができない場合

・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度にて確認した場合。

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6,668mm を下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて確認した場合【1.11.2.2(1)ｂ．】【1.11.2.2(1)a.】

139

相違理由⑥

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

燃料プール代替注水系による防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレ

代替燃料プール注水系による西側淡水貯水設備を水源とした使用済燃料プールへのス

イ手順については，「1.11.2.2(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダをプレイ手順については，「1.11.2.2(1)ｂ． 可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替使用した使用済燃料プールへのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。

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

備考
相違理由
相違理由⑫⑧⑦⑰⑥

燃料プールへのスプレイ（淡水／海水）」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 3 名にて作

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による代替燃料プ業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始まで 125

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へのスプレイ開始まで分以内で可能である。

の必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，140 分以内で可能である。
【高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，150 分以内で可能である。
【原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，205 分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，320 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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

る。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具でを整備する。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あり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

注水中型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

140

相違理由
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(d) 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ

備考
相違理由⑱

レイ
使用済燃料プールの大規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，防火水槽を水源とした使用済燃料プールへのスプレイを実施する。
使用済燃料プールからの大規模な水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下し，使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位が維持できない場合に常設ス
プレイヘッダを優先して使用するが，外的要因(航空機衝突又は竜巻等)により，常設スプレ
イヘッダの機能が喪失した場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台，又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台により，可搬型スプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで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。
なお，可搬型代替注水ポンプは(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台を直列に連結，又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台を直列に連結して使用する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至り，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ができない場合。
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度にて確認した場合。
【1.11.2.2(1)b.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による防火水槽を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレ
イ手順については，「1.11.2.2(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅲ. 操作の成立性

備考
相違理由⑱

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプ
レイ開始までの所要時間は以下のとおり。
SFP 可搬式接続口使用の場合:約 125 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約 135 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
屋内作業の室温は，事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(6) 代替淡水貯槽を水源とした対応手順（可搬型代替注水大型ポンプを使用する場合）
重大事故等時，代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置スクラビング水補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを行う手順を整備する。
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（淡水/海水）
原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールの冷却に用いる常設の設備が使用できない場合に，可搬型代替注水大型ポンプによる各種注水を行う。また，フィルタ装置スクラビング水の水位が低下した場合に可搬型代替注水大型ポンプによる補給を行う。
本手順では，災害対策本部による水源特定，可搬型代替注水大型ポンプの配置，原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口及びフィルタ装
置スクラビング水補給ライン接続口までのホース接続及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水までの手順を整備し，原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口
又は高所西側接続口及びフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口から注水等が必要な箇所までの操作手順については各条文にて整備する。（手順のリンク先については，「1.13.2.1(6)ｂ．〜1.13.2.1(6)ｇ．」に示す。）
可搬設備による注水等に使用する水源は，西側淡水貯水設備（淡水）を優先して使用するが，西側淡水貯水設備を水源として使用できない場合は，代替淡水貯槽（淡水）を使用する。淡水による各種注水が枯渇等により継続できない場合は海水による各種注水に切り替え
るが，代替淡水貯槽を経由して注水が必要な箇所へ送水することにより，各種注水を継続しながら淡水から海水への水源の切替えが可能である。
ただし，フィルタ装置スクラビング水補給は原則淡水補給のみとする。なお，代替淡水貯槽への淡水補給及び海水の補給は，「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）」の手順にて実施する。

143

備考
相違理由①

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東海第二水源特定，可搬型代替注水大型ポンプの配置，原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口及びフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続
口までのホース接続及び送水の一連の流れはどの対応においても同じであり，水源から原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口及びフィル
タ装置スクラビング水補給ライン接続口までの距離及び選択する接続口（送水能力）によりホース数量が決まる。
なお，水源と原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口の選択は，原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口を優先する。原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口が使用できない場合は，高所東側接続口又は高所西側接続口を使用する。
原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口の選択は，各作業時間（出動準備，移動，代替淡水貯槽の蓋開放，ポンプ設置，ホース敷設，原子炉建屋西側接続口の蓋開放，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組み合わせを優先して選択する。代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを実施する場合は，送水開始までの時間が最短となる原子炉建屋西側接続口を優先して使用する。
高所東側接続口又は高所西側接続口の選択は，各作業時間（出動準備，移動，代替淡水貯槽の蓋開放，ポンプ設置，ホース敷設，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組み合わせを優先して選択する。代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを実施する場合は，送水開始までの時間が最短となる高所西側接続口を優先して使用する。
(a) 手順着手の判断基準
代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合），サプレッション・チェン
バ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，復水貯蔵タンク及び西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水ができない場合。また，フィルタ装置スクラビン
グ水の水位が通常水位を下回ると判断した場合(b) 操作手順
可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−6
図に，タイムチャートを第 1.13−7 図に，ホース敷設図を第 1.13−18 図及び第 1.13−21
図に示す。

144

備考
相違理由①

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東海第二

備考

【可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口への送水を行う場合】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
ポンプによる送水を依頼する。
②災害対策本部長代理は，プラントの被災状況に応じて可搬型代替注水大型ポンプによる各種注水を行うことを決定し，各種注水のための原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口の場所を決定する。
③災害対策本部長代理は，発電長に送水のための接続口の場所を連絡する。
④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
淡水貯槽を水源とした送水準備のため，接続口の場所を指示する。
⑤重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプを代替淡水貯槽に配置し，代替淡水貯槽の蓋を開放後，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代替淡水貯槽へ設置する。
⑥重大事故等対応要員は，代替淡水貯槽から指示された接続口までのホース敷設を行う。
⑦ａ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を選択する場合重大事故等対応要員は，接続口へホースの接続を行う。
ｂ⑦ 原子炉建屋西側接続口を選択する場合重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口の蓋を開放し，接続口へホースの接続を行う。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に建屋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可搬型代替注水大型ポンプによる送水準備完了を報告する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に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可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を指示する。
⑫重大事故等対応要員は，接続口の弁の全閉を確認後，可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホースの水張り及び空気抜きを行う。
⑬重大事故等対応要員は，空気抜き完了後，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。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる送水を開始したことを連絡する。
⑮重大事故等対応要員は，注水中は可搬型代替注水大型ポンプ付きの圧力計で圧力を確認しながら可搬型代替注水大型ポンプの回転数を操作する。

145

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口への送水を行う場合】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
ポンプによる送水を依頼する。
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型ポンプよる代替淡水貯槽を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給準備のため，フィルタ装置スク
ラビング水補給ライン接続口への送水準備を指示する。
③重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプを代替淡水貯槽に配置し，代替淡水貯槽の蓋を開放後，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代替淡水貯槽へ設置する。
④重大事故等対応要員は，代替淡水貯槽から接続口までのホースを敷設し，フィルタ装
置スクラビング水補給用の蓋を開放する。
⑤重大事故等対応要員は，接続口へホースの接続を行う。
⑥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系統構成が完了したことを連絡する。
⑦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送水準備完了を報告する。
⑧災害対策本部長代理は，発電長に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。
⑨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送水開始を指示する。
⑩重大事故等対応要員は，接続口の弁の全閉を確認後，可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホースの水張り及び空気抜きを行う。
⑪重大事故等対応要員は，空気抜き完了後，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。
⑫災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる送水を開始したことを連絡する。

146

備考
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 操作の成立性
上記の操作は，重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから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開始まで，原子炉建屋東側接続口に接続した場合において 535 分以内，原子炉建屋西側接続口に接続した場合において 170 分以内，高所東側接続口に接続した場合において 215 分以内，高所西側接続口に接続した場合において 175 分以内，フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口に接続した場合において 180 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して代替淡水貯槽から送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。
なお，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。

147

備考
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水手段としては，低圧代替注水系（可搬型）がある。

(a) 低圧代替注水系（可搬型）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水
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ができない場合，残存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は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場合に，低圧代替注水系（可搬型）を起動し，代替淡水貯槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ) 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ができない場合の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
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ず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※１※1：設備に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合【1.4.2.1(1)ａ．(b)】

148

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が可
能な場合※２※1：「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。
※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（130m３／h，30m３／h〜80m３／h）が確保され，更に低圧代替注
水系（可搬型）により原子炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場合
なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
【1.4.2.1(3)ａ．(e)】(ⅲ) 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の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水
炉心損傷を判断した場合※１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ず，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※２※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている
場合【1.8.2.2(1)ｂ．】

149

相違理由①

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東海第二ⅱ) 操作手順
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ができない場合の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)ａ．(b) 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）」，
残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(3)ａ．(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）」，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の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.8.2.2(1)ｂ． 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）」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は作業開始を判断してから，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。
【交流動力電源が確保されている場合】【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，170 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，535 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，175 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。

150

備考
相違理由①

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東海第二【全交流動力電源が喪失している場合】【現場操作（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による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，170 分以内で可能である。
【現場操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧
力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，535 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，175 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。
（「1.4.2.1(3)ａ．(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）」，「1.8.2.2(1)ｂ． 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）」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）
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。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からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることか
ら，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

151

備考
相違理由①

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東海第二

備考

ｃ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却

相違理由①

代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，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へのスプレイ（淡水/海水）がある。

(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容
器内の冷却残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設），消火系及び補給水系により原子炉格納容器内へのスプレイができな
い場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・
プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。
なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水大型ポンプの接続
先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。
ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)（炉心損傷前）
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※１
で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２※1：設備に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ
ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，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又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.1(1)ａ．(d)】152

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東海第二

備考

(ⅱ) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)（炉心損傷後）
炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている
場合※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.2(1)ａ．(d)】ⅱ) 操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却手順については，「1.6.2.1(1)ａ．(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）」及び「1.6.2.2(1)ａ．(d)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）」にて整備する。

153

相違理由①

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東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内への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。
【交流動力電源が確保されている場合】【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，170 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，535 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，175 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。

154

備考
相違理由①

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東海第二【全交流動力電源が喪失している場合】【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，195 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，535 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，195 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。
（「1.6.2.2(1)ａ．(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容
器内へのスプレイ（淡水／海水）」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）
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。代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

155

備考
相違理由①

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東海第二

備考

ｄ．代替淡水貯槽を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給

相違理由①

代替淡水貯槽を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給手段としては，可搬型代替注
水大型ポンプによるフィルタ装置水位調整がある。

(a) 可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置スクラビング水補給
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
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 に到達する前に，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りフィルタ装置へ水張りを実施する。

ⅰ) 手順着手の判断基準
フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合【1.5.2.1(1)ａ．(b)】【1.5.2.1(2)ａ．(b)】【1.7.2.1(1)ｂ．(c)】【1.7.2.1(2)ａ．(c)】ⅱ) 操作手順
代替淡水貯槽を水源としたフィルタ装置スクラビング水補給手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(b) フィルタ装置スクラビング水補給」及び「1.7.2.1(1)ｂ．(c) フ
ィルタ装置スクラビング水補給」にて整備する。

156

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東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，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】・上記の操作は，重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，180 分以内で可能である。
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。

157

備考
相違理由①

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東海第二ｅ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水
代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては，格納容器下部注水系（可搬型）がある。

(a)

格納容器下部注水系（可搬型）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水
炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失した場合，原子炉格納容器の破損を防止するため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）への注水を継続する。その際は，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。

ⅰ) 手順着手の判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】
炉心損傷を判断した場合※１で，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合※２【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】
原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，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）への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合※２

158

備考
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合※3：「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。
※4：「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。
【1.8.2.1(1)ｂ．】

ⅱ) 操作手順
格納容器下部注水系（可搬型）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器下部への注水手順については，「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）」にて整備する。

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。

159

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【原子炉建屋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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，170 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，535 分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，175 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，20 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。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からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

160

備考
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由①

ｆ．代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水
代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては，格納容器頂部注水系（可搬型）がある。
(a) 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
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格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟への水素漏えいを抑制する。
ⅰ) 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指示値が 171℃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ず，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が可能な場合※２※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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：設備に異常がなく，燃料及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合【1.10.2.1(1)ｂ．
】
ⅱ) 操作手順
格納容器頂部注水系（可搬型）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉ウェルへの注
水手順については，「1.10.2.1(1)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）」にて整備する。

161

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅲ) 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。
【原子炉建屋西側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，170 分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，535 分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，175 分以内で可能である。
【高所東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。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からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることか
ら，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。
なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水する水位を維持することにより，原子炉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以下に抑えることが可能である。

162

備考
相違理由①

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東海第二

備考

ｇ．代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ

相違理由①

代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ手段としては，代替燃料
プール注水系（可搬型）がある。
(a) 代替燃料プール注水系による注水ライン／常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水
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代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールへ注水する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至り，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／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水及び消火系による使用済燃料プールへの注水ができない場合
・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合【1.11.2.1(1)ｂ．
】
ⅱ) 操作手順
代替燃料プール注水系による代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水手順については，「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／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水（淡水／海水）」にて整備する。
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／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水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（原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，170 分以内で可能である。

163

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東海第二【現場操作（原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，170 分以内で可能である。
【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への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び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 分以内で可能である。
【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への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，535 分以内で可能である。
【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への注水の場
合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び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，175 分以内で可能である。
【現場操作（高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，175 分以内で可能である。
【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への注水の場
合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び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 分以内で可能である。
【現場操作（高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。代替燃料プール注水系（注水ライン／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の接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

164

備考
相違理由①

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東海第二

備考

(b) 代替淡水貯槽を水源とした代替燃料プール注水系による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の小規模な水の漏えいが発生した場合に，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を優先して使用するが，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）の機能が喪失した場合は，代替淡水貯槽を水源として代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールへ注水する。
ⅰ) 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・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合
ただし，使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合【1.11.2.1(1)ｃ．
】ⅱ) 操作手順
代替燃料プール注水系による代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへの注水手順については，「1.11.2.1(1)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への注水（淡水／海水）
」にて
整備する。
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。
【原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉を使用した場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，435 分以内で可能である。
【原子炉建屋原子炉棟大物搬入口を使用した場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。

165

相違理由①

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備考

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

相違理由①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。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の接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

(c) 代替燃料プール注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ
レイ
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，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，代替淡水貯槽を水源とし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へのスプレイを実施することで使用済燃料プール
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。
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，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水ができない場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。
ⅰ) 手順着手の判断基準
使用済燃料プール水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況に至り，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へのスプレイができない場合
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6,668mm を下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて確認した場合【1.11.2.2(1)ｂ．】
ⅱ) 操作手順
代替燃料プール注水系による代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへのスプレ
イ手順については，「1.11.2.2(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（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（淡水／海水）」にて整備する。

166

相違理由①

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東海第二ⅲ) 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への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。
【原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，170 分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，535 分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，175 分以内で可能である。
【高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，215 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。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の接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

167

備考
相違理由①

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東海第二

備考

(d) 代替燃料プール注水系による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
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，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，常設
スプレイヘッダを優先して使用するが，常設スプレイヘッダの機能が喪失した場合は，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（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を実施することで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。
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，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水ができない場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。
ⅰ) 手順着手の判断基準
使用済燃料プール水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況に至り，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ができない場合。ただし，使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6,668mm を下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）にて確認した場合【1.11.2.2(1)ｃ．】
ⅱ) 操作手順
代替燃料プール注水系による代替淡水貯槽を水源とした使用済燃料プールへのスプレ
イ手順については，「1.11.2.2(1)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へのスプレイ（淡水／海水）」にて整備する。

168

相違理由①

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東海第二ⅲ) 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への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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，435 分以内で可能である。
【原子炉建屋原子炉棟大物搬入口を使用した場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，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。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の接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

169

備考
相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二

備考
相違理由⑨

(5) 淡水貯水池を水源とした対応手順（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
重大事故等時，淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置への補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手順を整備する。
a. 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉
ウェルへの注水及び使用済燃料プールの冷却に用いる常設の設備が使用できない場合に，淡水
貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用し可搬型代替注水ポンプ(A-1
級又は A-2 級)による各種注水を行う。また，フィルタ装置の水位が低下した場合に可搬型代
替注水ポンプ(A-2 級)による補給を行う。
本手順では緊急時対策要員による水源の確保，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置，建屋及びスクラバ接続口までのホース接続及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2級)による送水までの手順を整備し，建屋及びスクラバ接続口から注水等が必要な箇所までの操作手順については各条文にて整備し，手順のリンク先については，1.13.2.1(5)b.〜1.13.2.1(5)g.に示す。
水源の確保/可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)配置/建屋及びスクラバ接続口までのホース接続/送水の一連の流れはどの対応においても同じであり，水源から建屋及びスクラバ
接続口までの距離により配置，台数及びホース数量が決まる。
なお，水源の確保と建屋及びスクラバ接続口の選択は，水源と建屋及びスクラバ接続口の距離が最短となる組み合わせを優先して選択する。（可搬型スプレイヘッダを使用した燃料プール代替注水については，送水先が建屋接続口だけでなく原子炉建屋内に敷設したホースに接続する手段もある。）(a) 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，ろ過水タンク及び防火水槽を水源とした原子炉
圧力容器への注水等の各種注水ができず，淡水貯水池及び淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合。

170

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東海第二(b) 操作手順

備考
相違理由⑨

淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）手順の概略は以下のとおり。概要図を第 1.13.4
図に，タイムチャートを第 1.13.5 図に，各種注水ルート図を第 1.13.35 図に示す。
［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水）］①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水を指示する。
②緊急時対策要員は，淡水貯水池大湊側第一送水ライン出口弁又は淡水貯水池大湊側第二送水ライン出口弁を全開とし，送水ラインの水張りを開始する。
③緊急時対策要員は，水張りしながら送水ラインの敷設状況に異常がないことを確認する。
④緊急時対策要員は，送水ラインにホースとホース接続継手を接続し，淡水貯水池大湊側
第一送水ライン No.14 防火水槽供給弁又は淡水貯水池大湊側第二送水ライン No.14 防火
水槽供給弁を全開とする。
⑤緊急時対策要員は，送水ライン水張り及びホース接続継手と可搬型代替注水ポンプ(A-1
級又は A-2 級)吸管の接続完了後，ホース接続継手に取付けられている弁を全開とし，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)へ淡水貯水池の水を送る。
［淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水］①緊急時対策本部は，プラントの被災状況に応じて可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2級)による各種注水を行うことを決定し，各種注水のための建屋，スクラバ接続口の場
所及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置箇所を決定する。
②緊急時対策要員は，指示を受けた配置箇所へ可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を移動させる。
③緊急時対策要員は，ホース接続継手から建屋及びスクラバ接続口までのホース敷設と系
統構成を行う。
④緊急時対策要員は，「淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水」作業が完了していることを確認する。
⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水準備完了を報告する。
⑥緊急時対策要員は，緊急時対策本部の指示を受け，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)を起動し注水/補給を実施する。注水/補給中は可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)付きの圧力計で圧力を確認しながら可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を操作する。

171

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東海第二(c) 操作の成立性

備考
相違理由⑨

［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水）］
上記の操作は，緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)へ淡水貯水池の水を送るまでの所要時間は以下のとおりである。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)1 台又は 2 台を使用した場合：約 110 分
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)3 台を使用した場合：約 125 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
なお，緊急時対策本部からフィルタ装置の使用等による現場からの一時退避指示があった
場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)吸管が接続されているホース接続継手の分岐ラインに取り付けられている弁を開状態にした上で退避する。
構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水貯水池から送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
［淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水］
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからあらかじめ敷設してあるホースを使用した淡水貯水池を水源とした送水を開始するまでの所要時間は以下のとおりである。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)1 台を使用した場合（ホースの接続先：SFP 接続
口，スクラバ接続口，ウェル接続口）：約 115 分
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)2 台を使用した場合（ホースの接続先：SFP 接続口）：約 125 分
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)3 台を使用した場合（ホースの接続先：MUWC 接続口，SFP 接続口）：約 140 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水貯水池から送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

172

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東海第二b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あ

備考
相違理由⑨

らかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水手段
としては，低圧代替注水系(可搬型)がある。
(a) 低圧代替注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水
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が場合，残存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は溶融炉心の原
子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止する場合に，低圧代替注水系（可搬型）を起動し，淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)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ができない場合の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水
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ができず，原子炉
圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合において，低圧代
替注水系(可搬型)及び注入配管が使用可能な場合※1。
※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
【1.4.2.1(1)a.(b)】(ⅱ)残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※1 により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系(常設)及び消火系が使用できず，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可能な場合※2。
※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，格納容器内圧力指示値の上昇及びドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認する。
※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量(140m3/h，35〜70m3/h)が確保され，更に低圧代替注水系(可搬型)により原子炉圧
力容器への注水に必要な流量(30m3/h)が確保できる場合。
なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的な注水箇所を選択する。
【1.4.2.1(3)a.(c)】173

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東海第二(ⅲ)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の低圧代替注水系

相違理由⑨(可搬型)による原子炉圧力容器への注水(淡水/海水)
炉心損傷を判断した場合※1 において，低圧代替注水系(常設)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において，低圧代替注水系(可搬型)が使用可能な場合
※2

備考

。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率
が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内
雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃
以上を確認した場合。0※2:設備に異常がなく，電源，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
【1.8.2.2(1)b.】ⅱ. 操作手順
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ができない場合の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)a.(b)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)」，残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，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の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.8.2.2(1)b.
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)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
低圧代替注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転
員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，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残留熱除去系(B)，残留熱除去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約 140 分で可能である。（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.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)」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(B)と残留熱除去系(A)注入配管のみを
使用）

174

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑨

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
［全交流動力電源が喪失している場合］
低圧代替注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転
員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，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残留熱除去系(A)の注入配管を使用した場合においては約 150 分，残留熱除去系(B)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約 140 分で可能である。（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存
溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.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)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

175

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東海第二

備考
相違理由⑨

c. 淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，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へのスプレイがある(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）を起動し，淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整
又はスプレイの起動/停止を行う。
なお，本手順はプラント状況により可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の接続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。
ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)（炉心損傷前）
残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合において，可搬型代替
注水ポンプ(A-2 級)が使用可能な場合※1 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。
※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
※2:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェ
ンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。
【1.6.2.1(1)a.(c)】176

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東海第二(ⅱ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/

備考
相違理由⑨

海水)（炉心損傷後）
炉心損傷を判断した場合※1 において，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※2 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※3。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲
気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
※3:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。
【「1.6.2.2(1)a.(c)】ⅱ. 操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器
内の冷却手順については，「1.6.2.1(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」及び「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），
現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで
約 140 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

177

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東海第二

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な

備考
相違理由⑨

作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
［全交流動力電源が喪失している場合］
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレ
イ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約 140 分で可能である。（「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
内へのスプレイ(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

d. 淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給手段としては，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)によるフィルタ装置水位調整がある。
(a) 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)によるフィルタ装置水位調整(水張り)
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，フィルタ装置又は代替フィルタ装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を起動し，淡水貯水池を水源としたフィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置
へ水張りを実施する。

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東海第二ⅰ. 手順着手の判断基準

備考
相違理由⑨

フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。
【1.5.2.1(1)a.(d)】【1.5.2.1(2)a.(c)】【1.7.2.1(1)a.(c)】【1.7.2.1(2)a.(c)】ⅱ. 操作手順
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置のフィルタ装置水位調整(水張り)手順について
は，「1.5.2.1(1)a.(d)フィルタ装置水位調整(水張り)」及び「1.7.2.1(1)a.(c)フィルタ
装置水位調整(水張り)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，炉心損傷をしていない場合は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬型代
替注水ポンプ(A-2 級)の配置，送水準備及びフィルタ装置補給用接続口使用による可搬型
代替注水ポンプ(A-2 級)による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調整(水張り)完了
まで約 125 分で可能である。
炉心損傷をしている場合は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置，送水準備及びフィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調整(水張り)完了まで約 125 分で可能である。
炉心損傷がない状況下での格納容器ベントを実施した場合は，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
なお，炉心損傷後の屋外における本操作は，格納容器ベント実施後の短期間において，フィルタ装置水の蒸発によるフィルタ装置の水位低下は評価上想定されないため，フィル
タ装置水位調整（水張り）操作を実施することはないと考えられるが，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二e. 淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使

備考
相違理由⑨

用できる場合）淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては，格納容器下部注水系（可搬型）がある。
(a) 格納容器下部注水系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注
水
炉心の著しい損傷が発生した場合，格納容器下部注水系(常設)による原子炉格納容器下部への注水機能が喪失した場合，格納容器下部注水系(可搬型)を起動し，淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。
また，原子炉圧力容器の破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達しないように崩壊熱相当の流量とする。
なお，本手順はプラント状況により復水補給水系外部接続口及び消火系連結送水口を任意に選択できる構成としている。
ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準
損傷炉心の冷却が未達成の場合※1 で，格納容器下部注水系(常設)及び消火系による原子炉格納容器下部への注水ができず，格納容器下部注水系(可搬型)が使用可能な場合※2。
(ⅱ)原子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準
原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系(常設)，消火系による原子炉格納容器下部への注水ができず，格納容器下部注水系(可搬型)が使用可能な場合※2。
※1:｢損傷炉心の冷却が未達成｣は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場合。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
※3:｢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，制御棒の位
置表示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認
する。

180

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東海第二※4:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力容器内の圧力の

備考
相違理由⑨

低下，原子炉格納容器内の圧力の上昇及び原子炉格納容器内の温度の上昇により確認する。
【1.8.2.1(1)b.】ⅱ. 操作手順
格納容器下部注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注
水手順については，「1.8.2.1(1)b.格納容器下部注水系(可搬型)による原子炉格納容器下部への注水(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
格納容器下部注水系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約 140 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

f. 淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては，格納容器頂部注水系がある。
(a) 格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水)
炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋の水素爆発を防止する場合に，格納容器頂部注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水を実施する。
原子炉ウェルへ注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する。

181

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東海第二

備考
相違理由⑨

ⅰ. 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，原子炉格納容器内の温度が 171℃を超えるおそれがある場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放
射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（淡水貯水池）が確保されている場合。
【1.10.2.1(1)a.】ⅱ. 操作手順
格納容器下部注水系による淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水手順について
は，「1.10.2.1(1)a.格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水開始まで約 115 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路の確保，防護具及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業ス
ペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水する水位を維持することにより，原子炉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以下に抑えることが可能である。

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東海第二g. 淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（あらかじめ敷設してあるホ

備考
相違理由⑨

ースが使用できる場合）
淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手段としては，燃料プール代
替注水系がある。
(a) 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水
使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水を実施する。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台により，常設ス
プレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が可能である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)で常設ス
プレイヘッダから使用済燃料プールへの注水を実施する。
ⅰ. 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。
・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。
・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。
【1.11.2.1(1)a.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順については，「1.11.2.1(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注
水開始まで 115 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

183

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(b) 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水

備考
相違理由⑨

使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏えいが発生した場合に，使用済燃料プール代替注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水を実施する。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台により，可搬型
スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が可能である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)で可搬型
スプレイヘッダから使用済燃料プールへの注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至り，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注
水ができない場合。
・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。
・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。
【1.11.2.1(1)b.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順については，「1.11.2.1(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッ
ダを使用した使用済燃料プールへの注水(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注
水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制
御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始までの所要時間は以下のとおり。
SFP 可搬式接続口使用の場合:約 115 分
原子炉建屋大物搬入口から接続の場合:約 120 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

184

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東海第二(c) 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレ

備考
相違理由⑨

イ
使用済燃料プールの大規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへのスプレイを実施する。
使用済燃料プールからの大規模な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，使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台により，常設スプレイヘ
ッダを使用したスプレイを実施することで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。
なお，可搬型代替注水ポンプは(A-2 級)2 台を並列に連結し，さらに可搬型代替注水ポン
プ(A-1 級)1 台を直列に連結して使用する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況に至った場合。
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度にて確認した場合。
【1.11.2.2(1)a.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順については，「1.11.2.2(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ
レイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始まで 140 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

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東海第二(d) 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ

備考
相違理由⑨

レイ
使用済燃料プールの大規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへのスプレイを実施する。
使用済燃料プールからの大規模な水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下し，使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位が維持できない場合に常設ス
プレイヘッダを優先して使用するが，外的要因(航空機衝突又は竜巻等)により，常設スプレ
イヘッダの機能が喪失した場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台，又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台により，可搬型スプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで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。
なお，可搬型代替注水ポンプは(A-1 級)1 台及び(A-2 級)1 台を直列に連結，又は可搬型代
替注水ポンプ(A-2 級)2 台を直列に連結して使用する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至り，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ができない場合。
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度にて確認した場合。
【1.11.2.2(1)b.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順については，「1.11.2.2(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッ
ダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのス
プレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始までの所要時間は以下のとおり。

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東海第二

SFP 可搬式接続口使用の場合:約 125 分

備考
相違理由⑨

原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約 135 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
屋内作業の室温は，事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
(6) 淡水貯水池を水源とした対応手順（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
重大事故等時，淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置への補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手順を整備する。
a. 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉
ウェルへの注水及び使用済燃料プールの冷却に用いる常設の設備が使用できない場合に，淡水
貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用せずに淡水貯水池から直接可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による各種注水を行う。また，フィルタ装置の水位が低下した場合に可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による補給を行う。
本手順では緊急時対策要員による水源の確保，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置，建屋及びスクラバ接続口までのホース接続及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2級)による送水までの手順を整備し，建屋及びスクラバ接続口から注水等が必要な箇所までの操作手順については各条文にて整備し，手順のリンク先については，1.13.2.1(6)b.〜1.13.2.1(6)g.に示す。
水源の確保/可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)配置/建屋及びスクラバ接続口までのホース接続/送水の一連の流れはどの対応においても同じであり，水源から建屋及びスクラバ
接続口までの距離により配置，台数及びホース数量が決まる。なお，水源の確保と建屋及びス
クラバ接続口の選択は，水源と建屋及びスクラバ接続口の距離が最短となる組み合わせを優先して選択する。（可搬型スプレイヘッダを使用した燃料プール代替注水については，送水先が建屋接続口だけでなく原子炉建屋内に敷設したホースに接続する手段もある。）

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東海第二

備考
相違理由⑨

(a) 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，ろ過水タンク及び防火水槽を水源とした原子炉
圧力容器への注水等の各種注水ができず，淡水貯水池が使用可能で，淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合。
(b) 操作手順
淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）手順の概略は以下のとおり。概要図を第 1.13.6
図に，タイムチャートを第 1.13.7 図に，各種注水ルート図を第 1.13.34 図に示す。
①緊急時対策本部は，プラントの被災状況に応じて可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2級)による各種注水を行うことを決定し，各種注水のための建屋，スクラバ接続口の場
所及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置箇所を決定する。
②緊急時対策要員は，指示を受けた配置箇所へ可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を移動させる。
③緊急時対策要員は，水源から建屋接続口までのホース敷設，系統構成を行う。
④緊急時対策要員は，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水準備完了を報告する。
⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部の指示を受け，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)を起動し注水/補給を実施する。注水/補給中は可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)付きの圧力計で圧力を確認しながら可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を操作する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は 6 号及び 7 号炉の送水準備を同時に行う運用としており，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)8 台（6 号炉用 4 台，7 号炉用 4 台）の操作を緊急時対策要員 6 名にて実施し，作業開始を判断してから送水開始まで，建屋近傍の送水ラインと直接接続し，SFP 接続口，スクラバ接続口，ウェル接続口及び MUWC 接続口に接続した場合において片号炉
は約 330 分，もう一方の号炉は約 345 分で可能である。

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東海第二b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あ

備考
相違理由⑨

らかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水手段
としては，低圧代替注水系(可搬型)がある。
(a) 低圧代替注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水
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ができない場合，残存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は溶融
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場合に，低圧代替注水系（可搬型）を起動し，淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)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ができない場合の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水
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ができず，原子炉
圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合において，低圧代
替注水系(可搬型)及び注入配管が使用可能な場合※1。
※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
【1.4.2.1(1)a.(b)】(ⅱ)残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※1 により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系(常設)及び消火系が使用できず，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可能な場合※2。
※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，格納容器内圧力指示値の上昇及びドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認する。
※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量(140m3/h，35〜70m3/h)が確保され，さらに低圧代替注水系(可搬型)により原子炉圧力容器への注水に必要な流量(30m3/h)が確保できる場合。
なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的な注水箇所を選択する。
【1.4.2.1(3)a.(c)】189

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東海第二(ⅲ)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の低圧代替注水系

備考
相違理由⑨

(可搬型)による原子炉圧力容器への注水(淡水/海水)
炉心損傷を判断した場合※1 において，低圧代替注水系(常設)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において，低圧代替注水系(可搬型)が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気
放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，電源，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
【1.8.2.2(1)b.】ⅱ. 操作手順
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ができない場合の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)a.(b)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)」，残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，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の低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.8.2.2(1)b.
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)」にて整備する
ⅲ. 操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
低圧代替注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転
員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去系(B)，残留熱除去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約 330 分で可能である。
（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.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)」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(B)と残留熱除去系(A)注入配管のみを使用）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

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東海第二

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な

備考
相違理由⑨

作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
［全交流動力電源が喪失している場合］
低圧代替注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去
系(B)，残留熱除去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約 330 分で可能である。
（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.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)」は
炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。
c. 淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，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へのスプレイがある(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）を起動し，淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整
又はスプレイの起動/停止を行う。
なお，本手順はプラント状況により可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の接続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

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東海第二

備考
相違理由⑨

ⅰ. 手順着手の判断基準(ⅰ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)（炉心損傷前）
残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※1 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。
※1:設備に異常がなく，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
※2:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェ
ンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。
【1.6.2.1(1)a.(c)】(ⅱ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)（炉心損傷後）
炉心損傷を判断した場合※1 において，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※2 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※3。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲
気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
※3:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。
【「1.6.2.2(1)a.(c)】192

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東海第二ⅱ. 操作手順

備考
相違理由⑨

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器
内の冷却手順については，「1.6.2.1(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」及び「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約 330 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
［全交流動力電源が喪失している場合］
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプ
レイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約 330 分で可能である。（「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
内へのスプレイ(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

193

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東海第二d. 淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用でき

備考
相違理由⑨

ない場合）
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給手段としては，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)によるフィルタ装置水位調整がある。
(a) 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)によるフィルタ装置水位調整(水張り)
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，フィルタ装置又は代替フィルタ装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を起動し，淡水貯水池を水源としたフィルタ装置補給水ラインからフィルタ装置
へ水張りを実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。
【1.5.2.1(1)a.(d)】【1.5.2.1(2)a.(c)】【1.7.2.1(1)a.(c)】【1.7.2.1(2)a.(c)】ⅱ. 操作手順
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置のフィルタ装置水位調整(水張り)手順について
は，「1.5.2.1(1)a.(d)フィルタ装置水位調整(水張り)」及び「1.7.2.1(1)a.(c)フィルタ
装置水位調整(水張り)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を使用したフィルタ装置水位調整（水張り）を実施する。
炉心損傷していない場合は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した
場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置，送水準備及びフィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による注水開始まで約 95 分，フィルタ装置水位調整(水張り)完了まで約 155 分で可能
である。

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東海第二炉心損傷している場合は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員

備考
相違理由⑨

10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬型
代替注水ポンプ(A-2 級)の配置，送水準備及びフィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水開始まで約 95 分，フィルタ装置水位調整(水張り)完了まで約 155 分で可能である。
炉心損傷がない状況下での格納容器ベントを実施した場合は，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
なお，炉心損傷後の屋外における本操作は，格納容器ベント実施後の短期間において，フィルタ装置水の蒸発によるフィルタ装置の水位低下は評価上想定されないため，フィル
タ装置水位調整（水張り）操作を実施することはないと考えられるが，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

e. 淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては，格納容器下部注水系（可搬型）がある。
(a) 格納容器下部注水系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注
水
炉心の著しい損傷が発生した場合，格納容器下部注水系(常設)及び消火系による原子炉格
納容器下部への注水機能が喪失した場合，格納容器下部注水系(可搬型)を起動し，淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。
炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。
また，原子炉圧力容器の破損後は，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冠水冷却するため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達しないように崩壊熱相当の流量とする。
なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により復水補給水系外部接続口及び消火系
連結送水口を任意に選択できる構成としている。

195

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東海第二ⅰ. 手順着手の判断基準

備考
相違理由⑨

(ⅰ)原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準
損傷炉心の冷却が未達成の場合※1 で，格納容器下部注水系(常設)及び消火系による原子炉格納容器下部への注水ができず，格納容器下部注水系(可搬型)が使用可能な場合※2。
(ⅱ)原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準
原子炉圧力容器の破損の徴候※3 及び破損によるパラメータの変化※4 により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系(常設)，消火系による原子炉格納容器下部への注水ができず，格納容器下部注水系(可搬型)が使用可能な場合※2。
※1:｢損傷炉心の冷却が未達成｣は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達した場合。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源(淡水貯水池)が確保されている場合。
※3:｢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，制御棒の位
置表示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認する。
※4:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力容器内の圧力の低下，原子炉格納容器内の圧力の上昇及び原子炉格納容器内の温度の上昇により確認する。
【1.8.2.1(1)b.】ⅱ. 操作手順
格納容器下部注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注
水手順については，「1.8.2.1(1)b.格納容器下部注水系(可搬型)による原子炉格納容器下部への注水(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
格納容器下部注水系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器下部への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約 330 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

196

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東海第二また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作

備考
相違理由⑨

業性についても確保している。

f. 淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては，格納容器頂部注水系がある。
(a) 格納容器頂部注水系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，原子炉建屋等の水素爆発を防止する場合に，格納容器
頂部注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水を実施する。
原子炉ウェルへ注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する。
ⅰ. 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，原子炉格納容器内の温度が 171℃を超えるおそれがある場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合※2。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放
射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（淡水貯水池）が確保されている場合。
【1.10.2.1(1)a.】ⅱ. 操作手順
格納容器頂部注水系による淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水手順について
は，「1.10.2.1(1)a.格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名
にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉ウェ
ルへの注水開始まで約 330 分で可能である。

197

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東海第二円滑に作業できるように，移動経路の確保，防護具及び通信連絡設備を整備する。屋内

備考
相違理由⑨

作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水する水位を維持することにより，原子炉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以下に抑えることが可能である。

g. 淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手段としては，燃料プール代
替注水系がある。
(a) 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水
使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水を実施する。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台により，常設ス
プレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が可能である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)で常設ス
プレイヘッダから使用済燃料プールへの注水を実施する。
ⅰ. 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。
・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。
・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。
【1.11.2.1(1)a.】198

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東海第二ⅱ. 操作手順

備考
相違理由⑨

燃料プール代替注水系による淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順については，「1.11.2.1(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始まで 330 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

(b) 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水
使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏えいが発生した場合に，使用済燃料プール代替注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水を実施する。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台により，可搬型
スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が可能である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)で可搬型
スプレイヘッダから使用済燃料プールへの注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至り，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注
水ができない場合。
・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。
・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。
【1.11.2.1(1)b.】

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東海第二ⅱ. 操作手順

備考
相違理由⑨

燃料プール代替注水系による淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順については，「1.11.2.1(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッ
ダを使用した使用済燃料プールへの注水(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注
水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始までの所要時間は以下のとおり。
SFP 可搬式接続口使用の場合:約 330 分
原子炉建屋大物搬入口から接続の場合:約 340 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。室温は，事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

(c) 燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ
使用済燃料プールの大規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへのスプレイを実施する。
使用済燃料プールからの大規模な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，使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台により，常設スプレイヘ
ッダを使用したスプレイを実施することで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。
なお，可搬型代替注水ポンプは(A-2 級)2 台を並列に連結し，さらに可搬型代替注水ポン
プ(A-1 級)1 台を直列に連結して使用する。

200

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東海第二ⅰ. 手順着手の判断基準

備考
相違理由⑨

使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至った場合。
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度にて確認した場合。
【1.11.2.2(1)a.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順については，「1.11.2.2(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ
レイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始まで 330 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
(d) 燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプ
レイ
使用済燃料プールの大規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへのスプレイを実施する。
使用済燃料プールからの大規模な水の漏えいにより，使用済燃料プールの水位が異常に低下し，使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位が維持できない場合に常設ス
プレイヘッダを優先して使用するが，外的要因(航空機衝突又は竜巻等)により，常設スプレ
イヘッダの機能が喪失した場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台，又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台により，可搬型スプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで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。

201

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東海第二

備考
相違理由⑨

ⅰ. 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至り，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ができない場合。
・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。
・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・温度にて確認した場合。
【1.11.2.2(1)b.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順については，「1.11.2.2(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッ
ダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのス
プレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり
中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場
合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始までの所要時間は以下のとおり。
SFP 可搬式接続口使用の場合:約 330 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約 340 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
室温は，事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

202

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東海第二(7) 淡水タンクを水源とした対応手順
重大事故等時，淡水タンクを水源としたフィルタ装置スクラビング水補給を行う手順を整備する。なお，フィルタ装置スクラビング水補給に使用する淡水タンクは，通常連絡弁を開としている多目的タンク及びろ過水貯蔵タンクを優先し，水位を監視しながら原水タンク及び純水貯蔵タンクの連絡弁を開とする。
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
フィルタ装置スクラビング水の水位が低下した場合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補給を行う。
本手順では，災害対策本部による水源の確保とし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の配置，フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口までのホース接続及び可搬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までの手順を整備し，フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口から補給が必要な箇所までの操作手順については，各条文にて整備する。（手順のリンク先については，「1.13.2.1(7)ｂ．」に示す。）(a) 手順着手の判断基準
フィルタ装置スクラビング水の水位が通常水位を下回ると判断した場合(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送水手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−6 図に，タイムチャートを第 1.13−7 図に，ホース敷設図は第 1.13−22 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中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプによる淡水タンクを水源としたフィルタ装置スクラビング水補給準備のため，フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口への送水準備を指示する。
③重大事故等対応要員は，可搬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
淡水タンクに配置し，多目的タンク配管・弁の予備ノズルと可搬型代替注水中型ポン
プ又は可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプユニット吸込口をホースで接続す
る。

203

備考
相違理由⑩

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東海第二④重大事故等対応要員は，淡水タンクから接続口までのホースを敷設し，フィルタ装置
スクラビング水補給用の蓋を開放する。
⑤重大事故等対応要員は，接続口へホースの接続を行う。
⑥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系統構成が完了したことを連絡する。
⑦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送水準備完了を報告する。
⑧災害対策本部長代理は，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
ポンプによる送水の開始を連絡する。
⑨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送水開始を指示する。
⑩重大事故等対応要員は，多目的タンク配管・弁の予備ノズル弁を全開とし，接続口の弁の全閉を確認後，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホースの水張り及び空気抜きを行う。
⑪重大事故等対応要員は，空気抜き完了後，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。
⑫災害対策本部長代理は，可搬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開始したことを連絡する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから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フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口に接続した場合において 165 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬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の接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水タンクから送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。
なお，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。

204

備考
相違理由⑩

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｂ．淡水タンクを水源としたフィルタ装置スクラビング水補給

相違理由⑩

淡水タンクを水源としたフィルタ装置スクラビング水補給手段としては，可搬型代替注水
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位調整がある。

(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フィルタ装置スクラビ
ング水補給
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
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 に到達する前に，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。

ⅰ) 手順着手の判断基準
フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合【1.5.2.1(1)ａ．(b)】【1.5.2.1(2)ａ．(b)】【1.7.2.1(1)ｂ．(c)】【1.7.2.1(2)ａ．(c)】ⅱ) 操作手順
淡水タンクを水源としたフィルタ装置スクラビング水補給手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(b) フィルタ装置スクラビング水補給」及び「1.7.2.1(1)ｂ．(c) フ
ィルタ装置スクラビング水補給」にて整備する。

205

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，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】・上記の操作は，重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，165 分以内で可能である。
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又は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。

206

備考
相違理由⑩

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(7) 海を水源とした対応手順

東海第二(8) 海を水源とした対応手順

重大事故等時，海を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格重大事故等時，海を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格

納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを行う手

順を整備する。

順を整備する。

重大事故等時，海を水源とした最終ヒートシンク(海)への代替熱輸送，大気への放射性物質の拡散抑制及び航空機燃料火災への泡消火を行う手順を整備する。

重大事故等時，海を水源とした残留熱除去系海水系による冷却水の確保，最終ヒートシンク

備考
相違理由⑥

相違理由⑲⑰⑳（海洋）への代替熱輸送，大気への放射性物質の拡散抑制，航空機燃料火災への泡消火，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系による冷却水の確保，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
海水系への代替送水及び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行う手順を整備する。

a. 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)

ａ．海を水源とした可搬型代替注水大型ポンプによる送水

相違理由③

による送水
原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールの冷却に用いる常設の設備が使用できない場合に可炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールの冷却に用いる常設の設備が使用できない場合に可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による各種注水を行う。

搬型代替注水大型ポンプによる各種注水を行う。

相違理由③

本手順では緊急時対策要員による水源の確保として大容量送水車（海水取水用）の配置，可本手順では災害対策本部による水源の確保として可搬型代替注水大型ポンプの配置，原子体制の相違。

搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置，建屋接続口までのホース接続及び可搬型代替

炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口までのホー

相違理由③⑥⑰

注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水までの手順を整備し，建屋接続口から注水等が必要

ス接続及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水までの手順を整備し，原子炉建屋東側接続な箇所までの操作手順については各条文にて整備する。(手順のリンク先については，口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口から注水等が必要な箇所ま1.13.2.1(7)b.〜1.13.2.1(7)i.に示す。)

での操作手順については各条文にて整備する。（手順のリンク先については，「1.13.2.1(8)ｂ．〜1.13.2.1(8)ｆ．」に示す。）

水源の確保，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置，建屋接続口までのホース接水源の確保，可搬型代替注水大型ポンプの配置，原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側

続及び送水の一連の流れはどの対応においても同じであり，水源から建屋接続口までの距離に接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口までのホース接続及び送水の一連の流れはどの

東二は海又は代替淡水貯槽をより配置，台数及びホース数量が決まる。

対応においても同じであり，水源から原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所水源とし，原子炉建屋東側接続

東側接続口又は高所西側接続口までの距離及び選択する接続口（送水能力）によりホース数

口，原子炉建屋西側接続口を選量が決まる。

択する場合は，送水能力を考慮

相違理由③

し，ホースを 3 条引きする。

207

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
なお，水源と建屋接続口の選択は，水源と建屋接続口の距離が最短となる組み合わせを優先して選択する。

東海第二なお，水源と原子炉建屋東側接続口，原子炉建屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西

備考
相違理由③

側接続口の選択は，送水能力がある原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口を優先

東二は海又は代替淡水貯槽をする。原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口が使用できない場合は，高所東側接水源とし，原子炉建屋東側接続

続口又は高所西側接続口を使用する。

口，原子炉建屋西側接続口を選

原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口の選択は，各作業時間（出動準備，移動，択する場合は，送水能力を優先

ＳＡ用海水ピットの蓋開放，ポンプ設置，ホース敷設，原子炉建屋西側接続口の蓋開放，ホー的に考慮し，次に送水開始まで

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組み合わせを優先して選択の時間が最短となる箇所を選する。海を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下択。

部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを実施する場合
は，送水開始までの時間が最短となる原子炉建屋西側接続口を優先して使用する。
高所東側接続口又は高所西側接続口の選択は，各作業時間（出動準備，移動，ＳＡ用海水ピットの蓋開放，ポンプ設置，ホース敷設，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組み合わせを優先して選択する。海を水源とした原子炉圧力容器への注
水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを実施する場合は，送水開始までの時間が最短となる高所東側接続口を優先して使用する。

(a) 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，ろ過水タンク，淡水貯水池及び防火水槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水ができない場合。

(a) 手順着手の判断基準
代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合），サプレッション・チェン
バ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，復水貯蔵タンク，西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（可搬型代替注水大型ポンプを使用する場合）を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水ができない場合

208

相違理由②①③⑨⑧④⑤⑦

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二備考(b) 操作手順

海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2

海を水源とした可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順の概要は以下のとおり。概要

級)による送水手順の概略は以下のとおり。概要図を第 1.13.8 図に，タイムチャートを第

図を第 1.13−6 図に，タイムチャートを第 1.13−7 図に，ホース敷設図を第 1.13−19 図に

東二はホース敷設ルート図に

1.13.9 図に示す。

示す。

ついて記載。

［水源確保（大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)

相違理由③⑰

柏崎は大容量送水車（海水取水への送水）］

用）から可搬型代替注水ポンプ①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，大容量送水車（海水取水用）によるへの送水手順（直列 2 台）と可可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水を実施するよう緊急時対策要員へ指搬型代替注水ポンプから接続示する。

口までの送水手順に分けて記②緊急時対策要員は，大容量送水車（海水取水用）をタービン建屋近傍屋外に移動させ載。

る。

東二は可搬型代替注水大型ポ③緊急時対策要員は，ホースの敷設及び接続を行う。

ンプから接続口へ直接海水を④緊急時対策要員は，ホースに接続継手を接続する。

送水する手段を整備。

⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部に大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注以降，同様の相違理由による

水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水の準備完了を報告する。

ものは相違理由 と示す。

⑥緊急時対策要員は，緊急時対策本部の指示を受け，大容量送水車（海水取水用）を起動し可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水を実施する。
⑦緊急時対策要員は，大容量送水車（海水取水用）の吐出圧力により必要流量が確保されていることを確認する。
⑧緊急時対策要員は，大容量送水車（海水取水用）の運転状態を継続して監視する。

209

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二［海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2

備考
相違理由

級)による送水］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

相違理由

ポンプによる送水を依頼する。
①緊急時対策本部は，プラントの被災状況に応じて可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2②災害対策本部長代理は，プラントの被災状況に応じて可搬型代替注水大型ポンプによ級)による各種注水を行うことを決定し，各種注水のための建屋接続口の場所及び可搬る各種注水を行うことを決定し，各種注水のための原子炉建屋東側接続口，原子炉建型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置箇所を決定する。

屋西側接続口，高所東側接続口又は高所西側接続口の場所を決定する。
③災害対策本部長代理は，発電長に送水のための接続口の場所を連絡する。

相違理由④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海を

東二は接続口の場所の指示を水源とした送水のため接続口の場所を指示する。
②緊急時対策要員は，指示を受けた配置箇所へ可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を移動させる。

相違理由⑥③⑤重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプを海水取水箇所（ＳＡ用海水ピッ

手順に記載。
相違理由⑥③ト）に配置し，ＳＡ用海水ピットの蓋を開放後，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海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）へ設置する。

③緊急時対策要員は，ホース接続継手から建屋接続口までのホース敷設と系統構成を行う。

⑥重大事故等対応要員は，海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から指示された接続口までのホース敷設を行う。

相違理由⑥③ ⑰
東二はホースを接続口へ接続するまでを系統構成とする。

⑦ａ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を選択する場合重大事故等対応要員は，接続口へホースの接続を行う。
⑦ｂ原子炉建屋西側接続口を選択する場合重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口の蓋を開放し，接続口へホースの接続

東二は接続口ごとの対応を記載。
東二は接続口ごとの対応を記載。

を行う。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に建屋内の系統構成が完了したことを連絡する。

210

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二④緊急時対策要員は，「大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-1 級

備考
相違理由

又は A-2 級)への送水」作業が完了していることを確認する。
⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水準備完了を報告する。

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送水

相違理由⑥③

準備完了を報告する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる送水の開始を連絡

相違理由

する。
⑪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送水開始を指示する。
⑫重大事故等対応要員は，接続口の弁の全閉を確認後，可搬型代替注水大型ポンプを起東二は送水開始の指示を手順
に記載。
相違理由

動し，ホースの水張り及び空気抜きを行う。
⑬重大事故等対応要員は，空気抜き完了後，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。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる送水を開始したこ

東二は送水開始の報告を行う
ことを手順に記載。
相違理由とを連絡する。
⑥緊急時対策要員は，緊急時対策本部の指示を受け，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)を起動し注水/補給を実施する。注水/補給中は可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又⑮重大事故等対応要員は，注水中は可搬型代替注水大型ポンプ付きの圧力計で圧力を確認しながら可搬型代替注水大型ポンプの回転数を操作する。

相違理由⑥③⑰
柏崎の緊急時対策本部からのは A-2 級)付きの圧力計で圧力を確認しながら可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)

指示による注水/補給の実施手を操作する。

順は，東二の手順⑪〜⑭に記載。
東二は当該手順は注水手順のため，「補給」は記載不要。

211

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性［水源確保（大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)

相違理由への送水）］
上記の操作は，緊急時対策要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水まで約300 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。大容量送水車（海水取水用）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。
［海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2級)による送水］
上記の操作は，1 ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)1 台の操作を緊

上記の操作は，重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して急時対策要員 2 名にて実施した場合，作業開始を判断してから送水開始まで，建屋近傍の送から海を水源とした可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始まで，原子炉建屋東側接続

水ラインと直接接続し，SFP 接続口及びウェル接続口に接続した場合において約 305 分で可口に接続した場合において 370 分以内，原子炉建屋西側接続口に接続した場合において 310

能である。

分以内，高所東側接続口に接続した場合において 220 分以内，高所西側接続口に接続した

また，1 ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)2 台又は 3 台の操作を緊相違理由場合において 225 分以内で可能である。

急時対策要員 2 名にて実施した場合，作業開始を判断してから送水開始まで，建屋近傍の送水ラインと直接接続し，MUWC 接続口，SFP 接続口に接続した場合において約 315 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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る。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であ備する。可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な

り，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

構内のアクセスルートの状況を考慮して海から送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

相違理由③

構内のアクセスルートの状況を考慮して海から送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇におけ

相違理由③

る作業性についても確保している。
なお，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。

212

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の海を水源とした原子炉圧力容器への注水
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の海を水源とした原子炉圧力容器への注水手段として

東海第二

備考

ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の海を水源とした原子炉圧力容器への注水
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の海を水源とした原子炉圧力容器への注水手段としては，低圧代替注水系（可搬型）がある。

は，低圧代替注水系（可搬型）がある。

(a) 低圧代替注水系（可搬型）による海を水源とした原子炉圧力容器への注水(a) 低圧代替注水系（可搬型）による海を水源とした原子炉圧力容器への注水

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ができない場合，残給水・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ができない場合，残存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は存溶融炉心を冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合，又は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場合に，低圧代替注水系（可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場合に，低圧代替注水系（可搬型）を起動し，海を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

搬型）を起動し，海を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)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ができない場合の相違理由(ⅰ) 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ができない場合

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低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水

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ができず，原子炉給水・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

圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合において，低圧代の注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持で※1

きない場合において，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※１

替注水系(可搬型)及び注入配管が使用可能な場合 。
※1:設備に異常がなく，燃料が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，燃料が確保されている場合【1.4.2.1(1)a.(b)】【1.4.2.1(1)ａ．(b)】

213

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(ⅱ)残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への備考(ⅱ) 残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への
注水

注水
※1

により原子炉圧力容器の破損を判

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系(常設)及び消火系が使用できず，低圧代替注水

断した場合において，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が可

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化

※2

相違理由

能な場合※２系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水が可能な場合 。
※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，※1：「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（水格納容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認

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する。

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。
※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量(140m3/h，35〜70m3/h)が確保され，更に低圧代替注水系(可搬型)により原子炉圧に必要な流量（130m３／h，30m３／h〜80m３／h）が確保され，更に低圧代替注

力容器への注水に必要な流量(30m3/h)が確保できる場合。

水系（可搬型）により原子炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場合

なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的な注

なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイ

水箇所を選択する。

を優先する。
【1.4.2.1(3)a.(c)】(ⅲ)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の低圧代替注水系【1.4.2.1(3)ａ．(e)】(ⅲ) 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の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（可搬型）による原子炉圧力容器への注水

炉心損傷を判断した場合※1 において，低圧代替注水系(常設)及び消火系による原子炉圧

炉心損傷を判断した場合※１において，給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常※2

力容器への注水ができない場合において，低圧代替注水系(可搬型)が使用可能な場合 。

相違理由⑥用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※２※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃

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℃以上を確認し以上を確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，電源，燃料が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料が確保されている場合【1.8.2.2(1)b.】【1.8.2.2(1)ｂ．】

214

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順
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ができない場合の東海第二ⅱ) 操作手順

相違理由

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ができない場合の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，

低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4.2.1(1)「1.4.2.1(1)a.(b)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ａ．(b) 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)」，残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器へ

残存溶融炉心の冷却のための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の注水手順については，「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心手順については，「1.4.2.1(3)ａ．(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，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の冷却（淡水／海水）」，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の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，

ための低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.8.2.2(1)b.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)」に「1.8.2.2(1)ｂ． 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／海て整備する。

水）」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性

備考ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は作業開始を判断してから，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力

相違理由⑥

相違理由

相違理由
相違理由

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。
［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運【交流動力電源が確保されている場合】

相違理由⑰【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口によ

相違理由

転員 2 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから低圧代替る原子炉圧力容器への注水の場合）】

注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去系(B)，残留熱除去系

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した
場合において約 315 分で可能である。(「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による実施した場合，310 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口に

残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可搬型)による原子よる原子炉圧力容器への注水の場合）】

炉圧力容器への注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(B)と残留

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を

熱除去系(A)注入配管のみを使用）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

実施した場合，370 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。

215

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［全交流動力電源が喪失している場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対東海第二【全交流動力電源が喪失している場合】【現場操作（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による原子炉圧力策要員 10 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による容器への注水の場合）】

原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去系(B)，残留熱除去系(A)，残留熱除去系

・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した場合において約 315分で可能である。

対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。
【現場操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧(「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，力容器への注水の場合）】「1.8.2.2(1)b.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)」は・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等

炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）

対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。
（「1.4.2.1(3)ａ．(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）」，「1.8.2.2(1)ｂ． 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）」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

備考

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。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からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることか
ら，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

216

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｃ．海を水源とした原子炉格納容器内の冷却

c. 海を水源とした原子炉格納容器内の冷却海を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，代替格納容器スプレイ冷却系（可海を水源とした原子炉格納容器内の冷却手段としては，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へのスプレイがある。

搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイがある。

(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による海を水源とした原子炉格納容器冷却(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による海を水源とした原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ

消火系による原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合，代替格納容器スプレイ冷却系

レイ冷却系（常設），消火系及び補給水系により原子炉格納容器内へのスプレイができな（可搬型）を起動し，海を水源とした原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

い場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイす

相違理由⑰
相違理由

る。
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整
又はスプレイの起動/停止を行う。

スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・
プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。

なお，本手順はプラント状況により可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の接続先を複数ある接

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水大型ポンプの接続

続口から任意に選択できる構成としている。

先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉相違理由(ⅰ) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉

心損傷前）

心損傷前）

残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイが及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合において，代替格納容※１

できない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合

器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※1 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２

相違理由

動の判断基準に到達した場合※2。
※1:設備に異常がなく，燃料が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，燃料が確保されている場合※2:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェ(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェ

ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレ

ンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納ッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合【1.6.2.1(1)a.(c)】【1.6.2.1(1)ａ．(d)】

217

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉

東海第二

備考

(ⅱ) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉

心損傷後）

心損傷後）
※1

炉心損傷を判断した場合

炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）ににおいて，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)，

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ※2ができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合

で，原子炉格納

容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※3。

相違理由よる原子炉格納容器内へのスプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気

気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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℃以上を確認し確認した場合。

た場合※2:設備に異常がなく，燃料が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び燃料が確保されている場合※3:｢原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納(D/W)，格納容器内圧力(S/C)，ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡

容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合

部温度指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に達した場合。
【1.6.2.2(1)a.(c)】ⅱ. 操作手順【1.6.2.2(1)ａ．(d)】ⅱ) 操作手順

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による海を水源とした原子炉格納容器内の冷却

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による海を水源とした原子炉格納容器内の冷手順については，「1.6.2.1(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子

却手順については，「1.6.2.1(1)ａ．(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によ

炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」及び「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷る原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）」及び「1.6.2.2(1)ａ．(d) 代替格納却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。

容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）」にて整備する。

218

相違理由⑥

相違理由
相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によ

備考
相違理由
相違理由

る原子炉格納容器内への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。
［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運【交流動力電源が確保されている場合】

相違理由⑰【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口によ

相違理由

転員 2 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替格納る原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】

容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約 315 分で・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

実施した場合，310 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。

219

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［全交流動力電源が喪失している場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対東海第二【全交流動力電源が喪失している場合】【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口による原子炉格納策要員 10 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系

容器内へのスプレイの場合）】（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約 315 分で可能である。

・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等（「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）

対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。
（「1.6.2.2(1)ａ．(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容
器内へのスプレイ（淡水／海水）」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

備考

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。代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

220

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
d. 海を水源とした原子炉格納容器下部への注水

東海第二

備考

ｄ．海を水源とした原子炉格納容器下部への注水

海を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては格納容器下部注水系（可搬型）

海を水源とした原子炉格納容器下部への注水手段としては，格納容器下部注水系（可搬がある。

型）がある。

(a) 格納容器下部注水系（可搬型）による海を水源とした原子炉格納容器下部への注水(a) 格納容器下部注水系（可搬型）による海を水源とした原子炉格納容器下部への注水

炉心の著しい損傷が発生した場合，格納容器下部注水系(常設)及び消火系による原子炉格

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），消火系及び補納容器下部への注水機能が喪失した場合，格納容器下部注水系(可搬型)を起動し，海を水源

給水系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失した場合，原子炉格納容とした原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心の冷却を実施する。

器の破損を防止するため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

炉心損傷の進展により原子炉圧力容器が破損に至る可能性がある場合において，あらかじめ原子炉格納容器下部への初期水張りを実施する。

句読点の相違。

相違理由部）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，原子炉圧力容器の破損後は，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冠水冷却す

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るため，原子炉格納容器下部への注水を継続する。その際の注水流量は，原子炉格納容器内

炉心を冠水冷却するため，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を継続する。その際の減圧及び除熱操作時にサプレション・チェンバ・プールの水位が外部水源注水制限に到達

は，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，しないように崩壊熱相当の流量とする。

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復水補給水系外部接続口及び消火系

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，原子炉建連結送水口を任意に選択できる構成としている。

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。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)原子炉格納容器下部への初期水張りの判断基準【ペデスタル（ドライウェル部）水位確保操作の判断基準】

損傷炉心の冷却が未達成の場合※1 で，格納容器下部注水系(常設)及び消火系による原子炉心損傷を判断した場合※１で，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合※２

炉格納容器下部への注水ができず，格納容器下部注水系(可搬型)が使用可能な場合※2。
(ⅱ)原子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器下部への注水操作の判断基準※3【原子炉圧力容器破損後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作の判断基準】

により原子炉圧力

原子炉圧力容器の破損の徴候※３及び破損によるパラメータの変化※４により原子炉圧力容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系(常設)，消火系による原子炉格納容

容器の破損を判断した場合で，格納容器下部注水系（常設），消火系及び補給水系によ原子炉圧力容器の破損の徴候※4及び破損によるパラメータの変化※2

器下部への注水ができず，格納容器下部注水系(可搬型)が使用可能な場合 。

るペデスタル（ドライウェル部）への注水ができず，格納容器下部注水系（可搬型）が使用可能な場合※２※1:｢損傷炉心の冷却が未達成｣は，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が 300℃に達し※1：「炉心損傷を判断」は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマた場合。

線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 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

221

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

※2:設備に異常がなく，燃料が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び燃料が確保されている場合※3:｢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，制御棒の位※3：「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），相違理由

置表示の喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度指示値の喪失数増加により確認

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）指示値がする。

300℃到達により確認する。

※4:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力容器内の圧力の※4：「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

低下，原子炉格納容器内の圧力の上昇，原子炉格納容器内の温度の上昇により確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）

認する。

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。
【1.8.2.1(1)ｂ．】【1.8.2.1(1)b.】ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

格納容器下部注水系(可搬型)による海を水源とした原子炉格納容器下部への注水手順

格納容器下部注水系（可搬型）による海を水源とした原子炉格納容器下部への注水手については，「1.8.2.1(1)b.格納容器下部注水系(可搬型)による原子炉格納容器下部へ順については，「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（ドの注水(淡水/海水)」にて整備する。

ライウェル部）への注水（淡水／海水）」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運ⅲ) 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下部注水系（可搬型）によるペデス

転員 4 名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格タル（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

納容器下部初期注水の開始を確認するまで約 315 分で可能である。

り。
【原子炉建屋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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用したペデスタル（ドライウェル部）水位確保の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。

222

相違理由
相違理由⑰

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，20 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

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。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からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

223

備考
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
e. 海を水源とした原子炉ウェルへの注水

東海第二

備考

ｅ．海を水源とした原子炉ウェルへの注水

海を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては格納容器頂部注水系がある。

(a) 格納容器頂部注水系による海を水源とした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，原子炉建屋の水素爆発を防止する場合に，格納容器頂部注水系を起動し，海を水源とした原子炉ウェルへの注水を実施する。

海を水源とした原子炉ウェルへの注水手段としては，格納容器頂部注水系（可搬型）があ

句読点の相違。

る。

相違理由⑫(a) 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

相違理由⑫⑰

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，相違理由

海を水源として格納容器頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルに注水することで原子原子炉ウェルに注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉

炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟への水素漏えいを抑制

建屋への水素ガス漏えいを抑制する。

する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 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，原子炉格納容器内の温度が 171℃を超えるおそれ※2がある場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合 。

相違理由

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指示値が 171℃に到達

相違理由

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ず，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が可能な場合※２※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事

計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放

故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線

射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認し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た場合。
※2:設備に異常がなく，燃料が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，燃料が確保されている場合【1.10.2.1(1)a.】ⅱ. 操作手順【1.10.2.1(1)ｂ．
】

ⅱ) 操作手順

格納容器頂部注水系による海を水源とした原子炉ウェルへの注水手順については，格納容器頂部注水系（可搬型）による海を水源とした原子炉ウェルへの注水手順につ「1.10.2.1(1)a.格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水)」にて整備す

いては，「1.10.2.1(1)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る。

水（淡水／海水）」にて整備する。

224

相違理由⑥

相違理由
相違理由⑫⑥

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作

東海第二ⅲ) 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）による原子業を実施した場合，作業開始判断から格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水開始ま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。

で約 305 分で可能である。

【原子炉建屋西側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【高所東側接続口を使用した原子炉ウェルへの注水の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路の確保，防護具及び通信連絡設備を整備する。可搬

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

型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スを整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水大型ポンプからペースを確保していることから，容易に操作可能である。

のホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることか
ら，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

なお，一度原子炉格納容器トップが冠水するまで注水した後は，原子炉格納容器トップ

なお，一度原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠水するまで注水した後は，蒸発

ヘッドフランジのシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能であるによる水位低下を考慮して定期的に注水し，原子炉格納容器トップヘッドフランジが冠が，原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温度が上昇傾向となった場合は，シ水する水位を維持することにより，原子炉格納容器トップヘッドフランジのシール部温ール部温度が低下するまで，格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水を実施すること

度をシールの健全性を保つことができる温度以下に抑えることが可能である。

により，原子炉格納容器トップヘッドフランジを冠水させるだけの水位を維持する。

225

備考
相違理由
相違理由

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東海第二

備考

ｆ．海を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイf. 海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ
海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手段としては，燃料プール代替注水系

海を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ手段としては，代替燃料プール注水がある。

系（可搬型）がある。

(a) 海を水源とした燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プ(a) 海を水源とした代替燃料プール注水系による注水ライン／常設スプレイヘッダを使用し

相違理由⑫

相違理由⑫

ールへの注水た使用済燃料プールへの注水

東二は代替燃料プール注水系

使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏

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の小規模な水として注水ライン及び常設ス

えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，海を水源とした使用済燃料プールの漏えいが発生した場合に，海を水源として代替燃料プール注水系（注水ライン／常設ス

プレイヘッダによる注水手段

への注水を実施する。

プレイヘッダ）を使用した可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールへ注水す

を整備。

る。

柏崎は燃料プール代替注水系

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台により，常設ス
プレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が可能である。

として常設スプレイヘッダに可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型

よる注水手段を整備。

代替注水ポンプ(A-1 級)の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)で常設ス

相違理由

プレイヘッダから使用済燃料プールへの注水を実施する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

相違理由ⅰ) 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。

以下のいずれかの状況に至り，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水相違理由

系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水及び消火系による使用済燃料プールへの注水ができない場合
・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合【1.11.2.1(1)a.】ⅱ. 操作手順【1.11.2.1(1)ｂ．
】
ⅱ) 操作手順

燃料プール代替注水系による海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順

代替燃料プール注水系による海を水源とした使用済燃料プールへの注水手順についてについては，「1.11.2.1(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用しは，「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た使用済燃料プールへの注水(淡水/海水)」にて整備する。

る代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水（淡水／海水）」にて整備する。

226

相違理由⑥
相違理由
相違理由⑫⑰⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作

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業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬型代替注水ポール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水

ンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置，送水準備及び使用済燃料プール注水専用接続口使用によ開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

る可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による注水まで約 305 分で可能である。
【中央制御室からの操作（原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。
【現場操作（原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。
【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への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【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への注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【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への注水の場
合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【現場操作（高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【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への注水の場
合）】・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。

227

備考
相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

【現場操作（高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへの注水の場合）】

相違理由

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）3 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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

る。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具でを整備する。代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）として使用すあり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

る可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

(b) 海を水源とした燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料(b) 海を水源とした代替燃料プール注水系による可搬型スプレイノズルを使用した使用済燃

プールへの注水料プールへの注水

使用済燃料プールの冷却機能と注水機能の喪失，又は使用済燃料プールの小規模な水の漏

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の小規模な水えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動し，海を水源とした使用済燃料プールの漏えいが発生した場合に，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）への注水を実施する。

を優先して使用するが，代替燃料プール注水系（注水ライン／常設スプレイヘッダ）の機

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台により，可搬型
スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水が可能である。

相違理由⑫③
相違理由

能が喪失した場合は，海を水源として代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した可搬型代替注水大型ポンプにより使用済燃料プールへ注水する。

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)で送水が可能となるよう準備を行うが，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)の準備ができない場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)で可搬型
スプレイヘッダから使用済燃料プールへの注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

以下のいずれかの状況に至り，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注
水ができない場合。

相違理由

以下のいずれかの状況に至った場合

相違理由

・使用済燃料プール水位低警報又は使用済燃料プール温度高警報が発生した場合

・燃料プール水位低警報又は燃料プール温度高警報が発生した場合。

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合

・使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，復旧が見込めない場合。

ただし，使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合【1.11.2.1(1)b.】【1.11.2.1(1)ｃ．
】

228

相違理由⑥

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

燃料プール代替注水系による海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順

代替燃料プール注水系による海を水源とした使用済燃料プールへの注水手順についてについては，「1.11.2.1(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用

は，「1.11.2.1(1)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（可搬した使用済燃料プールへの注水(淡水/海水)」にて整備する。

型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水（淡水／海水）」にて整備す

備考
相違理由
相違理由⑫⑰⑥

る。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対

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

策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから燃料プール代替注水系にール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水開始までのよる可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水開始までの所要時間は下必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

記のとおり。
SFP 可搬式接続口使用の場合:約 305 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約 305 分【原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉を使用した場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，385 分以内で可能である。
【原子炉建屋原子炉棟大物搬入口を使用した場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，335 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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

る。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。

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

屋内作業の室温は，事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転時とは作業場所近傍に配備する。代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使同程度である。

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，汎用の結合金具であり，十分

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であな作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

り，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

229

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 海を水源とした燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プ

東海第二

備考

(c) 海を水源とした代替燃料プール注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料

ールへのスプレイ

プールへのスプレイ

使用済燃料プールの大規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動

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，海を水源とした使用済燃料プールへのスプレイを実施する。

相違理由⑫
相違理由

し，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，海を水

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源とし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）

し，使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，可搬型を使用した使用済燃料プールへのスプレイを実施することで使用済燃料プール内の燃料体

代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台により，常設スプレイヘ

等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止する。

ッダを使用したスプレイを実施することで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。

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，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水がなお，可搬型代替注水ポンプは(A-2 級)2 台を並列に連結し，さらに可搬型代替注水ポン

できない場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。

プ(A-1 級)1 台を直列に連結して使用する。

ⅰ.手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至った場合。

相違理由

使用済燃料プール水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況

相違理由に至り，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へのスプレイができない場合

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合

・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・・使用済燃料貯蔵ラック上端+6,668mm を下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温温度にて確認した場合。

度（ＳＡ広域）にて確認した場合【1.11.2.2(1)a.】ⅱ. 操作手順【1.11.2.2(1)ｂ．】

ⅱ) 操作手順

燃料プール代替注水系による海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順

代替燃料プール注水系による海を水源とした使用済燃料プールへのスプレイ手順につについては，「1.11.2.2(1)a.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用しいては，「1.11.2.2(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

た使用済燃料プールへのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。

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へのスプレイ（淡水／海水）」にて整備する。

230

相違理由⑥

相違理由
相違理由⑫⑰⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 10 名にて作

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業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬型代替注水ポール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ開始まで

ンプ(A-1 級又は A-2 級)の配置，送水準備及び使用済燃料プール注水専用接続口使用によの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

る可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)によるスプレイまで約 315 分で可能である。
【原子炉建屋西側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。
【原子炉建屋東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【高所西側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，225 分以内で可能である。
【高所東側接続口を使用した使用済燃料プールへのスプレイの場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，220 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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

る。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具でを整備する。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あり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

231

備考
相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(d) 海を水源とした燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料

東海第二

備考

(d) 海を水源とした代替燃料プール注水系による可搬型スプレイノズルを使用した使用済燃

プールへのスプレイ料プールへのスプレイ

使用済燃料プールの大規模な水の漏えいが発生した場合に，燃料プール代替注水系を起動

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し，海を水源とした使用済燃料プールへのスプレイを実施する。

相違理由⑫③
相違理由

下し，燃料プール代替注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，常設

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

スプレイヘッダを優先して使用するが，常設スプレイヘッダの機能が喪失した場合は，可し，使用済燃料プール注水設備による注水を実施しても水位が維持できない場合に常設スプ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

レイヘッダを優先して使用するが，外的要因(航空機衝突又は竜巻等)により，常設スプレイ

た使用済燃料プールへのスプレイを実施することで使用済燃料プール内の燃料体等の著しヘッダの機能が喪失した場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポ

い損傷の進行を緩和し，臨界を防止する。

ンプ(A-2 級)1 台，又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台により，可搬型スプレイヘッダをまた，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使用したスプレイを実施することで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の小規模な漏えい発生時に，燃料プール代替注水設備により使用済燃料プールへの注水が和し，臨界を防止する。

できない場合においても，使用済燃料プールへの注水として用いることができる。

なお，可搬型代替注水ポンプは(A-1 級)1 台及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)1 台を直列に連結，又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)2 台を直列に連結して使用する。
ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準
使用済燃料プールの水位が水位低警報レベルまで低下し，更に以下のいずれかの状況に至り，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ができない場合。

相違理由

使用済燃料プール水位が水位低警報レベルまで低下し，さらに以下のいずれかの状況

相違理由に至り，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ができない場合。ただし，使用済燃料プールエリアへアクセスできる場合

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合。

・使用済燃料プールへの注水を行っても水位低下が継続する場合

・使用済燃料貯蔵ラック上端+6000mm を下回る水位低下を使用済燃料貯蔵プール水位・・使用済燃料貯蔵ラック上端+6,668mm を下回る水位低下を使用済燃料プール水位・温温度にて確認した場合。

度（ＳＡ広域）にて確認した場合【1.11.2.2(1)b.】ⅱ. 操作手順
燃料プール代替注水系による海を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ手順【1.11.2.2(1)ｃ．】

ⅱ) 操作手順
代替燃料プール注水系による海を水源とした使用済燃料プールへのスプレイ手順につについては，「1.11.2.2(1)b.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用

いては，「1.11.2.2(1)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

した使用済燃料プールへのスプレイ(淡水/海水)」にて整備する。

（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（淡水／海水）」にて整備する。

232

相違理由⑥

相違理由
相違理由⑫⑰

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対

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

策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから燃料プール代替注水系にール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへのスプレイ開始まよる可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ開始までの所要時間での必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

は下記のとおり。
SFP 可搬式接続口使用の場合:約 315 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約 315 分【原子炉建屋廃棄物処理棟東側扉を使用した場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，385 分以内で可能である。
【原子炉建屋原子炉棟大物搬入口を使用した場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，335 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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

る。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。

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

屋内作業の室温は，事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転時とは作業場所近傍に配備する。代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）として使同程度である。

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，汎用の結合金具であり，十分

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であな作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

り，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

233

備考
相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑲

ｇ．海を水源とした残留熱除去系海水系による冷却水の確保
海を水源とした残留熱除去系海水系への冷却水を確保する手段としては，残留熱除去系海水系がある。
(a)

残留熱除去系海水系による冷却水の確保
残留熱除去系海水系が健全な場合は，自動起動信号による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去系海水系を起動し，残留熱除去系海水系による冷却水確保を行う。

ⅰ) 手順着手の判断基準
残留熱除去系を使用した原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱が必要な場合【1.5.2.3(1)】ⅱ) 操作手順
残留熱除去系海水系による冷却水の確保手順については，「1.5.2.3(1) 残留熱除去系
海水系による冷却水確保」にて整備する。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから残留熱除去系海水系による冷却水供給開始まで 4 分以内で可能である。

234

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
g. 海を水源とした最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送

東海第二ｈ．海を水源とした最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送

海を水源とした最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送手段としては原子炉補機冷却系と代替原子炉補機冷却系がある。

備考
相違理由⑥⑰

海を水源とした最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送手段としては，緊急用海水系及相違理由⑰

び代替残留熱除去系海水系がある。

句読点の相違。
東二は常設の緊急用海水系（新設）及び可搬設備を使用した代替残留熱除去系海水系（新設）による冷却水の確保手段を整備。
柏崎は常設の原子炉補機冷却系（設計基準事故対処設備）及び可搬設備を使用した代替原子炉補機冷却系による冷却水の確保手段を整備。その他，原子炉補機冷却水系へ可搬設備により海水を直接送水する手段を整備。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由(a) 原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
原子炉補機冷却系が健全な場合は，自動起動信号による作動，又は中央制御室からの手動操作により原子炉補機冷却系を起動し，原子炉補機冷却系による補機冷却水確保を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
残留熱除去系を使用した原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱が必要な場合。
【1.5.2.3(1)】ⅱ. 操作手順
原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の手順については「1.5.2.3(1)原子炉補機冷却系による補機冷却水確保」にて整備する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応で
きる。

235

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 海を水源とした代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

東海第二

備考
相違理由⑥ ⑰(a) 海を水源とした緊急用海水系による冷却水の確保

原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使

残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使用した発電用原子炉から用した原子炉除熱，格納容器除熱及び使用済燃料プール除熱戦略ができなくなるため，代替の除熱及び原子炉格納容器内の除熱ができなくなるため，残留熱除去系海水系の系統構成

原子炉補機冷却系を用いた補機冷却水確保のため，原子炉補機冷却水系の系統構成を行い，を行い，緊急用海水系により冷却水を供給する。

相違理由

代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を供給する。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されている場合に，冷却水通水確認後，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード，格納容器スプレイ冷却モード又は原子炉停止時冷却モード）を起動し，最終ヒート
シンク（海）へ熱を輸送する。
ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

原子炉補機冷却系の故障又は全交流動力電源喪失により原子炉補機冷却系を使用できな
い場合。

相違理由

残留熱除去系海水系の故障又は全交流動力電源の喪失により残留熱除去系海水系を使相違理由

用できない場合【1.5.2.2(1)a.】ⅱ. 操作手順
代替原子炉補機冷却系による海を水源とした最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送手
順については，「1.5.2.2(1)a.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保」にて整備す【1.5.2.2(1)ａ．】
ⅱ) 操作手順
緊急用海水系による海を水源とした最終ヒートシンク（海洋）への代替熱輸送手順に相違理由
相違理由 ⑰

ついては，「1.5.2.2(1)ａ． 緊急用海水系による冷却水確保」にて整備する。

る。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 13 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員操作の系統構成完ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから緊急用海水系による冷却水供給開始まで 24 分以内で可能である。

了まで約 255 分，緊急時対策要員操作の補機冷却水供給開始まで約 540 分で可能である。
なお，炉心の著しい損傷が生じた場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場合，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を 2 班体制とし，交替して対応する。
プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

236

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却

東海第二

備考

(b) 代替残留熱除去系海水系による冷却水の確保

相違理由⑥ ⑰

水確保
原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使

残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，緊急用海水系が使用できない場合は，残留用した除熱戦略ができなくなるため，代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を確保する

熱除去系を使用した発電用原子炉からの除熱及び原子炉格納容器内の除熱ができなくなるが，代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合は，原子炉補機冷却水系のため，残留熱除去系海水系の系統構成を行い，代替残留熱除去系海水系により冷却水を供系統構成を行い，大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプ

給する。

相違理由

により，原子炉補機冷却水系に海水を注入することで補機冷却水を供給する。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されている場合に，冷却水通水確認後，目的に応じた運転モードで残留熱除去系（サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード，格納容器スプレイ冷却モード及び原子炉停止時冷却モード）を起動し，最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準(ⅰ)大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合

相違理由

残留熱除去系海水系機能喪失又は全交流動力電源喪失により残留熱除去系海水系が機代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合。

相違理由

能喪失した場合で，緊急用海水系が故障等により使用できない場合(ⅱ)代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合
代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合で，大容量送水車（熱交換器ユニット用）が故障等により使用できない場合。
【1.5.2.2(1)b.】ⅱ. 操作手順【1.5.2.2(1)ｂ．】

ⅱ) 操作手順

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

代替残留熱除去系海水系による海を水源とした最終ヒートシンク（海洋）への代替熱

順については，「1.5.2.2(1)b.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機

輸送手順については，「1.5.2.2(1)ｂ． 代替残留熱除去系海水系による冷却水確保」に

冷却海水ポンプによる補機冷却水確保」にて整備する。

て整備する。

237

相違理由
相違理由 ⑰

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運
転員 2 名及び緊急時対策要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転

東海第二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残留熱除去系海水系による冷却水（海水）供給開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

員による系統構成完了まで約 255 分，緊急時対策要員による大容量送水車（熱交換器ユニット用）を使用した補機冷却水供給開始まで約 300 分で可能である。また，代替原子炉補【代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口

機冷却海水ポンプを使用した場合は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及による冷却水（海水）確保の場合】

び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 11 名にて作業を実施し，補機冷却水供・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を給開始まで約 420 分で可能である。

実施した場合，370 分以内で可能である。
【代替残留熱除去系海水系西側接続口による冷却水（海水）確保の場合】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

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

る。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。

を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替残留熱除去系

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

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。

238

備考
相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｉ．海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制

h. 海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制
海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制手段としては大容量送水車（原子炉建屋放水相違理由⑥

海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制手段としては，可搬型代替注水大型ポンプ

句読点の相違。

設備用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制がある。

（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がある。

相違理由③(a) 海を水源とした大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性(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

相違理由③

物質の拡散抑制
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するため，格納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，格容器スプレイによる原子炉格納容器内の除熱やフィルタ装置，代替フィルタ装置，及び代替

納容器スプレイによる原子炉格納容器内の除熱や格納容器圧力逃がし装置及び代替循環冷

循環冷却による原子炉格納容器の減圧及び除熱させる手段がある。

却による原子炉格納容器の減圧及び除熱させる手段がある。

また，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

また，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低下し，使用済燃料プール注水設備で注水しても水位が維持できない場合は，使用済燃料プに低下し，使用済燃料プール注水設備で注水しても水位が維持できない場合は，使用済燃ールへのスプレイにより燃料損傷を緩和する手段がある。

料プールへのスプレイにより燃料損傷を緩和する手段がある。

しかし，これらの機能が喪失し，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定

しかし，これらの機能が喪失し，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定

し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大し，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気気への放射性物質の拡散を抑制する。

への放射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

以下のいずれかが該当する場合とする。
※1・炉心損傷を判断した場合

相違理由
相違理由

以下のいずれかが該当する場合とする。

において，あらゆる注水手段を講じても原子炉圧力容器へ・炉心損傷を判断した場合※１において，あらゆる注水手段を講じても発電用原子炉への注水が確認できない場合。

の注水が確認できない場合

・使用済燃料プール水位が低下した場合において，あらゆる注水手段を講じても水位・使用済燃料プール水位が低下した場合において，あらゆる注水手段を講じても水位低下が継続する場合。

低下が継続する場合

・大型航空機の衝突など，原子炉建屋外観で大きな損傷を確認した場合。

・大型航空機の衝突等，原子炉建屋の外観で大きな損傷を確認した場合※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事

設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲

故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線

気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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確認した場合。
【1.12.2.1(1)a.】【1.12.2.1(1)ａ．】

239

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による海を水源とした大気への放射

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による海を水源とした大気への放射性物質の拡散抑制手順については，「1.12.2.1(1)a.大容量送水車（原子炉建屋放水設備

性物質の拡散抑制手順については，「1.12.2.1(1)ａ． 可搬型代替注水大型ポンプ（放用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制」にて整備する。

水用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

上記の現場対応は準備段階では緊急時対策要員（復旧班員）8 名（水張りは 5 名）にて

上記の現場対応は，準備段階では重大事故等対応要員 8 名（可搬型代替注水大型ポン

実施し，所要時間は，複数あるホース敷設ルートのうち，敷設距離が短くなる 7 号炉南側

プ（放水用）の起動，ホースの水張り及び空気抜きは 4 名）にて実施し，所要時間は，からのルートを優先的に選択することで，手順着手から約 130 分（7 号炉の場合，6 号炉

複数あるホース敷設ルートのうち，設置距離が短くなる廃棄物処理建屋南側から原子炉の場合は約 160 分）で大気への放射性物質の拡散抑制準備を完了することとしている。

建屋南側エリアへのルートを選択した場合は，手順着手から 145 分で大気への放射性物（ホース敷設距離が長くなる 5 号炉北側からのルートでホースを敷設した場合は，約 190

質の拡散抑制の準備を完了することとしている（ホース敷設距離が長くなる敷地南側の分で大気への放射性物質の拡散抑制準備を完了することとしている。）

防潮堤沿いのルートでホースを敷設した場合は，210 分で大気への放射性物質の拡散抑制の準備を完了することとしている）。

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明及び通信連絡設備を整円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明，通信連絡設備を整備する。作業環境の周囲温度は外気温と同程度である。ホース等の取付けについては速や備する。作業環境の周囲温度は外気温と同程度である。ホース等の取付けについては速かに作業ができるように大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）の保管場所に使用工具及やかに作業ができるように可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）の保管場所に使用工具

びホースを配備する。

及びホースを配備する。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
緊急時対策本部からの指示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制を開始する。緊急

災害対策本部長代理からの指示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制を開始す

時対策要員（復旧班員）5 名にて実施し，手順着手から約 130 分以降（7 号炉の場合，6 号る。重大事故等対応要員 4 名にて実施し，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放炉の場合は約 160 分以降）放水することが可能である。

水砲による大気への放射性物質の拡散抑制の実施指示から 5 分で放水することが可能である。

放水砲は可搬型設備のため，任意に敷設場所を設定することが可能であり，風向き等の放水砲は可搬型設備のため，任意に設置場所を設定することが可能であり，風向き等

天候状況及びアクセスルートの状況に応じて，最も効果的な方角から原子炉建屋破損口等の天候状況及びアクセス状況に応じて，最も効果的な方角から原子炉建屋の破損口等，の放射性物質放出箇所に向けて放水を実施する。

放射性物質の放出箇所に向けて放水する。なお，原子炉建屋への放水に当たっては，原子炉建屋から漏えいする放射性物質や熱を検出する手段として，必要に応じてガンマカ
メラ又はサーモカメラを活用する。原子炉建屋の破損箇所や放射性物質の放出箇所が確認できない場合は，原子炉建屋の中心に向けて放水する。

240

備考
相違理由⑥
相違理由③

相違理由⑥
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
放水砲による放水については噴射ノズルを調整することで，放水形状を直線状又は噴霧

東海第二放水砲による放水は，噴射ノズルを調整することで放水形状を直線状又は噴霧状に調状に調整でき，放水形状は，直線状とするとより遠くまで放水できるが，噴霧状とする

整でき，放水形状は，直線状とするとより遠くまで放水できるが，噴霧状とすると直線と，直線状よりも放射性物質の拡散抑制効果が期待できることから，なるべく噴霧状を使状よりも放射性物質の拡散抑制効果が期待できることから，なるべく噴霧状を使用す

用する。

る。

また，直線状で放射する場合も到達点では，噴霧状になっているため放射性物質の拡散抑制効果がある。

また，直線状で放射する場合も到達点では，噴霧状になっているため放射性物質の抑制効果がある。

なお，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲の準備にあたり，プラント状況

なお，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲の準備にあたり，プラント状況やや周辺の現場状況，ホースの敷設時間等を考慮し，複数あるホース敷設ルートから全対応

周辺の現場状況，ホースの敷設時間等を考慮し，複数あるホース敷設ルートから全対応の作業時間が短くなるよう適切なルートを選択する。

の作業時間が短くなるよう適切なルートを選択する。

241

備考
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
i. 海を水源とした航空機燃料火災への泡消火

東海第二

備考
相違理由⑥

ｊ．海を水源とした航空機燃料火災への泡消火

海を水源とした航空機燃料火災への泡消火手段としては大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置がある。

海を水源とした航空機燃料火災への泡消火手段としては，可搬型代替注水大型ポンプ（放句読点の相違。

水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡混合器による航空機燃料火災への相違理由③⑰

泡消火がある。

東二は泡消火薬剤容器（泡消火
薬剤を容器に入れたもの）を整備。
柏崎は泡原液搬送車を整備。

(a) 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火災への泡消火(a) 可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火

相違理由③
東二は泡消火薬剤容器（泡消火
薬剤を容器に入れたもの）を整備。
柏崎は泡原液搬送車を整備。

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，大容量送水

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，可搬型代車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置により，海水を水替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及び泡混合器によ源として，航空機燃料火災への泡消火を行う手順を整備する。

り，海水を水源とした航空機燃料火災への泡消火を行う手順を整備する。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

航空機燃料火災が発生した場合。

相違理由

相違理由

航空機燃料火災が発生した場合【1.12.2.2(2)a.】ⅱ. 操作手順
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置に【1.12.2.2(2)ａ．】

ⅱ) 操作手順
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及

相違理由
相違理由③

よる海を水源とした航空機燃料火災への泡消火手順については，「1.12.2.2(2)a.大容量

び泡混合器による海を水源とした航空機燃料火災への泡消火手順については，

東二は泡消火薬剤容器（泡消火送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航空「1.12.2.2(2)ａ． 可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大薬剤を容器に入れたもの）を整機燃料火災への泡消火」にて整備する。

型ポンプ用）及び泡混合器による航空機燃料火災への泡消火」にて整備する。

備。
柏崎は泡原液搬送車を整備。

242

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置に

東海第二ⅲ) 操作の成立性
可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），放水砲，泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）及びよる泡消火は，準備段階では現場にて緊急時対策要員 8 名で実施する。手順着手から約

泡混合器による泡消火は，準備段階では現場にて 8 名で実施する。所要時間は，複数あ130 分（7 号炉の場合，6 号炉の場合は約 160 分）で準備を完了することとしている。（ホるホース敷設ルートのうち，設置距離が短くなる廃棄物処理建屋南側から原子炉建屋南ース敷設距離が長くなる 5 号炉北側からのルートでホースを敷設した場合は，約 190 分で側エリアへのルートを選択した場合は，手順着手から 145 分で準備を完了することとし対応することとしている。）ている（ホース敷設距離が長くなる敷地南側の防潮堤沿いのルートでホースを敷設した
場合は，210 分で対応することとしている）。

放水段階では緊急時対策要員（復旧班員）5 名にて実施する。1％濃縮用泡消火剤を 4，000L 配備し，放水開始から約 25 分の泡消火が可能である。

放水段階では，重大事故等対応要員 5 名にて実施する。1％濃縮用泡消火薬剤を 5m３配備し，泡消火開始から約 20 分の泡消火が可能である。

泡消火剤は，放水流量（15，000L/min）の 1％濃度で自動注入となる。

泡消火薬剤は，放水流量（約 1,338m３／h）の 1％濃度で自動注入となる。

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明，通信連絡設備を整

ホース等の取付けについては，速やかに作業ができるように大容量送水車（原子炉建屋放備する。ホース等の取付けについては，速やかに作業ができるように可搬型代替注水大水設備用）の保管場所に使用工具及びホースを配備する。

型ポンプ（放水用）の保管場所に使用工具及びホースを配備する。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

243

備考
相違理由
相違理由

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備考

ｋ．海を水源とした２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機海水系による冷却水の確保
海を水源とした２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機海水系への冷却水を確保する手段としては，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機
海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系がある。
(a) ２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海
水系による冷却水の確保
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機（以下「非常用ディーゼル発電機」を「Ｄ／Ｇ」という。）及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（以下「ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ」という。）
が健全な場合は，自動起動信号（非常用高圧母線電圧低）による起動，又は中央制御室から起動し，非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳに給電する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
外部電源が喪失した場合又はＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳの母線電圧がないことを確認した場合【1.14.2.7(1)】ⅱ) 操作手順
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
海水系による冷却水の確保手順については，「1.14.2.7(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」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性【２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの自動起動】
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動し，受電遮断器が投入される（Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳが給電する）ことの確認完了まで 1 分以内で可能であ
る。

244

相違理由⑳

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東海第二

備考

【２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの中央制御室からの手動起動】

相違理由⑳

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動し，受電遮断器が投入（Ｍ／Ｃ
２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳが給電する）完了まで 2 分以内で可能である。
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。
なお，２Ｃ Ｄ／Ｇ又は２Ｄ Ｄ／Ｇが使用でき，常設代替高圧電源装置及び残留熱除去系海水系ポンプの機能が喪失している場合において，代替循環冷却系及び緊急用海水系による原子炉格納容器の減圧及び除熱を行うために，非常用交流電源設備から代替所
内電気設備への給電を行う。

(b) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系による冷却水の確保

相違理由⑳

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ
２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，ＨＰＣＳ Ｄ／ＧからＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ ２Ｅを経由して非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）へ給電する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，常設代替高圧電源装置による給電ができない場合において，ＨＰ
ＣＳ Ｄ／Ｇ，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の使用が可能であって，さらに高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場合【1.14.2.4(1)ｂ．】
ⅱ) 操作手順
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系による冷却水の確保手順については，「1.14.2.4(1)ｂ． 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電」にて整備する。

245

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東海第二

備考
相違理由⑳

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名及び現場対応を運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電まで 95 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
ｌ．海を水源とした２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機海水系への代替送水(a) ２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海
水系への代替送水
外部電源喪失時に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系のポンプの故障等により２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる給電ができない場合に，可搬型代替注水大型ポンプにより２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼ
ル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系に海水を送水し，２Ｃ・
２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能を復旧する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
海水系のポンプ・電動機等の故障により２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる給電ができない状態で，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの使用が可能な場合【1.14.2.5(1)】ⅱ) 操作手順
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
海水系への代替送水手順については，「1.14.2.5(1) 代替海水送水による電源給電機能の復旧」にて整備する。

246

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性

相違理由

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水による２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨ
ＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能の復旧まで 300 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

ｍ．海を水源とした代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱
海を水源とした使用済燃料プールの除熱手段としては，代替燃料プール冷却系がある。
(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の除熱ができず，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，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代替燃料プール冷却系の電源を確保し，緊急用海水系又は代替
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により冷却水を確保すること
で，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。

ⅰ) 手順着手の判断基準(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
使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，代替燃料プール冷却系が使用可能な場合※１※1：設備に異常がなく，電源，水源（スキマサージタンク）及び緊急用海水系又は可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水が確保されている状態【1.11.2.4(1)ａ．(a)】

247

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二

備考

(ⅱ) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

相違理由

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【1.11.2.4(1)ａ．(b)】(ⅲ) 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
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【1.11.2.4(1)ａ．(c)】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については，「1.11.2.4(1)ａ．(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」，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保手順については，「1.11.2.4(1)ａ．(b) 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）の確保手順については，「1.11.2.4(1)ａ．(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」にて整備する。
ⅲ) 操作の成立性(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
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，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 分以内で可能である。
(ⅱ) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，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 分以内で可能である。

248

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(ⅲ) 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
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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，370 分以内で可能である。
【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】
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，310 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。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の接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，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している。

249

備考
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(8) ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした対応手順

東海第二

備考
相違理由⑥③(9) ほう酸水貯蔵タンクを水源とした対応手順

重大事故等時，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入手順

重大事故等時，ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入手順を整を整備する。

備する。

a. ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入

ａ．ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入

相違理由③

ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入手段としては，ほう酸(a) EOP 「反応度制御」ATWS 発生時に，発電用原子炉を安全に停止させる。

相違理由③

東二は他の水源を利用した対水注入系がある。

応手順に合わせ記載。

(a) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」相違理由⑰

ＡＴＷＳ発生時に，発電用原子炉を安全に停止させる。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

EOP 「スクラム」(原子炉出力)の操作を実施しても，ペアロッド 1 組又は制御棒 1 本
よりも多くの制御棒が未挿入の場合。

相違理由

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）の操作を相違理由

実施しても，全制御棒が全挿入位置又は最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）まなお，制御棒操作監視系の故障により，制御棒位置が確認できない場合も ATWS と判断する。

で挿入されない場合
なお，制御棒操作監視系の故障により，制御棒の位置が確認できない場合もＡＴＷＳと判断する。
【1.1.2.1(2)】【1.1.2.1(2)】ⅱ. 操作手順
ほう酸水注入系によるほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう
酸水注入手順については，「1.1.2.1(2)EOP「反応度制御」」にて整備する。

ⅱ) 操作手順
ほう酸水注入系によるほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水

相違理由
相違理由③

注入手順については，「1.1.2.1(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから，ほう酸水注入開始まで 1 分以内で対応可能である。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの各操作の所要時間は以下のとおり。
・ほう酸水注入系の起動操作完了：4 分以内

円滑に作業できるように，照明及び通信連絡設備を整備する。

250

相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) ほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考

(b) ほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水

高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系及び原

高圧炉心スプレイ系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系

子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持で及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上きない場合は，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉圧力容に維持できない場合は，ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉圧器へのほう酸水注入を実施する。

力容器へのほう酸水注入を実施する。

さらに，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクに補給することで，ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水を継続す

相違理由

さらに，純水系を水源としてほう酸水貯蔵タンクに補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水を継続する。

る。
また，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系テストタンクに補給することで，ほう酸水注入系テストタンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水も可能である。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であり，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷

相違理由

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であり，高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離

却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル 3)以上に維持できない場合

時冷却系及び高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル

で，ほう酸水注入系が使用可能な場合。

３）以上に維持できない場合で，ほう酸水注入系が使用可能な場合

相違理由【1.2.2.3(1)a.】【1.2.2.3(1)ａ．】

ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

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

ほう酸水注入系によるほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水

酸水注入手順については，「1.2.2.3(1)a.ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう

注水手順については，「1.2.2.3(1)ａ． 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及び注水」にて整備する。

酸水注入及び注水」にて整備する。

251

相違理由
相違理由③

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

上記の操作のうち，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸

上記の操作のうち，ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注

水注入は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員

入は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始

2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉圧力容器へのほう酸水注入を判断してから原子炉圧力容器へのほう酸水注入開始まで 2 分以内で可能である。

開始まで約 20 分で可能である。

さらに，純水系を水源としてほう酸水貯蔵タンクに補給し，原子炉圧力容器へ継続注

さらに，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクに補給し，原子炉圧力

水する場合は，現場対応を運転員等（当直運転員）2 名にて作業を実施した場合，作業開

容器へ継続注水する場合は，1 ユニット当たり現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，始を判断してから原子炉圧力容器への継続注水準備完了まで 60 分以内で可能である。

作業開始を判断してから原子炉圧力容器への継続注水準備完了まで約 65 分で可能である。
また，復水補給水系等を水源としたほう酸水注入系テストタンクに補給し，原子炉圧力容器への注水する場合は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）
及び現場運転員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉圧力容器への注水開始まで約 75 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

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。室温は通常運転時と同程度である。

252

備考
相違理由
相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(c) 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(c) 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
炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防損傷炉心へ注水する場合，ほう酸水注入系によるほう酸水の注入を並行して実施する。

相違理由

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。
ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

炉心が損傷した場合※1 において，損傷炉心へ注水する場合で，ほう酸水注入系が使用可
※2

相違理由

炉心損傷を判断した場合※１において，損傷炉心へ注水する場合で，ほう酸水注入系が

相違理由

※２

能な場合 。

使用可能な場合※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事

設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲

故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線

気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を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確認した場合。
※2:設備に異常がなく，電源及び水源(ほう酸水注入系貯蔵タンク)が確保されている※2：設備に異常がなく，電源及び水源（ほう酸水貯蔵タンク）が確保されている場合場合。
【1.8.2.2(1)e.】ⅱ. 操作手順【1.8.2.2(1)ｇ．】

ⅱ) 操作手順

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

ほう酸水注入系によるほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水

酸水注入手順については，「1.8.2.2(1)e.ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう注入手順については，「1.8.2.2(1)ｇ． 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」にて整備する。

酸水注入」にて整備する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断

運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからほう酸水注入系による原子

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 分以内で可

炉圧力容器へのほう酸水注入開始まで約 20 分で可能である。

能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

253

相違理由⑥

相違理由
相違理由③⑥相違理由
相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(1) 復水貯蔵槽へ水を補給するための対応手順(1) 代替淡水貯槽へ水を補給するための対応手順

a. 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給(淡水/海水)

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

備考

相違理由②①

相違理由③②①（淡水／海水）復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の対応を実施している場合に，復水貯蔵

代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代替注水系ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによ槽への補給手段がないと復水貯蔵槽水位は低下し，水源が枯渇するため，可搬型代替注水ポンる原子炉圧力容器への注水等の対応を実施している場合に，代替淡水貯槽への補給手段がな

プ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給を実施する。

いと代替淡水貯槽水位は低下し，水源が枯渇するため，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬

相違理由②①③型代替注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への補給を実施する。

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の水源は，防火水槽を優先して使用する。淡水による復水貯可搬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水源は，西側淡水貯水設備を蔵槽への補給が枯渇等により継続できないおそれがある場合は，海水による復水貯蔵槽への補優先して使用する。淡水による代替淡水貯槽への補給が枯渇等により継続できない場合は，柏崎は海水を送水する場合，防給に切り替えるが，防火水槽を経由して復水貯蔵槽へ補給することにより，復水貯蔵槽への補海水による代替淡水貯槽への補給に切り替えるが，海水を直接代替淡水貯槽へ補給すること

火水槽を経由する手段を整備。

給を継続しながら淡水から海水への切り替えが可能である。なお，防火水槽への淡水補給は，により，代替淡水貯槽への補給を継続しながら淡水から海水への切替えが可能である。

東二は代替淡水貯槽へ直接海「1.13.2.2(2)a.淡水貯水池から防火水槽への補給」及び「1.13.2.2(2)b.淡水タンクから防火相違理由③⑧⑦⑰

水を補給する手段を整備。

水槽への補給」の手順にて，防火水槽への海水補給は，「1.13.2.2(2)c.海から防火水槽への補給」の手順にて実施する。

柏崎は防火水槽を経由した補給手段があるため，放火水槽への補給手順のリンク先を記載。
東二は使用している水源へ直接補給するため，記載不要。

254

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東海第二

備考

また，淡水貯水池を水源として復水貯蔵槽へ補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用で柏崎は淡水貯水池から供給を行きる場合）している場合は，あらかじめ可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の水源切替え準備をすっている場合の淡水から海水へることにより速やかに淡水から海水への切替えが可能である。淡水から海水への切替えは，の切替え手段は，送水を一時停「1.13.2.3(2)淡水から海水への切替え」の手順にて実施する。

止するため，淡水から海水への切替えが速やかに切替えが可能であることを記載。
東二は全ての切替え手段について水の供給が中断することなく淡水から海水への切替えが可能であるため，記載不要。

(a) 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給

ⅰ. 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始され，防火水槽に
淡水又は海水が補給されている場合。

(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代替淡水貯槽への補給

ⅰ) 手順着手の判断基準
代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代替注水系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等の各種注水が開始された場合

255

相違理由⑧⑦③②①

相違理由
相違理由②①

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由

防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給手順の

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淡水貯槽への補概要は以下のとおり。概要図を第 1.13.10 図に，タイムチャートを第 1.13.11 図に示す。

給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−8 図に，タイムチャートを第 1.13−9

東二はホース敷設ルート図に

図に，ホース敷設図を第 1.13−23 図に示す。

ついて記載。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可搬型代替注水中型ポンプに相違理由⑧⑦③②①

相違理由 ③

よる代替淡水貯槽への補給の準備開始を指示する。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2②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による代替淡水貯槽へ級)による復水貯蔵槽への補給の準備のため，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置及びの補給の準備のため，可搬型代替注水中型ポンプの配置及びホース接続を依頼す

柏崎は当直長の他に当直副長

ホース接続を依頼する。

る。

による対応実施。

相違理由③②①③災害対策本部長代理は，プラントの被災状況の結果から水源を西側淡水貯水設備に

東二は重大事故等対応要員へ決定し，重大事故等対応要員に可搬型代替注水中型ポンプによる代替淡水貯槽へのの補給準備の指示について記

補給の準備を指示する。

載。

④重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプを西側淡水貯水設備に配置し，相違理由

西側淡水貯水設備の蓋を開放後，可搬型代替注水中型ポンプ付属の水中ポンプユニ
ットを西側淡水貯水設備へ設置する。
⑤重大事故等対応要員は，西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽までのホース敷設を行う。

256

東二はホース敷設対応を記載。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）③中央制御室運転員 A は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給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にて確認する。

東海第二⑥運転員等は，可搬型代替注水中型ポンプによる代替淡水貯槽への補給に必要な監視

備考
相違理由⑥③②①⑰

計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置及びホース接続を行い，可搬⑦重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプの配置，代替淡水貯槽の蓋開放型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。また，緊及びホースの挿入を行い，可搬型代替注水中型ポンプによる送水準備完了を災害対

東二は補給する水源の蓋を開急時対策本部は当直長に報告する。

策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。

放後，ホースを挿入し補給。

相違理由⑥③柏崎はホースを接続口へ接続
後，弁操作を行い補給。

⑤当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給開始を依頼する。

⑧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による代替淡水貯槽への補給開始を依頼する。

相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

⑥当直副長は，中央制御室運転員に復水貯蔵槽水位の監視を指示する。

⑨発電長は，運転員等に代替淡水貯槽水位の監視を指示する。

相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。
相違理由⑩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による代替淡水貯槽への補給開始を指示する。

東二は重大事故等対応要員への補給開始の指示について記載。

257

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東海第二⑦緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)起動後，CSP 外部注水ライン西側/東⑪重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプ起動後，補給開始したことを災側注水弁(A)，(B)を全開し，補給開始したことを緊急時対策本部に連絡する。また，緊害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。

急時対策本部は当直長に報告する。

備考
相違理由⑥③⑰
柏崎はホースを接続口へ接続
後，弁操作を行い補給。
東二は補給する水源の蓋を開放後，ホースを挿入し補給。

⑧中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽への補給が開始されたことを復水貯蔵槽水位指示上
昇により確認し，当直副長に報告する。

⑫運転員等は，代替淡水貯槽への補給が開始されたことを代替淡水貯槽水位指示上昇に 相違理由⑥③②①
より確認し，発電長に報告する。

柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

⑬発電長は，可搬型代替注水中型ポンプによる代替淡水貯槽への補給が開始されたこと 相違理由⑥③②①
を災害対策本部長代理に報告する。

柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

⑩中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽の水位が規定水位に到達したことを当直副長に報告⑭運転員等は，代替淡水貯槽の水位が規定水位に到達したことを発電長に報告する。

する。

相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，復水貯蔵槽への補給停止を緊急時対策本部に⑮発電長は，代替淡水貯槽への補給停止を災害対策本部長代理に依頼する。

依頼する。

相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

258

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ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 3 名にて作

東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水中型ポンプによる西側淡水貯水設

蔵槽への補給開始まで 145 分以内で可能である。

備から代替淡水貯槽への補給開始まで 160 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して防火水槽から復水貯蔵槽へホースを敷設し，送水ルートを確保する。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

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

備考
相違理由
相違理由

相違理由③

を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水中型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽へホース

相違理由⑧⑦②①を敷設し，送水ルートを確保する。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇にお相違理由③

ける作業性についても確保している。
なお，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相違理由ながら作業を実施する。また，有効性評価において想定する事故シーケンスグループ等

有効性評価において，最も被ばくである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

線量が厳しくなる可搬設備を使用損）」発生時は，炉心損傷が早く，被ばく線量の観点で最も厳しくなるが，代替淡水貯した作業は，西側淡水貯槽設備を槽への補給作業が問題なくできることを確認している。

水源とした代替淡水貯槽への補給作業であるため，「1.13.2.2(1)ａ．(a) ⅲ) 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淡水貯槽への補給」へ操作の成立性を整理。

259

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東海第二(b) 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給（あら

備考
相違理由⑨

かじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
ⅰ. 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始され，淡水貯水池
及び淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用可能で，防火水槽が使用できない場合。
ⅱ. 操作手順
淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.13.12 図に，タイムチャートを第 1.13.13 図に示す。
［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)への送水）］「1.13.2.1(5)a.淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）」の操作手順と同様である。
［淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給の準備のため，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置及びホース接続を依頼する。
③中央制御室運転員 A は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給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にて確認する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置及びホース接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，「淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)への送水準備」作
業が完了していることを確認し，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水準備完了を
緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑥当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給開始を依頼する。
⑦当直副長は，中央制御室運転員に復水貯蔵槽水位の監視を指示する。
⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)起動後，CSP 外部注水ライン西側/東側注水弁(A)，(B)を全開し，補給開始したことを緊急時対策本部に連絡する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽への補給が開始されたことを復水貯蔵槽水位指示上
昇により確認し，当直副長に報告する。

260

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯

備考
相違理由⑨

蔵槽への補給が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑪中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽の水位が規定水位に到達したことを当直副長に報告する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，復水貯蔵槽への補給停止を緊急時対策本部に依頼する。
ⅲ. 操作の成立性［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)への送水）］
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)へ淡水貯水池の水を送るまで約 125 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水貯水池から送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
なお，緊急時対策本部からフィルタ装置の使用等による現場からの一時退避指示があった場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)吸管が接続されているホース接続継
手の分岐ラインに取り付けられている弁を開状態にした上で退避する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。
［淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給開始まで 150 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)から復水貯蔵槽
へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

261

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給（あら

備考
相違理由⑨

かじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
ⅰ. 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始され，淡水貯水池が使用可能で，淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合。
ⅱ. 操作手順
淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給手順（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）の概要は以下のとおり。概要図を
第 1.13.14 図に，タイムチャートを第 1.13.15 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給の準備のため，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置及びホース接続を依頼する。
③中央制御室運転員 A は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給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にて確認する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置及びホース接続を行い，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑤当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給開始を依頼する。
⑥当直副長は，中央制御室運転員に復水貯蔵槽水位の監視を指示する。
⑦緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)起動後，CSP 外部注水ライン西側/東側注水弁(A)，(B)を全開し，補給開始したことを緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑧中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽への補給が開始されたことを復水貯蔵槽水位指示上
昇により確認し，当直副長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑩中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽の水位が規定水位に到達したことを当直副長に報告する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，復水貯蔵槽への補給停止を緊急時対策本部に
依頼する。

262

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅲ. 操作の成立性

備考
相違理由⑨

上記の操作は，6 号及び 7 号炉の補給準備を同時に行う運用としており，可搬型代替注
水ポンプ(A-2 級)8 台（6 号炉用 4 台，7 号炉用 4 台）の操作を，各中央制御室運転員 1 名
及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注
水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給開始まで片号炉は 340 分，もう一方の号炉は355 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)から復水貯蔵槽
へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

(b) 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代替淡水貯槽への補給
ⅰ) 手順着手の判断基準
代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代替注水系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等の各種注水が開始された場合
ⅱ) 操作手順
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代替淡水貯槽への補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−8 図に，タイ
ムチャートを第 1.13−9 図に，ホース敷設図を第 1.13−24 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可搬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の準備開始を指示する。
②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淡水貯槽への補給の準備のため，可搬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置及びホース接続を依頼する。
③災害対策本部長代理は，プラントの被災状況の結果から水源を淡水タンクに決定
し，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
プによる代替淡水貯槽への補給の準備を指示する。

263

相違理由⑩

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二④重大事故等対応要員は，可搬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淡水タンクに配置し，多目的タンク配管・弁の予備ノズルと可搬型代替注水中型
ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプユニット吸込口をホースで接続する。
⑤重大事故等対応要員は，淡水タンクから代替淡水貯槽までのホース敷設を行う。
⑥運転員等は，可搬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て確認する。
⑦重大事故等対応要員は，可搬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置，代替淡水貯槽の蓋開放及びホースの挿入を行い，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送水準備完了を災害対策本部長代理へ報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑧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淡水貯槽への補給開始を依頼する。
⑨発電長は，運転員等に代替淡水貯槽水位の監視を指示する。
⑩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淡水貯槽への補給開始を指示する。
⑪重大事故等対応要員は，多目的タンク配管・弁の予備ノズル弁を全開後，可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ起動後，補給開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑫運転員等は，代替淡水貯槽への補給が開始されたことを代替淡水貯槽水位指示上昇
により確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，可搬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
水貯槽への補給が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。
⑭運転員等は，代替淡水貯槽の水位が規定水位に到達したことを発電長に報告する。
⑮発電長は，代替淡水貯槽への補給停止を災害対策本部長代理に依頼する。

264

備考
相違理由⑩⑰

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由⑩

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる淡水タンクから代替淡水貯槽への補給開始まで 165 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水タンクから代替淡水貯槽へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。
なお，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。

(d) 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給

ⅰ. 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始され，防火水槽及び淡水貯水池が使用できない場合。

(c) 海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代替淡相違理由⑥③②①

水貯槽への補給ⅰ) 手順着手の判断基準
代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代替注水系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等の各種注水が開始され，淡水を水源とした補給ができ
ない場合

265

相違理由
相違理由②①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由

海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による海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代替

復水貯蔵槽への補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13.16 図に，タイムチャー

淡水貯槽への補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−8 図に，タイムチャー

東二はホース敷設ルート図にトを第 1.13.17 図に示す。

トを第 1.13−9 図に，ホース敷設図を第 1.13−25 図に示す。

ついて記載。

［水源確保（大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)への送相違理由③②①

相違理由水）］「1.13.2.1(7)a.海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポン
プ(A-1 級又は A-2 級)による送水」の操作手順と同様である。
［海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による

相違理由

送水］
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，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淡水貯槽への補給の準備開始を指示する。

相違理由③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2②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級)による復水貯蔵槽への補給の準備のため，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置及び型ポンプによる代替淡水貯槽への補給の準備のため，可搬型代替注水中型ポンプ又柏崎は当直長の他に当直副長

ホース接続を依頼する。

は可搬型代替注水大型ポンプの配置及びホース接続を依頼する。

による対応実施。

相違理由③②①⑰③災害対策本部長代理は，プラントの被災状況の結果から水源を海に決定し，重大事

東二は重大事故等対応要員へ

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の補給準備の指示について記

替淡水貯槽への補給の準備を指示する。

載。

266

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二④重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ

備考
相違理由

を海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）に配置し，ＳＡ用海水ピットの蓋を開放後，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプユニッ
トを海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）へ設置する。
⑤重大事故等対応要員は，海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から代替淡水貯槽まで

東二はホース敷設対応を記載。

のホース敷設を行う。
③中央制御室運転員 A は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給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にて確認する。

⑥運転員等は，可搬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

相違理由⑥③②①⑰

淡水貯槽への補給に必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の配置及びホース接続を行う。

⑦重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ⑤緊急時対策要員は，「大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-2の配置，代替淡水貯槽の蓋開放及びホースの挿入を行い，可搬型代替注水中型ポン

東二は補給する水源の蓋を開級)への送水準備」作業が完了していることを確認し，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)にプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水準備完了を災害対策本部長代理に報告

放後，ホースを挿入し補給。

よる送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。

柏崎は大容量送水車からのホする。

相違理由⑥③ースを可搬型代替注水ポンプに接続し補給。

⑥当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給開始を依頼する。

⑧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淡水貯槽への補給開始を依頼する。

相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

267

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑦当直副長は，中央制御室運転員に復水貯蔵槽水位の監視を指示する。

東海第二⑨発電長は，運転員等に代替淡水貯槽水位の監視を指示する。

備考
相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

⑩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淡水貯槽への補給開始を指示する。

東二は重大事故等対応要員への補給開始の指示について記載。

⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)起動後，CSP 外部注水ライン西側/東⑪重大事故等対応要員は，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプ

側注水弁(A)，(B)を全開し，補給開始したことを緊急時対策本部に連絡する。また，緊起動後，補給開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部

柏崎はホースを接続口へ接続

急時対策本部は当直長に報告する。

長代理は発電長に報告する。

後，弁操作を行い補給。

相違理由⑥③⑰

東二は補給する水源の蓋を開放後，ホースを挿入し補給。

⑨中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽への補給が開始されたことを復水貯蔵槽水位指示上
昇により確認し，当直副長に報告する。

⑫運転員等は，代替淡水貯槽への補給が開始されたことを代替淡水貯槽水位指示上昇
により確認し，発電長に報告する。

相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

⑬発電長は，可搬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 相違理由⑥③②①
貯槽への補給が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

268

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑪中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽の水位が規定水位に到達したことを当直副長に報告

東海第二⑭運転員等は，代替淡水貯槽の水位が規定水位に到達したことを発電長に報告する。

する。

備考
相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，復水貯蔵槽への補給停止を緊急時対策本部に⑮発電長は，代替淡水貯槽への補給停止を災害対策本部長代理に依頼する。

依頼する。

相違理由⑥③②①
柏崎は当直長の他に当直副長による対応実施。

ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性［水源確保（大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)への送

相違理由
相違理由

水）］
上記の操作は，緊急時対策要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)への送水まで約 300 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。大容量送水車（海水取水用）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して海から送水先へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

269

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由

［海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水］
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の準備まで約 135 分で可能で施した場合，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ある。

型ポンプによる海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から代替淡水貯槽への補給開始まで

大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)への送水から可搬型

160 分以内で可能である。

代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給の一連の作業は，中央制御室運転員 1名及び緊急時対策要員 10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから約 325 分
で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な
作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎相違理由③
東二は屋内作業（中央制御室）
における操作の成立性記載。

用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

構内のアクセスルートの状況を考慮して可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)から復水貯蔵槽
へホースを敷設し，送水ルートを確保する。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

構内のアクセスルートの状況を考慮して海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から代替

相違理由

②①

淡水貯槽へホースを敷設し，送水ルートを確保する。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇にお相違理由③⑰

ける作業性についても確保している。

なお，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。

270

相違理由

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東海第二

備考
相違理由

b. 純水補給水系(仮設発電機使用)による復水貯蔵槽への補給
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等を実施している場合に，復水貯蔵槽への補給手段がないと復水貯蔵槽水位は低下し，水源が枯渇するため，純水移送ポンプの電源を仮設発電機により確保し，純水タンクから復水貯蔵槽への補給を実施する。
純水移送ポンプ 4 台のうち，1 台のポンプを選定し，仮設発電機を接続し起動する。
(a) 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始された場合で，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による復水貯蔵槽への補給ができない場合。
(b) 操作手順
純水補給水系(仮設発電機使用)による復水貯蔵槽への補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13.18 図に，タイムチャートを第 1.13.19 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に純水補給水系(仮設発電機使用)による復水貯蔵槽への補給の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に純水補給水系による復水貯蔵槽への補給の準備のため，仮設発電機の移動及び系統構成を依頼する。
③中央制御室運転員 A は，純水補給水系による復水貯蔵槽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にて確認する。
④現場運転員 C 及び D は，純水補給水系による復水貯蔵槽への系統構成として，復水貯蔵
槽純水バイパス弁の全開操作を実施し，当直副長に純水補給水系による復水貯蔵槽への補給準備完了を報告する。
⑤緊急時対策要員は，純水移送ポンプ起動のための仮設発電機を給水建屋まで移動し，純水移送ポンプ吐出弁の全閉操作を実施する。操作完了後，緊急時対策本部に純水補給水系による復水貯蔵槽への補給準備完了を報告する。
⑥当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に純水補給水系による復水貯蔵槽への補給開始を依頼する。
⑦当直副長は，中央制御室運転員に復水貯蔵槽水位の監視を指示する。
⑧緊急時対策要員は，仮設発電機及び純水移送ポンプを起動後，純水移送ポンプ吐出弁にて，純水移送ポンプの吐出圧力を調整し，純水補給水系による復水貯蔵槽への補給開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽への補給が開始されたことを復水貯蔵槽水位指示上
昇により確認し，当直副長に報告する。
⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，純水補給水系による復水貯蔵槽への補給が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

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東海第二⑪中央制御室運転員 A は，復水貯蔵槽の水位が規定水位に到達したことを当直副長に報告

備考
相違理由

する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，復水貯蔵槽への補給停止を緊急時対策本部に依頼する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，１ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから現場運転員による系統構成完了まで約 15 分，緊急時対策要員による純水移送ポンプを使用した復水貯蔵槽への補給開始まで約 185 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

(2) 防火水槽へ水を補給するための対応手順(2) 西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応手順

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）相違理由⑧⑦

東二は可搬型代替注水大型ポ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原子炉圧力容器への注水

ンプによる西側淡水貯水設備等の対応を実施している場合に，西側淡水貯水設備への補給手段がないと西側淡水貯水設備への補給として項目を記載。

の水位は低下し，水源が枯渇するため，可搬型代替注水大型ポンプによる西側淡水貯水設備（水源：代替淡水貯槽，淡水タへの補給を実施する。
可搬型代替注水大型ポンプの水源は，代替淡水貯槽を優先して使用する。淡水による西側

ンク，海）柏崎は補給水源ごとに項目を

淡水貯水設備への補給が枯渇等により継続できない場合は，海水による西側淡水貯水設備へ分けて記載。

の補給に切り替えるが，海水を直接西側淡水貯水設備へ補給することにより，西側淡水貯水東二は西側淡水貯水設備への設備への補給を継続しながら淡水から海水への水源の切替えが可能である。

補給は代替淡水貯槽，淡水タン
ク，海を利用する。
柏崎は防火水槽への補給は淡水貯水池，淡水タンク，海を利
用する。

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東海第二

備考
柏崎は補給水源ごとに項目を

a. 淡水貯水池から防火水槽への補給
防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による原子炉圧力容器への分けて記載。

注水等の各種注水を行う場合に防火水槽の水が枯渇する前に淡水貯水池の水を防火水槽へ補給

東二は西側淡水貯水設備へのする。

補給は代替淡水貯槽，淡水タン
ク，海を利用する。

(a) 手順着手の判断基準

柏崎は防火水槽への補給は淡防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による原子炉圧力容器へ

水貯水池，淡水タンク，海を利の注水等の各種注水を行う場合。

用する。

(b) 操作手順
淡水貯水池から防火水槽への補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13.20 図に，タイムチャートを第 1.13.21 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に淡水貯水池から防火水槽への補給を指示する。
②緊急時対策要員は，淡水貯水池大湊側第一送水ライン出口弁又は淡水貯水池大湊側第二送水ライン出口弁を開けて，送水ラインの水張りを開始する。
③緊急時対策要員は，送水ラインに漏えい等の異常がないことを確認する。
④緊急時対策要員は，防火水槽の送水ラインにホースを接続する。
⑤緊急時対策要員は，送水ライン水張り完了後，ホースの先を防火水槽マンホールへ入れて，淡水貯水池大湊側第一送水ライン防火水槽供給弁又は淡水貯水池大湊側第二送水ラ
イン防火水槽供給弁を開けて防火水槽へ淡水貯水池の水を補給する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから防火水槽へ淡水貯水池の水を補給するまで 85 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水貯水池から防火水槽へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
なお，緊急時対策本部からフィルタ装置の使用等による現場からの一時退避指示があった
場合は，防火水槽からの送水量（可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による原子炉圧
力容器等への注水で使用する量）を上回る量で水を補給する必要があるため，防火水槽の水位が目視で緩やかに上昇するよう送水ライン出口弁開度を調整した上で退避する。

273

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東海第二(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西側淡水貯水設備への補給

備考
東二は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として項目を記載。

ⅰ) 手順着手の判断基準
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原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始された場合

東二は西側淡水貯水設備への補給は代替淡水貯槽，淡水タン
ク，海を利用する。
柏崎は防火水槽への補給は淡ⅱ) 操作手順
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西側淡水貯水設備への補水貯水池，淡水タンク，海を利用する。

給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−10 図に，タイムチャートを第 1.13−11
図に，ホース敷設図を第 1.13−26 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の準備開始を指示する。
②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西側淡水貯水設
備への補給の準備のため，可搬型代替注水大型ポンプの配置及びホース接続を依頼する。
③災害対策本部長代理は，プラントの被災状況の結果から水源を代替淡水貯槽に決定
し，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西側淡水貯水設備への補給の準備を指示する。
④重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプを代替淡水貯槽に配置し，代替淡水貯槽の蓋を開放後，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代替淡水貯槽へ設置する。
⑤重大事故等対応要員は，代替淡水貯槽から西側淡水貯水設備までのホース敷設を行う。
⑥運転員等は，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て確認する。
⑦重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプの配置，西側淡水貯水設備の蓋
開放及びホースの挿入を行い，可搬型代替注水大型ポンプによる送水準備完了を災害対策本部長代理へ報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑧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西側淡水貯水設
備への補給開始を依頼する。

274

相違理由⑰

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑨発電長は，運転員等に西側淡水貯水設備水位の監視を指示する。

東二は西側淡水貯水設備への⑩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西補給は代替淡水貯槽，淡水タン

側淡水貯水設備への補給開始を指示する。

ク，海を利用する。

⑪重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ起動後，補給開始したことを災

柏崎は防火水槽への補給は淡害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。

水貯水池，淡水タンク，海を利⑫運転員等は，西側淡水貯水設備への補給が開始されたことを西側淡水貯水設備水位指示上昇により確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，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が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。
⑭運転員等は，西側淡水貯水設備の水位が規定水位に到達したことを発電長に報告する。
⑮発電長は，西側淡水貯水設備への補給停止を災害対策本部長代理に依頼する。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水大型ポンプによる代替淡水貯槽から西側淡水貯水設備への補給開始まで 165 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して代替淡水貯槽から西側淡水貯水設備へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。
なお，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。

275

用する。

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b. 淡水タンクから防火水槽への補給

東海第二(b) 淡水タンクを水源とした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

防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による原子炉圧力容器への

備考
相違理由⑥
東二は西側淡水貯水設備への注水等の各種注水を行う場合に防火水槽の水が枯渇する前に淡水タンク(純水タンク又はろ過補給として概要を記載。

水タンク)の水を防火水槽へ補給する。

(a) 手順着手の判断基準
防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による原子炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池の水が枯渇するおそれがある場合。

(b) 操作手順
淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)から防火水槽への補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13.22 図に，タイムチャートを第 1.13.23 図に示す。

ⅰ) 手順着手の判断基準
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原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始された場合

ⅱ) 操作手順
淡水タンクを水源とした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

相違理由⑥
相違理由⑧⑦⑰③
相違理由

相違理由⑥
相違理由⑰

手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−10 図に，タイムチャートを第 1.13−11

東二はホース敷設ルート図に

図に，ホース敷設図を第 1.13−27 図に示す。

ついて記載。
相違理由①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)から防火水槽への補給を指示する。
②緊急時対策要員は，淡水貯水池からの淡水貯水池大湊側第一送水ライン供給止め弁を全閉する。
③緊急時対策要員は，指定された淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)の送水ラインにホースを接続する。
④緊急時対策要員は，No.4 純水タンク工事用水用隔離弁及び淡水貯水池大湊側第一送水ラ
イン No.4 純水タンク供給弁，又は No.3 ろ過水タンク工事用水用隔離弁及び淡水貯水池
大湊側第一送水ライン No.3 ろ過水タンク供給弁を開けて，送水ラインの水張りを開始する。
⑤緊急時対策要員は，送水ラインに漏えい等の異常がないことを確認する。
⑥緊急時対策要員は，指定された防火水槽への送水ラインにホースを接続する。
⑦緊急時対策要員は，送水ライン水張り完了後，ホースの先を防火水槽マンホールへ入れ，淡水貯水池大湊側第一送水ライン防火水槽供給弁を開けて防火水槽へ淡水タンクの水を補給する。

276

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東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に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の準備開始を指示する。
②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西側淡水貯水設
備への補給の準備のため，可搬型代替注水大型ポンプの配置及びホース接続を依頼する。
③災害対策本部長代理は，プラントの被災状況の結果から水源を淡水タンクに決定
し，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西側淡水貯水設備への補給の準備を指示する。
④重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプを淡水タンクに配置し，多目的
タンク配管・弁の予備ノズルと可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプユニッ
ト吸込口をホースで接続する。
⑤重大事故等対応要員は，淡水タンクから西側淡水貯水設備までのホース敷設を行う。
⑥運転員等は，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て確認する。
⑦重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプの配置，西側淡水貯水設備の蓋
開放及びホースの挿入を行い，可搬型代替注水大型ポンプによる送水準備完了を災害対策本部長代理へ報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑧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西側淡水貯水設
備への補給開始を依頼する。
⑨発電長は，運転員等に西側淡水貯水設備水位の監視を指示する。
⑩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西側淡水貯水設備への補給開始を指示する。
⑪重大事故等対応要員は，多目的タンク配管・弁の予備ノズル弁を全開後，可搬型代
替注水大型ポンプ起動後，補給開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑫運転員等は，西側淡水貯水設備への補給が開始されたことを西側淡水貯水設備水位指示上昇により確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，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が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

277

備考
相違理由

⑰

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東海第二⑭運転員等は，西側淡水貯水設備の水位が規定水位に到達したことを発電長に報告す

備考
相違理由

る。
⑮発電長は，西側淡水貯水設備への補給停止を災害対策本部長代理に依頼する。

(c) 操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから防火水槽に水を補給するまで約 70 分で可能である。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実

相違理由⑥
相違理由

施した場合，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淡水タンクから
西側淡水貯水設備への補給開始まで 150 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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運転時と同程度である。

相違理由③
東二は屋内作業（中央制御室）
における操作の成立性記載。

可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作

相違理由

業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水タンクから防火水槽へホースを敷設し，送水ルートを確保する。

構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水タンクから西側淡水貯水設備へホースを相違理由⑰⑧⑦

敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

東二は可搬設備を使用するため，車両についての操作の成立性記載。

なお，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。

278

相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

c. 海から防火水槽への補給

東二は可搬型代替注水大型ポ(a) 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による防火水槽への海水補給の場合ンプによる西側淡水貯水設備

淡水貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水タンク)の水が枯渇により防火水槽へのへの補給として項目を記載。

補給ができなくなるおそれがある場合に，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)により海水を防火

柏崎は補給水源ごとに項目を水槽へ補給する。

分けて記載。

ⅰ. 手順着手の判断基準

相違理由

防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による原子炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水タンク)の水が枯渇するおそれがある場合。
ⅱ. 操作手順
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による防火水槽への海水補給手順の概略は以下のとおり。概要図を第 1.13.24 図に，タイムチャートを第 1.13.25 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による防火水槽への海水補給を実施するよう緊急時対策要員へ指示する。
②緊急時対策要員は，当該号炉の護岸へ可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)を移動させる。
③緊急時対策要員は，当該号炉の護岸から防火水槽までのホース敷設※1 を行う。
④緊急時対策要員は，緊急時対策本部に可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による防火水槽への海水補給の準備完了を報告する。
⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部の指示を受け，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)を起動し防火水槽への補給を実施する。
※1:海水取水時には，ホース先端にストレーナを取り付け，海面より低く着底しない位
置に取水部分を固定することにより，ホースへの異物の混入を防止する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)の操作を緊急時対策要
員 3 名にて実施した場合，作業開始を判断してから送水開始まで約 190 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
構内のアクセスルートの状況を考慮して海から防火水槽へホースを敷設し，送水ルートを確保する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。

279

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 大容量送水車(海水取水用)による防火水槽への海水補給の場合

東海第二(c) 海を水源とした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

淡水貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水タンク)の水が枯渇により防火水槽への備考
相違理由⑥⑰③⑧⑦
東二は西側淡水貯水設備への補給ができなくなるおそれがある場合に，大容量送水車(海水取水用)により海水を防火水槽補給として概要を記載。

へ補給する。

ⅰ. 手順着手の判断基準
防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による原子炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水ⅰ) 手順着手の判断基準
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原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始され，淡水を水源とした補給ができない場合

相違理由
相違理由⑧⑦⑰③
相違理由タンク)の水が枯渇するおそれがあり，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)により海水を防火水槽へ補給できない場合。
ⅱ. 操作手順
大容量送水車(海水取水用)による防火水槽への海水補給手順の概略は以下のとおり。概要図を第 1.13.26 図に，タイムチャートを第 1.13.27 図に示す。

ⅱ) 操作手順
海を水源とした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手順の概相違理由
相違理由⑰⑧⑦要は以下のとおり。概要図を第 1.13−10 図に，タイムチャートを第 1.13−11 図に，ホ東二は淡水の消費状態を判断

ース敷設図を第 1.13−28 図に示す。

基準に記載。

①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，大容量送水車(海水取水用)による防相違理由

火水槽への海水補給を実施するよう緊急時対策要員へ指示する。
②緊急時対策要員は，大容量送水車（海水取水用）をタービン建屋近傍屋外に移動させる。
③緊急時対策要員は，ホースの敷設及び接続を行う。
④緊急時対策要員は，緊急時対策本部に大容量送水車（海水取水用）による防火水槽への海水補給の準備完了を報告する。
⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部の指示を受け，大容量送水車（海水取水用）を起動
し防火水槽への補給を実施する。
⑥緊急時対策要員は，大容量送水車（海水取水用）の吐出圧力により必要流量が確保されていることを確認する。

280

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に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の準備開始を指示する。
②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西側淡水貯水設備への補給の準備のため，可搬型代替注水大型ポンプの配置及びホース接続を依頼する。
③災害対策本部長代理は，プラントの被災状況の結果から水源を海に決定し，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西側淡水貯水設備への補給の準備を指示する。
④重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプを海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）に配置し，ＳＡ用海水ピットの蓋を開放後，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海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）に設置する。
⑤重大事故等対応要員は，海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から西側淡水貯水設備
までのホース敷設を行う。
⑥運転員等は，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て確認する。
⑦重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプの配置，西側淡水貯水設備の蓋
開放及びホースの挿入を行い，可搬型代替注水大型ポンプによる送水準備完了を災害対策本部長代理へ報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑧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西側淡水貯水設
備への補給開始を依頼する。
⑨発電長は，運転員等に西側淡水貯水設備水位の監視を指示する。
⑩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西側淡水貯水設備への補給開始を指示する。
⑪重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ起動後，補給開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は発電長に報告する。
⑫運転員等は，西側淡水貯水設備への補給が開始されたことを西側淡水貯水設備水位指示上昇により確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，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が開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

281

備考
相違理由 ⑰

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東海第二⑭運転員等は，西側淡水貯水設備の水位が規定水位に到達したことを発電長に報告す

備考
相違理由

る。
⑮発電長は，西側淡水貯水設備への補給停止を災害対策本部長代理に依頼する。

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから大容量送水車(海水取水用)による防火水槽への海水補給開始まで約 300 分で可能である。

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名及び重大事故等対応要員 8 名にて作業を実

相違理由
相違理由

施した場合，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海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から西側淡水貯水設備への補給開始まで 220 分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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運転時と同程度である。

相違理由③
東二は屋内作業（中央制御室）
における操作の成立性記載。

可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作

相違理由

業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。

また，構内のアクセスルートの状況を考慮して海から防火水槽へホースを敷設し，送水ルートを確保する。

構内のアクセスルートの状況を考慮して海水取水箇所（ＳＡ用海水ピット）から西側

相違理由⑰⑧⑦

淡水貯水設備へホースを敷設し，送水ルートを確保する。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

東二は可搬設備を使用するため，車両についての操作の成立性記載。

なお，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。

282

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給の場合

備考
相違理由

淡水貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水タンク)の水が枯渇により防火水槽への補給ができなくなるおそれがある場合に，代替原子炉補機冷却海水ポンプにより海水を防火水槽へ補給する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による原子炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水タンク)の水が枯渇するおそれがあり，大容量送水車(海水取水用)及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)により海水を防火水槽へ補給できない場合。
ⅱ. 操作手順
代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給手順の概略は以下のとおり。概要図を第 1.13.28 図に，タイムチャートを第 1.13.29 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給を実施するよう緊急時対策要員へ指示する。
②緊急時対策要員は，可搬型代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却海水ポンプをタービ
ン建屋近傍屋外に移動させる。
③緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプ，ホースや電源ケーブルの敷設及び接続を行う。
④緊急時対策要員は，緊急時対策本部に代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給の準備完了を報告する。
⑤緊急時対策要員は，可搬型代替交流電源設備を起動後，緊急時対策本部の指示を受け，代替原子炉補機冷却海水ポンプを起動し防火水槽への補給を実施する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員 11 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替原子炉補機冷却海水ポンプの設置による防火水槽への補給開始までの所要時間は以下のとおり。
・海水取水箇所(6 号炉)から 7 号炉建屋南側を経由して No.15 防火水槽へ補給した場合:
約 420 分・海水取水箇所(7 号炉)から 7 号炉建屋南側を経由して No.14 防火水槽へ補給した場合:
約 330 分円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，構内のアクセスルートの状況を考慮して海から防火水槽へホースを敷設し，送水ルートを確保する。

283

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(3) 淡水タンクへ水を補給するための対応手順

柏崎は淡水貯水池から淡水タa. 淡水貯水池から淡水タンクへの補給

ンクに補給する手段を整備。

淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)を水源として，各種注水を行う場合で，淡水タン（高低差を利用して補給）

クの水が枯渇するおそれがある場合は，淡水貯水池の水を淡水タンクへ補給する。
(a) 手順着手の判断基準
淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)を水源として，原子炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池及び淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合。
(b) 操作手順
淡水貯水池から淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)への補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13.30 図に，タイムチャートを第 1.13.31 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に淡水貯水池から淡水タンクへの補給を指示する。
②緊急時対策要員は，淡水貯水池大湊側第一送水ライン出口弁を開けて，送水ラインの水張りを開始する。
③緊急時対策要員は，水張りしながら送水ラインの敷設状況に異常がないことを確認する。
④緊急時対策要員は，指定された淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)への送水ラインにホースを接続する。
⑤送水ライン水張り完了後，No.4 純水タンク工事用水用隔離弁及び淡水貯水池大湊側第一送水ライン No.4 純水タンク供給弁，又は No.3 ろ過水タンク工事用水用隔離弁及び淡水貯水池大湊側第一送水ライン No.3 ろ過水タンク供給弁を開けて淡水タンクへ淡水貯水
池の水を補給する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから指定された淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)に補給するまで約 85 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，構内のアクセスルートの状況を考慮して淡水貯水池から淡水タンクへホースを敷設し，送水ルートを確保する。

284

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(1) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源切替え(1) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替え
サプレッション・プール水枯渇，サプレッション・チェンバ破損又はサプレッション・プール

備考

相違理由⑫⑰
東二はサプレッション・チェン

水温上昇等により使用できない場合において，復水貯蔵タンクの水位計が健全であり，水位が確 バから復水貯蔵タンク（自主対
重大事故等の収束に必要な水の供給が中断することがないよう，原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系の水源を切り替える。

保されている場合は，重大事故等の収束に必要な水の供給が中断することがないよう，原子炉隔 策設備）への切替え手順を整離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源を切り替える。

備。

なお，水源の切替えにおいては，運転中の原子炉隔離時冷却系ポンプ及び高圧炉心スプレイ系 柏崎はサプレッション・チェン
ポンプを停止することなく水源を切り替えることが可能である。

バから復水貯蔵槽（重大事故等対処設備）への切替え手順を整備。
相違理由

ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水時の水源の切替え

a. 原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水

相違理由

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水時において，復水貯蔵タンクが使用可能 相違理由な場合は，サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへ水源を切り替える。
(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準
サプレッション・チェンバ・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超える場合。

サプレッション・チェンバが以下のいずれかの状態となり，復水貯蔵タンクの水位が確保 柏崎は注水等の各手順等にてされている場合【1.2.2.4(1)】

整理する記載。

・サプレッション・プール水位が，−50cm 以下となった場合
・サプレッション・プール水温度が，原子炉隔離時冷却系の設計温度を超えるおそれがある場合(b) 操作手順
原子炉隔離時冷却系の水源切替え手順については，「1.2.2.4(1)原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。

(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時の水源の切替え手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−12 図に，タイムチャートを第 1.13−13 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にサプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへの水源の切替えを指示する。
②運転員等は，中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系復水貯蔵タンク水供給弁を開とする。
③運転員等は，中央制御室にて，原子炉隔離時冷却系復水貯蔵タンク水供給弁が開となったことを確認後，原子炉隔離時冷却系サプレッション・プール水供給弁を閉とする。
④運転員等は，中央制御室にて，水源の切替え後，原子炉隔離時冷却系の運転状態に異常がないことを確認し，発電長に水源の切替えが完了したことを報告する。

285

柏崎は注水等の各手順等にて整理する記載。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応でき

してから水源をサプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへ切り替えるまで 3 分以内る。

で可能である。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，速やかに相違理由対応できる。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

ｂ．高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水時の水源の切替え

b. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水

高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水時において，復水貯蔵タンクが使用可

相違理由⑫
相違理由

能な場合は，サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへ水源を切り替える。
(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準
サプレッション・チェンバ・プール水の温度が高圧炉心注水系の設計温度を超える場合。
【1.2.2.4(2)】サプレッション・チェンバが以下のいずれかの状態となり，復水貯蔵タンクの水位が確保されている場合

柏崎は注水等の各手順等にて整理する記載。

・サプレッション・プール水位が，−50cm 以下となった場合
・サプレッション・プール水温度が，高圧炉心スプレイ系の設計温度を超えるおそれがある場合(b) 操作手順
高圧炉心注水系の水源切替え手順については，「1.2.2.4(2)高圧炉心注水系による原子炉
圧力容器への注水」にて整備する。

(b) 操作手順
高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水時の水源の切替え手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.13−14 図に，タイムチャートを第 1.13−15 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にサプレッション・チェンバから
復水貯蔵タンクへの水源の切替えを指示する。
②運転員等は，中央制御室にて，高圧炉心スプレイ系ポンプ入口弁（復水貯蔵タンク）を開とする。
③運転員等は，中央制御室にて，高圧炉心スプレイ系ポンプ入口弁（復水貯蔵タンク）が開となったことを確認後，高圧炉心スプレイ系ポンプ入口弁（サプレッション・プール）を閉とする。
④運転員等は，中央制御室にて，水源の切替え後，高圧炉心スプレイ系の運転状態に異常がないことを確認し，発電長に水源の切替えが完了したことを報告する。

286

柏崎は注水等の各手順等にて整理する記載。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応でき

してから水源をサプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへ切り替えるまで 4 分以内る。

で可能である。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，速やかに相違理由対応できる。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

(2) 淡水から海水への切替え
a. 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水中の場合
重大事故等の収束に必要な水の供給が中断することがないよう，防火水槽への淡水の供給が継続できないおそれがある場合は淡水補給から海水補給へ切り替える。

防火水槽への淡水補給は，「1.13.2.2(2)a.淡水貯水池から防火水槽への補給」及び(2) 淡水から海水への切替え
ａ．代替淡水貯槽へ補給する水源の切替え
重大事故等の収束に必要な水の供給が中断することがないよう，代替淡水貯槽への淡水の相違理由⑧①
相違理由⑧①⑰

供給が継続できない場合は淡水補給から海水補給へ切り替える。

代替淡水貯槽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淡水補「1.13.2.2(2)b.淡水タンクから防火水槽への補給」の手順にて，防火水槽への海水補給は，給から海水補給への水源の切替えは，「1.13.2.2(1)ａ． 可搬型代替注水中型ポンプ又は可「1.13.2.2(2)c.海から防火水槽への補給」の手順にて整備する。

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）」の手順にて整備す

相違理由

る。
ｂ．西側淡水貯水設備へ補給する水源の切替え
重大事故等の収束に必要な水の供給が中断することがないよう，西側淡水貯水設備への淡

相違理由⑦
相違理由

水の供給が継続できない場合は淡水補給から海水補給へ切り替える。
西側淡水貯水設備への可搬型代替注水大型ポンプによる淡水補給から海水補給への水源の切替えは，「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）」の手順にて整備する。
相違理由⑨b. 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水中の場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
淡水貯水池から重大事故等の収束に必要な水の供給を行っている場合は，あらかじめ可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)の水源切替え準備をすることにより速やかに淡水から海水への切替えを可能とする。
(a) 手順着手の判断基準
淡水貯水池及び防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水ができない場合で，大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)への送水準備が完了している場合。

287

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東海第二

備考
相違理由⑨

(b) 操作手順
淡水貯水池から海を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水の切替え手順の概略は以下のとおり。タイムチャートを第 1.13.32 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に淡水貯水池から海を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水の切替えを指示する。
②緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を停止する。
③緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)吸管のホース接続継手に取り付けられている弁を全閉とし，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への淡水
貯水池の送水を停止する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)吸管のホースを大容量送水車（海水取水用）吐出管に取り付けられているホース接続継手に敷設し，接続継手に取り付けられている弁を全開とする。
⑤緊急時対策要員は，大容量送水車（海水取水用）を起動し，可搬型代替注水ポンプ(A-1
級又は A-2 級)の水源を確保する。
⑥緊急時対策要員は，緊急時対策本部の指示を受け，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)を起動し注水/補給を実施する。注水/補給中は可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)付きの圧力計で圧力を確認しながら可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)を操作する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから淡水貯水池から海を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)への送水の切替えまで 40 分以内で可能である。（大容量送水車（海水取水用）の準備から切替えを実施した場
合は，約 325 分で対応可能である。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

