1.6 LOCA 時注水機能喪失

特徴
原子炉の出力運転中に原子炉
冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧
注水機能及び低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場
合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
また，低圧注水機能喪失を想定することから，あわせて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去
機能喪失等を想定する。

解析上の対応手順の概要フロー
中小LOCA発生
外部電源喪失発生※1※3 実態は，ドライウェル圧力高信号により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作※4 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※1
非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※5 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する
原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※7

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※2
高圧注水機能喪失を確認※3（機器作動状況，系統流量による確認）

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※9 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する
※10

b.
c.
d.
e.

f.

外部電源喪失及び原子炉ス
クラム確認
高圧・低圧注水機能喪失確認
逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
低圧注水機能喪失を確認※3（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水※4
回復は解析上考慮せず

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※11 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※5

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達a.

防火水槽を用い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も可能である

高圧代替注水系
起動操作

基本的な考え方

対応手順の概要

原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

逃がし安全弁の手動開操作に
より原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。
また，代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による原子炉格納容
器冷却，格納容器圧力逃がし装置
及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※6

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※12

格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※13

ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す※14

格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※15

格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベン
ト操作を開始する※16

格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※17

格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※18

機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である※7
原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※8No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

※9

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

※10
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（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）

炉心損傷なし継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

原子炉水位低（レベル3）にて ※11
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開

Ⅲ

使用済燃料プール冷却 開始

淡水タンクから防火水槽への補給

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※12
格納容器内圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
ⅤⅤ

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）と同等の流量確保不可

No

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Yes
Ⅵ

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイを交互に実施※13

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水も実施可能である※14
格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止

Ⅱ

格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ

Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する

原子炉満水操作

Ⅳ

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※15

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である
Ⅴ

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

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も可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅵ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する
Ⅶ
優先②
優先③
優先④

No

炉心損傷なし「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」

格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

※16

Yes
格納容器ベント停止※17
凡例

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※18
低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原
子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード
及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-1.6-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.6-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ａ「中小破断 LOCA，外部電源喪失発生」
中小破断 LOCA と外部電源喪失により原子炉スクラムする。
最初に「原子炉出力」制御
にて発電用原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「一次格納容器制御導入」を継続監視する。
外部電源喪失により，給水機能が喪失していること及び中小破断 LOCA が発生していることから，原子炉水位レベ
ル 2 で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，レベル 1.5 で高圧炉心注水系が自動起動するが，高圧注水機能喪失により，原子炉 への注水が不可 となる。
原子炉水位をレベル 3～レ
ベル 8 に維持できないことか
ら「水位確保」へ移行する。
外部電源喪失が発生したことから，EOP「交流/直流電源供給回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.6-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｂ

外部電源喪失により非常用
ディーゼル発電機が自動起動する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.6-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

操作補足事項

Ｃ

プラント状態を的確に把握し，作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
全給水喪失及び高圧・低圧
注水機能喪失により，原子炉
圧力容器への注水ができず，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 に維持できないことから，低圧代替注水系（常設）を準備する。
低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上起動を確認し「急速減圧」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.6-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」

操作補足事項Ｄ

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水準備が完了後，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を順次開放して，原子炉減圧を実施する。
原子炉減圧後は原子炉圧力とドライウェル空間部温度の相関関係から，原子炉水位計が正常 であることを確 認する。
原子炉水位計正常を確認後「水位確保」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.6-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「水位確保」

操作補足事項Ｅ

低圧代替注水系（常設）により，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 で維持するように制御する。

AM 設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

1.0.7-1.6-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｆ

低圧注水機能喪失により，残留熱除去系の崩壊熱除去機能も喪失していることから，逃がし安全弁からの排気により原子炉格納容器内の圧力が上昇する。

AM 設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「PCV 圧力制御」

1.0.7-1.6-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「PCV 圧力制御」

操作補足事項Ｆ

原子炉格納容器内の圧力が180kPa[gage]に到達したら，
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を停止し，代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）により原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
以降，原子炉水位がレベル
3 まで低下したら，低圧代替
注水系（常設）による原子炉
圧力容器への注水を再開し，原子炉水位がレベル 8 まで上昇したら，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による原
子炉格納容器内へのスプレイを再開することを繰り返す。
原子炉格納容器内の圧力が310kPa[gage]に到達したら，格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベントを実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.6-9

1.7 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

特徴
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部
分と低圧設計部分のインターフ
ェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部
分が過圧され破断する事象を想定する。このため，破断箇所から
原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

解析上の対応手順の概要フロー
本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等においてISLOCA事象が発生した
場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果※1
高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

