Ｃ－１７－２改0

東海第二発電所
燃料有効長頂部寸法値に係る審査資料の調査結果

日本原子力発電株式会社
平成 30 年 1 月 31 日

本資料のうち，は商業機密又は防護上の観点から公開できません。

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（2／3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(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」操作

原子炉水位低下による原
子炉出力抑制操作

ほう酸水注入操作

自動減圧系の起動阻止ス
イッチによる原子炉出力
急上昇防止

操作

原子炉再循環ポンプ停止
による原子炉出力抑制

判断基準

原子炉スクラム成功確認

原子炉スクラム成功確認

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２
平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉出力

平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉再循環ポンプ運転状態

原子炉再循環ポンプ表示灯

自動減圧系及び過渡時自動減圧機
能の起動阻止状態

自動減圧系及び過渡時自動減圧機能
起動阻止状態表示灯

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系 ※２

未臨界の監視平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位

最終ヒートシンクによる冷却状態の確認

サプレッション・プール水温度 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１

補機監視機能局所出力領域計装
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力

原子炉出力

平均出力領域計装 ※１
起動領域計装 ※１

原子炉隔離状態の有無

主蒸気隔離弁開閉表示灯

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：原子炉自動スクラム信号の設定値については，添付資料 1.1.3 参照。

1.1−37
No.1-1

修正不要
計器名称の記載のみ
技術的能力において，括弧書きで記載している設備及び分類を以下に示
す。
1.1
分類

括弧書きで記載している設備

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ

A

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）

1.2
分類

括弧書きで記載している設備

C

逃がし安全弁（安全弁機能）

A

原子炉水位（広帯域）A

原子炉水位（燃料域）

A

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

A

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

A

原子炉圧力（ＳＡ）

1.3
分類

括弧書きで記載している設備

C

逃がし安全弁（自動減圧機能）

C

逃がし安全弁（逃がし弁機能）A

可搬型窒素供給装置（小型）1.1−77
No.1-2

③修正不要計器名称の記載のみ
プレッション・プール及び逃がし安全弁（安全弁機能）は重大事故等対処設備として位置づける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源が喪失した場
合，又は全交流動力電源の喪失及び常設直流電源系統が喪失した場合においても，原子炉を冷却することができる。
ｄ．監視及び制御(a)

監視及び制御上記「1.2.1(2)ｂ．(a)「1.2.1(2)ｃ．(a)高圧代替注水系による原子炉注水」及び全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失

時の原子炉注水」により原子炉へ注水する際は，原子炉水位を監視又は推定する手段がある。
また，原子炉へ注水するための常設高圧代替注水系ポンプの作動状
況を確認する手段がある。
さらに，原子炉を冷却するための原子炉水位を制御する手段がある。
なお，現場計器については，Ｓ Ｓ 機能維持を担保する設計である。
監視及び制御に使用する設備（監視計器）は以下のとおり。
高圧代替注水系（中央制御室起動時）の監視計器
・原子炉水位（広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）
・原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
・高圧代替注水系系統流量・サプレッション・プール水位
1.2−10No.2-1

③修正不要計器名称の記載のみ
高圧代替注水系（現場起動時）の監視計器
・原子炉水位（広帯域 ※２ ，燃料域 ※２ ，ＳＡ広帯域 ※２ ，ＳＡ燃
料域 ※２ ）
・高圧代替注水系系統流量・可搬型計測器
・常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力・常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力・高圧代替注水系タービン入口圧力・高圧代替注水系タービン排気圧力※2：中央制御室にて監視可能であるが，現場においても監視可能。
(b)

重大事故等対処設備「1.2.1(2)ｄ．監視及び制御」で使用する設備のうち，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），高圧代替注
水系系統流量，サプレッション・プール水位，常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力，常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力，高圧代替注水系
タービン入口圧力，高圧代替注水系タービン排気圧力及び可搬型計測器は重大事故等対処設備として位置づける。
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。
（添付資料1.2.1）
以上の重大事故等対処設備を用いて原子炉水位及び常設高圧代替注
水系ポンプの作動状況を監視することにより，原子炉を冷却するために必要な監視及び制御ができる。
1.2−11
No.2-2

修正不要
操作により原子炉隔離時冷却系ポンプを起動し，サプレッション・プール
有効性評価TBP時のRCIC再起動操作において，原子炉水位（燃料域）の指示するＴＡＦ水位は，
実際のＴＡＦ水位より51mm下であるため，再起動の操作遅れに伴う注水遅れのおそれがある。
を水源とした原子炉への注水を実施する。
しかし，本操作はTBP時の評価には使用されておらず，原子炉圧力があった場合の操作として，記載している。よって，評価上，問題となるものではない。
ただし，原子炉圧力容器内の圧力低下により原子炉隔離時冷却系ポンプが停止した場合，又は原子炉圧力容器内の圧力低下により原子炉隔離時冷却系系統流量が確保できず，原子炉圧力容器内の水位低下が継続している
場合には，原子炉隔離時冷却系ポンプを手動停止する。なお，原子炉圧力容器内の水位が原子炉水位異常低下（レベル１）設定点未満で，原子炉圧
力容器内の圧力が確保された場合に，原子炉隔離時冷却系ポンプを起動し，原子炉圧力容器内の水位が燃料有効長頂部到達までに原子炉への注水を開始する。
ａ．手順着手の判断基準
以下のいずれかの状況に至った場合。
①自動起動信号が発信した場合
原子炉水位異常低下（レベル２）信号が発信した場合。
②手動起動の場合
給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）による原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プ
ールの水位が確保されている場合。
ｂ．操作手順原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.2−2図に，タイムチャートを第1.2−3図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉隔離時
冷却系ポンプの手動起動又は自動起動の確認を指示する。

1.2−15No.2-3

③修正不要計器名称の記載のみ(1)

高圧代替注水系による原子炉注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動
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は，中央制御室からの手動操作により常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉への注水を実施する。
なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場合。

(b)

操作手順
中央制御室からの高圧代替注水系起動による原子炉注水手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第1.2−6図に，タイムチャートを第1.2−7図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に中央制御室
からの高圧代替注水系起動の準備を指示する。
1.2−19No.2-4

③修正不要計器名称の記載のみされる常設高圧代替注水系ポンプを中央制御室からの手動操作により起動し原子炉への注水を実施する。
なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統が喪失し，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧
力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合において，サプレッション・プールの水位が確保されている場
合。

(b)

操作手順
中央制御室からの高圧代替注水系起動の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水系起動」の操作手順と同様である。

(c)

操作の成立性
中央制御室からの高圧代替注水系起動の操作の成立性については，「1.2.2.2(1)ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動」の操作の成立性と同様である。
1.2−22
No.2-5

③修正不要計器名称の記載のみ

ｂ．現場での人力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，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への注水ができない場合において，直流電源の確保ができず中央制御室からの手動操作により常設
高圧代替注水系ポンプが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常設高圧代替注水系ポンプを起動し原子炉への注水を実施する。
なお，原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。
原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については，「1.15事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
「1.2.2.4

監視及び制御」の手順については，「1.2.2.3(1) ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」にて整備する。
（添付資料1.2.5）(a)

手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統が喪失し，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉注水ができず，原子炉圧
力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持できない場合で，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おいて，サプレッション・プールの水位の水位が確保されている場合。
1.2−23No.2-6

③修正不要計器名称の記載のみ

対応手段，対応設備，手順書一覧（8／11）（監視及び制御）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

常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力常設高圧代替注水系ポンプ入口
圧力高圧代替注水系タービン入口圧
力
高圧代替注水系タービン排気圧力

重大事故等 対処設 備

関連設備

※３

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
高圧代替注水系系統流量
サプレッション・プール水位
可搬型計測器

重大事故等 対処設 備

主要設備

監視及び制 御監視及び制 御−整備する手順書 ※１

対応設備

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※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

1.2−44No.2-7

③修正不要計器名称の記載のみ

第1.2−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.2.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(1)

監視パラメータ（計器）

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内への注水量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉隔離時冷却系による原子炉注
水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2−48No.2-8

③修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（2／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.2.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断 基準

(2)

監視パラメータ（計器）

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内への注水量

高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

高圧炉心スプレイ系による原子炉注
水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2−49No.2-9③修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（3／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 高圧代替注水系による原子炉注水

判断 基準

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2−50No.2-10

③修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（4／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水

判断基準

ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※２
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2−51
No.2-11

③修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（5／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.3 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉注水

判断基準

ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系
起動

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１（可搬型計測器）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
高圧代替注水系系統流量 ※１（可搬型計測器）

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１（可搬型計測器）
原子炉水位（狭帯域）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量 ※１（可搬型計測器）

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力高圧代替注水系タービン入口圧力高圧代替注水系タービン排気圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2−52
No.2-12

③修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（6／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.2.2.4

監視及び制御

「1.15

判断基準

(2)

事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

操作

原子炉水位の監視
又は推定

判断基準

(1)

常設高圧代替注水系ポンプの作動状
況確認

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１（可搬型計測器）「1.2.2.3（1）ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」に整備する。

電源275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
直流 125V 主母線盤 ２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤 ２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１（可搬型計測器）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量 ※１（可搬型計測器）

判断基準

(3)

監視パラメータ（計器）

原子炉水位の制御

操作「1.2.2.3（1）ｂ．現場での人力操作による高圧代替注水系起動」に整備する。

※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2−53No.2-13

③修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（7／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.5 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
高圧代替注水系系統流量 ※１

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 系原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

補機監視機能純水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力 ※２

ａ．ほう酸水注入系による原子炉注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2−54No.2-14

③修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（8／8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.2.2.5 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制
原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
高圧代替注水系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

制御棒駆動水圧系系統流量

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能制御棒駆動系冷却水ライン流量

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.2−55No.2-15

③修正不要計器名称の記載のみ

審査基準，基準規則と対処設備との対応表（7／11）
重大 事故 等 対処 設備

手段

機器 名称

既設
新設

既設

原子 炉水 位（燃 料域 ）既設

原子 炉水 位（Ｓ Ａ広 帯 域）新設

原子 炉水 位（Ｓ Ａ燃 料 域）

新設

原子 炉圧 力既設

原子 炉圧 力（Ｓ Ａ）

新設

高圧 代替 注水系 系統 流 量新設

サプ レッ ション ・プ ー ル水 位

既設

可搬 型計 測器新設

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ 吐
出圧 力

新設

常設 高圧 代替注 水系 ポ ンプ 入
口圧 力

新設

高圧 代替 注水系 ター ビ ン入 口
圧力新設

高圧 代替 注水系 ター ビ ン排 気
圧力

新設

解釈
対応 番号

①④⑤⑥⑨

監視及び 制 御原子 炉水 位（広 帯域 ）自主 対策 設 備

備考

−

手段

機器 名称

−

−

1.2−81
No.2-16

添付資料1.2.5は，水位計の使用用途と校正条件を参考として記載しているのみで修正しても本文内容に影響はない。

添付資料 1.2.5
原子炉水位計の校正条件について③修正不要
計器名称の記載のみ

技術的能力審査基準において，監視計器のうち原子炉水位（狭帯域），原子③③
炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）について，使用用途と校正条件を整理する。

①
有効燃料頂部に9152mmの
記載有。
修正必要

②
L1 +448(FUFL ZONE)
L0 -1067(FUFL ZONE)
上記2つの数字は，燃料域水位計での値。
有効燃料頂部9152mmを基準としている
ため，9203mmに基準変更により，
修正必要
第1図

原子炉水位計の指示範囲

1.2−97No.2-17

第 1 表計器名称④

原子炉水位計

指示範囲

用途

校正条件

通常の運転水位監視

定格運転時の圧力・温度

1.2−98①原子炉水位（狭帯域）

0〜 1,500mm※ １②原子炉水位（広帯域）− 3,800〜 1,500mm※ １

過渡時の水位監視

定格運転時の圧力・温度③原子炉水位（ＳＡ広帯域）− 3,800〜 1,500mm※ １

過渡時の水位監視

定 格 運 転 時 の 圧 力 ・④原子炉水位（燃料域）
温度④原子炉水位（燃料域）− 3,800〜 1,300mm※ ２

事故後の水位監視

大気圧・飽和温度⑤原子炉水位（ＳＡ燃料域）− 3,800〜 1,300mm※ ２

事故後の水位監視

大気圧・飽和温度※1※2

水 位 計 測 基 準 点 ： 蒸 気 乾 燥 器 ス カ ー ト 下 端 （ 圧 力 容 器 基 準 点 よ り 13,400mm）
水 位 計 測 基 準 点 ： 有 効 燃 料 頂 部 （ 圧 力 容 器 基 準 点 よ り 9,152mm）①

原子炉水位（ＳＡ燃料域）
については，指示範囲変更
修正必要①
有効燃料頂部に9152mmの
記載有。
修正必要

③
第 1 表より，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（Ｓ③Ａ燃料域）にて原子炉圧力容器内水位を確認する場合は，原子炉水位計の校正条件の違いから，「原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）補正曲線」（第 2 図）を用いる。

③修正不要
計器名称の記載のみ

No.2-18

⑤原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）の補正曲線については，TAF基準水位が変更。
修正必要

⑤

⑤

③
第2図

原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）補正曲線③修正不要
計器名称の記載のみ

1.2−99No.2-19

①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

炉心損傷前において，低圧で原子炉へ注水可能な系統 ※１ 又は低圧代替注水系 ※２ 1系統以上起動できた場合。
※1：炉心損傷前における「低圧で原子炉へ注水可能な系統」とは，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系），給水系（電動駆動給水ポンプ）及び復水系をいう。
※2：炉心損傷前における「低圧代替注水系」とは，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をいう。
【逃がし安全弁（自動減圧機能）2個での減圧の場合】
炉心損傷を判断した場合 ※３ で，原子炉圧力容器内の圧力が0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統 ※４ が使用できず，
低圧注水系統 ※５ 1系統以上起動できた場合，又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効長
底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した場合。
（添付資料1.3.8）※3：格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準
事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気
放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度
で300℃以上を確認した場合。
※4：炉心損傷後における「高圧注水系統」とは，高圧炉心ス
プレイ系，給水系（電動駆動給水ポンプ），原子炉隔離
時冷却系及び高圧代替注水系をいう。
※5：炉心損傷後における「低圧注水系統」とは，復水系，低1.3−19No.3-1

①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

合，原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による原子炉の減圧を実施する。ただし，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の減圧手段としては使用しない。
原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による原子炉の減圧ができない場合，主蒸気隔離弁が開可能であれば，復水器を使用したタービ
ン・バイパス弁による原子炉減圧を実施する。
また，炉心損傷を判断した場合で，原子炉圧力容器内の圧力が0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統が使用できず，低圧注水系統1系統以上起動できた場合，又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した
場合に逃がし安全弁の中央制御室からの操作により原子炉の減圧を実施する。
なお，原子炉水位低異常低下（レベル１）設定点到達10分後及び残留熱除去系ポンプ又は低圧炉心スプレイ系ポンプが運転している場合，過渡時
自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち，2個を作動させて自動で原子炉を減圧する。
1.3.2.2(1)

サポート系故障時の対応手順

常設直流電源系統喪失時の減圧
ａ．常設代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復
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，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）を中央制御室からの手動操作により開放して，原子炉を減圧する。
(a)

手順着手の判断基準
1.3−23No.3-2

③修正不要計器名称の記載のみ

第1.3−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧

判断基準

ａ．手動による原子炉減圧(a) 逃がし安全弁による減圧【逃がし安全弁 7 個での減圧の場合】

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力

操作
判断基準

ａ．手動による原子炉減圧(a) 逃がし安全弁による減圧【逃がし安全弁 2 個での減圧の場合】

原子炉圧力容器内の水位

高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
残留熱除去系ポンプ吐出圧力※２
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※２
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度※１

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１

原子炉圧力容器への注水量

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉圧力容器内の温度

高圧炉心スプレイ系系統流量※１
原子炉隔離時冷却系系統流量※１
高圧代替注水系系統流量※１
給水流量
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力※２
常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
残留熱除去系ポンプ吐出圧力※２
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※２
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）※１
原子炉圧力容器温度※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3−67
No.3-3

③修正不要計器名称の記載のみ

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

対応手順

監視パラメータ（計器）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧

判断基準

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力ａ．手動による原子炉減圧(b) 原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵タンク循環運転による減圧

運転状態の監視（運転状態）
原子炉圧力容器内の圧力
操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位※１

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度※１

判断基準

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力ａ．手動による原子炉減圧(c) タービン・バイパス弁による減圧

残留熱除去系ポンプ吐出圧力※２
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※２
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉隔離時冷却系系統流量※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力※２
復水貯蔵タンク水位
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１

運転状態の監視（運転状態）
原子炉圧力容器内の圧力
操作

原子炉圧力容器内の水位

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※２
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※２
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※２
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※２
消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉隔離時冷却系系統流量※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力※２
復水貯蔵タンク水位
原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ）※１
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域）※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域）※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１
復水器真空度※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3−68No.3-4

③修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（5／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順
1.3.2.4

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順

判断基準

(1)

監視パラメータ（計器）

格納容器バイパスの監視

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※ １
原子炉水位（燃料域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※ １
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ※ １
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力 ※ １
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ※ １
残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ※ １

格納容器バイパスの監視

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※ １
原子炉水位（燃料域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※ １
原子炉圧力 ※ １
原子炉圧力（ＳＡ） ※ １
ドライウェル雰囲気温度 ※ １
ドライウェル圧力 ※ １
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ※ １
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力 ※ １
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ※ １
残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ※ １
主蒸気流量
給水流量

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 ※ １
残留熱除去系系統流量 ※ １
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※ １
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※ １
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用） ※ １

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※ １
代替淡水貯槽水位 ※ １

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度 ※ １

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※ １
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※ １
残留熱除去系系統流量 ※ １
残留熱除去系海水系系統流量 ※ １

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「二次格納施設制御」

操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.3−71
No.3-5

(1)フロントライン系故障時の対応手段の選択①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

逃がし安全弁による自動減圧機能喪失（凡例）：プラント状態：操作・確認

炉心損傷

No

：判断
：重大事故等対処設備

Yes
原子炉圧力容器内の圧力が 0.69MPa［gage］以上の場合に高圧注水系統が使用できず，低圧注水系 1 系統以上起動
又は原子炉注水手段がなく，原子炉圧力容器
内の水位が規定水位（燃料有効長底部から燃料有効長の 20％高い位置）に到達

低圧で原子炉へ注水可能な系統
又は低圧代替注水系注水準備完了①（2／2）から手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（自動減圧機能）による減圧）【逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 個を開放】手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（自動減圧機能）による減圧）【逃がし安全弁（自動減圧機能）
2 個を開放】No
原子炉減圧成功

Yes
No
原子炉減圧成功

Yes

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達 10 分後及び残留熱除去系ポンプ運転
又は低圧炉心スプレイ系ポンプ運転

手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（逃がし弁機能）による減圧）【逃がし安全弁合計 7 個まで開放】

No
原子炉減圧成功 ※１

手動による原子炉減圧（逃がし安全弁（逃がし弁機能）による減圧）【逃がし安全弁合計 2 個まで開放】

Yes
手動による原子炉減圧（原子炉隔離時冷却系の復水貯蔵
タンク循環運転による減圧） ※２

No
原子炉減圧成功
主蒸気隔離弁
隔離条件解除Yes

手動による原子炉減圧（タービン・バイパス弁による減圧）

※1
※2
※3

原子炉減圧

第 1.3−15 図

原子炉減圧の自動化（過渡時自動減圧機能による減圧） ※３

逃がし安全弁が 1 個以上開放できた場合，原子炉減圧成功を判断する。
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の代替減圧手段としては使用しない。
過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個のうち 2 個を作動させる。

重大事故等時の対応手段選択フローチャート（1／2）
1.3−90No.3-6

②燃料有効頂部の記載のみ。修正不要
ＴＡＦ水位は原子炉減圧に係る操作の移行判断・導入条件に用いているが，原子炉水位（燃料域）の指示するＴＡＦ水位は，実際のＴＡＦ水位より51mm下であるため，減圧遅れに伴う
低圧注水遅れのおそれがある。
しかし，注水遅れを考慮したプラント挙動解析結果から，炉心損傷防止の観点として問題となるものではない。

原子炉への注水を速やかに行う場合②高圧注水機能により原子炉水位が緩やかに上昇しているが，炉心露出（原子炉水位が燃料有効長頂部以下）の時間が最長許容炉心露出時間を上回った場合③原子炉水位不明が発生し，低圧の注水機能により原子炉圧力容器を満水にする場合④インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生し，中央制御室からの遠隔隔離に失敗した場合
また，以下の場合で減圧操作に時間余裕がある場合は，減圧による格納容器への熱負荷に留意し，格納容器圧力及び温度を監視しながら逃がし安全弁 7 弁を順次開放するが，原子炉冷却材温度変化率 55℃／h 以下は適用されない。
⑤サプレッション・プール熱容量制限に到達した場合⑥格納容器圧力を約 245kPa［gage］（0.8Pd）以下に維持できない場合⑦ドライウェル温度が約 171℃に到達した場合⑧サプレッション・プール水位が通常水位＋6.270ｍに接近又は通常水位−50 ㎝以下となった場合

本操作は，逃がし安全弁（自動減圧機能）「7 弁」を手動開放することを第一優先とする。
それができない場合は，逃がし安全弁（自動減圧機能）以外の逃がし
安全弁を含めたものから使用可能なもの「7 弁」を手動開放する。

さらに，それもできない場合は，急速減圧に必要な最小弁数である「1 弁」以上を手動開放することにより急速減圧する。逃がし安全弁
1.3−181No.3-7

①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

2．炉心損傷後の原子炉の減圧操作
原子炉への注水手段がなく原子炉圧力容器の破損に至るおそれがある場合には，原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧を実施する必要がある。この際，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待するために原子炉減圧を遅らせ，原子炉水位計（燃料域）で原子炉水位が「燃料有効長底部から
燃料有効長の20％高い位置」（以下「ＢＡＦ＋20％」という）を下回った場
合に，逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁で原子炉の減圧を実施する手順としている。
減圧を実施する水位及び弁数については，以下の評価結果をもとに決定し
ている。
(1)

原子炉手動減圧のタイミングについて
原子炉への注水手段がない場合の原子炉手動減圧のタイミングを検討するため，原子炉水位が「原子炉水位異常低下（レベル１）」（以下「Ｌ１」という。）に到達後10分から50分のそれぞれのタイミングで減圧する場合の解析を実施し，水素の積算発生量を評価した。減圧に用いる逃がし安全弁（自動減圧機能）の弁数は，7弁（逃がし安全弁（自動減圧機能）全弁），2弁及び1弁のそれぞれで実施されるものとした。
評価結果を第2表に示すとともに，それぞれの弁数で減圧した場合の原
子炉水位及び積算水素発生量の推移を，第3図から第8図に示す。これらの評価結果から，水素の積算発生量については，おおむねＬ１到達後35分から50分の間で大きな差が現れた。
この評価結果から，酸化反応（ジルコニウム−水反応）が活発になる前の，Ｌ１到達後35分までに減圧を実施することが望ましいと判断した。

(2)

原子炉手動減圧に用いる弁数について
1.3−187
No.3-8

①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

第2表より，(1)で判断した原子炉手動減圧を実施するタイミング（Ｌ１
到達後35分）近辺の減圧タイミングに着目すると，逃がし安全弁（自動減圧機能）1弁の場合の水素発生量が大きくなっている。また，減圧時の炉内蒸気流量の観点では，逃がし安全弁（自動減圧機能）7弁の場合よりも逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁の場合の方が，炉内蒸気流量が小さいことから，被覆管に対する負荷が小さいものと考える。
減圧完了までの時間については，第3図，第5図及び第7図のとおり，弁数が少ないほど長くなるが，いずれの場合も原子炉圧力容器破損までの時間に対しては十分な余裕があるため，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心落下量など，原子炉圧力容器破損後の事象進展に与える影響は小さい。
以上から，原子炉手動減圧の際に開放する弁数は逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁とした。

(3)

原子炉手動減圧を実施する原子炉水位について
上記評価結果より，原子炉手動減圧をＬ１到達後35分以降に実施する場
合に水素の積算発生量に顕著な増加が見られること，また，減圧をＬ１到達後10分から35分の間で実施する場合には水素の積算発生量に有意な傾向が確認されないことを踏まえ，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待する観点から，減圧はＬ１到達後35分で実施するものとし，判断基準としては
このタイミングに相当する原子炉水位を用いることとした。
第5図より，Ｌ１到達後35分での原子炉水位はＢＡＦ＋20％程度である
ことから，これを原子炉手動減圧実施の水位とした。
なお，海外における同様の判断基準を調査した結果，米国の緊急時操作
ガイドライン（ＥＰＧ） [1]の例では，不測事態の蒸気冷却の手順において，原子炉へ注水できない場合の原子炉減圧の判断基準をＢＡＦ＋70％程
1.3−188
No.3-9①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

度としていることを確認した。これは，ＢＡＦ＋70％程度よりも原子炉水位が高い状況では，注水がなくかつ原子炉減圧していない状態でも，冠水部分の燃料から発生する蒸気により露出部分の燃料を冷却できると判断しているものと推定される。当社の判断基準は，米国の例との差異はあるものの，上述の評価結果を踏まえ蒸気冷却効果，水素発生量及び被覆管に対する負荷の観点から定めているものであり，妥当であると考える。

(4)

原子炉水位の確認手段について
原子炉水位は，原子炉水位計（燃料域）によって確認する。原子炉水位
がＢＡＦ＋20％に到達する時点（事象発生から約 38 分後）では，原子炉
圧力容器内の気相部温度は飽和温度を超えているが，ドライウェル内の気相部温度は 80℃程度であることから，原子炉水位計の凝縮槽内の水位は維持され，原子炉水位計による原子炉水位の確認は可能と考える。
また，仮に水位不明となった場合は炉心損傷を判断した時点で急速減圧を実施する手順となっており，同等の対応となることから，運転員の対応に影響はない。

[1] “ABWR Design Control Document [Tier2，Chapter18，Human Factors
Engineering]”，GE Nuclear Energy，Mar.1997．

1.3−189No.3-10

④TAFの水位位置を示しているがグラフの目盛が2m単位のため，51mmの差異はグラフ上影響はないため，修正不要

TAF

BAF+20%
BAF

第3図

第4図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁）

1.3−191
No.3-11

④TAFの水位位置を示しているがグラフの目盛が2m単位のため，51mmの差異はグラフ上影響はないため，修正不要

第5図

第6図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁）

1.3−192
No.3-12

④TAFの水位位置を示しているがグラフの目盛が2m単位のため，51mmの差異はグラフ上影響はないため，修正不要

第7図

第8図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 弁）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 弁）

1.3−193No.3-13

修正不要
計器名称の記載のみ

第1.4−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.4.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(1)

監視パラメータ（計器）

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−107NO.4-1

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（2／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.4.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(2)

監視パラメータ（計器）

低圧炉心スプレイ系
による原子炉注水

操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−108
NO.4-2

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（3／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.4.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(3)

監視パラメータ（計器）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−109NO.4-3

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（4／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(a)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−110NO.4-4

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（5／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(b)

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
注水（淡水／海水）操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用） ※１

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−111
NO.4-5

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（6／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(c)

代替循環冷却系による原子炉注水原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−112NO.4-6

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（7／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(d)

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

消火系による原子炉
注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−113
NO.4-7

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（8／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(e)

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

補給水系による原子炉注水

操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−114
NO.4-8

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（9／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(a)

残留熱除去系（低圧
注水系）復旧後の原
子炉注水

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」
を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２

最終ヒートシンクの確保

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−115
NO.4-9

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（10／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２

最終ヒートシンクの確保

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

判断基準

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１(b)

低圧炉心スプレイ系
復旧後の原子炉注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−116
NO.4-10

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（11／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(a)

低圧代替注水系（常設）による残存溶融
炉心の冷却

操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−117
NO.4-11

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（12／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用） ※１

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

判断基準

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１(b)

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）操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−118
NO.4-12

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（13／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(c)

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却

操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−119
NO.4-13

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（14／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

判断基準

(d)

消火系による残存溶
融炉心の冷却操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−120
NO.4-14

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（15／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

判断基準

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１(e)

補給水系による残存
溶融炉心の冷却操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−121NO.4-15

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（16／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.3 原子炉運転停止中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用Ｐ／Ｃ電圧 ※２

最終ヒートシンクの確保

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器） ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）※１

残留熱除去系海水系系統流量 ※１(a)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復
旧後の原子炉除熱

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１

操作

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−122NO.4-16

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（17／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.4.2.3 原子炉運転停止中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(b)

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

最終ヒートシンクの確保

原子炉冷却材浄化系系統流量
原子炉冷却材浄化系原子炉出口温度
原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器出口
温度

原子炉冷却材浄化系による進展抑制操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.4−123
NO.4-17

修正不要
計器名称の記載のみ
第1.5−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保
原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度 ※１
サプレッション・プール水温度 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１
残留熱除去系海水系系統流量 ※１

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力−操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。
※3：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.5−62
No.5-1

①修正不要計器名称の記載のみ
第 1.6−2 表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.6.2.1

設計基準事故対処設備を使用した対応手順

判断基準

(1)

監視パラメータ（計器）

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

操作

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6−110
No.6-1

①修正不要計器名称の記載のみ

監視計器一覧（10／20）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧

判断基準

(a)

残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）復旧後の原子炉格納容器内の除熱

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量 ※１
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）※１

緊急用海水系流量（残留熱除去系補機） ※１

操作

電源

275kV 東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV 原子力 1 号線電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧 ※２
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」
を「Ｐ／Ｃ」という。）電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度 ※１

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度 ※１
残留熱除去系熱交換器出口温度 ※１

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.6−119
No.6-2

②修正要原子炉水位（燃料域）指示値で-1,067mm(L0)の位置は正しいが，燃料域の基準が変更になるため数値の修正要。
第 1.6−4 表

格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（炉心の著しい損傷防止のための対応）
代替循環冷却系による格納容器
スプレイ ※３（内部水源）

代替格納容器スプレイによる
格納容器スプレイ（外部水源）

ドライウェル圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で，原子炉水位（広帯域）指示
値で-3,800mm 未満を経験し原子炉水位（燃料域）指示値で-1,067mm 以上に維持されている場合Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ−−

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で,24 時間継続した
場合

Ｓ／Ｐ

−

−

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 98kPa［gage］以上で，24 時間継続した
場合

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ−−

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ

Ｄ／Ｗ−

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）以上の場合 ※１

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃に近接した場合

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

サプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が 104℃に近接した場合

Ｓ／Ｐ−

Ｓ／Ｐ ※４

サプレッション・プール水位指示値が＋6.0m に近接した場合

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

格納容器スプレイ開始の判断基準

炉心の著し い損傷防 止のため の 対応

圧力制御

格納容器スプレイ停止の判断基準

圧力制御・ 温度制御 ・水位制 御残留熱除去系
による格納容器
スプレイ（内部水源）

以下のいずれかの条件でスプレイを停止する。
・サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合・ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度指示値が 65℃以下かつドライウェル雰囲気
温度指示値が 66℃以下
・サプレッション・チェンバ雰囲気指示値が 82℃未満まで低下した場合
・サプレッション・プール水位指示値が＋6.5m 以上の場合

温度制御

水位制御 ※２※1：残留熱除去系（低圧注水系）が起動し原子炉の冷却を実施している場合は，原子炉の冷却を優先するが，サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）を超える場合は，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉の冷却を停止し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器スプレイを実施することにより，原子炉格納容器の健全性を維持する。
※2：原子炉冷却材喪失時，真空破壊弁の機能喪失前に原子炉格納容器内の圧力を低下させ，ドライウェルとサプレッション・チェンバの圧力を平衡にする。
※3：代替循環冷却系は，Ｄ／Ｗのみ格納容器スプレイを実施する。残留熱除去系におけるＳ／Ｐスプレイの流量配分は，系統全流量に対して 5％相当であり，残留熱除去系よりも系統流量が少ない代替循環冷却系にてＳ／Ｐスプレイを実施してもスプレイによる除熱効果
は低く，また，代替循環冷却系はサプレッション・プールを循環することでサプレッション・プール水の除熱が可能であることから，Ｓ／Ｐスプレイを設計上考慮していない。
※4：消火系及び補給水系による代替格納容器スプレイに限る。

1.6−131No.6-3②修正要
原子炉水位（燃料域）指示値で-1,067mm(L0)の位置は正しいが，燃料域の基準が変更になるため数値の修正要。

第 1.6−5 表

格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（原子炉格納容器破損を防止するための対応）

格納容器スプレイ開始の判断基準

内部水源

代替格納容 器スプレ イによる格納容器ス プレイ

外部水源

残留熱除去 系による格納容器ス プレイ

内部水源

ＡＭ初期対 応・除熱 ︱１・除 熱 ︱３

格納容器 破 損を 防止 する ため の 対応

代 替 循 環冷 却系に よ る
格納容器ス プレイ

代替循環冷却系

格納容器
スプレイ流量（m３ ／h）[最大流量]

圧力容器
破損前

圧力容器
破損後

格納容器スプレイ停止の判断基準

150

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合

炉心損傷した場合

ドライウェル圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で，原子炉水位（燃料域）指示
値で-1,067mm 以上に維持できず，炉心損傷した場合，原子炉水位（燃料域）指
示値で-1,067mm まで水位が回復した場合
代替格納容器スプレイ（常設）
代替格納容器スプレイ（可搬型）（自主対策設備：消火系，補給水系）

炉心損傷した場合

130

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

サプレッション・プール水位指示値が＋6.5m 以上の場合ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃未満及び原子炉圧力容器が健全である
時，内部水源による格納容器スプレイが開始された場合ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合

残留熱除去系

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合

1,690

①Ｓ／Ｐ
②Ｄ／Ｗ

①Ｄ／Ｗ
②Ｓ／Ｐ

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合①，②は優先順位を示す。

1.6−132
No.6-4

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（4／5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

1.7.2.1

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順

判断基準

(2)

監視パラメータ（計器）

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操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※ １
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※ １

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※ １

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※ １
サプレッション・チェンバ圧力 ※ １

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※ １
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１
サプレッション・プール水温度 ※ １

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※ １

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系系統流量 ※ １

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※ １
原子炉水位（燃料域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※ １
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※ １

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※ １
原子炉圧力（ＳＡ） ※ １

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※ １
サプレッション・チェンバ圧力 ※ １

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度 ※ １
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１
サプレッション・プール水温度 ※ １

最終ヒートシンクの確保

代替循環冷却系原子炉注水流量 ※ １
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量※１
代替循環冷却系ポンプ入口温度 ※ １
残留熱除去系熱交換器入口温度 ※ １

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位 ※ １

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流
量（常設ライン用） ※ １

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備としての要求事項を満たさない常用計器及び常用代替計器により監視するパラメータを示す。

1.7−53No.7-1

修正不要
計器名称の記載のみ

第1.8−2表

重大事故等対処に係る監視計器

監視計器一覧（1／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位判断基準

原子炉格納容器内の温度

電源

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※２
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」
を「Ｐ／Ｃ」という。） ２Ｃ電圧 ※
２

Ｍ／Ｃ
Ｐ／Ｃ

ａ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水

２Ｄ電圧 ※２
２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能制御棒位置指示

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１
ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１

原子炉格納容器内の温度

操作

原子炉格納容器内の水位

原子炉格納容器への注水量

サプレッション・プール水温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用） ※１
格納容器下部水位（満水管理用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−74No.8-1

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（2／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位判断基準

ｂ．格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水（淡水／海水）原子炉格納容器内の温度

原子炉格納容器への注水量

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

電源275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１
ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１

原子炉格納容器内の温度

操作
原子炉格納容器内の水位

原子炉格納容器への注水量

サプレッション・プール水温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用） ※１
格納容器下部水位（満水管理用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。
水源の確保

1.8−75
No.8-2

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（3／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の温度

格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１

原子炉格納容器への注水量

ｃ．消火系によるペデスタル（ドライウェル部）への注水低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

電源275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１
ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１

原子炉格納容器内の温度

操作

原子炉格納容器内の水位

原子炉格納容器への注水量

サプレッション・プール水温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用） ※１
格納容器下部水位（満水管理用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−76
No.8-3

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（4／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉格納容器内の温度

格納容器下部水温（水温計兼デブリ落
下検知用） ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１

原子炉格納容器への注水量

ｄ．補給水系によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水

低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

電源275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能制御棒位置指示常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力 ※１
サプレッション・チェンバ圧力 ※１
ドライウェル雰囲気温度 ※１
サプレッション・チェンバ雰囲気温度※１

原子炉格納容器内の温度

操作

原子炉格納容器内の水位

原子炉格納容器への注水量

サプレッション・プール水温度 ※１
格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆
積検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 1m 超検知用） ※１
格納容器下部水位（高さ 0.5m，1.0m
未満検知用） ※１
格納容器下部水位（満水管理用） ※１
低圧代替注水系格納容器下部注水流量※１

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−77
No.8-4

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（5／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

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放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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 ※１
給水流量

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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 ※１

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−78No.8-5

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（6／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｂ．高圧代替注水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放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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 ※１
給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量 ※１

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−79No.8-6

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（7／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位 ※１

ｃ．低圧代替注水系（常設）による原子炉圧
力容器への注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−80No.8-7

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（8／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

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

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

西側淡水貯水設備水位 ※１
代替淡水貯槽水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
原子炉圧力容器への注水量
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用） ※１
西側淡水貯水設備水位 ※１
水源の確保
代替淡水貯槽水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−81
No.8-8

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（9／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｅ．代替循環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放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確認

サプレッション・プール水位 ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−82
No.8-9

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（10／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｆ．消火系による原子炉
圧力容器への注水

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−83No.8-10

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（11／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
低圧炉心スプレイ系系統流量 ※１
残留熱除去系系統流量 ※１
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設
ライン用） ※１
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量 ※１

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

ｇ．補給水系による原子炉圧力容器への注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−84No.8-11

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（12／12）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水

判断基準

ｈ．ほう酸注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度 ※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧 ※２
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧 ※２

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器への注水量

ほう酸水貯蔵タンク液位
ほう酸水注入ポンプ吐出圧力 ※２

操作

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ※１※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.8−85
No.8-12

修正不要
使用済燃料貯蔵プール内での燃料有効頂部であり，原子炉内でのTAF位置と関連なし。
放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位は，その状況（必要となる現場及び操作する時間）によって異なる。重大事故であることを考慮し，例えば原子炉建屋最上階において 10mSv／h の場合は，通常水位から約 0.86m 下の位置より高い遮蔽水位が必要となる。

通常水位
約 0.86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（10mSv／h の場合）
約 6.40m
制御棒貯蔵ハンガ

約 7.26m

燃料有効長頂部
燃料集合体

約 4.25m

制御棒貯蔵ラック

第2図

3.

放射線の遮蔽に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位

使用済燃料プールの高さと断面積について
使用済燃料プールの高さを第 3 図に，使用済燃料プールの断面積及び保有
水の容積を第 1 表に示す。

通常水位①約 0.86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（10mSv／h の場合）

約 7.26m②約 6.40m
制御棒貯蔵ハンガ

燃料有効長頂部
燃料集合体③約 4.25m

制御棒貯蔵ラック

第3図

東海第二発電所

使用済燃料プールの構造高さ

1.11−163
No.9-1

修正不要
使用済燃料貯蔵プール内での燃料有効頂部であり，原子炉内でのTAF位置と関連なし。
沸騰までの時間 (h )＝100(℃)−40(℃)

水の比熱 (kJ／kg／℃) 使用済燃料プールの水 量(m３) 水の密度 (kg／m３)
燃料の崩壊熱 ( MW ) 10３ 3600

ｂ．沸騰開始からの水位低下時間
1 時間当たりの沸騰による蒸発量(m３／h)＝

水位低下時間 ( h)＝

燃料の崩壊熱( MW ) 10３ 3600
水の密度(kg／m３) 蒸発潜熱(kJ／kg )通常水位から燃料有効 長頂部までの水量 ( m３ ) 水の密度 ( kg／m３ ) ※２ 蒸発潜熱 (kJ／kg ) ※３
燃料の崩壊熱 ( MW ) 10３ 3600

ｃ．沸騰による水位低下平均速度
水位低下速度(m／h)＝

通常水位から燃料有効長頂部までの高低差(m)
通常水位から燃料有効長頂部まで水位低下にかかる時間(h)

使用済燃料プールの下部は機器等が設置されており，保有水が少ないため，
使用済燃料プールの下部では水位低下速度は早く，使用済燃料プール上部では水位低下速度は遅い。ここでは，上記３．のとおり，下部から上部までの
平均的な断面積により水位低下速度の平均値を求め，一律適用する。これは，遮蔽が維持されるまでの水位の評価において保守的な想定である。
上記計算式を用いて，以下の条件にて算定した。
水の比熱※１（kJ／kg／℃）
4.185
蒸発潜熱※３（kJ／kg）
2,256.47※1

使用済燃料プールの水量（m３）
1,189.9

水の密度※２（kg／m３）958

通常水位から燃料有効長頂 通常水位から燃料有効長頂部までの高低差（m）
部までの水量（m３）
837.6
7.26

燃料の崩壊熱（MW）
9.058
通常水位から約0.86m までの水量（m３）
100

65℃から 100℃までの飽和水の比熱のうち，最小となる 65℃の値を使用（1999 年
蒸気表より）※265℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を使用（1999
年蒸気表より）※3

100℃の飽和水のエンタルピと 100℃飽和蒸気のエンタルピの差より算出（1999
年蒸気表より）

なお，ａ．〜ｃ．の算出においては以下の保守的な仮定と非保守的な仮定

1.11−165
No.9-2

修正不要
使用済燃料貯蔵プール内での燃料有効頂部であり，原子炉内でのTAF位置と関連なし。

があるが，使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していないことの影響が大きいと考えられ，総合的に保守的な評価になっていると考えられる。
【保守的な仮定】
・温度変化に対する比熱及び密度の計算にて最も厳しくなる値を想定している。
・使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していない。
【非保守的な仮定】
・簡易的な評価とするため，プール水は全て均一の温度と仮定し，プール
全体が 100℃に到達した時間を沸騰開始としている。
なお，注水等の操作時間余裕は十分に大きいことからこれらの評価の仮定による影響は無視できる程度だと考える。
(2)

算定結果

項目
使用済燃料プール水温100℃到達までの時間（h）
燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量（m３／h）
使用済燃料プール水位が通常水位から約0.86m 低下するまでの時間※４（h）
燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間※４（h）
使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）

※4

算定結果
約 5.1
約 15.1
約 11.7
約 60.6
約 0.13

事象発生から沸騰開始までの時間を含む

使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，燃料の崩壊熱により使用済
燃料プール温度が上昇し，約 5.1 時間後に沸騰開始となり，蒸発により水位低下が始まる。この時の蒸発量は約 15.1m３ ／h である。
よって，使用済燃料プールの水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（通常水位より約 0.86m 下）まで低下するのは約 11.7 時間後であり，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作の時間余裕は十分にある。

1.11−166
No.9-3

修正不要
使用済燃料貯蔵プール内での燃料有効頂部であり，原子炉内でのTAF位置と関連なし。

真空破壊弁の閉固着を想定
水平配管下端まで水位低下

サイフォンブレーク用配管
使用済燃料プール

燃料集合体

燃料プール冷却浄化系ポンプ

配管破断

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

Ｍ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系熱交換器

第1図

想定事故２の想定

配管破断により保有水が漏えいし，水平配管の配管下端部（通常水位から
約 0.23m 下）まで水位が低下した場合，崩壊熱除去機能喪失に伴い，事象発生から約 5.0 時間後に沸騰の開始により水位が低下する。
プールの水位が放射線の遮蔽維持水位（通常水位より約 0.86m 下）まで低下するのは事象発生から約 9.8 時間後であり，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）による注水操作の時間余裕はある。
項目

算出結果

使用済燃料プール水温100℃到達までの時間(h）約 5.0

燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸散量(m３／h）

約 15.1※

使用済燃料プール水位が通常水位から約0.86m 低下するまでの時間 （h）
※

約 9.8

燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間 （h）

約 58.7

使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）

約 0.13※

事象発生から沸騰開始までの時間を含む

1.11−168No.9-4

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（12／21）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

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) 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
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「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。

操作

消火系によるペデスタル（ドライウ ェル部）への注
水

判断基準

(a)

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

判断基準

(a)

消火系による使用済燃料プ
ール注水

「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。

操作
1.13.2.1 水源を利用した対応手順(6) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手順
ａ．復水貯蔵タンクを水源とした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

判断基準

(a)

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内への注水量

原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

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注水操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.13−235
No.10-1

修正不要
計器名称の記載のみ
監視計器一覧（13／21）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.13.2.1 水源を利用した対応手順(6) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手順
ａ．復水貯蔵タンクを水源とした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

判断基準

(b)

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） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域） ※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域） ※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力 ※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

原子炉圧力容器内への注水量

高圧炉心スプレイ系系統流量 ※１

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

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注水

操作
判断基準

(c)

制御棒駆動水圧系による原子炉注水「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。

操作※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.13−236
No.10-2

修正不要
計器名称の記載のみ

監視計器一覧（14／21）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手順

監視パラメータ（計器）1.13.2.1 水源を利用した対応手順(6) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手順
ａ．復水貯蔵タンクを水源とした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

判断基準

(d)

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水（溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部 ）の床面への落下遅延・防止）

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）※１
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）※１

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度※１

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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※１
給水流量

電源

275kV東海原子力線１Ｌ，２Ｌ電圧
154kV原子力１号線電圧
メタルクラッド開閉装置 ２Ｃ電圧※２
パワーセンタ ２Ｃ電圧※２
メタルクラッド開閉装置 ２Ｄ電圧※２
パワーセンタ ２Ｄ電圧※２

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（広帯域）※１
原子炉水位（燃料域） ※１
原子炉水位（ＳＡ広帯域） ※１
原子炉水位（ＳＡ燃料域）※１

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力※１
原子炉圧力（ＳＡ） ※１

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※１

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

操作

原子炉格納容器内の放射線量率※1：重大事故等対処設備としての要求事項を満た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示す。
※2：重大事故等対処設備を活用する手順等の着手の判断基準として用いるパラメータ（計器）については，重大事故等対処設備とする。

1.13−237
No.10-3

修正不要
計器名称の記載のみ

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「高圧代替注水系による原子炉注水」及び「現場での人力操作による高圧代替注水系起動」により原子炉へ注水する際には，原子炉水位を，
原子炉水位（広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）等により監視する。
また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場
合，当該パラメータの値を推定する。
中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動する場合は，高監視及び制御圧代替注水系の作動状況を原子炉水位（広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，
ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），高圧代替注水系系統
流量，サプレッション・プール水位により監視する。

対応手段等

現場での人力操作により高圧代替注水系を起動する場合は，高圧代替注水系の作動状況を原子炉水位（広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域），高圧代替注水系系統流量等により監視する。
原子炉水位の調整が必要な場合は，中央制御室からの操作，又は現場での弁の操作により原子炉水位を制御する。

ほう酸水注入系

による原子炉注水

重大事故等の進展抑制

原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び高圧代替注水系による
原子炉注水により原子炉水位が維持できない場合には，重大事故等の進展を抑制するため，ほう酸水貯蔵タンクを水源として，ほう酸水注入系
により原子炉へ注水する。

フロントライン系故障時配慮すべき事項

重大事故等時の対応手段の選択

設計基準事故対処設備である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，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は，中央制御室からの手動操作により高圧代替注水系を起動し原子炉へ注水する。
この対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原
子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，
高圧代替注水系の運転を継続する。

1.0−77

No.11-1

修正不要
計器名称の記載のみ
安全機能（設置許可基準規則第12条）
非常用の直流電源機能
非常用の計測制御用直流電源機能
補機冷却機能系統・設備

冷却用海水供給機能
原子炉制御室非常用換気空調機能
圧縮空気供給機能

原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の隔離機能
原子炉格納容器バウンダリを構成す
る配管の隔離機能
原子炉停止系に対する作動信号（常用系として作動させるものを除く）の発生機能
工学的安全施設に分類される機器若
しくは系統に対する作動信号の発生
機能
事故時の原子炉の停止状態の把握機
能
事故時の炉心冷却状態の把握機能
事故時の放射能閉じ込め状態の把握
機能

事故時のプラント操作のための情報
の把握機能

※

直流電源設備
計測制御用電源設備
残留熱除去系海水系 ※ 及びディーゼル発電機海水系 ※残留熱除去系海水系 ※ 及びディーゼル発電機海水系 ※中央制御室換気系
逃がし安全弁及び自動減圧機能のア
キュムレータ並びに主蒸気隔離弁のアキュムレータ
原子炉冷却材圧力バウンダリ隔離弁
原子炉格納容器バウンダリ隔離弁
安全保護系（スクラム機能）

安全保護系（非常用炉心冷却系作動，
主蒸気隔離，原子炉格納容器隔離，
原子炉建屋ガス処理系作動）
起動領域計装原子炉スクラム用電磁接触器の状態
監視設備及び制御棒位置監視設備
原子炉水位計装（広帯域，燃料域）
原子炉圧力計装
原子炉格納容器圧力計装
サプレッション・プール水温度計装
原子炉格納容器エリア放射線量率計
装
原子炉圧力計装
原子炉水位計装（広帯域，燃料域）
原子炉格納容器圧力計装
サプレッション・プール水温度計装
原子炉格納容器水素濃度計装
原子炉格納容器酸素濃度計装
主排気筒放射線モニタ計装

予備品（第1.0.3−2表 １．予備品）を保管する系統

1.0.3-5
No.12-1

TAFの記載のみ。
修正不要

添付１
炉心損傷開始の判断基準について

炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が燃料有効
長頂部（以下「ＴＡＦ」という。）以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）では，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位がＴＡＦ未満となった際，ＣＡＭＳを用いて，ドライウェル
又はウェットウェルのγ線線量率の状況を確認し，図１に示す設計基準原子炉
冷却材喪失事故時追加放出相当の10倍以上となった場合を，炉心損傷の判断としている。
炉心損傷等により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物が逃がし安全弁等を介して原子炉格納容器内に流入する事象進展を踏まえて，原子炉格納容器内のγ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損傷の判断及び炉心損傷の進展割合の推定に用いているものである。
また，福島第一原子力発電所の事故時に原子炉水位計，ＣＡＭＳ等の計器が使用不能となり，炉心損傷を迅速に判断できなかったことに鑑み，ＣＡＭＳに頼らない炉心損傷の判断基準について検討しており，その結果，ＣＡＭＳの使
用不能の場合は，「原子炉圧力容器温度：300℃以上」を炉心損傷の判断基準として手順に追加する。
原子炉圧力容器温度は，炉心が冠水している場合には，逃がし安全弁動作圧
力（安全弁機能の最大8.31MPa[gage]）における飽和温度約299℃を超えることなく，300℃以上にはならない。一方，原子炉水位の低下により炉心が露出した場合には過熱蒸気雰囲気となり，温度は飽和温度を超えて上昇するため，300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を300℃以上としてい1.0.6-14
No.13-1

別紙３（5/15）

1.0.6-別紙 3-5

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照
No.13-2

別紙３（8/15）

1.0.6-別紙 3-8

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照
No.13-3

別紙３（9/15）②TAFの記載のみ。修正不要
炉心損傷開始の確認は，ＴＡＦ水位を下回った以降に行うこととしているため，
炉心損傷確認の開始が遅れるおそれがある。
しかし，炉心損傷はＴＡＦ位置から51mmを超えて更に下まわる水位において発生することが考えられ，その場合には既に炉心損傷開始の確認に着手できていることとなるため，問題となるものではない。

1.0.6-別紙 3-9

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照
No.13-4

別紙３（11/15）

1.0.6-別紙 3-11

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照
No.13-5

②TAFの記載のみ。修正不要
炉心損傷開始の確認は，ＴＡＦ水位を下回った以降に行うこととしているため，
炉心損傷確認の開始が遅れるおそれがある。
しかし，炉心損傷はＴＡＦ位置から51mmを超えて更に下まわる水位において発生することが考えられ，その場合には既に炉心損傷開始の確認に着手できていることとなるため，問題となるものではない。

1.0.6-別紙 3-12

③TAFの記載のみ。修正不要
ＴＡＦ水位は原子炉減圧に係る操作の移行判断・導入条件に用いているが，原子炉水位（燃料域）の指示するＴＡＦ水位は，実際のＴＡＦ水位より 別紙３（12/15）
51mm下であるため，減圧遅れに伴う低圧注水遅れのおそれがある。
しかし，注水遅れを考慮したプラント挙動解析結果からは，炉心損傷防止の観点からは，問題となるものではない。

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照
No.13-6

③TAFの記載のみ。修正不要
ＴＡＦ水位は原子炉減圧に係る操作の移行判断・導入条件に用いているが，原子炉水位（燃料域）の指示するＴＡＦ水位は，実際のＴＡＦ水位より51mm下であるため，減圧遅れに伴う低圧注水遅れのおそれがある。
しかし，注水遅れを考慮したプラント挙動解析結果からは，炉心損傷防止の観点からは，問題となるものではない。

1.0.6-別紙 3-13

別紙３（13/15）

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照
No.13-7

別紙３（14/15）

1.0.6-別紙 3-14

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照
No.13-8

⑤修正不要燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

1.0.6-別紙 3-15

別紙３（15/15）

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照
No.13-9別紙４（3/13）
修正不要
目的と略語説明のTAFの記載。

運転操作手順書名称

目的「水位確保」

・原子炉水位を燃料有効長頂（ＲＣ／Ｌ）部（TAF）以上に回復させ，

ＥＯＰ 目的及び基本的な考え方
導入条件

脱出条件

基本的な考え方

安定に維持する。

原子 炉 制 御【略語】
L−8：原子炉水位高（レベル８）
L−3：原子炉水位低（レベル３）
L−2：原子炉水位異常低（レベル２）
L−1：原子炉水位異常低（レベル１）
TAF ：燃料有効長頂部

1.0.6-別紙 4-3
No.13-10

別紙４（7/13）

ＥＯＰ 目的及び基本的な考え方
運転操作手順書名称

目的「Ｓ／Ｐ水位制御」

・S/P 水位を監視し，制御す（ＳＰ／Ｌ）

導入条件

脱出条件

基本的な考え方る。

（続き）「ＰＣＶ水素濃度制御」

・PCV 内の水素及び酸素濃度を監視し，制御する。

（ＰＣ／Ｈ）

格納 容 器 制御【略語】
FCS ：可燃性ガス濃度制御系
CAMS：ＰＣＶ雰囲気モニタ

1.0.6-別紙 4-7
No.13-11

別紙４（9/13）

ＥＯＰ 目的及び基本的な考え方
運転操作手順書名称「水位回復」

目的

導入条件

脱出条件

基本的な考え方・原子炉水位を回復する。

（Ｃ１）

不測 事 態【略語】
RCIC：原子炉隔離時冷却系

1.0.6-別紙 4-9
No.13-12

③TAFの記載のみ。修正不要
ＴＡＦ水位は原子炉減圧に係る操作の移行判断・導入条件に用いているが，原子炉水位（燃料域）の指示するＴＡＦ水位は，実際のＴＡＦ水位より51mm下であるため，減圧遅れに伴う低圧注水遅れのおそれがある。
しかし，注水遅れを考慮したプラント挙動解析結果からは，炉心損傷防止の観点からは，問題となるものではない。

別紙４（11/13）

ＥＯＰ 目的及び基本的な考え方
運転操作手順書名称「急速減圧」

目的

導入条件

脱出条件

基本的な考え方・原子炉を速やかに減圧する。

（Ｃ２）
（続き）

不測 事 態
1.0.6-別紙 4-11
No.13-13

③TAFの記載のみ。修正不要
ＴＡＦ水位は原子炉減圧に係る操作の移行判断・導入条件に用いているが，別紙５−１２（4/6）
原子炉水位（燃料域）の指示するＴＡＦ水位は，実際のＴＡＦ水位より51mm下であるため，減圧遅れに伴う低圧注水遅れのおそれがある。
しかし，注水遅れを考慮したプラント挙動解析結果からは，炉心損傷防止の観点からは，問題となるものではない。

ＥＯＰ「水位回復（Ｃ１）」操作等判断基準一覧
制御項目

対応時の判断項目

C1
3-1

1.0.6-別紙 5-12-4

水位上昇中

判断のための確認項目

操作手順

・原子炉水位RCIC 又は高圧代替注・RCIC の運転状態
水系作動中
・高圧代替注水系の運転状態

C1
3-2

TAF 継続時間の確認

・原子炉水位・最長許容炉心露出時間
・原子炉停止後の時間
・TAF 継続時間

C1
3-3

TAF 未満・原子炉水位

No.13-14

別紙５−１５（2/3）⑤修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

ＥＯＰ「ＡＭ初期対応（Ｃ４）」操作等判断基準一覧
制御項目

対応時の判断項目

判断のための確認項目

1.0.6-別紙 5-15-2

C41-2

原子炉水位 L−1 未満 ・原子炉水位

C4
1-3

原子炉水位
BAF＋20％到達

・原子炉水位

炉心損傷開始確認

・CAMS によるγ線線量率
・原子炉停止後の経過時間
・RPV 温度

操作手順

ＡＭ初期
対応
Ｃ４

C4
1-4

No.13-15

別紙７（1/11）

1.0.6-別紙 7-1
No.13-16

⑤修正不要燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

1.0.6-別紙 7-2

別紙７（2/11）

赤数字：操作内容の判断は別紙９参照
No.13-17

別紙８（1/4）

ＳＯＰ 目的及び基本的な考え方
ストラテジ名称
注水−1「損傷炉心への注水」

目的

移行条件

⑤修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

基本的な考え方・炉心損傷後，最初に実施されるストラテジであり，損傷炉心へ注水することによって損傷炉心の冷却を行い，RPVの破損を回避する。

注水−2
・原子炉の水位を長期的に確保「長期の原子炉水位の確する。
保」

1.0.6-別紙 8-1
No.13-18

⑤修正不要燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

別紙９−１（3/4）

ＳＯＰ「注水−１：損傷炉心への注水」操作等判断基準一覧
制御項目

対応時の判断項目

1.0.6-別紙 9-1-3

注水 1 低圧注水系統使用
1-3 可能判断のための確認項目

操作手順

・低圧注水系統の状態

初期注水

注水 1 原 子 炉 水 位 BAF ＋・原子炉水位
1-4 20％到達

No.13-19

修正不要
計器名称の記載のみ

No.15-1

修正不要
計器名称の記載のみ

No.16-1

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-1

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-2

修正不要
有効性評価TBP時のRCIC再起動操作において，原子炉水位（燃料域）の指示するＴＡＦ水位は，
実際のＴＡＦ水位より51mm下であるため，再起動の操作遅れに伴う注水遅れのおそれがある。
しかし，本操作はTBP時の評価には使用されておらず，原子炉圧力があった場合の操作として，記載している。よって，評価上，問題となるものではない。

No.17-3

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-4

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-5

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-6

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-7

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-8

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-9

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-10

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-11

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-12

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-13

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-14

修正不要
計器名称の記載のみ

No.17-15

①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

No.18-1

①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

No.18-2

②修正不要計器名称の記載のみ

No.18-3

②修正不要計器名称の記載のみ

No.18-4

②修正不要計器名称の記載のみ

No.18-5

①燃料有効長の記載のみ。修正不要
燃料域水位計は，有効燃料頂部 9152mmを基準としているため減圧判断の遅れのおそれあり。
しかし、数時間ある原子炉圧力容器破損までの余裕時間に対して，判断遅れが数分程度であることから、問題となるものではない。

No.18-6

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-1

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-2

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-3

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-4

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-5

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-6

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-7

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-8

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-9

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-10

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-11

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-12

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-13

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-14

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-15

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-16

修正不要
計器名称の記載のみ

No.19-17

修正不要
計器名称の記載のみ

No.20-1

①修正不要計器名称の記載のみ

No.21-1

①修正不要計器名称の記載のみ

No.21-2

②修正要原子炉水位（燃料域）指示値で-1,067mm(L0)の位置は正しいが，燃料域の基準が変更になるため数値の修正要。

No.21-3

②修正要原子炉水位（燃料域）指示値で-1,067mm(L0)の位置は正しいが，燃料域の基準が変更になるため数値の修正要。

No.21-4

修正不要
計器名称の記載のみ

No.22-1

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-1

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-2

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-3

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-4

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-5

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-6

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-7

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-8

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-9

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-10

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-11

修正不要
計器名称の記載のみ

No.23-12

修正不要
計器名称の記載のみ

No.24-1

修正不要
計器名称の記載のみ

No.24-2

修正不要
計器名称の記載のみ

No.24-3

東海第二発電所

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ついて平成 30 年 1 月
日本原子力発電株式会社

No.27-1

第6表

未臨界性評価の基本計算条件
項目

燃料種類

燃料仕様

仕様
９×９燃料（Ａ型）※１

U235 濃縮度wt％

ペレット密度

理論密度の 97％

ペレット直径0.96 ㎝

被覆管外径1.12 ㎝

被覆管厚さ

0.71 ㎜

燃料有効長

3.71m

ラックタイプキャン型

ラックピッチ㎜

材料

ボロン添加ステンレス鋼

使用済燃料ラック
ボロン濃度

wt％

※２

㎜

板厚
内のり

㎜

※１：未臨界性評価用燃料集合体（ k∞＝1.3 未燃焼組成，Gd なし）※２：ボロン濃度の解析使用値は，製造公差下限値とする。

添付 2.1.12−11
No.27-2

対応手段，対応設備，手順書一覧（8／13）（監視及び制御）分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

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）
可搬型計測器

重大事故等 対処設 備

主 要設 備原子 炉水位 の監視 又は 推定

監視及び制 御−対応
手段

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※３※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

10−5−187
No.29-1

対応手段，対応設備，手順書一覧（9／13）（監視及び制御）分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
高圧代替注水系系統流量
サプレッション・プール水位
可搬型計測器

重大事故等 対処設 備

関連設備

常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力常設高圧代替注水系ポンプ入口
圧力高圧代替注水系タービン入口圧
力
高圧代替注水系タービン排気圧力

重大事故等 対処設 備

主要設備

常設高圧代 替注水 系ポンプ の作 動状況確認

監視及び制 御−対応
手段

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※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

10−5−188
No.29-2

対応手段，対応設備，手順書一覧（10／13）（監視及び制御）分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

整備する手順書 ※１

対応設備

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）
高圧代替注水系系統流量
可搬型計測器

重大事故等 対処設 備

関連設備

常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力重大事故等 対処設 備

主要設備

原子炉水位 の制御

監視及び制 御−対応
手段

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※1：整備する手順の概要は「1.0 重大事故等対策における共通事項 重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について」にて整理する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員による操作不要の設備である。
：自主的に整備する対応手段を示す。

10−5−189
No.29-3

さいことを確認している。常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認しており，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回
復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲
3.1.2−19
No.30-1

認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本
評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回
3.1.2−21
No.30-2

（解析上の時刻）（0 秒）

凡
原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）
全交流動力電源喪失

例

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。

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達※１：操作・確認（運転員）：解析上考慮しない操作：プラント状態（解析）：重大事故等対応要員（現場）の作業：判断：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点
及びドライウェル圧力 13.7kPa［gage］
到達※２

※１

外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循環ポン
プ停止となるが，解析上は原子炉水位低（レベル３）設定点到達にて原子炉スクラム信号が発信するものとする。主蒸気隔離弁閉止及び再循環ポン
プ停止については，外部電源喪失時とする。

※２

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点及びドライウェル圧力 13.7kPa［gage］到達により，床ドレン制限弁，機器ドレン制限弁及び原子炉補機
冷却水制限弁が自動閉止することを確認する。

※３

原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。

※４

ＬＯＣＡ発生は，以下により判断する。
・格納容器圧力が 13.7kPa［gage］に到達※５

非常用炉心冷却系の機能喪失により原子炉への注水機能が喪失する。

※６

炉心損傷は，以下により判断する。
・格納容器雰囲気放射線モニタガンマ線線量率が設計基準事故（原子炉冷却材喪失）相当の 10 倍以上
なお，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び（Ｓ／Ｃ）による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器温度により判断する。

※７

外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。

※８

原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作を実施する。

※９

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作は，以下により判断する。
・ＬＯＣＡ発生の確認，かつ，炉心損傷の確認※10

格納容器スプレイ流量は 130m３／h とし，原子炉注水流量は 230m３／h とする。なお，原子炉注水に伴い炉心部における蒸気発生により格納容器温度が上昇することを考慮し，格納容器スプレイを優先する。

※11

原子炉水位不明は，以下のいずれかにより判断する。
・ドライウェル雰囲気温度と原子炉圧力の関係が原子炉水位不明領域に入った場合
・原子炉水位計の電源が喪失した場合
・原子炉水位計のばらつきが大きく燃料有効長頂部以上であることが判断できない場合※12

原子炉水位Ｌ０（水位不明判断時は原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水した場合）により，損傷炉心冷却成功を判断する。

※13

残留熱除去系熱交換器への海水通水並びに代替循環冷却系の系統構成及び起動が問題なく行われたことをもって，代替循環冷却系の運転可能を判断
する。

※14

原子炉注水流量は 100m３／h とし，格納容器スプレイ流量は 150m３／h とする。

※15

原子炉水位Ｌ０到達を判断し，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を開始した後は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止操作を実施する。

※16

ペデスタル（ドライウェル部）内床ドレンサンプの 1m 水位維持機能を使用した追加注水により水位を確保する。
水位確保操作は，非常用母線からの負荷切替操作，注水開始操作，水位上
昇及び注水停止操作を考慮した時間（約 24 分）で実施する。その後，サプ
レッション・チェンバへの排水により水位が約 1m となった時点で，床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁は自動閉止する。

※17

炉心損傷を確認した場合，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，他のパラメータ同様，格納容器内水素濃度及び酸素濃度を継続して監視する。

※18

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入
操作は，ペデスタル（ドライウェル部）水位の確保後から実施する。

※19

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％に到達した時点でサプレッション・チェンバへの窒素注入を実施する。ただし，窒素注入後に格納容器内酸素濃度の上昇が継続する場合には，追加でドライウェルへの窒素注入を実施する。なお，可搬型
窒素供給装置の起動準備操作は，格納容器内酸素濃度が 3.5vol％に到達した時点で開始する。

原子炉スクラム※３，ＬＯＣＡ発生※４及び全交流動力電源喪失の確認

原子炉への注水機能喪失の確認※５（約 4 分）可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作

使用済燃料プールの冷却操作

炉心損傷開始（燃料被覆管温度
1,000K（約 727℃）到達）

炉心損傷の確認※６（約 9 分）燃料被覆管温度 1,200℃到達

早期の電源回復不能の確認※７

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

電源確保操作対応

Ⅰ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作※８，９（25 分）（約 27 分）（約 43 分）

（65 分）

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

可搬型代替低圧電源車
による受電操作

原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作

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操作

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作※１０

炉心溶融開始（燃料温度2,500K（約 2,227℃）到達）

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※１１

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作

原子炉水位Ｌ０（ジェットポンプ上端）到達

代替循環冷却系の準備操作

Ⅲ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）以外による格納容
器冷却・消火系（ディーゼル駆動）による格納容器冷却・補給水系による格納容器冷却・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代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却・ドライウェル内ガス冷却装置による格納容器除熱操作

低圧代替注水系（常設）以外による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水
・ほう酸水注入系による原子炉注水操作
・消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水・補給水系による原子炉注水・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

Ⅳ
代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保操作

原子炉水位Ｌ０到達判断※１２
代替循環冷却系
運転可能※１３

Yes（90 分）

Ⅱ

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備操作（電源切替操作）ＡNo

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替
注水系（常設）による崩壊熱相当の原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の継続

Ａ

代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作※１４

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達
常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止操作※１５

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止操作

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却停止操作※１５

格納容器雰囲気温度・圧力下降

Ⅵ
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作※１６Ⅴ（約 84 時間）

格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達

水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動※１７

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作※１９

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作※１８

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）以外によるペデスタル（ドライウェル部）注水・消火系（ディーゼル駆動）によるペデスタル（ドライウェル部）注水・補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）注水・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた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）注水

タンクローリによる燃料給油操作【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
電源容量により使用できる設備が限られるが，常設代替高圧電源装置が使用できない場合は可搬型代替低圧電源車により受電する。

以上の対応手順により，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を継続することで，損傷炉心冷却を維持し格納容器を破損させることなく安定状態を維持する。また，格納容器内酸素濃度の監視を継続するとともに，格納容器
内酸素濃度 4.3vol％（ドライ条件）に到達する場合には，格納容器圧力逃がし装置により格納容器内の可燃性ガスを排出することで，格納容器内水素燃焼を防止する。さらに，機能喪失している設備の復旧に努め，残留熱除去系及び可燃
性ガス濃度制御系の復旧後は，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入，残留熱除去系又は代替循環冷却系
による原子炉注水及び格納容器除熱並びに可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御を実施することで，安定状態を維持する。

Ⅱ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系（ディーゼル駆動），補給水系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を用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格
納容器冷却も実施可能である。
また，格納容器冷却等ができない場合，ドライウェル内ガス冷却装置による格納容器圧力等の上昇の緩和も可能である。
Ⅲ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる制御棒駆動水圧系，ほう酸水注入系，消火系（ディーゼル駆動），補給水系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を用いた低圧代替注
水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
Ⅳ
代替残留熱除去系海水系による海水通水も可能である。
Ⅴ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系（ディーゼル駆動），補給水系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を用いた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）注水も実施可能である。
Ⅵ
サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントを優先するが，ドライウェル側からの格納容器ベントによる格納容器減圧及び除熱も実施可能である。

第 3.1.2−2 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用する場合）

3.1.2−47
No.30-3

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内の原子炉水位が常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（25 分）により回復
代替循環冷却系による原子炉注水操作（90 分）により水位維持15

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作（約 84 時間）による格納容器圧力及び原子
炉圧力の変動に伴う水位の変動

︵

原
子
炉
水
位

︶

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

炉心が一部溶融することで原子
炉水位Ｌ０以上に損傷炉心はな
いため損傷炉心は冠水維持

10

燃料有効長頂部
シュラウド内（二相水位）
原子炉水位Ｌ０

燃料有効長底部

5
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−4 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

400

350
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（230m ３ ／h）（25 分）

300

250
注
水
流
量
３

（m
／h）
(m3／h)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（130m ３ ／h）（25 分）

200
代替循環冷却系による格納容器除熱操作（150m ３ ／h）（90 分）

150
代替循環冷却系による原子炉注水操作（100m ３ ／h）（90 分）

100

50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−5 図

注水流量の推移

3.1.2−50
No.30-4

ＴＡＦが消えてる
20

水位回復後，低温の外部水源によって冷却材温度が低下し，気相水位が低下してコラプスト水位相当で推移

15

︵

原
子
炉
水
位

ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内の原子炉水位が常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（25 分）により回復

︶

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

代替循環冷却系（常設）による
原 子 炉 注 水 操 作 （ 90 分 ） に よ って冷却材温度が上昇し，二相水位を形成
シュラウド内（二相水位）

10

原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−6 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（〜3 時間）400
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（230m ３ ／h）（25 分）

350

常設低圧代替注水系ポンプを用いた 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（130m ３ ／h）（25 分）

300

250
注
水
流
量
(m３／h)

200

代替循環冷却系による格納容器除熱操作（150m ３ ／h）（90 分）

150

100
代替循環冷却系による原子炉注水操作（100m ３ ／h）（90 分）

50
0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−7 図

注水流量の推移（〜3 時間）
3.1.2−51
No.30-5

添付資料 3.1.2.2
原子炉水位不明時の対応について

1.

概

要

重大事故等対処設備とする原子炉水位計は，原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）があり，それぞれの計測範囲で原子炉圧力容器
内の水位を確認する。

2.

