52 条

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備
目次

52-1 SA 設備基準適合性 一覧表
52-2 単線結線図
52-3 配置図
52-4 系統図
52-5 試験及び検査
52-6 容量設定根拠52-7 計装設備の測定原理
52-8 水素ガス及び酸素ガス発生時の対応について
52-9 接続図
52-10 保管場所図52-11 アクセスルート図
52-12 その他設備
52-13 機器名称欄に記載の弁名称と，各号炉の弁名称・弁番号の関係について

52-1
SA 設備基準適合性 一覧表

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

第
1
号

第
1
項

第
3
項

可搬型窒素供給装置

類型化
区分

屋外設備

Ｄ

（有効に機能を発揮する）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線荷重
海水
他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

一覧表（可搬型）（海水通水しない）－(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

52-3 配置図，52-9 接続図，52-10 保管場所図
工具，設備の運搬，設置，操作スイッチ操作，弁操作，接続作業

第
2
号

操作性
関連資料

52-4 系統図，52-9 接続図

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

ポンプ，弁

第
4
号

切り替え性

第
5
号
第
43
条

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

SA 設備基準適合性

関連資料

系統設計

第
1
号

可搬 SA の容量

第
2
号
第
3
号
第
4
号
第
5
号
第
6
号

可搬 SA の接続性

通常時は隔離又は分離

Ａｂ

高速回転機器Ｂｂ

52-4 系統図，52-5 試験及び検査
現場操作

関連資料

Ａａ

52-9 接続図
負荷に直接接続する可搬型設備

関連資料

より簡便な接続

対象外

関連資料

対象外
－

（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

52-9 接続図

保管場所

屋外(共通要因の考慮対象設備あり)

関連資料

52-10 保管場所図
屋外アクセスルートの確保

関連資料
共
通
要
因
故
障
防
止

Ｃ

52-9 接続図

異なる複数の接続箇所の確保

アクセスルートＢ

52-6 容量設定根拠

関連資料

設置場所

Ｂａ

52-4 系統図

関連資料

設置場所

第
7
号

本来の用途として使用－切替必要

その他(飛散物)

第
6
号

Ａ，Ｂ

52-5 試験及び検査

関連資料
悪
影
響
防
止

Ｂｂ，Ｂｃ，
Ｂｄ，Ｂｆ，
Ｂｇ

Ｂａ

Ｂ

52-11 アクセスルート図

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災－

対象外

サポート系要因

－

対象外

関連資料

－

52-1-1

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

環境条件における健全性

第1号

耐圧強化ベント系

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
1
項

第
2
号
第
3
号
第
4
号

第
43
条

操作性

52-3 配置図
中央制御室操作，弁操作関連資料

52-3 配置図

試験・検査(検査性，系統構成・外部入力)

弁

関連資料
切り替え性

系統設計

Ｂ

本来の用途として使用－切替必要

弁等の操作で系統構成

Ａa

対象外

対象外

その他(飛散物)

52-3 配置図，52-4 系統図

第
6
号

設置場所

現場操作（遠隔），中央制御室操作

関連資料

52-3 配置図，52-4 系統図

第1号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料

Ａｂ，Ｂ

Ａ

52-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂａ

52-4 系統図

関連資料

第
2
項

Ａ，Ｂｆ

52-5 試験及び検査説明

関連資料
悪影響防止

第
5
号

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部人
為事象、溢水、火災

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備－対象（同一目的の SA 設備あり）

Ｂ

サポート系故障対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

52-2 単線結線図，52-3 配置図，52-4 系統図

52-1-2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

環境条件における健全性

第1号

SA 設備基準適合性
サプレッション・チェンバ

類型化
区分

原子炉格納容器内設備

Ａ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ(周辺機器等からの悪影響により機能を失うおそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・
圧力／
屋外の天候／放射線

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
1
項

第
2
号
第
3
号
第
4
号
第
5
号

操作性

52-3 配置図（操作不要）

関連資料
試験・検査(検査性，系統構成・外部
入力)
関連資料
切り替え性

系統設計

容器(タンク類)（目視点検が可能）

本来の用途として使用－切替必要

弁等の操作で系統構成

Ａａ

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

設計基準対象施設の系統及び機器の容量等が十分

関連資料

サポート系故障対象外

Ｂ

52-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂａ

52-4 系統図

その他(飛散物)

環境条件、自然現
象、外部人為事象、溢水、火災Ｃ

52-5 試験及び検査説明

関連資料

第
2
項

対象外

－

関連資料
悪影響防止

第
43
条

一覧表（常設）対象外－
緩和設備又は防止でも緩和でもない設備－対象（同一目的の SA 設備あり）

対象外

対象外（サポート系なし）

－

関連資料

52-3 配置図

52-1-3

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

環境条件における健全性

第1号

格納容器内水素濃度（SA）

類型化
区分

原子炉格納容器内設備

Ａ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第
1
項

第
3
号

52-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第
4
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備

本来の用途として使用－切替不要

関連資料
系統設計

その他

Ａｅ

その他(飛散物)

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料

対象外

Ａ

52-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

52-4 系統図

関連資料

第
2
項

Ｊ

52-5 試験及び検査

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

対象外

－

関連資料

第
43
条

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

サポート系故障防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋内

Ａａ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

52-2 単線結線図，52-3 配置図

52-1-4

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

環境条件における健全性

第1号

格納容器内水素濃度

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第
1
項

第
3
号

52-3 配置図

操作性

中央制御室操作

関連資料

第
4
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備

本来の用途として使用－切替不要

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

第
6
号

設置場所

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

DB 施設と同じ系統構成

Ａｄ

対象外

対象外
－

中央制御室操作

関連資料

Ｂ

52-3 配置図
設計基準対象施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ｂ

52-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

52-4 系統図

関連資料

第
2
項

Ｊ

52-5 試験及び検査

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

Ａ

52-3 配置図

関連資料

第
43
条

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

サポート系故障防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋内

Ａａ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

52-2 単線結線図，52-3 配置図

52-1-5

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

第 52 条：水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

環境条件における健全性

第1号

格納容器内酸素濃度

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第
1
項

第
3
号

52-3 配置図

操作性

中央制御室操作

関連資料

第
4
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備

本来の用途として使用－切替不要

関連資料
系統設計
その他(飛散物)

第
6
号

設置場所

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

DB 施設と同じ系統構成

Ａｄ

対象外

対象外
－

中央制御室操作

関連資料

Ｂ

52-3 配置図
設計基準対象施設の系統及び機器の容量が十分

関連資料

Ｂ

52-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料
共通要因故障防止

第
3
号

Ｂｂ

52-4 系統図

関連資料

第
2
項

Ｊ

52-5 試験及び検査

切り替え性

悪影響防止

第
5
号

Ａ

52-3 配置図

関連資料

第
43
条

一覧表（常設）対象外－

環境条件、自然現象、外部
人為事象、溢水、火災

緩和設備又は防止でも緩和でもない設備-対象(同一目的の SA 設備あり)

Ｂ

サポート系故障対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

52-2 単線結線図，52-3 配置図

52-1-6

52-2
単線結線図

図 52-2-1

計装設備

単線結線図（6 号炉）

52-2-1

MCC 6C-1-2

R/B B1F

非常用低圧
母線 6C-1

動力変圧器

C/B B1F
MCC 6C-1-8

R/B 3FMCC 6C-1-5

R/B 4F・格納容器内雰囲気モニタ盤区分Ⅰ

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

中央制御室
計測用電源
切替盤

C/B
B1F

電源
車

(予備)

AM用直流125V
主母線盤

・格納容器内水素濃度（SA）

R/B 4F

AM用MCC 6B

AM用
動力変圧器

代替所内電気設備

AM用直流
125V充電器

・格納容器内雰囲気モニタ
系(A)サンプリングラック
吸引ポンプ

・格納容器内雰囲気モニタ
系(A)サンプリングラック
排気ポンプ

R/B B1F

非常用電気設備【区分Ⅰ】

非常用高圧母線 6C(6A)

・格納容器内雰囲気モニタ
系(A)ヒータ制御盤

電源
車

D/G

緊急用
電源切替箱
接続装置6AR/B B1F

緊急用電源切替箱断路器

C/B 2F

AM用直流
125V充電器

・格納容器内雰囲気モニタ盤区分Ⅱ

交流120V中央
制御室計測用分電盤

MCC 6D-1-2

・格納容器内雰囲気モニタ
系(B)サンプリングラック
排気ポンプ
・格納容器内雰囲気モニタ
系(B)サンプリングラック
吸引ポンプ

R/B B1F

非常用低圧
母線 6D-1

・格納容器内雰囲気モニタ
系(B)ヒータ制御盤

動力変圧器

非常用電気設備【区分Ⅱ】

MCC：モータ・コントロール・センタ

C/B：コントロール建屋

R/B：原子炉建屋（略語）：AM用直流125V蓄電池

：切替装置

：接続装置

：配線用遮断器

：断路器

：遮断器

：非常用ディーゼル発電機

D/G

非常用高圧
母線 6D

(6B)

C/B B1F

D/G

MCC 6D-1-8

R/B B1F

７号炉へ

常設代替
交流電源設備R/B 3FGTG

MCC 6D-1-5

緊急用
電源切替箱
接続装置6BR/B B1F

中央制御室
計測用電源
切替盤

C/B
B1F

緊急用
断路器

GTG

第一ガスタービン発電機

７号炉タービン建屋南側：ガスタービン発電機

GTG

【凡例】

図 52-2-2

計装設備

52-2-2単線結線図（7 号炉）
MCC 7C-1-7

C/B B1F
MCC 7C-1-4

R/B 3F・格納容器内雰囲気モニタ盤区分Ⅰ

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

交流120V中央
制御室計測用主母線盤

C/B B1F

電源
車

AM用MCC 7B(予備)・格納容器内水素濃度（SA）

R/B 4FR/B 4FR/B 3F

AM用
動力変圧器

代替所内電気設備

AM用直流
125V充電器

・格納容器内雰囲気モニタ
事故時用サンプルポンプ(A)・格納容器内雰囲気モニタ
事故時用サンプル昇圧
ポンプ(A)

・格納容器内雰囲気
モニタ電源盤(A)・格納容器内雰囲気モニタ
ドライウェル
計装入口(A)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
ドライウェル
計装出口(A)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
サプレッションチェンバ
計装入口(A)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
サプレッションチェンバ
計装出口(A)隔離弁

非常用低圧
母線 7C-1

R/B B1F

非常用電気設備【区分Ⅰ】

MCC 7C-1-3

動力変圧器

非常用高圧
母線 7C

(7A)

