まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

1

1.1.1(2)a.(e)ⅱ.

2

1.1.1(2)a.(g)3

1.1.1(2)a.(g)4

1.1.2.1(2)b.

5

1.1.2.1(2)b.

6

1.1.2.1(2)b.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

中央制御室でのスクラムテストスイッチ及び原子炉緊急停止系電源スイッチ 中央制御室でのスクラムテストスイッチの操作，現場でのスクラムソレノイドの操作，中央制御室からの手動操作による制御棒電動挿入により制御棒を ヒューズ引き抜き操作，中央制御室からの手動操作による制御棒電動挿入
挿入する。
により制御棒を挿入する。
水圧駆動にて制御棒を手動で挿入する設備は以下のとおり。
制御棒を手動で水圧挿入する設備は以下のとおり。
・スクラムテストスイッチ
・スクラムテストスイッチ
1.1-11,12・原子炉緊急停止系電源スイッチ
・スクラムソレノイドヒューズ
・制御棒
・制御棒
・制御棒駆動機構（水圧駆動）
・制御棒駆動機構（水圧駆動）
・制御棒駆動系配管
・制御棒駆動系配管
・制御棒駆動系水圧制御ユニット
・制御棒駆動系水圧制御ユニット
・原子炉緊急停止系電源スイッチ
・スクラムソレノイドヒューズ
原子炉緊急停止系の監視及び操作はできなくなるものの，当該電源スイッチ 全制御棒全挿入完了までには時間を要するものの，現場に設置してある当
1.1-15 を操作し，スクラムパイロット弁電磁コイルの電源を遮断することで，制御棒 該ヒューズを引き抜くことでスクラムパイロット弁電磁コイルの電源を遮断し，の緊急挿入が可能であることから，制御棒を挿入する手段として有効であ
制御棒のスクラム動作が可能であることから，制御棒を挿入する手段としてる。
有効である。
・制御棒駆動機構（電動駆動），制御棒操作監視系
・制御棒駆動機構（電動駆動），制御棒操作監視系
全制御棒全挿入が完了するまでに時間を要するものの，スクラムテストス
全制御棒全挿入完了までには時間を要するものの，スクラムテストスイッチ
イッチ若しくは原子炉緊急停止系電源スイッチの操作が完了するまでの間， 若しくはスクラムソレノイドヒューズの操作完了までの間，又はこれらの操作
1.1-15
又はこれらの操作が実施できない場合に，制御棒を自動又は手動にて電動 が実施できない場合に，制御棒を自動又は手動にて電動駆動で挿入する手駆動で挿入する手段として有効である。
段として有効である。
④当直副長は，原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力の抑制 ③当直副長は，原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力の抑制
操作，並びに自動減圧系及び代替自動減圧系の自動起動阻止操作が完了 後，中央制御室運転員にほう酸水注入系の起動，制御棒の挿入，及び原子したことを確認し，中央制御室運転員にほう酸水注入系の起動操作，原子炉 炉圧力容器内の水位の低下操作を同時に行うことを指示する。同時に行うこ
1.1-19,20
圧力容器内の水位低下操作及び制御棒の挿入操作を同時に行うことを指示 とが不可能な場合は，ほう酸水注入系の起動，制御棒の挿入，原子炉圧力する。同時に行うことが不可能な場合は，ほう酸水注入系の起動操作，原子 容器内の水位の低下操作の順で優先させる。
炉圧力容器内の水位低下操作，制御棒の挿入操作の順で優先させる。
手順の変更に伴い削除⑤中央制御室運転員Bは，主蒸気逃がし安全弁からの蒸気流入によるサプ
1.1-20
レッション・チェンバ・プール水の温度の上昇を抑制するため，残留熱除去系(サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード)を起動する。
⑦中央制御室運転員A及びBは，以下の操作により制御棒を挿入する。
⑥中央制御室運転員A及びBは，以下の操作により制御棒挿入を実施する。
・原子炉手動スクラム操作
また，現場運転員にスクラムソレノイドヒューズ引き抜きを指示する。
・手動操作による代替制御棒挿入機能の作動
・手動スクラム・スクラムテストスイッチの操作
・手動による代替制御棒挿入機能の作動
1.1-20,21
・原子炉緊急停止系電源スイッチの操作
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・制御棒手動挿入操作(制御棒自動挿入が作動しない場合)
・制御棒手動挿入(制御棒自動挿入が作動しない場合)⑦現場運転員C及びDは，スクラムソレノイドヒューズの引き抜き操作を実施
する。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

1/2

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

7

1.1.2.1(2)b.

8

1.1.2.1(2)c.

9

第1.1.1表

10

第1.1.2図第1.1.4図

11

第1.1.6図

12

第1.1.7図

13

添付資料
1.1.1

14

添付資料
1.1.1

15

添付資料
1.1.2

16

添付資料

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑧当直副長は，上記⑦の操作を実施中に制御棒をペアロッド１組以下まで挿 ⑨当直副長は，上記⑥～⑦の操作を実施中に全制御棒全挿入の完了又は入完了した場合又は未挿入の制御棒を16ステップ以下（0ステップが全挿入 未挿入の制御棒を16ステップ以下(0ステップが全挿入位置，200ステップが1.1-21
位置，200ステップが全引抜き位置）まで挿入完了した場合は，中央制御室 全引抜き位置)まで挿入成功した場合は中央制御室運転員へほう酸水注入
運転員にほう酸水注入系の停止を指示する。
系の停止を指示する。
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名にて作業を実施した場 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名，現場運転員2名にて合，作業開始を判断してからの各操作の所要時間は以下のとおり。
作業を実施した場合，作業開始を判断してからの各操作の所要時間は以下
・原子炉冷却材再循環ポンプ手動停止 ：1分以内のとおり。
・自動減圧系，代替自動減圧系の自動起動阻止：1分以内
・原子炉冷却材再循環ポンプ手動停止：1分以内
・ほう酸水注入開始：1分以内
・自動減圧系，代替自動減圧系起動阻止：1分以内
・原子炉圧力容器内の水位低下操作開始 ：1分以内
・ほう酸水注入開始：1分以内
1.1-21,22・制御棒挿入操作開始：2分以内
・制御棒挿入操作開始：1分以内
・スクラムテストスイッチ操作完了 ：約7分
・原子炉圧力容器内の水位の低下操作開始：2分以内
・原子炉緊急停止系電源スイッチ操作完了 ：約10分
・残留熱除去系サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード操作完了：5分
以内
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム操作完了：約10分
・現場でのスクラムソレノイドヒューズ引き抜き操作完了：約25分
手順の変更に伴い対処設備を変更
1,1-25
・原子炉緊急停止系電源スイッチ
・スクラムソレノイドヒューズ
1,1-30 EOPの変更に伴い対応フローを変更－
1.1-32
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
1.1-34 ・現場運転員2名を削除－
・各操作の所要時間に関してはNo.8に記載
1.1-35 手順の変更に伴いフローチャートを修正－
手順の変更に伴い対応表を修正
・対処設備の変更（スクラムソレノイドヒューズ→原子炉緊急停止系電源ス
1.1-37－
イッチ）
・要員数、時間の修正（制御棒手動挿入（水圧挿入、電動挿入））
手順の変更に伴い対応表を修正
1.1-38－・時間の修正（原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑制）
設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更
1.1-39－－手順の変更に伴い削除

添付資料1.1.4 1.EOP 原子炉制御「反応度制御」(1)スクラムソレノイドヒューズ引き抜き

変更理由
⑤

⑤

⑤
⑤
⑤
⑤
⑤
⑤
②
（緊急用断路器の通常状態変更）⑤2/2

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
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【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

1

1.2.1(2)a.(a)ⅰ.

2

1.2.1(2)a.(b)3

1.2.1(2)b.(a)
ⅰ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し発電用原子炉を冷却 中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し原子炉を冷却する設する設備は以下のとおり。
備は以下のとおり。
・高圧代替注水系ポンプ
・高圧代替注水系ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・高圧代替注水系（ 蒸気系） 配管・弁・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（ 蒸気系） 配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（ 注水系） 配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁②・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁1.2-10,11（第二GTGの自主・残留熱除去系配管・弁（ 7 号炉のみ）
・残留熱除去系配管・弁（7号炉のみ）
化）
・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・常設代替直流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型直流電源設備
また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以 下のとおり。
下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型直流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.2-13－（第二GTGの自主ることから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な化）電源を確保するための手段として有効である。
また，上記原子炉隔離時冷却系を現場での人力による弁の操作で起動した
ことにより発生する排水を処理する手段がある。
排水設備による排水で使用する設備は以下のとおり。
1.2-14,15 ・水中ポンプ－⑤
・ホース
・仮設発電機・燃料補給設備1/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

4

1.2.1(2)b.(b)ⅰ.

5

1.2.1(2)b.(b)
ⅱ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

ⅰ. 代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
ⅰ.代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源 常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を受電設備により充電器を受電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流 し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉を電源を確保して発電用原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁②・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁（第二GTGの自主・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレー
・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
1.2-15,16
化）
ナ・復水補給水系配管・弁⑤・復水補給水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・所内蓄電式直流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
ⅱ. 可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
ⅱ.可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
可搬型直流電源設備により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流 可搬型直流電源設備により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して発電用原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
電源を確保して原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
1.2-16,17 ・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁⑤・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・所内蓄電式直流電源設備
・可搬型直流電源設備
・可搬型直流電源設備

2/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

6

7

8

9

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

ⅲ. 直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電
ⅲ.直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電
直流給電車により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確 直流給電車により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して発電用原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
保して原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
1.2.1(2)b.(b)1.2-17,18 ・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁
ⅲ.
・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・所内蓄電式直流電源設備
・直流給電車及び可搬型代替交流電源設備
・直流給電車及び電源車復旧にて使用する設備のうち，復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，原子 復旧にて使用する設備のうち，復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，原子炉圧力容器，所内蓄電式直流電源設備，常設代替交流電源設備，可搬型代 炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び可搬
替交流電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位 型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置づける。また，原子炉隔置付ける。また，原子炉隔離時冷却系ポンプ，原子炉隔離時冷却系（蒸気離時冷却系ポンプ，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配1.2.1(2)b.(ｃ)1.2-19系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ス 管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，復水補給水系
トレーナ，復水補給水系配管・弁，高圧炉心注水系配管・弁及び給水系配配管・弁，高圧炉心注水系配管・弁及び給水系配管・弁・スパージャは重大
管・弁・スパージャは重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付け 事故等対処設備（設計基準拡張）として位置づける。
る。
・排水設備
排水を行わなかった場合においても，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
1.2.1(2)b.(ｃ) 1.2-19,20－の期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することができるが，排水が可能であれば原子炉隔離時冷却系の運転継続時間を延長できることから，原
子炉隔離時冷却系の機能を維持する手段として有効である。
・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.2.1(2)b.(ｃ)1.2-20－ることから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

②
（第二GTGの自主化）

3/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

10

1.2.1(2)d.(a)ⅰ.

111.2.1(2)d.(a)ⅱ.

12

1.2.1(2)d.(a)ⅲ.

13 1.2.1(2)d.(b)14

1.2.2.1(1)b.(
c)

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へほう酸水を注入する設備及び注水 ほう酸水注入系により原子炉へほう酸水を注入する設備及び注水を継続すする設備は以下のとおり。
る設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入系ポンプ
・ほう酸水注入系ポンプ
・ほう酸水注入系貯蔵タンク
・ほう酸水注入系貯蔵タンク
・ほう酸水注入系テストタンク
・ほう酸水注入系テストタンク
・ほう酸水注入系配管・弁・ほう酸水注入系配管・弁②・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
1.2-24（第二GTGの自主・復水補給水系・復水補給水系
化）
・消火系
・消火系
・純水補給水系
・純水補給水系
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
制御棒駆動系により原子炉圧力容器へ注水する設備は以下のとおり。
制御棒駆動系により原子炉へ注水する設備は以下のとおり。
・制御棒駆動水ポンプ
・制御棒駆動水系ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・制御棒駆動系配管・弁・制御棒駆動系配管・弁②1.2-24,25 ・復水補給水系配管・弁・原子炉圧力容器（第二GTGの自主・原子炉圧力容器
・原子炉補機冷却系
化）
・原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母 常設代替交流電源を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで高圧炉線へ電源を供給することで高圧炉心注水系を一定時間運転し，復水貯蔵槽 心注水系を一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉への緊急注水を水源とした原子炉圧力容器への緊急注水を実施する。
を実施する。
高圧炉心注水系により原子炉圧力容器へ緊急注水する設備は以下のとお 高圧炉心注水系により原子炉へ緊急注水する設備は以下のとおり。
り。
・高圧炉心注水系ポンプ②
・高圧炉心注水系ポンプ
・復水貯蔵槽1.2-25（第二GTGの自主・復水貯蔵槽・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
化）
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.2-27－（第二GTGの自主ることから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な化）電源を確保するための手段として有効である。
室温は通常運転時と同程度である。
1.2-33－⑤

4/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

15

1.2.2.2(1)a.

16

1.2.2.2(1)a.(a)

17

1.2.2.2(1)a.(b)

18

1.2.2.2(1)a.(c)

19

1.2.2.2(2)a.

20

1.2.2.2(2)a.(a)

21

1.2.2.2(3)b.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

また，現場手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動した場合は，潤滑油
冷却器の冷却水を確保するため，真空タンクドレン弁等を開操作することにより，原子炉隔離時冷却系ポンプ室に排水が滞留することとなるが，この排1.2-35－⑤
水を処理しなかった場合においても，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，原子炉隔離時冷却系を水没させずに継続して運転できる。
(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系での原子炉圧力容器 操作による高圧注水系での原子炉注水ができない場合において，中央制御
1.2-35 への注水ができない場合において，中央制御室からの操作及び現場での人 室からの操作若しくは現場手動操作による高圧代替注水系の起動にて原子⑤
力による弁の操作により高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代 炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に維持できない場合，又替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル3）以上に は中央制御室からの操作及び現場手動操作による高圧代替注水系の起動維持できない場合。
ができない場合。
また，原子炉建屋地下3階原子炉隔離時冷却系ポンプ室（管理区域）の現場 また，現場監視計器により原子炉隔離時冷却系の作動状況を確認し，現場
1.2-37 監視計器により原子炉隔離時冷却系の作動状況を確認し，現場運転員E及 運転員E及びFへ作動状況に異常がないことを報告する。
⑤
びFに作動状況に異常がないことを報告する。
原子炉隔離時冷却系ポンプ室に現場運転員が入室するのは原子炉隔離時
冷却系起動時のみとし，その後速やかに退室する手順とする。したがって，
1.2-40 原子炉隔離時冷却系タービングランド部からの蒸気漏えいに伴う環境温度－⑤の上昇による運転員への影響はないものと考えており，防護具（酸素呼吸器
及び耐熱服）を確実に装着することにより本操作が可能である。
a. 代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
a.代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必 全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必
要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内 要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内②
蓄電式直流電源設備の蓄電池（直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池A-2及 蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に常設代替交流電源設備又は （第二GTGの自主
1.2-40,41
びAM用直流125V蓄電池）が枯渇する前に常設代替交流電源設備，第二代 可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し，原子炉隔離時冷却系の運化）
替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し，原子 転継続に必要な直流電源を確保して原子炉注水を実施する。
⑤
炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。
(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要 全交流動力電源喪失時, 原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要②
1.2-41 な直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池A-2及びAM用直流125V蓄電池が枯 な直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池A-2及びAM用直流125V蓄電池が枯 （第二GTGの自主渇により機能が喪失すると予測される場合で，常設代替交流電源設備，第二 渇により機能が喪失すると予測される場合で，常設代替交流電源設備又は化）
代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備が使用可能な場合。
可搬型代替交流電源設備が使用可能な場合。
b. 全交流動力電源のみ喪失した場合の対応
b.全交流動力電源のみ喪失した場合の対応
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必 全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必
要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内 要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内②
1.2-44,45 蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に常設代替交流電源設備，第 蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に常設代替交流電源設備又は （第二GTGの自主
二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し， 可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し，原子炉隔離時冷却系の運化）
原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力 転継続に必要な直流電源を確保して原子炉へ注水する。
容器へ注水する。

5/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

22

1.2.2.3(1)a.(b)

23

1.2.2.3(1)a.(b)

24

1.2.2.3(1)a.(
c)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑦現場運転員C及びDは，原子炉建屋地上3階ほう酸水注入系貯蔵タンク室 ⑦現場運転員C及びDは，原子炉へのほう酸水注入が開始されたことをほう
1.2-47 （管理区域）にて，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始されたことをほ 酸水タンク液位指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。
う酸水タンク液位指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。
⑨現場運転員C及びDは，ほう酸水注入系注入弁(A)又は(B)の全開操作を実 ⑨現場運転員C及びDは，ほう酸水注入系ほう酸水注入弁の全開操作を実施した後，ほう酸水注入ポンプ(A)又は(B)を起動する。原子炉建屋地上3階 施した後，ほう酸水注入ポンプA又はBを起動する。ほう酸水注入ポンプ出口
1.2-50,51 ほう酸水注入系貯蔵タンク室（管理区域）にて,ほう酸水注入ポンプ出口圧力 圧力指示値の上昇を確認後速やかに，ほう酸水注入系テストタンク純水供
指示値の上昇を確認後，速やかにほう酸水注入系テストタンク純水供給元 給元弁を調整開とし，ほう酸水注入系テストタンクに補給を行う。
弁を調整開とし，ほう酸水注入系テストタンクに補給する。
室温は通常運転時と同程度である。
1.2-50,52－

25

1.2.2.3(1)c.

1.2-5426

1.2.2.3(1)c.(a)

1.2-5427

1.2.2.3(1)c.(b)

1.2-5628

1.2.2.5

1.2-6329

第1.2.1表

1.2-65
1.2-66
1.2-6930

第1.2.1表

1.2-6631

第1.2.1表

32

第1.2.2図
第1.2.3図

1.2-66
1.2-67
1.2-78
1.2-79

変更理由
⑤

⑤

⑤

c. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水
c.高圧炉心注水系緊急注水
全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却 全交流動力電源喪失時において, 高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却②系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル3）以上に維持で 系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に維持で（第二GTGの自主きない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により高 きない場合は，常設代替交流電源により高圧炉心注水系の電源を確保する
化）
圧炉心注水系の電源を確保することで高圧炉心注水系を冷却水がない状態 ことで高圧炉心注水系を冷却水がない状態で短時間起動させて，復水貯蔵⑤
で一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への緊急注水 槽を水源とした原子炉への緊急注水を実施する。
を実施する。
(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準②
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，高圧代替注水系及び原子 原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，高圧代替注水系及び原子（第二GTGの自主
炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル3） 炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)
化）
以上に維持できない場合で，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電 以上に維持できない場合で，常設代替交流電源設備によるM/C D系への給⑤
源設備による非常用高圧母線D系への給電が可能となった場合。
電が可能となった場合。
⑧当直副長は，高圧炉心注水系ポンプの運転許可時間を経過する前に，中 ⑧当直副長は，中央制御室運転員に高圧炉心注水系ポンプの運転許可時⑤
央制御室運転員に高圧炉心注水系ポンプ(B)を停止するよう指示する。
間経過後に高圧炉心注水系ポンプ(B)を停止するよう指示する。
1.2.2.5 その他の手順項目について考慮する手順
1.2.2.5 その他の手順項目について考慮する手順
高圧代替注水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系ポンプ，ほう酸水 高圧代替注水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系ポンプ，ほう酸水②
注入系ポンプ，制御棒駆動水ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類へ 注入系ポンプ，制御棒駆動水系ポンプ，電動弁及び中操監視計器類への電 （第二GTGの自主の電源供給手順並びに常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備， 源供給手順並びに常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び化）
可搬型代替交流電源設備及び可搬型直流電源設備への燃料補給手順につ 可搬型直流電源設備への燃料補給手順については「1.14 電源の確保に関⑤
いては「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
する手順等」にて整備する。
設備変更に伴い対処設備を変更②
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）（第二GTGの自主・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
化）
記載の拡充
－
⑤
・原子炉隔離時冷却系現場起動時の排水設備を追加
記載の拡充
－
⑤
・所内蓄電式直流電源設備を追加
EOPの変更に伴い対応フローを変更
－
⑤

6/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.
33
34
35
36

37

章番号

ページ番号

添付資料
1.2.1

1.2-100
1.2-101
1.2-103

添付資料
1.2.1
添付資料
1.2.1
添付資料
1.2.2

添付資料
1.2.3-1

1.2-100
1.2-101
1.2-104

1.2-109

変更後
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
記載の拡充
・原子炉隔離時冷却系現場起動時の排水設備を追加
記載の拡充
・所内蓄電式直流電源設備を追加
設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更③評価進捗による変更・修正

変更前
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）

変更理由②（第二GTGの自主
化）

－

⑤

－

⑤

－

②
（緊急用断路器の通常状態変1.現場手動操作による高圧代替注水系起動
1.現場手動操作による高圧代替注水系起動(1)高圧代替注水系現場起動(1)高圧代替注水系現場起動
a.操作概要a.操作概要給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却 高圧注水系が機能喪失した場合において，中央制御室からの操作により高系及び高圧炉心注水系が故障により使用できない場合において，中央制御 圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力 高圧代替注水系を起動し原子炉注水を実施する。
による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原 b.作業場所(7 号炉の例)
子炉圧力容器への注水を実施する。
原子炉建屋 地上1 階，地下1 階，地下2 階(管理区域)
b.作業場所
c.必要要員数及び操作時間
原子炉建屋 地上1 階，地下1 階，地下2 階（管理区域）
高圧代替注水系現場起動に必要な要員数(5 名)，所要時間(40 分)のうち，c.必要要員数及び時間
高圧代替注水系系統構成及びタービン起動操作に必要な要員数，所要時間
高圧代替注水系現場起動のうち，現場での高圧代替注水系の系統構成及 は以下のとおり。
びタービン起動操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
所要時間目安:40 分(実績時間:35 分)
想定時間 :40 分（実績時間:35 分）(実績時間は，原子炉建屋地下3 階の可搬式原子炉水位計使用時の実績時間である。原子炉建屋地上1 階の可搬式原子炉水位計は設置工事中のため実績時間なし。)⑤

7/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

38

添付資料
1.2.3-2

1.2-11139

添付資料
1.2.3-2

1.2-113

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

2.現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動
2.現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動(1)原子炉隔離時冷却系現場起動(1)原子炉隔離時冷却系現場起動
a.操作概要a.操作概要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 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，中央制御室からの却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，中央 操作により高圧代替注水系を起動できない場合，かつ現場での人力による制御室からの操作及び現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系 弁の操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力によを起動できない場合，又は高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位 る弁の操作により原子炉隔離時冷却系を起動し原子炉注水を実施する。
を維持できない場合は，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時 b.作業場所(7 号炉の例)
冷却系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施 原子炉建屋 地上1 階，地下1 階，地下3 階(管理区域)する。
c.必要要員数及び操作時間
b.作業場所
原子炉隔離時冷却系現場起動に必要な要員数(5 名)，所要時間(90 分)のう原子炉建屋 地上1 階，地下1 階，地下3 階（管理区域）
ち，原子炉隔離時冷却系系統構成及びタービン起動操作に必要な要員数，
c.必要要員数及び時間
所要時間は以下のとおり。
原子炉隔離時冷却系現場起動のうち，現場での原子炉隔離時冷却系系統 必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
構成及びタービン起動操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
所要時間目安:90 分(実績時間:80 分)
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）(実績時間は，原子炉建屋地下3 階の可搬式原子炉水位計使用時の実績時
想定時間 :90 分（実績時間:80 分）間である。原子炉建屋地下1 階の可搬式原子炉水位計は設置工事中のため実績時間なし。)(2)原子炉隔離時冷却系現場起動時の排水処理(2)原子炉隔離時冷却系現場起動(排水処理)
a.操作概要a.操作概要原子炉隔離時冷却系の現場起動にて発生する水は，原子炉隔離時冷却系 「原子炉隔離時冷却系現場起動」に伴い発生する排水により原子炉隔離時
ポンプ室の機器ファンネルを経由して残留熱除去系ポンプ室(A)にある高電 冷却系ポンプ本体が水没する前に，排水を移送する。
導度廃液系サンプ(A)に排出される。しかし，全交流動力電源喪失時は高電 b.作業場所
導度廃液系サンプ(A)の常設ポンプが運転できないため，仮設の水中ポンプ サービス建屋 屋外を用いて排水を汲み上げることで，原子炉隔離時冷却系ポンプ本体が水没 廃棄物処理建屋 地上１階(管理区域）することを防止する。
原子炉建屋 地下3 階(管理区域）
b.作業場所
c.必要要員数及び操作時間
サービス建屋 屋外
原子炉隔離時冷却系現場起動時における冷却水排水処理に必要な要員
廃棄物処理建屋 地上１階（管理区域）
数，所要時間は以下のとおり。
原子炉建屋 地下3 階（管理区域）
必要要員数 :4 名(緊急時対策要員4 名)
c.必要要員数及び時間
所要時間目安:180 分(実績時間:166 分）
原子炉隔離時冷却系現場起動時における排水処理に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:4 名（緊急時対策要員4 名）
想定時間 :180 分（実績時間:166 分）

変更理由

⑤

⑤

8/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

40

添付資料
1.2.3-2

1.2-11441

添付資料
1.2.3-3

1.2-115

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

e.排水が滞留することの影響について
常設直流電源系統が健全である場合は，原子炉隔離時冷却系タービン及びポンプの潤滑油を冷却するため，原子炉隔離時冷却系ポンプの吐出側より冷却水を潤滑油冷却器に供給し，復水ポンプにより，この冷却水を原子炉隔離時冷却系ポンプの吸込側に戻している。常設直流電源系統喪失時は，復水ポンプの電源が喪失しているため，原子炉隔離時冷却系を現場にて起動する場合は，真空タンクドレン弁等を開操作し，潤滑油冷却器の冷却水を高電導度廃液系サンプ(A)に排水しながら原子炉隔離時冷却系を運転する必要がある。この排水を仮設の水中ポンプで処理しなかった場合，原子炉隔離
時冷却系ポンプ室に排水が滞留し，原子炉隔離時冷却系が水没することに－なる。
したがって，排水の発生量，高電導度廃液系サンプ(A)の体積，原子炉隔離
時冷却系ポンプ室及び残留熱除去系ポンプ室(A)の面積等から保守的に一般的な機器が影響を受けないとされる機器のベースまで排水が滞留する時間を評価した。
その結果，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（24 時間）に対して，原子炉隔離時冷却系を起動してから約30 時間まで排水の影響を受けずに運転を継続できることを確認した。
3.現場手動操作による高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷却系起動にお 3.現場手動操作による高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷系起動におけける可搬式原子炉水位計接続
る可搬式原子炉水位計接続(1)可搬式原子炉水位計接続(1)可搬式原子炉水位計接続
a.操作概要a.操作概要現場手動操作による高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷却系の起動操作 原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系の現場起動操作において現場でにおいて，現場での原子炉圧力容器内の水位監視のため可搬式原子炉水 の原子炉水位監視のため可搬式原子炉水位計の接続を行う。
位計を接続する。
b.作業場所(7 号炉の例)
b.作業場所
原子炉建屋 地上1 階，地下1 階，地下3 階(管理区域)
原子炉建屋 地上1 階，地下1 階，地下3 階（管理区域）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
高圧代替注水系現場起動に必要な要員数(5 名)，所要時間(40 分)，原子炉
現場手動操作による高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷却系起動のうち， 隔離時冷却系現場起動に必要な要員数(5 名)，所要時間(90 分)のうち，可可搬式原子炉水位計の接続に必要な要員数，時間は以下のとおり。
搬式原子炉水位計の接続に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :40 分（実績時間:37 分）
所要時間目安:40 分(実績時間:37 分)（実績時間は，原子炉建屋地下3 階の可搬式原子炉水位計使用時の実績時 (実績時間は，原子炉建屋地下3 階の可搬式原子炉水位計使用時の実績時間である。原子炉建屋地上1 階及び地下1 階の可搬式原子炉水位計は設置 間である。原子炉建屋地上1 階及び地下1 階の可搬式原子炉水位計は設置工事中のため実績時間なし。）
工事中のため実績時間なし。)

変更理由

⑤

⑤

9/10

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

42

添付資料
1.2-117
1.2.3-443

添付資料
1.2.3-4

1.2-11944

添付資料
1.2.4-3

1.2-123

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

4.ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水
4.ほう酸水注入系による原子炉注水(1)現場での系統構成，注水操作(1)ほう酸水注入系による原子炉注水(現場操作)
a.操作概要a.操作概要高圧炉心注水系の機能喪失又は全交流動力電源喪失時において，高圧代 全交流動力電源喪失時又は高圧炉心注水系の機能喪失時において, 高圧
替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子 代替注水系又は原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原
炉水位低（レベル3）以上に維持できない場合は，ほう酸水注入系による原子 子炉水位低(レベル3)以上に維持できない場合，重大事故等の進展抑制の
炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水が行えるよう，系統構成（ほう酸水注 ため，ほう酸水注入系により原子炉注水を行う。
入系テストタンク使用の場合は現場での注水操作を含む）を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上3 階(管理区域)
原子炉建屋 地上3 階（管理区域）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
ほう酸水注入系による原子炉注水の現場での操作に必要な要員数，所要時
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水のうち， 間は以下のとおり。
現場での系統構成，注水操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
所要時間目安:ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉への継続注水の想定時間 :ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉圧力容器への継続 場合65 分(実績時間：62 分)
注水の場合65 分（実績時間：62 分）
ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉注水の場合75 分(実績時間：
ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉圧力容器への注水の場合75 72 分)
分（実績時間：72 分）(2)受電操作(2)ほう酸水注入系による原子炉注水のための電源確保
a．操作概要a．操作概要
ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水を行う
ほう酸水注入系により原子炉注水を行う際，注水に必要な電源の受電操作際，注水に必要なポンプ及び電動弁の電源を確保する。
を行う。
b．作業場所
b．作業場所
原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
c．必要要員数及び時間
c．必要要員数及び操作時間
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水のうち， ほう酸水注入系による原子炉注水に必要な要員数(6 名)，所要時間(75分)の現場での受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
うち，現場での電源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :15 分（実績時間:12 分）
所要時間目安:15 分(実績時間:12 分)
記載の拡充－
・弁名称，操作場所を追加

変更理由

⑤

⑤

⑤

10/10

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
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【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

1

1.3.1(2)a.(a)ⅱ.

1.3-102

1.3.1(2)a.(b)1.3-113

1.3.1(2)b.(d)1.3-164

1.3.1(2)b.(e)1.3-18

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

逃がし安全弁の手動操作による減圧で使用する設備は以下のとおり。
逃がし安全弁による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁・逃がし安全弁・主蒸気系配管・クエンチャ
・主蒸気系配管・クエンチャ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・自動減圧機能用アキュムレータ
・自動減圧機能用アキュムレータ
・所内蓄電式直流電源設備
・所内蓄電式直流電源設備
・可搬型直流電源設備
また，上記所内蓄電式直流電源設備への継続的な給電で使用する設備はまた， 上記所内蓄電式直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は 以下のとおり。
以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型直流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す－ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
ⅱ . 代替交流電源設備による復旧
ⅱ.代替交流電源設備による復旧
常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源 代替交流電源設備（常設又は可搬型）により充電器を受電し，逃がし安全弁
設備により充電器を受電し， 逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保 の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
して逃がし安全弁の機能を復旧する。
代替交流電源設備により逃がし安全弁を復旧する設備は以下のとおり。
代替交流電源設備による復旧で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す－ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

変更理由②（第二GTGの自主化）②（第二GTGの自主化）②（第二GTGの自主化）②（第二GTGの自主化）

1/8

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

5

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由(a) インターフェイスシステムLOCA 発生時の対応(a)インターフェイスシステムLOCA発生時の対応
インターフェイスシステムLOCA 発生時に， 漏えい箇所の隔離操作を実施す インターフェイスシステムLOCA発生時に，漏えい箇所の隔離操作を実施す
るものの隔離できない場合， 原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えい るものの隔離できない場合，原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいすする。原子炉格納容器外への漏えいを抑制するため， 逃がし安全弁及びる。原子炉格納容器外への漏えいを抑制するため，逃がし安全弁及びタービ
タービンバイパス弁により発電用原子炉を減圧するとともに， 弁の隔離操作 ンバイパス弁により原子炉を減圧するとともに，弁の隔離操作により原子炉により原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離する手段がある。
冷却材の漏えい箇所を隔離する手段がある。
また， 原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいし原子炉建屋原子炉区 原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧で使用する設備は以下のとおり。
域内の圧力が上昇した場合において， 原子炉建屋ブローアウトパネルが開 ・逃がし安全弁
放することで， 原子炉建屋原子炉区域内の圧力上昇を抑制し， 環境を改善 ・主蒸気系配管・クエンチャする手段がある。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
なお， 原子炉建屋ブローアウトパネルは開放設定圧力に到達した時点で自 ・自動減圧機能用アキュムレータ
動的に開放する設備であり， 運転員による開放操作は必要としない。
・タービンバイパス弁
インターフェイスシステムLOCA 発生時における発電用原子炉の減圧で使用 ・タービン制御系②
1.3.1(2)d.(a) 1.3-19～21 する設備は以下のとおり。
原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する設備は以下のとおり。
（ブローアウトパ
・逃がし安全弁
・高圧炉心注水系注入隔離弁
ネルのSA化）・主蒸気系配管・クエンチャ
・逃がし弁機能用アキュムレータ
・自動減圧機能用アキュムレータ
・タービンバイパス弁
・タービン制御系
インターフェイスシステムLOCA 発生時における原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心注水系注入隔離弁
インターフェイスシステムLOCA 発生時における原子炉建屋原子炉区域内の圧力上昇抑制及び環境改善で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉建屋ブローアウトパネル

6

1.3.1(2)d.(b)7

1.3.2.1(1)a.(a)

インターフェイスシステムLOCA 発生時における原子炉建屋原子炉区域内の②
圧力上昇抑制及び環境改善で使用する原子炉建屋ブローアウトパネルは重－（ブローアウトパ
大事故等対処設備として位置付ける。
ネルのSA化）※ 1:「低圧注水系1 系以上又は低圧代替注水系（ 常設）のポンプ2 台以上 ※1:「低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若しく
若しくは代替注水系2 系以上の起動」とは， 原子炉冷却材圧力バウンダリ低 は代替注水系2系以上」とは，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水
圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系， 残留熱除去系（ 低圧 が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除去系（低圧注水モード），給注水モード） 及び給水・復水系のうち1系以上起動すること， また， それがで 水系及び復水系のいずれか1系以上，又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2きない場合は低圧代替注水系（ 常設） のポンプ2 台以上起動， 若しくは低 台以上，若しくは消火系及び低圧代替注水系(可搬型)の組み合わせによる2
1.3-24,25 圧代替注水系（ 常設） ， 消火系及び低圧代替注水系（ 可搬型） のうち2 系 系以上をいう。
⑤
以上起動することをいう。
なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に
なお， 原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値 到達した場合は，低圧代替注水系(常設)のポンプ1台又は代替注水系１系でに到達した場合は， 低圧代替注水系（ 常設） のポンプ1 台又は代替注水系 あっても減圧を行う。
１ 系のみの起動であっても発電用原子炉の減圧を行う。
1.3-21

2/8

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

8

1.3.2.2(1)a.(a)

1.3-299

1.3.2.2(1)a.(c)

1.3-34

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前※ 1:「低圧注水系1 系以上又は低圧代替注水系（ 常設）のポンプ2 台以上 ※1:「低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若しく
若しくは代替注水系2 系以上の起動」とは， 原子炉冷却材圧力バウンダリ低 は代替注水系2系以上」とは，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水
圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系， 残留熱除去系（ 低圧 が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除去系（低圧注水モード），給注水モード） 及び給水・復水系のうち1系以上起動すること， また， それがで 水系及び復水系のいずれか1系以上，又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2きない場合は低圧代替注水系（ 常設） のポンプ2 台以上起動， 若しくは低 台以上，若しくは消火系及び低圧代替注水系(可搬型)の組み合わせによる2圧代替注水系（ 常設） ， 消火系及び低圧代替注水系（ 可搬型） のうち2 系 系以上をいう。
以上起動することをいう。
なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に
なお， 原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値 到達した場合は，低圧代替注水系(常設)のポンプ1台又は代替注水系１系でに到達した場合は， 低圧代替注水系（ 常設） のポンプ1 台又は代替注水系 あっても減圧を行う。
１ 系のみの起動であっても発電用原子炉の減圧を行う。
室温は通常運転時と同程度である。
－(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作でき 常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態において， 以下の条件が全て成立した場合。
ない状態において，炉心損傷前の原子炉減圧は，低圧注水系1系以上又は・炉心損傷前の発電用原子炉の減圧は， 低圧注水系1 系以上又は低圧代 低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若しくは代替注水系2系以上※1起替注水系（ 常設） のポンプ2 台以上若しくは代替注水系2 系以上の起動※ 動により原子炉注水手段が確保されている場合，炉心損傷後の原子炉減圧
1 により原子炉圧力容器への注水手段が確保されている場合。炉心損傷後 は，高圧注水系が使用できない合で，低圧注水系1系※2以上が使用可能での発電用原子炉の減圧は， 高圧注水系が使用できない場合で， 低圧注水 ある場合，又は原子炉圧力容器内の水位が規定水位(有効燃料棒底部から系1 系※ 2 以上が使用可能である場合， 又は原子炉圧力容器内の水位が 有効燃料棒の長さの10%上の位置)に到達した場合で，逃がし安全弁(自動減規定水位（ 有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置） に到達 圧機能付き)作動用の窒素ガスが確保されている場合。
した場合。
※1:「低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若しく
・逃がし安全弁（ 自動減圧機能付き） 作動用の窒素ガスが確保されている は代替注水系2系以上」とは，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水場合。
が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)，給1.3.2.2(1)b.(10
1.3-34～36 ※ 1:「低圧注水系1 系以上又は低圧代替注水系（ 常設）のポンプ2 台以上 水系及び復水系のいずれか1系以上，又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2a)
若しくは代替注水系2 系以上の起動」とは， 原子炉冷却材圧力バウンダリ低 台以上，消火系若しくは低圧代替注水系(可搬型)の組み合わせによる2系以圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系， 残留熱除去系（ 低圧 上をいう。
注水モード） 及び給水・復水系のうち1系以上起動すること， また， それがで なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値にきない場合は低圧代替注水系（ 常設） のポンプ2 台以上起動， 若しくは低 到達した場合は，代替注水系1系であっても減圧を行う。
圧代替注水系（ 常設） ， 消火系及び低圧代替注水系（ 可搬型） のうち2 系 ※2:「低圧注水系1系」とは，残留熱除去系(低圧注水モード)，低圧代替注水以上起動することをいう。
系(常設)，消火系，低圧代替注水系(可搬型)，給水系及び復水系の1系のい
なお， 原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値 ずれかをいう。
に到達した場合は， 低圧代替注水系（ 常設） のポンプ1 台又は代替注水系
1 系のみの起動であっても発電用原子炉の減圧を行う。（ 添付資料1.3.7）※ 2:「低圧注水系1 系」とは， 残留熱除去系（ 低圧注水モード） ， 給水・復水系， 低圧代替注水系（ 常設） ， 消火系又は低圧代替注水系（ 可搬型）のいずれか1 系をいう。
⑤ 現場運転員E 及びF は， 原子炉建屋地上4 階北西通路， 南西通路に⑤現場運転員E及びFは，窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上で1.3.2.2(1)b.(11
1.3-37 て， 窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上であり， 逃がし安全弁（ あり，逃がし安全弁(自動減圧機能付き)の駆動源が確保されていることを確b)
自動減圧機能付き） の駆動源が確保されていることを確認する。
認する。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

3/8

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

12

1.3.2.2(1)b.(b)

1.3-3813

1.3.2.2(1)b.(c)

1.3-3914

1.3.2.2(1)c.(a)

1.3.2.2(1)c.(c)
1.3.2.2(2)a.(
16
c)
15

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑪ 現場運転員E 及びF は， 原子炉建屋地上4 階北西通路， 南西通路に⑪現場運転員E及びFは，窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上でて， 窒素ガスボンベ出口圧力指示値が規定値以上であることを確認し， 高 あることを確認し，高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全
圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)， (B)供給弁の全閉操作を実施する。 閉操作を実施する。
室温は通常運転時と同程度である。
－(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作でき 常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態において， 以下の条件が全て成立した場合。
ない状態において，低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポン・低圧注水系1 系以上又は低圧代替注水系（ 常設） のポンプ2 台以上若しく プ2台以上若しくは代替注水系2系以上※1起動により原子炉注水手段が確
は代替注水系2 系以上の起動※ 1 により原子炉圧力容器への注水手段が 保され，逃がし安全弁(自動減圧機能なし)作動用の窒素ガスが確保されてい確保されている場合。
る場合。
・逃がし安全弁（ 自動減圧機能なし） 作動用の窒素ガスが確保されている場 ※1:「低圧注水系1系以上又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2台以上若しく合。
は代替注水系2系以上」とは，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水※ 1:「低圧注水系1 系以上又は低圧代替注水系（ 常設）のポンプ2 台以上 が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)，給
1.3-40,41
若しくは代替注水系2 系以上の起動」とは， 原子炉冷却材圧力バウンダリ低 水系及び復水系のいずれか1系以上，又は低圧代替注水系(常設)のポンプ2圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系， 残留熱除去系（ 低圧 台以上，消火系若しくは低圧代替注水系(可搬型)の組み合わせによる2系以
注水モード） 及び給水・復水系のうち1系以上起動すること， また， それがで 上をいう。
きない場合は低圧代替注水系（ 常設） のポンプ2 台以上起動， 若しくは低 なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に圧代替注水系（ 常設） ， 消火系及び低圧代替注水系（ 可搬型） のうち2 系 到達した場合は，代替注水系１系であっても減圧を行う。
以上起動することをいう。
なお， 原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に到達した場合は， 低圧代替注水系（ 常設） のポンプ1 台又は代替注水系
１ 系のみの起動であっても発電用原子炉の減圧を行う。
室温は通常運転時と同程度である。
1.3-43－
1.3-46,47

17

1.3.2.2(3)b.(a)

1.3-4818

1.3.2.2(4)1.3-4919

第1.3.1表

1.3-56
1.3-5820

第1.3.1表

1.3-59室温は通常運転時と同程度である。

－

変更理由
⑤
⑤

⑤

⑤
⑤

(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し， 直流125V 主母線 全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，直流125V主母線(A)②(A)系及び(B)系の電圧喪失を確認した場合において， 常設代替交流電源設 系及び(B)系の電圧喪失を確認した場合において，常設代替交流電源設備 （第二GTGの自主
備， 第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備いずれかの設備 又は可搬型代替交流電源設備いずれかの設備からの給電が可能な場合。
化）からの給電が可能な場合。
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失した場合，常設代替交 全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失した場合，常設代替交②
流電源設備， 第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により 流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を充電し，直流電源 （第二GTGの自主
充電器を充電し， 直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
化）
設備変更に伴い対処設備を変更②
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）（第二GTGの自主・第二代替交流電源設備（自主対策設備）化）
設備変更に伴い対処設備を追加②
・原子炉建屋ブローアウトパネル－（ブローアウトパ
ネルのSA化）4/8

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

21

第1.3.2図
第1.3.3図第1.3.4図
第1.3.13図第1.3.14図

1.3-701.3-71
1.3-72
1.3-81
1.3-8222

第1.3.6図

1.3-7423

第1.3.16図

1.3-85

24

添付資料
1.3.1

1.3-87
1.3-88

25

添付資料
1.3.1

1.3-88

26

添付資料
1.3.2

変更後

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

EOP，SOPの変更に伴い対応フローを変更
併せて第1.3.1表，第1.3.2表の手順書名称を修正

記載の最適化・タイムチャートの操作時間を変更
設備変更に伴いフローチャートを修正
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
設備変更に伴い対処設備を追加
・原子炉建屋ブローアウトパネル・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）－

設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更
1.3-89③評価進捗による変更・修正－②（第二GTGの自主化）②（第二GTGの自主化）②（ブローアウトパ
ネルのSA化）②（緊急用断路器の通常状態変更）5/8

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

27

添付資料
1.3.3-1

1.3-9428

添付資料
1.3.3-2

1.3-96

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

1.可搬型直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放
1.可搬型直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放
a.操作概要a.操作概要常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，可 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
搬型直流電源設備により逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必要な 合，常設代替直流電源設備により逃がし安全弁の駆動に必要な直流電源を
直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし）を開放して発電用原 確保し，逃がし安全弁(自動減圧機能なし)を開放し，原子炉の減圧を実施す
子炉を減圧する。なお，可搬型直流電源設備による直流電源の供給準備が る。その後，常設代替直流電源設備の枯渇により逃がし安全弁の駆動電源整うまでの期間は，常設代替直流電源設備にて逃がし安全弁（自動減圧機 喪失を防止するため，可搬型直流電源設備により逃がし安全弁の駆動に必能なし）の作動に必要な直流電源を確保する。
要な直流電源を継続的に供給する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上4 階，地下1 階（非管理区域）
原子炉建屋 地上4 階，地下1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地下1 階（管理区域）
原子炉建屋 地下1 階(管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数および操作時間
可搬型直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放に必要な 常設代替直流電源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放に必要
要員数，時間については「1.14 電源の確保に関する手順等」に整理する。
な要員数(6 名)，所要時間(35 分)のうち，現場での系統構成，可搬型直流電
また，常設代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放 源設備による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放及び現場での減圧状況（現場での減圧状況の確認を含む）に必要な要員数，時間は以下のとおり。 確認に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。また，常設代替直流電源
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
設備の枯渇により逃がし安全弁の駆動電源喪失を防止するため，可搬型直
想定時間 :35 分（実績時間:28 分）
流電源設備により逃がし安全弁の駆動に必要な直流電源を継続的に供給する。（可搬型直流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。）
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
所要時間目安:35 分(実績時間：28 分)
2．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き） 2．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁(自動減圧機能付き)開開放
放a.操作概要a.操作概要常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，現 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
場多重伝送盤にて逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の作動回路に逃がし 合，現場多重伝送盤にて逃がし安全弁(自動減圧機能付き)の作動回路に逃安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の機能 がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁(自動減圧機能付き)のを回復させて逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を開放する。
機能を回復させて逃がし安全弁(自動減圧機能付き)を開放する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上4 階，地下1 階（非管理区域）
原子炉建屋 地上4 階，地下1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地下1 階（管理区域）
原子炉建屋 地下1 階(管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数および操作時間
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き）開 逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁(自動減圧機能付き)開放放（現場での減圧状況の確認を含む）に必要な要員数，時間は以下のとお に必要な要員数(6 名)，所要時間(55 分)のうち，現場での系統構成，逃がしり。
安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁(自動減圧機能付き)開放及び現必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
場での減圧状況確認に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :55 分（実績時間:44 分）
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
所要時間目安:55 分(実績時間:44 分)

変更理由

⑤

⑤

6/8

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

29

30

章番号

添付資料
1.3.3-3

添付資料
1.3.3-4

ページ番号

1.3-98

1.3-100

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

3.代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放 3.代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放
a.操作概要a.操作概要常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，代 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
替逃がし安全弁駆動装置により逃がし安全弁（自動減圧機能なしD,E,K又は 合，代替逃がし安全弁駆動装置により逃がし安全弁(自動減圧機能なしD,E,K
U）の電磁弁排気ポートへ窒素ガスを供給し，逃がし安全弁（自動減圧機能な 又はU)の電磁弁排気ポートへ窒素ガスを供給し，逃がし安全弁(自動減圧機
しD,E,K 又はU）を開放する。
能なしD,E,K 又はU)を開放する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地上1 階，地下1 階（管理区域）
原子炉建屋 地上1 階，地下1 階(管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放 代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁(自動減圧機能なし)開放に（現場での減圧状況の確認を含む）に必要な要員数，時間は以下のとおり。 必要な要員数(6 名)，所要時間(40 分)のうち，現場での系統構成，減圧操必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
作，減圧確認に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :40 分（実績時間:38 分）
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
所要時間目安:40 分(実績時間：38 分)
4.高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保
4.高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保(1)高圧窒素ガスボンベによる窒素ガス供給のためのライン切替え(1)高圧窒素ガスボンベによる窒素ガス供給のためのライン切替え
a.操作概要a.操作概要高圧窒素ガス供給系ドライウェル入口圧力低警報が発生し，逃がし安全弁 高圧窒素ガス供給系ドライウェル入口圧力低警報が発生し，逃がし安全弁の駆動源を確保する必要がある場合において，電動弁の電源が確保できず の駆動源を確保する必要がある場合において，電動弁の電源が確保できず
中央制御室の操作スイッチにて窒素ガスの供給ラインを高圧窒素ガスボンベ 中央制御室の操作スイッチにて窒素ガスの供給ラインを高圧窒素ガスボンベ側へ切り替えることができない場合，現場での弁の手動操作にて窒素ガスの 側へ切り替えることができない場合，現場での弁の手動操作にて窒素ガスの供給ラインを切り替える。
供給ラインを切り替える。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上4 階（非管理区域）
原子炉建屋 地上4 階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保のうち，高圧窒素ガス 高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保に必要な要員数(4名)，
ボンベによる供給のためのライン切替えに必要な要員数，時間は以下のとお 所要時間(20 分)のうち，高圧窒素ガスボンベによる供給のためのライン切替り。
えに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :20 分（実績時間:13 分）
所要時間目安:20 分(実績時間:13 分)

変更理由

⑤

⑤

7/8

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

31

添付資料
1.3.3-4

1.3-10132

添付資料
1.3.3-5

1.3-10333

添付資料
1.3.8-3

1.3-124

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(2)高圧窒素ガスボンベ（待機側）への切替え及び使用済み高圧窒素ガスボ (2)高圧窒素ガスボンベ(待機側)への切替え及び使用済み高圧窒素ガスボン
ンベの取替えベの交換
a.操作概要a.操作概要発電用原子炉の減圧操作中及び減圧完了後の逃がし安全弁開保持期間中 原子炉減圧操作中及び減圧完了後の逃がし安全弁開保持期間中に，逃がに，逃がし安全弁作動用の高圧窒素ガス供給系出口のボンベ圧力低警報が し安全弁作動用の高圧窒素ガス供給系(非常用)出口のボンベ圧力低警報が発生した場合，高圧窒素ガスボンベ（待機側）への切替え及び使用済みボン 発生した場合，高圧窒素ガスボンベ(待機側)への切替えと使用済みボンベのベの取替えを実施する。
交換を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上4 階（非管理区域）
原子炉建屋 地上4 階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保のうち，高圧窒素ガス 高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保に必要な要員数(4名)，
ボンベ（待機側）への切替え及び使用済み高圧窒素ガスボンベの取替えに 所要時間(60 分)のうち，高圧窒素ガスボンベ(待機側)への切替え，使用済み
必要な要員数，時間は以下のとおり。
高圧窒素ガスボンベの交換操作に必要な要員数，所要時間は以下のとお
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）り。
想定時間 :60 分（実績時間:59 分）
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
所要時間目安:60 分(実績時間:59 分)
5.インターフェイスシステムLOCA 発生時の漏えい停止操作（高圧炉心注水 5.インターフェイスシステムLOCA 発生時の漏えい停止操作(高圧炉心注水
系の場合）
系の場合)
a.操作概要a.操作概要
インターフェイスシステムLOCA 発生時は，原子炉格納容器外への漏えいを インターフェイスシステムLOCA発生時は，原子炉格納容器外への漏えいを停止するための破断箇所の隔離が必要となる。破断箇所の特定又は隔離が 停止するための破断箇所の隔離が必要となる。破断箇所の発見又は隔離ができない場合は，逃がし安全弁及びタービンバイパス弁により発電用原子炉 できない場合は，逃がし安全弁及びタービンバイパス弁により原子炉を減圧を減圧し，原子炉建屋への原子炉冷却材の漏えいを抑制する。その後は発 し，原子炉建屋への原子炉冷却材漏えいを抑制する。その後は原子炉を冷電用原子炉を冷温停止状態に移行させ，破断箇所の隔離操作を行う。
温停止状態に移行させ，破断箇所の隔離操作を行う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上1 階（管理区域）
原子炉建屋 地上1 階(管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
インターフェイスシステムLOCA 発生時の高圧炉心注水系からの漏えい停止 インターフェイスシステムLOCA 発生時の高圧炉心注水系からの漏えい停止
操作のうち，防護具装着，原子炉建屋内における隔離操作に必要な要員
操作に必要な要員数(6 名)，所要時間(240 分)のうち移動，保護具装着，原数，時間は以下のとおり。
子炉建屋内隔離操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
想定時間 :90 分（実績時間:60 分）
所要時間目安:90 分(実績時間:60 分)
記載の拡充－
・弁名称，操作場所を追加

変更理由

⑤

⑤

⑤

8/8

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
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【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

1

1.4.1(2)a.(a)
ⅰ.(ⅰ)

2

1.4.1(2)a.(a)
ⅰ.(ⅱ)

3

1.4.1(2)a.(a)
ⅰ.(ⅱ)

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下 低圧代替注水系（常設）による原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおのとおり。
り。
・復水移送ポンプ・復水移送ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ②
・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ
1.4-10（第二GTGの自主・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
化）
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉の冷却で使用する設備は以下のと下のとおり。
おり。
・可搬型代替注水ポンプ（A－2級）
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・防火水槽
・防火水槽
・淡水貯水池・淡水貯水池・ホース・接続口
・ホース・復水補給水系配管・弁・MUWC接続口②
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・復水補給水系配管・弁（第二GTGの自主
1.4-11 ・給水系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
化）
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ⑤
・原子炉圧力容器
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・非常用交流電源設備
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・非常用交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備
なお，低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却は，防火水槽又 なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉の冷却は，防火水槽又は淡水は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。また，淡水貯水池を水 貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使用する手段もある。
②
1.4-11,12 源として利用する際の取水方法は，淡水貯水池から防火水槽の間にあらか（淡水貯水池のじめ敷設してあるホースを使用する方法と，そのホースを使用せずに淡水貯運用変更）
水池から直接取水する方法がある。

1/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

4

1.4.1(2)a.(a)
ⅰ.(ⅲ)

5

1.4.1(2)a.(a)ⅱ.

6

1.4.1(2)a.(b)
ⅰ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

消火系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。
消火系による原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水タンク
・ろ過水タンク
・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ②
1.4-12 ・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ（第二GTGの自主・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
化）・非常用交流電源設備
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.4-14－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により， 設計基準事故 設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水モード）が全交流動対処設備である残留熱除去系（ 低圧注水モード） による発電用原子炉の冷 力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により使用できない場合には，却ができない場合は， 「(a)ⅰ . 低圧代替注水」の手段に加え， 常設代替交 「1.4.1(2)a.(a)ⅰ.低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用
流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電 いて非常用所内電気設備へ電源を供給し，原子炉補機冷却系又は代替原源を供給し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を 子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除去系（低圧注水確保することで残留熱除去系（ 低圧注水モード） を復旧し， 発電用原子炉を モード）を復旧する手段がある。
②
冷却する手段がある。
常設代替交流電源設備及び代替原子炉補機冷却系へ燃料を補給し，電源 （第二GTGの自主
1.4-14,15
常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備及び代替原子炉補機冷却 の供給を継続することにより，残留熱除去系（低圧注水モード）を十分な期化）系へ燃料を補給し， 電源の供給を継続することにより， 残留熱除去系（ 低 間，運転継続することが可能である。
⑤
圧注水モード） を十分な期間， 運転継続することが可能である。
また，原子炉停止後は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）に移行し，また， 発電用原子炉停止後は発電用原子炉からの除熱を長期的に行うた 長期的に原子炉を除熱する手段がある。残留熱除去系（原子炉停止時冷却め， 残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード） に移行する。残留熱除去系 モード）については，「1.4.1(2)b.(b)ⅰ.復旧」にて整備する。
（ 原子炉停止時冷却モード） については， 「b.(b) ⅰ . 復旧」にて整理する。

2/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

7

1.4.1(2)a.(b)
ⅰ.(ⅰ)

8

1.4.1(2)a.(b)ⅱ.

91.4.1(2)a.(c)
ⅰ.(ⅰ)

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

代替交流電源設備による残留熱除去系（ 低圧注水モード） の復旧で使用す 常設代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水モード）の復旧で使る設備は以下のとおり。
用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ②
1.4-15,16 ・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ（第二GTGの自主・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
化）
・原子炉補機冷却系
・原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.4-17－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
低圧代替注水系（ 常設） による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下下のとおり。
のとおり。
・復水移送ポンプ・復水移送ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ②
1.4-17 ・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ（第二GTGの自主・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁化）
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備

3/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

10

1.4.1(2)a.(c)ⅰ.(ⅱ)

1.4-1811

1.4.1(2)a.(c)ⅰ.(ⅱ)

1.4-1912

1.4.1(2)a.(c)ⅰ.(ⅲ)

1.4-1913

1.4.1(2)a.(c)ⅱ.

1.4-21

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

低圧代替注水系（ 可搬型） による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以以下のとおり。
下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（ A－ 2 級）
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・防火水槽
・防火水槽
・淡水貯水池・淡水貯水池・ホース・接続口・ホース②
・復水補給水系配管・弁・MUWC接続口（第二GTGの自主・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・復水補給水系配管・弁化）
・給水系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ⑤
・原子炉圧力容器
・給水系配管・弁・スパージャ
・常設代替交流電源設備
・原子炉圧力容器
・第二代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備
なお， 低圧代替注水系（ 可搬型） による残存溶融炉心の冷却は， 防火水 なお，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却は，防火水槽又槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。また， 淡水貯水 は淡水貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使用する手段もあ②
池を水源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から防火水槽の間に る。
（淡水貯水池のあらかじめ敷設してあるホースを使用する方法と， そのホースを使用せずに運用変更）
淡水貯水池から直接取水する方法がある。
消火系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
消火系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水タンク
・ろ過水タンク
・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ②
・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ（第二GTGの自主・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器化）
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。

4/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

14

章番号

1.4.1(2)b.(b)ⅰ.

15

1.4.1(2)b.(b)
ⅰ.(ⅰ)

16

1.4.1(2)b.(b)ⅱ.

17

1.4.1(2)c.

18

1.4.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

ページ番号

1.4-22

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

発電用原子炉停止中において， 全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却 原子炉停止中に設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止
系の故障により， 設計基準事故対処設備である残留熱除去系（ 原子炉停 時冷却モード）が全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系により使用で止時冷却モード） による発電用原子炉からの除熱ができない場合は， 「(a) きない場合には，「1.4.1(2)b.(a)ⅰ.低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交
ⅰ .低圧代替注水」の手段に加え， 常設代替交流電源設備又は第二代替交 流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供給し，原子炉補機冷却流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供給し， 原子炉補機冷 系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除去系②
却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除去 （原子炉停止時冷却モード）を復旧する手段がある。
（第二GTGの自主系（ 原子炉停止時冷却モード） を復旧し， 発電用原子炉からの除熱を行う 常設代替交流電源設備及び代替原子炉補機冷却系へ燃料を補給し，電源化）
手段がある。
の供給を継続することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を十常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備及び代替原子炉補機冷却 分な期間，運転継続することが可能である。
系へ燃料を補給し， 電源の供給を継続することにより， 残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード） を十分な期間， 運転継続することが可能である。

代替交流電源設備による残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード） の復旧 常設代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）ので使用する設備は以下のとおり。
復旧で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系ポンプ
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系熱交換器②
1.4-22,23 ・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ（第二GTGの自主・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ
化）
・原子炉補機冷却系
・原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.4-23,24－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
これらの手順は， 運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作 これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（ 徴候ベース） （ 以下「EOP 」という。） ， 事故時運転操作手順書（
手順書（徴候ベース）（以下，「EOP」という。），事故時運転操作手順書（シビ1.4-24 シビアアクシデント） （ 以下「SOP」という。） ， 事故時運転操作手順書（ 停止 アアクシデント）（以下，「SOP」という。），AM設備別操作手順書及び多様な⑤
時徴候ベース） （ 以下「停止時EOP」という。） ， AM 設備別操作手順書及び ハザード対応手順に定める（表1.4.1）。
多様なハザード対応手順に定める（ 第1.4.1 表） 。
⑨ a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合⑨a注水確認 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたこ 中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたこと残留熱除②とを復水補給水系流量（ RHR B 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子 去系(B)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確
1.4-28,29（計器名称の変炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧 認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
更）
力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8） 低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
の間で維持する。

5/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

19

1.4.2.1(1)a.(a)ⅱ.

1.4-2920

1.4.2.1(1)a.(a)ⅲ.

1.4-31

21

22

23

24

25

変更後
⑨ b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（ RHR A 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8）の間で維持する。
室温は通常運転時と同程度である。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由⑨b残留熱除去系(A)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除②
去系(A)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確（計器名称の変認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
更）低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
－⑤

ⅰ . 手順着手の判断基準
ⅰ.手順着手の判断基準
給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注水ができ 常設の原子炉注水設備，低圧代替注水系(常設)，消火系により原子炉注水
1.4.2.1(1)a.(
1.4-31 ず， 原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） 以上に維持でき ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に維持⑤b)ⅰ.
ない場合において，低圧代替注水系（ 可搬型） 及び注入配管が使用可能な できない場合において，低圧代替注水系(可搬型)及び注入配管が使用可能場合※ 1。
な場合※1。
⑤ 現場運転員C 及びD は， MUWC 接続口内側隔離弁(B)又はMUWC 接続 ⑤現場運転員C及びDは，MUWC接続口内側隔離弁(B)又はMUWC接続口内
口内側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する（ 当該弁は遠隔手 側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する。(当該弁は遠隔手動
1.4.2.1(1)a.(
1.4-32,33 動弁操作設備のためリンク機構を取り外し， 弁操作を行う） 。
弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を行う。)⑤
b)ⅱ.
なお， 上記の送水ライン以外にも， 原子炉建屋原子炉区域にて接続口から
復水補給水系配管までホースを敷設し送水するラインがある。
⑫ a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合⑫a注水確認 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたこ 中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除②
1.4.2.1(1)a.(とを復水補給水系流量（ RHR B 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子 去系(B)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確
1.4-35（計器名称の変
b)ⅱ.
炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧 認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
更）
力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8） 低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
の間で維持する。
⑫ b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合⑫b残留熱除去系(A)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたこ 中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除②
1.4.2.1(1)a.(とを復水補給水系流量（ RHR A 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子 去系(A)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確
1.4-35,36（計器名称の変
b)ⅱ.
炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧 認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
更）
力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8） 低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
の間で維持する。
1.4.2.1(1)a.(
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）の
1.4-36～40－⑤
b)ⅱ.
操作手順において，［ 全交流動力電源が喪失している場合］の手順を追加

6/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

26

1.4.2.1(1)a.(
b)ⅲ.

27

1.4.2.1(1)a.(
b)ⅲ.

28

1.4.2.1(1)a.(
c)ⅰ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

ⅲ . 操作の成立性
ⅲ.操作の成立性
低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水操作のうち， 運 防火水槽を水源とした低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水操作は，転員が実施する原子炉建屋での各注入配管の系統構成を， 交流電源が確 1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2保されている場合は1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確 名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して認者） 及び現場運転員2 名にて， 全交流動力電源が喪失している場合は1 から低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水開始まで残留熱除去系
ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び現場運転員2 名にて作業を実施し (A)(B)(C)又は高圧炉心注水系(B)(C)のいずれの注入配管を使用した場合にた場合の所要時間は以下のとおり。
おいても約95分で可能である。
［ 交流電源が確保されている場合］
また，淡水貯水池を水源とした低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水
残留熱除去系(A)(B)注入配管使用の場合 ： 約25 分
操作は， 1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場
残留熱除去系(C)注入配管使用の場合 ： 約65 分
運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判
高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合 ： 約30 分
断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水開始まで残留熱除去
高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合 ： 約55 分
系(A)(B)(C)又は高圧炉心注水系(B)(C)のいずれの注入配管を使用した場合［ 全交流動力電源が喪失している場合］においても約120分で可能である。
残留熱除去系(A)注入配管使用の場合 ： 約95 分
残留熱除去系(B)(C)注入配管使用の場合 ： 約85 分
高圧炉心注水系(B)(C)注入配管使用の場合： 約75 分
1.4-40,41
また， 低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水操作のうち， 緊急時対策要員が実施する屋外での可搬型代替注水ポンプ（ A－ 2級） による送水操作に必要な1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［ 防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員3 名にて実施した場合： 約125 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合） ］
緊急時対策要員4 名にて実施した場合： 約140 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） ］
緊急時対策要員6 名にて実施した場合： 約330 分
低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水操作は， 作業開始を判断してから低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水開始まで約330 分で可能である。
1.4-42

1.4-42

室温は通常運転時と同程度である。

－

ⅰ . 手順着手の判断基準
ⅰ.手順着手の判断基準
給水・復水系， 非常用炉心冷却系及び低圧代替注水系（ 常設） による原子 常設の原子炉注水設備，低圧代替注水系(常設)により原子炉注水ができ
炉圧力容器への注水ができず， 原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低 ず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に維持できない（ レベル3） 以上に維持できない場合において， 消火系及び注入配管が使 場合において，消火系及び注入配管が使用可能な場合※1。ただし，重大事用可能な場合※ 1 。ただし， 重大事故等へ対処するために消火系による消 故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場
火が必要な火災が発生していない場合。
合。

変更理由

⑤

⑤

⑤

7/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

1.4.2.1(1)a.(
29
c)ⅱ.

30

1.4.2.1(1)a.(
c)ⅱ.

31

1.4.2.1(1)a.(
c)ⅱ.

32

1.4.2.1(1)a.(
c)ⅲ.

33

1.4.2.1(1)a.(
c)ⅲ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由⑧ 5 号炉運転員は， ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了を緊急時対策 ⑧緊急時対策要員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了を緊急時対策
1.4-44,45⑤
本部に報告する。また， 緊急時対策本部は当直長に報告する。
本部へ報告する。また，緊急時対策本部は当直長へ報告する。
⑫ a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合⑫a注水確認 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたこ 中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除②とを復水補給水系流量（ RHR B 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子 去系(B)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確
1.4-45,46（計器名称の変炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧 認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
更）
力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8） 低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
の間で維持する。
⑫ b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合⑫b残留熱除去系(A)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたこ 中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除②とを復水補給水系流量（ RHR A 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子 去系(A)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確
1.4-46（計器名称の変炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧 認し当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低更）力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8） (レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
の間で維持する。
ⅲ . 操作の成立性
ⅲ.操作の成立性
残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した消火系による 作業開始を判断してから，消火系による原子炉注水開始までの必要な要員
原子炉圧力容器への注水操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名 及び所要時間は以下のとおり。
（ 操作者及び確認者） ， 現場運転員2 名及び5 号炉運転員2 名にて作業を 残留熱除去系(A)又は残留熱除去系(B)注入配管使用
実施した場合， 作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への ・1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2
注水開始まで約30 分で可能である。
名及び緊急時対策要員2名にて所要時間を約30分
残留熱除去系(C)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧力容器への 残留熱除去系(C)注入配管使用
注水操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認者） ・1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員4
1.4-47⑤， 現場運転員4 名及び5 号炉運転員2 名にて作業を実施した場合， 作業開 名及び緊急時対策要員2名にて所要時間を約40分
始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで約40 分 高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用で可能である。
・1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員4
高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した消火系に 名及び緊急時対策要員2名にて所要時間を約30分
よる原子炉圧力容器への注水操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2名（ 操作者及び確認者） ， 現場運転員4 名及び5 号炉運転員2 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで約30分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
1.4-48－⑤

8/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

34

章番号

1.4.2.1(1)b.

ページ番号

1.4-4835

1.4.2.1(2)a.(a)

1.4-4936

1.4.2.1(2)a.(a)ⅰ.

1.4-4937

1.4.2.1(2)b.

1.4-5238

1.4.2.1(3)a.(b)

1.4-56

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

外部電源， 代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合， 復水 代替交流電源設備等により交流動力電源が確保できた場合，復水貯蔵槽水
貯蔵槽が使用可能であれば低圧代替注水系（ 常設） により原子炉圧力容 源が使用可能であれば低圧代替注水系(常設)により原子炉を冷却する。復器へ注水する。復水貯蔵槽が使用できない場合， 消火系又は低圧代替注 水貯蔵槽水源が使用できない場合，消火系又は低圧代替注水系(可搬型)に水系（ 可搬型） により原子炉圧力容器へ注水する。
より原子炉を冷却する。
交流電源が確保できない場合， 現場での手動操作により系統構成を実施 交流動力電源が確保できない場合，現場の手動操作により系統構成を実施
し， 消火系又は低圧代替注水系（ 可搬型） により原子炉圧力容器へ注水す し，消火系又は低圧代替注水系(可搬型)により原子炉を冷却する。なお，消る。
火系による原子炉の冷却は，発電所構内(大湊側)で重大事故等へ対処する
なお， 消火系による原子炉圧力容器への注水は， 発電所構内（ 大湊側） で ために消火系による消火が必要な火災が発生していないことが確認できた
重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生してい 場合に実施する。
ないこと及びろ過水タンクの使用可能が確認できた場合に実施する。

変更理由

⑤

(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水(a)残留熱除去系電源復旧後の原子炉注水
全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により， 残留熱除去系 全交流動力電源の喪失により常設の原子炉注水設備による注水機能の喪（ 低圧注水モード） による原子炉圧力容器への注水ができない場合は， 常 失が起きた場合，常設代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧
設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電 し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保する②
源を復旧し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を ことで，残留熱除去系(低圧注水モード)にて原子炉への注水を実施する。
（第二GTGの自主確保することで， 残留熱除去系（ 低圧注水モード）にて原子炉圧力容器へ注
化）
水する。
⑤
なお， 常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等
は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
ⅰ . 手順着手の判断基準
ⅰ.手順着手の判断基準②
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備により非常用高圧母線C系（第二GTGの自主
C 系又はD 系の受電が完了し， 残留熱除去系（ 低圧注水モード） が使用可 又はD系の受電が完了し，残留熱除去系(低圧注水モード)が使用可能な状
化）
能な状態※ 1 に復旧された場合。
態※1に復旧された場合。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保 外部電源，常設代替交流電源設備等により交流動力電源が確保できた場
できた場合， 原子炉補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（ 低 合，原子炉補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系(低圧注水モー
圧注水モード） により原子炉圧力容器へ注水する。原子炉補機冷却系の運 ド)により原子炉を冷却する。原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代転ができない場合， 代替原子炉補機冷却系を設置し， 残留熱除去系（ 低圧 替原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系(低圧注水モード)により原子炉②
注水モード） により原子炉圧力容器へ注水するが， 代替原子炉補機冷却系 を冷却するが，代替原子炉補機冷却系の設置に時間を要することから，低圧（第二GTGの自主の設置に時間を要することから， 低圧代替注水系（ 常設） 等による原子炉 代替注水系(常設)等による原子炉の冷却を並行して実施する。原子炉停止
化）
圧力容器への注水を並行して実施する。
後は，残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)により原子炉を除熱する。
発電用原子炉停止後は， 残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード） による発電用原子炉からの除熱を実施する。
残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した消火系による 作業開始を判断してから，消火系による原子炉注水開始までの必要な要員
原子炉圧力容器への注水操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名 及び所要時間は以下のとおり。
（ 操作者及び確認者） ， 現場運転員2 名及び5 号炉運転員2 名にて作業を 残留熱除去系(A)又は(B)注入配管使用
実施した場合， 作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への ・1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2
注水開始まで約30 分で可能である。
名及び緊急時対策要員2名にて所要時間を約30分

⑤

9/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

1.4.2.1(3)a.(
39
b)

40

1.4.2.1(3)a.(
c)ⅱ.

41

1.4.2.1(3)a.(
c)ⅲ.

42

1.4.2.1(3)a.(
c)ⅲ.

43

1.4.2.2(2)a.(
a)

ページ番号
1.4-56変更後
室温は通常運転時と同程度である。

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

低圧代替注水系（ 可搬型） による残存溶融炉心の冷却については，
低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却については，「(1)a.(b) 低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水（ 淡水 「1.4.2.1(1)a.(b)低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水」の操作手順のう/海水） 」の操作手順（ 交流電源が確保されてる場合） のうち， 残留熱除去 ち，残留熱除去系(B)注入配管及び残留熱除去系(A)注入配管を使用した手系(B)注入配管又は残留熱除去系(A)注入配管を使用した手順と同様。ただ 順と同様。
1.4-57
し， MUWC 接続口内側隔離弁の操作については， リンク機構を取り外さず，
MUWC 接続口内側隔離弁(B)の場合は屋外（ 緊急時対策要員） にて，
MUWC 接続口内側隔離弁(A)の場合は非管理区域（ 運転員） にて遠隔手動
弁操作設備を使用して行う。
低圧代替注水系（ 可搬型） による残存溶融炉心の冷却操作のうち， 運転員 防火水槽を水源とした低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却が実施する原子炉建屋での各注入配管の系統構成を1 ユニット当たり中央 操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場制御室運転員2 名（ 操作者及び確認者） 及び現場運転員2 名にて作業を実 運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開始を判施した場合の所要時間は以下のとおり。
断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水開始まで残留熱除去
残留熱除去系(A)(B)注入配管使用の場合： 約20 分
系(A)又は残留熱除去系(B)のいずれの注入配管を使用した場合においてもまた， 低圧代替注水系（ 可搬型） による残存溶融炉心の冷却操作のうち， 約95分で可能である。
緊急時対策要員が実施する屋外での低圧代替注水系（ 可搬型） による残 また，淡水貯水池を水源とした低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉
存溶融炉心の冷却操作に必要な1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は 心の冷却操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認
以下のとおり。
者），現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作［ 防火水槽を水源とした送水］業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水開始まで
1.4-58,59
緊急時対策要員3 名にて実施した場合： 約125 分
残留熱除去系(A)又は残留熱除去系(B)のいずれの注入配管を使用した場合［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用でき においても約120分で可能である。
る場合） ］
緊急時対策要員4 名にて実施した場合： 約140 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） ］
緊急時対策要員6 名にて実施した場合： 約330 分
低圧代替注水系（ 可搬型） による残存溶融炉心の冷却操作は， 作業開始を判断してから低圧代替注水系（ 可搬型） による残存溶融炉心の冷却開始まで約330 分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
1.4-59－⑤⑤⑤(a) 残留熱除去系電源復旧後の発電用原子炉からの除熱(a)残留熱除去系電源復旧後の原子炉除熱
全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により， 残留熱除去系 全交流動力電源の喪失により残留熱除去系による崩壊熱除去機能の喪失（ 原子炉停止時冷却モード） による発電用原子炉からの除熱ができない場 が起きた場合，常設代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧②
合は， 常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除 し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保する（第二GTGの自主
1.4-60,61 去系の電源を復旧し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系によ ことで，残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)にて原子炉の除熱を実施す
化）
り冷却水を確保することで， 残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード） にて る。
⑤
発電用原子炉からの除熱を実施する。
なお， 常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等
は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

10/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

44

1.4.2.2(2)a.(a)ⅰ.

1.4-6145

1.4.2.2(2)a.(a)ⅲ.

1.4-6446

1.4.2.2(2)b.

1.4-6447

1.4.2.3(2)c.

1.4-69
1.4-71
1.4-72
1.4-73
1.4-74
1.4-75
1.4-76
1.4-77
1.4-78
1.4-79
1.4-81
1.4-82
1.4-83
1.4-91
1.4-92
1.4-93
1.4-94
1.4-9548

第1.4.1表

49

第1.4.2表

50

第1.4.2図
第1.4.3図第1.4.4図
第1.4.5図第1.4.6図変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 ⅰ.手順着手の判断基準
C 系又はD 系の受電が完了し， 残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード） 全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備により非常用高圧母線Cが使用可能な状態※ 1 に復旧された場合。
系又はD 系の受電が完了し，残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)が使②
用可能な状態※1 に復旧された場合。
（第二GTGの自主化）
室温は通常運転時と同程度である。

－⑤

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保 外部電源，常設代替交流電源設備等により交流動力電源が確保できた場
できた場合， 原子炉補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（ 原 合，原子炉補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系(原子炉停止時
子炉停止時冷却モード） により発電用原子炉からの除熱を実施する。原子 冷却モード)により原子炉を除熱する。原子炉補機冷却系の運転ができない
炉補機冷却系の運転ができない場合， 代替原子炉補機冷却系を設置し，場合，代替原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系(原子炉停止時冷却②
残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード） により発電用原子炉からの除熱 モード)により原子炉を除熱するが，代替原子炉補機冷却系の設置に時間を （第二GTGの自主を実施するが， 代替原子炉補機冷却系の設置に時間を要することから， 低 要することから，低圧代替注水系(常設)等による原子炉の冷却を並行して実化）
圧代替注水系（ 常設） 等による原子炉圧力容器への注水を並行して実施す 施する。
る。
室温は通常運転時と同程度である。
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）

計器名称の変更に伴い監視計器一覧を修正
・復水補給水系流量（RHR A系代替注水流量）
・復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）－⑤・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（第二GTGの自主化）

・復水補給水系流量（圧力容器）
・残留熱除去系(A)注入配管流量・残留熱除去系(B)注入配管流量②（計器名称の変
更）EOP，SOP，停止時EOPの変更に伴い対応フローを変更
併せて第1.4.1表，第1.4.2表の手順書名称を修正
－

⑤

11/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化③評価進捗による変更・修正

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

51

第1.4.13図第1.4.14図第1.4.15図第1.4.16図
第1.4.17図第1.4.19図第1.4.27図

タイムチャートのパターン増加に伴いタイムチャートを修正
・各操作の所要時間に関してはNo.26,No.41に記載
・タイムチャートの簡素化のため「運転員による操作」，「緊急時対策要員による操作」に分割

－

⑤

52

添付資料
1.4.1

1.4-102
1.4-103
1.4-104
1.4-105
1.4-106
1.4-1071.4-109
1.4-125
1.4-126
1.4-127
1.4-128

53

添付資料
1.4.1

54

添付資料
1.4.2

55

添付資料
1.4.3-2

1.4-126

1.4-129

1.4-134

設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
手順の変更に伴い要員数、時間を修正
・低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（第二GTGの自主
化）

－

⑤

－

②
（緊急用断路器の通常状態変更）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）
2.低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水(淡水/海水)(1)遠隔手動弁操作設備を使用しない場合の系統構成(1)遠隔手動弁操作設備の取外し及び系統構成
a.操作概要a.操作概要低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する際の系統構成 低圧代替注水系(可搬型)により原子炉へ注水する際に，MUWC 接続口内側としてMUWC 接続口内側隔離弁(B)又はMUWC 接続口内側隔離弁(A)を全開 隔離弁(B)又はMUWC 接続口内側隔離弁(A)は遠隔手動弁操作設備のたするため，管理区域にて遠隔手動弁操作設備のリンク機構を取り外し，弁操 め，リンク機構を取り外してから系統構成を実施する。
作を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上2 階，地上1 階(管理区域)
原子炉建屋 地上2 階，地上1 階（管理区域）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
低圧代替注水系(可搬型)による原子炉注水に必要な要員数(7 名)，所要時
遠隔手動弁操作設備の取外し及び取外し後の弁操作に必要な要員数，時間 間(95 分)のうち，遠隔手動弁操作設備の取外し及び取外し後の弁操作に必は以下のとおり。
要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :25 分（実績時間:10 分）
所要時間目安:25 分(実績時間:10 分)

⑤

12/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

56

章番号

添付資料
1.4.3-2

ページ番号

1.4-136

変更後(2)遠隔手動弁操作設備を使用する場合の系統構成
a.操作概要低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する際の系統構成
としてMUWC 接続口内側隔離弁(A)を全開するため，非管理区域にて遠隔手
動弁操作設備を使用して弁操作を実施する。
b.作業場所
原子炉建屋 地上2 階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
遠隔手動弁操作設備を使用した弁操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
想定時間 :20 分（実績時間:15 分）
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
放射性物質が放出される可能性があることから，操作は防護具（全面マスク，個人線量計，ゴム手袋）を装備又は携行して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型LED 照明をアクセスルート上に配備しており接近可能である。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :一般工具を使用した簡易な操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備（送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備）のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

13/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

57

58

章番号

添付資料
1.4.3-2

添付資料
1.4.3-3

ページ番号

1.4-137

1.4-139

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(3)可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水準備及び送水(2)屋外接続口から原子炉への注水(淡水/海水)
a.操作概要a.操作概要緊急時対策本部は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への 緊急時対策本部は，低圧代替注水系(可搬型)による原子炉への注水が必要
注水が必要な状況において，接続口（ホース接続箇所）及び水源を選定し， な状況において，接続口(消防ホース接続箇所)及び水源を選定し，注水ルー
送水ルートを決定する。
トを決定する。
現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプ（A 現場では，指示された注水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプ－2 級）により送水する。
(A-2 級)により注水する。
b.作業場所
b.作業場所
屋外（原子炉建屋周辺，防火水槽周辺，淡水貯水池周辺）
屋外(原子炉建屋周辺，防火水槽周辺)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水のうち，可搬型代 低圧代替注水系(可搬型)による原子炉への注水に必要な要員(防火水槽を替注水ポンプ（A－2 級）による送水操作に必要な要員数，時間は以下のと 水源とした場合7 名，淡水貯水池を水源とした場合8 名)，所要時間(防火水おり。
槽を水源とした場合95 分，淡水貯水池を水源とした場合120 分)のうち，屋外
必要要員数:｢防火水槽を水源とした場合｣3 名（緊急時対策要員3 名）
接続口から原子炉への注水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる 必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣3 名(緊急時対策要員3 名)場合）｣4 名（緊急時対策要員4 名）｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな 所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣95 分(実績時間なし)
い場合）｣6 名（緊急時対策要員6 名）｢淡水貯水池を水源とした場合｣120 分(実績時間なし)
想定時間 :｢防火水槽を水源とした場合｣125 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）｣140 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）｣330 分（実績時間なし）
3.残留熱除去系(C)注入配管使用による原子炉圧力容器への注水
3.残留熱除去系(C)注入配管使用による原子炉注水(1)現場での系統構成(1)系統構成
a.操作概要a.操作概要低圧代替注水系（常設）等による注水が行えるよう，手動にて残留熱除去系 復水移送ポンプからの注水が行えるよう，手動にて残留熱除去系注入弁(C)
注入弁(C)及び残留熱除去系洗浄水弁(C)を全開し，系統構成を実施する。 を全開とし，残留熱除去系洗浄水弁(C)を開にて原子炉注水を行う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上1 階（管理区域）
原子炉建屋 地上1 階(管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水（残留熱除去系(C) 低圧代替注水系(常設)による原子炉注水(残留熱除去系(C)ライン)に必要な注入配管使用）のうち，現場での系統構成に必要な要員数，時間は以下のと 要員数(4 名)，所要時間(40 分)のうち，現場での系統構成，注水操作に必要おり。
な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :40 分（実績時間:37 分）
所要時間目安:40 分(実績時間:37 分)

変更理由

⑤

⑤

14/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

59

添付資料
1.4.3-4

1.4-14160

添付資料
1.4.3-5

1.4-143

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

高圧炉心注水系(C)注入配管使用による原子炉圧力容器への注水
4.高圧炉心注水系(C)注入配管使用による原子炉注水(1)現場での系統構成，注水操作(1)系統構成
a.操作概要a.操作概要低圧代替注水系（常設）等による注水が行えるよう，手動にて高圧炉心注水 復水移送ポンプからの注水が行えるよう，手動にて高圧炉心注水系注入弁
系注入弁(C)及び高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)を全開し，系統構 (C)を全開とし，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)を開にて原子炉注成及び注水操作を実施する。
水を行う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上1 階（管理区域）
原子炉建屋 地上1 階(管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水のうち，現場での系 低圧代替注水系(常設)による原子炉注水(高圧炉心注水系(C)ライン)に必要
統構成及び注水操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
な要員数(4 名)，所要時間(30 分)のうち，現場での系統構成，注水操作に必必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
要な要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :30 分（実績時間:26 分）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
所要時間目安:30 分(実績時間:26 分)
5．消火系による原子炉圧力容器への注水
5．消火系による原子炉注水(1)受電操作(1)受電操作a.操作概要a.操作概要消火系による原子炉圧力容器への注水の系統構成のために電源を確保す 消火系による原子炉注水の系統構成のために電源確保を行う。
る。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間
コントロール建屋 地下1 階（非管理区域）
消火系による原子炉注水に必要な要員数(6 名)，所要時間(30 分)のうち系
c.必要要員数及び時間
統構成のための電源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
消火系による原子炉圧力容器への注水のうち，現場での受電操作に必要な 必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
要員数，時間は以下のとおり。
所要時間目安:20 分(実績時間:18 分)
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
想定時間 :20 分（実績時間:18 分）

変更理由

⑤

⑤

15/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

61

章番号

添付資料
1.4.3-6

ページ番号

1.4-145

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

6．残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除 6．残留熱除去系による原子炉除熱
熱a.操作概要a.操作概要残留熱除去系の停止時冷却モードにて原子炉の除熱を実施するため，残留残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードにて発電用原子炉からの除熱を 熱除去系の停止時冷却モードのラインナップ及びそれに必要な電源開放操実施するため，残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードの現場での系統構 作を実施し，残留熱除去系ポンプを起動させ，原子炉の除熱を実施する。
成及びそれに必要な電源開放操作を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下3 階(管理区域)
原子炉建屋 地下3 階（管理区域）
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
c.必要要員数および操作時間c.必要要員数及び時間
残留熱除去系による原子炉除熱に必要な要員数(6 名)，所要時間(20 分)の残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱 うち，現場での系統構成および電源開放操作に必要な要員数，所要時間はのうち，現場での系統構成及び電源開放操作に必要な要員数，時間は以下 以下のとおり。
のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
所要時間目安:系統構成 15 分(実績時間:14 分)
想定時間 :系統構成 15 分（実績時間:14 分）
電源開放 15 分(実績時間:12 分)
電源開放 15 分（実績時間:12 分）

変更理由

⑤

16/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

62

章番号

ページ番号

変更後

7.残留熱除去系注入配管使用による原子炉圧力容器への注水（全交流動力
電源喪失時）(1)系統構成
a.操作概要全交流動力電源喪失時において，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
圧力容器への注水が行えるよう，手動にて復水補給水系原子炉建屋復水積
算計バイパス弁を全閉（復水補給水系バイパス流防止措置），残留熱除去系
注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁を全開し，系統構成を実施する。
b.作業場所
原子炉建屋 地上1 階（管理区域）
原子炉建屋 地下2 階（管理区域）
c.必要要員数及び時間
低圧代替注水系（可搬型）による残留熱除去系注入配管を使用した原子炉
圧力容器への注水のうち，現場での系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
想定時間 :「残留熱除去系(A)注入配管使用の場合」
95 分（実績時間:92 分）
添付資料
1.4-147,148 「残留熱除去系(B)注入配管使用の場合」
1.4.3-7
85 分（実績時間:82 分）「残留熱除去系(C)注入配管使用の場合」
85 分（実績時間:82 分）
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。操作は汚染の可能性を考慮し防護具（全面マスク，個人線量計，ゴム手袋）を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型LED 照明をアクセスルート上に配備しており接近可能である。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備（送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備）のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

17/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

63

64
65

章番号

ページ番号

変更後

8.高圧炉心注水系注入配管使用による原子炉圧力容器への注水（全交流動
力電源喪失時）(1)系統構成
a.操作概要全交流動力電源喪失時において，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉
圧力容器への注水が行えるよう，手動にて復水補給水系原子炉建屋復水積
算計バイパス弁を全閉（復水補給水系バイパス流防止措置），高圧炉心注水系注入弁及び高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁を全開し，系統構成を実施する。
b.作業場所
原子炉建屋 地上1 階（管理区域）
原子炉建屋 地下2 階（管理区域）
c.必要要員数及び時間
低圧代替注水系（可搬型）による高圧炉心注水系注入配管を使用した原子炉圧力容器への注水のうち，現場での系統構成に必要な要員数，時間は以
添付資料
下のとおり。
1.4-149,150
1.4.3-8
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
想定時間 :75 分（実績時間:66 分）
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
操作は汚染の可能性を考慮し防護具（全面マスク，個人線量計，ゴム手袋）を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型LED 照明をアクセスルート上に配備しており接近可能である。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備（送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備）のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。
計器名称の変更に伴い解釈一覧を修正
添付資料
1.4-152 復水補給水系流量（RHR A系代替注水流量）
残留熱除去系(A)注入配管流量
1.4.4-2
復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）
残留熱除去系(B)注入配管流量
添付資料
記載の拡充
1.4-153,154
1.4.4-3
・弁名称，操作場所を追加③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

②
（計器名称の変
更）
－

⑤

18/18

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

1

2

3

章番号

1.5.1(2)

ページ番号

1.5-9

③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

原子炉補機冷却系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉補機冷却海水ポンプ
・原子炉補機冷却水ポンプ
・原子炉補機冷却系配管・弁・海水ストレーナ
・原子炉補機冷却系サージタンク
・原子炉補機冷却水系熱交換器
・海水貯留堰・スクリーン室
・取水路
・補機冷却用海水取水路
・補機冷却用海水取水槽
・非常用交流電源設備
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器圧力逃がし装置
・フィルタ装置スクラバ水補給設備

原子炉補機冷却系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉補機冷却系海水ポンプ
・原子炉補機冷却系中間ループ循環ポンプ
・原子炉補機冷却系配管・弁・海水ストレーナ
・原子炉補機冷却系サージタンク
・原子炉補機冷却系熱交換器
・海水貯留堰・スクリーン室
・取水路
・補機冷却用海水取水路
・補機冷却用海水取水槽
・非常用交流電源設備
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉
格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器圧力逃がし装置
・専用空気ボンベ
・代替格納容器圧力逃がし装置

変更理由

⑤

②
（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除、スクラバ
水補給設備の自主化）⑤

1.5.1(2)a,(a)ⅰ.

1.5-11

1.5.1(2)a,(a)ⅱ.

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備
は以下のとおり。
は以下のとおり。
・耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁・耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁・耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁・耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁・遠隔手動弁操作設備
・遠隔手動弁操作設備
・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
・専用空気ボンベ
・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁・原子炉格納容器②
・原子炉格納容器（ サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）
・不活性ガス系配管・弁（専用空気ボンベ
1.5-11,12 ・不活性ガス系配管・弁・非常用ガス処理系配管・弁のSA化、第二・非常用ガス処理系配管・弁・真空破壊弁（S/C→D/W）
GTGの自主化）
・主排気筒（ 内筒）・主排気筒（内筒）⑤
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・常設代替直流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型直流電源設備

1/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

4

1.5.1(2)a,(a)ⅱ.

51.5.1(2)a,(a)ⅲ.

6

1.5.1(2)a,(b)7

1.5.1(2)a,(b)8

1.5.1(2)a,(b)9

1.5.1(2)a,(b)

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとす 原子炉格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとる。
おりとする。
優先①： 格納容器圧力逃がし装置によるウェットウェルベント（ 以下「W/W
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるW/W側ベント
ベント」という。）
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるD/W側ベント②
優先②： 格納容器圧力逃がし装置によるドライウェルベント（以下「D/W ベン 優先③：代替格納容器圧力逃がし装置によるW/W側ベント（代替格納容器
1.5-12ト」という。）
優先④：代替格納容器圧力逃がし装置によるD/W側ベント
圧力逃がし装置
優先③： 耐圧強化ベント系によるW/W ベント
優先⑤：耐圧強化ベント系によるW/W側ベントの削除）
優先④： 耐圧強化ベント系によるD/W ベント
優先⑥：耐圧強化ベント系によるD/W側ベント
ただし，代替格納容器圧力逃がし装置が完成するまでの期間における優先順位は，①→②→⑤→⑥の順とする。
格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の隔離弁（ 空気駆動弁， 電 格納容器圧力逃がし装置，代替格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベン
動駆動弁） の駆動源や制御電源が喪失した場合， 隔離弁を遠隔で手動操 ト系の隔離弁（空気駆動弁，電動駆動弁）の駆動源や制御電源が喪失した場
作することで最終ヒートシンク（ 大気） へ熱を輸送する手段がある。なお， 隔 合，隔離弁を手動にて遠隔操作することで最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸離弁を遠隔で手動操作するエリアは原子炉建屋内の原子炉区域外とする。 送する手段がある。なお，隔離弁を手動にて遠隔操作するエリアは二次格納②
1.5-12,13 格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の現場操作で使用する設備 施設外とする。
（専用空気ボンベ
は以下のとおり。
格納容器圧力逃がし装置，代替格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベンのSA化）
・遠隔手動弁操作設備
ト系の現場操作で使用する設備は以下のとおり。
・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ・遠隔手動弁操作設備
・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁・専用空気ボンベ
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉②
する設備のうち， 格納容器圧力逃がし装置は重大事故等対処設備として位 格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，格納容器圧力逃がし装 （代替格納容器
1.5-13
置付ける。
置及び代替格納容器圧力逃がし装置は重大事故等対処設備として位置づ
圧力逃がし装置ける。
の削除）
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち， 耐圧強化ベント系（ W/W） 配管・弁， 耐圧強化ベント系（ D/W） 配 のうち，耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁，耐圧強化ベント系（D/W）配管・管・弁， 遠隔手動弁操作設備， 遠隔空気駆動弁操作用ボンベ， 遠隔空気 弁，遠隔手動弁操作設備，原子炉格納容器，不活性ガス系配管・弁，非常用②
駆動弁操作設備配管・弁， 原子炉格納容器（ サプレッション・チェンバ，真空 ガス処理系配管・弁，真空破壊弁（S/C→D/W），主排気筒（内筒），常設代 （専用空気ボンベ
1.5-13
破壊弁を含む） ， 不活性ガス系配管・弁， 非常用ガス処理系配管・弁， 主 替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備及び常設のSA化）
排気筒（ 内筒） ， 常設代替交流電源設備， 可搬型代替交流電源設備， 代 代替直流電源設備は重大事故等対処設備として位置づける。
⑤
替所内電気設備， 常設代替直流電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
現場操作で使用する設備のうち， 遠隔手動弁操作設備，遠隔空気駆動弁操 現場操作で使用する設備のうち，遠隔手動弁操作設備は重大事故等対処設②
1.5-13 作用ボンベ及び遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁は重大事故等対処設備と 備として位置づける。
（専用空気ボンベ
して位置付ける。
のSA化）
設備変更（遠隔空気駆動弁操作用ボンベ（重大事故等対処設備））に伴い自 ・専用空気ボンベ
主対策設備の理由を削除
重大事故等対処設備に要求される設備としての耐震性は十分ではないもの②の，空気駆動弁である原子炉格納容器一次隔離弁等の駆動に必要な空気（専用空気ボンベ
を空気ボンベより供給が可能であれば，中央制御室又は二次格納施設外かのSA化）
らの遠隔操作が可能となり，原子炉格納容器ベント時の系統構成の手段として有効である。

2/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

・フィルタ装置スクラバ水補給設備
有効性評価の条件下において， 格納容器圧力逃がし装置を使用する場合，
事故発生後7 日間は， 外部からのスクラバ水を補給しなくてもフィルタ装置
内に必要となるスクラバ水を保有することができる。
10 1.5.1(2)a,(b)1.5-14－⑤
その後の安定状態において， スクラバ水が低下した場合， 本設備を用いて外部からスクラバ水を補給することで格納容器圧力逃がし装置の機能を維持できることから， 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損防止対策として有効である。
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
11 1.5.1(2)a,(b)1.5-14－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
なお， 全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合は， 常 なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合には，設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線 常設代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで残へ電源を供給することで残留熱除去系を復旧する。
留熱除去系を復旧する。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
②
1.5.1(2)b,(a)12
1.5-16 ・残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード）
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）（第二GTGの自主ⅰ.
・残留熱除去系（ サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
・残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
化）
・残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード）
・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
なお， 全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合は， 常 なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合には，設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線 常設代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで残へ電源を供給することで残留熱除去系を復旧する。
留熱除去系を復旧する。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。
②
1.5.1(2)b,(a)13
1.5-17,18 ・残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード）
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）（第二GTGの自主
ⅱ.
・残留熱除去系（ サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
・残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
化）
・残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード）
・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
14 1.5.1(2)b,(b)1.5-19－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
格納容器ベント実施中において， 炉心損傷を判断した場合は， 一次隔離弁 原子炉格納容器ベント後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系に又は二次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを一旦停止する。また， 残留熱除 よる格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，格納容15 1.5.2.1(1)a.
1.5-21 去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機 器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器ベント弁⑤
能が回復した場合は， 一次隔離弁及び二次隔離弁を全閉し，格納容器ベン を全閉する。
トを停止する。

3/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

16

1.5.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

17

1.5.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

18

1.5.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

19

1.5.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

20

1.5.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

21

1.5.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑦中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント前の系統構成として， 非 ⑦中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成とし
常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス て，非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁及び非常用ガス処理系出口Uシー
処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理系出口U シール隔離弁 ル元弁の全閉操作，耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁，不1.5-23 の全閉操作， 並びに耐圧強化ベント弁，非常用ガス処理系第一隔離弁，換 活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁，不活性ガス系換気空気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二 調系側PCVベント用隔離弁，非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁
隔離弁の全閉， 及びフィルタ装置入口弁の全開を確認する。
及び換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁の全閉及び，耐圧強化ベント系
PCVベントラインフィルタベント容器側隔離弁の全開を確認する。
⑧ａ W/W ベントの場合⑧ａW/Wベントの場合
中央制御室運転員A 及びB は，一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） 操 中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁
作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（サプを全開とすることで駆動空気を確保し，不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離
1.5-23,24
レッション・チェンバ側）の全開操作を実施する。
弁の全開操作を実施する。
不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁の駆動源が確保できない場合，現場
運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。
⑧ｂ D/W ベントの場合⑧ｂD/Wベントの場合
中央制御室運転員A 及びB は，一次隔離弁（ ドライウェル側）操作用空気供 中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給
給弁を全開とすることで駆動空気を確保し， 一次隔離弁（ドライウェル側） の 弁を全開とすることで駆動空気を確保し，不活性ガス系D/Wベント用出口隔
1.5-24
全開操作を実施する。
離弁の全開操作を実施する。
不活性ガス系 D/Wベント用出口隔離弁の駆動源が確保できない場合，現場
運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。
⑨現場運転員C 及びD は， 格納容器ベント前の系統構成として，フィルタベ
1.5-24 ント大気放出ラインドレン弁を全閉とし， 格納容器圧力逃がし装置による格－
納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑭中央制御室運転員A 及びB は，二次隔離弁を調整開（ 流路面積約70%⑬中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡開）とし， 格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。二次 配管隔離弁を調整開（流路面積約70%開）とし，格納容器圧力逃がし装置に隔離弁の開操作ができない場合は， 二次隔離弁バイパス弁を調整開（流路 よる原子炉格納容器ベントを開始する。
1.5-25 面積約70%開） とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始 なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，不する。
活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の増開操作を実施する。
なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
⑰中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断 ⑯中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷をした場合は， 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） の 判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能及び可燃性ガス
全閉操作を実施する。なお， 一次隔離弁の全閉操作ができない場合は，二 濃度制御系の機能が回復し，格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断
次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
した場合は，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の全閉，
1.5-25,26 残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制 その後に不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/Wベン
御系の機能が回復し， 格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場 ト用出口隔離弁の全閉操作を実施する。
合は， 一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） の全
閉， その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施す
る。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

4/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

22

1.5.2.1(1)a.(a)ⅱ.

1.5-2623

1.5.2.1(1)a.(b)ⅰ.

1.5-27

1.5.2.1(1)a.(b)ⅱ.
1.5.2.1(1)a.(25b)ⅱ.
1.5.2.1(1)a.(
26
b)ⅲ.
24

1.5-27
1.5-28
1.5-2927

1.5.2.1(1)a.(c)ⅲ.

1.5-3128

1.5.2.1(1)a.(d)ⅱ.

1.5-3229

1.5.2.1(1)a.(d)ⅲ.

1.5-33

変更後
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから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開始まで約40 分で可能である。

③評価進捗による変更・修正

変更前

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）
及び現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納
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開始まで約35分で可能である。また，空気駆動弁の駆動源が確保できない場合で遠隔手動操作設備による操作を実施する場合は約75分で可能である。
格納容器圧力逃がし装置の系統構成及び格納容器圧力逃がし装置による 原子炉格納容器ベントラインナップ及び原子炉格納容器ベント中，各隔離弁
原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施中， 各隔離弁の駆動源である遠 の駆動源である空気ボンベの残量が減少した場合。
隔空気駆動弁操作用ボンベの残量が減少した場合。
②中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁の全削除
閉操作を実施する。
②中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の削除
全閉操作を実施する。
室温は通常運転時と同程度である。
－

変更理由

⑤

⑤
⑤
⑤
⑤

上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場
合， 作業開始を判断してからフィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りの完了ま 合，作業開始を判断してからフィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りの完了まで⑤
で45 分以内で可能である。
60分以内で可能である。
②a 防火水槽から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合又は淡水 ②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，可搬型代替注
貯水池から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合（ 淡水貯水池を 水ポンプ(A-2級)を配備し，防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注水ポ
水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
ンプ(A-2級)へ，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)からフィルタ装置補給水接続
緊急時対策要員は， フィルタベント遮蔽壁南側（ 屋外）にて，可搬型代替注 口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整(水張り)の準備完
水ポンプ（A－ 2 級）を配備し， 防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注 了を緊急時対策本部に報告する。
水ポンプ（A－2級） へ， 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級） からフィルタ装置②
補給水接続口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（ 水張（淡水貯水池のり） の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
運用変更）②b 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプを使用した⑤
水張りの場合（ 淡水貯水池を水源とし， あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
緊急時対策要員は， 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）からフィルタベント装置補給水接続口へホースを接続し，フィルタ装置水位調整（ 水張り） の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
防火水槽から可搬型代替注水ポンプを展開したフィルタ装置水位調整（水張 防火水槽を水源としたフィルタ装置水位調整(水張り)操作は，1ユニット当たりり） 操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場合， 緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定～ 可搬型代替注水ポンプ と送水ルートの特定～可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の配備～送水準備～⑤（A－2 級）の配備～送水準備～ フィルタ装置補給用接続口使用による可搬 フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による型代替注水ポンプ（A－2 級） による注水開始まで約65 分， フィルタ装置水 注水開始まで約80分，フィルタ装置水位調整(水張り)を約50分，計約130分で位調整（ 水張り） 完了まで約125 分で可能である。
可能である。

5/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

30

1.5.2.1(1)a.(
d)ⅲ.

31

1.5.2.1(1)a.(
e)ⅲ.

32

1.5.2.1(1)a.(
f)ⅰ.

33

1.5.2.1(1)a.(
f)ⅱ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプを展開したフィルタ装置水位調整（
淡水貯水池を水源としたフィルタ装置水位調整(水張り)操作は，1ユニット当水張り）（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユ
たり緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからニット当たり緊急時対策要員6 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断 水源と送水ルートの特定～可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の配備～送水準してから水源と送水ルートの特定～可搬型代替注水ポンプ（A－2 級） の配 備～フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2級)に備～ 送水準備～フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポン よる注水開始まで約110分，フィルタ装置水位調整(水張り)を約50分，計約プ（A－ 2 級）による注水開始まで約65 分，フィルタ装置水位調整（ 水張り） 160分で可能である。
②
完了まで約125 分で可能である。
（淡水貯水池の1.5-33、34 また，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
運用変更）を使用したフィルタ装置水位調整（水張り）（ 淡水貯水池を水源とし， あらか⑤
じめ敷設してあるホースが使用できない場合） 操作は，1 ユニット当たり，緊
急時対策要員6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ位置（A－ 2 級）と送水ルートの確認～送水準備～フィル
タ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A－ 2 級）による注
水開始まで約95 分，フィルタ装置水位調整（ 水張り）完了まで約155 分で可能である。
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場
1.5-37 合， 作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整（水抜き） 完了まで約150 合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整(水抜き)完了まで約135分⑤
分で可能である。
で可能である。
格納容器圧力逃がし装置の停止を判断した場合。
残留熱除去系あるいは代替循環冷却系の機能が復旧し，格納容器圧力逃
1.5-38⑤がし装置の停止を判断した場合。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断に基づき， 当直長に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ前の系統構成を開始するよう指示するとともに，緊急時対策要員に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガス
パージの準備の開始を指示する。
②当直副長は，中央制御室運転員に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒
素ガスパージ前の系統構成の開始を指示する。
③中央制御室運転員A 及びB は，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ前の系統構成として，一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側），
1.5-38 一次隔離弁（ドライウェル側）及び耐圧強化ベント弁の全閉確認，並びにフィ－⑤
ルタ装置入口弁の全開確認後， 二次隔離弁を全開とし， 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ準備完了を当直副長に報告する。二次隔
離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を全開とする。また， 中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全開する手段がある。
④当直長は， 当直副長からの依頼に基づき， 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ前の系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。

6/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

34

章番号

1.5.2.1(1)a.(
f)ⅱ.

ページ番号

1.5-39変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サンプリングラックにて，②緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サンプリングラックにて，フィルタ装置の水素濃度測定のため， 系統構成及び工具準備，サンプリン フィルタ装置の水素濃度測定のため，系統構成及び工具準備，サンプリング
グポンプの起動を実施する。また， 原子炉建屋外壁南側（屋外）へ可搬型窒 ポンプの起動，フィルタ装置水素濃度計の校正を実施する。また，原子炉建
素供給装置を配備し送気ホースを接続口へ取り付け，窒素ガス注入の準備 屋外壁南側(屋外)へ可搬型窒素供給装置を配備し送気ホースを接続口へ取完了を緊急時対策本部に報告する。
付操作し，窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本部へ報告する。

⑧緊急時対策要員は，サンプリングポンプの起動完了を緊急時対策本部に ⑤緊急時対策要員は，フィルタ装置水素濃度計の校正完了を緊急時対策本報告する。
部へ報告する。
1.5-39 ⑨緊急時対策本部は，可搬型窒素供給装置からの窒素注入の完了及びサ ⑥緊急時対策本部は，可搬型窒素供給装置からの窒素注入の完了及びフィンプリングポンプの起動完了を当直長に連絡するとともに， フィルタ装置の ルタ装置水素濃度計の校正完了を当直長に連絡するとともに，フィルタ装置
入口圧力及び水素濃度の監視を依頼する。
の入口圧力及び水素濃度の監視を依頼する。
⑰当直副長は，窒素ガスパージの完了後の系統構成を開始するよう中央制
御室運転員に指示する。
⑱中央制御室運転員A 及びB は，窒素ガスパージの完了後の系統構成とし
1.5-40,41 て， 二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉とし，系統構成完了を当－直副長に報告する。また， 中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉する手段がある。
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（操作者及び確認
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員者）及び緊急時対策要員6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して 6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし
1.5-41から格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ完了まで約270 分で 装置停止後のN₂パージ完了まで約240分で可能である。
可能である。
「フィルタ装置スクラバ水pH 調整の手順」記載の適正化
1.5-42,43－35

1.5.2.1(1)a.(
f)ⅱ.

36

1.5.2.1(1)a.(
f)ⅱ.

37

1.5.2.1(1)a.(
f)ⅲ.

38

1.5.2.1(1)a.(
ｇ)ⅱ．

39

1.5.2.1(1)a.(ｇ)ⅲ．

1.5-4340

1.5.2.1(1)a.(h)ⅲ．

1.5-45

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員6 名にて作業を実施した場合， 作業開始の判断をしてから格納容器圧力逃がし装置スクラバ水pH調整完了まで約85 分で可能である。
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場
合， 作業開始を判断してからドレン移送ライン窒素ガスパージ完了まで約
155 分で可能である。

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
6名にて作業を実施した場合，作業開始の判断をしてから格納容器圧力逃がし装置スクラバ水pH調整完了まで約90分で可能である。
上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場
合，作業開始を判断してからドレン移送ラインN₂パージ完了まで約100分で可
能である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤
⑤
⑤
⑤

7/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室にてドレン移送ポンプの電 ②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室にて，ドレン 移送ポンプの源が確保されていることをFCVS 現場制御盤ドレン移送ポンプ運転状態ラン 電源が確保されていることをFCVS現場制御盤ドレン移送ポンプ運転状態ラプにより確認し，FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁 ンプにより確認し，FCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動操作設備にて全閉とする。フィルタベント遮蔽壁附室にてFCVS フィルタベン 操作にて全閉とする。フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVSフィルタベ
ト装置ドレンタンク出口止め弁を全開，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて ント装置ドレンタンク出口止め弁，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ
FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁を全開操作し， 吐出側第二止め弁を全開操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，FCVS
原子炉建屋外壁東側（ 屋外） にてFCVS フィルタベント装置ドレンライン二次 フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後，格納施設外側止め弁を全開操作した後，フィルタベント遮蔽壁南側（ 屋外） フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポ
にてFCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開と ンプ吐出側第一止め弁を微開とし，ドレン移送ポンプを起動した後，FCVSフィ
し， ドレン移送ポンプを起動した後，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポン ルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁の増し開操作により，ポプ吐出側第一止め弁の増し開操作により，ポンプ吐出側流量を必要流量に ンプ吐出側流量を必要流量に調整し，ドレンタンク内の水をサプレッション・
1.5.2.1(1)a.(i41
1.5-46,47 調整し，ドレンタンク内の水をサプレッション・チェンバへ排水し，排水開始を チェンバへ排水する。
⑤)ⅱ．
緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室FCVS計器ラックのドレンタ③緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室FCVS 計器ラックのドレンタ ンク水位指示値にて排水による水位の低下を確認し，ドレン移送ポンプを停ンク水位指示値にて排水による水位の低下を確認し，ドレン移送ポンプを停 止した後，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVSフィルタベント装置ドレ止した後， フィルタベント遮蔽壁附室にてFCVS フィルタベント装置ドレンタン ンタンク出口止め弁，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一ク出口止め弁を全閉，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外） にてFCVS フィルタ 止め弁，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁を全閉ベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁， FCVS フィルタベント装置ド 操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，FCVSフィルタベント装置ドレンライ
レン移送ポンプ吐出側第二止め弁を全閉操作し， 原子炉建屋外壁東側（屋 ン二次格納施設外側止め弁を全閉操作，フィルタベント遮蔽壁附室にて，外） にてFCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全 FCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動操作にて全開とし，閉操作， フィルタベント遮蔽壁附室にてFCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側 ドレンタンク水抜きの完了を緊急時対策本部へ報告する。
ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全開とし， ドレンタンク水抜きの完了を
緊急時対策本部に報告する。
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場
1.5.2.1(1)a.(i42
1.5-47,48 合， 作業開始を判断してからドレンタンク水抜き完了まで約80 分で可能であ 合，作業開始を判断してからドレンタンク水抜き完了まで約105分で可能であ
⑤
)ⅲ．
る。
る。
「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」②の操作手順を削除（代替格納容器43－
圧力逃がし装置の削除）
格納容器ベント実施中において， 炉心損傷を判断した場合は， 一次隔離弁 原子炉格納容器ベント後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系に又は二次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを一旦停止する。また， 残留熱除 よる格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，耐圧強44 1.5.2.1(1)b.
1.5-48 去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機 化ベント系を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器ベント弁を全閉⑤能が回復した場合は， 一次隔離弁及び二次隔離弁を全閉し，格納容器ベン する。
トを停止する。
⑥中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント前の系統構成として， 非 ⑥中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成とし
常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス て，非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁及び非常用ガス処理系出口Uシー
1.5.2.1(1)b.(
処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理系出口U シール隔離弁 ル元弁の全閉操作，不活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離
45
1.5-50⑤a)ⅱ.
の全閉操作， 並びに非常用ガス処理系第一隔離弁，換気空調系第一隔離 弁，不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁，非常用ガス処理系側
弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁の全閉確認 PCVベント用隔離弁後弁及び換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁の全閉を実施する。
確認を実施する。

8/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

46

1.5.2.1(1)b.(a)ⅱ.

1.5-5147

1.5.2.1(1)b.(a)ⅱ.

1.5-5148

1.5.2.1(1)b.(
a)ⅱ.

49

1.5.2.1(1)b.(
a)ⅱ.

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑩中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント前の系統構成として， 耐 ⑩中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成とし圧強化ベント弁の全開操作を実施する。
て，耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁の全開操作を実施する。
耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁の駆動源が確保できない
場合，現場運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。
⑪ａ W/W ベントの場合⑪ａW/W ベントの場合
中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント前の系統構成として， 一次 中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成として，隔離弁（サプレッション・チェンバ側） 操作用空気供給弁を全開とし駆動源を 不活性ガス系S/Cベント弁操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保するこ
確保することで， 一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） の全開操作を実 とで，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁の全開操作を実施する。
施する。
不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁の駆動源が確保できない場合，現場⑪ｂ D/W ベントの場合
運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。
中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント前の系統構成として， 一次 ⑪ｂD/Wベントの場合
隔離弁（ドライウェル側） 操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保すること 中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成として，で， 一次隔離弁（ドライウェル側） の全開操作を実施する。
不活性ガス系D/Wベント弁操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保することで，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の全開操作を実施する。
不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の駆動源が確保できない場合，現場
運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。

⑰中央制御室運転員A 及びB は，二次隔離弁を調整開（ 流路面積約70%⑰中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡開）とし， 耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の 配管隔離弁を調整開（流路面積約70%開）とし，耐圧強化ベント系による原子開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を調整開（ 流路面積約
炉格納容器ベントを開始する。
1.5-5270%開） とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。
なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，不なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二 活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の増開操作を実施する。
次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
⑲中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断 ⑲中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷をした場合は， 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） の 判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能及び可燃性ガス
全閉操作を実施する。なお， 一次隔離弁の全閉操作ができない場合は，二 濃度制御系の機能が回復し，耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合
次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
は，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の全閉，その後に
1.5-52,53 残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制 不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/Wベント用出口
御系の機能が回復し， 耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合は，隔離弁の全閉操作を実施する。
一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉，その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

50

1.5.2.1(1)b.(a)ⅲ.

1.5-5351

1.5.2.1(1)b.(a)ⅲ.

1.5-53

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約55分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）
及び現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで60分以内で可能である。また，空気駆動弁の駆動源が確保できない場合で遠隔手動操作設備による操作を実施する場合は約180分で可能である。

⑤

－

⑤

9/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

52

1.5.2.1(1)b.(b)ⅰ.

1.5-5453

1.5.2.1(1)b.(b)ⅱ.

1.5-5554

1.5.2.1(1)b.(b)ⅲ.

1.5-5655

1.5.2.1(2)a.

56

1.5.2.1(2)a.(
a)ⅱ.

57

1.5.2.1(2)a.(
a)ⅱ.

58

1.5.2.1(2)a.(
a)ⅱ.

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

耐圧強化ベント系の系統構成及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器 原子炉格納容器ベントラインナップ及び原子炉格納容器ベント中，各隔離弁内の減圧及び除熱を実施中，各隔離弁の駆動源である遠隔空気駆動弁操 の駆動源である空気ボンベの残量が減少した場合。
作用ボンベの残量が減少した場合。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，現場運転員に耐圧強化ベン ①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に耐圧強化ベント系
ト弁遠隔空気駆動弁操作用ボンベを， 使用済みボンベから予備ボンベへの PCVベントライン排気筒側隔離弁の全閉及び耐圧強化ベント系PCVベントラ
交換を指示する。
イン排気筒側隔離弁駆動用空気ボンベを使用済みの空気ボンベから予備空気ボンベへの交換を指示する。
②中央制御室運転員A及びBは，耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒
側隔離弁の全閉操作を実施する。
室温は通常運転時と同程度である。
－

格納容器ベント実施中において， 炉心損傷を判断した場合は， 一次隔離弁 原子炉格納容器ベント後，炉心損傷を判断した場合，又は残留熱除去系に又は二次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを一旦停止する。また， 残留熱除 よる格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，格納容
1.5-56,57 去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機 器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器ベント弁能が回復した場合は， 一次隔離弁及び二次隔離弁を全閉し，格納容器ベン を全閉する。
トを停止する。
⑩現場運転員C 及びD は， フィルタベント大気放出ラインドレン弁を全閉と1.5-60 し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に－報告する。
⑮現場運転員C 及びD は， 二次隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開 ⑭現場運転員C 及びD は，不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管（流路面積約70%開） とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを 隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約70%開）とし，格納容開始する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁 器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベントを開始する。不活性ガス系を遠隔手動弁操作設備にて調整開（ 流路面積約70%開）とし， 格納容器圧 PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の開操作ができない場合は，PCV
1.5-61,62 力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。
耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作設備にて調
なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二 整開（流路面積約70%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
容器ベントを開始する。
なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の増開操作を実施する。
⑱中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断 ⑰中央制御室運転員A 及びB は，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷した場合は， 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） の を判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能及び可燃性ガ
全閉操作をするよう現場運転員に指示する。
ス濃度制御系機能が回復し，格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断
残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制 した場合は，不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁又はPCV
1.5-62
御系の機能が回復し， 格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁の全閉，その後に不活性ガス
合は， 一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） の全
系S/C ベント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁の閉， その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作をするよう 全閉操作をするよう現場運転員に指示する。
現場運転員に指示する。

変更理由
⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

10/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

59

1.5.2.1(2)a.(a)ⅱ.

1.5-6260

1.5.2.1(2)a.(a)ⅱ.

1.5-6361

1.5.2.1(2)a.(a)ⅱ.

1.5-63

変更後

63

1.5.2.1(2)b.

1.5-6664

1.5.2.1(2)b.(a)ⅱ.

1.5-71

変更前⑲［ 格納容器ベント開始後， 炉心損傷を判断した場合］⑱現場運転員C 及びD は，不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管
現場運転員C 及びD は， 遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（ サプレッ 隔離弁又はPCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁を遠隔手動
ション・チェンバ側又はドライウェル側） の全閉操作を実施する。なお，一次 弁操作設備による操作で全閉，その後に不活性ガス系S/C ベント用出口隔
隔離弁の全閉操作ができない場合は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離 離弁又は不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備に弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
よる操作で全閉とする。
［残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制
御系の機能が回復し， 格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場
合］
現場運転員C 及びD は， 遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（ サプレッ
ション・チェンバ側又はドライウェル側） の全閉， その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（操作者及び確認
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）
者）及び現場運転員4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから 及び現場運転員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納
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開始ま 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開始まで約で約70 分で可能である。
55分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
－「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(現場操作)」の操作手順を削除

62③評価進捗による変更・修正－

格納容器ベント実施中において， 炉心損傷を判断した場合は， 一次隔離弁 原子炉格納容器ベント後は，炉心損傷を判断した場合，又は耐圧強化ベント
又は二次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを一旦停止する。また， 残留熱除 系以外の格納容器除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機能が回復し，去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制御系の機 耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合は，原子炉格納容器ベント弁能が回復した場合は， 一次隔離弁及び二次隔離弁を全閉し，格納容器ベン を全閉する。
トを停止する。
⑯現場運転員C 及びD は， 二次隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開 ⑮現場運転員C及びDは，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔（流路面積約70%開） とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始す 離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約70%開）とし，耐圧強化る。二次隔離弁の開操作ができない場合は， 二次隔離弁バイパス弁を遠隔 ベント系による原子炉格納容器ベントを開始する。不活性ガス系PCV耐圧強手動弁操作設備にて調整開（流路面積約70%開）とし， 耐圧強化ベント系に 化ベント用連絡配管隔離弁の開操作ができない場合は，PCV耐圧強化ベン
よる格納容器ベントを開始する。
ト用連絡配管隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二 積約70%開）とし，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベントを開始す
次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
る。
なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の増開操作を実施する。

変更理由

⑤

⑤
⑤
②
（代替格納容器
圧力逃がし装置
の削除）
⑤

⑤

11/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

65

1.5.2.1(2)b.(a)ⅱ.

1.5-7266

1.5.2.1(2)b.(a)ⅱ.

1.5-7267

1.5.2.1(2)b.(a)ⅲ.

1.5-7368

69

1.5.2.1(3)1.5.2.2(1)a.

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑱中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント開始後，炉心損傷を判断 ⑰中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント開始後，炉心損傷をした場合は， 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） の 判断した場合，又は残留熱除去系による格納容器除熱機能及び可燃性ガス
全閉操作をするよう現場運転員に指示する。
濃度制御系の機能が回復し，耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合
残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制 は，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁又はPCV耐圧強化
御系の機能が回復し， 耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合は，ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁の全閉，その後に不活性ガス系S/Cベ
一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉，その後 ント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁の全閉操作をに二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作をするよう現場運転員 するよう現場運転員に指示する。
に指示する。
⑲［ 格納容器ベント開始後， 炉心損傷を判断した場合］⑱現場運転員C及びDは，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔
現場運転員C 及びD は， 遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（ サプレッ 離弁又はPCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操ション・チェンバ側又はドライウェル側） の全閉操作を実施する。なお，一次 作設備による操作で全閉，その後に不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁
隔離弁の全閉操作ができない場合は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離 又は不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操
弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
作で全閉とする。
［残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱機能及び可燃性ガス濃度制
御系の機能が回復し， 耐圧強化ベント系を停止できると判断した場合］
現場運転員C 及びD は， 遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（ サプレッ
ション・チェンバ側又はドライウェル側） の全閉， その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
室温は通常運転時と同程度である。

－

残留熱除去系が機能喪失した場合は， 格納容器圧力逃がし装置による原 残留熱除去系が機能喪失した場合は，格納容器圧力逃がし装置による原子子炉格納容器内の除熱を実施する。格納容器圧力逃がし装置が機能喪失し 炉格納容器内の除熱を実施する。格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した
た場合は耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内の除熱を実施する。
場合は代替格納容器圧力逃がし装置により実施し，格納容器圧力逃がし装格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による格納容器ベントは，弁 置及び代替格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合は耐圧強化ベントの駆動電源及び空気源がない場合， 現場での手動操作を行う。
系により原子炉格納容器内の除熱を実施する。
なお，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系を用いて， 格納容器 格納容器圧力逃がし装置，代替格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベン
ベントを実施する際には， スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待 ト系による原子炉格納容器ベントは，弁の駆動電源及び空気源がない場合，
1.5-73,74
できるW/W を経由する経路を第一優先とする。W/W ベントラインが水没等の 現場での手動操作を行う。
理由で使用できない場合は，D/W を経由してフィルタ装置を通る経路を第二 なお，格納容器圧力逃がし装置，代替格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強優先とする。
化ベント系を用いて，原子炉格納容器ベントを実施する際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるW/Wを経由する経路を第一優先とする。W/Wベントラインが水没などの理由で使用できない場合は，D/Wを経
由してフィルタ装置を通る経路を第二優先とする。

1.5-74

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の 常設代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されている場合
電源が確保されている場合に，冷却水通水確認後，残留熱除去系（原子炉 に，冷却水通水確認後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッ②
停止時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容 ション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）を起 （第二GTGの自主器スプレイ冷却モード） を起動し，最終ヒートシンク（海） へ熱を輸送する。
動し，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
化）

12/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

70

1.5.2.2(1)a.(
b)ⅰ.

71

1.5.2.2(1)a.(c)

72

1.5.2.2(1)a.(
c)

ページ番号

1.5.2.2(1)b.

74

1.5.2.2(1)b.(c)

1.5-8475

第1.5.1表

1.5-89

第1.5.1表

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

－

⑤

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の 常設代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されている場合
電源が確保されている場合に，冷却水通水確認後，目的に応じた運転モード に，冷却水通水確認後，目的に応じた運転モードで残留熱除去系（原子炉停②
で残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール 止時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器
1.5-79,80（第二GTGの自主
水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード） を起動し， 最終ヒートシンク スプレイ冷却モード）を起動し，最終ヒートシンク（海洋）へ熱を輸送する。
化）（海）へ熱を輸送する。

73

76

変更後

⑦bB 系使用時は， 熱交換器ユニットの繋ぎ込み箇所が，原子炉補機冷却
水系熱交換器（B/E） 冷却水出口弁の後になるため， 原子炉補機冷却水系
1.5-76 熱交換器（ B/E） 冷却水出口弁については系統構成対象外とする。（ A 系
使用時は， 原子炉補機冷却水系熱交換器（A/D） 冷却水出口弁の前に繋ぎこむ）
なお，炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を
1.5-78,79 設置する場合，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員
を2 班体制とし， 交替して対応する。
室温は通常運転時と同程度である。
1.5-79

1.5-90室温は通常運転時と同程度である。
記載の適正化
・原子炉補機冷却水ポンプ
設備変更（設備の位置付け）に伴う修正・フィルタ装置スクラバ水補給設備（自主対策設備）
・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ（重大事故等対処設備）－
・原子炉補機冷却系中間ループ循環ポンプ
・格納容器圧力逃がし装置として括っていたため記載なし
・専用空気ボンベ「代替格納容器圧力逃がし装置」を削除
77

第1.5.1表

1.5-9078

第1.5.1表

1.5-9079

第1.5.1表

1.5-901.5-9280
8182③評価進捗による変更・修正

第1.5.2図
第1.5.3図第1.5.5図第1.5.6図

1.5-104
1.5-105

第1.5.10図1.5-112

1.5-108－
記載の拡充
・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
EOPの変更に伴い対応フローを変更
併せて第1.5.1表，第1.5.2表の手順書名称を修正
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.22に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.27に記載⑤⑤②（専用空気ボンベのSA化、スクラバ
水補給設備の自主化）②（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）⑤

・原子炉格納容器
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（第二GTGの自主
化）

－

⑤

－

⑤

－

⑤

13/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

83

第1.5.12図

1.5-114
1.5-115
1.5-11684

第1.5.14図1.5-11885

第1.5.16図

1.5-12186

第1.5.18図

1.5-12387

第1.5.20図1.5-12588

第1.5.22図

1.5-127

89
90
91

第1.5.24図第1.5.25図第1.5.27図第1.5.28図

1.5-130
1.5-133

92
93

第1.5.30図第1.5.31図1.5-136

変更後
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.29，No.30に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.31に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.37に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.39に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.40に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.42に記載「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」の概要図、タイムチャートを削除
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.50に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.60に記載「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）」の概要図、タイムチャートを削除
手順の変更に伴いタイムチャートを修正③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

②
（代替格納容器
圧力逃がし装置
の削除）

－

⑤

－

⑤

－

②
（代替格納容器
圧力逃がし装置
の削除）

－

⑤

－

②
（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）「代替格納容器圧力逃がし装置」の記載削除に伴いフローチャートを修正
94

第1.5.37図1.5-144

95

添付資料
1.5.1

1.5-146

96

添付資料
1.5.1

1.5-147

記載の適正化
・原子炉補機冷却水ポンプ
設備変更（設備の位置付け）に伴う修正・フィルタ装置スクラバ水補給設備（自主対策設備）
・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ（重大事故等対処設備）

・原子炉補機冷却系中間ループ循環ポンプ
・格納容器圧力逃がし装置として括っていたため記載なし
・専用空気ボンベ⑤②（専用空気ボンベのSA化、スクラバ
水補給設備の自主化）

14/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

②
（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）「代替格納容器圧力逃がし装置」を削除
97

添付資料
1.5.1

1.5-147

98

添付資料
1.5.1

1.5-147

99

添付資料
1.5.1

1.5-147
1.5-148

100

添付資料
1.5.2

1.5-149

101

添付資料
1.5.2

1.5-150
1.5-151
1.5-152
1.5-153102

添付資料
1.5.3-1

1.5-154

記載の拡充
・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更

設備変更に伴い電源構成図を修正
・AC系電動弁、空気作動弁の駆動源をSA化
1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流電源確立時
a.操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作に必要な電動弁の電源確保及び系統構成を行う。
b.作業場所
電源確保 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
系統構成 原子炉建屋 低層階屋上(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱のうち，電源確保及び系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :電源確保 20 分(実績時間:18 分)
系統構成(原子炉建屋内の原子炉区域外)15 分(実績時間:12分)⑤

・原子炉格納容器
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（第二GTGの自主化）－②（緊急用断路器の通常状態変更）－②（AC系弁の駆動源のSA化）

1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流動力電源確立時
a.操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作に必要な電動弁の電源確保及び現場での系統構成を行う。
b.作業場所
電源確保 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数(4 名)，所要時間 (35 分※)のうち，電源確保及び現場での系統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
所要時間目安:電源確保 30 分(実績時間:24 分)※空気駆動弁の駆動源の確保ができない場合,遠隔手動弁操作設備による操作を40 分とし所要時間が75 分となる。
(実績時間：不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
合 21 分)(実績時間：不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
合 17 分)⑤

15/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

103

章番号

添付資料
1.5.3-1

ページ番号

1.5-156

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(2)全交流動力電源喪失時(2)全交流動力電源喪失時
a.操作概要a.操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作を 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操作を現場にて行う。全交流動力電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により 現場にて行う。交流電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により系統構
系統構成を行う。
成を行う。
b.作業場所
b.作業場所
系統構成 原子炉建屋 地上4 階，地上3 階（管理区域）
系統構成 原子炉建屋 地上4 階，地上3 階(管理区域)
系統構成 原子炉建屋 低層階屋上，地上中3 階（非管理区域）
W/W ベント 原子炉建屋 地上中3 階，地下１階(非管理区域)
W/W ベント 原子炉建屋 地下１階（非管理区域）
D/W ベント 原子炉建屋 地上中3 階，地上2 階(非管理区域)
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱のうち， な要員数(6 名)，所要時間(55 分)のうち，系統構成に必要な要員数，所要時
現場での系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
間は以下のとおり。
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
想定時間 :系統構成（原子炉建屋原子炉区域） 35 分
所要時間目安:系統構成(二次格納容器施設内) 35 分
（原子炉建屋内の原子炉区域外） 65 分※(二次格納容器施設外) 40 分※※遠隔手動弁操作設備による操作の実績時間は以下の通りである。
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作5 分（実績時間：一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全開操作を実施する (実績時間：不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の全開 2
場合 21 分）分)
（実績時間：一次隔離弁（ドライウェル側）の全開操作を実施する場合 17 分） ※遠隔手動弁操作設備による操作の実績時間は以下の通りである。
遠隔手動弁操作設備による格納容器ベント操作 5 分（実績時間：二次隔離 (実績時間：不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
弁の全開 2 分）
合 21 分)(実績時間：不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
合 17 分)

変更理由

⑤

16/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

104

105

章番号

添付資料
1.5.3-2

添付資料
1.5.3-3

ページ番号

1.5-159

1.5-161

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

2.原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）
2.PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]
a.操作概要a.操作概要格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系により大気を最終ヒートシン 原子炉格納容器内の圧力上昇に対する原子炉格納容器ベントの必要性がクとして熱を輸送する場合，空気駆動弁である一次隔離弁（サプレッション・ 認識された場合，ベント隔離弁を「全開」にして，原子炉格納容器ベントライン
チェンバ側又はドライウェル側）及び耐圧強化ベント弁を全開とし，格納容器 を構成する必要があり，通常の駆動源であるIA が喪失した状況下ではAM
ベントラインを構成する必要があり，通常の駆動空気供給源である計装用圧 対策用空気ボンベが駆動源となる。常設ボンベと予備ボンベを交換した後，縮空気系が喪失した状況下では遠隔空気駆動弁操作用ボンベが駆動源とな 隔離弁の駆動圧力を確保する。
る。常設ボンベの残量が減少した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換す b.作業場所ることで，一次隔離弁及び耐圧強化ベント弁の駆動圧力を確保する。
原子炉建屋 地上3 階，地上2 階，地下1 階(非管理区域)
b.作業場所
c.必要要員数及び操作時間
原子炉建屋 地上3 階，地上2 階，地下1 階（非管理区域）
PCV ベント弁駆動源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
c.必要要員数及び時間
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）に必要な要員数，時間は 所要時間目安:45 分(実績時間:32 分
以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
想定時間 :45 分（実績時間:32 分）
3.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
3.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
a.操作概要a.操作概要格納容器ベント操作中におけるフィルタ装置の水位調整のため，フィルタ装 原子炉格納容器ベント操作中におけるフィルタ装置水位調整のため，フィル
置ドレン移送ポンプ水張りを実施する。
タ装置ドレン移送ポンプ水張りを実施する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りに必要な要員数，時間は以下のとおり。 フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りに必要な要員数，所要時間は以下のと必要要員数:2 名（緊急時対策要員2 名）
おり。
想定時間 :45 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員2 名)
所要時間目安:60 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)

変更理由

⑤

⑤

17/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

106

107

章番号

添付資料
1.5.3-4

添付資料
1.5.3-5

ページ番号

1.5-162

1.5-164

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

4.フィルタ装置水位調整（水張り）4.フィルタ装置水位調整(水張り)a.操作概要a.操作概要格納容器ベント操作時又は格納容器ベント停止時に想定されるフィルタ装置 原子炉格納容器ベント操作時又は原子炉格納容器ベント停止時に想定されの水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため，フィルタ装置の水張りによ るフィルタ装置の水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため，フィルタ装るフィルタ装置の水位調整を行う。
置の水張りによるフィルタ装置の水位調整を行う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置水位調整（水張り）に必要な要員数，時間は以下のとおり。
フィルタ装置水位調整(水張り)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:｢防火水槽から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合｣ 必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)
2 名（緊急時対策要員2 名）｢淡水貯水池を水源とした場合｣6 名(緊急時対策要員6 名)｢淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合（あらかじ 所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣130 分
め敷設してあるホースが使用できる場合）」6 名（緊急時対策要員6 名）(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)｢他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプを使用した水張りの場 ｢淡水貯水池を水源とした場合｣160 分合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場 (実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
合）」6 名（緊急時対策要員6 名）
想定時間 :｢防火水槽から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合｣
125 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）｢淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）」125 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）｢他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプを使用した水張りの場
合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）」155 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
5.フィルタ装置水位調整（水抜き）5.フィルタ装置水位調整(水抜き)a.操作概要a.操作概要格納容器ベント操作時又は格納容器ベント停止時に想定されるフィルタ装置 原子炉格納容器ベント操作時又は原子炉格納容器ベント停止時に想定されの水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため水抜きによる水位調整を行 るフィルタ装置の水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため水抜きによう。
る水位調整を行う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置水位調整（水抜き）に必要な要員数，時間は以下のとおり。
フィルタ装置水位調整(水抜き)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（緊急時対策要員2 名）
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員2 名)
想定時間 :150 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:135 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間な
し)

変更理由

⑤

⑤

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No.