外部電源喪失発生
ISLOCA発生※2※3

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポ
ンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復
旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作※4※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※5 中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

基本的な考え方
原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系により炉心を冷却す
ることによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がし安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制
及びインターフェイスシステム
LOCA の発生箇所の隔離によって，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。また，残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）
による原子炉格納容器除熱を実
施する。

凡例

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※6

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）
ISLOCA発生を確認した高圧炉心注水ポンプは操作スイッチにより自動起動を阻止する※5

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No

高圧代替注水系 起動

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・原子炉隔離時冷却系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統圧力が待機圧力よりも上昇している・・・・・・・高圧炉心注水系の低圧設計部が過圧されていることを確認する
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる

Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

監視可能であれば以下のパラメータを参考に原子炉建屋内の状況を確認する
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室の監視カメラによる確認・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内の状況を確認できる
・高温の蒸気による火災報知器の動作・・・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる

原子炉隔離操作※6
ISLOCA発生を確認
LOCA事象確認による
原子炉隔離操作は解析上考慮せず（ポンプ水源側からの流出防止のための隔離操作）

対応手順の概要
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.

i.
j.

インターフェイスシステム
LOCA 発生
外部電源喪失及び原子炉ス
クラム確認
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
インターフェイスシステム
LOCA 発生確認
中央制御室での高圧炉心注
水系隔離失敗逃がし安全弁による原子炉
急速減圧
高圧炉心注水系による原子炉注水
残留熱除去系（サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）運転現場操作での高圧炉心注水
系隔離操作
高圧炉心注水系隔離後の水
位維持

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」※7No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」操作※8

原子炉圧力静定後
上昇傾向確認Yes

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧No

Yes

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※9

健全側の高圧炉心注水ポンプ及び原子炉隔離時冷却系ポンプ
水源切替え
高圧炉心注入ポンプ
サプレッション・プール吸込弁「全閉」
健全側の高圧炉心注水ポンプ及び原子炉隔離時
冷却系ポンプの水源切替えが完了後，復水貯蔵槽の出口手動弁を「全閉」とする

高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後，原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏えい水を排水処理する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認※10

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※7 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプ
レッション・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる※8

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※9

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする

原子炉水位上昇確認

残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※11※10 中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
実態は，原子炉急速減圧操作前に高圧炉心注水系を起動し，原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系が隔離しても原子炉への注水を維持する。解析では，原子炉水位低下による高圧炉心注水系の自動起動及び原子炉圧力低下による原子炉隔離時冷却系の隔離を想定する※11 解析上，原子炉急速減圧操作前の残留熱除去系起動を考慮せず，高圧炉心注水系による原子炉水位上
昇確認後にサプレッション・チェンバ・プール水冷却を開始する

原子炉水位高（レベル8）にて
高圧炉心注水系原子炉注水停止確認※12 ISLOCAによる漏えい量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）※12
原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持

原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

No

電動弁手動操作による隔離操作成功

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

原子炉格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持

補足２
ISLOCA発生時の漏えい量抑制のため原子炉圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル ・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm※9

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系1系列による原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。残留熱除去系1系列によるサプレッション・チェンバ・プール
水冷却モードを継続する
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏えい水を排水処理する

1.0.7-1.7-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-1.7-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書

操作補足事項

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

Ａ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

Ｂ「高圧炉心注水系電動弁開閉試験時 HPCF ポンプ吸込圧力
高警報発生」，「外部電源喪失
発生」
警報発生時操作手順書により対応する。警報対応中に外部電源喪失が発生し，原子炉
冷却材再循環ポンプが全台トリップする。炉心流量急減信号により原子炉スクラムし，EOP「原子炉スクラム」へ移行する。
「原子炉出力」制御にて発電用原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「一次格納容器制御導入」及び「二次格納容器制御導入」を継続監視する。
外部電源喪失が発生したことから，EOP「交流/直流電源供給回復」へ移行し，非常用
ディーゼル発電機の運転状態の確認及び電源復旧対応を行う。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｃ

一次系の漏えいを示す警報の発生及び下記のパラメータ
変化傾向から，インターフェ
イスシステム LOCA と判断し，「原子炉建屋制御」に移行する。
・原子炉圧力容器への注水を継続するが，原子炉圧力容
器内の水位の上昇なし
・原子炉圧力容器内の圧力の低下が継続
・原子炉格納容器内の圧力及び温度の上昇なし
・ドライウェルサンプの水位の上昇なし
・原子炉建屋内の放射線モニ
タ及び温度の指示値が上昇
・原子炉建屋サンプポンプの運転頻度が増加・床漏えい警報の発生