288

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東海第二(3) 外部水源から内部水源への切替え
原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に内部水源（サプレッション・チェンバ）を水源とした
高圧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，逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧を実施し，外部水源（代替淡水貯槽）を水源とした低圧代替注水系（常設）による原
子炉圧力容器への各種注水を行うが，その後，事故収束に必要な対応として，外部水源（代替淡水貯槽）から内部水源（サプレッション・チェンバ）への切替えを行う。
ａ．外部水源（代替淡水貯槽）から内部水源（サプレッション・チェンバ）への切替え
有効性評価において想定する事故シーケンスグループ等である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）」発生時の事故の収束に必要な対応として，外部水源（代替淡水貯槽）から内部水源（サプレッション・チェンバ）へ水源を切り替える。
(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷時，外部水源（代替淡水貯槽）を使用した低圧代替注水系（常設）及び代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の冷却を実施している状態にて，原子炉水位がＬ０以上と判断され，かつ，代替循環冷却系が使用可能な場合※１※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合(b) 操作手順
外部水源（代替淡水貯槽）から内部水源（サプレッション・チェンバ）への切替え手順の概要は以下のとおり。
なお，内部水源（サプレッション・チェンバ）を使用した代替循環冷却系による原子炉
圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱手順については，「1.4.2.1(3)ａ．(b) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却」，「1.7.2.1(1)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」及び「1.8.2.2(1)ｃ． 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水」にて整備する。また，外部水源（代替淡水貯槽）を使用した代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却手順については，「1.6.2.2(1)ａ．
(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ」にて整
備する。

289

備考
相違理由⑬

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東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に外部水源（代替淡水貯槽）を使用した低圧代替注水系（常設）及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の冷却手段から，内部水源（サプレッショ
ン・チェンバ）を使用した代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱手段へ切り替えるため，代替循環冷却系ポンプの起動を指示する。
②運転員等は，中央制御室にて，内部水源（サプレッション・チェンバ）を使用した代
替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱が開始されたことを確認し，発電長に報告する。
③発電長は，内部水源（サプレッション・チェンバ）を使用した代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱開始を確認後，運転員等に外部水源（代替淡水貯槽）を使用した低圧代替注水系（常設）及び代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）の停止操作を行うため，常設低圧代替注水系ポンプ停止を指示する。
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停止する。
⑤運転員等は，発電長に常設低圧代替注水系ポンプが停止したことを報告する。
⑥発電長は，内部水源（サプレッション・チェンバ）を使用した代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱を開始後，原子炉格納容器内の圧力及び温度が上昇することを確認した場合は，外部水源（代替淡水貯槽）を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却を行うため，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。
(c) 操作の成立性
内部水源（サプレッション・チェンバ）を使用した代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱操作の成立性については，「1.13.2.1(2)ｄ．(b)
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却」，「1.13.2.1(2)ｄ．(c) 代替循環冷却系による原子炉格納容器内へのスプレイ（炉心損傷後）」及び「1.13.2.1(2)ｄ．(d) 代替循環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）」にて整理する。
外部水源（代替淡水貯槽）を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却操作の成立性については，「1.13.2.1(1)ｂ．(a) 代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による代替淡水貯槽を水源とした原子炉格納容器内の冷却」にて整理す
る。

290

備考
相違理由⑬

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1.13.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

東海第二

備考

1.13.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による各接続口から注水等が必要な箇所までの送水

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各接続口から注水等が必要な箇

手順については，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手所までの送水手順については，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却す

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

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」，

格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」，「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷「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」，「1.10 水素爆発による原子炉を防止するための手順等」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて，それぞ

建屋等の損傷を防止するための手順等」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」

れ整備する。

にて，それぞれ整備する。

海を水源とした設備への送水手順については，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための海を水源とした設備への送水手順については，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手手順等」及び「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて，それぞれ順等」，「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」及び「1.14 電源の確保整備する。

に関する手順等」にて，それぞれ整備する。

相違理由③

相違理由⑳

中央制御室監視計器類への電源供給手順並びに第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発

中央制御室監視計器類への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設

電機，電源車，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級及び A-2 級)及び仮設発電機への燃料補給手順につい

備，可搬型代替直流電源設備，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

東二は仮設発電機は使用しなては，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

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。

い。

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

相違理由⑰③

東二は計装設備を整備する逐条を記載。

なお，可搬型代替注水中型ポンプによる送水に使用するホース結合金具付きの可搬型圧力計及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水に使用する可搬型代替注水大型ポンプ付き圧力計で圧力を確認しなが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の回転数を操作し，送水圧力の調整を実施するため，使用する圧力計は健全性が確認されたものを使用する。

291

東二は可搬型圧力計の管理について記載。

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1.13.2.5 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 1.13.33
図に示す。
(1) 水源を利用した対応手段

東海第二

備考

1.13.2.5 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 1.13−

相違理由

16 図に示す。
(1) 水源を利用した対応手段【原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合】
重大事故等時には，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水をする
ため，必要となる十分な量の水をサプレッション・チェンバに確保する。

東二は原子炉冷却材圧力バウ
ンダリが高圧の場合と低圧の場合で整理し記載。
柏崎は高圧・低圧時の対応手段（水源）の選択が同様であるた
め，まとめて記載。

【原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合】
重大事故等時には，原子炉圧力容器への注水，格納容器スプレイ，燃料プールへの注水等の重大事故等時には，原子炉圧力容器への注水，格納容器スプレイ，燃料プールへの注水等の復水貯蔵槽又はサプレッション・チェンバを水源とした注水をするため，必要となる十分な量

代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）を水源とした注水をするため，必

設備名称及び優先順位の相違。

の水を復水貯蔵槽又はサプレッション・チェンバに確保する。

要となる十分な量の水を代替淡水貯槽に確保する。

柏崎とは設備の違いによる対代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）を水源とした注水ができない場

応手段の相違。

合は，サプレッション・チェンバを水源として代替循環冷却系による原子炉圧力容器等のへ注

東二は原子炉冷却材圧力バウ

水をするため，必要となる十分な量の水をサプレッション・チェンバに確保する。

ンダリが低圧の場合，代替淡水貯槽（常設低圧代替注水系ポンプを使用する場合）を水源とした注水を優先し，次にサプレッ
ション・チェンバを水源とした
代替循環冷却系による注水を
する整理。

292

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東海第二

備考

復水貯蔵槽又はサプレッション・チェンバを水源とした注水が実施できず，さらに重大事故等へ

サプレッション・チェンバを水源とした注水が実施できず，さらに重大事故等へ対処するた

設備名称及び優先順位の相違。

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は，ろ過水タンクを水源と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は，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タ

柏崎とは設備の違いによる対して消火系による原子炉圧力容器等のへ注水を実施する。

ンクを水源として消火系による原子炉圧力容器等への注水を実施する。

応手段の相違。

ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源として利用できない場合は，復水貯蔵タンクを水源として補給水系による原子炉圧力容器等への注水を実施する。
ろ過水タンクを水源として利用できない場合は，防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ

復水貯蔵タンクを水源として利用できない場合は，西側淡水貯水設備を水源として可搬型代

設備名称及び優先順位の相違。

(A-1 級又は A-2 級)により原子炉圧力容器等へ注水するため，必要となる十分な量の水を防火水槽

替注水中型ポンプにより原子炉圧力容器等へ注水するため，必要となる十分な量の水を西側淡柏崎とは設備の違いによる対に確保する。

水貯水設備に確保する。

応手段の相違。

防火水槽を水源として利用できない場合は，淡水貯水池を水源として，淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを用いて可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)に水を西側淡水貯水設備を水源として利用できない場合は，代替淡水貯槽を水源として可搬型代替
注水大型ポンプにより原子炉圧力容器等へ注水する。

供給することで原子炉圧力容器等へ注水する。

設備名称及び優先順位の相違。
柏崎とは設備の違いによる対応手段の相違。

淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合は，淡水貯水池から直接可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)により原子炉圧力容器等へ注水する。
淡水貯水池を水源として利用できない場合は，海を利用して大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)により原子炉圧力容器等へ注水することとなる。

代替淡水貯槽を水源として利用できない場合は，海を利用して可搬型代替注水大型ポンプにより原子炉圧力容器等へ注水することとなる。

設備名称及び優先順位の相違。
柏崎とは設備の違いによる対応手段の相違。

また，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽又は海を水源とした可搬型代替注水中型ポンプ又は東二は可搬設備による注水等

可搬型代替注水大型ポンプによる注水等の手段は，代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代替注の準備開始タイミングを記載。

水系ポンプによる注水等の手段と同時並行で準備を開始する。なお，注水等の手段における水

東二は注水等の手段における源と可搬型ポンプの組み合わせは，以下のようにする。

水源と可搬型ポンプの組み合・西側淡水貯水設備を水源とする場合は，可搬型代替注水中型ポンプを使用する。

わせについて記載。

・代替淡水貯槽を水源とする場合は，可搬型代替注水大型ポンプを使用する。
・海を水源とする場合は，可搬型代替注水大型ポンプを使用する。
そのほかに，重大事故等時には，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベントにてス

東二はフィルタ装置へスクラ

クラビング水が低下した場合に，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

ビング水の補給における対応

より，フィルタ装置へスクラビング水の補給を実施する。なお，補給手段における水源と可搬手段及び補給手段における水型ポンプの組み合わせは，以下のようにする。

源と可搬型ポンプの組み合わ・西側淡水貯水設備を水源とする場合は，可搬型代替注水中型ポンプを使用する。
・代替淡水貯槽を水源とする場合は，可搬型代替注水大型ポンプを使用する。
・淡水タンクを水源とする場合は，可搬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。

293

せについて記載。

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東海第二

備考

ａ．送水に利用する水源の優先順位

東二は送水に使用する水源の(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送水（注水等）に利用

優先順位の考え方を整理し記する水源の優先順位
重大事故等時，常設設備による注水等ができない場合は，可搬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注水等を実施する。
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には，複数の水源から選択する必要があることから，送水に利用する水源の優先順位の考え方を以下に示す。
水源の優先順位を決定するに当たっては，注水継続性（可搬設備による送水時の有効水源容量）及び水質による機器への影響（淡水／海水）を考慮する。なお，淡水タンクは給水処理設備からの補給以外に現実的な水源補給の手段がなく，継続的な注水確保の観点からは有効な注水源でないことから，補給用水源と位置付ける。
可搬設備による送水（注水等）に利用する水源は，代替淡水貯槽よりも注水継続性がある西側淡水貯水設備を優先することから，西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水
中型ポンプによる原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水を実施するため，必要となる十分な量の水を西側淡水貯水設備に確保する。
西側淡水貯水設備を水源として利用できない場合は，淡水（代替淡水貯槽）又は海水の選択となることから，水質による機器への影響を考慮し，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原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉
格納容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを実施するため，必要となる十分な量の水を代替淡水貯槽に確保する。
代替淡水貯槽を水源として利用できない場合は，最終的な水源である海を水源とした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，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水／スプレイを実施する。
(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送水（フィルタ装置ス
クラビング水補給）に利用する水源の優先順位
重大事故等時，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベントにてスクラビング水が低下した場合は，可搬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へのスクラビング水の補給を実施する。
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には，複数の水源から選択する必要があることから，送水に利用する水源の優先順位の考え方を以下に示
す。

294

載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

水源の優先順位を決定するに当たっては，注水等に使用する水源の優先度及び水質による 東二は送水に使用する水源の機器への影響（淡水／海水）を考慮する。また，淡水タンクは消火系の水源であることを考３

慮する。なお，スクラビング水は上下限水位差で 45m 未満であること，スクラビング水は実

優先順位の考え方を整理し記載。

質 7 日間以上補給不要であることから，補給継続性（水源容量）及びホース敷設距離（準備作業時間，漏えいリスク,アクセス性阻害）については，優先的に考慮すべき事項とはしない。また，フィルタ装置スクラビング水補給は，原則淡水のみを利用する。
フィルタ装置スクラビング水補給において，代替淡水貯槽は注水等に使用する常設の低圧
代替注水系の第一水源であるため，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を実施する。
西側淡水貯水設備から送水ができない場合は，淡水タンクは消火系の水源として確保する必要があることから，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を実施する。
代替淡水貯槽から送水ができない場合は，淡水（淡水タンク）又は海水の選択となるが，水質による機器への影響を考慮し，原則淡水のみを利用することから，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を実施する。
(2) 水源へ水を補給するための対応手段(2) 水源へ水を補給するための対応手段
重大事故等時には，注水等に使用している水源が枯渇しないように，可搬型代替注水中型ポ

東二は「水源を利用した対応手

ンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより，注水等に使用している水源への補給を実施する。

段」と統一した記載。

なお，補給手段における水源と可搬型ポンプの組み合わせは，以下のようにする。

東二は補給手段における水源・西側淡水貯水設備を水源とする場合は，可搬型代替注水中型ポンプを使用する。

と可搬型ポンプの組み合わせ・代替淡水貯槽を水源とする場合は，可搬型代替注水大型ポンプを使用する。

について記載。

・淡水タンクを水源とする場合は，可搬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。
・海を水源とする場合は，可搬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。
ａ．補給に利用する水源の優先順位
重大事故等時，注水等に使用している水源への補給には，複数の水源から選択する必要があ

東二は補給に使用する水源の優先順位の考え方を整理し記ることから，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補給に利用する 載。
水源の優先順位の考え方を以下に示す。

柏崎は補給に使用する水源の水源の優先順位を決定するに当たっては，信頼性（耐震性）及び水質による機器への影響（淡 優先順位のみを記載。
水／海水）を考慮する。また，淡水タンクにおいては，消火系の水源であることを考慮する。

295

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 復水貯蔵槽への補給

東海第二(a) 代替淡水貯槽への補給に利用する水源の優先順位

備考
相違理由⑥②①

代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代替注水系ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプに東二は補給に使用する水源のよる原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び優先順位の考え方を整理し記

使用済燃料プールへの注水／スプレイにおいて，代替淡水貯槽が枯渇しないように，可搬型 載。
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，各水源からの補給を実施する。

復水貯蔵槽を水源として，原子炉圧力容器への注水等の各種注水時において，外部電源によ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る原子炉圧力容器への注水

設備名称及び優先順位の相違。

り交流電源が確保できた場合は，純水補給水系により純水タンクから復水貯蔵槽へ補給する。

等の各種注水時又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水時において，淡水タンクは消火

柏崎とは設備の違いによる対外部電源喪失により交流電源が確保できない場合で可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)が使用可

系の水源として確保する必要があり，西側淡水貯水設備は淡水タンクより信頼性が高いこ

応手段の相違。

とから，可搬型代替注水中型ポンプにより西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽へ補給す

東二は補給に使用する水源のる。

優先順位の考え方を整理し記能な場合は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)により防火水槽から復水貯蔵槽へ補給する。

載。
防火水槽を水源として利用できない場合は，淡水貯水池を水源として，淡水貯水池から防火

西側淡水貯水設備を水源として利用できない場合は，淡水（淡水タンク）又は海水の選択 設備名称及び優先順位の相違。

水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを用いて可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)により復水となることから，水質による機器への影響を考慮し，淡水タンクを水源として，可搬型代替

柏崎とは設備の違いによる対貯蔵槽へ補給する。

注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより代替淡水貯槽へ補給する。

応手段の相違。
東二は補給に使用する水源の優先順位の考え方を整理し記載。

淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合は，淡水

柏崎とは設備の違いによる対貯水池から直接可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)により復水貯蔵槽へ補給する。

応手段の相違。

淡水貯水池を水源として利用できない場合は，海を利用した補給手段よりも短時間で補給を開始できる純水補給水系（仮設発電機を使用）により純水タンクから復水貯蔵槽へ補給する。
純水補給水系（仮設発電機を使用）により純水タンクから復水貯蔵槽へ補給ができない場合
は，海を利用して大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)により復水

淡水タンクから代替淡水貯槽へ補給ができない場合は，海を利用して可搬型代替注水中型 柏崎とは設備の違いによる対ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより代替淡水貯槽へ補給する。

貯蔵槽へ補給する。

296

応手段の相違。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 防火水槽への補給

東海第二(b) 西側淡水貯水設備への補給に利用する水源の優先順位

備考
相違理由⑥⑧⑦

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原子炉圧力容器への注

東二は補給に使用する水源の水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び使用済燃料プールへの注水

優先順位の考え方を整理し記において，西側淡水貯水設備が枯渇しないように，可搬型代替注水大型ポンプにより，各水載。

源からの補給を実施する。

防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水時において，淡水貯水池から防火水槽へ補給する。

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時において，淡水タ 設備名称及び優先順位の相違。
ンクは消火系の水源として確保する必要があり，代替淡水貯槽は淡水タンクより信頼性が高 柏崎とは設備の違いによる対いことから，可搬型代替注水大型ポンプにより代替淡水貯槽から西側淡水貯水設備へ補給す 応手段の相違。
る。

東二は補給に使用する水源の優先順位の考え方を整理し記載。

淡水貯水池から補給ができない場合は，淡水タンクから防火水槽へ補給する。

代替淡水貯槽を水源として利用できない場合は，淡水（淡水タンク）又は海水の選択とな 設備名称及び優先順位の相違。
ることから，水質による機器への影響を考慮し，淡水タンクを水源として，可搬型代替注水

柏崎とは設備の違いによる対大型ポンプにより西側淡水貯水設備へ補給する。

応手段の相違。
東二は「代替淡水貯槽への補給」と統一した記載。
東二は補給に使用する水源の優先順位の考え方を整理し記載。

淡水タンクから補給ができない場合は，大容量送水車(海水取水用)，代替原子炉補機冷却海水ポンプ又は可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)により海から防火水槽へ補給する。なお，大容量

淡水タンクから西側淡水貯水設備へ補給ができない場合は，海を利用して可搬型代替注水 設備名称及び優先順位の相違。
大型ポンプにより西側淡水貯水設備へ補給する。

柏崎とは設備の違いによる対送水車(海水取水用)及び代替原子炉補機冷却海水ポンプによる海水の補給は，補給開始までに応手段の相違。

時間を要することから可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による海水の補給を優先する。

東二は「代替淡水貯槽への補給」と統一した記載。

c. 淡水タンクへの補給

柏崎とは設備の違いによる対淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)を水源としている場合は，淡水貯水池から淡水タ

応手段の相違。

ンクへ補給する。

297

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二第 1.13−1 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

第 1.13.1 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，対処設備及び手順書一覧(1/15)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／21）
対処設備

手順は「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。

サプレッション・チェンバ

代替淡水貯槽
代替燃料プール注水系（常設
低圧代替注水系ポンプ）

重大事故等対処設備

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

自主対策設備代替淡水貯槽
格納容器頂部注水系（常設）（常設低圧代替注水系ポンプ）

使用済燃料プールへの注水／スプレイ

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

重大事故等
対処設備

原子炉ウェルへの注水

復水貯蔵槽
サプレッションプール浄化系（サプレッション
プール浄化系ポンプ）

代替淡水貯槽
格納容器下部注水系（常設）（常設低圧代替注水系ポンプ）

重大事故等対処設備−
手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

代替淡水貯槽
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）

手順書

重大事故等対処設備

重大事故等
対処設備

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

代替淡水貯槽低圧代替注水系（常設）（常設低圧代替注水系ポンプ）

原子炉ウェルへの注水

手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。

対処設備

原子炉格納容器下部への注水

手順は「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。

対応
手段

原子炉格納容器内の冷却

原子炉格納容器下部への注水復水貯蔵槽
格納容器下部注水系（常設）（復水移送ポンプ）

重大事故等対処設備

原子炉格納容器
内の冷却

復水貯蔵槽
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
（復水移送
ポンプ）

手順は「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。

代替淡水貯槽を水源とした対応︵常設︶

自主対策
設備

復水貯蔵槽
低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備

制御棒駆動系（制御棒駆動水ポンプ）

分類

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の原子炉圧力容器への注水

重大事故等
対処設備
︵設計基準拡張︶

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

手順書

重大事故等
対処設備

復水貯蔵槽
高圧代替注水系（高圧代替注水系ポンプ）

原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時︶

復水貯蔵槽を水源とした対応−

原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時︶

サプレッション・チェン
バ

対応
手段

備考

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

298

手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融
炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整
備する。

相違理由
相違理由⑰
柏崎との相違箇所については
四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省略。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載。
東二は設計基準事故対処設備
に対し，重大事故等対処設備（設計基準拡張）ではなく重大事故等対処設備として位置付ける。
（以下，第 1.13−1 表は同様。
）
柏崎は復水貯蔵槽（重大事故等対処設備）及びサプレッション・チェンバ（重大事故等対処設備）を水源とした高圧時の原子炉圧力容器への注水手段を整備。
東二はサプレッション・チェ
ンバ（重大事故等対処設備）
及び復水貯蔵タンク（自主対策設備）を水源とした注水手段を整備。

手順は「1.8 原子炉
格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等」にて整備する。

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

手順は「1.11 使用済
燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

柏崎は防火水槽，淡水貯水池
及び海を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ
手段を整備。また，ろ過水タンクを水源とした使用済燃料
プールへの注水手段を整備。
東二は西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽及び海を水源とした使用済燃料プールへの注水／スプレイ手段を整備。また，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした使用済燃料プールへの注水手段を整備。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
対応手段，対処設備及び手順書一覧(2/15)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

相違理由⑰

手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。

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）
原子炉隔離時冷却系（原子炉
隔離時冷却系ポンプ）
高圧炉心スプレイ系（高圧炉
心スプレイ系ポンプ）

サプレッション・チェンバ
残留熱除去系（残留熱除去系
ポンプ）
低圧炉心スプレイ系（低圧炉
心スプレイ系ポンプ）

サプレッション・チェンバ
残留熱除去系（残留熱除去系
ポンプ）

自主対策設備原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱︵代替循環冷却系
による原子炉圧力容器への注水︶

重大事故等
対処設備

サプレッション・チェンバ
代替循環冷却系（代替循環冷却系ポンプ）

手順書

重大事故等対処設備

重大事故等
対処設備
︵設計基準拡張︶
手順は「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順
等」にて整備する。

対処設備

重大事故等対処設備−

原子炉格納容器
内の除熱

重大事故等
対処設備

原子炉圧力容器及び原子炉格納容器内の除熱サプレッション・チェンバ
代替循環冷却系（復水移送ポンプ）

サプレッション・チェンバを水源とした対応

重大事故等
対処設備
︵設計基準拡張︶

残留熱除去系（残留熱除去系ポンプ）

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の原子炉圧力容器への注水

重大事故等
対処設備

サプレッション・チェンバ対応
手段

重大事故等対処設備

手順は「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。

残留熱除去系（残留熱除去系ポンプ）※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等
対処設備
︵設計基準拡張︶

原子炉格納容器
内の除熱

サプレッション・チェンバを水源とした対応

原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時︶

サプレッション・チェンバ

分類

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の原子炉圧力容器への注水

サプレッション・チェンバ

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

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／21）

重大事故等
対処設備

原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時︶

復水貯蔵槽

対応
手段

東海第二

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

299

東二はサプレッション・チェ
ンバを水源とした高圧代替注
水系による原子炉圧力容器への注水手段を整備。
手順は「1.2 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順
等」にて整備する。

手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順
等」にて整備する。

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順
等」にて整備する。

東二はサプレッション・チェ
ンバを水源とした代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水手段を整備。ただし，代替循環冷却系ポンプは炉心損傷を防止するための注水量としては十分ではない場合があるため，自主対策設備と位置付ける。
東二はサプレッション・チェ
ンバを水源とした代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱手段を比較表ページ 300に記載。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／21）
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

サプレッション・チェンバ
代替循環冷却系（代替循環冷却系ポンプ）

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱︵代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱︶

サプレッション・チェンバ
代替循環冷却系（代替循環冷却系ポンプ）

手順書

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱︵代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却︶

サプレッション・チェンバを水源とした対応

−

対処設備

手順は「1.7 原子炉
格納容器の過圧破損を防止するための手順
等」にて整備する。

柏崎はサプレッション・チェ
ンバを水源とした代替循環冷却系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器内の除熱手段を比較表ページ 299 に記載。

サプレッション・チェンバ
代替循環冷却系（代替循環冷却系ポンプ）

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の除熱︵代替循環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︶︶

東二はサプレッション・チェ
ンバを水源とした代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水手段を整備。

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

300

手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順
等」にて整備する。

東二はサプレッション・チェ
ンバを水源とした代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却手段を整備。

手順は「1.8 原子炉
格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等」にて整備する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
対応手段，対処設備及び手順書一覧(3/15)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

ろ過水タンク消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

自主対策設備

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

自主対策設備手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

自主対策設備手順は「1.8 原子炉
格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等」にて整備する。

ろ過水貯蔵タンク
多目的タンク消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

自主対策設備手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融
炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

原子炉格納容器下部への注水

手順は「1.11 使用済燃料貯蔵
槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

手順は「1.11 使用済
燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

−

使用済燃料プールへの注水

自主対策設備

使用済燃料
プールへの注水※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）相違理由⑰

原子炉格納容器内の冷却自主対策設備原子炉格納容器下部への注水ろ過水タンク消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

サプレッション・チェンバ

対応
手段

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の原子炉圧力容器への注水

自主対策設備原子炉格納容器
内の冷却ろ過水タンクを水源とした対応

手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした対応

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

ろ過水タンク消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）−

分類

手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。

ろ過水タンク消火系（ディーゼル駆動消火ポンプ）

復水貯蔵槽

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／21）

自主対策設備原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時︶

サプレッション・チェン
バ
復水貯蔵槽

対応
手段

東海第二

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

301

柏崎はろ過水タンクを水源とした消火系による注水等の手段を整備。
東二は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る注水等の手段を整備。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／21）
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

手順書

東二は復水貯蔵タンクを水源とした注水等の手段を整備。
復水貯蔵タンク
原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※３
原子炉圧力容器
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
補給水系配管・弁所内常設直流電源設備※２
非常用交流電源設備※２
燃料給油設備※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」等

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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

302

ＡＭ設備別操作手順書

ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設備原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の原子炉圧力容器への注水︵制御棒駆動水圧系
による原子炉圧力容器への注水︶

復水貯蔵タンク
制御棒駆動水圧系（制御棒駆動
水ポンプ）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

重大事故等対策要領

自主対策設備原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の原子炉圧力容器への注水︵高圧炉心スプレイ系による復水貯蔵タンク
を水源とした原子炉圧力容器への注水︶

復水貯蔵タンク
高圧炉心スプレイ系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※３
原子炉圧力容器
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
補給水系配管・弁
高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機用海水系
非常用交流電源設備※２
燃料給油設備※２

自主対策設備原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の原子炉圧力容器への注水︵原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵タンク
を水源とした原子炉圧力容器への注水︶

復水貯蔵タンクを水源とした対応

サプレッション・チェンバ

対処設備

手順は「1.2 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順
等」にて整備する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／21）
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

東二は復水貯蔵タンクを水源とした注水等の手段を整備。

自主対策設備原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の原子炉圧力容器への注水

復水貯蔵タンク
補給水系（復水移送ポンプ）

手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融
炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

サプレッション・チェンバ

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

自主対策設備原子炉格納容器下部への注水復水貯蔵タンク
補給水系（復水移送ポンプ）

自主対策設備原子炉格納容器
内の冷却復水貯蔵タンクを水源とした対応−

復水貯蔵タンク
補給水系（復水移送ポンプ）

手順は「1.8 原子炉
格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等」にて整備する。

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

303

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

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

多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器
スプレイ）」「消防車による送水（デブリ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP 常設ス
プレイ）」「消防車による送水（SFP 可搬型
スプレイ）」

サプレッション・チェンバ

重大事故等
対処設備

防火水槽 ※2

対処設備

西側淡水貯水設備
可搬型代替注水中型ポンプ
ホース・接続口
低圧代替注水系配管・弁
燃料給油設備※２

手順書

重大事故等対策要領

東二は可搬設備によるフィル
タ装置スクラビング水補給ラ
イン接続口までの送水対応を個別に記載。

西側淡水貯水設備
可搬型代替注水中型ポンプ
ホース・接続口
格納容器圧力逃がし装置配管・弁
燃料給油設備※２※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

304

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水
貯水池を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として西側淡水貯水設備
及び代替淡水貯槽を整備。

東二は原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ低圧時の西側淡水貯水設備を水源とした原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内の冷却手段を比較表ページ 305 に記載。

重大事故等対処設備−

自主対策設備原子炉格納容器内の冷却

重大事故等
対処設備

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて
整備する。

対応
手段

西側淡水貯水設備を水源とした送水︵可搬型代替注水中型ポンプによるフィルタ装置
スクラビング水補給ライン接続口への送水時︶

自設主備対策

原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時︶

防火水槽を水源とした対応

手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。

防火水槽 ※2

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

西側淡水貯水設備を水源とした対応

低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）
，ホース・接続口等）※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

相違理由⑰

重大事故等対処設備

防火水槽 ※2

分類

自設主備対策防火水槽を水源とした送水

重大事故等
対処設備

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

手順書

西側淡水貯水設備を水源とした送水︵可搬型代替注水中型ポンプによる高所東側接続口︐高所西側接続口︐
原子炉建屋東側接続口又は原子炉建屋西側接続口への送水時︶

サプレッション・チェン
バ
復水貯蔵槽

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／21）

対応手段，対処設備及び手順書一覧(4/15)
分類

東海第二

重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
対応手段，対処設備及び手順書一覧(5/15)
分類

対応
手段

対処設備

手順書

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

サプレッション・チェンバ

対応
手段

対処設備

西側淡水貯水設備
低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水中型ポン
プ，ホース・接続口等）

西側淡水貯水設備
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水
中型ポンプ，ホース・接続口等）

重大事故等対処設備

原子炉ウェルへの注水

西側淡水貯水設備
格納容器頂部注水系（可搬型）（可搬型代替注水中型ポンプ，ホース・接続口等）

手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融
炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」及
び「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。

手順は「1.8 原子炉
格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等」にて整備する。

−

手順は「1.11 使用済燃料貯蔵
槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

自主対策
設備※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）西側淡水貯水設備
代替燃料プール注水系（可搬型代替注水中型ポンプ，ホース・接続口等）

重大事故等対処設備

使用済燃料プールへの注水／スプレイ

防火水槽 ※2

自主対策設備重大事故等
対処設備

燃料プール代替注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）
使用済燃料プールへの
注水／スプレイ

原子炉格納容器下部への注水

自主対策設備原子炉ウェルへの注水

西側淡水貯水設備
格納容器下部注水系（可搬型）可搬型代替注水中型ポン
プ，ホース・接続口等）

重大事故等対処設備

フィルタ装置スクラビング水補給

自主対策
設備

西側淡水貯水設備
可搬型代替注水中型ポンプ
ホース・接続口手順書

重大事故等対処設備

原子炉格納容器内の冷却

原子炉格納容器下部への注水防火水槽を水源とした対応

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

西側淡水貯水設備を水源とした対応

重大事故等
対処設備

手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

防火水槽 ※2

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

相違理由⑰

重大事故等対処設備

手順は「1.5 最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための手順等」
及び「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順
等」にて整備する。

防火水槽 ※2

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

分類

自主対策設備

復水貯蔵槽

重大事故等
対処設備

フィルタ装置への補給−

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（8／21）
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の原子炉圧力容器への注水機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

東海第二※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

305

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

手順は「1.11 使用済
燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

柏崎は防火水槽を水源とした
原子炉圧力容器への注水（原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時）及び原子炉格納容器内の冷却手段を比較表ページ
304 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（9／21）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

代替淡水貯槽を水源とした送水︵可搬型代替注水大型ポンプによるフィルタ装置
スクラビング水補給ライン接続口への送水時︶

代替淡水貯槽を水源とした対応︵可搬型︶−

代替淡水貯槽を水源とした送水︵可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉建屋東側接続口︐
原子炉建屋西側接続口︐高所東側接続口又は高所西側接続口への送水時︶

サプレッション・チェンバ

対応
手段

対処設備

代替淡水貯槽
可搬型代替注水大型ポンプ
ホース・接続口
低圧代替注水系配管・弁
燃料給油設備※２

手順書

重
大
事
故
等
対
処
設
備

東二は可搬設備によるフィル
タ装置スクラビング水補給ラ
イン接続口までの送水対応を個別に記載。

代替淡水貯槽
可搬型代替注水大型ポンプ
ホース・接続口
格納容器圧力逃がし装置配管・弁
燃料給油設備※２

重
大
事
故
等
対
処
設
備

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

306

重大事故等対策要領

東二は常設設備による代替淡水貯槽（淡水）を水源とした
注水等の手段のほかに，可搬設備によるの注水等の手段を整備。また，西側淡水貯水設
備（淡水）を水源とした可搬設備による注水等の手段を整備。
柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等の手段を「防火水槽を水源とした対応」及び「淡水貯水池を水源とした対応」に記載。
柏崎は比較表ページ 304，
305，308〜311 に記載。

重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（10／21）
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

代替淡水貯槽低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポン
プ，ホース・接続口等）

原子炉ウェルへの注水

代替淡水貯槽
格納容器頂部注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

重大事故等対処設備

原子炉格納容器下部への注水代替淡水貯槽
格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

重大事故等対処設備

フィルタ装置スクラビング水補給

代替淡水貯槽
可搬型代替注水大型ポンプ
ホース・接続口

重大事故等対処設備

原子炉格納容器内の冷却

代替淡水貯槽を水源とした対応︵可搬型︶

代替淡水貯槽
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

手順書

重大事故等対処設備

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の原子炉圧力容器への注水

サプレッション・チェンバ

対応
手段

手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融
炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」及
び「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。

手順は「1.8 原子炉
格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等」にて整備する。

−

自主対策設備
重大事故等対処設備

使用済燃料プールへの注水／スプレイ

代替淡水貯槽
代替燃料プール注水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

307

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

手順は「1.11 使用済
燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

東二は常設設備による代替淡水貯槽（淡水）を水源とした
注水等の手段のほかに，可搬設備によるの注水等の手段を整備。また，西側淡水貯水設
備（淡水）を水源とした可搬設備による注水等の手段を整備。
柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等の手段を「防火水槽を水源とした対応」及び「淡水貯水池を水源とした対応」に記載。
柏崎は比較表ページ 304，
305，308〜311 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備及び手順書一覧(6/15)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

サプレッション・チェン
バ
復水貯蔵槽

対処設備

手順書

自主対策設備淡水貯水池 ※2低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）
，ホース・接続口等）

多様なハザード対応手順「貯水池から消防車への送水 」「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器
スプレイ）」「消防車による送水（デブリ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP 常設ス
プレイ）」「消防車による送水（SFP 可搬型
スプレイ）」

手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。
自主対策設備原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時︶

淡水貯水池を水源とした対応︵あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合︶

淡水貯水池を水源とした送水︵あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合︶

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

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として淡水貯水池及び防火水槽を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等の手段を「西側淡水貯水設備を水源とした対応」及び「代替淡水貯槽を水源とした対応（可搬型）」に記載。
東二は比較表ページ 304〜307に記載。

淡水貯水池 ※2
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

自主対策設備原子炉格納容器内の冷却※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）308柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備及び手順書一覧(7/15)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

淡水貯水池 ※2
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口

復水貯蔵槽

自主対策設備

フィルタ装置への補給−

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として淡水貯水池及び防火水槽を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等の手段を「西側淡水貯水設備を水源とした対応」及び「代替淡水貯槽を水源とした対応（可搬型）」に記載。
東二は比較表ページ 304〜307に記載。

手順は「1.5 最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための手順等」
及び「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順
等」にて整備する。

手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

自主対策設備原子炉格納容器下部への注水淡水貯水池を水源とした対応︵あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合︶

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

淡水貯水池 ※2
納容器頂部注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

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

自主対策設備原子炉ウェルへの注水−
手順は「1.11 使用済燃料貯蔵
槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

自主対策設備

使用済燃料プールへの
注水／スプレイ

淡水貯水池 ※2
燃料プール代替注水系（可搬型代替注水ポンプ（A-1 級），可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）309柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備及び手順書一覧(8/15)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として淡水貯水池及び防火水槽を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等の手段を「西側淡水貯水設備を水源とした対応」及び「代替淡水貯槽を水源とした対応（可搬型）」に記載。
東二は比較表ページ 304〜307に記載。

多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器
スプレイ）」「消防車による送水（デブリ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP 常設ス
プレイ）」「消防車による送水（SFP 可搬型
スプレイ）」

淡水貯水池 ※2

自主対策設備

低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）
，ホース・接続口等）
重大事故等
対処設備

手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。

淡水貯水池 ※2
自主対策
設備

原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時︶

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

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

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

手順書

重大事故等対処設備

サプレッション・チェン
バ
復水貯蔵槽

対処設備

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

淡水貯水池 ※2
自主対策設備原子炉格納容器内の冷却

重大事故等
対処設備

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）310柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備及び手順書一覧(9/15)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

重大事故等
対処備設

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

原子炉格納容器下部への注水

手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

淡水貯水池 ※2
自主対策
設備

淡水貯水池 ※2
格 納容 器 頂 部 注 水 系 （ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ（A-2 級），ホース・接続口等）−

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

手順は「1.11 使用済燃料貯蔵
槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

淡水貯水池 ※2
自主対策
設備

使用済燃料プールへの
注水／スプレイ

重大事故等
対処備設

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

自主対策設備原子炉ウェルへの注水

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

復水貯蔵槽

淡水貯水池 ※2

手順は「1.5 最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための手順等」
及び「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順
等」にて整備する。

自主対策設備

フィルタ装置への補給

−

重大事故等
対処備設

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として淡水貯水池及び防火水槽を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等の手段を「西側淡水貯水設備を水源とした対応」及び「代替淡水貯槽を水源とした対応（可搬型）」に記載。
東二は比較表ページ 304〜307
に記載。

手順

※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）311柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（11／21）
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

東二は淡水タンクを水源とした対応手段（フィルタ装置ス
クラビング水補給手段）を整備。

自主対策設備

淡水タンクを水源とした送水︵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送水︶

多目的タンク
ろ過水貯蔵タンク
原水タンク
純水貯蔵タンク
可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
多目的タンク配管・弁ホース・接続口
格納容器圧力逃がし装置配管・弁
燃料給油設備※２

重大事故等対策要領

淡水タンクを水源とした対応−

自主対策設備

フィルタ装置スクラビング水補給

多目的タンク
ろ過水貯蔵タンク
原水タンク
純水貯蔵タンク
可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
ホース・接続口※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

312

手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」及
び「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
対応手段，対処設備及び手順書一覧(10/15)
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

相違理由⑰

−

原子炉ウェルへの注水

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

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

格納容器下部注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

格納容器頂部注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

代替燃料プール注水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

重大事故等対処設備

使用済燃料プールへの注水／スプレイ

重大事故等
対処設備

手順は「1.11 使用済燃料貯蔵
槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

低圧代替注水系（可搬型）（可搬型代替注水大型ポン
プ，ホース・接続口等）

重大事故等対処設備 重大事故等対処設備 自主対策設備

手順は「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

可搬型代替注水大型ポンプ
非常用取水設備※１
ホース・接続口
低圧代替注水系配管・弁
燃料給油設備※２

手順書

重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ

対処設備

重大事故等対処設備

手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及
び「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順
等」にて整備する。

原子炉格納容器下部への注水

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

重大事故等
対処設備

使用済燃料プールへの
注水／スプレイ

燃料プール代替注水系（大容量送水車（海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A-1 級），可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級），ホース・接続口等）

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

手順は「1.6 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。

対応
手段

原子炉格納容器内の冷却

原子炉ウェルへの注水

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

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の原子炉圧力容器への注水

原子炉格納容器下部への注水

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

分類

海を水源とした対応

原子炉格納容器内の冷却

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

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器への注水︵原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時︶−

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

手順書

重大事故等対処設備

海を水源とした送水海を水源とした対応
復水貯蔵槽

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

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（12／21）

海を水源とした送水︵可搬型代替注水大型
ポンプによる送水︶

サプレッション・チェン
バ
復水貯蔵槽

東海第二

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

313

重大事故等対策要領

手順は「1.4 原子炉
冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順
等」にて整備する。

手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

手順は「1.8 原子炉
格納容器下部の溶融炉
心を冷却するための手順等」にて整備する。

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

手順は「1.11 使用済
燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

対応
手段

対処設備

手順書

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

残留熱除去系海水系（残留熱除去系海水系ポンプ）

緊急用海水系（緊急用海水ポ
ンプ）

自主対策設備代替残留熱除去系海水系（可搬型代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

手順書

重大事故等対処設備

可搬型代替注水大型ポンプ
（放水用）
放水砲
ホース
泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）
泡混合器
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

航空機燃料火災への泡消火

手順は「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」及び「1.2 原子炉
冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。

可搬型代替注水大型ポンプ
（放水用）
放水砲
ホース
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

大気への放射性物質の拡散抑制

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器へのほう酸水注入

ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした対応※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）海を水源とした対応

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

対処設備

手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

手順は「1.5 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。

東二は海を水源とした残留熱除去系海水系による冷却水の確保手段を整備。

東二は常設の緊急用海水系及び可搬設備を使用した代替残留熱除去系海水系による冷却水の確保手段を整備。
柏崎は常設の原子炉補機冷却系及び可搬設備を使用した代
替原子炉補機冷却系による冷却水の確保手段を整備。その他，原子炉補機冷却水系へ可搬設備により海水を直接送水する手段を整備。

−

重大事故等
対処設備

航空機燃料火災
への泡消火

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

対応
手段

最終ヒートシンク︵海洋︶への代替熱輸送

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

重大事故等
対処設備

大気への放射性物質の拡散抑制

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）
放水砲
ホース
燃料補給設備 ※1

ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系（ほう酸水注入系ポンプ）−

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備

最終ヒートシンク︵海︶への代替熱輸送

海を水源とした対応

−

相違理由⑰

重大事故等対処設備

代替原子炉補機冷却系（大容量送水車（熱交換器ユニット用））分類

残留熱除去系海水系による冷却水の確保機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（13／21）

対応手段，対処設備及び手順書一覧(11/15)
分類

東海第二

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

314

手順は「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。

手順は「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。

東二は「ほう酸水貯蔵タンク
を水源とした対応」に記載。
東二は比較表ページ 316 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（14／21）
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

２Ｃ非常用ディーゼル発電機
海水系（２Ｃ非常用ディーゼ
ル発電機用海水ポンプ）
２Ｄ非常用ディーゼル発電機
海水系（２Ｄ非常用ディーゼ
ル発電機用海水ポンプ）
高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機海水系（高圧炉心ス
プレイ系ディーゼル発電機用
海水ポンプ）

重大事故等対処設備

海を水源とした対応

２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系による冷却水の確保

東二は海を水源とした２Ｃ・
２Ｄ非常用ディーゼル発電機
海水系又は高圧炉心スプレイ
系ディーゼル発電機海水系による冷却水の確保手段を整備。

手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」
にて整備する。

−

自主対策設備

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系による冷却水の確保

高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機海水系（高圧炉心ス
プレイ系ディーゼル発電機用
海水ポンプ）※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

315

手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」
にて整備する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（15／21）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

手順書

東二は海を水源とした２Ｃ・
２Ｄ非常用ディーゼル発電機
海水系又は高圧炉心スプレイ
系ディーゼル発電機海水系への代替送水手段を整備。
代替２Ｃ非常用ディーゼル発
電機海水系（可搬型代替注水
大型ポンプ，ホース・接続口
等）
代替２Ｄ非常用ディーゼル発
電機海水系（可搬型代替注水
大型ポンプ，ホース・接続口
等）
代替高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（可搬型
代替注水大型ポンプ，ホース・接続口等）

代替燃料プール冷却系（代替
燃料プール冷却系ポンプ）

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器へのほう酸水注入

ほう酸水貯蔵タンク
ほう酸水注入系（ほう酸水注
入ポンプ）

重大事故等対処設備

代替燃料プール冷却系による使用済燃料プールの除熱

ほう酸水貯蔵タンクを水源とした対応

−

対処設備

自主対策設備

２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水

海を水源とした対応

−

対応
手段

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

316

手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」
にて整備する。

手順は「1.11 使用済
燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて整備する。

手順は「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」，「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」及び「1.8
原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」にて整備する。

東二は海を水源とした代替燃
料プール冷却系による使用済
燃料プールの除熱手段を整備。

柏崎は「ほう酸水注入系貯蔵
タンクを水源とした対応」に記載。
柏崎は比較表ページ 314 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

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

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

多様なハザード対応手順「消防車による CSP への補給(淡水/海水)」

対処設備

可搬型代替注水中型ポンプ
西側淡水貯水設備
ホース
代替淡水貯槽
燃料給油設備※２

手順書

重大事故等対処設備

代替淡水貯槽へ水を補給するための対応

可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
多目的タンク
ろ過水貯蔵タンク
原水タンク
純水貯蔵タンク
多目的タンク配管・弁ホース
代替淡水貯槽
燃料給油設備※２

自主対策設備

淡水タンクを水源とした補給︵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代替淡水貯槽への補給︶※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）相違理由⑰

柏崎は復水貯蔵槽への補給水源として放火水槽，淡水貯水池，海及び純水タンクを整備。
東二は代替淡水貯槽への補給
水源として西側淡水貯水設
備，淡水タンク及び海を整備。
重大事故等対策要領−

自主対策設備淡水貯水池を水源とした補給︵淡水／海水︶︵あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合︶

復水貯蔵槽へ水を補給するための対応

淡水貯水池 ※2
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口CSP 外部補給配管・弁
復水貯蔵槽
燃料補給設備 ※1

対応
手段

西側淡水貯水設備を水源とした補給︵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淡水貯槽への補給︶

事故時運転操作手順書(徴候ベース)
AM 設備別操作手順書「消防車による CSP への補給」

防火水槽 ※2

自主対策設備防火水槽を水源とした補給︵淡水／海水︶

重大事故等対処設備

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口CSP 外部補給配管・弁
復水貯蔵槽
燃料補給設備 ※1−

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（16／21）

対応手段，対処設備及び手順書一覧(12/15)
分類

東海第二

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

317

重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

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

相違理由⑰
対処設備

手順書

柏崎は復水貯蔵槽への補給水源として放火水槽，淡水貯水池，海及び純水タンクを整備。
東二は代替淡水貯槽への補給
水源として西側淡水貯水設
備，淡水タンク及び海を整備。
可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
非常用取水設備※１
ホース
代替淡水貯槽
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

可搬型代替注水大型ポンプ
代替淡水貯槽ホース
西側淡水貯水設備
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

−

対応
手段

代替淡水貯槽を水源とした補給︵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西側淡水貯水設備への補給︶

自主対策設備

多様なハザード対応手順「大湊側純水移送ポンプ電源確保」−

西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応

重大事故等対処設備

純水補給水系︵仮設発電機使用︶による補給※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）運転操作手順書(徴候ベース)
AM 設備別操作手順書「MUWP ポンプによる CSP への補給」

代替淡水貯槽へ水を補給するための対応

多様なハザード対応手順「消防車による CSP への補給(淡水/海水)」

自主対策設備海を水源とした補給︵淡水／海水︶

純水タンク
純水移送ポンプ
純水補給水系配管・弁
復水貯蔵槽
仮設発電機
燃料補給設備 ※1

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書(徴候ベース)
AM 設備別操作手順書「消防車による CSP への補給」

淡水貯水池 ※2

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

分類

海を水源とした補給︵海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代替淡水貯槽への補給︶

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
ホース・接続口CSP 外部補給配管・弁
復水貯蔵槽
燃料補給設備 ※1

手順書

重大事故等対処設備

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

復水貯蔵槽へ水を補給するための対応−

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（17／21）

対応手段，対処設備及び手順書一覧(13/15)
分類

東海第二

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

318

重大事故等対策要領

重大事故等対策要領

東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
柏崎は「防火水槽へ水を補給するための対応」に記載。
柏崎は比較表ページ 319 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
対応手段，対処設備及び手順書一覧(14/15)
機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対応
手段

対処設備

手順書

柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
可搬型代替注水大型ポンプ
多目的タンク
ろ過水貯蔵タンク
原水タンク
純水貯蔵タンク
多目的タンク配管・弁ホース
西側淡水貯水設備
燃料給油設備※２

自主対策設備

淡水タンクを水源とした補給︵淡水タンクを水源とした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︶

多様なハザード対応手順「大容量送水車による防火水槽への海水補給」

西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応

柏崎は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給手段を整備。

可搬型代替注水大型ポンプ
非常用取水設備※１
ホース
西側淡水貯水設備
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

多様なハザード対応手順「消防車による防火水槽への海水補給」

自主対策設備

可搬型代替注水ポンプ︵Ａ ２級︶による防火水槽への海水補給※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

重大事故等対策要領−

海を水源とした補給︵海を水源とした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︶

多様なハザード対応手順「代替原子炉補機冷却海水ポン
プによる防火水槽への海水補給」

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
ホース
防火水槽 ※2
燃料補給設備 ※1

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

多様なハザード対応手順「大湊側淡水タンクから防火水槽への補給」

自主対策設備代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給

代替原子炉補機冷却海水ポンプ
海水貯留堰
スクリーン室
取水路
ホース
防火水槽 ※2
可搬型代替交流電源設備
移動式変圧器
燃料補給設備 ※1

分類

多様なハザード対応手順「淡水貯水池から大湊側防火水槽への補給」

自主対策設備−

重大事故等対処設備

大容量送水車︵海水取水用︶による防火水槽への海水補給

防火水槽へ水を補給するための対応

防火水槽 ※2

自主対策設備

淡水タンクから防火水槽への補給

大容量送水車（海水取水用）
海水貯留堰
スクリーン室取水路
ホース
燃料補給設備 ※1

手順書

自主対策設備淡水貯水池から防火水槽への補給

ろ過水タンク
純水タンク
ホース
防火水槽 ※2

相違理由⑰

対応手段，対処設備，手順書一覧（18／21）

対処設備

淡水貯水池 ※2
ホース
防火水槽 ※2

備考

-

分類

東海第二

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

319

重大事故等対策要領

柏崎は護岸から可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）により海水を取水し防火水槽へ補給する手段を整備。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

手順書

柏崎は淡水貯水池から淡水タンクに補給する手段を整備。
（高低差を利用して補給）
復水貯蔵タンク
サプレッション・チェンバ
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
補給水系配管・弁所内常設直流電源設備※２
非常用交流電源設備※２
燃料給油設備※２

復水貯蔵タンク
サプレッション・チェンバ
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ
補給水系配管・弁
非常用交流電源設備※２
燃料給油設備※２

西側淡水貯水設備
可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
代替淡水貯槽
非常用取水設備※１
ホース
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

重大事故等対処設備
自主対策設備

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

対処設備

自主対策設備−淡水から海水への切替え︵代替淡水貯槽へ補給する水源の切替え︵西側淡水貯水設備から補給している場合︶︶

自主対策設備淡水貯水池から海への切替え※1:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※2:本条文【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

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

対応
手段

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替え︵高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水時の水源の切替え︶

淡水貯水池 ※2
防火水槽 ※2
淡水タンク
代替原子炉補機冷却海水ポンプ
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
可搬型代替交流電源設備
移動式変圧器
燃料補給設備 ※1

淡水貯水池 ※2

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

水源を切り替えるための対応

重大事故等
対処設備

防火水槽へ補給する
水源の切替え大容量送水車（海水取水用）
海水貯留堰
スクリーン室取水路
ホース
燃料補給設備 ※1

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

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

多様なハザード対応手順「淡水貯水池から大湊側淡水タ
ンクへの補給」

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

原子炉隔離時冷却系
高圧炉心注水系

相違理由⑰

自主対策設備

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ

分類

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替え︵原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水時の水源の切替え︶

淡水貯水池 ※2
ホース
ろ過水タンク
純水タンク

手順書

重大事故等
対処設備

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源切替え

水源を切り替えるための対応

−

対処設備

自主対策設備淡水貯水池から
淡水タンクへの補給

淡水タンクへ水を補給するための
対応

−

対応
手段

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（19／21）

対応手段，対処設備及び手順書一覧(15/15)
分類

東海第二

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

320

ＡＭ設備別操作手順書

ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等対策要領

東二は淡水から海水への切替え手段を「代替淡水貯槽へ補給する水源の切替え」及び「西側淡水貯水設備へ補給す
る水源の切替え」に記載。
東二は比較表ページ 320，321に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（20／21）
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

多目的タンク
ろ過水貯蔵タンク
原水タンク
純水貯蔵タンク
可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ
代替淡水貯槽
非常用取水設備※１
多目的タンク配管・弁ホース
燃料給油設備※２

自主対策設備淡水から海水への切替え︵西側淡水貯水設備へ補給する水源の切替え︵淡水タンクから補給している場合︶︶

多目的タンク
ろ過水貯蔵タンク
原水タンク
純水貯蔵タンク
可搬型代替注水大型ポンプ
西側淡水貯水設備
非常用取水設備※１
多目的タンク配管・弁ホース
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

淡水から海水への切替え︵西側淡水貯水設備へ補給する水源の切替え︵代替淡水貯槽から補給している場合︶︶

代替淡水貯槽
可搬型代替注水大型ポンプ
西側淡水貯水設備
非常用取水設備※１
ホース
燃料給油設備※２

手順書

自主対策設備淡水から海水への切替え︵代替淡水貯槽へ補給する水源の切替え︵淡水タンクから補給している場合︶︶

水源を切り替えるための対応

−

対処設備

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

321

重大事故等対策要領

重大事故等対策要領

重大事故等対策要領

柏崎は淡水から海水への切替え手段を「防火水槽へ補給す
る水源の切替え」及び「淡水貯水池から海への切替え」に記載。
柏崎は比較表ページ 320 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（21／21）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

東二は外部水源（代替淡水貯槽）から内部水源（サプレション・チェンバ）への切替え手段を整備。

代替淡水貯槽
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）
代替循環冷却系（代替循環冷却系ポンプ）

重大事故等対処設備

外部水源から内部水源への切替え︵外部水源︵代替淡水貯槽︶から内部水源︵サプレッション・チェンバ︶への切替え︶

水源を切り替えるための対応

−

対応
手段

※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「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：運転員による操作不要の設備である。

322

ＡＭ設備別操作手順書

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.13.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

第 1.13−2 表 重大事故等対処に係る監視計器

相違理由
柏崎との相違箇所については
四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省略。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載。
（以下，第 1.13−2 表は同様。
）

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）1.13.2.1 水源を利用した対応手順(4) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手順
ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水(a) 原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水

直流 125V 主母線盤２Ａ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
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）

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
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

復水貯蔵タンク水位

判断基準

電源

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

操作323

東二は復水貯蔵タンク（自主対策設備）を水源とした注水等の手段に係る監視計器を整備。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

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）1.13.2.1 水源を利用した対応手順(4) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手順
ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水(b) 高圧炉心スプレイ系による復水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器への注水

Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ電圧
直流 125V 主母線盤ＨＰＣＳ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
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）

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
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

高圧炉心スプレイ系系統流量

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

判断基準

電源

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

操作324

東二は復水貯蔵タンク（自主対策設備）を水源とした注水等の手段に係る監視計器を整備。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
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

監視パラメータ(計器)1.13.2.1 水源を利用した対応手順(4)防火水槽を水源とした対応手順
a. 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水(淡水/海水)

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)（淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級
又は A-2 級)による送水ができない場合）

防火水槽

操作

水源の確保

西側淡水貯水設備水位

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)

水源の確保

代替淡水貯槽水位
西側淡水貯水設備水位（代替淡水貯槽の水位が確保されており，可搬型代替注水大型ポンプによる送水がで
きる場合）

水源の確保

代替淡水貯槽水位

淡水貯水池

重大事故等対策要領

操作

判断基準

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)

水源の確保

淡水貯水池

操作

海を利用

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)
淡水貯水池
防火水槽

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)
淡水貯水池
防火水槽

代替淡水貯槽水位
西側淡水貯水設備水位

水源の確保

海を利用

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(1) 代替淡水貯槽へ水を補給するための対応手順
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）(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代替淡水貯槽への補給

判断基準
操作

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

重大事故等対策要領

操作

水源の確保

判断基準

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)（淡水貯水池及び防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水ができない場合）

水源の確保

重大事故等対策要領

操作

判断基準

水源の確保

1.13.2.1 水源を利用した対応手順(8) 海を水源とした対応手順
ａ．海を水源とした可搬型代替注水大型ポンプによる送水

判断基準

操作

多様なハザード対応手順「消防車による CSP への補給(淡水/海水)」代替淡水貯槽水位
西側淡水貯水設備水位

柏崎は可搬設備による防火水槽，淡水貯水池及び海を水源とした注水等の手段に係る監視計器を整備。
東二は可搬設備による西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽及び海を水源とした注水等の手段に係る監視計器を整備。

1.13.2.1 水源を利用した対応手順(6) 代替淡水貯槽を水源とした対応手順（可搬型代替注水大型ポンプを使用する場合）
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（淡水/海水）

判断基準

判断基準

水源の確保

操作

操作

水源の確保

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(1)復水貯蔵槽へ水を補給するための対応手順

事故時運転操作手順書(徴候ベース)
AM 設備別操作手順書「消防車による CSP への補給」

水源の確保

重大事故等対策要領

1.13.2.1 水源を利用した対応手順(7)海を水源とした対応手順
a.海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水
多様なハザード対応手順「大容量送水車による消防車への海水送水」「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器スプレイ）」「消防車による送水（デブリ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP 常設スプレイ）」「消防車による送水（SFP 可搬型スプレイ）」

監視パラメータ（計器）1.13.2.1 水源を利用した対応手順(5) 西側淡水貯水設備を水源とした対応手順
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（淡水/海水）

1.13.2.1 水源を利用した対応手順(6)淡水貯水池を水源とした対応手順（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
a.淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器スプレイ）」「消防車による送水（デブリ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP 常設スプレイ）」「消防車による送水（SFP 可搬型スプレイ）」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

判断基準

水源の確保

1.13.2.1 水源を利用した対応手順(5)淡水貯水池を水源とした対応手順（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
a.淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
多様なハザード対応手順「貯水池から消防車への送水」「消防車による送水（原子炉注水）」「消防車による送水（格納容器スプレイ）」「消防車による送水（デブリ冷却）」「消防車による送水（原子炉ウェル注水）」「消防車による送水（SFP 常設スプレイ）」「消防車による送水（SFP 可搬型スプレイ）」

備考

監視計器一覧（3／6）

手順書

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

東海第二

325

柏崎は復水貯蔵槽への補給手段に係る監視計器を整備。
・補給水源（放火水槽，淡水貯水池，海及び純水タンク）
東二は代替淡水貯槽への補給手段に係る監視計器を整備。
・補給水源（西側淡水貯水設
備，淡水タンク及び海）柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧(2/4)

備考

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)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）1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(1) 代替淡水貯槽へ水を補給するための対応手順
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）(b) 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代替淡水貯槽への補給1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(1)復水貯蔵槽へ水を補給するための対応手順

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)
純水タンク水位電源

水源の確保

重大事故等対策要領

操作

多様なハザード対応手順「大湊側純水移送ポンプ電源確保」

判断基準

判断基準

事故時運転操作手順書(徴候ベース)
AM 設備別操作手順書「MUWP ポンプによる CSP への補給」

東海第二

水源の確保

仮設発電機電圧操作

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)
純水タンク水位

補機監視機能純水移送ポンプ吐出圧力1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(1) 代替淡水貯槽へ水を補給するための対応手順
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）(c) 海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代替淡水貯槽への
補給

判断基準

水源の確保

多目的タンク水位
ろ過水貯蔵タンク水位
原水タンク水位
純水貯蔵タンク水位
代替淡水貯槽水位
多目的タンク水位
ろ過水貯蔵タンク水位
原水タンク水位
純水貯蔵タンク水位
代替淡水貯槽水位操作

重大事故等対策要領

水源の確保

代替淡水貯槽水位

水源の確保

代替淡水貯槽水位

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(2)防火水槽へ水を補給するための対応手順

水源の確保

判断基準

判断基準

多様なハザード対応手順「貯水池から大湊側防火水槽への補給」

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(2) 西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応手順
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）(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西側淡水貯水設備への補給
防火水槽
淡水貯水池

操作

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

防火水槽
ろ過水タンク水位
純水タンク水位

代替淡水貯槽水位
西側淡水貯水設備水位

水源の確保

代替淡水貯槽水位
西側淡水貯水設備水位

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(2) 西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応手順
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）(b) 淡水タンクを水源とした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

判断基準

判断基準

多様なハザード対応手順「大湊側淡水タンクから防火水槽への補給」

水源の確保

操作

重大事故等対策要領

水源の確保

水源の確保

重大事故等対策要領

操作

操作

水源の確保

防火水槽
ろ過水タンク水位
純水タンク水位

326

水源の確保

多目的タンク水位
ろ過水貯蔵タンク水位
原水タンク水位
純水貯蔵タンク水位
西側淡水貯水設備水位
多目的タンク水位
ろ過水貯蔵タンク水位
原水タンク水位
純水貯蔵タンク水位
西側淡水貯水設備水位

柏崎は防火水槽への補給手段に係る監視計器を整備。
・補給水源（淡水貯水池，淡水タンク及び海）
東二は西側淡水貯水設備への補給手段に係る監視計器を整備。
・補給水源（代替淡水貯槽，
淡水タンク及び海）柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
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

監視パラメータ(計器)

判断基準

判断基準

水源の確保

防火水槽

操作

水源の確保

判断基準

水源の確保

操作

監視パラメータ（計器）

判断基準

水源の確保

西側淡水貯水設備水位

水源の確保

西側淡水貯水設備水位

防火水槽

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(1) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替え
ａ．原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水時の水源の切替え

防火水槽

防火水槽

防火水槽

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(3)淡水タンクへ水を補給するための対応手順

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

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

操作

水源の確保

水源の確保

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(1) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の水源の切替え
ｂ．高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水時の水源の切替え

多様なハザード対応手順「淡水貯水池から大湊側淡水タンクへの補給」

ろ過水タンク水位
純水タンク水位
淡水貯水池

判断基準

判断基準

水源の確保

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

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

水源の確保

柏崎は防火水槽への補給手段に係る監視計器を整備。
・補給水源（淡水貯水池，淡水タンク及び海）
東二は西側淡水貯水設備への補給手段に係る監視計器を整備。
・補給水源（代替淡水貯槽，
淡水タンク及び海）

防火水槽

判断基準

水源の確保

操作

重大事故等対策要領

多様なハザード対応手順「消防車による防火水槽への海水補給」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(2) 西側淡水貯水設備へ水を補給するための対応手順
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）(c) 海を水源とした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

1.13.2.2 水源へ水を補給するための対応手順(2)防火水槽へ水を補給するための対応手順

多様なハザード対応手順「代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給」

備考

監視計器一覧（5／6）

手順書

多様なハザード対応手順「大容量送水車による防火水槽への海水補給」

東海第二

操作

ろ過水タンク水位
純水タンク水位
淡水貯水池

327

東二はサプレッション・チェ
ンバから復水貯蔵タンクへの切替え手段に係る監視計器を整備。
柏崎はサプレッション・チェ
ンバから復水貯蔵槽への切替え手段に係る監視計器を整備。
柏崎は「原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心注水系の水源切替え」に係る監視計器を比較
表ページ 328 に記載。

柏崎は淡水貯水池から淡水タンクに補給する手段に係る監視計器を整備。（高低差を利用して補給）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧(4/4)

備考

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)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）1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(2) 淡水から海水への切替え
ａ．代替淡水貯槽へ補給する水源の切替え

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(1)原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源切替え
a.原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水

操作

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)

判断基準

判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

東海第二

水源の確保

代替淡水貯槽水位
西側淡水貯水設備水位
多目的タンク水位
ろ過水貯蔵タンク水位
原水タンク水位
純水貯蔵タンク水位

水源の確保

代替淡水貯槽水位
海を利用

重大事故等対策要領

操作

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(1)原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源切替え
b.高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水
判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位(SA)

判断基準

操作

原子炉格納容器内の温度

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(2) 淡水から海水への切替え
ｂ．西側淡水貯水設備へ補給する水源の切替え

操作

判断基準
操作

水源の確保

淡水貯水池

水源の確保

防火水槽
海を利用

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(2)淡水から海水への切替え
b.淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水中の場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
判断基準
操作

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

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

水源の確保

防火水槽
海を利用

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
海を利用

重大事故等対策要領

1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(2)淡水から海水への切替え
a.防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又は A-2 級)による送水中の場合
多様なハザード対応手順「貯水池から大湊側防火水槽への補給」「大湊側淡水タンクから防火水槽への補給」「大容量送水車による防火水槽への海水補給」「代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給」「消防車による防火水槽への海水補給」

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位
多目的タンク水位
ろ過水貯蔵タンク水位
原水タンク水位
純水貯蔵タンク水位

328

柏崎はサプレッション・チェ
ンバから復水貯蔵槽への切替え手段に係る監視計器を整備。
東二はサプレッション・チェ
ンバから復水貯蔵タンクへの切替え手段に係る監視計器を整備。
東二は「原子炉隔離時冷却系
による原子炉圧力容器への注
水時の水源の切替え」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時の水源の切替え」に係る監視計器を比較表ページ 327 に記載。
柏崎は淡水から海水への切替え手段として防火水槽へ補給する水源の切替え及び淡水貯水池から海への切替え手段に係る監視計器を整備。
東二は淡水から海水への切替え手段として代替淡水貯槽へ補給する水源の切替え及び西側淡水貯水設備へ補給する水源の切替え手段に係る監視計器を整備。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
第 1.13.3 表 審査基準における要求事項毎の給電対象設備
対象条文【1.13】
重大事故等の収束に必要となる水の供給手
順等

給電元
給電母線

供給対象設備

中央制御室監視計器類

東海第二第 1.13−3 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

常設代替交流電源設備備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

備考

【1.13】
重大事故等の収束に必要となる水の供
給手順等

329

中央制御室監視計器類（サプレッション・プール水位）（代替淡水貯槽水位）（西側淡水貯水設備水位）

給電元
給電母線

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

相違理由 ⑰柏崎との相違箇所については
四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省略。
設備の相違による記載内容の相違。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎との相違箇所については本文に記載しているため下線を省略。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載。
（以下，図は同様。
）
設備の相違による記載内容の
相違。

330

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 330 に記載。
設備の相違による記載内容の
相違。

331

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 330 に記載。
設備の相違による記載内容の
相違。

332

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は先行 PWR との比較のため補足を作成しており，東二は柏崎との比較となるため補足は作成していない。

333

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵タンク（自主対策設備）を水源とした注水等の手段を整備。

334

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は原子炉隔離時冷却系による復水貯蔵タンク（自主対策設備）を水源とした注水等の手段を整備。

335

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は高圧炉心スプレイ系による復水貯蔵タンク（自主対策設備）を水源とした注水等の手段を整備。

336

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は高圧炉心スプレイ系による復水貯蔵タンク（自主対策設備）を水源とした注水等の手段を整備。

337

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水
貯水池を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として西側淡水貯水設備
及び代替淡水貯槽を整備。
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。

338

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338
に記載。

339

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338
に記載。

340

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338
に記載。

341

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338に記載。
柏崎は海を水源とした送水概要図は「第 1.13.8 図 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポン
プ（A-1 級又は A-2 級）による送水 概要図」比較表ページ
362 に記載。

342

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338に記載。
柏崎は海を水源とした送水概要図は「第 1.13.8 図 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポン
プ（A-1 級又は A-2 級）による送水 概要図」比較表ページ
362 に記載。

343

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338に記載。
柏崎は海を水源とした送水概要図は「第 1.13.8 図 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポン
プ（A-1 級又は A-2 級）による送水 概要図」比較表ページ
362 に記載。

344

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338に記載。
柏崎は海を水源とした送水概要図は「第 1.13.8 図 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポン
プ（A-1 級又は A-2 級）による送水 概要図」比較表ページ
362 に記載。

345

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338
に記載。

346

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした送水概要図は「第 1.13.2 図
防火水槽を水源とした可搬型
代替注水ポンプ（A-1 級又はA-2 級）による送水（淡水/海水）概要図」比較表ページ 338
に記載。

347

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は各接続口への送水概要図に分けて記載。
東二は淡水タンクを水源とした対応手段（フィルタ装置ス
クラビング水補給手段）を整備。

348

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水
貯水池を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として西側淡水貯水設備
及び代替淡水貯槽を整備。
東二は各接続口への送水タイ
ムチャートに分けて記載。
東二の西側淡水貯水設備を水源としたフィルタ装置スクラ
ビング水補給ライン接続口への送水タイムチャートは「第1.13−7 図 可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水
大型ポンプによる送水（淡水／海水） タイムチャート」比較表ページ 353 に記載。

349

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水
貯水池を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として西側淡水貯水設備
及び代替淡水貯槽を整備。
東二は各接続口への送水タイ
ムチャートに分けて記載。

350

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水
貯水池を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として西側淡水貯水設備
及び代替淡水貯槽を整備。
東二は各接続口への送水タイ
ムチャートに分けて記載。

柏崎は海を水源とした送水タ
イムチャートは「第 1.13.9 図
海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替
注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）による送水 タイムチャート」
比較表ページ 363〜365 に記載。

351

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は各接続口への送水タイ
ムチャートに分けて記載。
柏崎は海を水源とした送水タ
イムチャートは「第 1.13.9 図
海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替
注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）による送水 タイムチャート」
比較表ページ 363〜365 に記載。

352

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水
貯水池を整備。
東二は淡水を水源とした可搬設備による注水等に使用する水源として西側淡水貯水設備
及び代替淡水貯槽を整備。
東二は各接続口への送水タイ
ムチャートに分けて記載。
柏崎は防火水槽を水源とした
スクラバ接続口への送水タイ
ムチャートは「第 1.13.3 図 防火水槽を水源とした可搬型代
替注水ポンプ（A-1 級又は A-2級）による送水（淡水/海水）
タイムチャート」比較表ページ
349 に記載。

353

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は各接続口への送水タイ
ムチャートに分けて記載。
東二は淡水タンクを水源とした対応手段（フィルタ装置ス
クラビング水補給手段）を整備。

354

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした対応手段を整備。

355

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした対応手段を整備。

356

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした対応手段を整備。

357

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした対応手段を整備。

358

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした対応手段を整備。

359

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした対応手段を整備。

360

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした対応手段を整備。

361

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二の海を水源とした送水概要図は「第 1.13−6 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送水（淡水／海水） 概要図」
比較表ページ 342〜345 に記載。

362

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二の海を水源とした送水タ
イムチャートは「第 1.13−7 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送水（淡水／海水） タ
イムチャート」比較表ページ
351，352 に記載。

363

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二の海を水源とした送水タ
イムチャートは「第 1.13−7 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送水（淡水／海水） タ
イムチャート」比較表ページ
351，352 に記載。

364

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二の海を水源とした送水タ
イムチャートは「第 1.13−7 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送水（淡水／海水） タ
イムチャート」比較表ページ
351，352 に記載。

365

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は復水貯蔵槽への補給水源として放火水槽，淡水貯水池，海及び純水タンクを整備。
東二は代替淡水貯槽への補給
水源として西側淡水貯水設
備，淡水タンク及び海を整備。
東二は代替淡水貯槽への補給
概要図は可搬型代替注水中型
ポンプと可搬型代替注水大型ポンプを使用した場合に分けて記載。補給する水源は全て記載。
柏崎は海を水源とした復水貯蔵槽への補給概要図は「第1.13.16 図 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及
び可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給 概要図」比較表ページ 375
に記載。

366

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は代替淡水貯槽への補給
概要図は可搬型代替注水中型
ポンプと可搬型代替注水大型ポンプを使用した場合に分けて記載。補給する水源は全て記載。
柏崎は防火水槽を水源とした
復水貯蔵槽への補給概要図は「第 1.13.10 図 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵
槽への補給 概要図」比較表
ページ 366 に記載。
柏崎は海を水源とした復水貯蔵槽への補給概要図は「第1.13.16 図 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及
び可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給 概要図」比較表ページ 375
に記載。

367

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は復水貯蔵槽への補給水源として放火水槽，淡水貯水池，海及び純水タンクを整備。
東二は代替淡水貯槽への補給
水源として西側淡水貯水設
備，淡水タンク及び海を整備。

368

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は海を水源とした復水貯蔵槽への補給タイムチャート
は「第 1.13.17 図 海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）による復水貯蔵槽への補給 タイムチ
ャート」比較表ページ 376 に記載。

369

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした復水貯蔵槽への補給手段を
整備。

370

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした復水貯蔵槽への補給手段を
整備。

371

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした復水貯蔵槽への補給手段を
整備。

372

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした復水貯蔵槽への補給手段を
整備。

373

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池を水源とした復水貯蔵槽への補給手段を
整備。

374

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は海を水源とした代替淡水貯槽への補給概要図は「第1.13−8 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淡水貯槽への補給（淡水／海水） 概要図」比較表ページ 366，367 に
記載。

375

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は海を水源とした代替淡水貯槽への補給タイムチャー
トは「第 1.13−9 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淡水貯槽への補給（淡水／海水） タイムチャート」比較表
ページ 369 に記載。

376

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は常設の純水補給水系（自主対策設備）による復水貯蔵槽
への補給手段を整備。

377

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は常設の純水補給水系（自主対策設備）による復水貯蔵槽
への補給手段を整備。

378

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
柏崎は淡水貯水池を水源とした防火水槽への補給概要図は「第 1.13.20 図 淡水貯水池から防火水槽への補給 概要図」
比較表ページ 382 に記載。
柏崎は淡水タンクを水源とした防火水槽への補給概要図は「第 1.13.22 図 淡水タンクから防火水槽への補給 概要図」
比較表ページ 384 に記載。
柏崎は海を水源とした放火水槽への補給概要図は「第1.13.24 図 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽への海水補給 概要図」，「第1.13.26 図 大容量送水車（海水取水用）による防火水槽への海水補給 概要図」，「第1.13.28 図 代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給 概要図」比較表
ページ 386，388，390 に記載。

379

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
柏崎は淡水貯水池を水源とした防火水槽への補給タイムチ
ャートは「第 1.13.21 図 淡水
貯水池から防火水槽への補給
タイムチャート」比較表ページ
383 に記載。
柏崎は淡水タンクを水源とした防火水槽への補給タイムチ
ャートは「第 1.13.23 図 淡水タンクから防火水槽への補給
タイムチャート」比較表ページ
385 に記載。

380

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
柏崎は海を水源とした放火水槽への補給タイムチャートは「第 1.13.25 図 可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）による防火
水槽への海水補給 タイムチ
ャート」，「第 1.13.27 図 大
容量送水車（海水取水用）による防火水槽への海水補給 タ
イムチャート」，「第 1.13.29
図 代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給 タイムチャート」比較表ページ 387，389，391 に記載。

381

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は淡水を水源とした西側
淡水貯水設備への補給概要図は「第 1.13−10 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西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水） 概要図」比較表ペー
ジ 379 に記載。

382

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は淡水を水源とした西側
淡水貯水設備への補給タイム
チャートは「第 1.13−11 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西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水） タイムチャート」
比較表ページ 380 に記載。

383

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は淡水を水源とした西側
淡水貯水設備への補給概要図は「第 1.13−10 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西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水） 概要図」比較表ペー
ジ 379 に記載。

384

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は淡水を水源とした西側
淡水貯水設備への補給タイム
チャートは「第 1.13−11 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西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水） タイムチャート」
比較表ページ 380 に記載。

385

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は海を水源とした西側淡
水貯水設備への補給概要図は「第 1.13−10 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西側
淡水貯水設備への補給（淡水／海水） 概要図」比較表ページ
379 に記載。

386

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は海を水源とした西側淡
水貯水設備への補給タイムチ
ャートは「第 1.13−11 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西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水） タイムチャート」
比較表ページ 381 に記載。

387

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は海を水源とした西側淡
水貯水設備への補給概要図は「第 1.13−10 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西側
淡水貯水設備への補給（淡水／海水） 概要図」比較表ページ
379 に記載。

388

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は海を水源とした西側淡
水貯水設備への補給タイムチ
ャートは「第 1.13−11 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西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水） タイムチャート」
比較表ページ 381 に記載。

389

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は海を水源とした西側淡
水貯水設備への補給概要図は「第 1.13−10 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西側
淡水貯水設備への補給（淡水／海水） 概要図」比較表ページ
379 に記載。

390

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は西側淡水貯水設備への補給水源として代替淡水貯槽，淡水タンク及び海を整備。
柏崎は防火水槽への補給水源として淡水貯水池，淡水タン
ク及び海を整備。
東二は海を水源とした西側淡
水貯水設備への補給タイムチ
ャートは「第 1.13−11 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西側淡水貯水設備への補給（淡水／海水） タイムチャート」
比較表ページ 381 に記載。

391

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池から淡水タンクに補給する手段を整備。
（高低差を利用して補給）

392

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池から淡水タンクに補給する手段を整備。
（高低差を利用して補給）393

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は淡水貯水池から海を水源とした送水へ切り替える手
段を整備。

394

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東海第二

備考
東二はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵タンク（自主対策設備）への切替え手順を整備。
柏崎はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵槽（重大事故等対処設備）への切替え手順を整備。
柏崎はリンク先（技術的能力1.2）で示す。

395

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵タンク（自主対策設備）への切替え手順を整備。
柏崎はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵槽（重大事故等対処設備）への切替え手順を整備。
柏崎はリンク先（技術的能力1.2）で示す。

396

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵タンク（自主対策設備）への切替え手順を整備。
柏崎はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵槽（重大事故等対処設備）への切替え手順を整備。
柏崎はリンク先（技術的能力1.2）で示す。

397

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵タンク（自主対策設備）への切替え手順を整備。
柏崎はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵槽（重大事故等対処設備）への切替え手順を整備。
柏崎はリンク先（技術的能力1.2）で示す。

398

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
原子炉冷却材圧力バウンダリ
高圧時及び低圧時の注水等に利用する設備（水源）の違いによるフローチャートの相違。
東二の原子炉圧力容器への各種注水手段フローチャートは比較表ページ 399〜402 に記載。

399

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
原子炉冷却材圧力バウンダリ
高圧時及び低圧時の注水等に利用する設備（水源）の違いによるフローチャートの相違。
柏崎の原子炉圧力容器への各種注水手段フローチャートは比較表ページ 399 に記載。

400

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
原子炉冷却材圧力バウンダリ
高圧時及び低圧時の注水等に利用する設備（水源）の違いによるフローチャートの相違。
東二は注水・補給を合わせた
フローチャートにて記載。
柏崎の原子炉圧力容器への各種注水手段フローチャートは比較表ページ 399 に記載。

401

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
原子炉冷却材圧力バウンダリ
高圧時及び低圧時の注水等に利用する設備（水源）の違いによるフローチャートの相違。
東二は注水・補給を合わせた
フローチャートにて記載。
柏崎の原子炉圧力容器への各種注水手段フローチャートは比較表ページ 399 に記載。

402

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二はフィルタ装置スクラビ
ング水を補給する場合の対応
手段選択フローチャートを記載。

403

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
水源及び水源の配置の相違による記載内容の相違。
東二のホース敷設図は「第1.13−17〜28 図 ホース敷設図」比較表ページ 407〜421 に
記載。

404

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
水源及び水源の配置の相違による記載内容の相違。
東二のホース敷設図は「第1.13−17〜28 図 ホース敷設図」比較表ページ 407〜421 に
記載。

405

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
水源及び水源の配置の相違による記載内容の相違。
東二のホース敷設図は「第1.13−17〜28 図 ホース敷設図」比較表ページ 407〜421 に
記載。

406

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

水源及び水源の配置の相違による記載内容の相違。
東二は各水源における送水及び補給手段に分けて記載。
（以下，比較表ページ 421 まで
同様）
柏崎のホース敷設図は「第1.13.34 図，1.13.35 図」比較表
ページ 404〜406 に記載。

407

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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東海第二

409

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等】
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410

備考

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備考

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備考

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備考

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備考

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備考

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備考

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備考

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備考

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備考

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備考

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備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）＜目

東海第二発電所

次＞＜目

1.14.1 対応手段と設備の選定

1.14.1 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(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(2) 対応手段と設備の選定の結果

ａ．代替電源（交流）による対応手段及び設備

ａ．代替電源（交流）による対応手段及び設備(a) 代替交流電源設備による給電(a) 代替交流電源設備による給電(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

ｂ．代替電源（直流）による対応手段及び設備

ｂ．代替電源（直流）による対応手段及び設備(a) 代替直流電源設備による給電(a) 代替直流電源設備による給電

次＞(b) 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

ｃ．代替所内電気設備による対応手段及び設備

ｃ．代替所内電気設備による対応手段及び設備(a) 代替所内電気設備による給電(a) 代替所内電気設備による給電(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
ｄ．非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手段及び設備(a) 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替交流電源による給電(b) 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替直流電源による給電(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備
ｅ．代替海水送水による対応手段及び設備(a) 代替海水送水による電源給電機能の復旧(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

ｄ．燃料補給のための対応手段及び設備

ｆ．燃料補給のための対応手段及び設備(a) 燃料補給設備による給油(a) 燃料給油設備による給油(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

ｅ．手順等

ｇ．手順等

1.14.2 重大事故等時の手順

1.14.2 重大事故等時の手順

1.14.2.1 代替電源（交流）による対応手順

1.14.2.1 代替電源（交流）による対応手順(1) 代替交流電源設備による給電(1) 代替交流電源設備による給電

ａ．第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車によるM/C C系及びM/C D系
受電
b．電源車によるP/C C系及びP/C D系受電
c. 号炉間電力融通ケーブルを使用したM/C C 系又はM/C D 系受電
1.14.2.2 代替電源（直流）による対応手順

1.14.2.2 代替電源（直流）による対応手順(1) 代替直流電源設備による給電(1) 代替直流電源設備による給電

a. 所内蓄電式直流電源設備による給電

ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電

b. 可搬型直流電源設備による給電

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

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

c. 直流給電車による直流125V主母線盤Aへの給電(2) 常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保
a. AM用直流125V蓄電池による直流125V主母線盤A 受電(2) 常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保
a．常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤２Ａ及び２Ｂ受電

b. 常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B 受電(3) 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保
a. 号炉間連絡ケーブルを使用した直流125V主母線盤A又は直流125V主母線盤B受電
1.14.2.3 代替所内電気設備による対応手順

1.14.2.3 代替所内電気設備による対応手順(1) 代替所内電気設備による給電(1) 代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電

a. 第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車にａ．常設代替交流電源設備又は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

よるAM用MCC受電(2) 代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
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
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
1.14.2.4 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手順(1) 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替交流電源による給電
ａ．常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電
ｂ．高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電
ｃ．緊急時対策室建屋ガスタービン発電機による非常用低圧母線への給電
ｄ．可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電(2) 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替直流電源による給電
ａ．所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤への給電
ｂ．高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電
ｃ．可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電
1.14.2.5 代替海水送水による対応手順(1) 代替海水送水による電源給電機能の復旧
1.14.2.4 燃料の補給手順

1.14.2.6 燃料の補給手順(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給(1) 燃料給油設備による各機器への給油(2) タンクローリから各機器等への給油

ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
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 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.14.2.7 設計基準事故対処設備による対応手順(1) 非常用交流電源設備による給電(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(2) 非常用直流電源設備による給電(2) 非常用直流電源設備による給電(3) 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

1.14.2.6 その他の手順項目について考慮する手順

1.14.2.8 その他の手順項目について考慮する手順

1.14.2.7 重大事故等時の対応手段の選択

1.14.2.9 重大事故等時の対応手段の選択

2

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.14 電源の確保に関する手順等【要求事項】

東海第二発電所
1.14 電源の確保に関する手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において、電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合にお発電用原子炉設置者において、電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において炉心の著しい損傷、原子炉格納容器の破損、貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷及び運転停

いて炉心の著しい損傷、原子炉格納容器の破損、貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷及び運転停止中における発電用原子炉内の燃料体（以下「運転停止中原子炉内燃料体」という。）の著

止中における発電用原子炉内の燃料体（以下「運転停止中原子炉内燃料体」という。）の著

しい損傷を防止するために必要な電力を確保するために必要な手順等が適切に整備されていしい損傷を防止するために必要な電力を確保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。

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】

【解釈】

１

１

「電力を確保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）炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力の確保「電力を確保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）炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力の確保

ａ）電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において、代替電源により、炉ａ）電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において、代替電源により、炉心の著しい損傷、原子炉格納容器の破損、貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷及び運転停止

心の著しい損傷、原子炉格納容器の破損、貯蔵槽内燃料体等の著しい損傷及び運転停止

中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電力を確保するために必要な手中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電力を確保するために必要な手順等を整備すること。

順等を整備すること。

ｂ）所内直流電源設備から給電されている２４時間内に、十分な余裕を持って可搬型代替
交流電源設備を繋ぎ込み、給電が開始できること。
ｃ）複数号機設置されている工場等では、号機間の電力融通を行えるようにしておくこｂ）所内直流電源設備から給電されている２４時間内に、十分な余裕を持って可搬型代替
交流電源設備を繋ぎ込み、給電が開始できること。
ｃ）複数号機設置されている工場等では、号機間の電力融通を行えるようにしておくこと。また、敷設したケーブル等が利用できない状況に備え、予備のケーブル等を用意すと。また、敷設したケーブル等が利用できない状況に備え、予備のケーブル等を用意す

ること。

ること。

ｄ）所内電気設備（モーターコントロールセンター（MCC）、パワーセンター(P/C)及び金ｄ）所内電気設備（モーターコントロールセンター（MCC）、パワーセンター(P/C)及び金属閉鎖配電盤(メタクラ)（MC）等）は、共通要因で機能を失うことなく、少なくとも一属閉鎖配電盤(メタクラ)（MC）等）は、共通要因で機能を失うことなく、少なくとも一系統は機能の維持及び人の接近性の確保を図ること。

系統は機能の維持及び人の接近性の確保を図ること。

電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において炉心の著しい損傷，原子炉格納電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著し

容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電力を確保する対処設備を整備しており，ここでは，この対処設

い損傷を防止するために必要な電力を確保する対処設備を整備しており，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。

備を活用した手順等について説明する。

3

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.14.1 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
外部電源が喪失した場合において，非常用高圧母線及び直流設備へ給電するための設計基準事
故対処設備として，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備を設置している。
また，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備から供給された電力を各負荷へ分配するための設計基準事故対処設備として，非常用所内電気設備を設置している。

東海第二発電所

備考

1.14.1 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
外部電源が喪失した場合において，非常用高圧母線及び直流設備へ給電するための設計基準
事故対処設備として，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備を設置している。
また，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備から供給された電力を各負荷へ分配するための設計基準事故対処設備として，非常用所内電気設備を設置している。

これらの設計基準事故対処設備うち，非常用交流電源設備並びに非常用直流電源設備 C 系及びこれらの設計基準事故対処設備のうち，非常用交流電源設備及び非常用直流電源設備が健全・東海第二では，特定の直流電

D 系が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付け重大事故等の対であれば，これらを重大事故等対処設備と位置付け重大事故等の対処に用いるが，設計基準事

源系統のみでなく，系統全体処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，各設計基

故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，各設計基準事故対処設備が有するを重大事故等に対処する設準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）

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，想定する故障備としている。

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 1.14.1 図）。

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1.14.1−1図及び第1.14.1−2図）。

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。

使用する設計基準事故対処

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。

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

でなく，設置許可基準規則第五十七条及び技術基準規則第七十二条（以下「基準規則」という。）

けでなく，設置許可基準規則第五十七条及び技術基準規則第七十二条（以下「基準規則」とい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，自主対策設備と明確にする。

の関係を明確にする。

重大事故等対処設備（設計基準拡張）である非常用交流電源設備又は非常用直流電源設備が健全であれば重大事故等の対処に用いる。
非常用交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。
・非常用ディーゼル発電機

・燃料ディタンク・非常用ディーゼル発電機〜 非常用高圧母線電路

・原子炉補機冷却系

設備を重大事故等対処設備
として位置付けている。（以※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(2) 対応手段と設備の選定の結果

・東海第二では，重大事故等で下，同様の相違については記
載を省略）
・図表番号の相違。
（以下，同様の相違については記載を省
略）(2) 対応手段と設備の選定の結果
設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備又は非常用直流電源設備が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。
非常用交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。
・２Ｃ非常用ディーゼル発電機（以下「２Ｃ Ｄ／Ｇ」という。）

・設備設計，名称の相違。
（以下，

・２Ｄ非常用ディーゼル発電機（以下「２Ｄ Ｄ／Ｇ」という。）

同様の相違については記載

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（以下「ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ」という。）を省略）

・２Ｃ非常用ディーゼル発電機燃料油ディタンク

・東海第二のＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料油ディタンク

はＨＰＣＳ系専用の電源設

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料油ディタンク

備であり，２Ｃ・２Ｄ系とは・２Ｃ Ｄ／Ｇ〜メタルクラッド開閉装置（以下「Ｍ／Ｃ」という。）２Ｃ電路

設備仕様が異なることも考・２Ｄ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ２Ｄ電路

慮し，全ての区分の設備を記

・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ電路

載している。

・２Ｃ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ

・柏崎は，非常用ディーゼル発・２Ｄ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ

電機は，原子炉補機冷却系に

4

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

備考

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプて冷却を行うが，東海第二で・２Ｃ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ〜２Ｃ Ｄ／Ｇ流路

は，非常用Ｄ／Ｇ等は，専用・２Ｄ非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ〜２Ｄ Ｄ／Ｇ流路の海水ポンプによる直接冷・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路却を行う設計。

・軽油タンク

・軽油貯蔵タンク

・燃料移送ポンプ

・２Ｃ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポンプ
・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプ

・非常用ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁・２Ｃ非常用ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁

非常用直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。

非常用直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。

・直流 125V 蓄電池 A

・125V系蓄電池Ａ系

・直流 125V 蓄電池 A−2

・125V系蓄電池Ｂ系

・直流 125V 蓄電池 B

・125V系蓄電池ＨＰＣＳ系

・直流 125V 蓄電池 C・中性子モニタ用蓄電池Ａ系

・東海第二では，125V 蓄電池Ａ・直流 125V 蓄電池 D

・中性子モニタ用蓄電池Ｂ系

系・Ｂ系が 24 時間の給電要

・直流 125V 充電器 A

・直流125V充電器Ａ〜直流125V主母線盤２Ａ電路

求のある蓄電池である。

・直流 125V 充電器 A−2・直流125V充電器Ｂ〜直流125V主母線盤２Ｂ電路

・125V 系蓄電池ＨＰＣＳ系は，・直流 125V 充電器 B

・直流125V充電器ＨＰＣＳ〜直流125V主母線盤ＨＰＣＳ電路

高圧炉心スプレイ系専用の

・直流 125V 充電器 C・120／240V計装用主母線盤２Ａ〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ電路

蓄電池である。

・直流 125V 充電器 D・120／240V計装用主母線盤２Ｂ〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ｂ電路

・直流 125V 蓄電池及び充電器 A〜直流母線電路

・125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路

Ｂ系は、原子炉スクラム後の・直流 125V 蓄電池及び充電器 A−2〜直流母線電路

・125V系蓄電池Ｂ系〜直流125V主母線盤２Ｂ電路

未臨界確認に必要な蓄電池

・直流 125V 蓄電池及び充電器 B〜直流母線電路

・125V系蓄電池ＨＰＣＳ系〜直流125V主母線盤ＨＰＣＳ電路

である。

・直流 125V 蓄電池及び充電器 C〜直流母線電路

・中性子モニタ用蓄電池Ａ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ

・東海第二では，充電器を電路

・直流 125V 蓄電池及び充電器 D〜直流母線電路

・中性子モニタ用蓄電池Ｂ系〜直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ｂとして整理している。
（以下，

・中性子モニタ用蓄電池Ａ系・同様の記載は省略）
機能喪失原因対策分析の結果，設計基準事故対処設備の故障として，非常用高圧母線への交流機能喪失原因対策分析の結果，設計基準事故対処設備の故障として，非常用高圧母線への交電源による給電及び直流設備への直流電源による給電に使用する設備並びに非常用所内電気設

流電源による給電及び直流設備への直流電源による給電に使用する設備並びに非常用所内電気

備の故障を想定する。

設備の故障を想定する。

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基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策設備を以下に示す。

主対策設備を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第 1.14.1 表に整理する。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.14.1−1表に整理する。
5

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 代替電源（交流）による対応手段及び設備(a) 代替交流電源設備による給電

東海第二発電所

備考

ａ．代替電源（交流）による対応手段及び設備(a) 代替交流電源設備による給電

設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備の故障により非常用高圧母線への給電

設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備の故障により非常用高圧母線２Ｃ・２・対応手段選定の前提となる全ができない場合は，代替交流電源設備による給電にて炉心の著しい損傷等を防止するために

Ｄ・ＨＰＣＳへの給電ができない場合は，代替交流電源設備による給電にて炉心の著しい

交流動力電源喪失状態に，Ｈ必要な電力を確保する。

損傷等を防止するために必要な電力を確保する。

ＰＣＳ母線の電源喪失が含まれるため，明確化の観点か

ⅰ.常設代替交流電源設備による給電
常設代替交流電源設備から非常用所内電気設備又は代替所内電気設備へ給電する手段がある。
常設代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.2 図に示す。
・第一ガスタービン発電機ⅰ) 常設代替交流電源設備による給電
常設代替交流電源設備から非常用所内電気設備及び代替所内電気設備へ給電する手段がある。
常設代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第ら具体的に対象母線を記載。
・常設代替交流電源設備で非常用高圧母線に給電する際，代替所内電気設備にも給電す

1.14.1−3図に示す。

る設計であるため，「及び」と・常設代替高圧電源装置

記載。

・第一ガスタービン発電機用燃料タンク
・第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・第一ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・常設代替高圧電源装置燃料移送系配管・弁・第一ガスタービン発電機〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

・常設代替高圧電源装置〜緊急用Ｍ／Ｃ〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路

・第一ガスタービン発電機〜AM 用 MCC 電路

・緊急用Ｍ／Ｃ〜緊急用モータコントロールセンタ（以下「ＭＣＣ」という。）電路

・軽油タンク・燃料給油設備・東海第二では，燃料補給に係・軽油タンク出口ノズル・弁る設備一式を，燃料給油設備

・ホースとして分類している（設計基・タンクローリ（16kL）

準事故対処設備であるＤ／
Ｇ，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ除く）。
個別の詳細設備については，
燃料給油設備の項に記載。
（以下，燃料給油設備に係る記載の相違については記載を省略）

ⅱ. 第二代替交流電源設備による給電
第二代替交流電源設備から非常用所内電気設備又は代替所内電気設備へ給電する手段がある。

ⅱ) 緊急時対策室建屋ガスタービン発電機による給電
緊急時対策室建屋ガスタービン発電機から非常用所内電気設備へ給電する手段がある。

・対策の相違。
・代替所内電気設備への給電する設計ではないため，代替所
内電気設備を記載していな
い。

第二代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.2 図に示す。
・第二ガスタービン発電機

緊急時対策室建屋ガスタービン発電機による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。
・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機6柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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東海第二発電所

・第二ガスタービン発電機用燃料タンク

・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料タンク

・第二ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ

・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ

・第二ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・第二ガスタービン発電機〜荒浜側緊急用高圧母線〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機〜パワーセンタ（以下「Ｐ／Ｃ」という。）

・第二ガスタービン発電機〜大湊側緊急用高圧母線〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

備考

２Ｄ電路

・第二ガスタービン発電機〜荒浜側緊急用高圧母線〜AM 用 MCC 電路
・第二ガスタービン発電機〜大湊側緊急用高圧母線〜AM 用 MCC 電路
・軽油タンク・専用の燃料設備を有してお・軽油タンク出口ノズル・弁り，燃料給油設備を使用しな

・ホース

い。

・タンクローリ（16kL）
ⅲ. 可搬型代替交流電源設備による給電
可搬型代替交流電源設備を非常用所内電気設備又は代替所内電気設備に接続し，給電すⅲ) 可搬型代替交流電源設備による給電
可搬型代替交流電源設備を非常用所内電気設備に接続し，給電する手段がある。

る手段がある。

・東海第二の可搬型代替交流電源設備による非常用Ｐ／Ｃへの給電は，緊急用Ｐ／Ｃを経由しないため，非常用所内

また，原子炉圧力容器，原子炉格納容器及び使用済燃料プールの除熱を実施するため，

電気設備のみを記載。

可搬型代替交流電源設備を代替原子炉補機冷却系に接続し，給電する手段がある。

・東海第二の非常用の補機冷却系は海水直接冷却方式であるため，可搬型の補機冷却対策は，可搬型の電源設備を要しない。
（以下，同様の補機冷却用の電源に関する記載については省略）

可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.2 図に示す。

可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。

・電源車

・可搬型代替低圧電源車

・電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／・電源車〜動力変圧器 C 系〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ電路

・電源車〜荒浜側緊急用高圧母線〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路

・可搬型代替低圧電源車〜常用ＭＣＣ（水処理建屋）〜Ｐ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路

・電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜AM 用 MCC 電路

・可搬型代替低圧電源車〜常用ＭＣＣ（屋内開閉所）〜Ｐ／Ｃ ２Ｄ電路

・電源車〜AM 用動力変圧器〜AM 用 MCC 電路

・燃料給油設備

・電源車〜荒浜側緊急用高圧母線〜AM 用 MCC 電路
・電源車〜代替原子炉補機冷却系電路
・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース
7・柏崎の電源車は高圧電源であるが，東海第二は低圧電源の電源車である。

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東海第二発電所

備考

・タンクローリ（4kL）
なお，代替原子炉補機冷却系への給電の操作手順については，「1.5.2.2(1)a. 代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保」にて整備する。
ⅳ.号炉間電力融通電気設備による給電
号炉間電力融通ケーブルを用いて他号炉の緊急用電源切替箱断路器から自号炉の非常・東海第二は，敷地内に二以上用高圧母線 C 系又は D 系までの電路を構築し，他号炉からの給電により，自号炉の非常用の発電用原子炉施設はない

高圧母線を受電する手段がある。

ことから，号炉間電力融通を

号炉間電力融通電気設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第実施しないため，号炉間電力

1.14.2 図に示す。

融通の対策を整備しない。

・号炉間電力融通ケーブル（常設）（以下，号炉間電力融通に係

・号炉間電力融通ケーブル（可搬型）

る箇所については記載を省

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

・号炉間電力融通ケーブル（可搬型）〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路
なお， 号炉間電力融通ケーブル（常設）はコントロール建屋内にあらかじめ敷設し，号
炉間電力融通ケーブル（可搬型）は荒浜側高台保管場所に配備する。
(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

常設代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，第一ガスタービン発電機，第一常設代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，常設代替高圧電源装置，常設

ガスタービン発電機用燃料タンク，第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ，第一ガスタ

代替高圧電源装置〜緊急用Ｍ／Ｃ〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路，緊急用Ｍ／Ｃ〜緊急用Ｍ

ービン発電機用燃料移送系配管・弁，第一ガスタービン発電機〜非常用高圧母線 C 系及び D

ＣＣ電路，常設代替高圧電源装置燃料移送系配管・弁及び燃料給油設備は重大事故等対処

系電路，第一ガスタービン発電機〜AM 用 MCC 電路，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・弁，設備として位置付ける。

ホース及びタンクローリ（16kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，電源車，電源車〜緊急用電源

可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，可搬型代替低圧電源車，可切替箱接続装置〜非常用高圧母線 C 系及び D 系電路，電源車〜動力変圧器 C 系〜非常用高圧

搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／Ｃ ２Ｃ

母線 C 系及び D 系電路，電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜AM 用 MCC 電路，電源車〜AM

及びＰ／Ｃ ２Ｄ電路，並びに燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

用動力変圧器〜AM 用 MCC 電路，電源車〜代替原子炉補機冷却系電路，軽油タンク，軽油タン
ク出口ノズル・弁， ホース及びタンクローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。
号炉間電力融通電気設備による給電で使用する設備のうち，号炉間電力融通ケーブル（常設），号炉間電力融通ケーブル（可搬型），号炉間電力融通ケーブル（常設）〜非常用高圧
母線 C 系及び D 系電路及び号炉間電力融通ケーブル（可搬型）〜非常用高圧母線 C 系及び D
系電路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。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で交流電源が喪失した場
合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。
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

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。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で交流電源が喪失した
場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。
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
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設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・第二ガスタービン発電機，荒浜側緊急用高圧母線を経由する電路，大湊側緊急用高圧母線を経由する電路
耐震性は確保されていないが，第一ガスタービン発電機と同等の機能を有することから，第二ガスタービン発電機及び電路の健全性が確認できた場合において，重大事故等

東海第二発電所策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料タンク，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ，緊急時対策室建屋
ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁及び緊急時対策室建屋ガスタービン発電機〜Ｐ／Ｃ ２Ｄ電路の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

耐震性は確保されていないが，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機等が健全で・電源車（荒浜側緊急用高圧母線に接続する場合）ある場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有容量が小さく，電路の耐震性は確保されていないが，第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機による給電ができない場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

備考

効である。
・可搬型代替低圧電源車〜常用ＭＣＣ（水処理建屋）〜Ｐ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路並びに可搬型代替低圧電源車〜常用ＭＣＣ（屋内開閉所）〜Ｐ／Ｃ ２Ｄ電路
耐震性は確保されていないが，電路が健全である場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

b.

代替電源（直流）による対応手段及び設備(a) 代替直流電源設備による給電

ｂ．代替電源（直流）による対応手段及び設備(a) 代替直流電源設備による給電

設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備の故障により充電器を経由した直流設設計基準事故対処設備である非常用交流電源設備の故障により充電器を経由した直流設

備への給電ができない場合は，代替直流電源設備による給電にて炉心の著しい損傷等を防止

備への給電ができない場合は，代替直流電源設備による給電にて炉心の著しい損傷等を防するために必要な電力を確保する。

止するために必要な電力を確保する。

ⅰ. 所内蓄電式直流電源設備及び常設代替直流電源設備による給電

ⅰ) 所内常設直流電源設備による給電

非常用交流電源設備の故障により充電器を経由した直流設備への給電ができない場合

非常用交流電源設備の故障により直流125V充電器Ａ・Ｂを経由した直流設備への給電・柏崎は複数の蓄電池を切り替

は，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備による給電を開始するまでの間，ができない場合は，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備による給電を開え 24 時間給電を継続する対所内蓄電式直流電源設備により 24 時間にわたり直流設備へ給電する手段がある。

始するまでの間，所内常設直流電源設備により24時間にわたり直流設備へ給電する手段

策であるが，東海第二は 1 つがある。

の蓄電池を増容量し 24 時間

所内蓄電式直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.3 図及び第 1.14.4 図に示す。

所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電で使用する設備は以下のと給電継続する対策。

おり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。

・直流 125V 蓄電池 A

・125V系蓄電池Ａ系

・直流 125V 蓄電池 A−2

・125V系蓄電池Ｂ系

・AM 用直流 125V 蓄電池
・直流 125V 充電器 A
・直流 125V 充電器 A−2・AM 用直流 125V 充電器
・直流 125V 蓄電池及び充電器 A〜直流母線電路

・125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路・直流 125V 蓄電池及び充電器 A−2〜直流母線電路

・125V系蓄電池Ｂ系〜直流125V主母線盤２Ｂ電路・AM 用直流 125V 蓄電池及び充電器〜直流母線電路
また，所内蓄電式直流電源設備には，共通要因によって非常用直流電源設備 A 系，B 系，
C 系及び D 系の安全機能と同時に機能が喪失することがないよう物理的に分離を図った常・東海第二は，代替の蓄電池は，
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東海第二発電所

備考

設代替直流電源設備があり，その常設代替直流電源設備により重大事故等時の対応に必要

代替所内電気設備の負荷へな直流設備へ給電する手段がある。

の給電を目的に設置するも常設代替直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第のであるため，代替所内電気

1.14.3 図及び第 1.14.4 図に示す。

設備の章に記載。

・AM 用直流 125V 蓄電池
・AM 用直流 125V 充電器
・AM 用直流 125V 蓄電池及び充電器〜直流母線電路
ⅱ. 可搬型直流電源設備による給電ⅱ) 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

非常用交流電源設備の故障，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池の枯渇により直流設備へ

非常用交流電源設備の故障，所内常設直流電源設備の蓄電池の枯渇により直流設備への給電ができない場合は，電源車，代替所内電気設備及び AM 用直流 125V 充電器を組み合の給電ができない場合は，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を組み合わせた可搬

わせた可搬型直流電源設備により直流設備へ給電する手段がある。

型代替直流電源設備により直流設備へ給電する手段がある。

可搬型直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第 1.14.2
図，第 1.14.3 図及び第 1.14.4 図に示す。

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で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。

・柏崎は，電源車から常設の充電器へ交流を給電することによる対策であるが，東海第・電源車

・可搬型代替低圧電源車

二は，可搬型代替低圧電源車

・AM 用直流 125V 充電器

・可搬型整流器と可搬型整流器を組み合わ

・電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬せた対策。常設の充電器と可・電源車〜AM 用動力変圧器〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路
・電源車〜荒浜側緊急用高圧母線〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路型整流器〜直流125V主母線盤２Ａ及び２Ｂ電路
・燃料給油設備

搬型電源の組合わせ対策については，代替交流電源によ・軽油タンクる交流電源給電対策を講じ

・軽油タンク出口ノズル・弁た際，併せて充電器を経由し・ホース

た直流 125V 主母線盤も充電

・タンクローリ（4kL）

されることとなるため，直流ⅲ.直流給電車による給電側の対策として抽出してい非常用交流電源設備の故障，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池の枯渇により直流設備へない。

の給電ができない場合は，直流給電車及び電源車の組み合わせにより直流設備へ給電する手段がある。
直流給電車による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第 1.14.3 図及び第 1.14.4 図に示す。
・直流給電車・電源車
・電源車〜直流給電車〜 直流母線電路
・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース・タンクローリ（4kL）

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東海第二発電所(b) 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保
交流電源及び直流電源の喪失により設計基準事故対処設備である非常用ディーゼル発電機が起動できない場合は，他号炉の非常用モータ・コントロール・センタから自号炉の非常用モータ・コントロール・センタへ給電することにより非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電源（制御電源） を確保する手段がある。
号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保で使用する設備は以下のとおり。
・号炉間連絡ケーブル(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備
所内蓄電式直流電源設備による給電で使用する設備のうち，直流 125V 蓄電池 A，直流 125V(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
所内常設直流電源設備による給電で使用する設備のうち，125V系蓄電池Ａ系，125V系蓄

蓄電池 A−2，AM 用直流 125V 蓄電池，直流 125V 充電器 A，直流 125V 充電器 A−2，AM 用直流電池Ｂ系，125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路及び125V系蓄電池Ｂ系〜直流

125V 充電器，直流 125V 蓄電池及び充電器 A〜直流母線電路，直流 125V 蓄電池及び充電器 A

125V主母線盤２Ｂ電路は重大事故等対処設備として位置付ける。

−2〜直流母線電路及び AM 用直流 125V 蓄電池及び充電器〜直流母線電路は重大事故等対処
設備として位置付ける。
常設代替直流電源設備による給電で使用する設備のうち，AM 用直流 125V 蓄電池，AM 用直流 125V 充電器及び AM 用直流 125V 蓄電池及び充電器〜直流母線電路は重大事故等対処設備
として位置付ける。
可搬型直流電源設備による給電で使用する設備のうち，電源車，AM 用直流 125V 充電器，可搬型代替直流電源設備による給電で使用する設備のうち，可搬型代替低圧電源車，可電源車〜緊急用電源切替箱接続装置〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路，電源車〜AM 用

搬型整流器，可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）

動力変圧器〜AM 用直流 125V 充電器〜直流母線電路，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・〜可搬型整流器〜直流125V主母線盤２Ａ及び２Ｂ電路並びに燃料給油設備は重大事故等対弁，ホース及びタンクローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。

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。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で直流電源が喪失した場
合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。

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。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で直流電源が喪失した
場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。

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
設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・電源車（荒浜側緊急用高圧母線に接続する場合）
容量が小さく，電路の耐震性は確保されていないが，建屋近傍以外の箇所に電源車を接続して直流電源を確保する手段として有効である。
・直流給電車
給電開始までに時間を要するが，給電が可能であれば重大事故等の対処に必要となる直流電源を確保するための手段として有効である。
・号炉間連絡ケーブル
号炉間融通によって確保できる電源の容量は小さく，使用用途及び使用条件が限定されるが，直流電源の喪失が原因で非常用ディーゼル発電機を起動することができない場
合において， 非常用ディーゼル発電機の起動のために必要な直流電源（制御電源）を確保するための手段として有効である。
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備考

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c.

代替所内電気設備による対応手段及び設備(a) 代替所内電気設備による給電

東海第二発電所

備考

ｃ．代替所内電気設備による対応手段及び設備(a) 代替所内電気設備による給電

設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備の機能が喪失し，必要な設備へ給電でき

設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備の機能が喪失し，必要な設備へ給電ない場合は，代替所内電気設備にて電路を確保し，常設代替交流電源設備，第二代替交流電

できない場合又は代替所内電気設備に接続する重大事故等対処設備が必要な場合は，代源設備，号炉間電力融通電気設備又は可搬型代替交流電源設備から給電する手段がある。

替所内電気設備にて電路を確保し，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又は可搬型代替直流電源設備から給電する手段がある。

・柏崎は，ＡＭ用ＭＣＣを経由した非常用母線負荷の受電

なお，非常用所内電気設備及び代替所内電気設備は，重大事故等が発生した場合において，

なお，非常用所内電気設備及び代替所内電気設備は，重大事故等が発生した場合にお対策を記載している。東海第共通要因で同時に機能を喪失することなく，少なくとも一系統は機能の維持及び人の接近性

いて，共通要因で同時に機能を喪失することなく，少なくとも一系統は機能の維持及び二では，緊急用母線を経由しを確保する設計とする。

人の接近性を確保する設計とする。

た非常用母線負荷の受電対代替所内電気設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第 1.14.2 図に示す。

代替所内電気設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
単線結線図を第1.14.1−3図及び第1.14.1−4図に示す。

策（1.14.2.1 及び 1.14.2.4に記載）を整備するが，緊急・緊急用断路器

・緊急用Ｍ／Ｃ

用母線に接続する負荷のみ

・荒浜側緊急用高圧母線

・緊急用Ｐ／Ｃ

で原子炉注水，原子炉格納容・大湊側緊急用高圧母線

・緊急用ＭＣＣ

器除熱を実施できる対策も・緊急用電源切替箱断路器

・緊急用電源切替盤

整備することから，緊急用母・緊急用電源切替箱接続装置

・緊急用125V系蓄電池

線のみを使用する場合の受・AM 用動力変圧器

・緊急用直流125V主母線盤

電手段も整備するため，その・AM 用 MCC

・緊急用125V系蓄電池〜緊急用直流125V主母線盤電路

旨本対応手段の適用条件及・AM 用切替盤

び対象設備を記載している。

・AM 用操作盤
・非常用高圧母線 C 系
・非常用高圧母線 D 系(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

代替所内電気設備による給電で使用する設備のうち，緊急用断路器，緊急用電源切替箱断

代替所内電気設備による代替所内電気設備への給電で使用する設備のうち，緊急用Ｍ／

路器， 緊急用電源切替箱接続装置，AM 用動力変圧器，AM 用 MCC，AM 用切替盤，AM 用操作

Ｃ，緊急用Ｐ／Ｃ及び緊急用ＭＣＣ，緊急用電源切替盤，緊急用125V系蓄電池，緊急用直盤，非常用高圧母線 C 系及び非常用高圧母線 D 系は重大事故等対処設備として位置付ける。

流125V主母線盤及び緊急用125V蓄電池〜緊急用直流125V主母線盤電路は重大事故等対処設
備と位置付ける。

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。

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。

以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備が機以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である非常用所内電気設備が能喪失した場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保でき機能喪失した場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保で

る。

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・代替所内電気設備による給電策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

で整備する手段は，重大事故

・荒浜側緊急用高圧母線を経由する電路，大湊側緊急用高圧母線を経由する電路等対処設備として整備する

耐震性は確保されていないが， 健全性が確認できた場合は第一ガスタービン発電機方針であるため，自主対策設
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所と同等の機能を有する第二ガスタービン発電機を使用した給電が可能となることから，

備考
備がない。

重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
ｄ．非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手段及び設備(a) 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替交流電源による給電
設計基準事故対処設備である非常用ディーゼル発電機の故障によりＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ

・東海第二のＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの給電ができない場合は，代替交流電源設備による給電にて炉心の著しい損傷等を防止す

は注水機能のみを有するＨ

るために必要な電力を確保する。

ＰＣＳ専用の電源であり，原子炉格納容器からの除熱を考慮し，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇのみが機能喪失した場合の電源対策も整備する必要があ
るため，その対策について記載している。

ⅰ) 常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電
常設代替交流電源設備からＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及び代替所内電気設備へ給電する手段がある。
常設代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。
・常設代替高圧電源装置
・常設代替高圧電源装置燃料移送系配管・弁・常設代替高圧電源装置〜緊急用Ｍ／Ｃ〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路
・緊急用Ｍ／Ｃ〜緊急用ＭＣＣ電路・燃料給油設備ⅱ) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電
ＨＰＣＳ Ｄ／ＧからＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ給電する手段がある。
ＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。
・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料油ディタンク
・Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ
・Ｍ／Ｃ ２Ｅ
・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ〜Ｍ／Ｃ ２Ｅ〜Ｍ／Ｃ２Ｃ及び２Ｄ電路
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路
・軽油貯蔵タンク・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁13

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東海第二発電所ⅲ) 緊急時対策室建屋ガスタービン発電機による非常用低圧母線への給電
緊急時対策室建屋ガスタービン発電機からＰ／Ｃ ２Ｄへ給電する手段がある。
緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ ２Ｄへの給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。
・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機
・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料タンク
・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機〜Ｐ／Ｃ２Ｄ電路ⅳ) 可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電
可搬型代替交流電源設備を非常用所内電気設備に接続し，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへ給電する手段がある。
可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−3図に示す。
・可搬型代替低圧電源車
・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）〜Ｐ／
Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路・可搬型代替低圧電源車〜常用ＭＣＣ（水処理建屋）〜Ｐ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路・可搬型代替低圧電源車〜常用ＭＣＣ（屋内開閉所）〜Ｐ／Ｃ ２Ｄ電路・燃料給油設備(b) 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替直流電源による給電
設計基準事故対処設備である非常用ディーゼル発電機の故障により充電器を経由した直流設備への給電ができない場合は，代替直流電源設備による給電にて炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保する。
ⅰ) 所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤への給電
非常用ディーゼル発電機の故障により直流125V充電器Ａ・Ｂを経由した直流設備への給電ができない場合は，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備による給電を開始するまでの間，所内常設直流電源設備により24時間にわたり直流設備へ給電する手段がある。
所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。
・125V系蓄電池Ａ系
・125V系蓄電池Ｂ系
・125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路
・125V系蓄電池Ｂ系〜直流125V主母線盤２Ｂ電路ⅱ) 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電
非常用ディーゼル発電機の故障，所内常設直流電源設備の蓄電池の枯渇により直流設備
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東海第二発電所への給電ができない場合は，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ及び直流125V予備充電器を組合わせて直流設備へ給電する手段がある。
ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電で使用する設備は以下のとおり。
・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料油ディタンク
・Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ
・ＭＣＣ ＨＰＣＳ
・直流125V予備充電器
・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ〜ＭＣＣ ＨＰＣＳ〜直流125V予備充電器〜直流125V主母線盤２Ａ及び２Ｂ電路
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路
・軽油貯蔵タンク・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁ⅲ) 可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電
非常用ディーゼル発電機の故障により，所内常設直流電源設備の蓄電池の枯渇により直流設備への給電ができない場合は，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）へ給電する手段がある。
可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第1.14.1−4図に示す。
・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
・可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜直流125V主母線２Ａ及び２Ｂ電路
・燃料給油設備(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備
常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電で使用する設備のうち，常設代替
高圧電源装置，常設代替高圧電源装置〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路，常設代替高圧電源装置
燃料移送系配管・弁並びに燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電で使用する設備のうち，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料油ディタンク，Ｍ／Ｃ
ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ〜Ｍ／Ｃ ２Ｅ〜Ｍ／Ｃ ２Ｃ
又は２Ｄ電路，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ，高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，軽油貯蔵タンク，高圧炉心スプレイ系
15

備考

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東海第二発電所
ディーゼル発電機燃料移送ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電で使用する設備のうち，可搬型
代替低圧電源車，可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜Ｐ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路並びに燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電で使用する設備のうち，125V
系蓄電池Ａ系，125V系蓄電池Ｂ系，125V系蓄電池Ａ系〜直流125V主母線盤２Ａ電路及び125V系蓄電池Ｂ系〜直流125V主母線盤２Ｂ電路は重大事故等対処設備として位置付ける。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電で使用する設備のうち，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，125V系蓄電池ＨＰＣＳ，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
燃料油ディタンク，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ，ＭＣＣ ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ〜Ｍ／Ｃ ＨＰ
ＣＳ〜ＭＣＣ ＨＰＣＳ電路，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ，高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ〜ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路，軽油貯蔵タンク，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発
電機燃料移送系配管・弁は重大事故等対処設備として位置付ける。
可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電で使用する設備のうち，可搬型代替低圧電源車，可搬型整流器，可搬型代替低圧電源車〜可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）〜可搬型整流器〜直流125V主母線盤２Ａ及び２Ｂ電路並びに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。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で交流電源が喪失した
場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。
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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ〜Ｍ／Ｃ ２Ｅ〜Ｍ／Ｃ２Ｃ又は２Ｄ電路
耐震性は確保されていないが，Ｍ／Ｃ ２Ｅを経由する電路の健全性が確認でき，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが健全であり，かつ高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・緊急時対策室建屋ガスタービン発電機，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料タンク，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ，緊急時対策室建屋
ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁及び緊急時対策室建屋ガスタービン発電機〜Ｐ／Ｃ ２Ｄ電路
耐震性は確保されていないが，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機等が健全である場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有16

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東海第二発電所

備考

効である。
・可搬型代替低圧電源車〜常用ＭＣＣ（水処理建屋）〜Ｐ／Ｃ ２Ｃ及び２Ｄ電路並びに可搬型代替低圧電源車〜常用ＭＣＣ（屋内開閉所）〜Ｐ／Ｃ ２Ｄ電路
耐震性は確保されていないが，電路が健全である場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・ＭＣＣ ＨＰＣＳ〜直流125V予備充電器〜直流125V主母線盤２Ａ又は２Ｂ電路
耐震性は確保されていないが，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが健全であり，かつ直流125V予備充
電器を経由する電路の健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な直流電源を確保するための手段として有効である。
ｅ．代替海水送水による対応手段及び設備(a) 代替海水送水による電源給電機能の復旧
２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機関冷却用の海水供給機能が喪失することに・東海第二のＤＧ（ＨＰＣＳ含より，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる非常用所内電気設備への給電ができむ）は直接海水冷却方式であない場合は，可搬型代替注水大型ポンプにより２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系

り，機関冷却水喪失に伴う非又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系に海水を送水し，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又は常用電源喪失時には，可搬型

ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能を復旧する手段がある。

ポンプによる海水送水手段

２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海んを整備することで，電源供水系への代替送水による２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能の復旧で給を復旧できるメリットが使用する設備は以下のとおり。概要図を第1.14.1−5図に示す。

あるため，独自に対策を抽出

・２Ｃ Ｄ／Ｇ・２Ｄ Ｄ／Ｇ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ〜２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路
・燃料給油設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
代替海水送水による電源給電機能の復旧のうち，２Ｃ Ｄ／Ｇ，２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣ
Ｓ Ｄ／Ｇ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。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備の故障で交流電源が喪失した
場合においても，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な電力を確保できる。
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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

17

した。

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東海第二発電所

備考

・可搬型代替注水大型ポンプ
車両の移動，設置及び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，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが使用可能な場
合は，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系に海水を送水し，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機海水系の冷却機能を確保することで，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／
Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能を復旧できるため，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ〜２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ流路
耐震性は確保されていないが，流路の健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な直流電源を確保するための手段として有効である。
d.

燃料補給のための対応手段及び設備(a) 燃料補給設備による給油

ｆ．燃料補給のための対応手段及び設備(a) 燃料給油設備による給油ⅰ) 可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油
重大事故等の対処で使用する可搬型代替低圧電源車，窒素供給装置用電源車，可搬型

・東海第二では、可搬型設備へ，代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプ等を必要な期間継続して運転させる

可搬型設備用軽油タンクかため，燃料給油設備により給油する手段がある。

らタンクローリへ給油し，タ

燃料補給設備による給油で使用する設備は以下のとおり。

可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油で使用する設備は以下のとおり。

ンクローリから給油する。

・軽油タンク・可搬型設備用軽油タンク

・軽油タンク出口ノズル・弁・タンクローリ

重大事故等の対処で使用する設備を必要な期間継続して運転させるため，燃料補給設備により給油する手段がある。

・ホース・タンクローリ（4kL）ⅱ) 軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油
重大事故等の対処で使用する常設代替高圧電源装置を必要な期間継続して運転させる
ため，燃料給油設備により給油する手段がある。

燃料補給設備による給油で使用する設備のうち，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・弁，
ホース及びタンクローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。

から燃料移送ポンプを用い・軽油貯蔵タンクて自動で給油する。

(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油で使用する設備のうち，可搬型設備用軽油タンク，タンクローリは重大事故等対処設備として位置付ける。
軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油で使用する設備のうち，軽油貯蔵タ
ンク及び常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ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。

電源装置へ，軽油貯蔵タンク

軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプ(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

・東海第二では，常設代替高圧

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。
18

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以上の重大事故等対処設備により，重大事故等の対処で使用する設備の燃料を確保し，必要な期間運転を継続することができる。
e.

手順等

東海第二発電所
以上の重大事故等対処設備により，重大事故等の対処で使用する設備の燃料を確保し，必要な期間運転を継続することができる。
ｇ．手順等

上記「a. 代替電源（交流）による対応手段及び設備」，「b. 代替電源（直流）による対

上記「ａ．代替電源（交流）による対応手段及び設備」，「ｂ．代替電源（直流）による応手段及び設備」，「c. 代替所内電気設備による対応手段及び設備」及び「d. 燃料補給の対応手段及び設備」，「ｃ．代替所内電気設備による対応手段及び設備」，「ｄ．非常用デ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。

ィーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手段及び設備」，「ｅ．代替海水送水による対応手段及び設備」及び「ｆ．燃料補給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，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベー

これらの手順は，運転員等※１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ス） （以下「EOP」という。），事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）（以下「停止時（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

EOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第 1.14.1 表）。

書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.14.1−1表）。

また， 重大事故等時に監視が必要となる計器ついても整理する（第 1.14.2 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器についても整理する（第1.14.1−2表）。

さらに，他の条文にて選定した重大事故等対処設備と本条文にて選定した給電手段との関連

さらに，他の条文にて選定した重大事故等対処設備と本条文にて選定した給電手段との関性についても整理する。

連性についても整理する。
※1 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。

19

備考

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東海第二発電所

1.14.2 重大事故等時の手順

1.14.2 重大事故等時の手順

1.14.2.1 代替電源（交流）による対応手順

1.14.2.1 代替電源（交流）による対応手順(1) 代替交流電源設備による給電a.

備考(1) 代替交流電源設備による給電

第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系

・東海第二では，Ｍ／Ｃへの給受電電手段が常設代替高圧電源装置のみであるため，Ｐ／Ｃへの給電手段と併せて整理。

送電線及び開閉所が破損又は破損する可能性のある大規模自然災害が発生した場合，並びに送電線及び開閉所が破損又は破損する可能性のある大規模自然災害が発生した場合，並びに外部電源及び非常用ディーゼル発電機による給電が見込めない場合に，発電用原子炉及び使用

外部電源，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる給電が見込めない場合に，発電用原 ・東海第二にはＨＰＣＳ Ｄ／

済燃料プールの冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となる非常用高圧母線 D 系（以子炉及び使用済燃料プールの冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となるＭ／Ｃ ２

Ｇがあるため，全交流動力電

下「M/C D 系」という。）の電源を復旧する。原子炉圧力容器への注水に必要な負荷への給電

Ｃ（又は２Ｄ）の電源を復旧する。重大事故等対応は，非常用母線の２Ｃ又は２Ｄのいずれか

源喪失の定義明確化の観点

は，M/C D 系を受電することにより電源が供給されるため，M/C D 系受電後は原子炉圧力容器の給電で行うことができるため，判断基準の明確化の観点から，２Ｃを優先する手順としていからディーゼル発電機の種への注水を優先させ，その後に非常用高圧母線 C 系（以下「M/C C 系」という。）へ給電する。

る。

類を全て記載。

M/C C 系受電操作完了後，直流 125V 充電器盤及び中央制御室監視計器へ交流電源を供給す

Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電操作完了後，直流 125V 充電器へ交流電源を供給する。

る。

・東海第二は，２Ｃ，２Ｄの方区分を復旧することで同様の重大事故等対応の観点か
らは，２Ｃと２Ｄの区別をしていない。
・主要な監視計器は直流電源設備であるため，中央制御室監
視計器を記載していない。

第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機の起動操作を並行で行い，第一ガスタ

常設代替交流電源設備の起動操作を行い，常設代替交流電源設備によるＰ／Ｃ ２Ｃ（又は ・設備設計の相違。

ービン発電機による給電を行う。第一ガスタービン発電機による給電ができない場合は,第二２Ｄ）へ給電を行う。常設代替交流電源設備による給電ができない場合は，緊急時対策室建屋

ガスタービン発電機（荒浜側緊急用高圧母線（以下「荒浜側緊急用 M/C」という。）経由）に

ガスタービン発電機による給電を行う。緊急時対策室建屋ガスタービン発電機による給電がでよる給電を行う。第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電ができない場

きない場合は，可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）

合は，第二ガスタービン発電機の起動状態が正常で大湊側緊急用高圧母線（以下「大湊側緊急接続）による給電を行う。可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又用 M/C」という。）を経由した電路が健全であれば，第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用は（東側）接続）による給電ができない場合は，可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処M/C 経由）による給電を行う。第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機による給理建屋）接続）による給電を行う。可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）

電ができず，号炉間電力融通ケーブルを使用した電力融通ができない場合は，荒浜側緊急用 M/Cによる給電できない場合は，可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（屋内開閉所）接続）によを経由した電路が健全であれば，電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電を行う。

る給電を行う。

代替交流電源設備による M/C C 系及び M/C D 系への給電の優先順位は以下のとおり。

代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電の優先順位は以下のとおり。

1.第一ガスタービン発電機

1.常設代替交流電源設備までの対応時間の長さを考

2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）

2.緊急時対策室建屋ガスタービン発電機

慮して設定している。（以降

3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）

3.可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）

優先度の設定の考え方は同4.号炉間電力融通ケーブル(常設)

4.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）様）

5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)

5.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（屋内開閉所）接続）
20・東海第二の優先順位は，給電・設備設計の相違。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

備考

6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）
7.電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）
8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）
なお，優先 4 及び優先 5 の手順については「c.

号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C

系又は M/C D 系受電」にて，優先 7 及び優先 8 の手順については「b. 電源車による P/C C 系
及び P/C D 系受電」にて整備する。
また，上記給電を継続するために第一ガスタービン発電機用燃料タンク，第二ガスタービン

上記給電を継続するために常設代替交流電源設備である常設代替高圧電源装置又は可搬型

・東海第二では，燃料の補給行

発電機用燃料タンク及び電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，

代替交流電源設備である可搬型代替低圧電源車への燃料給油を実施する。燃料の給油手順に為については，「給油」で記載「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

ついては，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。

することとしている。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準［第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機の起動並びに M/C C 系及び M/C D 系
受電準備開始の判断基準］
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失により M/C C 系及び M/C D 系へ給電できない場合。
［第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による給電の判断基準］［常設代替高圧電源装置の起動及びＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄ受電準備開始の判断基
準］
外部電源喪失，２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失によりＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・
ＨＰＣＳへ給電できない場合。
［緊急時対策室建屋ガスタービン発電機の起動及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電準備開始の判断基準］

外部電源，非常用ディーゼル発電機及び第一ガスタービン発電機による給電ができない

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２

状況において，第二ガスタービン発電機の起動状態が正常であるが，荒浜側緊急用 M/C をＤの母線電圧が喪失している状態で，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機の使用が可経由した電路が使用できない場合。

能な場合［電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電の判断基準］
外部電源， 非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電
機及び号炉間電力融通ケーブルによる給電ができない状況において，荒浜側緊急用 M/C を経由した電路が健全である場合。

・設計の相違。

［可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）の・設計の相違。

・設計の相違。

起動並びにＰ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電準備開始の判断基準］
外部電源，２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ及び常設代替高圧電源装置及び緊急時対策室
建屋ガスタービン発電機による給電ができない場合。
［可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）の起動並びにＰ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電準備開始の判断基準］
外部電源，２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，常設代替高圧電源装置，緊急時対策室建屋
ガスタービン発電機及び可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）接続）による給電ができない場合。
［可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（屋内開閉所）接続）の起動並びにＰ／Ｃ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電準備開始の判断基準］
外部電源，２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，常設代替高圧電源装置，緊急時対策室建屋
ガスタービン発電機，可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）及び（東側）接続）及び可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）による給電ができない場合。

(b) 操作手順(b) 操作手順

第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D

・操作手順は，設計，体制等の違いに起因する記載の相違

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系受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概備考がある。（以降同様）

要図を第 1.14.7 図に，タイムチャートを第 1.14.8 図から第 1.14.11 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に第一ガスタービン発電機による給電準備開始及び M/C D 系，AM 用 MCC 及び M/C C 系受電準備開始を指示する。

・柏崎のような共通の操作がな②緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に第二ガスタービン

いため，個別操作のみ記載。

発電機による給電準備開始を指示する。
③中央制御室運転員 A は，給電準備として第一ガスタービン発電機を起動し，当直副長に報告する。
④緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機設置場所及び荒浜側緊急用 M/C 設置場所に到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。
⑤a 第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合
中央制御室運転員 B は，受電前準備として M/C D 系，P/C D 系及び AM 用 MCC の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のためコントロールスイッチ（以下「CS」という。） を「切」又は「切保持」とする。
⑤b〜d 第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，受電前準備として M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，M/C C
系及び P/C C 系の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のため CS を「切」
又は「切保持」とする。
⑥a 第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合
現場運転員 C 及び D は，M/C D 系及び P/C D 系の受電前準備として，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とする。
⑥b〜d 第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合
現場運転員 C 及び D は，M/C D 系，P/C D 系及び AM 用 MCC の負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑦a 第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合
現場運転員 E 及び F は，M/C D 系及び P/C D 系の機器作動防止のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑦b〜d 第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合
現場運転員 E 及び F は，M/C C 系，P/C C 系の負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に M/C C 系の受電準備完了を報告する。
⑧緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機を起動後，給電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑨当直副長は，被災状況を確認し，第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機22

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備考のどちらで給電するかを判断する。
［優先 1.第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合］
a⑩ 当直副長は，運転員に第一ガスタービン発電機による給電開始を指示する。
⑪a 中央制御室運転員 A は，第一ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし， 第一ガスタービン発電機から給電が開始されたことを当直副長に報告する。
⑫a 当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。
a⑬ 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，
P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
a⑭ 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC［優先1.常設代替高圧電源装置によるＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
常設代替高圧電源装置による代替所内電気設備を経由した非常用所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2
図に，概要図を第1.14.2.1−3図に，タイムチャートを第1.14.2.1−4図に示す。
【常設代替高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に常設代替高圧電源装置（2台）の中
央制御室からの起動を指示する。
②運転員等は，中央制御室にて常設代替高圧電源装置（2台）を起動し，発電長に常設代替

・東海第二は，非常用母線とは独立した重大事故等対処設備である緊急用母線負荷のみで重大事故等対応を行えの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。

高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動が完了したことを報告する。※１

る設計としている。このたa※1 中央制御室からの起動が完了した場合は操作手順⑦へ

め，緊急用母線へ始めに給電⑮ 中央制御室運転員 B は，受電前準備として M/C C 系及び P/C C 系の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のため CS を「切」又は「切保持」とする。
a⑯ 現場運転員 E 及び F は，M/C C 系，P/C C 系の負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に M/C C 系の受電準備完了を報告する。
a⑰ 当直副長は，運転員に M/C C 系の受電開始を指示する。
⑱a 現場運転員 E 及び F は，M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C C 系，
P/C C 系及び MCC C 系の受電操作を実施する。
⑲a 現場運転員 E 及び F は，外観点検により M/C C 系，P/C C 系及び MCC C 系の受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告し，直流 125V 充電器盤及び中央制御室監視計器へ交流電源を供給する。
操作手順については，「1.14.2.2(1)a.
手順⑬a〜と同様である。

【常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動の場合】③中央制御室からの起動に失敗した場合，発電長は，災害対策本部長代理に常設代替高圧
電源装置（2台）の現場からの起動を依頼する。
④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動を指示する。

設備を使用する場合に，追加
で 3 台起動し，非常用母線へ給電する設計としている。このため，操作手順では，常設⑤重大事故等対応要員は，屋外（常設代替高圧電源装置置場）にて常設代替高圧電源装置

代替高圧電源装置の起動ス（2台）を起動し，災害対策本部長代理に常設代替高圧電源装置（2台）の起動が完了しテップを 2 台と 3 台で分けてたことを報告する。

いる。

⑥災害対策本部長代理は，発電長に常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動が完了
所内蓄電式直流電源設備による給電」の操作し，その後非常用母線負荷のしたことを連絡する。
【代替所内電気設備受電】⑦発電長は，運転員等に常設代替高圧電源装置（2台）による代替所内電気設備への給電開始を指示する。
⑧運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｍ／Ｃの受電遮断器を「入」とし，緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
⑨運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｍ／Ｃへの給電を確認する。
⑩運転員等は，発電長に常設代替高圧電源装置（2台）による代替所内電気設備への給電が完了したことを報告する。
【常設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動】⑪発電長は，運転員等に常設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動を指示する。
⑫運転員等は，中央制御室にて常設代替高圧電源装置（3台）を追加起動し，発電長に常設
代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動が完了したことを報告する。※２※2 中央制御室からの起動が完了した場合は操作手順⑰へ
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備考【常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動の場合】⑬中央制御室からの起動に失敗した場合，発電長は，災害対策本部長代理に常設代替高圧
電源装置（3台）の現場からの追加起動を依頼する。
⑭災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動を指示する。
⑮重大事故等対応要員は，屋外（常設代替高圧電源装置置場）にて常設代替高圧電源装置（3台）を追加起動し，災害対策本部長代理に常設代替高圧電源装置（3台）の追加起動が完了したことを報告する。
⑯災害対策本部長代理は，発電長に常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動が完了したことを連絡する。
⑰発電長は，運転員等に常設代替高圧電源装置（5台）による緊急用Ｍ／Ｃを経由した非常用所内電気設備への給電開始を指示する。
⑱運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑲運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にて給電準備としてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のため操作スイッチを隔離する。
⑳運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｍ／Ｃを経由したＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電のための連絡遮断器を「入」とするとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの連絡遮断器を「入」として，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系を受電する。
運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／
Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の必要な負荷へ給電する（又は給電を確認する）。
運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ
及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等
異常がないことを外観点検により確認する。
運転員等は，発電長に常設代替高圧電源装置（5台）による緊急用Ｍ／Ｃを経由した非常用所内電気設備への給電が完了したことを報告する。
なお，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からのＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電路を構成する。
［優先 2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系
受電の場合］⑩b 当直副長は，運転員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D
系への給電のための電路を構成するよう指示する。

［優先2.緊急時対策室建屋ガスタービン発電機の起動及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ ２Ｄへの給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.1−5図に，タイムチャートを第1.14.2.1-6図に示す。
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・設備設計の相違。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑪b 現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器にて，M/C D 系への給電のための電路を構成し，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑫b 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系への給電を依頼する。
⑬b 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由） による給電開始を指示する。

東海第二発電所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緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ ２Ｄへの給電準備開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に緊急時対策室建屋ガスタービン発電機
によるＰ／Ｃ ２Ｄへの給電準備開始を指示する。
③発電長は，運転員等に緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ ２Ｄへの給電準備開始を指示する。

⑭b 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑮b 当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。

④運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｄの受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑤運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて給電準備としてＰ／Ｃ ２Ｄの受b

電遮断器及び負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のため操作スイッチ

P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。

を隔離するとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｄの負荷抑制のため，必要な負荷以外の遮断器をb「切」とし，発電長に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｄへの給電準備が完了しの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告し，M/C C 系受電準備を開始す

たことを報告する。

⑯ 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，
⑰ 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCる。

⑥重大事故等対応要員は，緊急時対策室建屋内にて緊急時対策室建屋ガスタービン発電

M/C C 系受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による M/C C 系及aa

び M/C D 系受電の場合」の操作手順⑰ 〜⑲ と同様である。

機の停止状態に異常がないことを，外観点検により確認する。緊急時対策室建屋ガス
タービン発電機が運転している場合は停止する。
⑦重大事故等対応要員は，緊急時対策室建屋内にて緊急時対策室建屋受電用ブレーカを「ＯＦＦ」にする。
⑧重大事故等対応要員は，緊急時対策室建屋内で電磁接触器の制御ケーブルのリフト及び動力仮設ケーブルを接続する。
⑨重大事故等対応要員は，緊急時対策室建屋内で給電するＰ／Ｃ側の受電用ブレーカを「ＯＮ」にする。
⑩重大事故等対応要員は，Ｐ／Ｃ側の受電用ブレーカにて緊急時対策室建屋ガスタービ
ン発電機からＰ／Ｃ ２Ｄ間の電路の健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ ２Ｄへの給電準備が完了したことを報告する。
⑪災害対策本部長代理は，発電長に緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ
２Ｄへの給電準備が完了したことを連絡する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理に緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ
２Ｄへの電路への給電を依頼する。
⑬災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に緊急時対策室建屋ガスタービン発電機
によるＰ／Ｃ ２Ｄへの電路への給電開始を指示する。
⑭重大事故等対応要員は，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機を起動しＰ／Ｃ ２Ｄ間の電路への給電を実施し，災害対策本部長代理に緊急時対策室建屋ガスタービン発電機による給電を開始したことを報告する。
⑮災害対策本部長代理は，発電長に緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ
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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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東海第二発電所

備考

２Ｄへの電路への給電が完了したことを連絡する。
⑯発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に非常用所内電気設備の受電開始を指示する。
⑰運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｄの緊急時対策室建屋受電遮断器を「入」とし，Ｐ／Ｃ ２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｄ系を受電する。
⑱運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｄ系の必要な負荷へ給電する。
⑲運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｄ系の受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑳運転員等は，発電長に非常用所内電気設備の受電が完了したことを報告する。
また，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からＰ／Ｃ ２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電路を構成する。
［優先 3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系
受電の場合］⑩c 当直副長は，運転員に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C D
系への給電のための電路を構成するよう指示する。
⑪c 現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器及び緊急用電源切
替箱接続装置 B にて，M/C C 系及び M/C D 系への給電のための電路を構成し，当直副長に M/C C 系及び M/C D 系の受電準備完了を報告する。
c⑫ 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に第二ガスタービ
ン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による給電準備開始を指示する。
c⑬ 緊急時対策要員は， 第二ガスタービン発電機設置場所に到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，大湊側緊急用 M/C への給電のための電路を構成する。

［優先3.可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）の起動並びにＰ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
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手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.1−7図に，タイムチャートを第1.14.2.1−8図に示す。
【可搬型代替低圧電源車の起動】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低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備開始を依頼する。
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低圧電源車によるＰ／Ｃ ２
Ｃ・２Ｄへの給電準備開始を指示する。
③発電長は，運転員等に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備開始を指示する。

⑭c 緊急時対策要員は，大湊側緊急用 M/C 設置場所に到着後，外観点検により大湊側緊急④重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口にて可搬型

用 M/C 電路の健全性を確認し，第二ガスタービン発電機による給電のための電路を構

代替低圧電源車（2台）を配置し，可搬型代替低圧電源車から可搬型代替低圧電源車接成し、給電準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。

続盤まで可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルを，可搬型代替低圧電源車（2台）の間

cに可搬型代替低圧電源車用動力ケーブル及び並列運転用制御ケーブルを敷設し，接続（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系への給電を依頼する。

する。なお，可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）については，屋外の地下に設置さcれているため，水が滞留している場合は排水後に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブ由） による給電開始を指示する。

ルの敷設，接続を行う。

⑮ 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機⑯ 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経c⑰ 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
c⑱ 当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。

⑤運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑥運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて給電準備としてＰ／Ｃ ２Ｃ・２
26

・設備設計の相違。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑲c 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，
P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
⑳c 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告し，M/C C 系受電準備を開始する。

東海第二発電所
Ｄの受電遮断器及び負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のため操作ス
イッチを隔離するとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの負荷抑制のため，必要な負荷以外の遮断器を「切」とし，発電長に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電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，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口にて可搬型

M/C C 系受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による M/C C 系及代替低圧電源車からＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線までの電路の健全性を絶縁抵抗測

び M/C D 系受電の場合」の操作手順⑰a〜⑲a と同様である。

定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２
Ｄへの給電準備が完了したことを報告する。
⑧災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備が完了したことを連絡する。
⑨発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電を依頼する。
⑩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低圧電源車によるＰ／Ｃ ２
Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電開始を指示する。
⑪重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口にて可搬型
代替低圧電源車（2台）の起動及び並列操作によりＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電を実施し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電が完了したことを報告する。
⑫災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車（2台）によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電が完了したことを連絡する。
⑬発電長は，運転員等に非常用所内電気設備の受電開始を指示する。
⑭運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑮運転員等は，中央制御室にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの連絡遮断器を「入」とし，Ｐ／Ｃ
２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系を受電する。
⑯運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ
２Ｃ系・２Ｄ系の必要な負荷へ給電する（又は給電を確認する）。
⑰運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑱運転員等は，発電長に非常用所内電気設備の受電が完了したことを報告する。
なお，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からのＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電路を構成する。

［優先 6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合］
d⑩ 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に M/C D 系受電準備開始を指示す［優先4.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）の起動並びにＰ／Ｃ
２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
27

備考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）る。

東海第二発電所
可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電手順の概要は以下のとおり。

d

手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.1−9図経由）による M/C D 系への給電準備開始を依頼する。

に，タイムチャートを第1.14.2.1−10図に示す。

d①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低圧電源⑪ 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（荒浜側緊急用 M/C⑫ 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系
給電準備開始を指示する。

車による水処理ＭＣＣ Ａ（又はＢ）及びＰ／Ｃ ２Ａ−２（又はＰ／Ｃ ２Ｂ−２）をd

介したＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備開始を依頼する。

⑬ 緊急時対策要員は，荒浜側緊急用 M/C 設置場所にて，外観点検により電源車及び電路の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。

備考・「２Ｃ（又は２Ｄ）」の記載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低圧電源車による水処理Ｍ

は，最初に２Ｃへの給電を行d

ＣＣ Ａ（又はＢ）及びＰ／Ｃ ２Ａ−２（又はＰ／Ｃ ２Ｂ−２）を介したＰ／Ｃ ２

い，その後２Ｃから２Ｄへのめの電路を構成するよう指示する。

Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備開始を指示する。

給電を行う手順であること⑭ 当直副長は，運転員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系への給電のた
d⑮ 現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器にて，M/C D 系への給電のための電路を構成し，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。
d⑯ 緊急時対策要員は，電源車を起動し，給電準備が完了したことを緊急時対策本部に報③発電長は，運転員等に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備開始を指示する。
④重大事故等対応要員は，水処理建屋北側に可搬型代替低圧電源車（2台）を配置し，可告する。

搬型代替低圧電源車から水処理ＭＣＣ Ａ（又はＢ）まで可搬型代替低圧電源車用動力d

ケーブルを，可搬型代替低圧電源車（2台）の間に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブ経由）による M/C D 系への給電を依頼する。

ル及び並列運転用制御ケーブルを敷設し，接続する。

⑰ 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（荒浜側緊急用 M/Cd⑱ 緊急時対策本部は， 緊急時対策要員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電開始を指示する。
d⑲ 緊急時対策要員は，電源車から給電するための遮断器を「入」とし，電源車（荒浜側緊⑤重大事故等対応要員は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ａ−２（又は２Ｂ−２）からＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）間に仮設ケーブルを敷設し，接続する。
⑥運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ａ−２（又は２Ｂ−２）及びＰ／Ｃ

急用 M/C 経由）から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

２Ｃ（又は２Ｄ）の受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がdないことを外観点検により確認する。

⑳ 当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。
d

現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，

⑦運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて給電準備としてＰ／Ｃ ２Ａ−２

P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。

（又は２Ｂ−２）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの受電遮断器及び負荷遮断器を「切」とし，

d

現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC

動的負荷の自動起動防止のため操作スイッチを隔離するとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告し，M/C C 系受電準備を開始すの負荷抑制のため，必要な負荷以外の遮断器を「切」とし，発電長に可搬型代替低圧る。

電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備が完了したことを報告する。

M/C C 系受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電の場合」の操作手順⑰a〜⑲a と同様である。

⑧重大事故等対応要員は，水処理ＭＣＣ Ａ（又はＢ）にて可搬型代替低圧電源車からＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への電路への健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車による水処理ＭＣＣ Ａ（又はＢ）を介したＰ／Ｃ
２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備が完了したことを報告する。
⑨災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車による水処理ＭＣＣを介した
Ｐ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備が完了したことを連絡する。
⑩発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車による水処理ＭＣＣを介した
Ｐ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への電路への給電を依頼する。
⑪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低圧電源車による水処理Ｍ
ＣＣを介したＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への電路への給電開始を指示する。
⑫重大事故等対応要員は，水処理建屋北側にて可搬型代替低圧電源車（2台）の起動及び28を記載している。

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東海第二発電所

備考

並列操作によりＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への電路への給電を実施し，災害対策本部長
代理に可搬型代替低圧電源車による水処理ＭＣＣを介したＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への電路への給電が完了したことを報告する。
⑬災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車（2台）による水処理ＭＣＣを介したＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への電路への給電が完了したことを連絡する。
⑭発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に非常用所内電気設備の受電開始を指示する。
⑮運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑯運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の可搬型代替低圧電源
車からの受電遮断器を「入」とし，Ｐ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＭＣＣ ２Ｃ系（又は２Ｄ）を受電する。
⑰運転員等は，中央制御室にてＰ／Ｃ ２Ｄ（又は２Ｃ）の連絡遮断器を「入」とし，Ｐ／Ｃ ２Ｄ（又は２Ｃ）及びＭＣＣ ２Ｄ系（又は２Ｃ系）を受電する。
⑱運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ
２Ｃ系・２Ｄ系の必要な負荷へ給電する。
⑲運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑳運転員等は，発電長に非常用所内電気設備の受電が完了したことを報告する。
また，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からのＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電路を構成する。
［優先5.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（屋内開閉所）接続）の起動並びにＰ／Ｃ

・設備設計の相違。

２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.1−9図に，タイムチャートを第1.14.2.1−10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低圧電源
車による開閉所ＭＣＣ及びＰ／Ｃ ２Ｂ−２を介したＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備開始を依頼する。

・屋内開閉所の接続箇所を使用
した給電手順において「２②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低圧電源車による開閉所Ｍ

Ｃ・２Ｄへの給電」の記載は，

ＣＣ及びＰ／Ｃ ２Ｂ−２を介したＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備開始を指示する。

最初に２Ｄへの給電を行い，③発電長は，運転員等に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備開

その後２Ｄから２Ｃへの給始を指示する。
④重大事故等対応要員は，屋内開閉所南側に可搬型代替低圧電源車（2台）を配置し，可29電を行う手順であることを記載している。

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搬型代替低圧電源車から開閉所ＭＣＣまで可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルを，可搬型代替低圧電源車（2台）の間に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブル及び並列運転用制御ケーブルを敷設し，接続する。
⑤重大事故等対応要員は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｂ−２からＰ／Ｃ ２Ｄ間に仮設ケーブルを敷設し，接続する。
⑥運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｄの受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑦運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて給電準備としてＰ／Ｃ ２Ｂ−２
及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの受電遮断器及び負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のため操作スイッチを隔離するとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの負荷抑制のため，必要な負荷以外の遮断器を「切」とし，発電長に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電準備が完了したことを報告する。
⑧重大事故等対応要員は，開閉所ＭＣＣにて可搬型代替低圧電源車からＰ／Ｃ ２Ｄ間の電路の健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車による開閉所ＭＣＣを介したＰ／Ｃ ２Ｄへの給電準備が完了したことを報告する。
⑨災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車による開閉所ＭＣＣを介した
Ｐ／Ｃ ２Ｄへの給電準備が完了したことを連絡する。
⑩発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車による開閉所ＭＣＣを介した
Ｐ／Ｃ ２Ｄへの電路への給電を依頼する。
⑪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低圧電源車による開閉所Ｍ
ＣＣを介したＰ／Ｃ ２Ｄへの電路への給電開始を指示する。
⑫重大事故等対応要員は，開閉所ＭＣＣにて可搬型代替低圧電源車（2台）の起動及び並列操作によりＰ／Ｃ ２Ｄへの電路への給電を実施し，災害対策本部長代理に可搬型代
替低圧電源車による開閉所ＭＣＣを介したＰ／Ｃ ２Ｄへの電路への給電が完了したことを報告する。
⑬災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車（2台）による開閉所ＭＣＣを介したＰ／Ｃ ２Ｄへの電路への給電が完了したことを連絡する。
⑭発電長は，運転員等に非常用所内電気設備の受電開始を指示する。
⑮運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｄの受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑯運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｄの可搬型代替低圧電源車からの受電遮断器を「入」とし，Ｐ／Ｃ ２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｄ系を受電する。
⑰運転員等は，中央制御室にてＰ／Ｃ ２Ｃの連絡遮断器を「入」とし，Ｐ／Ｃ ２Ｃを受電する。
⑱運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ
30

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東海第二発電所

備考

２Ｃ系・２Ｄ系の必要な負荷へ給電する。
⑲運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑳運転員等は，発電長に非常用所内電気設備の受電が完了したことを報告する。
なお，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からのＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電路を構成する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

優先 1 の第一ガスタービン発電機による M/C C 系及び M/C D 系受電操作は，1 ユニット当［優先1.常設代替高圧電源装置の起動及びＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］

たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 4 名にて作業を実施した場【常設代替高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動及び代替所内電気設備受電】

合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。

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

・第一ガスタービン発電機による給電開始まで 15 分以内で可能である。

名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代替高圧電源装置（2台）の起・第一ガスタービン発電機による M/C D 系受電完了まで 20 分以内で可能である。

動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電完了まで4分以内で可能である。

・第一ガスタービン発電機による M/C C 系受電完了まで 50 分以内で可能である。

【常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動及び代替所内電気設備受電】

また，6 号及び 7 号炉がプラント停止中の運転員の体制においては，当直副長の指揮のも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と 1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作名及び重大事故等対応要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。

替高圧電源装置（2台）の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電完了まで40分以内で可能である。

・第一ガスタービン発電機による給電開始まで 25 分以内で可能である。
・第一ガスタービン発電機による M/C D 系受電完了まで 30 分以内で可能である。
・第一ガスタービン発電機による M/C C 系受電完了まで 60 分以内で可能である。

【常設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動及び非常用所内電気設備受電】
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名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代替高圧電源装置（3台）の起動及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電完了まで92分以内で可能である。
【常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動及び非常用所内電気設備受電】
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2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代
替高圧電源装置（3台）の起動及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電完了まで88分以内で可能である。なお，中央制御室での常設代替高圧電源装置起動失敗に係る時間を考慮すると92分以内で可能である。
また，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。

優先 2 の第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系［優先2.緊急時対策室建屋ガスタービン発電機の起動及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］

受電操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4

上記の操作は，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名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判以下のとおり。

断してから緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ 2Ｄ受電完了まで160分以
31

・設備設計の相違。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系受電完了まで約 75 分で可能である。
・第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系受電完了まで約 80

東海第二発電所

備考

内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

分で可能である。

・「防護具」は「放射線防護具」と記載することで統一している。
（以下，放射線防護具の記載については省略）

優先 3 の第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系
受電操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系受電完了まで約 85 分
で可能である。
・第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系受電完了まで約 90 分で可能である。

［優先3.可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接・設備設計の相違。

続）の起動並びにＰ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
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6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型
代替低圧電源車の起動完了まで170分以内で可能である。
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名及び現場対応を運転員等（当直運転員）
2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ受電まで180分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

優先 6 の電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系受電操作は，1 ユ
ニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。

［優先4.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）の起動並びにＰ／Ｃ

・設備設計の相違。

２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
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・電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C D 系受電完了まで約 95 分で可能である。

名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＰ／Ｃ

・電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系受電完了まで約 100 分で可能である。

２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電まで455分以内で可能である。

なお，プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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。
［優先5.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（屋内開閉所）接続）の起動並びにＰ／Ｃ
２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名及び現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＰ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電まで455分以内で可能である。
また，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。

32

・設備設計の相違。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）b.