108

109

章番号

添付資料
1.5.3-6

添付資料
1.5.3-7

ページ番号

1.5-165

1.5-167

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

6.格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ
6.格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージ
a.操作概要a.操作概要格納容器ベント停止後は，配管内に残留する水素ガスによる燃焼防止と，残 原子炉格納容器ベント停止後は，配管内に残留する水素ガスによる燃焼防留蒸気凝縮による配管内の負圧防止のため，格納容器圧力逃がし装置の窒 止と，残留凝縮による配管内の負圧防止のため，格納容器圧力逃がし装置
素ガスによるパージを実施する。
の窒素ガスによるパージを実施する。
窒素ガスの供給は可搬型窒素供給装置にて行い，当該装置を格納容器圧 窒素ガスの供給は可搬型窒素供給装置にて行い，当該装置を格納容器圧
力逃がし装置にホースで接続し，窒素供給弁を操作することでパージを行
力逃がし装置にホースで接続し，窒素供給弁を操作することでパージを行う。
う。
また、格納容器ベントライン水素サンプリングラックのサンプリングポンプを起 b.作業場所
動させ，窒素ガスパージ中の配管内の水素濃度を測定する。
原子炉建屋 屋外南側(非管理区域)
b.作業場所
原子炉建屋 地上3 階 南側通路(非管理区域)
原子炉建屋 南東側（屋外）c.必要要員数及び操作時間
原子炉建屋 地上3 階 南側通路（非管理区域）
格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージに必要な要員数，所要時間はc.必要要員数及び時間
以下のとおり。
格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージに必要な要員数，時間は 必要要員数 :7 名(中央制御室運転員1 名，緊急時対策要員6 名)
以下のとおり。
(※1.5.3-8 とあわせて合計7 名の必要要員数とする)
必要要員数:6 名（緊急時対策要員6 名）
所要時間目安:240 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間な想定時間 :270 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
し)7.フィルタ装置スクラバ水pH 調整
a.操作概要フィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水されることでスクラバ水のpH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を補給する。
薬液補給は可搬型薬液補給装置にて行い，当該装置を格納容器圧力逃がし装置にホースで接続し，補給を行う。
また，pH サンプリングポンプを起動させ，スクラバ水のpH 値を確認する。
b.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）c.必要要員数及び時間
フィルタ装置スクラバ水pH 調整に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:6 名（緊急時対策要員6 名）
想定時間 :85 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）

8.フィルタ装置スクラバ水pH 調整
a.操作概要
排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水に含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpH が規定値よりも低くなった場合に薬液を補給する。
b.作業場所
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置スクラバ水pH 調整に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :7 名(中央制御室運転員1 名，緊急時対策要員6 名)
所要時間目安:90 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)

変更理由

⑤

⑤

19/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

110

添付資料
1.5.3-8

1.5-169111

添付資料
1.5.3-9

1.5-171

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

8.ドレン移送ライン窒素ガスパージ
9.ドレン移送ラインN2 パージ
a.操作概要a.操作概要フィルタ装置水位調整（水抜き）及びドレンタンク水抜き後は，フィルタ装置排 フィルタ装置水位調整(水抜き)・ドレンタンク水抜き後は，フィルタ装置排水ラ
水ラインの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため， インの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため，フィフィルタ装置排水ラインの窒素ガスによるパージを実施する。
ルタ装置排水ラインの窒素ガスによるパージを実施する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
ドレン移送ラインの窒素ガスパージに必要な要員数，時間は以下のとおり。 ドレン移送ラインのN2 パージに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（緊急時対策要員2 名）
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員2 名)
想定時間 :155 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:100 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)9.ドレンタンク水抜き
10.ドレンタンク水抜き
a.操作概要a.操作概要ドレンタンクが水位高に達した場合，よう素フィルタの機能維持のため，ドレン ドレンタンクが水位高に達した場合，よう素フィルタの機能維持のため，ドレン
移送ポンプを使用してドレンタンク内の凝縮水を排水する。
移送ポンプを使用してドレンタンク内の凝縮水を排水する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
ドレンタンク水抜きに必要な要員数，時間は以下のとおり。
ドレンタンク水抜きに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（緊急時対策要員2 名）
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員2 名)
想定時間 :80 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:105 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間な
し)

変更理由

⑤

⑤

20/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

112

章番号

添付資料
1.5.3-10

ページ番号

1.5-172

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

10.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱12.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流電源確立時(1)交流動力電源確立時
a.操作概要a.操作概要耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な電動弁 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な電動弁の電源確保及び現場での系統構成を行う。
の電源の確保，系統構成，及び中央制御室での系統構成のためのAM 対策
b.作業場所用空気ボンベ出口弁の手動操作を行う
電源確保 原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
b.作業場所
系統構成 原子炉建屋 地上3 階，地上中3 階（管理区域）
電源確保 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
系統構成 原子炉建屋 地上中3 階，地上3 階(非管理区域)
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱のうち，電源確 W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
保及び系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階(非管理区域)
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
c.必要要員数及び操作時間
想定時間 :電源確保 20 分(実績時間:18 分)
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数
系統構成(原子炉建屋内の原子炉区域外)30 分(実績時間:23分)(4名)，所要時間 (60 分※)のうち，AM 対策用空気ボンベ出口弁の手動操
作，現場系統構成及び電源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
所要時間目安:電源確保 30 分(実績時間:24 分)
系統構成(二次格納容器施設外)25 分(実績時間:23 分)※空気駆動弁の駆動源の確保ができない場合,遠隔手動弁操作設備による操作を120 分（40 分/1 弁）とし所要時間が180 分となる。
(実績時間：不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施した場
合 21 分)(実績時間：不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施した場
合 17 分)(耐圧強化系ベント系PCV ベントラインフィルタベント容器側隔離弁の全閉実
績時間:設備設置工事中のため実績時間なし)(耐圧強化系ベント系PCV ベントライン排気筒側隔離弁の全開実績時間:設備設置工事中のため実績時間なし)

変更理由

⑤

21/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

113

章番号

添付資料
1.5.3-10

ページ番号

1.5-174

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(2)全交流動力電源喪失時(2)全交流動力電源喪失時
a.操作概要a.操作概要耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の系統構成を全 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の系統構成を交交流動力電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により行う。
流電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により行う。
なお，空気駆動弁の操作手段として，ボンベからの駆動空気を電磁弁排気 なお，空気駆動弁の操作手段として，ボンベからの駆動空気を電磁弁排気ポートへ供給することで空気駆動弁を操作することができる。
ポートへ供給することで空気駆動弁を操作する事ができる。
b.作業場所
b.作業場所
系統構成 原子炉建屋 地上4 階，地上3 階（管理区域）
系統構成 原子炉建屋 地上4 階，地上3 階(管理区域)
原子炉建屋 地上中3 階，地上3 階（非管理区域）
原子炉建屋 地上中3 階，地上3 階(非管理区域)
W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階（非管理区域）
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱のうち，現場系 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数
統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
(6名)，所要時間(135 分)のうち，現場系統構成に必要な要員数，所要時間は
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
以下のとおり。
想定時間 :系統構成（原子炉建屋原子炉区域） 35 分
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)（原子炉建屋内の原子炉区域外）120 分（40 分/1 弁）※
所要時間目安:系統構成(二次格納容器施設内) 35 分(二次格納容器施設
遠隔手動弁操作設備による格納容器ベント操作 5 分（実績時間：二次隔離 外) 120 分（40 分/1 弁）※遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベン弁の全開 2 分）
ト操作5 分
※遠隔手動弁操作設備による操作の実績時間は以下の通りである。
(実績時間：不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の全開 2（実績時間：一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全開操作を実施する 分)
場合 21 分）※遠隔手動弁操作設備による操作の実績時間は以下の通りである。
（実績時間：一次隔離弁（ドライウェル側）の全開操作を実施する場合 17 分） (実績時間：不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場（フィルタ装置入口弁の全閉:設備設置工事中のため実績時間なし）
合 21 分)（耐圧強化ベント弁の全開:設備設置工事中のため実績時間なし）(実績時間：不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
合 17 分)(耐圧強化系ベント系PCV ベントラインフィルタベント容器側隔離弁の全閉実績時間: 設備設置工事中のため実績時間なし)(耐圧強化系ベント系PCV ベントライン排気筒側隔離弁の全開実績時間: 設
備設置工事中のため実績時間なし)

変更理由

⑤

22/23

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

114

添付資料
1.5.3-11

115

添付資料
1.5.3

116

添付資料
1.5.4-3

ページ番号

1.5-176③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

変更理由

11.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
a.操作概要代替原子炉補機冷却系を用いた冷却水確保のため，現場にて原子炉補機
冷却系の系統構成を行う。
また，本操作は管理区域及び非管理区域での操作を同要員が行う想定としている。
b.作業場所
原子炉建屋（管理及び非管理区域）
タービン建屋海水熱交換器エリア（非管理区域）
コントロール建屋（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保（系統構成）に必要な要員
数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
想定時間 :4 時間15 分（実績時間:4 時間）「代替格納容器圧力逃がし装置」に関する重大事故対策の成立性を削除

13.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
a.操作概要代替原子炉補機冷却系を用いた冷却水確保のため，現場にて原子炉補機
冷却系の系統構成を行う。
また，本操作は管理区域及び非管理区域での操作を同要員が行う想定としている。
b.作業場所
原子炉建屋(管理及び非管理区域)
タービン建屋海水熱交換器エリア(非管理区域)
コントロール建屋(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保(系統構成)に必要な要員数，
所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
所要時間目安:4 時間15 分(実績時間:4 時間)⑤－②（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）－⑤

1.5記載の拡充
P184,185,1 ・弁名称，操作場所を追加

23/23

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

1

1.6.1(2)2

1.6.1(2)a.(a)
ⅰ.(ⅰ)

3

1.6.1(2)a.(a)
ⅰ.(ⅱ)

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード） による原子炉格納容器内の 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内の除除熱で使用する設備は以下のとおり。
熱で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系熱交換器
1.6-8⑤・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ
・格納容器スプレイ・ヘッダ
・原子炉格納容器・原子炉格納容器
・原子炉補機冷却系
・原子炉補機冷却系
・非常用交流電源設備
・非常用交流電源設備
代替格納容器スプレイ冷却系（ 常設） による原子炉格納容器内の冷却で使 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設用する設備は以下のとおり。
備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ・復水移送ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ②
・格納容器スプレイ・ヘッダ
・高圧炉心注水系配管・弁（第二GTGの自主
1.6-10・高圧炉心注水系配管・弁・原子炉格納容器
化）
・原子炉格納容器
・非常用交流電源設備⑤
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
消火系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
消火系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水タンク
・ろ過水タンク
・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ②
・格納容器スプレイ・ヘッダ
・原子炉格納容器（第二GTGの自主
1.6-10,11・原子炉格納容器
・非常用交流電源設備
化）
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備⑤
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料補給設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備1/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

4

1.6.1(2)a.(a)
ⅰ.(ⅲ)

5

1.6.1(2)a.(a)
ⅰ.(ⅲ)

6

1.6.1(2)a.(a)ⅱ.

71.6.1(2)a.(a)ⅱ.

8

1.6.1(2)a.(a)
ⅱ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内の冷却で 可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉格納容器内の冷却で使用する
使用する設備は以下のとおり。
設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（ A－ 2 級）
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・防火水槽
・防火水槽
・淡水貯水池・淡水貯水池・ホース・接続口
・ホース・復水補給水系配管・弁・MUWC接続口②
・残留熱除去系配管・弁・復水補給水系配管・弁（第二GTGの自主
1.6-11,12
・格納容器スプレイ・ヘッダ
・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ
化）
・原子炉格納容器・原子炉格納容器⑤
・非常用交流電源設備
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備
また， 淡水貯水池を水源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から②
1.6-12 防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用する方法と， そのホー－
（淡水貯水池のスを使用せずに淡水貯水池から直接取水する方法がある。
運用変更）
代替格納容器スプレイで使用する設備のうち， 復水移送ポンプ， 復水貯蔵 代替格納容器スプレイで使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵②
槽， 復水補給水系配管・弁， 残留熱除去系配管・弁， 格納容器スプレイ・ 槽，復水補給水系配管・弁，残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ，高圧炉（可搬型代替注
ヘッダ， 高圧炉心注水系配管・弁， 原子炉格納容器， 常設代替交流電源 心注水系配管・弁，原子炉格納容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替
1.6-12水ポンプのSA化）
設備， 可搬型代替交流電源設備， 代替所内電気設備， 可搬型代替注水ポ 交流電源設備及び代替所内電気設備は重大事故等対処設備として位置づ⑤
ンプ（ A－ 2 級） ， ホース・接続口及び燃料補給設備は重大事故等対処設 ける。
備として位置付ける。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）②
原子炉格納容器内を十分に冷却するために必要な流量は確保できないが， （可搬型代替注－
削除
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイが実施できない場合 水ポンプのSA化）の代替手段として有効である。
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.6-13,14－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。

2/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により， 設計基準事故 設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード対処設備である残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッ 及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）が全交流動力電源喪失
ション・チェンバ・プール水冷却モード） による原子炉格納容器内の除熱がで 又は原子炉補機冷却系の故障により使用できない場合には，「1.6.1(2)a.(a)きない場合は， 「(a)ⅰ . 代替格納容器スプレイ」の手段に加え， 常設代替交 ⅰ.代替格納容器スプレイ」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用いて②
1.6.1(2)a.(b)9
1.6-14 流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電 非常用所内電気設備へ電源を供給し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉 （第二GTGの自主ⅰ.
源を供給し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を 補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除去系（格納容器スプレイ化）確保することで残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッ
冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を復旧する手
ション・チェンバ・プール水冷却モード） を復旧し， 原子炉格納容器内の圧力 段がある。
及び温度を低下させる手段がある。
代替交流電源設備による残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード） の 常設代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
復旧で使用する設備は以下のとおり。
の復旧で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系熱交換器②
1.6.1(2)a.(b)・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ（第二GTGの自主
10
1.6-14,15
ⅰ.(ⅰ)
・格納容器スプレイ・ヘッダ
・原子炉格納容器
化）
・原子炉格納容器
・原子炉補機冷却系⑤
・原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
代替交流電源設備による残留熱除去系（ サプレッション・チェンバ・プール水 常設代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プー
冷却モード） の復旧で使用する設備は以下のとおり。
ル水冷却モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系熱交換器②
1.6.1(2)a.(b)11
1.6-15 ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ（第二GTGの自主
ⅰ.(ⅱ)
・原子炉格納容器・原子炉格納容器
化）
・原子炉補機冷却系
・原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備復旧で使用する設備のうち， サプレッション・チェンバ， 格納容器スプレイ・ 復旧で使用する設備のうち，サプレッション・チェンバ，原子炉格納容器，代ヘッダ， 原子炉格納容器， 代替原子炉補機冷却系及び常設代替交流電源 替原子炉補機冷却系及び常設代替交流電源設備は重大事故等対処設備と1.6.1(2)a.(b)12
1.6-16 設備は重大事故等対処設備として位置付ける。また， 残留熱除去系ポン
して位置づける。また，残留熱除去系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，残留⑤
ⅱ.
プ， 残留熱除去系熱交換器， 残留熱除去系配管・弁・ストレーナ及び原子 熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ及び原子炉補機冷却系は重大
炉補機冷却系は重大事故等対処設備（ 設計基準拡張） として位置付ける。 事故等対処設備（設計基準拡張）として位置づける。
・第二代替交流電源設備②
1.6.1(2)a.(b)
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
13
1.6-16－（第二GTGの自主ⅱ.
ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。

3/16

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No.

章番号

14

1.6.1(2)b.(a)ⅱ.

15

1.6.1(2)b.(a)
ⅱ.(ⅰ)

16

1.6.1(2)b.(a)ⅲ.

17

1.6.1(2)b.(a)ⅲ.

18

1.6.1(2)b.(a)ⅲ.

19

1.6.1(2)b.(b)ⅰ.

20

1.6.2.1(1)a.(
a)ⅰ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電 常設代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供給すること②
1.6-17 気設備へ電源を供給することで原子炉補機冷却系を復旧し， ドライウェル冷 で原子炉補機冷却系を復旧し，ドライウェル冷却系により原子炉格納容器内 （第二GTGの自主
却系により原子炉格納容器内の除熱を行う手段がある。
を除熱する手段がある。
化）
ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱で使用する設備は ドライウェル冷却系により原子炉格納容器内を除熱する設備は以下のとお
以下のとおり。
り。
・ドライウェル冷却系送風機・ドライウェル冷却系送風機②
1.6-18 ・ドライウェル冷却系冷却器
・ドライウェル冷却系冷却器（第二GTGの自主・原子炉補機冷却系
・原子炉補機冷却系化）
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）②
原子炉格納容器内を十分に冷却するために必要な流量は確保できないが， （可搬型代替注－
削除
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイが実施できない場合 水ポンプのSA化）の代替手段として有効である。
・ドライウェル冷却系
・ドライウェル冷却系
耐震性は確保されておらず， 除熱量は小さいが， 常設代替交流電源設備 耐震性は確保されておらず，除熱量は小さいが，常設代替交流電源設備に又は第二代替交流電源設備により原子炉補機冷却系を復旧し， 原子炉格 より原子炉補機冷却系を復旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びド②
納容器内への冷却水通水及びドライウェル冷却系送風機の起動が可能であ ライウェル冷却系送風機の起動が可能である場合，原子炉格納容器内の除1.6-19（第二GTGの自主る場合， 原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。
熱手段の一つとして有効である。
化）
また， ドライウェル冷却系送風機が停止している場合においても， 冷却水の また，ドライウェル冷却系送風機が停止している場合においても，冷却水の通水を継続することにより，ドライウェル冷却系冷却器のコイル表面で蒸気を 通水を継続することにより，ドライウェル冷却系冷却器のコイル表面で蒸気を凝縮し， 原子炉格納容器内の圧力上昇を緩和することが可能である。
凝縮し，原子炉格納容器内の圧力上昇を緩和することが可能である。
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.6-19－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により， 設計基準事故 設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード対処設備である残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッ 及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）が全交流動力電源喪失
ション・チェンバ・プール水冷却モード） が使用できない場合は， 「(a)ⅰ .代替 又は原子炉補機冷却系により使用できない場合には，「1.6.1(2)b.(a)ⅰ.代替
格納容器スプレイ」の手段に加え， 常設代替交流電源設備又は第二代替交 格納容器スプレイ」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用いて非常用②
1.6-20 流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供給し， 原子炉補機冷 所内電気設備へ電源を供給し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷 （第二GTGの自主
却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除去 却系により冷却水を確保することで残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却化）
系（ 格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷 モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を復旧する手段が却モード） を復旧し， 原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質 ある。
の濃度を低下させる手段がある。
※ 2: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※2:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力
容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度， (D/W)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサプ
1.6-22,23 サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位 レッション・チェンバ・プール水位指示値が，格納容器スプレイ起動の判断基⑤
指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4 表）に 準(表1.6.4)に達した場合。
達した場合。

4/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

21

1.6.2.1(1)a.(a)ⅱ.

1.6-2522

1.6.2.1(1)a.(a)ⅱ.

1.6-2523

1.6.2.1(1)a.(a)ⅲ.

1.6-261.6.2.1(1)a.(
24
b)ⅰ.
25

1.6.2.1(1)a.(
b)ⅱ.

26

1.6.2.1(1)a.(
b)ⅱ.

27

1.6.2.1(1)a.(
b)ⅲ.

28

1.6.2.1(1)a.(
b)ⅲ.

29

1.6.2.1(1)a.(
c)ⅰ.

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

⑨ 中央制御室運転員A 及びB は， 復水補給水系流量（ RHRB 系代替注水 ⑨中央制御室運転員A及びBは，残留熱除去系(B)注入配管流量指示値が②流量） 指示値が140m³/h となるよう残留熱除去系洗浄水弁(B)を調整開と140m³/hとなるよう残留熱除去系洗浄水弁(B)を調整開とし，格納容器スプレ （計器名称の変し， 原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。
イを開始する。
更）
なお， 格納容器内圧力（ D/W） ， サプレッション・チェンバ気体温度又はサ なお，格納容器内圧力(S/C)又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示
プレッション・チェンバ・プール水位指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレ 値が，格納容器スプレイ停止の判断基準(表1.6.4)に到達した場合は，格納容イ停止の判断基準（ 第1.6.4 表） に到達した場合は， 原子炉格納容器内へ 器スプレイを停止する。その後，格納容器内圧力(D/W)，ドライウェル雰囲気のスプレイを停止する。その後， 格納容器内圧力（ D/W ） ， 格納容器内圧 温度又はサプレッション・チェンバ気体温度指示値が，格納容器スプレイ起動⑤
力（ S/C ） ， ドライウェル雰囲気温度， サプレッション・チェンバ気体温度又 の判断基準(表1.6.4)に再度到達した場合は，格納容器スプレイを再開する。
はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4表） に再度到達した場合は， 原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。
室温は通常運転時と同程度である。
－⑤※ 2: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※2:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力
容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度， (D/W)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサプ
1.6-27,28 サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位 レッション・チェンバ・プール水位指示値が，格納容器スプレイ起動の判断基
指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4 表）に 準(表1.6.4)に達した場合。
達した場合。
⑨ 5 号炉運転員は， ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急 ⑨緊急時対策要員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急
1.6-29時対策本部に報告する。また， 緊急時対策本部は当直長に報告する。
時対策本部を経由し，当直長へ報告する。
なお， 格納容器内圧力（ D/W） ， サプレッション・チェンバ気体温度又はサ なお，格納容器内圧力(S/C)又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示
プレッション・チェンバ・プール水位指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレ 値が，格納容器スプレイ停止の判断基準(表1.6.4)に到達した場合は，格納容イ停止の判断基準（ 第1.6.4 表） に到達した場合は， 原子炉格納容器内へ 器スプレイを停止する。その後，格納容器内圧力(D/W)，ドライウェル雰囲気のスプレイを停止する。その後， 格納容器内圧力（ D/W ） ， 格納容器内圧 温度又はサプレッション・チェンバ気体温度指示値が，格納容器スプレイ起動
1.6-30力（ S/C ） ， ドライウェル雰囲気温度， サプレッション・チェンバ気体温度又 の判断基準(表1.6.4)に再度到達した場合は，格納容器スプレイを再開する。
はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4表） に再度到達した場合は， 原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。
上記の操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者） ， 現場運転員2 名及び5 号炉運転員2 名にて作業を実施し， 作業開始 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員2名にて作業を実施し，作業開始
1.6-31を判断してから消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約30 を判断してから消火系による格納容器スプレイ開始まで約30分で可能であ分で可能である。
る。
室温は通常運転時と同程度である。
1.6-31－※ 2: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※2:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力
容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度， (D/W)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサプ
1.6-32,33 サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位 レッション・チェンバ・プール水位指示値が，格納容器スプレイ起動の判断基
指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4 表）に 準(表1.6.4)に達した場合。
達した場合。

⑤

⑤

⑤

⑤
⑤

⑤

5/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

30

章番号

1.6.2.1(1)a.(
c)ⅱ.

ページ番号

1.6-34

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑤ 現場運転員C 及びD は， 代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による ⑤現場運転員C及びDは，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器ス
原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成として， MUWC 接続口内側隔離 プレイの系統構成として，MUWC接続口内側隔離弁(B)又はMUWC接続口内
弁(B)又はMUWC 接続口内側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施 側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する。(当該弁は遠隔手動する（ 当該弁は遠隔手動弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を 弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を行う。)行う）。
なお， 上記の送水ライン以外にも， 原子炉建屋原子炉区域にて接続口から
復水補給水系配管までホースを敷設し送水するラインがある。

※ 2: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※2:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力
容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度， (D/W)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサプ
1.6.2.1(1)a.(31
1.6-36 サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位 レッション・チェンバ・プール水位指示値が，格納容器スプレイ起動の判断基c)ⅱ.
指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4 表）に 準(表1.6.4)に達した場合。
達した場合。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレ
1.6.2.1(1)a.(32
1.6-37～40 イ（淡水/海水）に[全交流動力電源が喪失している場合]の操作手順を追加－
c)ⅱ.
代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へのスプ 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレ
レイ操作のうち， 運転員が実施する原子炉建屋での系統構成を， 交流電源 イ操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現が確保されている場合は1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及 場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開始をび確認者） 及び現場運転員2 名にて， 全交流動力電源が喪失している場合 判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレイ開始まは1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び現場運転員2 名にて作業を で約95分で可能である。
実施した場合の所要時間は以下のとおり。
また，淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容
交流電源が確保されている場合 ： 約25 分
器スプレイ操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認
全交流動力電源が喪失している場合： 約100 分者），現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作また， 代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へ 業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレのスプレイ操作のうち， 緊急時対策要員が実施する屋外での可搬型代替注 イ開始まで約120分で可能である。
水ポンプ（ A－ 2 級） による送水操作に必要な1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
1.6.2.1(1)a.(33
1.6-40～42 ［ 防火水槽を水源とした送水］c)ⅲ.
緊急時対策要員3 名にて実施した場合： 約125 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合） ］
緊急時対策要員4 名にて実施した場合： 約140 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） ］
緊急時対策要員6 名にて実施した場合： 約330 分
代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へのスプレイ操作は， 作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約330 分で可能である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

6/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

1.6.2.1(1)a.(
34
c)ⅲ.

35

1.6.2.1(2)a.(a)

36

1.6.2.1(2)a.(
a)ⅰ.

37

1.6.2.1(2)a.(
a)ⅰ.

38

1.6.2.1(2)a.(
a)ⅱ.

39

1.6.2.1(2)a.(
b)

ページ番号
1.6-42変更後
室温は通常運転時と同程度である。

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により， 残留熱除去系 全交流動力電源の喪失により常設の原子炉格納容器冷却設備による冷却（ 格納容器スプレイ冷却モード） による原子炉格納容器内へのスプレイがで 機能の喪失が起きた場合，常設代替交流電源設備により残留熱除去系(格きない場合は， 常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により 納容器スプレイ冷却モード)の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原
残留熱除去系の電源を復旧し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷 子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系(格納容器ス②
却系により冷却水を確保することで， 残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却 プレイ冷却モード)にて格納容器スプレイを実施する。
（第二GTGの自主
1.6-43モード） にて原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレ化）
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように， スプレ イ流量の調整又はスプレイの起動/停止を行う。
⑤
イ流量の調整又はスプレイの起動/停止を行う。
なお， 常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等
は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
ⅰ . 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備により非常用高圧母線D系
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 の受電が完了し，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)が使用可能な②
1.6-43,44 D 系の受電が完了し， 残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード） が使 状態※1に復旧された場合で，格納容器スプレイ起動の判断基準に到達した （第二GTGの自主用可能な状態※ 1 に復旧された場合で， 原子炉格納容器内へのスプレイ起 場合※2。
化）動の判断基準に到達した場合※ 2。
※ 2: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※2:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力
容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度， (D/W)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサプ
1.6-44 サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位 レッション・チェンバ・プール水位指示値が，格納容器スプレイ起動の判断基⑤
指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4 表）に 準(表1.6.4)に達した場合。
達した場合。
なお， 格納容器内圧力（ D/W） ， サプレッション・チェンバ気体温度又はサ なお，格納容器内圧力(S/C)又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示
プレッション・チェンバ・プール水位指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレ 値が，格納容器スプレイ停止の判断基準(表1.6.4)に到達した場合は，格納容イ停止の判断基準（ 第1.6.4 表） に到達した場合は， 原子炉格納容器内へ 器スプレイを停止する。その後，格納容器内圧力(D/W)，ドライウェル雰囲気のスプレイを停止する。その後， 格納容器内圧力（ D/W ） ， 格納容器内圧 温度又はサプレッション・チェンバ気体温度指示値が，格納容器スプレイ起動
1.6-46⑤
力（ S/C ） ， ドライウェル雰囲気温度， サプレッション・チェンバ気体温度又 の判断基準(表1.6.4)に再度到達した場合は，格納容器スプレイを再開する。
はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4表） に再度到達した場合は， 原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。
全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により， 残留熱除去系 全交流動力電源の喪失により残留熱除去系によるS/P水除熱機能の喪失が（ サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード） （ 以下「残留熱除去系（起きた場合，常設代替交流電源設備により残留熱除去系(S/P水冷却モード)
S/P 冷却モード） 」という。） によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱が の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却②
できない場合は， 常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備によ 水を確保することで，残留熱除去系(S/P水冷却モード)にてS/P水の除熱を（第二GTGの自主
1.6-47 り残留熱除去系の電源を復旧し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機 実施する。
化）
冷却系により冷却水を確保することで， 残留熱除去系（ S/P 冷却モード） に⑤てサプレッション・チェンバ・プールの除熱を実施する。
なお， 常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等
は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

7/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

40

1.6.2.1(2)a.(bⅰ.

1.6-4841

1.6.2.1(2)b.

1.6-5042

1.6.2.2(1)a.(a)ⅰ.

1.6-5143

1.6.2.2(1)a.(a)ⅲ.

1.6-52

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備により非常用高圧母線C系②
C 系又はD 系の受電が完了し， 残留熱除去系（ S/P 冷却モード） が使用可 又はD系の受電が完了し，残留熱除去系(サプレッション･チェンバ･プール水 （第二GTGの自主
能な状態※ 1 に復旧された場合。
冷却モード)が使用可能な状態※1に復旧された場合。
化）
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保 外部電源，常設代替交流電源設備等により交流動力電源が確保できた場
できた場合， 原子炉補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（ 格 合，原子炉補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系(格納容器スプ
納容器スプレイ冷却モード及びS/P冷却モード） により原子炉格納容器内の レイ冷却モード及びサプレッション･チェンバ･プール水冷却モード)により原子除熱を実施する。原子炉補機冷却系の運転ができない場合， 代替原子炉補 炉格納容器内の冷却を実施する。
②
機冷却系を設置し， 残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード及びS/P 原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替原子炉補機冷却系を設置（第二GTGの自主冷却モード） により原子炉格納容器内の除熱を実施するが， 代替原子炉補 し，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション･チェンバ･化）
機冷却系の設置に時間を要することから， 代替格納容器スプレイ冷却系（ プール水冷却モード)により原子炉格納容器内の冷却を行うが，代替原子炉常設） 等による原子炉格納容器内へのスプレイを並行して実施する。
補機冷却系の設置に時間を要することから，代替格納容器スプレイ冷却系，消火系，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による原子炉格納容器内の冷却を並行して実施する。
※ 3: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※3:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力，ドラ
容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度又 イウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が，格納容器⑤
は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ スプレイ起動の判断基準(表1.6.5)に達した場合。
起動の判断基準（ 第1 .6.5 表） に達した場合。
室温は通常運転時と同程度である。
－⑤

1.6-53※ 3: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※3:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力，ドラ
容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度又 イウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が，格納容器は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ スプレイ起動の判断基準(表1.6.5)に達した場合。
起動の判断基準（ 第1 .6.5 表） に達した場合。

44

1.6.2.2(1)a.(b)ⅰ.

1.6.2.2(1)a.(45b)ⅲ.

1.6-54

1.6.2.2(1)a.(b)ⅲ.

1.6-5446
47

1.6.2.2(1)a.(c)ⅰ.

1.6-56

上記の操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認者） ， 現場運転員2 名及び5 号炉運転員2 名にて作業を実施し， 作業開始を判断してから消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約30分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。

⑤

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員2名にて作業を実施し，作業開始を判断してから消火系による格納容器スプレイ開始まで約30分で可能であ
る。

⑤

－

⑤

※ 3: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※3:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力，ドラ
容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度又 イウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が，格納容器は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ スプレイ起動の判断基準(表1.6.5)に達した場合。
起動の判断基準（ 第1 .6.5 表） に達した場合。

⑤

8/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

48

章番号

1.6.2.2(1)a.(
c)ⅱ.

49

1.6.2.2(1)a.(
c)ⅲ.

50

1.6.2.2(1)a.(
c)ⅲ.

ページ番号

1.6-56

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へのスプ 可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレイについては，
レイについては， 「1.6.2.1(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） に 「1.6.2.1(1)a.(c)可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレイ」の操よる原子炉格納容器内へのスプレイ（ 淡水/ 海水） 」の操作手順のうち， ［ 作手順と同様である。ただし，代替格納容器スプレイの停止，再開及び流量
交流電源が確保されている場合］ の操作手順と同様である。ただし， MUWC は，格納容器スプレイ起動・停止の判断基準(表1.6.5)に従い実施する。
接続口内側隔離弁の操作については， リンク機構を取り外さず， MUWC 接
続口内側隔離弁(B)の場合は屋外（ 緊急時対策要員） にて， MUWC 接続口
内側隔離弁(A)の場合は非管理区域（ 運転員） にて遠隔手動弁操作設備を使用して行う。また， スプレイの停止， 再開及び流量は， 原子炉格納容器
内へのスプレイ起動・停止の判断基準（ 第1 .6.5 表） に従い実施する。

代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へのスプ 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレ
レイ操作のうち， 運転員が実施する原子炉建屋での系統構成を1 ユニット当 イ操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認者） 及び現場運転員2名にて 場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開始を作業を実施した場合の所要時間は約20 分である。
判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレイ開始ままた， 代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へ で約95分で可能である。
のスプレイ操作のうち， 緊急時対策要員が実施する屋外での代替格納容器 また，淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容
スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へのスプレイ操作に必 器スプレイ操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認
要な1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
者），現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作［ 防火水槽を水源とした送水］業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレ
緊急時対策要員3 名にて実施した場合： 約125 分
イ開始まで約120分で可能である。
1.6-57,58 ［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合） ］
緊急時対策要員4 名にて実施した場合： 約140 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） ］
緊急時対策要員6 名にて実施した場合： 約330 分
代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へのスプレイ操作は， 作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型） による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約330 分で可能である。

1.6-58室温は通常運転時と同程度である。

－

変更理由

⑤

⑤

⑤

9/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

1.6.2.2(1)b.(a)

52

1.6.2.2(1)b.(a)ⅰ.

1.6-5953

1.6.2.2(1)b.(a)ⅲ.

1.6-6154

1.6.2.2(1)c.

1.6-6155

1.6.2.2(2)a.(a)

1.6-62

1.6.2.2(2)a.(
a)ⅰ.

57

1.6.2.2(2)a.(
a)ⅰ.

変更前

変更理由

代替格納容器スプレイ冷却系（ 常設） 等による原子炉格納容器内へのスプ 代替格納容器スプレイ及び残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)のレイ及び残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード） の復旧ができず， 原 復旧ができず，格納容器除熱手段がない場合に，常設代替交流電源設備に子炉格納容器からの除熱手段がない場合に， 常設代替交流電源設備又は より原子炉補機冷却系の電源を復旧し，原子炉格納容器内へ冷却水通水
第二代替交流電源設備により原子炉補機冷却系の電源を復旧し， 原子炉 後，ドライウェル冷却系送風機を起動して原子炉格納容器内を除熱する。
格納容器内へ冷却水通水後， ドライウェル冷却系送風機を起動して原子炉 ドライウェル冷却系送風機を停止状態としても，原子炉格納容器内の冷却水②
格納容器内の除熱を行う。
の通水を継続することで，ドライウェル冷却系冷却器コイル表面で蒸気を凝 （第二GTGの自主
1.6-58,59
ドライウェル冷却系送風機を停止状態としても， 原子炉格納容器内の冷却 縮し，原子炉格納容器内の圧力の上昇を緩和する。
化）
水の通水を継続することで， ドライウェル冷却系冷却器コイル表面で蒸気を⑤凝縮し， 原子炉格納容器内の圧力の上昇を緩和する。
なお， 常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等
は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

51

56

変更後

③評価進捗による変更・修正

発電用原子炉の注水機能が喪失し， 代替格納容器スプレイ及び残留熱除 原子炉の注水機能が喪失し，代替格納容器スプレイ及び残留熱除去系によ②
去系による原子炉格納容器内の除熱ができず， 常設代替交流電源設備又 る格納容器除熱ができず，常設代替交流電源設備により，原子炉補機冷却 （第二GTGの自主
は第二代替交流電源設備により原子炉補機冷却系が復旧可能である場合。 系(海水系含む)が復旧可能である場合。
化）
室温は通常運転時と同程度である。
－⑤
交流電源が確保できない場合，電動弁の手動操作により系統構成を実施
し，消火系又は可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による原子炉格納容器内の⑤冷却を実施する。
炉心の著しい損傷が発生した場合において， 全交流動力電源喪失又は原 全交流動力電源の喪失により常設の原子炉格納容器冷却設備による冷却
子炉補機冷却系の故障により， 残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モー 機能の喪失が起きた場合，常設代替交流電源設備により残留熱除去系(格ド） による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は， 常設代替交 納容器スプレイ冷却モード)の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧 子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系(格納容器ス②
し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保する プレイ冷却モード)にて格納容器スプレイを実施する。
（第二GTGの自主ことで， 残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード） にて原子炉格納容器
化）
内にスプレイする。
⑤
なお， 常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等
は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
削除

炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 常設代替交流電源設備又は第二 炉心損傷を判断した場合※1において，常設代替交流電源設備により非常用
代替交流電源設備により非常用高圧母線D系の受電が完了し， 残留熱除去 高圧母線D系の受電が完了し，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)②
1.6-62,63 系（ 格納容器スプレイ冷却モード） が使用可能な状態※ 2 に復旧された場 が使用可能な状態※2に復旧された場合で，格納容器スプレイ起動の判断 （第二GTGの自主
合で， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※ 基準に到達した場合※3。
化）3。
※ 3: 「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※3:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力指示
1.6-63 容器内圧力（ D/W） 又は格納容器内圧力（ S/C） 指示値が， 原子炉格納容 値が，格納容器スプレイ起動の判断基準(表1.6.5)に達した場合。
⑤
器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.5 表） に達した場合。

10/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

58

1.6.2.2(2)a.(b)

59

1.6.2.2(2)a.(
b)ⅰ.

60

1.6.2.2(2)b.

61

1.6.2.3(1)a.

62

1.6.2.3(1)b.

63

第1.6.1表

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により， 残留熱除去系 全交流動力電源の喪失により残留熱除去系(S/P水冷却モード)によるS/P水（ S/P 冷却モード） によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱ができない 除熱機能の喪失が起きた場合，常設代替交流電源設備により残留熱除去系
場合は， 常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱 (S/P水冷却モード)の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補②除去系の電源を復旧し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系に 機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系(S/P水冷却モード) （第二GTGの自主
1.6-64,65
より冷却水を確保することで， 残留熱除去系（ S/P冷却モード） にてサプレッ にてS/P水の除熱を実施する。
化）
ション・チェンバ・プールの除熱を実施する。
⑤
なお， 常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等
は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 常設代替交流電源設備又は第二 炉心損傷を判断した場合※1において，常設代替交流電源設備により非常用②
1.6-65 代替交流電源設備により非常用高圧母線C系又はD 系の受電が完了し， 残 高圧母線C系又はD系の受電が完了し，残留熱除去系(サプレッション･チェン （第二GTGの自主
留熱除去系（ S/P 冷却モード） が使用可能な状態※ 2 に復旧された場合。 バ･プール水冷却モード)が使用可能な状態※2に復旧された場合。
化）
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保 外部電源，常設代替交流電源設備等により交流動力電源が確保できた場
できた場合， 原子炉補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（ 格 合，原子炉補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系(格納容器スプ
納容器スプレイ冷却モード及びS/P冷却モード） により原子炉格納容器内の レイ冷却モード及びサプレッション･チェンバ･プール水冷却モード)により原子除熱を実施する。原子炉補機冷却系の運転ができない場合， 代替原子炉補 炉格納容器内の冷却を実施する。
②
機冷却系を設置し， 残留熱除去系（ 格納容器スプレイ冷却モード及びS/P 原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替原子炉補機冷却系を設置
1.6-66（第二GTGの自主冷却モード） により原子炉格納容器内の除熱を実施するが， 代替原子炉補 し，残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション･チェンバ･化）
機冷却系の設置に時間を要することから， 代替格納容器スプレイ冷却系（ プール水冷却モード)により原子炉格納容器内の冷却を行うが，代替原子炉常設） 等による原子炉格納容器内へのスプレイを並行して実施する。
補機冷却系の設置に時間を要することから，代替格納容器スプレイ系，消火系，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による原子炉格納容器内の冷却を並行して実施する。
※ 1:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは， 格納 ※1:｢格納容器スプレイ起動の判断基準に到達｣とは，格納容器内圧力
容器内圧力（ D/W ） ， 格納容器内圧力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度， (D/W)，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサプ
1.6-67 サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位 レッション・チェンバ・プール水位指示値が，格納容器スプレイ起動の判断基⑤
指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（ 第1.6.4 表） 準(表1.6.4)に達した場合。
に達した場合。
なお， 格納容器内圧力（ D/W） ， サプレッション・チェンバ気体温度又はサ なお，格納容器内圧力(S/C)又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示
プレッション・チェンバ・プール水位指示値が， 原子炉格納容器内へのスプレ 値が，格納容器スプレイ停止の判断基準(表1.6.4)に到達した場合は，格納容イ停止の判断基準（ 第1.6.4 表） に到達した場合は， 原子炉格納容器内へ 器スプレイを停止する。その後，格納容器内圧力(D/W)，ドライウェル雰囲気のスプレイを停止する。その後， 格納容器内圧力（ D/W） ， 格納容器内圧 温度又はサプレッション・チェンバ気体温度指示値が，格納容器スプレイ起動
1.6-69⑤
力（ S/C） ， ドライウェル雰囲気温度， サプレッション・チェンバ気体温度又 の判断基準(表1.6.4)に再度到達した場合は，格納容器スプレイを再開する。
はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのス
プレイ起動の判断基準（ 第1.6.4 表） に再度到達した場合は， 原子炉格納容
器内へのスプレイを再開する。
1.6-73 記載の適正化
・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ（設計基準拡張）
1.6-76 ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ（設計基準拡張）⑤
1.6-79 ・格納容器スプレイ・ヘッダ（重大事故等対処設備）

11/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

64

65

66

章番号

第1.6.1表

第1.6.1表

第1.6.1表

67

第1.6.2表

68
69

第1.6.4表
第1.6.5表
第1.6.2図
第1.6.3図第1.6.4図第1.6.5図第1.6.6図

70

71

第1.6.12図第1.6.13図第1.6.15図第1.6.20図

ページ番号
1.6-74
1.6-75
1.6-76
1.6-77
1.6-78
1.6-79
1.6-74
1.6-75
1.6-77
1.6-78
1.6-75
1.6-78
1.6-801.6-81
1.6-82
1.6-85
1.6-86
1.6-87
1.6-95
1.6-96
1.6-100
1.6-101
1.6-102
1.6-103
1.6-104
1.6-110
1.6-111
1.6-112
1.6-114
1.6-11972

第1.6.26図

1.6-125
1.6-126

73

添付資料
1.6.1

1.6-129
1.6-131

変更後
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）③評価進捗による変更・修正

変更前
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）

記載の適正化・残留熱除去系配管・弁（重大事故等対処設備）
・格納容器スプレイ・ヘッダ（重大事故等対処設備）

・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ（重大事故等対処設備，自主対策設
備）

設備変更に伴い対処設備を変更
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）（重大事故等対処設備）

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）（自主対策設備）

計器名称の変更に伴い監視計器一覧を修正
・復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）

EOPの変更に伴い判断基準を変更
SOPの変更に伴い判断基準を変更
EOP，SOPの変更に伴い対応フローを変更
併せて第1.6.1表，第1.6.2表の手順書名称を修正

タイムチャートのパターン増加に伴いタイムチャートを修正
・各操作の所要時間に関してはNo.33,No.49に記載
・タイムチャートの簡素化のため「運転員による操作」，「緊急時対策要員による操作」に分割「代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ」を重大事故等対処設備に変更
記載の適正化・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ（設計基準拡張）
・格納容器スプレイ・ヘッダ（重大事故等対処設備）

・復水補給水系流量（圧力容器）
・残留熱除去系(B)注入配管流量

変更理由②（第二GTGの自主化）⑤②（可搬型代替注
水ポンプのSA化）②（計器名称の変
更）
－
－

⑤
⑤

－

⑤

－

⑤

－

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ（設計基準拡張）②（可搬型代替注
水ポンプのSA化）⑤

12/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

74

添付資料
1.6.1

1.6-130

75

添付資料
1.6.1

1.6-130
1.6-131

76

添付資料
1.6.2

1.6-13277

添付資料
1.6.3-2

1.6-13778

添付資料
1.6.3-3

1.6-139

変更後
記載の適正化・残留熱除去系配管・弁（重大事故等対処設備）
・格納容器スプレイ・ヘッダ（重大事故等対処設備）
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ（重大事故等対処設備，自主対策設
備）⑤

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）－
2.消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
2.消火系による格納容器スプレイ(1)受電操作(1)受電操作a.操作概要a.操作概要消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成のために電源を確 消火系による格納容器スプレイ系統構成のための電源確保を行う。
保する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階 (非管理区域)
原子炉建屋 地下1 階 (非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
コントロール建屋 地下1 階（非管理区域）
消火系による格納容器スプレイに必要な要員数(6 名)，所要時間(30 分)のうc.必要要員数及び時間
ち系統構成のための電源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
消火系による原子炉格納容器内へのスプレイのうち，系統構成のための受 必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
所要時間目安:20 分(実績時間:18 分)
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
想定時間 :20 分（実績時間:18 分）
3.代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプ 3.可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による格納容器スプレイ(淡水/海水)
レイ（淡水/海水）(1)遠隔手動弁操作設備の取外し及び系統構成(1)遠隔手動弁操作設備を使用しない場合の系統構成
a.操作概要a.操作概要可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による格納容器スプレイを行う際に，MUWC
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内へスプレイ 接続口内側隔離弁(B)又はMUWC 接続口内側隔離弁(A)は遠隔手動弁操作する際の系統構成としてMUWC 接続口内側隔離弁(B)又はMUWC 接続口内 設備のため，リンク機構を取り外してから系統構成を実施する。
側隔離弁(A)を全開するため，管理区域にて遠隔手動弁操作設備のリンク機 b.作業場所
構を取り外し，弁操作を実施する。
原子炉建屋 地上2 階，地上1 階(管理区域)
b.作業場所
c.必要要員数及び操作時間
原子炉建屋 地上2 階，地上1 階（管理区域）
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による格納容器スプレイに必要な要員数(7c.必要要員数及び時間名)，所要時間(95 分)のうち，遠隔手動弁操作設備の取外し及び取外し後の遠隔手動弁操作設備の取外し及び取外し後の弁操作に必要な要員数，時間 弁操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
所要時間目安:25 分(実績時間:10 分)
想定時間 :25 分（実績時間:10 分）②（第二GTGの自主化）②（緊急用断路器の通常状態変
更）

⑤

⑤

13/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

79

章番号

添付資料
1.6.3-3

ページ番号

1.6-141

変更後(2)遠隔手動弁操作設備を使用する場合の系統構成
a.操作概要代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内へスプレイする際の系統構成としてMUWC 接続口内側隔離弁(A)を全開するため，非管理区域にて遠隔手動弁操作設備を使用して弁操作を実施する。
b.作業場所
原子炉建屋 地上2 階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
遠隔手動弁操作設備を使用した弁操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
想定時間 :20 分（実績時間:15 分）
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
放射性物質が放出される可能性があることから，操作は防護具（全面マスク，個人線量計，ゴム手袋）を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型LED 照明をアクセスルート上に配備しており接近可能である。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :一般工具を使用した簡易な操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備（送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備）のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

14/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

80

添付資料
1.6.3-3

1.6-14281

添付資料
1.6.3-4

1.6-144

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(3)可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水準備及び送水(2)可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水準備及び送水
a.操作概要a.操作概要緊急時対策本部は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格 緊急時対策本部は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による格納容器スプレ
納容器内へのスプレイが必要な状況において，接続口（ホース接続箇所）及 イが必要な状況において，接続口(消防ホース接続箇所)及び水源を選定し，び水源を選定し，送水ルートを決定する。
スプレイルートを決定する。
現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプ（A 現場では，指示されたスプレイルートを確保した上で，可搬型代替注水ポン－2 級）により送水する。
プ(A-2 級)により原子炉格納容器へスプレイする。
b.作業場所
b.作業場所
屋外（原子炉建屋周辺，防火水槽周辺，淡水貯水池周辺）
屋外(原子炉建屋周辺，防火水槽周辺)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレ 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による格納容器スプレイに必要な要員(防火イのうち，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水操作に必要な要員
水槽を水源とした場合7 名，淡水貯水池を水源とした場合8 名)，所要時間
数，時間は以下のとおり。
(防火水槽を水源とした場合95 分，淡水貯水池を水源とした場合120 分)のう
必要要員数:｢防火水槽を水源とした場合｣3 名（緊急時対策要員3 名）
ち，屋外接続口から格納容器スプレイに必要な要員数，所要時間は以下の｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる とおり。
場合）｣4 名（緊急時対策要員4 名）
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣3 名(緊急時対策要員3 名)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな ｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)
い場合）｣6 名（緊急時対策要員6 名）
所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣95 分(実績時間なし)
想定時間 :｢防火水槽を水源とした場合｣3 名の場合125 分（実績時間なし） ｢淡水貯水池を水源とした場合｣120 分(実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）｣140 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）｣330 分（実績時間なし）
4.ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱
4.ドライウェル冷却系による格納容器除熱(1)受電操作(1)受電操作a.操作概要a.操作概要原子炉格納容器内へ冷却水通水後，ドライウェル冷却系送風機を起動して 格納容器内へ冷却水通水後，ドライウェル冷却系送風機を起動して格納容
原子炉格納容器内を除熱するために必要となる電源を確保する。
器を除熱するために必要となる電源を確保する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1 階 (非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱のうち，原子炉格納 ドライウェル冷却系による格納容器除熱に必要な要員数(4 名)，所要時間(45
容器内への冷却水通水，ドライウェル冷却系送風機起動のための受電操作 分)のうち格納容器内への冷却水通水，ドライウェル冷却系送風機起動のたに必要な要員数，時間は以下のとおり。
めの電源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :30 分（実績時間:24 分）
所要時間目安:30 分(実績時間:24 分)

変更理由

⑤

⑤

15/16

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

82

83

章番号

ページ番号

変更後

5.残留熱除去系(B)配管使用による原子炉格納容器内へのスプレイ（全交流
動力電源喪失時）(1)系統構成
a.操作概要全交流動力電源喪失時において，可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）又は消火系による原子炉格納容器内へのスプレイが行えるよう，手動にて復水補給
水系原子炉建屋復水積算計バイパス弁を全閉（復水補給水系バイパス流防止措置），残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)，残留熱除去系格納
容器冷却ライン隔離弁(B)及び残留熱除去系洗浄水弁(B)を全開とし，系統構成を実施する。
b.作業場所
原子炉建屋 地上1 階（管理区域）
原子炉建屋 地下2 階（管理区域）
c.必要要員数及び時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレ
イのうち，現場での系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
添付資料
1.6-146,147 必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
1.6.3-5
想定時間 :100 分（実績時間:95 分）
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋内常用明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
操作は汚染の可能性を考慮し防護具（全面マスク，個人線量計，ゴム手袋）を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型LED 照明をアクセスルート上に配備しており接近可能である。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 :通常の弁操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備（送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音
声呼出電話設備）のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。
添付資料
1.6.4-3

1.6-150

記載の拡充
・弁名称，操作場所を追加③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

16/16

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
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【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

1

2

章番号

1.7.1(2)a.(a)ⅰ.

1.7.1(2)ページ番号

1.7-7,8－③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・フィルタ装置
・よう素フィルタ
・ラプチャーディスク
・ドレン移送ポンプ
・ドレンタンク
・遠隔手動弁操作設備
・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
・可搬型窒素供給装置
・スクラバ水pH 制御設備
・フィルタベント遮蔽壁
・配管遮蔽・不活性ガス系配管・弁・耐圧強化ベント系配管・弁・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁・ホース・接続口
・原子炉格納容器（ サプレッション・チェンバ， 真空破壊弁を含む）
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型直流電源設備

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・フィルタ装置
・よう素フィルタ
・フィルタ装置水位・フィルタ装置入口圧力・フィルタ装置出口放射線モニタ
・フィルタ装置金属フィルタ差圧・フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置スクラバ水pH・ドレン移送ポンプ
・ドレンタンク
・遠隔手動弁操作設備
・スクラバ水pH制御設備
・ラプチャーディスク
・可搬型窒素供給装置
・フィルタベント遮蔽壁
・配管遮蔽
・原子炉格納容器・真空破壊弁（S/C→D/W）
・格納容器圧力逃がし装置配管・弁・不活性ガス系配管・弁・耐圧強化ベント系配管・弁・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・防火水槽
・淡水貯水池・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・常設代替直流電源設備
・燃料補給設備「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」
で使用する設備

削除

変更理由

②
（専用空気ボンベのSA化、第二
GTGの自主化）⑤②（代替格納容器
圧力逃がし装置
削除）

1/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

3

1.7.1(2)a.(a)ⅰ.

1.7-8,94

1.7.1(2)a.(a)
ⅰ.

1.7-9

5

1.7.1(2)a.(a)
ⅰ.

1.7-9

6

1.7.1(2)a.(a)ⅱ.

1.7-10

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとす 原子炉格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとる。
おりとする。
優先①： 格納容器圧力逃がし装置によるウェットウェルベント（ 以下「W/W
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるW/W側ベント
ベント」という。）
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるD/W側ベント
優先②： 格納容器圧力逃がし装置によるドライウェルベント（以下「D/W ベン 優先③：代替格納容器圧力逃がし装置によるW/W側ベントト」という。）
優先④：代替格納容器圧力逃がし装置によるD/W側ベント
ただし，代替格納容器圧力逃がし装置が完成するまでの期間における優先順位は，①→②の順とする。
フィルタ装置スクラバ水補給設備によるフィルタ装置へのスクラバ水の補給で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）－・ホース・接続口
・防火水槽
・淡水貯水池なお， フィルタ装置スクラバ水補給設備は， 防火水槽又は淡水貯水池の淡水を利用する。また， 淡水貯水池を水源として利用する際の取水方法は，
淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用する－
方法と，そのホースを使用せずに淡水貯水池から直接取水する方法がある。
格納容器圧力逃がし装置の現場操作で使用する設備は以下のとおり。
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置の現場操作で・遠隔手動弁操作設備
使用する設備は以下のとおり。
・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ・遠隔手動弁操作設備
・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁変更理由②（代替格納容器
圧力逃がし装置削除）②（スクラバ水補給
設備の自主化）②（淡水貯水池の運用変更）②（専用空気ボンベ
のSA化）

2/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

7

8

章番号

ページ番号

変更後

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備
は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・代替原子炉補機冷却系
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・サプレッション・チェンバ
・防火水槽
・淡水貯水池・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
・高圧炉心注水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
1.7.1(2)a.(b) 1.7-11,12
・格納容器スプレイ・ヘッダ
・ホース
・原子炉圧力容器
・原子炉格納容器
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備

・フィルタ装置スクラバ水補給設備
有効性評価の条件下において，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合，
事故発生後7 日間は，外部からのスクラバ水を補給しなくてもフィルタ装置内に必要となるスクラバ水を保有することができる。
1.7.1(2)a.(d) 1.7-14,15 その後の安定状態において， スクラバ水が低下した場合， 本設備を用いて外部からスクラバ水を補給することで格納容器圧力逃がし装置の機能を維持できることから， 原子炉格納容器の過圧破損防止対策として有効である。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備
は以下のとおり。
・復水移送ポンプ・サプレッション・チェンバ・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ
・高圧炉心注水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・格納容器下部注水系配管・弁・原子炉圧力容器②
・原子炉格納容器（第二GTGの自主・代替原子炉補機冷却系
化）
・海水貯留堰⑤・スクリーン室・取水路
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・ホース
・防火水槽
・淡水貯水池・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備－②（スクラバ水補給
設備の自主化）3/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

・可搬型格納容器窒素供給設備
・可搬型格納容器窒素供給設備
有効性評価における原子炉格納容器内の圧力評価により， 事故発生後7
原子炉運転中は原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しているため，炉心損
日間は窒素ガスを供給しなくても原子炉格納容器が負圧破損に至る可能性 傷に伴い水素ガスが発生した場合においても，事故発生直後に酸素濃度がはない。
可燃限界に至ることはなく，短期的には原子炉格納容器への窒素ガス供給
9 1.7.1(2)a.(d)1.7-15 その後の安定状態において， サプレッション・チェンバ・プール水の温度が低 は不要である。中長期的には本設備を用い窒素ガスを供給することで，原子⑤
下し，原子炉格納容器内で発生する水蒸気が減少した場合においても， 本 炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減できるとともに，原子炉格納容器内設備を用いて原子炉格納容器へ窒素ガスを供給することで原子炉格納容器 が負圧に至ることを防止できることから，原子炉格納容器の負圧破損防止対内の負圧化を回避できることから， 原子炉格納容器の負圧破損防止対策と 策として有効である。
して有効である。
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
10 1.7.1(2)a.(d) 1.7-15,16－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
炉心の著しい損傷が発生した場合において， 残留熱除去系の機能が喪失し 炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合，及び代替循環冷却系の運転が期待できない場合は，サプレッショ
た場合，及び代替循環冷却系の運転が期待できない場合に，格納容器圧力ン・チェンバ・プール水以外の水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイ 逃がし装置により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納を実施しているため， サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するが， 容器の過圧破損を防止する。
11 1.7.2.1(1)a.
1.7-17⑤
外部水源注水制限値に到達した場合は，このスプレイを停止するため，原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制できる見込みがなくなることから， 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し， 原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
また，原子炉格納容器内でジルコニウム－水反応により発生した水素ガスが また，原子炉格納容器内でジルコニウム－水反応により発生した水素ガスが原子炉建屋に漏えいする可能性があることから， 燃料取替床天井付近の水 原子炉建屋に漏えいする可能性があることから，原子炉建屋オペレーティン
素濃度， 非常用ガス処理系吸込配管付近の水素濃度及び燃料取替床以外 グフロアの天井付近の水素濃度及び原子炉建屋オペレーティングフロア以
12 1.7.2.1(1)a.
1.7-17 のエリアの水素濃度並びに静的触媒式水素再結合器動作監視装置の出入 外のエリアの水素濃度並びに静的触媒式水素再結合器動作監視装置の出⑤
口温度の監視を行い，原子炉建屋内において異常な水素ガスの漏えいを検 入口温度の監視を行い，原子炉建屋において異常な水素ガスの漏えいを検知した場合は原子炉格納容器内に滞留した水素ガスを排出することで， 原 知した場合には原子炉格納容器内に滞留した水素ガスを排出することで，原子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。
子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。
炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 炉心の著しい損傷の緩和及び原 炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器ベント移行条件※2子炉格納容器の破損防止のために必要な操作が完了した場合※ 2。
に達した場合。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS） で原子炉格納容器内のガン ※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のγ線線
マ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10 倍を超えた場合， 量率が，設計基準事故相当のγ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納又は格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉 容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器
1.7.2.1(1)a.(
圧力容器温度で300℃ 以上を確認した場合。
温度で300℃以上を確認した場合。
13
1.7-18,19⑤a)ⅰ.
※2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施す ※2:原子炉格納容器内の圧力の上昇率を確認し，残留熱除去系の復旧又はる必要がある場合， 又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉 代替循環冷却系の運転によって原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]
格納容器内へスプレイを実施する必要がある場合は， これらの操作を完了 以下に抑制する見込みがない場合，又は原子炉建屋の水素濃度の上昇がした後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし， 発電用原子炉の冷却が 確認された場合。
できない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は， 速やかに格納容器ベントの準備を開始する。

4/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

14

1.7.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

15

1.7.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

16

1.7.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

17

1.7.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

18

1.7.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑦中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント前の系統構成として， 非 ⑦中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成とし
常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス て，非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁及び非常用ガス処理系出口Uシー
処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理系出口U シール隔離弁 ル元弁の全閉操作，耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁，不の全閉操作， 並びに耐圧強化ベント弁，非常用ガス処理系第一隔離弁，換 活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁，不活性ガス系換気空気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二 調系側PCVベント用隔離弁，非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁
1.7-20,21
隔離弁の全閉， 及びフィルタ装置入口弁の全開を確認後，二次隔離弁を調 及び換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁の全閉及び耐圧強化ベント系
整開（ 流路面積約50%開）とし， 格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベ PCVベントラインフィルタベント容器側隔離弁の全開を確認後，不活性ガス系
ント準備完了を当直副長に報告する。二次隔離弁の開操作ができない場合 PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁を調整開（流路面積約50%開）とし，格は， 二次隔離弁バイパス弁を調整開（流路面積約50%開） とし，格納容器圧 納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ
力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
報告する。
⑧現場運転員C 及びD は， 格納容器ベント前の系統構成として，フィルタベ
1.7-21 ント大気放出ラインドレン弁を全閉とし， 格納容器圧力逃がし装置による格－
納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑩当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び水位，並びに原子炉建屋内 ⑨当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関の水素濃度に関する情報収集を適宜行い，当直長に報告する。また，当直 する情報収集を適宜行い，当直長へ報告する。また，当直長は，原子炉格納1.7-21
長は， 原子炉格納容器内の圧力及び水位， 並びに原子炉建屋内の水素濃 容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報を，緊急時対策本度に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
部へ報告する。
⑫当直副長は，以下のいずれかの条件に到達したことを確認し，運転員に格 ⑪当直副長は，原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見
納容器ベント開始を指示する。
込みがないと判断した場合，又は静的触媒式水素再結合器の機能が発揮さ
・外部水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施中に， サプレッ れていない場合で原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃
ション・チェンバ・プール水位が「真空破壊弁高さ」に到達した場合。
度を2.5vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合，若しくは静的触媒
1.7-21 ・燃料取替床天井付近の水素濃度が2.2vol%に到達した場合。
式水素再結合器が動作している場合で原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃度を3.0vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合
は，原子炉格納容器ベント開始の規定値に到達する時間，現場運転員による移動・弁操作に必要な時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。
⑬ａ W/W ベントの場合⑫ａW/Wベントの場合
中央制御室運転員A 及びB は，一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） 操 現場運転員C 及びD は，不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁を遠隔手動
作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（サプ
弁操作設備による操作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉
レッション・チェンバ側）の全開操作により，格納容器圧力逃がし装置による 格納容器ベントを開始する。
格納容器ベントを開始する。現場運転員C 及びDは， 一次隔離弁（ サプレッ ⑫ｂD/W ベントの場合
ション・チェンバ側） を遠隔手動弁操作設備による操作で全開状態を保持さ 現場運転員C 及びD は，不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁を遠隔手動
1.7-22 せる。
弁操作設備による操作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉⑬ｂ D/W ベントの場合
格納容器ベント操作を開始する。
中央制御室運転員A 及びB は，一次隔離弁（ ドライウェル側）操作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し， 一次隔離弁（ドライウェル側） の全開操作により， 格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。現場運転員C 及びD は，一次隔離弁（ ドライウェル側） を遠隔手動弁操作設備による操作で全開状態を保持させる。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

5/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

19

1.7.2.1(1)a.(
a)ⅱ.

20

1.7.2.1(1)a.(
a)ⅲ.

21

1.7.2.1(1)a.(
a)ⅲ.

22

1.7.2.1(1)a.(
b)ⅲ.

23

1.7.2.1(1)a.(
c)ⅱ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑯中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント開始後，可燃性ガス濃度 ⑮中央制御室運転員A 及びB は，原子炉格納容器ベント開始後，可燃性ガ
制御系及び残留熱除去系の復旧， 又は代替循環冷却系の運転により原子 ス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系による格納容
炉格納容器内の除熱が開始され格納容器圧力逃がし装置を停止できると判 器除熱機能の復旧により，不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔断した場合は， 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） 離弁の全閉，現場運転員C 及びD は，不活性ガス系 S/C ベント用出口隔離の全開保持状態を遠隔手動弁操作設備により解除するよう現場運転員に指 弁又は不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備によ示するる操作で全閉操作を実施する。
1.7-23⑰現場運転員C 及びD は， 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドラ
イウェル側） を遠隔手動弁操作設備による操作で全開保持状態を解除する。
⑱中央制御室運転員A 及びB は，一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側
又はドライウェル側） の全閉， その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパ
ス弁の全閉操作を実施する。
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（操作者及び確認
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）
者）及び現場運転員2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから 及び現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納
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開始ま 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開始まで約
1.7-23,24で約40 分で可能である。原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始後，現場 70分で可能である。
運転員2 名にて一次隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開状態を保持させた場合， 約40 分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
1.7-24－
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場
1.7-24 合， 作業開始を判断してからフィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りは45 分以 合，作業開始を判断してからフィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りは60分以内で可能である。
内で可能である。
②a 防火水槽から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合又は淡水 ②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，可搬型代替注
貯水池から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合（ 淡水貯水池を 水ポンプ(A-2級)を配備し，防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注水ポ
水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
ンプ(A-2級)へ，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)からフィルタ装置補給水接続
緊急時対策要員は， フィルタベント遮蔽壁南側（ 屋外）にて，可搬型代替注 口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整(水張り)の準備完
水ポンプ（A－ 2 級）を配備し， 防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注 了を緊急時対策本部に報告する。
水ポンプ（A－2級） へ， 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級） からフィルタ装置
補給水接続口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（ 水張1.7-26,27 り） の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
②b 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプを使用した
水張りの場合（ 淡水貯水池を水源とし， あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
緊急時対策要員は， 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）からフィルタベント装置補給水接続口へホースを接続し，フィルタ装置水位調整（ 水張り） の準備完了を緊急時対策本部に報告する。

変更理由

⑤

⑤

⑤
⑤

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

24

1.7.2.1(1)a.(
c)ⅱ.

25

1.7.2.1(1)a.(c)ⅲ.

1.7.2.1(1)a.(
26
c)ⅲ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑤緊急時対策要員は，当直長にフィルタ装置の水位を監視するよう依頼する。
⑥当直副長は，フィルタ装置の水位を監視するよう中央制御室運転員に指示する。
⑦中央制御室運転員A は， 中央制御室にて水位を継続監視し， 規定水位
1.7-27,28－に到達したことを当直副長に報告する。
⑧当直長は， 当直副長からの依頼に基づき， 緊急時対策本部に可搬型代
替注水ポンプ（A－2 級） 停止操作を依頼する。
⑨緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ可搬型代替注水ポンプ（A－ 2級）停止操作を指示する。
防火水槽から可搬型代替注水ポンプを展開したフィルタ装置水位調整（水張 防火水槽を水源としたフィルタ装置水位調整(水張り)操作は，1ユニット当たりり） 操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員6 緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから水源と送水ルートの と送水ルートの特定～可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の配備～送水準備～
特定～可搬型代替注水ポンプ（A－ 2 級）の配備～送水準備～ フィルタ装置 フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A－ 2 級）による注水開始 注水開始まで約80分，フィルタ装置水位調整(水張り)を約50分，計約130分でまで約65 分， フィルタ装置水位調整（ 水張り） 完了まで約125 分で可能で 可能である。また，淡水貯水池を水源としたフィルタ装置水位調整(水張り)操ある。
作は，1ユニット当たり緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開
淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプを展開したフィルタ装置水位調整（始を判断してから水源と送水ルートの特定～可搬型代替注水ポンプ(A-2級)
水張り）（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユの配備～送水準備～フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水
ニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員10 名にて作業を実 ポンプ(A-2級)による注水開始まで約110分，フィルタ装置水位調整(水張り)施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定～可搬型代 を約50分，計約160分で可能である。
1.7-28,29 替注水ポンプ（A－2 級） の配備～ 送水準備～フィルタ装置補給用接続口使
用による可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による注水開始まで約65 分，
フィルタ装置水位調整（ 水張り） 完了まで約125 分で可能である。
また，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を使用したフィルタ装置水位調整（水張り）（ 淡水貯水池を水源とし， あらか
じめ敷設してあるホースが使用できない場合） 操作は，1 ユニット当たり，中央制御室運転員1 名（ 確認者） 及び緊急時対策要員10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ位置（A－ 2 級）と送水ルートの確認～送水準備～フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A－ 2 級）による注水開始まで約95 分，フィルタ装置水
位調整（ 水張り）完了まで約155 分で可能である。

1.7-29

なお，屋外における本操作は格納容器ベント実施後の短期間において，フィ なお，屋外における本操作は，原子炉格納容器ベント実施から25時間後以
ルタ装置水の蒸発によるフィルタ装置の水位低下は評価上想定されないた 降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低め， フィルタ装置水位調整（水張り）操作を実施することはないと考えられる 下しているため，作業可能である。
が， 作業時の被ばくによる影響を低減するため， 緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

7/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

27

1.7.2.1(1)a.(
d)ⅱ.

28

1.7.2.1(1)a.(
d)ⅲ.

29

1.7.2.1(1)a.(
e)ⅰ.

30

1.7.2.1(1)a.(
e)ⅱ.

31

1.7.2.1(1)a.(
e)ⅱ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑥緊急時対策本部は，当直長にフィルタ装置の水位を監視するよう依頼する。
⑦当直副長は，フィルタ装置の水位を監視するよう中央制御室運転員に指示する。
⑧中央制御室運転員A は， 中央制御室にて水位を継続監視し， 通常水位
1.7-31,32－に到達したことを当直副長に報告する。
⑨当直長は， 当直副長からの依頼に基づき， 緊急時対策本部にドレン移送
ポンプ停止操作を依頼する。
⑩緊急時対策本部は，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ停止操作を指示する。
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場
員10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位 合，作業開始を判断してからフィルタ装置水位調整(水抜き)完了まで約135分
調整（水抜き）完了まで約130 分で可能である。なお， 屋外における本操作 で可能である。なお，屋外における本操作は，原子炉格納容器ベント実施か
1.7-32,33 は，格納容器ベント実施から25 時間後以降に行うことから， 大気中に放出さ ら25時間後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受けるれた放射性物質から受ける放射線量は低下しており， また，作業時の被ばく 放射線量は低下しているため，作業可能である。
による影響を低減するため， 緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
格納容器圧力逃がし装置の停止を判断した場合。
残留熱除去系あるいは代替循環冷却系の機能が復旧し，格納容器圧力逃
1.7-33がし装置の停止を判断した場合。
① 緊急時対策本部は， 手順着手の判断に基づき，当直長に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ前の系統構成を開始するよう指示するとともに，緊急時対策要員に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガス
パージの準備の開始を指示する。
②当直副長は，中央制御室運転員に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒
素ガスパージ前の系統構成の開始を指示する。
③中央制御室運転員A 及びB は，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ前の系統構成として，一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側），
1.7-33,34 一次隔離弁（ドライウェル側）及び耐圧強化ベント弁の全閉確認，並びにフィ－ルタ装置入口弁の全開確認後， 二次隔離弁を全開とし， 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ準備完了を当直副長に報告する。二次隔
離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を全開とする。また， 中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全開する手段がある。
④当直長は， 当直副長からの依頼に基づき， 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ前の系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サンプリングラック にて， ②緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サンプリングラックにて，フィルタ装置の水素濃度測定のため，系統構成及び工具準備，サンプリング フィルタ装置の水素濃度測定のため，系統構成及び工具準備，サンプリング
1.7-34,35 ポンプ起動を実施する。また，原子炉建屋外壁南側（ 屋外） へ可搬型窒素 ポンプの起動，フィルタ装置水素濃度計の校正を実施する。また，原子炉建供給装置を配備し送気ホースを接続口へ取り付け， 窒素ガス注入の準備完 屋外壁南側(屋外)へ可搬型窒素供給装置を配備し送気ホースを接続口へ取了を緊急時対策本部に報告する。
付操作し，窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本部へ報告する。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

8/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

32

1.7.2.1(1)a.(e)ⅱ.

1.7-3533

1.7.2.1(1)a.(e)ⅱ.

1.7-3634

1.7.2.1(1)a.(e)ⅲ.

1.7-3735

1.7.2.1(1)a.(f)ⅱ.

1.737,38,39

36

37

1.7.2.1(1)a.(f)ⅲ.

1.7.2.1(1)a.(g)ⅲ.

1.7-39

1.7-41変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑧緊急時対策要員は，サンプリングポンプ起動の完了を緊急時対策本部に ⑤緊急時対策要員は，フィルタ装置水素濃度計の校正完了を緊急時対策本報告する。
部へ報告する。
⑨緊急時対策本部は，可搬型窒素供給装置からの窒素ガス注入の完了及 ⑥緊急時対策本部は，可搬型窒素供給装置からの窒素ガス注入の完了及びサンプリングポンプ起動の完了を当直長に連絡するとともに，フィルタ装置 びフィルタ装置水素濃度計の校正完了を当直長に連絡するとともに，フィルタの入口圧力及び水素濃度の監視を依頼する。
装置の入口圧力及び水素濃度の監視を依頼する。
⑰当直副長は，窒素ガスパージの完了後の系統構成を開始するよう中央制
御室運転員に指示する。
⑱中央制御室運転員A 及びB は，窒素ガスパージの完了後の系統構成として， 二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉とし，系統構成完了を当－直副長に報告する。また， 中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉する手段がある。
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（操作者及び確認
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，緊急時対策要員6名者）及び緊急時対策要員6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装から格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ完了まで約270 分で 置停止後のN₂パージ完了まで約240分で可能である。なお，屋外における本可能である。なお， 屋外における本操作は， 格納容器ベント停止後の操作 操作は，原子炉格納容器ベント実施から25時間後以降に行うことから，大気であることから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下 中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているため，作業しており， また， 作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要 可能である。
員を交替して対応することで， 作業可能である。
「フィルタ装置スクラバpH調整の手順」記載の適正化－

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，緊急時対策要員6名
員10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃 にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装がし装置スクラバ水pH 調整完了まで約85 分で可能である。なお，屋外にお 置スクラバ水pH調整完了まで約90分で可能である。なお，屋外における本操
ける本操作は，格納容器ベント実施から25 時間後以降に行うことから， 大 作は，原子炉格納容器ベント実施から25時間後以降に行うことから，大気中
気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており，また，作 に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているため，作業可
業時の被ばくによる影響を低減するため， 緊急時対策要員を交替して対応 能である。
することで， 作業可能である。
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員8 名にて作業を実施した場
合， 作業開始を判断してからドレン移送ライン窒素ガスパージ完了まで約130 分で可能である。なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施から25時間後以降に行うことから， 大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しており， また，作業時の被ばくによる影響を低減するため， 緊急時対策要員を交替して対応することで， 作業可能である。

上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場
合，作業開始を判断してからドレン移送ラインN₂パージ完了まで約100分で可能である。なお，屋外における本操作は，原子炉格納容器ベント実施から25
時間後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は低下しているため，作業可能である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

9/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

38

章番号

1.7.2.1(1)a.(
ｈ)ⅱ.

39

1.7.2.1(1)a.(
ｈ)ⅱ.

40

1.7.2.1(1)a.(
ｈ)ⅱ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室にてドレン移送ポンプの電 ② 緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室にて，ドレン移送ポンプの源が確保されていることをFCVS 現場制御盤のドレン移送ポンプ運転状態ラ 電源が確保されていることをFCVS現場制御盤のドレン移送ポンプ運転状態
ンプにより確認し，FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動 ランプにより確認し，FCVSフィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動
弁操作設備による操作にて全閉とする。フィルタベント遮蔽壁附室にてFCVS 弁操作設備による操作にて全閉とする。フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にフィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁を全開， フィルタベント遮蔽壁南 て，FCVSフィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁，FCVSフィルタベント装側（屋外） にてFCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁 置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁を全開操作し，原子炉建屋外壁東側を全開，原子炉建屋外壁東側（ 屋外） にてFCVS フィルタベント装置ドレンラ (屋外)にて，FCVSフィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁
1.7-42,43
イン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後， フィルタベント遮蔽壁南側 を全開操作した後，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVS フィルタベン（ 屋外）にてFCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を ト装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開とし，ドレン移送ポンプを起微開とし， ドレン移送ポンプを起動した後，FCVS フィルタベント装置ドレン移 動した後，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁の増送ポンプ吐出側第一止め弁の増し開操作により，ポンプ吐出側流量を必要 し開操作により，ポンプ吐出側流量を必要流量に調整し，ドレンタンク内の水流量に調整し，ドレンタンク内の水をサプレッション・チェンバへ排水し， 排水 をサプレッション・チェンバへ排水する。
開始を緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策本部は，当直長にドレンタンクの水位を確認するよう依頼する。
④当直副長は，ドレンタンクの水位を確認するよう中央制御室運転員に指示する。
⑤中央制御室運転員A は， 中央制御室にて水位を継続監視し， 規定水位
1.7-43－に到達したことを当直副長に報告する。
⑥当直長は， 当直副長からの依頼に基づき， 緊急時対策本部にドレン移送
ポンプ停止操作を依頼する。
⑦緊急時対策本部は，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ停止操作を指示する。
⑧緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室FCVS 計器ラックのドレンタ ③ 緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室FCVS計器ラックのドレンタ
ンク水位指示値にて排水による水位の低下を確認し，ドレン移送ポンプA 又 ンク水位指示値にて排水による水位の低下を確認し，ドレン移送ポンプA又はB を停止した後， フィルタベント遮蔽壁附室にてFCVS フィルタベント装置 はBを停止した後，フィルタベント遮蔽壁南側(屋外)にて，FCVSフィルタベント
ドレンタンク出口止め弁を全閉， フィルタベント遮蔽壁南側（屋外） にてFCVS 装置ドレンタンク出口止め弁，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁，FCVS フィルタベント 側第一止め弁，FCVSフィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁
1.7-43,44 装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁を全閉操作し， 原子炉建屋外壁東 を全閉操作し，原子炉建屋外壁東側(屋外)にて，FCVSフィルタベント装置ド側（屋外）にてFCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め レンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作，フィルタベント遮蔽壁附室
弁を全閉操作，フィルタベント遮蔽壁附室にてFCVS フィルタベント装置遮蔽 にて，FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備
壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備による操作にて全開とし，ドレンタンク による操作にて全開とし，ドレンタンク水抜きの完了を緊急時対策本部へ報
水抜きの完了を緊急時対策本部に報告する。
告する。

変更理由

⑤

⑤

⑤

10/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

41

1.7.2.1(1)a.(
ｈ)ⅱ.

42

－

43

1.7.2.1(1)b.(
a)ⅰ.

44

1.7.2.1(1)b.(
a)ⅱ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場
員4 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してからドレンタンク水抜 合，作業開始を判断してからドレンタンク水抜き完了まで約105分で可能であき完了まで約80 分で可能である。なお， 屋外における本操作は，格納容器 る。なお，屋外における本操作は，原子炉格納容器ベント実施から25時間後
1.7-44 ベント実施から25 時間後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物 以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量は⑤
質から受ける放射線量は低下しており，また，作業時の被ばくによる影響を 低下しているため，作業可能である。
低減するため， 緊急時対策要員を交替して対応することで，作業可能である。
「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」②の操作手順を削除（代替格納容器－－
圧力逃がし装置削除）
炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 残留熱除去系の復旧に見込みが 炉心損傷を判断した場合※1において，残留熱除去系の復旧に見込みがなくなく※ 2 原子炉格納容器内の除熱が困難な状況で， 以下の条件が全て成 ※2格納容器除熱が困難な状況で，復水補給水系が使用可能※3でかつ，代立した場合。
替原子炉補機冷却系による冷却水供給が可能な場合。
・復水補給水系が使用可能※ 3 であること。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のγ線線
・代替原子炉補機冷却系による冷却水供給が可能であること。
量率が，設計基準事故相当のγ 線線量率の10 倍を超えた場合，又は格納・原子炉格納容器内の酸素濃度が4vol%以下※ 4 であること。
容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器※ 1:格納容器内雰囲気放射線レベル（ CAMS） で原子炉格納容器内のガン 温度で300℃以上を確認した場合。
マ線線量率が， 設計基準事故相当のガンマ線線量率の10 倍を超えた場※2:設備に故障が発生した場合，又は駆動に必要な電源若しくは補機冷却合， 又は格納容器内雰囲気放射線レベル（ CAMS） が使用できない場合に 水が確保できない場合。
1.7-45,46⑤
原子炉圧力容器温度で300℃ 以上を確認した場合。
※3:設備に異常がなく，電源及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保され※ 2:設備に故障が発生した場合， 又は駆動に必要な電源若しくは補機冷却 ている場合。
水が確保できない場合。
※ 3: 設備に異常がなく， 電源及び水源（ サプレッション・チェンバ）が確保されている場合。
※ 4: ドライウェル側のドライ条件の酸素濃度を確認する。格納容器内酸素濃度（CAMS） にて4vol%以下を確認できない場合は， 外部水源によるドライ
ウェルスプレイを継続し， 格納容器ベント操作に移行する。

1.7-49⑬a 中央制御室運転員A 及びB は，原子炉圧力容器への注水が開始された ⑬a中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを復水
ことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇， 復水補給水系流量（RHR A 移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，残留熱除去系(A)注入配管流量指示値
系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認 の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認する。あわせて，格納容器②する。あわせて， 原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを復水移 スプレイが開始されたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，残留熱 （計器名称の変送ポンプ吐出圧力指示値の上昇， 復水補給水系流量（RHR B 系代替注水 除去系(B)注入配管流量指示値の上昇，並びに格納容器内圧力指示値及び更）流量） 指示値の上昇， 並びに格納容器内圧力指示値及び格納容器内温度 格納容器内温度指示値の低下により確認し，当直副長へ報告する。
指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。

11/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

45

1.7.2.1(1)b.(a)ⅱ.

1.7-5046

1.7.2.1(1)b.(a)ⅲ.

1.7-5147

1.7.2.1(1)b.(b)ⅲ.

1.7-5448

1.7.2.1(1)b.(b)ⅲ.

1.7-54

1.7.2.1(1)c.(
49
b)

50

1.7.2.1(1)c.(b)

51

1.7.2.1(1)c.(b)

52

1.7.2.1(1)c.(b)

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑭b 中央制御室運転員A 及びB は，原子炉格納容器下部への注水が開始 ⑭b中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器下部への注水が開始さされたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇， 復水補給水系流量（ れたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，格納容器下部注水流量
格納容器下部注水流量） 指示値の上昇により確認する。あわせて， 原子炉 指示値の上昇により確認する。あわせて，格納容器スプレイが開始されたこ
格納容器内へのスプレイが開始されたことを復水移送ポンプ吐出圧力指示 とを復水移送ポンプ吐出圧力指示値の上昇，残留熱除去系(B)注入配管流値の上昇， 復水補給水系流量（ RHR B 系代替注水流量） 指示値の上昇， 量指示値の上昇，並びに格納容器内圧力指示値及び格納容器内温度指示
並びに格納容器内圧力指示値及び格納容器内温度指示値の低下により確 値の低下により確認し，当直副長へ報告する。
認し，当直副長に報告する。
室温は通常運転時と同程度である。
－
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（操作者及び確認者）， 現場運転員2 名及び緊急時対策要員13 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員操作の系統構成完了まで約1 時間55 分，
緊急時対策要員操作の補機冷却水供給開始まで約9 時間で可能である。
なお，炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場合， 作業時の被ばくによる影響を低減するため， 緊急時対策要員を2 班体制とし， 交替して対応する。
室温は通常運転時と同程度である。

変更理由②（計器名称の変更）⑤

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員13名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員操作の系統構成完了まで約45分，緊急時対策
要員操作の補機冷却水供給開始まで約9時間で可能である。

⑤

－

⑤

③ 現場運転員C 及びD は， 廃棄物処理建屋地上2 階レイダウンエリア（ 管 ③現場運転員C及びDは，薬液タンク水位指示値により薬液量が必要量以上
理区域） にて，薬液タンク水位指示値により薬液量が必要量以上確保されて 確保されていることを確認し，当直副長に報告する。また，復水移送ポンプの1.7-56⑤いることを確認し，当直副長に報告する。また， 復水移送ポンプの運転状態 運転状態に異常がないことを確認する。
に異常がないことを確認する。
⑤中央制御室運転員A 及びB は，薬液注入準備完了を確認した後に，復水 ⑤中央制御室運転員A及びBは，薬液注入準備完了を確認した後に，残留
補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値が規定値となるように残留 熱除去系(B)注入配管流量指示値が規定値となるように残留熱除去系注入②
1.7-56 熱除去系洗浄水弁（B）を調整開し，S/P スプレイを開始する。S/P スプレイ ライン洗浄水止め弁(B)を調整開し，S/Pスプレイを開始する。S/Pスプレイの （計器名称の変の開始を当直副長に報告するとともに，現場運転員C 及びDへ薬液注入操 開始を当直副長へ報告するとともに，現場運転員C及びDへ薬液注入操作を更）作を指示する。
指示する。
⑦現場運転員C 及びD は， 薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し， 薬 ⑦現場運転員C及びDは，薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し，薬液液注入が開始されたことを廃棄物処理建屋地上2 階レイダウンエリア（管理 注入が開始されたことを薬液タンク水位指示値の低下により確認する。
区域）にて， 薬液タンク水位指示値の低下により確認する。
⑧現場運転員C及びDは，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位
1.7-57 ⑧現場運転員C 及びD は， 廃棄物処理建屋地上2 階レイダウンエリア（ 管 にて確認後，薬液注入タンク出口弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止す⑤
理区域） にて，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位にて確認る。また，薬液注入を停止した旨を当直副長へ報告する。
後， 薬液注入タンク出口弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止する。また，
薬液注入を停止した旨を当直副長に報告する。
⑬現場運転員C 及びD は， 薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し， 薬 ⑬現場運転員C及びDは，薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し，薬液液注入が開始されたことを廃棄物処理建屋地上2 階レイダウンエリア（管理 注入が開始されたことを薬液タンク水位指示値の低下により確認する。
区域）にて， 薬液タンク水位指示値の低下により確認する。
⑭現場運転員C及びDは，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位
1.7-57,58 ⑭現場運転員C 及びD は， 廃棄物処理建屋地上2 階レイダウンエリア（ 管 にて確認後，薬液注入タンク出口弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止す⑤
理区域） にて，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位にて確認る。また，薬液注入を停止した旨を当直副長へ報告する。
後， 薬液注入タンク出口弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止する。また，
薬液注入を停止した旨を当直副長に報告する。

12/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

53

1.7.2.1(1)c.(b)

54

1.7.2.1(1)c.(b)

1.7.2.1(1)c.(c)
1.7.2.1(1)d.(
56
c)
55

57

1.7.2.1(2)a.

58

1.7.2.1(2)a.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑰中央制御室運転員A 及びB は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流 ⑰中央制御室運転員A及びBは，格納容器下部注水流量指示値が規定値と1.7-58 量） 指示値が規定値となるように下部ドライウェル注水流量調節弁を調整開 なるように復水補給水系下部ドライウェル注水流量調節弁を調整開し，格納
し， 原子炉格納容器下部への注水を開始する。
容器下部注水を開始する。
⑳現場運転員C 及びD は， 薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し， 薬 ⑳現場運転員C及びDは，薬液注入タンク出口弁の全開操作を実施し，薬液液注入が開始されたことを廃棄物処理建屋地上2 階レイダウンエリア（管理 注入が開始されたことを薬液タンク水位指示値の低下により確認する。
区域）にて， 薬液タンク水位指示値の低下により確認する。
㉑現場運転員C及びDは，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位
1.7-58,59 ㉑現場運転員C 及びD は， 廃棄物処理建屋地上2 階レイダウンエリア（ 管 にて確認後，薬液注入タンク出口弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止す
理区域） にて，規定量の薬液が注入されたことを薬液タンク水位にて確認る。また，薬液注入を停止した旨を当直副長へ報告する。
後， 薬液注入タンク出口弁の全閉操作を実施し薬液注入を停止する。また，
薬液注入を停止した旨を当直副長に報告する。
室温は通常運転時と同程度である。
1.7-60－1.760,61,62「可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給」－の操作手順を追加
炉心の著しい損傷が発生した場合において， 残留熱除去系の機能が喪失し 炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系の機能が喪失した場合及び代替循環冷却系の運転が期待できない場合は， サプレッション・ た場合及び代替循環冷却系の運転が期待できない場合に，格納容器圧力チェンバ・プール水以外の水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実 逃がし装置を使用した原子炉格納容器ベント操作を実施し，原子炉格納容施しているため， サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するが，外部 器の過圧破損を防止する。
1.7-62,63
水源注水制限値に到達した場合は， このスプレイを停止するため， 原子炉
格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制できる見込みがなくなることか
ら，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
また，原子炉格納容器内でジルコニウム－水反応により発生した水素ガスが また，原子炉格納容器内でジルコニウム－水反応により発生した水素ガスが原子炉建屋に漏えいする可能性があることから， 燃料取替床天井付近の水 原子炉建屋に漏えいする可能性があることから，原子炉建屋オペレーティン
素濃度， 非常用ガス処理系吸込配管付近の水素濃度及び燃料取替床以外 グフロアの天井付近の水素濃度及び原子炉建屋オペレーティングフロア以
1.7-63 のエリアの水素濃度並びに静的触媒式水素再結合器動作監視装置の出入 外のエリアの水素濃度並びに静的触媒式水素再結合器動作監視装置の出口温度の監視を行い，原子炉建屋内において異常な水素ガスの漏えいを検 入口温度の監視を行い，原子炉建屋において異常な水素ガスの漏えいを検知した場合は原子炉格納容器に滞留した水素ガスを排出することで， 原子 知した場合には原子炉格納容器内に滞留した水素ガスを排出することで，原炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。
子炉建屋への水素ガスの漏えいを防止する。

変更理由②（計器名称の変
更）

⑤

⑤
⑤

⑤

⑤

13/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

59

60

章番号

1.7.2.1(2)a.(a)ⅰ.

1.7.2.1(2)a.(a)ⅱ.

1.7.2.1(2)a.(
61
a)ⅱ.

62

1.7.2.1(2)a.(
a)ⅱ.

ページ番号

1.7-64

1.7-66

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前［原子炉建屋原子炉区域の系統構成］『二次格納施設内の系統構成』
全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合。
全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合。
［格納容器ベント準備］『原子炉格納容器ベント準備』
炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 炉心の著しい損傷の緩和及び原 炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器ベント移行条件※2子炉格納容器の破損防止のために必要な操作が完了した場合※ 2。
に達した場合。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS） で原子炉格納容器内のガン ※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のγ線線
マ線線量率が， 設計基準事故相当のガンマ線線量率の10 倍を超えた場
量率が，設計基準事故相当のγ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納合， 又は格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS） が使用できない場合に 容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器
原子炉圧力容器温度で300℃ 以上を確認した場合。
温度で300℃以上を確認した場合。
※2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施す ※2:｢原子炉格納容器ベント移行条件｣とは，原子炉格納容器内の圧力の上る必要がある場合， 又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉 昇率を確認し，残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系の運転によって原
格納容器内へスプレイを実施する必要がある場合は，これらの操作を完了し 子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見込みがない場合，た後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし，発電用原子炉の冷却がで 又は原子炉建屋の水素濃度の上昇が確認された場合。
きない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は，速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
⑧現場運転員C 及びD は， フィルタベント大気放出ラインドレン弁を全閉とする。また，耐圧強化ベント弁の全閉を遠隔手動弁操作設備の開度指示にて確認し，二次隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（ 流路面積約50%開） とする。二次隔離弁の開操作ができない場合は， 二次隔離弁バイパス
弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約50%開）とする。

⑦現場運転員C 及びD は，耐圧強化ベント系PCV ベントライン排気筒側隔
離弁の全閉を遠隔手動弁操作設備の開度指示にて確認し，不活性ガス系
PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約50%開）とする。不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管
隔離弁の開操作ができない場合は，PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁
バイパス弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約50%開）とする。

⑪当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び水位，並びに原子炉建屋内 ⑩当直副長は，原子炉格納容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関の水素濃度に関する情報収集を適宜行い，当直長に報告する。また，当直 する情報収集を適宜行い，当直長へ報告する。また，当直長は原子炉格納1.7-66,67
長は原子炉格納容器内の圧力及び水位，並びに原子炉建屋内の水素濃度 容器内の圧力及び原子炉建屋の水素濃度に関する情報を，緊急時対策本に関する情報を， 緊急時対策本部に報告する
部へ報告する。
⑬当直副長は，以下のいずれかの条件に到達したことを確認し，運転員に格 ⑫当直副長は，原子炉格納容器内の圧力を620kPa[gage]以下に抑制する見
納容器ベント開始を指示する。
込みがないと判断した場合，又は静的触媒式水素再結合器の機能が発揮さ
・外部水源を用いた原子炉格納容器内へのスプレイを実施中に，サプレッ
れていない場合で原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃
ション・チェンバ・プール水位が「真空破壊弁高さ」に到達した場合。
度を2.5vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合，若しくは静的触媒
・燃料取替床天井付近の水素濃度が2.2vol%に到達した場合。
式水素再結合器が動作している場合で原子炉建屋オペレーティングフロアの1.7-67
天井付近の水素濃度を3.0vol%以下に抑制する見込みがないと判断した場合
は，原子炉格納容器ベント開始の規定値に到達する時間，現場運転員による移動・弁操作に必要な時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，運転員に原子炉格納容器ベント開始を指示する。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

14/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

63

章番号

1.7.2.1(2)a.(a)ⅱ.

1.7.2.1(2)a.(
64
a)ⅱ.

ページ番号

1.7-68

変更後

1.7.2.1(2)a.(
a)ⅱ.

66

第1.7.1表

1.7-74
1.7-7667

第1.7.1表

1.7-7468

第1.7.1表

1.7-74変更前⑰中央制御室運転員A 及びB は，格納容器ベント開始後，可燃性ガス濃度 ⑯中央制御室運転員A 及びB は，原子炉格納容器ベント開始後，可燃性ガ
制御系及び残留熱除去系の復旧， 又は代替循環冷却系の運転により原子 ス濃度制御系及び残留熱除去系の復旧又は代替循環冷却系による格納容
炉格納容器内の除熱が開始され格納容器圧力逃がし装置を停止できると判 器除熱機能の復旧により，不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔断した場合は， 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） 離弁又はPCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁の全閉及び不の全閉，その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操 活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/W ベント用出口隔
作設備により全閉するよう現場運転員に指示する。
離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉するよう現場運転員に指示す⑱現場運転員C 及びD は， 一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドラ る。
イウェル側） の全閉，その後に二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を遠 ⑰現場運転員C 及びD は，不活性ガス系PCV 耐圧強化ベント用連絡配管
隔手動弁操作設備による操作で全閉とする。
隔離弁又はPCV 耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁バイパス弁及び不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉とする。

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員4 名にて作業を実施し， 作業開始を判断してから格納
1.7-68,69
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開始まで約70 分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
1.7-6965

設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
記載の拡充
・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）
設備変更（設備の位置付け）に伴う修正・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ（重大事故等対処設備）

第1.7.1表－

70

第1.7.2表

1.7-801.7-8171

第1.7.2表

1.7-8172

第1.7.1図1.7-85「可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給」の操作手順を追加に伴い監視計器を追加
SOPの変更に伴い対応フローを変更
併せて第1.7.1表，第1.7.2表の手順書名称を修正

⑤

⑤

－

⑤

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（第二GTGの自主化）⑤

・原子炉格納容器－－
計器名称の変更に伴い監視計器一覧を修正
・復水補給水系流量（RHR A系代替注水流量）
・復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）
・復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）

変更理由

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員4名にて作業を実施し，作業開始を判断してから格納容器
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開始まで約55分で可能である。

「代替格納容器圧力逃がし装置」を削除
69③評価進捗による変更・修正

・復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
・残留熱除去系(A)注入配管流量・復水補給水系流量（原子炉格納容器）
・残留熱除去系(B)注入配管流量・格納容器下部注水流量②（専用空気ボンベのSA化）②（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）②（計器名称の変
更）

－

⑤

－

⑤

15/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

73

第1.7.3図第1.7.4図

ページ番号
1.7-8874

第1.7.6図

1.7-9075

第1.7.8図

1.7-92
1.7-93
1.7-9476

第1.7.10図1.7-9677

第1.7.12図

1.7-9978

第1.7.14図1.7-10179

第1.7.16図

1.7-10380

第1.7.18図

1.7-105

81

－

－

82

第1.7.22図

1.7-112

第1.7.25図第1.7.26図第1.7.28図第1.7.29図

1.7-115
1.7-11683
84

1.7-11985

第1.7.30図

1.7-120

86

添付資料
1.7.1

1.7-122
1.7-124

87

添付資料
1.7.1

1.7-122

88

添付資料
1.7.1

－

変更後
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.20に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.22に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.25に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.28に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.34に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.36に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.37に記載
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.41に記載「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」の概要図、タイムチャートを削除
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.47に記載「可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給」の操作手順を追加に伴い概要図、タイムチャート追加
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.64に記載「代替格納容器圧力逃がし装置」の記載削除に伴いフローチャートを修正

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

②
（代替格納容器
圧力逃がし装置
の削除）

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
記載の拡充
・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）「代替格納容器圧力逃がし装置」を削除③評価進捗による変更・修正

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）②（第二GTGの自主化）⑤

・原子炉格納容器－②（代替格納容器
圧力逃がし装置
の削除）

16/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

89

添付資料
1.7.2

1.7-125

90

添付資料
1.7.2

1.7-126
1.7-127
1.7-128
1.7-12991

添付資料
1.7.3-1

1.7-130変更後
設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更
設備変更に伴い電源構成図を修正
・AC系電動弁、空気作動弁の駆動源をSA化③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

②
（緊急用断路器の通常状態変更）－②（AC系弁の駆動源のSA化）

1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(1)交流電源確立時(1)交流動力電源確立時
a.操作概要a.操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱操作に 炉心損傷時に原子炉格納容器内の減圧及び除熱を格納容器圧力逃がし装必要な電動弁の電源確保及び格納容器ベント開始前の系統構成を行う。
置を使用して行う。交流電源確立時は必要な電動弁の受電操作を実施後、中央制御室からの操作により格納容器ベントが開始された後，遠隔手動弁 遠隔手動弁操作設備の操作により原子炉格納容器ベントを行う。
操作設備の操作により一次隔離弁を全開状態に保持させる。
b.作業場所
b.作業場所
電源確保 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
電源確保 原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
系統構成 原子炉建屋 低層階屋上（非管理区域）
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階(非管理区域)
W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階（非管理区域）
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に必要
c.必要要員数及び時間な要員数(4 名)，所要時間(70 分)のうち，電源の受電操作及び空気作動弁
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のうち， の遠隔手動弁操作設備の操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
電源確保，格納容器ベント開始前の系統構成及び格納容器ベントが開始さ なお，W/W ベントに必要な所要時間，D/W ベントに必要な所要時間は同一れた後の系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
時間とする。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :電源確保 20 分(実績時間:18 分)
所要時間目安:電源受電操作 30 分(実績時間:24 分)
系統構成（格納容器ベント開始前）15 分（実績時間：12分）
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作40 分
系統構成（格納容器ベント開始後）40 分(実績時間：不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場（実績時間：一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全開操作を実施する 合 21 分)
場合 21 分）
(実績時間：不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場（実績時間：一次隔離弁（ドライウェル側）の全開操作を実施する場合 17 分） 合 17 分)

⑤

17/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

92

添付資料
1.7.3-1

1.7-13393

添付資料
1.7.3-2

1.7-135

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(2)全交流動力電源喪失時(2)全交流動力電源喪失時
a.操作概要a.操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の系統 炉心損傷時に原子炉格納容器内の減圧及び除熱を格納容器圧力逃がし装
構成を全交流動力電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により行う。
置を使用して行う。交流電源喪失時は遠隔手動弁操作設備の操作により原
なお，空気駆動弁の操作手段として，ボンベからの駆動空気を電磁弁排気 子炉格納容器ベント操作を行う。
ポートへ供給することで空気駆動弁を操作することができる。
b.作業場所
b.作業場所
系統構成 原子炉建屋 地上4 階，地上3 階(管理区域)
系統構成 原子炉建屋 地上4 階，地上3 階（管理区域）
W/W ベント 原子炉建屋 地上中3 階，地下1 階(非管理区域)
系統構成 原子炉建屋 低層階屋上，地上中3 階（非管理区域）
D/W ベント 原子炉建屋 地上中3 階，地上2 階(非管理区域)
W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階（非管理区域）
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に必要
c.必要要員数及び時間な要員数(6 名)，所要時間(90 分)のうち，電動弁，空気作動弁の遠隔手動弁
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のうち， 操作設備の操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
現場の系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
なお，W/W ベントに必要な所要時間，D/W ベントに必要な所要時間は同一
なお，W/W ベントに必要な時間，D/W ベントに必要な時間は同一時間とす 時間とする。
る。
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
所要時間目安:系統構成(二次格納容器施設内) 35 分
想定時間 :系統構成（原子炉建屋原子炉区域） 35 分
(二次格納容器施設外) 15 分(実績時間:13 分)（原子炉建屋内の原子炉区域外）
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作40 分
30 分（実績時間:25 分）(実績時間：不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
遠隔手動弁操作設備による格納容器ベント操作 40 分
合 21 分)（実績時間：一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全開操作を実施する (実績時間：不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
場合 21 分）合 17 分)（実績時間：一次隔離弁（ドライウェル側）の全開操作を実施する場合 17 分）
2.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
2.フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り
ａ.操作概要ａ.操作概要格納容器ベント操作中におけるフィルタ装置の水位調整のため，フィルタ装 原子炉格納容器ベント操作中におけるフィルタ装置水位調整のため，フィル
置ドレン移送ポンプ水張りを実施する。
タ装置ドレン移送ポンプ水張りを実施する。
ｂ.作業場所
ｂ.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び時間
ｃ.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りに必要な要員数，時間は以下のとおり。 フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りに必要な要員数，所要時間は以下のと必要要員数:2 名（緊急時対策要員2 名）
おり。
想定時間 :45 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員2 名)
所要時間目安:60 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)

変更理由

⑤

⑤

18/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

94

95

章番号

添付資料
1.7.3-3

添付資料
1.7.3-4

ページ番号

1.7-136

1.7-138

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

3.フィルタ装置水位調整（水張り）3.フィルタ装置水位調整(水張り)ａ.操作概要ａ.操作概要格納容器ベント操作時又は格納容器ベント停止時に想定されるフィルタ装置 原子炉格納容器ベント操作時又は原子炉格納容器ベント停止時に想定されの水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため，フィルタ装置の水張りによ るフィルタ装置の水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため，フィルタ装るフィルタ装置の水位調整を行う。
置の水張りによるフィルタ装置の水位調整を行う。
ｂ.作業場所
ｂ.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び時間
ｃ.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置水位調整（水張り）に必要な要員数，時間は以下のとおり。
フィルタ装置水位調整(水張り)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:｢防火水槽から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合｣ 必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)
6 名（緊急時対策要員6 名）｢淡水貯水池を水源とした場合｣6 名(緊急時対策要員6 名)｢淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合（あらかじ 所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣130 分
め敷設してあるホースが使用できる場合）」10 名（緊急時対策要員10 名）(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)｢他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプを使用した水張りの場 ｢淡水貯水池を水源とした場合｣160 分合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場 (実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
合）」10 名（緊急時対策要員10 名）
想定時間 :｢防火水槽から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合｣
125 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）｢淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプを展開した水張りの場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）」125 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）｢他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプを使用した水張りの場
合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）」155 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
4.フィルタ装置水位調整（水抜き）4.フィルタ装置水位調整(水抜き)ａ.操作概要ａ.操作概要格納容器ベント操作時又は格納容器ベント停止時に想定されるフィルタ装置 原子炉格納容器ベント操作時又は原子炉格納容器ベント停止時に想定されの水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため水抜きによる水位調整を行 るフィルタ装置の水位変動に対し，フィルタ装置機能維持のため水抜きによう。
る水位調整を行う。
ｂ.作業場所
ｂ.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び時間
ｃ.必要要員数及び操作時間
フィルタ装置水位調整（水抜き）に必要な要員数，時間は以下のとおり。
フィルタ装置水位調整(水抜き)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:10 名（緊急時対策要員10 名）
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員2 名)
想定時間 :130 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:135 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間な
し)

変更理由

⑤

⑤

19/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

96

添付資料
1.7.3-5

1.7-13997

添付資料
1.7.3-6

1.7-141

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

5.格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ
5.格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージ
ａ.操作概要ａ.操作概要格納容器ベント停止後は，配管内に残留する水素ガスによる燃焼防止と，残 原子炉格納容器ベント停止後は，配管内に残留する水素ガスによる燃焼防留蒸気凝縮による配管内の負圧防止のため，格納容器圧力逃がし装置の窒 止と，残留凝縮による配管内の負圧防止のため，格納容器圧力逃がし装置
素ガスによるパージを実施する。
の窒素ガスによるパージを実施する。
窒素ガスの供給は可搬型窒素供給装置にて行い，当該装置を格納容器圧 窒素ガスの供給は可搬型窒素供給装置にて行い，当該装置を格納容器圧
力逃がし装置にホースで接続し，窒素供給弁を操作することでパージを行
力逃がし装置にホースで接続し，窒素供給弁を操作することでパージを行う。
う。
また，格納容器ベントライン水素サンプリングラックのサンプリングポンプを起 ｂ.作業場所
動させ，窒素ガスパージ中の配管内の水素濃度を測定する。
原子炉建屋 南側ヤード(屋外)ｂ.作業場所
原子炉建屋 地上3 階 南側通路(非管理区域)
原子炉建屋 南側側（屋外）ｃ.必要要員数及び操作時間
原子炉建屋 地上3 階 南側通路（非管理区域）
格納容器圧力逃がし装置停止後のN₂パージに必要な要員数，所要時間はｃ.必要要員数及び時間
以下のとおり。
格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージに必要な要員数，時間は 必要要員数 :7 名(中央制御室運転員1 名，緊急時対策要員6 名)
以下のとおり。
(※1.7.3-7 とあわせて合計7 名の必要要員数とする)
必要要員数:6 名（緊急時対策要員6 名）
所要時間目安:240 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間な想定時間 :270 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
し)6.フィルタ装置スクラバ水pH 調整
7.フィルタ装置スクラバ水pH 調整
ａ.操作概要ａ.操作概要フィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水され 排気ガスの凝縮水によりフィルタ装置の水位が上昇した場合，スクラバ水にることでスクラバ水のpH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を 含まれる薬液が凝縮水により薄まる。スクラバ水のpH が規定値よりも低く補給する。
なった場合に薬液を注入する。
薬液補給は可搬型薬液補給装置にて行い，当該装置を格納容器圧力逃が ｂ.作業場所
し装置にホースで接続し，補給を行う。
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)
また，pH サンプリングポンプを起動させ，スクラバ水のpH 値を確認する。
ｃ.必要要員数及び操作時間
ｂ.作業場所
フィルタ装置スクラバ水pH 調整に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
必要要員数 :7 名(中央制御室運転員1 名，緊急時対策要員6 名)
ｃ.必要要員数及び時間
所要時間目安:90 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
フィルタ装置スクラバ水pH 調整に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:10 名（緊急時対策要員10 名）
想定時間 :85 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）

変更理由

⑤

⑤

20/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

98

添付資料
1.7.3-7

1.7-14399

添付資料
1.7.3-8

1.7-145

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

7.ドレン移送ライン窒素ガスパージ
8.ドレン移送ラインN₂パージ
ａ.操作概要ａ.操作概要フィルタ装置水位調整（水抜き）及びドレンタンク水抜き後は，フィルタ装置排 フィルタ装置水位調整(水抜き)・ドレンタンク水抜き後は，フィルタ装置排水ラ
水ラインの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため， インの水の放射線分解により発生する水素ガスの蓄積を防止するため，フィフィルタ装置排水ラインの窒素ガスによるパージを実施する。
ルタ装置排水ラインの窒素ガスによるパージを実施する。
ｂ.作業場所
ｂ.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び時間
ｃ.必要要員数及び操作時間
ドレン移送ラインの窒素ガスパージに必要な要員数，時間は以下のとおり。 ドレン移送ラインのN₂パージに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:8 名（緊急時対策要員8 名）
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員2 名)
想定時間 :130 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:100 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)8.ドレンタンク水抜き
9.ドレンタンク水抜き
ａ.操作概要ａ.操作概要ドレンタンクが水位高に達した場合，よう素フィルタの機能維持のため，ドレン ドレンタンクが水位高に達した場合，よう素フィルタの機能維持のため，ドレン
移送ポンプを使用してドレンタンク内の凝縮水を排水する。
移送ポンプを使用してドレンタンク内の凝縮水を排水する。
ｂ.作業場所
ｂ.作業場所
原子炉建屋 南東側 フィルタベント遮蔽壁周辺（屋外）
原子炉建屋 南東側ヤード フィルタベント遮蔽壁周辺(屋外)ｃ.必要要員数及び時間
ｃ.必要要員数及び操作時間
ドレンタンク水抜きに必要な要員数，時間は以下のとおり。
ドレンタンク水抜きに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:4 名（緊急時対策要員4 名）
必要要員数 :2 名(緊急時対策要員2 名)
想定時間 :80 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:105 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間な
し)

変更理由

⑤

⑤

21/22

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

100

101

102

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

9.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
11.代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
a.操作概要a.操作概要
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の準備として，電 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の準備として，電動弁操作盤による系統構成，復水補給水水源を復水貯蔵槽からサプレッショ 動弁操作盤による系統構成ならびに，復水補給水水源を復水貯蔵槽からサン・チェンバ・プールへ切り替えることにより水源を確保する。
プレッション・チェンバ・プール水へ切り替えることにより水源を確保する。
復水移送ポンプ停止前の操作を系統構成（1），停止後の操作を系統構成
復水移送ポンプ停止前の操作を系統構成(1)，停止後の操作を系統構成(2)（2）とする。
とする。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上3 階（非管理区域）
原子炉建屋 地上3 階(非管理区域)
添付資料
1.7-146 廃棄物処理建屋 地下3 階（管理区域）
廃棄物処理建屋 地下3 階(管理区域)
1.7.3-9c.必要要員数および時間c.必要要員数および操作時間
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のうち，系統構成 代替循環冷却系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱に必要な要員数に必要な要員数，時間は以下のとおり。
(6 名)，所要時間(90 分)のうち，サプレッション・チェンバ・プール水水源確保
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :系統構成（1）管理区域60 分（実績時間:54 分）
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
非管理区域40 分（設備設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:系統構成(1) 管理区域60 分(実績時間:54 分)
系統構成（2）管理区域15 分（実績時間:15 分）
非管理区域40 分(実績時間:設備設置工事中のため実績時間なし)
非管理区域5 分（設備設置工事中のため実績時間なし）
系統構成(2) 管理区域15 分(実績時間:15 分)
非管理区域5 分(実績時間:設備設置工事中のため実績時間なし)
10.格納容器内pH 制御
12.格納容器内pH 制御
a.操作概要a.操作概要復水移送ポンプ吸込配管に薬液（水酸化ナトリウム）を注入し，格納容器スプ 復水移送ポンプ吸込配管に薬液(水酸化ナトリウム)を注入し，格納容器スプ
レイ配管から原子炉格納容器内に注入することで，サプレッション・チェンバ・ レイ配管から原子炉格納容器内に注入することで，S/P 水の酸性化を防止
プール水の酸性化を防止し格納容器ベント時の放射性物質の系外放出を低 し原子炉格納容器ベント時の放射性物質の系外放出を低減させる。
減させる。
b.作業場所
b.作業場所
廃棄物処理建屋 地下3 階，地上中1 階，地上2 階(管理区域)
廃棄物処理建屋 地下3 階，地上2 階（管理区域）
c.必要要員数および操作時間
添付資料
1.7-148 c.必要要員数および時間
格納容器内pH 制御に必要な要員数(4 名)，所要時間(格納容器スプレイ
1.7.3-10
格納容器内pH 制御に必要な要員数（4 名），時間（原子炉格納容器内への （S/P）による薬液注入開始：30 分，格納容器スプレイ（D/W）による薬液注入
スプレイ（S/P）による薬液注入開始：30 分，原子炉格納容器内へのスプレイ 開始：65 分，格納容器下部注水による薬液注入開始：100 分)※のうち，系（D/W）による薬液注入開始：65 分，原子炉格納容器下部への注水による薬 統構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
液注入開始：100 分）※のうち，系統構成に必要な要員数，時間は以下のと ※薬液注入箇所を選択し，実施した場合それぞれ30 分。
おり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)※薬液注入箇所を選択し，実施した場合それぞれ30 分。
所要時間目安:系統構成 25 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
績時間なし)
想定時間 :系統構成 25 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
添付資料
1.7記載の拡充－
1.7.4-3 153,154,155 ・弁名称，操作場所を追加

変更理由

⑤

⑤

⑤

22/22

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
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【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

1

1.81(2)a.(a)
ⅰ.

1.8-8

2

1.81(2)a.(a)
ⅱ.

1.8-9

3

1.81(2)a.(a)
ⅱ.

1.8-9

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

格納容器下部注水系（ 常設） による原子炉格納容器下部への注水で使用 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水で使用すする設備は以下のとおり。
る設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ・復水移送ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁②・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁（第二GTGの自主・原子炉格納容器・原子炉格納容器
化）・コリウムシールド・コリウムシールド・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
格納容器下部注水系（ 可搬型） による原子炉格納容器下部への注水で使 格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水で使用用する設備は以下のとおり。
する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（ A－ 2 級）
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・防火水槽
・防火水槽
・淡水貯水池・淡水貯水池・ホース・接続口・ホース②
・復水補給水系配管・弁・MUWC接続口（第二GTGの自主・原子炉格納容器
・復水補給水系配管・弁化）
・コリウムシールド
・原子炉格納容器
・常設代替交流電源設備
・コリウムシールド・第二代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備
なお， 格納容器下部注水系（ 可搬型） による原子炉格納容器下部への注 なお，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水
水は， 防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。ま は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使②た， 淡水貯水池を水源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から防 用する手段もある。
（淡水貯水池の火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用する方法と， そのホース
運用変更）を使用せずに淡水貯水池から直接取水する方法がある。

1/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

4

1.81(2)a.(a)ⅲ.

1.8-9.10

5

1.81(2)a.(b)1.8-116

1.81(2)b.(a)ⅰ.

1.8-12

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

消火系による原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとお 消火系による原子炉格納容器下部への注水で使用する設備は以下のとおり。
り。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水タンク
・ろ過水タンク
・消火系配管・弁・消火系配管・弁②
・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁（第二GTGの自主・原子炉格納容器・原子炉格納容器
化）・コリウムシールド・コリウムシールド・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
低圧代替注水系（ 常設） による原子炉圧力容器への注水で使用する設備 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備はは以下のとおり。
以下のとおり。
・復水移送ポンプ・復水移送ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ②
・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ（第二GTGの自主・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁化）
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備

2/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

7

1.81(2)b.(a)ⅱ.

8

1.81(2)b.(a)ⅱ.

91.81(2)b.(a)
ⅲ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水で使用する設 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水で使用する設備
備は以下のとおり。
は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（ A－ 2 級）
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・防火水槽
・防火水槽
・淡水貯水池・淡水貯水池・ホース・接続口
・ホース・復水補給水系配管・弁・MUWC接続口②
1.8-12,13 ・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・復水補給水系配管・弁（第二GTGの自主・給水系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
化）
・原子炉圧力容器
・給水系配管・弁・スパージャ
・常設代替交流電源設備
・原子炉圧力容器
・第二代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備
なお， 低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水は， 防 なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水は，防火水
火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。また， 淡水 槽又は淡水貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使用する手段②
1.8-13 貯水池を水源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から防火水槽の もある。
（淡水貯水池の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用する方法と， そのホースを使用せ運用変更）
ずに淡水貯水池から直接取水する方法がある。
消火系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
消火系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水タンク
・ろ過水タンク
・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ
・残留熱除去系配管・弁・スパージャ②
1.8-13,14 ・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ（第二GTGの自主・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器化）
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・代替所内電気設備
・代替所内電気設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備3/13

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No.

章番号

10

1.81(2)b.(a)ⅳ.

11

1.81(2)b.(a)ⅴ.

121.81(2)b.(a)
ⅵ.

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下の 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下の
とおり。
とおり。
・高圧代替注水系ポンプ
・高圧代替注水系ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽・高圧代替注水系（ 蒸気系） 配管・弁・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（ 蒸気系） 配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（ 注水系） 配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁②・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁1.8-14,15（第二GTGの自主・残留熱除去系配管・弁（ 7 号炉のみ）
・残留熱除去系配管・弁（7号炉のみ）
化）
・給水系配管・弁・スパージャ
・給水系配管・弁・スパージャ
・原子圧力容器・原子圧力容器・常設代替直流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型直流電源設備
また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以また， 上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以 下のとおり。
下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型直流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入で使用する設備は以下のとおり。
以下のとおり。
・ほう酸水注入系ポンプ
・ほう酸水注入系ポンプ
・ほう酸水注入系貯蔵タンク
・ほう酸水注入系貯蔵タンク②
・ほう酸水注入系配管・弁・ほう酸水注入系配管・弁1.8-15（第二GTGの自主・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
化）
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のと 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
おり。
・制御棒駆動水ポンプ
・制御棒駆動水系ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽②
・制御棒駆動系配管・弁・制御棒駆動系配管・弁1.8-16（第二GTGの自主・復水補給水系配管・弁・原子炉圧力容器
化）
・原子炉圧力容器
・原子炉補機冷却系
・原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備

4/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

13

1.81(2)b.(a)ⅶ.

1.8-1614

1.81(2)b.(b)1.8-1915

1.8.2.1(1)a.(b)

1.8-2416

1.8.2.1(1)a.(c)

1.8-2517

1.8.2.1(1)b.(b)

1.8-2818

1.8.2.1(1)b.(b)

1.8-29変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水で使用する設備は以 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水で使用する設備は以下のとおり。
下のとおり。
・高圧炉心注水系ポンプ
・高圧炉心注水系ポンプ
・復水貯蔵槽・復水貯蔵槽②
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ（第二GTGの自主・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁化）
・原子炉圧力容器
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
⑨ a 原子炉格納容器下部への初期水張りの場合⑨a原子炉格納容器下部への初期水張りの場合②
中央制御室運転員A 及びB は， 下部ドライウェル注水流量調節弁の全開操 中央制御室運転員A及びBは，下部ドライウェル注水流量調節弁の全開操作（計器名称の変作を実施し， 復水補給水系流量（ 格納容器下部注水流量） 指示値の上昇（ を実施し，格納容器下部注水流量指示値の上昇(90m³/h程度)により注水さ更）90m³/h 程度） により注水されたことを確認し， 当直副長に報告する。
れたことを確認し，当直副長に報告する。
室温は通常運転時と同程度である。
－⑤⑥ a MUWC 接続口内側隔離弁(B)を使用する場合⑥現場運転員C及びDは格納容器下部注水系(可搬型)による格納容器
緊急時対策要員は， 格納容器下部注水系（ 可搬型） による原子炉格納容 下部注水の系統構成として，MUWC接続口内側隔離弁(B)又はMUWC接続口
器下部への注水の系統構成として，屋外にてMUWC 接続口内側隔離弁(B) 内側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する。(当該弁は遠隔手の全開操作（ 遠隔手動弁操作設備による操作） を実施する。
動弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を行う)⑤⑥ b MUWC 接続口内側隔離弁(A)を使用する場合
現場運転員C 及びD は， 格納容器下部注水系（ 可搬型）による原子炉格納容器下部への注水の系統構成として， 非管理区域にてMUWC 接続口内側
隔離弁(A)の全開操作（ 遠隔手動弁操作設備による操作） を実施する。
⑫ 中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉格納容器下部への注水が開始さ ⑫中央制御室運転員A 及びB は，格納容器下部への注水が開始されたこと②
れたことを復水補給水系流量（ 格納容器下部注水流量） 指示値の上昇によ を格納容器下部注水流量指示値の上昇により確認し，当直副長に報告す（計器名称の変り確認し， 当直副長に報告する。
る。
更）

5/13

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No.

19

章番号

1.8.2.1(1)b.(c)

1.8.2.1(1)b.(c)
1.8.2.1(1)c.(
21
b)
20

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

格納容器下部注水系（ 可搬型） による原子炉格納容器下部への注水操作 防火水槽を水源とした格納容器下部注水系(可搬型)によるデブリ冷却操作のうち， 運転員が実施する原子炉建屋での系統構成を1 ユニット当たり中央 は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転
制御室運転員2 名（ 操作者及び確認者） 及び現場運転員2 名にて作業を実 員4名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断し施した場合に必要な時間は約35 分である。
てから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約95分で可また， 格納容器下部注水系（ 可搬型） による原子炉格納容器下部への注 能である。
水操作のうち， 緊急時対策要員が実施する屋外での格納容器下部注水系（ また，淡水貯水池を水源とした格納容器下部注水系(可搬型)によるデブリ冷
可搬型） による送水操作に必要な1 ユニット当たりの要員数及び所要時間 却操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現は以下のとおり。
場運転員4名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を［ 防火水槽を水源とした送水］判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約
1.8-30,31 緊急時対策要員3 名にて実施した場合： 約125 分
120分で可能である。
［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合） ］
緊急時対策要員4 名にて実施した場合： 約140 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） ］
緊急時対策要員6 名にて実施した場合： 約330 分
格納容器下部注水系（ 可搬型） による原子炉格納容器下部への注水操作
は， 作業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約330 分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
1.8-31－
1.8-3422

1.8.2.1(1)c.(b)

1.8-3423

1.8.2.1(1)c.(c)

1.8-3524

1.8.2.1(1)c.(c)

1.8-3525

1.8.2.2(1)a.

1.8-3626

1.8.2.2(1)a.(a)

1.8-36変更理由⑤⑤⑦ 5 号炉運転員は， ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急 ⑦緊急時対策要員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急⑤
時対策本部に報告する。また， 緊急時対策本部は当直長に報告する。
時対策本部を経由し，当直長へ報告する。
⑩ a 原子炉格納容器下部への初期水張りの場合⑩a原子炉格納容器下部への初期水張りの場合②
中央制御室運転員A 及びB は， 下部ドライウェル注水流量調節弁の全開操 中央制御室運転員A及びBは，下部ドライウェル注水流量調節弁の全開操作（計器名称の変作を実施し， 復水補給水系流量（ 格納容器下部注水流量） 指示値の上昇（ を実施し，格納容器下部注水流量指示値の上昇(90m³/h程度)により注水さ更）90m³/h 程度） により注水されたことを確認し， 当直副長に報告する。
れたことを確認し，当直副長に報告する。
上記の操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者） ， 現場運転員2 名及び5 号炉運転員2 名にて作業を実施した場合， 作 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作⑤
業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認する 業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約30分で可能である。
まで約30分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
－⑤
全交流動力電源喪失時, 給水・復水系及び非常用炉心冷却系による原子炉 全交流動力電源喪失時, 給水系，復水系及び非常用炉心冷却系による原子②
圧力容器への注水ができない場合は， 常設代替交流電源設備， 第二代替 炉圧力容器への注水ができない場合には，常設代替交流電源設備又は可（第二GTGの自主
交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により低圧代替注水系（ 常設） 搬型代替交流電源設備により低圧代替注水系(常設)の電源を確保し，原子化）の電源を確保し， 原子炉圧力容器へ注水する。
炉圧力容器への注水を実施する。
※ 1:設備に異常がなく， 常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備 ※1:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設②
又は可搬型代替交流電源設備により注水に必要な電源が確保され， かつ 備により注水に必要な電源が確保され，かつ水源(復水貯蔵槽)が確保され （第二GTGの自主
水源（ 復水貯蔵槽） が確保されている場合。
ている場合。
化）

6/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更理由

⑨a注水確認 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除
去系(B)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
②⑨b残留熱除去系(A)注入配管使用の場合（計器名称の変中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除
更）去系(A)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。

※ 1:設備に異常がなく， 常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備
又は可搬型代替交流電源設備により注水に必要な電源が確保され， かつ
燃料及び水源（ 防火水槽又は淡水貯水池） が確保されている場合。
⑤ a MUWC 接続口内側隔離弁(B)を使用する場合
緊急時対策要員は， 低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水の系統構成として， 屋外にてMUWC 接続口内側隔離弁(B)の全開操作（ 遠隔手動弁操作設備による操作） を実施する。
1.8-41⑤ b MUWC 接続口内側隔離弁(A)を使用する場合
現場運転員C 及びD は， 低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水の系統構成として， 非管理区域にてMUWC 接続口内側隔離弁(A)の全開操作（ 遠隔手動弁操作設備による操作） を実施する。
⑪ a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（ RHR B 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8）の間で維持する。
1.8-42,43⑪ b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（ RHR A 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8）の間で維持する。

※1:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設②
備により注水に必要な電源が確保され，かつ燃料及び水源(防火水槽又は （第二GTGの自主
淡水貯水池)が確保されている場合。
化）⑤現場運転員C及びDは，MUWC接続口内側隔離弁(B)又はMUWC接続口内
側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する。(当該弁は遠隔手動
弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を行う。)

1.8.2.2(1)a.(b)

1.8-3828

1.8.2.2(1)a.(c)

1.8-3929

1.8.2.2(1)b.(a)

30

1.8.2.2(1)b.(b)

1.8.2.2(1)b.(b)

変更前⑨ a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（ RHR B 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8）の間で維持する。
⑨ b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（ RHR A 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8）の間で維持する。
室温は通常運転時と同程度である。

27

31

変更後

③評価進捗による変更・修正

1.8-40－⑤⑤⑪a注水確認 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除
去系(B)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
②⑪b残留熱除去系(A)注入配管使用の場合（計器名称の変中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除
更）去系(A)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。

7/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

32

1.8.2.2(1)b.(c)

33

1.8.2.2(1)b.(
c)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水操作のうち， 運 防火水槽を水源とした低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への転員が実施する原子炉建屋での各注入配管の系統構成を1 ユニット当たり 注水操作は， 1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），
中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認者） 及び現場運転員2 名にて作 現場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開業を実施した場合の所要時間は約20 分である。
始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水
また， 低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水操作のう 開始まで残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注入配管を使ち， 緊急時対策要員が実施する屋外での低圧代替注水系（ 可搬型） による 用した場合においても約95分で可能である。
送水操作に必要な1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。 また，淡水貯水池を水源とした低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力［ 防火水槽を水源とした送水］容器への注水操作は， 1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び緊急時対策要員3 名にて実施した場合： 約125 分
確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場
1.8-43,44［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用でき 合，作業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容る場合） ］
器への注水開始まで残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注
緊急時対策要員4 名にて実施した場合： 約140 分
入配管を使用した場合においても約120分で可能である。
［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） ］
緊急時対策要員6 名にて実施した場合： 約330 分
低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水操作は， 作業開始を判断してから低圧代替注水系（ 可搬型） による原子炉圧力容器への注水開始まで約330 分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
1.8-44－34

1.8.2.2(1)c.(a)

1.8-4535

1.8.2.2(1)c.(b)

1.8-4636

1.8.2.2(1)c.(b)

1.8-47※ 1:設備に異常がなく， 常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備
又は可搬型代替交流電源設備により注水に必要な電源が確保され， かつ
燃料及び水源（ ろ過水タンク） が確保されている場合。
⑧ 5 号炉運転員は， ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。また， 緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑫ a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（ RHR B 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8） の間で維持する。
⑫ b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A 及びB は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（ RHR A 系代替注水流量） 指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し， 当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ レベル3） から原子炉水位高（ レベル8）の間で維持する。

変更理由

⑤

⑤

※1:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設②
備により注水に必要な電源が確保され，かつ燃料及び水源(ろ過水タンク)が （第二GTGの自主確保されている場合。
化）⑧緊急時対策要員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了を緊急時対策⑤
本部へ報告する。また，緊急時対策本部は当直長へ報告する。
⑫a注水確認 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除
去系(B)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位
低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。
②⑫b残留熱除去系(A)注入配管使用の場合（計器名称の変中央制御室運転員A及びBは，原子炉への注水が開始されたことを残留熱除
更）去系(A)注入配管流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)から原子炉水位高(レベル8)の間で維持する。

8/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

37

1.8.2.2(1)c.(c)

1.8-4838

1.8.2.2(1)c.(c)

1.8-4839

1.8.2.2(1)e.(a)

1.8-5040

1.8.2.2(1)e.(c)

1.8-5241

1.8.2.2(1)f.