・格納容器内雰囲気モニタ
計装ドレン出口(A)隔離弁

R/B B1F

電源
車

D/G

R/B 2F
緊急用
電源切替箱
接続装置7A

緊急用電源切替箱断路器

C/B 2F

AM用直流
125V充電器

MCC 7D-1-4

・格納容器内雰囲気モニタ盤区分Ⅱ

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

交流120V中央
制御室計測用主母線盤

C/B B1F

R/B B1F
緊急用
電源切替箱
接続装置7BR/B 3F

６号炉へ

緊急用
断路器

GTG

第一ガスタービン発電機

７号炉タービン建屋南側

・格納容器内雰囲気モニタ
事故時用サンプル昇圧
ポンプ(B)

・格納容器内雰囲気
モニタ電源盤(B)・格納容器内雰囲気モニタ
計装ドレン出口(B)
隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
ドライウェル
計装出口(B)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
サプレッションチェンバ
計装入口(B)隔離弁

・格納容器内雰囲気モニタ
サプレッションチェンバ
計装出口(B)隔離弁

非常用低圧
母線 7D-1

動力変圧器

非常用電気設備【区分Ⅱ】

MCC：モータ・コントロール・センタ

C/B：コントロール建屋

・格納容器内雰囲気モニタ
ドライウェル
計装入口(B)隔離弁

MCC 7D-1-3

R/B B1F：AM用直流125V蓄電池

：切替装置

：接続装置

：配線用遮断器

：断路器

：遮断器

：非常用ディーゼル発電機：ガスタービン発電機

R/B：原子炉建屋

（略語）

非常用高圧
母線 7D

(7B)

D/G

・格納容器内雰囲気モニタ
事故時用サンプルポンプ(B)MCC 7D-1-7

R/B B1F

常設代替
交流電源設備C/B B1F

GTG

D/G

GTG

【凡例】

52-3
配置図

：設計基準対象施設：重大事故等対処設備

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。

図 52-3-1

サプレッション・チェンバ配置図
52-3-1

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。

図 52-3-2

サプレッション・チェンバ配置図

52-3-2

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。

図 52-3-3

機器配置図（6 号炉52-3-3

原子炉建屋

地上 1 階）弁設置位置
弁遠隔操作位置（手動）弁遠隔操作位置（空気作動）
遠隔手動弁操作設備
弁操作用追加遮蔽

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。

図 52-3-4

機器配置図（6 号炉

原子炉建屋

52-3-4

地上 3 階/地上中 3 階）

弁設置位置
弁遠隔操作位置（手動）弁遠隔操作位置（空気作動）
遠隔手動弁操作設備
弁操作用追加遮蔽

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。

図 52-3-5

機器配置図（6 号炉

原子炉建屋

52-3-5

地下中 1 階/地下 1 階）

弁設置位置

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。

図 52-3-6

機器配置図（6 号炉52-3-6

原子炉建屋

地上 3 階）弁設置位置

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。

図 52-3-7

機器配置図（6 号炉52-3-7

原子炉建屋

屋上）

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。

図 52-3-8

機器配置図（7 号炉52-3-8

原子炉建屋

地上 1 階）弁設置位置
弁遠隔操作位置（手動）弁遠隔操作位置（空気作動）
遠隔手動弁操作設備
弁操作用追加遮蔽

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。

ｚっ

図 52-3-9

機器配置図（7 号炉

原子炉建屋

52-3-9地上 3 階/地上中 3 階）

弁設置位置
弁遠隔操作位置（手動）弁遠隔操作位置（空気作動）
遠隔手動弁操作設備
弁操作用追加遮蔽

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。

図 52-3-10

機器配置図（7 号炉

原子炉建屋

52-3-10地下 1 階/地下中 1 階）

弁設置位置

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。

図 52-3-11

機器配置図（7 号炉

原子炉建屋

52-3-11

地上 3 階/地上 4 階）

弁設置位置

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。

図 52-3-12

機器配置図（7 号炉52-3-12

原子炉建屋

屋上）

図 52-3-13

6/7 号炉

真空破壊弁

52-3-13

設置位置図

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。

図 52-3-14

6/7 号炉中央制御室配置図

52-3-14

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。

図 52-3-15

機器配置図（6 号炉52-3-15

原子炉建屋地下中 1 階）

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。

図 52-3-16

機器配置図（6 号炉52-3-16

原子炉建屋地上 2 階）

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。

図 52-3-17

機器配置図（6 号炉52-3-17

原子炉建屋地上 3 階）

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。

図 52-3-18

機器配置図（6 号炉52-3-18

原子炉建屋地上中 3 階）

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。

図 52-3-19

機器配置図（7 号炉52-3-19

原子炉建屋地下 1 階）

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。

図 52-3-20

機器配置図（7 号炉52-3-20

原子炉建屋地上 1 階）

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。

図 52-3-21

機器配置図（7 号炉52-3-21

原子炉建屋地上中 3 階）

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。

図 52-3-22

コントロール建屋（6/7 号炉

52-3-22地上 2 階

中央制御室）

52-4
系統図

1．耐圧強化ベント系の系統概要図
耐圧強化ベント系の系統概要図を図 52-4-1 に示す。また, 耐圧強化ベント系の弁リストを

表 52-4-1 に示す。

主排気筒
※６号炉については原子炉建屋内の原子炉区域外に設置

格納容器圧力逃がし装置へ

AO

原子炉建屋
原子炉区域よりパージ用排風機

MO

11

10

RE

AO

12

MO

原子炉区域・
タービン区域〔ＦＣ〕
換気空調系排風機へ耐圧強化ベント系
放射線モニタ※

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

遠隔空気駆動弁操作設備

非常用ガス処理系
排風機へ

〔ＦＣ〕

8

MO

9
〔ＦＯ〕

HCWサンプへ

AO

AO

〔ＦＣ〕

15

・

遠隔空気駆動弁操作設備

〔ＦＣ〕

AO

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

AO

・
AO

原
子
炉
圧
力
容
器

・

〔ＦＯ〕

〔ＦＯ〕

ドライウェル

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ4

AO

原子炉建屋オペレーティング
フロアより遠隔手動弁操作設備〔ＦＣ〕

格納容器圧力(D/W)

5

MO

H2E

フィルタ装置水素濃度

遠隔手動弁操作設備

2

遠隔手動弁操作設備
遠隔手動弁操作設備

MO

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ3

MOPT

遠隔空気駆動弁操作設備

格納容器圧力(S/C)
サプレッション・
チェンバ

PT

・

1 AO

遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ〔ＦＣ〕

MO

6
原子炉格納容器

遠隔空気駆動弁操作設備

MO

非常用ガス処理系
排風機より

7

MO

原子炉建屋内の原子炉区域外13

タービン建屋

14
大物搬入口

原子炉建屋原子炉区域

Ｎ2供給ライン可搬型窒素供給装置

図 52-4-1

耐圧強化ベント系

52-4-1

系統概略図

表 52-4-1
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

耐圧強化ベント系

弁リスト

弁名称
一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）
二次隔離弁
二次隔離弁バイパス弁
フィルタ装置入口弁
耐圧強化ベント弁
非常用ガス処理系 フィルタ装置出口隔離弁 A
非常用ガス処理系 フィルタ装置出口隔離弁 B
非常用ガス処理系 第一隔離弁
非常用ガス処理系 第二隔離弁
換気空調系 第一隔離弁
換気空調系 第二隔離弁
非常用ガス処理系 Uシール隔離弁
耐圧強化ベント系 N2パージ用元弁(二次格納施設側)
耐圧強化ベント系 N2パージ用元弁(タービン建屋側)
水素バイパスライン止め弁

52-4-2

2．計装設備の系統概要図
格納容器内水素濃度（SA），格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度の系統概要図を図 52-4-2 に示す。
凡例
信号系
冷却系
サンプリング配管

H2E

水素検出器

O2E

酸素検出器

原子炉建屋
中央制御室

ドライウェル

指示計

サンプリング
ポンプ
除湿器 冷却器
格納容器内水素濃度

H2E

O2E

H2E

格納容器内酸素濃度
サンプリング
ポンプ（代替）
原子炉補機冷却系

格納容器内
水素濃度（SA）

H2E
サプレッション・
チェンバ

図 52-4-2

水素濃度監視設備及び酸素濃度監視設備に関する系統概要図

52-4-3

指示計

52-5
試験及び検査中央制御室

水素計
酸素計

指示計

演算装置

基
準
ガス

①
記録計

ＳＰＤＳ表示装置②①記録計に模擬入力を実施し計器の校正を実施（点検）②基準ガスによる検出器の校正及び，中央制御室（指示計・記録計）並びにＳＰＤＳ表示装置
までのループ試験を実施（点検・検査）

原子炉建屋

格納容器内

①
格納容器内水素濃度

H2E

サンプリング
ポンプ 除湿器 冷却器
O2E

格納容器内酸素濃度
サンプリング
ポンプ（代替）
原子炉補機冷却系①サンプリング装置の運転性能，漏えいの確認を実施（点検・検査）

図 52-5-1

計装設備の試験及び検査

52-5-1

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。

図 52-5-2

可搬型窒素供給装置構造図

52-5-2

52-5-3

52-5-4

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。

図 52-5-3電動駆動弁構造図

図 52-5-4空気駆動弁構造図

52-5-5

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。

図 52-5-5遠隔手動弁操作設備構造図（例：7 号炉

52-5-6

二次隔離弁）

52-6
容量設定根拠名

耐圧強化ベント系（系統容量）

称

最高使用圧力kPa[gage]620

最高使用温度

℃

171

設計流量

kg/s

15.8

【設定根拠】
炉心の著しい損傷が発生した場合であって，代替循環冷却系を長期使用した際に，ジルコニウム－水反応及び水の放射線分解等により原子炉格納容器内に発生する水素ガス及び酸素ガスを大気へ排出することにより，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備として使用する。
(1)

最高使用圧力原子炉格納容器の最高使用圧力の 2 倍である 620kPa[gage]とする。
炉心損傷後の耐圧強化ベント系は，代替循環冷却系を長期使用した際に使用する も のであ り ，耐圧 強化ベント 系を 使用 する 際の 原子炉 格納容器の 圧力は620kPa[gage]以下となることを確認している。そのため，原子炉格納容器に接続される耐圧強化ベント系の圧力も 620kPa[gage]以下となる。

0.8
ドライウェル

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

サプレッション・チェンバ

格納容器ベントによる
圧力低下

0.6

0.4

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間（ｈr）

図 52-6-1 原子炉格納容器圧力推移（大 LOCA+SBO+全 ECCS 機能喪失，代替循環冷却系使用）

52-6-1168

(2)最高使用温度原子炉格納容器の最高使用温度である 171℃とする。
炉心損傷後の耐圧強化ベント系は，代替循環冷却系を長期使用した際に使用するものであり，耐圧強化ベント系を使用する際の原子炉格納容器の温度は 171℃以下となることを確認している。そのため，原子炉格納容器に接続される耐圧強化ベント系の温度も 171℃以下となる。

300

ドライウェル

格納容器内温度(℃)

格納容器ベントによる温度低下

サプレッション・チェンバ

200

100

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間（ｈr）

図 52-6-2 原子炉格納容器温度推移（大 LOCA+SBO+全 ECCS 機能喪失，代替循環冷却系使用）(3)