東海第二発電所

電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電

備考
・東海第二では，Ｍ／Ｃへの給外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電手段が常設代替高圧電源

号炉間電力融通ケーブル及び電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による M/C C 系及び M/C D 系へ装置のみであるため，Ｐ／Ｃの給電が見込めない場合，電源車を P/C C 系の動力変圧器の一次側又は緊急用電源切替箱接続への給電手段と併せて整理。

装置に接続して P/C D 系を受電し，発電用原子炉及び使用済燃料プールの冷却，原子炉格納容
器内の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を確保する。P/C D 系の受電完了後，P/C C 系の受電操作を実施し，直流 125V 充電器盤及び中央制御室監視計器へ交流電源を供給する。
また，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順について
は，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電ができない場合。
(b) 操作手順
電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを
第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に， 概要図を第 1.14.12 図に，タイムチャートを第 1.14.13
図及び第 1.14.14 図に示す。
［優先 7.電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電の場合］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に電源車による P/C C 系及び P/C D
系受電準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車による P/C C 系及びP/C D 系受電準備開始を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電準備開始を指示する。
④緊急時対策要員は，電源車を原子炉建屋近傍に配置し，電源車から P/C C 系動力変圧器の一次側までの間に電源車のケーブルを敷設する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，受電前準備として M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，M/C C
系及び P/C C 系の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のため CS を「切」
又は「切保持」とする。
⑥現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器にて，電源車による
P/C C 系及び P/C D 系への給電のための電路を構成し，M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，
M/C C 系及び P/C C 系負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に P/C C 系及び P/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑦緊急時対策要員は電源車のケーブルを P/C C 系動力変圧器の一次側に接続するとともに， 絶縁抵抗測定により電源車から P/C C 系動力変圧器の一次側までの間の電路の健33

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東海第二発電所

全性を確認し，受電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑧緊急時対策本部は，当直長に電源車による給電開始を連絡し，緊急時対策要員に給電開始を指示する。
⑨緊急時対策要員は，電源車を起動し，P/C C 系動力変圧器の一次側へ給電を開始するとともに，給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑩当直副長は，運転員に M/C C 系の受電開始を指示する。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，P/C 動力変圧器フィーダ遮断器を「入」とし， M/C C 系を受電する。
⑫現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C C 系の受電状態に異常がないことを確認
後，当直副長に報告する。
⑬当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。
⑭現場運転員 C 及び D は，M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器及び M/C D 系緊急用電源
母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系， P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
⑮現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑯ 当直副長は，運転員に P/C C 系の受電開始を指示する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は， P/C C 系受電遮断器を「入」とし，P/C C 系及び MCC C
系の受電操作を実施する。
⑱現場運転員 C 及び D は，外観点検により P/C C 系及び MCC C 系の受電状態に異常がない
ことを確認後，当直副長に報告する。
［優先 8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電の場合］
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に電源車による P/C C 系及び P/C D
系受電準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車による P/C C 系及びP/C D 系受電準備開始を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電準備開始を指示する。
④緊急時対策要員は，電源車を原子炉建屋近傍に配置し，電源車から緊急用電源切替箱接続装置までの間に電源車のケーブルを敷設する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，受電前準備として M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，M/C C
系及び P/C C 系の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のため CS を「切」
又は「切保持」とする。
⑥現場運転員 C 及び D は，受電前準備として緊急用電源切替箱断路器にて，電源車による
P/C C 系及び P/C D 系への給電のための電路を構成し，M/C D 系，P/C D 系，AM 用 MCC，
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備考

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東海第二発電所

M/C C 系及び P/C C 系負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長に P/C C 系及び P/C D 系の受電準備完了を報告する。
⑦緊急時対策要員は電源車のケーブルを緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）に接続するとともに，絶縁抵抗測定により電源車から緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）までの間の電路の健全性を確認し，受電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑧緊急時対策本部は，当直長に電源車による給電開始を連絡し，緊急時対策要員に給電開始を指示する。
⑨緊急時対策要員は，電源車を起動し，緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）
へ給電を開始するとともに，給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑩当直副長は，運転員に M/C D 系の受電開始を指示する。
⑪現場運転員 C 及び D は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C D 系，
P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電操作を実施する。
⑫現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCC の受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑬当直副長は，運転員に M/C C 系の受電開始を指示する。
⑭現場運転員 C 及び D は，M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，M/C C 系，
P/C C 系及び MCC C 系の受電操作を実施する。
⑮現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C C 系，P/C C 系及び MCC C 系の受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性
優先 7 の電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電
操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（P/C C 系
動力変圧器の一次側に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電完了まで約 340 分で可能である。
優先 8 の電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電操
作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（緊急用電源
切替箱接続装置に接続）による P/C C 系及び P/C D 系受電完了まで約 285 分で可能である。
電源車から非常用電源盤間に敷設する電源車のケーブルのうち，原子炉建屋内に敷設する電源車のケーブルは，原子炉建屋内の位置的分散を図った 2 箇所に常設配備されており，一方の電源車のケーブルが使用不能である場合においても他方の電源車のケーブルを使用して敷設することが可能である。
このうち 1 つの電源車のケーブルについては，原子炉建屋内の電源車配置位置近傍から非常用電源盤室内まで常時敷設されており，円滑に電源車から非常用電源盤間に敷設すること
35

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東海第二発電所が可能である。
また，円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備するとともに，暗闇でも視認性が向上するように操作対象遮断器の識別表示を行う。室温は通常運転時と同程度である。
電源車はプラント監視機能等を維持する上で必要な最低限度の電力を供給する。プラントの被災状況に応じて使用可能な設備の電源を供給する。
c.

号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C 系又は M/C D 系受電当該号炉で外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機及び第二ガスター
ビン発電機による給電ができない場合において，号炉間電力融通ケーブル（常設）又は号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用して他号炉の緊急用電源切替箱断路器から当該号炉の M/C
C 系又は M/C D 系までの電路を構成し，他号炉から給電することにより，発電用原子炉及び使用済燃料プールの冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を復旧する。
また，他号炉で全交流動力電源が喪失し，当該号炉の電源が確保されている場合は，同様の手段により当該号炉から他号炉へ給電することが可能である。
なお，コントロール建屋内に配備する号炉間電力融通ケーブル（常設）が使用できない場合
は， 荒浜側高台保管場所に配備する号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用して電力融通を行う。
(a) 手順着手の判断基準
当該号炉で外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機及び第二ガスタ
ービン発電機による給電ができない状況において，他号炉の非常用ディーゼル発電機 A 系又は非常用ディーゼル発電機 B 系が健全で電力融通が可能な場合。
(b) 操作手順
号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C 系又は M/C D 系受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.15 図に，タイムチャートを第 1.14.16 図に示す。
［優先 4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した M/C C 系又は M/C D 系受電の場合］［優先 5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した M/C C 系又は M/C D 系受電の場合］（本手順は，当該号炉で全交流動力電源が喪失した状況において，他号炉の非常用ディー
ゼル発電機 A 系から号炉間電力融通ケーブルを使用して当該号炉の M/C C 系又は M/C D 系へ給電する操作手順を示す。）①ab 当該号炉の当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当該号炉及び他号炉の運転員に号炉間電力融通ケーブルを使用した他号炉の非常用ディーゼル発電機 A 系による当該号炉の M/C C 系又は M/C D 系の受電準備開始を指示する。
②ab 当直長は，当該号炉の当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に号炉間電力融36

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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東海第二発電所

通ケーブルの敷設及び電路構成を依頼する。
③ab 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員及び当直長に号炉間電力融通ケーブルを使用した非常用ディーゼル発電機 A 系からの電力融通の準備開始を指示する。
④ab 他号炉の中央制御室運転員 a 及び b は，非常用ディーゼル発電機 A 系の負荷の切替え及び非常用ディーゼル発電機 A 系の運転継続に不要な負荷の停止操作を実施し，他号炉の当直副長に給電準備完了を報告する。
⑤ab 他号炉の現場運転員 c 及び d は非管理区域にて，他号炉の現場運転員 e 及び f は管理区域にて，非常用ディーゼル発電機 A 系の負荷の切替え及び非常用ディーゼル発電機 A
系の運転継続に不要な負荷の停止操作を実施後，他号炉の現場運転員 c 及び d は緊急用
電源切替箱断路器にて号炉間電力融通ケーブル接続のための電路構成を実施し，他号炉の当直副長に給電準備完了を報告する。
⑥ab 当該号炉の中央制御室運転員 A 及び B 並びに当該号炉の現場運転員 C 及び D は，M/C
C 系又は M/C D 系受電前準備として関連遮断器の「切」又は「切確認」を実施し，当該号炉の当直副長に受電準備完了を報告する。
⑦a 号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（常設）を敷設する。
⑦b 号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を敷設する。
⑧ab 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱内の断路器が全て開放されていることを確認し，断路器（第一ガスタービン発電機側）に接続されたケーブルを解線する。
⑨ab 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器（第一ガスタービ
ン発電機側）に号炉間電力融通ケーブルを接続するとともに，絶縁抵抗測定により電路の健全性を確認する。
⑩ab 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器にて号炉間電力融通のための電路を構成する。
⑪ab 緊急時対策要員は，号炉間電力融通ケーブルによる電力融通の準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑫ab 当該号炉の当直副長は， 当該号炉及び他号炉の運転員に号炉間電力融通ケーブルを使用した非常用ディーゼル発電機 A 系による M/C C 系又は M/C D 系の受電開始を指示する。
⑬ab 他号炉の現場運転員 c 及び d は，他号炉の M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器「入」にて当該号炉への給電を開始する。
37

備考

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東海第二発電所⑭ab 当該号炉の当直副長は，当該号炉の運転員に非常用ディーゼル発電機 A 系からの M/C
C 系又は M/C D 系の受電開始を指示する。
M/C C 系又は M/C D 系受電手順については，「a.

第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電」の操作手順⑫a〜⑲a と同様である。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各 2 名（操作者及び確認者）の計4 名， 当該号炉の現場運転員 2 名，他号炉の現場運転員 4 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・優先 4 のコントロール建屋（緊急用電源切替箱断路器近傍）の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合，M/C C 系又は M/C D 系の受電完了まで約 115 分で可能である。
・優先 5 の屋外（荒浜側高台保管場所）の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する
場合，M/C C 系又は M/C D 系の受電完了まで約 245 分で可能である。
なお，号炉間電力融通ケーブルについては，コントロール建屋（緊急用電源切替箱断路器近傍） と屋外（荒浜側高台保管場所）に配備されており，円滑に 6 号及び 7 号炉間にケーブルを敷設することが可能である。
円滑に作業できるように， 移動経路を確保し， 防護具， 照明及び通信連絡設備を整備す
る。

38

備考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.14.2.2 代替電源（直流）による対応手順(1) 代替直流電源設備による給電
a.

所内蓄電式直流電源設備による給電

東海第二発電所

備考

1.14.2.2 代替電源（直流）による対応手順(1) 代替直流電源設備による給電
ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電

・東海第二にはＨＰＣＳ Ｄ／

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失，第一ガスタービン発電機，第二ガスター

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失，常設代替交流電源設備，緊急Ｇがあるため，全交流動力電

ビン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車による交流電源の復旧ができない場合，直流時対策室建屋ガスタービン発電機及び可搬型代替交流電源設備による交流電源の復旧ができ

源喪失の定義明確化の観点

125V 蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 A−2 及び AM 用直流 125V 蓄電池から，24 時間以上にわたり直ない場合，所内常設直流電源設備である125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系から，24時間以上にわたりからディーゼル発電機の種

流母線へ給電する。

非常用所内電気設備である直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。

類を全て記載。

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失後，充電器を経由した直流母線（直流 125V

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失後，充電器を経由した直流母線・設備設計の相違。

主母線盤）への給電から，直流 125V 蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直（直流125V主母線盤及び直流±24V中性子モニタ用分電盤）への給電から，125V系蓄電池Ａ

流 125V 蓄電池 D による直流母線（直流 125V 主母線盤）への給電に自動で切り替わることを確系・Ｂ系，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流母線認する。全交流動力電源喪失から 8 時間経過するまでに，直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄（直流125V主母線盤及び直流±24V中性子モニタ用分電盤）への給電に自動で切り替わること

電池 A−2 による給電に切り替え，その後，直流 125V 蓄電池 A の延命のため，直流 125V 主母を確認する。125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系の延命のため，全交流動力電源喪失から1時間経過する

・東海第二では，全交流動力電

線盤の不要な負荷の切離しを実施する。さらに全交流動力電源喪失から 19 時間経過するまでまでに，中央制御室において簡易な操作でプラントの状態監視に必要ではない直流125V主母源喪失発生後 1 時間以内に、に，直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池による給電に切り替えることで，24 時間

線盤の直流負荷を切り離し，その後，全交流動力電源喪失から8時間経過するまでに，中央制

中央制御室内にて簡易な操以上にわたり直流母線へ給電する。

御室外において必要な負荷以外の切り離しを実施することで，24時間以上にわたり直流125V作で必要でない負荷の切り

主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。

離し操作を行う。

所内蓄電式直流電源設備から直流母線へ給電している 24 時間以内に，第一ガスタービン発
電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車により P/C C 系及び P/C

所内常設直流電源設備から直流母線へ給電している24時間以内に，常設代替交流電源設

・東海第二では，交流復旧で，

D 系を受電し，その後，直流 125V 充電器盤 A，直流 125V 充電器盤 B，直流 125V 充電器盤 A−

備，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機又は可搬型代替低圧電源車によりＰ／Ｃ ２Ｃ・２直流設備に充電される。

2，AM 用 125V 充電器盤を受電して直流電源の機能を回復させる。なお，蓄電池を充電する際はＤを受電し，その後，直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂを受電して直流電源の機能を回復させ

・東海第二では，水素は「水水素ガスが発生するため，蓄電池室の換気を確保した上で蓄電池の回復充電を実施する。また，

る。なお，蓄電池を充電する際は水素が発生するため，バッテリー室の換気を確保した上素ガス」ではなく「水素」

第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車によで，蓄電池の回復充電を実施する。

で記載する方針。（以下，る P/C C 系及び P/C D 系の受電完了後は，中央制御室監視計器 C 系及び D 系の復旧を行う。

水素ガスに係る記載については省略）
・主要な監視計器は直流電源設備であるため，中央制御室監
視計器を記載していない。

(a) 手順着手の判断基準［直流 125V 蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流 125V 蓄電池 D による給電の判断基準］
全交流動力電源喪失により，直流 125V 充電器 A，直流 125V 充電器 B，直流 125V 充電器
C 及び直流 125V 充電器 D の交流入力電源の喪失が発生した場合。
［直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄電池 A−2 への切替えの判断基準］
全交流動力電源喪失後，8 時間以内に第一ガスタービン発電機， 第二ガスタービン発
電機， 号炉間電力融通ケーブル若しくは電源車による給電操作が完了する見込みがない(a) 手順着手の判断基準【所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電の判断基準】
全交流動力電源喪失により，直流125V充電器Ａ及び直流125V充電器Ｂの交流入力電源の喪失が発生した場合。
【必要な負荷以外の切り離しの判断基準】
125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系から直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から1時間以内に常設代替高圧電源装置による代替所内電気設備への給電がなく，常設代替高圧電源装置による直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源の復旧が見込めない場合。

場合又は直流 125V 蓄電池 A の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合。
［直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池への切替えの判断基準］
39

・設備設計の相違。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

全交流動力電源喪失後，19 時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電
機， 号炉間電力融通ケーブル若しくは電源車による給電操作が完了する見込みがない場
合又は直流 125V 蓄電池 A−2 の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合。
［直流 125V 充電器盤 A，B，A−2，AM 用直流 125V 充電器盤の受電及び中央制御室監視計器 C系及び D 系の復旧の判断基準］
全交流動力電源喪失時に，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電により，P/C C 系及び P/C D 系の受電が完了している場合。
(b) 操作手順(b) 操作手順

所内蓄電式直流電源設備による給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。

1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.17 図から第 1.14.20 図，に，タイムチャー

手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.2−1図

トを第 1.14.21 図から第 1.14.26 図に示す。なお，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 Cに，タイムチャートを第1.14.2.2−2図に示す。なお，125V系蓄電池ＨＰＣＳ系，中性子モ及び直流 125V 蓄電池 D による給電手順については，「1.14.2.5(2) 非常用直流電源設備にニタ用蓄電池Ａ系，中性子モニタ用蓄電池Ｂ系による給電手段については，「1.14.2.7(2)よる給電」にて整備する。

非常用直流電源設備による給電」にて整備する。
【所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への自動給電確認】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流 125V 蓄電池 A による給電が開始されたことの確認を指示する。
②中央制御室運転員 A は，直流 125V 充電器 A による給電が停止したことを M/C C 系電圧にて確認し，直流 125V 蓄電池 A による給電が開始され，直流 125V 主母線盤 A 電圧指示
値が規定電圧であることを確認する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による非常用所内電気設備への自動給電状態の確認を指示する。
②運転員等は，中央制御室にて直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源が喪失したことを直流125V充電器Ａ・Ｂの「蓄電池放電中」警報により確認する。
③運転員等は，中央制御室にて125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V主母線盤２Ａ・③当直副長は，全交流動力電源喪失から 8 時間経過するまでに切替えを完了するよう，運２Ｂ，直流125VＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分電盤２Ａ系・２Ｂ系への自動給電状態に転員に直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄電池 A−2 への切替えを指示する。なお，直異常がないことを直流125V充電器Ａ・Ｂの蓄電池電圧指示値により確認し，発電長に流 125V 蓄電池 A の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合は，経過時間に直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂ，直流125VＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分電盤２Ａ系・２

よらず，直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄電池 A−2 への切替えを指示する。

Ｂ系へ自動給電されていることを報告する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，切替え操作の時間的裕度を確保するため，原子炉圧力容
器内の水位を原子炉水位高（レベル 8）近傍まで上昇させた後，原子炉隔離時冷却系を停止する。
⑤現場運転員 C 及び D は，全交流動力電源喪失から 8 時間経過するまでに，直流 125V 蓄【必要な負荷以外の切離し】④発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系の延命処置として，1時間以内に中央制御室にて簡易な操作でプラントの状態監視に必要ではない負荷を切り離し，8時間後に現場にて必要な負荷以外の切離しを指示する。

電池 A による給電から直流 125V 蓄電池 A−2 による給電への切替え操作を実施後，コン⑤運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系の延命

トロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 A

処置として必要な負荷以外の切り離しを実施し，発電長に必要な負荷以外の切り離し−2 蓄電池電圧指示値が規定電圧であることを確認し，切替え完了を当直副長に報告すが完了したことを報告する。

る。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉隔離時冷却系を再起動する。
⑦現場運転員 C 及び D は，直流 125V 蓄電池 A の延命処置として炉心監視及び直流照明を除く直流負荷の切離しを実施する。
40

備考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

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備考⑧当直副長は，全交流動力電源喪失から 19 時間経過するまでに切替えを完了するよう，運転員に直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池への切替えを指示する。なお，直流 125V 蓄電池 A−2 電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合は，経過時間によらず， 直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池への切替えを指示する。
⑨中央制御室運転員 A 及び B は，切替え操作の時間的裕度を確保するため，原子炉圧力容
器内の水位を原子炉水位高（レベル 8）近傍まで上昇させた後，原子炉隔離時冷却系を停止する。
⑩現場運転員 C 及び D は，全交流動力電源喪失から 19 時間経過するまでに，AM 用直流
125V 充電器盤内の遮断器を「入」操作し，直流 125V 蓄電池 A−2 による給電から AM 用
直流 125V 蓄電池による給電への切替え操作を実施する。原子炉建屋地上 4 階北側通路（非管理区域）の AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧指示値が規定電圧であることを確認し，切替え完了を当直副長に報告する。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉隔離時冷却系を再起動する。
⑫当直副長は，蓄電池による給電開始から 24 時間経過するまでに第一ガスタービン発電

・直流電源の復旧は，交流電源

機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による P/C C 系及びの確保と合わせて行われ，直P/C D 系の受電が完了したことを確認し，運転員に交流電源による直流 125V 充電器盤の流系への受電操作なく自動受電開始を指示する。

で行われることから，操作手⑬a 直流 125V 充電器盤 A 受電の場合順を記載していない。

当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機及び直流 125V 充電器盤 A が使用可能か確認する。
⑭a 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A 及び C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機の復旧のため，MCC C 系の受電操作を実施する。
⑮a 中央制御室運転員 A 及び B は，直流 125V 充電器盤 A バッテリー室において，蓄電池充電時の水素ガス滞留防止のため，C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機を起動し，バッテリー室の換気を実施する。
⑯a 当直副長は，運転員に直流 125V 充電器盤 A の受電開始を指示する。
⑰a 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A の充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 A
充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
⑱a 中央制御室運転員 B は，直流 125V 充電器盤 A の運転が開始されたことを直流 125V 主
母線盤 A 電圧指示値が規定電圧であることにより確認するとともに，当直副長に報告する。
⑲a 中央制御室監視計器 C 系及び D 系の復旧
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当直副長は，P/C C 系及び P/C D 系復旧完了後，運転員に中央制御室監視計器の復旧開始を指示する。
⑳a 現場運転員 C 及び D は，MCC C 系の受電操作又は受電確認を実施し，中央制御室監視計器電源が復旧されたことを確認する。
a

現場運転員 C 及び D は，MCC D 系の受電操作又は受電確認を実施し，中央制御室監視計器電源が復旧されたことを確認する。
a

中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室にて中央制御室監視計器が復旧されたことを状態表示にて確認し，中央制御室裏盤（制御盤）異常表示ランプのリセット操作を実施する。
⑬b 直流 125V 充電器盤 B 受電の場合
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B 計測制御電源盤区域(B)排風機及び直流 125V 充電器盤 B が使用可能か確認する。
⑭b 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B 及び C/B 計測制御電源盤区域(B)排風機の復旧のため，MCC D 系の受電操作又は受電確認を実施する。
⑮b 中央制御室運転員 A 及び B は，直流 125V 充電器盤 B バッテリー室において蓄電池充電
時の水素ガス滞留防止のため，C/B 計測制御電源盤区域(B)排風機を起動し，バッテリー室の換気を実施する。
⑯b 当直副長は，運転員に直流 125V 充電器盤 B の受電開始を指示する。
⑰b 現場運転員 C 及び D は直流 125V 充電器盤 B の充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅱ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 B
充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
⑱b 中央制御室運転員 B は，直流 125V 充電器盤 B の運転が開始され，直流 125V 主母線盤 B
電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
直流 125V 充電器盤 B 受電完了後，中央制御室監視計器の復旧操作を実施する。
操作手順については，「直流 125V 充電器盤 A 受電の場合」の操作手順⑲a〜

a

と同様で

ある。
⑬c 直流 125V 充電器盤 A−2 受電の場合
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機及び直流 125V 充電器盤 A−2 が使用可能か確認する。
⑭c 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A−2 及び C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機の復旧のため，MCC C 系の受電操作を実施する。
⑮c 中央制御室運転員 A 及び B は，直流 125V 充電器盤 A−2 バッテリー室において蓄電池
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備考

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備考

充電時の水素ガス滞留防止のため，C/B 計測制御電源盤区域(A)排風機を起動し，バッテリー室の換気を実施する。
⑯c 当直副長は，運転員に直流 125V 充電器盤 A−2 の受電開始を指示する。
⑰c 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A−2 の充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流 125V 充電器
盤 A−2 充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
直流 125V 充電器盤 A−2 受電完了後，中央制御室監視計器の復旧操作を実施する。
操作手順については，直流 125V 充電器盤 A 受電の場合」の操作手順⑲a〜

a

と同様であ

る。
⑬dAM 用直流 125V 充電器盤受電の場合
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，D/G(A)/Z 排風機及び AM 用直流 125V 充電器盤が使用可能か確認する。
⑭d 現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 充電器盤及び D/G(A)/Z 排風機の復旧のため，
MCC C 系の受電操作を実施する。
⑮d 中央制御室運転員 A 及び B は，AM 用直流 125V 充電器盤バッテリー室において蓄電池充電時の水素ガス滞留防止のため，D/G(A)/Z 排風機を起動し，バッテリー室の換気を実施する。
⑯d 当直副長は，運転員に AM 用直流 125V 充電器盤の受電開始を指示する。
⑰d 現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 充電器盤の充電器運転開閉器を「入」操作し，原子炉建屋地上 4 階北側通路（非管理区域）の AM 用直流 125V 充電器盤充電器電圧指示
値が規定電圧であることを確認する。
AM 用直流 125V 充電器盤受電完了後，中央制御室監視計器の復旧操作を実施する。
操作手順については，「直流 125V 充電器盤 A 受電の場合」の操作手順⑲a〜

a

と同様で

ある。
(c) 操作の成立性
直流 125V 蓄電池による給電は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名にて直流母線（直流 125V 主母線盤）へ自動で給電されることを確認する。中央制御室での電圧確認であるため，速やかに対応できる。
所内蓄電式直流電源設備による給電操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・直流 125V 蓄電池 A から直流 125V 蓄電池 A−2 受電切替え完了まで 20 分以内,不要負荷切離し操作は約 60 分で可能である。
・直流 125V 蓄電池 A−2 から AM 用直流 125V 蓄電池受電切替え完了は 25 分以内で可能である。

(c) 操作の成立性【所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への自動給電確認】
125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへの給電については，運転員の操作は不要である。
【必要な負荷以外の切離し】
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名にて作業を実施した場合，必要な負荷以外の切離しの作業開始を判断してから中央制
御室にて1時間以内に必要な負荷以外の切り離しの作業完了まで60分以内で可能である。
また，必要な負荷以外の切離しの作業開始を判断してから8時間後に現場にて必要な負荷以外の切り離しを行い，作業完了まで，必要な負荷以外の切離しの作業開始を判断してから540分以内で可能である。
43

・設備設計の相違。

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備考

・直流 125V 充電器盤 A 受電完了まで約 40 分で可能である。
・直流 125V 充電器盤 B 受電完了まで約 40 分で可能である。
・直流 125V 充電器盤 A−2 受電完了まで約 40 分で可能である。
・AM 用直流 125V 充電器盤受電完了まで約 35 分で可能である。
・中央制御室監視計器 C 系及び D 系復旧まで約 50 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
b.

可搬型直流電源設備による給電

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。
ｂ．可搬型代替直流電源設備等による非常用所内電気設備への給電

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時に，所内蓄電式直流電源設備による給電

外部電源及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失時に，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系によができない場合に，可搬型直流電源設備（電源車及び AM 用直流 125V 充電器）により直流電源

る直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電ができない場合に，可搬型代替低圧電源車及び可搬型を必要な機器に給電する。

整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により直流電源を必要な機器に給電する。

・明確化の観点から給電先を記載した。

可搬型直流電源設備による給電（電源車による AM 用 MCC 及び AM 用直流 125V 充電器盤への給電）の優先順位は以下のとおり。
1.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）

・東海第二では，可搬型代替直2.電源車（AM 用動力変圧器に接続）

流電源設備は，可搬型設備の3.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）

みで直流電源を供給可能であるため，直流給電車によるまた，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順について

また，上記給電を継続するために電源車への燃料給油を実施する。燃料の給油手順につい対策を整備していない。なは，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

ては，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。

お，柏崎の可搬型直流電源設(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

備による対策は，可搬型交流

全交流動力電源喪失後，24 時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電
機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電操作が完了する見込みがない場合。

交流動力電源喪失後，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへの電源と既設充電器を組み合自動給電開始から24時間以内に，常設代替交流電源設備，緊急時対策室ガスタービン発電

わせた対策であるが，東海第機及び可搬型代替交流電源設備による給電操作が完了する見込みがない場合。

二でも可搬型代替交流電源
設備（Ｐ／Ｃ給電）と既設充(b) 操作手順(b) 操作手順

可搬型直流電源設備による給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5

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手順の概要は以下のとお

図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.27 図及び第 1.14.28 図に，タイムチャートを第り。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.2−3

1.14.29 図から第 1.14.31 図に示す。

図に，タイムチャートを第1.14.2.2−4図に示す。

なお，電源車による AM 用 MCC 受電の操作手順については「1.14.2.3(1)a. 第一ガスター
ビン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による AM 用 MCC受電」の操作手順と同様であるため，当該手順にて実施する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に電源車による AM 用直流 125V 充電
器盤への給電準備開始を指示する。
②緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に電源車による AM 用
直流 125V 充電器盤への給電準備開始を指示する。

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低圧電源車及び可搬型整流器による非常用所内電気設備への給電準備開始を依頼する。
②発電長は，運転員等に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤の受電準備開始を指示する。
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電器による給電で同等の対策が可能。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）③運転員及び緊急時対策要員は，AM 用直流 125V 充電器盤の受電に先立ち，「1.14.2.3(1)a.
第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による AM 用 MCC 受電」の操作手順にて AM 用 MCC の受電を実施する。
④現場運転員 C 及び D は，仮設ケーブル接続のため AM 用 MCC の負荷「AM 用直流 125V 充電
器盤電源切替盤」の遮断器を「切」とする。
⑤緊急時対策要員は，AM 用直流 125V 充電器盤電源切替盤から D/G(A)/Z 排風機に仮設ケーブルを敷設する。
⑥緊急時対策要員は，AM 用直流 125V 充電器盤電源切替盤から D/G(A)/Z 排風機に仮設ケーブルを接続するとともに，絶縁抵抗測定により AM 用 MCC から D/G(A)/Z 排風機までの間の電路の健全性を確認し，仮設ケーブル接続完了を緊急時対策本部に報告する。
⑦現場運転員 C 及び D は，AM 用 MCC の負荷「AM 用直流 125V 充電器盤電源切替盤」の遮断

東海第二発電所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低圧電源車及び可搬型整流器による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電準備開始を指示する。
④重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型
代替低圧電源車及び可搬型整流器を配置し，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器
から可搬型代替低圧電源車接続盤までの間に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブル及び可搬型整流器用ケーブルを敷設し，接続する。なお，可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）については，屋外の地下に設置されているため，水が滞留している場合は排水後に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルの敷設，接続を行う。
⑤運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）の受電前状態において異臭・発煙・破損等異常がないことを外観点検により確認し，発電長に非常用所内電気設備の受電準備が完了したことを報告する。

器を「入」とした後，AM 用切替盤(DC)にて「AM 用発電機」及び「AM 用 MCC」の遮断器を⑥重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型「入」とし，D/G(A)/Z 排風機を起動し，AM 用直流 125V 蓄電池室が換気されたことを確

代替低圧電源車（可搬型整流器経由）から直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）までの認する。

間の電路の健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替直⑧現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 充電器盤にて充電器運転開閉器を「切」操作し，「MCC C 系」から「AM 用 MCC」へ受電切替えを実施する。
⑨当直副長は，運転員に AM 用 MCC から AM 用直流 125V 充電器盤への給電開始を指示する。
⑩ 現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 充電器盤の充電器運転開閉器を「入」操作し，原子炉建屋地上 4 階北側通路（非管理区域）の AM 用直流 125V 充電器盤充電器電圧指示
値が規定電圧であることを確認する。

流電源設備用電源切替盤への給電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，発電長に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電準備が完了したことを連絡する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電開始を依頼する。
⑨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直流電源設備用電源切替盤への給電開始を指示する。
⑩発電長は，運転員等に非常用所内電気設備の受電開始を指示する。
⑪重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口又は原子炉建屋東側接続口にて可搬型
代替低圧電源車及び可搬型整流器を起動し，可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電を開始し,災害対策本部長代理に可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電が完了したことを報告する。
⑫災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電が完了したことを報告する。
⑬運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて可搬型代替直流電源設備用電源切替盤及び直流
125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）の配線用遮断器を「入」（又は「入」を確認する。）とし，可搬型代替直流電源設備用電源切替盤を経由して直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ），直流125V ＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分電盤２Ａ系（又は２Ｂ系）を受電する。
⑭運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ），直流125V
ＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分電盤２Ａ系（又は２Ｂ系）にて遮断器用制御電源等の必
要な 負荷の配線用遮断器を「入」（又は「入」を確認）する。
45

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所⑮運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ），直流125V
ＭＣＣ ２Ａ系及び直流125V分電盤２Ａ系（又は２Ｂ系）の受電状態において異臭・発煙・破損等異常がないことを外観点検により確認する。
⑯運転員等は，発電長に可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による非常用所内電気
設備への給電が完了したことを報告する。

(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転

現場対応を運転員等（当直運転員）2名，重大事故等対応要員6名にて実施した場合，作員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時業開始を判断してから直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）の受電完了まで250分以内で可能間は以下のとおり。

である。

優先 1 の電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用直流 125V 充電器盤の受電完了まで
約 235 分で可能である。
優先 2 の電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用直流 125V 充電器盤の受電完了まで
約 455 分で可能である。
優先 3 の電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用直流 125V 充電器盤の受電完了まで約 410 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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。

c.

直流給電車による直流 125V 主母線盤 A への給電
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時，所内蓄電式直流電源設備が機能喪失した場合で，かつ可搬型直流電源設備（電源車，AM 用直流 125V 充電器）による直流電源の給電ができない場合に，直流給電車を直流 125V 主母線盤 A に接続し，直流電源を給電する。
また，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順について
は，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。
(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失後，24 時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電
機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電操作が完了する見込みがない場合において，可搬型直流電源設備による給電ができない場合。
(b) 操作手順
直流給電車による直流 125V 主母線盤 A への給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応
フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.32 図に，タイムチャートを第
1.14.33 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流給電車による直流 125V 主母
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線盤 A への給電準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に直流給電車による直流 125V
主母線盤 A への給電準備開始を依頼する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主
母線盤 A）への給電開始を指示する。
④現場運転員 C 及び D は，直流給電車による直流 125V 主母線盤 A への給電前準備のため
非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）の負荷の遮断器を「切」とし，当直副長に非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電前準備完了を報告する。
⑤緊急時対策要員は，コントロール建屋に到着後，電路の健全性確認を行う。
⑥緊急時対策要員は，直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電準備として直流電路の回路構成，電源車及び直流給電車の起動準備を行い，緊急時対策
本部に起動準備完了を報告する。
⑦緊急時対策本部は，当直長に直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）
への給電開始を連絡し，緊急時対策要員に電源車の起動及び直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電開始を指示する。
⑧緊急時対策要員は，電源車の起動後，直流給電車による非常用直流母線（直流 125V 主
母線盤 A）への給電操作を実施する。
⑨現場運転員 C 及び D は，外観点検により非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑩中央制御室運転員 B は，非常用直流母線（直流 125V 主母線盤 A）への給電が開始されたことを直流 125V 主母線盤 A 電圧指示値の上昇により確認するとともに，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから直流給電車による直流 125V 主
母線盤 A への給電完了まで約 730 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(2) 常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保
a.

(2) 常設直流電源喪失時の遮断器用制御電源確保

AM 用直流 125V 蓄電池による直流 125V 主母線盤 A 受電
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時に，M/C C 系への給電のため，AM 用直流
125V 蓄電池による直流 125V 主母線盤 A への給電を実施し，M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器の制御電源を確保する。

(a) 手順着手の判断基準
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時，AM 用直流 125V 蓄電池の電圧が規定
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備考

電圧である場合で，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による M/C C 系への給電が可能となった場合。
(b) 操作手順AM 用直流 125V 蓄電池による直流 125V 主母線盤 A 受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.34 図に，タイムチャートを
第 1.14.35 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用直流 125V 蓄電池による直流
125V 主母線盤 A 受電準備開始を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，直流 125V 主母線盤 A の負荷抑制として，直流 125V 主母線盤 A
にて M/C C 系遮断器制御電源以外の負荷の MCCB を「切」とする。
③現場運転員 C 及び D は，AM 用直流 125V 蓄電池から直流 125V 蓄電池 A へ放電させないために，直流 125V 蓄電池 A の遮断器を開放する。
④当直副長は，運転員に AM 用直流 125V 蓄電池による直流 125V 主母線盤 A の受電開始を指示する。
⑤現場運転員 C 及び D は，125V 同時投入防止用切替盤にて直流 125V 主母線盤 A の MCCB を「入」とし，直流 125V 主母線盤 A 受電を実施する。
⑥現場運転員 C 及び D は，原子炉建屋地上 4 階北側通路（非管理区域）の AM 用直流 125V
充電器盤蓄電池電圧指示値を確認する。
⑦中央制御室運転員 B は，受電操作に異常のないことを直流 125V 主母線盤 A 電圧により確認する。
⑧当直副長は，運転員に M/C C 系の受電操作開始を指示する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから直流 125V 主母線盤 A 受電完了まで 25 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
b.

常設直流電源喪失時の直流 125V 主母線盤 B 受電

ａ. 常設直流電源喪失時の直流 125V 主母線盤２Ａ及び２Ｂ受電

外部電源，非常用ディーゼル発電機及び常設直流電源喪失後，第一ガスタービン発電機，第外部電源，非常用ディーゼル発電機及び常設直流電源喪失後，常設代替交流電源設備，緊急二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電が可能な場合，M/C D

時対策室建屋ガスタービン発電機又は可搬型代替交流電源設備による給電が可能な場合，Ｐ／系を受電後，直流 125V 充電器盤 B から直流 125V 主母線盤 B へ給電し，遮断器の制御電源を確

Ｃ ２Ｃ又は２Ｄを受電後，直流 125V 充電器盤Ａ又はＢから直流 125V 主母線盤２Ａ又は２Ｂ ・設備設計の相違。

保する。

へ給電し，遮断器の制御電源を確保する。

なお，M/C D 系の受電時は，緊急用電源母線連絡の遮断器の制御電源が喪失していることから， 手動にて遮断器を投入後，受電操作を実施する。
なお，給電手段，電路構成及び M/C D 系受電前準備については「1.14.2.1(1)a. 第一ガスタ

なお，Ｍ／Ｃ ２Ｃ，Ｍ／Ｃ ２Ｄ，Ｐ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄの受電時は，当該遮断器の制御電源が喪失していることから， 手動にて遮断器を投入後，受電操作を実施する。
なお，給電手段，電路構成及びＭ／Ｃ ２Ｃ並びにＭ／Ｃ ２Ｄ受電前準備については
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・交流電源復旧で操作はなく，直流電源も受電するため，本項で個別操作は記載しない。

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ービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電」，

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備考「1.14.2.1(1) 代替交流電源設備による給電」と同様である。

「1.14.2.1(1)b. 電源車による P/C C 系及び P/C D 系受電」及び「1.14.2.1(1)c. 号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C 系又は M/C D 系受電」と同様である。
代替交流電源設備による M/C D 系への給電の優先順位は以下のとおり。

代替交流電源設備による非常用所内電気設備への給電の優先順位は以下のとおり。

1.第一ガスタービン発電機

1.常設代替交流電源設備

2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）

2.緊急時対策室建屋ガスタービン発電機

3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）

3.可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）

4.号炉間電力融通ケーブル(常設)

4.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）

5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)

5.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（屋内開閉所）接続）

6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）
7.電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）
8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）
優先 7 による直流 125V 主母線盤 B 受電操作の場合は M/C C 系から M/C D 系へ給電するため，
M/C C 系の遮断器の制御電源を確保し，電路構成を実施する。
(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

直流 125V 主母線盤 B の電圧が喪失した場合で，第一ガスタービン発電機，第二ガスター

直流 125V 主母線盤２Ａ及び２Ｂの電圧が喪失した場合で，常設代替交流電源設備，緊急

ビン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車のいずれかの手段による M/C D 系への給電時対策室建屋ガスタービン発電機又は可搬型代替交流電源設備のいずれかの手段によるＭのための電路構成，M/C D 系受電前準備及び起動操作が完了している場合。

／Ｃ ２Ｃ，Ｍ／Ｃ ２Ｄ，Ｐ／Ｃ ２Ｃ又はＰ／Ｃ ２Ｄへの給電のための電路構成，受電前準備及び起動操作が完了している場合。

(b) 操作手順(b) 操作手順

常設直流電源喪失時の直流 125V 主母線盤 B 受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応

常設直流電源喪失時の直流 125V 主母線盤２Ａ及び２Ｂ受電手順の概要は以下のとおり。

フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第 1.14.36 図及び第 1.14.37 図に，タイ手順の対応フローを第 1.14.2.1−1 図及び第 1.14.2.1−2 図に，概要図を第 1.14.2.1−3 図，

ムチャートを第 1.14.38 図から第 1.14.42 図に示す。

第 1.14.2.1−5 図，
第 1.14.2.1−7 図及び第 1.14.2.1−9 図に，タイムチャートを第 1.14.2.1−4 図，第 1.14.2.1−6 図，第 1.14.2.1−8 図及び第 1.14.2.1−10 図に示す。

なお，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又はなお，常設代替交流電源設備，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機又は可搬型代替交流

電源車のいずれかの手段による M/C D 系への給電のための電路構成，M/C D 系受電前準備及電源設備のいずれかの手段によるＭ／Ｃ ２Ｃ，Ｍ／Ｃ ２Ｄ，Ｐ／Ｃ ２Ｃ又はＰ／Ｃ ２Ｄ

び起動操作については「1.14.2.1(1)a. 第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機への給電のための電路構成，受電前準備及び起動操作については「1.14.2.1(1)又は電源車による M/C C 系及び M/C D 系受電」，「1.14.2.1(1)b. 電源車による P/C C 系及源設備による給電」の操作手順にて実施する。

び P/C D 系受電」又は「1.14.2.1(1)c. 号炉間電力融通ケーブルを使用した M/C C 系又はM/C D 系受電」の操作手順にて実施し，その後，本手順を実施する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流 125V 主母線盤 B 受電準備開始を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，バッテリー室換気のための空調機電源が確保できないため，直
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代替交流電

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流 125V 蓄電池 B の遮断器を開放する。
③ 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系受電操作前に M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を手動操作にて「入」とし，当直副長に M/C D 系の受電準備完了を報告する。
［優先 1．第一ガスタービン発電機による直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④a 当直副長は，第一ガスタービン発電機による給電が可能な場合は，運転員に M/C D 系への給電開始を指示する。
⑤a 中央制御室運転員 A 及び B は，第一ガスタービン発電機から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，第一ガスタービン発電機から給電が開始されたことを当直副長に報告する。
⑥a 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦a 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧a 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による直流 125V 主母線盤 B
受電の場合］④b 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C経由）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系への給電開始を依頼する。
⑤b 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始された
ことを緊急時対策本部に報告する。
⑥b 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦b 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧b 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による直流 125V 主母線盤 B
受電の場合］④c 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C経由）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系への給電開始を依頼する。
⑤c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）から M/C D 系
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東海第二発電所へ給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始された
ことを緊急時対策本部に報告する。
⑥c 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦c 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧c 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④d 当該号炉の当直副長は，号炉間電力融通ケーブル（常設）による電力融通が可能な場合
は， 当該号炉及び他号炉の運転員に M/C D 系への電力融通開始を指示する。
⑤d 他号炉の現場運転員 c 及び d は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，号炉間電力融通ケーブル（常設）による電力融通を開始する。
⑥d 当該号炉の現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及びAM 用 MCC の受電状態に異常がないことを確認後，当該号炉の当直副長に報告する。
⑦d 当該号炉の現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流 125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧d 当該号炉の中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V
主母線盤 B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④e 当該号炉の当直副長は，号炉間電力融通ケーブル（可搬型）による電力融通が可能な場
合は，当該号炉及び他号炉の運転員に M/C D 系への電力融通開始を指示する。
⑤e 他号炉の現場運転員 c 及び d は，M/C D 系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」とし，号炉間電力融通ケーブル（可搬型）による電力融通を開始する。
⑥e 当該号炉の現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及びAM 用 MCC の受電状態に異常がないことを確認後，当該号炉の当直副長に報告する。
⑦e 当該号炉の現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流 125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧e 当該号炉の中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V
主母線盤 B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④f 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系への給電開始を依頼する。
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備考

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東海第二発電所⑤f 緊急時対策要員は，電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑥f 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦f 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧f 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 7.電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］
④g 当直副長は，M/C C 系の遮断器の制御電源を確保するため，運転員に直流 125V 主母線
盤 A の受電操作開始を指示する。
直流 125V 主母線盤 A の受電操作手順については，「a.AM 用直流 125V 蓄電池による直流
125V 主母線盤 A 受電」の操作手順と同様である。
⑤g 当直副長は，運転員に電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による M/C D 系受電前の電路を構成するよう指示する。
⑥g 中央制御室運転員 A 及び B は，M/C D 系受電前の電路を構成し，当直副長に M/C D 系受電準備完了を報告する。
⑦g 現場運転員 C 及び D は，M/C D 系受電前の電路を構成し，当直副長に M/C D 系受電準備完了を報告する。
⑧g 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系の受電開始を依頼する。
⑨g 緊急時対策要員は，電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑩g 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑪g 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑫g 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
［優先 8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による直流 125V 主母線盤 B 受電の場合］④h 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）
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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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東海第二発電所

備考

による給電が可能な場合は，緊急時対策本部に M/C D 系の給電開始を依頼する。
⑤h 緊急時対策要員は，電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）から M/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑥h 現場運転員 C 及び D は，外観点検により M/C D 系，P/C D 系，MCC D 系及び AM 用 MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑦h 現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 B を受電するための MCC を｢入｣とし，直流125V 充電器盤 B の運転を開始する。
⑧h 中央制御室運転員 B は，直流 125V 主母線盤 B が受電されたことを直流 125V 主母線盤
B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

上記優先 1 の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び操作の成立性は「1.14.2.1(1) 代替交流電源設備による給電」と同様である。

現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから第一ガスタービン発電機［優先1.常設代替高圧電源装置の起動及びＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］

による直流 125V 主母線盤 B 受電完了まで約 40 分で可能である。

【常設代替高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動及び代替所内電気設備受電】

上記優先 2，3，6，8 の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名,現場運転員 2 名

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・1.14.2.1(1)の操作とは，現場及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから第二ガスタービ

名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代替高圧電源装置（2台）の起での遮断器投入操作に差異

ン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由），第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由），

動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電完了まで4分以内で可能である。

があるが，電気室内での操作

電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）又は電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による直流 125V 主母線盤 B 受電完了まで約 40 分で可能である。

【常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動及び代替所内電気設備受電】
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

上記優先 4，5 の操作は，当該号炉の中央制御室運転員 1 名,当該号炉の現場運転員 2 名及名及び重大事故等対応要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代

び他号炉の現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから号炉間電力融替高圧電源装置（2台）の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電完了まで40分以内で可能である。

通ケーブル（常設）又は号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した直流 125V 主母線盤 B【常設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動及び非常用所内電気設備受受電完了まで約 40 分で可能である。

電】

上記優先 7 の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）,現場

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

運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代替高圧電源装置（3台）の起車（P/C C 系動力変圧器の一次側に接続）による直流 125V 主母線盤 B 受電完了まで約 80 分

動及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電完了まで92分以内で可能である。

で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

【常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動及び非常用所内電気設備受電】
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2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代
替高圧電源装置（3台）の起動及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電完了まで88分以内で可能である。なお，中央制御室での常設代替高圧電源装置起動失敗に係る時間を考慮すると92分以内で可能である。
また，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。

53

であることに差異はないため，成立性に関しては同様と整理している。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所［優先2.緊急時対策室建屋ガスタービン発電機の起動及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ 2Ｄ受電完了まで160分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
［優先3.可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）の起動並びにＰ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名及び現場対応を運転員等（当直運転員）
2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ受電完了まで180分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
［優先4.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）の起動並びにＰ／Ｃ
２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名及び現場対応を運転員等（当直運転員）
2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＰ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電完了まで455分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
［優先5.可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（屋内開閉所）接続）の起動並びにＰ／Ｃ
２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名及び現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＰ／Ｃ ２Ｃ及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電完了まで455分以内で可能である。
また，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。

(3) 号炉間連絡ケーブルを使用した直流電源確保
a.

号炉間連絡ケーブルを使用した直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B 受電
当該号炉で外部電源喪失並びに常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備の機能喪失により非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電源（制御電源）を確保できない場合におい54

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所て，他号炉の MCC から号炉間連絡ケーブルを使用して当該号炉の直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B を受電し，非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電源（制御電源）を確保する。
また，他号炉で外部電源喪失並びに常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備が機能喪失
し， 当該号炉の電源が確保されている場合は，同様の手段により当該号炉から他号炉へ給電することが可能である。
(a) 手順着手の判断基準
直流電源の喪失により非常用ディーゼル発電機が起動できず，外部電源，第一ガスタービ
ン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車による給電が不可能な状況において，他号炉の P/C C 系又は P/C D 系の電圧が正常で他号炉の MCC C 系又は
MCC D 系からの給電が可能である場合。
(b) 操作手順号炉間連絡ケーブルを使用した直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B 受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第 1.14.6 図に，概要図を第1.14.43 図に，タイムチャートを第 1.14.44 図に示す。
（本手順は，当該号炉で外部電源喪失並びに常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備が機能喪失した状況において，他号炉の MCC C 系又は MCC D 系から号炉間連絡ケーブルを使用
して当該号炉の直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B を受電する操作手順を示す。
）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に他号炉の MCC C 系又は MCC D 系を経由した当該号炉の直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線盤 B の受電準備を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，バッテリー室換気のための空調機電源が確保できないため，直流 125V 蓄電池 A 又は直流 125V 蓄電池 B の遮断器を開放する。
③現場運転員 C 及び D は，当該号炉の MCC C 系及び直流 125V 主母線盤 A の受電前準備，又は MCC D 系及び直流 125V 主母線盤 B の受電前準備として関連遮断器の「切」又は「切」
確認を実施し，MCC C 系又は MCC D 系の負荷抑制のためにあらかじめ定められた負荷の遮断器を「切」とし，当直副長に受電準備完了を報告する。
④当直副長は，運転員に他号炉の MCC C 系又は MCC D 系から当該号炉の MCC C 系又は MCC
D 系の受電開始を指示する。
⑤現場運転員 C 及び D は，当該号炉の MCC C 系又は MCC D 系と他号炉の MCC C 系又は MCC
D 系の母線連絡ラインの遮断器を「入」とし当該号炉への給電を開始する。
⑥当直副長は，当該号炉の MCC C 系又は MCC D 系の受電完了後，運転員に交流電源による直流 125V 充電器盤 A 又は直流 125V 充電器盤 B の受電開始を指示する。
⑦現場運転員 C 及び D は，直流 125V 充電器盤 A 又は直流 125V 充電器盤 B の充電器へ給電するための遮断器を「入」とし，コントロール建屋地下 1 階計測制御電源盤区分Ⅰ室55

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 A 充電器電圧指示値又はコントロール建屋地下 1階計測制御電源盤区分Ⅱ室（非管理区域）の直流 125V 充電器盤 B 充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
⑧中央制御室運転員 B は，直流 125V 充電器盤 A 又は直流 125V 充電器盤 B の運転が開始されたことを直流 125V 主母線盤 A 電圧指示値又は直流 125V 主母線盤 B 電圧指示値が規定電圧であることにより確認するとともに，当直副長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから他号炉の MCC による当該号炉の直流 125V 主母線盤 A 又は直流 125V 主母線
盤 B 受電完了まで約 55 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

56

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.14.2.3 代替所内電気設備による対応手順(1) 代替所内電気設備による給電a.

第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車に東海第二発電所

備考

1.14.2.3 代替所内電気設備による対応手順(1) 代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電
ａ．常設代替交流電源設備又は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よる AM 用 MCC 受電

・柏崎は，ＡＭ用ＭＣＣを経由した非常用母線負荷の受電対策を記載している。東海第非常用所内電気設備である M/C C 系及び M/C D 系が機能喪失した場合に，第一ガスタービン

非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２Ｃ及びＭ／Ｃ ２Ｄが機能喪失した場合，又は代替所

二では，緊急用母線を経由し発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車から代替所内電気設備

内電気設備に接続する重大事故等対処設備が必要な場合に，常設代替高圧電源装置又は可搬た非常用母線負荷の受電対へ給電することで，発電用原子炉の冷却,原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となる設備

型代替交流電源設備から代替所内電気設備へ給電することで，発電用原子炉の冷却，原子炉策（1.14.2.1 及び 1.14.2.4の電源を復旧する。

格納容器内の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を復旧する。

に記載）を整備するが，緊急代替交流電源設備による AM 用 MCC への給電の優先順位は以下のとおり。

代替交流電源設備による代替所内電気設備への給電の優先順位は以下のとおり。

用母線に接続する負荷のみ

1.第一ガスタービン発電機

1.常設代替交流電源設備

で原子炉注水，原子炉格納容

2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）

2.可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）

器除熱を実施できる対策も

3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）

整備することから，緊急用母4.号炉間電力融通ケーブル(常設)

線のみを使用する場合の受5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)

電手段も整備するため，その6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）

旨本対応手段の適用条件及7.電源車（AM 用動力変圧器に接続）

び対象設備を記載している。

8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）
また，上記給電を継続するために第一ガスタービン発電機用燃料タンク，第二ガスタービン

また，上記給電を継続するために常設代替交流電源設備である常設代替高圧電源装置又は発電機用燃料タンク及び電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，可搬型代替交流電源設備である可搬型代替低圧電源車への燃料給油を実施する。燃料の給油「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

手順については，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

非常用所内電気設備である M/C D 系が機能喪失した場合で，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車から AM 用 MCC へ給電が可能な場合。

［常設代替高圧電源装置の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電準備開始の判断基準］

・設備設計の相違。

・設備設計の相違。

外部電源喪失により緊急用Ｍ／Ｃの母線電圧が喪失した場合。
［可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）の起動及び緊急用Ｐ／Ｃ受電準備開始の判断基準］
外部電源喪失時に，常設代替高圧電源装置による緊急用Ｍ／Ｃへの給電ができない場合。

・緊急用母線は通常Ｍ／Ｃ ２
Ｃ（又は２Ｄ）から受電しており，外部電源喪失により緊急用母線は停電するため，緊急用母線の電圧を判断基準にしている。

(b) 操作手順
第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車
による AM 用 MCC 受電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.14.5 図及び第(b) 操作手順［優先1.常設代替高圧電源装置の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電の場合］
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手順の概要は以下のとおり。
57

・設備設計の相違。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

1.14.6 図に，概要図を第 1.14.45 図に，タイムチャートを第 1.14.46 図から第 1.14.52 図に手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.3−1図示す。

に，タイムチャートを第1.14.2.3−2図に示す。

備考

なお，電路構成については「1.14.2.1(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」のうち，代替所内電気設備への給電と同様である。
［優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC 受電の場合］
a① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
a② 中央制御室運転員 A 及び B は，第一ガスタービン発電機を起動後，AM 用 MCC への給電準備完了を報告する。
a③ 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
a④ 当直副長は，運転員に第一ガスタービン発電機から AM 用 MCC へ給電するための電路を構成するよう指示する。
a⑤ 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器にて，AM 用 MCC へ給電するための電路を構成し，当直副長に AM 用 MCC の受電準備完了を報告する。
a⑥ 当直副長は，運転員に第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC への給電開始を指示する。
a⑦ 中央制御室運転員 A 及び B は，第一ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第一ガスタービン発電機から給電が開始されたことを当直副長に報告する。

【常設代替高圧電源装置の中央制御室からの起動】
操作手順は「1.14.2.1(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」の操作手順①〜②と同様である。
【常設代替高圧電源装置の現場からの起動の場合】
操作手順は「1.14.2.1(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」の操作手順③〜⑥と同様である。
【代替所内電気設備受電】⑦発電長は，運転員等に常設代替高圧電源装置（2 台）による代替所内電気設備への給電開始を指示する。
⑧運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｍ／Ｃの受電遮断器を「入」とし，緊急用Ｍ／Ｃ，
緊急用Ｐ／Ｃ及び緊急用ＭＣＣを受電する。
⑨運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｍ／Ｃ，緊急用Ｐ／Ｃ及び緊急用ＭＣＣの必要な負荷へ給電する。
⑩運転員等は給電を確認し，発電長に常設代替高圧電源装置（2 台）による代替所内電気設備への給電が完了したことを報告する。

a⑧ 当直副長は，運転員に AM 用 MCC の受電開始を指示する。
⑨a 中央制御室運転員 A 及び B は，AM 用 MCC の受電電源を「AM 用動力変圧器側」へ切り替

・緊急用切替盤による，個別負える。

荷による切替は，個別操作手⑩a 現場運転員 C 及び D は，AM 用 MCC にて必要な負荷の MCC を投入し AM 用切替盤にて各電順側に記載しており，ここで動弁電源を「AM 用 MCC 側」へ切り替える。

は記載しないことで整理し⑪a 中央制御室運転員 A 及び B は，電動弁の電源が復旧したことを状態表示ランプにて確ている。
（優先 2 の場合も同

認する。

様。
）

⑫a 現場運転員 C 及び D は，電動弁操作盤にて電動弁の電源が復旧したことを状態表示ランプにて確認する。
［優先 2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電の場合］①b 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②b 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。

［優先2.可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）の起動及び緊急用Ｐ／Ｃ受電の場合］
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手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.3−3図に，タイムチャートを第1.14.2.3−4図に示す。
58

・設備設計の相違。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）③b 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④b 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電準備開始を指示する。
⑤b 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機設置場所及び荒浜側緊急用 M/C 設置場所に到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。
b⑥ 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機を起動後，給電準備が完了したことを緊

東海第二発電所【可搬型代替低圧電源車の起動】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低圧電源
車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備開始を依頼する。
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低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備開始を指示する。
③発電長は，運転員等に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備開始を指示する。
④重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型

急時対策本部に報告する。

代替低圧電源車（2台）を配置し，可搬型代替低圧電源車から可搬型代替低圧電源車接b

続盤まで可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルを，可搬型代替低圧電源車（2台）の間へ給電するための電路を構成するよう指示する。

に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブル及び並列運転用制御ケーブルを敷設し，接続bする。なお，可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）については，屋外の地下に設置さ路を構成し，当直副長に AM 用 MCC の受電準備完了を報告する。

れているため，水が滞留している場合は排水後に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブb

ルの敷設，接続を行う。

⑦ 当直副長は，運転員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）から AM 用 MCC⑧ 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器にて，AM 用 MCC へ給電するための電⑨ 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。

⑤運転員等は，中央制御室及び原子炉建屋付属棟内にて給電準備として緊急用Ｐ／Ｃのb

受電遮断器を「切」とし，発電長に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給由） による給電開始を指示する。

電準備が完了したことを報告する。

⑩ 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経b⑪ 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，⑥重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型

第二ガスタービン発電機から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

代替低圧電源車から緊急用Ｐ／Ｃ間の連絡母線までの電路の健全性を絶縁抵抗測定に

AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCCより確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。

電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，発電長に可搬型代替低圧電源車による緊急用Ｐ／Ｃへの給電準備が完了したことを連絡する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電を依頼する。
⑨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低圧電源車によるＰ／Ｃ ２
Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電開始を指示する。
⑩重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型
代替低圧電源車（2台）の起動及び並列操作によりＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電を実施し，災害対策本部長代理に可搬型代替低圧電源車によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電が完了したことを報告する。
⑪災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替低圧電源車（2台）によるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ間の連絡母線への給電が完了したことを連絡する。
【代替所内電気設備受電】⑫発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可搬型代替低圧電源車による代替所内電気設備への給電開始を指示する。
59

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

備考⑬運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｐ／Ｃの連絡遮断器を「入」とし，緊急用Ｐ／Ｃ
及び緊急用ＭＣＣを受電する。
⑭運転員等は，中央制御室にて緊急用Ｐ／Ｃ及び緊急用ＭＣＣの必要な負荷へ給電する。
⑮運転員等は給電を確認し，発電長に可搬型代替低圧電源車による代替所内電気設備への給電が完了したことを報告する。
［優先 3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 給電の場合］

・設備設計の相違。

c① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②c 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
③c 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④c 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に第二ガスタービ
ン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による給電準備開始を指示する。
⑤c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機設置場所に到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，大湊側緊急用 M/C への給電のための電路を構成する。
⑥c 緊急時対策要員は，外観点検により大湊側緊急用 M/C 電路の健全性を確認し，第二ガ
スタービン発電機による給電のため電路を構成する。
⑦c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機を起動し，給電準備が完了したことを緊
急時対策本部に報告する。
⑧c 当直副長は，運転員に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）から AM 用 MCCへ給電するための電路を構成するよう指示する。
⑨c 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器及び緊急用電源切替箱接続装置 B にて，AM 用 MCC へ給電するための電路を構成し，当直副長に AM 用 MCC の受電準備完了を報告する。
⑩c 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
⑪c 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由） による給電開始を指示する。
⑫c 緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第二ガスタービン発電機から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。

60

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所［優先 4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した AM 用 MCC 受電の場合］［優先 5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した AM 用 MCC 受電の場合］（本手順は，当該号炉で全交流動力電源が喪失し，他号炉の非常用ディーゼル発電機 A
系から号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用して当該号炉の AM 用 MCC へ給電する操作手順を示す。）①de 当該号炉の当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当該号炉及び他号炉の運転員に号炉間電力融通ケーブルを使用した他号炉の非常用ディーゼル発電機 A 系による当該号炉の AM 用 MCC の受電準備開始を指示する。
②de 当直長は，当該号炉の当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に号炉間電力融通ケーブルの敷設及び電路構成を依頼する。
③de 緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員及び当直長に号炉間電力融通ケーブルを使用した非常用ディーゼル発電機 A 系からの電力融通の準備開始を指示する。
④de 他号炉の中央制御室運転員 a 及び b は，非常用ディーゼル発電機 A 系の負荷の切替え及び非常用ディーゼル発電機 A 系の運転継続に不要な負荷の停止操作を実施し，他号炉の当直副長に給電準備完了を報告する。
⑤de 他号炉の現場運転員 c 及び d は非管理区域にて，他号炉の現場運転員 e 及び f は管理区域にて，非常用ディーゼル発電機 A 系の負荷の切替え及び非常用ディーゼル発電機 A
系の運転継続に不要な負荷の停止操作を実施後，他号炉の現場運転員 c 及び d は緊急用
電源切替箱断路器にて号炉間電力融通ケーブル接続のための電路構成を実施し，他号炉の当直副長に給電準備完了を報告する。
⑥de 当該号炉の中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用
MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
⑦d 号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（常設）を敷設する。
⑦e 号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を敷設する。
⑧de 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱内の断路器が全て開放されていることを確認し，断路器（第一ガスタービン発電機側）に接続されたケーブルを解線する。
⑨de 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器（第一ガスタービ
ン発電機側）に号炉間電力融通ケーブルを接続するとともに，絶縁抵抗測定により電路の健全性を確認する。
⑩de 緊急時対策要員は，当該号炉の緊急用電源切替箱断路器にて号炉間電力融通のための61

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

電路を構成する。
⑪de 緊急時対策要員は，号炉間電力融通ケーブルによる電力融通の準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑫de 緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器にて号炉間電力融通のための電路を構成する。
⑬de 当該号炉の当直副長は，当該号炉及び他号炉の運転員に号炉間電力融通ケーブルを使用した非常用ディーゼル発電機 A 系による AM 用 MCC の受電開始を指示する。
⑭de 他号炉の現場運転員 c 及び d は，他号炉 M/C C 系緊急用電源母線連絡の遮断器「入」にて当該号炉への給電を開始する。
⑮de 当該号炉の当直副長は，当該号炉の運転員に非常用ディーゼル発電機 A 系からの AM
用 MCC の受電開始を指示する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑨a〜⑫a と同様である。
［優先 6.電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電の場合］①f 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②f 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（荒浜側緊急用 M/C経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
③f 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④f 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCCへの給電準備開始を指示する。
⑤f 緊急時対策要員は，荒浜側緊急用 M/C 設置場所に到着後，外観点検により電源車及び電路の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。
⑥f 緊急時対策要員は，電源車を起動し，給電準備が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑦f 当直副長は，運転員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）から AM 用 MCC へ給電するための電路を構成するよう指示する。
⑧f 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器にて，AM 用 MCC へ給電するための電路を構成し，当直副長に AM 用 MCC の受電準備完了を報告する。
⑨f 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（荒浜側緊急用 M/C経由）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
⑩f 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による給電開始を指示する。
⑪f 緊急時対策要員は，電源車から給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が62

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東海第二発電所開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。
［優先 7.電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC 受電の場合］①g 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②g 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
③g 中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④g 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用
MCC への給電準備開始を指示する。
⑤g 現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器にて，AM 用 MCC への給電準備のため電路を構成し，電路構成完了を報告する。
⑥g 緊急時対策要員は，電源車を原子炉建屋近傍に配置し，電源車から AM 用動力変圧器までの間に電源車のケーブルを敷設する。
⑦g 緊急時対策要員は，電源車のケーブルを AM 用動力変圧器に接続するとともに，絶縁抵抗測定により電源車から AM 用動力変圧器間の電路の健全性を確認し，電源車起動後，受電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑧g 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
⑨g 緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（AM 用動力変圧器に接続）による給電開始を指示する。
⑩g 緊急時対策要員は，電源車から給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑪g 緊急時対策本部は，緊急時対策要員により，電源車から給電が開始されたことを当直長に連絡する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。
［優先 8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用 MCC 受電の場合］①ｈ当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に AM 用 MCC 受電準備開始を指示する。
②ｈ当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（緊急用電源切替
箱接続装置に接続）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
63

備考

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東海第二発電所③ｈ中央制御室運転員 A 及び B は，受電時の急激な負荷上昇防止のため，AM 用 MCC 負荷の動的機器である復水移送ポンプの CS を「切保持」とする。
④ｈ緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用 MCC への給電準備開始を指示する。
⑤ｈ現場運転員 C 及び D は，緊急用電源切替箱断路器及び緊急用電源切替箱接続装置にて，AM 用 MCC への給電準備のため電路を構成し，電路構成完了を報告する。
⑥ｈ緊急時対策要員は，電源車を原子炉建屋近傍に配置し，電源車から緊急用電源切替箱
接続装置までの間に電源車のケーブルを敷設する。
⑦ｈ緊急時対策要員は電源車のケーブルを緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）に接続するとともに，絶縁抵抗測定により電源車から緊急用電源切替箱接続装置（非常用 M/C 連絡側）までの間の電路の健全性を確認し，電源車起動後，給電準備完了を緊急時対策本部に報告する。
⑧ｈ当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に電源車（緊急用電源切替
箱接続装置に接続）による AM 用 MCC への給電を依頼する。
⑨ｈ緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による給電開始を指示する。
⑩ｈ緊急時対策要員は，電源車から給電するための遮断器を「入」とし，電源車から給電が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑪ｈ緊急時対策本部は，緊急時対策要員により，電源車から給電が開始されたことを当直長に連絡する。
AM 用 MCC 受電操作手順については，「優先 1.第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC
受電の場合」の操作手順⑧a〜⑫a と同様である。
(c) 操作の成立性
優先 1 の第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC 受電操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから第一ガスタービン発電機による AM 用 MCC 受電完了まで約 25 分で可能である。

(c) 操作の成立性［優先1.常設代替高圧電源装置の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電の場合］【常設代替高圧電源装置（2台）の中央制御室からの起動及び代替所内電気設備受電】
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名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代替高圧電源装置（2台）の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電完了まで4分以内で可能である。
【常設代替高圧電源装置（2台）の現場からの起動の場合及び代替所内電気設備受電】
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2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代
替高圧電源装置（2台）の起動及び緊急用Ｍ／Ｃ受電完了まで40分以内で可能である。

優先 2 の第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電操作は，
1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時［優先2.可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）の起動及び緊急用Ｐ／Ｃ受電の場合］
64

備考

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対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電完了まで約 70 分で可能である。

東海第二発電所

備考

上記の操作は，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替直流電源設備による緊急用Ｐ／Ｃへの給電完了まで250分以内で可能である。

優先 3 の第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電操作は,1・設備設計の相違。

ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電完了まで約 100 分で可能である。
優先 4.の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した AM 用 MCC 受電操作は,当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各 2 名（操作者及び確認者）の計 4 名，他号炉の現場運転員 4 名
及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した AM 用 MCC 受電完了まで約 110 分で可能である。
優先 5.の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した AM 用 MCC 受電操作は,当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各 2 名（操作者及び確認者）の計 4 名，他号炉の現場運転員 4名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した AM 用 MCC 受電完了まで約 240 分で可能である。
優先 6 の電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用 MCC 受電操作は,1 ユニット当たり
中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）による AM 用
MCC 受電完了まで約 95 分で可能である。
優先 7 の電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM 用 MCC 受電操作は,1 ユニット当たり
中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（AM 用動力変圧器に接続）による AM
用 MCC 受電完了まで約 315 分で可能である。
優先 8 の電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による AM 用 MCC 受電操作は,1 ユニ
ット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名及び緊急時対策要
員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車（緊急用電源切替箱接続装
置に接続）による AM 用 MCC 受電完了まで約 270 分で可能である。
なお，号炉間電力融通ケーブルについては，コントロール建屋内（緊急用電源切替箱断路器近傍）と屋外（荒浜側高台保管場所）に配備されており，円滑に 6 号及び 7 号炉間にケーブルを敷設することが可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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。

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東海第二発電所(2) 代替直流電源設備による代替所内電気設備への給電
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

備考
・設備設計の相違。
・代替所内電気設備には，緊急外部電源喪失により，緊急用直流125V充電器の交流入力電源が喪失した場合は，常設代替用 125V 系蓄電池を設置して直流電源設備である緊急用125V系蓄電池から代替所内電気設備である緊急用直流125V主母線

おり，外部電源喪失時には，盤に自動給電する。

この蓄電池から緊急用 125V

緊急用125V系蓄電池は，常設代替高圧電源装置（又は可搬型代替交流電源設備）による給電を開始するまで24時間以上にわたり，緊急用直流125V主母線盤へ給電する。
なお，蓄電池は充電時に水素が発生するため，バッテリー室の換気を確保した上で，蓄電主母線盤に自動的に給電される設計となっている。このため，自動給電開始の確認手

池の回復充電を実施する。

順及び交流入力復旧に係る(a) 手順着手の判断基準

手順を記載している。

外部電源喪失により，非常用所内電気設備から代替所内電気設備への給電が喪失し，緊
急用Ｍ／Ｃの母線電圧が喪失した場合(b) 操作手順
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手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，系統概要図を第1.14.2.3−5図に，タイムチャートを第1.14.2.3−6図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に常設代替直流電源設備による代
替所内電気設備への自動給電状態の確認を指示する。
②運転員等は，原子炉建屋廃棄物処理棟内にて，緊急用直流125V充電器の交流入力電源が喪失したことを緊急用直流125V充電器の「蓄電池放電中」警報により確認する。
③運転員等は，原子炉建屋廃棄物処理棟内にて，緊急用125V系蓄電池による緊急用直流
125V主母線盤への自動給電状態に異常がないことを緊急用直流125V充電器の蓄電池電圧指示値により確認し，発電長に緊急用直流125V主母線盤，緊急用直流125VＭＣＣ及び緊急用直流125V計装分電盤へ自動給電されていることを報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，緊急用125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への給電について
は，運転員の操作は不要である。
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
外部電源喪失の後，緊急用125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への自動給電開始から24時間以内に，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源設備による緊急用直流
125V充電器の交流入力電源の復旧が見込めず，直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂの電源給電機能が喪失しており，緊急用125V系蓄電池が枯渇するおそれがある場合に，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により代替所内電気設備である
緊急用直流125V主母線盤に給電する。
(a) 手順着手の判断基準
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外部電源喪失時に，緊急用125V系蓄電池による緊急用直流125V主母線盤への自動給電開
始から24時間以内に，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源設備による給電操作が完了する見込みがない場合。
(b) 操作手順
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手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.3−7図に，タイムチャートを第1.14.2.3−8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直流電源
設備による可搬型代替直流電源設備用電源切替盤の給電準備開始を依頼する。
②発電長は，運転員等に可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備の受電準備開始を指示する。
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直流電源設備による可搬型
代替直流電源設備用電源切替盤への給電準備開始を指示する。
④重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型
代替低圧電源車及び可搬型整流器を配置し，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器
から可搬型代替低圧電源車接続盤までの間に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブル及び可搬型整流器用ケーブルを敷設し，接続する。なお，可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）については，屋外の地下に設置されているため，水が滞留している場合は排水後に可搬型代替低圧電源車用動力ケーブルの敷設，接続を行う。
⑤運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて緊急用直流125V主母線盤の受電前状態において異臭・発煙・破損等異常がないことを外観点検により確認し，発電長に代替所内電気
設備の受電準備が完了したことを報告する。
⑥重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型
代替低圧電源車（可搬型整流器経由）から可搬型代替直流電源設備用電源切替盤までの間の電路の健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に可搬型代替
直流電源設備用電源切替盤への給電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，発電長に可搬型代替直流電源設備による可搬型代替直流電源
設備用電源切替盤への給電準備が完了したことを連絡する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替直流電源設備による可搬型代替直流電源
設備用電源切替盤への給電開始を依頼する。
⑨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直流電源設備用電源切替盤への給電開始を指示する。
⑩発電長は，運転員等に代替所内電気設備の受電開始を指示する。
⑪重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側接続口及び原子炉建屋東側接続口にて可搬型
代替低圧電源車及び可搬型整流器を起動し，可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電を開始し,災害対策本部長代理に可搬型代替直流電源設備用電源切替盤への給電
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東海第二発電所が完了したことを報告する。
⑫災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替直流電源設備による可搬型代替直流電源
設備用電源切替盤への給電が完了したことを連絡する。
⑬運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて可搬型代替直流電源設備用電源切替盤の配線用遮断器を「緊急用ＭＣＣ側」へ切り替え，緊急用直流125V主母線盤の配線用遮断器を「入」（又は「入」を確認）し，可搬型代替直流電源設備用電源切替盤を経由して緊
急用直流125V主母線盤，緊急用直流125V ＭＣＣ及び緊急用直流125V計装分電盤を受電する。
⑭運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて緊急用直流125V主母線盤，緊急用直流125V ＭＣ
Ｃ及び緊急用直流125V計装分電盤にて必要な負荷の配線用遮断器を「入」（又は「入」を確認）とする。
⑮運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて緊急用直流125V主母線盤，緊急用直流125V ＭＣ
Ｃ及び緊急用直流125V計装分電盤の受電状態において異臭・発煙・破損等異常がないことを外観点検により確認する。
⑯運転員等は，発電長に可搬型代替直流電源設備による代替所内電気設備の受電が完了したことを報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて実施した場合，作業開始を判断してから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完了まで250分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整
備する。

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備考

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東海第二発電所
1.14.2.4 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替電源による対応手順(1) 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替交流電源による給電

備考
・東海第二のＨＰＣＳ Ｄ／Ｇは注水機能のみを有するＨ
ＰＣＳ専用の電源であり，原ａ．常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電

子炉格納容器からの除熱を

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，常設代替高圧電源装置から非常用高考慮し，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの圧母線へ給電することで，非常用所内電気設備に接続する発電用原子炉の冷却，原子炉格納

みが機能喪失した場合の電容器内の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を復旧する。

源対策も整備する必要があ

また，上記給電を継続するために軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置燃料移送ポン
プにより常設代替高圧電源装置への燃料給油を実施する。燃料の給油手順については，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障によりＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの電圧が喪失した場合。
(b) 操作手順
常設代替交流電源設備による非常用高圧母線への給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.1−3図に，タイムチャートを第1.14.2.1−4図に示す。
操作手順は「1.14.2.1(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」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
上記の操作の【常設代替高圧電源装置（3台）の中央制御室からの追加起動及び非常用
所内電気設備受電】において，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名にて作業を実施した場合，常設代替高圧電源装置（3台）の起動及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電完了まで92分以内で可能である。
また，【常設代替高圧電源装置（3台）の現場からの追加起動及び非常用所内電気設備
受電】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2名にて作業を実施した場合，常設代替高圧電源車(3台)の起動及びＭ／Ｃ２Ｃ（又は２Ｄ）受電完了まで88分以内で可能である。なお，中央制
御室での常設代替高圧電源装置起動失敗に係る時間を考慮すると92分以内で可能である。
操作の成立性は「1.14.2.1(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」の操作の成立性と同様である。
ｂ．高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用高圧母線への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２
Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，ＨＰＣＳ Ｄ／ＧからＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭ／
69

るため，その対策について記載している。

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東海第二発電所
Ｃ ２Ｅを経由して非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）へ給電する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，常設代替高圧電源装置による給電ができない場合において，ＨＰＣＳ
Ｄ／Ｇ，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の使用が可能であって，さらに高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場合。
(b) 操作手順
ＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.4−1図に，タイムチャートを第1.14.2.4-2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ＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ
ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ ２Ｅを経由したＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備開始を指示する。
②運転員等は，中央制御室にて給電準備としてＭ／Ｃ ２Ｅの予備変圧器受電遮断器を「切」とする。
③運転員等は，中央制御室にて給電準備としてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のため操作スイッチを隔離する。
④運転員等は，中央制御室にて給電準備としてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭ／Ｃ ２Ｅを経由してＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）に給電するために必要となる遮断器用インターロックの解除を実施する。
⑤運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）の受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑥運転員等は，発電長にＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電準備が完了したことを報告する。
⑦発電長は，運転員等にＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電開始を指示する。
⑧運転員等は，中央制御室にてＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動（又は運転状態を確認）し，Ｍ／
Ｃ ＨＰＣＳのＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ用受電遮断器を「入」とし，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭＣＣ ＨＰＣＳを受電する。
⑨運転員等は，中央制御室にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳからＭ／Ｃ ２Ｅ受電のための連絡遮断器を「入」として，Ｍ／Ｃ ２Ｅを受電する。
⑩運転員等は，中央制御室にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳからＭ／Ｃ ２Ｅを経由したＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）受電のための連絡遮断器を「入」とするとともに，Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの連絡遮断器を「入」として，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣ70

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所
Ｃ ２Ｃ系・２Ｄ系を受電する。
⑪運転員等は，中央制御室又は原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／
Ｃ ２Ｃ・２Ｄ及びＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系の必要な負荷へ給電する（又は給電を確認する）。
⑫運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ，Ｍ／Ｃ ２Ｅ，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ），Ｐ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ，ＭＣＣ ２Ｃ系・２Ｄ系及びＨＰＣＳ ＭＣＣの受電状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑬運転員等は，発電長にＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）への給電が完了したことを報告する。
また，遮断器用制御電源の喪失により中央制御室からのＭ／Ｃ ２Ｃ（又は２Ｄ）及びＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの遮断器操作ができない場合は，現場にて遮断器本体を手動で投入して電路を構成する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電まで95分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
ｃ．緊急時対策室建屋ガスタービン発電機による非常用低圧母線への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２
Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機から非常用
所内電気設備であるＰ／Ｃ ２Ｄへ給電する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄの機能喪失により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，常設代替高圧電源装置及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇからの給電ができない場合
において，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機の使用が可能な場合(b) 操作手順
手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.1−5
図に，タイムチャートを第1.14.2.1−6図に示す。
操作手順は「1.14.2.1(1) 代替交流電源設備による給電」の［優先3.緊急時対策室建屋ガスタービン発電機の起動及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］と同様であるため，当該手順にて実施する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，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
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東海第二発電所（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機によるＰ／Ｃ ２Ｄまで160分以内で可能である。
操作の成立性は「1.14.2.1(1) 代替交流電源設備による給電」の［優先3.緊急時対策室建屋ガスタービン発電機の起動及びＰ／Ｃ ２Ｄ受電の場合］と同様である。
ｄ．可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電
外部電源喪失及び２Ｃ，２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，常設代替交流電源設備Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失した場合は，可搬型代替交流電源設備により非常用所内電気設備であるＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄに給電する。
また，上記給電を継続するために可搬型設備用軽油タンク及びタンクローリを用いて可搬型代替低圧電源車への燃料給油を実施する。燃料の給油手順については，「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの機能喪失によりＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，常設代替高圧電源装置，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ及び緊急時対策室建屋ガスタービン発電機からの給電ができない場合。
(b) 操作手順
可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線への給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.1−7図に，タイムチャートを第1.14.2.1−8図に示す。
操作手順は「1.14.2.1(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」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始してからＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ受電まで180分以内で可能である。
操作の成立性は「1.14.2.1(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」の操作の成立性と同様である。
(2) 非常用ディーゼル発電機機能喪失時の代替直流電源による給電
ａ．所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤への給電
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの機能喪失，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替低圧電源車による交流電源の復旧ができない場合，所内常設直流電源設備である125V系蓄電池
Ａ系・Ｂ系から，24時間以上にわたり非常用所内電気設備である直流125V主母線盤２Ａ・２
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Ｂへ給電する。
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの機能喪失後，充電器を経由した直流母線（直流125V
主母線盤）への給電から，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流母線（直流125V主母線盤）への給電に自動で切り替わることを確認する。125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系の延命のため，全交流
動力電源喪失から1時間経過するまでに，中央制御室において簡易な操作でプラントの状態監視に必要ではない直流125V主母線盤の直流負荷を切り離し，その後，全交流動力電源喪失か
ら8時間経過するまでに，中央制御室外において必要な負荷以外の切り離しを実施すことで，24時間以上にわたり直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。
所内常設直流電源設備から直流母線へ給電している24時間以内に，常設代替高圧電源装置
又は可搬型代替低圧電源車によりＰ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄを受電し，その後，直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂを受電して直流電源の機能を回復させる。なお，蓄電池を充電する際は水素が発生するため，バッテリー室の換気を確保した上で，蓄電池の回復充電を実施する。
(a) 手順着手の判断基準【所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への自動給電確認の判断基準】
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ ＤＧ機能喪失により，直流125V充電器Ａ，直流125V充電
器Ｂ，直流±24V充電器Ａ及び直流±24V充電器Ｂの交流入力電源の喪失が発生した場合。
【必要な負荷以外の切り離しの判断基準】
125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系から直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から1時間以内に常設代替高圧電源装置による代替所内電気設備への給電がなく，常設代替高圧電源装置による直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源の復旧が見込めない場合。
(b) 操作手順
所内常設直流電源設備による直流125V主母線盤等への給電手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.2−1図に，タイムチャートを第1.14.2.2−2図に示す。
操作手順は「1.14.2.2(1)ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
操作の成立性は「1.14.2.2(1)ａ．所内常設直流電源設備による非常用所内電気設備への給電」の操作の成立性と同様である。
ｂ．高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による直流125V主母線盤への給電
外部電源喪失，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの故障により，非常用所内電気設備である直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源が喪失している状態で，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，Ｍ／
Ｃ ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器の使用が可能であって，さらに高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場合は，ＨＰＣＳ Ｄ／ＧからＭ／Ｃ ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器を経由
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して非常用所内直流電気設備である直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）へ給電する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの故障により，Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄの母線電圧が喪失している状態で，ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ，ＭＣＣ ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器の使用が可能であって，さらに高圧炉心スプレイ系ポンプの停止が可能な場合。
(b) 操作手順
ＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄへの給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.4−1図に，タイ
ムチャートを第1.14.2.4−2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ＨＰＣＳ Ｄ／ＧによるＭ／Ｃ
ＨＰＣＳ及び直流125V予備充電器を経由した直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電準備開始を指示する。
②運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて給電準備として直流125V充電器Ａ・Ｂの出力遮断器を「切」とする。
③運転員等は，中央制御室にて給電準備としてＭ／Ｃ ＨＰＣＳの負荷遮断器を「切」とし，動的負荷の自動起動防止のため操作スイッチを隔離する。
④運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳ，直流125V予備充電器及び直流
125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）の受電前状態において異臭・発煙・破損・保護装置の動作等異常がないことを外観点検により確認する。
⑤運転員等は，発電長にＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電準備が完了したことを報告する。
⑥発電長は，運転員等にＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電開始を指示する。
⑦運転員等は，中央制御室にてＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動（又は運転状態を確認）し，Ｍ／
Ｃ ＨＰＣＳのＨＰＣＳ Ｄ／Ｇ用受電遮断器を「入」とし，Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ及びＭＣＣ ＨＰＣＳを受電する。
⑧運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭＣＣ ＨＰＣＳから直流125V予備充電器受電のための配線用遮断器を「入」として，直流125V予備充電器を受電する。
⑨運転員等は，原子炉建屋付属棟内にてＭ／Ｃ ＨＰＣＳから直流125V予備充電器を経由した直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）受電のための配線用遮断器を「入」として，
直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）を受電する。
⑩運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電状
態に異常がないことを発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる
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直流125V主母線盤２Ａ（又は２Ｂ）への給電まで90分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
ｃ．可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電
外部電源及び２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇの機能喪失時に，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V
主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から24時間以内に，常設代替交流電源設備及び可搬型
代替交流電源設備による直流125V充電器Ａ・Ｂの交流入力電源の復旧が見込めず，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系が枯渇するおそれがある場合に，可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器を組み合わせた可搬型代替直流電源設備により非常用所内電気設備である直流125V主母線盤２
Ａ（又は２Ｂ）に給電する。
また，上記給電を継続するために可搬型代替低圧電源車への燃料給油を実施する。燃料の給油手順については， 「1.14.2.6 燃料の補給手順」にて整備する。
(a) 手順着手の判断基準
外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ ＤＧ機能喪失後，125V系蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V
主母線盤２Ａ・２Ｂへの自動給電開始から24時間以内に，常設代替高圧電源装置及び可搬型代替低圧電源車による給電操作が完了する見込みがない場合。
(b) 操作手順
可搬型代替直流電源設備による直流125V主母線盤への給電手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.4−3図に，タイムチャートを第1.14.2.4−4図に示す。
操作手順は「1.14.2.2(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」の操作手順と同様である。
(c) 操作の成立性
操作の成立性は「1.14.2.2(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」の操作の成立性と同様である。

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備考

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1.14.2.5 代替海水送水による対応手順(1) 代替海水送水による電源給電機能の復旧

備考
・東海第二のＤＧ（ＨＰＣＳ含む）は直接海水冷却方式であ

外部電源喪失時に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー

り，機関冷却水喪失に伴う非ゼル発電機海水系のポンプの故障等により２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる給電

常用電源喪失時には，可搬型ができない場合に，可搬型代替注水大型ポンプにより２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水ポンプによる海水送水手段

系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系に海水を送水し，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨんを整備することで，電源供

ＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能を復旧する。

給を復旧できるメリットが(a) 手順着手の判断基準
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系のポンプ・電動機等の故障により２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇによる給電ができない状態で，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの使用が可能な場合(b) 操作手順
２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海
水系への代替送水による２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能の復旧の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.2.1−1図及び第1.14.2.1−2図に，概要図を第1.14.2.5−1図に，タイムチャートを第1.14.2.5−2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２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，可搬型代替注水大型ポンプから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水を行うことを決定し，プラントの被災状況に応じて代替送水のための水源から接続口の場所を決定する。
③災害対策本部長代理は，発電長に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧
炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水のための水源から接続口の場所を連絡し，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機海水系への代替送水のための系統構成開始を依頼する。
④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に水源から接続口までの代替送水準備開始を指示する。
⑤発電長は，運転員等に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレ
イ系ディーゼル発電機海水系への代替送水準備開始を指示する。
⑥重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプを指示された水源の場所に配置
し，ホースを可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプに接続後，可搬型代替注水
大型ポンプ付属の水中ポンプを水源の水面へ設置する。
⑦重大事故等対応要員は，指定された水源から接続口へホースを敷設・接続し，２Ｃ・
２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
76あるため，独自に対策を抽出し，手順を記載している。

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東海第二発電所への代替送水準備完了を災害対策本部長代理に報告する。
⑧運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水のための系統構成を実施
し，発電長に代替送水のための系統構成が完了したことを報告する。
⑨発電長は，災害対策本部長代理に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧
炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水のための系統構成が完了したことを連絡する。
⑩災害対策本部長代理は，発電長に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧
炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替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可搬型代替注水大型ポンプの起動，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海
水系への代替送水開始及び２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心ス
プレイ系ディーゼル発電機海水系の送水状態に漏えい等異常がないことの確認を指示する。
⑫発電長は，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機海水系への代替送水開始後のディーゼル機関入口圧力が規定圧力値以上であることの確認を指示する。
⑬重大事故等対応要員は，指定された接続口の弁を全開後，可搬型代替注水大型ポンプを起動し，災害対策本部長代理に可搬型代替注水大型ポンプの起動が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプを起動したことを連絡する。
⑮重大事故等対応要員は，ホース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，代替送水中は可搬型代替注水大型ポンプ付の圧力計を確認しながら規定圧力値以上になるよう可搬型代替注水大型ポンプを操作する。
⑰重大事故等対応要員は，２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機海水系の送水状態に漏えい等異常がないことを確認し，災害対策本部長代理に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系への代替送水開始及び２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系の送水状態に漏えい等異常がないことを報告する。
⑱運転員等は，中央制御室にてディーゼル機関入口圧力が規定圧力値以上であることを確認する。
⑲災害対策本部長代理は，発電長に可搬型代替注水大型ポンプによる２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水が開始されたことを連絡する。
77

備考

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東海第二発電所⑳発電長は，運転員等に２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの起動並びに負荷上昇
操作を開始し，電源供給機能の復旧を指示する。
運転員等は，中央制御室にて２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの起動並びに負荷上昇操作を実施する。
運転員等は，発電長に２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの起動並びに負荷上昇操作が完了し，電源給電機能が復旧したことを報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機海水系又は高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系への代替送水による２Ｃ・
２Ｄ Ｄ／Ｇ又はＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの電源給電機能の復旧までで可能である300分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を
整備する。

78

備考

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1.14.2.4 燃料の補給手順(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，

東海第二発電所

備考

1.14.2.6 燃料の補給手順(1) 燃料給油設備による給油
ａ．可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油

・東海第二の燃料給油手段は，①可搬型設備用軽油タンク

大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備用及び海水取水用）可搬型代替注水ポ

重大事故等の対処に必要となる可搬型代替低圧電源車，窒素供給装置用電源車，可搬型代とタンクローリ，②軽油貯蔵

ンプ（A−1 級），可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型

替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及びタンクローリ（走行用の燃料タンク）にタンクと常設代替高圧電源

電源設備，モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ及び仮設発電機に給油す給油する。

装置用燃料移送ポンプ，③軽る。

油貯蔵タンクと非常用ディ

上記設備に給油するため，軽油タンクとタンクローリ（16kL）及び（4kL）を仮設ホースで接続
し，タンクローリへ軽油の補給を行う。

上記設備に給油するため，可搬型設備用軽油タンクとタンクローリを接続し，タンクロー
リへ軽油の給油を行う。

なお，補給する軽油は，復旧が見込めない非常用ディーゼル発電機が接続されている軽油タン

ーゼル発電機燃料移送ポン
プ（設計基準事故対処設備），の 3 通り。ここでは，①と②クの軽油を使用する。

を記載（③は設計基準事故対
処設備の手順に記載）。

a.

手順着手の判断基準
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，(a) 手順着手の判断基準【可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油】と各機器への補給を別項目

大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備用及び海水取水用），可搬型代替注

重大事故等の対処に必要となる可搬型代替低圧電源車，窒素供給装置用電源車，可搬で記載しているが，東海第二水ポンプ（A−1 級），可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ及びタンクローリ（走行用の燃料タは同一項目として記載（項目

可搬型電源設備，モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ又は仮設発電機ンク）を使用する場合。

内でケース分けしている）

を使用する場合。

【タンクローリから各機器への給油】
重大事故等の対処に必要となる可搬型代替低圧電源車，窒素供給装置用電源車，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タンクローリ（走行用の燃料タンク）の燃料保有量及び燃料消費率からあらかじめ算出した給油時間※１となった場合。
※1 給油間隔は以下のとおりであり，各設備の燃料が枯渇するまでに給油することを考慮して作業に着手する。ただし，以下の設備は代表例であり各設備の燃料保有量及び燃料消費率から燃料が枯渇する前に給油することとし，同一箇所での作業が重複する際は適宜，給油間隔を考慮して作業を実施する。
・可搬型代替低圧電源車：運転開始後約2.2時間
・窒素供給装置用電源車：運転開始後約2.2時間
・可搬型代替注水中型ポンプ：運転開始後約3.5時間
・可搬型代替注水大型ポンプ：運転開始後約3.5時間
・タンクローリ（走行用の燃料タンク）：1回／1日

b.

・柏崎はタンクローリへの補給

操作手順
軽油タンクからタンクローリへの補給手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.14.53 図に，タイムチャートを第 1.14.54 図に示す。

(b) 操作手順
可搬型設備用軽油タンクから各機器への給油手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.14.2.6−1図，第1.14.2.6−3図に，タイムチャートを第1.14.2.6−2図，第1.14.2.6−
4，図第1.14.2.6−5図に示す。
【可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油】①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に復旧が見込めない①災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に可搬型
79柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
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非常用ディーゼル発電機が接続されている軽油タンクからタンクローリ（16kL）及び（4kL）へ軽油の補給開始を指示する。
②緊急時対策要員は，補給活動に必要な装備品・資機材を準備し，車両保管場所へ移動し，タンクローリの健全性を確認する。
③緊急時対策要員は，補給先に指定された軽油タンクへ移動し，軽油タンク出口弁の閉止

東海第二発電所
設備用軽油タンクからタンクローリへ軽油の給油開始を指示する。
②重大事故等対応要員は，給油操作に必要な装備品・資機材を準備のうえ車両保管場所へ移動し，タンクローリの健全性を確認する。
③重大事故等対応要員は，可搬型設備用軽油タンクのマンホール付近へタンクローリを配置する。※２

フランジを取り外し，仮設フランジ及び給排用バルブ付アタッチメントを取り付ける。

④重大事故等対応要員は，可搬型設備用軽油タンクのマンホール（上蓋）を開放し，車④緊急時対策要員は，タンクローリのタンク底部の給排用ノズルへアタッチメントを取り

載ホースをタンクローリの吸排口に接続し，車載ホースの先端を可搬型設備用軽油タ付けた後，移送用ホースを接続する。
⑤ 緊急時対策要員は， タンクローリに接続した移送用ホースを軽油タンク出口弁に取り付けた仮設フランジへ接続する。
⑥緊急時対策要員は，軽油タンク出口弁を「開」操作する。
⑦緊急時対策要員は，タンクローリへ軽油を補給するため，車両付ポンプを作動させた後，タンクローリの各バルブを「開」操作し，軽油タンクからタンクローリへの補給を開始する。

ンクに挿入する。
⑤重大事故等対応要員は，タンクローリ付属の各バルブの切替操作を実施し，車載タン
ク上部にて2室あるタンクのうち使用する側のマンホール（上蓋）を開放する。
⑥重大事故等対応要員は，車載ポンプを起動し，可搬型設備用軽油タンクからタンクロ
ーリへの給油を開始する。
⑦重大事故等対応要員は，車載タンク上部のマンホール（上蓋）からの目視により，車載タンクへの吸入量（満タン）を確認し，車載ポンプを停止する。

⑧緊急時対策要員は，タンクローリの補給状態をタンク頂部のハッチから目視で確認し，⑧重大事故等対応要員は，タンクローリの各バルブの切替操作を実施し，車載タンク上

満タンとなったことを確認後，タンクローリの各バルブ及び軽油タンク出口弁を「閉」

部のマンホール（上蓋）を閉止する。また，24時間に1回，タンクローリ（走行用の燃

操作し，タンクローリから移送用ホースを取り外した後（継続的に移送用ホースを使用

料タンク）への給油を行う。

する場合は，当該ホースを軽油タンク側に接続したままとする），軽油タンクからタン
クローリへの補給が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑨緊急時対策要員は，「(2) タンクローリから各機器等への給油」の操作手順にて給油した後，タンクローリの軽油の残量に応じて，上記操作手順④から⑧（⑤は軽油タンク側に移送用ホースを接続済みのため実施不要）を繰り返す。

⑨重大事故等対応要員は，車載ホース及び可搬型設備用軽油タンクのマンホール（上蓋）を復旧し，災害対策本部長代理に可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油完了を報告する。
【タンクローリから各機器への給油】⑩災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員にタンク
ローリによる給油対象設備への給油を指示する。
⑪重大事故等対応要員は，給油対象設備の給油口付近へタンクローリを配置する。
⑫重大事故等対応要員は，給油対象設備の車載燃料タンクを開放し，ピストルノズルを
車載燃料タンクに挿入する。
⑬重大事故等対応要員は，タンクローリ付属の各バルブの切替操作を実施し，車載タン
ク上部にて2室あるタンクのうち使用する側のマンホール（上蓋）を開放する。
⑭重大事故等対応要員は，車載ポンプを作動し，タンクローリから給油対象設備への給油を開始する。
⑮重大事故等対応要員は，給油対象設備の車載燃料タンク油量・油面計により，給油量（満タン）を目視で確認し，車載ポンプを停止する。
⑯重大事故等対応要員は，タンクローリの各バルブの切替操作を実施し，車載タンク上部のマンホール（上蓋）を閉止する。
⑰重大事故等対応要員は，ピストルノズル及び車載燃料タンクを復旧し，災害対策本部長代理にタンクローリから給油対象設備への給油完了を報告する。
80

備考

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東海第二発電所※2 重大事故等対応要員は，可搬型代替低圧電源車，可搬型代替注水大型ポンプ，窒素供給装置用電源車及び可搬型代替注水中型ポンプ等を7日間連続運転継続させるために，タンクローリの車載タンクの軽油の残量及び可搬型代替低圧電源車及び可搬型代替注水大型ポンプの定格負荷運転時の給油間隔に応じて，操作手順③〜⑰を繰り返す。

c.

操作の成立性
上記の操作は，タンクローリ 1 台当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業(c) 操作の成立性【可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油】開始を判断してからタンクローリへの補給完了までタンクローリ（4kL）にて 105 分以内，タンクローリ（16kL）にて 120 分以内で可能である。

タンクローリ１台当たり重大事故等対応要員2名で作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型設備用軽油タンクからタンクローリの車載タンクへの給油完了までの所要時間を，初回は放射線防護具着用，可搬型重大事故等対処設備保管場所への移動，使用する設備の準備を含め90分以内,二回目以降は50分以内で可能である。なお，タンクローリ（走行用の燃料タンク）への給油を合わせて行う場合110分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

備を整備する。
(2) タンクローリから各機器等への給油
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，
大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備用及び海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A−1 級），可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備， モニタリング・ポスト用発電機， ディーゼル駆動消火ポンプ及び仮設発電機に対して，タンクローリ（16kL）及び（4kL） を用いて給油する。
なお， 第一ガスタービン発電機の場合は，第一ガスタービン発電機用燃料タンクへ給油する。
第一ガスタービン発電機の運転に伴い燃料が消費されると，第一ガスタービン発電機用燃料移送
ポンプが自動起動し，第一ガスタービン発電機用燃料タンクから燃料の補給が開始される。また，
第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプは，燃料の補給完了後に自動停止する（第二ガスター
ビン発電機についても同様）。
a.

手順着手の判断基準
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，
大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備用及び海水取水用），可搬型代替注
水ポンプ（A−1 級），可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用
可搬型電源設備，モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ又は仮設発電機を運転した場合において，各機器の燃料が規定油量以上あることを確認した上で運転開始後，
燃料保有量及び燃費からあらかじめ算出した給油時間※ 1 となった場合。
※1:給油間隔は以下のとおりであり，各設備の燃料が枯渇するまでに給油することを考慮して作業に着手する。ただし，以下の設備は代表例であり各設備の燃料保有量及び燃費か81

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ら燃料が枯渇する前に給油することとし，同一箇所での作業が重複する際は適宜，給油間隔を考慮して作業を実施する。
・第一ガスタービン発電機：運転開始後約 16 時間

・電源車：運転開始後約 2 時間・大容量送水車（熱交換器ユニット）
取水ポンプ：運転開始後約 7 時間

送水ポンプ

：運転開始後約 3 時間

・可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）：運転開始後約 2 時間
・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）：運転開始後約 3 時間
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備：運転開始後約 20 時間
・モニタリング・ポスト用発電機：運転開始後約 10 時間b.

操作手順
タンクローリから各機器等への給油手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.14.55 図に，タイムチャートを第 1.14.56 図及び第 1.14.57 図に示す。
［タンクローリ（4kL）にて給油する場合］①緊急時対策本部は，緊急時対策要員にタンクローリ（4kL）による給油対象設備への給油を指示する。
②緊急時対策要員は，給油対象設備の近傍まで移動し，タンクローリ（4kL）の給油前準備を行い，必要な距離分の給油ホースを引き出す。
③緊急時対策要員は，タンクローリ（4kL）の車両付ポンプを作動させる。
④緊急時対策要員は，給油対象設備の燃料タンクの蓋を「開」とし，給油ノズルレバーを握り，タンクローリ（4kL）による給油対象設備への給油を開始する。
⑤緊急時対策要員は，給油対象設備の給油状態を目視で確認し，必要量の給油完了を確認
後，給油ノズルレバーを開放し，タンクローリ（4kL）による給油対象設備への給油を完了する。
⑥緊急時対策要員は，定格負荷運転時の給油間隔を目安に，上記操作手順②から⑤を繰り返す。また，タンクローリの軽油の残量に応じて，「(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給」の操作手順にてタンクローリ（4kL）へ軽油を補給する。
［タンクローリ（16kL）にて給油する場合］
第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油手順の概要は以下のとおり（第二ガスタ
ービン発電機用燃料タンクへの給油手順も同様）。
①緊急時対策本部は，緊急時対策要員にタンクローリ（16kL）による第一ガスタービン発82

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電機用燃料タンクへの給油を指示する。
②緊急時対策要員は， 給油対象設備の第一ガスタービン発電機用燃料タンク近傍まで移動し，タンクローリ（16kL）の給油前準備を行い，給排口へ車載ホースを接続する。
③緊急時対策要員は，第一ガスタービン発電機用燃料タンクの給油口にホース接続用アタ
ッチメントを取り付けた後，当該アタッチメントに車載ホースを接続する。
④緊急時対策要員は，タンクローリ（16kL）のタンク底部ハンドルが給油可能な状態であることを確認した後，各バルブを「開」操作し，タンクローリ（16kL）による第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油を開始する。
⑤緊急時対策要員は，第一ガスタービン発電機用燃料タンクの給油状態を油面レベルで確認し，必要量の給油完了を確認後，各バルブを「閉」操作し，タンクローリ（16kL）による第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑥緊急時対策要員は，定格負荷運転時の給油間隔を目安に，上記操作手順②から⑤を繰り返す。また，タンクローリの軽油の残量に応じて，「(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給」の操作手順にてタンクローリ（16kL）へ軽油を補給する。
c.

操作の成立性
上記の操作は，タンクローリ 1 台当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業【タンクローリから各機器への給油】開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・タンクローリ（4kL）による給油対象設備への給油は約 15 分（1 台当たり）で可能である。

重大事故等対応要員2名で作業を実施した場合，作業開始を判断してからタンクロー
リにて各可搬型設備への給油完了までの所要時間を30分以内と想定する。

・タンクローリ（16kL）による第一ガスタービン発電機用燃料タンク又は第二ガスタービン
発電機用燃料タンクへの給油は約 90 分で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明，通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
なお，各設備の燃料が枯渇しないよう以下の時間までに給油を実施する。
・第一ガスタービン発電機の燃費は，定格容量にて約 1,000L/h であり，起動から枯渇まで

なお，燃料消費量が最大になる場合に使用する設備の燃料が枯渇しないように以下の時間までに給油を実施する。

の時間は約 50 時間。

・可搬型代替低圧電源車の燃料消費率は，定格容量にて約110L／hであり，起動から・電源車の燃費は，定格容量にて約 110L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 2 時間。

枯渇までの時間は約2.2時間。

取水ポンプの燃費は，定格容量にて約 40L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 7 時間。

・可搬型代替注水大型ポンプの燃料消費率は，定格容量にて約218L／hであり，起動送水ポンプの燃費は，定格容量にて約 90L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 3 時間。

から枯渇までの時間は約3.5時間。

・可搬型代替注水ポンプ（A−1 級）の燃費は，定格容量にて約 43L/h であり，起動から枯渇

・窒素供給装置用電源車の燃料消費率は，定格容量にて約110L／hであり，起動からまでの時間は約 2 時間。

枯渇までの時間は約2.2時間。

・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の燃費は，定格容量にて約 21L/h であり，起動から枯渇

・可搬型代替注水中型ポンプの燃料消費率は，定格容量にて約35.7L／hであり，起までの時間は約 3 時間。

動から枯渇までの時間は約3.5時間。

・大容量送水車（熱交換器ユニット）・タンクローリ（走行用の燃料タンク）の燃料消費量は，1日当たり約54Lであるこ・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃費は，定格容量にて約 45L/h であとから，24時間に1回給油を行う。
83

備考

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り，起動から枯渇までの時間は約 22 時間。
・モニタリング・ポスト用発電機の燃費は，定格容量にて約 9L/h であり，起動から枯渇までの時間は約 18 時間。
また，多くの給油対象設備が必要となる事象（崩壊熱除去機能喪失等）を想定した場合，事また，事象発生後 7 日間，可搬型代替低圧電源車，可搬型代替注水大型ポンプ，窒象発生後 7 日間，それらの設備（第一ガスタービン発電機，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

素供給装置用電源車，可搬型代替注水中型ポンプ及びタンクローリ（走行用の燃料タ及び電源車等）の運転を継続するために必要な燃料（軽油）の燃料消費量は約 568kL である。

ンク）の運転を継続するために必要な燃料（軽油）の燃料消費量は約 168.6kL である。

また，6 号及び 7 号炉軽油タンク（2,040kL）からも燃料補給が可能であり，6 号及び 7 号炉軽また，可搬型設備用軽油タンクは 210kL 以上となるよう管理する。

油タンク 1 基当たり 510 kL 以上となるよう管理する。
ｂ．軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油
重大事故等の対処に必要となる常設代替高圧電源装置に対して，燃料給油設備である軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプにより自動で給油する。
なお，常設代替高圧電源装置は，運転開始後約2時間にわたり電力を供給できる燃料を保持しており，その燃料が枯渇するまでに自動で給油されていることを確認する。
(a) 手順着手の判断基準
常設代替高圧電源装置を起動した場合。
(b) 操作手順
軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.14.2.6−6図に，タイムチャートを第1.14.2.6−7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に軽油貯蔵タンク出口弁を閉から開への切替操作及び常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプのスイッチ位置の自動へ切
り替えを指示する。
②運転員等は，軽油貯蔵タンク出口弁を閉から開への切り替え及び常設代替高圧電源装
置燃料移送ポンプのスイッチ位置の自動へ切り替えを行い，発電長に軽油貯蔵タンク
出口弁の開から閉への切替操作及び常設代替高圧電源装置燃料移送ポンプのスイッチ
位置の自動へ切り替えをしたことを報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断し軽油貯蔵タンクから常設代替高圧電源装置への給油完了まで 15 分以内で可能である。
また，事象発生後 7 日間，常設代替高圧電源装置の運転を継続するために必要な燃料（軽油）の燃料消費量は約 352.8kL であり，軽油貯蔵タンクは，約 400kL 以上となるよう管理す
る。

84

備考

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1.14.2.5 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1) 非常用交流電源設備による給電

東海第二発電所
1.14.2.7 設計基準事故対処設備による対応手順(1) 非常用交流電源設備による非常用所内電気設備への給電

非常用ディーゼル発電機が健全な場合は，自動起動信号（非常用高圧母線電圧低）による作動，

２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが健全な場合は，自動起動信号（非常用高圧母線電圧

又は中央制御室からの手動操作により非常用ディーゼル発電機を起動し，非常用高圧母線に給電低）による起動，又は中央制御室から手動起動し，非常用所内電気設備であるＭ／Ｃ ２Ｃ・２する。

Ｄ・ＨＰＣＳに給電する。

非常用ディーゼル発電機の運転により消費された燃料は，燃料ディタンクの油面が規定値以下

２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの運転により消費された燃料は，燃料油ディタンクのまで低下すると燃料移送ポンプが自動起動し，軽油タンクから燃料ディタンクへの補給が開始さ油面が規定値以下まで低下すると燃料移送ポンプが自動起動し，軽油貯蔵タンクから燃料油ディれる。その後燃料補給の完了に伴い，燃料移送ポンプが自動停止する。

タンクへの給油が開始される。その後燃料給油の完了に伴い，燃料移送ポンプが自動停止する。

a.

手順着手の判断基準
外部電源が喪失した場合又は非常用高圧母線の電圧がないことを確認した場合。

(a) 手順着手の判断基準
外部電源が喪失した場合又はＭ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳの母線電圧がないことを確認した場合。

b.

操作手順
非常用交流電源設備による給電手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.14.58 図に示す。

(b) 操作手順
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手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第1.14.2.8−1図に，概要図を第1.14.2.7−1図に，タイムチャート
を第1.14.2.7−2図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に非常用交流電源設備による給電開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ
Ｄ／Ｇによる非常用所内電気設備への自動給電状態の確認を指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，非常用ディーゼル発電機が自動起動信号（非常用高圧母②運転員等は，発電長に２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが自動起動信号（非常線電圧低）により自動起動し,受電遮断器が投入されたことを確認する。あるいは，中央用高圧母線電圧低）により起動し，受電遮断器が投入された（Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・Ｈ

制御室からの手動操作により非常用ディーゼル発電機を起動し，受電遮断器を投入す

ＰＣＳが給電する）ことを報告する。あるいは，中央制御室からの手動操作により２る。

Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動し，受電遮断器が投入した（Ｍ／Ｃ ２③中央制御室運転員 A 及び B は，非常用高圧母線へ給電が開始されたことを M/C 電圧指示

Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳが給電した）ことを発電長に報告する。

値の上昇及び非常用 D/G 電力指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。
c.

操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実【２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの自動起動】

施する。操作スイッチによる遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動し，受電遮断器が投入される（Ｍ／Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳが給電する）ことの確認完了まで1分以内で可能である。
【２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの中央制御室からの手動起動】
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動し，受電遮断器が投入（Ｍ／
Ｃ ２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳが給電する）完了まで2分以内で可能である。
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。
85

備考

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なお，２Ｃ Ｄ／Ｇ又は２Ｄ Ｄ／Ｇが使用でき，常設代替高圧電源装置及び残留熱除去系海水系ポンプの機能が喪失している場合において，代替循環冷却系及び緊急用海水系による原子炉格納容器の減圧及び除熱を行うために，非常用交流電源設備から代替所
内電気設備への給電を行う。

(2) 非常用直流電源設備による給電(2) 非常用直流電源設備による給電

外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失後，充電器を経由した直流母線（直流 125V 主

外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失後，充電器を経由した直流母線（直母線盤）への給電から，直流 125V 蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流

流 125V 主母線盤及び直流±24V 中性子モニタ用分電盤）への給電から，125V 系蓄電池Ａ系・Ｂ

125V 蓄電池 D による直流母線（直流 125V 主母線盤）への給電に自動で切り替わることを確認す

系，125V 系蓄電池ＨＰＣＳ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流母線（直流 125V

る。蓄電池による給電が開始されたことを確認後，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び主母線盤及び直流±24V 中性子モニタ用分電盤）への給電に自動で切り替わることを確認する。

直流 125V 蓄電池 D については，蓄電池の延命のため，直流 125V 主母線盤 B，直流 125V 主母線盤

蓄電池による給電が開始されたことを確認後，125V 系蓄電池Ａ系・Ｂ系については，蓄電池の延C 及び直流 125V 主母線盤 D の不要な負荷の切離しを実施する。また，直流 125V 蓄電池 A につい命のため，直流 125V 主母線盤２Ａ及び直流 125V 主母線盤２Ｂの不要な負荷の切離しを実施すては，外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失後 8 時間経過するまでに，直流 125V 蓄る。なお，外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失後 1 時間経過するまでに，

電池 A による給電から直流 125V 蓄電池 A−2 による給電に切り替え，その後，直流 125V 蓄電池

中央制御室において簡易な操作でプラントの状態監視に必要ではない直流 125V 主母線盤の直流

A の延命のため，直流 125V 主母線盤 A の不要な負荷の切離しを実施する。

負荷を切り離し，その後，外部電源喪失及び２Ｃ・２Ｄ・ＨＰＣＳ Ｄ／Ｇの機能喪失後 8 時間経過するまでに，中央制御室外において必要な負荷以外の切り離しを実施する。

a.

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失により，直流 125V 充電器 A，直流 125V 充電器 B，直流 125V 充電器 C 及び直流 125V 充電器 D の交流入力電源の喪失が発生した場合。

(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失により，直流125V充電器Ａ，直流125V充電器Ｂ，直流125V充電器
ＨＰＣＳ，直流±24V充電器Ａ及び直流±24V充電器Ｂの交流入力電源の喪失が発生した
場合。

b.

操作手順

(b) 操作手順

直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流 125V 蓄電池 D による給電手順の概要は以非常用直流電源設備による非常用所内電気設備への給電手順の概要は以下のとおり。

下のとおり。概要図を第 1.14.59 図に示す。なお，直流 125V 蓄電池 A 及び直流 125V 蓄電池 A

手順の対応フローを第1.14.2.8−1図に，概要図を第1.14.2.2−1図に，タイムチャート−2 による給電手順については，「1.14.2.2(1)a. 所内蓄電式直流電源設備による給電」にてを第1.14.2.2−2図に示す。なお，125V系蓄電池Ａ系，125V系蓄電池Ｂ系による給電手段整理する。

については，「1.14.2.2(1)ａ． 所内常設直流電源設備による給電」にて整備する。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に125V系蓄電池ＨＰＣＳ系及び中①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄
電池 C 及び直流 125V 蓄電池 D からの給電が開始されたことの確認を指示する。

性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による非常用所内電気設備への自動給電状態の確認を指示する。

②中央制御室運転員 A は，直流 125V 充電器 B，直流 125V 充電器 C 及び直流 125V 充電器 D②運転員等は，中央制御室にて直流125V充電器ＨＰＣＳ及び直流±24V充電器Ａ・Ｂの交による給電が停止したことを M/C D 電圧，M/C E 電圧及び M/C C 電圧にて確認し，直流流入力電源が喪失したことを直流125V充電器ＨＰＣＳ及び直流±24V充電器の「蓄電池125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流 125V 蓄電池 D による給電が開始され，直流放電中」警報により確認する。

125V 主母線盤 B，直流 125V 主母線盤 C 及び直流 125V 主母線盤 D 電圧指示値が規定値であることを確認する。
③現場運転員 C 及び D は，直流 125V 蓄電池 B，直流 125V 蓄電池 C 及び直流 125V 蓄電池 Dの延命処置として炉心監視及び直流照明を除く直流負荷の切離しを実施する。

③運転員等は，中央制御室にて125V系蓄電池ＨＰＣＳ系による直流125V主母線盤ＨＰＣ
Ｓ及び直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ・２Ｂへの自動給電状態に異常がないこと
を直流125V充電器ＨＰＣＳ及び直流±24V充電器の蓄電池電圧指示値により確認し，発電長に直流125V主母線盤ＨＰＣＳ及び直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ・２Ｂへ自86

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備考

動給電されていることを報告する。
c.

操作の成立性(c) 操作の成立性

直流 125V 蓄電池からの給電は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名にて直流母線（直流125V系蓄電池ＨＰＣＳ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系・Ｂ系による直流125V主母線盤

125V 主母線盤）へ自動で給電されることを確認する。中央制御室での電圧確認であるため，速ＨＰＣＳ及び直流±24V中性子モニタ用分電盤２Ａ・２Ｂへの給電については，運転員のやかに対応できる。

操作は不要である。

不要な負荷の切離し操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから不要な負荷の切離し完了まで約 60 分で可能である。
(3) 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・本資料内で，燃料油供給については，電源とは別に整理し重大事故等時に設計基準事故対処設備である２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇが健全ていることから，設計基準対であれば，２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇに対して，燃料給油設備である軽油貯蔵タン

処設備の燃料油供給についクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼルて，ここに記載する。

発電機燃料移送ポンプにより自動で給油をする。
(a) 手順着手の判断基準
２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇを起動した場合。
(b) 操作手順
軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇへの給油手順の概要は以下のとおり。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発
電機燃料移送ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による２Ｃ・２Ｄ Ｄ／
Ｇ及びＨＰＣＳ Ｄ／Ｇへの自動燃料給油状態の確認を指示する。
②運転員等は，原子炉建屋付属棟内にて２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポ
ンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプのスイッチ位置が自動になっていることを確認し，発電長に自動燃料給油状態になっていることを報告する。
(c) 操作の成立性
軽油貯蔵タンクから２Ｃ・２Ｄ非常用ディーゼル発電機燃料移送ポンプ及び高圧炉心
スプレイ系ディーゼル発電機燃料移送ポンプを用いての２Ｃ・２Ｄ Ｄ／Ｇ及びＨＰＣＳ
Ｄ／Ｇへの給油については，運転員の操作は不要である。

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1.14.2.6 その他の手順項目について考慮する手順
可搬型代替交流電源設備による代替原子炉補機冷却系への給電手順については，「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。

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1.14.2.8 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により送水を行う手順については，「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。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順は「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

1.14.2.7 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

1.14.2.9 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

1.14.60 図に示す。

1.14.2.8−1 図に示す。

(1) 代替電源（交流）による対応手段(1) 代替電源（交流）による対応手段

全交流動力電源喪失時に炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃

全交流動力電源喪失時に炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の料体等の著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電力

燃料体等の著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著しい損傷を防止するために必要な電を確保するための給電手段として，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び電源力を確保するための給電手段として，常設代替交流電源設備，緊急時対策室建屋ガスタービン

車による給電並びに号炉間電力融通ケーブルを使用した他号炉の非常用ディーゼル発電機から発電機及び可搬型代替交流電源設備による給電がある。

の電力融通による給電がある。
短期的には低圧代替注水で用いる復水補給水系への給電，中長期的には発電用原子炉及び原子短期的には低圧代替注水設備（常設）への給電，中期的には発電用原子炉及び原子炉格納容

炉格納容器の除熱で用いる残留熱除去系への給電が主な目的となることから，これらの必要な負器の除熱で用いる残留熱除去系への給電が主な目的となることから，これらの必要な負荷を運荷を運転するための十分な容量があり，かつ短時間で給電が可能である第一ガスタービン発電機

転するための十分な容量があり，かつ短時間で電力供給が可能である常設代替交流電源設備

及び第二ガスタービン発電機による給電を優先する。

（優先1）による給電を優先する。

第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機を並行操作で起動した後，非常用所内電

常設代替交流電源設備から給電できない場合は，緊急時対策室建屋ガスタービン発電機（優気設備又は代替所内電気設備の受電が短時間で可能である第一ガスタービン発電機（優先 1）か先2）から給電する。緊急時対策室建屋ガスタービン発電機から給電できない場合は，可搬型代ら給電する。第一ガスタービン発電機から給電できない場合は,第二ガスタービン発電機（荒浜替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）（優先3）から給電

側緊急用 M/C 経由）（優先 2）から給電する。第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用 M/C 経由）する。可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車接続盤（西側）又は（東側）接続）かから給電できない場合は，第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用 M/C 経由）（優先 3）から給ら給電できない場合は，可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）（優先4）電する。

から給電する。可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（水処理建屋）接続）から給電できない

第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機から給電できず他号炉の非常用ディー

場合は，可搬型代替交流電源設備（常用ＭＣＣ（屋内開閉所）接続）（優先5）から給電する。

ゼル発電機からの給電が可能な場合は，号炉間電力融通ケーブル（常設）（優先 4）を使用した
電力融通， 号炉間電力融通ケーブル（可搬型）（優先 5）を使用した電力融通を行う。なお，号
炉間電力融通ケーブルを使用した電力融通を行う場合は，電源を供給する号炉の発電用原子炉の冷却状況，非常用ディーゼル発電機の運転状況及び電源を受電する号炉の受電体制を確認した上で実施する。
第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び号炉間電力融通ケーブルによる給電ができない場合は，電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）（優先 6）から給電する。
電源車（荒浜側緊急用 M/C 経由）から給電できない場合は，電源車を原子炉建屋近傍へ移動させ，複数ある接続口から給電ルートを選択して非常用所内電気設備又は代替所内電気設備へ給電する。電源車から非常用所内電気設備へ給電する場合は，電源車（P/C C 系動力変圧器の一次側
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備考
・代替海水送水は 1.13 にも記載。

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備考に接続）（優先 7），電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）（優先 8）の順で電源車の給電ルートを選択する。また，電源車から代替所内電気設備へ給電する場合は，電源車（AM 用動力
変圧器に接続）（優先 7），電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）（優先 8）の順で電源
車の給電ルートを選択する。
上記の優先 1 から優先 7 までの手順を連続して実施した場合，直流 125V 充電器盤の受電完了

上記の手順を連続して実施した場合，直流125V主母線盤の受電完了まで約1294分で実施可能

・東海第二の格納容器圧力逃がまで約 710 分（あらかじめ他号炉の非常用ディーゼル発電機からの電力融通ができないと判断しであり，所内常設直流電源設備から給電されている24時間以内に十分な余裕を持って給電を開し装置の系統弁は交流電動弁

た場合は約 515 分）で実施可能であり，所内蓄電式直流電源設備から給電されている 24 時間以始する。

であり，交流電源喪失時には内に十分な余裕を持って給電を開始する。

現 場 で 操 作 可 能 な設 計で ある。ここでは当該計装設備へ(2) 代替電源（直流）による対応手段
全交流動力電源喪失時，直流母線への給電ができない場合の対応手段として，所内蓄電式直流電源設備，常設代替直流電源設備,可搬型直流電源設備及び直流給電車がある。

(2) 代替電源（直流）による対応手段
全交流動力電源喪失時，直流母線への直流電源が給電できない場合の対応手段として，所内
常設直流電源設備，常設代替直流電源設備及び可搬型代替直流電源設備がある。

の直流電源を供給しているため記載している。
・東海第二では，Ａ系とＢ系で原子炉圧力容器への注水で用いる原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系，発電用原子炉の減原子炉圧力容器への注水として用いる原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系，発電用原子対応が同じであるため，Ａ系

圧で用いる自動減圧系，原子炉格納容器内の減圧及び除熱で用いる格納容器圧力逃がし装置への炉の減圧に用いる逃がし安全弁（自動減圧機能），原子炉格納容器内の減圧及び除熱で用いると Ｂ 系 を 一 緒 に 記載 して い給電が主な目的となる。短時間で給電が可能であり，長期間にわたる運転を期待できる手段から格納容器圧力逃がし装置への給電が主な目的となる。短時間で給電が可能であり，長期間にわる。（柏崎は，Ａ系とＢ系を優先して準備する。

たる運転が期待できる手段から優先して準備する。

別々に記載）

全交流動力電源の喪失により直流 125V 充電器 A を経由した直流 125V 主母線盤 A への給電がで全交流動力電源の喪失により直流125V充電器Ａ・Ｂを経由した直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂ

きない場合は,代替交流電源設備による給電を開始するまでの間，直流 125V 蓄電池 A 及び直流への給電ができない場合は，代替交流電源設備による給電を開始するまでの間，125V系蓄電池

125V 蓄電池 A−2 にて 19 時間,AM 用直流 125V 蓄電池を組み合わせて使用することで合計 24 時間

Ａ系・Ｂ系及び緊急用125V系蓄電池を使用することで24時間にわたり原子炉隔離時冷却系の運にわたり原子炉隔離時冷却系の運転及び自動減圧系の作動等に必要な直流電源の供給を行う。

転及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動等に必要な直流電源の給電を行う。

なお，蓄電池の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合は，経過時間によらず，蓄電池の切替えを実施する。

なお，所内常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備は，直流125V充電器Ａ・Ｂ及び緊急用直流125V充電器の交流入力電源の喪失と同時に非常用所内電気設備である直流125V主母線盤
２Ａ・２Ｂ及び代替所内電気設備である緊急用直流125V主母線盤に無停電で自動給電される。

全交流動力電源喪失後，24 時間以内に代替交流電源設備による給電操作が完了する見込みがな

全交流動力電源喪失後，24時間以内に代替交流電源設備による給電操作が完了する見込みがい場合は，可搬型直流電源設備又は直流給電車を用いて直流母線へ給電するが，短時間で給電がない場合は，可搬型代替直流電源設備を用いて直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂ及び緊急用直流可能な可搬型直流電源設備を優先して準備する。

125V主母線盤へ給電する。

代替交流電源設備により交流電源が復旧した場合は，直流 125V 充電器盤 A を受電して直流電源の機能を回復させる。

代替交流電源設備により交流電源が復旧した場合は，直流125V充電器Ａ・Ｂ及び緊急用125V
充電器を受電して直流電源の機能を回復させる。

全交流動力電源の喪失により直流 125V 充電器 B を経由した直流 125V 主母線盤 B への給電が・東海第二においては，高圧代替注水系が緊急用母線に設置するため，緊急用母線につできない場合は,代替交流電源設備による給電を開始するまでの間，直流 125V 蓄電池 B によりいても記載

自動減圧系の作動等に必要な直流電源の供給を行う。直流 125V 蓄電池 B が枯渇した場合は,遮直流125V蓄電池Ａ系・Ｂ系が枯渇した場合は,遮断器の制御電源が喪失しているため,遮断器

断器の制御電源が喪失しているため,遮断器を手動で投入してから代替交流電源設備により交を手動で投入してから代替交流電源設備により交流電源を復旧し,直流125V充電器盤Ａ・Ｂを経

流電源を復旧し,直流 125V 充電器盤 B を受電して直流電源の機能を回復させる。

由して直流125V主母線盤２Ａ・２Ｂに給電して直流電源の機能を回復させる。

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備考

・東海第二には，先行ＢＷＲ電
力の※１ 「第二ガスタービン
発電機」及び※２ 「可搬型交
流電源設備」を使用する自主対策設備はない。

※１

※２

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備考

・東海第二には，先行ＢＷＲ電
力の※３ 「号炉間電力融通電気設備」に該当する設備はな※３い。
・東海第二には，※４ 「可搬型直流電源設備」及び「直流給電車」を使用する自主対策設備
はない。

※４

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備考

・東海第二には，先行ＢＷＲ
電力の※４ 「号炉間連絡ケーブル」及び※５ 「代替所内電気設備」を使用する自主対策設備はない。
※５

※６

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東海第二第 1.14.1−1 図 機能喪失原因対策分析（交流）

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東海第二第 1.14.1−2 図 機能喪失原因対策分析（直流）

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

116

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

117

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

118

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

119

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

120

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

121

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

122

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

123

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

124

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

125

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

126

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

127

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

128

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

129

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

130

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

131

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

132

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

133

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

134

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

135

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

136

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

137

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

138

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

139

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

140

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

141

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

142

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

143

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】

144

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

145

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】

146

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

147

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

148

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

149

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

150

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

151

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

152

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

153

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

154

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

155

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

156

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

157

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

158

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

159

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

160

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

161

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

162

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

163

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

164

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

165

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

166

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

167

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

168

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

169

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

170

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

171

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

172

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

173

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

174

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

175

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

176

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

177

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

178

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

179

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

180

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

181

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

182

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

183

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

184

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

185

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

186

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

187

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

188

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

189

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

190

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

191

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

192

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

193

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

194

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

195

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.14 電源の確保に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

196

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.15 事故時の計装に関する手順等

東海第二発電所
1.15 事故時の計装に関する手順等

＜

目 次 ＞

1.15.1 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(2) 対応手段と設備の選定の結果

パラメータを計測する計器の故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び
設備

b.

目 次 ＞

1.15.1 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a.

備考

ａ．パラメータを計測する計器の故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び設
備

原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注ｂ．原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に発電用原子炉施設の状態

水量を監視するパラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に発電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び設備を把握するための手段及び設備

c.

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手段及び設備

ｃ．計測に必要な計器電源が喪失した場合の手段及び設備d.

重大事故等時のパラメータを記録する手段及び設備

ｄ．重大事故等時のパラメータを記録する手段及び設備

e.

手順等

ｅ．手順等

1.15.2 重大事故等時の手順等

1.15.2 重大事故等時の手順等

1.15.2.1 監視機能喪失

1.15.2.1 監視機能喪失(1) 計器の故障(1) 計器の故障(2) 計器の計測範囲(把握能力)を超えた場合(2) 計器の計測範囲（把握能力）を超えた場合a.

代替パラメータによる推定

ａ．代替パラメータによる推定b.

可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視

ｂ．可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視

1.15.2.2 計測に必要な電源の喪失(1) 全交流動力電源喪失及び直流電源喪失

1.15.2.2 計測に必要な電源の喪失(1) 全交流動力電源喪失及び直流電源喪失

a.

所内蓄電式直流電源設備からの給電

ａ．所内常設直流電源設備又は常設代替直流電源設備からの給電対処設備の相違b.

常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電

ｂ．常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電

以降，同様の相違理由によるもc.

可搬型直流電源設備又は直流給電車からの給電

ｃ．可搬型代替直流電源設備からの給電のは相違理由①と示す。

d.

可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視ｄ．可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視e.

重大事故等時の対応手段の選択

ｅ．重大事故等時の対応手段の選択

1.15.3 重大事故等時のパラメータを記録する手順

1.15.3 重大事故等時のパラメータを記録する手順

1.15.4 その他の手順項目にて考慮する手順

1.15.4 その他の手順項目にて考慮する手順

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.15 事故時の計装に関する手順等【要求事項】

東海第二発電所
1.15 事故時の計装に関する手順等【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、計測機器（非常用のものを含む。
）

発電用原子炉設置者において、重大事故等が発生し、計測機器（非常用のものを含む。
）の故障により当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータを計測の故障により当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータを計測することが困難となった場合において当該パラメータを推定するために有効な情報を把することが困難となった場合において当該パラメータを推定するために有効な情報を把握するため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握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。

れていること。

【解釈】

【解釈】

１

１

「当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータを計測すること「当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータを計測することが困難となった場合においても当該パラメータを推定するために有効な情報を把握するが困難となった場合においても当該パラメータを推定するために有効な情報を把握するために必要な手順等」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。なお、「当該重大事故等に対処するために監視することが置を行うための手順等をいう。なお、「当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータ」とは、事業者が検討すべき炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止

必要なパラメータ」とは、事業者が検討すべき炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策を成功させるために把握することが必要な発電用原子炉施設の状態を意味する。

対策を成功させるために把握することが必要な発電用原子炉施設の状態を意味する。

ａ）設計基準を超える状態における発電用原子炉施設の状態の把握能力を明確化するこａ）設計基準を超える状態における発電用原子炉施設の状態の把握能力を明確化すること。
（最高計測可能温度等）
ｂ）発電用原子炉施設の状態の把握能力（最高計測可能温度等）を超えた場合の発電用原と。
（最高計測可能温度等）
ｂ）発電用原子炉施設の状態の把握能力（最高計測可能温度等）を超えた場合の発電用原子炉施設の状態を推定すること。

子炉施設の状態を推定すること。

ⅰ）原子炉圧力容器内の温度、圧力及び水位を推定すること。

ⅰ）原子炉圧力容器内の温度、圧力及び水位を推定すること。

ⅱ）原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を推定すること。

ⅱ）原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を推定すること。

ⅲ）推定するために必要なパラメータについて、複数のパラメータの中から確からしⅲ）推定するために必要なパラメータについて、複数のパラメータの中から確からしさを考慮し、優先順位を定めておくこと。
ｃ）原子炉格納容器内の温度、圧力、水位、水素濃度及び放射線量率など想定される重大事故等の対応に必要となるパラメータが計測又は監視及び記録ができること。
ｄ）直流電源喪失時に、特に重要なパラメータを計測又は監視を行う手順等（テスター又は換算表等）を整備すること。
重大事故等が発生し，計測機器（非常用のものを含む。）の故障等により，当該重大事故等に対処さを考慮し、優先順位を定めておくこと。
ｃ）原子炉格納容器内の温度、圧力、水位、水素濃度及び放射線量率など想定される重大事故等の対応に必要となるパラメータが計測又は監視及び記録ができること。
ｄ）直流電源喪失時に、特に重要なパラメータを計測又は監視を行う手順等（テスター又は換算表等）を整備すること。
重大事故等が発生し，計測機器（非常用のものを含む。）の故障等により，当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータを計測することが困難となった場合に，当該パラメータ するために監視することが必要なパラメータを計測することが困難となった場合に，当該パラメータの推定に有効な情報を把握するため，計器の故障（検出器の測定値不良，ケーブルの断線等）時の対 の推定に有効な情報を把握するため，計器の故障（検出器の測定値不良，ケーブルの断線等）時の対応，計器の計測範囲を超えた場合への対応，計器電源の喪失時の対応，計測結果を記録する手順等を 応，計器の計測範囲を超えた場合への対応，計器電源の喪失時の対応，計測結果を記録する手順等を
整備する。

整備する。

2

備考

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技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

備考

1.15.1 対応手段と設備の選定

1.15.1 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(1) 対応手段と設備の選定の考え方
重大事故等時において，炉心損傷防止対策，格納容器破損防止対策等を実施するため，発電用重大事故等時において，炉心損傷防止対策，格納容器破損防止対策等を実施するため，発電用原子炉施設の状態を把握することが重要である。当該重大事故等に対処するために監視すること

原子炉施設の状態を把握することが重要である。当該重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータを，技術的能力に係る審査基準（以下「審査基準」という。）1.1〜1.15の手が必要なパラメータを，技術的能力に係る審査基準（以下「審査基準」という。
）1.1〜1.15 の手

順着手の判断基準及び操作手順に用いられるパラメータ並びに有効性評価の判断及び確認に用順着手の判断基準及び操作手順に用いられるパラメータ並びに有効性評価の判断及び確認に用いるパラメータを抽出する（以下「抽出パラメータ」という。）。

いるパラメータを抽出する（以下「抽出パラメータ」という。）。

なお，審査基準1.16〜1.19 の手順着手の判断基準及び操作手順に用いられるパラメータにつなお，審査基準1.16〜1.19の手順着手の判断基準及び操作手順に用いられるパラメータについいては，炉心損傷防止対策，格納容器破損防止対策等を成功させるための手順ではないため，各々ては，炉心損傷防止対策，格納容器破損防止対策等を成功させるための手順ではないため，各々の手順において整理する。

の手順において整理する。

抽出パラメータのうち，当該重大事故等の炉心損傷防止対策，格納容器破損防止対策等を成功※1抽出パラメータのうち，当該重大事故等の炉心損傷防止対策，格納容器破損防止対策等を成功させるために把握することが必要な発電用原子炉施設の状態を直接監視するパラメータ （以下させるために把握することが必要な発電用原子炉施設の状態を直接監視するパラメータ※１（以下「主要パラメータ」という。）及び主要パラメータを計測するための重大事故等対処設備を選定「主要パラメータ」という。
）及び主要パラメータを計測するための重大事故等対処設備を選定

する。

する。

※1：原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水※1：原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量，原子炉格納容器内の温度，圧力，水位，水素濃度及び放射線量率，未臨界の維持又は量，原子炉格納容器内の温度，圧力，水位，水素濃度及び放射線量率，未臨界の維持又は監視，最終ヒートシンクの確保，格納容器バイパスの監視，水源の確保，原子炉建屋内の監視，最終ヒートシンクの確保，格納容器バイパスの監視，水源の確保，原子炉建屋内の水素濃度,原子炉格納容器内の酸素濃度，使用済燃料プールの監視。

水素濃度，原子炉格納容器内の酸素濃度，使用済燃料プールの監視。

また，計器の故障，計器の計測範囲（把握能力）の超過及び計器電源喪失により，主要パラメ

また，計器の故障，計器の計測範囲（把握能力）の超過及び計器電源喪失により，主要パラメータを計測することが困難となった場合において，主要パラメータの推定に必要なパラメータータを計測することが困難となった場合において，主要パラメータの推定に必要なパラメータ（以下「代替パラメータ」という。）を用いて対応する手段を整備し，重大事故等対処設備を選（以下「代替パラメータ」という。）を用いて対応する手段を整備し，重大事故等対処設備を選定する（第1.15.1 図，第1.15.2 図）（以下「機能喪失原因対策分析」という。）。

定する（第 1.15−1 図，第 1.15−2 図）（以下「機能喪失原因対策分析」という。）。

図表付番の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

さらに，原子炉格納容器内の温度，圧力，水位，水素濃度，放射線量率等，想定される重大事

さらに，原子炉格納容器内の温度，圧力，水位，水素濃度，放射線量率等，想定される重大事

故等の対応に必要となるパラメータの記録手順及びそのために必要となる重大事故等対処設備

故等の対応に必要となるパラメータの記録手順及びそのために必要となる重大事故等対処設備を選定する。抽出パラメータのうち，発電用原子炉施設の状態を直接監視することができないパを選定する。抽出パラメータのうち，発電用原子炉施設の状態を直接監視することができないパラメータについては，電源設備の受電状態，重大事故等対処設備の運転状態及びその他の設備のラメータについては，電源設備の受電状態，重大事故等対処設備の運転状態及びその他の設備の運転状態により発電用原子炉施設の状態を補助的に監視するパラメータ（以下「補助パラメータ」

運転状態により発電用原子炉施設の状態を補助的に監視するパラメータ（以下「補助パラメータ」という。）に分類し，第1.15.4 表に整理する。なお，重大事故等対処設備の運転・動作状態を表という。）に分類し，第 1.15−4 表に整理する。なお，重大事故等対処設備の運転・動作状態を 相違理由②

示する設備（ランプ表示灯等）については，各条文の設置許可基準規則第四十三条への適合状況表示する設備（ランプ表示灯等）については，各条文の設置許可基準規則第四十三条への適合状のうち，(2)操作性（設置許可基準規則第四十三条第一項二）にて，適合性を整理する。

況のうち，(2)操作性（設置許可基準規則第四十三条第一項二）にて，適合性を整理する。

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※2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※２を選定する。

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技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）※2

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況におい東海第二発電所※2

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

効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，審査基準だけでなく，設置許可基準規則第五十八条及び選定した重大事故等対処設備により，審査基準だけでなく，設置許可基準規則第五十八条及び技術基準規則第七十三条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されて技術基準規則第七十三条（以下「基準規則」という。
）の要求機能を満足する設備が網羅されてい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。

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。

主要パラメータは以下のとおり分類する。
・重要監視パラメータ
主要パラメータのうち，耐震性，耐環境性を有し，重大事故等対処設備としての要求事項を満たした計器を少なくとも1 つ以上有するパラメータをいう。
・有効監視パラメータ

主要パラメータは以下のとおり分類する。
・重要監視パラメータ
主要パラメータのうち，耐震性，耐環境性を有し，重大事故等対処設備としての要求事項を満たした計器を少なくとも 1 つ以上有するパラメータをいう。
・有効監視パラメータ

主要パラメータのうち，自主対策設備の計器のみで計測されるが，計測することが困難と

主要パラメータのうち，自主対策設備の計器のみで計測されるが，計測することが困難となった場合にその代替パラメータが重大事故等対処設備としての要求事項を満たした計器なった場合にその代替パラメータが重大事故等対処設備としての要求事項を満たした計器で計測されるパラメータをいう。

で計測されるパラメータをいう。

代替パラメータは以下のとおり分類する。
・重要代替監視パラメータ
主要パラメータの代替パラメータを計測する計器が重大事故等対処設備としての要求事
項を満たした計器を少なくとも1 つ以上有するパラメータをいう。
・有効監視パラメータ
主要パラメータの代替パラメータが自主対策設備の計器のみで計測されるパラメータをいう。

備考

代替パラメータは以下のとおり分類する。
・重要代替監視パラメータ
主要パラメータの代替パラメータを計測する計器が重大事故等対処設備としての要求事
項を満たした計器を少なくとも 1 つ以上有するパラメータをいう。
・常用代替監視パラメータ
主要パラメータの代替パラメータが自主対策設備の計器のみで計測されるパラメータをいう。

東二では以下としている。
有効監視パラメータ：主要パラメータでＳＡ設備としての要求を満足しないもの。
常用代替監視パラメータ：代替
パラメータでＳＡ設備としての要求を満足しないもの。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

また，主要パラメータ及び代替パラメータを計測する設備を以下のとおり分類する。

また，主要パラメータ及び代替パラメータを計測する設備を以下のとおり分類する。

主要パラメータを計測する計器は以下のとおり。

主要パラメータを計測する計器は以下のとおり。

・重要計器
重要監視パラメータを計測する計器のうち，耐震性，耐環境性を有し，重大事故等対処設
備として位置付ける計器をいう。
・常用計器

・重要計器
重要監視パラメータを計測する計器のうち，耐震性，耐環境性を有し，重大事故等対処設
備として位置付ける計器をいう。
・常用計器

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技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所

備考

主要パラメータを計測する計器のうち，重要計器以外の自主対策設備の計器をいう。

主要パラメータを計測する計器のうち，重要計器以外の自主対策設備の計器をいう。

代替パラメータを計測する計器は以下のとおり。

代替パラメータを計測する計器は以下のとおり。

・重要代替計器・重要代替計器

重要代替監視パラメータを計測する計器のうち，耐震性，耐環境性を有し，重大事故等対重要代替監視パラメータを計測する計器のうち，耐震性，耐環境性を有し，重大事故等対処設備として位置付ける計器をいう。

処設備として位置付ける計器をいう。

・常用代替計器・常用代替計器代替パラメータを計測する計器のうち，重要代替計器以外の自主対策設備の計器をいう。

代替パラメータを計測する計器のうち，重要代替計器以外の自主対策設備の計器をいう。

なお，主要パラメータが重大事故等対処設備で計測できず，かつその代替パラメータも重大事

なお，主要パラメータが重大事故等対処設備で計測できず，かつその代替パラメータも重大事

故等対処設備で計測できない場合は，重大事故等時に発電用原子炉施設の状況を把握するため，

故等対処設備で計測できない場合は，重大事故等時に発電用原子炉施設の状況を把握するため，

主要パラメータを計測する計器の１つを重大事故等対処設備としての要求を満たした計器へ変

主要パラメータを計測する計器の１つを重大事故等対処設備としての要求を満たした計器へ変

更する。

更する。

以上の分類により抽出した重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを第1.15.2表に以上の分類により抽出した重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを第 1.15−2 表に示す。あわせて，設計基準を超える状態における発電用原子炉施設の状態を把握する能力を明確示す。あわせて，設計基準を超える状態における発電用原子炉施設の状態を把握する能力を明確化するために，重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータの計測範囲，個数，耐震性及び化するために，重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータの計測範囲，個数，耐震性及び非常用電源からの給電の有無についても整理する。

非常用電源からの給電の有無についても整理する。

整理した結果を踏まえ，原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び整理した結果を踏まえ，原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータの値が計測範囲を超えた場合，発電用原子炉施

原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータの値が計測範囲を超えた場合，発電用原子炉施設の状態を推定するための手段を整備する。

設の状態を推定するための手段を整備する。

重大事故等の対処に必要なパラメータを計測又は監視し，記録する手順等を整備する。

相違理由②

重大事故等の対処に必要なパラメータを計測又は監視し，記録する手順等を整備する。
(2) 対応手段と設備の選定の結果(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，監視機能の喪失として計器故障及び計器の計測範囲（把握能力）

機能喪失原因対策分析の結果，監視機能の喪失として計器故障及び計器の計測範囲（把握能力）を超過した場合を想定する。また，全交流動力電源喪失及び直流電源喪失による計器電源の喪失を超過した場合を想定する。また，全交流動力電源喪失及び直流電源喪失による計器電源の喪失を想定する。

を想定する。

a.