42

1.8.2.2(1)f.(a)

43

1.8.2.2(1)g.

44

1.8.2.2(1)g.(a)

45

1.8.2.4(2)46

第1.8.1表

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

上記の操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者） ， 現場運転員2 名及び5 号炉運転員2名にて作業を実施した場合， 作 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで残留 業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで残留
熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注入配管を使用した場合にお 熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注入配管を使用した場合においても約30 分で可能である。
いても約30分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
－

変更理由

⑤

⑤

※ 2:設備に異常がなく， 常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備 ※2:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設②
又は可搬型代替交流電源設備により注水に必要な電源が確保され， かつ 備により注水に必要な電源が確保され，かつ水源(ほう酸水注入系貯蔵タン （第二GTGの自主
水源（ ほう酸水注入系貯蔵タンク） が確保されている場合。
ク)が確保されている場合。
化）
室温は通常運転時と同程度である。
－⑤

全交流動力電源喪失時, 原子炉隔離時冷却系， 高圧炉心注水系及び高圧 全交流動力電源喪失時, 原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び高圧
代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は， 常設代替 代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合には，常設代替②
交流電源設備又は第二代替交流電源設備により制御棒駆動系の電源を確 交流電源設備により制御棒駆動系の電源を確保し，原子炉圧力容器の下部
1.8-52（第二GTGの自主保し， 原子炉圧力容器の下部への注水を実施することで， 原子炉圧力容器 への注水を実施することで，原子炉圧力容器の下部に落下した溶融炉心を化）の下部に落下した溶融炉心を冷却し， 原子炉圧力容器の破損の進展を抑 冷却し，原子炉圧力容器の破損の進展を抑制する。
制する。
※ 1:設備に異常がなく， 常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設 ※1:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備により注水に必要な電源が②
1.8-52,53 備により注水に必要な電源が確保され， かつ補機冷却水及び水源（ 復水貯 確保され，かつ補機冷却水及び水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。 （第二GTGの自主蔵槽） が確保されている場合。
化）
全交流動力電源喪失時において, 原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水 全交流動力電源喪失時において, 原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は， 常設代替交流電源 系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設②
1.8-53 設備又は第二代替交流電源設備により高圧炉心注水系の電源を確保する 備により高圧炉心注水系の電源を確保することで高圧炉心注水系を冷却水 （第二GTGの自主ことで高圧炉心注水系を冷却水がない状態で一定時間運転し， 復水貯蔵槽 がない状態で短時間起動させて，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器
化）を水源とした原子炉圧力容器への緊急注水を実施する。
への緊急注水を実施する。
※ 1:設備に異常がなく， 常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設 ※1:設備に異常がなく，常設代替交流電源設備により注水に必要な電源が②
1.8-54 備により注水に必要な電源が確保され， かつ水源（ 復水貯蔵槽） が確保さ 確保され，かつ水源(復水貯蔵槽)が確保されている場合。
（第二GTGの自主れている場合。
化）
代替交流電源設備により交流電源が確保できるまでは,交流電源を必要とし 原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，代替交流電源設備にない高圧代替注水系により原子炉圧力容器へ注水し,代替交流電源設備に より電源が確保できるまでは,交流電源を必要としない高圧代替注水系によりより交流電源が確保できた段階で， 高圧代替注水系に併せてほう酸水注入 原子炉注水を行い,代替交流電源設備により電源が確保できた段階で，高圧系によるほう酸水注入及び制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水を 代替注水系と併せてほう酸水注入系によるほう酸水注入を行う。なお，原子1.8-56 行う。また， 低圧代替注水系の運転が可能となり発電用原子炉の減圧が完 炉の減圧が可能となる前に高圧代替注水系による原子炉注水ができなく⑤了するまでの期間は， 高圧代替注水系により原子炉圧力容器への注水を継 なった場合は高圧炉心注水系の緊急注水，及び制御棒駆動系による原子炉
続するが， 高圧代替注水系が使用できなくなった場合は高圧炉心注水系に 注水を行う
より原子炉圧力容器へ緊急注水する。
1.8-58
1.8-59
1.8-60

設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（第二GTGの自主化）

9/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.
47

48
49
50

51

章番号

ページ番号

第1.8.1表

1.8-61
1.8-62
1.8-63

第1.8.1表

1.8-64
1.8-65

第1.8.1図第1.8.2図第1.8.6図第1.8.13図第1.8.6図第1.8.7図第1.8.13図第1.8.14図

1.8-691.8-701.8-74
1.8-83
1.8-74
1.8-75
1.8-76
1.8-77
1.8-83
1.8-84
1.8-8552

第1.8.19図

1.8-9053

第1.8.19図

1.8-91

54

添付資料
1.8.1

1.8-92
1.8-93
1.8-94

55

添付資料
1.8.2

1.8-95

変更後
計器名称の変更に伴い監視計器一覧を修正
・復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）
計器名称の変更に伴い監視計器一覧を修正
・復水補給水系流量（RHR A系代替注水流量）
・復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）
SOPの変更に伴い対応フローを変更
併せて第1.8.1表，第1.8.2表の手順書名称を修正
手順の変更に伴い現場運転員の操作，時間を修正
・遠隔手動弁操作設備による系統構成（非管理区域）
水源の運用変更に伴いタイムチャートを修正
・各操作の所要時間に関してはNo.19,No.32に記載
・他条文のタイムチャートに合わせて「運転員による操作」，「緊急時対策要員による操作」に分割

変更前
・復水補給水系流量（原子炉格納容器）
・格納容器下部注水流量③評価進捗による変更・修正

変更理由②（計器名称の変
更）②（計器名称の変
更）・復水補給水系流量（圧力容器）
・残留熱除去系(A)注入配管流量・残留熱除去系(B)注入配管流量
－

⑤

－

⑤

－

⑤

記載の最適化－・「電動弁を手動操作にて系統構成実施」をフローチャートから削除
手順の変更に伴いフローチャートを修正
・「制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水」を代替交流電源設備によ－る交流電源確保完了後に移動設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更－⑤⑤②（第二GTGの自主化）②（緊急用断路器の通常状態変更）10/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

56

章番号

添付資料
1.8.2-2

ページ番号

1.8-102

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

2.格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水（淡水 2.格納容器下部注水系(可搬型)によるデブリ冷却(淡水/海水)/海水）(1)遠隔手動弁操作設備の取外し及び系統構成(1)遠隔手動弁操作設備を使用する場合の系統構成
a.操作概要a.操作概要
格納容器下部注水系(可搬型)により原子炉格納容器下部へ注水する際に，格納容器下部注水系（可搬型）により原子炉格納容器下部へ注水する際の MUWC 接続口内側隔離弁(B)又はMUWC 接続口内側隔離弁(A)は遠隔手動系統構成としてMUWC 接続口内側隔離弁(A)を全開するため，非管理区域に 弁操作設備のため，リンク機構を取り外してから系統構成を実施する。
て遠隔手動弁操作設備を使用して弁操作を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上2 階，地上1 階(管理区域)
原子炉建屋 地上2 階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
格納容器下部注水系(可搬型)によるデブリ冷却に必要な要員数(9 名)，所要
遠隔手動弁操作設備を使用した弁操作に必要な要員数，時間は以下のとお 時間(95 分)のうち，遠隔手動弁操作設備の取外し及び取外し後の弁操作にり。
必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 : 2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :20 分（実績時間:15 分）
所要時間目安:25 分(実績時間:10 分)
d.操作の成立性について
d.操作の成立性について
作業環境:バッテリー内蔵型LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋内常 作業環境:バッテリー内蔵型LED 照明を作業エリアに配備しており，建屋内常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト及び懐中電 用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライト・懐中電灯灯をバックアップとして携帯している。
をバックアップとして携行している。
放射性物質が放出される可能性があることから，操作は防護具（全面マス
操作は汚染の可能性を考慮し放射線防護具(全面マスク，個人線量計，ゴムク，個人線量計，ゴム手袋）を装備して作業を行う。
手袋)を装備して作業を行う。
移動経路:バッテリー内蔵型LED 照明をアクセスルート上に配備しており接近 移動経路:バッテリー内蔵型LED 照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携帯してい 可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携行している。
る。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 : 一般工具を使用した簡易な操作であり，容易に実施可能である。
操作性 :一般工具を使用した簡易な操作であり，容易に実施可能である。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
操作対象弁には，暗闇でも識別し易いように反射テープを施している。
連絡手段:通信連絡設備(送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音声
連絡手段:通信連絡設備（送受話器，電力保安通信用電話設備，携帯型音 呼出電話設備)のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。
声呼出電話設備）のうち，使用可能な設備により，中央制御室に連絡する。

変更理由

⑤

11/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

57

添付資料
1.8.2-2

1.8-10358

添付資料
1.8.2-3

1.8-105

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(2)可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水準備及び送水(2)屋外接続口から格納容器下部への注水(淡水/海水)
a.操作概要a.操作概要緊急時対策本部は，格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器 緊急時対策本部は，格納容器下部注水系(可搬型)による格納容器下部への下部への注水が必要な状況において，接続口（ホース接続箇所）及び水源を 注水が必要な状況において，接続口(消防ホース接続箇所)及び水源を選定
選定し，送水ルートを決定する。
し，注水ルートを決定する。
現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプ（A 現場では，指示された注水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプ－2 級）により送水する。
(A-2 級)により注水する。
b.作業場所
b.作業場所
屋外（原子炉建屋周辺，防火水槽周辺，淡水貯水池周辺）
屋外(原子炉建屋周辺，防火水槽周辺)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
格納容器下部注水系（可搬型）による原子炉格納容器下部への注水のうち， 格納容器下部注水系(可搬型)による格納容器下部への注水に必要な要員
可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水操作に必要な要員数,時間は以 (防火水槽を水源とした場合9 名，淡水貯水池を水源とした場合8 名)，所要
下のとおり。
時間(防火水槽を水源とした場合95 分，淡水貯水池を水源とした場合120 分)
必要要員数:「防火水槽を水源とした場合」3 名（緊急時対策要員3 名）のうち，屋外接続口から原子炉への注水に必要な要員数,所要時間は以下「淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる のとおり。
場合）」4 名（緊急時対策要員4 名）
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣3 名(緊急時対策要員3 名)「淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな ｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)い場合）」6 名（緊急時対策要員6 名）
所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣95 分(実績時間なし)
想定時間 :「防火水槽を水源とした場合」3 名の場合125 分（実績時間なし） ｢淡水貯水池を水源とした場合｣120 分(実績時間なし)「淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）」140 分（実績時間なし）「淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）」330 分（実績時間なし）
3．格納容器下部注水系（常設若しくは可搬型）又は消火系による原子炉格 3．格納容器下部注水系（常設若しくは可搬型）又は消火系による格納容器
納容器下部への注水（受電操作）
下部注水(電源確保)
a.操作概要a.操作概要
格納容器下部注水系（常設若しくは可搬型）又は消火系による原子炉格納 格納容器下部注水系（常設若しくは可搬型）又は消火系による格納容器下
容器下部への注水の系統構成のために電源を確保する。
部注水の系統構成のために電源確保を行う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
コントロール建屋 地下1 階（非管理区域）
コントロール建屋 地下1 階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
格納容器下部注水系（常設若しくは可搬型）又は消火系による原子炉格納 格納容器下部注水系（常設若しくは可搬型）又は消火系による格納容器下
容器下部への注水のうち，現場での受電操作に必要な要員数，時間は以下 部注水に必要な要員数(格納容器下部注水系（常設）の場合6 名，格納容器のとおり。
下部注水系（可搬型）の場合9 名，消火系の場合6 名)，所要時間(格納容器
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
下部注水系（常設）の場合35 分，格納容器下部注水系（可搬型）の場合95
想定時間 :20 分（実績時間:18 分）
分，消火系の場合30 分)のうち，現場での電源確保に必要な要員数，所要時
間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
所要時間目安:20 分(実績時間:18 分)

変更理由

⑤

⑤

12/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

59

添付資料
1.8.4-2

1.8-10960

添付資料
1.8.4-3

1.8-110

変更後
計器名称の変更に伴い解釈一覧を修正
復水補給水系流量（RHR A系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）
記載の拡充
・弁名称，操作場所を追加

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（計器名称の変更）残留熱除去系(A)注入配管流量
残留熱除去系(B)注入配管流量
－

⑤

13/13

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

1

2

3

4
5

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素スの排出で使用する設備は以下のとおり。
ガスの排出で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器圧力逃がし装置
・格納容器圧力逃がし装置
・フィルタ装置出口放射線モニタ
・代替格納容器圧力逃がし装置
・フィルタ装置水素濃度・耐圧強化ベント系（W/W）
耐圧強化ベント系（ W/W） による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ なお，耐圧強化ベント系（W/W）においては以下の設備を使用する。
1.9.1(2)a.(b)1.9-8,9 スの排出で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置⑤
ⅰ.
・サプレッション・チェンバ・耐圧強化ベント系放射線モニタ
・耐圧強化ベント系（ W/W）
・フィルタ装置水素濃度
・可搬型窒素供給装置
・燃料補給設備
・ホース・接続口・耐圧強化ベント系放射線モニタ
・フィルタ装置水素濃度
代替電源設備による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。 代替電源設備による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備②
1.9.1(2)a.(d) 1.9-10,11 ・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備（第二GTGの自主・常設代替直流電源設備
・可搬型直流電源設備
化）
・可搬型直流電源設備
・代替所内電気設備
・可搬型格納容器窒素供給設備
・可搬型格納容器窒素供給設備
発電用原子炉運転中は原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しているため， 原子炉運転中は原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しているため，炉心損
炉心損傷に伴い水素ガスが発生した場合においても， 事故発生直後に酸素 傷に伴い水素ガスが発生した場合においても，事故発生直後に酸素濃度が濃度が可燃限界に至ることはない。
可燃限界に至ることはなく，短期的には原子炉格納容器への窒素ガス供給
1.9.1(2)a.(e) 1.9-12,13 有効性評価における原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度評価により，事故 は不要である。中長期的には本設備を用い窒素ガスを供給することで，原子⑤
発生後7 日間は原子炉格納容器への窒素ガス供給は不要であるが， その 炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減できることから，水素爆発による原子後の安定状態において， 本設備を用いて原子炉格納容器へ窒素ガスを供 炉格納容器の破損防止対策として有効である。
給することで原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度を低減できることから， 水
素爆発による原子炉格納容器の破損防止対策として有効である。
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.9.1(2)a.(e)1.9-13－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
「可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給」
1.9.2.1(1)b. 1.9-15～18－⑤の操作手順を追加

1/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

6

1.9.2.1(2)a.(a)

1.9-18,19

7

1.9.2.1(2)a.(b)

1.9-19,20

8

1.9.2.1(2)a.(b)

1.9-219

1.9.2.1(2)a.(b)

1.9-21,22

10

1.9.2.1(2)a.(b)

1.9-22,23

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 炉心の著しい損傷の緩和及び原 炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器内の水素濃度及び子炉格納容器の破損防止のために必要な操作が完了した場合※ 2。
酸素濃度の上昇を確認した場合。
※ 1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ ※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のγ線線線線量率が， 設計基準事故相当のガンマ線線量率の10 倍を超えた場合， 量率が，設計基準事故相当のγ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納又は格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉 容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器
圧力容器温度で300℃ 以上を確認した場合。
温度で300℃以上を確認した場合。
※ 2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場合， 又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施する必要がある場合は， これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし， 発電用原子炉の冷却ができない場合，又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は， 速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
なお， 格納容器圧力逃がし装置補機類の操作手順は「1.7.2.1（ 1） a. 格納容 なお，格納容器圧力逃がし装置補機類の操作手順は「1.7.2.1（1）a.格納容器
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」にて整備す
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」にて整備する。
る。また， 原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（ 予備ボンベ） の操作手順
は「1.5.2.1（ 1） a.(b) 原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（ 予備ボンベ） 」にて整備する。
⑦ 中央制御室運転員A 及びB は， 格納容器ベント前の系統構成として， 非 ⑦中央制御室運転員A及びBは，原子炉格納容器ベント前の系統構成とし
常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し， 非常用ガス て，非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁及び非常用ガス処理系出口Uシー
処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理系出口U シール隔離弁 ル元弁の全閉操作，耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁，不の全閉操作， 並びに耐圧強化ベント弁， 非常用ガス処理系第一隔離弁，活性ガス系非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁，不活性ガス系換気空換気空調系第一隔離弁， 非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第 調系側PCVベント用隔離弁，非常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁
二隔離弁の全閉， 及びフィルタ装置入口弁の全開確認後， 二次隔離弁を調 及び換気空調系側PCVベント用隔離弁後弁の全閉及び，耐圧強化ベント系
整開（ 流路面積約50%開） とし， 格納容器圧力逃がし装置による格納容器 PCVベントラインフィルタベント容器側隔離弁の全開確認後，不活性ガス系
ベント準備完了を当直副長に報告する。二次隔離弁の開操作ができない場 PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁を調整開（流路面積約50%開）とし，格合は， 二次隔離弁バイパス弁を調整開（ 流路面積約50%開） とし， 格納容 納容器逃がし装置による原子炉格納容器ベント準備完了を当直副長へ報告
器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。 する。
⑧ 現場運転員C 及びD は， 格納容器ベント前の系統構成として， フィルタ
ベント大気放出ラインドレン弁を全閉とし， 格納容器圧力逃がし装置による－格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑫ ａ W/W ベントの場合⑪ａW/Wベントの場合
中央制御室運転員A 及びB は， 一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） 現場運転員C及びDは，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁を遠隔手動弁
操作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し， 一次隔離弁（ サ 操作設備による操作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
プレッション・チェンバ側） の全開操作により， 格納容器圧力逃がし装置によ 納容器ベントを開始する。
る格納容器ベントを開始する。また， 中央制御室からの操作以外の手段として， 遠隔手動弁操作設備による操作にて一次隔離弁（ サプレッション・チェ
ンバ側） を全開する手段がある。更に一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） 逆操作用空気排気側止め弁を全閉， 一次隔離弁（ サプレッション・チェ
ンバ側） 操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側）
操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し， 一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） を全開する手段がある。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

2/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

11

1.9.2.1(2)a.(b)

1.9-2312

1.9.2.1(2)a.(b)

1.9-2413

1.9.2.1(2)a.(c)

1.9-2414

1.9.2.1(2)a.(c)

1.9-2415

16－

1.9.2.1(2)ｂ.

－

1.9-25

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑫ ｂ D/W ベントの場合⑪ｂD/Wベントの場合
中央制御室運転員A 及びB は， 一次隔離弁（ ドライウェル側） 操作用空気 現場運転員C及びDは，不活性ガス系D/Wベント用出口隔離弁を遠隔手動弁
供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し， 一次隔離弁（ ドライウェル側） 操作設備による操作で全開とし，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格の全開操作により， 格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始 納容器ベントを開始する。
する。 また， 中央制御室からの操作以外の手段として， 遠隔手動弁操作設
備による操作にて一次隔離弁（ ドライウェル側） を全開する手段がある。更に一次隔離弁（ ドライウェル側） 逆操作用空気排気側止め弁を全閉， 一次隔離弁（ ドライウェル側） 操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ ドライウェル側） 操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し， 一次隔離弁（ ドライウェル側）を全開する手段がある。
⑮ 中央制御室運転員A 及びB は， 格納容器内水素濃度指示値及び格納 ⑭中央制御室運転員A及びBは，格納容器内水素濃度指示値及び格納容器
容器内酸素濃度指示値の低下傾向が確認できない状態となった場合， 一次 内酸素濃度指示値の低下傾向が確認できない状態となった場合，不活性ガ
隔離弁（ サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側） の全閉， その後に ス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の全閉，現場運転員C及びDは，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。再度原子 不活性ガス系 S/Cベント用出口隔離弁又は不活性ガス系D/Wベント用出口
炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が上昇する場合は,格納容器圧力逃 隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全閉操作を実施する。再度原子がし装置を使用し格納容器ベントを実施する。
炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が上昇する場合は,格納容器圧力逃がし装置を使用し原子炉格納容器ベントを実施する。
上記の操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）
者） 及び現場運転員2 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してか 及び現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納
ら格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ 容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスのスの排出開始まで約40 分で可能である。
排出開始まで約70分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。

削除

変更理由

⑤

⑤

⑤

－

⑤

「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出」の操作手順②（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）

炉心の著しい損傷が発生した場合， 原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度 炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度をを監視し， ジルコニウム－ 水反応及び水の放射線分解により原子炉格納容 監視し，ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解により原子炉格納容器
器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認され， 格納容器圧力逃がし装 内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認され，格納容器圧力逃がし装置，置の機能が喪失した場合に， 耐圧強化ベント系を使用した格納容器ベント 代替格納容器圧力逃がし装置の機能が喪失した場合に，耐圧強化ベント系
操作により原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスを排出することで原 を使用した原子炉格納容器ベント操作により原子炉格納容器内の水素ガス
子炉格納容器の水素爆発による破損を防止する。
及び酸素ガスを排出することで原子炉格納容器の水素爆発による破損を防
止する。

⑤

3/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

17

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅰ.

18

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅱ.

19

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅱ.

20

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅱ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 炉心の著しい損傷の緩和及び原 炉心損傷後，代替循環冷却系を長期使用し原子炉格納容器内の水素濃度
子炉格納容器の破損防止のために必要な操作が完了した場合※ 2 で格納 及び酸素濃度の上昇を確認した場合において，格納容器圧力逃がし装置及容器圧力逃がし装置が使用できず※ 3， 耐圧強化ベント系が使用可能な場 び代替格納容器圧力逃がし装置が機能喪失※1した場合。
合。
※1:「格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置が機能喪※ 1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ 失」とは，設備に故障が発生した場合。
線線量率が， 設計基準事故相当のガンマ線線量率の10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉
圧力容器温度で300℃ 以上を確認した場合。
1.9-25※ 2:炉心の著しい損傷を防止するために原子炉圧力容器への注水を実施する必要がある場合， 又は原子炉格納容器の破損を防止するために原子炉格納容器内へスプレイを実施する必要がある場合は， これらの操作を完了した後に格納容器ベントの準備を開始する。ただし， 発電用原子炉の冷却ができない場合， 又は原子炉格納容器内の冷却ができない場合は， 速やかに格納容器ベントの準備を開始する。
※ 3:「格納容器圧力逃がし装置が使用できない」とは， 設備に故障が発生した場合。
⑤ 中央制御室運転員A 及びB は， 耐圧強化ベント系による格納容器ベント ⑤中央制御室運転員A及びBは，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベ
前の系統構成として， 非常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理 ント前の系統構成として，非常用ガス処理系フィルタ装置出口弁及び非常用系を停止し， 非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処 ガス処理系出口Uシール元弁の全閉操作，不活性ガス系非常用ガス処理系
1.9-27,28
理系出口U シール隔離弁の全閉操作， 並びに非常用ガス処理系第一隔離 側PCVベント用隔離弁，不活性ガス系換気空調系側PCVベント用隔離弁，非弁， 換気空調系第一隔離弁， 非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調 常用ガス処理系側PCVベント用隔離弁後弁及び換気空調系側PCVベント用系第二隔離弁の全閉確認を実施する。
隔離弁後弁の全閉確認を実施する。
⑧ 中央制御室運転員A 及びB は， 耐圧強化ベント系による格納容器ベント ⑧中央制御室運転員A及びBは，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベ
前の系統構成として， フィルタ装置入口弁の全閉操作を実施する。現場運転 ント前の系統構成として，耐圧強化ベント系PCVベントラインフィルタベント容員C 及びDは， 遠隔手動操作設備によりフィルタ装置入口弁の全閉操作を 器側隔離弁の全閉操作を実施する。
実施する。また， 中央制御室及び遠隔手動弁操作設備からの操作以外の 現場運転員C及びDは，遠隔手動操作設備により耐圧強化ベント系PCVベン
1.9-28手段として， フィルタ装置入口弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉， フィル トラインフィルタベント容器側隔離弁の全閉操作を実施する。
タ装置入口弁操作用空気ボンベ出口弁及びフィルタ装置入口弁操作用空気
排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し， フィ
ルタ装置入口弁を全閉する手段がある。
⑨ 中央制御室運転員A 及びB は， 耐圧強化ベント系による格納容器ベント ⑨中央制御室運転員A及びBは，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器ベ
前の系統構成として， 耐圧強化ベント弁を全開とする。また， 中央制御室か ント前の系統構成として，耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁らの操作以外の手段として， 遠隔手動弁操作設備による操作にて耐圧強化 を全開とする。
ベント弁を全開する手段がある。更に耐圧強化ベント弁逆操作用空気排気 耐圧強化ベント系PCVベントライン排気筒側隔離弁の駆動源が確保できない
1.9-28,29
側止め弁を全閉， 耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁及び耐圧強化 場合，現場運転員C及びDは遠隔手動操作設備により全開操作を実施する。
ベント弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し， 耐圧強化ベント弁を全開する手段がある。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

4/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

21

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅱ.

22

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅱ.

23

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅱ.

24

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅲ.

25

1.9.2.1(2)ｂ.(a)ⅲ.

26

1.9.2.1(2)ｂ.(b)ⅰ.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑩ 中央制御室運転員A 及びB は， 二次隔離弁を調整開（ 弁開度約20％⑩中央制御室運転員A及びBは，不活性ガス系PCV耐圧強化ベント用連絡開） とする。開度指示は現場運転員C及びD にて確認する。二次隔離弁の開 配管隔離弁を調整開（弁開度約20％開）とする。開度指示は現場運転員C及
1.9-29操作ができない場合は， 二次隔離弁バイパス弁を調整開（ 弁開度約20％ びDにて確認する。
開） とする。
⑯ 中央制御室運転員A 及びB は， 一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ⑯現場運転員C及びDは，不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁を遠隔手動
側） 操作用空気供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し， 一次隔離弁（ 弁操作設備による操作で全開とし，耐圧強化ベント系による原子炉格納容器
サプレッション・チェンバ側） の全開操作により， 耐圧強化ベント系による格 ベントを開始する。
納容器ベントを開始する。また， 中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備による操作にて一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ1.9-30側） を全開する手段がある。更に一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側）
逆操作用空気排気側止め弁を全閉， 一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） 操作用
空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） を全開する手段がある。
⑱ 中央制御室運転員A 及びB は， 格納容器内水素濃度指示値及び格納 ⑱中央制御室運転員A及びBは，格納容器内水素濃度指示値及び格納容器
容器内酸素濃度指示値の低下傾向が確認できない状態となった場合， 一次 内酸素濃度指示値の低下傾向が確認できない状態となった場合，不活性ガ
隔離弁（ サプレッション・チェンバ側） の全閉， その後に二次隔離弁又は二 ス系PCV耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の全閉，現場運転員C及びDは，
1.9-30,31 次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。再度原子炉格納容器内の水 不活性ガス系S/Cベント用出口隔離弁を遠隔手動弁操作設備による操作で素濃度及び酸素濃度が上昇する場合は,耐圧強化ベント系を使用し格納容 全閉操作を実施する。再度原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が器ベントを実施する。
上昇する場合は,耐圧強化ベント系を使用し原子炉格納容器ベントを実施する。
上記の操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）
者） 及び現場運転員2 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してか 及び現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧
ら耐圧強化ベント系による水素ガス及び酸素ガス排出開始まで約55 分で可 強化ベント系による水素ガス及び酸素ガス排出開始まで約95分で可能であ
1.9-31
能である。
る。また，空気駆動弁の駆動源が確保できない場合で遠隔手動操作設備による操作を実施する場合は約175分で可能である。
1.9-31

1.9-32

室温は通常運転時と同程度である。

－

炉心損傷後， 代替循環冷却系を長期使用し原子炉格納容器内の水素濃度 炉心損傷後，代替循環冷却系を長期使用し原子炉格納容器内の水素濃度
及び酸素濃度の上昇を確認した場合。
及び酸素濃度の上昇を確認した場合において，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置が機能喪失※1し，耐圧強化ベント系を用いて原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出を判断した場合。
※1:「格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。

変更理由
⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

5/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

27

1.9.2.1(2)ｂ.(b)ⅱ.

1.9-3228

1.9.2.1(2)ｂ.(b)ⅲ.

1.9-3329

1.9.2.1(2)ｂ.(b)ⅲ.

1.9-3330

1.9.2.1(2)c.(a)

1.9-3431

1.9.2.1(2)c.(c)

1.9-3732

1.9.2.1(3)a.

33

1.9.2.1(3)b.

34

1.9.2.1(3)b.(c)

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前③ 緊急時対策要員は， タービン建屋-原子炉建屋連絡通路南西側(原子炉 ③緊急時対策要員は，タービン建屋-原子炉建屋連絡通路南東側(屋外)に
建屋内の原子炉区域外)にて， 可搬型窒素供給装置からの送気ホースを接 て，可搬型窒素供給装置からの送気ホースを接続口へ取付操作を実施す
続口へ取付操作を実施する。また， 非常用ガス処理系モニタ室通路(原子炉 る。また非常用ガス処理系モニタ室通路(管理区域内)にて配管中継用の伸
建屋内の原子炉区域外)にて， 耐圧強化ベント系N₂パージ用元弁（ 原子炉 縮継手を取付操作し，耐圧強化ベント系N₂パージ用元弁（二次格納施設側）
建屋内の原子炉区域外） 及び耐圧強化ベント系N₂パージ用元弁（ タービン 及び耐圧強化ベント系N₂パージ用元弁（タービン建屋側）の開操作を実施し建屋側） の開操作を実施した後， 窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本 た後，窒素ガス注入の準備完了を緊急時対策本部へ報告する。
部に報告する。
上記の操作は， 1 ユニット当たり緊急時対策要員4 名にて作業を実施した場 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員4名にて作業を実施した場
合， 作業開始を判断してから耐圧強化ラインの窒素ガスパージ完了まで約6 合，作業開始を判断してから耐圧強化ラインのN₂パージ完了まで約5時間40時間で可能である。
分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
－
炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 原子炉格納容器内の水素濃度が ①炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器内の水素濃度及5vol%以下で， 可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合※ 2。
び酸素濃度が上昇し，原子炉格納容器内の圧力が105kPa[gage](可燃性ガ※ 1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のガンマ ス濃度制御系運転時の制限圧力)以下であり，残留熱除去系が使用可能な線線量率が， 設計基準事故相当のガンマ線線量率の10 倍を超えた場合， 場合※2。
又は格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉 ②原子炉格納容器ベント操作後の原子炉格納容器水素濃度が10%以上で，圧力容器温度で300℃ 以上を確認した場合。
原子炉格納容器内の圧力が105kPa[gage](可燃性ガス濃度制御系運転時の※ 2:原子炉格納容器内の圧力が105kPa[gage](可燃性ガス濃度制御系運転 制限圧力)以下であり，残留熱除去系が使用可能な場合※2。
時の制限圧力)以下であり， 設備に異常がなく， 電源， 残留熱除去系から ※1:格納容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)で原子炉格納容器内のγ線線供給される冷却水（ サプレッション・チェンバ・プール水） が確保されている場 量率が，設計基準事故相当のγ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納合。
容器内雰囲気放射線レベル(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器
温度で300℃以上を確認した場合。
※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェン
バ）が確保されている場合。
室温は通常運転時と同程度である。
－

炉心の著しい損傷が発生した場合において， ジルコニウム－ 水反応及び水 炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解で原子炉格納容器内に発生する水素ガスの濃度を格納容器 の放射線分解で原子炉格納容器内に発生する水素ガスの濃度を格納容器
1.9-37
内水素濃度(SA)により監視する。
内水素濃度(SA)により監視する。
なお， 格納容器内水素濃度(SA)は， 通常時から常時監視が可能である。
炉心の著しい損傷が発生した場合において， ジルコニウム－ 水反応及び水 炉心の著しい損傷が発生した場合において，ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解で原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを格 の放射線分解で原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを格
1.9-38,39 納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度により監視する。
納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度により監視する。
なお，通常運転中における原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度についても監視を行う。
室温は通常運転時と同程度である。
1.9-41
－

変更理由

⑤

⑤
⑤

⑤

⑤
⑤

⑤

⑤

6/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

35

1.9.2.4

1.9-4236

第1.9.1表

1.9-4437

第1.9.1表

1.9-4438

第1.9.1表

1.9-4539

第1.9.2表

1.9-46
1.9-4840

第1.9.1図1.9-5041

第1.9.2図第1.9.3図

1.9-51
1.9-5242

第1.9.5図

1.9-55

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の上昇が確認された場合にお 格納容器内雰囲気計装にて原子炉格納容器内の酸素濃度を監視し，原子いて， 原子炉格納容器内の圧力を可燃性ガス濃度制御系運転時の制限圧 炉格納容器内の酸素濃度が規定値に到達した場合に，格納容器圧力逃がし力以下に維持可能で， 原子炉格納容器内の水素濃度が規定値以下の場合 装置により原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素ガスを排出は， 可燃性ガス濃度制御系を起動し， 原子炉格納容器内の水素ガス及び することで，水素爆発の発生を防止する。格納容器圧力逃がし装置が機能
酸素ガスを再結合させることで， 原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度が可 喪失した場合は代替格納容器圧力逃がし装置により実施し，格納容器圧力
燃限界へ到達することを防止する。
逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合は耐圧
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度の抑制ができ 強化ベント系により原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素ガ
ず， 原子炉格納容器内の酸素濃度が規定値に到達した場合は， 格納容器 スを排出することで，水素爆発の発生を防止する。
圧力逃がし装置により原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素 なお，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を用いガスを排出することで， 水素爆発の発生を防止する。格納容器圧力逃がし て，原子炉格納容器内に滞留している水素ガス及び酸素ガスを排出する際装置が機能喪失した場合は耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内に滞 には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるW/Wを経由す留している水素ガス及び酸素ガスを排出することで， 水素爆発の発生を防 る経路を第一優先とする。W/Wベントラインが水没等の理由で使用できない止する。
場合は，D/Wを経由してフィルタ装置を通る経路を第二優先とする。
なお， 格納容器圧力逃がし装置を用いて， 原子炉格納容器内に滞留してい その後は，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）又は代替格納容器
る水素ガス及び酸素ガスを排出する際には， スクラビングによる放射性物質 スプレイ冷却系により原子炉格納容器の除熱を行い，長期的な事故対応としの排出抑制を期待できるW/W を経由する経路を第一優先とする。W/W ベン て可燃性ガス濃度制御系を起動し，原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素
トラインが水没等の理由で使用できない場合は， D/W を経由してフィルタ装 ガスを再結合させることで，原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度が可燃限
置を通る経路を第二優先とする。
界へ到達することを防止する。
記載の拡充
・「耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出」にサプレッション・チェンバ（重大事故等対処設備）を追加「代替格納容器圧力逃がし装置」を削除－－
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）「可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給」，「格納容器内水素濃度(SA)による原子炉格納容器内の水素濃度監－視」，「格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸
素濃度監視」に関する監視計器を追加
SOPの変更に伴い対応フローを変更－
併せて第1.9.1表，第1.9.2表の手順書名称を修正「可搬型格納容器窒素供給設備による原子炉格納容器への窒素ガス供給」－の操作手順の追加に伴い概要図、タイムチャートを追加
手順の変更に伴いタイムチャートを修正－
・操作の所要時間に関してはNo.13に記載

変更理由

⑤

⑤
②
（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）②（第二GTGの自主
化）
⑤
⑤
⑤
⑤

7/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

43

－

－

44

第1.9.7図

1.9-5845

第1.9.9図

1.9-6046

第1.9.14図

1.9-65

47

添付資料
1.9.1

1.9-67

48

添付資料
1.9.1

1.9-67

49

添付資料
1.9.1

1.9-67

50

添付資料
1.9.1

1.9-67

51

添付資料
1.9.2

1.9-67

52

添付資料
1.9.2

1.9-691.9-701.9-71
1.9-72

変更後
削除
手順の変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.24に記載
緊急時対策所変更に伴いタイムチャートを修正
・操作の所要時間に関してはNo.28に記載
手順の変更に伴いフローチャートを修正
・可燃性ガス濃度制御系を使用する条件に原子炉格納容器内の水素濃度を追記
記載の拡充
・「耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出」にサプレッション・チェンバ（重大事故等対処設備）を追加「代替格納容器圧力逃がし装置」を削除

変更前

変更理由

「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出」の概要図、タイムチャート②（代替格納容器
圧力逃がし装置
の削除）

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
手順の追加に伴い要員数、時間を記載
・原子炉格納容器内不活性化による原子炉格納容器水素爆発防止設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更
設備変更に伴い電源構成図を修正
・ＡＣ系電動弁、空気作動弁の駆動源をSA化③評価進捗による変更・修正

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
－
－

－

②
（代替格納容器
圧力逃がし装置の削除）②（第二GTGの自主化）⑤②（断路器の通常
状態変更）②（ＡＣ系弁の駆動源のSA化）

8/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

53

添付資料
1.9.3-1

1.9-73

54

－

－

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ 1.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ
スの排出
スの排出
a.操作概要a.操作概要格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出に必要な電動弁の電源確保及び現場での系統構成を行う。
スの排出に必要な電動弁の電源確保及び現場での系統構成を行う。
b.作業場所
b.作業場所
電源確保 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
電源確保 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
系統構成 原子炉建屋 低層階屋上(非管理区域)
W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域）
c.必要要員数及び時間
D/W ベント 原子炉建屋 地上2 階(非管理区域)
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ c.必要要員数及び操作時間
スの排出のうち，電源確保及び系統構成に必要な要員数，時間は以下のと 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガ⑤
おり。
スの排出に必要な要員数（4 名），所要時間（70 分）のうち，電源確保及び空必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
気作動弁の遠隔手動弁操作設備の操作に必要な要員数，所要時間は以下
想定時間 :電源確保 20 分(実績時間:18 分)のとおり。
系統構成(原子炉建屋内の原子炉区域外)15 分(実績時間:12分)
必要要員数 :2 名（現場運転員2 名）
所要時間目安:電源確保 30 分(実績時間:24 分)
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作40 分(実績時間：不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
合21 分)(実績時間：不活性ガス系D/W ベント用出口隔離弁の全開操作を実施する場
合17 分)
添付資料「代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素ガ②
ス及び酸素ガスの排出」を削除（代替格納容器－
圧力逃がし装置の削除）

9/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

55

添付資料
1.9.3-2

1.9-7556

添付資料
1.9.3-3

1.9-77

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

2.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排 3.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出出a.操作概要a.操作概要耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出に必要な電動弁の電源確保及び現場での系統構成を行う。
に必要な電動弁の電源確保及び現場での系統構成を手動操作にて行う
b.作業場所
b.作業場所
電源確保 原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
電源確保 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
系統構成 原子炉建屋 地上3 階，地上中3 階（非管理区域）
系統構成 原子炉建屋 地上中3 階，地上3 階(非管理区域）
c.必要要員数及び時間
W/W ベント 原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出 c.必要要員数及び操作時間のうち，電源確保及び系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスの排出
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）に必要な要員数（4 名），所要時間（95 分※）のうち，電源確保及び現場系統
想定時間 :電源確保 20 分(実績時間:18 分)
構成に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
系統構成(原子炉建屋内の原子炉区域外)30 分(実績時間:23分)
必要要員数 :2 名（現場運転員2 名）
所要時間目安:電源確保 30 分(実績時間:24 分)
系統構成(二次格納容器施設外)25 分(実績時間:23 分)
遠隔手動弁操作設備による原子炉格納容器ベント操作40 分(実績時間：不活性ガス系S/C ベント用出口隔離弁の全開21分)※空気駆動弁の駆動源の確保ができない場合,遠隔手動弁操作設備による操作を80 分（40 分/1 弁）とし所要時間が175 分となる。
(耐圧強化系ベント系PCV ベントラインフィルタベント容器側隔離弁の全閉実績時間: 設備設置工事中のため実績時間なし)(耐圧強化系ベント系PCV ベントライン排気筒側隔離弁の全開実績時間: 設
備設置工事中のため実績時間なし)
3.可燃性ガス濃度制御系の電源確保
4.可燃性ガス濃度制御系の電源確保
a.操作概要a.操作概要
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御の系統構 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御の系統構成のために電源の受電操作を行う。
成のために電源の受電操作を行う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御のうち，電 可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素濃度制御に必要な源確保に必要な要員数，時間は以下のとおり。
要員数(4 名)，所要時間(30 分)のうち系統構成のための電源確保に必要な必要要員数:2 名(現場運転員2 名)
要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :20 分(実績時間:18 分）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
所要時間目安:20 分(実績時間:18 分）

変更理由

⑤

⑤

10/11

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

57

添付資料
1.9.3-458

添付資料
1.9.3-559

添付資料
1.9.4-2

ページ番号変更後
4.格納容器内雰囲気計装の電源確保
a.操作概要代替原子炉補機冷却系により冷却水が確保されていることの確認及び代替
交流電源設備からの給電を確認後，格納容器内雰囲気計装電源の受電操作を行う。
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視のうち，電源確保に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2 人(現場運転員2 名)
想定時間 :20 分(実績時間:19 分)③評価進捗による変更・修正

変更前

5.格納容器内雰囲気計装の電源確保
a.操作概要代替原子炉補機冷却系により冷却水が確保されていることの確認及び代替
交流電源設備からの給電を確認後，格納容器内雰囲気計装電源の受電操作を行う。
b.作業場所
1.9-79
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
格納容器内雰囲気計装による原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視に必要な要員数運転員(4 名)，所要時間(25 分)のうち格納容器内雰囲
気計装電源確保に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 人(現場運転員2 名)
所要時間目安:20 分(実績時間:19 分)
5.耐圧強化ラインの窒素ガスパージ
6.耐圧強化ラインのN2 パージ
a.操作概要a.操作概要炉心の著しい損傷が発生し，耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内の 炉心の著しい損傷の後に代替循環冷却系を使用した際，原子炉格納容器内
水素ガス及び酸素ガスの排出を実施する際，耐圧強化ベントライン主排気筒 で水の放射線分解により発生する水素ガス・酸素ガスを耐圧強化ベント系を側の大気開放されたラインに対してあらかじめ窒素ガスパージを実施するこ 用いて排出する場合，水素ガス・酸素ガス排出操作前に耐圧強化ベントライとにより，系統内の酸素濃度を可燃限界以下に保ち，水素爆発を防止する。 ン主排気筒側の大気開放されたラインに対してあらかじめN2パージを実施す
b.作業場所ることにより，系統内の酸素濃度を可燃限界以下に保ち，水素爆発を防止す
タービン建屋 西側大物搬入口前(屋外)る。
1.9-81 タービン建屋 地上1 階 原子炉建屋連絡通路南西側(管理区域)
b.作業場所
原子炉建屋 地上1 階 非常用ガス処理系モニタ室通路(管理区域）
タービン建屋 西側大物搬入口前(屋外)c.必要要員数及び時間
タービン建屋 地上1 階 原子炉建屋連絡通路南西側(管理区域)
耐圧強化ラインの窒素ガスパージに必要な要員数，時間は以下のとおり。
原子炉建屋 地上1 階 非常用ガス処理系モニタ室通路(管理区域）
必要要員数:4 人(緊急時対策要員4 名)
c.必要要員数及び操作時間
想定時間 :6 時間(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
耐圧強化ラインのN2 パージに必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 人(緊急時対策要員4 名)
所要時間目安:5 時間40 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時
間なし)
記載の拡充
1.9-84,85－
・弁名称，操作場所を追加

変更理由

⑤

⑤

⑤

11/11

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
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【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

1

2

3

4

5
6

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

原子炉建屋内の水素濃度監視で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉建屋水素濃度
上記設備は原子炉建屋原子炉区域に8 個（ そのうち， 燃料取替床に3 個）設置している。

原子炉建屋内の水素濃度監視で使用する設備は以下のとおり。
②
・原子炉建屋水素濃度（SGTS配管を水
1.10.1(2)a.(a
上記設備は二次格納施設内に7 個（そのうち，原子炉建屋オペレーティング 素燃焼から保護
1.10-8)ⅱ.
フロアに2 個）設置している。
するため、計器追設）
代替電源による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
代替電源による必要な設備への給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替直流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型直流電源設備
また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以②
1.10.1(2)a.(aまた， 上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以 下のとおり。
1.10-8（第二GTGの自主)ⅲ.
下のとおり。
・常設代替交流電源設備化）
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型直流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
なお， 格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水は， 防火水槽又 なお，格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水は，防火水槽又はは淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。また， 淡水貯水池を水 淡水貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使用する手段もある。
②
1.10.1(2)a.(b
1.10-9,10 源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から防火水槽の間にあらか（淡水貯水池の)ⅰ.
じめ敷設してあるホースを使用する方法と， そのホースを使用せずに淡水貯運用変更）
水池から直接取水する方法がある。
・第二代替交流電源設備②
1.10.1(2)a.(d
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
1.10-12－（第二GTGの自主)ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 原子炉格納容器内の温度が171℃ 炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器内の温度上昇が継1.10.2.1(1)a.
1.10-14 を超えるおそれがある場合で， 格納容器頂部注水系が使用可能な場合※ 続している場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合※2。
⑤(a)2。
1.10.2.1(1)a.
⑤ 当直副長は， 原子炉格納容器内の温度が171℃ に到達したことを確認
1.10-15－⑤(b)
し， 当直長に報告する。

1/5

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

7

1.10.2.1(1)a.
(c)

8

1.10.2.1(1)b.
(a)

9

1.10.2.1(1)b.
(b)

10

1.10.2.1(1)b.
(c)

11

12
13

14

15

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

防火水槽を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水操 防火水槽を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水操作
作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員2 名に は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員2名で作業をて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系によ 実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉
る原子炉ウェルへの注水開始まで約110 分で可能である。
ウェル注水開始まで約80分で可能である。
淡水貯水池を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水 また，淡水貯水池を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合） 操作は， 1 ユニット当た 水操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員4名でり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員4 名にて作業を実施した場作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系による
1.10-16,17
合， 作業開始を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの 原子炉ウェル注水開始まで約110分で可能である。
注水開始まで約115 分で可能である。
また， 淡水貯水池を水源とした格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） 操作は， 1 ユ
ニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員6 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉
ウェルへの注水開始まで約330 分で可能である。
炉心損傷を判断した場合※ 1 において， 原子炉格納容器内の温度が171℃ 炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器内の温度上昇が継1.10-18 を超えるおそれがある場合で， サプレッションプール浄化系が使用可能な場 続している場合で，サプレッションプール浄化系が使用可能な場合※2。
合※ 2。
⑤ 当直副長は， 原子炉格納容器内の温度が171℃ に到達したことを確認 ⑤ 当直副長は，中央制御室運転員にサプレッションプール浄化系による原1.10-19 し， 中央制御室運転員にサプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへ 子炉ウェル注水の開始を指示する。
の注水開始を指示する。
室温は通常運転時と同程度である。
1.10-20
－

変更理由

⑤

⑤
⑤
⑤

炉心の著しい損傷が発生した場合， 原子炉格納容器内で発生した水素ガス 炉心の著しい損傷が発生した場合，原子炉格納容器内で発生した水素ガス②
が原子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいする可能性があることから， 原 が原子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいする可能性があることから，原 （SGTS配管を水
1.10.2.2(1)1.10-21 子炉建屋水素濃度にて燃料取替床天井付近の水素濃度， 非常用ガス処理 子炉建屋水素濃度にて原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水 素燃焼から保護系吸込配管付近の水素濃度及び燃料取替床以外のエリアの水素濃度（ 以 素濃度及び原子炉建屋オペレーティングフロア以外のエリアの水素濃度（以 するため、計器追下「原子炉建屋内の水素濃度」という。） を監視する。
下，「原子炉建屋内の水素濃度」という。）を監視する。
設）
また， 燃料取替床の水素濃度が1.3vol%に到達した場合は， 非常用ガス処 また，原子炉建屋内の水素濃度の上昇を確認した場合には，非常用ガス処
1.10.2.2(1)b. 1.10-22⑤理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止するよう指示する。
理系を停止するよう指示する。
③ 中央制御室運転員A は， 燃料取替床の原子炉建屋水素濃度指示値が ③中央制御室運転員Aは，原子炉建屋水素濃度指示値の上昇を確認した場
1.10.2.2(1)b. 1.10-22⑤
1.3vol%に到達したことを確認した場合は， 非常用ガス処理系を停止する。
合，非常用ガス処理系が運転中であれば非常用ガス処理系を停止する。
水素濃度の監視は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員１ 名にて対応を実 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員１名にて確認及び対応を施する。
実施する。原子炉建屋の水素濃度の上昇を確認してから非常用ガス処理系
1.10.2.2(1)c. 1.10-22,23 また， 非常用ガス処理系の停止操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転 の停止まで約3分で可能である。
⑤
員2 名（ 操作者及び確認者） にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから非常用ガス処理系の停止まで約5 分で可能である。
原子炉建屋内の水素濃度の上昇により格納容器ベントを実施したにもかか 原子炉建屋オペレーティングフロアの天井付近の水素濃度が3.5vol%を超え
1.10.2.2(2)a. 1.10-23⑤
わらず， 原子炉建屋内の水素濃度が低下しない場合。
た場合。

2/5

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

16 1.10.2.2(2)c.

1.10-24

17

第1.10.1表

1.10-2818

第1.10.2表
第1.10.1図第1.10.6図

1.10-31
1.10-33
1.10-40
1.10-35
1.10-36
1.10-3719
20

第1.10.3図21

第1.10.8図

1.10-4222

第1.10.8図

1.10-43

23

24

添付資料
1.10.1

添付資料
1.10.2

1.10-44

1.10-45

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

上記の操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要 上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員3 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから原子炉建屋トップ 員3 名にて作業開始を判断してから原子炉建屋トップベント開放まで約45 分
ベントの開放まで約55 分で可能である。
で可能である。
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）「原子炉建屋内の水素濃度監」に関する監視計器を追加
SOPの変更に伴い対応フローを変更
併せて第1.10.1表，第1.10.2表の手順書名称を修正
水源の運用変更に伴いタイムチャートを修正
・各操作の所要時間に関してはNo.7に記載
記載の適正化・移動時間の変更に伴い所要時間を修正
記載の拡充
・「原子炉建屋トップベント」実施までの流れを修正
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
水源の運用変更に伴い所要時間を修正
・各操作の所要時間に関してはNo.7に記載
設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更

変更理由
⑤

－

②
（第二GTGの自主
化）
⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（第二GTGの自主
化）
⑤

－

②
（緊急用断路器の通常状態変更）3/5

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

25

26

章番号

添付資料
1.10.3-1

添付資料
1.10.3-2

ページ番号

1.10-50

1.10-52

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

1.格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水（淡水/海水）
1.格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水(淡水/海水)(1)可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）による送水準備及び送水
a.操作概要a.操作概要緊急時対策本部は，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による原子炉ウェル注
緊急時対策本部は，格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水が 水が必要な状況において，接続口及び水源を選定し，送水ルートを決定す
必要な状況において，接続口（ホース接続箇所）及び水源を選定し，送水る。
ルートを決定する。
現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプ
現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプ（A (A-2 級)により原子炉ウェル注水を実施する。
－2 級）により送水する。
b.作業場所
b.作業場所
屋外(原子炉建屋周辺，防火水槽周辺)
屋外（原子炉建屋周辺，防火水槽周辺，淡水貯水池周辺）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による原子炉ウェル注水に必要な要員(防火
格納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水のうち，可搬型代替注水 水槽を水源とした場合3 名，淡水貯水池を水源とした場合5 名)，所要時間
ポンプ（A－2 級）による送水操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
(防火水槽を水源とした場合80 分，淡水貯水池を水源とした場合110 分)のう
必要要員数:「防火水槽を水源とした場合」2 名（緊急時対策要員2 名）
ち，可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による送水に必要な要員数，所要時間は「淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる 以下のとおり。
場合）」4 名（緊急時対策要員4 名）
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣2 名(緊急時対策要員2 名)「淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな ｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)い場合）」6 名（緊急時対策要員6 名）
所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣80 分(実績時間なし)
想定時間 :「防火水槽を水源とした場合」110 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合｣110 分(実績時間なし)「淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）」115 分（実績時間なし）「淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）」330 分（実績時間なし）
2.サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水
2.サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水
a.操作概要a.操作概要原子炉ウェルへの注水準備のため，サプレッションプール浄化系の系統構成 原子炉ウェルへの注水準備のため，サプレッションプール浄化系の系統構成
を行う。
を行う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上2 階（管理区域）
原子炉建屋 地上2 階(管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
サプレッションプール浄化系による原子炉ウェルへの注水のうち，現場での サプレッションプール浄化系による原子炉ウェル注水に必要な要員数(4名)，
系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
所要時間(40 分)のうち，現場系統構成に必要な要員数，所要時間は以下の必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
とおり。
想定時間 :35 分（実績時間:33 分）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
所要時間目安:40 分(実績時間:33 分)

変更理由

⑤

⑤

4/5

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

27

添付資料
1.10.3-3

1.10-5428

添付資料
1.10.4-3

1.10-58③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

変更理由

3.原子炉建屋トップベント(1)トップベント開放操作
a.操作概要レバーブロックをトップベント開放用ワイヤーロープ及び反力用フックに取り付け，レバーブロック操作によりトップベント開放用ワイヤーロープを反力用
フック近傍まで引っ張り，トップベント開放用ワイヤーロープを反力用フックに固定する。
b.作業場所
原子炉建屋低層階屋上（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
原子炉建屋トップベントの開放操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:3 名（緊急時対策要員）
想定時間 :55 分（実績時間なし）

3.原子炉建屋トップベント(1)トップベント開放操作
a.操作概要レバーブロックをトップベント開放用ワイヤーロープ及び反力用フックに取り付け，レバーブロック操作によりトップベント開放用ワイヤーロープを反力用
フック近傍まで引っ張り，トップベント開放用ワイヤーロープを反力用フックに固定する。
b.作業場所
原子炉建屋低層階屋上(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
原子炉建屋トップベントに必要な要員(4 名)，所要時間(45 分)のうち，トップ
ベントの開放作業に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :3 名(緊急時対策要員)
所要時間目安:45 分(実績時間なし)

⑤

－

⑤

記載の拡充
・弁名称，操作場所を追加

5/5

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

1

1.11.1(2)a.(a)ⅰ.

1.11-112

1.11.1(2)a.(a)ⅱ.

1.11-123

1.11.1(2)a.(a)ⅲ.

1.11-124

1.11.1(2)a.(c)

1.11-145

1.11.1(2)b.(a)ⅰ.

1.11-15

6

1.11.1(2)b.(a)ⅱ.

1.11-16

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

なお， 常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水は， 防火 なお，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水は，防火水水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。また， 淡水貯 槽又は淡水貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使用する手段②
水池を水源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から防火水槽の間 もある。
（淡水貯水池のにあらかじめ敷設してあるホースを使用する方法と， そのホースを使用せず
運用変更）に淡水貯水池から直接取水する方法がある。
なお， 可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水は， 防 なお，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水は，防火
火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。また， 淡水 水槽又は淡水貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使用する手②
貯水池を水源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から防火水槽の 段もある。
（淡水貯水池の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用する方法と，そのホースを使用せ運用変更）
ずに淡水貯水池から直接取水する方法がある。
消火系による使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。 消火系による使用済燃料プールへの注水で使用する設備は以下のとおり。
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ディーゼル駆動消火ポンプ
・ろ過水タンク
・ろ過水タンク
・消火系配管・弁・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・復水補給水系配管・弁②・残留熱除去系配管・弁・残留熱除去系配管・弁（第二GTGの自主・燃料プール冷却浄化系配管・弁・燃料プール冷却浄化系配管・弁化）
・使用済燃料プール
・使用済燃料プール
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料補給設備
・燃料補給設備・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す－（第二GTGの自主ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要
化）
な電源を確保するための手段として有効である。
なお， 常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイは， 防 なお，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイは，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。また， 淡水 火水槽又は淡水貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使用する②
貯水池を水源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から防火水槽の 手段もある。
（淡水貯水池の間にあらかじめ敷設してあるホースを使用する方法と， そのホースを使用せ運用変更）
ずに淡水貯水池から直接取水する方法がある。
なお， 可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイは， なお，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイは，
防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく， 海水も利用できる。また， 淡 防火水槽又は淡水貯水池の淡水を使用する手段だけでなく，海水を使用す②
水貯水池を水源として利用する際の取水方法は， 淡水貯水池から防火水槽 る手段もある。
（淡水貯水池のの間にあらかじめ敷設してあるホースを使用する方法と， そのホースを使用
運用変更）
せずに淡水貯水池から直接取水する方法がある。

1/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

代替電源による給電で使用する設備は以下のとおり。
代替電源による給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
1.11.1(2)c.(
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
71.11-20b)
・可搬型代替交流電源設備
・所内蓄電式直流電源設備
・所内蓄電式直流電源設備
・可搬型直流電源設備
・可搬型直流電源設備
・第二代替交流電源設備
1.11.1(2)c.(
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
8
1.11-21－c)
ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
(a) 代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料 (a)復旧
プールの除熱
設計基準対象施設である燃料プール冷却浄化系が全交流動力電源喪失に
燃料プール冷却浄化系が全交流動力電源喪失により起動できない場合は， より起動できない場合には，常設代替交流電源設備を用いて非常用所内電
常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源 気設備へ電源を供給することで燃料プール冷却浄化系を復旧し，使用済燃設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供給することで燃料プール冷却 料プールを除熱する手段がある。
浄化系の電源を確保し， 原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系に ⅰ. 燃料プール冷却浄化系復旧による使用済燃料プール除熱より冷却水を確保することで使用済燃料プールを除熱する手段がある。
燃料プール冷却浄化系復旧による使用済燃料プール除熱で使用する設備
代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プー は以下のとおり。
1.11.1(2)d.(aルの除熱で使用する設備は以下のとおり。
・燃料プール冷却浄化系ポンプ
91.11-22)
・燃料プール冷却浄化系ポンプ
・使用済燃料プール
・使用済燃料プール
・燃料プール冷却浄化系熱交換器
・燃料プール冷却浄化系熱交換器
・燃料プール冷却浄化系配管・弁・スキマサージタンク・ディフューザ
・燃料プール冷却浄化系配管・弁・スキマサージタンク・ディフューザ
・原子炉補機冷却系
・原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
1.11.1(2)d.(
耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有す
10
1.11-23－b)
ることから， 健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
これらの手順は， 運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作 これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（ 徴候ベース） （ 以下「EOP」という。） ， 事故時運転操作手順書（ シ 手順書（徴候ベース）（以下，「EOP」という。），AM設備別操作手順書及び多11 1.11.1(2)e. 1.11-23,24 ビアアクシデント） （ 以下「SOP」という。） ， 事故時運転操作手順書（ 停止 様なハザード対応手順に定める（表1.11.1）。
時徴候ベース） （ 以下「停止時EOP」という。） ， AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（ 第1.11.1 表） 。

変更理由②
（第二GTGの自主化）②（第二GTGの自主化）②（第二GTGの自主化）⑤②（第二GTGの自主
化）

⑤

2/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

防火水槽を水源とし， 常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの 防火水槽を水源とし，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プール注水
注水操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員2 操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員2名にて名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから使用済燃料プールへ 作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水の注水開始まで110 分以内で可能である。
開始まで80分以内で可能である。
淡水貯水池を水源とし， あらかじめ敷設してあるホースを使用した場合の常 また，淡水貯水池を水源とし，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プー設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作は， 1 ユニット ル注水操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
1.11.2.1(1)a.
当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員4 名にて作業を実施した 4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへ
12
1.11-28(c)
場合， 作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始まで115 分 の注水開始まで110分以内で可能である。
以内で可能である。
また， 淡水貯水池を水源とし， あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合の常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員6 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始まで330 分以内で可能である。
可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作のうち， 運 防火水槽を水源とし，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プール注
転員が実施する原子炉建屋での系統構成を1 ユニット当たり中央制御室運 水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2 名及び緊転員1 名及び現場運転員2 名にて作業を実施した場合に必要な時間は約65 急時対策要員2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用分である。
済燃料プールへの注水開始までの所要時間は以下のとおり。
また， 可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水操作のう SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:約80 分
ち， 緊急時対策要員が実施する屋外での燃料プール代替注水系による送 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約90 分
水操作に必要な1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
また，淡水貯水池を水源とし，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料［ 防火水槽を水源とした送水］
プール注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2
緊急時対策要員2 名にて実施し， SFP 可搬式接続口を使用した場合： 約名及び緊急時対策要員4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して110 分から使用済燃料プールへの注水開始までの所要時間は以下のとおり。
緊急時対策要員2 名にて実施し， 原子炉建屋大物搬入口から接続した場 SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:約110 分
1.11.2.1(1)b.
合： 約120 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約110 分
13
1.11-33,34(c)［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合） ］
緊急時対策要員4 名にて実施し， SFP 可搬式接続口を使用した場合： 約
115 分
緊急時対策要員4 名にて実施し， 原子炉建屋大物搬入口から接続した場
合： 約120 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） ］
緊急時対策要員6 名にて実施し， SFP 可搬式接続口を使用した場合： 約
330 分
緊急時対策要員6 名にて実施し， 原子炉建屋大物搬入口から接続した場
合： 約340 分
1.11.2.1(1)b.
室温は， 事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転
141.11-35－(c)時と同程度である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

3/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

1.11.2.1(1)c.
15(b)

1.11-37

16

1.11.2.1(1)c.
(b)

1.11-37

17

1.11.2.1(1)c.
(c)

1.11-38

1.11.2.1(1)c.
(c)
1.11.2.1(2)a.
19
(c)
18

1.11-38
1.11-41

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑦ 5 号炉運転員は， ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急 ⑦緊急時対策要員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急時対策本部に報告する。また， 緊急時対策本部は当直長に報告する。
時対策本部を経由し，当直長へ報告する。
⑪ 中央制御室運転員A 及びB は， 使用済燃料プールへの注水が開始され ⑪中央制御室運転員A及びBは，使用済燃料プールへの注水が開始された
たことを使用済燃料貯蔵プール監視カメラ， 復水補給水系流量（ RHR B 系 ことを使用済燃料貯蔵プール監視カメラ，残留熱除去系(B)注入配管流量指代替注水流量） 指示値の上昇， 使用済燃料貯蔵プール水位指示値の上昇 示値の上昇，使用済燃料貯蔵プール水位指示値の上昇により確認し当直副により確認し当直副長に報告するとともに， 使用済燃料プールの水位を使 長に報告するとともに，使用済燃料プールの水位を使用済燃料プール水位
用済燃料プール水位低レベル以上に維持する。
低レベル以上に維持する。
上記の操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員2 名（ 操作者及び確認 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者） ， 現場運転員2 名及び5 号炉運転員2 名にて作業を実施した場合， 作 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による使用済燃料プールへの注水開始まで約 業開始を判断してから消火系による使用済燃料プールへの注水開始まで約30 分で可能である。
30分で可能である。
室温は通常運転時と同程度である。
－
室温は通常運転時と同程度である。

－

防火水槽を水源とし， 常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの 防火水槽を水源とし，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールスプ
スプレイ操作は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要 レイ操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員4名
員3 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから使用済燃料プー にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの
ルへのスプレイ開始まで125 分以内で可能である。
スプレイ開始まで120分以内で可能である。
淡水貯水池を水源とし， あらかじめ敷設してあるホースを使用した場合の常 また，淡水貯水池を水源とし，常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プー設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作は， 1 ユ
ルスプレイ操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策
ニット当たり中央制御室運転員1 名及び緊急時対策要員4 名にて作業を実 要員3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プー
1.11.2.2(1)a.
20
1.11-44,45 施した場合， 作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始 ルへのスプレイ開始まで95分以内で可能である。
(c)まで140 分以内で可能である。
また， 淡水貯水池を水源とし， あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合の常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作
は， 1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名， 緊急時対策要員6 名にて作業を実施した場合， 作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレ
イ開始まで330 分以内で可能である。

変更理由
⑤
②
（計器名称の変
更）

⑤
⑤
⑤

⑤

4/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作のう
防火水槽を水源とし，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールス
ち， 運転員が実施する原子炉建屋での系統構成を1 ユニット当たり中央制 プレイ操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2 名及御室運転員1 名及び現場運転員2 名にて作業を実施した場合に必要な時間 び緊急時対策要員3 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからは約65 分である。
使用済燃料プールへのスプレイ開始までの所要時間は以下のとおり。
また， 可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへのスプレイ操作 SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:約95 分のうち， 緊急時対策要員が実施する屋外での燃料プール代替注水系による 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約105 分
送水操作に必要な1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。 また，淡水貯水池を水源とし，可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料［ 防火水槽を水源とした送水］プールスプレイ操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転
緊急時対策要員2 名にて実施し， SFP 可搬式接続口を使用した場合： 約員2 名及び緊急時対策要員4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断
125 分してから使用済燃料プールへのスプレイ開始までの所要時間は以下のとお
緊急時対策要員2 名にて実施し， 原子炉建屋大物搬入口から接続した場 り。
1.11.2.2(1)b.
合： 約135 分
SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:約120 分
21
1.11-50,51(c)［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用でき 原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約125 分
る場合） ］
緊急時対策要員4 名にて実施し， SFP 可搬式接続口を使用した場合： 約
125 分
緊急時対策要員4 名にて実施し， 原子炉建屋大物搬入口から接続した場
合： 約135 分［ 淡水貯水池を水源とした送水（ あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合） ］
緊急時対策要員6 名にて実施し， SFP 可搬式接続口を使用した場合： 約
330 分
緊急時対策要員6 名にて実施し， 原子炉建屋大物搬入口から接続した場
合： 約340 分
1.11.2.2(1)b.
室温は， 事象初期に可搬型スプレイヘッダの設置を実施するため通常運転
221.11-51－(c)時と同程度である。
1.11.2.3(1)a.
室温は通常運転時と同程度である。
23
1.11-56
－
(c)

変更理由

⑤

⑤
⑤

5/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

24

章番号

ページ番号

1.11.2.4(1)1.11-57

25 1.11.2.4(1)a.

1.11-58

26 1.11.2.4(1)c.

1.11-60

27

1.11.2.6

1.11-6228

1.11.2.6

1.11-6229

1.11.2.6

1.11-6330

第1.11.1表

1.11-64
1.11-66

31

第1.11.2表

1.11-68
1.11-69

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由(1) 代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料 (1)復旧
プールの除熱a.燃料プール冷却浄化系復旧による使用済燃料プール除熱
全交流動力電源の喪失により燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プー 全交流動力電源の喪失により燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プー
ルの除熱機能の喪失が発生した場合， 常設代替交流電源設備又は第二代 ル除熱機能の喪失が発生した場合，常設代替交流電源設備により燃料プー
替交流電源設備により燃料プール冷却浄化系の電源を確保し， 原子炉補機 ル冷却浄化系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで， 燃料
却系により冷却水を確保することで，燃料プール冷却浄化系による使用済燃②
プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱を実施する。なお， 水源 料プールの除熱を実施する。なお，水源であるスキマサージタンクへの補給 （第二GTGの自主
であるスキマサージタンクへの補給については， 「1.11.2.1(1)a. 燃料プール については，「1.11.2.1(1)a.燃料プール代替注水系(可搬型)による常設スプレ化）
代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注 イヘッダを使用した使用済燃料プール注水(淡水／海水)」，「1.11.2.1(1)b.燃⑤
水（ 淡水/海水） 」， 「1.11.2.1(1)b. 燃料プール代替注水系による可搬型スプ 料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済
レイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水（ 淡水/海水） 」又は燃料プール注水(淡水／海水)」又は「1.11.2.1(1)c.消火系による使用済燃料「1.11.2.1(1)c.消火系による使用済燃料プールへの注水」と同様の手順にて プールへの注水」と同様の手順にて実施する。
実施する。また， 常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
全交流動力電源喪失時， 常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設 全交流動力電源喪失時，常設代替交流電源設備により非常用高圧母線C系②
備により非常用高圧母線C 系及びD 系の受電が完了し， 燃料プール冷却 及びD系の受電が完了し，燃料プール冷却浄化系が使用可能な状態※1に （第二GTGの自主
浄化系が使用可能な状態※ 1 である場合。
復旧された場合。
化）
室温は通常運転時と同程度である。
－⑤
可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水又はスプレイを実 使用する水源は防火水槽を優先とし，防火水槽が使用不可能な場合は淡水
施する際は， 防火水槽を水源として使用し， 防火水槽が使用できない場合 貯水池を使用する。
は淡水貯水池を使用する。また， 可搬型スプレイヘッダよりも系統構成が容⑤
易で使用済燃料プール近傍での現場操作がなく， スロッシング等により使用 また，使用済燃料プールへの注水又はスプレイの実施に当たっては，可搬済燃料プールの水位が低下しても被ばくを低減できることから， 常設スプレ 型スプレイヘッダと比較して系統構成が容易であり，使用済燃料プール近傍
イヘッダの使用を優先する。
へのアクセスが不要である常設スプレイヘッダの使用を優先する。
可搬型代替注水ポンプが使用できず， 使用済燃料プールへのスプレイが実施できない場合は， 大気への放射性物質の拡散を抑制するための対応を実－⑤施する。
全交流動力電源の喪失により燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プー 全交流動力電源の喪失により燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プー
ルの除熱機能の喪失が発生した場合は， 常設代替交流電源設備又は第二 ル除熱機能の喪失が発生した場合は，常設代替交流電源設備により燃料代替交流電源設備により燃料プール冷却浄化系の電源を確保し， 原子炉補 プール冷却浄化系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補②
機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水の確保及び燃料プール 機冷却系により冷却水の確保及び燃料プール代替注水により水源であるス （第二GTGの自主
代替注水により水源であるスキマサージタンクへの補給を行うことで， 燃料 キマサージタンクへの補給を行うことで，燃料プール冷却浄化系による使用化）
プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱を実施する。
済燃料プールの除熱を実施する。
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）「漏えい抑制」，「漏えい緩和」に関する監視計器を追加

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）－②（第二GTGの自主
化）
⑤

6/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

32

第1.11.2図第1.11.3図第1.11.4図第1.11.5図

1.11-75
1.11-76
1.11-77
1.11-78
1.11-80
1.11-81
1.11-83
1.11-84
1.11-85
1.11-91
1.11-92
1.11-94
1.11-95
1.11-96

第1.11.7図第1.11.9図第1.11.10図33
第1.11.16図第1.11.18図第1.11.19図

34

添付資料
1.11.135

添付資料
1.11.136

添付資料
1.11.2

変更後
EOP，SOP，停止時EOPの変更に伴い対応フローを変更
併せて第1.11.1表，第1.11.2表の手順書名称を修正③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

タイムチャートのパターン増加に伴いタイムチャートを修正
・各操作の所要時間に関してはNo.12,NO.13,No.20,No.21に記載
・可搬型スプレイヘッダを使用した操作手順についてはタイムチャートの簡素化のため「運転員による操作」，「緊急時対策要員による操作」に分割

設備変更に伴い対処設備を変更
1.11-105
・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
1.11-106
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）「漏えい緩和」の要員数修正
1.11-106
・3名
設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更
1.11-107

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）②（第二GTGの自主
化）
⑤

・2名
－

②
（緊急用断路器の通常状態変更）7/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

37

添付資料
1.11.3-138

添付資料
1.11.3-1

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

1.燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料
3.燃料プール代替注水系(可搬型)による常設スプレイヘッダを使用した使用
プールへの注水及びスプレイ（淡水/海水）
済燃料プール注水及びスプレイ(淡水/海水)(1)可搬型代替注水ポンプによる送水準備及び送水(1)可搬型代替注水ポンプによる送水
a.操作概要a.操作概要緊急時対策本部は，燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使 緊急時対策本部は，可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注用した使用済燃料プールへの注水及びスプレイが必要な状況において，接 水，スプレイが必要な状況において，接続口及び水源を選定し，送水ルート
続口（ホース接続箇所）及び水源を選定し，送水ルートを決定する。
を決定する。
現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプに 現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプにより送水する。
よる常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水，スプレイを
b.作業場所実施する。
屋外（原子炉建屋周辺，防火水槽周辺，淡水貯水池）
b.作業場所
c.必要要員数及び時間
屋外(原子炉建屋周辺，防火水槽周辺)(a)注水の場合
c.必要要員数及び操作時間
1.11-112
燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プー (a)注水の場合
ルへの注水（淡水/海水）のうち，可搬型代替注水ポンプによる送水操作に 燃料プール代替注水系(可搬型)による常設スプレイヘッダを使用した使用済
必要な要員数，時間は以下のとおり。
燃料プール注水(淡水/海水)に必要な要員数(防火水槽を水源とした場合3
必要要員数:「防火水槽を水源とした場合」2 名（緊急時対策要員2 名）
名，淡水貯水池を水源とした場合5名)，所要時間(防火水槽を水源とした場｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる 合80分，淡水貯水池を水源とした場合110分)のうち，水源から燃料プール代場合）｣4 名（緊急時対策要員4 名）
替注水系外部接続口までの送水ルート確保並びに使用済燃料プールへの｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな 送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
い場合）｣6 名（緊急時対策要員6 名）
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣2 名(緊急時対策要員2 名)
想定時間 :「防火水槽を水源とした場合」110 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる 所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣80 分(実績時間なし)場合）｣115 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合｣110 分(実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）｣330 分（実績時間なし）(b)スプレイの場合(b)スプレイの場合
燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プー 燃料プール代替注水系(可搬型)による常設スプレイヘッダを使用した使用済
ルへのスプレイ（淡水/海水）のうち，可搬型代替注水ポンプによる送水操作 燃料プールスプレイ(淡水/海水)に必要な要員数(防火水槽を水源とした場合に必要な要員数，時間は以下のとおり。
4名，淡水貯水池を水源とした場合5名)，所要時間(防火水槽を水源とした場
必要要員数:「防火水槽を水源とした場合」3 名（緊急時対策要員3 名）
合95分，淡水貯水池を水源とした場合120分)のうち，水源から燃料プール代｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる 替注水系外部接続口までの送水ルート確保並びに使用済燃料プールへの
1.11場合）｣4 名（緊急時対策要員4 名）
送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
112,113 ｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな 必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣3 名(緊急時対策要員3 名)
い場合）｣6 名（緊急時対策要員6 名）｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)
想定時間 :「防火水槽を水源とした場合」125 分（実績時間なし）
所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣95 分(実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる ｢淡水貯水池を水源とした場合｣120 分(実績時間なし)場合）｣140 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）｣330 分（実績時間なし）

変更理由

⑤

⑤

8/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

39

章番号

添付資料
1.11.3-2

ページ番号

1.11115,116

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

2.燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料 4.燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使プールへの注水及びスプレイ（淡水/海水）
用済燃料プール注水及びスプレイ(淡水/海水)(1)可搬型代替注水ポンプによる送水準備及び送水(1)可搬型代替注水ポンプによる送水
a.操作概要a.操作概要緊急時対策本部は，燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを 緊急時対策本部は，可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注使用した使用済燃料プールへの注水及びスプレイが必要な状況において， 水，スプレイが必要な状況において，接続口及び水源を選定し，送水ルート
接続口（ホース接続箇所）及び水源を選定し，送水ルートを決定する。
を決定する。
現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプに 現場では，指示された送水ルートを確保した上で，可搬型代替注水ポンプにより送水する。
よる可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールへの注水，スプレイ
b.作業場所を実施する。
屋外（原子炉建屋周辺，防火水槽周辺，淡水貯水池）
b.作業場所
c.必要要員数及び時間
屋外(原子炉建屋周辺，防火水槽周辺)(a)注水の場合
c.必要要員数及び操作時間
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料 (a)注水の場合プールへの注水（淡水/海水）のうち，可搬型代替注水ポンプによる送水操作 燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使用に必要な要員数，時間は以下のとおり。
済燃料プール注水(淡水/海水)に必要な要員数(防火水槽を水源とした場合5
必要要員数:「防火水槽を水源とした場合」2 名（緊急時対策要員2 名）
名，淡水貯水池を水源とした場合7名)，所要時間(防火水槽を水源とし，SFP｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合80分，原子炉建屋大物搬入口からの場合）｣4 名（緊急時対策要員4 名）
接続の場合90分，淡水貯水池を水源とした場合、SFP接続口(原子炉建屋南｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな 側)使用，原子炉建屋大物搬入口からの接続いずれも110分)のうち，水源かい場合）｣6 名（緊急時対策要員6 名）
ら接続口までの送水ルート確保，原子炉建屋扉外側の防潮扉開放及び使用想定時間 :「防火水槽を水源とした場合」
済燃料プールへの送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
SFP 可搬式接続口使用の場合110 分（実績時間なし）
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣2 名(緊急時対策要員2 名)
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合120 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる 所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣
場合）｣
SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合80 分(実績時間なし)
SFP 可搬式接続口使用の場合115 分（実績時間なし）
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合90 分(実績時間なし)
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合120 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合｣｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合110 分(実績時間なし)
い場合）｣
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合110 分(実績時間なし)
SFP 可搬式接続口使用の場合330 分（実績時間なし）

変更理由

⑤

9/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

40

章番号

ページ番号

添付資料
1.11.3-2(b)スプレイの場合
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料
プールへのスプレイ（淡水/海水）のうち，可搬型代替注水ポンプによる送水操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:「防火水槽を水源とした場合」2 名（緊急時対策要員2 名）｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）｣4 名（緊急時対策要員4 名）｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）｣6 名（緊急時対策要員6 名）
1.11-116 想定時間 :「防火水槽水源とした場合」
SFP 可搬式接続口使用の場合 125 分（実績時間なし）
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合135 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる
場合）｣
SFP 可搬式接続口使用の場合125 分（実績時間なし）
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合135 分（実績時間なし）｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できな
い場合）｣
SFP 可搬式接続口使用の場合330 分（実績時間なし）

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(b)スプレイの場合
燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールスプレイ(淡水/海水)に必要な要員数(防火水槽を水源とした場
合6名，淡水貯水池を水源とした場合7名)，所要時間(防火水槽を水源とし，SFP接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:95分，原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:105分，淡水貯水池を水源とし，SFP接続口(原子炉建屋南側)使用の場合120分，原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合125分)のうち，水源から接続口までの送水ルート確保，原子炉建屋扉外側の防潮扉開放及び使用済燃料プールへの送水に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣3 名(緊急時対策要員3 名)｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)
所要時間目安:｢防火水槽水源とした場合｣
SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合 95 分(実績時間なし)
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合105 分(実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合｣
SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合120 分(実績時間なし)
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合125 分(実績時間なし)

変更理由

⑤

10/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

41

変更後

③評価進捗による変更・修正

章番号

ページ番号

添付資料
1.11.3-2(2)可搬型スプレイヘッダの設置及びホース接続(2)可搬型スプレイヘッダの設置及びホース接続
a.操作概要a.操作概要燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料 燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使用
プールへの注水及びスプレイ（淡水/海水）を実施するため，現場にて原子炉 済燃料プール注水及びスプレイ(淡水/海水)を実施するため，現場にて原子建屋地上1 階SFP 可搬式接続口から燃料取替床までホースを敷設し，燃料 炉建屋地上1 階SFP 接続口(原子炉建屋南側)から原子炉建屋オペレーティ
取替床にて可搬型スプレイヘッダを設置し，ホースと接続する。
ングフロアまでホースを敷設し，原子炉建屋オペレーティングフロアにて可搬
b.作業場所型スプレイヘッダを設置し接続する。
原子炉建屋 地上1 階～地上4 階（管理区域）
b.作業場所
c.必要要員数及び時間
原子炉建屋 地上1 階～地上4 階(管理区域)
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料 c.必要要員数及び操作時間
プールへの注水又はスプレイ（淡水/海水）のうち，可搬型スプレイヘッダの (a)注水の場合
設置，原子炉建屋内でのホースの敷設，接続及び原子炉建屋扉開放（原子 燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使用
炉建屋大物搬入口からの接続の場合のみ）に必要な要員数，時間は以下の 済燃料プール注水(淡水/海水)に必要な要員数(5名)，所要時間(SFP接続口
とおり。
(原子炉建屋南側)使用の場合:80分，原子炉建屋大物搬入口からの接続の必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
場合:90分)のうち，可搬型スプレイヘッダの設置，原子炉建屋内でのホース
1.11-118 想定時間 :SFP 可搬式接続口使用の場合50 分（実績時間:45 分）の敷設，接続及び原子炉建屋扉開放(原子炉建屋大物搬入口からの接続の原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合65 分（実績時間:55 分）場合のみ)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:SFP接続口(原子炉建屋南側)使用の場合50分(実績時間:45分)
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合 65 分(実績時間:55 分)(b)スプレイの場合
燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プールスプレイ(淡水/海水)に必要な要員数(6名)，所要時間(SFP接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:95分，原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:105分)のうち，可搬型スプレイヘッダの設置，原子炉建屋内でのホースの敷設，接続及び原子炉建屋扉開放(原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合のみ)に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:SFP接続口(原子炉建屋南側)使用の場合50分(実績時間:45
分)

変更前

変更理由

⑤

11/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

42

添付資料
1.11.3-343

添付資料
1.11.3-444

添付資料
1.11.3-5

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

3.消火系による使用済燃料プールへの注水
1.消火系による使用済燃料プール注水
a.操作概要a.操作概要消火系による使用済燃料プールへの注水の系統構成のために電源を確保 消火系による使用済燃料プール注水系統構成のための電源確保を行う。
する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間
1.11-120
コントロール建屋 地下1 階（非管理区域）
消火系による使用済燃料プール注水に必要な要員数(6 名)，所要時間(30c.必要要員数及び時間分)のうち，系統構成のための電源確保に必要な要員数，所要時間は以下の消火系による使用済燃料プールへの注水のうち，現場での受電操作に必要 とおり。
な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
所要時間目安:20 分(実績時間:18 分)
想定時間 :20 分（実績時間:18 分）
4.使用済燃料プール漏えい隔離
2.使用済燃料プール漏えい隔離
サイフォン現象による使用済燃料プール水流出時の手動隔離
サイフォン現象による使用済燃料プール水流出時の手動隔離
a.操作概要a.操作概要
使用済燃料プール接続配管からの漏えい，及び使用済燃料プール注水配管 使用済燃料プール接続配管からの漏えい，及び使用済燃料プール注水配管の逆止弁の機能喪失により発生したサイフォン現象による使用済燃料プー の逆止弁の機能喪失により発生したサイフォン現象による使用済燃料プー
ル水の流出を現場にて手動で隔離する。
ル水の流出を現場にて手動で隔離する。
b.作業場所
b.作業場所
1.11-122 原子炉建屋 地上4 階，地上2 階（管理区域）
原子炉建屋 地上4 階，地上2 階(管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
使用済燃料プール漏えい隔離のうち，現場での隔離操作に必要な要員数， 使用済燃料プール漏えい隔離に必要な要員数(4 名)，所要時間(90 分)のう
時間は以下のとおり。
ち，現場での隔離操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
想定時間 :30 分（実績時間:原子炉建屋地上2 階での隔離の場合15 分
所要時間目安:30 分(実績時間:原子炉建屋地上2 階での隔離の場合15 分
原子炉建屋地上4 階での隔離の場合25 分）
原子炉建屋地上4 階での隔離の場合25 分）
5.使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起動
5.使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起動
a.操作概要a.操作概要
使用済燃料プールの状態監視のため，現場にて使用済燃料貯蔵プール監 使用済燃料プールの状態監視のため，現場にて使用済燃料貯蔵プール監
視カメラ用空冷装置の起動を実施する。
視カメラ用空冷装置の起動を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地上4 階（非管理区域）
原子炉建屋 地上4 階(非管理区域)
1.11-124 c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起動に必要な要員数，時間は 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置起動に必要な要員数(3名)，所
以下のとおり。
要時間(20分)のうち，現場にて冷却装置起動に必要な要員数，所要時間は
必要要員数:2 名（現場運転員2 名）
以下のとおり。
想定時間 :20 分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
必要要員数 :2 名(現場運転員2 名)
所要時間目安:20 分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)

変更理由

⑤

⑤

⑤

12/13

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

45

添付資料
1.11.3-6

46

添付資料
1.11.4-147

添付資料
1.11.4-248

添付資料
1.11.4-3

ページ番号

変更後

6.代替交流電源設備を使用した燃料プール冷却浄化系による使用済燃料
プールの除熱a.操作概要燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの除熱に必要なポンプ，電動弁の電源を確保し，現場での系統構成を実施する。
b.作業場所
電源確保 原子炉建屋 地下1 階（非管理区域）
1.11-125 系統構成 原子炉建屋 地上2 階（管理区域）
c.必要要員数及び時間
燃料プール冷却浄化系ポンプによる使用済燃料プールの除熱のうち，現場での受電操作及び系統構成に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:4 名（現場運転員4 名）
想定時間 :電源確保30 分（実績時間:24 分）
系統構成25 分（実績時間:23 分）
判断基準の解釈一覧を修正
・燃料プール温度高警報設定値
計器名称の変更に伴い解釈一覧を修正
1.11-128 復水補給水系流量（RHR B系代替注水流量）

変更前
6.燃料プール冷却浄化系復旧による使用済燃料プール除熱
a.操作概要燃料プール冷却浄化系復旧による使用済燃料プール除熱操作に必要なポンプ，電動弁の電源確保及び現場での系統構成を行う。
b.作業場所
原子炉建屋 地下1 階(非管理区域)
原子炉建屋 地上2 階(管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
燃料プール浄化系ポンプによる使用済燃料プール除熱に必要な要員数(6名)，所要時間(45 分)のうち，電源確保及び現場での系統構成に必要な要員
数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4 名(現場運転員4 名)
所要時間目安:電源確保30 分(実績時間:24 分)
系統構成25 分(実績時間:23 分)

1.11-127

1.11-129

記載の拡充
・弁名称，操作場所を追加③評価進捗による変更・修正

－

変更理由

⑤

⑤
②
（計器名称の変更）残留熱除去系(B)注入配管流量
－

⑤

13/13

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

1

章番号

表題

ページ番号

目次

1.12-2

3

目次

1.12-24

目次

1.12-35

目次

1.12-36

目次

1.12-37

目次

1.12-38

1.12.1(2) a. (a)1.12-69

1.12.1(2) a. (b)1.12-71.12.1(2) b.

変更前

1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等

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

a. 化学消防自動車単独又は大型化学高所放水車等による泡消火

a． 化学消防自動車単独又は高所放水車等による泡消火

1.12-12

10

変更後③評価進捗による変更・修正

1.12-7

変更理由⑤
同様の変更（工場等→発電所）について以降は省略⑤
同様の変更（高所放水車→大型
化学高所放水車）について以降は省略⑤(2) 航空機燃料火災への泡消火(2) 航空機燃料火災への対応
添付資料1.12.5 放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制 添付資料1.12.5 放射性物質吸着材による海洋への放射性物質の拡散抑制⑤【放射性物質吸着材の運搬，設置】
添付資料1.12.6 汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制
添付資料1.12.6 汚濁防止膜による海洋への放射性物質の拡散抑制⑤【汚濁防止膜の運搬，設置】
添付資料1.12.7 初期対応における延焼防止処置
添付資料1.12.7 初期対応における延焼防止処置⑤【大型化学高所放水車の配置，泡消火】添付資料1.12.8 航空機燃料火災への泡消火
添付資料1.12.8 航空機燃料火災への泡消火⑤【大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による泡消火】
大気への放射性物質の拡散抑制に使用する設備（原子炉建屋放水設備）は 大気への放射性物質の拡散抑制に使用する設備は以下のとおり。
以下のとおり。
・ 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）②（原子炉建屋
・大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）
・ ホース
から漏えいする放・ホース・ 放水砲
射性物質等を監・放水砲・ 燃料補給設備
視するため，監視・燃料補給設備
設備を自主的に・ガンマカメラ
配備することとし・サーモカメラた）
海洋への放射性物質の拡散抑制に使用する設備（海洋拡散抑制設備）は以 海洋への放射性物質の拡散抑制に使用する設備は以下のとおり。
下のとおり。
初期対応における延焼防止処置に使用する設備は以下のとおり。
初期対応における延焼防止処置に使用する設備は以下のとおり。
・化学消防自動車・ 化学消防自動車・水槽付消防ポンプ自動車
・ 水槽付消防ポンプ自動車
・泡消火薬剤備蓄車
・ 高所放水車・大型化学高所放水車
・ 泡原液備蓄車⑤⑤
同様の変更（泡原液備蓄車→泡消火薬剤備蓄車）について以降は省略

1/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.
11

章番号
1.12.1(2) b.

ページ番号変更後

1.12-8

原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場
合,航空機燃料火災の泡消火により火災に対応する手段がある。

12

1.12.1(2) c.(a)1.12-913

1.12.1(2) d.

1.12-1014

1.12.2.1(1) a.

1.12-1115

1.12.2.1(1) a.(b)1.12-1216

1.12.2.1(1) a.(b)1.12-1217

1.12.2.1(1) a.(b)1.12-13

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由＜記載無し＞⑤

以上の重大事故等対処設備により発電所外への放射性物質の拡散抑制が 以上の重大事故等対処設備により発電所外への放射性物質の拡散抑制が可能であることから，以下の設備は自主対策設備として位置付ける。あわせ 可能である。
②（原子炉建屋て，その理由を示す。
から漏えいする放・ガンマカメラ
射性物質等を監・サーモカメラ視するため，監視設備を自主的にこれらの設備については，大気への放射性物質の拡散を直接抑制する手段
配備することとしではないが，原子炉建屋放水設備により原子炉建屋に向けて放水する際た）に，原子炉建屋から漏えいする放射性物質や熱を検出する手段として有効である。
また，重大事故等時に監視が必要となる計器についても整理する（第1.12.2 （記載なし）⑤
表）。
炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止 炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の破損を防止②
するため，格納容器スプレイによる原子炉格納容器内の除熱や格納容器圧 するため，格納容器スプレイによる原子炉格納容器内の除熱や格納容器圧 （代替格納容器
力逃がし装置及び代替循環冷却による原子炉格納容器の減圧及び除熱さ 力逃がし装置，代替格納容器圧力逃がし装置，及び代替循環冷却による原 圧力逃がし装置せる手段がある。
子炉格納容器の減圧及び除熱させる手段がある。
自主化）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当直長を経由して，大容量 ① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，当直長を経由して，大容量⑤送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡 送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲による大気への放射性物質の拡(1.1～1.14手順と散抑制の準備を緊急時対策本部に依頼する。
散抑制の準備を緊急時対策本部に依頼する。
の整合)②緊急時対策本部は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲に ② 緊急時対策本部は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲に同様の変更（復よる大気への放射性物質の拡散抑制の準備開始を緊急時対策要員に指示 よる大気への放射性物質の拡散抑制の準備開始を緊急時対策要員（復旧
旧班員の記載削する。
班員）に指示する。
除）について以降③緊急時対策要員は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）を海水取水 ③ 緊急時対策要員（復旧班員）は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）
は省略
箇所周辺に設置する。
を海水取水箇所周辺に設置する。
④緊急時対策要員は，ホースを取水ポンプに接続後，取水ポンプを取水箇 ④ 緊急時対策要員（復旧班員）は，ホースを取水ポンプに接続後，取水ポン⑤
所へ設置し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）吸込口にホースを接 プを取水箇所へ設置し，大容量送水車吸込口にホースを接続する。
同様の変更（大続する。
容量送水車→大容量送水（原子炉建屋放水設備用））について以降は省略
・原子炉格納容器からの異常な漏えいにより，格納容器圧力逃がし装置で原 ・原子炉格納容器の異常漏えいにより，格納容器圧力逃がし装置又は代替④
子炉格納容器の減圧及び除熱をしているものの，原子炉建屋内の水素濃度 格納容器圧力逃がし装置で原子炉格納容器の減圧及び除熱をしているもの （1.10手順の判断が低下しないことにより原子炉建屋トップベントを開放する場合の，原子炉建屋内天井付近の水素濃度が3.5%を超えたことにより原子炉建基準変更に伴う屋トップベントを開放する場合
修正）

2/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

18

1.12.2.1(1) a.(c)1.12-1419

1.12.2.1(1) a.(c)1.12-1520

1.12.2.1(1) a.(c)1.12-15

21

1.12.2.1(1) a.(c)1.12-1522

1.12.2.1(2) a.

1.12-16

23

1.12.2.1(2) a.(c)1.12-17

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

上記(b)の現場対応は，準備段階では緊急時対策要員8名（水張りは5名）に 上記の現場対応は準備段階では緊急時対策要員（復旧班員）8名（水張りはて実施し，所要時間は，複数あるホース敷設ルートのうち，設置距離が短くな 5名）にて実施し，所要時間は，複数あるホース設置ルートのうち，設置距離②
る7号炉南側からのルートを優先的に選択することで，手順着手から約130分 が短くなる7号炉南側からのルートを優先的に選択することで，手順着手から（免震重要棟の（7号炉の場合，6号炉の場合は約160分）で大気への放射性物質の拡散抑 約120分（7号炉の場合，6号炉の場合は約150分）で大気への放射性物質の自主化による移制の準備を完了することとしている。（ホース敷設距離が長くなる5号炉北側 拡散抑制準備を完了することとしている。（ホース設置距離が長くなる5号炉
動起点の変更）からのルートでホースを敷設した場合は，約190分で大気への放射性物質の 北側からのルートでホースを設置した場合は，約180分で大気への放射性物拡散抑制の準備を完了することとしている。）
質の拡散抑制準備を完了することとしている。）
緊急時対策本部からの指示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制を 設備用）の保管場所に使用工具及びホースを配備する。
②
開始する。緊急時対策要員5名にて実施し，手順着手から約130分以降（7号 緊急時対策本部からの指示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制を（免震重要棟の炉の場合，6号炉の場合は約160分以降）放水することが可能である。
開始する。緊急時対策要員（復旧班員）5名にて実施し，手順着手から約120
自主化による移分以降（7号炉の場合，6号炉の場合は約150分以降）放水することが可能で
動起点の変更）ある。
放水砲は可搬型設備のため，任意に設置場所を設定することが可能であ放水砲は可搬型設備のため，任意に設置場所を設定することが可能であ②（原子炉建屋り，風向き等の天候状況及びアクセス状況に応じて，最も効果的な方角から り，風向き等の天候状況及びアクセス状況に応じて，最も効果的な方角から から漏えいする放原子炉建屋の破損口等，放射性物質の放出箇所に向けて放水する。なお， 原子炉建屋破損口等の放射性物質放出箇所に向けて放水を実施する。
射性物質等を監
原子炉建屋への放水に当たっては，原子炉建屋から漏えいする放射性物質視するため，監視や熱を検出する手段として，必要に応じてガンマカメラ又はサーモカメラを活設備を自主的に用する。原子炉建屋の破損箇所や放射性物質の放出箇所が確認できない
配備することとし場合は，原子炉建屋の中心に向けて放水する。
た）また，直線状で放射する場合も到達点では，噴霧状になっているため放射性 ＜記載なし＞⑤
物質の拡散抑制効果がある。
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合は，原子炉建屋 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合は，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定し，大容量送水車（原子炉建屋 から直接放射性物質が拡散する場合を想定し，大容量送水車（原子炉建屋
放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水する場合は，放射性 放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気への放射性物物質を含む汚染水が発生する。
質の拡散を抑制するが，放水することで放射性物質を含む汚染水が発生す
防潮堤内側の合計6箇所に放射性物質吸着材を設置することにより，海洋へ る。
⑤の放射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。設置に当たっては，放水 防潮堤の内側で放射性物質吸着材を設置（6号及び7号炉に放水した汚染水
した汚染水が流れ込む6号及び7号炉近傍の構内雨水排水路の集水桝2箇 が流れ込む6号及び7号炉近傍の構内雨水排水路の集水桝2箇所を優先的所を優先する。
に設置し，最終的に合計6箇所）することにより汚染水の海洋への放射性物質の拡散を抑制する手順を整備する。
(c) 操作の成立性（ｃ）操作の成立性
放射性物質吸着材の設置は，緊急時対策要員4名の体制である。
放射性物質吸着材の設置は，緊急時対策要員（復旧班員）4名の体制であ設置作業は，緊急時対策本部の指示に従い対応することとしており，放射性 る。
物質吸着材を放射性物質拡散抑制の手順着手から約180分で設置すること 設置作業は，緊急時対策本部の指示に従い対応することとしており，放射性②としている。（6号及び7号炉に放水した汚染水が流れ込む6号及び7号炉近傍 物質吸着材を放射性物質拡散抑制の手順着手から約170分で設置すること （免震重要棟のの構内雨水排水路の集水桝2箇所へ放射性物質吸着材を約100分で設置す としている。（6号及び7号炉に放水した汚染水が流れ込む6号及び7号炉近傍 自主化による移ることとしている。）の構内雨水排水路の集水桝2箇所へ放射性物質吸着材を約90分で設置す
動起点の変更）円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を ることとしている。）
整備する。
作業に伴い，運搬経路及び作業エリアの確保，可搬型照明，通信設備を整
備する。

3/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

24

1.12.2.1(2) b.

1.12-1725

1.12.2.1(2) b.(b)1.12-18

26

1.12.2.1(2) b.(c)1.12-1927

1.12.2.1(2) c.

1.12-2028

1.12.2.2(1) a. (b)1.12-21

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合において，原子 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損に至った場合において，原子炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定し，大容量送水車（原子 炉建屋から直接放射性物質が拡散する場合を想定し，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水する場合は， 炉建屋放水設備用），放水砲により原子炉建屋に海水を放水し，大気への放放射性物質を含む汚染水が発生する。
射性物質の拡散を抑制するが，放水することで放射性物質を含む汚染水が放射性物質を含む汚染水は構内排水路を通って放水口から海へ流れ込む 発生する。
ため，汚濁防止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制す 放射性物質を含む汚染水は構内排水路を通って北放水口から海へ流れ込る手順を整備する。
むため，汚濁防止膜を設置することで，海洋への放射性物質の拡散を抑制
小型船舶（汚濁防止膜設置用）を用いて，取水口3箇所，放水口1箇所の合 する手順を整備する。
計4箇所に汚濁防止膜を設置する。設置に当たっては，放水した汚染水が海 汚濁防止膜は，小型船舶（汚濁防止膜設置用）を用い，放水によって放射性洋に流れ込むルートにある放水口1箇所を優先する。
物質を取り込んだ汚染水が海洋に流れ込むルートである北放水口1箇所を優先的に，その後，取水口3箇所にも設置し，計4箇所に設置する。
⑦緊急時対策要員は，小型船舶（汚濁防止膜設置用）を使用し，汚濁防止膜 ⑦ 緊急時対策要員（復旧班員）は，小型船舶（汚濁防止膜設置用）を使用のカーテン部を結束していたロープを切断し，カーテン部を開放する。
し，カーテン部を結束していたロープを切断し，カーテン部を開放する。
汚濁防止膜の設置は，北放水口への1重目の汚濁防止膜の設置を緊急時 汚濁防止膜の設置は，北放水口への汚濁防止膜（1重目）の設置を緊急時対策要員6名で実施する。
対策要員（復旧班員）4名で実施する。
その後の汚濁防止膜の設置については，積込み・運搬を緊急時対策要員6 その後の汚濁防止膜の設置については，積込み・運搬を緊急時対策要員名，設置を緊急時対策要員7名，合計13名で実施する。
（復旧班員）4名，設置を緊急時対策要員（復旧班員）9名，合計13名で実施
汚濁防止膜の設置作業は，北放水口（1箇所）の設置を約190分，その後の する。
取水口（3箇所）への設置を約24時間で行うこととしている。それぞれ1重目の 汚濁防止膜の設置作業は，北放水口（1箇所）の設置を約180分，その後の汚濁防止膜の設置完了後，緊急時対策本部の指示により，2重目の汚濁防 取水口（3箇所）への設置を約24時間で行うこととしている。それぞれ1重目の止膜を設置する。
設置完了後，緊急時対策本部の指示により，2重目を設置する。
円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を 作業に伴い，運搬経路及び作業エリアの確保，可搬型照明，通信設備を整
整備する。
備する。
その後，汚濁防止膜を設置するが，汚濁防止膜の設置が困難な状況（大津 その後，汚濁防止膜を設置するが，汚濁防止膜の設置が困難な状況（大津波警報，津波警報が出ている状況等）である場合，汚濁防止膜の設置が可 波警報，津波警報が出ている状況）である場合，大津波警報，津波警報が解能な状況になり次第，汚濁防止膜の設置を開始する。
除された後に汚濁防止膜の設置を開始する。
①自衛消防隊の消防隊長は,発電所敷地内において航空機衝突による火災 ① 消防隊長は,発電所敷地内において航空機衝突による火災を確認した場を確認した場合，現場の火災状況及び安全を確保した後，初期消火に必要 合,現場の火災状況及び安全距離を確保した後,初期消火に必要な設備の準
な設備の準備を開始する。
備を開始する。
・周辺の状況（けが人の有無，モニタリングの状況）※安全距離を確保でき，消防隊長が対応可能と判断した場合。
・消火の水源に，防火水槽や消火栓（淡水タンク）を使用する場合は，水量が確保され使用できることを確認
・化学消防自動車単独による泡消火又は大型化学高所放水車による泡消火の実施判断は,現場火災状況を基に自衛消防隊の消防隊長が自衛消防隊へ
指示

変更理由

⑤

⑤
②
（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）⑤（対応要員の人
員割り当ての変
更）
⑤

⑤

4/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

29

1.12.2.2(1) a. (b)1.12-2130

1.12.2.2(1) a. (b)1.12-2231

1.12.2.2(1) a. (b)1.12-2232

1.12.2.2(1) a. (c)1.12-2333

1.12.2.2(2) a.

1.12-2334

1.12.2.2(2) a.(b)1.12-2435

1.12.2.2(2) a.(c)1.12-25

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前②自衛消防隊の消防隊長は，現場火災状況を緊急時対策本部へ報告する。 ② 自衛消防隊は，現場火災状況を緊急時対策本部へ報告する。
・周辺の状況（けが人の有無，モニタリング実施結果）※化学消防自動車単独による泡消火又は高所放水車による泡消火の実施
・消火の水源判断は,現場火災状況を基に消防隊長が自衛消防隊へ指示する。
・化学消防自動車単独による泡消火又は大型化学高所放水車による泡消火 ※放射線管理要員によるサーベイを実施する。
の実施判断の結果※けが人の有無を確認する。
※消火の水源に,防火水槽や消火栓（淡水タンク）を使用する場合は,水量が確保され使用できることをあわせて確認する。
＜化学消防自動車単独での泡消火を選択した場合＞＜化学消防自動車単独での泡消火を選択した場合＞⑥自衛消防隊は，水源近傍に化学消防自動車を設置し，水利を確保する。 ⑥ 自衛消防隊は,水源近傍に化学消防自動車を設置し,吸管を水利に投入
し,吸水する。
＜大型化学高所放水車等による泡消火を選択した場合＞＜高所放水車等による泡消火を選択した場合＞⑩自衛消防隊は，水源近傍に化学消防自動車及び水槽付消防ポンプ自動 ⑩ 自衛消防隊は,水源近傍に化学消防自動車及び水槽付消防ポンプ自動車を設置し, 水利を確保する。
車を設置し,吸管を水利に投入し,吸水する。
上記の現場対応は，自衛消防隊6名及び緊急時対策要員2名の合計8名で 上記の現場対応は,自衛消防隊6名及び緊急時対策要員（復旧班員）2名の対応する。化学消防自動車単独での泡消火を選択した場合，初期消火開始 合計8名で対応する。初期消火開始まで手順着手から約45分で対応することまで手順着手から約35分，大型化学高所放水車等による泡消火を選択した としている。（緊急時対策要員（復旧班員）2名は，高所放水車，泡原液搬送
場合，初期消火開始まで手順着手から55分で対応することとしている。（緊急 車を運転し，自衛消防隊への引き渡し後，大容量送水車（原子炉建屋放水時対策要員2名は，大型化学高所放水車，泡原液搬送車を運転し，自衛消 設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火防隊への引き渡し後，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡 災への泡消火に向けた準備にとりかかる。）
原液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火災への泡消火に向けた準備にとりかかる。）(2) 航空機燃料火災への泡消火(2) 航空機燃料火災への対応
a. 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡 a． 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火災への泡消火
原液混合装置による航空機燃料火災への泡消火
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場
合は,大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び 合において,海水を水源として大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水泡原液混合装置により，海水を水源とした航空機燃料火災への泡消火を行 砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による航空機燃料火災への泡消火
う手順を整備する。
を行う手順を整備する。
(b) 操作手順（ｂ）操作手順
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による泡消火手順の概要は以下のとおり。また，航空機燃料火 液混合装置による泡消火手順の概要は以下のとおり。概略系統図を図
災への対応の概要図を第1.12.9図に，タイムチャートを第1.12.10図に，水利 1.12.9に，タイムチャートを図1.12.10に，水利の配置及び大容量送水車（原子の配置及び大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による泡消 炉建屋放水設備用）及び放水砲による泡消火に関するホース設置ルートの火に関するホース敷設ルートを第1.12.11図に示す。
例を図1.12.11に示す。
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液搬送車及び泡原液混合装置による泡消火は，準備段階では現場にて8名で実施する。手順着 液混合装置による泡消火は，準備段階では現場にて8名で実施する。手順着
手から約130分（7号炉の場合，6号炉の場合は約160分）で準備を完了するこ 手から約120分（7号炉の場合，6号炉の場合は約150分）で準備を完了することとしている。（ホース敷設距離が長くなる5号炉北側からのルートでホースを ととしている。（ホース設置距離が長くなる5号炉北側からのルートでホースを敷設した場合は，約190分で対応することとしている。）
設置した場合は，約180分で対応することとしている。）

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤
②
（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）⑤⑤②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）5/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.
36

37

章番号
1.12.2.2(2) a.(c)第1.12.1表

ページ番号
1.12-25

1.12-28

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，照明，通信連絡設備を 円滑に作業できるように移動経路を確保し，可搬型照明，通信設備等を整備整備する。ホース等の取付けについては，速やかに作業ができるように大容 する。ホース等の取付けについては，速やかに作業ができるように大容量送量送水車（原子炉建屋放水設備用）の保管場所に使用工具及びホースを配 水車（原子炉建屋放水設備用）の保管場所に使用工具及びホースを配備す
備する。
る。

変更理由
⑤

②（原子炉建屋から漏えいする放射性物質等を監視するため，監視設備を自主的に配備することとした）

6/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

変更理由が同じため，最初の表のみ掲載

38

第1.12.2表 1.12-29～31⑤（記載方法を他条
文と統一）

7/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

39

40

－

第1.12.2図－⑤（他条文との記載
基準統一による
削除）

1.12-32②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）8/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

41

42

章番号

第1.12.3図第1.12.4図

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.12-33⑤（凡例追加のみ：
以下同様）

1.12-34⑤（凡例追加のみ）

9/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

43

44

章番号

第1.12.5図第1.12.7図

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.12-34②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）1.12-35②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）10/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

45 第1.12.10図

ページ番号

1.12-38

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）11/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

46 第1.12.11図

ページ番号

1.12-39

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

⑤

12/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

47

－

－

⑤
（扱いを他の資料等を踏まえ再度整理した結果削除）13/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

審査基準，
基準規則と
48 対処設備と
の対応表
(2/2)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

②（原子炉建屋から漏えいする放射性物質等を監視するため，監視設備を自主的に配備することとした）

1.12-41

⑤

49

添付資料
1.12.2
3.

1.12-4250

添付資料
1.12.3

1.12-45

所要時間目安：約130分（ホース350mを敷設した場合の時間であり，敷設長 所要時間目安：約120分（ホース350mを設置した場合の時間であり，設置長さにより変わる）
さにより変わる）（実績時間：約120分，ただし緊急取水口蓋の開放時間は含まない）（実績時間：約110分，ただし緊急取水口蓋の開放時間は含まない）②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）ホース敷設時間により，短いケースで約130分，長いケースで約190分での対 ホース設置時間により，短いケースで約120分，長いケースで約180分での対②応を想定している。
応を想定している。
（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）14/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

51

添付資料
1.12.3
第1図

1.12-45

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）15/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

52

章番号

添付資料
1.12.3
第1表

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

②
（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）1.12-46

⑤

53

添付資料
1.12.3(1)

1.12-46

訓練実績を踏まえ，作業時間を想定しているが，第1表に示したとおり，6名で 訓練実績を踏まえ，作業時間を想定しているが，表１に示したとおり，6名で作業を行う①～④の作業の合計約120分と想定している。
作業を行う①～④の作業の合計約110分と想定している。

②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）16/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

54

添付資料
1.12.3(1)

1.12-4755

添付資料
1.12.3(1)

1.12-4756

添付資料
1.12.3(1)

1.12-4857

添付資料
1.12.3(2)

1.12-4958

添付資料
1.12.4
1.(1)①

1.12-5059

添付資料
1.12.4
第3図

1.12-53

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性 大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制手順については，敷設するホースの長さにより作業時間が 物質の拡散抑制手順については，設置するホースの長さにより作業時間が約130分～約190分となる。
約120分～約180分となる。

②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）ホース敷設ルートは，その時の現場の状況で敷設に支障がない場合は，敷 ホース設置ルートは，その時の現場の状況で設置に支障がない場合は，設②
設時間が短くなるルートを選択する（南側ルートを選択）こととしており，実際 置時間が短くなるルートを選択する（南側ルートを選択）こととしており，実際 （免震重要棟のに要する時間としては約130分（7号炉への敷設の場合）若しくは約160分（6 に要する時間としては約120分（7号炉への設置の場合）若しくは約150分（6
自主化による移号炉への敷設の場合）が基本ケースとなる。
号炉への設置の場合）が基本ケースとなる。
動起点の変更）具体的には、ホース敷設距離が長い場合（700mより長くなる場合），全体の 具体的には、ホース設置距離が長い場合（700mより長くなる場合），全体の②
作業時間は約190分となる。
作業時間は約180分となる。
（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）現在は本作業にかかる時間を約130分（7号炉への敷設の場合）若しくは約 現在は本作業にかかる時間を約120分（7号炉への設置の場合）若しくは約②
160分（6号炉への敷設の場合）としているが，150分（6号炉への設置の場合）としているが，（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）原子炉格納容器からの異常な漏えいにより，格納容器圧力逃がし装置で原 原子炉格納容器の異常漏えいにより，格納容器圧力逃がし装置又は代替格④
子炉格納容器の減圧及び除熱をしているものの，原子炉建屋内の水素濃度 納容器圧力逃がし装置で原子炉格納容器の減圧及び除熱をしているもの（1.10手順の判断が低下しないことにより原子炉建屋トップベントを開放する場合の，原子炉建屋天井付近に設置されている原子炉建屋水素濃度計で，水素 基準変更に伴う濃度が3.5％を超えたことにより原子炉建屋トップベントを開放する場合
修正）

⑤

17/18

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

60

添付資料
1.12.43.

1.12-5461

添付資料
1.12.43.

1.12-5462

添付資料
1.12.53.

63

添付資料
1.12.63.

1.12-5664

添付資料
1.12.71.

1.12-5865

添付資料
1.12.73.

66

添付資料
1.12.8
3.

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

放射性プルーム放出時には，放水砲により放水した水により，放射性プルー 放水砲の放射方法としては，直状放射から噴霧放射への切り替えが可能でムに含まれる微粒子状の放射性物質が除去されることが期待できる。
あり，噴霧放射は直状放射に比べ射程距離が短くなるものの，より細かい水放水砲の放射方法としては，直状放射から噴霧放射への切替えが可能であ 滴径が期待できる。
り，噴霧放射は直状放射に比べ射程距離が短くなるものの，より細かい水滴 放射性プルーム放出時には，放水砲により放水した水により，放射性プルー径が期待できるため，高い放射性物質の除去効果が期待できる。
ムに含まれる微粒子状の放射性物質が除去されることが期待できるが，微粒子状の放射性物質の粒子径は，0.1～0.5μｍと考えられ，この粒子径の微
粒子の水滴による除去機構は，水滴と微粒子の慣性衝突作用（水滴径0.3ｍｍφ前後で最も衝突作用が大きくなる）によるものであり，噴霧放射を活用することで，その衝突作用に期待できる。また，水滴と微粒子の相対速度を大きくし，水の流量を大きくすることで，除去効果の増大が期待できる。
原子炉建屋（原子炉格納容器又は使用済燃料プール）の破損箇所や放射性 原子炉建屋（原子炉格納容器又は使用済燃料プール）の破損箇所が不明な物質の放出箇所が確認できない場合，原子炉建屋の中央に向けて放水す 場合る。
所要時間目安 ：約180分
所要時間目安 ：約170分

1.12-55（1） 北放水口への設置
必要要員数 ：6名（緊急時対策要員）
所要時間目安 ：約190分（北放水口1重目のみ）（1）北放水口への設置
必要要員数 ：4名（緊急時対策要員）
所要時間目安 ：約180分（北放水口1重目のみ）

航空機燃料火災状況を確認し,安全を確保した場所に大型化学高所放水車を配置するとともに，化学消防自動車等により外部水源（防火水槽，消火栓又は海）から大型化学高所放水車に送水する。
所要時間目安：約55分

航空機燃料火災状況を確認し,安全距離を確保した場所に高所放水車を配置するとともに，消防車により外部水源（防火水槽又は海）から高所放水車に送水する。
所要時間目安：約45分

所要時間目安：約130分（ホース350mを敷設した場合の時間であり，敷設長さにより変わる）（実績時間約115分，ただし実績のない緊急取水口蓋の開放時間は含まない）

所要時間目安：約120分（ホース350mを設置した場合の時間であり，設置長さにより変わる）（実績時間約105分，ただし実績のない緊急取水口蓋の開放時間は含まない）

1.12-58

1.12-60

変更理由

⑤

⑤
②
（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）③（より確実に対応が可能となるよう
対応人数見直し）⑤②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）②（免震重要棟の自主化による移動起点の変更）18/18

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

1

2

3

4

章番号

目次

目次

目次

目次

ページ番号

1.13-1

1.13-2

1.13-2

1.13-6

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(e) 淡水貯水池を水源とした対応手段（あらかじめ敷設してあるホースが使用 (d)淡水貯水池を水源とした対応手段及び設備できる場合）と設備(f) 淡水貯水池を水源とした対応手段（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）と設備

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

c.水源の切替え(a)原子炉隔離時冷却系の水源の切替え(2) サプレッション・チェンバを水源とした対応手順
a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水(2)サプレッション・チェンバを水源とした対応手順
a.原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時のサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水(3) 淡水タンクへ水を補給するための対応手順(3)淡水タンクへ水を補給するための対応手順
a. 淡水貯水池から淡水タンクへの補給
a.淡水貯水池から淡水タンクへの補給
1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順
1.13.2.3 水源を切り替えるための対応手順(1) 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の水源切替え(1)各種注水の水源切替え
a. 原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
a.原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水
b. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水
b.高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水(2) 淡水から海水への切替え(2)淡水から海水への切替え
a. 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)による送 1.13.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
水中の場合
1.13.2.5 重大事故等時の対応手段の選択
b. 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)による送水中の場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）
1.13.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
1.13.2.5 重大事故等時の対応手段の選択(1) 水源を利用した対応手段(2) 水源へ水を補給するための対応手段
a. 復水貯蔵槽への補給
b. 防火水槽への補給
c. 淡水タンクへの補給

変更理由②（淡水貯水池の運用変更に伴う手順の追加）

⑤

⑤

⑤

1/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

5

6

7

8

章番号

目次

1.13.1(2)a.(a)

1.13.1(2)a.(b)

1.13.1(2)a.(
c)

ページ番号

1.13-8

1.13-12

1.13-14

1.13-16

変更後
12.代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給
13.淡水貯水池（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）から海を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)への送水の切替え
添付資料1.13.4 淡水貯水池から海への水源切替えの判断基準について
添付資料1.13.5 解釈一覧
1.操作手順の解釈一覧
2.各号炉の弁番号及び弁名称一覧③評価進捗による変更・修正

変更前
12.淡水貯水池から海を水源とした可搬型代替注水ポンプへの送水の切替え添付資料1.13.4 解釈一覧
1.淡水貯水池から海への水源切替えの判断基準について
2.操作手順の解釈一覧

a. 水源を利用した対応手段と設備
a.水源を利用した対応手段及び設備(a) 復水貯蔵槽を水源とした対応手段と設備(a)復水貯蔵槽を水源とした対応手段及び設備
重大事故等の収束に必要となる水源として復水貯蔵槽を利用する。
重大事故等の収束に必要となる水源として復水貯蔵槽を利用する。
重大事故等時において，サプレッション・チェンバを水源として利用できない 重大事故等時において，サプレッション・チェンバを水源として利用できない
場合は，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容 場合は，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容
器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び原子炉ウェルへの注水を 器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器頂部への行う手段がある。
注水を行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，復水貯蔵槽を水源とした原に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.4 原子炉冷却材圧力バウン 子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
ダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.6 原子炉格納容 ・高圧代替注水系（高圧代替注水系ポンプ）
器内の冷却等のための手順等」，「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を ・原子炉隔離時冷却系（原子炉隔離時冷却系ポンプ）
冷却するための手順等」及び「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を ・高圧炉心注水系（高圧炉心注水系ポンプ）防止するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
・制御棒駆動水系（制御棒駆動水系ポンプ）
原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水で使用する設備は以下のとおり。
・高圧代替注水系（高圧代替注水系ポンプ）
・原子炉隔離時冷却系（原子炉隔離時冷却系ポンプ）
・高圧炉心注水系（高圧炉心注水系ポンプ）
・制御棒駆動系（制御棒駆動水ポンプ）
これらの対応手段及び設備は，「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.4 原子炉冷却材圧力バウン
ダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.6 原子炉格納容
器内の冷却等のための手順等」及び「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」，「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

変更理由

⑤

⑤

-

⑤

-

⑤

2/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順
等」，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」，「1.8 原
子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」，「1.10 水素爆発
1.13.1(2)a.(dによる原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」及び「1.11 使用済燃
91.13-17)
料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
防火水槽を水源とした各接続口までの送水で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）
・ホース・接続口
・燃料補給設備(e) 淡水貯水池を水源とした対応手段（あらかじめ敷設してあるホースが使用 (d)淡水貯水池を水源とした対応手段及び設備できる場合）と設備重大事故等の収束に必要となる水源として淡水貯水池を利用する。重大事
重大事故等の収束に必要となる水源として淡水貯水池を利用する。
故等時において，復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源として利用
重大事故等時において，復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源とし できない場合は，淡水貯水池を水源として可搬型代替注水ポンプを用いた原て利用できない場合は，淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設し 子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置への補てあるホースを使用し，淡水貯水池を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1 給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉格納容器頂部への注水及び使級又はA-2級)を用いた原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷 用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手段がある。
却，フィルタ装置への補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸1.13.1(2)a.(10
1.13-19,20 送するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順
e)等」，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」，「1.8 原
子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」，「1.10 水素爆発
による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
淡水貯水池を水源とした各接続口までの送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）
・ホース・接続口
・燃料補給設備

変更理由

⑤

⑤

3/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

(f) 淡水貯水池を水源とした対応手段（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）と設備重大事故等の収束に必要となる水源として淡水貯水池を利用する。
重大事故等時において，復水貯蔵槽及びサプレッション・チェンバを水源として利用できず，淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合に，淡水貯水池から直接可搬型代替注水ポンプ(A-1
級又はA-2級)を用いた原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，フィルタ装置への補給，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールへの注水/スプレイを行う手段がある。
これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時
1.13.1(2)a.(fに発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸
11
1.13-22,23)
送するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順
等」，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」，「1.8 原
子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」，「1.10 水素爆発
による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」及び「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
淡水貯水池を水源とした各接続口までの送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-1級又はA-2級）
・ホース・接続口
・燃料補給設備
これらの対応手段及び設備は，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順
1.13.1(2)a.(g等」，「1.8 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等」，
12
1.13-25)「1.10 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等」，「1.11 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等」及び「1.12 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同様である。
これらの対応手段及び設備は，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」，「1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発1.13.1(2)a.(13
1.13-28 電用原子炉を冷却するための手順等」にて選定する対応手段及び設備と同
h)
様である。

14

1.13.1(2)a.(i)

1.13-29・ホース（淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホース）
水を送水するホースとして耐震性は確保されていないが，重大事故等の収束に必要となる水を確保する手段として有効である。

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

-

②

-

⑤

-

⑤

-

②
（淡水貯水池の運用変更に伴う追加）

4/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

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

ⅰ.可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備は以下のとおり。なお，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽へ補給した淡水を使用する手段だけでなく，淡水
貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて補給する手段，防火水槽へ補給した海水を可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて補給する手段
又は取水した海水を可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて補給する手段もある。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）・淡水貯水池・防火水槽
・ホース・接続口
・CSP 外部補給配管・弁・復水貯蔵槽・大容量送水車（海水取水用）
・海水貯留堰・スクリーン室・取水路[海水取水箇所]
・燃料補給設備

ⅲ. 可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給（淡水貯水池をと水源とし，，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合に，，直接可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
1.13.1(2)b.(a 1.13-30～ ・淡水貯水池
15・ホース・接続口)ⅱ
32
・CSP外部補給配管・弁・復水貯蔵槽・燃料補給設備変更理由⑤

ⅳ. 可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給（海を水源とした場合）
海を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
・ホース・接続口
・CSP外部補給配管・弁・復水貯蔵槽・大容量送水車（海水取水用）
・海水貯留堰・スクリーン室・取水路[海水取水箇所]（海水取水箇所）
・燃料補給設備5/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

16

章番号

1.13.1(2)b.(d)

17

1.13.1(2)b.(d)

18

1.13.1(2)c.(
c)

ページ番号

1.13-36

1.13-37

1.13-41

19

1.13.2.1(1)a.(c)1.13-46

20

1.13.2.1(1)a.(d)1.13-49

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(d) 重大事故等対処設備と自主対策設備(d)重大事故等対処設備と自主対策設備
防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽へ 復水貯蔵槽への補給で使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A-2の補給で使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A-2級），ホース・接 級），ホース・接続口，CSP 外部補給配管・弁，復水貯蔵及び燃料補給設備
続口，CSP外部補給配管・弁，復水貯蔵槽及び燃料補給設備は重大事故等 は重大事故等対処設備として位置づける。
対処設備として位置付ける。
淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A-2級），ホース・接続口，CSP外部補給
配管・弁，復水貯蔵槽及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
海を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給で使用する設備のうち，可搬型代替注水ポンプ（A-2級），ホース・接続口，
CSP外部補給配管・弁，復水貯蔵槽，大容量送水車（海水取水用），海水貯留堰，スクリーン室，取水路及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
防火水槽への補給で使用する設備のうち，ホース，大容量送水車（海水取水用），海水貯留堰，スクリーン室，取水路及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
・ホース（淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホース）
水を送水するホースとして耐震性は確保されていないが，淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給手段及び淡水貯水池から防火水槽への補給手段として有効である。
防火水槽へ補給する水源の切替えで使用する設備のうち，大容量送水車（海水取水用），海水貯留堰，スクリーン室，取水路，ホース及び燃料補給設
備は重大事故等対処設備として位置付ける。

変更理由②（淡水貯水池の運用変更に伴う追加）-②（淡水貯水池の運用変更に伴う追加）-⑤(c) 高圧代替注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注 (c)高圧代替注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（中央制御室操作）
水（中央制御室操作）
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系が機能喪失した場合，又は炉心 高圧代替注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を （中央制御室操作）については，高圧注水系が機能喪失した場合に，中央制遅延又は防止する場合に，中央制御室からの手動操作により高圧代替注水 御室からの操作により高圧代替注水系を起動し原子炉圧力容器への注水を系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。 する場合と，炉心の著しい損傷が発生した場合に，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため原子炉圧力容器へ注水する場
合がある。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

⑤

⑤

6/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

21

22

23

24

章番号

1.13.2.1(1)a.(e)1.13.2.1(1)a.(e)1.13.2.1(1)a.(e)1.13.2.1(1)a.(ｆ)ページ番号1.13-49

1.13-50

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

高圧注水系が機能喪失した場合，かつ高圧代替注水系が起動できない場合 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により高圧注水系での原に，現場での弁の手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動し，復水貯蔵 子炉の冷却ができない場合において，高圧代替注水系が起動できない場合槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
は，復水貯蔵槽を水源として原子炉隔離時冷却系を現場での弁の手動操作にて起動し原子炉圧力容器への注水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準①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喪失により中央制御室からの 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系での原子炉圧力容器 操作による高圧注水系での原子炉圧力容器への注水ができない場合におへの注水ができない場合において，中央制御室からの操作及び現場での人 いて，中央制御室からの操作若しくは現場手動操作による高圧代替注水系
力による弁の操作により高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代 の起動にて原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に維持
替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル3）以上に できない場合，又は中央制御室からの操作及び現場手動操作による高圧代
維持できない場合。
替注水系の起動ができない場合。

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員4名及び ③操作の成立性
緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び現場運転員4名，炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで約90分，緊急時 緊急時対策要員4名にて作業を実施する。
対策要員による排水処理開始まで約180分で可能である。
作業開始を判断してから現場運転員による原子炉隔離時冷却系起動まで約円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具（酸素呼吸器及び耐熱 90分で可能である。
服），照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できる
1.13-50,51 よう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
原子炉隔離時冷却系ポンプ室に現場運転員が入室するのは原子炉隔離時
冷却系起動時のみとし，その後速やかに退室する手順とする。したがって，
原子炉隔離時冷却系タービングランド部からの蒸気漏えいに伴う環境温度の上昇による運転員への影響はないものと考えており，防護具（酸素呼吸器
及び耐熱服）を確実に装着することにより本操作が可能である。

1.13-51

高圧注水系又は高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉
水位低(レベル3)以上に維持できない場合，又は炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止する場
合に，制御棒駆動系を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

制御棒駆動水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水（進展抑制）については，全交流動力電源喪失又は高圧炉心注水系の機能喪失時において, 高圧代替注水系又は原子炉隔離時冷却系により原子炉圧
力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に維持できない場合に，原子炉補機冷却系により冷却水を確保し，制御棒駆動水系を用いて原子炉圧力容器への注水する場合と，炉心の著しい損傷が発生した場合に，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため原子炉圧力容器へ注水する場合がある。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

7/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

25

章番号

1.13.2.1(1)a.(ｇ)ページ番号1.13-53

26

1.13.2.1(1)b.(a)1.13-55

27

1.13.2.1(1)b.(a)1.13-5928

1.13.2.1(1)c.(a)1.13-60

29

1.13.2.1(1)c.(a)30

1.13.2.1(1)d.(a)31

1.13.2.1(1)e.(a)1.13-62

1.13-65

1.13-67

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

全交流動力電源が喪失し，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により 高圧炉心注水系による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への緊急注
原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に維持できない場 水については，全交流動力電源が喪失し, 高圧代替注水系及び原子炉隔離
合，又は炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心の原子炉格納容器下 時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に部への落下を遅延又は防止する場合に，常設代替交流電源設備又は第二 維持できない場合は，常設代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電
代替交流電源設備により高圧炉心注水系の電源を確保することで，高圧炉 源を供給することで高圧炉心注水系を冷却水がない状態で短時間起動し，心注水系を冷却水がない状態で一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした 原子炉圧力容器へ注水する場合と，炉心の著しい損傷が発生した場合に，原子炉圧力容器への注水を実施する。
溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため原子炉
圧力容器へ注水する場合がある。
常設の原子炉圧力容器への注水設備が機能喪失した場合，残存溶融炉心 低圧代替注水系（常設）による復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器へのを冷却し原子炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱量を抑制する場合， 注水については，常設の原子炉圧力容器への注水設備の注水機能が喪失
又は溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止する場合
した場合に，低圧代替注水系(常設)により原子炉圧力容器への注水する場に，低圧代替注水系（常設）を起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力 合と，炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，原子炉圧力容器内
容器への注水を実施する。
に溶融炉心が残存した場合に，低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水することで残存溶融炉心を冷却し，原子炉圧力容器から原子炉格
納容器への放熱量を抑制する場合と，炉心の著しい損傷が発生した場合，溶融炉心の原子炉格納容器下部への落下を遅延又は防止するため原子炉
圧力容器へ注水する場合がある。
当該操作実施後，現場運転員2名にて復水移送ポンプの水源確保操作を実 当該操作実施後，現場運転員2名にて復水移送ポンプの水源確保操作を実施した場合，15分以内で可能である。（「1.4.2.1(3)a.(a)低圧代替注水系(常設) 施した場合，15分以内で可能である。（「1.8.2.2(1)a.低圧代替注水系(常設)にによる残存溶融炉心の冷却」，「1.8.2.2(1)a.低圧代替注水系(常設)による原 よる原子炉圧力容器への注水」は残留熱除去系(A)と(B)注入配管使用のみ
子炉圧力容器への注水」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(A) を使用）と残留熱除去系(B)注入配管のみを使用）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレ
イ流量の調整又はスプレイの起動/停止を行う。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

-

⑤

-

⑤

-

⑤

-

⑤

8/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

32

33

34

章番号

1.13.2.1(2)a.