設計流量（ベントガス流量）
原子炉格納容器の圧力が最高使用圧力の状態で耐圧強化ベント系を使用した際に，原子炉の定格熱出力の 1%に相当する発生蒸気量 15.8kg/s を排出可能な設計とする。
炉心損傷後に代替循環冷却系を長期使用した際に，耐圧強化ベント系を使用することにより，原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスを排出可能であることを確認している。そのため，原子炉格納容器の水素爆発を防止するために十分な容量である。
なお，以下の図 52-6-3 及び図 52-6-4 は，放射線分解に伴う水素及び酸素の発生量を保守的に大きく想定した場合の原子炉格納容器内の濃度変化を示している。

52-6-2

格納容器ベントによる
水素濃度の低下
格納容器ベントによる
酸素濃度の低下

図 52-6-3 原子炉格納容器（ドライウェル）気相濃度（大 LOCA+SBO+全 ECCS 機能喪失，代替循環冷却系使用）

格納容器ベントによる
水素濃度の低下

格納容器ベントによる
酸素濃度の低下

図 52-6-4 原子炉格納容器（サプレッション・チェンバ）気相濃度（大 LOCA+SBO+全 ECCS 機能喪失，代替循環冷却系使用）

52-6-3

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。

名

称

サプレッション・チェンバ容量m3

約 3600

限界圧力kPa[gage]

620

限界温度

℃

200

【設定根拠】
サプレッション・チェンバのプール水は，炉心の著しい損傷が発生後の原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスを，サプレッション・チェンバ側の耐圧強化ベント系により排出する際において，排出ガス中の放射性物質をスクラビ
ング効果により低減するために使用する。
(1) 容量サプレッション・チェンバ側の耐圧強化ベント系でベント操作をする際にスクラビング効果による放射性物質の低減を行うためには，ドライウェルからサプレッション・チェンバに繋がる原子炉格納容器内のベント管の水平吐出管が，上段，中段，下段ともにサプレッション・チェンバのプール水に水没していることが必要になる。
サプレッション・チェンバのプール水量については，ベント管の幾何学的条件を満足するために，プール水深はm 以上（水量で言うとm3 以上）必要となる。このベント管水深を，事故時のドローダウン水量（m3）を考慮しても確保するために，サプレッション・チェンバのプール水量は約 3600m3（最小水量m3+ドローダウン水量
m3=3580m3）で設計している。
よって，サプレッション・チェンバのプール水量（約 3600m3）は，事故時のドローダウン水量を考慮しても，ベント管水深m 以上が確保される設計であることから，想定される重大事故等時において，ベント管の水平吐出管は下図のとおりサプレッション・チェンバのプール水に水没した状態になることから，耐圧強化ベント系でベント操作する際に，スクラビング効果による放射性物質の低減を行うために十分な容量を有している。よって，設計基準事故対処設備としての設計上のサプレッション・チェンバのプール水量と同じ約 3600m3 とする。

※ドローダウン水量
LOCA 時には非常用炉心冷却（ECCS）などによってプール水が圧力容器内に注入されるが，破断口から溢れた ECCS 水は下部ドライウェルなどに溜まってしまい，その分プール水が減少する水量

52-6-4

名

称
容量

可搬型窒素供給装置
Nm3/h/台約 70【設 定 根 拠】
可搬型窒素供給装置は重大事故等時に以下の機能を有する。
耐圧強化ベント系として使用する可搬型窒素供給装置は，耐圧強化ベント系の排出ラインにおいて，排気中に含まれる水素ガスによる水素爆発を防止するため，排出ラインを不活性ガスである窒素ガスでパージするために使用する。
可搬型窒素供給装置を用いた，耐圧強化ベント系排出ラインの窒素ガスパー
ジは，耐圧強化ベント系を使用する前に完了する必要がある。窒素ガスパージに長時間を要してしまうと，適切なタイミングで耐圧強化ベント系を使用することができず，操作の成立性が確保できなくなるおそれがある。そのため，可
搬型窒素供給装置は，窒素ガスパージを短時間で完了させるため，窒素ガスパージを実施する排出ラインの容積に対して，十分な容量（流量）を有する設計とする。
ここで，窒素ガスパージを実施する耐圧強化ベント系の排出ラインの容積は以下のとおりとなる。（可搬型窒素供給装置から，接続先である非常用ガス処
理系の接続部までの容積を含む）【6 号炉】
耐圧強化ベント系 排出ライン容積：約 10m3
【7 号炉】
耐圧強化ベント系 排出ライン容積：約 10m3
そのため，これらの排出ラインの窒素ガスパージを短時間で完了させるため，可搬型窒素供給装置の容量を 1 台あたり約 70Nm3/h とする。

52-6-6

1.

格納容器内水素濃度（SA）（1）設置目的
格納容器内水素濃度（SA）は，重大事故等時に水素濃度が変動する可能性のある範囲で水素濃度を監視することを目的として原子炉格納容器内に検出器を設置し，水素濃度を測定する。
（2）設備概要
格納容器内水素濃度（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，格納容
器内水素濃度（SA）の検出信号は，水素吸蔵材料式水素検出器からの抵抗値を，中央制御室の演算装置を経由して指示部にて水素濃度信号へ変換する処理を行った後，格納容器内水素濃度（SA）を中央制御室に指示し，記録する。（図 52-6-6「格納容器内水素濃度（SA）の概略構成図」参照。）
中央制御室

水素吸蔵材料式
水素検出器

演算装置

（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

[補正]

格納容器内圧力（D/W）又は格納容器内圧力（S/C）（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 52-6-6

格納容器内水素濃度（SA）の概略構成図

52-6-7

（3）計測範囲
格納容器内水素濃度（SA）の仕様を表 52-6-1 に，計測範囲を表 52-6-2 に示す。
表 52-6-1
名 称
格納容器内水素濃度（SA）

格納容器内水素濃度（SA）の仕様

検出器の種類
水素吸蔵材料式

水素検出器

表 52-6-2

計測範囲

個数

取付箇所

0～100vol%2

原子炉格納容器内

格納容器内水素濃度（SA）の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲

名

称

格納容器内水素濃度
（SA）

計測範囲

0～100vol%

通常
運転時

0vol%

設計基準事故時（運転時の異常な過渡変化時を含む）

0～6.2vol%重大事故等時
炉心
損傷前

0vol%

炉心
損傷後
0～
38vol%

計測範囲の設定に関する考え方
重大事故等時に原子炉格
納容器内の水素濃度が変動する可能性のある範囲（0～38vol%）を監視可能である。

＊1：プラントの状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の発電用原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・ 運転時の異常な過渡変化時：発電用原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は稀であるが，発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・ 重大事故等時：発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。

52-6-8

2.

格納容器内水素濃度（1）設置目的
重大事故等時に原子炉格納容器内で発生する水素ガス及び酸素ガスによって原子炉格納容器内が水素爆発することを防止するため，原子炉格納容器内の雰囲気ガスを排気する必要がある。このため，格納容器内水素濃度の監視を目的として原子炉
建屋原子炉区域内に検出器を設置し，原子炉格納容器内のガスをサンプリングする
ことで原子炉格納容器内の水素濃度を測定する。
（2）設備概要
6 号炉格納容器内水素濃度は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，格納容器内水素濃度の検出信号は，熱伝導式水素検出器からの電流信号を，中央制御室の指示部にて水素濃度信号へ変換する処理を行った後，格納容器内酸素濃度を中央制御室に指示し，記録する。（図 52-6-7「6 号炉格納容器内水
素濃度の概略構成図」参照。）

熱伝導式
水素検出器

中央制御室
指

示

（注 1）

演算装置

指

示

記

録

記

録

プロセス計算機室[補正]
サンプルガス温度及び格納容器内酸素濃度

[補正]
ドレン水位

演算装置

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置

設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 52-6-7

6 号炉格納容器内水素濃度の概略構成図

52-6-9

7 号炉格納容器内水素濃度は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，格納容器内水素濃度の検出信号は，熱伝導式水素検出器からの電圧信号を，前置増幅器で増幅し，中央制御室の指示部にて水素濃度信号へ変換する処理を行った後，格納容器内水素濃度を中央制御室に指示し，記録する。（図 52-6-8「7 号炉格納容器内水素濃度の概略構成図」参照。）

熱伝導式
水素検出器 前置増幅器

中央制御室
指

示

（注 1）

演算装置

指

示

記

録

プロセス計算機室[補正]
サンプルガス温度及び
ドレン水位

演算装置

（注 2）

記

録

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置

設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 52-6-8

7 号炉格納容器内水素濃度の概略構成図

52-6-10

（3）計測範囲
格納容器内水素濃度の仕様を表 52-6-3 に，計測範囲を表 52-6-4 に示す。
表 52-6-3
名称

格納容器内水素濃度

検出器の種類
熱伝導式

水素検出器

格納容器内水素濃度の仕様

計測範囲
0～30vol%(6号炉)
0～20vol%/0～100vol%(7号炉)

表 52-6-4

個数
2

取付箇所
原子炉建屋地上3，中3階（6号炉）
原子炉建屋地上中3階（7号炉）

格納容器内水素濃度の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲

名

称

格納容器内水素濃度

計測範囲

0～30vol%（6 号炉）
0～20vol%/0～100vol%（7 号炉）

通常
運転時

0vol%

設計基準事故時（運転時の異常な過渡変化時を含む）

0～6.2vol%重大事故等時
炉心
損傷前

0vol%

炉心
損傷後

0～
38vol%

計測範囲の設定に関する考え方
重大事故等時に原子炉格
納容器内の水素濃度が変動する可能性のある範囲（0～38vol%）を監視可能である。なお，6 号炉については，格納容器内水
素濃度が 30vol%を超えた場合においても，格納
容器内水素濃度（SA）により把握可能。

＊1：プラントの状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の発電用原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・ 運転時の異常な過渡変化時：発電用原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は稀であるが，発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・ 重大事故等時：発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。

52-6-11

3.