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
二次格納容器制御「原子炉建屋制御」

操作補足事項Ｃ

インターフェイス LOCA を判断した場合は，破損箇所を特定し隔離する。
中央制御室からの破断箇所の隔離が不可能な場合は，非常用ガス処理系を起動する。
「原子炉圧力」操作
原子炉圧力を低下させ，破断箇所からの漏えい量を抑制することから，「急速減圧」へ移行する。
「原子炉水位」操作
原子炉冷却材の流出が継続しているため，原子炉水位をレベル 1～レベル 1.5 で維持するように制御し，破断箇所
からの漏えい量を抑制する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」

操作補足事項Ｄ

注水可能な系統が起動していることを確認し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を順次開放して，原子炉減圧を実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「急速減圧」

操作補足事項Ｄ

原子炉減圧後は原子炉圧力容器内の圧力とドライウェル
空間部温度の相関関係から，
原子炉水位計が正常であることを確認し，原子炉圧力を0MPaに維持する。

AM 設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
二次格納容器制御「原子炉建屋制御」

1.0.7-1.7-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｅ

急速減圧の実施により，サプレッション・チェンバ・プ
ール水温度が上昇することから，「S/P 温度制御」に移行し，残留熱除去系によりサプレッ
ション・チェンバ・プール水の冷却を実施する。

AM 設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
一次格納容器制御「S/P 温度制御」

1.0.7-1.7-8

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
二次格納容器制御「原子炉建屋制御」

操作補足事項Ｃ「原子炉建屋環境」操作
原子炉建屋温度，放射線モ
ニタ等の指示値が低下したら，現場にて漏えい箇所の隔離を実施する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-1.7-9

2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)（代替循環冷却系を使用する場合）
2.4 水素燃焼
特徴
発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動
力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器
内の雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至る。

解析上の対応手順の概要フロー
原子炉冷却材喪失（大破断LOCA）
発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1
※2

※2

※2

高圧注水機能喪失を確認

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅱ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する※3
Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する

全交流動力電源喪失発生

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である※4

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※5
早期の電源回復不能と判断

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を
判断する

Ⅰ

※6
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備※7
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（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）

Ⅳ

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

淡水タンクから防火水槽への補給

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可
可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認※8

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬設備への燃料補給

格納容器薬品注入準備※9
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了燃料被覆管温度1200℃到達

Ⅲ

非常用ガス処理系運転確認

基本的な考え方
損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却，また，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。

※10
燃料温度
2500K(約2227℃)到達

※11

a.

b.

c.
d.
e.

f.

g.

原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
炉心損傷確認
水素濃度監視常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納
容器冷却
代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱

非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

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

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※12

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

破断口までの水位回復確認（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）

※13
※14

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※16※15
格納容器温度190℃超過確認
格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認Yes

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）No

原子炉注水とドライウェル
スプレイの並行操作不可能

対応手順の概要

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（残留熱除去系(A)使用）
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ（残留熱除去系(B)使用）※1

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※3

外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※4

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※5

中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※6

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※7防火水槽を用い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も可能である※8 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル：6.0E+00Sv/h」または「サプレッショ
ン・チェンバ：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合
は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水※9

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※10 原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを開始する※11 低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※12 原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※13 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する

※17

※18

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※14 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※15 格納容器温度計にて確認する※16 格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例
えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される解析上考慮していないが，推定手段により損傷炉心の冠水が維持されていることを，原子炉圧力容器表面温度により圧力容器内が過熱状態に至っていないことにより確認する※19

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイに切り替える※20
サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイに切り替える

代替原子炉補機冷却系準備

No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能

機能喪失設備の復旧
または格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱

Yes

事故シーケンスグループ「水素燃焼」は「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損)（代替循環冷却系を使用する場合）」と同じ手順である。

代替循環冷却運転準備（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）準備

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※21

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※18 復水移送ポンプによるドライウェルスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※19 サプレッション・チェンバ・プールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※22※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッション・チェンバ側格納容器薬品注入を実施する

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）

復水貯蔵槽への補給
停止※21 可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水機能を確保し，切替えに伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※22 復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する※21

代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

No

Yes
可搬型代替注水系（A-2級）
による注水

代替循環冷却運転継続

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測格納容器内圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却運転により格納容器内圧力下降

パラメータの継続監視（水素，酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッション・チェンバ・プール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する

格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

No

Yes

凡例

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器内圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

1.0.7-2.1.1-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-2.1.1-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「冷却材喪失事故」