ａ．パラメータを計測する計器の故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び設パラメータを計測する計器の故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び備

設備(a) 対応手段(a) 対応手段
重大事故等の対処時に主要パラメータを計測する計器が故障した場合，発電用原子炉施設※3

重大事故等の対処時に主要パラメータを計測する計器が故障した場合，発電用原子炉施設の状態を把握するため，多重化された計器の他チャンネル の計器により計測する手段及びの状態を把握するため，多重化された計器の他チャンネル※３の計器により計測する手段及び代替パラメータを計測する計器により当該パラメータを推定する手段がある（第1.15.3表）。

代替パラメータを計測する計器により当該パラメータを推定する手段がある（第 1.15−3
表）
。

5

相違理由②

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柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二発電所※3 チャンネル：単一故障を想定しても，パラメータの監視機能が喪失しないように，1※3 チャンネル：単一故障を想定しても，パラメータの監視機能が喪失しないように，1つのパラメータを測定原理が同じである複数の計器で監視しており，

つのパラメータを測定原理が同じである複数の計器で監視しており，多重化された監視機能のうち，検出器から指示部までの最小単位をチ

多重化された監視機能のうち，検出器から指示部までの最小単位をチャンネルと呼ぶ。

ャンネルと呼ぶ。

他チャンネルによる計測に使用する計器は以下のとおり。

他チャンネルによる計測に使用する計器は以下のとおり。

・主要パラメータの他チャンネルの重要計器

・主要パラメータの他チャンネルの重要計器

・主要パラメータの他チャンネルの常用計器・主要パラメータの他チャンネルの常用計器

代替パラメータを計測する計器は以下のとおり。

代替パラメータを計測する計器は以下のとおり。

・重要代替計器・重要代替計器・常用代替計器・常用代替計器(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

機能喪失原因対策分析の結果により選定した，主要パラメータを計測する計器の故障時に機能喪失原因対策分析の結果により選定した，主要パラメータを計測する計器の故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための設備のうち，当該パラメータの他チャンネルの重発電用原子炉施設の状態を把握するための設備のうち，当該パラメータの他チャンネルの重

要計器は重大事故等対処設備として位置付ける。代替パラメータによる推定に使用する設備

要計器は重大事故等対処設備として位置付ける。代替パラメータによる推定に使用する設備のうち，重要代替計器は重大事故等対処設備として位置付ける。

のうち，重要代替計器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。

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。

以上の重大事故等対処設備により，主要パラメータを把握することができる。また，以下以上の重大事故等対処設備により，主要パラメータを把握することができる。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，自主対策設備として位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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

置付ける。あわせて，その理由を示す。

・主要パラメータの他チャンネルの常用計器及び常用代替計器

・主要パラメータの他チャンネルの常用計器及び常用代替計器

耐震性又は耐環境性はないが，監視可能であれば発電用原子炉施設の状態を把握することが可能なことから代替手段として有効である。
b.

耐震性又は耐環境性はないが，監視可能であれば発電用原子炉施設の状態を把握することが可能なことから代替手段として有効である。

原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注ｂ．原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に発電用原子炉施設の状態

水量を監視するパラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に発電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び設備を把握するための手段及び設備(a) 対応手段

備考(a) 対応手段

重大事故等の対処時に当該パラメータが計測範囲を超えた場合は，発電用原子炉施設の状

重大事故等の対処時に当該パラメータが計測範囲を超えた場合は，発電用原子炉施設の状態を把握するため，代替パラメータを計測する計器により必要とするパラメータの値を推定

態を把握するため，代替パラメータを計測する計器により必要とするパラメータの値を推定する手段及び可搬型の計測器により計測する手段がある。

する手段及び可搬型の計測器（可搬型計測器（原子炉圧力容器及び原子炉格納容器内の温度， 東二は可搬型計測器を温度計
圧力，水位及び流量（注水量）計測用）及び可搬型計測器（原子炉圧力容器及び原子炉格納測機能付きとその機能を有さ容器内の圧力，水位及び流量（注水量）計測用）（以下「可搬型計測器」という。））により計 ない 2 種類あるため仕様毎に記

6

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東海第二発電所
測する手段がある。

載。先行ＢＷＲは温度計測機能

代替パラメータによる推定に使用する設備は以下のとおり。

代替パラメータによる推定に使用する設備は以下のとおり。

付き 1 種類のため仕様毎の記載

・重要代替計器・重要代替計器がない。

・常用代替計器・常用代替計器

可搬型の計器による計測に使用する設備は以下のとおり。

可搬型の計測器による計測に使用する設備は以下のとおり。

・可搬型計測器

・可搬型計測器(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

記載の適正化(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

機能喪失原因対策分析の結果により選定した，主要パラメータの値が計器の計測範囲を超機能喪失原因対策分析の結果により選定した，主要パラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に，発電用原子炉施設の状態を把握するための設備のうち，重要代替計器及び可搬えた場合に，発電用原子炉施設の状態を把握するための設備のうち，重要代替計器及び可搬型計測器は重大事故等対処設備として位置付ける。

型計測器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。

る。
以上の重大事故等対処設備により，当該パラメータを把握することができる。また，以下以上の重大事故等対処設備により，当該パラメータを把握することができる。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,自主対策設備として位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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

置付ける。あわせて，その理由を示す。

・常用代替計器・常用代替計器
耐震性又は耐環境性はないが，監視可能であれば発電用原子炉施設の状態を把握する

耐震性又は耐環境性はないが，監視可能であれば発電用原子炉施設の状態を把握することが可能なことから代替手段として有効である。
c.

備考

計測に必要な計器電源が喪失した場合の手段及び設備(a) 対応手段ことが可能なことから代替手段として有効である。
ｃ．計測に必要な計器電源が喪失した場合の手段及び設備(a) 対応手段監視する計器に供給する電源（以下「計器電源」という。）が喪失し，監視機能が喪失し監視する計器に供給する電源（以下「計器電源」という。
）が喪失し，監視機能が喪失した

た場合に，代替電源（交流，直流）から給電し，当該パラメータの計器により計測又は監視場合に，代替電源（交流，直流）から給電し，当該パラメータの計器により計測又は監視すする手段がある。

る手段がある。

また，計器電源が喪失した場合に，電源（乾電池）を内蔵した可搬型の計測器を用いて計測又は監視する手段がある。計器の電源構成図を第1.15.4図に示す。
代替電源（交流）からの給電に使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

また，計器電源が喪失した場合に，電源（乾電池）を内蔵した可搬型の計測器を用いて計測又は監視する手段がある。計器の電源構成図を第 1.15−4 図に示す。
代替電源（交流）からの給電に使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
代替電源（直流）からの給電に使用する設備は以下のとおり。
・所内蓄電式直流電源設備
・可搬型直流電源設備

相違理由②

相違理由①
・可搬型代替交流電源設備
代替電源（直流）からの給電に使用する設備は以下のとおり。
・所内常設直流電源設備

相違理由①

・常設代替直流電源設備

相違理由①

・可搬型代替直流電源設備

相違理由①・直流給電車及び可搬型代替交流電源設備

相違理由①

7

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柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
可搬型の計測器による計測又は監視する設備は以下のとおり。
・可搬型計測器(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
機能喪失原因対策分析の結果により選定した，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電

東海第二発電所

備考

可搬型の計測器による計測又は監視に使用する設備は以下のとおり。
・可搬型計測器(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
機能喪失原因対策分析の結果により選定した，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電

源設備，所内蓄電式直流電源設備，可搬型直流電源設備，可搬型計測器は，重大事故等対処

源設備，所内常設直流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備，可搬型 相違理由①

設備として位置付ける。

計測器は，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。

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。

以上の重大事故等対処設備により，主要パラメータを把握することができる。また以下の以上の重大事故等対処設備により，主要パラメータを把握することができる。

東二は計器電源喪失時の対応

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,自主対策設備として位手段として自主対策設備を設置付ける。あわせて，その理由を示す。

定していないため，それに相当

・第二代替交流電源設備する記載がない。

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要となるパラメータの監視が可能となることから代替手段として有効である。
・直流給電車
給電開始までに時間を要するが，給電可能であれば重大事故等の対処に必要となるパラメータの監視が可能となることから代替手段として有効である。
d.

重大事故等時のパラメータを記録する手段及び設備(a) 対応手段

ｄ．重大事故等時のパラメータを記録する手段及び設備(a) 対応手段

重大事故等時において，原子炉格納容器内の温度，圧力，水位，水素濃度，放射線量率等，重大事故等時において，原子炉格納容器内の温度，圧力，水位，水素濃度，放射線量率等，想定される重大事故等の対応に必要となる重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメー

想定される重大事故等の対応に必要となる重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメー

タを記録する手段がある。

タを記録する手段がある。

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを記録する設備は以下のとおり。
・安全パラメータ表示システム（SPDS）
安全パラメータ表示システム（SPDS）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SPDS表示装置により構成される。

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを記録する設備は以下のとおり。
・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）
安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）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ＳＰＤＳデータ表示装置により構成される。

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

また，重大事故等時の有効監視パラメータが使用できる場合は，パラメータを記録する手段がある。

また，重大事故等時の有効監視パラメータ及び常用代替監視パラメータが使用できる場合

相違理由③

は，パラメータを記録する手段がある。

有効監視パラメータを記録する設備は以下のとおり。

有効監視パラメータ及び常用代替監視パラメータを記録する設備は以下のとおり。

相違理由③

・安全パラメータ表示システム（SPDS）

・プロセス計算機

先行ＢＷＲは重要監視パラメ

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技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

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・記録計

備考
ータ及び重要代替監視パラメータに加え，有効監視パラメー
タもＳＰＤＳへ記録可能。東二は有効監視パラメータ及び常用代替監視パラメータの記録
は既設の左記機器にて記録手段を確保。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

なお，その他の記録として，警報発生及びプラントトリップ状態を記録する手段がある。

なお，その他の記録として，警報発生及びプラントトリップ状態を記録する手段がある。

その他のパラメータを記録する設備は以下のとおり。

その他のパラメータを記録する設備は以下のとおり。

・プロセス計算機・プロセス計算機

重要監視パラメータは，原則，安全パラメータ表示システム（SPDS）へ記録するが，監視重要監視パラメータは，原則，安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）へ記録するが， 東二は現場測定する計器がなが必要な時に現場に設置する計器，複数の計測結果を使用し計算により推定する監視パラメ

可搬型計測器により測定したパラメータの値，複数の計測結果を使用し計算により推定する く，可搬型計測器もＭＣＲで測ータ（計測結果を含む）の値は，記録用紙に記録する手順を整備する。

監視パラメータ（計測結果を含む）の値は，記録用紙に記録する手順を整備する。

(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを記録する設備である安全パラメータ
表示システム（SPDS）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。

(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを記録する設備である安全パラメータ
表示システム（ＳＰＤＳ）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。

以上の重大事故等対処設備により，重要な監視パラメータを記録することができる。また，以上の重大事故等対処設備により，重要な監視パラメータを記録することができる。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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

して位置付ける。あわせて，その理由を示す。

・プロセス計算機・プロセス計算機
・記録計
耐震性を有していないが，設備が健全である場合は重大事故等の対処に必要となる監耐震性を有していないが，設備が健全である場合は重大事故等の対処に必要となる監視パラメータの記録が可能なことから代替手段として有効である。
e.

定可能なため。

手順等

視パラメータの記録が可能なことから代替手段として有効である。
ｅ．手 順 等

上記の「a. パラメータを計測する計器の故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するため

上記の「ａ．パラメータを計測する計器の故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び設備」，「b. 原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及の手段及び設備」，「ｂ．原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に発び原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に発

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相違理由⑤

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電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び設備」，「c. 計測に必要な計器電源が喪失

電用原子炉施設の状態を把握するための手段及び設備」，「ｃ．計測に必要な計器電源が喪失した場合の手段及び設備」及び「d. 重大事故等時のパラメータを記録する手段及び設備」にした場合の手段及び設備」及び「ｄ．重大事故等時のパラメータを記録する手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

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，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書(徴候ベース)，AM 設備別操作手順書及びアクシデントマネジメントの手引きに定める(第1.15.1 表)。

これらの手順は，運転員等※４，重大事故等対応要員及び災害対策要員の対応として「非常時

備考

東二は運転員等を「技術的能力

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 1.0
手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第 1.15−1 表）。

重大事故対策における共通事項（添付資料 1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より，当直運転員と重大事
故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしているため。
その他に重大事故等対応要員
はＳＰＤＳの記録保存の操作に，災害対策要員を可搬型計測器による計測対応に設定している。
対応手順書名の相違
相違理由②※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。

1.15.2 重大事故等時の手順等

1.15.2 重大事故等時の手順等

1.15.2.1 監視機能喪失

1.15.2.1 監視機能喪失(1) 計器の故障
主要パラメータを計測する計器が，故障により計測することが困難となった場合，当該パラメ(1) 計器の故障
主要パラメータを計測する計器が，故障により計測することが困難となった場合，当該パラメータを推定する手段を整備する(第1.15.3 表)。

ータを推定する手段を整備する（第 1.15−3 表）。

a.

ａ．手順着手の判断基準

手順着手の判断基準

運転員等の定義を追記。

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相違理由②

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重大事故等に対処するために発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視パ※１

ラメータを計測する重要計器が故障した場合。

※1：重要計器の指示値に，以下のような変化があった場合b.

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重大事故等に対処するために発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視パ
ラメータを計測する重要計器が故障した場合※１。
※1：重要計器の指示値に，以下のような変化があった場合

・通常時や事故時に想定される値から，大きな変動がある場合

・通常時や事故時に想定される値から，大きな変動がある場合・複数ある計器については，それぞれの指示値の差が大きい場合・複数ある計器については，それぞれの指示値の差が大きい場合

・計器信号の喪失に伴い，指示値が計測範囲外にある場合

・計器信号の喪失に伴い，指示値が計測範囲外にある場合

・計器電源の喪失に伴い，指示値の表示が消滅した場合

・計器電源の喪失に伴い，指示値の表示が消滅した場合

操作手順
計器の故障の判断及び対応手順は，以下のとおり。
①運転員は，発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視パラメータについ備考

ｂ．操作手順計器の故障の判断及び対応手順は，以下のとおり。
①運転員等は，発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視パラメータにつ体制の違いに起因する記載のて，他チャンネルの重要計器がある場合には，当該計器により当該パラメータを計測す

いて，他チャンネルの重要計器がある場合には，当該計器により当該パラメータを計測 相違はあるが，実態として記載

る。

する。

内容に違いはない。

また，当該パラメータの常用計器が監視可能であれば確認に使用する。

また，当該パラメータの常用計器が監視可能であれば確認に使用する。

以降，同様の相違理由によるも②運転員は，読み取った指示値が正常であることを，計測範囲内にあること及びプラント②運転員等は，読み取った指示値が正常であることを，計測範囲内にあること及びプラン状況によりあらかじめ推定される値との間に大きな差異がないことより確認する。

ト状況によりあらかじめ推定される値との間に大きな差異がないことより確認する。

③当該パラメータが計測範囲外，又はプラント状況によりあらかじめ推定される値との間③当該パラメータが計測範囲外，又はプラント状況によりあらかじめ推定される値との間に大きな差異がある場合には，当直副長は，あらかじめ選定した重要代替監視パラメーに大きな差異がある場合には，発電長は，あらかじめ選定した重要代替監視パラメータ

タの計測を運転員に指示する。

の計測を運転員等に指示する。

④運転員は，読み取った指示値を当直副長に報告する。なお，常用代替計器が使用可能であれば，併せて確認する。
⑤当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ重要代替監視パラメータの指示値から主要パラメータの推定を依頼する。

のは相違理由⑥と示す。
（以下，体制に係る箇所は同様のため記載を省略）④運転員等は，読み取った指示値を発電長に報告する。なお，常用代替計器が使用可能であれば，併せて確認する。
⑤発電長は，災害対策本部長代理へ重要代替監視パラメータの指示値から主要パラメータの推定を依頼する。
⑥災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に重要代替監視パラメータの値から主要パ
ラメータの推定を指示する。
⑦重大事故等対応要員は，主要パラメータの推定結果を災害対策本部長代理へ報告する。

⑥緊急時対策本部は，当直長に主要パラメータの推定結果を報告する。
c.

操作の成立性
上記の計測及び推定は，中央制御室運転員１名で対応が可能である。

⑧災害対策本部長代理は，発電長に主要パラメータの推定結果を報告する。
ｃ．操作の成立性
上記の計測及び推定は，運転員等（当直運転員）１名，重大事故等対応要員 1 名で対応が可能である。

速やかに作業ができるように，推定手順を整備する。

速やかに作業ができるように，推定手順を整備する。

相違理由⑥，東二は運転員等（当直運転員）に加え，パラメ
ータを推定する重大事故等対応要員を記載。

d.

代替パラメータでの推定方法
主要パラメータを計測する計器の故障により，主要パラメータの監視機能が喪失した場合

ｄ．代替パラメータでの推定方法
主要パラメータを計測する計器の故障により，主要パラメータの監視機能が喪失した場合

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は，代替パラメータによる推定を行う。

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は，代替パラメータによる推定を行う。

計器が故障するまでの発電用原子炉施設の状態及び事象進展状況を踏まえ，関連するパラメ

計器が故障するまでの発電用原子炉施設の状態及び事象進展状況を踏まえ，関連するパラメータを複数確認し，得られた情報の中から有効な情報を評価することで，発電用原子炉施設のータを複数確認し，得られた情報の中から有効な情報を評価することで，発電用原子炉施設の状態を把握する。

状態を把握する。

推定に当たっては，使用する計器が複数ある場合，代替パラメータと主要パラメータの関連推定に当たっては，使用する計器が複数ある場合，代替パラメータと主要パラメータの関連性，検出器の種類，使用環境条件等，以下に示す事項及び計測される値の不確かさを考慮し，性，検出器の種類，使用環境条件等，以下に示す事項及び計測される値の不確かさを考慮し，使用するパラメータの優先順位をあらかじめ定める。

使用するパラメータの優先順位をあらかじめ定める。

・基準配管に水を満たした構造の計器で計測するパラメータについては，急激な原子炉減圧・基準配管に水を満たした構造の計器で計測するパラメータについては，急激な原子炉減圧等により基準配管の水が蒸発し，不確かな指示を示すことがある。そのような状態が想定

等により基準配管の水が蒸発し，不確かな指示を示すことがある。そのような状態が想定される場合は，関連するパラメータを複数確認しパラメータを推定する。なお，原子炉水される場合は，関連するパラメータを複数確認しパラメータを推定する。なお，原子炉水位及び原子炉圧力を除き，基準配管の水位変動に起因する不確かさを考慮する必要はな

位及び原子炉圧力を除き，基準配管の水位変動に起因する不確かさを考慮する必要はな

い。

い。

・常用代替計器が監視機能を維持している場合，重大事故等の対処に有効な情報を得ること

・常用代替計器が監視機能を維持している場合，重大事故等の対処に有効な情報を得ることができる。ただし，環境条件や不確かさを考慮し，重要計器又は重要代替計器で測定されができる。ただし，環境条件や不確かさを考慮し，重要計器又は重要代替計器で測定されるパラメータの値との差異を評価し，パラメータの値，信頼性を考慮した上で使用する。

るパラメータの値との差異を評価し，パラメータの値，信頼性を考慮した上で使用する。

・重大事故等時に最も設置雰囲気の環境が厳しくなるのは，炉心損傷及び原子炉圧力容器が・重大事故等時に最も設置雰囲気の環境が厳しくなるのは，炉心損傷及び原子炉圧力容器が破損した状況であるため，原子炉格納容器内の圧力，温度，放射線量率等が厳しい環境下破損した状況であるため，原子炉格納容器内の圧力，温度，放射線量率等が厳しい環境下においても，その監視機能を維持できる重要代替計器を優先して使用する。また，重大事においても，その監視機能を維持できる重要代替計器を優先して使用する。また，重大事

故等発生時と校正時の状態変化による影響を考慮する。

故等発生時と校正時の状態変化による影響を考慮する。

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

び事象進展状況を踏まえ，複数の関連パラメータを確認し，有効な情報を得た上で推定する。

る。

・推定に当たっては，代替パラメータの誤差による影響を考慮する。
代替パラメータによる主要パラメータの推定ケースは以下のとおりであり，具体的な推定方法については，第1.15.3表に整理する。
・同一物理量（温度，圧力，水位，放射線量率，水素濃度及び中性子束）により推定するケース
・水位を注水源若しくは注水先の水位変化又は注水量及び吐出圧力により推定するケース

備考

・推定に当たっては，代替パラメータの誤差による影響を考慮する。
代替パラメータによる主要パラメータの推定ケースは以下のとおりであり，具体的な推定方法については，第 1.15−3 表に整理する。

相違理由②

・同一物理量（温度，圧力，水位，流量，放射線量率，水素濃度及び中性子束）により推定

東二は同一物理量に「流量」をするケース
・水位を注水源若しくは注水先の水位変化又は注水量及び吐出圧力により推定するケース

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加えて推定する。

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・流量を注水源又は注水先の水位変化を監視することにより推定するケース

・流量を注水源又は注水先の水位変化を監視することにより推定するケース

・除熱状態を温度，圧力，流量等の傾向監視により推定するケース

・除熱状態を温度，圧力，流量等の傾向監視により推定するケース

・必要なpHが確保されていることを，フィルタ装置水位の水位変化により推定するケース

備考

東二はフィルタ装置のｐＨ計
を自主対策設備に位置付けているため，それに伴う推定ケースの記載がない。
・原子炉圧力容器破損後にペデスタル（ドライウェル部）に落下したデブリの冠水状態を温度により推定するケース

東二はＭＣＣＩ／ＦＣＩ対策として，ＲＰＶ破損後のデブリの冠水状態を温度計により推定する手段を設定しているため。

・圧力又は温度を水の飽和状態の関係により推定するケース

・圧力又は温度を水の飽和状態の関係により推定するケース

・注水量を注水先の圧力から注水特性の関係により推定するケース

・注水量をポンプの注水特性の関係により推定するケース

東二はＬＯＣＡ時において，Ｒ
ＰＶ注水量をサプレッション・
プール水位（内部水源）では推定が困難なため，ポンプの吐出圧力と注水特性を利用した推定手段を整理。

・原子炉格納容器内の水位を格納容器内圧力(D/W)と格納容器内圧力(S/C)の差圧により推定するケース

・原子炉格納容器内の水位をドライウェル圧力とサプレッション・チェンバ圧力の差圧により推定するケース・未臨界状態の維持を制御棒の挿入状態により推定するケース

・未臨界状態の維持を制御棒の挿入状態により推定するケース

・あらかじめ評価したパラメータの相関関係により酸素濃度を推定するケース

・あらかじめ評価したパラメータの相関関係により酸素濃度を推定するケース・装置の作動状況により水素濃度を推定するケース・装置の作動状況により水素濃度を推定するケース

・エリア放射線モニタの傾向監視により格納容器バイパス事象が発生したことを推定するケ・エリア放射線モニタの傾向監視により格納容器バイパス事象が発生したことを推定するケース
・原子炉格納容器への空気（酸素）の流入の有無を原子炉格納容器内圧力により推定するケース
・使用済燃料プールの状態を同一物理量（温度及び水位），あらかじめ評価した水位と放射

相違理由④

ース
・原子炉格納容器への空気（酸素）の流入の有無を原子炉格納容器内圧力により推定するケース
・使用済燃料プールの状態を同一物理量（温度），あらかじめ評価した水位と放射線量率の相

先行ＢＷＲはＳＦＰ水位計を

線量率の相関関係及びカメラの監視により，使用済燃料プールの水位又は必要な水遮蔽が関関係及びカメラの監視により，使用済燃料プールの水位又は必要な水遮蔽が確保されて 多重化し，同一物理量による推確保されていることを推定するケースいることを推定するケース

・原子炉圧力容器内の圧力と原子炉格納容器内の圧力（S/C）の差圧により原子炉圧力容器の満水状態を推定するケース

・原子炉圧力容器内の圧力と原子炉格納容器内の圧力（Ｓ／Ｃ）の差圧により原子炉圧力容器の満水状態を推定するケース

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定手段があるため。

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e.

重大事故等時の対応手段の選択

東海第二発電所
ｅ．重大事故等時の対応手段の選択

主要パラメータを計測する計器が故障した場合の，対応手段の優先順位を以下に示す。

主要パラメータを計測する計器が故障した場合の，対応手段の優先順位を以下に示す。

主要パラメータを計測する多重化された重要計器が，計器の故障により計測することが困難

主要パラメータを計測する多重化された重要計器が，計器の故障により計測することが困難となった場合に，他チャンネルの重要計器により計測できる場合は，他チャンネルの重要計器となった場合に，他チャンネルの重要計器により計測できる場合は，他チャンネルの重要計器により主要パラメータを計測する。

により主要パラメータを計測する。

他チャンネルの重要計器の故障により，計測することが困難となった場合は，他チャンネルの常用計器により主要パラメータを計測する。
主要パラメータを計測する計器の故障により，主要パラメータの監視機能が喪失した場合

備考

他チャンネルの重要計器の故障により，計測することが困難となった場合は，他チャンネルの常用計器により主要パラメータを計測する。
主要パラメータを計測する計器の故障により，主要パラメータの監視機能が喪失した場合

は，第1.15.3表にて定める優先順位にて代替計器により代替パラメータを計測し，主要パラメ

は，第 1.15−3 表にて定める優先順位にて代替計器により代替パラメータを計測し，主要パラ 相違理由②ータを推定する。

メータを推定する。

(2) 計器の計測範囲（把握能力）を超えた場合(2) 計器の計測範囲（把握能力）を超えた場合

原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水

原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量を計測するパラメータのうち，パラメータの値が計器の計測範囲を超えるものは，原子炉圧力量を計測するパラメータのうち，パラメータの値が計器の計測範囲を超えるものは，原子炉圧力容器内の温度及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量である。なお，こ容器内の温度と水位である。なお，これらのパラメータ以外で計器の計測範囲を超えた場合には， 東二は計測範囲を超過するの

れらのパラメータ以外で計器の計測範囲を超えた場合には，可搬型計測器により計測することも可搬型計測器により計測することも可能である。可搬型計測器により計測可能な計器について第 はＲＰＶ温度と水位に対し，先可能である。可搬型計測器により計測可能な計器について第1.15.2 表に示す。

1.15−2 表に示す。

行ＢＷＲはその他に，復水補給
水系流量（RHR A 系代替注水流量）と復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）が対象。
相違理由②

・原子炉圧力容器内の温度
原子炉圧力容器内の温度を計測する計器の計測範囲は，0〜350℃である。原子炉の冷却機

・原子炉圧力容器内の温度
原子炉圧力容器内の温度を計測する計器の計測範囲は，0〜500℃である。原子炉の冷却機

設備仕様の相違能が喪失し，原子炉圧力容器内の水位が有効燃料棒頂部以下になった場合，原子炉圧力容器能が喪失し，原子炉圧力容器内の水位が燃料有効長頂部以下になった場合，原子炉圧力容器 以降，同様の相違理由によるも温度の計測範囲を超える場合があるが，重大事故等時における損傷炉心冷却成否及び格納容温度の計測範囲を超える場合があるが，重大事故等時における損傷炉心の冷却失敗及び原子 のは相違理由⑦と示す。

器下部注水判断の温度は，300℃であり計測範囲内で判断可能である。

炉圧力容器の破損徴候を検知する温度は，300℃であり計測範囲内で判断可能である。

東二はＲＰＶ下鏡部温度を300℃到達によりＲＰＶ破損徴
候の検知に用いるパラメータとして設定。

また，原子炉圧力容器温度が計測範囲を超える（350℃以上）場合は炉心損傷状態と推定して対応する。

なお，原子炉圧力容器温度が計測範囲を超える（500℃以上）場合は，可搬型計測器により
原子炉圧力容器温度を計測する。

東二は計測範囲を 500℃まで有し，それを超えた場合に可搬型
計測器を用いることを記載。

・原子炉圧力容器内の圧力
原子炉圧力容器内の圧力を計測する計器の計測範囲は，0〜11MPa[gage]である。原子炉圧

・原子炉圧力容器内の圧力
原子炉圧力容器内の圧力を計測する計器の計測範囲は，0〜10.5MPa［gage］である。原子 相違理由⑦

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備考

力容器の最高使用圧力（8.62MPa）の1.2倍（10.34MPa[gage]）を監視可能であり，重大事故

炉圧力容器の最高使用圧力（8.62MPa［gage］）の 1.2 倍（10.34MPa［gage］）を監視可能であ 記載の適正化

等時において原子炉圧力容器内の圧力は，計器の計測範囲内で計測が可能である。

り，重大事故等時において原子炉圧力容器内の圧力は，計器の計測範囲内で計測が可能である。
・原子炉圧力容器内の水位・原子炉圧力容器内の水位
原子炉圧力容器内の水位を計測する計器の計測範囲は，蒸気乾燥器スカート下端を基準と原子炉圧力容器内の水位を計測する計器の計測範囲は，蒸気乾燥器スカート下端を基準として，−8000mm〜3500mmであり，原子炉水位制御範囲（レベル3〜8）及び有効燃料棒底部ました−3,800 ㎜〜1,500mm 及び燃料有効長頂部を基準とした−3,800 ㎜〜1,300mm であり，原で計測できるため，重大事故等時において原子炉圧力容器内の水位は，計器の計測範囲内で

子炉水位制御範囲（レベル３〜８）及び燃料有効長底部まで計測できるため，重大事故等時計測が可能である。

において原子炉圧力容器内の水位は，計器の計測範囲内で計測が可能である。

原子炉圧力容器内の水位のパラメータである，原子炉水位の計測範囲を超えた場合，高圧

原子炉圧力容器内の水位のパラメータである，原子炉水位の計測範囲を超えた場合，高圧

代替注水系系統流量，原子炉隔離時冷却系系統流量，高圧炉心注水系系統流量，復水補給水

代替注水系系統流量，低圧代替注水系原子炉注水流量，代替循環冷却系原子炉注水流量，原系流量(RHR A 系代替注水流量)，復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量），残留熱除去

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，残留熱除去系系統流量，低圧炉系系統流量のうち，機器動作状態にある流量計から崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，心スプレイ系系統流量のうち，機器動作状態にある流量計から崩壊熱除去に必要な水量の差直前まで判明していた水位に変換率を考慮することにより原子炉圧力容器内の水位を推定を算出し，直前まで判明していた水位に変換率を考慮することにより原子炉圧力容器内の水する。

位を推定する。

また，発電用原子炉の満水確認は原子炉圧力(SA)と格納容器内圧力(S/C)の差圧により，原相違理由①

また，発電用原子炉の満水確認は原子炉圧力又は原子炉圧力（ＳＡ）とサプレッション・ 相違理由④

子炉圧力容器内の水位が有効燃料棒頂部以上であることは原子炉圧力容器温度により監視

チェンバ圧力の差圧により，原子炉圧力容器内の水位が燃料有効長頂部以上であることは原可能である。

子炉圧力容器温度により監視可能である。

・原子炉圧力容器への注水量

相違理由⑦④

・原子炉圧力容器への注水量

原子炉圧力容器の注水量を監視するパラメータは，高圧代替注水系系統流量，原子炉隔離

原子炉圧力容器の注水量を監視するパラメータは，高圧代替注水系系統流量，低圧代替注時冷却系系統流量，高圧炉心注水系系統流量，復水補給水系流量(RHR A 系代替注水流量)，

水系原子炉注水流量，代替循環冷却系原子炉注水流量，原子炉隔離時冷却系系統流量，高圧

復水補給水系流量(RHR B系代替注水流量)，残留熱除去系系統流量である。

炉心スプレイ系系統流量，残留熱除去系系統流量，低圧炉心スプレイ系系統流量である。

高圧代替注水系系統流量の計測範囲は，0〜300m3/h としており，計測対象である高圧代替3

高圧代替注水系系統流量の計測範囲は，0〜50L／s としており，計測対象である常設高圧

注水ポンプの最大注水量は，182m /h であるため，重大事故等時において計器の計測範囲内

代替注水系ポンプの最大注水量は，38L／s であるため，重大事故等時において計器の計測範

での流量測定が可能である。

囲内での流量測定が可能である。

原子炉隔離時冷却系系統流量の計測範囲は，0〜300m3/h としており，計測対象である原子3

原子炉隔離時冷却系系統流量の計測範囲は，0〜50L／s としており，計測対象である原子相違理由①④

相違理由④⑦相違理由⑦

炉隔離時冷却ポンプの最大注水量は，182m /h であるため，計器の計測範囲内での流量測定

炉隔離時冷却系ポンプの最大注水量は，40L／s であるため，計器の計測範囲内での流量測定 相違理由④⑦が可能である。

が可能である。

高圧炉心注水系系統流量の計測範囲は，0〜1000m3/h としており，計測対象である高圧炉
3

心注水ポンプの最大注水量は，727m /h であるため，重大事故等時において計器の計測範囲

高圧炉心スプレイ系系統流量の計測範囲は，0〜500L／s としており，計測対象である高圧

相違理由⑦

炉心スプレイ系ポンプの最大注水量は，438L／s であるため，重大事故等時において計器の 相違理由④⑦

15

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
内での流量測定が可能である。

東海第二発電所

備考

計測範囲内での流量測定が可能である。

復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）の計測範囲は，0〜200m3/h（6 号炉），0〜
3

相違理由①⑦3150m /h（7 号炉）としており，計測対象である復水移送ポンプの最大注水量は300m /h であるため，計器の計測範囲を超える場合がある。
復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）の計測範囲を超えた場合，低圧代替注水系使

先行ＢＷＲは計測範囲を超え

用時においては，水源である復水貯蔵槽の水位または注水先である原子炉圧力容器内の水位た場合の推定方法を記載。東二変化により注水量を推定する。なお，復水貯蔵槽の補給状況も考慮した上で注水量を推定す

は流量関係で計測範囲を超過る。代替循環冷却系使用時においては，注水先である原子炉圧力容器内の水位変化により注する対象はない。

水量を推定する。
復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量)の計測範囲は，0〜350m3/h としており，計測対

相違理由①⑦3

象である復水移送ポンプの最大注水量は，300m /h であるため，計器の計測範囲内での流量測定が可能である。
低圧代替注水系（常設）による低圧代替注水系原子炉注水流量の計測範囲は，0〜500m３／

相違理由①⑦h（狭帯域は 0〜80m３／h）としており，計測対象である低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水時の最大注水量は，378m３／h（狭帯域は 75m３／h）であるため，重大事
故等時において計器の計測範囲内での流量測定が可能である。
低圧代替注水系（可搬型）による低圧代替注水系原子炉注水流量の計測範囲は，0〜300m３

相違理由①⑦３／h（狭帯域は 0〜80m ／h）としており，計測対象である低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水時の最大注水量は，110m３／h（狭帯域は 75m３／h）であるため，重大事故等時において計器の計測範囲内での流量測定が可能である。
代替循環冷却系原子炉注水流量の計測範囲は，0〜150m３／h としており，計測対象である

相違理由①⑦

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水時の最大注水量は，100m３／h であるため，重大事故等時において計器の計測範囲内での流量測定が可能である。
残留熱除去系系統流量の計測範囲は，0〜1500m3/h としており，計測対象である残留熱除

残留熱除去系系統流量の計測範囲は，0〜600L／s としており，計測対象である残留熱除去 相違理由④⑦

去ポンプの最大注水量は，954m3/h であるため，計器の計測範囲内での流量測定が可能であ系ポンプの最大注水量は，470L／s であるため，計器の計測範囲内での流量測定が可能である。

る。
低圧炉心スプレイ系系統流量の計測範囲は，0〜600L／s としており，計測対象である低圧炉心スプレイ系ポンプの最大注水量流量は，456L／s であるため，計器の計測範囲内での流量測定が可能である。

16

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）・原子炉格納容器への注水量

東海第二発電所
・原子炉格納容器への注水量

原子炉格納容器の注水量を監視するパラメータは，復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量)，復水補給水系流量(格納容器下部注水流量)である。

原子炉格納容器の注水量を監視するパラメータは，低圧代替注水系格納容器スプレイ流

相違理由①量，低圧代替注水系格納容器下部注水流量，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量である。

格納容器スプレイに用いる復水補給水系流量(RHR B 系代替注水流量)の計測範囲は，0〜3

備考

相違理由①⑦3350m /h としており，計測対象である復水移送ポンプの最大注水量は，300m /h であるため，計器の計測範囲内での流量測定が可能である。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による低圧代替注水系格納容器スプレイ流量の計測

相違理由①⑦

範囲は，0〜500m３／h としており，計測対象である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時における最大注水量は，300m３／h であるため，重大事故等時において計器の計測範囲内での流量測定が可能である。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による低圧代替注水系格納容器スプレイ流量の計

相違理由①⑦３

測範囲は，0〜500m ／h としており，計測対象である代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ時における最大注水量は，130m３／h であるため，重大事故等時において計器の計測範囲内での流量測定が可能である。
格納容器下部注水に用いる復水補給水系流量(格納容器下部注水流量)の計測範囲は，0〜

格納容器下部注水系（常設又は可搬型）による低圧代替注水系格納容器下部注水流量の計

150m3/h（6 号炉），0〜100m3/h（7 号炉）としており，計測対象である復水移送ポンプの最測範囲は，0〜200m３／h としており，計測対象である格納容器下部注水系（常設又は可搬型）

大注水量は，300m3/h であるため，計器の計測範囲を超える場合がある。

による格納容器下部注水時における最大注水量は，80m３／h であるため，重大事故等時にお相違理由①⑦

いて計器の計測範囲内での流量測定が可能である。
復水補給水系流量(格納容器下部注水流量)の計測範囲を超えた場合，水源である復水貯蔵

先行ＢＷＲは計測範囲を超え槽の水位又は注水先である原子炉格納容器内の水位変化により注水量を推定する。なお，復た場合の推定方法を記載。東二水貯蔵槽の補給状況も考慮した上で注水量を推定する。

は流量関係で計測範囲を超過する対象はない。

a.

代替パラメータによる推定
重大事故等時において，計器の計測範囲を超過した場合，代替パラメータによる推定を行う

ａ．代替パラメータによる推定
重大事故等時において，計器の計測範囲を超過した場合，代替パラメータによる推定を行う

手順を整備する。

手順を整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

重大事故等時に，原子炉圧力容器内の水位，原子炉圧力容器又は原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータが計器の計測範囲を超過し，指示値が確認できない場合。
(b) 操作手順
計器の計測範囲超過の判断及び対応手順は，以下のとおり。

重大事故等時に，原子炉圧力容器内の水位を監視するパラメータが計器の計測範囲を超過
し，指示値が確認できない場合。
(b) 操作手順
計器の計測範囲超過の判断及び対応手順は，以下のとおり。

17

計測範囲を超過する対象パラメータの相違。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）①運転員は，発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視パラメータについ東海第二発電所①運転員等は，発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視パラメータにつ

備考
相違理由⑥（以下，体制に係るて，他チャンネルの重要計器がある場合には，当該計器により当該パラメータを計測す

いて，他チャンネルの重要計器がある場合には，当該計器により当該パラメータを計測 箇所は同様のため記載を省略）

る。

する。

また，当該パラメータの常用計器が監視可能であれば確認に使用する。

また，当該パラメータの常用計器が監視可能であれば確認に使用する。

②運転員は，読み取った指示値が正常であることを，計測範囲内にあること及びプラント②運転員等は，読み取った指示値が正常であることを，計測範囲内にあること及びプラン状況によりあらかじめ推定される値との間に大きな差異がないことより確認する。

ト状況によりあらかじめ推定される値との間に大きな差異がないことより確認する。

③当該パラメータが計測範囲外にある場合には，当直副長は，あらかじめ選定した重要代③当該パラメータが計測範囲外にある場合には，発電長は，あらかじめ選定した重要代替替監視パラメータの計測を運転員に指示する。
④運転員は，読み取った指示値を当直副長に報告する。なお，常用代替計器が使用可能で監視パラメータの計測を運転員等に指示する。
④運転員等は，読み取った指示値を発電長に報告する。

あれば，併せて確認する。

東二は計測範囲を超過する主要パラメータに対し，常用代替
計器で推定するパラメータはない。

⑤当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ重要代替監視パラメータの指示値から主要パラメータの推定を依頼する。

⑤発電長は，災害対策本部長代理へ重要代替監視パラメータの指示値から主要パラメータの推定を依頼する。
⑥災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に重要代替監視パラメータの値から主要パ
ラメータの推定を指示する。
⑦重大事故等対応要員は，主要パラメータの推定結果を災害対策本部長代理へ報告する。

⑥緊急時対策本部は，当直長に主要パラメータの推定結果を報告する。
(c) 操作の成立性
上記の計測及び推定は，中央制御室運転員１名で対応が可能である。

⑧災害対策本部長代理は，発電長に主要パラメータの推定結果を報告する。
(c) 操作の成立性
上記の計測及び推定は，運転員等（当直運転員）１名，重大事故等対応要員 1 名で対応が可能である。

速やかに作業ができるように，推定手順を整備する。

速やかに作業ができるように，推定手順を整備する。

相違理由⑥，東二は運転員等（当直運転員）に加え，パラメ
ータを推定する重大事故等対応要員を記載。

b.

可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視
重大事故等時において，主要パラメータが計器の計測範囲を超過した場合，可搬型計測器にｂ．可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視
重大事故等時において，主要パラメータが計器の計測範囲を超過した場合，可搬型計測器による計測を行う手順を整備する。

よる計測を行う手順を整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

重大事故等時に，主要パラメータが計器の計測範囲を超過し，指示値が確認できない場合。
(b) 操作手順（現場での計測の場合）

重大事故等時に，主要パラメータが計器の計測範囲を超過し，指示値が確認できない場合。
(b) 操作手順

東二は可搬型計測器による現場計測がないため括弧書きの記載は不要。

可搬型計測器によるパラメータ計測の概要は以下のとおり。また，タイムチャートを第可搬型計測器によるパラメータ計測の概要は以下のとおり。また，タイムチャートを第18

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.15.5図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可搬型計測器によるパラメータの計測開始を指示する。

東海第二発電所
1.15−5 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可搬型計測器によるパラメータの計測を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型計測器による計測開始を指示する。

②現場運転員C 及びD は，可搬型計測器を使用する前に電池容量を確認し，残量が少ない
場合は予備乾電池と交換する。

③重大事故等対応要員は，必要な資機材を携帯し，中央制御室まで移動する。移動後，中

備考
相違理由②
東二は可搬型計測器を重大事
故等対応要員にて計測。このため，緊急時対策所より中央制御室まで移動し，それに必要な手順を記載。

央制御室保管の可搬型計測器を使用する前に電池容量を確認し，残量が少ない場合は予備乾電池と交換する。

③現場運転員C 及びD は，原子炉建屋地下１階又はタービン建屋地下中2 階（6 号炉）のあらかじめ定めた端子台にて，測定対象パラメータの信号出力端子と可搬型計測器を接④重大事故等対応要員は，中央制御室のあらかじめ定めた端子台にて，測定対象パラメー
タの信号出力端子と可搬型計測器を接続し，測定を開始する。

続し，測定を開始する。
④現場運転員C 及びD は，可搬型計測器に表示される計測結果を読み取り，結果を中央制
御室運転員A 及びB に報告する。
⑤中央制御室運転員A 及びB は，現場運転員C 及びD からの計測結果を換算表により工学⑤重大事故等対応要員は，可搬型計測器に表示される計測結果を読み取り，記録用紙に記録する。
⑥重大事故等対応要員は，計測結果を換算表により工学値に換算し，記録する。

値に換算し，記録する。
⑦重大事故等対応要員は，計測結果を災害対策本部長代理に報告する。

東二は発電長が本部へ依頼し⑧災害対策本部長代理は，計測結果を発電長へ報告する。

て測定するため，報告ルートを記載。

(c) 操作の成立性
上記の現場対応は1測定点当たり，中央制御室運転員2名，現場運転員2名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約18分で可能である。また，中央制御室での計測の場合，中(c) 操作の成立性
上記の操作対応は１測定点当たり，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は 63 分以内と想定する。2 測定点以降は 10 分追加となる。

央制御室運転員2名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約10分で可能である。
円滑に作業ができるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

東二は緊急時対策所からの移動が必要なため，計測開始までにその分の所要時間を要する。

円滑に作業ができるように，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，作業環境（作業空間，温度等）に支障がないことを確認する。

相違理由④
東二は作業空間に支障のないことを記載。

1.15.2.2 計測に必要な電源の喪失(1) 全交流動力電源喪失及び直流電源喪失

1.15.2.2 計測に必要な電源の喪失(1) 全交流動力電源喪失及び直流電源喪失

全交流動力電源喪失，直流電源喪失等により計器電源が喪失した場合に，代替電源（交流，直全交流動力電源喪失，直流電源喪失等により計器電源が喪失した場合に，代替電源（交流，直流）から計器へ給電する手順及び可搬型計測器により，重要監視パラメータ及び重要代替監視パ流）から計器へ給電する手順及び可搬型計測器により，重要監視パラメータ及び重要代替監視

ラメータを計測又は監視する。

パラメータを計測又は監視する。

a.

所内蓄電式直流電源設備からの給電
全交流動力電源喪失が発生した場合に，所内蓄電式直流電源設備からの給電に関する手順は，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

ａ．所内常設直流電源設備又は常設代替直流電源設備からの給電
全交流動力電源喪失が発生した場合に，所内常設直流電源設備である 125V 系蓄電池Ａ系，Ｂ系及び中性子モニタ用蓄電池Ａ系，Ｂ系又は常設代替直流電源設備である緊急用 125V 系蓄電池からの給電に関する手順は，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

19

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
なお，所内蓄電式直流電源設備からの給電により計測可能な計器について第1.15.2表に示す。
b.

東海第二発電所

備考

なお，所内常設直流電源設備又は常設代替直流電源設備からの給電により計測可能な計器について第 1.15−2 表に示す。

常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電

相違理由②

ｂ．常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電

全交流動力電源喪失が発生した場合に，常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は全交流動力電源喪失が発生した場合に，常設代替交流電源設備である常設代替高圧電源装置

可搬型代替交流電源設備からの給電に関する手順は，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて又は可搬型代替交流電源設備である可搬型代替低圧電源車からの給電に関する手順は，
「1.14

整備する。

電源の確保に関する手順等」にて整備する。

c.

可搬型直流電源設備又は直流給電車からの給電
全交流動力電源喪失が発生し，直流電源が枯渇するおそれがある場合に，可搬型直流電源設

ｃ．可搬型代替直流電源設備からの給電源設備である可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器からの給電に関する手順は，
「1.14

る。

源の確保に関する手順等」にて整備する。

可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視相違理由①

全交流動力電源喪失が発生し，直流電源が枯渇するおそれがある場合に，可搬型代替直流電

備又は直流給電車からの給電に関する手順は，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備す

d.

電

ｄ．可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視代替電源(交流，直流)からの給電が困難となり，中央制御室でのパラメータ監視が不能とな代替電源（交流，直流）からの給電が困難となり，中央制御室でのパラメータ監視が不能とった場合に，重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータのうち，手順着手の判断基準及なった場合に，重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータのうち，手順着手の判断基準

び操作に必要なパラメータを可搬型計測器で計測又は監視を行う手順を整備する。

及び操作に必要なパラメータを可搬型計測器で計測又は監視を行う手順を整備する。

可搬型計測器による計測対象の選定を行う際，同一パラメータにチャンネルが複数ある場合

可搬型計測器による計測対象の選定を行う際，同一パラメータにチャンネルが複数ある場合

は，いずれか１つの適切なチャンネルを選定し計測又は監視する。同一の物理量について複数は，いずれか１つの適切なチャンネルを選定し計測又は監視する。同一の物理量について複数のパラメータがある場合は，いずれか１つの適切なパラメータを選定し計測又は監視する。

のパラメータがある場合は，いずれか１つの適切なパラメータを選定し計測又は監視する。

なお，可搬型計測器により計測可能な計器について第1.15.2表に示す。
(a) 手順着手の判断基準
計器電源が喪失し，中央制御室でパラメータ監視ができない場合。
(b) 操作手順（現場での計測の場合）

相違理由①

なお，可搬型計測器により計測可能な計器について第 1.15−2 表に示す。

相違理由②(a) 手順着手の判断基準
計器電源が喪失し，中央制御室でパラメータ監視ができない場合。
(b) 操作手順

東二は可搬型計測器による現場計測がないため括弧書きの記載は不要。

可搬型計測器によるパラメータ計測の概要は以下のとおり。また，タイムチャートを第
1.15.5図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可搬型計測器によるパラメータの計測開始を指示する。

可搬型計測器によるパラメータ計測の概要は以下のとおり。また，タイムチャートを第1.15−5 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可搬型計測器によるパラメータの計測を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型計測器による計測開始を指示する。

②現場運転員C 及びD は，可搬型計測器を使用する前に電池容量を確認し，残量が少ない③重大事故等対応要員は，必要な資機材を携帯し，中央制御室まで移動する。移動後，中

20

相違理由②
東二は可搬型計測器を重大事
故等対応要員にて計測。このため，緊急時対策所より中央制御室まで移動し，それに必要な手順を記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
場合は予備乾電池と交換する。

東海第二発電所

備考

央制御室保管の可搬型計測器を使用する前に電池容量を確認し，残量が少ない場合は予備乾電池と交換する。

③現場運転員C 及びD は，原子炉建屋地下１階又はタービン建屋地下中2 階（6 号炉）のあらかじめ定めた端子台にて，測定対象パラメータの信号出力端子と可搬型計測器を接④重大事故等対応要員は，中央制御室のあらかじめ定めた端子台にて，測定対象パラメー
タの信号出力端子と可搬型計測器を接続し，測定を開始する。

続し，測定を開始する。
④現場運転員C 及びD は，可搬型計測器に表示される計測結果を読み取り，結果を中央制
御室運転員A 及びB に報告する。
⑤中央制御室運転員A 及びB は，現場運転員C 及びD からの計測結果を換算表により工学⑤重大事故等対応要員は，可搬型計測器に表示される計測結果を読み取り，記録用紙に記録する。
⑥重大事故等対応要員は，計測結果を換算表により工学値に換算し，記録する。

値に換算し，記録する。
⑦重大事故等対応要員は，計測結果を災害対策本部長代理に報告する。

東二は発電長が本部へ依頼し⑧災害対策本部長代理は，計測結果を発電長へ報告する。

て測定するため，報告ルートを記載。

(c) 操作の成立性
上記の現場対応は1測定点当たり，中央制御室運転員2名，現場運転員2名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約18分で可能である。また，中央制御室での計測の場合，中(c) 操作の成立性
上記の操作対応は１測定点当たり，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は 63 分以内と想定する。2 測定点以降は 10 分追加となる。

央制御室運転員2名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約10分で可能である。
円滑に作業ができるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

東二は緊急時対策所からの移動が必要なため，計測開始までにその分の所要時間を要する。

円滑に作業ができるように，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，作業環境（作業空間，温度等）に支障がないことを確認する。

相違理由④
東二は作業空間に支障のないことを記載。

e.

重大事故等時の対応手段の選択
全交流動力電源喪失，直流電源喪失等により，計器電源が喪失した場合に，計器に給電する対応手段の優先順位を以下に示す。
全交流動力電源喪失が発生した場合には，所内蓄電式直流電源設備から計測可能な計器に給電される。
所内蓄電式直流電源設備から給電されている間に，常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備から計器に給電する。
常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電が困難となった場合で直流電源が枯渇するおそれがある場合は，可搬型直流電源設備又は直流給電

ｅ．重大事故等時の対応手段の選択
全交流動力電源喪失，直流電源喪失等により，計器電源が喪失した場合に，計器に給電する対応手段の優先順位を以下に示す。
全交流動力電源喪失が発生した場合には，所内常設直流電源設備又は常設代替直流電源設備
から計測可能な計器に給電される。
所内常設直流電源設備又は常設代替直流電源設備から給電されている間に，常設代替交流電 相違理由①
源設備又は可搬型代替交流電源設備から計器に給電する。
常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電が困難となった場合で直流電源が枯渇するおそれがある場合は，可搬型代替直流電源設備から計器に給電する。

車から計器に給電する。
代替電源(交流，直流)からの給電が困難となった場合は，可搬型計測器により重要監視パラ
メータ及び重要代替監視パラメータを計測又は監視する。
1.15.3 重大事故等時のパラメータを記録する手順
重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータは，安全パラメータ表示システム（SPDS）に

相違理由①

代替電源（交流，直流）からの給電が困難となった場合は，可搬型計測器により重要監視パ
ラメータ及び重要代替監視パラメータを計測又は監視する。
1.15.3 重大事故等時のパラメータを記録する手順
重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータは，安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）

21

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
より，計測結果を記録する。
ただし，複数の計測結果を使用し計算により推定する主要パラメータ(使用した計測結果を含む)の値，現場操作時のみ監視する現場の指示値及び可搬型計測器で計測されるパラメータの値

東海第二発電所
により，計測結果を記録する。
ただし，複数の計測結果を使用し計算により推定する主要パラメータ（使用した計測結果を含む）の値及び可搬型計測器で計測されるパラメータの値は，記録用紙に記録する。

は，記録用紙に記録する。
主要パラメータのうち記録可能なものについて，自主対策設備であるプロセス計算機により計測結果，警報等を記録する。
有効監視パラメータの計測結果の記録について整理し，第1.15.5表に示す。
(1) 手順着手の判断基準
重大事故等が発生した場合。
(2) 操作手順
重大事故等が発生し，重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータの計測結果を記録する

主要パラメータのうち記録可能なものについて，自主対策設備であるプロセス計算機及び記録計により計測結果，警報等を記録する。
有効監視パラメータの計測結果の記録について整理し，第 1.15−5 表に示す。

東二は自主対策設備に記録計
を設定。
相違理由③

(1) 手順着手の判断基準
重大事故等が発生した場合。
(2) 操作手順
重大事故等が発生し，重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータの計測結果を記録する
手順の概要は以下のとおり。

a.

ａ．安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）による記録

安全パラメータ表示システム（SPDS）は，常時記録であり，非常用電源又は代替電源から給安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）は，常時記録であり，非常用電源設備である非常電可能で，14日間の記録容量を持っている。重大事故等時のパラメータの値を継続して確認で用ディーゼル発電機又は代替電源設備である緊急時対策所用発電機から給電可能で，14 日間のきるよう，記録された計測結果が記録容量を超える前に定期的にメディア(記録媒体)に保存す

記録容量を持っている。重大事故等時のパラメータの値を継続して確認できるよう，記録される。

た計測結果が記録容量を超える前に定期的にメディア（記録媒体）に保存する。

b.

東二は現場の監視計器がない
ため記載がない。

手順の概要は以下のとおり。
安全パラメータ表示システム（SPDS）による記録

備考

現場指示計の記録

東二は現場記録がないため記

現場運転員は，現場操作時に監視する手順着手の判断基準及び操作に必要なパラメータの現載がない。

場指示計がある場合には，記録用紙へ記録する。
c.

可搬型計測器の記録
中央制御室運転員は，「1.15.2.1(2)b. 可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視」又は

ｂ．可搬型計測器の記録
重大事故等対応要員は，「1.15.2.1(2) ｂ. 可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視」 相違理由⑥「1.15.2.2(1) d. 可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視」で得られた可搬型計測器で又は「1.15.2.2(1) ｄ. 可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視」で得られた可搬型計測計測されたパラメータの値を記録用紙に記録する。

器で計測されたパラメータの値を記録用紙に記録する。

d.

プロセス計算機の記録(a) 発電日誌
プロセス計算機が稼動状態にあれば，定められたプロセスの計測結果を定時ごとに自動で記録し，中央制御室にて日ごとに自動で帳票印刷する。

ｃ．プロセス計算機の記録(a) 運転記録
プロセス計算機が稼動状態にあれば，定められたプロセスの計測結果を定時ごとに自動で記録し，中央制御室にて日ごとに自動で帳票印刷する。

22

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 警報記録

東海第二発電所(b) 警報記録

プロセス計算機が稼動状態にあれば，プロセス値の異常な状態による中央制御盤の警報発
生時，警報の状態を記録し，中央制御室にて日ごとに自動で帳票印刷する。

備考

プロセス計算機が稼動状態にあれば，プロセス値の異常な状態による中央制御盤の警報発
生時，警報の状態を記録し，中央制御室にて日ごとに自動で帳票印刷する。

プラントの過渡変化による重要警報のファーストヒット警報発生時，その発生順序（シープラントの過渡変化による重要警報のファーストヒット警報発生時，その発生順序（シーケンス），トリップ状態，工学的安全施設作動信号及び工学的安全施設の作動状況を記録し，ケンス），トリップ状態，工学的安全施設作動信号及び工学的安全施設の作動状況を記録し，中央制御室にて日ごとに自動で帳票印刷する。

中央制御室にて日ごとに自動で帳票印刷する。

(c) 事故時データ収集記録(c) 事故時データ収集記録

プロセス計算機が稼動状態にあれば，事象発生前後のプラント状態の推移を把握するたプロセス計算機が稼動状態にあれば，事象発生前後のプラント状態の推移を把握するため，定められたプロセス値のデータを自動で収集，記録し，運転員等は，中央制御室にて事め，定められたプロセス値のデータを自動で収集，記録し，運転員等は，中央制御室にて事象発生後に手動で帳票印刷する。

象発生後に手動で帳票印刷する。
東二は記録計を自主対策設備

ｄ．記録計による記録
記録計が稼働状態であれば，定められたプロセスの計測結果を，中央制御室にてチャート紙の位置付けで設定。

に自動で記録する。
(3) 操作の成立性
安全パラメータ表示システム（SPDS）による記録は，安全パラメータ表示システム（SPDS）の(3) 操作の成立性
安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）による記録は，安全パラメータ表示システム（ＳＰ

記録容量（14 日間）を超える前に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所にて緊急時対策要員１名でＤＳ）の記録容量（14 日間）を超える前に，緊急時対策所にて災害対策要員 2 名で行う。室内で 相違理由⑥行う。室内での端末操作であるため，対応が可能である。

の端末操作であるため，対応が可能である。

現場指示計及び可搬型計測器の記録は記録用紙への記録であり，運転員１名にて対応が可能である。
プロセス計算機による記録のうち，事故時データ収集記録の帳票印刷は，中央制御室内での端末操作であるため，運転員１名で対応が可能である。

可搬型計測器の記録は記録用紙への記録であり，重大事故等対応要員 2 名にて対応が可能であ
る。

違理由⑥

プロセス計算機による記録のうち，事故時データ収集記録の帳票印刷は，中央制御室内での端末操作であるため，運転員等１名で対応が可能である。また，記録計に記録されたチャート紙の 東二は自主対策設備に設定の交換は，中央制御室にて運転員等 1 名で対応が可能である。

1.15.4 その他の手順項目にて考慮する手順
審査基準1.9，1.10，1.14については，各審査基準において要求事項があるため，以下のとおり
各々の手順において整備する。
原子炉格納容器内の水素濃度監視に関する手順は「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。
原子炉建屋内の水素濃度監視に関する手順は「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。

東二は現場記録がないため。相

記録計についても記載

1.15.4 その他の手順項目にて考慮する手順
審査基準 1.9，1.10，1.11，1.14，1.18 については，各審査基準において要求事項があるため，以下のとおり各々の手順において整備する。
原子炉格納容器内の水素濃度監視に関する手順は「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。
原子炉建屋内の水素濃度監視に関する手順は「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」にて整備する。
使用済燃料プールの監視に関する手順は「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」 東二はＳＦＰ監視装置の手順にて整備する。

23と紐づけ。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
全交流動力電源喪失時の代替電源確保に関する手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

東海第二発電所

備考

全交流動力電源喪失時の代替電源確保に関する手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）に関する手順は「1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。

24

東二はＳＰＤＳの手順と紐づけ。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考

対処設備の相違
設備名称の相違
手順書名称の相違

東二は自主対策設備に記録計
を設定。

25

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考①先行ＢＷＲと東二の対比箇
所を黒太枠で示す。
②対処設備，設備仕様，設備名称の相違及び把握能力（計測範
囲の考え方）の相違を下線で示す。
※上記①，②の内容は，次頁以
降同様。

26

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

27

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

28

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

29

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所30

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

31

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

32

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

33

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

34

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

35

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所36

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所37

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

38

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

39

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所40

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

41

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所42

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

43

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

44

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所45

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所46

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
対処設備，設備名称の相違及び代替パラメータ推定方法の相違を下線で示す。（次頁以降同様）

47

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所48

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所49

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所50

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

51

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所52

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所53

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

54

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

55

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

56

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所57

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所58

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

59

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所60

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

61

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

62

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

63

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

64

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

65

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

66

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

67

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

68

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

69

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
設備の相違

70

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
設備の相違

71

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
設備の相違

72

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
設備の相違

73

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
設備の相違

74

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
先行ＢＷＲは先行ＰＷＲとの比較のため補足を作成しており，東二は先行ＢＷＲとの比較になるため補足は作成していない。

75

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所76

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
設備の相違（以降の系統概要図
同様）

77

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所78

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

79

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
設備の相違（以降の電源構成図
同様）

80

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

81

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所82

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所

技術的能力比較表【対象項目：1.15 事故時の計装に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉

東海第二発電所

備考
東二は可搬型計測器による計測を重大事故等対応要員にて対応するため，緊急時対策所より中央制御室まで移動した後，計測を開始するため，その分の所要時間を要する。
＜所要時間目安＞
・1 測定点あたり約 63 分
＜所要時間内訳＞
・中央制御室までの移動時間：
53 分①出動準備：4 分②放射線防護具の着用：12 分③移動（緊急時対策所建屋から
原子炉建屋付属棟 4 階空調機械室（原子炉建屋付属棟 1 階電気室入口扉を経由））：17 分
④放射線防護具の脱衣，身体サーベイ：16 分⑤移動（原子炉建屋付属棟 4 階
空調機械室から中央制御室）：4
分
・可搬型計測器 1 測定点当たりの時間：10 分（2 測定点以降，連続で接続する場合は 10 分追加）83

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等

東海第二＜(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(2) 対応手段と設備の選定の結果

設備

目 次 ＞

1.16.1 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
a.重大事故等時において運転員が中央制御室にとどまるために必要な対応手段及びａ．重大事故等時において運転員等が中央制御室にとどまるために必要な対応手段 ・東二は運転員以外に重大事故及び設備(a)対応手段(a) 対応手段(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b.手順等

等対応要員が中央制御室に常駐
（①）

ｂ．手順等

1.16.2 重大事故等時の手順

1.16.2 重大事故等時の手順

1.16.2.1 居住性を確保するための手順等

1.16.2.1 居住性を確保するための手順等(1)中央制御室換気空調系設備の運転手順等

考1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等＜ 目 次 ＞
1.16.1 対応手段と設備の選定

備(1)中央制御室換気系の運転手順等

・名称の違い（②）

a.炉心損傷の判断時の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順

ａ．交流動力電源が正常な場合の運転手順

・居住性確保のために東海第二b.中央制御室換気空調系再循環運転モード停止時の中央制御室可搬型陽圧化空調機

ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の運転手順

では換気系による循環運転、Ｋ

起動手順

Ｋでは陽圧化を行う（③）

c.中央制御室換気空調系再循環運転モード使用時に中央制御室内放射線量が異常上・東海第二では非常用換気系に昇した場合の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順

よる循環運転でＭＣＲ内の居住(2)中央制御室待避室の準備手順(2)中央制御室待避室の準備手順

性の確保が可能a.中央制御室待避室陽圧化装置による中央制御室待避室の陽圧化手順
b.カードル式空気ボンベユニットによる中央制御室待避室の陽圧化手順(3)中央制御室の照明を確保する手順(3)中央制御室の照明を確保する手順(4)中央制御室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度測定と濃度管理手順(4)中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順(5)中央制御室待避室の照明を確保する手順(5)中央制御室待避室の照明を確保する手順(6)中央制御室待避室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度測定と濃度管理手順(6)中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順(7)中央制御室待避室データ表示装置によるプラントパラメータ等の監視手順(7)データ表示装置（待避室）によるプラントパラメータ等の監視手順②(8)衛星電話設備（可搬型）（待避室）による通信連絡手順

・ＫＫは待避室に据え付けの通(9) その他の放射線防護措置等に関する手順等

信設備使用。東二は可搬型を使(8)その他の放射線防護措置等に関する手順等
a.炉心損傷の判断後に全面マスク等を着用する手順

ａ．炉心損傷の判断後に全面マスクを着用する手順

b.放射線防護に関する教育等

ｂ．放射線防護に関する教育等

c.重大事故等時の運転員の被ばく低減及び被ばく線量の平準化

ｃ．重大事故等時の運転員等の被ばく低減及び被ばく線量の平準化(9)その他の手順項目について考慮する手順(10) その他の手順項目について考慮する手順(10)重大事故等時の対応手段の選択(11) 重大事故等時の対応手段の選択

1

用（④）
①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(11)現場操作のアクセス性(12)操作の成立性
1.16.2.2 汚染の持ち込みを防止するための手順等(1)チェンジングエリアの設置及び運用手順
1.16.2.3 運転員等の被ばくを低減するための手順等(1)非常用ガス処理系による運転員等の被ばく防止手順

備考・東二は原則現場アクセスはな(12) 操作の成立性

い（⑤）

1.16.2.2 汚染の持ち込みを防止するための手順等(1) チェンジングエリアの設置及び運用手順
1.16.2.3 運転員等の被ばくを低減するための手順等(1）原子炉建屋ガス処理系による運転員等の被ばく防止手順

a.非常用ガス処理系起動手順

ａ．原子炉建屋ガス処理系起動手順

b.非常用ガス処理系停止手順

ｂ．原子炉建屋ガス処理系停止手順

c.原子炉建屋ブローアウトパネルの閉止手順

ｃ．原子炉建屋外側ブローアウトパネルの閉止手順
ｄ．原子炉建屋外側ブローアウトパネルの強制開放手順②⑪⑤(2)現場操作のアクセス性2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等

1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において，原子炉制御室に関し、重大事故が発生した場合に発電用原子炉設置者において、原子炉制御室に関し、重大事故が発生した場合においても運転員がとどま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

おいても運転員がとどま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。

備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 「運転員がとどまるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置（原子炉制御室【解釈】
１「運転員がとどまるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置（原子炉制御の遮蔽設計及び換気設計に加えてマネジメント（マスク及びボンベ等）により対応

室の遮蔽設計及び換気設計に加えてマネジメント（マスク及びボンベ等）により対する場合）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。

応する場合）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）重大事故が発生した場合においても、放射線防護措置等により、運転員がとどａ）重大事故が発生した場合においても、放射線防護措置等により、運転員がとどままるために必要な手順等を整備すること。
ｂ）原子炉制御室用の電源（空調及び照明等）が、代替交流電源設備からの給電を可能とする手順等（手順及び装備等）を整備すること。
重大事故等が発生した場合において，運転員が中央制御室にとどまるために必要な設るために必要な手順等を整備すること。
ｂ）原子炉制御室用の電源（空調及び照明等）が、代替交流電源設備からの給電を可能とする手順等（手順及び装備等）を整備すること。
重大事故等が発生した場合において，運転員等が中央制御室にとどまるために必要な ①

備及び資機材を整備しており，ここでは，この対処設備及び資機材を活用した手順等に設備及び資機材を整備しており，ここでは，この対処設備及び資機材を活用した手順等

ついて説明する。

について説明する。

3

備考

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1.16.1 対応手段と設備の選定

東海第二

備

1.16.1 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(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，運転員が中央制御室にとどまるために必要な重大事故等が発生した場合において，運転員等が中央制御室にとどまるために必①

要な対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

対応手段と重大事故等対処設備を選定する。
※１

重大事故等対処設備，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備の他に資機材※２を用いた対応手段を選定する。

重大事故等対処設備，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備※１の他に資機材※２を用いた対応手段を選定する。

※1 自主対策設備：技術基準上全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況で※1 自主対策設備：技術基準上全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況

使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対で使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事応に有効な設備。

故対応に有効な設備。

※2 資機材：防護具及びチェンジングエリア設営用資機材については，資機材である※2

資機材：防護具（全面マスク等）及びチェンジングエリア設営用資機材につ ・資機材名称の違い（⑥）
いては，資機材であるため重大事故等対処設備としない。

ため重大事故等対処設備としない。
また，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」

また，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「審査基という。
）だけでなく，設置許可基準規則第五十九条及び技術基準規則第七十四条（以準」という。
）だけでなく，設置許可基準規則第五十九条及び技術基準規則第七十四

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とともに，自主対策設備との関係を明確にする。

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(2) 対応手段と設備の選定の結果

審査基準及び基準規則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審査基準及び基準規則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故等対処設備，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備と資機材を以事故等対処設備，設計基準事故対処設備，設計基準対象施設，自主対策設備と資機

下に示す。

材を以下に示す。

なお，重大事故等対処設備，重大事故等対処施設及び資機材と整備する手順についなお，重大事故等対処設備，重大事故等対処施設及び資機材と整備する手順につての関係を第 1.16-1 表に示す。

いての関係を第 1.16−1 表に示す。

a.重大事故等時において運転員が中央制御室にとどまるために必要な対応手段及び設ａ．重大事故等発生時において運転員等が中央制御室にとどまるために必要な対応 ①
手段及び設備

備(a)対応手段(a) 対応手段

重大事故等時に環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員を重大事故等時に環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転防護するため，全交流動力電源が喪失した場合は代替交流電源設備から中央制御室

員等を防護するため，全交流動力電源が喪失した場合は代替交流電源設備から ①用の電源を確保する手段がある。

中央制御室用の電源を確保する手段がある。

中央制御室の居住性を確保する設備は以下のとおり。

考

中央制御室の居住性を確保する設備は以下のとおり。

4

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東海第二

備

・中央制御室遮蔽・中央制御室遮蔽・中央制御室可搬型陽圧化空調機（フィルタユニット・ブロワユニット）・中央制御室換気系 空気調和機ファン②

・中央制御室可搬型陽圧化空調機用仮設ダクト

・中央制御室換気系 フィルタ系ファン③

・中央制御室換気空調系給排気隔離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR排気ダンパ，・中央制御室換気系 フィルタユニット

MCR非常用外気取入ダンパ）・中央制御室換気空調系ダクト（MCR外気取入ダクト，MCR排気ダクト）

考・中央制御室換気系 ダクト・ダンパ
・中央制御室換気系 給気隔離弁・中央制御室換気系 排気隔離弁・中央制御室換気系 排煙装置隔離弁・中央制御室待避室遮蔽・中央制御室待避室遮蔽・中央制御室待避室陽圧化装置（空気ボンベ）

・中央制御室待避室 空気ボンベユニット（空気ボンベ）

・中央制御室待避室陽圧化装置（配管・弁）・中央制御室待避室 空気ボンベユニット（配管・弁）・可搬型蓄電池内蔵型照明

・可搬型照明（ＳＡ）

・差圧計

・差圧計

・酸素濃度・二酸化炭素濃度計

・酸素濃度計・二酸化炭素濃度計

・無線連絡設備（常設）・衛星電話設備（可搬型）（待避室）

・無線連絡設備（常設）（屋外アンテナ）・衛星電話設備（屋外アンテナ）

・衛星電話設備（常設）・衛星制御装置

・衛星電話設備（常設）（屋外アンテナ）

・衛星制御装置〜衛星電話設備（屋外アンテナ）電路

・データ表示装置（待避室）

・データ表示装置（待避室）

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・非常用交流電源設備

・非常用照明・非常用照明・カードル式空気ボンベユニット

・東海第二ではカードル式空気・乾電池内蔵型照明

ボンベユニット、乾電池内蔵型

中央制御室の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，中央制御室への汚染の持ち込みを防止する手段がある。

中央制御室の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，中央制御室への汚染の持ち込みを防止する手段がある。

中央制御室への汚染の持ち込みを防止するための設備は以下のとおり。

中央制御室への汚染の持ち込みを防止するための設備は以下のとおり。

・乾電池内蔵型照明

・可搬型照明（ＳＡ）

・非常用照明・常設代替交流電源設備

・防護具及びチェンジングエリア設営用資機材

照明は使用しない（⑦）②

・可搬型代替交流電源設備

・東海第二の可搬型照明（SA）

・防護具及びチェンジングエリア設営用資機材には代替交流電源から給電する

5

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東海第二

備

原子炉建屋原子炉区域内を負圧に維持することで，重大事故等により原子炉格納原子炉建屋原子炉棟内を負圧に維持することで，重大事故等により原子炉格

容器から原子炉建屋原子炉区域内に漏えいしてくる放射性物質が原子炉建屋原子炉

納容器から原子炉建屋原子炉棟内に漏えいしてくる放射性物質が原子炉建屋原 ⑥

区域から直接環境へ放出されることを防ぎ，運転員等の被ばくを未然に防止する手子炉棟から直接環境へ放出されることを防ぎ，運転員等の被ばくを未然に防止段がある。

する手段がある。

運転員等の被ばくを未然に防止するための設備は以下のとおり。

運転員等の被ばくを未然に防止するための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装置

・非常用ガス処理系 配管・弁・フィルタトレイン

・非常用ガス処理系乾燥装置

・非常用ガス再循環系 配管・弁・フィルタトレイン

考

（⑧）

②

・非常用ガス処理系配管・弁・主排気筒（内筒）

・非常用ガス処理系排気筒・非常用ガス処理系排気流量・非常用ガス処理系排気流量，原・原子炉建屋外気差圧

子炉建屋負圧については SA 設備

・原子炉建屋原子炉区域

・原子炉建屋原子炉棟とはしない（⑨）

・ブローアウトパネル閉止装置
・ブローアウトパネル開閉状態表示

・ＫＫでは脱落したＢＯＰを引・ブローアウトパネル閉止装置開閉状態表示

き上げて閉止。東二では閉止装・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備

置（スライド扉）により閉止する

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備（⑩）

・第二代替交流電源設備

・ブローアウトパネル強制開放装置

・東二はスライド扉のＢＯＰ閉止装置のため，確実に閉止でき(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

るよう強制解放装置を整備（⑪）

中央制御室の居住性を確保する設備及び運転員の被ばく線量を低減する設備の中央制御室の居住性の確保する設備及び運転員の被ばく線量を低減する設

うち中央制御室遮蔽，中央制御室可搬型陽圧化空調機（フィルタユニット・ブロ

備のうち中央制御室遮蔽，中央制御室換気系 空気調和機ファン，中央制御室

ワユニット），中央制御室可搬型陽圧化空調機用仮設ダクト，中央制御室換気空換気系 フィルタ系ファン，中央制御室換気系 フィルタユニット，中央制御調系給排気隔離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR排気ダンパ，MCR非常用外気取入ダ

室換気系 ダクト・ダンパ，中央制御室換気系 給気隔離弁，中央制御室換気

ンパ），中央制御室換気空調系ダクト（MCR外気取入ダクト，MCR排気ダクト），中系

央制御室待避室遮蔽，中央制御室待避室陽圧化装置（空気ボンベ，配管・弁），中央制御室待避室 空気ボンベユニット（空気ボンベ），中央制御室待避室 空

ス再循環系を重大事故等対処設

可搬型蓄電池内蔵型照明，差圧計，酸素濃度・二酸化炭素濃度計，無線連絡設備

気ボンベユニット（配管・弁），可搬型照明（ＳＡ），差圧計，酸素濃度計，二備として用いる（⑫）（常設），無線連絡設備（常設）（屋外アンテナ），衛星電話設備（常設），衛星電

酸化炭素濃度計，衛星電話設備（可搬型）（待避室），衛星電話設備（屋外アン②

話設備（常設）（屋外アンテナ），データ表示装置（待避室），非常用交流電源設

テナ），衛星制御装置・衛星制御装置〜衛星電話設備（屋外アンテナ）電路，

備，常設代替交流電源設備，非常用ガス処理系排風機，非常用ガス処理系フィル

データ表示装置（待避室），常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，タ装置，非常用ガス処理系乾燥装置，非常用ガス処理系配管・弁，主排気筒（内非常用交流電源設備，非常用ガス処理系 排風機，非常用ガス再循環系 排風 ⑧③・東海第二では中央制御室換気

排気隔離弁，中央制御室換気系 排煙装置隔離弁，中央制御室待避室遮蔽， 系，非常用ガス処理系，非常用ガ

6

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東海第二

筒）
，非常用ガス処理系排気流量，原子炉建屋外気差圧及び原子炉建屋原子炉区

機，非常用ガス処理系 配管・弁・フィルタトレイン，非常用ガス再循環系 配域は重大事故等対処設備と位置付ける。

管・弁・フィルタトレイン，非常用ガス処理系排気筒，原子炉建屋原子炉棟，

備考

ブローアウトパネル閉止装置，ブローアウトパネル開閉状態表示及びブローア
ウトパネル閉止装置開閉状態表示は重大事故等対処設備と位置付ける。
以上の設備により，重大事故等が発生した場合においても中央制御室に運転員以上の設備により，重大事故等が発生した場合においても中央制御室に運転員がとどまることができるため，以下の設備は自主対策設備と位置付ける。あわせがとどまることができるため，以下の設備は自主対策設備と位置付ける。あわせてその理由を示す。

てその理由を示す。

・非常用照明・非常用照明非常用照明は設計基準対象施設であり耐震性が確保されていないが，全非常用照明は設計基準対象施設であり耐震性が確保されていないが，全交流・東海第二の非常用照明は可搬

交流動力電源喪失時に代替交流電源設備から給電可能であるため，可搬型

動力電源喪失時に代替交流電源設備から給電可能であるため，照明を確保する型照明（ＳＡ）の代替としては使蓄電池内蔵型照明の代替設備として有効である。

手段として有効である。

用しない。
（可搬型照明（ＳＡ）
が代替交流電源設備より給電可能であるため）（⑬）

・カードル式空気ボンベユニット⑦

カードル式空気ボンベユニットの準備操作は，参集した緊急時対策要員
によって実施すること，さらには空気の供給開始までに時間を要するが，仮に 6号及び 7号炉の格納容器ベントのタイミングのずれを考慮した場合
でも，中央制御室待避室に必要空気量を供給する際に有効である。
・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，事故対応時に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・ブローアウトパネル強制開放装置⑪

状況に応じて必要な箇所全てを開放するまでに時間を要するが，原子炉建屋
外側ブローアウトパネルを強制的に開放する必要が生じた場合の手段として有効である。
なお，乾電池内蔵型照明，防護具及びチェンジングエリア設営用資機材については，資機材であるため重大事故等対処設備とはしない。

なお，防護具（全面マスク等）及びチェンジングエリア設営用資機材については，資機材であるため重大事故等対処設備とはしない。

7⑥

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b.手順等

東海第二

備

ｂ．手順等

上記のa.により選定した対応手段に係る手順を整備する。また，重大事故時に監

上記のａ．により選定した対応手段に係る手順を整備する。また，重大事故時視が必要となる計器及び重大事故時に給電が必要となる設備についても整備するに監視が必要となる計器及び重大事故時に給電が必要となる設備についても整備（第 1.16.2表，第1.16.3表）。

する（第 1.16−2 表，第 1.16−3 表）。

これらの手順は，運転員及び復旧班要員※３の対応として全交流動力電源喪失の「非常時運転これらの手順は，運転員等※３及び重大事故等対応要員の対応とし，対応手順等に定める。また，保安班要員※４の対応として汚染の持ち込みを防止す

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設るための手順に定める。

備別運転手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める。
（第 1.16−1 表）※3 復旧班要員：緊急時対策要員のうち応急復旧計画の立案と措置，電源機能等②※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）

喪失時の措置を行う要員をいう。

をいう。

※4 保安班要員：緊急時対策要員のうち所内外の放射線・放射能の状況把握，被ばく・汚染管理を行う要員をいう。
1.16.2 重大事故等時の手順

1.16.2 重大事故等時の手順

1.16.2.1 居住性を確保するための手順等

1.16.2.1 居住性を確保するための手順等

重大事故等が発生した場合において，中央制御室にとどまる運転員の被ばく量を7日

重大事故等が発生した場合において，中央制御室にとどまる運転員等の被ばく量を 7間で100mSvを超えないようにするために必要な設備として，6号及び7号炉中央制御室換

日間で 100mSv を超えないようにするために必要な設備として，中央制御室換気系を設置 ②気空調系に外気との隔離を行うための隔離ダンパをそれぞれ設置する。また，中央制御する。

室可搬型陽圧化空調機を設置し，放射性物質を取り除いた後の外気を中央制御室へ供給することで，中央制御室空調バウンダリ全体を陽圧化する。

中央制御室換気系は，外気との隔離を行うための隔離弁を設置するとともに，中央制 ③
御室換気系

フィルタ系ファンを設置し，中央制御室換気系

フィルタユニットを通る

閉回路循環運転により放射性物質を取り除いた後の空気を中央制御室へ供給することで，中央制御室内の空気を清浄に保つ。
さらに，格納容器圧力逃がし装置を使用した際のプルームの影響による運転員の被ばさらに，格納容器圧力逃がし装置を使用した際のプルームの影響による運転員等の被くを低減させるための設備として，中央制御室バウンダリエリアの内側に中央制御室待ばくを低減させるための設備として，中央制御室バウンダリエリアの内側に中央制御室

避室を設置する。中央制御室待避室は遮蔽及び中央制御室陽圧化装置により，居住性を待避室を設置する。中央制御室待避室は遮蔽及び中央制御室待避室確保する設計とする。中央制御室，中央制御室待避室の陽圧化バウンダリ構成をする。

ト（空気ボンベ）により，居住性を確保する設計とする。中央制御室待避室の正圧化バ

中央制御室及び中央制御室待避室の陽圧化バウンダリ構成を第1.16.2図に示す。

ウンダリ構成を第 1.16−5 図に示す。

空気ボンベユニッ ②

なお，重大事故等時の中央制御室の居住性に係る被ばく評価については，炉心損傷がなお，重大事故等時の中央制御室の居住性に係る被ばく評価については，炉心損傷が早く格納容器内の圧力が高く推移する事象が中央制御室の運転員の被ばく評価上最も厳早く原子炉格納容器内の圧力が高く推移する事象が中央制御室の運転員等の被ばく評価

しくなる事故シーケンスとなることから，「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失＋全交流動

上最も厳しくなる事故シーケンスとなることから，原子炉格納容器破損モード「雰囲気8考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
力電源喪失」を選定する。

東海第二

備

考

圧力・温度による静的負荷（原子炉格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シー ・ 事 故 シ ー ケ ン ス 名 称 の 違 いケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」（全交流動力電源喪 （⑭）
失の重畳を考慮）シナリオを選定する。

中央制御室待避室を使用する場合，居住性確保の観点より，中央制御室待避室の酸素

中央制御室待避室を使用する場合，居住性確保の観点より，中央制御室待避室の酸素濃度が許容濃度の18％を下回るおそれがある場合又は二酸化炭素濃度が許容濃度の濃度が許容濃度の19％を下回るおそれがある場合又は二酸化炭素濃度が許容濃度の1％・酸素の許容濃度はＫＫは酸欠

0.5％を上回るおそれがある場合は，中央制御室待避室内に設置する給気弁・排気弁でを上回るおそれがある場合は，中央制御室待避室空気ボンベユニットの空気供給差圧調防止規則の 18％，東二は保守的

酸素濃度及び二酸化炭素濃度を調整する。

整弁で酸素濃度及び二酸化炭素濃度を調整する。

に鉱山保安法の 19％を採用，二中央制御室待避室への酸素ガスの供給は空気ボンベで行い，6号及び7号炉の格納容器
圧力逃がし装置を時間差で使用した場合においても基準値を逸脱することはない設計と中央制御室待避室への酸素の供給は空気ボンベで行い，基準値を逸脱することはない設計となっている。

なっている。
なお，これらの運用解除については，緊急時対策所本部との協議の上，中央制御室制
御盤エリアでの対応を再開する。
さらに，運転員の被ばく低減のため，緊急時対策所本部は，長期的な保安確保の観点から，運転員の交替体制を整備する。
(1)中央制御室換気空調系設備の運転手順等
環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員等を防護するため，中央制御室換気空調系再循環運転モードの使用，又は中央制御室内を中央制御

酸化炭素の許容濃度はＫＫは事業所衛生基準規則，東二は鉱山保安法より採用（⑮）

なお，これらの運用解除については，緊急時対策所本部との協議の上，中央制御室制
御盤エリアでの対応を再開する。
さらに，運転員の被ばく低減のため，緊急時対策所本部は，長期的な保安確保の観点から，運転員の交替体制を整備する。
(1)

中央制御室換気系の運転手順等
環境に放出された放射性物質による放射線被ばくから運転員等を防護するため， ・記載の適正化

中央制御室換気系による閉回路循環運転を行い中央制御室の空気を清浄に保つ。

③

室可搬型陽圧化空調機で加圧を行い，隣接区域からの放射性物質のインリークを防止する。
全交流動力電源が喪失した場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源
設備により受電し，系統構成実施後に中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する。

全交流動力電源喪失により閉回路循環運転が停止した場合は，常設代替交流電源
設備により受電し，手動で起動する手順に着手する。

中央制御室換気空調系再循環運転モードは，重大事故等時の炉心損傷前の段階において，環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員等を防護する設備ではあるが，設計基準事故対処設備であることから，本事項では重大事故対処設備である中央制御室可搬型陽圧化空調機の使用手順を示す。
ａ．交流動力電源が正常な場合の運転手順
重大事故等時に，交流動力電源が正常な場合において，中央制御室換気系は原子炉水位低（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
タ放射能高及び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の何れかの隔離信号により自動的に閉回路循環運転となるため，閉回路循環運転状態を確認するための手順を整備する。

9

・ＳＡ設備の違いによる操作手
順の相違

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東海第二

備

考

(a) 手順着手の判断基準
中央制御室換気系の電源が，外部電源又は非常用ディーゼル発電機から供給可能な場合で隔離信号の発信を確認した場合③（東海第二では中央制御室換
気系を重大事故等対処設備としており、自動起動する）(b) 操作手順
自動起動した中央制御室換気系の動作状況を確認する手順の概要は以下のとおり。
中央制御室換気系概要図を第 1.16−1 図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき運転員等に中央制御室換気系の自動起動の確認を指示する。
② 運転員等は，中央制御室にて中央制御室換気系給気隔離弁，排気隔離弁並びに排煙装置隔離弁が閉していること及び中央制御室換気系空気調和機
ファン並びに中央制御室換気系フィルタ系ファンが運転していることを確認し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室の運転員等1名にて作業を実施し，中央制御室換気
系が自動起動したことを確認するまで6分以内で対応可能である。

ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の運転手順
全交流動力電源喪失等により中央制御室換気系が自動で閉回路循環運転に切り替わらない場合に，手動で起動し閉回路循環運転に切り替える手順を整備する。
全交流動力電源喪失時には，常設代替交流電源設備である常設代替高圧電源装
置又は可搬型代替交流電源設備である可搬型代替低圧電源車によりＭＣＣ

２

Ｃ系又はＭＣＣ ２Ｄ系が受電されたことを確認した後，中央制御室換気系を起動する。
(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失等により，中央制御室換気系が自動で閉回路循環運転に切り替わらない場合。全交流動力電源喪失後には，代替交流電源設備により緊急用
Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／ＣからＭＣＣ ２Ｃ又はＭＣＣ ２Ｄが受電完了

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東海第二

備

した場合
(b) 操作手順
全交流動力電源喪失により中央制御室換気系が停止している場合に，中央制御室換気系を再起動する手順の概要は以下のとおり。中央制御室換気系概要図を第 1.16−1 図に，タイムチャートを第 1.16―2 図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に中央制御室換気系の起動の準備を指示する。
② 運転員等は，中央制御室にて中央制御室換気系による閉回路循環運転を実施するために必要な電源が確保されていることを確認し，中央制御室
換気系給気隔離弁，排気隔離弁及び排煙装置隔離弁が閉していることを確認する。なお，中央制御室換気系給気隔離弁，排気隔離弁及び排煙装置
隔離弁が閉していないことを確認した場合，運転員等は中央制御室にて，
中央制御室換気系給気隔離弁，排気隔離弁及び排煙装置隔離弁を閉にし，発電長に報告する。
③ 発電長は，中央制御室換気系の起動を指示する。
④ 運転員等は，中央制御室にて中央制御室換気系空気調和機ファン及び中央制御室換気系フィルタ系ファンを起動し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は中央制御室の運転員等 1 名にて作業を実施し，中央制御室換気
系空気調和機ファン及び中央制御室換気系フィルタ系ファンの起動まで 6 分以
内で対応可能である。
a. 炉心損傷の判断時の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順③

炉心損傷時に，環境に放出された放射性物質等による放射線被ばくから運転員等を防護するため，中央制御室可搬型陽圧化空調機にて，放射性物質を取り除いた
後の外気を中央制御室へ供給し，中央制御室空調バウンダリ全体を陽圧化する。
(a)手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1。
※1：格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線
量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)が使用できない場合に原子炉圧

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東海第二

力容器温度計で 300℃以上を確認した場合。
(b)操作手順
中央制御室換気空調系の運転モードにより，使用する手順書を選定する。
・中央制御室換気空調系が通常運転モードで運転している場合の中央制御室可搬型陽圧化空調機への切替え手順の概要は以下のとおり。
中央制御室換気空調系概要図を第 1.16.1図に，中央制御室可搬型陽圧化
空調機の構成を第1.16.3図に，6号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を第 1.16.4図に，7号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を第1.16.5
図に示す。
①

当直副長は，手順着手の判断基準に基づき運転員に中央制御室換気空調
系の停止・隔離，央制御室可搬型陽圧化空調機の起動を指示する。

②

中央制御室運転員 Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系排風機を停止し，中央制御室換気空調系送風機を停止する。中央制御室換気空調
系送風機停止後に，換気空調補機非常用冷却水系の停止を確認する。

③

中央制御室運転員 Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系給排気隔
離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR排気ダンパ）を閉操作し，中央制御室を換気隔離する。

④ 現場運転員E及びFは，コントロール建屋計測制御電源盤区域 (B)送・排風機室にて中央制御室可搬型陽圧化空調機フィルタユニットと中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニット，中央制御室可搬型陽圧化空調機
フィルタユニットと中央制御室給気口を仮設ダクトで接続し，中央制御
室可搬型陽圧化空調機を起動することで中央制御室の陽圧化を開始する。
⑤ 当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，現場運転員E及びFに中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。
⑥ 現場運転員E及びFは，コントロール建屋計測制御電源盤区域 (B)送・排風機室にて中央制御室と隣接区画の差圧を確認しながら中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量を調整し，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持する。
（中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要。
）
・中央制御室換気空調系が再循環運転モードで運転している場合の中央制御室
可搬型陽圧化空調機への切替え手順の概要は以下のとおり。

12

備

考

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東海第二中央制御室換気空調系概要図を第 1.16.1図に，中央制御室可搬型陽圧化空
調機の構成を第 1.16.3図に，6号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を
第 1.16.4図に，7号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を第 1.16.5図に示す。
①

当直副長は，手順着手の判断基準に基づき運転員に中央制御室換気空調
系隔離の確認，中央制御室換気空調系の停止，中央制御室可搬型陽圧化空
調機の起動を指示する。

② 中央制御室運転員 Bは，中央制御室にて中央制御室の換気空調系が隔離されていることを確認する。
③ 中央制御室運転員 Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系再循環送風機を停止し，中央制御室換気空調系送風機を停止する。
中央制御室換気空調系送風機停止後に，換気空調補機非常用冷却水系の停止を確認する。
④ 現場運転員 E及び Fは，コントロール建屋計測制御電源盤区域 (B)送・排風機室にて中央制御室可搬型陽圧化空調機フィルタユニットと中央制御室
可搬型陽圧化空調機ブロワユニット，中央制御室可搬型陽圧化空調機フィ
ルタユニットと中央制御室給気口を仮設ダクトで接続し，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動することで中央制御室の陽圧化を開始する。
⑤ 当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，現場
運転員 E及び Fに中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。
⑥ 現場運転員 E及び Fは，コントロール建屋計測制御電源盤区域 (B)送・排風機室にて中央制御室と隣接区画の差圧を確認しながら中央制御室可搬型
陽圧化空調機の流量を調整し，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持する。
（中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要。
）(c)操作の成立性
上記の中央制御室換気空気空調系の停止，隔離操作は，6号及び 7号炉の中央制
御室運転員各2名（操作者及び確認者）の合計 4名で実施し，約 10分で対応可能である。また，中央制御室可搬型陽圧化空調機の起動操作は，6号及び 7号炉の現場
運転員各 2名の合計 4名で実施し，約 30分で対応可能である。
b. 中央制御室換気空調系再循環運転モード停止時の中央制御室可搬型陽圧化空調機
起動手順
全交流動力電源喪失等により，中央制御室換気空調系再循環運転モードが停止し

13

備

考

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東海第二て復旧の見込みがない場合は，中央制御室の居住性を確保するため，中央制御室可
搬型陽圧化空調機を起動する手順を整備する。全交流動力電源喪失により，中央制
御室換気空調系再循環運転モードが停止した場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により中央制御室可搬型陽圧化空調機の電源を受電し，起動を実施する。
(a)手順着手の判断基準
中央制御室換気空調系再循環運転モードが停止し，復旧の見込みがない場合。
(b)操作手順
中央制御室の居住性を確保するため，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する手順の概要は以下のとおり。中央制御室換気空調系概要図を第 1.16.1図に，中央制御室可搬型陽圧化空調機の構成を第 1.16.3図に，6号炉中央制御室可搬型
陽圧化空調機の配置を第 1.16.4図に，7号炉中央制御室可搬型陽圧化空調機の配置を第 1.16.5図に示す。
①

当直副長は，手順着手の判断基準に基づき運転員に中央制御室可搬型陽
圧化空調機の起動操作を指示する。全交流動力電源喪失が原因で再循環運
転モードが停止している場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流
電源設備による非常用母線（AM用 MCC含む）の受電操作が完了していることを確認し，中央制御室可搬型陽圧化空調機の起動操作を指示する。

② 中央制御室運転員 Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系送風機，再循環送風機の停止を確認する。
③ 中央制御室運転員 Bは，中央制御室にて中央制御室換気空調系給排気隔離弁（MCR外気取入ダンパ，MCR排気ダンパ）を閉確認し，中央制御室の換気隔離を確認する。
④ 現場運転員 E及び Fは，コントロール建屋計測制御電源盤区域 (B)送・排風機室にて中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニットと中央制御室可
搬型陽圧化空調機フィルタユニット，中央制御室可搬型陽圧化空調機フィ
ルタユニットと中央制御室給気口を仮設ダクトで接続し，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動することで中央制御室の陽圧化を開始する。
⑤ 当直副長は，現場運転員 E及び Fに中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。
⑥

現場運転員 E及び Fは，コントロール建屋計測制御電源盤区域(B)送・排風機室にて中央制御室と隣接区画の差圧を確認しながら中央制御室可搬型

14

備

考

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東海第二陽圧化空調機の流量を調整し，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持する。
（中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要。
）(c)操作の成立性
上記の中央制御室換気空調系再循環運転モード停止による中央制御室可搬型陽
圧化空調機の起動操作は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備からの受電後に実施する。換気空調系の停止，隔離確認は，6 号及び 7 号炉の中央制
御室運転員各 2 名（操作者及び確認者）の合計 4 名で実施し，約 10 分で対応可能である。また，中央制御室可搬型陽圧化空調機起動操作は，6 号及び 7 号炉の現場運転員各 2 名の合計 4 名で実施し，約 30 分で対応可能である。
中央制御室換気空調系再循環運転モード停止時に炉心損傷を判断した場合は，速やかに中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する必要があるが，炉心損傷を判断していない場合は，原子炉及び使用済燃料プールの安全確保を優先的に対応し，酸素ガス及び二酸化炭素ガスが許容濃度に到達する前までに実施する。
なお，中央制御室換気空調系給排気隔離弁については，全交流動力電源喪失等により中央制御室から当該弁を閉操作できない場合，現場閉操作は，6 号及び 7号炉の現場運転員各 2 名の合計 4 名で実施し，約 30 分で対応可能である。
（全交流動力電源喪失等発生時に中央制御室内放射線量が上昇した場合に，常設代替
交流電源設備又は第二代替交流電源設備からの受電を待たずして中央制御室を換気隔離する。
）
全交流動力電源喪失＋直流電源喪失においても，非常用電源の復電手順が異なるが，中央制御室可搬型陽圧化空調機を起動する手順は変わらない。
現場操作については，円滑に操作ができるように移動経路を確保し，可搬型照明を整備する。
c.中央制御室換気空調系再循環運転モード使用時に中央制御室内放射線量が異常上昇した場合の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順
中央制御室換気空調系再循環運転モード使用時に中央制御室内放射線量が上昇した場合，中央制御室換気空調系再循環運転モードから中央制御室可搬型陽圧化
空調機への切り替えを実施する手順を整備する。
(a)手順着手の判断基準
中央制御室換気空調系再循環運転モード使用時に中央制御室内放射線量が上昇した場合。
(b)操作手順及び(c)操作の成立性

15

備

考

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東海第二

備

考

操作手順及び操作の成立性は，中央制御室換気空調系再循環運転モードから中央制御室可搬型陽圧化空調機への切替え操作であるので 1.16.2.1(1)a.炉心損傷の判断時の中央制御室可搬型陽圧化空調機起動手順の「中央制御室換気空調系が再循環運転モードで運転している場合の中央制御室可搬型陽圧化空調機への切替
え手順の概要」と同様である。
(2)中央制御室待避室の準備手順(2)中央制御室待避室の準備手順

格納容器圧力逃がし装置を使用する際に待避する中央制御室待避室を中央制

格納容器圧力逃がし装置を使用する際に待避する中央制御室待避室を中央制御

御室待避室陽圧化装置により加圧し，中央制御室待避室の居住性を確保するため

室待避室空気ボンベユニットにより加圧し，中央制御室待避室の居住性を確保すの手順を整備する。

るための手順を整備する。

②

a.中央制御室待避室陽圧化装置による中央制御室待避室の陽圧化手順(a)手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※1 で，中央制御室可搬型陽圧化空調機による中央制
御室の陽圧化を実施した場合。

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

・東二はベントタイミングに合① 炉心損傷を判断した場合※１において，サプレッション・プール水位指示値

わせて手順着手するため（⑯）

が通常水位＋6.4m※２に到達した場合② 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，かつ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※1：格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)で原子炉格納容器内のガン※1 格納容器雰囲気放射線モニタで原子炉格納容器内のガンマ線線量率②

マ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えたが，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又・東二は 10 倍を含め炉心損傷と場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)が使用できない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

しているため（⑰）

場合に原子炉圧力容器温度計で 300℃以上を確認した場合。

温度計で300℃以上を確認した場合※2 格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの前に,速やかに中央
制御室待避室の加圧を行えるよう設定している。なお，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.4mから＋6.5mに到達するまでは評価上
約20分である。

(b)操作手順ｂ．操作手順中央制御室待避室の陽圧化設備による加圧手順の概要は以下のとおり。中央中央制御室待避室の中央制御室待避室空気ボンベユニットによる加圧手順の制御室待避室を加圧するための中央制御室待避室陽圧化装置の概要を第 1.16.6

概要は以下のとおり。中央制御室待避室の正圧化バウンダリ構成図を第 1.16−

図に示す。

5 図に，中央制御室待避室を加圧するための中央制御室待避室空気ボンベユニ
ットの概要図を第 1.16−6 図に示す。タイムチャートを第 1.16―4 図に示す。

①当直副長は，炉心損傷時の中央制御室可搬型陽圧化空調機による中央制御① 発電長は，炉心損傷時の中央制御室換気系による閉回路循環運転後に，手順

16②

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東海第二室内の加圧操作後に，現場運転員 E 及び F に中央制御室待避室の加圧準備

着手の判断基準に基づき運転員等に中央制御室待避室の加圧準備を指示すを指示する。

る。

②現場運転員 E 及び F は，中央制御室可搬型陽圧化空調機による中央制御室② 運転員等は，中央制御室待避室空気ボンベユニットの空気ボンベ集合弁を内の加圧操作後に，コントロール建屋 1 階通路，廃棄物処理建屋 1 階通路

開操作し，中央制御室待避室の加圧準備を完了する。
（第 1.16-6 図 中央に設置した中央制御室陽圧化装置空気ボンベ元弁を開操作し，中央制御室待制御室待避室空気ボンベユニット概要図）

備

考

避室の加圧準備を完了する。
③当直副長は，格納容器圧力逃がし装置を使用する約 30 分前，又は現場運転員 C 及び D に格納容器圧力逃がし装置の一次隔離弁の開操作を指示し，現③ 発電長は，格納容器圧力逃がし装置を使用する約 20 分前，運転員等に中央制御室待避室の加圧を指示する。

・東二は第二弁の現場操作は緊
急時対策所の要員が実施

場運転員 C 及び D が現場へ移動開始した時に，現場運転員 E 又は F に中央制御室待避室の加圧を指示する。
④現場運転員 E 又は F は，中央制御室待避室内に設置された中央制御室陽圧④ 運転員等は，中央制御室待避室空気ボンベユニットの空気供給差圧調整弁化装置空気ボンベ空気給気第一，第二弁を開操作し，中央制御室待避室の陽前後弁を開操作した後に，中央制御室待避室内の空気供給差圧調整弁の調圧化を開始する。
（第 1.16.6 図中央制御室待避室陽圧化装置概要）

整開操作を実施し，中央制御室待避室の加圧を開始する。
（第 1.16-6 図 中②

央制御室待避室空気ボンベユニット概要図）⑤当直副長は，現場運転員 E 又は F に中央制御室待避室の圧力を中央制御室
隣接区画より陽圧に維持するよう指示する。

⑤ 発電長は，運転員等に中央制御室待避室の圧力を中央制御室より正圧に維持するよう指示する。

⑥現場運転員 E 又は F は，中央制御室待避室にて中央制御室待避室と中央制⑥ 運転員等は，中央制御室待避室にて中央制御室待避室と中央制御室の差圧

御室の差圧を確認しながら，中央制御室待避室内に設置した排気弁を操作を確認しながら，中央制御室待避室内に設置した中央制御室待避室空気ボし，中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より陽圧に維持する。

ンベユニットの空気供給差圧調整弁を操作し，中央制御室待避室圧力を中・東二は中央制御室内に待避室を設置

央制御室より正圧に維持する。
(c)操作の成立性
中央制御室待避室の加圧準備操作は，中央制御室可搬型陽圧化空調機起動後に実施し，現場運転員 2 名で約 30 分で対応可能である。
（6 号及び 7 号炉が同c．操作の成立性
中央制御室待避室の加圧準備操作は，中央制御室換気系起動後に実施し，運・作業時間及び対応人数の違い

転員等 1 名で 5 分以内で対応可能である。

時に炉心損傷した場合は，7 号炉の現場運転員が中央制御室待避室の加圧準備操作を行う。
）
中央制御室待避室の加圧操作は，当直副長の加圧操作指示後（格納容器圧力逃

中央制御室待避室の加圧操作は，発電長の加圧操作指示後（格納容器圧力逃がし装置を使用する約 30 分前，又は現場運転員 C 及び D に格納容器圧力逃ががし装置を使用する約 20 分前），運転員等 1 名にて 5 分以内で対応可能である。

し装置の一次隔離弁の開操作を指示し，現場運転員 C 及び D が現場へ移動開始
した時），運転員 1 名にて 5 分以内で対応可能である。
（6 号及び 7 号炉が同時に炉心損傷した場合は，7 号炉の中央制御室運転員が中央制御室待避室の加圧操
作を行う。
）

17

・作業時間及び対応人数の違い

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東海第二

備
⑦

b.カードル式空気ボンベユニットによる中央制御室待避室の陽圧化手順(a)手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※1 で，中央制御室待避室陽圧化装置を使用できない場合，又は 6 号及び 7 号炉の同時でない原子炉格納容器ベント操作を実施する場合。
※ 1：格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度計で 300℃以上を確認した場合。
(b)操作手順
カードル式空気ボンベユニットによる中央制御室待避室の加圧手順の概要は以下のとおり。
[カードル式空気ボンベユニットの準備操作]①当直長は，当直副長の依頼に基づき，緊急時対策本部に中央制御室待避室の陽圧化のためのカードル式空気ボンベユニットの準備を依頼する。
②緊急時対策本部は，緊急時対策要員にカードル式空気ボンベユニットの準備を指示する。
③緊急時対策要員は，廃棄物処理建屋近傍へカードル式空気ボンベユニットを移動させる。
④緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニット 5 台をホースにて接続
し，更に中央制御室待避室陽圧化装置（配管）と接続するため，廃棄物処理
建屋接続口へホースを接続する。
⑤緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニットのボンベ元弁を開操作
し，カードル式空気ボンベユニット建屋接続外弁を開操作する。
⑥緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニットの準備完了を緊急時対策本部経由で当直長へ報告する。
[中央制御室待避室の陽圧化]①当直副長は，格納容器圧力逃がし装置を使用する約 30 分前，又は現場運転員 C 及び D に格納容器圧力逃がし装置の一次隔離弁の開操作を指示し，現
場運転員 C 及び D が現場へ移動開始した時に，現場運転員 E 及び F に中央制御室待避室の加圧を指示する。
②現場運転員 E 及び F は，廃棄物処理建屋 1 階にてカードル式空気ボンベ

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東海第二

備

考

ユニット建屋接続内弁を開操作する。
③中央制御室運転員は，中央制御室待避室内に設置された中央制御室陽圧化装置空気ボンベ空気給気第一，第二弁を開操作することで，中央制御室待避室の加圧を開始する。
④当直副長は，中央制御室運転員に中央制御室待避室の圧力を中央制御室隣
接区画より陽圧に維持するよう指示する。
⑤中央制御室運転員は，中央制御室待避室にて中央制御室待避室と中央制御室の差圧を確認しながら，中央制御室待避室内に設置した排気弁を操作し，中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より陽圧に維持する。
(c)操作の成立性
カードル式空気ボンベユニットによる中央制御室待避室の加圧準備操作
は，緊急時対策要員 7 名で実施し，約 150 分で対応可能である。
中央制御室待避室の加圧操作は，当直副長の加圧操作指示後（格納容器圧
力逃がし装置を使用する約 30 分前，又は現場運転員 C 及び D に格納容器
圧力逃がし装置の一次隔離弁の開操作を指示し，現場運転員 C 及び D が現場へ移動開始した時），中央制御室運転員 1 名，現場運転員 2 名の合計 3 名で実施し，約 20 分で対応可能である。
カードル式空気ボンベユニットの準備操作は，参集した緊急時対策要員
によって行う。なお，中央制御室待避室が建屋内の空気ボンベによって陽圧化されている時に，カードル式空気ボンベユニットによる空気の供給を開始した場合も，空気ボンベの下流側に設置されている圧力調整ユニットにより系統圧力が制御されているため，中央制御室待避室に影響がでることはない。
(3)中央制御室の照明を確保する手順
中央制御室の居住性確保の観点から，中央制御室の照明が使用できない場合(3)中央制御室の照明を確保する手順
中央制御室の居住性確保の観点から，中央制御室の照明が使用できない場合ににおいて，可搬型蓄電池内蔵型照明により照明を確保する手順を整備する。

おいて，可搬型照明（ＳＡ）により照明を確保する手順を整備する。

a.手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

全交流動力電源喪失や電気系統の故障により，中央制御室の照明が使用でき

全交流動力電源喪失や電気系統の故障により，中央制御室の照明が使用でき

ない場合。

ない場合

b.操作手順ｂ．操作手順全交流動力電源喪失時の可搬型蓄電池内蔵型照明の設置手順の概要は以下のとおり。

②

全交流動力電源喪失時の可搬型照明（ＳＡ）の設置手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第 1.16―3 図に示す。

19

・記載方法の違い（⑱）②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に中央制御室の① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に中央制御室の照明を確

照明を確保するため，可搬型蓄電池内蔵型照明の点灯の確認，可搬型蓄電池内保するため，可搬型照明（ＳＡ）の点灯確認，可搬型照明（ＳＡ）の設置を

蔵型照明の設置を指示する。

指示する。

②中央制御室運転員 B は，可搬型蓄電池内蔵型照明の点灯を確認の上，可搬型蓄② 運転員等は，可搬型照明（ＳＡ）の内蔵蓄電池による点灯を確認の上，可搬

電池内蔵型照明を設置し，中央制御室の照明を確保する。

備

考

⑧
②

型照明（ＳＡ）を設置し，中央制御室の照明を確保する。なお，常設代替交③当直副長は，代替交流電源設備による非常用母線の受電操作が完了しているこ

流電源設備による給電再開後においても非常用照明が使用できない場合とを確認し，中央制御室運転員に非常用照明の点灯確認を指示する。

は，常設代替交流電源設備である常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交④中央制御室運転員 B は，中央制御室にて非常用照明の点灯を確認する。

流電源設備である可搬型代替低圧電源車より可搬型照明（ＳＡ）へ給電するため，可搬型照明（ＳＡ）を緊急用コンセントに接続しておく。
ｃ．操作の成立性

c.操作の成立性

上記の可搬型照明（ＳＡ）の設置・点灯操作は，運転員等 1 名で実施し，30

上記の可搬型蓄電池内蔵型照明の設置・点灯操作は，代替常設交流電源受電準備完了後に 6 号及び 7 号炉の中央制御室運転員各 1 名の合計 2 名で実施し，約・対応人数，作業時間の違い

分以内で対応可能である。

15 分で対応可能である。
(4)中央制御室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度測定と濃度管理手順
中央制御室の居住性の観点から，中央制御室内の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度測定及び管理を行う手順を整備する。
a.手順着手の判断
中央制御室換気空調系が再循環運転モードで運転中等，中央制御室換気空調系
給排気隔離弁が全閉の場合で，中央制御室可搬型陽圧化空調機による中央制御室(4)中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順⑱

中央制御室の居住性の観点から，中央制御室内の酸素及び二酸化炭素の濃度測定及び管理を行う手順を整備する。
ａ．手順着手の判断基準
中央制御室換気系が閉回路循環運転で運転中等，中央制御室換気系給気隔離弁， ②
排気隔離弁及び排煙装置隔離弁が全閉の場合の加圧操作を実施していない場合。
b.操作手順中央制御室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度を測定・管理する手順の概要
は以下のとおり。
① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に中央制御室の酸素ガス及ｂ．操作手順中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度を測定・管理する手順の概要は以下のとおり。
①

び二酸化炭素ガスの濃度測定を指示する。
② 現場運転員 C 及び D は，酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計にて，中央制御室の②

び二酸化炭素の濃度測定を指示する。
② 運転員等は，酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計にて，中央制御室の酸素及酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度測定を開始する。
③ 当直副長は，中央制御室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度を適宜確認し，発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定を開始する。
③

運転員等は，中央制御室の酸素及び二酸化炭素の濃度を適宜確認し，酸素20⑮

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備

考

酸素濃度が許容濃度の 18%を下回る，又は二酸化炭素濃度が許容濃度の 0.5%を濃度が許容濃度の 19％を下回る，又は二酸化炭素濃度が 0.5％を超え上 ・濃度の測定から調整までを一上回るおそれがある場合は，MCR 非常用外気取入ダンパの開閉を現場運転員に昇している場合は，災害対策本部と換気のタイミングを協議により決定指示する。

し，二酸化炭素濃度が許容濃度の 1％を超えるまでに，中央制御室にて外④ 現場運転員は，MCR 非常用外気取入ダンパを開閉操作し，酸素ガス及び二酸化連の操作として記載

気取入れによる換気を行い，酸素及び二酸化炭素の濃度調整を行う。

炭素ガスの濃度調整を行う。
c.操作の成立性

ｃ．操作の成立性

上記の中央制御室の対応は，6 号及び 7 号炉現場運転員の 8 名うち 2 名で実施

上記の中央制御室の対応は，運転員等 1 名で行い，中央制御室換気系給気隔

し，MCR 非常用外気取入ダンパの手動開操作まで行った場合でも約 10 分で対応可

離弁及び排気隔離弁の開操作まで行った場合でも 10 分以内で対応可能である。

②

能である。
(5)中央制御室待避室の照明を確保する手順
中央制御室待避室の居住性確保の観点から，中央制御室待避室に可搬型蓄電池(5)中央制御室待避室の照明を確保する手順
中央制御室待避室の居住性確保の観点から，中央制御室待避室に可搬型照明（Ｓ内蔵型照明を設置する手順を整備する。

Ａ）を設置する手順を整備する。

a.手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

炉心損傷を判断した場合 ※ 1。

炉心損傷を判断した場合※１において，格納容器圧力逃がし装置第一弁の開操 ⑯作が完了した場合※1：格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)で原子炉格納容器内のガン※1 格納容器雰囲気放射線モニタで原子炉格納容器内のガンマ線線量率

マ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えたが，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)が使用できない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

場合に原子炉圧力容器温度計で 300℃以上を確認した場合。

温度計で300℃以上を確認した場合

b.操作手順中央制御室待避室に可搬型蓄電池内蔵型照明を設置する手順の概要は以下のと中央制御室待避室に可搬型照明（ＳＡ）を設置する手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第 1.16―4 図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に中央制御室待① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可搬型照明（ＳＡ）の②中央制御室運転員 B は，可搬型蓄電池内蔵型照明をあらかじめ定められた場所に設置し，中央制御室待避室使用時に点灯できるよう準備する。

⑰

ｂ．操作手順おり。
避室の照明の設置を指示する。

⑱

点灯確認，可搬型照明（ＳＡ）の設置を指示する。
② 運転員等は，可搬型照明（ＳＡ）をあらかじめ定められた場所に設置し，中央制御室待避室使用時に点灯できるよう準備する。なお，常設代替交流電源

・東二は給電再開後の対応を記設備である常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備である可搬型

載

代替低圧電源車による給電再開後は，常設代替交流電源より可搬型照明（ＳＡ）へ給電するため，可搬型照明（ＳＡ）を緊急用コンセントに接続しておく。

21

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c.操作の成立性

東海第二

備

考

ｃ．操作の成立性

上記の中央制御室待避室の対応は，中央制御室の照明確保，原子炉圧力容器へ

上記の中央制御室待避室の対応は，中央制御室の照明確保，第一弁の開操作の注水を実施後に 6 号及び 7 号炉の中央制御室運転員各 1 名の合計 2 名で実を実施後に運転員等 1 名で実施し，データ表示装置（待避室），衛星携帯電話（可施し，中央制御室待避室データ表示装置の起動操作と併せて約 10 分で対応可能

搬型）（待避室）の設置と併せて 45 分以内で対応可能である。

②
・対応人数，作業時間の違いである。
(6)中央制御室待避室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度測定と濃度管理手順
中央制御室待避室の居住性確保の観点から，中央制御室待避室内の酸素ガス及び二酸化炭素ガス濃度の測定及び管理を行う手順を整備する。
a.手順着手の判断基準
運転員が中央制御室待避室へ待避した場合。
b.操作手順(6)中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度測定と濃度管理手順
中央制御室待避室の居住性確保の観点から，中央制御室待避室内の酸素及び二酸化炭素濃度の測定及び管理を行う手順を整備する。
ａ．手順着手の判断基準
中央制御室待避室へ待避した場合⑱

ｂ．操作手順中央制御室待避室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度を測定・管理する手順の概要は以下のとおり。
① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，現場運転員に中央制御室
待避室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度測定を指示する。
② 現場運転員 C 及び D は，酸素濃度・二酸化炭素濃度計にて，中央制御室待避室の酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度測定を開始する。
③⑱

現場運転員 C 及び D は，中央制御室待避室の酸素ガス及び二酸化炭

中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度を測定・管理する手順の概要
は以下のとおり。
①

発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に中央制御室待避室の ②
酸素及び二酸化炭素の濃度測定を指示する。

② 運転員等は，酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計にて，中央制御室待避室の酸
素及び二酸化炭素の濃度測定を開始する。
③ 運転員等は，中央制御室待避室の酸素及び二酸化炭素の濃度を適宜確認し，素ガスの濃度を適宜確認し，中央制御室待避室の酸素濃度が許容濃度の中央制御室待避室の酸素濃度が許容濃度の 19％を下回る，又は二酸化炭素 ⑮18%を下回る，又は二酸化炭素濃度が許容濃度の 0.5%を上回るおそれがあ

濃度が 0.5％を超え上昇している場合は，二酸化炭素濃度が許容濃度の 1％

る場合は，中央制御室待避室圧力を中央制御室隣接区画より陽圧に維持を超えるまでに，中央制御室待避室圧力を中央制御室に対して正圧に維持しながら，中央制御室待避室給・排気弁を開閉操作し，酸素ガス及び二酸

しながら，中央制御室待避室空気ボンベユニットの空気供給差圧調整弁を化炭素ガスの濃度調整を行う。

操作し，酸素及び二酸化炭素の濃度調整を行う。

c.操作の成立性
上記の中央制御室待避室の対応は， 運転員が中央制御室待避室へ待避した場合に6 号及び 7 号炉現場運転員 8 名のうち 2 名で行うことが可能である。
酸素ガス及び二酸化炭素ガスの濃度調整が必要となった場合は， 酸素濃度・二酸
化炭素濃度計確認後， 5 分以内に調整開始が可能である。
(7)中央制御室待避室データ表示装置によるプラントパラメータ等の監視手順
運転員が中央制御室待避室に待避後も，中央制御室待避室データ表示装置にてｃ．操作の成立性
上記の中央制御室待避室の対応は，運転員が中央制御室待避室へ待避した場
合に運転員等 1 名で行うことが可能である。
酸素及び二酸化炭素の濃度調整が必要となった場合は， 酸素濃度計，二酸化①②・対応人数，作業時間の違い

炭素濃度計確認後， 10 分以内に調整開始が可能である。
(7)データ表示装置（待避室）によるプラントパラメータの監視手順
運転員等が中央制御室待避室に待避後も，データ表示装置（待避室）にてプラ

22②

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東海第二プラントパラメータを継続して監視できるよう手順を整備する。

ントパラメータを継続して監視できるよう手順を整備する。

a.手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準※1

炉心損傷を判断した場合 。
※1：：格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，

備考

炉心損傷を判断した場合※１において，格納容器圧力逃がし装置第一弁の開操 ⑯作が完了した場合※1 格納容器雰囲気放射線モニタで原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設又は格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)が使用できない場合に原計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容 ⑰

子炉圧力容器温度計で 300℃以上を確認した場合。

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計で300℃以上を確認した場合

b.操作手順ｂ．操作手順中央制御室待避室にて，中央制御室待避室データ表示装置を起動し，監視する

中央制御室待避室にて，データ表示装置（待避室）を起動し，監視する手順

手順の概要は以下のとおり。データ表示装置に関するデータ伝送の概要を第の概要は以下のとおり。データ表示装置（待避室）に関するデータ伝送の概要

1.16.7 図に示す。

を第 1.16−7 図に示す。

①

当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に中央制御室
待避室データ表示装置の起動，パラメータ監視を指示する。

② 中央制御室運転員は，中央制御室待避室データ表示装置を電源に接続し，端末を起動し，プラントパラメータの監視準備を行う。
c.操作の成立性
上記の中央制御室待避室の対応は，中央制御室の照明確保，原子炉圧力容器へ②① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にデータ表示装置（待避室）の起動，パラメータ監視を指示する。
② 運転員等は，データ表示装置（待避室）を設置し，電源及びネットワークケ
ーブルに接続し，端末を起動し，プラントパラメータの監視準備を行う。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室待避室の対応は，中央制御室の照明確保，第一弁開操作の②の注水実施後に 6 号及び 7 号炉の中央制御室運転員各 1 名の合計 2 名で実施

実施後に運転員等 1 名で実施し，中央制御室待避室への可搬型照明（ＳＡ），衛 ・対応人数，作業時間の違い

し，中央制御室待避室の照明の確保操作と併せて約 10 分で対応可能である。

星電話設備（可搬型）（待避室）の設置と併せて 45 分以内で対応可能である。
(8)衛星電話設備（可搬型）（待避室）による通信連絡手順④

運転員等が中央制御室待避室に待避後も，衛星電話設備（可搬型）（待避室）に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できるように手順を整備する。
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，格納容器圧力逃がし装置第一弁の開操 ⑯作が完了した場合※1 格納容器雰囲気放射線モニタで原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，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計で 300℃以上を確認した場合
ｂ．操作手順23⑰

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東海第二中央制御室待避室に衛星電話設備（可搬型）（待避室）を設置する手順は以下

備

考

②

のとおり。タイムチャートを第 1.16―4 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衛星電話設備（可搬型）（待避室）の設置を指示する。
② 運転員等は，衛星電話設備（可搬型）（待避室）を衛星制御装置に接続し，電源を「入」操作し，通信連絡準備を行う。
③ 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。
ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室待避室の対応は，中央制御室の照明確保，第一弁開操作の実施後に運転員等 1 名で行い，中央制御室待避室への可搬型照明（ＳＡ），デー
タ表示装置（待避室）の設置と併せて 45 分以内で対応可能である。
(8)その他の放射線防護措置等に関する手順等
a.炉心損傷の判断後に全面マスク等を着用する手順
炉心損傷の判断後に運転員が中央制御室に滞在する場合，又は現場作業を(9) その他の放射線防護措置等に関する手順等
ａ．炉心損傷の判断後に全面マスクを着用する手順
炉心損傷の判断後に運転員等が中央制御室に滞在する場合，又は現場作業を実①②実施する場合において，全面マスク等（電動ファン付き全面マスク又は全面マ施する場合において，全面マスクを着用する手順を整備する。なお，中央制御室 ・ＫＫでは電動ファン付き全面スク）を着用する手順を整備する。なお，中央制御室の被ばく評価において，の被ばく評価において，中央制御室換気系又は原子炉建屋ガス処理系の機能喪失 マスクを用いるが東海第二では事故後 1 日目の滞在時は，電動ファン付き全面マスクを着用するとして評価

時は，全面マスクを着用するとして評価していることから，中央制御室換気系又 全面マスクの着用によって居住していることから，事故後 1 日目の滞在時は電動ファン付き全面マスクを着は原子炉建屋ガス処理系の復旧までは全面マスクを着用する。

性の確保が可能。

用する。ただし，いずれの期間においても空気中の放射性物質の濃度が推定できる場合は，空気中の放射性物質の濃度に応じて，着用する全面マスク等を決定する。
(a)手順着手の判断基準(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

炉心損傷を判断した場合※1

・炉心損傷を判断した場合※１で，中央制御室換気系又は原子炉建屋ガス処理系 ・東二は空調設備の機能を考慮
が機能喪失した状態で中央制御室に滞在する場合

した判断基準を設定

・炉心損傷を判断した場合※１で，その後現場作業等を行う場合※1：格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線線量率※1 格納容器雰囲気放射線モニタで原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基②

が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気 ⑰

容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容

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計で 300℃以上を確認

器温度計で 300℃以上を確認した場合。

した場合

24

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b)操作手順

東海第二

備

考

(b) 操作手順・KK では，全面マスク及び電動炉心損傷の判断後に全面マスク等を着用する手順の概要は以下のとおり。

炉心損傷の判断後に全面マスクを着用する手順の概要は以下のとおり。

① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき炉心損傷の直後に中央制御室に滞① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき炉心損傷の直後に中央制御室に滞 ファン付き全面マスクを配備在する場合，又は現場作業を実施する場合において，運転員に電動ファン付在する場合，又は現場作業を実施する場合において，運転員等に全面マス

き全面マスクの着用を指示する。

クの着用を指示する。

② 運転員は，電動ファン付き全面マスクの使用前点検を行い，異常がある場合② 運転員等は，全面マスクの使用前点検を行い，異常がある場合は予備品とは予備品と交換する。運転員は，電動ファン付き全面マスクを着用しリーク交換する。運転員等は，全面マスクを着用しリークチェックを行う。

チェックを行う。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

全交流動力電源喪失時においても，可搬型蓄電池内蔵型照明及び乾電池内蔵型

全交流動力電源喪失時においても，内蔵蓄電池又は代替交流電源設備より受照明を設置し，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備から給電するこ電可能な可搬型照明（ＳＡ）を設置することで照明を確保できるため，全面マとで照明を確保できるため，全面マスク等の装着は対応可能である。

スクの装着は対応可能である。

b.放射線防護に関する教育等
定期検査等においてマスク着用の機会があることから，基本的にマスク着用に関して習熟している。

ｂ．放射線防護に関する教育等
定期検査等においてマスク着用の機会があることから，基本的にマスク着用に関して習熟している。

また，放射線業務従事者指定時及び定期的に，放射線防護に関する教育・訓練

また，放射線業務従事者指定時及び定期的に，放射線防護に関する教育・訓練を実施している。講師による指導のもとフィッティングテスターを使用したマスを実施している。講師による指導のもとフィッティングテスターを使用したマスク着用訓練において，漏れ率（フィルタ透過率含む）2％を担保できるよう正しく

ク着用訓練において，漏れ率（フィルタ透過率含む）2％を担保できるよう正しくマスクを着用できることを確認する。

マスクを着用できることを確認する。

c.重大事故等時の運転員の被ばく低減及び被ばく線量の平準化②

ｃ．重大事故等時の運転員等の被ばく低減及び被ばく線量の平準化

炉心損傷が予想される事態となった場合又は炉心損傷の徴候が見られた場合，炉心損傷が予想される事態となった場合又は炉心損傷の徴候が見られた場合，運転員等の被ばく低減及び被ばく線量の平準化のため，長期的な保安確保の観点

運転員等の被ばく低減及び被ばく線量の平準化のため，長期的な保安確保の観点から運転員の交替要員体制を整備する。交替要員体制は，交替要員として通常勤

から運転員等の交替要員体制を整備する。交替要員体制は，交替要員として通常 ①

務帯の運転員等を当直交替サイクルに充当する等の運用を行うことで，被ばく線

勤務帯の運転員等を当直交替サイクルに充当する等の運用を行うことで，被ばく量の平準化を行う。また，運転員について運転員交替に伴う移動時の放射線防護

線量の平準化を行う。また，運転員等について運転員等交替に伴う移動時の放射措置や，チェンジングエリア等の各境界における汚染管理を行うことで運転員の線防護措置や，チェンジングエリア等の各境界における汚染管理を行うことで運被ばく低減を図る。

転員等の被ばく低減を図る。

(9)その他の手順項目について考慮する手順(10) その他の手順項目について考慮する手順

25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備からの受電後の原子炉圧力容

代替交流電源設備からの受電後の原子炉圧力容器への注水手順は，「1.4 原子炉冷器への注水手順は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。

備

考

②

却するための手順等」にて整備する。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備による中央制御室の電源への給電に関する手順は，「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は，「 1.15 事故時の計装に関する手順等」に整備する。
中央制御室，屋内現場，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所等の相互に通信連絡が必要な個所と通信連絡を行う手順は，「1.19 通信連絡に関する手順等」にて整代替交流電源設備による中央制御室の電源への給電に関する手順は，「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は，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
中央制御室，緊急時対策所等の相互に通信連絡が必要な箇所と通信連絡を行う手 ・東二の 1.16 では原則，現場作
順は，「1.19 通信連絡に関する手順等」にて整備する。

業なし

備する。
(10)重大事故等時の対応手段の選択
中央制御室の照明は，設計基準対象施設である非常用照明を優先して使用する。

(11) 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フローチャートを第 1.16−10 図に示す。中央制御 ⑧室の照明は，設計基準対象施設である非常用照明を優先して使用する。

非常用照明が使用できない場合は，可搬型蓄電池内蔵型照明を設置し，照明を非常用照明が使用できない場合は，可搬型照明（ＳＡ）を設置し，照明を確保す確保する。常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備からの受電操作が完る。代替交流電源設備からの給電開始後においても非常用照明が使用できない場合

了すれば，非常用照明へ給電を行い，引き続き中央制御室の照明を確保する。

は，可搬型照明（ＳＡ）を代替交流電源設備からの給電に切り替え，引き続き照明を確保する。
⑤(11)現場操作のアクセス性
中央制御室の居住性を確保するための操作のうち現場操作が必要なものは，中央制御室可搬型陽圧化空調機起動時の以下の操作である。
・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロワユニットと中央制御室可搬型陽圧化
空調機フィルタユニットの仮設ダクトでの接続操作
・中央制御室可搬型陽圧化空調機フィルタユニットと中央制御室給気口の仮設ダクトでの接続操作
・中央制御室可搬型陽圧化空調機の起動操作
・全交流動力電源喪失時に中央制御室を陽圧化するための中央制御室換気空調系給排気隔離弁（MCR 外気取入ダンパ，MCR 排気ダンパ）の手動閉操作
上記操作は，コントロール建屋計測制御電源盤区域（B）送・排風機室での操作のため当該個所へのアクセスルートを第 1.16.9 図〜第 1.16.11 図に示す。
中央制御室待避室の居住性を確保するための操作のうち現場操作が必要なもの
は，陽圧化装置の準備のうち以下の操作である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備

考

・中央制御室陽圧化装置空気ボンベ元弁の手動開操作
・カードル式空気ボンベユニット建屋接続内弁の手動開操作
上記操作は，コントロール建屋 1 階通路と廃棄物処理建屋１階通路での操作のため，当該個所へのアクセスルートについても第 1.16.9 図〜第 1.16.11 図に示す。
上記の現場操作が必要な個所へのアクセス性については，外部起因事象として
地震，地震随伴火災及び地震による内部溢水を想定した場合のアクセスルートの成立性についても評価し，アクセス性に影響がないことを確認した。
(12)操作の成立性
中央制御室及び中央制御室待避室の居住性確保のための設備である中央制御室(12) 操作の成立性
中央制御室及び中央制御室待避室の居住性確保のための設備である中央制御室換 ②

可搬型陽圧化空調機，中央制御室陽圧化装置の使用又は準備は，炉心損傷の確認

気系，中央制御室待避室空気ボンベユニットの使用又は準備は，炉心損傷の確認がが起因となっており，当該操作は運転員の被ばく防護の観点から，事象発生後の起因となっており，当該操作は運転員等の被ばく防護の観点から，事象発生後の短短い時間で対応することが望ましい。よって，現状の有効性評価シーケンスにおい時間で対応することが望ましい。よって，現状の有効性評価シーケンスにおいて，いて，炉心損傷が起こるシーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全炉心損傷が起こるシーケンスである「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉 ⑭交流動力電源喪失」の事象発生から 300 分のタイムチャート（第 1.16.13 図）で心冷却失敗」を含む雰囲気圧力・温度による静的負荷（原子炉格納容器過圧・過温作業の全体像と必要な要員数を示し，それぞれ個別の運転員のタイムチャート（第破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）の事象発生から 150 分，50 時間のタ

1.16.14 図〜第 1.16.15 図）で作業項目の成立性を確認した。

イムチャート（第 1.16−8 図，第 1.16−9 図）で作業の全体像と必要な要員数を示
し，作業項目の成立性を確認した。

1.16.2.2 汚染の持ち込みを防止するための手順等(1)チェンジングエリアの設置及び運用手順

1.16.2.2 汚染の持ち込みを防止するための手順等(1) チェンジングエリアの設置及び運用手順

中央制御室の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，中央制

中央制御室の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，中央制御

御室への汚染の持ち込みを防止するため，モニタリング及び作業服の着替え等を室への汚染の持ち込みを防止するため，モニタリング及び作業服の着替え等を行う行うためのチェンジングエリアを設置する手順を整備する。

ためのチェンジングエリアを設置する手順を整備する。

チェンジングエリアには，防護具を脱衣する脱衣エリア，放射性物質による要

チェンジングエリアには，防護具を脱衣する脱衣エリア，放射性物質による要員

員や物品の汚染を確認するためのサーベイエリア，汚染が確認された際に除染をや物品の汚染を確認するためのサーベイエリア，汚染が確認された際に除染を行う

行う除染エリアを設け，運転員等が汚染検査及び除染を行うとともに，チェンジ

除染エリア，中央制御室への汚染の流入を防止するためのクリーンエリアを設け， ・東二はクリーンエリアを設置

ングエリアの汚染管理を行う。除染エリアは，サーベイエリアに隣接して設置し，運転員等が汚染検査及び除染を行うとともに，チェンジングエリアの汚染管理を行

除染はウェットティッシュでの拭き取りを基本とするが，拭き取りにて除染できう。除染エリアは，サーベイエリアに隣接して設置し，除染はウェットティッシュ

ない場合は，簡易シャワーにて水洗による除染を行う。簡易シャワーで発生した

での拭き取りを基本とするが，拭き取りにて除染できない場合は，簡易シャワーに汚染水は，必要に応じてウエスへ染み込ませる等により固体廃棄物として廃棄すて水洗による除染を行う。簡易シャワーで発生した汚染水は，必要に応じてウエス

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
る。

東海第二

備

考

へ染み込ませる等により固体廃棄物として廃棄する。

また，チェンジングエリア設置場所付近の全照明が消灯した場合は，乾電池内

また，チェンジングエリア設置場所付近の全照明が消灯した場合は，可搬型照明 ②

蔵型照明を設置する。

（ＳＡ）を設置する。

a.手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

当直副長が，原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生したと判断し

災害対策本部長代理が，原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生し ②た後，保安班長が，事象進展の状況（格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）

たと判断した後，事象進展の状況（格納容器雰囲気放射線モニタ等により炉心損等により炉心損傷 ※1 を判断した場合等），参集済みの要員数及び保安班が実施す

傷 ※1 を判断した場合等），参集済みの要員数及び重大事故等対応要員が実施するる作業の優先順位を考慮して，チェンジングエリア設営を行うと判断した場合。

作業の優先順位を考慮して，チェンジングエリア設営を行うと判断した場合※ 1：格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)で原子炉格納容器内のガン※1 格納容器雰囲気放射線モニタで原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基

マ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気 ⑰

又は格納容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)が使用できない場合に原子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計で 300℃以上を確認

炉圧力容器温度計で 300℃以上を確認した場合。

した場合

b.操作手順
チェンジングエリアを設置するための手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第 1.16.15 図に示す。。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班に中央制御室の出入口付近に，チェンジングエリアを設置するよう指示する。

ｂ．操作手順
チェンジングエリアを設置するための手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第 1.16−11 図に示す。
① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき重大事故等対応要員②に中央制御室の出入口付近に，チェンジングエリアを設置するよう指示する。

② 保安班は，チェンジングエリア設置場所の照明が確保されていない場合，乾電池内蔵型照明を設置し，照明を確保する。
③ 保安班は，チェンジングエリア用資機材を移動・設置し，エアーテントを展開
し，床・壁等を養生シート及びテープを用い，隙間なく養生する。

② 重大事故等対応要員は，チェンジングエリア設置場所の照明が確保されていない場合，可搬型照明（ＳＡ）を設置し，照明を確保する。
③ 重大事故等対応要員は，チェンジングエリア用資機材を移動・設置し，テン
トハウスを展開し，床・壁等を養生シート及びテープを用い，隙間なく養生する。

④ 保安班は，各エリアの間にバリア，入口に粘着マット等を設置する。

④ 重大事故等対応要員は，各エリアの間にバリア，入口に粘着マット等を設置する。

⑤ 保安班は，簡易シャワー等を設置する。

⑤ 重大事故等対応要員は，簡易シャワー等を設置する。

⑥ 保安班は，脱衣回収箱，GM 汚染サーベイメータ等を必要な箇所に設置する。

⑥ 重大事故等対応要員は，脱衣収納袋，ＧＭ汚染サーベイメータ等を必要な箇所に設置する。

c.操作の成立性
上記の対応は，保安班 2 名で行い，作業開始から約 60 分で対応可能である。

ｃ．操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名で行い，作業開始から 170 分以内で対 ・作業時間の違い
応可能である。

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1.16.2.3 運転員等の被ばくを低減するための手順等(1)非常用ガス処理系による運転員等の被ばく防止手順
a. 非常用ガス処理系起動手順

東海第二

備

考

1.16.2.3 運転員等の被ばくを低減するための手順等(1) 原子炉建屋ガス処理系による運転員等の被ばく防止手順②

ａ．原子炉建屋ガス処理系起動手順

原子炉建屋原子炉区域内を負圧に維持することで，重大事故等により原子炉格納原子炉建屋原子炉棟内を負圧に維持することで，重大事故等により原子炉格納容

容器から原子炉建屋原子炉区域内に漏えいしてくる放射性物質が原子炉建屋原子炉器から原子炉建屋原子炉棟内に漏えいしてくる放射性物質が原子炉建屋原子炉棟か区域から直接環境へ放出されることを防ぎ，運転員等の被ばくを未然に防ぐためにら直接環境へ放出されることを防ぎ，運転員等の被ばくを未然に防ぐために原子炉

非常用ガス処理系を起動する手順を整備する。

建屋ガス処理系を起動する手順を整備する。

全交流動力電源喪失により非常用ガス処理系が起動できない場合は，常設代替交

全交流動力電源喪失により原子炉建屋ガス処理系が起動できない場合は，常設代流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用ガス処理系の電源を確保する。

替交流電源設備である常設代替高圧電源装置により原子炉建屋ガス処理系の電源を確保する。

常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の常設代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」に確保に関する手順等」にて整備する。

て整備する。

(a)手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

原子炉区域排気放射能高，燃料取替エリア放射能高，ドライウェル圧力高，原原子炉水位低（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

子炉水位低 (L-3)及び原子炉区域・タービン区域換気空調系全停のいずれかのトモニタ放射能高及び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が発生した場合又は，原子炉区域・タービン区域換気空調系が全停していのいずれかの信号が発生した場合

・警報名称の違い⑱

る場合。
(b)操作手順(b) 操作手順

非常用ガス処理系を起動する手順は以下の通り。非常用ガス処理系の概要図

原子炉建屋ガス処理系を起動する手順は以下の通り。

を第 1.16.8 図に示す。

原子炉建屋ガス処理系の概要図を第 1.16−12 図に，タイムチャートを第 1.16②―13 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に非常用ガス処
理系の起動準備を開始するよう指示する。

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
系の起動準備を開始するよう指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動② 運転員等は，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉

信号（原子炉区域排気放射能高，燃料取替エリア放射能高，ドライウェル圧力

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

高，原子炉水位低 (L-3)及び原子炉区域・タービン区域換気空調系全停）によ

ニタ放射能高及び原子炉建屋換気系燃料取替床排気ダクトモニタ放射能る非常用ガス処理系排風機が起動によって，非常用ガス処理系入口隔離弁及び高）による非常用ガス処理系排風機（Ａ）及び（Ｂ）並びに非常用ガス再非常ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁が全開，非常用ガス処理系乾燥装置入循環系排風機（Ａ）及び（Ｂ）が起動によって，非常用ガス再循環系原子

口弁が調整開となることを確認する。

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29①

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東海第二

備

考

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となることを確認する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，非常用ガス処理系の運転が開始されたことを非③ 運転員等は，原子炉建屋ガス処理系の運転が開始されたことを非常用ガス

常用ガス処理系排気流量指示値の上昇及び原子炉建屋外気差圧指示値が負圧で処理系流量指示値の上昇及び原子炉建屋負圧指示値が負圧であることにあることにより確認し当直副長に報告するとともに，原子炉建屋外気差圧指示より確認し発電長に報告するとともに，原子炉建屋負圧指示値を規定値で値を規定値で維持する。非常用ガス処理系起動時に原子炉建屋ブローアウトパ

維持する。原子炉建屋ガス処理系起動時に原子炉建屋外側ブローアウトパ

ネルの開閉状態を確認し， 開放状態になっている場合は， 中央制御室からのネルの開閉状態を確認し， 開放状態になっている場合は， 中央制御室か操作により閉止する。

らの操作により閉止する。

(c)操作の成立性
上記の操作は，中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施(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名にて作業を実施した場合， ①②

した場合，作業開始を判断してから非常用ガス処理系の起動まで 5 分以内で対作業開始を判断してから原子炉建屋ガス処理系の起動まで6分以内で対応可能

応可能である。

である。

原子炉建屋ブローアウトパネルの閉止操作については，中央制御室運転員 2

原子炉建屋ブローアウトパネルの閉止操作については，運転員等 1 名にて 17

名（ 操作者及び確認者） にて 10 分以内で対応可能である。

分以内で対応可能である。

b.非常用ガス処理系停止手順

ｂ．原子炉建屋ガス処理系停止手順

・対応人数，作業時間の違い②

非常用ガス処理系が運転中に，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認した場

原子炉建屋ガス処理系が運転中に，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認し合は，非常用ガス処理系の系統内での水素爆発を回避するため，非常用ガス処た場合は，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，原子理系を停止する。

炉建屋ガス処理系を停止する。

また，耐圧強化ベント系及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器

また，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベント操作を実施する場合に・東二はフィルタベント系統構

ベント操作を実施する場合についても，原子炉格納容器ベント時の系統構成のついても，原子炉格納容器ベント時の系統構成のため，非常用ガス処理系を停成に影響なしため，非常用ガス処理系を停止する。

止する。

(a)手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準

原子炉建屋オペレーティングフロアの水素濃度が，1.3vol%に到達した場合，原子炉建屋原子炉棟の水素濃度が，2.0vol%に到達した場合，又は耐圧強化ベ・GOTHIC 解析の結果を元に，水又は耐圧強化ベント系，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント

ント系による原子炉格納容器ベント操作を実施する場合

素爆発の基準値を設定

操作を実施する場合。
(b)操作手順
非常用ガス処理系を停止する手順は以下の通り。非常用ガス処理系の概要図⑱(b)操作手順
原子炉建屋ガス処理系を停止する手順は以下の通り。原子炉建屋ガス処理系

30②

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を第 1.16.8 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に非常用ガス処
理系の停止準備を開始するよう指示する。

東海第二

備

考

の概要図を第 1.16−12 図にに示す。
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の ①②停止準備を開始するよう指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，非常用ガス処理系排風機のコントロールスイ②運転員等は，非常用ガス処理系排風機のコントロールスイッチを「切保持」とッチを「切保持」とし，非常用ガス処理系排風機が停止，非常用ガス処理系乾し，非常用ガス処理系排風機，非常用ガス再循環系排風機が停止，非常用ガス

燥装置入口弁が全閉となることを確認する。

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が全閉となることを確認する。

③中央制御室運転員 A 及び B は，非常用ガス処理系入口隔離弁及び非常ガス処
理系フィルタ装置出口隔離弁の全閉操作を実施する。

③運転員等は，原子炉建屋ガス処理系の停止操作が完了したことを発電長に報告する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，非常用ガス処理系の停止操作が完了したことを当直副長に報告する。
(c)操作の成立性(c)操作の成立性