水位不明判断条件
以下のいずれかに該当する場合，原子炉水位不明と判断する。
ａ．原子炉水位計の電源が喪失した場合
ｂ．原子炉水位計の指示に「ばらつき」があり，原子炉水位が燃料有効長
頂部以上であることが判定できない場合
ｃ．ドライウェル雰囲気温度が，原子炉圧力に対する飽和温度に達した場
合（非常時運転手順書Ⅱの中で定める水位不明判断曲線で水位不明領域に入った場合）

ドラ イウ ェ ル雰 囲気 温 度
(℃)

第1図

水位不明判断曲線

添付 3.1.2.2−1
No.30-6

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（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）
）
第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／2)

重要現象

崩壊熱

解析モデル

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに炉心溶融の開始時刻への影響は小さい。
・下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートア
ップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認しており，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒート
アップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さい
ことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。
原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手
順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員
等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

添付 3.1.2.11−1

燃料被覆管酸化炉心

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位
変化）
・対向流

原子炉
圧力容器

ECCS 注水（給水系・代替注水設
備含む）

添付資料 3.1.2.11

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）不確かさ

No.30-7

添付資料 3.1.2.12
大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡに対する格納容器破損防止対策の有効性について

大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡ（以下「Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣ
Ａ」という。）が発生した場合には，原子炉冷却材の流出による原子炉水位の低下が早く，かつ，非常用炉心冷却系が使用できない場合は，早期に炉心損傷に至ることとなり，炉心損傷防止対策を講じることは困難である。
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡは，一次冷却材圧力バウンダリとなる複数の配管が同時に破断する場合を想定するが，破断箇所により事象進展は大きく変わる。炉心や格納容器への影響の観点から，破断箇所は大きく以下の２通りに分類できる。
・注水系配管破断の有無（注水可否）
非常用炉心冷却系等による原子炉への注水が不可能となるため，原子炉
水位低下による炉心損傷後は，原子炉圧力容器破損に至ることとなる。
・燃料有効長頂部位置以下の配管破断の有無
燃料有効長頂部位置より下に設置している配管が破断した場合，液相配管破断であることから原子炉冷却材の流出量が多く，原子炉水位の低下が早くなる。また，炉心の冠水を維持するためのバウンダリが喪失することから，原子炉注水に成功した場合でも破断面積や注水流量によっては炉心冠水を維持できない可能性がある。
上記を踏まえ，事故の想定に当たり破断配管の選定を第 1 表のとおり整理した。

添付 3.1.2.12−1
No.30-8

第1表

破断配管の選定

燃料有効長頂部位置以下の配管破断
無有

炉心の冠水を維持するためのバウン
ダリは喪失しないためＥｘｃｅｓｓ
無ｉｖｅ ＬＯＣＡ発生後 の原子炉へ注水配管破断の注水が行われると，大破断ＬＯＣ
Ａと同等程度の事象進展になると考えられる。

炉心の冠水を維持するためのバウンダ
リは喪失するが，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ発生後の原子炉への注水を考慮すると，冠水するまでに要する時間
は左記に比べて長くなるものの，大破断ＬＯＣＡと同等程度の事象進展になると考えられる。

原子炉水位の低下は早まるが，「過渡 原子炉水位の低下は早まり，原子炉注
有

事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧 水による炉心冷却もできず，かつ，炉失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ 心の冠水を維持するためのバウンダリ
ＤＣＨ」と同等程度の事象進展にな が喪失するため，事象進展は極端に早ると考えられる。

くなる。

第 1 表より，破断箇所は包絡的な条件である注水系配管及び燃料有効長頂部
位置以下の配管が同時に破断した場合を想定した評価を実施することとする。
なお，破断箇所が異なることで事象進展は変わると考えられるものの，原子炉
圧力容器から格納容器内へ放出されるエネルギは同程度であり，長期的な挙動は大破断ＬＯＣＡと同等と考えられるため，「 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗」時と同様の格納容器破損防止対策が有効に機能することで，格納容器の閉じ込め機能を維持できるものと考えられる。
ここでは，「Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，格納容器破損防止対策が有効に機能することを確認するた
め，保守的に以下の配管が同時に破断することを想定した解析を実施する。

添付 3.1.2.12−2
No.30-9＜主な破断想定箇所＞

注水配管
燃料有効長頂部位置以上の配管

燃料有効長頂部位置以下の配管

蒸気配管
給水配管
低圧注水系配管
低圧炉心スプレイ系配管
高圧炉心スプレイ系配管
再循環配管
底部ドレン配管

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ発生後，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生後早期に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。また，事象発生から約 17 分後に燃料
温度は約 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 25 分後に常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する
が，注水配管が破断しているため原子炉圧力容器へは注水されず，原子炉水位は回復することなく原子炉圧力容器破損に至る。
事象発生から 25 分後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を開始し，90 分後から代替循環冷却系による格納容器除熱に切り替えることで，原子炉圧力容器破損前の格納容器
圧力及び雰囲気温度上昇を抑制する。原子炉圧力容器破損後は，代替循環冷却系による格納容器除熱に加えて，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水を実施することで，格納容器圧
力及び雰囲気温度上昇を抑制するとともに，ペデスタル（ドライウェル部）へ落下した溶融炉心の冷却を維持する。
格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の推移を第 1 図から第 7 図に示す。
第 1 図のとおり，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を超えない。また，第 2添付 3.1.2.12−3
No.30-10

本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレ
イ冷却系による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回
復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認
3.1.3−18
No.30-11

が確認されている。また，炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲
気温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡ
ＦＥＲの評価結果との比較により，水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容
器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格
納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動は測定データとよく一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
3.1.3−21
No.30-12

（解析上の時刻）（0 秒）

凡

原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）
全交流動力電源喪失

対応操作は原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，
今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合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。

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達※１：操作・確認（運転員）：解析上考慮しない操作：プラント状態（解析）：重大事故等対応要員（現場）の作業：判断：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点
及びドライウェル圧力 13.7kPa［gage］
到達※２

※１

外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循
環ポンプ停止となるが，解析上は原子炉水位低（レベル３）設定点
到達にて原子炉スクラム信号が発信するものとする。主蒸気隔離弁
閉止及び再循環ポンプ停止については，外部電源喪失時とする。

原子炉スクラム※３，ＬＯＣＡ発生※４及び全交流動力電源喪失の確認※２

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点及びドライウェル圧力
13.7kPa［gage］到達により，床ドレン制限弁，機器ドレン制限弁及び原子炉補機冷却水制限弁が自動閉止することを確認する。

※３

原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。

※４

ＬＯＣＡ発生は，以下により判断する。
・格納容器圧力が 13.7kPa［gage］に到達※５

非常用炉心冷却系の機能喪失により原子炉への注水機能が喪失する。

※６

炉心損傷は，以下により判断する。
・格納容器雰囲気放射線モニタガンマ線線量率が設計基準事故（原子炉冷却材喪失）相当の 10 倍以上
なお，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び（Ｓ／Ｃ）による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器温度により判断する。

※７

外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。

※８

原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作を実施する。

※９

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作は，以下により判断する。
・ＬＯＣＡ発生の確認，かつ，炉心損傷の確認※10

格納容器スプレイ流量は 130m３／h とし，原子炉注水流量は 230m３／h とする。なお，原子炉注水に伴い炉心部における蒸気発生により格納容器温度が上昇することを考慮し，格納容器スプレイを優先
する。

※11

原子炉水位不明は，以下のいずれかにより判断する。
・ドライウェル雰囲気温度と原子炉圧力の関係が原子炉水位不明領域に入った場合
・原子炉水位計の電源が喪失した場合
・原子炉水位計のばらつきが大きく燃料有効長頂部以上であることが判断できない場合※12

原子炉水位Ｌ０（水位不明判断時は原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水した場合）により，損傷炉心冷却成功を判断する。

※13

原子炉水位Ｌ０到達の判断後，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱ができない場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量を崩壊熱相当に調整するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。

※14

残留熱除去系熱交換器への海水通水並びに代替循環冷却系の系統構
成及び起動が問題なく行われたことをもって，代替循環冷却系の運転可能を判断する。

※15

ペデスタル（ドライウェル部）内床ドレンサンプの 1m 水位維持機能を使用した追加注水により水位を確保する。
水位確保操作は，非常用母線からの負荷切替操作，注水開始操作，
水位上昇及び注水停止操作を考慮した時間（約 24 分）で実施する。その後，サプレッション・チェンバへの排水により水位が約 1mとなった時点で，床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁は自動閉止
する。

※16

炉心損傷を確認した場合，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，他のパラメータ同様，格納容器内水素濃度及び酸素濃度を継続して監視する。

※17

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入操作は，ペデスタル（ドライウェル部）水位の確保後から実
施する。

※18

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，解析上は 130m３／h 一定流量
で，格納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の範囲に維持するよう間欠運転としているが，実際には運転手順に従い格納
容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の範囲に維持する
よう 102〜130m３／h の範囲でスプレイ流量を調整する。

※19

サプレッション・プール水位が通常水位＋5.5m に到達した場合は，格納容器ベント準備のため，中央制御室にて機器ランプ表示により系統構成を確認するとともに，格納容器圧力逃がし装置の第一弁を全開とする。第一弁の開操作は，「サプレッション・チェンバ側」
を優先して実施し，中央制御室からの遠隔操作及び現場での手動操作に失敗した場合は，「ドライウェル側」の開操作を実施する。

※20

中央制御室待避室の準備操作は，以下を実施する。
・中央制御室待避室内の正圧化準備操作
・可搬型照明（ＳＡ）の設置
・データ表示装置（待避室）の起動操作
・衛星電話設備（可搬型）（退避室）の設置
なお，中央制御室退避室内の正圧化は，サプレッション・プール水
位が通常水位＋6.4m に到達することにより開始する。

※21

格納容器圧力逃がし装置の第二弁の現場操作場所への移動完了後，正圧化を実施する。

※22

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達することにより判断する。

※23

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止操作を実施後，本操作を実施する。

※24

格納容器ベント操作実施後，発電長，運転員 A 及び運転員 B は，中央制御室待避室へ退避する。その後，中央制御室待避室外の雰囲気
線量率が低下したことを確認し，中央制御室待避室から退室する。

原子炉への注水機能喪失の確認※５（約 4 分）例

使用済燃料プールの冷却操作

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作

炉心損傷開始（燃料被覆管温度
1,000K（約 727℃）到達）

炉心損傷の確認※６（約 9 分）燃料被覆管温度 1,200℃到達

早期の電源回復不能の確認※７

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

電源確保操作対応

Ⅰ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作※８，※９（25 分）

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

可搬型代替低圧電源車
による受電操作

原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作

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操作

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作※１０ⅢⅡ（約 27 分）炉心溶融開始（燃料温度2,500K（約 2,227℃）到達）

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※１１（約 43 分）原子炉水位Ｌ０（ジェットポンプ上端）到達（65 分）

原子炉水位Ｌ０到達判断※１２

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）以外による格納容
器冷却・消火系（ディーゼル駆動）による格納容器冷却・補給水系による格納容器冷却・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代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却・ドライウェル内ガス冷却装置による格納容器除熱操作

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備操作（電源切替操作）

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作

低圧代替注水系（常設）以外による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水
・ほう酸水注入系による原子炉注水操作
・消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水・補給水系による原子炉注水・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

Ⅳ

代替循環冷却系の準備操作

代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保操作
Yes

代替循環冷却系
運転可能※１４No

代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作

常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の流量調整操作※１３

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却停止操作※１３（約 3.9 時間）

格納容器圧力 465kPa［gage］到達

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作※１５

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作※１８Ⅴ
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動※１６（約 16 時間）

サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作※１７

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）以外によるペデスタル（ドライウェル部）注水・消火系（ディーゼル駆動）によるペデスタル（ドライウェル部）注水・補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）注水・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた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）注水

格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の準備操作※１９（約 19 時間）

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達

中央制御室待避室の準備操作※２０

格納容器圧力逃がし装置の第二弁操作室の正圧化操作※２１

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却の停止操作※２２

格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）※２３

Ⅵ
格納容器圧力逃がし装置による格納容器
減圧及び除熱（ドライウェル側）【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
電源容量により使用できる設備が限られるが，常設代替高圧電源装置が使用できない場合は可搬型代替低圧電源車により受電する。
Ⅱ

中央制御室待避室内への退避※２４

技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系（ディーゼル駆動），補給水系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を用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却も実施可能である。
また，格納容器冷却等ができない場合，ドライウェル内ガス冷却装置による格納容器圧力等の上昇の緩和も可能である。
Ⅲ

可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作

技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる
制御棒駆動水圧系，ほう酸水注入系，消火系（ディーゼル駆動），補給水系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を用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
Ⅳ
代替残留熱除去系海水系による海水通水も可能である。

タンクローリによる燃料給油操作
Ⅴ
以上の対応手順により，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び格納容器
圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を継続することで，損傷炉心冷却を維持し格納容器を破損させることな
く安定状態を維持する。また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系又は代替循環冷却系及
び可燃性ガス濃度制御系の復旧後は，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入，残留熱除去系又は代替循
環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱並びに可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御を実施するとともに，格納容器ベントを停止し，安定状態を維持する。

技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系（ディーゼル駆動），補給水系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を用いた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）注水も実施可能である。
Ⅵ
サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントを優先するが，ドライウェル側からの格納容器ベントによる格納容器減圧及び除熱も実施可能である。

第 3.1.3−2 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用できない場合）
3.1.3−46
No.30-13

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内水位が常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（25 分）により回復
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（約 19 時間）の実施に伴い，原子炉圧力が低下しシュラウド内水位が上昇

15

︵

原
子
炉
水
位

︶

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

シュラウド内（二相水位）10
燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０
燃料有効長底部

5

シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−4 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

400

350

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（230m ３ ／h）（25 分）

300

注
水
流
量
３
（m
／h）
(m3／h)

250

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（130m ３ ／h）（25 分）

200
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（130m ３ ／h）（約 3.9 時間）

150

100

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（崩壊熱相当で流量調整）

50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.2.1.3−5 図

注水流量の推移

3.1.3−49
No.30-14

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内の原子炉水位が常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（25 分）により回復
水位回復後，低温の外部水源によって冷却材温度が低下し，気相水位が低下してコラプスト水位相当で推移

15

︵

原
子
炉
水
位

︶

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

原子炉水位Ｌ０到達後，注水量を崩壊熱による蒸発を補う量に調整するため，冷却材温度が上昇し二相水位を形成
シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−6 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（〜3 時間）

400
350

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（230m ３ ／ h）（25 分）

300

注
水
流
量
(m３／h)

原 子 炉 水 位 Ｌ ０ 到 達 判 断 に よ り 常 設低 圧 代 替 注 水系 ポ ン プ を 用 い た 低 圧 代 替 注 水 系 （常 設 ） に よ る
原 子 炉 注 水 を 崩 壊 熱 に よ る 蒸 発 量 相当 の 注 水 流 量
に調整

250

200

常設 低 圧代 替 注 水系 ポ ンプ を 用い た 代替 格納容 器 ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（130m ３ ／ h）（25 分）150

原 子 炉 水 位 Ｌ ０ 到 達 判 断 に よ り 常 設低 圧 代 替 注 水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止

100

50
0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−7 図

注水流量の推移（〜3 時間）

3.1.3−50
No.30-15

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内水位が常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（50 分）により回復

格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（約 21 時間）の実施に伴い，原子炉圧力が低下しシュラウド内水位が上昇

15

︵

原
子
炉
水
位

シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０

︶

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

燃料有効長底部

5
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第 3.1.3−16 図

事象発生から 50 分後に原子炉注水を開始した場合の原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

0.8

ＬＯＣＡ破断口からの蒸気流出に伴い格納容器圧力が上昇する
ため常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器冷却操作（50 分）を実施し格納
容器圧力の上昇を抑制

ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を 用 い た 代 替 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 （ 常設 ）による格納容器冷却操作（約 5.1 時間）に伴う圧力変化
最大圧力 約 0.47MPa［gage］（約 5.1 時間）
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（約21 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下
格納容器圧力低下後，サプレッション・プールの沸騰に伴い，一時的に圧力上昇するが，崩壊熱の減少により徐々に圧力低下

0.4(MPa[gage])

0.2
ベント管の水没長さ分の水頭圧によるドライ
ウェルとサプレッション・チェンバの圧力差

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第 3.1.3−17 図

事象発生から 50 分後に原子炉注水を開始した場合の格納容器圧力の推移
3.1.3−55
No.30-16

添付資料 3.1.3.2
炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について

1.

炉心損傷の判断基準

1.1

炉心損傷の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が燃料有

効長頂部（以下「ＴＡＦ」という。）以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
炉心損傷の判断基準は非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）において，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位がＴＡＦ未満となった場合，格納容器雰囲気放射線モニタを用いてドライウェル及びサプレッション・チ
ェンバ内のガンマ線線量率の状況を確認し，第 1 図に示す設計基準事故における原子炉冷却材喪失 ※ １ 時の追加放出量（以下「追加放出量」という。）に相当する指示値の 10 倍以上となった場合を，炉心損傷の判断としている。炉心損傷により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物（ＦＰ）が，逃がし安全弁等を介して格納容器内に流入する事象進展を踏まえて，格納容器内のガンマ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損
傷の判断及び炉心損傷の進展割合の推定に用いる。
※１

設計基準事故の中で格納容器内の核分裂生成物の存在量が最大となる事象

また，格納容器内雰囲気放射線モニタが使用不能の場合は，原子炉圧力容器表面温度（下鏡部）300℃以上を炉心損傷判断基準として手順に追加する。
原子炉圧力容器内表面温度（下鏡部）は，炉心が冠水している場合には，逃がし安全弁動作圧力（安全弁機能の最大 8.31MPa[gage]）における飽和温度
約 299℃を超えることなく，300℃以上にはならない。一方，炉心損傷が進展し，溶融炉心が原子炉圧力容器下部に移行する場合には，原子炉圧力容器表

添付 3.1.3.2−1
No.30-17

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）(代替循環冷却系を使用できない場合)）
第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／2)

重要現象

崩壊熱

解析モデル

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始
時刻への影響は小さい
・下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートア
ップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒート
アップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さい
ことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。
原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手
順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員
等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

添付 3.1.3.8−1

燃料被覆管酸化炉心

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉
圧力容器

ECCS 注水（給水系・代替注水設
備含む）

添付資料 3.1.3.8

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）不確かさ

No.30-18

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内水位が常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（50 分）により回復

格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（約 21 時間）の実施に伴い，原子炉圧力が低下しシュラウド内水位が上昇

15

︵

原
子
炉
水
位

︶

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第2図

操作 25 分遅れにおける原子炉水位の推移

400

350

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（230m３ ／h）（50 分）

300

注
水
流
量
３
(m3／h)（m／h）

250

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m３ ／h）（50 分）

200

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m３ ／h）（約 5.1 時間）

150

100

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（崩壊熱相当で流量調整）

50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第3図

操作 25 分遅れにおける注水流量の推移

添付 3.1.3.9−4
No.30-19

する。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ）等である。
ｏ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
原子炉水位の低下が継続し，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。なお，この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が燃料有効長頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の原子炉
冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム−水反応が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉水位（燃料域）等である。
原子炉減圧後は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。
（添付資料 3.2.1）
ｐ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を実施する。
この場合の注水は，水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつ
つ溶融炉心・コンクリートの影響を緩和する観点から格納容器下部水位
3.2−7
No.31-1

を考慮する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，Ｌ
ＯＣＡをプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点ではＬＯＣＡによるドライウェルへの蒸気の放出及び原
子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る
事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損
モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故
シーケンスを選定する必要があることから，ＬＯＣＡをプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態をＴＱＵＸとし，「3.3 原
子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コン
クリート相互作用」ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとしており，異なる
プラント損傷状態を選定している。
ＴＱＵＶでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能は喪失していないが，低圧注水機能が喪失していることから原子炉注水ができない
ため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
ＴＱＵＸでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能が喪失しているため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器
3.2−14
No.31-2

原子炉圧力容器破損の判断後に，溶融炉心の冠水継続が可能な流量を考慮し，80m ３ ／h にてペデスタル（ドライウェル部）に注水するも
のとする。
(i)

可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置は，窒素 198m ３ ／h 及び酸素 2m３ ／h の流量で格納容器内に注入するものとする。

(j)

コリウムシールド耐熱材の種類
コンクリートの侵食を抑制する観点から，ジルコニア耐熱材を設定
する。

(k)

コリウムシールド耐熱材の侵食開始温度
ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき，2,100℃を設定する。
（添付資料 3.5.1）(l)ペデスタル（ドライウェル部）床面積
溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなることから，コリウムシールドを考慮した床面積を設定する。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％
3.2−19No.31-3

常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 35 分後に炉心損傷が開始する。原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点（事象発生から
約 38 分後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施する。
事象発生から 90 分後に代替循環冷却系による格納容器除熱を行う。
また，代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作を実施し，格納容器下部水位を約1.0m に調整する。
原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）又は代替循環冷却系による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 4.5 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水位約 1m の水中に落下する際に，溶融炉心からペデスタル（ドライウェル部）プール水への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によりペデスタ
ル（ドライウェル部）に 80m ３ ／h の注水を行い，溶融炉心を冠水維持することで，継続的に溶融炉心の冷却を実施する。
崩壊熱が格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。原子炉圧力容器破損前から代替循環冷却系による格納容3.2−23
No.31-4

ジェット径，エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム−水反
応速度，限界熱流束に係る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，
溶接部破損時の最大ひずみを変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
また，原子炉水位を監視し，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，兆候を捉えた対応を図ることによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する前に速やかに 2.0MPa［gage］を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレ
ナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響
は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することで原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点の3.2−28No.31-5

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度及び原子炉圧力容器温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が
燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーション及び構造材との熱伝達を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融
炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，
原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内ＦＣＩを操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に3.2−29No.31-6

ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレ
ナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が燃
料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点での逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa［gage］以下に低減し，原子炉圧力容器破損までに原子炉圧力を 2.0MPa［gage］以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が
燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析より炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損が発生する前に，
3.2−31
No.31-7おむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉
減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧
操作は，解析上の操作時間として原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達時（事象発生から約 38 分後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が燃料
有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達するまでには事象発生から約 38 分の時間余裕があり，また，原子炉減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に
3.2−34
No.31-8

第 3.2−1 表

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（3／6）
重大事故等対処設備
常設設備
可搬型設備
計装設備
緊急用海水ポンプ−
緊急用海水系流量（残常設代替高圧電源装
留熱除去系熱交換器）
置
軽油貯蔵タンク

手順

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操
作・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水機能喪失を確認した後，中央制御室にて，
非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷
却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。
・中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。

代替循環冷却系による格納容器除熱操作

・緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操
作により代替循環冷却系ポンプを起動することで，格納容器
スプレイを実施し，格納容器除熱を実施する。

代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・プ
ール＊
常設代替高圧電源装
置
軽油貯蔵タンク−

代替循環冷却系格納容器スプレイ流量
ドライウェル圧力＊
サプレッション・チェ
ンバ圧力＊

炉心損傷の確認・原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モ
ニタガンマ線線量率が設計基準事故（原子炉冷却材喪失）相当の 10 倍以上となった場合とする。

−−

格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ）＊
格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｓ／Ｃ）＊

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作・原子炉水位の低下が継続し，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。
・原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。

逃がし安全弁（自動＊減圧機能）
非常用窒素供給系高＊圧窒素ボンベ
所内常設直流電源設
備−

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ燃料
域）
＊
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
サプレッション・プー
＊ル水温度

3.2−43

操作及び確認＊＊

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

No.31-9

第 3.2−2 表
項目

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（7／7）
主要解析条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する操作条件

3.2−53

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作

原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％高い位置に到達した時点

炉心損傷後の酸化反応の影響緩和を考慮して設定

緊 急 用 海水 系 によ る 冷却水 （ 海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作

事象発生から 90 分後

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備時間等を考慮して設定

解析上考慮しない

ペデスタル（ドライウェル部）には事象初期から 1m の水位を形成していることから，解析上は本操作を考慮しない

原子炉圧力容器破損 6 分後に開始し，格納容器圧力が低下傾向に転じてから 30 分後に停止

原子炉圧力容器破損の判断及び操作実施に必要な時間を考慮して設定

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系によるペデスタル（ドライウェル部）注水操
作

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納
容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）開始から 1 分後に開始し，格納容器下部水位
2.75m に到達した時点で停止
その後は，2.25m まで低下した時点で開始
し，2.75m に到達した時点で停止操作実施に必要な時間を考慮して設定
炉心損傷後の原子炉圧力容器の破損による溶融炉心・コンクリ
ート相互作用の影響緩和を考慮し設定

常設低圧代替注水系ポンプを用いた 代 替 格納 容 器ス プ レイ冷 却 系（常設）による格納容器冷却操作

格納容器圧力 465kPa［gage］に到達した
場 合 に 開 始 し ， 格 納 容 器 圧 力 400kPa［gage］まで低下した時点で停止

格納容器圧力の抑制効果を踏まえて設定

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作

格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合に開始

格納容器内酸素濃度がベント基準である 4.3vol％（ドライ条件）到達を防止する観点で設定

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によ る ペ デス タ ル（ ド ライウ ェ ル部）水位の確保操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた 代 替 格納 容 器ス プ レイ冷 却 系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）

No.31-10

（解析上の 時刻）（0 秒）

給水流量の 全喪失
注水機能喪 失全交流動力 電源喪失

ＢＡＦ＋２０％＝ＴＡＦ−８０％3708mm×0.8＝2966.4mm
ＴＡＦが０点のため、ＢＡＦ＋２０％＝-2966.4mm

凡

原子炉水位 低（レベ ル３）
設定点到達 ※ １

例
：操作・確 認（運転 員）：解析上考 慮しない 操作：プラント 状態（解 析）：重大事故 等対応要 員（現 場）の作 業：判断：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

原子炉スク ラム ※ ２ 及び全交流動力 電源喪失 の確認

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作

原子炉水位 異常低下
（レベル２ ）設定点 到達

使用済燃料 プール
の冷却操作

※１

外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循環ポン
プ停止となるが，解析上は原子炉水位低（レベル３）設定点到達にて原子炉スクラム信号が発信するものとする。主蒸気隔離弁閉止及び再循環ポン
プ停止につ いては， 外部電 源喪失時 とする 。

※２

原子 炉スクラ ムは， 中央制御 室にて 平均出 力領域計装 等により 確認す る。

※３

全交流動力電源喪失及び原子炉隔離時冷却系の自動起動失敗により原子炉への注水機 能が喪失 する。

※４

外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回 復ができ ない場 合，早期 の電源 回復不 能と判断す る。

※５

中央制御室にて，機器ランプ表示，警報，ポンプ吐出圧力計，系統流量計，原子炉 水位計， 原子炉 圧力計等 にて確 認する 。

※６

原子 炉冷却材 浄化系 吸込弁の 閉止操 作を実 施する。

※７

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作は，以下に より判断 する。
・Ｌ ＯＣＡ発 生の確 認なし， かつ， 高圧・ 低圧注水機 能喪失※８

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の有効性評価を実施する上で，原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備による原子炉 注水機能 につい ても考慮 しない ものと 仮定する。

※９

炉心 損傷は， 以下に より判断 する。
・ 格 納 容 器 雰 囲 気 放 射 線 モ ニ タ ガ ン マ 線線 量 率が 設 計 基 準 事 故 （ 原 子 炉 冷却材喪失） 相当の 10 倍以上な お ， 格 納 容 器 雰 囲 気 放 射 線 モ ニ タ （ Ｄ／ Ｗ ）及 び （ Ｓ ／ Ｃ ） 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 器温度によ り判断す る。

※ 10

原子炉注水の手段が全くない場合，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料
有効長 の 20％ 高い位 置に 到達し た時点 で，原 子 炉減圧操 作の 実施を 判断する。
「燃料有 効長 底部か ら燃料 有効長 の 20％高い 位 置」とは ，原 子炉水 位（燃料域）で− 2966mm を示 す。

※ 11

原 子 炉 水 位 異 常 低 下 （ レ ベ ル １ ） 設 定 点 及 び ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 13.7kPa［ gage］ 到 達 に よ り ， 床 ド レ ン 制 限 弁 ， 機 器 ド レ ン 制 限 弁 及 び 原 子 炉 補 機
冷却水制限 弁が自動 閉止す ることを 確認す る。

※ 12

残留熱除去系熱交換器への海水通水並びに代替循環冷却系の系統構成及び起動が問題なく行われたことをもって，代替循環冷却系の運転可能を判断
する。

※ 13

炉心損傷していること及び原子炉注水機能が喪失していることにより代替
循環冷却系 による格 納容器 除熱操作 を実施 する。
格納容器ス プレイ流 量は 250m ３ ／h で開 始する。

※14

ペデ スタル（ ドライ ウェル部 ）内床 ドレン サンプの 1m 水位維持 機能を使 用した追加注 水により 水位を 確保する 。
水位確保操作は，非常用母線からの負荷切替え操作，注水開始操作，水位上昇及び注 水停止操 作を考 慮した時 間（約 24 分 ）で実施す る。その 後，サプレッショ ン・チェ ンバへ の排水に より水 位が 約 1m となっ た後，床 ドレン
排水弁及び 機器ドレ ン排水 弁は自動 閉止す る。

※ 15

炉心損傷を確認した場合，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，他のパラメータ 同様，格 納容器 内水素濃 度及び 酸素濃 度を継続し て監視す る。

※ 16

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入
操作は，格 納容器下 部水位 確保後か ら実施 する。

※ 17

原 子 炉 圧 力 容 器 温 度 （ 下 鏡 部 ） が 300℃ に 到 達 し た こ と に よ り 原 子 炉 圧 力
容器の破損徴候を確認し，原子炉圧力容器の破損の速やかな判断のために
格納容器下 部水温を 継続監 視する。
原子炉圧力 容器の破 損徴候 判断パラ メータ は以下 のとおり。
・原子炉 水位の「 低下（ 喪失）」
・制御棒 位置の指 示値の 「喪失数 増加」
・原子炉 圧力容器 温度（ 下鏡部） が「300℃到 達」※18

原子 炉圧力容 器破損 の判断は ，以下 の破損 判断パラメ ータによ り行う 。
・格納容器 下部水温 の「上 昇」又は 「喪失 」
併 せて ，格納 容器下 部水温 （20cm 位置 ） の指示変 化（オ ーバ ースケ ールやダウンスケ ール）に より溶 融炉心の 多量落 下を判 断する。

※ 19

原子炉圧力容器が破損したことにより，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器破 損後）を 実施す る。
格 納 容 器 ス プ レ イ 流 量 は 300m ３ ／ h で 開 始 し ，格 納 容 器 圧 力 が 低 下 傾 向 に転じた後， スプレイ を停止 する。

※ 20

溶融炉心の多量落下に伴い，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器
下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する。
ペデスタル （ドライ ウェル 部）注水 流量 は 80m ３ ／h で開 始し，格 納容器下部水位 が 2.75m に到 達後， 注水 を停止 する。 そ の後は格 納容 器下部 水位を
約 2.25m〜約 2.75m の範囲 に制御 する 。なお ， 実手順 として は，作 業員及びペデスタル（ドライウェル部）への注水弁に対する負荷低減の観点か
ら，全炉心の崩壊熱による蒸発量相当の注水量で注水を実施する。ただし，全炉心の崩壊熱による蒸発量相当の注水量が格納容器下部注水系（常設）の最低 流量を下 回る場 合は，最 低流量 にて注 水する運用 とする。

※ 21

原子炉圧力容器の破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じた後，代替循環
冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作を実施するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納 容器冷却 操作を 停止する 。
代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 原 子 炉 注 水流 量 は 100m ３ ／ h と し ， 格 納 容 器 ス プ レ
イ流量は 150m ３ ／h とす る。

※ 22

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に よ る 格 納 容 器 冷 却 操 作 は ， 解 析上 は 130m ３ ／h 一 定 流 量 で ， 格 納 容 器 圧
力を 400kPa［gage］ から 465kPa［gage］の範 囲 に維持する よう間欠 運転としている が， 実際に は運転 手順 に従い 格納容 器圧 力を 400kPa［gage］ から
465kPa［gage］の範 囲に維 持するよ う 102〜130m ３ ／h の範囲で スプレ イ流量を調整す る。

※ 23

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度 が 4.0vol％に 到達し た時 点でサ プレッ シ ョン・チ ェン バへの 窒素注入を実施する。ただし，窒素供給後に格納容器内酸素濃度の上昇が継続する場合には，追加でドライウェルへの窒素注入を実施する。なお，可搬型
窒素供給 装置 の起動 準備操 作は ，格納 容器内 酸素 濃度が 3.5vol％に到 達した時点で開 始する。

原子炉への 注水機能 喪失の 確認 ※ ３

早期の電源 回復不能 の確認 ※ ４

常設代替高 圧電源装 置によ る
緊急用母線 の受電操 作

高圧注水機 能喪失の 確認※５電源確保操 作対応

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 操作

高圧代替注 水系の起 動操作

Ⅰ
常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた
低圧代替注 水系（常 設）の起動操作 ※ ６ ， ※ ７ ， ※ ８

常設代替高 圧電源装 置によ る
非常用母線 の受電操 作

可搬型代替 低圧電源 車による受電 操作

原子炉建屋 ガス処理 系及び中央制御室 換気系の 起動操 作

Ⅱ（約 35 分）炉心損傷開 始（燃料 被覆管 温度
1,000K（約 727℃）到達 ）低圧代替注水系（常設）以外 による原 子炉注水・制御棒駆 動水圧系 による 原子炉注 水
・ほう酸水 注入系に よる原 子炉注水・消火系（ ディーゼ ル駆動 ）による 原子炉 注水・補給水系 による原 子炉注 水・可搬型代 替注水中 型ポン プ又は可 搬型代 替注水 大型
ポンプを用 いた低圧 代替注 水系（可 搬型） による 原
子炉注水

緊急用海水 系及び代替循環冷 却系の準 備操作（電源切替 操作）

炉心損傷の 確認 ※ ９（約 38 分）緊急用海水 系による 冷却水（海水）の 確保操作

原子炉水位 が燃料有 効長底 部から燃 料
有効長の 20％ 高い位置 に到達 ※ １ ０

Ⅲ
逃がし安全 弁（自動 減圧機 能）の手動によ る原子炉 減圧操 作（約 40 分）原子炉水位 異常低下 （レベ ル１）
設定点及び ドライウ ェル圧 力
13.7kPa［gage］到 達 ※ １ １（約 52 分）燃料被覆管 温度 1,200℃ 到達（約 1.2 時間）

炉心溶融開 始（燃料 温度
2,500K（約 2,227℃）到 達）（90 分）

代替循環冷 却系によ る
格納容器除 熱操作 ※ １ ３(約 2.7 時間)

原子炉圧力 容器温度 （下鏡 部）
300℃到達

代替残留熱 除去系海 水系に よる
冷却水（海 水）の確 保操作

代替循環冷 却系の準 備操作

代替循環冷 却系運転可能 ※ １ ２

No

Yes

Ａ

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作 ※１４

格納容器下 部水温の 継続監 視 ※ １ ７（約 4.5 時間）Ⅳ

原子炉圧力 容器破損

原子炉圧力 容器破損 時
原子炉圧力 2.0MPa［gage］以下

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた 格納容 器下部 注水系（常設）以 外による ペデス タル（ド ライウ ェル部 ）注水・消火系（ ディーゼ ル駆動 ）による ペデス タル（ ドライウ
ェル部）注 水・補給水系 によるペ デスタ ル（ドラ イウェ ル部） 注水・可搬型代 替注水中 型ポン プ又は可 搬型代 替注水 大型ポンプを用いた 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）注 水

水素濃度及 び酸素濃 度監視設備の 起動 ※ １ ５

サプレッシ ョン・プ ール水 ｐＨ
制御装置に よる薬液 注入操 作 ※ １ ６

溶融炉心落 下水蒸気発生 に伴う格 納容器 圧力上昇
（溶融燃料 −冷却材 相互作 用）

原子炉圧力 容器破損 の判断 ※ １ ８

Ａ

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた代替格納容 器スプレ イ冷却 系（常設 ）による格納 容器冷却 操作 ※ １ ９

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた代替格納容 器スプレ イ冷却 系（常設 ）による格納 容器冷却 操作

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた 格納容器下部注 水系（常 設）に よるペデ スタル（ドライ ウェル部 ）注水 操作 ※ ２ ０

サプレッシ ョン・プ ール水 位
通常水位＋ 6.5m 到達

Ⅳ（約 4.6 時間）

格納容器雰 囲気温度 ・圧力 低下

代替循環冷 却系によ る原子 炉注水操 作
及び格納容 器除熱操 作 ※ ２ １

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた代替格納容 器スプレ イ冷却 系（常設 ）による格納 容器冷却 停止操 作（約 6.7 時間）

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた 格納容器下部注水系（常設）以外に よるペデスタル（ドライウェル部）注水・消火系（ ディーゼ ル駆動 ）による ペデス タル（ ドライウ
ェル部）注 水・補給水系 によるペ デスタ ル（ドラ イウェ ル部） 注水・可搬型代 替注水中 型ポン プ又は可 搬型代 替注水 大型ポンプを用いた 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）注 水

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた代替格納容 器スプレ イ冷却 系（常設 ）による格納 容器冷却 停止

Ⅴ
格納容器圧 力逃がし 装置に よる
格納容器減 圧及び除 熱（サプレッ ション・ チェン バ側）

格納容器圧力 465kPa［gage］到 達

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた代替格納容 器スプレ イ冷却 系（常設 ）による格納 容器冷却 操作 ※ ２ ２（約 167 時間）【有効性評 価の対象 として いないが 他に取 り得る 手段】
Ⅰ
電源容量に より使用 できる 設備が限 られる が，常 設代替高圧 電源装置 が使用 できない 場合は 可搬型 代替低圧電 源車によ り受電 する。
Ⅱ
技術基準上 の全ての 要求事 項を満た すこと や全て のプラント 状況にお いて使 用するこ とは困 難であ るが，プラ ント状況 によっ ては，
事故対応に 有効な設 備とな る制御棒 駆動水 圧系， ほう酸水注 入系，消 火系（ ディーゼ ル駆動），補 給水系及び 可搬型代 替注水 中型ポン
プ又は可搬 型代替注 水大型 ポンプを 用いた 低圧代 替注水系（ 可搬型） による 原子炉注 水も実 施可能 である。
Ⅲ
代替残留熱 除去系海 水系に よる海水 通水も 可能で ある。
Ⅳ
技術基準上 の全ての 要求事 項を満た すこと や全て のプラント 状況にお いて使 用するこ とは困 難であ るが，プラ ント状況 によっ ては，
事故対応に 有効な設 備とな る消火系 （ディ ーゼル 駆動），補 給水系及 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 ンプを用いた格納容 器下部注 水系（ 可搬型） による ペデス タル（ドラ イウェル 部）注 水も実施 可能で ある。

格納容器内 酸素濃度 4.0vol％（ドライ条 件）到達

可搬型窒素 供給装置 による格納容器内 への窒素 注入操 作 ※ ２ ３

タンクロー リによる燃料給油操 作代替循環冷 却系によ る原子 炉注水及 び格納 容器除 熱，常設低 圧代替注 水系ポ ンプを用 いた格 納容器 下部注水系（常設）に よるペデ スタル （ドライ ウェル 部）へ の注水を継 続し，機 能喪失 している 設備の 復旧に 努める。
また，格納 容器内酸 素濃度 の監視を 継続す るとと もに，可搬 型窒素供 給装置 による格 納容器 内への 窒素注入
は，格納容 器圧力が 310kPa［gage］到 達にて停 止し，その 後，格納 容器内 酸素濃度 4.3vol％（ ドライ条件 ）到達にて， 格納容器 圧力逃 がし装置 により 格納容 器内の可燃 性ガスを 排出す ることで ，格納 容器内 での水素燃焼を防止す る。
可燃性ガス 濃度制御 系の復 旧後は， 可搬型 窒素供 給装置によ る格納容 器内へ の窒素注 入，代 替循環 冷却系による原子炉注 水及び格 納容器 除熱並び に可燃 性ガス 濃度制御系 による水 素濃度 制御を実 施する ととも に，格納容器ベントを 停止する 。

第 3.2−2 図Ⅴ
サプレッシ ョン・チ ェンバ 側からの 格納容 器ベン トを優先す るが，ド ライウ ェル側か らの格 納容器 ベントによ る格納容 器減圧 及び除熱も実施可 能である 。

「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の対応手順の概要
3.2−59No.31-11高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

備考

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員
責任者

当直発電長

1人

約35分
炉心損傷開始（燃料被覆管温度 1,000K 到達）

事象発生
原子炉スクラム

中央監視
運転操作指揮

補佐

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

当直運転員(中央制御室)

当直運転員
(現場)

2 時間
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動による負圧達成

約52分
燃料被覆管温度 1,200℃到達

操作の内容

操作項目

プラント状況判断
約 38 分
原子炉水位が燃料有効長底部から
燃料有効長の 20％高い位置に到達

重大事故等対応要員(現場)

約1.2時間炉心溶融開始（燃料温度 2,500K 到達）●原子炉スクラムの確認●タービン停止の確認●外部電源喪失の確認
状況判断

2人
A，B

−

−

10 分

●再循環ポンプ停止の確認●主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御の確認●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認●原子炉への注水機能喪失の確認

早期の電源回復不能の確認

【1人】
A

−

【1人】
B

−

●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

1分

−

−

●非常用ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

2分

2人
a，b

●電源回復操作

適宜実施

−

−

常設代替高圧電源装置による緊急用
母線の受電操作

【1人】
B

−

−

●常設代替高圧電源装置 2 台の起動操作及び緊急用母線の受電操作

4分

高圧注水機能喪失の確認

【1人】
A

−

−

●原子炉隔離時冷却系の手動起動操作（失敗）2分

中央制御室からの高圧代替注水系
の起動操作

【1人】
A

−

●高圧代替注水系による原子炉注水の系統構成操作及び起動操
作

電源確保操作対応

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作

緊急用海水系による冷却水（海水）
の確保操作

【1人】
B

−

−

【1人】
A

−

−

【1人】
A

−

−

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位
の確保操作

【1人】
A

水素濃度及び酸素濃度監視設備の
起動操作

【1人】
A

−

サプレッション・プール水ｐＨ制御
装置による薬液注入操作【1人】
A

炉心損傷の確認【1人】
B

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作【1人】
B

原子炉建屋ガス処理系及び中央制
御室換気系の起動操作
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操作

4分●原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作

2分●常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の系統構成操作及び起動操作

3分

−

−

−

−

20 分

海水通水開始後，適宜状態監視6分
35 分●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水に必要な負荷の電源切
替操作

格納容器除熱開始後，適宜状態監視−●水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作−−

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作−−●炉心損傷の確認

解析上考慮しない

20 分

−

−

●非常用母線の受電準備操作(中央制御室）

−

2人
C，D

−

●非常用母線の受電準備操作(現場）8分

通常運転時は外部電源で常時暖気状態であり，交流電源喪
失時は代替交流電源設備により緊急用母線受電後，暖気が自動的に開始される
解析上考慮しない

1分
35 分
75 分

●常設代替高圧電源装置 3 台の追加起動操作

8分●非常用母線の受電操作

5分

−

5分

起動操作実施後，適宜状態監視−

起動操作実施後，適宜状態監視

6分●中央制御室換気系の起動操作●ほう酸水注入系の起動操作−

適宜，格納容器内水素濃度及び酸素濃度の監視

15 分●原子炉建屋ガス処理系の起動操作−

水位調整後，適宜状態監視

2分●逃がし安全弁（自動減圧機能）2個の手動開放操作−

原子炉注水は解析上考慮
しない

4分●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の調整操作

−

【1人】
B

4分

●代替循環冷却系による格納容器除熱の系統構成操作及び起動操
作

−

【1人】
B

原子炉注水は解析上考慮
しない●代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱に必要な負荷の電源切替操作

【1人】
B

【1人】
B

解析上考慮しない●緊急用海水系による海水通水の系統構成操作及び起動操作【1人】
A

常設代替高圧電源装置による非常用
母線の受電操作4分●常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に必要な負荷の電源切替操作●緊急用海水系による海水通水に必要な負荷の電源切替操作

代替循環冷却系による格納容器除熱操作

常設代替高圧電源装置による非常用
母線の受電準備操作−

解析上考慮しない

2分−

解析上考慮しない

ほう酸水全量注入完了まで適宜状態監視●ほう酸水注入系の注入状態監視

第 3.2−3 図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の作業と所要時間（1／2）
3.2−60No.31-12

10
逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御（最大圧力：約 8.3MPa［gage］）

8

原
子
炉
圧
力

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧（約 38 分）

6
下部プレナムへの溶融炉心移行に伴う圧力上昇
約 2.5MPa［gage］（約 2.5 時間）

4(MPa[gage])

原子炉圧力容器破損直前
約 0.3MPa［gage］（約 4.5 時間）
2.0MPa［gage］

2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2−4 図

原子炉圧力の推移

20
逃がし安全弁からの蒸気放出による水位の低下
シュラウド内（二相水位）

15

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧（約 38 分）に伴い水位が低下

︵

原
子
炉
水
位

︶

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間）に伴い下部プレナム内の全溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）へ落下
代替循環冷却系による原子炉注水開始（約 5.1 時間）に伴う水位上昇
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始に伴い格納容器
圧力が低下し，減圧沸騰により水位が上昇
燃料有効長頂部

下部プレナムへの溶融炉心の移行（約 2.5 時間）に伴い下部プレナ
ム水が蒸発し，水位が低下

10

原子炉水位Ｌ０
落下した溶融炉心によるシュラウド外（コラプスト水位） 見かけ上の水位上昇

燃料有効長底部

5(m)
下部プレナム（二相水位）

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2−5 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

3.2−62
No.31-13

添付資料 3.2.1
原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧について

原子炉への注水手段がなく原子炉圧力容器の破損に至るおそれがある場合には，原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧を実施する必要がある。この際，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待するために原子炉減圧を遅らせ，原子炉水位計（燃料域）で原子炉水位が「燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置」（以下「ＢＡＦ＋20％」という。）を下回った場合に，逃がし安全弁（自動減圧機能）2個で原子炉の減圧を実施する手順としている。
減圧を実施する水位及び弁の個数については，以下の評価結果をもとに決定
している。

(1)

原子炉手動減圧のタイミングについて
原子炉への注水手段がない場合の原子炉手動減圧のタイミングを検討するため，原子炉水位が「原子炉水位異常低下（レベル１）」（以下「Ｌ１」という）に到達後10分から50分のそれぞれのタイミングで減圧する場合の解析を実施し，水素の積算発生量を評価した。減圧に用いる逃がし安全弁（自動減圧機能）の弁の個数は，7個（逃がし安全弁（自動減圧機能）全て），
2個及び1個のそれぞれで実施されるものとした。
評価結果を第1表に示すとともに，それぞれの弁の個数で減圧した場合の原子炉水位及び積算水素発生量の推移を，第1図から第6図に示す。これらの評価結果から，水素の積算発生量については，おおむねＬ１到達後35分
から50分の間で大きな差が現れた。
この評価結果から，酸化反応（ジルコニウム−水反応）が活発になる前の，Ｌ１到達後35分までに減圧を実施することが望ましいと判断した。

添付 3.2.1−1
No.31-14

(2)原子炉手動減圧に用いる弁の個数について
第1表より，(1)で判断した原子炉手動減圧を実施するタイミング（Ｌ１
到達後35分）近辺の減圧タイミングに着目すると，逃がし安全弁（自動減圧機能）1弁の場合の水素発生量が大きくなっている。また，減圧時の炉内蒸気流量の観点では，逃がし安全弁（自動減圧機能）7弁の場合よりも逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁の場合の方が，炉内蒸気流量が小さいことから，被覆管に対する負荷が小さいものと考える。
減圧完了までの時間については，第1図，第3図及び第5図のとおり，弁の個数が少ないほど長くなるが，いずれの場合も原子炉圧力容器破損までの時間に対しては十分な余裕があるため，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心落下量など，原子炉圧力容器破損後の事象進展に与える影響は小さい。
以上から，原子炉手動減圧の際に開放する弁の個数は逃がし安全弁（自動減圧機能）2個とした。

(3)

原子炉手動減圧を実施する原子炉水位について
上記評価結果より，原子炉手動減圧をＬ１到達後35分以降に実施する場
合に水素の積算発生量に顕著な増加が見られること，また，減圧をＬ１到達後10分から35分の間で実施する場合には水素の積算発生量に有意な傾向が確認されないことを踏まえ，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待する観点から，減圧はＬ１到達後35分で実施するものとし，判断基準としては
このタイミングに相当する原子炉水位を用いることとした。
第3図より，Ｌ１到達後35分での原子炉水位はＢＡＦ＋20％程度であることから，これを原子炉手動減圧実施の水位とした。
なお，海外における同様の判断基準を調査した結果，米国の緊急時操作
ガイドライン（ＥＰＧ）[1]の例では，不測事態の蒸気冷却の手順において，添付 3.2.1−2
No.31-15

原子炉へ注水できない場合の原子炉減圧の判断基準をＢＡＦ＋70％程度としていることを確認した。これは，ＢＡＦ＋70％程度よりも原子炉水位が高い状況では，注水がなくかつ原子炉減圧していない状態でも，冠水部分の燃料から発生する蒸気により露出部分の燃料を冷却できると判断しているものと推定される。当社の判断基準は，米国の例との差異はあるものの，上述の評価結果を踏まえ蒸気冷却効果，水素発生量及び被覆管に対する負荷の観点から定めているものであり，妥当であると考える。

(4)

原子炉水位の確認手段について
原子炉水位は，原子炉水位計（燃料域）によって確認する。原子炉水位
がＢＡＦ＋20％に到達する時点（事象発生から約 38 分後）では，原子炉圧
力容器内の気相部温度は飽和温度を超えているが，ドライウェル内の気相部温度は 80℃程度であることから，原子炉水位計の凝縮槽内の水位は維持され，原子炉水位計による原子炉水位の確認は可能と考える。
また，仮に水位不明となった場合は炉心損傷を判断した時点で急速減圧を実施する手順となっており，同等の対応となることから，運転員の対応に影響はない。

[1] “ ABWR Design Control Document [Tier2 ， Chapter18 ， Human Factors
Engineering]”，GE Nuclear Energy，Mar.1997．

添付 3.2.1−3
No.31-16

TAF

BAF+20%
BAF

第1図

第2図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個）

添付 3.2.1−5
No.31-17

第3図

第4図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個）

添付 3.2.1−6
No.31-18

第5図

第6図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個）

添付 3.2.1−7
No.31-19

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／2)
重要現象

崩壊熱

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

燃料被覆管酸化添付 3.2.9−1

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加(被覆管酸化の促進)を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム−水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は小さい
・炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。
炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，重大事故等対処設備を含む全ての原
子炉への注水機能が喪失することで原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が燃料
有効長底部から燃料有効長の長さの 20％上の位置に到達した時
点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートア
ップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の長さの 20%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による燃料有効長燃料有効長頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の20%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の20%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であり，原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

逃がし安全弁からの流量は，設計値に基づいて計算される。

逃がし安全弁からの流量は，設計に基づいて流量が計算されていることから不確かさは小さい。このため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

逃がし安全弁からの流量は，設計に基づいて計算されていることから不確かさは小さい。このため，原子炉急速減圧操作後の原子
炉圧力の低下挙動に対する影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析モデル

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

炉心

不確かさ

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化
炉心モデル（炉心水位計算モデル）
気液分離（水位変化）・対向流

冷却材放出（臨界流・差圧流）原子炉圧力容器モデル（破断流モデル）

添 付 資 料 3.2.9

原子炉
圧力容器

No.31-20

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(3／4)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

起因事象

給水流量の全喪失

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響−原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である
LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は，減圧操作が不要となる。

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である
LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は，減圧操作が不要となる。

−

−

最確条件

事故条 件

添付 3.2.9−5

安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能及び低圧注水機能の喪失
全交流動力電源喪失−

高圧注水機能として高圧炉心ス
プレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の機能喪失を設定
全交流動力電源喪失の重畳を考慮し設定

重大事故等対処設
備による原子炉注
水に対する仮定

原子炉圧力容器破損
前の重大事故等対処
設備による原子炉注水を考慮しない−

原子炉圧力容器が破損する条件
として，原子炉注水を考慮しない
設定

−

−

−

安全機能の喪失に対する仮定に基づき設定
ただし，原子炉スクラムについて
は，外部電源ありの場合を包括する条件として，機器条件に示すと
おり設定

−

−

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等が生じる原因として炉心ヒートアップによる影響と推定できるが，本シナリオではクリープ破損や漏えい等の発生前に原子炉水位が燃料有効長底部（BAF）＋20％位置にて減圧操作を実施することから，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない。
(添付資料 3.2.4)

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等が生じる原因として炉心ヒートアップによる影響と推定できるが，本シナリオではクリープ破損や漏えい等の発生前に原子炉水位が燃料有効長底部（BAF）＋20％位置にて減圧操作を実施することから，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
(添付資料 3.2.4)

外部電源

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等

外部電源なし考慮しない発生する可能性は否定できない

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定No.31-21

第3表

運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(1／3)

解析条件（操作条件）の不確かさ
操作の不確かさ要因項目
解析条件

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子
炉減圧操作

原子炉水位が燃料
有効長底部から燃料 有効 長の 20％上の位置に到達した時点（事象発生から約
38 分後）

条件設定の
考え方

操作所要時
間を踏まえ
て設定

【認知】
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非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより緊急用海水系の起動準備を開始する手順としている。そのため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることか
ら，操作時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室における操作は，ポンプ起動，系統構成にかかる時間として緊急用海水系の起動に 20 分，代替循環冷却系の起動に 35 分を想定しており，操作時間に余裕を確保している。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はな
し。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

操作条 件

添付 3.2.9−7

炉心損傷後
の酸化反応
の影響緩和
を考慮して
設定

【認知】
操作開始時間に到達するのは事象発生から約 38 分後であり，原子炉水位は事故時の重要監視パラメータとして継続監視しているため，認知に大幅な時間遅れを生じることは考えにくく，認知遅れによる操作時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，操作時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はな
し。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

緊急用海水系
による冷却水の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作

事象発生 90 分後

運転員等操作時間に与える影響原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20%上の位置に到達するまでには事象発生から約 38 分の時
間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
代替循環冷却系運転は事象
発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれ
ば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循
環冷却系の運転開始時間も早まるが，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。

評価項目となる
パラメータに与える影響操作時間余裕

訓練実績等

実態 の 操作 時間は解 析 上の 設定とほ ぼ 同等 であることから，評価
項目 と なる パラ
メー タ に与 える
影響は小さい。

原子 炉急速 減 圧操 作 については，原子炉圧力容器破 損まで に 完了 す る
必要があるが，原子炉圧
力容 器破損 ま での 時 間は事象発生から約 4.5 時間であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練
実績を取得。
訓練では，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に
到達後，1 分で逃がし安全弁（自動減圧機能）の 2 弁開による減圧操作を開始。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

緊急 用 海水 系の操作 開 始時 間が早ま っ た場 合には，
本操作も早まる可能性があり，
格納 容 器圧 力及び雰 囲 気温 度を
早期 に 低下 させる可 能 性が あることから，評価項
目と な るパ ラメ
ータ に 対す る余裕は大きくなる。

緊急 用海水 系 及び 代 替
循環 冷却系 に よる 格 納
容器 除熱開 始 まで の 時
間は事象発生から 90 分
あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅 れるよ う な事 態 になった場合でも，原子炉
圧力 容器破 損 に至 る ま
での 時間は 事 象発 生 から約 4.5 時間であり，約3 時間の余裕があること
から，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練実
績を取得。
訓練では緊急用海
水系起動に約 16 分。
代替循環冷却系起動に約 27 分。
想定している範囲内で意図している
運転操作が実施可
能であることを確認した。

No.31-22解析条件のうち事故条件の不確かさとして評価する。
また，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において有効性を評価したシーケンスと同様のシーケンスである。本格納容器破損モード及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態をＴＱＵＸとしており，異なるプラント損傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格
納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。
このことから，これらの格納容器破損モードについては同じシーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損，格納容器における格納容器各領域間の流動，炉心損傷後の格納容器における原子炉圧
力容器外ＦＣＩ（溶融炉心細粒化）並びに原子炉圧力容器外ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）が重要現象となる。
3.3−5
No.32-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／2)
重要現象

崩壊熱

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

燃料被覆管酸化炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

炉心

添付 3.3.6−1

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は小さい
・炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒート
アップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉
心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さい
ことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートア
ップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度について，温度成層化含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定
データと良く一致することを確認した。
CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWRの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できている。本評価事故シー
ケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確
かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納
容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

解析モデル

不確かさ

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化
炉心モデル（炉心水位計算モデル）
気液分離（水位変化）・対向流

格納容器各領域
間の流動

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

添 付 資 料 3.3.6

格納容器

No.32-2

生ずる一連の物理現象であることから，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃
料−冷却材相互作用」と同じプラント損傷状態を選定し一連のプラント挙動を確認することを考慮し，ＴＱＵＶを選定した。
また，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」
において有効性を評価したシーケンスと同様のシーケンスである。本格納容器破損モード及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」
ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態をＴＱＵＸとしており，異なるプ
ラント損傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同様のシーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，炉心損傷後の格納
3.5−4
No.33-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（溶融炉心・コンクリート相互作用）
第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／3)
重要現象

崩壊熱

解析モデル

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

燃料被覆管酸化炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

添付 3.5.4−1

炉心

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は小さい。
・炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートア
ップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点で常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施するが，下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，下部プレナムへ溶融炉心が移行した
際の原子炉圧力容器温度（下鏡部）の上昇及び原子炉圧力容器破損時の格納容器下部水温の上昇は急峻であることから，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートア
ップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点でペデスタ
ル（ドライウェル部）に事前水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化
炉心モデル（炉心水位計算モデル）TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。また，原子炉圧力容器破損時点でペデスタル（ドライウェル部）に事前水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

気液分離（水位変化）・対向流

添 付 資 料 3.5.4
No.33-2

第2表
項目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(5／6)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

条件設定の考え方

短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪失時のタービン蒸気加減弁急閉及び原子炉
保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）にてスクラムするもの
として設定

原子炉水位低(レベル３)信号

タービン蒸気加減弁
急速閉信号又は原子炉保護系電源喪失

主蒸気隔離弁事象発生と同時に閉止

原子炉保護系電源喪
失又は原子炉水位異常低下（レベル２）信号

再循環ポンプ

事象発生と同時に停止

電源喪失によるポン
プ停止（事象発生と同時）（原子炉圧力制御時）
安全弁機能
7.79 MPa[gage]〜
8.31MPa[gage]385.2 t／h／弁〜
410.6t／h／弁（原子炉圧力制御時）
安全弁機能
7.79MPa[gage]〜
8.31MPa[gage]385.2t／h／弁〜
410.6t／h／弁（設計値）（原子炉手動減圧操
作時）
逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁を開開することによる原子炉
減圧
原子炉圧力容器破損
判断後：
300m３／h にてドライ
ウェルへスプレイ（原子炉手動減圧操
作時）
逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁を開開することによる原子炉
減圧
原子炉圧力容器破損
判断後：
300m３ ／h にてドライ
ウェルへスプレイ

格納容器圧力制御：
130m３／h にてドライ
ウェルへスプレイ

格納容器圧力制御：
102m３／h〜130m３／h
にてドライウェルへ
スプレイ

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量であり，かつ運転員の操作頻度を厳しめに高くする観点から，運転手順に基づき設定

格納容器温度制御：
300m３／h にてドライ
ウェルへスプレイ

格納容器温度制御：
300m３ ／h にてドライ
ウェルへスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必
要なスプレイ流量を考慮し，設定

原子炉スクラム

機器条 件

添付 3.5.4−8

逃がし安全弁

代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）

運転員等操作時間に与える影響

最確条件

短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁閉止するもの
として設定
事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定
設計値を設定なお,安全弁機能は逃がし弁機能に比べて原子炉圧力が高めに維持され,原子炉減圧操作時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなるため,事象発生初期において高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失する事故シーケ
ンスにおいては，評価項目に対して厳しい条件となる

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合には，原子炉熱出力の低下が早くなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位低下が緩やかになり，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作の開始が遅くなる。
最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気流量が減少することから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，原子炉熱出力の低下が早くなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合には，スプレイ流量が低下することで格
納容器圧力の低下が緩慢となるため操作頻度は低下するが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わりはないことから，事象進展に与える影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，スプレイ流量が低下することで格納容器
圧力の低下が緩慢となるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わりはないことから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気流量が減少することから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが．その影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流
量及び原子炉圧力の関係から設定

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必
要なスプレイ流量を考慮し，設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

No.33-3

※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない
格納容器破損防止設備
格納容器破損モード

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）

原子炉圧力容器外の溶融
燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）

溶融炉心・コンクリート
相互作用（ＭＣＣＩ）

事象設定【事象概要】
給水流量の全喪失の発生とともに高圧及び低圧の注水機能喪失及び全交流動力電源喪失が発生し，重大事故等対処設備による原子炉注
水を考慮しないため炉心損傷に至る。
手順に従い，原子炉水位が燃料有効長頂部から燃料有効長の 20％高い位置に到達した時点
で逃がし安全弁 2 弁を用いて原子炉を手動減圧する。
原子炉圧力容器破損が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下すること
で，溶融炉心と水の相互作用による荷重が生じるが，代替循環冷却系による格納容器除熱及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却により格納容器の健全性は維持される。また，ペデスタル（ドライウェ
ル部）のプール水及び溶融炉心落下後のペデスタル（ドライウェル部）注水により溶融炉
心・コンクリート相互作用は抑制される。
その後は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。
【機能喪失の前提】
・高圧注水機能（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
・低圧注水機能（ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ）
・全交流動力電源（外部電源，非常用ディー
ゼル発電機等）【評価上の仮定】
・原子炉圧力容器破損までの重大事故等対処
設備による原子炉注水を考慮しない○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない

損傷炉心冷却【高圧注水】−【減圧】
逃がし安全弁（自動減圧機能）（2 弁）・原子炉水位が燃料有効長頂部から燃料有
効長の 20％高い位置に到達した時点で手動減圧（ＤＣＨ防止）

格納容器破損防止【格納容器スプレイ】
常設低圧代替注水系ポンプ（2 台）・残留熱除去系Ｂ系ライン経由で注入
・原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間後）を検知し，300m３ ／h でスプレイ（ペデスタル（ドライウェル部）注水と同時）
・格納容器圧力が低下傾向に転じた後，130m３ ／h で圧力制御（400kPa[gage]〜465kPa[gage]）【ペデスタル（ドライウェル部）注水】
常設低圧代替注水系ポンプ（2 台）・炉心損傷を確認後，事前水張り
・原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間後）を検知し，80m３ ／h で注水・格納容器圧力が低下傾向に転じた後，注水を停止【低圧注水】
緊急用海水系，代替循環冷却系【海水除熱】
・原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間後）後，緊急用海水系，代替循環冷却系
３100m ／h で原子炉注水・事象発生 90 分後から開始【格納容器ベント】−

常設設備の可搬型での代替

電源・水源

【電源】
常設代替高圧電源装置
・外部電源なし
・プラントの状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台を起動し，緊急用母線に給電（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）に給電）・事象発生 2 時間後から，常設
代替高圧電源装置 3 台を追加
起動し，非常用母線に給電【水源（補給含む）】
代替淡水貯槽，サプレッショ
ン・プール
・初期水量のみで対応可能。

×＜格納容器破損防止＞
ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時から 1m 水位が確保されているため，原子炉圧力容器破損に伴い溶融炉心が落下することで蒸気が発生し格納容器の加圧・加温に寄与する。作業着手が遅れた場合には格納容器スプレイによって原子炉圧力容器破損時の加圧・加温を抑制できない
可能性がある。また，ペデスタル（ドライウェル部）注水も実施できないため，溶融炉心の露出やコリウムシールドの侵食によって格納容器の健全性に影響を与える可能性がある。

【窒素注入】
・格納容器内酸素濃度 4.0％（ドライ）到達で窒素注入開始補足 17-6
No.34-1

第 9表

使用済燃料プールの対応に必要な水量等の
評価結果
項目

評価結果

使 用 済 燃 料 プ ー ル の 水 温 が 100℃ に 到 達するまでの時間
使用済燃料プールの水位が燃料有効長
頂部に到達するまでの時間
事 故 発 生 か ら 7日 間 で の 必 要 注 水 量（蒸発分）※１，３

約 260時 間

事 故 発 生 か ら 7日 間 で の 必 要 注 水 量（蒸発＋スロッシング分）※２，３

約 490m ３※1※2※3

約 36時 間

約 410m ３

蒸発による水位低下分を補うために必要な注水量
蒸発による水位低下分＋スロッシングによる水位低下分を補うために必
要な注水量
1 0ｍ ３ 未 満 を 切 上 げ て 表 示

添付 6.1.1−11
No.35-1

計装設備は，原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｉ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。
また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）
設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｊ．代替循環冷却系の起動操作
海水系による冷却水供給が確保された時点で中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系を起動し，原子炉注水を実施する。また，格
納容器圧力が 245kPa[gage]に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。なお，代替
循環冷却系の起動操作は解析上考慮しない。
代替循環冷却系の起動操作に必要な計装設備は，代替循環冷却系格納
容器スプレイ流量等である。
ｋ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が
2.1-6
No.36-1

図に示す。
※

炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

ａ．事象進展給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位
低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位が原子炉
水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系及
び高圧炉心スプレイ系の自動起動信号が発信するが，機器故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。その後，一連の操作として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手動起動を試みるが，機器故障等により失敗し，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。このため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作を実施し，事象発生の 25 分後に，手動操作により逃がし
安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施することで，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作を開始する。原子炉減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，燃料有効長頂部を下回るが，原子炉圧力が低下
し常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水が開始されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧操作による原
子炉圧力の低下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発
2.1-14No.36-2

第 2.1−1 表
操作及び確認

高圧・低圧注水機能喪失における重大事故等対策について（2／5）
手

順

常設設備
・高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系， −低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の回復操作を実施する。
常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を ・低圧注水機能喪失の確認後，常設低圧代替 常 設 低 圧 代 替 注 水
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常 系ポンプ
用いた低圧代替注水系（常設）設）を起動する。
の起動操作
代替淡水貯槽・外部電源が喪失している場合は，常設代替 常 設 代 替 高 圧 電 源
高圧電源装置を起動し，緊急用母線を受電 装置する。
軽油貯蔵タンク
可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ を ・低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注 西側淡水貯水設備
用いた低圧代替注水系（可搬水中型ポンプ準備，ホース敷設等を実施す型）の起動準備操作る。
逃がし安全弁（自動減圧機能） ・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代 逃 が し 安 全 弁 （ 自の手動による原子炉減圧操作
替注水系（常設）の起動操作の完了後，逃 動減圧機能） ＊がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放 非 常 用 窒 素 供 給 系することにより，原子炉減圧操作を実施す 高圧窒素ボンベる。
・原子炉水位が燃料有効長頂部を下回った場
合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
高圧注水機能及び低圧注水機
能の回復操作

2.1-35＊

重大事故等対処設備
可搬型設備
−
−

計装設備

−

常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
緊急用Ｍ／Ｃ電圧

可搬型代替注水中型ポンプ−−

原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ＊

：有効性評価上考慮しない操作
既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

No.36-3

凡(解析 上 の時 刻)(0秒)

例：操 作・ 確 認（ 運転 員）

給水 流量 の 全喪 失：プ ラン ト 状態 （解 析）：判 断：解 析上 考 慮し ない 操作

原子 炉水 位 低（ レベ ル３ ）設定 点到 達：重 大事 故 等対 応要 員（ 現 場） の作 業
：運 転員 と 重大 事故 等対 応 要員 （現 場 ）の共 同作 業原子 炉ス ク ラム の確 認 ※ １（約20秒 ）

原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）設 定点 到達

使用 済燃 料 プー ルの冷 却操 作

高圧 注水 機 能喪 失の 確認 ※ ２

低圧 注水 機 能喪 失の 確認 ※ ２

常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用い た低 圧 代替 注水 系（ 常 設）の起 動操 作 ※ ３ ， ４（25分）

主蒸 気隔 離 弁閉 止
逃が し安 全 弁（ 安 全弁 機能 ）によ る
原子 炉圧 力 制御 の確 認 ※ ２
高圧 代替 注 水系 の
起動 操作

可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ を用い た低 圧 代替 注水 系
（可 搬型 ） の起 動準 備操 作

高圧 ／低 圧 注水 機
能の 回復 操 作

低圧 代替 注 水系 （常 設） 以 外に よる 原 子 炉注 水操 作・代 替循 環 冷却 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・制 御棒 駆 動水 圧系 によ る 原子 炉注 水 操 作
・ほ う酸 水 注入 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・消 火系 に よる 原子 炉注 水 操作
・補 給水 系 によ る原 子炉 注 水操 作
・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 いた低 圧代 替 注水 系（ 可搬 型 ）の 原子 炉 注 水操 作

逃が し安 全 弁（ 自動 減圧 機 能）の手 動に よ る原 子炉 減圧 操 作 ※ ５（約29分 ） 原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※６

原子 炉水 位 不明
でな いこ と の確 認 ※８

可搬 型代 替 注水 中型
ポン プに よ る
水源 補給 操 作

水位 不明

タン クロ ー リに よる
燃料 給油 操 作

炉心 損傷 な しの 継続 確認 ※７

原子 炉満 水 操作

炉心損傷が確認された場
合は ，炉心 損傷 後の 対 応手
順に 移行 す る

※９

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低 圧代 替 注水 系（ 常設 ）） ※ １ ０

格納容器圧力279kPa[gage]到達

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる 格納 容 器 減圧 及び 除 熱操 作を 優先 す るが ，耐 圧 強 化ベ ント 系 によ る
格納 容器 減 圧及 び除 熱操 作 も実 施可 能 で ある 。

代替 循環 冷 却系の起 動操 作 ※ １ １

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系（ 常 設） によ る
格納 容器 冷 却操 作 ※ １ ２（約24時 間 ）サプ レッ シ ョン ・プ ール
通常 水位 ＋5.5m 到 達

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる 格
納容 器減 圧 及び 除熱 の準 備操作※１３（約27時 間 ）代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（ 常 設）及 び代 替循 環 冷却
系以 外に よ る格 納容 器冷 却 操作
・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 代替 格納 容 器ス プレ イ 冷 却系 （可 搬型） によ る 格納 容器 冷却 操 作
・消 火系 に よる 格納 容器 冷 却操 作
・補 給水 系 によ る格 納容 器 冷却 操作
・ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却 装 置に よる 格 納容 器除 熱 操作

※１

原 子 炉ス クラ ムは ， 中央 制御 室 に て平 均出 力 領域 計装 等に よ り確 認す る 。

※２

中 央 制御 室に て，機 器ラ ンプ 表示 ，警 報，ポン プ吐 出 圧力 ，系統流 量 ，原 子炉 水位（広 帯 域），原
子炉 圧力 等 にて 確認 する 。

※３

常 設 低圧 代替 注水 系 ポン プを 用 い た低 圧代 替 注水 系（ 常設）の起動 操作 は，以下 によ り 判断 する 。
・高 圧・ 低 圧注 水機 能喪 失

※４

外 部 電源 がな い場 合 には ，常 設 代 替高 圧電 源 装置 によ る緊 急 用母 線受 電 操 作を 実施 す る。

※５

逃 が し安 全弁 （自 動 減圧 機能 ） の 手動 によ る 原子 炉減 圧操 作 は， 以下 に よ り判 断す る 。
・低 圧で 原 子炉 注水 可能 な 系統 又は 低 圧 代替 注水 系 1 系 統以上起 動 でき た場 合※６

原 子炉 水 位が 燃 料有 効 長 頂部 以 下 とな っ た 場合 は ，格 納 容器 雰囲 気監 視 系 等に よ り 格納 容 器内 の水素 ・酸 素 濃度 を確 認す る 。

※７

炉 心 損傷 は， 以下 に より 判断 す る。（炉 心損 傷 が確 認さ れた 場合は 炉心 損 傷 後の 手順 に 移行 ）・格 納容 器 雰囲 気放 射線 モ ニタ ガン マ 線 線量 率が 設 計基 準事故（ 原 子炉 冷却 材 喪 失） 相当 の 10
倍以 上
なお，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）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 器温度に よ り判 断す る 。

※８原 子炉 減 圧時 に は原 子 炉 水位 計 凝 縮槽 内 の 原子 炉 冷却 材 の減 圧沸 騰に よ り 原子 炉 水 位の 指 示値 の信頼 性が 損 なわ れる おそ れ があ るた め ， 原子 炉水 位 不明 でないこ と を確 認す る 。
原子 炉水 位 不明 は， 以下 の いず れか に よ り判 断す る 。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気温 度 と原 子炉 圧 力 の関 係が 原 子炉 水位不明 領 域に 入っ た 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電源 が 喪失 した 場 合・原 子炉 水 位の 指示 値の ば らつ きが 大 き く燃 料有 効 長頂 部以上で あ るこ とが 判 断 でき ない 場 合※９原 子炉 水 位不 明 の場 合 は ，原 子 炉 圧力 容 器 を満 水 とし ， 原子 炉圧 力と サ プ レッ シ ョ ン・ チ ェン バ
圧力 の差 圧 を確 認す るこ と で， 原子 炉 水 位が 燃料 有 効長 頂部以上 で ある こと を 確 認す る。

※１ ０

常設 低 圧代 替 注水 系 ポ ンプ を 用 いた 低 圧 代替 注 水系 （ 常設 ）に より ， 原 子炉 水 位 を原 子 炉水 位
低（ レベ ル ３） 設定 点か ら 原子 炉水 位 高 （レ ベル ８ ）設 定点の間 に 維持 する 。

※１ １

解 析上 考慮 しな い 代替 循環 冷 却 系は ，実 際 には 以下 の運 用 とし てい る 。
・ 事 象 初 期 に お け る 原 子 炉 注 水 に 当 た っ て は ， 海 水 系 に よる 冷 却 水 供 給 を 必 要 と し な い 低 圧
代 替 注 水 系 （ 常 設 ） を 優 先 し ， 海 水 系 に よ る 冷 却 水 供 給 が確 保 さ れ た 後 に 代 替 循 環 冷 却 系によ る原 子 炉注 水に 切り 替 える 。
・格 納容 器 圧力が 245kPa[gage]に到 達し た時 点で ， 代替 循環 冷却 系 によ る格 納 容 器ス プレ イ
を 実 施 す る 。 ま た ， 代 替 循 環 冷 却 系 は ， 原 子 炉 注 水 及 び 格納 容 器 ス プ レ イ の 併 用 が 可 能 な設計 とし て いる 。

※１ ２

常設 低 圧代 替 注水 系 ポ ンプ を 用 いた 代 替 格納 容 器ス プ レイ 冷却 系（ 常 設 ）に よ る 格納 容 器冷 却
操作 は，解 析 上は 130m ３ ／h 一定 流 量で， 格納 容器 圧 力を 217kPa[gage]から 279kPa[gage]の 範
囲に維持するよう間欠運転としているが，実際には運転手順に従い格納容器圧力を217kPa[gage]か ら 279kPa[gage]の範 囲に 維持 する よう 102 〜130m ３ ／h の 範 囲で スプ レイ 流 量を調 整す る 。

※１ ３

サ プレ ッシ ョン・プー ル 水位 が通 常水 位＋ 5.5m に到 達 した 場合 は ，格 納容 器ベ ント 準 備の ため ，
中央 制 御 室に て 機器 ラ ン プ表 示 に より 系 統構 成 を 確認 す るとと も に， 格 納 容器 圧 力逃 が し 装置
一次 隔離 弁 を全 開と する 。
格納 容器 圧 力逃 がし 装置 一 次隔 離弁 の 開 操作 は，「 サ プレ ッシ ョ ン・チ ェ ンバ 側」を優 先し て 実
施し ，中 央 制御 室か らの 遠 隔操 作及 び 現 場で の手 動 操作 に失敗し た 場合 は，「ド ラ イウ ェル 側 」の開 操作 を 実施 する 。

※１ ４

常設 低 圧代 替 注水 系 ポ ンプ を 用 いた 代 替 格納 容 器ス プ レイ 冷却 系（ 常 設 ）に よ る 格納 容 器冷 却の停 止操 作 は， 以下 によ り 判断 する 。
・サ プレ ッ ショ ン・ プー ル 水位 が通 常 水 位＋6.5m に到 達

※１ ５

格納 容 器減 圧 及び 除 熱 操作 前 に ，原 子 炉 水位 を 可能 な 限り 高く 維持 す る こと で ， 原子 炉 格納 容器へ の放 熱 を抑 制し ，格 納 容器 圧力 の 上 昇を 緩和 す る（ 解析上考 慮 しな い。）。

Ⅱ

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m到達

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系（ 常 設） によ る
格納 容器 冷 却の 停止 操作 ※１４

原子 炉満 水 操作 ※ １ ５(約28時 間)Ⅰ

【有 効性 評 価の 対象 とし て いな いが 他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で あるが ，プ ラ ント 状況 によ っ ては ，事 故 対 応に 有効 な 設備 とな る代 替 循環 冷却 系 ， 制御 棒駆 動 水圧 系，
ほう 酸水 注 入系 ，消 火系 ， 補給 水系 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 プを用い た低 圧 代替 注水 系（ 可 搬型 ）に よ る 原子 炉注 水 操作 も実 施可 能 であ る。
Ⅱ
常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた 代 替 格納 容器 ス プレ イ冷 却系 （ 常設 ）に よ る 格納 容器 冷 却操 作を優 先す る が， 可搬 型代 替 注水 中型 ポ ン プを 用い た 代替 格納 容器 ス プレ イ冷 却 系 （可 搬型 ） によ る格
納容 器冷 却 操作 も実 施可 能 であ る。
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で あるが ，プ ラ ント 状況 によ っ ては ，事 故 対 応に 有効 な 設備 とな る可 搬 型代 替注 水 大 型ポ ンプ を 用い た代
替格 納容 器 スプ レイ 冷却 系（ 可搬 型），消 火系 及び 補 給水 系に よる 格 納容 器冷 却 操 作も 実施 可 能で ある 。
また ，格 納 容器 冷却 等が で きな い場 合 ， ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却 装 置に よる 格 納 容器 圧力 等 の上 昇の緩 和も 可 能で ある 。
Ⅲ

水位 不明 で はな い

（約14時 間 ）再循 環ポ ン プ
トリ ップ の 確認 ※ ２

格納容器圧力310kPa[gage]到達

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる
格納 容器 減 圧及 び除 熱操 作
（サプレッション・チェンバ側）

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続することで，原子炉水位を維持し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器の減圧及び除熱操作を継続することで格納容器圧力等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を試み，残留熱除去系の復旧後，残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）により冷温停止状態とし，代替循環冷却系又は残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系及びサプレッ
ション・プール冷却系）による除熱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た後に格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作を停止し ，格 納 容器 を隔 離状 態 とす る。

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 以 外に よる 格 納 容器
減圧 及び 除 熱操 作
・耐 圧強 化 ベン ト系 によ る 格納 容器 減 圧 及び除熱 操作

第 2.1−2 図Ⅲ

高圧・低圧注水機能喪失の対応手順の概要

2.1-47
No.36-4

10

逃がし安全弁（安全弁機能）の開閉による圧力制御（最大値：約 7.79MPa[gage]）
逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 弁による手動減圧（25 分）

86

原子 炉圧力

主蒸気隔離弁閉止による圧力上昇4）2(MPa[abs])
0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）

第 2.1−4 図

再冠 水以 降の 蒸気 発生 に伴 うボ イ ド
率変化に応じた二相水位の変化

20

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶逃がし安全弁（安全弁機能）から原子炉減圧に伴う減圧の蒸気の流出による水位の低下
沸騰による水位上昇（25 分）
シュラウド内（炉心上部プレナム） ※ １

15

原子炉減圧に伴う蒸気流出
による水位低下
レベル 8
レベル 3
レベル 2

注水開始後
徐々に水位が回復

シュラウド外10

レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド内（平均出力燃料集合体） ※ １ ※ ３
再冠水過程における露出と冠水の繰り返しによるボイド率の増減

5

燃料有効長底部

シュラウド内（炉心下部プレナム） ※ １

（ｍ）

(m)

原子炉圧力の推移

注水された未飽和水により炉心下部プレナムのボイド率が低下し，二相水位による満水が維持できなくなる
ため，水位が形成される

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）

第 2.1−5 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移 ※２※１

ＳＡＦＥＲでは炉心シュラウド内側を下から炉心下部プレナム，炉心，炉心上部プレナムの領域に分け水位を計算している。事象発生 30〜40 分程度では炉心上部プレナムについては下限の水位（ノード内水位なしの状態），事象発生 30 分程度までは平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナムについては，上限の水位（ノード内の満水状態）が示されている。例えば，炉心上部プレナムの水位を「下限の水位」と表現しているのは，その領域の冷却材が完全になくなった状態を示し，炉心部又は平均出力燃料集合体と炉心下部プレナムの水位を「上限の水位」と表現しているのは，各々の領域が満水となっている状態を示している。
なお，図の点線は炉心上部プレナム，実線は平均出力燃料集合体，一点破線は炉心下部プレナムそれぞれの領域の水位を示す。
※２ シュラウド内外水位はボイドを含む場合は二相水位を示しており，二相水位評価の範囲としてボイド率を0.9 と制限している。
（蒸気単相を仮定している蒸気ドームを除く各領域では，水と蒸気の質量及び二相混合相のボイド率が計算され，二相混合体積から二相水位を求めている。ボイド率が 1.0 となるまで二相混合体
積を計算し続けると，水がほぼない状態でも，二相混合体積（水位）として扱われるため水位を高めに評価することとなる。）※３ 「燃料被覆管温度計算の観点から，集合体初期出力を保守的な設定とした燃料集合体」として高出力燃料集
合体もモデル化している。
（付録 3 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて 第 1 部 ＳＡＦＥＲ
コード 3.3 解析モデル 3.3.1 熱水力モデル (1) ノード分割 ⑨ノード 9：燃料集合体 参照）