格納容器内酸素濃度（1）設置目的
重大事故等時に原子炉格納容器内で発生する水素ガス及び酸素ガスによって原子炉格納容器内が水素爆発することを防止するため，原子炉格納容器内の雰囲気ガスを排気する必要がある。このため，格納容器内酸素濃度の監視を目的として原子炉
建屋原子炉区域内に検出器を設置し，原子炉格納容器内のガスをサンプリングする
ことで原子炉格納容器内の酸素濃度を測定する。
（2）設備概要
6 号炉格納容器内酸素濃度は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，格納容器内酸素濃度の検出信号は，熱磁気風式酸素検出器からの電流信号を，中央制御室の指示部にて酸素濃度信号へ変換する処理を行った後，格納容器内酸素濃度を中央制御室に指示し，記録する。（図 52-6-9「6 号炉格納容器内
酸素濃度の概略構成図」参照。）
熱磁気風式
酸素検出器

中央制御室
指

示

（注 1）

演算装置

指

示

記

録

プロセス計算機室[補正]
サンプルガス温度，
サンプルガス圧力及び格納容器内水素濃度

[補正]
ドレン水位

演算装置

（注 2）

記

録

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置

設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 52-6-9

6 号炉格納容器内酸素濃度の概略構成図

52-6-12

7 号炉格納容器内酸素濃度は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，格納容器内酸素濃度の検出信号は，熱磁気風式酸素検出器からの電圧信号を，前置増幅器で増幅し，中央制御室の指示部にて酸素濃度信号へ変換する処理を行った後，格納容器内酸素濃度を中央制御室に指示し，記録する。（図 52-6-10「7 号炉格納容器内酸素濃度の概略構成図」参照。）

熱磁気風式
酸素検出器 前置増幅器

中央制御室
指

示

（注 1）

演算装置

指

示

記

録

プロセス計算機室[補正]
サンプルガス温度及び
ドレン水位

演算装置

（注 2）

記

録

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置

設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 52-6-10

7 号炉格納容器内酸素濃度の概略構成図

52-6-13

（3）計測範囲
格納容器内酸素濃度の仕様を表 52-6-5 に，計測範囲を表 52-6-6 に示す。
表 52-6-5
名称

格納容器内酸素濃度

検出器の種類
熱磁気風式
酸素検出器

格納容器内酸素濃度の仕様

計測範囲
0～30vol%(6号炉)
0～10vol%/0～30vol%(7号炉)

表 52-6-6

個数
2

取付箇所
原子炉建屋地上3，中3階（6号炉）
原子炉建屋地上中3階（7号炉）

格納容器内酸素濃度の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲

名

称

計測範囲

通常
運転時

設計基準事故時（運転時の異常な過渡変化時を含む）

重大事故等時*2
炉心
損傷前

炉心
損傷後

計測範囲の設定に関する考え方

0～30vol%
重大事故等時に原子炉格（6 号炉）
納容器内の酸素濃度が変3.5vol%3.5vol%3.9vol%
格納容器内酸素濃度
動する可能性のある範囲
0～10vol%
4.9vol%以下
以下
以下
以下（0～4.9vol%）を監視可/0～30vol%
能である。
（7 号炉）＊1：プラントの状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の発電用原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・ 運転時の異常な過渡変化時：発電用原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は稀であるが，発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・ 重大事故等時：発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。
＊2：「3.4 水素燃焼 及び 3.4 水素燃焼 添付資料 3.4.1G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響」
参照。

52-6-1452-7
計装設備の測定原理

１．計装設備の測定原理(1)格納容器内水素濃度（SA）
原子炉格納容器内の水素濃度を測定するために用いる格納容器内水素濃度（SA）
は，水素吸蔵材料式のものを用いる。
水素吸蔵材料式の水素検出器は，水素吸蔵材料（Pd：パラジウム）が水素を吸蔵すると電気抵抗が増加する性質を利用している。
水素吸蔵材料式の測定原理は，図 52-7-1 のとおりである。パラジウムに水素分子が吸着すると水素分子は水素原子へと分離する。分離した水素原子はパラジウムの内部へと侵入し，パラジウムの格子の歪みと水素原子のポテンシャルの影響により，パラジウムの中で自由電子が散乱することにより，パラジウムの電気抵抗が増加す
る。
Pd

H2

自由電子

図 52-7-1

H

格納容器内水素濃度（SA）の測定原理

水素検出器に内蔵しているパラジウム素子に水素を含む原子炉格納容器内ガスが接触すると，水素吸蔵によりパラジウム素子の電気抵抗が大きくなる。この電気抵抗の変化を計測することにより，水素濃度を測定する。
なお，格納容器内水素濃度（SA）の計測範囲 0～100vol%において，計器仕様は最大±
2.1vol%の誤差を生じる可能性があるが，この誤差があることを理解した上で，原子炉格
納容器内の水素濃度の推移，傾向（トレンド）を監視していくことができる。
（2）格納容器内水素濃度
原子炉格納容器内の水素濃度を測定するために用いる格納容器内水素濃度は，熱伝導式のものを用いる。熱伝導式の水素検出器は，図 52-7-2 に示すとおり，検知素
子と補償素子（サーミスタ），及び 2 つの固定抵抗でブリッジ回路が構成されている。検知素子の部分に，サンプリングされたガスが流れるようになっており，補償素子には基準となる標準空気が密閉されており測定対象ガスとは接触しない構造になっている。
水素濃度計指示部より電圧を印加して検知素子と補償素子の両方のサーミスタを
約 150℃に加熱した状態で，検知素子側に水素を含む測定ガスを流すと，測定ガスが熱を奪い，検知素子の温度が低下することにより抵抗が低下する。この検知素子の抵抗が低下するとブリッジ回路の平衡が失われ，図 52-7-2 の AB 間に電位差が生じる。この電位差が水素濃度に比例する原理を用いて，水素濃度を測定する。
なお，格納容器内水素濃度の計測範囲 0～30vol%（6 号炉），0～20vol%/0～100vol%（7号炉）において，計器仕様は最大±0.6vol%（6 号炉），±0.4vol%/±2.0vol%（7 号炉）の誤差を生じる可能性があるが，この誤差があることを理解した上で，原子炉格納容器内の水素濃度の推移，傾向（トレンド）を監視していくことができる。

52-7-1

水素濃度計指示部

検出器

固定抵抗

補償素子
B

A

格納容器内
雰囲気ガス
固定抵抗

検知素子

指示

図 52-7-2

水素濃度計検出回路の概要図（3）格納容器内酸素濃度
原子炉格納容器内の酸素濃度を測定するために用いる格納容器内酸素濃度は，熱磁気風式のものを用いる。熱磁気風式の酸素検出器は，図 52-7-3 に示すとおり，サーミスタ温度素子（発風側素子，受風側素子）及び 2 つの固定抵抗でブリッジ回路が構成されており，検出素子及び補償素子は一定温度で保温されている。
酸素濃度計指示部

検出器

固定抵抗

A

固定抵抗

発風側素子

B

格納容器内
雰囲気ガス

受風側素子

指示

図 52-7-3

酸素濃度計検出回路の概要図

酸素含有ガスの流れを図 52-7-4 に示す。酸素濃度計は 2 層構造のチャンバーで構成されており，サンプル入口より下部流入チャンバー内にサンプルガスが流入する。
サンプルガスの大部分は下部流入チャンバーを通過しサンプル出口へ流出するが，少量のサンプルガスは上部測定チャンバー内に流入する。酸素は極めて強い常磁性体であることから，上部測定チャンバーに流入したサンプルガスは磁界中心部に引き寄せられ，加熱された発風側素子により温度が上昇する。磁化率は温度に反比例することから，後から流入してくる低温のサンプルガスにより，高温となったサン
プルガスは磁界中心部から追い出されることとなる。発風側素子は低温のサンプル
ガスに熱を奪われることで冷やされることとなり，磁界外の受風側素子は発風側素子が奪われた熱を受け取り，暖められることとなる。
52-7-2

酸素濃度計
マグネット

ガス流

発風側素子
（冷やされる）

磁界

受風側素子（暖められる）図 52-7-4

酸素含有ガスの流れ

チャンバー内に酸素を含む原子炉格納容器内雰囲気ガスを流すと，磁気風により発風側素子の温度が下がることで，発風側素子の抵抗は小さくなる。一方，受風側
素子の温度が上がることで，受風側素子の抵抗は大きくなる。発風側素子と受風側素子の抵抗値が変化することで，ブリッジ回路の平衡が変化し，図 52-7-3 の AB 間に電位差（電流）が生じる。この電位差が酸素濃度に比例する原理を用いて，酸素濃度を測定する。
なお，格納容器内酸素濃度の計測範囲 0～30vol%（6 号炉），0～10vol%/0～30vol%（7号炉）において，計器仕様は最大±0.6vol%（6 号炉），±0.2vol%/±0.6vol%（7 号炉）の誤差を生じる可能性があるが，この誤差があることを理解した上で，原子炉格納容器
内の酸素濃度の推移，傾向（トレンド）を監視していくことができる。

52-7-3

別紙１
1．サンプリング装置について（1）測定ガス条件の水素濃度及び酸素濃度計測精度への影響評価a）温度
サンプリングされた原子炉格納容器内のガスは，十分な除熱性能を有している冷却器をとおり，原子炉補機冷却水系と熱交換されることで約 40℃以下まで冷却することができ＊，その後の検出器までの配管での放熱もあることから十分に検出器の適用温度
範囲内（10℃～40℃）まで冷却され，ほぼ一定温度で検出器にサンプリングガスを供給することが可能である。また，標準空気が密封された補償素子の周囲にもサンプリ
ングガスが流れることで，標準空気の温度がサンプリングガスに追従するように温度補償される検出器構造となっていることから，使用する条件下において水素濃度及び酸素濃度測定への影響は十分小さい設計とする。なお，試料ガス（水素濃度 30vol%又は酸素濃度 30vol%）において，周囲温度を 0℃～50℃の範囲で変化させて試験を行い，有意な変化が認められないことを確認している。
b）流量
検出器へ流れるサンプリングガスの流量は，1L/min の小流量としており，流量の変動がないよう流量制御する。なお，検出器へ流れるサンプリングガス流量を 0.5～
1.6L/min の範囲で変動させた試験を行っており，水素濃度及び酸素濃度指示に有意な変化は認められなかったことを確認している。
c）湿度
検出器へ流れるガスサンプリングの水蒸気が除去されていない場合は，水素濃度及び酸素濃度計測値へ影響することが考えられるが，サンプリングする原子炉格納容器
内のガスは冷却器により原子炉補機冷却水と熱交換されることで約 40℃以下まで冷却され＊，下流の除湿器によりサンプリングガス中の湿分を除去する設計としており，水素濃度及び酸素濃度の検出器に水分が付着するような状態となることはない。また，湿度が変動する要因としては，原子炉補機冷却水温度（冷却性能）及び雰囲気温度が考えられるが，いずれも急激な変動は考えられず，上記の冷却器及び除湿器を用いる
ことにより，検出器での湿度をほぼ一定に保つことで，十分測定が可能な状態にあることから，水素濃度及び酸素濃度測定へ影響を及ぼすことはない。
＊重大事故時の原子炉格納容器内温度を約 166℃とし，原子炉補機冷却水の温度を
夏場の 35℃とした場合でも，冷却器により約 40℃に冷却できる。