上記の操作は，中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1 名にて作業を実施した場合，作業開始

した場合，作業開始を判断してから非常用ガス処理系の停止まで 5 分以内で対を判断してから非常用ガス処理系の停止まで 5 分以内で対応可能である。

応可能である。

31

・対応人数の違い

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c. 原子炉建屋ブローアウトパネルの閉止手順

東海第二ｃ．原子炉建屋外側ブローアウトパネルの閉止手順

原子炉建屋原子炉区域は， 重大事故等時においても， 非常用ガス処理系によ原子炉建屋原子炉棟は， 重大事故等時においても， 原子炉建屋ガス処理系にり，内部の負圧を確保することができる。

より，内部の負圧を確保することができる。

原子炉建屋原子炉区域の気密バウンダリの一部として原子炉建屋に設置する原子炉建屋原子炉棟の気密バウンダリの一部として原子炉建屋に設置する原原子炉建屋ブローアウトパネルが非常用ガス処理系起動時に開放状態となって

子炉建屋外側ブローアウトパネルが原子炉建屋ガス処理系起動時に開放状態といる場合は， 内部の負圧を確保するために閉止する。

なっている場合は， 内部の負圧を確保するために閉止する。

【中央制御室からの原子炉建屋ブローアウトパネル閉止手順】【中央制御室からの原子炉建屋外側ブローアウトパネル閉止手順】(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

原子炉建屋ブローアウトパネルが開放状態で交流動力電源が健全な場合。

(b) 操作手順
中央制御室からの原子炉建屋ブローアウトパネルを閉止する手順は以下のとおり。
① 当直副長は， 手順着手の判断基準に基づき， 中央制御室運転員 A 及び Bに，原子炉建屋ブローアウトパネル閉止操作を指示する。
② 中央制御室運転員 B は， 操作スイッチにより原子炉建屋ブローアウトパ
ネル閉止操作を実施する。
(c) 操作の成立性

原子炉建屋外側ブローアウトパネルが開放状態で交流動力電源が健全な場合

中央制御室からの原子炉建屋外側ブローアウトパネルを閉止する手順は以下

②

②

⑱

①②

のとおり。タイムチャートを第 1.16―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，原子炉建屋外側
ブローアウトパネル閉止操作を指示する。
② 運転員等 は，ブローアウトパネル閉止装置の遠隔操作により原子炉建屋
外側ブローアウトパネル閉止操作を実施する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室の運転員等 1 名にて作業を実施した場合，原子炉した場合，作業開始を判断してから原子炉建屋ブローアウトパネル閉止操作ま建屋外側ブローアウトパネルが，10 箇所全て開放した場合に全ての開口部を閉で 10 分以内で対応可能である。

止するまで 17 分以内で対応可能である。

(a) 手順着手の判断基準

考(b) 操作手順

上記の操作は，中央制御室運転員 2 名（ 操作者及び確認者）にて作業を実施【現場での原子炉建屋ブローアウトパネル閉止手順】

備【現場での原子炉建屋外側ブローアウトパネル閉止手順】①②
・対応人数，作業時間の違い②(a) 手順着手の判断基準

原子炉建屋ブローアウトパネルが開放状態で全交流動力電源が喪失及び炉心

原子炉建屋外側ブローアウトパネルが開放状態で全交流動力電源が喪失及びが健全であることを確認した場合。

炉心が健全であることを確認した場合

32⑱

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順

東海第二

備

考

(b) 操作手順

現場での原子炉建屋ブローアウトパネルを閉止する手順は以下のとおり。

現場での原子炉建屋外側ブローアウトパネルを閉止する手順は以下のとおり。 ②（運転員が実施する場合）

タイムチャートを第 1.16―16 図に示す。

① 当直副長は， 手順着手の判断基準に基づき， 現場運転員に， 原子炉建屋ブローアウトパネル閉止操作を指示する。
②現場運転員 C,D,E 及び F は，原子炉建屋原子炉区域内の開放状態の原子
炉建屋ブローアウトパネルへ移動後， 牽引装置等を操作し， 原子炉建屋
ブローアウトパネルを引き上げる。
③現場運転員 C,D,E 及び F は，原子炉建屋ブローアウトパネルの引き上げ
後に原子炉建屋ブローアウトパネルを原子炉建屋に固定する。
（緊急時対策要員が実施する場合）① 当直長は， 当直副長の依頼に基づき， 緊急時対策本部に原子炉建屋ブ
ローアウトパネル閉止操作を依頼する。
② 緊急時対策本部は， 緊急時対策要員に原子炉建屋ブローアウトパネル閉止操作を指示する。

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②

建屋外側ブローアウトパネル閉止操作を依頼する。
② 災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に原子炉建屋外側ブローアウ ・東二は重大事故等対応要員がトパネル閉止操作を指示する。

対応③ 緊急時対策要員は， 原子炉建屋原子炉区域内の開放状態の原子炉建屋ブ③ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋原子炉棟の開放状態の原子炉建屋外側 ②

ローアウトパネルへ移動後， 牽引装置等を操作し， 原子炉建屋ブローア

ブローアウトパネルへ移動後，人力でのブローアウトパネル閉止装置の操ウトパネルを引き上げる。

作により，原子炉建屋外側ブローアウトパネル開口部の閉止を行う。

④ 緊急時対策要員は， 原子炉建屋ブローアウトパネルの引き上げ後に原子炉建屋ブローアウトパネルを原子炉建屋に固定する。
⑤ 緊急時対策要員は， 原子炉建屋ブローアウトパネルの閉止操作完了を緊
急時対策本部経由で当直長へ報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は， 運転員又は緊急時対策要員 4 名で実施し， 作業開始を判断してから原子炉建屋ブローアウトパネル 1 枚あたり約 10 時間で対応可能であ④ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの閉止操作完了を災害対策本部長代理経由で発電長へ報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は重大事故等対応要員 2 名で実施し，作業開始を判断してから原・対応人数，作業時間の違い

子炉建屋外側ブローアウトパネル 1 枚あたり 40 分以内で対応可能である。

る。
⑤(2) 現場操作のアクセス性
被ばく線量の低減のための操作のうち現場操作が必要なものは， 原子炉建屋
ブローアウトパネルの閉止のうち以下の操作である。
・現場での原子炉建屋ブローアウトパネル閉止操作

33

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東海第二

備

考

上記操作は， 原子炉建屋 4 階通路と原子炉建屋 1 階 MS トンネル室での操作のため， 当該個所へのアクセスルートを第 1.16.9 図〜第 1.16.12 図に示す。
上記の現場操作が必要な個所へのアクセス性については，外部起因事象として地震， 地震随伴火災及び地震による内部溢水を想定した場合のアクセスルー
トの成立性についても評価し，アクセス性に影響がないことを確認した。
ｄ．原子炉建屋外側ブローアウトパネルの強制開放手順(a) 手順着手の判断基準
ブローアウトパネル閉止装置による閉止を行うために原子炉建屋外側ブロー
アウトパネルの開放を行う必要があると判断した場合・KK は BOP 開放時は引き上げて閉止する手順である。東二はスライド扉での閉止する方式のため，操作を確実に実施する観点から BOP の強制解放手順を整(b) 操作手順
現場においてのブローアウトパネル強制開放装置の操作手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第 1.16―17 図に示す。
① 発電長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉建屋外側ブローアウトパ
ネルの開放を，災害対策本部長代理に依頼する。
② 災害対策本部長代理は，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放を，重大事故等対応要員に指示する。
③ 重大事故等対応要員は，現場（二次格納施設外）にてブローアウトパネル
強制開放装置の操作により，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放を行う。
④ 重大事故等対応要員は，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放を確認した後，災害対策本部長代理経由で発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は重大事故等対応要員 2 名にて作業を実施し，1 箇所を開放するまで 50 分で対応可能である。
その後にブローアウトパネル閉止装置による閉止を現場において人力で行う
場合，閉止まで 60 分以内で対応可能である。

34

備する

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東海第二

備
②

35

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

36

備

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

37

備

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備
②」

38

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

39

備

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

ｇ
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

40

備

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備

第 1.16−3 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【1.16】
原子炉制御室の居住性等に関する手順等

41

供給対象設備②
給電元給電母線

中央制御室換気系 空気調和機ファン

Ａ系：ＭＣＣ ２Ｃ系
Ｂ系：ＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室換気系 フィルタ系ファン

Ａ系：ＭＣＣ ２Ｃ系
Ｂ系：ＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室換気系 給気隔離弁

Ａ系：ＭＣＣ ２Ｄ系
Ｂ系：ＭＣＣ ２Ｃ系

中央制御室換気系 排気隔離弁

Ａ系：ＭＣＣ ２Ｄ系
Ｂ系：ＭＣＣ ２Ｃ系

中央制御室換気系 排煙装置隔離弁

Ａ系：ＭＣＣ ２Ｄ系
Ｂ系：ＭＣＣ ２Ｃ系

非常用ガス処理系 排風機

Ａ系：ＭＣＣ ２Ｃ系
Ｂ系：ＭＣＣ ２Ｄ系

非常用ガス再循環系 排風機

Ａ系：ＭＣＣ ２Ｃ系
Ｂ系：ＭＣＣ ２Ｄ系

原子炉建屋ガス処理系 AO 弁用制御電源

Ａ系：125V Ａ系蓄電池
Ｂ系：125V Ｂ系蓄電池

可搬型照明（ＳＡ）

緊急用ＭＣＣ

ブローアウトパネル閉止装置

緊急用ＭＣＣ

ブローアウトパネル開閉状態表示

緊急用 125V 系蓄電池

ブローアウトパネル閉止装置開閉状態表示

緊急用 125V 系蓄電池

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

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東海第二

備
設備系統の違い42

考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

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東海第二

備

考

タイムチャートを分割して作成

43

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備

考

タイムチャートを分割して作成

44

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備

考

東海第二では可搬型陽圧化装置
は用いない

45

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東海第二

備
設備の違い

46

考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備
設備の違い

47

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備

考

東海第二では空気ボンベユニッ
トで正圧化する48

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東海第二

備
設備の違い

49

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備
⑭

50

考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備
⑭

51

考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備
追加

52

考

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備

考

・対応人数，作業時間の違い

53

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東海第二

備
設備系統の違い54

考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等】

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東海第二

備

考

・対応人数，作業時間の違い

55

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東海第二

備

考

・対応人数，作業時間の違い

56

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東海第二

備

考

既出（６号炉で比較）

57

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東海第二

備
⑤

58

考

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東海第二

備
⑤

59

考

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東海第二

備
⑤

60

考

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東海第二

備
⑤

61

考

（参考資料）
１．１６ 比較表の相違理由一覧

比較表ページ

番号

1

①

1

②

1

③

1

④

2
4

⑤
⑥

5

⑦

5

⑧

6

⑨

6

⑩

6

⑪

6

⑫

7

⑬

9

⑭

9

⑮

16
16
19

⑯
⑰
⑱

内容
東二は運転員以外に重大事故等対応要員が中央制御室に常駐
名称の違い
居住性確保のために東海第二では換気系による循環運転、ＫＫでは陽圧化を行う
ＫＫは待避室に据え付けの通信設備使用。東二は可搬型を使用。
東二は原則現場アクセスはない
資機材名称の違い
東海第二ではカードル式空気ボンベユニット、乾電池内蔵型照明は使用しない
東海第二の可搬型照明（SA）には代替交流電源から給電する
非常用ガス処理系排気流量，原子炉建屋負圧についてはSA
設備とはしない
ＫＫでは脱落したＢＯＰを引き上げて閉止。東二では閉止装置（スライド扉）により閉止する
東二はスライド扉のＢＯＰ閉止装置のため，確実に閉止できる
よう強制解放装置を整備
東海第二では中央制御室換気系，非常用ガス処理系，非常用
ガス再循環系を重大事故等対処設備として用いる
東海第二の非常用照明は可搬型照明（ＳＡ）の代替としては使用しない。（可搬型照明（ＳＡ）が代替交流電源設備より給電可能であるため）事故シーケンス名称の違い
酸素の許容濃度はＫＫは酸欠防止規則の18％，東二は保守的に鉱山保安法の19％を採用，二酸化炭素の許容濃度はＫＫは事業所衛生基準規則，東二は鉱山保安法より採用
東二はベントタイミングに合わせて手順着手するため
東二は10倍を含め炉心損傷としているため
記載方法の違い柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.17 監視測定等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.17 監視測定等に関する手順等

東海第二

備考

1.17 監視測定等に関する手順等＜ 目 次 ＞

1.17.1 対応手段と設備の選定

＜

目 次 ＞

1.17.1 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(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(2) 対応手段と設備の選定の結果

a.放射性物質の濃度及び放射線量の測定の対応手段及び設備

ａ．放射性物質の濃度及び放射線量の測定の対応手段及び設備

b.風向，風速その他の気象条件の測定の対応手段及び設備

ｂ．風向，風速その他の気象条件の測定の対応手段及び設備

c.モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復の対応手段及び設備

ｃ．モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復の対応手段及び設備

d.手順等

ｄ．手順等

1.17.2 重大事故等時の手順等

1.17.2 重大事故等時の手順等

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

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(1)モニタリング・ポストによる放射線量の測定(1) モニタリング・ポストによる放射線量の測定(2)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(2) 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(3)放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定(3) 放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定

以降，同様の相違理由による(4)可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代替測定(4) 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

ものは相違理由①と示す。

(5)可搬型放射線計測器等による放射性物質の濃度及び放射線量の測定(5)(6)モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策(6) モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策(7)可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策(7) 可搬型モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策(8)放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策(8) 放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策(9)敷地外でのモニタリングにおける他の機関との連携体制(9) 敷地外でのモニタリングにおける他の機関との連携体制

1.17.2.2 風向，風速その他の気象条件の測定の手順等

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定・設備名称の相違

相違理由①

1.17.2.2 風向，風速その他の気象条件の測定の手順等(1)気象観測設備による気象観測項目の測定(1) 気象観測設備による気象観測項目の測定(2)可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定(2) 可搬型気象観測設備による気象観測項目の代替測定

1.17.2.3 モニタリング・ポストの電源をモニタリング・ポスト用発電機から給電する手 1.17.2.3 モニタリング・ポストの電源を代替交流電源設備から給電する手順等
順等

相違理由①
・東二はモニタリング・ポスト
専用の電源を設けず，代替交
流電源設備から給電する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.17 監視測定等に関する手順等】

東海第二柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

1.17 監視測定等に関する手順等

1.17 監視測定等に関する手順等【要求事項】【要求事項】

1

1

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工場等及びその周辺

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工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含む。
）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質（工場等の周辺海域を含む。）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ために必要なの濃度及び放射線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録するため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。

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

2

発電用原子炉設置者は、重大事故等が発生した場合に工場等において風向、風速そ

発電用原子炉設置者は、重大事故等が発生した場合に工場等において風向、風速その他の気象条件を測定し、及びその結果を記録するために必要な手順等が適切に整備の他の気象条件を測定し、及びその結果を記録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。

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】

【解釈】

1

1

第 1 項に規定する「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第 1 項に規定する「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線量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録するために必要な手順等」とは、量を監視し、及び測定し、並びにその結果を記録するために必要な手順等」とは、以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

いう。

う。

ａ）重大事故等が発生した場合でも、工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含ａ）重大事故等が発生した場合でも、工場等及びその周辺（工場等の周辺海域を含む。
）において、モニタリング設備等により、発電用原子炉施設から放出されるむ。
）において、モニタリング設備等により、発電用原子炉施設から放出される放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

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るために必要な手順等を整備すること。

ために必要な手順等を整備すること。

2ｂ）常設モニタリング設備が、代替交流電源設備からの給電を可能とすること。

ｂ）常設モニタリング設備が、代替交流電源設備からの給電を可能とすること。

ｃ）敷地外でのモニタリングは、他の機関との適切な連携体制を構築すること。

ｃ）敷地外でのモニタリングは、他の機関との適切な連携体制を構築すること。

事故後の周辺汚染により測定ができなくなることを避けるため、バックグラウンド

備考

2

事故後の周辺汚染により測定ができなくなることを避けるため、バックグラウンド低減対策手段を検討しておくこと。

低減対策手段を検討しておくこと。

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）にお重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）において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ための設備を整備している。また，重大事故等が発生し定し，並びにその結果を記録するための設備を整備する。また，重大事故等が発生した ・東二は対処設備の設置工事をた場合に，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

場合に，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

未だ実施していないため方るための設備を整備している。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るための設備を整備する。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

針を示し，他条文と整合を図

明する。

する。

る記載とした。

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.17 監視測定等に関する手順等】

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東海第二1.17.1 対応手段と設備の選定

1.17.1 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(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，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）

において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ための対応手段と重大事故等対処設備をし，及び測定し，並びにその結果を記録するための対応手段と重大事故等対処設備を

選定する。

選定する。

また，重大事故等が発生した場合に，発電所において風向，風速その他の気象条件

また，重大事故等が発生した場合に，発電所において風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録するための対応手段と重大事故等対処設備を選定すを測定し，及びその結果を記録するための対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

る。

重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うため対応手段と自主対策設備※
１

備考

重大事故等対処設備の他に，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設
備※１を選定する。

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※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。

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条及び技術基準規則第七十五条（以下「基う。
）だけでなく，設置許可基準規則第六十条及び技術基準規則第七十五条（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，重大事故等対処設備及び自主対策設備との関係を明確にする。

もに，重大事故等対処設備及び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(2) 対応手段と設備の選定の結果

上記「(1)対応手段と設備の選定の考え方」に基づき選定した対応手段及び審査基

上記「(1) 対応手段と設備の選定の考え方」に基づき選定した対応手段及び審査

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

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

対処設備，資機材及び自主対策設備を以下に示す。

等対処設備，資機材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等と整備する手順についての関係を
第 1.17.1 表に整理する。

なお，機能喪失を想定する設計基準対象施設等と整備する手順についての関係を ・図表番号の附番ルールの相違
第 1.17−1 表に整理する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

a．放射性物質の濃度及び放射線量の測定の対応手段及び設備

ａ．放射性物質の濃度及び放射線量の測定の対応手段及び設備(a) 対応手段(a) 対応手段

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）の放射線量を測定する手段がある。放射線量の測定で使用する設備は以下む。
）の放射線量を測定する手段がある。放射線量の測定で使用する設備は以下

のとおり。

のとおり。

・モニタリング・ポスト

・モニタリング・ポスト

・可搬型モニタリングポスト

・可搬型モニタリング・ポスト
3

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.17 監視測定等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

・データ処理装置

・可搬型モニタリング・ポスト端末

相違理由①

・可搬型放射線計測器（電離箱サーベイメータ）

・電離箱サーベイ・メータ

相違理由①

・小型船舶（海上モニタリング用）

・小型船舶

相違理由①

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）の放射性物質の濃度を測定する手段がある。放射性物質の濃度の測定で使用するの放射性物質の濃度を測定する手段がある。放射性物質の濃度の測定で使用する設備は以下のとおり。

設備は以下のとおり。

・放射能観測車・放射能観測車

・可搬型放射線計測器

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

相違理由①（可搬型ダスト・よう素サンプラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ， 相違理由①
β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）

相違理由①

・小型船舶（海上モニタリング用）

・小型船舶

相違理由①

・Ge ガンマ線多重波高分析装置

・Ｇｅγ線多重波高分析装置

相違理由①

・可搬型 Ge ガンマ線多重波高分析装置
・ガスフロー測定装置

・柏崎は所有する可搬型Ｇｅを・ガスフロー式カウンタ使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

(b) 重大事故等対処設備と自主対策備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

放射線量の測定に使用する設備のうち，可搬型モニタリングポスト，データ処

放射線量の測定に使用する設備のうち，可搬型モニタリング・ポスト，可搬型 相違理由①

理装置，可搬型放射線計測器（電離箱サーベイメータ）及び小型船舶（海上モニモニタリング・ポスト端末，電離箱サーベイ・メータ及び小型船舶は，重大事故 相違理由①

タリング用）は，重大事故等対処設備として位置付ける。

等対処設備として位置付ける。

また，放射性物質の濃度の測定に使用する設備のうち，可搬型放射線計測器

また，放射性物質の濃度の測定に使用する設備のうち，可搬型放射能測定装置 相違理由①（可搬型ダスト・よう素サンプラ，NaI シンチレーションサーベイメータ，GM 汚（可搬型ダスト・よう素サンプラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ， 相違理由①

染サーベイメータ及び ZnS シンチレーションサーベイメータ）及び小型船舶（海β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）及び小型 相違理由①

上モニタリング用）は，重大事故等対処設備として位置付ける。

船舶は，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として全て網羅されている。

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として全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を以上の重大事故等対処設備により，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）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含む。
）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できる。

量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録できる。

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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・モニタリング・ポスト

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。
・モニタリング・ポスト
4

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・放射能観測車・放射能観測車

・Ge ガンマ線多重波高分析装置

・Ｇｅγ線多重波高分析装置

・可搬型 Ge ガンマ線多重波高分析装置
・ガスフロー測定装置

備考
相違理由①
相違理由④

・ガスフロー式カウンタ

耐震性は確保されていないが，健全性が確認できた場合において，重大事

耐震性は確保されていないが，健全性が確認できた場合において，重大事

故等時の放射性物質の濃度及び放射線量を測定するための手段として有効

故等時の放射性物質の濃度及び放射線量を測定するための手段として有効

である。

である。

b．風向，風速その他の気象条件の測定の対応手段及び設備

ｂ．風向，風速その他の気象条件の測定の対応手段及び設備(a) 対応手段(a) 対応手段

重大事故等が発生した場合に，発電所において風向，風速その他の気象条件を

重大事故等が発生した場合に，発電所において風向，風速その他の気象条件を測定する手段がある。風向，風速その他の気象条件の測定で使用する設備は以下

測定する手段がある。風向，風速その他の気象条件の測定で使用する設備は以下

のとおり。

のとおり。

相違理由①

・気象観測設備

・気象観測設備

・可搬型気象観測装置

・可搬型気象観測設備

相違理由①

・データ処理装置

・可搬型気象観測設備端末

相違理由①(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
風向，風速その他の気象条件の測定に使用する設備のうち，可搬型気象観測装(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
風向，風速その他の気象条件の測定に使用する設備のうち，可搬型気象観測設 相違理由①

置及びデータ処理装置は，重大事故等対処設備として位置付ける。これらの選定

備及び可搬型気象観測設備端末は，重大事故等対処設備として位置付ける。これした設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備として全て網羅されてい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として全て網羅る。

されている。

以上の重大事故等対処設備により，重大事故等が発生した場合に，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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・気象観測設備
耐震性は確保されていないが，健全性が確認できた場合において，風向，風速その他の気象条件を測定するための手段として有効である。

以上の重大事故等対処設備により，重大事故等が発生した場合に，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。
・気象観測設備
耐震性は確保されていないが，健全性が確認できた場合において，風向，風速その他の気象条件を測定するための手段として有効である。

5

相違理由①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二c．モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復の対応手段及び設備

ｃ．モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復の対応手段及び設備(a)対応手段(a) 対応手段

電源を回復させるため，無停電電源装置及び代替交流電源設備（モニタリング・

備考

電源を回復させるため，無停電電源装置，常設代替交流電源設備（常設代替高 相違理由②

ポスト用発電機）から給電する手段がある。なお，モニタリング・ポストの電源を

圧電源装置），可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車）及び非常用交 ・東海第二は，代替交流電源設

回復してもモニタリング・ポストの機能が回復しない場合は，可搬型モニタリング

流電源設備から給電する手段がある。

ポスト及びデータ処理装置により代替測定する手段がある。

備の他に，非常用交流電源設

なお，モニタリング・ポストの電源を回復してもモニタリング・ポストの機能

備からの給電も可能である。

が回復しない場合は，可搬型モニタリング・ポスト及び可搬型モニタリング・ポ

以降，同様の相違理由による

スト端末により代替測定する手段がある。

ものは相違理由⑤と示す。
相違理由①

モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復で使用する設備は以下のとおり

モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復で使用する設備は以下のとおり。

・無停電電源装置

・無停電電源装置

・モニタリング・ポスト用発電機

・常設代替交流電源設備

相違理由②・可搬型代替交流電源設備

相違理由②・非常用交流電源設備

相違理由⑤・可搬型モニタリングポスト

・可搬型モニタリング・ポスト

相違理由①

・データ処理装置

・可搬型モニタリング・ポスト端末

相違理由①(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復で使用する設備のうち，モニタリ(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復で使用する設備のうち，常設代 相違理由②，⑤

ング・ポスト用発電機，可搬型モニタリングポスト及びデータ処理装置は，重大事

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，可搬型モニタ 相違理由①

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

リング・ポスト及び可搬型モニタリング・ポスト端末は，重大事故等対処設備とに要求される設備として全て網羅されている。

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として全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，常用所内電源が喪失した場合においても，モ以上の重大事故等対処設備により，非常用交流電源設備からの給電が喪失しニタリング・ポストの電源又は機能を回復し，発電所及びその周辺において発電用た場合においても，モニタリング・ポストの電源又は機能を回復し，発電所及び原子炉施設から放出される放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録

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線量を監視し，及び測できる。

定し，並びにその結果を記録できる。

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，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・無停電電源装置

相違理由①

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。
・無停電電源装置

耐震性は確保されていないが，モニタリング・ポストの電源が喪失した場合

耐震性は確保されていないが，モニタリング・ポストの電源が喪失したに，モニタリング・ポスト用発電機から給電するまでの間のモニタリング・ポ

場合に，代替交流電源設備から給電するまでの間のモニタリング・ポスト

ストの機能を維持するための手段として有効である。

の機能を維持するための手段として有効である。
6

相違理由②

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d．手順等
上記の a．b．及び c．により選定した対応手段に係る手順を整備する。
（第 1.17.1
表）
また，これらの手順は，保安班 ※ 2 の対応として重大事故等時における緊急時対策本部運営要領等に定める。
※2 保安班：緊急時対策要員のうち保安班の班員をいう。

東海第二
ｄ．手順等
上記のａ．ｂ．及びｃ．により選定した対応手段に係る手順を整備する。
（第る。
（第 1.17.2 表，第 1.17.3 表）

また，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・設備運用・設計，体制の違い

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）」，に起因する記載の相違はあ「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める。

るが，実態として記載内容に※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）違いはない。

事故時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する。
（第 1.17−2 表，第 1.17−3 表）

1.17.2 重大事故等発生時の手順等

1.17.2 重大事故等時の手順等

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

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

重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）にお重大事故等が発生した場合に，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）において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ため，以下の手段を用いた手順を整備する。

定し，並びにその結果を記録するため，以下の手段を用いた手順を整備する。

重大事故等時におけるモニタリング・ポスト及び可搬型モニタリングポストを用いた

相違理由③

1.17−1 表）をいう。
事故時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備す

備考

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。
相違理由③

重大事故等時におけるモニタリング・ポスト及び可搬型モニタリング・ポストを用いた 相違理由①

放射線量の測定は，連続測定を行う。また，放射性物質の濃度（空気中，水中，土壌中） 放射線量の測定は，連続測定を行う。また，放射性物質の濃度（空気中，水中，土壌中）の測定及び海上モニタリングの測定頻度は，1 回/日以上とする。ただし，発電用原子炉 の測定及び海上モニタリングの測定頻度は，1 回／日以上とする。ただし，発電用原子炉
施設の状態，放射性物質の放出状況及び海洋の状況を考慮し，測定しない場合もある。得施設の状態，放射性物質の放出状況及び海洋の状況を考慮し，測定しない場合もある。得られた放射性物質の濃度及び放射線量並びに「1.17.2.2 風向，風速その他の気象条件のられた放射性物質の濃度及び放射線量並びに「1.17.2.2 風向，風速その他の気象条件の測定の手順等」の気象データから放射能放出率を算出し，放出放射能量を求める。

測定の手順等」の気象データから放射能放出率を算出し，放出放射能量を求める。

事故後の周辺汚染により，モニタリング・ポストでの放射線量の測定ができなくなるこ

事故後の周辺汚染により，モニタリング・ポストでの放射線量の測定ができなくなることを避けるため，モニタリング・ポストの検出器保護カバーを交換する等のバックグラウとを避けるため，モニタリング・ポストの検出器保護カバーを交換する等のバックグラウ

ンド低減対策を行う。

ンド低減対策を行う。

事故後の周辺汚染により，可搬型モニタリングポストでの放射線量の測定ができなく

事故後の周辺汚染により，可搬型モニタリング・ポストでの放射線量の測定ができなく 相違理由①なることを避けるため，可搬型モニタリングポストの養生シートを交換する等のバックなることを避けるため，可搬型モニタリング・ポストの養生シートを交換する等のバック 相違理由①

グラウンド低減対策を行う。

グラウンド低減対策を行う。

事故後の周辺汚染により，放射性物質の濃度の測定ができなくなることを避けるため，

事故後の周辺汚染により，放射性物質の濃度の測定ができなくなることを避けるため，検出器の周辺を遮蔽材で囲む等のバックグラウンド低減対策を行う。

検出器の周辺を遮蔽材で囲む等のバックグラウンド低減対策を行う。

(1) モニタリング・ポストによる放射線量の測定(1) 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・ポストは，通常時から放射線量を連続測定しており，重大事故等時モニタリング・ポストは，通常時から放射線量を連続測定しており，重大事故等時
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東海第二

備考

に放射線量の測定機能等が喪失していない場合は，継続して放射線量を連続測定し，に放射線量の測定機能等が喪失していない場合は，継続して放射線量を連続測定し，測定結果は，モニタリグ・ポスト局舎内で電磁的に記録し，約 3 ヶ月分保存する。ま

測定結果は，モニタリング・ポスト局舎内で電磁的に記録し，約 2 ヶ月分保存する。 ・仕様の相違

た，モニタリング・ポストによる放射線量の測定は，自動的な連続測定であるため，また，モニタリング・ポストによる放射線量の測定は，自動的な連続測定であるため，手順を要するものではない。

手順を要するものではない。

なお，モニタリング・ポストが機能喪失した場合は，「1.17.2.1 (2)可搬型モニタ

なお，モニタリング・ポストが機能喪失した場合は，「1.17.2.1 (2) 可搬型モニ 相違理由①

リングポストによる放射線量の測定及び代替測定」を行う。

タリング・ポストによる放射線量の測定及び代替測定」を行う。

(2) 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(2) 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

重大事故等時にモニタリング・ポストが機能喪失した場合，可搬型モニタリングポ

相違理由①

重大事故等時にモニタリング・ポストが機能喪失した場合，可搬型モニタリング・ 相違理由①

ストによる放射線量の代替測定を行う。また，原子力災害対策特別措置法第 10 条特ポストによる放射線量の代替測定を行う。また，原子力災害対策特別措置法第 10 条

定事象が発生した場合，モニタリング・ポストが設置されていない海側等に可搬型モ

特定事象が発生した場合，モニタリング・ポストが設置されていない海側等に可搬型

ニタリングポストを 5 台配置し，放射線量の測定を行う。さらに，5 号炉原子炉建屋

モニタリング・ポストを 5 台設置し，放射線量の測定を行う。さらに，緊急時対策所 相違理由①

内緊急時対策所の陽圧化の判断のため，5 号炉原子炉建屋付近に可搬型モニタリングの正圧化の判断のため，緊急時対策所付近に可搬型モニタリング・ポストを 1 台設置 ・東二は「正圧化」で統一

ポストを 1 台配置し，放射線量の測定を行う。

し，放射線量の測定を行う。

可搬型モニタリングポストにより放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果可搬型モニタリング・ポストにより放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結 相違理由①を記録するための手順を整備する。
この手順のフローチャートを第 1.17.1 図に示す。

果を記録するための手順を整備する。この手順のフローチャートを第 1.17−1 図に 相違理由③示す。

可搬型モニタリングポストによる代替測定地点については，測定データの連続性を可搬型モニタリング・ポストによる代替測定地点については，測定データの連続性

相違理由①

考慮し，各モニタリング・ポストに隣接した位置に配置することを原則とする。可搬型を考慮し，各モニタリング・ポストに隣接した位置に設置することを原則とする。可 相違理由⑥

モニタリングポストの配置位置及び保管場所を第 1.17.2 図に示す。

搬型モニタリング・ポストの設置場所及び保管場所を第 1.17−2 図に示す。

ただし，地震・火災等で配置位置にアクセスすることができない場合は，アクセスル
ート上の車両等で運搬できる範囲に配置位置を変更する。
a．手順着手の判断基準

ただし，地震・火災等で設置場所にアクセスすることができない場合は，アクセス 相違理由⑥
ルート上の車両等で運搬できる範囲に設置場所を変更する。
ａ．手順着手の判断基準

重大事故等時，保安班長が 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所でモニタリング・ポ

重大事故等時，災害対策本部長代理が緊急時対策所でモニタリング・ポスト

ストの指示値及び警報表示を確認し，モニタリング・ポストの放射線量の測定機能の指示値及び警報表示を確認し，モニタリング・ポストの放射線量の測定機能がが喪失したと判断した場合。

喪失したと判断した場合。

また，海側等及び 5 号炉原子炉建屋付近への配置については，当直副長が原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生したと判断した場合。
b．操作手順
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についての手順の相違理由③

また，海側等及び緊急時対策所付近への設置については，災害対策本部長代相違理由①，⑥

相違理由①，⑥

理が原子力災害対策法第 10 条特定事象が発生したと判断した場合。
ｂ．操作手順
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についての手

概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.3 図に示す。

順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−3 図に示す。

相違理由③

①

保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に可搬型モニタリングポス①災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に相違理由①，⑥

トによる放射線量の測定及び代替測定の開始を指示する。その際，保安班長は，ア

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の開始を指8

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
クセスルート等の被災状況を考慮し，配置位置を決定する。

東海第二

備考

示する。その際，災害対策本部長代理は，アクセスルート等の被災状況を考慮し，設置場所を決定する。

②

③

④

保安班員は，高台保管場所及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所に保管してある②重大事故等対応要員は，緊急時対策所建屋に保管してある可搬型モニタリン

可搬型モニタリングポストを車両等に積載し，配置位置まで運搬・配置し，測定をグ・ポストを車両等に積載し，設置場所まで運搬・設置し，測定を開始する。

開始する。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所までデータが伝送されていることを確

緊急時対策所までデータが伝送されていることを確認し，監視を開始する。な認し，監視を開始する。なお，可搬型モニタリングポストを配置する際に，あらかお，可搬型モニタリング・ポストを設置する際に，あらかじめ可搬型モニタリ

じめ可搬型モニタリングポスト本体を養生シートにより養生することで，可搬型

ング・ポスト本体を養生シートにより養生することで，可搬型モニタリング・

モニタリングポストのバックグラウンド低減対策を行う。

ポストのバックグラウンド低減対策を行う。

保安班員は，可搬型モニタリングポストの記録装置（電子メモリ）に測定データ③重大事故等対応要員は，可搬型モニタリング・ポストの記録装置（電子メモリ） 相違理由①，⑥を記録し，保存する。なお，記録装置の電源が切れた場合でも電子メモリ内の測定に測定データを記録し，保存する。なお，記録装置の電源が切れた場合でも電データは消失しない。

子メモリ内の測定データは消失しない。

保安班員は，使用中に外部バッテリーの残量が少ない場合，予備の外部バッテリ

相違理由①，⑥④重大事故等対応要員は，使用中に外部バッテリーの残量が少ない場合，予備の相違理由①，⑥

ーと交換する。
（外部バッテリーは連続 5 日以上使用可能である。なお，15 台の可外部バッテリーと交換する。
（外部バッテリーは連続 6 日以上使用可能である。 ・仕様の相違

搬型モニタリングポストの外部バッテリーを交換した場合の所要時間は，作業開

なお，10 台の可搬型モニタリング・ポストの外部バッテリーを交換した場合 ・設備及び体制の違いによる記始を判断してから移動時間も含めて約 330 分で可能である。
）の所要時間は，作業開始を判断してから移動時間も含めて 310 分以内で可能

載内容の相違である。
）

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。
・東二は「○分以内」で統一
以降，同様の相違理由によるｃ．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，連続して 15 台配置した場合は，作業開

ｃ．操作の成立性

ものは相違理由⑧と示す。

上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，連続して 10 台設置した場 相違理由⑥，⑦，⑧

始を判断してから約 435 分で可能である。なお，モニタリング・ポストの代替測定

合は，作業開始を判断してから 475 分以内で可能である。なお，モニタリング・ポ（9 台），海側等の測定（5 台）及び陽圧化判断用の測定（1 台）をそれぞれ別に実ストの代替測定（4 台），海側等の測定（5 台）及び正圧化判断用の測定（1 台）を ・東二は「正圧化」で統一施した場合は，作業開始を判断してから，モニタリング・ポストの代替測定は約 285

それぞれ別に実施した場合は，作業開始を判断してから，モニタリング・ポストの分，海側等の測定は約 175 分，陽圧化判断用の測定は約 55 分で可能である。

代替測定は 200 分以内，海側等の測定は 235 分以内，正圧化判断用の測定は 35 分以内で可能である。

車両等で配置位置までの運搬ができない場合は，アクセスルート上に車両等で運車両等で設置場所までの運搬ができない場合は，アクセスルート上に車両等で搬し，配置する。また，円滑に作業ができるよう 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

運搬し，設置する。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信との連絡用に通信連絡設備を整備する。

連絡設備を整備する。

(3)放射能観測車による放射性物質の濃度の測定
周辺監視区域境界付近等の空気中の放射性物質の濃度を放射能観測車により監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための手順を整備する。

(3) 放射能観測車による放射性物質の濃度の測定
周辺監視区域境界付近等の空気中の放射性物質の濃度を放射能観測車により監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための手順を整備する。
9

相違理由①，⑥

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放射能観測車は，通常時は荒浜側高台保管場所に保管しており，重大事故等時に測定機能等が喪失していない場合は，空気中の放射性物質の濃度を測定する。
なお，放射能観測車が機能喪失した場合は，「1.17.2.1(4)可搬型放射線計測器による

東海第二放射能観測車は，通常時は予備機置場に保管しており，重大事故等時に測定機能等

相違理由⑥が喪失していない場合は，空気中の放射性物質の濃度を測定する。
なお，放射能観測車が機能喪失した場合は，「1.17.2.1(4) 可搬型放射能測定装置 相違理由①

空気中の放射性物質の濃度の代替測定」を行う。

による空気中の放射性物質の濃度の代替測定」を行う。

a．手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

当直副長が原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生したと判断した場合。

備考

災害対策本部長代理が原子力災害対策特別措置法第 10 条特定事象が発生したと 相違理由⑥
判断した場合。

b．操作手順
放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定についての手順の概要は

ｂ．操作手順
放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定についての手順の概要は

相違理由③

以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.4 図に示す。

以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−4 図に示す。

① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に放射能観測車による空① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に 相違理由⑥

気中の放射性物質の濃度の測定の開始を指示する

放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定の開始を指示する。

② 保安班員は，保安班長の指示した場所に放射能観測車を移動し，ダスト・よう② 重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理の指示した場所に放射能観測車

素サンプラにダストろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試料を採取すを移動し，ダスト・よう素サンプラにダストろ紙及びよう素用カートリッジをる。

セットし，試料を採取する。

③ 保安班員は，よう素測定装置によりよう素濃度，GM 計数装置によりダスト濃度を監視・測定する。
④ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。

相違理由⑥③ 重大事故等対応要員は，よう素測定装置によりよう素濃度，ダストモニタによ 相違理由①，⑥
りダスト濃度を監視・測定する。
④ 重大事故等対応要員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存す

相違理由⑥

る。
c．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）は，作業

ｃ．操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり） 相違理由①，⑥，⑦，⑧

開始を判断してから約 90 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう 5 号炉

は，作業開始を判断してから 100 分以内で可能である。また，円滑に作業ができる

原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

よう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

(4) 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代替測定
重大事故等時に放射能観測車が機能喪失した場合，可搬型放射線計測器（ダスト・(4) 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

相違理由①

重大事故等時に放射能観測車が機能喪失した場合，可搬型放射能測定装置（ダス 相違理由①，③

よう素サンプラの代替として可搬型ダスト・よう素サンプラ，よう素測定装置の代替

ト・よう素サンプラの代替として可搬型ダスト・よう素サンプラ，よう素測定装置のとして NaI シンチレーションサーベイメータ，GM 計数装置の代替として GM 汚染サー代替としてＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ，ダストモニタの代替としてβベイメータ）による空気中の放射性物質の濃度の代替測定を行う。可搬型放射線計測

線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）による空気中の ・東二の放射能観測車にはα線器により空気中の放射性物質の濃度を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録す

放射性物質の濃度の代替測定を行う。可搬型放射能測定装置により空気中の放射性測定用の測定器を搭載してるための手順を整備する。この手順のフローチャートを第 1.17.1 図に示す。可搬型放

物質の濃度を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための手順を整備すいるため代替測定用の測定

射線計測器の保管場所を第 1.17.5 図に示す。

る。この手順のフローチャートを第 1.17−1 図に示す。可搬型放射能測定装置の保管器を配備する。

場所を第 1.17−5 図に示す。

以降，同様の相違理由による

10柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.17 監視測定等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
ものは相違理由⑨と示す。

a．手順着手の判断基準
重大事故等時，保安班長が放射能観測車に搭載しているダスト・よう素サンプラ

ａ．手順着手の判断基準
重大事故等時，災害対策本部長代理が放射能観測車に搭載しているダスト・よう 相違理由①，⑥の使用可否，よう素測定装置及び GM 計数装置の指示値を確認し，放射能観測車によ素サンプラの使用可否，よう素測定装置及びダストモニタの指示値を確認し，放射る空気中の放射性物質の濃度のいずれかの測定機能が喪失したと判断した場合。

能観測車による空気中の放射性物質の濃度のいずれかの測定機能が喪失したと判断した場合。

b．操作手順可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代替測定についての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.6 図に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代替測定の開始を指示する。

ｂ．操作手順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についての相違理由①，③

手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−6 図に示す。
① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に相違理由①，⑤

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の開始を指示する。

② 保安班員は，可搬型放射線計測器(NaI シンチレーションサーベイメータ及び② 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サンプ

GM 汚染サーベイメータ)の使用開始前に乾電池の残量を確認し，少ない場合は

ラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ及びＺ・東二は可搬型ダスト・よう素予備の乾電池と交換する。

ｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）の使用開始前に乾電池等の残量を確

サンプラのバッテリーの容認し，少ない場合は予備の乾電池等と交換する。

量を確認する。

相違理由①，⑥，⑨

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。
③ 保安班員は，可搬型放射線計測器 (可搬型ダスト・よう素サンプラ，NaI シン③ 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サンプ

チレーションサーベイメータ及び GM 汚染サーベイメータ)を車両等に積載し，

ラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ及びＺ保安班長が指示した場所に運搬・移動し，可搬型ダスト・よう素サンプラにダｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）を車両等に積載し，災害対策本部長

ストろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試料を採取する。

代理が指示した場所に運搬・移動し，可搬型ダスト・よう素サンプラにダスト

相違理由①，⑥，⑨

ろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試料を採取する。
④ 保安班員は，NaI シンチレーションサーベイメータによりよう素濃度，GM 汚染
サーベイメータによりダスト濃度を監視・測定する。

④ 重大事故等対応要員は，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータによりよう

相違理由①，⑥，⑨

素濃度，β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ
によりダスト濃度を監視・測定する。

⑤ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。
c．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）は，作業開始を判断してから約 95 分で可能である。
また，円滑に作業ができるよう 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

⑤ 重大事故等対応要員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。 相違理由⑥
ｃ．操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり） 相違理由①，⑥，⑦，⑧
は，作業開始を判断してから 110 分以内で可能である。
また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
11

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.17 監視測定等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(5) 可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度及び放射線量の測定
重大事故等時に発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）において，可搬型

東海第二(5) 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定

相違理由①

重大事故等時に発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。
）において，可搬 相違理由①

放射線計測器（可搬型ダスト・よう素サンプラ，NaI シンチレーションサーベイメー

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

タ，GM 汚染サーベイメータ，ZnS シンチレーションサーベイメータ及び電離箱サーベ

イ・メータ，β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ），イメータ）及び小型船舶（海上モニタリング用）により，放射性物質の濃度（空気中，電離箱サーベイ・メータ及び小型船舶により，放射性物質の濃度（空気中，水中，土

水中，土壌中）及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するため

壌中）及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録するための手順をの手順を整備する。

整備する。

可搬型放射線計測器の保管場所及び海水・排水試料採取場所を第 1.17.5 図に示す。

備考

可搬型放射能測定装置等の保管場所及び海水・排水試料採取場所を第 1.17−5 図 相違理由①，③に示す。

a．可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定

ａ．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測定

相違理由①

重大事故等時に発電用原子炉施設から気体状の放射性物質が放出されたおそれが重大事故等時に発電用原子炉施設から気体状の放射性物質が放出されたおそれある場合において発電所及びその周辺の空気中の放射性物質の濃度の測定が必要とがある場合において発電所及びその周辺の空気中の放射性物質の濃度の測定が必判断した場合に，可搬型放射線計測器により空気中の放射性物質の濃度の測定を行要と判断した場合に，可搬型放射能測定装置により空気中の放射性物質の濃度の 相違理由①う。

測定を行う。

(a)手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

重大事故等時，保安班長が主排気筒モニタの指示値及び警報表示を確認し，主排気筒モニタの放射性物質の濃度の測定機能が喪失したと判断した場合。

重大事故等時，災害対策本部長代理が排気筒モニタの指示値及び警報表示を相違理由①，⑥

確認し，排気筒モニタの放射性物質の濃度の測定機能が喪失したと判断した場合。

又は，主排気筒モニタの測定機能が喪失しておらず，指示値に有意な変動を確認

又は，排気筒モニタの測定機能が喪失しておらず，指示値の有意な変動を確認する等，保安班長が発電用原子炉施設から気体状の放射性物質が放出されたおそれする等，災害対策本部長代理が発電用原子炉施設から気体状の放射性物質が放があると判断した場合。

出されたおそれがあると判断した場合。

(b)操作手順
可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定についての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.7 図に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に空気中の放射性物質の濃度の測定の開始を指示する。
② 保安班員は，可搬型放射線計測器（NaI シンチレーションサーベイメータ，

相違理由①，⑥(b) 操作手順
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測定についての手相違理由①，③

順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−7 図に示す。
① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要 相違理由⑥
員に空気中の放射性物質の濃度の測定の開始を指示する。
② 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サ 相違理由①，⑥，⑩

GM 汚染サーベイメータ及び ZnS シンチレーションサーベイメータ）の使用開

ンプラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ，β線サーベイ・メー

始前に乾電池の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池と交換する。

タ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）の使用開始前に乾電池等の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池等と交換する。

③ 保安班員は，可搬型放射線計測器 (可搬型ダスト・よう素サンプラ，NaI シ③ 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サ 相違理由①，⑥

ンチレーションサーベイメータ，GM 汚染サーベイメータ及び ZnS シンチレー

ンプラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ，β線サーベイ・メー

ションサーベイメータ)を車両等に積載し，保安班長が指示した場所に運搬・

タ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）を車両等に積載し，災12柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.17 監視測定等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二移動し，可搬型ダスト・よう素サンプラにダストろ紙及びよう素用カートリ害対策本部長代理が指示した場所に運搬・移動し，可搬型ダスト・よう素

ッジをセットし，試料を採取する。

サンプラにダストろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試料を採取

備考する。
④ 保安班員は，必要に応じて前処理を行い，NaI シンチレーションサーベイメ④ 重大事故等対応要員は，必要に応じて前処理を行い，ＮａＩシンチレーシ 相違理由①，④，⑥

ータによりガンマ線，GM 汚染サーベイメータによりベータ線，ZnS シンチレョンサーベイ・メータによりガンマ線，β線サーベイ・メータによりベーーションサーベイメータによりアルファ線を放出する放射性物質の濃度（空タ線，ＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータによりアルファ線を放出気中）を監視・測定する。また，自主対策設備である Ge ガンマ線多重波高分する放射性物質の濃度（空気中）を監視・測定する。また，自主対策設備

析装置，可搬型 Ge ガンマ線多重波高分析装置，ガスフロー測定装置が健全であるＧｅγ線多重波高分析装置，ガスフロー式カウンタが健全であれであれば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故ば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対等対処設備である可搬型放射線計測器による測定を優先する。

処設備である可搬型放射能測定装置による測定を優先する。

⑤ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。

相違理由①，④，⑥⑤ 重大事故等対応要員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存 相違理由⑥
する。

(c)操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）は，作業開始を判断してから約 95 分で可能である。
また，円滑に作業ができるよう 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
b．可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定(c) 操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あた

相違理由①，⑥，⑦，⑧

り）は，作業開始を判断してから 110 分以内で可能である。
また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
ｂ．可搬型放射能測定装置による水中の放射性物質の濃度の測定

相違理由①

重大事故等時に発電用原子炉施設から液体状の放射性物質が放出されたおそれ

重大事故等時に発電用原子炉施設から液体状の放射性物質が放出されたおそれがある場合において発電所及びその周辺の水中の放射性物質の濃度の測定が必要がある場合において発電所及びその周辺の水中の放射性物質の濃度の測定が必要と判断した場合に，可搬型放射線計測器により水中の放射性物質の濃度の測定を行と判断した場合に，可搬型放射能測定装置により水中の放射性物質の濃度の測定 相違理由①

う。

を行う。

(a)手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

重大事故等発生後，保安班長が液体廃棄物処理設備排水モニタの指示値及び警

重大事故等発生後，災害対策本部長代理が液体廃棄物処理系出口モニタの指報表示を確認し，液体廃棄物処理系排水モニタの放射性物質の濃度の測定機能が示値及び警報表示を確認し，液体廃棄物処理系出口モニタの放射性物質の濃度喪失したと判断した場合。

の測定機能が喪失したと判断した場合。

又は，液体廃棄物処理系排水モニタの測定機能が喪失しておらず，指示値に有意相違理由①，⑥

又は，液体廃棄物処理系出口モニタの測定機能が喪失しておらず，指示値に有 相違理由①，⑥な変動を確認する等，保安班長が発電用原子炉施設から発電所の周辺海域へ放射

意な変動を確認する等，災害対策本部長代理が発電用原子炉施設から発電所の性物質が含まれる水が放出されたおそれがあると判断した場合。

周辺海域へ放射性物質が含まれる水が放出されたおそれがあると判断した場合。

(b)操作手順
可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定についての手順の概(b) 操作手順
可搬型放射能測定装置による水中の放射性物質の濃度の測定についての手順13

相違理由①，③

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.8 図に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に水中の放射性物質の濃度の測定の開始を指示する。
② 保安班員は，可搬型放射線計測器（NaI シンチレーションサーベイメータ，GM

東海第二

備考

の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−8 図に示す。
① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要 相違理由⑥
員に水中の放射性物質の濃度の測定の開始を指示する。
② 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（ＮａＩシンチレーション 相違理由①，⑥

汚染サーベイメータ及び ZnS シンチレーションサーベイメータ）の使用開始前

サーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサに乾電池の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池と交換する。

ーベイ・メータ）の使用開始前に乾電池の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池と交換する。

③ 保安班員は，可搬型放射線計測器(NaI シンチレーションサーベイメータ，GM 汚③ 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（ＮａＩシンチレーション 相違理由①，⑥

染サーベイメータ及び ZnS シンチレーションサーベイメータ)を車両等に積載サーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサ

し，試料採取場所に運搬・移動し，採取用資機材を用いて海水等の試料を採取

ーベイ・メータ）を車両等に積載し，試料採取場所に運搬・移動し，採取する。

用資機材を用いて海水等の試料を採取する。

④ 保安班員は，必要に応じて前処理を行い，NaI シンチレーションサーベイメー④ 重大事故等対応要員は，必要に応じて前処理を行い，ＮａＩシンチレーシ 相違理由①，④，⑥

タによりガンマ線，GM 汚染サーベイメータによりベータ線，ZnS シンチレーシ

ョンサーベイ・メータによりガンマ線，β線サーベイ・メータによりベーョンサーベイメータによりアルファ線を放出する放射性物質の濃度（水中）を

タ線，ＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータによりアルファ線を放出監視・測定する。また，自主対策設備である Ge ガンマ線多重波高分析装置，する放射性物質の濃度（水中）を監視・測定する。また，自主対策設備で可搬型 Ge ガンマ線多重波高分析装置，ガスフロー測定装置が健全であれば，あるＧｅγ線多重波高分析装置，ガスフロー式カウンタが健全であれば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設備で必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設ある可搬型放射線計測器による測定を優先する。

備である可搬型放射能測定装置による測定を優先する。

⑤ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。

⑤ 重大事故等対応要員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存 相違理由⑥
する。

(c)操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）は，作業開

上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あた

始を判断してから約 65 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう 5 号炉原子り）は，作業開始を判断してから 90 分以内で可能である。また，円滑に作業が炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

できるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

c．可搬型放射線計測器による土壌中の放射性物質の濃度の測定

ｃ．可搬型放射能測定装置による土壌中の放射性物質の濃度の測定

重大事故等時に発電用原子炉施設から放射性物質が放出された場合において発電重大事故等時に発電用原子炉施設から放射性物質が放出された場合において発所及びその周辺の土壌中の放射性物質の濃度の測定が必要と判断した場合，可搬型放

電所及びその周辺の土壌中の放射性物質の濃度の測定が必要と判断した場合，可射線計測器により土壌中の放射性物質の濃度の測定を行う。

搬型放射能測定装置により土壌中の放射性物質の濃度の測定を行う。

(a)手順着手の判断基準
重大事故等時，保安班長が以下のいずれかにより気体状の放射性物質が放出されたと判断した場合（プルーム通過後）。
・「1.17.2.1 (3)放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定」

相違理由①，⑥，⑦，⑧

相違理由①

相違理由①

(a) 手順着手の判断基準
重大事故等時，災害対策本部長代理が以下のいずれかにより気体状の放射性物質が放出されたと判断した場合（プルーム通過後）。
・「1.17.2.1 (3) 放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定」
14

相違理由⑥

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・「1.17.2.1 (4)可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代替測定」

東海第二

備考

・「1.17.2.1 (4) 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 相違理由①
代替測定」

・「1.17.2.1 (5) a.可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定」

・「1.17.2.1 (5) ａ．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測定」

・主排気筒モニタ（測定機能が喪失していない場合）(b)操作手順
可搬型放射線計測器による土壌中の放射性物質の濃度の測定を行う手順の概要

・排気筒モニタ（測定機能が喪失していない場合）(b) 操作手順
可搬型放射能測定装置による土壌中の放射性物質の濃度の測定を行う手順の相違理由①，③は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.9 図に示す。

概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−9 図に示す。

① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に土壌中の放射性物質の① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員 相違理由⑥

濃度の測定の開始を指示する。
② 保安班員は，可搬型放射線計測器（NaI シンチレーションサーベイメータ，GMに土壌中の放射性物質の濃度の測定の開始を指示する。
② 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（ＮａＩシンチレーションサ 相違理由①，⑥

汚染サーベイメータ及び ZnS シンチレーションサーベイメータ）の使用開始前

ーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベ

に乾電池の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池と交換する。

イ・メータ）の使用開始前に乾電池の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池と交換する。

③ 保安班員は，可搬型放射線計測器(NaI シンチレーションサーベイメータ，GM 汚③ 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（ＮａＩシンチレーションサ 相違理由①，⑥

染サーベイメータ及び ZnS シンチレーションサーベイメータ)を車両等に積載

ーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーションサーベ

し，保安班長が指示した場所に運搬・移動し，試料を採取する。

イ・メータ）を車両等に積載し，災害対策本部長代理が指示した場所に運搬・移動し，試料を採取する。

④ 保安班員は，必要に応じて前処理を行い，NaI シンチレーションサーベイメー④ 重大事故等対応要員は，必要に応じて前処理を行い，ＮａＩシンチレーショ 相違理由①，④，⑥

タによりガンマ線，GM 汚染サーベイメータによりベータ線，ZnS シンチレーシ

ンサーベイ・メータによりガンマ線，β線サーベイ・メータによりベータ線，

ョンサーベイメータによりアルファ線を放出する放射性物質の濃度（土壌中）

ＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータによりアルファ線を放出する放射を監視・測定する。また，自主対策設備である Ge ガンマ線多重波高分析装置，性物質の濃度（土壌中）を監視・測定する。また，自主対策設備であるＧｅ

可搬型 Ge ガンマ線多重波高分析装置，ガスフロー測定装置が健全であれば，γ線多重波高分析装置，ガスフロー式カウンタが健全であれば，必要に応じ

必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設備でて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設備である可搬ある可搬型放射線計測器による測定を優先する。

型放射能測定装置による測定を優先する。

⑤ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。

⑤ 重大事故等対応要員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存す 相違理由⑥
る。

(c)操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）は，作業開始を判断してから約 65 分で可能である。
また，円滑に作業ができるよう 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

(c) 操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あた 相違理由①，⑥，⑦，⑧
り）は，作業開始を判断してから 100 分以内で可能である。
また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整
備する。

15

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
d．海上モニタリング
重大事故等時に発電用原子炉施設から放射性物質が放出された場合において発

東海第二

備考

ｄ．海上モニタリング
重大事故等時に発電用原子炉施設から放射性物質が放出された場合において発電所の周辺海域での海上モニタリングが必要と判断した場合，小型船舶（海上モニ電所の周辺海域での海上モニタリングが必要と判断した場合，小型船舶で周辺海 相違理由①

タリング用）で周辺海域を移動し，可搬型放射線計測器（可搬型ダスト・よう素サ

域を移動し，可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サンプラ，ＮａＩシン

ンプラ，NaI シンチレーションサーベイメータ，GM 汚染サーベイメータ，ZnS シン

チレーションサーベイ・メータ，β線サーベイ・メータ及びＺｎＳシンチレーショ

チレーションサーベイメータ及び電離箱サーベイメータ）により空気中及び水中のンサーベイ・メータ）及び電離箱サーベイ・メータにより空気中及び水中の放射性放射性物質の濃度及び放射線量の測定を行う。

物質の濃度及び放射線量の測定を行う。

小型船舶（海上モニタリング用）の保管場所及び運搬ルートを第 1.17.10 図に示

小型船舶の保管場所及び運搬ルートを第 1.17−10 図に示す。

相違理由①，③

す。
(a)手順着手の判断基準
重大事故等時，保安班長が以下のいずれかにより気体状又は液体状の放射性物質が放出されたと判断した場合（プルーム通過後）。

(a) 手順着手の判断基準
重大事故等時，災害対策本部長代理が以下のいずれかにより気体状又は液体状 相違理由①，⑥の放射性物質が放出されたと判断した場合（プルーム通過後）。

・「1.17.2.1 (3)放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定」

・「1.17.2.1 (3) 放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定」

・「1.17.2.1 (4)可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代替測定」

・「1.17.2.1 (4) 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」

・「1.17.2.1 (5) a.可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定」

・「1.17.2.1 (5) ａ．可搬型放射能測定装置等による空気中の放射性物質の濃度の測定」

・「1.17.2.1 (5) b.可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定」

・「1.17.2.1 (5) ｂ．可搬型放射能測定装置等による水中の放射性物質の濃度の測定」

・主排気筒モニタ（測定機能が喪失していない場合）

・排気筒モニタ（測定機能が喪失していない場合）

・液体廃棄物処理系排水モニタ（測定機能が喪失していない場合）

・液体廃棄物処理系出口モニタ（測定機能が喪失していない場合）(b)操作手順
海上モニタリングについての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを
第 1.17.11 図に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に海上モニタリングの開始を指示する。
② 保安班員は，可搬型放射線計測器（NaI シンチレーションサーベイメータ，GM 汚(b) 操作手順
海上モニタリングについての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャー

相違理由③

トを第 1.17−11 図に示す。
① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要 相違理由⑥員に海上モニタリングの開始を指示する。
② 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置（可搬型ダスト・よう素サ 相違理由①，⑥，⑩

染サーベイメータ，ZnS シンチレーションサーベイメータ及び電離箱サーベイメ

ンプラ，ＮａＩシンチレーションサーベイ・メータ，β線サーベイ・メーータ）の使用開始前に乾電池の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池と交換

タ及びＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータ）及び電離箱サーベイ・する。

メータの使用開始前に乾電池等の残量を確認し，少ない場合は予備の乾電池等と交換する。

③ 保安班員は，高台保管場所にある小型船舶（海上モニタリング用）を，車両に連結又は車載し，荒浜側放水口砂浜又は物揚場へ移動する。

③ 重大事故等対応要員は，可搬型重大事故等対処設備保管場所（西側，南側） 相違理由①，⑥にある小型船舶を車両に連結又は車載し，荷揚げ場又は南防波堤へ移動す
16

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

る。
④ 保安班員は，可搬型放射線計測器等を小型船舶（海上モニタリング用）に積載し，④ 重大事故等対応要員は，可搬型放射能測定装置等を小型船舶に積載し，小 相違理由①，⑥小型船舶（海上モニタリング用）にて保安班長が指示した場所に運搬・移動し，型船舶にて災害対策本部長代理が指示した場所に運搬・移動し，電離箱サ

電離箱サーベイメータにより放射線量を測定する。可搬型ダスト・よう素サンプ

ーベイ・メータにより放射線量を測定する。可搬型ダスト・よう素サンプ

ラにダストろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試料を採取する。海水

ラにダストろ紙及びよう素用カートリッジをセットし，試料を採取する。

は，採取用資機材を用いて採取する。

海水は，採取用資機材を用いて採取する。

⑤ 保安班員は，必要に応じて前処理を行い，NaI シンチレーションサーベイメータ⑤ 重大事故等対応要員は，必要に応じて前処理を行い，ＮａＩシンチレーシ 相違理由①，④，⑥

によりガンマ線，GM 汚染サーベイメータによりベータ線，ZnS シンチレーションョンサーベイ・メータによりガンマ線，β線サーベイ・メータによりベーサーベイメータによりアルファ線を放出する放射性物質の濃度（空気中及び水タ線，ＺｎＳシンチレーションサーベイ・メータによりアルファ線を放出中）を監視・測定する。また，自主対策設備である Ge ガンマ線多重波高分析装する放射性物質の濃度（空気中及び水中）を監視・測定する。また，自主置，可搬型 Ge ガンマ線多重波高分析装置，ガスフロー測定装置が健全であれ対策設備であるＧｅγ線多重波高分析装置，ガスフロー式カウンタが健全ば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事故等対処設備

であれば，必要に応じて前処理を行い，測定する。なお，測定は，重大事である可搬型放射線計測器による測定を優先する。

故等対処設備である可搬型放射能測定装置による測定を優先する。

⑥ 保安班員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存する。

⑥ 重大事故等対応要員は，測定結果をサンプリング記録用紙に記録し，保存 相違理由⑥
する。

(c)操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の対応は，保安班員 4 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）は，作業

上記の対応は，重大事故等対応要員 4 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あた 相違理由①，⑥，⑦，⑧

開始を判断してから約 260 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう 5 号炉り）は，作業開始を判断してから 290 分以内で可能である。また，円滑に作業が原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

できるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

(6) モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策(6) モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策

事故後の周辺汚染によりモニタリング・ポストによる放射線量の測定ができなくな

事故後の周辺汚染によりモニタリング・ポストによる測定ができなくなることをることを避けるため，モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策を行う手順避けるため，モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策を行う手順を整備すを整備する。

る。

a.手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

重大事故等時，保安班長がモニタリング・ポストの指示値が安定している状態でモ

重大事故等時，災害対策本部長代理がモニタリング・ポストの指示値が安定して 相違理由⑥

ニタリング・ポスト周辺のバックグラウンドレベルとモニタリング・ポストの指示値いる状態でモニタリング・ポスト周辺のバックグラウンドレベルとモニタリング・に有意な差があることを確認し，モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策

ポストの指示値に有意な差があることを確認し，モニタリング・ポストのバックグが必要と判断した場合（プルーム通過後）。

ラウンド低減対策が必要と判断した場合（プルーム通過後）。

b.操作手順モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策についての手順の概要は以下

ｂ．操作手順モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策の手順の概要は以下のとお相違理由③のとおり。このタイムチャートを第 1.17.12 図に示す。

り。このタイムチャートを第 1.17−12 図に示す。

① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員にモニタリング・ポストの① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員 相違理由⑥17

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東海第二バックグラウンド低減対策として，モニタリング・ポストの検出器保護カバーのにモニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策として，モニタリング・交換を指示する。

ポストの検出器保護カバーの交換を指示する。

② 保安班員は，車両等によりモニタリング・ポストに移動し，検出器保護カバーの交換作業を行う。
③ 保安班員は，モニタリング・ポストの周辺汚染を確認した場合，必要に応じてモ② 重大事故等対応要員は，車両等によりモニタリング・ポストに移動し，検出 相違理由⑥
器保護カバーの交換作業を行う。
③ 重大事故等対応要員は，モニタリング・ポスト周辺汚染を確認した場合，必 相違理由⑥

ニタリング・ポストの局舎壁等の除染，除草，周辺の土壌撤去等により，周辺の要に応じてモニタリング・ポストの局舎壁等の除染，除草，周辺の土壌撤去

バックグラウンドレベルを低減する。

等により，周辺のバックグラウンドレベルを低減する。

c.操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，モニタリング・ポスト 9 台分の検出器保

ｃ．操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，モニタリング・ポスト 4 台 相違理由①，⑥，⑦，⑧

護カバーの交換作業は，作業開始を判断してから約 260 分で可能である。また，円滑分の検出器保護カバー交換作業は，作業開始を判断してから 185 分以内で可能でに作業ができるよう 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備をある。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備等を

整備する。

整備する。

(7) 可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策
事故後の周辺汚染により可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定ができな(7) 可搬型モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策

相違理由①

事故後の周辺汚染により可搬型モニタリング・ポストによる放射線量の測定がで 相違理由①

くなることを避けるため，可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策をきなくなることを避けるため，可搬型モニタリング・ポストのバックグラウンド低減行う手順を整備する。

対策を行う手順を整備する。

a.手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

重大事故等時，保安班長が可搬型モニタリングポストの指示値が安定している状態

備考

重大事故等時，災害対策本部長代理が可搬型モニタリング・ポストの指示値が安 相違理由①，⑥で可搬型モニタリングポスト周辺のバックグラウンドレベルと可搬型モニタリングポ

定している状態で可搬型モニタリング・ポスト周辺のバックグラウンドレベルとストの指示値に有意な差があることを確認し，可搬型モニタリングポストのバックグ

可搬型モニタリング・ポストの指示値に有意な差があることを確認し，可搬型モニ

ラウンド低減対策が必要と判断した場合（プルーム通過後）。

タリング・ポストのバックグラウンド低減対策が必要と判断した場合（プルーム通過後）。

b.操作手順
可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策についての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.13 図に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に可搬型モニタリングポスト

ｂ．操作手順
可搬型モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策についての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−13 図に示す。

① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員 相違理由①，⑥のバックグラウンド低減対策として，可搬型モニタリングポストの養生シートの交に可搬型モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策として，可搬型換を指示する。

モニタリング・ポストの養生シートの交換を指示する。

② 保安班員は，車両等により可搬型モニタリングポストに移動し，養生シートの交換作業を行う。
③ 保安班員は，可搬型モニタリングポストの周辺汚染を確認した場合，必要に応じて除草，周辺の土壌撤去等により，周辺のバックグラウンドレベルを低減する。

相違理由③② 重大事故等対応要員は，車両等により可搬型モニタリング・ポストに移動し， 相違理由①，⑥
養生シートの交換作業を行う。
③ 重大事故等対応要員は，可搬型モニタリング・ポストの周辺汚染を確認した 相違理由①，⑥
場合，必要に応じて除草，周辺の土壌撤去等により，周辺のバックグラウン
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東海第二

備考

ドレベルを低減する。
c.操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，可搬型モニタリングポスト 15 台分の養生ｃ．操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，可搬型モニタリング・ポス 相違理由①，⑥，⑦，⑧シートの交換作業は，作業開始を判断してから約 335 分で可能である。また，円滑に作ト 10 台分の養生シート交換作業は，作業開始を判断してから 300 分以内で可能で業ができるよう 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備すある。また，円滑に作業ができるよう，緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を

る。

整備する。

(8) 放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策
事故後の周辺汚染により放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンドレベルが上(8) 放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策
事故後の周辺汚染により放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンドレベルが昇し，可搬型放射線計測器が測定不能となるおそれがある場合，放射性物質の濃度の測上昇し，可搬型放射能測定装置が測定不能となるおそれがある場合，放射性物質の濃 相違理由①

定時のバックグラウンド低減対策を行うための手順を整備する。

度の測定時のバックグラウンド低減対策を行うための手順を整備する。

可搬型放射線計測器の検出器を遮蔽材で囲む等の対策によりバックグラウンドレベ
ルを低減させて，放射性物質の濃度を測定する。
なお，可搬型放射線計測器の検出器を遮蔽材で囲んだ場合でも可搬型放射線計測器

可搬型放射能測定装置の検出器を遮蔽材で囲む等の対策によりバックグラウンド 相違理由①
レベルを低減させて，放射性物質の濃度を測定する。
なお，可搬型放射能測定装置の検出器を遮蔽材で囲んだ場合でも可搬型放射能測 相違理由①が測定不能となるおそれがある場合は，バックグラウンドレベルが低い場所に移動し定装置が測定不能となるおそれがある場合は，バックグラウンドレベルが低い場所て，測定を行う。

に移動して，測定を行う。

a.手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

重大事故等時，保安班長が可搬型放射線計測器を使用する場所でバックグラウンド

重大事故等時，災害対策本部長代理が可搬型放射能測定装置を使用する場所でレベルの上昇により，可搬型放射線計測器による測定ができなくなるおそれがあるとバックグラウンドレベルの上昇により，可搬型放射能測定装置による測定ができ判断した場合。

なくなるおそれがあると判断した場合。

b.操作手順放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策についての手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.14 図に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に放射性物質の濃度の測定時

相違理由①，⑥ｂ．操作手順放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策の手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−14 図に示す。

相違理由③① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員 相違理由①，⑥のバックグラウンド低減対策として，可搬型放射線計測器により放射性物質の濃度に放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策として，可搬型放を測定する場合は，遮蔽材で囲む等の対策をとるよう指示する。

射能測定装置により放射性物質の濃度を測定する場合は，遮蔽材で囲む等の対策をとるよう指示する。

② 保安班員は，遮蔽材で囲む等の対策をとり，可搬型放射線計測器により放射性物質の濃度を測定する。
③ 保安班員は， ②の対策でも測定不能となるおそれがある場合は，バックグラウン
ドレベルが低い場所に移動して，測定を行う。
c.操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，遮蔽材で囲む等は，作業開始を判断してか② 重大事故等対応要員は，遮蔽材で囲む等の対策をとり，可搬型放射能測定装相違理由①，⑥

置により放射性物質の濃度を測定する。
③ 重大事故等対応要員は，②の対策でも測定不能となるおそれがある場合は， 相違理由⑥
バックグラウンドレベルが低い場所に移動して，測定を行う。
ｃ．操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，遮蔽材で囲む等は，作業開 相違理由①，⑥，⑦，⑧
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東海第二ら約 25 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう 5 号炉原子炉建屋内緊急時対始を判断してから 30 分以内で可能である。また，円滑に作業ができるよう緊急時

策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

(9)敷地外でのモニタリングにおける他の機関との連携体制(9) 敷地外でのモニタリングにおける他の機関との連携体制

重大事故等時の敷地外でのモニタリングについては，国が地方公共団体と連携して重大事故等時の敷地外でのモニタリングについては，国が地方公共団体と連携し策定するモニタリング計画に従い，資機材，要員及び放出源情報を提供するとともにモて策定するモニタリング計画に従い，資機材，要員及び放出源情報を提供するとともニタリングに協力する。

にモニタリングに協力する。

また，原子力災害が発生した場合に他の原子力事業者との協力体制を構築するため

また，原子力災害が発生した場合に他の原子力事業者との協力体制を構築するた

原子力事業者間協力協定を締結し，環境放射線モニタリング等への要員の派遣，資機材

め原子力事業者間協力協定を締結し，環境放射線モニタリング等への要員の派遣，資の貸与等を受けることが可能である。

機材の貸与等を受けることが可能である。

1.17.2.2 風向，風速その他の気象条件の測定の手順等
重大事故等が発生した場合に，発電所において風向，風速その他の気象条件を測定
し，及びその結果を記録するため，以下の手段を用いた手順を整備する。
重大事故等時における気象観測設備及び可搬型気象観測装置による風向，風速その1.17.2.2 風向，風速その他の気象条件の測定の手順等
重大事故等が発生した場合に，発電所において風向，風速その他の気象条件を測定
し，及びその結果を記録するため，以下の手段を用いた手順を整備する。
重大事故等時における気象観測設備及び可搬型気象観測設備による風向，風速その他の気象条件の測定は，連続測定を行う。

他の気象条件の測定は，連続測定を行う。

(1) 気象観測設備による気象観測項目の測定(1) 気象観測設備による気象観測項目の測定

気象観測設備は，通常時から風向，風速その他の気象条件を連続測定しており，重気象観測設備は，通常時から風向，風速その他の気象条件を連続測定しており，重大事故等時に測定機能等が喪失していない場合は，継続して気象観測項目を連続測

大事故等時に測定機能等が喪失していない場合は，継続して気象観測項目を連続測定し，測定結果は，記録紙に記録し，保存する。また，気象観測設備による風向，風定し，測定結果は記録紙に記録し，保存する。また，気象観測設備による風向，風速

速その他の気象条件の測定は，自動的な連続測定であるため，手順を要するものではその他の気象条件の測定は，自動的な連続測定であるため，手順を要するものではな

ない。

い。

なお，気象観測設備が機能喪失した場合は，「1.17.2.2 (2)可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定」を行う。
(2) 可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定
重大事故等時に気象観測設備が機能喪失した場合，可搬型気象観測装置により発による気象観測項目の代替測定」を行う。
(2) 可搬型気象観測設備による気象観測項目の代替測定手順を整備する。この手順のフローチャートを第 1.17.1 図に示す。

手順を整備する。この手順のフローチャートを第 1.17−1 図に示す。
可搬型気象観測設備による代替測定地点については，測定データの連続性を考慮 相違理由①，③，⑥

し，発電所内を代表する気象観測設備の位置に配置することを原則とする。可搬型気

し，発電所内を代表する気象観測設備の位置に設置することを原則とする。可搬型気

象観測装置の配置位置及び保管場所を第 1.17.15 図に示す。

象観測設備の設置場所及び保管場所を第 1.17−15 図に示す。

ルート上の車両等で運搬できる範囲に配置位置を変更する。

相違理由①

重大事故等時に気象観測設備が機能喪失した場合，可搬型気象観測設備により発 相違理由①，③
電所において風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録するための

ただし，地震・火災等で配置位置にアクセスすることができない場合は，アクセス

相違理由①

なお，気象観測設備が機能喪失した場合は，「1.17.2.2 (2) 可搬型気象観測設備 相違理由①

電所において風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録するための可搬型気象観測装置による代替測定地点については，測定データの連続性を考慮

備考

ただし，地震・火災等で設置場所にアクセスすることができない場合は，アクセス 相違理由⑥
ルート上の車両等で運搬できる範囲に設置場所を変更する。
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a．手順着手の判断基準

東海第二ａ．手順着手の判断基準

重大事故等時，保安班長が 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所で気象観測設備の指重大事故等時，災害対策本部長代理が緊急時対策所で気象観測設備の指示値を示値を確認する等，気象観測設備による風向・風速・日射量・放射収支量・雨量の確認する等，気象観測設備による風向・風速・日射量・放射収支量・雨量のいずれいずれかの測定機能が喪失したと判断した場合。

かの測定機能が喪失したと判断した場合。

b．操作手順
可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定についての手順の概要は以

備考
相違理由①，⑥ｂ．操作手順
可搬型気象観測設備による気象観測項目の代替測定についての手順の概要は以相違理由①，③

下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.16 図に示す。

下のとおり。このタイムチャートを第 1.17−16 図に示す。

① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員に可搬型気象観測装置に① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員 相違理由①，⑥

よる気象観測項目の代替測定の開始を指示する。その際，保安班長は，アクセに可搬型気象観測設備による気象観測項目の代替測定の開始を指示する。そスルート等の被災状況を考慮し，配置位置を決定する。

の際，災害対策本部長代理は，アクセスルート等の被災状況を考慮し，設置場所を決定する。

② 保安班員は，高台保管場所に保管してある可搬型気象観測装置を車両等に積載② 重大事故等対応要員は，緊急時対策所建屋に保管してある可搬型気象観測設 相違理由①，⑥

し，配置位置まで運搬・配置し，測定を開始する。5 号炉原子炉建屋内緊急時対備を車両等に積載し，設置場所まで運搬・設置し，測定を開始する。緊急時

策所までデータが伝送されていることを確認し，監視を開始する。

対策所までデータが伝送されていることを確認し，監視を開始する。

③ 保安班員は，可搬型気象観測装置の記録装置（電子メモリ）に測定データを記③ 重大事故等対応要員は，可搬型気象観測設備の記録装置（電子メモリ）に測 相違理由①，⑥

録し，保存する。なお，記録装置の電源が切れた場合でも電子メモリ内の測定

定データを記録し，保存する。なお，記録装置の電源が切れた場合でも電子データは消失しない。

メモリ内の測定データは消失しない。

④ 保安班員は，使用中に外部バッテリーの残量が少ない場合は，予備の外部バッ④ 重大事故等対応要員は，使用中に外部バッテリーの残量が少ない場合は，予 相違理由①，⑥，⑧

テリーと交換する。
（外部バッテリーは連続 7 日以上使用可能である。なお，1

備の外部バッテリーと交換する。
（外部バッテリーは連続 2 日以上使用可能で ・仕様の相違

台の可搬型気象観測装置の外部バッテリーを交換した場合の所要時間は，作業ある。なお，1 台の可搬型気象観測設備の外部バッテリーを交換した場合の所開始を判断してから移動時間も含めて約 50 分で可能である。
）

要時間は，作業開始を判断してから移動時間も含めて 50 分以内で可能である。
）

c.操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業は，作業開始を判断してから約 90 分で可能である。

ｃ．操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名にて実施し，一連の作業は，作業開始を 相違理由①，⑥，⑦，⑧
判断してから 80 分以内で可能である。

車両等で配置位置までの運搬ができない場合は，アクセスルート上に車両等で運車両等で設置場所までの運搬ができない場合は，アクセスルート上に車両等で搬し，配置する。また，円滑に作業ができるよう 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

運搬し，設置する。また，円滑に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信との連絡用に通信連絡設備を整備する。

連絡設備等を整備する。

1.17.2.3 モニタリング・ポストの電源をモニタリング・ポスト用発電機から給電する手 1.17.2.3 モニタリング・ポストの電源を代替交流電源設備から給電する手順等

相違理由②

順等
常用所内電源喪失時は，無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機によりモ

非常用交流電源設備からの給電の喪失時は，無停電電源装置，常設代替高圧電源装置 相違理由②，⑤

ニタリング・ポストへ給電する。無停電電源装置は，常用所内電源喪失時に自動起動し，及び可搬型代替低圧電源車によりモニタリング・ポストへ給電する。無停電電源装置 相違理由②，⑤
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備考

約 15 時間の間モニタリング・ポストへ給電することが可能である。モニタリング・ポは，非常用交流電源設備からの給電の喪失時に自動起動し，約 12 時間の間モニタリン ・仕様の相違

スト用発電機は，無停電電源装置が機能維持していた場合は 15 時間以内に，機能喪失

グ・ポストへ給電することが可能である。

していた場合は速やかに手動起動させ，約 18 時間ごとに給油を行いつつ，常用所内電源復旧までの間モニタリング・ポストに給電する。
モニタリング・ポストは，電源が喪失した状態でモニタリング・ポスト用発電機から給電した場合，切替え操作を行うことで，放射線量の連続測定を開始する。モニタリン

モニタリング・ポストは，電源が喪失した状態で代替交流電源設備から給電した場

・東二は切替え操作不要

合，自動的に放射線量の連続測定を開始する。

グ・ポスト用発電機の配置位置を第 1.17.17 図に示す。
なお，モニタリング・ポスト用発電機への給油については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

なお，代替交流電源設備及び非常用交流電源設備からモニタリング・ポストへの給電 ・東二は「1.14 電源の確保に並びに代替交流電源設備及び非常用交流電源設備への給油については，「1.14
確保に関する手順等」にて整備する。

a．手順着手の判断基準

電源の関する手順等」にて代替交流
電源設備等からモニタリン
グ・ポストに給電する手順等

モニタリング・ポストの常用電源喪失後，保安班長が，緊急時対策所でモニタリを整備するため，1.17 では手

ング・ポストの指示値及び無停電電源装置の運転に関する警報表示を確認し，モニ順を記載しない。

タリング・ポスト用発電機による給電が必要と判断した場合。
b．操作手順モニタリング・ポスト用発電機からの給電を行う手順の概要は以下のとおり。このタイムチャートを第 1.17.18 図に示す。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班員にモニタリング・ポスト用発電機からの給電を指示する。
② 保安班員は，無停電電源装置が機能喪失している場合は速やかに，又は機能維持していた場合は 15 時間以内に，モニタリング・ポスト用発電機を起動する。
③ 保安班員は，モニタリング・ポスト用発電機切替盤にて，切り替え操作を実施する。
c．操作の成立性
上記の対応は，保安班員 2 名にて実施し，一連の作業の所要時間は，作業開始を判断してから約 1 時間 30 分で可能である。
なお，モニタリング・ポストが電源系以外の故障により，機能を喪失した場合は，「1.17.2.1(2)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」を行う。

22

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備考
柏崎との相違箇所については本文に記載しているため下線を省略。
（以下，同様。）

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備考

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備考

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備考

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備考

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東海第二

28

備考

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東海第二

29

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東海第二

41

備考

（参考資料）
技術的能力1.17 相違理由一覧
比較表ﾍﾟｰｼﾞ

番号

内容

1

相違理由① 設備名称の相違

1

相違理由② 東二はモニタリング・ポスト専用の電源を設けず，代替交流電源設備から給電する。

3

相違理由③ 図表番号の附番ルールの相違

4

相違理由④ 柏崎は所有する可搬型Ｇｅを使用する。

6

相違理由⑤ 東海第二は，代替交流電源設備の他に，非常用交流電源設備からの給電も可能である。

7

相違理由⑥ 設備運用・設計，体制の違いに起因する記載の相違はあるが，実態として記載内容に違いはない。

9

相違理由⑦ 設備及び体制の違いによる記載内容の相違

9

相違理由⑧ 東二は「○分以内」で統一

10

相違理由⑨ 東二の放射能観測車にはα線測定用の測定器を搭載しているため代替測定用の測定器を配備する。

11

相違理由⑩ 東二は可搬型ダスト・よう素サンプラのバッテリーの容量を確認する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

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1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等

東海第二

備考

1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等＜ 目 次 ＞＜目 次 ＞
記載の適正化(重複した記載の削

1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等
1.18.1 対応手段と設備の選定

1.18.1 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(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(2) 対応手段と設備の選定の結果

a. 重大事故等が発生した場合においても，重大事故等に対処するために必要な指ａ．重大事故等が発生した場合においても，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等が緊急時対策所にとどまるために必要な対応手段及び設備示を行う要員等が緊急時対策所にとどまるために必要な対応手段及び設備

b. 手順等

ｂ．手順等

1.18.2 重大事故等時の手順等

1.18.2 重大事故等時の手順等

1.18.2.1 居住性を確保するための手順等

1.18.2.1 居住性を確保するための手順等(1)緊急時対策所立ち上げの手順(1) 緊急時対策所立ち上げの手順

除)a.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機運転手順

ａ．緊急時対策所非常用換気空調設備運転手順

設備名称の相違（以後名称の相b.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定手順

ｂ．緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定手順

違のみの箇所は備考を略）(2)原子力災害対策特別措置法第10条特定事象発生時の手順(2) 原子力災害対策特別措置法第10条特定事象発生時の手順

a.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタの設置手順

ａ．緊急時対策所エリアモニタの設置手順

先行 BWR では可搬型の陽圧化

b.その他の手順項目にて考慮する手順

ｂ．その他の手順項目にて考慮する手順

装置を使用するが東海第二では(3)重大事故等が発生した場合の放射線防護等に関する手順等(3) 重大事故等が発生した場合の放射線防護等に関する手順等

a.緊急時対策所にとどまる緊急時対策要員について

ａ．緊急時対策所にとどまる災害対策要員について

b.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所での格納容器ベントを実施する場合の対応の

ｂ．緊急時対策所での格納容器ベントを実施する場合の対応の手順

常設の空調設備を使用する。
（相
違①）

手順
c.カードル式空気ボンベユニットによる5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化のための準備手順
d.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）から5号炉原子炉建ｃ．緊急時対策所加圧設備から緊急時対策所非常用換気空調設備への切替え手順

屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機への切替え手順

先行 BWR では自主対策設備として「カードル式ユニット」を接

e.5号炉原子炉建屋内可搬型外気取入送風機による通路部のパージ手順

続した陽圧化時間の延長手順を記載。東海第二の緊対所加圧設

f.移動式待機所を使用する手順

備は予備分（約７時間加圧可能）

1.18.2.2 重大事故等に対処するために必要な指示及び通信連絡に関する手順等

1.18.2.2 重大事故等に対処するために必要な指示及び通信連絡に関する手順等のボンベにより最大約８時間の(1)安全パラメータ表示システム（SPDS）によるプラントパラメータ等の監視手順(1)

安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）によるプラントパラメータ等の監視

加圧時間延長が可能である。
（相

手順

違②）

(2) 重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料の整備(2) 重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料の整備(3) 通信連絡に関する手順等(3) 通信連絡に関する手順等
1

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東海第二1.18.2.3 必要な数の要員の収容に係る手順等

1.18.2.3 必要な数の要員の収容に係る手順等(1) 放射線管理(1) 放射線管理

a. 放射線管理用資機材の維持管理等

ａ．放射線管理用資機材（線量計及びマスク等）の維持管理等

b. チェンジングエリアの設置及び運用手順

ｂ．チェンジングエリアの設置及び運用手順

c.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の切替え手順

ｃ．緊急時対策所非常用換気空調設備の切替え手順(2) 飲料水，食料等の維持管理(2) 飲料水，食料等の維持管理

1.18.2.4 代替電源設備からの給電手順

1.18.2.4 代替電源設備からの給電手順(1) 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による給電(1) 緊急時対策所用代替電源設備による給電

a.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備起動手順

備考

資機材の名称の相違

ａ．緊急時対策所用発電機起動手順

b.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の切替え手順
c.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃料タンクへの燃料給油手

先行 BWR は可搬の給油設備か順

ら手動で燃料補給を行う手順を

d.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の待機運転手順

記載している。

e.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備(予備)の切替え手順

東海第二の緊急時対策所用発電ｂ．緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車による給電

機の燃料給油は、緊急時対策所
用発電機燃料油貯蔵タンクから、緊急時対策所用発電機給油
ポンプを用いて、自動で燃料を給油するため、給油手順は不要（相違③）
先行 BWR では可搬型電源車の正と予備を使用するのに対し，東海第二では多重化した常設の電源に加えて自主対策設備として電源車からの給電手順を整備
（相違④）

2

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東海第二1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等

1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において、緊急時対策所に関し、重大事故等が発生した場合

発電用原子炉設置者において、緊急時対策所に関し、重大事故等が発生した場合においても、重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員が緊急時対策所ににおいても、重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員が緊急時対策所にとどまり、重大事故等に対処するために必要な指示を行うとともに、発電用原子炉

とどまり、重大事故等に対処するために必要な指示を行うとともに、発電用原子炉

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し、重大事故等に対処する

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し、重大事故等に対処するために必要な数の要員を収容する等の現地対策本部としての機能を維持するためにために必要な数の要員を収容する等の現地対策本部としての機能を維持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。

ること。

【解釈】

【解釈】

１ 「現地対策本部としての機能を維持するために必要な手順等」とは、以下に掲

１「現地対策本部としての機能を維持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。

う。

ａ） 重大事故が発生した場合においても、放射線防護措置等により、重大事故等ａ） 重大事故が発生した場合においても、放射線防護措置等により、重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員がとどまるために必要な手順等をに対処するために必要な指示を行う要員がとどまるために必要な手順等を整備すること。

整備すること。

ｂ）緊急時対策所が、代替交流電源設備からの給電を可能とすること。

ｂ）緊急時対策所が、代替交流電源設備からの給電を可能とすること。

ｃ）対策要員の装備（線量計及びマスク等）が配備され、放射線管理が十分できｃ）対策要員の装備（線量計及びマスク等）が配備され、放射線管理が十分でき

ること。

ること。

ｄ）資機材及び対策の検討に必要な資料を整備すること。

ｄ）資機材及び対策の検討に必要な資料を整備すること。

ｅ）少なくとも外部からの支援なしに１週間、活動するための飲料水及び食料等ｅ）少なくとも外部からの支援なしに１週間、活動するための飲料水及び食料等を備蓄すること。

を備蓄すること。

２ 「重大事故等に対処するために必要な数の要員」とは、「重大事故等に対処する

２ 「重大事故等に対処するために必要な数の要員」とは、「重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員」に加え、少なくとも原子炉格納容器の破損等によために必要な指示を行う要員」に加え、少なくとも原子炉格納容器の破損等による工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための対策に対処するために必要る工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための対策に対処するために必要な数の要員を含むものとする。

な数の要員を含むものとする。

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所には，重大事故等が発生した場合においても，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等が5号炉原子炉建屋内緊急時対策所にと

備考

緊急時対策所には，重大事故等が発生した場合においても，重大事故等に対処するた 東海第二では新設する緊急時対めに必要な指示を行う要員等が緊急時対策所にとどまり，重大事故等に対処するために 策所で対応する。

どまり，重大事故等に対処するために必要な指示を行うとともに，発電所の内外の通信 必要な指示を行うとともに，発電所の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡
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東海第二

備考

連絡をする必要のある場所と通信連絡し，重大事故等に対処するために必要な数の要員 し，重大事故等に対処するために必要な数の要員を収容する等の発電所災害対策本部と 先行の BWR、東海第二各々の防を収容する等の緊急時対策本部としての機能を維持するために必要な設備及び資機材を しての機能を維持するために必要な設備及び資機材を整備する。ここでは，緊急時対策 災業務計画の呼称に対応した記整備する。ここでは，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の設備及び資機材を活用した手順 所の設備及び資機材を活用した手順等について説明する。
等について説明する。
なお，手順等については，今後の訓練等の結果により見直す可能性がある。

なお，手順等については，今後の訓練等の結果により見直す可能性がある。

4載（相違⑤）

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東海第二1.18.1 対応手段と設備の選定

1.18.1 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(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も，重大事故等に対処するために必要な指示

重大事故等が発生した場合においても，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等がとどまり，重大事故等に対処するために必要な指示を行うとともに，を行う要員等がとどまり，重大事故等に対処するために必要な指示を行うととも発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡し，重大事故等に対処するに，発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡し，重大事故等に対処ために緊急時対策所を設置し必要な数の要員を収容する等の発電所緊急時対策本部するために緊急時対策所を設置し必要な数の要員を収容する等の発電所災害対策本としての機能を維持する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部としての機能を維持する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。

る。

重大事故等対処設備の他に自主対策設備

※１

及び資機材

※２

を用いた対応手段を選定する。

※１ 自主対策設備：技術基準上すべての要求事項を満たすことやすべてのプラン※1 自主対策設備：技術基準上すべての要求事項を満たすことやすべてのプラン

ト状況で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

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，事に有効な設備

故対応に有効な設備

食料等」については，資機材であるため重大事故等対処設備としない。

相違⑤

重大事故等対処設備の他に自主対策設備※１及び資機材※２を用いた対応手段を選定する。

※２ 資機材：「対策の検討に必要な資料」，「放射線管理用資機材」及び「飲料水，備考※2 資機材：「対策の検討に必要な資料」，「放射線管理用資機材（線量計及びマス

資機材名称の相違ク等）」及び「飲料水，食料等」については，資機材であるため重大事故等対処設備としない。

また，緊急時対策所の電源は，通常，5号炉の発電所の共通用高圧母線，及び 6号

また，緊急時対策所の電源は，通常，発電所の常用電源設備より給電されている。 先行 BWR は複数号炉申請。東炉若しくは 7号炉の非常用高圧母線より給電されている。
この発電所からの給電が喪失した場合は，その機能を代替するための機能、相互

海第二は単号炉の申請による違この発電所からの給電が喪失した場合は，その機能を代替するための機能，相互 い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

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（第1.18.1図）。
（以下「機能喪失原因対策分析」という。
）

備を選定する（第1.18.1−1図）。（以下「機能喪失原因対策分析」という。
）

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六十一条及び技術基準規則第七十六条（以下う。）だけでなく，設置許可基準規則第六十一条及び技術基準規則第七十六条（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「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。

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，並びに，審査基準及び基準規則要求により選定し(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，並びに，審査基準及び基準規則要求により選定し 法令の用語に整合させて「設計た対応手段とその対応に使用する重大事故等対処設備，設計基準対処設備，自主対た対応手段とその対応に使用する重大事故等対処設備，設計基準対象施設，自主対 基準対象施設」に適正化策設備及び資機材を以下に示す。

策設備及び資機材を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準対処設備，重大事故等対処設備，自主対策設
備，資機材、整備する手順についての関係をそれぞれ第 1.18.1 表に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準対象施設，重大事故等対処設備，自主対策設
備，資機材，整備する手順についての関係を第1.18.1-1表に示す。

5

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東海第二a.重大事故等が発生した場合においても，重大事故等に対処するために必要な指ａ．重大事故等が発生した場合においても，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等が緊急時対策所にとどまるために必要な対応手段及び設備示を行う要員等が緊急時対策所にとどまるために必要な対応手段及び設備(a) 対応手段(a) 対応手段

重大事故等が発生した場合において，環境に放出された放射性物質等による重大事故等時が発生した場合において，環境に放出された放射性物質等によ

放射線被ばくから，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等を防る放射線被ばくから，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等を護するため，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の居住性を確保する手段がある。

防護するため，緊急時対策所の居住性を確保する手段がある。

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の居住性を確保するための設備

備考

緊急時対策所の居住性を確保するための設備は以下のとおり。

は以下のとおり。
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）高気密室

・緊急時対策所

・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）遮蔽・緊急時対策所遮蔽・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機

・緊急時対策所非常用送風機
・緊急時対策所非常用フィルタ装置

・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機用仮設ダ
クト

・緊急時対策所給気・排気配管・ダクト

相違①

・緊急時対策所給気・排気隔離弁

・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型外気取入送風機
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ，配管・弁）・緊急時対策所加圧設備・緊急時対策所加圧設備（配管・弁）・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）二酸化炭素吸収装置
・可搬型エリアモニタ（対策本部）

・緊急時対策所エリアモニタ

・可搬型モニタリングポスト

・可搬型モニタリング・ポスト

・酸素濃度計（対策本部）

・酸素濃度計・二酸化炭素濃度計（対策本部）

・二酸化炭素濃度計
・緊急時対策所用差圧計
先行 BWR では緊対所を対策本

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の居住性を確保するための設備は以下のとおり。

部と待機場所に分割して要員を・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）遮蔽収容するが東海第二では新設の・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）室内遮蔽

建屋内の緊対所を単体で使用す・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機

る。
（相違⑥）

・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機用仮設ダ
クト
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ，配管・弁）・可搬型エリアモニタ（待機場所）
6

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東海第二

備考

・酸素濃度計（待機場所）
・二酸化炭素濃度計（待機場所）
・差圧計（待機場所）
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所から重大事故等に対処するために必要な指示を

緊急時対策所から重大事故等の対処するために必要な指示を行うために必要行うために必要な情報を把握し，発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通な情報を把握し，発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡をす

信連絡するための手段がある。

るための手段がある。

5号炉原子炉建屋内緊急時対策の必要な情報を把握できる設備，必要な通信連絡を行うための設備、資機材は以下のとおり。
※3

・安全パラメータ表示システム（SPDS）

緊急時対策所の必要な情報を把握するための設備，通信連絡を行うための設
備及び資機材等は以下のとおり。

記載表現の相違（ＳＰＤＳは以降省略記載）※３・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）（以下「ＳＰＤＳ」という。
）

手段・設備の相違（東二は，屋外⇔屋内の連絡手段を衛星（携帯）⇔衛星（固定型）としており、無・無線連絡設備（常設，可搬型）

・無線連絡設備（携帯型）

・携帯型音声呼出電話設備

・携行型有線通話装置

・衛星電話設備（常設，可搬型）

・衛星電話設備（固定型）

・統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

・衛星電話設備（携帯型）

設備の相違（先行 BWR で使用

・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

するインターフォンに対応する

ム，ＩＰ電話，ＩＰ−ＦＡＸ）
・5号炉屋外緊急連絡用インターフォン
・無線通信装置（常設）

線連絡設備（固定型）は不要）

ものとして携行型有線通話装置を使用する）

・無線通信装置
・無線通信装置用アンテナ

・無線連絡設備（屋外アンテナ）（常設）
・衛星電話設備（屋外アンテナ）（常設）

・衛星電話設備（屋外アンテナ）

・衛星無線通信装置（常設）・衛星無線通信装置

有線の内訳を細分化し正確に記載。

・有線（建屋内）（常設）・専用接続箱〜専用接続箱電路
・衛星制御装置
・通信機器
・ＳＰＤＳ〜無線通信装置用アンテナ電路
・衛星電話設備（固定型）〜衛星電話設備（屋外アンテナ）電路
・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）〜衛星無線通信装置電路※3 主にデータ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置，SPDS表示装置か※3 主にデータ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置，ＳＰＤＳデら構成される。

ータ表示装置から構成される。
7

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二重大事故等に対処するために必要な数の要員を5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内で収容するための手段がある。

重大事故等に対処するために必要な数の要員を緊急時対策所内で収容するための手段がある。

必要な数の要員を収容するために必要な資機材は以下のとおり。

必要な数の要員を収容するために必要な資機材は以下のとおり。

・放射線管理用資機材

・放射線管理用資機材（線量計及びマスク等）

・飲料水，食料等

・飲料水，食料等

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の電源として，代替電源設備からの給電を確保するための手段がある。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の代替電源設備からの給電を確保するための設

備考

緊急時対策所の電源として，代替電源設備からの給電を確保するための手段がある。
緊急時対策所の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。

備は以下のとおり。
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備

・緊急時対策所用発電機

・可搬ケーブル・負荷変圧器・交流分電盤・軽油タンク・緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンク

・タンクローリ（4kL）

・緊急時対策所用発電機給油ポンプ

相違③・緊急時対策所用発電機〜緊急時対策所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。
）電路・緊急時対策所用Ｍ／Ｃ〜緊急時対策所用動力変圧器電路・緊急時対策所用動力変圧器〜緊急時対策所用Ｐ／Ｃ電路・緊急時対策所用Ｐ／Ｃ〜緊急時対策所用モーターコントロールセンタ（以下「モーターコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。）電路
・緊急時対策所用ＭＣＣ〜緊急時対策所用分電盤電路
・緊急時対策所用 125V 系蓄電池〜緊急時対策所用直流 125V 主母線盤電路

先行 BWR との設備の相違。

・緊急時対策所用直流 125V 主母線盤〜緊急時対策所用直流 125V 分電盤電路

尚、東海第二では自動で緊急時

・緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンク〜緊急時対策所用発電機給油ポンプ 対策所用発電機の電源を給電す
流路ることから、配電盤等の制御電・緊急時対策所用発電機給油ポンプ〜緊急時対策所用発電機燃料油サービスタ 源として直流電源を使用するた
ンク
・緊急時対策所用発電機燃料油サービスタンク〜緊急時対策所用発電機流路・緊急時対策所用Ｍ／Ｃ電圧計

8め、直流電源の電路を記載している。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 重大事故等対処設備及び自主対策設備，資機材

東海第二

備考

(b) 重大事故等対処設備及び自主対策設備，資機材審査基準及び基準規則に要求される5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対審査基準及び基準規則に要求される緊急時対策所，緊急時対策所遮蔽，緊急策本部）高気密室，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）遮蔽，5号

時対策所非常用送風機，緊急時対策所非常用フィルタ装置，緊急時対策所加圧炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機，5号炉原子設備，緊急時対策所給気・排気配管・ダクト，緊急時対策所給気・排気隔離

炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機用仮設ダクト，5号

弁，緊急時対策所加圧設備（配管・弁），緊急時対策所用差圧計，酸素濃度

炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型外気取入送風機，5号炉原計，緊急時対策所エリアモニタ，可搬型モニタリング・ポスト，ＳＰＤＳ，無子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ，配管・線連絡設備（携帯型），携行型有線通話装置，衛星電話設備（固定型），衛星電弁），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）二酸化炭素吸収装置，可話設備（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

搬型エリアモニタ（対策本部），可搬型モニタリングポスト，酸素濃度計

レビ会議システム，ＩＰ電話，ＩＰ−ＦＡＸ），無線通信装置，無線通信装置（対策本部），差圧計（対策本部），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機用アンテナ，衛星電話設備（屋外アンテナ），衛星無線通信装置，専用接続箱場所）遮蔽，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）室内遮蔽，5号炉〜専用接続箱電路，衛星制御装置，通信機器，ＳＰＤＳ〜無線通信装置用アン

原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機，5号炉原子炉

テナ電路，衛星電話設備（固定型）〜衛星電話設備（屋外アンテナ）電路，統建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機用仮設ダクト，5号炉

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

原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ，配管・Ｐ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）〜衛星無線通信装置電路は，重大事故等対処設備と弁），可搬型エリアモニタ（待機場所），酸素濃度計（待機場所），差圧計

位置付ける。

相違①（待機場所），安全パラメータ表示システム（SPDS）,無線連絡設備（常設，
可搬型），携帯型音声呼出電話設備，衛星電話設備（常設，可搬型），統合原
子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，5号炉屋外緊急連絡用インターフォン，無線通信装置，無線連絡設備（屋外アンテナ）
（常設）
，衛星電話
設備（屋外アンテナ）（常設），衛星無線通信装置（常設），有線（建屋内）（常設）は，重大事故等対処設備と位置付ける。
二酸化炭素濃度は，酸素濃度同様，居住性に関する重要な制限要素である
ことから，二酸化炭素濃度計は重大事故等対処設備と位置付ける。

二酸化炭素濃度は，酸素濃度同様，居住性に関する重要な制限要素である
ことから，二酸化炭素濃度計は重大事故等対処設備と位置付ける。

機能喪失原因対策分析の結果により選定した，5号炉原子炉建屋内緊急時

機能喪失原因対策分析の結果により選定した，緊急時対策所の代替電源設備

対策所の代替電源設備からの給電を確保するための手段に使用する設備のうからの給電を確保するための手段に使用する設備のうち，緊急時対策所用発電

ち，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，可搬ケーブル，負機，緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンク，緊急時対策所用発電機給油ポン

荷変圧器，交流分電盤，軽油タンク，タンクローリ（ 4kL）
，軽油タンク出プ，緊急時対策所用発電機〜緊急時対策所用Ｍ／Ｃ電路，緊急時対策所用Ｍ／

口ノズル・弁はいずれも重大事故等対処設備と位置付ける。

Ｃ〜緊急時対策所用動力変圧器電路，緊急時対策所用動力変圧器〜緊急時対策
所用Ｐ／Ｃ電路，緊急時対策所用Ｐ／Ｃ〜緊急時対策所用ＭＣＣ電路，緊急時対策所用ＭＣＣ〜緊急時対策所用分電盤電路，緊急時対策所用125V系蓄電池〜
緊急時対策所用直流125V主母線盤電路，緊急時対策所用直流125V主母線盤〜緊
急時対策所用直流125V分電盤電路，緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンク〜
緊急時対策所用発電機給油ポンプ流路，緊急時対策所用発電機給油ポンプ〜緊9相違③

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

急時対策所用発電機燃料給サービスタンク，緊急時対策所用発電機燃料油サー
ビスタンク〜緊急時対策所用発電機流路，緊急時対策所用Ｍ／Ｃ電圧計はいずれも重大事故等対処設備と位置付ける。
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。

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。

以上の重大事故等対処設備において，発電所外（社内外）との通信連絡を行以上の重大事故等対処設備において，発電所外（社内外）との通信連絡を行うことが可能であることから，以下の設備は自主対策設備と位置付ける。あわうことが可能であることから，以下の設備は自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。

せて，その理由を示す。
・無線連絡設備（固定型）

・送受話器（警報装置を含む。
）
・電力保安通信用電話設備

・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

・専用電話設備（ホットライン）

・専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体）

・テレビ会議システム（社内向）・テレビ会議システム（社内）・衛星電話設備（社内向）・加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

・送受話器（ページング）

・送受話器（ページング）

上記の設備は，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していな

上記の設備は，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していな

いが，設備が健全である場合は，発電所内外との通信連絡を行うための手段といが，設備が健全である場合は，発電所内外の通信連絡を行うための手段としして有効である。

て有効である。

また，カードル式空気ボンベユニットは，対策要員の更なる被ばく線量低減として，陽圧化時間の延長を可能とするために自主対策設備として配備する。

相違②
また，緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車は，緊急時対策所用発電機に比べて容量が小さく，保管場所が基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有しておらず，移動，設置，ケーブルの接続等に時間を要するものの， 先行 BWR では可搬型電源車の健全性が確認できた場合は，重大事故等時に緊急時対策所用代替電源設備か 正と予備を使用するのに対し，らの給電ができない場合に緊急時対策所の換気設備，通信連絡設備及びその 東海第二では多重化した常設の他の負荷に給電する代替手段として有効であることから自主対策設備として 電源に加えて自主対策設備とし配備する。

て電源車からの給電手順を整備

さらに，移動式待機所は，事故対応の柔軟性と対策要員の放射線安全，労働環境向上を図るために自主対策設備として設置する

東海第二では新設する緊対所に災対要員を収容する設計とし、対策の検討に必要な資料，放射線管理用資機材及び飲料水，食料等につい対策の検討に必要な資料，放射線管理用資機材（線量計及びマスク等）及
10

移動式待機所は用いない。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）ては，資機材であるため重大事故等対処設備としない。

東海第二

備考

び飲料水，食料等については，資機材であるため重大事故等対処設備としない。

b. 手順等

b．手順等

上記のa.により選定した対応手段に係る手順を整備する。

上記のａ．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，本部長※4，号機班※5，復旧班※6，保安班※7及び総務班※8の 対応

これらの手順は，災害対策要員※４の対応として「重大事故等対策要領」に定として，緊急時対策本部運営要領，多様なハザード対応手順等に定める。
（第1.18.1

める。
（第1.18.1−1表）

先行 BWR 及び東海第二の各体制に基づく記載表）
また，事故時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する。
（第1.18.2表，第1.18.3表）

また，事故時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する。
（第1.18.1−2表，第1.18.1−3表）

本部長が持っている権限のうち，その一部を予め計画・情報統括※9，号機統括※10，
総務統括※11 に委譲している。
また，通常時における対策の検討に必要な資料，放射線管理用資機材，飲料水及また，通常時における，対策の検討に必要な資料，放射線管理用資機材（線量び食料等の管理，運用については，防災安全グループマネージャー，放射線安全グ

計及びマスク等），飲料水，食料等の管理，運用については，安全・防災グルー

ループマネージャー，放射線管理グループマネージャー及び労務人事グループマネ

プマネージャー，放射線・化学管理グループマネージャー及び総務グループマネ

ージャー

※12

にて実施する。

※4本部長：重大事故等発生時の原子力防災管理者（所長）及び代行者をいう。

現在の通常時の組織名称を記載

ージャー※５にて実施する。
※4 災害対策要員：重大事故等に対処するために必要な指示を行う本部要

本部長には，それを補佐する本部長付を置く。

員，各作業班員，現場にて対応を行う重大事故等対応要員，当直要員及※5号機班：緊急時対策要員のうち号機班の班員をいう。

び自衛消防隊（初期消火要員）。

※6復旧班：緊急時対策要員のうち復旧班の班員をいう。
※7保安班：緊急時対策要員のうち保安班の班員をいう。
※8総務班：緊急時対策要員のうち総務班の班員をいう。
※9計画・情報統括：緊急時対策要員のうち計画班，保安班の業務を総括する者をいう。
※10号機統括：緊急時対策要員のうち復旧班，号機班の業務を総括する者をいい，6号炉を統括する者を 6号統括，7号炉を統括する者を 7号統括という。
※11総務統括：緊急時対策要員のうち資材班，総務班の業務を統括する者をいう。
※12防災安全グループマネージャー，放射線安全グループマネージャー，放射※5 安全・防災グループマネージャー，放射線・化学管理グループマネージャ

線管理グループマネージャー，労務人事グループマネージャー：通常時の発ー及び総務グループマネージャー：通常時の発電所組織における各グルー

電所組織における各グループの長をいう。

プの長をいう。

1.18.2 重大事故等時の手順等

1.18.2 重大事故等時の手順等
11

現在の通常時の組織名称を記載

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1.18.2.1 居住性を確保するための手順等

東海第二

備考

1.18.2.1 居住性を確保するための手順等

重大事故が発生した場合においても，重大事故等に対処するために必要な指示を行う

重大事故等が発生した場合においても，重大事故等に対処するために必要な指示を行

要員等の被ばく線量を7日間で100mSvを超えないようにするために必要な対応手段としう要員等の被ばく線量を7日間で100mSvを超えないようにするために必要な対応手段とて，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所遮蔽，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧して，緊急時対策所遮蔽，緊急時対策所非常用送風機，緊急時対策所非常用フィルタ装化空調機，酸素濃度計，二酸化炭素濃度計により，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所にと 置，緊急時対策所用発電機，酸素濃度計，二酸化炭素濃度計により，緊急時対策所にとどまるために必要な居住性を確保する。

どまるために必要な居住性を確保する。

環境に放射性物質等が放出された場合，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリア

環境に放射性物質が放出された場合，緊急時対策所エリアモニタにより，緊急時対策 緊急時対策所エリアモニタで検モニタにより，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に向かって放出される放射性物質による 所に向かって放出される放射性物質による放射線量を測定及び監視し，緊急時対策所加 知できるのは「放射性物質」のみ
放射線量を測定及び監視し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ） 圧設備による希ガス等の放射性物質の侵入を防止することで，重大事故等に対処するたによる希ガス等の放射性物質の侵入を防止することで，重大事故等に対処するために必めに必要な指示を行う要員等を防護する。

要な指示を行う要員等を防護する。
また，万が一，希ガス等の放射物質が5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内に侵入した場

また，万が一，希ガス等の放射性物質が緊急時対策所内に侵入した場合においても， 侵入の低減にはエリアモニタで合においても，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタにて監視，測定する 緊急時対策所エリアモニタにて監視，測定し対策をとることにより，緊急時対策所への 測定したうえで対策をとる必要
ことにより，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内への放射性物質の侵入を低減する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内が事故対策のための活動に支障がない酸素濃度及び二酸化炭素濃度の範囲にあることを把握する。

放射性物質の侵入を低減する。
緊急時対策所内が事故対策のための活動に影響がない酸素濃度及び二酸化炭素濃度の範囲にあることを把握する。

これらを踏まえ事故状況の進展に応じた手順とする。

これらを踏まえ事故状況の進展に応じた手順とする。

(1) 緊急時対策所立ち上げの手順(1) 緊急時対策所立ち上げの手順

重大事故が発生するおそれがある場合等があることを記載※13，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使

重大事故等が発生するおそれがある場合等※１，緊急時対策所を使用し，発電所用し，緊急時対策本部を設置するための準備として，5号炉原子炉建屋内緊急時対策

災害対策本部を設置するための準備として，緊急時対策所を立ち上げるための手順

所を立ち上げるための手順を整備する。

を整備する。

※13原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令され，対策本部が設置される場合として，※1 警戒事態又は非常事態が宣言され，災害対策本部が設置される場合として，運転時の異常な過渡変化，設計基準事故も含める。
a. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機運転手順

運転時の異常な過渡変化，設計基準事故も含める。

警戒事態又は非常事態が宣言された場合，災害対策本部要員は，緊急時対策所

炉原子炉建屋内緊急時対策所を拠点として活動を開始する。5号炉原子炉建屋内緊を拠点として活動を開始する。緊急時対策所で活動する災害対策本部要員の必要

急時対策所で活動する緊急時対策本部要員の必要な換気量の確保及び被ばくの低な換気量の確保及び被ばくの低減のため，緊急時対策所非常用換気設備を起動減のため，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動する。

し，通常運転から緊対建屋加圧モードに切り替える。

屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動する。

相違⑤

相違⑤

ａ．緊急時対策所非常用換気設備運転手順

原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令された場合，緊急時対策本部要員は，5号

全交流動力電源喪失時は，代替交流電源設備からの給電により，5号炉原子炉建

注釈番号は章毎に付番

常用電源設備が喪失した場合は，代替交流電源設備からの給電により，緊急時
対策所非常用換気設備を起動する。
12

相違⑤
運転モードの明確化

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東海第二

備考

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動し，必要な換気を確

緊急時対策所非常用換気設備を起動し，必要な換気を確保するとともに，緊急保するとともに，可搬型陽圧化空調機フィルタを通気することにより放射性物質時対策所非常用フィルタ装置を通気することにより放射性物質の侵入を低減する

相違①の侵入を低減するための手順を整備する。

ために緊対建屋加圧モードに切り替える手順を整備する。

運転モードの明確化(a)手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所を立ち上げた場合。
(b)操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所立ち上げ時の5号炉原子炉建屋内緊急時対策
所可搬型陽圧化空調機の運転手順の概要は以下のとおり。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設備（対策本部）系統概略図（プルーム
通過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化）を第1.18.2図に，5号炉

緊急時対策所を立ち上げた場合。
(b) 操作手順
緊急時対策所立ち上げ時の緊急時対策所非常用換気設備の運転手順の概要は以下のとおり。
緊急時対策所非常用換気設備の概要図を第1.18.2.1−1図に，緊急時対策所
非常用換気設備運転手順のタイムチャートを第1.18.2.1−2図に示す。

原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機運転手順のタイムチ
ャートを第1.18.3図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設備（待機場所）
系統概略図（プルーム通過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化）を
第1.18.4図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機運転手順のタイムチャートを第1.18.5図に，可搬型陽圧化空調機及び陽圧化装
置（空気ボンベ）（対策本部）設置場所を第1.18.6図に，可搬型陽圧化空調機及び陽圧化装置（空気ボンベ）（待機場所）設置場所を第1.18.図，第1.18.8図に示す。
【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機操作手順】①計画・情報統括は，手順着手の判断基準に基づき，保安班長に5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機の起動を指示する。

①災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策要員に緊急時対策所非常用換気設備の起動を指示する。

②保安班は,5号炉中央制御室換気空調系の送風機及び排風機が停止している②災害対策要員は，キースイッチを「通常運転モード」から「緊対建屋加圧モ

ことと MCR外気取入ダンパ， MCR排気ダンパ，MCR非常用外気取入ダンパがード」に切り替え，起動スイッチ操作により，緊急時対策所非常用換気設備

閉していることを確認する。なお，全交流動力電源喪失等の場合で MCR排気の運転を開始する。

ダンパ，MCR外気取入ダンパ，MCR非常用外気取入ダンパが閉まっていなかった場合は，手動で閉める。
③保安班は，5号炉中央制御室換気空調系給排気口に閉止板を取り付ける。

③災害対策要員は，流量が調整されていることを確認する。

④保安班は，活性炭フィルタ保管場所に移動し,活性炭フィルタ保管容器から活性炭フィルタを取出した後， 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）
可搬型陽圧化空調機設置場所に移動する。
⑤保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の活性炭フ
13相違①柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

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東海第二

備考

ィルタを装着し，仮設ダクトを差込口に接続して，電源を接続する。
⑥保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機を起動する。
⑦保安班は，差圧計で室内の圧力が微正圧（20Pa以上）であることを確認する。一度，同空調機を起動した後は，基本的に継続的な調整は不要である。
【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機操作手順】①号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に 5号炉原子炉建屋
内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の起動を指示する。
②復旧班は，5号炉中央制御室換気空調系給排気口に閉止板を取り付ける。
③復旧班は，活性炭フィルタ保管場所に移動し,活性炭フィルタ保管容器から活性炭フィルタを取出した後， 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）
可搬型陽圧化空調機設置場所に移動する。
④復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の活性炭フィルタを装着し，仮設ダクトを差込口に接続して，電源を接続する。
⑤復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機を起動する。
⑥復旧班は，差圧計で室内の圧力を微正圧（20Pa以上）であることを確認する。一度同空調機を起動した後は，基本的に継続的な調整は不要である。
(c)操作の成立性
上記の現場対応は 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所付近において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機は保安班2名で，5号(c) 操作の成立性
上記の対応は緊急時対策所内において災害対策要員 1 名で行い，一連の操作完了まで 5 分以内で可能である。

居住性を確保するために必要な炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機は復旧班2名で行手順なので「以内」で行うことをい，一連の操作完了まで約60分を要する。

明確（相違⑦）

円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。
廃止措置中の東海発電所と事故対応が重畳した場合であっても実施する手順に変更はない。

一部の要員は東海発電所と兼任するが、事故対応に問題がない
ことを示すため手順に変更はな
いことを記載（相違⑧）b. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の使用を開始した場合，5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所の居住性確保の観点から，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の酸素

ｂ．緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定手順
緊急時対策所の使用を開始した場合，緊急時対策所の居住性確保の観点から，緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う。
14

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東海第二

備考

濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う。
酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う手順を整備する。
(a)手順着手の判断基準
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の使用を開始した場合。
(b)操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定手

酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準
緊急時対策所の使用を開始した場合。
(b) 操作手順
緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定手順の概要は以下のと順の概要は以下のとおり。

おり。

①総務統括は，手順着手の判断基準に基づき，総務班長に5号炉原子炉建屋内緊① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策要員に緊

急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を指示する。

急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を指示する。

②総務班は，酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計にて5号炉原子炉建屋内緊急時対② 災害対策要員は，酸素濃度計及び二酸化炭素濃度計にて緊急時対策所内の

策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う。
（測定箇所は，第1.18.6図，

酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う。
（測定箇所は，第1.18.3図を

第1.18.7図を参照）

参照）(c)操作の成立性
上記の対応は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内において，総務班１名で行う。
室内での測定のみであるため，速やかに対応が可能である。

(c) 操作の成立性
上記の対応は，緊急時対策所内において，災害対策要員 1 名で行う。
室内での測定のみであるため，速やかに対応が可能である。
廃止措置中の東海発電所と事故対応が重畳した場合であっても実施する手順

相違⑧に変更はない。
(2)原子力災害対策特別措置法第10条事象発生時の手順
a.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタの設置手順(2)原子力災害対策特別措置法第10条事象発生時の手順
ａ．緊急時対策所エリアモニタの設置手順

原子炉格納容器から希ガス等の放射性物質が放出された場合に，5号炉原子炉建

原子炉格納容器から希ガス等の放射性物質が放出された場合に，緊急時対策所

屋内緊急時対策所の居住性の確認（線量率の測定）を行うため，5号炉原子炉建屋内の居住性の確認（線量率の測定）を行うため，緊急時対策所に緊急時対策所エリア

緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）に可搬モニタを設置する手順を整備する。

型エリアモニタを設置する手順を整備する。
さらに，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタは，5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所内への放射性物質等の侵入量を微量のうちに検知し，陽圧化の判

さらに，緊急時対策所エリアモニタは，緊急時対策所内への放射性物質の侵入量を微量のうちに検知し，正圧化の判断を行うために使用する。

断を行うために使用する。
なお，可搬型モニタリングポスト等についても，5号炉原子炉建屋内緊急時対策のは「放射性物質」のみ
なお，可搬型モニタリング・ポスト等についても，緊急時対策所を加圧するた所を加圧するための判断の一助とする。

めの判断の一助とする。

(a)手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

当直副長が原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生したと判断した場合。

可搬型エリアモニタで検知する

災害対策本部長代理が原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生したと判断した場合。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b)操作手順

東海第二(b) 操作手順

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタを設置する手順の概要

緊急時対策所エリアモニタを設置する手順の概要は以下のとおり。このタイは以下のとおり。このタイムチャートを第1.18.9図に示す。

ムチャートを第1.18.2.1−4図に示す。

①保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班に可搬型エリアモニタの設①

置の開始を指示する。
②保安班は，可搬型エリアモニタを設置し，起動する。
(c)操作の成立性
上記の対応は，保安班2名にて実施し，一連の作業の所要時間は，作業開始を判断してから約20分で可能である。
b.その他の手順項目にて考慮する手順
可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定手順は，「1.17監視測定等に関する手順等」で整備する。
(3)重大事故等が発生した場合の放射線防護等に関する手順等
重大事故等が発生した場合，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等を防護し，居住性を確保するための手順を整備する。
ａ.緊急時対策所にとどまる緊急時対策要員について

備考

災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要員に緊急時対策所エリアモニタ設置の開始を指示する。

②

重大事故等対応要員は，緊急時対策所エリアモニタを設置し，起動する。

(c) 操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 1 名にて実施し，一連の作業の所要時間
は，作業開始を判断してから 10 分以内で可能である。

相違⑦ｂ．その他の手順項目にて考慮する手順
可搬型モニタリング・ポストによる放射線量の測定手順は，「1.17監視測定等に関する手順等」で整備する。
(3)重大事故等が発生した場合の放射線防護等に関する手順等
重大事故等が発生した場合，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等を防護し，居住性を確保するための手順を整備する。
ａ．緊急時対策所にとどまる災害対策要員について

プルーム通過中においても，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所にとどまる緊

プルーム通過中においても，緊急時対策所にとどまる災害対策要員は，休憩，急時対策要員は，休憩，仮眠をとるための交替要員を考慮して，重大事故等に仮眠をとるための交代要員を考慮して，重大事故等に対処するために必要な指示対処するために必要な指示を行う6号及び7号炉に係る要員52名に1〜5号炉にを行う要員48名と，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡係る要員2名を加えた54名と，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放散を抑制するために必要な要員18名をあわせて，66名と想定している。

射性物質の拡散を抑制するために必要な要員75名のうち6号及び7号炉中央制

先行 BWR では複数号炉申請の御室にとどまる運転員18名を除く57名の合計111名，5号炉運転員8名と保安検ため各号機別の要員内訳を記載

査官2名をあわせて，121名と想定している。このうち，重大事故等に対処するしている。

ために必要な指示を行う 6号及び7号炉に係る要員 52名，1〜5号炉に係る要員 2名，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な要員のうちの 17名及び保安検査官 2名の合計 73名が 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）にとどまり，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な要員のう
ち残りの 40名及び 5号炉運転員 8名の合計 48名が 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）にとどまる。
プルーム放出のおそれがある場合，本部長は，この要員数を目安とし，最大プルーム放出のおそれがある場合，災害対策本部長は，この要員数を目安とし，
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収容可能人数（約180名）の範囲で5号炉原子炉建屋内緊急時対策所にとどまる

東海第二
最大収容可能人数（100名）の範囲で緊急時対策所にとどまる要員を判断する。

要員を判断する。

備考
東海第二では換気設備を 100 名で設計しているため，「約」なし。

なお，廃止措置中の東海発電所と事故対応が重畳した場合は東海発電所の災害 東海第二では東海発電所が同時対策要員4名を加えた70名を目安とし最大収容可能人数（100名）の範囲で緊急時 発災した場合に東海の要員も緊対策所にとどまる要員を判断する。プルーム放出のおそれがある場合，災害対策 対所に収容することを考慮した
本部長は，この要員数を目安とし，廃止措置中の東海発電所の災害対策要員も考 記載
慮し最大収容可能人数（100名）の範囲で緊急時対策所にとどまる要員を判断する。
b.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所での格納容器ベントを実施する場合の対応の

ｂ．緊急時対策所での格納容器ベントを実施する場合の対応の手順

手順
格納容器ベントを実施する場合に備え，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待格納容器ベントを実施する場合に備え，緊急時対策所非常用換気設備から緊急機場所）から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）への移動の手順，及時対策所加圧設備に切り替えることにより，緊急時対策所等への外気の流入を遮び 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機から5号炉原子炉建屋断する手順を整備する。

内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）に切り替えることにより，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）への外気の流入を遮断する手順を整備する。
(a)手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による加圧判断の緊急時対策所加圧設備による加圧判断のフローチャートは第1.18.2.1−4図に 東海第二ではＭ／Ｐ，エリアモ

フローチャートは第1.18.10図に示すとおりであり，以下の①②のいずれかの場示すとおりであり，以下のいずれかの場合。

合。

・緊急時対策所付近に設置する可搬型モニタリング・ポストの指示値が20mSv／ またベント実施に係る判断につ① 以下の【条件 1 -1】及び【条件 1 -2】が満たされた場合【条件 1 -1】：6号及び 7号炉の炉心損傷※ 14及び格納容器破損の評価に必要なパラメータの監視不可【条件 1 -2】
：可搬型モニタリングポスト（5号炉近傍に設置するもの，以下同じ），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニ
タいずれかのモニタ値が急上昇し警報発生②

以下の【条件 2-1-1】又は【条件 2 -1-2】，及び【条件 2-2-1】又は【条hとなった場合
・緊急時対策所エリアモニタが指示値の0.5mSv／hとなった場合

ニタの加圧基準値を設定した。
いても基準値を記載した。
パラメータの監視不可について

・炉心損傷を判断した場合※２において，サプレッション・プール水位指示値が通 はＭＣＲとの通信設備が整備さ
常水位＋6.4m※３に到達した場合

れていることから判断条件から・炉心損傷を判断した場合※２において，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制 除外した。
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，かつ格納容器破損については外の線

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

量率（可搬Ｍ／Ｐ）で検知するも件 2-2-2】が満たされた場合のとして整理した【条件 2 -1-1】：6号又は 7号炉において炉心損傷 ※ 14後に格納容器ベントの実施を判断した場合【条件 2 -1-2】：6号又は 7号炉にて炉心損傷 ※ 14後に格納容器破損徴候が発生した場合
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東海第二

備考

※2 格納容器雰囲気放射線モニタ（ＣＡＭＳ）で格納容器内のガンマ線線量率

東海第二では 10 倍を含めて炉【条件 2 -2-1】：格納容器ベント実施の直前【条件 2 -2-2】可搬型モニタリングポスト，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタいずれかのモニタ値急上昇し
警報発生
※14

格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納心損傷と判断するため「以上」とは格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に，原子容器雰囲気放射線モニタ（ＣＡＭＳ）が使用できない場合に，原子炉圧力容している。

炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。

器温度計で300℃以上を確認した場合。
※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,速やかに緊急時対策
所の加圧を行えるよう設定している。なお，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.4mから＋6.5mに到達するまでは評価上約20分である。

(b)操作手順(b) 操作手順

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）から5号炉原子炉建屋内緊急

緊急時対策所にとどまる必要のない要員が発電所外へ一時退避し，緊急時対時対策所（対策本部）への現場要員の移動手順，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所非常用換気設備の緊急時対策所加圧設備により緊急時対策所等を加圧する

策所陽圧化装置（空気ボンベ）の起動，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬手順の概要は以下のとおり。

相違①型陽圧化空調機の停止手順は以下のとおり。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備系統概略図（プルーム通過中：陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化）を第1.18.11図に，5号炉

緊急時対策所非常用換気設備の概要図を第1.18.2.1−6図に，切替え手順のタイムチャートを第1.18.2.1−7図に示す。

原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）における手順のタイムチャートを第
1.18.12図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）換気設備系統概略
図（プルーム通過中：陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化）を第 1.18.13
図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）における手順のタイムチ
ャートを第 1.18.14図に示す。また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）及び 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の見取り図を第1.18.15図に示す。
①

本部長は，計画班が実施する事象進展予測等から，格納容器ベントに備①

災害対策本部長は，災害対策要員が実施する事象進展予測等から，格納容

え，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）又は5号炉原子炉建屋内器ベントに備え，緊急時対策所にとどまる現場要員の移動及びとどまる必緊急時対策所（対策本部）にとどまる現場要員の移動及びとどまる必要の要のない要員の発電所からの一時退避に関する判断を行う※４。

ない要員の発電所からの一時退避に関する判断を行う ※15。
※15・計画班が実施する事象進展予測から，炉心損傷後※14の格納容器ベントの実※4 ・災害対策要員が実施する事象進展予測から，炉心損傷後※２の格納容
18

東海第二から後方支援拠点まで

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東海第二

備考

施予測時刻が2時間後以内になると判明した場合。

器ベントの実施予測時刻が6.5時間以内になると判明した場合。

の待避時間として約 6 時間程度

・計画班が実施する事象進展予測から，炉心損傷後 ※14の格納容器ベントより

・災害対策要員が実施する事象進展予測から，炉心損傷後※２の格納容を想定しているため。

先に格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に近づき，水素ガス・酸素

器ベントより先に格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に近づ

ガスの放出の実施予測時刻が2時間後以内になると判明した場合で，放出されき，水素ガス・酸素ガスの放出の実施予測時刻が6.5時間後以内になる

る放射性物質量，風向き等から本部長が退避が必要と判断した場合。

と判明した場合で，放出される放射性物質量，風向き等から災害対策本部長が退避が必要と判断した場合。

※14

・事象進展の予測ができず，炉心損傷後・事象進展の予測ができず，炉心損傷後※２の格納容器ベントに備え，災の格納容器ベントに備え，本部長が退避が必要と判断した場合。

害対策本部長が退避が必要と判断した場合。

・不測の事態が発生し，放射性物質の放出に備え，本部長が退避が必要と判断・不測の事態が発生し，放射性物質の放出に備え，災害対策本部長が退した場合。

避が必要と判断した場合。

※14

格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線線量※2 格納容器雰囲気放射線モニタ（ＣＡＭＳ）で格納容器内のガンマ線線

東海第二では 10 倍を含めて炉率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又は格量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，心損傷と判断するため「以上」と納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に，原子炉圧又は格納容器雰囲気放射線モニタ（ＣＡＭＳ）が使用できない場合に，している。

力容器温度計で300℃以上を確認した場合。

原子炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。

②本部長は，プルーム放出中に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）②

又は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）にとどまる要員と，発電災害対策本部長は，プルーム放出中に緊急時対策所にとどまる要員と，発電所から一時待避する要員とを明確にする。

所から一時退避する要員とを明確にする。
③本部長は，発電所から一時退避するための要員の退避に係る体制，連絡手③

災害対策本部長は，発電所から一時退避するための要員の退避に係る体段，移動手段を確保させ，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）又制，連絡手段，移動手段を確保させ，放射性物質による影響の少ないと想は 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）への現場要員の移動にあ定される場所（原子力事業所災害対策支援拠点等）への退避を指示する。

わせて，放射性物質による影響の少ないと想定される場所（原子力事業所
災害対策支援拠点等）への退避を指示する。
④本部長は，手順着手の判断に基づき，計画・情報統括へ5号炉原子炉建屋④

内緊急時対策所（対策本部）の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）

災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策要員へ緊
急時対策所加圧設備による緊急時対策所等の加圧開始を指示する。

陽圧化装置（空気ボンベ）の起動及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機の停止を，号機統括へ5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ）の起動及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の停止を指示する。
⑤本部長は，格納容器ベント実施の前には，現場要員が全て5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機⑤

災害対策本部長代理は，格納容器ベント実施の前には，緊急時対策所にと緊急時対策所に戻ってくるのは

どまる要員が全て緊急時対策所に戻って来ていることの確認を行う。

緊急時対策所にとどまる要員で場所）に戻って来ていることの確認を行う。

ありそれ以外の現場要員は構外に退避する。
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東海第二

備考

【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の手順】①保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空⑥

災害対策要員は，キースイッチを「緊対建屋加圧モード」から「災害対策調機の仮設ダクトを切離し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）

本部加圧モード」に切り替え，起動スイッチ操作により，緊急時対策所用への給気口に閉止板を取付けるとともに，陽圧化装置（空気ボンベ）空気

加圧設備空気ボンベによる加圧を開始する。

給気弁の開操作，差圧調整用排気弁（陽圧化装置（空気ボンベ））の開操作
及び差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）の閉操作を行い，5号炉原子⑦

災害対策要員は，災害対策本部と隣接区画の差圧が正圧（20Pa以上）であることを確認する。

炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化を開始する。
②保安班は，陽圧化状態の差圧確認後に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の外側に設置する5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）
可搬型陽圧化空調機を停止する。
③保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）において，差圧確認後に二酸化炭素濃度上昇を防止するために，5号炉原子炉建屋内緊急時
対策所二酸化炭素吸収装置を起動する。
相違⑥【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の手順】①復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の仮設ダクトを切離し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）
への給気口に閉止板を取付けるとともに，陽圧化装置（空気ボンベ）空気
給気弁の開操作を行い ※ 16，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の陽圧化を開始する。
②復旧班は，陽圧化状態の差圧確認後に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の外側に設置する5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）
可搬型陽圧化空調機を停止する。
※16 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）は通常時において空気ボンベの元弁は開とし，ボンベラックごとに隔離弁を設置し通常運転時に閉としておく。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装
置（空気ボンベ）使用時には，各々のボンベラックの隔離弁を事故発生
後 24時間以内に開操作した後，加圧判断を受けて，5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（対策本部）及び 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）内に設置する給気弁を開操作することで 5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化開始可能な設計とする。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c)操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

上記の対応は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内及びその近傍において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）は保安班3名で，5号炉原子炉建屋

上記の対応は緊急時対策所において，災害対策要員 1 名で行う。緊急時対策
所加圧設備による正圧化状態の確認完了まで 1 分以内で可能である。

内緊急時対策所（待機場所）は復旧班3名で行う。5号炉原子炉建屋内緊急時対東海第二ではボンベによる加圧を行うことは“正圧化”で統一
相違⑦

策所陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化状態の確認完了まで約2分で可能である。
また，陽圧化状態の確認後，可搬型陽圧化空調機を停止し，5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所（対策本部）では，二酸化炭素吸収装置を起動するまで，約5分である。
廃止措置中の東海発電所と事故対応が重畳した場合であっても実施する手順 相違⑧に変更はない。
相違②

c.カードル式空気ボンベユニットによる5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化のための準備手順(a)手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合 ※14で，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽
圧化装置（空気ボンベ）を使用できない場合，又は6号及び 7号炉の同時でない格納容器ベント操作を実施する場合。
※14

格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に，原子炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。

(b)操作手順
カードル式空気ボンベユニットによる 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化のための準備手順の概要は以下のとおり。
【カードル式空気ボンベユニットの準備操作】①本部長は，手順着手の判断基準に基づき，号機統括に5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（対策本部）の陽圧化のためのカードル式空気ボンベユニッ
トの準備を指示する。
②号機統括は，緊急時対策要員にカードル式空気ボンベユニットの準備を指示する。
③緊急時対策要員は，5号炉原子炉建屋近傍へカードル式空気ボンベユニッ
トを移動させる。
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東海第二④緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニットをホースにて接続し，さらに5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置配管と接続するため，5号炉原子炉建屋接続口へホースを接続する。
⑤緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニットのボンベ元弁を開操作
し，カードル式空気ボンベユニット建屋接続外弁を開操作する。
⑥緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニットの準備完了を号機統括へ報告する。
【 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化】①本部長は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化時間の延長が必要になった場合，号機統括へカー
ドル式空気ボンベユニットによる陽圧化を指示する。
②号機統括は，緊急時対策要員にカードル式空気ボンベユニットによる陽圧化を指示し，緊急時対策要員は，5号炉原子炉建屋内でカードル式空気ボン
ベユニット建屋接続内弁を開操作することで5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）を陽圧化する。
(c)操作の成立性
カードル式空気ボンベユニットによる5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の加圧準備操作は，緊急時対策要員7名で実施し，約150分で対応可能である。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の加圧操作は，緊急時対策要員
2名で実施し，約 5分で対応可能である。
カードル式空気ボンベユニットの準備操作は，参集した緊急時対策要員によって行う。なお，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）が建屋内の空気ボンベによって陽圧化されている時に，カードル式空気ボンベユニットによる空気の供給を開始した場合も，空気ボンベの下流側に設置されている圧力調整ユニットにより系統圧力が制御されているため，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）に影響がでることはない。
d．5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）から5号炉原子炉建屋

ｃ．緊急時対策所加圧設備から緊急時対策所非常用換気空調設備への切替え手順

内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機への切替え手順
周辺環境中の放射性物質が十分減少した場合にプルーム通過後の5号炉原子炉

周辺環境中の放射性物質が十分減少した場合にプルーム通過後の緊急時対策

建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）から5号炉原子炉建屋内緊急時対所加圧設備から緊急時対策所非常用換気空調設備への切替え手順を整備する。

策所可搬型陽圧化空調機への切替え手順を整備する。
(a)手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準
22

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

・可搬型モニタリングポスト等の線量率の指示が上昇した後に，減少に転じ，更

東海第二

備考

・可搬型モニタリング・ポスト等の線量率の指示が上昇した後に，減少に転に線量率が安定的な状態になり，周辺環境中の放射性物質が十分減少し，5号炉

じ，更に線量率が安定的な状態になり，周辺環境中の放射性物質が十分減少

加圧の停止を判断するプルーム

原子炉建屋屋上階の階段室近傍（可搬型外気取入送風機の外気吸込場所）に設置

した場合。

の通過は屋外の線量率が指示値する可搬型モニタリングポストの値が0.2mGy/h※17を下回った場合。

が低下し安定したことを確認す※17保守的に 0.2mGy/hを 0.2mSv/hとして換算し，仮に 7日間被ばくし続けることで検知することが可能。

たとしても，0.2mSv/h×168h=33.6mSv≒34mSv程度と100mSvに対して十分余裕があり，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の居住性評価である約 58mSvに加えた場
合でも 100mSvを超えることのない値として設定(b)操作手順(b) 操作手順

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の陽圧化について，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装

緊急時対策所の正圧化について，緊急時対策所加圧設備による給気から緊急時対策所非常用換気設備への切り替え手順の概要は以下のとおり。

置（空気ボンベ）による給気から 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化

東海第二ではボンベによる加圧を行うことは“正圧化”で統一

空調機への切替え手順の概要は以下のとおり。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備系統概略図（プルーム

緊急時対策所非常用換気設備の概要図を第1.18.2.1−1図及び第1.18.2.1−8

通過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化）を第1.18.2図に，5号炉

図に，緊急時対策所における手順のタイムチャートを第1.18.2.1−9図に示す。

原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）における手順のタイムチャートを第
1.18.16図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）における手順のタイ
ムチャートを第1.18.17図に示す。
【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の手順】①計画・情報統括は，手順着手の判断基準に基づき，保安班長に5号炉原子①

災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策要員に緊

炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機の起動及び5号炉原

急時対策所加圧設備から緊急時対策所非常用換気設備への切替えを指示す

子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ）の停止を

る。

指示する。
②保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の外側において，②

災害対策要員は，キースイッチを「災害対策本部加圧モード」から「緊対5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機の仮設ダ

建屋浄化モード」に切り替え，起動スイッチ操作により自動シーケンスにクトを5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）給気口と接続する。

て，建屋浄化モード運転を開始する。

③保安班は，プルーム通過後に建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合（5③

災害対策要員は，建屋内の浄化運転が1時間継続されたことを確認し，キ号炉近傍に設置する可搬型モニタリングポストの値と建屋内雰囲気線量のースイッチを「緊対建屋浄化モード」から「緊対建屋加圧モード」に切り測定結果から判断）には，屋外から直接，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所

替え，起動スイッチ操作により自動シーケンスにて，緊急時対策所非常換（対策本部）可搬型陽圧化空調機を用いて外気取り入れを可能とするため

気設備の運転を開始する。

に仮設ダクトを敷設する。
④保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の内側において，④

災害対策要員は，流量が調整されていることを確認する。
23

相違①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

給気口の閉止板を取外し 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）内に 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機による給気を開始する。
⑤保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の内側において，差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）を開操作し，差圧調整用排気弁（陽圧化装置（空気ボンベ））を閉操作し，陽圧化装置（空気ボンベ）空気給気弁を閉操作する。
【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の手順】

相違⑥①号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に5号炉原子炉建屋
内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の起動及び5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ）の停止を指示する。
②復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の外側において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の仮設ダ
クトを5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）給気口と接続する。
③復旧班は，プルーム通過後に建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合（5号炉近傍に設置する可搬型モニタリングポストの値と建屋内雰囲気線量の測定結果から判断）には，屋外から直接，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機を用いて外気取り入れを可能とするために仮設ダクトを敷設する。
④復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の内側において，給気口の閉止板を取外し 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）内に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機による給気を開始する。
⑤復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の内側において，陽圧化装置（空気ボンベ）空気給気弁を閉操作する。
(c)操作の成立性
上記の対応は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内及びその近傍において，5号
炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）は保安班2名で，5号炉原子炉建屋内(c) 操作の成立性
上記の対応は緊急時対策所において，災害対策要員 1 名で行い，一連の操作完了まで 67 分以内で可能である。

緊急時対策所（待機場所）は復旧班2名で行う。5号炉原子炉建屋内緊急時対策
所可搬型陽圧化空調機の起動及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）の停止まで約30分（プルーム通過後に建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合（5号炉近傍に設置する可搬型モニタリングポストの値と建屋内
24相違⑦柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

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東海第二

備考

雰囲気線量の測定結果から判断）における，屋外から直接に可搬型陽圧化空調機を用いて外気取入を可能とするための仮設ダクト敷設及び可搬型陽圧化空調機の起動操作（10分），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機起動失敗を想定した場合の予備機への切替え操作（10分）を含む）で可能である。
廃止措置中の東海発電所と事故対応が重畳した場合であっても実施する手順

相違⑧に変更はない。
東海第二では停止時の建屋浄化

e.5号炉原子炉建屋内可搬型外気取入送風機による通路部のパージ手順
建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合においては，通路部の雰囲気のパージ

モードにて建屋内のパージまでを行うために5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機による5号行う。

炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機及び5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の給気エリアとなる通路部のパージの手順を整備する。
(a)手順着手の判断基準
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）から5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機への切替えを実施する場合に，建屋内の雰囲気線量（電離箱サーベイメータで測定）が屋外より高いことが，5号炉近傍に設置する可搬型モニタリングポストの値との比較から確認された場合。
(b)操作手順
5号炉原子炉建屋内可搬型外気取入送風機による通路部のパージ手順は，以下のとおり。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所通路部可搬型外気取入送風機系統概略図を第 1.18.18図に，手順のタイムチャートを第1.18.19図に示す。
①計画・情報統括は，手順着手の判断基準に基づき，保安班に5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機による通路部のパージを実施するよう指示する。
②保安班は，屋上から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機へ仮設ダクトを敷設し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機を起動する。
③保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機の運転状態を確認する。
(c)操作の成立性
上記の対応は，保安班2名で行い，一連の操作完了まで予備機への切替え操25

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東海第二作を想定した場合，約30分で可能である。

備考
東海第二では新設する緊急時対策所建屋を使用し、移動式待機

f.移動式待機所を使用する手順

所は用いない事故対応の柔軟性と対策要員の放射線安全，労働環境改善を図るために，
移動式待機所を，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散防止を抑制するために現場にて対応を行う要員を防護できる手段として使用することを考慮する。
そこで，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の現場要員がとどまることができる待機場所として，換気設備，電源設備及び通信連絡設備等を有する移動式待機所を使用し，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散防止を抑するために現場にて対応を行う要員を収容するための移動式待機所の使用手順を整備する。
(a)手順着手の判断基準
以下の線量率であり，本部長が移動式待機所の使用が必要と判断した場合。
・プルーム通過時間（格納容器ベント実施後10時間）経過後に，1mSv/h以下
・事故発生後7日（168時間）時点で0.2mSv/h以下(b)操作手順
移動式待機所を使用する手順は次のとおり。移動式待機所の保管及び使用場所を第1.18.20図に，移動式待機所の外観図を第1.18.21図に，移動式待機所の使用準備のタイムチャートを第1.18.22図に示す。
①号機統括及び計画・情報統括は手順着手の判断基準に基づき，号機統括は復旧班に，計画・情報統括は保安班に移動式待機所の使用を指示する。
②復旧班及び保安班は，移動式待機所の保管及び使用場所である荒浜側高台
保管場所に移動する。
③復旧班及び保安班は，移動式待機所の床及び壁面に汚染が確認された場合
は，除染を行う。
④復旧班は，移動式待機所に設置する可搬型電源設備を起動した上で，可搬型陽圧化空調機を起動し，陽圧化を実施する。
⑤復旧班及び保安班は，可搬型エリアモニタ及びチェンジングエリアを設置する。
⑥復旧班は，差圧計で室内の圧力が微正圧（20Pa以上）であることを確認する。
⑦復旧班は，移動式待機所の使用準備完了を号機統括へ報告する。
26

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東海第二

備考

(c)操作の成立性
上記の対応は，移動式待機所の使用場所において，復旧班 2 名及び保安班
1 名で行い，一連の操作完了まで約 90 分と想定する。
1.18.2.2 重大事故等に対処するために必要な指示及び通信連絡に関する手順等

1.18.2.2 重大事故等に対処するために必要な指示及び通信連絡に関する手順等

重大事故等が発生した場合において，重大事故等に対処するために必要な指示

重大事故等が発生した場合において，重大事故等に対処するために必要な指示を行を行う要員等が，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の安全パラメータ表示システ

う要員等が，緊急時対策所のＳＰＤＳ及び通信連絡設備により，必要なプラントパラ

ム（SPDS）及び通信連絡設備により，必要なプラントパラメータ等を監視又は収メータ等を監視又は収集し，重大事故等に対処するために必要な情報を把握するとと集し，重大事故等に対処するために必要な情報を把握するとともに，重大事故等

もに，重大事故等に対処するための対策の検討を行う。

に対処するための対策の検討を行う。
また，重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料を，5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所に整備する。
重大事故等が発生した場合において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の通信連絡設備により，発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行

また，重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料を，緊急時対策所に整備する。
重大事故等が発生した場合において，緊急時対策所の通信連絡設備により，発電所
内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。

う。
全交流動力電源喪失時は，代替交流電源設備からの給電により，5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所の安全パラメータ表示システム（SPDS）及び通信連絡設備を