2.1-50No.36-5

平均出力燃料集合体

第 2図

高出力燃料集合体

原子炉水位挙動の例（高圧・低圧注水機能喪失）

添付 2.1.1-4
No.36-6

圧代替注水系による原子炉注水は，解析上考慮しない。
高圧代替注水系の起動操作に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統
流量等である。
ｄ．高圧注水機能の回復操作
高圧注水機能の回復操作を実施する。
ｅ．低圧炉心スプレイ系等の自動起動の確認
原子炉水位異常低下（レベル１）信号により低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）3 系統が自動起動する。
低圧炉心スプレイ系等の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），低圧炉心スプレイ系吐出圧力等である。
外部電源が喪失している場合は，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し，非常用母線に電源を供給する。
ｆ．原子炉自動減圧の確認
原子炉水位異常低下（レベル１）信号発信の 10 分後，かつ低圧炉心ス
プレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確立されている
場合，過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁が自動開放することで原子炉が減圧される。
原子炉自動減圧の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
2.2-4
No.37-1

度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.2−9 図から第 2.2−14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.2−15 図から第 2.2−18 図に示す。
※

炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

ａ．事象進展給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位
低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。その後，原子炉水位
が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離
弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動信号が発信するが，機器故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。
事象発生の約 21 分後に原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル１）
設定点に到達すると，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動するとともに，過渡時自動減圧機能の作動タイマーが作動し，この 10 分後，事象発生の約 31 分後に過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁が自動開放する。原子炉減圧が開始されると，逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位は低下し，燃料有効長頂部を下回るが,原子炉圧力が低下し低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水が開始されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
2.2-10No.37-2

第 2.2−1 表
操作及び確認

高圧注水・減圧機能喪失における重大事故等対策について（2／3）
手順

2.2-25

計装設備
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）
低圧炉心スプレイ系ポンプ
吐出圧力 ＊
残留熱除去系ポンプ吐出圧
力＊
過渡時自動減圧機能−
原子炉水位（広帯域） ＊逃がし安全弁（自動減圧機
原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）能） ＊原子炉水位（ＳＡ燃料域）
非常用窒素供給系高圧窒
原子炉圧力 ＊
素ボンベ
原子炉圧力（ＳＡ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ＊格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ＊−原子炉水位（広帯域） ＊・原子炉減圧により低圧炉心スプレイ系 低圧炉心スプレイ系 ＊原子炉水位（燃料域） ＊及び残留熱除去系（低圧注水系）から 残 留 熱 除 去 系 （ 低 圧 注 水＊の原子炉注水が開始され，原子炉水位 系）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）が回復したことを確認する。
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
サプレッション・プール ＊＊・原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レ 非常用ディーゼル発電機
低圧炉心スプレイ系ポンプ
ベル３）設定点から原子炉水位高（レ 軽油貯蔵タンク
吐出圧力 ＊
ベル８）設定点の間に維持する。
残留熱除去系ポンプ吐出圧
力＊＊ 既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 等 の 自 ・原子炉水位が，原子炉水位異常低下（レ
動起動の確認ベル１）設定点に到達した時点で低圧
炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動したことを確認する。
・外部電源が喪失している場合には，非常用ディーゼル発電機が自動起動し，非常用母線に電源を供給する。
原子炉自動減圧の確認
・原子炉水位異常低下（レベル１）設定
点到達の 10 分後に過渡時自動減圧機
能 が 作動 する こと に より逃 が し安 全
弁（自動減圧機能）2 弁が自動開放したことを確認する。
・原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。

原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）

重大事故等対処設備
常設設備
低圧炉心スプレイ系 ＊残留熱除去系（低圧注水系） ＊サプレッション・プール ＊非常用ディーゼル発電機 ＊軽油貯蔵タンク

可搬型設備−

No.37-3

凡(解析 上 の時 刻)(0秒)

例：操 作・ 確 認（ 当直 運転 員 ）給水 流量 の 全喪 失：プ ラン ト 状態 （解 析）：判 断：解 析上 考 慮し ない 操作

原子 炉水 位 低（ レベ ル３）
設定 点到 達：重 大事 故 等対 応要 員（ 現 場） の作 業
：当 直運 転 員と 重大 事故 等 対応 要員（現 場） の 共同 作業

原子 炉ス ク ラム の確 認

(約20秒)※１

高圧 注水 機 能喪 失の 確認 ※ ２(約21分)

使用 済燃 料 プー ルの冷 却操 作原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）設 定点 到達

主蒸 気隔 離 弁閉 止
逃が し安 全 弁（ 安 全弁 機能 ）による原 子炉 圧 力制 御の 確認 ※ ２

再循 環ポ ン プ
トリ ップ の 確認 ※ ２

高圧 代替 注 水系の起 動操 作原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル １ ）設 定点 到達

高圧 注水 機 能の回復 操作

過渡 時自 動 減圧 機能 のリセ ット 確 認 ※ ３

低圧 炉心 ス プレ イ系 及び残留 熱除 去 系（ 低圧 注水 系 ）の自 動起 動 の確 認 ※ ４Ａ(約31分)

過渡 時自 動 減圧 機能 による
原子 炉自 動 減圧
（逃 がし 安 全弁 （自 動減 圧 機能 ）2弁自 動 開放 ）低圧 注水 機 能以 外に よる 原 子炉 注水 操 作・常 設低 圧 代替 注水 系ポ ン プを 用い た 低 圧代 替注 水系（ 常設 ） によ る原 子炉 注 水操 作・代 替循 環 冷却 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・制 御棒 駆 動水 圧系 によ る 原子 炉注 水 操 作
・ほ う酸 水 注入 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・消 火系 に よる 原子 炉注 水 操作
・補 給水 系 によ る原 子炉 注 水操 作
・可 搬型 代 替注 水中 型ポ ン プを 用い た 低 圧代 替注 水系（ 可搬 型 ）の 原子 炉注 水 操作

原子 炉自 動 減圧 の確 認

(約34分)

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※５※１

原 子 炉ス クラ ムは ， 中央 制御 室 に て平 均出 力 領域 計装 等に よ り確 認す る 。

※２

中 央 制 御 室 に て ， 機 器 ラ ン プ 表 示 ， 警 報 ， ポ ン プ 吐 出 圧 力 ，系 統 流 量 ， 原 子 炉 水 位 （ 広 帯 域 ）， 原 子
炉圧 力等 に て確 認す る。

※３

過 渡 時自 動減 圧機 能の 10 分 間タ イマ ー作 動 中に 高圧 代替 注 水系 の起 動 又 は高 圧注 水 機能 の回 復に 成
功し，原 子炉 水位 異 常低 下（ レベ ル１ ）設定 点以 上 に回 復し た場 合 は，タ イ マー がリ セッ ト され たことを 警報 復 帰に より 確認 す る。

※４

中 央 制御 室に て機 器 ラン プ表 示 ， 警報 ，ポ ン プ吐 出圧 力等 に て確 認す る 。

※５

原子炉水位が燃料有効長頂部以下となった場合は，格納容器雰囲気監視系等により格納容器内の水素・ 酸素 濃 度を 確認 する 。

※６

炉 心 損傷 は， 以下 に より 判断 す る （燃 料損 傷 が確 認さ れた 場 合は 炉心 損 傷 後の 手順 へ 移行）。
・格 納 容器 雰囲 気放 射 線モ ニタ ガ ンマ 線 線量 率が 設 計基 準事 故（原 子炉 冷 却材 喪 失）相 当の 10 倍以上な お ， 格 納容 器 雰 囲 気 放 射 線 モ ニ タ（ Ｄ ／ Ｗ ） 及 び格 納 容 器 雰 囲 気放 射 線 モニ タ （ Ｓ ／ Ｃ ）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 器温 度に より 判 断す る。

※７

原子炉減圧時には原子炉水位計凝縮槽内の原子炉冷却材の減圧沸騰により原子炉水位の指示値の信頼性 が損 な われ るお それ が ある ため ， 原 子炉 水位 不 明で ない こと を 確認 する 。
原子 炉水 位 不明 は， 以下 の いず れか に よ り判 断す る 。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気温 度 と原 子炉 圧 力 の関 係が 原 子炉 水位 不明 領 域に 入っ た 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電源 が 喪失 した 場 合・原 子炉 水 位の 指示 値の ば らつ きが 大 き く燃 料有 効 長頂 部以 上で あ るこ とが 判 断 でき ない 場 合※８

原 子 炉水 位不 明の 場 合は ，原子 炉 圧力 容器 を 満水 とし ，原子 炉圧 力 とサ プ レッ ショ ン・チ ェン バ 圧力との 差圧 を 確認 する こと で ，原 子炉 水 位 が燃 料有 効 長頂 部以 上で あ るこ とを 確 認 する 。

※９

低 圧 炉心 スプ レイ 系 によ り，原子 炉水 位を 原 子炉 水位 低（ レベル３ ）設 定 点か ら原 子 炉水 位高（レ ベル８ ）設 定 点の 間に 維持 す る。

※１ ０

サ プレ ッシ ョン・プ ール 水温 度 が 32℃ に 到達 し，か つ 低圧 炉心 ス プレ イ 系に より 原 子炉 水位 が維 持
可能 であ る こと を確 認し ，残留 熱除 去系（低 圧注 水系 ）から残留 熱除 去 系（ サプ レッ ショ ン・プ ー
ル冷 却系 ）に 切 り換 える 。解 析 上は ，原 子炉 水位 が 原子 炉水位高（ レベ ル８ ）設 定点 に到 達 した 時
点で 切替 操 作を 開始 し， この 5 分後 に サ プレ ッシ ョ ン・ プール冷 却 を開 始す る 想 定と して い る。

※１ １

サ プレ ッシ ョン ・ プー ル冷 却 操 作の 開始 時 間は ，Ｍ ＡＡ Ｐ 解析 に基 づ く もの であ る 。

Ⅰ
炉心 損傷 な しの 継続 確認 ※６

原子 炉水 位 不明
でな いこ と の確 認 ※７
水位 不明 で はな い

水位 不明

炉心損傷が確認された
場合 は，炉 心 損傷 後の 対
応手 順に 移 行す る

原子 炉満 水 操作 ※８

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低 圧炉 心 スプ レイ 系） ※ ９

Ａ(約41分 ※ １ １ )

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 冷却 操作 ※ １ ０【有 効性 評 価の 対象 とし て いな いが 他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた 低 圧 代替 注水 系（ 常設 ）によ る 原子 炉注 水が 実施 可能 で ある。
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 ，代替 循環 冷却 系 ，制 御 棒駆 動水 圧系 ，ほ う酸 水注 入系 ，消火 系，
補給 水系 及 び可 搬型 代替 注 水中 型ポ ン プ を用 いた 低 圧代 替注 水系 （ 可搬 型） に よ る原 子炉 注 水も 実
施可 能で あ る。

低圧 炉心 ス プレ イ系 によ り 原子 炉水 位 を 維持 し，残留 熱除去 系（サ プレ ッ ショ ン・プ ール 冷却 系 ）に よ る格 納容器除 熱を 継 続す る 。ま た ，機 能 喪失 して いる 設備 の 復旧に努 める と とも に，残留 熱除 去 系（原 子 炉停止 時冷 却 系）に切 り替 え ，冷 温停 止状 態 とす る。

第 2.2−2 図

高圧注水・減圧機能喪失の対応手順の概要

2.2-34No.37-4

高圧注水・ 減圧機能 喪失

経過時間
0

実施箇所・必要要員数

当直発電長

1人

20

30

約20秒

1人

当直運転員
(中央制御室)

災害対策要員
（指揮者等）
当直運転員
(現場)

4人

70

80

90
分

25
時間

備 考

プラ ント 状 況判 断

中央監視
運転操作指揮約21分

原 子炉 水位 異常 低 下（ レベ ル １ ）設 定点 到 達
約31分

運転操作指揮補佐

過 渡時 自動 減圧 機 能自 動作 動

約34分
指揮者等

60

原 子炉 水位 異常 低 下（ レベ ル ２ ）設 定点 到 達

操作の内容
当直副発電長50

原子 炉ス ク ラム

操作項目
補佐

40

事象 発生

【 】は他作業後移動してきた要員

責任者

10

初動での指揮発電所内外連絡原 子炉 水位 燃料 有 効長 頂部 到 達
約41分

残 留熱 除去 系（ サ プレ ッシ ョ ン ・プ ール 冷 却系 ）へ の移 行

重大事故等対応要員(現場)●原子炉ス クラムの 確認●タービン 停止の確 認●外部電源喪失の確認

状況判断

2人
A，B

外部電源喪失の確認及び非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認は，
外部電源がない場合に実施する●給水流量全喪失の確認
−

−

10 分

●再循環ポンプトリップの確認●主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御の確認●非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認●高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の自動起動失敗の確認

高圧注水機能喪失
の確認

【1人】
A

−

−

●高 圧 炉 心ス プ レイ 系 及 び原 子 炉隔 離 時 冷却 系 の手 動 起 動操 作
（失敗）

2分

常設代替高圧電源装置による緊急用
母線の受電操作

【1人】
B

−

−

●常設代替高圧電源装置2台の起動操作及び緊急用母線の受電操
作

4分

中央制御室からの高圧代替注水系起
動操作

【1人】
A

−

−

●高圧代替注水系による原子炉注水の系統構成操作及び起動操作

高圧注水機能の回
復操作

−

2人
C，D

−

●高圧注水 機能の回 復操作， 失敗原因 調査

低圧注水機能の自
動起動確認

【1人】
A

−

−

●低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の自動起
動確認

原子炉自動減圧の
確認

【1人】
A

−

−

●逃がし安 全弁（自 動減圧機 能）2弁の 自動開放 確認

原子炉水位の調整
操作(低圧炉心ス
プレイ系)

【1 人】
A

−

−

●低圧炉心スプレイ系による原子炉注水の調整操作

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・プール冷却操作

外部電源がない場合に実施する

解析上考慮しない

4分
適宜 実施
適宜 確認
適宜 確認
原子 炉水 位 を原 子炉 水位 低 （レ ベル ３ ） 設定 点か ら 原子 炉水 位高 （ レベ ル８ ） 設 定点 の間 に 維持

●残留熱除去系（低圧注水系）から残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）への切替操作（1系列）
【1人】
B

−

−

4分

●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・プール冷却状態の監視

【1人】
A

−

2人
A,B

−
●緊急用海水系による海水通水の系統構成操作及び起動操作

2人
C，D

解析上考慮 しない
スロッシングによる水位低下がある場合は代替燃
料プール冷却系の起動までに実施す る

適宜 実施

20 分
15 分

●代替燃料プール冷却系の起動操作
必要要員合計

手順上は原子炉水位燃料有効長頂部回復で実施す
るが，解析上は原子炉水位
高（レベ ル８） 到達から5
分後に開始

適宜 確認

●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
使用済燃料プールの冷却操作

解析上考慮しない

解析上考慮 しない
25時間後ま でに実施 する

0人

第 2.2−3 図

高圧注水・減圧機能喪失時の作業と所要時間

2.2-35
No.37-5

過渡時自動減圧機能作動による自動減圧（約 31 分）（原子炉水位異常低下（レベル１）信号＋10 分）

10
逃がし安全弁（安全弁機能）の開閉による圧力制御（最大値：約 7.79MPa[gage]）8

原子 炉圧力

原子炉圧力(MPa[abs])（MPa[abs]）

6
低圧炉心スプレイ系の注水開始に伴い，炉心での蒸気発生量が増加し，原子炉圧力がわずかに上昇

主蒸気隔離弁閉止による圧力上昇

4

2

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2−4 図

原子炉圧力の推移

自動減圧（約 31 分）に伴う減圧沸騰
による水位上昇20

逃がし安全弁（安全弁機能）からの蒸気の流出による水位の低下

原子炉の減圧に伴い，ダウンカマ部にボイドが発生し，シュラウド外の二相水位が上昇

原子炉減圧に伴う蒸気

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

流出による水位低下
シュラウド内（炉心上部プレナム）

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2
低圧注水系等の注水による水位上昇10

レベル 1
燃料有効長頂部
シュラウド外シュラウド内（高出力燃料集合体）

5

燃料有効長底部

シュラウド内（炉心下部プレナム）

（ｍ）
(m)

注水 された未 飽和水に より炉心下 部プレナ ムのボイ ド率が低 下し，二相水位による満水が維持できなくなるため，水位が形成さ
れる

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2−5 図※

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移 ※シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.2-36
No.37-6

自動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇20

原子炉減圧による蒸気

原 子 炉 水 位︵ シ ュ ラ ウ ド 内 外 水 位 ︶逃がし安全弁からの蒸気の流出による水位の低下

流出により水位低下

炉心上部プレナム

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

低圧注水系の注水による水位上昇10

レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド外高出力燃料集合体

燃料有効長底部

5
炉心下部プレナム）(m)

注水された冷却材により炉心下部プレナムのボイド率が低下し，二相水位による満水が維持できなくなるた
め，水位が形成される

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG76R001

第 2図

原 子 炉 水 位（ シ ュ ラ ウ ド 内 外 水 位 ）の 推 移（ 感 度 解 析 ケ ー ス ）

1200

1000

燃料被覆管温度(℃ )燃 料 被 覆 管 最 高 温 度 発 生 （ 約 821℃ ， 約 43 分 ）（ 発 熱 部 10 分 割 中 ， 下 か ら 7 番 目 の 位 置 ）原子炉スクラム後の出力低下及び減圧に伴う冷却材飽
和温度低下により燃料被覆管温度が低下

800

炉心露出による
燃料被覆管温度上昇

600

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下原子炉減圧による飽和温度の低下

400

200

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG76R001

第 3図

燃料被覆管温度の推移（感度解析ケース）

添付 2.2.3-3
No.37-7

ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代替注
水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機
能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｈ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が可搬型代替注水中型ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。原子炉水位回
復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位
高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が停止したことを確認する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））に必要な計装設備
は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
ｉ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型
2.3.1-5
No.38-1

第 2.3.1−1 表
操作及び確認

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）における重大事故等対策について（2／4）
手

順

常設設備
・全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室 −からの遠隔操作により外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動を試みる
が，失敗したことを確認し，早期の電源回
復不能を確認する。
電源確保操作対応
・非常用ディーゼル発電機等の回復操作を実 −施する。
・外部電源の回復操作を実施する。
可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ を ・全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪 西側淡水貯水設備
失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬用いた低圧代替注水系（可搬型）による原型）の起動準備操作
子炉注水準備を開始する。
逃がし安全弁（自動減圧機能） ・サプレッション・プール水温度がサプレッ 逃 が し 安 全 弁 （ 自の手動による原子炉減圧操作
ション・プール熱容量制限（原子炉が高圧 動減圧機能） ＊の場合は 65℃）に到達したことを確認する。 非 常 用 窒 素 供 給 系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代 高圧窒素ボンベ
替注水系（可搬型）の起動準備操作の完了 所 内 常 設 直 流 電 源
後，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁の手 設備
動開放により，原子炉減圧を実施する。
・原子炉水位が燃料有効長頂部を下回った場
合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
早期の電源回復不能の確認

2.3.1-33＊

重大事故等対処設備
可搬型設備
−
−

計装設備

−

−

可搬型代替注水中型ポンプ−−サプレッション・プール水温度＊
原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）
ドライウェル雰囲気温度 ＊格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ＊

：有効性評価上考慮しない操作
既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

No.38-2

凡（解 析上 の 時刻 ）例
：操 作・ 確 認（ 運転 員）（0 秒 ）

全交 流動 力 電源 喪失：プ ラン ト 状態 （解 析）：判 断：解 析上 考 慮し ない 操作：運 転員 と 重大 事故 等対 応 要員 （現 場 ）の共 同作 業

原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）設 定点 到達

早期 の電 源 回復 不能 の確 認 ※ ４

原子 炉隔 離 時冷 却系 の
自動 起動 の 確認 ※ ２

可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ を用いた 低圧 代 替注 水系 （可 搬 型）の起 動準 備 操作 ※ ５

原子 炉水 位 の調 整操 作
（原 子炉 隔 離時 冷却 系） ※３（約 3 時 間 ）：重 大事 故 等対 応要 員（ 現 場） の作 業

再循 環ポ ン プ停 止の 確認 ※ ２

主蒸 気隔 離 弁閉 止及 び
逃が し安 全 弁（ 安 全弁 機能 ）によ る
原子 炉圧 力 制御 の確 認 ※ ２

原子 炉ス ク ラム ※ １ 及 び
全交 流動 力 電源 喪失 の確 認

タン クロ ー リに よる
燃料 給油 操 作

電源 確保 操 作対 応

原子炉隔離時冷却系以外による原子炉注水操作
・高 圧代 替 注水 系に よる 原 子炉 注水 操 作（1 時 間）Ⅰ

サプ レッ シ ョン ・プ ール 水 温度
65℃ 到達直流 電源 の 負荷 切離操作 （中 央 制御 室）
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替
注水 系（ 可 搬型 ）以 外に よ る原 子炉 注 水 操作
・可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代
替注 水系 （ 可搬 型） によ る 原子 炉注 水 操 作
・消 火系 に よる 原子 炉注 水 操作

（約 8 時 間 ） 逃が し安 全 弁（ 自動 減圧 機 能）の手 動に よ る原 子炉 減圧 操 作 ※ ６

水位 不明 で はな い

（8 時 間）直流 電源 の 負荷 切離操作 （現 場 ）Ⅰ

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※７

原子 炉水 位 不明
でな いこ と の確 認 ※９

使用 済燃 料 プー ル
の冷 却

水位 不明

炉心 損傷 な しの 継続 確認 ※８

原子 炉満 水 操作 ※１０

炉心損傷が確認された場
合は ，炉心 損傷 後の 対 応手
順に 移行 す る

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低 圧代 替 注水 系（ 可搬 型）） ※１１（約 13 時間 ）常設 代替 高 圧電 源装 置に よ る
緊急 用母 線 の受 電操 作

格納容器圧力279kPa[gage]到達

可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ を用いた 代替 格 納容 器ス プレ イ 冷却系（可 搬型 ）に よる 格納 容 器冷 却操作

残留 熱除 去 系（低 圧注 水 系）に よる原 子炉 注 水並 びに 残留 熱 除去
系（格 納容 器 スプ レイ 冷 却系）又（約 24 時間 ） は残 留熱 除 去系 （サ プレ ッ ショ
ン・プ ール 冷 却系）によ る 格納 容器除 熱操 作 ※ １ ２

常設 代替 高 圧電 源装 置に よ る
非常 用母 線 の受 電準 備操 作

（24 時 間 ）常設 代替 高 圧電 源装 置に よ る
非常 用母 線 の受 電操 作
可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ を用 いた 代 替 格納 容器 ス プレ イ冷 却系 （ 可搬型 ）以 外 によ る格 納容 器 冷却 操作
可搬 型代 替 注水 大型 ポン プ を用 いた 格 納 容器 スプ レ イ冷 却系（ 可搬 型）によ る格 納 容器 冷却 操作
・消 火系 に よる 格納 容器 冷 却操 作

Ⅳ

可搬 型代 替 低圧電源 車によ る受 電 操作

Ⅲ

緊急 用海 水 系又は代 替残 留 熱除 去系 海 水 系を 用い た 残留 熱除 去系 （ 低圧 注水系）によ る 原子炉注 水並 び に残 留熱 除 去 系（ 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系）又は 残
留熱 除去 系 （サプレ ッシ ョ ン・ プー ル 冷 却系 ）に よ る格 納容 器除 熱 操作Ⅴ

代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 ， 常 設 低 圧 代 替 注 水 ポ ン プを 用 い た 代 替 格 納 容 器
ス プ レ イ 冷 却 系 （ 常 設 ） 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 を用 い た 代 替 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 （ 可 搬 型 ） に よ る 格 納 容 器 冷 却操 作 並 び に ド ラ イ ウ ェル内 ガス 冷 却装 置に よる 格 納容 器除 熱 操 作

Ⅵ【有 効性 評 価の 対象 とし て いな いが 他 に 取り 得る 手 段】
残 留 熱 除 去 系 （ 低 圧 注 水 系 ） に よ る 原 子 炉 注 水 を継 続 す る
こ と で ， 原 子 炉 水 位 を 維 持 し ， 残 留 熱 除 去 系 （ 格納 容 器 ス
プ レ イ 冷 却 系 ） 又 は 残 留 熱 除 去 系 （ サ プ レ ッ シ ョン ・ プ ー
ル 冷 却 系 ） に よ る 格 納 容 器 除 熱 を 継 続 す る 。 ま た， 原 子 炉
建 屋 ガ ス 処 理 系 及 び 中 央 制 御 室 換 気 系 を 起 動 し ，機 能 喪 失
し て い る 設 備 の 復 旧 に 努 め る と と も に ， 残 留 熱 除去 系 （ 原子炉 停止 時 冷却 系） に切 り 替え ，冷 温 停 止状 態と する。

Ⅰ
高圧 代替 注 水系 によ る原 子 炉注 水も 可 能 であ る。
Ⅱ
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が， プ ラン ト状 況 に よっ ては ， 事故 対応に有 効
な設 備と な る可 搬型 代替 注 水大 型ポ ン プ を用 いた 低 圧代 替注 水系 （ 可搬 型） 及 び 消火 系（ デ ィー ゼル 駆動 ） によ る原 子 炉 注水 も実 施 可能 である。
Ⅲ
電源 容量 に より 使用 でき る 設備 が限 ら れ るが ，常 設 代替 高圧 電源 装 置が 使用 で き ない 場合 は 可搬 型代 替低 圧 電源 車に よ り 受電 する 。
Ⅳ
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が， プ ラン ト状 況 に よっ ては ， 事故 対応に有 効
な設 備と な る代 替注 水大 型 ポン プを 用 い た格 納容 器 スプ レイ 冷却 系 （可 搬型 ） 及 び消 火系 （ ディ ーゼ ル駆 動 ）に よる 格 納 容器 冷却 も 実施 可能であ る 。
Ⅴ
緊急 用海 水 系を 用い た残 留 熱除 去系 の 使 用も 可能 で ある 。
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が， プ ラン ト状 況 に よっ ては ， 事故 対応に有 効
な設 備と な る代 替残 留熱 除 去系 海水 系 を 用い た残 留 熱除 去系 の使 用 も可 能で あ る 。
Ⅵ
代替 循環 冷 却系 によ る格 納 容器 除熱 ， 常 設低 圧代 替 注水 系ポ ンプ を 用い た代 替 格 納容 器ス プ レイ 冷却 系（ 常 設） 及び 可 搬 型代 替注 水 中型 ポンプを 用
いた 代替 格 納容 器ス プレ イ 冷却 系（ 可 搬 型） によ る 格納 容器 冷却 も 実施 可能 で あ る。
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が， プ ラン ト状 況 に よっ ては ， 事故 対応に有 効
な設 備と な る代 替注 水大 型 ポン プを 用 い た格 納容 器 スプ レイ 冷却 系 （可 搬型 ）， 消 火系 及び 補 給水 系に よる 格 納容器冷 却 も 実施 可能 で ある 。
また ，格 納 容器 冷却 等が で きな い場 合 ， ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却装 置に より 格 納 容器 圧力 等 の上 昇の 緩和 も 可能 であ る 。

※１
※２
※３
※４
※５

原 子 炉ス クラ ムは ， 中央 制御 室 に て平 均出 力 領域 計装等に よ り確 認す る 。
中 央 制御 室に て， 機 器ラ ンプ 表 示 ，警 報， ポ ンプ 吐出圧力 ， 系統 流量 ， 原 子炉 水位 （ 広帯 域），原 子炉 圧力 等 にて 確 認す る。
原 子 炉隔 離時 冷却 系 によ り， 原 子 炉水 位を 原 子炉 水位低（ レ ベル ３） 設 定 点か ら原 子 炉水 位高 （レ ベ ル８ ）設 定 点 の間 に維 持 する 。
中 央 制御 室か らの 遠 隔操 作に よ り 外部 電源 受 電及 び非常用 デ ィー ゼル 発 電 機の 起動 が でき ず， 非常 用 母線 の電 源 回 復が でき な い場 合，早期 の 電源 回復 不 能 と判 断す る 。
全 交流 動 力電 源 喪 失に 伴 う低 圧 注 水機 能 喪 失を 確 認した 場 合は ， 速や か に 可搬 型 代 替注 水 中型 ポ ン プを 用 いた 低 圧 代替 注 水 系（ 可 搬型） に よる 原 子炉 注 水 の準 備 を 開始 す る。 な お ，可 搬 型代 替 注 水中 型 ポ ンプ を 用い た 低 圧代 替 注
水系 （可 搬 型） 及び 代替 格 納容 器ス プ レ イ冷 却系 （可搬 型） には 同 じ可 搬型 代 替 注水 中型 ポ ンプ を用 いる 。
※６ サ プ レッ ショ ン・ プ ール 水温 度 が サプ レッ シ ョン ・プール 熱 容量 制限 （原 子炉 が高 圧 の場 合は 65℃ ）に 到達 又 は超 過し た場 合 は， 低圧 で原 子 炉注 水可 能 な 系統 又は 低 圧代 替注 水系 1 系統 以上 起 動 でき た後 に 原子 炉減 圧操 作 を実 施する 。 ま た， 実 際の 操 作 では ， 原 子炉 圧 力が 低 下 し可 搬 型代 替 注 水中 型 ポ ンプ を 用い た 低 圧代 替 注水 系 （ 可搬 型 ） によ る 原子 炉 注 水が 開 始され た 後に 原 子 炉隔 離 時冷 却 系 が停 止 する が ， 評価 上 は可 搬 型 代替 注 水 中型 ポ ンプ を 用いた低 圧代 替 注水 系（ 可搬 型 ）の みに よ る 水位 回復 性能を 確認 する 観 点で ，原 子 炉 減圧 開始 と 同時 に原 子炉 隔 離時 冷却 系 は 停止 する 想 定と している 。
※７ 原 子 炉水 位が 燃料 有 効長 頂部 以 下 とな った 場 合は ，格納容 器 雰囲 気監 視 系 によ り格 納 容器 内の 水素 ・ 酸素 濃度 を 確 認す る。
※８ 炉 心 損傷 は， 以下 に より 判断 す る。（炉 心損 傷 が確 認さ れた 場 合は 炉心 損 傷 後の 手順 に 移行 ）・格 納容 器 雰囲 気放 射線 モ ニタ ガン マ 線 線量 率が 設計基 準事 故（ 原 子炉 冷却 材 喪 失） 相当 の 10 倍 以 上
なお ，格 納 容器 雰囲 気放 射 線モ ニタ （ Ｄ ／Ｗ ）及 び（Ｓ ／Ｃ ）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 温度 に より 判断する 。
※９ 原 子 炉減 圧時 には 原 子炉 水位 計 凝 縮槽 内の 原 子炉 冷却材の 減 圧沸 騰に よ り 原子 炉水 位 の指 示値 の信 頼 性が 損な わ れ るお それ が ある ため，原 子 炉水 位不 明 で ない こと を 確認 する 。
原子 炉水 位 不明 は， 以下 の いず れか に よ り判 断す る。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気温 度 と原 子炉 圧 力 の関 係が 原子炉 水位 不明 領 域に 入っ た 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電源 が 喪失 した 場 合・原 子炉 水 位の 指示 値の ば らつ きが 大 き く燃 料有 効長頂 部以 上で あ るこ とが 判 断 でき ない 場 合※１ ０ 原 子炉 水位 不明 の 場合 は， 原 子 炉圧 力容 器 を満 水とし， 原 子炉 圧力 と サ プレ ッシ ョ ン・ チェ ンバ 圧 力の 差圧 を 確 認す るこ と で， 原子炉水 位 が燃 料有 効 長 頂部 以上 で ある こと を確 認 する 。
※１ １ 可 搬型 代替 注水 中 型ポ ンプ を 用 いた 低圧 代 替注 水系（可 搬 型） によ り ， 原子 炉水 位 を原 子炉 水位 低 （レ ベル ３ ） 設定 点か ら 原子 炉水位高 （ レベ ル８ ） 設 定点 の間 に 維持 する 。
※１ ２ 残留 熱 除去 系 は ，原 子 炉水 位 低 （レ ベ ル ３） 設 定点に て 残留 熱 除去 系 （ 低圧 注 水 系） に 切り 替 え ，原 子 炉水 位 高 （レ ベ ル ８） 設 定点に て 残留 熱 除去 系 （ 格納 容 器 スプ レ イ冷 却 系 ）又 は 残留 熱 除 去系 （ サ プレ ッ ショ ン ・ プー ル 冷
却系 ）に 切 り替 える 。

第 2.3.1−2 図

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）の対応手順の概要
2.3.1-46
No.38-3主蒸気隔離弁閉止による原子炉圧力上昇（最大値：約 8.16MPa[gage]）10

原子炉隔離時冷却系の起動／停止により炉内の蒸気発生量が増減するため，
原子炉圧力は低下／上昇を繰り返し，圧力上昇時は逃がし安全弁（安全弁機能）の開閉により制御される。（原子炉への注水中は，原子炉圧力が降下する。崩壊熱の減少に伴い，圧力の低下幅が大きくなる）
逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 弁による手動減圧（約 8 時間）

8原子 炉圧力原子炉圧力6（MPa[abs]）(MPa[abs])

4

2

0
0

2

4

6

8

10

12

14

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2SBO99AG5AR000

第 2.3.1−4 図

原子炉圧力の推移

20

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉水位の維持

シュラウド内（炉心上部プレナム） 原子炉隔離時冷却系による原子炉水位の維持

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

シュラウド外10

レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド内（高出力燃料集合体）
原子炉減圧による蒸気流出に伴う水位の低下（約 8 時間）注水開始後徐々に水位が回復

5シュラウド内（炉心下部プレナム）
注 水さ れた 未飽 和水 によ り炉心 下部 プ
レナムのボイド率が低下し，二相水位による満水が維持できなくなるため，水位が形成される（ｍ）(m)

002

4

燃料有効長底部

原子炉注水により炉心バイパス部から下部プレナム部に流入した未飽和水が炉心部に到達することでボイド率が低下し，水位が低下する

6

8

10

12

14

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2SBO99AG5AR000

第 2.3.1−5 図※

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移 ※シュラウド内外水位はボイドを含む場合，二相水位を示している。

2.3.1-49
No.38-4

全電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。原子炉建屋内の現場操作にて原子炉注水に必要な系統構成を実施し，屋外の現場操作にて可搬型代替注水中型ポンプの準備，ホース敷設等を実施した後にポンプ起動操作を実施する。
ｆ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
全電源喪失の確認後，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な負荷の電源切替えを実施する。
サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代替注
水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な電源の切替え操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし
安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力（ＳＡ）等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｇ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が可搬型代替注水中型ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。原子炉水位回復後は，原子炉2.3.2-5
No.39-1

第 2.3.2−1 表
操作及び確認

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）時における重大事故等対策について（2／4）
手順

重大事故等対処設備
可搬設備
計装設備
−
サプレッション・プール水温度＊
原子炉圧力（ＳＡ）
ドライウェル雰囲気温度 ＊格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ＊

2.3.2-33

常設設備
逃がし安全弁（自動減圧機能） ・全電源喪失の確認後，逃がし安全弁（自動 逃 が し 安 全 弁 （ 自の手動による原子炉減圧操作減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に 動減圧機能） ＊
必要な負荷の電源切替えを実施する。
非常用窒素供給系
・サプレッション・プール水温度がサプレッ 高圧窒素ボンベ
ション・プール熱容量制限（原子炉が高圧 常 設 代 替 直 流 電 源の場合は 65℃）に到達したことを確認する。 設備
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代
替注水系（可搬型）の起動準備操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な電源の切替操作が完了した後に，逃がし安全弁（自動減圧機
能）7 弁を手動開放することにより，原子炉減圧を実施する。
・原子炉水位が燃料有効長頂部を下回った場
合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
西側淡水貯水設備
可搬型代替注 原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位の調整操作（低圧代 ・原子炉減圧により可搬型代替注水ポンプを水中型ポンプ 原子炉水位（ＳＡ燃料域）
替注水系（可搬型））
用いた低圧代替注水系（可搬型）からの原
低圧代替注水系原子炉注水流
子炉注水が開始され，原子炉水位が回復す
量ることを確認する。
高圧代替注水系系統流量
・原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉
原子炉圧力（ＳＡ）
水位低（レベル３）設定点から原子炉水位
高（レベル８）設定点の間に維持する。
・高圧代替注水系が停止したことを確認する。
タ ン ク ロ ー リ に よ る 燃 料 給 油 ・タンクローリにより可搬型代替注水設備用 可 搬 型 設 備 用 軽 油 タンクローリ −操作
軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプ タンクに燃料給油を実施する。
＊ 既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

No.39-2

凡例：操 作・ 確 認（ 運転 員 ）（解 析上 の 時刻 ）（0 秒 ）：プ ラン ト 状態 （解 析 ）：判 断

全交 流動 力 電源 喪失
直流 電源 喪 失：解 析上 考 慮し ない 操 作：重 大事 故 等対 応要 員 （現 場 ）の 作業：運 転員 と 重大 事故 等 対応 要 員（ 現場 ）の共 同作 業原子 炉ス ク ラム の確 認 ※ １
全交 流動 力 電源 喪失 及 び
直流 電源 喪 失の 確認 ※ ２（25 分 ）

主蒸 気隔 離 弁閉 止 ※ ３
及び 逃が し 安全 弁に よ る
原子 炉圧 力 制御 の確 認

再循 環ポ ン プ停 止の 確 認

高圧 代替 注 水系 の起 動 操作 ※ ４
使用 済燃 料 プー ルの冷却
原子 炉水 位 の調 整操 作
（高 圧代 替 注水 系） ※５
可搬 型代 替 注水 中型 ポ ンプ を 用
いた 低圧 代 替注 水系（ 可 搬型 ）の起動 準備 操 作 ※ ６

サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 温 度
65℃ 到達（約 8 時 間 ）タン クロ ー リに よる
燃料 給油 操 作

可搬 型代 替 直流電源
装置 によ る 非常用直流母 線へ の 給電操作

逃が し安 全 弁（自 動減 圧 機能 ）の
手動 によ る 原子 炉減 圧 操作 ※ ７

Ⅱ

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※８

原子 炉水 位 不明
でな いこ と の確 認 ※１０
水位 不明 で はな い

水位 不明

炉心 損傷 な しの 継続 確 認 ※９

原子 炉満 水 操作 ※１１

炉心損傷が確認された場
合は ，炉 心 損傷 後の 対 応手
順に 移行 す る

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替
注水 系（ 可 搬型 ）以 外 によ る 原子 炉注 水 操作
・可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代
替注 水系 （ 可搬 型） に よる 原 子炉 注水 操 作
・消 火系 に よる 原子 炉 注水 操 作

電源 確保 操 作対 応Ⅰ

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低 圧代 替 注水 系（ 可 搬型 ）） ※１２（約 13 時間 ）常設 代替 高 圧電 源装 置 によ る
緊急 用母 線 の受 電操 作

格納容器圧力279kPa[gage]到達

可搬 型代 替 注水 中型 ポ ンプ を用い た代 替 格納 容器 ス プレ イ
冷却 系（ 可 搬型 ）に よ る
格納 容器 冷 却操 作

残留 熱除 去 系（低 圧注 水 系 ）に よる原 子炉 注 水並 びに 残 留熱 除 去（約 24 時間 ） 系（格 納容 器 スプ レイ 冷 却系 ）又は残 留熱 除 去系 （サ プ レッ シ ョ
ン・プ ール 冷 却系 ）によ る 格納 容器除 熱操 作 ※ １ ３

常設 代替 高 圧電 源装 置 によ る
非常 用母 線 の受 電準 備 操作

（24 時 間 ）可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプ
レイ 冷却 系 （可 搬型 ） 以外 に よる 格納 容 器冷 却操 作
・可搬型 代 替注 水 大型 ポン プ を用 いた 格 納容 器ス プ レイ
冷却 系（ 可 搬型 ）に よ る格 納 容器 冷却 操 作
・消 火系 に よる 格納 容 器冷 却 操作

緊急 用母 線 から の非常 用母 線 の受 電操 作

Ⅳ
可搬型代替低圧電源車によ る受 電 操作

Ⅲ
緊急 用海 水 系又は代 替 残留 熱 除去 系海 水 系を 用い た 残留 熱除 去 系（ 低 圧注 水系） によ る 原子炉注 水 並び に 残留 熱除 去 系（ 格納 容 器ス プレ イ 冷却 系 ）又 は
残留 熱除 去 系（サプ レ ッシ ョ ン・ プー ル 冷却 系） に よる 格納 容 器除 熱 操作

Ⅴ

代替 循環 冷 却系 によ る 格納 容 器除 熱操 作 ，常 設低 圧 代替 注水 ポ ンプ を用 い た代 替 格納 容器
スプ レイ 冷 却系（ 常 設 ）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 プを用い た代 替 格納 容器 ス プレ イ 冷却 系（可 搬型 ）によ る 格納 容 器冷 却操作 並び にド ライ ウェ
ル内 ガス 冷 却装 置に よ る格 納 容器 除熱 操 作

Ⅵ【有 効性 評 価の 対象 と して い ない が他 に 取り 得る 手 段】
残 留 熱 除 去 系 （ 低 圧 注 水 系 ） に よ る 原 子 炉 注 水 を継 続 す る
こ と で ， 原 子 炉 水 位 を 維 持 し ， 残 留 熱 除 去 系 （ 格納 容 器 ス
プ レ イ 冷 却 系 ） 又 は 残 留 熱 除 去 系 （ サ プ レ ッ シ ョン ・ プ ー
ル 冷 却 系 ） に よ る 格 納 容 器 除 熱 を 継 続 す る 。 ま た， 原 子 炉
建 屋 ガ ス 処 理 系 及 び 中 央 制 御 室 換 気 系 を 起 動 し ，機 能 喪 失
し て い る 設 備 の 復 旧 に 努 め る と と も に ， 残 留 熱 除去 系 （ 原子炉 停止 時 冷却 系） に 切り 替 え， 冷温 停 止状 態と する。

Ⅰ
技術 基準 上 の全 ての 要 求事 項 を満 たす こ とや 全て の プラ ント 状 況に お いて 使用 す るこ とは 困 難で ある が ，プ ラ ント 状況 に よっ ては ， 事故 対応に 有効 な 設備 となる 可搬 型 代替 注水 大 型ポ ン プを 用い た 低圧 代替 注 水系 （可 搬 型） 及 び消 火系 （ ディ ーゼ ル 駆動 ）に よ る原 子 炉注 水も 実 施可 能で ある。
Ⅱ
常設 代替 直 流電 源設 備 が使 用 でき ない 場 合は ，可 搬 型代 替直 流 電源 装 置に より 非 常用 直流 母 線へ 受電 す る。
Ⅲ
電源 容量 に より 使用 で きる 設 備が 限ら れ るが ，常 設 代替 高圧 電 源装 置 が使 用で き ない 場合 は 可搬 型代 替 低圧 電 源車 によ り 受電 する 。
Ⅳ
技術 基準 上 の全 ての 要 求事 項 を満 たす こ とや 全て の プラ ント 状 況に お いて 使用 す るこ とは 困 難で ある が ，プ ラ ント 状況 に よっ ては ， 事故 対応に 有効 な 設備 となる 代替 注 水大 型ポ ン プを 用 いた 格納 容 器ス プレ イ 冷却 系（ 可 搬型 ） 及び 消火 系 （デ ィー ゼ ル駆 動） に よる 格 納容 器冷 却 も実 施可 能であ る。

※１

直 流 電 源 喪 失 時 に は ， 平 均 出 力 領 域 計 装 等に よ る 原 子 炉
Ⅴスクラム確認はできないが，直流電源喪失に伴いスクラ
緊急 用海 水 系及 び代 替 残留 熱 除去 系海 水 系を 用い た 残留 熱除 去 系の 使 用も 可能 で ある 。
ムパイロット電磁弁が無励磁となり原子炉スクラムが発生する。また，原子炉スクラムに失敗している場合は，技術 基準 上 の全 ての 要 求事 項 を満 たす こ とや 全て の プラ ント 状 況に お いて 使用 す るこ とは 困 難で ある が ，プ ラ ント 状況 に よっ ては ， 事故 対応に 有効 な 設備 と炉心での蒸気発生量が多くなり圧力設定点の高い逃がしなる 代替 残 留熱 除去 系 海水 系 を用 いた 残 留熱 除去 系 の使 用も 可 能で あ る。
安全弁が作動し，また作動頻度も高くなることから，原Ⅵ
子炉圧力（ＳＡ）を監視することで原子炉スクラムの成代替 循環 冷 却系 によ る 格納 容 器除 熱， 常 設低 圧代 替 注水 ポン プ を用 い た代 替格 納 容器 スプ レ イ冷 却系 （ 常設 ） 及び 可搬 型 代替 注水 中 型ポ ンプを 用い た 代替 格
功／ 失敗 を 推定 でき る 。
納容 器ス プ レイ 冷却 系 （可 搬 型） によ る 格納 容器 冷 却も 実施 可 能で あ る。
※ ２ 直 流 電 源 喪 失 は ， 中 央 制 御 室 に て ， 照 明 の消 灯 ， 非 常 用
技術 基準 上 の全 ての 要 求事 項 を満 たす こ とや 全て の プラ ント 状 況に お いて 使用 す るこ とは 困 難で ある が ，プ ラ ント 状況 に よっ ては ， 事故 対応に 有効 な 設備 とディーゼル発電機の機器ランプ表示，機器故障警報，非なる 代替 注 水大 型ポ ン プを 用 いた 格納 容 器ス プレ イ 冷却 系（ 可 搬型 ）， 消火 系 及び 補給 水系 に よる 格納 容 器冷 却 も実 施可 能 であ る。
常用 交流 母 線電 圧， 直 流母 線 電圧 等に よ り判 断す る。
また ，格 納 容器 冷却 等 がで き ない 場合 ， ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷 却装 置 によ り格 納 容器 圧力 等 の上 昇の 緩 和も 可 能で ある 。
ま た ， 全 電 源 喪 失 を 確 認 し ， 早 期 の 電 源 回復 不 能 と 判 断する 。
※３ 主 蒸 気隔 離弁 は 制御 電 源が 喪失 す るこ とで 閉とな る。
※４ 高 圧 代替 注水 系 の起 動 操作 は以 下 によ り判 断し， 高圧代替注水系に必要な負荷の電源切替えを実施してから高圧 代 替注 水系 を起 動 する。
・全 電源 喪 失※５ 高 圧 代替 注水 系 によ り ，原 子炉 水 位を 原子 炉水位 低（ レ ベル ３ ）設 定点 か ら原 子炉 水 位高 （レ ベ ル８ ） 設定 点の 間 に維 持す る 。
※６ 全 交 流動 力電 源 喪失 に 伴う 低圧 注 水機 能喪 失を確 認し た 場合 は ，速 やか に 可搬 型代 替 注水 中型 ポ ンプ を 用い た低 圧 代替 注水 系 （可 搬型） によ る 原子 炉注 水 の準 備を 開 始す る。 な お， 低 圧代替注 水 系（ 可搬 型 ）及 び代 替 格納 容 器ス
プレ イ冷 却 系（ 可搬 型 ）に は 同じ 可搬 型 代替 注水 中型ポ ンプ を 用い る 。
※７ サ プ レッ ショ ン・プー ル 水温 度が サプ レッ ション・プー ル 熱容 量 制限（ 原 子炉 が高 圧 の場 合は 65℃ ）に 到達 又は 超 過し た場 合 は ，低 圧で 原 子炉 注 水可 能な 系統 又は 低 圧代 替注 水系 1 系 統以上起 動 でき ，逃が し 安全 弁（自 動 減圧 機能 ） に必要な電源の切替え操作が完 了 し た 後 に 原子炉 減 圧 操 作を 実 施 す る 。 実際 の 操 作 では ， 原 子 炉 圧力 が 低 下 し 可 搬型 代 替 注 水中 型 ポ ン プ を用 い た 低 圧 代 替注 水 系 （ 可搬 型） に よ る原 子 炉 注 水が 開始 さ れ た 後に 高 圧 代 替 注水 系が停 止す る が， 可搬 型 代替 注 水中 型ポ ン プを 用い た低圧 代替 注 水系 （ 可搬 型） の 原子 炉水 位 回復 性能 を 確認 す る観 点で ， 原子 炉減 圧 開始 と同時 に高 圧 代替 注水 系 は停 止す る 想定 とし て いる 。
※８ 原 子 炉水 位が 燃 料有 効 長頂 部以 下 とな った 場合は ，格 納 容器 雰 囲気 監視 系 等に より 格 納容 器内 の 水素 ・ 酸素 濃度 を 確認 する 。
※９ 炉 心 損傷 は， 以 下に よ り判 断す る。（炉 心損傷 が確 認さ れ た場 合 は炉 心損 傷 後の 手順 に 移行 ）・格 納容 器 雰囲 気放 射 線モ ニ タガ ンマ 線 線量 率が 設 計基 準事 故 （原 子 炉冷 却材 喪 失） 相当 の 10 倍以 上
なお ，格 納 容器 雰囲 気 放射 線 モニ タ（ Ｄ ／Ｗ ）及 び（Ｓ ／Ｃ ） 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 温度 に より 判断す る。
※１ ０ 原 子炉 減圧 時 には 原 子炉 水位 計 凝縮 槽内 の原子 炉冷 却 材の 減 圧沸 騰に よ り原 子炉 水 位の 指示 値 の信 頼 性が 損な わ れる おそ れ があ るため ，原 子 炉水 位不 明 でな いこ と を確 認す る 。
原子 炉水 位 不明 は， 以 下の い ずれ かに よ り判 断す る。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気 温度 と 原子 炉圧 力 の関 係が 原 子炉 水位 不 明領 域 に入 った 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電 源が 喪 失し た場 合・原 子炉 水 位の 指示 値 のば ら つき が大 き く燃 料有 効 長頂 部以 上 であ る こと が判 断 でき ない 場 合※１ １ 原 子炉 水位 不 明の 場 合は ，原 子 炉圧 力容 器を満 水と し ，原 子 炉圧 力と サ プレ ッシ ョ ン・ チェ ン バ圧 力 の差 圧を 確 認す るこ と で， 原子炉 水位 が 燃料 有効 長 頂部 以上 で ある こと を 確認 す る。
※１ ２ 可 搬型 代替 注 水中 型 ポン プを 用 いた 低圧 代替注 水系 （ 可搬 型 ）に より ， 原子 炉水 位 を原 子炉 水 位低 （ レベ ル３ ） 設定 点か ら 原子 炉水位 高（ レ ベル ８） 設 定点 の間 に 維持 する 。
※１ ３ 残 留熱 除去 系 は，原子 炉 水位 低（レ ベル ３）設 定点 に て残 留熱 除 去系（ 低圧 注水 系 ）に 切り 替 え，原子 炉 水位 高（レ ベル ８）設 定点に て残 留熱 除 去系（ 格納 容器 ス プレ イ冷 却 系））又 は残留 熱除 去系（サ プ レッ ショ ン・プ ール 冷
却系 ）に 切 り替 える 。

第 2.3.2−2 図

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）の対応手順の概要
2.3.2-46
No.39-3主蒸気隔離弁閉止による原子炉圧力上昇（最大値：約 8.16MPa[gage]）10

高圧代替注水系の起動／停止により炉内の蒸気発生量が増減するため，圧力の低下／上昇を繰り返し，圧力上昇時は逃がし安全弁（安全弁機能）の開閉により圧力は制御される（原子炉への注水中は原子炉圧力が降下し，崩壊熱の減少に伴い，圧力の低下幅が大きくなる）
逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 弁による手動減圧（約 8 時間）

8原子 炉圧力原子炉圧力6(MPa[abs])（MPa[abs]）

4

2

0
0

2

4

6

8

10

12

14

事故後の時間（ｈ）
SA3NT2SBO99AH5FR000

第 2.3.2−4 図

原子炉圧力の推移

20

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

シュラウド内（炉心上部プレナム）

15

高圧代替注水系の起動／停止による
原子炉水位の維持
レベル 8
レベル 3

シュラウド外レベル 2

シュラウド内（高出力燃料集合体）

10

レベル 1
燃料有効長頂部

原子炉減圧による蒸気流出に伴う水位低下（約 8 時間）

5

注水開始後
徐々に水位が回復

燃料有効長底部

シュラウド内炉心下部プレナム

（ｍ）
(m)
0
0

2

4

6

8

10

12

14

事故後の時間（ｈ）
SA3NT2SBO99AH5FR000

第 2.3.2−5 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移 ※※：シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.3.2-49
No.39-4

ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点
で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を
原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。
原子炉隔離時冷却系の停止後は，逃がし安全弁を介して原子炉圧力容
器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が徐々に低下するため，燃料有効長頂部に到達したことを確認した場合は，炉心損
傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｄ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部
2.3.3-4
No.40-1

(3)有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位） ※ ，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.3.3−4 図から第 2.3.3−8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部
プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.3.3−9 図から第2.3.3−14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・
プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.3.3−15 図から第 2.3.3−18 図に示す。
※

炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

ａ．事象進展全交流動力電源喪失後，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプの停止が発生し，原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉への注水が開始されることで，原子炉水位は維持される。
逃がし安全弁 1 弁が開固着することで，蒸気の流出が継続し，事象発生の約 79 分後に原子炉圧力が 1.04MPa[gage]まで低下し，原子炉隔離時
冷却系が停止することで原子炉水位は徐々に低下し，燃料有効長頂部を下回る。
事象発生の 3 時間後に可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注
2.3.3-14
No.40-2

第 2.3.3−1 表
操作及び確認
原子炉水位の調整操作（原子炉
隔離時冷却系）

2.3.3-33
早期の電源回復不能の確認

電源確保操作対応

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）時における重大事故等対策について（2／5）
手順

・原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。
・原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉
水位低（レベル３）設定点から原子炉水位
高（レベル８）設定点の間に維持する。
・原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。
・原子炉隔離時冷却系の停止後は，逃がし安全弁の開固着により原子炉水位が徐々に低下し，燃料有効長頂部に到達したことを確認した場合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
・全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動を試みる
が，失敗したことを確認し，早期の電源回
復不能を確認する。
・非常用ディーゼル発電機等の回復操作を実施する。
・外部電源の回復操作を実施する。
＊

常設設備
原子炉隔離時冷却系＊
サプレッション・
プール ＊所内常設直流電源設備

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
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）
原子炉隔離時冷却系系統流量＊

原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ＊

−

−

−

−

−

−

：有効性評価上考慮しない操作
既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

No.40-3

凡（解 析上 の 時刻 ）（0 秒 ）

例：操 作・ 確 認（ 運転 員 ）全交 流動 力 電源 喪失
逃が し安 全 弁の 開固 着

：プ ラン ト 状態 （解 析 ）：判 断：解 析上 考 慮し ない 操 作

逃がし安全弁開固着の確認（約 185 秒 ）再循 環ポ ン プ停 止の 確 認 ※ ２

主蒸 気隔 離 弁閉 止及 び
逃が し安 全 弁（ 安全 弁 機能 ） による 原子 炉 圧力 制御 の 確認 ※ ２

原子 炉ス ク ラム ※ １ 及 び
全交 流動 力 電源 喪失 の 確認

：重 大事 故 等対 応要 員 （現 場 ）の 作業：運 転員 と 重大 事故 等 対応 要 員（ 現場 ）の共 同作 業※３

原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）設 定点 到 達
早期 の電 源 回復 不能 の 確認 ※ ５

原子 炉隔 離 時冷 却系 の
自動 起動 の 確認 ※ ２

可搬 型代 替 注水 中型 ポ ンプ を 用
いた 低圧 代 替注 水系（ 可 搬型 ）の起動 準備 操 作 ※ ６

使用 済燃 料 プー ルの冷 却

タン クロ ー リに よる
燃料 給油 操 作

原子 炉水 位 の調 整操 作
（原 子炉 隔 離時 冷却 系 ） ※４

（約 79 分）原子炉隔離時冷却系以外による原子炉注 水操 作・高 圧代 替 注水 系に よ る原 子 炉注 水
操作

原子 炉圧 力1.04MPa[gage]
原子 炉隔 離 時冷 却系 注 水停 止

電源 確保 操 作対 応Ⅰ

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※７

炉心 損傷 な しの 継続 確 認 ※９（1 時 間）
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（ 可搬 型 ）以 外に よ る原 子 炉注 水操 作
・可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注
水系 （可 搬 型） によ る 原子 炉 注水 操作・消 火系 に よる 原子 炉 注水 操 作

炉 心 損 傷が 確 認 さ れ た 場 合は ， 炉
心損 傷後 の 対応 手順 に 移行 す る（約 3 時 間 ）直流 電源 の 負荷 切離操作 （中 央 制御 室）（8 時 間）Ⅱ

直流 電源 の 負荷 切離操作 （現 場 ）逃が し安 全 弁（自 動減 圧 機能 ）の
手動 によ る 原子 炉減 圧 操作 ※ ８

水位 不明

原子 炉水 位 不明
でないことの確認※１０

原子 炉満 水 操作 ※１１

水位 不明 で はな い

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復
常設 代替 高 圧電 源装 置 によ る
緊急 用母 線 の受 電操 作

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低 圧代 替 注水 系（ 可 搬型 ）） ※１２（約 14 時間 ）常設 代替 高 圧電 源装 置 によ る
非常 用母 線 の受 電準 備 操作

（24 時 間 ）格納容器圧力279kPa[gage]到達

常設 代替 高 圧電 源装 置 によ る
非常 用母 線 の受 電操 作

可搬 型代 替 注水 中型 ポ ンプ を用い た代 替 格納 容器 ス プレ イ
冷却 系（可 搬 型 ）に よる 格 納容 器
冷却 操作

（約 24 時間 ）残留 熱除 去 系（低 圧注 水 系 ）に よる原 子炉 注 水並 びに 残 留熱 除 去系（格 納容 器 スプ レイ 冷 却系 ）又は残 留熱 除 去系 （サ プ レッ シ ョ
ン・プ ール 冷 却系 ）によ る 格納 容器除 熱操 作 ※ １ ３

可搬 型代 替 注水 中型 ポ ンプ を 用い た代 替 格納 容器 ス プレ イ冷 却
系（ 可搬 型 ）以 外に よ る格 納 容器 冷却 操 作
・可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器スプレイ冷却系（可 搬型 ） によ る格 納 容器 冷 却操 作
・消 火系 に よる 格納 容 器冷 却 操作Ⅳ

可搬型代替交流電源設
備に よる 受 電操 作

Ⅲ

緊急 用海 水 系又は代 替 残留 熱 除去 系海 水 系を 用い た 残留 熱除 去 系（ 低 圧注 水系 ）によ る原 子 炉注水並 び に残 留 熱除 去系（ 格納 容器 ス プレ イ冷 却 系）又は 残 留熱 除
去系 （サ プ レッショ ン ・プ ー ル冷 却系 ） によ る格 納 容器 除熱 操 作
残 留 熱 除 去 系 （ 低 圧 注 水 系 ） に よ る 原 子 炉 注 水 を継 続 す る
こ と で ， 原 子 炉 水 位 を 維 持 し ， 残 留 熱 除 去 系 （ 格納 容 器 ス
プ レ イ 冷 却 系 ） 又 は 残 留 熱 除 去 系 （ サ プ レ ッ シ ョン ・ プ ー
ル 冷 却 系 ） に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 を 継 続 す る 。ま た ， 原子 炉 建 屋 ガ ス 処 理 系 及 び 中 央 制 御 室 換 気 系 を 起 動し ， 機 能
喪 失 し て い る 設 備 の 復 旧 に 努 め る と と も に ， 残 留熱 除 去 系（原 子炉 停 止時 冷却 系 ）に切 り替 え ，冷 温停 止状 態とす る。

Ⅴ

代替 循環 冷 却系 によ る 格納 容 器除 熱操 作 ，常設 低圧 代 替注 水系 ポ ンプを 用い た代 替 格納 容器ス プレ イ 冷却 系（ 常設）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 プを用 いた 代 替格 納容 器 スプ レ イ冷 却系（ 可搬 型）によ る格 納 容器 冷却操 作並 びに ドラ イウ
ェル 内ガ ス 冷却 装置 に よる 格 納容 器除 熱 操作

Ⅵ

【有 効性 評 価の 対象 と して い ない が他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
高圧 代替 注 水系 によ る 原子 炉 注水 も可 能 であ る。
Ⅱ
技術 基準 上 の全 ての 要 求事 項 を満 たす こ とや 全て の プラ ント 状 況に お いて 使用 す るこ とは 困 難で ある が，プ ラン ト状 況 に よっ ては ，事 故 対応に有 効 な設 備と なる可 搬型 代 替注 水大 型 ポン プ を用 いた 低 圧代 替注 水 系（ 可搬 型 ）及 び 消火 系（ デ ィー ゼル 駆 動） によ る 原子 炉 注水 も実 施 可能 であ る。
Ⅲ
電源 容量 に より 使用 で きる 設 備が 限ら れ るが ，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 り受 電す る 。
Ⅳ
技術 基準 上 の全 ての 要 求事 項 を満 たす こ とや 全て の プラ ント 状 況に お いて 使用 す るこ とは 困 難で ある が，プ ラン ト状 況 に よっ ては ，事 故 対応に有 効 な設 備と なる代 替注 水 大型 ポン プ を用 い た格 納容 器 スプ レイ 冷 却系 （可 搬 型） 及 び消 火系 （ ディ ーゼ ル 駆動 ）に よ る格 納 容器 冷却 操 作も 実施 可能で ある。
Ⅴ
緊急 用海 水 系及 び代 替 残留 熱 除去 系海 水 系を 用い た 残留 熱除 去 系の 使 用も 可能 で ある 。

技術 基準 上 の全 ての 要 求事 項 を満 たす こ とや 全て の プラ ント 状 況に お いて 使用 す るこ とは 困 難で ある が，プ ラン ト状 況 に よっ ては ，事 故 対応に有 効 な設 備と なる代 替残 留 熱除 去系 海 水系 を 用い た残 留 熱除 去系 の 使用 も可 能 であ る 。
原 子 炉 スク ラ ム は， 中 央 制 御室 に て 平均 出 力領 域計 装 等によ り確 認 する 。
Ⅵ
※ ２ 中 央 制 御室 に て ，機 器 ラ ン プ表 示 ， 警報 ， ポン プ吐 出 圧
代替 循環 冷 却系 によ る 格納 容 器除 熱操 作 ，常 設 低圧 代替 注 水系 ポン プ を用 い た代 替格 納容 器 スプ レイ 冷 却系（ 常設 ）及び 可搬 型代 替 注水 中型ポ ンプ を 用い た代
力 ，系 統流 量 ，原子 炉水 位（ 広帯 域），原 子炉 圧力等 にて替格 納容 器 スプ レイ 冷 却系 （ 可搬 型） に よる 格納 容 器ス プレ イ も実 施 可能 であ る 。
確認 する 。
技術 基準 上 の全 ての 要 求事 項 を満 たす こ とや 全て の プラ ント 状 況に お いて 使用 す るこ とは 困 難で ある が，プ ラン ト状 況 に よっ ては ，事 故 対応に有 効 な設 備と な
※ ３ 主 蒸 気 隔離 弁 の 閉止 時 に 原 子炉 圧 力 が逃 が し安 全弁 の 設
る代 替注 水 大型 ポン プ を用 い た格 納容 器 スプ レイ 冷 却系 （可 搬 型），消 火系 及 び補 給水 系に よ る格 納容 器 冷却 操 作も 実施 可 能で ある。
定 圧力 以 下 ま で 低下 す る こ とに よ り 異 常 を 検知 し， 逃が
また ，格 納 容器 冷却 等 がで き ない 場合 ， ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷 却装 置 によ り格 納 容器 圧力 等 の上 昇の 緩 和も 可 能で ある 。
し安 全弁 の 開固 着を 確 認す る 。
※４ 原 子 炉隔 離時 冷 却系 に より ，原 子 炉水 位を 原子炉 水位 低 （レ ベ ル３ ）設 定 点か ら原 子 炉水 位高 （ レベ ル ８） 設定 点 の間 に維 持 する 。
※５ 中 央 制御 室か ら の遠 隔 操作 によ り 外部 電源 受電及 び非 常 用デ ィ ーゼ ル発 電 機の 起動 が でき ず， 非 常用 母 線の 電源 回 復が でき な い場 合，早 期の 電 源回 復不 能 と判 断す る 。
※６ 全交 流 動力 電源 喪 失に 伴 う低 圧 注 水機 能 喪失を 確認 した 場 合は ， 速や か に 可搬 型 代替 注 水中 型ポ ン プを 用 いた 低 圧 代替 注 水系 （ 可搬 型） に よる 原 子炉 注 水 の準 備 を開 始 する 。な お ，低 圧 代替 注 水 系（ 可 搬型 ） 及び 代替 格納容器ス
プレ イ冷 却 系（ 可搬 型 ）に は 同じ 可搬 型 代替 注水 中型ポ ンプ を 用い る 。
※７ 原 子 炉水 位が 燃 料有 効 長頂 部以 下 とな った 場合は ，格 納 容器 雰 囲気 監視 系 等に より 格 納容 器内 の 水素 ・ 酸素 濃度 を 確認 する 。
※８ 低 圧 で注 水可 能 な系 統 の準 備完 了 後に 原子 炉減圧 操作 を 実施 す る。
※９ 炉 心 損傷 は， 以 下に よ り判 断す る。（炉 心損傷 が確 認さ れ た場 合 は炉 心損 傷 後の 手順 に 移行 ）・格 納容 器 雰囲 気放 射 線モ ニ タガ ンマ 線 線量 率が 設計基 準事 故 （原 子 炉冷 却材 喪 失） 相当 の 10 倍以 上
なお ，格 納 容器 雰囲 気 放射 線 モニ タ（ Ｄ ／Ｗ ）及 び（Ｓ ／Ｃ ） 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 温度 に より 判断す る。
※１ ０ 原 子炉 減圧 時 には 原 子炉 水位 計 凝縮 槽内 の原子 炉冷 却 材の 減 圧沸 騰に よ り原 子炉 水 位の 指示 値 の信 頼 性が 損な わ れる おそ れ があ るため ，原 子 炉水 位不 明 でな いこ と を確 認す る 。
原子 炉水 位 不明 は， 以 下の い ずれ かに よ り判 断す る 。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気 温度 と 原子 炉圧 力 の関 係が 原 子炉 水位 不 明領 域 に入 った 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電 源が 喪 失し た場 合・原 子炉 水 位の 指示 値 のば ら つき が大 き く燃 料有 効 長頂 部以 上 であ る こと が判 断 でき ない 場 合※１ １ 原 子炉 水位 不 明の 場 合は ，原 子 炉圧 力容 器を満 水と し ，原 子 炉圧 力と サ プレ ッシ ョ ン・ チェ ン バ圧 力 の差 圧を 確 認す るこ と で， 原子炉 水位 が 燃料 有効 長 頂部 以上 で ある こと を 確認 す る。
※１ ２ 可 搬型 代替 注 水中 型 ポン プを 用 いた 低圧 代替注 水系 （ 可搬 型 ）に より ， 原子 炉水 位 を原 子炉 水 位低 （ レベ ル３ ） 設定 点か ら 原子 炉水位 高（ レ ベル ８） 設 定点 の間 に 維持 する 。
※１ ３ 残 留 熱除 去系 は ，原 子 炉水 位 低 （レ ベ ル３） 設定 点に て 残留 熱 除去 系 （ 低圧 注 水系 ） に切 り替 え ，原 子 炉水 位 高 （レ ベ ル８ ） 設定 点に て 残留 熱 除去 系 （ 格納 容 器ス プ レイ 冷却 系 ）又 は 残留 熱 除 去系 （ サプ レ ッシ ョン ・プール冷却系 ）に 切 り替 える 。
※１

第 2.3.3−2 図

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）の対応手順の概要
2.3.3-47
No.40-410主蒸気隔離弁閉止による圧力上昇（最大値：約 8.16MPa[gage]）8

原子 炉圧力

逃がし安全弁 1 弁開固着による圧力低下

6
原子炉隔離時冷却系停止による圧力上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）6 弁による手動減圧（開固着の 1 弁と合わせ 7 弁による減圧）（約 3 時間）(MPa[abs])bs]）

4

臨 界流 モデ ルへ の切 替わ りにより，蒸気流量が減少し，原子炉圧力が高めに維持される

2

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）

第 2.3.3−4 図

原子炉圧力の推移

20
炉心部は高ボイド率のため二相水位が高めとなる

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

シュラウド内（炉心上部プレナム）

15

原子炉隔離時冷却系停止に伴う
水位低下
レベル 8
レベル 3
原子炉隔離時冷却系による水位回復
注水開始後
徐々に水位が回復

レベル 2

シュラウド外10

レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド内（平均出力燃料集合体）

5

手動減圧に伴う減圧沸騰によりシュラウド内（炉心下部プレナム） 二相水位が上昇（約 3 時間）注水された未飽和水が炉心バイパス部から炉心下部プレナムに流入しボイド率が低下することで二相水位による満水が維持できなくなるため，水位が形成される(m)

燃料有効長底部

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）
SA3NT2SBO99AH3ON001

第 2.3.3−5 図※

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移 ※シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.3.3-50
No.40-510主蒸気隔離弁閉止による圧力上昇（最大値：約 8.16MPa[gage]）8

原子 炉圧力

逃がし安全弁 1 弁開固着による圧力低下
原子炉隔離時冷却系再起動による圧力低下6

逃がし安全弁（自動減圧機能）による手動減圧（開固着の 1 弁と合わせ 7 弁による減圧）（236 分）原子炉隔離時冷却系停止
による圧力上昇(MPa[abs])

4

2

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）
SA3NT2SBO99AH3ON005

第 2.3.3−19 図

原子炉圧力の推移（遅れ時間 55 分）

20

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

15

原子炉隔離時冷却系停止による水位低下
原子炉隔離時冷却系再起動に伴うシュラウド内減圧沸騰による二相水位の上昇（炉心上部プレナム）
レベル 8
レベル 3
レベル 2

注水開始後
除々に水位が回復

10

シュラウド外レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド内（平均出力燃料集合体）

5

シュラウド内（炉心下部プレナム）

燃料有効長底部
手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇（236 分）

注水された未飽和水が炉心バイパス部から炉心下部プレナムに流入しボイド率が低下することで二相水位による満水が維持できなくなるため，水位が形成される

(m)
0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）
SA3NT2SBO99AH3ON005

第 2.3.3−20 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（遅れ時間 55 分）

2.3.3-58
No.40-6

（解 析上 の 時刻 ）（約 0 秒 ）凡

例：操 作・ 確 認（運転 員）

給水 流量 の 全喪 失：プ ラン ト 状態（解 析）：判 断：解 析上 考 慮しない 操作

原子 炉水 位 低（ レベ ル３ ）設定 点到 達：重 大事 故 等対応要 員（ 現 場） の作 業
：運 転員 と 重大事故 等対 応 要員 （現 場 ）の共 同作 業原子 炉ス ク ラム の確 認 ※ １（約 20 秒）原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）設 定点 到達

使用 済燃 料 プー ルの
冷却 操作

主蒸 気隔 離 弁閉 止
逃が し安 全 弁（ 安全 弁機 能 ）に よる原 子炉 圧 力制 御確 認 ※ ２

原子 炉隔 離 時冷 却系 の
自動 起動 の 確認 ※ ２

再循 環ポ ン プ
トリ ップ の 確認 ※ ２※１

原 子 炉ス クラ ムは ， 中央 制御 室 に て平 均出 力 領域 計装等に よ り確 認す る 。
な お ， 外 部 電 源 が な い 場 合 は ， 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 等が 一 旦 自 動 起 動 す る が ， 取 水 機
能 喪 失 に よ り 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 海 水 ポ ン プ が 起 動 して い な い 場 合 は ， イ ン タ ー ロ ッ
クに より 60秒間 運転 を継 続 した 後に 停 止 する 。

※２

中 央 制 御室 に て ， 機器 ラ ン プ 表示 ， 警報 ， ポ ン プ吐 出圧 力 ，系 統 流 量 ，原 子 炉水 位 （ 広帯域）， 原 子炉 圧力 等 にて 確認 する 。

※３

原 子 炉隔 離時 冷却 系 によ り， 原 子 炉水 位を 原 子炉 水位低（ レ ベル ３） 設 定 点か ら原 子 炉水
位高 （レ ベ ル８ ）設 定点 の 間に 維持 す る 。

※４

サ プ レ ッシ ョ ン ・ プー ル 水 温 度32℃ 到達 に て サ プレ ッシ ョ ン・ プ ー ル 冷却 の 実施 を 判 断す
る が， 残 留 熱 除 去系 海 水 系 の起 動 操 作 に 失 敗す るこ と で取 水 機 能 喪 失を 判 断 す る 。 なお ，
解析 上は サ プレ ッシ ョン ・ プー ル水 温 度 の初 期値 を32℃ に設 定し て いる 。

※５

外 部 電源 がな い場 合 には ，常 設 代 替高 圧電 源 装置 から緊急 用 母線 及び 非 常 用母 線を 受 電する。

※６

取 水 機能 喪失 の確 認 後， あら か じ め低 圧で 注 水可 能な系統 の 準備 操作 を 実 施す る。

※７

サ プ レ ッシ ョ ン ・ プー ル 水 温 度が サ プレ ッ シ ョ ン・ プー ル 熱容 量 制 限 （原 子 炉が 高 圧 の場
合 は 65℃ ） に 到 達 又 は 超 過 し た 場 合 は ， 低 圧 で 注水 可 能 な 系 統 の 準 備 完 了 後 に 逃 が し 安
全 弁（ 自 動 減 圧 機能 ） の 手 動操 作 に よ る 原 子炉 減圧 を 実施 す る 。 ま た， 実 際 の 操 作 では ，
原 子炉 圧 力 が 低 下し 常 設 低 圧代 替 注 水 系 ポ ンプ を用 い た低 圧 代 替 注 水系 （ 常 設 ） に よる 原子 炉注 水 が 開 始 され た 後 に 原子 炉 隔 離 時 冷 却系 が停 止 する が ， 常 設 低圧 代 替 注 水 系 ポン プ
を 用い た 低 圧 代 替注 水 系 （ 常設 ） の み に よ る原 子炉 注 水性 能 を 確 認 する 観 点 で ， 原 子炉 減
圧開 始と 同 時に 原子 炉隔 離 時冷 却系 は 停 止す る想 定とし てい る。

※８

原 子 炉 減圧 時 に は 原子 炉 水 位 計凝 縮 槽内 の 原 子 炉冷 却材 の 減圧 沸 騰 に より 原 子炉 水 位 の指
示値 の信 頼 性が 損な われ る おそ れが あ る ため ，原 子炉水 位不 明で な いこ とを 確 認 する 。
原子 炉水 位 不明 は， 以下 の いず れか に よ り判 断す る 。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気温 度 と原 子炉 圧 力 の関 係が 原子炉 水位 不明 領 域に 入っ た 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電源 が 喪失 した 場 合・ 原 子 炉 水 位 の 指 示 値 の ば ら つ き が 大 き く 燃 料 有効 長 頂 部 以 上 で あ る こ と が 判 断 で き な
い場 合

※９

原 子 炉水 位不 明の 場 合は ，原 子 炉 圧力 容器 を 満水 とし，原 子 炉圧 力と サ プ レッ ショ ン ・チ
ェン バ圧 力 の差 圧を 確認 す るこ とで ， 原 子炉 水位 が燃料 有効 長頂 部 以上 であ る こ とを 確認
する 。

※ １０

常 設 低圧 代 替 注 水系 ポ ン プ を用 い た低 圧 代 替 注水 系（ 常 設） に よ り ，原 子 炉水 位 を 原子
炉水 位低 （ レベ ル３ ）設 定 点か ら原 子 炉 水位 高（ レベル ８） 設定 点 の間 に維 持 す る。