52-7-4

2.サンプリング装置内における水素ガスの滞留について(1)水素燃焼及び爆轟が生じる可能性について
6 号及び 7 号炉のサンプリング装置では，以下の理由から水素燃焼及び爆轟が生じないことを確認した。
・通常運転時，原子炉格納容器内は窒素ガスによって不活性化され，酸素濃度は3.5vol%以下に維持されており，常時サンプリングしていることから，サンプリ
ング装置の配管内においても同様である。
・設計基準事故時（運転時の異常な過度変化時を含む）においては，原子炉設置変更許可申請書添付書類十で示しているとおり，水素濃度はドライ換算で6.2vol%以下，酸素濃度はドライ換算で 4.9vol%以下であるため，水蒸気凝縮を考慮しても水素燃焼及び爆轟は生じない。
・重大事故時においては，有効性評価で示しているとおり，水素濃度はドライ換
算で 13vol%を上回るが，酸素濃度はドライ換算で 3.9vol%以下*1 であるため，水
蒸気凝縮を考慮しても水素燃焼及び爆轟は生じない。
・水素の燃焼又は爆轟が生じる条件については，図 52-7-5 の様に水素，空気，水
蒸気の 3 元図が知られている。図 52-7-5 は，水素の燃焼又は爆轟が生じる可能性がある水素，空気，水蒸気の濃度の比率を図中に可燃領域又は爆轟領域として示している。有効性評価「水素燃焼」のシナリオでは，ドライ条件下で最大の酸素濃度となる，事象発生から 7 日後（168 時間後）のサプレッション・チェ
ンバの酸素濃度が約 3.9vol%である。一般に空気中の酸素の割合が約 21vol%であることから，酸素濃度が約 3.9vol%以下に対応する空気の濃度を考えると約19vol%以下となる。これは図で示された可燃領域又は爆轟領域とは重ならない。
可燃領域
爆轟領域

空気濃度
約 19vol%

図 52-7-5*1：「3.4 水素燃焼
影響」参照

水素，空気，水蒸気混合条件下における可燃限界と爆轟限界添付資料 3.4.1G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への52-7-5

3．格納容器内水素濃度及び格納容器酸素濃度計測に伴うサンプルガスの冷却について
６号及び７号炉の重大事故等対策の有効性評価（格納容器過圧・過温シナリオ）における原子炉格納容器温度（サンプリング装置をインサービスする事故後 20 時間後）は，最大で約 162℃まで上昇する。一方，重大事故時の原子炉格納容器内水素濃度及び原子炉格納容器内酸素濃度計測では，除湿器を使用するが，その吸込み温度条件は，40℃以下の制限を受ける。したがって，格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度計測のためには，サンプルガスを冷却する必要があり，その冷却は基本的に原子炉補機冷却水系にて行われる。
ただし，全交流動力電源喪失時においては，原子炉補機冷却水系を復旧する手順を見込んでいないため，サンプルガスの冷却は，代替原子炉補機冷却系に頼る必要がある。
ここでは，以上の代替原子炉補機冷却系を用いた場合に，冷却性能評価が最も厳しい条件において，評価した結果を以下にまとめる。
(1)評価条件
・サンプル側入口温度：170℃
・サンプル側出口温度：40℃
・サンプル側流量：1.49kg/h
・冷却水入口温度：35℃
・冷却水出口温度：制約なし
・冷却水流量：400kg/h(2)評価条件の根拠
・サンプル側入口温度：170℃（根拠）原子炉格納容器設計限界圧力（0.62MPa）における飽和蒸気温度に余裕を見込
んだ値で設定している。
・サンプル側出口温度：40℃（根拠）除湿器の吸込み温度条件（40℃以下）を設定している。
・サンプル側流量：1.49kg/h（根拠）図 52-8-1 より，原子炉格納容器内の水蒸気割合の最大値 85vol%，サンプル
ガス割合：15vol%であり，サンプルガスの採取流量は 1L/min なので，水蒸気の採取流量は 5.67L/min となることから，全サンプル流量は 6.67L/min である。サンプルの比体積：0.2681m3/kg（0.62MPa，170℃における）を用いて，質量流量に換算すると，1.49kg/h となる。
・冷却水入口温度：35℃（根拠）重大事故時の代替原子炉補機冷却水温度の最大値 35℃を設定している。
・冷却水出口温度：制約なし（根拠）代替原子炉補機冷却系統側の循環による温度上昇は考慮する必要がないため。
・冷却水流量：400kg/h（根拠）代替原子炉補機冷却系による通水流量（0.4m3/h）を 1L≒1kg で換算。
(3)冷却性能の評価
以上の条件においてサンプルガス出口温度を 40℃へ冷却するために必要な伝熱面積を評価した結果，必要伝熱面積約 0.20m2 を上回る冷却器伝熱面積 0.53m2 を有する
ことを確認した。
52-7-6

4．サンプリング装置からの水素漏えい防止対策
サンプリング装置を用いた格納容器内水素濃度及び格納容器内酸素濃度の計測は，計
測後のガスを原子炉格納容器内へ戻す構成となっており，外部に対して閉じた系となっており，系外への漏えいが発生しないよう表 52-7-1 に示すとおりの漏えい防止対策が取られている。
よって，サンプリング装置からの水素漏えいの可能性は低い。
表 52-7-1
No.
機器
1
配管，弁

2

冷却器

3

除湿器

4

サンプリング
ポンプ

5

減圧弁

6

水素濃度及び
酸素濃度検出器（既設）サンプリングラック

7

サンプリング装置の漏えい防止対策について
漏えい防止対策
本計測設備の配管，弁は原子炉格納容器のガスを測定するため設計された系統であり，被ばく低減の観点からも系外へガスが漏えいするような設計ではない。配管及び弁は溶接構造であり，さらに，弁はベローズ構造によりシールすることで，漏えい防止対策をとっている。
配管接続部は溶接構造となっており，内部ガスの気密を保持している。溶接部を含む当該冷却器は，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
配管接続部は食い込み継ぎ手を使用しており，漏えい防止対策をとっている。食い込み継ぎ手を含む当該除湿器は，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
配管接続部はねじ込みシール構造となっており，漏えい防止対策をとっている。ねじ込みシール構造部を含む当該吸引ポンプは，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
配管接続部はいずれもシール構造となっており，漏えい防止対策をとっている。シール構造部を含む当該減圧弁は，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
配管接続部はシール構造となっており，漏えい防止対策をとっている。シール構造部を含む当該水素濃度及び酸素濃度検出器は，事故時に想定される温度，圧力を包絡した仕様である。
サンプリングラック内の配管と機器の接続部は溶接又はシール構造となっており，漏えい防止対策をとっている。また，ラック内は減圧弁によりほぼ大気圧（数 kPa 程度）に減圧しており，系内外の圧力差で系外へ大きな漏えいが発生する可能性は十分に低い。
事故時に想定される温度，圧力条件の加わる当該サンプリングラ
ック内の減圧弁の上流側については，その条件を包絡した仕様である。

52-7-7

5．サンプリング装置の計測時間遅れについて
サンプリング装置のガスのサンプリング点は，原子炉格納容器であり，そこから水素
濃度及び酸素濃度検出器までの時間遅れは以下のとおりである。
・サンプリング配管長（サンプリング点～検出器）：6 号炉：約 75m
7 号炉：約 86m
2・サンプリング配管の断面積：6 号炉：127mm (1.27×10-4m2)
7 号炉：127mm2(1.27×10-4m2)
・サンプルポンプの定格流量：約 1L/min（約 1×10-3m3/min）・サンプルガス流量（流量÷配管断面積）：6 号炉：約 7.8m/min
7 号炉：約 7.8m/min
表 52-7-2 格納容器内水素濃度及び酸素濃度の計測時間遅れ
号炉
6 号炉
7 号炉
時間遅れ
約 10 分
約 11 分

52-7-8

52-8
水素ガス及び酸素ガス発生時の対応について

1．水素ガス及び酸素ガス発生時の対応について（1）想定水素ガス及び酸素ガス発生量a) 監視が必要となる状況と監視計器に求められる性能
有効性評価の事故シーケンス選定のプロセスにおいて，重大事故等対処設備に期待しても炉心損傷を回避できず，有効性評価の対象とすべき評価事故シーケンスとしては，現状，「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失」のみを選定している。さらに有効性評価では，
この「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失」の事故シーケンスに対して，より厳しい状況下での重大事故等対処設備の有効性を確認する観点から，全交流動力電源喪失を重畳させ，「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」への対応を確認している。
よって，この「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」への対応の中で想定される水素濃度及び酸素濃度を監視できる能力を備えることが，重大事故等時の水素濃度及び酸素濃度の監視に最低限要求される性能となる。
b) 重大事等故時の原子炉格納容器内の環境と水素濃度及び酸素濃度「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」事故時における各パラメータの推移は，雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）の有効性評価
において示すとおりである。これに加え，必要な水素濃度及び酸素濃度の監視能力を決定する上で必要な情報であるドライウェル及びサプレッション・チェンバの気体組成の推移を図 52-8-1 及び図 52-8-2 に示す。
c) 重大事故等時の水素濃度及び酸素濃度の監視計器に求められる性能①計測目的について
一般に気相中の体積割合で 5vol%以上の酸素ガスとともに水素ガスが存在する場合，水素濃度 4vol%で燃焼，13vol%で爆轟が発生すると言われている。この観点から，少なくとも水素濃度は 4vol%，酸素濃度は 5vol%までの測定が可能であることが必要である。
②測定が必要となる時間
図 52-8-1 及び図 52-8-2 のとおり，解析上は事象発生から約 168 時間後まで酸素濃度が可燃限界である 5vol%を超えることは無く，原子炉格納容器内での水素燃焼は生じない。しかしながら，徐々にではあるが，酸素濃度は上昇し続けることから，除熱系（代替原子炉補機冷却系）が使用可能となった時点で速やかに酸素濃度を測定可能とすることが必要である（水素濃度については事故初期から継続して監視が可能）。
除熱系（代替原子炉補機冷却系）が復旧されない場合，炉心から発生する崩壊熱が原子炉格納容器内に蓄積され，それに伴い発生する蒸気の過圧によって格納容器内圧力は上昇し，原子炉格納容器の限界圧力（0.62MPa[gage]）に到達するまでに格納容器
ベントを実施することとなる（有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では約 38 時間後に格納容器ベントを実施）。格納容器ベントを実施する約 38 時間までは，図 52-8-1 及び図 52-8-2 のとおり，水の放射線分解によって発生する酸素ガスの濃度は緩やかに上昇することから，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃限界（5vol%）に到達するおそれはない。
なお，「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」事故時において，G値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いた
G(H2)=0.4,G(O2)=0.2 とした場合についても，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃限界（5vol%）に到達するのは，事象発生から約 51 時間後である（図 52-8-3 及び図 52-8-4参照）。これより，除熱系の復旧がされない約 22.5 時間以前においては原子炉格納容52-8-1

器内の酸素濃度が可燃限界（5vol%）に到達することはない。
さらに，過圧破損の回避を目的とした格納容器ベントを実施することにより，発生する蒸気とともに原子炉格納容器内の非凝縮性ガスのほとんどは格納容器ベントを通じて排出されることとなることから，酸素濃度の監視は必要とはならない。
③耐環境条件「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」事故時における各パラメー
タの推移を踏まえても測定可能であることが必要である。