1.13.2.1(2)b.(a)1.13.2.1(2)c.(a)35

1.13.2.1(2)d.(a)36

1.13.2.1(2)d.(a)③評価進捗による変更・修正

ページ番号

変更後

変更前

1.13-67

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

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

また，全交流動力電源の喪失又は原子炉補機冷却系の故障により常設設備による原子炉圧力容器への注水機能が喪失した場合は，常設代替交流
電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系による冷却水を確保後に残留熱除去系(低圧注水モード)を起動し，サプレッション・チェン
バを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

全交流動力電源の喪失により常設の原子炉圧力容器への注水設備の注水機能の喪失が起きた場合，常設代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系(低圧注水モード)にて原子炉圧力容器への注水を実施する場合がある。

1.13-70

1.13-73

1.13-81

また，全交流動力電源の喪失により常設設備による原子炉格納容器内の冷 全交流動力電源の喪失により常設の原子炉格納容器冷却設備による冷却却機能が喪失した場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源 機能の喪失が起きた場合，常設代替交流電源設備により残留熱除去系(格設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで，原子炉補機冷却系 納容器スプレイ冷却モード)の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原
又は代替原子炉補機冷却系による冷却水を確保後に残留熱除去系(格納容 子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系(格納容器ス器スプレイ冷却モード)を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉 プレイ冷却モード)にて格納容器スプレイを実施する場合がある。
格納容器内へのスプレイを実施する。
d. サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器及び原子炉格納容 c.サプレッション・チェンバを水源とした代替循環冷却系を用いた除熱器内の除熱サプレッション・チェンバを水源とした代替循環冷却系を用いた除熱手段につ
サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器及び原子炉格納容器 いては，代替循環冷却系がある。
内の除熱手段については，代替循環冷却系がある。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

37

1.13.2.1(2)d.(b)1.13-82

1.13-83

炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器の過圧破損を防止するために 炉心の著しい損傷が発生した場合において，復水補給水系を用いた代替循
代替循環冷却系の運転を実施する場合，代替原子炉補機冷却系により補機 環冷却運転により，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることで冷却水を確保し，代替循環冷却系で使用する残留熱除去系熱交換器（B）及 原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
び代替循環冷却系の運転可否の判断で使用する格納容器内酸素濃度（CAMS）へ供給する。

⑤

⑤

9/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

38

章番号

1.13.2.1(2)d.(b)③評価進捗による変更・修正

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

1.13-84

なお，炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場合，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員
を2班体制とし，交替して対応する。

-

⑤

-

⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
39

40

1.13.2.1(2)d.(b)1.13.2.1(3)a.(a)41

1.13.2.1(3)a.(a)42

1.13.2.1(3)b.(a)1.13-84

1.13-85

1.13-88

1.13-89

給水・復水系，非常用炉心冷却系及び低圧代替注水系(常設)による原子炉 常設の原子炉圧力容器への注水設備，低圧代替注水系(常設)により原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レ 圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低(レベル3)以上に維持できない場合において，消火系及び注入配管が使用可能 ベル3)以上に維持できない場合において，消火系及び注入配管が使用可能な場合※1。
な場合※1（「1.4.2.1(3)a.(b)」消火系による残存溶融炉心の冷却」，「1.8.2.2(1)c.消火系に （炉心損傷後の原子炉圧力容器への注水については，残留熱除去系(C)又よる原子炉圧力容器への注水」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除 は高圧炉心注水系(B)(C)の注入配管は使用しない。）円滑に作業できるよう
去系(A)と残留熱除去系(B)注入配管のみを使用））に，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)及び代替格納容器スプレイ冷 残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)及び代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合，消火系を 却系による原子炉格納容器内の冷却機能の喪失が起きた場合，ろ過水タン
起動し，ろ過水タンクを水源とした原子炉格納容器へのスプレイを実施する。 クを水源とした消火系による格納容器スプレイを実施する。

⑤

⑤

⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
43

1.13.2.1(3)b.(a)44

1.13.2.1(3)c.(a)1.13-89

-

⑤

-

⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
1.13-9410/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

-

⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
45

1.13.2.1(3)d.(a)46

1.13.2.1(4)a.

47

1.13.2.1(4)a.

48

1.13.2.1(4)a.

1.13-96

1.13-98

復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ及びろ過水タンクを水源とした原子炉 復水貯蔵槽又はサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への
圧力容器への注水等の各種注水ができず，淡水貯水池及び淡水貯水池か 注水等の各種注水/補給ができない場合。また，フィルタ装置の水位が通常
ら防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合。また， 水位を下回ると判断した場合。
フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。

②（淡水貯水池の運用変更に伴う追加）

防火水槽から各種注水ルート図を第1.13.35図に示す。
1.13-98(c) 操作の成立性(c)操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1 上記の操作は，1ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1台又は2台を使用した場合は1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて，可搬 台の操作を緊急時対策要員2名にて実施した場合，作業開始を判断してから型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)3台を使用した場合は1ユニット当たり 送水開始まで，建屋近傍の防火水槽を用いることによりSFP接続口，スクラ
緊急時対策要員3名にて作業を実施し，作業開始を判断してから建屋近傍の バ接続口及びウェル接続口に接続した場合において約80分で可能である。
防火水槽を水源とした送水を開始するまでの所要時間は以下のとおりであ また，1ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)2台又は3台の操作を緊急時対策要員3名にて実施した場合，作業開始を判断してから送1.13-99,100 る。
可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1台を使用した場合（ホースの接続 水開始まで，建屋近傍の防火水槽を用いることによりMUWC接続口，SFP接先：SFP接続口，スクラバ接続口，ウェル接続口）：約110分
続口に接続した場合において約95分で可能である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)2台を使用した場合（ホースの接続
先：SFP接続口）：約125分
可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)3台を使用した場合（ホースの接続
先：MUWC接続口，SFP接続口）：約125分

⑤

⑤

11/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

49

50

51

章番号

1.13.2.1(4)b.

1.13.2.1(4)b.

1.13.2.1
(4)c.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作者），現場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作 業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への 注水開始まで残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)のいずれの注入配管
注水開始まで残留熱除去系(B)，残留熱除去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧 を使用した場合においても約95分で可能である。
炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合
1.13-104 においても約125分で可能である。
（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(A)と残留熱除去系(B)注入配管のみを使用）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

1.13104,105［全交流動力電源が喪失している場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧
代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去
系(B)，残留熱除去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉
心注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約125分で可能である。（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源
喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

ⅲ. 操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作
1.13-109 業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉
格納容器内へのスプレイ開始まで約125分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

-③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレ
イ開始まで約95分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

変更理由

⑤

⑤

⑤

12/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

52

章番号

1.13.2.1(4)c.

53

1.13.2.1(4)d.

54

1.13.2.1
(4)e.

ページ番号

変更後

［全交流動力電源が喪失している場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策要員3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替
格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約125分で可能である。
（「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容
器内へのスプレイ(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力
1.13-109 電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

1.13111,112③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

-

⑤

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員4名にて作業を実施した場
6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの 合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定～可搬型代替注水ポ
特定，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の配置～送水準備及びフィルタ装置補 ンプ(A-2級)の配備～送水準備～フィルタ装置補給用接続口使用による可搬給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による注水開始まで 型代替注水ポンプ(A-2級)による注水開始まで約80分，フィルタ装置水位調
約65分，フィルタ装置水位調整(水張り)完了まで約125分で可能である。
整(水張り)を約50分，計約130分で可能である。
炉心損傷がない状況下での格納容器ベントを実施した場合は，本操作にお 炉心損傷がない状況下での原子炉格納容器装置であることから，本操作にける作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
おける作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
なお，炉心損傷後の屋外における本操作は，格納容器ベント実施後の短期 炉心損傷状況下における本操作は，原子炉格納容器装置実施から25時間間において，フィルタ装置水の蒸発によるフィルタ装置の水位低下は評価上 後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量
想定されないため，フィルタ装置水位調整（水張り）操作を実施することはな は低下しているため，作業可能である。
いと考えられるが，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信要員を交替して対応することで，作業可能である。
連絡設備を整備する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
1.13-114

-

⑤

13/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

55

56

57

章番号

1.13.2.1(4)f.

1.13.2.1(4)f.

1.13.2.1(4)g.(a)58

1.13.2.1(4)g.(b)59

1.13.2.1(4)g.(b)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

ⅰ. 手順着手の判断基準①手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器内の温度が171℃を 炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器内の温度上昇が1.13-115 超えるおそれがある場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合※2。 継続している場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合※2。

⑤

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系 2名で作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系による原子炉ウェル注水開始まで約80分で可能である。
1.13-115 による原子炉ウェル注水開始まで約110分で可能である。

⑤

上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへ 2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始まで80分以内で可能である。
1.13-118 の注水開始まで110分以内で可能である。

⑤

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び 上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2 名及緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用 び緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへの注水開始までの所要時間は以下のとおり。
1.13-120 済燃料プールへの注水開始までの所要時間は以下のとおり。
SFP可搬式接続口使用の場合:約110分
SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:約80 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約120分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約90 分⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

60

1.13.2.1(4)g.(c)1.13-121-ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへ 3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始まで95分以内で可能である。
1.13-122 のスプレイ開始まで125分以内で可能である。

⑤

⑤

14/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

61

1.13.2.1(4)g.(d)62

1.13.2.1
(5)a.

63

64

1.13.2.1(5)a.

1.13.2.1
(5)a.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び 上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2 名及緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用 び緊急時対策要員3 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから済燃料プールへのスプレイ開始までの所要時間は以下のとおり。
使用済燃料プールへのスプレイ開始までの所要時間は以下のとおり。
SFP可搬式接続口使用の場合:約125分
SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:約95 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約135分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約105 分
1.13円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信⑤
124,125備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作 連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機業場所近傍に配備する。屋内作業の室温は，事象初期に可搬型スプレイ
材は作業場所近傍に配備する。可搬型代替注水ポンプからのホースの接続
ヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度である。
は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。
原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下 原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器内の冷却，原子炉格納容器下部への注水，原子炉ウェルへの注水及び使用済燃料プールの冷却に用いる 部への注水，原子炉格納容器頂部への注水及び使用済燃料プールの冷却②
常設の設備が使用できない場合に，淡水貯水池から防火水槽の間にあらか に用いる常設の設備が使用できない場合に可搬型代替注水ポンプ(A-1級又 （淡水貯水池の1.13-126
じめ敷設してあるホースを使用し可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級) はA-2級)による各種注水を行う。
運用変更に伴うによる各種注水を行う。
修正）(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，ろ過水タンク及び防火水槽を水源とし 復水貯蔵槽又はサプレッション・チェンバ及び防火水槽を水源とした原子炉②
た原子炉圧力容器への注水等の各種注水ができず，淡水貯水池及び淡水 圧力容器への注水等の各種注水／補給ができない場合。また，フィルタ装置 （淡水貯水池の1.13-127 貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できる場 の水位が通常水位を下回ると判断した場合。
運用変更に伴う合。
修正）(c) 操作の成立性(c)操作の成立性［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)への ［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプへの送水）］
送水）］
上記の操作は，緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場合，作業開始を
上記の操作は，緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を 判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)へ淡水貯水池の水判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)へ淡水貯水池の水を を給水するまで105 分以内で可能である。
1.13-129 送るまでの所要時間は以下のとおりである。
可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1台又は2台を使用した場合：約110分
可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)3台を使用した場合：約125分

⑤

15/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

65

66

章番号

1.13.2.1(5)a.

1.13.2.1(5)b.(a)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前［淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)による [淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる送水］
送水］
上記の操作は，1ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1
上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場 台の操作を緊急時対策要員2名にて実施した場合，作業開始を判断してから合，作業開始を判断してからあらかじめ敷設してあるホースを使用した淡水 送水開始まで，建屋近傍の送水ラインと直接接続し，SFP接続口，スクラバ
貯水池を水源とした送水を開始するまでの所要時間は以下のとおりである。 接続口及びウェル接続口に接続した場合において約110分で可能である。
可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1台を使用した場合（ホースの接続
1.13-130
先：SFP接続口，スクラバ接続口，ウェル接続口）：約115分
可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)2台を使用した場合（ホースの接続
先：SFP接続口）：約125分
可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)3台を使用した場合（ホースの接続
先：MUWC接続口，SFP接続口）：約140分
ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認
低圧代替注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器へ 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作の注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1ユニット 業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊 注水開始まで残留熱除去系(A)(B)(C)又は高圧炉心注水系(B)(C)のいずれ
急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代 の注入配管を使用した場合においても約120分で可能である。（炉心損傷後
替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去系 の原子炉圧力容器への注水については，残留熱除去系(C)又は高圧炉心注
1.13-134 (B)，残留熱除去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心 水系(B)(C)の注入配管は使用しない。）
注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約140分で可能で 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信ある。（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却 連絡設備を整備する(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(B)と残留熱除去系(A)注入配管のみを使用）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

変更理由

⑤

⑤

16/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

67

68

章番号

1.13.2.1(5)b.(a)1.13.2.1(5)c.(a)ページ番号1.13135,136

変更後［全交流動力電源が喪失している場合］
低圧代替注水系(可搬型)による淡水貯水池を水源とした原子炉圧力容器への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1ユニット
当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去系(B)，残留熱除去系(A)，
残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注水系(C)のいずれの注入配管を使用した場合においても約140分で可能である。（「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

-

⑤

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してある 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作ホースが使用できる場合）操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操 業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による格納容器スプレ
作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施 イ開始まで約120分で可能である。
した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型） 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信
による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約140分で可能である。
連絡設備を整備する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設
1.13-139 備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

⑤

17/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

69

70

章番号

ページ番号

1.13.2.1(5)c.(a)［全交流動力電源が喪失している場合］
淡水貯水池を水源とした原子炉格納容器内の冷却（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約140分で可能である。（「1.6.2.2(1)a.(c)代替格
納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ(淡水1.13-140 /海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

1.13.2.1(5)d.(a)変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

-

⑤

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性淡水貯水池を水源としたフィルタ装置への補給（あらかじめ敷設してあるホー 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員6名にて作業を実施した場
スが使用できる場合）操作は，炉心損傷をしていない場合は，1ユニット当た 合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定～可搬型代替注水ポり緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水 ンプ(A-2級)の配備～送水準備～フィルタ装置補給用接続口使用による可搬源と送水ルートの特定，可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の配置，送水準備及 型代替注水ポンプ(A-2級)による注水開始まで約110分，フィルタ装置水位調びフィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ(A-2級)によ 整(水張り)を約50分，計約160分で可能である。
る注水開始まで約65分，フィルタ装置水位調整(水張り)完了まで約125分で 炉心損傷がない状況下での原子炉格納容器装置であることから，本操作に可能である。
おける作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
炉心損傷をしている場合は，1ユニット当たり緊急時対策要員10名にて作業 炉心損傷状況下における本操作は，原子炉格納容器装置実施から25時間を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特定，可搬型 後以降に行うことから，大気中に放出された放射性物質から受ける放射線量
代替注水ポンプ(A-2級)の配置，送水準備及びフィルタ装置補給用接続口使 は低下しているため，作業可能である。
1.13-142 用による可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による注水開始まで約65分，フィルタ 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信装置水位調整(水張り)完了まで約125分で可能である。
連絡設備を整備する。

⑤

炉心損傷がない状況下での格納容器ベントを実施した場合は，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
なお，炉心損傷後の屋外における本操作は，格納容器ベント実施後の短期間において，フィルタ装置水の蒸発によるフィルタ装置の水位低下は評価上想定されないため，フィルタ装置水位調整（水張り）操作を実施することはな
いと考えられるが，作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策
要員を交替して対応することで，作業可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

18/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

71

72

72

73

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

1.13145,146

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
格納容器下部注水系（可搬型）による淡水貯水池を水源とした原子炉格納容 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認器下部への注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作者），現場運転員4名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転 業開始を判断してから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認する
員2名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断し まで約120分で可能である。
てから原子炉格納容器下部への初期水張り開始を確認するまで約140分で 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信可能である。
連絡設備を整備する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

⑤

1.13.2.1(5)f.(a)1.13147,148

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性淡水貯水池を水源とした原子炉ウェルへの注水（あらかじめ敷設してある
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
ホースが使用できる場合）操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及 4名で作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器頂部注水系にび緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格 よる原子炉ウェル注水開始まで約110分で可能である。
納容器頂部注水系による原子炉ウェルへの注水開始まで約115分で可能である。

⑤

1.13.2.1(5)g.(a)ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性淡水貯水池を水源とした使用済燃料プールへの注水/スプレイ（あらかじめ 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1ユニット当たり中央制御室 4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへ
1.13-150 運転員1名及び緊急時対策要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判 の注水開始まで110分以内で可能である。
断してから使用済燃料プールへの注水開始まで115分以内で可能である。

1.13.2.1(5)e.(a)1.13.2.1(5)g.(b)ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料 上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2 名及プールへの注水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は， び緊急時対策要員4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから
1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策要 使用済燃料プールへの注水開始までの所要時間は以下のとおり。
員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プール SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:約110 分
への注水開始までの所要時間は以下のとおり。
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約110 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信
1.13-152 SFP可搬式接続口使用の場合:約115分
原子炉建屋大物搬入口から接続の場合:約120分
連絡設備を整備する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

⑤

⑤

19/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

75

76

章番号

ページ番号

1.13.2.1(5)g.(c)ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
燃料プール代替注水系による常設スプレイヘッダを使用した使用済燃料プー 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
ルへのスプレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は， 4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへ
1.13-154 1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員4名にて作業を のスプレイ開始まで120分以内で可能である。
実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プールへのスプレイ開始まで140分以内で可能である。

1.13.2.1(5)g.(d)変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
燃料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料 上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2 名及プールへのスプレイ（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作 び緊急時対策要員4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからは，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策 使用済燃料プールへのスプレイ開始までの所要時間は以下のとおり。
要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから使用済燃料プー SFP 接続口(原子炉建屋南側)使用の場合:約120 分
ルへのスプレイ開始までの所要時間は以下のとおり。
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約125 分
SFP可搬式接続口使用の場合:約125分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信
1.13-156
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約135分
連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設 材は作業場所近傍に配備する。
備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。屋内作業の室温は，事象初期に可搬型スプレイ
ヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度である。
(6) 淡水貯水池を水源とした対応手順（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）手順の追加

77

78

1.13.2.1(6)

1.13.2.1(7)b.(a)1.13-157～
186

1.13194,195―

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性［交流電源が確保されている場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員10名にて作業を実施し，作業開始者），現場運転員2名及び緊急時対策要員10名にて作業を実施し，作業開始 を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開を判断してから低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開 始まで残留熱除去系(A)又は(B)の注入配管を使用した場合において約5時始まで残留熱除去系(B)，残留熱除去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注 間15分で可能である。（炉心損傷前の原子炉圧力容器への注水の場合は残水系(B)及び高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した場合において約5時 留熱除去系(C)又は炉心注水系(B)(C)の注入配管も使用し，約5時間15分で間15分で可能である。(「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶 対応可能）円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可搬型)による原 明及び通信連絡設備を整備する。
子炉圧力容器への注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため残留熱除去系(B)と残留熱除去系(A)注入配管のみを使用）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

変更理由

⑤

⑤

②
（淡水貯水池の運用変更に伴う手順の追加）⑤

20/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

③評価進捗による変更・修正

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

1.13195,196［全交流動力電源が喪失している場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策要員10名にて作業を実施し，作業開始を判断してから低圧代替
注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水開始まで残留熱除去系(B)，
残留熱除去系(A)，残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)及び高圧炉心注
水系(C)の注入配管を使用した場合において約5時間15分で可能である。
(「1.4.2.1(3)a.(c)低圧代替注水系(可搬型)による残存溶融炉心の冷却(淡水/海水)」，「1.8.2.2(1)b.低圧代替注水系(可搬型)による原子炉圧力容器への注水(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

-

⑤

79

1.13.2.1(7)b.(a)80

1.13.2.1(7)c.(a)1.13-199-⑤

81

1.13.2.1(7)c.(a)［全交流動力電源が喪失している場合］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策要員10名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで約5時間15分で可能である。
（「1.6.2.2(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容
器内へのスプレイ(淡水/海水)」は炉心損傷状態での手順のため全交流動力
1.13-200 電源喪失時は使用できない。）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に操作可能である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。

-

⑤

82

1.13.2.1(7)d.(a)-⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
1.13-20321/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

83

84

85

86

章番号

ページ番号

1.13.2.1(7)e.(a)ⅰ. 手順着手の判断基準①手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器内の温度が171℃を 炉心損傷を判断した場合※1において，原子炉格納容器内の温度上昇が継1.13-204 超えるおそれがある場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合※2。 続している場合で，格納容器頂部注水系が使用可能な場合※2。

1.13.2.1(7)f.(b)1.13.2.1(7)f.(d)1.13.2.1(7)g.(b)変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び 上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2 名及緊急時対策要員10名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから燃 び緊急時対策要員10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プー 燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使用
ルへの注水開始までの所要時間は下記のとおり。
済燃料プール注水開始までの所要時間は下記のとおり。
SFP可搬式接続口使用の場合:約5時間5分
南側貫通接続口使用の場合:約5 時間5 分
1.13-209
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約5時間5分
原子炉建屋扉からの接続の場合:約5 時間5 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作 連絡設備を整備する。
業場所近傍に配備する。屋内作業の室温は，事象初期に可搬型スプレイ
ヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度である。

1.13213,214

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び 上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員1 名，現場運転員2 名及緊急時対策要員10名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから燃 び緊急時対策要員10 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから料プール代替注水系による可搬型スプレイヘッダを使用した使用済燃料プー 燃料プール代替注水系(可搬型)による可搬型スプレイヘッダを使用した使用
ルへのスプレイ開始までの所要時間は下記のとおり。
済燃料プールスプレイ開始までの所要時間は下記のとおり。
SFP可搬式接続口使用の場合:約5時間15分
南側貫通接続口使用の場合:約5 時間15 分
原子炉建屋大物搬入口からの接続の場合:約5時間15分
原子炉建屋扉からの接続の場合:約5 時間15 分
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作 連絡設備を整備する。
業場所近傍に配備する。屋内作業の室温は，事象初期に可搬型スプレイ
ヘッダの設置を実施するため通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇に1.13-217 おける作業性についても確保している。

-

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

22/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

87

章番号

1.13.2.1(7)g.(c)88

1.13.2.1(7)h.(a)89

1.13.2.1(7)i.(a)90

1.13.2.1(7)i.(a)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

ⅲ. 操作の成立性③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員8名にて作業を実施した場合，作 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員8名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員による系統構成完了まで約4時間15分，緊急時 業開始を判断してから運転員による系統構成完了まで約4時間15分，緊急時対策要員による大容量送水車（熱交換器ユニット用）を使用した補機冷却水 対策要員による大容量送水車を使用した補機冷却水供給開始まで約5時間
供給開始まで約5時間で可能である。また，代替原子炉補機冷却海水ポンプ で可能である。また，代替原子炉補機冷却海水ポンプを使用した場合は補機を使用した場合は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認 冷却水供給開始まで約7時間で可能である。
1.13-219 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員11名にて作業を実施し，補機冷却 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信
水供給開始まで約7時間で可能である。
連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設 材は作業場所近傍に配備する。
備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。
手順着手から約130分（7号炉の場合，6号炉の場合は約160分）で大気への 手順着手から120 分（7 号炉の場合，6 号炉の場合は150 分）で大気への放放射性物質の拡散抑制準備を完了することとしている。（ホース敷設距離が 射性物質の拡散抑制準備を完了することとしている。（ホース敷設距離が長長くなる5号炉北側からのルートでホースを敷設した場合は，約190分で大気 くなる5 号炉北側からのルートでホースを敷設した場合は，180 分で大気へへの放射性物質の拡散抑制準備を完了することとしている。）の放射性物質の拡散抑制準備を完了することとしている。）
円滑に作業できるように移動経路を確保し，防護具，可搬型照明及び通信連 円滑に作業できるようにアクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信絡設備を整備する。作業環境の周囲温度は外気温と同程度である。ホース 設備等を整備する。作業環境の周囲温度は外気温と同程度である。ホース等の取付けについては速やかに作業ができるように大容量送水車（原子炉 等の取付けについては速やかに作業ができるように大容量送水車の保管場
1.13-222 建屋放水設備用）の保管場所に使用工具及びホースを配備する。
所に使用工具及びホースを配備する。
また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇に 緊急時対策本部からの指示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制をおける作業性についても確保している。
開始する。緊急時対策要員（復旧班員）5 名にて実施し，手順着手から120
緊急時対策本部からの指示を受けて，大気への放射性物質の拡散抑制を 分以降（7 号炉の場合，6 号炉の場合は150 分以降）放水することが可能で開始する。緊急時対策要員（復旧班員）5名にて実施し，手順着手から約130 ある。
分以降（7号炉の場合，6号炉の場合は約160分以降）放水することが可能である。
手順着手から約130分（7号炉の場合，6号炉の場合は約160分）で準備を完 手順着手から120 分（7 号炉の場合，6 号炉の場合は150 分）で準備を完了
了することとしている。（ホース敷設距離が長くなる5号炉北側からのルートで しその後放水することとしている。（ホース敷設距離が長くなる5 号炉北側か
1.13-222 ホースを敷設した場合は，約190分で対応することとしている。）
らのルートでホースを敷設した場合は，180 分で対応することとしている。）

変更理由

⑤

⑤

⑤

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。
1.13-222

-

⑤

23/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

91

1.13.2.1(8)a.(a)1.13-22692

1.13.2.1(8)a.(b)1.13-22893

1.13.2.1(8)a.(c)③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

変更理由

ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）
にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから，ほう酸水注入開始まで1分以内で対応可能である。

③操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名，現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの各操作の所要時間は以下のとおり。
・原子炉冷却材再循環ポンプ手動停止：1分以内
・自動減圧系，代替自動減圧系起動阻止：1分以内
・ほう酸水注入開始：1分以内
・制御棒挿入操作開始：1分以内
・原子炉圧力容器内の水位の低下操作開始：2分以内
・残留熱除去系サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード操作完了：5分
以内
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム操作完了：約10分
・現場でのスクラムソレノイドヒューズ引き抜き操作完了：約25分

⑤

-

⑤

-

⑤

ⅰ.手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器へのス
プレイ，原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器頂部への注水準備が開始され，防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給ができる場合。

⑤

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。

94

95

96

1.13.2.2(1)a.(a)1.13.2.2(1)a.(a)1.13.2.2(1)a.(b)1.13-230
ⅰ. 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始さ
1.13-231 れ，防火水槽に淡水又は海水が補給されている場合。

ⅲ. 操作の成立性
ⅲ.操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポン 3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポン
1.13-233 プ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給開始まで145分以内で可能である。
プ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給開始まで135分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
連絡設備を整備する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始され，淡水貯水池及び淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあ
1.13-234 るホースが使用可能で，防火水槽が使用できない場合。

ⅰ.手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器へのス
プレイ，原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器頂部への注水準備が開始され，防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給ができない場合。

⑤

⑤

24/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

97

98

99

100

101

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

1.13.2.2(1)a.(b)1.13235,236［淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による送水］の手順 ［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプへの送水）］の追加「1.13.2.1(4)a.淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる送水」の（省略していたものを記載）
操作手順と同様である。

⑤

1.13.2.2(1)a.(b)ⅲ. 操作の成立性
ⅲ.操作の成立性［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ(A-2級)への送水）］［水源確保（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプへの送水）］
上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施した場 上記の操作は，緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-2級)へ淡水貯水池の 判断してから可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)へ淡水貯水池の水を
1.13-236 水を送るまで約125分で可能である。
給水するまで105分以内で可能である。

⑤

1.13.2.2(1)a.(b)［淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による送水］［淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプによる送水］
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員 上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び緊急時対策要員
2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポン 3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポン
1.13-237 プ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給開始まで150分以内で可能である。
プ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給開始まで135分以内で可能である。

⑤

1.13.2.2(1)a.(c)(c) 淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵
槽への補給（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）手順の追
1.13-238～ 加
240

1.13.2.2(1)a.(d)1.13-241ⅰ. 手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水等の各種注水が開始され，防火水槽及び淡水貯水池が使用できない場合。

-

ⅰ.手順着手の判断基準
復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水，原子炉格納容器へのス
プレイ，原子炉格納容器下部への注水及び原子炉格納容器頂部への注水準備が開始され，防火水槽及び淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給ができない場合。

②（淡水貯水池の運用変更に伴う手順の追加）⑤［海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注水ポンプ(A- 「1.13.2.1(6)a.海を水源とした大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代替注2級)による送水］の手順の追加
水ポンプによる送水」の操作手順と同様である。
（省略していたものを記載）
102

1.13.2.2(1)a.(d)1.13-241～
243

⑤

25/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

103

104

105

106

107

章番号

1.13.2.2(1)b.

1.13.2.2(2)a.

1.13.2.2(2)b.

1.13.2.2(2)c.(a)1.13.2.2(2)c.(a)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(c) 操作の成立性(c)操作の成立性
上記の操作は，１ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び 上記の操作は，１ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから現場 緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転運転員による系統構成完了まで約15分，緊急時対策要員による純水移送ポ 員操作の系統構成完了まで約15分，緊急時対策本部へ作業着手を依頼してから緊急時対策要員操作の純水移送ポンプ起動後，補給開始まで約165分
1.13-247 ンプを使用した復水貯蔵槽への補給開始まで約185分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設 で可能である。
備を整備する。屋内作業の室温は通常運転時と同程度である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

変更理由

⑤

(c) 操作の成立性(c)操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を 上記の操作は，緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから防火水槽へ淡水貯水池の水を補給するまで85分以内で可能で 判断してから防火水槽へ淡水貯水池の水を補給するまで80 分以内で可能
1.13-249 ある。
である。

⑤(c) 操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を
1.13-251 判断してから防火水槽に水を補給するまで約70分で可能である。

⑤(c)操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから防火水槽に水を補給するまで約80 分で可能である。

ⅰ. 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)による原子 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による原子炉圧力容
炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池及び淡水タン 器への注水等の各種注水/補給を継続する場合において，淡水貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水タンク)から防火水槽への補給手段が確保
1.13-252 ク(純水タンク及びろ過水タンク)の水が枯渇するおそれがある場合。
できない場合，又は貯水量の減少により防火水槽への淡水の補給手段がなくなるおそれがある場合。
ⅲ. 操作の成立性(c)操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の操作を緊急 上記の操作は，1ユニット当たり可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の操作を緊急時対策要員3名にて実施した場合，作業開始を判断してから送水開始まで約 時対策要員3名にて実施した場合，作業開始を判断してから送水開始まで約180分で可能である。
1.13-253 190分で可能である。

⑤

⑤

26/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

108

109

110

111

変更後

③評価進捗による変更・修正

章番号

ページ番号

1.13.2.2(2)c.(b)ⅰ. 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)による原子 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)による原
炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池及び淡水タン 子炉圧力容器への注水等の各種注水/補給を継続する場合において，淡水
1.13-254 ク(純水タンク及びろ過水タンク)の水が枯渇するおそれがあり，可搬型代替 貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水タンク)から防火水槽への補給
注水ポンプ(A-2級)により海水を防火水槽へ補給できない場合。
手段が確保できない場合，又は貯水量の減少により防火水槽への淡水の補給手段がなくなるおそれがある場合で，可搬型代替注水ポンプにより海水を防火水槽へ補給できない場合。

変更前

ⅰ. 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
防火水槽を水源として可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)による原子 防火水槽を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)による原
炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池及び淡水タン 子炉圧力容器への注水等の各種注水/補給を継続する場合において，淡水ク(純水タンク及びろ過水タンク)の水が枯渇するおそれがあり，大容量送水 貯水池及び淡水タンク(純水タンク及びろ過水タンク)から防火水槽への補給車(海水取水用)及び可搬型代替注水ポンプ(A-2級)により海水を防火水槽へ 手段が確保できない場合，又は貯水量の減少により防火水槽への淡水の補補給できない場合。
給手段がなくなるおそれがある場合で，大容量送水車及び可搬型代替注水
ポンプにより海水を防火水槽へ補給できない場合。

1.13.2.2(2)c.(c)1.13255,256

1.13.2.2(3)a.

(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)を水源として，原子炉圧力容器への 淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)を水源として，原子炉圧力容器への注水等の各種注水を行う場合で，淡水貯水池及び淡水貯水池から防火水槽 注水等の各種注水/補給を行う場合。
1.13-257の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合。

1.13.2.2(3)a.

(c) 操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を
1.13-258 判断してから指定された淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)に補給するまで約85分で可能である。

(c)操作の成立性
上記の操作は，緊急時対策要員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから指定された淡水タンク(純水タンク又はろ過水タンク)に補給するまで約80分で可能である。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

27/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

112

章番号

1.13.2.5
(2)a.

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

防火水槽を水源として利用できない場合は，淡水貯水池を水源として，淡水 防火水槽を水源として利用できない場合には，淡水貯水池を水源として，
貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースを用いて可搬型 ホースを用いて可搬型代替注水ポンプ(A-1 級又はA-2 級)に水を供給する
代替注水ポンプ(A-2級) により復水貯蔵槽へ補給する。
ことで原子炉等の各設備へ注水する。
淡水貯水池から防火水槽の間にあらかじめ敷設してあるホースが使用でき 淡水貯水池を水源として利用できない場合には，海を利用して可搬型代替注
ない場合は，淡水貯水池から直接可搬型代替注水ポンプ(A-2級)により復水 水ポンプ(A-2 級)により原子炉等の各設備へ注水することとなる。
貯蔵槽へ補給する。
②
淡水貯水池を水源として利用できない場合は，海を利用した補給手段よりも（淡水貯水池の1.13-266 短時間で補給を開始できる純水補給水系（仮設発電機を使用）により純水タ
運用変更に伴うンクから復水貯蔵槽へ補給する。
変更）
純水補給水系（仮設発電機を使用）により純水タンクから復水貯蔵槽へ補給ができない場合は，海を利用して大容量送水車（海水取水用）及び可搬型代
替注水ポンプ(A-2級) により復水貯蔵槽へ補給する。

淡水貯水池の運用変更に伴う設備の追加
条文内での記載の統一
113 第1.13.1表③評価進捗による変更・修正

1.13-268～282―②（淡水貯水池の運用変更に伴う変更）―②（淡水貯水池の運用変更に伴う変更）

淡水貯水池の運用変更に伴う設備の追加
使用する手順名称記載
1.13-283～
114 第1.13.2表
286

28/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

―

⑤

―

⑤

―

②
（淡水貯水池の運用変更に伴う追加）

機能喪失原因対策分析（使用済燃料プールの冷却について記載）
115 第1.13.1図1.13288,289
作業内容変更に伴うタイムチャートの修正

第1.13.3図第1.13.5図第1.13.11図116 第1.13.13図
第1.13.19図
第1.13,21図第1.13.23図第1.13.31図1.13291～293
295～297
305
307
313
315
317
325

第1.13.3図117 第1.13.5図
第1.13.11図第1.13.13図

1.13298
299
308
309

淡水貯水池の運用変更に伴うタイムチャートと概要図の追加

29/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

118 第1.13.33図

ページ番号
1.13327～329

119

第1.13.34図
1.13第1.13.36図 330～332

120

添付資料
1.13.11.13333～340

変更後
重大事故時の対応手段選択フローチャートを分割（各種注水用，復水貯蔵槽
補給用，防火水槽補給用に分割）③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

―

⑤

―

⑤

―

⑤

―

⑤

淡水貯水池と防火水槽を水源とした各種注水の為のホースルートの記載

原子炉圧力容器への注水等の設備等も細かく記載

自主設備の明確化
121

122

添付資料
1.13.2

添付資料
1.13.3-1

123

添付資料
1.13.3-2

124

添付資料
1.13.3-3125

添付資料
1.13.3-4

1.13341～343
想定時間 :｢可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1台使用の場合｣
110分(実績時間なし)
1.13-344 ｢可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)2台又は3台使用の場合｣
125分(実績時間なし)

所要時間目安:｢可搬型代替注水ポンプ1 台使用の場合｣
80 分(実績時間なし)｢可搬型代替注水ポンプ2 台又は3 台使用の場合｣
95 分(実績時間なし)

想定時間 :｢可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1台又は2台使用の場 所要時間目安:105 分(実績時間なし)
合｣1.13-346 110分(実績時間なし)｢可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)3台使用の場合｣
125分(実績時間なし)
想定時間 :｢可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)1台使用の場合｣
所要時間目安:｢可搬型代替注水ポンプ1 台使用の場合｣
115分(実績時間なし)
110 分(実績時間なし)｢可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)2台使用の場合｣｢可搬型代替注水ポンプ2 台又は3 台使用の場合｣
120 分(実績時間なし)
1.13-348 125分(実績時間なし)｢可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)3台使用の場合｣
140分(実績時間なし)

1.13350,351

4.淡水貯水池を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)による送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
―

⑤

⑤

⑤

②
（淡水貯水池の運用変更に伴う手順の追加）

30/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

126

章番号

添付資料
1.13.3-5

ページ番号

変更前

変更理由

―

⑤

海から大容量送水車（海水取水用）による可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)への送水に必要な要員数，時間は以下のとおり。
1.13-352

添付資料
1.13.3-7

1.13-356

128

添付資料
1.13.3-8

1.13-358

129

添付資料
1.13.3-9130

添付資料
1.13.3-10

131

添付資料
1.13.3-11

127

変更後

③評価進捗による変更・修正

c.必要要員数及び時間
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による復水貯蔵槽への補給に必要な要員
数，時間は以下のとおり。
必要要員数:｢防火水槽を水源とした場合｣3名(緊急時対策要員3名)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）｣4名(緊急時対策要員4名)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）｣6名(緊急時対策要員6名)｢海を水源とした場合｣10名(緊急時対策要員10名)

必要要員数 :｢防火水槽を水源とした場合｣3 名(緊急時対策要員3 名)｢淡水貯水池を水源とした場合｣4 名(緊急時対策要員4 名)｢海を水源とした場合｣10 名(緊急時対策要員10 名)
所要時間目安:｢防火水槽を水源とした場合｣135 分(実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合｣135 分(実績時間なし)｢海を水源とした場合｣5 時間25 分(実績時間なし)⑤

想定時間 :｢防火水槽を水源とした場合｣145分(実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）｣150分(実績時間なし)｢淡水貯水池を水源とした場合（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）｣340分(実績時間なし)｢海を水源とした場合｣5時間25分(実績時間なし)

想定時間 :185分(実績時間:185分)

所要時間目安:165 分(実績時間:165 分)⑤

想定時間 :85分(実績時間:75分)

所要時間目安:80 分(実績時間:70 分)

1.13-361⑤
想定時間 :190分(実績時間なし)

所要時間目安:180 分(実績時間なし)

1.13-363
大容量送水車（海水取水用）による防火水槽への海水補給に必要な要員
1.13-364 数，時間は以下のとおり。

⑤

-

⑤

31/32

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

132

添付資料
1.13.3-12

133

添付資料
1.13.3-13

134

添付資料
1.13.4

ページ番号変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

代替原子炉補機冷却海水ポンプによる防火水槽への海水補給に必要な要1.13-366 員数，時間は以下のとおり。

-⑤

淡水貯水池から海を水源とした可搬型代替注水ポンプ(A-1級又はA-2級)へ
1.13-368 の送水の切替えに必要な要員数，時間は以下のとおり。

-⑤

2.水源を淡水貯水池から海へ切り替える際の考え方
2.水源を淡水貯水池から海へ切り替える際の考え方
水源の淡水貯水池から海へ切り替えは，原子炉圧力容器への注水等の各 水源の淡水貯水池から海へ切り替えは，原子炉圧力容器への注水等の各種注水が途切れることがなく，かつ淡水をできる限り使用する運用とする。
種注水が途切れる事がなく，且つ淡水をできる限り使用する運用とする。
1.13-370 よって海を水源とする対応の準備中における各種注水での必要水量を算出 よって海を水源にする対応の準備中における各種注水での必要水量を算出し，その必要水量を淡水貯水池から送水できなくなる前に，海を水源とした各 し，その必要水量を上回る淡水貯水池の送水可能水位で切り替えることとす
種注水の準備作業を開始する。
る。

135

添付資料
1.13.4以上のことから1770ｍ3 の必要水量が淡水貯水池から送水可能であれば， 以上のことから1770ｍ3 の必要水量が淡水貯水池から送水可能であれば，
海を水源とした各種注水の準備中であっても，淡水貯水池を水源とした各種 海を水源とした各種注水の準備中であっても，淡水貯水池を水源とした各種
注水が途切れることはない。よって水源切替え時の必要水量1770ｍ3を上回 注水が途切れることはない。1770ｍ3 の送水可能量が確保されている淡水る2470ｍ3送水可能な水貯水池の水位T.P.43.8mで，海を水源とした各種注 貯水池の水位はT.P.43.8m で2470ｍ3 送水可能である。よって淡水貯水池の水の準備作業を開始する。
水位がT.P.43.8m で水源を淡水貯水池から海へ切り替える事で，淡水をできる限り使用して各種注水が可能となる。
1.13-371 5.まとめ
淡水貯水池から海への水源の切替えについては，淡水貯水池の水位
5.まとめ
T.P.43.8mで切替え作業を実施する。淡水貯水池の水位確認については，原 淡水貯水池から海への水源の切り替えについては，T.P.43.8m で切り替えを
子炉圧力容器への注水等の各種注水での水の使用量を確認し，淡水貯水 実施する。切り替えを実施するために，1 日／回の目安で淡水貯水池に設置
池の水位の計算を行っていることから，1日/回の目安で淡水貯水池に設置 した水位計を目視にて確認する。
した水位計を目視にて確認する。

136

添付資料
1.13.5-2

1.13-373⑤⑤

弁名称確定に伴う記載
-

⑤

32/32

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.14 電源の確保に関する手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

1

目次

1.14-22

目次

1.14-43

1.14.1(1)1.14-8

変更後
1.14.2.5 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1) 非常用交流電源設備による給電(2) 非常用直流電源設備による給電
13.不要直流負荷（B系，C系，D系）の切離し③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

これらの設計基準事故対処設備うち，非常用交流電源設備並びに非常用直 これらの設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等の対処に用い流電源設備C系及びD系が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設 るが計基準拡張）と位置付け重大事故等の対処に用いるが，

⑤

1/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

②
（SA（DB拡張）設
備を追記）

重大事故等対処設備（設計基準拡張）である非常用交流電源設備又は非常用直流電源設備が健全であれば重大事故等の対処に用いる。
非常用交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。
・非常用ディーゼル発電機
・燃料ディタンク・非常用ディーゼル発電機～非常用高圧母線電路
・原子炉補機冷却系
・軽油タンク・燃料移送ポンプ・非常用ディーゼル発電機燃料移送系配管・弁41.14.1(2)非常用直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。
・直流125V蓄電池A・直流125V蓄電池A－2
1.14-9,10 ・直流125V蓄電池B
・直流125V蓄電池C・直流125V蓄電池D・直流125V充電器A・直流125V充電器A－2・直流125V充電器B・直流125V充電器C・直流125V充電器D・直流125V蓄電池及び充電器A～直流母線電路
・直流125V蓄電池及び充電器A－2～直流母線電路
・直流125V蓄電池及び充電器B～直流母線電路
・直流125V蓄電池及び充電器C～直流母線電路
・直流125V蓄電池及び充電器D～直流母線電路

2/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

5

常設代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。
単線結線図を図1.14.2に示す。
・第一ガスタービン発電機
・第一ガスタービン発電機用燃料タンク
・第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・第一ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・第二ガスタービン発電機
・第二ガスタービン発電機用燃料タンク
・第二ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・第二ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・緊急用断路器
・緊急用高圧母線
・大湊側緊急用高圧母線
ⅱ. 第二代替交流電源設備による給電・緊急用電源切替箱断路器
第二代替交流電源設備から非常用所内電気設備又は代替所内電気設備へ ・緊急用電源切替箱接続装置
給電する手段がある。
・非常用高圧母線C系
1.14.1(2)a.(a1.14-11,12 第二代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結 ・非常用高圧母線D系)ⅰ,ⅱ
線図を第1.14.2図に示す。
・AM用動力変圧器
・第二ガスタービン発電機
・AM用MCC
・第二ガスタービン発電機用燃料タンク
・燃料補給設備・第二ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・第二ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・第二ガスタービン発電機～荒浜側緊急用高圧母線～非常用高圧母線C系
及びD系電路・第二ガスタービン発電機～大湊側緊急用高圧母線～非常用高圧母線C系
及びD系電路・第二ガスタービン発電機～荒浜側緊急用高圧母線～AM用MCC電路
・第二ガスタービン発電機～大湊側緊急用高圧母線～AM用MCC電路
・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース・タンクローリ（16kL）

変更理由

常設代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結
線図を第1.14.2図に示す。
・第一ガスタービン発電機
・第一ガスタービン発電機用燃料タンク
・第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・第一ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁・第一ガスタービン発電機～非常用高圧母線C系及びD系電路
・第一ガスタービン発電機～AM用MCC電路
・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース・タンクローリ（16kL）②（第二GTGの自主化）

3/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

6

7

章番号

1.14.1(2)a.(a)ⅲ

1.14.1(2)a.(a
)ⅲ

ページ番号

1.14-13

1.14-14

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線 可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線
結線図を第1.14.2図に示す。
結線図を図1.14.2に示す。
・電源車
・電源車
・電源車～緊急用電源切替箱接続装置～非常用高圧母線C系及びD系電路 ・緊急用電源切替箱断路器
・電源車～動力変圧器C系～非常用高圧母線C系及びD系電路
・緊急用電源切替箱接続装置
・電源車～荒浜側緊急用高圧母線～非常用高圧母線C系及びD系電路
・非常用高圧母線C系
・電源車～緊急用電源切替箱接続装置～AM用MCC電路・非常用高圧母線D系・電源車～AM用動力変圧器～AM用MCC電路・AM用動力変圧器
・電源車～荒浜側緊急用高圧母線～AM用MCC電路
・AM用MCC
・電源車～代替原子炉補機冷却系電路
・緊急用高圧母線
・軽油タンク
・燃料補給設備・軽油タンク出口ノズル・弁
電源車を移動式変圧器に接続し，代替原子炉補機冷却系へ給電する手段
・ホース
がある。
・タンクローリ（4kL）
可搬型代替交流電源設備による代替原子炉補機冷却系への給電で使用する設備は以下のとおり。
なお，代替原子炉補機冷却系への給電の操作手順については，「1.5.2.2(1)a. ・電源車
代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保」にて整備する。
・移動式変圧器
・燃料補給設備
号炉間電力融通電気設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線
結線図を第1.14.2図に示す。
・号炉間電力融通ケーブル（常設）・号炉間電力融通ケーブル（可搬型）・号炉間電力融通ケーブル（常設）～非常用高圧母線C系及びD系電路
・号炉間電力融通ケーブル（可搬型）～非常用高圧母線C系及びD系電路

号炉間電力融通ケーブルによる給電で使用する設備は以下のとおり。単線
結線図を図1.14.2に示す。
・号炉間電力融通ケーブル
・緊急用電源切替箱断路器
・緊急用電源切替箱接続装置
・非常用高圧母線C系
・非常用高圧母線D系
なお，号炉間電力融通ケーブル（常設）はコントロール建屋内にあらかじめ敷 なお，号炉間電力融通ケーブルについてはコントロール建屋内に一式，荒浜
設し，号炉間電力融通ケーブル（可搬型）は荒浜側高台保管場所に配備す 側常設代替交流電源設備設置場所の建屋内に一式同じ仕様のケーブルを
る。
配備する。

変更理由

⑤

⑤

4/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c)重大事故等対処設備と自主対策設備
常設代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，第一ガスタービン 常設代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，第一ガスタービン
発電機，第一ガスタービン発電機用燃料タンク，第一ガスタービン発電機用 発電機，第一ガスタービン発電機用燃料タンク，第一ガスタービン発電機用
燃料移送ポンプ，第一ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁，第一ガス 燃料移送ポンプ，第一ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁，第二ガスタービン発電機～非常用高圧母線C系及びD系電路，第一ガスタービン発電 タービン発電機，第二ガスタービン発電機用燃料タンク，第二ガスタービン発
機～AM用MCC電路，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・弁，ホース及びタン 電機用燃料移送ポンプ，第二ガスタービン発電機用燃料移送系配管・弁，緊クローリ（16kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。
急用断路器，緊急用高圧母線，緊急用電源切替箱断路器，緊急用電源切替
可搬型代替交流電源設備による給電で使用する設備のうち，電源車，電源 箱接続装置，非常用高圧母線C系，非常用高圧母線D系，AM用動力変圧②車～緊急用電源切替箱接続装置～非常用高圧母線C系及びD系電路，電源 器，AM用MCC及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置づける。
1.14.1(2)a.(b（第二GTGの自主
8
1.14-14,15 車～動力変圧器C系～非常用高圧母線C系及びD系電路，電源車～緊急用)化）
電源切替箱接続装置～AM用MCC電路，電源車～AM用動力変圧器～AM用⑤
MCC電路，電源車～代替原子炉補機冷却系電路，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・弁，ホース及びタンクローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。
号炉間電力融通電気設備による給電で使用する設備のうち，号炉間電力融通ケーブル（常設），号炉間電力融通ケーブル（可搬型），号炉間電力融通ケーブル（常設）～非常用高圧母線C系及びD系電路及び号炉間電力融通ケーブル（可搬型）～非常用高圧母線C系及びD系電路は重大事故等対処
設備として位置付ける。
・第二ガスタービン発電機，荒浜側緊急用高圧母線を経由する電路，大湊側
緊急用高圧母線を経由する電路②
1.14.1(2)a.(b
耐震性は確保されていないが，第一ガスタービン発電機と同等の機能を有す
91.14-16－（第二GTGの自主)ることから，第二ガスタービン発電機及び電路の健全性が確認できた場合に化）
おいて，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
所内蓄電式直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線 所内蓄電式直流電源設備による直流設備への給電で使用する設備は以下
結線図を第1.14.3図及び第1.14.4図に示す。
のとおり。単線結線図を図1.14.3 及び図1.14.4 に示す。
・直流125V蓄電池A・直流125V 蓄電池A・直流125V蓄電池A－2・直流125V 蓄電池A-2
・AM用直流125V蓄電池
・AM 用直流125V 蓄電池
・直流125V充電器A・直流125V 充電器A
1.14.1(2)b.(a10
1.14-17 ・直流125V充電器A－2⑤・直流125V 充電器A-2)ⅰ.
・AM用直流125V充電器
・AM 用直流125V 充電器
・直流125V蓄電池及び充電器A～直流母線電路
・直流125V蓄電池及び充電器A－2～直流母線電路
・AM用直流125V蓄電池及び充電器～直流母線電路

5/50

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No.

11

章番号

1.14.1(2)b.(a
)ⅰ.

ページ番号

1.14-18

12

1.14.1(2)b.(a)ⅱ.

1.14-18

13

1.14.1(2)b.(a)ⅲ.

1.14-19③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

常設代替直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結
線図を第1.14.3図及び第1.14.4図に示す。
・AM用直流125V蓄電池
・AM用直流125V充電器
・AM用直流125V蓄電池及び充電器～直流母線電路

常設代替直流電源設備による直流設備への給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を図1.14.3 及び図1.14.4 に示す。
・AM 用直流125V 蓄電池
・AM 用直流125V 充電器

可搬型直流電源設備による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線 可搬型直流電源設備による直流設備への給電で使用する設備は以下のと図を第1.14.2図，第1.14.3図及び第1.14.4図に示す。
おり。単線結線図を図1.14.2，図1.14.3及び図1.14.4に示す。
・電源車
・電源車
・AM用直流125V充電器
・緊急用電源切替箱断路器
・電源車～緊急用電源切替箱接続装置～AM用直流125V充電器～直流母 ・緊急用電源切替箱接続装置
線電路
・AM用動力変圧器
・電源車～AM用動力変圧器～AM用直流125V充電器～直流母線電路
・AM用MCC
・電源車～荒浜側緊急用高圧母線～AM用直流125V充電器～直流母線電 ・AM用切替盤
路・AM用直流125V充電器
・軽油タンク・緊急用高圧母線
・軽油タンク出口ノズル・弁・燃料補給設備・ホース
ⅲ.直流給電車による給電
直流給電車及び電源車の組み合わせによる直流設備への給電で使用する
非常用交流電源設備の故障，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池の枯渇に 設備は以下のとおり。単線結線図を図1.14.3及び図1.14.4に示す。
より直流設備への給電ができない場合は，直流給電車及び電源車の組み合 ・電源車
わせにより直流設備へ給電する手段がある。
・直流給電車
直流給電車による給電で使用する設備は以下のとおり。単線結線図を第・燃料補給設備
1.14.3図及び第1.14.4図に示す。
・直流給電車
・電源車
・電源車～直流給電車～直流母線電路
・軽油タンク・軽油タンク出口ノズル・弁・ホース・タンクローリ（4kL）

変更理由

⑤

⑤

⑤

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No.

14

15

章番号

1.14.1(2)b.(c)

1.14.1(2)b.(
c)

ページ番号

1.14-20

1.14-21

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c)重大事故等対処設備と自主対策設備
所内蓄電式直流電源設備による給電で使用する設備のうち，直流125V蓄電 所内蓄電式直流電源設備による直流設備への給電で使用する設備のうち，
池A，直流125V蓄電池A－2，AM用直流125V蓄電池，直流125V充電器A，直 直流125V 蓄電池A，直流125V 蓄電池A-2，AM 用直流125V 蓄電池，直流
流125V充電器A－2，AM用直流125V充電器，直流125V蓄電池及び充電器A 125V 充電器A，直流125V 充電器A-2，AM 用直流125V 充電器は重大事故～直流母線電路，直流125V蓄電池及び充電器A－2～直流母線電路及び 等対処設備として位置づける。
AM用直流125V蓄電池及び充電器～直流母線電路は重大事故等対処設備 常設代替直流電源設備による直流設備への給電で使用する設備のうち，として位置付ける。
AM 用直流125V 蓄電池及びAM 用直流125V 充電器は重大事故等対処設
常設代替直流電源設備による給電で使用する設備のうち，AM用直流125V 備として位置づける。
蓄電池，AM用直流125V充電器及びAM用直流125V蓄電池及び充電器～直 可搬型直流電源設備による直流設備への給電で使用する設備のうち，電源
流母線電路は重大事故等対処設備として位置付ける。
車，緊急用電源切替箱断路器，緊急用電源切替箱接続装置，AM 用動力変
可搬型直流電源設備による給電で使用する設備のうち，電源車，AM用直流 圧器，AM 用MCC，AM 用切替盤，AM 用直流125V 充電器及び燃料補給設
125V充電器，電源車～緊急用電源切替箱接続装置～AM用直流125V充電 備は重大事故等対処設備として位置づける。
器～直流母線電路，電源車～AM用動力変圧器～AM用直流125V充電器～ 設計基準事故対処設備である直流125V 蓄電池B，直流125V 蓄電池C，直直流母線電路，軽油タンク，軽油タンク出口ノズル・弁，ホース及びタンク
流125V 充電器B 及び直流125V 充電器C は重大事故等対処設備（設計基
ローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置付ける。
準拡張）として位置づける。
・電源車（荒浜側緊急用高圧母線に接続する場合）
容量が小さく，電路の耐震性は確保されていないが，建屋近傍以外の箇所に電源車を接続して直流電源を確保する手段として有効である。

・電源車（緊急用高圧母線経由）
容量が小さく，給電対象設備が限定されるが，第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機による給電ができない場合において，事故対応に必
要な電源を確保するための手段として有効である。

変更理由

⑤

⑤

・荒浜側緊急用高圧母線を経由する電路，大湊側緊急用高圧母線を経由す ・大湊側緊急用高圧母線
る電路
耐震性は確保されていないが，緊急用高圧母線と同等の機能を有すること②
耐震性は確保されていないが，健全性が確認できた場合は第一ガスタービ から，健全性が確認できた場合において，事故対応時に必要な電源を確保 （第二GTGの自主
1.14.1(2)c.(16
1.14-23 ン発電機と同等の機能を有する第二ガスタービン発電機を使用した給電が するための手段として有効である。
b)
化）可能となることから，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段⑤
として有効である。
重大事故等の対処で使用する設備を必要な期間継続して運転させるため， 外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機の故障により，第一ガスタービ
燃料補給設備により給油する手段がある。
ン発電機及び第二ガスタービン発電機，電源車等を使用して事故対応を行う
燃料補給設備による給油で使用する設備は以下のとおり。
場合には，それらの設備を必要な期間継続運転させるため，燃料補給設備
・軽油タンクにより各設備へ給油する手段がある。
1.14.1(2)d.(a・軽油タンク出口ノズル・弁燃料補給設備による給油で使用する設備は以下のとおり。
17
1.14-23,24⑤)
・ホース・軽油タンク・タンクローリ（16kL）
・タンクローリ（16kL）
・タンクローリ（4kL）
・タンクローリ（4kL）

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No.

18

19

章番号

1.14.1(2)d.(b)

1.14.1(2)e.

20 1.14.2.1(1)a.

ページ番号

1.14-24

1.14-25

1.14-27

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b)重大事故等対処設備
燃料補給設備による給油で使用する設備うち，軽油タンク，軽油タンク出口ノ 燃料補給設備による給油で使用する設備うち，軽油タンク，タンクローリ
ズル・弁，ホース，タンクローリ（16kL）及びタンクローリ（4kL）は重大事故等 （16kL）及びタンクローリ（4kL）は重大事故等対処設備として位置づける。
対処設備として位置付ける。
設計基準事故対処設備である燃料移送ポンプ及び非常用ディーゼル発電機
用燃料移送系配管・弁は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置づける。
これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作 これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベース）（以下「EOP」という。），事故時運転操作手順書（停止時 手順書（事象ベース）（以下，「AOP」という。），事故時運転操作手順書（徴候徴候ベース）（以下「停止時EOP」という。），AM設備別操作手順書及び多様 ベース）（以下，「EOP」という。）及び多様なハザード対応手順に定める（表なハザード対応手順に定める（第1.14.1表）。
1.14.1）
第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機による給電ができず， 第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機(緊急用M/C 経由及び号炉間電力融通ケーブルを使用した電力融通ができない場合は，荒浜側緊 大湊側緊急用M/C 経由)による給電ができない場合は，緊急用M/C を経由
急用M/Cを経由した電路が健全であれば，電源車（荒浜側緊急用M/C経由） した電路が健全であれば，電源車(緊急用M/C 経由)による給電を行う。
による給電を行う。
給電元の優先順位は以下のとおり。
代替交流電源設備によるM/C C系及びM/C D系への給電の優先順位は以 1.第一ガスタービン発電機
下のとおり。
2.第二ガスタービン発電機(緊急用M/C 経由)
1.第一ガスタービン発電機
3.第二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C 経由)
2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用M/C経由）
4.電源車(緊急用M/C 経由)
3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用M/C経由）
4.号炉間電力融通ケーブル(常設)
5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)
6.電源車（荒浜側緊急用M/C経由）
7.電源車（P/C C系動力変圧器の一次側に接続）
8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）

変更理由

⑤

⑤

⑤

なお，優先4及び優先5の手順については「c. 号炉間電力融通ケーブルを使用したM/C C系又はM/C D系受電」にて，優先7及び優先8の手順について
は「b. 電源車によるP/C C系及びP/C D系受電」にて整備する。
また，上記給電を継続するために第一ガスタービン発電機用燃料タンク，第二ガスタービン発電機用燃料タンク及び電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

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No.

21

22

章番号

1.14.2.1(1)a.
(a)

1.14.2.1(1)a.
(b)

ページ番号

1.14-28

1.14-29

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準［第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機の起動並びにM/C C ・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機の起動判断基準外
系及びM/C D系受電準備開始の判断基準］
部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C 系及びM/C
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びM/C D 系へ給電できない場合。
D系へ給電できない場合。
・第二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C 経由)による給電の判断基準［第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用M/C経由）による給電の判断基準］ 外部電源及び非常用ディーゼル発電機による給電ができない場合並びに第外部電源，非常用ディーゼル発電機及び第一ガスタービン発電機による給 一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機(緊急用M/C 経由)によ
電ができない状況において，第二ガスタービン発電機の起動状態が正常で る給電ができない場合で，第二ガスタービン発電機の起動状態が正常の場あるが，荒浜側緊急用M/Cを経由した電路が使用できない場合。
合。
［電源車（荒浜側緊急用M/C経由）による給電の判断基準］
・電源車(緊急用M/C 経由)の起動判断基準
外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガス
外部電源及び非常用ディーゼル発電機による給電ができない場合並びに第タービン発電機及び号炉間電力融通ケーブルによる給電ができない状況に 一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機(緊急用M/C 経由)及び第おいて，荒浜側緊急用M/Cを経由した電路が健全である場合。
二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C 経由)による給電ができない場合
で，緊急用M/C を経由した電路が健全である場合。
・M/C C 系及びM/C D 系受電準備開始の判断基準
外部電源及び非常用ディーゼル発電機による給電ができず，M/C C系及びM/C D 系の母線電圧が喪失している場合において，第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機の起動準備を開始した場合。
③中央制御室運転員Aは，給電準備として第一ガスタービン発電機を起動③現場運転員E及びFは，第一ガスタービン発電機エリアに到着後，外観点し，当直副長に報告する。
検により第一ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，緊急用断路④緊急時対策要員は，第二ガスタービン発電機設置場所及び荒浜側緊急用 器にてM/C D系，AM用MCC及びM/C C系への給電のための電路を構成す
M/C設置場所に到着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路 る。
の健全性を確認し，給電のための電路を構成する。
④緊急時対策要員は，緊急用M/C及び第二ガスタービン発電機エリアに到⑤a第一ガスタービン発電機によるM/C C系及びM/C D系受電の場合
着後，外観点検により第二ガスタービン発電機及び電路の健全性を確認し，中央制御室運転員Bは，受電前準備としてM/C D系，P/C D系及びAM用給電のための電路を構成する。
MCCの負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のためコント⑤中央制御室運転員A及びBは，受電前準備としてM/C D系，P/C D系，AM
ロールスイッチ（以下「CS」という。）を「切」又は「切保持」とする。
用MCC，M/C C系及びP/C C系の負荷の遮断器を「切」とし，動的負荷の自⑤b～d第二ガスタービン発電機又は電源車によるM/C C系及びM/C D系受 動起動防止のためコントロールスイッチ(以下，「CS」という。)を「切」又は「切電の場合保持」とする。
中央制御室運転員A及びBは，受電前準備としてM/C D系，P/C D系，AM用
MCC，M/C C系及びP/C C系の負荷の遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のためCSを「切」又は「切保持」とする。

変更理由

⑤

⑤

9/50

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No.

23

24

章番号

1.14.2.1(1)a.
(b)

1.14.2.1(1)a.
(b)

ページ番号

1.14-30

1.14-31

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑥a第一ガスタービン発電機によるM/C C系及びM/C D系受電の場合⑥現場運転員C及びDは，M/C D系，P/C D系及びAM用MCCの負荷抑制の
現場運転員C及びDは，M/C D系及びP/C D系の受電前準備として，あらか ため，予め定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長にM/CD系のじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とする。
受電準備完了を報告する。
⑥b～d第二ガスタービン発電機又は電源車によるM/C C系及びM/C D系受 ⑦現場運転員E及びFは，第一ガスタービン発電機を起動後，M/C D系，AM
電の場合
用MCC及びM/C C系への給電準備完了を報告する。
現場運転員C及びDは，M/C D系，P/C D系及びAM用MCCの負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長にM/C D
系の受電準備完了を報告する。
⑦a第一ガスタービン発電機によるM/C C系及びM/C D系受電の場合
現場運転員E及びFは，M/C D系及びP/C D系の機器作動防止のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長にM/C D系の受電準備完了を報告する。
⑦b～d第二ガスタービン発電機又は電源車によるM/C C系及びM/C D系受
電の場合
現場運転員E及びFは，M/C C系，P/C C系の負荷抑制のため，あらかじめ定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長にM/C C系の受電準備完了を報告する。
⑪a中央制御室運転員Aは，第一ガスタービン発電機から給電するための遮 ⑪a現場運転員E及びFは，M/C D系へ給電するための遮断器を「入」とし，断器を「入」とし，第一ガスタービン発電機から給電が開始されたことを当直 M/C D系へ給電が完了したことを当直副長に報告する。
副長に報告する。
⑫a当直副長は，運転員にM/C D系の受電開始を指示する。
⑫a当直副長は，運転員にM/C D系の受電開始を指示する。
⑬a現場運転員C及びDは，M/C D系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」と⑬a現場運転員C及びDは，M/C D系緊急用電源母線連絡の遮断器を「入」と し，M/C D系，P/C D系，MCC D系及びAM用MCCの受電操作を実施する。
し，M/C D系，P/C D系，MCC D系及びAM用MCCの受電操作を実施する。 ⑭a現場運転員C及びDは，外観点検によりM/C D系，P/C D系，MCC D系及⑭a現場運転員C及びDは，外観点検によりM/C D系，P/C D系，MCC D系及 びAM用MCCの受電状態に異常が無いことを確認後，当直副長に報告し，
びAM用MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。 M/C C系受電準備を開始する。
⑮a中央制御室運転員Bは，受電前準備としてM/C C系及びP/C C系の負荷 ⑮現場運転員C 及びD は，M/C C 系，P/C C 系の負荷抑制のため，予めの遮断器を「切」とし，動的機器の自動起動防止のためCSを「切」又は「切保 定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長にM/C C 系の受電準備持」とする。
完了を報告する。
⑯a現場運転員E及びFは，M/C C系，P/C C系の負荷抑制のため，あらかじ ⑯当直副長は，運転員にM/C C 系の受電開始を指示する。
め定められた負荷以外の遮断器を「切」とし，当直副長にM/C C系の受電準備完了を報告する。

変更理由

⑤

⑤

10/50

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

・第一ガスタービン発電機による給電開始まで15分以内で可能である。
・第一ガスタービン発電機によるM/C C系及びM/C D系への給電完了までは
・第一ガスタービン発電機によるM/C D系受電完了まで20分以内で可能であ 40分以内で可能である。
る。
・第一ガスタービン発電機によるM/C D系受電完了までは45分以内で可能で・第一ガスタービン発電機によるM/C C系受電完了まで50分以内で可能であ ある。
る。
・第一ガスタービン発電機によるM/C C系及びM/C D系受電完了までは75分
1.14.2.1(1)a.
また，6号及び7号炉がプラント停止中の運転員の体制においては，当直副 以内で可能である。
25
1.14-37,38(c)
長の指揮のもと1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び現場運転員2名に なお，6号及び7号炉が同時に全交流動力電源喪失した場合，6号炉の現場て作業を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとお 運転員2名が第一ガスタービン発電機の起動操作を行うことにより，7号炉のり。
M/C C系及びM/C D系の受電前準備作業を現場運転員4名で対応すること
・第一ガスタービン発電機による給電開始まで25分以内で可能である。
が可能となる。この場合，第一ガスタービン発電機による7号炉のM/C C系
・第一ガスタービン発電機によるM/C D系受電完了まで30分以内で可能であ 及びM/C D系受電完了までは50分以内で可能である。
る。
優先2の第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用M/C経由）によるM/C C系 優先2.の第二ガスタービン発電機(緊急用M/C経由)によるM/C C系及びM/C
及びM/C D系受電操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及 D系給電操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認び確認者），現場運転員4名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場 者），現場運転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用M/C経由）によるM/C D系受電完 ・第二ガスタービン発電機(緊急用M/C経由)によるM/C C系及びM/C D系へ
1.14.2.1(1)a.
了まで約75分で可能である。
の給電完了までは約45分で可能である。
26
1.14-38(c)
・第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用M/C経由）によるM/C C系受電完 ・第二ガスタービン発電機(緊急用M/C経由)によるM/C D系受電完了までは了まで約80分で可能である。
約50分で可能である。
・第二ガスタービン発電機(緊急用M/C経由)によるM/C C系及びM/C D系受電完了までは約80分で可能である。

変更理由

⑤

⑤

11/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

優先3の第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用M/C経由）によるM/C C系 優先3.の第二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C経由)によるM/C C系
及びM/C D系受電操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及 及びM/C D系給電操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転員4名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場 び確認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場
合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
・第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用M/C経由）によるM/C D系受電完 ・第二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C経由)によるM/C D系受電完了了まで約85分で可能である。
までは約65分で可能である。
・第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用M/C経由）によるM/C C系受電完 ・第二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C経由)によるM/C C系及びM/C
了まで約90分で可能である。
D系受電完了までは約95分で可能である。
優先4.の電源車(緊急用M/C経由)によるM/C C系及びM/C D系給電操作
1.14.2.1(1)a.
27
1.14-38,39 優先6の電源車（荒浜側緊急用M/C経由）によるM/C C系及びM/C D系受電 は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場運転(c)
操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確認者），現場 員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断し運転員4名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判 てからの所要時間は以下のとおり。
断してからの所要時間は以下のとおり。
・電源車(緊急用M/C経由)によるM/C D系受電完了までは約85分で可能で・電源車（荒浜側緊急用M/C経由）によるM/C D系受電完了まで約95分で可 ある。
能である。
・電源車(緊急用M/C経由)によるM/C C系及びM/C D系受電完了までは約
・電源車（荒浜側緊急用M/C経由）によるM/C C系受電完了まで約100分で 115分で可能である。
可能である。

b. 電源車によるP/C C系及びP/C D系受電
b.電源車によるP/C C系及びP/C D系受電
外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガス
外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車（荒浜側緊急用M/C タービン発電機及び電源車(緊急用M/C経由)によるP/C C系及びP/C D系
経由）によるM/C C系及びM/C D系への給電が見込めない場合，電源車を への給電が見込めない場合，可搬型代替交流電源設備(電源車)をP/C C系
P/C C系の動力変圧器の一次側又は緊急用電源切替箱接続装置に接続し の動力変圧器の一次側又は緊急用電源切替箱接続装置に接続し，P/C D
28 1.14.2.1(1)b. 1.14-39,40 てP/C D系を受電し，発電用原子炉及び使用済燃料プールの冷却，原子炉 系を受電し，原子炉圧力容器及び使用済燃料プールの冷却，原子炉格納容
格納容器内の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を確保する。P/C D系 器の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を復旧する。P/C D系の受電完の受電完了後，P/C C系の受電操作を実施し，直流125V充電器盤及び中央 了後，P/C C系の受電操作を実施し，直流125V充電器盤受電及び中操監視
制御室監視計器へ交流電源を供給する。
計器へ交流電源を供給する。
また，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

29

1.14.2.1(1)b.
(a)

1.14-40(a) 手順着手の判断基準
外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車（荒浜側緊急用M/C経由）による給電ができない場合。

(a)手順着手の判断基準
外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び電源車(緊急用M/C経由)による給電ができない場合。

変更理由

⑤

⑤

⑤

12/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

30

章番号

1.14.2.1(1)b.
(c)

ページ番号

1.14-45

31 1.14.2.1(1)c.

1.14-46

1.14.2.1(1)c.
(b)

1.14-4732

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(c) 操作の成立性(c)操作の成立性
優先7の電源車（P/C C系動力変圧器の一次側に接続）によるP/C C系及び 優先1.のP/C C系動力変圧器の一次側に接続による給電操作は，1ユニット
P/C D系受電操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確 当たり緊急時対策要員6名，中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）及認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合， び現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車作業開始を判断してから電源車（P/C C系動力変圧器の一次側に接続）によ (動力変圧器一次側に接続の場合)によるP/C C系及びP/C D系受電まではるP/C C系及びP/C D系受電完了まで約5時間40分で可能である。
約6時間25分で可能である。
優先8の電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）によるP/C C系及び 優先2.の緊急用電源切替箱接続装置に接続による給電操作は，1ユニット当P/C D系受電操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確 たり緊急時対策要員6名，中央制御室運転員2名（操作者及び確認者）及び認者），現場運転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合， 現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから電源車作業開始を判断してから電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による (緊急用電源切替箱接続装置に接続の場合)によるP/C C系及びP/C D系受P/C C系及びP/C D系受電完了まで約4時間45分で可能である。
電までは約4時間40分で可能である。
c. 号炉間電力融通ケーブルを使用したM/C C系又はM/C D系受電
(2)電力融通による給電
当該号炉で外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機 a.号炉間電力融通ケーブルによる電力融通及び第二ガスタービン発電機による給電ができない場合において，号炉間電 当該号炉が外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，力融通ケーブル（常設）又は号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用して 第二ガスタービン発電機及び電源車による給電ができない場合において，号
他号炉の緊急用電源切替箱断路器から当該号炉のM/C C系又はM/C D系 炉間電力融通ケーブルを用いて他号炉の緊急用電源切替箱断路器から当までの電路を構成し，他号炉から給電することにより，発電用原子炉及び使 該号炉のM/C C系又はM/C D系までの電路を構成し，他号炉から給電する用済燃料プールの冷却，原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となる設 ことにより，原子炉圧力容器及び使用済燃料プールの冷却，原子炉格納容
備の電源を復旧する。
器の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を復旧する。
また，他号炉で全交流動力電源が喪失し，当該号炉の電源が確保されてい また，他号炉で全交流動力電源が喪失し，当該号炉の電源が確保されている場合は，同様の手段により当該号炉から他号炉へ給電することが可能で る場合においても，同様の手段により当該号炉から他号炉へ給電することがある。
可能である。
なお，コントロール建屋内に配備する号炉間電力融通ケーブル（常設）が使用できない場合は，荒浜側高台保管場所に配備する号炉間電力融通ケーブ
ル（可搬型）を使用して電力融通を行う。
(b) 操作手順(b)操作手順(当該号炉で全交流動力電源が喪失し，他号炉の非常用ディー
号炉間電力融通ケーブルを使用したM/C C系又はM/C D系受電手順の概 ゼル発電機A系から号炉間電力融通ケーブルを用いて当該号炉のM/C C系
要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.5図及び第1.14.6図に，概要 又はM/C D系へ給電する場合)
図を第1.14.15図に，タイムチャートを第1.14.16図に示す。
号炉間電力融通ケーブルによる電力融通手順の概要は以下のとおり。
［優先4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用したM/C C系又はM/C D系 手順の対応フローを図1.14.5に，概要図を図1.14.14に，タイムチャートを図
受電の場合］
1.14.15に示す。
［優先5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用したM/C C系又はM/C D
系受電の場合］

変更理由

⑤

⑤

⑤

13/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

33

章番号

1.14.2.1(1)c.
(b)

ページ番号

1.14-49

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑦a号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合⑦緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に に号炉間電力融通ケーブルを敷設する。
号炉間電力融通ケーブル（常設）を敷設する。
⑦b号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する場合
緊急時対策要員は，当該号炉及び他号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を敷設する。

(c) 操作の成立性(c)操作の成立性
上記の操作は，当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各2名（操作者及 上記の操作は，当該号炉及び他号炉それぞれ中央制御室運転員2名（操作び確認者）の計4名，当該号炉の現場運転員2名，他号炉の現場運転員4名 者及び確認者）の計4名，現場運転員6名及び緊急時対策要員6名にて作業
及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから を実施した場合，作業開始を判断してからの所要時間は以下のとおり。
の所要時間は以下のとおり。
・屋外(荒浜側の緊急用M/C近傍)のケーブルを使用する場合，M/C C系又・優先4のコントロール建屋（緊急用電源切替箱断路器近傍）の号炉間電力 はM/C D系の受電完了までは約3時間35分で可能である。
融通ケーブル（常設）を使用する場合，M/C C系又はM/C D系の受電完了ま ・コントロール建屋(緊急用電源切替箱断路器近傍)のケーブルを使用する場
1.14.2.1(1)c.
34
1.14-50,51 で約1時間55分で可能である。
合，M/C C系又はM/C D系の受電完了までは約2時間5分で可能である。
(c)・優先5の屋外（荒浜側高台保管場所）の号炉間電力融通ケーブル（可搬型） なお，号炉間電力融通ケーブルについては，コントロール建屋(緊急用電源を使用する場合，M/C C系又はM/C D系の受電完了まで約4時間5分で可能 切替箱断路器近傍)と屋外(荒浜側の緊急用M/C近傍)に配備されており，円である。
滑に6号及び7号炉間にケーブルを敷設することが可能である。
なお，号炉間電力融通ケーブルについては，コントロール建屋（緊急用電源
切替箱断路器近傍）と屋外（荒浜側高台保管場所）に配備されており，円滑に6号及び7号炉間にケーブルを敷設することが可能である。

35 1.14.2.2(1)a.

1.14-51

1.14.2.2 代替電源（直流）による対応手順
1.14.2.2 交流電源及び直流電源喪失時の対応手順(1) 代替直流電源設備による給電(1)代替直流電源設備による給電
a. 所内蓄電式直流電源設備による給電
a. 所内蓄電式直流電源設備による給電
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失，第一ガスタービン発電 外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失，常設代替交流電源設
機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル及び電源車による 備及び可搬型代替交流電源設備による交流電源の復旧ができない場合，直交流電源の復旧ができない場合，直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池A－2 流125V 蓄電池A，直流125V 蓄電池A-2 及びAM 用直流125V 蓄電池によ及びAM用直流125V蓄電池から，24時間以上にわたり直流母線へ給電す
り，24 時間以上にわたり直流電源母線へ給電する。
る。
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失後，直流125V 蓄電池A
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失後，充電器を経由した直 及び直流125V 蓄電池B により直流電源母線(直流125V 主母線盤)へ自動で流母線（直流125V主母線盤）への給電から，直流125V蓄電池A，直流125V 給電されることを確認する
蓄電池B，直流125V蓄電池C及び直流125V蓄電池Dによる直流母線（直流125V主母線盤）への給電に自動で切り替わることを確認する。

変更理由

⑤

⑤

⑤

14/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

36 1.14.2.2(1)a.

37

1.14.2.2(1)a.
(a)

ページ番号

1.14-52

1.14-52

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

所内蓄電式直流電源設備から直流母線へ給電している24時間以内に，第一 24 時間以内に常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備によりガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又 P/C C 系及びP/C D 系の受電完了後，直流125V 充電器盤A，直流125V充は電源車によりP/C C系及びP/C D系を受電し，その後，直流125V充電器 電器盤B，直流125V 充電器盤A-2，AM 用125V 充電器盤を受電し直流電源
盤A，直流125V充電器盤B，直流125V充電器盤A－2，AM用125V充電器盤 の機能を回復させる。蓄電池は充電時に水素ガスが発生するため，蓄電池を受電して直流電源の機能を回復させる。なお，蓄電池を充電する際は水素 室の換気を確保した上で，蓄電池の回復充電を実施する。また，常設代替交
ガスが発生するため，蓄電池室の換気を確保した上で蓄電池の回復充電を 流電源設備又は可搬型代替交流電源設備によりP/C C 系及びP/C D 系の実施する。また，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間 受電完了後，中操監視計器C 系及びD 系の復旧を行う。
電力融通ケーブル又は電源車によるP/C C系及びP/C D系の受電完了後は，中央制御室監視計器C系及びD系の復旧を行う。
(a) 手順着手の判断基準［直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池B，直流125V蓄電池C及び直流125V
蓄電池Dによる給電の判断基準］
全交流動力電源喪失により，直流125V充電器A，直流125V充電器B，直流
125V充電器C及び直流125V充電器Dの交流入力電源の喪失が発生した場
合。

40

1.14.2.2(1)a.
(a)

1.14.2.2(1)a.
(a)

1.14-53

1.14-53⑤・直流125V蓄電池A及び直流125V蓄電池Bからの給電の判断基準
全交流動力電源喪失により，直流125V充電器A及び直流125V充電器Bの交流入力電源の喪失が発生した場合。

［直流125V蓄電池Aから直流125V蓄電池A－2への切替えの判断基準］
・直流125V蓄電池Aから直流125V蓄電池A-2への切り替えの判断基準
全交流動力電源喪失後，8時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガス 全交流動力電源喪失後，直流125V蓄電池Aから直流電源母線への給電が8タービン発電機，号炉間電力融通ケーブル若しくは電源車による給電操作が 時間以上になると予測される場合。
1.14.2.2(1)a.
38
1.14-52,53 完了する見込みがない場合又は直流125V蓄電池Aの電圧が放電電圧の最(a)
低値を下回る可能性がある場合。

39

変更理由

［直流125V蓄電池A－2からAM用直流125V蓄電池への切替えの判断基準］ ・直流125V蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池への切り替えの判断基準
全交流動力電源喪失後，19時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガス 直流125V蓄電池A-2により直流電源母線へ給電されている状況で，全交流タービン発電機，号炉間電力融通ケーブル若しくは電源車による給電操作が 動力電源喪失から19時間以上の給電が予想される場合。
完了する見込みがない場合又は直流125V蓄電池A－2の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合。
［直流125V充電器盤A，B，A－2，AM用直流125V充電器盤の受電及び中央 ・直流125V充電器盤A，B，A-2，AM用直流125V充電器盤受電及び中操監
制御室監視計器C系及びD系の復旧の判断基準］
視計器C系及びD系の復旧の判断基準
全交流動力電源喪失時に，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電 全交流動力電源喪失時に，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電により，P/C C系及び 源設備からの給電により，P/C C系及びP/C D系の受電が完了している場
P/C D系の受電が完了している場合。
合。

⑤

⑤

⑤

⑤

15/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(b) 操作手順(b)操作手順
所内蓄電式直流電源設備による給電手順の概要は以下のとおり。手順の対 所内蓄電式直流電源設備による給電手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.14.5図及び第1.14.6図に，概要図を第1.14.17図から第1.14.20 応フローを図1.14.5に，概要図を図1.14.16～19，に，タイムチャートを図1.14.
図，に，タイムチャートを第1.14.21図から第1.14.26図に示す。なお，直流125V 20～25に示す。
蓄電池B，直流125V蓄電池C及び直流125V蓄電池Dによる給電手順につい ①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流125V蓄電池Aては，「1.14.2.5(2) 非常用直流電源設備による給電」にて整備する。
からの給電が開始されたことの確認を指示する。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流125V蓄電池A ②現場運転員C及びDは，直流125V充電器Aによる給電が停止したことを直による給電が開始されたことの確認を指示する。
流125V充電器A「蓄電池放電中」警報にて確認し，直流125V蓄電池Aによる
1.14.2.2(1)a.
②中央制御室運転員Aは，直流125V充電器Aによる給電が停止したことを給電が開始され，直流125V充電器盤A蓄電池電圧指示値が規定電圧である
41
1.14-53,54(b)
M/C C系電圧にて確認し，直流125V蓄電池Aによる給電が開始され，直流 ことを確認する。
125V主母線盤A電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
③当直副長は，全交流動力電源喪失から8時間経過するまでに切替を完了③当直副長は，全交流動力電源喪失から8時間経過するまでに切替えを完 するよう，運転員に直流125V蓄電池Aから直流125V蓄電池A-2への切り替
了するよう，運転員に直流125V蓄電池Aから直流125V蓄電池A－2への切替 えを指示する。
えを指示する。なお，直流125V蓄電池Aの電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合は，経過時間によらず，直流125V蓄電池Aから直流
125V蓄電池A－2への切替えを指示する。

42

43

1.14.2.2(1)a.
(b)

1.14.2.2(1)a.
(b)

1.14-54

1.14-55⑤現場運転員C及びDは，全交流動力電源喪失から8時間経過するまでに，
直流125V蓄電池Aによる給電から直流125V蓄電池A－2による給電への切替え操作を実施後，コントロール建屋地下1階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流125V充電器盤A－2蓄電池電圧指示値が規定電圧である
ことを確認し，切替え完了を当直副長に報告する。

⑤現場運転員C及びDは，全交流動力電源喪失から8時間経過するまでに，
直流125V蓄電池Aによる給電から直流125V蓄電池A-2による給電への切り替え操作を実施後，直流125V充電器盤A-2蓄電池電圧指示値が規定電圧であることを確認し，切り替え完了を当直副長に報告する。

⑧当直副長は，全交流動力電源喪失から19時間経過するまでに切替えを完 ⑧当直副長は，全交流動力電源喪失から19時間経過するまでに切替を完了了するよう，運転員に直流125V蓄電池A－2からAM用直流125V蓄電池への するよう，運転員に直流125V蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池への切り切替えを指示する。なお，直流125V蓄電池A－2電圧が放電電圧の最低値を 替えを指示する。
下回る可能性がある場合は，経過時間によらず，直流125V蓄電池A－2からAM用直流125V蓄電池への切替えを指示する。

変更理由

⑤

⑤

⑤

16/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑩現場運転員C及びDは，全交流動力電源喪失から19時間経過するまでに， ⑩現場運転員C及びDは，全交流動力電源喪失から19時間経過するまでに，AM用直流125V充電器盤内の遮断器を「入」操作し，直流125V蓄電池A－2 AM用直流125V充電器盤の負荷開閉器を「入」操作し，直流125V蓄電池A-2
による給電からAM用直流125V蓄電池による給電への切替え操作を実施す による給電からAM用直流125V蓄電池による給電への切り替え操作を実施る。原子炉建屋地上4階北側通路（非管理区域）のAM用直流125V充電器盤 する。AM用直流125V充電器盤蓄電池電圧指示値が規定電圧であることを蓄電池電圧指示値が規定電圧であることを確認し，切替え完了を当直副長 確認し，切り替え完了を当直副長へ報告する。
に報告する。
⑪中央制御室運転員A及びBは，原子炉隔離時冷却系を再起動する。
⑪中央制御室運転員A及びBは，原子炉隔離時冷却系を再起動する。
⑫当直副長は，蓄電池による給電開始から24時間以内に，常設代替交流電⑫当直副長は，蓄電池による給電開始から24時間経過するまでに第一ガス 源設備又は可搬型交流電源設備によりP/C C系及びP/C D系の受電完了
タービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電 後，運転員に交流電源による直流125V充電器盤受電開始を指示する。
1.14.2.2(1)a.
44
1.14-55,56 源車によるP/C C系及びP/C D系の受電が完了したことを確認し，運転員に ⑬a直流125V充電器盤Aの場合(⑬a～⑱a)(b)
交流電源による直流125V充電器盤の受電開始を指示する。
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ常設代替交流
電源設備又は可搬型交流電源設備の負荷容量確認を依頼し，C/B計測制⑬a直流125V充電器盤A受電の場合
御電源盤区域(A)排風機及び直流125V充電器盤Aが使用可能か確認する。
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスター
ビン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B計測制御電源盤区域(A)排風機及び直流125V充電器盤Aが使用可能か確認する。

45

1.14.2.2(1)a.
(b)

1.14-57⑰a現場運転員C及びDは，直流125V充電器盤Aの充電器運転開閉器を⑰a現場運転員C及びDは，直流125V充電器盤Aの充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下1階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区 「入」操作し，直流125V充電器盤A充電器電圧指示値が規定電圧であること域）の直流125V充電器盤A充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認 を確認する。
する。

⑬b直流125V充電器盤B受電の場合⑬b直流125V充電器盤Bの場合(⑬b～⑱b)
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスター 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ常設代替交流
ビン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又 電源設備又は可搬型交流電源設備の負荷容量確認を依頼し，C/B計測制
1.14.2.2(1)a.
46
1.14-57,58
は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B計測制御電源盤区域(B)排風機及 御電源盤区域(B)排風機及び直流125V充電器盤Bが使用可能か確認する。
(b)
び直流125V充電器盤Bが使用可能か確認する。

47

1.14.2.2(1)a.
(b)

1.14-58⑰b現場運転員C及びDは直流125V充電器盤Bの充電器運転開閉器を「入」 ⑰b現場運転員C及びDは直流125V充電器盤Bの充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下1階計測制御電源盤区分Ⅱ室（非管理区域） 操作し，直流125V充電器盤B充電器電圧指示値が規定電圧であることを確の直流125V充電器盤B充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認す 認する。
る。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

17/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

48

49

50

51

52

章番号

1.14.2.2(1)a.
(b)

1.14.2.2(1)a.
(b)

1.14.2.2(1)a.
(b)

1.14.2.2(1)a.
(b)

1.14.2.2(1)a.
(c)

53 1.14.2.2(1)b.

ページ番号

1.14-59

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前⑬c直流125V充電器盤A－2受電の場合⑬c直流125V充電器盤A-2の場合(⑬c～⑰c)
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスター 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ常設代替交流
ビン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又 電源設備又は可搬型交流電源設備の負荷容量確認を依頼し，C/B計測制
は電源車の負荷容量確認を依頼し，C/B計測制御電源盤区域(A)排風機及 御電源盤区域(A)排風機及び直流125V充電器盤A-2が使用可能か確認すび直流125V充電器盤A－2が使用可能か確認する。
る。

変更理由

⑤

1.14-59⑰c現場運転員C及びDは，直流125V充電器盤A－2の充電器運転開閉器を ⑰c現場運転員C及びDは，直流125V充電器盤A-2の充電器運転開閉器を「入」操作し，コントロール建屋地下1階計測制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区 「入」操作し，直流125V充電器盤A-2充電器電圧指示値が規定電圧であるこ域）の直流125V充電器盤A－2充電器電圧指示値が規定電圧であることを確 とを確認する。
認する。
直流125V充電器盤A-2受電完了後，中操監視計器の復旧操作を実施する。
操作手順については，「直流125V充電器盤Aの場合」の操作手順⑲～㉒と同
様である。

⑤

1.14-60⑬dAM用直流125V充電器盤受電の場合⑬dAM用直流125V充電器盤の場合(⑬d～⑰d)
当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスター 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ常設代替交流
ビン発電機，第二ガスタービン発電機，他号炉の非常用ディーゼル発電機又 電源設備又は可搬型交流電源設備の負荷容量確認を依頼し，D/G(A)/Z排は電源車の負荷容量確認を依頼し，D/G(A)/Z排風機及びAM用直流125V充 風機及びAM用直流125V充電器盤が使用可能か確認する。
電器盤が使用可能か確認する。

⑤

1.14-60⑰d現場運転員C及びDは，AM用直流125V充電器盤の充電器運転開閉器を ⑰d現場運転員C及びDは，AM用直流125V充電器盤の充電器運転開閉器を「入」操作し，原子炉建屋地上4階北側通路（非管理区域）のAM用直流125V 「入」操作し，AM用直流125V充電器盤充電器電圧指示値が規定電圧である充電器盤充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
ことを確認する。
AM用直流125V充電器盤受電完了後，中央制御室監視計器の復旧操作を 操作手順については，「直流125V充電器盤Aの場合」の操作手順⑲～㉒と同
実施する。
様である。

⑤

直流125V蓄電池による給電は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名にて直流母線（直流125V主母線盤）へ自動で給電されることを確認する。中央制
御室での電圧確認であるため，速やかに対応できる。
1.14-61

1.14-62

また，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

－

⑤

－

⑤

18/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

54

55

56

章番号

1.14.2.2(1)b.
(a)

1.14.2.2(1)b.
(b)

1.14.2.2(1)b.
(c)

57 1.14.2.2(1)c.

58

1.14.2.2(1)c.
(a)③評価進捗による変更・修正

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

1.14-62(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失後，24時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電操作が完了する見込みがない場合。

(a)手順着手の判断基準
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時,直流125V蓄電池A，
直流125V蓄電池A-2，AM用直流125V蓄電池の機能が喪失すると予測される場合。

⑤

1.14-64⑩現場運転員C及びDは，AM用直流125V充電器盤の充電器運転開閉器を ⑩現場運転員C及びDは，AM用直流125V充電器盤の充電器運転開閉器を「入」操作し，原子炉建屋地上4階北側通路（非管理区域）のAM用直流125V 「入」操作し，AM用直流125V充電器盤充電器電圧指示値が規定電圧である充電器盤充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。
ことを確認する。

⑤

1.14-65

1.14-65

1.14-66

優先1の電源車（荒浜側緊急用M/C経由）によるAM用直流125V充電器盤の 優先1.の可搬型直流電源設備(緊急用M/C経由)によるAM用直流125V充電
受電完了まで約3時間55分で可能である。
器盤の受電完了までは約3時間45分で可能である。
優先2の電源車（AM用動力変圧器に接続）によるAM用直流125V充電器盤 優先2.の可搬型直流電源設備(AM動力変圧器)によるAM用直流125V充電器の受電完了まで約7時間35分で可能である。
盤の受電完了までは約8時間35分で可能である。
優先3の電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）によるAM用直流125V 優先3.の可搬型直流電源設備(緊急用電源切替箱接続装置)によるAM
充電器盤の受電完了まで約6時間50分で可能である。
用直流125V充電器盤の受電完了までは約6時間40分で可能である。
また，上記給電を継続するために電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

－(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失後，24時間以内に第一ガスタービン発電機，第二ガス 全交流動力電源喪失時,直流125V蓄電池A，直流125V蓄電池A-2及びAM用タービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電操作が完 直流125V蓄電池の機能が喪失すると予測される場合。
了する見込みがない場合において，可搬型直流電源設備による給電ができ
ない場合。

⑤

⑤

⑤

19/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

59

60

章番号

1.14.2.2(1)c.
(b)

1.14.2.2(1)c.
(b)

ページ番号

1.14-66

1.14-67

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に直流給電車による ①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員に
直流125V主母線盤Aへの給電準備開始を指示する。
直流給電車による非常用直流母線(直流125V 主母線盤A)給電開始を指示②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に直流給電車 する。
による直流125V主母線盤Aへの給電準備開始を依頼する。
②緊急時対策要員は，コントロール建屋に到着後，電路の健全性確認を行③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に直流給電車による非常用直流母 う。
線（直流125V主母線盤A）への給電開始を指示する。
③緊急時対策要員は，直流給電車から非常用直流母線(直流125V 主母線④現場運転員C及びDは，直流給電車による直流125V主母線盤Aへの給電 盤A)への給電準備として直流電路の回路構成，電源車及び直流給電車の起前準備のため非常用直流母線（直流125V主母線盤A）の負荷の遮断器を動準備を行い，緊急時対策本部に起動準備完了を報告する。
「切」とし，当直副長に非常用直流母線（直流125V主母線盤A）への給電前準 ④緊急時対策本部は，緊急時対策要員に電源車の起動及び直流給電車に備完了を報告する。
よる非常用直流母線(直流125V 主母線盤A)給電開始を指示する。
⑨現場運転員C及びDは，外観点検により非常用直流母線（直流125V主母線盤A）への給電状態に異常がないことを確認後，当直副長に報告する。
⑩中央制御室運転員Bは，非常用直流母線（直流125V主母線盤A）への給電が開始されたことを直流125V主母線盤A電圧指示値の上昇により確認するとともに，当直副長に報告する。

－(c) 操作の成立性(c)操作の成立性
上記の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名，現場運転員2名及び 上記の操作は，1ユニット当たり緊急時対策要員6名にて作業を実施した場
緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから直流 合，作業開始を判断してから直流給電車による直流125V主母線盤A給電ま1.14.2.2(1)c.
給電車による直流125V主母線盤Aへの給電完了まで約12時間10分で可能 では約12時間で可能である。
61
1.14-67,68(c)である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設 連絡設備を整備する。
備を整備する。

62

63

1.14.2.2(2)a.
(a)

1.14.2.2(2)a.
(b)

1.14-68(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時，AM用直流125V蓄電 外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失時，AM用直流125V蓄電池の電圧が規定電圧である場合で，第一ガスタービン発電機，第二ガスター 池にて直流電源母線へ給電している場合で，常設代替交流電源設備及び可ビン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車によるM/C C系への給電 搬型代替交流電源設備によるM/C C系への給電が可能となった場合。
が可能となった場合。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

⑥現場運転員C及びDは，原子炉建屋地上4階北側通路（非管理区域）のAM ⑥現場運転員C 及びD は，AM 用直流125V 充電器盤蓄電池電圧指示値を用直流125V充電器盤蓄電池電圧指示値を確認する。
確認する。
1.14-69⑤20/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

64

65

66

67

章番号

1.14.2.2(2)ｂ.

1.14.2.2(2)ｂ.

1.14.2.2(2)ｂ.(a)

1.14.2.2(2)
ｂ.(b)

ページ番号

1.14-70

1.14-71

1.14-71

1.14-75

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

b. 常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B受電
b.常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B受電
外部電源，非常用ディーゼル発電機及び常設直流電源喪失後，第一ガス
外部電源，非常用ディーゼル発電機及び常設直流電源喪失後，常設代替交タービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電 流電源設備又は可搬型代替交流電源設備による給電が可能な場合M/C D
源車による給電が可能な場合，M/C D系を受電後，直流125V充電器盤Bか 系を受電し，直流125V充電器盤Bにより，直流125V主母線盤Bへの給電を実ら直流125V主母線盤Bへ給電し，遮断器の制御電源を確保する。
施し，遮断器用制御電源を確保する。

1.第一ガスタービン発電機
2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用M/C経由）
3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用M/C経由）
4.号炉間電力融通ケーブル(常設)
5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)
6.電源車（荒浜側緊急用M/C経由）
7.電源車（P/C C系動力変圧器の一次側に接続）
8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）

給電元の優先順位は以下のとおり。
1.第一ガスタービン発電機
2.第二ガスタービン発電機(緊急用M/C 経由)
3.第二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C 経由)
4.電源車(緊急用M/C 経由)
5.電源車(P/C C 系動力変圧器の一次側に接続)
6.電源車(緊急用電源切替箱接続装置に接続)(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
直流125V主母線盤Bの電圧が喪失した場合で，第一ガスタービン発電機，第 直流125V主母線盤Bの電圧が喪失した場合で，常設代替交流電源設備又二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車のいずれかの は可搬型代替交流電源設備のいずれかの手段によるM/C D系への給電の手段によるM/C D系への給電のための電路構成，M/C D系受電前準備及び ための電路構成及び起動操作が完了している場合。
起動操作が完了している場合。
［優先4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用した直流125V主母線盤B受 (優先4.電源車(緊急用M/C 経由)による直流125V 主母線盤B 給電の場合)
電の場合］④d 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，電源車 (緊急用M/C 経由)④d当該号炉の当直副長は，号炉間電力融通ケーブル（常設）による電力融 による給電が可能な場合は，緊急時対策本部にM/C D 系の受電開始を依通が可能な場合は，当該号炉及び他号炉の運転員にM/C D系への電力融 頼する。
通開始を指示する。
⑤d 緊急時対策要員は，電源車(緊急用M/C 経由)によりM/C D 系へ給電す⑤d他号炉の現場運転員c及びdは，M/C D系緊急用電源母線連絡の遮断器 るための遮断器を「入」とし，電源車(緊急用M/C 経由)から給電が完了したこを「入」とし，号炉間電力融通ケーブル（常設）による電力融通を開始する。 とを緊急時対策本部に報告する。
⑥d当該号炉の現場運転員C及びDは，外観点検によりM/C D系，P/C D系， ⑥d 現場運転員C 及びD は，外観点検によりM/C D 系，P/C D 系，MCCDMCC D系及びAM用MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当該号炉 系及びAM 用MCC の受電状態に異常が無いことを確認後，当直副長に報告の当直副長に報告する。
する。
⑦d当該号炉の現場運転員C及びDは，直流125V充電器盤Bを受電するため ⑦d 現場運転員C 及びD は，直流125V 充電器盤B を受電するためのMCCのMCCを｢入｣とし，直流125V充電器盤Bの運転を開始する。
を｢入｣とし，直流125V 充電器盤B の運転を開始する。
⑧d当該号炉の中央制御室運転員Bは，直流125V主母線盤Bが受電された ⑧d 中央制御室運転員B は，直流125V 主母線盤B 電圧により直流125V主ことを直流125V主母線盤B電圧指示値が規定電圧であることにより確認す 母線盤B が受電されたことを確認する。
る。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

21/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

68

章番号

1.14.2.2(2)
ｂ.(b)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前［優先5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用した直流125V主母線盤B (優先5.電源車(P/C C 系動力変圧器の一次側に接続)による直流125V④e
受電の場合］
当直副長は，運転員にM/C C 系の電路構成に伴う遮断器制御電源復旧操④e当該号炉の当直副長は，号炉間電力融通ケーブル（可搬型）による電力 作のため，直流125V 主母線盤A の受電操作開始を指示する。
融通が可能な場合は，当該号炉及び他号炉の運転員にM/C D系への電力 直流125V 主母線盤A の受電操作手順については，「1.14.2.2(2)a.AM用直流融通開始を指示する。
125V 蓄電池による直流125V 主母線盤A 受電」の操作手順と同様である。
⑤e他号炉の現場運転員c及びdは，M/C D系緊急用電源母線連絡の遮断器 ⑤e 当直副長は，運転員に電源車(P/C C 系動力変圧器の一次側に接続)にを「入」とし，号炉間電力融通ケーブル（可搬型）による電力融通を開始する。 よるM/C D 系給電前の電路を構成するよう指示する。
⑥e当該号炉の現場運転員C及びDは，外観点検によりM/C D系，P/C D系， ⑥e 中央制御室運転員A 及びB は，M/C D 系給電前の電路を構成し，当直MCC D系及びAM用MCCの受電状態に異常がないことを確認後，当該号炉 副長にM/C D 系受電準備完了を報告する。
の当直副長に報告する。
⑦e 当直長は，当直副長からの依頼に基づき，電源車(P/C C 系動力変圧⑦e当該号炉の現場運転員C及びDは，直流125V充電器盤Bを受電するため 器の一次側に接続) による給電が可能な場合は，緊急時対策本部にM/C D
1.14-75,76 のMCCを｢入｣とし，直流125V充電器盤Bの運転を開始する。
系の受電開始を依頼する。
⑧e当該号炉の中央制御室運転員Bは，直流125V主母線盤Bが受電された ⑧e 緊急時対策要員は，電源車(P/C C 系動力変圧器の一次側に接続)によことを直流125V主母線盤B電圧指示値が規定電圧であることにより確認す りM/C D 系へ給電するための遮断器を「入」とし，電源車(P/CC 系動力変圧る。
器の一次側に接続)から給電が完了したことを緊急時対策本部に報告する。
⑨e 現場運転員C 及びD は，外観点検によりM/C D 系，P/C D 系，MCCD
系及びAM 用MCC の受電状態に異常が無いことを確認後，当直副長に報告する。
⑩e 現場運転員C 及びD は，直流125V 充電器盤B を受電するためのMCCを｢入｣とし，直流125V 充電器盤B の運転を開始する。
⑪e 中央制御室運転員B は，直流125V 主母線盤B 電圧により直流125V主母線盤B が受電されたことを確認する。

変更理由

⑤

22/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

69

70

71

章番号

1.14.2.2(2)ｂ.(b)

1.14.2.2(3)a.
(a)

1.14.2.2(3)a.
(b)

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(c) 操作の成立性(c)操作の成立性
上記優先1の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確 上記優先1.の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名及び現場運転認者）及び現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してか 員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから第一ガスタービン
ら第一ガスタービン発電機による直流125V主母線盤B受電完了まで約40分 発電機による直流125V主母線盤B受電完了までは約30分で可能である。
で可能である。
上記優先2.～4.，6.の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名,現場運
上記優先2，3，6，8の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員1名,現場運 転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断
転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断 してからの所要時間は以下のとおり。
してから第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用M/C経由），第二ガスタービ 優先2.，3.の第二ガスタービン発電機(緊急用M/C経由)，第二ガスタービン発
ン発電機（大湊側緊急用M/C経由），電源車（荒浜側緊急用M/C経由）又は 電機(大湊側緊急用M/C経由)による直流125V主母線盤B受電完了までは約
電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）による直流125V主母線盤B受 30分で可能である。
電完了まで約40分で可能である。
優先4.，6.の電源車(緊急用M/C経由)，電源車(緊急用電源切替箱接続装置
1.14-79,80 上記優先4，5の操作は，当該号炉の中央制御室運転員1名,当該号炉の現 に接続) による直流125V主母線盤B受電完了までは約30分で可能である。
場運転員2名及び他号炉の現場運転員2名にて作業を実施した場合，作業 上記優先5.の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確開始を判断してから号炉間電力融通ケーブル（常設）又は号炉間電力融通 認者）,現場運転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作ケーブル（可搬型）を使用した直流125V主母線盤B受電完了まで約40分で可 業開始を判断してから電源車(P/C C系動力変圧器の一次側に接続)による能である。
直流125V主母線盤B受電完了までは約1時間05分で可能である。
上記優先7の操作は，1ユニット当たり中央制御室運転員2名（操作者及び確 円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信認者）,現場運転員2名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作 連絡設備を整備する。
業開始を判断してから電源車（P/C C系動力変圧器の一次側に接続）による直流125V主母線盤B受電完了まで約1時間20分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

1.14-81

1.14-81(a) 手順着手の判断基準(a)手順着手の判断基準
直流電源の喪失により非常用ディーゼル発電機が起動できず，外部電源， 当該号炉の外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブ 第二ガスタービン発電機及び電源車による給電が不可能な状況において，ル及び電源車による給電が不可能な状況において，他号炉のP/C C系又は 他号炉の非常用ディーゼル発電機A系又はB系から給電が可能である場合。
P/C D系の電圧が正常で他号炉のMCC C系又はMCC D系からの給電が可能である場合。
他号炉のMCC C系又はMCC D系から号炉間連絡ケーブルを使用して当該号炉の直流125V主母線盤A又は直流125V主母線盤Bを受電する操作手順
を示す。）

－

変更理由

⑤

⑤

⑤

23/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前⑦現場運転員C及びDは，直流125V充電器盤A又は直流125V充電器盤Bの ⑦現場運転員C及びDは，直流125V充電器盤A又は直流125V充電器盤Bの充電器へ給電するための遮断器を「入」とし，コントロール建屋地下1階計測 充電器へ給電するための遮断器を「入」とし，直流125V充電器盤A充電器電制御電源盤区分Ⅰ室（非管理区域）の直流125V充電器盤A充電器電圧指示 圧指示値又は直流125V充電器盤B充電器電圧指示値が規定電圧であるこ
1.14.2.2(3)a.
72
1.14-82,83 値又はコントロール建屋地下1階計測制御電源盤区分Ⅱ室（非管理区域）の とを確認する。
(b)
直流125V充電器盤B充電器電圧指示値が規定電圧であることを確認する。

73 1.14.2.3(1)a.

74 1.14.2.3(1)a.

75

1.14.2.3(1)a.
(a)

1.14.2.3(1)a.
76(b)

1.14-84

a. 第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケー a.第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機又は電源車によるAM用
ブル又は電源車によるAM用MCC受電
MCC受電
非常用所内電気設備であるM/C C系及びM/C D系が機能喪失した場合に， 非常用所内電気設備であるM/C C系及びM/C D系が機能喪失した場合に，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブ 常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備により代替所内電気
ル又は電源車から代替所内電気設備へ給電することで，発電用原子炉の冷 設備へ給電することで，原子炉圧力容器の冷却,原子炉格納容器の冷却及却,原子炉格納容器内の冷却及び除熱に必要となる設備の電源を復旧する。 び除熱に必要となる設備の電源復旧を図る。
代替交流電源設備によるAM用MCCへの給電の優先順位は以下のとおり。
1.第一ガスタービン発電機
2.第二ガスタービン発電機（荒浜側緊急用M/C経由）
3.第二ガスタービン発電機（大湊側緊急用M/C経由）
4.号炉間電力融通ケーブル(常設)
5.号炉間電力融通ケーブル(可搬型)
6.電源車（荒浜側緊急用M/C経由）
7.電源車（AM用動力変圧器に接続）
8.電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）

変更理由

⑤

⑤

1.14-84

また，上記給電を継続するために第一ガスタービン発電機用燃料タンク，第二ガスタービン発電機用燃料タンク及び電源車への燃料補給を実施する。燃料の補給手順については，「1.14.2.4 燃料の補給手順」にて整備する。

－⑤

1.14-84(a) 手順着手の判断基準
非常用所内電気設備であるM/C D系が機能喪失した場合で，第一ガスター
ビン発電機，第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車からAM用MCCへ給電が可能な場合。

(a)手順着手の判断基準
非常用所内電気設備であるM/C C系及びM/C D系が同時に機能喪失した
場合で，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備によりAM用
MCCへの給電が可能な場合。

⑤

－

⑤

1.14-85②a中央制御室運転員A及びBは，第一ガスタービン発電機を起動後，AM用MCCへの給電準備完了を報告する。

24/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

⑦a中央制御室運転員A及びBは，第一ガスタービン発電機から給電するための遮断器を「入」とし，第一ガスタービン発電機から給電が開始されたこと
1.14.2.3(1)a.
77
1.14-85,86 を当直副長に報告する。
(b)［優先4.号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用したAM用MCC受電の場合］［優先5.号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用したAM用MCC受電の場
1.14.2.3(1)a.
78
1.14-89～92 合］
(b)
を追加

79

80

81

1.14.2.3(1)a.
(c)

1.14.2.3(1)a.
(c)

1.14.2.4(1)1.14-98

1.14-99

1.14-99

優先4.の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用したAM用MCC受電操作は,当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各2名（操作者及び確認者）の計4
名，他号炉の現場運転員4名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した
場合，作業開始を判断してから号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用したAM用MCC受電完了まで約110分で可能である。
優先5.の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用したAM用MCC受電操作
は, 当該号炉及び他号炉の中央制御室運転員各2名（操作者及び確認者）の計4名，他号炉の現場運転員4名及び緊急時対策要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用
したAM用MCC受電完了まで約4時間で可能である。
なお，号炉間電力融通ケーブルについては，コントロール建屋内（緊急用電源切替箱断路器近傍）と屋外（荒浜側高台保管場所）に配備されており，円滑に6号及び7号炉間にケーブルを敷設することが可能である。

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

(1) 軽油タンクからタンクローリへの補給(1)軽油タンクからタンクローリへの補給
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン 重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン
発電機，電源車，大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備 発電機，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機，電源車，大容②用及び海水取水用）可搬型代替注水ポンプ（A－1級），可搬型代替注水ポン 量送水車(取水ポンプ及び送水ポンプ)，可搬型代替注水ポンプ(A-1級)，可（K5緊急時対策
プ（A－2級），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，モニタ 搬型代替注水ポンプ(A-2級)，3号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車， 所変更に伴う給リング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ及び仮設発電機に給油 モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ，仮設発電機に燃 油対象設備の変する。
料を給油する。
更）25/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

82 1.14.2.4(1)a.

83 1.14.2.4(1)c.

84

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

a. 手順着手の判断基準
a.手順着手の判断基準
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン 重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン
発電機，電源車，大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備 発電機，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機，電源車，大容②用及び海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A－1級），可搬型代替注水ポ 量送水車(取水ポンプ及び送水ポンプ)，可搬型代替注水ポンプ(A-1級)，可（K5緊急時対策
1.14-100 ンプ（A－2級），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，モニ 搬型代替注水ポンプ(A-2級)，3号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車， 所変更に伴う給
タリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ又は仮設発電機を使 モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ，仮設発電機を使 油対象設備の変用する場合。
用する場合。
更）c. 操作の成立性
c.操作の成立性
上記の操作は，タンクローリ1台当たり緊急時対策要員2名にて作業を実施し 上記の操作は，タンクローリ1台当たり緊急時対策要員2名で作業を実施した
1.14-102 た場合，作業開始を判断してからタンクローリへの補給完了までタンクローリ 場合，作業開始を判断してからタンクローリへの補給完了まではタンクローリ（4kL）にて105分以内，タンクローリ（16kL）にて120分以内で可能である。
(4kL)にて約85分，タンクローリ(16kL)にて約100分で可能である。

⑤(2) タンクローリから各機器等への給油(2)タンクローリから各機器等への給油
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン 重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン
発電機，電源車，大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備 発電機，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機，電源車，大容用及び海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A－1級），可搬型代替注水ポ 量送水車(取水ポンプ及び送水ポンプ)，可搬型代替注水ポンプ(A-1級)，可ンプ（A－2級），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，モニ 搬型代替注水ポンプ(A-2級)，3号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車，②
タリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ及び仮設発電機に対し モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ，仮設発電機に対（K5緊急時対策て，タンクローリ（16kL）及び（4kL）を用いて給油する。
して，タンクローリ(16kL)及び(4kL)を用いて燃料の給油を行う。
所変更に伴う給1.14.2.4(2) 1.14-102,103 なお，第一ガスタービン発電機の場合は，第一ガスタービン発電機用燃料タ
油対象設備の変ンクへ給油する。第一ガスタービン発電機の運転に伴い燃料が消費される
更）と，第一ガスタービン発電機用燃料移送ポンプが自動起動し，第一ガスター⑤
ビン発電機用燃料タンクから燃料の補給が開始される。また，第一ガスター
ビン発電機用燃料移送ポンプは，燃料の補給完了後に自動停止する（第二ガスタービン発電機についても同様）。

85 1.14.2.4(2)a.

a. 手順着手の判断基準
a.手順着手の判断基準
重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン 重大事故等の対処に必要となる第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン
発電機，電源車，大容量送水車（熱交換器ユニット用，原子炉建屋放水設備 発電機，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機，電源車，大容②用及び海水取水用），可搬型代替注水ポンプ（A－1級），可搬型代替注水ポ 量送水車(取水ポンプ及び送水ポンプ)，可搬型代替注水ポンプ(A-1級)，可（K5緊急時対策
ンプ（A－2級），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，モニ 搬型代替注水ポンプ(A-2級)，3号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車， 所変更に伴う給1.14-103 タリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ又は仮設発電機を運 モニタリング・ポスト用発電機，ディーゼル駆動消火ポンプ，仮設発電機の燃油対象設備の変転した場合において，各機器の燃料が規定油量以上あることを確認した上で 料保有量及び燃費から予め算出した給油時間※1となった場合。
更）
運転開始後，燃料保有量及び燃費からあらかじめ算出した給油時間※1と⑤なった場合。

26/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

86 1.14.2.4(2)a.

ページ番号

変更後

・第一ガスタービン発電機 ：運転開始後約16時間
・電源車 ：運転開始後約2時間・大容量送水車（熱交換器ユニット）
取水ポンプ ：運転開始後約7時間
送水ポンプ ：運転開始後約3時間
・可搬型代替注水ポンプ（A－1級）
1.14-104 ：運転開始後約2時間
・可搬型代替注水ポンプ（A－2級）：運転開始後約3時間
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用
可搬型電源設備 ：運転開始後約20時間
・モニタリング・ポスト用発電機：運転開始後約10時間③評価進捗による変更・修正

変更前
・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機:運転開始後約9時間・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機:運転開始後約37時間
・電源車，3号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車:運転開始後約2時間・大容量送水車(取水ポンプ) :運転開始後約4時間・大容量送水車(送水ポンプ) :運転開始後約2時間
・可搬型代替注水ポンプ(A-1級) :運転開始後約5時間
・可搬型代替注水ポンプ(A-2級) :運転開始後約3時間・モニタリング・ポスト用発電機 :運転開始後約10時間

変更理由②（K5緊急時対策
所変更に伴う給油対象設備の変
更）⑤

なお，各設備の燃料が枯渇しないよう以下の時間までに給油を実施する。
なお，各設備の燃料が枯渇しないよう以下の時間までに給油を実施する。
・第一ガスタービン発電機の燃費は，定格容量にて約1,000L/hであり，起動 ・第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機の燃費は，定格容量から枯渇までの時間は約50時間。
にて約1,705L/hであり，起動から枯渇までの時間は約29時間。
・電源車の燃費は，定格容量にて約110L/hであり，起動から枯渇までの時間 ・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機の燃費は，定格容量には約2時間。
て約437L/hであり，起動から枯渇までの時間は約68時間。
・大容量送水車（熱交換器ユニット）
・電源車，3号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源車の燃費は，定格容量取水ポンプの燃費は，定格容量にて約40L/hであり，起動から枯渇までの時 にて約110L/hであり，起動から枯渇までの時間は約2時間。
間は約7時間。
・大容量送水車(取水ポンプ)の燃費は，定格容量にて約43L/hであり，起動②
送水ポンプの燃費は，定格容量にて約90L/hであり，起動から枯渇までの時 から枯渇までの時間は約4時間。
（K5緊急時対策
間は約3時間。
・大容量送水車(送水ポンプ)の燃費は，定格容量にて約135L/hであり，起動 所変更に伴う給87 1.14.2.4(2)c. 1.14-107,108 ・可搬型代替注水ポンプ（A－1級）の燃費は，定格容量にて約43L/hであり， から枯渇までの時間は約2時間。
油対象設備の変起動から枯渇までの時間は約2時間。
・可搬型代替注水ポンプ(A-1級)の燃費は，定格容量にて約23L/hであり，起更）・可搬型代替注水ポンプ（A－2級）の燃費は，定格容量にて約21L/hであり， 動から枯渇までの時間は約5時間。
⑤
起動から枯渇までの時間は約3時間。
・可搬型代替注水ポンプ(A-2級)の燃費は，定格容量にて約18L/hであり，起・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃費は，定格容量 動から枯渇までの時間は約3時間。
にて約45L/hであり，起動から枯渇までの時間は約22時間。
・モニタリング・ポスト用発電機の燃費は，定格容量にて約9L/hであり，起動・モニタリング・ポスト用発電機の燃費は，定格容量にて約9L/hであり，起動 から枯渇までの時間は約19時間。
から枯渇までの時間は約18時間。

88 1.14.2.4(2)c.