※１ １

取 水機 能喪 失の 確 認後 ，緊 急 用 海水 系の 起 動操 作を実施 す る。
実 際 に は 緊 急 用 海 水 系 の 起 動 操 作 が 完 了 し た 時 点で ， サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が32℃ を 超 過 し て い る 場 合 は 残 留 熱 除 去 系 に よ る サプ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 冷 却 ， 格 納 容 器
圧力 が 245kPa[gage]を超 過 して いる 場 合 は残 留熱除 去系 によ る格 納 容器 スプ レ イ を実 施する が， 評 価上 は格 納容 器 圧力 が代 替 格 納容 器ス プレイ の実 施基 準 であ る 279kPa[gage]に到 達し た 時点 で格 納容 器 スプ レイ を 開 始す る想 定とし てい る。

※ １２

残 留 熱除 去 系 は ，原 子 炉 水 位低 （ レベ ル ３ ） 設定 点に て 原子 炉 注 水 運転 に 切り 替 え ，原子炉 水位 高 （レ ベル ８） 設 定点 にて 格 納 容器 スプ レイ運 転に 切り 替 える 。

原子 炉水 位 の調 整操 作
（原 子炉 隔 離時 冷却 系） ※３
原子 炉隔 離 時冷 却系 以外 に よる 原子 炉 注 水操 作・高 圧代 替 注水 系に よる 原 子炉 注水 操 作
サプ レッ シ ョン ・プ ール 水 温度
32℃ 到達Ⅰ

取水 機能 喪 失の 確認 ※ ４ ， ５（約 2 時 間 ）可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ を用い た低 圧 代替 注水 系
（可 搬型 ） の起 動準 備操 作

残留熱除去系海水系の回 復操 作

常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた
低圧 代替 注 水系 （常 設） の起動 準備 操 作 ※ ５ ， ６

低圧 代替 注 水系 （常 設） 以 外に よる 原 子 炉注 水操 作
・制 御棒 駆 動水 圧系 によ る 原子 炉注 水 操 作
・ほ う酸 水 注入 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・消 火系 （ ディ ーゼ ル駆 動 ）に よる 原 子 炉注 水操 作
・補 給水 系 によ る原 子炉 注 水操 作
・可 搬型 代 替注 水中 型ポ ン プを 用い た 低 圧代 替注 水 系（可 搬型 ） によ る原 子炉 注 水操 作

サプ レッ シ ョン ・プ ール 水 温度
65℃ 到達逃が し安 全 弁（ 自動 減圧 機 能）の手 動に よ る原 子炉 減圧 操 作 ※ ７

Ⅱ
原子 炉水 位 不明
でな いこ と の確 認 ※８

水位 不明
緊急 用海 水 系を 用い た
海水 通水 操 作 ※ ５ ， １ １
原子 炉満 水 操作 ※ ９

水位 不明 で はな い

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低圧代替注水系（常設））※１０（約 13 時間 ）格納容器圧力279kPa[gage]到達

緊急 用海 水 系を 用い た残 留 熱除 去系（ 低圧 注 水系 ）に よる 原 子炉 注
水操 作並 び に残 留熱 除去 系 （格 納容器 スプ レ イ冷 却系 ）又 は 残留 熱除去 系（ サ プレ ッシ ョン ・ プー ル
冷却 系） に よる 格納 容器 除 熱操 作
※ ５ ， １ １ ，１ ２

代替 残留 熱 除去 系海 水系 を 用い た
残留 熱除 去 系に よる 原子 炉 注水及び 格納 容 器除 熱操 作

残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を継続する。また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状 態と す る。

Ⅲ

残留 熱除 去 系以 外に よる 格 納容 器除 熱 又 は格 納容 器 冷却 操作・代 替循 環 冷却 系に よる 格 納容 器除 熱 操 作・常 設低 圧 代替 注水 系ポ ン プを 用い た 代 替格 納容 器 スプ レイ 冷却 系
（常 設） に よる 格納 容器 冷 却操 作
・可 搬型 代 替注 水中 型ポ ン プを 用い た 代 替格 納容 器 スプ レイ 冷却 系
（可 搬型 ） によ る格 納容 器 冷却 操作
・消 火系 に よる 格納 容器 冷 却操 作
・補 給水 系 によ る格 納容 器 冷却 操作
・ド ライ ウ ェル 内ガ ス冷 却 装置 によ る 格 納容 器除 熱 操作

Ⅳ

【有 効性 評 価の 対象 とし て いな いが 他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
高圧 代替 注 水系 によ る原 子 炉注 水も 可 能 であ る。
Ⅱ
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が， プ ラン ト状 況 に よっ ては ， 事故 対応に有効な 設備 と なる 制御 棒駆 動 水圧 系， ほ う 酸水 注入 系 ，消 火系 ，補 給 水系 及び 可 搬 型代 替注 水 中型 ポン プを 用 いた 低圧 代 替 注水 系（ 可 搬型 ）による 原
子炉 注水 も 実施 可能 であ る 。
Ⅲ
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が， プ ラン ト状 況 に よっ ては ， 事故 対応に有効な 設備 と なる 代替 残留 熱 除去 系海 水 系 を用 いた 残 留熱 除去 系の 使 用も 可能 で あ る。
Ⅳ
代替 循環 冷 却系 ，常 設低 圧 代替 注水 系 ポ ンプ を用 い た代 替格 納容 器 スプ レイ 冷 却 系（ 常設 ） 及び 可搬 型代 替 注水 中型 ポ ン プを 用い た 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 も実 施可 能で あ る。
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が， プ ラン ト状 況 に よっ ては ， 事故 対応に有効な 設備 と なる 消火 系及 び 補給 水系 に よ る格 納容 器 スプ レイ も実 施 可能 であ る 。
また ，格 納 容器 冷却 等が で きな い場 合 ， ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却 装 置に よる 格 納 容器 圧力 等 の上 昇の 緩和 も 可能 であ る 。

第 2.4.1−2 図

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）の対応手順の概要

2.4.1-40
No.41-1

10

原子炉隔離時冷却系の起動／停止により炉内の蒸気発生量が増減するため，圧力の低下／上昇を繰り返し，圧力上昇時は逃がし安全弁（安全弁機能）の開閉により圧力は制御される（原子炉への注水中は，原子炉圧力が降下する。崩壊熱の減少に伴い，圧力の低下幅が大きくなる）（最大値：約 7.79MPa[gage]）

8
逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 弁による手動減圧（約 2 時間）

原子 炉圧力6(MPa[abs])s]）4

主蒸気隔離弁閉止による原子炉圧力上昇

2

0
0

1

2

3

4

5

(h)
事故後の時間（ｈ）
SA3NT2LOF99AH4PR000

第 2.4.1−4 図

原子炉圧力の推移

20

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

原子炉隔離時冷却系の起動／停止による
原子炉水位の維持

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動／停止による水位制御シュラウド内（炉心上部プレナム）

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2
シュラウド外10

レベル 1
燃料有効長頂部
シュラウド内（高出力燃料集合体）
原子炉減圧による蒸気流出に伴う水位低下（約 2 時間）
燃料有効長底部

5

シュラウド内（炉心下部プレナム）

(m)

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LOF99AH4PR000

第 2.4.1−5 図※

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移 ※シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.4.1-43
No.41-2

第 1-2 表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（ＳＡＦＥＲ）（2／2）

重要 現象

炉心

沸騰・ボイ ド 率変化，気 液 分離（水位変 化）・対向 流，
三次 元効 果添付 2.4.1.2-2
原子 炉圧 力容器

沸騰・凝 縮・ボイ
ド率 変化 ，気 液分離（ 水位 変 化） ・対向 流

解析 モデ ル

二相 流体 の 流動
モデ ル

二相 流体 の 流動
モデ ル

冷却 材放 出（ 臨界流・ 差圧 流 ）臨界 流モ デ ル

ECCS 注 水 （給 水系・代 替注 水 系含む。 ）原子 炉注 水 系モ
デル

不確 かさ

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なるパラ メー タ に与 える 影 響

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて ，
二相水位変化は，解析結果に重畳する水位振動
成分を除いて，実験結果とおおむね同等の結果が得られている。低圧代替注水系の注水による燃料棒冷却（蒸気単相冷却又は噴霧流冷却）の不確 かさ は ＋20℃〜 ＋40℃ 程度 であ る 。
また ，原子 炉圧 力 の評 価に お いて ，ROSA-Ⅲで は，
2MPa よ り低 い圧 力で 系 統的 に圧 力 低下 を 早め に予測する傾向を呈しており，解析上，低圧注水
系の起動タイミングを早める可能性が示される。しかし，実験で圧力低下が遅れた理由は，
水面上に露出した上部支持格子等の構造材の温度が燃料被覆管からの輻射や過熱蒸気により上昇し ，LPCS スプ レイ の 液滴 で冷 却 され た 際に 蒸気が発生したためであり，低圧代替注水系を注水手段として用いる本事故シーケンスでは考慮する必要のない不確かさである。このため，燃料被覆管温度に大きな影響を及ぼす低圧代替注
水系の注水タイミングに特段の差異を生じる可能性 はな い と考 えら れる 。
下部プレナムの二相水位を除き，ダウンカマの二相水位（シュラウド外水位）に関する不確かさを取り扱う。シュラウド外水位については，
燃料被覆管温度及び運転員操作のどちらに対しても二相水位及びこれを決定する二相流動モデ
ルの妥当性の有無は重要でなく，質量及び水頭のバランスだけて定まるコラプスト水位が取り扱えれば十分である。このため，特段の不確かさを 考慮 す る必 要は ない 。
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて ，
圧力変化は実験結果とおおむね同等の解析結果が得られており，臨界流モデルに関して特段の不確 かさ を 考慮 する 必要 は ない 。

運転 操 作は シュ ラ ウド 外 水位 （原 子 炉水 位計 ） に基 づく 操 作で あるこ と から ，運 転 員等 操 作時 間に 与 える 影響 は 原子 炉圧 力 容器 の分類 にて 示 す。

解析 コー ド は ，燃 料被 覆 管温 度に対し て ，解析 結果 に 重畳 する 水位 振 動 に 伴 う 燃 料 棒 冷 却 の 不 確か さ の 影 響 を 考 慮 す る と 20℃ 〜
40℃ 程度 低 めに 評価 する 可 能性 があ る が ，有 効性 評価 解 析で は原
子炉 水位 が 燃料 有効 長頂 部 を下 回る こ と がな く，炉心 露 出後 の再冠水過程で現れる解析結果に重畳する水位振動成分を考慮する必要がないため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析 コ ード は， ダ ウン カ マ部 の二 相 水位 変化 を 適切 に評 価 する ことか ら， 運 転員 等操 作時 間 に与 える 影 響 は小 さい 。

解析 コー ド は，ダウ ンカ マ 部の 二相 水 位 変化 を適 切 に評 価す るこ
とか ら， 評 価項 目と なる パ ラメ ータ に 与 える 影響 は 小さ い。

解析 コ ード は， 原 子炉 圧 力変 化を 適 切に 評価 す るこ とか ら ，運 転員等 操作 時 間に 与え る影 響 は小 さい 。
破断 口 及び 逃が し 安全 弁 から の流 出 は， 圧力 容 器ノ ズル 又 はノ ズ
ルに 接 続す る配 管 を通 過 し， 平衡 均 質流 に達 す るの に十 分 な長 さであ る こと から ， 管入 口 付近 の非 平 衡の 影響 は 無視 でき る と考 えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 であ る。
「解 析 条件 を最 確 条件 と した 場合 の 運転 員等 操 作時 間及 び 評価 項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

解析 コー ド は ，原 子炉 圧 力変 化を適切 に 評価 する こ とか ら ，評 価
項目 とな る パラ メー タに 与 える 影響 は 小 さい 。
破断 口及 び 逃が し安 全弁 か らの 流出 は ，圧力 容器 ノ ズル 又は ノズ
ルに 接続 す る配 管を 通過 し ，平 衡均 質 流 に達 する の に十 分な 長さであ るこ と から ，管 入口 付 近の 非平 衡 の 影響 は無 視 でき ると 考えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 であ る。
「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価
項目 とな る パラ メー タに 与 える 影響 」 に て確 認。

入力 値に 含 まれ る。
各系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を使用しており，実機設備仕様に対して注水流量を少なめに与え，燃料被覆管温度を高め に評 価 する 。

No.41-3

凡(解析 上 の時 刻)

例：操 作・ 確 認（ 運転 員）(約 0 秒 ）給水 流量 の 全喪 失：プ ラン ト 状態 （解 析）：判 断：解 析上 考 慮し ない 操作

原子 炉水 位 低（ レベ ル３ ）設定 点到 達：重 大事 故 等対 応要 員（ 現 場） の作 業
：運 転員 と 重大 事故 等対 応 要員 （現 場 ）原子 炉ス ク ラム の確 認の共 同作 業※１

原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）設 定点 到達（約 20 秒）

高圧 炉心 ス プレ イ系 及び 原 子炉 隔
離時 冷却 系 の自 動起 動の 確 認 ※ ２

原子 炉水 位 の調 整操 作
（原子炉隔離時冷却系）※３

使用 済燃 料 プー ルの冷 却操 作再循 環ポ ン プ
トリ ップ の 確認 ※ ２

主蒸 気隔 離 弁閉 止及 び
逃が し安 全 弁（ 安全 弁機 能 ）によ る原 子 炉圧 力制 御の 確 認 ※ ２

高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系以 外に よ る原 子炉 注水 操 作・高 圧代 替 注水 系に よる 原 子炉 注水 操 作

Ⅰ

サプ レッ シ ョン ・プ ール 水 温度
32℃ 到達※１

原 子 炉ス クラ ムは ， 中央 制御 室 に て平 均出 力 領域 計装 等に よ り確 認す る 。

※２

中 央 制御 室に て，機器 ラン プ 表示，警報，ポ ンプ 吐出 圧力 ，系統流 量，原子 炉 水位（ 広 帯域），
原子 炉圧 力 等に て確 認す る 。

※３

高 圧 炉心 スプ レイ 系 及び 原子 炉 隔 離時 冷却 系 によ り ，原 子炉 水位を 原子 炉 水位 低（レ ベル ３）
設 定 点か ら 原 子 炉 水位 高 （ レ ベ ル８ ） 設 定 点 の間 に 維 持 する。 原 子 炉 水 位が 安 定 し て 維持 さ
れる 場合 は ，高 圧炉 心ス プ レイ 系は 待 機 状態 とす る 。

※４

サ プ レッ ショ ン・プ ール 水 温度 32℃到 達に て サプ レッ ショ ン・プ ー ル冷 却 の実 施を 判 断す るが， 操作 に 失敗 する こと で 崩壊 熱除 去 機 能喪 失を 判 断す る。

※５

崩 壊 熱 除 去機 能 喪 失 の確 認 後 ， あ ら かじ め 低 圧 で 注水 可 能 な系統 の 準 備 操 作 を実 施 す る 。な
お ， 本事 故 シ ー ケ ンス で は ， 低 圧で 注 水 可 能 な系 統 と し て，自 動 起 動 し た高 圧 炉 心 ス プレ イ
系 若 しく は 低 圧 炉 心ス プ レ イ 系 又は 残 留 熱 除 去系 （ 低 圧 注水系 ） Ｃ 系 の 手動 起 動 に 期 待す る
こ と も可 能 で あ る が， 原 子 炉 減 圧時 の 水 位 回 復性 能 を 確 認する 観 点 で ， 注水 流 量 の 小 さい 常設低 圧代 替 注水 系ポ ンプ を 用い た低 圧 代 替注 水系 （ 常設 ）に期待 し た評 価と し て いる 。

※６

外 部 電源 がな い場 合 には ，常 設 代 替高 圧電 源 装置 によ る緊 急 用母 線の 受 電 操作 を実 施 する 。

※７

サ プ レ ッ ショ ン ・ プ ール 水 温 度 が サ プレ ッ シ ョ ン ・プ ー ル 熱容量 制 限 （ 原 子 炉が 高 圧 の 場合
は 65℃ ）に到 達 又は 超過 した 場 合は ，低 圧で 注水 可 能な 系統 の準 備 完了 後に 原 子 炉減 圧操 作
を 実 施す る 。 ま た ，実 際 の 操 作 では ， 原 子 炉 圧力 が 低 下 し常設 低 圧 代 替 注水 系 ポ ン プ を用 い
た 低 圧代 替 注 水 系 （常 設 ） に よ る原 子 炉 注 水 が開 始 さ れ た後に 原 子 炉 隔 離時 冷 却 系 が 停止 する が ，常 設 低 圧 代 替注 水 系 ポ ン プを 用 い た 低 圧代 替 注 水 系（常 設 ） の み によ る 原 子 炉 注水 性
能 を 確認 す る 観 点 で， 原 子 炉 減 圧開 始 と 同 時 に原 子 炉 隔 離時冷 却 系 は 停 止す る 想 定 と して いる。

※８

原 子 炉 減 圧時 に は 原 子炉 水 位 計 凝 縮 槽内 の 原 子 炉 冷却 材 の 減圧沸 騰 に よ り 原 子炉 水 位 の 指示
値の 信頼 性 が損 なわ れる お それ があ る た め， 原子 炉 水位 不明でな い こと を確 認 す る。
原子 炉水 位 不明 は， 以下 の いず れか に よ り判 断す る 。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気温 度 と原 子炉 圧 力 の関 係が 原 子炉 水位不明 領 域に 入っ た 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電源 が 喪失 した 場 合・ 原 子 炉 水 位 の 指 示 値 の ば ら つ き が 大 き く 燃 料 有 効 長 頂 部以 上 で あ る こ と が 判 断 で き な い場合※９原 子 炉 水 位不 明 の 場 合は ， 原 子 炉 圧 力容 器 を 満 水 とし ， 原 子炉圧 力 と サ プ レ ッシ ョ ン ・ チェ
ンバ 圧力 の 差圧 を確 認す る こと で，原子 炉 水位 が燃 料 有効 長頂 部以 上 であ るこ と を 確認 する 。

崩壊 熱除 去 機能 喪失 の確 認 ※ ４

残留 熱除 去 系の回 復操 作
常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用い た低 圧 代替 注水 系（ 常 設）の起 動操 作 ※ ５ ， ６（約 2 時 間 ）低圧 代替 注 水系（ 常 設）以外 によ る 原子 炉注 水操 作・代 替循 環 冷却 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・制 御棒 駆 動水 圧系 によ る 原子 炉注 水 操 作
・ほ う酸 水 注入 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・消 火系 に よる 原子 炉注 水 操作
・補 給水 系 によ る原 子炉 注 水操 作
・可搬 型 代替 注水 中型 ポ ンプ を用 い た低 圧代 替注 水系（ 可搬 型 ）に よる 原子 炉 注水 操作
・可搬 型 代替 注水 大型 ポ ンプ を用 い た低 圧代 替注 水系（ 可搬 型 ）に よる 原子 炉 注水 操作

サプ レッ シ ョン ・プ ール 水 温度
65℃ 到達逃が し安 全 弁（自 動減 圧 機能）の
手動 によ る 原子 炉減 圧操 作 ※ ７

原子 炉水 位 不明 でない こと の 確認 ※８

可搬 型代 替 注水 中型
ポン プに よ る
水源 補給 操 作

水位 不明
原子 炉
満水 操作 ※ ９

水位 不明 で はな い

格納 容器 圧 力
279kPa[gage]到 達

タン クロ ー リに よる
燃料 給油 操 作

炉心 損傷 な しの
継続 確認 ※１０
炉心損傷が確認された場
合は ，炉心 損傷 後の 対 応手
順に 移行 す る

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低圧代替注水系（常設））※１１（約 13 時間 ）Ⅱ

※１ ０ 炉 心損 傷は ，以 下に よ り判 断す る 。
（ 炉 心損 傷 が確 認さ れた 場合は 炉心 損 傷 後の 手順 に 移行）
・ 格 納 容 器 雰 囲 気 放 射 線 モ ニ タ ガ ン マ 線 線 量 率 が 設 計 基 準事 故 （ 原 子 炉 冷 却 材 喪 失 ） 相 当 の
10 倍以 上な お ， 格 納 容 器 雰 囲 気 放 射 線 モ ニ タ （ Ｄ ／ Ｗ ） 及 び （ Ｓ ／Ｃ ） 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 温 度 によ り判 断 する 。

代替循環冷却系の起 動操 作 ※ １ ２※ １１

常 設 低 圧代 替 注 水 系ポ ン プ を 用 い た低 圧 代 替 注 水系 （ 常 設）に よ り ， 原 子 炉水 位 を 原 子炉
水位 低（ レ ベル ３） 設定 点 から 原子 炉 水 位高 （レ ベ ル８ ）設定点 の 間に 維持 す る 。

※１ ２解 析上 考慮 しな い 代替 循環 冷 却 系は ，実 際 には 以下 の運 用 とし てい る 。
・ 事 象 初 期 に お け る 原 子 炉 注 水 に 当 た っ て は ， 海 水 系 に よる 冷 却 水 供 給 を 必 要 と し な い 低
圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） を 優 先 し ， 海 水 系 に よ る 冷 却 水 供 給が 確 保 さ れ た 後 に 代 替 循 環 冷
却系 によ る 原子 炉注 水に 切 り替 える 。
・格 納容 器圧 力が 245kPa[gage]に 到達 し た時 点で ，代 替循 環 冷却 系に よ る格 納容 器ス プレ
イ を 実 施 す る 。 ま た ， 代 替 循 環 冷 却 系 は ， 原 子 炉 注 水 及 び格 納 容 器 ス プ レ イ の 併 用 が 可
能な 設計 と して いる 。

※ １３

常 設 低 圧代 替 注 水 系ポ ン プ を 用 い た代 替 格 納 容 器ス プ レ イ冷却 系 （ 常 設 ） によ る 格 納 容器
冷 却 操 作 は ， 解 析 上 は 130m ３ ／ h 一 定 流 量 で ， 格 納 容 器 圧 力 を 217kPa[gage] か ら
279kPa[gage]の 範囲 に 維 持 す る よ う 間欠 運 転 と して い る が ，実 際 には 運 転 手 順 に 従 い 格納容器 圧力を 217kPa[gage]から 279kPa[gage]の 範囲 に 維持 する よう 102 〜130m ３ ／h の範 囲でス プレ イ 流量 を調 整す る 。

※１ ４

サ プレ ッシ ョン・プー ル 水位 が 通常 水位 ＋5.5m に 到 達し た場 合は ，格納 容器 ベン ト 準備 の
た め ，中 央 制 御 室 にて 機 器 ラ ン プ 表示 に よ り 系統 構 成 を 確認す る と と も に ，格 納 容 器 圧力
逃が し装 置 一次 隔離 弁を 全 開と する 。
格納 容器 圧 力逃 がし 装置 一 次隔 離弁 の 開 操作 は，「 サプ レッショ ン・チェ ンバ 側 」を優 先して実 施し ，中 央 制御 室か ら の遠 隔操 作 及 び現 場で の 手動 操作に失 敗 した 場合 は，「 ドラ イウ
ェル 側」 の 開操 作を 実施 す る。

※ １５

常 設 低 圧代 替 注 水 系ポ ン プ を 用 い た代 替 格 納 容 器ス プ レ イ冷却 系 （ 常 設 ） によ る 格 納 容器
冷却 の停 止 は， 以下 によ り 判断 する 。
・サ プレ ッ ショ ン・ プー ル 水位 が通 常 水 位＋6.5m に到 達

※ １６

格 納 容 器減 圧 及 び 除熱 操 作 前 に ， 原子 炉 水 位 を 可能 な 限 り高く 維 持 す る こ とで ， 格 納 容器
への 放熱 を 抑制 し， 格納 容 器圧 力の 上 昇 を緩 和す る （解 析上考慮 し ない。）。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系（ 常 設） によ る
格納 容器 冷 却操 作 ※ １ ３（約 24 時間 ）サプ レッ シ ョン ・プ ール
通常 水位 ＋5.5m 到 達

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる 格
納容 器減 圧 及び 除熱 の準 備操作※１４（約 27 時間 ）サプ レッ シ ョン ・プ ール 水 位
通常 水位 ＋6.5m 到 達

代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（常 設）及び 代替 循環 冷 却
系以 外に よ る格 納容 器冷 却 操作
・可搬型 代 替注 水中 型ポ ン プを 用い た 代替 格納 容器 ス プ
レイ 冷却 系 （可 搬型 ）に よ る格 納容 器 冷 却操 作
・可搬型 代 替注 水大 型ポ ン プを 用い た 代替 格納 容器 ス プ
レイ 冷却 系 （可 搬型 ）に よ る格 納容 器 冷 却操 作
・消 火系 に よる 格納 容器 冷 却操 作
・補 給水 系 によ る格 納容 器 冷却 操作
・ドライ ウ ェル 内ガ ス冷 却 装置 によ る 格納 容器 除熱 操 作

Ⅲ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系（ 常 設） によ る
格納 容器 冷 却の 停止 操作 ※ １ ５（約 28 時間 ）原子 炉満 水 操作

※１６

格納容器圧力310kPa[gage]到達

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる 格納容器 減圧 及 び除 熱操 作
（サプレッション・チェンバ側）

常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を 用 い た 低 圧 代 替 注 水系 （ 常 設 ） に よる 原 子 炉 注 水 を 継 続 す る こ と で ， 原 子 炉 水 位 を 維持 し ， 格 納 容 器
圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器 減 圧 及 び 除 熱 を 継続 す る こ と で 格
納 容 器 圧 力 等 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 を 試 み ， 残 留 熱 除 去 系 の 復 旧 後 ， 残 留 熱除 去 系 （ 原 子 炉
停 止 時 冷 却 系 ） に よ り 冷 温 停 止 状 態 と し ， 代 替 循環 冷 却 系 又 は 残
留 熱 除 去 系 （ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 ） 及 び 残 留熱 除 去 系 （ サ プ
レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 冷 却 系 ） に よ る 除 熱 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 た 後 に 格 納容 器 圧 力 逃 が し装置 によ る 格納 容器 除熱 を 停止 し， 格 納 容器 を隔 離状態 とす る。

第 2.4.2−2 図

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 以 外に よる 格 納 容器
減圧 及び 除 熱操 作
・耐 圧強 化 ベン ト系 によ る 格納 容器 減 圧 及び
除熱 操作

Ⅳ

【有 効性 評 価の 対象 とし て いな いが 他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
高圧 代替 注 水系 によ る原 子 炉注 水も 可 能 であ る。
Ⅱ
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が，
プラ ント 状 況に よっ ては ，事 故対 応に 有 効な 設備 と なる 代替 循環 冷 却系 ，制御 棒 駆動 水圧 系 ，ほう 酸水 注入
系，消火 系，補給 水 系，可搬 型代 替 注水 中 型ポ ンプ を 用い た低 圧代 替注水 系（ 可搬 型）及び 可搬 型 代替 注水
大型 ポン プ を用 いた 低圧 代 替注 水系 （ 可 搬型 ）に よ る原 子炉 注水 も 実施 可能 で あ る。
Ⅲ
常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた 代 替 格納 容器 ス プレ イ冷 却系（ 常設 ）によ る格 納容 器冷 却 を優 先す るが ，可 搬型 代 替注 水中 型ポ ン プを 用い た 代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（可 搬型 ）及 び可 搬型 代 替注 水大 型ポ
ンプ を用 い た代 替格 納容 器 スプ レイ 冷 却 系（ 可搬 型 ）に よる 格納 容 器冷 却も 実 施 可能 であ る 。
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント 状況 に おい て使 用 す るこ とは 困 難で ある が，
プラ ント 状 況に よっ ては ，事故 対 応に 有効 な設 備と な る消 火系 及び 補給水 系に よ る 格納 容器 冷 却も 実施 可能
であ る。
また ，格 納 容器 冷却 等 がで きな い場 合 ，ド ライ ウェ ル 内ガ ス冷 却装 置によ り格 納 容 器圧 力等 の 上昇 を緩 和
させ るこ と も可 能で ある 。
Ⅳ
格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる 格納 容 器 減圧 及び 除 熱を 優先 する が ，耐 圧 強化 ベン ト系 によ る 格納 容器 減
圧及 び除 熱 も可 能で ある 。

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）の対応手順の概要

2.4.2-49
No.42-1

10
原子炉隔離時冷却系の起動／停止により炉内の蒸気発生量が増減するため，圧力の低下／上昇を繰り返し，圧力上昇時は逃がし安全弁（安全弁機能）の開閉により圧力は制御される（原子炉への注水中は，原子炉圧力が降下する。崩壊熱の減少に伴い，圧力の低下幅が大きくなる）（最大値：約 7.79MPa[gage]）

8

逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 弁による手動減圧（約 2 時間）

原子 炉圧力6）MPa[abs]

高圧炉心スプレイ系の起動により圧力が大幅に低下

4

2

0
0

1

2

3

4

5

(h)
事故後の時間（ｈ）
SA3NT2LOF99AH4PR002

第 2.4.2−4 図

20

原子炉圧力の推移

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

原子炉隔離時冷却系の起動／停止による
原子炉水位の維持

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動／停止による原子炉水位の維持

シュラウド内（炉心上部プレナム）

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2
シュラウド外10
シュラウド内（高出力燃料集合体）

レベル 1
燃料有効長頂部
原子炉減圧による蒸気流出に伴う水位低下（約 2 時間）
燃料有効長底部

5

シュラウド内（炉心下部プレナム）

(m)

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）(h)

第 2.4.2−5 図※

SA3NT2LOF99AH4PR002※

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.4.2-52
No.42-2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

第 1-1 表分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（ＳＡＦＥＲ）（1／2）

重要 現象

崩壊 熱

崩壊 熱モ デ ル

燃料棒表面熱伝達モ デル

炉心添付 2.4.2.2-1

燃料棒表面熱伝達，沸騰 遷移 ，気液熱 非平 衡解析 モデ ル

燃料 被覆 管 酸化燃料 被覆 管 変形

ジルコニウム−
水反 応モ デ ル

膨れ・破 裂評 価 モ
デル

不確 かさ

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

入力 値に 含 まれ る。
最確条件を包絡できる条件を設定することにより崩 壊熱 を 大き くす るよ う 考慮 して い る 。
TBL，ROSA-Ⅲ の 実 験 解 析 に お い て ， 熱 伝 達 係 数を低めに評価する可能性があり，他の解析モデ
ルの不確かさとあいまってコード全体として，スプレイ冷却のない実験結果の燃料被覆管温度に比 べて 最 大 50℃ 程度 高め に 評価 する 。 また ，
低圧代替注水系による注水での燃料棒冷却過程
における蒸気単相冷却又は噴霧流冷却の不確かさは ＋20℃ 〜＋40℃ 程度 で ある 。
酸化量及び酸化反応に伴う発熱量をより大きく
見積 もる Baker-Just 式 によ る 計算 モデ ル を採 用
して おり ， 保守 的な 結果 を 与え る。

「解 析 条件 を最 確 条件 と した 場合 の 運転 員等 操 作時 間及 び 評価 項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

解析 コー ド は，実 験 結果 の燃 料被 覆 管温 度に 比べ て 最大 50℃ 高めに評 価 する こと か ら， 解 析結 果は 燃 料棒 表面 の 熱伝 達係 数 を小 さ
く評 価 する 可能 性 があ る 。よ って ， 実際 の燃 料 棒表 面で の 熱伝 達は大 き くな るこ と で， 燃 料被 覆管 温 度は 低く な るが ，事 象 初期 の原子 炉 注水 は原 子 炉隔 離 時冷 却系 及 び高 圧炉 心 スプ レイ 系 の自 動
起動 に より 確保 さ れ， 燃 料被 覆管 温 度を 操作 開 始の 起点 と する 運
転員 等 操作 はな い こと か ら， 運転 員 等操 作時 間 に与 える 影 響は ない。
解析 コ ード は， 酸 化量 及 び酸 化反 応 に伴 う発 熱 量の 評価 に つい て
保守 的 な結 果を 与 える た め， 燃料 被 覆管 温度 を 高め に評 価 する 可能性 が ある 。よ っ て， 実 際の 燃料 被 覆管 温度 は 低く なる が ，事 象
初期 の 原子 炉注 水 は原 子 炉隔 離時 冷 却系 及び 高 圧炉 心ス プ レイ 系の自 動 起動 によ り 確保 さ れ， 燃料 被 覆管 温度 を 操作 開始 の 起点 とする 運 転員 等操 作 はな い こと から ， 運転 員等 操 作時 間に 与 える 影
響は ない 。
有効 性 評価 解析 で は原 子 炉水 位が 燃 料有 効長 頂 部を 下回 る こと はなく ，燃 料 被覆 管最 高温 度 は初 期値 を 上回 るこ とが な いこ とか ら，
燃料 被 覆管 の破 裂 判定 の 不確 かさ が 運転 員等 操 作に 与え る 影響 はない 。

実解析コードは，実験解析において熱伝達モデルの保守性により
燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本 事故 シ ーケ ンス では ， この 影響 は 小 さい 。

膨れ・破裂は，燃料被覆管温度と円周方向応力に基づいて評価され，燃料被覆管温度は上述のように高めに評価され，円周方向応力は燃焼期間中の変化を考慮して燃料棒内圧を大きく設定
し保守的に評価している。したがって，ベスト
フィット曲線を用いる場合も破裂の判定はおおむね 保守 的 とな る。

解析コードは，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし ，おお むね 炉 心部 の冠 水が 維持さ れ る本 事故 シ ーケ ンス では ，
この 影響 は 小さ い。

有効性評価解析では原子炉水位が燃料有効長頂部を下回ることはなく ，燃料 被覆 管 最高 温度 は初 期値を 上 回る こと が ない こと から ，
燃料被覆管の破裂判定の不確かさが評価項目となるパラメータに与え る影 響 はな い。

添付資料 2.4.2.2
No.42-3

第 1-1 表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（ＳＡＦＥＲ）（2／2）

重要 現象

炉心

沸騰・ボ イド 率 変化，気液 分離（ 水位変 化 ）・対 向流 ，三次 元効 果添付 2.4.2.2-2
原子 炉圧 力容器

沸騰・凝 縮・ボ イ
ド率 変化 ，気 液 分離（ 水位 変 化） ・対向 流

解析 モデ ル

二相流体の流動
モデ ル

二相流体の流動
モデ ル

冷却 材放 出（ 臨 界流・ 差圧 流 ）臨界 流モ デ ル

ECCS 注 水 （ 給 水系・代替 注水 系 含
む）

原子炉注水系モデル

不確 かさ

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて，
二相水位変化は，解析結果に重畳する水位振動
成分を除いて，実験結果とおおむね同等の結果が得られている。低圧代替注水系の注水による燃料棒冷却（蒸気単相冷却又は噴霧流冷却）の不確 かさ は ＋20℃〜 ＋40℃ 程度 であ る 。
また，原子 炉 圧力 の評 価 にお いて，ROSA-Ⅲで は，
2MPa よ り 低い 圧力 で系 統 的に 圧力 低 下を 早め に予測する傾向を呈しており，解析上，低圧注水
系の起動タイミングを早める可能性が示される。しかし，実験で圧力低下が遅れた理由は，
水面上に露出した上部支持格子等の構造材の温度が燃料被覆管からの輻射や過熱蒸気により上昇し ，LPCS ス プレ イの 液 滴で 冷却 さ れた 際に 蒸気が発生したためであり，低圧代替注水系を注水手段として用いる本事故シーケンスでは考慮する必要のない不確かさである。このため，燃料被覆管温度に大きな影響を及ぼす低圧代替注
水系の注水タイミングに特段の差異を生じる可能性 はな い と考 えら れる 。
下部プレナムの二相水位を除き，ダウンカマの二相水位（シュラウド外水位）に関する不確かさを取り扱う。シュラウド外水位については，
燃料被覆管温度及び運転員操作のどちらに対しても二相水位及びこれを決定する二相流動モデ
ルの妥当性の有無は重要でなく，質量及び水頭のバランスだけて定まるコラプスト水位が取り扱えれば十分である。このため，特段の不確かさを 考慮 す る必 要は ない 。
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて，
圧力変化は実験結果とおおむね同等の解析結果が得られており，臨界流モデルに関して特段の不確 かさ を 考慮 する 必要 は ない 。

運転 操作 は シュ ラウ ド外 水 位（ 原子 炉 水 位計 ）に 基 づく 操作 であるこ とか ら ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 は原 子 炉圧 力容 器の分類 にて 示 す。

解析コードは，燃料被覆管温度に対して，解析結果に重畳する水位 振 動 に 伴 う 燃 料 棒 冷 却 の 不 確 か さ の 影 響 を 考 慮 す る と 20℃ 〜
40℃ 程 度 低 め に 評 価 す る 可 能 性 が あ る が ， 有 効 性 評 価 解 析 で は 原
子炉水位が燃料有効長頂部を下回ることがなく，炉心露出後の再冠水過程で現れる解析結果に重畳する水位振動成分を考慮する必要が ない た め， 評価 項目 と なる パラ メ ー タに 与え る 影響 はな い。

解析 コー ド は， ダウ ンカ マ 部の 二相 水 位 変化 を適 切 に評 価す るこ
とか ら， 運 転員 等操 作時 間 に与 える 影 響 は小 さい 。

解析コードは，ダウンカマ部の二相水位変化を適切に評価することか ら， 評 価項 目と なる パ ラメ ータ に 与 える 影響 は 小さ い。

解析 コー ド は， 原子 炉圧 力 変化 を適 切 に 評価 する こ とか ら， 運転
員等 操作 時 間に 与え る影 響 は小 さい 。
破断 口及 び 逃が し安 全弁 か らの 流出 は ， 圧力 容器 ノ ズル 又は ノズ
ルに 接続 す る配 管を 通過 し ，平 衡均 質 流 に達 する の に十 分な 長さであ るこ と から ，管 入口 付 近の 非平 衡 の 影響 は無 視 でき ると 考えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 であ る。
「解 析条 件 を最 確条 件と し た場 合の 運 転 員等 操作 時 間及 び評 価項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

解析コードは，原子炉圧力変化を適切に評価することから，評価
項目 とな る パラ メー タに 与 える 影響 は 小 さい 。
破断口及び逃がし安全弁からの流出は，圧力容器ノズル又はノズ
ルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 であ る。
「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

入力 値に 含 まれ る。
各系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を使用しており，実機設備仕様に対して注水流量を少なめに与え，燃料被覆管温度を高め に評 価 する 。

No.42-4

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことの継続的な確認に必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）
である。
ｉ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧により，
原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復した
ことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｊ．代替循環冷却系の起動操作
海水系による冷却水供給が確保された時点で中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系を起動し，原子炉注水を実施する。また，格
納容器圧力が 245kPa[gage]に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。なお，代替
循環冷却系の起動操作は解析上考慮しない。
代替循環冷却系の起動操作に必要な計装設備は，代替循環冷却系格納
容器スプレイ流量等である。

2.6-6
No.43-1

ついても作動しない。このため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作を実施し，事象発生の 25 分後に，手動操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施することで，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，燃料有効長頂部を下回るが，原子炉圧力が低下し常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧操作による原
子炉圧力の低下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発
生位置が露出し，核沸騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。
原子炉圧力が低下し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇することで燃料被覆管温度は低下する。平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，
上記の挙動に伴い増減する。
また，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。このため，格納容器圧力が279kPa[gage]に到達した時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）の格納容器冷却を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。常設低圧代替注
水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することでサプレッション・プール水位は徐々に上昇し，
2.6-19No.43-2

第 2.6−1 表
確認及び操作

ＬＯＣＡ時注水機能喪失における重大事故等対策について（2／4）
手

順

常設設備
・高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系， −低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の回復操作を実施する。
常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を ・低圧注水機能喪失及びＬＯＣＡ発生の確認 常 設 低 圧 代 替 注 水後，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作 系ポンプ
用いた低圧代替注水系（常設）を実施し，常設代替注水ポンプを用いた低 代替淡水貯槽の起動操作
常設代替高圧電源
圧代替注水系（常設）を起動する。
・外部電源が喪失している場合は，常設代替 装置
高圧電源装置を起動し，緊急用母線を受電 軽油貯蔵タンクする。
可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ を ・低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注 西側淡水貯水設備
用いた低圧代替注水系（可搬水中型ポンプ準備及びホース敷設等を実施型）の起動準備操作する。
逃がし安全弁（自動減圧機能） ・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代 逃 が し 安 全 弁 （ 自の手動による原子炉減圧操作
替注水系（常設）の起動準備操作の完了後， 動減圧機能） ＊逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁の手動開 非 常 用 窒 素 供 給 系放により，原子炉減圧操作を実施する。
高圧窒素ボンベ
・原子炉水位が燃料有効長頂部を下回った場
合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
原子炉水位の調整操作
・原子炉減圧により常設低圧代替注水系ポン 常 設 低 圧 代 替 注 水（低圧代替注水系（常設））
プを用いた低圧代替注水系（常設）からの 系ポンプ
原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復 代替淡水貯槽
常設代替高圧電源したことを確認する。
・原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉 装置
水位低（レベル３）設定点から原子炉水位 軽油貯蔵タンク
高（レベル８）設定点の間に維持する。
高圧注水機能及び低圧注水機
能の回復操作

2.6-40＊

重大事故等対処設備
可搬型設備
−
−

計装設備

−

常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
緊急用Ｍ／Ｃ電圧

可搬型代替注水中型ポンプ−−

原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ＊

原子炉水位（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）
低圧代替注水系原子炉注水流量
代替淡水貯槽水位：有効性評価上考慮しない操作
既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの−

No.43-3

(解析 上 の時 刻)(0秒)

原子 炉冷 却 材喪 失（中 小破 断 LOCA）（給水流量の全喪失※１）

凡例：操 作・ 確 認（当直 運転 員 ）：プ ラン ト 状態（解 析）：判 断

原子 炉水 位 低（ レベ ル３ ）設定 点到 達：解 析上 考 慮しない 操作：重 大事 故 等対応要 員（ 現 場） の作 業
：運 転員 と 重大事故 等対 応 要員 （現 場 ）原子 炉ス ク ラム ※ ２
及び ＬＯ Ｃ Ａ発 生の 確認 ※ ３の共 同作 業

※１ ：原 子 炉水 位の 低下 を 厳し くす る 観 点か ら， 給 水流 量の全喪 失 を想 定す る 。
(約22秒)

原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）設 定点 到達

高圧 注水 機 能喪 失の 確認 ※ ４

低圧 注水 機 能喪 失の 確認 ※ ４

常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた低 圧代 替 注水 系（ 常設 ）の起 動操 作 ※ ５ ， ６(約25分)

主蒸 気隔 離 弁閉 止
逃が し安 全 弁に よる
原子 炉圧 力 制御 の確 認 ※ ４※３ ：Ｌ Ｏ ＣＡ 発生 は， 以 下に より 判 断 する 。
・格 納容 器 圧力が 13.7kPa[gage]に到 達※４ ：中 央 制御 室に て ，機 器 ラン プ表 示 ，警 報， ポ ンプ 吐出圧 力， 系 統流 量， 原 子炉 水位（ 広帯 域），原 子 炉圧 力等 にて 確 認す る 。

再循 環ポ ン プ
トリ ップ の 確認 ※ ４※５ ：常 設 低圧 代替 注 水系 ポ ンプ を用 い た低 圧代 替 注水 系（常 設） の 起動 操作 は ，以 下によ り判 断 する 。
・高 圧・ 低 圧注 水機 能喪 失

高圧 代替 注 水系 の
起動 操作

高圧 ・低 圧 注水
機能 の回 復 操作

※６ ：外 部 電源 がな い 場合 に は， 常設 代 替高 圧電 源 装置 による 緊急 用 母線 受電 操 作を 実施す る。
可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ を用い た低 圧 代替 注水 系
（可 搬型 ） の起 動準 備操 作

常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた 低 圧 代替 注水 系
（常 設） 以 外に よる 原子 炉 注水 操作・代 替循 環 冷却 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・制 御棒 駆 動水 圧系 によ る 原子 炉注 水 操 作
・ほ う酸 水 注入 系に よる 原 子炉 注水 操 作
・消 火系 に よる 原子 炉注 水 操作
・補 給水 系 によ る原 子炉 注 水操 作
・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 低圧 代替 注 水系 （可 搬 型 ）に よる 原子炉 注水 操 作

逃が し安 全 弁（ 自動 減圧 機 能）の手 動に よ る原 子炉 減圧 操 作 ※ ７

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※８，９※２ ：原 子 炉ス クラ ムは ， 中央 制御 室 に て平 均出 力 領域 計装等に よ り確 認す る 。

使用 済燃 料 プー ルの
冷却 操作

可搬 型代 替 注水 中型
ポン プに よ る
水源 補給 操 作

タン クロ ー リに よる
燃料 給油 操 作

※７

逃 が し安 全弁 （自 動 減圧 機能 ） の 手動 によ る 原子 炉減 圧操 作 は， 以下 に よ り判 断す る 。
・低 圧で 原 子炉 注水 可能 な 系統 又は 低 圧 代替 注水 系 1 系 統以上起 動 でき た場 合

炉心 損傷 な しの 継続 確認 ※ ９ ， １ ０※８

炉心損傷が確認された
場合 は ，炉 心損 傷 後の 対
応手 順に 移 行す る

原 子 炉 水位 が 燃 料有 効 長 頂 部以 下 と なっ た 場 合 は， 格 納 容器雰 囲 気 監視 系 等 によ り 格 納容器 内の 水 素・ 酸素 濃度 を 確認 する 。

※９

破 断 面 積が 重 要 事故 シ ー ケ ンス で の 設定 よ り 大 きい 場 合 は，原 子 炉 水位 の 低 下が 早 く なる こと で ， 燃 料有 効 長 頂 部 到達 及 び 炉 心 損 傷な し の 継 続確 認実 施 のタ イ ミ ン グ が 早 くな
る。

※１ ０

炉 心損 傷は，以 下に より 判 断す る。
（ 炉心 損傷 が 確認 され た場 合 は炉 心損 傷後 の手 順 に移行 ）・ 格 納 容 器 雰 囲 気 放 射 線 モ ニ タ ガ ン マ 線 線 量 率 が 設計 基 準 事 故 （ 原 子 炉 冷 却 材 喪 失 ）相当の 10 倍 以上な お ， 格 納 容 器 雰 囲 気 放 射 線 モ ニ タ （ Ｄ ／ Ｗ ） 及 び （ Ｓ ／Ｃ ） 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 温度 によ り 判断 する。

※ １１

原 子 炉減 圧 時 には 原 子 炉 水位 計 凝 縮槽 内 の 原 子炉 冷却 材の 減 圧 沸 騰に よ り 原子 炉 水 位の 指示 値 の 信 頼 性が 損 な わ れる お そ れ が あ るた め ， 原 子炉 水位 不 明 でな い こ と を 確認
する 。原 子 炉水 位不 明は ， 以下 のい ず れ かに より 判 断す る。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気温 度 と原 子炉 圧 力 の関 係が 原子炉 水位 不明 領 域に 入っ た 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電源 が 喪失 した 場 合・ 原 子 炉 水 位 の 指 示 値 の ば ら つ き が 大 き く 燃 料 有効 長 頂 部 以 上 で あ る こ と が 判 断 で
きな い場 合※１ ２

原 子炉 水位 不明 の 場合 は，原子 炉 圧力 容器 を 満水 とし，原 子炉 圧力 と サプ レ ッシ ョン・
チ ェン バ 圧 力 の 差圧 を 確 認 する こ と で ， 原 子炉 水 位 が 燃料有 効 長 頂 部以 上 で あ る ことを確 認す る 。

※ １３

常 設 低圧 代 替 注水 系 ポ ン プを 用 い た低 圧 代 替 注水 系 （ 常設 ）に よ り， 原 子 炉水 位 を 原子炉 水位 低（レ ベ ル３ ）設定 点か ら 原子 炉水 位高（ レベ ル ８）設 定点 の間 に 維持 する。

※１ ４

解 析上 考慮 しな い 代替 循環 冷 却 系は ，実 際 には 以下 の運 用 とし てい る 。
・ 事 象 初 期 に お け る 原 子 炉 注 水 に 当 た っ て は ， 海 水 系 に よる 冷 却 水 供 給 を 必 要 と し な
い 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） を 優 先 し ， 海 水 系 に よ る 冷 却水 供 給 が 確 保 さ れ た 後 に 代替循 環冷 却 系に よる 原子 炉 注水 に切 り 替 える 。
・格 納容 器 圧力が 245kPa[gage]に 到 達し た時 点で ， 代替循環 冷却 系 によ る格 納 容 器ス
プ レ イ を 実 施 す る 。 ま た ， 代 替 循 環 冷 却 系 は ， 原 子炉 注 水 及 び 格 納 容 器 ス プ レ イ の併用 が可 能 な設 計と して い る。

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m到達※ １５

常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた
代替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系（ 常 設） によ る
格納 容器 冷 却の 停止 操作 ※１７

常 設 低圧 代 替 注水 系 ポ ン プを 用 い た代 替 格 納 容器 ス プ レイ 冷却 系 （常 設 ） によ る 格 納
容器 冷却 操 作は ，解 析上 は 130m ３ ／ h 一 定流 量で ， 格納 容器 圧力 を 217kPa[gage]から279kPa[gage]の範 囲 に 維 持 す るよ う 間 欠 運 転 とし て いる が ，実 際 に は 運 転 手順 に 従い
格納 容器 圧 力を 217kPa[gage]から 279kPa[gage]の 範 囲に 維持 する よう 102 〜130m ３ ／h の範 囲で スプ レ イ流 量を 調 整す る。

※１ ６

サ プレ ッシ ョン・プ ール 水位 が 通常 水位 ＋5.5m に 到達し た場 合は ，格 納 容器 ベン ト 準
備 のた め ， 中 央 制御 室 に て 機器 ラ ン プ 表 示 によ り 系 統 構成 を確 認 す ると と も に ， 格納容器 圧力 逃 がし 装置 一次 隔 離弁 を全 開 と する 。
格納 容器 圧 力逃 がし 装置 一 次隔 離弁 の 開 操作 は，「 サ プレ ッシ ョン・チ ェ ンバ 側」を優先して実施し，中央制御室からの遠隔操作及び現場での手動操作に失敗した場合は，「ド ライ ウ ェル 側」 の開 操 作を 実施 す る 。

※ １７

常 設 低圧 代 替 注水 系 ポ ン プを 用 い た代 替 格 納 容器 ス プ レイ 冷却 系 （常 設 ） によ る 格 納
容器 冷却 の 停止 は， 以下 に より 判断 す る 。
・サ プレ ッ ショ ン・ プー ル 水位 が通 常 水 位＋6.5m に到 達

※ １８格 納 容器 減 圧 及び 除 熱 操 作前 に ， 原子 炉 水 位 を可 能 な 限り 高く 維 持す る こ とで ， 原 子
炉格 納容 器 への 放熱 を抑 制 し，格 納 容器 圧力 の上 昇 を緩 和する（ 解析 上考 慮 しな い。）。

原子 炉水 位 不明
でな いこ と の確 認 ※１１

水位 不明

水位 不明 で はな い
原子 炉満 水 操作 ※ １ ２

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低 圧代 替 注水 系（ 常設 ）） ※ １ ３(約16時 間)

格納容器圧力279kPa[gage]到達

代替 循環 冷 却系 の
起動 操作 ※ １ ４

常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 い
た代 替格 納 容器 スプ レイ
冷却 系（ 常 設） によ る
格納 容器 冷 却操 作 ※ １ ５（約 24 時間 ）サプ レッ シ ョン ・プ ール
通常 水位 ＋5.5m 到 達

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる 格
納容 器減 圧 及び 除熱 の準 備操作※１６（約 27 時間 ）Ⅰ

常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた 代 替 格納 容器
スプ レイ 冷 却系（ 常 設）及 び 代替 循環 冷 却系 以外 による 格納 容 器冷 却
・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 た代 替格 納 容器 スプ レ イ （可 搬型） によ る 格納 容器 冷却 操 作
・消 火系 に よる 格納 容器 冷 却操 作
・補 給水 系 によ る格 納容 器 冷却 操作
・ドラ イウ ェル 内 ガス 冷却 装 置に よる 格 納容 器除 熱操作Ⅱ

原子 炉満 水 操作 ※ １ ８(約28時 間)

格納容器圧力310kPa[gage]到達

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる 格
納容 器減 圧 及び 除熱 操作（ サプ レッ
ショ ン・ チ ェン バ側 ）常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた 低 圧 代替 注水 系（常設）によ る 原子 炉注 水 を継 続す る こと で，原子 炉水位 を維持 し ，格 納容 器 圧力 逃が し装 置 によ る格 納容 器の減 圧及び除熱操作を継続することで格納容器圧力等の低下
傾向 を確 認 する 。ま た ，機 能喪 失 して いる 設備 の復旧 を試み ，残 留 熱除 去系 の 復旧 後，残 留熱 除去 系（ 原子炉 停止時 冷却 系 ）に より 冷 温停 止状 態 とし ，代 替循 環冷却 系
又は 残留 熱 除去 系（格 納容 器ス プ レイ 冷却 系及 びサプ レ
ッシ ョン・プー ル冷 却 系）によ る 除熱 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た後に格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作を 停止 し ，格 納容 器を 隔 離状 態と す る 。

第 2.6−2 図

格納 容器 圧 力逃 がし 装置 以 外に よる 格 納 容器
減圧 及び 除 熱操 作
・耐 圧強 化 ベン ト系 によ る 格納 容器 減 圧 及び
除熱 操作

Ⅲ

【有 効性 評 価の 対象 とし て いな いが 他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント状況 に おい て使 用 す るこ とは 困難で ある が ，プ ラン ト 状況 によ っ ては ，事故 対応 に 有効 な設備と な る代 替循 環 冷 却系 ，制御 棒駆
動水 圧系 ，ほう 酸水 注 入系 ，消火 系，補 給 水系 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 プを 用い た低 圧 代替 注水 系 （ 可搬 型） に よる 原子炉注 水 操作 も実 施 可 能で ある 。
Ⅱ
常設 低圧 代 替注 水系 ポン プ を用 いた 代 替 格納 容器 ス プレ イ冷却系（常 設）によ る 格 納容 器冷却操作 を優 先 する が， 可搬 型 代替 注水 中 型 ポン プを 用 いた 代替格納 容 器ス プレ イ 冷 却系 （可 搬 型）によ る格 納 容器 冷却 操作 も 実施 可能 で あ る。
技術 基準 上 の全 ての 要求 事 項を 満た す こ とや 全て の プラ ント状況 に おい て使 用 す るこ とは 困難で ある が，プラ ン ト状 況に よ って は，事 故対 応に 有 効な 設備 とな る 可搬 型代 替 注 水大 型ポ ンプ
を用 いた 代 替格 納容 器ス プ レイ 冷却 系 （ 可搬 型），消 火系 及び補 給水 系に よ る格 納 容器 冷却 操 作
も実 施可 能 であ る。
また，格 納容 器冷 却 等が でき な い場 合，ド ライ ウェ ル 内ガ ス冷 却装 置 によ る格 納 容 器圧 力等の上昇 の緩 和 も可 能で ある 。
Ⅲ
格納 容器 圧 力逃 がし 装置 に よる 格納 容 器 減圧 及び 除 熱操 作を優先 す るが ，耐圧 強 化 ベン ト系による 格納 容 器減 圧及 び除 熱 操作 も実 施 可 能で ある 。

ＬＯＣＡ時注水機能喪失（中小破断ＬＯＣＡ）の対応手順の概要
2.6-51
No.43-4

10
逃がし安全弁（安全弁機能）開閉による圧力制御（最大値：約 7.79MPa[gage]）
逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 弁による手動減圧（約 25 分）

8

原子 炉圧力原子炉圧力

6
主蒸気隔離弁閉止による圧力上昇4(MPa[abs])（MPa[abs]）

2

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2SBA99AG2NR000

第 2.6−4 図

原子炉圧力の推移（約 3.7cm２ の破断）

再冠水過程における露出と冠水の繰り返しによるボイド率の増減に応じた二相水位の変化

20

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

原子炉減圧に伴う減圧沸騰
逃がし安全弁（安全弁機能）から による水位上昇（約 25 分）の蒸気の流出による水位の低下
原子炉減圧に伴う蒸気流出による
水位低下

シュラウド内（炉心上部プレナム）

15

再冠水以降の蒸気発生に伴うボイド率変化に応じた二相水位の変化
レベル 8

注水開始後，徐々に
水位が回復

レベル 3
レベル 2

10

レベル 1
燃料有効長頂部
シュラウド外シュラウド内（平均出力燃料集合体）
燃料有効長底部

5

シュラウド内（炉心下部プレナム）

（ｍ）
(m)

注水された未飽和水により炉心下部プレナムのボイド率が低下し，二相水位による満水が維持できなくなるため，水位が形成される

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2SBA99AG2NR000

第2.6−5図※

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（約3.7cm２ の破断） ※シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.6-54
No.43-5

10
逃がし安全弁（安全弁機能）開閉による圧力制御（最大値：約 7.79MPa[gage]）
逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 弁による手動減圧（25 分）

8

原子 炉圧力

原子炉圧力（MPa[abs]）(MPa[abs])

6
主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇

4

2

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2SBA99AG3FR012

第 2.6−20 図２

原子炉圧力の推移（約 9.5cm の破断）
再冠水過程における露出と冠水の繰り返しによるボイド率の増減に応じた二相水位の変化

20

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

再冠水以降の蒸気発生に伴うボイド率変化に応じた二相水位の変化

原子炉減圧に伴う蒸気流出による
水位低下（25 分）

逃がし安全弁（安全弁機能）からの蒸気の流出による水位の低下
シュラウド内（炉心上部プレナム）

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇10

レベル 1
燃料有効長頂部
シュラウド外シュラウド内（平均出力燃料集合体）
燃料有効長底部

5

シュラウド内（炉心下部プレナム）

（ｍ）
(m)

注水開始後，
徐々に水位が回復

0
0

10

20

注水された未飽和水により炉心下部プレナムのボイド率が低下し，二相水位による満水が維持できなくなるため，水位が形成される。

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2SBA99AG3FR012

第 2.6−21 図※

原子炉水位（シュラウド内外水位）（約 9.5cm ２ の破断） ※シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.6-63
No.43-6

第1表

代表的な原子炉圧力容器に接続する配管

添付 2.6.1-4
No.43-7

気相部配管（主蒸気配管）

シュラウド外液相部配管（再循環配管）
10

10

10
逃が し安 全 弁（ 自動 減 圧機 能 ）7 弁に よる 手 動減 圧（ 25 分 ）逃が し安 全 弁（ 自動 減 圧機 能 ）7 弁に よる 手 動減 圧（ 25 分 ）4（MPa[abs]）

8

原子炉圧力

原子炉圧力

原子炉圧力

6

2

6

4

（MPa[abs]）

0

10

20

30

40

50

0

10

20

事故後の時間（min）

30

40

50

0

60

レベル 3
レベル 2

10

レベル 1
燃料 有効 長 頂部

シュ ラウ ド 外
シュ ラウ ド 内
（平 均出 力 燃料 集合 体）
シュ ラウ ド 内
（炉 心下 部 プレ ナム

燃料 有効 長 底部

シュ ラウ ド 内
（炉 心上 部 プレ ナム ）

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

10

レベル 1
燃料 有効 長 頂部

シュ ラウ ド 外
シュ ラウ ド 内
（平 均出 力 燃料 集合 体 ）シュ ラウ ド 内
（炉 心下 部 プレ ナム

5（ｍ）

燃料 有効 長 底部

0

10

20

30

40

50

10

20

1200

1000

1000

燃料 被覆 管 最高 温度 発 生（約 338℃ ）

600

30

40

50

（℃）

400

20

30

10

レベル 1
燃料 有効 長 頂部

シュ ラウ ド 外
シュ ラウ ド 内
（平 均出 力 燃料 集合 体 ）シュ ラウ ド 内
（炉 心下 部 プレ ナム

5

40

50

0

10

20

800

600

（℃）

400

第2図

40

50

60

燃料 被覆 管 最高 温度 発 生（約 617℃ ）

800

600

400

200

0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）

事故後の時間（min）

30

1000
燃料 被覆 管 最高 温度 発 生（約 616℃ ）060

燃料 有効 長 底部

1200

0

0
10

レベル 2

事故後の時間（min）

200

200

0

レベル 3

60

燃 料 被覆 管 温 度

燃料被覆管温度

燃料被覆管温度

800

60

レベル 8

事故後の時間（min）

事故後の時間（min）

1200

50

0

0

60

40

シュ ラウ ド 内
（炉 心上 部 プレ ナム ）

15

（ｍ）

0

0

30

20

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

レベル 8

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

シュ ラウ ド 内
（炉 心上 部 プレ ナム ）

（ｍ）

20

事故後の時間（min）

20

5

10

事故後の時間（min）

20

15

4

0

0

60

6

2

2

0

（℃）

逃が し安 全 弁（ 自動 減 圧機 能 ）7 弁に よる 手動減 圧（ 25 分 ）88（MPa[abs]）

シュラウド内液相部配管（底部ドレン配管）

0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）

破断位置の違いによるパラメータ推移の違いの比較
添付 2.6.1-10
No.43-8

破断面積：約 3.7cm２

破断面積：約 9.5cm２
10

10

逃がし安 全 弁（ 自動 減 圧機 能 ）7 弁に よる 手 動減 圧（ 25 分 ）逃が し安 全 弁（ 自動 減 圧機 能 ）7 弁に よる 手 動減 圧（ 25 分 ）
8

8

原子炉圧力

原子炉圧力
（MPa[abs]）

64（MPa[abs]）

6

4

2

2

0

0
0

10

20

30

40

50

0

60

10

20

30

20

50

60

20

レベル 8
レベル 3
レベル 2

10

レベル 1
燃料 有効 長頂部

シュ ラウ ド 外
シュ ラウ ド 内
（平 均出 力 燃料 集合 体 ）シュ ラウ ド 内
（炉 心下 部 プレ ナム

5

燃料 有効 長底部

シュ ラウ ド 内
（炉 心上 部 プレ ナム ）原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

シュ ラウ ド 内
（炉 心上 部 プレ ナム ）

15

（ｍ）

レベル 8
レベル 3
レベル 2

15

10

レベル 1
燃料 有効 長頂部

シュ ラウ ド 外
シュ ラウ ド 内
（高 出力 燃 料集 合体 ）シュ ラウ ド 内
（炉 心下 部 プレ ナム

5

（ｍ）

0

燃料 有効 長
底部

0
0

10

20

30

40

50

0

60

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）

事故後の時間（min）

1200

1200

1000

1000

燃料 被覆 管 最高 温度 発 生（約 616℃ ）燃料被覆管温度

燃料被覆管温度（℃）

40

事故後の時間（min）

事故後の時間（min）

800

600

（℃）

400

200

燃料被覆 管 最高 温度 発 生（約 842℃ ）

800

600

400

200

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）

第3図

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）

破断面積約 3.7cm２ と約 9.5cm２ とのパラメータ推移の比較

添付 2.6.1-11
No.43-9

10

8

原子炉圧力

6

4

（MPa[abs]）

2

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
20

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

炉心 上部 プ レナ ム

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

10

レベル 1
燃料 有効 長頂部
シュ ラウ ド 外高出 力燃 料 集合 体
燃料 有効 長底部

5

炉心 下部 プ レナ ム

（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2ISL99AG3IR005

1200
燃料 被覆 管 最高 温度 発 生（約 887℃ ）1000

燃料被覆管温度

（℃）

800

600

400

200

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2ISL99AG3IR005

第4図２

主蒸気配管に約 224cm の破断面積を設定した場合

添付 2.6.1-12
No.43-10

10
逃が し安 全 弁（ 自動 減 圧機 能 ）7 弁に よる 手 動減 圧（ 25 分 ）8

原 子 炉圧 力（MPa[abs]）

6

4

2

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2DRN99AG3FR028

20

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

炉心 上部 プ レナ ム

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

10

レベル 1
燃料 有効 長頂部
シュ ラウ ド 外高出 力燃 料 集合 体
燃料 有効 長底部

5

炉心 下部 プ レナ ム

（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2DRN99AG3FR028

1200
燃料 被覆 管 最高 温度 発 生（約 846℃ ）1000

燃 料 被 覆 管 温度

（℃）

800

600

400

200

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2DRN99AG3FR028

第5図

原子炉圧力容器底部ドレン配管に約 9.2cm２ の破断面積を設定した場合
添付 2.6.1-13
No.43-11

本評価においては，残留熱除去系Ｂ系のＩＳＬＯＣＡ事象を想定しているが，残留熱除去系Ａ系等においてＩＳＬＯＣＡ事象が発生した場合でも，同様の対応を取ることにより事象を収束することができる。
なお，残留熱除去系Ａ系におけるＩＳＬＯＣＡを想定し，保守的に原子炉建屋東側に設置されている機器の機能喪失を仮定する場合，原子炉隔離時冷却系及び低圧炉心スプレイ系に代わり，高圧炉心スプレイ系を使用する。

定期試験開始「残留熱除去系Ｂ系
電動弁作動試験」
残留熱除去系Ｂ系注入弁全開試験
時「RHR PUMP B DISCH PRESS ABNORMAL
HI/LO」警報発報

凡

例：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判 断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）(解析上の時刻)（0秒）：運転員と重大事故等対応要員
ISLOCA 発生（給水流量の全喪失※１）（現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達

原子炉スクラムの確認※２（約20秒）

可搬型代替注水中型
ポンプによる
水源補給操作原子炉水位異常低下（レベル２）
設定点到達

主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁による原子炉圧力制御の確認※４

原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認※３，４

タンクローリによる燃料給油操作使用済燃料プールの冷却操作

再循環ポンプトリップの確認※４

ISLOCA 発生の確認※５

中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作※７

成功

隔離成功の確認※６失敗
原子炉隔離時冷却系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。その後，原子炉を減圧し，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。

低圧炉心スプレイ系の起動操作※８（15分）

低圧炉心スプレイ系以外による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水
・ほう酸水注入系による原子炉注水・消火系による原子炉注水・補給水系による原子炉注水・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水・高圧代替注水系による原子炉注水逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作※９Ⅰ
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））※１１（約17分）※１

評価上は給水流量の全喪失を想定している。

※２

原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。

※３

原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて高圧炉心スプレイ系も自動起動するが，評価上は漏えいが発生する西側区画に設置されている高圧炉心スプレイ系の機能喪失を想定している。

※４

中央制御室にて，機器ランプ表示，自動起動警報，ポンプ吐出圧力，系統流量，原子炉水位（広帯域），原子炉圧力等にて確認する。

※５

複数のパラメータによりＩＳＬＯＣＡの発生を確認する（補足１）。

※６

原子炉水位挙動の変化，残留熱除去系の吐出圧の変化，原子炉建屋床ドレンサンプポンプ運転頻度の低下等により総合的に隔離成功を確認する。

※７

ＩＳＬＯＣＡ発生時は，外部水源の原子炉注水系統を確保するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）を起動する。外部電源がない場合には，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作を実施する。

※８

原子炉注水を原子炉隔離時冷却系のみで実施中の場合は，漏えい抑制のための原子炉減圧操作の実施前に低圧炉心ス
プレイ系等を起動し低圧で注水可能な系統を確保する。

※９

ＩＳＬＯＣＡ発生時に中央制御室からの注入弁閉止による隔離に失敗した場合は，低圧で注水可能な系統を確保した
後に漏えい抑制のため原子炉を減圧する。

※１０

残留熱除去系の弁の閉止操作は，原子炉減圧操作に伴い原子炉圧力が残留熱除去系の低圧設計部の最高使用圧力を下回る圧力である3MPa[gage]以下まで低下した後に実施する。

※１１

ＩＳＬＯＣＡ発生時は，隔離操作が完了するまでの間，漏えい抑制のために原子炉水位を低めに維持するのが望ましいこと及び原子炉水位異常低（レベル２）にて高圧炉心スプレイ系の自動起動信号，主蒸気隔離弁の自動閉止信号等が発信することを踏まえ，運転手順に従い原子炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り原子炉水位を低く維持する。
（補足２）※１２

格納容器バイパス事象であるが，漏えい抑制のための原子炉減圧等に伴いサプレッション・プール水温度が 32℃を超える場合は，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。

※１３

残留熱除去系の注入弁の閉止完了後は，原子炉注水を低圧炉心スプレイ系に切り替え，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持する。

原子炉圧力 3MPa[gage]到達

中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作※１０（21分） 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・プール冷却操作※１２(5時間)

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）※１３

低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を継続する。その後，残留熱除去系を原子炉停止
時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。

【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる制御棒駆動水圧系，ほう酸水注入系，消火系，補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
また，高圧代替注水系による原子炉注水も可能である。

補足１
ＩＳＬＯＣＡの発生は，隔離弁等の開操作実施時に以下のパラメータにより確認する。
・弁操作を実施した系統の圧力変動（残留熱除去系ポンプ吐出圧力）・主蒸気隔離弁が閉止し，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が開始されたにも関わらず原子炉水位の低下が継続（原子炉水位（広帯域，ＳＡ広帯域，燃料域，ＳＡ燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量）監視可能であれば，以下のパラメータによる情報も勘案し総合的にＩＳＬＯＣＡ発生を確認する。
・系統異常過圧警報（RHR PUMP DISCH PRESS ABNORMAL HI/LOW 等）発報
・区画浸水警報（RHR Hx AREA FLOODING 等）発報
・区画温度上昇警報（RHR EQUIPMENT AREA AMBIENT TEMP HI 等）発報
・火災警報発報
・原子炉建屋内空間線量率上昇警報（R/B AREA RADIATION HIGH）発報
・原子炉建屋内ダストモニタ上昇警報（DUST MONITOR SYS ABNORMAL）発報
・主蒸気流量と給水流量とのミスマッチ発生・原子炉建屋内異常漏えい警報（R/B FD SUMP LEAKAGE HIGH，R/B FD SUMP LEVEL HI-HI 等）発報
・原子炉建屋機器ドレンサンプ温度高（R/B ED SUMP TEMP HIGH）発報
・ドライウェル圧力及び雰囲気温度が有意に上昇していない

第 2.7−2 図

補足２
ＩＳＬＯＣＡの発生時は，原子炉水位異常低下（レベル２）以上を維持しつつ，漏えい抑制のため可能な限り原子炉水位を低めに維持する。
・原子炉水位低（レベル３）
・・・・・・・・300mm
・原子炉水位異常低下（レベル２）
・・・・・−950mm
・高圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・−1,227mm
・低圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・−1,227mm
・原子炉水位異常低下（レベル１）
・・・・・−3,800mm
・残留熱除去系注水ノズル・・・ ・・・・・−3,938mm
・燃料有効長頂部 ・・・・・・・・・・・・−4,248mm（基準水位（蒸気乾燥器下端レベル）を 0 ㎜とした相対水位を示す）−4,197mmに修正要

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）の対応手順の概要

2.7-40No.44-1

10
逃がし安全弁（安全弁機能）の開閉による圧力制御（最大値：約 7.79MPa[gage]）
逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による手動減圧（15 分）

8

原子 炉圧力

原子炉圧力(MPa[abs])（MPa[abs]）

主蒸気隔離弁
閉止による
圧力上昇

6

4

臨界流モデルの切り替わりによる
圧力低下

2

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7−4図

原子炉圧力の推移

20

低圧炉心スプレイ系の起動／停止による水位制御

原子炉減圧操作に伴いボイドが発生し，二相水位が上昇（15 分）

原子 炉水 位 ︵シュ ラウ ド内外水 位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

シュラウド外常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による水位維持

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2
シュラウド内（炉心上部プレナム）

10臨界流モデルの切り替わりに伴い減圧することで二相水位が上昇
レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド内（高出力燃料集合体）

燃料有効長底部

5

シュラウド内（炉心下部プレナム）（ｍ） (m)

0
0

1

2

3

4

5

6

(h)
事故後の時間（ｈ）

第2.7−5図※

SA3NT2LPI99AG3AN000※

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.7-42
No.44-2

の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を開始する。
ｅ．電源確保操作対応
早期の電源回復不能の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復
操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
ｆ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動
準備操作
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，敷地に遡上する津波の影響を受けない高所において可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。原子炉
建屋内の現場操作にて原子炉注水に必要な系統構成操作を実施し，屋外の現場操作にて可搬型代替注水中型ポンプの準備，ホース敷設等を実施
後にポンプ起動操作を実施する。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代替
注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ/Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ
2.8-5
No.45-1

第 2.8−1 表
操作及び確認早期の電源回復不能の確認

電源確保操作対応

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作

2.8-16

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧
操作

津波浸水による注水機能喪失における重大事故等対策について（2／4）
手−重大事故等対処設備
可搬型設備
−
−

−

−

−

西側淡水貯水設備

可搬型代替注水中型ポンプ−

逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊非常用窒素供給系
高圧窒素ボンベ
所内常設直流電源設備

可搬型代替注水中型ポンプサプレッション・プール水温度＊
原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）
ドライウェル雰囲気温度 ＊格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ＊

順

常設設備

・全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動を試みる
が，失敗したことを確認し，早期の電源回
復不能を確認する。
・非常用ディーゼル発電機等の回復操作を実施する。
・外部電源の回復操作を実施する。
・全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪
失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉注水準備を開始する。
・サプレッション・プール水温度がサプレッ
ション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の 場合 は 65℃） に到 達し たこ とを 確認 する。
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代
替注水系（可搬型）の起動準備操作の完了
後，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁の手動開放により，原子炉減圧を実施する。
・原子炉水位が燃料有効長頂部を下回った場
合は，炉心損傷がないことを継続的に確認
する。
＊

計装設備

：有効性評価上考慮しない操作
既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

No.45-2

凡例：操 作・ 確 認（ 運転 員）：プ ラン ト 状態 （解 析）：判 断（解 析上 の 時刻 ）（0 秒 ）：解 析上 考 慮し ない 操作

敷地 に遡 上 する 津波 到達 ※ １：重 大事 故 等対 応要 員（ 現 場） の作 業
：運 転員 と 重大 事故 等対 応 要員 （現 場 ）の共 同作 業再循 環ポ ン プ停 止の 確認 ※ ３

主蒸 気隔 離 弁閉 止及 び
逃が し安 全 弁（ 安全 弁機 能 ）に よる
原子 炉圧 力 制御 の確 認 ※ ３

原子 炉ス ク ラム ※ ２ の 確認

原子 炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）設 定点 到達

早期 の電 源 回復 不能 の確 認 ※ ５

使用 済燃 料 プー ルの冷 却操 作原子 炉隔 離 時冷 却系 の
自動 起動 の 確認 ※ ３
可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ を用 いた低 圧代 替 注水 系（ 可搬 型 ）の準 備操 作 ※ ６

原子 炉水 位 の調 整操 作
（原 子炉 隔 離時 冷却 系） ※４（約 3 時 間 ）タン クロ ー リに よる
燃料 給油 操 作
電源 確保 操 作対 応

原子炉隔離時冷却系以外による原子炉注 水操 作・高 圧代 替 注水 系に よる 原 子炉 注水操作

サプ レッ シ ョン ・プ ール 水 温度
65℃ 到達（1 時 間）直流 電源 の 負荷 切離操作 （中 央 制御 室）

Ⅰ（8 時 間）（約 8 時 間 ）直流 電源 の 負荷 切離操作 （現 場 ）逃が し安 全 弁（ 自動 減圧 機 能）によ る原 子 炉減 圧操 作 ※ ７

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※８

水位 不明

原子 炉水 位 不明
でな いこ と の確 認 ※１０
水位 不明 で はな い

原子 炉満 水 操作 ※１１

炉心 損傷 な しの 継続 確認 ※９
炉心損傷が確認された場
合は，炉心損傷後の対応
手順 に移 行 する

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復

原子 炉水 位 の調 整操 作
（低 圧代 替 注水 系（ 可搬 型）） ※１２（約 13 時間 ）常設 代替 高 圧電 源装 置に よ る
緊急 用母 線 の受 電操 作

格納容器圧力279kPa[gage]到達

常設 代替 高 圧電 源装 置に よ る
非常 用母 線 の受 電準 備操 作

（24 時 間 ）常設 代替 高 圧電 源装 置に よ る
非常 用母 線 の受 電操 作

可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型） によ る 格納 容器 冷却 操 作（約 24 時間 ）緊急 用海 水 系を 用い た残 留 熱除
去系 （低圧注水系，格納容器スプ
レイ冷却系，サプレッション・プ
ール冷却系）に よる 原子 炉 注水 操
作及 び格 納 容器 除熱 操作 ※ １ ３