ドライウェルの気相濃度

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水蒸気

窒素ガス
水素ガス
約 2.3vol%酸素ガス

酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

図 52-8-1 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)
格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）
サプレッション・チェンバの気相濃度

窒素ガス

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性
ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，サプレッショ
ン・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水素ガス

酸素ガス

水蒸気

代替循環冷却系による格納容器圧力の低下と，代替循環冷
却系の除熱量を崩壊熱が上回っていることによる，サプレ
ッション・チェンバのプール水の温度上昇が重畳して減圧沸騰が発生し，水蒸気の割合が上昇する。
酸素可燃限界（5vol%）（vol%）

約 3.4vol%

事故後の時間（h）

図 52-8-2 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)
格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）
52-8-2

「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」事故時において，設計基準
事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いた
G(H2)=0.4,G(O2)=0.2 を採用した場合についても，酸素濃度が可燃限界（5vol%）に至るのは約 51 時間後となる。
水素ガス

ドライウェルの気相濃度

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェ
ンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇
し始める。

酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水蒸気
約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントライ
ンを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉
格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

水素ガス
窒素ガス

酸素ガス

(5vol%)
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間（h）

図 52-8-3

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

窒素ガス

サプレッション・チェンバの気相濃度

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在す
る非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェ
ンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェル
が原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中すること
となる。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格
納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

水素ガス(vol%)
酸素ガス

水蒸気(5vol%)
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間（h）

図 52-8-4

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

52-8-3

（2）水素濃度及び酸素濃度の監視方法
水素濃度は 4vol%，酸素濃度は 5vol%までの測定が可能であることが必要であることから，代替循環冷却時「大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」における原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視は，以下の設備により実施する。
表 52-8-1
名称
格納容器内水素濃度（SA）

検出器の種類
水素吸蔵材料式
水素検出器

格納容器内水素濃度

熱伝導式
水素検出器

格納容器内酸素濃度

熱磁気風式
酸素検出器

計装設備の主要仕様
計測範囲

個数

取付箇所

0～100vol%2

原子炉格納容器内

2

原子炉建屋地上3，中3階（6号炉）
原子炉建屋地上中3階（7号炉）

2

原子炉建屋地上3，中3階（6号炉）
原子炉建屋地上中3階（7号炉）

0～30vol%(6号炉)
0～20vol%/0～100vol%(7号炉)
0～30vol%(6号炉)
0～10vol%/0～30vol%(7号炉)（3）水素ガス及び酸素ガスの処理方法
有効性評価では，機能喪失を仮定した設備の復旧には期待せず，重大事故等時の環境下における G 値に基づき，7 日間以内に水素ガスと酸素ガスの両方の濃度が可燃限界に到達しないことを確認している。
しかしながら，ここでは 7 日間以内に水素ガスと酸素ガスの両方の濃度が可燃限界に到達した場合と事象発生後 8 日目以降の水素ガス及び酸素ガスの扱いについて以下に示す。
a) 7 日間以内に水素ガスと酸素ガスの両方の濃度が可燃限界に到達した場合機能喪失を仮定した設備の復旧には期待しないという前提においては，原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスを処理する方法は格納容器ベントによって原子炉格納容器外へ放出する手段となる。よって，酸素濃度が 5vol%に至るまでに格納容器ベントを実施する。なお，格納容器ベントの実施により蒸気とともに非凝縮性ガスは排出され，その後の原子炉格納容器内の気体組成は水蒸気がほぼすべてを占めることとなる。
代替原子炉補機冷却系等による除熱系が復旧し，格納容器圧力制御が可能になった
場合であっても，仮に酸素濃度が 5vol%に到達するおそれがある場合，格納容器ベン
トを通じて非凝縮性ガスを原子炉格納容器外へ排出することとなる。このとき格納容器スプレイによって，格納容器内圧力が低い状態での排出となるが，炉心崩壊熱による蒸気発生は長時間継続するため，その蒸気とともに非凝縮性ガスは同時に排出され，原子炉格納容器内に残る水素ガス及び酸素ガスは無視し得る程度となり，可燃限界に至ることはない（「重大事故等対策の有効性評価について，3.4 水素燃焼 添付資料
3.4.1 G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響」 参照）。
b) 事象発生後 8 日目以降の水素ガス及び酸素ガスの処理方法
この場合，機能喪失を仮定した設備の復旧又は外部からの支援等に期待することができ，多様な手段を確保することができる。
まず，可燃性ガス濃度制御系の復旧を試みることで，水の放射線分解により発生す
る酸素ガスを処理する。また，a)と同様に格納容器ベントによる排出も可能であり，水素ガス及び酸素ガスの処理については多様な手段を有する。
52-8-4

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。

（4）代替原子炉補機冷却系復旧以前における原子炉格納容器内の酸素濃度の推定
原子炉格納容器内の酸素濃度を把握する目的としては，事故後の原子炉格納容器内の水素ガスが燃焼を生じる可能性の把握である。
有効性評価においては，約 22.5 時間以前に原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃限界（5vol%）に至らないことを確認しているが，約 22.5 時間以前において原子炉格納容器内の酸素濃度を把握する方法として，推定手段を整備している。
格納容器内酸素濃度の計測が困難になった場合，格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）又は格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）にて炉心損傷を判断した後，初期
酸素濃度と保守的な G 値(G(H2)=0.4，G(O2)=0.2)を入力とした評価結果（解析結果）
により推定する。
推定可能範囲：0～約 5vol%5

初期酸素濃度

4.5
4

1vol%

1.5vol%3.5vol%2.5vol%

2vol%

3vol%

初期酸素濃度[vol%]

3.5
3
2.5
2
1.5
1
約57h

0.5

約68h

約51h

約62h

50

60

約80h
約74h

0
0

10

20

30

40

70

80

事故後の時間[hr]図 52-8-5

格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）の格納容器内酸素濃度変化

また，格納容器内圧力（D/W）又は格納容器内圧力（S/C）により，格納容器内圧力が正圧であることを確認することで，事故後の原子炉格納容器内への空気（酸素）の流入有無を把握し，水素燃焼の可能性を推定する。
なお，事故時操作手順において，格納容器内圧力を変化させる格納容器スプレイ実
施時には，原子炉格納容器内への空気（酸素）の流入防止を目的として，格納容器内
圧力（D/W）又は格納容器内圧力（S/C）が以上であることを確認してスプレイ操作を判断することとしている。
格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）の格納容器内圧力の変化を図 52-8-6 に示す。有効性評価の結果では，格納容器内圧力が正圧に保たれる結52-8-5

果となっており，原子炉格納容器への空気流入の可能性がないことを確認している。

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇
最大圧力 約 0.60MPa[gage]（約 12 時間後）

格納容器圧力原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，格納容器圧力が低下
再冠水後，格納容器スプレイの間欠運転を開始(事象初期は破断口から原子炉格納容器内に移行するエネルギが大きいため，格納容器スプレイを実施しても格納容器圧力は上昇を継続する)

図 52-8-6

格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）の格納容器内圧力の推移

炉心損傷判断後の初期酸素濃度と保守的な G 値を入力とした評価結果（解析結果）
では，実際の原子炉格納容器内の酸素濃度よりも高く評価されることになるが，原子炉格納容器内での水素燃焼を防止する目的のためには，妥当な推定手段である。
また，格納容器内圧力を確認し，事故後の原子炉格納容器内への空気（酸素）の流入有無を把握することは，炉心損傷判断後の初期酸素濃度と保守的な G 値を入力とした評価結果（解析結果）の信頼性を上げることとなるから，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性を把握する目的のためには，妥当な推定手段である。
なお，原子炉格納容器内の酸素濃度を監視する目的は，原子炉格納容器内の水素ガスが燃焼を生じる可能性の高い濃度にあるかどうかを把握することであり，代替パラ
メータ（格納容器内雰囲気放射線レベル，格納容器内圧力）による格納容器内酸素濃度の傾向及びインリークの有無の傾向を把握でき，計器誤差（格納容器内雰囲気放射
線レベル（D/W）の誤差：5.3×10N-1～1.9×10NSv/h，N:-2～5，格納容器内雰囲気放射
線レベル（S/C）の誤差：5.3×10N-1～1.9×10NSv/h，N:-2～5，格納容器内圧力（D/W）の誤差：±15kPa，格納容器内圧力（S/C）の誤差：±15.6kPa）を考慮した上で対応することにより，重大事故等時の対策を実施することが可能である。

52-8-652-9
接続図

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。

図 52-9-1

接続図(建屋内接続 6/7 号炉原子炉建屋１階)

52-9-1

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。

図 52-9-2

接続図(建屋内接続 6/7 号炉原子炉建屋 2 階)

52-9-2

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。

図 52-9-3

接続図(建屋内接続 6/7 号炉原子炉建屋 3 階)
52-9-3

52-10保管場所図

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。

図 52-10-1

屋外保管場所配置図（可搬型窒素供給装置）
52-10-1

52-11
アクセスルート図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。

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びアクセ
スルートについて』より抜粋

図 52-11-1

保管場所及びアクセルルート図52-11-1

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。

図 52-11-2

地震・津波発生時のアクセスルート

図 52-11-3

森林火災発生時のアクセスルート

52-11-2

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。

図 52-11-4

中央交差点が通行不能時のアクセスルート

52-11-3

52-12その他設備

【可燃性ガス濃度制御系】
1.設備概要炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器内で発生する水素ガス及び酸素ガスを再結合することにより水素濃度の抑制を行い，水素爆発による破損を防止する。
なお，可燃性ガス濃度制御系については設計基準事故対処設備として設置するものであることから，炉心の著しい損傷が発生した場合において可燃性ガス濃度制御系を使用して原子炉格納容器内の水素濃度を制御する運用については自主的な運用とする。
【可搬型格納容器窒素供給設備】
1.設備概要中長期的に原子炉格納容器内の水蒸気凝縮による負圧破損を防止するとともに原子炉格
納容器内の可燃性ガス濃度を低減するために可搬型格納容器窒素供給設備を設ける。なお，
本設備は事業者の自主的な取り組みで設置するものである。
重大事故等時に放射線分解により可燃性ガスが発生した場合，発電用原子炉運転中は常時原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しているため，事故発生直後に可燃性ガス濃度が可燃限界に至ることはないが，中長期的には，可燃性ガス濃度を可燃限界以下に抑制する必要がある。また，崩壊熱の減少により原子炉格納容器内の水蒸気発生量が減少することにより原子炉格納容器内が負圧に至る可能性があることから，可燃性ガス濃度を可燃限界以下に抑制し，原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型格納容器窒素供給設備による窒素供給を行う。
本系統は，図 52-12-1 に示すとおり，可燃性ガス濃度制御系配管に接続治具を用いてホースを接続し，可搬型大容量窒素供給装置を現場にて操作することで，発生した窒素ガス
をドライウェル及びサプレッション・チェンバに供給可能な設計とする。
ヘッダユニット＜凡例＞：既設ライン（FCS系配管）：可搬ライン（可搬型格納容器窒素供給設備）