常用電源及び非常用電源の喪失時は，代替電源設備からの給電により，緊急時対策 東海第二では常用電源に加えて所のＳＰＤＳ及び通信連絡設備を使用する。

使用する。

発電所のＤＧから通信設備に給電されるためこれらが喪失した時に緊対の代替電源を用いるこ(1) 安全パラメータ表示システム（SPDS）によるプラントパラメータ等の監視手順(1) ＳＰＤＳによるプラントパラメータ等の監視手順

重大事故等が発生した場合，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策支援

重大事故等が発生した場合，緊急時対策所の緊急時対策支援システム伝送装置及システム伝送装置及び安全パラメータ表示システム（SPDS）のうちSPDS表示装置にびＳＰＤＳデータ表示装置により重大事故等に対処するために必要なプラントパラ

より重大事故等に対処するために必要なプラントパラメータ等を監視する手順を整

メータ等を監視する手順を整備する。

備する。
(a) 手順着手の判断基準
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所を立ち上げた場合。
(b) 操作手順
安全パラメータ表示システム（SPDS）のうちSPDS表示装置を起動し，監視する手順の概要は以下のとおり。安全パラメータ表示システム（SPDS）及びａ．手順着手の判断基準
緊急時対策所を立上げた場合。
ｂ．操作手順ＳＰＤＳのうちＳＰＤＳデータ表示装置を起動し，監視する手順は以下のとおり。ＳＰＤＳ及びデータ伝送設備の概要を第1.18.2.2−1図に示す。

データ伝送設備の概要を第1.18.23図に示す。
なお，緊急時対策支援システム伝送装置については，常時，伝送が行われており，操作は必要ない。

なお，緊急時対策支援システム伝送装置については，常時，伝送が行われており，操作は必要ない。
27

とを明確化

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）① 号機班は，手順着手の判断基準に基づき SPDS表示装置の接続を確認

東海第二①

災害対策要員は，手順着手の判断基準に基づき，ＳＰＤＳデータ表示装置

し，端末（PC）を起動する。
② 号機班は，SPDS表示装置にて，各パラメータを監視する。
(c) 操作の成立性
上記の対応は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内において号機班1名で行う。室内での端末起動等のみであるため，短時間での対応が可能である。

備考の接続を確認し，端末（ＰＣ）を起動する。
②

災害対策要員は，ＳＰＤＳデータ表示装置にて，各パラメータを監視する。

ｃ．操作の成立性
上記の対応は，緊急時対策所内において災害対策要員1名で行う。室内での端末起動等のみであるため，短時間での対応が可能である。
廃止措置中の東海発電所と事故対応が重畳した場合であっても実施する手順に変更はない。

(2) 重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料の整備(2) 重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料の整備

重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料を5号炉原子炉建屋内緊急重大事故等に対処するための対策の検討に必要な資料を緊急時対策所に配備し，時対策所に配備し，資料が更新された場合には資料の差し替えを行い，常に最新と資料が更新された場合には資料の差し替えを行い，常に最新となるよう通常時からなるよう通常時から維持，管理する。

維持，管理する。

(3) 通信連絡に関する手順(3) 通信連絡に関する手順

重大事故等時において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の通信連絡設備によ

重大事故等時において，緊急時対策所の通信連絡設備により，中央制御室，屋内り，中央制御室，屋内外の作業場所，本社，国，地方公共団体，その他関係機関等

外の作業場所，本店（東京），国，地方公共団体，その他関係機関等の発電所内外のの発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順を整備

通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順を整備する。

する。
重大事故等対処に係る通信連絡設備一覧を第1.18.4表に，データ伝送設備の概要
を第1.18.23図に示す。
発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための通信連絡設

重大事故等対処に係る通信連絡設備一覧を第1.18.2−1表に，データ伝送設備の概要を第1.18.2−1図に示す。
発電所内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための通信連絡設

備の使用方法等，必要な手順の詳細は「1.19通信連絡に関する手順等」にて整備す

備の使用方法等，必要な手順の詳細は「1.19

る。

する。

1.18.2.3 必要な数の要員の収容に係る手順等

通信連絡に関する手順等」にて整備

1.18.2.3 必要な数の要員の収容に係る手順等

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所には，重大事故等に対処するために必要な指緊急時対策所には，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員に加え，原示を行う要員に加え，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための対策に拡散を抑制するための対策に対処するために必要な数の要員を含めた重大事故等対処するために必要な数の要員を含めた重大事故等に対処するために必要な数の要員に対処するために必要な数の要員として，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対として最大100名を収容する。

策本部）に 86名，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）に90名の合計176名を収容する。
28

相違⑧

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なお，プルーム通過中において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本

東海第二

備考

なお，プルーム通過中において，緊急時対策所にとどまる要員は66名である。

部）にとどまる要員は73名，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）にとどまる要員は48名である。
要員の収容に当たっては，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員

要員の収容に当たっては，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員と現と現場作業を行う要員等との輻輳を避けるレイアウトとなるよう考慮する。ま

場作業を行う要員との輻輳を避けるレイアウトとなるように考慮する。また，要員のた，要員の収容が適切に行えるようトイレや休憩スペース等を整備するととも収容が適切に行えるようにトイレや休憩スペース等を整備するとともに，収容する要に，収容する要員に必要な放射線管理を行うための資機材，飲料水，食料等を整員に必要な放射線管理を行うための資機材，飲料水，食料等を整備し，維持，管理す

備し，維持，管理する。

る。
なお，廃止措置中の東海発電所と事故対応が重畳した場合であっても東海発電所の 東海の事故対応に用いる資機材
事故対応を行う場合に用いる飲料水，食料及び放射線防護具類は，緊急時対策所の建 は別途緊対建屋外に確保し持ち
屋外に東海発電所専用に確保し，必要に応じ緊急時対策所に持ち込むため，東海第二 込むため影響がないことを記載
発電所の重大事故等への対応に悪影響を及ぼさない。

(1) 放射線管理
a. 放射線管理用資機材の維持管理等(1) 放射線管理
ａ．放射線管理用資機材（線量計及びマスク等）の維持管理

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所には，7日間外部からの支援がなくとも緊急時対緊急時対策所には，7日間外部からの支援がなくとも災害対策要員が使用する十策要員が使用する十分な数量の装備（汚染防護服，個人線量計，全面マスク等）及

分な数量の装備（汚染防護服，個人線量計，全面マスク等）及びチェンジングエリ

びチェンジングエリア用資機材を配備するとともに，通常時から維持，管理し，重ア用資機材を配備するとともに，通常時から維持，管理し，重大事故等時には，防大事故等時には，防護具等の使用及び管理を適切に運用し，十分な放射線管理を行

護具等の使用及び管理を適切に運用し，十分な放射線管理を行う。

う。
保安班長は，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員や現場作業を行

災害対策本部長代理は，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員やう要員等の被ばく線量管理を行うため，個人線量計を常時装着させるとともに線量現場作業を行う要員等の被ばく線量管理を行うため，個人線量計を常時装着させ評価を行う。また，作業に必要な放射線管理用資機材を用いて作業現場の放射線量るとともに線量評価を行う。また，作業に必要な放射線管理用資機材を用いて作率測定等を行う。

業現場の放射線量率測定等を行う。

b. チェンジングエリアの設置及び運用手順

ｂ．チェンジングエリアの設置及び運用手順

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の外側が放射性物質により汚染したような状況

緊急時対策所の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，緊急下において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所への汚染の持ち込みを防止するた時対策所への汚染の持ち込みを防止するため，モニタリング及び作業服の着替え

め，モニタリング及び作業服の着替え等を行うためのチェンジングエリアを設置す等を行うためのチェンジングエリアを設置する手順を整備する。

る手順を整備する。
チェンジングエリアには，防護具を脱衣する脱衣エリア，放射性物質による要員

チェンジングエリアには，防護具を脱衣する脱衣エリア，放射性物質による要や物品の汚染を確認するためのサーベイエリア，汚染が確認された際に除染を行う員や物品の汚染を確認するためのサーベイエリア，汚染が確認された際に除染を29

チェンジングエリアの設置手順に実質相違なし

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

除染エリアを設け，保安班等が汚染検査及び除染を行うとともに，チェンジングエ

行う除染エリアを設け，重大事故等対応要員が汚染検査及び除染を行うとともリアの汚染管理を行う。除染エリアは，サーベイエリアに隣接して設置し，除染はに，チェンジングエリアの汚染管理を行う。除染エリアは，サーベイエリアに隣

ウェットティッシュでの拭き取りを基本とするが，拭き取りにて除染できない場合

接して設置し，除染はクリーンウエスでの拭き取りを基本とするが，拭き取りには，簡易シャワーにて水洗による除染を行う。簡易シャワーで発生した汚染水は，て除染ができない場合は，簡易シャワーにて水洗による除染を行う。簡易シャワ

必要に応じてウエスへ染み込ませる等により固体廃棄物として廃棄する。また，チーで発生した汚染水は，必要に応じてウエスへ染み込ませる等により固体廃棄物

ェンジングエリア設置場所付近の全照明が消灯した場合は，乾電池内蔵型照明を設として廃棄する。また，チェンジングエリア設置場所付近の全照明が消灯した場置する。

合は，可搬型照明を設置する。

(a) 手順着手の判断基準

備考(a) 手順着手の判断基準

当直副長が，原子力災害対策特別措置法第10条特定事象発生したと判断した

災害対策本部長代理が，原子力災害対策特別措置法第10条の特定事象が発後，保安班長が，事象進展の状況（格納容器雰囲気放射線レベル計（CAMS）等に生したと判断した後，災害対策本部長代理が，事象進展の状況（格納容器雰

より炉心損傷 ※14を判断した場合等），参集済みの要員数及び保安班が実施する

囲気放射線モニタ（ＣＡＭＳ）等により炉心損傷※1を判断した場合等），参

作業の優先順位を考慮して，チェンジングエリア設営を行うと判断した場合。

集済みの要員数及び重大事故等対応要員が実施する作業の優先順位を考慮して，チェンジングエリア設営を行うと判断した場合。

※14 格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線線量※1 格納容器雰囲気放射線モニタ（ＣＡＭＳ）で格納容器内のガンマ線線率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，

容器内雰囲気放射線レベル計 (CAMS)が使用できない場合に，原子炉圧力容

又は格納容器雰囲気放射線モニタ（ＣＡＭＳ）が使用できない場合に，器温度計で300℃以上を確認した場合。

原子炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。

(b) 操作手順

資機材名称の相違(b) 操作手順

チェンジングエリアを設置するための手順の概要は以下のとおり。5号炉原子チェンジングエリアを設置及び運用するための手順は以下のとおり。チェ

炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア設置（南側アクセスルート）のタイム

ンジングエリア設置のタイムチャートを第1.18.2.3−1図に示す。

東海第二では１箇所にチェンジ
ングエリアを設置する。

チャート及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア設置（北東側
アクセスルート）のタイムチャートを第1.18.24図に示す。
なお，チェンジングエリアは，使用する5号炉原子炉建屋内緊急時対策所とア
クセスルートに応じて1箇所設営する。
① 保安班長は，手順着手の判断基準に基づき，保安班に5号炉原子炉建屋内緊①

急時対策所の出入口付近にチェンジングエリアの設置を指示する。
② 保安班は，チェンジングエリア設置場所の照明が確保されていない場合，乾員に緊急時対策所の出入口付近にチェンジングエリアの設置を指示する。
②

電池内蔵型照明を設置し，照明を確保する。
③ 保安班は，チェンジングエリア用資機材を移動・設置し，エアーテントを展

重大事故等対応要員は，チェンジングエリア設置場所の照明が確保されていない場合，可搬型照明を設置し，照明を確保する。

③

開し，床・壁等を養生シート及びテープを用い，隙間なく養生する。
④ 保安班は，各エリアの間にバリア，入口に粘着マット等を設置する。

災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故等対応要重大事故等対応要員は，チェンジングエリア用資機材を移動・設置し，床・壁等の養生シートの状態を確認する。

④

東海第二のチェンジングエリア

重大事故等対応要員は，各エリア間にバリア，入口に粘着マット等を設置 は新設する建屋内の専用区画をする。
30

用い，エアーテントは使用しな柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

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東海第二

備考

⑤ 保安班は，簡易シャワー等を設置する。

⑤

重大事故等対応要員は，簡易シャワー等を設置する。

い。

⑥ 保安班は，脱衣回収箱，GM汚染サーベイメータ等を必要な箇所に設置する。

⑥

重大事故等対応要員は，脱衣収納袋，ＧＭ汚染サーベイメータ等を必要な 資機材名称の相違箇所に設置する。

(c) 操作の成立性
上記の対応は，保安班2名で行い、作業開始から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（南側アクセスルート）は約60分，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（北東側(c) 操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員 2 名で行い，作業開始から 20 分以内で対 相違⑦
応可能である。

アクセスルート）は約90分で対応可能である。
c. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の切替え手順

ｃ．緊急時対策所非常用換気空調設備の切替え手順

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機フィルタユニットは，7日間

緊急時対策所非常用フィルタ装置は，7日間は交換なしで連続使用できる設計

は交換なしで連続使用できる設計であるが，故障する等，5号炉原子炉建屋内緊急であるが，故障する等，緊急時対策所非常用換気空調設備の切替えが必要となっ時対策所可搬型陽圧化空調機の切替えが必要となった場合に，待機側を起動し，切た場合に，待機側を起動し，切替えを実施する手順を整備する。

替えを実施する手順を整備する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）近傍に設置する1台及び予備の1台を配備し，5

緊急時対策所非常用換気空調設備は，緊急時対策所に2台設置しており，故障等を考慮しても，切替え等を行うことにより数ヶ月間使用可能とする。

号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機は，5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所（待機場所）近傍に設置する2台及び予備の1台を配備しており，故障等を考慮しても，切替え等を行うことにより数ヶ月間使用可能とする。
なお，使用済の可搬型陽圧化空調機のフィルタ部分は非常に高線量になるため，

なお，緊急時対策所非常用換気設備の緊急時対策所非常用フィルタ装置は使用フィルタ交換や使用済空調機を移動することによる被ばくを避けるため，放射線量することにより非常に高線量になるため，適切な遮蔽が設置されている緊急時対が減衰して下がるまで，適切な遮蔽が設置されているその場所で一時保管する。

策所建屋内に設置する。

(a) 手順着手の判断基準
運転中の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機が故障する等，(a) 手順着手の判断基準
運転中の緊急時対策所非常用換気空調設備が故障する等，切替えが必要となっ切替えが必要となった場合。

た場合。

(b) 操作手順(b) 操作手順

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を待機側に切り替える手
順は以下のとおり。タイムチャートを第1.18.25図に示す。
① 計画・情報統括※18は，手順着手の判断基準に基づき，5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の切替えを保安班長に指示する。
②

緊急時対策所非常用換気空調設備を待機側に切り替える手順は以下のとおり。
タイムチャートを第1.18.2.3−2図に示す。
① 災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策所非常用換気空調設備の切替えを重大事故等対応要員に指示する。

保安班※ 19は，予備の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機② 重大事故等対応要員は，操作スイッチによる操作により緊急時対策所非常に活性炭フィルタを装着し，予備機の保管場所から5号炉原子炉建屋内緊急用送風機及び緊急時対策所非常用フィルタ装置を待機側に切り替える。
31

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東海第二

備考

時対策所可搬型陽圧化空調機の設置場所まで予備機を運搬する。
③

保安班※ 19は，切替えが必要になった 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可③ 重大事故等対応要員は，流量が調整されていることを確認する。

搬型陽圧化空調機を停止し，電源接続を解く。空調ダクトから 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を取り外し,予備機の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機と入れ替える。
④ 保安班※ 19は，予備機の 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の電源を接続して起動する。
⑤ 保安班※ 19は，差圧計で室内の圧力を微正圧（20Pa以上）であることを確認する。
※18 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の場合。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の場合は，号機統括。
※19

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の場合。5号炉

原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の場合は，復旧班。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の対応は緊急時対策所近傍において保安班2名で行い，着手判断から一連の操作完了まで約72分で可能である。

上記の対応は緊急時対策所内において重大事故等対応要員1名で行い，着手判
断から一連の操作完了まで5分以内で可能である。

(2) 飲料水，食料等の維持管理

相違⑦(2) 飲料水，食料等の維持管理

重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等が重大事故等の発生後，少重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等が重大事故等の発生後，少なくとも外部からの支援なしに7日間，活動するために必要な飲料水及び食料等をなくとも外部からの支援なしに 7 日間，活動するために必要な飲料水，食料等を備備蓄するとともに，通常時から維持，管理する。

蓄するとともに，通常時から維持，管理する。

総務班長は，重大事故等が発生した場合には，飲料水及び食料等の支給を適切に運用する。

災害対策本部長代理は，重大事故等が発生した場合には，食料等の支給を適切に運用する。

保安班長は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内での飲食等の管理として，適切

また，緊急時対策所内での飲食等の管理として，適切な頻度で緊急時対策所内の 災害対策本部長代理が行うためな頻度で緊急時対策所内の空気中放射性物質濃度の測定を行い，飲食しても問題な

空気中放射性物質濃度の測定を行い，飲食しても問題ない環境であることを確認す 前段から「また」で接続

い環境であることを確認する。

る。
-3

3

ただし，緊急時対策所内の空気中放射性物質濃度が目安値（1×10 Bq／cm 未

ただし，緊急時対策所の空気中放射性物質濃度が目安（1×10−３Bq／cm３未満）よ満）よりも高くなった場合であっても，本部長の判断により，必要に応じて飲食をりも高くなった場合であっても，災害対策本部長代理の判断により，必要に応じて行う。

飲食を行う。

また，重大事故等が発生した場合，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の室温・湿度が維持できるよう予備のエアコン等を保管し，管理を適切に行う。
1.18.2.4 代替電源設備からの給電手順

また，重大事故等が発生した場合，緊急時対策所内の室温・湿度が維持できるよ
う常設の換気空調設備の管理を適切に行う。
1.18.2.4 代替電源設備からの給電手順
32相違①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(1) 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による給電
a. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備起動手順
原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令された場合，緊急時対策本部要員は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策本部を拠点として活動を開始する。

東海第二(1) 緊急時対策所用代替電源設備による給電
ａ．緊急時対策所用発電機による給電手順
警戒事態又は非常事態が宣言された場合，災害対策本部要員は，緊急時対策所

備考相違⑥
東海第二では自動起動した発電機の確認手順も記載するためを拠点として活動を開始する。

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所で，可搬型代替交流電源設備である5号炉原子緊急時対策所で，常用電源設備からの受電を確認する又は代替交流電源設備で炉建屋内緊急時対策所用電源設備を立ち上げる場合の5号炉原子炉建屋内緊急時

ある緊急時対策所用代替交流電源設備を立ち上げる場合の緊急時対策所用発電機

対策所用可搬型電源設備の起動手順を整備する。

による給電手順を整備する。
先行 BWR では可搬型の電源設(a) 手順着手の判断基準
5号炉の共通用高圧母線，及び6号炉若しくは7号炉の非常用高圧母線より受電できない場合で，早期の電源回復が不能の場合。

(a) 手順着手の判断基準

備を使用するが東海第二では常【常用電源設備又は自動起動する緊急時対策所用発電機による給電を確認する

設の発電機を使用する。そのた手順の判断基準】

め緊対の立ち上げ時に常用電源

緊急時対策所の使用を開始した場合。
【緊急時対策所用発電機の手動起動手順の判断基準】

からの給電がなされていること
又は発電機が自動起動したこと

緊急時対策所の使用を開始した場合で常用電源設備からの受電が喪失し，自により緊対の電源が確保できて動起動する緊急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））が故障等により起動しないることを確認する手順を整備

い場合又は停止した場合。

した。
加えて自動で発電機が起動しな(b) 操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源を給電する手順(b) 操作手順

かった場合に手動で本部室内の常用電源設備又は自動起動する緊急時対策所用発電機による給電を確認する 操作盤から起動する手順を記載の概要は以下のとおり。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所給電系統概略図を第手順及び緊急時対策所用発電機の手動起動手順の概要は以下のとおり。常用電 している。

1.18.26図に，タイムチャートを第1.18.27図に示す。

源設備又は自動起動する緊急時対策所用発電機による給電を確認する場合のタイムチャートを第1.18.2.4−3図に示す。緊急時対策所用発電機の手動起動手順の概略図を第1.18.2.4−4図に，タイムチャートを第1.18.2.4−5図に示す。
【常用電源設備又は自動起動する緊急時対策所用発電機による給電を確認する
手順】① 号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班に5号炉原子炉建屋内緊急①

時対策所電源供給作業開始を指示する。
② 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の配備場所まで

災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策要員に緊
急時対策所の給電状態の確認を指示する。

②

災害対策要員は，災害対策本部長代理に常用電源設備又は自動起動する緊

移動し，燃料油量を確認した上で，ケーブルを接続の上，可搬型電源設備を起急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））の受電遮断器が投入されているこ動する。

とを確認し，常用電源設備又は自動起動する緊急時対策所用発電機（
（Ａ）
又は（Ｂ）
）により給電が行われていること，電圧及び周波数を確認し報告する。

③ 復旧班は，出力遮断器を「入」とする。
33

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東海第二

備考

④ 復旧班は，負荷変圧器配置場所に移動し，受電遮断器を切り替えて給電を開始する。
【緊急時対策所用発電機の手動起動手順】①

災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき災害対策要員に緊急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））の手動起動による給電開始を指示する。

②

災害対策要員は，緊急時対策所の操作盤にて，常用電源設備及び自動起動
する緊急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））の受電遮断器の「切」操作を行う。
（又は「切」を確認する。
）③

災害対策要員は，緊急時対策所の操作盤にて，自動起動する緊急時対策所
用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））の「停止」操作を行う。
（又は「停止」を確
認する。
）

④

災害対策要員は，緊急時対策所の操作盤にて，自動起動しない緊急時対策
所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））の起動操作を行い，自動で受電遮断器が投入され給電が行われたこと，電圧及び周波数を確認し報告する。

(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性【常用電源設備又は自動起動する緊急時対策所用発電機による給電を確認する
手順】

上記の現場対応は，現場要員でない復旧班2名で行い，着手の判断から一連の操作完了まで約25分で可能である。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。

上記の緊急時対策所内での対応は，災害対策要員1名で行い，着手の判断から
常用電源設備又は自動起動する緊急時対策所用発電機による給電状態を確認するまでの一連の操作完了まで3分以内で可能である。

相違⑦【緊急時対策所用発電機の手動起動手順】
上記の緊急時対策所内での対応は，災害対策要員1名で行い，緊急時対策所用
発電機の手動起動による給電は一連の操作完了まで10分以内で可能である。

相違⑦

廃止措置中の東海発電所と事故対応が重畳した場合であっても実施する手順 相違⑧に変更はない。
(d) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時に常用電源設備からの受電が喪失した場合の対応手段の選択方
法は，選択スイッチにて，緊急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））の自動起動する号機を選択し，常用電源設備からの受電が喪失した場合は，選択している
緊急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））から給電する。
34

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備考

自動起動する緊急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））が故障等により起動しない場合又は停止した場合は，自動起動しない緊急時対策所用発電機（
（Ａ）
又は（Ｂ）
）を手動起動することにより給電する。

先行 BWR は可搬の給油設備か

b. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の切替え手順
5号炉の共通用高圧母線，及び 6号炉若しくは 7号炉の非常用高圧母線より受ら手動で燃料補給を行う手順を電できない場合において，早期の電源回復が不能の場合で，5号炉原子炉建屋内

記載している

緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した際は，燃料給油のため同電源設備を切東海第二の緊急時対策所用発電り替える必要があり，その手順を整備する。

機の燃料給油は、緊急時対策所
用 発 電 機 燃 料油 貯 蔵 タ ン ク か(a) 手順着手の判断基準

ら、緊急時対策所用発電機給油

燃料給油等のため，運転中の 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設

ポンプを用いて、自動で燃料を備の停止が必要となった場合。

給油するため、給油手順は不要(b) 操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の切替え手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第1.18.28図に示す。
①

号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に 5号炉原子炉建屋
内緊急時対策所用可搬型電源設備の切替え作業開始を指示する。

②

復旧班は，電源設備の配置場所へ移動し，待機側の電源設備を起動し，起動後の確認を実施する。

③

復旧班は，待機側の同電源設備に接続されている遮断器を「入」にする。

④ 復旧班は，負荷変圧器配置場所へ移動し，受電遮断機を切り替える。
⑤ 復旧班は，使用側の同電源設備の配置場所へ移動し，出力遮断器を「切」とし，使用側の同電源設備を停止する。
(c) 操作の成立性
上記の現場対応は，現場要員でない復旧班 2名で行い，着手の判断から一連の操作完了まで約 30分で可能である。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。
c.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃料タンクへの燃料給油手順
35

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備考

5 号炉の共通用高圧母線，及び 6 号炉若しくは 7 号炉の非常用高圧母線より受電できない場合で，早期の電源回復が不能の場合で，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策③

所用可搬型電源設備を運転した際は，燃料給油が必要となる。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備には，軽油タンクからタンクローリ（4kL）へ燃料を給油し，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備に給油する。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃料タンクへ給油する手順を整備する。
また，重大事故等時 7 日間運転を継続するために必要な燃料の備蓄量として，6号炉軽油タンク及び 7 号炉軽油タンク（合計 2,040kL）を管理する。
(a) 手順着手の判断基準
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した場合において，同電源設備の燃料油量を確認した上で運転開始後，負荷運転時における燃料給油手順
着手時間※ 20に達した場合。
※20 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の必要な負荷運転時における燃料給油作業
着手時間及び給油間隔の目安は以下のとおり。
・運転開始後約 66時間（その後約 66時間ごとに給油）。
(b) 操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備燃料タンクへの燃料給油手順の概要は以下のとおり。
概略系統図を第 1.18.29図に，タイムチャートを第 1.18.30図に示す。
① 号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に軽油タンクからタン
クローリ（4kL）による 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃料タンクへの燃料給油を指示する。
② 復旧班は，軽油タンクから 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設
備の燃料タンクへの燃料給油作業の準備を行う。
③ 復旧班は，タンクローリ（4kL）を保管エリアから軽油タンク横に移動させ，燃料の給油を行う。
⑤

復旧班は，タンクローリ（4kL）を 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の近傍に移動させ，同電源設備の燃料タンクに給油を実施する。

⑥ 復旧班は，同電源設備の油量を確認し，負荷運転時の給油間隔を目安に，以36柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

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東海第二

備考

降 ③， ④を繰り返し燃料の給油を実施する。
(c) 操作の成立性
上記の現場対応は復旧班 2名にて実施し，１回の給油の所要時間は，約 130分で可能である。なお，タンクローリ（4kL）に残油がある場合には，約 55分で可能である。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃料消費率は，実負荷にて起動から燃料の枯渇までの時間は約 66時間以上と想定しており，枯渇までに燃料給油を実施する。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。
d. 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の待機運転手順
格納容器ベントに備える必要がある場合に備え，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所③

用可搬型電源設備の待機側電源設備の無負荷運転を行うため，その待機運転の手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準
本部長が格納容器ベントに備え，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）
又は 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）にとどまる要員の移動が必要と判断した場合。なお，具体的な判断基準は，「 ｂ．5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所での格納容器ベントを実施する場合の対応の手順」に示す。
(b) 操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の待機運転手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第 1.18.31図に示す。
概略系統図を第 1.18.29図に，タイムチャートを第 1.18.30図に示す。
①

号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に 5号炉原子炉建屋内

緊急時対策所用可搬型電源設備の待機側無負荷運転を指示する。
②

復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の配置場所に移動し，運転側の同電源設備に燃料の給油を行うため，待機側の同電源設備に切り替える。
なお，具体的手順は「1.18.2.4(1)b.5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電
源設備の切替え手順」に示す。
37

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復旧班は，運転側の同電源設備を停止し，燃料の給油を行う。

④

復旧班は，燃料給油が完了した同電源設備を起動し，出力遮断器を「入」と東海第二し，無負荷運転とする。
(c) 操作の成立性
上記の現場対応は，同電源設備の切替え，再起動，無負荷運転操作は復旧班 2名で行い，燃料給油操作は復旧班 2名で行い，一連の操作完了まで約 45分で可能である。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。
e. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）の切替え手順
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した場合で，同電源設
備が2台損傷した際は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）との切替えが必要となる。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備が 2 台損傷した場合の大湊側
高台保管場所に配備する 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）の切替え手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した場合で，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備2台の損傷のため 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）への切替えが必要となった場合。
(b) 操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を予備に切り替える手順は以下のとおり。タイムチャートを第 1.18.32図に示す。
① 号

機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班に 5号炉原子炉建屋内緊

急時対策所用可搬型電源設備（予備）への切替えを指示する。
②

復旧班は，使用中の 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備設置場
所へ移動し，当該電源設備が起動不可であることを確認する。

③

復旧班は，大湊側高台保管場所の 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）保管場所へ移動し，電源設備の簡易点検を実施する。
38

備考

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④

東海第二

備考

復旧班は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）を 5 号
機原子炉建屋南側へ移動し，可搬ケーブルの敷設，接続替えを実施する。

⑤ 復旧班は，電源設備を起動する。
⑥ 復旧班は，負荷変圧器の遮断器を投入し，分電盤への受電を実施する。
(c) 操作の成立性
上記の対応は，復旧班 2名で行い，一連の操作完了まで約 170分で可能である。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。
(2) 緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車による給電
常用電源設備からの受電が喪失し，自動起動する緊急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））が故障等により起動しない場合又は停止した場合に，緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車を配備することにより，緊急時対策所に給電する手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準
常用電源設備からの受電が喪失し，自動起動する緊急時対策所用発電機（（Ａ）又は（Ｂ））が故障等により起動しない場合又は停止した場合。
(b) 操作手順
緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車による，緊急時対策所に給電する手順
は以下のとおり。緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車による手順の概要図を
第1.18.2.4−6図に，タイムチャートを第1.18.2.4−7図に示す。
①

災害対策本部長代理は，手順着手の判断基準に基づき，重大事故対応要員に緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車による給電を指示する。

②

重大事故等対応要員は，緊急時対策所建屋の屋外に緊急時対策所用可搬型
代替低圧電源車を配置し，緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車から緊急時対策所用可搬型代替電源接続盤まで緊急時対策所用可搬型代替低圧電源
車用動力ケーブルを布設し，接続する。

③

重大事故等対応要員は，緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車から緊急時
対策所用Ｐ／Ｃ間の電路の健全性を絶縁抵抗測定により確認し，災害対策本部長代理に緊急時対策所用可搬型代替低圧電源車による給電が可能であることを報告する。
39

東海第二では自主設備である電源車からの給電手順を整備

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 操作の成立性
上記の対応は，重大事故等対応要員6名で行い，一連の操作完了まで140分以 相違⑦内で可能である。円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。

40

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等】

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
使用する設備、手順書の違い

41

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
使用する設備、手順書の違い

42

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
使用する設備、手順書の違い

43

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
使用する設備の違い

44

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東海第二

備考
使用する設備の違い

45

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東海第二

備考
東海第二の設計図面を記載

46

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東海第二

備考
東海第二では緊対所と待機場所を分割して使用しない

47

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東海第二

備考
東海第二で整備した配置場
所、タイムチャートを記載
東海第二では緊対所と待機場所を分割して使用しない48

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東海第二

備考
東海第二では緊対所と待機場所を分割して使用しない

49

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東海第二

備考
東海第二では緊対所と待機場所を分割して使用しない

50

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東海第二

備考
東海第二ではＭ／Ｐ、エリアモ
ニタの加圧基準値を設定した。
またベント実施に係る判断についても基準値を記載した。
またパラメータの監視不可についてはＭＣＲとの通信設備が整備されていることから判断条件から除外した。
格納容器破損については外の線量率（可搬Ｍ／Ｐ）で検知するものとして整理51

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東海第二

備考
東海第二の設計図面52

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東海第二

備考
東海第二では緊対所と待機場所を分割して使用しない

53

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東海第二

備考
東海第二の設計図面54

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東海第二

備考
東海第二では緊対所と待機場所を分割して使用しない

55

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東海第二

備考
東海第二では停止手順の中で建屋内のパージまで行う

56

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東海第二

備考
東海第二では移動式待機所は
用いない。

57

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東海第二

備考
東海第二での設計図面を記載

58

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東海第二

59

備考

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東海第二

備考
東海第二の設計図面を記載

60

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東海第二

備考
東海第二での設計図面を記載

61

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東海第二

備考
東海第二で整備したタイムチャ
ートを記載

62

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東海第二

備考
東海第二での設計図面を記載

63

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東海第二

備考
設備の違いによる想定時間の違い64

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東海第二

65

備考

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東海第二

66

備考

（参考資料）
１．１８ 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ

番号

1

相違理由①

1

相違理由②

2

相違理由③

2

相違理由④

4

相違理由⑤

6

相違理由⑥

14

相違理由⑦

14

相違理由⑧

内容
先行BWRでは可搬型の陽圧化装置を使用するが東海第二では常設の空調設備を使用する。
先行BWRでは自主対策設備として「カードル式ユニット」を接続した陽圧化時間の延長手順を記載。東海第二の緊対所加圧設備は予備分（約７時間加圧可能）のボンベにより最大約８時間の加圧
時間延長が可能である。
先行BWRは可搬の給油設備から手動で燃料補給を行う手順を記載している。
東海第二の緊急時対策所用発電機の燃料給油は、緊急時対策
所用発電機燃料油貯蔵タンクから、緊急時対策所用発電機給油
ポンプを用いて、自動で燃料を給油するため、給油手順は不要。
先行BWRでは可搬型電源車の正と予備を使用するのに対し，東海第二では多重化した常設の電源に加えて自主対策設備として電源車からの給電手順を整備。
先行のBWR、東海第二各々の防災業務計画の呼称に対応した記載
先行BWRでは緊対所を対策本部と待機場所に分割して要員を収容するが東海第二では新設の建屋内の緊対所を単体で使用する。
居住性を確保するために必要な手順なので「以内」で行うことを明確化。
一部の要員は東海発電所と兼任するが、事故対応に問題がないことを示すため手順に変更はないことを記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

1.19

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
1.19.2 重大事故等時の手順等
1.19.2.1 発電所内の通信連絡(1) 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の手順
等(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
1.19.2.2 発電所外（社内外）との通信連絡(1) 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
ための手順等(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）の必要な場所で共有する手順等
1.19.2.3 代替電源設備から給電する手順等

備考

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
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(1）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の手
順等(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
1.19.2.2 発電所外（社内外）との通信連絡(1）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
うための手順等(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）の必要な場所で共有する手順等
1.19.2.3 代替電源設備から給電する手順等

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

1.19 通信連絡に関する手順等

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。

【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

【解釈】

【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

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。

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る場所と通信連絡を行うため，必要な対処設備を整備しており，ここでは，この 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。

備考

対処設備を活用した手順等について説明する。

東二は対処設備の本格的な設置工事前であることから方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

1.19.1 対応手段と設備の選定
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（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と重大事故等対処設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備を選定する。
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※1
び自主対策設備 を選定する。
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※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，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。
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
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
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2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

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，第1.19.2表に示す。

東海第二発電所備考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，第1.19-2表に整理する。

図表番号の附番ルールの相違（以下，同様の相違のため記載省略）

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) 対応手段

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)

対応手段

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。

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（常設）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（可搬型）・ 無線連絡設備（常設）・衛星電話設備（携帯型）

設備名称の相違。以降，同様の相違理由によるものは「相違理由①」と示す。
相違理由①
手順・設備の相違（東二は，“屋
外⇔屋内”の連絡手段を“衛星（携帯）⇔衛星（固定）”を使用する。以降，同様の相違理由によるものは「相違理由②」と示す。）

3

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柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

備考

・ 無線連絡設備（可搬型）・無線連絡設備（携帯型）

相違理由①

・ 携帯型音声呼出電話設備

・携行型有線通話装置

相違理由①・ 安全パラメータ表示システム（SPDS）※2

・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）（以下「ＳＰＤＳ」とい 記載表現の相違（後段は省略※２記載，同様の相違のため記載
う。
）
省略）

・ 無線連絡設備（屋外アンテナ）

相違理由②・ 衛星電話設備（屋外アンテナ）
・ 無線通信装置

・衛星電話設備（屋外アンテナ）
・無線通信装置用アンテナ

・ 有線（建屋内）

・衛星制御装置

相違理由①
有線の内訳を正確に記載。以降，同様の相違理由によるも・衛星電話設備（固定型）〜衛星電話設備（屋上アンテナ）電路のは「相違理由③」と示す。）
相違理由③・専用接続箱〜専用接続箱電路

相違理由③・無線通信装置

相違理由③

・安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）〜無線通信装置用アンテ 相違理由③
ナ電路・無線連絡設備（固定型）

相違理由②

・ 送受話器（警報装置を含む。
）

・送受話器（ページング）

相違理由①

・ 電力保安通信用電話設備

・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

相違理由①

・ 5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン※2：安全パラメータ表示システム（SPDS）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SPDS 表示装置により構成される。
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
・ 燃料補給設備

設備の相違（KK がインターフォンを使用する用途では携行型有線通話装置を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは「相違理由④」と示す。）※2

ＳＰＤＳは，データ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送 相違理由①
装置及びＳＰＤＳデータ表示装置により構成される。

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
・ 燃料補給設備4柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

・ 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備

・ 緊急時対策所用代替電源設備

・ 交流分電盤

備考

相違理由①
設備登録の相違（緊急時対策
所の電気設備の登録有無）

・ 負荷変圧器
・ 可搬ケーブル
・非常用交流電源設備

また，重大事故等時に使用する重大事故等対処設備（設計基準拡張）

他条文との記載統一。

としては，非常用交流電源設備がある。
(b) 重大事故等対処設備及び自主対策設備(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（常設），衛星電話設備（可搬型），無線連絡

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 相違理由①②③④
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（常設），無線連絡設備（可搬型），携帯型音声呼出電話設備，安全設備（携帯型），携行型有線通話装置，ＳＰＤＳ，衛星電話設備（屋外アパラメータ表示システム（SPDS），無線連絡設備（屋外アンテナ）
，衛星

ンテナ）
，無線通信装置用アンテナ，衛星制御装置，衛星電話設備（固定電話設備（屋外アンテナ），無線通信装置，有線（建屋内），5 号炉屋外型）〜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

緊急連絡用インターフォン，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電路，無線通信装置，ＳＰＤＳ〜無線通信装置用アンテナ電路，非常用交源設備，燃料補給設備，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源

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，燃料補設備，交流分電盤，負荷変圧器及び可搬ケーブルは，重大事故等対処設

給設備及び緊急時対策所用代替電源設備は，重大事故等対処設備として備として位置付ける（第 1.19.1 図）。

位置付ける。
（第 1.19−1 図）
KK では，
設計基準事故対処設

設計基準事故対処設備である，非常用交流電源設備は重大事故等対処

備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基
準事故対処設備を重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付けている。以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

設備（設計基準拡張）として位置付ける。

以上の重大事故等対処設備において，発電所内の通信連絡を行うことが可能であることから，以下の設備は自主対策設備として位置付ける。
あわせてその理由を示す。

以上の重大事故等対処設備において，発電所内の通信連絡を行うことが可能であることから，以下の設備は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）
相違理由②

・ 送受話器（警報装置を含む。
）

・送受話器（ページング）

相違理由①

・ 電力保安通信用電話設備
上記の設備は，設計基準対象施設であり基準地震動による地震力に対・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

相違理由①

上記の設備は，設計基準対象施設であり基準地震動Ｓｓによる地震力 基準地震動の表記の相違

5

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東海第二発電所して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所内の通信連絡を行うための手段として有効である。

に対して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発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

めに必要な対応手段及び設備(a) 対応手段
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(ERSS)等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。

備考

電所内の通信連絡を行うための手段として有効である。

(a) 対応手段
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（ＥＲＳＳ）へ必要なデータを伝送し， 設備構成の相違（東二におい
パラメータを共有する手段がある。
てデータ伝送設備の接続はＥ
ＲＳＳのみ）

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。

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。

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（常設）・衛星電話設備（固定型）

相違理由①

・ 衛星電話設備（可搬型）・衛星電話設備（携帯型）

相違理由①

・ 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

・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 相違理由①
システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）

・ データ伝送設備※3・ 衛星電話設備（屋外アンテナ）・ 衛星無線通信装置
・ 有線（建屋内）

・データ伝送設備※３・衛星電話設備（屋外アンテナ）
・衛星制御装置相違理由③

・衛星電話設備（固定型）〜衛星電話設備（屋上アンテナ）電路

相違理由③・衛星無線通信装置
・通信機器

相違理由③

・統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備〜衛星無線 相違理由③
通信装置電路・ テレビ会議システム
・ 専用電話設備

・電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

設備の相違

・加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

設備の相違

・テレビ会議システム（社内）相違理由①

・専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向）
）

相違理由①

6

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柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

・ 衛星電話設備（社内向）設備の相違（加入電話等その他の設備が存在）※3※3：データ伝送設備は，緊急時対策支援システム伝送装置により構成される。

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
・ 燃料補給設備
・ 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備

備考

データ伝送設備とは，緊急時対策支援システム伝送装置により構成される。

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
・燃料補給設備
・緊急時対策所用代替電源設備

・ 交流分電盤

相違理由①
設備登録の相違（緊急時対策
所の電気設備の登録有無）

・ 負荷変圧器
・ 可搬ケーブル
・非常用交流電源設備

他条文との記載統一。

また，重大事故等時に使用する重大事故等対処設備（設計基準拡張）
としては，非常用交流電源設備がある。
(b)

重大事故等対処設備及び自主対策設備(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外（社内外）との通信連絡を行うための設備のうち衛星電話設備（常設），衛星電話設備（可搬型），

審査基準及び基準規則に要求される発電所外（社内外）との通信連絡 相違理由①③⑤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（携帯統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，データ伝送設備，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

衛星電話設備（屋外アンテナ），衛星無線通信装置，有線（建屋内），常議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ），データ伝送設備，衛星電話

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，5 号炉

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

原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，交流分電盤，負荷変圧器

話設備（屋上アンテナ）電路，衛星無線通信装置，通信機器，統合原子及び可搬ケーブルは，重大事故等対処設備として位置付ける（第 1.19.1
図）。

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）〜衛星無線通信装置電路，非常用電源設備，
常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，燃料補給設備及び緊急時対策所用代替電源設備は，重大事故等対処設備として位置付ける。
（第 1.19−1 図）7

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東海第二発電所

備考

相違理由⑤

設計基準事故対処設備である，非常用交流電源設備は重大事故等対処
設備（設計基準拡張）として位置付ける。
以上の重大事故等対処設備において，発電所外（社内外）との通信連

以上の重大事故等対処設備において，発電所外（社内外）との通信連絡を行うことが可能であることから，以下の設備は自主対策設備として位置付ける。あわせてその理由を示す。

絡を行うことが可能であることから，以下の設備は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，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

相違理由①，設備の相違

・加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）

相違理由①，設備の相違

・ テレビ会議システム

・テレビ会議システム（社内）相違理由①

・ 専用電話設備
・ 衛星電話設備（社内向）・専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向））相違理由①
設備の相違（加入電話等その他の設備が存在）

上記の設備は，設計基準対象施設であり基準地震動Ｓｓによる地震力 基準地震動の表記の相違

上記の設備は，設計基準対象施設であり基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所外の通信連絡を行うための手段として有効である。
c.手順等

に対して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所外（社内外）の通信連絡を行うための手段として有効である。
本文記載との整合
ｃ.手順等

上記 a.及び b.により選定した対応手段に係る手順を整備する。

上記ａ.及びｂ.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，運転員及び緊急時対策要員※4 の対応として緊急時対策本

これらの手順は，災害対策要員※４の対応として「非常時運転手順書Ⅱ（徴 要員名称の相違，手順書名称
候ベース）」及び「重大事故等対策要領」に定める。
（第 1.19-1 表，第 1.19- の相違。なお，運転員も災害対策要員に含まれる。
2 表）

部運営要領等に定める（第 1.19.1 表，第 1.19.2 表）。

また，給電が必要となる設備についても整備する（第 1.19.3 表）。

また，給電が必要となる設備についても整備する。
（第 1.19-3 表）※4 緊急時対策要員：重大事故等に対処するために必要な指示を行う本 要員名称の相違※4 緊急時対策要員：重大事故等時において発電所にて原子力災害対策活動

部要員，各作業班員，現場にて対応を行う重大事故を行う要員。

等対応要員，当直要員及び自衛消防隊（初期消火要員）。

1.19.2 重大事故等時の手順等
1.19.2.1 発電所内の通信連絡

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

(1)

(1)

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の手順

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の手順

8

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等

東海第二発電所

備考

等

重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（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，安全パラメータ表示システム（SPDS）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。

重大事故等が発生した場合において，通信設備（発電所内）により，発 設備名称の相違（ＳＰＤＳも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。
通信連絡設備に含むと整理しているため記載分け）
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 設備名称の相違（通信設備と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。 記載階層を統一）

重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所内）により，運転員及び緊急時対策要員が，中央制御室，中央制御室待避室，屋内外の現重大事故等が発生した場合において，通信設備（発電所内）により，災 相違理由①

場，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

害対策要員が，中央制御室，屋内外の現場及び緊急時対策所との間で相互 体制・運用の相違（運転員等以に通信連絡を行うために，衛星電話設備，無線連絡設備，携行型有線通話 外に情報班員も使用する）（待機場所）との間で相互に通信連絡を行うために，衛星電話設備，無線連装置，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， 要員名称の相違

絡設備，携帯型音声呼出電話設備，送受話器（警報装置を含む。
），電力保安

ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を使用する手順を整備する。

通信用電話設備及び 5 号炉屋外緊急連絡用インターフォンを使用する手順を整備する。
また，安全パラメータ表示システム（SPDS）により，5 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所へ重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有するために，安全パラメータ表示システム（SPDS）を使用する手

また，データ伝送設備（発電所内）により，緊急時対策所へ重大事故等 相違理由①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。

順を整備する。
a. 手順着手の判断基準
重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所内）及び安全a.

手順着手の判断基準
重大事故等が発生した場合において，通信設備（発電所内）及びデー 相違理由①

パラメータ表示システム（SPDS）により，発電所内の通信連絡をする必要のタ伝送設備（発電所内）により，発電所内の通信連絡をする必要のあるある場所と通信連絡を行う場合。

場所と通信連絡を行う場合。

b. 操作手順(a) 衛星電話設備
中央制御室又は中央制御室待避室の運転員及び 5 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（常設）を使用する。
現場（屋外）の運転員及び緊急時対策要員並びに放射能観測車でモニ
タリングを行う緊急時対策要員は，衛星電話設備（可搬型）を使用する。
これらの衛星電話設備を用いて相互に通信連絡を行うための対応としｂ. 操作手順(a) 衛星電話設備
相違理由①
中央制御室及び緊急時対策所の災害対策要員は，衛星電話設備（固定 体制・運用の相違（運転員等以外に情報班員も使用する）型）を使用する。
現場（屋外）の災害対策要員は，衛星電話設備（携帯型）を使用する。 相違理由①
これらの衛星電話設備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。

9

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要員名称の相違。なお，屋外のモニタリングも現場（屋外）に含む。

て，以下の手順がある。

ⅰ. 衛星電話設備（常設）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（可搬型）

備考

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 相違理由①
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，屋外で電源を「入」操作し，電波の受信状態を確認する。

①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外で電 相違理由①
源を「入」操作し，電波の受信状態を確認する。

②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末又は予備の充電式③一般の携帯型電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダ②充電池の残量が少ない場合は，ほかの端末又は予備の充電池を使
用する。
相違理由①
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イヤルし，連絡する。
④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，ほかの端末又ルし，連絡する。
相違理由①④使用中に充電池の残量が少なくなった場合は，ほかの端末又は予電池と交換する。

備の充電池と交換する。

は予備の充電式電池と交換する。
⑤使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
(b) 無線連絡設備
中央制御室又は中央制御室待避室の運転員及び 5 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所の緊急時対策要員は，無線連絡設備（常設）を使用する。
現場（屋外）の運転員及び緊急時対策要員は，無線連絡設備（可搬型）を使用する。これらの無線連絡設備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（常設）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，使用前に取り決めた通話チャンネルに設定した上で通話ボタンを押し，連絡する。

②中央制御室待避室で使用する場合は，運転員は，切替スイッチにより中央制御室待避室側へ切替えを行う。

相違理由①⑤ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
(b) 無線連絡設備
中央制御室及び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。現場（屋外）の災害対策要員は，無線連絡設備（携帯 体制・運用の相違型）を使用する。これらの無線連絡設備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）

相違理由①

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，使用前に取り決めた通話チャンネルに設定したう
えで通話ボタンを押し，連絡する。
設備の相違（中央制御室待避室では，衛星電話設備（可搬型）（待避室）を使用する。当
該機器は，中央制御室待避室

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備考

での待避時のみの用途である
ため 1.16 に記載）

ⅱ. 無線連絡設備（可搬型）

ⅱ． 無線連絡設備（携帯型）

相違理由①① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外で電源を「入」操作し，電波の受信状態を確認する。

① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外で電源を「入」操作し，電波の受信状態を確認する。

②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末又は予備の充電式② 充電池の残量が少ない場合は，ほかの端末又は予備の充電池を 相違理由①
使用する。

電池と交換する。

③使用前に取り決めた通話チャンネルに設定したうえで，通話ボタ 記載ルールの相違③ 使用前に取り決めた通話チャンネルに設定した上で，通話ボタ
ンを押し，連絡する。
④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，ほかの端末又ンを押し，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，ほかの端末又は 相違理由①
予備の充電池と交換する。

は予備の充電式電池と交換する。

⑤使用後は，屋外で電源を「切」操作する。

④ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。

(c) 携帯型音声呼出電話設備
中央制御室の運転員，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対(c)

携行型有線通話装置

相違理由①

中央制御室，緊急時対策所及び現場（屋内）の災害対策要員は，携行 相違理由①。要員名称の相違。

策要員，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の運転員及び緊型有線通話装置を使用する。これらの携行型有線通話装置を用いて相互急時対策要員並びに現場（屋内）の運転員及び緊急時対策要員は，携帯に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。

型音声呼出電話機を使用する。これらの携帯型音声呼出電話機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. 携帯型音声呼出電話機

ⅰ． 携行型有線通話装置

相違理由①① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，使用する携帯型音声呼出電話機とともに予備の乾電池を携行する。

①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は使用する携 相違理由①②使用場所にて，最寄りの壁面に設置されている専用接続箱より接② 使用場所にて，最寄りの専用接続箱に携行型有線通話装置を直 設備の相違（自立の専用接続
接接続する。通信連絡を必要とする場所が専用接続箱と遠い場 箱も存在）。設備の相違（取扱合は，必要に応じて中継用ケーブルドラムを使用する。
の相違）

続ケーブルを引き出し，携帯型音声呼出電話機へ接続する。通信連絡を必要とする場所が専用接続箱と遠い場合は，必要に応じて中継用ケーブルドラムを使用する。
③携帯型音声呼出電話機の受話器を持ち上げ，本体又は受話器の呼行型有線通話装置とともに予備の乾電池を携行する。

③スイッチを押して相手先を呼び出し，連絡する。

設備の相違（取扱の相違）

出ボタンを押しながら音声にて相手先を呼び出し，連絡する。
④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④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11

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東海第二発電所換する。
(d) 安全パラメータ表示システム（SPDS）
データ伝送装置及び緊急時対策支援システム伝送装置により，5 号

備考

換する。
(d) ＳＰＤＳＳＰＤＳにより，緊急時対策所のＳＰＤＳデータ表示装置へ，必要な 相違理由①

炉原子炉建屋内緊急時対策所の SPDS 表示装置へ，必要なデータの伝送

データの伝送を行うための対応として，以下の手順がある。

を行うための対応として，以下の手順がある。
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。なお，中央制御室等で警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。なお，中央制御室で警報を常時監視する。

報を常時監視する。
ⅱ. SPDS 表示装置
操作手順は，「1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。

(e) 送受話器（警報装置を含む。
）

ⅱ． ＳＰＤＳデータ表示装置
操作手順及び操作の成立性は，「1.18
関する手順等」にて整備する。

(e)

中央制御室の運転員，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対

相違理由①
緊急時対策所の居住性等に 操作の成立性も別手順で整備しているため正確に記載。

送受話器（ページング）

相違理由①

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 相違理由①。要員名称の相違。

策要員，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の運転員及び緊ージング）を使用する。これらの送受話器（ページング）を用いて，相互急時対策要員並びに現場（屋内外）の運転員及び緊急時対策要員は，ハに通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。

ンドセットを使用する。これらのハンドセットを用いて，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． 送受話器（ページング）

ⅰ. ハンドセット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，連絡する。

(f) 電力保安通信用電話設備
中央制御室の運転員，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対相違理由①①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，連絡する。

(f)

電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

相違理由①

中央制御室，緊急時対策所及び現場（屋内外）の災害対策要員は，電力 相違理由①。要員名称の相違。

策要員，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の運転員及び緊保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）である固定

急時対策要員並びに現場（屋内外）の運転員及び緊急時対策要員は，電電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸを使用する。

力保安通信用電話設備である固定電話機，PHS 端末及び FAX を使用する。

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これらの固定電話機，PHS 端末及び FAX 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. 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，携帯型電話機又は FAX 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。
②PHS 端末の充電式電池の残量がなくなった場合は，ほかの端末
又は予備の充電式電池と交換する。

東海第二発電所

備考

これらの固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ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． 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ＦＡＸと同様の操作により，通信先の電話番 相違理由①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 ＰＨＳ端末の充電池の残量がなくなった場合は，ほかの端末又 相違理由①は予備の充電池と交換する。

(g) 5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン

相違理由④中央制御室の運転員，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員並びに現場（屋内外）の運転員及び緊急時対策要員は，インターフォンを使用する。これらのインターフォンを用いて，相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。
ⅰ. インターフォン①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外では，
正面パネルにあるボタンを押し，連絡する。
②屋内では，一般の電話機と同様の操作により，連絡する。
c. 操作の成立性
衛星電話設備，無線連絡設備，送受話器（警報装置を含む。
），電力保安通c. 操作の成立性
衛星電話設備，無線連絡設備，送受話器（ページング）及び電力保安通信 相違理由①

信用電話設備及び 5 号炉屋外緊急連絡用インターフォンは，特別な技量を要用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）は，特別な技量を要するすることなく，容易に操作が可能であるとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，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。

ことなく，容易に操作が可能であるとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，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。

無線連絡設備を中央制御室待避室で使用する場合は，切替スイッチにより設備の相違（中央制御室待避室では，衛星電話設備（可搬型）（待避室）を使用する。当
該機器は，中央制御室待避室
での待避時のみの用途である
ため 1.16 に記載）

容易に切り替えることが可能であり，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。
切替え操作は，1 分程度の切替スイッチ操作のみであり，中央制御室待避室で使用する場合は運転員 1 名での対応が可能である。
携帯型音声呼出電話設備は，使用場所において携帯型音声呼出電話機と中継用ケーブルドラム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，必要な個数を設置又は保管することにより，通信連絡をする

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 相違理由①ーブルドラム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，必要な個数を設置又は保管することにより，通信連絡をする必要の13

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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
運転員及び緊急時対策要員が，中央制御室，中央制御室待避室，屋内外の現場，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）との間で操作・作業等の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（警報装置を含む。
）及び電力保安通信用電話設備を優先して使用する。
自主対策設備が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備，携帯型音声呼出電話設備及び 5 号炉屋外緊急連絡用インターフォンを使用する。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，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，安全パラメータ表示

東海第二発電所

備考

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
災害対策要員が，中央制御室，屋内外の現場，緊急時対策所との間で操作・ 相違理由①
作業等の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）及び電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を優先して使用する。
自主対策設備が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備及び携 相違理由①
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 相違理由①なパラメータを共有する場合は，ＳＰＤＳを使用する。

システム（SPDS）を使用する。
なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。

(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
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，通信連絡設備（発電所内）を使用する。
直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，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，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周辺線
量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を通信連絡設備（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，現場（屋内）と中央制御室との連絡には送受話器（警報装置を含む。
），電力

なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。

（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
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 相違理由①
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，可搬型の計測器にて，炉心損傷防止及び格納容器破 相違理由①
損防止に必要なパラメータ，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール 設備の相違（中央制御室待避
周辺線量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し， 室では，衛星電話設備（可搬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 型）（待避室）を使用する。当る場合は，現場（屋内）と中央制御室との連絡には，携行型有線通話装 該機器は，中央制御室待避室と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には送受話器（警報装置を含置，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， での待避時のみの用途であるＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を使用する。現場（屋外）と緊急時対策所との連 ため 1.16 に記載）

む。
），電力保安通信用電話設備及び無線連絡設備を使用する。中央制御室と5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には送受話器（警報装置を含

絡には衛星電話設備，無線連絡設備，送受話器（ページング）及び電力保 放射能観測車も現場（屋外）に
安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を使用する。中 含む

む。
），電力保安通信用電話設備，衛星電話設備及び無線連絡設備を使用する。
中央制御室待避室と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には衛星電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 用途の相違（屋外間の連絡手
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 段を正確に記載）

話設備及び無線連絡設備を使用する。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所と 5（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を使用する。

保安通信用電話設備及び携帯型音声呼出電話設備を使用する。現場（屋外）号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）との連絡には送受話器（警報装

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14柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所置を含む。），電力保安通信用電話設備及び携帯型音声呼出電話設備を使用すージング）及び電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末，ＦＡる。また，放射能観測車と 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には衛Ｘ）を使用する。現場（屋外）間の連絡には，衛星電話設備（携帯型），

星電話設備を使用する手順を整備する。

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

備考

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の計測器にて計測し，その結果を通信連絡設備（発電所内）により，発電所内の必要な場所で共有する場合。

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 相違理由①（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
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通信連絡を行うための手順等」にて整備する。

ｂ.操作手順
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通信連絡を行うための手順等」にて整備する。

特に重要なパラメータを計測する手順等は，「1.15 事故時の計装に関する

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。

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。

要な場所で共有することを可能とする。

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 相違理由①な場所で共有することを可能とする。

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の計測器にて計測し，その結果を通信連絡設備（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（警報装置

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 相違理由①（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）を含む。）及び電力保安通信用電話設備を優先して使用する。

及び電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を優先

c. 操作の成立性
通信連絡設備（発電所内）により，特に重要なパラメータを発電所内の必自主対策設備が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備を使用する。
なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。

して使用する。
自主対策設備が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備及び携 相違理由①
行型有線通話装置を使用する。
なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。

1.19.2.2 発電所外（社内外）との通信連絡

1.19.2.2(1)（1） 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

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発電所外（社内外）との通信連絡

15柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

めの手順等
重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（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。
また，データ伝送設備により，国の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ，
必要なデータを伝送し，パラメータを共有する。

重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所外）により，
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員が，本社，国，自治体，

東海第二発電所

備考

ための手順等
重大事故等が発生した場合において，通信設備（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。
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 相 違 理 由 ① 設 備 構 成 の 相 違（東二においてデータ伝送設（ＥＲＳＳ）へ，必要なデータを伝送し，パラメータを共有する。
備の接続はＥＲＳＳのみ）

重大事故等が発生した場合において，通信設備（発電所外）により，中 所外関係箇所（社内向）⇒緊急
央制御室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 時対策所への連絡は，発電所

レビ会議システム，専用電話設備及び衛星電話設備（社内向）を使用する手団体，その他関係機関等との間で通信連絡を行うために，衛星電話設備， 外必要箇所への連絡と整理し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 ていない。なお，所外関係箇所
ム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ），加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）， （社内向）の中は，屋外の災害順を整備する。

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） 対策要員に含む。

その他関係機関等及び所外関係箇所（社内向）との間で通信連絡を行うために，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，テ（地方公共団体向））を使用する手順を整備する。
また，データ伝送設備により，国の緊急時対策支援システム(ERSS)等へ，
必要なデータを伝送し，パラメータを共有するために，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
重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所外）及びデー
タ伝送設備により，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
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設
備（常設）を使用し，本社，国，自治体，その他関係機関等及び所外関係箇所（社内向）へ通信連絡を行う。また，所外関係箇所（社内向）の緊急時対策要員は，衛星電話設備（可搬型）を使用し 5 号炉原子炉建屋
内緊急時対策所へ通信連絡を行う。これらの衛星電話設備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。

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 相 違 理 由 ① 設 備 構 成 の 相 違（ＥＲＳＳ）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 （東二においてデータ伝送設
ータ伝送設備を使用する手順を整備する。
a.

備の接続はＥＲＳＳのみ）

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 相違理由①
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
中央制御室及び緊急時対策所の災害対策要員は，衛星電話設備（固定 所外関係箇所（社内向）⇒緊急型）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 時対策所への連絡は，発電所
信連絡を行う。また，屋外の災害対策要員は，衛星電話設備（携帯型）を 外必要箇所への連絡と整理し使用し，本店（東京），国，地方公共団体，その他関係機関等へ通信連絡 ていない。なお，所外関係箇所を行う。これらの衛星電話設備を用いて相互に通信連絡を行うための対 （社内向）の中は，屋外の災害対策要員に含む。
応として，以下の手順がある。

16

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

ⅰ. 衛星電話設備（常設）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（可搬型）① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外で電源を「入」操作し，電波の受信状態を確認する。
②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末又は予備の充電式電池と交換する。
③ 一般の携帯型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。
④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，ほかの端末又は予備の充電式電池と交換する。
⑤ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
(b) 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

東海第二発電所

ⅰ. 衛星電話設備（固定型）

備考

相違理由①

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）

相違理由①①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外で電源を「入」操作し，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，ほか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 相違理由①。
ルし，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，ほかの端末又は予 相違理由①。
備の充電池と交換する。
⑤使用後は，屋外で電源を「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 相違理由①。
電話及びＩＰ−ＦＡＸ）

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，統合原子力

緊急時対策所の災害対策要員は，統合原子力防災ネットワークに接続

防災ネットワークを用いたテレビ会議システム，IP−電話機及び IP−

するテレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸを使用し，本店（東FAX を使用し，本社，国及び自治体へ通信連絡を行う。これらの統合原京），国及び地方公共団体へ通信連絡を行う。これらの統合原子力防災

子力防災ネットワークを用いたテレビ会議システム，
IP−電話機及び IP

ネットワークに接続するテレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡ−FAX 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. 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受け画面を確認し，通信が可能な状態とする。
⑥ リモコン操作により，通信先と接続する。
② 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−電話機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Ｘ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. 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。
相違理由①。
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電話相違理由①。
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17柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
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東海第二発電所する。
ⅲ． ＩＰ−ＦＡＸ
相違理由①。
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Ｆ
ＡＸ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。

する。
ⅲ. 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FAX と同様の操作により，通信先の電話番号等をダイヤル又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。

(c) データ伝送設備

備考(c)データ伝送設備
データ伝送設備により，国の緊急時対策支援システム（ＥＲＳＳ）へ， 相 違 理 由 ① 設 備 構 成 の 相 違

緊急時対策支援システム伝送装置により，国の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ，必要なデータの伝送を行うための対応として，以下の必要なデータの伝送を行うため，以下の手順がある。

（東二においてデータ伝送設
備の接続はＥＲＳＳのみ）手順がある。
ⅰ. 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。なお，中央制御室等で警ⅰ. 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。なお，中央制御室等で警報を常時監視する。

報を常時監視する。

(d)

電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）

設備の相違

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，固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ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。固定電話
機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ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. 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ＦＡＸ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。
②ＰＨＳ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）

設備の相違

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，加入電話及び加入ＦＡＸ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。加入電話及び加入Ｆ
ＡＸ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18

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東海第二発電所

備考ある。
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ＦＡＸ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。
(d) テレビ会議システム
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，テレビ会議(e)テレビ会議システム（社内）相違理由①
緊急時対策所の災害対策要員は，テレビ会議システム（社内）を使用

システム（社内向）を使用し，本社へ通信連絡を行う。テレビ会議シス

し，本店（東京）へ通信連絡を行う。テレビ会議システム（社内）を用テム（社内向）を用いて，相互に通信連絡を行うための対応として，以いて，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。

下の手順がある。
ⅰ. テレビ会議システム（社内向）①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，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

ⅰ.テレビ会議システム（社内）相違理由①①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リモコン操作又は端末操作により，通信先と接続する。

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。

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。

(e) 専用電話設備
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，専用電話設
備（ホットライン）を使用し，自治体，その他関係機関等へ通信連絡を(f)

専用電話設備（専用電話（ホットライン）（地方公共団体向））

設備の相違（取扱の相違）

相違理由①

緊急時対策所の災害対策要員は，専用電話（ホットライン）（地方公共 相違理由①

行う。専用電話設備（ホットライン）を用いて，相互に通信連絡を行う

団体向）により，地方公共団体へ通信連絡を行う。専用電話（ホットライ 自治体の法令用語として地方ン）（地方公共団体向）を用いて，相互に通信連絡を行うための対応とし 公共団体を用いている。

ための対応として，以下の手順がある。

て，以下の手順がある。

ⅰ. 専用電話設備（ホットライン）①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電話機横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 設備の相違（取扱の相違）のハンドルを回すことにより通話先電話機のベルを鳴らし，連絡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，

する。

連絡する。

(f) 衛星電話設備（社内向）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設

相違理由①

設備の相違（加入電話等その他の設備が存在）

備（社内向）を使用し，本社へ通信連絡を行う。衛星電話設備（社内向）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. 衛星社内電話機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19柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
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東海第二発電所

備考

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. テレビ会議システム（社内向）①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，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リモコン操作又は端末操作により，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。
c. 操作の成立性
衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，テレc. 操作の成立性
衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テ 相違理由①

ビ会議システム，専用電話設備及び衛星電話設備（社内向）は，特別な技量

レビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ），テレビ会議システム（社を要することなく，容易に操作が可能であるとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と内），加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ），専用電話設備（専用電話（ホ

確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。

ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）は，特別な技量を要することなく，容易に操作が可

ットライン）（地方公共団体向））及び電力保安通信用電話設備（固定電話機，
能であるとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，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

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 体制・運用の相違（東二におい
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 ては，中央制御室に滞在する
加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）及び電力保安通信用電話設備（固 情報班員が所外連絡を行う場
定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を優先して使用する。自主対策設備が使 合がある）
用できない場合は，衛星電話設備（固定型）を使用する。

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員が本社との間で通信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 相違理由①設備の相違連絡を行う場合は，自主対策設備のテレビ会議システム又は衛星電話設備行う場合，自主対策設備の加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ），電力保（社内向）を優先して使用する。自主対策設備が使用できない場合は，衛星

安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）及びテレビ会議シ

電話設備又は統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用す

ステム（社内）を優先して使用する。自主対策設備が使用できない場合は，る。国との間で通信連絡を行う場合は，統合原子力防災ネットワークを用い衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。自治体，その他関係機関等との間で通信連絡を行う場合は，自主対策設備の専用電話設備を優先して使用

ビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）を使用する。
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する。自主対策設備が使用できない場合は，統合原子力防災ネットワークを合は，自主対策設備の加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ），電力保安通 相違理由①設備の相違

用いた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。所外関係箇所（社内向）

信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）及び専用電話設備（専との間で通信連絡を行う場合は，衛星電話設備を使用する。

用電話（ホットライン）（地方公共団体向））を優先して使用する。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20柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
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東海第二発電所

備考型）又は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）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ＦＡＸ）及び電力 相違理由①設備の相違。設備
保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を優先して使用 の相違により地方公共団体とする。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 その他関係機関等を書き分けている。
星電話設備（携帯型）を使用する。

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，国の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送し，パラメータを共有す

また，緊急時対策所の災害対策要員は，国の緊急時対策支援システム（Ｅ 相 違 理 由 ① 設 備 構 成 の 相 違ＲＳＳ）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 （東二においてデータ伝送設

る場合は，データ伝送設備を使用する。

送設備を使用する。

なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。
(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）の必要な場所で共有する手順等
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，通信連絡設備（発電所外）を使用する。

備の接続はＥＲＳＳのみ）

なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。
(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）の必要な場所で共有する手順等
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 相違理由①
所で共有するため，通信設備（発電所外）を使用する。

量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を通信連絡設備（発電所外）により発電所外（社内外）の必要な場所で共有

直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，炉心損傷防止及び格納容器破損防 相違理由①
止に必要なパラメータ，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周辺線量率， 体制・運用の相違（東二におい
発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を通信設 ては，中央制御室に滞在する
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 情報班員が所外連絡を行う場

する場合は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所と本社との連絡にはテレビ会

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 合がある）

議システム，衛星電話設備（社内向），衛星電話設備及び統合原子力防災ネッ

は，衛星電話設備，電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦ

トワークを用いた通信連絡設備を使用する。国との連絡には衛星電話設備及ＡＸ）及び加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）を使用する。緊急時対策

び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する。自治体，

所と本店（東京）との連絡には，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワーク

その他関係機関等との連絡には専用電話設備，衛星電話設備及び統合原子力
防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する。所外関係箇所（社内向）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），との連絡には衛星電話設備を使用する手順を整備する。

機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）及びテレビ会議システム（社内）を使用する。緊直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，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，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周辺線

加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ），電力保安通信用電話設備（固定電話
急時対策所と国との連絡には，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワーク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），加
入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）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。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，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），加入電話設備（加入21柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

備考

電話及び加入ＦＡＸ），電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）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，
加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）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の計測器にて計測し，その結果を通信連絡設備（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。

ａ.手順着手の判断基準
特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を通信設 相違理由①
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
操作手順については，「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通信連絡を行うための手順等」にて整備する。

ｂ.操作手順
操作手順については，「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通信連絡を行うための手順等」にて整備する。

特に重要なパラメータを計測する手順等は，「1.15 事故時の計装に関する

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。

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。

内外）の必要な場所での共有を可能とする。

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） 相違理由①の必要な場所での共有を可能とする。

d. 重大事故等時の対応手段の選択

ｄ．重大事故等時の対応手段の選択

c. 操作の成立性
通信連絡設備（発電所外）により，特に重要なパラメータを発電所外（社

特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を通信連絡設備（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，本社との間で通信連絡を行う場合は，自主対策設備のテレビ会議システム又

特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を通信設備 相違理由①（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，本店（東京）との間で通信連絡を行う場合は，自主対策設備の加入電話設備（加は衛星電話設備（社内向）を優先して使用する。自主対策設備が使用できな入電話及び加入ＦＡＸ），電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末

い場合は，衛星電話設備又は統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡及びＦＡＸ）及びテレビ会議システム（社内）を優先して使用する。自主対設備を使用する。国との間で通信連絡を行う場合は，統合原子力防災ネット
ワークを用いた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。自治体，その他策設備が使用できない場合は，衛星電話設備又は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

関係機関等との間で通信連絡を行う場合は，自主対策設備の専用電話設備を優先して使用する。自主対策設備が使用できない場合は，統合原子力防災ネＸ）を使用する。国との間で通信連絡を行う場合は，自主対策設備の加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ）及び電力保安通信用電話設備（固定電話

ットワークを用いた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。所外関係箇

機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）を優先して使用する。自主対策設備が使用でき

所（社内向）との間で通信連絡を行う場合は，衛星電話設備を使用する。

ない場合は，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ）又は衛星電話設備を使用する。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は，自主対策設

22

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

備考

備の加入電話設備（加入電話及び加入ＦＡＸ），電力保安通信用電話設備（固定電話機，ＰＨＳ端末及びＦＡＸ）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））を優先して使用する。自主対策設備が使用できな
い場合は，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）又は衛星電話設備を使用する。

なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。

1.19.2.3 代替電源設備から給電する手順等
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（常設），無線

なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。

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）， 相違理由①設備の相違

連絡設備（常設），5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン，統合原子力防災ネ

統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備（テレビ会議システットワークを用いた通信連絡設備，安全パラメータ表示システム（SPDS）及びム，ＩＰ電話及びＩＰ−ＦＡＸ），ＳＰＤＳ及びデータ伝送設備へ給電する。

データ伝送設備へ給電する。
給電の手順は「1.14 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（可搬型），無線連絡設備（可搬型）及び携帯型音声呼出電話設
備は，充電式電池又は乾電池を使用する。
充電式電池を用いるものについては，ほかの端末若しくは予備の充電式電池と交換することにより継続して通話を可能とし，使用後の充電式電池は，中央制御室又は 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の電源から充電する。乾電池を用いるものについては，予備の乾電池と交換することにより 7 日間以上継続して通話を可能とする。

給電の手順については，「1.14

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），無線連絡設備（携帯型）及び携行型有線通話装 相違理由①設備の相違
置は，充電池又は乾電池を使用する。
充電池を用いるものについては，ほかの端末又は予備の充電池と交換す 相違理由①記載ルールの相違
ることにより継続して通話を可能とし，使用後の充電池は，中央制御室又は緊急時対策所の電源から充電する。乾電池を用いるものについては，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を可能とする。

23

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

備考

24

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

備考

25

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

備考

26

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.19 通信連絡等に関する手順等】
柏崎刈羽原子力発電所 ６／７号炉 設置変更許可申請書（平成29年8月15日）

東海第二発電所

備考

27

玄海原子力発電所／柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：2.1 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項（その 1）】
玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉（ⅱ） 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝(ⅱ) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突そ突その他のテロリズムへの対応における事項
a. 可搬型設備等による対応の他のテロリズムへの対応における事項

東海第二発電所(ⅱ)

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項

ａ．可搬型設備等による対応

a.可搬型設備等による対応

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突

突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模

その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模

規模な損壊（以下「大規模損壊」という。）が発生な損壊（以下「大規模損壊」という。）が発生するおそな損壊（以下「大規模損壊」という。
）が発生するおそした場合における体制の整備に関し、以下の項目にれがある場合又は発生した場合における体制の整備にれがある場合又は発生した場合における体制の整備に関する手順書を適切に整備し、また、当該手順書に関し，以下の項目に関する手順書を適切に整備し，ま関し，以下の項目に関する手順書を適切に整備し，ま従って活動を行うための体制及び資機材を整備す

た，当該手順書に従って活動を行うための体制及び資

た，当該手順書に従って活動を行うための体制及び資る。ここでは、発電用原子炉施設にとって過酷な大機材を整備する。ここでは，発電用原子炉施設にとって機材を整備する。ここでは，発電用原子炉施設にとって規模損壊が発生した場合においても、当該の手順書

過酷な大規模損壊が発生した場合においても，当該の過酷な大規模損壊が発生した場合においても，当該の等を活用した対策によって緩和措置を講じることが手順書等を活用した対策によって緩和措置を講じるこ

手順書等を活用した対策によって緩和措置を講じるこできることを説明する。

とができることを説明する。

とができることを説明する。

一 大規模損壊発生時における大規模な火災が発生

a)大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場合における消火活動に関すること。

した場合における消火活動に関すること。

二 大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を

b)大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関すること。
三 大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関すること。

備考

一した場合における消火活動に関すること。
二緩和するための対策に関すること。
c)大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破大規模損壊発生時における大規模な火災が発生 ・付番の差異。

三損を緩和するための対策に関すること。

大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を電用原子炉に係る発緩和するための対策に関すること。

電用原子炉設置者の大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破重大事故の発生及び損を緩和するための対策に関すること。

拡大の防止に必要な大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の措置を実施するため

四 大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽のd)大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための対策及び燃料体の著しい水位を確保するための対策及び燃料体の著しい水位を確保するための対策及び燃料体の著しいに必要な技術的能力

損傷を緩和するための対策に関すること。

損傷を緩和するための対策に関すること。

に係る審査基準」を大規模損壊発生時における放射性物質の放出を引用し，漢数字。

損傷を緩和するための対策に関すること。
五 大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減するための対策に関すること。
（a）大規模損壊発生時の手順書の整備

e)大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減するための対策に関すること。
(a)大規模損壊発生時の手順書の整備

四・東海第二は「実用発五低減するための対策に関すること。
(a) 大規模損壊発生時の手順書の整備

大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては、大大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては，大大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては，大規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として、大規規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として，設計

規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として，設計

模な自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテ

基準を超えるような規模の自然災害及び故意による大型航基準を超えるような規模の自然災害及び故意による大型航ロリズムを想定する。

空機の衝突その他のテロリズムを想定する。ただし，特定の空機の衝突その他のテロリズムを想定する。ただし，特定の事象の発生や検知がなくても，運転操作手順書及び緊急時

事象の発生や検知がなくても，非常時運転手順書及び重大 ・手順書体系の差異。

対策本部用手順書の延長で対応可能なよう配慮する。

事故等対策要領（重大事故編）に加え，重大事故等対策要領 ・東海第二は大規模損（大規模損壊編）で対応可能なよう配慮する。

大規模な自然災害については、多数ある自然災害の中か

また，発電用原子炉施設の被災状況を把握するための手

また，発電用原子炉施設の被災状況を把握するための手順及び被災状況を踏まえた優先実施事項の実行判断を行う

順及び被災状況を踏まえた優先実施事項の実行判断を行うための手順を整備する。

ための手順を整備する。

自然災害については，大規模損壊を発生させる可能性の1／28

自然災害については，大規模損壊を発生させる可能性の壊の手順を整備。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

ら発電用原子炉施設に大規模損壊を発生させる可能性のあある自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書

ある自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書

る自然災害により、重大事故又は大規模損壊等が発生するの有効性を確認する。

の有効性を確認する。

備考

可能性を考慮した対応手順書を整備する。
上記に加え、確率論的リスク評価の結果に基づく事故シ

これに加え，確率論的リスク評価（以下「PRA」という。
）

これに加え，確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。
）

ーケンスグループの選定にて抽出しなかった地震及び津波の結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて抽出しの結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて抽出し特有の事象として発生する事故シーケンスへの対応を含むなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シーなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シー

手順書として、また、発生確率や地理的な理由により発生す

ケンスについても対応できる手順書として整備する。

ケンスについても対応できる手順書として整備する。

る可能性が極めて低いため抽出していない外部事象に対しても緩和措置が行えるよう整備する。
故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについ故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについ故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについては、大規模損壊を発生させる可能性の高い事象であるこては，様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲ては，様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲とから、大規模損壊及び大規模な火災が発生することを前にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災がにわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が提とした対応手順書を整備する。

発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前提とした対応手順書を整備する。

提とした対応手順書を整備する。

（a-1） 大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害への対応における考慮(a-1)

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害への対(a-1)

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害への対応における考慮

応における考慮

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を想定

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を想

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を想するに当たっては、国内外の基準等で示されている外定するに当たっては，国内外の基準等で示されている

定するに当たっては，国内外の基準等で示されている

部事象を網羅的に収集し、その中から考慮すべき自然外部事象を網羅的に収集し，その中から考慮すべき自外部事象を網羅的に収集し，その中から考慮すべき自災害に対して、設計基準又はそれに準じた基準を超え

然災害に対して，設計基準を超えるような規模を想定

然災害に対して，設計基準を超えるような規模を想定るような規模を想定し、発電用原子炉施設の安全性にし，発電用原子炉施設の安全性に与える影響及び重畳

し，発電用原子炉施設の安全性に与える影響及び重畳

与える影響及び重畳することが考えられる自然災害のすることが考えられる自然災害の組み合わせについてすることが考えられる自然災害の組合せについても考 ・東海第二は最新公用組み合わせについても考慮する。

も考慮する。

慮する。

また、事前予測が可能な自然現象については、影響をまた，事前予測が可能な自然現象については，影響

また，事前予測が可能な自然現象については，影響低減させるための必要な安全措置を講じることを考慮を低減させるための必要な安全措置を講じることを考を低減させるための必要な安全措置を講じることを考

する。

慮する。

慮する。

さらに、事態収束に必要と考えられる機能の状態に着目して事象の進展を考慮する。
（a-2）

故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における考慮

さらに，事態収束に必要と考えられる機能の状態に着目して事象の進展を考慮する。
(a-2) 故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における考慮

さらに，事態収束に必要と考えられる機能の状態に着目して事象の進展を考慮する。
(a-2) 故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における考慮

テロリズムには様々な状況が想定されるが、その中でテロリズムには様々な状況が想定されるが，その中テロリズムには様々な状況が想定されるが，その中も施設の広範囲にわたる損壊、不特定多数の機器の機でも施設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪でも施設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪能喪失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設

失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大に大きな影響を与える故意による大型航空機の衝突そきな影響を与える故意による大型航空機の衝突その他

きな影響を与える故意による大型航空機の衝突その他の他のテロリズムを想定し、その上で流用性を持たせのテロリズムを想定し，多様性及び柔軟性を有する手のテロリズムを想定し，多様性及び柔軟性を有する手た柔軟で多様性のある対応ができるよう考慮する。

段を構築する。

段を構築する。
2／28

文用字用語に従い記載。

玄海原子力発電所 3／4 号（a-3） 大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(a-3)

大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操

東海第二発電所(a-3)

備考

大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作

作

大規模損壊発生時の対応手順書については、（a-3-

大規模損壊では，重大事故等時に比べて発電用原子大規模損壊では，重大事故等時に比べて発電用原子

3）項に示す５つの項目に関する緩和等の措置を講じる

炉施設が受ける影響及び被害の程度が大きく，その被炉施設が受ける影響及び被害の程度が大きく，その被ため、可搬型重大事故等対処設備による対応を中心と害範囲は広範囲で不確定なものと想定され，あらかじ

害範囲は広範囲で不確定なものと想定され，あらかじ

した多様性及び柔軟性を有するものとして、また、めシナリオを設定して対応することが困難であると考めシナリオを設定して対応することが困難であると考（a-3-3）項に示すとおり重大事故等対策において整備

えられることから，発電所対策本部における情報収集，えられることから，災害対策本部における情報収集， ・組織名称の差異。

する手順書等に対して更なる多様性を持たせたものと運転員が実施する発電用原子炉施設の操作に対する支当直（運転員）が実施する発電用原子炉施設の操作に （以下，同じ差異は記して整備する。

援が重要となる。

対する支援が重要となる。

載を省略）

大規模損壊により発電用原子炉施設が受ける被害範囲

・組織名称の差異。

は広範囲であり不確定性が大きく、重大事故等対策の（以下，同じ差異は記

ようにあらかじめシナリオ設定した対応操作は困難で載を省略）あると考えられる。そこで、施設等の被害状況の把握を迅速に試みるとともに断片的に得られる情報、確保できる要員及び使用可能な設備により、炉心の著しい損傷の緩和、原子炉格納容器の破損緩和、使用済燃料
ピットの水位確保及び燃料体等の著しい損傷の緩和又は発電所外への放射性物質の放出低減のために効果的な対応操作を速やかに、かつ臨機応変に選択及び実行する必要があることから、発電用原子炉施設の被害状況を把握するための手段及び各対応操作の実行判断を行うための手段を手順として定め整備する。
また、当該の手順書については、大規模な自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムが発電用原子炉施設に及ぼす影響等、様々な状況を想定した場合における事象進展の抑制及び緩和対策の実行性を確認し整備する。
a)炉心の著しい損傷を緩和するための対策
・炉心の著しい損傷防止のための原子炉停止と発電用原子炉への注水

a)炉心の著しい損傷を緩和するための対策
・炉心の著しい損傷緩和のための原子炉停止と発電 ・大規模損壊では炉心用原子炉への注水b)原子炉格納容器の破損を緩和するための対策

b)原子炉格納容器の破損を緩和するための対策

・炉心損傷回避，著しい炉心損傷緩和が困難な場合の・炉心損傷回避，著しい炉心損傷緩和が困難な場合の原子炉格納容器からの除熱と原子炉格納容器の破原子炉格納容器からの除熱と原子炉格納容器の破

損回避

損回避

c)使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策
3／28c)使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策

損傷防止と緩和の対策を講じるが，包絡的に「緩和」で記載。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
・使用済燃料プールの水位異常低下時のプールへの

備考

・使用済燃料プールの水位異常低下時のプールへの注水

注水d)放射性物質の放出を低減するための対策
・水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するため

d)放射性物質の放出を低減するための対策
・水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための対策の対策
・放射性物質放出の可能性がある場合の原子炉建屋

・放射性物質放出の可能性がある場合の原子炉建屋への放水による拡散抑制への放水による拡散抑制e)大規模な火災が発生した場合における消火活動（a-3-1）大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判

東海第二発電所e)大規模な火災が発生した場合における消火活動

・消火活動

・消火活動

f)その他の対策

f)その他の対策

・要員の安全確保

・要員の安全確保・対応に必要なアクセスルートの確保

・対応に必要なアクセスルートの確保

・電源及び水源の確保並びに燃料補給

・電源及び水源の確保並びに燃料補給

・人命救助

・人命救助

（a-3-1）大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判(a-3-1)

大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判

断フロー

断フロー

断フロー

大規模損壊発生時は、発電用原子炉施設の状況

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生

大規模損壊発生時は，発電用原子炉施設の状況把 ・柏崎刈羽では大規模把握が困難で事故対応の判断ができない場合、プ

した場合は，当直副長の指揮の下で事故時運転操作握が困難で事故対応の判断ができない場合は，プラ

損壊発生後も事故時ラント状態が悪化した等の安全側に判断した措置

手順書（事象ベース，徴候ベース及びシビアアクシデ

ント状態が悪化した等の安全側に判断した措置をと

運転操作手順書を基をとるよう判断フローを整備する。また、手順書

ント等）に基づいて対応操作することを基本とする。

るように判断フローを整備する。大規模損壊発生時本とした対応操作をを有効かつ効果的に活用するため、適用開始条件に使用する手順書を有効かつ効果的に使用するた行う運用としているを明確化するとともに、緩和操作を選択するため

め，対応手順書において適用開始条件を明確化するが，東海第二では先の判断フローを明示することにより必要な個別対とともに，判断フローを明示することにより必要な

行ＰＷＲと同様にプ

応手段への移行基準を明確にする。

個別戦略への移行基準を明確化する。

ラント状態等により大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝大規模損壊発生を判準突その他のテロリズムの発生について，緊急地震速断し，大規模損壊発

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝報，大津波警報，外部からの情報連絡，衝撃音，衝突生時の対応手順書に

突その他のテロリズムの発生について、緊急地震速音等により検知した場合，中央制御室の状況，プラン

移行する方針。

報、大津波警報、外部からの情報連絡等又は衝撃音、ト状態の大まかな確認及び把握（火災発生の有無，建衝突音等により検知した場合、中央制御室の状況、プ屋の損壊状況等）を行うとともに，大規模損壊の発生

ラント状態の大まかな確認及び把握を行うととも（又は発生が疑われる場合）の判断を原子力防災管に、大規模損壊発生（又は発生が疑われる場合）の判理者又は当直発電長が行う。また，原子力防災管理者

断を原子力防災管理者又は当直課長が行う。また、原又は当直発電長が以下の適用開始条件に該当すると

子力防災管理者又は当直課長が以下の適用開始条件

判断した場合は，大規模損壊時に対応する手順に基に該当すると判断すれば、大規模損壊時に対応するづく事故の進展防止及び影響を緩和するための活動

手順に基づき事故の進展防止及び影響を緩和するたを開始する。

（a-3-1-1）大規模損壊発生の判断及び対応要否の判断基

4／28

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

めの活動を開始する。
（a-3-1-1-1）大規模な自然災害又は故意による大型航空a) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突そ

機の衝突その他のテロリズムにより、発電用の他のテロリズムにより発電用原子炉施設が以下のい原子炉施設が以下のいずれかの状態となった

ずれかの状態となった場合又は疑われる場合

場合又は疑われる場合

・プラント監視機能又は制御機能の喪失によりプラン
ト状態把握に支障が発生した場合（中央制御室の機能・プラント監視機能又は制御機能が喪失した場合（中喪失や中央制御室と連絡が取れない場合を含む。
）

央制御室の喪失を含む)

・使用済燃料プールの損傷により漏えいが発生し，使用・使用済燃料ピットが損傷し、漏えいが発生した場合

済燃料プールの水位が維持できない場合

・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響を・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響を与える可能性があるような大規模な損壊が発生し与える可能性があるような大規模な損壊（建屋損壊にた場合伴う広範囲な機能喪失等）が発生した場合

・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場

・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場

合合（a-3-1-1-2）当直課長が重大事故等発生時に期待する安b) 原子力防災管理者が大規模損壊に対応する手順を活用

全機能が喪失し、事故の進展防止及び影響緩した支援が必要と判断した場合和が必要と判断した場合（a-3-1-1-3）原子力防災管理者が大規模損壊時に対応すc) 当直発電長が大規模損壊に対応する手順を活用した支る手順を活用した支援が必要と判断した場合援が必要と判断した場合
また，発電所対策本部は，発電用原子炉施設の影響予災害対策本部は，発電用原子炉施設の影響予測を行 ・東海第二は文脈から測を行い，その結果を基に各機能班の責任者は必要とい，その結果を基に各班の責任者は必要となる対応を「また，」は不要と判なる対応を予想して先行的に準備を行う。

予想して先行的に準備を行う。

断。

発電所対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全体の対応について総括的な責任を負う。

災害対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全 ・組織名称の差異。
体の対応について総括的な責任を負う。

（以下，同じ差異は記載を省略）
・組織名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）

自然災害が大規模になり，常設の設備では事故収束

・東海第二の大規模損が行えない場合は，発電所対策本部の支援を受け，多様

壊発生時の対応手順

なハザード対応手順等の「(ⅰ)，d.手順書の整備，教育書適用条件は 3 段落及び訓練の実施並びに体制の整備」で判断基準を明確前に記載。

化して整備する手順を使用する。また，非常招集を行っ

また，非常招集を行った場合，災害対策要員（初動）は， ・組織名称の差異。

た場合，初動対応要員は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対緊急時対策所へ移動する。ただし，緊急時対策所が使用 （以下，同じ差異は記策所へ移動する。ただし，地震発生後防潮堤を超える津できない場合は，屋内外の利用できる施設を緊急時対波により 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所も使用でき

策所として利用する。

5／28

載を省略）
・設備名称の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考（以下，同じ差異は記ない場合は，屋内外の利用できる施設を緊急時対策所

載を省略）として利用する。

・東海第二は緊急対策所が使用できない場
合として，津波に限定しない。

（a-3-1-2）緩和操作を選択するための判断フロー
大規模損壊時に対応する手順による対応を判断し発電所全体の状態を把握するための「プラント状態

発電所全体の状態を把握するための「プラント状態

た後、発電用原子炉施設の被害状況を把握するため

確認チェックシート」及び各号炉における対応操作の確認チェックシート」及び対応操作の優先順位付けや ・東海第二発電所はシの手段を用いて施設の損壊状況及びプラントの状態

優先順位付けや対策決定の判断をするための発電所対対策決定の判断をするための災害対策本部で使用する

ングルユニットのた等を把握し、各対応操作の実行判断を行うための手策本部で使用する対応フローを整備する。この対応フ対応フローを整備する。この対応フローは，非常時運転

め各号炉毎対応操作段に基づいて、事象進展に応じた対応操作を選択す

ローは，事故時運転操作手順書，多様なハザード対応手

手順書，重大事故等対策要領等の相互関係の概略をまは不要。
（以下，同じる。緩和操作を選択するための判断フローは、中央制

順及び発電所対策本部の各機能班の対応ガイド等の相

とめ，全体像を把握するツールとして災害対策本部の差異は記載を省略）

御室の監視及び制御機能の喪失により原子炉停止状

互関係の概略をまとめ，全体像を把握するツールとし運営を支援するために整備するものであり，具体的な ・整備する手順書の差

況などのプラント状況把握が困難な場合には、外かて発電所対策本部の運営を支援するために整備するも操作手順は個別の手順書等に記載する。

らの目視による確認及び可搬型計測器による優先順のであり，具体的な操作手順は個別の手順書等に記載

位に従った内部の状況確認を順次行い、必要の都度する。

緩和措置を行う。また、中央制御室又は代替緊急時対また，(a-3-2-2)項から(a-3-2-14)項の手順の中で使また，(a-3-2-2)項から(a-3-2-14)項の手順の中で使策所若しくは緊急時対策所（緊急時対策棟内）での監用することを想定している設備については，チェック用することを想定している設備については，チェック

視機能の一部が健全であり、速やかな安全機能等のシートの項目に盛り込むこととしている。

シートの項目に盛り込むこととしている。

異。

状況把握が可能な場合には、外からの目視に加えて内部の状況から全体を速やかに把握し、優先順位を付けて喪失した機能を回復又は代替させる等により緩和措置を行う。また、適切な個別操作を速やかに選択できるように、緩和操作を選択するための判断フ
ローに個別操作への移行基準を明確にする。
なお、個別操作を実行するために必要な重大事故等対処設備又は設計基準事故対処設備の使用可否については、大規模損壊時に対応する手順に基づき当該設備の状況確認を実施することにより判断する。
（a-3-2）優先順位に係る基本的な考え方
環境への放射性物質の放出低減を最優先に考え、当該号炉に関する対応操作の優先順位付けや実施の炉心損傷の潜在的可能性を最小限にすること、炉心判断は，一義的に事故発生号炉の当直副長が行う。万

災害対策本部長が行う。大規模損壊時の対応に当たっ ・東海第二では、大規損傷を少しでも遅らせることに寄与できる初期活動

一，中央制御室の機能喪失時や中央制御室から運転員ては，次に掲げる(a-3-1-1)，(a-3-1-2)項を実施する。

を行うとともに、事故対応への影響を把握するため、が撤退する必要が生じた場合等，当直副長の指揮下で対応操作判断の責任

火災の状況を確認する。また、確保できる要員及び残対応できない場合については，次に掲げる(a-3-1-1)，

者は災害対策本部

存する資源等を基に有効かつ効果的な対応を選定(a-3-1-2)及び(a-3-1-3)項を実施し，それ以外の場合

長。

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対応操作の優先順位付けや実施の判断は，一義的に模損壊対応における

玄海原子力発電所 3／4 号
し、事故を収束させる対応を行う。
また、設計基準事故対処設備の安全機能の喪失、大柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考については，次に掲げる(a-3-1-2)及び(a-3-1-3)項を・組織名称の差異。

実施する。

（以下，同じ差異は記

規模な火災の発生及び緊急時対策本部要員（指揮者載を省略）等）、運転員（当直員）、重大事故等対策要員、専属

・東海第二では，当直

自衛消防隊員の一部が被災した場合も対応できるよ

発電長の指揮下で対うにするとともに、可搬型重大事故等対処設備等を応できない場合は，活用することによって、（a-3-3-1）項に示す５つの大規模損壊として扱

項目に関する緩和等の措置の対応を行う。人命救助う。

が必要な場合は原子力災害へ対応しつつ、人命の救当直副長又は当該号炉の対応操作の責任者が判断し当直発電長又は対応操作の責任者が実施した監視や ・組織名称の差異。

さらに、環境への放射性物質の放出低減を最優先た結果及びそれに基づき実施した監視や操作について

操作については，災害対策本部に報告し，各班の責任者 （以下，同じ差異は記とする観点から、重大事故等対策におけるアクセス

は，発電所対策本部に報告し，各機能班の責任者（統括（本部員）は，その時点における人的リソースや資機材

ルート確保の考え方を基本に被害状況を確認し、早又は班長）は，その時点における他号炉の状況，人的リの確保状況，対応の優先順位付け等を判断し，必要な支 ・東海第二は災害対策

急に復旧可能なルートを選定しホイールローダ、そソースや資機材の確保状況，対応の優先順位付け等を援や対応を行う。

の他重機を用いて斜面崩壊による土砂、建屋等の損判断し，必要な支援や対応を行う。

助を要員の安全を確保しながら行う。

載を省略）
本部が対応操作等を判断。

壊によるがれきの撤去活動を実施することでアクセ・東海第二の各班の責スルートの確保を行う。また、事故対応を行うための任者は本部員。

アクセスルート及び操作場所に支障となる火災並びまた，重大事故等時に対処するために直接監視する

また，重大事故等時に対処するために直接監視するに延焼することにより被害の拡大に繋がる可能性のことが必要なパラメータが中央制御室及び緊急時対策ことが必要なパラメータが中央制御室及び緊急時対策

ある火災の消火活動を優先的に実施する。

所のいずれでも確認できない場合は，放射線測定器，可所のいずれでも確認できない場合は，放射線測定器，代 ・設備名称の差異。

対応の優先順位については、把握した対応可能な搬型直流電源装置やテスタ等の代替の監視手段と無線

替直流電源設備（可搬）や可搬型計測器等の代替の監視要員数、使用可能な設備及び施設の状態に応じて選連絡設備等の通信連絡設備を準備し，アクセスルート

手段と無線連絡設備等の通信連絡設備を準備し，アク定する。

が確保され次第，パラメータ監視のための運転員，号機

セスルートが確保され次第，パラメータ監視のための ・組織名称の差異。

班員等を現場に出動させ，先ず外からの目視による確当直（運転員），重大事故等対応要員等を現場に出動さ （以下，同じ差異は記

プラント監視機能が喪失し、発電用原子炉施設の認を行い，その後，確認できないパラメータを対象に代せ，先ず外からの目視による確認を行い，その後，確認状況把握が困難な場合においては、外観から施設の替監視手段を用いた可能な限り継続的なプラント状況

できないパラメータを対象に代替監視手段を用いた可状況を把握するとともに、対応可能な要員の状況をの把握に努める。パラメータが中央制御室及び緊急時

能な限り継続的なプラント状況の把握に努める。パラ

可能な範囲で把握し、原子炉格納容器又は使用済燃対策所において部分的に確認できる場合は，確認したメータが中央制御室及び緊急時対策所において部分的料ピットから環境への放射性物質の放出低減を最優

パラメータを基に安全機能等の状況把握を行った上に確認できる場合は，確認したパラメータを基に安全先に考え、大規模火災の発生に対しても迅速に対応

で，他のパラメータについては，パラメータが確認でき機能等の状況把握を行った上で，他のパラメータにつする。また、監視機能を復旧させるため、代替電源にない場合と同様の対応を行う。

いては，パラメータが確認できない場合と同様の対応（a-3-2-1）発電用原子炉施設の状況把握が困難な場合を行う。

よる給電により、監視機能の復旧措置を試みるとと初動対応での目標設定や個別戦略における判断要素

初動対応での目標設定や個別戦略における判断要素

状態把握に努める。

として必要になる主要パラメータが採取できない場合

として必要になる主要パラメータが採取できない場合

外観から原子炉格納容器が健全であることや原子炉

は，判断要素として代替できる他のパラメータを採取

は，判断要素として代替できる他のパラメータを採取

施設周辺の線量率が正常であることが確認できた場合する。採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中する。採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中は、原子炉格納容器破損の緩和措置を優先して実施

央制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，監視央制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，監視もに、可搬型計測器等を用いて可能な限り継続的に

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載を省略）

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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

し、炉心が損傷していないこと等を確認できた場合に機能の喪失により採取できない場合は，中央制御室内機能の喪失により採取できない場合は，中央制御室内

は、炉心損傷緩和の措置を実施する。

の計器盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とすの計器盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とす

使用済燃料ピットへの対応については、外観から燃る。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，る。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，料取扱棟が健全であることや使用済燃料ピット周辺の現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取す現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取す線量率が正常であることが確認できた場合は、建屋内る。

る。

部にて可能な限り代替水位計の設置等の措置を行うとまた，初動対応での目標設定や個別戦略における判

また，初動対応での目標設定や個別戦略における判ともに、常設設備又は可搬型設備による注水を行う。

断要素として必要になる主要パラメータ及び代替でき断要素として必要になる主要パラメータ及び代替でき

また、水位の維持が不可能又は不明と判断した場合はる他のパラメータのいずれもが採取できない場合は，る他のパラメータのいずれもが採取できない場合は，建屋内部又は外部からのスプレイを行う。

先ず外からの目視による確認を行い，目標設定や個別

先ず外からの目視による確認を行い，目標設定や個別戦略の判断に最も影響を与えるパラメータから優先順

戦略の判断に最も影響を与えるパラメータから優先順

な場合位を付けて監視機能を回復させ，使用可能な設備を用

位を付けて監視機能を回復させ，使用可能な設備を用プラント監視機能が健全である場合には、運転員

いて緩和措置を行う。

いて緩和措置を行う。

（a-3-2-2）発電用原子炉施設の状況把握がある程度可能

備考（当直員）、緊急時対策本部要員（指揮者等）及び重大事故等対策要員により発電用原子炉施設の状況を・本項目については，(a-3-1-1)当直副長の指揮下での対応操作が困難な場合

速やかに把握し、緩和操作を選択するための判断フ

中央制御室の機能喪失時や中央制御室との連絡が東海第二では，大規ローに基づいて「止める」、「冷やす」、「閉じ込め取れない場合等，当直副長の指揮下で対応できない

模損壊の適用条件る」機能の確保を基本とし、状況把握が困難な場合

場合には，発電所対策本部長は当該号炉の運転員又（P.5）に含まれていと同様に環境への放射性物質の放出低減を目的に優は号機班の中から当該号炉の対応操作の責任者を定るため，ここでの記

先的に実施すべき対応操作とその実行性を総合的にめ対応に当たらせる。当直副長の指揮下での対応操載は不要とした。

判断し、必要な緩和措置を実施する。

作不可の判断基準は次のとおりとする。

なお、部分的にパラメータ等を確認できない場合
は、可搬型計測器等により確認を試みる。

・中央制御室の監視機能又は制御機能が喪失した場合
・中央制御室と連絡が取れない場合
・運転員による対応操作では限界があり，発電所対策本部の指揮下で対応操作を行う必要があると当直副長が判断した場合(a-3-1-2）当面達成すべき目標の設定(a-3-1-1)当面達成すべき目標の設定

・付番の差異。

発電所対策本部は，プラント状況，対応可能な要員

災害対策本部は，プラント状況，対応可能な要員

数，使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷数，使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷状況及び火災発生状況等を把握し，チェックシート

状況及び火災発生状況等を把握し，チェックシートに記載した上で，その情報を基に当面達成すべき目に記載した上で，その情報を基に当面達成すべき目

標を設定し，優先すべき号炉及び戦略を決定する

標を設定し，環境への放射性物質の放出低減を最優 ・基本的な考え方を記。

先に，優先すべき戦略を決定する。
当面達成すべき目標設定の考え方を次に示す。活載当面達成すべき目標設定の考え方を次に示す。活動に当たっては，緊急時対策要員の安全確保を最優動に当たっては，災害対策要員の安全確保を最優先 ・組織名称の差異。

先とする。

とする。

・東海第二の災害対策
要員は，自衛消防隊

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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

・第一義的目標は炉心損傷を回避するため，速やかに発・第一義的目標は炉心損傷を回避するため，速やかに発及び当直（運転員）も電用原子炉を停止し，注水することである。炉心損傷

電用原子炉を停止し，注水することである。炉心損傷含める。
（以下，同じに至った場合においても発電用原子炉への注水は必に至った場合においても発電用原子炉への注水は必差異は記載を省略）

要となる。

要となる。

・炉心損傷が回避できない場合は，原子炉格納容器の破・炉心損傷が回避できない場合は，原子炉格納容器の破損を回避する。

損を回避する。
・使用済燃料プールの水位が低下している場合は，速や・使用済燃料プールの水位が低下している場合は，速やかに注水する。

かに注水する。
・これらの努力を最大限行った場合においても，炉心損・これらの努力を最大限行った場合においても，炉心損

傷，かつ，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プー

傷，かつ，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プー

ル水位の異常低下の回避が困難な場合は放射性物質

ル水位の異常低下の回避が困難な場合は放射性物質の拡散抑制を行う。

の拡散抑制を行う。

これらの目標は，複数の目標を同時に設定するケース

これらの目標は，複数の目標を同時に設定するケースも想定される。また，プラント状況に応じて，設定する目も想定される。また，プラント状況に応じて，設定する目標も随時見直していくこととする。

標も随時見直していくこととする。

(a-3-1-3) 個別戦略を選択するための判断フロー(a-3-1-2)個別戦略を選択するための判断フロー

発電所対策本部は，(a-3-1-2)項で決定した目標設

災害対策本部は，(a-3-1-1)項で決定した目標設定 ・付番の差異。

定に基づき，個別戦略を実施していく。設定目標と実に基づき，個別戦略を実施していく。設定目標と実施

施する個別戦略の考え方を次に示す。

する個別戦略の考え方を次に示す。

a)

設定目標：炉心損傷回避のための原子炉圧力容器への注水に実施する。
b)a) 設定目標：炉心損傷回避のための原子炉圧力容器への注水

発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的

発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的に実施する。

設定目標：原子炉格納容器の破損回避

b) 設定目標：原子炉格納容器の破損回避

基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原子炉圧力容器への注水は継続して必要となるが，使

子炉圧力容器への注水は継続して必要となるが，使用可能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に用可能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に原子炉格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得

原子炉格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得ない状況になることが想定される。この際に「閉じ込ない状況になることが想定される。この際に「閉じ込め」機能を維持するための個別戦略を実施する。

め」機能を維持するための個別戦略を実施する。

原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に放射性物質が漏えいする状況が想定される場合は，放射性物質が漏えいする状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

c)

設定目標：使用済燃料プール水位確保c) 設定目標：使用済燃料プール水位確保

使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦

使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦

略を実施する。使用済燃料プール内の燃料損傷が発略を実施する。使用済燃料プール内の燃料損傷が発生し，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上昇する状

生し，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上昇する状

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・付番の差異。

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況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を

実施する。

実施する。

d)

（a-3-3）大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手
順書

東海第二発電所

設定目標：放射性物質拡散抑制d) 設定目標：放射性物質拡散抑制

炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への注水が行えない場合，使用済燃料プール水位の低下

注水が行えない場合，使用済燃料プール水位の低下が継続している場合又は原子炉建屋が損傷しているが継続している場合又は原子炉建屋が損傷している

場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

(a-3-2)

大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手

順書

備考(a-3-2)

大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手

順書

大規模損壊が発生した場合に対応する手順につ大規模損壊が発生した場合に対応する手順につ大規模損壊が発生した場合に対応する手順については、以下の（a-3-3-1）項の５つの活動又は緩和

いては，(a-3-2-1)項に示す 5 つの活動を行うため

いては，(a-3-2-1)項に示す 5 つの活動を行うため対策を行うための手順書として重大事故等対策での手順を網羅する。

の手順を網羅する。

整備する設備を活用した手順等に加えて、重大事故等時では有効に機能しない設備等が大規模損壊のような状況下では有効に機能する場合も考えられるため、事象進展の抑制及び緩和に資するための多様性を持たせた設備等を活用した手段を可搬型設備等による対応手順等として整備する。
また、以下の（a-3-3-2）項から（a-3-3-14）項

また，重大事故等対策で整備する設備を活用した手順

また，重大事故等対策で整備する設備を活用した手順の手順等を基本に、共通要因で同時に機能喪失する等に加えて共通要因で同時に機能喪失することのない可等に加えて共通要因で同時に機能喪失することのない可

ことのない可搬型重大事故等対処設備等を用いた搬型重大事故等対処設備等を用いた手順，中央制御室で搬型重大事故等対処設備等を用いた手順，中央制御室で手順、中央制御室での監視及び制御機能が喪失したの監視及び制御機能が喪失した場合でも対応できるようの監視及び制御機能が喪失した場合でも対応できるよう場合も対応できるよう現場にてプラントパラメー

現場にてプラントパラメータを監視するための手順，可現場にてプラントパラメータを監視するための手順，可タを計測するための手順、重大事故等対策と異なる搬型計測器にてプラントパラメータを監視するための手搬型計測器にてプラントパラメータを監視するための手判断基準により事故対応を行うための手順及び現順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順及順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順及場にて直接機器を作動させるための手順等を整備

び現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備すび現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備すする。

る。なお，プラントパラメータの採取手段の優先順位は，る。なお，プラントパラメータの採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中央制御室等の常設計器等の使用採取に時間を要しない中央制御室等の常設計器等の使用

を第 1 優先とし，監視機能の喪失により採取できない場

を第 1 優先とし，監視機能の喪失により採取できない場

合は，中央制御室内の計器盤内にて可搬型計測器等の使合は，中央制御室内の計器盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とする。中央制御室内でパラメータが採取用を第 2 優先とする。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，現場の常設計器又は可搬型計測器を使できない場合は，現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

用して採取する。

なお、（a-3-3-2）項から（a-3-3-14）項で整備した手順のうち大規模損壊に特化した手順を（a-3-

技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 における重大

技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 における重大事故等対処設備と整備する手順を(a-3-2-2)項から(a-3-

事故等対処設備と整備する手順を(a-3-2-2)項から(a-3-

2-14)項に示す。

2-14)項に示す。また，大規模損壊に特化した手順を(a-3- ・東海第二は大規模損
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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

3-15）項に示す。

東海第二発電所2-15)項に示す。

備考
壊に特化した手順を整備。

（a-3-3-1）５つの活動又は緩和対策を行うための手順書(a-3-2-1) 5 つの活動又は緩和対策を行うための手順書(a-3-2-1) 5 つの活動又は緩和対策を行うための手順書（a-3-3-1-1）大規模な火災が発生した場合における消火(a-3-2-1-1) 大規模な火災が発生した場合における消火(a-3-2-1-1)

活動に関する手順等

大規模な火災が発生した場合における消火活動に関する手順等

活動に関する手順等

大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場

大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場

大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場

合における消火活動として、故意による大型航空機

合における消火活動として，故意による大型航空機

合における消火活動として，故意による大型航空機の衝突による大規模な航空機燃料火災を想定し、放の衝突による大規模な航空機燃料火災を想定し，放の衝突による大規模な航空機燃料火災を想定し，放水砲等を用いた泡消火についての手順書を整備す

水砲等を用いた泡消火についての手順書を整備す

水砲等を用いた泡消火についての手順書を整備するとともに必要な設備を配備する。

る。

る。

また、地震及び津波のような大規模な自然災害に

また，地震及び津波のような大規模な自然災害に

また，地震及び津波のような大規模な自然災害によって発電所内の油タンク火災等の大規模な火災

おいては，施設内の油タンク火災等の複数の危険物

おいては，施設内の油タンク火災等の複数の危険物が発生した場合においても、同様な対応が可能なよ内包設備の火災が発生した場合においても，同様な内包設備の火災が発生した場合においても，同様な

うに多様な消火手段を整備する。

対応が可能なように多様な消火手段を整備する。

対応が可能なように多様な消火手段を整備する。

手順書については、以下の（a-3-3-12）項に該当する手順等を含むものとして整備する。
大規模な火災が発生した場合における対応手段

大型航空機の衝突による大規模な火災が発生し大型航空機の衝突による大規模な火災が発生しの優先順位は、放水砲等を用いた泡消火について速た場合における対応手段の優先順位は，放水砲等をた場合における対応手段の優先順位は，放水砲等をやかに準備するとともに、火災の状況に応じて小型用いた泡消火について速やかに準備し，早期に準備用いた泡消火について速やかに準備し，早期に準備

放水砲等による泡消火を準備する。また、早期に準が可能な大型化学高所放水車あるいは化学消防自が可能な化学消防自動車及び水槽付消防ポンプ自 ・配備する設備の差異。

備可能な消防自動車による延焼防止のための消火動車，水槽付消防ポンプ自動車による泡消火並びに動車による泡消火並びに延焼防止のための消火を ・東海第二は化学消防を実施する。

延焼防止のための消火を実施する。

実施する。

地震により建屋内部に火災が発生した場合にお地震により建屋内部に火災が発生した場合において，屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備は

いて，屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備は火災の影響を受けないと考えられるため，これらの火災の影響を受けないと考えられるため，これらの設備を中心とした事故対応を行うことが可能であ

設備を中心とした事故対応を行うことが可能である。なお，当該の対応において事故対応を行うためる。なお，当該の対応において事故対応を行うためのアクセスルート若しくは操作箇所での復旧活動のアクセスルート若しくは操作箇所での復旧活動に支障となる火災が発生している場合は，消火活動に支障となる火災が発生している場合は，消火活動を速やかに実施し，操作箇所までのアクセスルート

を速やかに実施し，操作箇所までのアクセスルート等を確保する。具体的には，次の手順で対応を行う。

等を確保する。具体的には，次の手順で対応を行う。

a) アクセスルートに障害がない箇所があれば，そa) アクセスルートに障害がない箇所があれば，その箇所を使用する。

の箇所を使用する。

b) 複数の操作箇所のいずれもがアクセスルートb) 複数の操作箇所のいずれもがアクセスルートに障害がある場合，最もアクセスルートを確保に障害がある場合，最もアクセスルートを確保

しやすい箇所を優先的に確保する。

しやすい箇所を優先的に確保する。

c) a)及び b)いずれの場合も，予備としてもう１つ
11／28c) a)及び b)いずれの場合も，予備としてもう１つ

自動車，水槽付消防
ポンプ自動車で対応。

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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所の操作箇所へのアクセスルートを確保する。

の操作箇所へのアクセスルートを確保する。

消火活動を行うに当たっては，火災発見の都

消火活動を行うに当たっては，火災発見の都度，次に示す a)〜d)の区分を基本に消火活動の優度，次に示す a)〜d)の区分を基本に消火活動の優

先度を判定し，優先度の高い火災より順次消火活先度を判定し，優先度の高い火災より順次消火活動を実施する。

動を実施する。

a) アクセスルート・操作箇所の確保のための消a) アクセスルート・操作箇所の確保のための消

備考

火

火
・アクセスルート確保

・アクセスルート確保

・車両及びホースルートの設置エリアの確保（初・車両及びホースルートの設置エリアの確保（初期消火に用いる化学消防自動車，大型化学高期消火に用いる化学消防自動車，水槽付消防 ・配備する設備の差異。

所放水車等）

ポンプ自動車等）

b) 原子力安全の確保のための消火b) 原子力安全の確保のための消火・重大事故等対処設備が設置された建屋，放射性・重大事故等対処設備が設置された建屋，放射性物質内包の建屋

物質内包の建屋・可搬型重大事故等対処設備の屋外接続箇所及・可搬型重大事故等対処設備の屋外接続箇所及び設置エリアの確保

び設置エリアの確保

・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及びホ・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及びホー ・設備名称の差異。

ースルート，放水砲の設置エリアの確保
c) 火災の波及性が考えられ，事故終息に向けて

スルート，放水砲の設置エリアの確保
c) 火災の波及性が考えられ，事故収束に向けて ・東海第二は最新公用

原子力安全に影響を与える可能性がある火

原子力安全に影響を与える可能性がある火

文用字用語に従い記

災の消火

災の消火

載。

・可搬型重大事故等対処設備の複数の屋外接続

・可搬型重大事故等対処設備の複数の屋外接続箇所の確保

箇所及び設置エリアの確保

・代替熱交換器車の設置エリアの確保・設置エリアについて
も火災の波及性を考慮。
・東海第二は熱交換器車が不要な海水直接

d) その他火災の消火

d) その他火災の消火

冷却の補機冷却方式a)から c)以外の火災は，対応可能な段階になっa)から c)以外の火災は，対応可能な段階になっであることから，代てから，可能な範囲で消火する。

てから，可能な範囲で消火する。

替残留熱除去系海水

建屋内外ともに上記の考え方を基本に消火する

建屋内外ともに上記の考え方を基本に消火する

系の対応は前項のが，大型航空機衝突による建屋内の大規模な火災時が，大型航空機衝突による建屋内の大規模な火災時「屋外接続箇所及びは，入域可能な状態になってから消火活動を実施す

は，入域可能な状態になってから消火活動を実施す設置エリアの確保」

る。

る。

に含まれる。

また，自衛消防隊以外の緊急時対策要員が消火活

また，自衛消防隊以外の災害対策要員が消火活動動の支援を行う場合は，発電所対策本部の火災対応を行う場合は，災害対策本部の指揮命令系統の下で ・東海第二の重大事故の指揮命令系統の下で活動する自衛消防隊の指揮

活動する。

12／28

等対応要員は，支援

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考
ではなく，放水砲に下で活動する。

よる消火活動を実施。
また、重大事故等対策要員による消火活動を行う

消火活動に当たっては，事故対応とは独立した通 ・東海第二は消火活動

場合でも、事故対応とは独立した通信手段を用いる

信手段を用いるために，消火活動専用の無線連絡設

時に専用の通信連絡ために、消火活動専用の無線連絡設備の回線を使用

備の回線を使用する。

設備を使用することすることとし、全体指揮者の指揮の下対応を行う。
（a-3-3-1-2）炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等を明記する。
(a-3-2-1-2) 炉心の著しい損傷を緩和するための対策に(a-3-2-1-2)

炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等関する手順等

炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（a-3-3-2）項から（a3-3-6）項、（a-3-3-13）項及び（a-3-3-14）項に該当する手順等を含むものとして整備する。炉心の著しい損傷を緩和するための対策が必要な場合における対応手段の優先順位は以下のとおりである。

炉心の著しい損傷を緩和するための対応手段は

炉心の著しい損傷を緩和するための対応手段は次のとおりとする。

次のとおりとする。

・原子炉停止機能が喪失した場合は，原子炉手動・原子炉停止機能が喪失した場合は，原子炉手動

スクラム，冷却材再循環ポンプ停止による原子スクラム，再循環系ポンプ停止による原子炉出

炉出力抑制，ほう酸水注入，代替制御棒挿入機

力抑制，ほう酸水注入，代替制御棒挿入機能又能又は手動挿入による制御棒緊急挿入及び原子は手動挿入による制御棒緊急挿入及び原子炉水炉水位低下による原子炉出力抑制を試みる。

位低下による原子炉出力抑制を試みる。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時は、２次冷

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，却系からの除熱による原子炉冷却及び減圧を優

高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の故障

高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の先し、２次冷却系からの除熱機能が喪失していにより発電用原子炉の冷却が行えない場合に，故障により発電用原子炉の冷却が行えない場合

る場合は、１次冷却系統の減圧及び原子炉への高圧代替注水系により発電用原子炉を冷却すに，高圧代替注水系により発電用原子炉を冷却注水を行う。

る。全交流動力電源喪失又は常設直流電源系統する。全交流動力電源喪失又は常設直流電源系

喪失により発電用原子炉の冷却が行えない場合

統喪失により発電用原子炉の冷却が行えない場

は，常設代替直流電源設備より給電される高圧合は，常設代替直流電源設備より給電される高代替注水系による発電用原子炉の冷却又は原子圧代替注水系による発電用原子炉の冷却又は原

炉隔離時冷却系の現場起動による発電用原子炉

子炉隔離時冷却系の現場起動による発電用原子の冷却を試みる。

炉の冷却を試みる。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に注水機能

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に注水機能が喪失している状態において，原子炉内低圧時が喪失している状態において，原子炉内低圧時に期待している注水機能が使用できる場合は，に期待している注水機能が使用できる場合は，

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・設備名称の差異。

・設備設計の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

逃がし安全弁による原子炉減圧操作を行う。

逃がし安全弁による原子炉減圧操作を行う。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において１

・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において原・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において原次冷却材喪失事象が発生している場合は、多様

子炉冷却材喪失事象が発生している場合は，残子炉冷却材喪失事象が発生している場合は，残・残留熱除去系の運転

な炉心注水手段から早期に準備可能な常設設備

留熱除去系ポンプ（低圧注水モード）を優先

留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレ

モードの名称の差を優先して使用し、常設設備が使用できない場

し，全交流動力電源喪失により発電用原子炉のイ系を優先し，全交流動力電源喪失により発電異。
（以下，同様の差合は、可搬型設備による炉心注水により原子炉冷却が行えない場合は，低圧代替注水系（常用原子炉の冷却が行えない場合は，低圧代替注

異は記載を省略）

を冷却する。また、１次冷却材喪失事象が発生

設），低圧代替注水系（可搬型）及び消火系に水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代・ＥＣＣＳ設計の差していない場合は、２次冷却系からの除熱によよる発電用原子炉の冷却を試みる。

替循環冷却系，消火系及び補給水系による発電用原子炉の冷却を試みる。

る原子炉冷却を行う。

異。
・東海第二では，低圧・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失し代替注水系とは別にた場合は、２次冷却系からの除熱による原子炉

独立した代替循環冷

冷却及び格納容器内自然対流冷却により最終ヒ

却系を整備。
（柏崎刈

ートシンクへ熱を輸送する。

羽はポンプ等を兼・原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合用）

は、格納容器内自然対流冷却に移動式大容量ポ・補給水系は東海第二ンプ車を使用するため準備に時間がかかること

固有の対策。

から、使用開始するまでの間に格納容器圧力が最高使用圧力以上に達した場合は、多様な格納容器スプレイ手段から早期に準備可能な常設設備を優先して使用し、常設設備が使用できない
場合は、可搬型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。
（a-3-3-1-3）原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等(a-3-2-1-3) 原子炉格納容器の破損を緩和するための対(a-3-2-1-3)

原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等

策に関する手順等

原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（a-3-3-3）項から（a-3-3-10）項、（a-3-3-13）項及び（a-3-3-14）
項に該当する手順等を含むものとして整備する。
原子炉格納容器の破損を緩和するための対策が必要な場合における対応手段の優先順位は以下の原子炉格納容器の破損を緩和するための対応手

原子炉格納容器の破損を緩和するための対応手
段は次のとおりとする。

段は次のとおりとする。

とおりである。
・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時は、２次冷却系からの除熱による原子炉冷却及び減圧を優先し、２次冷却系からの除熱機能が喪失している場合は１次冷却系統の減圧及び原子炉への注
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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

水を行う。また、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する手段により、高圧溶融物放出及び格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損を防止する。
・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故 ・残留熱除去系の運転・炉心が溶融し、溶融デブリが原子炉容器内に残・残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モ

存する場合は、原子炉格納容器の破損を緩和すード）が故障又は全交流動力電源喪失により機障又は全交流動力電源喪失により機能が喪失しモードはポンプに対るため、多様な格納容器スプレイ手段から早期能が喪失した場合は，代替格納容器スプレイ冷た場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（常してではなく，系統に準備可能な常設設備を優先して使用し、常設

却系，消火系及び可搬型代替注水ポンプにより設），代替格納容器スプレイ冷却系（可搬に定義されるものと設備が使用できない場合は可搬型設備により原原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させ型），消火系及び補給水系により原子炉格納容

整理し，「ポンプ」の子炉格納容器内に注水し、原子炉容器内の残存る。

器内の圧力及び温度を低下させる。

記載は削除した。

溶融デブリを冷却する。

・設備名称の差異。
・代替格納容器スプレ
イ冷却系の常設と可搬の記載方法の差異。
・補給水系による対策
は，東海第二固有の対策。

・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失し・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失し・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合は、２次冷却系からの除熱による原子炉た場合は，代替原子炉補機冷却系によりサプレた場合は，緊急用海水系又は代替残留熱除去系

冷却及び格納容器内自然対流冷却により最終ヒッション・チェンバから最終ヒートシンク（海海水系によりサプレッション・チェンバから最ートシンクへ熱を輸送する。

洋）へ熱を輸送する。

終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。

・原子炉格納容器内の冷却又は破損を緩和するた

・原子炉格納容器の過圧破損を防止するため，格・原子炉格納容器の過圧破損を防止するため，格め、格納容器内自然対流冷却又は、多様な格納

納容器圧力逃がし装置により，原子炉格納容器

納容器圧力逃がし装置により，原子炉格納容器

容器スプレイ手段から早期に準備可能な常設設内の減圧及び除熱を行う。

内の減圧及び除熱を行う。

備を優先して使用し、常設設備が使用できない・炉心の著しい損傷が発生した場合において原子・炉心の著しい損傷が発生した場合において原子場合は、可搬型設備により原子炉格納容器の圧炉格納容器の破損を防止するため，代替循環冷炉格納容器の破損を防止するため，代替循環冷

力及び温度を低下させる。

却により原子炉格納容器の圧力及び温度を低下

却系により原子炉格納容器の圧力及び温度を低

させる。

下させる。

・設備設計の差異。

・東海第二は，他の記載と整合するため「系」を記載。

・溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）の抑・炉心の著しい損傷が発生した場合において，・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶制及び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウン

MCCIや溶融炉心と原子炉格納容器バウンダリの融炉心・コンクリート相互作用や溶融炉心と原ダリへの接触を防止するため、多様な格納容器

接触による原子炉格納容器の破損を防止するた

子炉格納容器バウンダリの接触による原子炉格

スプレイ手段から早期に準備可能な常設設備をめ，原子炉格納容器下部注水を行う。

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）へ注水を行う。

優先して使用し、常設設備が使用できない場合
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・読み替えを行わない。
・シェルアタックは想定する格納容器破損

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備考

は、可搬型設備により、原子炉格納容器の下部

モードではないが，に落下した溶融炉心を冷却する。また、溶融炉

条文記載事項である

心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防ため，そのまま記載。

止するため、多様な炉心注水手段から早期に準・設備名称の差異。

備可能な常設設備を優先して使用し、常設設備（以下，同じ差異は記が使用できない場合は可搬型設備により原子炉載を省略）を冷却する。
・さらに、原子炉格納容器内に水素が放出された・原子炉格納容器内に水素ガスが放出された場合にお・原子炉格納容器内に水素が放出された場合にお・窒素，水素，酸素に場合においても水素爆発による原子炉格納容器

いても水素爆発による原子炉格納容器の破損を防いても水素爆発による原子炉格納容器の破損を「ガス」を付けないの破損を防止するために必要な水素濃度低減及止するためにプラント運転中の原子炉格納容器内防止するためにプラント運転中の原子炉格納容記載ルールとしていび水素濃度監視を実施し、水素が原子炉格納容は不活性ガス（窒素）置換により原子炉格納容器

器内は不活性ガス（窒素）置換により原子炉格る。
（以下，同じ差異器から原子炉格納容器周囲のアニュラス部に漏内雰囲気を不活性化した状態になっているが，炉納容器内雰囲気を不活性化した状態になっていは記載を省略）

えいした場合にも、水素爆発による原子炉建屋

心の著しい損傷が発生し，ジルコニウム−水反応

るが，炉心の著しい損傷が発生し，ジルコニウ

等の損傷を防止するため、アニュラス内の水素及び水の放射線分解等による水素ガス及び酸素ガ

ム−水反応並びに水の放射線分解等による水素・「及び」より「並びに」排出及び水素濃度監視を実施する。

スの発生によって水素濃度が可燃限界を超えるお及び酸素の発生によって水素濃度及び酸素濃度が適切な記載と判それがある場合は，可燃性ガス濃度制御系によるが可燃限界を超えるおそれがある場合は，可燃断。

水素ガス又は酸素ガスの濃度を抑制する。さら性ガス濃度制御系による水素及び酸素の濃度を・可燃性ガス燃焼防止に，格納容器圧力逃がし装置により水素ガスを原抑制する。また，可搬型窒素供給装置により原に関して，酸素濃度

子炉格納容器外に排出する手段を有している。

子炉格納容器への窒素注入を行うことで酸素濃についても考慮対象度を抑制し，更に酸素濃度が上昇する場合におと整理。

いては，格納容器圧力逃がし装置により水素を・可燃性ガス濃度制御

原子炉格納容器外に排出する手段を有してい系では水素と酸素をる。

結合させることから「及び」が適切な記載と判断。
・東海第二では，格納容器圧力逃がし装置
による排出の前に，窒素供給による濃度
上昇抑制手段を整(a-3-2-1-4)

使用済燃料プールの水位を確保するための（a-3-3-1-4）使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための(a-3-2-1-4）使用済燃料プールの水位を確保するための対対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するた策及び燃料体の著しい損傷を緩和するため対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等の対策に関する手順等

めの対策に関する手順等

使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（a-3-3-11）項、（a-3-3-13）項及び（a-3-3-14）項に該当する手順
16／28

備。

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備考等を含むものとして整備する。
使用済燃料ピットの水位を確保するための対策

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ス

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ス

及び燃料体等の著しい損傷を緩和するための対策

テンレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨

テンレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨が必要な場合における対応手段の優先順位は、外観界は維持されている。使用済燃料プールの水位を確界は維持されている。使用済燃料プールの水位を確から燃料取扱棟が健全であること、周辺の線量率が保するための対応手段及び燃料体の著しい損傷を保するための対応手段及び燃料体の著しい損傷を正常であることが確認できた場合、建屋内部にて可緩和するための対応手段は次のとおりとする。

緩和するための対応手段は次のとおりとする。

に、早期に準備が可能な常設設備による注水を優先・使用済燃料プールの状態を監視するため，使用・使用済燃料プールの状態を監視するため，使用して実施し、常設設備による注水ができない場合

済燃料貯蔵プール水位計，使用済燃料貯蔵プー

済燃料プール水位・温度，使用済燃料プールエ

は、可搬型設備による注水、内部からのスプレイ等

ル温度計，燃料取替機エリア放射線モニタ，使リア放射線モニタ及び使用済燃料プール監視カを実施し、使用済燃料ピットの近傍に立ち入ること

用済燃料貯蔵プール監視カメラを使用する。

メラを使用する。

ができない場合は、外部からのスプレイを実施す

・使用済燃料プールの注水機能の喪失又は使用済

・使用済燃料プールの注水機能の喪失又は使用済る。また、注水操作を行っても使用済燃料ピットの燃料プールからの水の漏えい，その他の要因に燃料プールからの水の漏えい，その他の要因に水位維持ができない大量の漏えいが発生した場合、より使用済燃料プールの水位が低下した場合より使用済燃料プールの水位が低下した場合

燃料取扱棟の損壊又は現場線量率の上昇により燃は，燃料プール代替注水系（常設），燃料プーは，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料料取扱棟に近づけない場合は、放水砲により燃料体

ル代替注水系（可搬型）及び消火系により使用

プール注水系（注水ライン），可搬型代替注水等の著しい損傷の進行を緩和する。

済燃料プールへ注水することにより，使用済燃中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによ料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽る代替燃料プール注水系（注水ライン），可搬し，臨界を防止する。

型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注

能な限り代替水位計の設置等の措置を行うととも・計器名称等の差異。

・設備設計，名称の差異。

水系（可搬型スプレイノズル）及び消火系により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，臨界を防止する。

（a-3-3-1-5）放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその・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維持が他の要因により使用済燃料プールの水位維持が行えない場合，常設スプレイヘッダ又は可搬型行えない場合，常設スプレイヘッダ又は可搬型

スプレイヘッダを使用したスプレイを実施する

スプレイノズルを使用したスプレイを実施する

ことで，使用済燃料プール内の燃料体等の著しことで，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，臨界を防止するとともい損傷の進行を緩和し，臨界を防止するとともに，環境への放射性物質の放出を可能な限り低に，環境への放射性物質の放出を可能な限り低

減させる。

減させる。

・原子炉建屋の損壊又は放射線量率の上昇により・原子炉建屋の損壊又は放射線量率の上昇により原子炉建屋に近づけない場合は，放水砲により

原子炉建屋に近づけない場合は，放水砲により燃料体の著しい損傷の進行を緩和する。

燃料体の著しい損傷の進行を緩和する。

(a-3-2-1-5）放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等(a-3-2-1-5)

放射性物質の放出を低減するための対策
に関する手順等

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・設備設計の差異。

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備考

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において、放射性物質の放出を低減する
ための対策に関する手順書については、以下の（a3-3-6）項及び（a-3-3-11）項から（a-3-3-13）項に該当する手順等を含むものとして整備する。
放射性物質の放出を低減するための対策が必要

放射性物質の放出を低減するための対応手段は放射性物質の放出を低減するための対応手段はな場合における対応手順の優先順位は、原子炉格納次のとおりとする。

次のとおりとする。

容器の閉じ込め機能が喪失した場合、格納容器スプ・原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場

・原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場

レイが実施可能であれば、早期に準備が可能な常設

合，大容量送水車，放水砲により原子炉建屋に合，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び設備によるスプレイを優先して実施し、常設設備に海水を放水し，大気への放射性物質の拡散を抑放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気よるスプレイができない場合は、可搬型設備による制する。

への放射性物質の拡散を抑制する。

・設備名称の差異。

代替格納容器スプレイを実施する。すべての格納容・その際，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設・その際，放水することで放射性物質を含む汚染

・東海第二は，汚濁防器スプレイが使用不能な場合又は放水砲による放置することにより汚染水の海洋への拡散抑制を

水が一般排水路を通って雨水排水路集水桝又は止膜を先に設置する

水が必要と判断した場合は、放水砲による放射性物行う。

放水路から海へ流れ出すため，汚濁防止膜を設ことから，記載の順

・放水することで放射性物質を含む汚染水が構内置することで，海洋への拡散範囲を抑制する。

番を入れ替えた。

使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に排水路を通って北放水口から海へ流れ出すた・防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置するこ・プラント設計の差至った場合は、使用済燃料ピットへの外部からのス

め，汚濁防止膜を設置することで，海洋への拡とにより汚染水の海洋への拡散抑制を行う。

プレイによる放射性物質の放出低減を優先して実散範囲を抑制する。

質の放出低減を実施する。

異。

施し、燃料取扱棟の損壊又は現場線量率の上昇によ
り燃料取扱棟に近づけない場合は、放水砲による放射性物質の放出低減を実施する。

・また，汚濁防止膜の設置が困難な状況（大津波・柏崎刈羽は汚濁防止

警報や津波警報が出ている状況）である場合，膜設置に際して港湾

大津波警報又は津波警報が解除された後に汚濁内作業が発生する防止膜の設置を開始する。

が，東海第二は防潮堤内作業のみである
ため，技術的能力
1.12 において，津波警報に係る制限を記載していない。

（a-3-3-2）「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」
重大事故等対策にて整備する 1.2 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-2) 「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に(a-3-2-2) 「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」

発電用原子炉を冷却するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.2 の手順を用い重大事故等対策にて整備する 1.2 の手順を用いた手順等を整備する。

た手順等を整備する。

・ 原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、全ての蒸気発生器が除熱を期待できない場
合、フロントライン系の機能喪失に加えてサポート系の機能喪失も想定し、燃料取替用水タンク水18／28

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東海第二発電所をＢ充てんポンプ（自己冷却）により充てんラインを使用して原子炉へ注入する操作と加圧器逃がし弁による原子炉格納容器内部へ原子炉冷却材を放出する操作を組み合わせて原子炉を冷却する手
順（a-3-3-3）「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.3 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-3) 「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」(a-3-2-3) 「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.3 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.3 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、全ての蒸気発生器が除熱を期待できない状況において、蒸気発生器２次側による炉心冷却を用いた１次冷却系の減圧機能が喪失した場合、サポート系の機能喪失を想定し、加圧器逃がし弁を用いて１次冷却系を減圧する手順
・ フロントライン系の機能喪失に加えてサポート
系の機能喪失も想定し、燃料取替用水タンク水をＢ充てんポンプ（自己冷却）により充てんライン
を使用して原子炉へ注入し、加圧器逃がし弁を開とする手順（a-3-3-4）「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.4 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-4) 「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.4 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-4) 「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.4 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼル注入ポンプと同様の接続口を使用し、消防自動車から原子炉に注水する手順（a-3-3-5）「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.5 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-5) 「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」(a-3-2-5) 「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.5 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.5 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 1.5の手順を実施するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順（a-3-3-6）「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.6 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-6) 「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順
等」(a-3-2-6) 「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.6 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.6 の手順を用いた手順等を整備する。

19／28

備考

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東海第二発電所

・ 消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼル注入ポンプと同様の接続口を使用し、消防自動車から原子炉格納容器へ注水する手順
・ 1.6の手順を実施するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順（a-3-3-7）「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」
重大事故等対策にて整備する 1.7 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-7) 「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」(a-3-2-7) 「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」

重大事故等対策にて整備する 1.7 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.7 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼル注入ポンプと同様の接続口を使用し、消防自動車から原子炉格納容器へ注水する手順
・ 1.7の手順を実施するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順（a-3-3-8）「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」
重大事故等対策にて整備する 1.8 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-8) 「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」(a-3-2-8) 「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」

重大事故等対策にて整備する 1.8 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.8 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼル注入ポンプと同様の接続口を使用し、消防自動車から原子炉に注水する手順及び原子炉格
納容器へ注水する手順（a-3-3-9）「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」
重大事故等対策にて整備する 1.9 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-9) 「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」
重大事故等対策にて整備する 1.9 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-9) 「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」
重大事故等対策にて整備する 1.9 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 原子炉格納容器、原子炉周辺建屋等が破損している場合又は破損が不明な状況において、建屋周辺の線量率が上昇している場合は、代替格納容器
スプレイにより原子炉格納容器へ注水する手順（a-3-3-10）「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」
重大事故等対策にて整備する 1.10 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-10)「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」
重大事故等対策にて整備する 1.10 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-10) 「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」
重大事故等対策にて整備する 1.10 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 全交流動力電源及び直流電源が喪失した場合、可搬型バッテリにより、アニュラス水素濃度計測
装置に電源を供給する手順
20／28

備考

玄海原子力発電所 3／4 号（a-3-3-11）「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.11 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(a-3-2-11)「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手
順等」

東海第二発電所(a-3-2-11) 「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.11 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.11 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 使用済燃料ピットの冷却機能若しくは注水機能喪失又は使用済燃料ピット水の小規模な漏えいが発生した場合、可搬型ディーゼル注入ポンプにより淡水又は海水を使用済燃料ピットへ注水する手
順
・ 使用済燃料ピットから大量の水の漏えいが発生し、使用済燃料ピットへの注水による水位維持が不可能又は不明と判断した場合で燃料取扱棟の損
壊又は現場線量率の上昇により燃料取扱棟に近づけない場合は、消防自動車及び使用済燃料ピット
スプレイヘッダの運搬、設置及び接続を行い、使用済燃料ピットへの外部からのスプレイを行う手
順（a-3-3-12）「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.12 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-12)「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」(a-3-2-12) 「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.12 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.12 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 原子炉格納容器、原子炉周辺建屋等が破損している場合又は破損が不明な状況において、建屋周辺の線量率が上昇している場合は、代替格納容器
スプレイにより原子炉格納容器へ注水する手順（a-3-3-13）「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.13 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-13)「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」(a-3-2-13) 「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」

重大事故等対策にて整備する 1.13 の手順を用いた手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する 1.13 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 長期間にわたる大津波警報が発令されている状況等を考慮し、被災状況、場所により適切なルートで淡水の水源を確保する手順（a-3-3-14）「1.14 電源の確保に関する手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.14 の手順に加えて、以下の手順を整備する。

(a-3-2-14)「1.14 電源の確保に関する手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.14 の手順を用いた手順等を整備する。

(a-3-2-14) 「1.14 電源の確保に関する手順等」
重大事故等対策にて整備する 1.14 の手順を用いた手順等を整備する。

・ 非常用母線２系統が損傷した場合に、発電機車（高圧発電機車又は中容量発電機車）、変圧器車
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備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考(a-3-2-15) 「2.1 可搬型設備等による対応手順等」

・東海第二では大規模及び可搬型分電盤により、アニュラス空気浄化フ
ァン、電気式水素燃焼装置、可搬型格納容器水素濃度計電源盤及びサンプリング弁に電源を供給する手順（a-3-3-15）「2.1 可搬型設備等による対応手順等」

可搬型設備等による対応手順等のうち，柔軟な対可搬型設備等による対応手順等のうち、大規模損応を行うための大規模損壊に特化した手順を以下

壊に特化した手順を以下に示す。

に示す。

（a-3-3-15-1）Ｂ充てんポンプ（自己冷却）で注入し、加(a-3-2-15-1)

圧器逃がし弁を開とする手順

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（a-3-3-15-2）消防自動車を可搬型ディーゼル注入ポンプ(a-3-2-15-2)と同じ接続口に接続し、原子炉に注水する手可搬型代替注水中型ポンプによる消火手順

順（a-3-3-15-3）消防自動車を可搬型ディーゼル注入ポンプ(a-3-2-15-3) 可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及びと同じ接続口に接続し、原子炉格納容器に注放水砲による使用済燃料プールへの注水手順(a-3-2-15-4) 可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び水する手順

放水砲による使用済燃料乾式貯蔵建屋への放（a-3-3-15-4）使用済燃料ピットへ可搬型ディーゼル注入

水手順

ポンプで注水する手順(a-3-2-15-5)（a-3-3-15-5）使用済燃料ピットへ消防自動車でスプレイ

現場での可搬型計測器によるパラメータ

計測及び監視手順

する手順（a-3-3-15-6）大津波警報発令時、八田浦貯水池を移動式
大容量ポンプ車の取水源とする手順（a-3-3-15-7）可搬型バッテリを使用してアニュラス水素濃度を計測する手順（a-3-3-15-8）可搬型代替所内電気設備による原子炉格納容器破損を防止するための設備へ給電する手順（a-3-3-15-9）可搬型計測器を現場盤に接続し計測する手順（a-3-3-15-10）移動式大容量ポンプ車によるＡ系格納容器再循環ユニットへの海水通水を実施する
際、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順これら手順のうち、炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等については、（a-3-3-15-1）項から（a-33-15-3）項及び（a-3-3-15-9）項が該当する。
原子炉格納容器の破損を緩和するための対策
に関する手順等については、（a-3-3-15-1）項
22／28

損壊に特化した手順を整備。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所から（a-3-3-15-3）項及び（a-3-3-15-6）項から（a-3-3-15-10）項が該当する。
使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等並びに放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等については、（a-3-3-15-4）項から（a-3-3-15-6）
項が該当する。
（a-3-4）（a-3-3）項に示す大規模損壊への対応手順書は、(a-3-3) （a-3-2）項に示す大規模損壊への対応手順書は，中央制御室の機能が喪失した場合も対応できるよ

万一を考慮し中央制御室の機能が喪失した場合も万一を考慮し中央制御室の機能が喪失した場合もう整備するが、中央制御室での監視及び制御機能対応できるよう整備する。

対応できるよう整備する。

(a-3-3)(a-3-2)項に示す大規模損壊への対応手順書は，に期待できる可能性も十分に考えられることから、運転手順書も並行して活用した事故対応も考慮したものとする。

(a-3-4)（a-3-2）項に示す大規模損壊への対応手順書につ(a-3-4) （a-3-2）項に示す大規模損壊への対応手順書については，地震，津波及び地震と津波の重畳により発いては，地震，津波及び地震と津波の重畳により発生する可能性のある大規模損壊に対して，また，生する可能性のある大規模損壊に対して，また，Ｐ

PRA の結果に基づく事故シーケンスグループの選

ＲＡの結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて抽出しなかった地震及び津波特有の事象と定にて抽出しなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シーケンスについて，当該事故して発生する事故シーケンスについて，当該事故により発生する可能性のある重大事故，大規模損により発生する可能性のある重大事故，大規模損壊への対応をも考慮する。加えて，大規模損壊発生壊への対応をも考慮する。加えて，大規模損壊発生時に，同等の機能を有する可搬型重大事故等対処時に，同等の機能を有する可搬型重大事故等対処

設備，常設重大事故等対処設備及び設計基準事故

設備，常設重大事故等対処設備及び設計基準事故

対処設備が同時に機能喪失することなく，炉心注対処設備が同時に機能喪失することなく，炉心注

水，電源確保，放射性物質拡散抑制等の各対策が上

水，電源確保，放射性物質拡散抑制等の各対策が上

記設備のいずれかにより達成できるよう構成す

記設備のいずれかにより達成できるよう構成する。

る。

(a-3-5)発電用原子炉施設において整備する大規模損壊発(a-3-5) 発電用原子炉施設において整備する大規模損壊発生時の対応する手順については，大規模損壊に関生時の対応する手順については，大規模損壊に関する考慮事項等，米国における NEI ガイドの考えする考慮事項等，米国におけるＮＥＩガイドの考方も参考とする。また，当該のガイドの要求内容にえ方も参考とする。また，当該のガイドの要求内容照らして発電用原子炉施設の対応状況を確認すに照らして発電用原子炉施設の対応状況を確認す

る。

る。

23／28

備考

玄海原子力発電所 3／4 号（b）大規模損壊の発生に備えた体制の整備

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(b) 大規模損壊の発生に備えた体制の整備

東海第二発電所

備考(b) 大規模損壊の発生に備えた体制の整備

大規模損壊発生時の体制については、組織が最も有効に大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場機能すると考えられる通常の緊急時対策本部の体制を基本

合における体制については，重大事故等対策に係る体制を合における体制については，重大事故等対策に係る体制をとしつつ、通常とは異なる対応が必要となる状況において基本とするが，大規模損壊の発生により，要員の被災等によ基本とするが，大規模損壊の発生により，要員の被災等によも流動性を持って対応できるように整備する。

る非常時の体制が部分的に機能しない場合においても流動る非常時の体制が部分的に機能しない場合においても流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

また、重大事故等を超えるような状況を想定した大規模

また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模

また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うことを前提と損壊対応のための体制を整備，充実するために，大規模損壊損壊対応のための体制を整備，充実するために，大規模損壊

し、中央制御室が機能喪失するような通常とは異なる体制

対応に係る必要な計画の策定並びに運転員，緊急時対策要対応に係る必要な計画の策定並びに災害対策要員に対する ・東海第二の災害対策で活動しなければならない場合にも対応できるよう教育、員及び自衛消防隊に対する教育及び訓練を付加して実施し教育及び訓練を付加して実施し体制の整備を図る。

訓練の実施及び体制の整備を図る。

体制の整備を図る。

要員には，当直（運転員）及び自衛消防隊
を含む。
（以下，同じ差異は記載を省略）（b-1）大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練(b-1) 大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練(b-1) 大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練

大規模損壊への対応のための緊急時対策本部要員

大規模損壊発生時において，事象の種類及び事象の進への教育及び訓練については、重大事故等対策にて展に応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を展に応じて的確，かつ，柔軟に対処するために必要な力量 ・記載の統一。

実施する教育及び訓練を基に、専属自衛消防隊員へ確保するため，運転員，緊急時対策要員及び自衛消防隊へを確保するため，災害対策要員への教育及び訓練についの教育及び訓練については、火災防護の対応に関すの教育及び訓練については，重大事故等対策の対処に係ては，重大事故等対策の対処に係る教育及び訓練に加え，る教育及び訓練を基に、大規模損壊発生時におけるる教育及び訓練に加え，過酷な状況下においても柔軟に過酷な状況下においても柔軟に対処できるよう大規模損各要員の役割に応じた任務を遂行するに当たり必要対処できるよう大規模損壊発生時に対応する手順及び事壊発生時に対応する手順及び事故対応用の資機材の取扱となる力量を習得及び維持するため、教育及び訓練