代替 循環 冷 却系 によ る原 子 炉注 水操 作 及 び格 納容 器 除熱 操作 ，常 設 低圧 代替 注 水系ポ ンプ を 用い た代 替格 納 容器 スプ レ イ 冷却 系（ 常 設） 及び 可搬 型 代替 注水 中 型
ポン プを 用 いた 代替 格納 容 器ス プレ イ 冷 却系 （可 搬 型） によ る格 納 容器 冷却 操 作
並び にド ラ イウ ェル 内ガ ス 冷却 装置 に よ る格 納容 器 除熱 操作
残 留 熱 除 去 系 （ 低 圧 注 水 系 ） に よ る 原 子 炉 注 水 操作 を 継 続
す る こ と で ， 原 子 炉 水 位 を 維 持 し ， 残 留 熱 除 去 系（ 格 納 容
器 ス プ レ イ 冷 却 系 又 は サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 冷却 系 ） に
よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 を 継 続 す る 。 ま た ， 原 子 炉建 屋 ガ ス
処 理 系 及 び 中 央 制 御 室 換 気 系 を 起 動 し ， 機 能 喪 失し て い る
設 備 の 復 旧 に 努 め る と と も に ， 残 留 熱 除 去 系 （ 原子 炉 停 止時冷 却系 ） に切 り替 え， 冷 温停 止状 態 と する 。

Ⅱ

【有 効性 評 価の 対象 とし て いな いが 他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
高圧 代替 注 水系 によ る原 子 炉注 水操 作 も 実施 可能 で ある 。
Ⅱ
代替 循環 冷 却系 によ る原 子 炉注 水操 作 及 び格 納容 器 除熱 操作 並び に 常設 低圧 代 替 注水 系ポ ン プを 用い た代 替 格納 容器 ス プ レイ 冷却 系 （常 設）及び 可搬 型 代替 注水 中型 ポ ンプ を用 い た 代替 格納 容 器ス プレ イ冷 却 系（ 可搬 型 ） によ る格 納 容器 冷却 操作 も 実施 可能 で あ る。
また ，格 納 容器 冷却 等が で きな い場 合 ， ドラ イウ ェ ル内 ガス 冷却 装 置に より 格 納 容器 圧力 等 の上 昇の 緩和 も 可能 であ る 。

※１

敷 地 に遡 上 す る 津波 の 到 達 に伴 い 循 環水 ポ ンプが 停 止 し 復水 器 が 使 用不 能 と なる こ と で給 水 流 量 の全 喪 失 が 発生 す る 。ま た ， 重要 事 故シ ーケ ン ス に おい て は，「 外 部電 源 喪 失 ＋Ｄ Ｇ 失 敗＋Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ 失 敗（ Ｒ Ｃ ＩＣ成功）」 との 従属 性 を考 慮し て， 外 部電 源喪失 を想 定 する 。
※２ 原 子 炉ス クラ ムは ， 中央 制御 室 に て平 均出 力領域 等に より 確 認す る。
※３ 中 央 制御 室に て， 機 器ラ ンプ 表 示 ，警 報， ポンプ 吐出 圧力 ， 系統 流量 ， 原 子炉 水位 （ 広帯 域），原 子炉 圧力 等 にて 確 認す る。
※４ 原 子 炉隔 離時 冷却 系 によ り， 原 子 炉水 位を 原子炉 水位 低（ レ ベル ３） 設 定 点か ら原 子 炉水 位高 （レ ベ ル８ ）設 定 点 の間 に維 持 する 。
※５ 中 央 制御 室か らの 遠 隔操 作に よ り 外部 電源 受電及 び非 常用 デ ィー ゼル 発 電 機の 起動 が でき ず， 非常 用 母線 の電 源 回 復が でき な い場 合，早期 の 電源 回復 不 能 と判 断す る 。
※ ６ 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 に 伴 う 低 圧 注 水 機 能 喪失 を 確 認 し た 場 合 は ， 速 や か に 可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ を 用 い た 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 操 作 を 開 始 す る 。 な お ， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬型） 及び 代 替格 納容 器ス プ レイ 冷却 系 （ 可搬 型） に は同 じ可 搬型 代 替注 水中 型 ポ ンプ を用 い る。
※ ７ サ プ レッ シ ョ ン ・プ ー ル 水 温度 が サ プレ ッ ション ・ プ ー ル熱 容 量 制 限（ 原 子 炉が 高 圧 の場 合 は 65℃ ） に到 達 又 は超 過 した 場 合 は， 低圧 で 注水 可 能 な 系統 の 準 備完 了 後 に原 子 炉 減 圧操 作 を実 施す る 。 また ， 実 際の操 作 で は ， 原 子 炉 圧 力 が 低 下 し 可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ を 用 い た 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ） に よ る 原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ た 後 に 原 子 炉 隔 離時 冷 却 系 が 停 止 す る が ， 評 価 上 は 可 搬 型 代替 注 水 中 型 ポ ン プ を 用いた
低圧 代替 注 水系 （可 搬型 ） のみ によ る 水 位回 復性 能 を確 認す る観 点 で， 原子 炉 減 圧開 始と 同 時に 原子 炉隔 離 時冷 却系 は 停 止す る想 定 とし ている。
※８ 原 子 炉水 位が 燃料 有 効長 頂部 以 下 とな った 場合は ，格 納容 器 雰囲 気監 視 系 等に より 格 納容 器内 の水 素 ・酸 素濃 度 を 確認 する 。
※９ 炉 心 損傷 は， 以下 に より 判断 す る。（炉 心損傷 が確 認さ れた 場 合は 炉心 損 傷 後の 手順 に 移行 ）・格 納容 器 雰囲 気放 射線 モ ニタ ガン マ 線 線量 率が 設 計基 準原 子炉 冷 却材 喪失 事 故 時追 加放 出 相当の 10 倍 以上
※１ ０ 原 子炉 減圧 時に は 原子 炉水 位 計 凝縮 槽内 の原子 炉冷 却材 の 減圧 沸騰 に よ り原 子炉 水 位の 指示 値の 信 頼性 が損 な わ れる 恐れ が ある ため，原 子 炉水 位不 明 で ない こと を 確認 する 。
原子 炉水 位 不明 は， 以下 の いず れか に よ り判 断す る 。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気温 度 と原 子炉 圧 力 の関 係が 原 子炉 水位 不明 領 域に 入っ た 場 合・原 子炉 水 位の 計装 電源 が 喪失 した 場 合・原 子炉 水 位の 指示 値の ば らつ きが 大 き く燃 料有 効 長頂 部以 上で あ るこ とが 判 断 でき ない 場 合※１ １ 原 子炉 水位 不明 の 場合 は， 原 子 炉圧 力容 器を満 水と し， 原 子炉 圧力 と サ プレ ッシ ョ ン・ チェ ンバ 圧 力の 差圧 を 確 認す るこ と で， 原子炉水 位 が燃 料有 効 長 頂部 以上 で ある こと を確 認 する 。
※１ ２ 可 搬型 代替 注水 中 型ポ ンプ を 用 いた 低圧 代替注 水系 （可 搬 型） によ り ， 原子 炉水 位 を原 子炉 水位 低 （レ ベル ３ ） 設定 点か ら 原子 炉水位高 （ レベ ル８ ） 設 定点 の間 に 維持 する 。
※ １ ３ 残 留 熱 除 去 系 は ， 原 子 炉 水 位 低 （ レ ベ ル３ ） 設 定 点 に て 残 留 熱 除 去 系 （ 低 圧 注 水 系 ） に 切 り 替 え ， 原 子 炉 水 位 高 （ レ ベ ル ８ ） 設 定 点に て 残 留 熱 除 去 系 （ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 又 は サプ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 冷
却系 ）に 切 り替 える 。

第 2.8−3 図

津波浸水による注水機能喪失の対応手順の概要
2.8-23
No.45-3

1.2.3.2

有効性を確認するための評価項目の設定「1.2.3.1

想定事故」に挙げた想定事故については，使用済燃料プールにおける燃料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1)

燃料有効長頂部が冠水していること。

(2)

放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。

(3)

未臨界が維持されていること。

1.2.4

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

1.2.4.1

事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」については，復水器真空破壊から制御棒引抜開始までの期間を評価対象 ※ とし，原子炉の水位，温度，圧力などのプラントパラメータの類似性，保守点検状況などに応じた緩和設備の使用可能性，起因事象，成功基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に区分する。また，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスを，
本発電用原子炉施設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえ運転停止中事故シー
ケンスグループにグループ化し，運転停止中事故シーケンスグループごとに，重要事故シーケンスを選定して評価を行う。
※「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定められている運転停止中の期間は「主発電機の解列から，原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」となり，本評価対象と異なる。ただし,「主発電機の解列から復水器真空破壊まで」及び「制御棒引抜開始から原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」
における低出力運転時及びプラント停止時の期間においては，給水系を除く緩1-29
No.46-1

要事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2−4 表に示す。

1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定「1.2.4.1

事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉における燃料の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1)

燃料有効長頂部が冠水していること。

(2)

放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。

(3)

未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く。）。

1.3

評価に当たって考慮する事項

1.3.1

有効性評価において考慮する措置

グループ化した事故シーケンス毎に関連する措置を「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」及び「重大事故等対処設備について」との関係を含めて整理して評価を行う。評価に当たっては，「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」で講じることとした措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大事故等対策として用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係も含めて必要となる水源，燃料，電源等の資源や要員を整理し，資源及び要員の確保に関する評価を行う。なお，「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」及び「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」における 1 つの事
故シーケンスグループ並びに「運転中の原子炉における重大事故」における
1-33
No.46-2

ものとする。
（添付資料 1.5.5）(2)

重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．安全保護系等の設定点
原子炉緊急停止系作動回路のスクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低（レベル３）設定点
セパレータスカート下端から＋66cm（燃料有効長頂部から＋452cm）（遅れ時間 1.05 秒）
工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位異常低下（レベル２）（原子炉隔離時冷却系起動，高圧炉
心スプレイ系起動）設定点
セパレータスカート下端から−63cm（燃料有効長頂部から＋323cm）
原子炉水位異常低下（レベル２）（再循環ポンプ全台トリップ）設定
点
セパレータスカート下端から−63cm（燃料有効長頂部から＋323cm）
原子炉水位異常低下（レベル２）（主蒸気隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から−63cm（燃料有効長頂部から＋323cm）
原子炉水位異常低下（レベル１）（低圧炉心スプレイ系起動，低圧注
水系起動，自動減圧系作動信号）設定点
1-52
No.46-3

セパレータスカート下端から−345cm（燃料有効長頂部から＋41cm）
原子炉水位高（レベル８）（原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水停止）設定点
セパレートスカート下端から＋175cm（燃料有効長頂部から＋561cm）
原子炉圧力高（再循環ポンプ全台トリップ）設定点
原子炉圧力 7.39MPa［gage］
ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作動信号）
設定点
ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］
ｂ．逃がし安全弁
原子炉停止機能喪失以外においては，安全弁機能（以下「逃がし安全弁（安全弁機能）」という。）による原子炉圧力制御に期待することとし，原子炉停止機能喪失においては，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水
流量が大きくなる条件として逃がし弁機能（以下「逃がし安全弁（逃がし弁機能）」という。），による原子炉圧力制御に期待することとする。逃がし安全弁の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
逃がし弁機能7.37MPa[gage]×2 個，354.6t／h／個
7.44MPa[gage]×4 個，357.8t／h／個
7.51MPa[gage]×4 個，361.1t／h／個
7.58MPa[gage]×4 個，364.3t／h／個
7.65MPa[gage]×4 個，367.6t／h／個
1-53
No.46-4

第 1.4−7 表
分

類

重要現象

ＭＡＡＰにおける重要現象の不確かさ等（1／4）

解析モデル

崩壊熱

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

入力値に含まれる。
保守的な崩壊熱を入力値に用いており，解析モデルの不確かさの影響はない。

燃料棒内温度変化

炉心モデル（炉心熱水力モデ
ル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム−水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は小さい。
・下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

TQUX 及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行
い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの，水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である。

冷却材放出（臨界流・差圧
流）

原子炉圧力容器モデル（破断流モデル）

逃がし安全弁からの流量は，設計値に基づいて計算される。

ECCS 注水（給水系・代替注
水設備含む）

安全系モデル（非常用炉心冷 入力値に含まれる。
却系）
保守的な注水特性を入力値に用いており，解析モデルの不確かさの影響はない。
安全系モデル（代替注水設備）

燃料棒表面熱伝達
燃料被覆管酸化炉心
燃料被覆管変形

1-93

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対
向流

原子炉
圧力容器
（逃がし安全弁含む）

不確かさ

No.46-5

第 1表
重要事故
シーケンス等運 転 員 等 の 操 作 余 裕 時 間 に 対 す る 有 効 性 評 価 上 の 仮 定 （ 14／ 19）
運転員等操作

解析上の操作開始条件

操作条件設定の考え方

原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 19 ％ 高 い 位 置 に 到 達
した時点

ｃ
原子炉水位は事象発生後から緩やかに低下
す る も の で あ り ，本 操 作 の 至 近 に 別 操 作 も な
い た め ，操 作 開 始 条 件 到 達 時 に は 操 作 す る ことが可能

事 象 発 生 90 分 後ａ
状 況 判 断 及 び 操 作 に 要 す る 時 間 を 積 上 げ 5分
単位で切上げ常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷 却 系（ 常 設 ）に よ る 格 納 容 器
冷却

原子炉圧力容器破損か
ら 6分 後 （ 約 4.6 時 間 後 ）ｂ
原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 の 確 認・操 作 項 目 を 勘 案
し ，余 裕 時 間 を 含 め て 設 定 し た 確 認 時 間 及 び
操作時間を積上げ

溶融炉心落下後の常設低圧代
替注水系ポンプを用いた格納
容 器 下 部 注 水 系（ 常 設 ）に よ る
ペデスタル（ドライウェル部）
への注水

原子炉圧力容器破損か
ら 7分 後 （ 約 4.6 時 間 後 ）ｂ
原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 の 確 認・操 作 項 目 を 勘 案
し ，余 裕 時 間 を 含 め て 設 定 し た 確 認 時 間 及 び
操作時間を積上げ

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作

格納容器内酸素濃度が4.0 ％ （ ド ラ イ 条 件 ） 到
達時ｃ
格納容器内酸素濃度は事象発生後から緩やか に 上 昇 す る も の で あ り ，本 操 作 の 至 近 に 別
操 作 も な く ，操 作 開 始 条 件 到 達 時 に は 操 作 することが可能原子炉急速減圧操作

添付 1.3.4-17

代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納
容器冷却
高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱

No.46-6

3.

幾何形状データ(1)

主蒸気管，燃料棒等に関するデータ
項

目

対

象

データ

備

蒸気ドーム部出口から

長 さ ，断 面 積 ( 内 径 ) ， 第 2 図 参 照

注 記 1， 2

主蒸気隔離弁までのデ

容積，エレベーショ

設計値

ータ

ン

主蒸気隔離弁から主蒸

長 さ ，断 面 積 ( 内 径 ) ， 第 2 図 参 照

注記 2

気加減弁までのデータ

容積，エレベーショ

設計値（主蒸気ヘッダを含む）

ン

主蒸気ラインからター

長 さ ，断 面 積 ( 内 径 ) ， 第 2 図 参 照

注記 2

ビンバイパス弁までの容積，エレベーショ

設計値

データ

ン

燃 料 集 合 体 （ 9×9 燃 料

長さ

第 3-1 図 参 照（ Ａ 型 ）） の デ ー タ

考

各燃料型式毎に記載
設計値

蒸気ドーム部のデータ

長さ，容積第 4 図参照

設計値

燃 料 棒 （ 9×9 燃 料 （ Ａ

長さ，半数，ギャッ第 5-1 図 参 照各燃料型式毎に型 ）） の デ ー タ

プ熱伝達係数（炉心記載

平均，ホット）

設計値

水位計のタップ位置

圧力容器底部からの高さ

設計値

注 記 1： 蒸 気 ド ー ム 部 か ら 主 蒸 気 隔 離 弁 ま で の 配 管 長 さ 等 の デ ー タ に つ い て は 、 各 ラ イ ン（ 4本 ） の 個 別 デ ー タ を 提 示 し た 。
注 記 2： 配 管 の 始 点 ・ 終 点 の 明 確 化 の た め 名 称 を 併 せ て 記 載 し た 。
（ 例 ） 蒸 気 ド ー ム 部 〜 主 蒸 気 隔 離 弁 入 口 ， 長 さ ××mm， 断 面 積 ××mm２ ・ ・ ・添付 1.5.1-4
No.46-7

(2)項

原子炉圧力容器に関するデータ
目

対

原子炉のエレベー

・蒸気ドーム部ションに関するデ（ベッセル内）高さ

ータ

寸

象

法
(m)

備

考

設計値

・蒸気乾燥器頂部高さ

設計値

・蒸 気 出 口 ノ ズ ル 下 端 高 さ

設計値

及び内径
・蒸気乾燥器底部高さ

設計値

・気水分離器頂部高さ

設計値

・通常運転水位解析では狭帯域と広帯域の初期水位は同一とする。
設計値

・シ ュ ラ ウ ド ヘ ッ ド・ド ー

設計値

ム頂部高さ（内側）・シ ュ ラ ウ ド ヘ ッ ド・ド ー

設計値

ム底部高さ
・チ ャ ン ネ ル ボ ッ ク ス 上 端

設計値

高さ
・燃料有効長頂部高さ

設計値

・ジ ェ ッ ト ポ ン プ 底 部 高 さ

設計値

・ジ ェ ッ ト ポ ン プ・ス ロ ー
ト入口高さ

設計値

・燃料有効長底部高さ

設計値

・再 循 環 水 出 口 ノ ズ ル 下 端

設計値

高さ及び内径・支持板底部高さ

設計値

・制御棒案内管頂部高さ

設計値

・制御棒案内管底部高さ

設計値

・給 水 ス パ ー ジ ャ ノ ズ ル 高

設計値

さ（原子炉圧力容器底部からの高さ）

添付 1.5.1-5
No.46-8項目

原子炉の体積に関するデータ(1)下 部 プ レ ナ ム

対

象

体

積

ボイド率

（m ）

（％）

・下 部 プ レ ナ ム 底 部 か ら 炉

３

備

−

設計値

・制御棒案内管体積−

設計値

・下 部 体 プ レ ー ト 内 部 及 び

−

設計値

38

設計値

考

心支持板までの体積（制御棒案内管体積は除く）(2)炉 心（チャンネル内）

燃料サポート内部
・燃 料 有 効 長 底 部 か ら 燃 料
有効長頂部までの体積及び平均ボイド率
・燃 料 有 効 長 頂 部 か ら チ ャ

64

ンネルボックス上端ま

設計値

での体積及び平均ボイ
ド率(3)バ イ パ ス

・炉 心 支 持 板 か ら チ ャ ン ネ（シュラウド内）

ルボックス上端までの(4)上 部 プ レ ナ ム・チ ャ ン ネ ル ボ ッ ク ス 上 端0

設計値

体積及び平均ボイド率60

か ら シ ュ ラ ウ ド ヘ ッ

設計値

ド・ド ー ム 頂 部 ま で の 体積及び平均ボイド率・気水分離器−（ 全 数 ，ス タ ン ド パ イ プ 及
び気水分離器スカート

設計値内を除く溢水レベルまで）・スタンドパイプ（全数）−

設計値

添付 1.5.1-6
No.46-9

Ｒ FCOＲ FCI

Ｒ REL
燃 料 ﾍﾟﾚｯﾄ

Ｒ GP

被覆管

項

目

仕

様

Ｒ PEL(mm)

燃料ペレット半径

Ｒ FCI(mm)

被覆管内半径Ｒ GP(mm)

ギャップ幅

Ｒ FCO(mm)

被覆管外半径Ｌ F(mm)

燃 料 棒 有 効 長 (標 準 )燃 料 棒 有 効 長 (部 分 長 )下 端 位 置 (部 分 長 )上 端 位 置 (部 分 長 )ペレット
径方向発熱分布

入力値

備

考

部分長の下端／上
端位置は標準の下
端 を 基 準 (0mm) と したときの値とする。
SAFER： 平 坦
SCAT： 別 添 3①参照

ペレット密度(kg／ m３ )ペレット物性値

温 度 (K) と 熱 伝 導 率 (W ／ m ･ K) の テ ー ブ 表 5-1-1 参 照 温 度 300〜 3000K のル
範囲
温 度 (K)と 比 熱 (J／ kg･K)の テ ー ブ ル(kg／ m３ )

被覆管密度
被覆管物性値

ギャップ
コンダクタンス(W／ m２ ･K)

温 度 (K) と 熱 伝 導 率 (W ／ m ･ K) の テ ー ブ 表 5-1-2 参 照 温 度 300〜 1100K
ル(被 覆 管 の 物 性 値 と温 度 (K)と 比 熱 (J／ kg･K)の テ ー ブ ル
して現実的な範囲)
平均：
図 3-1 9×9 燃 集 合 体 の ギ ャ ッ プ
料 (A 型 )集 合 コ ン ダ ク タ ン ス の
ホット：
体略図参照
た め 、図 3 - 1 へ の 記載とする。

第 5-1 図9×9 燃 料 (Ａ 型 )燃 料 棒 略 図

添付 1.5.1-17
No.46-10

第 1表

逃がし安全弁作動数による減圧時間の違い

原子炉圧力

7 弁減圧
（高圧・低圧注水
機能喪失）

2 弁減圧
（高圧注水・
減圧機能喪失）時間の差

3MPa[gage]

1.7 分 後

6.4 分 後約 4.7 分2MPa[gage]

2.7 分 後

9.2 分 後約 5.8 分1MPa[gage]

4.6 分 後14.3 分 後

約 9.7 分(2)

逃がし安全弁作動数を 7 弁から 2 弁にした場合に評価項目に与える影響
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」及び「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の有効性評価においては，高圧注水機能が喪失することから，運転手順に従い逃がし安全弁 7 弁にて原子
炉 を 減 圧 し ，常 設 低 圧 代 替 注 水 ポ ン プ を 用 い た 低 圧 代 替 注 水 系（ 常設）による原子炉注水を実施する。
こ れ ら の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， 減 圧 操 作 の 開 始 が 10 分 程
度遅れた場合でも，評価項目を満足するとともに燃料被覆管の破裂が発生しないことを確認している。
よって，原子炉減圧時の逃がし安全弁の作動数を 7 弁から 2 弁にした場合でも，炉心損傷防止対策の有効性評価における評価項
目 に 与 え る 影 響 は 小 さ く ，逃 が し 安 全 弁 の 作 動 数 に つ い て は ，7 弁
確保されていれば十分と考えられる。

3.

ＤＣＨ発生防止に対する逃がし安全弁 7 弁のＳＡ設備化の十分性
炉心損傷後，原子炉注水手段がない場合には，燃料有効頂底部＋20％ 水 位 に て 逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）2 弁 を 開 け 原 子 炉 を 減 圧
添付 1.5.8-2
No.46-11

で あ る こ と を 考 慮 し ，例 え ば 原 子 炉 建 屋 最 上 階 に お い て 10mSv／ h の 場
合 は ，通 常 水 位 か ら 約 0.86m ※ 下 の 位 置 よ り 高 い 遮 蔽 水 位 が 必 要 と な る 。
※

放射線の遮蔽の維持のために必要な水位の算出方法については添付資料
4.1.3 に 示 す 。

通 常 水 位 （ NW L）
約 0.86 m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（ 10mSv ／ h の 場 合 ）約 6.40 m
制御棒貯蔵ハンガ

約 7.26 m

燃料有効長頂部
燃料集合体

約 4.25 m

制御棒貯蔵ラック

第 2図3.

放射線の遮蔽に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について

使用済燃料プールの高さと断面積について
使用済燃料プールの高さを第 3 図に，使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積を第 1 表に示す。

通 常 水 位 （ NW L）① 約 0. 86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（ 10mSv ／ h の 場 合 ）約 7.26 m② 約 6. 40m
制御棒貯蔵ハンガ

燃料有効長頂部
燃料集合体③ 約 4. 25m

制御棒貯蔵ラック第 3図東海第二発電所

使用済燃料プールの構造高さ

添付 1.5.9-2
No.46-12

第 1表

使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積

項目

断 面 積 (m ３ )

容 積 (m ３ )

①

約 116

約 100

②

約 115

約 737

③

約 83

約 352

合計

約 1,189

第 3 図に示す各領域①〜③の保有水の容積は，使用済燃料プール容
積から機器の容積を除くことで算出し，各領域の断面積については，① の 領 域 で は 使 用 済 燃 料 プ ー ル の 寸 法 よ り 求 め た 断 面 積 を 使 用 し ，② ，③の領域では求めた各領域の容積から高さを除して求めた。なお，断面積については各領域での平均的な値を示しているが，プール内に設置されている機器の多くは②，③の底部又は壁面下部にあるため，平均化によって上部の断面積が実際より狭く評価される。保有水量に対する水位の低下という観点では断面積が小さいほど水位低下速度は速くなることから，保守的な評価となっている。

4.

想定事故１における時間余裕
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失時における，崩壊

熱による使用済燃料プール水の沸騰までの時間，沸騰開始後の水位低下時間及び沸騰による水位低下平均速度について，以下の式を用いて算定した。事象を厳しく評価するため，使用済燃料プールの初期水温
は ，保 安 規 定 の 運 転 上 の 制 限 に お け る 上 限 値 で あ る 65℃ と す る 。ま た ，
発生する崩壊熱は全て水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，使用済
燃料プールの水面及び壁面等からの放熱を考慮しない。

(1)

算定方法，算定条件

ａ．冷却機能停止から沸騰までの時間
添付 1.5.9-3
No.46-13

沸騰までの時間 (h )＝100 (℃)−40(℃)

水の比熱 (kJ／kg／℃) 使用済燃料プールの水 量(m３) 水の密度 (kg／m３)
燃料の崩壊熱 ( MW ) 10３ 3600

ｂ．沸騰開始からの水位低下時間
1 時間当たりの沸騰によ る蒸発量 ( m３／h)＝

水位低下時間 ( h)＝

燃料の崩壊熱 ( MW ) 10３ 3600
水の密度 ( kg／m３) 蒸発潜熱 (kJ／kg )通常水位から燃料有効 長頂部までの水量 ( m３ ) 水の密度 ( kg／m３ ) ※２ 蒸発潜熱 (kJ／kg ) ※３
燃料の崩壊熱 ( MW ) 10３ 3600

ｃ．沸騰による水位低下平均速度
水位低下速度 ( m／h)＝

通常水位から燃料有効 長頂部までの高低差 (m)
通常水位から燃料有効 長頂部まで水位低下に かかる時間 ( h)

使用済燃料プールの下部は機器等が設置されており，保有水が少な
いため，使用済燃料プールの下部では水位低下速度は早く，使用済燃料 プ ー ル 上 部 で は 水 位 低 下 速 度 は 遅 い 。こ こ で は ，上 記 ３ ．の と お り ，
下部から上部までの平均的な断面積により水位低下速度の平均値を求め，一律適用する。これは，遮蔽が維持されるまでの水位の評価において保守的な想定である。

上記計算式を用いて，以下の条件にて算定した。
水の比熱※１(kJ／kg／℃)
4.185

使用済燃料プールの水量(m３)
約 1,189

水の密度※２（kg／m３）958

燃料の崩壊熱（MW）
9.058

蒸発潜熱※３ 通常水位から燃料有効長 通常水位から燃料有効長 通常水位から約 0.86m（kJ／kg）
頂部までの水量（m３）
頂部までの高低差（m）
までの水量（m３）2,256.47
837.6
7.26
100
※ 1 65℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 比 熱 の う ち ， 最 小 と な る 65℃ の 値 を 使 用（ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）※ 2 65℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 と な る 100℃ の 値 を 使 用（ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）※ 3 100℃ の 飽 和 水 の エ ン タ ル ピ と 100℃ 飽 和 蒸 気 の エ ン タ ル ピ の 差 よ り 算 出（ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）なお，ａ．〜ｃ．の算出においては以下の保守的な仮定と非保守的な仮定があるが，使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していないことの影響が大きいと考えられ，総合的に保守的な評価にな
添付 1.5.9-4
No.46-14

っていると考えられる。
【保守的な仮定】
・温度変化に対する比熱及び密度の計算にて最も厳しくなる値を想定している。
・使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していない。
【非保守的な仮定】
・簡易的な評価とするため，プール水は全て均一の温度と仮定し，
プ ー ル の 全 体 が 100℃ に 到 達 し た 時 間 を 沸 騰 開 始 と し て い る 。
なお，注水等の操作時間余裕は十分に大きいことからこれらの評価の仮定による影響は無視できる程度だと考える。

(2)

算定結果

項目
使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間（h）
燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量（m３／h）
使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.86m 低下するまでの時間（h）
燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間（h）
使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）

算定結果
約 5.1
約 15.1
約 11.7
約 60.6
約 0.13

使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，燃料の崩壊熱により使 用 済 燃 料 プ ー ル 温 度 が 上 昇 し ， 約 5.1 時 間 後 に 沸 騰 開 始 と な り ， 蒸
発 に よ り 水 位 低 下 が 始 ま る 。 こ の 時 の 蒸 発 量 は 約 15.1m ３ ／ h で あ る 。
よって，使用済燃料プールの水位が放射線の遮蔽が維持される最低
水 位（ 通 常 水 位 よ り 約 0.86m 下 ）ま で 低 下 す る の は 約 11.7 時 間 後 で あり，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作の時間余裕は十分にある。

＜参考＞
有効性評価では崩壊熱が厳しい定検中に全炉心燃料が取り出される想添付 1.5.9-5
No.46-15

定であり，通常運転中の想定は以下のとおりとなる。
使用済燃料プール冷却機能が喪失した場合，燃料の崩壊熱により使用
済 燃 料 プ ー ル 温 度 が 上 昇 し ，約 37.8 時 間 後 に 沸 騰 開 始 と な り ，そ の 後 使
用済燃料プールの水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（通常水位
よ り 約 0.86m 下 ）ま で 低 下 す る の は 約 66.4 時 間 後 と な る 。こ の よ う に 原子炉運転中の使用済燃料プールは，原子炉停止中の使用済燃料プールに比べてさらに長い時間余裕がある。
項目

算定結果
燃料の崩壊熱（MW）
約 2.1※４
使用済燃料プールの初期水温 （℃）
40
使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間（h）
約 37.8
燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量（m３／h）
約 3.5※５
使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.86m 低下するまでの時間 （h）
約 66.4※５
燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間 （h）
約 277.8
使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）
約 0.03※4 使用済燃料プールの水温の実績値を包含する高めの水温を設定※5 事象発生から沸騰開始までの時間を含む

添付 1.5.9-6
No.46-16

め ， 重 大 事 故 等 対 応 要 員 の 被 ば く 量 は 最 大 で も 22mSv で あ り ， 緊 急
作 業 時 に お け る 被 ば く 限 度 の 100mSv に 対 し て 余 裕 が あ る 。ま た ，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合
でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋
原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。
必 要 な 遮 蔽 水 位 は 第 10 図 よ り ，開 始 水 位 か ら 約 0.86m 低 下 し た 水
位である。

添付 1.5.9-24
No.46-17

約 9. 9 − Ｔ

評価点

水（ 密 度 ： 0.958g／ cm ３ ）EL.約 38.9

約 3. 7線源（直方体）約 7.8×約 7.8×約 3.7

EL.約 35.2
約 7.8※Ｔ：遮蔽水位の高さを示す（ 単 位 ： m）

第 4図

使用済燃料の線量率計算モデル

添付 1.5.9-11
No.46-18

1.0E+07

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な
水位
1.0E+06

使用済制御棒の自己遮蔽のモデル
は露出後も露出前と同様の水として 評 価 を し て い る た め ，ほ ぼ 同 等 の
値 と な っ て い る（ 露 出 前 の 評 価 は 大
き な 保 守 性 を 持 っ て い る ）。

1.0E+05

1.0E+04

使用済制御棒の露出開始
1.0E+03

1.0E+02

1.0E+01

使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

約 6.40m
1.0E-03

約 0.86m

第 10 図放射線の遮蔽が維持される水位

添付 1.5.9-25
No.46-19

第1表

代表的な原子炉圧力容器に接続する配管

第2表

破断位置の感度解析結果

破断位置

破断面積

①主蒸気配管（出口ノズル）（気相部配管）②再循環配管（出口ノズル）（シュラウド外の液相部配管）③底部ドレン配管（出口ノズル）（シュラウド内の液相部配管）

燃料被覆管
最高温度
338℃

約 3.7 ㎝ ２

616℃
617℃

ｂ．破断面積炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，「 ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積約 3.7cm２（0.004ft２ ）を設定し添付 1.5.2-2
No.47-1

使用済燃料プール水位が緩慢に低下するが，使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）を確保できることを評価する。なお，放射線の遮蔽が維持される使用済燃料プール水位を確保できることで，燃料有効長頂部の冠水は維持される。また，未臨界が維持されることについては，使用済燃料プール水の水密度によらず未臨界が維持できることを評価する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故１における運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影
響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 4.1.2，4.1.3）(2)

有効性評価の条件
想定事故１に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 4.1−2 表に示す。また，主要な評価条件について，想定事故１特有の評価条件を以下に示す。
なお，本評価では，崩壊熱及び当直運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの当直運転員による対応が可能であることから本評価に包絡される。
（添付資料 4.1.2）
ａ．初期条件(a)

使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見
4.1−7
No.48-1

その後は，蒸発量に応じた水量を使用済燃料プールに注水し，使用済
燃料プール水位を維持しつつ，使用済燃料プールの冷却機能の回復に努める。

ｂ．評価項目等
使用済燃料プール水位は，第 4.1−4 図に示すとおり，通常水位から約0.38m 下まで低下するにとどまり，燃料有効長頂部は冠水維持される。
また，使用済燃料プール水は事象発生約 5.1 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 4.1−5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.38m 下の水位になった場合の線量率は，約 1.1mSv／h であり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv／h と比べて低いことから，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。なお，線量率の評価点は原子炉建
屋原子炉棟 6 階における制御棒貯蔵ハンガ真上の床面高さとしている。
使用済燃料プールでは燃料集合体がボロン添加ステンレス鋼製ラック
セルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により，水密度によらず未臨界は維持される。
事象発生 8 時間後から可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後，蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の回復に努める。回復後は残留熱除去系等による冷却を実施することで安定状態を維持できる。
以上により，本評価では，「1.2.3.2

有効性を確認するための評価項

目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認
4.1−10No.48-2

水操作は燃料の崩壊熱の状態に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの冷却機能の喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確
条件は約 12℃〜約 40℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなることが考えられ，その場合には，更に時間余裕が長くなるが，注水操作は燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プールの水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして，その変動を考慮した場合，通常水位より低くなることも考えられ，その場合には，時間余裕及び水位低下による異常認知の時間が短くなるが，注水操作は燃料プール水の初期水位に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。また，初期に地震誘因のスロッシングが発生していた場合は，最大で 0.70m 程度の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 5 時間後となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水
操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。
4.1−12
No.48-3

られる。仮に事象発生直後から沸騰による水位低下が開始すると想定した場合は，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 6 時間後となり，それ以降は原子
炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。また，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から 2日以上あり，事象発生から 8 時間後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして，その変動を考慮した場合，通常水位より低くなることも考えられ，その場
合には，より時間余裕が短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベ
ル（通常水位から約 0.14m 低下した位置）とした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 10
時間，水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は事象発生から2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，
初期に地震誘因のスロッシングが発生していた場合は，最大で約0.70m 程度の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の4.1−14
No.48-4

遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 5 時間後となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。また，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，本スロッシングの評価には余震の影響を考慮していないが，余震は本震よりも小さな地震動となると考えられ，本震
時のスロッシングによってプール水位が約 0.70m 低下しているため，
プール水温度の上昇による水位の上昇を考慮しても余震による有意な水位低下はないと考えられる。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖に対して最確条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ約1.6 倍となり，使用済燃料プールの水温上昇及び水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実
4.1−15
No.48-5(2)操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作に対する時間余裕については，放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる
通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間が事象発生から 11
時間以上，燃料有効長頂部に到達するまでの時間が事象発生から 2 日以上であり，これに対して，注水を開始するまでの時間は事象発生から 8 時間
であることから，時間余裕がある。
（添付資料 4.1.9）

(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，運転員等操作時間には時間余裕がある。

4.1.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
想定事故１の重大事故等対策における必要な災害対策要員（初動）は「4.1.1(3)

燃料損傷防止対策」に示すとおり 17 名であり，災害対策要員
4.1−17
No.48-6

が特徴である。想定事故１に対する燃料損傷防止対策としては，可搬型代
替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した
使用済燃料プールへの注水手段を整備している。
想定事故１について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プールの水位を回復させ維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセ
ルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界を維持できることから評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源については，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水等の燃料損傷防止
対策は，想定事故１に対して有効である。

4.1−20No.48-7

第 4.1−2 表
項

初期条件
事故条件
重大事故等対策に関連する機器条件

4.1−23

重大事故等対策に関連する操作条件※1目

主要評価条件

主要評価条件（想定事故１）条件設定の考え方

使用済燃料プールの保有水量

約 1,189m３

使用済燃料プールの保有水量を厳しく見積もるため，プールゲート閉時の水量を設定

使用済燃料プールの初期水位

通常水位

通常水位（燃料有効長頂部から約 7.26m 上）を設定

使用済燃料プールの初期水温

65℃

通常運転中の最大値として，保安規定の運転上の制限を設定

燃料の崩壊熱約 9.1MW
取出時平均燃焼度：
貯蔵燃料：45GWd／t
炉心燃料：33GWd／t

原子炉の停止後最短期間（原子炉停止後 9 日）※１ で取り出された全炉心分の燃料と過去に取り出された燃料を合わせて，使用済燃料貯蔵ラックに最大体数貯蔵されていることを想定し，崩壊熱はＯＲＩＧＥＮ２を用いて算出

安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プール冷却機能及び注水機能喪失

使用済燃料プール冷却機能及び注水機能喪失として，残留熱除去系（使用済燃料プール水の冷却及び補給），燃料プール冷却浄化系及び補給水系の機能喪失を設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注50m３／h水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水流量

燃料の崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回り燃料損傷防止が可能な流量として設定可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水開始

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した
使用済燃料プールへの注水操作は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作（ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置）の終了後から開始するものとし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作の時間を考慮して設定

事象発生から 8 時間後

東海第二発電所の施設定期検査における実績を確認し，解列後から全燃料取出完了までの最短期間である約 9 日を考慮して原子炉停止後 9 日を設定。原子炉停止後 9 日とは発電機解列以前からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

No.48-8

※1
※2
※3
※4

プラント前提条件
・プラント停止9日後
・全燃料取出時，プールゲート閉※5※6（解析上の時刻）※7（0秒）

外部電源喪失（10分）

使用済燃料プール冷却機能喪
失の確認（残留熱除去系，燃料プール冷却浄化系）※１

燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系（燃料プール冷却機能）の再起動が困難な場合，使用済燃料プールの冷却機能が喪失したことを確認する。使用済燃料プールの冷却機能は，機器ランプ表示，機器故障警報，及び系統流量計指示等により確認する。
使用済燃料プール冷却機能喪失の確認後，補給水系及び残留熱除去系の再起動を行うが，補給水系及び残留熱除去系による使用済燃料
プールへの注水が困難な場合は，使用済燃料プールへの注水機能が喪失したことを確認する。
外部電源喪失が発生した場合は常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール注水系（注水ライン）又は代替燃料プール注水系（常設スプ
レイヘッダ）の負荷に給電するため，常設代替高圧電源装置2台を起動し，緊急用母線の受電操作を実施する。
使用済燃料プールの水位・温度は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）の指示等により監視するとともに，使用済燃料プールへの
代替注水手段による対応を開始する。
原子炉建屋原子炉棟6階にアクセス可能な場合に実施する。アクセス不可能な場合は可搬型代替注水中型ポンプ準備を実施する。
サイフォン現象発生時はサイフォンブレーク用配管により使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端付近で維持されることを考慮し，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上の場合は小規模な漏えい，燃料プール水戻り配管水平部下端未満の場合は大量の水の漏えいが発生していると判断し，前者は注水による対応手段，後者はスプレイによる対応手段を選択する。
事故発生から8時間後の使用済燃料プール水位は，通常水位から約0.38m下となる。

使用済燃料プール注水機能喪失の確認（補給水系，残留熱除去系） ※２

非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認

凡

例：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作 ※３

使用済燃料プール注水機能の回復操作

使用済燃料プール冷却機能の回復操作
使用済燃料プールの水位，
温度の監視 ※４

常設低圧代替注水系ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作

使用済燃料プール
水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端未満※６

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した
使用済燃料プールスプレイの準備操作 ※５

No

補給水系及び消火系による使用済燃料プールへの注水操作

Yes

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作※７Ⅰ（約5.1時間）

使用済燃料プール水温
100℃到達常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設
スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールスプレイ操作

タンクローリによる燃料給油操作（注水が実施できなかった場合）

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設
スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールスプレイ操作

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した
使用済燃料プールスプレイ操作

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン）以外を使用した使用済燃料
プールへの注水操作
・可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プールへの注水操作
Ⅲ

Ⅱ

Ⅱ（注水が実施できなかった場合）（約8.0時間）

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，残留熱除去系等による冷却を実施する。

（約11時間）

使用済燃料プール水位
約0.86m低下（10mSv／h）

第 4.1-2 図

Ⅱ【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる補給水系及び消火系による使用済燃料プール注水も実施可能である。
Ⅱ
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいが発生した場合には，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（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールスプレイ，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済
燃料プールスプレイ，及び可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプ
レイにより，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和することができる。
Ⅲ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水も実施可能である。

想定事故１の対応手順の概要
4.1−25
No.48-9

通 常 水 位（ 燃 料 有 効 長 頂 部 か ら 約 7 . 2 6 m 上 ）

燃料有効長頂部からの水位事 象 発 生 か ら 約 5.1 時 間 後使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 温 が 100 ℃ に
到 達 し ，沸 騰 に よ る 水 位 低 下 が 開 始事 象 発 生 か ら 約 9.2 時 間 後 に 水 位 回 復水位回復後は，蒸発量に応じた注水により水位維持事象発生から 8 時間後
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃
料 プ ー ル 注 水系（ 注水 ラ イン ）を 使 用し た
使 用 済 燃 料 プ ー ル へ の 注 水 開 始（ 通 常 水 位
か ら 約 0.38m 下 ）（ｍ）

事故後の時間（ｈ）

第 4.1− 4 図

使用済燃料プール水位の変化

1.0E+07

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+06

1.0E+05

使用済制御棒の露出開始
1.0E+04

1.0E+03

想定事故１での水位低下（ 通 常 水 位 か ら 約 0.38m 下 ）1.0E+02

1.0E+01

通常水位（燃料有効長頂部から約 7.26m 上 ）1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

使 用 済 制 御 棒 を 線 源と し た 線 量 率 が 支 配的な水位遮蔽が維持される水位（ 通 常 水 位 か ら 約 0.86m 下 ）（ 燃 料 有 効 長 頂 部 か ら 約 6.4m 上 ）1.0E-03

第 4.1− 5 図

線量評価点における線量率と水位の関係
4.1−27
No.48-10

放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位は，その状況（必要となる現場及び操作する時間）によって異なる。重大事故であることを考慮し，例えば原子炉建屋原子炉棟 6 階において10mSv／ h の 場 合 は ， 通 常 水 位 か ら 約 0.86m ※ 下 の 位 置 よ り 高 い 遮 蔽
水位が必要となる。
※

放射線の遮蔽の維持のために必要な水位の算出方法については 添 付 資 料 4.1.3 に 示 す 。

通常水位
約 0.86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（ 10mSv／ h の 場 合 ）約 6.40m
制御棒貯蔵ハンガ

約 7.26m

燃料有効長頂部
燃料集合体

約 4.25m

制御棒貯蔵ラック

第 2図3.

放射線の遮蔽に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位

使用済燃料プールの高さと断面積について
使用済燃料プールの高さを第 3 図に，使用済燃料プールの断面積
及び保有水の容積を第 1 表に示す。

添付 4.1.2−2
No.48-11

通常水位① 約 0.86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（ 10mSv／ h の 場 合 ）約 7.26m② 約 6.40m
制御棒貯蔵ハンガ

燃料有効長頂部
燃料集合体③ 約 4.25m

制御棒貯蔵ラック第 3図東海第二発電所

第 1表

使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積

項目
①
②
③
合計

使用済燃料プールの構造高さ

断 面 積 （ m２ ）
約 116
約 115
約 83

保 有 水 の 容 積 （ m３ ）
約 100
約 737
約 352
約 1,189

第 3 図に示す各領域①〜③の保有水の容積は，使用済燃料プール
容積から機器の容積を除くことで算出し，各領域の断面積について
は，①の領域では使用済燃料プールの寸法より求めた断面積を使用
し ，② ，③ の 領 域 で は 求 め た 各 領 域 の 容 積 か ら 高 さ を 除 し て 求 め た 。
なお，断面積については各領域での平均的な値を示しているが，プール内に設置されている機器の多くは②，③の底部又は壁面下部に
あ る た め ，平 均 化 に よ っ て 上 部 の 断 面 積 が 実 際 よ り 狭 く 評 価 さ れ る 。
保有水量に対する水位の低下という観点では断面積が小さいほど水位低下速度は速くなることから，保守的な評価となっている。

4.

想定事故１における時間余裕
添付 4.1.2−3
No.48-12

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失時における，崩壊熱による使用済燃料プール水の沸騰までの時間，沸騰開始後の水位低下時間及び沸騰による水位低下平均速度について，以下の式を用いて算定した。事象を厳しく評価するため，使用済燃料プールの
初 期 水 温 は ，保 安 規 定 の 運 転 上 の 制 限 に お け る 上 限 値 で あ る 65℃ とする。また，発生する崩壊熱は全て水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，使用済燃料プールの水面及び壁面等からの放熱を考慮しない。

(1)

算定方法，算定条件
ａ．冷却機能停止から沸騰までの時間
沸騰までの時間(h)＝100(℃)−65(℃)

水の比熱(kJ／kg／℃)※１ 使用済燃料プールの水量(m３) 水の密度(kg／m３)
燃料の崩壊熱( MW ) 10３ 3600

※２ｂ．沸騰開始からの水位低下時間
1 時間当たりの沸騰による蒸発量(m３／h)＝

水位低下時間(h)＝

燃料の崩壊熱( MW ) 10３ 3600
水の密度(kg／m３)※２ 蒸発潜熱(kJ／kg )※３

通常水位から燃料有効長頂部までの水量(m３) 水の密度(kg／m３)※２ 蒸発潜熱(kJ／kg )※３
燃料の崩壊熱( MW ) 10３ 3600

ｃ．沸騰による水位低下平均速度
水位低下速度 ( m／h )＝通常水位から燃料有効 長頂部までの高低差 ( m )通常水位から燃料有効 長頂部まで水位低下に かかる時間 ( h )使用済燃料プールの下部は機器等が設置されており，保有水が少ないため，使用済燃料プールの下部では水位低下速度は早く，使用済燃料プール上部では水位低下速度は遅い。ここでは，３．のとおり，下部から上部までの平均的な断面積により水位低下速度の平均

添付 4.1.2−4
No.48-13

値を求め，一律適用する。これは，遮蔽が維持されるまでの水位の評価において保守的な想定である。
上記計算式を用いて，以下の条件にて算定した。
水の比熱※１（kJ／kg／℃）
4.185
蒸発潜熱※３（kJ／kg）
2,256.47※1

使用済燃料プールの水量（m３）
約 1,189

水の密度※２（kg／m３）958

燃料の崩壊熱（MW）
約 9.1

通常水位から燃料有 通常水位から燃料有 通常水位から約
効長頂部までの水量 効長頂部までの高低 0.86m 下までの水
量（m３）
（m３）
差（m）
837.6
7.26
100

65℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 比 熱 の う ち ，最 小 と な る 65℃ の
値 を 使 用 （ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）※2

65℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 と な る 100℃の 値 を 使 用 （ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）※3100℃ の 飽 和 水 の 比 エ ン タ ル ピ と 100℃ 飽 和 蒸 気 の 比 エ ン タ ル
ピ の 差 よ り 算 出 （ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）なお，ａ．〜ｃ．の算出においては以下の保守的な仮定と非保守的な仮定があるが，総合的に使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していないことの影響が大きいと考えられ，保守的な評価になっていると考えられる。
【保守的な仮定】
・温度変化に対する比熱及び密度の計算にて最も厳しくなる値を想定している。
・使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していない。
【非保守的な仮定】
・簡 易 的 な 評 価 と す る た め ，プ ー ル 水 は 全 て 均 一 の 温 度 と 仮 定 し ，
プ ー ル 全 体 が 100℃ に 到 達 し た 時 間 を 沸 騰 開 始 と し て い る 。
なお，注水等の操作時間余裕は十分に大きいことからこれらの評

添付 4.1.2−5
No.48-14

価の仮定による影響は無視できる程度であると考える。

(2)

算定結果

項目
使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間（h）
燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量（m３／h）
必要注水流量（m３／h）※４
使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.86m 低下するまでの時間※５（h）
燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間※５（h）
使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）
※4

算定結果
約 5.1
約 15.1
約 13.0
約 11.7
約 60.6
約 0.13

必要注水流量は次の式で求める
必 要 注 水 流 量 ＝ （ 崩 壊 熱 ×3,600） ／ （（ ｈ ｓ − ｈ ｆ ） ×ρ ｆ ）ｈ ｓ ： 飽 和 蒸 気 の 比 エ ン タ ル ピ （ kJ／ kg） 2,675.57
ｈ ｆ ： 注 水 （ 35℃ 飽 和 水 ） の 比 エ ン タ ル ピ （ kJ／ kg） ＝ 146.64
ρ ｆ ： 注 水 （ 35℃ 飽 和 水 ） の 密 度 （ kg／ m ３ ） ＝ 994※5

事象発生から沸騰開始までの時間を含む

使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，燃料の崩壊熱により 使 用 済 燃 料 プ ー ル 温 度 が 上 昇 し ，約 5.1 時 間 後 に 沸 騰 開 始 と な り ，
蒸 発 に よ り 水 位 低 下 が 始 ま る 。こ の と き の 蒸 発 量 は 約 15.1m ３ ／ h である。
よって，使用済燃料プールの水位が放射線の遮蔽が維持される最低 水 位（ 通 常 水 位 よ り 約 0.86m 下 ）ま で 低 下 す る 時 間 は 約 11.7 時 間後であり，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作の時間余裕は十分にある。
＜参考＞
有効性評価では崩壊熱が厳しい施設定期検査中に全炉心燃料が取り
添付 4.1.2−6
No.48-15

出される想定であり，通常運転中の想定は以下のとおりとなる。
使用済燃料プール冷却機能が喪失した場合，燃料の崩壊熱により使用 済 燃 料 プ ー ル 温 度 が 上 昇 し ，約 37.8 時 間 後 に 沸 騰 開 始 と な り ，そ の後使用済燃料プールの水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（通常 水 位 よ り 約 0.86m 下 ）ま で 低 下 す る の は 約 66.4 時 間 後 と な る 。こ のように原子炉運転中の使用済燃料プールは，原子炉停止中の使用済燃料プールに比べて更に長い時間余裕がある。
項目

算定結果
約 2.1
40
約 37.8

燃料の崩壊熱（MW）
使用済燃料プールの初期水温※６（℃）
使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間（h）
燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量（m３
約 3.5
／h）
使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.86m 低下するまで
約 66.4の時間※７（h）
燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの約 277.8
時間※７（h）
使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）
約 0.03※6 使用済燃料プールの水温の実績値を包含する高めの水温を設
定※7 事象発生から沸騰開始までの時間を含む

添付 4.1.2−7
No.48-16

※2

原 子 炉 停 止 後 9 日 と は 発 電 機 解 列 か ら の 時 間 を 示 し て い る 。通 常 停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，線源強度評価は崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な条件となっている。

○計算モデル：直方体線源線 量 率 計 算 は Ｑ Ａ Ｄ − Ｃ Ｇ Ｇ Ｐ ２ Ｒ コ ー ド（ ver1.04）を 用 い て おり，その評価モデルを第 1 図に示す。また，式①で算出した体積当たりの線源強度を第 1 表に示す。なお，評価モデルにおいては，燃料有効長以外の構造体は評価対象に含めていないが，実際の使用済
燃料では，燃料有効長以外の構造体（上部タイプレート等）においても，放射化等により線源を有している。しかしながら，燃料有効
長 以 外 の 構 造 体 の 線 源 強 度 は ， 10 ９ cm − ３ ・ s − １ 程 度 と 考 え ら れ ※ ３ ，
燃 料 有 効 長 に 比 べ て 1％ 程 度 と 小 さ い 。本 線 量 評 価 は ，使 用 済 燃 料 プールにおいて放射線の遮蔽が維持される水位を評価するものであり，
放 射 線 の 遮 蔽 が 維 持 さ れ る 水 位 （ 通 常 水 位 か ら 約 0.86m 下 ） に お いて は ，使 用 済 燃 料 由 来 の 線 量 率 は 小 さ く（ 第 ７ 図 参 照 ），線 量 率 全 体の 0.01％ 未 満 の 寄 与 で あ る た め ， 評 価 結 果 に 対 す る 燃 料 有 効 長 以 外の構造体の影響は十分に無視できる。
※3

同等の材料組成及び中性子照射量を受けていると考えられる制御棒
中間部と同等の線源強度と仮定（第 2 表参照）

添付 4.1.3−2
No.48-17

員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬型スプレイノ
ズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉 棟 6 階 を 含 め ， 原 子 炉 建 屋 内 に 滞 在 す る 時 間 は 2.2 時 間 以 内 であ る 。そ の た め ，重 大 事 故 等 対 応 要 員 の 被 ば く 量 は 最 大 で も 22mSv
で あ り ，緊 急 作 業 時 に お け る 被 ば く 限 度 の 100mSv に 対 し て 余 裕 がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。
な お ，必 要 な 遮 蔽 の 目 安 と し た 線 量 率 10mSv／ h は ，東 海 第 二 発
電所の施設定期検査作業時での原子炉建屋原子炉棟 6 階における線 量 率 の 実 績 値 （ 約 3.5mSv／ h） よ り 高 い 線 量 率 で あ る 。
必 要 な 遮 蔽 水 位 は 第 7 図 よ り 開 始 水 位 か ら 約 0.86m 低 下 し た 水
位である。なお，本評価ではバックグラウンドの線量率は考慮していないが，原子炉建屋原子炉棟 6 階でのバックグランドの線量
率 の 実 績 値 は 約 0.05mSv／ h 未 満 と 小 さ く ，本 評 価 の 通 常 水 位 時 の線量率を下回っており，バックグラウンドの影響については本評
価の保守性に包絡されている。

添付 4.1.3−16
No.48-18

1.0E+07

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+06

使用済制御棒の自己遮蔽のモデル
は露出後も露出前と同様の水として評価をしているため，ほぼ同等の値となっている（露出前の評価
は 大 き な 保 守 性 を 持 っ て い る ）。

1.0E+05

1.0E+04

使用済制御棒の露出開始
1.0E+03

1.0E+02

1.0E+01

使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

約 6.40 m
1.0E-03

約 0.86 m

第 7図

放射線の遮蔽が維持される水位

添付 4.1.3−17
No.48-19

第 1表

未臨界性評価の基本計算条件
項目
燃料種類

燃料仕様

仕様
９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ）Ｕ２３５濃縮度

wt ％ ※ １

ペレット密度理 論 密 度 の 97％

ペレット直径0.96 ㎝

被覆管外径1.12 ㎝

被覆管厚さ

0.71 ㎜

燃料有効長3.71 m

ラックタイプキャン型

ラックピッチ㎜

材料

ボロン添加ステンレス鋼

使用済燃料ラックボロン濃度

wt ％ ※ ２

板厚

㎜

内のり
※1
※2

㎜

未 臨 界 性 評 価 用 燃 料 集 合 体 （ k ∞ ＝ 1. 3 未 燃 焼 組 成 ， Ｇ ｄ な し ）ボロン濃度の解析使用値は，製造公差下限値とする。

添付 4.1.5−3
No.48-20

第 1図

角管型ラックの計算体系

第 2図

実効増倍率の水密度依存性

添付 4.1.5−4
No.48-21

⑥式の Mv/RT は温度によって定まるため，水面の単位面積から単位時間に蒸発する水の質量 w と，水蒸気圧勾配 de/dx との関係から，水蒸気の拡散係数が求められる。この方法により，15℃付近の温度で測定した w と de/dx との関係
から，温度及び圧力による影響を考慮して空気中における水蒸気の拡散係数 Dは，次の⑦式で表される。
.

= 0.241[cm ２ ／s]・・・・⑦

ここで，t は温度，P0 は標準気圧（=1,013.25hPa），P は空気の圧力である。
④式と⑦式から，比例定数 K は次の⑧式で表される。

= 0.263

(

) .

× 10

［g／（cm・s・hPa）］・・・⑧

温度（t=0〜50℃）と比例定数 K の関係を図 1 に示す。なお，温度が 95℃，
空気の圧力が 1atm の標準状態における比例定数 K は 0.218×10− ６ g／（cm・s・hPa）となり，1 時間当たりの拡散による自然蒸発量は約 6.64kg／m２ と評価される。
想定事故１における沸騰開始までの時間は 5.1 時間であるが，保守的にこの期間中に 95℃で自然蒸発を継続したと仮定した場合，その総量は約 4.1m3 となる。事象開始時に 4.1m3 が蒸発したと仮定しても，遮蔽維持水位到達までの時
間は，4.1m3 の蒸発を仮定しない場合と同じく約 11.7 時間であり有意な変化は
生じない。

図1
【1】

温度と比例定数の関係図「湿度と蒸発−基礎から計測技術まで−」（コロナ社）
添付 4.1.7−2
No.48-22

用済燃料の崩壊熱によりＳＦＰ水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕を評価した。
なお，原子炉が未開放の状態であった場合，漏えいした燃料プールの保有水が原子炉ウェルやドライヤ気水分離器貯蔵プールに流れ込むことで原子炉ウェルの水位を上昇させ，原子炉ウェル側とＳＦＰ側の水位が均一になった際にＳＦＰからの保有水の漏えいが停止することも考えられるが，本評価においてはその効果に期待しないものとした。
・Ｓ Ｆ Ｐ 内 の 使 用 済 燃 料 の 崩 壊 熱 は ，想 定 事 故 １ 及 び 想 定 事 故 ２ と 同 様 ，
約 9.1MW と し た 。
・サイフォン等による漏えいはサイフォンブレーク用配管や現場の隔離操作により停止されるものとした。
ＳＦＰ保有水量（流出前）

約 1,189m ３原子炉ウェル等への流出量

約 813m ３

プール保有水量（流出後）

約 376m ３

プール水位低下量（通常運転水位からの低下）

約 7.0m○評価結果
事 象 発 生 か ら Ｓ Ｆ Ｐ 保 有 水 の 沸 騰 開 始 ま で の 時 間 余 裕 は 約 1.6 時 間 であった。また，沸騰によりＳＦＰ水位が低下し，ＳＦＰ水位が燃料有効
長 頂 部 ま で 低 下 す る ま で の 時 間 余 裕 は 約 3.2 時 間 で あ っ た 。
ＳＦＰ水位の低下により原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率は上昇する
ため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業は困難となるが，事象開始から
燃 料 有 効 長 頂 部 ま で Ｓ Ｆ Ｐ 水 位 が 低 下 す る 時 間 余 裕 は 約 3.2 時 間 あ る ため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業が不要である注水手段（代替燃料
プ ー ル 注 水 系（ 注 水 ラ イ ン ））に よ り Ｓ Ｆ Ｐ に お け る 燃 料 損 傷 を 防 止 す る
ことができる。

添付 4.1.8−4
No.48-23

冷却機能停止及びＳＦＰゲートからの流出後，ＳＦＰ水が沸騰するまでの時間
事象発生から燃料有効長頂部までＳＦＰ水位が低下するまでの時間

約 1.6 時 間
約 3.2 時 間

ＳＦＰ
通 常 水 位 （ EL .約 4 6.2）
漏えいした燃料プールの保有 水 に よ り ，原 子 炉 ウ ェ ル や
ドライヤ気水分離器貯蔵プ
ー ル の 水 位 が 上 昇 し ，漏 え いが 停 止 し た 場 合 （ 約 3.5 m）

制御棒貯蔵
ハンガ

Ｓ Ｆ Ｐ ゲ ー ト 底 部（ E L.約 3 9 .2）
原 子 炉

約 0.28 m
燃 料 有 効 長 頂 部（ E L.約 38.9 ）
燃料集合体

約 4.25 m
Ｓ Ｆ Ｐ 底 部 （ EL. 約 34.7 ）
制御棒貯蔵
ラック

スロット部

○まとめ
ＳＦＰゲート部はスロッシング荷重等を考慮しても十分に信頼性があ
るものであり，かつ万一ＳＦＰゲート部からリークがあった場合でも，
Ｓ Ｆ Ｐ 水 位 が 約 7.0m 低 下 す る が ，燃 料 が 露 出 す る こ と は な く ，Ｓ Ｆ Ｐ 水
位 が 燃 料 有 効 長 頂 部 ま で 低 下 す る 時 間 の 約 3.2 時 間 後 ま で に 原 子 炉 建 屋
原 子 炉 棟 6 階 で の 作 業 が 不 要 で あ る 注 水 手 段（ 代 替 燃 料 プ ー ル 注 水 系（ 注水 ラ イ ン ））に よ り 注 水 を 開 始 す る こ と で Ｓ Ｆ Ｐ 内 燃 料 の 損 傷 を 防 止 す る
ことが可能である。

添付 4.1.8−5
No.48-24

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故１）

第 1表
項目

添付 4.1.9−1

初
期
条
件

使用済燃
料プール
の初期水
位

評 価 条 件 を 最 確 条 件 と し た 場 合 の 運 転 員 の 操 作 時 間 及 び 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タ に 与 え る 影 響 (1／ 3)
評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

通常水位

通常水位
付近

評価条件設定の考え方

通常水位を設定

評価項目パラメータに与える影響

評価条件では通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，それにより時間余裕及び水位低下による異常の認知の時間が短くなることが考えられるが，本事象における注水操作は，使用済燃料プール水の初期水位に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常の認知を起点として操作を開始するため，その起点より操作開始が遅くなることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，初期に地震誘因のスロッシン
グが発生していた場合は，最大で約0.70m 程度の水位の低下が発生し，
この場合，事象発生から約 5 時間以
降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。このため，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件では通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，通常水位よりも低くなることが考えられ，それにより時間余裕が短くなることが考えられるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約0.14m 低下した位置）とした場合であっても放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 11 時間，水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8
時間後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，初期に地震誘因のスロッシングが発生していた場合は，最大で約0.70m 程度の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5 時間後となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注
水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。
なお，本スロッシングの評価には余震の影響は考慮していないが，余震は本震よりも小さな地震動となると考えられ，本震時のスロッシングによってプール水位が約 0.70m 低下しているため，プール水温度の上昇による水位の上昇を考慮しても余震による有意な水位低下はないと考えられる。

添付資料 4.1.9

運転員等の操作時間に与える影響

No.48-25

第 2表

運 転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 ， 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タ に 与 え る 影 響 及 び 操 作 時 間 余 裕 （ 1 ／ 2）
評価条件(操作条件)

項目

操作条件

添付 4.1.9−4

可搬型代
替注水中
型ポンプ
による代
替燃料プ
ール注水
系（注水ラ
イン）を使
用した使
用済燃料
プールへ
の注水操
作

評価上の
操作開始
時間

評価条件設定の考え方

事象発生から 8 時間後可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した
使用済燃料プールへの注水の操作は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作（ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置）の終了後から開始するものとし，可搬型
代替注水中型
ポンプによる代替燃料プー
ル注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作の時間を考慮して設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作の開始は事象発生から 8 時間後としているが，それまでに使用済燃料プールの冷却機能の喪失による異常を認知できる時間は十分にあり，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はない。
【要員配置】
当該操作を行う重大事故等対応要員は，注水操作の実施期間中に他の操作を担っていないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）で使用する可搬型代替注水中型ポンプ等は車両であり，自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートに被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを復旧できる体制としている。
【操作所要時間】
要員の移動時間に 20 分,可搬型代替注水中型ポンプ準備，西側淡水貯設備からのホース敷設等の準備操作に移動時間を含め 150 分を想定している。評価上の操作開始時間を 8 時間後と設定しているが，使用済燃料プールの冷却機能の喪失による異常を認知した
時点での準備が可能である。なお，その場合は実際の操作開始時
間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作の有無】
本操作は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水
系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレ
イの準備操作（ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置）の終了
後から開始するものであり当該操作に対応する重大事故等対応
要員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
重大事故等対応要員の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に低い。

評価上の操作開始時
間を事象発生 8 時間
後として設定しているが，本操作は，可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系（可搬型ス
プレイノズル）を使用
した使用済燃料プー
ルスプレイの準備操作（ホース敷設，可搬型スプレイノズル設
置）の終了後から開始するものであり，可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系（可搬型ス
プレイノズル）を使用
した使用済燃料プー
ルスプレイの準備操
作の所要時間，及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注
水操作の所要時間を考慮すると，実際には使用済燃料プールへの注水開始時間は早くなることが考えられるため，使用済燃料
プール水位の回復は早くなる。

評価項目となる
パラメータに与える影響

評価上の操作
開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，
この場合，使用済燃料プー
ル水位の回復が早くなり，
評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

操作時間余裕

訓練実績等

当該操作に対する
時間余裕は放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間が事象発生から約
11.7 時間，燃料有
効長頂部まで水位が低下するまでの時間が事象発生から 2 日以上あり，これに対して事故を認知して注水を開始するまでの時間は 8 時間である
ため，時間余裕がある。

可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等は，移動も含め所要時間を 170 分と想定している。要員の移動時間は
20 分以内であり，可搬型代替
注水中型ポン
プ準備，ホース
敷設等は，移動も含め訓練実績等では約 154分。想定している範囲内で意図している運転操作が実施可能であることを確認した。

No.48-26

ール水の漏えいが発生するが，サイフォンブレーク用配管により使用済燃料プール水のサイフォン現象による漏えいは防止され，使用済燃料プール
水位の低下は燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）で停止する。その後，崩壊熱による使用済燃料プール水温の上昇，沸騰及び蒸発によって使用済燃料プール水位は低下する。可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を用いた使用済燃料プー
ルへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）を確保できることを評価する。なお，放射線の遮蔽が維持される使用済燃料プー
ル水位を確保できることで，燃料有効長頂部の冠水は維持される。また，
未臨界が維持されることについては，使用済燃料プール水の水密度によらず未臨界が維持できることを評価する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故２における運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影
響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 4.1.4，4.2.1，4.2.2）(2)

有効性評価の条件
想定事故２に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 4.2−2 表に示す。また，主要な評価条件について，想定事故２特有の評価条件を以下に示す。
なお，本評価では，崩壊熱及び当直運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの当直運転
4.2−7
No.49-1

その後は，蒸発量に応じた水量を使用済燃料プールに注水し，使用済
燃料プール水位を維持しつつ，使用済燃料プールの冷却機能の回復に努める。

ｂ．評価項目等
使用済燃料プール水位の時間変化は第 4.2−4 図に示すとおり，通常水
位から約 0.62m 下まで低下するにとどまり，燃料有効長頂部は冠水維持される。また，使用済燃料プール水温は事象発生後約 5.0 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 4.2−5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.62m 下の水位になった場合の線量率は，約 3.1mSv／h であり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv／h と比べて低い値であることから，この水位において放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子
炉建屋原子炉棟 6 階における制御棒貯蔵ハンガ真上の床面高さとしている。
使用済燃料プールでは燃料集合体がボロン添加ステンレス鋼製ラック
セルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により，水密度によらず未臨界は維持される。
事象発生 8 時間後から可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後，蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の回復に努める。回復後は補給水系によりスキマサージタンクへの注水を実施し，漏えい箇所を隔離した状態で残留熱除去系等により冷却を実施することで安定状態を維持できる。
4.2−11
No.49-2

初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確
条件は約 12℃〜約 40℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの水温より低くなるため，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。なお，
自然蒸発，使用済燃料プールの水温及び温度上昇の非一様性により，評価で想定している沸騰による水位低下開始時間より早く水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位低下と比べてわずかであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。また，使用済燃料プールの水温の非一様性も沸騰開始
後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に事象発生直後から沸騰による水位低下が開始すると想定した場合は，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 4 時間後となり，それ以降は原子
炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。また，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から 2日以上あり，事象発生から 8 時間後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件では通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして，そ4.2−15
No.49-3

の変動を考慮した場合，通常水位よりも低くなることも考えられるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.14m 低下した位置）とした場合であっても，漏えいによる水位低下は，サイフォンブ
レーク用配管により燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から
約 0.23m 下）で停止することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，初期に地震誘因のスロッシングが発生していた
場合は，最大で約 0.70m の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水
位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から
約 5 時間後となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代
替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用
した使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。また，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間
後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，本スロッシングの評価には余震の影響を考慮していないが，余震は本震よりも小さな地震動となると考えられ，本震時のスロッシングによってプール水位が約 0.70m 低下しているため，プール水温度の上昇による水位の上昇を考慮しても余震による有意な水位低下はないと考えられる。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖に対して最確条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ約4.2−16
No.49-4

ズル設置）の終了後から開始するものであり，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作の所要時間，及び可搬型代替
注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作の所要時間を考慮すると，実際には使用済燃料プールへの注水開始時間は早くなることが考えられるため，使用済燃料プール水位の回復は早くなる。
(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，評価上の操作開始時間に対して，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，この場合使用済燃料プール水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 4.2.4）(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作に対する時間余裕については，放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる
通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間が事象発生から 9
時間以上，燃料有効長頂部に到達するまでの時間が事象発生から 2 日以上であり，これに対して，注水を開始するまでの時間は事象発生から 8 時間
であることから，時間余裕がある。
4.2−18No.49-5

ての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約394kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は 2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 4.2.8）

4.2.5

結

論

想定事故２では，燃料プール冷却浄化系配管の破断により漏えいが発生した際に真空破壊弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象等による使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プールへの水の補給にも失敗して使用済燃料プール水位が低下することで，やがて燃料集合体が露出し燃料損傷に至ることが特徴である。想定事故２に対する燃料損傷防止対策としては，サイフォンブレーク用配管による漏えい防止手段及び可搬型
代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した
使用済燃料プールへの注水手段を整備している。
想定事故２について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水により，使用済
燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
また，使用済燃料プールでは燃料集合体がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保
4.2−21
No.49-6

第 4.2−2 表項

目

主要評価条件３

条件設定の考え方

初期条件

使用済燃料プールの保有水量 約 1,189m

使用済燃料プールの保有水量を厳しく見積もるため，プールゲート閉鎖時の水量を設定

使用済燃料プールの初期水位 通常水位

通常水位（燃料有効長頂部から約 7.26m 上）を設定

使用済燃料プールの初期水温 65℃

通常運転中の最大値として，保安規定の運転上の制限値を設定

約 9.1MW
取出時平均燃焼度：
貯蔵燃料：45GWd／t
炉心燃料：33GWd／t

原子炉の停止後最短期間（原子炉停止後 9 日） ※１ で取り出された全炉心分の燃料と過去に取り出された燃料を合わせて，使用済燃料貯蔵ラックに最大体数貯蔵されていることを想定し，崩壊熱はＯＲＩＧＥＮ２を用いて算出

漏えいによる使用済燃料プール水位の低下事象発生と同時に通常水位から約 0.23m 下まで低下

使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象による漏えいとして，燃料プール冷却浄化系配管の破断を想定するとともに，破断を想定している燃料プール冷却浄化系配管に設置されている 2 個の真空破壊弁については，
閉固着を仮定する。
サイフォンブレーク用配管により，サイフォン現象による流出が停止されるため，使用済燃料プール水位は燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m下）までの低下にとどまり，保守的にこの水位まで瞬時に低下するものとする。

安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プール冷却機能及び注水機能喪失

使用済燃料プール冷却機能及び注水機能喪失として，残留熱除去系，燃料プール
冷却浄化系及び補給水系の機能喪失を設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないが，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

燃料の崩壊熱事故条件

4.2−25

重大事故等対 重大事故等対策に関連する 策に関連する
機器条件
操作条件
※1

主要評価条件（想定事故２）可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した 50m３／h
使用済燃料プールへの注水
流量

燃料の崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回り燃料損傷防止が可能な流量として設定

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作の終了後から開始するものとし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作の時間を考慮して設定
東海第二発電所の施設定期検査における実績を確認し，解列後から全燃料取出完了までの最短期間である約 9 日を考慮して原子炉停止後 9 日を設定。原子炉停止後 9 日とは発電機解列からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水
事象発生から 8 時間後
系（注水ライン）の使用済燃料プールへの注水開始

No.49-7※1※2※3
プラント前提条件
・プラント停止9日後
・全燃料取出時，プールゲート閉

※4
※5
※6

（解析上の時刻）（0秒）

外部電源喪失※7

使用済燃料プール水位低警報及び使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等により，使用済燃料プールの水位が低下したことを確認する。
使用済燃料プール水位低警報設定値は，ＮＷＬ−約0.14mである。
補給水系及び残留熱除去系による注水操作を行うが，補給水系及び残留熱除去系による使用済燃料プールへの注水が困難な場合は，使用済
燃料プールへの注水機能が喪失したことを確認する。
外部電源喪失が発生した場合は，常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール注水系（注水ライン）又は代替燃料プール注水系（常設スプ
レイヘッダ）の負荷に給電するため，常設代替高圧電源装置2台を起動し，緊急用母線の受電操作を実施する。
使用済燃料プールの水位・温度は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）の指示等により監視するとともに，使用済燃料プールへの代
替注水手段による対応を開始する。
原子炉建屋原子炉棟6階にアクセス可能な場合に実施する。アクセス不可能な場合は可搬型代替注水中型ポンプ準備を実施する。
サイフォン現象発生時はサイフォンブレーク用配管により使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端付近で維持されることを考慮し，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端以上の場合は小規模な漏えい，燃料プール水戻り配管水平部下端未満の場合は大量の水の漏えいが発生していると判断し，前者は注水による対応手段，後者はスプレイによる対応手段を選択する。
事故発生から8時間後の使用済燃料プール水位は，通常水位から約0.62m下となる。

凡

例：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

使用済燃料プール水位低下
確認※１

（10分）

使用済燃料プール注水機能喪失の確認(補給水系及び残留熱除去系)※２

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作※３

非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認

使用済燃料プールの水位，
温度の監視 ※４

使用済燃料プール注水機能の回復操作

常設低圧代替注水系ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作

使用済燃料プール
水位が燃料プール水戻り配管
水平部下端未満※６

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した
使用済燃料プールスプレイの準備操作※５

No

補給水系及び消火系による使用済燃料プールへの注水操作

Yes

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作※７Ⅰ（約5.0時間）（注水が実施できなかった場合）

使用済燃料プール水温
100℃到達常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設
スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールスプレイ操作

タンクローリによる燃料給油操作

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設
スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールスプレイ操作

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した
使用済燃料プールスプレイ操作

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン）以外を使用した使用済燃料
プール注水
・可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プール注水操作
Ⅲ

Ⅱ

Ⅱ

Ⅱ（約8.0時間）（注水が実施できなかった場合）

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を継続し，漏えい箇所の同定及び隔離，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，残留熱除去系等による冷却を実施する。

（約9.8時間）

使用済燃料プール水位
約0.86m低下（10mSv／h）

第 4.2−2 図【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる補給水系及び消火系による使用済燃料プール注水も実施可能である。
Ⅱ
使用済燃料プールからの大量の水の漏えいが発生した場合には，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（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールスプレイ，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）を使用した使用済
燃料プールスプレイ，及び可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプ
レイにより，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷の進行を緩和することができる。
Ⅲ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水も実施可能である。

想定事故２の対応手順の概要

4.2−27
No.49-8

通 常 水 位 （ 燃 料 有 効 長 頂 部 か ら 約 7.26m 上 ）解 析 上 ，事 象 発 生 と 同 時 に ，燃 料 プ ー ル 水 戻 り 配 管 水 平 部 下 端（ 通常 水 位 か ら 約 0.23m 下 ） ま で 低 下 す る こ と を 想 定 す る 。

燃料有効長頂部からの水位事 象 発 生 か ら 約 5.0 時 間 後使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 温 が 100 ℃ に
到 達 し ，沸 騰 に よ る 水 位 低 下 が 開 始事 象 発 生 か ら 約 9.3 時 間 後 に 水 位 回 復水位回復後は，蒸発量に応じた注水により水位維持事象発生から 8 時間後
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料
プ ー ル 注 水 系（ 注 水 ラ イ ン ）を 使 用 し た 使 用
済 燃 料 プ ー ル へ の 注 水 開 始（ 通 常 水 位 か ら 約
0.62m 下 ）（ｍ）

事故後の時間（ｈ）

第 4.2− 4 図

1.0E+07

使用済燃料プール水位の変化

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+06

1.0E+05

使用済制御棒の露出開始
1.0E+04

1.0E+03想定事故２での水位低下（ 通 常 水 位 か ら 約 0.62m 下 ）1.0E+02

1.0E+01

通 常 水 位（ 燃 料 有 効 長 頂 部
か ら 約 7.26m 上 ）1.0E+00

使 用 済 制 御 棒 を 線 源と し た 線 量 率 が 支 配的な水位

1.0E-01

1.0E-02

遮蔽が維持される水位（ 通 常 水 位 か ら 約 0.86m 下 ）（ 燃 料 有 効 長 頂 部 か ら 約 6.4m 上 ）1.0E-03

第 4.2− 5 図

線量評価点における線量率と水位の関係
4.2−29No.49-9

真空破壊弁の閉固着を想定
水平配管下端まで水位低下

サイフォンブ
レーク用配管
使用済燃料プール

燃料集合体

燃料プール冷却浄化系ポンプ

配管破断

Ｍ

燃料プール冷却浄化系
熱交換器
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系熱交換器

第 1図

想定事故２の想定

配管破断により保有水が漏えいし，燃料プール水戻り配管水平部
下 端 （ 通 常 水 位 か ら 約 0.23m 下 ） ま で 水 位 が 低 下 し た 場 合 ， 崩 壊 熱
除 去 機 能 喪 失 に 伴 い ， 事 象 発 生 か ら 約 5.0 時 間 後 に 沸 騰 の 開 始 に より水位が低下する。
プ ー ル の 水 位 が 放 射 線 の 遮 蔽 維 持 水 位（ 通 常 水 位 よ り 約 0.86m 下 ）ま で 低 下 す る の は 事 象 発 生 か ら 約 9.8 時 間 後 で あ り ， 可 搬 型 代 替 注
水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）による注
水操作の時間余裕はある。
項目

算出結果

使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間(h）約 5. 0

燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸散量(m３／h）

約 15 .1※

使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.86m 低下するまでの時間 （h）※

約 9. 8

燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間 （h）

約 58 .7

使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）

約 0. 13※

事象発生から沸騰開始までの時間を含む

添付 4.2.1−2
No.49-10

この対策として，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ），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），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）によるＳＦＰへのスプレイ及び放水設備によるスプレイを実施することで使用済燃料の著しい損傷の進行の緩和及び環境への放射性物質放出の低減を行う。

4.