ホース

ホース

可燃性ガス濃度制御系（FCS系）
原子炉格納容器

MO

原子炉
圧力容器

MO

MO

ドライウェルMO

可搬型窒素ガス発生装置
可搬型大容量窒素供給装置
接続治具

（B系）

（A系）
サプレッション
・チェンバ

再結合装置(A)

サプレッション
・チェンバ※伸縮継手を外し，接続治具を接続
MO

MO

MO

MO

再結合装置(B)

格納容器圧力逃がし装置
ドレン移送ポンプより

伸縮継手

図 52-12-1

可搬型格納容器窒素供給設備

52-12-1

系統概要図

52-13
機器名称欄に記載の弁名称と，各号炉の弁名称・弁番号の関係について

条文適合性資料本文中の機器名称覧に記載の弁名称については，説明資料の構成上，略称等が用いられている場合がある。これらの記載名称と各号炉に設置されている弁の正式
名称及び弁番号の関係について，下表のとおり整理する。
表 52-13-1

機器名称覧に記載の弁名称と，正式名称・弁番号の関係について（格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系）

一次隔離弁（サプレッション・
S/Cベント用出口隔離弁
チェンバ側）

T31-AO-F022 AC S/Cベント用出口隔離弁

T31-AO-F022

一次隔離弁（ドライウェル側） D/Wベント用出口隔離弁

T31-AO-F019 AC D/Wベント用出口隔離弁

T31-AO-F019

二次隔離弁

PCV耐圧強化ベント用連絡配管
AC PCV耐圧強化ベント用連絡T31-MO-F070
隔離弁
配管隔離弁

二次隔離弁バイパス弁

PCV耐圧強化ベント用連絡配管
PCV耐圧強化ベント用連絡配管
T31-MO-F072
T31-MO-F072
隔離弁バイパス弁
隔離弁バイパス弁

フィルタ装置入口弁

耐圧強化ベント系PCVベントラ
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 T61-AO-F001 インフィルタベント容器側隔 T61-AO-F001
離弁
離弁

耐圧強化ベント弁

耐圧強化ベント系PCVベントラ
耐圧強化ベント系PCVベントラ
T61-AO-F002
T61-AO-F002
イン排気筒側隔離弁
イン排気筒側隔離弁

非常用ガス処理系 フィルタ装
置出口隔離弁 A

SGTSフィルタ装置出口弁(A)T22-MO-F004A SGTS フィルタ装置出口弁(A)T22-MO-F004A

非常用ガス処理系 フィルタ装
置出口隔離弁 B

SGTSフィルタ装置出口弁(B)T22-MO-F004B SGTS フィルタ装置出口弁(B)T22-MO-F004B

SGTS側PCVベント用隔離弁

T31-AO-F020 AC SGTS側PCVベント用隔離弁

T31-AO-F020

52条 非常用ガス処理系 第一隔離弁

非常用ガス処理系 第二隔離弁

SGTS側PCVベント用隔離弁後弁

換気空調系 第一隔離弁

HVAC側PCVベント用隔離弁

換気空調系 第二隔離弁

HVAC側PCVベント用隔離弁後弁

非常用ガス処理系
離弁

SGTS出口ドレン弁

Uシール隔

T22-F040

SGTS側PCVベント用隔離弁後弁

T31-AO-F021 AC HVAC側PCVベント用隔離弁

U41-F050

HVAC側PCVベント用隔離弁後弁

T22-MO-F511 SGTS 出口Uシール元弁

T31-MO-F070

T22-F040

T31-AO-F021

U41-F050

T22-MO-F511

耐圧強化ベント系 N 2パージ用 N 2パージ用元弁（タービン建
元弁（タービン建屋側）
屋側）

T22-F200

N2パージ用元弁（タービン建屋側）

T22-F200

耐圧強化ベント系 N 2パージ用 N 2パージ用元弁（二次格納施
元弁（二次格納施設側）
設側）

T22-F201

N2パージ用元弁（二次格納施設側）T22-F201

SGTS側PCVベント用水素ガスベ
ント止め弁

T31-F600

SGTS側PCVベント用水素ガスベ
ント止め弁

T31-F600

フィルタベント大気放出ライン FCVS フィルタベント大気放出
ドレン弁
ライン ドレン弁

T61-F503

FCVS フィルタベント大気放出
ライン ドレン弁

T61-F503

水素バイパスライン止め弁

52-13-154 条

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備
目次

54-1 SA 設備基準適合性一覧表
54-2 単線結線図
54-3 配置図54-4 系統図
54-5 試験及び検査
54-6 容量設定根拠54-7 接続図
54-8 保管場所図54-9 アクセスルート図
54-10 その他の燃料プール代替注水設備について
54-11 使用済燃料プール監視設備
54-12 使用済燃料プールサイフォンブレーク孔の健全性について
54-13 使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価
54-14 燃料プール冷却浄化系の位置づけについて
54-15 各号炉の弁名称及び弁番号

54-1
SA 設備基準適合性 一覧表

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

設備の運搬，設置，操作スイッチ操作，弁操作，接続
作業

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

ポンプ，弁

関連資料

54-5 試験及び検査

第
4
号

切り替え性

第
5
号

第3項

54-3 配置図，54-4 系統図

第
2
号
第1項

第 43 条

一覧表（可搬型）

関連資料

設置場所

第
1
号

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルートＢｂ

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

ＡａＡ

54-6 容量設定根拠
より簡単な接続Ｃ

54-7 接続図
単独の機能で使用

関連資料

Ａｂ54-7 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

54-7 接続図
屋外（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ｂａ

54-8 保管場所図
屋外アクセスルートの確保

関連資料

関連資料

高速回転機器54-3 配置図，54-7 接続図

関連資料

サポート系要因Ａｂ

現場（設置場所）で操作可能

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

通常時は隔離又は分離

54-3 配置図，54-4 系統図，54-5 試験及び検査

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｂｂ

54-4 系統図

その他(飛散物)
関連資料

Ａ，Ｂ

本来の用途として使用－切替不要

系統設計

第
6
号

第
7
号

54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図

関連資料

悪
影
響
防
止

Ｂc，Ｂ
d，Ｂf，
Ｂg

Ｂ

54-9 アクセスルート
防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図，54-8 保管場所図54-1-1

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

設備の運搬，設置，操作スイッチ操作，弁操作，接続
作業

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

ポンプ，弁

関連資料

54-5 試験及び検査

第
4
号

切り替え性

第
5
号

第3項

54-3 配置図，54-4 系統図

第
2
号
第1項

第 43 条

一覧表（可搬型）

関連資料

設置場所

第
1
号

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルートＢｂ

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

ＡａＡ

54-6 容量設定根拠
より簡単な接続Ｃ

54-7 接続図
単独の機能で使用

関連資料

Ａｂ54-7 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

54-7 接続図
屋外（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ｂａ

54-8 保管場所図
屋外アクセスルートの確保

関連資料

関連資料

高速回転機器54-3 配置図，54-7 接続図

関連資料

サポート系要因Ａｂ

現場（設置場所）で操作可能

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

通常時は隔離又は分離

54-3 配置図，54-4 系統図，54-5 試験及び検査

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｂｂ

54-4 系統図

その他(飛散物)
関連資料

Ａ，Ｂ

本来の用途として使用－切替不要

系統設計

第
6
号

第
7
号

54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図

関連資料

悪
影
響
防
止

Ｂc，Ｂ
d，Ｂf，
Ｂg

Ｂ

54-9 アクセスルート
防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図，54-8 保管場所図54-1-2

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

可搬型スプレイヘッダ

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第1項

第
2
号

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
4
号

切り替え性

第
5
号

第 43 条

第3項

54-3 配置図，54-4 系統図
設備の運搬，設置，接続作業

関連資料

流路

Ｆ

54-5 試験及び検査
本来の用途として使用－切替不要

関連資料
系統設計
その他(飛散物)
関連資料

他設備から独立

Ａｃ

対象外

対象外

54-3 配置図，54-4 系統図

設置場所

第
1
号

可搬 SA の容量

その他設備

関連資料

54-6 容量設定根拠

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保
関連資料

－

第
4
号

設置場所

その他の処置

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルート

第
7
号

操作不要

関連資料

より簡単な接続

ＣＣ

54-7 接続図
対象外

関連資料

対象外

－

54-7 接続図
屋内（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ａａ

54-8 保管場所図
屋内アクセスルートの確保

関連資料

Ａ

54-9 アクセスルート
防止設備－対象（代替対象 DB 設備有り）－屋内

Ａａ（サポート系なし）

対象外

サポート系要因
関連資料

対象外

－

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

Ｂｂ

54-4 系統図

第
6
号

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｂｃ，
Ｂｇ

54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図

関連資料

悪
影
響
防
止

一覧表（可搬型）

54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図，54-8 保管場所図54-1-3

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性
常設スプレイヘッダ

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水

淡水だけでなく海水も使用

Ⅱ(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第1項
第
3
号

54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図

操作性（操作不要）

関連資料

第 43 条

第
5
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

流路

第2項

Ｆ

54-5 試験及び検査

切り替え性

本来の用途として使用－切替不要

関連資料

悪
影
響
防
止

系統設計
その他(飛散物)
関連資料

他設備から独立

Ａｃ

対象外

対象外

54-3 配置図，54-4 系統図

設置場所（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

第
3
号

流路，その他設備

関連資料

対象外

対象外

－
共用しない設備

関連資料
環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

Ｂｂ

54-4 系統図

第
6
号

共
通
要
因
故
障
防
止

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）対象外－防止設備－対象（代替対象 DB 設備有り）－屋内

Ａａ（サポート系なし）

対象外

サポート系故障
関連資料

54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図

54-1-4

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

燃料プール冷却浄化系ポンプ

類型化区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第1項
第
3
号
第
4
号

第 43 条

第5号

第2項

54-3 配置図

操作性

中央制御室操作

関連資料

ポンプ，弁

関連資料

54-5 試験及び検査

切り替え性

本来の用途として使用－切替必要

関連資料

悪
影
響
防
止

その他(飛散物)
関連資料

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

Ａｄ

対象外

対象外

Ｂ

54-3 配置図
ＤＢ施設の系統及び機器の容量等が十分Ｂ54-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料

サポート系故障

DB 施設と同様の系統構成

中央制御室操作関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

Ｂａ

54-3 配置図，54-4 系統図

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ａ，Ｂ

54-4 系統図

系統設計

設置場所

Ａ

－

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
6
号

第
3
号

一覧表（常設）対象外－防止設備－対象（代替対象 DB 設備有り）－屋内

Ａａ

対象（サポート系有り）－異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

54-2 単線結線図，54-3 配置図，54-4 系統図

54-1-5

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

燃料プール冷却浄化系熱交換器

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第1項
第
3
号
第
4
号

第 43 条

第5号

第2項

54-3 配置図

操作性

中央制御室操作

関連資料

熱交換器

関連資料

54-5 試験及び検査

切り替え性

本来の用途として使用－切替必要

関連資料

悪
影
響
防
止

その他(飛散物)
関連資料

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

Ａｄ

対象外

対象外

Ｂ

54-3 配置図
ＤＢ施設の系統及び機器の容量等が十分Ｂ54-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料