故対応用の資機材の取扱い等を習得するための教育及びい等を習得するための教育及び訓練を実施する。また，原を実施する。また、通常の指揮命令系統が機能しない訓練を実施する。また，原子力防災管理者及びその代行者

子力防災管理者及びその代行者を対象に，通常の指揮命場合を想定した緊急時対策本部要員（指揮者等）へのを対象に，通常の指揮命令系統が機能しない場合を想定

令系統が機能しない場合を想定した個別の教育及び訓練

個別の教育及び訓練を実施する。さらに、要員の役割

した個別の教育及び訓練を実施する。さらに，運転員及びを実施する。さらに，重大事故等対応要員においては，要 ・東海第二で流動性をに応じて付与される力量に加え、流動性をもって対緊急時対策要員の役割に応じて付与される力量に加え，員の役割に応じて付与される力量に加え，流動性をもっもたせる対象は，重応できるような力量を確保していくことにより、期流動性をもって柔軟に対応できるような力量を確保してて柔軟に対応できるような力量を確保していくことによ

大事故等対応要員。

待する要員以外の要員でも対応できるよう教育及びいくことにより，本来の役割を担う要員以外の要員でもり，本来の役割を担う要員以外の要員でも対応できるよ

訓練の充実を図る。

対応できるよう教育及び訓練の充実を図る。

う教育及び訓練の充実を図る。

（b-2）大規模損壊発生時の体制(b-2) 大規模損壊発生時の体制

大規模損壊発生時において，事象の種類及び事象の進(b-2) 大規模損壊発生時の体制

発電用原子炉施設において重大事故等及び大規模大規模損壊の発生に備えた発電所対策本部及び本社対損壊のような原子力災害が発生するおそれがある場

策本部の体制は，重大事故等対策に係る体制を基本とす

本部の体制は，重大事故等対策に係る体制を基本とする

合又は発生した場合に、事故原因の除去並びに原子る体制を整備する。

体制を整備する。

力災害の拡大防止及び緩和その他必要な活動を迅速
24／28

大規模損壊の発生に備えた災害対策本部及び本店対策 ・組織名称の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

かつ円滑に実施するため、通常の原子力防災組織の体制を基本とする緊急時対策本部の体制を整える。
また、休日、時間外（夜間）においても、発電所構

また，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）におまた，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）にお内又は近傍に運転員（当直員）12 名、緊急時対策本

いても発電所構内に緊急時対策要員 50 名，運転員 40

いても発電所構内に災害対策要員（指揮者等）4 名， ・組織名称，人数の差

部要員（指揮者等）４名、重大事故等対策要員 36 名、名，自衛消防隊 10 名を常時 100 名確保し，大規模損重大事故等対応要員 17 名，当直（運転員）7 名，自専属自衛消防隊員８名を確保し、大規模損壊の発生

壊の発生により要員の被災等による非常時の体制が衛消防隊 11 名を常時 39 名確保し，大規模損壊の発により中央制御室（運転員（当直員）を含む。）が機

部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含生により要員の被災等による非常時の体制が部分的能しない場合においても、対応できるよう体制を整む）においても，対応できる体制を整備する。

に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）にお異。

いても，対応できる体制を整備する。なお，原子炉運 ・東海第二は原子炉運備する。

転停止中※については，中央制御室の当直（運転員）

転停止中に当直（運を 5 名とする。

転員）が減少するこ

※

とを記載。

原子炉の状態が冷温停止（原子炉冷却材温度が100℃未満）及び燃料交換の期間

さらに、発電所構内及び近傍の最低要員により当面の間は事故対応を行えるよう体制を整える。
（b-3）大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる
指揮命令系統の確立についての基本的な考え方

さらに，発電所構内に常駐する要員により交替要員

さらに，発電所構内に常駐する要員により交替要員が到着するまでの間も事故対応を行えるよう体制を整が到着するまでの間も事故対応を行えるよう体制を整

備する。

備する。

(b-3) 大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命令系統の確立についての基本的な考え方(b-3)

大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命令系統の確立についての基本的な考え方

大規模損壊発生時には、通常の原子力防災体制で大規模損壊発生時には，通常の原子力防災体制での大規模損壊発生時には，通常の原子力防災体制でのの指揮命令系統が機能しない場合も考えられる。こ指揮命令系統が機能しない場合も考えられる。このよ

指揮命令系統が機能しない場合も考えられる。このよのような状況においても、対応要員を確保するととうな状況においても，発電所構内に勤務している緊急

うな状況においても，発電所構内に常駐している災害 ・体制の差異。

もに指揮命令系統を確立できるよう、大規模損壊時時対策要員により指揮命令系統を確立できるよう，大対策要員により指揮命令系統を確立できるよう，大規 ・柏崎刈羽は勤務者，に対応するための体制を基本的な考え方に基づき整規模損壊発生時に対応するための体制を整備する。

模損壊発生時に対応するための体制を整備する。

備する。

東海第二は勤務又は待機要員にて対応。
（以下，同じ差異は記載を省略）（b-3-1）休日、時間外（夜間）における副原子力防災管理(b-3-1) 夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）における運(b-3-1)夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）における統括者を含む対応要員は、地震、津波等の大規模な自然転員及び緊急時対策要員並びに自衛消防隊初期消火

待機当番者（副原子力防災管理者）を含む災害対策要 ・東海第二災害対策要災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテ

班は，地震，津波等の大規模な自然災害又は故意によ

員（初動）は，地震，津波等の大規模な自然災害又は員（初動）には当直

ロリズムが発生した場合にも対応できるよう分散る大型航空機の衝突その他のテロリズムが発生した

故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムが（運転員）及び自衛して待機する。また、建物の損壊等により対応要員

場合にも対応できるよう，分散して待機する。また，発生した場合にも対応できるよう，分散して待機す

消防隊を含む。

が被災するような状況においても、発電所構内に建物の損壊等により要員が被災するような状況におる。また，建物の損壊等により要員が被災するような勤務している他の要員を緊急時対策本部での役務

いても，発電所構内に勤務している他の要員を活用

状況においても，発電所構内に常駐している他の要に割り当てる等の措置を講じる。

する等の柔軟な対応をとることを基本とする。

員を活用する等の柔軟な対応をとることを基本とする。

（b-3-2）プルーム放出時は代替緊急時対策所又は緊急時(b-3-2) プルーム通過時は，大規模損壊対応への指示を行う(b-3-2)プルーム通過時は，大規模損壊対応への指示を行う対策所（緊急時対策棟内）に残る要員（以下「最低緊急時対策要員と発電所外への放射性物質の拡散を

災害対策要員と発電所外への放射性物質の拡散を抑

25／28

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

限必要な要員」という。
）は代替緊急時対策所又は抑制するために必要な緊急時対策要員は緊急時対策制するために必要な災害対策要員は緊急時対策所及緊急時対策所（緊急時対策棟内）に留まり、プルー

所，運転員は中央制御室待避室にとどまり，その他のび第二弁操作室，当直（運転員）の一部は中央制御室 ・東海第二は現場操作

ム通過後、活動を再開する。プルーム通過時、最低緊急時対策要員及び自衛消防隊は発電所構外へ一時待避室にとどまり，その他の災害対策要員は発電所の際，第二弁操作室

限必要な要員以外の要員は発電所外へ一時避難

退避し，その後，発電所対策本部長の指示に基づき再構外へ一時退避し，その後，災害対策本部長の指示ににもとどまる。

し、その後、最低限必要な要員と交代する要員とし参集する。

基づき再参集する。

て発電所へ再度非常召集する。
（b-3-3）大規模損壊と同時に大規模火災が発生している（b-3-3）大規模損壊と同時に大規模な火災が発生している(b-3-3)

大規模損壊と同時に大規模な火災が発生している

場合、緊急時対策本部の火災対応の指揮命令系統

場合，発電所対策本部の火災対応の指揮命令系統の場合，災害対策本部の火災対応の指揮命令系統の下，の下、専属自衛消防隊は消火活動を実施する。ま下，自衛消防隊は消火活動を実施する。また，発電所

自衛消防隊は消火活動を実施する。また，災害対策本

た、原子力防災管理者が、事故対応を実施又は継続対策本部長が，事故対応を実施又は継続するために，部長が，事故対応を実施又は継続するために，放水砲するために、放水砲等による泡消火の実施が必要

放水砲等による泡消火の実施が必要と判断した場合

等による泡消火の実施が必要と判断した場合は，災と判断した場合は、重大事故等対策要員を火災対は，緊急時対策要員を火災対応の指揮命令系統の下害対策本部の指揮命令系統の下，放水砲等の対応を ・消火活動における指応の指揮命令系統の下で消火活動に従事させる。

で活動する自衛消防隊の指揮下で消火活動に従事さ行う要員を消火活動に従事させる。

これら大規模損壊発生時の火災対応については、せる。

揮命令系統の差異。

休日、時間外（夜間）時には副原子力防災管理者の指揮命令系統の下で消火活動を行う。
（b-4）大規模損壊発生時の支援体制の確立(b-4) 大規模損壊発生時の支援体制の確立(b-4)大規模損壊発生時の支援体制の確立（b-4-1）本店対策本部体制の確立(b-4-1) 本社対策本部体制の確立(b-4-1) 本店対策本部体制の確立

・組織名称の差異。

発電用原子炉施設において大規模損壊が発生し大規模損壊発生時における本社対策本部の設置に大規模損壊発生時における本店対策本部の設置に ・組織名称の差異。

た場合の支援を実施するため、社長を本部長とする

よる発電所への支援体制は，「(ⅰ),d. 手順書の整備，

よる発電所への支援体制は，「(1)(ⅰ)ｄ．手順の整備， ・付番の差異。

本店対策本部が速やかに確立できるよう体制を整

教育及び訓練の実施並びに体制の整備」で整備する支教育及び訓練の実施並びに体制の整備」で整備する支備する。

援体制と同様である。

援体制と同様である。

(b-4-2) 外部支援体制の確立(b-4-2) 外部支援体制の確立

原子力災害と非常災害（一般災害）の複合災害発
生時においては、原子力災害対策組織と非常災害（一般災害）対策組織を統合し、対策総本部（統合本部）として、一体となって対応を実施する。また、社長は総本部長として全社対策組織を指揮し、原子力災害対策組織については発電本部長が副総本部長、非常災害（一般災害）対策組織については副社長が副総本部長となり、それぞれの対策組織の責任者として指揮する。
（b-4-2）外部支援体制の確立
大規模損壊発生時における外部支援体制は、「（1）

大規模損壊発生時における外部支援体制は，（ⅰ）c.支援に係る事項」で整備する原子力災害発「(ⅰ),c. 支援に係る事項」で整備する原子力災害発「(1)(ⅰ)ｃ．支援に係る事項」で整備する原子力災害 ・付番の差異。

生時の外部支援体制と同様である。

生時の外部支援体制と同様である。

発生時の外部支援体制と同様である。

26／28

大規模損壊発生時における外部支援体制は，

玄海原子力発電所 3／4 号（c）大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(c) 大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

東海第二発電所(c) 大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

大規模損壊の発生に備え、大規模損壊発生時の対応手順

大規模損壊の発生に備え，大規模損壊発生時の対応手順

大規模損壊の発生に備え，大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及びに従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及びに従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及び資機材を配備する。

資機材を配備する。

資機材を配備する。

（c-1）大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝(c-1) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝(c-1)

突その他のテロリズムへの対応に必要な設備の配備

突その他のテロリズムへの対応に必要な設備の配備

突その他のテロリズムへの対応に必要な設備の配備及び当該設備の防護の基本的な考え方

及び当該設備の防護の基本的な考え方

及び当該設備の防護の基本的な考え方

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝

可搬型重大事故等対処設備は、重大事故等対策で可搬型重大事故等対処設備は，重大事故等対策で可搬型重大事故等対処設備は，重大事故等対策で配備する設備の基本的な考え方を基に同等の機能配備する設備の基本的な考え方を基に配備し，同等配備する設備の基本的な考え方を基に配備し，同等を有する設計基準事故対処設備及び常設重大事故の機能を有する設計基準事故対処設備及び常設重の機能を有する設計基準事故対処設備及び常設重等対処設備と同時に機能喪失することのないよう

大事故等対処設備と同時に機能喪失することのな

大事故等対処設備と同時に機能喪失することのな

外部事象の影響を受けにくい場所に保管する。まいよう外部事象の影響を受けにくい場所に保管す

いよう外部事象の影響を受けにくい場所に保管すた、大規模な自然災害又は故意による大型航空機のる。また，大規模な自然災害又は故意による大型航る。また，大規模な自然災害又は故意による大型航衝突その他のテロリズムの共通要因で、同時に複数

空機の衝突その他のテロリズムの共通要因で，同時空機の衝突その他のテロリズムの共通要因で，同時の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しないよに複数の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しに複数の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しうに考慮する。

ないように保管場所を分散し，かつ，十分離して配ないように保管場所を分散し，かつ，十分離して配

備する。

備する。

（c-1-1）屋外の可搬型重大事故等対処設備は、地震により(c-1-1)

屋外の可搬型重大事故等対処設備は，地震によ

備考(c-1-1)

屋外の可搬型重大事故等対処設備は，地震によ生じる敷地下斜面のすべり、液状化及び揺すり込みり生じる敷地下斜面のすべり，液状化及び揺すり込

り生じる敷地下斜面のすべり，液状化及び揺すり込による不等沈下、地盤支持力の不足及び地下構造物

みによる不等沈下，地盤支持力の不足及び地下構造みによる不等沈下，地盤支持力の不足及び地下構造の損壊等の影響により必要な機能を喪失しない位置

物の損壊等の影響を受けない場所に保管する。また，物の損壊等の影響を受けない場所に保管する。また，に保管する。また、基準津波を一定程度超える津波に

基準津波又はそれを超える津波に対して，裕度を有敷地に遡上する津波を超える津波に対して，裕度を ・東海第二は，敷地に対して、裕度を有する高台に保管するとともに、竜巻する高台に保管する。

有する高台に保管する。

により同時に機能喪失させないよう位置的分散を図遡上する津波を考慮。

り複数箇所に保管する。
（c-1-2）屋外の可搬型重大事故等対処設備は、設計基準事(c-1-2)

屋外に保管する可搬型重大事故等対処設備は，(c-1-2)

屋外に保管する可搬型重大事故等対処設備は，故対処設備等及び常設重大事故等対処設備が設置さ

原子炉建屋，タービン建屋及び廃棄物処理建屋から

原子炉建屋等から 100m 以上離隔距離を確保するとと ・東海第二は原子炉建

れている建屋並びに屋外の設計基準事故対処設備等

100m 以上離隔距離を確保するとともに，当該可搬型

もに，当該可搬型重大事故等対処設備がその機能を屋の他，常設低圧代又は常設重大事故等対処設備のそれぞれから 100m の重大事故等対処設備がその機能を代替する屋外の設

代替する屋外の設計基準対象施設及び常設重大事故

替注水系格納槽から離隔距離を確保した上で、複数箇所に分散して保管計基準対象施設及び常設重大事故等対処設備から等対処設備から 100m 以上の離隔距離を確保した上の離隔を考慮するこする。

100m 以上の離隔距離を確保した上で，当該建屋及びで，当該建屋及び当該設備と同時に影響を受けないとを踏まえて記載。

当該設備と同時に影響を受けない場所に分散して配場所に分散して配備する。

備する。
（c-1-3）可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に(c-1-3) 可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に離して複数箇所に分散して保管するとともに、常設

離して複数箇所に分散して保管する。原子炉建屋外
27／28(c-1-3)

可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に離して複数箇所に分散して保管する。原子炉建屋外玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

設備への接続口、アクセスルートを複数設ける。まから電力又は水を供給する可搬型重大事故等対処設

から電力又は水を供給する可搬型重大事故等対処設た、速やかに消火及びがれき撤去できる資機材を当

備は，アクセスルートを確保した複数の接続口を設

備は，アクセスルートを確保した複数の接続口を設

該事象による影響を受けにくい場所に保管する。

ける。

ける。

（c-2）大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方(c-2) 大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的

(c-2)

備考

大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的
な考え方

な考え方

大規模損壊発生時の対応に必要な資機材につい大規模損壊発生時の対応に必要な資機材につい大規模損壊発生時の対応に必要な資機材については、重大事故等対策で配備する資機材の基本的なては，重大事故等対策で配備する資機材の基本的なては，重大事故等対策で配備する資機材の基本的な考え方を基に、高線量の環境、大規模な火災の発生

考え方を基に，高線量の環境，大規模な火災の発生

考え方を基に，高線量の環境，大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない状況を想定し配備す

及び外部支援が受けられない状況を想定し配備す

及び外部支援が受けられない状況を想定し配備する。また、そのような状況においても使用を期待でる。また，そのような状況においても使用を期待でる。また，そのような状況においても使用を期待できるよう原子炉建屋及び原子炉補助建屋から 100m

きるよう，原子炉建屋及びコントロール建屋からきるよう，原子炉建屋から 100m 以上離隔をとった ・建屋構成の差異。

以上離隔をとった場所に分散して配備する。

100m 以上離隔をとった場所に分散して配備する。

場所に分散して配備する。

（c-2-1）炉心損傷及び原子炉格納容器破損による高線量(c-2-1) 炉心損傷及び原子炉格納容器の破損による高線の環境下において、事故対応するために着用するマ量の環境下において，事故対応のために着用するマ量の環境下において，事故対応のために着用する全 ・資機材名称の差異。

スク、高線量対応防護服及び線量計等の必要な資機

スク，高線量対応防護服及び個人線量計等の必要な面マスク，高線量対応防護服及び個人線量計等の必材を配備する。

資機材を配備する。

要な資機材を配備する。

(c-2-1)(c-2-2)

炉心損傷及び原子炉格納容器の破損による高線（c-2-2）地震及び津波の大規模な自然災害による油タン(c-2-2) 地震及び津波のような大規模な自然災害による地震及び津波のような大規模な自然災害によるク火災又は故意による大型航空機の衝突による大規

油タンク火災，又は故意による大型航空機の衝突に

油タンク火災，又は故意による大型航空機の衝突に模な燃料火災の発生時に備え、必要な消火活動を実伴う大規模な航空機燃料火災の発生に備え，必要な伴う大規模な航空機燃料火災の発生に備え，必要な施するために着用する防護具、消火薬剤等の資機材

消火活動を実施するために着用する防護具，消火薬

消火活動を実施するために着用する防護具，消火薬及び小型放水砲等を配備する。

剤等の資機材及び大容量送水車（原子炉建屋放水設剤等の資機材及び可搬型代替注水大型ポンプ（放水 ・設備名称の差異。

備用）や放水砲等の消火設備を配備する。

用）や放水砲等の消火設備を配備する。

（c-2-3）大規模損壊の発生時において、指揮者と現場間、(c-2-3) 大規模損壊発生時において，指揮者と現場間，発(c-2-3) 大規模損壊発生時において，指揮者と現場間，発発電所の内外との連絡に必要な通信手段を確保する

電所外等との連絡に必要な通信連絡設備を確保する

電所外等との連絡に必要な通信連絡設備を確保する

ため、多様な複数の通信手段を整備する。また、消ため，多様な複数の通信連絡設備を整備する。

ため，多様な複数の通信連絡設備を整備する。また，

火活動専用の通信連絡が可能な無線連絡設備を配備

消火活動専用の通信連絡が可能な無線連絡設備を配 ・東海第二は消火活動

する。

備する。

時に専用の通信連絡設備を使用すること
を明記。

28／28

玄海原子力発電所／柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：2.1 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項（その 2−1）】
玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

5.2 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他の 5.2 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他の 5.2
テロリズムへの対応における事項
5.2.1 可搬型設備等による対応

備考

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項

テロリズムへの対応における事項

5.2.1 可搬型設備等による対応

5.2.1 可搬型設備等による対応

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

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

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊（以下のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊（以下のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊（以下「大規模損壊」という。）が発生した場合における体制の整備「大規模損壊」という。）が発生するおそれがある場合又は発「大規模損壊」という。）が発生するおそれがある場合又は発に関し、以下の項目に関する手順書を適切に整備し、また、当生した場合における体制の整備に関し，次の項目に関する手順

生した場合における体制の整備に関し，次の項目に関する手順

該手順書に従って活動を行うための体制及び資機材を整備す

書を適切に整備し，また，当該手順書にしたがって活動を行う

書を適切に整備し，また，当該手順書に従って活動を行うため ・東海第二は最新公用る。

ための体制及び資機材を整備する。

の体制及び資機材を整備する。

文用字用語に従い記

一

一

載。

一

大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場合

における消火活動に関すること。

における消火活動に関すること。
二

大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和する

二

大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和

三

四

五

大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を確

大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和する

二四

大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和する
ための対策に関すること。

大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和三するための対策に関すること。

するための対策に関すること。

大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場合
における消火活動に関すること。

ための対策に関すること。

ための対策に関すること。
三

大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場合大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関すること。

大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を確

四大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するた保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するた保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関すること。

めの対策に関すること。

めの対策に関すること。

大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減する

五

大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減する

五

大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減する

ための対策に関すること。

ための対策に関すること。

ための対策に関すること。

5.2.1.1 大規模損壊発生時の手順書の整備

5.2.1.1 大規模損壊発生時の手順書の整備

5.2.1.1 大規模損壊発生時の手順書の整備

大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては、大規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として、大規模な自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムを想定する。
大規模な自然災害については、多数ある自然災害の中から発自然災害については，大規模損壊を発生させる可能性のある

自然災害については，大規模損壊を発生させる可能性のある電用原子炉施設に大規模損壊を発生させる可能性のある自然

自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書の有効性

自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書の有効性

災害を選定した上で、当該の自然災害により発電用原子炉施設を確認する。これに加え，確率論的リスク評価（以下「PRA」とを確認する。これに加え，確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」に重大事故又は大規模損壊等が発生する可能性を考慮した対いう。）の結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて抽という。）の結果に基づく事故シーケンスグループの選定にて応手順書を整備する。これに加え、確率論的リスク評価（以下出しなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シ抽出しなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故「PRA」という。
）の結果に基づく事故シーケンスグループの選ーケンスについても対応できる手順書として整備する。

シーケンスについても対応できる手順書として整備する。

定にて抽出しなかった地震及び津波特有の事象として発生する事故シーケンスについて、当該事故により発生する可能性のある重大事故、大規模損壊への対応を含む手順書として、また、発生確率や地理的な理由により発生する可能性が極めて低いため抽出していない外部事象に対しても緩和措置が行えるよ1/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

う整備する。
故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについて故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについて故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムについて

は、大規模損壊を発生させる可能性の高い事象であることかは，様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲にわ

は，様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲にわら、大規模損壊及び大規模な火災が発生することを前提としたたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が発生してたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が発生して対応手順書を整備する。

発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前提とした対発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前提とした対応手順書を整備する。

応手順書を整備する。

(1) 大規模損壊のケーススタディで扱う自然現象の選定につい(1) 大規模損壊のケーススタディで扱う自然現象の選定につい以下において、大規模損壊を発生させる可能性のある外部事
象について整理する。検討プロセスの概要を第 5.2.1 図に、大規模損壊を発生させる可能性のある大規模な自然災害の影響を整理した結果を第 5.2.1 表及び第 5.2.2 表にそれぞれ示す。
（1）大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害への対応に
おける考慮

て

て

大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を選定す

大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象を網羅的

大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象を網羅的るため、国内外の基準等で示されている外部事象を網羅的に抽出するため，柏崎刈羽原子力発電所及びその周辺での発に抽出するため，東海第二発電所及びその周辺での発生実績 ・対象プラントの差異。

に収集し、外部事象 77 事象を抽出した。

生実績に関わらず，国内で一般に発生し得る事象に加え，国に関わらず，国内で一般に発生し得る事象に加え，国内外の内外の基準で示されている外部事象を抽出した。

基準で示されている外部事象を抽出した。

その内の自然災害 54 事象の中で、発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然災害として、地震、各事象（重畳を含む）について，設計基準を超えるような各事象（重畳を含む）について，設計基準を超えるような

津波、風（台風）、竜巻、凍結、積雪、火山の影響、生物学

苛酷な状況を想定した場合の発電用原子炉施設への影響度

苛酷な状況を想定した場合の発電用原子炉施設への影響度

的事象、森林火災、落雷及び隕石の 11 事象（以下「自然災を評価し，特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可を評価し，特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可害 11 事象」という。
）を選定する。

能性のある自然現象を選定し，さらに大規模損壊のケースス

能性のある自然現象を選定し，さらに大規模損壊のケースス

タディとして扱う事象をその中から選定した。

タディとして扱う事象をその中から選定した。

選定した自然災害 11 事象に対して、万一の事態に備える
ため、基準地震動、基準津波等の設計基準又はそれに準じた基準を超えるような規模を想定し、当該事象が発電用原検討プロセスをフローで表したものを第 5.2−1 図に示検討プロセスをフローで表したものを第 5.2−1 図に示す。また検討内容について以下に示す。

す。また検討内容について以下に示す。

a.自然現象の網羅的な抽出

a.自然現象の網羅的な抽出子炉施設の安全性に与える影響を整理する。また、重畳することが考えられる自然現象の組合せについても考慮する。事前予測が可能な自然災害については、影響を低減させるための必要な安全措置を講じることを考慮する。
a.自然災害の規模の想定
発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある
自然災害に対して、万一の事態に備えるため、基準地震動、国内外の基準を参考に，網羅的に自然現象を抽出・整理し，自然現象 44 事象を抽出した。

国内外の基準を参考に，網羅的に自然現象を抽出・整理し，自然現象 55 事象を抽出した。

基準津波等の設計基準又はそれに準じた基準を超えるような規模を想定する。
（a）地震・柏崎刈羽は自然現象
55 事象を類似・随伴

b.特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定

b.特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定

事象に整理後，44 事象として評価を実施

基準地震動を超えるような大規模な地震が発生する可能各自然現象について，設計基準を超えるような非常に

各自然現象について，設計基準を超えるような非常にしているが，東海第性は低いものと考えるが、基準地震動を一定程度超える規

苛酷な状況を想定した場合に発電用原子炉施設の安全

苛酷な状況を想定した場合に発電用原子炉施設の安全

二は自然現象 55 事模を想定する。

性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生し得性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生し得象の評価を実施。

2/56

玄海原子力発電所 3／4 号
なお、地震の事前の予測については、現在確立した手法が存在しないことから予兆なく発生することを想定する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉るプラント状態（起因事象）を特定した。

東海第二発電所
るプラント状態（起因事象）を特定した。

プラント状態を特定するに当たっては，イベントツリ

プラント状態を特定するに当たっては，イベントツリ

ーによる事象進展評価又は定性的な評価を実施した。

ーによる事象進展評価又は定性的な評価を実施した。

主要な事象（検討した結果，特に発電用原子炉施設の安全

主要な事象（検討した結果，特に発電用原子炉施設の安全は低いが、基準津波を一定程度超える規模を想定する。

性に影響を与える可能性があるとして整理された事象）の影

性に影響を与える可能性があるとして整理された事象）の影

なお、津波の事前の予測については、施設近傍で津波が発響を整理した結果を第 5.2−1 表，第 5.2−2 表，第 5.2−3

響を整理した結果を第 5.2−1 表，第 5.2−2 表，第 5.2−3

生する可能性は低いものと考えるが、襲来までの時間的余裕

表及び第 5.2−2 図にそれぞれ示す。検討した結果，特に発表及び第 5.2−2 図にそれぞれ示す。検討した結果，特に発の少ない津波が発生することを想定する。

電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然（c）風（台風）現象として選定されたものは次のとおり。

現象として選定されたものは次のとおり。

（b）津波
基準津波を超えるような大規模な津波が発生する可能性

敷地近傍で観測された最大瞬間風速（53.2m／s）を超える規模を想定する。
なお、風（台風）は事前の予測が可能であることから、

・地震

・地震

・津波

・津波

・地震と津波の重畳

・地震と津波の重畳

飛散防止措置等の必要な安全措置を講じることができる。

・風（台風）

（d）竜巻

・竜巻

・竜巻

・低温（凍結）・凍結

過去における国内最大級の竜巻（F3 クラス：５秒間の平

備考

・東海第二の風（台風）は，竜巻に包絡。

均風速 70m／s〜92m／s）を超えるような規模の竜巻が発生・降水する可能性は低いが、風速 100m／s を超える規模を想定す

・積雪

・積雪

る。

・落雷

・落雷

・火山

・火山の影響・記載表現の差異。

・森林火災

・森林火災は，柏崎刈

なお、必要に応じ、飛来物の発生防止対策及び竜巻防護・東海第二の降水は，対策等を講じておく。
（e）凍結

・隕石

・隕石

敷地付近で観測された最低気温（−5.8℃）を下回る気温

津波に包絡。

羽では延焼しても発電用原子炉施設へのを想定する。

影響はないとしてい

なお、低温は事前の予測が可能であることから、凍結防るが，東海第二は輻止等の必要な安全措置を講じることができる。

射熱による送受電設（f）積雪

備が損傷し，外部電

敷地付近の観測所で観測された積雪量（12cm）を超える

源喪失に至る想定の積雪量を想定する。

ため，抽出。

なお、積雪は事前の予測が可能であることから、除雪等の必要な安全措置を講じることができる。
（g）火山の影響
文献調査及び地質調査結果から、考慮すべき火山灰の厚さを 10cm と評価している。そこで 10cm の降灰を超える規模を想定する。
なお、火山（降灰）は事前の予測が可能であることから、除灰等の必要な安全措置を講じることができる。
（h）生物学的事象

c.ケーススタディの対象シナリオ選定

c.ケーススタディの対象シナリオ選定

上記で選定された自然現象について，それぞれで特定

上記で選定された自然現象について，それぞれで特定した起因事象・シナリオを基に，大規模損壊のケーススした起因事象・シナリオを基に，大規模損壊のケースス

タディとして想定することが適切な事象を選定する。

タディとして想定することが適切な事象を選定する。

上記 b.での整理から，発電用原子炉施設の最終状態

上記 b.での整理から，発電用原子炉施設の最終状態

は次の 3 項目に類型化することができ，第 5.2−3 表には次の 3 項目に類型化することができ，第 5.2−3 表に

3/56

玄海原子力発電所 3／4 号
海水取水の機能が喪失するような規模の海生生物の襲来を想定する。また、電気系統への小動物等による悪影響も想定する。
なお、生物学的事象の発生までの時間的余裕はないものとする。
（i）森林火災

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

事象ごとに整理した結果を示す。

事象ごとに整理した結果を示す。

・重大事故対策で想定していない事故シーケンス（大規・重大事故対策で想定していない事故シーケンス（大規

備考

模損壊）

模損壊）
・重大事故対策で想定している事故シーケンス・重大事故対策で想定している事故シーケンス

・設計基準事故で想定している事故シーケンス

・設計基準事故で想定している事故シーケンス

第 5.2−3 表に示すとおり，発電用原子炉施設におい

第 5.2−3 表に示すとおり，発電用原子炉施設におい森林火災による安全上重要な機器への影響を防止するたて大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象は，地て大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象は，地め防火帯を設けるが、この防火帯を越えるような規模の森

震，津波，地震と津波の重畳，降水，積雪，落雷，火山

震，津波，地震と津波の重畳，竜巻及び隕石の 5 事象と ・プラント固有の自然林火災の発生を想定する。

及び隕石の 8 事象となる。

なる。

なお、森林火災が拡大するまでの時間的余裕は十分にあまた，大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象

また，大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象

ることから、あらかじめ放水する等の必要な安全措置を講のうち，以下の事象については，他の事象のシナリオにのうち，以下の事象については，他の事象のシナリオにじることができる。

代表させることができる。

代表させることができる。
・竜巻

（j）落雷

最も過酷なケースは全交流動力電源喪失に加え代替設計想定以上の雷サージが発生する可能性は低いが、設電源が喪失する場合となるが，地震及び津波のシナリオ

計想定以上の雷サージの規模を想定する。

に代表させることができる。

なお、雷の発生までの時間的余裕はないものとする。
（k）隕石
敷地内に隕石が落下する可能性は低いが、発電用原子炉
施設の広範なエリアが損壊する規模を想定する。
なお、隕石の落下までの時間的余裕はないものとする。
（l）地震と津波の重畳

・降水
最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋計測・制御
系機能喪失＋直流電源喪失となる。津波のシナリオに代表させる事象として整理した。
・積雪

大規模地震による影響に対する対策である重大事故等対最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋計測・制御

策（水源確保等）が、大規模津波による影響によって遅れる

系機能喪失＋注水機能喪失となる。積雪については大型可能性がある。

航空機の衝突と異なり事象進展がある程度遅いことか

地震による斜面崩壊、地盤の陥没、津波による漂流物等にら，事前に除雪等の対応が可能となる。非常に苛酷な状

よりアクセスルートの通行に支障をきたし、重大事故等対策

況を考慮した場合にも，除雪の対象を限定し最小限必要に影響を及ぼす可能性がある。

な設備（原子炉建屋やアクセスルート等）について健全

両事象の重畳が発生した場合においても、影響を受けにく性を維持させるといった対応により損傷範囲を抑制す

い場所に分散配置している可搬型重大事故等対処設備等にることが可能であることから，大型航空機の衝突や津波よる事故の影響緩和措置に期待できる。

のシナリオに代表させる事象として整理した。

（m）火山の影響（降灰）と積雪の重畳

・落雷

火山の影響（降灰）と積雪が重畳した場合においても、事最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋直流電源前の予測が可能であることから、あらかじめ体制を強化して喪失＋注水機能喪失＋計測・制御系喪失となるが，地震対策（除灰、除雪）を講じることにより、プラントの安全性と津波の重畳のシナリオ又は大型航空機の衝突に代表に影響を与える可能性は低い。

させることができる。
・火山

b.大規模損壊を発生させる可能性のある起因事象の特定

最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋計測・制御
4/56

現象の影響の差異。

・プラント固有の自然現象の影響の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

自然災害による大規模損壊発生の起因事象（プラント状系機能喪失＋注水機能喪失となるが，大型航空機の原子態）を特定するため、自然災害 11 事象に対して生じうる

炉建屋東側とコントロール建屋への衝突のシナリオにプラント状態を特定する。

代表させることができる。また，大量の降灰がある場合

また、プラント状態を特定するに当たっては、大規模損壊には，積雪時と同様，灰を除去することで，影響範囲をの事態収束に必要と考えられる以下の機能の状態に着目抑制することが可能である。

して作成したイベントツリーにより、事象の進展を考慮す

・隕石る。
（a）異常発生防止系
イ.原子炉建屋及び原子炉補助建屋
ロ.原子炉制御系
ハ.原子炉冷却材圧力バウンダリ機能（b）異常影響緩和系

東海第二発電所

・隕石

隕石衝突に伴う建屋・屋外設備の損傷については，大隕石衝突に伴う建屋・屋外設備の損傷については，大型航空機の衝突のシナリオに代表させることができる。

型航空機の衝突のシナリオに代表させることができる。

発電所敷地への隕石落下に伴う振動の発生について

発電所敷地への隕石落下に伴う振動の発生について

は，地震のシナリオに代表させることができる。
また，隕石の発電所近海への落下に伴う津波について
は，津波のシナリオに代表させることができる。

は，地震のシナリオに代表させることができる。
また，隕石の発電所近海への落下に伴う津波について
は，津波のシナリオに代表させることができる。

イ.原子炉格納容器
ロ.安全保護系
ハ.２次冷却系からの除熱機能（補助給水、主蒸気逃がし弁等）
ニ.炉心冷却機能（ECCS 等）

以上より，自然現象として，地震，津波，地震と津波

以上より，自然現象として，地震，津波，地震と津波の重畳の 3 事象をケーススタディとして選定する。これの重畳の 3 事象をケーススタディとして選定する。これ

ら 3 事象で想定する事故シーケンスと代表シナリオは

ら 3 事象で想定する事故シーケンスと代表シナリオは次のとおりとする。

次のとおりとする。

（c）関連系（安全上特に重要なもの）
イ.原子炉補機冷却機能
ロ.非常用所内電源
c．イベントツリーによる整理
イベントツリーによる整理結果を第 5.2.2 図に示す。ここで、最終的なプラント状態については、代表性を持たせ同様なプラント状態となるケースについては示していな
い。また、隕石については、大型航空機の衝突と同様プラ
ントに大きな影響を与える事象であることは明らかなことから、イベントツリーで示していない。
（c）竜巻
大規模な竜巻の想定では、変圧器等の機能喪失により外部電源喪失に至る可能性がある。飛来物等による海水ポンプの機能喪失及びそれに伴うディーゼル発電
機の機能喪失によって、全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
その他、飛来物等によりアクセスルートの通行に支障をきたし、重大事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。
（d）積雪、火山の影響（降灰）
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備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

これらの事象によって、送電系統の異常等による外部電源喪失が発生する可能性がある。ただし、これらの自然災害２事象については、事前の予測が可能であることから体制を強化して除雪及び除灰等の必要な安全措置を講じることにより、プラントの安全性に影響を与える
可能性は低い。
（e）生物学的事象
大量の海生生物の襲来により、海水ポンプの機能喪失による原子炉補機冷却機能喪失に至る可能性がある。ただし、除塵装置により塵芥を除去する運用としており、原子炉補機冷却海水系統等に影響を与える場合には、運転手順により発電所を安全に停止できる運用としている。
（f）森林火災
送電系統へ影響を与える可能性があることから、外部電源喪失が発生する可能性がある。ただし、発電用原子炉施設への影響がないよう防火帯幅を確保しており、予防放水等の対策を講じる十分な時間的余裕があることから、プラントの安全性に影響を与える可能性は低い。
（g）落雷
大規模な落雷によって、外部電源喪失が発生する可能性がある。また、サージ電流により機器が誤動作する可能性がある。
なお、雷害防止対策を講じている。
（h）隕石
隕石による影響については、大型航空機の衝突と同様と考えられる。
これらの結果から、最終的なプラントの状態は以下に類型化された。類型化したプラント状態を第 5.2.3 表に示す。
・大規模損壊（重大事故を上回る状態）
・重大事故等・設計基準事故
第 5.2.3 表に示すとおり、発電用原子炉施設において大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害又は安全性に大きな影響を与える可能性のある自然災害は、地震及び津波の２事象を代表として整理する。また、当該
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東海第二発電所

備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考の２事象以外の自然災害については、発電所の安全性に影響を与える可能性はあるものの大規模損壊に至ることはないと考えるが、仮に大規模損壊に至ったとしても、これら２事象に包含され被害の態様から同様の手順で対応できる。
（a）地震

・地震

・地震

大規模地震の想定では、変圧器等の損傷に伴う外部電地震レベル 1PRA により抽出した事故シーケンスに

地震レベル１ＰＲＡにより抽出した事故シーケン

源喪失、海水ポンプの損傷による原子炉補機冷却機能のは，ExcessiveLOCA，計測・制御系喪失，格納容器バイ

スには，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ，計装・制・地震ＰＲＡの差異に喪失及びタービン動補助給水ポンプが機能喪失するこ

パス，原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷，原子炉

御系喪失，格納容器バイパス，原子炉圧力容器，格よる事故シーケンスとにより、全交流動力電源喪失及び最終ヒートシンク喪

建屋損傷，全交流動力電源喪失＋原子炉停止失敗等が納容器損傷，原子炉建屋損傷，交流動力電源喪失＋の差異。
（以下，同じ失に至る可能性があり、その状態において、１次冷却材ある。また，地震と重畳し得る内部事象のレベル

原子炉停止失敗等がある。また，内部事象のレベル差異は記載を省略）

喪失（LOCA）等の事故が発生した場合には、設計基準事

1.5PRA により，炉心損傷後に格納容器バイパスに至１．５ＰＲＡにより，炉心損傷後に格納容器バイパ

故対処設備が機能喪失していることから重大事故に至る原子炉格納容器の破損モードとして，格納容器隔離

スに至る原子炉格納容器の破損モードとして，格納る可能性がある。さらに、原子炉格納容器等の機能の喪失敗を抽出している。大規模な地震が発生した場合に容器隔離失敗を抽出している。大規模な地震が発生

失又は安全保護系、原子炉制御系の機能喪失により大規は，これらの事故シーケンス，あるいは複数の事故シした場合には，これらの事故シーケンス，あるいは模損壊へ至る可能性がある。

ーケンスの組み合わせが生じることが考えられるが，複数の事故シーケンスの組合せが生じることが考え

・東海第二は最新公用

また、有効な炉心損傷防止対策の確保が困難な事故シ

大規模損壊が発生した場合の対応手順書の有効性をられるが，大規模損壊が発生した場合の対応手順書

文用字用語に従い記ーケンスとしてレベル１PRA の知見より、蒸気発生器伝確認する観点から，ケーススタディとして，大規模なの有効性を確認する観点から，ケーススタディとし載。

熱管破損（複数本破損）、原子炉建屋損傷、原子炉格納

地震で原子炉格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンて，大規模な地震でＬＯＣＡが発生し，炉心損傷に・東海第二は対応手順

容器損傷、原子炉補助建屋損傷、複数の信号系損傷、炉ダリにおいて，大破断 LOCA を超える規模の損傷が発至る事象を代表シナリオとして選定する。この際，書の有効性，網羅性

内構造物損傷（過渡事象＋補助給水失敗）及び大破断

生し，炉心損傷に至る ExcessiveLOCA を代表シナリオ

地盤の陥没等により，アクセスルートの通行に支障を確認する観点かLOCA を上回る規模の LOCA 等の ECCS 注水機能喪失が考として選定する。この際，地盤の陥没等により，アクをきたす可能性を考慮する。

ら，地震のケースス

えられる。また、レベル 1.5PRA の知見より、温度誘因

セスルートの通行に支障をきたす可能性を考慮する。

蒸気発生器伝熱管破損（TI-SGTR）が考えられる。原子タ デ ィ と し て LOCAを想定。

炉格納容器破損等により、閉じ込め機能が喪失した場合

・Excessive LOCA の対は、大量の放射性物質の放出に至る可能性がある。

応については，地震

その他、斜面崩壊、地盤の陥没等によりアクセスルーと津波の重畳のケー

トの通行に支障をきたし、重大事故等対策に影響を及ぼ

ススタディにおいてす可能性がある。

確認。

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玄海原子力発電所 3／4 号（b）津波

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

・津波

・津波

大規模津波の想定では、地震と同様に変圧器等の損傷

津波レベル 1PRA により抽出した事故シーケンスと

津波レベル１ＰＲＡにより抽出した事故シーケンスに伴う外部電源喪失、海水ポンプ及び原子炉補機冷却水

して，最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗，最終ヒート

ポンプの水没による原子炉補機冷却機能の喪失、電気盤

シンク喪失＋SRV 再閉鎖失敗，最終ヒートシンク喪失

よる事故シーケンス（メタクラ、パワーセンタ等）の水没による非常用所内＋全交流動力電源喪失＋RCIC 失敗，最終ヒートシンの差異。

電源喪失、電動補助給水ポンプ及びタービン動補助給水

ク喪失＋全交流動力電源喪失＋SRV 再閉鎖失敗，最終

ポンプの水没による２次冷却系からの除熱機能喪失及ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋直流電源

び安全保護系、原子炉制御系の機能喪失により、重大事喪失がある。

として，防潮堤損傷がある。

・津波ＰＲＡの差異に故から大規模損壊へ至る可能性がある。さらに、重大事

また，津波と重畳し得る内部事象のレベル 1.5PRA

また，内部事象のレベル１．５ＰＲＡにより，炉心損

故等対処設備である代替注水設備及び代替電源設備がにより，炉心損傷後に格納容器バイパスに至る原子炉

傷後に格納容器バイパスに至る原子炉格納容器の破損機能しない場合は、原子炉格納容器過温破損により大量格納容器の破損モードとして，格納容器隔離失敗を抽モードとして，格納容器隔離失敗を抽出している。大規の放射性物質の放出に至る可能性がある。

出している。大規模な津波が発生した場合には，これ模な津波が発生した場合には，これらの事故シーケン

また、有効な炉心損傷防止対策の確保が困難な事故シ

らの事故シーケンス，あるいは複数の事故シーケンス

ス，あるいは複数の事故シーケンスの組合せが生じるこーケンスとして、レベル１PRA の知見より、複数の信号の組み合わせが生じることが考えられるが，大規模損とが考えられるが，大規模損壊が発生した場合の対応手 ・東海第二は最新公用

系損傷及び原子炉補機冷却機能喪失＋補助給水失敗が壊が発生した場合の対応手順書の有効性を確認する

順書の有効性を確認する観点から，敷地に遡上する津波

文用字用語に従い記発生し、大規模損壊へ至る可能性がある。

観点から，防潮堤を超える規模の津波により，原子炉を超える規模の津波により，原子炉建屋付属棟及びター載。

その他、漂流物、油タンク火災等により比較的標高が建屋内地下階が冠水する前提において，ケーススタデ

ビン建屋の一部が冠水する前提において，ケーススタデ ・東海第二は敷地に遡低い場所のアクセスルートの通行に支障をきたし、重大

ィとして，全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋計ィとして，全交流動力電源喪失及び最終ヒートシンク喪

事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。

測・制御系喪失に至る事象を代表シナリオとして選定

失に至る事象を代表シナリオとして選定する。この際， ・プラント固有の浸水する。この際，原子炉建屋周辺の冠水により，アクセ

原子炉建屋周辺の冠水により，アクセスルートの通行に

スルートの通行に支障をきたす可能性を考慮する。

支障をきたす可能性を考慮する。

上する津波を想定。
対策の差異。
・東海第二は対応手順書の有効性・網羅性を確認する観点から，津波のケースス
タディとして，浸水状況や代表シナリオ（ＳＢＯ＋ＬＵＨ
Ｓ）を想定。
・直流電源喪失，計装・制御系喪失の対応については，地震と津波の重畳のケースス

・地震と津波の重畳

・地震と津波の重畳

地震と津波の重畳では，
上記の地震及び津波の項で地震と津波の重畳では，
上記の地震及び津波の項で

タディにおいて確認。

想定した事故シーケンスの組み合わせとして，全交流想定した事故シーケンスの組合せとして，全交流動力 ・東海第二は最新公用

動力電源喪失＋直流電源喪失＋ExcessiveLOCA＋計

電源喪失，直流電源喪失，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯ

文用字用語に従い記

測・制御系喪失等が想定される。ケーススタディとしＣＡ，計装・制御系喪失等の重畳が想定される。ケー

載。

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玄海原子力発電所 3／4 号（2）故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所ては，対応手順書の有効性を確認する観点から，このススタディとしては，対応手順書の有効性を確認する ・東海第二は複数の事

事故シーケンスを代表シナリオとして選定する。この観点から，この事象を代表シナリオとして選定する。

故シーケンスを組合際，地盤の陥没等及び原子炉建屋周辺の冠水により，この際，地盤の陥没等及び原子炉建屋周辺の冠水によせた事象として記

アクセスルートの通行に支障をきたす可能性を考慮

り，アクセスルートの通行に支障をきたす可能性を考

載。

する。

慮する。

(2)故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの(2)

故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対対応における考慮について

応における考慮について

テロリズムには様々な状況が想定されるが、その中でもテロリズムには様々な状況が想定されるが，その中でも施テロリズムには様々な状況が想定されるが，その中でも施施設の広範囲にわたる損壊、不特定多数の機器の機能喪失

設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模

及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影な火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与えるな火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える

響を与える故意による大型航空機の衝突その他のテロリズ

故意による大型航空機の衝突をケーススタディとして選定

故意による大型航空機の衝突をケーススタディとして選定

ムを想定し、その上で流用性を持たせた柔軟で多様性のあ

する。

する。

における考慮

る対応ができるように考慮する。
なお、飛来物（航空機衝突）、爆発等の発電用原子炉施設

なお，爆発等の人為事象による発電用原子炉施設への影響

なお，爆発等の人為事象による発電用原子炉施設への影響の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であっについては，故意による大型航空機の衝突に代表させることについては，故意による大型航空機の衝突に代表させることて人為によるもの（故意によるものを除く。
）による発電用

ができる。

ができる。

原子炉施設への影響については、故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる影響に包含でき同様の手順で対応できる。
以上より、大規模損壊発生時の対応手順書の整備に当た

以上より，大規模損壊発生時の対応手順書の整備に当たっ

以上より，大規模損壊発生時の対応手順書の整備に当たっっては、（1）項及び（2）項において整理した大規模損壊のては，（1）及び（2）において整理した大規模損壊の発生にては，(1)及び(2)において整理した大規模損壊の発生によっ

発生によって、多量の放射性物質が環境中に放出されるよ

よって，多量の放射性物質が環境中に放出されるような万一て，多量の放射性物質が環境中に放出されるような万一の事

うな万一の事態に至る可能性も想定し、発電用原子炉施設の事態に至る可能性も想定し，発電用原子炉施設において使態に至る可能性も想定し，発電用原子炉施設において使えるにおいて使える可能性のある設備、資機材及び要員を最大える可能性のある設備，資機材及び要員を最大限に活用した

可能性のある設備，資機材及び要員を最大限に活用した多様限に活用した柔軟で多様性のある手段を構築するよう考慮

多様性及び柔軟性を有する手段を構築する。

性及び柔軟性を有する手段を構築する。

する。
（3）大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作

備考(3)大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作(3) 大規模損壊発生時の対応手順書の整備及びその対応操作

大規模損壊発生時の対応手順書については、
以下の c.
（a）項に示す５つの項目に関する緩和等の措置を講じるため、可搬型重大事故等対処設備による対応を中心とした多様性
及び柔軟性を有するものとして、また、c.項に示すとおり
重大事故等対策において整備する手順書等に対して更なる多様性を持たせたものとして整備する。
当該の手順書による対応操作は、大規模損壊によって発大規模損壊では，重大事故等時に比べて発電用原子炉施設

大規模損壊では，重大事故等時に比べて発電用原子炉施設

電用原子炉施設が受ける被害範囲は不確定性が大きく、重が受ける影響及び被害の程度が大きく，その被害範囲は広範が受ける影響及び被害の程度が大きく，その被害範囲は広範

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玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

大事故等対策のようにあらかじめシナリオ設定した対応操

囲で不確定なものと想定され，あらかじめシナリオを設定し囲で不確定なものと想定され，あらかじめシナリオを設定し作は困難であると考えられることから、施設の損壊状況等て対応することが困難であると考えられることから，発電所て対応することが困難であると考えられることから，災害対 ・組織名称の差異。

の把握を迅速に試みるとともに断片的に得られる情報、確対策本部における情報収集，運転員が実施する発電用原子炉

策本部における情報収集，当直（運転員）が実施する発電用 （以下，同じ差異は記保できる要員及び使用可能な設備により、原子炉格納容器

施設の操作に対する支援が重要となる。

原子炉施設の操作に対する支援が重要となる。

載を省略）の破損緩和又は放射性物質の放出低減等のために効果的な

大規模損壊の対応に当たっては，発電所外への放射性物質

大規模損壊の対応に当たっては，発電所外への放射性物質 ・組織名称の差異。

対応操作を速やかにかつ、臨機応変に選択及び実行する必放出の防止及び抑制を最優先として，次に示す各項目を優先

放出の防止及び抑制を最優先として，次に示す各項目を優先 （以下，同じ差異は記要がある。

実施事項とする。技術的能力に係る審査基準の該当項目との実施事項とする。技術的能力に係る審査基準の該当項目との関係を第 5.2−4 表に示す。

関係を第 5.2−4 表に示す。

＜炉心の著しい損傷を緩和するための対策＞＜炉心の著しい損傷を緩和するための対策＞

載を省略）

このため、発電用原子炉施設の被害状況を把握するためのチェックシート及び以下に示す項目を目的とした各対応操作の実行判断を行うための初動対応フロー等を大規模損壊時に対応する手順として定め整備する。
また、当該の手順書については、大規模な自然災害及び・炉心の著しい損傷防止のための原子炉停止と発電用
原子炉への注水・炉心の著しい損傷緩和のための原子炉停止と発電用 ・大規模損壊では炉心原子炉への注水＜原子炉格納容器の破損を緩和するための対策＞＜原子炉格納容器の破損を緩和するための対策＞

故意による大型航空機の衝突が発電用原子炉施設に及ぼす・炉心損傷回避，著しい炉心損傷緩和が困難な場合の原・炉心損傷回避，著しい炉心損傷緩和が困難な場合の原影響等、様々な状況を想定した場合における以下の事象進

子炉格納容器からの除熱と原子炉格納容器の破損回

子炉格納容器からの除熱と原子炉格納容器の破損回展の抑制及び緩和対策の実行性を確認し整備する。

避

避＜使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料・電源確保・炉心損傷緩和

体の著しい損傷を緩和するための対策＞

・原子炉格納容器破損緩和

・使用済燃料プールの水位異常低下時のプールへの注・放射性物質放出低減
・使用済燃料ピット水位確保及び燃料体の損傷緩和
・水源確保
・大規模火災への対応
・その他（原子炉停止操作、アクセスルート確保、燃料補給）
上記の各項目に対応する操作の一覧を第 5.2.4 表に示水損傷防止と緩和の対策を講じるが，包絡的に「緩和」で記載。

＜使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策＞
・使用済燃料プールの水位異常低下時のプールへの注
水＜放射性物質の放出を低減するための対策＞
・水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための対策＜放射性物質の放出を低減するための対策＞
・水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための対策

・放射性物質放出の可能性がある場合の原子炉建屋への放水による拡散抑制

・放射性物質放出の可能性がある場合の原子炉建屋への放水による拡散抑制＜大規模な火災が発生した場合における消火活動＞＜大規模な火災が発生した場合における消火活動＞

す。大規模損壊発生時において、上記の大規模損壊時に対

・消火活動

・消火活動

応する手順に基づく対応（火災対応を含む）の優先順位に＜その他の対策＞＜その他の対策＞係る基本的な考え方及び優先順位に従った具体的な対応に・要員の安全確保

・要員の安全確保

ついて以下に示す。

・対応に必要なアクセスルートの確保

・対応に必要なアクセスルートの確保

・電源及び水源の確保並びに燃料補給

・電源及び水源の確保並びに燃料補給

・人命救助

・人命救助

a.大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判断フロー

a.大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判断フロー

大規模損壊発生時は、発電用原子炉施設の状況把握が大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突困難で事故対応の判断ができない場合は、プラント状態

その他のテロリズムにより，発電所における緊急時態勢

困難で事故対応の判断ができない場合は，プラント状態

損壊発生後も事故時が悪化した等の安全側に判断した措置をとるよう判断発令に至る事象が発生した場合は，事故時運転操作手順が悪化した等の安全側に判断した措置をとるように判

運転操作手順書を基

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ａ．大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判断フロー
大規模損壊発生時は，発電用原子炉施設の状況把握が ・柏崎刈羽では大規模

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

フローを整備する。また、大規模損壊発生時に使用する書（事象ベース，徴候ベース，シビアアクシデント等）

断フローを整備する。また，大規模損壊発生時に使用す本とした対応操作を

これらの手順書を有効かつ効果的に活用するため、対応に基づいて対応操作することを基本とする。

る手順書を有効，かつ，効果的に使用するため，対応手行う運用としている

手順書において適用開始条件を明確化するとともに、緩順書において適用開始条件を明確化するとともに，判断が，東海第二では先和操作を選択するための判断フローを明示することにフローを明示することにより必要な個別戦略への移行

行 PWR と同様にプラより必要な個別対応手段への移行基準を明確化する。

基準を明確化する。

ント状態等により大（a）大規模損壊発生の判断及び対応要否の判断基準

規模発生を判断し，大規模な自然災害（地震、津波等）又は故意による大大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突

大規模損壊発生時の型航空機の衝突その他のテロリズムの発生について、緊その他のテロリズムの発生について，緊急地震速報，大対応手順書に移行す

急地震速報、大津波警報、外部からの情報連絡等又は衝

津波警報，外部からの情報連絡，衝撃音，衝突音等による方針。

撃音、衝突音等により検知した場合、中央制御室の状り検知した場合，中央制御室の状況，プラント状態の大況、プラント状態の大まかな確認及び把握（火災発生の

まかな確認及び把握（火災発生の有無，建屋の損壊状況

有無、建屋の損壊状況等）を行うとともに、大規模損壊等）を行うとともに，大規模損壊の発生（又は発生が疑発生（又は発生が疑われる場合）の判断を原子力防災管

われる場合）の判断を原子力防災管理者又は当直発電長

理者又は当直課長が行う。また、以下の適用開始条件にが行う。また，原子力防災管理者又は当直発電長が以下該当すると原子力防災管理者又は当直課長が判断すれの適用開始条件に該当すると判断した場合は，大規模損

ば、大規模損壊時に対応する手順に基づき事故の進展防壊時に対応する手順に基づく事故の進展防止及び影響

止及び影響を緩和するための活動を開始する。

を緩和するための活動を開始する。

イ.大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突そⅰ)

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝の他のテロリズムにより発電用原子炉施設が以下のい突その他のテロリズムにより発電用原子炉施設が以ずれかの状態となった場合又は疑われる場合

下のいずれかの状態となった場合又は疑われる場合
・プラント監視機能又は制御機能の喪失によりプラ・プラント監視機能又は制御機能が喪失した場合（中央ント状態把握に支障が発生した場合（中央制御室の制御室の喪失を含む）

機能喪失や中央制御室と連絡が取れない場合を含む）

・使用済燃料ピットが損傷し、漏えいが発生した場合・使用済燃料プールの損傷により水の漏えいが発生
・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響を与し，使用済燃料プールの水位が維持できない場合える可能性があるような大規模な損壊が発生した場・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響を与える可能性があるような大規模な損壊（建屋合

損壊に伴う広範囲な機能喪失等）が発生した場合
・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場合
・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した
場合

ロ.当直課長が重大事故等発生時に期待する安全機能が喪ⅱ)

失し、事故の進展防止及び影響緩和が必要と判断した

原子力防災管理者が大規模損壊に対応する手順を活用した支援が必要と判断した場合※場合

ⅲ)

ハ.原子力防災管理者が大規模損壊時に対応する手順を活

当直発電長が大規模損壊に対応する手順を活用した支援が必要と判断した場合※

用した支援が必要と判断した場合

※
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大規模損壊に対応する手順を活用した支援が必玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

要と判断した場合とは，重大事故等発生時に期待する設備等が機能喪失し，事故の進展防止及び影響緩和が必要と判断した場合をいう。
また，発電所対策本部は，発電用原子炉施設の影響予災害対策本部は，発電用原子炉施設の影響予測を行 ・東海第二は文脈から測を行い，その結果を基に各機能班の責任者は必要とない，その結果を基に各班の責任者は必要となる対応を予「また，」は不要と判る対応を予想して先行的に準備を行う。

想して先行的に準備を行う。

断。
・組織名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）

発電所対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全体の対応について総括的な責任を負う。

災害対策本部長は，これらの情報を収集し，発電所全 ・組織名称の差異。
体の対応について総括的な責任を負う。

（以下，同じ差異は記載を省略）

自然災害が大規模になり，常設の設備では事故収束が・東海第二の大規模損行えない場合は，発電所対策本部の支援を受け，多様な壊発生時の対応手順

ハザード対応手順等の運転操作手順書及び緊急時対策書適用条件は 3 段落

本部用手順書で判断基準を明確化して整備する手順を前に記載。

使用する。また，非常召集を行った場合，初動対応要員

また，非常招集を行った場合，災害対策要員（初動）は， ・東海第二は最新公用

は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ移動する。ただ緊急時対策所へ移動する。ただし，緊急時対策所が使用

文用字用語に従い記し，地震発生後防潮堤を超える津波により 5 号炉原子炉

できない場合は，屋内外の利用できる施設を緊急時対策

載。

建屋内緊急時対策所も使用できない場合は，屋内外の利所として利用する。

用できる施設を緊急時対策所として利用する。

・組織名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）
・設備名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）
・東海第二は緊急対策所が使用できない場
合として，津波に限定しない。

（b）緩和操作を選択するための判断フロー
大規模損壊時に対応する手順による対応を判断後、発発電所全体の状態を把握するための「プラント状態確

電用原子炉施設の被害状況を把握するための手段を用い認チェックシート」及び各号炉における対応操作の優先

認チェックシート」及び対応操作の優先順位付けや対策 ・東海第二発電所はシて施設の損壊状況及びプラントの状態等を把握し、各対順位付けや対策決定の判断を行うための発電所対策本決定の判断を行うための災害対策本部で使用する対応

ングルユニットのた

応操作の実行判断を行うための手段に基づいて、事象進部で使用する対応フローを整備する。この対応フロー

フローを整備する。この対応フローは，非常時運転手順

め各号炉毎対応操作

展に応じた対応操作を選定する。緩和操作を選択するたは，事故時運転操作手順書，多様なハザード対応手順，

書，重大事故等対策要領等の相互関係の概略をまとめ，は不要。
（以下，同じめの判断フローは、中央制御室の監視及び制御機能の喪

発電所対策本部の各機能班の対応ガイド等の相互関係

全体像を把握するツールとして災害対策本部の運営を差異は記載を省略）

失により原子炉停止状況などのプラントの状況把握が困の概略をまとめ，全体像を把握するツールとして発電所支援するために整備するものであり，具体的な操作手順 ・整備する手順書の差

12/56

発電所全体の状態を把握するための「プラント状態確

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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

難な場合には、外からの目視による確認及び可搬型計測対策本部の運営を支援するために整備するものであり，は個別の手順書等に記載する。また，b.(b)項から(n)項

器による優先順位に従った内部の状況確認を順次行い、具体的な操作手順は個別の手順書等に記載する。また，の手順（第 5.2−5 表から第 5.2−17 表）の中で使用す必要の都度緩和措置を行う。また、中央制御室又は代替

b.(b)項から(n)項の手順（第 5.2−5 表から第 5.2−17

ることを想定している設備については，チェックシート

緊急時対策所若しくは緊急時対策所（緊急時対策棟内）

表）の中で使用することを想定している設備についての項目に盛り込むこととしている。

での監視機能の一部が健全であり、速やかな安全機能等

は，チェックシートの項目に盛り込むこととしている。

の状況把握が可能な場合には、外からの目視に加えて内当該号炉に関する対応操作の優先順位付けや実施の部の状況から全体を速やかに把握し、優先順位を付けて判断は，一義的に事故発生号炉の当直副長が行う。万一，害対策本部長が行う。大規模損壊時の対応に当たって模損壊対応における喪失した機能を回復又は代替させる等により緩和措置を

中央制御室の機能喪失時や中央制御室から運転員が撤は，次に掲げる(a)，(b)項を実施する。

対応操作判断の責任行う。また、適切な個別操作を速やかに選択できるよう退する必要が生じた場合等，当直副長の指揮下で対応で者は災害対策本部に、当該フローに個別操作への移行基準を明確化する。

きない場合については，次に掲げる(a)，(b)及び(c)項長。

個別操作実行のために必要な重大事故等対処設備又は設を実施し，それ以外の場合については，次に掲げる(b)・組織名称の差異。

計基準事故対処設備の使用可否については、大規模損壊及び(c)項を実施する。

（以下，同じ差異は記異。

対応操作の優先順位付けや実施の判断は，一義的に災 ・東海第二では、大規時に対応する手順に基づき当該設備の状況確認を実施す

載を省略）ることにより判断する。

・東海第二では，当直発電長の指揮下で対応できない場合は，大規模損壊として扱う。
当直副長又は当該号炉の対応操作の責任者が判断した

当直発電長又は対応操作の責任者が実施した監視や操 ・東海第二は災害対策結果及びそれに基づき実施した監視や操作については，作については，災害対策本部に報告し，各班の責任者（本本部が対応操作等を発電所対策本部に報告し，各機能班の責任者（統括又は部員）は，その時点における人的リソースや資機材の確判断。

班長）は，その時点における他号炉の状況，人的リソー

保状況，対応の優先順位付け等を判断し，必要な支援や ・東海第二の各班の責スや資機材の確保状況，対応の優先順位付け等を判断対応を行う。

任者は本部員。

し，必要な支援や対応を行う。
また，重大事故等時に対処するために直接監視するこ

また，重大事故等時に対処するために直接監視するこ

大規模損壊発生時には、環境への放射性物質の放出低減とが必要なパラメータが中央制御室及び緊急時対策所とが必要なパラメータが中央制御室及び緊急時対策所を最優先に考え、炉心損傷の潜在的可能性を最小限にするのいずれでも確認できない場合は，放射線測定器，可搬のいずれでも確認できない場合は，放射線測定器，代替 ・設備名称の差異。

こと、炉心損傷を少しでも遅らせることに寄与できる初期型直流電源装置，テスタ等の代替の監視手段と無線連絡

直流電源設備（可搬），可搬型計測器等の代替の監視手活動を行うとともに、事故対応への影響を把握するため、設備等の通信連絡設備を準備し，アクセスルートが確保

段と無線連絡設備等の通信連絡設備を準備し，アクセス

火災の状況を確認する。また、確保できる要員及び残存すされ次第，パラメータ監視のための運転員，号機班員等

ルートが確保され次第，パラメータ監視のための当直 ・組織名称の差異。

る資源等を基に有効かつ効果的な対応を選定し、事故を収を現場に出動させ，先ず外からの目視による確認を行（運転員），重大事故等対応要員等を現場に出動させ， （以下，同じ差異は記束させる対応を行う。

い，その後，確認できないパラメータを対象に代替監視

先ず外からの目視による確認を行い，その後，確認できまた、大規模損壊発生時においては、設計基準事故対処

手段を用いて可能な限り継続的なプラント状況の把握ないパラメータを対象に代替監視手段を用いて可能な設備の安全機能の喪失、大規模な火災の発生及び緊急時対に努める。パラメータが中央制御室及び緊急時対策所に限り継続的なプラント状況の把握に努める。パラメータ

策本部要員（指揮者等）、運転員（当直員）、重大事故等

おいて部分的に確認できる場合は，確認したパラメータが中央制御室及び緊急時対策所において部分的に確認対策要員、専属自衛消防隊員の一部が被災した場合も対応を基に安全機能等の状況把握を行った上で，他のパラメできる場合は，確認したパラメータを基に安全機能等のb.

優先順位に係る基本的な考え方

13/56

載を省略）

玄海原子力発電所 3／4 号できるようにする。
このような状況においても可搬型重大事故等対処設備

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

ータについては，パラメータが確認できない場合と同様

状況把握を行った上で，他のパラメータについては，パの対応を行う。

ラメータが確認できない場合と同様の対応を行う。

等を活用することによって、「大規模な火災が発生した場初動対応での目標設定や個別戦略における判断要素

初動対応での目標設定や個別戦略における判断要素

合における消火活動」、「炉心の著しい損傷緩和」、「原として必要になる主要パラメータが採取できない場合

として必要になる主要パラメータが採取できない場合

子炉格納容器の破損緩和」、「使用済燃料貯蔵槽水位確保

は，判断要素として代替できる他のパラメータを採取すは，判断要素として代替できる他のパラメータを採取す及び燃料体の著しい損傷緩和」及び「放射性物質の放出低る。採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中央る。採取手段の優先順位は，採取に時間を要しない中央減」の対応を行う。人命救助が必要な場合は原子力災害へ

制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，監視機能

制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，監視機能対応しつつ、発電所構内の人員の協力を得て人命の救助をの喪失により採取できない場合は，中央制御室内の計器の喪失により採取できない場合は，中央制御室内の計器

要員の安全を確保しながら行う。

盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とする。中央

盤内にて可搬型計測器等の使用を第 2 優先とする。中央

制御室内でパラメータが採取できない場合は，現場の常制御室内でパラメータが採取できない場合は，現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

さらに、環境への放射性物質の放出低減を最優先とする観点から、事故対応を行うためのアクセスルート及び操作場所に支障となる火災及び延焼することにより被害の拡また，初動対応での目標設定や個別戦略における判断

また，初動対応での目標設定や個別戦略における判断大に繋がる可能性のある火災の消火活動を優先的に実施要素として必要になる主要パラメータ及び代替できる要素として必要になる主要パラメータ及び代替できるする。

他のパラメータのいずれも採取できない場合は，先ず外他のパラメータのいずれも採取できない場合は，先ず外

上記の火災への対応を含む優先順位に係る基本的な考からの目視による確認を行い，目標設定や個別戦略の判からの目視による確認を行い，目標設定や個別戦略の判え方に基づく、大規模損壊発生時の初動対応及び大規模火断に最も影響を与えるパラメータから優先順位を付け

断に最も影響を与えるパラメータから優先順位を付け

災への対応について、優先順位に従った具体的な対応を以て監視機能を回復させ，使用可能な設備を用いて緩和措て監視機能を回復させ，使用可能な設備を用いて緩和措

下に示す。

置を行う。

置を行う。

（a）大規模損壊が発生又は発生するおそれがある場合、原備考・本項目については，(a)当直副長の指揮下での対応操作が困難な場合
中央制御室の機能喪失時や中央制御室との連絡が東海第二では，大規取れない場合等，当直副長の指揮下で対応できない場

模損壊の適用条件

合には，発電所対策本部長は当該号炉の運転員又は号(P.11,12) に 含 ま れ

機班の中から当該号炉の対応操作の責任者を定め対ているため，ここで応に当たらせる。当直副長の指揮下での対応操作不可の記載は不要とし発生時は緊急地震速報及び地震に伴う警報等により、の判断基準は次のとおりとする。

た。

大型航空機の衝突その他テロリズム発生時は、衝撃音

・中央制御室の監視機能又は制御機能が喪失した場

子力防災管理者又は当直課長は事象に応じた以下の対応及び確認を行う。
イ.

事前の予測ができない自然災害（地震）又は大型航空機の衝突その他のテロリズムが発生した場合
中央制御室が機能している場合は、当直課長が地震及び衝突音、外部からの通報等により事象を検知し、合

被災状況、運転状況の確認を行い原子力防災管理者へ

・中央制御室と連絡が取れない場合

状況報告を行う。また、中央制御室が機能していない

・運転員による対応操作では限界があり，発電所対策

場合又は当直課長から原子力防災管理者へ連絡がない

本部の指揮下で対応操作を行う必要があると当直場合は、原子力防災管理者が地震は緊急地震速報等に副長が判断した場合

より、大型航空機の衝突その他テロリズム発生時は衝
撃音及び衝突音、外部からの通報等により事象を検知(b)当面達成すべき目標の設定(a)当面達成すべき目標の設定

し、中央制御室へ状況の確認、連絡を行うとともに、発電所対策本部は，プラント状況，対応可能な要員

災害対策本部は，プラント状況，対応可能な要員数，

代替緊急時対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟

数，使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷使用可能な設備，屋外の放射線量率，建屋の損傷状況内）へ要員の非常召集及び外部への通報連絡を行う。

状況及び火災発生状況等を把握し，チェックシートに及び火災発生状況等を把握し，チェックシートに記載

14/56

・付番の差異。

玄海原子力発電所 3／4 号
ロ.

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

事前の予測が可能な自然災害（津波）が発生した場

東海第二発電所

備考

記載した上で，その情報を基に当面達成すべき目標をした上で，その情報を基に当面達成すべき目標を設定

設定し，優先すべき号炉及び戦略を決定する。

し，環境への放射性物質の放出低減を最優先に，優先 ・基本的な考え方を記すべき戦略を決定する。

合載

大津波警報が発令された場合、当直課長は原則とし当面達成すべき目標設定の考え方を次に示す。活動

当面達成すべき目標設定の考え方を次に示す。活動て原子炉を停止し冷却操作を開始するとともに、原子に当たっては，緊急時対策要員の安全確保を最優先とに当たっては，災害対策要員の安全確保を最優先とす ・組織名称の差異。

力防災管理者への連絡及び所内一斉放送による所内関

する。

る。

・東海第二の災害対策

係者への退避指示並びに関係箇所へ状況連絡を行う。

要員は，自衛消防隊

連絡を受けた原子力防災管理者は、要員を一旦高所へ及び当直（運転員）も避難させた後、第２、第３波の津波襲来等の情報収集含める。
（以下，同じ

及び海面状態の常時監視を行う。また、代替緊急時対・第一義的目標は炉心損傷を回避するため，速やかに・第一義的目標は炉心損傷を回避するため，速やかに策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟内）へ要員の非発電用原子炉を停止し，注水することである。炉心発電用原子炉を停止し，注水することである。炉心常召集及び外部への通報連絡を行う。

損傷に至った場合においても発電用原子炉への注損傷に至った場合においても発電用原子炉への注水は必要となる。

水は必要となる。

（b）原子力防災管理者は、非常召集した各要員から発電用・炉心損傷が回避できない場合は，原子炉格納容器の原子炉施設の被災状況に関する情報を収集し、大まかな・炉心損傷が回避できない場合は，原子炉格納容器の破損を回避する。

状況の確認及び把握（火災発生の有無、建屋の損壊状況、破損を回避する。

・使用済燃料プールの水位が低下している場合は，速アクセスルート損傷）を行う。原子力防災管理者が発電・使用済燃料プールの水位が低下している場合は，速やかに注水する。

用原子炉施設の被害状況を把握するためのチェックシ

やかに注水する。

・これらの努力を最大限行った場合においても，炉心ートを用いた状況把握が必要と判断すれば、大規模損壊

差異は記載を省略）

・これらの努力を最大限行った場合においても，炉心損傷かつ原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プ

損傷，かつ，原子炉格納容器の破損又は使用済燃料 ・記載の統一。

ール水位の異常低下の回避が困難な場合は放射性

プール水位の異常低下の回避が困難な場合は放射物質の拡散抑制を行う。

性物質の拡散抑制を行う。

これらの目標は，複数の目標を同時に設定するケー

これらの目標は，複数の目標を同時に設定するケースも想定される。また，プラント状況に応じて，設定スも想定される。また，プラント状況に応じて，設定する目標も随時見直していくこととする。

する目標も随時見直していくこととする。

時に対応する手順に基づく対応を開始する。
（c）緊急時対策本部は、以下の項目の確認及び対応を最優先に実施する。
イ. 初期状態の確認
・中央制御室との連絡及びプラントパラメータの監視可
否
・原子炉停止確認（停止していない場合は、原子炉手動停止を速やかに試みる。）(c)個別戦略を選択するための判断フロー
発電所対策本部は，(b)項で決定した目標設定に基・タービン動補助給水ポンプ起動確認（起動していない
ロ.

づき，個別戦略を実施していく。設定目標と実施する

き，個別戦略を実施していく。設定目標と実施する個放射線モニタ指示値の確認（モニタ指示値により事

個別戦略の考え方を次に示す。

別戦略の考え方を次に示す。

火災の確認（火災が発生している場合は、事故対応

イ

設定目標：炉心損傷回避のための原子炉圧力容器への注水に実施する。

（d）緊急時対策本部は、上記の確認及び対応を実施した後、詳細な状況を把握するため以下の項目を確認する。

ロ

イ

設定目標：炉心損傷回避のための原子炉圧力容器への注水

発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的への支障の有無を確認する。）

発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的に実施する。

設定目標：原子炉格納容器の破損回避

ロ 設定目標：原子炉格納容器の破損回避

イ. 対応可能な要員の確認

基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原子基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原子ロ. 通信連絡設備の確認

炉圧力容器への注水は継続して必要となるが，使用可

炉圧力容器への注水は継続して必要となるが，使用可

ハ. 電源系統の確認能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に原子炉能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に原子炉15/56・付番の差異。

災害対策本部は，(a)項で決定した目標設定に基づ ・付番の差異。

場合は、起動操作を速やかに試みる。）
故、炉心及び使用済燃料ピットの状況を推測する。）
ハ.

(b)個別戦略を選択するための判断フロー玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

ニ. 建屋等へのアクセス性確認

格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得ない状

格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得ない状

ホ. 建屋等の健全性確認

況になることが想定される。この際に「閉じ込め」機

況になることが想定される。この際に「閉じ込め」機へ. 建屋等内部の確認

能を維持するための個別戦略を実施する。

能を維持するための個別戦略を実施する。

ト. 機器状態の確認

原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に放射性物質が漏えいする状況が想定される場合は，放射射性物質が漏えいする状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

性物質拡散抑制戦略を実施する。

（e）緊急時対策本部は、（c）項の確認と並行して以下の対原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に放応を実施する。
また、対応の優先順位については、把握した対応可能

ハな緊急時対策本部要員数、使用可能な設備及び施設の状

設定目標：使用済燃料プール水位確保

ハ

設定目標：使用済燃料プール水位確保
使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦

略を実施する。使用済燃料プール内の燃料損傷が発生略を実施する。使用済燃料プール内の燃料損傷が発生

し，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上昇する状況がし，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上昇する状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施す想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施す

る。

る。

態に応じて選定する。

使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦

イ. 発電用原子炉施設の状況把握が困難な場合
プラント監視機能が喪失し、発電用原子炉施設の状況把握が困難な場合においては、外観より施設の状況を把握するとともに、対応可能な要員の状況を可能な範囲で把握し、原子炉格納容器又は使用済燃料ピット

ニ

設定目標：放射性物質拡散抑制

ニ 設定目標：放射性物質拡散抑制から環境への放射性物質の放出低減を最優先に考え、炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への大規模火災の発生に対しても迅速な対応ができるよう注水が行えない場合，使用済燃料プール水位の低下が注水が行えない場合，使用済燃料プール水位の低下が移動式大容量ポンプ車の準備を開始する。また、監視継続している場合又は原子炉建屋が損傷している場

継続している場合又は原子炉建屋が損傷している場

機能を復旧させるため、代替電源による供給により監合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。

視機能の復旧措置を試みるとともに、可搬型計測器等を用いて可能な限り継続的にプラントの状態把握に努める。
外観から原子炉格納容器又は燃料取扱棟の損傷が確認され周辺の線量率が上昇している場合は、あらかじめ準備を開始している移動式大容量ポンプ車と放水砲を用いた放射性物質の放出低減を行う。
外観から原子炉格納容器が健全であることや周辺の線量率が正常であることが確認できた場合は、原子炉格納容器破損の緩和措置を優先して実施する。
炉心が損傷していないこと、１次冷却系から大規模な漏えいが発生していないこと及び原子炉格納容器の減圧が必要ないことを確認できた場合には、炉心損傷緩和の措置を実施する。
使用済燃料ピットへの対応については、外観から燃料取扱棟が健全であることや周辺の線量率が正常であることが確認できた場合は、建屋内部にて可能な限り
代替水位計の設置等の措置を行うとともに、常設設備
又は可搬型設備による使用済燃料ピットへの注水を行
16/56

備考

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所う。また、水位の維持が不可能又は不明と判断した場
合は、建屋内部又は外部からのスプレイを行う。
発電用原子炉施設の状況把握が困難な場合のフローを第5.2.3図に示す。
ロ. 発電用原子炉施設の状況把握がある程度可能な場合プラント監視機能が健全である場合には、運転員（当直員）、緊急時対策本部要員（指揮者等）及び重大事故等対策要員により発電用原子炉施設の状況を速やかに把握し、判断フローに基づいて「止める」、「冷やす」、「閉じ込める」機能の確保を基本とし、状況把握が困難な場合と同様に、環境への放射性物質の放出低減を目的に、優先して実施すべき対応操作とその実行性を総合的に判断し、必要な緩和措置を実施する。
なお、部分的にパラメータ等を確認できない場合
は、可搬型計測器等により確認を試みる。
（f）（c）項から（e）項の各対策の実施に当たっては、重大事故等対策におけるアクセスルート確保の考え方を基
本に被害状況を確認し、早急に復旧可能なルートを選定し、ホイールローダ、その他重機を用いて斜面崩壊による土砂、建屋の損壊によるがれき等の撤去活動を実施することでアクセスルートの確保を行う。また、事故対応を行うためのアクセスルート及び各影響緩和対策の操作に支障となる火災並びに延焼することにより被害の拡大に繋がる可能性のある火災の消火活動を優先的に
実施する。

c.

大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手順書

b.

大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手順書

ｂ．大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手順書

大規模損壊が発生した場合に対応する手順については、

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した（a）項の５つの活動又は緩和対策を行うための手順書と場合に対応する手順については，(a)項に示す 5 つの活動場合に対応する手順については，(a)項に示す 5 つの活動

して重大事故等対策で整備する設備を活用した手順等にを行うための手順を網羅する。

を行うための手順を網羅する。

加えて、重大事故等時では有効に機能しない設備等が大規

また，重大事故等対策で整備する設備を活用した手順等

また，重大事故等対策で整備する設備を活用した手順等

模損壊のような状況下では有効に機能する場合も考えらに加えて共通要因で同時に機能喪失することのない可搬に加えて共通要因で同時に機能喪失することのない可搬れるため、事象進展の抑制及び緩和に資するための多様性

型重大事故等対処設備等を用いた手順，中央制御室での監型重大事故等対処設備等を用いた手順，中央制御室での監を持たせた設備等を活用した手段を可搬型設備等による視及び制御機能が喪失した場合でも対応できるよう現場

視及び制御機能が喪失した場合でも対応できるよう現場

17/56

備考

玄海原子力発電所 3／4 号
対応手順等として整備する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

にてプラントパラメータを監視するための手順，可搬型計

にてプラントパラメータを監視するための手順，可搬型計

また、（b）項から（n）項のとおりの手順等を基本に、測器にてプラントパラメータを監視するための手順，建物測器にてプラントパラメータを監視するための手順，建物共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型重大事や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直故等対処設備等を用いた手順、中央制御室での監視及び制接機器を作動させるための手順等を整備する。なお，プラ

接機器を作動させるための手順等を整備する。なお，プラ

御機能が喪失した場合も対応できるよう現場にてプランントパラメータの採取手段の優先順位は，採取に時間を要

ントパラメータの採取手段の優先順位は，採取に時間を要

トパラメータを計測するための手順及び現場にて直接機しない中央制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，しない中央制御室等の常設計器等の使用を第 1 優先とし，器を作動させるための手順等を整備する。

監視機能の喪失により採取できない場合は，中央制御室内監視機能の喪失により採取できない場合は，中央制御室内

第 5.2.5 表から第 5.2.17 表に 1.2 から 1.14 におけるの計器盤内にて可搬型計測器等による計測を第 2 優先との計器盤内にて可搬型計測器等による計測を第 2 優先と重大事故等及び大規模損壊対応設備と整備する手順を、まする。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，する。中央制御室内でパラメータが採取できない場合は，た第 5.2.18 表に大規模損壊に特化した対応手段と対応設

現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

現場の常設計器又は可搬型計測器を使用して採取する。

技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 における重大

技術的能力に係る審査基準 1.2 から 1.14 における重大事故等対処設備と整備する手順を(b)項から(n)項に示す。

事故等対処設備と整備する手順を(b)項から(n)項に示す。

備並びに整備する手順を示す。
なお、（b）項から（n）項で整備した手順のうち大規模損壊に特化した手順を（o）項に示す。

なお，大規模損壊に特化した手順を(o)項に示す。

備考

・東海第二は大規模損壊に特化した手順を（a）５つの活動又は緩和対策を行うための手順書
イ.

大規模な火災が発生した場合における消火活動に関(a) 5つの活動又は緩和対策を行うための手順書(a)イイ．大規模な火災が発生した場合における消火活動に関す大規模な火災が発生した場合における消火活動に関

5つの活動又は緩和対策を行うための手順書

する手順等

る手順等

大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場合に大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場合に大規模損壊発生時に大規模な火災が発生した場合における消火活動として、故意による大型航空機の衝突

おける消火活動として，故意による大型航空機の衝突における消火活動として，故意による大型航空機の衝突にによる大規模な航空機燃料火災を想定し、放水砲等をよる航空機燃料火災を想定し，放水砲等を用いた泡消火

よる航空機燃料火災を想定し，放水砲等を用いた泡消火用いた泡消火についての手順書を整備するとともに必についての手順書を整備する。

についての手順書を整備する。

する手順等

整備。

要な設備を配備する。
また、地震及び津波のような大規模な自然災害によ

また，地震及び津波のような大規模な自然災害においまた，地震及び津波のような大規模な自然災害においって発電所内の油タンク火災等の大規模な火災が発生ては，施設内の油タンク火災等の複数の危険物内包設備ては，施設内の油タンク火災等の複数の危険物内包設備

した場合においても、同様な対応が可能となるよう多の火災が発生した場合においても，同様な対応が可能なの火災が発生した場合においても，同様な対応が可能な様な消火手段を整備する。

ように多様な消火手段を整備する。

ように多様な消火手段を整備する。

手順書については、以下の（l）項に該当する手順
等を含むものとして整備する。
大規模な火災が発生した場合における対応手段の優大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場

大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場

先順位は、放水砲等を用いた泡消火について速やかに合における対応手段の優先順位は，放水砲等を用いた泡合における対応手段の優先順位は，放水砲等を用いた泡

準備するとともに、火災の状況に応じて小型放水砲等

消火について速やかに準備し，早期に準備が可能な大型消火について速やかに準備し，早期に準備が可能な化学 ・配備する設備の差異。

による泡消火を準備する。また、早期に準備が可能な

化学高所放水車あるいは化学消防自動車，水槽付消防ポ

消防自動車及び水槽付消防ポンプ自動車による泡消火 ・東海第二は化学消防

消防自動車による延焼防止のための消火を実施する。

ンプ自動車による泡消火並びに延焼防止のための消火並びに延焼防止のための消火を実施する。

を実施する。

自動車，水槽付消防
ポンプ自動車で対地震により建屋内部に火災が発生した場合におい地震により建屋内部に火災が発生した場合において，地震により建屋内部に火災が発生した場合において，て、当該火災により建屋内の設計基準事故対処設備及屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備は火災の影

屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備は火災の影

び重大事故等対処設備の一部の機能が喪失するような響を受けないと考えられるため，これらの設備を中心と響を受けないと考えられるため，これらの設備を中心と

18/56

応。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

場合でも、屋外に配備する可搬型重大事故等対処設備

した事故対応を行うことが可能である。なお，当該の対した事故対応を行うことが可能である。なお，当該の対等は火災の影響を受けないことが考えられるため、こ応において事故対応を行うためのアクセスルート若し

応において事故対応を行うためのアクセスルート若し

れらの設備を中心とした事故対応を行うことが可能でくは操作箇所での復旧活動に支障となる火災が発生し

くは操作箇所での復旧活動に支障となる火災が発生しある。なお、当該対応において、可搬型重大事故等対ている場合は，消火活動を速やかに実施し，操作箇所まている場合は，消火活動を速やかに実施し，操作箇所ま

処設備等と常設配管への接続場所又は系統構成のためでのアクセスルート等を確保する。具体的には，次の手でのアクセスルート等を確保する。具体的には，次の手に操作が必要な弁等の設置場所において火災が発生し順で対応を行う。

順で対応を行う。

備考ている場合は、建屋内に設置している消火器等による消火活動を速やかに実施し、接続箇所までのアクセス
ルート等を確保する。

①アクセスルートに障害がない箇所があれば，その箇①アクセスルートに障害がない箇所があれば，その箇所を使用する。

所を使用する。
②複数の操作箇所のいずれもがアクセスルートに障②複数の操作箇所のいずれもがアクセスルートに障害がある場合，最もアクセスルートを確保しやすい

害がある場合，最もアクセスルートを確保しやすい箇所を優先的に確保する。

箇所を優先的に確保する。
③ ①及び②いずれの場合も，予備としてもう1つの③ ①及び②いずれの場合も，予備としてもう１つの操作箇所へのアクセスルートを確保する。

操作箇所へのアクセスルートを確保する。
消火活動を行うに当たっては，火災発見の都度，次に消火活動を行うに当たっては，火災発見の都度，次に示す[1]〜[4]の区分を基本に消火活動の優先度を判定示す[1]〜[4]の区分を基本に消火活動の優先度を判定

し，優先度の高い火災より順次消火活動を実施する。

し，優先度の高い火災より順次消火活動を実施する。

[1]アクセスルート・操作箇所の確保のための消火[1] アクセスルート・操作箇所の確保のための消火①アクセスルート確保①アクセスルート確保②車両及びホースルートの設置エリアの確保②車両及びホースルートの設置エリアの確保（初期消火に用いる化学消防自動車，大型化学高所放（初期消火に用いる化学消防自動車，水槽付消防ポン ・配備する設備の差異。

水車等）

プ自動車等）[2]原子力安全の確保のための消火[2] 原子力安全の確保のための消火③重大事故等対処設備が設置された建屋，放射性物質内③重大事故等対処設備が設置された建屋，放射性物質内

包の建屋

包の建屋

④可搬型重大事故等対処設備の屋外接続箇所及び設置④可搬型重大事故等対処設備の屋外接続箇所及び設置

エリアの確保エリアの確保

⑤大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及びホースル⑤可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及びホースルー ・設備名称の差異。

ート，放水砲の設置エリアの確保

ト，放水砲の設置エリアの確保[3]火災の波及性が考えられ，事故終息に向けて原子力安[3]

火災の波及性が考えられ，事故収束に向けて原子力 ・東海第二は最新公用全に影響を与える可能性がある火災の消火

安全に影響を与える可能性がある火災の消火⑥可搬型重大事故等対処設備の複数の屋外接続箇所の⑥可搬型重大事故等対処設備の複数の屋外接続箇所及確保び設置エリアの確保⑦代替熱交換器車の設置エリアの確保
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文用字用語に従い記載。
・設置エリアについて
も火災の波及性を考玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所[4] その他火災の消火[4]その他火災の消火

備考
慮。

[1]から[3]以外の火災は，対応可能な段階になってか[1]から[3]以外の火災は，対応可能な段階になってか ・東海第二は熱交換器

ら，可能な範囲で消火する。

ら，可能な範囲で消火する。

車が不要な海水直接冷却の補機冷却方式

建屋内外ともに上記の考え方を基本に消火するが，大型建屋内外ともに上記の考え方を基本に消火するが，大型であることから，代航空機衝突による建屋内の大規模な火災時は，入域可能な

航空機衝突による建屋内の大規模な火災時は，入域可能な替残留熱除去系海水状態になってから消火活動を実施する。

状態になってから消火活動を実施する。

系の対応は⑥のみ。

当該の消火活動を行うに当たっては、以下のとお

消火活動に当たっては，現場間では無線連絡設備を使用 ・東海第二は消火活動

り、緊急時対策本部と専属自衛消防隊員との連絡を密するとともに，現場と災害対策本部間では衛星電話設備を時に専用の通信連絡に行い、火災の影響により対応が困難な場合は別の手使用し，連絡を密にする。無線連絡設備及び衛星電話設備

設備を使用すること段を試みる等、要員の安全確保に配慮して実施する。

での連絡が困難な建屋内において火災が発生している場を明記。

・現場において事故対応操作等を行う場合には、並行

合には，複数ある別の対応手段を選択して事故対応を試み

して消火活動が必要になることを想定し複数名で活るとともに，火災に対しては連絡要員を配置する等により動する。

外部との通信ルート及び自衛消防隊員の安全を確保した上で，対応可能な範囲の消火活動を行う。

・再燃又は延焼の可能性を考慮し、火災への監視を強化する。
・消火活動を含む屋内での活動の際には、火災対応用

また，自衛消防隊以外の緊急時対策要員が消火活動の支

また，自衛消防隊以外の重大事故等対応要員が消火活動 ・組織名称の差異。

の装備品（例：防火服、空気呼吸器等）を確実に装援を行う場合は，発電所対策本部の火災対応の指揮命令系を行う場合は，災害対策本部の指揮命令系統の下で活動す （以下，同じ差異は記着する。当該の装備品を装着しての消火活動につい統の下で活動する自衛消防隊の指揮下で活動する。

る。

ては、あらかじめ活動できる時間（仕様）を確認し載を省略）
・東海第二の重大事故た上で行う。

等対応要員は，支援・屋内での消火活動は、１組２名以上で行動するととではなく，放水砲にもに被害の発生場所を概ね想定し、安全と考えられよる消火活動を実るアクセスルートを選定する。

施。

・消火活動を行うに当たっては、現場との通信用とし・消火活動における指て配備している無線連絡設備を活用し、緊急時対策

揮命令系統の差異。

本部と専属自衛消防隊員との連絡を密にする。無線連絡設備での連絡が困難な建屋内において火災が発生している場合には、複数ある別の対応手段を選択
して事故対応を試みるとともに、火災に対しては連絡要員を配置する等により外部との通信ルート及び専属自衛消防隊員の安全を確保した上で、対応可能な範囲の消火活動を行う。
また、重大事故等対策要員による消火活動を行う場
合でも、事故対応とは独立した通信手段を用いるために、消火活動専用の無線連絡設備の回線を使用することとし、全体指揮者の指揮の下対応を行う。
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ロ.

炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等
炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（b）項から（f）項、（m）
項及び（n）項に該当する手順等を含むものとして整備する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
ロ

炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手

東海第二発電所

備考

ロ．炉心の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順

順等

等

炉心の著しい損傷を緩和するための対応手段は次の

炉心の著しい損傷を緩和するための対応手段は次のとおりとする。

とおりとする。
・原子炉停止機能が喪失した場合は，原子炉手動スク

・原子炉停止機能が喪失した場合は，原子炉手動スク

ラム，冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑

ラム，再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制， ・設備名称の差異。

制，ほう酸水注入，代替制御棒挿入機能又は手動挿

ほう酸水注入，代替制御棒挿入機能又は手動挿入に合における対応手段の優先順位は以下のとおりであ

入による制御棒緊急挿入及び原子炉水位低下によよる制御棒緊急挿入及び原子炉水位低下による原る。

る原子炉出力抑制を試みる。

子炉出力抑制を試みる。

炉心の著しい損傷を緩和するための対策が必要な場

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，高圧・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，高圧 ・設備設計の差異。

炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の故障により

炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の故障に発電用原子炉の冷却が行えない場合に，高圧代替注より発電用原子炉の冷却が行えない場合に，高圧代・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時は、２次冷却系

水系により発電用原子炉を冷却する。全交流動力電

替注水系により発電用原子炉を冷却する。全交流動からの除熱による原子炉冷却及び減圧を優先し、２

源喪失又は常設直流電源系統喪失により発電用原

力電源喪失又は常設直流電源系統喪失により発電

次冷却系からの除熱機能が喪失している場合は、１子炉の冷却が行えない場合は，常設代替直流電源設

用原子炉の冷却が行えない場合は，常設代替直流電

次冷却系統の減圧及び原子炉への注水を行う。

備より給電される高圧代替注水系による発電用原源設備より給電される高圧代替注水系による発電

子炉の冷却又は原子炉隔離時冷却系の現場起動に用原子炉の冷却又は原子炉隔離時冷却系の現場起よる発電用原子炉の冷却を試みる。

動による発電用原子炉の冷却を試みる。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において１次冷

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に注水機能が・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に注水機能が却材喪失事象が発生している場合は、多様な炉心注喪失している状態において，原子炉内低圧時に期待喪失している状態において，原子炉内低圧時に期待入手段から早期に準備可能な常設設備を優先して使している注水機能が使用できる場合は，逃がし安全している注水機能が使用できる場合は，逃がし安全用し、常設設備が使用できない場合は、可搬型設備

弁による原子炉減圧操作を行う。

弁による原子炉減圧操作を行う。

による炉心注水により原子炉冷却を行う。また、１・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において原子・原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時において原子次冷却材喪失事象が発生していない場合は２次冷却炉冷却材喪失事象が発生している場合は，残留熱除炉冷却材喪失事象が発生している場合は，残留熱除 ・残留熱除去系の運転

系からの除熱による原子炉冷却を行う。

去系ポンプ（低圧注水モード）を優先し，全交流動去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系を優先

モードの名称の差・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場

力電源喪失により発電用原子炉の冷却が行えない

し，全交流動力電源喪失により発電用原子炉の冷却異。
（以下，同様の差合は、２次冷却系からの除熱による原子炉冷却及び場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系が行えない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧

異は記載を省略）

格納容器内自然対流冷却により最終ヒートシンクへ（可搬型）及び消火系による発電用原子炉の冷却を代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及 ・ＥＣＣＳ設計の差異。

熱を輸送する。

試みる。

び補給水系による発電用原子炉の冷却を試みる。

・東海第二では，低圧・原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合は、格代替注水系とは別に

納容器内自然対流冷却には移動式大容量ポンプ車を独立した代替循環冷使用するため準備に時間がかかることから、使用開却系を整備。
（柏崎刈

始するまでの間に原子炉格納容器内の圧力が最高使

羽はポンプ等を兼
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東海第二発電所

用圧力以上に達した場合は、多様な格納容器スプレ

備考用）

イ手段より早期に準備可能な常設設備を優先して使・補給水系は東海第二用し、常設設備が使用できない場合は可搬型設備に固有の対策。

より原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる。
ハ.

原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等
原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順書については、以下の（c）項から（j）項、（m）項及び（n）項に該当する手順等を含むものとし

ハ

原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関す

ハ．原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する

る手順等

手順等

原子炉格納容器の破損を緩和するための対応手段は原子炉格納容器の破損を緩和するための対応手段は次のとおりとする。

次のとおりとする。
・残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モー

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障又 ・残留熱除去系の運転ド）が故障又は全交流動力電源喪失により機能が喪

は全交流動力電源喪失により機能が喪失した場合

モードはポンプに対原子炉格納容器の破損を緩和するための対策が必要

失した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系，消火は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），代替格

してではなく，系統な場合における対応手段の優先順位は以下のとおりで系及び可搬型代替注水ポンプにより原子炉格納容

納容器スプレイ冷却系（可搬型），消火系及び補給に定義されるものとある。

器内の圧力及び温度を低下させる。

水系により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低整理し，「ポンプ」の下させる。

記載は削除した。
（以て整備する。

・原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時は、２次冷却系からの除熱による原子炉冷却及び減圧を優先し、２下，同様の差異は記

次冷却系からの除熱機能が喪失した場合は、１次冷載を省略）

却系統の減圧及び原子炉への注水を行う。また、原・代替格納容器スプレ

子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する手段により、イ冷却系の常設と可高圧溶融物放出及び格納容器雰囲気直接加熱による搬の記載方法の差

原子炉格納容器破損を防止する。

異。

・炉心が溶融し、溶融デブリが原子炉容器内に残存す・補給水系による対策

る場合は、原子炉格納容器の破損を緩和するため、は，東海第二固有の多様な格納容器スプレイ手段から早期に準備可能な対策。

常設設備を優先して使用し、常設設備が使用できない場合は可搬型設備により原子炉格納容器内に注水し、原子炉容器内の残存溶融デブリを冷却する。
・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場

・最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した

合は、２次冷却系からの除熱による原子炉冷却及び場合は，代替原子炉補機冷却系によりサプレッショ

場合は，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系 ・設備設計の差異。

格納容器内自然対流冷却により最終ヒートシンクへ

ン・チェンバから最終ヒートシンク（海洋）へ熱をによりサプレッション・チェンバから最終ヒートシ

熱を輸送する。

輸送する。

ンク（海洋）へ熱を輸送する。

・原子炉格納容器内の冷却又は破損を緩和するため、・原子炉格納容器の過圧破損を防止するため，格納容・原子炉格納容器の過圧破損を防止するため，格納容

格納容器内自然対流冷却又は多様な格納容器スプレ器圧力逃がし装置により，原子炉格納容器内の減圧

器圧力逃がし装置により，原子炉格納容器内の減圧イ手段から早期に準備可能な常設設備を優先して使及び除熱を行う。

及び除熱を行う。

用し、常設設備が使用できない場合は、可搬型設備・炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉・炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉

により原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させ格納容器の破損を防止するため，代替循環冷却によ

格納容器の破損を防止するため，代替循環冷却によ22/56

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東海第二発電所

備考

り原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

り原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

・溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）の抑制及・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉

び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリへの心・コンクリート相互作用（以下「MCCI」という。）

心・コンクリート相互作用や溶融炉心と原子炉格納 ・後段で読み替えを行

接触を防止するため、多様な格納容器スプレイ手段

や溶融炉心と原子炉格納容器バウンダリの接触に容器バウンダリの接触による原子炉格納容器の破わないため，記載しから早期に準備可能な常設設備を優先して使用し、よる原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉損を防止するため，ペデスタル（ドライウェル部）ていない。

常設設備が使用できない場合は可搬型設備により、格納容器下部注水を行う。

へ注水を行う。

る。

・シェルアタックは想原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冷却す定する格納容器破損

る。また、溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下

モードではないが，を遅延又は防止するため、多様な炉心注入手段から

条文記載事項である

早期に準備可能な常設設備を優先して使用し、常設ため，そのまま記載。

設備が使用できない場合は可搬型設備により原子炉・設備名称の差異。

を冷却する。

（以下，同じ差異は記載を省略）

・さらに、原子炉格納容器内に水素が放出された場合

・原子炉格納容器内に水素ガスが放出された場合ににおいても水素爆発による原子炉格納容器の破損をおいても水素爆発による原子炉格納容器の破損をても水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止「ガス」を付けない防止するために必要な水素濃度低減及び水素濃度監防止するためにプラント運転中の原子炉格納容器するためにプラント運転中の原子炉格納容器内は記載ルールとしてい視を実施し、水素が原子炉格納容器から原子炉格納内は不活性ガス（窒素）置換により原子炉格納容器

不活性ガス（窒素）置換により原子炉格納容器内雰る。
（以下，同様の差

容器周囲のアニュラス部に漏えいした場合にも、水内雰囲気を不活性化した状態になっているが，炉心囲気を不活性化した状態になっているが，炉心の著

異は記載を省略）

素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するため、の著しい損傷が発生し，ジルコニウム−水反応及びしい損傷が発生し，ジルコニウム−水反応並びに水 ・「及び」より「並びに」アニュラス内の水素排出及び水素濃度監視を実施す

水の放射線分解等による水素ガス及び酸素ガスのの放射線分解等による水素及び酸素の発生によっが適切な記載と判る。

発生によって水素濃度が可燃限界を超えるおそれて水素濃度及び酸素濃度が可燃限界を超えるおそ断。

がある場合は，可燃性ガス濃度制御系による水素ガ

れがある場合は，可燃性ガス濃度制御系による水素 ・可燃性ガス燃焼防止

ス又は酸素ガスの濃度を抑制する。さらに，格納容及び酸素の濃度を抑制する。また，可搬型窒素供給に関して，酸素濃度器圧力逃がし装置により水素ガスを原子炉格納容装置により原子炉格納容器への窒素注入を行うこについても考慮対象

器外に排出する手段を有している。

とで酸素濃度を抑制し，更に酸素濃度が上昇する場と整理。

また、電気式水素燃焼装置の起動に関しては緊急時対策本部で実効性と悪影響を考慮し判断する。

・原子炉格納容器内に水素が放出された場合におい ・窒素，水素，酸素に合においては，格納容器圧力逃がし装置により水素 ・可燃性ガス濃度制御
を原子炉格納容器外に排出する手段を有している。

系では水素と酸素を結合させることから「及び」が適切な記載と判断。
・東海第二では，格納容器圧力逃がし装置
による排出の前に，窒素供給による濃度
上昇抑制手段を整ニ.

使用済燃料貯蔵槽の水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手ニ

使用済燃料プールの水位を確保するための対策及びニ．使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手

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備。

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順等

東海第二発電所

手順等

順等

使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ステン

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ステン

燃料体等の著しい損傷を緩和するための対策に関するレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨界は維持

レス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨界は維持

手順書については、以下の（k）項、（m）項及びされている。使用済燃料プールの水位を確保するためのされている。使用済燃料プールの水位を確保するための（n）項に該当する手順等を含むものとして整備す対応手段及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対対応手段及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対る。

応手段は次のとおりとする。

応手段は次のとおりとする。

備考

使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び・使用済燃料プールの状態を監視するため，使用済燃

燃料体等の著しい損傷を緩和するための対策が必要な料貯蔵プール水位計，使用済燃料貯蔵プール温度

料プール水位・温度，使用済燃料プールエリア放射 ・計器名称等の差異。

場合における対応手段の優先順位は、外観から燃料取

計，燃料取替機エリア放射線モニタ，使用済燃料貯線モニタ及び使用済燃料プール監視カメラを使用

扱棟が健全であること、周辺の線量率が正常であるこ蔵プール監視カメラを使用する。

する。

・使用済燃料プールの状態を監視するため，使用済燃とが確認できた場合、建屋内部にて可能な限り代替水・使用済燃料プールの注水機能の喪失又は使用済燃

・使用済燃料プールの注水機能の喪失又は使用済燃

位計の設置等の措置を行うとともに、早期に準備が可

料プールからの水の漏えい，その他の要因により使料プールからの水の漏えい，その他の要因により使能な常設設備による注水を優先して実施し、常設設備

用済燃料プールの水位が低下した場合は，燃料プー

用済燃料プールの水位が低下した場合は，常設低圧 ・設備設計，名称の差による注水ができない場合は、可搬型設備による注

ル代替注水系（常設），燃料プール代替注水系（可代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水、建屋内部からのスプレイ等を実施し、使用済燃料搬型）及び消火系により使用済燃料プールへ注水す

水ライン），可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型

ピットの近傍に立ち入ることができない場合は、外部ることにより，使用済燃料プール内の燃料体等を冷

代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系

からのスプレイを実施する。また、注水操作を行って却し，放射線を遮蔽し，臨界を防止する。

（注水ライン），可搬型代替注水大型ポンプによるも使用済燃料ピットの水位維持ができない大量の漏え

代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）及いが発生した場合、燃料取扱棟の損壊又は現場線量率

び消火系により使用済燃料プールへ注水することの上昇により燃料取扱棟に近づけない場合は、放水砲により，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，により燃料体等の著しい損傷の進行を緩和する。

放射線を遮蔽し，臨界を防止する。

ホ.

放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に至った場

ホ異。

・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他

・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維持が行えの要因により使用済燃料プールの水位維持が行えない場合，常設スプレイヘッダ又は可搬型スプレイ

ない場合，常設スプレイヘッダ又は可搬型スプレイ ・設備設計の差異。

ヘッダを使用したスプレイを実施することで，使用ノズルを使用したスプレイを実施することで，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を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，臨界を防止するとともに，環境への放射性緩和し，臨界を防止するとともに，環境への放射性物質の放出を可能な限り低減させる。

物質の放出を可能な限り低減させる。

・原子炉建屋の損壊又は放射線量率の上昇により原・原子炉建屋の損壊又は放射線量率の上昇により原子炉建屋に近づけない場合は，放水砲により燃料体

子炉建屋に近づけない場合は，放水砲により燃料体の著しい損傷の進行を緩和する。

の著しい損傷の進行を緩和する。

放射性物質の放出を低減するための対策に関する手ホ．放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順

順等

等

放射性物質の放出を低減するための対応手段は次の放射性物質の放出を低減するための対応手段は次のとおりとする。

とおりとする。
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東海第二発電所

備考

合において、放射性物質の放出を低減するための対策

・原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合，大に関する手順書については、以下の（f）項及び（k）

容量送水車，放水砲により原子炉建屋に海水を放水

搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲によ ・設備名称の差異。

項から（n）項に該当する手順等を含むものとして整し，大気への放射性物質の拡散を抑制する。

り原子炉建屋に海水を放水し，大気への放射性物質

・原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合，可の拡散を抑制する。

備する。
放射性物質の放出を低減するための対策が必要な場

・その際，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置す・その際，放水することで放射性物質を含む汚染水が ・東海第二は，汚濁防合における対応手順の優先順位は、原子炉格納容器のることにより汚染水の海洋への拡散抑制を行う。

一般排水路を通って雨水排水路集水桝又は放水路

止膜を先に設置する閉じ込め機能が喪失した場合、格納容器スプレイが実・放水することで放射性物質を含む汚染水が構内排から海へ流れ出すため，汚濁防止膜を設置することことから，記載の順

施可能であれば、早期に準備が可能な常設設備による水路を通って北放水口から海へ流れ出すため，汚濁で，海洋への拡散範囲を抑制する。

番を入れ替えた。

スプレイを優先して実施し、常設設備によるスプレイ

防止膜を設置することで，海洋への拡散範囲を抑制ができない場合は可搬型設備による代替格納容器スプする。

・防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置すること ・プラント設計の差異。
により汚染水の海洋への拡散抑制を行う。

レイを実施する。すべての格納容器スプレイが使用不・また，汚濁防止膜の設置が困難な状況（大津波警報

・柏崎刈羽は汚濁防止

能な場合又は放水砲による放水が必要と判断した場合や津波警報が出ている状況）である場合，大津波警膜設置に際して港湾

は、放水砲による放射性物質の放出低減を実施する。

報又は津波警報が解除された後に汚濁防止膜の設内作業が発生する置を開始する。

が，東海第二は防潮使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に至った場合は、使用済燃料ピットへの外部からのスプレイ

堤内作業のみであるによる放射性物質の放出低減を優先して実施し、燃料ため，技術的能力

取扱棟の損壊又は現場線量率の上昇により燃料取扱棟

1.12 において，津波に近づけない場合は、放水砲による燃料取扱棟への放警報に係る制限を記

水により放射性物質の放出低減を実施する。

載していない。

（b）「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子(b)「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」

炉を冷却するための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順

イ

(b)

「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」

重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態におい原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，て、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機

設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機

却機能は、２次冷却系からの除熱機能である。

能は，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による発能は，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系によ ・設備設計の差異。

電用原子炉への注水機能である。

る発電用原子炉への注水機能である。

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉を冷却する対処設備

傷を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備及傷を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備及及び手順を整備する。

び手順を整備する。

び手順を整備する。

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷を緩大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷を緩大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷を緩和するため、重大事故等対策で整備した手順を基本と和するため，重大事故等対策で整備した手順を基本と和するため，重大事故等対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型

し，共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型重

し，共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型重

重大事故等対処設備等を用いた手順、中央制御室での大事故等対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及大事故等対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及監視及び制御機能が喪失した場合も対応できるよう現び制御機能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてび制御機能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ

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玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

場にてプラントパラメータを計測するための手順及びプラントパラメータを監視するための手順，可搬型計測プラントパラメータを監視するための手順，可搬型計測現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備す

器にてプラントパラメータを監視するための手順，建物器にてプラントパラメータを監視するための手順，建物る。

や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にてや設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

直接機器を作動させるための手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.2の手順に加えて、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリ高大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリ高

全ての蒸気発生器の除熱が期待できない場合に、フロ

圧時における発電用原子炉を冷却するための手順の例

圧時における発電用原子炉を冷却するための手順の例

ントライン系の機能喪失に加えてサポート系の機能喪を次に示す。（第5.2−5表参照）

を次に示す。（第5.2−5表参照）

備考

失を想定し、燃料取替用水タンク水をＢ充てんポンプ（自己冷却）により原子炉へ注入する操作と加圧器逃がし弁により原子炉格納容器内部へ原子炉冷却材を放出する操作を組み合わせて原子炉を冷却する手順を整備する。
・全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却機能喪失に・高圧注水系が機能喪失した場合において，中央制御・原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が機 ・設備設計の差異。

より原子炉への注水機能が喪失した場合、大容量空室からの操作により高圧代替注水系を起動できな能喪失した場合において，中央制御室からの操作に冷式発電機により受電したＢ充てんポンプ（自己冷い場合，現場での人力による弁の操作により高圧代

より高圧代替注水系を起動できない場合，現場での却）により充てんラインを使用して燃料取替用水タ

替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉

人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動

ンク水を原子炉へ注入する操作

圧力容器への注水を実施する。

し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉 ・設備設計の差異。
圧力容器への注水を実施する。

・制御用空気喪失時において、加圧器逃がし弁の機能・全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失にを回復させるため、窒素ボンベ（加圧器逃がし弁用）

・全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失にを空気配管に接続し、原子炉格納容器内部へ原子炉より高圧注水系での発電用原子炉の冷却に使用でより原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系 ・設備設計の差異。

冷却材を放出する操作きない場合において，高圧代替注水系が起動できなを発電用原子炉の冷却に使用できない場合におい・直流電源喪失時において、加圧器逃がし弁の開弁がい場合，現場での人力による弁の操作により原子炉て，高圧代替注水系が起動できない場合，現場での必要である場合、加圧器逃がし弁の機能を回復させ隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系をるため、可搬型バッテリ（加圧器逃がし弁用）によ

子炉圧力容器への注水を実施する。

起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原 ・設備設計の差異。
子炉圧力容器への注水を実施する。

り直流電源を供給し、原子炉格納容器内部へ原子炉冷却材を放出する操作・高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交流動力電源

・高圧炉心スプレイ系の機能喪失時又は全交流動力 ・設備設計の差異。

これらの手順により、２次冷却系の除熱機能が喪失

喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔離時

電源喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔した場合の対応であるＢ充てんポンプ（自己冷却）に

冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子よる原子炉への注水及び加圧器逃がし弁等を用いた１位低（レベル3）以上に維持できない場合，ほう酸

炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合，ほ ・設備名称の差異。

次冷却系の減圧を行う。また、タービン動補助給水ポ

水注入系貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系

う酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系にンプ、主蒸気逃がし弁等の機能回復を行う。

による発電用原子炉へのほう酸水注入を実施する。

よる発電用原子炉へのほう酸水注入を実施する。

・高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交流動力電源

・高圧炉心スプレイ系の機能喪失時において，高圧代 ・設備設計の差異。

喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔離時

替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧 ・東海第二の代替交流

冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に電源では，制御棒駆

位低（レベル3）以上に維持できない場合，原子炉維持できない場合，電源及び原子炉補機冷却系によ動水圧系のサポート

補機冷却系により冷却水を確保し，復水貯蔵槽を水る冷却水を確保し，復水貯蔵タンクを水源とした制系の運転に必要な容源とした制御棒駆動系による原子炉圧力容器への御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水を量が確保されないた

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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所実施する。

注水を実施する。

備考
め，全交流動力電源喪失時の条件を記載していない。
・設備設計の差異。
・設備名称の差異。

（c）「1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手(c)「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」
イ. 重大事故等対策に係る手順「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」

順等」
イ

(c)

イ．重大事故等対策に係る手順

重大事故等対策に係る手順

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態におい原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，て、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機

設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機

圧機能は、２次冷却系からの除熱による減圧機能又は能は，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）による減圧機

能は，逃がし安全弁（自動減圧機能）による減圧機能で ・設備名称の差異。

加圧器逃がし弁による減圧機能である。なお、加圧器

能である。

ある。

逃がし弁による減圧は、２次冷却系からの除熱により１次冷却系のサブクール度を確保した上で実施する。
２次冷却系からの除熱機能が喪失した場合は、高圧注入ポンプによる原子炉への注水機能を確保した後に加圧器逃がし弁による減圧を実施する。
蒸気発生器伝熱管破損事象発生時は、破損した蒸気発生器の隔離を行い、健全側蒸気発生器の主蒸気逃がし弁による冷却・減圧と加圧器逃がし弁による減圧操作により１次系と２次系の圧力を均圧させることで１
次冷却材の漏えいを抑制する。
インターフェイスシステムLOCA発生時は、主蒸気逃

インターフェイスシステムLOCA発生時は，原子炉冷却

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉がし弁による冷却・減圧と加圧器逃がし弁による減圧

材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離することで原子炉

冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離することで原操作を行うとともに、漏えい箇所を隔離することで１

冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離がで

子炉冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離

次冷却材の漏えいを抑制する。

きない場合は，逃がし安全弁による原子炉減圧で原子炉ができない場合は，逃がし安全弁による原子炉減圧で原冷却材の漏えいを抑制する。

子炉冷却材の漏えいを抑制する。

どちらの事象も隔離ができない場合は、主蒸気逃がこれらの機能が喪失した場合においても炉心の著し

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，原子い損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための対処設備及炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための対処設備及び手順を整備する。

び手順を整備する。

し弁による冷却・減圧と加圧器逃がし弁による減圧で１次冷却材の漏えい量を抑制する。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、原
子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する対処設備及び手順を整備する。

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を緩和するため、重大事故等対原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ

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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機能で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失喪失することのない可搬型重大事故等対処設備等を用することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手

いた手順、中央制御室での監視及び制御機能が喪失し順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合もた場合も対応できるよう現場にてプラントパラメータ対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視す対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視すを計測するための手順及び現場にて直接機器を作動さるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをせるための手順等を整備する。

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるためのするための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.3の手順に加えて、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、全ての蒸気発生器の除熱が期待できず、蒸気発生器２

大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリを大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリを次側による炉心冷却を用いた１次冷却系の減圧機能が減圧するための手順の例を次に示す。
（第5.2−6表参照）

減圧するための手順の例を次に示す。（第 5.2−6 表参喪失した場合、フロントライン系の機能喪失に加えて

備考照）

サポート系の機能喪失も想定し、加圧器逃がし弁を用いて１次冷却系を減圧する手順を整備する。また、サポート系の機能喪失を想定し、燃料取替用水タンク水をＢ充てんポンプ（自己冷却）により充てんラインを使用して原子炉へ注入し、加圧器逃がし弁を開とする
手順を整備する。
・制御用空気喪失時において、加圧器逃がし弁の開弁が必要である場合、加圧器逃がし弁の機能を回復させるため、窒素ボンベ（加圧器逃がし弁用）を空気配管に接続し、原子炉格納容器内部へ原子炉冷却材を放出する操作・直流電源喪失時において、加圧器逃がし弁の開弁が・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子必要である場合、加圧器逃がし弁の機能を回復させ炉減圧機能が喪失した場合，可搬型直流電源設備に

炉減圧機能が喪失した場合，可搬型代替直流電源設 ・設備名称，設備設計

るため、可搬型バッテリ（加圧器逃がし弁用）によより逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必

備により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必り直流電源を供給し、原子炉格納容器内部へ原子炉

要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機

要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機

冷却材を放出する操作能なし）を開放して発電用原子炉を減圧する。

能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

の差異。

・全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却機能喪失時

・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の原子において、原子炉への注水機能が喪失した場合、大炉減圧機能が喪失した場合，現場多重伝送盤にて逃炉減圧機能が喪失した場合，中央制御室にて逃がし ・設備設計の差異。

容量空冷式発電機から受電したＢ充てんポンプ（自がし安全弁（自動減圧機能付き）の作動回路に逃が安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁 ・設備名称の差異。

己冷却）により燃料取替用水タンク水を原子炉へ注し安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁

用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧

入する操作（自動減圧機能付き）を開放して発電用原子炉を減機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

これらの手順により、２次冷却系からの除熱による圧する。

減圧機能が喪失した場合の対応であるＢ充てんポンプ

・常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の自動（自己冷却）を用いた原子炉への注水、加圧器逃がし減圧機能が喪失した場合，代替逃がし安全弁駆動装

給圧力の喪失により逃がし安全弁（自動減圧機能）弁等を用いた１次冷却系の減圧を行う。また、タービ

置により逃がし安全弁（自動減圧機能なしD,E,K又が喪失した場合，非常用逃がし安全弁駆動系により ・設備名称の差異。

ン動補助給水ポンプ、主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がはU）の電磁弁排気ポートへ窒素ガスを供給し，逃逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能なしＡ, ・対象弁の差異。

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・逃がし安全弁の駆動に必要なアキュムレータの供 ・機能喪失想定範囲の差異。

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し弁の機能回復を行う。

東海第二発電所がし安全弁（自動減圧機能なしD,E,K又はU）を開放

Ｇ,Ｓ及びＶ））の電磁弁排気ポートへ窒素を供給

して発電用原子炉を減圧する。

し，逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能な

備考

しＡ,Ｇ,Ｓ及びＶ））を開放して発電用原子炉を減圧する。
・窒素供給系からの窒素の供給が喪失し，逃がし安全 ・設備名称の差異。

・不活性ガス系からの窒素ガスの供給が喪失し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供給圧力低下

弁の作動に必要な窒素の供給圧力が低下した場合，した場合，供給源を高圧窒素ガスボンベに切り替え

供給源を非常用窒素供給系高圧窒素ガスボンベにることで逃がし安全弁の機能を確保する。

切り替えることで逃がし安全弁（自動減圧機能）の ・東海第二では，供給機能を確保する。

対象を自動減圧機能付の逃がし安全弁と
している。

（d）
「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子(d)「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」

炉を冷却するための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順

イ

(d)

「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」

重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態におい原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態におい原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷て，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷て，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は、以下のとおりである。

却機能は，残留熱除去系ポンプ（低圧注水モード）に却機能は，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心 ・ Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 設 計 の 差

よる発電用原子炉への注水機能である。

スプレイ系による発電用原子炉への注水機能である。

１次冷却材喪失事象が発生して１次冷却系統の保有

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい水量を確保する必要がある場合に非常用炉心冷却設備を用いて燃料取替用水タンク水を炉心へ注入する冷却

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，発電機能。また、長期的な原子炉の冷却として、水源を燃

損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備及び手順を整備する。

料取替用水タンクから格納容器再循環サンプに切り替用原子炉を冷却する対処設備及び手順を整備する。

えた後の再循環運転による冷却機能。
１次冷却材喪失事象が発生していない場合又は運転停止中に余熱除去設備を用いた崩壊熱除去機能。
これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉を冷却する対処設備及び手順を整備する。
大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を緩和するため、重大事故等対原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機能で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失喪失することのないように分散配置した可搬型重大事することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手故等対処設備等を用いた手順、中央制御室での監視及順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合もび制御機能が喪失した場合も対応できるよう現場にて対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視す対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視す

プラントパラメータを計測するための手順及び現場にるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ

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異。

玄海原子力発電所 3／4 号
重大事故等対策にて整備する1.4の手順に加えて、消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼ
ル注入ポンプと同じ接続口を使用し、消防自動車から原子炉に注水する手順を整備する。
これらの手順により、安全注入設備を用いて原子炉

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所するための手順，現場にて直接機器を作動させるためのするための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

手順等を整備する。

大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリ低

大規模損壊発生時に原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時における発電用原子炉を冷却するための手順の例

圧時における発電用原子炉を冷却するための手順の例を次に示す。（第5.2−7表参照）

を次に示す。（第5.2−7表参照）

備考に注水することにより原子炉を冷却する機能が喪失し・常設の原子炉圧力容器への注水設備による注水

・常設の原子炉圧力容器への注水設備による注水た場合の対応である常設電動注入ポンプ、ディーゼル機能が喪失した場合，低圧代替注水系(常設)，低機能が喪失した場合，低圧代替注水系（常設）及 ・東海第二では常設と消火ポンプ、消防自動車又は可搬型ディーゼル注入ポ

圧代替注水系(可搬型)及び消火系による原子炉

び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容

可搬型の低圧代替注

ンプによる代替炉心注入を行う。また、Ｂ充てんポン

圧力容器への注水の3手段について，同時並行で器への注水について，同時並行で注水準備を開始

水系を同時に準備す

プ（自己冷却）、Ｂ格納容器スプレイポンプ（自己冷

注水準備を開始する。原子炉冷却材圧力バウンダする。原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場る運用。

却）（RHRS-CSSタイライン使用）の機能回復を行う。

リが低圧の場合，上記手段のうちポンプ1台以上

合，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可 ・ 整 備 す る 対 策 の 差

さらに、余熱除去設備による除熱機能が喪失した場の起動及び注水ラインの系統構成が完了した時搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の合の対応であるタービン動補助給水ポンプ及び主蒸気点で，その手段による原子炉圧力容器への注水を手段のうち，起動及び注水ラインの系統構成が完逃がし弁による２次冷却系からの除熱、可搬型ディー開始する。

了した時点で，その手段による原子炉圧力容器へ異。

の注水を開始する。

ゼル注入ポンプによる蒸気発生器への注水を行う。

また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場

また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場
合は，低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上又合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系 ・ 整 備 す る 対 策 の 差は上記手段のうち2系以上の起動及び注水ライン（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水の系統構成が完了した時点で，逃がし安全弁によ系の手段のうち，低圧で原子炉圧力容器へ注水可

る原子炉減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水

能な系統1系統以上が起動し，注水ラインの系統を開始する。原子炉圧力容器への注水に使用する構成が完了した時点で，逃がし安全弁による原子手段は，準備が完了した系統のうち，低圧代替注

炉減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水を開始

水系(常設)，消火系，低圧代替注水系(可搬型)のする。原子炉圧力容器への注水に使用する手段

順で選択する。

は，準備が完了した手段のうち，低圧代替注水系 ・手順を指すので「手（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）の順で選択する。

異。

段」と記載。
・整備する対策の差

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，

発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水系，復水系，残留熱除去系(低記手段に加え給水系，復水系，高圧炉心スプレイ ・ＥＣＣＳに係る設計

圧注水モード)又は高圧炉心注水系を使用し原子系，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧

炉圧力容器への注水を実施する。

注水系）を使用し原子炉圧力容器への注水を実施

異。

の差異。

する。
（e）「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」(e)「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」

(e)

「1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順

イ

重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ

設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンク

熱を輸送する機能は、原子炉補機冷却海水設備及び原へ熱を輸送するための機能は，残留熱除去系，原子炉
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設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための機能は，残留熱除去系及び残留 ・設備設計の差異。

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柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

子炉補機冷却水設備による冷却機能である。

補機冷却海水系及び原子炉補機冷却系による冷却機

東海第二発電所

備考

熱除去系海水系による冷却機能である。

能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著し損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷がい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷

発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するた

サプレッション・チェンバへ蓄積された熱を，最終ヒサプレッション・チェンバへ蓄積された熱を，最終ヒ

め、最終ヒートシンクへ熱を輸送するための対処設備

ートシンクへ輸送するための対処設備及び手順を整ートシンクへ輸送するための対処設備及び手順を整及び手順を整備する。

備する。

備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

順
大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する

び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生す

び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生す前に生ずるものに限る。）を緩和するため、重大事故る前に生ずるものに限る。）を緩和するため，重大事

る前に生ずるものに限る。）を緩和するため，重大事等対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に故等対策で整備した手順を基本とし，共通要因で同時故等対策で整備した手順を基本とし，共通要因で同時機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設備等に機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設に機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設を用いた手順、中央制御室での監視及び制御機能が喪備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機能が備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機能が失した場合も対応できるよう現場にてプラントパラメ

喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラントパ喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラントパータを計測するための手順及び現場にて直接機器を作

ラメータを監視するための手順，可搬型計測器にてプ

ラメータを監視するための手順，可搬型計測器にてプ動させるための手順等を整備する。

ラントパラメータを監視するための手順，建物や設備

ラントパラメータを監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

機器を作動させるための手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.5の手順に加えて、1.5の手順を実施するに当たり、原子炉補機冷却水冷

大規模損壊発生時に最終ヒートシンクへ熱を輸送

大規模損壊発生時に最終ヒートシンクへ熱を輸送

これらの手順により、原子炉補機冷却海水設備及びするための手順の例を次に示す。（第 5.2−8 表参照）

するための手順の例を次に示す。（第 5.2−8 表参照）

原子炉補機冷却水設備による冷却機能が喪失した場合

・原子炉補機冷却系の機能が喪失した場合，原子炉の対応であるタービン動補助給水ポンプ又は可搬型デ補機冷却系の系統構成を行い，代替原子炉補機冷

熱除去系海水系の系統構成を行い，緊急用海水系

機冷却は海水直接冷ィーゼル注入ポンプによる蒸気発生器への注水及び移却系により，補機冷却水を供給する。

又は代替残留熱除去系海水系により，補機冷却用却方式であるため，の海水を供給する。

供給する補機冷却水

却器室が浸水した場合に排水する手順を整備する。

動式大容量ポンプ車を用いたＡ、Ｂ格納容器再循環ユ
ニットによる格納容器内自然対流冷却を行う。また、
主蒸気逃がし弁の機能回復を行う。

・残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，残留 ・東海第二の非常用補・残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンク

・残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンク

が海水であることがへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧へ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧

分かる記載としてい力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ

力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へる。

熱を輸送する。

熱を輸送する。

・残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンク

・残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンク

へ熱を輸送する機能が喪失した場合，耐圧強化ベへ熱を輸送する機能が喪失した場合，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸

ント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸

送する。

送する。

31/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉（f）「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」(f)「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」

イ. 重大事故等対策に係る手順

イ

東海第二発電所(f) 「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」
イ．重大事故等対策に係る手順

重大事故等対策に係る手順

設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能は、原子炉格納容器スプレイ設備による冷却冷却機能は，残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷

冷却機能は，残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷機能である。

却モード）による原子炉格納容器の冷却機能である。

却系）による原子炉格納容器の冷却機能である。

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度をを低下させ、また、炉心の著しい損傷が発生した場合低下させ，また，炉心の著しい損傷が発生した場合にお低下させ，また，炉心の著しい損傷が発生した場合におにおいて原子炉格納容器の破損を防止するため、原子いても原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格

いても原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格

炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度

納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低を低下させるための対処設備及び手順を整備する。

下させる対処設備及び手順を整備する。

下させる対処設備及び手順を整備する。

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損の緩和、並びに放射性物質の濃原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

原子炉格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策

度を低下させるため、重大事故等対策で整備した手順で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失で整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失を基本とし、共通要因で同時に機能喪失することのな

することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手することのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手い可搬型重大事故等対処設備等を用いた手順、中央制

順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も順，中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応でき対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視す対応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視するよう現場にてプラントパラメータを計測するためのるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータをるための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを手順及び現場にて直接機器を作動させるための手順等監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認

監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認を整備する。

するための手順，現場にて直接機器を作動させるためのするための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

手順等を整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

重大事故等対策にて整備する1.6の手順に加えて、

ロ

消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼ
ル注入ポンプと同じ接続口を使用し、消防自動車から
原子炉格納容器へ注水する手順及び1.6の手順を実施

大規模損壊発生時に原子炉格納容器内を冷却するための手順の例を次に示す。
（第 5.2−9 表参照）

大規模損壊発生時に原子炉格納容器内を冷却するための手順の例を次に示す。（第5.2−9表参照）

するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した
・残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレイ冷却モー

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原 ・

これらの手順により、格納容器スプレイ設備によるド）による原子炉格納容器内の冷却機能の喪失が子炉格納容器内の冷却機能の喪失が起きた場合，代冷却機能が喪失した場合の対応である常設電動注入ポ起きた場合，復水貯蔵槽を水源とした代替格納容

替淡水貯槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷

ンプ、ディーゼル消火ポンプ、消防自動車、可搬型デ器スプレイ冷却系による格納容器スプレイを行却系による格納容器スプレイを行う。

ィーゼル注入ポンプによる代替格納容器スプレイ、移う。

場合に排水する手順を整備する。

動式大容量ポンプ車を用いたＡ、Ｂ格納容器再循環ユ
ニットによる格納容器内自然対流冷却を行う。また、
Ｂ格納容器スプレイポンプ（自己冷却）の機能回復を
行う。

32/56

備考

玄海原子力発電所 3／4 号（g）「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉(g)「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」
イ.重大事故等対策に係る手順

東海第二発電所(g)

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための

手順等」

等」
イ

「1.7

備考

イ．重大事故等対策に係る手順

重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格

格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力

納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力

圧力及び温度を低下させる対処設備及び手順を整備す

及び温度を低下させる対処設備及び手順を整備する。

及び温度を低下させる対処設備及び手順を整備する。

る。
ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷が生大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷が生大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷が生じた場合において原子炉格納容器の破損を緩和するた

じた場合において原子炉格納容器の破損を緩和するた

じた場合において原子炉格納容器の破損を緩和するた

め、重大事故等対策で整備した手順を基本とし、共通

め，重大事故等対策で整備した手順を基本とし，共通要

め，重大事故等対策で整備した手順を基本とし，共通要要因で同時に機能喪失することのない可搬型重大事故

因で同時に機能喪失することのない可搬型重大事故等

因で同時に機能喪失することのない可搬型重大事故等等対処設備等を用いた手順、中央制御室での監視及び対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機

対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機制御機能が喪失した場合も対応できるよう現場にてプ能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラント能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラント

ラントパラメータを計測するための手順及び現場にてパラメータを監視するための手順，可搬型計測器にてプ

パラメータを監視するための手順，可搬型計測器にてプ

直接機器を作動させるための手順等を整備する。

ラントパラメータを監視するための手順，建物や設備のラントパラメータを監視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

を作動させるための手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.7の手順に加えて、消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼロ

ル注入ポンプと同じ接続口を使用し、消防自動車から大規模損壊発生時に原子炉格納容器の過圧破損を防大規模損壊発生時に原子炉格納容器の過圧破損を防原子炉格納容器へ注水する手順及び1.7の手順を実施

止するための手順の例を次に示す。（第5.2−10表参照）

止するための手順の例を次に示す。（第5.2−10表参照）

するに当たり、原子炉補機冷却水冷却器室が浸水した
場合に排水する手順を整備する。

・炉心の著しい損傷が発生した場合，代替循環冷却系 ・東海第二は，手順の・炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱

これらの手順により、原子炉格納容器内の圧力及び除去系の機能が喪失した場合及び代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器の圧力及び温度を低順に記載することと温度を低下させる機能が喪失した場合の対応である常の運転が期待できない場合，格納容器圧力逃がし装下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止

し，記載の順番を入設電動注入ポンプ、ディーゼル消火ポンプ、消防自動置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施

する。

れ替えた。

車、可搬型ディーゼル注入ポンプによる代替格納容器

し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

・炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱 ・東海第二の代替循環

スプレイ、移動式大容量ポンプ車を用いたＡ、Ｂ格納・炉心の著しい損傷が発生した場合，復水補給水系を除去系の機能が喪失した場合及び代替循環冷却系

冷却系は専用の系統

容器再循環ユニットによる格納容器内自然対流冷却を用いた代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容の運転が期待できない場合，格納容器圧力逃がし装であるため，代替循行う。また、Ｂ格納容器スプレイポンプ（自己冷却）器の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施

環冷却系に「復水補の機能回復を行う。

容器の過圧破損を防止する。

し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

給水系を用いた」という補足的な記載を行っていない。

（h）「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための(h)「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための
33/56

(h)

「1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するた

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順

備考

めの手順等」

手順等」
イ

東海第二発電所
イ．重大事故等対策に係る手順

重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷が発生した場合において、溶融炉

炉心の著しい損傷が発生した場合において，MCCIや溶

心・コンクリート相互作用（MCCI）を抑制すること及融炉心と原子炉格納容器バウンダリの接触による原子

心・コンクリート相互作用や溶融炉心と原子炉格納容器

み替えを行っていな

び溶融炉心が拡がり原子炉格納容器バウンダリへの接炉格納容器の破損を防止し，また，溶融炉心の原子炉格

バウンダリの接触による原子炉格納容器の破損を防止

い。

触を防止することにより原子炉格納容器の破損を防止

納容器下部への落下を遅延させる又は防止するため，原し，また，溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）へ ・シェルアタックは想するため、溶融し原子炉格納容器の下部に落下した炉

子炉圧力容器へ注水する対処設備及び手順を整備する。

の落下を遅延させる又は防止するため，原子炉圧力容器

定する格納容器破損へ注水する対処設備及び手順を整備する。

モードではないが，心を冷却する対処設備及び手順を整備する。また、溶炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉 ・前段でＭＣＣＩの読

融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止

条文記載事項である

するため、原子炉を冷却するための対処設備及び手順

ため，そのまま記載。

を整備する。
ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても溶融炉心による原子炉

大規模損壊発生時においても炉心溶融による原子炉

格納容器の破損を緩和するため及び溶融炉心の原子炉

格納容器の破損を緩和するため及び溶融炉心の原子炉

格納容器の破損を緩和するため及び溶融炉心のペデス

格納容器下部への落下を遅延又は緩和するため、重大

格納容器下部への落下を遅延させる又は防止するため，タル（ドライウェル部）への落下を遅延させる又は防止

事故等対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同重大事故等対策で整備した手順を基本とし，共通要因でするため，重大事故等対策で整備した手順を基本とし，時に機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設

同時に機能喪失することのない可搬型重大事故等対処

共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型重大備等を用いた手順、中央制御室での監視及び制御機能設備を用いた手順，中央制御室での監視及び制御機能が事故等対処設備を用いた手順，中央制御室での監視及びが喪失した場合も対応できるよう現場にてプラントパ喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラントパラ

制御機能が喪失した場合も対応できるよう，現場にてプラメータを計測するための手順及び現場にて直接機器メータを監視するための手順，可搬型計測器にてプランラントパラメータを監視するための手順，可搬型計測器を作動させるための手順等を整備する。

トパラメータを監視するための手順，建物や設備の状況

にてプラントパラメータを監視するための手順，建物やを目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作

設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直動させるための手順等を整備する。

接機器を作動させるための手順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.8の手順に加えて、消火用水系統が使用できない場合は、可搬型ディーゼ

大規模損壊発生時においても溶融炉心による原子炉 ・東海第二は「溶融炉ル注入ポンプと同じ接続口を使用し、消防自動車から原子炉に注水する手順及び原子炉格納容器へ注水する
手順を整備する。
これらの手順により、炉心の著しい損傷、溶融が発大規模損壊発生時に原子炉格納容器下部の溶融炉心大規模損壊発生時に原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順の例を次に示す。（第 5.2−11 表を冷却するための手順の例を次に示す。（第 5.2−11 表

参照）

参照）

生し、原子炉格納容器の下部に落下した場合において、常設電動注入ポンプ、ディーゼル消火ポンプ、消・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器

・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器

防自動車、可搬型ディーゼル注入ポンプによる代替格の破損を防止するため，格納容器下部注水系（常設）の破損を防止するため，格納容器下部注水系（常設）

納容器スプレイを行う。また、Ｂ格納容器スプレイポ

により，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心により，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した

ンプ（自己冷却）の機能回復を行う。

を冷却する。

溶融炉心を冷却する。

さらに、溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を

・炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容・炉心の著しい損傷が発生した場合において，格納容遅延するため、常設電動注入ポンプ、ディーゼル消火器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部へ

器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウ

ポンプ、消防自動車、可搬型ディーゼル注入ポンプにの注水機能が喪失した場合，原子炉格納容器の破損ェル部）への注水機能が喪失した場合，原子炉格納

よる代替炉心注入を行う。また、Ｂ充てんポンプ（自を防止するため，格納容器下部注水系（可搬型）に容器の破損を防止するため，格納容器下部注水系

己冷却）の機能回復を行う。

より，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を（可搬型）により，ペデスタル（ドライウェル部）

34/56

心」で統一。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所に落下した溶融炉心を冷却する。

冷却する。

・炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉・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，ろ過水タンクを水格納容器の破損を防止するため，ろ過水貯蔵タンク ・設備設計の差異。

源とした消火系により，原子炉格納容器の下部に落又は多目的タンクを水源とした消火系及び復水貯 ・東海第二固有の自主下した溶融炉心を冷却する。

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）に落下した溶融炉心を冷却する。

（i）「1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止する
イ. 重大事故等対策に係る手順・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉・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させる又心のペデスタル（ドライウェル部）への落下を遅延は防止するため，低圧代替注水系（常設）により原させる又は防止するため，低圧代替注水系（常設）

子炉圧力容器に注水する。

により原子炉圧力容器に注水する。

(i)「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」ための手順等」
イ

(i)

「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」

重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷が発生した場合において、ジルコ

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニ

炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニ

ニウム−水反応及び水の放射線分解による水素が、原

ウム−水反応及び水の放射線分解等による水素ガスがウム−水反応及び水の放射線分解等による水素が原子

子炉格納容器内に放出された場合においても水素爆発

原子炉格納容器内に放出された場合においても水素爆

炉格納容器内に放出された場合においても水素爆発にによる原子炉格納容器の破損を防止する対処設備及び発による原子炉格納容器の破損を防止するための対処

よる原子炉格納容器の破損を防止するための対処設備

手順を整備する。

設備及び手順を整備する。

及び手順を整備する。

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷が発大規模損壊発生時においても水素爆発による原子炉

大規模損壊発生時においても水素爆発による原子炉

生し、水素が原子炉格納容器内に放出された場合の水格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策で整備

格納容器の破損を緩和するため，重大事故等対策で整備

素爆発による原子炉格納容器の破損を緩和するため、した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失するこした手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失するこ

重大事故等対策で整備した手順を基本とし、共通要因とのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央とのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央で同時に機能喪失することのない可搬型重大事故等対制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応で制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応で処設備等を用いた手順、中央制御室での監視及び制御

きるよう，現場にてプラントパラメータを監視するためきるよう，現場にてプラントパラメータを監視するため機能が喪失した場合も対応できるよう現場にてプランの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視すの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視す

トパラメータを計測するための手順及び現場にて直接るための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するたるための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するた

機器を作動させるための手順等を整備する。

めの手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等

めの手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

を整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

これらの手順により、炉心の著しい損傷が発生し、ロ

備考

大量の水素が原子炉格納容器内に放出された場合においても静的触媒式水素再結合装置及び電気式水素燃焼

大規模損壊発生時に水素爆発による原子炉格納容器

大規模損壊発生時に水素爆発による原子炉格納容器装置による水素濃度低減及び可搬型格納容器水素濃度の破損を防止するための手順の例を次に示す。（第 5.2の破損を防止するための手順の例を次に示す。（第5.2

計測装置及びガス分析計による水素濃度監視を行う。

−12 表参照）−12表参照）

また、大規模損壊時における電気式水素燃焼装置の
35/56

対策。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

起動に関しては、事故発生から１時間以上経過した場

東海第二発電所

備考

・炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器内の酸 ・東海第二では，重大

合は水素爆轟による原子炉格納容器破損の脅威が予想

素濃度が上昇した場合に原子炉格納容器内の可燃事故等対策設備としされるため実効性があり、かつ水素燃焼による原子炉性ガス濃度を低減させるため，可搬型窒素供給装置ているため記載。

格納容器の健全性に悪影響を与えないと判断できる場

により原子炉格納容器内へ窒素を供給する。

合に起動する手順とする。

（j）「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止する

・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器

内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム−水反内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム−水反

応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内

応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，

格納容器圧力逃がし装置を使用した原子炉格納容

格納容器圧力逃がし装置を使用した原子炉格納容器ベント操作により原子炉格納容器の水素ガス及器ベント操作により原子炉格納容器の水素及び酸

び酸素ガスを排出することで原子炉格納容器の水素を排出することで原子炉格納容器の水素爆発に

素爆発による破損を防止する。

よる破損を防止する。

(j)「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」ための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器

イ(j) 「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」

重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷が発生した場合において、原子炉

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格

炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格

格納容器内に水素が放出され、原子炉格納容器内から

納容器内で発生した水素ガスが原子炉建屋等に漏えい

納容器内で発生した水素が原子炉建屋等に漏えいした

原子炉格納容器周囲のアニュラス部に漏えいした場合

した場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損場合においても，水素爆発による原子炉建屋等の損傷をにおいても、水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防傷を防止するための対処設備及び手順を整備する。

防止するための対処設備及び手順を整備する。

止するための対処設備及び手順を整備する。
大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても原子炉格納容器から原大規模損壊発生時においても水素爆発による原子炉

大規模損壊発生時においても水素爆発による原子炉

子炉格納容器周囲のアニュラス部に漏えいした水素に建屋等の損傷を緩和するため，重大事故等対策で整備し建屋等の損傷を緩和するため，重大事故等対策で整備しよる原子炉建屋等の損傷を緩和するため、重大事故等

た手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失することた手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失すること対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機のない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央制のない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央制能喪失することのない可搬型重大事故等対処設備等を御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応でき

御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応でき

用いた手順、中央制御室での監視及び制御機能が喪失

るよう，現場にてプラントパラメータを監視するためのるよう，現場にてプラントパラメータを監視するためのした場合も対応できるよう現場にてプラントパラメー

手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視する

手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視する

タを計測するための手順及び現場にて直接機器を作動ための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するためための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するためさせるための手順等を整備する。

の手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等をの手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を

整備する。

整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

重大事故等対策にて整備する1.10の手順に加えて、

ロ

可搬型バッテリ（加圧器逃がし弁用）を用いてアニュ
ラス水素濃度計測装置により計測する手順を整備する。
これらの手順により、炉心の著しい損傷が発生し、大規模損壊発生時に水素爆発による原子炉建屋の損

大規模損壊発生時に水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための手順の例を次に示す。（第5.2−13

傷を防止するための手順の例を次に示す。（第5.2−13

表参照）

表参照）

水素が原子炉格納容器内に放出され、原子炉格納容器
36/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

から原子炉格納容器周囲のアニュラス部に漏えいした

東海第二発電所

備考

・炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉 ・東海第二固有の対策。

場合においてもアニュラス内の水素濃度を低減するた

格納容器内で発生した水素が原子炉建屋原子炉棟

めのアニュラス空気浄化ファン、アニュラス空気浄化

内に漏えいする可能性があるため，原子炉建屋ガス

フィルタユニット等による水素排出及びアニュラス水

処理系により水素を大気へ排出し，原子炉建屋原子素濃度計測装置、可搬型格納容器水素濃度計測装置等

炉棟内における水素の滞留を防止する。

による水素濃度監視を行う。

・炉心の著しい損傷が発生した場合，淡水貯水池を水

・炉心の著しい損傷が発生した場合，代替淡水貯槽を ・設備設計の差異。

源として格納容器頂部注水系により原子炉ウェル水源として格納容器頂部注水系（常設），西側淡水へ注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原貯水設備又は代替淡水貯槽を水源とした格納容器

子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えい

頂部注水系（可搬型）により原子炉ウェルへ注水すを抑制する。

ることで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素漏えいを抑制する。

・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋の天・炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋原子 ・低層階の水素濃度も井付近の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉炉棟内の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉判断基準としている

建屋トップベントを開放することにより，原子炉建

建屋外側ブローアウトパネルを開放することによため，天井に限定し屋天井部に滞留した水素ガスを原子炉建屋外に排り，原子炉建屋原子炉棟内に滞留した水素を大気へた記載としていな出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

い。
・設備設計の差異。

（k）「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順(k)「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」(k) 「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」

イ

イ．重大事故等対策に係る手順

重大事故等対策に係る手順

使用済燃料ピットの冷却機能は、使用済燃料ピット

使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失し，水浄化冷却設備による冷却機能である。注水機能は、又は使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因

又は使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因

使用済燃料ピット水補給設備による注水機能である。

により当該使用済燃料プールの水位が低下した場合ににより当該使用済燃料プールの水位が低下した場合にこれらの機能が喪失し、又は使用済燃料ピットからおいて使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線おいて使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料ピッを遮蔽し，及び臨界を防止するための対処設備及び手順を遮蔽し，及び臨界を防止するための対処設備及び手順