結論
ＳＦＰからプール水の漏えいが発生する可能性のある①〜⑤の事象について検討した。
使用済燃料の有効長頂部より高い位置で漏えいが停止する事象は③，④，⑤であり，基準地震動Ｓ ｓ の地震の影響を考慮して発生のおそれが小さいものは②，③である。
①の「サイフォン現象による漏えい」は，真空破壊弁が機能しないことを想定すると，ＳＦＰに接続する配管に耐震Ｂクラス配管が含まれることから，漏えいが使用済燃料の燃料有効長頂部以下まで継続するおそれがあり，また，
注水ラインの破断により対応可能な注水手段が限定されることから，有効性評価において選定している。

添付 4.2.2−7
No.49-11

ク用配管から空気を吸込み，配管頂部に空気が溜まり始め，配管下端まで空気が溜まったところでサイフォン現象が停止する。
以上により，使用済燃料プール水位は燃料プール水戻り配管水平部 下 端 （ 通 常 水 位 か ら 約 0.23m 下 ） ま で の 低 下 に と ど ま る 。
(3)

想定被ばく線量率
使用済燃料プール水位と線量率の関係を第 3 図に示す。第 3 図より ， 使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 位 が 通 常 水 位 か ら 約 0.23m 下 ま で 低 下 し た
場合においても，原子炉建屋原子炉棟 6 階の雰囲気線量率は約1.0mSv／ h 以 下 と な る こ と か ら ， 使 用 済 燃 料 プ ー ル は サ イ フ ォ ン 現
象等による小規模な漏えいが発生した場合においても十分な遮蔽水
位を確保することが可能である。

添付 4.2.3−4
No.49-12通常水位（燃料有効長頂部
か ら 約 7.26m 上 ）約 0.23m

第 3図

3.
(1)

使用済燃料プール水位と線量率

サイフォンブレーク用配管の健全性について
配管強度への影響について
ディフューザ配管及びその配管に接続されている真空破壊弁を設置した配管は耐震Ｓクラスで設計されており，その配管にサイフォ
ンブレーク用配管を接続するため，耐震性については問題ない。

添付 4.2.3−5
No.49-13

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故２）

第 1表
項目

初期条件

添付 4.2.5−1

使用済燃
料プール
の初期水
位

評 価 条 件 を 最 確 条 件 と し た 場 合 の 運 転 員 の 操 作 時 間 及 び 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タ に 与 え る 影 響 (1／ 4)
評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

通常水位

通常水位
付近

評価条件設定の考え方

通常水位を設定

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

評価条件では通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場
合，通常水位よりも低くなることが考えられるが，注水操作は，燃料プール水の初期水位に応じた対応をとるものではなく，水位低下による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，初期に地震誘因のスロッシン
グが発生していた場合は，最大で0.70m 程度の水位の低下が発生し，
この場合，事象発生から約 5 時間以
降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。このため，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件では通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，通常水位よりも低くなることが考えられるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.14m 低下した位置）とした場合であっても，サイフォン現象により瞬時に燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から
約 0.23m 下）まで低下することを評価上想定しているため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
また，
初期に地震誘因のスロッシングが発生していた場合は，最大で約 0.70m 程度の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5 時間後となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操
作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。なお，
本スロッシングの評価には余震の影響は考慮していないが，余震は本震よりも小さな地震動となると考えられ，本震時のスロッシングによってプール水位が約 0.70m 低下しているため，使用済燃料プール水温度の上昇による使用済燃料プール水位の上昇を考慮しても余震による有意な水位低下はないと考えられる。

添付資料 4.2.5
No.49-14

第 2表

運 転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 ， 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タ に 与 え る 影 響 及 び 操 作 時 間 余 裕 （ 1 ／ 2）
評価条件(操作条件)

項目

操作条件

添付 4.2.5−5

可搬型代
替注水中
型ポンプ
による代
替燃料プ
ール注水
系（注水ラ
イン）を使
用した使
用済燃料
プールへ
の注水操
作

評価上の
操作開始
時間

評価条件設定の考え方

事象発生から 8 時間
後可 搬 型 代 替注
水 中 型 ポ ンプに よ る 代 替燃
料 プ ー ル 注水
系 （ 注 水 ライン）を使用した使 用 済 燃 料プ
ー ル へ の 注水
操作は，可搬型
代 替 注 水 大型
ポ ン プ に よる
代 替 燃 料 プー
ル注水系（可搬型 ス プ レ イノズル）を使用した 使 用 済 燃料
プ ー ル ス プレ
イ の 準 備 操作
（ホース敷設，可 搬 型 ス プレ
イノズル設置）の 終 了 後 から
開 始 す る ものとし，可搬型代
替 注 水 中 型ポ
ン プ に よ る代
替 燃 料 プ ール
注水系（注水ライン）を使用した 使 用 済 燃料
プ ー ル へ の注
水 操 作 の 時間
を 考 慮 し て設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作の開始は事象発生から 8 時
間後としているが，それまでに使用済燃料プールの水位低下に伴う異常を認知できる時間は十分にあり，認知遅れにより操作開始時間に与える影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
当該操作を行う重大事故等対応要員は，注水操作の実施期間中に他の操作を担っていないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）
で使用する可搬型代替注水中型ポンプ等は車両であり，自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事
象の場合に，アクセスルートに被害があっても，ブルドーザー等にて必要なアクセスルートを復旧できる体制としている。
【操作所要時間】
要員の移動時間に 20 分，可搬型代替注水中型ポンプ準備，西側淡水貯設備からのホース敷設等の準備操作に移動時間を含め 150 分を想定している。評価上の操作開始時間を 8 時間後と設定しているが，使用済
燃料プールの水位低下による異常を認知し補給水系及び残留熱除去系による使用済燃料プールへの注水機能喪失を確認した時点での準備が可能である。なお，その場合，実際の操作開始時間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作の有無】
本操作は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作（ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置）の終了後から開始するものであり当該操作に対応する重大事故等対応要員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
重大事故等対応要員の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

評価上の操作開始時
間を事象発生 8 時間
後と設定しているが，本操作は，可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）を使用した使用済燃料
プールスプレイの準備操作（ホース敷設，可搬型スプレイノズ
ル設置）の終了後から開始するものであり，可搬型代替注水
大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプ
レイの準備操作の所
要時間，及び可搬型
代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注
水操作の所要時間を考慮すると，実際には使用済燃料プール
への注水開始時間は早くなることが考えられるため，使用済
燃料プール水位の回復は早くなる。

評価項目と
なる
パラメータ
に
与える影響

操作時間余
裕

訓練実績等

評価上の操
作開始時間
に対し，実際
の操作開始
時間が早く
なる場合が
考えられ，この場合，使用
済燃料プー
ル水位の回
復が早くな
り，評価項目
となるパラ
メータに対
する余裕は
大きくなる。

当該操作に
対する時間
余裕は放射
線の遮蔽が
維持される
最低水位に
到達するま
での時間が
事象発生か
ら 約 9.8 時間，燃料有効
長頂部まで
水位が低下
するまでの
時間が事象
発生から 2 日以上あり，こ
れに対して
事故を認知
して注水を
開始するま
での時間は 8時間である
ため，時間余裕がある。

可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等は，移動も含め所要時間を 170 分と想定している。要員の移動時間は
20 分以内であり，可搬型代替
注水中型ポン
プ準備，ホース
敷設等は，移動も含め訓練実績等では約 154分。想定している範囲内で意図している運転操作が実施可能であることを確認した。

No.49-15

止 1 日後〜2 日後であるが，崩壊熱が高く，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を評価条件とする。このときの崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，このときの崩壊熱による原子炉冷却材の蒸発を補うために必
要な冷却材（32℃）の注水量は約 27m３ ／h である。
（添付資料 5.1.4，5.1.5）(c)

原子炉初期水位及び原子炉初期水温評価対象としたＰＯＳ−Ａにおける原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）から原子炉ウェル満水（燃料有効長頂部から約 16.7m 上）までの範囲であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，通常運転水位を評価条件とする。また，原子炉
初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である
52℃を評価条件とする。
(d)

原子炉初期圧力評価対象としたＰＯＳ−Ａにおける原子炉の圧力は大気圧であるため原子炉の初期圧力は大気圧とする。また，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操
作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする ※ 。
※

実操作では待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の起動準備が完了した
時点で原子炉減圧を実施する。原子炉圧力が大気圧より高い場合での原
子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べて小さくなるため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な評価となる。

(e)

残留熱除去系の初期運転状態
残留熱除去系の初期運転状態は，以下の状態とする。
・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中
5.1−6No.50-1

除去系（原子炉停止時冷却系）の停止の認知及び操作の時間を元に，更に時間余裕を考慮して，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。
(c)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，原子炉保護系母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 4 時間 40 分後に実施する。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 5.1−4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.1−5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認し，事象発生から 2 時間後に，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を行う。
事象発生から 4 時間 40 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，崩壊熱除去機能を回復することによって，原子炉
水温は低下する。
ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1−4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.2m
上まで低下するに留まり，燃料の冠水は維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1−5 図に示すとおり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※ が維持される
5.1−9
No.50-2水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することはないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されるため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
以上により，本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項

目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※

本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋
原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事
故等対応要員による使用済燃料プールスプレイの準備操作（可搬型スプレ
イノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟
6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場
合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。

（添付資料 5.1.6，5.1.7）

5.1.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す
5.1−10No.50-3

である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条
件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるもの
ではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場
合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作は原子炉初期圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎に異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場
5.1−12No.50-4

合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件
は約 18.8MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃
料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 47℃〜約 58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安
5.1−13No.50-5

とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m
上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間余裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器が開放の場合は原子炉減
圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目と5.1−14No.50-6

(b)評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
操作は，運転員等操作時間に与える影響として，注水開始が早くなる
場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。なお，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合は，警報により事象発生を認知可能であり，待機中の残留熱除去系を原子炉停止時冷却系として速やかに起動することで崩壊熱除去機能を回復することができるため，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなるが，本評
価ではこれに期待しないこととする。

(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響を把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作については，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 4.5 時間，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 6.3 時間であり，これに対して，事故を認知して注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与え5.1−16
No.50-7

第 5.1−2 表
項

初期条件

5.1−23
事故条件※

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（1／2）

目

主要評価条件

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器未開放

条件設定の考え方
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

崩 壊 熱

約18.8MW ※ANSI／ANS-5.1-1979（９×９燃料（Ａ型），燃焼度
33GWd／t，原子炉停止1日後）

崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下の観点で厳しい設定となるため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1サイクルの運転期間（13ヶ月）に調整運転期間（約1ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定

原子炉初期水位

通常運転水位（燃料有効長頂部から約5.1m上）

遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，通常運転水位を設定

原子炉初期水温52℃

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値を設定

原子炉初期圧力大気圧

原子炉の運転停止1日後の実績を設定

サプレッション・プール水
温32℃

保安規定の運転上の制限における上限値を設定

起因事象

残留熱除去系機能喪失

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障を想定

安全機能の喪失に対する仮定崩壊熱除去系機能喪失

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障による崩壊熱除去
機能の喪失を想定

原子炉停止から 1 日（24 時間）後とは，発電機解列からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価は原子炉スクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

No.50-8

：操作・確認（運転員）※2：プラント状態（解析）：判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）の作業：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止(解析上の時刻)
（0秒）

※1

凡例

プラント前提条件
・原子炉の運転停止 1 日後
・原子炉圧力容器未開放
・格納容器開放・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴い待機除外中
・全ての非常用ディーゼル発電機等：待機中
・原子炉水位は通常運転水位※3※4（約1時間）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認 ※１※5
※6
※7
作業員への退避指示 ※３

外部電源喪失 ※２（約1.1時間）※8

崩壊熱除去機能の確保操作

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合は，警報等により速やかに事象発生を認知できるが，運転員による対応操作の時間余裕を厳しく評価する観点から，本評価では警報による認知には期待せず，1時間毎の中央制御室の巡視により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が停止
していることを認知するものとしている。
外部電源は事象発生1時間後に喪失するものと仮定する。ここで，事象発生と同時に外部電源が喪失することを想定した場合，原子炉保護系電源の喪失により格納容器隔離信号が発信し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁が自動閉となる。待機中の残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）を起動するためには，格納容器隔離信号のリセット操作が必要であるため，運転員は事象後速やかに崩壊熱除去機能が喪失したことを認知することができる。このため，本評価においては，運転員による対応操作を厳しく評価する観点から，事象発生1時間後（1時間毎の中央制
御室の巡視により事象を認知する時刻）までは外部電源がある場合を想定する。事象発生1時間以降
は，外部電源の有無によらず事象進展は同様であるが，資源の評価の観点から厳しくなる，外部電源がない場合を想定する。
現場作業員は，当直発電長のページングによる退避指示を確認後，退避する。なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
実操作においては，作業員の退避後に操作を実施するが，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉水温が100℃に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする。
注水前の原子炉水位は燃料有効長頂部から4.2m上（原子炉水位低（レベル３）から0.3m下）となる。
原子炉水位（広帯域，燃料域）等により原子炉水位の回復を確認する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁を開状態にするために，原子炉保護系母線の受電操作を行い，格納容器隔離信号をリセットする。
残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認

原子炉水温100℃到達

使用済燃料プールの冷却操作（70分）逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持 ※４（2時間）

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）
による原子炉注水操作 ※５【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】（約2.1時間）（4時間40分）

原子炉の水位回復 ※６

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）以外による原子炉注水操作
・高圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作
・代替循環冷却系による原子炉注水操作
・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低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作
・消火系（ディーゼル駆動ポンプ）による原子炉注水操作
・補給水系による原子炉注水操作

Ⅰ
原子炉保護系母線の受電操作 ※７

Ⅰ

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱操作 ※８

逃がし安全弁（自動減圧機能）「 全閉」

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水，低圧炉心スプレイ系による原子炉注
水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及び可搬型代
替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環冷却系，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型），消火系（ディーゼル駆動ポンプ）及び補給水系による原子炉注水も実施可能である。
Ⅱ

残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）以外による原子炉除熱操作
・緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
・原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱操作

Ⅱ

緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱，及び原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱も実施可能である。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉除熱を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。

第 5.1−2 図

崩壊熱除去機能喪失時の対応手順の概要

5.1−27No.50-9

原子炉水温 100℃到達（事象発生約 1.1 時間後）
原子炉水位の回復後は，崩壊熱による蒸発を補うために必要な流量での注水を実施し，その後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去を実施する

Ｌ８

Ｌ３

Ｌ２

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始（事象発生 2 時間後，水位は燃料有効長頂部から約 4.2m 上）
Ｌ１

第5.1−4図

原子炉水位の推移

5.1−29No.50-10

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04
燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+03

線 量 率1.0E+02

燃料及び上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位（mSv／h）
目標線量率（10mSv／h）

1.0E+01
蒸気乾燥器及びシュラウド
ヘッドを線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

水位の低下（燃料有効長頂部から約 4.2m 上）遮蔽が維持される水位（10mSv／h，燃料有効長頂部から約 1.7m 上）

1.0E-03
通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）
燃料有効長頂部からの水位（m）

第5.1−5図

原子炉水位と線量率

5.1−30No.50-11

添付資料 5.1.4

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計算方法について

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失により，基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量について，以下の式を用いて計算を行った。なお，事象を厳しく評価するため，発生する崩壊熱は全て原子炉水温の上昇及び蒸発に寄与するものとし，原子炉圧力容器や水面からの放熱は考慮しない。

(1)

100℃に至るまでの時間
100℃に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ １ ＝（ｈ １００ −ｈ ５２ ）×Ｖ ｃ ×ρ ５２ ／（Ｑ×3,600）＝約 1.1h

ｔ１

：100℃に至るまでの時間（h）

ｈ １００ ：100℃の飽和水の比エンタルピ（kJ／kg）＝419.10

(2)

ｈ ５２

：52℃の飽和水の比エンタルピ（kJ／kg）＝217.70

Ｖｃ：通常運転水位時の原子炉保有水の体積（m３ ）＝381

ρ ５２：52℃の水密度（kg／m３ ）＝987

Ｑ：崩壊熱（MW）＝18.8

基準水位（燃料有効長頂部）又は放射線の遮蔽が維持される目安の水位に至るまでの時間
崩壊熱（蒸発）によって基準水位に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ＝ｔ １ ＋ｔ ２ ＝約 6.3h
ｔ ２ ＝（ｈ ｓ −ｈ １００ ）×Ｖ ｕ ×ρ ５２ ／（Ｑ×3,600）＝約 5.2h

添付 5.1.4-1
No.50-12

ｔ ：基準水位に至るまでの時間（h）
ｔ ２ ：100℃到達から基準水位に至るまでの時間（h）
ｈ ｓ ：飽和蒸気の比エンタルピ（kJ／kg）＝2,675.57
Ｖ ｕ ：基準水位までの水の体積（m３ ）＝157

崩壊熱（蒸発）によって放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ＝ｔ １ ＋ｔ ３ ＝約 4.5h
ｔ ３ ＝（ｈ ｓ −ｈ １００ ）×Ｖ ｕ ×ρ ５２ ／（Ｑ×3,600）＝約 3.4hｔ ：放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間（h）
ｔ ３ ：100℃到達から放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間（h）
Ｖ ｕ ：放射線の遮蔽が維持される水位までの水の体積（m３ ）＝105(3)

崩壊熱による蒸発量
崩壊熱によって蒸発する冷却材の量は次の式で求める。
Ｖ ｈ ＝（Ｑ×3,600）／（（ｈ ｓ −ｈ １００ ）×ρ １００ ）＝約 32m／h３Ｖｈ：蒸発量（m３ ／h）

ρ １００ ：100℃の水密度（kg／m３ ）＝958(4)

必要な注水量崩壊熱によって蒸発する冷却材を補うために必要な注水量は次の式で求める。
ｆ＝（Ｑ×3,600）／（（ｈ ｓ −ｈ ｆ ）×ρ ｆ ）ｆ ：必要な注水量（m３ ／h）

添付 5.1.4-2
No.50-13

ρ ｆ ：注水（飽和水）の密度（kg／m３ ）ｈ ｆ ：注水（飽和水）の比エンタルピ（kJ／kg）

水源がサプレッション・プール（水温：32℃）の場合及び代替淡水貯槽（水温 35℃）の飽和水の密度，飽和水の比エンタルピ及び必要注水量の評価結果
は次のとおりである。
水源

サプレッション・

代替淡水

プール

貯槽

995

994

飽和水の比エンタルピ（ｈ ｆ ）（kJ／kg）

134.11

146.64

必要注水流量（ｆ）（m３ ／h）

約 26.7

約 26.9パラメータ
飽和水の密度（ρ ｆ ）（kg／m ３ ）添付 5.1.4-3
No.50-14

添付資料 5.1.5
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における崩壊熱の設定の考え方

1.

本評価における崩壊熱の設定
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価のうち ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 及 び 「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」の 重 要 事 故
シ ー ケ ン ス に 対 す る 有 効 性 評 価 で は ， 原 子 炉 停 止 か ら 1日 後 ※ の 崩 壊熱を用いて原子炉水温の上昇及び蒸発による原子炉水位の低下を評価している。
一般に，定期検査期間が数十日であることを考慮すると，原子炉
停 止 か ら 1日（ 24時 間 ）後 の 崩 壊 熱 を 用 い る こ と は 保 守 的 な 設 定 で あると考えられるが，仮に原子炉停止からの時間がより短い時点での崩壊熱を用いれば，より厳しい評価条件となる。
※

原 子 炉 停 止 か ら 1 日（ 24 時 間 ）後 と は ，発 電 機 解 列 か ら の 時 間 を 示 し ている。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価は原子炉スクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

2.

より厳しい崩壊熱を設定した場合の時間余裕への影響
プラント停止時の期間を復水器真空破壊からとすると，通常，復水器真空破壊のタイミングは通常のプラント停止操作における発電機 解 列 か ら 12時 間 以 上 経 過 し て い る 。仮 に ，原 子 炉 水 温 が 100℃ か つ
原 子 炉 停 止 か ら 12 時 間 後 の 崩 壊 熱 を 評 価 条 件 と し た 場 合 ， 燃 料 有 効
長 頂 部 ま で 原 子 炉 水 位 が 低 下 す る ま で の 時 間 余 裕 は 約 4.3 時 間 と な
り ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ａ に 比 べ て 時 間 余 裕 が 約 2 時 間 短 く な る が ，「 崩 壊 熱 除
添付 5.1.5-1
No.50-15

去 機 能 喪 失 」 に お け る 原 子 炉 注 水 開 始 は 事 象 発 生 か ら 2 時 間 後 ，「 全交 流 動 力 電 源 喪 失 」 に お け る 原 子 炉 注 水 開 始 は 事 象 発 生 か ら 25 分 後であるため，燃料有効長頂部の冠水は維持される。
ま た ， 遮 蔽 維 持 水 位 到 達 ま で の 時 間 余 裕 は ， 約 2.9時 間 と な り ， Ｐ
Ｏ Ｓ − Ａ に 比 べ て 時 間 余 裕 が 約 1.6時 間 短 く な る も の の ，放 射 線 の 遮
蔽に必要な水位は維持される。
（ 添 付 資 料 5.1.7）
このように，より厳しい崩壊熱を設定した場合においても，燃料有効長頂部の冠水は維持され，放射線の遮蔽に必要な水位は維持されることを確認した。

添付 5.1.5-2
No.50-16

Ｒ コ ー ド（ Ver1.04）を 用 い て 計 算 し ，評 価 に 用 い た 条 件 は 以 下 に 示 すものを用いた。
評価点は燃料取替機床上とした。
※

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時及び全交流動力電源喪失時の事故対応で原子炉建屋最上階等の現場作業は不要であるため，線源に近い燃料取替機床上を代表としている。

(1)

炉心燃料・炉内構造物の評価モデルと線源強度
放射線源として燃料，上部格子坂，シュラウドヘッド及び蒸気乾燥器をモデル化した。
ａ．炉心燃料計算条件を以下に示す。
○線源形状：燃料集合体の全てに燃料がある状態○ 燃 料 有 効 長 ： 3.7m
○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，エネルギ 5群とする。
○線源材質：燃料及び水（密度g／ cm ３ ）○線源強度：文献値※１に記載のエネルギー当たりの線源強度を
基 に ，９ ×９ 燃 料（ Ａ 型 ）の 体 積 当 た り の 線 源 強 度 を 式 ① で 算
出した。
･･･①

このときの線源条件は以下となる。なお，使用している文献
値 は ，燃 料 照 射 期 間 10 ６ 時 間（ 約 114 年 ）と ，東 海 第 二 発 電 所の実績を包絡した条件で評価されており，東海第二発電所に関する本評価においても適用可能である。

添付 5.1.7-7
No.50-17

EL 約 49.4

約 20.0− Ｔ

Void

原子炉圧力容器
鉄（ 密 度 7.8g ／ cm ３ ）EL 約 42.4

Void
蒸気乾燥器
鉄（ 密 度 7.8g ／ cm ３ ）水（ 密 度 0.9 58g／ cm ３ ）
パラメータ
（Ｔ）

EL 約 35.7
EL 約 34.6 (NW L)

シュラウドヘッド鉄（ 密 度 7.8g／ c m ３ ）EL 約 30.6

正

約 3.7

EL 約 29.4線 源 （ 円 柱 ） φ 約 4.6m×約 3. 7m
燃料（密度g／ c m ３ ）EL 約 25.7
φ 約 4.6

単位：m
×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）第 3図

燃料の線量率計算モデル

添付 5.1.7-9
No.50-18

線源材質
※

：

平板（密度

シ ュ ラ ウ ド ヘ ッ ド の 材 質（

g／ cm ３ ） ※）の 密 度 は ，同 等 で あ る

で代

表した

線 量 率 計 算 モ デ ル （ 遮 蔽 ） を 第 3， 4 図 に 示 す 。

(3)

現場の線量率の評価結果(1)， (2)の 条 件 を 用 い て 評 価 し た 現 場 の 線 量 率 と 原 子 炉 水 位 の 関 係

を第 7 図に示す。
グ ラ フ よ り 必 要 な 遮 蔽 を 確 保 で き る 水 位 （ 目 安 と 考 え る 10mSv／ h）
は ，「 燃 料 有 効 長 頂 部 の 約 1.7m 上 」 と し た 。

添付 5.1.7-17
No.50-19

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03線
1.0E+02量

必要 な遮 蔽を 確保 で き る水 位
（ 10mSv ／ h）
燃 料 有 効 長 頂 部 の 約 1.7 m 上

率

目 標 線 量 率 （ 10mSv／ h）

1.0E+01（ mSv／ h）

1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

通常運転水位（ 燃 料 有 効 長 頂 部 か ら 約 5. 1m 上 ）1.0E-03
燃 料 有 効 長 頂 部 か ら の 水 位 （ m）

第 7図

原子炉水位と線量率

添付 5.1.7-18
No.50-20

(4)必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失から放射線の遮蔽維

持 に 必 要 な 水 位 到 達 ま で の 時 間 を ，「 添 付 資 料 5.1.3」 の 計 算 を 用 いて求めた。
計 算 は 後 述 す る「 添 付 資 料 5.1.8」の 評 価 条 件 の 不 確 か さ を 踏 ま え ，原 子 炉 停 止 か ら 12 時 間 後 と 1 日 後 の 2 ケ ー ス を 実 施 し た 。
算出条件及び算出結果を第 2 表に示す。
その結果，原子炉停止 1 日後における必要な遮蔽を確保できる水
位到達までの時間余裕は，崩壊熱除去機能喪失時の注水までの時間（ 2 時 間 ），全 交 流 動 力 電 源 喪 失 時 の 注 水 開 始 ま で の 時 間（ 25 分 ）に対して十分な余裕があることを確認した。

第2表

必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕の算出条件及び算出結果
算出条件

算出結果
必要な遮蔽を確保

原子炉停止後の時間

原子炉初期水温

崩壊熱できる水位到達までの時間余裕燃料有効長頂部までの時間余裕12 時間（不確かさで確認す

100℃

約 22.4MW

約 2.9 時間※

約 4.3 時間52℃

約 18.8MW

約 4.5 時間

約 6.3 時間

る感度解析ケース）
24 時間（有効性評価で確認するベースケース）※

5.

格納容器蓋等による放射線の遮蔽には期待していない

事故時の退避について
事故発生時の現場作業員の退避について確認した。事象発生時，作業員は，発電長のページングによる退避指示により，現場からの退避を開始し，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1 時間

添付 5.1.7-19
No.50-21

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
第 1表

崩壊熱除去機能喪失）

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

燃料の崩壊熱評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

約 18.8MW
ANSI／ANS-5.1-1979（9×9 燃料（A 型），燃
焼度 33GWd／t，原子炉
停止 1 日後）

約 18.8MW 以下

評価条件設定の考え方

運転員等の操作時間に与える影響

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値を設
定

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕が短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とする操作であるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。

原子炉初期水温原子炉初期水位※152℃

通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）

約 47℃〜約 58℃※１（実績値）

原子炉停止初期の
通常水位付近にある状態を想定最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕が短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。

通常運転水位（通常運転水位±10cm 程度）（実績値）

過 去 の プ ラ ン ト 停 止 操 作 実 施 時 の 発 電 機 解 列 か ら 約 24 時 間 経 過 後 の 原 子 炉 水 温 の 実 績 デ ー タ 。

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件では，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9
時間，燃料有効長頂部までの時間余裕は約
4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な
時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さ
いため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添付資料 5.1.8

最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作
は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件

添付 5.1.8-1

停止後の時間については，停止後の時間が短くなるよ
うに 1 日後の状態を想定

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ） (1／ 3)

No.50-22

第 2 表運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中項目

添付 5.1.8-4

操
作
条
件

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注
水操作

評価条件(操作条件)
評価上の評価条件設定の操作開始条件考え方

事象発生から
2 時間後事象の認知及び操作に要する時
間に，更に時間余裕を考慮して設定

操作の不確かさ要因【認知】評価では，1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認すると想定している。原子炉水位低下を認知した後に原子炉注水操作の必要性を認知することは容易であり，評価上の原
子炉注水操作開始時間に対して，実際の原
子炉注水操作開始時間は早くなる場合が考えられる。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，移動が操
作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であり，緩やかな原子炉水位低下に対して操作に要する時間は短く，操作開始
時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【他の並列操作の有無】
他の並列操作はないことから，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる容易な操作のため，誤操作は起こりにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に低い。

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラ
メータに与える影響

原子炉注水操作開始が早くなる場合は原
原子炉水位低下を認 子炉水位低下が抑制
知した際に原子炉注 され，評価項目となる
水の必要性を認知す パラメータに対するることは容易であり， 余裕は大きくなる。な
評価では事象発生か お，運転中の残留熱除ら 2 時間後の原子炉 去系の故障時には，警注水操作開始を設定 報により事象発生をしているが，実際の原 検知可能であり，待機
子炉注水操作開始時 中の残留熱除去系を間は早くなることが 原子炉停止時冷却系考えられ，原子炉水位 として，速やかに起動の回復が早くなる。ま することで崩壊熱除た，その他の操作と並 去機能を回復するこ
列して実施する場合 とができるため，評価でも，順次実施し所定 項目となるパラメーの時間までに操作を タの判断基準に対す完了できることから る余裕が大きくなる
影響はない。
が，本評価ではこれに期待しないこととする。

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ）（ 1 ／ 2 ）操作余裕時間

訓練実績等

原子炉水位が通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間
は約 4.5 時間，燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は約 6.3 時間であり，これに対して崩壊熱除去機能喪失を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2時間であることから，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，
シミュレータにて訓練実績を取得した。
所要時間を 5 分と想定しているところ，訓練実績
では約 4 分である。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

No.50-23

持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，未開放状態を評価条件とする。また，格納容器の状態は開放状態とし，格納容器蓋等の構造物による放射線の遮蔽には期待しない評価条件とする。
(b)

崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ−５．１−１９７９の式に基づくものとする。また，評価対象としたＰＯＳ−Ａは原子炉停
止 1 日後〜2 日後であるが，崩壊熱が高く，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を評価条件とする。このときの崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，このときの崩壊熱による原子炉冷却材の蒸発を補うために必
要な冷却材（35℃）の注水量は約 27m３ ／h である。
（添付資料 5.1.4，5.1.5）(c)

原子炉初期水位及び初期水温評価対象としたＰＯＳ−Ａにおける原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）から原子炉ウェル満水水位（燃料有効長
頂部から約 16.7m 上）までの範囲であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，通常運転水位を評価条件とする。また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃を評価条件とする。

(d)

原子炉圧力
評価対象としたＰＯＳ−Ａにおける原子炉の圧力は大気圧であるため原子炉の初期圧力は大気圧とする。また，解析上，水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする ※ 。
※

実操作では常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）

5.2−7
No.51-1

ａ．事象進展
事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより，原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することで原子炉水位は低下し始めるが，事象発生後速やかに全交流動力電源喪失を判断し，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，事象発生から 25 分経過した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作を完了
し，原子炉冷却材の蒸発量を補うために必要な注水流量で原子炉注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができる。
事象発生から 4 時間 55 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。
ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.2−4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水により通常運転水位付近で維持でき，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.2−5 図に示すとおり，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※ が確保される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することがないため，放射線の遮蔽は維持される（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h を下回る）。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御
棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については，現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
事象発生から 4 時間 55 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残5.2−10No.51-2

水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作や給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場
合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作や給電操作は原子炉初期圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎に異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場
合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器開放の場合
5.2−13
No.51-3

は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条
件は約 18.8MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m
上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 47℃〜約 58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m
上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部ま5.2−14
No.51-4

での時間余裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器開放の場合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.2−15
No.51-5

び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動
操作は，運転員操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は
解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作の時間余裕については，原子炉水位が通常水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 4.5 時間，
通常水位から燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は約 6.3 時間であり，事象発生から 25 分で原子炉注水準備が完了するため，十分な時間余裕を確保できる。

(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，評価条件等の不確かさを考慮した場合においても評価項目となるパラメータに与える影響はない。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.2.2，5.2.3）

5.2−17
No.51-6

第 5.2−2 表
項目

原子炉圧力容器の状態

崩 壊 熱

初期条件

原子炉初期水位主要評価条件
原子炉圧力容器未開放

条件設定の考え方
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

約18.8MW※

崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下の観点で厳しい設定となるため，崩ANSI／ANS-5.1-1979

壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1サイクルの運転期間（13ヶ（９×９燃料（Ａ型），燃焼度月）に調整運転期間（約1ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を

33GWd／t，原子炉停止1日後）設定

通常運転水位（燃料有効長頂部から約5.1m上）

遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，通常運転水位を設定

5.2−24原子炉初期水温52℃

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値を設定

原子炉初期圧力大気圧

原子炉の運転停止1日後の実績を設定

外部水源の温度

35℃

起因事象

事故条件

安全機能の喪失に
対する仮定
外部電源

※

主要評価条件（全交流動力電源喪失）(1／2)

外部電源喪失全交流動力電源喪失

外部電源なし原子炉注水による原子炉水位維持の観点で厳しい高めの水温として，年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定
送電系統又は所内主発電設備の故障等による，外部電源喪失を設定
全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を設定

起因事象として外部電源の喪失を設定

原子炉停止から 1 日（24 時間）後とは，発電機解列からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価は原子炉スクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

No.51-7沸騰開始（約 1.1 時間後）までに注水準備が完了するため，通常運転水位を維持できる

Ｌ８

Ｌ３

Ｌ２

Ｌ１

第5.2−4図

全交流動力電源喪失における原子炉水位の変化

5.2−30No.51-8

第 5.2−5 図

原子炉水位と線量率

5.2−31
No.51-9

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
第 1表

全交流動力電源喪失）

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

燃料の崩壊熱評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

約 18.8MW（ANSI/ANS-5.1-1979）（9×9 燃料（A 型），燃
焼度 33GWd／t，原子炉停止後 1 日）

評価条件設定の考え方

約 18.8MW 以下

停止後の時間について
は，停止後の時間が短くなるように 1 日後の状態を想定

最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇は緩やかになるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流動
力電源の喪失の認知を起点とする操作である
ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

約 47℃〜約 58℃※１（実績値）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計
値及び運転停止 1 日後の原子炉水温の実績値（47℃〜58℃）を踏まえて設定

最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余
裕が短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるもの
ではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件

添付 5.2.2-1

原子炉初期水温52℃

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有
効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間
は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時
間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件では，評価条件で設定している原子炉
初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余
裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位である燃料有
効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間余裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余
裕は短くなる場合があるものの，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

添付資料 5.2.2

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が
燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕が原子炉停止初期の通常通常運転水位通常運転水位短くなる場合があるものの，注水操作や給電操水位付近にある状態を
原子炉初期水位（燃料有効長頂部から （通常運転水位±10cm
作は原子炉水位に応じた対応をとるものではな
想定
程度）
（実績値）
約 5.1m）
く，全交流動力電源の喪失の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
※ 1 過 去 の プ ラ ン ト 停 止 操 作 実 施 時 の 発 電 機 解 列 か ら 約 24 時 間 経 過 後 の 原 子 炉 水 温 の 実 績 デ ー タ 。

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 ） (1／ 3)

No.51-10

第 2表
項目

添付 5.2.2-4

操
作
条
件

常設低圧代替注
水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）の起動操作

運 転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 ， 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タ に 与 え る 影 響 及 び 操 作 時 間 余 裕 （ 1 ／ 2）
評価条件(操作条件)
評価上の評価条件設定の
操作開始
考え方
条件

常設低圧
代替注水
系ポンプ
を用いた
低圧代替
注水系（常
設）の起動
操作：事象
発生から
25 分後

状況判断，全交流動
力電源喪失の判断，
常設代替高圧電源装
置からの受電操作，及び常設低圧代替注
水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）の起動操作に要する時間を考慮して設定

操作の不確かさ要因【認知】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等の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設低圧代替注水系
ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。事象判断の時間として 10 分を想定しており，全交流動力電源喪失時に交流電源及び注水手段の確保の必要性を認知することは容易であることから，認知遅れが操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることか
ら，操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
操作所要時間は 1 分単位で設定しており，実際の操作時間は評価上の想定時間よりも早くなることから，操作開始
時間に与える影響はない。
【他の並列操作の有無】
他の並列操作はないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡単な操作であり，誤操作は起こりにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

運転員等操作時間に与える影響

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作は，常設代替
高圧電源装置からの受電操作後に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実際の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える
影響

操作時間余裕

訓練実績等

実際の操作開始時
間は評価上の設定とほぼ同等である
ことから，評価項
目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

原子炉水位が通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間
は 4.5 時間，通常水位から燃料有効
長頂部まで低下す
るまでの時間は約
6.3 時間であり，これに対して全交
流動力電源喪失を認知して注水準備を完了するまでの
時間は 25 分であることから，時間余裕がある。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）の起動操
作は，所要時間を
3 分と想定しているところ，訓練実
績では約 3 分である。
想定で意図している運転操作が実現可能なことを確認した。

No.51-11

また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
ンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
※

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡによる流出は他の原子炉冷却材流出事象と比べて燃料損傷までの時間余裕が短い（添付資料 5.3.1，5.3.2）(2)

有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第5.3−2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス
特有の評価条件を以下に示す。

ａ．初期条件(a)

原子炉圧力容器及び格納容器の状態
運転停止中における原子炉圧力容器の状態は，未開放状態又は開放状態であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい未開放状態を評価条件とする。また，格納容器の状態は開放状態とし，格納容器蓋等の構造物による放射線の遮蔽には期待しない評価条件とする。なお，原子炉未開放時においては原子炉水位による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できる場合があるが，本評価ではこれらに期待しないこととする。

(b)

原子炉初期水位及び原子炉初期水温
運転停止中における原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）から原子炉ウェル満水（燃料有効長頂部から約 16.7m
上）までの範囲であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい通常運転水位を評価条件とする。なお，原子炉初期水位が原子5.3−5No.52-1

炉ウェル満水の場合は，原子炉圧力容器蓋による遮蔽に期待できなくなるものの，保有水量が多く，遮蔽維持水位到達までの余裕時間は通常運転水位の場合よりも長くなることから，通常運転水位の場合に評価項目を満足することを確認することにより，原子炉ウェル満水の場
合においても評価項目を満足できることを確認できる。
また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃を評価条件とする。
(c)

残留熱除去系の初期運転状態
残留熱除去系の初期運転状態は以下の状態とし，残留熱除去系の運転号機を残留熱除去系（Ａ）から残留熱除去系（Ｂ）へ切り替えるものとする。
・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴う待機除外中

ｂ．事故条件(a)

原子炉冷却材のサプレッション・プールへの流出流量
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時の原子炉
冷却材の流出を想定する。具体的には，切替後に運転する残留熱除去
系の系統構成の際，原子炉停止時冷却系流量調整弁の開操作が不十分な状態で残留熱除去系ポンプを起動することにより，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁がインターロックにより自動開となり，開固着することによって原子炉冷却材がサプレッション・プールへ流出することを想定し，流出流量は 45m３ ／h とする。

(b)

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発について
5.3−6
No.52-2

原子炉水位は，第 5.3−4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 2.1m
上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※ が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による原子炉除熱を行うことで，安定状態を維持できる。
以上により，本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項

目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※

本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋
原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事
故等対応要員による使用済燃料プールスプレイの準備操作（可搬型スプレ
イノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟
6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場
合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。

（添付資料 5.1.7，5.3.3）

5.3−9
No.52-3

操作は，操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作の開始時間が早くなることに伴い，当操作の開始時間が早くなる場合が考えられる。また，その他の操作と並列して実施する場
合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響
はない。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の開始が早くなる場合は原子炉水位低下が抑制され，評価項目となるパラメー
タに与える余裕は大きくなる。
操作条件の原子炉冷却材流出箇所の隔離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉冷却材流出の停止操作が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内で操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作について，当該操作に対する時間余裕は，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまでに約 2.3 時間あり，これに対して，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。
操作条件の原子炉冷却材流出箇所の隔離操作について，残留熱除去系（低5.3−13
No.52-4

第 5.3−2 表
項目

原子炉圧力容器の状態

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（1／2）

主要評価条件

条件設定の考え方

原子炉圧力容器未開放
原子炉水位が遮蔽水位に到達するまでの時間余裕の観点から最も厳しくなる，原子炉圧力容器が未開放，かつ原子炉水位が通常水位の状態を想定

初期条件

原子炉の初期水位

通常運転水位（燃料有効長頂部から約5.1m上）

原子炉の初期水温52℃

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値を設定

原子炉の初期圧力

大気圧

原子炉の運転停止1日後の実績を設定

5.3−18

原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出量

事故条件

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発45m３／h

原子炉水温の上昇及び蒸発は発生しない

残留熱除去系のミニマムフローラインの設計，及び原子炉の保有水と残留熱除去系
ポンプの水頭圧差から設定
原子炉冷却材の流出流量を厳しく評価するため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は運転状態を想定している。このため，崩壊熱除去機能は喪失しないことから，
原子炉水温の上昇及び蒸発は発生しない。
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止

外部電源

外部電源あり時冷却系）のポンプ吸込ラインの弁が閉となり，原子炉冷却材の流出が停止することから，原子炉冷却材の流出の観点で厳しい外部電源ありを設定

No.52-5

凡例

プラント前提条件
・原子炉の運転停止 1 日後
・原子炉圧力容器未開放
・格納容器開放・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検中
・原子炉水位は通常運転水位：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判断：操作及び判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）の作業

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止操作：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

切替後に運転する残留熱除去系の原子炉停止時冷却系への系統構成操作

切替後に運転する残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動操作(解析上の時刻)
切替後に運転する残留熱除去系ポンプ起動時に，ミニ(0秒)
マムフローラインからサプレッション・プールへ原子炉冷却材が流出することで原子炉水位低下が開始 ※１（約1時間）

原子炉冷却材流出の確認 ※２（2時間）

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作 ※３（約2.1時間）

停止した残留熱除去系の低圧注水系への系統構成操作作業員への退避指示 ※４

原子炉水位回復確認 ※５

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）以外による原子炉注水操作
・高圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作
・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低圧代替注水系による原子炉注水操作
・代替循環冷却系による原子炉注水操作
・消火系による原子炉注水操作
・補給水系による原子炉注水操作

原子炉冷却材流出箇所の隔離操作 ※６

サプレッション・プールへの原子炉冷却材流出停止により，原子炉水位の低下停止

Ⅰ

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作 ※７

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を継続する。また，原子炉冷却材流出箇所の更なる隔離に努める。

残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
以外による原子炉除熱操作
・緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
・原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱操作

Ⅱ【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環冷
却系，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水，消火系及び補給水系による原子炉注水も実施可能である。
Ⅱ
緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱，及び原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱も実施可能である。

※1

※2

※3
※4
※5
※6
※7

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時，原子炉停止時冷却系流量調整弁の開度が不十分な状態で切替後に運転する残留熱除去系ポンプを起動することにより，ミニマムフロー弁が自動開となり，開固着することで原子炉冷却材がサプレッション・プールに流出することを想定する（原子炉冷却材の流出量は45m３ ／h，原子炉水位の低下速度は約1.5m／h）。
原子炉冷却材の流出が発生した場合は，警報等により速やかに事象発生を認知できるが，運転員による対応操作の時間余裕を厳しく評価する観点から，本評価では警報による認知には期待せず，1時間毎の中央制御室の巡視により原子炉水位の低下及びサプレッション・プール水位の上昇を認知するものとしている。
注水前の原子炉水位は燃料有効長頂部から約2.1m上（原子炉水位低（レベル３）−約2.4m）となる。
現場作業員は，当直発電長のページングによる退避指示を確認後，退避する。なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
中央制御室において，原子炉水位（広帯域，燃料域）等により原子炉水位の回復を確認する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作で原子炉水位を維持した状態での操作であるため，十分な時間余裕がある。
残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

第 5.3-2 図事故シーケンスグループ｢原子炉冷却材の流出｣の対応手順の概要
5.3−23
No.52-6

事象発生約 2.1 時間後に通常運転水位まで回復，
流出箇所の隔離操作開始
Ｌ８

Ｌ３

Ｌ２

原子炉注水開始(2 時間後 燃料有効長頂部から約 2.1m 上)
Ｌ１

第 5.3−4 図

原子炉冷却材の流出における原子炉水位の変化（燃料有効長頂部からの水位）

5.3−25
No.52-7

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04
燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+03

線 量 率1.0E+02

燃料及び上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位（mSv／h）
目標線量率（10mSv／h）

1.0E+01
蒸気乾燥器及びシュラウド
ヘッドを線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02
遮蔽が維持される水位（10mSv／h，燃料有効長頂部から約 1.7m 上）

水位の低下（燃料有効長頂部から約2.1m 上）1.0E-03
通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）
燃料有効長頂部からの水位（m）

第5.3−5図

原子炉水位と線量率

5.3−26
No.52-8

添付資料 5.3.1
原子炉圧力容器開放時における運転停止中の線量率評価について

1.

はじめに
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の評価

項 目 と し て ，「 放 射 線 遮 蔽 が 維 持 さ れ る 水 位 を 確 保 す る こ と 」 が あ る 。
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失，全交流動力電源喪失及び原子炉
冷却材の流出においては，原子炉圧力容器未開放時を想定しており，必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕は，注水開始までの時間に対して十分な余裕があることを確認している。
（ 添 付 資 料 5.1.7）
運転停止中の原子炉冷却材の流出の事故シーケンスでは，崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失に比べて原子炉圧力容器内の保有水量の減少が大きく，点検などに係る原子炉冷却材の流出は原子炉圧
力容器開放状態にて発生することも考えられるため，ここでは，原子炉圧力容器開放状態を対象に線量率の評価を行う。なお，本評価においては，線量率を厳しく評価するため，上部格子板，シュラウドヘッ
ド及び蒸気乾燥器を放射線源として考慮しているが，これらの構造物による遮蔽には期待しない保守的な評価条件とした。

2.

炉心燃料・炉内構造物の評価モデルと線源強度
放射線源として燃料，上部格子板，シュラウドヘッド及び蒸気乾燥器をモデル化した。
(1)

炉心燃料
計算条件を以下に示す。
○線源形状：燃料集合体の全てに燃料がある状態○ 燃 料 有 効 長 ： 約 3.7m

添付 5.3.1-1
No.52-9

EL約 49.4

水（ 密 度：0.958g／ cm ３ ）

パラメータ
（Ｔ）

EL約 29.4

正約 3. 7線 源（ 円 柱 ）

燃料及び水
（密度：
g／ cm ３ ）EL約 25.7
φ 約 4.6
単位：m
×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）第 1図

燃料の水深と線量率の計算モデル

第 1表

(2)

燃料の線源強度

エネルギ

線源強度

（ MeV）（ cm − ３・s − １ ）1.0

6.0E+112.0

1.1E+113.0

2.0E+09

4.0

3.0E+07

上部格子板
添付 5.3.1-3
No.52-10

線源からの線量率を求める際に設定する評価点は，保守的に燃料取 替 機 床 上 と し た 。 な お ， 評 価 で は 第 1図 〜 第 4図 の 線 量 率 計 算 モ デルに示すように原子炉ウェル筐体による遮蔽は考慮せず，線源から評価点までの距離を入力として評価している。

(2)

放射線の遮蔽が維持される水位
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失，全交流動力電源喪失及び原子炉冷却材の流出では，評価点とした燃料取替機床上がある原子炉建屋最上階での操作は不要であり，仮に事象発生時に作業員が原子炉建屋最上階で施設定期検査による作業を実施している場合であっても，退避警報による事象認知後に速やかに退避するため，水位低下後に長時間作業することはない。
放 射 線 の 遮 蔽 を 維 持 す る た め に 必 要 な 水 位 ※ は 第 5図 よ り ，燃 料 有
効 長 頂 部 か ら 約 6.4m 上 と な り ， 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 時 の 水 位 か ら 約
10.4m低 下 し た 水 位 で あ る 。
※

本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，
原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 6階 で の 操 作 時 間 か ら 10mSv／ hと 設 定 し た 。 原 子 炉
建 屋 原 子 炉 棟 6階 で の 操 作 は ， 使 用 済 燃 料 プ ー ル の 同 時 被 災 時 に お け る
重 大 事 故 等 対 応 要 員 に よ る 使 用 済 燃 料 プ ー ル ス プ レ イ の 準 備 操 作（ 可 搬型 ス プ レ イ ノ ズ ル の 設 置 及 び ホ ー ス 敷 設 等 ）を 想 定 し て お り ，原 子 炉 建
屋 原 子 炉 棟 6階 を 含 め ，原 子 炉 建 屋 内 に 滞 在 す る 時 間 は 2.2時 間 以 内 で ある 。そ の た め ，重 大 事 故 等 対 応 要 員 の 被 ば く 量 は 最 大 で も 22mSvで あ り ，
緊 急 作 業 時 に お け る 被 ば く 限 度 の 100mSvに 対 し て 余 裕 が あ る 。
ま た ， 作 業 員 等 が 事 象 発 生 時 に 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 6階 に 滞 在 し て い た
場 合 で も ，事 象 発 生 後 速 や か に 管 理 区 域 外 へ 退 避 す る た め ，原 子 炉 建 屋
原 子 炉 棟 6階 で の 被 ば く 量 は 限 定 的 で あ る 。

添付 5.3.1-9
No.52-11

1.0E+06
燃料が放射線源として支配的な水位

1.0E+05

1.0E+04線

1.0E+03

上部格子板が放射線源として支配的な水位量率
1.0E+02
シュラウドヘッド及び蒸気乾燥器が放射線源として支配的な水位（ mSv／ h）

1.0E+01

1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

遮蔽が維持される 水 位 （ 10mSv／
h， 燃 料 有 効 長 頂部 か ら 約 6.4m上 ）原子炉ウェル
満 水 時 の 水 位（ 燃
料有効長頂部から 約 16.7m上 ）1.0E-03

燃 料 有 効 長 頂 部 か ら の 水 位 （ m）

第 5図

原子炉水位と線量率

添付 5.3.1-11
No.52-12

評価条件の不確かさの影響評価について（原子炉冷却材の流出）
第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

初
期
条
件

評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

添付 5.3.4-1

評価条件設定の考え方

運転員等の操作時間に与える影響
原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉ウェル満
水又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプ
ールゲートが閉状態の場合，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため遮蔽水位到達までの時間余裕が長くなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，原子炉ウェル満水時においてプールゲー
トが開状態の場合は更に時間余裕が長くなる
が，同様の理由により運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件と評価条件が同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉の初期水位
及び原子炉圧力容器の状態

通常運転水位及び原子炉圧力容
器未開放

事故事象毎

評価項目となるパラメータに対して時間余裕が厳しくなる，通常水位を想定

原子炉初期圧力大気圧

大気圧

原子炉停止から 1 日後の状態を想定原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 ） (1／ 2)

評価項目となるパラメータに与える影響
原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉初期水位が原子炉ウェル満水又は原子炉ウェル満
水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場合，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため，遮蔽水位到達までの時間余裕は
約 18.4 時間と，評価条件に比べて長くなる。
また，プールゲートが開状態の場合は更に時
間余裕が長くなることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は更に大きくなる
が，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
評価条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

添付資料 5.3.4
No.52-13

第 2 表運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中項目

添付 5.3.4-3

操
作
条
件

待機中の残留熱除去系（低圧注
水系）の注水操作

評価条件(操作条件)の不確かさ
評価上の操作
評価条件設定の開始条件
考え方

事象発生から
2 時間後事象の認知及び操作の時間を基に，更に時間余裕を考慮して設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
評価では，原子炉水位の低下及びサプレッ
ション・プールの水位の上昇を，1 時間毎の中央制御室の巡視により確認すると想定している。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態（原子炉水位等）の確認により，早期に原子炉冷却材流出を認知できる可能性がある。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，要員配置が操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
残留熱除去系（低圧注水系）のポンプ起動
操作及び注入弁の開操作は，中央制御室内の操作盤でのスイッチによる操作であるため，容易な操作である。操作時間は 5 分を想定しており，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作の有無】
他の並列操作はないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤のスイッチによる簡単な操作であり，誤操作は起こりにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

原子炉水位低下時に原子炉注水操作の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時
間後の原子炉注水開始を設定しているが，実際は運転員の残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）の運転号機の切替時のプラント
状態確認（原子炉水位等）による早期の認知に期待でき，その後速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時間は早くなると考えられ，原子炉水位の回復が早くなる。また，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施
し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。

原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 ）（ 1 ／ 2 ）評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等

原子炉注水操作開始が早くなる場合は原子炉水位低下が抑制
され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉水位が通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間
は約 2.3 時間，燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は約 3.5 時間であり，これに対して，原子炉冷却材の流出を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は2 時間であることから，時間余裕がある。

所要時間を 5 分で想定しているとこ
ろ，訓練実績では
約 4 分である。
想定で意図している運転操作時間が実施可能なことを確認した。

No.52-14

＜ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ発生時の流出量の算出＞（1）評価条件a.

ミニマムフローラインオリフィス仕様
・オリフィス設計流量56.8m ３ ／h・オリフィス設計差圧

198.1m

b.

原子炉圧力

大気圧状態

c.

ＲＨＲポンプと原子炉水との水頭差（ＲＨＲポンプレベル：E.L−約
3.4m）
・通常水位

38.0m（EL.約 34.6m〜−EL.約 3.4m）

・原子炉ウェル満水 49.5m（EL.約 46.1m〜−EL.約 3.4m）
d.

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転中にミニマムフロー弁が全開となった場合のオリフィス差圧＝ポンプ出口圧力＝ポンプ揚程（85.3m）＋水頭差・通常水位

123.3m（EL.約 34.6m〜−EL.約 3.4m）

・原子炉ウェル満水 134.8m（EL.約 46.1m〜−EL.約 3.4m）（2）評価式
オリフィス差圧は流量比の二乗に比例するとして評価。
ΔＰ＝198.1×（Ｑ／56.8） ２
Ｑ＝56.8×√（ΔＰ／198.1）
ΔＰ：オリフィス差圧
Ｑ：オリフィス差圧がΔＰの際の流量（m３ ／h）（3）評価結果
・通常水位：45m３ ／h・ウェル満水 ：47m３ ／h

添付 5.3.2-2
No.52-15

3.

ＰＯＳを選定する上で考慮した点
残留熱除去系は通常，2 系統あるうち 1 系統を用いて崩壊熱除去を実施しており，ＰＯＳ−ＡからＰＯＳ−Ｄの期間において，作業や点検等に伴い運転号機の切替を実施する場合がある。これらのＰＯＳより，以下の点を考慮してＰＯＳの選定を行った。

(1)

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
崩壊熱による原子炉冷却材の減少を厳しく評価する観点では，原子炉停止後の時間が短いＰＯＳの方が適切である。ただし，本重要事故シーケン
スでは崩壊熱除去機能が喪失しないため，崩壊熱による原子炉水温の上昇
及び蒸発は発生しないことから，崩壊熱の違いによる時間余裕への影響は
ない。

(2)

原子炉圧力容器内の保有水量
原子炉圧力容器内の保有水量の観点では，原子炉ウェル満水の状態が最も余裕があり，原子炉圧力容器が通常運転水位に近いほど厳しい条件となる。原子炉ウェル満水時における遮蔽維持水位到達までの時間余裕は約
18.4 時間であるのに対して通常運転水位における遮蔽維持水位到達までの時間余裕は約 2.3 時間である。

(3)

事象発生時の認知性
事象発生時の認知性の観点では，時間余裕が短い，すなわち保有水量が少ないＰＯＳの方が適切である。なお，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位の低下による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できる場合があるが，有効性評価ではこれらに期待しないことで認知性をより厳しく扱った。
添付 5.3.2-3
No.52-16

(4)原子炉水位低下時の作業環境
原子炉水位低下時の作業環境への影響の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位が燃料有効長頂部から約 1.7m 上に低下するまでは原子炉圧力容器の上蓋等により遮蔽される。一方，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合は，原子炉水位が燃料有効長頂部から約 6.4m 上に低下するまでは原子炉ウェルの水により遮蔽される。
いずれの場合においても，遮蔽が維持される下限水位到達までに注水することが可能であり遮蔽が維持されることから，作業環境に与える影響はない。

4.

ＰＯＳの選定結果と考察
重要事故シーケンスとして選定したＲＨＲ切替時のＬＯＣＡのプラント状
態は，ＲＨＲ切替を実施する場合があるＰＯＳ−ＡからＰＯＳ−Ｄのうち，時間余裕の観点で厳しい原子炉水位が通常運転水位であるＰＯＳ−Ａ，Ｃ，Ｄを選定した。また，他のＰＯＳの評価が，ＰＯＳ−Ａ，Ｃ，ＤのＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの評価に包絡されることを第 2 表で確認した。

添付 5.3.2-4
No.52-17

第1表

燃料損傷に至るまで

冷却材流出流量

燃料損傷までのの保有水量（m ３ ） ※１

（m３ ／h）

余裕時間（h）

原子炉ウェル満水

1,056

47

22.7

Ａ，Ｃ，Ｄ

通常水位

157

45

3.5

Ｃ，Ｄ

通常水位 ※２

157

45

3.5

Ｂ

原子炉ウェル満水

1,056

204

5.5

Ｂ

原子炉ウェル満水

1,056

93

12.1

事故シーケンス

ＰＯＳ

原子炉水位

ＲＨＲ切替時ＢのＬＯＣＡ
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ点検時

添付 5.3.2-5

のＬＯＣＡ
※１

燃料損傷までの余裕時間

原子炉ウェル満水状態における保有水量は，原子炉側のみの水量を考慮（プールゲートが閉止状態であることを想定し，使用済燃料プールの保有水量を含めない。）。

※２

ＣＵＷブローは原子炉水位が通常水位より高い状態において，原子炉冷却材を放射性廃棄物処理施設等へブローす
ることにより，原子炉水位を通常水位とするための操作である。ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡは，原子炉水位が通常水位に到達した際にＣＵＷブローの停止操作に失敗することにより原子炉冷却材の流出が継続し，燃料損傷に至る
事故シーケンスであるため，燃料損傷に至るまでの余裕時間は原子炉水位が通常水位の場合の保有水量を用いて評価している。

No.52-18

第 3−2 表

燃料損傷までの余裕時間（2／2）（b）「原子炉冷却材の流出」の場合燃料損傷に至るまで

冷却材流出流量

燃料損傷までの事故シーケンス

ＰＯＳ

原子炉水位

ＲＨＲ切替時Ｂ

原子炉ウェル満水

22.7

のＬＯＣＡ

Ｃ，Ｄ

通常水位

3.5

Ｃ，Ｄ

通常水位

3.5

Ｂ

原子炉ウェル満水

5.5

Ｂ

原子炉ウェル満水

12.1

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

101

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
※2

３

の保有水量（m ）※２３（m ／h）

余裕時間（h）

原子炉ウェル満水状態における保有水量は， 原子炉側のみの水量を考慮（プールゲートが閉止状態であることを想定し，使用済燃料プールの保有水量を含めない。）。
なお，崩壊熱による原子炉冷却材の減少については，崩壊熱による水温上昇により蒸発が開始するま
でに，原子炉冷却材の流出による水位低下により燃料損傷に至ることから考慮しない。

No.53-1

第3−2表燃料損傷までの余裕時間（1／2）（a）「崩壊熱除去機能喪失」，「全交流動力電源喪失」の場合
ＰＯＳ

プラント状態の推移

Ｓ

原子炉冷温停止への移行状態

Ａ

ＰＣＶ／ＰＲＶ開放への移行状態

燃料損傷までの余裕時間（h） ※ １

通常水位

4.1
6.0

Ｂ１

54.7

Ｂ２

92.4

Ｂ３

原子炉ウェル満水状態

Ｂ４

原子炉ウェル満水

109.3
157.7

100

Ｂ５

177.3

Ｂ６

203.0

Ｃ１
Ｃ２

ＰＣＶ／ＰＲＶ閉鎖への移行状態

Ｄ
※1

原子炉水位

37.6
通常水位

起動準備状態

40.1
42.8

原子炉ウェル満水状態における余裕時間の評価は，燃料の取出状態に関わらず，以下のとおり保守的な仮定を基に評価。
崩壊熱：炉心及び使用済燃料プール内の燃料の崩壊熱を考慮

保有水量 ：原子炉側のみの水量を考慮（使用済燃料プールの保有水量を含めない。）

No.53-2

添付 3.1.1.3−1−6

原子炉圧力

注水流量
ＰＣＴ：1,149℃
酸化量：11％

燃料有効長頂部

燃料有効長底部

原子炉水位

図１

燃料被覆管温度

成功基準解析の評価結果（全給水喪失，事象発生 30 分後 逃がし安全弁（1 弁）＋低圧注水系）

No.54-1

(2)原子炉ウェル満水（ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６）
原子炉ウェル満水時の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部
か ら 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 ま で の 水 量 （ a +b+c+d1+d2 ） と し た 。 ま た ，
崩壊熱により蒸発する水量はＴＡＦから原子炉ウェル満水までの水 量 （ c+d1+d2） を 考 慮 し た 。

上記の水量の設定は，評価対象を炉心またはＳＦＰいずれの燃料とした場合にも，表 2 に示すとおり保守的な条件となっている。

表 2
原子炉
水位

通常
水位

原子炉
ウェル
満水

プール
ゲート

閉

開

評価に使用する水量の範囲

設定した保有水量評価に使用する水量
対象
燃料

保有水量
(保 有 水 エ リ ア )現実的な水量対象
燃料

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心
ＳＦＰ

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

保有水量
(保 有 水 エ リ ア )

炉心
炉心
ＳＦＰ

添付 3.1.2.3−1−2
No.55-1

fʼ

fʼʼ

D/S ピ ッ ト 水は評価上考慮
していない

通常水位

燃 料 有 効 長 頂 部 （ TAF）

エリア分割保有水量エリアa

原子炉圧力容器底部から燃料有効長底部までb

燃料有効長底部から燃料有効長頂部までc

燃料有効長頂部から通常水位まで

d1

通常水位から原子炉圧力容器フランジまで

d2

原子炉圧力容器フランジから原子炉ウェル満
水水位まで

e

燃料プール底部から燃料有効長頂部まで

水 量 （ m３ ）f'
f''

燃料有効長頂部から燃料プール通常水位まで

図 1

保有水のエリア分割概要図

添付 3.1.2.3−1−3
No.55-2

添付資料 3.1.2.3−1
炉心損傷条件について

１．炉心損傷の判定条件及び評価条件(1)

炉心損傷の判定条件
本評価では炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷までの余裕時間評価における評価条件
炉心損傷の判定条件となるＴＡＦの露出までの余裕時間は，保有 水 量 や 崩 壊 熱 に 依 存 す る 。Ｐ Ｏ Ｓ ご と の 評 価 条 件 に つ い て ，表 1
に示す。
表 1

炉心損傷判定の評価条件

ＰＯＳ

原子炉水位

プール
ゲート

ＰＯＳ−Ｓ,Ａ ,Ｃ １ ,Ｃ ２ ,Ｄ

原子炉通常水位閉

ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６

原子炉ウェル満水

保有水量

開

評価対象
燃料

崩壊熱を考
慮する燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料
＋
ＳＦＰ内の
使用済燃料

２．冷却材の保有水量１．の評価条件における保有水量は，以下のとおり設定した。なお，保有水量の設定に使用した保有水量のエリア分割の概要は図 1に示すとおりである。
(1)

原子炉通常水位（ＰＯＳ−Ｓ，Ａ，Ｃ１，Ｃ２，Ｄ）
通常水位の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部から原子炉
通 常 水 位 ま で の 水 量 （ a+b+c） と し た 。 ま た ， 崩 壊 熱 に よ り 蒸 発 す
る 水 量 は Ｔ Ａ Ｆ か ら 通 常 水 位 ま で の 水 量 （ c） を 考 慮 し た 。
添付 3.1.2.3−1−1
No.55-3

４．１．５ 成功基準の設定
炉心損傷判定条件
炉心燃料の有効燃料長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態

起因事象毎の成功基準
各POSに対して炉心損傷防止に必要な緩和設備を設定
各起因事象及び各プラント状態における成功基準
ＰＯＳ
Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ

ＬＰＣＩ−Ｂ

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

起因事象

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ
喪失

外部電源
喪失

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＲＨＲ
切替時の
ＬＯＣＡ

ＣＵＷ
ブロー時の
ＬＯＣＡ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＲＤ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ※ＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ
ＬＯＣＡ
※：ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡのうち，大規模流出時はＣＳＴに期待できない

38

No.55-4

４．１．５ 成功基準の設定
炉心損傷（燃料損傷）の防止に必要な緩和設備又は緩和操作の組合せ及びそれらの機能を達成するために必要な条件を成功基準として設定
炉心損傷判定条件
炉心燃料の有効燃料長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態とした。
各起因事象及び各プラント状態における成功基準
ＰＯＳ
Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ

ＬＰＣＩ−Ｂ

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

起因事象

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ
喪失

外部電源
喪失

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＲＨＲ
切替時の
ＬＯＣＡ

ＣＵＷ
ブロー時の
ＬＯＣＡ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＲＤ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ※ＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ
ＬＯＣＡ
※：ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡのうち，大規模流出時はＣＳＴに期待できない

40

No.55-5

3.1.2−74
原子炉ｳｪﾙ

第 3.1.2.3−3 図

冷却材の保有水量

No.55-6

添付資料 3.1.2.3−4
炉心損傷防止に必要な安全機能の考え方について(1)

炉心損傷の判定条件
本ＰＲＡでは，炉心損傷の判定条件を次のとおり設定している。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷防止に必要な安全機能
各起因事象において炉心損傷防止に必要な安全機能は以下のとおりである。
ａ．崩壊熱除去失敗（残留熱除去系の故障及び外部電源喪失）
崩壊熱除去失敗に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 1 に示す。
表1

ＰＯＳ
RPV の状態
PCV の状態

炉心損傷防止に必要な安全機能（崩壊熱除去失敗）

Ｓ
閉鎖
開放
除熱機能

Ａ
閉鎖〜開放
開放
除熱機能

Ｂ
開放
開放
除熱機能

Ｃ
開放〜閉鎖
開放 ※１
除熱機能

Ｄ
閉鎖
閉鎖
除熱機能
必要な
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
安全機能
減圧機能
注水機能
減圧機能
減圧機能 ※２
減圧機能 ※２
PCV 除熱機能※１：格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。
※２：ＲＰＶが閉鎖されている期間のみ。

ＲＰＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｓ，ＰＯＳ−Ａ，ＰＯＳ−Ｃ
及びＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊熱除去失敗時に冷却材温度が 100℃に到達後，水蒸気によりＲＰＶが加圧されると，原子炉減圧が必要となる。
原子炉減圧に失敗する要因として，ＳＲＶの機械的故障と運転員によるＳＲＶ開操作失敗があるが，ＳＲＶの機械的故障については 18 弁の全添付 3.1.2.3−4−1
No.55-7

4.

運転停止中原子炉の有効性評価における評価条件の変更前後の評価結果
評価条件の変更前後における各重要事故シーケンスの評価結果を第 13 表から第 15 表に示す。

第 13 表
評価項目
原子炉水位

評価結果（崩壊熱除去機能喪失）

変更前（申請時）

変更後

原子炉水位の低下
なし

燃料有効長頂部から約 4.2m 上

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※ 必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上第 14 表
評価項目
原子炉水位

評価結果（全交流動力電源喪失）

変更前（申請時）
原子炉水位の低下
なし

変更後
原子炉水位の低下
なし

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※ 必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上第 15 表
評価項目
原子炉水位

評価項目
燃料有効長頂部冠水
遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持評価項目
燃料有効長頂部冠水
遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持評価結果（原子炉冷却材の流出）

変更前（申請時）

変更後

燃料有効長頂部から約 3.7m 上

燃料有効長頂部から約 2.1m 上

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※ 必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上

評価項目
燃料有効長頂部冠水
遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持補足 7-30
No.56-1

No.57-1

No.57-2

No.57-3

No.58-1

炉心有効長さ記載（誤り）No.58-2

炉心有効長さ記載（正）No.58-3

No.59-1

No.60-1

No.60-2

No.60-3

No.61-1

No.61-2

No.62-1

No.62-2

No.63-1

No.64-1

No.64-2

No.65-1

No.65-2

No.65-3

No.65-4

No.65-5

No.65-6

No.65-7

No.65-8

No.66-1

No.66-2

No.67-1

No.67-2

NT2 補② Ⅴ-1-5-1 R0

注記 ＊1：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の発電用原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。
・運転時の異常な過渡変化時：発電用原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。
・設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。
・重大事故等時：発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。
＊2：各測定レンジにおける出力比を示す。
＊3：定格出力時の値に対する比率で示す。
＊4：基準点は，原子炉圧力容器零レベルより 1340 cm 上とする。
（蒸気乾燥器スカート下端）＊5：基準点は，原子炉圧力容器零レベルより 915 cm 上とする。
（燃料有効長頂部）＊6：基準点は，通常運転水位 EL.3030 mm。
＊7：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面）からの高さ。

12
1No.67-3

表 4-2 可搬型計測器の測定範囲（1/2）
監視パラメータ
原子炉圧力容器温度
高圧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
代替循環冷却系ポンプ入口温度
残留熱除去系熱交換器入口温度
残留熱除去系熱交換器出口温度

検出器内部の温度素子の耐熱温度である 1200 ℃程度までの温度測定が可能。
0〜50 L/s に相当する検出器からの電気信号を計測。
0〜500 m3/h，0〜300 m3/h，0〜80 m3/h にそれぞれ相当する検出器からの電気信号を計測。
0〜150 m3/h に相当する検出器からの電気信号を計測。
検出器内部の温度素子の耐熱温度である 350 ℃程度までの温度測定が可能。

原子炉隔離時冷却系系統流量

0〜50 L/s に相当する検出器からの電気信号を計測。

高圧炉心スプレイ系系統流量

0〜500 L/s に相当する検出器からの電気信号を計測。

低圧炉心スプレイ系系統流量
残留熱除去系系統流量
原子炉圧力

NT2 補② Ｖ-1-5-1 R0

測定範囲等

原子炉圧力（ＳＡ）

0〜600 L/s に相当する検出器からの電気信号を計測。

0〜10.5 MPa に相当する検出器からの電気信号を計測。

原子炉水位（広帯域）-3800〜1500 mm＊1 に相当する検出器からの電気信号を計測。

原子炉水位（燃料域）-3800〜1300 mm＊2 に相当する検出器からの電気信号を計測。

原子炉水位（ＳＡ広帯域）-3800〜1500 mm＊1 に相当する検出器からの電気信号を計測。

原子炉水位（ＳＡ燃料域）-3800〜1300 mm＊2 に相当する検出器からの電気信号を計測。

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
サプレッション・プール水温度
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ
雰囲気温度
格納容器下部水温

0〜1 MPa[abs]に相当する検出器からの電気信号を計測。
検出器内部の温度素子の耐熱温度である 500 ℃程度までの温度測定が可能。
検出器内部の温度素子の耐熱温度である 350 ℃程度までの温度測定が可能。
検出器内部の温度素子の耐熱温度である 500 ℃程度までの温度測定が可能。

代替淡水貯槽水位

0〜20 m に相当する検出器からの電気信号を計測。

西側淡水貯水設備水位

0〜4.5 m に相当する検出器からの電気信号を計測。

低圧代替注水系
格納容器スプレイ流量

0〜500 m3/h に相当する検出器からの電気信号を計測。

122

No.67-4

表 4-2 可搬型計測器の測定範囲（2/2）
監視パラメータ
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

0〜200 m3/h に相当する検出器からの電気信号を計測。
0〜300 m3/h に相当する検出器からの電気信号を計測。

サプレッション・プール水位-1〜9 m＊3 に相当する検出器からの電気信号を計測。

格納容器下部水位検出器からの 0N-OFF 信号に相当する電気信号を計測。

フィルタ装置水位

180〜5500 mm に相当する検出器からの電気信号を計測。

フィルタ装置圧力

0〜1 MPa に相当する検出器からの電気信号を計測。

フィルタ装置

検出器内部の温度素子の耐熱温度である 350 ℃程度までの温度

スクラビング水温度測定が可能。

残留熱除去系海水系系統流量

0〜550 L/s に相当する検出器からの電気信号を計測。

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

NT2 補② Ｖ-1-5-1 R0E

測定範囲等

常設高圧代替注水系
ポンプ吐出圧力

0〜800 m3/h に相当する検出器からの電気信号を計測。
0〜50 m3/h に相当する検出器からの電気信号を計測。
0〜10 MPa に相当する検出器からの電気信号を計測。

常設低圧代替注水系
ポンプ吐出圧力0〜5 MPa に相当する検出器からの電気信号を計測。

代替循環冷却系ポンプ吐出圧力
原子炉隔離時冷却系
ポンプ吐出圧力高圧炉心スプレイ系

0〜10 MPa に相当する検出器からの電気信号を計測。

ポンプ吐出圧力低圧炉心スプレイ系
ポンプ吐出圧力0〜4 MPa に相当する検出器からの電気信号を計測。

残留熱除去系ポンプ吐出圧力
静的触媒式水素再結合器

検出器内部の温度素子の耐熱温度である 350 ℃程度までの温度

動作監視装置測定が可能。

使用済燃料プール水位・温度

検出器内部の温度素子の耐熱温度である 500 ℃程度までの温度（ＳＡ広域）

測定が可能。

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

検出器内部の温度素子の耐熱温度である 350 ℃程度までの温度測定が可能。

注記 ＊1：基準点は，原子炉圧力容器零レベルより 1340 cm 上とする。
（蒸気乾燥器スカート下端）＊2：基準点は，原子炉圧力容器零レベルより 915 cm 上とする。
（燃料有効長頂部）＊3：基準点は，通常運転水位 EL.3030 mm。

123

No.67-5

No.68-1

No.69-1

No.69-2

N0.70-1

54−13

使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

54−13−1
No.71-1

東海第二発電所

使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

東海第二発電所の使用済燃料プールでは，ボロン添加ステンレス鋼製ラッ
クセルを平成 6 年 11 月に設置（平成 3 年 5 月認可）し，現在に至るまで燃料を貯蔵している。使用済燃料プールには，通常は限られた体数の新燃料と照射済燃料を貯蔵するが，臨界設計では，新燃料及びいかなる燃焼度の照射
済燃料を貯蔵しても十分安全側の評価を得るように，炉心装荷時の無限増倍率が 1.30 となる燃料を用いて評価している。また，使用済燃料プール水温，
ラック製造公差，ボロン添加率，ラックセル内燃料配置それぞれについて最も結果が厳しくなる状態で評価している。未臨界性評価の基本計算条件を第54−13−1 表に，ラック形状が確保された状態を前提とした計算体系を第 54−13−1 図に示す。
仮に使用済燃料プール水が沸騰又は喪失状態となり，使用済燃料プールのスプレイ設備が作動する状態となった場合には，使用済燃料プールの水密度が減少することにより，ラックセル内で中性子を減速する効果が減少し，実効増倍率を低下させる効果が生じる。一方，ラックセル間では水及びラックセルによる中性子を吸収する効果が減少するため，隣接ラックへの中性子の流れ込みが強くなり，実効増倍率を増加させる効果が生じる。
低水密度状態を想定した場合の使用済燃料プールの実効増倍率は上記の 2
つの効果のバランスにより決定されるため，ラックの材質・ピッチの組合せ
によっては通常の冠水状態と比較して未臨界性評価結果が厳しくなる可能性がある。
そこで，東海第二発電所の使用済燃料プールにおいて水密度を一様に 1.0〜0.0g／cm ３ と変化させて実効増倍率を計算したところ，中性子の強吸収体であるラックセル中のボロンの効果により，実効増倍率を増加させる効果が54−13−2
No.71-2

ある隣接ラックへの中性子の流れ込みが抑制されることから，第 54−13−2
図に示すとおり，水密度の減少に伴い実効増倍率は単調に減少する結果が得られた。ボロンは供用期間中に中性子を吸収し，中性子の吸収体としての効
果が低下することが考えられるが，仮に供用期間を 60 年としても効果の低下はごく僅かである。このため，水密度が減少する事象が生じた場合でも未臨界は維持されることとなる。
なお，解析には，米国オークリッジ国立研究所（ＯＲＮＬ）が米国原子力規制委員会（ＮＲＣ）の原子力関連許認可評価用として作成したモンテカル
ロ法に基づく３次元多群輸送計算コードであり，米国内及び日本国内の臨界安全評価に広く使用されているＳＣＡＬＥシステムを用いた。

54−13−3
No.71-3

第 54−13−1 表

未臨界性評価の基本計算条件
項目

燃料種類
U235 濃縮度

燃料仕様

仕様
９×９燃料（Ａ型）
wt％※１

ペレット密度

理論密度の 97％

ペレット直径0.96 ㎝

被覆管外径1.12 ㎝

被覆管厚さ

0.71 ㎜

燃料有効長3.71 m

ラックタイプキャン型

ラックピッチ㎜

材料

ボロン添加ステンレス鋼

使用済燃料ラック
ボロン濃度

wt％

板厚

㎜

内のり

※２

㎜

※１：未臨界性評価用燃料集合体（k∞＝1.3 未燃焼組成，Gd なし）※２：ボロン濃度の解析使用値は，製造公差下限値とする。

54−13−4
No.71-4

第 54−13−1 図

角管型ラックの計算体系

第 54−13−2 図

実効増倍率の水密度依存性

54−13−5
No.71-5

No.72-1

No.72-2

No.72-3

No.72-4

4.