操作補足事項Ａ「冷却材喪失事故」発生
AOP「冷却材喪失事故」により対応する。
原子炉格納容器圧力高により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「冷却材喪失事故」で対応する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.1-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｂ「全交流動力電源喪失発生」
最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
冷却材喪失及び原子炉への注水機能喪失により，原子炉
格納容器内の温度及び圧力が上昇する。
原子炉圧力容器内の圧力－
ドライウェル空間部温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断し，「水位不明」
制御へ移行する。
全交流動力電源喪失が発生したことから，「交流/直流電源供給回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.1-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｃ

全交流動力電源喪失の対応として，第一ガスタービン発電機を起動し，D 系及び C 系の非常用母線を受電する。

AM 設備別操作手順書
1-2 「電源確保戦略（給電）」・第一ガスタービン発電機起動
1-3 「電源確保戦略（受電）」・M/C7C・7D 受電

1.0.7-2.1.1-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位不明」

操作補足事項Ｄ

格納容器雰囲気放射線レベ
ルにて，SOP 導入条件判断図
により炉心損傷を判断し，SOPに移行する。

AM 設備別操作手順書

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.1-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-1「RPV 制御」

操作補足事項Ｅ「水位不明」操作
第一ガスタービン発電機からの交流電源供給を確認後，
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を開始する。
低圧代替注水系（常設）の最大流量で原子炉圧力容器への注水を継続し，炉心を冠水させる。
なお，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器へのスプレイが十分にできない場
合には，原子炉圧力容器への注水を優先し，原子炉の冠水を維持 できる範囲にお いては，原子炉圧力容器への注水を停止し，原子炉格納容器へのスプレイを実施する。

AM 設備別操作手順書「原子炉注水戦略」
・MUWC による原子炉注水

1.0.7-2.1.1-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-2「PCV 制御」

操作補足事項Ｆ「除熱」操作原子炉格納容器内の温度が190℃に到達後は，代替格納容器スプレイの間欠運転を実施する。
また，原子炉格納容器内のpH 制御のため薬品注入を実施する。
代替原子炉補機冷却系の準備が完了し，復水補給水系を用いた代替循環冷却が実施できる場合は，代替循環冷却運転を実施し，原子炉圧力容器への注水および原子炉格納容器の除熱を開始する。

AM 設備別操作手順書
5 「格納容器スプレイ戦略」
・MUWC による PCV スプレイ
4 「圧力制御戦略」
・炉心損傷後格納容器薬品注
入
10 「S/P 除熱戦略」
・代替循環冷却系による PCV
内の減圧及び除熱「代替除熱戦略」
・代替 Hx による補機冷却水(B)確保「水源確保戦略」
・消防車による CSP への補給

1.0.7-2.1.1-8

2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)（代替循環冷却系を使用しない場合）

特徴
発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動
力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器
内の雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至る。

解析上の対応手順の概要フロー
原子炉冷却材喪失（大破断LOCA）
発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

※1
※2

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※2

高圧給水機能喪失を確認※2

高圧注水機能喪失を確認

低圧注水機能喪失を確認

Ⅱ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する
Ⅲ

全交流動力電源喪失発生

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実
施する

※3

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である※4

回復は解析上考慮せず

原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に除熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※5
早期の電源回復不能と判断

Ⅰ
原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

炉心損傷開始常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作※6

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

フィルタ装置排水ポンプ水張り

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可
可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可

基本的な考え方※7

炉心損傷確認

可搬設備への燃料補給※8

損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却，また，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器の破損
及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（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）

格納容器薬品注入準備
燃料被覆管温度1200℃到達※9Ⅲ

非常用ガス処理系運転確認
淡水タンクから防火水槽への補給※10
燃料温度2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の
準備が完了

※11

非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

代替原子炉補機冷却系準備（適宜実施）
解析上考慮せず

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※12

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

破断口までの水位回復確認

使用済燃料プール冷却開始（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する

対応手順の概要
a.

b.

c.
d.
e.

f.

g.

原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
炉心損傷確認
水素濃度監視常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱

※13
※14

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※1 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※3 外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※15

格納容器温度190℃超過確認※16
格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認※4 非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※5 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）No

原子炉注水とドライウェル
スプレイの並行操作不可能

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了Yes
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（残留熱除去系(A)使用）
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ（残留熱除去系(B)使用）※6 復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※7 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェ
ル：6.0E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※8 炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※9 防火水槽を用い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も可能である

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水※10 原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※11 低圧代替注水量から崩壊熱除去に必要な注水量を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止１時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを開始する※12 原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※13 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する※17

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※14 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※18※15 格納容器温度計にて確認する※16 格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル10921mm（圧力容器基準点より）の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される解析上考慮していないが，推定手段により損傷炉心の冠水が維持されていることを，原子炉圧力容器表面温度により圧力容器内が過熱状態に至っていないことにより確認する