また，多くの給油対象設備が必要となる事象（崩壊熱除去機能喪失等）を想 また，多くの給油対象設備が必要となる事象(崩壊熱除去機能喪失等)を想定した場合，事象発生後7日間，それらの設備（第一ガスタービン発電機，可 定した場合，事象発生後7日間，それらの設備(第一ガスタービン発電機，可搬型代替注水ポンプ（A－2級）及び電源車等）の運転を継続するために必要 搬型代替注水ポンプ(A-2級)及び電源車等)の運転継続するために必要な燃1.14-108 な燃料（軽油）の燃料消費量は約568kLである。また，6号及び7号炉軽油タン 料(軽油)の燃料消費量は約580kLである。また，6号及び7号炉軽油タンク
ク（2,040kL）からも燃料補給が可能であり，6号及び7号炉軽油タンク1基当た (2,040KL)からも燃料補給が可能であり，6号及び7号炉軽油タンク1基あたりり510 kL以上となるよう管理する。
510 kL以上となるよう管理する。

⑤

27/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

89

90

章番号

ページ番号

変更後
1.14.2.5 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1) 非常用交流電源設備による給電(2) 非常用直流電源設備による給電③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

1.14.2.5

1.14108～112

1.14.2.7(1)

第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機から給電できず他号 第一ガスタービン発電機及び第二ガスタービン発電機を並行操作で起動し，炉の非常用ディーゼル発電機からの給電が可能な場合は，号炉間電力融通 第一ガスタービン発電機からの給電を優先する。優先1 の第一ガスタービン
ケーブル（常設）（優先4）を使用した電力融通，号炉間電力融通ケーブル（可 発電機からの給電ができない場合は,優先2 の第二ガスタービン発電機(緊急搬型）（優先5）を使用した電力融通を行う。なお，号炉間電力融通ケーブルを 用M/C 経由)による給電を行う。第二ガスタービン発電機(緊急用M/C経由)
使用した電力融通を行う場合は，電源を供給する号炉の発電用原子炉の冷 による給電ができない場合は,優先3 の第二ガスタービン発電機(大湊側緊急1.14-113 却状況，非常用ディーゼル発電機の運転状況及び電源を受電する号炉の受 用M/C 経由)･優先4 の電源車(緊急用M/C 経由)の優先で給電を行う。
電体制を確認した上で実施する。
第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機及び号炉間電力融通ケーブルによる給電ができない場合は，電源車（荒浜側緊急用M/C経由）（優先6）から給電する。
上記の優先1から優先7までの手順を連続して実施した場合，直流125V充電 上記の優先1 から優先4 までの手順及び電源車(P/C 動力変圧器経由)によ
器盤の受電完了まで約11時間50分（あらかじめ他号炉の非常用ディーゼル る給電手順を連続して実施した場合，直流125V 充電器盤の受電まで約9 時発電機からの電力融通ができないと判断した場合は約8時間35分）で実施可 間15 分で実施可能であり，所内蓄電式直流電源設備から給電されている24
1.14-114 能であり，所内蓄電式直流電源設備から給電されている24時間以内に十分 時間以内に十分な余裕を持って給電を開始する。
な余裕を持って給電を開始する。

⑤

91

1.14.2.7(1)92

1.14.2.7(2)なお，蓄電池の電圧が放電電圧の最低値を下回る可能性がある場合は，経1.14-115 過時間によらず，蓄電池の切替えを実施する。

－⑤

第1.14.1表

重大事故等対処設備（設計基準拡張）を追記
・非常用交流電源設備による給電
1.14-116 ・非常用直流電源設備による給電－⑤

第1.14.1表

設備変更に伴う修正・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
1.14-117 ・第二代替交流電源設備（自主対策設備）

9394

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）⑤②（第二GTGの自主
化）

28/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後
設備変更に伴う修正・荒浜側緊急用高圧母線（自主対策設備）

95

96

97

第1.14.1.表

第1.14.2表

第1.14.2図第1.14.5図98

99

第1.14.6図第1.14.8図

第1.14.9図100 第1.14.10図
第1.14.11図101

第1.14.13図第1.14.14図変更前
・荒浜側緊急用高圧母線（重大事故等対処設備）

1.14-1191.14120～127

1.14-131

・記載の適正化（1.14-120～126）
・重大事故等対処設備（設計基準拡張）の手順追加に伴い計器追記（1.14127）

設備変更に伴い電源構成図を修正
・緊急用断路器の通常状態変更

EOP、停止時EOPの変更に伴い対応フローを変更
1.14-134 併せて第1.14.1表、第1.14.2表の手順書名称を修正
1.14-135
1.14-136
1.14-137

1.14-139

手順の変更（第一GTGを現場起動から中操起動に変更）に伴いタイムチャー
トを修正

1.14-140 移動時間の変更（免震重要棟の自主化）に伴いタイムチャートを修正
1.14-141 第一GTGの要員数に合わせて現場運転員２→４人
1.14-142
移動時間の変更（免震重要棟の自主化）に伴いタイムチャートを修正
記載の適正化（個別操作の見直しに伴う修正）
1.14-144
1.14-145－③評価進捗による変更・修正

変更理由②（第二GTGの自主化）⑤②（断路器の通常
状態変更）

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

29/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

移動時間の変更（免震重要棟の自主化）に伴いタイムチャートを修正
102 第1.14.16図

1.14-147
移動時間の変更（免震重要棟の自主化）に伴いタイムチャートを修正
記載の適正化（個別操作の見直しに伴う修正）

第1.14.29図103 第1.14.30図
第1.14.31図

1.14-160
1.14-161
1.14-162

移動時間の変更（免震重要棟の自主化）に伴いタイムチャートを修正
104 第1.14.33図

1.14-164
記載の適正化（個別操作の見直しに伴う修正）
号炉間電力融通ケーブルを使用した場合のタイムチャートを追加（第1.14.40
図）

第1.14.38図第1.14.39図
105 第1.14.40図
第1.14.41図第1.14.42図

1.14-169
1.14-170
1.14-1711.14-172
1.14-173

106 第1.14.46図

手順の変更（第一GTGを現場起動から中操起動に変更）に伴いタイムチャー
1.14-177 トを修正

30/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

第1.14.47図第1.14.48図第1.14.49図
107
第1.14.50図第1.14.51図第1.14.52図

ページ番号

変更後

108 第1.14.56図

1.14-178 移動時間の変更（免震重要棟の自主化）に伴いタイムチャートを修正
1.14-179 号炉間電力融通ケーブルを使用した場合のタイムチャートを追加（第1.14.40
1.14-180 図）
1.14-181
1.14-182
1.14-183
給油対象設備の変更に伴いタイムチャート補足を修正
1.14-187

109 第1.14.57図

1.14-188第1.14.58図
110
第1.14.59図

重大事故等対処設備（設計基準拡張）の手順追加に伴い概要図を追加
1.14-189 ・非常用交流電源設備による給電
1.14-190 ・非常用直流電源設備による給電

111 第1.14.60図

燃費の変更に伴いタイムチャートを修正③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

－

⑤

－

⑤

－

⑤

号炉間電力融通ケーブルを使用した給電をフローチャートに追加
1.14-191
記載の適正化
1.14-192

⑤

112

添付資料
1.14.1

重大事故等対処設備（設計基準拡張）を追加
・非常用交流電源設備による給電
1.14-194
・非常用直流電源設備による給電

113

添付資料
1.14.1

設備変更に伴う修正・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）
1.14-195・第二代替交流電源設備（自主対策設備）

・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）

114

添付資料
1.14.1

1.14-195 設備変更に伴う修正
1.14-196 ・荒浜側緊急用高圧母線（自主対策設備）
1.14-197・荒浜側緊急用高圧母線（重大事故等対処設備）－⑤②（第二GTGの自主化）②（第二GTGの自主
化）

31/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

115

116

章番号

添付資料
1.14.2-1

添付資料
1.14.2-1

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

1．第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機又は電源車によるM/C 1．第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機又は電源車によるM/C
C系及びM/C D系受電
C系及びM/C D系受電
(1)現場でのM/C C系及びM/C D系受電
(1)第一ガスタービン発電機起動及びM/C C系及びD系受電
a.操作概要a.操作概要外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びM/C 外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びD系
D系へ給電できない場合において，第一ガスタービン発電機を起動後，現場 非常用高圧母線へ給電できない場合に第一ガスタービン発電機を起動し，でのM/C C系及びM/C D系の受電操作を実施する。
M/C C系及びD系を受電する。
M/C D系を受電することにより原子炉圧力容器への注水に必要な電源が供 非常用高圧母線M/C D系を受電することにより原子炉注水に必要な電源が給されるため，M/C D系受電後は原子炉圧力容器への注水を優先させ，そ 供給されるため，非常用高圧母線M/C D系受電後は原子炉の注水を優先さの後にM/C C系へ給電する。
せ，その後に非常用高圧母線M/C C系への給電を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
1.14-198 原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1階(非管理区域)
コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
屋外
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
第一ガスタービン発電機によるM/C C系及びM/C D系受電のうち，現場での 第一ガスタービン発電機によるM/C C系及びD系受電に必要な要員数(6M/C D系受電前準備及びM/C D系受電操作に必要な要員数，時間は以下 名)，所要時間(75分)のうち，第一ガスタービン発電機起動，M/C D系受電前のとおり。
準備，M/C D系受電操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:4名（現場運転員4名）
必要要員数 :4名(現場運転員4名)
想定時間 :20分（実績時間:18分）
所要時間目安:45分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
なお，M/C C系まで受電した場合は，50分と想定する。
なお，M/C C系まで受電した場合は，75分と想定する。

(2)第二ガスタービン発電機起動及び荒浜側緊急用M/C受電(2)第二ガスタービン発電機起動及び緊急用M/C受電
a.操作概要a.操作概要外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びM/C 外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びD系
D系へ給電できない場合において，M/C C系及びM/C D系を受電するため， 非常用高圧母線へ給電できない場合に第二ガスタービン発電機(緊急用
第二ガスタービン発電機を起動し，荒浜側緊急用M/Cを受電する。
M/C経由)を起動し，M/C C系及びD系を受電する。
b.作業場所
非常用高圧母線M/C D系を受電することにより原子炉注水に必要な電源が屋外（第二ガスタービン発電機設置場所，荒浜側緊急用M/C設置場所）供給されるため，非常用高圧母線M/C D系受電後は原子炉の注水を優先さ
c.必要要員数及び時間
せ，その後に非常用高圧母線M/C C系への給電を実施する。
第二ガスタービン発電機による荒浜側緊急用M/Cを経由したM/C C系及び b.作業場所
1.14-200 M/C D系受電のうち，第二ガスタービン発電機起動操作及び荒浜側緊急用 屋外(ガスタービン発電機エリア，154kV開閉所(緊急用M/C))
M/C受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
c.必要要員数及び操作時間
必要要員数:6名（緊急時対策要員6名）
第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを経由したM/C C系及びD系受電
想定時間 :70分（実績時間:60分）に必要な要員数(10名)，所要時間(75分)のうち，第二ガスタービン発電機起動，緊急用M/C受電に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :6名(緊急時対策要員6名)
所要時間目安:45分(実績時間35分)

変更理由

⑤

⑤

32/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

117

添付資料
1.14.2-1

118

添付資料
1.14.2-1

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(3)第二ガスタービン発電機起動及び大湊側緊急用M/Cからの給電(3)第二ガスタービン発電機起動及び大湊側緊急用M/C受電
a.操作概要a.操作概要外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びM/C 外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びD系
D系へ給電できない場合において，M/C C系及びM/C D系を受電するため， 非常用高圧母線へ給電できない場合に第二ガスタービン発電機(大湊側緊
第二ガスタービン発電機を起動し，大湊側緊急用M/Cから給電する。
急用M/C経由)を起動し，M/C C系及びD系を受電する。
b.作業場所
非常用高圧母線M/C D系を受電することにより原子炉注水に必要な電源が屋外（第二ガスタービン発電機設置場所，大湊側緊急用M/C設置場所）供給されるため，非常用高圧母線M/C D系受電後は原子炉の注水を優先さ
c.必要要員数及び時間
せ，その後に非常用高圧母線M/C C系への給電を実施する。
1.14-202 第二ガスタービン発電機による大湊側緊急用M/C経由したM/C C系及びb.作業場所
M/C D系受電のうち，第二ガスタービン発電機起動操作及び大湊側緊急用 屋外(ガスタービン発電機エリア，154kV開閉所(大湊側緊急用M/C))
M/Cからの給電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
c.必要要員数及び操作時間
必要要員数:6名（緊急時対策要員6名）
第二ガスタービン発電機による大湊側緊急用M/C 経由によるM/C C系及び想定時間 :80分（実績時間なし）
D系受電に必要な要員数(10名)，所要時間(95分)のうち，第二ガスタービン発
電機起動，大湊側緊急用M/C受電に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :6名(緊急時対策要員6名)
所要時間目安:50分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)(4)電源車起動及び荒浜側緊急用M/C受電(4)電源車による緊急用M/C受電
a.操作概要a.操作概要外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びM/C 外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びD系
D系へ給電できない場合において，M/C C系及びM/C D系を受電するため， 非常用高圧母線へ給電できない場合に500kVA電源車(緊急用M/C経由)を
電源車を起動し，荒浜側緊急用M/Cを受電する。
起動し，M/C C系及びD系を受電する。
b.作業場所
非常用高圧母線M/C D系を受電することにより原子炉注水に必要な電源が屋外（荒浜側緊急用M/C設置場所）供給されるため，非常用高圧母線M/C D系受電後は原子炉の注水を優先さ
c.必要要員数及び時間
せ，その後に非常用高圧母線M/C C系への給電を実施する。
電源車による荒浜側緊急用M/Cを経由したM/C C系及びM/C D系受電のう b.作業場所
1.14-203 ち，電源車起動操作及び荒浜側緊急用M/C受電操作に必要な要員数，時間 屋外(ガスタービン発電機エリア，154kV開閉所(緊急用M/C))
は以下のとおり。
c.必要要員数及び操作時間
必要要員数:6名（緊急時対策要員6名）
500kVA電源車による緊急用M/Cを経由したM/C C系及びD系受電に必要な想定時間 :90分（実績時間なし）
要員数(10名)，所要時間(115分)のうち，電源車起動，緊急用M/C受電に必
要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :6名(緊急時対策要員6名)
所要時間目安:80分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)

変更理由

⑤

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

119

章番号

添付資料
1.14.2-1

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(5)荒浜側緊急用M/C又は大湊側緊急用M/C経由によるM/C C系及びM/C (5)緊急用M/C又は大湊側緊急用M/CによるM/C C系及びD系受電
D系受電
a.操作概要a.操作概要外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びD系
外部電源及び非常用ディーゼル発電機の機能喪失によりM/C C系及びM/C 非常用高圧母線へ給電できない場合に緊急用M/C及び大湊側緊急用M/C
D系へ給電できない場合において，代替交流電源設備により荒浜側緊急用 へ給電し，非常用高圧母線M/C C系及びD 系を受電する。
M/C又は大湊側緊急用M/Cを受電後，現場でのM/C C系及びM/C D系の受 非常用高圧母線M/C D系を受電することにより原子炉注水に必要な電源が電操作を実施する。
供給されるため，非常用高圧母線M/C D系受電後は原子炉の注水を優先さ
M/C D系を受電することにより原子炉圧力容器への注水に必要な電源が供 せ，その後に非常用高圧母線M/C C系への給電を実施する。
給されるため，M/C D系受電後は原子炉圧力容器への注水を優先させ，そ b.作業場所の後にM/C C系へ給電する。
原子炉建屋 地下1階(非管理区域)
b.作業場所
c.必要要員数及び操作時間
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
緊急用M/C又は大湊側緊急用M/CによるM/C C系及びD系受電に必要な要
コントロール建屋 地下1階，地上2階（非管理区域）
員数(緊急用M/Cからの受電:8名，大湊側緊急用M/Cからの受電:10名)，所要時間(緊急用M/Cからの受電:80分，大湊側緊急用M/Cからの受電:95分)
1.14-205 c.必要要員数及び時間
荒浜側緊急用M/C又は大湊側緊急用M/C経由によるM/C C系及びM/C D のうち，受電前準備，M/C D系受電操作に必要な要員数，所要時間は以下
系受電のうち，受電前準備及びM/C D系受電操作に必要な要員数，時間は のとおり。
以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
必要要員数:4名（現場運転員4名）
所要時間目安:緊急用M/Cからの受電
想定時間 :「荒浜側緊急用M/C経由による受電の場合」(第二ガスタービン:50分/※80分，電源車:85分/※115分)
第二ガスタービン発電機:75分/80分※
大湊側緊急用M/Cからの受電
電源車:95分/100分※(第二ガスタービン:65分/※95分)（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)「大湊側緊急用M/C経由による受電の場合」※M/C C系まで受電した場合の想定時間
第二ガスタービン:85分/90分※（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）※M/C C系まで受電した場合の想定時間

変更理由

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

120

121

章番号

添付資料
1.14.2-2

添付資料
1.14.2-2

ページ番号

変更後

2.電源車によるP/C C系及びP/C D系受電
(1)P/C C系及びP/C D系受電前準備
a.操作概要
電源車によるP/C C系及びP/C D系受電の際，受電前準備として電路構成
及び負荷抑制を実施する。
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
1.14-207 コントロール建屋 地下1階，地上2階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
電源車によるP/C C系及びP/C D系受電のうち，電路構成及び負荷抑制操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :60分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）③評価進捗による変更・修正

変更前
2.電源車によるP/C C系及びP/C D系受電
(1)P/C C系及びP/C D系受電
a.操作概要
電源車によるP/C C系及びP/C D系受電の際，負荷の抑制を行い，電源接
続後はP/C C系及びP/C D系の各MCCの受電を操作する。
b.作業場所
原子炉建屋 地上3階，地上4階，地下1階(非管理区域)
コントロール建屋 地上2階(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
電源車によるP/C C系及びP/C D系受電に必要な要員数(10名)，所要時間(6時間25分)のうち，電源接続前準備，P/C C系及びP/C D系の各MCC受電に必要な要員数は以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:40分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)(2)電源車のケーブル敷設及び電源車によるP/C C系及びP/C D系への給電 (2)電源ケーブル布設及び電源車によるP/C C系及びP/C D系給電
a.操作概要a.操作概要
電源車によるP/C C系及びP/C D系受電の際，電源車からP/C C系動力変 電源車によるP/C C系及びP/C D系受電の際，500kVA電源車よりP/C C系
圧器の一次側に電源車のケーブルを敷設及び接続後，電源車を起動し，(動力変圧器の一次側)に電源ケーブルを布設，接続後，電源車を起動し，P/C C系及びP/C D系へ給電する。
P/C C系，P/C D系に給電を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
屋外（原子炉建屋近傍）
屋外(原子炉建屋近傍)
原子炉建屋
地上1階，地下1階（非管理区域）
原子炉建屋 地上1階，地下1階(非管理区域)
1.14-207c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
電源車によるP/C C系及びP/C D系受電のうち，電源車のケーブル敷設及 電源車によるP/C C系及びP/C D系受電に必要な要員数(10名)，所要時間
び接続操作，電源車起動操作，並びにP/C C系及びP/C D系への給電操作 (6時間25分)のうち，電源ケーブル布設，接続，電源車起動及びP/C C系及に必要な要員数，時間は以下のとおり。
びP/C D系給電に必要な要員数は以下のとおり。
必要要員数:6名（緊急時対策要員6名）
必要要員数 :10名(現場運転員4名，緊急時対策要員6名)
想定時間 :5時間10分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:5時間45分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時
間なし)

変更理由

⑤

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

122

章番号

添付資料
1.14.2-3

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

3．号炉間電力融通ケーブルを使用したM/C C系又はM/C D系受電
3．号炉間電力融通ケーブルによる電力融通(1)健全号炉の非常用ディーゼル発電機によるM/C C系又はM/C D系受電 (1)健全号炉非常用ディーゼル発電機によるM/C C系又はD系受電
a.操作概要a.操作概要外部電源，非常用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガス
外部電源，非除用ディーゼル発電機，第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機により給電ができない場合において，健全号炉の非常用タービン発電機による給電が不可能な場合，健全号炉の運転中D/G によりディーゼル発電機により号炉間電力融通ケーブルを介してM/C C系又は電力融通ケーブルを介してM/C C系M/C D系の受電を実施する。
M/C D系を受電する。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階(非管理区域)｢当該号炉｣
原子炉建屋 地上1階(管理区域)
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
コントロール建屋 地上2階(非管理区域)
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間
健全号炉(6号炉)非常用ディーゼル発電機によるM/C C系又はD系受電に必
1.14-210 ｢他号炉｣
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
要な要員数(12名)，所要時間(3時間35分)のうち，負荷切替，非常用ディーゼ
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
ル発電機によるM/C C系及びM/C D系送電準備に必要な要員数，所要時間
原子炉建屋 地上1階（管理区域）
は以下のとおり。
タービン建屋 地下中２階（非管理区域）
必要要員数 :6名(現場運転員6名)
c.必要要員数及び時間
所要時間目安:1時間15分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時
号炉間電力融通ケーブルを使用したM/C C系又はM/C D系受電のうち，負 間なし)
荷切替え操作並びに健全号炉の非常用ディーゼル発電機によるM/C C系又はM/C D系への給電準備に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:6名（現場運転員6名）
想定時間 :1時間25分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）

変更理由

⑤

36/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

123

添付資料
1.14.2-3

124

添付資料
1.14.2-4

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(2)号炉間電力融通ケーブル敷設及び電路構成(2)電力融通ケーブル布設及び電路構成
a.操作概要a.操作概要健全号炉の非常用ディーゼル発電機からM/C C系又はM/C D系へ給電する 健全号炉の運転中D/GによりM/C C系及びM/C D系へ送電する際に各号路際，各号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブルを敷 の緊急用電源切替箱断路器間に電力融通ケーブルを布設及び接続し，電路
設及び接続し，電路構成を実施する。
構成を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
コントロール建屋 地上2階(非管理区域)
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
1.14-212号炉間電力融通ケーブルを使用したM/C C系又はM/C D系受電のうち，号 号炉間電力融通ケーブルによる電力融通に必要な要員数(10名)，所要時間
炉間電力融通ケーブルの敷設及び接続に必要な要員数，時間は以下のとお (2時間:緊急用電源切替箱近傍の号炉間電力融通ケーブルを使用する場合り。
3時間30分:屋外の号炉間電力融通ケーブルを使用する場合)のうち，ケーブ
必要要員数:8名(現場運転員2名，緊急時対策要員6名)
ル施設・接続，電源車運転操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :「緊急用電源切替箱近傍の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使 必要要員数 :8名(現場運転員2名，緊急時対策要員6名)用する場合」
所要時間目安:3時間30分(屋外の号炉間電力融通ケーブルを使用する場合)
1時間40分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）(当該設備は設置工事中のため実績時間なし)「屋外保管の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する場合」
3時間50分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
4．所内蓄電式直流電源設備による給電
4．所内蓄電式直流電源設備による給電(1)直流125V蓄電池Aから直流125V蓄電池A－2への切替え(1)直流125V蓄電池AからA-2への切替
a.操作概要a.操作概要全交流動力電源喪失事象発生から8時間経過するまでに，直流125V蓄電池 全交流電源喪失事象発生から8時間経過するまでに，蓄電池Aから蓄電池
Aから直流125V蓄電池A－2への切替えを実施する。
A-2へ切替を行う。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地下1階(非管理区域)
1.14-214 コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
直流125V蓄電池Aから直流125V蓄電池A－2への切替えに必要な要員数， 直流125V蓄電池AからA-2への切替に必要な要員数(4名)，所要時間(80分)
時間は以下のとおり。
のうち，現場での切替操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
想定時間 :20分（実績時間:11分）
所要時間目安:20分(実績時間11分)

変更理由

⑤

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

125

126

章番号

添付資料
1.14.2-4

添付資料
1.14.2-4

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(2)不要直流負荷の切離し(2)不要直流負荷の切り離し
a.操作概要a.操作概要直流125V蓄電池Aから直流125V蓄電池A－2への切替え実施後，全交流動 蓄電池Aから蓄電池A-2へ切替後，全交流電源喪失事象発生から8時間経力電源喪失事象発生から8時間経過した時点で直流125V主母線盤Aの不要 過した時点で直流125V主母線盤Aの不要直流負荷の切り離しを行う。
直流負荷の切離しを実施する。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地下1階(非管理区域)
1.14-216 コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
直流125V蓄電池AからA-2への切替に必要な要員数(4名)，所要時間(80分)
直流125V蓄電池Aから直流125V蓄電池A－2への切替え後の不要直流負荷 のうち，不要直流負荷の切り離しに必要な要員数，所要時間は以下のとおの切離し操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
り。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
想定時間 :60分（実績時間:50分）
所要時間目安:60分(実績時間:50分)(3)直流125V蓄電池A－2からAM用直流125V蓄電池への切替え
a.操作概要全交流動力電源喪失事象発生から19時間経過するまでに，直流125V蓄電
池A－2からAM用直流125V蓄電池への切替えを実施する。
b.作業場所
コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
原子炉建屋 地上4階（非管理区域）
1.14-217c.必要要員数及び時間
直流125V蓄電池A－2からAM用直流125V蓄電池への切替えに必要な要員
数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :25分（実績時間:23分）(3)直流125V蓄電池A-2からAM用蓄電池への切替
a.操作概要全交流電源喪失事象発生から19時間経過するまでに，蓄電池A-2からAM用蓄電池へ切り替える。
b.作業場所
コントロール建屋 地下1階(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
直流125V蓄電池A-2からAM 蓄電池への切替に必要な要員数(4名)，所要時
間(25分)のうち，現場での切替操作に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:25分(実績時間15分)

変更理由

⑤

⑤

38/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

127

128

章番号

ページ番号

添付資料
1.14.2-4(4)直流125V充電器盤A受電(4)直流125V充電器盤A受電
a.操作概要a.操作概要直流125V充電器盤A受電の際，現場にてMCC C系の受電操作を実施し，直流125V充電器盤A受電の際に，現場にてMCC C系の受電操作を行い，C/B計測制御電源盤区域(A)排風機の運転状態を確認後，直流125V充電器 C/B計測制御電源盤区域(A)排風機運転状態確認後，直流125V充電器盤A盤Aを受電する。
受電をする。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
原子炉建屋 非管理区域(地下1階)
1.14-220 コントロール建屋 地下1階，地下中2階（非管理区域）
コントロール建屋 非管理区域(地下1階)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
直流125V充電器盤A受電のうち，MCC受電操作，空調機運転状態確認及び 直流125V充電器盤A受電に必要な要員数(4名)，所要時間(40分)のうち，充電器盤受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
MCC受電及び空調確認，充電器盤受電に必要な要員数，所要時間は以下
必要要員数:2名（現場運転員2名）のとおり。
想定時間 :40分（実績時間:36分）
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:40分(実績時間36分)

添付資料
1.14.2-4

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(5)直流125V充電器盤B受電(5)直流125V充電器盤B受電
a.操作概要a.操作概要直流125V充電器盤B受電の際，現場にてMCC D系の受電操作を実施し，直流125V充電器盤A受電の際に，現場にてMCC D系の受電操作を行い，C/B計測制御電源盤区域(B)排風機の運転状態を確認後，直流125V充電器 C/B計測制御電源盤区域(B)排風機運転状態確認後，直流125V充電器盤B
盤Bを受電する。
受電をする。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
原子炉建屋 非管理区域(地下1階)
コントロール建屋 非管理区域(地下1階)
1.14-222 コントロール建屋 地上1階，地下1階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
直流125V充電器盤B受電のうち，MCC受電操作，空調機運転状態確認及び 直流125V充電器盤B受電に必要な要員数(4名)，所要時間(40分)のうち，充電器盤受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
MCC受電及び空調確認，充電器盤受電に必要な要員数，所要時間は以下
必要要員数:2名（現場運転員2名）のとおり。
想定時間 :40分（実績時間36:分）
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:40分(実績時間36分)

変更理由

⑤

⑤

39/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

129

130

章番号

添付資料
1.14.2-4

添付資料
1.14.2-4

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(6)直流125V充電器盤A－2受電
a.操作概要直流125V充電器盤A－2受電の際，現場にてMCC C系の受電操作を実施
し，C/B計測制御電源盤区域(A)排風機の運転状態を確認後，直流125V充
電器盤A－2を受電する。
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
1.14-224 コントロール建屋 地下1階，地下中2階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
直流125V充電器盤A－2受電のうち，MCC受電操作，空調機運転状態確認
及び充電器盤受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :40分（実績時間:34分）(6)直流125V充電器盤A-2受電
a.操作概要直流125V充電器盤A-2受電の際に，現場にてMCC C系の受電操作を行い，C/B計測制御電源盤区域(A)排風機運転状態確認後，直流125V充電器盤A2受電をする。
b.作業場所
原子炉建屋 非管理区域(地下1階)
コントロール建屋 非管理区域(地下1階)
c.必要要員数及び操作時間
直流125V充電器盤A-2受電に必要な要員数(4名)，所要時間(40分)のうち，
MCC受電及び空調確認，充電器盤受電に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:40分(実績時間34分)(7)AM用直流125V充電器盤受電
a.操作概要AM用直流125V充電器盤受電の際，現場にてMCC C系の受電操作を実施
し，D/G(A)/Z排風機の運転状態を確認後，AM用直流125V充電器盤を受電する。
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階，地上3階，地上4階（非管理区域）
1.14-226 コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間AM用直流125V充電器盤受電のうち，MCC受電操作，空調機運転状態確認
及び充電器盤受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :35分（実績時間:31分）(7)AM用直流125V充電器盤受電
a.操作概要AM用直流125V充電器盤受電の際に，現場にてMCC C系の受電操作を行い，D/G(A)/Z排風機運転状態確認後，AM用直流125V充電器盤受電をする。
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階，地上3階，4階(非管理区域)
コントロール建屋 地下1階(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
AM用直流125V充電器盤受電に必要な要員数(4名)，所要時間(35分)のうち，MCC受電及び空調確認，充電器盤受電に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:35分(実績時間31分)

変更理由

⑤

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

131

132

章番号

添付資料
1.14.2-4

添付資料
1.14.2-5

ページ番号

変更後

(8)中央制御室監視計器の復旧 C系及びD系
a.操作概要中央制御室監視計器復旧の際，現場にてMCC C系及びMCC D系の受電操作を実施し，監視計器電源（バイタル交流電源，計測用電源）を復旧する。
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
1.14-228 コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
中央制御室監視計器の復旧のうち，MCC受電操作及び監視計器電源復旧操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :50分（実績時間:40分）③評価進捗による変更・修正

変更前(8)中操監視計器復旧 C系及びD系
a.操作概要中操監視計器復旧の際に，現場にてMCC C系及びMCC D系の受電操作を行い，監視計器電源(バイタル交流電源，計測用電源)を復旧する。
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階(非管理区域)
コントロール建屋 地下1階(非管理区域)
c.必要要員数及び操作時間
中操監視計器復旧に必要な要員数(4名)，所要時間(50分)のうち，MCC受電及び監視計器電源復旧に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:50分(実績時間40分)

5．可搬型直流電源設備による給電
5．可搬型直流電源設備による給電(1)電源車によるAM用MCC受電(1)可搬型直流電源設備によるAM用直流125V充電器盤受電
a.操作概要a.操作概要AM用直流125V充電器盤の受電前準備のため，電源車によりAM用MCCを受 電源車によりAM用MCC を介し，AM用直流125V充電器盤による給電を行電する。
う。
b.作業場所
b.作業場所
原子炉建屋 地下1階，地上1階，地上2階，地上3階，地上4階（非管理区域） 原子炉建屋 3,4階(非管理区域)
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
コントロール建屋 2階(非管理区域)
屋外（荒浜側緊急用M/C設置場所，原子炉建屋近傍）
屋外(ガスタービン発電機エリア，154kV開閉所(緊急用M/C))
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
1.14-230
電源車によるAM用直流125V充電器盤受電のうち，電源車起動操作及びAM 可搬型直流電源設備によるAM用直流125V充電器盤受電に必要な要員数
用MCC受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
(10名)，所要時間(6時間40分)のうち，電源車起動，AM用MCC受電に必要な必要要員数:8名（現場運転員2名，緊急時対策要員6名）
要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :｢荒浜側緊急用M/C経由の場合｣
なお，電源車からAM用MCC までの送電操作の必要要員数，所要時間は添
95分（実績時間なし）
付資料1.14.2-10(4)(5)と同様である。
｢緊急用電源切替箱接続装置経由の場合｣
必要要員数 :8名(現場運転員2名，緊急時対策要員6名)
4時間30分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:4時間20分(当該設備は設置工事中のため実績時間なし)｢AM用動力変圧器経由の場合｣
5時間15分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）

変更理由

⑤

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

133

134

章番号

添付資料
1.14.2-5

添付資料
1.14.2-6

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(2) AM用MCC からAM用直流125V蓄電池室換気設備及びAM用直流125V充 (2) AM用MCCによるAM用直流125V蓄電池室換気設備への給電電器盤への給電
a.操作概要a.操作概要
電源車によりAM用MCCへ給電を行い，仮設ケーブル接続にてAM用直流
電源車によりAM用MCC受電後，仮設ケーブルを敷設及び接続してAM用直 125V蓄電池室換気設備の起動を行い，蓄電池充電時の水素ガス滞留防止
流125V蓄電池室換気設備を起動し，蓄電池充電時の水素ガスの滞留を防 を行う。
止する。また，蓄電池室の換気を実施した後，AM用直流125V充電器盤の受 b.作業場所
電操作を行う。
原子炉建屋 3,4階(非管理区域)
b.作業場所
コントロール建屋 2階(非管理区域)
1.14-232 原子炉建屋 地上3階，地上4階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
可搬型直流電源設備によるAM直流125V充電器盤受電に必要な要員数(10電源車によるAM用直流125V充電器盤受電のうち，仮設ケーブル接続前準 名)，所要時間(6時間40分)のうち，電源ケーブル接続前準備，電源ケーブル
備，仮設ケーブル敷設，AM用直流125V充電器盤受電操作及びAM用直流 敷設，AM用直流125V充電器盤受電及び換気設備運転に必要な要員数，所
125V蓄電池室換気設備起動操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
要時間は以下のとおり。
必要要員数:8名（現場運転員2名，緊急時対策要員6名）
必要要員数 :8名(現場運転員2名，緊急時対策要員6名)
想定時間 :2時間20分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:2時間20分(当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
6．直流給電車による直流125V主母線盤Aへの給電(1)直流給電車による直流125V主母線盤Aへの給電前準備
a.操作概要直流給電車により直流125V主母線盤Aへ給電する際，給電前準備として負荷抑制を実施する。
b.作業場所
1.14-233 コントロール建屋 地下1階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
直流給電車による直流125V主母線盤Aへの給電のうち，負荷抑制操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :30分（実績時間:25分）

－

変更理由

⑤

⑤

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No.

章番号

135

添付資料
1.14.2-6

136

添付資料
1.14.2-7

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(2)直流給電車及び電源車のケーブル敷設及び直流125V主母線盤Aへの給 6.直流給電車による直流125V主母線盤A受電
電a.操作概要a.操作概要非常用ディーゼル発電機の故障，非常用の常設直流電源設備及び常設代
直流給電車により直流125V主母線盤Aへ給電する際，直流給電車及び電源 替直流電源設備の蓄電池の枯渇により非常用直流母線(直流125V主母線盤
車のケーブルを敷設，接続後，直流給電車及び電源車を起動し，直流125V A)への給電ができない場合は，電源車及び直流給電車により非常用直流母主母線盤Aへの給電を実施する。
線(直流125V主母線盤A)へ給電を行う。
b.作業場所
b.作業場所
屋外（コントロール建屋近傍）
屋外(コントロール建屋近傍)
1.14-235
コントロール建屋 地上1階，地下1階（非管理区域）
コントロール建屋 地上1階，地下1階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
直流給電車による直流125V主母線盤Aへの給電のうち，電源接続前準備， 電源車及び直流給電車による非常用直流母線給電に必要な要員数(6名)，直流給電車及び電源車起動操作，並びに直流125V主母線盤A受電操作に 所要時間(12時間)のうち，電源接続前準備，電源車起動及び非常用直流母必要な要員数，時間は以下のとおり。
線受電に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数:6名（緊急時対策要員6名）
必要要員数 :6名(緊急時対策要員6名)
想定時間 :12時間10分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
所要時間目安:12時間(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)
7．AM用直流125V蓄電池による直流125V主母線盤A受電
7．AM用直流125V蓄電池による直流125V主母線盤A受電
a.操作概要a.操作概要直流電源喪失時，M/C C系への給電を行う際，M/C C系緊急用電源母線連 全直流電源喪失時，緊急用M/CからM/C C系への受電を行う際，M/C C系絡の遮断器の制御電源を確保するため，AM用直流125V蓄電池から125V同 遮断器制御の電源を確保するため，125V同時投入防止用切替盤にてAM用時投入防止用切替盤を介して直流125V主母線盤Aを受電する。
直流125V蓄電池から直流125V主母線盤Aへの受電を行う。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
原子炉建屋 4階(非管理区域)
1.14-237 c.必要要員数及び時間
コントロール建屋 地下1階(非管理区域)
AM用直流125V蓄電池による直流125V主母線盤A受電のうち，125V同時投 c.必要要員数及び操作時間
入防止用切替盤での切替え操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
AM用直流125V蓄電池による直流125V主母線盤A受電に必要な要員数(3
必要要員数:2名（現場運転員2名）
名)，所要時間(25分)のうち，125V同時投入防止用切替盤での切替に必要な想定時間 :25分（実績時間:21分）
要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:25分(実績時間21分)

変更理由

⑤

⑤

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No.

章番号

137

添付資料
1.14.2-8

138

添付資料
1.14.2-9

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

8．常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B受電
8．常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B受電
a.操作概要a.操作概要全交流動力電源及び直流電源喪失後，第一ガスタービン発電機，第二ガス 交流電源及び直流電源喪失後，常設代替交流電源設備又は可搬型代替交タービン発電機，号炉間電力融通ケーブル又は電源車による給電が可能な 流電源設備による給電が可能な場合，直流125V充電器盤を受電し遮断器制場合，M/C D系，直流125V充電器盤B及び直流125V主母線盤Bを受電して 御電源を確保する。そのため現場にて直流蓄電池Bの遮断器を手動開放し，遮断器の制御電源を確保するが，M/C D系受電時は緊急用電源母線連絡 M/C D系緊急用M/Cの遮断器を手動投入する。
の遮断器の制御電源が喪失していることから，現場にて直流125V蓄電池B b.作業場所の遮断器を手動で開放し，M/C D系緊急用電源母線連絡の遮断器を手動で コントロール建屋 地下1階（非管理区域）投入する。
原子炉建屋 地下1階(非管理区域)
b.作業場所
c.必要要員数及び操作時間
コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B受電に必要な要員数(5名)，所
1.14-239
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
要時間(30分)のうち，現場での切替操作に必要な要員数，所要時間は以下
c.必要要員数及び時間のとおり。
常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B受電のうち，直流125V蓄電池B 必要要員数 :2名(現場運転員2名)の遮断器「切」操作及びM/C D系緊急用電源母線連絡の遮断器「入」操作に 所要時間目安:30分(実績時間29分)
必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :20分（実績時間:17分）
常設直流電源喪失時の直流125V主母線盤B受電のうち，直流125V主母線
盤Bの受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :15分（実績時間:12分）
9．号炉間連絡ケーブルを使用した直流125V主母線盤A又は直流125V主母 9．低圧電源号炉間融通による直流125V主母線盤A又はB受電
線盤B受電(1) 低圧電源号炉間融通による直流125V主母線盤A又はB受電
a.操作概要a.操作概要当該号炉で外部電源，常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備の機 当該号炉で外部電源，常設直流電源設備及び常設代替直流電源設備の機能喪失により非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電源（制御電源） 能喪失により非常用ディーゼル発電機の起動ができない場合において，他を確保できない場合において，他号炉のMCCから号炉間連絡ケーブルを使 号炉の非常用ディーゼル発電機によりMCCを経由して当該号炉の直流125V
用して当該号炉の直流125V主母線盤A又は直流125V主母線盤Bを受電し， 主母線盤A又はBを受電し，非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電
非常用ディーゼル発電機の起動に必要な直流電源（制御電源）を確保する。 源を回復させる。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地下１階(非管理区域)
1.14-241 コントロール建屋 地下１階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
号炉間連絡ケーブルを使用した直流125V主母線盤A又は直流125V主母線 低圧電源号炉間融通による直流125V主母線盤A又はB受電に必要な要員数
盤B受電のうち，電力融通前準備，電力融通操作及び直流125V主母線盤A (3 名)，所要時間(55分)のうち，低圧電源号炉間融通による融通前準備，融又は直流125V主母線盤B受電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。 通操作及び直流125V主母線盤A又はB受電に必要な要員数，所要時間は以
必要要員数:2名（現場運転員2名）
下のとおり。
想定時間 :55分（実績時間:40分）
必要要員数 :2名(現場運転員2名)
所要時間目安:55分(実績時間:40分)

変更理由

⑤

⑤

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No.

139

140

章番号

添付資料
1.14.2-10

添付資料
1.14.2-10

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

10．第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機，号炉間電力融通ケー 10．第一ガスタービン発電機,第二ガスタービン発電機又は電源車によるAM
ブル又は電源車によるAM用MCC 受電
用MCC 受電(1) 電路構成(1) 第一ガスタービン発電機によるAM用MCC 受電
a.操作概要a.操作概要非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合において，第一ガスタービ 非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合に，第一ガスタービン発
ン発電機によりAM用MCC を受電するため，現場での電路構成を実施する。 電機を起動し，AM用MCCを受電する。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
コントロール建屋 地上2階(非管理区域)
1.14-243 原子炉建屋 地下１階, 地上3階, 地上4階（非管理区域）
原子炉建屋 地下１階, 地上3階, 地上4階(非管理区域)
c.必要要員数及び時間
屋外
第一ガスタービン発電機によるAM用MCC受電のうち，現場での電路構成に c.必要要員数及び操作時間必要な要員数，時間は以下のとおり。
第一ガスタービン発電機によるAM用MCC受電に必要な要員数(6名)，所要
必要要員数:2名（現場運転員2名）
時間(45分)のうち，第一ガスタービン発電機起動，受電前準備，受電操作に想定時間 :25分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :4名(現場運転員4名)
所要時間目安:45分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)(2)第二ガスタービン発電機起動及び荒浜側緊急用M/C受電(2) 第二ガスタービン発電機(緊急用M/C経由)によるAM用MCC受電
a.操作概要a.操作概要非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合において，AM用MCCを受 非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合に，第二ガスタービン発電するため，第二ガスタービン発電機を起動し，荒浜側緊急用M/Cを受電す 電機を起動し，AM 用MCC受電する。
る。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地上2階(非管理区域)
屋外（第二ガスタービン発電機設置場所，荒浜側緊急用M/C設置場所）
原子炉建屋 地下１階，地上3階，地上4階(非管理区域)
1.14-244 c.必要要員数及び時間
屋外(ガスタービン発電機エリア，154kV開閉所(緊急用M/C))
第二ガスタービン発電機による荒浜側緊急用M/Cを経由したAM用MCC受電 c.必要要員数及び操作時間のうち，第二ガスタービン発電機起動操作及び荒浜側緊急用M/C受電操作 第二ガスタービン発電機(緊急用M/C経由)によるAM用MCC受電に必要な要に必要な要員数，時間は以下のとおり。
員数(10名)，所要時間(45分)のうち，第二ガスタービン発電機起動，緊急用
必要要員数:6名（緊急時対策要員6名）
M/C 受電に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :65分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
必要要員数 :6名(緊急時対策要員6名)
所要時間目安:40分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)

変更理由

⑤

⑤

45/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

141

142

章番号

添付資料
1.14.2-10

添付資料
1.14.2-10

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(3)第二ガスタービン発電機起動及び大湊側緊急用M/Cからの給電(3)第二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C経由)によるAM用MCC受電
a.操作概要a.操作概要非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合において，AM用MCCを受 非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合に，第二ガスタービン発電するため，第二ガスタービン発電機を起動し，大湊側緊急用M/Cから給電 電機を起動し，AM用MCCを受電する。
する。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地上2階(非管理区域)
屋外（第二ガスタービン発電機設置場所，大湊側緊急用M/C設置場所）
原子炉建屋 地下１階，地上3階，地上4階(非管理区域)
1.14-245 c.必要要員数及び時間
屋外(ガスタービン発電機エリア，154kV開閉所(緊急用M/C))
第二ガスタービン発電機による大湊側緊急用M/Cを経由したAM用MCC受電 c.必要要員数及び操作時間のうち，第二ガスタービン発電機起動操作及び大湊側緊急用M/Cからの給 第二ガスタービン発電機(大湊側緊急用M/C経由)によるAM用MCC受電に必
電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
要な要員数(10名)，所要時間(100分)のうち，第二ガスタービン発電機起動，必要要員数:6名（緊急時対策要員6名）
大湊側緊急用M/C受電に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
想定時間 :95分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
必要要員数 :6名(緊急時対策要員6名)
所要時間目安:95分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)(4) 号炉間電力融通ケーブルによるAM用MCC受電
a.操作概要非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合において，健全号炉の非常用ディーゼル発電機により号炉間電力融通ケーブルを介してAM用MCCを受電する。
b.作業場所｢当該号炉｣
原子炉建屋 地下1階，地上3階，地上4階（非管理区域）
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）｢他号炉｣
1.14-246 原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
原子炉建屋 地上1階（管理区域）
タービン建屋 地下中２階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
号炉間電力融通ケーブルによるAM用MCC受電のうち，負荷切替え操作及び非常用ディーゼル発電機によるAM用MCCへの給電準備に必要な要員数，
時間は以下のとおり。
必要要員数:4名（現場運転員4名）
想定時間 :1時間25分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）

－

変更理由

⑤

⑤

46/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

143

144

章番号

添付資料
1.14.2-10

添付資料
1.14.2-10

ページ番号

変更後

(5)号炉間電力融通ケーブル敷設及び電路構成
a.操作概要健全号炉の非常用ディーゼル発電機によりAM用MCCへ給電する際，各号炉の緊急用電源切替箱断路器間に号炉間電力融通ケーブルを敷設及び接続し，電路構成を実施する。
b.作業場所
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
原子炉建屋 地下1階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
1.14-248
号炉間電力融通ケーブルを使用したAM用MCC受電のうち，号炉間電力融通
ケーブルの敷設及び接続に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:8名(現場運転員2名，緊急時対策要員6名)
想定時間 :「緊急用電源切替箱近傍の号炉間電力融通ケーブル（常設）を使用する場合」
1時間40分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）「屋外保管の号炉間電力融通ケーブル（可搬型）を使用する場合」
3時間50分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

(6)電源車起動及び荒浜側緊急用M/C受電(4)電源車(緊急用M/C経由)によるAM用MCC受電
a.操作概要a.操作概要非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合において，AM用MCCを受 非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合に，可搬型代替交流電源電するため，電源車を起動し，荒浜側緊急用M/Cを受電する。
設備(電源車)によりAM用MCCを受電する。
b.作業場所
b.作業場所
屋外（荒浜側緊急用M/C設置場所）
コントロール建屋 地上2階 (非管理区域)
c.必要要員数及び時間
原子炉建屋 地下１階，地上3階，地上4階(非管理区域)
1.14-250 電源車による荒浜側緊急用M/Cを経由したAM用MCC受電のうち，電源車起 屋外(原子炉建屋近傍)
動操作及び荒浜側緊急用M/C受電操作に必要な要員数，時間は以下のと c.必要要員数及び操作時間おり。
電源車(緊急用M/C経由)によるAM用MCC受電に必要な要員数(10名)，所要
必要要員数:6名（緊急時対策要員6名）
時間(85分)のうち，電源車起動，緊急用M/C受電に必要な要員数，所要時間
想定時間 :90分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
は以下のとおり。
必要要員数 :6名(緊急時対策要員6名)
所要時間目安:80分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時間なし)

⑤

47/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

145

146

章番号

添付資料
1.14.2-10

添付資料
1.14.2-10

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前(7)電源車（AM用動力変圧器に接続）起動及びAM用MCC受電前準備(5) 電源車(AM動力変圧器)によるAM用MCC受電
a.操作概要a.操作概要非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合において，AM用MCCを受 非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合に，可搬型代替交流電源電するため，電源車（AM用動力変圧器に接続）を起動し，AM用MCCの受電 設備(電源車)によりAM用MCCを受電する。
前準備を実施する。
b.作業場所
b.作業場所
コントロール建屋 地上2階(非管理区域)
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
原子炉建屋 地下１階, 地上3階, 地上4階(非管理区域)
原子炉建屋 地下1階, 地上1階,地上3階, 地上4階（非管理区域）
屋外(原子炉建屋近傍)
1.14-251
屋外（原子炉建屋近傍）
c.必要要員数及び操作時間c.必要要員数及び時間
電源車(AM動力変圧器)によるAM用MCC受電に必要な要員数(10名)，所要
電源車（AM用動力変圧器に接続）によるAM用MCC受電のうち，電路構成， 時間(6時間15分)のうち，受電前準備，電源車起動，AM用MCC受電に必要なケーブル敷設及び接続操作，電源車起動操作並びにAM用MCCへの給電操 要員数，所要時間は以下のとおり。
作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数 :8名(現場運転員2名，緊急時対策要員6名)
必要要員数:8名（現場運転員2名，緊急時対策要員6名）
所要時間目安:6時間15分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時
想定時間 :5時間15分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）
間なし)(8)電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）起動及びAM用MCC受電前 (6) 電源車(緊急用電源切替箱接続装置)によるAM用MCC受電
準備
a.操作概要a.操作概要非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合に，可搬型代替交流電源
非常用所内電気設備の2系統が機能喪失した場合において， AM用MCCを 設備(電源車)によりAM用MCCを受電する。
受電するため，電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）を起動し，AM用 b.作業場所
MCCの受電前準備を実施する。
コントロール建屋 地上2階 (非管理区域)
b.作業場所
原子炉建屋 地下１階, 地上2階，地上3階, 地上4階(非管理区域)
コントロール建屋 地上2階（非管理区域）
屋外(原子炉建屋近傍)
1.14-253 原子炉建屋 地下１階, 地上2階，地上3階, 地上4階（非管理区域）
c.必要要員数及び操作時間
屋外（原子炉建屋近傍）
電源車(緊急用電源切替箱接続装置)によるAM用MCC受電に必要な要員数
c.必要要員数及び時間(10名)，所要時間(6時間15分)のうち，電源ケーブル布設，接続，電源車起動
電源車（緊急用電源切替箱接続装置に接続）によるAM用MCC受電のうち， 及び給電に必要な要員数，所要時間は以下のとおり。
電路構成，ケーブル敷設及び接続操作，電源車起動操作並びにAM用MCC 必要要員数 :8名(現場運転員2名，緊急時対策要員6名)
への給電操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
所要時間目安:5時間45分(実績時間:当該設備は設置工事中のため実績時
必要要員数:8名（現場運転員2名，緊急時対策要員6名）
間なし)
想定時間 :4時間25分（当該設備は設置工事中のため実績時間なし）

変更理由

⑤

⑤

48/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

147

148

章番号

添付資料
1.14.2-11

添付資料
1.14.2-12

ページ番号

変更後

11.軽油タンクからタンクローリへの補給
a.操作概要軽油タンクからタンクローリへ軽油を補給（積載）する。
b.作業場所
屋外（6号及び7号炉 軽油タンク近傍）c.必要要員数及び時間
軽油タンクからタンクローリ車への補給に必要な要員数，時間は以下のとお
1.14-255
り。
必要要員数:2名（緊急時対策要員2名）
想定時間 :「タンクローリ（4kL）へ補給する場合」
105分（実績時間:98分）「タンクローリ（16kL）へ補給する場合」
120分（実績時間:111分）③評価進捗による変更・修正

変更前
11.軽油タンクからタンクローリへの補給
a.操作概要軽油タンクからタンクローリへ軽油を補給(積載)する。
b.作業場所
屋外(6号及び7号炉軽油タンク近傍)c.必要要員数及び操作時間
軽油タンクからタンクローリ車への補給に必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
必要要員数 :2名(緊急時対策要員2名)
所要時間目安:85分(実績時間82分)(タンクローリ(4kL)へ補給する場合)100分(実績時間95分)(タンクローリ(16kL)へ補給する場合)

12.タンクローリから各機器等への給油
12.タンクローリから各機器等への給油
a.操作概要a.操作概要タンクローリへ補給（積載）した軽油を重大事故等の対処に必要な燃料給油 タンクローリへ補給(積載)した軽油を重大事故等の対処に必要な燃料給油対対象の設備へ給油する。
象の設備へ給油する。
b.作業場所
b.作業場所
屋外（重大事故等の対処に必要な燃料給油対象の設備近傍）
屋外(重大事故等の対処に必要な燃料給油対象の設備近傍)
c.必要要員数及び時間
c.必要要員数及び操作時間
1.14-257 タンクローリから各機器等への給油に必要な要員数，時間は以下のとおり。 タンクローリから各機器等への給油に必要な要員数及び所要時間は以下の必要要員数:2名（緊急時対策要員2名）
とおり。
想定時間 :「タンクローリ（4kL）にて給油する場合」
必要要員数 :2名
15分（実績時間:可搬型代替注水ポンプ（A－2級）の場合11分）
所要時間目安:15 分(実績時間11分)「タンクローリ（16kL）にて給油する場合」(タンクローリ(4kL)にて各車両系設備へ給油)
90分（実績時間:第一ガスタービン発電機用燃料タンクの場合82分，第二ガス 90分(実績時間85分)
タービン発電機用燃料タンクの場合86分）(タンクローリ(16kL)にて第二ガスタービン発電機用燃料タンクへ給油)

変更理由

⑤

⑤

49/50

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

149

章番号

添付資料
1.14.2-13

ページ番号

変更後

13.不要直流負荷（B系，C系，D系）の切離しa.操作概要全交流動力電源喪失により，直流125V充電器B，直流125V充電器C及び直流125V充電器Dの交流入力電源の喪失が発生した場合において，1時間以内に直流125V主母線盤B，直流125V主母線盤C及び直流125V主母線盤Dの不要直流負荷の切離しを実施する。
b.作業場所
1.14-259
コントロール建屋 地下1階（非管理区域）
c.必要要員数及び時間
直流125V主母線盤B，直流125V主母線盤C及び直流125V主母線盤Dの不要直流負荷の切離し操作に必要な要員数，時間は以下のとおり。
必要要員数:2名（現場運転員2名）
想定時間 :60分（実績時間:50分）③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

50/50

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.15 事故時の計装に関する手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

1

1.15.1(2)b.(a)

1.15-11
1.15-122

1.15.1(2)b.(b)

1.15-123

1.15.1(2)c.(a)

1.15-134

1.15.1(2)c.(b)

1.15-145

1.15.1(2)d.(a)

1.15-14
1.15-156

1.15.1(2)d.(a)

1.15-157

1.15.1(2)e.

1.15.-16

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

重大事故等の対処時に当該パラメータが計測範囲を超えた場合は，発電重大事故等の対処時に当該パラメータが計測範囲を超えた場合は，発電用原子炉施設の状態を把握するため，代替パラメータを計測する計器により 用原子炉施設の状態を把握するため，代替パラメータを計測する計器により必要とするパラメータの値を推定する手段及び可搬型の計測器により計測す 必要とするパラメータの値を推定する手段がある。
る手段がある。
代替パラメータによる推定に使用する設備は以下のとおり。
代替パラメータによる推定に使用する設備は以下のとおり。
・重要代替計器⑤・重要代替計器・常用代替計器・常用代替計器
可搬型の計器による計測に使用する設備は以下のとおり。
・可搬型計測器
機能喪失原因対策分析の結果により選定した，主要パラメータの値が計器 機能喪失原因対策分析の結果により選定した，主要パラメータの値が計器の計測範囲を超えた場合に，発電用原子炉施設の状態を把握するための設 の計測範囲を超えた場合に，発電用原子炉施設の状態を把握するための設⑤
備のうち，重要代替計器及び可搬型計測器は重大事故等対処設備として位 備のうち，重要代替計器は重大事故等対処設備と位置づける。
置付ける。
代替電源（交流）からの給電に使用する設備は以下のとおり。
代替電源（交流）からの給電に使用する設備は以下のとおり。
②
・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備（第二GTGの自主・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
化）
・可搬型代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備②
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有す－（第二GTGの自主ることから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要と化）なるパラメータの監視が可能となることから代替手段として有効である。
重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを記録する設備は以下のと 重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータを記録する設備は以下のとおり。
おり。
・安全パラメータ表示システム（SPDS）
・データ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置，SPDS表示装置⑤
安全パラメータ表示システム（SPDS）は，データ伝送装置，緊急時対策支援
システム伝送装置及びSPDS表示装置により構成される。
有効監視パラメータを記録する設備は以下のとおり。
有効監視パラメータを記録する設備は以下のとおり。
⑤
・ 安全パラメータ表示システム（SPDS）
・データ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置，SPDS表示装置
これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作 これらの手順は，運転員及び緊急時対応要員の対応として事故時運転操作手順書(徴候ベース)，AM設備別操作手順書及びアクシデントマネジメントの 手順書(事象ベース)及び緊急時対策本部運用要領(多様なハザード対応手⑤
手引きに定める(第1.15.1表)。
順)に定める(表1.15.1)。

1/7

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

8

1.15.2.1(1)a.

1.15-179

1.15.2.1(1)b.

1.15-18

10 1.15.2.1(1)d.

1.15-20
1.15-21③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

重大事故等に対処するために発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視パラメータを計測する重要計器が故障した場合※１。

重大事故等に対処するために発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視パラメータを計測する重要計器が故障した場合。

※1：重要計器の指示値に，以下のような変化があった場合
・通常時や事故時に想定される値から，大きな変動がある場合・複数ある計器については，それぞれの指示値の差が大きい場合
・計器信号の喪失に伴い，指示値が計測範囲外にある場合
・計器電源の喪失に伴い，指示値の表示が消滅した場合④運転員は，読み取った指示値を当直副長に報告する。
④ 運転員は，読み取った指示値により，主要パラメータを推定する。
なお，常用代替計器が使用可能であれば，併せて確認する。
なお，常用代替計器が使用可能であれば，推定に使用する。
⑤当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ重要代替監
視パラメータの指示値から主要パラメータの推定を依頼する。
⑥緊急時対策本部は，当直長に主要パラメータの推定結果を報告する。

変更理由

⑤

⑤

・同一物理量（温度，圧力，水位，放射線量率，水素濃度及び中性子束）によ ・同一物理量（温度，圧力，水位，放射線量率，水素濃度及び中性子束）からり推定するケース推定するケース
・水位を注水源若しくは注水先の水位変化又は注水量及び吐出圧力により ・水位を注水源若しくは注水先の水位変化又は注水量及び吐出圧力から推推定するケース
定するケース・流量を注水源又は注水先の水位変化を監視することにより推定するケース ・流量を注水先又は注水源の水位変化を監視することにより推定するケース
・除熱状態を温度，圧力，流量等の傾向監視により推定するケース
・除熱状態を温度，圧力等の傾向監視により推定するケース
・必要なpHが確保されていることを，フィルタ装置水位の水位変化により推定 ・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するケース
り推定するケース・圧力又は温度を水の飽和状態の関係により推定するケース
・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
・注水量を注水先の圧力から注水特性の関係により推定するケース
・注水量を注水先の圧力より注水特性の関係から推定するケース
・原子炉格納容器内の水位を格納容器内圧力(D/W)と格納容器内圧力・格納容器内圧力(D/W)と格納容器内圧力(S/C)の差圧から原子炉格納容器(S/C)の差圧により推定するケース
内の水位を推定するケース②
・未臨界状態の維持を制御棒の挿入状態により推定するケース
・未臨界状態の維持を制御棒の挿入状態により推定するケース（推定手段の拡・あらかじめ評価したパラメータの相関関係により酸素濃度を推定するケース ・あらかじめ評価したパラメータの相関関係により酸素濃度を推定するケース充）
・装置の作動状況により水素濃度を推定するケース・装置の作動状況により水素濃度を推定するケース
・エリア放射線モニタの傾向監視により格納容器バイパス事象が発生したこ ・使用済燃料プールの状態を同一物理量(温度及び水位)，あらかじめ評価しとを推定するケース
た水位と放射線量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
・原子炉格納容器への空気（酸素）の流入の有無を原子炉格納容器内圧力 ルの水位又は必要な水遮へいが確保されていることを推定するケースにより推定するケース
・使用済燃料プールの状態を同一物理量（温度及び水位），あらかじめ評価
した水位と放射線量率の相関関係及びカメラの監視により，使用済燃料プー
ルの水位又は必要な水遮蔽が確保されていることを推定するケース
・原子炉圧力容器内の圧力と原子炉格納容器内の圧力（S/C）の差圧により原子炉圧力容器の満水状態を推定するケース

2/7

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

11

12

章番号

1.15.2.1(2)1.15.2.1(2)ページ番号

1.15-21
1.15-22

1.15-2213

1.15.2.1(2)1.15-22
1.15-23

14

1.15.2.1(2)1.15-24

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

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 原子炉圧力容器内の温度，圧力及び水位，並びに原子炉圧力容器及び原
子炉格納容器への注水量を計測するパラメータのうち，パラメータの値が計 子炉格納容器への注水量を計測するパラメータのうち，パラメータの値が計器の計測範囲を超えるものは，原子炉圧力容器内の温度及び水位，並びに 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。
原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水量である。なお，これらのパラメータ以外で計器の計測範囲を超えた場合には，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表に示す。
・原子炉圧力容器内の圧力・原子炉圧力容器内の圧力
原子炉圧力容器内の圧力を計測する計器の計測範囲は，0～11MPa[gage] 原子炉圧力容器内の圧力を計測する計器の計測範囲は， 0 ～10.0MPa
である。原子炉圧力容器の最高使用圧力（8.62MPa）の1.2倍（10.34MPa[gage [gage]である。重大事故等時の原子炉圧力容器内の圧力は8.62MPa[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， 以下（原子炉圧力容器の最高使用圧力）であり，重大事故等時において原計器の計測範囲内で計測が可能である。
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。

変更理由

⑤

②
（計器の計測範囲拡大）⑤・原子炉圧力容器内の水位・原子炉圧力容器内の水位
原子炉圧力容器内の水位を計測する計器の計測範囲は，蒸気乾燥器ス
原子炉圧力容器内の水位を計測する計器の計測範囲は，蒸気乾燥器ス
カート下端を基準として，－8000mm～3500mmであり，原子炉水位制御範囲 カート下端を基準として－8000mm～＋3500mm であり，有効燃料棒底部（レベル3～8）及び有効燃料棒底部まで計測できるため，重大事故等時にお （BAF）から通常水位を計測できるため，重大事故等時において原子炉圧力いて原子炉圧力容器内の水位は，計器の計測範囲内で計測が可能である。 容器内の水位は，計器の計測範囲内で計測が可能である。
⑤
原子炉圧力容器内の水位のパラメータである，原子炉水位の計測範囲を超 原子炉圧力容器内の水位のパラメータである，原子炉水位の計測範囲を超（記載の適正化）
えた場合，高圧代替注水系系統流量，原子炉隔離時冷却系系統流量，高圧 えた場合，高圧代替注水系系統流量，復水補給水系流量(原子炉圧力容②
炉心注水系系統流量，復水補給水系流量(RHR A系代替注水流量)，復水補 器)，原子炉隔離時冷却系系統流量，高圧炉心注水系系統流量，残留熱除（計器名称変更）
給水系流量(RHR B系代替注水流量），残留熱除去系系統流量のうち，機器 去系系統流量のうち，機器動作状態にある流量計から崩壊熱除去に必要な⑤
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 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（記載の拡充）
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 り原子炉圧力容器内の水位を推定する。
位を推定する。
また，発電用原子炉の満水確認は原子炉圧力(SA)と格納容器内圧力(S/C)の差圧により，原子炉圧力容器内の水位が有効燃料棒頂部以上であること
は原子炉圧力容器温度により監視可能である。
復水補給水系流量（RHR A系代替注水流量）の計測範囲は，0～200m3/h（6号炉），0～150m3/h（7号炉）としており，計測対象である復水移送ポンプの最大注水量は300m3/hであるため，計器の計測範囲を超える場合がある。
復水補給水系流量（RHR A系代替注水流量）の計測範囲を超えた場合，低圧代替注水系使用時においては，水源である復水貯蔵槽の水位または注水②
先である原子炉圧力容器内の水位変化により注水量を推定する。なお，復－（推定手段の拡
水貯蔵槽の補給状況も考慮した上で注水量を推定する。代替循環冷却系使充）
用時においては，注水先である原子炉圧力容器内の水位変化により注水量を推定する。
復水補給水系流量(RHR B系代替注水流量)の計測範囲は，0～350m3/hとしており，計測対象である復水移送ポンプの最大注水量は，300m3/hであるた
め，計器の計測範囲内での流量測定が可能である。

3/7

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.
15

章番号
1.15.2.1(2)ページ番号
1.15-25

変更後
復水補給水系流量(格納容器下部注水流量)の計測範囲を超えた場合，水源である復水貯蔵槽の水位又は注水先である原子炉格納容器内の水位変化により注水量を推定する。なお，復水貯蔵槽の補給状況も考慮した上で注水量を推定する。
a. 代替パラメータによる推定
重大事故等時において，計器の計測範囲を超過した場合，代替パラメータによる推定を行う手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準
重大事故等時に，原子炉圧力容器内の水位，原子炉圧力容器又は原子炉格納容器への注水量を監視するパラメータが計器の計測範囲を超過し，指示値が確認できない場合。

16 1.15.2.1(2)a.

1.15-25③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

②
（推定手段の拡充）

a.手順着手の判断基準
重大事故等時に，原子炉圧力容器内の水位を監視するパラメータが計器の計測範囲を超過し，指示値が確認できない場合。

b. 操作手順(b) 操作手順(a) 原子炉圧力容器内の水位計器の計測範囲超過の判断及び対応手順は，以下のとおり。
計器の計測範囲を超えたかどうかの判断及び対応手順は以下のとおり。
①運転員は，発電用原子炉施設の状態を把握するために必要な重要監視 ① 運転員は，読み取った指示値が正常であるかどうかを，プラント状況等にパラメータについて，他チャンネルの重要計器がある場合には，当該計器に よりあらかじめ推定される値との間に大きな差異がないことにより確認する。
より当該パラメータを計測する。
② 運転員は，原子炉水位の他チャンネル指示値を確認し，他チャンネルのまた，当該パラメータの常用計器が監視可能であれば確認に使用する。
指示値も同じ傾向か否かを確認する。
②運転員は，読み取った指示値が正常であることを，計測範囲内にあること ③ 原子炉水位の計測範囲を超えた場合，運転員は高圧代替注水系系統流及びプラント状況によりあらかじめ推定される値との間に大きな差異がないこ 量，復水補給水系流量(原子炉圧力容器)，原子炉隔離時冷却系系統流量，とより確認する。
高圧炉心注水系系統流量，残留熱除去系系統流量のうち，機器動作状態に③当該パラメータが計測範囲外にある場合には，当直副長は，あらかじめ選 ある流量計から崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，直前まで判明して定した重要代替監視パラメータの計測を運転員に指示する。
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④運転員は，読み取った指示値を当直副長に報告する。なお，常用代替計 る。
器が使用可能であれば，併せて確認する。
⑤当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ重要代替監
視パラメータの指示値から主要パラメータの推定を依頼する。
⑥緊急時対策本部は，当直長に主要パラメータの推定結果を報告する。

⑤

4/7

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

⑤

b. 可搬型計測器によるパラメータ計測又は監視
重大事故等時において，主要パラメータが計器の計測範囲を超過した場合，可搬型計測器による計測を行う手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準
重大事故等時に，主要パラメータが計器の計測範囲を超過し，指示値が確認できない場合。

17 1.15.2.1(2)b.

1.15-26
1.15-27(b) 操作手順（現場での計測の場合）
可搬型計測器によるパラメータ計測の概要は以下のとおり。また，タイム
チャートを第1.15.5図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可搬型計測器によるパラメータの計測開始を指示する。
②現場運転員C及びDは，可搬型計測器を使用する前に電池容量を確認し，残量が少ない場合は予備乾電池と交換する。
③現場運転員C及びDは，原子炉建屋地下１階又はタービン建屋地下中2階（6号炉）のあらかじめ定めた端子台にて，測定対象パラメータの信号出力端子と可搬型計測器を接続し，測定を開始する。
④現場運転員C及びDは，可搬型計測器に表示される計測結果を読み取り，結果を中央制御室運転員A及びBに報告する。
⑤中央制御室運転員A及びBは，現場運転員C及びDからの計測結果を換算
表により工学値に換算し，記録する。
(c) 操作の成立性
上記の現場対応は1測定点当たり，中央制御室運転員2名，現場運転員2名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約18分で可能である。また，中央制御室での計測の場合，中央制御室運転員2名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約10分で可能である。
円滑に作業ができるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

18 1.15.2.2(1)b.

1.15-28

1.15.2.2(1)d.
(b)

1.15-2919b. 常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流 b.常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電全交流
電源設備からの給電
動力電源喪失が発生した場合に，常設代替交流電源設備又は可搬型代替②
全交流動力電源喪失が発生した場合に，常設代替交流電源設備，第二代替 交流電源設備からの給電に関する手順は，「1.14 電源の確保に関する手順（第二GTGの自主
交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電に関する手順は， 等」にて整備する。
化）「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
③現場運転員C及びDは，原子炉建屋地下１階又はタービン建屋地下中2階 ③ 現場運転員C 及びD は，原子炉建屋地下１階及びタービン建屋地下中2⑤（6号炉）のあらかじめ定めた端子台にて，測定対象パラメータの信号出力端 階にて，測定対象パラメータの信号出力端子と可搬型計測器を接続し，測定（記載の適正化）
子と可搬型計測器を接続し，測定を開始する。
を開始する。

5/7

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

1.15.2.2(1)d.
(c)

1.15-30

21 1.15.2.2(1)e.

1.15-3022

1.15.3d.(3)1.15-33

23

第1.15.1表

1.15-34

第1.15.2表

1.15-35～
1.15-51

20

変更後

変更前

25

変更理由

上記の現場対応は1測定点当たり，中央制御室運転員2名，現場運転員2名 上記の現場対応は1測定点当たり，中央制御室運転員2名，現場運転員2名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約18分で可能である。まにて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約15分で可能である。
⑤
た，中央制御室での計測の場合，中央制御室運転員2名にて実施し，作業開始を判断してから所要時間は約10分で可能である。
所内蓄電式直流電源設備から給電されている間に，常設代替交流電源設 所内蓄電式直流電源設備から給電されている間に，常設代替交流電源設備
備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備から計器に給電 又は可搬型代替交流電源設備から計器に給電する。
②
する。
常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備からの給電が困難と（第二GTGの自主
常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源 なった場合で直流電源が枯渇するおそれがある場合は，可搬型直流電源設
化）
設備からの給電が困難となった場合で直流電源が枯渇するおそれがある場 備又は直流給電車から計器に給電する。
合は，可搬型直流電源設備又は直流給電車から計器に給電する。
安全パラメータ表示システム（SPDS）による記録は，安全パラメータ表示シス 緊急時対策支援システム伝送装置による記録は，緊急時対策支援システム②
テム（SPDS）の記録容量（14日間）を超える前に，5号炉原子炉建屋内緊急 伝送装置の記録容量（14 日間）を超える前に，緊急時対策本部内にて緊急（免振重要棟の時対策所にて緊急時対策要員１名で行う。室内での端末操作であるため，対 時対応要員１名で行う。室内での端末操作であるため，対応が可能である。
自主化）
応が可能である。
計器の計測範囲を超えた場合－
可搬型計測器（重大事故等対処設備）⑤②
設備変更に伴い対処設備を変更
・常設代替交流電源設備(重大事故等対処設備)（第二GTGの自主・常設代替交流電源設備（重大事故等対処設備）化）
・第二代替交流電源設備（自主対策設備）
主要パラメータ，推定手段及び計測範囲の変更に伴う修正

24③評価進捗による変更・修正－

原子炉満水時の推定手段の追加，最終ヒートシンクの確保，格納容器バイ
パスの監視等の推定手段の適正化に伴う修正
第1.15.3表 1.15.52～66
上記の変更に伴う推定ケース（No10参照）の修正－②（主要パラメータ，
推定手段及び計
測範囲の変更）②（推定手段の変
更）⑤

技術的能力1.1～1.14の手順変更に伴う補助パラメータの見直し
26

第1.15.4表

27

第1.15.2図添付資料
1.15.2
第1図

1.15-67～
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69
メータの識別を追記
補助パラメータ※4
1.15-73
1.15-84

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については，重大事 故対処設備とする。

－⑤

補助パラメータ⑤

6/7

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

28

章番号

第1.15.3図

ページ番号

変更後

(1/3)計器名称の変更及び高圧炉心注水系ポンプ出口圧力の追加に伴う修正1.15-74～(2/3)計器名称の変更に伴う修正
76(3/3)免震重要棟の自主化に伴う修正
第二GTGの自主化及び緊急用断路器の通常状態変更に伴い電源構成図を修正

29

第1.15.4図 1.15-77,7830

第1.15.5図31

添付資料
1.15.2「現場での可搬型計器接続」時の移動時間変更に伴うタイムチャートの修正
原子炉満水時の推定手段の追加，最終ヒートシンクの確保，格納容器バイ
1.15-85～ パスの監視等の推定手段の適正化に伴う修正
91

32

添付資料
1.15.3

技術的能力の手順変更及び有効性評価のシナリオ見直しに伴う監視計器変
1.15-97～ 更の反映
445
推定手段の変更に伴う代替パラメータの修正

33

添付資料
1.15.434

添付資料
1.15.435

36

1.15-79

b.作業場所
6号炉：中央制御室，原子炉建屋(非管理区域)地下1階，タービン建屋(非管1.15-446 理区域)地下中2階
7号炉：中央制御室，原子炉建屋(非管理区域)地下1階③評価進捗による変更・修正

変更前

－

－
－
－

②
（主要パラメータ，
計器名称の変更
及び免震重要棟の自主化）②（第二GTGの自主化，緊急用断路器の運用変更）⑤②（主要パラメータ
及び推定手段の変更）－⑤

b.作業場所中央制御室，原子炉建屋(非管理区域)地下1 階，タービン建屋(非管理区域)
地下中2 階⑤

所要時間目安：1測定点あたり10分(中央制御室における接続，計測の場合) 所要時間目安：1 測定点あたり10 分(中央制御室における接続，計測の場
1測定点あたり18分(現場における接続，計測の場合)
合)格納容器バイパスの監視における重要監視パラメータの変更に伴う修正
計器名称の変更に伴う修正添付資料 1.15-448～－
1.15.5451
1.15-446

添付資料 1.15-453～
1.15.6470

変更理由

原子炉満水時の推定手段の追加，最終ヒートシンクの確保，格納容器バイ
パスの監視等の推定手段の適正化に伴う修正－⑤②（主要パラメータ
及び計器名称の変更）⑤②（主要パラメータ
及び計器名称の変更）⑤

7/7

主要修正箇所一覧表
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.16 原子炉制御室の居住性等に関する手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

1

2

3

4

章番号

ページ番号

目次

(2) 中央制御室待避室の準備手順
a. 中央制御室待避室陽圧化装置による中央制御室待避室の陽圧化手順
1.16-1～2 b. カードル式空気ボンベユニットによる中央制御室待避室の陽圧化手順

目次

1.16.1(2)a.(a)

1.16.1(2)a.(a)

1.16-2

1.16-7

1.16-8

総点検後

1.16.2.3 運転員等の被ばくを低減するための手順等(1) 非常用ガス処理系による運転員等の被ばく防止手順
a. 非常用ガス処理系起動手順
b. 非常用ガス処理系停止手順
・酸素濃度・二酸化炭素濃度計
・無線連絡設備（常設）・無線連絡設備（常設）（屋外アンテナ）
・衛星電話設備（常設）・衛星電話設備（常設）（屋外アンテナ）・データ表示装置（待避室）
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・非常用照明・カードル式空気ボンベユニット
原子炉建屋原子炉区域内を負圧に維持することで，重大事故等により原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉区域内に漏えいしてくる放射性物質が原
子炉建屋原子炉区域から直接環境へ放出されることを防ぎ，運転員等の被ばくを未然に防止する手段がある。
運転員等の被ばくを未然に防止するための設備は以下のとおり。
・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス処理系フィルタ装置
・非常用ガス処理系乾燥装置
・非常用ガス処理系配管・弁・主排気筒（内筒）
・非常用ガス処理系排気流量
・原子炉建屋外気差圧
・原子炉建屋原子炉区域
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備

総点検前③評価進捗による変更・修正

変更理由(2)中央制御室待避室の準備手順⑤―

・酸素濃度・二酸化炭素濃度計
・無線連絡設備（常設）（待避室）
・無線連絡設備（常設）（屋外アンテナ）
・衛星電話設備（常設）（待避室）
・衛星電話設備（常設）（屋外アンテナ）・データ表示装置（待避室）
・常設代替交流電源設備
・非常用照明・カードル式空気ボンベユニット―②（SGTS SA化に伴う追加）②（第二GTGの自主化）②（SGTS SA化に伴
う追加）

1/7

主要修正箇所一覧表【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

5

章番号

1.16.1(2)a.(b)

6

1.16.1(2)a.(b)

7

1.16.2.1(1)
a.(b)

8

1.16.2.1(1)
a.(b)

9

1.16.2.1(1)
b.(b)

10

1.16.2.1(2)
b.

ページ番号

1.16-9

1.16-10

1.16-16

総点検後③評価進捗による変更・修正

総点検前

変更理由

酸素濃度・二酸化炭素濃度計，無線連絡設備（常設），無線連絡設備（常設） 酸素濃度・二酸化炭素濃度計，無線連絡設備（常設）（待避室），無線連絡設（屋外アンテナ），衛星電話設備（常設），衛星電話設備（常設）（屋外アンテ 備（常設）（屋外アンテナ），衛星電話設備（常設）（待避室），衛星電話設備ナ），データ表示装置（待避室），非常用交流電源設備，常設代替交流電源 （常設）（屋外アンテナ），データ表示装置，及び常設代替交流電源設備は重②設備，非常用ガス処理系排風機，非常用ガス処理系フィルタ装置，非常用ガ 大事故等対処設備と位置づける。
（SGTS SA化に伴ス処理系乾燥装置，非常用ガス処理系配管・弁，主排気筒（内筒），非常用
う追加）
ガス処理系排気流量，原子炉建屋外気差圧及び原子炉建屋原子炉区域は
重大事故等対処設備と位置付ける。
・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，事故対応時に必要な電源を確保するための手段として有効である。
⑤当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，現場運転員E及びFに中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。

―⑤ 当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。

⑤当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，現 ⑤ 当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，中場運転員E及びFに中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示す
央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。
る。
⑥ 現場運転員E及びFは，中央制御室にて中央制御室と隣接区画の差圧を⑥現場運転員E及びFは，コントロール建屋計測制御電源盤区域(B)送・排風 確認しながら中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量を調整し，中央制御室
1.16-17
機室にて中央制御室と隣接区画の差圧を確認しながら中央制御室可搬型陽 の圧力を隣接区画より陽圧に維持する。（中央制御室可搬型陽圧化空調機
圧化空調機の流量を調整し，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持 の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要）
する。（中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要。）⑤当直副長は，現場運転員E及びFに中央制御室の圧力を隣接区画より陽 ⑤ 当直副長は，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持するよう，中圧に維持するよう，中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示す
央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整を指示する。
る。
⑥ 現場運転員E及びFは，中央制御室にて中央制御室と隣接区画の差圧を⑥現場運転員E及びFは，コントロール建屋計測制御電源盤区域(B)送・排風 確認しながら中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量を調整し，中央制御室
1.16-20
機室にて中央制御室と隣接区画の差圧を確認しながら中央制御室可搬型陽 の圧力を隣接区画より陽圧に維持する。（中央制御室可搬型陽圧化空調機
圧化空調機の流量を調整し，中央制御室の圧力を隣接区画より陽圧に維持 の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要）
する。（中央制御室可搬型陽圧化空調機の流量調整は，起動時に調整後は再調整不要。）
b. カードル式空気ボンベユニットによる中央制御室待避室の陽圧化手順(a) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1で，中央制御室待避室陽圧化装置を使用でき
1.16-25～ ない場合，又は6号及び7号炉の同時でない原子炉格納容器ベント操作を実―28施する場合。

②（第二GTGの自主
化）

⑤

⑤

⑤

⑤

～

2/7

主要修正箇所一覧表【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

11

12

13

14

章番号

1.16.2.1(8)a.

1.16.2.1(8)a.(b)

1.16.2.2.(1)

ページ番号

総点検後

総点検前

1.16-35(8) その他の放射線防護措置等に関する手順等
a. 炉心損傷の判断後に全面マスクを着用する手順
炉心損傷の判断後に運転員が中央制御室に滞在する場合，又は現場作業を実施する場合において，全面マスクを着用する手順を整備する。

a.炉心損傷判断後に現場作業を行う際に全面マスクを着用する手順
中央制御室の運転員は，中央制御室又は中央制御室待避室に滞在中は，中央制御室・中央制御室待避室の設計上，全面マスクを着用する必要はな
いが，現場作業時を考慮し全面マスクを着用する手順を整備する。

炉心損傷の判断後に全面マスクを着用する手順の概要は以下のとおり。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき炉心損傷の判断後に中央制御室に滞在する場合，又は現場作業を実施する場合において，運転員に全面マスク着用を指示する。

炉心損傷判断後に現場作業を行う際に全面マスクを着用する手順の概要は以下のとおり。
③① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき炉心損傷判断後の現場作業（被ばく評価の見において，運転員に全面マスク着用を指示する。
直しに伴う変更）

1.16-36

1.16-40

1.16.2.2.(1)a.

1.16-41

1.16.2.3

1.16-42～
46

チェンジングエリアには，防護具を脱衣する脱衣エリア，放射性物質による要員や物品の汚染を確認するためのサーベイエリア，汚染が確認された際に除染を行う除染エリアを設け，運転員等が汚染検査及び除染を行うとともに，チェンジングエリアの汚染管理を行う。除染エリアは，サーベイエリアに隣接して設置し，除染はウェットティッシュでの拭き取りを基本とするが，拭き取り
にて除染できない場合は，簡易シャワーにて水洗による除染を行う。簡易
シャワーで発生した汚染水は，必要に応じてウエスへ染み込ませる等により固体廃棄物として廃棄する。

―

a. 手順着手の判断基準
a.手順着手の判断基準
当直副長が，原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生したと判 当直副長が，原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生したと判断した後，保安班長が，事象進展の状況（格納容器内雰囲気放射線レベル 断した後，保安班長が，事象進展の状況，参集済みの要員数及び保安班が計（CAMS）等により炉心損傷※1を判断した場合等），参集済みの要員数及 実施する作業の優先順位を考慮して，チェンジングエリア設営を行うと判断しび保安班が実施する作業の優先順位を考慮して，チェンジングエリア設営を た場合。
行うと判断した場合。
※1：格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で原子炉格納容器内のガン
マ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に原子炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。
（添付資料1.16.5）
1.16.2.3 運転員等の被ばくを低減するための手順等

15③評価進捗による変更・修正

―

変更理由
③
（被ばく評価の見直しに伴う変更）⑤⑤②（SGTS SA化に伴
う追加）

3/7

主要修正箇所一覧表【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

16

章番号

第1.16.1表

ページ番号

1.16-48

総点検後
被ばく線量低減対策に関する対処設備及び手順の追加
対処設備
・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス処理系フィルタ装置
・非常用ガス処理系乾燥装置
・非常用ガス処理系配管・弁・主排気筒（内筒）
・非常用ガス処理系排気流量
・原子炉建屋外気差圧
・原子炉建屋原子炉区域
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備③評価進捗による変更・修正

総点検前

変更理由

―

②
（SGTS SA化に伴
う追加）

―

②
（SGTS SA化に伴う追加）

手順
AM設備別操作手順書
SGTSによるR/B負圧維持及び放射性物質除去
被ばく線量低減対策で追加した手順で確認する監視項目と監視パラメータを追加

17

第1.16.2表

1.16-50

監視項目
・原子炉区域排気放射能高・燃料取替エリア放射能高・ドライウェル圧力高・原子炉水位低(L-3)
・原子炉区域・タービン区域換気空調系全停
・原子炉区域・タービン区域換気空調系全停
・非常用ガス処理系起動
監視パラメータ
放射線モニタ
格納容器内圧力(D/W,S/C)
原子炉水位
原子炉建屋外気差圧
原子炉建屋外気差圧
非常用ガス処理系排気流量
原子炉建屋外気差圧

4/7

主要修正箇所一覧表【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

18

章番号

第1.16.1表

ページ番号

1.16-51

総点検後
被ばく線量低減対策で追加した対処設備(SGTS)と給電元・給電母線の追加
6号炉
非常用ガス処理系 モータコントロールセンタ
6C-1-3, 6D-1-3
7号炉
非常用ガス処理系 モータコントロールセンタ
7C-1-3, 7D-1-3③評価進捗による変更・修正

総点検前

変更理由

―

②
（SGTS SA化に伴
う追加）

―

②
（免震棟削除に伴う変更）―②（SGTS SA化に伴
う追加）

―

②
（SGTS SA化に伴
う追加）

―

②
（SGTS SA化に伴
う追加）

―

②
（SGTS SA化に伴
う追加）

―

⑤

免震重要棟内緊急時対策所に関する記載を削除
19

第1.16.7図

1.16-57

20

第1.16.8,9
図1.16-58,59

被ばく線量低減対策で追加した対処設備(SGTS)の概要図の追加

有効性評価タイムチャート変更に伴う変更
第1.16-63～
21 1.16.12,13,1
65
4図
添付資料
被ばく線量低減対策で追加した対処設備(SGTS)追加に伴う単線結線図の変1.16-67～
1.16.1
更
68
第1,2図
添付資料
被ばく線量低減対策で追加した対処設備(SGTS)追加に伴う対応表の追加
1.16.2
審査基準，
23 基準規則と 1.16-71
対処設備と
の対応表
(3/3)
（実用発電用原子炉及びその附属設備の技術基準に関する規則の解釈第74条第１項（原子炉制御室）抜粋）
添付資料
原子炉制御室の外側が放射性物質により汚染したような状況下において、
24
1.16.8
1.16-86
原子炉制御室への汚染の持ち込みを防止するため、モニタリング及び作業(1)
服の着替え等を行うための区画を設けること
22

5/7

主要修正箇所一覧表【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

25

添付資料
1.16.8
(2)

26

添付資料
1.16.8
(4)

27

添付資料
1.16.8
(5)g.

ページ番号

1.16-87

1.16-89

1.16-95

総点検後③評価進捗による変更・修正

総点検前

原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生した後，保安班長が， 原子力災害対策特別措置法第10 条特定事象が発生した後，保安班長が，事象進展の状況（格納容器雰囲気放射線レベル計（CAMS）等により炉心損 事象進展の状況，参集済みの要員数及び保安班が実施する作業の優先順
傷を判断した場合等），参集済みの要員数及び保安班が実施する作業の優 位を考慮して，チェンジングエリア設営を行うと判断した場合。
先順位を考慮して，チェンジングエリア設営を行うと判断した場合。
設営の着手は，保安班長が，原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生した後，事象進展の状況（格納容器雰囲気放射線レベル計（CAMS）
等により炉心損傷を判断した場合等），参集済みの要員数及び保安班が実施する作業の優先順位を考慮して判断し，速やかに実施する。
プルーム通過後にチェンジングエリアの出入管理を再開する際には，表面汚染密度，線量率及び空気中放射性物質濃度の測定を実施し，必要に応じチェンジングエリアの除染を実施する。なお，測定及び除染を行った要員は，
脱衣エリアにて脱衣を行う。

変更理由

⑤

設営の着手は，保安班長が，原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生した後，事象進展の状況， 参集済みの陽員数及び保安班が実施する作業の優先順位を考慮して判断し， 速やかに実施する。

⑤

―

⑤

添付資料
1.16.8(6)b.

1.16-97

チェンジングエリアは，靴脱ぎ場及び脱衣エリアの空間をエアーテントにより チェンジングエリアは， 靴脱ぎ場及び脱衣エリアの空間をエアーテントにより区画する。エアーテントの外観は第6図のとおりであり，高圧ボンベにより約3 区画する。エアーテントの外観は図6 のとおりであり， 仕様は表3 のとおり。
分間送風することで，展張することが可能である。なお，展張は手動及びブロ チェンジングエリア内面は， 必要に応じて汚染の除去の容易さの観点から養ワによる送風も可能な設計とする。
生シートを貼ることとし，一時閉鎖となる時間を短縮している。
チェンジングエリア内面は，必要に応じて汚染の除去の容易さの観点から養生シートを貼ることとし，一時閉鎖となる時間を短縮している。また，エアーテ
ントに損傷が生じた際は，速やかに補修が行えるよう補修用の資機材を準備
する。

⑤

29

添付資料
1.16.8(6)d.

中央制御室に入室しようとする要員に付着した汚染が，他の要員に伝播する 中央制御室に入室しようとする要員に付着した汚染が， 他の要員に伝播すことがないようサーベイエリアにおいて要員の汚染が確認された場合は，汚 ることがないようサーベイエリアにおいて要員の汚染が確認された場合は，染箇所を養生するとともに，サーベイエリア内に汚染が移行していないことを 汚染箇所を養生するとともに， サーベイエリア内に汚染が移行していないこ確認する。
とを確認する。サーベイエリア内に汚染が確認された場合は， 速やかに養生
サーベイエリア内に汚染が確認された場合は，一時的にチェンジングエリア
シートを張り替える等により， 要員の出入りに大きな影響は与えないように
1.16-100を閉鎖するが，速やかに養生シートを張り替える等により，要員の出入りに する。
大きな影響は与えないようにする。ただし，中央制御室から緊急に現場に行く必要がある場合は，張り替え途中であっても，退室する要員は防護具を着用していることから，退室することは可能である。

⑤

30

添付資料
1.16.8(8)

炉心損傷の判断後に運転員が中央制御室に滞在する場合，又は現場作業 中央制御室内は， 中央制御室可搬型陽圧化空調機により陽圧化することで③
希ガス以外の放射性物質の流入防止対策を行っているため， マスク着用は （被ばく評価の見1.16-101 を実施する際に全面マスクを着用する。
不要とする。
直しに伴う変更）28

6/7

主要修正箇所一覧表【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

総点検後

③評価進捗による変更・修正

総点検前

保安班は，チェンジングエリアの設置以外に，緊急時対策所の可搬型陽圧 保安班は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用することが決定した場
化空調機運転(60分)，可搬型エリアモニタの設置（20分），可搬型モニタリン 合， チェンジングエリアの設置以外に， 緊急時対策所の可搬型陽圧化空調
グポストの設置(最大435分)，可搬型気象観測装置の設置(90分)を行うことを 機運転(50 分)， 可搬型エリアモニタの設置（ 30分），可搬型モニタリングポス
想定している。これら対応項目の優先順位については，保安班長が状況に トの設置(最大420 分)，可搬型気象観測装置の設置(90 分)を行うことを技術
1.16-102 応じ判断する。以下にタイムチャートの例を示す。なお，緊急時対策所のチェ 的能力にて説明している。
ンジングエリアは，北東側ルートを設営した場合(90分)を想定する。
これら対応項目の優先順位については， 保安班長が状況に応じ判断する。
以下にタイムチャートを示す。

31

添付資料
1.16.8
(8)

37

添付資料
1.16.9(3)38

添付資料 1.16-106～
1.16.10
110

39

添付資料
1.16.13変更理由⑤

中央制御室に配備する飲食料等の追記
1.16-105

―

⑤

―

③
（被ばく評価の見直しに伴う変更）

運転員の被ばく線量についての評価条件変更に伴う修正

40

添付資料
1.16.136号及び7号炉が同時に全交流動力電源喪失した場合には，6号及び7号炉 6 号及び7 号炉が同時に全交流動力電源喪失した場合には、7 号炉現場運②の現場運転員の各2組（各4人）は，原子炉建屋地下1階のM/C(D)室及びコン 転員の2 組（4 人）は、M/C（C）、（D）室で交流電源の受電準備を行っている
1.16-114 トロール建屋地下1階の区分Ⅱ計測制御電源盤室で交流電源の受電準備を が（第二GTGの自主化）行っている。
事故発生直後から中央制御室内放射線量が急上昇した時の対応について 事故発生直後から中央制御室内放射線量が急上昇した時の対応については上記で記載したように，火災が発生していなければ初期消火要員で対応 は上記で記載したように、火災が発生していなければ初期消火要員で対応可能であるが，現場運転員で対応したとしても，中央制御室内放射線量上昇 可能であるが、現場運転員で対応したとしても、中央制御室内放射線量上昇②
1.16-114 から30分（M/C(D)受電準備作業10分＋移動5分＋弁閉操作15分）で中央制 から40 分（移動10 分＋弁閉操作30 分）で中央制御室を換気隔離可能であ （第二GTGの自主
御室を換気隔離可能である。
る。
化）

7/7

まとめ資料変更箇所リスト
資料名：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.17 監視測定等に関する手順等

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No.

章番号

1

1.17.1(2)a.(a)ページ番号2

1.17-91.17-103

1.17.1(2)a.(b)1.17-104

1.17.1(2)b.(a)1.17.1(2)b.(b)

変更前

変更理由

・データ処理装置⑤（[流路]を記載することとした）

放射線量の測定に使用する設備のうち，可搬型モニタリングポスト，データ処 放射線量の測定に使用する設備のうち，可搬型モニタリングポスト，可理装置，可搬型放射線計測器（電離箱サーベイメータ）及び小型船舶（海上 搬型放射線計測器（電離箱サーベイメータ）及び小型船舶（海上モニタリ
モニタリング用）は，重大事故等対処設備として位置付ける。
ング用）を重大事故等対処設備と位置づける。
また，放射性物質の濃度の測定に使用する設備のうち，可搬型放射線計測 また，放射性物質の濃度の測定に使用する設備のうち，可搬型放射線計器（可搬型ダスト・よう素サンプラ， NaIシンチレーションサーベイメータ，GM汚 測器（可搬型ダスト・よう素サンプラ，GM 汚染サーベイメータ，NaI シン
染サーベイメータ及びZnSシンチレーションサーベイメータ）及び小型船舶（海 チレーションサーベイメータ，ZnS シンチレーションサーベイメータ）及上モニタリング用）は，重大事故等対処設備として位置付ける。これらの選定 び小型船舶（海上モニタリング用）を重大事故等対処設備と位置づける。
した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備として全て網羅されて これらの選定した設備により，審査基準及び基準規則に要求される事項いる。
が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，発電所及びその周辺（発電所の周辺海 以上の重大事故等対処設備により，発電所及びその周辺（周辺海域を含域を含む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度 む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放及び放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録できる。
射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果を記録することができる。
また，以下の設備は自主対策設備であり，耐震S クラスではなくSs 機
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるた 能維持できない場合等，重大事故等時に機能維持を担保できないが，機能
め，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
喪失していない場合には，事故対応に有効であるため使用する。

⑤（[流路]を記載することとした）

1.17-81.17.1(2)a.(b)5

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

耐震性は確保されていないが，健全性が確認できた場合において，重大事
故等時の放射性物質の濃度及び放射線量を測定するための手段として有効である。
・データ処理装置（設備の記載順番）（他条文との整合）⑤（説明内容を拡充）

1.17-10⑤（[流路]を記載することとした）

1.17-10
1.17-11

風向，風速その他の気象条件の測定に使用する設備のうち，可搬型気象観 風向，風速その他の気象条件の測定に使用する設備のうち，可搬型気象観測装置及びデータ処理装置は，重大事故等対処設備として位置付ける。
測装置は重大事故等対処設備と位置づける。
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として全 可搬型気象観測装置は，審査基準及び基準規則に要求される事項が全て網⑤て網羅されている。
羅されている。
（[流路]を記載するこ以上の重大事故等対処設備により，重大事故等が発生した場合に，発電所 以上の重大事故等対処設備により，重大事故等が発生した場合に，発電所ととした）において風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録でき における風向，風速その他の気象条件を測定し，及びその結果を記録でき
る。
る。

1/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

6

章番号

1.17.1(2)b.(b)ページ番号1.17-117

1.17.1(2)c.(a)1.17-118

1.17.1(2)c.(a)1.17-12

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるた また，以下の設備は自主対策設備であり，耐震S クラスではなくSs 機能
め，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
維持できない場合等，重大事故等時に機能維持を担保できないが，機能喪・気象観測設備失
耐震性は確保されていないが，健全性が確認できた場合において，風向，風 していない場合には，事故対応に有効であるため使用する。
速その他の気象条件を測定するための手段として有効である。
・気象観測設備

1.17.1(2)c.(b)1.17-12⑤（説明内容を拡充）

常用所内電源が喪失し，モニタリング・ポストの電源が喪失した場合，モニタ 常用電源が喪失し，モニタリング・ポストの電源が喪失した場合，モニタリン
リング・ポストの電源を回復させるため，無停電電源装置及び代替交流電源 グ・ポストの電源を回復させるため，無停電電源装置及び代替交流電源設備
設備（モニタリング・ポスト用発電機）から給電する手段がある。
（モニタリング・ポスト用発電機）から給電する手段がある。
なお，モニタリング・ポストの電源を回復してもモニタリング・ポストの機能が回 なお，電源を回復してもモニタリング・ポストの機能が回復しない場合は，可復しない場合は，可搬型モニタリングポスト及びデータ処理装置により代替測 搬型モニタリングポストにより代替測定が可能である。
⑤
定する手段がある。
モニタリング・ポストの電源回復あるいは機能回復に使用する設備は以下の （[流路]を記載するこモニタリング・ポストの電源回復又は機能回復で使用する設備は以下のとお とおり。ととした）り。
・データ処理装置

9

変更理由

モニタリング・ポストの電源回復又は機能回復で使用する設備のうち，モニタ 常用電源が喪失し，モニタリング・ポストの電源が喪失した場合，モニタリン
リング・ポスト用発電機，可搬型モニタリングポスト及びデータ処理装置は， グ・ポストの電源を回復させるための設備のうち，モニタリング・ポスト用発電重大事故等対処設備として位置付ける。これらの選定した設備は，審査基準 機を重大事故等対処設備として位置づける。
及び基準規則に要求される設備として全て網羅されている。
モニタリング・ポスト用発電機は，審査基準及び基準規則に要求される事項
以上の重大事故等対処設備により，常用所内電源が喪失した場合において が全て網羅されている。
も，モニタリング・ポストの電源又は機能を回復し，発電所及びその周辺にお 以上の重大事故等対処設備により，常用電源が喪失した場合においても，モ
いて発電用原子炉施設から放出される放射線量を監視し，及び測定し，並び ニタリング・ポストの電源を回復し，発電所及びその周辺において発電用原にその結果を記録できる。
子炉施設から放出される放射線量を監視し，及び測定し，並びにその結果をまた，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備である 記録することができる。
ため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
また，以下の設備は自主対策設備であり，耐震S クラスではなくSs 機能維持
・無停電電源装置
できない場合等，重大事故等時に機能維持を担保できないが，機能喪失して耐震性は確保されていないが，モニタリング・ポストの電源が喪失した場合
いない場合には，事故対応に有効であるため使用する。
に，モニタリング・ポスト用発電機から給電するまでの間のモニタリング・ポス ・無停電電源装置
トの機能を維持するための手段として有効である。

⑤（[流路]を記載することとした）⑤（説明内容を拡充）

2/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

10

章番号

1.17.2.1
(2)

ページ番号

1.17-15
1.17-16

11

1.17.2.1(2)a.

1.17-1612

1.17.2.1(2)b.

1.17-1713

1.17.2.1(2)b.

1.17-17

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

重大事故等時にモニタリング・ポストが機能喪失した場合，可搬型モニタリン 重大事故等時にモニタリング・ポストが機能喪失した場合，可搬型モニタリン⑤
グポストによる放射線量の代替測定を行う。また，原子力災害対策特別措置 グポストにより放射線量を監視，及び測定し，並びにその結果を記録するた（記載の拡充）
法第10条特定事象が発生した場合，モニタリング・ポストが設置されていない めの手順を整備する。この手順のフローチャートを図1.17.1 に示す。
海側等に可搬型モニタリングポストを5台配置し，放射線量の測定を行う。さ 可搬型モニタリングポストによる代替測定地点については，計測データの連らに，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の陽圧化の判断のため，5号炉原子 続性を考慮し，各モニタリング・ポストに隣接した位置に配置することを原則と
炉建屋付近に可搬型モニタリングポストを1台配置し，放射線量の測定を行 し，図1.17.2 に示す。また，海側へのプルームの放出を考慮し，海側等に5 台
②
う。
設置する。
（免震重要棟の自主可搬型モニタリングポストにより放射線量を監視し，及び測定し，並びにその さらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用することが決定した場合
化）結果を記録するための手順を整備する。この手順のフローチャートを第1.17.1 は， 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の陽圧化の判断のため5 号炉原子図に示す。
炉建屋付近に1 台設置する。
可搬型モニタリングポストによる代替測定地点については，測定データの連 ただし，地震・火災等でアクセスすることが不能となった場合は，アクセス
続性を考慮し，各モニタリング・ポストに隣接した位置に配置することを原則と ルート上の車両等で運搬できる範囲に配置位置を変更する。
する。可搬型モニタリングポストの配置位置及び保管場所を第1.17.2図に示す。
ただし，地震・火災等で配置位置にアクセスすることができない場合は，アクセスルート上の車両等で運搬できる範囲に配置位置を変更する。
重大事故等時，保安班長が5号炉原子炉建屋内緊急時対策所でモニタリン
グ・ポストの指示値及び警報表示を確認し，モニタリング・ポストの放射線量の測定機能が喪失したと判断した場合。
また，海側等及び5号炉原子炉建屋付近への配置については，当直副長が原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生したと判断した場合。

重大事故等発生後，保安班長が緊急時対策所でモニタリング・ポストの指示
値及び警報表示を確認し，モニタリング・ポストの放射線量の測定機能が喪②失したと判断した場合。
（免震重要棟の自主
また，海側等への配置については，当直副長が原子力災害対策特別措置法
化）第10 条特定事象が発生したと判断した場合。さらに，5 号炉原子炉建屋付近に設置する1 台は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用することが決定した場合に設置する。
②保安班員は，高台保管場所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に保管 ② 保安班員は，高台保管場所及び5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所に保②してある可搬型モニタリングポストを車両等に積載し，配置位置まで運搬・配 管してある可搬型モニタリングポスト本体，外部バッテリー及び衛携帯アンテ
置し，測定を開始する。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所までデータが伝送 ナ部等を，配置場所まで車両等で運搬・設置し，緊急時対策所までデータが （免震重要棟の自主化）されていることを確認し，監視を開始する。なお，可搬型モニタリングポストを 伝送されていることを確認し，監視・測定を開始する。
⑤
配置する際に，あらかじめ可搬型モニタリングポスト本体を養生シートにより（バックグラウンド低
養生することで，可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策を行
減対策の一部を記載う。
することとした。）（外部バッテリーは連続5日以上使用可能である。なお，15台の可搬型モニタ （外部バッテリーは連続5 日以上使用可能である。なお，15 台の可搬型モニ④
リングポストの外部バッテリーを交換した場合の所要時間は，作業開始を判 タリングポストの外部バッテリーを交換した場合の所要時間は，作業開始を（K5からの移動時間、断してから移動時間も含めて約5時間30分で可能である。）
判断してから移動時間も含めて約5 時間15 分で可能である。）
見積りの最適化）3/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

14

章番号

1.17.2.1
(2)c.

ページ番号

1.17-17
1.17-18

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

上記の対応は，保安班員2名にて実施し，連続して15台配置した場合は，作 上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，連続して15 台配置した場合の所業開始を判断してから約7時間15分で可能である。なお，モニタリング・ポスト 要時間は，作業開始を判断してから約7 時間で可能である。なお，モニタリンの代替測定（9台），海側等の測定（5台）及び陽圧化判断用の測定（1台）をそ グ・ポストの代替測定（9 台）と海側等の測定（5 台）と陽圧化判断用の測定（1
れぞれ別に実施した場合は，作業開始を判断してから，モニタリング・ポスト 台）をそれぞれ別に実施した場合は，作業開始を判断してから，モニタリン④の代替測定は約4時間45分，海側等の測定は約2時間55分，陽圧化判断用 グ・ポストの代替測定は約4 時間30 分，海側等の測定は約2 時間40 分，陽（K5からの移動時間、の測定は約55分で可能である。
圧化判断用の測定は約1 時間で可能である。
見積りの最適化）車両等で配置位置までの運搬ができない場合は，アクセスルート上に車両等 車両等でモニタリング・ポスト位置までの運搬ができない場合は，アクセスで運搬し，配置する。また，円滑に作業ができるよう5号炉原子炉建屋内緊急 ルート上に車両等で運搬し，配置する。また，円滑に作業ができるよう緊急時時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。

15

1.17.2.1(3)c.

1.17-19

16

1.17.2.1(4)

1.17-19
1.17-2017

1.17.2.1(4)c.

1.17-2118

1.17.2.1(5)a.(a)1.17-2219

1.17.2.1(5)a.(c)1.17-24

上記の対応は，保安班員2名にて実施し，一連の作業（1箇所あたり）は，作 上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の所業開始を判断してから約1時間30分で可能である。また，円滑に作業ができ 要時間は，作業開始を判断してから約1 時間で可能である。また，円滑に作るよう5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備 業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
する。
重大事故等時に放射能観測車が機能喪失した場合，可搬型放射線計測器 重大事故等時に放射能観測車が機能喪失した場合，可搬型放射線計測器（ダスト・よう素サンプラの代替として可搬型ダスト・よう素サンプラ，よう素測 （可搬型ダスト・よう素サンプラ，GM 汚染サーベイメータ，NaI シンチレーショ
定装置の代替としてNaIシンチレーションサーベイメータ，GM計数装置の代替 ンサーベイメータ）により，空気中の放射性物質の濃度を監視し，及び測定としてGM汚染サーベイメータ）による空気中の放射性物質の濃度の代替測 し，並びにその結果を記録するための手順を整備する。この手順のフロー定を行う。可搬型放射線計測器により空気中の放射性物質の濃度を監視し， チャートを図1.17.1 に示す。
及び測定し，並びにその結果を記録するための手順を整備する。この手順のフローチャートを第1.17.1図に示す。可搬型放射線計測器の保管場所を第1.17.5図に示す。

④（K5からの移動時間、見積りの最適化）①（2017.2.21審査会合
コメント「放射能観測車の機能（ダスト・よう素サンプラ、GM計数
装置、よう素測定装置）を代替できる重大事故等対処設備をそれぞれ説明すること。」）

上記の対応は，保安班員2名にて実施し，一連の作業（1箇所あたり）は，作 上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の所④
業開始を判断してから約1時間35分で可能である。また，円滑に作業ができ 要時間は，作業開始を判断してから約1 時間30 分で可能である。また，円滑（K5からの移動時間、るよう5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備 に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
見積りの最適化）する。
重大事故等時，保安班長が主排気筒モニタの指示値及び警報表示を確認 重大事故等発生後，保安班長が排気筒モニタ等の指示値の有意な変動を確し，主排気筒モニタの放射性物質の濃度の測定機能が喪失したと判断した 認する等，発電用原子炉施設から放射性物質が放出されるおそれがあると①場合。
判断した場合。
（SA時の判断基準と又は，主排気筒モニタの測定機能が喪失しておらず，指示値に有意な変動をして用いる設備につ確認する等，保安班長が発電用原子炉施設から気体状の放射性物質が放いて）出されたおそれがあると判断した場合。
上記の対応は，保安班員2名にて実施し，一連の作業（1箇所あたり）は，作 上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の所④
業開始を判断してから約1時間35分で可能である。また，円滑に作業ができ 要時間は，作業開始を判断してから約1 時間30 分で可能である。また，円滑（K5からの移動時間、るよう5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備 に作業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
見積りの最適化）する。

4/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

20

1.17.2.1(5)b.(a)1.17-24
1.17-25

21

1.17.2.1(5)b.(c)1.17-26

22

1.17.2.1(5)c.(a)1.17-26
1.17-2723

1.17.2.1(5)c.(c)1.17-28

24

1.17.2.1(5)d.(a)1.17-2925

1.17.2.1(6)a.

1.17-31

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

重大事故等時，保安班長が液体廃棄物処理系排水モニタの指示値及び警 重大事故等発生後，保安班長が廃棄物処理設備排水モニタ等の指示値の報表示を確認し，液体廃棄物処理系排水モニタの放射性物質の濃度の測定 有意な変動を確認する等，発電用原子炉施設から周辺海域へ放射性物質が①
機能が喪失したと判断した場合。
含まれる水が放出されたおそれがあると判断した場合。
（SA時の判断基準と又は，液体廃棄物処理系排水モニタの測定機能が喪失しておらず，指示値して用いる設備につに有意な変動を確認する等，保安班長が発電用原子炉施設から発電所の周
いて）辺海域へ放射性物質が含まれる水が放出されたおそれがあると判断した場合。
上記の対応は，保安班員2名にて実施し，一連の作業（1箇所あたり）は，作 上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の所④
業開始を判断してから約1時間5分で可能である。また，円滑に作業ができる 要時間は，作業開始を判断してから約1 時間で可能である。また，円滑に作（K5からの移動時間、
よう5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備す 業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
見積りの最適化）る。
重大事故等時，保安班長が以下のいずれかにより気体状の放射性物質が 重大事故等発生後，「(5) 可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度及放出されたと判断した場合（プルーム通過後）。
び放射線量の測定 a. 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃①・「1.17.2.1 (3) 放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定」
度の測定」により放射性物質の放出が確認された場合又は，保安班長が排 （SA時の判断基準と・「1.17.2.1 (4) 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代 気筒モニタ等の指示値の有意な変動を確認する等，発電用原子炉施設から して用いる設備につ替測定」
放射性物質が放出されたと判断した場合。
いて）・「1.17.2.1 (5) a. 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定」
・主排気筒モニタ（測定機能が喪失していない場合）
上記の対応は，保安班員2名にて実施し，一連の作業（1箇所あたり）は，作 上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，一連の作業（1 箇所あたり）の所④
業開始を判断してから約1時間5分で可能である。また，円滑に作業ができる 要時間は，作業開始を判断してから約1 時間で可能である。また，円滑に作（K5からの移動時間、
よう5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備す 業ができるよう緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
見積りの最適化）る。
重大事故等時，保安班長が以下のいずれかにより気体状又は液体状の放 重大事故等発生後，「(5) 可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度及射性物質が放出されたと判断した場合（プルーム通過後）。
び放射線量の測定 b. 可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度・「1.17.2.1 (3) 放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定」の測定」により放射性物質の放出が確認された場合又は，保安班長が排気・「1.17.2.1 (4) 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代 筒モニタ等の指示値の有意な変動を確認する等，発電用原子炉施設から放①
替測定」
射性物質が放出されたと判断した場合。
（SA時の判断基準と・「1.17.2.1 (5) a. 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度のして用いる設備につ測定」
いて）・「1.17.2.1 (5) b. 可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測
定」・主排気筒モニタ（測定機能が喪失していない場合）
・液体廃棄物処理系排水モニタ（測定機能が喪失していない場合）
重大事故等時，保安班長がモニタリング・ポストの指示値が安定している状 保安班長が，モニタリング・ポストの指示値が安定している状態で，モニタリン
態でモニタリング・ポスト周辺のバックグラウンドレベルとモニタリング・ポスト グ・ポスト周辺のバックグラウンドと指示値に有意な差があることを確認し，の指示値に有意な差があることを確認し，モニタリング・ポストのバックグラウ バックグラウンド低減対策が必要だと判断した場合。
⑤
ンド低減対策が必要と判断した場合（プルーム通過後）。

5/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

26

1.17.2.1(7)

1.17-3227

1.17.2.1(7)a.

1.17-33

28

1.17.2.1(7)c.

1.17-33
1.17-3429

1.17.2.1(8)c.

1.17-3530

1.17.2.1(9)

1.17-35
1.17-3631

1.17.2.2(2)b.

1.17-38

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

事故後の周辺汚染により可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定が 事故後の周辺汚染により可搬型モニタリングポストによる測定ができなくなる
できなくなることを避けるため，可搬型モニタリングポストのバックグラウンド ことを避けるため，バックグラウンド低減対策を行う手順を整備する。
低減対策を行う手順を整備する。
「1.17.2.1(2)可搬型モニタリングポストの測定及び代替測定」の手順において，可搬型モニタリングポストを設置する際に，あらかじめ可搬型モニタリング⑤
ポスト本体を養生シートにより養生を行うことで，バックグラウンド低減対策と （手順の中に記載すする。
ることとした）また，放射性物質の放出により可搬型モニタリングポストの周辺の汚染を確認した場合，周辺の汚染レベルを確認し，除草，周辺の土壌撤去等により，バックグラウンドの低減を行う。
重大事故等時，保安班長が可搬型モニタリングポストの指示値が安定してい 保安班長が，可搬型モニタリングポストの指示値が安定している状態で，可る状態で可搬型モニタリングポスト周辺のバックグラウンドレベルと可搬型モ 搬型モニタリングポスト周辺のバックグラウンドと指示値に有意な差があるこ
ニタリングポストの指示値に有意な差があることを確認し，可搬型モニタリン とを確認し，バックグラウンド低減対策が必要だと判断した場合。
⑤
グポストのバックグラウンド低減対策が必要と判断した場合（プルーム通過
後）。
上記の対応は，保安班員2名にて実施し，可搬型モニタリングポスト15台分の 上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，可搬型モニタリングポスト15台分
養生シートの交換作業は，作業開始を判断してから約5時間35分で可能であ の養生シート交換作業の所要時間は，作業開始を判断してから約5 時間40④
る。また，円滑に作業ができるよう5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連 分で可能である。また，円滑に作業ができるよう，緊急時対策所との連絡用 （K5からの移動時間、絡用に通信連絡設備を整備する。
に通信連絡設備等を整備する。
見積りの最適化）
上記の対応は，保安班員2名にて実施し，遮蔽材で囲む等は，作業開始を判 上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，遮蔽材で囲む等の所要時間は，④
断してから約25分で可能である。また，円滑に作業ができるよう5号炉原子炉 作業開始を判断してから約20 分で可能である。また，円滑に作業ができるよ（K5からの移動時間、建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
う，緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備等を整備する。
見積りの最適化）
重大事故等時の敷地外でのモニタリングについては，国が地方公共団体と連携して策定するモニタリング計画に従い，資機材，要員及び放出源情報を提供するとともにモニタリングに協力する。
また，原子力災害が発生した場合に他の原子力事業者との協力体制を構築するため原子力事業者間協力協定を締結し，環境放射線モニタリング等への要員の派遣，資機材の貸与等を受けることが可能である。

重大事故等時の敷地外でのモニタリングについては，国，地方公共団体と連携して策定されるモニタリング計画に従い，資機材及び要員の動員，放出源
情報を提供するとともにモニタリングに協力する。
また，原子力災害が発生した場合に他の原子力事業者との協力体制を構築するため原子力事業者間協力協定を締結し，環境放射線モニタリング等への要員の派遣，測定装置の貸与等を受けることが可能である。

⑤

なお，1台の可搬型気象観測装置の外部バッテリーを交換した場合の所要時 なお，1 台の可搬型気象観測装置の外部バッテリーを交換した場合の所要④
間は，作業開始を判断してから移動時間も含めて約50分で可能である。）
時間は，作業開始を判断してから移動時間も含めて約30 分で可能である。） （K5からの移動時間、見積りの最適化）6/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

32

33

章番号

1.17.2.3

1.17.2.3c.

ページ番号

1.17-38
1.17-39

1.17-40

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

常用所内電源喪失時は，無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機 常用電源喪失時は，無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機によによりモニタリング・ポストへ給電する。無停電電源装置は，常用所内電源喪 りモニタリング・ポストへ給電する。無停電電源装置は，常用電源喪失時に自⑤失時に自動起動し，約15時間の間モニタリング・ポストへ給電することが可能 動起動し，約15 時間の間モニタリング・ポストへ給電することが可能である。
（19時間から18時間である。モニタリング・ポスト用発電機は，無停電電源装置が機能維持してい モニタリング・ポスト用発電機は，無停電電源装置が機能維持していた場合の変更理由：四捨五
た場合は15時間以内に，機能喪失していた場合は速やかに手動起動させ， は15 時間以内に，機能喪失していた場合は速やかに手動起動させ，約19
約18時間ごとに給油を行いつつ，常用所内電源復旧までの間モニタリング・ 時間毎に給油を行いつつ，常用電源復旧までの間モニタリング・ポストに給 入ではなく、小数点切
り捨てで記載する）
ポストに給電する。
電する。
モニタリング・ポストは，電源が喪失した状態でモニタリング・ポスト用発電機 モニタリング・ポストは，電源が喪失した状態からモニタリング・ポスト用発電から給電した場合，切替え操作を行うことで，放射線量の連続測定を開始す 機から給電した場合，切り替え操作を行うことで，放射線量の連続測定を開る。モニタリング・ポスト用発電機の配置位置を第1.17.17図に示す。
始する。
上記の対応は，保安班員2名にて実施し，一連の作業は，作業開始を判断してから約1時間50分で可能である。また，円滑に作業ができるよう5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡用に通信連絡設備を整備する。
なお，モニタリング・ポストの機能が回復しない場合は，「1.17.2.1 (2) 可搬型
モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定」を行う。

上記の対応は，保安班員2 名にて実施し，一連の作業の所要時間は，作業開始を判断してから約1 時間30 分で可能である。
④
なお，モニタリング・ポストが電源系以外の故障により，機能を喪失した場合（K5からの移動時間、は，「1.17.2.1(2)可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測見積りの最適化）定」を行う。

第1.17.1表 機能喪失を想定する設計基準対象施設等と整備する手順（1/2） 表1.17.1 機能喪失を想定する設計基準対象施設と整備する手順（1/2）

34

1.17-41⑤（[流路]を記載するこ
ととした）

7/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

35

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

1.17-45⑤（気象観測設備、可搬型気象観測設備の計
測範囲の誤記を修正
した）

8/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

変更後
第1.17.2図 可搬型モニタリングポストの配置位置及び保管場所

36

変更前
図1.17.2 可搬型モニタリングポストの配置位置及び保管場所

1.17-48

1.17-49

変更理由②（免震重要棟の自主化）⑤（中央制御室の追加）

第1.17.3図 可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定のタイムチャート

37【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

図1.17.3 可搬型モニタリングポスト配置・測定のタイムチャート④（K5からの移動時間、見積りの最適化）9/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

38

章番号

ページ番号

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更後

変更前

第1.17.4図 放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定のタイ
ムチャート

図1.17.4 放射能観測車による空気中の放射性物質の濃度の測定のタイム
チャート

変更理由

④
（K5からの移動時間、見積りの最適化）

1.17-50

第1.17.5図 可搬型放射線計測器の保管場所及び海水・排水試料採取場所 図1.17.7 発電所及びその周辺（ 周辺海域を含む。） の測定に使用するモニタリング設備（ 小型船舶（ 海上モニタリング用） は除く） の保管場所及び海水・排水試料採取場所

39

1.17-51②（免震重要棟の自主化）⑤（中央制御室の追加）

10/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

第1.17.6図 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の代替 図1.17.5 可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度の代替測定のタイム
測定のタイムチャート
チャート

40

④
（K5からの移動時間、見積りの最適化）

1.17-52

第1.17.7図 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定 図1.17.6 可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定ののタイムチャート
タイムチャート41

1.17-52④（K5からの移動時間、見積りの最適化）11/30

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

第1.17.8図 可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定の 図1.17.8 可搬型放射線計測器による水中の放射性物質の濃度の測定のタイ
タイムチャート
ムチャート

42

④
（K5からの移動時間、見積りの最適化）

1.17-53

第1.17.9図 可搬型放射線計測器による土壌中の放射性物質の濃度の測定 図1.17.9 可搬型放射線計測器による土壌中の放射性物質の濃度の測定ののタイムチャート
タイムチャート43

1.17-53④（K5からの移動時間、見積りの最適化）12/30

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No.

章番号

ページ番号

変更後
第1.17.10図 小型船舶（海上モニタリング用）の保管場所及び運搬ルート

44

変更前
図1.17.10 小型船舶（ 海上モニタリング用）の保管場所及び運搬ルート

1.17-54

1.17-55

変更理由②（免震重要棟の自主化）

第1.17.11図 海上モニタリングのタイムチャート

45【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

図1.17.11 小型船舶（ 海上モニタリング用） による海上モニタリングのタイム
チャート④（K5からの移動時間、見積りの最適化）13/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

第1.17.12図 モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策のタイムチャー 図1.17.12 モニタリング・ポストのバックグラウンド低減対策のタイムチャート
ト

46④（K5からの移動時間、見積りの最適化）

1.17-55

第1.17.13図 可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策のタイム 図1.17.13 可搬型モニタリングポストのバックグラウンド低減対策のタイム
チャート
チャート

47

1.17-56④（K5からの移動時間、見積りの最適化）14/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

第1.17.14図 放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策のタイ 図1.17.14 放射性物質の濃度の測定時のバックグラウンド低減対策のタイム
ムチャート
チャート

48

④
（見積りの最適化）

1.17-56

第1.17.15図 可搬型気象観測装置の配置位置及び保管場所

49

1.17-57

図1.17.15 可搬型気象観測装置の配置位置及び保管場所②（免震重要棟の自主化）⑤（中央制御室を追加）

15/30

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

第1.17.16図 可搬型気象観測装置による気象観測項目の代替測定のタイム 図1.17.16 可搬型気象観測装置測定のタイムチャート
チャート

50

④
（K5からの移動時間、記載の最適化）1.17-58

第1.17.17図 モニタリング・ポスト用発電機の配置位置

511.17-59⑤（図を追加）

16/30

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

第1.17.18図 モニタリング・ポストの電源をモニタリング・ポスト用発電機から 図1.17.17 モニタリング・ポストの電源回復のタイムチャート
給電する手順のタイムチャート

52④（K5からの移動時間、見積りの最適化）

1.17-60

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(2/2)

53

添付資料
1.17.1

1.17-62

審査基準， 基準規則と対処設備との対応表( 2 / 2 )⑤（[流路]を記載するこ
ととした）

17/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

54

55

章番号

添付資料
1.17.2

添付資料
1.17.2

ページ番号

1.17-63

1.17-63
1.17-64

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

（1） 放射線量
1） 放射線量及び放射性物質の濃度・事象進展に伴う放射線量の変化を的確に把握するため，モニタリング・ポス ・事象進展に伴う放射線量の変化を的確に把握するため， モニタリング・ポ
ト9台の稼動状況を確認する。
スト9 台の稼動状況を確認する。
・モニタリング・ポストが機能喪失した場合は，車両等により可搬型モニタリン ・モニタリング・ポストが機能喪失した場合は， 車両等により可搬型モニタリン
グポストをモニタリング・ポスト位置に配置し，放射線量の代替測定を行う。な グポストをモニタリング・ポスト位置に配置し，放射線量率の監視を行う。な⑤
お，現場の状況により配置位置を変更する場合がある。
お， 現場の状況により配置位置を変更する場合がある。
・また，原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生した場合，海側 ・また， 海側等に， 可搬型モニタリングポスト5 台を配置し， 放射線量率の等及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所付近に，可搬型モニタリングポスト 監視強化を行う。
②
6台を配置し，放射線量の測定を行う。
・さらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用することが決定した場合， （免震重要棟の自主
5 号炉原子炉建屋付近に可搬型モニタリングポスト1 台を設置し，放射線量化）
率の監視強化を行う。
（2）放射性物質の濃度（ 2） 海水， 排水及び土壌等の放射性物質の濃度・放射能観測車が機能喪失した場合，可搬型放射線計測器により，空気中の ・液体状の放射性物質が屋外に漏えいするおそれがある場合， 取水口， 放
放射性物質の濃度の代替測定を行う。また，主排気筒モニタが使用できない 水口等で海水，排水の採取を行い，可搬型放射線計測器により放射性物質
場合，又は気体状の放射性物質が放出されたおそれがある場合，可搬型放 の濃度測定を行う。
射線計測器により，空気中の放射性物質の濃度の測定を行う。
・また， 周辺海域への放射性物質の漏えいが確認された場合は， 小型船舶
・液体廃棄物処理系排水モニタが使用できない場合，又は液体状の放射性 （ 海上モニタリング用）及び可搬型放射線計測器による周辺海域の放射線量
物質が放出されたおそれがある場合，取水口，放水口等で海水，排水の採 率及び放射性物質の濃度の測定を行う。なお，海洋の状況等が安全上の問取を行い，可搬型放射線計測器により水中の放射性物質の濃度の測定を行 題がないと判断できた場合に行う。
う。
・プルーム通過後において， 発電所敷地内の土壌モニタリングが必要と判断・プルーム通過後において，気体状の放射性物質が放出された場合，可搬型 した場合に， 可搬型放射線計測器により放射性物質の濃度を測定する。
放射線計測器により土壌中の放射性物質の濃度を測定する。
・プルーム通過後において，気体状又は液体状の放射性物質が放出された
場合，小型船舶（海上モニタリング用）及び可搬型放射線計測器による周辺海域の放射線量及び放射性物質の濃度の測定を行う。なお，海洋の状況等
が安全上の問題がないと判断できた場合に行う。
・放射性物質の濃度の測定における試料採取場所については，放出状況，
風向，風速等を考慮し，選定する。

⑤

18/30

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No.

章番号

ページ番号

変更後
（4） 緊急時モニタリングの実施手順及び体制

56

添付資料
1.17.2

1.17-65【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

（ 4） 緊急時モニタリングの実施手順及び体制

⑤

19/30

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No.

章番号

ページ番号

変更後
緊急時モニタリングに関する要員の動き

57

添付資料
1.17.358

変更前

1.17-68

変更理由

緊急時モニタリングに関する要員の動き⑤（タイムチャートの修
正を反映）

1.17-66

第1図 モニタリング・ポストの配置図

添付資料
1.17.4【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

図1 モニタリング・ポストの配置図②（免震重要棟の自主化）⑤（中央制御室を追加）

20/30

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No.

章番号

ページ番号

59

添付資料
1.17.5

1.17-7160

添付資料
1.17.6

1.17-72

61

添付資料
1.17.6

1.17-73

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

2．必要要員数・想定操作時間
2． 必要要員数・想定時間⑤○必要要員数：2名○ 必要要員数： 2 名（タイムチャートの修○操作時間：配置位置での操作開始から測定開始までは約15分／台○ 操作時間： 配置場所での設置開始から測定開始まで… 約15 分／ 台
正を反映）
○所要時間：測定及び代替測定を連続して実施した場合は約7時間15分○ 所要時間： 測定及び代替測定を連続して実施した場合… 約7 時間：それぞれ実施した場合は以下のとおり：
それぞれ実施した場合は以下のとおり
重大事故等時，モニタリング・ポストが機能喪失した際に代替できるよう可搬 モニタリング・ポストが機能喪失した際に代替できるよう15 台（ 予備1 台）の型モニタリングポストをモニタリング・ポスト設置位置に9台配置する。また，原 可搬型モニタリングポストを配備している。配置場所を図1， 計測範囲等を表
子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生した場合，可搬型モニタリ 1， 仕様を表2 に示す。可搬型モニタリングポストの電源は， 外部バッテリー
ングポストをモニタリング・ポストが設置されていない海側等に5台，5号炉原 により5 日間以上連続で稼動できる設計としており， 外部バッテリーを交換す
子炉建屋内緊急時対策所の陽圧化が判断できるよう5号炉原子炉建屋付近 ることにより継続して計測できる。また， 測定データは， 可搬型モニタリングに1台配置する。
ポストの電子メモリに記録するとともに， 衛星回線により， 緊急時対策所に可搬型モニタリングポストは合計15台（予備1台）保管する。可搬型モニタリン 伝送することができる。
⑤
グポストの配置位置及び保管場所を第1図，計測範囲等を第1表，仕様を第2表に示す。可搬型モニタリングポストの電源は，外部バッテリーにより5日間
以上連続で稼動できる設計としており，外部バッテリーを交換することにより継続して計測できる。また，測定データは，可搬型モニタリングポストの電子メ
モリに記録するとともに，衛星回線により，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に伝送することができる。
第1 図 可搬型モニタリングポストの配置位置及び保管場所
図1 可搬型モニタリングポストの配置位置及び保管場所②（免震重要棟の自主化）⑤（中央制御室を追加）

21/30

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No.

章番号

62

添付資料
1.17.7

ページ番号

1.17-76

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

⑤
（4：安全係数と追記、説明の並び順を変
更）22/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

第2図 各大気安定度における地表面での放射性雲からのガンマ線による空 図2 各大気安定度における地表面での放射性雲からのγ 線による空気カー
気カーマ率分布図
マ率分布図

63

添付資料
1.17.764

添付資料
1.17.7

1.17-77⑤（放出高さ0m、大気安
定度Dに該当する値を誤記修正）

1.17-83

また，15台全ての可搬型モニタリングポストの外部バッテリーを交換した場合 また，15 台全ての可搬型モニタリングポストの外部バッテリーを交換した場④の所要時間は，作業開始を判断してから移動時間も含めて約5時間30分で可 合の所要時間は， 作業開始を判断してから移動時間も含めて約5 時間10分（K5からの移動時間、能である。
で可能である。
記載の最適化）23/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

<被ばく線量の評価条件>
・発災プラント：6号及び7号炉・想定シナリオ：大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失＋全交流動力電源喪失- 6号炉：格納容器ベント（W/Wベント）実施- 7号炉：代替循環冷却系により事象収束に成功

65

添付資料
1.17.7

1.17-83<被ばく線量の評価条件>
・発災プラント： 6 号炉及び7 号炉・想定シナリオ： 大破断LOCA＋ ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失- 6 号炉： 格納容器ベント（ W/W ベント） 実施※ 1- 7 号炉： 代替循環冷却系により事象収束に成功③※ 1 被ばく量を保守的に評価するため， 以下に示す評価点に近い6 号炉に（原子炉建屋からの・評価点：評価点を第4図に示す。評価点は，格納容器ベント実施号炉（6号 おいて格納容器ベントを実施した場合を想定した。
漏えい率について）炉）から実際の作業エリアまでの距離よりも，格納容器ベント実施号炉に近い ・評価点： 6 号炉可搬型代替注水ポンプ（ 防火水槽取水） の設置場所（ 可⑤
範囲内で選定した。
搬型M P（ 展望台）， 海側可搬型MP-3,海側可搬型M P-4， 可搬型MP（ 5（可搬型モニタリングポストの配置場所である展望台，海側等3,海側等4， 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化判断用） は， 発災プラントの比較的 （タイムチャートの変
更）号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化判断用の4箇所は，発災プラントの 近傍に設置されることから， 移動及びバッテリー交換時に， 格納容器圧力比較的近傍に設置されることから，移動及びバッテリー交換時に，原子炉建 逃がし装置のフィルタ装置及びよう素フィルタ並びに配管内の放射性物質か
屋内の放射性物質からの寄与，格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置及 らのガンマ線による寄与を考慮した。評価点としては保守的に， 実際の作業
び配管並びによう素フィルタ内の放射性物質からのガンマ線による寄与を考 エリアよりも線源に近い場所を選定した）慮した。）
第4図 評価点及び可搬型モニタリングポストの配置位置及び保管場所

66

添付資料
1.17.7

1.17-84⑤（評価点について、図示することとした）

24/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

67

添付資料
1.17.768

添付資料
1.17.7

ページ番号

1.17-85

1.17-85

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前・評価時間： 合計310 分※ 2
・評価時間：合計330分※1※1: 展望台，海側等3，海側等4， 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化 ※ 2 可搬型MP（ 展望台），海側可搬型MP-3，海側可搬型MP-4，可搬型MP（5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化判断用） 以外のMPに係る作業：判断用以外の可搬型モニタリングポストに係る作業：250分（（作業場所への移動10分＋作業10分）×9箇所＋5号炉原子炉建屋内緊急 220分
時対策所から高台保管場所を経由してMP1への移動30分＋MP7から高台保 （（ 作業場所への移動10分＋作業10分）×9 か所＋5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所から高台保管場所を経由してMP-1への移動20分+作業10分×2
管場所を経由してMP8への移動20分＋作業10分×2箇所）
展望台，海側等3，海側等4， 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化判断 か所）
可搬型MP（ 展望台）， 海側可搬型MP-3， 海側可搬型MP-4， 可搬型MP（5用の可搬型モニタリングポストに係る作業：80分
号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化判断用） に係る作業：90分（（作業場所への移動10分＋作業10分）×上記4箇所)（（ 作業場所への移動10分＋作業10分） ×上記4か所＋作業場所からの移動10分）
・作業開始時間：事故発生後から5日後（120時間後）から作業開始
・作業開始時間： 事故発生後から5 日後（ 120 時間後） から作業開始
・作業場所まわりの遮蔽：考慮しない
・作業場所まわりの遮蔽： 考慮しない・マスクによる防護係数：1000
・マスクによる防護係数： 50
・被ばく経路：以下を考慮
・被ばく経路： 以下を考慮
原子炉建屋内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，
原子炉建屋内に浮遊する放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，
放射性雲中の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，
放射性雲中の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，
放射性雲中の放射性物質を吸入摂取することによる内部被ばく，
放射性雲中の放射性物質を吸入摂取することによる内部被ばく，
地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置及び配管並びによう素フィルタ内の 地表面に沈着した放射性物質からのガンマ線による外部被ばく，格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置及びよう素フィルタ並びに配管
放射性物質からのガンマ線による外部被ばく内の放射性物質からのガンマ線による外部被ばく

変更理由

⑤
④
（作業条件変更）③（原子炉建屋からの漏えい率について）

25/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

変更後
可搬型放射線計測器による空気中の放射性物質の濃度の測定

69

添付資料
1.17.970

添付資料
1.17.10

1.17-87

1.17-89【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前
可搬型放射線計測器による放射性物質の濃度の代替測定

1．操作の概要
1． 操作の概要○重大事故等時，放射能観測車が機能喪失した際に，空気中の放射性物質 ○ 放射能観測車が機能喪失した際に， 空気中の放射性物質の濃度を監視の濃度を代替測定し監視するため，可搬型ダスト・よう素サンプラを配置し， するため， 可搬型ダスト・よう素サンプラを配置し， 試料を採取する。
試料を採取する。また，重大事故等時，主排気筒モニタが機能喪失した場○ 免震重要棟内緊急時対策所T.M.S.L 約13m 又は5 号炉原子炉建屋内緊
合，又は気体状の放射性物質が放出されたおそれがある場合，空気中の放 急時対策所T.M.S.L 約27.8m に保管している可搬型放射線計測器を車両等
射性物質の濃度を測定し監視するため，可搬型ダスト・よう素サンプラを配置 で，測定場所に運搬し， 採取する。
し，試料を採取する。
○ 採取したダスト用ろ紙及びよう素用カートリッジを可搬型放射線計測器で○5号炉原子炉建屋内緊急時対策所T.M.S.L 約27.8mに保管している可搬型 放射性物質の濃度を測定， 記録する。
放射線計測器を車両等で，採取場所に運搬し，採取する。
2． 必要要員数・想定時間○採取したダストろ紙及びよう素用カートリッジを可搬型放射線計測器で放射 ○ 必要要員数 ： 2 名性物質の濃度を測定し，記録する。
○ 操 作 時 間： BG 測定から試料採取・測定終了 約1 時間／ 箇所○ 所 要 時 間： 移動を含め1 箇所の測定は， 約1 時間30 分
2．必要要員数・想定操作時間※ 試料採取場所により， 所要時間に変動がある。
○必要要員数 ：2名○操作時間：採取場所での可搬型ダスト・よう素サンプラ起動から試料採取・測定終了まで約50分／箇所○所要時間：移動を含め1箇所の測定は，約1時間35分※試料採取場所により，所要時間に変動がある。
2．必要要員数・想定操作時間○ 必要要員数 ：2名○ 所要時間：移動を含め1箇所の測定は，約1時間5分

変更理由

2． 必要要員数・想定時間○ 必要要員数 ： 2 名○ 所 要 時 間： 移動を含め約1 時間／ 箇所⑤（タイムチャートと整合）⑤（タイムチャートと整
合）

26/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

71

添付資料
1.17.11

1.17-9172

添付資料
1.17.11

1.17-9273

添付資料
1.17.11

1.17-93

変更後【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

「設置許可基準規則」第60条（監視測定設備）及び「技術基準規則」第75条「設置許可基準規則」第60 条（ 監視測定設備） 及び「技術基準規則」第75条（監視測定設備）の対応のモニタリング設備は以下とする。
（ 監視測定設備） の対応として， モニタリング・ポストが使用できない場合の可搬型モニタリングポストは，モニタリング・ポストが機能喪失しても代替し得 代替モニタリング設備として，可搬型モニタリングポスト15 台及び放射能観
る十分な個数として9台，モニタリング・ポストが設置されていない海側等に5 測車1 台を配備し， 空間放射線量率及び放射性物質の濃度を監視， 測定台，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の陽圧化が判断できるよう1台，故障 及び記録する。
時及び保守点検時のバックアップ用（予備）として1台を加えた合計16台を保 また，原子力事業者間協力協定に基づき，放射能観測車11 台の融通を受け管する。
ることが可能である。
放射能観測車は，周辺監視区域境界付近の放射線量率及び空気中の放射 上記モニタリング設備の他に， サーベイカー（ ワゴン車等） 及びサーベイ性物質の濃度を迅速に測定するために，1台を配備する。
メータや可搬型ダスト・よう素サンプラ等を組み合わせることで，状況に応じまた，福島第一及び第二原子力発電所に放射能観測車を各1台，合計2台保 て，発電所内外のモニタリングを総合的に行う。
有しており，融通をすることが可能である。さらに，原子力事業者間協力協定に基づき，放射能観測車11台の融通を受けることが可能である。
可搬型放射線計測器のうち可搬型ダスト・よう素サンプラ，NaIシンチレーショ⑤
ンサーベイメータ，GM汚染サーベイメータ及び電離箱サーベイメータは，放射能観測車の代替測定並びに発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を測定し得る十分な個数として各2台，故障時及び保守点検時のバッ
クアップ用（予備）として各1台を加えた合計各3台を保管する。可搬型放射線
計測器のうちZnSシンチレーションサーベイメータは，発電所及びその周辺（発電所の周辺海域を含む。）において発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度を測定し得る十分な個数として1台，故障時及び保守点検時のバックアップ用（予備）として1台を加えた合計2台を保管する。
上記モニタリング設備の他に，サーベイカー（ワゴン車等），可搬型放射線計
測器，自主対策設備及び小型船舶（海上モニタリング用）等を組み合わせることで，状況に応じて，発電所内外のモニタリングを総合的に行う。
（1） サーベイメータ等を搭載したモニタリング可能な車両（サーベイカー）（ 1） サーベイメータ等を搭載したモニタリング可能な車両（ サーベイカー）可①
サーベイメータ等を搭載し，任意の場所のモニタリングを行うサーベイカーを2 搬型サーベイメータ等を搭載し， 任意の場所のモニタリングを行うサーベイ
コメント対応台配備している。
カーを2 台配備している。
「モニタリングカーがなお，放射能観測車の保守点検時は，サーベイカーを使用可能な状態で待点検・機器校正等に機させる。
より使用できない場
合の放射線計測に関する考え方について
整理して説明すること」
ｃ．放射性物質の濃度の測定
・NaI シンチレーションサーベイメータ②
・NaIシンチレーションサーベイメータ （2台（予備1台））（ 緊急時対策所毎に， 2 台（ 予備1 台））（免震重要棟の自主・GM汚染サーベイメータ（2台（予備1台））
・GM 汚染サーベイメータ （ 緊急時対策所毎に，2 台（ 予備1 台））
化）
・ZnSシンチレーションサーベイメータ （1台（予備1台））
・ZnS シンチレーションサーベイメータ（ 緊急時対策所毎に， 1 台（ 予備1
台））

27/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前

変更理由

図1 小型船舶（ 海上モニタリング用） の保管場所及び運搬ルート

74

添付資料
1.17.11⑤（既に同じ図で説明しているため削除）28/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

章番号

75

添付資料
1.17.1276

添付資料
1.17.16

ページ番号

変更後

【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

変更前⑤（OFCとEMCの情報の流れについて補足することとした）1.17-99

1.17-107変更理由

2．必要要員数・想定操作時間○ 必要要員数：2名○ 所要時間：可搬型気象観測装置（1台）の配置：約1時間30分※ 所要時間は，可搬型気象観測装置の運搬時間を含む。

2． 必要要員数・想定時間○ 必要要員数 ： 2 名○ 所 要 時 間： 可搬型気象観測装置（ 1 台） の設置： 約1 時間30 分※ 所要時間は可搬型気象観測装置の運搬時間を含む。

⑤（タイムチャートと整
合）

29/30

まとめ資料変更箇所リスト

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No.