使用済燃料プール水の大規模漏えい時の未臨界性評価
東海第二発電所の使用済燃料プールでは，ボロン添加ステンレス鋼製ラッ
クセルを平成 6 年 11 月に設置し，現在に至るまで燃料を貯蔵している。使用
済燃料プールには，通常は限られた体数の新燃料と照射済燃料を貯蔵するが，臨界設計では，新燃料及びいかなる燃焼度の照射済燃料を貯蔵しても十分安
全側の評価を得るように，炉心装荷時の無限増倍率が 1.30 となる燃料を用いて評価している。また，使用済燃料プール水温，ラック製造公差，ボロン
添加率，ラックセル内燃料配置それぞれについて最も結果が厳しくなる状態で評価している。未臨界性評価の基本計算条件を第 6 表に，ラック形状が確保された状態を前提とした計算体系を第 2 図に示す。
仮に使用済燃料プール水が大規模漏えいし，使用済燃料プールのスプレイ設備が作動する状態となった場合には，使用済燃料プールの水密度が減少することにより，ラックセル内で中性子を減速する効果が減少し，実効増倍率を低下させる効果が生じる。一方，ラックセル間では水及びラックセルによる中性子を吸収する効果が減少するため，隣接ラックへの中性子の流れ込みが強くなり，実効増倍率を増加させる効果が生じる。
低水密度状態を想定した場合の使用済燃料プールの実効増倍率は上記の 2
つの効果のバランスにより決定されるため，ラックの材質・ピッチの組合せ
によっては通常の冠水状態と比較して未臨界性評価結果が厳しくなる可能性がある。
そこで，東海第二発電所の使用済燃料プールにおいて水密度を一様に 1.0〜0.0g／cm ３ と変化させて実効増倍率を計算したところ，中性子の強吸収体であるラックセル中のボロンの効果により，実効増倍率を増加させる効果がある隣接ラックへの中性子の流れ込みが抑制されることから，第 3 図に示す
とおり，水密度の減少に伴い実効増倍率は単調に減少する結果が得られた。
添付 2.1.12−9

No.73-1

485

ボロンは共用期間中に中性子を吸収し，中性子の吸収体としての効果が低下することが考えられるが，仮に共用期間を 60 年としても効果の低下はごくわずかである。このため，水密度が減少する事象が生じた場合でも未臨界は維持されることとなる。
なお，解析には，米国オークリッジ国立研究所（ＯＲＮＬ）が米国原子力規制委員会（ＮＲＣ）の原子力関連許認可評価用として作成したモンテカル
ロ法に基づく３次元多群輸送計算コードであり，米国内及び日本国内の臨界安全評価に広く使用されているＳＣＡＬＥシステムを用いた。

添付 2.1.12−10

No.73-2486

第6表

未臨界性評価の基本計算条件
項目

燃料種類

燃料仕様

仕様
９×９燃料（Ａ型）※１

U235 濃縮度wt％

ペレット密度

理論密度の 97％

ペレット直径0.96 ㎝

被覆管外径1.12 ㎝

被覆管厚さ

0.71 ㎜

燃料有効長

3.71m

ラックタイプキャン型

ラックピッチ㎜

材料

ボロン添加ステンレス鋼

使用済燃料ラック
ボロン濃度

wt％

※２

㎜

板厚
内のり

㎜

※１：未臨界性評価用燃料集合体（ k∞＝1.3 未燃焼組成，Gd なし）※２：ボロン濃度の解析使用値は，製造公差下限値とする。

添付 2.1.12−11

No.73-3487

第2図

角管型ラックの計算体系

第3図

実効増倍率の水密度依存性

添付 2.1.12−12

No.73-4488

東海第二発 電所の使 用 済燃料プー ルでは， ボ ロン添加ス テンレス 鋼 （以下「BSUS」という 。）製ラ ッ クセルに燃 料を貯蔵 す る。使用済 燃料プー ル には，通常は限られた体 数の新燃 料 と照射済燃 料を貯蔵 す るが，臨界 設計では ， 新燃料及びいかなる燃焼 度の照射 済 燃料を貯蔵 しても十 分 安全側の評 価を得る よ うに，炉心装荷時の無限 増倍率が 1.30 となる燃 料を用い て 評価してい る。また ，使 用済燃料プール水温， ラック製 造 公差，ボロ ン添加率 ， ラックセル 内燃料配 置 それぞれについて最も結 果が厳し く なる状態で 評価して い る。未臨界 性評価の 基 本計算条件を第 1 表に， 計算体系 を 第 2 図に示 す。

3.2.2

計算 条件

NT2 補① Ｖ-1-3-2 R0

評価の計算 条件は以 下 のとおりで ある。
(a)

燃料の 濃縮度 はwt％とす る。

(b)

水の密 度は，0〜1.0 g/cm 3 と する。

(c)

燃料有 効長は ，3.71 m とする 。

(d)ボロン 濃度の 解析 使用値は， 製造公差 下 限値のwt％と す る。

以下の計算 条件は公 称 値に正負の 製作公差 を 未臨界性評 価上厳し く なる側に不確定性とし て考慮す る ものである 。なお，ラッ クセル内で の燃料配 置 については，
ラック内で 燃料が偏 心 すると，中 性子の強 吸 収体である B-SUS に接 近することにより，燃料 領域の熱 中 性子が減少 するため ， 実効増倍率 が最も高 く なるラックセ
ル内中央配 置とする （ 第 2 図）。

3.3

(e)

ラック ピッチ(f)

ラック 板厚(g)

ラック 内のり計算結 果
使用済燃料 プール水 漏 えい時の未 臨界性評 価 結果を第 3 図に示 す。 実効増倍率 は不確定性を考慮しても 最 大で 0.93 と なり，0.95 以下を満 足してい る 。

3

No.74-1

第1表

未 臨界性評 価 の基本計算 条件
項目

仕様

燃料種類

９×９燃料（Ａ 型）

U 235 濃縮度
ペレット密 度燃料

仕NT2 補① Ｖ-1-3-2 R0

理論密度の 97 ％様 ペレット直 径

0.96 cm

被覆管外径1.12 cm

被覆管厚さ

0.71 mm

燃料有効長3.71 m

ラックタイ プキャン型

ラックピッ チmm

使用済燃料ラック材料

ボロン添加 ステンレス 鋼

ボロン濃度wt％ ＊ 2

板厚

mm

内のり
注記

wt％ ＊ 1mm

＊ 1： 未臨 界性 評 価用 燃料 集合 体 （k∞＝ 1.3

未燃焼 組成 ，Gd なし）＊2：ボロン 濃度の 解析 使用値は， 製造公差 下 限値とする 。

4

No.74-2

2.

評価条件
・放熱面積

：取出燃料の燃料被覆管表面積（約9.20 m2）1 体・崩壊熱：取出燃料（約11.9 kW）1 体

・使用済燃料プール雰囲気 ：100 ℃の飽和蒸気
・放熱手段
3.

：対流及び輻射

評価方法（１）放熱面積A（約9.20 m2）
A＝π×Drod×L×Nrod×Nfa1≒9.20 [m2]
ここで，
Drod：燃料棒外径（11.2×10-3 m）
Nrod：燃料集合体あたりの燃料棒数（通常燃料棒66 本，部分長燃料棒8 本）
L：燃料棒有効長さ（通常燃料棒約3.71 m，部分長燃料棒約2.16 m）

Nfa1：燃料集合体数（1 体）（２）崩壊熱B（約11.9 kW）「Ｖ-1-3-4 使用済燃料貯蔵槽の冷却能力に関する説明書」第3.2-3表の崩壊熱を用いて，
B＝Dh÷Nfa2≒11.9×103 [W]
ここで，Dh：5サイクル目の取出燃料の崩壊熱（1.09×106 W[９×９（Ａ型）燃料]）

Nfa2：燃料集合体数（92 体：5サイクル目の取出燃料体数[９×９（Ａ型）燃料]）（３）対流及び輻射による放熱C，D（C+D＝崩壊熱B）
対流及び輻射による放熱は，以下の式を満足することから，その合計が崩壊熱と等しくなる
燃料被覆管表面温度（TS）を求める。
（対流）C
C=(TS-TA)×A×h（輻射）D
D=((TS+T0)4-(TA+T0)4)×A×f×σ×F12
ここで，TS：燃料被覆管表面温度（℃）
TA：雰囲気温度（100 ℃）（スプレイ水が崩壊熱による蒸発量を上回ることから熱平衡状態を仮定）
h ：対流熱伝達率（9.23 W/m2・K）

別 2-2

No.75-1

No.76-No.80 -1

No.76-No.80 -2

No.76-No.80 -3

No.76-No.80 -4

No.76-No.80 -5

No.76-No.80 -6

No.76-No.80 -7

No.76-No.80 -8

No.76-No.80 -9

No.76-No.80 -10

No.76-No.80 -11

No.76-No.80 -12

No.76-No.80 -13

No.76-No.80 -14

No.81-No.85 -1

No.81-No.85 -2

No.81-No.85 -3

No.81-No.85 -4

No.81-No.85 -5

No.81-No.85 -6

別添資料２

東海第二発電所

使用済燃料プール監視設備について

No.86-1

TAF（水遮へいに影響あり）

使用済燃料プール側
スキマサージタンク側
スキマサージタンク開口部
プール水面（通常水位）

スキマせき

第1図

使用済燃料プールとスキマサージタンク間の概要図

EL.46,500mm（運転操作床）
ディスプレーサ式

水位高警報からオーバーフローまでの到達時間
約 62min

フロート式

25.4mm（計器誤差）3mm（計器誤差）

EL.46,231mm（水位高）

3mm（計器誤差）20mm（ﾘｾｯﾄｽﾊﾟﾝ）

25.4mm（計器誤差）20mm（ﾘｾｯﾄｽﾊﾟﾝ）

EL.46,195mm（N.W.L）

20mm（ﾘｾｯﾄｽﾊﾟﾝ）
20mm（ﾘｾｯﾄｽﾊﾟﾝ）

25.4mm（計器誤差）3mm（計器誤差）3mm（計器誤差）
水遮蔽に必要な水深通常水位から
約 0.9mEL.46,053mm（水位低）25.4mm（計器誤差）

EL.46,043mm（スキマサージタンク
オーバーフローゲート）

水位低警報から水遮蔽に必要な水深までの到達時間約 5 時間

第2図

(2)

使用済燃料プール水位の警報設定範囲概要図

運転操作における警報設定値の評価
以下の諸条件（有効性評価で使用）を用いて評価した。
・プール保有水量：1,189m３
・プール断面積：116m２
・使用済燃料プールの冷却系の機能喪失後，プール水温上昇速度：
別添 2−37
No.86-2

TAF（水遮へいに影響あり）
7.0℃／h・使用済燃料プール冷却系の機能喪失後，プール水位低下速度：0.131m／h

水位低警報設定値は通常水位−142mm（EL.46,053mm）であり，必要な水遮蔽（10mSv／h の場合）は通常水位から約−0.9m である。仮に使用済燃料プール水の蒸発（水位低下速度 0.131m／h）を想定した場合，水位低警
報発生から必要となる水遮蔽（水位）が失われるまでの時間は約 5 時間となり，使用済燃料プールへの補給操作に余裕 ※１ を持った設計としている。
水位高警報設定値は通常水位＋36mm（EL.46,231mm）であり，仮に復水移送系（約 30m ３ ／h）により使用済燃料プールへ補給をし続けてしまった
場合，水位高警報発生から運転操作床面へプール水がオーバーフローするまで約 62 分であり，警報発生から補給停止操作をする上で余裕 ＊ を持った設計としている。
※１：運転員の手動操作の時間的余裕（10 分）＋補給開始又は補給停止
操作（約 16 分）を考慮しても余裕を持った設計としている。

別添 2−38
No.86-3

3.11.2.5.3.2(1)(ⅰ)

設置許可基準規則第43条第2項への適合方針

容量（設置許可基準規則第43条第2項一）
要求事項

ＴＡＦ
燃料有効長が変われば水遮へい値も変わるのでは。

想定される重大事故等の収束に必要な容量を有するものであること。

(ⅱ)

適合性
基本方針については，「2.3.2

容量等」に示す。

使用済燃料プ一ル水位・温度（ＳＡ広域）は，重大事故等時において変動する可能性のある使用済燃料プール水位の範囲（N.W.Lから−0.7m）及び温度の範囲（0〜100℃）にわたり測定が可能な設計とする。
使用済燃料プール温度（ＳＡ）は，重大事故等時において変動する可能性のある使用済燃料プール温度の範囲（0〜100℃）にわたり測定が可能な設計とする。
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）は，重大事故等時において変動する可能性のある範囲（3.1mSv／h以下）にわたり測定が可能な設計とする。
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）のうち使用済燃料プール監視カメラは，重大事故等時において蒸気環境下での監視性を考慮して，赤外線機能により使用済燃料プー
ルの状況を把握可能な設計とする。また，使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）のうち使用済燃料プ
ール監視カメラの設置場所は，使用済燃料プールの状況が確認できるよ
う視野を考慮した設計とする。なお，使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）のうち使用済燃料プール
3.11−139
No.87-1

燃料ラック頂部

なお，第五十四条第 1 項で要求される想定事故は第 37 条解釈 3−1（a）
想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故）及び（b）想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故）であり，水位が低下した場合の最低水位（有効性評価：燃料プール冷却浄化系配管が破断した場合の水位（EL.45,495mm））においても温度計測できる設置位置とする。（第 54−11−4 図参照）

EL.46,577mm

EL.46,195mm（N.W.L）

EL.46,500mm

EL.46,045mm
サイフォンブレーク
配管下端
EL.45,495mm（想定事故 1,2 における最低水位）

計測範囲

EL.39,377mm
使用済燃料
ラック
EL.35,077mm
EL.34,689mm

第 54−11−3 図

使用済燃料プール水位（ＳＡ広域）の概略構成図

54−11−6
No.88-1

燃料ラック頂部：測温抵抗体EL.46,500mm

EL.46,195mm（N.W.L）
EL.46,045mm
サイフォンブレーク
配管下端
EL.45,495mm（想定事故 1,2 における最低水位）

EL.43,360mm
EL.39,377mm

EL.36,350mm

使用済燃料
ラック

EL.34,689mm

第 54−11−4 図

使用済燃料プール温度（ＳＡ広域）の概略構成図

54−11−7
No.88-2

燃料ラック頂部

なお，第五十四条第 1 項で要求される想定事故（第 37 条解釈 3−1（a）
想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故）及び（b）想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故））における水位が低下した場合の最低水位（有効性評価：燃料プール冷却浄化系配管が破断した場合の水位（EL.45,495mm）においても温度計測できる設置位置としている。（第 54−11−6 図参照）

：熱電対
EL.46,195mm（N.W.L）

EL.46,500mm

EL.45,495mm(想定事故 1,2
における最低水位)

EL.39,377mm

使用済燃料
ラック

EL.34,689mm

第 54−11−6 図

使用済燃料プール温度（ＳＡ）の計測範囲

54−11−9
No.88-3

ＴＡＦ

使用済燃料プールエリア放射線モニタの計測範囲は，重大事故等時に使用済燃料プール水位の異常な低下が発生し，使用済燃料が露出した場合に想定される最大線量率を計測できる範囲（〜10 ５ Sv／h）とする。（第 54−
11−8 図参照）：重大事故等対処設備

1.0E+06：設計基準対象施設
1.0E+05

1.0E+03

1.0E+01

1.0E-01

1.0E-02

1.0E-030

燃料ラック上端（TAF）

原 子 炉 建 屋 換 気 系 排気 ダ ク ト
放射線モニタ1.0E+00

2

通常運転水位

1.0E+02

原 子 炉 建 屋 換 気 系 燃料 取 替 床
排 気 ダ ク ト 放 射 線 モニ タ
燃料取替フロア燃料プール
エリア放射線モニタ

線量率（mSv/h)

1.0E+04

使用 済燃料プールエリ ア放射線モニタ︵低レンジ︶

使用済燃料プールエリア放射線モニタ︵高レンジ︶

1.0E+07

遮蔽区分 B（0.01mSv/h）

4

6

8

燃料有効長頂部からの水位（m）

第 54−11−8 図

水位と放射線線量率の関係

54−11−12
No.88-4

燃料ラック頂部[空間線量率監視]
使用済燃料プール区域の空間線量率を把握するため線量率監視を行う。

使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備については，
第 54−11−13 図に示す。
水位低下
事象発生

EL.46,500 ㎜②①

EL.46,195 ㎜③④①【想定事故 1】
冷却系及び注水
系の故障(通常水位)
想定事故 1,2
水位低下
EL.45,495mm
使用済燃料ラッ
ク上端
EL.39,377mm⑤②【想定事故 2】
系統配管等
の破断
③異常な
水位低下

EL.38,377 ㎜
EL.36,334 ㎜

使用済燃料
ラック

EL.35,077 ㎜
EL.34,689 ㎜：測定範囲 A(水位，温度監視共に重要な範囲)：測定範囲 B(水位監視が重要な範囲)①：使用済燃料プール温度（ＳＡ）②：使用済燃料プール水位（ＳＡ広域）③：使用済燃料プール温度（ＳＡ広域）④：使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）⑤：使用済燃料プール状態監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）

第 54−11−13 図

使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備
概略図54−11−20
No.88-5

過渡時自動減圧機能
名

称

原子炉水位異常低下（レベル１）
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合であって設計基準事故対処設備の原子炉の有する減圧機能が喪失した
場合において，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器破保護目的／機能損（炉心の著しい損傷後に発生するものに限る。）を防止するため，原子炉水位異常低下（レベル１）及び残留熱除去系ポンプ又は低圧炉心スプレイ系ポンプ運転状態
で逃がし安全弁（自動減圧機能）を作動させる。

設定値

原子炉圧力容器ゼロレベル ※ より 960cm 以上【設定根拠】
過渡事象時に高圧注水機能が喪失し，原子炉水位のみ低下していく事象では，ドライウェル圧力高が発生せず，自動減圧系が自動起動しない。そのため，自動減圧系の代替として，原子炉を減圧させるため，残留熱除去系ポン
プ又は低圧炉心スプレイ系ポンプ運転中のみ，自動減圧系と同様の原子炉水位異常低下（レベル１）を設定する。
注記※：原子炉圧力容器ゼロレベルは，原子炉圧力容器基準点を示す。
＜補足＞
・炉心の著しい損傷を防止するために作動する回路であることから，炉心が露出しないように燃料有効長頂部より高い設定として，原子炉水位異常低下（レベル１）とする。
・逃がし安全弁の作動は冷却材の放出となり，その補給に残留熱除去系，
低圧炉心スプレイ系により注水が必要であることを考慮して，残留熱除去系，低圧炉心スプレイ系が自動起動する原子炉水位異常低下（レベル１）の設定とする。

46-6-3
No.89-1

No.6

まとめ資料（SA58条本体）(5)

原子炉水位（燃料域）

９１５cm基準兼用する設備は以下のとおり。
・原子炉プラント・プロセス計装・計装設備（重大事故等対処設備）
個

数

2

計測範囲

(6)

−3,800mm〜1,300mm

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
個

数

1

計測範囲

(7)

−3,800mm〜1,500mm

原子炉水位（ＳＡ燃料域）
個

数

1

計測範囲

(8)

−3,800mm〜1,300mm

高圧代替注水系系統流量
個

数

1

計測範囲

(9)

0L／s〜50L／s

低圧代替注水系原子炉注水流量
低圧代替注水系（常設）
個

数

計測範囲

1
0m３ ／h〜500m３ ／h

低圧代替注水系（常設）個数

158 条−21
No.90-1

燃料有効長頂部

９１５cm基準

第 6.4−3 表
分類

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（2／11）

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ

個数

計測範囲

設計基準

原子炉水位（広帯域）

2−3,800〜1,500 ㎜※4−3,800〜1,400 ㎜※4

原子炉水位（燃料域）

2−3,800〜1,300 ㎜※5448〜1,300 ㎜※558 条−38③原子炉圧力容器 内の水 位

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

1−3,800〜1,500 ㎜※4−3,800〜1,400 ㎜※4

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

1−3,800〜1,300 ㎜※5448〜1,300 ㎜※5

高圧代替注水系系統流量※2

低圧代替注水系原子炉注水流量※2

代替循環冷却系原子炉注水流量※2

原子炉隔離時冷却系系統流量※2

高圧炉心スプレイ系系統流量※2

残留熱除去系系統流量※2

低圧炉心スプレイ系系統流量

※2

原子炉圧力

※2

原子炉圧力（ＳＡ）※2

サプレッション・チェンバ圧力※2

把握能力（計測範囲の考え方）

可搬型
計測器
個数

炉心の冷却状況を把握する上で,原子炉水位制御範囲レベ
ル３〜８（300〜1,400mm ※4）及び燃料有効長底部まで監視可能。

1「④原子炉圧力容器への注水量」を監視するパラメータと同じ。

「②原子炉圧力容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

「⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

No.90-2

燃料有効長頂部

９１５cm基準

第 6.4−3 表
分類

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（11／11）

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ⑰使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

58 条−47

使用済燃料プール監視カメラ

個数

計測範囲

設計基準

把握能力（計測範囲の考え方）

可搬型
計測器
個数

1

−4,300〜＋7,200mm※19（EL.35,077〜46,577mm）＋6,818mm（EL.46,195mm）

重大事故等時に変動する可能性のある使用済燃料プール
上部から使用済燃料ラック下端（EL.35,097mm）までの範囲にわたり水位を監視可能。

−

1
※20

0〜120℃

66℃以下

重大事故等時に変動する可能性のある使用済燃料プールの温度（100℃）を監視可能。

−※6

重大事故等時に変動する可能性のある使用済燃料プールの温度（100℃）を監視可能。

−※6

重大事故等時に変動する可能性がある放射線量率（3.0mSv／h 以下）を監視可能。

−−※6

重大事故等時において使用済燃料プール及びその周辺の状況を監視可能。

−

1※21

0〜120℃1

10 − ２ 〜10 ５ Sv／h

1
1

10

−３

４

〜10 mSv／h−

1※1 ：分類のうち，重要監視パラメータとしてのみ使用する。
※2：分類のうち，重要代替監視パラメータとしてのみ使用する。
※3 ：設計基準事故時に想定される原子炉圧力容器の最高圧力に対する飽和温度。
※4 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）。
※5：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）。
※6 ：重大事故等時に使用する設備のため，設計基準事故時は値なし。
※7 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用。
※8：可搬型設備による対応時に使用。
※9：狭帯域流量。
※10：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）。
※11：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面： EL.11,806mm） から の 高さ 。
※12：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）。
※13：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）。
※14：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）。
※15：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）。
※16：炉心損傷は，原子炉停止後の経過時間における格納容器雰囲気放射線モニタの値で判断する。原子炉停止直後に炉心損傷した場合の判断値は約 10Sv／h（経過時間とともに判断値は低くなる）であり，設計基準では炉心損傷しないことからこの値を下回る。
※17：平均出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
※18：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置。
※19：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）。
※20：検出点 2 箇所。
※21：検出点 8 箇所。

No.90-3

燃料有効長頂部

第 6.4−4 表
分類

主要パラメータ
原子炉圧力容器温度

代替パラメータによる主要パラメータの推定（1／14）
代替パラメータ ※ １

原子炉圧力容器内の温度①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力②原子炉圧力（ＳＡ）②原子炉水位（広帯域）②原子炉水位（燃料域）②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③残留熱除去系熱交換器入口温度

代替パラメータ推定方法①原子炉圧力容器温度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定する。
②原子炉圧力容器温度の監視が不可能となった場合は，原子炉水位から原子炉圧力容器内が飽和状態にあると想定することで,原子炉圧力より飽和温度／圧力の関係を利用して原子炉圧力容器内の温度を推定する。
また,スクラム後，原子炉水位が燃料有効長頂部に到達するまでの経過時間より原子炉圧力容器内の温度を推定する。
③残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により推定する。
推定は，主要パラメータの他チャンネルを優先する。

原子炉圧力①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器内の圧力58 条−48③原子炉水位（広帯域）③原子炉水位（燃料域）③原子炉水位（ＳＡ広帯域）③原子炉水位（ＳＡ燃料域）③原子炉圧力容器温度
原子炉圧力（ＳＡ）①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力③原子炉水位（広帯域）③原子炉水位（燃料域）③原子炉水位（ＳＡ広帯域）③原子炉水位（ＳＡ燃料域）③原子炉圧力容器温度①原子炉圧力の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定する。
②原子炉圧力の監視が不可能となった場合は，原子炉圧力（ＳＡ）により推定する。
③原子炉水位から原子炉圧力容器内が飽和状態にあると想定することで,原子炉圧力 容 器 温 度 よ り 飽 和 温 度 ／ 圧 力 の 関 係 を 利 用 し て 原 子 炉圧 力 容 器 内 の 圧 力 を 推定する。
推定は，主要パラメータの他チャンネルを優先する。
①原子炉圧力（ＳＡ）の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定する。
②原子炉圧力（ＳＡ）の監視が不可能となった場合は，原子炉圧力により推定する。
③原子炉水位から原子炉圧力容器内が飽和状態にあると想定することで,原子炉圧力 容 器 温 度 よ り 飽 和 温 度 ／ 圧 力 の 関 係 を 利 用 し て 原 子 炉圧 力 容 器 内 の 圧 力 を 推定する。
推定は，主要パラメータの他チャンネルを優先する。

※1：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
※2：［ ］は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，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計器）を示す。

No.90-4

3.15.2.1.2

主要設備の仕様

主要機器の仕様を第 3.15−2 表に示す。
９１５cm基準

第 3.15−2 表
名称

計装設備の主要機器仕様（1／4）

検出器の種類

計測範囲

個数

熱電対

0〜500℃

4

原子炉格納容器内

原子炉圧力

弾性圧力検出器

0〜10.5MPa[gage]

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉圧力（ＳＡ）

弾性圧力検出器

0〜10.5MPa[gage]

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉水位（広帯域）

差圧式水位検出器−3,800〜1,500mm※１

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉水位（燃料域）

差圧式水位検出器−3,800〜1,300mm※２

2

原子炉建屋原子炉棟 2 階

原子炉水位（ＳＡ広帯域） 差圧式水位検出器−3,800〜1,500mm※１

1

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉水位（ＳＡ燃料域） 差圧式水位検出器−3,800〜1,300mm※２

1

原子炉建屋原子炉棟 2 階

0〜50L／s

1

原子炉建屋原子炉棟地下2階

0〜500m３ ／h※３0〜 80m３ ／h※３,※５

各1

原子炉建屋原子炉棟 3 階

0〜300m３ ／h※４0〜 80m３ ／h※４,※５

各1

原子炉建屋原子炉棟 2 階

1

原子炉建屋原子炉棟地下
2階

1

原子炉建屋原子炉棟 2 階

原子炉圧力容器温度

高圧代替注水系系統流量

差圧式流量検出器

低圧代替注水系原子炉注
差圧式流量検出器
水流量

代替循環冷却系原子炉注
差圧式流量検出器
水流量0〜150m３ ／h

取付箇所

原子炉隔離時冷却系系統
差圧式流量検出器
流量0〜50L／s

1

原子炉建屋原子炉棟地下2階

高圧炉心スプレイ系系統
差圧式流量検出器
流量0〜500L／s

1

原子炉建屋原子炉棟地下1階

残留熱除去系系統流量

差圧式流量検出器

0〜600L／s

3

原子炉建屋原子炉棟地下1階

低圧炉心スプレイ系系統
差圧式流量検出器
流量0〜600L／s

1

原子炉建屋原子炉棟地下1階

0〜500m３ ／h※３

1

原子炉建屋原子炉棟地下1階

0〜500m３ ／h※４1

原子炉建屋原子炉棟 3 階

低圧代替注水系格納容器
差圧式流量検出器
下部注水流量0〜200m３ ／h

1

原子炉建屋原子炉棟 3 階

代替循環冷却系格納容器
差圧式流量検出器
スプレイ流量0〜300m３ ／h

2

原子炉建屋原子炉棟地下2階

0〜300℃

8

原子炉格納容器内

低圧代替注水系格納容器
差圧式流量検出器
スプレイ流量

ドライウェル雰囲気温度

熱電対3.15−20
No.90-5

燃料有効長頂部

第 3.15−2 表
名称

９１５cm基準計装設備の主要機器仕様（4／4）

検出器の種類

計測範囲

個数

取付箇所

触媒式
水素検出器

0〜10vol％

2

原子炉建屋原子炉棟 6 階

熱伝導式
水素検出器

0〜20vol％

3

原子炉建屋原子炉棟地下
1 階，2 階熱電対

0〜300℃

4※13

原子炉建屋原子炉棟 6 階

磁気力式
酸素検出器

0〜25vol％

1

原子炉建屋原子炉棟 3 階

ガイドパルス式
水位検出器−4,300〜＋7,200mm※14（EL.35,077〜46,577mm）

1

測温抵抗体

0〜120℃

1

※15

熱電対

0〜120℃1※1610−２ 〜10５ Sv／h1

10−３ 〜10４ mSv／h

1

原子炉建屋水素濃度

静的触媒式水素再結合器
動作監視装置
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア
放射線モニタ（高レンジ・
低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プー
ル監視カメラ用空冷装置含む）

原子炉建屋原子炉棟 6 階

イオンチェンバ

原子炉建屋原子炉棟 6 階

原子炉建屋原子炉棟 6 階

赤外線カメラ−1

原子炉建屋原子炉棟 6 階（使用済燃料プール監視
カメラ用空冷装置：原子炉建屋付属棟 4 階）

※1 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）※2 ：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）※3 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用※4 ：可搬型設備による対応時に使用※5 ：狭帯域流量※6 ：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）※7 ：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ※8 ：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）※9 ：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）※10：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）※11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）※12：平均出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
※13：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して，出入口に 1 個ずつ設置※14：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）※15：検出点 2 箇所
※16：検出点 8 箇所

3.15−23
No.90-6

燃料有効長頂部

９１５cm基準

第 3.15−14 表
名称

多重性を有する対象パラメータ
計測範囲

個数

原子炉圧力

0〜10.5MPa[gage]

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉圧力（ＳＡ）

0〜10.5MPa[gage]

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉水位（広帯域）−3,800〜1,500mm※１

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉水位（燃料域）−3,800〜1,300mm※２

2

原子炉建屋原子炉棟 2 階

格納容器下部水温0〜500℃ ※３（ペデスタル床面 0m，0.2m）※４

各5

原子炉格納容器内＋1.05m※４,※５（EL.12,856mm）

2

原子炉格納容器内＋0.50m,＋0.95m※４,※６（EL.12,306mm，12,756mm）

各2

原子炉格納容器内＋2.25m,＋2.75m※４,※７（EL.14,056mm，14,556mm）

各2

原子炉格納容器内

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ)

10−２ 〜10５ Sv／h

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ)

10−２ 〜10５ Sv／h

2

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階

起動領域計装10−１ 〜10６ cps（1.0×10３ 〜1.0×10９
cm−２ ・s−１ ）0〜40％又は 0〜125％(1.0×10８〜1.5×10１３
cm−２ ・s−１ )8

原子炉格納容器内

平均出力領域計装0〜125％(1.0×10１２ 〜1.0×10１４
cm−２ ・s−１ )2※８

原子炉格納容器内

フィルタ装置水位

180〜5,500mm

2

格納容器圧力逃がし装置格納
槽内

フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ）

10−２ 〜10５ Sv／h

2

原子炉建屋廃棄物処理棟 1 階，
屋外（原子炉建屋南側外壁面）

フィルタ装置入口水素濃度

0〜100vol％2

原子炉建屋廃棄物処理棟 3 階

0〜10vol％

2

原子炉建屋原子炉棟 6 階

0〜20vol％

3

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階，
2階

格納容器下部水位

原子炉建屋水素濃度

取付場所※1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）※2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）※3：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）※4：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ※5：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）※6：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）※7：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）※8：平均出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。

3.15−49
No.90-7

燃料有効長頂部

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と水位である。
原子炉圧力容器内の温度及び水位の値が計器の計測範囲を超えた場合に原子炉施設の状態を推定するための手順を以下に示す。
・原子炉圧力容器内の温度を監視するパラメータである原子炉圧
力容器温度が計測範囲を超えた場合は，炉心損傷状態と推定し

代 替 パラメ ータ に よる推 定

監視機能喪失対応手段等

計器の計測範囲︵把握能力︶を超え た場合て対応する。なお，ＲＰＶ破損徴候パラメータとして原子炉圧
力容器温度（下鏡部）が「300℃到達」を検知することにより，やがてＲＰＶ破損に至る可能性が高い状況であると判断し，破損判断パラメータである格納容器下部水温を常時監視する。
・原子炉圧力容器内の水位を監視するパラメータである原子炉水位が計測範囲を超えた場合は，高圧代替注水系系統流量，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を算出し，直前まで判明していた水位に変換率を考慮すること
により原子炉圧力容器内の水位を推定する。
なお，原子炉圧力容器内が満水状態であることは，原子炉圧力又は原子炉圧力（ＳＡ）とサプレッション・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推定可能である。

可搬型計装器による計測

原子炉圧力容器内の温度を監視するパラメータの値が計器の計測
範囲を超えた場合で，重要代替計器の故障等により代替パラメータによる推定が困難となった場合に，可搬型計測器により原子炉圧力容器温度を計測する。

3.15−64
No.90-8

燃料有効長頂部

９１５cm基準

第 3.15-17 表
分類

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（2／13）

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ

個数

計測範囲

設計基準

把握能力（計測範囲の考え方）

原子炉水位（広帯域）

2−3,800〜1,500 ㎜ −3,800〜1,400 ㎜※4※4

原子炉水位（燃料域）

2−3,800〜1,300 ㎜※5

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

1

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

1

3.15−67③原子炉圧力容器内の水位

高圧代替注水系系統流量

448〜1,300 ㎜
※5

耐震性

電源

検出器の
種類

Ss 機能
維持

区分Ⅰ,Ⅱ
直流電源
※22

差圧式水位
検出器

S

区分Ⅰ,Ⅱ
直流電源
※22

差圧式水位
検出器

緊急用
直流電源
※22

差圧式水位
検出器

緊急用
直流電源
※22

差圧式水位
検出器

炉心の冷却状況を把握する上で,原子炉水位制
御範囲レベル３〜８（300〜1,400mm※4）及び−3,800〜1,500 ㎜ −3,800〜1,400 ㎜ 燃料有効長底部まで監視可能。
Ss 機能
※4
※4
維持
−3,800〜1,300 ㎜※5448〜1,300 ㎜
※5

Ss 機能
維持

可搬型
第 3.15-2
計測器,3 図 No.
個数1※2低圧代替注水系原子炉注水流量 ※2
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※2
原子炉隔離時冷却系系統流量※2

高圧炉心スプレイ系系統流量※2

残留熱除去系系統流量※2

低圧炉心スプレイ系系統流量

※2

原子炉圧力

※2

原子炉圧力（ＳＡ）※2「④原子炉圧力容器への注水量」を監視するパラメータと同じ。

「②原子炉圧力容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

サプレッション・チェンバ圧力 ※2「⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

No.90-9

燃料有効長頂部

９１５cm基準

第 3.15-17 表
分類

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ⑰使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア
放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（13／13）
個数

1

計測範囲

設計基準

把握能力（計測範囲の考え方）

耐震性−4,300〜＋7,200mm
重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性の あ る 使 用※19＋6,818mm
済 燃 料 プ ー ル 上 部 か ら 使 用 済 燃料 ラ ッ ク 下（EL.35,077〜（EL.46,195mm） 端（EL.35,097mm）までの範囲にわたり水位 Ss 機能
46,577mm）を監視可能。
維持

電源

区分Ⅱ
直流電源
緊急用
直流電源

検出器の
種類

可搬型
第 3.15-2
計測器,3 図 No.
個数

ガイドパル
ス式水位 −※24検出器3.15−781※20

0〜120℃

66℃以下

1
※21

0〜120℃−※6

重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性の あ る 使 用 Ss 機能
済燃料プールの温度（100℃）を監視可能。 維持

緊急用
直流電源

熱電対

1

10 − ２ 〜10 ５ Sv／h

1

10 − ３ 〜10 ４ mSv／h−※6

重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性が あ る 放 射 Ss 機能
線量率（3.0mSv／h 以下）を監視可能。
維持

緊急用
直流電源

イオン
チェンバ

−※24

−※6

カメラ：緊急重 大 事 故 等 時 に お い て 使 用 済 燃料 プ ー ル 及 Ss 機能 用直流電源
びその周辺の状況を監視可能。
維持 空冷装置：緊
急用交流電源

赤外線
カメラ

−※24

1

−

重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性の あ る 使 用済燃料プールの温度（100℃）を監視可能。

測温
抵抗体

1

※1 ：分類のうち，重要監視パラメータとしてのみ使用する。 ※2：分類のうち，重要代替監視パラメータとしてのみ使用する。
※3 ：設計基準事故時に想定される原子炉圧力容器の最高圧力に対する飽和温度。
※4 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）。 ※5：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）。
※6 ：重大事故等時に使用する設備のため，設計基準事故時は値なし。
※7 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用。 ※8：可搬型設備による対応時に使用。
※9：狭帯域流量。
※10：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）。 ※11：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ。
※12：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）。 ※13：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）。
※14：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）。 ※15：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）。
※16：炉心損傷は，原子炉停止後の経過時間における格納容器雰囲気放射線モニタの値で判断する。原子炉停止直後に炉心損傷した場合の判断値は約 10Sv／h（経過時間とともに判断値は低くなる）であり，設計基準では炉心損傷しないことからこの値を下回る。
※17：平均出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルには それ ぞ れ 21 個 ，B,D,F に はそれ ぞ れ 22 個 の検 出器 があ る。
※18：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置。 ※19：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）。
※20：検出点 2 箇所。 ※21：検出点 8 箇所。
※22：「設置許可基準規則」第 47 条，48 条及び 49 条で抽出された計装設備は設計基準事故対処設備に対して多様性及び独立性を有し，位置的分散を図ることとしており，電源について
は，非常用所内電気設備と独立性を有し，位置的分散を図る設計とする。詳細については，「3.14 電源設備（「設置許可基準規則」第 57 条に対する設計方針を示す章）の補足説
明資料 57−9」参照。なお，各条文に対するパラメータの選定結果は，補足説明資料 58−10 に整理している。
※23：「設置許可基準規則」第 51 条で抽出された計装設備は複数のパラメータとすることで多様性を有しており，低圧代替注水系格納容器下部注水流量及び格納容器下部水位に対して常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力及びドライウェル雰囲気温度はそれぞれ独立性を有する設計としている。電源については，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代替所内電源設備を経由して電源を受電できる設計とするとともに，可搬型計測器による計測が可能な設計としており，多様性を有している。詳細については，「3.14 電源設備（「設置許可基準規則」第 57 条に対する設計方針を示す章）の補足説明資料 57−9」参照。なお，各条文に対するパラメータの選定結果は，補足説明資料 58−10 に整理している。
※24：可搬型計測器で計測できるパラメータでない場合を「−」で示す。全交流動力電源喪失時は，水素・酸素濃度監視装置，放射線監視装置，炉内核計装装置及び使用済燃料プール監視装置（水位・温度(ＳＡ広域)，監視カメラ）に対して常設代替交流電源設備により電源供給された場合には，監視計器は使用可能である。

No.90-10

第 3.15-18 表

代替パラメータによる主要パラメータの推定（1／16）【推定ケース】
ケース１： 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）から推定する。

ケース２： 水位を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から推定する。

ケース３： 流量を注水先又は水源の水位変化を監視することにより推定する。

ケース４： 圧力から原子炉圧力容器又は原子炉格納容器の水位を推定する。

ケース５： 原子炉冷却材圧力バウンダリからの漏えいを水位，圧力等の傾向監視により推定する。

ケース６： 圧力又は温度を水の飽和状態の関係から推定する。

ケース７： 水素燃焼するおそれのある状態であるかを推定する。

ケース８： 装置の作動状況により水素濃度を推定する。

ケース９： 制御棒の位置指示により未臨界を推定する。

ケース１０： プラントの状態により最終ヒートシンクの確保を推定する。

ケース１１： 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関関係及びカメラによる監視により，

ケース１２： デブリの冠水状態を温度により推定する。

使用済燃料プールの水位又は必要な水遮蔽が確保されていることを推定する。

3.15−79

燃料有効長頂部

なお，代替パラメータによ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。
分類

主要パラメータ

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

代替パラメータ ※1

推定ケース

代替パラメータ推定方法①主要パラメータの他チャンネル

ケース１①原子炉圧力容器温度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推②原子炉圧力ケース６定する。

②原子炉圧力（ＳＡ）②原子炉圧力容器温度の監視が不可能となった場合は，原子炉水位から原子炉圧②原子炉水位（広帯域）

力 容器 内が 飽和 状態 にあ ると 想定 する こと で ,原 子炉 圧力よ り飽和 温度 ／圧 力

②原子炉水位（燃料域）の関係を利用して原子炉圧力容器内の温度を推定する。

②原子炉水位（ＳＡ広帯域）

ま た ,ス クラ ム後 ，原 子炉水 位が燃 料有 効長 頂部 に到 達す るま での 経過 時間 より原子炉圧力容器内の温度を推定する。

②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③残留熱除去系熱交換器入口温度

ケース１③残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により推定する。
推定は，主要パラメータの他チャンネルを優先する。

※1：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
※2：［］は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

No.90-11

９１５cm基準

No.7

まとめ資料（SA58条補足説明資料）
第 58−6−2 表

燃料有効長頂部

計測装置の計測範囲（5／10）

プラントの状態 ※１ と予想変動範囲
名称

計測範囲

58−6−71

原子炉水位
（広帯域）

−3,800〜1,500mm※５

原子炉水位
（燃料域）

−3,800〜1,300mm※６

原子炉水位（ＳＡ広帯域）−3,800〜1,500mm※５

原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3,800〜1,300mm※６

ドライウェル圧力

通常運転時 ※１

1,260mm※５
1,300mm※６

設計基準事故時 ※１（運転時の異常な過渡変化時を含む）

重大事故等時 ※１
炉心損傷前

炉心損傷後

−3,800〜1,400mm※５
0〜1,300mm※６

1,260mm※５ 以下
1,300mm※６ 以下

計測範囲の設定に関する考え方−3,800〜1,400 ㎜ ※５448〜1,300 ㎜ ※６
炉心の冷却状況を把握する上で，原子炉水位
制御範囲レベル３〜８（300〜1,400mm ※５ ）及び燃料有効長底部まで監視可能である。

1,260mm※５
1,300mm※６−3,800〜1,400 ㎜ ※５448〜1,300 ㎜ ※６

0〜1MPa[abs]5kPa[gage]

279kPa[gage]
以下

310kPa[gage]
以下

620kPa[gage]
以下

サプレッション・
チェンバ圧力0〜1MPa[abs]5kPa[gage]

279kPa[gage]
以下

310kPa[gage]
以下

620kPa[gage]
以下

ドライウェル雰囲気
温度

0〜300℃

57℃以下

171℃以下123℃以下202℃以下

重大事故等時のパラメータ変動を包絡するように，ドライウェル雰囲気温度（202℃）に余裕を見込んだ設定とする。

サプレッション・
チェンバ雰囲気温度

0〜200℃

32℃以下

171℃以下143℃以下132℃以下

重大事故等時のパラメータ変動を包絡するように，サプレッション・チェンバ雰囲気温度（171℃）に余裕を見込んだ設定とする。

サプレッション・
プール水温度

0〜200℃

32℃以下

104℃以下139℃以下119℃以下

重大事故等時のパラメータ変動を包絡するように，サプレッション・プール水温度（139℃）に余裕を見込んだ設定とする。

格納容器下部水温0〜500℃ ※７（ペデスタル床面 0m，0.2m） ※８―0℃以下又は500℃以上ペデスタルにデブリが落下・堆積した際に水温上昇又はデブリが接触し指示がダウンスケ
ールすることでデブリの落下・堆積が検知可
能である。

―

―

重大事故等時のパラメータ変動を包絡するように，原子炉格納容器の限界圧力（620kPa[gage]）に余裕を見込んだ設定とする。

No.91-1

９１５cm基準
燃料有効長頂部

58−6−77※1 ：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。
※2 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用※3 ：可搬型設備による対応時に使用※4 ：狭帯域流量※5 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）※6 ：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）※7 ：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）※8 ：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ※9 ：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）※10：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）※11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）※12：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）※13：炉心損傷は，原子炉停止後の経過時間における格納容器雰囲気放射線モニタの値で判断する。原子炉停止直後に炉心損傷した場合の判断値
は約 10Sv／h（経過時間とともに判断値は低くなる）であり，設計基準では炉心損傷しないことからこの値を下回る。
※14：300℃以上となる場合があるが，炉心損傷と判断し冷却未達を判断する上で問題ない。
※15：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）

No.91-2

９１５２mm基準
燃料有効長頂部

参考資料
原子炉水位の概要図と計測範囲との関係

ＴＡＦ

原 子 炉 水 位 の 概 要 図 を 第 58− 6− 60 図 に ， イ ン タ ー ロ ッ ク の 概 要 を
第 58− 6− 4 表 に 示 す 。

第 58− 6− 60 図

原子炉水位の概要図

58−6−81
No.91-3

燃料有効長頂部

ＴＡＦ

第 58− 6− 4 表
原子炉水位

インターロック概要

基準水位との差

主要なインターロック

Ｌ８：
原子炉水位高（レベル８）＋1,400mm

原子炉隔離時冷却系自動停止
高圧炉心スプレイ系注入弁閉止

Ｌ５６＋900mm

通常運転水位Ｌ３：
原子炉水位低（レベル３）＋300mm原子炉スクラム
非常用ガス処理系自動起動−950mm

原子炉隔離時冷却系自動起動
高圧炉心スプレイ系自動起動
主蒸気隔離弁閉止
原子炉再循環ポンプトリップ

Ｌ１：
原子炉水位異常低下（レベル１）−3,800mm低圧注水系自動起動
低圧炉心スプレイ系自動起動
自動減圧系タイマー作動※

ＴＡＦ：
燃料有効長頂部−4,248mm（燃料有効長頂部）

Ｌ０：
ジェットポンプ上端−5,315mm（ジェットポンプ上端）

Ｌ２：
原子炉水位異常低下（レベル２）※：ドライウェル圧力高信号とのアンド条件で作動

58−6−82
No.91-4

９１５cm基準
ＴＡＦ(a) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（原子炉圧力容器内の温度）
項

目

原子炉圧力容器内の温度監視パラメータ

主要
パラメータ

代替
パラメータ

計測範囲

設計基準

0〜500℃

302℃以下①原子炉圧力0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下①原子炉圧力（ＳＡ）

0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下①原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）−3,800〜1,500mm＊1−3,800〜1,300mm＊2−3,800〜1,400mm＊1
448〜1,300mm＊2①原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3,800〜1,500mm＊1−3,800〜1,300mm＊2−3,800〜1,400mm＊1
448〜1,300mm＊2

0〜300℃

249℃以下原子炉圧力容器温度②残留熱除去系熱交換器入口温度＊1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）

計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて原子炉圧力容器内の温度を監視する目的
は，炉心の冷却状態を把握することである。
特に原子炉冷却材喪失事故時において，原子炉圧力容器への注水に期待できない場
合，原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位が低下し，炉心が露出すれば炉心が過熱状態となり，冷却処置が遅れると炉心損傷に至る。
このような場合，炉心の冷却状態を把握し，事故時の対応手段を判断する上で主要パラメータにて原子炉圧力容器内の温度を監視することが重要である。
原子炉圧力容器内の温度の主要パラメータである原子炉圧力容器温度の監視が不可能となった場合には，原子炉水位が燃料有効長頂部（ＴＡＦ）以上の場合は，原子炉圧
力容器内の水蒸気が飽和状態にあると想定することで，原子炉圧力より原子炉圧力容器
内の温度を推定する。
また，スクラム後，原子炉水位がＴＡＦに到達してからの経過時間より原子炉圧力容
器内の温度を推定できる。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により測定可能である。
推定方法は，以下のとおりである。
①

推定方法

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉水位がＴＡＦ以上の場合には，飽和状態と想定し，飽和温度／圧力の関係を利用し，第 58−7−1 図を用いて原子炉圧力より原子炉圧力容器内の温度を推定する。
推定可能範囲：100〜310℃

58−7−2
No.91-5

ＴＡＦ
原子炉水位TAFによる推定方法

第 58−7−1 図

飽和温度／圧力の関係を利用した温度の推定①

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）
原子炉水位がＴＡＦ以下の場合には，原子炉水位がＴＡＦ以下になった時間から発生する崩壊熱より原子炉圧力容器内の温度を推定する。
（専用入力シートに原子炉水位等を入力することによって温度を推定する。）
測定可能範囲：全範囲※推定概要＜推定方法＞
第 58−7−2 図に示すシートに時間（スクラムからの時間），原子炉水位を入力することにより，ＴＡＦ到達後の崩壊熱から原子炉圧力容器内の温度を推定する。
＜注意事項＞
原子炉内燃料温度推定計算シートは，輻射伝熱及び燃料棒鉛直方向の熱伝導等を考慮していないため，実際の温度より高めに温度が算出される可能性がある。

第 58−7−2 図

燃料表面温度

蒸気
温度

蒸気温度

3000
2500

[℃]
304
324
345
372
402
435
470
507
546
586
627
669
711
755
800
845
892
939
987
1036
1087
1138

温度（ ℃）

結果
燃料
表面
温度
［℃］
319
340
360
387
417
450
485
522
560
600
641
683
726
769
814
859
906
953
1001
1050
1100
1151

2000
1500
1000
500
0
0

20

40

60

80

100

120

140

時 間 (min)
原子炉水位
4000

原子炉水位(mm)

入力
原子炉
崩壊熱
水位*
（燃料域）
[min]
[mm]
［ＭＷｔ｝
95
-627
38.41
97
-713
38.15
99
-798
37.89
101
-883
37.63
103
-967
37.38
105
-1051
37.14
107
-1134
36.89
109
-1217
36.66
111
-1299
36.43
113
-1381
36.20
115
-1462
35.97
117
-1543
35.75
119
-1623
35.54
121
-1703
35.32
123
-1782
35.11
125
-1861
34.91
127
-1940
34.71
129
-2018
34.51
131
-2095
34.31
133
-2172
34.12
135
-2249
33.92
137
-2325
33.74
＊燃料域0mm：TAF+621mm
時間

2000
0
-2000
-4000
0

50

100

150

時 間 （ min）

原子炉内燃料温度推定計算シート

58−7−3
No.91-6

ＴＡＦ②

残留熱除去系熱交換器入口温度
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により炉水の温度を推定する。

①

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），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）
原子炉圧力による推定手順は，原子炉水位がＴＡＦ以上の場合には，原子炉圧力容器内が飽和状態と想定し，原子炉圧力容器内の温度は上記の推定方法①で推定ができるため，事故収束を行う上で問題とならない。
原子炉水位がＴＡＦ以下の場合には，輻射伝熱及び燃料棒鉛直方向の熱伝導等を考慮していないため正確な評価は困難だが，原子炉圧力容器内の状態を把握する上で有効である。

②

残留熱除去系熱交換器入口温度
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により炉水の温度を計測可能である。

推定の評価＜誤差による影響について＞
原子炉圧力容器内の温度を監視する目的は，炉心の冷却状態を把握することであり，
代替パラメータ（原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），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））による推定では，温度に換算して原子炉圧力容器内の温度の傾向が把握でき，計器誤差 ※１ を考慮した上で対応することにより，重大事故等時の対策を実施することが可能である。原子炉内
燃料温度推定計算シートは，輻射伝熱及び燃料棒鉛直方向の熱伝導等を考慮していな
いため，実際の温度より高めに温度が算出される可能性があることを考慮して対応することで，重大事故等時の対策を実施することが可能である。
※1：原子炉圧力容器の定格圧力：約 7MPa［gage］（飽和温度：約 287℃）に対して，
原子炉圧力の誤差：±91kPa［gage］から温度に換算した場合は 287±4.3℃程度，原子炉圧力（ＳＡ）の誤差：±84kPa［gage］から温度に換算した場合は287±4.0℃程度。
代替パラメータ（残留熱除去系熱交換器入口温度）による推定は，同一物理量からの推定であり，計器誤差 ※２ を考慮した上で対応することにより，重大事故等時の対策を実施することが可能である。
※2：残留熱除去系熱交換器入口温度の誤差：±3.1℃
以上より，これらの代替パラメータによる推定で，炉心損傷防止対策及び格納容器
破損防止対策等を成功させるために必要な状態を推定することができる。

58−7−4
No.91-7

９１５cm基準(b) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（原子炉圧力容器内の圧力）
項

目

原子炉圧力容器内の圧力
監視パラメータ

主要
パラメータ

代替
パラメータ

計測範囲

設計基準

原子炉圧力

0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下

原子炉圧力（ＳＡ）

0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下①原子炉圧力（ＳＡ）（原子炉圧力の代替）

0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下①原子炉圧力（原子炉圧力（ＳＡ）の代替）

0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下②原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）−3,800〜1,500mm＊1−3,800〜1,300mm＊2−3,800〜1,400mm＊1
448〜1,300mm＊2②原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3,800〜1,500mm＊1−3,800〜1,300mm＊2−3,800〜1,400mm＊1
448〜1,300mm＊2

0〜500℃

302℃以下②原子炉圧力容器温度＊1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）
計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて原子炉圧力容器内の圧力を監視する目
的は，低圧注水選択のための減圧確認及び原子炉圧力容器の損傷確認を行うことである。
原子炉圧力容器内の圧力の主要パラメータである原子炉圧力の監視が不可能となった場合には原子炉圧力（ＳＡ）（原子炉圧力（ＳＡ）を推定する場合は原子炉圧力にて推定）により推定する。
原子炉水位から原子炉圧力容器内が飽和状態にあると想定することで，原子炉圧力容
器温度により原子炉圧力容器内の圧力を推定できる。原子炉圧力容器内が飽和状態でない場合は，不確かさが生じることを考慮する。
推定方法は，以下のとおりである。
①

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
同じ仕様のもので原子炉圧力容器内の圧力を計測することができ，原子炉の状態に依存することなく適用可能である。

②

原子炉圧力容器温度
飽和温度／圧力の関係を利用し，第 58−7−3 図を用いて原子炉圧力容器温度より
原子炉圧力を推定する。

推定方法

図 58−7−3

飽和温度／圧力の関係を利用した圧力の推定

58−7−5
No.91-8

９１５cm基準(c) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（原子炉圧力容器内の水位）
項

目

原子炉圧力容器内の水位監視パラメータ

主要
パラメータ

計測範囲

設計基準

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）−3,800〜1,500mm＊1−3,800〜1,300mm＊2−3,800〜1,400mm＊1
448〜1,300mm＊2

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3,800〜1,500mm＊1−3,800〜1,300mm＊2−3,800〜1,400mm＊1
448〜1,300mm＊1①原子炉水位（広帯域）−3,800〜1,500mm＊1
原子炉水位（燃料域）−3,800〜1,300mm＊2（原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）の代替）−3,800〜1,400mm＊1
448〜1,300mm＊2①原子炉水位（ＳＡ広帯域）−3,800〜1,500mm＊1
原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3,800〜1,300mm＊2（原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）の代替）−3,800〜1,400mm＊1
448〜1,300mm＊2②高圧代替注水系系統流量

0〜50L／s
３②低圧代替注水系原子炉注水流量

代替
パラメータ

―

0〜500m ／h＊3―0〜 80m３ ／h＊3,＊5―

３0〜300m ／h＊4―0〜 80m３ ／h＊4,＊5―②代替循環冷却系原子炉注水流量0〜150m３ ／h―②原子炉隔離時冷却系系統流量

0〜50L／s

40L／s②高圧炉心スプレイ系系統流量

0〜500L／s

438L／s②残留熱除去系系統流量

0〜600L／s

470L／s②低圧炉心スプレイ系系統流量

0〜600L／s

456L／s③原子炉圧力0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下③原子炉圧力（ＳＡ）

0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下

0〜1MPa［abs］

279kPa［gage］以下③サプレッション・チェンバ圧力＊1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）＊3：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊4：可搬型設備による対応時に使用，＊5：狭帯域流量
計測目的

推定方法

重大事故等時において，主要パラメータにて原子炉圧力容器内の水位を監視する目的
は，炉心冷却状態を確認することである。
原子炉圧力容器内の水位の主要パラメータである原子炉水位の計測が困難になった場
合，代替パラメータの①原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）（原子炉
水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）を推定する場合は，原子炉水位（広帯域），
原子炉水位（燃料域）にて推定），②原子炉圧力容器への注水流量（高圧代替注水系系統
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，低圧炉心スプ
レイ系系統流量）により原子炉圧力容器内の水位を推定することができる。
推定方法は，以下のとおりである。

58−7−7
No.91-9９１５cm基準(d) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（原子炉圧力容器への注水量）
項

目

原子炉圧力容器への注水量
監視パラメータ

計測範囲

設計基準

0〜50L／s―

0〜500m３ ／h＊1―

３0〜 80m ／h＊1,＊3―

0〜300m３ ／h＊2―

３0〜 80m ／h＊2,＊3―

代替循環冷却系原子炉注水流量0〜150m３ ／h―

原子炉隔離時冷却系系統流量

0〜50L／s

40L／s

高圧炉心スプレイ系系統流量

0〜500L／s

438L／s

残留熱除去系系統流量

0〜600L／s

470L／s

低圧炉心スプレイ系系統流量

0〜600L／s

456L／s

高圧代替注水系系統流量

低圧代替注水系原子炉注水流量
主要
パラメータ

①サプレッション・プール水位（高圧代替注水系系統流量，代替循環
冷却系原子炉注水流量，原子炉隔離時−1〜9m＊4−0.5〜0m
冷却系系統流量，高圧炉心スプレイ系 （EL.2,030〜12,030mm）（EL.2,530〜3,030mm）
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の代替）

代替
パラメータ

①代替淡水貯槽水位（低圧代替注水系原子炉注水流量の代
替）

0〜20m

―

①西側淡水貯水設備水位（低圧代替注水系原子炉注水流量の代替）

0〜4.5m―②原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）−3,800〜1,500mm＊5−3,800〜1,300mm＊6−3,800〜1,400mm＊5448〜1,300mm＊6②原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3,800〜1,500mm＊5−3,800〜1,300mm＊6−3,800〜1,400mm＊5448〜1,300mm＊6＊1：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊2：可搬型設備による対応時に使用， ＊3：狭帯域流量＊4：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）＊5：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊6：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）

計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて原子炉圧力容器への注水量を監視する
目的は，注水設備が機能していることを確認し炉心冷却状態を把握することである。
原子炉圧力容器への注水量の主要パラメータである各系統の注水流量の計測が困難になった場合，水源であるサプレッション・プール，代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設
備並びに注水先の原子炉圧力容器の水位変化により原子炉圧力容器への注水量を推定することができる。

推定方法

推定方法は，以下のとおりである。
①

サプレッション・プール水位
サプレッション・プールの水位容量曲線を用いて，水位の変化量から注水した水量を推定する。なお，炉心冷却状態を原子炉水位にて合わせて確認する。

58−7−10
No.91-10

９１５cm基準(m) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（格納容器バイパスの監視）※：有効監視パラメータ項目

格納容器バイパスの監視
監視パラメータ

計測範囲

設計基準

原子炉圧力容器パラメータ

主要
パラメータ

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）−3,800〜1,500mm＊1 −3,800〜1,400mm＊1−3,800〜1,300mm＊2
448〜1,300mm＊2

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3,800〜1,500mm＊1 −3,800〜1,400mm＊1−3,800〜1,300mm＊2
448〜1,300mm＊2

原子炉圧力0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下

原子炉圧力（ＳＡ）

0〜10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下

原子炉格納容器パラメータ
ドライウェル雰囲気温度
ドライウェル圧力

0〜300℃

171℃以下0〜1MPa［abs］

279kPa［gage］以下

原子炉建屋パラメータ10−４ 〜10０ mSv／h―①ドライウェル雰囲気温度（原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），［エリア放射線モニタ］※］の代替）

0〜300℃

171℃以下①ドライウェル圧力（原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），［エリア放射線モニタ］※の代替）

0〜1MPa［abs］

279kPa［gage］以下①［エリア放射線モニタ］※（原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），ドライウェル雰囲気
温度，ドライウェル圧力の代替）

10−４ 〜10０ mSv／h―［エリア放射線モニタ］※

代替
パラメータ

①原子炉水位（広帯域）−3,800〜1,500mm＊1 −3,800〜1,400mm＊1
原子炉水位（燃料域）−3,800〜1,300mm＊2
448〜1,300mm＊2（ドライウェル雰囲気温度，ドライウェ
ル圧力，［エリア放射線モニタ］※の代替）①原子炉水位（ＳＡ広帯域）−3,800〜1,500mm＊1 −3,800〜1,400mm＊1
原子炉水位（ＳＡ燃料域）−3,800〜1,300mm＊2
448〜1,300mm＊2（ドライウェル雰囲気温度，ドライウェ
ル圧力，［エリア放射線モニタ］※の代替）①原子炉圧力（ドライウェル雰囲気温度，ドライウェ 0〜10.5MPa［gage］
ル圧力，［エリア放射線モニタ］※の代替）

8.62MPa［gage］以下①原子炉圧力（ＳＡ）（ドライウェル雰囲気温度，ドライウェ 0〜10.5MPa［gage］
ル圧力，［エリア放射線モニタ］※の代替）

8.62MPa［gage］以下

58−7−36
No.91-11

９１５cm基準＊1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）

計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて格納容器バイパスを監視する目的は，原子炉格納容器外にて冷却材漏えい事象が発生したことを確認することである。
なお，格納容器バイパスの監視は，プラントの状態を監視することで確認でき，単一パラメータで確認することは困難であり，複数のパラメータを組み合わせることにより監視が可能である。
格納容器バイパス監視の主要パラメータは，＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜格納容器パラメータ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞に分けられる。
＜原子炉圧力容器パラメータ＞の主要パラメータである原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，
原子炉圧力（ＳＡ）の計測が困難になった場合，代替パラメータの＜格納容器パラメー
タ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞により推定する。
＜格納容器パラメータ＞の主要パラメータであるドライウェル雰囲気温度，ドライウ
ェル圧力の計測が困難になった場合，代替パラメータの＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞により推定する。
＜原子炉建屋パラメータ＞の主要パラメータであるエリア放射線モニタの計測が困難になった場合，代替パラメータの＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜原子炉格納容器
パラメータ＞により推定する。
推定方法は，以下のとおりである。

推定方法＜原子炉圧力容器パラメータ＞①＜格納容器パラメータ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞＜原子炉圧力容器パラメータ＞の計測が困難になった場合，＜格納容器パラメータ＞に漏えいの傾向がないこと及び＜原子炉建屋パラメータ＞に漏えいの傾向がある
ことにより，格納容器バイパスの発生を推定することができる。
＜格納容器パラメータ＞①＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞＜格納容器パラメータ＞の計測が困難になった場合，＜原子炉圧力容器パラメータ＞に漏えいの傾向があること及び＜原子炉建屋パラメータ＞に漏えいの傾向がある
ことにより，格納容器バイパスの発生を推定することができる。
＜原子炉建屋パラメータ＞①＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜格納容器パラメータ＞＜原子炉建屋パラメータ＞の計測が困難になった場合，＜原子炉圧力容器パラメー
タ＞に漏えいの傾向があること及び＜格納容器パラメータ＞に漏えいの傾向がない
ことにより，格納容器バイパスの発生を推定することができる。

推定の評価

格納容器バイパス発生は，原子炉圧力容器からの漏えい発生を＜原子炉圧力容器パラメータ＞により確認し，原子炉格納容器内での漏えいの傾向がないことを＜格納容器パラメータ＞により確認し，原子炉建屋での漏えい傾向があることを＜原子炉建屋パラメータ＞
により確認することで可能である。
いずれかのパラメータが計測不可能になったとしても残りのパラメータにより，原子炉格納容器外での漏えい発生を確認することができるため，この推定の方法は，格納容器バイパス発生を把握する上で適切である。

＜誤差による影響について＞
格納容器バイパスの監視を実施する目的は，原子炉格納容器外にて冷却材漏えい事象

58−7−37
No.91-12

９１５cm基準②原子炉水位（広帯域）（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設 −3,800〜1,500mm＊1
備水位の代替）−3,800〜1,400mm＊1②原子炉水位（燃料域）（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設 −3,800〜1,300mm＊6
備水位の代替）448〜1,300mm＊6②原子炉水位（ＳＡ広帯域）（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設 −3,800〜1,500mm＊5
備水位の代替）−3,800〜1,400mm＊5②原子炉水位（ＳＡ燃料域）（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設 −3,800〜1,300mm＊6
備水位の代替）448〜1,300mm＊6②サプレッション・プール水位−1〜9m＊1−0.5〜0m（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設（EL.2,030〜12,030mm）（EL.2,530〜3,030mm）
備水位の代替）③常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力（代替淡水貯槽水位の代替）

0〜5MPa［gage］―＊1：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）＊2：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊3：可搬型設備による対応時に使用， ＊4：狭帯域流量＊5：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊6：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）

計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて水源を確認する目的は，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水が継続可能であることを確認することである。
サプレッション・プール，代替淡水貯槽又は西側淡水貯蔵設備を水源とするポンプの注水量，吐出圧力により，サプレッション・プール水位，代替淡水貯槽水位又は西側淡水貯蔵設備水位を推定する。また，注水先の原子炉水位及びサプレッション・プール水位の水位変化により代替淡水貯槽水位又は西側淡水貯水設備水位を推定する。なお，代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備の補給状況も考慮した上で水位を推定する。
推定方法は，以下のとおりである。

推定方法＜サプレッション・プール水位＞① サプレッション・プールを水源とする注水系の流量
サプレッション・プールを水源とする高圧代替注水系，代替循環冷却系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系の流量から，
これら系統が正常に動作していることを把握することにより，水源であるサプレッション・プールの水位が確保されていることを推定する。
②

サプレッション・プールを水源とする注水系のポンプ吐出圧力
サプレッション・プールを水源とする常設高圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系
ポンプ，原子炉隔離時冷却系ポンプ，高圧炉心スプレイ系ポンプ，残留熱除去系ポン
プ及び低圧炉心スプレイ系ポンプの吐出圧力から，各ポンプが正常に動作していることを把握することにより，水源であるサプレッション・プール水位が確保されていることを推定する。

＜代替淡水貯槽水位＞① 低圧代替注水系原子炉注水流量，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，低圧代替
注水系格納容器下部流量
代替淡水貯槽の水位容量曲線を用いて，低圧代替注水系原子炉注水流量，低圧代替
注水系格納容器スプレイ流量，低圧代替注水系格納容器下部流量から推定する。

58−7−40
No.91-13

ＳＦＰ／ＴＡＦ

第 58−7−20 図

水位と放射線量率の関係

使用済燃料プール内の燃料体等の冷却状況，放射線の遮蔽状況及び臨界の防止状況
は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プール温度（ＳＡ），使用済
燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ），使用済燃料プール監視カメラにより確認することで可能である。
いずれかのパラメータが計測不可能になったとしても残りのパラメータにより使用済燃料プール内の燃料体等の冷却状況，放射線の遮蔽状況及び臨界の防止状況を確認することができ，使用済燃料プールの監視を行う上で適切である。

推定の評価＜誤差による影響について＞
使用済燃料プールを監視する目的は，使用済燃料プール内の燃料体等の冷却状況，放射線の遮蔽状況及び臨界の防止状況を把握することであり，代替パラメータ（使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），使用済燃料プール温度（ＳＡ），使用済燃料プールエ
リア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ），使用済燃料プール監視カメラ）による使用済
燃料プール内の燃料体等の冷却状況，放射線の遮蔽状況及び臨界の防止状況を把握でき，計器誤差 ※１ を考慮した上で対応することにより，重大事故等時の対策を実施することが可能である。
※1：使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）のうち水位の誤差：±173mm
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）のうち温度の誤差：±2.9℃
使用済燃料プール温度（ＳＡ）の誤差：±0.9℃
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ）の誤差：
5.3×10Ｎ-１ 〜1.9×10Ｎ Sv／h，N:-2〜5
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（低レンジ）の誤差：
5.3×10Ｎ-１ 〜1.9×10Ｎ mSv／h，N:-2〜5
以上より，これらの代替パラメータによる推定で，使用済燃料プールにおける燃料体等の冷却，放射線の遮蔽及び臨界の防止を成功させるために必要な状態を推定することができる。

58−7−50
No.91-14

９１５cm基準（参考）第 58−7−1 表計装設備の計器誤差について（1／4）

検出器
の種類

計測範囲

個数

取付箇所

誤差 ※17熱電対

0〜500℃

4

原子炉格納容器内

±4.9℃

原子炉圧力

弾性
圧力検出器

0〜10.5MPa[gage]

2

原子炉建屋原子炉棟
3階±91kPa

原子炉圧力（ＳＡ）

弾性
圧力検出器

0〜10.5MPa[gage]

2

原子炉建屋原子炉棟
3階±84kPa

原子炉水位（広帯域）

差圧式
水位検出器

−3,800〜1,500mm※１

2

原子炉建屋原子炉棟
3階

±46mm

原子炉水位（燃料域）

差圧式
水位検出器

−3,800〜1,300mm※２

2

原子炉建屋原子炉棟
2階

±44mm

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

差圧式
水位検出器

−3,800〜1,500mm※１

1

原子炉建屋原子炉棟
3階

±43mm

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

差圧式
水位検出器

−3,800〜1,300mm※２

1

原子炉建屋原子炉棟
2階

±41mm

高圧代替注水系系統流量

差圧式
流量検出器

0〜50L／s

1

原子炉建屋原子炉棟
地下 2 階±0.4L／s

各1

原子炉建屋原子炉棟
3階

名称
原子炉圧力容器温度

0〜500m３ ／h※３

低圧代替注水系原子炉注
水流量

差圧式
流量検出器

0〜 80m３ ／h※３，※５
0〜300m３ ／h※４
各10〜 80m３ ／h※４，※５

原子炉建屋原子炉棟
2階±4.0m ３ ／h
±0.7m３ ／h±2.4m ３ ／h
±0.7m３ ／h

代替循環冷却系原子炉注
水流量

差圧式
流量検出器

0〜150m３ ／h

2

原子炉建屋原子炉棟
地上 2 階±1.6m ３ ／h

原子炉隔離時冷却系系統
流量

差圧式
流量検出器

0〜50L／s

1

原子炉建屋原子炉棟
地下 2 階±0.5L／s

高圧炉心スプレイ系系統
流量

差圧式
流量検出器

0〜500L／s

1

原子炉建屋原子炉棟
地下 1 階±4.3L／s

残留熱除去系系統流量

差圧式
流量検出器

0〜600L／s

3

原子炉建屋原子炉棟
地下 1 階±5.2L／s

低圧炉心スプレイ系系統
流量

差圧式
流量検出器

0〜600L／s

1

原子炉建屋原子炉棟
地下 1 階±5.2L／s

0〜500m３ ／h※３

1

差圧式
流量検出器

原子炉建屋原子炉棟
地下 1 階±4.0m ３ ／h

低圧代替注水系格納容器
スプレイ流量0〜500m３ ／h※４1

原子炉建屋原子炉棟
3階±4.0m ３ ／h

低圧代替注水系格納容器
下部注水流量

差圧式
流量検出器

0〜200m３ ／h

1

原子炉建屋原子炉棟
3階±1.6m ３ ／h

代替循環冷却系格納容器
スプレイ流量

差圧式
流量検出器

0〜300m３ ／h

2

原子炉建屋原子炉棟
地下 2 階±3.2m ３ ／h

ドライウェル雰囲気温度

熱電対

0〜300℃

8

原子炉格納容器内±3.2℃

サプレッション・チェン
バ雰囲気温度

熱電対

0〜200℃

2

原子炉格納容器内±2.0℃

58−7−51
No.91-15

９１５cm基準

第 58−8−1 表

可搬型計測器の必要個数整理（1／4）

分類

監視パラメータ

監視パラメータの計測範囲

可搬型計測器の測定可能範囲

重要
計器数
※1

必要
個数
※2

検出器の種類

測定箇所

備考

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

0〜500℃

0〜1,200℃＊1

4

1

熱電対

中央制御室

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

原子炉圧力0〜10.5MPa[gage]

0〜10.5MPa[gage]2

弾性圧力検出器

中央制御室

2

弾性圧力検出器

中央制御室

2

差圧式水位検出器

中央制御室

差圧式水位検出器

中央制御室

1

差圧式水位検出器

中央制御室

1

差圧式水位検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

原子炉圧力容器内の圧力

1
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉水位（広帯域）

原子炉圧力容器の水位

原子炉水位（燃料域）

58−8−2

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
高圧代替注水系
系統流量
原子炉隔離時冷却系
系統流量
高圧炉心スプレイ系
系統流量

0〜10.5MPa[gage]

0〜10.5MPa[gage]−3,800〜1,500 ㎜＊2−3,800〜1,300 ㎜＊3−3,800〜1,500 ㎜＊2−3,800〜1,300 ㎜＊3−3,800〜1,500 ㎜＊2−3,800〜1,300 ㎜＊3−3,800〜1,500 ㎜＊2−3,800〜1,300 ㎜＊3

0〜50L／s

0〜50L／s

1

0〜50L／s

0〜50L／s

10〜500L／s

0〜500L／s

10〜500m ３ ／h＊40〜500m３ ／h＊4

2
1

1

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

いずれかの系統を使用する。

各1
原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系
原子炉注水流量0〜80m３ ／h＊4,＊6

0〜80m３ ／h＊4,＊6

0〜300m３ ／h＊50〜300m３ ／h＊5
各1３

代替循環冷却系
原子炉注水流量
残留熱除去系
系統流量
低圧炉心スプレイ系
系統流量※1：監視パラメータの計器数

３0〜80m ／h＊5,＊6

0〜80m ／h＊5,＊6

0〜150m３ ／h

0〜150m３ ／h

2

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜600L／s

0〜600L／s

3

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜600L／s

0〜600L／s

1

差圧式流量検出器

中央制御室

1

いずれかの系統を使用する。

※2：可搬型計測器の必要個数

No.91-16

９１５cm基準

配備個数：可搬型計測器（温度，圧力，水位，流量計測用）を 20 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 20 個配備する。（今後の検討によって可搬型計測器の必要個数は変更の可能性がある。）
配備台数：可搬型計測器（圧力・水位・流量計測用）を 19 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 19 個配備する。（今後の検討によって可搬型計測器の必要個数は変更の可能性がある。）

58−8−6＊1 ：測定可能範囲については，カタログ値より抜粋。
＊2 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）：温度，圧力・水位・流量計測用＊3 ：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）＊4 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊5 ：可搬型設備による対応時に使用：圧力・水位・流量計測用＊6 ：狭帯域流量＊7 ：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）＊8 ：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ＊9 ：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）＊10：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）＊11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）＊12：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）＊13：定格出力時の値に対する比率で示す。
＊14：平均出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
＊15：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置＊16：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）＊17：検出点 2 箇所
＊18：検出点 8 箇所
＊19：全交流動力電源喪失時は，水素・酸素監視装置，放射線監視装置，炉内核計装装置及び使用済燃料プール監視装置（水位・温度(ＳＡ広域)，監視カメラ）に対して常設代替交流電源設備により電源供給された場合には，監視計器は使用可能である。

No.91-17

燃料有効長頂部

第1表
分類

原子炉格納容器への注水量

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータの設定個数（2／6）

名称
低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量
低圧代替注水系格納容器下部注水
流量

計測範囲

個数

0〜500m ３ ／h

1

系統流量（常設ライン）を監視可能な流量計を新規に 1 個設置する。

0〜500m３ ／h

1

系統流量（可搬ライン）を監視可能な流量計を新規に 1 個設置する。

0〜200m ３ ／h

1系統流量を監視可能な流量計を新規に 1 個設置する。

別紙 1−3

ドライウェル雰囲気温度

0〜300℃8

ドライウェル内の温度分布を把握するため，ＲＰＶフランジの高さ（ドライウェル上部）に 2 個，燃料有効長頂部の高さ（ドライウェル中部）に 2 個，ドライウェル機器
ハッチ及び所員用エアロックの高さ（ドライウェル下部）に 2 個，ペデスタル上部に2 個，合計 8 個を新規に設置する。

サプレッション・チェンバ雰囲気
温度

0〜200℃2

サプレッション・チェンバ内の温度分布を把握するため，既設と同程度の高さに新規に 2 個設置する。

サプレッション・プール水温度

0〜200℃3

サプレッション・プール水の温度分布を把握するため，縦方向へ，既設と同程度の高さ（上部，中部，下部）に新規に 3 個設置する。

5

ペデスタル底部にデブリが落下した際に，水温上昇や高温のデブリが接触し指示値がダウンスケールすることでデブリ落下を検知する。デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5 個（予備 1 個含む）を設置し，ＲＰＶ破損の早期判断の観点から，2 個以上が上昇傾向（デブリの落下による水温上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）となった場合に，ＲＰＶ破損を判断する。

0〜500℃（ペデスタル床面＋0.2m）

5ペデスタル床面から 0.2m 以上のデブリが堆積した際に，水温上昇や高温のデブリが接触し指示値がダウンスケールすることでデブリ堆積を検知する。デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5 個（予備 1 個含む）を設置し，十分な量のデブリ堆積検知の観点から，3 個以上がオーバースケール（デブリの接触による温度上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）した場合にペデスタル
満水までの注水を判断する。

ドライウェル圧力

0〜1MPa［abs］

1

原子炉格納容器の限界圧力（620kPa［gege］）を監視可能な圧力計を新規に 1 個設置する。

サプレッション・チェンバ圧力0〜1MPa［abs］

1

原子炉格納容器の限界圧力（620kPa［gege］）を監視可能な圧力計を新規に 1 個設置する。

原子炉格納容器内の温度

0〜500℃（ペデスタル床面 0m）

格納容器下部水温

原子炉格納容器内の圧力設定個数の考え方

No.91-18

ＴＡＦ

第1表
分類
原子炉格納容器内の酸素濃度

使用済燃料プールの監視

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータの設定個数（6／6）

名称

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

個数

設定個数の考え方

0〜25vol％

1

重大事故等時に原子炉格納容器内の水素燃焼の可能性（酸素濃度：5vol%）を監視する
ため，Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ運転切替（サンプリング式）により計測可能な酸素濃度計を新規に設置する。

−4,300〜＋7,200mm
使用済燃料プール水位・温度（Ｓ （EL.35,077〜46,577mm）
Ａ広域）
0〜120℃

1

通常水位から燃料ラック下端(EL.35,097mm)まで監視可能な水位計を新規に 1 個設置
する。

1※１

通常水温から沸騰水温（水位高さ：燃料ラック中央付近）まで監視可能な温度計を新規に 1 個設置する。

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

0〜120℃

1 ※２

通常水温から沸騰水温（水位高さ：ＴＡＦ1ｍ下）まで監視可能な温度計を新規に 1個設定する。

10−２ 〜10５ Sv／h1

10−３ 〜10４ mSv／h

1

赤外線カメラ1

使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

別紙 1−7

使用済燃料プール監視カメラ※1：検出点 2 箇所，

計測範囲

通常水位からＢＡＦまで水位変動した際の放射線量率を監視可能な高レンジ・低レン
ジモニタを新規に各 1 個設置する。
通常水位からＴＡＦまで監視可能な監視カメラを新規に 1 個設置する。

※2：検出点 8 箇所

No.91-19別紙 4
原子炉水位不明時の対応について
燃料有効長頂部1.