トの水位が低下した場合において使用済燃料ピット内を整備する。なお，使用済燃料プール内の燃料体等は，を整備する。なお，使用済燃料プール内の燃料体等は，の燃料体等を冷却し、放射線を遮へいし、及び臨界を

ボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵している

ボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵している防止するための対処設備を整備している。

ため，未臨界は維持されている。

ため，未臨界は維持されている。

また、使用済燃料ピットからの大量の水の漏えいそ

また，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいそのまた，使用済燃料プールからの大量の水の漏えいそのの他の要因により当該使用済燃料ピットの水位が異常

他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常にに低下した場合において使用済燃料ピット内の燃料体低下した場合において使用済燃料プール内の燃料体等低下した場合において使用済燃料プール内の燃料体等等の著しい損傷の進行を緩和し、臨界を防止し、放射の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，放射性物の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，放射性物

性物質の放出を低減する対処設備及び手順を整備す

質の放出を低減するための対応設備及び手順を整備す

質の放出を低減するための対応設備及び手順を整備す

る。

る。

る。

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても使用済燃料ピット内の大規模損壊発生時においても使用済燃料プール内の大規模損壊発生時においても使用済燃料プール内の燃料体又は使用済燃料を冷却し、放射線を遮へいし及燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し，臨界を防止し，び臨界を防止するため、また、使用済燃料ピット内の放射性物質の放出を低減するため，重大事故等対策で整

放射性物質の放出を低減するため，重大事故等対策で整ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ

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玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

燃料体等の著しい損傷の進行を緩和し及び臨界を防止備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失する

備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失するするため、重大事故等対策で整備した手順を基本とことのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中ことのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中し、共通要因で同時に機能喪失することのない可搬型

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

重大事故等対処設備等を用いた手順、中央制御室でのできるよう，現場にてプラントパラメータを監視するたできるよう，現場にてプラントパラメータを監視するた

監視及び制御機能が喪失した場合も対応できるよう現めの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視めの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視場にてプラントパラメータを計測するための手順及びするための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するするための手順，建物や設備の状況を目視にて確認する

現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備すための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順

ための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順る。

等を整備する。

等を整備する。

備考

重大事故等対策にて整備する1.11の手順に加えて、使用済燃料ピットの冷却機能若しくは注水機能喪失又は使用済燃料ピット水の小規模な漏えいが発生した場

大規模損壊発生時に使用済燃料プールを冷却するための手順の例を次に示す。（第5.2−14表参照）

大規模損壊発生時に使用済燃料プールを冷却するための手順の例を次に示す。（第5.2−14表参照）

合、可搬型ディーゼル注入ポンプにより淡水又は海水を使用済燃料ピットへ注水する手順を整備する。

・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，・使用済燃料プールからの大量の水の漏えいにより，また、使用済燃料ピットから大量の水の漏えいが発使用済燃料プールの水位が異常に低下し，使用済燃

使用済燃料プールの水位が異常に低下し，代替燃料 ・系統・設備名称の差

生し、使用済燃料ピットへの注水による水位維持が不料プール注水設備による注水を実施しても水位をプール注水系による注水を実施しても水位を維持可能又は不明と判断した場合で燃料取扱棟の損壊又は維持できない場合に，可搬型代替注水ポンプ(A-1

できない場合に，常設低圧代替注水系ポンプ又は可 ・設備設計の差異。

現場線量率の上昇により燃料取扱棟に近づけない場合

級)1台及び(A-2級)2台により，常設スプレイヘッダ

搬型代替注水大型ポンプにより，常設スプレイヘッ

は、消防自動車及び使用済燃料ピットスプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで，燃料損傷をダを使用したスプレイを実施することで，燃料損傷の運搬、設置及び接続を行い、使用済燃料ピットへの緩和し，臨界を防止する。また，この場合に，外的を緩和し，臨界を防止する。また，この場合に，外外部からのスプレイを行う手順を整備する。

要因（航空機衝突又は竜巻等）により，常設スプレ的要因（航空機衝突又は竜巻等）により，常設スプ

これらの手順により、使用済燃料ピットの冷却機能

イヘッダの機能が喪失した場合には，可搬型代替注

レイヘッダの機能が喪失した場合には，可搬型代替

若しくは注水機能が喪失し又は使用済燃料ピットから水ポンプ(A-1級)1台及び(A-2級)2台により，可搬型

注水大型ポンプにより，可搬型スプレイノズルを使の水の漏えいその他要因により当該使用済燃料ピット

スプレイヘッダを使用したスプレイを実施するこ用したスプレイを実施することで，燃料損傷を緩和の水位が低下した場合においても、使用済燃料ピットとで，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。

し，臨界を防止する。

補給用水中ポンプ、ディーゼル消火ポンプ及び消防自動車による注水に加え、可搬型ディーゼル注入ポンプによる注水を行う。
さらに、使用済燃料ピットからの大量の水の漏えい発生時においても、消防自動車、可搬型ディーゼル注
入ポンプにより使用済燃料ピットへ接近せずにスプレイする操作、資機材等を用いた漏えい抑制対策及びロープ式水位計等を用いた使用済燃料ピットの監視を行う。
使用済燃料ピットからの大量の水の漏えいが発生した場合における使用済燃料ピットの優先順位に従った
事故対応例について以下に示す。
①

使用済燃料ピット水の漏えい緩和のための操作を
38/56

異。

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東海第二発電所

備考

実行するに当たり最も重要な判断は、使用済燃料ピット（燃料取扱棟）へのアクセス可否となる。これ
は現場の被害状況（火災発生の有無、線量等）に依存する。
②

使用済燃料ピットへアクセス可能な場合には、準備から注水するまでの時間が比較的短い常設設備（ディーゼル消火ポンプ）を用いた注水操作を実施する。
③②の操作により使用済燃料ピットの水位維持ができない場合、消防自動車、使用済燃料ピット補給用
水中ポンプ、可搬型ディーゼル注入ポンプを用いて使用済燃料ピットへ注水操作を試みる。
④③の操作を行っても水位が維持できない場合、燃料取扱棟内部からのスプレイが可能であれば、消防
自動車、可搬型ディーゼル注入ポンプを用いた使用済燃料ピットスプレイ操作を実施する。
⑤④と並行して、使用済燃料ピット水の漏えいを抑制するため、あらかじめ準備している漏えい抑制のための資機材を用いた手段により、使用済燃料ピッ
ト内側からの漏えい緩和を試みる。
⑥

使用済燃料ピットへアクセスできない場合や建屋内部での使用済燃料ピットスプレイが困難な場合、消防自動車、可搬型ディーゼル注入ポンプを用いた
外部からのスプレイを実施する。また、移動式大容量ポンプ車及び放水砲を用いた燃料取扱棟への放水操作を実施する。
（l）「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するため(l)「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順

めの手順等」の手順等」
イ(l) 「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するたイ．重大事故等対策に係る手順

重大事故等対策に係る手順

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の損傷又は使用済燃料ピット内燃料体等の著しい損傷に至った場合

用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場

用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場

において、発電所外への放射性物質の拡散を抑制する

合において，発電用原子炉施設外への放射性物質の拡散合において，発電用原子炉施設外への放射性物質の拡散ための設備及び手順を整備する。

を抑制するための対処設備及び手順を整備する。

を抑制するための対処設備及び手順を整備する。

また、原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合において、航空機燃料火災への泡消火により、火災に対応する手順等を整備す
39/56

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使 ・東海第二は「破損」で統一。

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東海第二発電所

備考る。
ロ.大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても発電所外への放射性物

大規模損壊発生時においても発電用原子炉施設外へ

大規模損壊発生時においても発電用原子炉施設外へ質の放出を低減するため、重大事故等対策で整備したの放射性物質の拡散を抑制するため，重大事故等対策での放射性物質の拡散を抑制するため，重大事故等対策で手順を基本とし、共通要因で同時に機能喪失すること整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失す

整備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失すのない可搬型重大事故等対処設備等を用いた手順、中ることのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，

ることのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対

中央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対できるよう現場にてプラントパラメータを計測するた応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視する応できるよう，現場にてプラントパラメータを監視するめの手順及び現場にて直接機器を作動させるための手ための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監ための手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監順等を整備する。

視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認す視するための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための手順，現場にて直接機器を作動させるための手

るための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整備する。

順等を整備する。

重大事故等対策にて整備する1.12の手順に加えて、原子炉格納容器、原子炉周辺建屋等が破損している場

ロ

合又は破損が不明な状況において、建屋周辺の線量率が上昇している場合は、代替格納容器スプレイにより原子炉格納容器へ注水する手順を整備する。
これらの手順により、移動式大容量ポンプ車及び放大規模損壊発生時に発電用原子炉施設外への放射性大規模損壊発生時に発電用原子炉施設外への放射性物質の拡散を抑制するための手順の例を次に示す。（第物質の拡散を抑制するための手順の例を次に示す。（第5.2−15表参照）

5.2−15表参照）

水砲による原子炉格納容器への放水に加え、放水砲を準備するまでの間、スプレイラインが使用可能な場合

・炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のお・炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおは、常設電動注入ポンプ、Ｂ格納容器スプレイポンプ

それ又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しいそれ又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい（自己冷却）、ディーゼル消火ポンプ、消防自動車、

損傷のおそれにより原子炉建屋から直接放射性物

損傷のおそれにより原子炉建屋から直接放射性物

可搬型ディーゼル注入ポンプを用いた代替格納容器ス質が拡散する場合，大容量送水車（原子炉建屋放水

質が拡散する場合，可搬型代替注水大型ポンプ（放 ・設備名称の差異。

プレイ操作等を実施することにより、放射性物質の放設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，水用）及び放水砲により原子炉建屋に海水を放水

出低減を行う。

大気への放射性物質の拡散を抑制する。

し，大気への放射性物質の拡散を抑制する。

放水砲の設置位置については、複数箇所をあらかじ

・放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場

め設定しているが、現場からの情報等を勘案し、原子合，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置するこ合，汚染水は一般排水路を通って雨水排水路集水桝

る，汚濁防止膜／放射力防災管は、原子炉格納容器の破損範囲を覆うようなとにより，汚染水の海洋への放射性物質の拡散を抑又は放水口から海へ流れ込むため，汚濁防止膜を設性物質吸着材の順で噴霧放射を基本とする。

制する。また，放射性物質を含む汚染水は構内排水置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制す

記載。

使用済燃料ピットからの放射性物質の放出低減対策路を通って北放水口から海へ流れ込むため，汚濁防る。また，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置 ・プラント設計の差異。

については、「1.11使用済燃料貯蔵槽の冷却等のため止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散することにより，汚染水の海洋への放射性物質の拡の手順等」における注水手段及びスプレイ手段によりを抑制する。

散を抑制する。

行うが、当該の手段が有効ではない場合に、本項における放水砲による放射性物質の放出低減対策を実施する。
以下に、放水砲を使用した具体的な事故対応を示す。
①

放水砲の使用判断
大規模損壊の発生により、炉心の著しい損傷及40/56

・放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場 ・東海第二の手順であ玄海原子力発電所 3／4 号

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び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料ピット内の燃料体等の著しい損傷に至るような場合には、「大規模損壊時に対応する手順」に基づく初動対
応フローに従い、プラント状態を把握するとともに、放射性物質の放出低減に対して迅速な対応ができるよう移動式大容量ポンプ車の準備を行う。
原子炉格納容器圧力の低下、エリアモニタ、モ
ニタリングステーション及びモニタリングポストの指示値の上昇、目視による原子炉格納容器の破損等を確認した場合には、初動対応フローの優先順位に従い「放射性物質放出低減フロー」を選択する。当該フローにおいては、格納容器スプレイ
ラインが使用可能な場合は、準備時間が比較的短い格納容器スプレイ操作を実行する。なお、格納容器スプレイラインが使用不能な場合又は放水砲による放水が必要と判断された場合には、放水砲による放射性物質の放出低減のための操作を選択する。
②

放水砲の設置位置の判断
放水砲の設置位置として、原子炉格納容器へ放水する場合に備え複数箇所をあらかじめ設定しているが、現場からの情報（風向き、火災の状況、損傷位置（高さ、方位））等を勘案し、原子力防災管理者が総合的に判断して、適切な位置からの放水を重大事故等対策要員へ指示する。

③

放水砲の設置位置と原子炉格納容器又は燃料取扱棟への放水可能性[原子炉格納容器へ放水する場合]
前述のとおり、放水砲は状況に応じて適切な場所に設置する。原子炉格納容器から約 80m の範囲
内、かつ敷地高さ EL.＋11m に放水砲を設置すれば、原子炉格納容器頂部までの放水が可能である。
また、海水取水箇所については複数箇所を想定するとともに、ホースの布設ルートについても、その時の被害状況や火災の状況を勘案して柔軟な対応ができるよう複数のアクセスルートを想定した手順及び設備構成とする。
41/56

東海第二発電所

備考

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東海第二発電所[使用済燃料ピットへ放水する場合]
使用済燃料ピットからの大量の水の漏えいが発生した場合における対応では、「1.11 使用済燃料
貯蔵槽の冷却等のための手順等」に示す可搬型ディーゼル注入ポンプでの使用済燃料ピットスプレ
イヘッダによる内部又は外部からのスプレイに加え、消防自動車での使用済燃料ピットスプレイヘッダによる内部又は外部からのスプレイを実施する。
さらに、本操作を実施することが困難な状況（大規模な火災等により燃料取扱棟に接近できない場
合）においては、放水砲により燃料取扱棟へ放水する手段もある。この場合、原子炉格納容器へ放水する場合と同様、風向き、火災の状況、損傷位
置（高さ、方位）等に応じて放水砲を設置する。
放水砲による原子炉格納容器等への放水により、放射性物質を含む汚染水が発生することから、発電所外への流出を抑制するため、放射性物質吸着剤設
置及びシルトフェンスにより汚染水の海洋への放出低減を行う。
シルトフェンス設置前に放水砲で放水を実施した
場合、放射性物質を含む汚染水は、雨水排水の流路を通って海へ流れるため、３号炉及び４号炉放水口
側雨水排水処理槽等に放射性物質吸着剤を設置し、雨水排水の流路から流れてきた汚染水が通過することにより放射性物質を吸着させ、海洋への放射性物
質の放出低減を図る。
シルトフェンスは、３号炉及び４号炉放水口側雨水排水処理槽放水箇所付近等に設置する。
また、１号炉及び２号炉側においては、３号炉及び４号炉のシルトフェンス設置後、吐口水槽等に放射性物質吸着剤を設置し、その後、吐口水槽放水箇所付近等にシルトフェンスを設置する。
（m）「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」(m)「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」(m) 「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順
等」

イ. 重大事故等対策に係る手順

イ

重大事故等対策に係る手順

イ．重大事故等対策に係る手順
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備考

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東海第二発電所

設計基準事故の収束に必要な水源は、復水タンク、重大事故等が発生した場合において，設計基準事故の重大事故等が発生した場合において，設計基準事故の燃料取替用水タンクである。これらの水源とは別に、収束に必要な水源とは別に重大事故等の収束に必要と収束に必要な水源とは別に重大事故等の収束に必要と重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を有するなる十分な量の水を有する水源を確保することに加えなる十分な量の水を有する水源を確保することに加え水源を確保することに加えて、設計基準事故対処設備て，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対て，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対及び重大事故等対処設備に対して重大事故等の収束にして重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供して重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供必要となる十分な量の水を供給する対処設備及び手順給するために必要な設備を複数確保し，これらの水源か給するために必要な設備を複数確保し，これらの水源かを整備する。

ら注水が必要な場所への供給を行うための対処設備及ら注水が必要な場所への供給を行うための対処設備及び手順を整備する。

び手順を整備する。

ロ. 大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても事故等の収束に必要と大規模損壊発生時においても事故等の収束に必要と大規模損壊発生時においても事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するため、重大事故等対策でなる十分な量の水を供給するため，重大事故等対策で整なる十分な量の水を供給するため，重大事故等対策で整整備した手順を基本とし、共通要因で同時に機能喪失備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失する

備した手順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失するすることのない可搬型重大事故等対処設備等を用いたことのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中ことのない可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中手順等を整備する。

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

央制御室での監視及び制御機能が喪失した場合も対応

当該手順は、「1.2原子炉冷却材圧力バウンダリ高できるよう，現場にてプラントパラメータを監視するたできるよう，現場にてプラントパラメータを監視するた

圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」及びめの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視めの手順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視「1.3原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するためのするための手順，建物や設備の状況を目視にて確認するするための手順，建物や設備の状況を目視にて確認する手順等」に示す２次冷却系からの除熱手段、「1.4原ための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順

ための手順，現場にて直接機器を作動させるための手順

子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷等を整備する。

等を整備する。

ロ

備考

却するための手順等」に示す原子炉への注水手段、「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

大規模損壊発生時に事故の収束に必要となる水の供給手順の例を次に示す。（第5.2−16表参照）

大規模損壊発生時に事故の収束に必要となる水の供給手順の例を次に示す。（第5.2−16表参照）

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」及び「1.8原子炉格納容器下部の溶融炉心・復水貯蔵槽を水源とした発電用原子炉への注水等

・代替淡水貯槽を水源として常設低圧代替注水系ポ ・設備設計の差異。

を冷却するための手順等」に示す原子炉格納容器へのの対応を実施している場合，可搬型代替注水ポンプ

ンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより各種注 ・代替淡水貯槽は注水

注水等の手段、「1.11使用済燃料貯蔵槽の冷却等のた（A-2級）により防火水槽を水源とした復水貯蔵槽

水／補給する場合，代替淡水貯槽の水が枯渇する前

源と補給水源の機能めの手順等」に示す使用済燃料ピットへの注水手段並への補給を実施する。

に西側淡水貯水設備等の水を可搬型代替注水中型を持っている。

ポンプ等により代替淡水貯槽に補給する。

びに「1.12発電所外への放射性物質の拡散を抑制する

・西側淡水貯水設備のための手順等」に示す原子炉格納容器等への放水等をほか，淡水タンクか行うために必要となる水源の確保に関する手順であらの補給（可搬型代る。

替注水大型ポンプ使

これらの手順により、代替淡水源を使用した中間受用）も可能であるた槽への供給及び海水（取水ピット、取水口）を水源とめ，「等」を記載。

した中間受槽への供給を行う。また、その他の代替手・防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ（A-1・西側淡水貯水設備を水源として可搬型代替注水中 ・設備設計の差異。

段として２次系純水タンク及び原水タンクを水源とす

級又はA-2級）により各種注水/補給する場合，防火型ポンプにより各種注水／補給する場合，西側淡水 ・代替淡水貯槽のほることにより中間受槽への供給を行う。

水槽の水が枯渇する前に淡水貯水池の水を防火水

貯水設備の水が枯渇する前に代替淡水貯槽等の水

43/56

か，淡水タンクから玄海原子力発電所 3／4 号

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重大事故等対策にて整備する1.13の手順に加えて、槽に補給する。

長期間にわたる大津波警報が発令されている状況等を

東海第二発電所

備考

を可搬型代替注水大型ポンプにより西側淡水貯水の補給も可能である設備に補給する。

ため，
「等」を記
載。

考慮し、被災状況、場所により適切なルートで淡水の水源を確保する手順を整備する。
（n）「1.14 電源の確保に関する手順等」
イ. 重大事故等対策に係る手順(n)「1.14 電源の確保に関する手順等」(n) 「1.14 電源の確保に関する手順等」

イ

イ．重大事故等対策に係る手順

重大事故等対策に係る手順
電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場

電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合において炉心の著しい損傷、原子炉格納容器の破合において，炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，合において，炉心の著しい損傷，原子炉格納容器の破損，損、使用済燃料ピット内燃料体等の著しい損傷及び運使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷及び運転

転停止中における原子炉内の燃料体の著しい損傷を防停止中において原子炉内燃料体の著しい損傷を防止す

停止中において原子炉内燃料体の著しい損傷を防止す

止するために必要な電力を確保する設備及び手順を整るため，代替電源から給電するための対処設備及び手順るため，代替電源から給電するための対処設備及び手順備する。

を整備する。

を整備する。

電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロ．大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷、原大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷，原子大規模損壊発生時においても炉心の著しい損傷，原子子炉格納容器の破損、使用済燃料ピット内燃料体等の炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著

炉格納容器の破損，使用済燃料プール内の燃料体等の著著しい損傷及び運転停止中原子炉内燃料体の著しい損

しい損傷及び運転停止中において原子炉内燃料体の著しい損傷及び運転停止中において原子炉内燃料体の著傷を緩和するための代替電源を供給するため、重大事

しい損傷を緩和するため，重大事故等対策で整備した手しい損傷を緩和するため，重大事故等対策で整備した手故等対策で整備した手順を基本とし、共通要因で同時順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失することのな

順を基本とし，共通要因で同時に機能喪失することのなに機能喪失することのない可搬型重大事故等対処設備

い可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央制御室

い可搬型重大事故等対処設備を用いた手順，中央制御室等を用いた手順等を整備する。

での監視及び制御機能が喪失した場合も対応できるよ

での監視及び制御機能が喪失した場合も対応できるよ

重大事故等対策にて整備する1.14の手順に加えて、

う，現場にてプラントパラメータを監視するための手う，現場にてプラントパラメータを監視するための手

非常用母線２系統が損傷した場合に、発電機車（高圧順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視するた

順，可搬型計測器にてプラントパラメータを監視するた

発電機車又は中容量発電機車）、変圧器車及び可搬型めの手順，建物や設備の状況を目視にて確認するためのめの手順，建物や設備の状況を目視にて確認するための分電盤により、アニュラス空気浄化ファン、電気式水手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整手順，現場にて直接機器を作動させるための手順等を整

素燃焼装置、可搬型格納容器水素濃度計電源盤及びサ

備する。

備する。

ロ.大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

ロンプリング弁に電源を供給する手順を整備する。
これらの手順により、電源が喪失したことにより重大事故等が発生した場合においても大容量空冷式発電

大規模損壊発生時に電源を確保するための手順の例を次に示す。（第5.2−17表参照）

大規模損壊発生時に電源を確保するための手順の例を次に示す。（第5.2−17表参照）

機、号炉間電力融通電路、発電機車（高圧発電機車又は中容量発電機車）及び直流電源用発電機等による電・外部電源及び非常用交流電源設備による給電が見・外部電源及び非常用所内電気設備による給電が見 ・東海第二は，常設の込めない場合，非常用高圧母線D系，C系の順で復旧

込めない場合，Ｍ／Ｃ ２Ｃを優先に，常設代替交

代替交流電源設備は

全交流動力電源及び直流電源喪失が発生した場合にし，第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン

流電源設備から非常用所内電気設備へ給電する。

１組のみ設置。

おける対応手段の優先順位は、早期に準備が可能な常発電機の起動操作を並行で行い，第一ガスタービン（緊急用Ｍ／Ｃを経由するため，代替所内電気設備 ・常設代替交流電源設

設設備による給電を優先して実施し、その後、可搬型発電機で給電する。第一ガスタービン発電機によるへの給電も同時に行われる）設備による給電を実施する。また、電源機能が喪失

給電が行えない場合は，第二ガスタービン発電機源の確保を行う。

44/56

備から受電する非常用高圧母線は１母線

玄海原子力発電所 3／4 号
し、監視パラメータの計測が不能になった場合には、可搬型計測器によるパラメータ監視を実施する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所のみとする設計。

（緊急用高圧母線経由）による給電を行う。
・外部電源，非常用交流電源設備，第一ガスタービン

備考・外部電源，非常用交流電源設備，常設代替交流電源 ・設備設計の差異。

発電機，第二ガスタービン発電機及び電源車（緊急設備又は代替所内電気設備によるパワーセンタ２ ・東海第二は動力変圧用高圧母線経由）によるパワーセンターC系及びD系

Ｃ及び２Ｄへの給電が見込めない場合，可搬型代替

器を介さず直接非常への給電が見込めない場合，可搬型代替交流電源設

交流電源設備（可搬型代替低圧電源車）を可搬型代用パワーセンタへ給備（電源車）をパワーセンターの動力変圧器の一次替低圧電源車接続盤に接続し，パワーセンタ２Ｃ及電する設計。

側又は緊急用電源切替箱接続装置に接続し，電源をび２Ｄへ給電する。

復旧する。
・当該号炉が外部電源，非常用交流電源設備，第一ガ・東海第二は単機サイ

スタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び電トであるため，号炉

源車による給電を見込めない場合，号炉間電力融通

間融通手段がない。

ケーブルを用いて他号炉の緊急用電源切替箱断路器から当該号炉の緊急用高圧母線までの電路を構成し，他号炉から給電する。
・外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，・外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に， ・ここでは非常用直流

常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備によ常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設

母線への給電を記る給電ができない場合，可搬型直流電源設備（電源

備による交流入力電源の復旧が見込めない場合，可載。

車及びAM用直流125V充電器）により直流電源を必要

搬型代替直流電源設備（可搬型代替低圧電源車及び ・常設代替直流電源設

な機器に給電する。

可搬型整流器）により直流電源を直流125V主母線盤

備から非常用直流母２Ａ・２Ｂへ給電する。

線への給電手段がな

・外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，い（緊急用母線のみ

常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設

で事故対応に係る必備による交流電源の復旧ができない場合で，かつ可要機能を確保する方

搬型直流電源設備（電源車及びAM用直流125V充電針）ため，常設代替器）による直流電源の給電ができない場合，直流給

直流電源設備を記載

電車を直流125V主母線盤Aに接続し，直流電源を給していない。

電する。

・柏崎刈羽が既設充電器盤と電源車の組合
せによる直流給電方式，自主で可搬直流給電を採用しているのに対し，東海第二は可搬型設備のみで直流給電が可能な設計としている。
（既設
充電器盤を使用した
直流給電は電源車に45/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考
よる非常用パワーセ
ンタ給電時に併せて対応可能）

・非常用所内電気設備の電源給電機能が喪失した場 ・非常用所内電気設備
合は，代替交流電源設備である常設代替交流電源設の状態に関わらず，

備（又は可搬型代替交流電源設備）及び代替直流電

代替所内電気設備の源設備である常設代替直流電源設備（又は可搬型代

負荷の動作に記載す

替直流電源設備）から代替所内電気設備へ給電する場合は，緊急用パる。

ワーセンタ等へ給電するため，その手順を記載。

(o) 「2.1 可搬型設備等による対応手順等」（o）「2.1 可搬型設備等による対応手順等」

・東海第二では，大規大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

大規模損壊発生時に事故緩和措置を行うための手順

模損壊に特化した手

大規模損壊発生時に使用する設備と手順については、

大規模損壊発生時に使用する設備と手順については，先順を整備。

先に記載した（b）項から（n）項で示した重大事故等対に記載した(b)項から(n)項で示した重大事故等対策で整策で整備する手順等を活用することで「炉心の著しい損備する手順等を活用することで「炉心の著しい損傷を緩和

傷を緩和するための対策」、「原子炉格納容器の破損をするための対策」，「原子炉格納容器の破損を緩和するた

緩和するための対策」、「使用済燃料貯蔵槽の水位を確めの対策」，「使用済燃料プールの水位を確保するための保するための対策及び燃料体等の著しい損傷を緩和する対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策」，「放ための対策」、「放射性物質の放出を低減させるための射性物質の放出を低減させるための対策」及び「大規模な対策」、「大規模な火災が発生した場合の消火活動」の火災が発生した場合における消火活動」の措置を行う。
さらに，柔軟な対応を行うため上記の手順に加えて，以措置を行う。

下の大規模損壊に特化した手順を整備する。（第5.2−18

なお、可搬型設備等による対応手順等のうち、柔軟な対表参照）応を行うための大規模損壊に特化した手順を以下に示す。

イ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減

イ. Ｂ充てんポンプ（自己冷却）で注入し、加圧器逃

圧及び除熱手順

がし弁を開とする手順
ロ.

大規模損壊では，炉心損傷後，放射線モニタ類の指示

消防自動車を可搬型ディーゼル注入ポンプと同値の急激な上昇等により原子炉格納容器からの異常なじ接続口に接続し、原子炉に注水する手順
消防自動車を可搬型ディーゼル注入ポンプと同漏えいを検知した場合や格納容器スプレイ機能を有す

じ接続口に接続し、原子炉格納容器に注水する手順

る重大事故等対処設備が機能喪失した場合等を想定し，

ハ.
ニ.

原子炉格納容器破損緩和や放射性物質の放出低減を目

使用済燃料ピットへ可搬型ディーゼル注入ポン

的とした格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格納プで注水する手順
ホ.

容器内の減圧及び除熱手順を整備する。

使用済燃料ピットへ消防自動車でスプレイする

ロ．可搬型代替注水中型ポンプによる消火手順

手順

化学消防車，水槽付消防ポンプ自動車，可搬型代替注へ. 大津波警報発令時、八田浦貯水池を移動式大容量

水大型ポンプ（放水用）等を用いた火災時の対応が困難

ポンプ車の取水源とする手順
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ト.

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

可搬型バッテリを使用してアニュラス水素濃度な場合を想定し，可搬型代替注水中型ポンプを用いた消火手順を整備する。

を計測する手順チ.

東海第二発電所

ハ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲によ可搬型代替所内電気設備による原子炉格納容器

る使用済燃料プールへの注水手順

破損を防止するための設備へ給電する手順

大規模な地震等により使用済燃料プールが損傷し，技リ. 可搬型計測器を現場盤に接続し計測する手順
移動式大容量ポンプ車によるＡ系格納容器再循術的能力「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手環ユニットへの海水通水を実施する際、原子炉補機

順等」にて水位が維持できない場合，強制開放装置によ冷却水冷却器室が浸水した場合に排水する手順

る原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放（ブローアヌ.

ウトパネル閉止装置が閉止状態である場合は，ブローア
ウトパネル閉止装置のパネル部開放）を行い，その開口部を介して，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による使用済燃料プールへの注水手順を整備する。
ニ．可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）及び放水砲による使用済燃料乾式貯蔵建屋への放水手順
大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突
その他のテロリズムにより使用済燃料乾式貯蔵建屋に大規模な損壊が発生した場合を想定し，可搬型代替注水
大型ポンプ（放水用）及び放水砲による使用済燃料乾式貯蔵建屋への放水手順を整備する。
ホ．現場での可搬型計測器によるパラメータ計測及び監視手順
中央制御室が機能喪失する場合を想定し，現場での可これら手順のうち、炉心の著しい損傷を緩和するための搬型計測器によるパラメータ監視手順を整備する。

対策に関する手順等については、イ項からハ項及びリ項が該当する。
原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関する手順等については、イ項からハ項及びヘ項からヌ項が該当する。
使用済燃料ピットの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策に関する手順等
並びに放射性物質の放出を低減するための対策に関する手順等については、ニ項からヘ項が該当する。
d.

b.項に示す大規模損壊への対応手順書は，万一を考慮しｃ．ｂ.項に示す大規模損壊への対応手順書は，万一を考慮し中央制御室の機能が喪失した場合も対応できるよう整

中央制御室の機能が喪失した場合も対応できるよう整

中央制御室の機能が喪失した場合も対応できるよう整備するが、中央制御室での監視及び制御機能に期待でき

備する。

備する。

c.項に示す大規模損壊への対応手順書は、万一を考慮しc.

る可能性も十分に考えられることから、運転手順書も並行して活用した事故対応も考慮したものとする。例え
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備考

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東海第二発電所

備考

ば、重大事故等発生時において運転手順書で対応中に、期待する重大事故等対処設備等（例：大容量空冷式発電機、常設電動注入ポンプ等）の複数の機能が同時に喪失する等、重大事故シナリオベースから外れて大規模損壊へ至る可能性のあるフェーズへ移行した場合にも活用できるものとする。すなわち、原因となった事象により喪失した機能に着目して、その機能を代替するための対策が行える手順書の構成とする。
e.

f.

c.項に示す大規模損壊への対応手順書については、地震b.項に示す大規模損壊への対応手順書については，地震，

ｄ．ｂ.項に示す大規模損壊への対応手順書については，地震，及び津波により発生する可能性のある大規模損壊に対

津波及び地震と津波の重畳により発生する可能性のある

津波及び地震と津波の重畳により発生する可能性のあるして、また、PRA の結果に基づく事故シーケンスグルー

大規模損壊に対して，また，PRAの結果に基づく事故シー

大規模損壊に対して，また，ＰＲＡの結果に基づく事故シプの選定にて抽出しなかった地震及び津波特有の事象

ケンスグループの選定にて抽出しなかった地震及び津波

ーケンスグループの選定にて抽出しなかった地震及び津として発生する事故シーケンスについて、当該事故によ特有の事象として発生する事故シーケンスについて，当波特有の事象として発生する事故シーケンスについて，り発生する可能性のある重大事故、大規模損壊への対応

該事故により発生する可能性のある重大事故，大規模損

当該事故により発生する可能性のある重大事故，大規模も考慮する。加えて、大規模損壊発生時に、同等の機能

壊への対応をも考慮する。加えて，大規模損壊発生時に，損壊への対応をも考慮する。加えて，大規模損壊発生時を有する可搬型重大事故等対処設備、常設重大事故等対同等の機能を有する可搬型重大事故等対処設備，常設重に，同等の機能を有する可搬型重大事故等対処設備，常設

処設備及び設計基準事故対処設備が同時に機能喪失す

大事故等対処設備及び設計基準事故対処設備が同時に機重大事故等対処設備及び設計基準事故対処設備が同時にることなく、炉心注水、電源確保、放射性物質放出低減

能喪失することなく，原子炉圧力容器への注水，電源確

機能喪失することなく，原子炉圧力容器への注水，電源確等の各対策が上記設備のいずれかにより達成できるよ

保，放射性物質拡散抑制等の各対策が上記設備のいずれ

保，放射性物質拡散抑制等の各対策が上記設備のいずれう構成する。

かにより達成できるよう構成する。

かにより達成できるよう構成する。

発電用原子炉施設において整備する大規模損壊時に対d.

発電用原子炉施設において整備する大規模損壊発生時のｅ．発電用原子炉施設において整備する大規模損壊発生時の応する手順については、大規模損壊に関する考慮事項

対応手順については，大規模損壊に関する考慮事項等，米対応手順については，大規模損壊に関する考慮事項等，米等、米国における NEI ガイドの考え方も参考とする。ま

国におけるNEIガイドの考え方も参考とする。また，当該国におけるＮＥＩガイドの考え方も参考とする。また，当た、当該ガイドの要求内容に照らして発電用原子炉施設のガイドの要求内容に照らして発電用原子炉施設の対応

該のガイドの要求内容に照らして発電用原子炉施設の対の対応状況を確認する。

状況を確認する。

応状況を確認する。

5.2.1.2大規模損壊の発生に備えた体制の整備

e.

5.2.1.2 大規模損壊の発生に備えた体制の整備

5.2.1.2 大規模損壊の発生に備えた体制の整備

大規模損壊発生時の体制については、組織が最も有効に機能大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場合大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場合すると考えられる通常の緊急時対策本部の体制により対応すにおける体制については，重大事故等時の対応体制を基本とす

における体制については，重大事故等時の対応体制を基本とすることを基本としつつ、通常とは異なる対応が必要となる状況

るが，大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時のるが，大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時のにおいても流動性を持って対応できるように整備する。

体制が部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）

体制が部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）

でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

また、重大事故等を超えるような状況を想定した5.2.1.1項
における大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うこ

また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模損壊

また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模損壊とを前提とし、中央制御室が機能喪失するような通常とは異な対応のための体制を整備，充実するために，大規模損壊対応に対応のための体制を整備，充実するために，大規模損壊対応にる体制で活動しなければならない場合にも対応できるように係る必要な計画の策定並びに運転員，緊急時対策要員及び自衛係る必要な計画の策定並びに災害対策要員に対する教育及び ・東海第二の災害対策

するとともに、重大事故等対策では考慮されない大規模損壊に消防隊に対する教育及び訓練を付加して実施し体制の整備を訓練を付加して実施し体制の整備を図る。

48/56

要員は，当直（運転玄海原子力発電所 3／4 号
対するぜい弱性を補完する手順書を用いた活動を行うための

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東海第二発電所

備考員）と自衛消防隊を図る。

教育、訓練の実施及び体制の整備を図る。

含む。
（以下，同じ差異は記載を省略）（1）大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練の実施(1) 大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練の実施(1)

大規模損壊への対応のための要員への教育及び訓練の実
施

大規模損壊時への対応のための緊急時対策本部要員への大規模損壊発生時において，事象の種類及び事象の進展に教育及び訓練については、重大事故等対策にて実施する教育

応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を確保す

応じて的確，かつ，柔軟に対処するために必要な力量を確保 ・記載の統一。

及び訓練を基に、専属自衛消防隊員への教育及び訓練についるため，運転員，緊急時対策要員及び自衛消防隊への教育及するため，災害対策要員への教育及び訓練については，重大ては、火災防護の対応に関する教育及び訓練を基に、大規模び訓練については，重大事故等対策の対処に係る教育及び訓事故等対策の対処に係る教育及び訓練に加え，過酷な状況下

損壊発生時における各要員の役割に応じた任務を遂行する

練に加え，過酷な状況下においても柔軟に対処できるよう大においても柔軟に対処できるよう大規模損壊発生時に対応に当たり必要となる力量を習得及び維持するため、以下の教規模損壊発生時に対応する手順及び事故対応用の資機材のする手順及び事故対応用の資機材の取扱い等を習得するた育及び訓練を実施する。また、重大事故等対策要員のうち保取扱い等を習得するための教育及び訓練を実施する。また，

めの教育及び訓練を実施する。また，重大事故等対応要員に ・東海第二で流動性を修対応要員（以下「保修対応要員」という。）については、運転員及び緊急時対策要員の役割に応じて付与される力量

おいては，役割に応じて付与される力量に加え，流動性をももたせる対象は，重電制系に係る力量、機械系に係る力量といった要員の役割にに加え，流動性をもって柔軟に対応できるような力量を確保って柔軟に対応できるような力量を確保していくことによ

大事故等対応要員。

応じて付与される力量に加え、流動性をもって対応できるよ

していくことにより，本来の役割を担う要員以外の要員でもり，本来の役割を担う要員以外の要員でも対応できるよう教

うな力量を確保していくことにより、期待する要員以外の要対応できるよう教育及び訓練の充実を図る。必要となる力量

育及び訓練の充実を図る。必要となる力量を第 5.2−19 表に ・図表番号の差異。

員でも対応できるよう教育及び訓練の充実を図る。その他、を第 5.2−18 表に示す。

示す。

大規模損壊発生時において，事象の種類及び事象の進展に

・東海第二は，「第発電所構内に勤務する緊急時対策本部要員以外の人員を割

5.2−18 表 大規模

り当てなければならない事態を想定して、原子力災害への活損壊に特化した手動に協力するための教育を実施する。必要となる力量を第順」を追加。

5.2.19表に示す。
a.

大規模損壊時に対応する手順及び事故対応用の資機材の取扱い等を習得するための教育を定期的に実施する。

a.

大規模損壊発生時に対応する手順及び事故対応用の資ａ.

機材の取扱い等を習得するための教育及び訓練を実施す

大規模損壊発生時に対応する手順及び事故対応用の資機材の取扱い等を習得するための教育及び訓練を実施する。

る。
b.

保修対応要員は、役割に応じて付与される力量に加え、

b.

運転員及び緊急時対策要員については，要員の役割に応ｂ.

重大事故等対応要員については，要員の役割に応じて付 ・東海第二で流動性を

例えば保修対応要員の被災又は想定より多い要員が必要じて付与される力量に加え，例えば要員の被災等が発生し与される力量に加え，例えば要員の被災等が発生した場合もたせる対象は，重となった場合において、優先順位の高い緩和措置の実施にた場合においても，優先順位の高い緩和措置の実施に遅れにおいても，優先順位の高い緩和措置の実施に遅れが生じ

大事故等対応要員。

遅れが生じることがないよう、臨機応変な配員変更に対応が生じることがないよう，臨機応変な配員変更に対応でき

ることがないよう，臨機応変な配員変更に対応できる知識

できる知識及び技能を習得する等、流動性を持って柔軟にる知識及び技能習得による要員の多能化を計画的に実施

及び技能習得による要員の多能化を計画的に実施する。

対応できるよう保修対応要員の多能化を図るための教育する。

及び訓練を計画的に実施する。
c.

緊急時対策本部要員（指揮者等）に対し、通常の指揮命c.

原子力防災管理者及びその代行者を対象に，通常の指揮ｃ.

原子力防災管理者及びその代行者を対象に，通常の指揮令系統が機能しない場合及び残存する資源等を最大限に命令系統が機能しない場合及び残存する資源等を最大限命令系統が機能しない場合及び残存する資源等を最大限活用しなければならない事態を想定した個別の教育及び活用しなければならない事態を想定した個別の教育及び活用しなければならない事態を想定した個別の教育及び訓練を実施する。また、専属自衛消防隊員に対し大規模損訓練を実施する。

訓練を実施する。
49/56

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東海第二発電所

備考

壊発生時に対応するための教育及び訓練を実施する。
d.

大規模損壊発生時に対応する組織とそれを支援する組

d. 大規模損壊発生時に対応する組織とそれを支援する組織

織の実効性等を確認するための定期的な総合訓練を継続の実効性等を確認するための定期的な総合訓練を継続的の実効性等を確認するための定期的な総合訓練を継続的的に実施する。

に実施する。

に実施する。

（2）大規模損壊発生時の体制

ｄ.

大規模損壊発生時に対応する組織とそれを支援する組織(2) 大規模損壊発生時の体制（2） 大規模損壊発生時の体制

発電用原子炉施設において重大事故等及び大規模損壊（大発電所対策本部は，大規模損壊の緩和措置を実施する実施

災害対策本部は，大規模損壊の緩和措置を実施する実施組

規模火災の発生含む）のような原子力災害が発生するおそれ組織及びその支援組織から構成されており，それぞれの機能

織及びその支援組織から構成されており，それぞれの機能ごがある場合又は発生した場合に、事故原因の除去並びに原子ごとに責任者を定め，役割分担を明確にし，効果的な大規模とに責任者を定め，役割分担を明確にし，効果的な大規模損

力災害の拡大防止及び緩和その他必要な活動を迅速かつ円損壊の緩和措置を実施し得る体制とする。また，複数号炉の壊の緩和措置を実施し得る体制とする。また，東海発電所の ・発電所設置数の差異。

滑に実施するため、所長（原子力防災管理者）は、発電所に同時被災の場合においても，重大事故等対処設備を使用して同時被災の場合においても，重大事故等対処設備を使用して事務系社員を含む通常の原子力防災組織の体制を基本とす

炉心損傷や原子炉格納容器の破損等に対応できる体制とす

炉心損傷や原子炉格納容器の破損等に対応できる体制とす

る緊急時対策本部の体制を整える。

る。

る。

a.

休日、時間外（夜間）において、重大事故等及び大規模大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時の体大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時の体制が部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）

制が部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）

でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

でも流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

a.

ａ．夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても発電 ・組織名称，人数の差

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても発電損壊のような原子力災害が発生した場合にも、速やかに対所構内に緊急時対策要員50名，運転員40名及び自衛消防隊

所構内に災害対策要員（指揮者等）4名，重大事故等対応

応を行うための対応要員として、発電所構内又は近傍に運10名の合計100名を常時確保し，大規模損壊発生時は本部要員17名，当直（運転員）7名及び自衛消防隊11名の合計

転員（当直員）12名、緊急時対策本部要員（指揮者等）４

長代行が初動の指揮を執る体制を整備する。

39名を常時確保し，大規模損壊発生時は統括待機当番者が異。

名、重大事故等対策要員36名、専属自衛消防隊員８名を確初動の指揮を執る体制を整備する。なお，原子炉運転停止 ・東海第二は原子炉運保し、体制を整備する。

中※については，中央制御室の当直（運転員）を5名とする。
※

転停止中に当直（運原子炉の状態が冷温停止（原子炉冷却材温度が転員）が減少するこ

100℃未満）及び燃料交換の期間とを記載。

また，故意による大型航空機の衝突その他のテロリズム

また、故意による大型航空機の衝突その他のテロリズム

また，故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムの発生により、中央制御室（運転員（当直員）を含む）がの発生により，中央制御室（6号及び7号炉運転員を含む）の発生により，中央制御室（当直（運転員）を含む）が機 ・組織名称の差異。

機能しない場合においても、重大事故等対策要員及び緊急が機能しない場合もあらかじめ想定し，緊急時対策要員で能しない場合もあらかじめ想定し，重大事故等対応要員で ・ 東 海 第 二 の 多 能 化

時対策本部要員（指揮者等）にて初動及び初動後対策を実役割を変更する要員に対して事前に周知しておくことで役割を変更する要員に対して事前に周知しておくことでは，重大事故等対応施する。

混乱することなく迅速な対応を可能とする。

混乱することなく迅速な対応を可能とする。

要員（保修班）が対象。

大規模損壊発生時において、緊急時対策本部要員として

b. 大規模損壊発生時において，緊急時対策要員として参集が非常召集が期待される社員寮及び社宅の召集要員の非常期待される社員寮，社宅の緊急時対策要員の発電所へのアク期待される社員寮，社宅等の災害対策要員の発電所へのア ・東海第二では 2 時間

召集ルートは複数ルートを確保し、その中から適応可能な

セスルートは複数確保し，その中から通行可能なルートを選

クセスルートは複数確保し，その中から通行可能なルート

以内に参集可能な場

ルートを選択し発電所へ非常召集する。

択し発電所へ参集する。

を選択し発電所へ参集する。

合，自宅待機も可で

b.

ｂ．大規模損壊発生時において，災害対策要員として参集があり，「等」を記載。
なお、発電所周辺（社員寮、社宅等）から非常召集されなお，プラント状況が確実に入手できない場合は，あらかじ50/56

・東海第二の参集要員

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

る召集要員は、集合場所に集合し、発電所の状況等の確認

め定めた集合場所にて，発電所の状況等の確認を行った後，は，発電所に近い（2を行い、発電所への移動を開始する。

発電所へ参集する。

時間以内）ことから，発電所に直接参集。

休日、時間外（夜間）において、大規模な自然災害が発

c. 大規模な自然災害が発生した場合には，発電所構内に常生した場合には、上記のアクセスルートにより社員寮、社時確保する要員100名の中に被災者が発生する可能性があ

駐する要員39名の中に被災者が発生する可能性があるこ

宅等からの召集要員に期待できると想定されるが、万一召ることに加え，社員寮，社宅等からの交替要員参集に時間とに加え，社員寮，社宅等からの交替要員参集に時間を要

集までに時間を要する場合であっても、発電所構内及び近を要する可能性があるが，その場合であっても，運転員及する可能性があるが，その場合であっても，当直（運転員）

傍の最低要員により当面の間は事故対応を行えるよう体

び自衛消防隊を含む発電所構内に常駐する要員により，優及び自衛消防隊を含む発電所構内に常駐する要員により，制を整備する。

先する対応手順を，必要とする要員数未満で対応すること優先する対応手順を，必要とする要員数未満で対応するこで交替要員が到着するまでの間も事故対応を行えるようとで交替要員が到着するまでの間も事故対応を行えるよ

体制を整備する。

う体制を整備する。

c.

（3）大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命令（3） 大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命

ｃ．大規模な自然災害が発生した場合には，発電所構内に常 ・体制と人数の差異。

(3)

大規模損壊発生時の要員確保及び通常とは異なる指揮命系統の確立についての基本的な考え方

令系統の確立についての基本的な考え方

令系統の確立についての基本的な考え方

大規模損壊発生時には、通常の原子力防災体制での指揮命

大規模損壊発生時には，通常の原子力防災体制での指揮命

大規模損壊発生時には，通常の原子力防災体制での指揮命令系統が機能しない場合も考えられる。このような状況にお令系統が機能しない場合も考えられる。このような状況にお令系統が機能しない場合も考えられる。このような状況においても、対応要員を確保するとともに指揮命令系統を確立でいても，発電所構内に勤務している緊急時対策要員により指いても，発電所構内に常駐している災害対策要員により指揮 ・体制の差異。

きるよう、大規模損壊時に対応するための体制を以下の基本

揮命令系統を確立できるよう，大規模損壊発生時に対応する命令系統を確立できるよう，大規模損壊発生時に対応するた ・柏崎刈羽は勤務者，的な考え方に基づき整備する。

ための体制を整備する。

めの体制を整備する。

東海第二は勤務又は待機要員にて対応。
（以下，同じ差異は記
載を省略）

a.

大規模損壊への対応要員を常時確保するため、休日、時a.

大規模損壊への対応に必要な要員を常時確保するため，

ａ．大規模損壊への対応に必要な要員を常時確保するため，間外（夜間）における副原子力防災管理者を含む対応要員

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）における運転員，

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）における災害対 ・東海第二の災害対策

は、地震、津波等の大規模な自然災害又は故意による大型緊急時対策要員及び自衛消防隊初期消火班は，地震，津策要員（初動）は，地震，津波等の大規模な自然災害又要員（初動）には当直

航空機の衝突その他のテロリズムが発生した場合にも対波等の大規模な自然災害又は故意による大型航空機のは故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムが（運転員）及び自衛応できるよう、分散して待機する。また、地震、津波等の衝突その他のテロリズムが発生した場合にも対応でき発生した場合にも対応できるよう，分散して待機する。

消防隊を含む。

大規模な自然災害によって、待機場所への影響が考えられるよう，分散して待機する。また，地震，津波等の大規

また，地震，津波等の大規模な自然災害によって，待機る場合は、屋外への退避及び高台への避難等を実施する。

模な自然災害によって，待機場所への影響が考えられる

場所への影響が考えられる場合は，屋外への退避及び高なお、建物の損壊等により上記要員の一部が被災するよう場合は，屋外への退避及び高台への避難等を行う。なお，

台への避難等を行う。なお，建物の損壊等により要員がな状況においても、発電所構内に勤務している他の要員を

建物の損壊等により要員が被災するような状況におい被災するような状況においても，発電所構内に常駐して緊急時対策本部での役務に割り当てる等の措置を講じる。

ても，発電所構内に勤務している他の要員を活用する等

いる他の要員を活用する等の柔軟な対応をとることをの柔軟な対応をとることを基本とする。

基本とする。

さらに、人命救助や物品の移動等の必要な活動について
は、発電所構内に勤務している他の人員を可能な範囲で割り当てる等の措置を講じる。

51/56

玄海原子力発電所 3／4 号
b.

地震、津波等の大規模な自然災害又は故意による大型柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

地震，津波等の大規模な自然災害又は故意による大型航ｂ．地震，津波等の大規模な自然災害又は故意による大型航航空機の衝突その他のテロリズムの発生により、通常の原空機の衝突その他のテロリズムの発生により，通常の原空機の衝突その他のテロリズムの発生により，通常の原子力防災体制での指揮命令系統が機能しない場合も考慮

子力防災体制での指揮命令系統が機能しない場合も考子力防災体制での指揮命令系統が機能しない場合も考し、原子力防災管理者の代行者をあらかじめ複数定めるこ慮し，原子力防災管理者の代行者をあらかじめ複数定め

慮し，原子力防災管理者の代行者をあらかじめ複数定めとで体制を維持する。

ることで体制を維持する。

ることで体制を維持する。

c.

大規模損壊等により炉心が損傷した場合において、原b.

備考

プルーム通過時は，大規模損壊対応への指示を行う緊急

ｃ．プルーム通過時は，大規模損壊対応への指示を行う災害

子炉格納容器の破損のおそれ又は破損した場合、代替緊急時対策要員と発電所外への放射性物質の拡散を抑制す対策要員と発電所外への放射性物質の拡散を抑制するた

時対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟内）に残る要員

るために必要な緊急時対策要員は緊急時対策所，運転員めに必要な災害対策要員は緊急時対策所及び第二弁操作 ・東海第二は現場操作（以下「最低限必要な要員」という。）以外を玄海エネル

は中央制御室待避室にとどまり，その他の緊急時対策要室，当直（運転員）の一部は中央制御室待避室にとどまの際，第二弁操作室

ギーパーク等で待機させるか発電所外へ一時避難させる員及び自衛消防隊は発電所構外へ一時退避し，その後，り，その他の災害対策要員は発電所構外へ一時退避し，にもとどまる。

かを判断する。プルーム放出時は、最低限必要な要員は代発電所対策本部の指示に基づき再参集する。

その後，災害対策本部長の指示に基づき再参集する。

・東海第二は，再参集c.

替緊急時対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟内）に留の指示は，災害対策

まり、プルーム通過後、活動を再開する。プルーム通過時、本部長で統一。

最低限必要な要員以外の要員は発電所外へ一時避難し、その後、最低限必要な要員と交代する要員として発電所へ再度非常召集する。
大規模損壊と同時に大規模火災が発生している場合、

d. 大規模損壊と同時に大規模な火災が発生している場合，ｄ．大規模損壊と同時に大規模な火災が発生している場合，

緊急時対策本部の火災対応の指揮命令系統の下、専属自衛発電所対策本部の火災対応の指揮命令系統の下，自衛消災害対策本部の火災対応の指揮命令系統の下，自衛消防

消防隊は消火活動を実施する。また、原子力防災管理者が、防隊は消火活動を実施する。また，発電所対策本部長が，隊は消火活動を実施する。また，災害対策本部長が，事事故対応を実施及び継続するために、放水砲等による泡消事故対応を実施又は継続するために，放水砲等による泡故対応を実施又は継続するために，放水砲等による泡消火の実施が必要と判断した場合は、重大事故等対策要員を消火の実施が必要と判断した場合は，緊急時対策要員を火の実施が必要と判断した場合は，災害対策本部の指揮 ・消火活動にける指揮

火災対応の指揮命令系統の下で消火活動に従事させる。

火災対応の指揮命令系統の下で活動する自衛消防隊の命令系統の下，放水砲等の対応を行う要員を消火活動に

なお、緊急時対策本部の体制が整った後は、本部長の判指揮下で消火活動に従事させる。なお，発電所対策本部

従事させる。

断により、自衛消防組織を設置し、自衛消防組織による消の体制が整った後は，本部長の判断により，自衛消防組

本部は自衛消防隊を

火活動を実施する。

織を立ち上げ，自衛消防隊による消火活動を実施する。

含めているので，同d.

命令系統の差異。
・東海第二の災害対策

時に立ち上がる。

52/56

玄海原子力発電所 3／4 号（4）大規模損壊発生時の対応拠点

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考(4) 大規模損壊発生時の対応拠点（4） 大規模損壊発生時の対応拠点

大規模損壊が発生した場合において、本部長を含む緊急時

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した対策本部要員が対応を行うに当たっての拠点は、代替緊急時

場合において，本部長を含む発電所対策本部の緊急時対策

場合において，災害対策本部長を含む災害対策本部の災害対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟内）が基本となる。

要員等が対応を行う拠点は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対対策本部要員が対応を行う拠点は，緊急時対策所を基本と策所を基本とする。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の健する。緊急時対策所の健全性（居住性確保，通信連絡機能

全性（居住性確保，通信連絡機能等）が確認できない場合等）が確認できない場合は，代替可能なスペースを有する ・東海第二は当社関連

は，代替可能なスペース及び必要に応じて風雨を凌ぐため建屋を活用することにより災害対策本部の指揮命令系統

建屋内に代替スペーの資機材を活用することにより発電所対策本部の指揮命を維持する。

スを確保する方針。

令系統を維持する。

・東海第二で想定する

また、運転員（当直員）の拠点については、中央制御室がまた，運転員の拠点については，中央制御室が機能してまた，当直（運転員）の拠点については，中央制御室が代替スペースは，災機能している場合は中央制御室とするが、中央制御室が機能いる場合は中央制御室とするが，中央制御室が機能してい機能している場合は中央制御室とするが，中央制御室が機害対策要員を収容可

していない場合や火災等により運転員（当直員）に危険が及ない場合や火災等により運転員に危険が及ぶおそれがあ能していない場合や火災等により当直（運転員）に危険が能な居室を有する緊ぶおそれがある場合は、施設の損壊状況及び対応可能な要員る場合は，施設の損壊状況，対応可能な要員等を勘案し発及ぶおそれがある場合は，施設の損壊状況，対応可能な要

急時対策室建屋（免等を勘案し緊急時対策本部が判断する。

電所対策本部が適切な拠点を選定する。

員等を勘案し災害対策本部が適切な拠点を選定する。

震構造）又は原子力

なお、代替緊急時対策所又は緊急時対策所（緊急時対策棟

館。

内）以外の代替可能なスペースも状況に応じて活用する。
（5）大規模損壊発生時の支援体制の確立
a.

本店対策本部体制の確立（5） 大規模損壊発生時の支援体制の確立
a.

本社対策本部体制の確立(5) 大規模損壊発生時の支援体制の確立
ａ．本店対策本部体制の確立

・組織名称の差異。

（a）発電用原子炉施設において大規模損壊が発生した場合大規模損壊発生時における本社対策本部の設置によるの本店からの支援を実施するため、社長を本店の本部長

発電所への支援体制は，「5.1.4 手順書の整備，教育及び発電所への支援体制は，「5.1.4とする本店対策本部が速やかに確立できるよう体制を訓練の実施並びに体制の整備」で整備する支援体制と同様

び訓練の実施並びに体制の整備」で整備する支援体制と同

整備する。

である。

様である。

（b）社長は、原子力事業所災害対策支援拠点の設置が必要と判断した場合、あらかじめ選定しておいた施設の候補の中から放射性物質の影響等を勘案した上で適切な拠点を選定し、先遣隊として本店対策本部の要員及びその他必要な要員を派遣するとともに、原子力事業所災害対策支援拠点に必要な資機材等の輸送を、陸路を原則として実施する。
（c）原子力災害と非常災害（一般災害）の複合災害発生時においては、原子力災害対策組織と非常災害（一般災害）対策組織を統合し、対策総本部（統合本部）として、一体となって対応を実施する。
また、社長は総本部長として全社対策組織を指揮し、原子力災害対策組織については発電本部長が副総本部長、非常災害（一般災害）対策組織については副社長が53/56

大規模損壊発生時における本店対策本部の設置による ・組織名称の差異。
手順書の整備，教育及玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

副総本部長となり、それぞれの対策組織の責任者として
指揮する。
b.

外部支援体制の確立

b.

ｂ．外部支援体制の確立

外部支援体制の確立（a）大規模損壊発生時における発電所への外部支援体制は、大規模損壊発生時における発電所への外部支援体制「5.1.3 支援に係る事項」で整備する原子力災害発生時

は，「5.1.3 支援に係る事項」で整備する原子力災害発「5.1.3の外部支援体制と同様である。

生時の外部支援体制と同様である。

の外部支援体制と同様である。

5.2.1.3大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

5.2.1.3 大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

大規模損壊発生時における発電所への外部支援体制は，支援に係る事項」で整備する原子力災害発生時

5.2.1.3 大規模損壊の発生に備えた設備及び資機材の配備

大規模損壊の発生に備え、5.2.1.1 項における大規模損壊発

大規模損壊の発生に備え，5.2.1.1 項における大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等

生時の対応手順にしたがって活動を行うために必要な重大事

生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等 ・東海第二は最新公用対処設備及び資機材を配備する。

故等対処設備及び資機材を次に示す基本的な考え方に基づき対処設備及び資機材を次に示す基本的な考え方に基づき配備

文用字用語に従い記

配備する。

する。

載。

（1）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(1) 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(1) 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応に必要な設備の配備及び当該設備のテロリズムヘの対応に必要な設備の配備及び当該設備のテロリズムヘの対応に必要な設備の配備及び当該設備の防護の基本的な考え方の防護の基本的な考え方の防護の基本的な考え方

大規模損壊発生時において、可搬型重大事故等対処設備

可搬型重大事故等対処設備は，重大事故等対策で配備する

可搬型重大事故等対処設備は，重大事故等対策で配備するは、重大事故等対策で配備する設備の基本的な考え方を基

設備の基本的な考え方を基に配備し，同等の機能を有する設設備の基本的な考え方を基に配備し，同等の機能を有する設に、同等の機能を有する設計基準事故対処設備及び常設重大計基準事故対処設備及び常設重大事故等対処設備と同時に計基準事故対処設備及び常設重大事故等対処設備と同時に事故等対処設備と同時に機能喪失することのないよう外部機能喪失することのないよう外部事象の影響を受けにくい

機能喪失することのないよう外部事象の影響を受けにくい

事象の影響を受けにくい場所に保管する。また、大規模な自場所に保管する。また，大規模な自然災害又は故意による大場所に保管する。また，大規模な自然災害又は故意による大然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズ型航空機の衝突その他のテロリズムの共通要因で，同時に複型航空機の衝突その他のテロリズムの共通要因で，同時に複ムの共通要因で、同時に複数の可搬型重大事故等対処設備が数の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しないように保数の可搬型重大事故等対処設備が機能喪失しないように保機能喪失しないように考慮する。

管場所を分散しかつ十分離して配備する。

管場所を分散しかつ十分離して配備する。

a.

a.

屋外の可搬型重大事故等対処設備は，基準地震動を超え

ａ．屋外の可搬型重大事故等対処設備は，基準地震動を超える敷地下斜面のすべり、液状化及び揺すり込みによる不等る地震動に対して，地震により生ずる敷地下斜面のすべる地震動に対して，地震により生ずる敷地下斜面のすべ

沈下、地盤支持力の不足及び地下構造物の損壊等の影響にり，液状化及び揺すり込みによる不等沈下，地盤支持力のり，液状化及び揺すり込みによる不等沈下，地盤支持力のより必要な機能を喪失しない位置に保管する。

不足及び地下構造物の損壊等の影響を受けない場所に保不足及び地下構造物の損壊等の影響を受けない場所に保

管する。

管する。

b.

屋外の可搬型重大事故等対処設備は、地震により生じ可搬型重大事故等対処設備は、津波により常設重大事

故等対処設備又は設計基準事故対処設備と同時に機能喪b.

可搬型重大事故等対処設備は，基準津波を超える津波に対して裕度を有する高台に保管する。

大規模損壊の発生に備え，5.2.1.1 項における大規模損壊発

ｂ．可搬型重大事故等対処設備は，敷地に遡上する津波を超 ・東海第二は敷地に遡える津波に対して裕度を有する高台に保管する。

失させないよう基準津波を一定程度超える津波に対して裕度を有する高台に保管する。
屋外の可搬型重大事故等対処設備は、設計基準事故対

c. 屋外に保管する可搬型重大事故等対処設備は，故意によ

ｃ．屋外に保管する可搬型重大事故等対処設備は，故意によ

処設備等及び常設重大事故等対処設備が設置されている

る大型航空機の衝突その他のテロリズムによる影響を考る大型航空機の衝突その他のテロリズムによる影響を考

c.

54/56

上する津波を考慮。

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備考

建屋並びに屋外の設計基準事故対処設備等又は常設重大慮して，原子炉建屋，タービン建屋及び廃棄物処理建屋か慮して，原子炉建屋等から 100m 以上離隔距離を確保する ・東海第二は原子炉建事故等対処設備のそれぞれから100mの離隔距離を確保しら 100m 以上離隔距離を確保するとともに，当該可搬型重とともに，当該可搬型重大事故等対処設備がその機能を代屋の他，常設低圧代

た上で、複数箇所に分散して保管する。

大事故等対処設備がその機能を代替する屋外の設計基準替する屋外の設計基準対象施設及び常設重大事故等対処

替注水系格納槽から対象施設及び常設重大事故等対処設備から 100m 以上の離設備から 100m 以上の離隔距離を確保した上で，当該建屋の離隔を考慮するこ

隔距離を確保した上で，当該建屋及び当該設備と同時に影及び当該設備と同時に影響を受けない場所に分散して配とを踏まえて記載。

響を受けない場所に分散して配備する。

備する。

原子炉建屋外から水又は電力を供給する可搬型重大事

d. 可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に離して複ｄ．可搬型重大事故等対処設備同士の距離を十分に離して複故等対処設備は、竜巻及び故意による大型航空機の衝突そ数箇所に分散して保管する。原子炉建屋外から電力又は水数箇所に分散して保管する。原子炉建屋外から電力又は水の他のテロリズムを考慮し、可搬型重大事故等対処設備同を供給する可搬型重大事故等対処設備は，アクセスルートを供給する可搬型重大事故等対処設備は，アクセスルート

士の距離を十分に離して複数箇所に分散して保管するとを確保した複数の接続口を設ける。

を確保した複数の接続口を設ける。

d.

ともに、常設設備への接続口、アクセスルートを複数設ける

地震，津波，大規模な火災等の発生に備え，アクセスル

ｅ．地震，津波，大規模な火災等の発生に備え，アクセスル

トを確保するために、速やかに消火及びがれき撤去できるートを確保するために，速やかに消火及びがれき撤去がでートを確保するために，速やかに消火及びがれき撤去がで資機材を当該事象による影響を受けにくい場所に保管すきる資機材を当該事象による影響を受けにくい場所に保きる資機材を当該事象による影響を受けにくい場所に保る。特に、ホイールローダ等のアクセスルート復旧用重機

管する。

管する。

e.

地震、津波、大規模火災等の発生に備え、アクセスルーe.

については、比較的標高が高い場所（EL.＋16m、＋28m）に分散して保管する。
（2）大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方(2) 大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方(2) 大規模損壊に備えた資機材の配備に関する基本的な考え方

大規模損壊発生時の対応に必要な資機材については、重大

大規模損壊発生時の対応に必要な資機材については，重大大規模損壊発生時の対応に必要な資機材については，重大事故等対策で配備する資機材の基本的な考え方を基に、高線事故等対策で配備する資機材の基本的な考え方を基に，高線事故等対策で配備する資機材の基本的な考え方を基に，高線量の環境、大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない

量の環境，大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない

量の環境，大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない状況を想定し配備する。また、そのような状況においても使状況を想定し配備する。また，そのような状況においても使状況を想定し配備する。また，そのような状況においても使用を期待できるよう原子炉建屋及び原子炉補助建屋から用を期待できるよう，原子炉建屋及びコントロール建屋から用を期待できるよう，原子炉建屋から100m以上離隔をとった ・建屋構成の差異。

100m以上離隔をとった場所に分散して配備する。

100m以上離隔をとった場所に分散して配備する。

場所に分散して配備する。

a.

a.

ａ．全交流動力電源喪失が発生する環境で対応するために必

全交流動力電源喪失が発生する環境で対応するために必要な照明機能を有する資機材を配備する。

全交流動力電源喪失が発生する環境で対応するために必要な照明機能を有する資機材を配備する。

要な照明機能を有する資機材を配備する。

地震及び津波の大規模な自然災害による油タンク火災

b. 地震及び津波のような大規模な自然災害による油タンク

ｂ．地震及び津波のような大規模な自然災害による油タンク

又は故意による大型航空機の衝突による大規模な燃料火

火災，又は故意による大型航空機の衝突に伴う大規模な火災，又は故意による大型航空機の衝突に伴う大規模な災の発生時において、必要な消火活動を実施するために着航空機燃料火災の発生に備え，必要な消火活動を実施す

航空機燃料火災の発生に備え，必要な消火活動を実施す用する防護具、消火薬剤等の資機材及び小型放水砲等を配るために着用する防護具，消火薬剤等の資機材及び大容るために着用する防護具，消火薬剤等の資機材及び可搬 ・設備名称の差異。

備する。

量送水車（原子炉建屋放水設備用）や放水砲等の消火設備

型代替注水大型ポンプ（放水用）や放水砲等の消火設備を

b.

55/56

玄海原子力発電所 3／4 号

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

備考

配備する。

を配備する。
c.

東海第二発電所
ｃ．炉心損傷及び原子炉格納容器の破損による高線量の環

炉心損傷及び原子炉格納容器破損による高線量の環境

c. 炉心損傷及び原子炉格納容器の破損による高線量の環境下において事故対応するために着用するマスク、高線量対下において，事故対応のために着用するマスク，高線量対境下において，事故対応のために着用する全面マスク，高 ・資機材名称の差異。

応防護服及び線量計等の必要な資機材を配備する。

応防護服，個人線量計等の必要な資機材を配備する。

線量対応防護服，個人線量計等の必要な資機材を配備すd.

る。

化学薬品等が流出した場合に事故対応するために着用

ｄ．化学薬品等が流出した場合に備えて，マスク，長靴等の ・東海第二は，化学物するマスク、長靴等の資機材を配備する。
e.

資機材を配備する。

移動式大容量ポンプ車によるＡ系格納容器再循環ユニットへの海水通水を実施する際、原子炉補機冷却水冷却器

質漏えいに備えて，防護具を配備。

室が浸水した場合に排水するための可搬型ポンプ等の資機材を配備する。
f.

ｅ．大規模な自然災害により外部支援が受けられない場合も ・付番の差異。

大規模な自然災害により外部支援が受けられないこと

d. 大規模な自然災害により外部支援が受けられない場合もを想定して防護具、放射線管理用資機材及び食料等の資機事故対応を行うための防護具，線量計，食料等の資機材を事故対応を行うための防護具，線量計，食料等の資機材を材を確保する。

確保する。

確保する。

大規模損壊発生時において、指揮者と現場間、発電所のe. 大規模損壊発生時において，指揮者と現場間，発電所外

内外との連絡に必要な通信手段を確保するため、多様な複等との連絡に必要な通信連絡設備を確保するため，多様な等との連絡に必要な通信連絡設備を確保するため，多様な数の通信手段を整備する。

複数の通信連絡設備を整備する。

複数の通信連絡設備を整備する。

g.

ｆ．大規模損壊発生時において，指揮者と現場間，発電所外 ・付番の差異。

また、通常の通信手段が使用不能な場合を想定した通信

また，通常の通信連絡設備が使用不能な場合を想定した

また，通常の通信連絡設備が使用不能な場合を想定した連絡手段として、携帯型通話設備、無線連絡設備、衛星携通信連絡設備として，衛星電話設備，無線連絡設備，携帯通信連絡設備として，衛星電話設備，無線連絡設備，携行 ・資機材名称の差異。

帯電話設備及び統合原子力防災ネットワークに接続する通型音声呼出電話設備及び統合原子力防災ネットワークに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

信連絡設備を配備するとともに、消火活動専用の通信連絡接続する通信連絡設備を配備する。

する通信連絡設備を配備する。さらに，消火活動専用の通 ・東海第二は消火活動
信連絡が可能な無線連絡設備を配備する。

が可能な無線連絡設備を配備する。

時に専用の通信連絡設備を使用すること
を明記。

56/56

玄海原子力発電所／柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：2.1 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項（その 2−2）】
柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉① 外部事象の収集
発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある外部事象を網羅的に収集するため，国内外の基準等で示されている外部事象を参考に44事象を収集。

東海第二発電所

備

考① 外部事象の収集
発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある外部事象を網羅的に収集するため，国内外の基準等で示されている外部事象を参考に 55 事象を収集。

・柏崎刈羽は自然現象 55 事象を類似・随伴事象に整理後，44 事象として評価② 個別の事象に対する発電用原子炉施設安全性への影響度評価（起因事象の特定）② 個別の事象に対する発電用原子炉施設安全性への影響度評価（起因事象の特定）収集した各自然現象について，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定し収集した各自然現象について，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定した場合に発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生た場合に発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生し得るプラント状態（起因事象）を特定。

し得るプラント状態（起因事象）を特定。

③ 特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定③ 特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定②の影響度評価により，そもそも柏崎刈羽原子力発電所において発生する可能性が②の影響度評価により，そもそも東海第二発電所において発生する可能性がある

あるか，非常に苛酷な状況を想定した場合，発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可か，非常に苛酷な状況を想定した場合，発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点で，特に性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点で，特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性がある事象を下記のとおり選定。

発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性がある事象を下記のとおり選定。

・地震

・地震

・津波

・津波

・地震と津波の重畳

・地震と津波の重畳・風（台風）

を実施しているが，東海第二は自然現
象 55 事象の評価を実施。

・対象プラントの差異。

・東海第二の風（台風）は，竜巻に包絡。

・竜巻

・竜巻

・低温（凍結）・凍結・記載表現の差異。

・降水・東海第二の降水は，津波に包絡。

・積雪

・積雪

・落雷

・落雷

・火山

・火山の影響・記載表現の差異。

・森林火災

・森林火災は，柏崎刈羽では延焼しても

・隕石

・隕石

発電用原子炉施設への影響はないとしているが，東海第二は輻射熱による④ ケーススタディの対象シナリオ選定④ ケーススタディの対象シナリオ選定

上記で選定された事象の発電用原子炉施設への影響について，重大事故対策で想定

上記で選定された事象の発電用原子炉施設への影響について，重大事故対策で想定している事故シーケンスに包絡されないものを抽出し，さらに他事象での想定シナリしている事故シーケンスに包絡されないものを抽出し，さらに他事象での想定シナリ

オによる代表性を考慮して，大規模損壊のケーススタディの対象とするシナリオを選

オによる代表性を考慮して，大規模損壊のケーススタディの対象とするシナリオを選

定。

定。

・地震

・地震

・津波

・津波

・地震と津波の重畳

・地震と津波の重畳

第 5.2−1 図 大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象の検討プロセスの概要

第 5.2−1 図 大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象の検討プロセスの概要（図）1／5

送受電設備が損傷し，外部電源喪失に至る想定のため，抽出。

＜凡例＞

大規模地震

：大規模損壊×○×(Excessive LOCA)

×(LOCA)○×○：重大事故に至る恐れがある事故又は重大事故

×○

計測・制御系

×

○

直流電源

補機冷却系

×

：設計基準事故

×

×RCW Hx

交流電源：異常な過渡事象

○
×

×

○
×

○

×RCW Hx○（高加速度領域では成功確率小）
×
○

外部電源

○

○
×

○

○
×

高圧炉心冷却

×

−
×

×

−
×

低圧炉心冷却:ケーススタディで想定するシナリオ

−

−
−

−

−
−

原子炉減圧

×

×
×

×

×
×

崩壊熱除去機能

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

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

×○

建屋・構築物
建屋・構築物（原子原子炉冷却材圧力（原子炉格納容器・ 格納容器バイパス
炉建屋）
バウンダリ
原子炉圧力容器）

全交流動力電源喪失＋LOCA時注水機
能喪失
全交流動力電源喪失＋LOCA＋最終ヒー
トシンク喪失原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Excessive LOCA)
格納容器バイパス（航空機落下シナリオで考慮）
原子炉格納容器・原子炉圧力容器損傷（確率が相対的に小さい）
原子炉建屋損傷（確率が相対的に小さい）

全交流動力電源喪失＋LOCA

LOCA＋外部電源喪失

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

通常/緊急停止等

通常/緊急停止等

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
東海第二発電所（図）2／5
備考・イベントツリーの構造は異なる

ものの発電用原子炉施設に与える影響は同様。（以下，同じ差異は記載を省略）

＜凡例＞

大規模津波

計測・制御系，
直流電源（C/B）

交流電源＋RCIC
（R/B）

×
×

×

：重大事故に至るおそれがある
事故又は重大事故×(負荷入切不能)

×

○

補機冷却系
（T/B）

×

×

○
×

×

○

高圧炉心冷却：設計基準事故

×

×

−
×

×

○

原子炉減圧

×

×

−
×

：異常な過渡事象

×

×

×
×

−

−

×
−

○
×

○
×

崩壊熱除去機能○

低圧炉心冷却

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

第 5.2−2 図 大規模な自然災害（津波）により生じ得る発電用原子炉施設の状況(2/3)：大規模損壊×○（防潮堤を越える規模の津波の場合，成功確率小）
×
○
○

外部電源

:ケーススタディで想定するシナリオ

全交流動力電源喪失+
直流電源喪失＋計測・制御系喪失

全交流動力電源喪失＋RCIC機能喪失

全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク
喪失
全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク
喪失

高圧注水・減圧機能喪失

高圧・低圧注水機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

外部電源喪失＋高圧炉心冷却失敗

崩壊熱除去機能喪失

外部電源喪失通常/緊急停止等

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
東海第二発電所（図）3／5
備
考

＜凡例＞

×

○

×

○

○
×

×（C/B浸水）○

×（C/B浸水）

×

○

直流電源

：設計基準事故×○（成功確率小）
×

外部電源

交流電源

：異常な過渡事象

××

×RCW Hx

×

○
×

○

補機冷却系

×

○

○
×

高圧炉心冷却

×

−

−
−

原子炉減圧

×

×

×
×

崩壊熱除去機能:ケーススタディで想定するシナリオ

×

−

−
×

低圧炉心冷却

第 5.2−2 図 大規模な自然災害（地震と津波の重畳）により生じ得る発電用原子炉施設：重大事故に至る恐れがある事故又は重大事故

×○

計測・制御系

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

建屋・構築物
大規模地震随伴 建屋・構築物（原子原子炉冷却材圧力（原子炉格納容器・ 格納容器バイパス
大規模津波
炉建屋）
バウンダリ
原子炉圧力容器）

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

全交流動力電源喪失

全交流動力電源喪失＋初期注水失敗

全交流動力電源喪失

通常/緊急停止等

通常/緊急停止等

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
東海第二発電所（図）4／5
備考

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

事象発生

備・初動対応フローにおける確認項目の大規模な損壊が発生

記載レベルの差異。

緊急時態勢発令プラント状態の確認（最優先事項）
・中央制御室との連絡及びプラントパラメータの監視機能確認
・原子炉停止確認
・原子炉注水確認・放射線モニタ指示値の確認
・火災の確認・アクセスルート確保，消火※

緊急時対策所の選定
中央制御室との連絡
緊急時対策所における主要パラメータ監視の確認

要員の安全
確保

建屋への
アクセスルートの確保

消火・可搬型計測器によるパラメータ確認・対応可能な要員の確認
・通信設備の確認
・建屋等へのアクセス性確認
・施設損壊状態確認
・電源系統の確認
・可搬型設備，資機材等の確認
・常設設備の確認
・水源の確認

可搬型計測器による主要パラメータ監視と状況把握対応要員数，可搬設備，常設設備を含めた残存する資源等を確認し，最大限の努力によって得られる結果を想定して，当面達成すべき目標を設定し，そのために優先すべき戦略を決定する
※
停止，冷
却，閉じ込
め機能の確
保

使用済燃料
プール冷却

個別戦略
アクセス
ルート確保

電源確保

人命救助

放射性物質
拡散抑制

第 5.2−3 図 大規模損壊発生時の対応全体概略フロー(プラント状況把握が困難な場合)

対応要員数，可搬型設備，常設設備を含めた残存する資源等を確認し，最大限の努力によって得られる結果を想定して，当面達成すべき目標を設定し，そのために優先すべき戦略を決定する。

ホイールローダ等によるがれき等の撤去作業，事故対応を行うためのアクセスルート及び各影響緩和対策の操作に支障となる火災並びに延焼することにより被害の拡散につながる可能性のある火災の消
火活動を優先的に実施する。
なお，アクセスルート確保及び消火活動等を含めて，各事故対応に当たっては，災害対策要員の安全確保を最優先とするとともに，人命救助が必要な場合は，原子力災害に対応しつつ，発電所構内の人員の協力を得て，安全確保の上，人命救助を行う。

大規模火災への対応

炉心損傷の緩和，格納容器破損の緩和

使用済燃料
プール水位確保及び燃料体の
損傷緩和

放射性物質
の放出低減

第5.2−3図 大規模損壊発生時の対応全体概略フロー（プラント状況把握が困難な場合）（図）5／5

考

電源・水源
確保，
燃料給油

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：2.1 大規模な自然災害又は故意による大型航空機衝突その他テロリズムへの対応における事項（その 2−3）
】

自然現象
①地震

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（1/14)

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（1／7）

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・基準地震動を超える地震の発生を想定する。
・事前の予測については，現在確立した手法が存在しないことから，予兆なく発生する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・送変電設備の碍子等の損傷により，外部電源喪失の可能性がある。
・原子炉補機冷却水系熱交換器の構造損傷の可能性がある。また，これにより，非常用ディーゼル発電機の冷却水が喪失することで，非常用ディーゼル発電機が停止
し，外部電源喪失と相まって全交流動力電源喪失の重大事故に至る可能性がある。
・原子炉格納容器内の複数の配管が損傷し，原子炉冷却材喪失の可能性がある。大口径配管の破断や破損個所が多い場合，原子炉圧力は急速に減圧し，全交流動力電源喪失時においては，原子炉冷却材喪失分を補う注水が確保できない可能性がある。
・モニタリング・ポストの監視機能が喪失する可能性がある。
・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
・斜面の崩壊，地盤の陥没等によりアクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【基準地震動を超える地震を想定した場合に喪失 する可能性のある機器】
・原子炉格納容器内配管・残留熱除去系の配管サポー
ト及び弁駆動部・残留熱除去系ポンプ（停止時冷却モード）隔離弁・主蒸気系の配管サポート
・原子炉補機冷却水系熱交換器の耐震強化サポート
・原子炉補機冷却系配管
・外部電源設備全般の碍子
・ほう酸水注入系貯蔵タンク
基礎ボルト
・復水貯蔵槽周りの配管サポ
ート・高圧炉心注水系弁駆動部
・高圧窒素ガス供給系の配管
サポート
・モニタリング・ポスト

最終的なプラント状態

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

地震【設計基準を超える場合の影響評価】
・開閉所設備の碍子，変圧器等の損傷に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・交流電源設備の損傷により，非常用交流電源が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・非常用海水ポンプの損傷により，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。
・直流電源設備の損傷により，非常用交流電源の制御機能が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・中央制御室は，堅牢な建屋内にあることから，運転員による操作機能の喪失は可能性として低いが，計装・制御機能については喪失する可能性がある。
・原子炉建屋又は原子炉格納容器の損傷により，建屋内の機器，配管が損傷して大規模なＬＯＣＡ又は格納容器バ
イパスが発生し，ＥＣＣＳ注入機能も有効に機能せず，重大事故に至る可能性がある。原子炉格納容器が損傷した場合には，閉じ込め機能に期待できない。
・モニタリング・ポストの監視機能が喪失する可能性がある。
・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
・斜面の崩壊，地盤の陥没等により，アクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（2/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型放
射線測定器により測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・基準地震動を超える地震の発生を想定する。
・地震の事前の予測については，現在確立した手法が存在しないことから，予兆なく発生する。

最終的なプラント状態

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【基準地震動を超える地震を想定した場合に喪失 する可能性のある機器】
・外部電源設備
・交流電源設備
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）
・直流電源
・計測・制御系・設計基準事故対処設備（ＥＣＣＳ等）
・原子炉冷却材圧力バウンダ
リ・原子炉格納容器・原子炉圧力容器
・原子炉建屋・モニタリング・ポスト

備

最終的なプラント状態

・プラント固有の自然現象の影響の差【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・原子炉建屋損傷
・原子炉格納容器・原子炉
圧力容器損傷・格納容器バイパス・炉心冷却機能喪失
・ＬＯＣＡ
・計装・制御系喪失
・外部電源喪失・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失

異。

原子炉建屋損傷，原子炉格納容器損傷等による閉じ込め機能の喪失により大規模損壊に至る可能性がある。
また，全交流動力電源喪失（設計基準事故対処
設備の機能喪失）に加えて，地震により代替電源である常設代替高圧電源
装置等の重大事故等対処
設備が機能喪失した場合
は，大規模損壊に至る可能性がある。

【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型モ
ニタリングによる測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（2／7）
自然現象
②津波

【影響評価に当たっての考慮事項】
・発電所近海での震源による地震を考え，地震発生後，10分程度で津波が襲来すると想定する。
・基準津波を超える規模として，防潮堤の高さ(15m)を上回る高さの津波を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・屋外の低起動変圧器が津波により冠水し，外部電源が喪失する可能性がある。
・原子炉建屋，タービン建屋，コントロール建屋及び廃棄物処理建屋の防護扉が波力又は没水により損傷の可能性がある。
・コントロール建屋内への津波による溢水により，直流125V 主母線盤が冠水し，直流電源が喪失する可能性がある。

【防潮堤を超える高さの津波を想定した場合に喪 失する可能性のある機器】
・低起動変圧器
・125V 直流電源
・原子炉隔離時冷却系
・非常用高圧母線
・復水補給水系
・原子炉補機冷却系
・軽油タンク・モニタリング・ポスト【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・直流電源喪失
・高圧炉心冷却機能喪失
・最終ヒートシンク喪失

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（3/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・原子炉建屋内への津波による溢水により，原子炉隔離時
冷却系制御盤が冠水し，制御不能に至る可能性がある（運転状態であった場合は，その状態のまま継続）。また，非常用高圧母線の冠水により，外部電源が喪失している場合には全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・廃棄物処理建屋内への津波による溢水により，復水補給
水系ポンプが冠水し，復水補給水系が機能喪失に至る可自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態

津波

設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
発電用原子炉施設に与える影響評価
る可能性のある機器【影響評価に当たっての考慮事項】【敷地に遡上する津波を超 【次のプラント状態が相える津波を想定した場 合・津波の事前の予測については，施設近傍で津波が発生す
乗して発生する可能性
る可能性は低いものと考えるが，地震発生後，時間的余に喪失する可能性のあ るがある】
裕の少ない津波が来襲すると想定する。
機器】
・外部電源喪失・基準津波を超える規模として，敷地に遡上する津波（防・外部電源設備
・全交流動力電源喪失
潮堤位置において T.P.＋24m）を上回る高さの津波を想定 ・交流電源設備
・崩壊熱除去機能喪失
する。
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ ・原子炉建屋内浸水によ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）
る複数の緩和機能喪失【設計基準を超える場合の影響評価】
・直流電源
・設計基準事故対処設備（Ｅ・津波の波力や漂流物衝突による変圧器等の損傷に伴う外原子炉建屋内浸水によ
部電源喪失の可能性がある。
ＣＣＳ等）
る複数の緩和機能喪失に・海水ポンプの被水により最終ヒートシンク喪失が発生・モニタリング・ポスト
より，大規模損壊に至るし，これに伴い非常用ディーゼル発電機の機能喪失によ可能性がある。
り，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
また，全交流動力電源
・原子炉建屋内への津波の浸水に伴う直流 125V 主母線盤の喪失（設計基準事故対処
損傷により，非常用交流電源の制御機能が喪失し，全交設備の機能喪失）に加え
流動力電源喪失に至る可能性がある。
て，津波により代替電源・防潮堤の損傷により敷地内に多量の津波が流入することである常設代替高圧電源
で，屋内外の施設が広範囲にわたり浸水し機能喪失する装置等の重大事故等対処可能性がある。
設備が機能喪失した場合・モニタリング・ポストの津波による冠水により，監視機は，大規模損壊に至る可能性がある。
能が喪失する可能性がある。
・がれき等により，アクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。

（表）1／26

考柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所能性がある。
・タービン建屋内への津波による溢水により，原子炉補機
冷却水ポンプが冠水し，原子炉補機冷却系が機能喪失に至る可能性がある。
・モニタリング・ポストの津波による冠水により，監視機能が喪失する可能性がある。
・がれき等によりアクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型放
射線測定器により測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。

備考【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型モ
ニタリングによる測定及び監視を行う。
・火災が発生した場合は，化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（4/14)
自然現象

③風（台
風含む)

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

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【設計基準を超える最大風速を想定した場合に喪 失する可能性のある機器】
・タービン建屋
・送変電設備・軽油タンク・取水口

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

・東海第二の風（台風含む）は竜巻に包絡。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（5/14)
自然現象

④竜巻

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

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（3／7）

最終的なプラント状態
自然現象【設計基準を超える最大風速を想定した場合に喪 失する可能性のある機器】
・タービン建屋
・送変電設備・軽油タンク
・電気品室換気空調系
・取水口
・原子炉建屋ブローアウトパ
ネル【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・最終ヒートシンク喪失

竜巻

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【影響評価に当たっての考慮事項】
・竜巻防護設備及び竜巻防護設備に波及的影響を及ぼし得る設備は，風速 100m／s の竜巻から設定した荷重に対して，飛来物防護対策設備等によって防護されている。
・事前の予測が可能であることから，プラントの安全性に影響を与えることがないように，あらかじめ体制を強化
して安全対策（飛散防止措置の確認等）を講じることが可能である。
・最大風速 100m／s を超える規模の竜巻を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・風荷重及び飛来物の衝突による送電線の損傷に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・飛来物の衝突による海水ポンプの損傷により最終ヒート
シンク喪失が発生し，非常用ディーゼル発電機の機能喪失により，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・飛来物等によりアクセスルートの通行に支障を来し，重大事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。

【設計基準を超える最大風速を想定した場合に喪 失する可能性のある機器】
・外部電源設備
・交流電源設備
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（6/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態（表）2／26

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
全交流動力電源喪失（設計基準事故対処設備の機能喪失）に加えて，竜巻により代替電源である
常設代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能喪失した場合は，大規模損壊に至る可能性がある。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

備考【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（4／7）
自然現象
⑤低温(凍
結)

【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
事前に保温，電熱線ヒータによる加温等の凍結防止対策を実施することができる。
・低温における設計基準温度-15.2℃を超える規模の低温を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電線や碍子に着氷することによって相間短絡を起こし
外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タンク
等内の軽油が凍結することで非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇し，全交流動力電源が喪失する可能性がある。
【主な対応】
・事前の凍結防止対策（連続ブロー，循環運転等）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。

【設計基準を超える低温を 【次のプラント状態が相想定した場合に喪失す る
乗して発生する可能性
可能性のある機器】
がある】
・送変電設備・外部電源喪失
・軽油タンク・全交流動力電源喪失

凍結

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全性に影響を与えることがないよう，事前に保温，電熱線ヒータによる加温等の凍結防止対策を実施することができる。
・敷地付近で観測された最低気温−12.7℃を下回る規模を想定する。
【観測記録を下回る場合の影響評価】
・送電線や碍子に着氷することによって相間短絡を起こし
外部電源喪失に至る可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
る可能性のある機器【−12.7℃を下回る 低温を 【次のプラント状態が相想定した場合に喪失す る
乗して発生する可能性
可能性のある機器】
がある】
・外部電源設備
・外部電源喪失【主な対応】
・事前の凍結防止対策（加温等の凍結防止対策）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等による給電及び注水を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（7/14)
自然現象
⑥降水

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

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【設計基準を超える降水を想定した場合に喪失す る
可能性のある機器】
・原子炉補機冷却系
・タービン及び発電機・中央制御室・直流電源
・送変電設備・非常用ディーゼル発電設備

最終的なプラント状態

・東海第二の降水は津波に包絡。

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

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（8/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
る。その後，中央制御室の下階に位置している直流電源
設備へ雨水が伝播し直流電源喪失に至る可能性がある。
・廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，冷却材再循環
ポンプ M/G セットや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失し，プラントスクラムに至る可能性がある。
・降水の影響により地滑りが発生し，屋外の送変電設備が機能喪失し外部電源喪失が発生している状態で，燃料移送ポンプが没水により機能喪失し，非常用ディーゼル発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動
力電源喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・緩和設備を用いて対応する。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態（表）3／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉⑦積雪【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
あらかじめ体制を強化して対策（除雪）を実施することができる。
・設計基準積雪量 167cm を超える規模の積雪を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・原子炉建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタンクが物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却系が喪失【設計基準を超える積雪量を想定した場合に喪失 する可能性のある機器】
・原子炉補機冷却系
・タービン及び発電機・中央制御室・直流電源
・送変電設備・軽油タンク・中央制御室換気空調

東海第二発電所【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・計測・制御系機能喪失
・直流電源喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

積雪

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

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器
・非常用ディーゼル発電機室
空調

備【設計基準超える積雪を想 【次のプラント状態が相乗して発生する可能性
定した場合に喪失する 可がある】
能性のある機器】
・外部電源喪失
・外部電源設備【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電線や碍子への着雪により相間短絡の発生に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・積雪により,アクセスルートの通行に支障を来し，重大事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（9/14)
自然現象【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
あらかじめ体制を強化して対策（除雪）を実施することができる。
・建築基準法で定められた敷地付近の設計基準積雪量 30 ㎝を超える規模の積雪を想定する。

最終的なプラント状態【主な対応】・あらかじめ体制を強化しての対策（除雪）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（10/14)
自然現象

⑧落雷

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・送電線や碍子に雪が着氷することによって相間短絡を起こし外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，軽油タ
ンク天井が積雪荷重により崩落した場合，軽油タンク機能が喪失し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで，全交流動力電源が喪失する可能性がある。
・中央制御室換気空調及び非常用ディーゼル発電機室空調
給気口の閉塞により各空調設備が機能喪失に至る可能性がある。
・非常用ディーゼル発電機室空調給気口の閉塞により，非常用ディーゼル発電設備が機能喪失に至るような場合において，外部電源喪失が同時発生した場合に，全交流動
力電源喪失に至る可能性がある。
【主な対応】・あらかじめ体制を強化して対策（除雪）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【影響評価に当たっての考慮事項】
・雷注意報が発表された場合は，状況に応じて屋外での作業を中断し，屋内に退避する。
・発電用原子炉施設への事前対応については実質的に困難であるため想定しない。

【設計基準を超える雷サー 【次のプラント状態が相ジを想定した場合に喪 失乗して発生する可能性
する可能性のある機器】
がある】
・外部電源
・計測・制御系機能喪失
・非常用交流電源設備
・直流電源喪失

最終的なプラント状態

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（5／7）
自然現象

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（11/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・設計基準電流値 200kA を超える雷サージの影響を想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・落雷により計測制御機器に発生するノイズの影響により，プラントスクラムに至る可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器
・原子炉補機冷却系
・直流電源
・計測・制御系

最終的なプラント状態
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失
・全交流動力電源喪失

落雷

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・設計基準雷撃電流 400kA を超える雷サージの影響を想定する。
・落雷に対して，建築基準法に基づき高さ 20m を超える排気筒等へ避雷設備を設置し，避雷導体により接地網と接続する。接地網は，雷撃に伴う構内接地系の接地電位分
布を平坦化することから，安全保護系等の設備に影響を与えることはなく，安全に大地に導くことができる。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・雷サージの影響による外部電源喪失の可能性がある。
・雷サージの影響による海水ポンプの損傷により最終ヒー
トシンク喪失が発生し，これに伴い非常用ディーゼル発電機の機能喪失により，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。

（表）4／26

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【設計基準を想定した場合に喪失する可能性のあ る
機器】
・外部電源設備
・交流電源設備
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）

最終的なプラント状態【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・外部電源喪失・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失考柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

・屋外設備への雷サージの影響により，外部電源喪失及びその他過渡事象に至る可能性がある。さらに，軽油タン
クと屋内非常用ディーゼル発電設備制御盤を融通するケーブルへの雷サージにより，非常用ディーゼル発電機の機能が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・建屋内外への雷による誘導電流の影響により，原子炉補機冷却系，直流電源又は計測・制御系の機能喪失に至る可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。

備考【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。

第 5.2−1 表 自現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（6／7）
自然現象
⑨火山

【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全機能に影響を与えることがないよう，
あらかじめ体制を強化して対策（除灰）を実施することができる。

【設計基準を超える火山灰堆積厚さを想定した場 合に喪失する可能性のあ る
機器】
・原子炉補機冷却系
・タービン及び発電機【次のプラント状態が相乗して発生する可能性がある】
・計測・制御系機能喪失
・外部電源喪失・最終ヒートシンク喪失

火山の影
響

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・予報等により事前の予測が可能であることから，発電用原子炉施設の安全性に影響を与えることがないよう，あらかじめ体制を強化して対策（除灰）を実施することができる。
・降下火砕物（火山灰）の堆積厚さの設計基準である堆積厚さ 50 ㎝を超える規模の堆積厚さを想定する。

自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
る可能性のある機器【設計基準を超える火山灰 【次のプラント状態が相乗して発生する可能性
堆積厚さを想定した場 合がある】に喪失する可能性のあ る
・外部電源喪失機器】
・外部電源設備

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（12/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・降下火砕物（火山灰）の堆積厚さの設計基準である 35cmを超える規模の堆積厚さを想定する。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・原子炉建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場合，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタン
クが物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却系が喪失し最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。
タービン建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場合，タービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至る可能性がある。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至る可能性がある。
・コントロール建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した
場合，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的により機能喪失し，計測・制御系機能喪失に至る可能性がある。
・送電網や変圧器に火山灰が付着することによって相間短絡を起こし外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，
軽油タンク天井が火山灰堆積荷重により崩落した場合，軽油タンク機能が喪失し，非常用ディーゼル発電機の燃料が枯渇することで，全交流動力電源が喪失する可能性がある。

自然現象の想定規模と喪失
最終的なプラント状態
する可能性のある機器
・中央制御室・全交流動力電源喪失
・送変電設備・軽油タンク・中央制御室換気空調
・非常用ディーゼル発電機室
空調【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電線や碍子への降下火砕物の付着により相間短絡の発生に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・降下火砕物の堆積により，アクセスルートの通行に支障を来し，重大事故等対策に影響を及ぼす可能性がある。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（13/14)
自然現象

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・中央制御室換気空調及び非常用ディーゼル発電機室空調
給気口の閉塞により各空調設備が機能喪失に至る可能性がある。
・海水中の火山灰が高濃度な場合に，熱交換器の伝熱管の閉塞又は，海水ポンプの軸受摩耗や海水ストレーナの閉塞により，最終ヒートシンク喪失に至る可能性がある。
【主な対応】・あらかじめ体制を強化して対策（除灰）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態【主な対応】・あらかじめ体制を強化しての対策（除灰）を行う。
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。
森林火災【影響評価に当たっての考慮事項】
・防火帯を超えて延焼するような規模を想定する。
・森林火災が拡大するまでの時間的余裕は十分あることから，プラントの安全性に影響を与えることがないように，予防散水する等の安全対策を講じることが可能である。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・送電鉄塔，送電線の損傷に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・森林火災の延焼により，アクセスルートの通行が困難と（表）5／26【設計基準を超える森林火 【次のプラント状態が相災を想定した場合に喪 失乗して発生する可能性
する可能性のある機器】
がある】
・外部電源設備
・外部電源喪失・森林火災は，柏崎刈羽では延焼しても発電用原子炉施設への影響はないとしているが，東海第二は輻射熱による送受電設備が損傷し，外部電源喪失に至る想定のため，抽出。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所なり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・化学消防自動車等の消火設備による建屋及びアクセスル
ートへの予防散水。

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（7／7）
自然現象
⑩隕石

【影響評価に当たっての考慮事項】
・事前の予測については，行えないものと想定する。
【影響評価】
・建屋又は屋外設備に隕石が衝突した場合は，当該建屋又は設備が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所敷地に隕石が落下した場合は，振動により安全機能が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所近海に隕石が落下した場合は，津波により安全機能が冠水し，機能喪失に至る可能性がある。

・具体的な喪失する機能は特 ・具体的な喪失する機能
定しない
は特定しない

第 5.2−1 表 自然現象が発電用原子炉施設へ与える影響評価（14/14)
設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価
・建屋に隕石が衝突し，建屋が損傷した場合は，大型航空機の衝突と同様に対応する。
・発電所敷地に隕石が衝突し，振動が発生した場合は，地震発生時と同様に対応する。
・発電所近海に隕石が衝突し，津波が発生した場合は，津波発生時と同様に対応する。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

石【影響評価】
・建屋又は屋外設備等に隕石が衝突した場合は，当該建屋又は設備が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所敷地に隕石が落下した場合は，振動により安全機能が損傷し，機能喪失に至る可能性がある。
・発電所近海に隕石が落下した場合に発生する津波により安全機能が冠水し，機能喪失に至る可能性がある。

【主な対応】

自然現象

隕

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・事前の予測については，行えないものと想定する。

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器

最終的なプラント状態【主な対応】
・建屋又は屋外設備等に隕石が衝突した場合は，故意による大型航空機の衝突と同様に対応する。
・発電所敷地に隕石が衝突し，振動が発生した場合は，地震発生時と同様に対応する。
・発電所近海に隕石が落下し，津波が発生した場合は，津波発生時と同様に対応する。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

（表）6／26

自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
る可能性のある機器・具体的に喪失する機器は特 ・具体的なプラント状態
定しない
は特定しない備考

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−2 表 自然現象の重畳が発電用原子炉施設へ与える影響評価（1/2）
自然現象
①地震と
津波の
重畳

設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪失す最終的なプラント状態
発電用原子炉施設に与える影響評価
る可能性のある機能【影響評価に当たっての考慮事項】【地震と津波の重畳により 【次のプラント状態が相乗して発生する可能性】
・事前の予測については，現在確立した手法が存在しないこ喪失する可能性のある 機
・原子炉建屋損傷とから，予兆なく地震が発生する。
能】
・原子炉格納容器・原子炉・地震発生後，10 分程度で津波が襲来すると想定する。
・外部電源設備全般
圧力容器損傷・基準地震動を超える地震を想定する。
・125V 直流電源設備
・基準津波を超える規模として，防潮堤の高さ(15m)を上回る ・非常用高圧母線
・格納容器バイパス
高さの津波を想定する。（地震による液状化により，荒浜 ・原子炉格納容器内配管
・原子炉冷却材喪失と注水側防潮堤は損傷しているものとする。）
・残留熱除去系
機能喪失の同時発生【設計基準を超える場合の影響評価】
・主蒸気系配管・計測・制御系喪失
・原子炉補機冷却系
・直流電源喪失・送変電設備の碍子等の損傷及び低起動変圧器の冠水により，外部電源喪失の可能性がある。
・原子炉隔離時冷却系
・外部電源喪失
・原子炉建屋，タービン建屋，コントロール建屋及び廃棄物 ・復水補給水系
・最終ヒートシンク喪失
処理建屋の防護扉が波力又は没水により損傷の可能性があ ・ほう酸水注入系貯蔵タンク ・全交流動力電源喪失
る。
・復水貯蔵槽周りの配管・コントロール建屋内への津波による溢水により，直流 125V ・高圧炉心注水系弁駆動部
主母線盤が冠水し，直流電源が喪失する可能性がある。
・高圧窒素ガス供給系配管
・地震の揺れにより，原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷 ・軽油タンクの可能性がある。
・モニタリング・ポスト
・原子炉建屋内への津波による溢水により，原子炉隔離時冷却系制御盤が冠水し，制御不能に至る可能性がある。（運転状態であった場合は，その状態のまま継続）また，非常用高圧母線の冠水により，外部電源が喪失している場合には全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・原子炉格納容器内の複数の配管が損傷し，原子炉冷却材喪

第 5.2−2 表 自然現象の重畳が発電用原子炉施設へ与える影響評価（2/2）
自然現象

設計基準を超える自然現象が自然現象の想定規模と喪失す
発電用原子炉施設に与える影響評価
る可能性のある機能失の可能性がある。大口径配管の破断や破損個所が多い場
合，発電用原子炉の圧力は急速に減圧し，全交流動力電源
喪失時においては，原子炉冷却材喪失分を補う注水が確保できない可能性がある。
・廃棄物処理建屋内への津波による溢水により，復水補給水系ポンプが冠水し，復水補給水系が機能喪失に至る可能性がある。
・タービン建屋内への津波による溢水により，原子炉補機冷却系ポンプが冠水し，原子炉補機冷却系が機能喪失に至る可能性がある。
・モニタリング・ポストの地震の揺れ又は津波による冠水により，監視機能が喪失する可能性がある。
・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
・斜面の崩壊，地盤の陥没，がれき等によりアクセスルートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状況の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型放射線測定器により測定及び監視を行う。
・化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により仮復旧を行う。

最終的なプラント状態

備考第 5.2−2 表 自然現象の重畳が発電用原子炉施設へ与える影響評価
自然現象
地震と
津波の
重畳

設計基準を超える自然現象が発電用原子炉施設に与える影響評価【影響評価に当たっての考慮事項】
・地震の事前の予測については，現在確立した手法が存在しないことから，予兆なく発生するものと想定する。
・津波の事前の予測については，発電所近海での震源による地震を考え，地震発生後，時間的余裕の少ない津波が来襲すると想定する。
・地震により原子炉建屋の浸水防止対策が機能喪失し，建屋内浸水が発生することを想定する。
・地震と津波の重畳が発生した場合においても，影響を受けにくい場所に分散配置している可搬型重大事故等対処
設備等による事故の影響緩和措置に期待できる。
【設計基準を超える場合の影響評価】
・開閉所設備の碍子等の損傷又は津波の波力や漂流物衝突による変圧器等の損傷に伴う外部電源喪失の可能性がある。
・交流電源設備の損傷により，非常用交流電源が喪失し，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・海水ポンプの被水により最終ヒートシンク喪失が発生し，これに伴い非常用ディーゼル発電機の機能喪失により，全交流動力電源喪失に至る可能性がある。
・中央制御室は，堅牢な建屋内にあることから，運転員による操作機能の喪失は可能性として低いが，計装・制御機能については喪失する可能性がある。
・原子炉建屋又は原子炉格納容器の損傷により，建屋内の機器，配管が損傷して大規模なＬＯＣＡ又は格納容器バ
イパスが発生し，ＥＣＣＳ注入機能も有効に機能せず，重大事故に至る可能性がある。原子炉格納容器が損傷した場合には，閉じ込め機能に期待できない。
・原子炉建屋内への津波による浸水により，直流 125V 主母
線盤が冠水することにより，直流 125V の制御電源が喪失する可能性がある
・防潮堤の損傷により敷地内に多量の津波が流入すること
で，屋内外の施設が広範囲にわたり浸水し機能喪失する可能性がある。
・モニタリング・ポストの地震の揺れ又は津波による冠水により，監視機能が喪失する可能性がある。
・保管している危険物による火災の発生の可能性がある。
・大規模地震後に実施する屋外作業の開始が，大規模地震
後の大規模津波によって，遅れる可能性がある。
・斜面の崩壊，地盤の陥没，がれき等により，アクセスル
ートの通行が困難となり，事故の対策に影響を及ぼす可能性がある。
【主な対応】
・可搬型重大事故等対処設備等によるプラント状態の把握，給電及び注水を行う。
・モニタリング・ポストが使用できない場合は，可搬型設
備による測定及び監視を行う。
・化学消防自動車等の消火設備による消火を行う。
・屋外アクセスルート上に通行不能の影響がある場合は，重機により復旧を行う。

（表）7／26

自然現象の想定規模と喪失する可能性のある機器【地震と津波の重畳により喪失する可能性のある 機
器】
・外部電源設備
・交流電源設備
・海水ポンプ（ＲＨＲＳ，Ｄ
ＧＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧＳ）
・直流電源
・計測・制御系・設計基準事故対処設備（ＥＣＣＳ等）
・原子炉冷却材圧力バウンダ
リ・原子炉格納容器・原子炉圧力容器
・原子炉建屋・モニタリング・ポスト

最終的なプラント状態

・プラント固有の自然現象の影響の差【次のプラント状態が相乗して発生する可能性】
・原子炉建屋損傷
・原子炉格納容器・原子炉
圧力容器損傷・格納容器バイパス・炉心冷却機能喪失
・ＬＯＣＡ
・計装・制御系喪失
・外部電源喪失・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失

異。

原子炉建屋損傷，原子炉格納容器損傷等による閉じ込め機能の喪失により，大規模損壊に至る可能性がある。
また，全交流動力電源喪失（設計基準事故対処
設備の機能喪失）に加えて，地震，津波により代替電源である常設代替高圧電源装置等の重大事故等
対処設備が機能喪失した
場合は，大規模損壊に至る可能性がある。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

自然現象
①地震

②津波

③地震と津
波の重畳

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・全交流動力電源喪失
・全交流動力電源喪失+初期注水
失敗
・全交流動力電源喪失+最終ヒー
トシンク喪失・直流電源喪失(確率が相対的に小さい）

・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+計測・制御
系喪失

・崩壊熱除去機能喪失
・外部電源喪失+高圧炉心冷却失
敗・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失+最終ヒー
トシンク喪失・全交流動力電源喪失+RCIC 機能喪失
・全交流動力電源喪失
・全交流動力電源喪失+初期注水
失敗

・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+計測・制御
系喪失
・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+Excessive
LOCA+計測・制御系喪失

設計基準事故で想定している事故シーケンス
・通常/緊急停止等
・LOCA+外部電源喪失

自然現象

地震

・通常/緊急停止等
・外部電源喪失

津波・通常/緊急停止等

④風（台風
含む）
⑤竜巻

⑥低温（凍
結）
⑦降水
⑧積雪

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）
・格納容器バイパス（大型航空機の衝突シナリオ
で考慮）
・原子炉格納容器・圧力容器損傷（確率が相対的に小さい）
・原子炉建屋損傷（確率が相対的に小さい）・Excessive LOCA（確率が相対的に小さい）−

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・直流電源喪失(確率が相対的に小さい）

設計基準事故で想定している事故シーケンス

・全交流動力電源喪失−

・全交流動力電源喪失

・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失−・全交流動力電源喪失

・計測・制御系機能喪失
・直流電源喪失+計測・制御系喪失
・高圧・低圧注水機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧・低圧注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧注水・減圧機能喪失
・計測・制御系機能喪失
・計測・制御系機能喪失+注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失+注
水機能喪失

・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水機能喪失
・高圧注水機能喪失+崩壊熱除去
機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）
・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷
全交流動力電源喪失に加えて，代替電源である常設
代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性がある
・防潮堤損傷第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（2/4)
自然現象考

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（1／2）

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（1/4)
重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）
・全交流動力電源喪失+LOCA 時注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+LOCA+最終ヒートシンク喪
失・計測・制御系喪失（確率が相対的に小さい）
・格納容器バイパス（大型航空機の衝突シナリオ
で考慮）
・原子炉格納容器・圧力容器損傷（確率が相対的に小さい）
・原子炉建屋損傷（確率が相対的に小さい）・Excessive LOCA（確率が相対的に小さい）

備

地震と津波
の重畳

全交流動力電源喪失に加えて，代替電源である常設
代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性がある

・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・崩壊熱除去機能喪失
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去機能喪失・ＬＯＣＡ＋全交流動力電源喪失

設計基準事故で想定している事故シーケンス
・外部電源喪失・過渡事象
・ＬＯＣＡ（設計基準事故）

・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

・外部電源喪失・通常／緊急停止等

・崩壊熱除去機能喪失
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去機能喪失・ＬＯＣＡ＋全交流動力電源喪失・外部電源喪失・過渡事象
・通常／緊急停止等
・ＬＯＣＡ（設計基準事故）

全交流動力電源喪失に加えて，代替電源である常設
代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性がある

・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失

・東海第二の風（台風含む）は竜巻に

竜巻

全交流動力電源喪失に加えて，代替電源である常設
・崩壊熱除去機能喪失
・外部電源喪失・過渡事象
代替高圧電源装置等の重大事故等対処設備が機能
・全交流動力電源喪失
喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性がある
全交流動力電源喪失に加えて，重大事故等対処設備である常設代替高圧電源装置が機能喪失した場合は，放射性物質の放出に至る可能性があるものの，被害の様態から地震及び津波のシナリオに代表される事象として整理される

凍結

（なし）

（なし）

包絡。

・外部電源喪失

・東海第二の降水は津波に包絡。

積雪

（なし）

（表）8／26（なし）

・外部電源喪失

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（3/4)
自然現象
⑨落雷

⑩火山

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失
・直流電源喪失
・直流電源喪失+注水機能喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水機能喪失
・高圧注水機能喪失+崩壊熱除去
機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失

設計基準事故で想定している事故シーケンス
・通常/緊急停止等
・外部電源喪失（衝突による荷重の影響）
・高圧・低圧注水機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧・低圧注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧注水・減圧機能喪失
・計測・制御系機能喪失
・計測・制御系機能喪失+注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失+注
水機能喪失（衝突による荷重の影響）
・全交流動力電源喪失+最終ヒー
トシンク喪失・崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水機能喪失
・高圧注水機能喪失+崩壊熱除去
機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失（衝突による荷重の影響）
・通常/緊急停止等
・外部電源喪失

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）

自然現象

落雷

（なし）

自然現象

（発電所近海への落下による津波の影響）
・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+計測・制御
系喪失

重大事故対策で想定している
事故シーケンス(発電所近海への落下による津波の影響)
・崩壊熱除去機能喪失
・（外部電源喪失+高圧炉心冷却
失敗)
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失+最終ヒー
トシンク喪失(初期注水成功)
・全交流動力電源喪失+原子炉隔
離時冷却系機能喪失

重大事故対策で想定している
事故シーケンス・崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失

設計基準事故で想定している事故シーケンス
・外部電源喪失
・過渡事象

（なし）

・外部電源喪失（なし）

・外部電源喪失・通常/緊急停止等
・外部電源喪失

火山の影響

（なし）

（なし）

・森林火災は，柏崎刈羽では延焼しても発電用原子炉施設への影響はないとしているが，東海第二は輻射熱による

隕石

津波又は故意による大型航空機の衝突と同様

送受電設備が損傷し，外部電源喪失に至る想定のため，抽出。

第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（4/4)
重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）

考第 5.2−3 表 大規模損壊へ至る可能性のある自然現象（2／2）

重大事故対策で想定していない
事故シーケンス（大規模損壊）
・全交流動力電源喪失+直流電源喪失
・全交流動力電源喪失+直流電源喪失+注水機能喪
失・計測・制御系機能喪失
・高圧・低圧注水機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失+崩壊熱除去機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧・低圧注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+高圧注水・減圧機能喪失
・計測・制御系機能喪失
・計測・制御系機能喪失+注水機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失
・全交流動力電源喪失+計測・制御系機能喪失+注
水機能喪失

森林火災
⑪隕石

備

設計基準事故で想定している事故シーケンス（発電所近海への落下による津波の影響）・通常/緊急停止等
・外部電源喪失（表）9／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

対応操作
炉心の著
しい損傷
を緩和す
るための
対策

内容

冷却材再循
環ポンプ停
止による原
子炉出力抑
制

ATWS が発生した場合，代替冷却材再循
環ポンプ・トリップ機能又は冷却材再循環ポンプ手動停止により，原子炉出力を抑制する。

ほう酸水注
入
制御棒挿入

ATWS が発生した場合，ほう酸水を注入することにより未臨界とする。
ATWS が発生した場合，原子炉手動スク
ラム又は代替制御棒挿入機能による制御棒全挿入が確認できない場合，自動による制御棒挿入又は手動操作による制御棒挿入を行う。
ATWS が発生した場合，原子炉水位を低下させることにより原子炉出力を抑制
する。

原子炉水位
低下による
原子炉出力
抑制
現場手動操
作による高
圧代替注水
系起動

現場手動操
作による原
子炉隔離時
冷却系起動

高圧注水系が機能喪失した場合において，中央制御室からの操作により高圧
代替注水系を起動できない場合，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

・第 1 項
(1.1)

対応操作
炉心の著
しい損傷
を緩和す
るための
対策

再循環系ポ
ンプ停止に
よる原子炉
出力抑制

ほう酸水注
入
制御棒挿入

内容
原子炉緊急停止（原子炉スクラム）ができない事象（以下「ＡＴＷＳ」という。）が発生した場合，代替再循環系
ポンプトリップ機能又は再循環系ポン
プ手動停止により，原子炉出力を抑制する。
ＡＴＷＳが発生した場合，ほう酸水を注入することにより未臨界とする。
ＡＴＷＳが発生した場合，原子炉手動
スクラム又は代替制御棒挿入機能による制御棒全挿入が確認できない場合，手動操作による制御棒挿入を行う。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目

・第 1 項（1.1）

・設備名称の差異。

・電動駆動による自動挿入はＡＢＷＲ
固有の設計。

・第 3 項，4
項
(1.2)

考

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（1／8）

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(1/10)
技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

備

原子炉水位
低下による
原子炉出力
抑制
現場手動操
作による高
圧代替注水
系起動

全交流動力電源喪失及び常設直流電源
系統喪失により高圧注水系での発電用
原子炉の冷却に使用できない場合において，高圧代替注水系が起動できない
場合，現場での人力による弁の操作に
より原子炉隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

（表）10／26

ＡＴＷＳが発生した場合，原子炉水位を低下させることにより原子炉出力を抑制する。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプ
レイ系が機能喪失した場合において，中央制御室からの操作により高圧代替
注水系を起動できない場合，現場での人力による弁の操作により高圧代替注
水系を起動し，サプレッション・チェ
ンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
全交流動力電源喪失及び常設直流電源
系統の喪失により原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心スプレイ系を発電用原子炉の冷却に使用できない場合において，高圧代替注水系が起動できない場
合，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系を起動し，サプ
レッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

・第 3 項，4
項（1.2）

・設備設計の差異。

・設備設計の差異。

・設備設計の差異。

・設備設計の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(2/10)
対応操作
ほう酸水注
入系による
原子炉圧力
容器への注
水

制御棒駆動
系による原
子炉圧力容
器への注水

内容
高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交
流動力電源喪失時において，高圧代替
注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル 3）以上に維持できない場
合，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による発電用原
子炉へのほう酸水注入を実施する。
高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交
流動力電源喪失時において，高圧代替
注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル 3）以上に維持できない場
合，原子炉補機冷却系により冷却水を確保し，復水貯蔵槽を水源とした制御
棒駆動系による原子炉圧力容器への注水を実施する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

ほう酸水注
入系による
原子炉圧力
容器への注
水

制御棒駆動
水圧系によ
る原子炉圧
力容器への
注水

高圧炉心スプレイ系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧
代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉
水位低（レベル３）以上に維持できな
い場合，ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による発電用原子炉へのほう酸水注入を実施する。
高圧炉心スプレイ系の機能喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合，電源及び原子炉補機冷却系による冷却水を確保し，復水貯蔵タンクを水源とした制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水を実施する。

・設備設計の差異。

・設備名称の差異。
・設備設計又は設備名称の差異。

・東海第二の代替交流電源では，制御棒駆動水圧系のサポート系の運転に必要な容量が確保されないため，全交流動力電源喪失時の条件を記載していない。
・設備名称の差異。

（表）11／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（2／8）
対応操作
原子炉減圧
操作

可搬型直流
電源設備に
よる逃がし
安全弁（自
動減圧機能
なし）開放

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，低圧の注水機能を働かせるために，自動減圧系，原子炉減圧の自動化又は逃がし安全弁若しくはタービンバイパス弁を使用した中央制御室からの手動操作により発電用原子炉を減圧する。
常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の原子炉減圧機能が喪失した場
合，可搬型直流電源設備により逃がし
安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし）を開放して発電用原子炉を減圧する。

・第 3 項，4
項
(1.3)

原子炉減圧
操作

可搬型代替
直流電源設
備による逃
がし安全弁
（自動減圧
機能）開放

内容
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって，低圧の注水機能を働かせるために，自動減圧系，原子炉減圧の自動化又は逃がし安全弁若しくはタービン・バイパス弁を使用した中央制
御室からの手動操作により発電用原子炉を減圧する。
常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の原子炉減圧機能が喪失した場
合，可搬型代替直流電源設備により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.3）

・設備設計又は設備名称の差異。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(3/10)
対応操作

内容

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

逃がし安全
弁用可搬型
蓄電池によ
る逃がし安
全弁（自動
減圧機能付
き）開放

常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の原子炉減圧機能が喪失した場合，現場多重伝送盤にて逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を開放して発電用原子炉を減圧する。

逃がし安全
弁用可搬型
蓄電池によ
る逃がし安
全弁（自動
減圧機能）
開放

常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の原子炉減圧機能が喪失した場
合，中央制御室にて逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

代替逃がし
安全弁駆動
装置による
逃がし安全
弁（自動減
圧機能な
し）開放

常設直流電源系統喪失により逃がし安
全弁の自動減圧機能が喪失した場合，代替逃がし安全弁駆動装置により逃がし安全弁（自動減圧機能なし D,E,K 又は U）の電磁弁排気ポートへ窒素ガスを供給し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし D,E,K 又は U）を開放して発電用原
子炉を減圧する。

非常用逃が
し安全弁駆
動系による
逃がし安全
弁（逃がし
弁機能）開
放

逃がし安全弁の駆動に必要なアキュム
レータの供給圧力の喪失により逃がし
安全弁（自動減圧機能）の機能が喪失した場合，非常用逃がし安全弁駆動系
により逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能なしＡ,Ｇ,Ｓ及びＶ））の電磁弁排気ポートに窒素を供給し，逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能なしＡ,Ｇ,Ｓ及びＶ））を開放して発電用原子炉を減圧する。
窒素供給系からの窒素の供給が喪失
し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素の供給圧力が低下した場合，供給源を非常用窒素供給系高圧窒素ガスボンベに切り替えることで逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を確保する。

高圧窒素ガ
スボンベに
よる逃がし
安全弁駆動
源確保

不活性ガス系からの窒素ガスの供給が喪失し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供給圧力低下した場合，供給源を高圧窒素ガスボンベに切り替えることで逃がし安全弁の機能を確保す
る。

非常用窒素
供給系によ
る逃がし安
全弁（自動
減圧機能）
駆動源確保

（表）12／26

・設備設計又は設備名称の差異。

・設備名称の差異。
・機能喪失想定範囲の差異
・対象弁の差異。
・窒素にガスを付けないルールで記載を統一している。
（以下，同じ差異は記載を省略）・東海第二では，供給対象を自動減圧機能付の逃がし安全弁としている。
・設備名称の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（3／8）
対応操作
低圧代替注
水

常設の原子炉圧力容器への注水設備による注水機能が喪失した場合，低圧代
替注水系(常設)，低圧代替注水系(可搬型)及び消火系による原子炉圧力容器への注水の 3 手段について，同時並行で注水準備を開始する。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，低圧代替注水系(常設)のポンプ 2 台以上又は上記手段のうち 2系以上の起動及び注水ラインの系統構成が完了した時点で，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水を開始する。原子炉圧力・第 3 項，4
項
(1.4)

低圧代替注
水

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(4/10)
対応操作

給復水系復
旧による原
子炉冷却

内容
容器への注水に使用する手段は，準備が完了した系統のうち，低圧代替注水系(常設)，消火系，低圧代替注水系(可搬型)の順で選択する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水系，復水系，残留熱除去系（低圧注水モード）又は高圧炉心注水系を使用
し原子炉圧力容器への注水を実施する。
低圧代替注水系（常設），低圧代替注
水系（可搬型）及び消火系が発電用原
子炉の冷却に使用できない場合，給復水系を復旧させて発電用原子炉を冷却する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

給水・復水
系復旧によ
る原子炉冷
却

（表）13／26

内容
常設の原子炉圧力容器への注水設備による注水機能が喪失した場合，低圧代
替注水系（常設）及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水について，同時並行で注水準備を開始する。
また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の手段のうち，低圧で原子炉圧力容器へ注水可能な系統 1 系統以上が起動し，注水のための系統構成が完了した時点
で，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し，原子炉容器への注水を開始する。原子炉圧力容器への注水に使用する手段は，準備が完了した手段のう
ち，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）の順で選択する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合は，上記手段に加え給水・復水系，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）を使用し原子炉圧力容器への注水を実施する。
低圧代替注水系（常設），低圧代替注
水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系が発電用原子炉の冷却に使用できない場合，給水・復水系を復旧させて発電用原子炉を冷却する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.4）
・東海第二では常設と可搬型の低圧代替注水系を同時に準備する運用。
・整備する対策の差異。
・系統構成が同時に完了することは考
えにくく，準備完了した系統から使用することとなるため，その旨を記載。

・整備する低圧代替注水手段の差異。

・給水系，復水系の総称記載方法の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）
・ＥＣＣＳに係る記載は，設備設計，
運転モード記載方法の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）・整備する低圧代替注水手段の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所
原子炉格
納容器の
破損を緩
和するた
めの対策

原子炉格
納容器の
破損を緩
和するた
めの対策

原子炉格納
容器の水素
ガス及び酸
素ガスの排
出

炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム−水反応及び水の放射性分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した原子炉格納容器ベント操作
により原子炉格納容器の水素ガス及び酸素ガスを排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防止する。

・第 3 項，4
項(1.9)，(1.10)

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
容器の水素
及び酸素の
排出

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原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減させるため，可搬型窒素供給装置
により原子炉格納容器内へ窒素を供給する。
炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を監視し，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合，格納容器圧力逃がし装置を使用した格納容器ベント操作により原子炉格納容器の水素及び酸素を排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防止する。

備・第 3 項，4
項
（1.9）

考

・東海第二では，重大事故等対策設備としているため記載。
・技術的能力 1.9 の手段として整備。

・技術的能力 1.9 の手段として整備。

・格納容器ベントには「原子炉」を付けない記載ルールとしている。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（4／8）
対応操作
代替原子炉
補機冷却系
による補機
冷却水確保

原子炉補機冷却系の機能が喪失した場
合，原子炉補機冷却系の系統構成を行い，代替原子炉補機冷却系により，補機冷却水を供給する。

・第 3 項，4
項
(1.5)

緊急用海水
系又は代替
残留熱除去
系海水系に
よる補機冷
却用の海水
確保

内容
残留熱除去系海水系の機能が喪失した
場合，残留熱除去系海水系の系統構成を行い，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により，補機冷却用の海水を供給する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.5）

・設備設計の相違。
（東海第二では常設と可搬型設備による対策を整備）
・東海第二の非常用補機冷却は海水直接冷却方式であるため，供給する補機冷却水が海水であることが分かる
記載としている。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(5/10)
対応操作
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
耐圧強化ベ
ント系によ
る原子炉格
納容器内の
減圧及び除
熱

内容
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目・第 3 項，4
項(1.5)，
(1.7)

格納容器圧
力逃がし装
置による原
子炉格納容
器内の減圧
及び除熱
耐圧強化ベ
ント系によ
る原子炉格
納容器内の
減圧及び除
熱

（表）14／26

残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。

・ここに記載する格納容器ベント手段
は炉心損傷前に実施するものと考えられることから，適用される技術的能力は 1.5 のみとして整理した。

残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
代替格納容
器スプレイ
冷却系によ
る格納容器
スプレイ

残留熱除去系ポンプ（格納容器スプレ
イ冷却モード）による原子炉格納容器内の冷却機能の喪失が起きた場合，復水貯蔵槽を水源とした代替格納容器ス
プレイ冷却系による格納容器スプレイを行う

東海第二発電所
・第 3 項，4
項(1.6)，(1.7)，(1.12)

代替格納容
器スプレイ
冷却系によ
る格納容器
スプレイ

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の冷却機能の喪失が起きた場合，代替淡水貯槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷
却系による格納容器スプレイを行う。

備・第 3 項，4
項
（1.6）

考

・残留熱除去系の運転モードはポンプに対してではなく，系統に定義されるものと整理し，「ポンプ」の記載は削除した。
・柏崎刈羽が重大事故等対処設備のう
ち常設による対策のみ記載しているため，整合させた。
・代替格納容器スプレイ冷却系は 1.6の手順であるため，1.7 と 1.12 は記載していない。
・他項目と整合させ，句点を付けた。

格納容器圧
力逃がし装
置による原
子炉格納容
器の過圧破
損の防止
代替循環冷
却による原
子炉格納容
器の過圧破
損の防止

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の運転が期待できない場合，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
炉心の著しい損傷が発生した場合，復水補給水系を用いた代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

・第 3 項，4
項(1.5)，
(1.7)

代替循環冷
却系による
原子炉格納
容器の過圧
破損の防止
格納容器圧
力逃がし装
置による原
子炉格納容
器の過圧破
損の防止

炉心の著しい損傷が発生した場合，代替循環冷却系の運転により，原子炉格
納容器の圧力及び温度を低下させることで原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
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の運転が期待できない場合，格納容器圧力逃がし装置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。

・第 3 項，4
項（1.7）

・代替循環冷却系の方が格納容器圧力逃がし装置より優先順位が高いため，代替循環冷却系を先に記載している。
・炉心損傷後の格納容器ベントは 1.7
項が適用されるため，1.5 を記載していない。
・東海第二の代替循環冷却系は専用の系統であるため，代替循環冷却系に「復水補給水系を用いた」という補足的な記載を行っていない。

（表）15／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
格納容器下
部注水系
（常設）に
よるデブリ
冷却

炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器下部注水系（常設）により，原子炉格納容器の下部に落下した溶融
炉心を冷却する。

東海第二発電所
・第 3 項，4
項
(1.8)

格納容器下
部注水系
（常設）に
よるデブリ
冷却

炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，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）に落下した溶融炉心を冷却する。

格納容器下
部注水系
（可搬型）
によるデブ
リ冷却

炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，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）に落下した溶融炉心を冷却する。

備考・第 3 項，4
項（1.8）
・設備名称の差異。
（以下，同じ差異は記載を省略）

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(6/10)
対応操作
格納容器下
部注水系
（可搬型）
によるデブ
リ冷却

内容
炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器の破損を防止するため，格納容器下部注水系（可搬型）により，原子炉格納容器の下部に落下した
溶融炉心を冷却する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（5／8）
対応操作
消火系によ
るデブリ冷
却

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，ろ過水タンクを水源とした消火系により，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冷却する。

消火系によ
るデブリ冷
却

補給水系に
よるデブリ
冷却

（表）16／26

内容
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，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）に落下した溶融炉心を冷却する。
炉心の著しい損傷が発生した場合，原
子炉格納容器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）に落下した溶融炉心を冷却する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・設備設計の差異。

・東海第二固有の自主対策。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
使用済燃
料プール
の水位を
確保する
ための対
策及び燃
料体の著
しい損傷
を緩和す
るための
対策

燃料プール
スプレイ

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨界は維持されている。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
ルの水位が異常に低下し，使用済燃料
プール注水設備による注水を実施しても水位を維持できない場合に，可搬型
代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び(A-2級)2 台により，常設スプレイヘッダを使用したスプレイを実施することで，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。
また，この場合に，外的要因（航空機
衝突又は竜巻等）により，常設スプレ
イヘッダの機能が喪失した場合には，可搬型代替注水ポンプ(A-1 級)1 台及び(A-2 級)2 台により，可搬型スプレイヘ
ッダを使用したスプレイを実施することで，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。

東海第二発電所
・第 3 項，4
項(1.11)

使用済燃
料プール
の水位を
確保する
ための対
策及び燃
料体の著
しい損傷
を緩和す
るための
対策

燃料プール
スプレイ

使用済燃料プール内の燃料体等は，ボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵しているため，未臨界は維持されている。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
ルの水位が異常に低下し，代替燃料プール注水系による注水を実施しても水位を維持できない場合に，常設低圧代
替注水系ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより，常設スプレイヘッダを使用したスプレイを実施すること
で，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。また，この場合に，外的要因（航空機衝突又は竜巻等）により，常設ス
プレイヘッダの機能が喪失した場合には，可搬型代替注水大型ポンプにより，可搬型スプレイノズルを使用した
スプレイを実施することで，燃料損傷を緩和し，臨界を防止する。

備考・第 3 項，4
項（1.11）

・系統・設備名称の差異。
・設備設計の差異。

・設備名称の差異。
・設備設計の差異。

5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(7/10)
対応操作
復水移送ポ
ンプによる
使用済燃料
プールへの
注水

内容
使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能の喪失又は使用済燃料プール
からの水の漏えい若しくは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，復水移送ポンプの電源復
旧が実施可能な場合において，復水貯蔵槽を水源とし，残留熱除去系洗浄水ラインから残留熱除去系最大熱負荷ラ
インを経由して復水移送ポンプにより使用済燃料プールへ注水する，又はス
キマーサージタンクに補給し，逆流（オーバーフロー）させることで使用済燃料プールへ注水する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

補給水系に
よる使用済
燃料プール
への注水

（表）17／26

使用済燃料プールの冷却機能若しくは注水機能の喪失又は使用済燃料プール
からの水の漏えい若しくは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，補給水系の電源復旧が実施可能な場合において，復水貯蔵タン
クを水源とし，補給水系により使用済
燃料プールへ注水する，又はスキマサージタンクに補給し，逆流（オーバーフロー）させることで使用済燃料プールへ注水する。

・東海第二では，直接注水が可能であるため，経由系統を記載していない。
・設備名称の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（6／8）
対応操作
放射性物
質の放出
を低減す
るための
対策
放射性物
質の放出
を低減す
るための
対策

原子炉ウェ
ル注水

原子炉建屋
トップベン
ト

大容量送水
車（原子炉
建屋放水設
備用）及び
放水砲によ
る大気への
放射性物質
の拡散抑制

炉心の著しい損傷が発生した場合，防火水槽又は淡水貯水池を水源として格
納容器頂部注水系により原子炉ウェルへ注水することで原子炉格納容器頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素ガス漏えいを抑制する

・第 3 項，4
項(1.10)

原子炉ウェ
ル注水

原子炉建屋
外側ブロー
アウトパネ
ルの開放に
よる水素の
排出

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋天井付近の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉建屋トップベ
ントを開放することにより，原子炉建屋天井部に滞留した水素ガスを原子炉
建屋外に排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおそれ又は使用済燃料プール
内の燃料体等の著しい損傷のおそれにより原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），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。

原子炉建屋
ガス処理系
による水素
排出

・第 3 項，4
項(1.12)

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

（表）18／26

内容
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する可能性があるため，原子炉建屋ガス
処理系により水素を大気へ排出し，原
子炉建屋原子炉棟内における水素の滞留を防止する。
炉心の著しい損傷が発生した場合，代替淡水貯槽を水源とした格納容器頂部
注水系（常設），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
頂部注水系（可搬型）により原子炉ウ
ェルへ注水することで原子炉格納容器
頂部を冷却し，原子炉格納容器から原子炉建屋への水素漏えいを抑制する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.10）

・設備設計の差異。

・他項目と整合させ，句点を付けた。
・設備設計の差異。

炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度が可燃限界に達する前に，原子炉建屋外側ブ
ローアウトパネルを開放することにより，原子炉建屋原子炉棟内に滞留した
水素を大気へ排出し，原子炉建屋の水素爆発を防止する。

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおそれ又は使用済燃料プール
内の燃料体等の著しい損傷のおそれにより原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合，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。

・東海第二固有の対策。

・低層階の水素濃度も判断基準としているため，天井に限定した記載としていない。
・技術的能力 1.10 と整合させ，排出先を明確にした。

・第 3 項，4
項（1.12）

・設備設計の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(8/10)
対応操作
放射性物質
吸着材及び
汚濁防止膜
による海洋
への放射性
物質の拡散
抑制

内容

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場合，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置することにより，汚染水の海洋への放射性物質の拡散を抑制する。また，放射性物質を含む汚染
水は構内排水路を通って北放水口から海へ流れ出すため，汚濁防止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制する。

汚濁防止膜
及び放射性
物質吸着材
による海洋
への放射性
物質の拡散
抑制

放水により放射性物質を含む汚染水が発生する場合は，汚染水は一般排水路を通って雨水排水路集水桝又は放水口から海へ流れ出すため，汚濁防止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制する。また，防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置すること
により，汚染水の海洋への放射性物質の拡散を抑制する。

・講じる対策順に記載。
・プラント設計の差異。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（7／8）
対応操作
大規模な
火災が発
生した場
合におけ
る消火活
動
対応に必
要なアク
セスルー
トの確保

消火活動

大規模な火災が発生した場合，放水砲，大型化学高所放水車，化学消防自動車又は水槽付消防ポンプ自動車による泡消火並びに延焼防止のための消火を実施する。

・第 2 項
(2.1)

アクセスル
ートの確保

大規模損壊発生時に可搬型設備の輸送や要員の移動の妨げとなるアクセスル
ート上の障害が発生した場合，がれきの撤去，道路段差の解消，堆積土砂の撤去，火災の消火及びその他のアクセ
スルートの確保の活動を行う。

・第 1 項，2
項
(2.1)

大規模な
火災が発
生した場
合におけ
る消火活
動
対応に必
要なアク
セスルー
トの確保

消火活動

アクセスル
ートの確保

（表）19／26

内容
大規模な火災が発生した場合，放水砲，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），可搬型代替注水中型ポンプ，放水銃，化学消防自動車又は水槽付消防
ポンプ自動車による泡消火並びに延焼防止のための消火を実施する。
大規模損壊発生時に可搬型設備の輸送や要員の移動の妨げとなるアクセスル
ート上の障害が発生した場合，がれきの撤去，道路段差の解消，堆積土砂の撤去，火災の消火及びその他のアクセ
スルートの確保の活動を行う。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 2 項（2.1）

・第 1 項，2
項（2.1）

・配備する消火設備の差異。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
電源確保

非常用交流
母線への給
電

外部電源及び非常用交流電源設備による給電が見込めない場合，非常用高圧
母線 D 系，C 系の順で復旧し，第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン
発電機の起動操作を並行で行い，第一ガスタービン発電機で給電する。第一ガスタービン発電機による給電が行えない場合は，第二ガスタービン発電機（緊急用高圧母線経由）による給電を行う。

東海第二発電所
・第 3 項，4
項(1.14)
・第 3 項，4
項(1.15)

電源確保

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

外部電源及び非常用所内電気設備による給電が見込めない場合，Ｍ／Ｃ ２Ｃを優先に，常設代替交流電源設備から
非常用所内電気設備へ給電する。（緊急用Ｍ／Ｃを経由するため，代替所内電気設備への給電も同時に行われる）

備・第 3 項，4
項（1.14）
・第 3 項，4
項（1.15）

考・設備名称の差異。
・東海第二は，常設の代替交流電源設
備は１組のみ設置。
・常設代替交流電源設備から受電する
非常用高圧母線は１母線のみとする設計。

第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(9/10)
対応操作
電源車によ
るパワーセ
ンターへの
給電

号炉間電力
融通ケーブ
ルによる電
力融通

内容
外部電源，非常用交流電源設備，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービ
ン発電機及び電源車（緊急用高圧母線経由）によるパワーセンターC 系及び D
系への給電が見込めない場合，可搬型
代替交流電源設備（電源車）をパワー
センターの動力変圧器の一次側又は緊急用電源切替箱接続装置に接続し，電源を復旧する。

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

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

外部電源，非常用交流電源設備，常設
代替交流電源設備によるパワーセンタ
２Ｃ及び２Ｄへの給電が見込めない場
合，可搬型代替交流電源設備（可搬型
代替低圧電源車）を可搬型代替低圧電
源車接続盤に接続し，パワーセンタ２
Ｃ及び２Ｄへ給電する。

・設備設計の差異。
・東海第二は動力変圧器を介さず直接非常用パワーセンタへ給電する設計。

・東海第二はシングルユニットサイト

当該号炉が外部電源，非常用交流電源
設備，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び電源車による給電が見込めない場合，号炉間電力融通ケーブルを用いて他号炉の緊急用電
源切替箱断路器から当該号炉の緊急用
高圧母線までの電路を構成し，他号炉から給電する。

であるため，号炉間融通手段がな
い。

（表）20／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉
可搬型直流
電源設備に
よる給電

直流給電車
による給電

東海第二発電所

外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備による給電ができない場合，可搬型直流電源設備（電源車及び AM 用直流 125V 充電器）により直流電源を必要な機器に給電する。

可搬型代替
直流電源設
備による直
流 125V 主母
線盤２Ａ・
２Ｂへの給
電

外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備による交流電源の復旧ができない場合で，かつ可搬型直流電源設備（電源車及び AM 用直流 125V 充電器）による直流電源の給電ができない場合，直流給電車を直流
125V 主母線盤 A に接続し，直流電源を給電する。

外部電源及び非常用交流電源設備の機能喪失時に，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備による交流
入力電源の復旧が見込めない場合，可搬型代替直流電源設備（可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器）により直流電源を直流 125V 主母線盤２Ａ・２Ｂへ給電する。

備

考・ここでは非常用直流母線への給電を記載。
・常設代替直流電源設備から非常用直流母線への給電手段がない（緊急用母線のみで事故対応に係る必要機能を確保する設計方針）ため，常設代
替直流電源設備を記載していない。
・柏崎刈羽が既設充電器盤と電源車の組合せによる直流給電方式，自主で可搬直流給電を採用しているのに対し，東海第二は可搬型設備のみで直流給電が可能な設計としている。
（既設充電器盤を使用した直流給電
は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時に併せ第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧(10/10)
対応操作
代替所内電
気設備によ
る給電

内容
蓄電池及び代替電源（交流，直流）からの給電が困難となり，中央制御室でのパラメータ監視が不能となった場
合，可搬型計測器により計測又は監視を行う。非常用所内電気設備の 3 系統
全てが同時に機能を喪失した場合，代替所内電気設備により，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な設備へ給電する。

て対応可能）

技術的能力に係る審査基準(解釈)の該当項目

代替所内電
気設備によ
る給電

（表）21／26

蓄電池及び代替電源（交流，直流）からの給電が困難となり，中央制御室でのパラメータ監視が不能となった場
合，可搬型計測器により計測又は監視を行う。非常用所内電気設備の 3 系統
全てが同時に機能を喪失した場合，代替所内電気設備により，炉心の著しい損傷等を防止するために必要な設備へ給電する。

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所備考第 5.2−4 表 大規模損壊発生時の対応操作一覧（8／8）
対応操作
水源確保

復水貯蔵槽
への補給

復水貯蔵槽を水源とした発電用原子炉への注水等の対応を実施している場
合，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給を実施する。

・第 3 項，4
項(1.13)

水源確保

代替淡水貯
槽への補給

内容
代替淡水貯槽を水源として常設低圧代
替注水系ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより各種注水／補給する場
合，代替淡水貯槽の水が枯渇する前に西側淡水貯水設備等の水を可搬型代替
注水中型ポンプ等により代替淡水貯槽に補給する。

技術的能力に係る審査基準（解釈）の該当項目・第 3 項，4
項（1.13）

・設備設計の差異。
・代替淡水貯槽は注水源と補給水源の機能を持っている。
・西側淡水貯水設備のほか，淡水タンクからの補給（可搬型代替注水大型ポンプ使用）も可能であるため，「等」を記載。
・記載の適正化。

防火水槽へ
の補給

燃料確保

人命救助

燃料補給

人命救助

西側淡水貯
水設備への
補給

防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ（A-1 級又は A-2 級）により各種
注水/補給する場合，防火水槽の水が枯渇する前に淡水貯水池の水を防火水槽に補給する。

可搬型重大事故等対処設備等への給油を実施する。

・第 1 項(2.1)

負傷者又は要救助者が発生した場合，
119 番通報するとともに，負傷者又は要救助者を安全なエリアに移動させる。
負傷者が多数発生した場合は，トリアージを実施する。

・第 1 項
(2.1)

燃料確保

燃料補給

・設備設計の差異。

西側淡水貯水設備を水源として可搬型
代替注水中型ポンプにより各種注水／補給する場合，西側淡水貯水設備の水が枯渇する前に代替淡水貯槽等の水を可搬型代替注水大型ポンプにより西側
淡水貯水設備に補給する。

可搬型重大事故等対処設備等への給油を実施する。

・代替淡水貯槽のほか，淡水タンクからの補給も可能であるため，
「等」
を記載。

・第 1 項（1.14）

・燃料補給は 1.14 にて手順を整備している。
・ここでは，プラント対応に関して手順を整理するところと考え，一般的な対応として実施する人命救助については記載することとしていない。

（表）22／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備

考・例として，１ページ分のみ掲載。
・本整理表は，技術的能力 1 の設備と手順の整理表であり，柏崎刈羽との比較は，技術的能力 1 側で実施。

（表）23／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

備

考・東海第二では，大規模損壊に特化した手順を整備することとしている。

（表）24／26

柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所（表）25／26

備考柏崎刈羽原子力発電所 6／7 号炉

東海第二発電所

第 5.2−18 表 大規模損壊発生時の対応に係る発電所要員の力量管理について

備

第 5.2−19 表 大規模損壊発生時の対応に係る発電所要員の力量管理について

考・図表番号の差異。
・東海第二は，「第 5.2−18 表 大規
模損壊に特化した手順」を追加。

要員

必要な作業

必要な力量

緊急時対策要員
・本部長，各統
括及び技術スタッフ○事故状況の把握○発電所における災害対策 ○対応判断
活動の実施○適確な指揮○各班との連携

緊急時対策要員
・上記以外の要
員○発電所における災害対策○所掌内容の理解活動の実施（統括／班長○対策本部との情指示による）
報共有○関係箇所への情報提供○各班との連携○各班要員の活動状況把握

災害対策要員・本部長，本部
長代理，本部
員・上記及び当直（運転員）以
外の要員

必要な作業

必要な力量

○事故状況の把握○発電所における災害対策 ○対応判断
活動の実施○適確な指揮○各班との連携○発電所における災害対策○所掌内容の理解活動の実施（本部員／班○対策本部との情
長指示による）
報共有○関係箇所への情報提供○各班との連携○各班要員の活動状況把握・東海第二の災害対策要員は，当直（運転員）及び自衛消防隊を含める
ので，タイトルで記載。
・組織名称の差異。
・組織名称の差異。
・組織名称の差異。
・柏崎刈羽の緊急時対策要員は運転員を含めていないが，東海第二は災害対策要員の中に当直（運転員）を含めているため，除外する記載が必運転員○確実なプラント○事故状況の把握
状況把握○事故拡大防止に必要な運
○運転操作
転上の措置
○除熱機能等確保に伴う措 ○事故対応手順の
理解
置

実施組織
（自衛消防隊含
む）○復旧対策の実施
・資機材の移動，電源車 ○個別手順の理解による給電，原子炉圧力 ○資機材の取り扱
容器への注水，使用済燃い料プールへの注水等○配置場所の把握
○消火活動

支援組織

○事故拡大防止対策の検討○資材の調達及び輸送○放射線・放射能の状況把握○社外関係機関への通報・連絡○事故状況の把握○各班との情報共有○個別手順の理解○資機材の取り扱い

当直（運転員）○確実なプラント○事故状況の把握
状況把握○事故拡大防止に必要な運
○運転操作
転上の措置
○除熱機能等確保に伴う措 ○事故対応手順の
理解
置

実施組織

○復旧対策の実施
・資機材の移動，電源車に○個別手順の理解
よる給電，原子炉圧力容○資機材の取扱い
器への注水，使用済燃料○配置場所の把握
プールへの注水等
○消火活動

支援組織

○事故拡大防止対策の検討○資材の調達及び輸送○放射線・放射能の状況把握○社外関係機関への通報・連絡○事故状況の把握○各班との情報共有○個別手順の理解○資機材の取扱い

要。
・組織名称の差異。

・柏崎刈羽の実施組織は自衛消防隊を含めていないが，東海第二は含めているため，カッコ内の記載は不要。
・東海第二は最新公用文用字用語に従い記載。

・東海第二は最新公用文用字用語に従い記載。

（表）26／26