77

章番号

添付資料
1.17.19

ページ番号

1.17-112

変更後

添付資料
1.17.19

1.17-112

変更前

変更理由

モニタリング・ポストの電源は，常用所内電源2系統に接続しており，常用所 モニタリング・ポストの電源は， 常用電源2 系統に接続しており， 常用電源
内電源喪失時においては，電源復旧までの期間，専用の無停電電源装置に 喪失時は， 専用の無停電電源装置により常用電源復旧までの期間の機能⑤
より電源を供給できる設計とする。また，モニタリング・ポストの電源は，15時 を維持できる設計とする。また，重大事故等の発生により，12 時間以上常用 (無停電電源装置の間以上常用所内電源が復旧しない場合に，重大事故等対処設備であるモニ 電源が復旧しない場合に， 重大事故等対処設備であるモニタリング・ポスト バックアップ時間であタリング・ポスト用発電機により給電が可能な設計とする。なお，モニタリン
用発電機による給電が可能な設計とする。モニタリング・ポスト用発電機は， る15時間を設計の根グ・ポスト用発電機は，約18時間ごとに給油を行う。
約19 時間ごとに給油を行う。
拠とした)
無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機の設備仕様を第1表に，電 無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機の設備仕様を表1 に，電⑤源構成概略図等を第1図に示す。
源構成概略図等を図1 に示す。
（19時間から18時間の変更理由：四捨五
入ではなく、小数点切
り捨てで記載する）
第1表 無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機の設備仕様

78【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗、設備変更による変更・修正 ③評価の進捗による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充、最適化

表1 無停電電源装置及びモニタリング・ポスト用発電機の設備仕様⑤(無停電電源装置のバックアップ時間である15時間を設計の根拠とした)⑤（19時間から18時間の変更理由：四捨五
入ではなく、小数点切
り捨てで記載する）

30/30

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
章/項番号：1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

1

－

1.18-5

削除
2－

1.18-5

3－

1.18-54

1.18.1(1)1.18-6

5

1.18.1(2)a.(a)

1.18-7③評価進捗による変更・修正

変更前
柏崎刈羽原子力発電所においては，緊急時対策所として，免震構造を有す
る免震重要棟の「免震重要棟内緊急時対策所」と，5号炉原子炉建屋内の「5号炉原子炉建屋内緊急時対策所」を設置する。
免震重要棟内緊急時対策所は免震構造を有した免震重要棟に設置している。免震構造を有した建物は，発電施設等に大きな影響が生じる可能性がある短周期地震に対して優位性を有しており，免震重要棟は建築基準法告示で規定される地震動を1.5倍した地震力に対応した設計がなされている。
加えて，緊急時対策所の設置位置が緊急時対策要員の執務室・宿直室に近いため，利便性が高いこと，迅速な緊急時対策所拠点立ち上げが可能であることから，免震重要棟緊急時対策所を優先的に使用する方針である。

変更理由②（免震重要棟の自主化）

一方で，非常に大きな長周期成分を含む一部の基準地震動に対しては通常の免震設計クライテリアを満足しない場合がある。
そのため，震度6弱以上の地震発生後に，免震重要棟内緊急時対策所の使 ②（免震重要棟の自主化）
用可否を判断し，使用可能と判断できない場合は，5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所へ移動することとする。

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所には，

6781.18.1(2)a.(a)
1.18.1(2)a.(a)
1.18.1(2)a.(a)

1.18-7
1.18-8
1.18-8

免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（以下，②（免震重要棟
単に「緊急時対策所」と記載するときは，2ヶ所の緊急時対策所を指す。）にの自主化）
は，
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の電源は，通常，5号炉の共通用高圧母 緊急時対策所の電源は，通常，発電所の共通用高圧母線から給電②（K5TSC設計
線，及び6号炉若しくは7号炉の非常用高圧母線より給電
進捗）
削除
免震重要棟内緊急時対策所の居住性を確保するための設備は以下のとおり。
・ 免震重要棟内緊急時対策所遮蔽・ 免震重要棟内緊急時対策所（待避所）遮蔽②（免震重要棟・ 免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の自主化）
・ 免震重要棟内緊急時対策所給排気隔離ダンパ（給気隔離ダンパ，排気隔
離ダンパ，給排気隔離ダンパ（手動））・ 地震観測装置（加速度検出器，震度表示計，変位量識別用ポール）
・ 酸素濃度計・ 二酸化炭素濃度計
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の居住性を確保するための 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の居住性を確保するための設備は以下⑤のとおり。
設備は以下のとおり。
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）高気密室②（K5TSC設計－
進捗）
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）遮蔽・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所遮蔽・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機
・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機⑤
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機用仮
設ダクト

1/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

9

1.18.1(2)a.(a)

1.18-810

11

1.18.1(2)a.(a)

1.18.1(2)a.(a)

1.18-8

1.18-8変更後
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型外気取入送風機

1.18.1(2)a.(a)

1.18-9変更前－

・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ， ・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 空気ボンベ陽圧化装置（空気ボンベ，
配管・弁）
配管，弁）
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）二酸化炭素吸収装置
・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 二酸化炭素吸収装置
・可搬型エリアモニタ（対策本部）
・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 可搬型エリアモニタ
・可搬型モニタリングポスト
・ 可搬型モニタリングポスト
・酸素濃度計（対策本部）
・ 酸素濃度計
・二酸化炭素濃度計（対策本部）
・ 二酸化炭素濃度計
・差圧計（対策本部）
・ 差圧計
・5号炉屋外緊急連絡用インターフォン
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の居住性を確保するための －設備は以下のとおり。
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）遮蔽・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）室内遮蔽
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機用仮設ダクト
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ，
配管・弁）・可搬型エリアモニタ（待機場所）
・酸素濃度計（待機場所）
・二酸化炭素濃度計（待機場所）
・差圧計（待機場所）
削除

12③評価進捗による変更・修正

免震重要棟内緊急時対策所の必要な情報を把握できる設備，必要な通信連絡を行うための設備及び資機材は以下のとおり。
・ 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））※3
・ データ伝送設備※4・ 衛星電話設備（常設，可搬型）
・ 無線連絡設備（常設，可搬型）
・ 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備※3 必要な情報を把握できる設備とは，主にデータ伝送装置，緊急時対策
支援システム伝送装置及びSPDS表示装置から構成される安全パラメータ
表示システム（SPDS）を示す。
※4 データ伝送設備とは，安全パラメータ表示システム（SPDS）のうち緊急時対策支援システム伝送装置を示す。

変更理由②（K5TSC設計
進捗）⑤②（K5TSC設計
進捗）②（免震重要棟
の自主化）

2/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

13

1.18.1(2)a.(a)

1.18-914

1.18.1(2)a.(a)

1.18-915

16

1.18.1(2)a.(a)

1.18.1(2)a.(a)

1.18-10

1.18-10

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前・安全パラメータ表示システム（SPDS）※3
・無線連絡設備（常設，可搬型）
・携帯型音声呼出電話設備
・衛星電話設備（常設，可搬型）・統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
・無線通信装置（常設）・無線連絡設備（屋外アンテナ）（常設）
・衛星電話設備（屋外アンテナ）（常設）
・衛星無線通信装置（常設）・有線（建屋内）（常設）

・ 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））※3
・ データ伝送設備※4・ 衛星電話設備（常設，可搬型）
・ 無線連絡設備（常設，可搬型）
・ 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備－

・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
・可搬ケーブル・負荷変圧器・交流分電盤・軽油タンク・タンクローリ（4kL）
・軽油タンク出口ノズル・弁削除

・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
・可搬ケーブル・負荷変圧器・交流分電盤・軽油タンク・タンクローリ（4kL）

変更理由②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）

免震重要棟内緊急時対策所の代替電源設備からの給電を確保するための設備は以下のとおり。
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用地下貯油タンク
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤
・ 免震重要棟内緊急時対策所 電源車
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機－電源車切替断路器
・ 軽油タンク・ タンクローリ（16kL）
・ タンクローリ（4kL）②（K5TSC設計
進捗）②（免震重要棟
の自主化）

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

17

1.18.1(2)a.(b)

1.18-1118

1.18.1(2)a.(

1.18-1219

1.18.1(2)a.(b)

1.18-1220

1.18.1(2)a.(b)

1.18-1221

1.18.1(2)a.(b)

1.18-13

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

審査基準及び基準規則に要求される5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対 審査基準及び基準規則に要求される緊急時対策所遮蔽，免震重要棟内緊策本部）高気密室，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）遮蔽， 5 急時対策所（待避室）遮蔽，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所遮蔽，緊急号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機，5号炉 時対策所可搬型陽圧化空調機，免震重要棟内緊急時対策所給排気隔離ダ
原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機用仮設ダク ンパ，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所空気ボンベ陽圧化装置（空気ボン
ト，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型外気取入送風機， ベ，配管・弁），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所二酸化炭素吸収装置，55号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ，配 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタ，可搬型モニタリング管・弁），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）二酸化炭素吸収装 ポスト，地震観測装置，酸素濃度計，差圧計，必要な情報を把握できる設備
置，可搬型エリアモニタ（対策本部），5号炉屋外緊急連絡用インターフォン， （SPDS）,データ伝送設備（緊急時対策支援システム伝送装置），衛星電話設
可搬型モニタリングポスト，酸素濃度計（対策本部），差圧計（対策本部），5 備（常設，可搬型），無線連絡設備（常設，可搬型）及び統合原子力防災ネッ
号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）遮蔽，5号炉原子炉建屋内緊 トワークを用いた通信連絡設備は，重大事故等対処設備と位置付ける。
急時対策所（待機場所）室内遮蔽，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）
可搬型陽圧化空調機用仮設ダクト，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ，配管・弁），可搬型エリアモニタ（待機場所），酸素濃度計（待機場所），差圧計（待機場所），安全パラメータ表示シス
テム（SPDS）, 無線連絡設備（常設，可搬型），携帯型音声呼出電話設備，
衛星電話設備（常設，可搬型），統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，無線通信装置，無線連絡設備（屋外アンテナ）（常設），衛星電話
設備（屋外アンテナ）（常設），衛星無線通信装置（常設），有線（建屋内）（常設）は，重大事故等対処設備と位置付ける。
二酸化炭素濃度計（対策本部）及び二酸化炭素濃度計（待機場所）
二酸化炭素濃度計
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，可搬ケーブル，負荷 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，交流分電盤，負荷変圧器，交流分電盤，軽油タンク，タンクローリ（4kL），軽油タンク出口ノズ 変圧器，軽油タンク，タンクローリ（4kL）はいずれも重大事故等対処設備とル・弁はいずれも重大事故等対処設備と位置付ける。
位置付ける。
以下の設備は自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
以下の設備は代替機能を有する設計基準対処設備と位置付ける。あわせ
・送受話器（警報装置含む。）て，その理由を示す。
・電力保安通信用電話設備
・ 送受話器（ページング）
・専用電話設備（ホットライン）
・ 電力保安通信用電話設備
・テレビ会議システム（社内向）・ 局線加入電話設備
・衛星電話設備（社内向）・ 専用電話設備（ホットライン）
・ テレビ会議システム
・ 衛星電話設備（社内向け）※5（自主対策設備）※5 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所のみ設置。5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所を使用する場合のみ使用。
また，カードル式空気ボンベユニットは，対策要員の更なる被ばく線量低減 －として，陽圧化時間の延長を可能とするために自主対策設備として配備する。
さらに，移動式待機所は，事故対応の柔軟性と対策要員の放射線安全，労働環境向上を図るために自主対策設備として設置する。

変更理由②（K5TSC設計
進捗、免震重要棟の自主化）⑤②（K5TSC設計
進捗）⑤②（K5TSC設計
進捗）

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No.

章番号

ページ番号

変更後
※5

22

1.18.1(2)b.

1.18-1323

1.18.2.1

1.18-1524

1.18.2.1

1.18-1525

1.18.2.1

1.18-1626

1.18.2.1

1.18-16

27

1.18.2.1

1.18-16※6③評価進捗による変更・修正

変更前
※7

※8

※9

※６

※７

変更理由
※８

※９

※

これらの手順は，本部長 ，号機班 ，復旧班 ，保安班 ，総務班 の これらの手順は，本部長 ，号機班 ，復旧班 ，保安班 及び総務班対応として，緊急時対策本部運営要領，多様なハザード対応手順等に定め 10対応として，緊急時対策所立ち上げの手順，重大事故等が発生した場合る。
の放射線防護等に関する手順，必要な情報を把握できる設備（SPDS）によるプラントパラメータ等の監視手順，放射線管理に関する手順，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備起動手順等に定める。
環境に放射性物質等が放出された場合，5号炉原子炉建屋内緊急時対策 環境に放射性物質等が放出された場合，緊急時対策所可搬型陽圧化空調所可搬型エリアモニタにより，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に向かって 機によりヨウ素類の放射性物質の侵入を防止することで，重大事故等に対放出される放射性物質による放射線量を測定及び監視し，5号炉原子炉建 処するために必要な指示を行う要員等を防護する。
屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による希ガス等の放射性物質の侵入を防止することで，重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員等を防護する。

⑤⑤

また，万が一，希ガス等の放射物質が5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内 －に侵入した場合においても，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリ⑤
アモニタにて監視，測定することにより，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所
内への放射性物質の侵入を低減する。
(1) 免震重要棟内緊急時対策所から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ
削除の移動判断並びに移動のための手順
免震構造を有した建物は，発電施設等に大きな影響が生じる可能性がある②（免震重要棟
短周期地震に対して優位性を有しており，免震重要棟は建築基準法の告示の自主化）で規定される地震動を1.5倍した地震力に対応した設計がなされている。一方で，非常に大きな長周期成分を含む一部の基準地震動に対しては通常の免震設計クライテリアを満足しない場合がある。
そのため，免震重要棟の建物上屋の変位が免震装置の設計目標値の変位
削除
量(75cm)を超えていたかを識別することができる措置を講じた設計としている。そのイメージ図は図1.18.3のとおりである。
②（免震重要棟
一方，大きな地震が生じた後にはそれが更に大規模な地震を誘発する可能の自主化）
性を排除できないことから，上記の変位量識別用ポール（75cm）に加え，免震重要棟基礎部に設置する地震計により連続的に地震観測を行うことで，免震重要棟内緊急時対策所の使用可否の判断を行う。
発電所立地地域に震度6弱以上（気象庁発表）の地震が発生した場合に，削除
重大事故等に対処するための要員が免震重要棟入口近傍に参集の後，免震重要棟内緊急時対策所の使用可否を判断し,使用可能と判断できない場②（免震重要棟
合は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ移動するための手順を整備すの自主化）る。（使用可否の判断基準については添付資料1.18.2.(1)参照）(a) 手順着手の判断基準
発電所立地地域に震度6弱（気象庁発表）以上の地震が発生した場合。

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No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

28

1.18.2.1

1.18-16

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由(b) 手順
免震重要棟内緊急時対策所の使用可否判断をした後，必要に応じて5号炉
原子炉建屋内緊急時対策所へ移動するための手順は以下のとおり。手順のタイムチャートを図1.18.4に示す。
① 初動対応要員は，免震重要棟の入口に一時参集する。
② 総務統括は，作業着手の判断基準に基づき，総務班長に免震重要棟の建物上屋の変位と免震重要棟基礎部に設置する地震計の震度を確認する
よう指示する。
③ 総務班は，免震重要棟の周辺の「変位量識別用ポール（75cm）」の異常の有無を確認するするとともに，免震重要棟基礎部に設置する地震計の震度を確認する。
④ 総務班長は，「変位量識別用ポール（75cm）」と地震計の震度の確認結②（免震重要棟
果を，総務統括を経由して本部長に報告する。
の自主化）⑤ 本部長は，上記の確認結果の報告を受け，変位量識別用ポール（75cm）が損傷しておらず，地震計が震度７未満の場合は，免震重要棟内緊急時対策所の使用を判断する。②～④の所要時間は約10分である。
一方，変位量識別用ポール（75cm）が損傷していた場合（以下，「ケース１」という。），変位量識別用ポール（75cm）が損傷しておらず，地震計が震度７であった場合（以下，「ケース2」という。）は，本部長は5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所への移動を判断する。
⑥ 免震重要棟内緊急時対策所を使用中に，更に建物に影響があるような地震が発生した場合は，上記②～⑤の要領で免震重要棟の建物上屋の変位量及び免震重要棟基礎部の地震計の震度を確認し，本部長は免震重要棟内緊急時対策所の継続使用，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所への移動を判断する。

6/146

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No.

29

30

章番号

1.18.2.1

1.18.2.1

ページ番号

変更後

変更理由

削除

（以下，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ移動すると判断した場合）⑦ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所への移動する際，基本的に必要最小限の要員を免震重要棟又はその近傍に残し，本部長はその要員を指名する。
⑧ 保安班は，屋外が放射性物質で汚染している場合は，緊急時対策要員に必要な保護具を着用させる。
⑨ 本部長を含めた初動対応要員は，必要最小限の要員をケース1の場合
は免震重要棟の近傍，ケース2の場合は免震重要棟内緊急時対策所に残して，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動する。その際のアクセスルート ②（免震重要棟については，図1.18-5のとおり。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所への移の自主化）
動時間は96分程度である。
その間，ケース1の場合は，免震重要棟の近傍に残った要員は，免震重要棟又は宿泊場所から持ち出した通信連絡設備（衛星電話設備（可搬型），無線連絡設備（可搬型））で，各中央制御室と連絡を取り合い，プラントの状況を把握し，必要に応じ本部長の代行として指揮をとる。
ケース2の場合は，免震重要棟内緊急時対策所に残った要員が通信連絡設
備を使用し，各中央制御室と連絡を取り合い，プラントの状況を把握し，必要に応じて本部長の代行として指揮をとる。

削除⑩ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の通信連絡設備，必要な情報を把握できる設備等へは，通常，5号炉の共通用高圧母線，及び6号炉もしくは7号
炉の非常用高圧母線より行われるが，5号炉の共通用高圧母線，及び6号
炉もしくは7号炉の非常用高圧母線から受電できない場合は，5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備から給電する。本部長は，同電源車の起動する要員について，現場対応を妨げることがないよう，現場対応でない要員の中から指名する。本部及び主要な機能班の机等は予め配備されており，本部立ち上げに要する要員は5名程度で可能である。免震重要棟の使用可否判断，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所への移動，5号炉原子 ②（免震重要棟の自主化）
炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備起動，遮断器切替も含めて96分程度で対応可能である。
⑪ 本部長は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の本部立ち上げ後に，免震重要棟又はその近傍に残った要員から移動中に収集されたプラント状況等の報告を受ける。
⑫ 免震重要棟又はその近傍に残った要員は，本部長への報告の後に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に向けて移動し，合流する。

1.18-16

1.18-16

変更前③評価進捗による変更・修正

7/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由(c) 成立性本部及び主要な機能班の机等は予め配備されており，本部立ち上げは短時間で可能であり，作業着手指示から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所への移動，緊急時対策所の立ち上げまで約96分である。
②（免震重要棟
暗所においても円滑に対応できるよう，ヘッドライト等を配備する。
の自主化）
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所への移動の際も，免震重要棟又はその近傍に残った要員により緊急時対策所の機能を維持することで，指揮命令系統が途絶えることはない。
なお，緊急時対策所の立ち上げについては，緊急時対策所の設置位置が削除
緊急時対策要員の執務室・宿直室に近いため，利便性が高いこと，迅速な緊急時対策所拠点立ち上げが可能であることから，免震重要棟緊急時対策②（免震重要棟
所2階を優先的に立ち上げることとし，非常に大きな長周期成分を含む一部の自主化）の基準地震動に対しては免震重要棟の通常の免震設計クライテリアを満足しない場合があるため，免震重要棟内緊急時対策所の使用可能と判断ができない場合は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ移動する。
※14 原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令され，対策本部が設置される ※15 緊急時態勢が発令され，発電所緊急時対策本部が設置される場合と⑤場合として，運転時の異常な過渡変化，設計基準事故も含める。
して，運転時の異常な過渡変化，設計基準事故も含める。
削除
a. 免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機運転手順
免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）を使用するにあたり，免震重要棟
内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動し，必要な換気を確保するとともに，同空調機フィルタを通気することにより放射性物質の侵入を低減する ②（免震重要棟ための手順を整備する。
（添付資料1.18.2(3)）の自主化）
所内電源の全交流動力電源喪失時は，代替交流電源設備からの給電により，免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動する。
削除

31

1.18.2.1

1.18-1632

1.18.2.1(1)1.18-1633

1.18.2.1(1)1.18-1634

1.18.2.1(1)1.18-1635

36

1.18.2.1(1)1.18.2.1(1)削除(a) 手順着手の判断基準
当直副長が，原子力災害対策特別措置法第10条特定事象が発生したと判断した後，保安班長が，事象進展の状況，参集済みの要員数及び保安班が実施する作業の優先順位を考慮して，免震重要棟内緊急時対策所可搬型②（免震重要棟
陽圧化空調機の起動を行うと判断した場合。（保安班の緊急時対応の例にの自主化）
ついては，添付資料1.18.5(8) 10.「保安班の緊急時対応のケーススタディー」
に示す。）

削除

(b) 操作手順
免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）の使用に先立ち，免震重要棟内
緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を運転する手順は以下のとおり。免震重要棟内緊急時対策所の可搬型陽圧化空調機運転の概略系統図を図②（免震重要棟
1.18.6に，手順のタイムチャートを図1.18.7に，可搬型陽圧化空調機及び活性の自主化）
炭フィルタの保管・設置場所を図1.18.12に示す。
① 保安班長は，作業着手の判断基準に基づき，保安班に免震重要棟内緊
急時対策所可搬型陽圧化空調機の起動を指示する。

1.18-16

1.18-168/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除

37

1.18.2.1(1)1.18-1638

1.18.2.1(1)1.18-16

39 1.18.2.1(1)a.

1.18-1740 1.18.2.1(1)a.

1.18-18④ 保安班は，3台の免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の活性炭フィルタを装着し，仮設ダクトを差込口に接続して，電源を接続する。
⑤ 保安班は，3台の免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動する。
⑥ 保安班は，差圧計で室内の圧力を微正圧（20Pa以上）であることを確認②（免震重要棟する。一度同空調機を起動した後は，基本的に継続的な調整は不要であの自主化）る。
（c) 操作の成立性
上記の対応は免震重要棟内において保安班２名で行い，一連の操作完了まで約96分を要する。
原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令された場合，緊急時対策本部要員 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動し，必要な換は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所を拠点として活動を開始する。5号炉 気を確保するとともに，可搬型陽圧化空調機フィルタを通気することにより放⑤
原子炉建屋内緊急時対策所で活動する緊急時対策本部要員の必要な換気 射性物質の侵入を低減するための手順を整備する。
量の確保及び被ばくの低減のため，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を起動する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設備（対策本部）系統概略図（プ
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の可搬型陽圧化空調機運転の概略系統
ルーム通過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化）を第1.18.2 図を図1.18.8に，手順のタイムチャートを図1.18.9に，可搬型陽圧化空調機及図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機 び空気ボンベ陽圧化装置設置場所を図1.18.15に示す。
運転手順のタイムチャートを第1.18.3図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策
所換気設備（待機場所）系統概略図（プルーム通過前及び通過後：可搬型
陽圧化空調機による陽圧化）を第1.18.4図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対⑤
策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機運転手順のタイムチャートを第1.18.5
図に，可搬型陽圧化空調機及び陽圧化装置（空気ボンベ）（対策本部）設置
場所を第1.18.6図に，可搬型陽圧化空調機及び陽圧化装置（空気ボンベ）（待機場所）設置場所を第1.18.7図，第1.18.8図に示す。
【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機操作 ① 計画・情報統括は，作業着手の判断基準に基づき，保安班長に5号炉原
手順】
子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の起動を指示する。
① 計画・情報統括は，手順着手の判断基準に基づき，保安班長に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機の起動を指示
する。

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

41 1.18.2.1(1)a.

1.18-1942 1.18.2.1(1)a.

1.18-20

43 1.18.2.1(1)a.

1.18-20

44 1.18.2.1(1)b.

1.18-2045 1.18.2.1(1)b.

1.18-20

46 1.18.2.1(1)b.

1.18-20

47 1.18.2.1(1)b.

1.18-20

48 1.18.2.1(1)b.

1.18-2149 1.18.2.1(1)b.

1.18-2150 1.18.2.1(2)a.

1.18-21

変更後【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機操作 －手順】① 号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の起動を指示する。
② 復旧班は，5号炉中央制御室換気空調系給排気口に閉止板を取り付ける。
③ 復旧班は，活性炭フィルタ保管場所に移動し,活性炭フィルタ保管容器から活性炭フィルタを取出した後，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機設置場所に移動する。
④ 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化
空調機の活性炭フィルタを装着し，仮設ダクトを差込口に接続して，電源を接続する。
⑤ 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化
空調機を起動する。
⑥ 復旧班は，差圧計で室内の圧力を微正圧（20Pa以上）であることを確認する。一度同空調機を起動した後は，基本的に継続的な調整は不要である。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機は保安 保安班2名で行い，一連の操作完了まで約48分を要する。
②（K5TSC設計
班2名で，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調
進捗）
機は復旧班2名で行い，一連の操作完了まで約60分を要する。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明， －⑤
通信設備を整備する。
b. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度 d. 緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定手順⑤の測定手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の使用を開始した場合，5号炉原子炉建 緊急時対策所の居住性確保の観点から，緊急時対策所内の酸素濃度及び屋内緊急時対策所の居住性確保の観点から，5号炉原子炉建屋内緊急時 二酸化炭素濃度の測定を行う手順を整備する。
⑤
対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う。
酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う手順を整備する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の使用を開始した場合。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用している場合は，5号炉原子炉建 ②（K5TSC設計
進捗、免震重要屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を運転した場合。
棟の自主化）
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測 緊急時対策所内の酸素濃度及び二酸化炭素濃度の測定を行う手順は以下 ②（K5TSC設計
進捗、免震重要
定手順の概要は以下のとおり。
のとおり。
棟の自主化）②（K5TSC設計
上記の対応は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内において，上記の対応は緊急時対策所内において，進捗、免震重要棟の自主化）
速やかに対応が可能である。
短時間での対応が可能である。
⑤
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の居住性の確認（線量率の測定）を行う 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内への放射性物質等の侵入量を微量のため，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建屋 うちに検知し，陽圧化の判断を行うため，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 ②（K5TSC設計進捗）
内緊急時対策所（待機場所）に対策本部に

10/146

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No.

章番号

ページ番号

51 1.18.2.1(2)a.

1.18-2252 1.18.2.1(2)b.

1.18-2253 1.18.2.1(3)a.

1.18-23

54 1.18.2.1(3)a.

1.18-23

55 1.18.2.1(3)a.

1.18-2456

1.18.2.1(3)1.18-2457

1.18.2.1(3)1.18-24

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

作業開始を判断してから約20分で可能である。
作業開始を判断してから約30分で可能である。
b. その他の手順項目にて考慮する手順－
可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定手順は，「1.17 監視測定等に関する手順等」で整備する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所にとどまる緊急時対策要員は，
緊急時対策所にとどまる緊急時対策要員は，重大事故等に対処するために必要な指示を行う6号及び7号炉に係る要員 重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員52名と，原子炉格納容
52名に1～5号炉に係る要員2名を加えた54名と，原子炉格納容器の破損等 器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するために必要による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な要員75名 な要員35名のうち6号及び7号炉中央制御室にとどまる運転員18名を除く17のうち6号及び7号炉中央制御室にとどまる運転員18名を除く57名の合計名の合計69名と想定している。
111名，5号炉運転員8名と保安検査官2名をあわせて，121名と想定している（添付4-2，添付4-3）。このうち，重大事故等に対処するために必要な指示を行う6号及び7号炉に係る要員52名，1～5号炉に係る要員2名，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な要員のうちの17名及び保安検査官2名の合計73名が5号炉原子炉建屋
内緊急時対策所（対策本部）にとどまり，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するために必要な要員のうち残りの40名及び5号炉運転員8名の合計48名が5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）にとどまる。

変更理由
⑤
⑤
⑤

②（K5TSC設計
進捗）

プルーム放出のおそれがある場合，本部長は，この要員数を目安とし，最大 －⑤収容可能人数（約180名）の範囲で5号炉原子炉建屋内緊急時対策所にとどまる要員を判断する。
削除
b. 免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）への移動の手順
格納容器ベントのおそれがある場合に備え，免震重要棟内緊急時対策所２ ②（免震重要棟の自主化）
階から免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）への移動及びパラメータの監視強化の手順を整備する。
削除(a) 手順着手の判断基準
・計画班が実施する事象進展予測から，炉心損傷後※16の格納容器ベントの実施予測時刻が2時間後以内になると判明した場合。
・計画班が実施する事象進展予測から，炉心損傷後※16の格納容器ベントより先に格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に近づき，水素
ガス・酸素ガスの放出の実施予測時刻が2時間後以内になると判明した場②（免震重要棟
合で、放出される放射性物質量，風向き等から，本部長が待避室への移動の自主化）が必要と判断した場合。
・事象進展の予測ができず，炉心損傷後※16の格納容器ベントに備え，本部長が待避室への移動が必要と判断した場合。
・不測の事態が発生し，放射性物質の放出に備え，本部長が待避室への移動が必要と判断した場合。

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

58

59

章番号

1.18.2.1(3)1.18.2.1(3)

ページ番号

変更後

1.18.2.1(3)変更理由(b) 操作手順
免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）への移動及びパラメータの監視強化の手順は以下のとおり。免震重要棟内緊急時対策所２階と同１階（待避室）の見取り図をそれぞれ図1.18.11，図1.18.12に，タイムチャートを図1.18.13②（免震重要棟に示す。
の自主化）① 本部長は，作業着手の判断基準に基づき，格納容器ベントに備え，免震
重要棟内緊急時対策所にとどまる要員の免震重要棟内緊急時対策所１階（待避所）への移動及びとどまる必要のない要員の発電所からの一時退避に関する判断を行う。

削除② 本部長は同１階（待避室）の立ち上げ要員として5名程度を指名し立ち上げを指示し，プルーム放出中に免震重要棟内緊急時対策所にとどまる要員と，発電所から一時退避する要員とを明確にする。計画・情報統括は，保安班長へ可搬型陽圧化空調機の運転状態の確認とパラメータの監視強化を指示する。（免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の運転手順
は，1.18.2.1(2) a.参照）③ 同１階（待避室）の立ち上げ終了後に，本部長の指示の下，とどまる要員（現場に出ている要員を除く）のうち，一部を同１階（待避室）に移動し，準備が完了次第，残りの要員が同１階（待避室）に移動する。通信連絡設備は順次切り替えを行い，これにより指揮機能の空白を作らないようにする。（図1.18.14参照）

1.18-24

1.18-24

1.18-24

変更前

削除

削除

60

③評価進捗による変更・修正②（免震重要棟の自主化）④ 本部長は，発電所から一時退避するための要員の退避に係る体制，連絡手段，移動手段を確保させ，同１階（待避室）への要員の移動に合わせて，放射性物質による影響の少ないと想定される場所（原子力事業所災害対策支援拠点等）への退避を指示する。
⑤ 保安班は，免震重要棟内緊急時対策所換気空調系設備の送風機及び排風機を停止，給気隔離ダンパ（屋上）及び排気隔離ダンパ（屋上）を閉止
し，免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の運転状態と差圧計 ②（免震重要棟
で室内の圧力を微正圧（20Pa以上）であることを確認した後に，可搬型モニの自主化）
タリングポスト等の監視強化を行う。
⑥ 号機統括は，同１階（待避室）に移動の後は，給油作業等の屋外作業に出る復旧班現場要員に対して，退避に係る移動手段，連絡手段を再確認させた上で，作業時間と退避に係る時間を考慮し，時間的な余裕をもって現場出動を指示する。

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除
61

1.18.2.1(3)1.18-24

62 1.18.2.1(3)b.

1.18-24

63 1.18.2.1(3)b.

1.18-24

64 1.18.2.1(3)b.
65 1.18.2.1(3)b.

1.18-25
1.18-25

66 1.18.2.1(3)b.

1.18-25

67 1.18.2.1(3)b.

1.18-25⑦ 本部長は，格納容器ベント実施の前には，現場要員が全て同１階（待避室）に戻って来ていることの確認を行う。
②（免震重要棟(c) 操作の成立性の自主化）
上記の②の対応は免震重要棟内緊急時対策所内において保安班2名で行う。着手判断から待避室への要員移動完了，室内差圧確認完了までに約40分で可能である。
b. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所での格納容器ベントを実施する場合の c. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所での格納容器ベントのおそれがある場⑤
対応の手順
合の対応の手順
格納容器ベントを実施する場合に備え，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 放射性プルーム通過時においては，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬（待機場所）から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）への移動の 型陽圧化空調機から空気ボンベ陽圧化装置に切替えることにより，5号炉原手順，及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機から5号 子炉建屋内緊急時対策所への外気の流入を遮断する。
⑤
炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）に切り替えること
により，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所（待機場所）への外気の流入を遮断する手順を整備す⑤
6号又は7号炉において炉心損傷※15後に格納容器ベントの実施を判断した 6号炉又は7号炉にて炉心損傷後に格納容器ベント判断
6号炉又は7号炉にて炉心損傷後に格納容器破損徴候が発生⑤
6号又は7号炉にて炉心損傷※15後に格納容器破損徴候が発生した場合※15 格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線 －
線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又は⑤
格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に，原子炉
圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。（添付2-1）
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）から5号炉原子炉建屋内緊 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所空気ボンベ陽圧化装置の起動，及び，5
急時対策所（対策本部）への現場要員の移動手順，5号炉原子炉建屋内緊 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の停止手順は以下
急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）の起動，5号炉原子炉建屋内緊急時 のとおり。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の可搬型陽圧化空調機運転の対策所可搬型陽圧化空調機の停止手順は以下のとおり。5号炉原子炉建屋 概略系統図を図1.18.17に，手順のタイムチャートを図1.18.18に示す。
内緊急時対策所（対策本部）換気設備系統概略図（プルーム通過中：陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化）を第1.18.11図に，5号炉原子炉建屋内⑤
緊急時対策所（対策本部）における手順のタイムチャートを第1.18.12図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）換気設備系統概略図（プルーム通過中：陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化）を第1.18.13図に，5号炉
原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）における手順のタイムチャートを第
1.18.14図に示す。また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の見取り図を第1.18.15図に示す。

13/146

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No.

章番号

ページ番号

68 1.18.2.1(3)b.

1.18-26

69 1.18.2.1(3)b.

1.18-27

変更後① 本部長は，計画班が実施する事象進展予測等から，格納容器ベントに備 －え，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）又は5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（対策本部）にとどまる現場要員の移動及びとどまる必要のない要員の発電所からの一時退避に関する判断を行う※16。
※16 ・計画班が実施する事象進展予測から，炉心損傷後※15の格納容器ベントの実施予測時刻が2時間後以内になると判明した場合。
・計画班が実施する事象進展予測から，炉心損傷後※15の格納容器ベントより先に格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に近づき，水素ガ
ス・酸素ガスの放出の実施予測時刻が2時間後以内になると判明した場合で，放出される放射性物質量，風向き等から本部長が退避が必要と判断した場合。
・事象進展の予測ができず，炉心損傷後※15の格納容器ベントに備え，本部長が退避が必要と判断した場合。
・不測の事態が発生し，放射性物質の放出に備え，本部長が退避が必要と判断した場合。
※15 格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に，原子炉
圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。（添付2-1）② 本部長は，プルーム放出中に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本 －部）又は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）にとどまる要員と，発電所から一時退避する要員とを明確にする。
③ 本部長は，発電所から一時退避するための要員の退避に係る体制，連絡手段，移動手段を確保させ，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）又は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）への現場要員の移動にあわせて，放射性物質による影響の少ないと想定される場所（原子力事業所災害対策支援拠点等）への退避を指示する。
④ 本部長は，手順着手の判断に基づき，計画・情報統括へ5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所（対策本部）の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ）の起動及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機の停止を，号機統括へ5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所（待機場所）の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ）の起動及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の停止を指示する。
⑤ 本部長は，格納容器ベント実施の前には，現場要員が全て5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）に戻って来ていることの確認を行う。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

⑤

⑤

14/146

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No.

章番号

ページ番号

70 1.18.2.1(3)b.

1.18-28

71 1.18.2.1(3)b.

1.18-29

72 1.18.2.1(3)b.

1.18-30

73 1.18.2.1(3)c.

1.18-31

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の手順】① 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の仮設ダクトを① 保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化 切離し，可搬型陽圧化空調機給気口に閉止板を取付けるとともに，5号炉原空調機の仮設ダクトを切離し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本 子炉建屋内緊急時対策所空気ボンベ陽圧化装置空気給気弁を開操作し，5部）への給気口に閉止板を取付けるとともに，陽圧化装置（空気ボンベ）空 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の陽圧化を開始する。
気給気弁の開操作，差圧調整用排気弁（陽圧化装置（空気ボンベ））の開操
陽圧化の開始操作については，全て5号炉原子炉建屋内緊急時対策所
作及び差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）の閉操作を行い，5号炉 内から操作可能とすることにより，速やかな切り替え操作を可能とする。
②（K5TSC設計
原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化を開始する。
② 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の二酸化炭素濃度上昇を防止す
進捗）② 保安班は，陽圧化状態の差圧確認後に，5号炉原子炉建屋内緊急時対 るために，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所二酸化炭素吸収装置を起動す
策所（対策本部）の外側に設置する5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対 る。
策本部）可搬型陽圧化空調機を停止する。
③ 陽圧化状態の差圧確認後に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所外の5③ 保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）において，差 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を停止する。
圧確認後に二酸化炭素濃度上昇を防止するために，5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所二酸化炭素吸収装置を起動する。
【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の手順】－① 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化
空調機の仮設ダクトを切離し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）への給気口に閉止板を取付けるとともに，陽圧化装置（空気ボンベ）空気給気弁の開操作を行い※17，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の陽圧化を開始する。
② 復旧班は，陽圧化状態の差圧確認後に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の外側に設置する5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待②（K5TSC設計
機場所）可搬型陽圧化空調機を停止する。
進捗）※17 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）は通常
時において空気ボンベの元弁は開とし，ボンベラックごとに隔離弁を設置し通常運転時に閉としておく。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）使用時には，各々のボンベラックの隔離弁を事故発生後24時
間以内に開操作した後，加圧判断を受けて，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）内に設置する給気弁を開操作することで5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化開始可能な設計とする。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）は保安班3名で，5号炉原子 保安班2名で行う。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所空気ボンベ陽圧化装
炉建屋内緊急時対策所（待機場所）は復旧班3名で行う。5号炉原子炉建屋 置による陽圧化状態の確認完了までに約2分で可能である。
内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化状態の確認完了まで約2分で可能である。また，陽圧化状態の確認後，可搬型陽圧化空調機を停止し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）では，二酸化炭素吸収装置を起動するまで，約5分である。
c. カードル式空気ボンベユニットによる5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 －（対策本部）の陽圧化のための準備手順②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）15/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

74 1.18.2.1(3)c.

75 1.18.2.1(3)c.

ページ番号

1.18-31

1.18-31

変更後(a) 手順着手の判断基準－
炉心損傷を判断した場合※15で，6号及び7号炉の同時でない格納容器ベント操作を実施する場合。
※15 格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に，原子炉
圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。（添付2-1）(b) 操作手順－
カードル式空気ボンベユニットによる5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化のための準備手順の概要は以下のとおり。
【カードル式空気ボンベユニットの準備操作】① 本部長は，手順着手の判断基準に基づき，号機統括に5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化のためのカードル式空気ボンベユ
ニットの準備を指示する。
② 号機統括は，緊急時対策要員にカードル式空気ボンベユニットの準備を指示する。
③ 緊急時対策要員は，5号炉原子炉建屋近傍へカードル式空気ボンベユ
ニットを移動させる。
④ 緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニットをホースにて接続し，さらに5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置配管と接続するため，5号炉原子炉建屋接続口へホースを接続する。
⑤ 緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニットのボンベ元弁を開操作し，カードル式空気ボンベユニット建屋接続外弁を開操作する。
⑥ 緊急時対策要員は，カードル式空気ボンベユニットの準備完了を号機統括へ報告する。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化】① 本部長は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化時間の延長が必要になった場合，号機統括へ
カードル式空気ボンベユニットによる陽圧化を指示する。
② 号機統括は，緊急時対策要員にカードル式空気ボンベユニットによる陽圧化を指示し，緊急時対策要員は，5号炉原子炉建屋内でカードル式空気ボンベユニット建屋接続内弁を開操作することで5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）を陽圧化する。

16/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

76 1.18.2.1(2)c.

1.18-33

77 1.18.2.1(3)d.

1.18-33

78 1.18.2.1(3)d.

1.18-34

79 1.18.2.1(3)d.

1.18-34

変更後(c) 操作の成立性－
カードル式空気ボンベユニットによる5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の加圧準備操作は，緊急時対策要員7名で実施し，約150分で対応可能である。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の加圧操作は，緊急時対策要員2名で実施し，約5分で対応可能である。
カードル式空気ボンベユニットの準備操作は，参集した緊急時対策要員によって行う。なお，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）が建屋内の空気ボンベによって陽圧化されている時に，カードル式空気ボンベユニッ
トによる空気の供給を開始した場合も，空気ボンベの下流側に設置されている圧力調整ユニットにより系統圧力が制御されているため，5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所（対策本部）に影響がでることはない。
d． 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）から5号炉 －原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機への切替え手順
周辺環境中の放射性物質が十分減少した場合にプルーム通過後の5号炉
原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）から5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機への切替え手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準－
・発電所敷地内に重大事故等対処設備として設置する可搬型モニタリング
ポスト及び機能喪失していない場合には自主対策設備であるモニタリング・
ポストの指示値により周辺環境中の放射性物質が十分減少した場合（プルームの影響により可搬型モニタリングポスト等の線量率が上昇した後に線量率が減少に転じ，更に線量率が安定的な状態になって，5号炉原子炉
建屋屋上階の階段室近傍（可搬型外気取入送風機の外気吸込場所）に設置する可搬型モニタリングポストの値が0.2mGy/h※18を下回った場合）※18 保守的に0.2mGy/hを0.2mSv/hとして換算し，仮に7日間被ばくし続けたとしても，0.2mSv/h×168h=33.6mSv≒34mSv程度と100mSvに対して十分余裕があり，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の居住性評価である約58mSvに加えた場合でも100mSvを超えることのない値として設定(b) 操作手順－
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）及び5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所（待機場所）の陽圧化について，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による給気から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機への切替え手順の概要は以下のとおり。5号炉
原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備系統概略図（プルーム通
過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化）を第1.18.2図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）における手順のタイムチャートを
第1.18.16図に，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）における手順のタイムチャートを第1.18.17図に示す。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）17/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

80 1.18.2.1(3)d.

ページ番号

変更後

1.18-35【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の手順】－① 計画・情報統括は，手順着手の判断基準に基づき，保安班長に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機の起動及び5号
炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ）の停止を指示する。
② 保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の外側において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機の仮設ダクトを5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）給気口と接続する。
③ 保安班は，プルーム通過後に建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合（5号炉近傍に設置する可搬型モニタリングポストの値と建屋内雰囲気線量の測定結果から判断）には，屋外から直接，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機を用いて外気取り入れを可能とする
ために仮設ダクトを敷設する。
④ 保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の内側において，給気口の閉止板を取外し5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）
内に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機による給気を開始する。
⑤ 保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の内側において，差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）を開操作し，差圧調整用排気弁（陽圧化装置（空気ボンベ））を閉操作し，陽圧化装置（空気ボンベ）空気給気弁を閉操作する。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）18/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

81 1.18.2.1(3)d.

ページ番号

変更後

1.18-36【5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の手順】－① 号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の起動及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ）の停止を指示する。
② 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の外側において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機の仮設ダクトを5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）給気口と接続する。
③ 復旧班は，プルーム通過後に建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合（5号炉近傍に設置する可搬型モニタリングポストの値と建屋内雰囲気線量の測定結果から判断）には，屋外から直接，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機を用いて外気取り入れを可能とする
ために仮設ダクトを敷設する。
④ 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の内側において，給気口の閉止板を取外し5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）
内に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機による給気を開始する。
⑤ 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の内側において，陽圧化装置（空気ボンベ）空気給気弁を閉操作する。

82 1.18.2.1(3)d.

1.18-37

83 1.18.2.1(3)e.

1.18-38(c) 操作の成立性－
上記の対応は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内及びその近傍において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）は保安班2名で，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）は復旧班2名で行う。5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の起動及び5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）の停止まで約30分（プルーム通過後に建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合（5号炉近傍に設置する可搬型
モニタリングポストの値と建屋内雰囲気線量の測定結果から判断）における，屋外から直接に可搬型陽圧化空調機を用いて外気取入を可能とするための仮設ダクト敷設及び可搬型陽圧化空調機の起動操作（10分），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機起動失敗を想定した場合の予備機への切替え操作（10分）を含む）で可能である。

e. 5号炉原子炉建屋内可搬型外気取入送風機による通路部のパージ手順 －建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合においては，通路部の雰囲気のパージを行うために5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機による通路部のパージの手順を整備する。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）19/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

84 1.18.2.1(3)e.

ページ番号

1.18-38

85 1.18.2.1(3)e.

1.18-38

86 1.18.2.1(3)e.

1.18-39

87 1.18.2.1(3)f.

1.18-39

88 1.18.2.1(3)f.

1.18-40

変更後(a) 手順着手の判断基準－
建屋内の雰囲気線量（電離箱サーベイメータで測定）が屋外より高いことが，5号炉近傍に設置する可搬型モニタリングポストの値との比較から確認された場合。
(b) 操作手順－
5号炉原子炉建屋内可搬型外気取入送風機による通路部のパージ手順は，以下のとおり。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所通路部可搬型外気取入送風機系統概略図を第1.18.18図に，手順のタイムチャートを第1.18.19図に示す。
① 計画・情報統括は，手順着手の判断基準に基づき，保安班に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機による通路部のパージを実施するよう指示する。
② 保安班は，屋上から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機へ仮設ダクトを敷設し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外
気取入送風機を起動する。
③ 保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型外気取入送風機の運転状態を確認する。
(c) 操作の成立性－
上記の対応は，保安班2名で行い，一連の操作完了まで予備機への切替え操作を想定した場合，約30分で可能である。
f. 移動式待機所を使用する手順－
事故対応の柔軟性と対策要員の放射線安全，労働環境改善を図るために，
移動式待機所を，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物
質の拡散防止を抑制するために現場にて対応を行う要員を防護できる手段として使用することを考慮する。
そこで，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の現場要員がとどまることができる待機場所として，換気設備，電源設備及び通信連絡設備等を有する移動式待機所を使用し，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散防止を抑制するために現場にて対応を行う要員を収容するための移動式待機所の使用手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準－
以下の線量率であり，本部長が移動式待機所の使用が必要と判断した場合。
・プルーム通過時間（格納容器ベント実施後10時間）経過後に，1mSv/h以下
・事故発生後7日（168時間）時点で0.2mSv/h以下

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）20/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

89 1.18.2.1(3)f.

1.18-40

90 1.18.2.1(3)f.

1.18-4191

1.18.2.2(1)

1.18-4292

1.18.2.2(2)1.18-4393

1.18.2.2(3)1.18-43

94

1.18.2.3

1.18-4495

1.18.2.3

1.18-44

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前(b) 操作手順－
移動式待機所を使用する手順は次のとおり。移動式待機所の保管及び使用場所を第1.18.20図に，移動式待機所の外観図を第1.18.21図に，移動式待機所の使用準備のタイムチャートを第1.18.22図に示す。
① 号機統括及び計画・情報統括は手順着手の判断基準に基づき，号機統
括は復旧班に，計画・情報統括は保安班に移動式待機所の使用を指示する。
② 復旧班及び保安班は，移動式待機所の保管及び使用場所である荒浜側
高台保管場所に移動する。
③ 復旧班及び保安班は，移動式待機所の床及び壁面に汚染が確認された場合は，除染を行う。
④ 復旧班は，移動式待機所に設置する可搬型電源設備を起動した上で，可搬型陽圧化空調機を起動し，陽圧化を実施する。
⑤ 復旧班及び保安班は，可搬型エリアモニタ及びチェンジングエリアを設置する。
⑥ 復旧班は，差圧計で室内の圧力が微正圧（20Pa以上）であることを確認する。
⑦ 復旧班は，移動式待機所の使用準備完了を号機統括へ報告する。
(c) 操作の成立性－
上記の対応は，移動式待機所の使用場所において，復旧班2名及び保安班1名で行い，一連の操作完了まで約90分と想定する。
(b) 操作手順(b) 操作手順
安全パラメータ表示システム（SPDS）のうちSPDS表示装置を起動し，監視す 緊急時対策支援システム伝送装置については，常時伝送を行う。安全パラ
る手順の概要は以下のとおり。安全パラメータ表示システム（SPDS)及びメータ表示システム（SPDS）のうちSPDS表示装置を起動し，監視する手順
データ伝送設備の概要を第1.18.23図に示す。
は以下のとおり。緊急時対策所データ伝送設備を図1.18.19に示す。
なお，緊急時対策支援システム伝送装置については，常時，伝送が行われており，操作は必要ない。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に配備し，緊急時対策所に配備し，重大事故等対処に係る通信連絡設備一覧を第1.18.4表に，データ伝送設備 緊急時対策所の通信連絡設備を表1.18.7に示す。
の概要を第1.18.23図に示す。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所には，緊急時対策所は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）に86名，5号炉原子炉建屋内 最大180名を収容する。
緊急時対策所（待機場所）に90名の合計176名を収容する。
なお，プルーム通過中において，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）にとどまる要員は73名，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）にとどまる要員は48名である。

変更理由②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）

⑤

⑤
⑤
⑤
⑤

21/146

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No.

章番号

ページ番号

96 1.18.2.3(1)a.

1.18-44

97 1.18.2.3(1)b.

1.18-45

98 1.18.2.3(1)b.

1.18-45

99 1.18.2.3(1)b.

1.18-46

100 1.18.2.3(1)b.

1.18-46

101 1.18.2.3(1)b.

1.18-46

102 1.18.2.3(1)b.

1.18-46

103 1.18.2.3(1)b.

1.18-47

104 1.18.2.3(1)b.

1.18-47

105 1.18.2.3(1)c.

1.18-47

106 1.18.2.3(1)c.

1.18-47

107 1.18.2.3(1)c.

1.18-48

108 1.18.2.3(1)c.

1.18-48

109 1.18.2.3(1)c.

1.18-48

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所には，7日間外部からの支援がなくとも緊 放射線安全及び放射線管理グループマネージャーは，7日間外部からの支急時対策要員が使用する十分な数量の装備（汚染防護服，個人線量計，全 援がなくとも緊急時対策要員が使用する十分な数量の装備（汚染防護服，⑤
面マスク等）及びチェンジングエリア用資機材を配備するとともに，通常時か 個人線量計，全面マスク等）及びチェンジングエリア用資機材を配備するととら維持，管理し，重大事故等時には，防護具等の使用及び管理を適切に運 もに，通常時から維持，管理する。
用し，十分な放射線管理を行う。
放射性物質による要員や物品の汚染を確認する
放射性物質による汚染を確認する⑤
保安班2名が身体サーベイ（必要に応じ物品等を含む）及び汚染している現保安班等が汚染検査及び除染を⑤
場作業を行う要員等の除染をまた，チェンジングエリア設置場所付近の全照明が消灯した場合は，乾電池 －⑤
内蔵型照明を設置する。
事象進展の状況（格納容器雰囲気放射線レベル計（CAMS）等により炉心損 事象進展の状況，⑤※15
傷 を判断した場合等），※15 格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)で格納容器内のガンマ線 －
線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍を超えた場合，又は⑤
格納容器内雰囲気放射線レベル計(CAMS)が使用できない場合に，原子炉
圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合。（添付2-1）
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア設置（南側アクセス
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所のタイムチャートを図1.18.21に示す。
ルート）のタイムチャート及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジング
②（K5TSC設計
エリア設置（北東側アクセスルート）のタイムチャートを第1.18.24図に示す。
進捗）
なお，チェンジングエリアは，使用する5号炉原子炉建屋内緊急時対策所とアクセスルートに応じて1箇所設営する。
②（K5TSC設計② 保安班は，チェンジングエリア設置場所の照明が確保されていない場－
進捗）
合，乾電池内蔵型照明を設置し，照明を確保する。
作業開始から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（南側アクセスルート）は約 一連の操作完了まで，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所は約40分で可能である。
②（K5TSC設計
60分，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（北東側アクセスルート）は約90分
進捗）で対応可能である。
c. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の切替え手順 c. 緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の切替手順⑤
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機フィルタユニットは， 緊急時対策所可搬型陽圧化空調機フィルタユニットは，7日間は交換なしで7日間は交換なしで連続使用できる設計であるが，故障する等，5号炉原子 連続使用できる設計であるが，故障するなど緊急時対策所可搬型陽圧化空⑤
炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機の切替えが必要となった場合 調機の切り替えが必要となった場合に，待機側を起動し，切り替えを実施すに，待機側を起動し，切替えを実施する手順を整備する。
る手順を整備する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機は，5号 可搬型陽圧化空調機は，緊急時対策所近傍に設置する3系統及び予備の3炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）近傍に設置する1台及び予備の1 系統を配備しており，故障等を考慮しても，切り替え等を行うことにより数ヶ台を配備し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化 月間使用可能とする。
⑤
空調機は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）近傍に設置する2台及び予備の1台を配備しており，故障等を考慮しても，切替え等を行うこと
により数ヶ月間使用可能とする。
運転中の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機が故障す 運転中の緊急時対策所可搬型陽圧化空調機が故障する等，切り替えが必る等，切替えが必要となった場合。
要となった場合。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を待機側に
緊急時対策所可搬型陽圧化空調機を待機側に⑤⑤

22/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由※19 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の場合。5号炉原子炉 －建屋内緊急時対策所（待機場所）の場合は，号機統括。
110 1.18.2.3(1)c.

1.18-49

111 1.18.2.3(1)c.

1.18-50

112 1.18.2.3(2)113 1.18.2.3(2)1.18-50
1.18-50

114 1.18.2.3(2)1.18-51

115 1.18.2.3(2)1.18-51

116 1.18.2.4(1)a.

1.18-51

117 1.18.2.4(1)a.

1.18-52

118 1.18.2.4(1)a.

1.18-52

119 1.18.2.4(1)a.

1.18-52⑤※20 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の場合。5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所（待機場所）の場合は，復旧班。
上記の対応は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所近傍において保安班※202 上記の対応は緊急時対策所近傍において保安班2名で行い，着手判断から一連の操作完了まで約72分で可能である。
名で行い，着手の判断から一連の操作完了まで約75分で可能である。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，⑤
通信設備を整備する。
※20 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の場合。5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所（待機場所）の場合は，復旧班。
保安班長は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内での保安班長は，緊急時対策所内での⑤
ただし，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の
ただし，緊急時対策所内の⑤
また，重大事故等が発生した場合，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の －②（K5TSC設計
室温・湿度が維持できるよう予備のエアコン等を保管し，管理を適切に行う。
進捗）(1) 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による給電(1) 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源設備による給電⑤
原子力警戒態勢又は緊急時態勢が発令された場合，緊急時対策本部要員 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所立ち上げ時の5号炉原子炉建屋内緊急は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策本部を拠点として活動を開始する。
時対策所用可搬型電源設備の起動手順を整備する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の必要な負荷は，5号炉の共通用高圧母線，及び6号炉若しくは7号炉の非常用高圧母線より受電されるが，同母線⑤より受電できない場合は，可搬型代替交流電源設備である5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所用電源設備から給電する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所で，可搬型代替交流電源設備である5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用電源設備を立ち上げる場合の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の起動手順を整備する。
5号炉の共通用高圧母線，及び6号炉若しくは7号炉の非常用高圧母線より 5号炉全交流動力電源喪失時，早期の電源回復が不能の場合。
⑤
受電できない場合で，早期の電源回復が不能の場合。
① 本部長は，作業着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員のうち，復旧① 号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班に5号炉原子炉建 班現場要員を除く，本部付，号機班に5号炉原子炉建屋内緊急時対策所電屋内緊急時対策所電源供給作業開始を指示する。
源供給作業開始を指示する。
② 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の配備 ② 本部付は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の配備場所まで移動し，燃料油量を確認した上で，ケーブルを接続の上，可搬型電 場所まで移動し，可搬型電源設備を起動する。
②（K5TSC設計
源設備を起動する。
進捗）③ 本部付は，同電源設備の出力電圧，周波数を確認し，出力遮断器を③ 復旧班は，出力遮断器を「入」とする。
「入」とする。
④ 復旧班は，負荷変圧器配置場所に移動し，受電遮断器を切り替えて給 ④ 本部付は，負荷変圧器配置場所に移動し，遮断器切り替えて給電を開電を開始する。
始する。
上記の現場対応は，現場要員でない復旧班2名で行い，着手の判断から一 上記の対応は，本部付2名で行い，着手判断から一連の操作完了まで約15連の操作完了まで約25分で可能である。
分で可能である。暗所においても円滑に対応できるよう，ヘッドライト等を配 ②（K5TSC設計進捗）
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明， 備する。
通信設備を整備する。

23/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

120 1.18.2.4(1)b.

1.18-53

121 1.18.2.4(1)c.

1.18-54

122 1.18.2.4(1)c.

1.18-55

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

b. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の切替え手順－
5号炉の共通用高圧母線，及び6号炉若しくは7号炉の非常用高圧母線より受電できない場合において，早期の電源回復が不能の場合で，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した際は，燃料給油のため同電源設備を切り替える必要があり，その手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準
燃料給油等のため，運転中の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備の停止が必要となった場合。
(b) 操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の切替え手順の概要
は以下のとおり。タイムチャートを第1.18.28図に示す。
① 号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に5号炉原子炉②（K5TSC設計
建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の切替え作業開始を指示する。
進捗）② 復旧班は，電源設備の配置場所へ移動し，待機側の電源設備を起動し，起動後の確認を実施する。
③ 復旧班は，待機側の同電源設備に接続されている遮断器を「入」にする。
④ 復旧班は，負荷変圧器配置場所へ移動し，受電遮断機を切り替える。
⑤ 復旧班は，使用側の同電源設備の配置場所へ移動し，出力遮断器を「切」とし，使用側の同電源設備を停止する。
(c) 操作の成立性
上記の現場対応は，現場要員でない復旧班2名で行い，着手の判断から一連の操作完了まで約30分で可能である。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。
c. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃料タンクへの d. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備燃料タンクへの燃
燃料給油手順
料給油手順
5号炉の共通用高圧母線，及び6号炉若しくは7号炉の非常用高圧母線より 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備燃料タンクへ給油す
受電できない場合で，早期の電源回復が不能の場合で，5号炉原子炉建屋 る手順を整備する。
内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した際は，燃料給油が必要となる。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備には，軽油タンクエリ⑤
アからタンクローリ（4kL）へ燃料を給油し，5号炉原子炉建屋内緊急時対策
所用可搬型電源設備に給油する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の燃料タンクへ給油 なお，重大事故等時7日間運転継続するために必要な燃料の備蓄量として，する手順を整備する。
6号炉軽油タンク及び7号炉軽油タンク（合計2,040kl）を管理する。
また，重大事故等時7日間運転を継続するために必要な燃料の備蓄量として，6号炉軽油タンク及び7号炉軽油タンク（合計2,040kL）を管理する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した場合にお 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した場合において，同電源設備の燃料油量を確認した上で運転開始後，負荷運転時にお いて，同電源車の燃料が規定油量以上あることを確認した上で運転開始
ける燃料給油手順着手時間※21に達した場合。
後，負荷運転時における燃料補給手順着手時間※18に達した場合。

⑤

24/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

123 1.18.2.4(1)c.

1.18-55

124 1.18.2.4(1)c.

1.18-56

125 1.18.2.4(1)c.

1.18-56

126 1.18.2.4(1)d.

1.18-56

127 1.18.2.4(1)d.

1.18-58

変更後
燃料給油手順の概要は以下のとおり。概略系統図を第1.18.29図に，③評価進捗による変更・修正

変更前

燃料給油手順の概要は以下のとおり。タンクローリ(4kL)によるアクセスルー
トを第1.18.29図に，１回の給油の所要時間は，約130分で可能である。なお，タンクローリ（4kL） １回の給油の所要時間は，約124分で可能である。なお、タンクローリ（4ｋL）に残油がある場合には，約55分で可能である。
に残油がある場合には，約49分で可能である。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明， －通信設備を整備する。
d. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の待機運転手順－
格納容器ベントに備える必要がある場合に備え，５号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の待機側電源設備の無負荷運転を行うため，
その待機運転の手順を整備する。
(a) 手順着手の判断基準
本部長が格納容器ベントに備え，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）又は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）にとどまる要員の移動が必要と判断した場合。なお，具体的な判断基準は，「1.18.2.1(2)ｂ．5号
炉原子炉建屋内緊急時対策所での格納容器ベントを実施する場合の対応の手順」に示す。
(b) 操作手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の待機運転手順の概要は以下のとおり。タイムチャートを第1.18.31図に示す。
① 号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，復旧班長に5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の待機側無負荷運転を指示する。
② 復旧班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の配置
場所に移動し，運転側の同電源設備に燃料の給油を行うため，待機側の同電源設備に切り替える。
なお，具体的手順は「1.18.2.4(1)b. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可
搬型電源設備の切替え手順」に示す。
③ 復旧班は，運転側の同電源設備を停止し，燃料の給油を行う。
④ 復旧班は，燃料給油が完了した同電源設備を起動し，出力遮断器を「入」とし，無負荷運転とする。
(c) 操作の成立性－
上記の現場対応は，同電源設備の切替え，再起動，無負荷運転操作は復旧班2名で行い，燃料給油操作は復旧班2名で行い，一連の操作完了まで
約45分で可能である。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明，通信設備を整備する。

変更理由②（K5TSC設計
進捗）⑤⑤②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）25/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

128 1.18.2.4(1)e.

1.18-57

129 1.18.2.4(1)e.

1.18-59

130 1.18.2.4(1)e.

1.18-59

131 1.18.2.4(1)e.

1.18-60

変更後

1.18.2.5

1.18-60

変更前

e. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）の切替え c. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の切替手順
手順
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した場合で，同電源設備が2台損傷した際は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備（予備）との切替えが必要となる。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備2台の損傷による大湊
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備が2台損傷した場合の 側高台保管場所に配備する5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電
大湊側高台保管場所に配備する5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬 源設備（予備）の切替手順を整備する。
型電源設備（予備）の切替え手順を整備する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備を運転した場合で，5 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備2台の損傷のため5号号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備2台の損傷のため5号 炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）への切替が必要
炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（予備）への切替えが必 となった場合。
要となった場合。
号機統括は，手順着手の判断基準に基づき，本部長は，手順着手の判断基準に基づき，
上記の対応は，復旧班2名で行い，一連の操作完了まで約170分で可能であ 上記の対応は，復旧班2名で行い，一連の操作完了まで約180分で可能である。
る。
円滑に作業ができるように，アクセスルートを確保し，防護具，可搬型照明， 暗所においても円滑に対応できるよう，ヘッドライト等を配備する。
通信設備を整備する。
削除

132③評価進捗による変更・修正

変更理由

⑤

⑤
⑤
⑤

1.18.2.5 現場要員の待避手順(1) 気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生した場合における現場要員の待避手順a. 緊急時対策所，一時待避場所への待避手順
気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生し，現場から復旧班現場要員が待避する必要が生じた場合において，緊急時対策所，一時待避場所へ ②（免震重要棟の待避の手順を整備する。
の自主化）(a) 手順着手の判断基準
気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生し，現場からの待避が必要となる場合。

26/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

133

134

135

章番号

1.18.2.5

1.18.2.5

1.18.2.5

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

削除

(b) 対応手順
6号及び7号炉近傍の一時待避場所は，以下のとおりであり，緊急時対策所，一時待避場所への待避手順は以下のとおり。一時待避場所の配置図を
図1.18.32，緊急時対策所，一時待避場所への待避ルートを図1.18.33に示す。
②（免震重要棟＜一時待避場所＞の自主化）
・5号炉原子炉建屋
・5号炉海水熱交換器建屋
・大湊側ディーゼル駆動消火ポンプ建屋
・地下電気洞道（大湊側）
・大湊側出入管理建屋

削除① 復旧班現場要員は，気象状況の急変，爆発等の不測の事態が発生し現場からの待避が必要となった場合，人身安全を確保しながら，緊急時対策
所への待避が可能な状況か確認し，基本的に以下の優先順位で緊急時対策所に向けて待避を行う。
・現場周辺に使用可能な車両が存在する場合は，車両で緊急時対策所へ待避することを最優先とする。移動に当たっては危険性の少ないルートを選択する。
・車両での移動ができない場合，現場に携行した通信連絡設備（無線連絡設備等）により,緊急時対策本部復旧班に対して，待避を開始すること，使用
ルート，車両による応援要請を行うことを連絡し，ルート途中で応援車両と合流して，極力短時間で待避できるようにする。
②（免震重要棟
・短時間で待避できる最適な徒歩ルートを選択し徒歩にて待避する。6号及の自主化）
び7号炉近傍からの待避の場合，山側徒歩ルート又は地下電気洞道を通行することを基本とする。
② 緊急時対策所へ待避する時間的な余裕がない場合，上記の一時待避場
所のうち最寄りの一時待避場所で一時待避し，移動できる状況になり次第，車両により緊急時対策所に向けて待避を行う。移動に当たっては危険性の少ないルートを選択する。
車両が使えない場合は，現場に携行した通信連絡設備（無線連絡設備等）
により，緊急時対策本部復旧班に対して車両による応援を要請し，応援車
両で緊急時対策所に待避することを基本とする。

削除(c) 成立性
上記の対応を行うことにより，復旧班現場要員は適切な方法により緊急時対策所へ待避することが可能である。

1.18-60

1.18-60

1.18-60③評価進捗による変更・修正②（免震重要棟の自主化）

27/146

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No.

136

137

章番号

1.18.2.5

1.18.2.5

ページ番号

変更後

変更理由

削除

(2) 放射性物質が放出した場合における現場要員の待避手順
a. 緊急時対策所への待避手順
放射性物質が放出するような不測の事態が発生し，現場から復旧班現場要員が待避する必要が生じた場合において，緊急時対策所への待避の手順を整備する。
②（免震重要棟(a) 手順着手の判断基準の自主化）
放射性物質が放出するような不測の事態が発生し，現場からの待避が必要となる場合。
(b) 対応手順
緊急時対策所への待避手順は以下のとおり。緊急時対策所への待避ルート
を図1.18.33に示す。

削除① 復旧班現場要員は，緊急時対策本部復旧班等からの放射性物質が放出するような不測の事態が発生した旨の連絡を受けるなど，現場からの待避が必要となった場合，復旧班現場要員は放射線被ばく低減の観点から，人身安全を確保の上，以下の優先順位で緊急時対策所へ待避を行う。
・現場周辺に使用可能な車両が存在する場合は，車両で緊急時対策所へ待避することを最優先とする。移動に当たっては風向などを考慮し放射線量の少ないルートを選択する。
②（免震重要棟
・車両での移動ができない場合，現場に携行した通信連絡設備（無線連絡の自主化）設備等）により，緊急時対策本部復旧班に対して，待避を開始すること，使用ルート，車両による応援要請を行うことを連絡し，ルート途中で応援車両と合流して，極力短時間で待避できるようにする。
・短時間で待避できる適切な徒歩ルートを選択し徒歩にて待避する。6号及び7号炉近傍からの待避の場合，放射線影響に対し低減効果が期待できる
地下電気洞道による通行を優先する。

1.18-60

1.18-60

変更前③評価進捗による変更・修正

28/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

138

－

1.18-60③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

表1.18.1 重大事故等対処設備等と整備する手順（免震重要棟内緊急時対策所）②（免震重要棟の自主化）

29/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

第1.18.1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順 表1.18.2 重大事故等対処設備等と整備する手順（5号炉原子炉建屋内緊急
(1/2)
時対策所）
分類

機能喪失を想定する対応

設計基準事故対処設備

手段

対処設備

手順書

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）高気密室－
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）遮蔽
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化
空調機
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化
空調機用仮設ダクト（空気ボンベ，配管・弁）
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）二酸化炭素吸収装置

緊急時対策本部運営要領

自主対策

入送風機
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部） 陽圧化装置

重大事故等対処設備

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型外気取

多様なハザード対応手順

可搬型エリアモニタ（対策本部）
5 号炉屋外緊急連絡用インターフォン
可搬型モニタリングポスト
酸素濃度計（対策本部）

139－

1.18-61

差圧計（対策本部）

カードル式空気ボンベユニット

設備

居住性の確保－二酸化炭素濃度計（対策本部）

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）遮蔽－②（K5TSC設計
進捗）

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化
空調機用仮設ダクト
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ，配管・弁）重大事故等対処設備

空調機
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）室内遮蔽

緊急時対策本部運営要領

可搬型エリアモニタ（待機場所）
酸素濃度計（待機場所）
二酸化炭素濃度計（待機場所）

移動式待機所

通信連絡

必要な指示及び－無線連絡設備（常設，可搬型）
携帯型音声呼出電話設備
衛星電話設備（常設，可搬型）

重大事故等対処設備

安全パラメータ表示システム（SPDS）

自主対策設備差圧計（待機場所）

多様なハザード対応手順

緊急時対策本部運営要領

統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備

30/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

第1.18.1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順 －
(2/2)
分類

機能喪失を想定する

対応手

設計基準事故対処設備

段

対処設備

手順書

無線通信装置（常設）

衛星無線通信装置（常設）－

有線（建屋内）（常設）

送受話器（警報装置を含む）

電力保安通信用電話設備

専用電話設備（ホットライン）

自主対策設備必要な指示及び通信連絡－重大事故等対処設備

無線連絡設備(屋外アンテナ)(常設)

衛星電話設備（屋外アンテナ）(常設）

緊急時対策本部運営要領

テレビ会議システム（社内向）

衛星電話設備（社内向）140ー

1.18-62

対策の検討に必要な資料※1

－

員の収容

必要な数の要－②（K5TSC設計
進捗）

資機材

放射線管理用資機材※2
資機

－

材
※2

飲料水，食料等

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設
備

負荷変圧器

交流分電盤

重大事故等対処設備

策所
全交流動力電源

代替電源設備からの給電

5 号炉原子炉建屋内緊急時対可搬ケーブル

多様なハザード対応手順

軽油タンク
タンクローリ（4kL）

軽油タンク出口ノズル・弁31/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

141

－

1.18-62③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

表1.18.3 重大事故等対処に係る監視計器（免震重要棟内緊急時対策所）監
視計器一覧②（免震重要棟の自主化）

32/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

第1.18.2表 重大事故等対処に係る監視計器一覧

重大事故等の対応に対応手段③評価進捗による変更・修正

変更理由

表1.18.4 重大事故等対処に係る監視計器（5号炉原子炉建屋内緊急時対策
所）監視計器一覧（1／2）
監視計器必要となる監視項目

1.18.2.1 居住性を確保するための手順等

―

操作

準

a.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧

判断基(1)緊急時対策所立ち上げの手順

5 号炉原子炉建屋内緊急時対―化空調機運転手順

策所室内差圧監視―

操作

準b.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所内の酸素濃

差圧計

判断基

(1)緊急時対策所立ち上げの手順

5 号炉原子炉建屋内緊急時対酸素濃度計

策所内の環境監視二酸化炭素濃度計―

度及び二酸化炭素濃度の測定手順

判断基準（3）重大事故等が発生した場合の放射線防護等に関する手順b. 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所での格納容器ベントを実施する場合の対応の手順－

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタ
ガンマ線線量率

1.18-63

操作

142

可搬型モニタリングポスト
空間線量率に関する手順判 断基準（3）重大事故等が発生した場合の放射線防護等

格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）―

ガンマ線線量率―②（K5TSC設計
進捗）

格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）

c. カードル式空気ボンベユニットによる 5 号炉

操作

原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の陽圧化のための準備手順

準に関する手順

空間線量率―

可搬型モニタリングポスト

操作

d. 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化装置

判断基（3）重大事故等が発生した場合の放射線防護等―（空気ボンベ）から 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機への切替え手順

―

―

―

―

1.18.2.3 必要な数の要員の収容に係る手順等

判断基

c.5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧

準（1）放射線管理

化空調機の切替え手順

操作

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策
所室内差圧監視

差圧計

33/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

143

－

－

変更前

変更理由

表1.18.4 重大事故等対処に係る監視計器（5号炉原子炉建屋内緊急時対策
所）監視計器一覧（2／2）②（K5TSC設計
進捗）1.18-63

削除

144③評価進捗による変更・修正

1.18-63

表1.18.5 審査基準における要求事項毎の給電対象設備（免震重要棟内緊
急時対策所）
対象条文

供給対象設備

給電元
給電母線【1.18】
緊急時対策所の居住性等に関する手順等

免震重要棟内緊急時対策所可搬型
陽圧化空調機免震重要棟内緊急時対策所無停電
電源装置

緊急時対策支援システム伝送装置

免震重要棟内緊急時対策所充電器

SPDS 表示装置

免震重要棟内緊急時対策所無停電
電源装置②（免震重要棟の自主化）

34/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

第1.18.3表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

対象条文【1.18】
緊急時対策所の居住性等に関する手順等

145

－

機

変更理由

表1.18.6 審査基準における要求事項毎の給電対象設備（5号炉原子炉建屋
内緊急時対策所）

給電元

供給対象設備5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調③評価進捗による変更・修正

給電母線

交流分電盤①

1.18-64
二酸化炭素吸収装置

交流分電盤①

緊急時対策支援システム伝送装置

交流分電盤①SPDS 表示装置

交流分電盤①

給電元
給電母線

対象条文

供給対象設備【1.18】
緊急時対策所の居住性等に関する手順等5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機

交流分電盤①

緊急時対策支援システム伝送装置

交流分電盤①SPDS 表示装置

交流分電盤①②（K5TSC設計
進捗）削除
免震重要棟内緊急時対策所全交流動力電源喪失
凡例：ＡＮＤ条件：ＯＲ条件
免震重要棟内緊急時対策
所用ガスタービン発電機
機能喪失又は接続不可

146－

免震重要棟内緊急時対策
所用電源車機能喪失

1.18-64

３号炉共用母線Ａ－１

１号炉共用母線Ｂ－１

１号炉非常用母線Ｄ機能喪失又は接続不可

機能喪失又は接続不可

機能喪失又は接続不可②（免震重要棟の自主化）

図1.18.1 免震重要棟内緊急時対策所 全交流動力電源喪失の機能喪失要因と対処設備

35/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所全交流動力電源喪失
代替電源による給電（5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型
電源設備）
・5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電
源設備
・可搬ケーブル・負荷変圧器・交流分電盤・軽油タンク・タンクローリ（4kL）
・軽油タンク出口ノズル・弁147－

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所全交流動力電源喪失
凡例

凡例：ＡＮＤ条件：代替電源による回復
操作による対応：ＡＮＤ条件：ＯＲ条件②（K5TSC設計
進捗）1.18-65
6 号炉非常用高圧母線
電源喪失

※1

※1

非常用
ディーゼル発電機
機能喪失

7 号炉非常用高圧母線
電源喪失

5 号炉共通用高圧母線，65 号炉原子炉建屋内

5 号炉原子炉建屋内

号炉/7 号炉非常用高圧母線

緊急時対策所用可搬型

緊急時対策所用可搬型電

機能喪失又は接続不可

電源設備機能喪失

源設備（予備）機能喪失

外部電源喪失第1.18.1図 機能喪失原因対策分析（5号炉原子炉建屋内緊急時対策所全交流動力電源喪失）

図1.18.2 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 全交流動力電源喪失の機能喪失要因と対処設備

削除

148

－

②（免震重要棟の自主化）

1.18-65

図1.18.3 免震重要棟 建物変位識別用ポール イメージ図

36/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

削除

変更理由
経過時間（分）

0

手順の項目

要員

総務班

10

20

30

40

50

▽変位量識別ポール、地
１
名

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

▽本部立ち上げ・指揮開始

変位量識別用ポール、地震計

５号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ移動
５号炉原子炉建屋内緊急時対策所本部立ち上げ

149－

免震重要棟内緊急時対策所から５号炉原子炉建屋内緊急時対緊急時対策要策所への移動手順
員

1.18-65－

一部の要員が免震重要棟またはその近傍に残り，各中央制御室と連絡，プラント状況を把握，必要に応じ本部長代行として指揮②（免震重要棟の自主化）

一部の要員が本部長にプラント状況について報告し、５号炉に移動・合流

図1.18.4 免震重要棟内緊急時対策所から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動を判断並びに移動するための手順タイムチャート
削除

150

－

②（免震重要棟の自主化）

1.18-65

図1.18.5 免震重要棟内緊急時対策所から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動する際のアクセスルート

37/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除

151

－

②（免震重要棟の自主化）

1.18-65

図1.18.6 免震重要棟内緊急時対策所 可搬型陽圧化空調機運転の概略系
統図
削除

経過時間（分）
０

手順の項目

10

20

30

40

50

60

▽起動指示

要員

70

80

90

100

可搬型陽圧化空調機による換気開始▽

免震重要棟内空調停止操作
１階に移動し，ダンパ閉止操作
ダクト装着準備
活性炭フィルタ保管容器から活性炭フィルタ取出し，

可搬型陽圧化空調機設置場所へ移動

152－

1.18-65

免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽
圧化空調機備運転手順

保安班

活性炭フィルタ装着，ダクト接続，
電源接続，空調機起動２
名②（免震重要棟の自主化）

屋上に移動し，ダンパ閉状況確認
空調バウンダリ出入口扉閉止
空調機起動

可搬型陽圧化空調機設置場所から免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）へ移動
室内差圧確認図1.18.7 免震重要棟内緊急時対策所 可搬型陽圧化空調機運転タイム
チャート

38/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器'

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板
差圧計
DPI

可搬型陽圧化空調機給気口
仮設ダクト
中性能 ﾌｨﾙﾀ
高性能 ﾌｨﾙﾀ

活性炭 ﾌｨﾙﾀ

差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）

可搬型陽圧化空調機
FI

陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁
差圧調整用排気弁（陽圧化装置）153－

1.18-66②（K5TSC設計
進捗）

屋外
空気ボンベ元弁

大気開放弁

５号炉中央制御室換気空調系
排気口

PI

中央制御室換気
空調系排気ダクト

閉止板

二酸化炭素吸収装置

非常口

対策本部（高気密室）

均圧室

陽圧化装置（空気ボンベ）

第1.18.2図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備 系統 図1.18.8 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設備 系統概略図(プルー
概略図(プルーム通過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化)
ム通過前後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化時)

５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板
中央制御室換気
空調系排気ダクト

５号炉中央制御室換気空調系
排気口

－

閉止板

差圧計
DPI

可搬型陽圧化空調機給気口
仮設ダクト②（K5TSC設計
進捗）

可搬型陽圧化空調機
活 性炭 ﾌｨﾙﾀ

高 性能 ﾌｨﾙﾀ屋外

中性 能 ﾌｨﾙﾀ

1.18-67

活性 炭 ﾌｨﾙﾀ－

高性 能 ﾌｨﾙﾀ

中 性能 ﾌｨﾙﾀ

154

FI

陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁

空気ボンベ元弁
PI

均圧室

待機場所（中操制御室換気空調系機械室）

均圧室

陽圧化装置（空気ボンベ）

第1.18.4図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）換気設備 系統
概略図(プルーム通過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化)

39/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除

155

－

②（免震重要棟の自主化）

1.18-67

図1.18.11 免震重要棟内緊急時対策所2階 見取り図

40/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除

156

－

②（免震重要棟の自主化）

1.18-67

図1.18.12 免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室） 見取り図削除
経過時間（分）
０

手順の項目

要員

▽移動指示

緊急時対策要員－

1.18-67

10

15

▽本部要員

20

25

30

35

移動開始

可搬型モニタリングポスト線量監視開始

緊急時対策要員の一部が１階（待避室）へ移動

'

157

５

１階対策本部立ち上げ－

２階対策本部から１階対策本部に本部要員が順次移動，通信連絡機器等を順次切り替え

免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）への移動手順

可搬型陽圧化空調機設置の運転状態確認

保安班

２
名

②（免震重要棟
の自主化）

差圧計確認

放射線量監視（可搬型エリアモニタ等）

図1.18.13 免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）への移動手順タイム
チャート

41/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除
時間
事象

事故前

0

12

24

36

48

▼災害発生
▼1 階（待避室）移動，所外一時退避判断
プルーム通過中（10 時間）
（※）

158

－

1.18-67

免震重要棟
内緊急時対
策所 1 階
免震重要棟
内緊急時対策所 2 階（待避室）▼待避室立ち上げ，一部要員移動▼残りの要員移動，不要な要員所外一時退避②（免震重要棟の自主化）

図1.18.14 免震重要棟内緊急時対策所2階から同1階（待避室）への移動タ
イムチャート※：「実用発電用原子炉に係る重大事故時の制御室及び緊急時対策所の居住性に係る被ばく評価に関する審査ガイド」に基づく事象進展時間

42/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

'

159

－

②（K5TSC設計
進捗）1.18-68

第1.18.6図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空
調機，陽圧化装置（空気ボンベ） 配置図

図1.18.15 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 見取り図

43/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

160

－

②（K5TSC設計
進捗）1.18-69

第1.18.7図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空
調機，陽圧化装置（空気ボンベ） 配置図（5号炉原子炉建屋 地上3階）

44/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

161

－

②（K5TSC設計
進捗）1.18-70

第1.18.8図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ） 配置図（5号炉原子炉建屋 地上2階）

経過 時間（分）０

経過時間（分）
０

５

10

15

20

25

手順の項目

手順の項目

10

15

20

25

30

35

▽ 起動指示要員

可搬型エリアモニタ測定開始▽▽可搬型エリアモニタ測定開始

▽設置指示

要員

５

30

移動・設置（陽圧化判断用として 緊急時対策所対策本部に設置する）
起動

移動・設置（対策本部）

162－

1.18-70

5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所可搬型エリ
アモニタ設置手順

保安班

2
名

起動
移動・設置（待機場所）
起動５号炉原 子炉建屋
内緊急時 対策所可搬型エリ アモニタ
設置手順

保安班

２
名

移動・設置（チェンジングエリア）※1

起動
移動・設置（現場要員待機場所）⑤

起動※１：チェンジン グエリア及び現場要 員待機場所に設置す る可搬型エリアモニ タは，資機材であり 自主的な対応である 。

第1.18.9図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 可搬型エリアモニタ設置手 図1.18.10 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型エリアモニタ設置タイム
順タイムチャート
チャート

45/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板
差圧計

可搬型陽圧化空調機給気口

DPI

仮設ダクト
高性能

ﾌｨﾙﾀ

ﾌｨﾙﾀ

中性能 ﾌｨﾙﾀ

活性炭

閉止板

可搬型陽圧化空調機

差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）
FI

空気ボンベ陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁

163－②（K5TSC設計
進捗）

差圧調整用排気弁（陽圧化装置（空気ボンベ））

1.18-72
５号炉中央制御室換気空調系
排気口
中央制御室換気
空調系排気ダクト

屋外

空気ボンベ元弁

大気開放弁

PI

閉止板

二酸化炭素吸収装置

非常口

均圧室

対策本部（高気密室）

陽圧化装置（空気ボンベ）

第1.18.11図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備 系統
概略図(プルーム通過中：陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化)
図1.18.17 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設備 系統概略図(プルーム通過中：空気ボンベ陽圧化装置による陽圧化時)
経過 時間（分 ）
０

１

２

３

４

５

６

経過時間（分）

'

０

１

２

３

４

５

６

▽可搬型 エリアモニタの警報 発生
手順の 項目要員▽可搬型エリアモニタの警報発生▽可搬型 陽圧化空調機切離し ／空気ボンベ陽圧化 装置起動
▽陽圧化 状態の確認完了▽可搬型 陽圧化空調機停止

手順の項目

要員

▽可搬型陽圧化空調機切離し／空気ボンベ陽圧化装置起動▽陽圧化状態の確認完了

給気口か ら仮設ダクト取外し （対策本部内作業）
５ 号炉原子 炉建屋内
緊 急時対策 所（対策本 部）可搬 型陽圧化
空 調機停止 手順

164－

給気口から可搬型陽圧化空調機仮設ダクト取外し（高気密室内作業）

高気密室給気口 に閉止板取付け（対 策本部内作業）
保安班

２
名

室内差圧確認（ 対策本部内作業）
通路（可搬型空 調機設置場所）へ移 動

５号炉原子炉建屋内
緊急時対策所可搬型
陽圧化空調機停止手
順

保安班

２
名

高気密室給気口に閉止板取付け（高気密室内作業）
室内差圧確認（高気密室内作業）
空調機設置場所へ移動
空調機停止（高気密室外作業）

空調機停止（対 策本部外作業）

1.18-72

空気ボンベ陽圧 化装置空気供給第一 ／第二弁開操作（対 策本部内作業）
５ 号炉原子 炉建屋内
緊 急時対策 所（対策本 部）陽圧 化装置（ 空気ボン ベ）起動
手順

保安班

１
名

差 圧調整用排気弁の切 替え（対策本部内作 業）
室内差圧確認（ 対策本部内作業）②（K5TSC設計
進捗）

空気ボンベ陽圧化装置給気第一／第二弁開操作（高気密室内作業）
５号炉原子炉建屋内
緊急時対策所空気ボンベ陽圧化装置起動
手順

保安班

１
名

差圧調整用排気弁の切替（高気密室内作業）
室内差圧確認（高気密室内作業）

二酸化炭素吸収装置起動

第1.18.12図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化 図1.18.18 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機停止，及空調機停止及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置 び，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所空気ボンベ陽圧化装置起動手順のタ（空気ボンベ）起動手順タイムチャート
イムチャート46/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器

DPI

差圧計

給気口

屋外
活性炭 ﾌｨﾙﾀ

高性能 ﾌｨﾙﾀ

中 性能 ﾌｨﾙﾀ

FI

閉止板

陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁

可搬型陽圧化空調機
活性 炭 ﾌｨﾙﾀ

高性 能 ﾌｨﾙﾀ

1.18-73

中性能 ﾌｨﾙﾀ

－

－

閉止板

５号炉中央制御室
換気空調系排気口

165

変更理由

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板
中央制御室換気
空調系排気ダクト③評価進捗による変更・修正②（K5TSC設計
進捗）

閉止板
空気ボンベ元弁
PI

均圧室

待機場所（中操制御室換気空調系機械室）

均圧室

陽圧化装置（空気ボンベ）

第1.18.13図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）換気設備 系統
概略図(プルーム通過中：陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化)－
経過 時間（分）
０

１

２

３

４

５

６

▽ 可搬型エリアモニタの警報発生
手 順の項目要員▽可搬型 陽圧化空調機切離し／空気ボンベ陽圧化装置起動▽陽圧化状態の確認完 了▽ 可搬型陽圧化空調機 停止

給気口か ら仮設ダクト取外し（待機場所内作業）
５号炉 原子炉建屋 内
緊急時 対策所（待 機場所） 可搬型陽圧 化
空調機 停止手順

166－

高気密室給気口に閉止板取付け（待機場所内作業 ）
復旧班

２
名

室内差圧確認（待機場所内作業）通路（可 搬型空調機設置場所）へ移動

1.18-73

空調機停止（待機場所外作業 ）②（K5TSC設計
進捗）

空気ボンベ陽圧 化装置空気供給第一 ／第二弁開操作（待機場所内作業 ）５号炉 原子炉建屋 内
緊急時 対策所（待 機場所） 陽圧化装置（空気 ボンベ）起 動
手順

復旧班

１
名
室内差圧確認第1.18.14図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化
空調機停止及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ）起動手順タイムチャート

47/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

167

－

②（K5TSC設計
進捗）1.18-74

第1.18.15図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 見取り図

48/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由－
経過時間（分）
０

手順の項目

要員

5

10

15

20

25

30

45

▽陽圧化状態（可搬型陽圧化空調機）確認完了▽陽圧化状態（空気ボンベ）の切替開始

通路（可搬型陽圧化空調機設置場所）へ移動
5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所可搬型
陽圧化空調機による5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（対策本部）の陽圧化「開
始」手順

168

－

可搬型陽圧化空調機の仮設ダクトと対策本部給気口を接続

保安班

屋上～可搬型外気取入送風機～可搬型陽圧化空調機間の仮設ダクトを敷設，可搬型外
気取入送風機を起動（建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合，必要に応じて実施）

２名

可搬型陽圧化空調機を起動
可搬型陽圧化空調機を予備機へ切替え(必要に応じて実施)

1.18-74②（K5TSC設計進捗）

対策本部給気口の閉止板取外し
可搬型陽圧化空調機の運転状態確認

(

保安班

１
名

陽圧化装置(空気ボンベ）給気弁
閉操作)

5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（対策本部）の陽圧化「停止」手順

差圧調整用排気弁の切替え
室内差圧確認第1.18.16図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ）から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所
可搬型陽圧化空調機への切替え手順タイムチャート－
経過時間（分）
０

手順の項目

要員

5

10

15

20

25

30

45

▽陽圧化状態（可搬型陽圧化空調機）確認完了▽陽圧化状態（空気ボンベ）の切替開始

通路（可搬型陽圧化空調機設置場所）へ移動
5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所可搬型
陽圧化空調機による5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（待機場所）の陽圧化「開
始」手順

169

－

可搬型陽圧化空調機の仮設ダクトと対策本部給気口を接続

復旧班

２
名

屋上～可搬型陽圧化空調機間の仮設ダクトを敷設（建屋内の雰囲気線量が屋外より高い場合，必要に応じて実施）
可搬型陽圧化空調機を起動
可搬型陽圧化空調機を予備機へ切替え(必要に応じて実施)

1.18-75

待機場所給気口の閉止板取外し
可搬型陽圧化空調機の運転状態確認

(

復旧班

１
名

陽圧化装置(空気ボンベ）給気弁
閉操作)

5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所陽圧化装置（空気ボンベ）による5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所（待機場所）の陽圧化「停止」手順②（K5TSC設計
進捗）

室内差圧確認第1.18.17図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ）から5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 可搬型陽圧化空調機への切替え手順タイムチャート

49/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由－
５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板
差圧計

可搬型陽圧化空調機給気口
仮設ダクト
可搬型外気取入DPI

中性能 ﾌｨﾙﾀ

高 性能 ﾌｨﾙﾀ

活 性炭 ﾌｨﾙﾀ

送風機

屋外

可搬型陽圧化空調機

差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）
FI

可搬型外気取入送風機

陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁

170－②（K5TSC設計
進捗）

差圧調整用排気弁（陽圧化装置（空気ボンベ））

1.18-75
５号炉中央制御室換気空調系
排気口
中央制御室換気
空調系排気ダクト

空気ボンベ元弁

大気開放弁

PI

閉止板

非常口

二酸化炭素吸収装置

均圧室

対策本部（高気密室）

陽圧化装置（空気ボンベ）

第1.18.18図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 可搬型外気取入送風機系
統概略図－
経過時間（分）
０

手順の項目

5

10

15

20

25

30

要員
▽通路のパージ開始
通路（可搬型外気取入送風機設置場所）へ移動
屋上から可搬型外気取入送風機へ仮設ダクト敷設

171－

1.18-76

可搬型外気取入送風機による原子炉建屋
地上3階北西側通路のパージ「開始」手
順

保安班

２
名

可搬型外気取入送風機を起動
可搬型外気取入送風機を予備機へ切替え(必要に応じて実施)②（K5TSC設計
進捗）

可搬型外気取入送風機の運転状態確認第1.18.19図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 可搬型外気取入送風機の起動手順タイムチャート

50/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

172

－

②（K5TSC設計
進捗）1.18-76

第1.18.20図 移動式待機所の保管及び使用場所

51/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

173

－

②（K5TSC設計
進捗）1.18-77

第1.18.21図 移動式待機所の外観図－

経過時間（分）
0

手順の項目

要員

10

20

30

40

50

60

▽ 移動式待機所の使用指示

復旧班
保安班

3名

保安班

1名

70

80

90

100

110

使用準備完了 ▽荒浜側高台保管場所へ移動（床及び壁面に汚染が確認された場合の）除染

174－

1.18-77

可搬型エリアモニタの設置

移動式待機所の使用
準備手順

チェンジングエリアの設営②（K5TSC設計
進捗）

可搬型電源設備の起動
復旧班

2名

可搬型陽圧化空調機の起動
差圧確認

第1.18.22図 移動式待機所の使用準備手順タイムチャート

52/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

発電所内 発電所外

無線連絡設備（可搬型）
無線系回線

衛星系回線 無線系回線

５号炉
原子炉建屋内緊急時対策所(対策本部)

中央制御室

携帯型音声
呼出電話機

衛星系回線

無線系回線

５号炉
原子炉建屋

６号炉
コントロール建屋等※

携帯型音声
呼出電話設備衛星系回線

統合原子力防災
ネットワーク（衛星系）

衛星電話設備（可搬型）

衛星電話設備（常設）

無線連絡設備（常設）

衛星電話設備（常設）

無線連絡設備（常設）

統合原子力防災
ネットワークを用いた通信連絡設備

中央制御室
待避室

ＩＰ－電話機ＩＰ－ＦＡＸ－

1.18-78
データ
伝送装置
携帯型音声
呼出電話機

衛星無線
通信装置

緊急時対策支援システム伝送装置

有線系回線

光ファイバ
通信伝送装置

データ伝送設備

中央制御室等制御盤

統合原子力防災
ネットワーク（有線系）

175②（K5TSC設計
進捗、免震重要棟の自主化）

テレビ会議システム

SPDS
表示装置

安全パラメータ表示システム(SPDS)(待機場所)
携帯型音声
呼出電話設備
携帯型音声
呼出電話機

携帯型音声
呼出電話機

※:７号炉も同様

第1.18.23図 安全パラメータ表示システム（SPDS）及びデータ伝送設備の概 図1.18.19 緊急時対策所における安全パラメータ表示システム（SPDS）及び
要
データ伝送設備の概要

経過時間（分）
０

手順の項目

要員

10

20

30

40

50

60

南側アクセスルート完了▽

▽設置指示

70

80

90

資機材準備
南側アクセスルート

176－

1.18-78

保安班

2
名

5号炉原子炉建
屋内緊急時対策
所チェンジング
エリア設置手順

手順の項目

保安班

2
名

10

20

40

50

60

チェンジングエリア▽
設置完 了

▽設置指示

要員

30

エリア設置

資機材準備
北東側アクセスルート

経過時間（分）０

北東側アクセスルート完了▽

エリア設置

5号炉原 子炉建屋
内緊急 時対策所
チェン ジングエリ
ア設置 手順

資機材準備
保安班

2
名

エリア設置

②（K5TSC設計
進捗）※チェンジングエリアは，南側か北東側アクセスルートのいずれかを設置する。
図1.18.21 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア設置手順タ
イムチャート第1.18.24図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア設置手順タイムチャート

53/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

電源車（２台)(可搬型代替交流
電源設備)
Ｇ

M/C 1SB-1

M/C 3SA-1

Ｇ

北側
ケーブル
接続箱

免震重要棟内緊急時対策所用
ガスタービン発電機（常設代替交流
GTG
電源設備）

（略語）

D/G
(1B)

'

R/B：原子炉建屋
非常用高圧
母線 1D

C/B：コントロール建屋
MCC：モータ・コントロール・センタ

免震重要棟
【凡例】

動力変圧器

GTG

：ガスタービン発電機

D/G：非常用ディーゼル発電機

動力変圧器

動力変圧器

：遮断器
：配線用遮断器：断路器（開閉器）

蓄電池
1,000Ah×2台

177

－

蓄電池
1,100Ah

AC/DC

1.18-79

充電器×２台Ｇ：電源車(代替交流電源設備)

AC/DC：交流直流変換装置

DC/AC：直流交流変換装置②（K5TSC設計
進捗）

：切替装置
DC/AC

無停電電源装置

免震重要棟内緊急時対策所

第1.18.26図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 給電系統概要図

一般
負荷○代替交流電源補機○換気空調設備○照明設備(コンセント負荷含む)○必要な情報を把握できる設備
・緊急時対策支援システム伝送装置〇通信連絡設備・電力保安通信用電話
設備（固定電話機）
・統合原子力防災ネット
ワークを用いた通信連
絡設備（IP-電話機）○換気空調設備
・免震重要棟内緊急時対策所
可搬型陽圧化空調機○照明設備（コンセント負荷含む）〇必要な情報を把握できる設備
・SPDS表示装置〇通信連絡設備
・局線加入電話設備
・テレビ会議システム（社内向）・電力保安通信用電話設備（FAX）
・無線連絡設備
・衛星電話設備・統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設
備（テレビ会議システム，
IP-FAX）〇放射線管理設備

手順の項目

要員

5

10

15

20

経過時間（分）25

030

電源設備からの▽ 受電完了▽電源設備起動指示

手順の項目

要員

178

－

1.18-80

２
名

10

15

20

25

30

▽電源設備からの受電完了

電源設備配置場所へ移動

ケーブル接続復旧班

5▽電源設備起動指示

電源設備配置場所へ移動
５号炉原子炉建屋内
緊急時対策所用可搬型電源設備起動操作
手順：6/7号炉設計基準対象施設

図1.18.28 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 給電系統概要図

経過時間（分）0：重大事故等対処設備

電源設備起動・起動後確認・
出力遮断器「入」負荷変圧器配置場所へ移動
遮断器切替

５号炉原子炉建屋内
緊急時対策所用可搬型電源設備起動操作
手順

発電機起動・起動後確認・出力遮断器「入」
本部付

２
名

②（K5TSC設計
進捗）

負荷変圧器配置場所へ移動
遮断器切替

第1.18.27図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 起動操 図1.18.29 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 起動操作
作手順タイムチャート
タイムチャート

54/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由－
経過時間（分）0

手順 の項目

要員

5

10

15

20

25

30

電源設備からの切替え完了▽電源設備切替え指示▽

電源設備配置場所へ移動
待機側の電源設備起動，起動後確認

179－

1.18-80

５号炉原子炉建屋 内
緊急時対策所用可 搬型電源設備の切替 え
手順

電源設備（待機側）遮断機「入」
復 旧班

２
名

負荷変圧器配置場所へ移動
受電遮断器切替②（K5TSC設計
進捗）

電源設備配置場所へ移動
使用側の発電機停止

第1.18.28図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備切替え
手順タイムチャート

55/146

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No.

章番号

ページ番号

180

－

1.18-81

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

②（K5TSC設計
進捗）第1.18.29図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備への燃料給油概略系統図
図1.18.24 タンクローリによるアクセスルート図

56/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

図1.18.25 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機燃料補給作
業タイムチャート
経過時間（分）
０

手順の項目

要員

30

60

90

120

150

210

180

給油完了▽

▽燃料補給指示タンクローリ（16kL）置場へ移動※①

タンクローリ（16kL）で軽油タンクエリアへ移動
②

181

－

仮設フランジ取付・給油準備

1.18-81③
免震重要棟内緊急時対策所ガスター
ビン発電機燃料給油手順

復旧班②（免震重要棟の自主化）

タンクローリー（16kL）に補給
タンクローリ（16kL）で免震重要棟内緊急④ 時対策所ガスタービン発電機地下貯油タン
ク近傍に移動２
名⑤
タンクローリ（16kL） から免震重要棟緊急時対策所ガスタービン発電機燃料地下タ
ンクへ給油※免震重要棟内緊急時対策所ガスタービン発電機地下貯油タンクの
残油量により、①，③～⑤を繰り返す※タンクローリ（16kL）は荒浜側高台保管庫に配備

削除
経過時間（分）
0

手順の項目

要員

総務班

10

20

30

40

50

60

70

80

100

110

電源車復旧完了 ▽▽ 電源車復旧指示
2
名

90

ガスタービン発電機設置場所へ移動
ガスタービン発電機起動不可確認
大湊側高台保管場所へ移動
電源車点検

182

－

1.18-81

免震重要棟内緊急時対策所用電源設備を電源車にて復旧する
手順（北側ケーブル
接続箱）

免震重要棟北側へ移動
ケーブル接続
本部付

2
名

断路器切替

②（免震重要棟の自主化）

絶縁抵抗測定電源車起動・起動後確認
免震重要棟内緊急時対策所用
ガスタービン発電機用受電盤受電図1.18.26 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機から電源車への切替えのタイムチャート

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除
経過時間（分）
０
0

手順の項目

要員

10

20

30

40

50

60

80

70

110

100

90

120

電源車給油完了▽▽電源車燃料補給指示
タンクローリ（4kL）置場へ移動※
タンクローリ（4kL）で軽油タンクエリアへ移動・配置

①

183

－

免震重要棟内緊
急時対策所用電
源車燃料給油手
順

1.18-81

仮設フランジ取付・給油準備

②
復旧班

２
名

タンクローリ（4kL）に補給③

タンクローリ（4kL）
で電源車配置場所へ移動①，②，③はタンクローリ（4kL）に残油がある場合は不要②（免震重要棟の自主化）

タンクローリ（4kL）
から電源車へ給油・片付※免震重要棟内緊急時対策所から大湊側高台保管場所の場合。荒浜側高台保管場所の場合は１５分。

図1.18.27 タンクローリ（4kL）から電源車への給油のタイムチャート

経過時間（分）
０
0

手順の項目

要員

10

20

30

40

50

60

70

80

90

110

100

▽電源設備燃料補給指示

120

経過時間（分）130

電源設備給油完了▽

０
0

手順の項目

要員

10

20

30

40

50

60

70

80

100

90

▽電源車燃料補給指示

110

120

電源車給油完了▽

タンクローリ（4kL）置場へ移動※

タンクローリ（4kL）置場へ移動※①

タンクローリ（4kL）で軽油タンクエリアへ移動・配置

①

184

－

1.18-81

５号炉原子炉建
屋内緊急時対策
所用可搬型電源
設備燃料給油手
順

②
復旧班

２
名

③

タンクローリ（4kL）に補給

タンクローリ（4kL）
で電源設備配置場所へ移動①，②，③はタンクローリ（4kL）に残油がある場合は不要

タンクローリ（4kL）で軽油タンクエリアへ移動・配置

仮設フランジ取付・給油準備

タンクローリ（4kL）から電源設備へ給油・片付け※５号炉原子炉建屋内緊急時対策所から荒浜側高台保管場所の場合。大湊側高台保管場所の場合は２０分。

５号炉原子炉建
屋内緊急時対策
所用可搬型電源
設備燃料給油手
順

②
復旧班

２
名

仮設フランジ取付・給油準備③

タンクローリ（4kL）に補給

タンクローリ（4kL）
で電源設備配置場所へ移動①，②，③はタンクローリ（4kL）に残油がある場合は不要②（K5TSC設計
進捗）

タンクローリ（4kL）から電源設備へ給油・片付※５号炉原子炉建屋内緊急時対策所から荒浜側高台保管場所の場合。大湊側高台保管場所の場合は１５分。

第1.18.30図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 燃料給 図1.18.31 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 燃料補給
油手順タイムチャート
作業タイムチャート

58/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－
経過 時間（分 ）0要員

手順の 項目

5

10

15

20

25

30

▽ 電源設備の待機側無負荷運転指示

3540

電 源設備待機側 無負荷運転完了▽

電源設備配置場所へ移動
待機側の電源設備起動，起動後確認
電源設備（待機側）遮断機「入」負荷変圧器配置場所へ移動
２
名

復 旧班

185

－

1.18-82

受電遮断器切替②（K5TSC設計
進捗）

電源設備配置場所へ移動

5号炉 原子炉建 屋
内緊急時 対策所用
可搬型電 源設備の待機運転 手順

使用側の電源設備停止

停止した電源設備起動，出力遮断機「入」タンクローリ（4kL）から電源設備に給油・片付

２
名

復 旧班

第1.18.31図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備の待機
運転手順タイムチャート

０
0

手順の項目

要員

10

20

30

40

50

60

70

80

経過時間（分）
90
100

110

120

130

14
140
1

150

160

170

180

電源設備復旧完了▽▽電源設備復旧指示

０
0

手順の項目

要員

大湊側高台保管場所へ移動－

1.18-82

50

60

70

80

経過時間（分）
90
100

110

120

130

14
140
1

150

160

170

180

電源設備復旧完了▽

電源設備の簡易点検

5号炉原子炉建屋南側脇へ移動

186

40

大湊側高台保管場所へ移動

電源設備の簡易点検

２
名30

電源設備設置場所へ移動
電源設備起動不可確認

電源設備起動不可確認

復旧班

20

▽電源設備復旧指示

電源設備設置場所へ移動

5号炉原子炉建
屋内緊急時対策
所用可搬型電源
設備復旧手順10

５号機原子炉建屋南側脇へ移動
可搬ケーブルの布設，接続替え
絶縁抵抗確認
発電機起動・起動後確認
負荷変圧器・遮断器投入
分電盤（３面）受電・受電確認

５号炉原子炉建
屋内緊急時対策
所用可搬型電源
設備復旧手順復旧班

２
名

可搬ケーブルの布設，接続替え
絶縁抵抗確認
発電機起動・起動後確認⑤

負荷変圧器・遮断器投入
分電盤（３面）受電・受電確認

第1.18.32図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 復旧手 図1.18.30 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 復旧タイ
順タイムチャート
ムチャート

59/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除

'

187

－

②（免震重要棟の自主化）

1.18-82

図1.18.32 一時待避場所の配置図

60/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除
'

'

188

－

②（免震重要棟の自主化）

1.18-82

図1.18.33 緊急時対策所，一時待避場所への待避に関するアクセスルート
図61/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

変更前

第

61

76

条

条

技術基準規則の解釈
機能

発電所内外の通信連絡をする必要がある場所と通信連絡

１ 第１項及び第２項の要件を満たす緊 第 四 十六条 の規 定 １ 第１項及び第２項の要件を満たす緊
急時対策所とは，以下に掲げる措置又は に よ り設置さ れ る 急時対策所とは，以下に掲げる措置又は
こ れらと同等 以上の効果を 有する措置 緊急時対策所は，
重 これらと同 等以上の効 果を有する措 置を行うための設備を備えたものをいう。 大 事 故等が発 生 し を行うための設備を備えたものをいう。
ａ）基準地震動による地震力に対し，免 た 場 合におい て も ａ）基準地震動による地震力に対し，免震機能等により，緊急時対策所の機能を 当 該 重大事故 等 に 震機能等により，緊急時対策所の機能を喪失しないようにするとともに，基準津 対 処 するため の 適 喪失しないようにするとともに，基準津波の影響を受けないこと。
切 な 措置が講 じ ら 波の影響を受けないこと。
ｂ）緊急時対策所と原子炉制御室は共通 れるよう，次に定め ｂ）緊急時対策所と原子炉制御室は共通
要因により同時に機能喪失しないこと。 る と ころによ ら な 要因により同時に機能喪失しないこと。
ｃ）緊急時対策所は，代替交流電源から ければならない。
ｃ）緊急時対策所は，代替交流電源からの給電を可能とすること。
一 重大事故等に対 の給電を可能とすること。また，当該代
また，当該代替電源設備を含めて緊急時 処 す るために 必 要 替電源を含めて緊急時対策所の電源は，対策所の電源設備は，多重性又は多様性 な 指 示を行う 要 員 多重性又は多様性を有すること。
を有すること。
が と どまるこ と が ｄ）緊急時対策所の居住性が確保される
ｄ）緊急時対策所の居住性が確保される できるよう，
適切な ように，適切な遮蔽設計及び換気設計をように，適切な遮蔽設計及び換気設計を 措置を講ずること。 行うこと。
行うこと。
二 重大事故等に対 ｅ）緊急時対策所の居住性については，ｅ）緊急時対策所の居住性については， 処 す るために 必 要 次の要件を満たすものであること。
次の要件を満たすものであること。
な 指 示ができ る よ ① 想定する放射性物質の放出量等は東① 想定する放射性物質の放出量等は東 う，
重大事故等に対 京電力株式 会社福島第 一原子力発電 所
京 電力株式会 社福島第一原 子力発電所 処 す るために 必 要 事故と同等とすること。
事故と同等とすること。
な 情 報を把握 で き ② プルーム通過時等に特別な防護措置② プルーム通過時等に特別な防護措置 る 設 備を設け る こ を講じる場合を除き，対策要員は緊急時を講じる場合を除き，対策要員は緊急時 と。
対策所内で のマスクの 着用なしとし て
対 策所内での マスクの着用 なしとして 三 発電用原子炉施 評価すること。
評価すること。
設 の 内外の通 信 連 ③ 交代要員体制，安定ヨウ素剤の服用，③ 交代要員体制，安定ヨウ素剤の服用， 絡 を する必要 の あ 仮設設備等を考慮してもよい。ただし，仮設設備等を考慮してもよい。ただし， る 場 所と通信 連 絡 その場合は，実施のための体制を整備す
その場合は，実施のための体制を整備す を 行 うために 必 要 ること。
ること。
な 設 備を設け る こ ④ 判断基準は，対策要員の実効線量が 7④ 判断基準は，対策要員の実効線量が 7 と。
日間で 100mSv を超えないこと。
日間で 100mSv を超えないこと。
２ 緊急時対策所に ｆ）緊急時対策所の外側が放射性物質に
ｆ）緊急時対策所の外側が放射性物質に は，重大事故等に対 より汚染したような状況下において，緊より汚染したような状況下において，緊 処 す るために 必 要 急時対策所 への汚染の 持ち込みを防 止
急 時対策所へ の汚染の持ち 込みを防止 な 数 の要員を 収 容 するため，モニタリング及び作業服の着するため，モニタリング及び作業服の着 す る ことがで き る 替え等を行うための区画を設けること。
替え等を行うための区画を設けること。 措 置 を講じな け れ ２ 第２項に規定する「重大事故等に対２ 第２項に規定する「重大事故等に対 ばならない。
処するために必要な数の要員」とは，第処するために必要な数の要員」とは，第１項第１号に規定する「重大事故等に対１項第１号に規定する「重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員」に処するために必要な指示を行う要員」に加え，少なくとも原子炉格納容器の破損
加え，少なくとも原子炉格納容器の破損等による工 場等外への 放射性物質 の拡等 による工場 等外への放射 性物質の拡散を抑制す るための対 策に対処する た
散 を抑制する ための対策に 対処するために必要な数の要員を含むものとする。
めに必要な数の要員を含むものとする。

必要な
情報の
把握

２ 緊急時対策所
は，重大事故等に対 処す るた め に
必 要な 数の 要 員
を 収容 する こ とが でき るも の でな けれ ばな ら ない。

技術基準規則

設計基準対処設備／自主対策設備

機器名称

既設
新設

免震重要棟内緊急時
対策所遮蔽

既設

免震重要棟内緊急時対策所（待避室）遮蔽新設

可搬型陽圧化空調機新設

免震重要棟内緊急時対策所
給排気隔離ダンパ

既設

地震観測装置

新設

酸素濃度計

新設

二酸化炭素濃度計

新設

差圧計

新設

免震重要棟内緊急時対策所
用ガスタービン発電機

既設

免震重要棟内緊急時対策所
用ガスタービン発電機用地
下貯油タンク

既設

免震重要棟内緊急時対策所
用ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ

既設

免震重要棟内緊急時対策所
用ガスタービン発電機用受
電盤

既設

電源車

新設

免震重要棟内緊急時対策所
用ガスタービン発電機－電源車切替遮断器

新設

軽油タンク

既設

タンクローリ（16ｋL）

新設

タンクローリ（4ｋL）

新設

必要な情報を把握できる設
備（安全パラメータ表示システム（SPDS））

新設

衛星電話設備新設

無線連絡設備新設

統合原子力防災ネットワー
クに接続する通信連絡設備（テレビ会議システム，Ｉ
Ｐ－電話機，ＩＰ－ＦＡ
Ｘ）
データ伝送設備

新設

新設

耐
震
性

機器
クラ
ス

必要時間
内に使用
可能か

対応可能
な人数で
使用可能
か

備考

－

－

－

－

－

常設

－

－

－

－

常設

－

－

－

－

常設

－

－

－

－

専用電話設備(ホット
ライン）

常設

－

－

－

－

テ レビ 会議 シ ステ ム
（社内向）

常設

－

－

－

－

機能

機器名称

－

－

発電所内外の通信連絡をする必要がある場所と通信連絡

第第 三十 四条 の 規
定 によ り設 置 され る緊 急時 対 策
所は，重大事故等
が 発生 した 場 合に おい ても 当 該
重 大事 故等 に 対処 する ため の 適
切 な措 置が 講 じられるよう，次に掲 げる もの で なければならない。
一 重大事故等に対 処す るた め に
必 要な 指示 を 行
う 要員 がと ど まる こと がで き るよう，適切な措置を 講じ たも の であること。
二 重大事故等に対 処す るた め に
必 要な 指示 が できるよう，重大事
故 等に 対処 す る
た めに 必要 な 情
報 を把 握で き る
設 備を 設け た ものであること。
三 発電用原子炉
施 設の 内外 の 通
信 連絡 をす る 必
要 のあ る場 所 と通 信連 絡を 行 う
た めに 必要 な 設
備 を設 けた も のであること。

設置許可基準規則の解釈

代替電源設備からの給電の確保

1.18-82

重大事故等対処設備
設置許可
基準規則

居住性の確保－変更理由

重大事故等対処設備及び自主対策設備整理表（免震重要棟内緊急時対策
所）
設置許可
基準規則
／技術基
準規則

189

③評価進捗による変更・修正

送 受信 機（ ペ ージ ング）
電 力保 安通 信 用電 話設備
局線加入電話設備

常設/
可搬②（免震重要棟
の自主化）

耐震性を有
していない
が，備が健
全である場
合は，通信
連絡を行う
ための手段
として使用
する。

62/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(1/4)
技術的能力審査基準（1.18）【 本文 】
発 電用 原子 炉設 置者 にお いて 、 緊急 時対 策所 に関 し、 重大 事故 等が 発生 した 場合 にお い ても 、重 大事 故等 に対 処
す るた めに 必要 な指 示を 行う 要 員が 緊急 時対 策所 にと ど
ま り、 重大 事故 等に 対処 する た めに 必要 な指 示を 行う とと もに 、発 電用 原子 炉施 設の 内 外の 通信 連絡 をす る必 要の ある 場所 と通 信連 絡し 、重 大 事故 等に 対処 する ため に必 要な 数の 要員 を収 容す る等 の 現地 対策 本部 とし ての 機
能 を維 持す るた めに 必要 な手 順 等が 適切 に整 備さ れて い
る か、 又は 整備 され る方 針が 適 切に 示さ れて いる こと 。

ａ） 基準 地震 動に よる 地 震力 に対 し、 免震 機能
等に より 、緊 急時 対策 所 の機 能を 喪失 しな いよ
うに する とと もに 、基 準 津波 の影 響を 受け ない
こと 。

ａ） 基準 地 震動 によ る地 震力 に対 し 、免 震
機能 等に よ り、 緊急 時対 策所 の機 能 を喪 失
しな いよ う にす ると とも に、 基準 津 波の 影
響を 受け な いこ と。

ｄ） 緊急 時対 策所 の居 住 性が 確保 され るよ うに、 適切 な遮 蔽設 計及 び 換気 設計 を行 うこ と。

ｄ） 緊急 時 対策 所の 居住 性が 確保 さ れる よ
うに 、適 切 な遮 蔽設 計及 び換 気設 計 を行 う
こと 。

ｅ） 緊急 時対 策所 の居 住 性に つい ては 、次 の要件を 満た すも ので ある こ と。
① 想 定す る 放射 性物 質の 放出 量等 は 東京 電力 株
式会 社福 島第 一原 子力 発 電所 事故 と同 等と すること 。
② プ ルー ム 通過 時等 に特 別な 防護 措 置を 講じ る
場合 を除 き、 対策 要員 は 緊急 時対 策所 内で のマ
スク の着 用な しと して 評 価す るこ と。
③ 交 代要 員 体制 、安 定ヨ ウ素 剤の 服 用、 仮設 設
備等 を考 慮し ても よい 。 ただ し、 その 場合 は、
実施 のた めの 体制 を整 備 する こと 。
④ 判 断基 準 は、 対策 要員 の実 効線 量 が7 日間 で100mSv を 超 えな いこ と。

ｅ） 緊急 時 対策 所の 居住 性に つい て は、 次の要 件を 満 たす もの であ るこ と。
① 想定 する 放射 性物 質 の放 出量 等は 東京
電力 株式 会 社福 島第 一原 子力 発電 所 事故 と同等 とす る こと 。
② プル ーム 通過 時等 に 特別 な防 護措 置を講じ る場 合 を除 き、 対策 要員 は緊 急 時対 策
所内 での マ スク の着 用な しで 評価 す ること。
③ 交代 要員 体制 、安 定 ヨウ 素剤 の服 用、仮設 設備 等 を考 慮し ても よい 。た だ し、 その場 合は 、 実施 のた めの 体制 を整 備 する こと④ 判断 基準 は、 対策 要 員の 実効 線量 が7
日間 で100mSv を 超え な いこ と。

②

③

76

条

条

２ 緊 急 時対 策 所
は，重大事故等に対処 する ため に必 要
な 数の 要員 を収 容
す るこ とが でき るも ので なけ れば ならない。

設計基準対処設備／自主対策設備

機器名称

既設
新設

5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所遮蔽既設

5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所対策本部
遮蔽新設

可搬型陽圧化空調機

新設

5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所空気ボンベ
陽圧化装置

新設

5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所二酸化炭素
吸収装置

新設

5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所可搬型エリ
アモニタ

新設

酸素濃度計

新設

二酸化炭素濃度計

新設

差圧計

新設

5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所用可搬型電
源設備

新設

交流分電盤

新設

負荷変圧器

新設

軽油タンク

既設

タンクローリ（4kL）

新設

緊必要な情報を把握できる設備（安全パラメ
ータ表示システム（SPDS）

新設

SPDS 表示装置

新設

衛星電話設備新設

無線連絡設備新設

統合原子力防災ネット
ワークを用いる通信連
絡設備（テレビ会議シ
ステム，ＩＰ－電話機，ＩＰ－ＦＡＸ）

新設

データ伝送設備

新設

機能

機器名称

常設／
可搬

耐
震
性

機器
クラ
ス

必要時間
内に使用
可能か

対応可能な
人数で使用
可能か

備考

－

－

－

－

－

－

－

－

送受信機（ページ
ング）

常設

－

－

－

－

電力保安通信 用電
話設備

常設

－

－

－

－

局線加入電話設備

常設

－

－

－

－

専用電話設備 （ホットライン）

常設

－

－

－

－

テレビ会議シ ステ
ム

常設

－

－

－

－

衛星電話設備 （社
内向）※１

常設

－

－

－

－

⑤

耐震性を
有してい
ないが，備
が健全で
ある場合
は，通信連
絡を行う
ための手
段として
使用する。

添付資料 1.18.１(2)ｃ） 緊急 時 対策 所は 、代 替交 流電 源 から の給電 を可 能 とす るこ と。 また 、当 該 代替 電
源を 含め て 緊急 時対 策所 の電 源は 、 多重 性
又は 多様 性 を有 する こと 。

第

61

機能

所と通信連 絡ｃ） 緊急 時対 策所 は、 代 替交 流電 源か らの 給電を可 能と する こと 。ま た 、当 該代 替電 源設 備を含め て緊 急時 対策 所の 電 源設 備は 、多 重性 又は多様 性を 有す るこ と。

①

第技術基準規則の解釈

１第１項 及び第２ 項の要件を 満たす緊 急時対策所とは，以下に掲げる措置又はこれらと同等 以上の効 果を有する 措置を行 う
ための設備を備えたものをいう。
ａ）基準地震動による地震力に対し，免震機能等により，緊急時対策所の機能を喪失しないようにするとともに，基準津波の影
響を受けないこと。
ｂ）緊急時対策所と原子炉制御室は共通要因により同時に機能喪失しないこと。
ｃ）緊急時対策所は，代替交流電源からの給電を可能とすること。また，当該代替電源を含めて緊急時対策所の電源は，多重性又は多様性を有すること。
ｄ）緊急時対策所の居住性が確保されるよ
うに，適切な遮蔽設計及び換気設計を行う
こと。
ｅ）緊急時対策所の居住性については，次の要件を満たすものであること。
① 想定する放射性物質の放出量等は東京電力株式 会社福島 第一原子力 発電所事 故と同等とすること。
② プルーム通過時等に特別な防護措置を講じる場合を除き，対策要員は緊急時対策
所内での マスクの 着用なしと して評価 すること。
③ 交代要員体制，安定ヨウ素剤の服用，仮設設備等を考慮してもよい。ただし，その場合は，実施のための体制を整備すること。
④ 判断基準は，対策要員の実効線量が 7
日間で 100mSv を超えないこと。
ｆ）緊急時対策所の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，緊急時対策所へ の汚染の 持ち込みを 防止する ため，モニタリング及び作業服の着替え等を行うための区画を設けること。
２ 第２項に規定する「重大事故等に対処するために必要な数の要員」とは，第１項第１号に規定する「重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員」に加え，少なくとも 原子炉格 納容器の破 損等によ る
工場等外 への放射 性物質の拡 散を抑制 するための 対策に対 処するため に必要な 数の要員を含むものとする。

発電所内 外の通信連絡をする必要がある場

ｂ） 緊急 時 対策 所と 原子 炉制 御室 は 共通 要
因に より 同 時に 機能 喪失 しな いこ と 。

－

技術基準規則設置許可基準規則の解釈
１ 第１項及び第２項の要件を満たす緊急時 第四十六 条の規定
対策所とは，以下に掲げる措置又はこれらと により設 置される
同等以上の効果を有する措置を行うための 緊急時対 策所は，設備を備えたものをいう。
重大事故 等が発生
ａ）基準地震動による地震力に対し，免震機 した場合 において能等により，緊急時対策所の機能を喪失しな も当該重 大事故等
いようにするとともに，基準津波の影響を受 に対処す るためのけないこと。
適切な措 置が講じｂ）緊急時対策所と原子炉制御室は共通要因 られるよ う，次ににより同時に機能喪失しないこと。
定めると ころによｃ）緊急時対策所は，代替交流電源からの給 らなけれ ばならな電を可能とすること。
い。
また，当該代替電源設備を含めて緊急時対策 一 重 大 事 故 等 に所の電源設備は，多重性又は多様性を有する 対処する ために必こと。
要な指示 を行う要ｄ）緊急時対策所の居住性が確保されるよう 員がとど まることに，適切な遮蔽設計及び換気設計を行うこ ができる よう，適と。
切な措置 を講ずるｅ）緊急時対策所の居住性については，次の こと。
要件を満たすものであること。
二 重大 事故等 に① 想定する放射性物質の放出量等は東京電 対処する ために必力株式会社福島第一原子力発電所事故と同 要な指示 ができる等とすること。
よう，重 大事故等② プルーム通過時等に特別な防護措置を講 に対処す るためにじる場合を除き，対策要員は緊急時対策所内 必要な情 報を把握
でのマスクの着用なしとして評価すること。 できる設 備を設け
③ 交代要員体制，安定ヨウ素剤の服用，仮 ること。
設設備等を考慮してもよい。ただし，その場 三 発 電 用 原 子 炉合は，実施のための体制を整備すること。
施設の内 外の通信④ 判断基準は，対策要員の実効線量が 7 日 連絡をす る必要の間で 100mSv を超えないこと。
ある場所 と通信連ｆ）緊急時対策所の外側が放射性物質により 絡を行う ために必汚染したような状況下において，緊急時対策 要な設備 を設ける
所への汚染の持ち込みを防止するため，モニ こと。
タリング及び作業服の着替え等を行うため ２ 緊 急 時 対 策 所の区画を設けること。
には，重 大事故等
２ 第２項に規定する「重大事故等に対処す に対処す るためにるために必要な数の要員」とは，第１項第１ 必要な数 の要員を号に規定する「重大事故等に対処するために 収容する ことがで必要な指示を行う要員」に加え，少なくとも きる措置 を講じな
原子炉格納容器の破損等による工場等外へ ければならない。
の放射性物質の拡散を抑制するための対策に対処するために必要な数の要員を含むものとする。

所と通信連 絡ｂ） 緊急 時対 策所 と原 子 炉制 御室 は共 通要 因により 同時 に機 能喪 失し な いこ と。

本文

重大事故等対処設備
設置許可
基準規則

第 三十 四条 の規 定に より 設置 され る
緊急時対策所は，重大 事故 等が 発生 した 場合 にお いて も当 該重 大事 故等 に
対 処す るた めの 適
切 な措 置が 講じ られるよう，次に掲げる もの でな けれ ばならない。
一 重大 事故等に対処 する ため に必 要
な 指示 を行 う要 員
が とど まる こと ができるよう，適切な措 置を 講じ たも のであること。
二 重大 事故等に対処 する ため に必 要
な 指示 がで きる よう，重大事故等に対処 する ため に必 要
な 情報 を把 握で きる 設備 を設 けた ものであること。
三 発電 用原子炉施設 の内 外の 通信 連
絡 をす る必 要の ある 場所 と通 信連 絡
を 行う ため に必 要
な 設備 を設 けた ものであること。

発電所内 外の通信連絡をする必要がある場

③

【解 釈】
１ 第１ 項及 び第 ２項 の 要件 を満 たす 緊急時対 策所 と は、 以下 に掲 げる 措置 又 はこ れらと 同等 以 上の 効果 を有 する 措置 を 行う ための 設備 を 備え たも のを いう 。

設置許可
基準規則
／技術基
準規則

の把握

ｂ ）緊 急時 対策 所が 、代 替交 流 電源 設備 から の給 電を 可能 とす るこ と。

【解 釈】
１ 第 １項 及 び第 ２項 の要 件を 満た す 緊急 時対 策
所と は、 以下 に掲 げる 措 置又 はこ れら と同 等以上の 効果 を有 する 措置 を 行う ため の設 備を 備え
たも のを いう 。

番号

必要な情報

①

技術基準規則（76条）【本 文】
第四 十六 条 の規 定に より 設置 され る 緊急 時
対策 所は 、 重大 事故 等が 発生 した 場 合に おいて も当 該 重大 事故 等に 対処 する た めの 適
切な 措置 が 講じ られ るよ う、 次に 定 める ところ によ ら なけ れば なら ない 。
一 重大 事故 等に 対処 す るた めに 必要 な指示を 行う 要 員が とど まる こと がで き るよう、 適切 な 措置 を講 ずる こと 。
二 重大 事故 等に 対処 す るた めに 必要 な指示が でき る よう 、重 大事 故等 に対 処 する ために 必要 な 情報 を把 握で きる 設備 を 設け ること 。
三 発電 用原 子炉 施設 の 内外 の通 信連 絡をする 必要 の ある 場所 と通 信連 絡を 行 うた めに必 要な 設 備を 設け るこ と。
２ 緊急 時対 策所 には 、 重大 事故 等に 対処
する ため に 必要 な数 の要 員を 収容 す るこ とがで きる 措 置を 講じ なけ れば なら な い。

給電の確保

1.18-83－

設置許可基準規則（61条）【本 文】
第三 十四 条の 規定 によ り 設置 され る緊 急時 対策
所は 、重 大事 故等 が発 生 した 場合 にお いて も当
該重 大事 故等 に対 処す る ため の適 切な 措置 が講じら れる よう 、次 に掲 げ るも ので なけ れば ならない 。
一 重 大事 故 等に 対処 する ため に必 要 な指 示を 行う要 員が とど まる こと が でき るよ う、 適切 な措
置を 講じ たも ので ある こ と。
二 重 大事 故 等に 対処 する ため に必 要 な指 示が できる よう 、重 大事 故等 に 対処 する ため に必 要な
情報 を把 握で きる 設備 を 設け たも ので ある こと。
三 発 電用 原 子炉 施設 の内 外の 通信 連 絡を する 必要の ある 場所 と通 信連 絡 を行 うた めに 必要 な設
備を 設け たも ので ある こ と。
２ 緊 急時 対 策所 は、 重大 事故 等に 対 処す るた めに必 要な 数の 要員 を収 容 する こと がで きる もの
でな けれ ばな らな い。

代替電源設備からの

190

添付資料
1.18.1ａ ）重 大事 故が 発生 した 場合 に おい ても 、放 射線 防護 措
置 等に より 、重 大事 故等 に対 処 する ため に必 要な 指示 を行 う要 員が とど まる ため に必 要 な手 順等 を整 備す るこ
と。

本文

変更理由

重大事故等対処設備及び自主対策設備整理表（5号炉原子炉建屋内緊急時対策所）

居住性の確保【 解釈 】
１ 「現 地対 策 本部 とし ての 機能 を維 持す る ため に必 要
な 手順 等」 とは 、以 下に 掲げ る 措置 又は これ らと 同等 以
上 の効 果を 有す る措 置を 行う た めの 手順 等を いう 。

番号

③評価進捗による変更・修正④⑤

63/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(2/4)
技術的 能力審 査基準 （1.18）ｃ） 対策 要 員の 装備 （線 量 計及 びマ ス ク等 ）が 配 備され、 放射 線 管理 が十 分で き るこ と。

ｄ） 資機 材 及び 対策 の検 討 に必 要な 資 料を 整備 す ること。

ｅ） 少な く とも 外部 から の 支援 なし に 1 週 間、 活 動す るため の飲 料 水及 び食 料等 を 備蓄 する こ と。

191

添付資料
1.18.1

番号

変更理由

－

設置 許可基 準規則 （61条）

技術基 準規則 （76条）

ｆ ）緊 急 時対 策所 の外 側 が放 射性 物 質に より 汚染 した よ うな 状況 下に お いて 、緊 急 時対 策所 への 汚染 の 持ち 込み を防 止 する ため 、 モニ タリ ン
グ 及び 作 業服 の着 替え 等 を行 うた め の区 画を 設
け るこ と 。

ｆ） 緊 急時 対策 所 の外 側が 放 射性 物質 により汚 染 した よう な 状況 下に お いて 、緊 急時対策 所 への 汚染 の 持ち 込み を 防止 する ため、 モ ニタ リン グ 及び 作業 服 の着 替え 等を行う た めの 区画 を 設け るこ と 。

２ 第 ２項 に規 定 する 「重 大 事故 等に 対処 す るた
め に必 要 な数 の要 員」 と は、 第１ 項 第１ 号に 規
定 する 「 重大 事故 等に 対 処す るた め に必 要な 指
示 を行 う 要員 」に 加え 、 少な くと も 原子 炉格 納
容 器の 破 損等 によ る工 場 等外 への 放 射性 物質 の拡 散を 抑 制す るた めの 対 策に 対処 す るた めに 必
要 な数 の 要員 を含 むも の とす る。

２ 第２ 項に 規 定す る「 重 大事 故等 に 対処
する た めに 必要 な 数の 要員 」 とは 、第 １項
第１ 号 に規 定す る 「重 大事 故 等に 対処 する
ため に 必要 な指 示 を行 う要 員 」に 加え 、少なく と も原 子炉 格 納容 器の 破 損等 によ る工場等 外 への 放射 性 物質 の拡 散 を抑 制す るた
めの 対 策に 対処 す るた めに 必 要な 数の 要員を含 む もの とす る 。

番号

⑥

⑦

⑧

1.18-84
２ 「 重 大事 故等 に 対処 する た めに 必要 な 数の 要員 」とは、 「重 大 事故 等に 対処 す るた めに 必 要な 指示 を 行う 要員」 に加 え 、少 なく とも 原 子炉 格納 容 器の 破損 等 によ る
工場 等外 へ の放 射性 物質 の 拡散 を抑 制 する ため の 対策 に対処 する た めに 必要 な数 の 要員 を含 む もの とす る 。

③評価進捗による変更・修正

－

⑤
⑨

－

64/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(3/4)③評価進捗による変更・修正

変更理由－：重大事故等対処設備

重大事 故等対 処設備 を使用 した手 段
審 査基準 の要 求に適 合する ための 手段
機能

機器 名称
5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（対 策本部 ）高気 密室
5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（対 策本部 ）遮蔽
5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（対 策本部 ）可搬 型陽圧 化空 調機

居
住
性
の
確
保

192

1.18-85

代
替
電
源
設
備
か
ら
の
給
電
の
確
保

必
要
な
指
示
及
び
通
信
連
絡

機能

機器名 称

常設
可搬

必要時間内に使用可能か対応 可 能 な 人 数
で使用可能かカード ル式空 気ボ ンベ
ユニッ ト

可搬

－

－

移動式 待機所

可搬

－

－

新設
新設

新設

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（対 策本部 ）可搬 型外気 取入 送風機

新設

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（対 策本部 ）陽圧 化装置 （空 気ボンベ ，配管 ・弁）新設

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（対 策本部 ）二酸 化炭素 吸収 装置

新設

可搬 型エリ アモニ タ（対 策本 部）

新設

5号炉 屋外 緊急連 絡用イ ンター
フォ ン

新設

可搬 型モニ タリン グポス ト

新設

酸素 濃度計 （対策 本部）

新設

二酸 化炭素 濃度計 （対策 本部 ）新設

差圧 計（対 策本部 ）

新設

本文
①
②
④
⑤

居
住
性
の
確
保

新設
新設

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（待 機場所 ）可搬 型陽圧 化空 調機
用仮 設ダク ト

新設

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（待 機場所 ）室内 遮蔽新設

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（待 機場所 ）陽圧 化装置 （空 気ボンベ ，配管 ・弁）新設

可搬 型エリ アモニ タ(待 機場所 ）新設

酸素 濃度計 （待機 場所）

新設

二酸 化炭素 濃度計 （待機 場所 ）新設

差圧 計（待 機場所 ）新設

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所
用可 搬型電 源設備

新設

可搬 ケーブ ル

新設

負荷 変圧器既設

交流 分電盤新設

軽油 タンク既設

タン クロー リ（4kL）

新設

軽油 タンク 出口ノ ズル・ 弁

既設

安全 パラメ ータ表 示シス テム（SPDS）

新設

無線 連絡設 備（常 設）新設

無線 連絡設 備（可 搬型）

新設

携帯 型音声 呼出電 話設備

新設

衛星 電話設 備（常 設）

新設

衛星 電話設 備（可 搬型）

新設

統合 原子力 防災ネ ットワ ーク を用いた 通信連 絡設備新設

無線 通信装 置（常 設）新設

無線 連絡設 備（屋 外アン テナ ）（常 設）
衛星 電話設 備（屋 外アン テナ ）（常 設）

自主対 策設備
解釈
対応番 号

新設

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（対 策本部 ）可搬 型陽圧 化空 調機
用仮 設ダク ト

5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（待 機場所 ）遮蔽
5号炉 原子 炉建屋 内緊急 時対策 所（待 機場所 ）可搬 型陽圧 化空 調機

添付資料
1.18.1

既設
新設

新設

備考
基 準地 震動に よる
地 震力 に対し て十分 な耐 震性を 有して いな いが， 設備が 健全 である 場合
は ，対 策要員 の更な る被 ばく線 量低減 とし て，陽 圧化
時 間の 延長を 可能と する ために 配備
す る。

基 準地 震動に よる
地 震力 に対し て十分 な耐 震性を 有して いな いが， 設備が 健全 である 場合
は ，事 故対応 の柔軟 性と 対策要 員の放 射線 安全， 労働
環 境改 善を図 るた
め に配 備する 。

⑤

本文
①
②
③

本文
①
②

－

必
要
な
指
示
及
び
通
信
連
絡

－

－

送受話 機（警 報装 置を常設含む。 ）電力保 安通信 用電 話設 常設／
備
可搬専用電 話設備 (ホッ トラ
常設イン）
テレビ 会議シ ステ ム
常設
（社内 向）
衛星電 話設備 （社 内
常設
向）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

基 準地 震動に よる
地 震力 に対し て十分 な耐 震性を 有して いな いが， 設備が 健全 である 場合
は ，通 信連絡 を行う ため の手段 として 使用 する。

新設

衛星 無線通 信装置 （常設 ）新設

有線 （建屋 内）（ 常設）

既設 ／
新設

65/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

審査基準，基準規則と対処設備との対応表(4/4)③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

基準解釈対 応手順

193

添付資料
1.18.1

機能

整備す る手順

基準解釈対
応

必
要
な
指
示
及
び
通
信
連
絡

1.18.2.2(2) 重大事故等に 対処するた めの対策の検 討に必要な 資料の整備

本文⑦

1.18-86

⑤

必
要
な
要
員
の
収
容

1.18.2.3(1)b．
及び運用 手順

削除－

1.18-86

チ ェンジングエ リアの設置

本文
⑥
⑧
⑨

1.18.2.3(2)

194

備考

飲料水，食料 等

免震重要棟内緊急時対策所の耐震性と使用可否判断について
免震重要棟は新潟県中越沖地震（2007年7月）での被災経験を経て設置したもので，建築基準法告示で規定される地震動を1.5倍した地震力に対応した耐震設計がなされた，免震構造を有する建物であり，新潟県中越沖地震の地震力を上まわる震度７クラスの地震力にも耐えうる施設となっている。
そのため，原子炉建屋等発電設備に大きな影響が生じる可能性がある短周期地震に対しては有利な特徴を兼ね備える一方，非常に大きな長周期成分を含む一部の基準地震動に対する評価としては通常の免震設計クライテリ②（免震重要棟
アを満足しない場合があり，その際には構造物・設備の損傷が発生する可の自主化）能性があると想定される。
具体的には概略評価として基準地震動を免震重要棟基礎面に直接入力した評価を行い，免震装置（積層ゴム）の設計目標値（75cm）を超える変位が発生し,建屋上屋側面と基礎部分が干渉（クリアランスは85cm）すると評価している。
建屋と基礎との干渉が発生すると建屋上屋が損傷し，干渉に伴う衝撃力が建物に内蔵する設備に作用することで機能が喪失する可能性があるものと考えており，長期に亘り災害対策拠点として使用するに適さなくなる（補足）。図１に免震重要棟建物上屋と基礎の干渉イメージを示す。

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除

'
195

－

②（免震重要棟の自主化）

1.18-86

図１ 免震重要棟 断面図，拡大図（NS方向）
削除

196

－

1.18-86

免震重要棟内緊急時対策所の使用可否判断については，免震装置（積層ゴム）の設計目標値（75cm）を超える変位があったかどうかを識別することができる措置（以下，「変位量識別用ポール（75cm）」という）を講じた設計とすることで，参集後に特別な判定作業を必要とせず直ちに判断が可能である。
一方，大きな地震が生じた後にはそれが更に大規模な地震を誘発する可能性を排除できないことから，上記の変位量識別用ポール（75cm）に加え，免震重要棟基礎部に設置する地震計により連続的に地震観測を行うことで，免震重要棟内緊急時対策所の使用可否の判断を行う。
使用可否の判断のフローチャートは図２のとおりであり，以下の３パターンとなる。
① 変位量識別用ポール（75cm）が損傷していた場合
免震重要棟の建屋上屋側面と基礎部分が干渉し建屋上屋が損傷，通信連
絡設備等収納設備が損傷した可能性が高いと判断し，免震重要棟を基本的 ②（免震重要棟の自主化）に使用禁止とし，本部長は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動する判断を行う。
本部長を含めた初動対応要員は，必要最小限の要員を免震重要棟の近傍に残して，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動することとし，免震重要棟の近傍に残った要員は，免震重要棟又は宿泊所から持ち出した通信連絡設備（衛星電話設備（可搬型），無線連絡設備（可搬型））で，各中央制御室と連絡を取り合い，プラントの状況を把握し，必要に応じて本部長の代行として指揮をとる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の本部立ち上げ後に，本部長に対してプラント状況等の報告を行った後，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動する。

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No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

197

－

1.18-86

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由② 変位量識別用ポール（75cm）が損傷しておらず，地震計が震度７であった場合
免震重要棟は損傷していないものの，新潟県中越沖地震の地震力を上まわる震度7の地震があったことから，この地震が更に大規模な地震を誘発する
可能性を排除できないとして，本部長は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動する判断を行う。
本部長を含めた初動対応要員は，必要最小限の要員を免震重要棟内緊急時対策所に残して，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動することとし，免震重要棟内緊急時対策所に残った要員は，同緊急時対策所内の通信連絡設備で，各中央制御室と連絡を取り合い，プラントの状況を把握し，必要に応じて本部長の代行として指揮をとる。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の本部立ち上げ後に，本部長に対してプラント状況等の報告を行った後，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に移動②（免震重要棟する。
の自主化）③ 変位量識別用ポール（75cm）が損傷しておらず，地震計が震度7未満の場合
免震重要棟内緊急時対策所を緊急時対策所として活用することとする。
更に免震重要棟内緊急時対策所にて事故対応を行っている最中に地震が発生した際にも同様に使用可否判断フローチャートに従った判断を行うこととする。
なお，免震重要棟内緊急時対策所にて事故号炉の重大事故等対応を行っているところに，更に基準地震動クラスの地震被災を想定し，5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所に拠点を移すことは非常に希であると考えられるが，そのような場合においては，緊急時対策要員に外部放射線環境に応じた保護具を着用させた上で，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に拠点を移すこととする。

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

削除

変更理由

立地地域震度 6 弱以上の地
震発生
要員が免震重要棟の入口に一時参集

変位量識別用ポール（75cm）の損傷有
免震重要棟内緊急時対策
所で対応中に更に建物に影響があるよ
うな地震が発生198－

1.18-86

'
ＹＥＳ

ＮＯ
震度７
免震重要棟
基礎部地震計での
観測地震力
の強さ
震度７未
満

免震重要棟内緊急時対
策所で対応

又は不明

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を立ち上げ。ただし，立ち上げ完了までは最少人数を免震重要棟の近傍に残し，初動対応業務を実施。

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所立ち上げ。ただし最少人数を免震重要棟
内緊急時対策所に残し，初動対応業
務を実施。

②（免震重要棟の自主化）

5 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所で対応

図２ 免震重要棟内緊急時対策所 使用可否判断フローチャート

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No.