概

要重大事故等対処設備とする原子炉水位計は，原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（燃料域）並びに原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ
燃料域）があり，それぞれの計測範囲で原子炉圧力容器内の水位を確認する。

2.

水位不明判断条件
以下の場合，原子炉水位不明と判断する。
ａ．原子炉水位指示計の電源が喪失した場合
ｂ．原子炉水位計の指示に「ばらつき」があり，原子炉水位が燃料有効長
頂部以上であることが判定できない場合
ｃ．ドライウェル雰囲気温度が，原子炉圧力に対する飽和温度に達した場
合（不測事態「水位不明（Ｃ３）」の中で定める水位不明判断曲線で
水位不明領域に入った場合）

ドラ イウ ェ ル雰 囲気 温 度
(℃)

第1図

水位不明判断曲線
別紙 4−1
No.91-20

No.8

まとめ資料（技術的能力1.15）

燃料有効長頂部

次に常用代替計器により代替パラメータを計測し，主要パラメータを推定する。

(2)

計器の計測範囲（把握能力）を超えた場合の手順
計 器 の 計 測 範 囲（ 把 握 能 力 ）を 超 え た 場 合 に ，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代替パラメータにより推定する。また，推定するために必要な代替パラメータについては，複数のパラメータの中か
ら 確 か ら し さ を 考 慮 し ， 第 1.15− 3 表 に 優 先 順 位 を 定 め る 。
これらのパラメータのうち，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と水位であり，その他のパラメータは計測範囲を超えない。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，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 1.15− 2 表 ， 第 1.15− 6 表 に 示 す 。
（ 添 付 資 料 1.15.5）

・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原子炉圧力容器温度の計 測 範 囲 は ， 0〜 500℃ で あ る 。
重大事故等時において原子炉の冷却機能が喪失し，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，原子炉圧力容器温度は計測範囲を超える場合がある。その場合，
重 大 事 故 等 時 に お け る 炉 心 損 傷 の 判 断 基 準 は 300℃ 以 上 で あり，また，損傷炉心の冷却失敗判断及び原子炉圧力容器破損
1.15−23
No.92-1

燃料有効長頂部の 徴 候 検 知 は 原 子 炉 圧 力 容 器 温 度（ 下 鏡 部 ）が 300℃ に 到 達 した場合であり，計測範囲内で判断可能である。
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 。

・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原子炉圧力及び原子炉
圧 力（ Ｓ Ａ ）の 計 測 範 囲 は ，0〜 10.5MPa［ gage］で あ る 。原 子
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 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を計測する原子炉水位（広帯域）
及 び 原 子 炉 水 位（ Ｓ Ａ 広 帯 域 ）の 計 測 範 囲 は ，蒸 気 乾 燥 器 ス カ
ー ト 下 端 を 基 準 に − 3,800 ㎜ 〜 1,500mm で あ る 。ま た ，原 子 炉
水 位（ 燃 料 域 ）及 び 原 子 炉 水 位（ Ｓ Ａ 燃 料 域 ）の 計 測 範 囲 に つ
い て は ，燃 料 有 効 長 頂 部 を 基 準 に − 3,800 ㎜ 〜 1,300mm で あ る 。
炉心の冷却状態を把握する上で，原子炉水位制御範囲レベ
ル ３ 〜 ８ （ 蒸 気 乾 燥 器 ス カ ー ト 下 端 を 基 準 に 300〜 1,400mm）
及び燃料有効長底部まで監視可能であり，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。
重大事故等時において原子炉の冷却機能が喪失し，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1.15−24
No.92-2

燃料有効長頂部

炉水位は計測範囲を超える場合がある。その場合，高圧代替
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を算出し，直前まで判明していた水位に変換率を考慮することにより原子炉圧力容器内の水位を推定することが可能である。
ま た ，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・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子炉圧
力容器温度により監視可能である。
原子炉冷却材喪失（大破断ＬＯＣＡ）又は炉心損傷後において原子炉水位不明と判断した場合は，事象進展に応じ，原子炉水位Ｌ０までの水位回復判断を原子炉注水流量と必要注
水時間により，また，損傷炉心の冷却維持判断を崩壊熱相当
以上の原子炉注水流量により，さらに，損傷炉心の冷却失敗
判 断 に 原 子 炉 圧 力 容 器 温 度（ 下 鏡 部 ）を 用 い て ，原 子 炉 水 位 を推定する。
（ 添 付 資 料 1.15.12）・原子炉圧力容器への注水量
原子炉圧力容器へ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，
1.15−25
No.92-3

燃料有効長頂部
９１５cm基準

第 1.15−2 表
分類

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（2／13）

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ

個数

計測範囲

設計基準

把握能力（計測範囲の考え方）

原子炉水位（広帯域）

2−3,800〜1,500 ㎜ −3,800〜1,400 ㎜※4※4

原子炉水位（燃料域）

2−3,800〜1,300 ㎜※5

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

1

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

1③原子炉圧力容器内の水位

1.15−43

高圧代替注水系系統流量

448〜1,300 ㎜
※5

耐震性

電源

検出器の
種類

Ss 機能
維持

区分Ⅰ,Ⅱ
直流電源
※22

差圧式水位
検出器

S

区分Ⅰ,Ⅱ
直流電源
※22

差圧式水位
検出器

緊急用
直流電源
※22

差圧式水位
検出器

緊急用
直流電源
※22

差圧式水位
検出器

炉心の冷却状況を把握する上で,原子炉水位制
御範囲レベル３〜８（300〜1,400mm ※4）及び−3,800〜1,500 ㎜ −3,800〜1,400 ㎜ 燃料有効長底部まで監視可能。
Ss 機能
※4
※4
維持
−3,800〜1,300 ㎜※5448〜1,300 ㎜
※5

Ss 機能
維持

可搬型
第 1.15−3
計測器
図 No.
個数

1

※2

低圧代替注水系原子炉注水流量 ※2
代替循環冷却系原子炉注水流量 ※2
原子炉隔離時冷却系系統流量※2

高圧炉心スプレイ系系統流量※2

残留熱除去系系統流量※2

低圧炉心スプレイ系系統流量

※2

原子炉圧力

※2

原子炉圧力（ＳＡ）※2「④原子炉圧力容器への注水量」を監視するパラメータと同じ。

「②原子炉圧力容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

サプレッション・チェンバ圧力 ※2「⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

No.92-4

燃料有効長頂部

９１５cm基準

第 1.15−2 表
分類

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ⑰使用済燃料プールの監視

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア
放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

1.15−54

使用済燃料プール監視カメラ

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（13／13）
個数

1

計測範囲

設計基準

把握能力（計測範囲の考え方）

耐震性−4,300〜＋7,200mm
重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性の あ る 使 用※19＋6,818mm
済 燃 料 プ ー ル 上 部 か ら 使 用 済 燃料 ラ ッ ク 下（EL.35,077〜（EL.46,195mm） 端（EL.35,097mm）までの範囲にわたり水位 Ss 機能
46,577mm）を監視可能。
維持

電源

区分Ⅱ
直流電源
緊急用
直流電源

検出器の
種類

可搬型
第 1.15−3
計測器
図 No.
個数

ガイドパル
ス式水位 −※24
検出器

1
※20

0〜120℃

66℃以下

1
※21

0〜120℃−※6

重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性の あ る 使 用 Ss 機能
済燃料プールの温度（100℃）を監視可能。 維持

緊急用
直流電源

熱電対

1

10 − ２ 〜10 ５ Sv／h

1

10 − ３ 〜10 ４ mSv／h−※6

重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性が あ る 放 射 Ss 機能
線量率（3.0mSv／h 以下）を監視可能。
維持

緊急用
直流電源

イオン
チェンバ

−※24

−※6

カメラ：緊急重 大 事 故 等 時 に お い て 使 用 済 燃料 プ ー ル 及 Ss 機能 用直流電源
びその周辺の状況を監視可能。
維持 空冷装置：緊
急用交流電源

赤外線
カメラ

−※24

1

−

重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性の あ る 使 用済燃料プールの温度（100℃）を監視可能。

測温
抵抗体

1

※1 ：分類のうち，重要監視パラメータとしてのみ使用する。 ※2：分類のうち，重要代替監視パラメータとしてのみ使用する。
※3 ：設計基準事故時に想定される原子炉圧力容器の最高圧力に対する飽和温度。
※4 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）。 ※5：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）。
※6 ：重大事故等時に使用する設備のため，設計基準事故時は値なし。
※7 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用。 ※8：可搬型設備による対応時に使用。
※9：狭帯域流量。
※10：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）。 ※11：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ。
※12：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）。 ※13：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）。
※14：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）。 ※15：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）。
※16：炉心損傷は，原子炉停止後の経過時間における格納容器雰囲気放射線モニタの値で判断する。原子炉停止直後に炉心損傷した場合の判断値は約 10Sv／h（経過時間とともに判断値は低くなる）であり，設計基準では炉心損傷しないことからこの値を下回る。
※17：平均出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルには それ ぞ れ 21 個 ，B,D,F に はそれ ぞ れ 22 個 の検 出器 があ る。
※18：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置。 ※19：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）。
※20：検出点 2 箇所。 ※21：検出点 8 箇所。
※22：「設置許可基準規則」第 47 条，48 条及び 49 条で抽出された計装設備は設計基準事故対処設備に対して多様性及び独立性を有し，位置的分散を図ることとしており，電源について
は，非常用所内電気設備と独立性を有し，位置的分散を図る設計とする。詳細については，「3.14 電源設備（「設置許可基準規則」第 57 条に対する設計方針を示す章）の補足説
明資料 57−9」参照。なお，各条文に対するパラメータの選定結果は，補足説明資料 58−10 に整理している。
※23：「設置許可基準規則」第 51 条で抽出された計装設備は複数のパラメータとすることで多様性を有しており，低圧代替注水系格納容器下部注水流量及び格納容器下部水位に対して常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力及びドライウェル雰囲気温度はそれぞれ独立性を有する設計としている。電源については，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代替所内電源設備を経由して電源を受電できる設計とするとともに，可搬型計測器による計測が可能な設計としており，多様性を有している。詳細については，「3.14 電源設備（「設置許可基準規則」第 57 条に対する設計方針を示す章）の補足説明資料 57−9」参照。なお，各条文に対するパラメータの選定結果は，補足説明資料 58−10 に整理している。
※24：可搬型計測器で計測できるパラメータでない場合を「−」で示す。全交流動力電源喪失時は，水素・酸素濃度監視装置，放射線監視装置，炉内核計装装置及び使用済燃料プール監視装置（水位・温度(ＳＡ広域)，監視カメラ）に対して常設代替交流電源設備により電源供給された場合には，監視計器は使用可能である。

No.92-5

燃料有効長頂部

第 1.15−3 表

代替パラメータによる主要パラメータの推定（1／16）【推定ケース】
ケース１： 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）から推定する。

ケース２： 水位を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から推定する。

ケース３： 流量を注水先又は水源の水位変化を監視することにより推定する。

ケース４： 圧力から原子炉圧力容器又は原子炉格納容器の水位を推定する。

ケース５： 原子炉冷却材圧力バウンダリからの漏えいを水位，圧力等の傾向監視により推定する。

ケース６： 圧力又は温度を水の飽和状態の関係から推定する。

ケース７： 水素燃焼するおそれのある状態であるかを推定する。

ケース８： 装置の作動状況により水素濃度を推定する。

1.15−55

ケース９： 制御棒の位置指示により未臨界を推定する。

ケース１０： プラントの状態により最終ヒートシンクの確保を推定する。

ケース１１： 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関関係及びカメラによる監視により，

ケース１２： デブリの冠水状態を温度により推定する。

使用済燃料プールの水位又は必要な水遮蔽が確保されていることを推定する。

なお，代替パラメータによ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。
分類

主要パラメータ

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

代替パラメータ ※1

推定ケース

代替パラメータ推定方法①主要パラメータの他チャンネル

ケース１①原子炉圧力容器温度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推②原子炉圧力ケース６定する。

②原子炉圧力（ＳＡ）②原子炉圧力容器温度の監視が不可能となった場合は，原子炉水位から原子炉圧②原子炉水位（広帯域）

力 容器 内が 飽和 状態 にあ ると 想定 する こと で ,原 子炉 圧力よ り飽和 温度 ／圧 力

②原子炉水位（燃料域）の関係を利用して原子炉圧力容器内の温度を推定する。

②原子炉水位（ＳＡ広帯域）

ま た ,ス クラ ム後 ，原 子炉水 位が燃 料有 効長 頂部 に到 達す るま での 経過 時間 より原子炉圧力容器内の温度を推定する。

②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③残留熱除去系熱交換器入口温度

ケース１③残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により推定する。
推定は，主要パラメータの他チャンネルを優先する。

※1：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
※2：［］は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

No.92-6

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

ａ．手動による原子炉減圧(a) 逃がし安全弁による減圧【逃がし安全弁2個での減圧の場合】

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

格納 容 器雰 囲 気放 射原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率線モニタ（Ｓ／Ｃ）

1.15−156

判断基準︵１／４︶

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

原子炉圧力

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器数

直後

負荷切り離し後

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

4

2

4

2

4

1

①

①

−

−

原子炉圧
力容器内
の圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

計器名称

SBO影響

2

2

2

①

−

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）
原子炉圧力容器温度

2
2
1
1
4

2
2
1
1
4

1
1
1
1
4

原子炉圧力

2

2

1

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）
原子炉圧力容器温度

2
2
1
1
4

2
2
1
1
4

1
1
1
1
4

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
直接的に原子炉圧力容器内の圧力を計測することができ，監視可能
監視事項は抽飽和温度/圧力の関係から原子炉水 出パラメータ
位により原子炉圧力の代替監視可 にて確認
能
直接的に原子炉圧力容器内の圧力を計測することができ，監視可能
監視事項は抽飽和温度/圧力の関係から原子炉水 出パラメータ
位により原子炉圧力の代替監視可 にて確認
能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-7

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

操作︵３／３︶ａ．手動による原子炉減圧(a) 逃がし安全弁による減圧【逃がし安全弁2個での減圧の場合】

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

格納 容 器雰 囲 気放 射原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

4

4

4

①

−

評価
計器故障等

SBO

1.15−162

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-8

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類(3) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原
子炉除熱

計器名称

原子炉圧力

計器数

2

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

2

1

①

−

原子炉圧
力容器内
の圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

操作︵２／２︶

1.15−195

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

補機監視 残留熱除 去系ポ ンプ
吐出圧力機能
残留熱除 去系熱 交換
器入口温度
最終ヒー 残留熱除 去系熱 交換
トシンク 器出口温度の確保
残留熱除 去系系 統流
量

2

4

2

4

2

4

①

①

−

−

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）
原子炉圧力容器温度

2
2
1
1
4

2
2
1
1
4

1
1
1
1
4

原子炉圧力

2

2

1

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）
原子炉圧力容器温度
原子炉圧力

2
2
1
1
4
2

2
2
1
1
4
2

1
1
1
1
4
1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

−

−

−

−

3

0

0

−

−

2

0

0

①

−

原子炉圧力容器温度

4

4

4

2

0

0

①

−

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

3

0

0

①

−

サプレッション・チェンバ雰囲
気温度
サプレッション・プール水温度

2

2

2

3

3

3

評価
計器故障等

SBO

直接的に原子炉圧力容器内の圧力を計測することができ，監視可能
監視事項は抽飽和温度/圧力の関係から原子炉水 出パラメータ
位により原子炉圧力の代替監視可 にて確認
能
直接的に原子炉圧力容器内の圧力を計測することができ，監視可能
監視事項は抽飽和温度/圧力の関係から原子炉水 出パラメータ
位により原子炉圧力の代替監視可 にて確認
能
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
−

−

原子炉圧力容器温度，ドライウェ
ル雰囲気温度，サプレッション・
監視事項は抽チェンバ雰囲気温度及びサプレッ
出パラメータション・プール水温度により，残にて確認
留熱除去系による冷却の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-9

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の
原子炉除熱

計器名称

原子炉圧力

計器数

2

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

2

1

①

−

原子炉圧
力容器内
の圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

操作︵２／２︶

1.15−265

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

補機監視 残留熱除去系ポンプ吐出圧力（A,B系のみ）
機能
残留 熱 除去 系 熱交 換器入口温度
残留 熱 除去 系 熱交 換
最終ヒー
器出口温度
トシンク
の確保
残留 熱 除去 系 系統 流
量

2

4

2

4

2

4

①

①

−

−

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）
原子炉圧力容器温度

2
2
1
1
4

2
2
1
1
4

1
1
1
1
4

原子炉圧力

2

2

1

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）
原子炉圧力容器温度
原子炉圧力

2
2
1
1
4
2

2
2
1
1
4
2

1
1
1
1
4
1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

−

−

−

−

2

0

0

−

−

2

0

0

①

−

原子炉圧力容器温度

4

4

4

2

0

0

①

−

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

2

2

0

0

①

−

サプレッション・チェンバ雰
囲気温度
サプレッション・プール水温
度

2

3

3

3

3

評価
計器故障等

SBO

直接的に原子炉圧力容器内の圧力を計測することができ，監視可能
監視事項は抽飽和温度/圧力の関係から原子炉水 出パラメータ
位により原子炉圧力の代替監視可 にて確認
能
直接的に原子炉圧力容器内の圧力を計測することができ，監視可能
監視事項は抽飽和温度/圧力の関係から原子炉水 出パラメータ
位により原子炉圧力の代替監視可 にて確認
能
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
−

−

原子炉圧力容器温度，ドライウェ
ル雰囲気温度，サプレッション・
監視事項は抽チェンバ雰囲気温度及びサプレッ
出パラメータション・プール水温度により，残にて確認
留熱除去系による冷却の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-10

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後(b) 原子炉冷却材浄化系による進展抑制原子炉圧
原子 炉 水位 （ ＳＡ 広
力容器内
帯域）
の水位
原子 炉 水位 （ ＳＡ 燃
（ ２ ／
料域）
２）

1
1

1
1

1
1

①
①

−
−

操作︵２／２︶

1.15−267

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

原子 炉 冷却 材 浄化 系
2
2
0
系統流量
最終ヒー 原子 炉 冷却 材 浄化 系
1
10
トシンク 原子炉出口温度の確保 原子 炉 冷却 材 浄化 系
非再 生 熱交 換 器出 口
110
温度①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

①

−

③
③
③

原子炉冷却材浄化系の運転状態を確認するパラ
メータ

計器名称

計器数

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
高圧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
低圧炉心スプレイ系系統流量
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
サプレッション・チェンバ圧
力
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

SBO影響

評価
計器故障等

SBO

直後

負荷切り離し後

2
2
1

2
2
1

1
1
1

4

4

4

2

2

2

1
1
3
1
2
2

1
0
0
0
2
2

1
0
0
0
1
2

1

1

1

2

2

1

2

2

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

直接的に原子炉圧力容器内の水位を計測することができ，監視可能

監視事項は抽
原子炉圧力容器へ注水している系
出パラメータ
統の注水流量と崩壊熱除去に必要にて確認
な水量より原子炉水位の代替監視可能

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
監視事項は抽及びサプレッション・チェンバ圧
出パラメータ
力の差圧から原子炉圧力容器の満にて確認
水を推定する。
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能

No.92-11

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(a) 格納容器
格納 容 器雰 囲 気放 射
22
圧力逃がし装原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
置による原子納容器内
炉格納容器内の放射線格納 容 器雰 囲 気放 射の減圧及び除量率22線モニタ（Ｓ／Ｃ）
熱

1.15−272

判断基準

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

原子炉格
サプ レ ッシ ョ ン・ プ
納容器内
ール水位
の水位

4

1

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

4

1

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

4

1

①

①

−

−

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）

2
2

2
2

1
1

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

1
1

1
1

1
1

残留熱除去系熱交換器入口
温度

2

0

0

4

4

4

2

2

2

低圧代替注水系原子炉注水
流量
低圧代替注水系格納容器ス
プレイ流量
低圧代替注水系格納容器下部注水流量
代替淡水貯槽水位

1

1

1

1

1

1

西側淡水貯水設備水位

1

1

1

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ
圧力

1

1

1

評価
計器故障等

SBO

監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器の温度の代替
監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有効長 監視事項は抽頂部に到達するまでの経過時間より原 出パラメータ
子炉圧力容器内の温度の代替監視可能 にて確認
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替監視可能
低圧代替注水系原子炉注水流量，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量及び低圧代替注水系格納容器下部注
水流量の注水量より，サプレッション・プール水位の代替監視可能

監視事項は抽代替淡水貯槽水位，西側淡水貯水設 出パラメータ
備水位の水位変化より，サプレッシ にて確認ョン・プール水位の代替監視可能
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より，サプ
レッション・プール水位の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-12

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

1.5.2.2 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送
ｂ．耐圧強化
格納 容 器雰 囲 気放 射
ベント系によ原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
る原子炉格納納容器内
容器内の減圧の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射及び除熱量率線モニタ（Ｓ／Ｃ）

1.15−286

判断基準

原子炉圧
力容器の 原子炉圧力容器温度
温度

原子炉格
サプ レ ッシ ョ ン・ プ
納容器内
ール水位
の水位

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

評価
計器故障等

SBO

監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器の温度の代替
監視可能

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

スクラム後，原子炉水位が燃料有効長 監視事項は抽頂部に到達するまでの経過時間より原 出パラメータ
子炉圧力容器内の温度の代替監視可能 にて確認

残留熱除去系熱交換器入口
温度

2

0

0

残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替監視可能

4

4

4

2

2

2

1

1

1

1

1

1

4

1

4

1

4

1

①

①

−

−

低圧代替注水系原子炉注水
流量
低圧代替注水系格納容器ス
プレイ流量
低圧代替注水系格納容器下部注水流量
代替淡水貯槽水位
西側淡水貯水設備水位

1

1

1

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ
圧力

1

1

1

1

1

1

低圧代替注水系原子炉注水流量，低圧
代替注水系格納容器スプレイ流量及び低圧代替注水系格納容器下部注水流量の注水量より，サプレッション・プー
ル水位の代替監視可能
監視事項は抽出パラメータ
代替淡水貯槽水位，西側淡水貯水設備
にて確認
水位の水位変化より，サプレッション・プール水位の代替監視可能
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より，サプレッション・プール水位の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-13

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(a) 代替循環
格納容器 雰囲気 放射
冷却系による
2
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
サプレッショ
納容器内
ン・プール水の放射線格納容器 雰囲気 放射の除熱量率
2線モニタ（Ｓ／Ｃ）

判断基準︵１／２︶

1.15−332

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

サプレッ ション ・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
ェンバ雰囲気温度

43

2

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

2

2

①

−

格 納容 器 雰 囲 気放 射 線 モニ タ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

①

−

格 納容 器 雰 囲 気放 射 線 モニ タ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

サプレッション・チェンバ雰囲
気温度

2

2

2

サプレッション・プール水温度

3

3

3

サプレッション・チェンバ圧力

1

1

1

4

3

2

4

3

2

①

①

①

−

−

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の温度変化によりサプレッシ
出パラメータョン・プール水温度の代替監視可にて確認
能
サプレッション・プール水温度の温度変化によりサプレッション・
チェンバ雰囲気温度の代替監視可
監視事項は抽能出パラメータ
飽和温度/圧力の関係からサプレッにて確認
ション・チェンバ圧力によりサプ
レッション・チェンバ雰囲気温度の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-14

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱(b) 代替循環格納 容 器雰 囲 気放 射
冷却系による
2
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
原子炉格納容
納容器内
器内の除熱
の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率2線モニタ（Ｓ／Ｃ）

判断基準︵１／２︶

1.15−335

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

ドライウェル圧力

41

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1

計器数

直後

負荷切り離し後

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

サプレッション・チェンバ圧
力

1

1

1

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

[ドライウェル圧力]

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ雰
囲気温度

2

2

2

[サプレッション・チェンバ圧
力]

2

0

0

4

1

4

1

①

①

−

−

原子炉格
納容器内
の圧力
サプ レ ッシ ョ ン・ チ
ェンバ圧力

計器名称

SBO影響

1

1

①

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
ドライウェル雰囲気温度の変化に 監視事項は抽より，ドライウェル圧力の代替監 出パラメータ
視可能にて確認
監視可能であれば，ドライウェル
圧力（常用計器）により監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の変化により，サプレッショ
出パラメータン・チェンバ圧力の代替監視可能
にて確認
監視可能であれば，サプレッショ
ン・チェンバ圧力（常用計器）により監視可能。

①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-15

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納
格納 容 器雰 囲 気放 射
2
容器スプレイ
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
冷却系（常
納容器内
設）による原の放射線格納 容 器雰 囲 気放 射
子炉格納容器量率2線モニタ（Ｓ／Ｃ）
内の冷却判断基準︵１／２︶

1.15−339

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

ドライウェル圧力

41

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1

計器数

直後

負荷切り離し後

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

サプレッション・チェンバ圧
力

1

1

1

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

[ドライウェル圧力]

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ雰
囲気温度

2

2

2

[サプレッション・チェンバ圧
力]

2

0

0

4

1

4

1

①

①

−

−

原子炉格
納容器内
の圧力
サプ レ ッシ ョ ン・ チ
ェンバ圧力

計器名称

SBO影響

1

1

①

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
直接的に格納容器内の圧力を計測することができ，監視可能
ドライウェル雰囲気温度の変化に 監視事項は抽より，ドライウェル圧力の代替監 出パラメータ
視可能にて確認
監視可能であれば，ドライウェル
圧力（常用計器）により監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の変化により，サプレッショ
出パラメータン・チェンバ圧力の代替監視可能
にて確認
監視可能であれば，サプレッショ
ン・チェンバ圧力（常用計器）により監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-16

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(b) 代替格納
格納容器 雰囲気 放射
2
容器スプレイ
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
冷却系（可搬納容器内型）による原の放射線格納容器 雰囲気 放射
子炉格納容器量率2線モニタ（Ｓ／Ｃ）
内の冷却（淡水／海水）判断基準︵１／３︶

1.15−343

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

ドライウェル圧力

41

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

原子炉格
ドライウ ェル雰 囲気
納容器内
温度
の温度

1

8

計器数

直後

負荷切り離し後

2

2

①

−

格納 容 器 雰囲 気 放射 線 モ ニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

①

−

格納 容 器 雰囲 気 放射 線 モ ニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

サプレッション・チェンバ圧力

1

1

1

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

[ドライウェル圧力]

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ雰囲
気温度

2

2

2

[サプレッション・チェンバ圧
力]

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ圧力

1

1

1

4

1

4

1

①

①

−

−

原子炉格
納容器内
の圧力
サプレッ ション ・チ
ェンバ圧力

計器名称

SBO影響

1

8

1

8

①

①

−

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
ドライウェル雰囲気温度の変化に 監視事項は抽より，ドライウェル圧力の代替監 出パラメータ
視可能にて確認
監視可能であれば，ドライウェル
圧力（常用計器）により監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の変化により，サプレッショ
出パラメータン・チェンバ圧力の代替監視可能
にて確認
監視可能であれば，サプレッショ
ン・チェンバ圧力（常用計器）により監視可能ドライウェル圧力及びサプレッシ
監視事項は抽ョン・チェンバ圧力の変化によ
出パラメータり，ドライウェル雰囲気温度の代
にて確認
替監視可能

①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-17

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(c) 消火系に格納容器 雰囲気 放射
よる原子炉格2
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の冷納容器内
却の放射線格納容器 雰囲気 放射量率2線モニタ（Ｓ／Ｃ）

判断基準︵１／２︶

1.15−348

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

ドライウェル圧力

41

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1

計器数

直後

負荷切り離し後

2

2

①

−

格 納容 器 雰 囲 気放 射 線 モニ タ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

①

−

格 納容 器 雰 囲 気放 射 線 モニ タ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

サプレッション・チェンバ圧力

1

1

1

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

[ドライウェル圧力]

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ雰囲
気温度

2

2

2

[サプレッション・チェンバ圧
力]

2

0

0

4

1

4

1

①

①

−

−

原子炉格
納容器内
の圧力
サプレッ ション ・チ
ェンバ圧力

計器名称

SBO影響

1

1

①

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
ドライウェル雰囲気温度の変化に 監視事項は抽より，ドライウェル圧力の代替監 出パラメータ
視可能にて確認
監視可能であれば，ドライウェル
圧力（常用計器）により監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の変化により，サプレッショ
出パラメータン・チェンバ圧力の代替監視可能
にて確認
監視可能であれば，サプレッショ
ン・チェンバ圧力（常用計器）により監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-18

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．代替格納容器スプレイ(d) 補給水系
格納容器 雰囲気 放射
による原子炉2
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器内の納容器内
冷却の放射線格納容器 雰囲気 放射量率2線モニタ（Ｓ／Ｃ）

判断基準︵１／２︶

1.15−352

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

ドライウェル圧力

41

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1

計器数

直後

負荷切り離し後

2

2

①

−

格 納容 器 雰 囲 気放 射 線 モニ タ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

①

−

格 納容 器 雰 囲 気放 射 線 モニ タ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

サプレッション・チェンバ圧力

1

1

1

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

[ドライウェル圧力]

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ雰囲
気温度

2

2

2

[サプレッション・チェンバ圧
力]

2

0

0

4

1

4

1

①

①

−

−

原子炉格
納容器内
の圧力
サプレッ ション ・チ
ェンバ圧力

計器名称

SBO影響

1

1

①

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
ドライウェル雰囲気温度の変化に 監視事項は抽より，ドライウェル圧力の代替監 出パラメータ
視可能にて確認
監視可能であれば，ドライウェル
圧力（常用計器）により監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の変化により，サプレッショ
出パラメータン・チェンバ圧力の代替監視可能
にて確認
監視可能であれば，サプレッショ
ン・チェンバ圧力（常用計器）により監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-19

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

直後

1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｃ．ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の除熱(a) ドライウ
格納 容 器雰 囲 気放 射
22
ェル内ガス冷原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
却装置による
納容器内
原子炉格納容の放射線格納 容 器雰 囲 気放 射
器内の除熱
量率
2
2
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

判断基準︵１／２︶

1.15−356

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

残留 熱 除去 系 系統 流量

原子炉格
低圧 代 替注 水 系格 納
納容器へ容器スプレイ流量
の注水量

4

3

1

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

4

0

1

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

4

0

1

代替 循 環冷 却 系格 納222
容器スプレイ流量①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

①

−

①

−

−

−

−

−

−

−

代替淡水貯槽水位1

1

1

西側淡水貯水設備水位

1

1

1

サプレッション・プール水位

1

1

1

−

−

−

−

−

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
−

−

代替淡水貯槽水位，西側淡水貯水設備水位の水位変化より，低圧代
替注水系格納容器スプレイ流量の 監視事項は抽
代替監視可能出パラメータサプレッション・プール水位の水 にて確認
位変化より，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量の代替監視可能−−

No.92-20

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

1.6.2.3 原子炉格納容器破損を防止するための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ. 復旧(a) 残留熱除格納 容 器雰 囲 気放 射
去系（格納容2
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
器スプレイ冷納容器内却系）復旧後の放射線格納 容 器雰 囲 気放 射の原子炉格納量率
2線モニタ（Ｓ／Ｃ）
容器内の除熱判断基準︵１／３︶

1.15−358

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

ドライウェル圧力

41

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1

計器数

直後

負荷切り離し後

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

サプレッション・チェンバ圧
力

1

1

1

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

[ドライウェル圧力]

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ雰
囲気温度

2

2

2

[サプレッション・チェンバ圧
力]

2

0

0

4

1

4

1

①

①

−

−

原子炉格
納容器内
の圧力
サプ レ ッシ ョ ン・ チ
ェンバ圧力

計器名称

SBO影響

1

1

①

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
ドライウェル雰囲気温度の変化に監視事項は抽より，ドライウェル圧力の代替監
出パラメータ
視可能にて確認
監視可能であれば，ドライウェル
圧力（常用計器）により監視可能。
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の変化により，サプレッショ
出パラメータン・チェンバ圧力の代替監視可能
にて確認
監視可能であれば，サプレッショ
ン・チェンバ圧力（常用計器）により監視可能。

①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-21

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
監視パラメータ
対応手段項目(b) 残留熱除
去系（サプレッション・プール冷却系）
復旧後のサプ
レッション・
プール水の除熱抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

格納 容 器雰 囲 気放 射原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率線モニタ（Ｓ／Ｃ）

1.15−362

判断基準︵１／３︶

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

サプ レ ッシ ョ ン・ 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
ェンバ雰囲気温度

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

サプレッション・チェンバ雰
囲気温度

2

2

2

サプレッション・プール水温
度

3

3

3

サプレッション・チェンバ圧
力

1

1

1

4

3

2

4

3

2

4

3

2

①

①

①

−

−

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線
レベルを計測することができ，監監視事項は抽視可能
出パラメータ直接的に格納容器内雰囲気放射線にて確認レベルを計測することができ，監
視可能
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の温度変化によりサプレッシ
出パラメータョン・プール水温度の代替監視可にて確認
能
サプレッション・プール水温度の温度変化によりサプレッション・
チェンバ雰囲気温度の代替監視可
監視事項は抽能出パラメータ
飽和温度/圧力の関係からサプレッにて確認
ション・チェンバ圧力によりサプ
レッション・チェンバ雰囲気温度の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-22

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ａ． 格納容格納容器雰囲気放射線
22
器圧力逃がし原子炉格モニタ（Ｄ／Ｗ）
装置による原納容器内
子炉格納容器の放射線格納容器雰囲気放射線
内の減圧及び量率22
モニタ（Ｓ／Ｃ）
除熱

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

4

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

4

1

1

計器数

直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

低圧代替注水系原子炉注水流
量

4

4

4

2

2

2

1

1

1

1

1

1

西側淡水貯水設備水位

1

1

1

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ圧
力

1

1

1

4

①

−

判断基準

1.15−366

原子炉格
サプレッション・プー
納容器内
ル水位
の水位

計器名称

SBO影響

1

①

−

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量
低圧代替注水系格納容器下部
注水流量
代替淡水貯槽水位

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
低圧代替注水系原子炉注水流量，
低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量及び低圧代替注水系格納容器
下部注水流量の注水量より，サプ
レッション・プール水位の代替監
視可能

監視事項は抽代替淡水貯槽水位，西側淡水貯水 出パラメータ
設備水位の水位変化より，サプレ にて確認
ッション・プール水位の代替監視可能
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より，サプレッション・プール水位の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-23

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ｂ．第二弁操
格納容器雰囲気放射線
作室の正圧化
22
原子炉格モニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の放射線
格納容器雰囲気放射線
量率2
2
モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

4

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

4

操作

第二弁操作室差圧
補機監視
空気ボンベユニット空
機能
気供給流量

1

1

計器数

直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

4

4

4

2

2

2

1

1

1

1

1

1

西側淡水貯水設備水位

1

1

1

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ圧
力

1

1

1

−

−

−

−

−

−

−

−

4

①

−

判断基準

1.15−371

原子炉格
サプレッション・プー
納容器内
ル水位
の水位

計器名称

SBO影響

1

①

1

1

1

③

1

1

1

③

−

二次隔離弁操作
室の陽圧化を確認するパラメータ

低圧代替注水系原子炉注水流量
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量
低圧代替注水系格納容器下部
注水流量
代替淡水貯槽水位

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
低圧代替注水系原子炉注水流量，
低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量及び低圧代替注水系格納容器
下部注水流量の注水量より，サプ
レッション・プール水位の代替監
視可能
監視事項は抽代替淡水貯槽水位，西側淡水貯水出パラメータ
設備水位の水位変化より，サプレ
にて確認
ッション・プール水位の代替監視可能
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より，サプレッション・プール水位の代替
監視可能
−
−
−

−

①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-24

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

1.7.2.1

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

評価
計器故障等

SBO

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(2) 代 替 循
環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

格納容器雰囲気放射線
原子炉格
モニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の放射線
格納容器雰囲気放射線
量率
モニタ（Ｓ／Ｃ）

1.15−382

判断基準︵１／３︶

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

ドライウェル圧力

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

サプレッション・チェンバ圧
力

1

1

1

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

［ドライウェル圧力］

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ雰
囲気温度

2

2

2

［サプレッション・チェンバ
圧力］

2

0

0

4

1

4

1

4

1

①

①

−

−

原子炉格
納容器内
の圧力
サプレッション・チェ
ンバ圧力

1

1

1

①

−

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータにて確認
代替監視可能残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
ドライウェル雰囲気温度の変化に監視事項は抽より，ドライウェル圧力の代替監
出パラメータ
視可能にて確認
監視可能であればドライウェル圧
力（常用計器）により代替監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気
監視事項は抽温度の変化により，サプレッショ
出パラメータン・チェンバ圧力の代替監視可能
にて確認
監視可能であればサプレッショ
ン・チェンバ圧力（常用計器）により代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-25

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

1.7.2.1

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

評価
計器故障等

SBO

原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(3) サ プ レッション・プール水ｐＨ制御装置による
薬液注入

格納容器雰囲気放射線
原子炉格
モニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の放射線
格納容器雰囲気放射線
量率
モニタ（Ｓ／Ｃ）

判断基準

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

1.15−389

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能

操作

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温
度

2

0

0

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

4

4

4

①

水源の確
薬液タンク液位
保

1

1

1

③

補機監視
薬液タンク圧力
機能

1

1

1

③

水源の確
薬液タンク液位
保

1

1

1

③

−

サプレッショ
ン・プール水pH
制御設備の状態を確認するパラメータ
サプレッショ
ン・プール水pH
制御設備の状態を確認するパラメータ①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-26

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／３︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ａ．格納容器格納 容 器雰 囲 気放 射
下部注水系
2
2
2
①
−
原子炉格
線モニタ（Ｄ／Ｗ）（常設）によ納容器内るペデスタルの放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
（ドライウェ
量率222①−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）
ル部）への注水

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−390直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-27

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／４︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｂ．格納容器格納 容 器雰 囲 気放 射
下部注水系
2
2
2
①
−
原子炉格
線モニタ（Ｄ／Ｗ）（可搬型）に納容器内
よるペデスタの放射線格納 容 器雰 囲 気放 射ル（ドライウ量率222①−線モニタ（Ｓ／Ｃ）
ェル部）への注水（淡水／
海水）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−395

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-28

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／３︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｃ.消火系に
格納 容 器雰 囲 気放 射
よるペデスタ
2
2
2
①
−
原子炉格
線モニタ（Ｄ／Ｗ）
ル（ドライウ
納容器内ェル部）へのの放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
注水
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−401

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-29

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／３︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.1 ペデスタル（ドライウェル部）の床面に落下した溶融炉心の冷却のための対応手順(1) ペデスタル（ドライウェル部）への注水
ｄ．補給水系
格納 容 器雰 囲 気放 射によるペデス
2
2
2
①
−
原子炉格
線モニタ（Ｄ／Ｗ）
タル（ドライ
納容器内ウェル部）への放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
の注水
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−406

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-30

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／５︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ａ．原子炉隔格納 容 器雰 囲 気放 射
2
2
2
①
−
離時冷却系に原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
よる原子炉圧納容器内
力容器への注の放射線格納 容 器雰 囲 気放 射
水
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−411

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-31

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／５︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｂ．高圧代替格納 容 器雰 囲 気放 射
2
2
2
①
−
注水系による
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
原子炉圧力容
納容器内
器への注水
の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−418

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-32

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／４︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｃ．低圧代替格納 容 器雰 囲 気放 射
2
2
2
①
−
注水系（常
原子炉格
線モニタ（Ｄ／Ｗ）
設）による原納容器内
子炉圧力容器の放射線格納 容 器雰 囲 気放 射
への注水
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−425

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-33

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／６︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｄ．低圧代替格納 容 器雰 囲 気放 射
2
2
2
①
−
注水系（可搬原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
型）による原納容器内
子炉圧力容器の放射線格納 容 器雰 囲 気放 射への注水（淡量率222①−線モニタ（Ｓ／Ｃ）
水／海水）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−431

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-34

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／５︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｅ．代替循環格納 容 器雰 囲 気放 射
2
2
2
①
−
冷却系による
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
原子炉圧力容
納容器内
器への注水
の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−440直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-35

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／５︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｆ．消火系に
格納 容 器雰 囲 気放 射
2
2
2
①
−
よる原子炉圧原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
力容器への注納容器内
水の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−447

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-36

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／５︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｇ．補給水系
格納 容 器雰 囲 気放 射
2
2
2
①
−
による原子炉
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
圧力容器への納容器内
注水の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−454

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-37

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

分類

判断基準︵１／３︶

パラメータ 補助パラメータ
計器名称
計器数
分類
分類理由
直後 負荷切り離し後
1.8.2.2 溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止のための対応手順(1) 原子炉圧力容器への注水
ｈ．ほう酸注
格納 容 器雰 囲 気放 射
2
2
2
①
−
入系による原
原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
子炉圧力容器
納容器内
へのほう酸水の放射線格納 容 器雰 囲 気放 射
注入
量率
2
2
2
①
−
線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−461

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監 出パラメータ
視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有
効長頂部に到達するまでの経過時 監視事項は抽間より原子炉圧力容器内の温度の 出パラメータ
代替監視可能にて確認
残留熱除去系が運転状態であれ
ば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替
監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-38

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の損傷を防止するための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) 原子炉格納容器内の不活性化による水素爆発防止
ｂ．可搬型窒
格納容器雰囲気放射線モ
素供給装置に
22
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
よる原子炉格納容器内
納容器内の不の放射線格納容器雰囲気放射線モ
活性化
量率
2
2
ニタ（Ｓ／Ｃ）

ドライウェル圧力

1

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

1

判断基準︵１／３︶

1.15−466

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

1

4

1

4

計器数

直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

サプレッション・チェン
バ圧力

1

1

1

ドライウェル雰囲気温度

8

8

8

[ドライウェル圧力]

2

0

0

ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェン
バ雰囲気温度22

2[サプレッション・チェン
バ圧力]

2

0

0

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

2

0

0

1

①

−

原子炉格
納容器内
の圧力
サプレッション・チェン
バ圧力

計器名称

SBO影響

1

4

①

①

−

−

残留熱除去系熱交換器入
口温度

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
ドライウェル雰囲気温度の変化によ 監視事項は抽り，ドライウェル圧力の代替監視可 出パラメータ
能にて確認
監視可能であれば，ドライウェル圧
力（常用計器）により監視可能
直接的に格納容器内圧力を計測することができ，監視可能
サプレッション・チェンバ雰囲気温
監視事項は抽度の変化により，サプレッション・
出パラメータ
チェンバ圧力の代替監視可能
にて確認
監視可能であれば，サプレッショ
ン・チェンバ圧力（常用計器）により監視可能
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能スクラム後，原子炉水位が燃料有効
長頂部に到達するまでの経過時間よ 監視事項は抽り原子炉圧力容器内の温度の代替監 出パラメータにて確認
視可能
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より
原子炉圧力容器温度の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-39

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の損傷を防止するための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後判断基準︵１／４︶

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止
ａ．格納容器
格納容器雰囲気放射線モ22
圧力逃がし装原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
置による原子納容器内
炉格納容器水の放射線格納容器雰囲気放射線モ
素爆発防止
量率
2
2
ニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

4

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

4

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

4

①

−

1.15−473

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

2

0

0

残留熱除去系熱交換器入
口温度

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能スクラム後，原子炉水位が燃料有効
長頂部に到達するまでの経過時間よ 監視事項は抽り原子炉圧力容器内の温度の代替監 出パラメータにて確認
視可能
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より
原子炉圧力容器温度の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-40

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の損傷を防止するための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2) 炉心の著しい損傷が発生した場合の原子炉格納容器水素爆発防止ｂ．可燃性ガ
格納容器雰囲気放射線22
ス濃度制御系
原子炉格
モニタ（Ｄ／Ｗ）
による原子炉
納容器内
格納容器内のの放射線格納容器雰囲気放射線
水素濃度制御量率22モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力 容 器 内 原子炉圧力容器温度の温度判断基準︵１／２︶

1.15−481

格納容器内水素濃度
（ＳＡ）

4

1

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

4

0

2

0

計器数

直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口
温度

2

0

0

2

2

2

2

2

2

4

0

①

①

−

−

原子炉格
納容器内
の水素濃
度

[格納容器内水素濃度]

計器名称

SBO影響

0

−

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）
ドライウェル圧力

1

1

1

サプレッション・チェンバ
圧力

1

1

1

[格納容器内水素濃度]

2

0

0

格納容器内水素濃度（Ｓ
Ａ）

−

−

−

2

2

2

2

2

2

1

1

1

1

1

1

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ
圧力

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能スクラム後，原子炉水位が燃料有効監視事項は抽長頂部に到達するまでの経過時間よ出パラメータり原子炉圧力容器内の温度の代替監
にて確認
視可能
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より
原子炉圧力容器温度の代替監視可能
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）または格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）の解析結果により格
納容器内水素濃度の代替監視可能
監視事項は抽格納容器内が正圧であることを確認
出パラメータすることにより，空気（酸素）の流にて確認
入を把握し，水素燃焼の可能性を代替監視可能
監視可能であれば，格納容器内水素濃度（常用計器）により監視可能
監視事項は代直接的に原子炉格納容器内の水素濃替パラメータ
度を計測することができ，監視可能にて確認
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／
監視事項は代Ｗ）または格納容器雰囲気放射線モ
替パラメータニタ（Ｓ／Ｃ）の解析結果により格にて確認
納容器内水素濃度の代替監視可能
格納容器内が正圧であることを確認
監視事項は代することにより，空気（酸素）の流
替パラメータ
入を把握し，水素燃焼の可能性を代
にて確認
替監視可能

①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-41

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の損傷を防止するための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

計器数

−

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

4

①

−

1.15−486
1

0

0

①

−

操作
原子炉格
納容器内 格納容器内酸素濃度（Ｓの酸素濃 Ａ）
度

10

負荷切り離し後

①

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

2

0

0

2

2

2

2

2

2

1

1

1

サプレッション・チェン
バ圧力

1

1

1

[格納容器内水素濃度]

2

0

0

2

2

2

2

2

2

1

1

1

サプレッション・チェン
バ圧力

1

1

1

[格納容器内酸素濃度]

2

0

0

残留熱除去系熱交換器入
口温度

原子炉格
納容器内 格納容器内水素濃度（Ｓの水素濃 Ａ）
度

直後

2

判断基準

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ａ．格納容器
格納容器雰囲気放射線モ
2
2
内水素濃度
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）（ＳＡ）及び
納容器内
格納容器内酸の放射線格納容器雰囲気放射線モ
素濃度（Ｓ
量率
2
2
ニタ（Ｓ／Ｃ）
Ａ）による原
子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度
監視

計器名称

SBO影響

0

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）
ドライウェル圧力

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）
ドライウェル圧力

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能スクラム後，原子炉水位が燃料有効監視事項は抽長頂部に到達するまでの経過時間よ出パラメータり原子炉圧力容器内の温度の代替監
にて確認
視可能
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より
原子炉圧力容器温度の代替監視可能
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）または格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）の解析結果により格
納容器内水素濃度の代替監視可能
監視事項は抽格納容器内が正圧であることを確認
出パラメータすることにより，空気（酸素）の流にて確認
入を把握し，水素燃焼の可能性を代替監視可能
監視可能であれば，格納容器内水素濃度（常用計器）により監視可能
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）または格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）の解析結果により格納容器内酸素濃度の代替監視可能
監視事項は抽格納容器内が正圧であることを確認
出パラメータすることにより，空気（酸素）の流にて確認
入を把握し，水素燃焼の可能性を代替監視可能
監視可能であれば，格納容器内酸素濃度（常用計器）により監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-42

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.9 水素爆発による原子炉格納容器の損傷を防止するための手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

1.9.2.1 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(3) 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視
ｂ．格納容器
格納容器雰囲気放射線モ
2
2
雰囲気モニタ
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
による原子炉
納容器内
格納容器内のの放射線格納容器雰囲気放射線モ
水素濃度及び量率22
ニタ（Ｓ／Ｃ）
酸素濃度監視4

4

1.15−487

操作

原子炉格
納容器内
[格納容器内水素濃度]
2
0
の水素濃
度
原子炉格
納容器内
[格納容器内酸素濃度]
2
0
の酸素濃
度
残留熱除去系海水系系統
20
補機監視 流量機能
緊急用海水系流量（残留11
熱除去系補機）①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

計器数

直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

判断基準
原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

計器名称

SBO影響

4

①

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

残留熱除去系熱交換器入
口温度

2

0

0

残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より
原子炉圧力容器温度の代替監視可能

スクラム後，原子炉水位が燃料有効監視事項は抽長頂部に到達するまでの経過時間よ出パラメータり原子炉圧力容器内の温度の代替監
にて確認
視可能

0

③

−

−

−

−

−

−

−

0

③

−

−

−

−

−

−

−

0

①

−

−

−

−

−

−

−

1

①

−

−

−

−

−

−

−

No.92-43

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後1.10.2.1 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手順(1) 原子炉建屋ガス処理系による水素排出ａ．交流動力
格納容器雰囲気放射線モ
電源が健全で
22
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
ある場合の操
納容器内
作手順
の放射線
格納容器雰囲気放射線モ
量率22
ニタ（Ｓ／Ｃ）

1.15−488

判断基準

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度の温度

4

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響

4

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

4

①

275kV東海原子力線１Ｌ，
２Ｌ電圧

2

2

2

③

154kV原子力１号線電圧

1

1

1

③

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧

1

1

1

③

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧

1

1

1

③

Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧

1

1

1

③

Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

1

1

1

③

非常用ガス再循環系空気
流量

2

0

0

③

非常用ガス処理系空気流
量

2

0

0

③

電源

操作

補機監視
機能

−

東海原子力線
1L,2L の受電状態を確認するパ
ラメータ
原子力 1 号線の受電状態を確認するパラメータ
非常用Ｍ／Ｃの受電状態を確認するパラメータ
非常用Ｐ／Ｃの受電状態を確認するパラメータ
原子炉建屋ガス処理系の運転状態を確認するパ
ラメータ
原子炉建屋ガス処理系の運転状態を確認するパ
ラメータ

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

残留熱除去系熱交換器入
口温度

2

0

0

残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より
原子炉圧力容器温度の代替監視可能

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

スクラム後，原子炉水位が燃料有効監視事項は抽長頂部に到達するまでの経過時間よ出パラメータり原子炉圧力容器内の温度の代替監
にて確認
視可能

①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-44

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

ｂ．全交流動力電源が喪失した場合の操作手順

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

格納容器雰囲気放射線モ
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の放射線
格納容器雰囲気放射線モ
量率ニタ（Ｓ／Ｃ）

1.15−489

判断基準

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

残留熱除去系熱交換器入
口温度

2

0

0

残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より
原子炉圧力容器温度の代替監視可能

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

4

4

4

①

275kV東海原子力線１Ｌ，
２Ｌ電圧

2

2

2

③

154kV原子力１号線電圧

1

1

1

③

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧

1

1

1

③

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧

1

1

1

③

Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧

1

1

1

③

Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧

1

1

1

③

非常用ガス再循環系空気
流量

2

0

0

③

非常用ガス処理系空気流
量

2

0

0

③

電源

操作

補機監視
機能

−

東海原子力線
1L,2L の受電状態を確認するパ
ラメータ
原子力 1 号線の受電状態を確認するパラメータ
非常用Ｍ／Ｃの受電状態を確認するパラメータ
非常用Ｐ／Ｃの受電状態を確認するパラメータ
原子炉建屋ガス処理系の運転状態を確認するパ
ラメータ
原子炉建屋ガス処理系の運転状態を確認するパ
ラメータ

スクラム後，原子炉水位が燃料有効監視事項は抽長頂部に到達するまでの経過時間よ出パラメータり原子炉圧力容器内の温度の代替監
にて確認
視可能

①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-45

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後1.10.2.1 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための対応手順(2) 水素濃度制御による原子炉建屋原子炉棟の損傷防止
ａ．原子炉建格納容器雰囲気放射線モ
屋原子炉棟内22
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）の水素濃度監納容器内
視の放射線
格納容器雰囲気放射線モ
量率22
ニタ（Ｓ／Ｃ）

1.15−490
操作

原子炉建屋水素濃度
・原子炉建屋原子炉棟6階
原子炉建 ・ 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 2
屋内の水 階，原子炉建屋原子炉
棟地下1階
素濃度
静的触媒式水素再結合器
動作監視装置

4

4

計器数

直後

負荷切り離し後

2①−

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

判断基準
原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

計器名称

SBO影響

4

①

−

評価
計器故障等

SBO

直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線レ 監視事項は抽ベルを計測することができ，監視可 出パラメータ
能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

残留熱除去系熱交換器入
口温度

2

0

0

残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より
原子炉圧力容器温度の代替監視可能
静的触媒式水素再結合器 動作監視装 監視事項は抽置により原子炉建屋水素濃度の代替 出パラメータ
監視可能
にて確認

スクラム後，原子炉水位が燃料有効監視事項は抽長頂部に到達するまでの経過時間よ出パラメータり原子炉圧力容器内の温度の代替監
にて確認
視可能

2
3

0
3

0
3

①
①

−
−

静的触媒式水素再結合器
動作監視装置

4

4

4

4

4

4

−

−

−

−

−

−

−

−

非常用ガス再循環系空気
流量

2

0

0

③

−

−

−

−

−

−

非常用ガス処理系空気流
量

2

0

0

③

−

−

−

−

−

−

補機監視
機能

原子炉建屋ガス処理系の運転状態を確認するパ
ラメータ
原子炉建屋ガス処理系の運転状態を確認するパ
ラメータ①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-46

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後手順着手の判断基準︵１／５︶

1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷時の手順等(1) 大気への放射線物質の拡散抑制
ａ．可搬型代格納容器雰囲気放射線モ
替注水大型ポ
2
2
2
①
−
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
ンプ（放水
納容器内用）及び放水の放射線格納容器雰囲気放射線モ砲による大気量率222①−
ニタ（Ｓ／Ｃ）
への放射性物
質の拡散抑制原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

SBO影響

1.15−521

直後

負荷切り離し後

2

2

2

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

2

0

0

残留熱除去系熱交換器入
口温度

評価
計器故障等

SBO

監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代
替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有効長 監視事項は抽頂部に到達するまでの経過時間より原 出パラメータ
子炉圧力容器内の温度の代替監視可能 にて確認
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-47

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後手順着手の判断基準︵１／５︶

1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷時の手順等(1) 大気への放射線物質の拡散抑制
ｂ．ガンマカ
格納容器雰囲気放射線モ
メラ又はサー
2
2
2
①
−
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
モカメラによ納容器内る大気への放の放射線格納容器雰囲気放射線モ
射性物質の拡量率222①−
ニタ（Ｓ／Ｃ）
散抑制効果の確認

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

SBO影響

1.15−529

直後

負荷切り離し後

2

2

2

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

2

0

0

残留熱除去系熱交換器入
口温度

評価
計器故障等

SBO

監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代
替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有効長 監視事項は抽頂部に到達するまでの経過時間より原 出パラメータ
子炉圧力容器内の温度の代替監視可能 にて確認
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-48

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後手順着手の判断基準︵１／５︶

1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷時の手順等(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制
ａ．汚濁防止格納容器雰囲気放射線モ膜による海洋
2
2
2
①
−
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
への放射性物
納容器内
質の拡散抑制の放射線格納容器雰囲気放射線モ
量率
2
2
2
①
−
ニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

SBO影響

1.15−534

直後

負荷切り離し後

2

2

2

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

2

0

0

残留熱除去系熱交換器入
口温度

評価
計器故障等

SBO

監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代
替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有効長 監視事項は抽頂部に到達するまでの経過時間より原 出パラメータ
子炉圧力容器内の温度の代替監視可能 にて確認
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-49

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

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
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後手順着手の判断基準︵１／５︶

1.12.2.1 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損時又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷時の手順等(2) 海洋への放射性物質の拡散抑制
ｂ．放射性物
格納容器雰囲気放射線モ
質吸着材によ
2
2
2
①
−
原子炉格
ニタ（Ｄ／Ｗ）
る海洋への放納容器内
射性物質の拡の放射線
格納容器雰囲気放射線モ
散抑制
量率
2
2
2
①
−
ニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

4

4

4

①

−

計器名称

計器数

格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

SBO影響

1.15−539

直後

負荷切り離し後

2

2

2

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2

2
2

1
1

1
1

1
1

1
1

2

0

0

残留熱除去系熱交換器入
口温度

評価
計器故障等

SBO

監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
監視事項は抽直接的に格納容器内雰囲気放射線レベ
出パラメータ
ルを計測することができ，監視可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代
替監視可能
スクラム後，原子炉水位が燃料有効長 監視事項は抽頂部に到達するまでの経過時間より原 出パラメータ
子炉圧力容器内の温度の代替監視可能 にて確認
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替監視可能①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-50

燃料有効長頂部

第１表

重大事故等対処に係る監視事項

1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等
監視パラメータ
対応手段

項目

抽出パラメータを計測する計器
分類

計器名称

計器数

抽出パラメータの代替パラメータを計測する計器

SBO影響
直後

パラメータ 補助パラメータ
分類
分類理由
負荷切り離し後

計器名称

計器数

SBO影響
直後

負荷切り離し後

評価
計器故障等

SBO

1.13.2.1 水源を利用した対応手順(6) 復水貯蔵タンクを水源とした対応手順
ａ. 復水貯蔵タンクを水源とした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(d) 原 子 炉
隔離時冷却系
による原子炉
圧力容器への注水（溶融炉心のペデスタル（ドライウェル部）の床面への落下遅延・防止）格納 容 器雰 囲 気放 射原子炉格線モニタ（Ｄ／Ｗ）
納容器内の放射線
格納 容 器雰 囲 気放 射
量率線モニタ（Ｓ／Ｃ）

判断基準︵１／３︶

1.15−578

原子炉圧
力容器内 原子炉圧力容器温度
の温度

原子炉圧
力容器内
原子炉水位（広帯域）の水位
原子炉水位（燃料域）
（ １ ／
２）

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

2

2

2

2

2

2

①

−

格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｄ／Ｗ）

2

2

2

原子炉圧力

2

2

1

原子炉圧力（ＳＡ）

22

2

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）

2
2
1
1

2
2
1
1

1
1
1
1

残留熱除去系熱交換器入口温度

2

0

0

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
高圧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
低圧炉心スプレイ系系統流量
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

1
1
1
4
2
1
1
3
1
2
2

1
1
1
4
2
1
0
0
0
2
2

1
1
1
4
2
1
0
0
0
1
2

サプレッション・チェンバ圧力

1

1

1

4

2
2

4

2
2

4

1
1

①

①
①

−

−
−

直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監視 出パラメータ
可能にて確認
直接的に格納容器内雰囲気放射線 監視事項は抽レベルを計測することができ，監視 出パラメータ
可能にて確認
飽和温度/圧力の関係から原子炉圧力により，原子炉圧力容器内の温度の代替監視可能スクラム後，原子炉水位が燃料有効
長頂部に到達するまでの経過時間 監視事項は抽より原子炉圧力容器内の温度の代 出パラメータ
替監視可能
にて確認
残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度より原子炉圧力容器温度の代替監視可能
直接的に原子炉圧力容器内の水位を計測することができ，監視可能
監視事項は抽
原子炉圧力容器へ注水している系
出パラメータ
統の注水流量と崩壊熱除去に必要にて確認
な水量より原子炉水位の代替監視可能

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）及監視事項は抽びサプレッション・チェンバ圧力の出パラメータ
差圧から原子炉圧力容器の満水を
にて確認
推定する。

①：重要監視パラメータ，②：有効監視パラメータ，③：補助パラメータ

No.92-51

９１５cm基準添付資料 1.15.5
可搬型計測器の必要個数整理（1／4）
分類

監視パラメータ

監視パラメータの計測範囲

可搬型計測器の測定可能範囲

重要
計器数
※1

必要
個数
※2

検出器の種類

測定箇所

備考

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

0〜500℃

0〜1,200℃＊1

4

1

熱電対

中央制御室

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

原子炉圧力0〜10.5MPa[gage]

0〜10.5MPa[gage]2

弾性圧力検出器

中央制御室

2

弾性圧力検出器

中央制御室

2

差圧式水位検出器

中央制御室

差圧式水位検出器

中央制御室

1

差圧式水位検出器

中央制御室

1

差圧式水位検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

差圧式流量検出器

中央制御室

原子炉圧力容器内の圧力

1
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉水位（広帯域）

原子炉圧力容器の水位

原子炉水位（燃料域）

1.15−812

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
高圧代替注水系
系統流量
原子炉隔離時冷却系
系統流量
高圧炉心スプレイ系
系統流量

0〜10.5MPa[gage]

0〜10.5MPa[gage]−3,800〜1,500 ㎜＊2−3,800〜1,300 ㎜＊3−3,800〜1,500 ㎜＊2−3,800〜1,300 ㎜＊3−3,800〜1,500 ㎜＊2−3,800〜1,300 ㎜＊3−3,800〜1,500 ㎜＊2−3,800〜1,300 ㎜＊3

0〜50L／s

0〜50L／s

1

0〜50L／s

0〜50L／s

10〜500L／s

0〜500L／s

10〜500m ３ ／h＊40〜500m ３ ／h＊4

2
1

1

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

複数チャンネルが存在するが，代表して１チャンネルを測定する。

いずれかの系統を使用する。

各1
原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系
原子炉注水流量0〜80m ３ ／h＊4,＊6

0〜80m ３ ／h＊4,＊6

0〜300m ３ ／h＊50〜300m ３ ／h＊5
各1３

代替循環冷却系
原子炉注水流量
残留熱除去系
系統流量
低圧炉心スプレイ系
系統流量※1：監視パラメータの計器数

３0〜80m ／h＊5,＊6

0〜80m ／h＊5,＊6

0〜150m ３ ／h

0〜150m ３ ／h

2

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜600L／s

0〜600L／s

3

差圧式流量検出器

中央制御室

0〜600L／s

0〜600L／s

1

差圧式流量検出器

中央制御室

1

いずれかの系統を使用する。

※2：可搬型計測器の必要個数

No.92-52

燃料有効長頂部

配備個数：可搬型計測器（温度，圧力，水位，流量計測用）を 20 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 20 個配備する。（今後の検討によって可搬型計測器の必要個数は変更の可能性がある。）
配備台数：可搬型計測器（圧力・水位・流量計測用）を 19 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 19 個配備する。（今後の検討によって可搬型計測器の必要個数は変更の可能性がある。）
９１５cm基準1.15−816＊1 ：測定可能範囲については，カタログ値より抜粋。
＊2 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）：温度，圧力・水位・流量計測用＊3 ：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）＊4 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用：圧力・水位・流量計測用＊5 ：可搬型設備による対応時に使用＊6 ：狭帯域流量＊7 ：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）＊8 ：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ＊9 ：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）＊10：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）＊11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）＊12：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）＊13：定格出力時の値に対する比率で示す。
＊14：平均出力領域計装 A〜F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
＊15：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置＊16：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）＊17：検出点 2 箇所
＊18：検出点 8 箇所
＊19：全交流動力電源喪失時は，水素・酸素監視装置，放射線監視装置，炉内核計装装置及び使用済燃料プール監視装置（水位・温度(ＳＡ広域)，監視カメラ）に対して常設代替交流電源設備により電源供給された場合には，監視計器は使用可能である。

No.92-53

燃料有効長頂部

第1表
分類

主要パラメータ
原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の温度
原子炉圧力容器内の圧力

1.15−818

原子炉圧力

原子炉圧力（ＳＡ）

手
有
手
有
手
有
手

代替パラメータによる判断への影響（1／16）

判断基準 ※1
炉心損傷確認
原子炉圧力容器破損確認
原子炉格納容器下部への注水判断
原子炉除熱機能確認

有
手
有
手
手

高圧・低圧注水機能確認
原子炉圧力容器減圧機
能確認
炉心損傷確認

有
手
有
手
有
手
手

原子炉圧力容器破損確認
高圧・低圧注水機能確認
原子炉圧力容器減圧機
能確認
炉心損傷確認有手

原子炉圧力容器破損確認

代替パラメータ ※2①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力②原子炉圧力（ＳＡ）②原子炉水位（広帯域）②原子炉水位（燃料域）②原子炉水位（ＳＡ広帯域）②原子炉水位（ＳＡ燃料域）③残留熱除去系熱交換器入口温度①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力（ＳＡ）③原子炉水位（広帯域）③原子炉水位（燃料域）③原子炉水位（ＳＡ広帯域）③原子炉水位（ＳＡ燃料域）③原子炉圧力容器温度①主要パラメータの他チャンネル②原子炉圧力③原子炉水位（広帯域）③原子炉水位（燃料域）③原子炉水位（ＳＡ広帯域）③原子炉水位（ＳＡ燃料域）③原子炉圧力容器温度

代替パラメータによる判断への影響①原子炉圧力容器温度の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉圧力容器温度の監視が不可能となった場合は，原子炉水位が燃料有効長頂部以上の場合は，原子炉圧力容器内が飽和状態にあると想定し，原子炉圧力容器内の温度は原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），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）で推定できるため，事故収束を行う上で問題とはならない。
②原子炉水位が燃料有効長頂部以下の場合には，スクラム後の
原 子 炉 水 位 が 燃 料 有 効 長 頂 部 に 到 達し て か ら の 経 過 時 間 より原子炉圧力容器内の温度を推定可能であり，輻射伝熱及び燃 料 棒 鉛 直 方 向 の 熱 伝 導 等 を 考 慮 して い な い た め 正 確 な 評
価は困難だが，原子炉圧力容器内の状態を把握する上で有効である。
③残留熱除去系が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により推定可能であり，判断に与える影響はない。
①原子炉圧力の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉圧力の監視が不可能となった場合は，同じ仕様の原子
炉圧力（ＳＡ）により監視可能であり，判断に与える影響はない。
③ 原 子 炉 水 位 か ら 原 子 炉 圧 力 容 器 内 が 飽 和状 態 に あ る こ と が前提であるものの原子炉圧力容器内の圧力は上記①，②で推定ができるため，事故収束を行う上で問題とはならない。
①原子炉圧力（ＳＡ）の 1 チャンネルが故障した場合は，他チャンネルにより推定可能であり，判断に与える影響はない。
②原子炉圧力（ＳＡ）の監視が不可能となった場合は，同じ仕様の原子炉圧力により監視可能であり，判断に与える影響はない。
③ 原 子 炉 水 位 か ら 原 子 炉 圧 力 容 器 内 が 飽 和状 態 に あ る こ と が前提であるものの原子炉圧力容器内の圧力は上記①，②で推定ができるため，事故収束を行う上で問題とはならない。

影響

なし

なし

なし

※1：有：重要事故シーケンス（有効性評価）に使用した判断基準，手：技術的能力審査基準（各手順）に係る判断基準※2：代替パラメータの番号は優先順位を示す。
※3：[ ]は有効監視パラメータ又は常用代替監視パラメータ（耐震性又は耐環境性等はないが，監視可能であれば原子炉施設の状態を把握することが可能な計器）を示す。

No.92-54

ＳＦＰ／ＴＡＦ

推定ケース１１：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関関係及びカメラによる監視により，使用済燃料
プールの水位又は必要な水遮蔽が確保されていることを推定する。
分類

使用済燃料プールの監視
主要パラメータ

代替パラメータ（番号は優先順位を示す。
）

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）①使用済燃料プール温度（ＳＡ）①使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）②使用済燃料プール監視カメラ

代替パラメータ推定方法①

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）の監視が不可能となった場合には，使用済燃料プール温度（ＳＡ）により使用済燃料プールの温度を推定する。また，使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）にて放射線量を計測した後，水位と放射線量率の関係から水位を推定する。
②

使用済燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プールの状態を監視する。

推定は，温度の場合は同じ仕様である使用済燃料プール温度（ＳＡ）を，水位の場合は使用済燃料
プールを直接監視する使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）を優先する。
代替パラメータによる推定の具体例
・

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）の計測が困難になった場合，代替パラメータの使用済

燃料プール温度（ＳＡ）により，使用済燃料プールの冷却状況を推定する。また，代替パラメータの使用済燃料プールエリア放射線モニタにより水位／放射線量の関係を利用して第 6 図より，必要な水位が確保されていることを推定する。

第 6 図 水位と放射線量率の関係
・

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）の計測が困難になった場合，代替パラメータの使用済

燃料プール監視カメラにより，使用済燃料プールの状態を監視する。

1.15−877
No.92-55

燃料有効長頂部

添付資料 1.15.12
原子炉水位不明時の対応について

1.

概

要

重大事故等対処設備とする原子炉水位計は，原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（燃料域）並びに原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ
燃料域）があり，それぞれの計測範囲で原子炉圧力容器内の水位を確認する。

2.

水位不明判断条件
以下の場合，原子炉水位不明と判断する。
ａ．原子炉水位指示計の電源が喪失した場合
ｂ．原子炉水位計の指示に「ばらつき」があり，原子炉水位が燃料有効長
頂部以上であることが判定できない場合
ｃ．ドライウェル雰囲気温度が，原子炉圧力に対する飽和温度に達した場
合（不測事態「水位不明（Ｃ３）」の中で定める水位不明判断曲線で
水位不明領域に入った場合）

ドラ イウ ェ ル雰 囲気 温 度
(℃)

第1図

水位不明判断曲線
1.15−879
No.92-56

ＴＡＦ

NO.93-1

ＴＡＦ

NO.93-2

No.10

設置許可変更申請書 添付八 ６．計測制御系統施設「448」はTAF915cmベースであるため要修正。
「1300」は計測範囲上限であり、この数値は変更しないため修正不要

No.94-1

「915cm」→「920cm」に修正要No.94-2

No.11

修正不要

No.94-3

No.12

修正不要

No.94-4

NO.13

修正不要

No.95-1

NO.14

No.95-2

NO.15

No.95-3

NO.16

No.95-4

No.95-5

NO.17

No.95-6

1. 原子炉圧力変化（×0.01MPa）
2. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

主蒸気隔離弁の閉止に伴う原子炉圧力の上昇

逃がし安全弁（逃がし弁機能）の開閉に伴う蒸気流量の変動

事故後の時間(min)第 2.5−17 図

原子炉圧力及び原子炉水位の推移（長期）タービン駆動給水ポンプトリップに伴う原子炉水位の低下

1. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

電動駆動給水ポンプ及び非常用炉心 冷却系の起動による原子炉水位回復
約 131 秒後に給復水系の停止により原子炉水位が低下

約 28 分後にサプレッション・プ
ール水温度の上昇により原子炉隔離時冷却系を停止したことで，原子炉水位が低下

高 圧 炉 心 ス プ レイ 系 によ る 原 子 炉 水 位低 下 維
持操作
ほう酸 水注入 系の 反応度 抑制
効果に伴う原子炉水位の回復

事故後の時間(min)第 2.5−18 図

原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）2.5-54No.96-1

別冊（No.26，28）

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