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※19※18 復水移送ポンプによるドライウェルスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※19 サプレッション・チェンバ・プールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイに切り替える

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッション・チェンバ側格納容器薬品注入を実施する※21 解析上は，格納容器内圧力計指示0.62MPa[gage]接近（原子炉格納容器の限界圧力到達前）に，格納容器ベント操作を開始する※20※22 格納容器ベント実施を見据えて，サプレッション・チェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する※23 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える

レベル１を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイに切り替える

サプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さ到達により格納容器ベント判断

代替循環冷却準備※21
Ⅴ

代替循環冷却運転開始

サプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止※22

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
接近※21

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）
中央制御室待避室陽圧化操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッション・チェンバ・プール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

※23

凡例

低圧代替注水系(常設）による原子炉注水を継続し，格納容器ベントによる格納容器内圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める
機能喪失していた設備の復旧後，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却モードにより格納容器冷却が可能であること，及び水素濃度制御が可能であることを確認
し停止する
格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却し，格納容器が十分に冷却された後，原子炉注水を低圧代替注水系(常設）から低圧注水系へ切り替える：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

1.0.7-2.1.2-1

事故時運転操作手順書

1.0.7-2.1.2-2

全体対応フロー詳細手順説明
解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（事象ベース）「AOP」「冷却材喪失事故」

操作補足事項Ａ「冷却材喪失事故」発生
AOP「冷却材喪失事故」により対応する。
原子炉格納容器圧力高により原子炉スクラムし EOP「スクラム」へ移行して対応する。
その他の必要な操作で EOPに記載のない操作は，引き続
き AOP「冷却材喪失事故」で対応する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.2-3

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
原子炉制御「スクラム」

操作補足事項Ｂ「全交流動力電源喪失発生」
最初に「原子炉出力」制御
にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また，「格納容器制御導入」
を継続監視する。
冷却材喪失及び原子炉への注水機能喪失により，原子炉
格納容器内の温度及び圧力が上昇する。
原子炉圧力容器内の圧力－
ドライウェル空間部温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断し，「水位不明」
制御へ移行する。
全交流動力電源喪失が発生したことから，「交流/直流電源供給回復」へ移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.2-4

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」「交流/直流電源供給回復」

操作補足事項Ｃ

全交流動力電源喪失の対応として，第一ガスタービン発電機を起動し，D 系及び C 系の非常用母線を受電する。

AM 設備別操作手順書
1-2 「電源確保戦略（給電）」・第一ガスタービン発電機起動
1-3 「電源確保戦略（受電）」・M/C7C・7D 受電

1.0.7-2.1.2-5

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「EOP」
不測事態「水位不明」

操作補足事項Ｄ

格納容器雰囲気放射線レベ
ルにて，SOP 導入条件判断図
により炉心損傷を判断し，SOPに移行する。

AM 設備別操作手順書

1.0.7-2.1.2-6

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-1「RPV 制御」

操作補足事項Ｅ「水位不明」操作
第一ガスタービン発電機からの交流電源供給を確認後，
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水を開始する。
低圧代替注水系（常設）の最大流量で原子炉圧力容器への注水を継続し，炉心を冠水させる。
なお，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器へのスプレイが十分にできない場
合には，原子炉圧力容器への注水を優先し，原子炉の冠水を維持 できる範囲にお いては，原子炉圧力容器への注水を停止し，原子炉格納容器へのスプレイを実施する。

AM 設備別操作手順書「原子炉注水戦略」
・MUWC による原子炉注水

1.0.7-2.1.2-7

解析上の対応手順の概要フロー

事故時運転操作手順書
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「SOP」
SOP-2「PCV 制御」

操作補足事項Ｆ「除熱」操作原子炉格納容器内の温度が190℃に到達後は，代替格納容器スプレイの間欠運転を実施する。また，原子炉格納容器
内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
「PCV ベント」操作
代替格納容器スプレイによりサプレッション・チェン
バ・プール水位が格納容器真空破壊弁の高さに到達した場
合には，外部水源による原子炉格納容器へのスプレイを停止し，格納容器ベントを実施する。

AM 設備別操作手順書
5 「格納容器スプレイ戦略」
・MUWC による PCV スプレイ
4 「圧力制御戦略」
・炉心損傷後 PCV ベント(フィルタベント使用(S/C))
・炉心損傷後格納容器薬品注入「代替除熱戦略」
・代替 Hx による補機冷却水(B)確保「水源確保戦略」
・消防車による CSP への補給

1.0.7-2.1.2-8