199

200

章番号

－

添付2-2

ページ番号

変更後

変更理由

削除

（補足）
地震後に建屋上屋側面と基礎部分とが干渉しない場合は，免震装置により免震重要棟内緊急時対策所の機能が維持される。
居住性については，免震重要棟内緊急時対策所１階（待避室）の気密壁は免震重要棟の構造部材に固定する設計とすることから，免震装置により緩和された地震力により生じる建物の層間変形へ追従することで健全性の確保が期待できる。その際の緊急時対策所本部エリア気密に関する健全性について以下の通り評価を行った。
軽量鉄骨下地ボード張り間仕切り壁の地震による損傷は，文献＊１では実大試験の結果から，建屋の層間変形角1/300程度からボード表面の微小な ②（免震重要棟の自主化）
シワとして確認され始めることが報告されている。
免震重要棟内緊急時対策所を設置する免震重要棟において，免震装置（積層ゴム）の設計目標値（75cm）が発生した場合の層間変形角を設計時の評
価結果から，1/5,000未満と推定され，間仕切り壁の損傷が1/300程度から始まることを踏まえると，間仕切り壁には損傷は生じることなく気密性は確保されると判断できる。
（*１） 軽量鉄骨下地間仕切り壁の静的加力試験 田村他 日本建築学会大会学術講演梗概集（関東）2006年9月

削除

免震重要棟内緊急時対策所 可搬型陽圧化空調機運転操作について
１． 操作概要
免震重要棟内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機フィルタを通気することにより放射性物質の侵入を低減し，必要な換気を確保するするため，可搬型
陽圧化空調機を起動する。
②（免震重要棟
２． 必要要員数・実施可能時間の自主化）（１）必要要員数：保安班２名（２）実施可能時間：約96分（訓練実績に基づく）
３． 系統構成
免震重要棟内緊急時対策所の可搬型陽圧化空調機運転の概略系統は図１のとおり。

1.18-86

1.18-88

変更前③評価進捗による変更・修正

70/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除

201

添付2-2

②（免震重要棟の自主化）

1.18-88

図１ 免震重要棟内緊急時対策所 可搬型陽圧化空調機運転の概略系統図
削除
４．手順
①

免震重要棟内緊急時対策所の空調を停止した後、１階（待避室）の給排気隔離ダンパ（手動）を閉止する。

②

202

添付2-2

1.18-88

活性炭フィルタ保管場所に移動し，保管容器から活性炭フィルタを取り出した
後，可搬型陽圧化空調機設置場所に移動する。
③ ３台の可搬型陽圧化空調機の活性炭フィルタを装着し，仮設ダクトを差込口に接続し，電源を接続する。
④

３台の可搬型陽圧化空調機を起動する。

⑤

差圧計で室内の圧力を微正圧（20Pa 以上）であることを確認する。

②（免震重要棟の自主化）

なお，免震重要棟内緊急時対策所２階から１階（待避室）に移動する際に合わせて，免震重要棟内緊急時対策所
換気空調系の送風機及び排風機を停止，給気隔離ダンパ（屋上）及び排気隔離ダンパ（屋上）を閉止する。

以上

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No.

203

章番号

添付2-2

ページ番号

1.18-89

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

添付2-2 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機運転操作 添付資料1.18.2(3) 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 可搬型陽圧化空調について
機運転操作について
１．操作概要１．操作概要5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機フィルタを通気する 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所可搬型陽圧化空調機フィルタを通気することにより放射性物質の侵入を低減し，必要な換気を確保するするため，可 ことにより放射性物質の侵入を低減し，必要な換気を確保するするため，可搬型陽圧化空調機を起動する。また，放射性プルーム通過時においては， 搬型陽圧化空調機を起動する。
可搬型陽圧化空調機から陽圧化装置（空気ボンベ）に切り替えることによ
２．必要要員数・実施可能時間
り，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所への外気の流入を遮断する。
（１）必要要員数：保安班2名
２．必要要員数・実施可能時間（２）実施可能時間 ：約48分（訓練実績に基づく）（１）必要要員数：保安班2名（対策本部），復旧班2名（待機場所）
３． 系統構成（２）実施可能時間（可搬型陽圧化空調機の起動）：約60分（訓練実績に基づ プルーム通過前後の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設備の系統概く）
略図を図１に，プルーム通過中の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設（陽圧化装置（空気ボンベ）による加圧）：約2分
備の系統概略図を図2に示す。
３． 系統構成
プルーム通過前及び通過後の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備の系統概略図を第1図に，プルーム通過前及び通過後の5号炉
原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）換気設備の系統概略図を第2図に，プルーム通過中の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備の系統概略図を第3図に，プルーム通過中の5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）換気設備の系統概略図を第4図に示す。

変更理由②（K5TSC設計
進捗）

５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板
差圧計
DPI

可搬型陽圧化空調機給気口
仮設ダクト
中性 能 ﾌｨﾙﾀ

高性 能 ﾌｨﾙﾀ

活性 炭 ﾌｨﾙﾀ

差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）

可搬型陽圧化空調機
FI

陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁

204

添付2-2

差圧調整用排気弁（陽圧化装置）

1.18-89

屋外
５号炉中央制御室換気空調系
排気口
中央制御室換気
空調系排気ダクト

空気ボンベ元弁

大気開放弁②（K5TSC設計
進捗）

PI

閉止板

非常口

二酸化炭素吸収装置対策本部（高気密室）

均圧室

陽圧化装置（空気ボンベ）

第1図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備 系統概略 図１ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設備 系統概略図(プルーム通図
過前後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化時)(プルーム通過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化)

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板

５号炉中央制御室換気空調系
排気口

変更理由

５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器

中央制御室換気
空調系排気ダクト③評価進捗による変更・修正

閉止板

差圧計
DPI

可搬型陽圧化空調機給気口
仮設ダクト②（K5TSC設計
進捗）

可搬型陽圧化空調機
活性炭 ﾌｨﾙﾀ

高性能 ﾌｨﾙﾀ

屋外

中性能 ﾌｨﾙﾀ

1.18-90

活性炭 ﾌｨﾙﾀ

添付2-2

高性能 ﾌｨﾙﾀ

中性 能 ﾌｨﾙﾀ

205

FI

陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁

空気ボンベ元弁
PI

均圧室

待機場所（中操制御室換気空調系機械室）

均圧室

陽圧化装置（空気ボンベ）

第2図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）換気設備 系統概略 図2 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所換気設備 系統概略図
図
ム通過中：空気ボンベ陽圧化装置による陽圧化時)(プルーム通過前及び通過後：可搬型陽圧化空調機による陽圧化)(プルー

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由－
５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板
差圧計

可搬型陽圧化空調機給気口

DPI

仮設ダクト
活性炭

高性能

ﾌｨﾙﾀ

ﾌｨﾙﾀ

中性能 ﾌｨﾙﾀ

閉止板

可搬型陽圧化空調機

差圧調整用排気弁（可搬型陽圧化空調機）
FI

空気ボンベ陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁

206

添付2-2

差圧調整用排気弁（陽圧化装置（空気ボンベ））

1.18-90５号炉中央制御室換気空調系
排気口
中央制御室換気
空調系排気ダクト

屋外

空気ボンベ元弁

大気開放弁②（K5TSC設計
進捗）

PI

閉止板

非常口

二酸化炭素吸収装置対策本部（高気密室）

均圧室

陽圧化装置（空気ボンベ）

第3図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）換気設備 系統概略
図
(プルーム通過中：陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化)

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由－
５号炉中央制御室換気空調系
給気口：運転（又は使用）機器

中央制御室換気
空調系給気ダクト

閉止板
中央制御室換気
空調系排気ダクト

閉止板

５号炉中央制御室
換気空調系排気口

差圧計
DPI

給気口

屋外
活性炭 ﾌｨﾙﾀ

高性能 ﾌｨﾙﾀ

中性能 ﾌｨﾙﾀ

活性炭 ﾌｨﾙﾀ

1.18-91

高性能 ﾌｨﾙﾀ

添付2-2

中 性能 ﾌｨﾙﾀ

207

FI

閉止板

陽圧化装置
空気給気第一弁／第二弁

可搬型陽圧化空調機②（K5TSC設計
進捗）

閉止板
空気ボンベ元弁
PI

均圧室

待機場所（中操制御室換気空調系機械室）

均圧室

陽圧化装置（空気ボンベ）

第4図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）換気設備 系統概略
図
(プルーム通過中：陽圧化装置（空気ボンベ）による陽圧化)

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No.

章番号

ページ番号

208

添付2-2

1.18-91

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）76/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

添付2-3 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の必要換気流量について

変更理由

添付資料1.18.2(5) 免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊
急時対策所の必要換気流量について

１．5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）（１）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機①設備仕様

１． 設備仕様
緊急時対策所可搬型陽圧化空調機は，表 1 のような数量，仕様であり，可搬型陽圧化
空調機 3 台により，必要換気風量を確保している。
表 1 緊急時対策所

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）の可搬型陽圧化空調機は，
第 1 表に示す数量，仕様であり，可搬型陽圧化空調機 1 台により，必要換気

換気設備仕様209

添付2-3

1.18-92

数量仕様

可搬型陽圧化空調機

1台(予備 1 台)風量：600m3/h/台
高性能フィルタ捕集効率：99.9％以上
活性炭フィルタ捕集効率：99.9％以上②必要換気量の考え方
a. 収容人数
5 号炉原子炉建屋緊急時対策所（対策本部）の換気設備は，重大事故等時において，収容人数として下記の「①プルーム通過前及び通過後」及び「②プルーム通過中」の最大人数となる 86 名を収容可能な設計とする。
(a)プルーム通過前及び通過後・収容対策要員人数：86 名（6 号及び 7 号炉要員：72 名，1～5 号炉要員：12 名，保安検査官：2 名）(b)プルーム通過中
・収容対策要員人数：73 名（6 号及び 7 号炉要員：69 名，1～5 号炉要員：2 名，保安検査官：2 名）仕様

100％×3 台

風量：600m3/h/台(＋予備 3 台)

高性能フィルタ捕集効率：99.9％以上
活性炭フィルタ捕集効率：99.9％以上

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）可搬型陽圧化空調機
設備名称

換気設備仕様数量

可搬型陽圧化空調機

風量を確保している。
第1表

設備名称

２．必要換気量の考え方
緊急時対策所においては，重大事故発生後のプルーム通過時からプルーム通過後の長期間に亘り最大想定 174 人（1～7 号炉対応の緊急時対策要員 164 人,自衛消防隊 10 人）に余裕を持った収容人数 180 人に対して許容二酸化炭素濃度及び許容酸素濃度を確保可能な設計とする。

②（K5TSC設計
進捗）

３．許容二酸化炭素濃度，許容酸素濃度
許容二酸化炭素濃度は，JEAC4622-2009「原子力発電所中央制御室運転員の事故時被ばくに関する規定」に定める 0.5%以下とする。許容酸素濃度は，労働安全衛生法 酸素欠乏防止規則に定める 18％以上とする。
４．二酸化炭素濃度基準に基づく必要換気量 Q1
・M 二酸化炭素発生量 ：0.030※1（m3/h/人）
・ｎ 収容人数：180（人）・C 許容二酸化炭素濃度：0.5（％）
・C0 初期二酸化炭素濃度：0.039※2（％）※1：軽作業時の二酸化炭素発生量（空気調和衛生工学便覧，軽作業時の CO2 吐出し量）※2：標準大気の二酸化炭素濃度（JIS W 0201）※3：二酸化炭素基準の必要換気量（空気調和衛生工学便覧）

100 Mn ※3 3
（m /h）
C C0
Q1＝100×0.030×180÷(0.5－0.039)＝1171≒1,180（m3/h）

・Q1 必要換気量： Q1

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No.

章番号

ページ番号

変更後
b. 許容二酸化炭素濃度，許容酸素濃度
許容二酸化炭素濃度は，JEAC4622-2009「原子力発電所中央制御室運転員の事故時被ばくに関する規定」に定める 0.5%以下とする。許容酸素濃度は，労働安全衛生法 酸素欠乏防止規則に定める 18％以上とする。

210

添付2-3

1.18-92c. 必要換気量の計算式(a)二酸化炭素濃度基準に基づく必要換気量（Q1）
・収容人数
：n 名
・許容二酸化炭素濃度
・大気二酸化炭素濃度：C＝0.5%（JEAC4622-2009）：C0＝0.039%（標準大気の二酸化炭素濃度）③評価進捗による変更・修正

変更前

５．酸素濃度基準に基づく必要換気量 Q2・ｎ 収容人数：180（人）・a
吸気酸素濃度：20.95※4（％）
・b許容酸素濃度：18.0（％）
・c
成人の呼吸量：0.48※5（m3/h）
・d
乾燥空気換算酸素濃度：16.4※5（％）
・Q2

必要換気量

： Q2

変更理由

※4：標準大気の酸素濃度（JIS W 0201）※5：成人呼吸気の酸素濃度（空気調和衛生工学便覧）※6：酸素基準の必要換気量（空気調和衛生工学便覧）

c a d n ※6 3
（m /h）a b②（K5TSC設計
進捗）

Q2＝0.48×(20.95－16.4)×180÷(20.95－18.0)＝133.3≒134（m3/h）
６．必要換気量
上記より，窒息防止に必要な換気量は，二酸化炭素濃度基準の必要換気量が制限となる
ことから，1,180m3/h に余裕をもたせた 600m3/h/台×3 台＝1,800m3/h を確保する。
以 上

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No.

章番号

ページ番号

変更後
・二酸化炭素発生量
・必要換気量Q1：M＝0.030m3/h/名（空気調和・衛生工学便覧の軽作業の作業程度の吐出し量）：Q1＝100×M×n÷(C－C0) m3/h（空気調和・衛変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

生工学便覧の二酸化炭素濃度基準必要換気量）＝100×0.030×ｎ÷(0.5－0.039)＝6.51×ｎ[m3/h](b)酸素濃度基準に基づく必要換気量（Q2）
・収容人数
：n 名
・吸気酸素濃度・許容酸素濃度：a＝20.95%（標準大気の酸素濃度）：b＝18%（労働安全衛生法，酸素欠乏症等防止規則）
・成人の呼吸量：c＝0.48m3/h/名（空気調和・衛生工学便覧）
・乾燥空気換算呼気酸素濃度 ：d＝16.4%（空気調和・衛生工学便覧）
・必要換気量211

添付2-3

1.18-93：Q2＝c×（a－d）×n÷（a－b）m3/h（空気調和・衛生工学便覧の酸素濃度基準
必要換気量）②（K5TSC設計
進捗）

Q2 ＝ 0.48× (20.95 － 16.4) × ｎ ÷ (20.95 － 18.0) ＝ 0.741 × ｎ[m3/h]
d. 必要換気量(a)プルーム通過前及び通過後（可搬型陽圧化空調機の必要換気量）
プルーム通過前及び通過後における可搬型陽圧化空調機運転時の必要換気量は，重大事故等時における最大の収容人数である 86 名に対して，二酸化炭素吸収装置を運転しないことから二酸化炭素濃度上昇が支配的となった場合において窒息防止に必要な換気量を有する設計とする。
よって必要換気量は，二酸化炭素濃度基準の必要換気量の計算式を用いると Q1＝6.51×86＝560[m3/h]以上（6 号及び 7 号炉要員：469[m3/h]，
1～5 号炉要員：78 [m3/h]，保安検査官：13 [m3/h]）となる。

79/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由－(b)プルーム通過中（陽圧化装置の必要換気量）
プルーム通過中における 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置運転時の必要換気量は，重大事故等時における最大の収容人数である 86 名に対して，二酸化炭素吸収装置により二酸化炭素濃度の上昇を抑えており酸素濃度低下が支配的となった場合において窒息防止に必要な換気量を有する設計とする。
よって必要換気量は，酸素濃度基準の計算式を用いると Q2＝0.741×86＝64[m3/h]以上（6 号及び 7 号炉要員：53[m3/h]，1～5 号炉要員：

9[m3/h]，保安検査官：2[m3/h]）となる。

212

添付2-3

1.18-93（２）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ）①設備仕様②（K5TSC設計
進捗）

必要ボンベ容量としては，下記に示す「(a)プルーム通過中に必要となる
ボンベ容量」117 本に加えて，「(b)陽圧化切替え操作時に必要な空気ボンベ
容量」6 本を考慮し，合計で 123 本以上を確保する設計とする。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部）陽圧化装置（空気ボンベ）換気設備仕様
を第 2 表に示す。

80/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後
②必要ボンベ容量（a）プルーム通過中に必要となるボンベ本数対策本部を 10 時間陽圧化する必要最低限のボンベ本数は，陽圧化装置（空気ボンベ）運用時の必要換気量である 64m3/h（6 号及び 7 号炉要
員：53[m3/h]，1～5 号炉要員：9[m3/h]，保安検査官：2[m3/h]）に対するボンベ供給可能空気量 5.50m3/本から下記のとおり 117 本（6 号及び 7 号
炉要員：98 本，1～5 号炉要員：16 本，保安検査官：3 本）となる。なお，現場に設置するボンベ本数については，現場運用を考慮し別途決定する。
・ボンベ初期充填圧力
・ボンベ内容積・圧力調整弁最低制御圧力・ボンベ供給可能空気量

213

添付2-3

1.18-94

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

：14.7MPa（at 35℃）
：46.7L：0.89MPa：5.50m3/本（at -4℃）

以上より，必要ボンベ本数は下記のとおり 117 本以上となる。
64m3/h÷5.50m3/本×10 時間≒117 本②（K5TSC設計
進捗）（b）陽圧化切替操作時に必要なボンベ本数
プルーム通過後は，高気密室の陽圧化を，陽圧化装置（空気ボンベ）
による給気から可搬型陽圧化空調機による給気に切り替える。切替操作の間，陽圧化装置（空気ボンベ）の給気と可搬型陽圧化空調機の給気を並行して行うことにより，高気密室の陽圧化状態を損なわない設計とする。
以上より，陽圧化切え操作時に必要なボンベ本数として，（a）プルーム通過中に必要となるボンベ容量の計算式を用い，以下のとおり 6 本以上を確保する設計とする。
64m3/h÷5.50m3/本×30 分≒6 本

81/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後
２．5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）（１）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）可搬型陽圧化空調機①設備仕様
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の可搬型陽圧化空調機は，
第 3 表に示す数量，仕様であり，可搬型陽圧化空調機 2 台により，必要換気風量を確保している。

214

添付2-3

1.18-95（２）設計方針a. 収容人数

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

②（K5TSC設計
進捗）

5 号炉原子炉建屋緊急時対策所（待機場所）の換気設備は，重大事故等時において，収容人数として下記の「①プルーム通過前及び通過後」
及び「②プルーム通過中」のうち、最大人数となる 98 名を収容可能な設計とする。
① プルーム通過前及び通過後・収容要員人数 ：98 名（6 号及び 7 号炉対策要員：90 名，5 号炉運転員：8 名）② プルーム通過中・収容要員人数 ：65 名（6 号及び 7 号炉対策要員：57 名，5 号炉運転員：8 名）

82/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由－
b. 必要換気量の計算式
窒息防止に必要な換気風量としては，プルーム通過前及び通過後の 5号炉原子炉建屋緊急時対策所（待機場所）の必要換気量の考え方は，5 号炉原子炉建屋緊急時対策所（対策本部）と同様に，二酸化炭素濃度上昇が必要換気量の支配的要因となることから，二酸化炭素濃度基準の必要換気量に配慮した設計とする。
○二酸化炭素濃度基準に基づく必要換気量（Q1）
・収容人数
：n 名
・許容二酸化炭素濃度
・大気二酸化炭素濃度
・二酸化炭素発生量

215

添付2-3

：C＝0.5%（JEAC4622-2009）：C0＝0.039%（標準大気の二酸化炭素濃度）：M＝0.030m3/h/名（空気調和・衛生工学便覧の軽作業の作業程度の吐出し量）

1.18-95・必要換気量Q1

3：Q1＝100×M×n÷(C－C0) m /h（空気調和・衛②（K5TSC設計
進捗）

生工学便覧の二酸化炭素濃度基準必要換気量）＝100×0.030×ｎ÷(0.5－0.039)＝6.51×ｎ[m3/h]c. 必要換気量
可搬型陽圧化空調機運転時の必要換気量は，重大事故等時における最大の収容人数である 98 名に対して，二酸化炭素濃度上昇が支配的となった場合において窒息を防止可能な設計とする。
よって必要換気量は，二酸化炭素濃度基準の必要換気量の計算式を用いると Q1＝6.51×98＝638[m3/h]以上（6 号及び 7 号炉要員：586[m3/h]，
5 号炉運転員：52[m3/h]）となる。

83/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

d.設計漏洩量(a) 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）を陽圧化するための必要差圧
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）は，配置上，風の影響を直接受けない屋内に設置されているため，室内へのインリークは隣接区画との温度差によって生じる空気密度の差に起因する差圧によるものと考えられる。
よって，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）を陽圧化するための必要差圧は，下記の計算式より，⊿P3＝12.1Pa に余裕をもった20Pa 以上とする。
・待機場所の階高 H： H≦4.9m
・外気（大気圧）の乾燥空気密度：ρ0

216

添付2-3

1.18-96・隣接区画（高温／低温）の乾燥空気密度：ρ1，ρ2
隣接区画（高温） ρ1＝1.127 [kg/m3]（設計最高温度 40℃想定）
隣接区画（低温）
定）②（K5TSC設計
進捗）

ρ2＝1.378 [kg/m3]（外気最低温度-17℃想・隣接区画（高温／低温）に対して生じる差圧：⊿P1，⊿P2
隣接区画（高温）⊿P1＝（ρ0－ρ1）×H

隣接区画（低温）⊿P2＝（ρ2－ρ0）×H

・室内へのインリークを防止するための必要差圧：⊿P3⊿P3＝⊿P2－⊿P1＝(ρ1－ρ2)×H＝(1.378－1.127)×4.9＝1.230[kg/m3]（＝12.1[Pa]）84/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後
(b) 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の設計漏洩量
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）は 5 号炉原子炉建屋
地上 3 階の既設の部屋を流用することから，20Pa 陽圧化した状態における気密性について，JIS A 2201 に基づく気密性能試験により確認を実施した。
気密性能試験結果として，3 回の測定結果から求まる回帰曲線（気密特性式）を第 2 図に示す。第 2 図より，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）を 20Pa 陽圧化した場合の設計漏洩量は 938m3/h とな
る。

217

添付2-3

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

②（K5TSC設計
進捗）1.18-97

第2図5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の気密性能試験結果（回帰曲線）

85/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

以上より，
「c.必要換気量」の 638m3/h 、及び「d.設計漏洩量」の 938m3/hに対して十分な余裕を持たせることとし、可搬型陽圧化空調機は，定格風量 600m3/h/台の機器を 2 台確保する設計とする。
（２）5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）陽圧化装置（空気ボンベ）①設備仕様
必要ボンベ本数としては，下記に示す「（a）プルーム通過中に必要とな

218

添付2-3

1.18-97

るボンベ本数」に必要となる 1706 本に加えて，「（b）陽圧化切替え時に必要な空気ボンベ本数」に必要となる 86 本を考慮し，合計で 1792 本以上確保する設計とする。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）（空気ボンベ）換気設備仕様を第 4 表に示す。

②（K5TSC設計
進捗）86/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由（a）プルーム通過中に必要となるボンベ本数
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）を 10 時間陽圧化する必要最低限のボンベ本数は，陽圧化装置（空気ボンベ）運用時の必要換気量である 938m3/h に対するボンベ供給可能空気量 5.50m3/本から下記のとおり 1706 本となる。なお，現場に設置するボンベ本数については，待機場所に対する陽圧化試験を実施し必要ボンベ容量が 10 時間陽圧化維
持するのに十分であることの確認を実施し，余裕分のボンベ容量については現場運用を考慮し別途決定する。

219

添付2-3

1.18-98

・ボンベ初期充填圧力：14.7MPa（at 35℃）

・ボンベ内容積：46.7L・圧力調整弁最低制御圧力：0.89MPa・ボンベ供給可能空気量：5.50m3/本（at -4℃）

以上より，必要ボンベ本数は下記のとおり 1706 本以上となる。
33938m /h÷5.50m /本×10 時間≒1706 本②（K5TSC設計
進捗）（b）陽圧化切替え操作時に必要な空気ボンベ本数
プルーム通過後において，陽圧化装置（空気ボンベ）による給気から可搬型陽圧化装置による給気に切り替える。切替え操作を行っている間，
陽圧化装置（空気ボンベ）の給気と可搬型陽圧化空調機の給気を並行して行うことにより，陽圧化を維持した状態で切替え操作が可能な設計とする。
陽圧化切替え操作時に必要な空気ボンベ本数は，（a）プルーム通過中に必要となるボンベ本数の計算式を用い，以下のとおり 86 本以上を確保する設計とする。
938m3/h÷5.50m3/本×30 分≒86 本

87/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

必要な情報を把握するための手順等の説明について

220

添付3-1

1.18-99

添付3-1 SPDS表示装置にて確認できるパラメータについて
SPDS表示装置にて確認できるパラメータについて
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝送装置は，6号及び7号炉のコントロール建屋に設置するデータ伝送装置か 通常，免震重要棟内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝らデータを収集し，SPDS表示装置にて確認できる設計とする。
送装置は，6号炉及び7号炉のコントロール建屋に設置するプロセス計算機
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝 からデータを収集し，SPDS表示装置にて確認できる設計とする。また，5号
送装置に入力されるパラメータ（SPDSパラメータ）は，5号炉原子炉建屋内 炉原子炉建屋内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝送装
緊急時対策所において，データを確認することができる。
置は，6号炉及び7号炉のコントロール建屋に設置するデータ伝送装置から通常のデータ伝送ラインである有線系回線が使用できない場合，5号炉原子 データを収集し，SPDS表示装置にて確認できる設計とする。
炉建屋内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝送装置は， 免震重要棟及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に設置する緊急時対策②（K5TSC設計
主なERSS伝送パラメータ※をバックアップ伝送ラインである無線系回線によ 支援システム伝送装置に入力されるパラメータ（SPDSパラメータ）は，各緊
進捗、免震重要り6号及び7号炉のコントロール建屋に設置するデータ伝送装置からデータを 急時対策所において，データを確認（主要なバルブの開閉表示も確認可能
棟の自主化）である）することができるとともに，国の緊急時対策支援システム（ERSS）へ
収集し，SPDS表示装置にて確認できる設計とする。
伝送できる設計とする。
安全パラメータ表示システム（SPDS）等のデータ伝送の概要を第1図に示
また，国の緊急時対策支援システム（ERSS）への伝送については，免震重す。
要棟内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝送装置と5号炉
原子炉建屋内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝送装置の両方から同じパラメータを伝送する設計とする。
通常のデータ伝送ラインが使用できない場合，免震重要棟及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に設置する緊急時対策支援システム伝送装置は，主なERSS伝送パラメータ※をバックアップ伝送ラインにより6号炉及び7号炉のコントロール建屋に設置するデータ伝送装置からデータを収集し，SPDS
表示装置にて確認できる設計とする。

88/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

発電所内 発電所外

無線連絡設備（可搬型）

衛星系回線 無線系回線

中央制御室
携帯型音声
呼出電話設備
携帯型音声
呼出電話機

無線系回線

衛星系回線

衛星系回線

無線系回線

５号炉
原子炉建屋

６号炉
コントロール建屋等※

衛星電話設備（常設）

無線連絡設備（常設）

５号炉
原子炉建屋内緊急時対策所(対策本部)

衛星電話設備（常設）

無線連絡設備
（常設）

中央制御室
待避室

統合原子力防災
ネットワーク（衛星系）

衛星電話設備（可搬型）

統合原子力防災
ネットワークを用いた通信連絡設備
ＩＰ－電話機ＩＰ－ＦＡＸ

SPDS
表示装置

添付3-1

1.18-100

データ
伝送装置
携帯型音声
呼出電話機

中央制御室等制御盤

緊急時対策支援システム伝送装置

データ伝送設備
安全パラメータ表示システム(SPDS)

衛星無線
通信装置

光ファイバ
通信伝送装置

有線系回線②（K5TSC設計
進捗、免震重要棟の自主化）

統合原子力 防災
ネットワ ーク（有線系）

221

テレビ会議システム(待機場所)
携帯型音声
呼出電話設備
携帯型音声
呼出電話機

携帯型音声
呼出電話機

※:７号炉も同様

第1図 安全パラメータ表示システム（SPDS）等のデータ伝送の概要

図１ 必要な情報を把握できる設備（SPDS）のデータ伝送の概要

89/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後
第1表 SPDS表示装置で確認できるパラメータ

222

添付3-1

1.18-101③評価進捗による変更・修正

変更前
6号炉（1/10）

変更理由

表１ SPDS表示装置で確認できるパラメータ 6号炉（1／9）②（K5TSC設計
進捗）90/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
6号炉（2/10）

223

添付3-1

1.18-102③評価進捗による変更・修正

変更理由
6号炉（2／9）②（K5TSC設計
進捗）91/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

6号炉（3/10） －

224

添付3-1

1.18-103②（K5TSC設計
進捗）92/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
6号炉（4/10）

225

添付3-1

1.18-104③評価進捗による変更・修正

変更理由
6号炉（3／9）②（K5TSC設計
進捗）93/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
6号炉（5/10）

226

添付3-1

1.18-105③評価進捗による変更・修正

変更理由
6号炉（4／9）②（K5TSC設計
進捗）94/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
6号炉（6/10）

227

添付3-1

1.18-106③評価進捗による変更・修正

変更理由
6号炉（5／9）②（K5TSC設計
進捗）95/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
6号炉（7/10）

228

添付3-1

1.18-107③評価進捗による変更・修正

変更理由
6号炉（6／9）②（K5TSC設計
進捗）96/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
6号炉（8/10）

229

添付3-1

1.18-108③評価進捗による変更・修正

変更理由
6号炉（7／9）②（K5TSC設計
進捗）97/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
6号炉（9/10）

230

添付3-1

1.18-109③評価進捗による変更・修正

変更理由
6号炉（8／9）⑤

98/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
6号炉（10/10）

231

添付3-1

1.18-110③評価進捗による変更・修正

変更理由
6号炉（9／9）②（K5TSC設計
進捗）99/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後
第2表 SPDS表示装置で確認できるパラメータ 7号炉（1/10）

232

添付3-1

1.18-111③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

表2 SPDS表示装置で確認できるパラメータ 7号炉（1／9）②（K5TSC設計
進捗）100/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
7号炉（2/10）

233

添付3-1

1.18-112③評価進捗による変更・修正

変更理由
7号炉（2／9）②（K5TSC設計
進捗）101/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
7号炉（3/10）

234

添付3-1

1.18-113③評価進捗による変更・修正

変更理由
7号炉（3／9）②（K5TSC設計
進捗）102/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
7号炉（4/10）

235

添付3-1

1.18-114③評価進捗による変更・修正

変更理由
7号炉（4／9）②（K5TSC設計
進捗）103/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
7号炉（5/10）

236

添付3-1

1.18-115③評価進捗による変更・修正

変更理由
7号炉（5／9）②（K5TSC設計
進捗）104/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

7号炉（6/10） －

237

添付3-1

1.18-116②（K5TSC設計
進捗）105/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
7号炉（7/10）

238

添付3-1

1.18-117③評価進捗による変更・修正

変更理由
7号炉（6／9）②（K5TSC設計
進捗）106/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
7号炉（8/10）

239

添付3-1

1.18-118③評価進捗による変更・修正

変更理由
7号炉（7／9）②（K5TSC設計
進捗）107/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前
7号炉（9/10）

240

添付3-1

1.18-119③評価進捗による変更・修正

変更理由
7号炉（8／9）②（K5TSC設計
進捗）108/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前
7号炉（10/10）

241

添付3-1

1.18-120

242

添付3-2

添付3-2 原子力災害対策活動で使用する主な資料
1.18-121 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に以下の資料を保管する。

243

添付4-1

変更理由
7号炉（9／9）

３．原子力災害対策活動で使用する主な資料
免震重要棟内緊急時対策所，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所のそれぞれに以下の資料を保管する。
なお，各統括，班長が権限を持つ作業が人身安全を脅かす状態となる場合 －1.18-122においては,本部長へ作業の可否判断を求めることとする。

②（K5TSC設計
進捗）②（免震重要棟の自主化）⑤

109/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

重大事故等に対処する要員
緊急時対策要員
3 ※1

1
1
1
1
1
1
1

①

本部長

4 ※1

安全監督担当 1②

計画・情報 1
統括

変更理由

重大事故等に対処する要員
緊急時対策要員

1 号炉
2 号炉
3 号炉
4 号炉
5 号炉
6 号炉
7 号炉

原子炉主任技術者

本部長

原子炉主任技術者①

計画班長 1（1～5 号炉）
計画班長 1（6,7 号炉）
保安班長

1

1 号炉
2 号炉
3 号炉
4 号炉
5 号炉
6 号炉
7 号炉

1
1
1
1
1
1
1

安全監督担当 1

計画班員 1（1～5 号炉）
計画班員 6（6,7 号炉）
保安班員

12

②

計画・情報 1
統括

計画班長 1（1～5 号炉）
計画班長 1（6,7 号炉）

保安班 15 ※2
現場要員
中央制御室運転員

保安班長

1

計画班員 1（1～5 号炉）
計画班員 6（6,7 号炉）
保安班員

12

22
1

号機班長 1（1～5 号炉）
復旧班長 1（1～5 号炉）

号機班員 1（1～5 号炉）
復旧班員 1（1～5 号炉）

復旧班 2
現場要員

1 号炉運転員2 号炉運転員3 号炉運転員4 号炉運転員5 号炉運転員③
1～5 号統括1

18
6,7 号炉中央制御室※Ａ

保安班 15 ※2
現場要員
中央制御室運転員
21

1 号炉運転員2 号炉運転員3 号炉運転員4 号炉運転員5 号炉運転員③
1～5 号統括③評価進捗による変更・修正

号機班長 1（1～5 号炉）
復旧班長 1（1～5 号炉）

号機班員 1（1～5 号炉）
復旧班員 1（1～5 号炉）

号機班長 1（6 号炉）
復旧班長 1（6 号炉）

号機班員 2（6 号炉）
復旧班員 2（6 号炉）

復旧班
現場要員

号機班長 1

2

（連携）

復旧班 2
現場要員

18
6,7 号炉中央制御室※Ａ

6 号炉運転員
6 号統括

244

添付4-1

1

※Ａ

1.18-127

7 号統括

1

※Ａ

④

対外対応 1
統括

号機班長 1（6 号炉）
復旧班長 1（6 号炉）

号機班員 2（6 号炉）
復旧班員 2（6 号炉）

号機班長 1（7 号炉）
復旧班長 1（7 号炉）

号機班員 2（7 号炉）
復旧班員 2（7 号炉）

総務統括

1

※Ａ

※Ａ

（連携）

7 号統括

※2

1

復旧班 31 ※3
現場要員
※Ａ

通報班長

1

立地・広報 1

資材班長
総務班長

自衛消防隊
（初期消火対1

7 号炉運転員班長⑤

6 号炉運転員
6 号統括※2

復旧班 32 ※3
現場要員

消防隊長

通報班員

6

④

立地・広報 4

対外対応 1
統括

班員

1
1

1

６ 号及 び ７号 炉 の重 大事 故 等に 対 処
す るた め に事 象 発
生 10 時間を目途と10 ※2 し て 参 集 す る 緊 急
時対策要員
総務班員
：106 名資材班員

5

初期消火班 6
（消防車隊）
警備員

⑤

総務統括

1

7 号炉運転員（7 号炉）
復旧班長 1（7 号炉）
通報班長

※Ａ

資材班長

消防隊長

3

※４

245

添付4-2

本部付含む。
班員については役割に応じたチームを編成する。
復旧班現場要員は，6 号及び 7 号炉の共用設備の対応を行う現場対応要員も含まれおり，いずれかに所属させていることから人数が異なっている。
消火班は，火災の規模に応じ召集する。

：1～5 号炉対応要員①：意思決定・指揮
合計：232 名：6 号又は 7 号炉対応要員 ②：情報収集・計画立案：1～7 号炉共通対応要員 ③：現場対応④：対外対応は人数を示す⑤：ロジスティック・リソース管理

1
1

1

号機班員
（7 号炉）
復旧班員 2（7 号炉）
通報班員

復旧班
現場要員

⑤

※2
31 ※3

5

立地・広報 4
班員

６号及び７号炉の重大事故等に対処するために事象発
生 10 時間を目途と10 ※2 し て 参 集 す る 緊 急
時対策要員
総務班員
：106 名資材班員

5

初期消火班 6
（消防車隊）
警備員

消火班 18 ※4
（専任）
※１
※２
※３

1

立地・広報 1
班長

総務班長
自衛消防隊
（初期消火対

※2

32 ※3

3

消火班 18 ※4
（専任）
※１
※２
※３

※４

本部付含む。
班員については役割に応じたチームを編成する。
復旧班現場要員は，6 号及び 7 号炉の共用設備の対応を行う現場対応要員も含まれおり，いずれかに所属させていることから人数が異なっている。
消火班は，火災の規模に応じ召集する。

：1～5 号炉対応要員①：意思決定・指揮
合計：231 名：6 号又は 7 号炉対応要員 ②：情報収集・計画立案：1～7 号炉共通対応要員 ③：現場対応④：対外対応は人数を示す⑤：ロジスティック・リソース管理

第1図 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図
図1 柏崎刈羽原子力発電所 原子力防災組織 体制図（第2次緊急時態勢・参集要員召集後 6号及び7号炉共運転中の場合）（第2次緊急時態勢・参集要員召集後 6号及び7号炉共運転中の場合）交替要員も考慮して，①重大事故等に対処するために必要な指示を行う要 交代要員も考慮して，①重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員52名（6号及び7号炉対応要員）と1～5号炉対応要員2名をあわせた54名 員52名と，②原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物資の1.18-131 と，②原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を 拡散を抑制するために必要な要員35名のうち，中央制御室待避所にとどま抑制するために必要な要員75名のうち,中央制御室待避室にとどまる運転員 る運転員18名を除く17名の合計69名を想定している。
18名を除く57名の合計111名を想定している。

②（K5TSC設計
進捗）110/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

１．重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員

添付4-2

1.18-131

１．重大事故等に対処するために必要な指示を行う要員

考え方

人数

合計

要員

考え方

人数

合計

本部長・統括他

緊急時対策本部を指揮・統括する本部長，本

11 名

54 名

本部長・統括他

緊急時対策本部を指揮・統括する本部長（所

10 名

52 名

部長を補佐する計画・情報統括，6 号統括，長），本部長を補佐する計画・情報統括，６

7 号統括，対外対応統括，総務統括,原子炉主号統括，７号統括，対外対応統括，総務統括任技術者 2 名，本部付 2 名，1～5 号統括は，原子炉主任技術者及び本部付２名は，重大事重大事故等において，指揮をとる要員として故等において，指揮をとる要員として緊急時

各班長・班員各班については，本部長からの指揮を受け，対策所にとどまる

16 名

各班長・班員

交替要員

添付4-2

各班については，本部長からの指揮を受け，重大事故等に対処するため，最低限必要な要重大事故等に対処するため，最低限必要な要員を残して，緊急時対策所にとどまる。

員を残して，緊急時対策所にとどまる。

その際，各班長の業務を必要に応じその上司

その際，各班長の業務を必要に応じその上司である統括が兼務する。

247

変更理由

要員

緊急時対策所にとどまる。

246③評価進捗による変更・修正

上記，本部長（所長），各統括，原子炉主任技

16 名

⑤

である統括が兼務する。

27 名

交代要員

上記，本部長（所長），各統括，原子炉主任技術者及び本部付の交替要員については 11

術者及び本部付の交代要員については 10

名，班長，班員クラスの交替要員については

名，班長，班員クラスの交代要員については

16 名を確保する。

16 名を確保する。

26 名

プルーム通過後に実施する作業は，重大事故等対策の有効性評価の重要 プルーム通過後に実施する作業は，重大事故等対策の有効性評価の重大
事故シーケンスのうち，格納容器破損防止（雰囲気圧力・温度による静的負 事故シーケンスのうち，格納容器破損防止（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損），水素燃焼）を参考とし，重大事故対応に加え 荷（格納容器過圧・過温破壊），水素燃焼）を参考とし，重大事故等対応に加 ②（K5TSC設計
1.18-132 て，放射性物質拡散防止のための放水操作等が可能な要員数を確保する。 えて，放射性物質拡散防止のための放水操作等が可能な要員数を確保す
進捗）
また，設備故障等の不測事態への対応を考慮する。交替要員については， る。
順次，構外に待機している要員を当てる。
交代要員については，順次，構外に待機している要員を当てる。

111/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

要員

考え方

運転員（当直） プルーム通過時には，運転員については中央

変更理由

人数

合計

18 名

35 名

制御室待避所に退避する。
復旧班要員

6 号及び 7 号炉ガス

6 号及び 7 号炉ガスタ

タービン発電機のービン発電機の運転

運転監視

を監視

消防車による復水

消防車による復水貯貯蔵槽への注水監

蔵槽への注水を監視

２名

２名

視
燃料補給

燃料タンクからタン

２名クローリへの軽油移し替え，消防車等への
燃料補給

248

添付4-2

1.18-132

格納容器圧力逃がフィルタ装置内スクし装置対応

ラバ水補給，水位調整

放射性物質拡散抑放射性物質の拡散を制対応抑制するための原子

４名②（K5TSC設計
進捗）

４名

炉建屋への放水操作
の再開
保安班要員

作業現場モニタリ

作業現場の放射線モ

ング

ニタリング

３名

112/146

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No.

章番号

ページ番号

249

添付4-2

1.18-133

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

⑤

113/146

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No.

章番号

ページ番号

250

添付4-2

1.18-134

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

⑤

114/146

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No.

章番号

ページ番号

251

添付4-2

1.18-135

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

⑤

115/146

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No.

章番号

ページ番号

252

添付4-2

1.18-136

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗、免震重要棟の自主化）

116/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

253

章番号

ページ番号

変更後

添付4-3

添付4-3 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所レイアウトについて
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所は, 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所(対策本部)及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所(待機場所)を設けており，基準地震動による地震被災対応のため，及び重大事故のプルーム通過
時以外の対応のため，約180名の緊急時対策要員が活動することを想定している。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所(対策本部)には，必要な各作業用の机や設備等を配置しても，活動に必要な広さを十分有している。
1.18-137 また，プルーム通過中においても, 6号及び7号炉に係る重大事故等に対処 －するために必要な指示を行う要員に加え，原子炉格納容器の破損等による発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための対策に対処するために必要な数の要員としての69名，1～5号炉に係る要員2名及び保安検査官の2名の合計73名が5号炉原子炉建屋内緊急時対策所(対策本部)で，現場要員40名と5号炉運転員8名の合計48名が5号炉原子炉建屋内緊急時対策所(待機場所)で活動することを想定し，十分な広さと機能を有している。
第1図に示す要員のスペースにて，休憩・仮眠を行う。

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）117/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

－

254

添付4-3

②（K5TSC設計
進捗）1.18-138(b) 5 号 炉 原 子 炉 建 屋 内 緊 急 時 対 策 所 （ 待 機 場 所 ）(注 )レ イ ア ウ ト に つ い て は ，1～ 5 号 炉 対 応 要 員 も 含 め ており，訓練等で有効性を確認し適宜見直していく。
自衛消防隊は状況に応じて緊急時対策本部に入る。

第 1図

255

添付4-4

1.18-139

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所レイアウトイメージ

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に以下の数量を配備する。

免震重要棟内緊急時対策所，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所それぞれ ②（免震重要棟に以下の数量を保管する。
の自主化）

118/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

256

添付4-4

1.18-139⑤

1.18-140②（免震重要棟の自主化，
K5TSC設計進
捗）

257

添付4-4

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

119/146

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No.

章番号

ページ番号

258

添付4-5

基本的な考え方とする。
1.18-141 なお，チェンジングエリアは6号及び7号炉共用とする。

添付4-5

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化バウンダリに隣接するとともに，要 免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に併設するとともに，緊急時対策要員の被ばく低減の観点からそれぞれ免震重要1.18-141 員の被ばく低減の観点から5号炉原子炉建屋内に設営する。
棟内及び5号炉原子炉建屋内に設営する。

259

変更後

③評価進捗による変更・修正

第1表

変更前

設営

5 号炉原子炉建屋

場所

3階

エアーテント項目

理由1.18-142

手順着手の判断基準

添付4-5

緊急時対策所の外側が放射性物質により汚染したような状況下において，緊急時対1 階エントランス

汚染したような状況下において，緊急時対策所への汚染の持ち込みを防止するため，設営

免震重要棟内緊急時対策所

策所への汚染の持ち込みを防止するため，

場所

5 号炉原子炉建屋

モニタリング及び作業服の着替え等を行

3階

設営の容易さ及び迅速化の観点から，エア

特定事象が発生した後，保安班長
が，事象進展の状況（格納容器雰囲
気放射線レベル計（CAMS）等により緊急時対策所の外側が放射性物質により炉心損傷を判断した場合等），参集

汚染するようなおそれが発生した場合，チ済みの要員数及び保安班が実施するェンジングエリアの設営を行う。

者

緊急時対策所

設営の容易さ及び迅速化の観点から，エア設営

免震重要棟内緊急時対策所ーテントを採用する。

形式

通路区画（常設）

設営の迅速化のため，通路等により区画され5 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所た場所に，常設化する。

手順
着手

ジングエリア設営を行うと判断した

の
判断

保安班

基準

るよう定期的に訓練を行っている保安班が設営を行う。

実施
者

261

添付4-5

うための区画を設ける。

エアーテント

作業の優先順位を考慮して，チェン

チェンジングエリアを速やかに設営でき

モニタリング及び作業服の着替え等を行

5 号炉原子炉建屋内

ーテントを採用する。

場合。
実施②（免震重要棟の自主化，
K5TSC設計進
捗）

理由

免震重要棟

原子力災害対策特別措置法第 10 条

260⑤

緊急時対策所の外側が放射性物質によりうための区画を設ける。

形式

基本的な考え方とする。

チェンジングエリアの概要

項目

設営

変更理由

原子力災害対策特別措置法第 10 条

緊急時対策所の外側が放射性物質により特定事象が発生した後，保安班長

汚染するようなおそれが発生した場合，チが，事象進展の状況，参集済みの要ェンジングエリアの設営を行う。

②（免震重要棟の自主化，
K5TSC設計進捗）

員数及び保安班が実施する作業の優
先順位を考慮して，チェンジングエ
リア設営を行うと判断した場合。
チェンジングエリアを速やかに設営でき保安班

るよう定期的に訓練を行っている保安班
員が設営を行う。

チェンジングエリアは，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所陽圧化バウンダリ チェンジングエリアは，免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋に隣接した場所に設置する。チェンジングエリアの設営場所及び屋内のアク 内緊急時対策所に併設する。チェンジングエリアの設営場所及び屋内のア
セスルートは，第1図～第2図のとおり。
クセスルートは，図1，2のとおり。
1.18-143 なお，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所対策本部及び待機場所に入室するアクセスルートは2ルート設けることから，使用するアクセスルートに応じてチェンジングエリアを設営する。

②（免震重要棟の自主化，
K5TSC設計進捗）120/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除

262

添付4-5

②（免震重要棟の自主化）

1.18-143

図１ 免震重要棟内緊急時対策所チェンジングエリアの設営場所
及び屋内のアクセスルート

121/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

a. 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア(a) 5 号炉原子炉建屋南側アクセスルートを使用する場合
5 号炉原子炉建屋 3 階

靴脱ぎ場

サーベイエリア

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

除染エリア

5 号炉原子炉建屋 3 階

対策本部

脱衣エリア
機器等

除染エリア
機器等

263

添付4-5

機器等

バリア

機器等

靴脱ぎ場

1.18-144

サーベイエリア

均圧室

待機場所

脱衣エリア

【凡例】
入室ルート
退室ルート
乾電池内蔵型照明
可搬型
空気浄化装置
陽圧化バウンダリ

第1図②（K5TSC設計
進捗）

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリアの

【凡例】
入室ルート
退室ルート
乾電池内蔵型照明
可搬型
空気浄化装置図25 号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリアの設営場所及び屋内のアクセスルート

設営場所及び屋内のアクセスルート(5 号炉原子炉建屋南側アクセスルート)
枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

122/146

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No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

－

(b) 5 号炉原子炉建屋北東側アクセスルートを使用する場合
対策本部

5 号炉原子炉建屋 3 階③評価進捗による変更・修正

機器等

機器等

機器等
機器等

均圧室

待機場所

264

添付4-5

②（K5TSC設計
進捗）1.18-145
均圧室

待機場所
サーベイエリア
除染エリア
機器等

【凡例】
入室ルート
退室ルート
乾電池内蔵型照明
可搬型
空気浄化装置
陽圧化バウンダリ

脱衣エリア
バリア

機器等

靴脱ぎ場

123/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

265

章番号

添付4-5

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

チェンジングエリアの設営は，保安班員2名で，南側アクセスルートを使用す チェンジングエリアの設営は，保安班員2名で免震重要棟内緊急時対策所でる場合は約60分，北東側アクセスルートを使用する場合は約90分を想定す は約60分，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所では通路等により，区画を常る。なお，チェンジングエリアが速やかに設営できるよう定期的に訓練を行 設化しており，付属品類の設営のみであることから約40分を想定する。
い，設営時間の短縮及び更なる改善を図ることとしている。
なお，チェンジングエリアが速やかに設営できるよう定期的に訓練を行い，チェンジングエリアの設営は，原子力防災組織の緊急時対策要員（夜間及 設営時間の短縮及び更なる改善を図ることとしている。チェンジングエリアのび休日（平日の勤務時間帯以外））の保安班2名，又は参集要員（10時間後 設営は，原子力防災組織の要員（夜間・休祭日）の保安班２名，又は参集要 ②（K5TSC設計
1.18-146 までに参集）のうち，チェンジングエリアの設営に割り当てることができる要 員（10時間後までに参集）のうち，チェンジングエリアの設営に割り当てるこ
進捗）員で行う。設営の着手は，保安班長が，原子力災害対策特別措置法第10条 とができる要員で行う。設営の着手は，保安班長が，原子力災害対策特別
特定事象が発生した後，事象進展の状況（格納容器雰囲気放射線レベル計 措置法第10条特定事象が発生した後，事象進展の状況，参集済みの要員（CAMS）等により炉心損傷を判断した場合等），参集済みの要員数及び保 数及び保安班が実施する作業の優先順位を考慮して判断し，速やかに実施
安班が実施する作業の優先順位を考慮して判断し，速やかに実施する。
する。

124/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

266

添付4-5

1.18-146②（免震重要棟の自主化）

125/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

267

添付4-5

1.18-147

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）126/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

268

269

添付4-5

1.18-148②（K5TSC設計
進捗）

添付4-5

チェンジングエリア用資機材については，運用開始後のチェンジングエリア チェンジングエリア用資機材については，運用開始後のチェンジングエリアの補修や汚染によるシート張替え等も考慮して，第2表のとおりとする。チェ の補修や汚染によるシート張替え等も考慮して，表2，3のとおりとする。
ンジングエリア用資機材は，チェンジングエリア付近に保管する。なお，アク1.18-149 セスルートに応じてチェンジングエリアを設営するため，チェンジングエリア
用資機材は南側アクセスルート又は北東側アクセスルートのチェンジングエ
リア設営に必要な最大数を保管する。

②（K5TSC設計
進捗）127/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後
削除

270

添付4-5

1.18-149③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

表 2 免震重要棟内緊急時対策所チェンジングエリア用資機材
名称

数量（6／7 号炉共用）

エアーテント

1式

養生シート

3巻

バリア

6個

フェンス

20 枚

粘着マット

4枚

ヘルメット掛け

1式

ゴミ箱

14 個

ポリ袋

40 枚

テープ

20 巻

ウエス

2箱

ウェットティッシュ

10 巻

はさみ

6個

マジック

2本

簡易シャワー

1台

簡易タンク

1台

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

2 台（予備 1 台）

乾電池内蔵型照明

4 台（予備 1 台）

根拠

チェンジングエリア設営に必要な数量②（免震重要棟の自主化）

128/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

表 3 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリア用資機材

271

添付4-5

1.18-149

名称

数量（6／7 号炉共用）

養生シート

3巻

バリア

4個

フェンス

9枚

粘着マット

2枚

ヘルメット掛け

1式

ポリ袋

25 枚

テープ

5巻

ウエス

2箱

ウェットティッシュ

10 巻

はさみ

6個

マジック

2本

簡易シャワー

1台

簡易タンク

1台

トレイ

1個

バケツ

2個

可搬型空気浄化装置

2 台（予備 1 台）

乾電池内蔵型照明

2 台（予備 1 台）

272

添付4-5

空気中放射性物質濃度の測定を実施し，必要に応じチェンジングエリアの 空気中放射性物質濃度の測定を実施する。
除染を実施する。なお，測定及び除染を行った要員は，脱衣エリアにて脱衣を行う。
1.18-153 ただし，5号炉原子炉建屋北東側アクセスルートのチェンジングエリアの北西側通路で測定及び除染を行った要員が，北東側の脱衣エリアまで移動できない場合は，北西側通路近傍に汚染拡大防止のための簡易的なエリアを区画し，脱衣を行う。

273

添付4-5

1.18-155

チェンジングエリアは，

免震重要棟チェンジングエリアは，根拠

チェンジングエリア設営に必要な数量②（K5TSC設計
進捗）②（K5TSC設計
進捗）②（免震重要棟の自主化）

129/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

削除
ｃ.チェンジングエリアへの空気の流れ（ａ）免震重要棟内緊急時対策所チェンジングエリア
免震重要棟内緊急時対策所チェンジングエリアは，一定の気密性が確保された免震重要棟内の 1 階エントランスに設置し，図 9 のように，汚染の区分ごとに空間を区画し，汚染を管理する。
また，更なる被ばく低減のため，可搬型空気浄化装置を 2 台設置する。1 台は 1 階
エントランス内を循環運転することにより 1 階エントランス空間全体の放射性物質を低減し，もう 1 台は，脱衣を行うホットエリアの空気を吸い込み浄化し，チェンジン
グエリアに図 9 のように空気の流れをつくることで脱衣による汚染拡大を防止する。

274

添付4-5

②（免震重要棟の自主化）

1.18-155

図9

275

添付4-5

5号炉原子炉建屋南側アクセスルートを使用する場合は第9図，5号炉原子1.18-156 炉建屋北東側アクセスルートを使用する場合は第10図のように，汚染の区分ごとにエリアを区画し，汚染を管理する。

免震重要棟内緊急時対策所チェンジングエリアの空気の流れ

図9のように，汚染の区分ごとに空間を区画し，汚染を管理する。

②（K5TSC設計
進捗）130/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

276

添付4-5

1.18-156

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

②（K5TSC設計
進捗）

第9図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリアの空気の流れ 図5.1-10 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリアの空気の流（5号炉原子炉建屋南側アクセスルート）れ

131/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

－

277

添付4-5

②（K5TSC設計
進捗）1.18-157

第10図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所チェンジングエリアの空気の流れ（5号炉原子炉建屋北東側アクセスルート）

278

添付4-5

９．チェンジングエリアのスペースについて
９．チェンジングエリアのスペースについて
緊急時対策所における現場作業を行う要員は，プルーム通過直後に作業を 緊急時対策所における現場作業を行う要員は，プルーム通過時現場復旧班行うことを想定している要員数14名を考慮し，同時に14名の要員がチェンジ 要員である14名を想定し，同時に14名の要員がチェンジングエリア内に収容
ングエリア内に収容できる設計とする。チェンジングエリアに同時に14名の できる設計とする。チェンジングエリアに同時に14名の要員が来た場合，全要員が来た場合，全ての要員が緊急時対策所に入りきるまで約30分であての要員が緊急時対策所に入りきるまで約30分であり，全ての要員が汚染
1.18-160
り，全ての要員が汚染している場合でも約56分であることを確認している。 している場合でも約56分であることを確認している。
また，仮に想定人数以上の要員が同時にチェンジングエリアに来た場合でも また，仮に想定人数以上の要員が同時にチェンジングエリアに来た場合でもチェンジングエリアは建屋内に設置しており，屋外での待機はなく不要な被 チェンジングエリアは建屋内に設置しており，屋外での待機はなく不要な被ばくを防止することができる。
ばくを防止することができる。

⑤

132/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

279

添付4-5

280

添付4-5

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

10．保安班の緊急時対応のケーススタディー
１０．保安班の緊急時対応のケーススタディー
保安班は，チェンジングエリアの設営以外に，緊急時対策所の可搬型陽圧 保安班は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所を使用することが決定した場
化空調機運転(約60分)，可搬型エリアモニタの設置(20分)，可搬型モニタリ 合，チェンジングエリアの設置以外に，緊急時対策所の可搬型陽圧化空調
ングポストの設置(最大435分)，可搬型気象観測装置の設置(90分)を行うこ 機運転(約48分)，可搬型エリアモニタの設置（30分），可搬型モニタリングポとを想定している。これら対応項目の優先順位については，保安班長が状 ストの設置(最大420分)，可搬型気象観測装置の設置(90分)を行うことを技
況に応じ判断する。以下にタイムチャートの例を示す。なお，緊急時対策所 術的能力にて説明している。これら対応項目の優先順位については，保安のチェンジングエリアは，北東側ルートを設営した場合(90分)を想定する。
班長が状況に応じ判断する。以下にタイムチャートを示す。
1.18-160 例えば，平日の勤務時間帯に事故が発生した場合（ケース①）には，全ての例えば，平日昼間に事故が発生した場合（ケース①）には，すべての対対応を並行して実施することになる。また，夜間・休日（平日の勤務時間帯 応を並行して実施することになる。また，夜間・休祭日に事故が発生した場
以外）に事故が発生した場合で，原子力災害対策特別措置法第10条発生直 合で，10条発生直後から周辺環境が汚染してしまうような事象が発生した場
後から周辺環境が汚染してしまうような事象が発生した場合（ケース②）は， 合（ケース②）は，原子力防災組織の要員の保安班2名で，チェンジングエリ
原子力防災組織の緊急時対策要員の保安班2名で，チェンジングエリアの アの設営を優先し，次に可搬型モニタリングポスト等の設置を行うことにな
設営を優先し，次に可搬型モニタリングポスト等の設置を行うことになる。
る。

1.18-161

変更理由

⑤

⑤

133/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

281

添付4-5

1.18-161

282

添付4-6

1.18-162

283

添付4-6

２．その他資機材
1.18-162 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に以下の数量を保管する。

添付4-6

1.18-162

変更前

変更理由

⑤

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に以下の数量を保管する。

品284③評価進捗による変更・修正

名

保管数

免震重要棟内緊急時対策所，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所のそれぞ ②（免震重要棟
れに以下の数量を保管する。
の自主化）
２．その他資機材
免震重要棟内緊急時対策所，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所のそれぞ ②（免震重要棟の自主化）
れに以下の数量を保管する。

考え方

品

名

保管数

考え方

酸素濃度計

3台

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部，待機場所）に設置（予備含む）

酸素濃度計

2台

予備を含む

二酸化炭素濃度計

3台

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所（対策本部，待機場所）に設置（予備含む）

二酸化炭素濃度計

2台

予備を含む

一般テレビ（回線，機器）

1式

報道や気象情報等を入手するため

一般テレビ（回線，機器）

1式

報道や気象情報等を入手するため

社内パソコン（回線，機器）

1式

社内情報共有に必要な資料・書類等を作成するため

社内パソコン（回線，機器）

1式

社内情報共有に必要な資料・書類等を作成
するため

簡易トイレ

1式

プルーム通過中に緊急時対策所から退出する必要がないようにするため

簡易トイレ

1式

プルーム通過中に緊急時対策所から退出する必要がないようにするため

1,440 錠180 名
（1～7 号炉対応の緊急時対策要員 164
名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）×（初日 2 錠＋2 日目以降 1 錠／日×6 日）

ヨウ素剤

1,440 錠180 名
（1～7 号炉対応の緊急時対策要員 164
名＋自衛消防隊 10 名＋余裕）×（初日 2 錠＋2 日目以降 1 錠／日×6 日）

ヨウ素剤②（K5TSC設計
進捗）134/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

285

添付5-1

1.18-162②（免震重要棟の自主化）

135/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

286

添付5-1

1.18-162②（免震重要棟の自主化）

136/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

287

添付5-1

1.18-162②（免震重要棟の自主化）

137/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

288

添付5-1

1.18-162②（免震重要棟の自主化）

138/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

289

添付5-1

1.18-162②（免震重要棟の自主化）

139/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

290

添付5-1

1.18-162②（免震重要棟の自主化）

140/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

削除

291

添付5-1

1.18-162②（免震重要棟の自主化）

141/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

292

添付5-1

1.18-163

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（K5TSC設計
進捗）142/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備（代替交流電源設備）
Ａ

Ｂ

Ｇ

Ｇ

M/C 6SA-1

M/C 6SA-2

変更理由
M/C 6SB-2

Ｄ/Ｇ
(7A)

Ｄ/Ｇ
(6B)

M/C 5SA-2

M/C 5SB-1

Ｄ/Ｇ
(6C)

（略語）
R/B：原子炉建屋
6.9kV M/C7C

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
（予備）
屋外

Ａ

Ｂ

Ｇ

Ｇ

6.9kV M/C6D

6.9kV M/C6E

6.9kV M/C5C

C/B：コントロール建屋
M/C：メタルクラッド開閉装置

動力変圧器

480V P/C 7C-1

480V
MCC 7C-1-6

動力変圧器

動力変圧器

動力変圧器

480V P/C 6D-1

480V P/C 6E-1

480V P/C 5C-1

480V
MCC 6D-1-7

480V
MCC 6E-1-3

480V
MCC 5C-1-8

P/C：パワーセンタ
MCC：モータ・コントロール・センタ【凡例】

可搬ケーブル

D/G：非常用ディーゼル発電機
：遮断器

蓄電池
2,400Ah：配線用遮断器
充電器

蓄電池
1,000Ah

負荷変圧器

293

添付5-1

1.18-164

充電器

交流分電盤③〇照明設備（コンセント負荷含む）

第１図 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 電源構成

交流分電盤①〇換気空調設備
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所
可搬型陽圧化空調機
・パッケージエアコン
・二酸化炭素吸収装置〇照明設備（コンセント負荷含む）〇必要な情報を把握できる設備
・緊急時対策支援システム電槽装置
・SPDS表示装置〇通信連絡設備
・無線連絡設備
・衛星電話設備・統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
・局線加入電話設備
・テレビ会議システム
・電力保安通信用電話設備（FAX）
・衛星電話設備（社内向）〇放射線管理設備：6/7号炉設計
基準対象施設

交流分電盤②〇照明設備（コンセント負荷含む）〇通信連絡設備〇放射線管理設備：重大事故等対処設備【使用可能な場合】〇通信連絡設備・送受話器②（K5TSC設計
進捗）[使用可能な場合]〇通信連絡設備・電力保安通信用電話設備

5号炉
原子炉建屋内緊急時対策所

図１ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所 電源構成

143/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

第2図 有効性評価タイムチャート（格納容器過圧・過温破損）上の可搬型電 図2 有効性評価タイムチャート（格納容器過圧・過温破壊）上の可搬型電源
源設備起動タイミング
設備起動
タイミング
格納容器過圧・過温破損

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

経過時間（分）
10

指揮者

操作項目

6号
7号

当直副長
当直副長

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

各号炉運転操作指揮通報連絡
緊急時対策本部要員
5人
者
運転員
運転員
（中央制御室）
（現場）
6号
7号
6号
7号

80

90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320

2人
A, B

2人
a.b

－

－

操作の内容

約0.7時間

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

－

－

約25分

操作項目

燃料温度約2500K(約2227℃)到達

非常用ガス処理系
70分

・全交流動力電源喪失確認

高圧／低圧注水機能喪失調査、
復旧操作（解析上考慮せず）

運転開始

6号

原子炉格納容器内水素濃度監視
常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧
炉心注水系，残留熱除去系 機能回復

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

（1人）
A

（1人）
a

10
分

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

5分

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線（中央制御室）

－

－

4人
C,D
E,F

4人
c ,d
e ,f

－

－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c ,d

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線 D系（電源盤受電準備）

受電前準備

15分

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e ,f

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線 D系 受電前準備（コントロール建屋負荷抑制）

15分

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）
（1人）
B

294

添付5-1

1.18-165

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電準
備操作

機能回復

－

－

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電確認

5分

（2人）
C,D

（2人）
c ,d

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電

5分

－

－

－

－

・非常用高圧母線（中央制御室）

C系

受電前準備

－

（2人）
E,F

（2人）
e ,f

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線

C系

受電前準備

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電確認

－

（2人）
E,F

（2人）
e ,f

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用ガス処理系排風機

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

（1人）
A
準備

低圧代替注水系（常設）
操作

注水

（1人）
a

－

－

－

－

運転確認

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e ,f

－

－

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場系統構
成※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置、点灯

－

－

－

－

・MCR系

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c ,d

－

－

・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロ
アユニット起動

（1人）
B

（1人）
b

中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロアユニット起動）（解析上考慮せず）

中央制御室待避室の準備操作（解析上考慮せず）

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

常設代替交流電源設備から
の受電操作

25分
5分
5分

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）

5分
適宜実施
全交流動力電源回
復前から通信手段
確保等の作業を実施する

15分

原子炉注水と格納容器スプレイ切替
15分

・蓄電池内蔵照明の点灯確認は対応操作中に確認可能
・可搬型照明の設置，点灯作業は適宜実施する
30分

隔離弁操作

－

－

・中央制御室待避室照明確保
・中央制御室待避室データ表示装置起
動操作

－

－

－

（2人）
c ,d

－

－

・現場移動
・中央制御室待避室陽圧化装置空気供
給元弁開

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e ,f

－

－

・格納容器スプレイに合わせた薬品注入5号炉原子炉建屋内緊急時対策所
用可搬型電源設備起動操作

－

－

－

－

・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可
搬型電源設備起動・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用負荷変圧器にて電源切替

1人
1人

号炉毎 運転操 作指揮

7号

2人
a .b

－

－

6号

約 0.7時間

要員を確保して対応する

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する
要員を確保して対応する

30分要員を確保して対
応する

10分

30分
格納容器スプレイに合わせて実施

25分

燃料温度約 2500K(約2227℃)到達

約 60分

約260分 6号炉復水貯蔵槽水源切替完了

第一ガ スタービン発電機による給電開始

約70分

7号

－

－

・全交流動力電源喪失確認

原子炉注水開 始

状況判断後も事故対応に必要なパラ
メータを適宜監視
する

10分

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

外部電源

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧
炉心注水系，残留熱除去系 機能回復

（1人）
A
（2人）
A, B

（1人）
a
（2人）
a ,b

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

0

－

－

－

・受電前準備（中央制御室）

－

－

2人
C ,D

－

－

－

4人
c ,d
e ,f

－

－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

－

・現場移動
・6号炉 M/C（D）受電準備

－

－

－

－

対応可能な要員により対応する
対応可能な要員により対応する

機能回復

回復

対応可能な要員により対応する
適宜実施
20分
10
分

・放射線防護装備準備／装備
・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認

20分
10
分

・第一ガスタービン発電機給電準備要員を確保して対応する要員を確保して対応する
可搬型電源設備起動要員は，緊急時対策要員の現場要員以外の本部要員から選任する

－

－

2人
E ,F

－

－

（2人）
E ,F

－

－

－

－

－

（2人）
C ,D

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－
(4人)
c ,d
e ,f

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

（2人）
E ,F

(4人)
c ,d
e ,f
－

中央制御室待避室の準備操
作（解析上考慮せず）
格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）
常設代替交流電源設備からの受電準備操作・放射線防護装備準備／装備
2人

・M/C
・6号炉
・6号炉
・7号炉
・7号炉

状態確認

－

－

－

－

－

－

－

－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置、点灯

（1人）
a

－

－

－

－

・復水移送ポンプ（B，C）起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）ラインアッ
プ

－

－

－

（2人）
c ,d

－

－

・現場移動
・7号炉低圧代替注水系（常設） 現場
ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（1人）
A
（1人）
A

（1人）
a
（1人）
a

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

（1人）
B

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

（2人）
C ,D

（2人）
e ,f

－

－

・MCR系

－

－

－
（2人）
E ,F
（2人）
C ,D

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）
e,f
（2人）
c ,d

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

（2人）
C ,D

－

－

－

－

－

（2人）
C ,D

－

－

－

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備起動
操作

－

－

－

－

2人
緊急時対策要員（本部要員）

M/C（C）

適時実施

要員を確保して対応する

15分

交流電源回復前か
ら通信手段確保等の作業を実施する

15分

30分

炉心冠水後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替
原子炉注水と格納容器スプレイ切替
30分

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する

要員を確保して対応する

30分要員を確保して対応する

10分要員を確保して対応する要員を確保して対応する

30分
格納容器スプレイに合わせて実施
50分
10
分
10
分

受電確認

・6号炉 M/C（C） 受電
・6号炉 MCC（C） 受電・現場移動・6号炉低圧代替注水系（常設） 現場
ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替
・5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可
搬型電源設備起動・3号炉原子炉建屋内緊急時対策所用負荷変圧器にて電源切替②（K5TSC設計
進捗）

10
分
10
分
10
分

隔離弁操作

・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロ
アユニット起動・中央制御室待避室照明確保
・中央制御室待避室データ表示装置起動操作・中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化装置空気供給元弁開・格納容器スプレイに合わせた薬品注
入・現場移動
・6号炉 M/C（C）受電準備
・6号炉

要員を確保して対
応する

運転状態

（1人）
b

－

25分

30分

M/C（D） 受電
MCC（D） 受電
M/C（C）（D） 受電
MCC（C）（D） 受電

－

－

50分

10
分

受電確認

（1人）
A

低圧代替注水系（常設）準備操作

常設代替交流電源設備から
の受電操作

50分

・現場移動
・7号炉 M/C（C）（D）受電準備
・第一ガスタービン発電機 運転状態
確認
・現場移動
・第二ガスタービン発電機
・現場移動
・第一ガスタービン発電機
確認

20分
10
分

（1人）
B

－

備考

約0.3時間 炉心損傷開始
約 0.4時間 燃料被覆管温 度1200℃到達

操作の内容

中央 制御室連 絡
発電 所外部連 絡
緊急 時対策要 員（ 現場）

低圧代替注水系（常設）準備操作

低圧代替注水系（常設）
注水操作
代替格納容器スプレイ冷却
系 操作
中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化
空調機ブロアユニット起動）（解析上考慮せず）

30分

破断口まで水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替

スプレイ弁操作－2人
復旧班

常設代替交流電源設備準備
操作（第一ガスタービン発電
機）

注入弁操作

－

高圧／低圧注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）
原子炉格納容器内水素濃度
監視

10
分

・復水移送ポンプ（B，C）起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）系統構成

（1人）
A

6号

・原子炉スクラム・タービントリップ
確認

常設代替交流電源設備からの受電準備操作－

低圧代替注水系（常設）操作

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

2人
A, B

15分

（1人）
b

運転確認

対応可能な要員により対応する
対応可能な要員により対応する

10分（1人）
常設代替交流電源設備から
Bの非常用高圧母線 C系 受電操－
作

7号

60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320

原 子炉スクラム
プラント 状況判断

・第一ガスタービン発電機起動，給電

受電前準備

（1人）
B

非常用ガス処理系

状況判断

適宜実施

（1人）
b

－

状況判断後も事故対応に必要なパラ
メータを適宜監視する

対応可能な要員により対応する（1人）
常設代替交流電源設備から
Bの非常用高圧母線 D系 受電操－
作
常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電準
備操作

当直副長
当直副長

中 央監視
緊急時 対策本 部連絡・給水流量の全喪失確認

回復

D系

6号
7号

1人

原子炉注水開始

10分

－

指揮者

当直長

通報 連絡
緊急時対策要員
5人
者
運転 員
運転 員
（中央 制御室）（現場 ）常設代替交流電源設備による給電開始

約30分

・原子炉スクラム・タービントリップ
確認
交流電源回復操作（解析上考慮せず）

10 20 30 40 50
事 象発生

実施箇所・必要人員数
責任者

約0.3時間 炉心損傷開始
約0.4時間 燃料被覆管温度1200℃到達・給水流量の全喪失確認
状況判断

経過時間（分）備考

事象発生
原子炉スクラム
プラント状況判断

実施箇所・必要人員数
当直長

責任者

20 30 40 50 60 70

30分

15分

可搬型電源設備起動要員は，緊急時対策要員の現場要員以外の本部要員から選任する

144/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

変更後③評価進捗による変更・修正

No.

章番号

ページ番号

変更前

295

添付5-1

1.18-166

296

添付5-1

1.18-168

297

添付5-1

格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置及び配管並びによう素フィルタ内の 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置及びよう素フィルタ並びに配管内の1.18-168 放射性物質からのガンマ線による外部被ばく
放射性物質からのガンマ線による外部被ばく②（K5TSC設計
進捗）

・マスクによる防護係数：1000

第3表

・マスクによる防護係数：50

6 号炉放出時における燃料給油に伴う被ばく量(6 号炉と 7 号炉からの寄与の和)

298

添付5-1

1.18-168

変更理由

作業開始時間(事故発生後の経過時間)(h)
作業に係る被ばく線量

102
約 28

(mSv)
147
約 23

表3

②（K5TSC設計
進捗）⑤

6 号炉放出時における燃料補給に伴う被ばく量(6 号炉と 7 号炉からの寄与の和)作業開始時間(事故発生後の経過時間)(h)
作業に係る被ばく線量

(mSv)
102

147

約 15

約 12

②（K5TSC設計
進捗）145/146

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

２．1.18.2.2（３）通信連絡に関わる手順等＜リンク先＞ 1.19.2.1（１）発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順等
1.19.2.2（１）発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順等
1.19.2.3 代替電源設備から給電する手順等②（K5TSC設計
進捗）２．1.18.2.1(2)b. その他の手順項目にて考慮する手順＜リンク先＞ 1.17.2.1(1) モニタリング・ポストによる放射線量の測定
1.17.2.1(2) 可搬型モニタリングポストによる放射線量の測定及び代替測定
299

添付資料
1.18.6

1.18-170

３．1.18.2.2(3) 通信連絡に関する手順等＜リンク先＞ 1.19.2.1(1) 発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順等
1.19.2.2(1) 発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順等
1.19.2.3
代替電源設備から給電する手順等

146/146

まとめ資料変更箇所リスト
資料名 ：章/項番号：「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
1.19 通信連絡に関する手順等【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後
1.19.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果

1 目次

2 目次

3 目次

1.19-1③評価進捗による変更・修正

変更前
1.19.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果
a. 発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備
b. 発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備
c. 手順等変更理由⑤

1.19-1

1.19.2.1 発電所内の通信連絡
1.19.2.1 発電所内の通信連絡(1) 発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手 (1) 発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手順等順等(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所内の必要な場所で共有す a. 手順着手の判断基準
る手順等
b. 操作手順
c. 操作の成立性
d. 優先順位(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所内の必要な場所で共有する手順等
a. 手順着手の判断基準
b. 操作手順
c. 操作の成立性
d. 優先順位⑤

1.19-1

1.19.2.2 発電所外（社内外）との通信連絡
1.19.2.2 発電所外との通信連絡(1) 発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う (1) 発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うための手ための手順等順等(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所外（社内外）の必要な場所 a. 手順着手の判断基準で共有する手順等
b. 操作手順
c. 操作の成立性
d. 優先順位(2) 計測等を行った特に重要なパラメータを発電所外の必要な場所で共有する手順等
a. 手順着手の判断基準
b. 操作手順
c. 操作の成立性
d. 優先順位⑤

1/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

4 目次

1.19-25 1.19.1(1)1.19-4

6 1.19.1(2)1.19-4

7 1.19.1(2)a.(a) 1.19-5

8 1.19.1(2)a.(a) 1.19-5
9 1.19.1(2)a.(a) 1.19-5

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

添付資料1.19.1 重大事故等時に使用する通信連絡設備の対処手段・設備 添付資料1.19.1 重大事故等時に使用する通信連絡設備の対処手段・設備
添付資料1.19.2 審査基準，基準規則と対処設備との対応表
添付資料1.19.2 審査基準，基準規則と対処設備との対応表
添付資料1.19.3 重大事故等対処設備における点検頻度
添付資料1.19.3 重大事故等対処設備における点検頻度
添付資料1.19.4 通信連絡設備の一覧
添付資料1.19.4 通信連絡設備の一覧
添付資料1.19.5 通信連絡設備の概要
添付資料1.19.5 通信連絡設備の概要
添付資料1.19.6 多様性を確保した通信回線
添付資料1.19.6 機能ごとに必要な通信連絡設備の優先順位及び設備種別
添付資料1.19.7 通信連絡設備の電源設備
添付資料1.19.7 手順のリンク先について
添付資料1.19.8 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の通信連絡設備に係る耐震措置について添付資料1.19.9 機能ごとに必要な通信連絡設備
添付資料1.19.10 携帯型音声呼出電話設備等の使用方法及び使用場所
添付資料1.19.11 各重大事故シーケンスで使用する通信連絡設備の台数
添付資料1.19.12 機能ごとに必要な通信連絡設備の優先順位及び設備種
別
添付資料1.19.13 手順のリンク先について※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。
なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事
故等対処設備，自主対策設備及び整備する手順についての関係を第1.19.1
表，第1.19.2表に示す。
・ 衛星電話設備（常設）・ 衛星電話設備（可搬型）・ 無線連絡設備（常設）・ 無線連絡設備（可搬型）
・ 携帯型音声呼出電話設備
・ 安全パラメータ表示システム（SPDS）※2・ 無線連絡設備（屋外アンテナ）
・ 衛星電話設備（屋外アンテナ）
・ 無線通信装置
・ 有線（建屋内）
・ 送受話器（警報装置を含む。）
・ 電力保安通信用電話設備※1 自主対策設備：技術基準上全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況で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（設計基準対象施設を含む）
なお，機能喪失を想定する自主対策設備及び設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備，自主対策設備及び整備する手順についての関係を表1.19.1，表1.19.2に示す。
・ 衛星電話設備（常設）・ 衛星電話設備（可搬型）・ 無線連絡設備（常設）・ 無線連絡設備（可搬型）
・ 携帯型音声呼出電話設備
・ 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））※1
・ 無線連絡設備（屋外アンテナ）
・ 衛星電話設備（屋外アンテナ）
・ 無線通信装置
・ 有線（建屋内）
・ 送受話器（ページング）
・ 電力保安通信用電話設備※2：安全パラメータ表示システム（SPDS）は，データ伝送装置，緊急時対策 ※1 必要な情報を把握できる設備とは，主にデータ伝送装置，緊急時対策
支援システム伝送装置及びSPDS表示装置により構成される。
支援システム伝送装置及びSPDS表示装置から構成される安全パラメータ表示システムを示す。
（削除）
なお，給電が必要となる設備について表1.19.3に示す。

変更理由

⑤

⑤
⑤

⑤

⑤
⑤

2/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

10 1.19.1(2)a.(a) 1.19-6

11 1.19.1(2)a.(a) 1.19-6

12 1.19.1(2)a.(b) 1.19-6

13 1.19.1(2)a.(b) 1.19-7
14 1.19.1(2)a.(b) 1.19-7
15 1.19.1(2)a.(b) 1.19-7

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

・ 常設代替交流電源設備
・ 可搬型代替交流電源設備
・ 燃料補給設備
・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
・ 交流分電盤
・ 負荷変圧器
・ 可搬ケーブル

・ 常設代替交流電源設備
・ 可搬型交流電源設備
・ 燃料補給設備
・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備②
・ 交流分電盤（免震重要棟の自主・ 負荷変圧器
化）
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機⑤
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用地下貯油タンク
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機－電源車切替断路器
・ 電源車
また，重大事故等時に使用する重大事故等対処設備（設計基準拡張）として また，重大事故等時に使用する重大事故等対処設備（設計基準拡張）として⑤
は，非常用交流電源設備がある。
は，非常用ディーゼル発電機がある。
審査基準及び基準規則に要求される発電所内の通信連絡を行うための設備 審査基準及び基準規則に要求される発電所内の通信連絡を行うための設備のうち衛星電話設備（常設），衛星電話設備（可搬型），無線連絡設備（常のうち衛星電話設備，無線連絡設備，携帯型音声呼出電話設備，必要な情設），無線連絡設備（可搬型），携帯型音声呼出電話設備，安全パラメータ表 報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS）），無線連絡設備
示システム（SPDS），無線連絡設備（屋外アンテナ），衛星電話設備（屋外ア （屋外アンテナ），衛星電話設備（屋外アンテナ），無線通信装置，有線（建屋ンテナ），無線通信装置，有線（建屋内），常設代替交流電源設備，可搬型代 内），常設代替交流電源設備，燃料補給設備，5号炉原子炉建屋内緊急時対替交流電源設備，燃料補給設備，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬 策所用可搬型電源設備，交流分電盤，負荷変圧器，免震重要棟内緊急時対⑤型電源設備，交流分電盤，負荷変圧器及び可搬ケーブルは，重大事故等対 策所用ガスタービン発電機，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発処設備として位置付ける（第1.19.1図）。
電機用地下貯油タンク，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機
用燃料移送ポンプ，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機－電源車切替断路器及び電源車は，重大事故等対処設備と位置づける。
設計基準事故対処設備である，非常用交流電源設備は重大事故等対処設 設計基準事故対処設備である，非常用ディーゼル発電機は重大事故等対処
備（設計基準拡張）として位置付ける。
設備（設計基準拡張）と位置づける。
・ 送受話器（警報装置を含む。）
・ 送受話器（ページング）
上記の設備は，設計基準対象施設であり基準地震動による地震力に対して 上記の設備は，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有してい
十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所内の通 ないが，基準地震が発生した場合においても設備が健全である場合は，発信連絡を行うための手段として有効である。
電所内の通信連絡を行うための手段として有効である。

⑤
⑤
⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

16 1.19.1(2)b.(a) 1.19-8

17 1.19.1(2)b.(a) 1.19-8
18 1.19.1(2)b.(a) 1.19-8

19 1.19.1(2)b.(a) 1.19-8

20 1.19.1(2)b.(a) 1.19-8

21 1.19.1(2)b.(b) 1.19-9

22 1.19.1(2)b.(b) 1.19-9

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

・ 衛星電話設備（常設）・ 衛星電話設備（可搬型）・ 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
・ データ伝送設備※3・ 衛星電話設備（屋外アンテナ）・ 衛星無線通信装置
・ 有線（建屋内）
・ テレビ会議システム
・ 専用電話設備
・ 衛星電話設備（社内向）・ 衛星電話設備（常設）・ 衛星電話設備（可搬型）・ 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
・ データ伝送設備※2・ 衛星電話設備（屋外アンテナ）・ 衛星無線通信装置
・ 有線（建屋内）
・ 局線加入電話設備
・ 電力保安通信用電話設備
・ テレビ会議システム（社内向）・ 専用電話設備（ホットライン）
・ 衛星電話設備（社内向）※3（削除）※3 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所のみ（削除）

なお，給電が必要となる設備について表1.19.3に示す。

変更理由②（免震重要棟の自主化）⑤②（免震重要棟の自主⑤

・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
・ 交流分電盤
・ 負荷変圧器
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機②
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用地下貯油タンク（免震重要棟の自主・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ
化）・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤⑤
・ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機－電源車切替断路器
・ 燃料補給設備
・ 電源車
また，重大事故等時に使用する重大事故等対処設備（設計基準拡張）として また，重大事故等時に使用する重大事故等対処設備（設計基準拡張）として⑤
は，非常用交流電源設備がある。
は，非常用ディーゼル発電機がある。
審査基準及び基準規則に要求される発電所外（社内外）との通信連絡を行う 審査基準及び基準規則に要求される発電所外との通信連絡を行うための設ための設備のうち衛星電話設備（常設），衛星電話設備（可搬型），統合原子 備のうち衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設
力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，データ伝送設備，衛星電話設備 備，データ伝送設備，衛星電話設備（屋外アンテナ），衛星無線通信装置，有（屋外アンテナ），衛星無線通信装置，有線（建屋内），常設代替交流電源設 線（建屋内），5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備，交流分②
備，可搬型代替交流電源設備，燃料補給設備，5号炉原子炉建屋内緊急時 電盤，負荷変圧器，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機，免（免震重要棟の自主対策所用可搬型電源設備，交流分電盤，負荷変圧器及び可搬ケーブルは， 震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用地下貯油タンク，免震重化）
重大事故等対処設備として位置付ける（第1.19.1図）。
要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機用燃料移送ポンプ，免震重要棟⑤
内緊急時対策所用ガスタービン発電機用受電盤，免震重要棟内緊急時対策
所用ガスタービン発電機－電源車切替断路器，燃料補給設備及び電源車
は，重大事故等対処設備と位置づける。
・ 常設代替交流電源設備
・ 可搬型代替交流電源設備
・ 燃料補給設備
・ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備
・ 交流分電盤
・ 負荷変圧器
・ 可搬ケーブル

設計基準事故対処設備である，非常用交流電源設備は重大事故等対処設 設計基準事故対処設備である，非常用ディーゼル発電機は重大事故等対処
備（設計基準拡張）として位置付ける。
設備（設計基準拡張）と位置づける。

⑤

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まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

23 1.19.1(2)b.(b) 1.19-9

24 1.19.1(2)b.(b) 1.19-9
25 1.19.1(2)b.(b) 1.19-9

26 1.19.1(2)c.

1.19-927 1.19.2.1(1)1.19-1028 1.19.2.1(1)1.19-1029 1.19.2.1(1)1.19-1030 1.19.2.1(1)1.19-1031 1.19.2.1(1)a. 1.19-11

32

1.19.2.1(1)b.(
1.19-11a)33

1.19.2.1(1)b.(
1.19-11a)ⅰ.

変更後
・ テレビ会議システム
・ 専用電話設備
・ 衛星電話設備（社内向）（削除）
上記の設備は，設計基準対象施設であり基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していないが，設備が健全である場合は，発電所外の通信連絡を行うための手段として有効である。
上記a.及びb.により選定した対応手段に係る手順を整備する。

③評価進捗による変更・修正

変更前
・ 局線加入電話設備
・ 電力保安通信用電話設備
・ テレビ会議システム（社内向）・ 専用電話設備（ホットライン）
・ 衛星電話設備（社内向）※3※3 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所のみ
上記の設備は，基準地震動による地震力に対して十分な耐震性を有していないが，基準地震が発生した場合においても設備が健全である場合は，発電所外の通信連絡を行うための手段として有効である。
上記「a.発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備」及び「b.発電所外の通信連絡をする必要のある場
所と通信連絡を行うために必要な対応手段及び設備」により選定した対応手
段に係る手順を整備する。

重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所内）により，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
また，安全パラメータ表示システム（SPDS）により，発電所内の必要な場所へ
重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有す
る。

変更理由
②
（免震重要棟の自主化）⑤②（免震重要棟の自主
⑤

⑤
⑤
⑤

②
重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所内）により，運 重大事故等が発生した場合において，運転員及び緊急時対策要員が，中央転員及び緊急時対策要員が，中央制御室，中央制御室待避室，屋内外の現 制御室，建屋内外の作業場所，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震 （免震重要棟の自主化）
場，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策 重要棟内緊急時対策所との間で相互に通信連絡を行うために，衛星電話設所（待機場所）との間で相互に通信連絡を行うために，衛星電話設備，無線 備，無線連絡設備，携帯型音声呼出電話設備，送受話器（ページング），電 （K5TSC設計進捗による変更）
連絡設備，携帯型音声呼出電話設備，送受話器（警報装置を含む。）及び電 力保安通信用電話設備を使用する手順を整備する。
⑤
力保安通信用電話設備を使用する手順を整備する。
また，安全パラメータ表示システム（SPDS）により，5号炉原子炉建屋内緊急 また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所
時対策所へ重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータ へ，重大事故等に対処するために必要なデータを伝送し，パラメータを共有⑤
を共有するために，安全パラメータ表示システム（SPDS）を使用する手順を するために，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム
整備する。
（SPDS））を使用する手順を整備する。
重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所内）及び安全 重大事故等が発生した場合において，発電所内の通信連絡を行うための設⑤
パラメータ表示システム（SPDS）により，発電所内の通信連絡をする必要の 備により，発電所内の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う場
ある場所と通信連絡を行う場合。
合。
中央制御室又は中央制御室待避室の運転員及び5号炉原子炉建屋内緊急 中央制御室の運転員及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要②
時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（常設）を使用する。現場（屋 棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（常設）を使用する。
（免震重要棟の自主外）の運転員及び緊急時対策要員並びに放射能観測車でモニタリングを行う 屋外の緊急時対策要員は，衛星電話設備（可搬型）を使用する。これらの衛化）
緊急時対策要員は，衛星電話設備（可搬型）を使用する。これらの衛星電話 星電話設備を用いて相互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。切替⑤
設備を用いて相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。 え手順のタイムチャートを図1.19.1に示す。
（削除）② 免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）で使用する場合，緊急時対策②
要員は，切替スイッチにより免震重要棟内緊急時対策所2階の衛星電話設（免震重要棟の自主備（常設）から免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）の衛星電話設備（常化）設）へ切替えを行う。

5/42

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No.

34

章番号

ページ番号

1.19.2.1(1)b.(
1.19-11a)ⅱ.

35

1.19.2.1(1)b.(
1.19-12b)

36

1.19.2.1(1)b.(
1.19-12b)ⅰ.

37

1.19.2.1(1)b.(
1.19-12b)ⅱ.

38

1.19.2.1(1)b.(
1.19-13c)③評価進捗による変更・修正

変更後

変更前

①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外で電源を「入」操作し，電波の受信状態を確認する。
②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末と交換する。
③一般の携帯型電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。
④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに，ほかの端末を使用する。
⑤使用後は，屋外で電源を「切」操作する。

① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源を「入」操作
し，屋外で電波の受信状態を確認する。
② 充電式電池の残量が少ない場合，他の端末若しくは予備の充電式電池と交換する。
③ 一般の携帯型電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。
④ 使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに，他の端末若しくは予備の充電式電池を使用する。
⑤ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。

変更理由⑤（手順の変更）中央制御室又は中央制御室待避室の運転員及び5号炉原子炉建屋内緊急 中央制御室の運転員及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要時対策所の緊急時対策要員は，無線連絡設備（常設）を使用する。現場（屋 棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，無線連絡設備（常設）を使用する。
⑤
外）の運転員及び緊急時対策要員は，無線連絡設備（可搬型）を使用する。 屋外の緊急時対策要員は，無線連絡設備（可搬型）を使用する。これらの無
これらの無線連絡設備を用いて相互に通信連絡を行うための対応として，以 線連絡設備を用いて相互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。切替下の手順がある。
え手順のタイムチャートを図1.19.1に示す。
①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源を「入」操作 ① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源スイッチをし，使用前に取り決めた通話チャンネルに設定した上で通話ボタンを押し，連 「入」にし，通話チャンネルの設定が適切であることを確認した上で通話ボタ絡する。
ンを押し，連絡する。
②②中央制御室待避室で使用する場合は，運転員は，切替スイッチにより中央 ② 中央制御室待避室で使用する場合は，運転員は，切替スイッチにより無（免震重要棟の自主
制御室待避室側へ切替えを行う。
線連絡設備（常設）から無線連絡設備（常設）（待避室）へ切替えを行う。免震化）
重要棟内緊急時対策所1階（待避室）で使用する場合は，緊急時対策要員⑤
は，切替スイッチにより免震重要棟内緊急時対策所2階の無線連絡設備（常（手順の変更）設）から免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）の無線連絡設備（常設）へ切替えを行う。
①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外で電源を ① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源を「入」操作「入」操作し，電波の受信状態を確認する。
し，屋外で電波の受信状態を確認する。
②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末と交換する。
② 充電式電池の残量が少ない場合，他の端末若しくは予備の充電式電池と③使用前に取り決めた通話チャンネルに設定した上で，通話ボタンを押し， 交換する。
連絡する。
③ 通話チャンネルの設定が適切であることを確認した上で，通話ボタンを押④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに， し，連絡する。
ほかの端末を使用する。
④ 使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに、⑤使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
他の端末若しくは予備の充電式電池を使用する。
⑤ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
中央制御室の運転員，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要 中央制御室及び建屋内の運転員は，携帯型音声呼出電話設備を使用し，相員，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の運転員及び緊急時対 互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。
策要員並びに現場（屋内）の運転員及び緊急時対策要員は，携帯型音声呼出電話機を使用する。これらの携帯型音声呼出電話機を用いて相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。

⑤（手順の変更）⑤

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No.

章番号

ページ番号

39

1.19.2.1(1)b.(
1.19-13c)ⅰ.

40

1.19.2.1(1)b.(
1.19-13d)

41

1.19.2.1(1)b.(
1.19-13d)42

1.19.2.1(1)b.(
1.19-14d)

43

1.19.2.1(1)b.(
1.19-14e)

44

1.19.2.1(1)b.(
1.19-14e)45

1.19.2.1(1)b.(
1.19-14f)

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，使用する携帯型 ① 中央制御室の壁面に設置されている専用接続箱より接続ケーブルを引出し，携帯型音声呼出電話機へ接続する。
音声呼出電話機とともに予備の乾電池を携行する。
②使用場所にて，最寄りの壁面に設置されている専用接続箱より接続ケー ② 現場（建屋内）の壁面に設置されている専用接続箱より接続ケーブルを引
ブルを引き出し，携帯型音声呼出電話機へ接続する。通信連絡を必要とする 出し，携帯型音声呼出電話機へ接続する。通信連絡を必要とする場所が専場所が専用接続箱と遠い場合は，必要に応じて中継用ケーブルドラムを使 用接続箱と遠い場合は，必要に応じて中継用ケーブルドラムを使用する。
③ 携帯型音声呼出電話機の受話器を持ち上げ，本体又は受話器の呼出ボ用する。
③携帯型音声呼出電話機の受話器を持ち上げ，本体又は受話器の呼出ボ タンを押しながら音声にて相手先を呼び出し，連絡する。
④ 使用中に乾電池の残量が少なくなった場合は，予備の乾電池と交換す
タンを押しながら音声にて相手先を呼び出し，連絡する。
④使用中に乾電池の残量が少なくなった場合は，予備の乾電池と交換する。 る。
(d) 安全パラメータ表示システム（SPDS）(d) 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ））

変更理由⑤（手順の変更）⑤

データ伝送装置及び緊急時対策支援システム伝送装置により，5号炉原子炉 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ））によ②
建屋内緊急時対策所のSPDS表示装置へ，必要なデータの伝送を行うため り，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び免震重要棟緊急時対策所のＳＰ （免震重要棟の自主の対応として，以下の手順がある。
ＤＳ表示装置へ，必要なデータの伝送を行うため，以下の手順がある。
化）
ⅰ. データ伝送装置及び緊急時対策支援システム伝送装置
i． 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））
常時伝送を行うため，通常操作は必要ない。なお，中央制御室等で警報を常 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））のうち，時監視する。
データ伝送装置及び緊急時対策支援システム伝送装置については常時伝送を行うため，通常操作は必要ない。
⑤
ⅱ. SPDS表示装置
操作手順は，「1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備す なお，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））
る。
のうち，SPDS表示装置の操作手順については，「1.18 緊急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整備する。
(e) 送受話器（警報装置を含む。）(e) 送受話器（ページング）⑤
中央制御室の運転員，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要 中央制御室の運転員，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟
員，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の運転員及び緊急時対 内緊急時対策所の緊急時対策要員及び屋内外の緊急時対策要員は，ハン策要員並びに現場（屋内外）の運転員及び緊急時対策要員は，ハンドセット ドセットを使用し，相互に通信連絡を行うため，以下の手順がある。
を使用する。これらのハンドセットを用いて，相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。
中央制御室の運転員，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要 中央制御室の運転員，5号炉原子炉建屋内時緊急時対策所又は免震重要員，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）の運転員及び緊急時対 棟内緊急時対策所の緊急時対策要員及び屋内外の緊急時対策要員は，固策要員並びに現場（屋内外）の運転員及び緊急時対策要員は，電力保安通 定電話機，PHS端末及びFAXを使用し，相互に通信連絡を行うため，以下の信用電話設備である固定電話機，PHS端末及びFAXを使用する。これらの固 手順がある。
定電話機，PHS端末及びFAXを用いて相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。

②（免震重要棟の自主化）⑤②（免震重要棟の自主
化）
⑤

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No.

章番号

ページ番号

1.19.2.1(1)b.(46
1.19-15f)ⅰ.

47 1.19.2.1(1)c. 1.19-15

48 1.19.2.1(1)c. 1.19-15

49 1.19.2.1(1)d. 1.19-16

50 1.19.2.1(1)d. 1.19-16

51 1.19.2.1(1)d. 1.19-16

52 1.19.2.1(1)d. 1.19-16
53 1.19.2.1(2)1.19-16

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機， ① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機，
携帯型電話機又はFAXと同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル 携帯型電話機又はFAXと同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル⑤
又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。
又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。
（手順の変更）②PHS端末の充電式電池の残量がなくなった場合は，充電を行うとともに， ② PHS端末の充電式電池の残量がなくなった場合は，他の端末若しくは予
ほかの端末を使用する。
備の充電式電池を使用する。
衛星電話設備，無線連絡設備，送受話器（警報装置を含む。）及び電力保安 衛星電話設備，無線連絡設備，送受話器（ページング）及び電力保安通信用
通信用電話設備は，特別な技量を要することなく，容易に操作が可能である 電話設備は，特別な技量を要することなく，容易に操作が可能であるとともとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，使用場所において通 に，必要な個数を設置又は保管することにより，使用場所において通信連絡
信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能と をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。
②
する。
また，衛星電話設備を免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）で使用する （免震重要棟の自主無線連絡設備を中央制御室待避室で使用する場合は，切替スイッチにより 場合及び無線連絡設備を中央制御室待避室，免震重要棟内緊急時対策所1化）
容易に切り替えることが可能であり，使用場所において通信連絡をする必要 階（待避室）で使用する場合，切替スイッチにより容易に切り替えることが可⑤のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。切替え操作 能であり，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実に接続 （操作所要時間に関すは，1 分程度の切替スイッチ操作のみであり，中央制御室待避室で使用する 及び通信連絡を行うことを可能とする。切替えは，切替スイッチ操作のみである変更）
場合は運転員1名での対応が可能である。
ることから，中央制御室待避室で使用する場合は運転員1名，免震重要棟内
緊急時対策所1階（待避室）で使用する場合は緊急時対策要員1名で行い，所要時間は5分程度で可能である。
携帯型音声呼出電話設備は，使用場所において携帯型音声呼出電話機と 携帯型音声呼出電話設備は，使用場所において携帯型音声呼出電話機と中継用ケーブルドラム及び専用接続箱内の端子を容易かつ確実に接続可能 専用接続箱を容易かつ確実に接続可能とするとともに，必要な個数を設置⑤とするとともに，必要な個数を設置又は保管することにより，通信連絡をする 又は保管することにより，通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。
通信連絡を行うことを可能とする。
d.重大事故等時の対応手段の選択
d. 優先順位⑤
運転員及び緊急時対策要員が，中央制御室，中央制御室待避室，屋内外の 中央制御室の運転員，建屋内外の緊急時対策要員は，操作，作業等の通信現場，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対 連絡を行う場合，建屋内外で使用が可能であり，通常時から使用する設計基策所（待機場所）との間で操作・作業等の通信連絡を行う場合は，屋内外で 準対象施設の送受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備の使用使用が可能であり，通常時から使用する自主対策設備の送受話器（警報装 を優先する。設計基準対象施設が使用できない場合は，衛星電話設備，無⑤置を含む。）及び電力保安通信用電話設備を優先して使用する。自主対策設 線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備を使用する。
備が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備を使用する。
また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，重大事故等 また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の②に対処するために必要なパラメータを共有する場合は，安全パラメータ表示 緊急時対策要員は，重大事故等に対処するために必要なパラメータを共有（免震重要棟の自主システム（SPDS）を使用する。
する場合，必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム
化）（SPDS））を使用する。
⑤
なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。
⑤
特に重要なパラメータを計測し，その結果を発電所内の必要な場所で共有するため，通信連絡設備（発電所内）を使用する。

⑤

8/42

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No.

章番号

54 1.19.2.1(2)

ページ番号

1.19-1655 1.19.2.1(2)a. 1.19-17
56 1.19.2.1(2)c. 1.19-17

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，炉心損傷防止及び格納容器破 直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，炉心損傷防止及び格納容器破損防止に必要なパラメータ，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周 損防止に必要なパラメータ，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周辺線量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その 辺線量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を通信連絡設備（発電所内）により発電所内の必要な場所で共有する 結果を通信連絡設備（発電所内）により発電所内の必要な場所で共有する
場合は，現場（屋内）と中央制御室との連絡には送受話器（警報装置を含場合，現場（屋内）と中央制御室との連絡には携帯型音声呼出電話設備を使む。），電力保安通信用電話設備及び携帯型音声呼出電話設備を使用す
用し，現場（屋外）又は中央制御室と5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又はる。現場（屋外）と5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には送受話器 免震重要棟内緊急時対策所との連絡には衛星電話設備，無線連絡設備を（警報装置を含む。），電力保安通信用電話設備及び無線連絡設備を使用す 使用する手順を整備する。
る。中央制御室と5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には送受話器（警報装置を含む。），電力保安通信用電話設備，衛星電話設備及び無線連絡設備を使用する。中央制御室待避室と5号炉原子炉建屋内緊急時対策所との連絡には衛星電話設備及び無線連絡設備を使用する。5号炉原子炉建
屋内緊急時対策所と5号炉原子炉建屋内緊急時対策所（待機場所）との連絡には送受話器（警報装置を含む。），電力保安通信用電話設備及び携帯型
音声呼出電話設備を使用する。また，放射能観測車と5号炉原子炉建屋内
緊急時対策所との連絡には衛星電話設備を使用する手順を整備する。
特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を通信連絡設 特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を発電所内の備（発電所内）により，発電所内の必要な場所で共有する場合。
通信連絡を行うための設備により，発電所内の必要な場所で共有する場合。
通信連絡設備（発電所内）により，特に重要なパラメータを発電所内の必要 発電所内の通信連絡を行うための設備により，特に重要なパラメータを発電な場所で共有することを可能とする。
所内の必要な場所での共有を可能とする。
d. 重大事故等時の対応手段の選択
d. 優先順位

57 1.19.2.1(2)d. 1.19-18

58 1.19.2.1(2)d. 1.19-18

59 1.19.2.1(2)d. 1.19-18
60 1.19.2.2(1)1.19-18

61 1.19.2.2(1)1.19-18

62 1.19.2.2(1)1.19-18

変更理由

⑤

⑤
⑤
⑤

特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を通信連絡設 特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を発電所内の備（発電所内）により発電所内の必要な場所で共有する場合は，屋内外で使 通信連絡を行うための設備により発電所内の必要な場所で共有する場合，用が可能であり，通常時から使用する自主対策設備の送受話器（警報装置 建屋内外で使用が可能であり，通常時から使用する設計基準対象施設の送を含む。）及び電力保安通信用電話設備を優先して使用する。自主対策設備 受話器（ページング）及び電力保安通信用電話設備の使用を優先する。設計が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出 基準対象施設が使用できない場合は，衛星電話設備，無線連絡設備及び携電話設備を使用する。
帯型音声呼出電話設備を使用する。
なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。
重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所外）により，発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う。
また，データ伝送設備により，国の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ，
必要なデータを伝送し，パラメータを共有する。
重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所外）により，5号 重大事故等が発生した場合において，緊急時対策要員が，5号炉原子炉建
炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員が，本社，国，自治体，そ 屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所と本社，国，自治体，その他関係機関等及び所外関係箇所（社内向）との間で通信連絡を行うため の他関係機関等との間で通信連絡を行うために，衛星電話設備，統合原子に，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，テ 力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，局線加入電話設備，電力保安
レビ会議システム，専用電話設備及び衛星電話設備（社内向）を使用する手 通信用電話設備，テレビ会議システム（社内向），専用電話設備（ホットライ
順を整備する。
ン）及び衛星電話設備（社内向）を使用する手順を整備する。

⑤

⑤
⑤
⑤
②
（免震重要棟の自主
化）
⑤

9/42

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No.

章番号

63 1.19.2.2(1)

ページ番号
1.19-18

64 1.19.2.2(1)a. 1.19-19

65

1.19.2.2(1)b.(
1.19-19a)66

1.19.2.2(1)b.(
1.19-19a)ⅰ.

67

1.19.2.2(1)b.(
1.19-19a)ⅱ.

68

1.19.2.2(1)b.(
1.19-20b)

69

1.19.2.2(1)b.(
1.19-20
b)ⅰ.

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

また，データ伝送設備により，国の緊急時対策支援システム(ERSS)等へ，必 また，国の緊急時対策支援システム(ERSS)等へ，必要なデータを伝送し，パ⑤
要なデータを伝送し，パラメータを共有するために，データ伝送設備を使用す ラメータを共有するために，データ伝送設備を使用する手順を整備する。
る手順を整備する。
重大事故等が発生した場合において，通信連絡設備（発電所外）及びデータ 重大事故等が発生した場合において，発電所外との通信連絡を行うための⑤
伝送設備により，発電所外（社内外）の通信連絡をする必要のある場所と通 設備により，発電所外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行う
信連絡を行う場合。
場合。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（常 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急設）を使用し，本社，国，自治体，その他関係機関等及び所外関係箇所（社 時対策要員は，衛星電話設備（常設）を使用し，本社，国，自治体，その他関②内向）へ通信連絡を行う。また，所外関係箇所（社内向）の緊急時対策要員 係機関等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。切替え手順のタイム（免震重要棟の自主は，衛星電話設備（可搬型）を使用し5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ通 チャートを図1.19.1に示す。
化）
信連絡を行う。これらの衛星電話設備を用いて相互に通信連絡を行うための 所外関係箇所の緊急時対策要員は、衛星電話設備（可搬型）を使用し5号炉⑤
対応として，以下の手順がある。
原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機と ① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。
同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤルし，連絡する。
②② 免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）で使用する場合，緊急時対策（免震重要棟の自主要員は，切替スイッチにより免震重要棟内緊急時対策所2階の衛星電話設
化）
備（常設）から免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）の衛星電話設備（常設）へ切替えを行う。
①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，屋外で電源を① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，電源を「入」操作「入」操作し，電波の受信状態を確認する。
し，屋外で電波の受信状態を確認する。
②充電式電池の残量が少ない場合は，ほかの端末と交換する。
② 充電式電池の残量が少ない場合，他の端末若しくは予備の充電式電池と③一般の携帯型電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル 交換する。
⑤
し，連絡する。
③ 一般の携帯型電話機と同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル（手順の変更）④使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに， し，連絡する。
ほかの端末を使用する。
④ 使用中に充電式電池の残量が少なくなった場合は，充電を行うとともに，⑤使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
他の端末若しくは予備の充電式電池を使用する。
⑤ 使用後は，屋外で電源を「切」操作する。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，統合原子力防災 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急②
ネットワークを用いたテレビ会議システム，IP－電話機及びIP－FAXを使用 時対策要員は，統合原子力防災ネットワークを用いたテレビ会議システム，（免震重要棟の自主し，本社，国及び自治体へ通信連絡を行う。これらの統合原子力防災ネット IP-電話機及びIP-FAXを使用し，本社，国及び自治体へ通信連絡を行うた化）
ワークを用いたテレビ会議システム，IP－電話機及びIP－FAXを用いて相互 め，以下の手順がある。切替え手順のタイムチャートを図1.19.1に示す。
⑤に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。
①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議システ ① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議シス
ムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待受け画面を確認 テムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待ち受け画面を確⑤
し，通信が可能な状態とする。
認し，通信が可能な状態とする。
（手順の変更）②リモコン操作により，通信先と接続する。
② 操作端末により，通信先と接続する。社外関係機関と通信を行う場合は，③使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。
通信先からの呼び出し後，リモコン操作により通信先と接続する。
③ 使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。

10/42

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No.

章番号

ページ番号

変更後
（削除）

70

1.19.2.2(1)b.(
1.19-20b)

71

1.19.2.2(1)b.(
1.19-21c)

1.19.2.2(1)b.(72
1.19-21c)ⅰ.

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

iv． 待避室側への切替え① 免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）で使用する場合，緊急時対策
要員は，切替スイッチにより免震重要棟内緊急時対策所2階の統合原子力
防災ネットワークを用いた通信連絡設備から免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）の統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備へ切替えを行う。

②（免震重要棟の自主化）

緊急時対策支援システム伝送装置により，国の緊急時対策支援システム データ伝送設備により，緊急時対策支援システム（ERSS）等へ，必要なデー（ERSS）等へ，必要なデータの伝送を行うための対応として，以下の手順が タの伝送を行うため，以下の手順がある。
ある。
常時伝送を行うため，通常操作は必要ない。なお，中央制御室等で警報を常 緊急時対策支援システム（ERSS）等への必要なデータの伝送については，
時監視する。
免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の両方から同じパラメータを常時伝送しており，通常操作並びに発電所立地地域で震度6弱以上の地震発生に伴い免震重要棟内緊急時対策所の使用ができないと判断した場合における切替え操作は必要ない。
（削除）(d) 局線加入電話設備
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，加入電話機，加入FAXを使用し，本社，国，自治体，その他関係機関等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。

73 1.19.2.2(1)b. 1.19-21（削除）

74 1.19.2.2(1)b. 1.19-21

75
76

1.19.2.2(1)b.(
1.19-21d)
1.19.2.2(1)b.(
1.19-21d)

テレビ会議システムi． 加入電話機，加入FAX① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機，
FAXと同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル又は短縮ダイヤル
ボタンを押し，連絡する。
(e) 電力保安通信用電話設備
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急時対策要員は，固定電話機，PHS端末，FAXを使用し，本社等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
i． 固定電話機，PHS端末，FAX① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般の電話機，
携帯型電話機又はFAXと同様の操作により，通信先の電話番号をダイヤル又は短縮ダイヤルボタンを押し，連絡する。
② PHS端末の充電式電池の残量がなくなった場合は，他の端末若しくは予備の充電式電池を使用する。
テレビ会議システム（社内向）⑤②（免震重要棟の自主化）⑤②（免震重要棟の自主化）②（免震重要棟の自主化）⑤

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，テレビ会議システ 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急②
ム（社内向）を使用し，本社へ通信連絡を行う。テレビ会議システム（社内向） 時対策要員は，テレビ会議システム（社内向）により，本社等へ通信連絡を行 （免震重要棟の自主を用いて，相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。
うため，以下の手順がある。
化）

11/42

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No.

章番号

ページ番号

1.19.2.2(1)b.(77
1.19-21d)ⅰ.
78

1.19.2.2(1)b.(
1.19-22e)

1.19.2.2(1)b.(79
1.19-22e)80

1.19.2.2(1)b.(
1.19-22f)

81

1.19.2.2(1)b.(
1.19-22f)ⅱ.

82

1.19.2.2(1)b.(
1.19-23f)

83 1.19.2.2(1)c. 1.19-23

84 1.19.2.2(1)d. 1.19-23

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議システ ① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議シス
ムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待ち受け画面を確認 テムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待ち受け画面を確し，通信が可能な状態とする。
認し，通信が可能な状態とする。
②リモコン操作又は端末操作により，通信先と接続する。
② 操作端末により，通信先と接続する。
③使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。
③ 使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。
専用電話設備
専用電話設備（ホットライン）

変更理由⑤（手順の変更）⑤5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，専用電話設備 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急②（ホットライン）を使用し，自治体，その他関係機関等へ通信連絡を行う。専用 時対策要員は，専用電話設備（ホットライン）により，本社，自治体，その他関 （免震重要棟の自主電話設備（ホットライン）を用いて，相互に通信連絡を行うための対応として， 係機関等へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
化）
以下の手順がある。
⑤
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（社 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，衛星電話設備（社⑤内向）を使用し，本社へ通信連絡を行う。衛星電話設備（社内向）を用いて， 内向）により，本社へ通信連絡を行うため，以下の手順がある。
相互に通信連絡を行うための対応として，以下の手順がある。
①手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議システ ① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，テレビ会議シス
ムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待ち受け画面を確認 テムとモニタの電源を「入」操作後，テレビ会議システムの待ち受け画面を確⑤
し，通信が可能な状態とする。
認し，通信が可能な状態とする。
（手順の変更）②リモコン操作又は端末操作により，通信先と接続する。
② 操作端末により，通信先と接続する。
③使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。
③ 使用後は，テレビ会議システムとモニタの電源を「切」操作する。
（削除）
iii. ＦＡＸ（社内向）⑤① 手順着手の判断基準に基づき，通信連絡を行う場合は，一般のＦＡＸと同様の操作により，通信先の電話番号等をダイヤルし，連絡する。
衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，テレビ 衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，局線
会議システム，専用電話設備及び衛星電話設備（社内向）は，特別な技量を 加入電話設備，電力保安通信用電話設備，テレビ会議システム（社内向），
要することなく，容易に操作が可能であるとともに，必要な個数を設置又は保 専用電話設備（ホットライン）及び衛星電話設備（社内向）は，特別な技量を管することにより，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実 要することなく，容易に操作が可能であるとともに，必要な個数を設置又は保②に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。
管することにより，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実（免震重要棟の自主に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。衛星電話設備及び統合原子化）
力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を免震重要棟内緊急時対策所1階（待避室）で使用する場合，切替スイッチにより容易に切り替えることが可能であり，使用場所において通信連絡をする必要のある場所と確実に接続及び通信連絡を行うことを可能とする。切替えは，切替スイッチ操作のみであることから，緊急時対策要員1名で行い，所要時間は5分程度で可能である。
d.重大事故等時の対応手段の選択
d. 優先順位⑤

12/42

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No.

章番号

ページ番号

85 1.19.2.2(1)d. 1.19-23

86 1.19.2.2(1)d. 1.19-23
87 1.19.2.2(1)d. 1.19-24
88 1.19.2.2(2)1.19-24

89 1.19.2.2(2)1.19-2490 1.19.2.2(2)d. 1.19-25

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員が本社との間で通信 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の緊急連絡を行う場合は，自主対策設備のテレビ会議システム又は衛星電話設備 時対策要員が，本社，国，自治体，その他関係機関等との間で通信連絡を（社内向）を優先して使用する。自主対策設備が使用できない場合は，衛星 行う場合，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備並びに設計基
電話設備又は統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用す 準対象施設の電力保安通信用電話設備，局線加入電話設備，テレビ会議シる。国との間で通信連絡を行う場合は，統合原子力防災ネットワークを用い ステム（社内向），専用電話設備（ホットライン）又は自主対策設備の衛星電②
た通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。自治体，その他関係機関等 話設備（社内向）の使用を優先する。設計基準対象施設及び自主対策設備（免震重要棟の自主との間で通信連絡を行う場合は，自主対策設備の専用電話設備を優先して が使用できない場合は，衛星電話設備を使用する。
化）使用する。自主対策設備が使用できない場合は，統合原子力防災ネットワー なお，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備については，5号⑤
クを用いた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。所外関係箇所（社 炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の立ち上げ
内向）との間で通信連絡を行う場合は，衛星電話設備を使用する。
時から使用する。テレビ会議システム（社内向）は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所と本社等との通信連絡用として使用する。
また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の緊急時対策要員は，国の緊急時 また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所の②対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送し，パラメータを共有する 緊急時対策要員は，国の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデー （免震重要棟の自主場合は，データ伝送設備を使用する。
タを伝送し，パラメータを共有する場合，データ伝送設備を使用する。
化）
なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。
⑤
特に重要なパラメータを計測し，その結果を発電所外（社内外）の必要な場 ⑤所で共有するため，通信連絡設備（発電所外）を使用する。
直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，炉心損傷防止及び格納容器破 直流電源喪失時等，可搬型の計測器にて，炉心損傷防止及び格納容器破損防止に必要なパラメータ，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周 損防止に必要なパラメータ，使用済燃料プール水位，使用済燃料プール周辺線量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その 辺線量率，発電所周辺の放射線量等の特に重要なパラメータを計測し，その結果を通信連絡設備（発電所外）により発電所外（社内外）の必要な場所で 結果を通信連絡設備（発電所外）により発電所外の必要な場所で共有する②
共有する場合は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所と本社との連絡にはテ 場合，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対策所と（免震重要棟の自主レビ会議システム，衛星電話設備（社内向），衛星電話設備及び統合原子力 本社，国，自治体，その他関係機関等との連絡には衛星電話設備及び統合
化）
防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する。国との連絡には衛星電 原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する手順を整備する。
⑤
話設備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する。自治体，その他関係機関等との連絡には専用電話設備，衛星電話設備
及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備を使用する。所外
関係箇所（社内向）との連絡には衛星電話設備を使用する手順を整備する。
d.重大事故等時の対応手段の選択
d. 優先順位⑤

13/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

91 1.19.2.2(2)d. 1.19-25

92 1.19.2.2(2)d. 1.19-25

93 1.19.2.3

1.19-26

94 1.19.2.3

1.19-26

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を通信連絡設 特に重要なパラメータを可搬型の計測器にて計測し，その結果を発電所外と備（発電所外）により発電所外（社内外）の必要な場所で共有する場合，本社 の通信連絡を行うための設備により発電所外の必要な場所で共有する場との間で通信連絡を行う場合は，自主対策設備のテレビ会議システム又は 合，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備並びに設計基準対衛星電話設備（社内向）を優先して使用する。自主対策設備が使用できない 象施設の電力保安通信用電話設備，局線加入電話設備，テレビ会議システ
場合は，衛星電話設備又は統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡 ム（社内向）及び専用電話設備（ホットライン）又は自主対策設備の衛星電話設備を使用する。国との間で通信連絡を行う場合は，統合原子力防災ネット 設備（社内向）の使用を優先する。設計基準対象施設及び自主対策設備がワークを用いた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。自治体，その 使用できない場合は，衛星電話設備を使用する。
他関係機関等との間で通信連絡を行う場合は，自主対策設備の専用電話設
備を優先して使用する。自主対策設備が使用できない場合は，統合原子力
防災ネットワークを用いた通信連絡設備又は衛星電話設備を使用する。所
外関係箇所（社内向）との間で通信連絡を行う場合は，衛星電話設備を使用する。
なお，優先順位については，今後，訓練等を通して見直しを行う。
-

変更理由

②
（免震重要棟の自主化）⑤⑤
全交流動力電源喪失時は，代替電源設備により，衛星電話設備（常設），無 全交流動力電源喪失時は，代替電源設備により，衛星電話設備，無線連絡
線連絡設備（常設），統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備， 設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備，必要な情報を把⑤
安全パラメータ表示システム（SPDS）及びデータ伝送設備へ給電する。
握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS）），データ伝送設備へ給電する。
充電式電池を用いるものについては，ほかの端末若しくは予備の充電式電 充電式電池を用いるものについては，他の端末若しくは予備の充電式電池と池と交換することにより継続して通話を可能とし，使用後の充電式電池は， 交換することにより継続して通話を可能とし，使用後の充電式電池は，中央②中央制御室又は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の電源から充電する。乾 制御室又は5号炉原子炉建屋内緊急時対策所又は免震重要棟内緊急時対（免震重要棟の自主電池を用いるものについては，予備の乾電池と交換することにより7日間以 策所の電源から充電する。
化）
上継続して通話を可能とする。
乾電池を用いるものについては，予備の乾電池と交換することにより7日間
以上継続して通話を可能とする。

14/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

95 1.19.1(2)96 1.19.1(2)

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.19-27②（免震重要棟の自主化）⑤

1.19-28②（免震重要棟の自主化）（電源設計の進捗によ
る変更）
⑤

15/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

97 1.19.1(2)c.

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

②
（免震重要棟の自主化）⑤

1.19-29

98 1.19.1(2)b.(b) 1.19-30③評価進捗による変更・修正

－

⑤

16/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

99 -

100

添付資料
1.19.1

ページ番号-

1.19-31

変更後

（削除）

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由②（免震重要棟の自主化）⑤（資料内での記載方法の統一）
通信連絡設備の一部
である切替スイッチの手順等は本文に記載
し、タイムチャートは削除②（免震重要棟の自主化）（K5TSC設計進捗による変更）（第2GTGの自主設備
化）（電源設計の進捗によ
る変更）
⑤

17/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

No.

章番号

変更理由

101

添付資料
1.19.2

1.19-32

⑤

102

添付資料
1.19.2

1.19-33⑤

18/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

103

添付資料
1.19.3

ページ番号

1.19-34

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由

⑤

19/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

104

章番号

添付資料
1.19.4

ページ番号

1.19-35
1.19-36

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（免震重要棟の自主化）（通信設備設計の進捗による変更）（電源設計の進捗による変更）（第2GTGの自主設備
化）
⑤

20/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

105

章番号

添付資料
1.19.4

ページ番号

1.19-37

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（免震重要棟の自主化）（通信設備設計進捗による変更）（電源設計の進捗によ
る変更）
⑤

21/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

106

章番号

添付資料
1.19.5 1.

添付資料
1071.19.5 1.

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

1.19-38(1) 通信連絡設備（発電所内）(1) 通信連絡設備（発電所内）
中央制御室等から建屋内外各所の者に対し，必要な操作，作業又は退避の 中央制御室，緊急時対策所等から建屋内外各所の者に対し，相互に必要な指示等の連絡を行う。
操作，作業，退避の指示及び連絡を行う。
(2) 通信連絡設備（発電所外）(2) 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））②
発電所外の必要箇所へ事故の発生等に係る連絡を音声等により行う。
重大事故等時に対処するために必要な情報（プラントパラメータ）を把握する(3) 安全パラメータ表示システム（SPDS）
ために，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び免震重要棟内緊急時対策所 （免震重要棟の自主化）
重大事故等時に対処するために必要な情報（プラントパラメータ）を把握する へデータを伝送する。
⑤
ため，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へデータを伝送する。
(3) 通信連絡設備（発電所外）(4) データ伝送設備
発電所外の必要箇所と事故の発生等に係る連絡を行う。
発電所内から発電所外の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデー (4) データ伝送設備
タを伝送する。
発電所内から発電所外の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送する1.19-39②（免震重要棟の自主
化）
⑤

108

添付資料
1.19.5 2.

1.19-40

109

添付資料
1.19.5 2.

1.19-40

中央制御室等から人が立ち入る可能性のある原子炉建屋，タービン建屋等の建屋内外各所の者への必要な操作，作業又は退避の指示等の連絡を行うことができる設備として，送受話器（警報装置を含む。），電力保安通信用
電話設備，携帯型音声呼出電話設備，無線連絡設備及び衛星電話設備の多様性を確保した通信連絡設備（発電所内）を設置又は保管する設計とする。概要を第2図に示す。

中央制御室，緊急時対策所等から人が立ち入る可能性のある建屋内外各所の者に対し，相互に必要な操作，作業，退避の指示及び連絡を行うことができるよう，送受話器（ページング），電力保安通信用電話設備，衛星電話設
備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備を設置し，重大事故等時においても使用し，多様性を確保する設計とする。概要を図2に示す。

通信連絡設備（発電所内）の多様性を第1表に示す。

-

⑤

⑤

22/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

添付資料
110
1.19.5 2.

1.19-40111

添付資料
1.19.5 2.

1.19-40112

添付資料
1.19.5 2.

1.19-40113

添付資料
1.19.5 2.

1.19-41

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

また，通信連絡設備（発電所内）のうち，重大事故等対処設備である衛星電 また，通信連絡設備（発電所内）のうち，重大事故等対処設備である衛星電話設備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備は，重大事故等時に 話設備，無線連絡設備及び携帯型音声呼出電話設備は，重大事故等が発おいても使用し，重大事故等が発生した場合においても機能維持を図る設計 生した場合においても機能維持を図る設計とする。
とする。
電力保安通信用電話設備における建屋間の有線系回線の構成は，6号及び 電力保安通信用電話設備における建屋間の有線系回線の構成は，免震重7号炉に設置する電力保安通信用電話設備（交換機）と5号炉原子炉建屋内 要棟を中心としたスター形とし，免震重要棟と5号炉間，免震重要棟と6号及緊急時対策所内に設置する固定電話機を接続する設計とする。
び7号炉間の有線系回線は2回線化する設計とする。
通信連絡設備（発電所内）については，定期的な外観点検及び通信連絡の 確認により適切な保守管理を行い，常時使用できることを確認する。

変更理由

⑤
②
（免震重要棟の自主化）⑤②（免震重要棟の自主
化）

23/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

-

114

115

添付資料
1.19.5 2.

添付資料
1.19.5 3.

1.19-42

1.19-43⑤

発電所外の必要箇所と事故の発生等に係る連絡を行うため，通信連絡設備 発電所外の必要箇所と事故の発生等に係る連絡を行うため，以下の通信連（発電所外）として，テレビ会議システム，専用電話設備，衛星電話設備（社 絡設備を設置し，多様性を確保した専用通信回線に接続し，輻輳等による制内向），衛星電話設備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設 限を受けることなく常時使用できる設計とする。概要を図3，4，5に示す。
備を設置又は保管する設計とし，有線系回線又は衛星系回線による通信方式の多様性を確保した専用通信回線に接続し，輻輳等による制限を受けることなく常時使用できる設計とする。概要を第3，4，5図に示す。

⑤

24/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

116

添付資料
1.19.5 3.

1.19-43

117

添付資料
1.19.5 3.

1.19-43

118

添付資料
1.19.5 3.

1.19-43

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由(1) テレビ会議システム(1) 電力保安通信用電話設備
専用の電力保安通信用回線（有線系）に接続しているテレビ会議システム
専用の電力保安通信用回線（有線系及び無線系）に接続している固定電話（社内向）機，PHS端末，FAX(2) 専用電話設備(2) テレビ会議システム（社内向）通信事業者が提供する専用通信回線（有線系）に接続する専用電話設備
専用の電力保安通信用回線（有線系及び無線系）に接続しているテレビ会議(3) 衛星電話設備（社内向）システム
通信事業者が提供する衛星無線通信回線（衛星系）に接続しているテレビ会 (3) 局線加入電話設備
議システム（社内向）及び衛星社内電話機
通信事業者が提供する災害時優先加入契約された通信事業者回線（有線②(4) 衛星電話設備系）に接続している加入電話機及び加入FAX（免震重要棟の自主通信事業者が提供する衛星無線通信回線（衛星系）に接続している衛星電 (4) 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
化）
話設備（常設），衛星電話設備（可搬型）
通信事業者が提供する特定顧客専用の統合原子力防災ネットワーク（有線⑤(5) 統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備
系及び衛星系）を用いたIP-電話機，IP-FAX，テレビ会議システム
通信事業者が提供する特定顧客専用の統合原子力防災ネットワーク（有線 (5) 専用電話設備（ホットライン）
系及び衛星系）を用いたIP－電話機，IP－FAX，テレビ会議システム
通信事業者が提供する専用通信回線（有線系）に接続する専用電話設備(6) 衛星電話設備
通信事業者が提供する衛星無線通信回線（衛星系）に接続している衛星電話設備（常設），衛星電話設備（可搬型）(7) 衛星電話設備（社内向）通信事業者が提供する専用の衛星無線通信回線（衛星系）に接続している
衛星社内電話機，FAX（社内向），テレビ会議システム（社内向）
なお，専用の電力保安通信用回線は，送電鉄塔に配備する有線系回線に なお，専用の電力保安通信用回線は，送電鉄塔に配備する有線系回線及びよって構成し，発電所外の必要箇所と通信連絡する設計とする。万が一，電 無線鉄塔に配備する無線系回線によって構成し，多様性を確保する設計と②
力保安通信用回線による通信連絡の機能が喪失した場合，統合原子力防災 する。さらに，有線系回線及び無線系回線は，発電所外の必要箇所と通信（免震重要棟の自主
ネットワークを用いた通信連絡設備等の衛星系回線により，発電所外の必要 連絡する経路を，それぞれ2回線化する設計とする。
化）
箇所との通信連絡が可能な設計とする。
万一，電力保安通信用回線による通信連絡の機能が喪失した場合，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等の衛星系回線により，発電所
外の必要箇所との通信連絡が可能な設計とする。
通信連絡設備（発電所外）については，定期的な外観点検及び通信連絡の ⑤確認により適切な保守管理を行い，常時使用できることを確認する。

25/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

No.

章番号

変更理由

119

添付資料
1.19.5 3.

1.19-44②（免震重要棟の自主
化）

120

添付資料
1.19.5 3.

1.19-45②（免震重要棟の自主
化）

26/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

121

添付資料
1.19.5 3.

1.19-46122

添付資料
1.19.5 4.

1.19-47

123

添付資料
1.19.5 4.

1.19-47124

添付資料
1.19.5 4.

1.19-47

添付資料
1251.19.5 4.

ページ番号

1.19-47

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

②
（免震重要棟の自主化）

4. 安全パラメータ表示システム（SPDS）及びデータ伝送設備

1．3 必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS）及⑤
びデータ伝送設備の概要
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ事故状態等の把握に必要なデータを伝 免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ，重送できる設備として，データ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置及 大事故等時に対処するために必要なデータを伝送できる設備として，主にびSPDS表示装置で構成する安全パラメータ表示システム（SPDS）を設置す データ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置及びSPDS表示装置か②る設計とする。また，発電所内から発電所外の緊急時対策支援システム
ら構成される必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（免震重要棟の自主（ERSS）等へ必要なデータを伝送できる設備として，緊急時対策支援システ （SPDS））を構築する設計とする。
化）
ム伝送装置で構成するデータ伝送設備を設置する設計とする。
免震重要棟内緊急時対策所及び5号炉原子炉建屋内緊急時対策所に設置⑤
する緊急時対策支援システム伝送装置は，データ伝送設備として，発電所内から発電所外の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送可能な設計とする。
データ伝送設備は，データ伝送装置からデータを収集し，緊急時対策支援シ また，データ伝送設備は，常時使用できるよう，通信事業者が提供する特定
ステム（ERSS）等へ必要なデータを伝送可能な設計とし，常時使用できるよ 顧客専用の統合原子力防災ネットワーク（有線系及び衛星系）に接続し多様う，通信事業者が提供する特定顧客専用の統合原子力防災ネットワーク（有 性を確保するとともに，専用の電力保安通信用回線（有線系及び無線系）及⑤
線系及び衛星系）に接続し多様性を確保するとともに，専用の電力保安通信 び通信事業者が提供する専用の衛星無線通信回線にも接続し多様性を確用回線（有線系）及び通信事業者が提供する専用の衛星無線通信回線（衛 保する設計とする。概要を図6に示す。
星系）にも接続し多様性を確保する設計とする。概要を第6図に示す。
なお，安全パラメータ表示システム（SPDS）及びデータ伝送設備のうち，重大 なお，必要な情報を把握するための設備及びデータ伝送設備のうち，重大事
事故等対処設備であるデータ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置 故等対処設備であるデータ伝送装置，緊急時対策支援システム伝送装置及及びSPDS表示装置は，重大事故等時においても使用し，重大事故等が発 びSPDS表示装置は，重大事故等時においても使用し，重大事故等が発生し生した場合においても機能維持を図る設計とする。
た場合においても機能維持を図る設計とする。

⑤

27/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

126

添付資料
1.19.5 4.

1.19-47127

添付資料
1.19.5 4.

1.19-47128

添付資料
1.19.5 4.

1.19-47

129

添付資料
1.19.5 4.

1.19-48添付資料
1301.19.6

ページ番号

1.19-49

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

安全パラメータ表示システム（SPDS）における発電所内建屋間の有線系回線の構成は，6号及び7号炉と5号炉間を直接接続する設計とする。

必要な情報を把握できる設備（安全パラメータ表示システム（SPDS））における発電所内建屋間の有線系回線の構成は，免震重要棟を中心としたスター
形とし，6号及び7号炉と免震重要棟間，6号及び7号炉と5号炉間の有線系回線は2回線化する設計とする。
万が一，有線系回線に損傷が発生し有線系回線によるデータ伝送の機能が 万一，1回線に損傷が発生した場合，有線系回線によるデータ伝送は継続さ喪失した場合，無線通信装置により，発電所内建屋間のデータ伝送が継続 れるが，有線系回線が集中する免震重要棟が損傷し，有線系回線による可能な設計とする。
データ伝送の機能が喪失した場合，無線通信装置により，発電所内建屋間のデータ伝送が継続可能な設計とする。
安全パラメータ表示システム（SPDS）及びデータ伝送設備については，定期的な外観点検及び通信連絡の確認により適切な保守管理を行い，常時使用できることを確認する。

変更理由②（免震重要棟の自主化）⑤②（免震重要棟の自主化）⑤②（免震重要棟の自主化）⑤

通信連絡設備（発電所外）及びデータ伝送設備については，有線系回線又 発電所外との通信連絡設備及びデータ伝送設備については，有線系回線，
は衛星系回線による通信方式の多様性を確保した通信回線に接続し，輻輳 無線系回線又は衛星系回線により多様性を確保した通信回線に接続し，輻等による制限を受けることなく常時使用できる設計とする。主要設備ごとに接 輳等による制限を受けることなく常時使用できる設計とする。主要設備ごとに続する通信回線種別を第2表に記載するとともに，概要を第7図に示す。
接続する通信回線種別について表1に記載するとともに，概要を図7に示す。

⑤

28/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

No.

章番号

変更理由

131

添付資料
1.19.6

1.19-49②（免震重要棟の自主
化）

132

添付資料
1.19.6

1.19-50②（免震重要棟の自主
化）

29/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

133

134

章番号

添付資料
1.19.7

添付資料
1.19.7

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.19-51

1. 6号及び7号炉中央制御室
通信連絡設備及び緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝6号及び7号炉中央制御室における通信連絡設備は，外部電源喪失時，非常 送できる設備は，非常用所内電源設備又は無停電電源装置又は代替電源
用所内電源設備である非常用ディーゼル発電機又は無停電電源装置（充電 設備（電池等の予備電源設備を含む）から給電可能としている。単線結線図②
器等を含む。）から受電可能な設計とする。
を図8～11に示し，接続電源の一覧を表2，3，4に記載する。
（電源設計の進捗によ
さらに，6号及び7号炉中央制御室における通信連絡設備は，代替電源設備
る変更）
として常設代替交流電源設備である第一ガスタービン発電機又は可搬型代⑤
替交流電源設備である電源車から受電可能な設計とする。概要を第8図及び第9図に示す。
また，通信連絡設備の電源設備を第3表，第4表及び第5表に示す。

1.19-51②（第2GTGの自主設備
化）（電源設計の進捗によ
る変更）

30/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

135

136

章番号

添付資料
1.19.7

添付資料
1.19.7

ページ番号

変更後

変更前

変更理由

②
（第2GTGの自主設備
化）（電源設計の進捗による変更）

1.19-52

1.19-53③評価進捗による変更・修正

2. 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所における通信連絡設備は，外部電源喪失
時，非常用所内電源設備である非常用ディーゼル発電機又は無停電電源装
置（充電器等を含む。）から受電可能な設計とする。
さらに，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所における通信連絡設備は，代替
電源設備として代替交流電源設備である5号炉原子炉建屋内緊急時対策所
用可搬型電源設備から受電可能な設計とする。概要を第10図に示す。
また，通信連絡設備の電源設備を第3表，第4表及び第5表に示す。

-

⑤

31/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

137

添付資料
1.19.7

138 -

ページ番号

変更後

変更理由

②
（電源設計の進捗による変更）

1.19-53-

変更前③評価進捗による変更・修正（削除）②（免震重要棟の自主
化）

32/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

139

章番号

添付資料
1.19.7

ページ番号

1.19-54

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（第2GTGの自主設備
化）（免震重要棟の自主化）（電源設計の進捗によ
る変更）
⑤

33/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

140

章番号

添付資料
1.19.7

ページ番号

1.19-55

変更後

変更前③評価進捗による変更・修正

変更理由②（第2GTGの自主設備
化）（免震重要棟の自主化）（電源設計の進捗）⑤

34/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

141

添付資料
1.19.7

1.19-56142

添付資料
1.19.8

1.19-57

143 -

ページ番号

-

変更後

③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

②
（免震重要棟の自主化）

添付資料1.19.8
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の通信連絡設備に係る耐震措置について－

4．緊急時対策所に設置する通信連絡設備及び重大事故等に対処するために必要な情報を把握する設備に係る耐震設計⑤（1）免震重要棟内緊急時対策所②
免震重要棟内緊急時対策所では，免震構造の採用により，上部構造の加速（免震重要棟の自主度応答及び収納設備に生じる慣性力を低減させること，並びに通信連絡設化）
備の転倒防止の措置を施すことで免震重要棟の設計地震動による機器設置
床面の応答加速度に対して機能を喪失しない設計とする。

35/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

144

添付資料
1.19.8

1.19-57

145

添付資料
1.19.8

1.19-58

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所内に設置又は保管する通信連絡設備は， （2）5号炉原子炉建屋内緊急時対策所
転倒防止措置等を施す設計とする。さらに，5号炉原子炉建屋内緊急時対策 5号炉原子炉建屋内緊急時対策所における通信連絡設備及びデータ伝送設
所内に設置又は保管する重大事故等対処設備は，転倒防止措置等を施すと 備については，転倒防止措置等を施すことで，基準地震動による地震力に対ともに加振試験等により基準地震動による地震力に対して機能を喪失しない して機能を喪失しない設計とする。
設計とする。
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所における通信連絡設備及びデータ伝送設
5号炉原子炉建屋内緊急時対策所へ事故状態等の把握に必要なデータを伝 備に関わる耐震措置の概要図12，13に示す。（SPDS表示装置については，送するための安全パラメータ表示システム（SPDS）及び5号炉原子炉建屋内 「第34条 緊急時対策所」にて整理する。）
緊急時対策所内におけるデータ伝送設備については，転倒防止措置等を施すとともに加振試験等により基準地震動による地震力に対して機能を喪失しない設計とする。
また,建屋間の伝送ルートは，無線系回線により基準地震動による地震力に対する耐震性を確保する設計とし，有線系回線については可とう性を有するとともに，余長を確保することにより，地震力による影響を低減する設計とする。
概要を第11図及び第12図に示す。（SPDS表示装置については，「1.18 緊
急時対策所の居住性等に関する手順等」にて整理する。）

変更理由

⑤

⑤

36/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

147

添付資料
1.19.8148

添付資料
1.19.9

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.19-59②（免震重要棟の自主化）⑤

1.19-61②（免震重要棟の自主化）②（通信設備設計進捗による変更）

37/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

149

150

章番号

添付資料
1.19.9添付資料
1.19.9

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.19-61②（免震重要棟の自主化）②（通信設備設計進捗による変更）

1.19-61②（免震重要棟の自主化）②（通信設備設計進捗による変更）

38/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

151

152

章番号

添付資料
1.19.9添付資料
1.19.9

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.19-63②（免震重要棟の自主化）②（通信設備設計進捗による変更）

1.19-63②（免震重要棟の自主化）②（通信設備設計進捗による変更）

39/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

添付資料
153
1.19.10

1.19-64154

添付資料
1.19.10

1.19-64155

添付資料
1.19.10

1.19-65

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

中央制御室に保管する携帯型音声呼出電話設備は，通常使用している所内 携帯型音声呼出電話設備は，通常使用している所内の通信連絡設備が使の通信連絡設備が使用できない場合において，6号及び7号炉中央制御室と 用できない場合において，6号及び7号炉中央制御室と各現場間に布設して各現場間に敷設している専用通信線を用い，携帯型音声呼出電話機を専用 いる専用通信線を用い，携帯型音声呼出電話機を専用接続箱に接続すると接続箱に接続するとともに，必要時に中継用ケーブルを敷設することにより ともに，必要時に中継用ケーブルを布設することにより必要な通信連絡を行必要な通信連絡を行うことが可能な設計とする。
う。
なお，専用接続箱については，地震起因による溢水の影響を受けない箇所 なお，専用接続箱については，地震起因による溢水の影響を受けない箇所に設置し，溢水時においても使用可能な設計とする。
に設置しており，溢水時においても使用できる。

変更理由

⑤

⑤

⑤

40/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

156

添付資料
1.19.11157

添付資料
1.19.12

ページ番号

変更後

変更前

③評価進捗による変更・修正

変更理由

1.19-66⑤

1.19-68②（免震重要棟の自主化）（K5TSC設計進捗によ
る変更）
⑤

41/42

まとめ資料変更箇所リスト【変更理由の類型化】①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正④前提条件変更による修正⑤記載の拡充，適正化

No.

章番号

ページ番号

添付資料
158
1.19.12

1.19-69159

添付資料
1.19.13

1.19-70160

添付資料
1.19.13

1.19-70

変更後③評価進捗による変更・修正

変更前

変更理由

②
（免震重要棟の自主化）⑤

1. 1.19.2.1(1)(d)ⅲ SPDS表示装置＜リンク先＞ 1.18.2.2(1) 安全パラメータ表示システム（SPDS）によるプラントパラメータ等の監視手順（削除）

１．1.19.2.1(1)(d) 安全パラメータ表示システム（SPDS）＜リンク先＞ 1.18.2.2(1) 緊急時対策所データ伝送設備によるプラントパラ
メータ等の監視手順
1.18.2.4(1) 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による給電⑤②（免震重要棟の自主

42/42

主要修正箇所一覧表
資料名：章/項番号：
No.

章番号

1

2

3

4

5

「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について
2. 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応【変更理由の類型化】
2.1 可搬型設備等による対応①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗，設備変更による変更・修正 ③評価進捗による変更・修正
本文及び添付資料④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充，適正化
ページ番号
2.1-2

2.1

2.1.1.1

2.1.1.2

2.1.1.2

2.1-3

点検後

点検前

変更理由

添付資料2.1.3 設計基準を超える低温事象（凍結）に対する事故シーケンス 添付資料2.1.3 設計基準を超える低温事象（凍結）に対する事故シーケンス⑤
抽出
抽出
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 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズム
による発電用原子炉施設の大規模な損壊（以下「大規模損壊」という。）が発 による発電用原子炉施設（以下「原子炉施設」という。）の大規模な損壊（以生するおそれがある場合又は発生するおそれがある場合又は発生した場合 下「大規模損壊」という。）が発生した場合における体制の整備に関し，次のにおける体制の整備に関し，次の項目に関する手順書を適切に整備し，ま 項目に関する手順書を適切に整備し，また，当該手順書にしたがって活動をた，当該手順書にしたがって活動を行うための体制及び資機材を整備する。 行うための体制及び資機材を整備する。ここでは，原子炉施設にとって過酷 審査基準の改正
ここでは，発電用原子炉施設にとって過酷な大規模損壊が発生するおそれ な大規模損壊が発生した場合においても，当該の手順書等を活用した対策がある場合又は発生した場合においても，当該の手順書等を活用した対策 によって緩和措置を講じることができることを説明する。
によって緩和措置を講じることができることを説明する。

2.1-4

大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては，大規模損壊を発生 大規模損壊発生時の手順書を整備するに当たっては，大規模損壊を発生させる可能性のある外部事象として，設計基準を超えるような規模の自然災 させる可能性のある外部事象として，設計基準を超えるような規模の自然災
害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムを想定する。ただ 害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムを想定する。ただし，特定の事象の発生や検知がなくても，緊急時対応手順の延長で対応可 し，特定の自然災害や人為事象の発生や検知がなくても，緊急時対応手順
能なよう配慮する。
の延長で対応可能なよう配慮する。
また，発電用原子炉施設の被災状況を把握するための手順及び被災状況 また，原子炉施設の被災状況を把握するための手順及び被災状況を踏まを踏まえた優先実施事項の実行判断を行うための手順を整備する。
えた優先実施事項の実行判断を行うための手順を整備する。
大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場合は，当直副長 自然災害又は人為事象が発生した場合は，当直副長の指揮の下で事故の指揮の下で事故時運転操作手順書（事象ベース，徴候ベース及びシビア 時運転操作手順書（事象ベース，徴候ベース及びシビアアクシデント）に基づ
アクシデント）に基づいて対応操作することを基本とする。このことは，自然災 いて対応操作することを基本とする。このことは，自然災害や人為事象が大害が大規模な場合であっても同様であるが，常設の設備では事故収束が行 規模な場合であっても同様であるが，常設の設備では事故収束が行えない
えない場合は，緊急時対策本部の支援を受け，可搬型設備による対応を中 場合は，緊急時対策本部の支援を受け，可搬型設備による対応を中心とし心とした多様性及び柔軟性を有する手順（以下，「多様なハザード対応手順」 た多様性及び柔軟性を有する手順（以下，「多様なハザード対応手順」といという。）等を使用した対応操作を行う。
う）等を使用した対応操作を行う。

⑤

2.1-6

大規模損壊の発生に備えた発電所対策本部及び本社緊急時対策本部（以 大規模損壊の発生に備えた発電所対策本部及び本社対策本部の体制は，
下「本社対策本部」という。）の体制は，重大事故等対処のための体制と同 重大事故等対処のための体制と同様，指揮命令系統，及び各機能班・スタッ様，指揮命令系統，及び各機能班・スタッフの役割を明確にすることを基本と フの役割を明確にすることを基本としつつ，重大事故等を超えるような状況する。また，重大事故等を超えるような状況を想定した大規模損壊対応のた を想定した大規模損壊対応のための体制を整備，充実するために大規模損めの体制を整備，充実するために大規模損壊対応に係る必要な計画の策定 壊対応に係る必要な計画の策定並びに運転員，緊急時対策要員及び自衛並びに運転員，緊急時対策要員及び自衛消防隊に対する教育及び訓練を 消防隊に対する教育及び訓練を付加して実施する。
付加して実施し体制の整備を図る。

⑤

2.1-6

さらに，運転員及び緊急時対策要員の役割に応じて付与される力量に加え， さらに，運転員及び緊急時対策要員の役割に応じて付与される力量に加え，流動性をもって柔軟に対応できるような力量を確保していくことにより，本来 流動性をもって柔軟に対応できるような力量を確保していくことにより，本来の役割を担う要員以外の要員でも対応できるよう教育及び訓練の充実を図 の役割を担う要員以外の要員でも対応できるよう教育の充実を図る。
る。

⑤

1/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

6

2.1.1.2

2.1-7

7

2.1.1.2

2.1-7

8

2.1.1.2

2.1-8

9

2.1.

2.1-9

10

2.1.2.1

2.1-1011

2.1.2.1

2.1-11

点検後

点検前

変更理由

(2) 大規模損壊発生時の体制(2) 大規模損壊発生時の体制
大規模損壊発生時の体制については，重大事故等対策に係る体制を基本 技術的能力1.0で整備する発電所対策本部体制を基本とするが，大規模損⑤とするが，大規模損壊の発生により，要員の被災等による非常時の体制が 壊の発生により，要員の被災等による非常時の体制が部分的に機能しない
部分的に機能しない場合（中央制御室の機能喪失含む）においても流動性 場合（中央制御室の機能喪失含む）でも流動性を持って柔軟に対応できる体を持って柔軟に対応できる体制を整備する。
制を整備する。
発電所構内に緊急時対策要員50名，運転員40名，自衛消防隊10名を常時 発電所構内に緊急時対策要員50名，運転員39名，自衛消防隊10名を常時100名確保し，大規模損壊発生時は本部長代行が初動の指揮を執る体制を 99名確保し，大規模損壊発生時は本部長代行が初動の指揮を執る体制を②（他まとめ資料
整備する。
整備する。
との整合）
さらに，大規模な自然災害が発生した場合には，上述100名の中に被災者 さらに，大規模な自然災害が発生した場合には，上述99名の中に被災者が発生する可能性があることに加え，が発生する可能性があることに加え，(4) 大規模損壊発生時の支援体制の確立(4) 大規模損壊発生時の支援体制の確立
a. 本社緊急時対策本部体制の確立
a. 本社緊急時対策本部体制の確立
大規模損壊発生時における本社緊急時対策本部（以下「本社対策本部」と 原子力災害発生時における本社緊急時対策本部（以下「本社対策本部」という。）の設置による発電所への支援体制は，技術的能力1.0 で整備する支 いう。）の設置による発電所への支援体制は，技術的能力1.0 で整備する。
⑤
援体制と同様である。
b. 外部支援体制の確立
b. 外部支援体制の確立
原子力災害発生時における外部支援体制は，技術的能力1.0 で整備す
大規模損壊発生時における外部支援体制は，技術的能力1.0 で整備する る。
原子力災害発生時の外部支援体制と同様である。
発電用原子炉設置者において，大規模な自然災害又は故意による大型航 発電用原子炉設置者において，大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規損な損壊 空機の衝突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規損な損壊(以下「大規模損壊」という。)が発生するおそれがある場合又は発生した場合 (以下「大規模損壊」という。)が発生した場合における体制の整備に関し，以における体制の整備に関し，以下の項目についての手順書が適切に整備さ 下の項目についての手順書が適切に整備されているか，又は整備される方 審査基準の改正れているか，又は整備される方針が適切に示されていること。また，当該手 針が適切に示されていること。また，当該手順書に従って活動を行うための順書に従って活動を行うための体制及び資機材が適切に整備されている体制及び資機材が適切に整備されているか，又は整備される方針が適切にか，又は整備される方針が適切に示されていること。
示されていること。
(1) 大規模損壊のケーススタディで扱う自然現象の選定について(1) 大規模損壊のケーススタディで扱う自然現象・人為事象の選定について
大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象を網羅的に抽出するた
大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象・人為事象を網羅的に抽め，柏崎刈羽原子力発電所及びその周辺での発生実績に関わらず，国内で 出するため，柏崎刈羽原子力発電所及びその周辺での発生実績に関わら一般に発生し得る事象に加え，国内外の基準で示されている外部事象を抽 ず，国内で一般に発生し得る事象に加え，国内外の基準で示されている外出した。
部事象を抽出した。
各事象（重畳を含む）について，設計基準を超えるような苛酷な状況を想定し 各事象（重畳を含む）について，設計基準を超えるような苛酷な状況を想定した場合のプラントへの影響度を評価し，特にプラントの安全性に影響を与え た場合のプラントへの影響度を評価し，特にプラントの安全性に影響を与える可能性のある自然現象を選定し，さらに大規模損壊のケーススタディとし る可能性のある 自然現象・人為事象を選定し，さらに大規模損壊のケースて扱う事象をその中から選定した。
スタディとして扱う事象をその中から選定した。
検討プロセスをフローで表したものを図2.1.1に示す。また検討内容につい検討プロセスをフローで表したものを図2.1.1に示す。また検討内容について以下に示す。
て以下に示す。
a. 自然現象の網羅的な抽出
a. 自然現象・人為事象の網羅的な抽出
国内外の基準を参考に，網羅的に自然現象を抽出・整理し，自然現象44事 国内外の基準を参考に，網羅的に自然現象・人為事象を抽出・整理し，自象を抽出した。（添付資料2.1.1 参照）
然現象44事象，人為事象20事象（合計64事象）を抽出した。（添付資料2.1.1
参照）

⑤

⑤

2/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

12

2.1.2.1

2.1-1113

2.1.2.1

2.1-11

点検後

点検前

b. 特にプラントの安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定
b. 特にプラントの安全性に影響を与える可能性のある自然現象・人為事象
各自然現象について，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定し の選定た場合にプラントの安全性が損なわれる可能性について評価を実施し，発生 各自然現象・人為事象について，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況
し得るプラント状態（起因事象）を特定した。
を想定した場合にプラント安全性が損なわれる可能性について評価を実施
プラント状態を特定するに当たっては，イベントツリーによる事象進展評価 し，発生し得るプラント状態（起因事象）を特定した。
又は定性的な評価を実施した。
プラント状態を特定するに当たっては，イベントツリーによる事象進展評価又主要な事象（検討した結果，特にプラントの安全性に影響を与える可能性 は定性的な評価を実施した。
があるとして整理された事象）の影響を整理した結果を表2.1.1，表2.1.2及び 主要な事象（検討した結果，特にプラントの安全性に影響を与える可能性が
図2.1.2にそれぞれ示す。その他の事象を含む全事象に対する検討内容につ あるとして整理された事象）の影響を整理した結果を表2.1.1（自然現象），表
いては添付資料2.1.1に示す。検討した結果，特にプラントの安全性に影響を 2.1.2（重畳），表2.1.3（人為事象）及び図2.1.2（イベントツリーによる整理）にそ与える可能性のある自然現象としては以下が選定されたものは次のとおり。 れぞれ示す。その他の事象を含む全事象に対する検討内容については添付
資料2.1.1に示す。検討した結果，特にプラントの安全性に影響を与える可能性のある自然現象・人為事象としては以下が選定された。
・地震【自然現象】
・津波
・地震
・地震と津波の重畳・津波・風（台風）
・地震と津波の重畳・竜巻・風（台風）・低温（凍結）・竜巻・降水・低温（凍結）
・積雪
・降水
・落雷
・積雪
・火山
・落雷
・隕石
・火山
・隕石
【人為事象】
・航空機落下・火災，爆発（森林火災，近隣工場の火災・爆発等）
・有毒ガス
・船舶の衝突・電磁的障害・軍事活動によるミサイル飛来・内部溢水・第三者の不法な接近・航空機衝突（意図的）・妨害破壊行為（内部脅威含む）
・サイバーテロ

変更理由

⑤

⑤

3/137

主要修正箇所一覧表
No.

14

15

16

章番号

2.1.2.1

2.1.2.1

2.1.2.1

ページ番号

2.1-12

2.1-12

2.1-13

点検後

点検前

c. ケーススタディの対象シナリオ選定
c. ケーススタディの対象シナリオ選定
上記で選定された自然現象について，それぞれで特定した起因事象・シナ 上記で選定された自然現象・人為事象について，それぞれで特定した起因
リオを基に，大規模損壊のケーススタディとして想定することが適切な事象を 事象・シナリオを基に，大規模損壊のケーススタディとして想定することが適選定する。
切な事象を選定する。
上記b.での整理から，プラントの最終状態は次の3項目に類型化することが 上記b.での整理から，プラントの最終状態は次の3項目に類型化することができ，表1-3に事象ごとに整理した結果を示す。
でき，表2.1.4に事象ごとに整理した結果を示す。
・重大事故対策で想定していない事故シーケンス（大規模損壊）
・大規模損壊（重大事故を上回る状態）
・重大事故対策で想定している事故シーケンス・重大事故又は重大事故に至るおそれがある事故
・設計基準事故で想定している事故シーケンス
・設計基準事故等表2.1.3に示すとおり，発電用原子炉施設において大規模損壊を発生させる 表2.1.3及び表2.1.4に示すとおり，原子炉施設において大規模損壊を発生さ可能性のある自然現象は，地震，津波，地震と津波の重畳，降水，積雪，落 せる可能性のある自然現象は，地震，津波，地震と津波の重畳，降水，積
雷，火山及び隕石の8事象となる。
雪，落雷，火山及び隕石の8事象，人為事象は，航空機落下，内部溢水，航また，大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象のうち，以下の事象 空機衝突（意図的）の3事象となる。
については，次に示す通り他の事象のシナリオに代表させることができる。
また，大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象及び人為事象のうち，以下の事象については，次に示す通り他の事象のシナリオに代表させることができる。
・積雪
・積雪
最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋計測・制御系機能喪失＋注水 最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋計測・制御系機能喪失＋注水
機能喪失となる。積雪については大型航空機の衝突と異なり事象進展があ 機能喪失となる。積雪については航空機衝突（意図的）と異なり事象進展がる程度遅いことから，事前に除雪等の対応が可能となる。非常に苛酷な状況 ある程度遅いことから，事前に除雪等の対応が可能となる。非常に苛酷な状を考慮した場合にも，除雪の対象を限定し最小限必要な設備（原子炉建屋 況を考慮した場合にも，除雪の対象を限定し最小限必要な設備（原子炉建やアクセスルート等）について健全性を維持させるといった対応により損傷範 屋やアクセスルート等）について健全性を維持させるといった対応により損傷
囲を抑制することが可能であることから，大型航空機の衝突や津波のシナリ 範囲を抑制することが可能であることから，航空機衝突（意図的）や津波のシオに代表させる事象として整理した。
ナリオに代表させる事象として整理した。
・落雷
・落雷
最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋注水機能喪
最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋注水機能喪失＋計測・制御系喪失となるが，地震と津波の重畳のシナリオ又は大型航 失＋計測・制御系喪失となるが，地震と津波の重畳のシナリオ又は航空機
空機の衝突に代表させることができる。
衝突（意図的）に代表させることができる。
・隕石
・隕石
隕石衝突に伴う建屋・屋外設備の損傷については，大型航空機の衝突の隕石衝突に伴う建屋・屋外設備の損傷及び発電所敷地への隕石落下に伴シナリオに代表させることができる。
う衝撃波の発生については，航空機衝突（意図的）のシナリオに代表させる発電所敷地への隕石落下に伴う振動の発生については，地震のシナリオ ことができる。
に代表させることができる。
また，隕石の発電所近海への落下に伴う津波については，津波のシナリオ
また，隕石の発電所近海への落下に伴う津波については，津波のシナリオ に代表させることができる。
に代表させることができる。

変更理由

⑤

⑤

⑤

4/137

主要修正箇所一覧表
No.

17

章番号

2.1.2.1

ページ番号

点検後

点検前

以上より，自然現象として，地震，津波及び地震と津波の重畳の3事象をケーススタディとして選定する。

・航空機落下航空機衝突（意図的）のシナリオに代表させることができる。
・電磁的障害最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋注水機能喪失＋計測・制御系喪失となるが，地震と津波の重畳のシナリオ又は航空機
衝突（意図的）に代表させることができる。
・軍事活動によるミサイル飛来
航空機衝突（意図的）のシナリオに代表させることができる。
・内部溢水
津波のシナリオにおいて，建屋地下階が浸水するシナリオを想定していることから，津波のシナリオに代表させることができる。
・第三者の不法な接近
第三者の不法な接近により，妨害破壊行為を行った場合，航空機衝突（意図的）のシナリオに代表させることができる。
・妨害破壊行為（内部脅威含む）
航空機衝突（意図的）のシナリオに代表させることができる。
・サイバーテロ
最も過酷なケースは全交流動力電源喪失＋直流電源喪失＋注水機能喪失＋計測・制御系喪失となるが，地震と津波の重畳のシナリオ又は航空機
衝突（意図的）に代表させることができる。

2.1-13

変更理由⑤

以上より，自然現象及び人為事象として，地震，津波，地震と津波の重畳，及び航空機衝突（意図的）の4事象をケーススタディとして選定する。

18

2.1.2.1

2.1-13(2) 故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における考 （記載なし）
慮について
テロリズムには様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える故意による大型航空機の衝突をケーススタ
ディとして選定する。
なお，爆発等の人為事象による発電用原子炉施設への影響については，
故意による大型航空機の衝突に代表させることができる。

⑤

以上より，大規模損壊発生時の対応手順書の整備に当たっては，（1）項及び（2）項において整理した大規模損壊の発生によって，多量の放射性物質が環境中に放出されるような万一の事態に至る可能性も想定し，発電用原子炉施設において使える可能性のある設備，資機材及び要員を最大限に活用した多様性及び柔軟性を有する手段を構築する。

5/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

19

2.1.2.1

2.1-14⑤

20

2.1.2.1

2.1-15

⑤

点検後

点検前

変更理由

6/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

21

2.1.2.1

2.1-16⑤

22

2.1.2.1

2.1-17④(他まとめ資料
との整合)

点検後

点検前

変更理由

7/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

23

2.1.2.1

2.1-18④(他まとめ資料との整合)

24

2.1.2.1

2.1-19

⑤

点検後

点検前

変更理由

8/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

25

2.1.2.1

2.1-20⑤26

2.1.2.1

2.1-21④(他まとめ資料
との整合)

点検後

点検前

変更理由

9/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

27

2.1.2.1

2.1-22⑤28

2.1.2.1

2.1-23

⑤

点検後

点検前

変更理由

10/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

29

2.1.2.1

2.1-24③(他まとめ資料との整合)30

2.1.2.1

2.1-25

⑤

点検後

点検前

変更理由

11/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（削除）

31

2.1.2.1

旧2.1-31

⑤

（削除）

32

2.1.2.1

旧2.1-32⑤

12/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（削除）

33

2.1.2.1

旧2.1-33

⑤

（削除）

34

2.1.2.1

旧2.1-34⑤

13/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

35

2.1.2.1

2.1-29③(事故シーケンスの再評価による見直し)

36

2.1.2.1

2.1-30③(事故シーケンスの再評価によ
る見直し)

点検後

点検前

変更理由

14/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

37

2.1.2.1

2.1-31

点検後

点検前

変更理由

③(事故シーケンスの再評価によ
る見直し)

（削除）

38

2.1.2.1

旧2.1-38⑤

15/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（削除）

39

2.1.2.1

旧2.1-39

⑤

（削除）

40

2.1.2.1

旧2.1-40

⑤

（削除）

41

2.1.2.1

旧2.1-41⑤

16/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（削除）

42

2.1.2.1

旧2.1-42⑤

17/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

43

2.1.2.1

2.1-3244

2.1.2.1

2.1-3645

2.1.2.1

2.1-37

点検後

点検前

変更理由

⑤

a. 大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判断フローa. 大規模損壊発生時の対応手順書の適用条件と判断フロー
大規模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 自然災害又は人為事象により，発電所における緊急時態勢発令に至る事により，発電所における緊急時態勢発令に至る事象が発生した場合は，事 象が発生した場合は，事故時運転操作手順書（事象ベース，徴候ベース及故時運転操作手順書（事象ベース，徴候ベース，シビアアクシデント等）に基 びシビアアクシデント等）に基づいて対応操作することを基本とする。
づいて対応操作することを基本とする。
自然災害が大規模になり，常設の設備では事故収束が行えない場合は，自然災害や人為事象が大規模になり，常設の設備では事故収束が行えな
緊急時対策本部の支援を受け，多様なハザード対応手順等の技術的能力 い場合は，緊急時対策本部の支援を受け，多様なハザード対応手順等の技
1.0で判断基準を明確化して整備する手順を使用する。
術的能力1.0で判断基準を明確化して整備する手順を使用する。

⑤⑤

18/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

46

2.1.2.1

2.1-3947

2.1.2.1

2.1-48

点検後

点検前

変更理由

イ．設定目標：炉心損傷回避
イ．設定目標：炉心損傷回避のための原子炉注水
発電用原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的に実施する。
原子炉の「止める」，「冷やす」機能を優先的に実施する。
ロ．設定目標：原子炉格納容器の破損回避
ロ．設定目標：格納容器破損回避
基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原子炉圧力容器への注水 基本的に炉心損傷が発生した場合においても，原子炉注水は継続して必は継続して必要となるが，使用可能な設備や対応可能要員の観点から，一 要となるが，使用可能な設備や対応可能要員の観点から，一時的に格納容
時的に原子炉格納容器の破損回避の対応を優先せざるを得ない状況にな 器破損回避の対応を優先せざるを得ない状況になることが想定される。この④(技術的能力ることが想定される。この際に「閉じ込め」機能を維持するための個別戦略を 際に「閉じ込め」機能を維持するための個別戦略を実施する。
実施する。
原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に放射性物質が漏えいす 1.12において放水砲による放射性
原子炉格納容器の損傷が発生し，原子炉建屋内に放射性物質が漏えいす る状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。
物質の拡散抑制る状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。
ハ．設定目標：使用済燃料プール水位確保
ハ．設定目標：使用済燃料プール水位確保
使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦略を実施する。使用済 の判断基準が変
使用済燃料プール内の燃料の冷却のための個別戦略を実施する。使用済 燃料プール内の燃料損傷が発生し，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上 更になったため）
燃料プール内の燃料損傷が発生し，原子炉建屋内の放射性物質濃度が上 昇する状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。
昇する状況が想定される場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。
ニ．設定目標：放射性物質拡散抑制
ニ．設定目標：放射性物質拡散抑制
炉心損傷が発生するとともに原子炉格納容器が破損するおそれがある場
炉心損傷が発生するとともに原子炉圧力容器への注水が行えない場合， 合又は使用済燃料プール水位が異常に低下するおそれがある場合は，放使用済燃料プール水位の低下が継続している場合又は原子炉建屋が損傷 射性物質拡散抑制戦略を実施する。
している場合は，放射性物質拡散抑制戦略を実施する。
b. 大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手順書
b. 大規模損壊発生時に活動を行うために必要な手順書
大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場合に対応する手 大規模損壊が発生した場合に対応する手順については，(a)項に示す5つ審査基準の改正順については，(a)項に示す5つの活動を行うための手順を網羅する。
の活動を行うための手順を網羅する。

19/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

48

2.1.2.1

2.1-54

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

20/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

49

2.1.2.1

2.1-55

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

21/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

50

2.1.2.1

2.1-56

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

22/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

51

2.1.2.1

2.1-57

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

23/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

52

2.1.2.1

2.1-58

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

24/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

53

2.1.2.1

2.1-59

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

25/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

54

2.1.2.1

2.1-62

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

26/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

55

2.1.2.1

2.1-63

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

27/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

56

2.1.2.1

2.1-64

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

28/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

57

2.1.2.1

2.1-65

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

29/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

58

2.1.2.1

2.1-68

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

30/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

59

2.1.2.1

2.1-69

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

31/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

60

2.1.2.1

2.1-70

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

32/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

61

2.1.2.1

2.1-71

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

33/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

62

2.1.2.1

2.1-72

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

34/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

63

2.1.2.1

2.1-73

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

35/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

64

2.1.2.1

2.1-74

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

36/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

65

2.1.2.1

2.1-75

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

37/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

66

2.1.2.1

2.1-77

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

38/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

67

2.1.2.1

2.1-78

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

39/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

68

2.1.2.1

2.1-79

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

40/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

69

2.1.2.1

2.1-80

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

41/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

70

2.1.2.1

2.1-81

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

42/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

71

2.1.2.1

2.1-83

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

43/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

72

2.1.2.1

2.1-84

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

44/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

73

2.1.2.1

2.1-85

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

45/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

74

2.1.2.1

2.1-86

点検後

点検前

－

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

46/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

75

2.1.2.1

2.1-87

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

47/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

76

2.1.2.1

2.1-88

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

48/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

77

2.1.2.1

2.1-90

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

49/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

78

2.1.2.1

2.1-91

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

50/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

79

2.1.2.1

2.1-9280

2.1.2.1

2.1-93

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

・炉心の著しい損傷が発生した場合において，溶融炉心の原子炉格納容器 （記載なし）
下部への落下を遅延させる又は防止するため，低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器に注水する。

④(他のまとめ資料との整合)

51/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

81

2.1.2.1

2.1-94

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

52/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

82

2.1.2.1

2.1-95

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

53/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

83

2.1.2.1

2.1-96

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

54/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

84

2.1.2.1

2.1-98

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

55/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

85

2.1.2.1

2.1-99

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

56/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

86

2.1.2.1

2.1-101

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

57/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

87

2.1.2.1

2.1-102

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

58/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

88

2.1.2.1

2.1-104

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

59/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

89

2.1.2.1

2.1-105

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

60/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

90

2.1.2.1

2.1-106

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

61/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

91

2.1.2.1

2.1-10792

2.1.2.1

・復水貯蔵槽を水源とした発電用原子炉への注水等の対応を実施している ・復水貯蔵槽を水源とした原子炉への注水等の対応を実施している場合，可④(他のまとめ資
2.1-119 場合，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）により防火水槽を水源とした復水貯蔵 搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給を実施する。
料との整合)
槽への補給を実施する。

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

62/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

93

2.1.2.1

2.1-110

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

63/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

94

2.1.2.1

2.1-111

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

64/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

95

2.1.2.1

2.1-112

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

65/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

96

2.1.2.1

2.1-113

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

66/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

97

2.1.2.1

2.1-114

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

67/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

98

2.1.2.1

2.1-115

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

68/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

99

2.1.2.1

2.1-116

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

69/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

100

2.1.2.1

2.1-117

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

70/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（記載なし）

101

2.1.2.1

2.1-118④(他のまとめ資料との整合)

71/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

102

2.1.2.1

2.1-119

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

72/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

103

2.1.2.1

2.1-120

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

73/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

104

2.1.2.1

2.1-121

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

74/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

105

2.1.2.1

2.1-122

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

75/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

106

2.1.2.1

2.1-123

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

76/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

107

2.1.2.1

2.1-124

点検後

点検前

変更理由

-

④(他のまとめ資料との整合)

77/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

108

2.1.2.1

2.1-127

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

78/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

109

2.1.2.1

2.1-128

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

79/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

110

2.1.2.1

2.1-129

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

80/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

111

2.1.2.1

2.1-130

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

81/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

112

2.1.2.1

2.1-1312.1.2.2

・発電所構内に緊急時対策要員，運転員，自衛消防隊合わせて常時100名 ・発電所構内に緊急時対策要員，運転員，自衛消防隊合わせて常時99名確確保し，分散して待機する。また，故意による大型航空機の衝突その他のテ 保し，分散して待機する。また，故意による大型航空機の衝突その他のテロ ②（他まとめ資料
2.1-133との整合）
ロリズムの発生により，中央制御室(運転員を含む)が機能しない場合におい リズムの発生により，中央制御室(運転員を含む)が機能しない場合においてても，対応できる体制を整備する。
も，対応できる体制を整備する。

113

点検後

点検前

変更理由

－

④(他のまとめ資料との整合)

82/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

114

2.1.2.2

2.1-141

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

83/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

115

2.1.2.2

2.1-142

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

84/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

116

2.1.2.2

2.1-143

2.1.2.2

発電所構内に緊急時対策要員，運転員及び自衛消防隊合わせて常時100名確保し，大規模損壊発生時は本部長代行が初動の指揮を執る体制を整
2.1-147 備する。

117

118

2.1.2.2

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

発電所構内に緊急時対策要員，運転員，自衛消防隊合わせて常時99名確保し，大規模損壊発生時は本部長代行が初動の指揮を執る体制を整備する。

②（他まとめ資料との整合）

大規模損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場合において，本大規模損壊が発生した場合において，本部長を含む発電所対策本部の緊部長を含む発電所対策本部の緊急時対策要員等が対応を行う拠点は，5号 急時対策要員等が対応を行う拠点は，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所を
炉原子炉建屋内緊急時対策所を基本とする。5号炉原子炉建屋内緊急時対 基本とする。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所の健全性（居住性確保，通2.1-148
審査基準の改正策所の健全性（居住性確保，通信連絡機能等）が確認できない場合は，代 信連絡機能等）が確認できない場合は，代替可能なスペース及び必要に応替可能なスペース及び必要に応じて風雨を凌ぐための資機材を活用するこ じて風雨を凌ぐための資機材を活用することにより発電所対策本部の指揮とにより発電所対策本部の指揮命令系統を維持する。
命令系統を維持する。

85/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

119

2.1.2.2

2.1-149120

2.1.2.3

2.1-149121

2.1.2.3

2.1-149

122

2.1.3

2.1-152

123

添付資料
2.1.1

124

添付資料
2.1.1

添 2.1-1

添 2.1-1

点検後

点検前

変更理由

(6) 大規模損壊発生時の支援体制の確立(6) 大規模損壊発生時の支援体制の確立
a. 本社緊急時対策本部体制の確立
a. 本社緊急時対策本部体制の確立
大規模損壊発生時における本社対策本部の設置による発電所への支援 原子力災害発生時における本社対策本部の設置による発電所への支援体⑤
体制は，技術的能力1.0 で整備する支援体制と同様である。
制は，技術的能力1.0 で整備する。
b. 外部支援体制の確立
b. 外部支援体制の確立
大規模損壊発生時における外部支援体制は，技術的能力1.0 で整備する 原子力災害発生時における外部支援体制は，技術的能力1.0 で整備する。
原子力災害発生時の外部支援体制と同様である。
a. 屋外の可搬型重大事故等対処設備は，基準地震動を超える地震動に対 a. 可搬型重大事故等対処設備は，基準地震動又はそれに準じた基準を超⑤して，える地震動に対して，可搬型重大事故等対処設備は，基準津波を超える津波に対して裕度を有す 可搬型重大事故等対処設備は，基準津波又はそれに準じた基準を超える津⑤
る高台に保管する。
波に対して裕度を有する高台に保管する。
2.1.3 まとめ
2.1.3 まとめ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 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズム
により，プラント監視機能の喪失，建屋の損壊に伴う広範囲な機能の喪失等 により，プラント監視機能の喪失，建屋の損壊に伴う広範囲な機能の喪失等の大規模な損壊が発生するおそれがある場合又は発生した場合の対応措 の大規模な損壊が発生した場合の対応措置として，プラント内において有効審査基準の改正
置として，プラント内において有効に機能する運転員を含む人的資源，設計 に機能する運転員を含む人的資源，設計基準事故対処設備，重大事故等
基準事故対処設備，重大事故等対処設備等の物的資源及びその時点で得 対処設備等の物的資源及びその時点で得られる発電所構内外の情報を活られる発電所構内外の情報を活用することにより，様々な事態において柔軟 用することにより，様々な事態において柔軟に対応できる「手順書の整備」，に対応できる「手順書の整備」，「体制の整備」及び「設備・資機材の整備」を 「体制の整備」及び「設備・資機材の整備」を行う方針とする。
行う方針とする。
大規模損壊を発生させる可能性のある大規模な自然現象の抽出プロセスに 大規模損壊を発生させる可能性のある大規模な自然現象・人為事象の抽出
ついてプロセスについて
１． 外部事象の収集
１． 外部事象の収集
柏崎刈羽原子力発電所での設計上考慮すべき事象の選定に当たっては， 柏崎刈羽原子力発電所での設計上考慮すべき事象の選定に当たっては，安全性の観点から考慮すべき外部現象を幅広く検討するために，以下の資 安全性の観点から考慮すべき外部現象を幅広く検討するために，以下の資料を参考に網羅的に自然現象55事象（表1参照）の収集を行った。
料を参考に網羅的に自然現象55事象（表1参照）及び外部人為事象28事象
類似・随伴事象の観点から前述の収集事象を整理した結果，自然現象44 （表2参照）の収集を行った。
事象（表2参照）を選定した。
類似・随伴事象の観点から前述の収集事象を整理した結果，自然現象44
事象（表3参照），外部人為事象20事象（表4参照）を選定した。
さらに，日本の自然現象における実例（資料e）や，米国の原子力発電設備 （記載なし）の維持基準に引用されている米国機械学会の規格（資料f），また，関連して，FLEXや大規模損壊事象を取り上げている米国NEIのガイド(資料g,h)で取り上げられている事象を収集することによって，網羅性を確保した。

⑤⑤

86/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

125

添付資料
2.1.1

添 2.1-2

点検後

点検前

変更理由

④(他まとめ資料との整合)

87/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（削除）

126

添付資料
2.1.1

添 2.1-3

⑤

127

添付資料
2.1.2

添 2.1-5⑤

88/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（削除）

128

129

添付資料
2.1.1

添付資料
2.1.1

添 2.1-6

添 2.1-6⑤(1)各事象の影響度評価と選定(1)各事象の影響度評価と選定
各自然現象について，想定される発電所への影響（損傷・機能喪失モード） 各自然現象・各人為事象について，想定される発電所への影響（損傷・機を踏まえ，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定した場合に考え 能喪失モード）を踏まえ，設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定
得る起因事象について評価し，その結果から特にプラントの安全性に影響を した場合に考え得る起因事象について評価し，その結果から特にプラントの与える可能性がある事象を選定した。（表3参照。）
安全性に影響を与える可能性がある事象を選定した。（自然現象については選定に当たっては，そもそも柏崎刈羽原子力発電所において発生する可能 表5，人為事象については表6参照。）
性があるか，非常に苛酷な状況を想定した場合，プラントの安全性が損なわ 選定に当たっては，そもそも柏崎刈羽原子力発電所において発生する可能れる可能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かと 性があるか，非常に苛酷な状況を想定した場合，プラントの安全性が損なわいった観点で確認した。
れる可能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点で確認した。

⑤

89/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

(2)選定結果(2)選定結果
上記評価の結果，苛酷な状況となる可能性がある事象であって，影響の程 上記評価の結果，苛酷な状況となる可能性がある事象であって，影響の程度評価を行うべき外部事象を以下のとおり選定した。
度評価を行うべき外部事象を以下のとおり選定した。
・地震
・津波
・地震と津波の重畳・風（台風）・竜巻
・低温（凍結）
・降水
・積雪
・落雷
・火山
・隕石
130

添付資料
2.1.1

添 2.1-6【自然現象】
・地震
・津波
・地震と津波の重畳・風（台風）・竜巻
・低温（凍結）
・降水
・積雪
・落雷
・火山
・隕石
※ 森林火災については，出火原因となるのは，たき火やタバコ等の人為によるものが大半であると想定し，人為事象「火災・爆発」に整理した。

⑤【人為事象（偶発的）】・航空機落下※・火災，爆発（森林火災，近隣工場の火災・爆発等）
・有毒ガス
・船舶の衝突・電磁的障害・軍事活動によるミサイル飛来
・内部溢水【人為事象（意図的）】・第三者の不法な接近・航空機衝突（意図的）・妨害破壊行為（内部脅威含む）
・サイバーテロ

90/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

131

添付資料
2.1.1

添 2.1-7

⑤

132

添付資料
2.1.1

添 2.1-8

⑤

点検後

点検前

変更理由

91/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

133

添付資料
2.1.1

添 2.1-9

⑤

134

添付資料
2.1.1

添 2.1-10

⑤

点検後

点検前

変更理由

92/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

135

添付資料
2.1.1

添 2.1-11

⑤

136

添付資料
2.1.1

添 2.1-12

⑤

点検後

点検前

変更理由

93/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

137

添付資料
2.1.1

添 2.1-13

⑤

138

添付資料
2.1.1

添 2.1-14

⑤

点検後

点検前

変更理由

94/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

139

添付資料
2.1.1

添 2.1-15

⑤

140

添付資料
2.1.1

添 2.1-16

⑤

点検後

点検前

変更理由

95/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

141

添付資料
2.1.1

添 2.1-17

点検後

点検前

変更理由

⑤

（削除）

142

添付資料
2.1.1

添 2.1-20⑤

96/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（削除）

143

添付資料
2.1.1

添 2.1-21

⑤

（削除）

144

添付資料
2.1.1

添 2.1-22⑤

97/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

（削除）

145

添付資料
2.1.1

添 2.1-23⑤

98/137

主要修正箇所一覧表
No.

146

章番号

添付資料
2.1.2

ページ番号

添 2.1-19

点検後

点検前① 建屋天井や屋外設備に対する荷重① 建屋天井や屋外設備に対する荷重
建屋及び屋外設備に対する積雪荷重により発生可能性のあるシナリオは建屋及び屋外設備に対する積雪荷重により発生可能性のあるシナリオは
以下のとおり。
以下のとおり。
＜建屋＞＜建屋＞○原子炉建屋○原子炉建屋
原子炉建屋の天井が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置 原子炉建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置ししている原子炉補機冷却系のサージタンクが物理的に損傷し，機能喪失す ている原子炉補機冷却系のサージタンクが物理的に機能喪失することで，原ることで，原子炉補機冷却系が喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリ 子炉補機冷却系が喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，積雪オ。
（雪融け水含む）の影響により，ディーゼル発電設備及び非常用電源盤が機○タービン建屋能喪失し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
タービン建屋の天井が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置 ○タービン建屋
しているタービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至るシナリオ。さ タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，タービンや発電機にらに，タービン建屋熱交換器エリアの天井が積雪荷重により崩落した場合影響が及び，タービントリップに至るシナリオ。また，タービン建屋熱交換器エに，積雪（雪融け水含む）の影響により原子炉補機冷却系及び同海水系が リア屋上が積雪荷重により崩落した場合に，積雪（雪融け水含む）の影響に機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，循環水ポンプが機 より原子炉補器冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至るシナリオ。
至るシナリオ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラ○コントロール建屋
ントスクラムに至るシナリオ。
コントロール建屋の天井が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に ○コントロール建屋設置している中央制御室が物理的又は積雪（雪融け水含む）の影響によりコントロール建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設機能喪失し，計測・制御系機能喪失に至るシナリオ。その後，中央制御室の 置している中央制御室が物理的又は積雪（雪融け水含む）の影響により機下階に位置している直流電源設備が内部溢水により機能喪失に至るシナリ 能喪失し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。その後，中央制御室の下オ。
階に位置している直流電源設備へ溢水が伝播し機能喪失に至るシナリオ。
○廃棄物処理建屋○廃棄物処理建屋
廃棄物処理建屋の天井が積雪荷重により崩落した場合に，冷却材再循環 廃棄物処理建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，再循環ポンプ
ポンプ M/Gセットや換気空調補機常用冷却水系が積雪（雪融け水含む）の M/Gセットや換気空調補機常用冷却系が積雪（雪融け水含む）の影響により
影響により機能喪失し，プラントスクラムに至るシナリオ。
機能喪失し，プラントスクラムに至るシナリオ。

変更理由

⑤

＜屋外設備＞＜屋外設備＞○軽油タンク等○軽油タンク等
軽油タンクの天井が積雪荷重により崩落した場合に，軽油タンク機能喪失
軽油タンク天井が積雪荷重により崩落した場合には，軽油タンク機能喪失に至り，②項に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常 に至る可能性があり，以下②に示す外部電源喪失が発生している状況下に用ディーゼル発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源 おいては，非常用ディーゼル発電設備デイタンクの燃料枯渇により，全交流喪失に至るシナリオ。
動力電源喪失に至るシナリオ。

99/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

③ 空調給気口の閉塞
D/G室空調給気口閉塞により，非常用ディーゼル発電設備が機能喪失に至るような場合において，②項の外部電源喪失が同時発生した場合に，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。

147

添付資料
2.1.2

添 2.1-20

148

添付資料
2.1.2

添 2.1-20

149

添付資料
2.1.2

添 2.1-21

150

添付資料
2.1.2

添 2.1-21③ 空調給気口の閉塞
中央制御室換気空調及びD/G室空調給気口閉塞により各空調設備が機能喪失に至るシナリオ。（ただし，中央制御室換気空調については，外気遮断による再循環運転が可能な設計となっているため，考慮すべきシナリオとしては抽出不要とする。）④ 積雪によるアクセス性や作業性の悪化
仮にD/G室空調給気口の閉塞により，非常用ディーゼル発電設備が機能喪
積雪により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響を及ぼす可 失に至るような場合において，上記②の外部電源喪失の同時発生を想定し能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応可能なシナリオであ た場合，全交流動力電源喪失に至る。
れば基本的に屋外での現場対応はなく，仮にアクセス性や屋外の作業性へ影響が及んだ場合であっても構内の道路又はアクセスルートについては，除 ④ 積雪によるアクセス性や作業性の悪化
雪を行うことから問題はない。
積雪により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響を及ぼす可そのため①～③項の影響評価の結果として，可搬型代替交流電源設備の 能性があるものの，設計基準対象施設のみで対応可能なシナリオであれば接続といった屋外での作業が必要になるケースが確認された場合に，別途， 基本的に屋外での現場対応はなく，仮にアクセス性や屋外の作業性へ影響
詳細検討するものとする。
が及んだ場合であっても構内の道路又はアクセスルートについては，除雪を行うことから問題はない。
そのため上記①～③の影響評価の結果として，電源車の接続といった屋
外での作業が必要になるケースが確認された場合に，別途，詳細検討するものとする。
なお，各建屋や軽油タンクの天井が崩落するような積雪事象は，年超過確 なお，各建屋や軽油タンクの天井が崩落するような積雪事象は，年超過確率評価上，10-7/年より小さい事象であること（表1参照），積雪事象の進展速 率評価上，10-7/年より小さい事象であること（表1参照），積雪事象の進展速度の遅さを踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に 度の遅さを踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因とはなりえない 稀である。
と考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断し

変更理由

⑤

⑤

④(他のまとめ資料との整合)（表2にD/G室空調給気口高さを示す。）（表2にD/G室空調給気口高さを示す。また同表に参考として中央制御室換
気空調給気口高さを示す。）④(他のまとめ資料との整合)

100/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

151

添付資料
2.1.2

添 2.1-22

152

添付資料
2.1.2

添 2.1-22

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

2. 事故シーケンスの特定
2. 事故シーケンスの特定
1．(3)項にて起因事象となり得るシナリオを以下のとおり選定した。
1．にて設計基準を超える低温事象に対し発生可能性のある起因事象とし○原子炉建屋の天井が崩落した場合に，原子炉補機冷却水系が機能喪失 てタービントリップ，プラントスクラム，全交流動力電源喪失と外部電源喪失
し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，非常用ディーゼル発電設備 及び計測制御系機能喪失を選定したが，いずれも運転時の内部事象や地及び非常用電源盤が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
震，津波レベル1PRAにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シー○タービン建屋の天井が崩落した場合にタービンや発電機に影響が及びケンスではない。
タービントリップに至るシナリオ。また，原子炉補機冷却水系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至るシナリオ。
○コントロール建屋の天井が崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的又は積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。さらには中央制御室の下階に位置している直流電源設備が内部溢水により機能喪失に至るシナリオ。
④(他のまとめ資○廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，RIP M/Gセットや換気空調補料との整合)
機常用冷却水系が積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，プラント
スクラムに至るシナリオ。
○軽油タンクの天井が崩落した場合で，かつ外部電源喪失が発生している
状況下において，非常用ディーゼル発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
○送電線や碍子へ雪が着氷することによって，相間短絡を起こし外部電源が喪失するシナリオ。
○D/G室空調系給気口閉塞により非常用ディーゼル発電設備が機能喪失，
かつ外部電源喪失の同時発生により全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
上記シナリオについては，いずれも運転時の内部事象，地震及び津波レベ
ル1PRAにて考慮しているものであり，追加すべき新たなものはない。

101/137

主要修正箇所一覧表
No.

153

章番号

添付資料
2.1.2

ページ番号

添 2.1-23

点検後

添付資料
2.1.3

添 2.1-24

変更理由

また，1.(4)項での起因事象の特定結果のとおり，上記シナリオのうち，建屋 また，1.(4)項での起因事象の特定結果のとおり，上記シナリオの内，建屋又は軽油タンクの天井崩落やD/G室空調給気口閉塞については，事象の発 又は軽油タンクの天井崩落やD/G室空調給気口閉塞については，事象の発生頻度が表1及び表2に示したように非常に小さいこと，除雪管理により発生 生頻度が表1及び表2に示したように非常に小さいこと，除雪管理により発生を防止可能なことから，発生自体が非常に稀な事象であり，事故シーケンス を防止可能なことから，発生自体が非常に稀な事象である。
抽出に当たって考慮すべき起因事象として選定不要であると判断した。
④(他のまとめ資
よって，事故シーケンス抽出に当たって考慮すべき起因事象は，外部電源料との整合)
喪失のみとなるが，各建屋及び軽油タンク等の健全性が確保される限り，非常用交流電源等の必要な影響緩和設備の機能維持が図られるため，事故シーケンスに至ることはない。
したがって，積雪事象を要因として発生しうる有意な頻度又は影響のある
事故シーケンスは生じないと判断した。
添付資料2.1.3
設計基準を超える低温（凍結）事象に対する事故シーケンス抽出

154

点検前

添付資料2.1.3
設計基準を超える低温事象に対する事故シーケンス抽出

1. 起因事象の特定
1. 起因事象の特定(1) 構築物，系統及び機器（以下，「設備等」という。）の損傷・機能喪失モード (1) 構築物，系統及び機器（以下，設備等）の損傷・機能喪失モードの抽出の抽出
柏崎刈羽原子力発電所の立地環境，国外の評価事例や国内で発生したト
柏崎刈羽原子力発電所の立地環境，国外の評価事例や国内で発生したト ラブル事例等から低温に対する発電所への影響を調査し，その結果，以下
ラブル事例等から低温（凍結）に対する発電所への影響を調査し，その結のとおり機能喪失モードを抽出した。
果，以下のとおり機能喪失モードを抽出した。

⑤(3) 起因事象になり得るシナリオの選定(3) 起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評価対象 (1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評価対象
設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。

155

添付資料
2.1.3

添 2.1-24①屋外タンク及び配管内流体の凍結①屋外タンク及び配管内流体の凍結
低温（凍結）によって軽油タンク等内の軽油が凍結するとともに，以下③に低温によって軽油タンク等内の軽油が凍結するとともに，以下③に示す外示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発 部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電設備
電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。
（デイタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。

⑤②ヒートシンク（海水）の凍結②ヒートシンク（海水）の凍結
低温（凍結）によって柏崎刈羽原子力発電所周辺の海水が凍結することは 低温によって柏崎刈羽原子力発電所周辺の海水が凍結することは起こり起こり得ないと考えられるため，この損傷・機能喪失モードは考慮しない。
えないと考えられるため，この損傷・機能喪失モードは考慮しない。

102/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

156

添付資料
2.1.3

添 2.1-25

157

添付資料
2.1.3

添 2.1-25

158

添付資料
2.1.4

添 2.1-28

点検後

点検前

変更理由

(4) 起因事象の特定(4) 起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える低温（凍結）事象に対し (3)項で選定した各シナリオについて，想定を越える低温事象に対しての裕ての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグルー 度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出
プ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結①屋外タンク及び配管内流体の凍結
低温（凍結）に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超え 低温に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える低温
る低温（凍結）事象に対しては発生を否定できないため，軽油タンク等内の 事象に対しては発生を否定できないため，軽油タンク等内の軽油の凍結を
軽油の凍結を想定した場合，外部電源喪失の同時発生時においては，非常 想定した場合，外部電源喪失の同時発生時においては，非常用ディーゼル用ディーゼル発電設備燃料ディタンクの燃料枯渇により全交流動力電源喪 発電設備デイタンクの燃料枯渇により全交流動力電源喪失に至るシナリオ
失に至るシナリオは考えられる。
は考えられる。
ただし，軽油タンク等内の軽油は，流動点の低い特3号軽油への交換を実
ただし，軽油タンク等内の軽油が凍結に至る温度－20℃は，年超過確率評④(他のまとめ資施しており，年超過確率約10-7/年に対する温度の－16.0℃では凍結しない 価上，約10-7/年（10-7/年の年超過頻度に対する温度は－16.0℃）未満とな料との整合)
ことから，起因事象としての発生頻度は十分に低い。
ることから，起因事象としての発生頻度は十分に小さく，また，低温は事前の予測が可能であり，凍結防止等の必要な安全措置を講じることができる。
②ヒートシンク（海水）の凍結
上述のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，想定するシナ ②ヒートシンク（海水）の凍結
リオはない。
上述のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，想定するシナリオはない。
③送変電設備の屋外設備への着氷
着氷に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える低温 ③送変電設備の屋外設備への着氷（凍結）事象に対しては発生を否定できないため，送変電設備の損傷に伴う着氷に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える低温
外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定する。
事象に対しては発生を否定できないため，送変電設備の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定する。
2. 事故シーケンスの特定
2. 事故シーケンスの特定
1．にて設計基準を超える低温（凍結）事象に対し発生可能性のある起因
1．にて設計基準を超える低温事象に対し発生可能性のある起因事象と事象として全交流動力電源喪失と外部電源喪失を選定したが，いずれも運 して全交流動力電源喪失と外部電源喪失を選定したが，いずれも運転時の転時の内部事象，地震及び津波レベル1PRAにて考慮していることから，追 内部事象や地震，津波レベル1PRAにて考慮していることから，追加すべき
加すべき新しい事故シーケンスではない。
新しい事故シーケンスではない。
また，上述のとおり，軽油タンク等内の軽油が凍結に至る低温事象は，年また，上述のとおり，軽油タンク等内の軽油が凍結に至る低温事象は，年超過確率評価上，約10-7/年未満と非常に稀な事象であることから，低温（凍 超過確率評価上，約10-7/年と非常に稀な事象であること，低温は事前の予⑤結）事象を要因とする全交流動力電源喪失についての詳細評価は不要と考 測が可能であり，凍結防止等の必要な安全措置を講じることができるることから，低温事象を要因とする全交流動力電源喪失についての詳細評価は不えられる。
よって，事故シーケンス抽出に当たって考慮すべき起因事象は，外部電源 要と考えられる。
喪失のみとなるが，軽油タンク等内の軽油が凍結する可能性の小ささを踏ま よって，事故シーケンス抽出に当たって考慮すべき起因事象は，外部電源
えると，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは生じないと判断した。 喪失のみとなるが，軽油タンク等内の軽油が凍結する可能性の小ささを踏まえると，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスが実際に発生することは考えにくい。
② 落雷により屋外設備に発生する雷サージ② 落雷により屋外設備に発生する雷サージ
屋外設備のタンク類(軽油タンク，液化窒素貯槽)のうち，軽油タンクと屋内
屋外設備（送電線や送電鉄塔，変圧器，屋外設置タンク）への落雷により，非常用ディーゼル発電設備制御盤を融通するケーブルへの雷サージによる 当該設備の機能喪失に至るシナリオ。また，外部とのケーブルを融通してい非常用ディーゼル発電設備機能喪失が外部電源喪失と同時に発生し，全交 る建屋内の制御盤・電源盤が機能喪失に至るシナリオ。
④(他のまとめ資
流動力電源喪失に至るシナリオ。
料との整合)③ 落雷により屋外及び屋内設備に発生する誘導電位③ 落雷により屋外及び屋内設備に発生する誘導電位
屋外及び屋内設備に発生する誘導電位により，建屋内設備が機能喪失す
屋外及び屋内設備に発生する誘導電位により，各種設備が機能喪失及び るシナリオ。
その他過渡事象に至るシナリオ。

103/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

159

添付資料
2.1.4

添 2.1-29

評価は，過去に実施した雷インパルス試験結果をもとに，雷撃電流により評価は，過去に実施した雷インパルス試験結果をもとに，雷撃電流により発生する誘導電位が各設備の絶縁耐力値を上回る雷撃電流値を評価し，そ 発生する誘導電位が各設備の絶縁耐力値を上回る雷撃電流値を評価し，その雷撃電流値の発生可能性について評価を実施した。具体的には，印加電 の雷撃電流値の発生可能性について評価を実施した。具体的には，印加電流とそれにより発生する誘導電位は比例関係にあることが知られていること 流とそれにより発生する誘導電位は比例関係にあることが知られていることから，過去の雷インパルス試験結果から印加電流（雷撃電流）に応じて発生 から，過去の雷インパルス試験結果から印加電流（雷撃電流）に応じて発生する誘導電位を推定し，各設備の絶縁耐力値（計装設備：雷インパルス試験 する誘導電位を推定し，各設備の絶縁耐力値（設計値が低い計測制御設
絶縁耐力値1000V，制御設備：雷インパルス試験絶縁耐力値2000V）との比 備：雷インパルス試験絶縁耐力値1000V）との比較により機能喪失判断を実較により機能喪失判断を実施した。6号炉の場合，印加電流に対し発生し得 施した。6号炉の場合，印加電流に対し発生し得る最大の誘導電圧は200kA ④(他のまとめ資る最大の誘導電圧は200kA換算で709.3Vであるが（表1参照），この関係から 換算で709.3Vであるが（表1参照），この関係から絶縁耐力値1000Vに達する
料との整合)
絶縁耐力値1000Vに達する雷撃電流値は282kA（発生頻度は8.7×10-6件／ 雷撃電流値は282kA（発生頻度は8.7×10-6件／年）で設備損傷と判断する。
年）で設備損傷と判断する。7号炉の場合，表2より耐力値の低い計装設備で 7号炉の場合表2より絶縁耐力値1000Vに達する雷撃電流値は620kA（発生絶縁耐力値1000Vに達する雷撃電流値は789kA（発生頻度3.1×10-8件／年） 頻度1.4×10-7件／年）となる。したがって，安全上重要な設備が損傷に至るとなる。したがって，安全上重要な設備が損傷に至る雷撃が発生する可能性 雷撃が発生する可能性は非常に小さく，かつ起因事象の発生には複数区分
は非常に小さく，かつ起因事象の発生には複数区分の設備が損傷すること の設備が損傷することが必要となるため，落雷を要因とする上記起因事象が必要となるため，落雷を要因とする上記起因事象の発生は極低頻度事象 の発生は極低頻度事象である。
であるため考慮不要とした。

160

添付資料
2.1.4

添 2.1-30④(他のまとめ資料との整合)

104/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

161

添付資料
2.1.4

添 2.1-30

162

添付資料
2.1.4

添 2.1-32

163

添付資料
2.1.5

添 2.1-33

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

2. 事故シーケンスの特定
2. 事故シーケンスの特定
1．にて設計基準を超える落雷事象に対し発生可能性のあるシナリオ及び1．にて設計基準を超える落雷事象に対し発生可能性のあるシナリオ及び起因事象として以下のとおり抽出した。
起因事象として以下のとおり抽出した。
○落雷により計測制御機器に発生するノイズの影響により，プラントスク○落雷により計測制御機器に発生するノイズの影響により，プラントスク
ラムに至るシナリオ
ラムに至るシナリオ○屋外設備への雷サージの影響により，外部電源喪失，全交流動力電源喪 ○屋外設備への雷サージの影響により，外部電源喪失，全交流動力電源喪失及びその他過渡事象に至るシナリオ
失及びその他過渡事象に至るシナリオ○建屋内外への雷による誘導電流の影響により，各種設備が機能喪失及び ○建屋内外への雷による誘導電流の影響により，各種設備が機能喪失に至その他過渡事象に至るシナリオ
るシナリオ
また， 上記シナリオの発生頻度は，1.(4)に示したとおり極低頻度であること，又は発生した場合であっても緩和設備に期待できることから，有意な頻上記のシナリオにおける起因事象については，内部事象や地震，津波レベ
度又は影響をもたらす事故シーケンスには至らないものと判断した。
ル1PRAにて考慮しており，落雷により追加するべき事故シーケンスはないと判断した。
また， 上記シナリオの発生頻度は，1.(4)に示したとおり極低頻度であること，又は発生した場合であっても緩和設備に期待できることから，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスが実際に発生することは考えにくい。
① 降下火砕物の堆積荷重による建屋天井や屋外設備の崩落① 降下火山灰の堆積荷重による静的荷重② 降下火砕物による取水口及び海水系の閉塞② 降下火山灰による取水口及び海水系の閉塞③ 降下火砕物による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外 ③ 降下火山灰による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外
設備の摩耗
設備の摩耗
④ 降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響④ 火山灰に付着している腐食成分による化学的影響⑤ 降下火砕物の送電網又は変圧器への付着による相間短絡⑤ 火山灰の送電網又は変圧器への付着による相間短絡⑥ 降下火砕物によるアクセス性や作業性の悪化⑥ 降下火山灰によるアクセス性や作業性の悪化⑤⑤（(2)にも同じ記載有り）

105/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

164

添付資料
2.1.5

添 2.1-34

165

添付資料
2.1.5

添 2.1-35

点検後

点検前① 降下火砕物の堆積荷重による建屋天井や屋外設備の崩落① 降下火山灰の堆積荷重による静的荷重
建屋及び屋外設備に対する降下火砕物堆積荷重により発生可能性のある 建屋及び屋外設備に対する降下火山灰堆積荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。
シナリオは以下のとおり。
＜建屋＞
＜建屋＞
○原子炉建屋○原子炉建屋
原子炉建屋の天井が降下火砕物堆積荷重により崩落した場合に，建屋最 原子炉建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に上階に設置している原子炉補機冷却系のサージタンクが物理的に損傷，機 設置している原子炉補機冷却系のサージタンクが物理的に損傷，機能喪失
能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る。
し，最終ヒートシンク喪失に至る。
○タービン建屋○タービン建屋
タービン建屋の天井が降下火砕物堆積荷重により崩落した場合に，建屋
タービン建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に最上階に設置しているタービン，発電機に影響が及び，タービントリップに至 設置しているタービン，発電機に影響が及び，タービントリップに至る。また，る。さらに，原子炉補機冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシン 循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至るシ
ク喪失に至るシナリオ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低 ナリオ。
からプラントスクラムに至る。
○コントロール建屋○コントロール建屋
コントロール建屋屋上が火山灰堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上
コントロール建屋の天井が降下火砕物堆積荷重により崩落した場合に，建 階に設置している中央制御室内設備が損傷し，計測制御系機能喪失に至屋最上階に設置している中央制御室内設備が物理的に損傷し，計測・制御 る。
系機能喪失に至る。
＜屋外設備＞＜屋外設備＞○軽油タンク○軽油タンク
軽油タンクが火山灰堆積荷重により天井崩落，破損に至り，以下⑤に示す
軽油タンクの天井が降下火砕物堆積荷重により崩落した場合に，軽油タン 外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電設
クの機能喪失に至り，⑤項に示す外部電源喪失が発生している状況下にお 備デイタンクの燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。
いては，非常用ディーゼル発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。
② 降下火砕物による取水口及び海水系の閉塞② 降下火山灰による取水口及び海水系の閉塞

変更理由

⑤

⑤

106/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

③ 降下火砕物による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外 ③ 降下火山灰による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外
機器の摩耗
機器の摩耗
＜屋外に面した設備＞（屋外に面した設備）
降下火砕物によってD/G室空調給気口閉塞により各空調設備が機能喪失 降下火山灰によって中央制御室換気空調及びD/G室空調給気口閉塞によに至る。（ただし，中央制御室換気空調については，外気遮断による再循環 り各空調設備が機能喪失に至る。（ただし，中央制御室換気空調について運転が可能な設計となっているため，考慮すべきシナリオとしては抽出不要 は，外気遮断による再循環運転が可能な設計となっているため，考慮すべきとする。）
シナリオとしては抽出不要とする。）
D/G室空調給気口閉塞により，非常用ディーゼル発電設備の機能喪失に
D/G室空調給気口閉塞により，非常用ディーゼル発電設備の機能喪失に至る場合において，⑤項の外部電源喪失が発生している状況下では，全交 至る場合において，以下⑤の外部電源喪失が発生している状況下では，全流動力電源喪失に至る。
交流動力電源喪失に至る。
＜屋外設備＞（屋外設備）
軽油タンクのベント管の閉塞や非常用ディーゼル発電設備燃料移送系ポ
軽油タンクのベント管の閉塞や非常用ディーゼル発電設備燃料移送系ポンプの降下火砕物による軸受摩耗により，軽油タンク等が機能喪失し，⑤項 ンプの火山灰による軸受摩耗により，軽油タンク等が機能喪失し，以下⑤にに示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル 示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。 電設備デイタンクの燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。
166

167

添付資料
2.1.5

添付資料
2.1.5

添 2.1-35

添 2.1-36④ 降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設備
表面には耐食性の塗装（エポキシ等）が施されており腐食の抑制効果が考えられること，腐食の進展速度の遅さを考慮し，適切な保全管理が可能と判断，考慮すべきシナリオとしては抽出不要とする。

④ 火山灰に付着している腐食成分による化学的影響
火山灰が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設備表面には耐食性の塗装（エポキシ等）が施されており腐食の抑制効果が考えられること，腐食の進展速度の遅さを考慮し，適切な保全管理が可能と判断，考慮すべきシナリオとしては抽出不要とする。

⑤ 降下火砕物の送電網又は変圧器への付着による相間短絡
降下火砕物が送電網の碍子や変圧器へ付着し，霧や降雨の水分を吸収することによって，相間短絡を起こし外部電源喪失に至る。

⑤ 火山灰の送電網又は変圧器への付着による相間短絡
火山灰が送電網の碍子や変圧器へ付着し，霧や降雨の水分を吸収することによって，相間短絡を起こし外部電源喪失に至る。

⑥ 降下火砕物によるアクセス性や作業性の悪化⑥ 降下火山灰によるアクセス性や作業性の悪化
降下火砕物により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響を及 降下火山灰により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響を及ぼす可能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応可能なシナリ ぼす可能性があるものの，設計基準対象施設のみで対応可能なシナリオでオであれば基本的に屋外での現場対応はなく，仮にアクセス性や屋外の作 あれば基本的に屋外での現場対応はなく，仮にアクセス性や屋外の作業性
業性へ影響が及んだ場合であっても構内の道路又はアクセスルートについ へ影響が及んだ場合であっても構内の道路又はアクセスルートについては，ては，除灰を行うことから問題はない。
除灰を行うことから問題はない。
そのため上記①～⑤の影響評価の結果として，可搬型代替交流電源設備 そのため上記①～⑤の影響評価の結果として，電源車の接続といった屋の接続といった屋外での作業が必要になるケースが確認された場合に，別 外での作業が必要になるケースが確認された場合に，別途，詳細検討する
途，詳細検討するものとする。
ものとする。
① 降下火砕物の堆積荷重による建屋天井や屋外設備の崩落① 建屋天井や屋外設備に対する荷重により発生可能性のあるシナリオ
設計として想定している降下火砕物堆積量35cmは，表4.1に示す各建屋天 設計として想定している降下火山灰堆積量30cmは，表4.1に示す各建屋天井及び軽油タンクの許容荷重より小さく，裕度を有しているものの，各建屋及 井及び軽油タンクの許容荷重より小さく，裕度を有しているものの，各建屋及び軽油タンクの許容荷重以上に堆積した場合には，(3)項で選定した各シナ び軽油タンクの許容荷重以上に堆積した場合には，(3)項で選定した各シナリオに至る可能性がある。
リオに至る可能性がある。

⑤⑤

107/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

168

添付資料
2.1.5

添 2.1-37

点検後

点検前

変更理由

④(他のまとめ資料との整合)

108/137

主要修正箇所一覧表
No.

169

章番号

添付資料
2.1.5

170

添付資料
2.1.5

171

添付資料
2.1.5

ページ番号

添 2.1-37

添 2.1-37

添 2.1-38

点検後

点検前② 降下火砕物による取水口及び海水系の閉塞② 降下火山灰による取水口及び海水系の閉塞
海水中の降下火砕物による海水系への影響については，降下火砕物の性 海水中の降下火山灰による海水系への影響については，火山灰の性質で質である硬度を考慮すると，海水中の降下火砕物によって熱交換器の伝熱 ある硬度を考慮すると，海水中の降下火山灰によって熱交換器の伝熱管や管や海水ポンプ軸受の異常磨耗は進展しにくく，また，海水ストレーナの自 海水ポンプ軸受の異常磨耗は進展しにくく，また，海水ストレーナの自動洗動洗浄機能によって，機能喪失することは考えにくい。しかし，何らかの理由 浄機能によって，機能喪失することは考えにくい，しかし，何らかの理由で，で，海水中の降下火砕物が大量に流入した場合には，海水系が機能喪失 海水中の火山灰が大量に流入した場合には，海水系が機能喪失し，最終し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性はある。ただし，最終ヒートシンク喪失 ヒートシンク喪失に至る可能性はある。ただし，最終ヒートシンク喪失は内部は内部事象，地震及び津波のレベル1PRAでも考慮しており追加のシナリオ 事象や地震，津波のレベル1PRAでも考慮しており追加のシナリオではない。
ではない。
③ 降下火山灰による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外③ 降下火砕物による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外 設備の摩耗
設備の摩耗
D/G室空調フィルタへの降下火山灰の影響については，設計基準を超える
D/G室空調フィルタへの降下火砕物の影響については，設計基準を超える 降下火山灰に対しても，フィルタ交換が可能な構造であることを考慮すると，
降下火砕物に対しても，フィルタ交換が可能な構造であることを考慮すると， 換気空調系フィルタの閉塞発生可能性が十分に低減されると考えられるが，換気空調系フィルタの閉塞発生可能性が十分に低減されると考えられるが， 定量的な裕度評価が困難であり，何らかの理由で大量の火山灰が流入した
定量的な裕度評価が困難であり，何らかの理由で大量の降下火砕物が流入 場合は，非常用ディーゼル発電機の機能喪失に至る。ただし，非常用ディー
した場合は，非常用ディーゼル発電機の機能喪失に至る。ただし，非常用
ゼル発電機の機能喪失は内部事象や地震，津波のレベル1PRAでも考慮しディーゼル発電機の機能喪失は内部事象，地震及び津波のレベル1PRAで ており追加のシナリオではない。
も考慮しており追加のシナリオではない。
軽油タンク等への火山灰の影響については，以下の理由で起因事象は発軽油タンク等への降下火砕物の影響については，以下の理由で起因事象 生しない。軽油タンクのベント菅出口は地面側を向いていること，地上10mのは発生しない。軽油タンクのベント管出口は地面側を向いていること，地上 高さにあることから閉塞しない。また非常用ディーゼル発電設備燃料移送系
10mの高さにあることから閉塞しない。また非常用ディーゼル発電設備燃料 ポンプは，軸貫通部に潤滑剤等の漏えいがないよう管理されており，電動機
移送系ポンプは，軸貫通部に潤滑剤等の漏えいがないよう管理されており， についても内部に火山灰が侵入しない構造となっていることから火山灰の影
電動機についても内部に降下火砕物が侵入しない構造となっていることから 響を受けない。
降下火砕物の影響を受けない。
④ 火山灰に付着している腐食成分による化学的影響④ 降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
火山灰が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設備表面
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設備 に耐食性の塗装（エポキシ等）が施されており腐食の抑制効果があること，
表面に耐食性の塗装（エポキシ等）が施されており腐食の抑制効果があるこ 及び腐食の進展速度が遅いことを考慮し，適切な保全管理により発生防止と，及び腐食の進展速度が遅いことを考慮し，適切な保全管理により発生防 が可能であるため，腐食を要因とする起因事象は考慮不要である。
止が可能であるため，腐食を要因とする起因事象は考慮不要である。

変更理由

⑤

⑤ 降下火砕物の送電網又は変圧器への付着による相間短絡⑤ 火山灰の送電網又は変圧器への付着による相間短絡
降下火砕物の影響を受ける可能性がある送変電設備は，発電所内外の広 降下火山灰の影響を受ける可能性がある送変電設備は，発電所内外の広範囲にわたるため，全域における管理が困難なことを踏まえると設備等の不 範囲に亘るため，全域における管理が困難なことを踏まえると設備等の不具具合による外部電源喪失の発生可能性は否定できない。ただし，外部電源 合による外部電源喪失の発生可能性は否定できない。ただし，外部電源喪
喪失は内部事象や地震，津波でも考慮しており追加のシナリオではない。
失は内部事象や地震，津波でも考慮しており追加のシナリオではない。
また，上記シナリオのうち，各建屋及び軽油タンクの天井の崩落について
また，上記シナリオのうち，各建屋及び軽油タンクの天井の崩落について
は，除灰により発生防止を図ることが可能であること，D/G室空調給気閉塞 は，除灰により発生防止を図ることが可能であること， D/G室空調給気口閉についてもフィルタ交換により発生防止を図ることが可能であることから，そ 塞についてもフィルタ交換により発生防止を図ることが可能であることから，
れぞれ発生自体が影響のある事故シーケンスとはならないものと判断した。 それぞれの事故シーケンスが実際に発生することは考えにくい。

⑤

109/137

主要修正箇所一覧表
No.

172

173

章番号

添付資料
2.1.6

添付資料
2.1.6

ページ番号

添 2.1-41

添 2.1-41

174

添付資料
2.1.6

添 2.1-42

175

添付資料
2.1.6

添 2.1-42

176

177

添付資料
2.1.6

添付資料
2.1.6

添 2.1-42

添 2.1-43

点検後

点検前○コントロール建屋○コントロール建屋
風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる風速は55.7m/s（地上
風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる風速は55.7m/s（地上
高10m，10分間平均風速）となるが，コントロール建屋は十分な厚さを有した 高10m，10分間平均風速）となるが，コントロール建屋は十分な厚さを有した
鉄筋コンクリート造であり，この程度の極めて発生することが稀な風荷重を想 鉄筋コンクリート造であり，極端な風荷重を想定しても建屋の頑健性は維持定しても建屋の頑健性は維持されると考えられる。
されると考えられる。
○軽油タンク等○軽油タンク等
風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる風速は55.7m/s（地上
風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる風速は55.7m/s（地上
高10m，10分間平均風速）となるが，この程度の極めて発生することが稀な 高10m，10分間平均風速）となるが，この程度の風荷重に対しても軽油タンク
風荷重に対しても軽油タンク等が損傷に至ることはないものの，仮にこれを 等が損傷に至ることはないものの，仮にこれを上回る風荷重に対し軽油タン
上回る風荷重に対し軽油タンク等が損傷し，かつ送変電設備の損傷により ク等が損傷し，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っていると外部電源喪失に至っているとすると，非常用ディーゼル発電設備（燃料ディタ すると，非常用ディーゼル発電設備デイタンクの燃料枯渇により全交流動力ンク）の燃料枯渇により全交流動力電源喪失に至る。
電源喪失に至る。
③強風によるアクセス性や作業性の悪化③“アクセス性や作業性の悪化”
強風により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響が及ぶ可能 強風により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響を及ぶ可能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応可能なシナリオであれ 性があるものの，設計基準対象施設のみで対応可能なシナリオであれば基ば基本的に屋外現場対応はなく，仮にアクセス性や屋外作業へ影響が及ん 本的に屋外現場対応はなく，仮にアクセス性や屋外作業へ影響が及んだ場だ場合であっても問題はない。
合であっても問題はない。
そのため上記①の影響評価の結果として，可搬型代替交流電源設備の接 そのため上記①の影響評価の結果として，電源車の接続といった屋外で続といった屋外での作業が必要となるケースが確認された場合に，別途，詳 の作業が必要となるケースが確認された場合に，別途，詳細検討するものと細検討するものとする。
する。
① 風荷重による建屋や設備等の損傷① 建屋や屋外設備に対する“荷重”により発生可能性のあるシナリオ＜屋外設備＞＜屋外設備＞○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失
風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える風 風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える風荷重に対して送変電設備が損傷することは否定できないため，送変電設備 荷重に対して発生を否定できないため，送変電設備の損傷に伴う外部電源の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定する。 喪失については考慮すべきシナリオとして選定する。
○軽油タンク等損傷に伴う全交流動力電源喪失○軽油タンク等損傷に伴う全交流動力電源喪失
仮に軽油タンク等が損傷し，かつ外部電源喪失の同時発生を想定すると全 仮に軽油タンク等が損傷し，かつ外部電源喪失の同時発生を想定すると全-7-7交流動力電源喪失に至るが，軽油タンク等は，年超過確率評価上，10 /年 交流動力電源喪失に至るが，軽油タンク等は，年超過確率評価上，10 /年となる風速55.7m/s（地上高10m，10分間平均風速）の風荷重が作用した場 となる風速55.7m/s（地上高10m，10分間平均風速）の風荷重が作用した場合であっても損傷に至らないことから，起因事象としての発生頻度は十分低 合であっても損傷に至らないことから，起因事象としての発生頻度は十分小く詳細評価は不要と考えられる。
さく詳細評価は不要と考えられる。
また，上記シナリオのうち，全交流動力電源喪失シナリオは，軽油タンク等 また，上記シナリオのうち，全交流動力電源喪失シナリオは，軽油タンク等の損傷可能性（年超過確率評価上，10-7/年未満）を考慮すると，発生自体 の損傷可能性（年超過確率評価上，＜10-7/年）を考慮すると，発生自体がが非常に稀な事象であり，起因事象としてはタービントリップと外部電源喪失 非常に稀な事象であり，起因事象としてはタービントリップと外部電源喪失ののみを考慮すればよく，原子炉建屋及びコントロール建屋，軽油タンク等の みを考慮すればよく，原子炉建屋及びコントロール建屋，軽油タンク等の損損傷可能性を踏まえると，これら起因事象から有意な頻度又は影響のある 傷可能性を踏まえると，これら起因事象から有意な頻度又は影響のある事
故シーケンスが実際に発生することは考えにくい。
事故シーケンスは生じないと判断した。

変更理由

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

⑤

110/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

178

添付資料
2.1.7

179

添付資料
2.1.7

ページ番号

添 2.1-46

添 2.1-47

点検後

点検前○軽油タンク，非常用ディーゼル発電設備燃料移送系（以下「軽油タンク等」 ○軽油タンク，非常用ディーゼル発電設備燃料移送系という。）
竜巻の最大風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる風速は竜巻の最大風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる風速は 90m/s程度となるが，この程度の風荷重に対しても軽油タンク等が損傷に至90m/s程度となるが，この程度の風荷重に対しても軽油タンク等が損傷に至 ることはないものの，仮にこれを上回る風荷重に対し軽油タンク等が損傷しることはないものの，仮にこれを上回る風荷重に対し軽油タンク等が損傷し た場合で，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っているとする
た場合で，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っているとする と，非常用ディーゼル発電設備デイタンクの燃料枯渇により全交流動力電源と，非常用ディーゼル発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により全交流動 喪失に至るシナリオが考えられる。
力電源喪失に至るシナリオが考えられる。
＜屋内設備＞＜屋内設備＞・ タービン建屋上層部が風荷重及び気圧差荷重により破損に至った場合，・ タービン建屋上層部が風荷重及び気圧差荷重により破損に至った場合， タービンや発電機への影響が想定され，シナリオとしてはタービントリップがタービンや発電機への影響が想定され，シナリオとしてはタービントリップが 考えられる。
考えられる。
・ 非常用電気品区域換気空調設備は，原子炉建屋内に設置されており風荷・ 非常用電気品区域換気空調設備は，原子炉建屋内に設置されており風荷 重の影響を直接受けないが，気圧差荷重によりダクト，ファン，ダンパ等の損重の影響を直接受けないが，気圧差荷重によりダクト，ファン，ダンパ等の損 傷が考えられる。それらの設備の損傷により，非常用ディーゼル発電機室の傷が考えられる。それらの設備の損傷により，非常用ディーゼル発電機室の 換気が困難になった場合，非常用ディーゼル発電機室温度の上昇に伴い，換気が困難になった場合，非常用ディーゼル発電機室温度の上昇に伴い， 非常用ディーゼル発電機が機能喪失，交流動力電源喪失に至るシナリオが非常用ディーゼル発電機が機能喪失，交流動力電源喪失に至るシナリオが 考えられる。また，その状況下において，送変電設備の損傷により外部電源考えられる。また，その状況下において，送変電設備の損傷により外部電源 喪失にも至っているとすると，全交流動力電源喪失となる。
喪失にも至っているとすると，全交流動力電源喪失となる。
・ 中央制御室換気空調設備は，コントロール建屋に設置されており，気圧差・ 中央制御室換気空調設備は，コントロール建屋に設置されており，気圧差 荷重によりダクト，ファン，ダンパ等への影響が考えられる。それら設備の損荷重によりダクト，ファン，ダンパ等への影響が考えられる。それら設備の損 傷により中央制御室の換気が困難になった場合，中央制御室内の温度が上傷により中央制御室の換気が困難になった場合，中央制御室内の温度が上 昇するが，即，中央制御室内の機器へ影響が及ぶことはなく，また，竜巻の昇するが，即，中央制御室内の機器へ影響が及ぶことはなく，また，竜巻の 影響は瞬時であり竜巻襲来後の対応は十分可能であるため計測・制御系喪影響は一時的であり竜巻襲来後の対応は十分可能であるため計測・制御系 失により制御不能に至るシナリオは考慮不要とする。
喪失により制御不能に至るシナリオは考慮不要とする。
○原子炉建屋，コントロール建屋，タービン建屋○原子炉建屋，コントロール建屋，タービン建屋
飛来物が建屋外壁を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼす 飛来物が建屋外壁を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすことが考えられるが，発生可能性のあるシナリオについては，後述の屋内設 ことが考えられるが，発生可能性のあるシナリオについては，＜屋内設備＞
備で考慮することとする。
で考慮することとする。

変更理由

⑤

⑤

111/137

主要修正箇所一覧表
No.

180

章番号

添付資料
2.1.7

ページ番号

2.1-47

点検後

点検前

・ 原子炉建屋1階に設置している非常用ディーゼル発電設備に建屋扉を貫 ・ 原子炉建屋1階に設置している非常用ディーゼル発電設備に建屋扉を貫通した飛来物が衝突して全数機能喪失した場合や3階に設置している非常 通した飛来物が衝突して全数機能喪失した場合や3階に設置している非常用ディーゼル発電設備室空調給気口に飛来物が衝突して閉塞し，全数機能 用ディーゼル発電設備室空調給気口に飛来物が衝突して閉塞し，全数機能喪失した場合で，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っている 喪失した場合で，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っているとすると，全交流動力電源喪失に至るシナリオが考えられる。しかし，非常用 とすると，全交流動力電源喪失に至るシナリオが考えられるが，非常用ディーゼル発電設備及び空調給気口は多重化されていることに加えて分散 ディーゼル発電設備及び空調給気口は多重化されていることに加えて分散配置されているため，非常用ディーゼル発電設備が全数機能喪失する確率 配置されているため，非常用ディーゼル発電設備が全数機能喪失する確率
は極低頻度であること，さらには，竜巻の襲来確率が極低頻度であることを は極低頻度であること，さらには，竜巻の襲来確率が極低頻度であることを考慮すると，非常用ディーゼル発電設備の機能が喪失するのは10-7/年より 考慮すると，非常用ディーゼル発電設備の機能が喪失するのは10-7/年より小さくなることから，全交流動力電源喪失に至るシナリオは考慮不要とする。 小さくなることから，全交流動力電源喪失に至るシナリオは考慮不要とする。
・ コントロール建屋最上階に設置している中央制御室内の計測・制御設備に ・ コントロール建屋最上階に設置している中央制御室内の計測・制御設備に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して安全系設備の制御に関わる設備が 建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して安全系設備の制御に係る設備が全
全数機能喪失した場合，計測・制御系機能喪失に至るシナリオが考えられる 数機能喪失した場合，計測制御系機能喪失に至るシナリオが考えられる
が，飛来物の衝突により安全系設備の制御に関わる設備が全数機能喪失 が，飛来物の衝突により安全系設備の制御に係る設備が全数機能喪失する
するのは，極低頻度であると考えられることから飛来物による計測・制御系 のは，極低頻度であると考えられることから飛来物による計測制御系機能喪機能喪失シナリオは考慮不要とする。
失シナリオは考慮不要とする。
・ タービン建屋2階に設置しているタービンや発電機に建屋外壁を貫通した ・ タービン建屋2階に設置しているタービンや発電機に建屋外壁を貫通した
飛来物が衝突した場合のシナリオとしては，タービントリップが考えられる。 飛来物が衝突した場合のシナリオとしては，タービントリップが考えられる。
・ タービン建屋地下1階から１階にある循環水ポンプの1階部分に建屋外壁 ・ タービン建屋１階に設置している循環水ポンプに建屋外壁を貫通した飛来を貫通した飛来物が衝突して全数機能喪失した場合，復水器の真空度が低 物が衝突して全数機能喪失した場合，復水器の真空度が低下し，出力低下
下し，出力低下又は手動停止に至る。
又は手動停止に至る。

変更理由

⑤

ただし，上記シナリオのうち，タービントリップ以外は，飛来物発生の要因で ただし，上記シナリオのうち，タービントリップ以外は，飛来物発生の要因である大規模竜巻の発生頻度が極低頻度であり，さらに飛来物が発生し建屋 ある大規模竜巻の発生頻度が極低頻度であり，さらに飛来物が発生し建屋へ衝突，壁を貫通する可能性，壁を貫通したとしてもそれにより屋内設備が へ衝突，壁を貫通する可能性，壁を貫通したとしてもそれにより屋内設備が機能喪失に至る可能性を考慮すると，発生可能性は極めて小さい。加えて， 機能喪失に至る可能性を考慮すると，発生可能性は極めて小さい。加えて，安全系に関わる設備（原子炉補機冷却系，非常用ディーゼル発電設備燃料 安全系に関わる設備（原子炉補機冷却系，非常用ディーゼル発電設備デイディタンク等）は多重化されており，複数区分の設備が同時に損傷に至らな タンク等）は多重化されており，複数区分の設備が同時に損傷に至らない限
い限り上述の起因事象には至らないことから，極めて稀な事象であり詳細評 り上述の起因事象には至らないことから，極めて稀な事象であり詳細評価不価不要と判断した。
要と判断した。

181

添付資料
2.1.7

添 2.1-49

182

添付資料
2.1.7

添 2.1-49

183

添付資料
2.1.7

添 2.1-50⑤竜巻襲来後のがれき散乱によるアクセス性や作業性の悪化⑤ アクセス性や作業性の悪化
竜巻襲来後のがれき散乱により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業 竜巻襲来後の瓦礫散乱により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性性に影響が及ぶ可能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応 に影響を及ぶ可能性があるものの，設計基準対象施設のみで対応可能なシ可能なシナリオであれば基本的に屋外現場対応はなく，仮にアクセス性や屋 ナリオであれば基本的に屋外現場対応はなく，仮にアクセス性や屋外作業
外作業へ影響がおよんだ場合であっても問題はない。
へ影響が及んだ場合であっても問題はない。
そのため①～④項の影響評価の結果として，可搬型代替交流電源設備の そのため上記①～④の影響評価の結果として，電源車の接続といった屋接続といった屋外での作業が必要となるケースが確認された場合に，別途， 外での作業が必要となるケースが確認された場合に，別途，詳細検討するも詳細検討するものとする。
のとする。
① 風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷① 建屋や建屋内外設備に対する“風荷重及び気圧差荷重”により発生可能性のあるシナリオ○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失
風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える風 風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える風
荷重及び気圧差荷重に対して送変電設備の損傷を否定できないため，送変 荷重及び気圧差荷重に対して発生を否定できないため，送変電設備の損傷
電設備の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選 に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定する。
定する。

⑤

⑤

⑤

112/137

主要修正箇所一覧表
No.

184

185

章番号

添付資料
2.1.7

添付資料
2.1.7

ページ番号

添 2.1-50

添 2.1-51

点検後

点検前○換気空調系損傷に伴う全交流動力電源喪失○非常用電気品区域換気空調設備損傷に伴う全交流動力電源喪失
換気空調系（非常用ディーゼル発電機電気品区域換気空調系，海水熱交
非常用電気品区域換気空調設備のうち，気圧差の影響を受けやすいダク
換器区域換気空調系）のうち，気圧差の影響を受けやすいダクトについて
トについては，設計を超える荷重が作用した場合変形する可能性はあるもの
は，設計を超える荷重が作用した場合変形する可能性があり，一定の風量 の，一定の風量は確保可能であると考えられるため，非常用電気品区域換を確保することが困難になる可能性があるため，換気空調系損傷に伴う非 気空調設備損傷に伴う非常用ディーゼル発電設備の機能喪失（外部電源喪常用ディーゼル発電機の機能喪失（外部電源喪失状況下においては全交流 失状況下においては全交流動力電源喪失）がシナリオとしては考えられる。
動力電源喪失）がシナリオとしては考えられる。しかし，内部事象レベル
しかし，内部事象レベル1PRAでも考慮しており追加のシナリオではない。
1PRAでも考慮しており追加のシナリオではない。
② 建屋や建屋内外設備に対する飛来物の衝撃荷重により発生する可能性 ② 建屋や建屋内外設備に対する“飛来物の衝撃荷重”により発生する可能のあるシナリオ
性のあるシナリオ＜建屋＞＜建屋＞
原子炉建屋，コントロール建屋及びタービン建屋は，飛来物が建屋外壁を
原子炉建屋，コントロール建屋及びタービン建屋は，飛来物が建屋外壁を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすが，発生可能性のある 貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすが，発生可能性のあるシナリオは，後述の屋内設備で考慮することとする。
シナリオは，＜屋内設備＞で考慮することとする。
＜屋外設備＞＜屋外設備＞○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失
飛来物の衝撃荷重に対して発生を否定できないため，送変電設備の損傷
飛来物の衝撃荷重に対して発生を否定できないため，送変電設備の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定するが，運転 に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定するが，運転時の内部事象，地震及び津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加 時の内部事象及び地震，津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加のシナリオではない。
のシナリオではない。
○軽油タンク等損傷に伴う全交流動力電源喪失○軽油タンク等損傷に伴う全交流動力電源喪失
仮に軽油タンク等が損傷し，かつ外部電源喪失の同時発生を想定すると全 仮に軽油タンク等が損傷し，かつ外部電源喪失の同時発生を想定すると全交流動力電源喪失に至るが，全交流動力電源喪失は運転時の内部事象， 交流動力電源喪失に至るが，全交流動力電源喪失は運転時の内部事象及地震及び津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加のシナリオでは び地震，津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加のシナリオではな
ない。
い。

変更理由

⑤

⑤

＜屋内設備＞＜屋内設備＞○飛来物がタービンや発電機に衝突することに伴うタービントリップ○飛来物がタービンや発電機に衝突することに伴うタービントリップ
タービン建屋上層部は鉄骨造であり，外壁については，原子炉建屋やコン タービン建屋上層部は鉄骨造であり，外壁については，原子炉建屋やコントロール建屋に比べて強度が低い材質であるため飛来物の貫通リスクが高 トロール建屋に比べて強度が低い材質であるため飛来物の貫通リスクが高
く，タービン建屋2階に設置しているタービンや発電機に飛来物が衝突する可 く，タービン建屋2階に設置しているタービンや発電機に飛来物が衝突する可能性は否定できないため，飛来物がタービンや発電機に衝突することに伴う 能性は否定できないため，飛来物がタービンや発電機に衝突することに伴うタービントリップについては考慮すべきシナリオとして選定するが，運転時の タービントリップについては考慮すべきシナリオとして選定するが，運転時の内部事象，地震及び津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加のシ 内部事象及び地震，津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加のシ
ナリオではない。
ナリオではない。
○循環水ポンプが飛来物の衝突により損傷し，復水器の真空度が低下する ○循環水ポンプが飛来物の衝突により損傷し，復水器の真空度が低下する
ことに伴い出力低下又は手動停止
ことに伴い出力低下又は手動停止に至るシナリオ
タービン建屋の循環水ポンプエリアの外壁には，開口部（ルーバ）があるた タービン建屋１階の循環水ポンプエリアの外壁には，開口部（ルーバ）があ
め飛来物の侵入リスクが高く，循環水ポンプに飛来物が衝突し，循環水ポン るため飛来物の侵入リスクが高く，循環水ポンプに飛来物が衝突し，循環水プが損傷する可能性がある。その場合の影響としては，復水器真空度低下 ポンプが損傷する可能性がある。その場合の影響としては，復水器真空度に伴う出力低下又は手動停止等の措置が考えられるが，運転時の内部事 低下に伴う出力低下又は手動停止等の措置が考えられるが，運転時の内部
象，地震及び津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加のシナリオで 事象及び地震，津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加のシナリオ
はない。
ではない。

113/137

主要修正箇所一覧表
No.

186

章番号

添付資料
2.1.7

ページ番号

添 2.1-52

点検後

点検前

また，上記シナリオのうち，全交流動力電源喪失シナリオは，軽油タンク等 また，上記シナリオのうち，全交流動力電源喪失シナリオは，軽油タンク等の損傷可能性（年超過確率10-7/年未満）を考慮すると，発生自体が非常に の損傷可能性（年超過確率10-7/年未満）を考慮すると，発生自体が非常に稀な事象であることから起因事象としてはタービントリップと外部電源喪失の 稀な事象である。また，原子炉建屋及びコントロール建屋，軽油タンク等のみを考慮すればよく，原子炉建屋及びコントロール建屋，軽油タンク等の損 損傷可能性及び飛来物の建屋貫通による屋内設備の損傷可能性を踏まえ
傷可能性及び飛来物の建屋貫通による屋内設備の損傷可能性を踏まえる ると，これら起因事象から有意な影響のある炉心損傷事故シーケンスが実と，これら起因事象から有意な影響のある炉心損傷事故シーケンスは生じな 際に発生することは考えにくい。
いと判断した。

変更理由⑤①雨水荷重による建屋天井の崩落① 建屋天井に対する荷重
建屋に対する雨水荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。 建屋に対する雨水荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。
＜建屋＞
＜建屋＞
○原子炉建屋○原子炉建屋
原子炉建屋の天井が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置 原子炉建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置ししている原子炉補機冷却系のサージタンクが物理的に機能喪失することで， ている原子炉補機冷却系のサージタンクが物理的に機能喪失することで，原原子炉補機冷却系が喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，雨 子炉補機冷却系が喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，雨水水が下層階へ伝播し，非常用ディーゼル発電設備及び非常用電源盤が没 が下層階へ伝播し，ディーゼル発電設備及び非常用電源盤が没水又は被水又は被水により機能喪失し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
水により機能喪失し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。

187

添付資料
2.1.8

添 2.1-54○タービン建屋○タービン建屋
タービン建屋の天井が雨水荷重により崩落した場合に，タービンや発電機に タービン建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，タービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至るシナリオ。また，タービン建屋熱交換器エ 影響が及び，タービントリップに至るシナリオ。また，タービン建屋熱交換器エリア屋上が雨水荷重により崩落した場合に，没水又は被水により原子炉補 リア屋上が雨水荷重により崩落した場合に，没水又は被水により原子炉補機冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリ
器冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリ
オ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラム オ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至るシナリオ。
に至るシナリオ。

⑤○コントロール建屋○コントロール建屋
コントロール建屋の天井が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に コントロール建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設設置している中央制御室が物理的に又は没水若しくは被水により機能喪失 置している中央制御室が物理的に又は没水若しくは被水により機能喪失し，し，計測・制御系機能喪失に至るシナリオ。その後，中央制御室の下階に位 計測制御系機能喪失に至るシナリオ。その後，中央制御室の下階に位置し置している直流電源設備へ雨水が伝播し直流電源喪失に至るシナリオ。
ている直流電源設備へ雨水が伝播し直流電源喪失に至るシナリオ。

188

添付資料
2.1.8

添 2.1-55

189

添付資料
2.1.1

添 2.1-55

190

添付資料
2.1.8

添 2.1-56○廃棄物処理建屋○廃棄物処理建屋
廃棄物処理建屋の天井が雨水荷重により崩落した場合に，冷却材再循環 廃棄物処理建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，再循環ポンプ
ポンプ M/Gセットや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能 M/Gセットや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失
喪失し，プラントスクラムに至るシナリオ。
し，プラントスクラムに至るシナリオ。
③ 建屋内浸水による機器の没水又は被水③ 建屋内浸水による機器の没水又は被水
本損傷・機能喪失モードにより発生する事故シーケンスは，発生原因が浸本損傷・機能喪失モードにより発生する事故シーケンスは，発生原因が浸水によるものであり，対策は建屋周辺の止水対策となるため，重大事故防止 水によるものであるため，「①建屋天井に対する荷重」のシナリオに代表させ ④(他のまとめ資料との整合)
対策の有効性の確認のためのシーケンスには適さない。よってこの損傷・機 る。
能喪失モードは考慮しない。
①雨水荷重による建屋天井の崩落① 建屋天井に対する荷重により発生可能性のあるシナリオ

この時，原子炉建屋最地下階において原子炉隔離時冷却系が没水により機 この時，原子炉建屋最地下階において原子炉隔離時冷却系が没水により機能喪失する可能性もあることから，平成4年以降に整備したアクシデントマネ 能喪失する可能性もあることからアクシデントマネジメント策に期待しない場
ジメント策に期待しない場合には，炉心損傷に至る。
合には，炉心損傷に至る。

⑤⑤

114/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

191

添付資料
2.1.8

添 2.1-56

2. 事故シーケンスの特定
2. 事故シーケンスの特定
1．(3)項にて起因事象となり得るシナリオを以下のとおり選定した。
1．(3)項にて起因事象となり得るシナリオを以下のとおり選定した。
○原子炉建屋の天井が崩落した場合に，原子炉補機冷却水系が機能喪失 ○原子炉建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，原子炉補機冷却系がし，最終ヒートシンク喪失に至る。また，ディーゼル発電設備及び非常用電源 機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，ディーゼル発電設盤が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至る。
備及び非常用電源盤が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
○タービン建屋の天井崩落した場合にタービンや発電機に影響が及び，ター ○タービン建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合にタービンや発電機に
ビントリップに至る。
影響が及び，タービントリップに至るシナリオ。
○タービン建屋熱交換器エリア屋上が崩落した場合に，原子炉補機冷却系 ○タービン建屋熱交換器エリア屋上が雨水荷重により崩落した場合に，原子及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る。
炉補機冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシ○タービン建屋熱交換器エリアの天井が崩落した場合に，循環水ポンプが ナリオ。また，タービン建屋熱交換器エリア屋上が雨水荷重により崩落した
機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至る。
場合に，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラム○コントロール建屋の天井が崩落した場合に，建屋最上階に設置している中 に至るシナリオ。
央制御室が物理的に又は没水若しくは被水により機能喪失し，計測制御系 ○コントロール建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に機能喪失に至る。さらには，中央制御室の下階に位置している直流電源設 設置している中央制御室が物理的に又は没水若しくは被水により機能喪失
備が溢水により機能喪失に至る。
し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。その後，中央制御室の下階に位○廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，冷却材再循環ポンプ M/Gセッ 置している直流電源設備が溢水により機能喪失に至るシナリオ。
トや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失し，プラント ○廃棄物処理建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，再循環ポンプ
スクラムに至る。
M/Gセットや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失○降水の影響により屋外の送変電設備が機能喪失し外部電源喪失が発生 し，プラントスクラムに至るシナリオ。
している状態で，燃料移送ポンプが没水により機能喪失し，非常用ディーゼ ○降水の影響により屋外の送変電設備が機能喪失し外部電源喪失が発生
ル発電設備（燃料ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至 している状態で，燃料移送ポンプが没水により機能喪失し，非常用ディーゼる。
ル発電設備デイタンクの燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリ
オ。

192

添付資料
2.1.8

添 2.1-57

したがって，降水事象を要因として発生し得る有意な頻度又は影響のある事 したがって，降水事象を要因として発生し得る有意な頻度又は影響のある事
故シーケンスは生じないと判断した。
故シーケンスが実際に発生することは考えにくい。

193

添付資料
2.1.11

添 2.1-76

変更理由

⑤

⑤

④(技術的能力1.12において放水砲による放射性
物質の拡散抑制の判断基準が変更になったため）115/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

194

添付資料
2.1.11

添 2.1-77④(技術的能力1.10において原子炉建屋トップベン
ト開放の判断基
準が変更になっ
たため）

195

添付資料
2.1.11

添 2.1-78⑤

116/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

196

添付資料
2.1.11

添 2.1-80

⑤

197

添付資料
2.1.11

添 2.1-82

⑤

点検後

点検前

変更理由

117/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

198

添付資料
2.1.11

添 2.1-83④(技術的能力1.10において原子炉建屋トップベン
ト開放の判断基
準が変更になっ
たため）

199

添付資料
2.1.11

添 2.1-84⑤

118/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

200

添付資料
2.1.11

添 2.1-85

⑤

201

添付資料
2.1.11

添 2.1-86

⑤

点検後

点検前

変更理由

119/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

202

添付資料
2.1.11

添 2.1-87⑤

添 2.1-88④(技術的能力1.12において放水砲による放射性
物質の拡散抑制の判断基準が変更になったため）

203

添付資料
2.1.11

点検後

点検前

変更理由

120/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

204

添付資料
2.1.11

添 2.1-89205

添付資料
2.1.11

添 2.1-91

点検後

点検前

変更理由

④(技術的能力1.14の手順と整合を図り修正）計画・情報統括及び計画班長が取りまとめ，本部内に情報共有する。

計画情報統括・計画担当が取りまとめ，本部内に情報共有する。

⑤

121/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

206

添付資料
2.1.11

添 2.1-92

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

122/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

207

添付資料
2.1.11

添 2.1-94

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

123/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

208

添付資料
2.1.11

添 2.1-95

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

124/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

209

添付資料
2.1.11

添 2.1-97

点検後

点検前

変更理由

⑤

125/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

210

添付資料
2.1.11

添 2.1-98

⑤

211

添付資料
2.1.11

添 2.1-100②（他まとめ資料
との整合）

点検後

点検前

変更理由

126/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

212

添付資料
2.1.11

添 2.1-101

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

127/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

213

添付資料
2.1.11

添 2.1-102②（他まとめ資料
との整合）

214

添付資料
2.1.11

添 2.1-103②（他まとめ資料
との整合）

215

添付資料
2.1.11

添 2.1-104

点検後

７－５．可搬設備接続口

点検前

７－５．可搬設備接続口・その他

変更理由

⑤

128/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

216

添付資料
2.1.12添 2.1-107

217

添付資料
2.1.12添 2.1-118

218

添付資料
2.1.14・原子炉格納容器からの異常な漏えいにより，格納容器圧力逃がし装置で ・原子炉格納容器の異常漏えいにより，格納容器圧力逃がし装置で原子炉
原子炉格納容器の減圧及び除熱をしているものの，原子炉建屋内の水素濃 格納容器の減圧及び除熱をしているものの，原子炉建屋天井付近に設置さ ②（他まとめ資料
添 2.1-138 度が低下しないことにより原子炉建屋トップベントを開放する場合
れている原子炉建屋水素濃度計で水素濃度が3.5%を超えたことにより原子との整合）
炉建屋トップベントを開放する場合

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）○事故時運転操作手順書(徴候ベース)○事故時運転操作手順書(事象ベース)②（他まとめ資料との整合）

129/137

主要修正箇所一覧表
No.

219

章番号

添付資料
2.1.14

ページ番号

点検後

点検前

変更理由

3. 放水砲の放射方法について
3. 放水砲の放射方法について
放射性プルーム放出時には，放水砲により放水した水により，放射性プ放水砲の放射方法としては，直状放射から噴霧放射への切替えが可能でルームに含まれる微粒子状の放射性物質が除去されることが期待できる。 あり，噴霧放射は直状放射に比べ射程距離が短くなるものの，より細かい水放水砲の放射方法としては，直状放射から噴霧放射への切替えが可能で 滴径が期待できる。
あり，噴霧放射は直状放射に比べ射程距離が短くなるものの，より細かい水 放射性プルーム放出時には，放水砲により放水した水により，放射性プ滴径が期待できるため，高い放射性物質の除去効果が期待できる。
ルームに含まれる微粒子状の放射性物質が除去されることが期待できる
したがって，プルーム放出時の放水砲の放射方法としては，以下のとおりと が，微粒子状の放射性物質の粒子径は，0.1～0.5μｍと考えられ，この粒子する。
径の微粒子の水滴による除去機構は，水滴と微粒子の慣性衝突作用（水滴・原子炉建屋（原子炉格納容器又は使用済燃料プール）の破損箇所が確認 径0.3ｍｍφ前後で最も衝突作用が大きくなる）によるものであり，噴霧放射できる場合，原子炉建屋の破損箇所に向けて放水し，噴射ノズルを調整する を活用することで，その衝突作用に期待できる。また，水滴と微粒子の相対ことにより噴霧放射で損壊箇所を最大限覆うことができるように放射する。 速度を大きくし，水の流量を大きくすることで，除去効果の増大が期待でき②（他まとめ資料
添 2.1-143 ・原子炉建屋（原子炉格納容器又は使用済燃料プール）の破損箇所や放射 る。
との整合）性物質の放出箇所が確認できない場合，原子炉建屋の中央に向けて放水したがって，プルーム放出時の放水砲の放射方法としては，以下のとおりとする。
する。
原子炉建屋（原子炉格納容器又は使用済燃料プール）の破損箇所が確認できる場合
・原子炉建屋損壊部に向けて放水し，噴射ノズルを調整することにより噴霧放射で損壊箇所を最大限覆うことができるように放射する。
原子炉建屋（原子炉格納容器又は使用済燃料プール）の破損箇所が不明な
場合
・原子炉建屋の中央に向けて放水する。

130/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

220

添付資料
2.1.18添 2.1-152

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）131/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

221

添付資料
2.1.18添 2.1-153

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

132/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

222

添付資料
2.1.18添 2.1-156②（他まとめ資料
との整合）

223

添付資料
2.1.18添 2.1-157②（他まとめ資料
との整合）

点検後

点検前

変更理由

133/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

224

添付資料
2.1.18添 2.1-159②（他まとめ資料
との整合）

225

添付資料
2.1.20添 2.1-166②（他まとめ資料
との整合）

点検後

点検前

変更理由

134/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

226

添付資料
2.1.20添 2.1-167

227

添付資料
2.1.22添 2.1-184

228

添付資料
2.1.22229

添付資料
2.1.23

点検後

点検前

変更理由

②（他まとめ資料との整合）

また，柏崎刈羽原子力発電所1～5号炉には22名の運転員が当直業務をまた，柏崎刈羽原子力発電所1～5号炉には21名の運転員が当直業務を②（他まとめ資料行っており，
行っており，との整合）
発電所内に常駐している緊急時対策所にて対応を行う要員29名（意思決定・ 発電所内に常駐している緊急時対策所にて対応を行う要員28名（意思決定・指揮を行う要員4名，実施組織として現場対応を行う要員12名，技術支援組 指揮を行う要員5名，実施組織として現場対応を行う要員12名，技術支援組
織として情報収集・計画立案を行う要員6名，運営支援組織として対外対応 織として情報収集・計画立案を行う要員5名，運営支援組織として対外対応を行う要員5名及びロジスティック・リソース管理を行う要員2名），現場で対応 を行う要員4名及びロジスティック・リソース管理を行う要員2名），現場で対応②（他まとめ資料
添 2.1-184 を行う復旧班要員14名（電源隊6名，送水隊2名，注水隊4名，給油隊2名）及 を行う復旧班要員14名（電源隊6名，送水隊2名，注水隊4名，給油隊2名）及との整合）
び放射線測定等を行う保安班要員2名の合計45名を非常召集し，発電所対 び放射線測定等を行う保安班要員2名の合計44名を非常召集し，発電所対策本部の初動体制を確立するとともに，各要員は任務に応じた対応を行う。 策本部の初動体制を確立するとともに，各要員は任務に応じた対応を行う。
なお，緊急時対策要員は合計45名が発電所内に常駐しており
なお，緊急時対策要員は合計44名が発電所内に常駐しており

添 2.1-193②（他まとめ資料との整合）

135/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

230

添付資料
2.1.23添 2.1-194②（他まとめ資料
との整合）

231

添付資料
2.1.23添 2.1-197②（他まとめ資料
との整合）

点検後

点検前

変更理由

136/137

主要修正箇所一覧表
No.

章番号

ページ番号

232

添付資料
2.1.24添 2.1-201②（他まとめ資料
との整合）

233

添付資料
2.1.25添 2.1-204②（他まとめ資料
との整合）

点検後

点検前

変更理由

137/137