サポート系故障

DB 施設と同様の系統構成

中央制御室操作関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

Ｂａ

54-3 配置図，54-4 系統図

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｄ

54-4 系統図

系統設計

設置場所

Ａ

－

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
6
号

第
3
号

一覧表（常設）対象外－防止設備－対象（代替対象 DB 設備有り）－屋内

Ａａ

対象（サポート系有り）－異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ

関連資料

54-2 単線結線図，54-3 配置図，54-4 系統図

54-1-6

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

熱交換器ユニット

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

海水を通水又は海で使用

Ⅰ(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁的障害（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料

54-7 接続図，54-4 系統図，54-8 保管場所図第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

第
2
号

他設備からの影響

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
4
号

切り替え性

第
5
号

第3項

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

中央制御室操作，設備の運搬，設置，操作スイッチ操
作，弁操作，接続作業

関連資料

第1項

第 43 条

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

当該設備の使用にあたり系統の切替が必要

第1号

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルートＢｂ

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

Ａａ，
Ｂ

Ａ

54-6 容量設定根拠
フランジ接続Ｂ

54-7 接続図
単独の機能で使用

関連資料

Ａｂ54-7 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

54-7 接続図
屋外（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ｂａ

54-8 保管場所図
屋外アクセスルートの確保

関連資料

関連資料

高速回転機器54-3 配置図，54-7 接続図

関連資料

サポート系要因Ａｂ

中央制御室で操作可能，現場（設置場所）で操作可能

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

通常時は隔離又は分離

54-3 配置図，54-4 系統図，54-5 試験及び検査

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｂａ

54-4 系統図

その他(飛散物)

設置場所

Ａ，Ｄ

54-5 試験及び検査

系統設計

第
6
号

第
7
号

ポンプ，熱交換器

関連資料

関連資料

Ａ，Ｂ
c，Ｂd，
Ｂf，Ｂ
g

54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図

関連資料

悪
影
響
防
止

一覧表（可搬型）

Ｂ

54-9 アクセスルート図
防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図，54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図，
54-8 保管場所図54-1-7

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

類型化
区分

屋外

Ｄ

荷重

（有効に機能を発揮する）－

海水

海水を通水又は海で使用

Ⅰ(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第1項

第
2
号

操作性

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
4
号

切り替え性

第
5
号

第 43 条

第3項

設備の運搬，設置，操作スイッチ操作，弁操作，接続
作業

ポンプ

当該設備の使用にあたり系統の切替が不要

その他(飛散物)

第1号

可搬 SA の容量

第2号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルートＢｂ

原子炉建屋の外から水又は電力を供給する可搬型設備

Ａｂ

Ａ

54-6 容量設定根拠
より簡便な接続規格等による接続

Ｃ54-7 接続図
単独の機能で使用

関連資料

Ａｂ54-7 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

54-7 接続図
屋外（共通要因の考慮対象設備あり）

関連資料

Ｂａ

54-8 保管場所図
屋外アクセスルートの確保

関連資料

関連資料

高速回転機器54-3 配置図，54-7 接続図

関連資料

サポート系要因Ａｂ

現場（設置場所）で操作可能

関連資料

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災

通常時は隔離又は分離

54-3 配置図，54-4 系統図，54-5 試験及び検査

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｂｂ

54-4 系統図

系統設計

設置場所

Ａ

54-5 試験及び検査

関連資料

関連資料

Ｂc，Ｂ
d，Ｂf

54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図

関連資料

第
6
号

第
7
号

54-7 接続図，54-8 保管場所図

関連資料

悪
影
響
防
止

一覧表（可搬型）

Ｂ

54-9 アクセスルート図
防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋外

Ａｂ

対象(サポート系有り)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-3 配置図，54-4 系統図，54-7 接続図，54-8 保管場所図54-1-8

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第
1
号

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第1項
第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第 43 条

第
5
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備Ｊ

54-5 試験及び検査

切り替え性

本来の用途として使用－切替不要

関連資料

悪
影
響
防
止

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

SA 設備基準適合性

Ｂｂ54-4 系統図

系統設計
その他(飛散物)
関連資料

DB 施設と同様の系統構成

Ａｄ

対象外

対象外
－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

設計基準対象施設の系統及び機器の容量等が十分

関連資料

対象外

Ｂ

54-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料

対象外

－

第2項
第
3
号

共
通
要
因
故
障
防
止

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋内

Ａａ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図，54-3 配置図，
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-9

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第
1
号

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第1項
第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第 43 条

第
5
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備Ｊ

54-5 試験及び検査

切り替え性

本来の用途として使用－切替不要

関連資料

悪
影
響
防
止

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

SA 設備基準適合性

Ｂｂ54-4 系統図

系統設計

その他

Ａｅ

その他(飛散物)

対象外

対象外

関連資料

－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料

対象外

Ａ

54-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料

対象外

－

第2項
第
3
号

共
通
要
因
故
障
防
止

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋内

Ａａ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図，54-3 配置図，
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-10

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第
1
号

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第1項
第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第 43 条

第
5
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備Ｊ

54-5 試験及び検査

切り替え性

本来の用途として使用－切替不要

関連資料

悪
影
響
防
止

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レ
ンジ）

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

SA 設備基準適合性

Ｂｂ54-4 系統図

系統設計

その他

Ａｅ

その他(飛散物)

対象外

対象外

関連資料

－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料

対象外

Ａ

54-6 容量設定根拠
共用しない設備

関連資料

対象外

－

第2項
第
3
号

共
通
要
因
故
障
防
止

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋内

Ａａ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図，54-3 配置図，
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-11

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

SA 設備基準適合性

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

類型化
区分

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

原子炉建屋原子炉区域内設備

Ｂ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第1項
第
3
号

54-3 配置図

操作性（操作不要）

関連資料

第 43 条

第
5
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備Ｊ

54-5 試験及び検査

切り替え性

本来の用途として使用－切替不要

関連資料

悪
影
響
防
止

対象外

－

関連資料
第
4
号

一覧表（常設）Ｂｂ54-4 系統図

系統設計

その他

Ａｅ

その他(飛散物)

対象外

対象外

関連資料

－

第
6
号

設置場所

（操作不要）

関連資料

－

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料

対象外

Ａ

－
共用しない設備

関連資料

対象外

－

第2項
第
3
号

共
通
要
因
故
障
防
止

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋内

Ａａ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図，54-3 配置図，
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-12

柏崎刈羽原子力発電所

6 号及び 7 号炉

第
1
号

類型化
区分

その他の建屋内設備

Ｃ

荷重（有効に機能を発揮する）－

海水（海水を通水しない）

対象外(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－（電磁波により機能が損なわれない）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

他設備からの影響
電磁的障害
関連資料

第
2
号
第1項
第
3
号

54-3 配置図

操作性

操作スイッチ，弁操作関連資料

54-3 配置図54-9 アクセスルート図

試験・検査(検査性，系統構成・外部入力)

計測制御設備関連資料
第4号

第 43 条

第5号

一覧表（常設）

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置

第 54 条：使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

SA 設備基準適合性

Ｊ54-5 試験及び検査

切り替え性

本来の用途として使用－切替不要

Ｂｂ54-4 系統図
54-9 アクセスルート図

関連資料

悪
影
響
防
止

Ｂｄ,
Ｂｆ

系統設計

その他

Ａｅ

その他(飛散物)

対象外

対象外

関連資料

第
6
号

設置場所

第
1
号

常設 SA の容量

第
2
号

共用の禁止

－
現場（設置場所）

関連資料

Ａa

54-3 配置図
重大事故等への対処を本来の目的として設置するもの

関連資料

Ａ

－
共用しない設備

関連資料

対象外

－

第2項
第
3
号

共
通
要
因
故
障
防
止

環境条件，自然現象，外部人為事象，溢水，火災
サポート系故障防止設備-対象(代替対象ＤＢ設備あり)-屋内

Ａａ

対象(サポート系あり)-異なる駆動源又は冷却源

Ｃａ54-2 単線結線図，54-3 配置図，
54-11 使用済燃料プール監視設備

関連資料

54-1-13

54-2
単線結線図

図1

使用済燃料プール監視設備

54-2-1

第燃
一料
入プ
口ー
弁ル
冷
却
浄
化
系
ろ
過
脱
塩
器

R/B B1F

冷残
却留
水熱
出除
口去
弁系
熱
交
換
器
（
Ａ
）

MCC 6C-1-7

MCC 6C-1-3

単線結線図（6 号炉）
監使
視用
カ済
メ燃
ラ料
用貯
空蔵
冷プ
装ー
置ル

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

中央制御室
計測用電源
切替盤

C/B B1F

R/B B1F

C/B
B1F

非常用低圧
母線 6C-1

動力変圧器

非常用電気設備
非常用高圧母線 6C 【区分Ⅰ】(6A)

バ燃 出燃 ポ燃
イ料 口料 ン料
パプ 弁プ ププ
ー （ー
スー
ル Ａル
弁ル
冷 ）冷
（冷
却
却
Ａ却
浄
浄
）浄
化
化
化
系
系
系
ろ
ろ
過
過
脱
脱
塩
塩
器
器

MCC 6C-1-2

R/B B1F

電源
車

D/G

緊急用
電源切替箱
接続装置6AR/B B1F

C/B
B1F

監使
視用
カ済
メ燃
ラ料
貯
蔵
プ
ー
ル

交流120V
バイタル分電盤

交流120V
バイタル
電源装置

MCC 6C-1-8

C/B B1F

電源
車

C/B
B1F

MCC 6C-1-5

R/B 3F

SA

温プ使
度ー用
（ル済
水燃
広位料
域・貯
） 蔵

直流125V
主母線盤

C/B
MB2F

C/B
B1F

AM用
動力変圧器

代替所内電気設備

直流125V分電盤

R/B 4F

緊急用電源切替箱断路器

C/B 2F
緊急用
断路器

R/B 4F

AM用MCC 6B

緊急用
電源切替箱
接続装置6BR/B B1F

GTG

第一ガスタービン発電機

７号炉タービン建屋南側

GTG

水使
位用
・済
温燃
度料
（貯
蔵
）プ
ー
ル

MCC 6D-1-5

R/B 3F(予備)

R/B B1F

７号炉へ

常設代替
交流電源設備

ジ放使
・射用
低線済
レモ燃
ンニ料
ジタ貯
）（蔵
高プ
レー
ンル

HPAC MCC

AM用直流125V
主母線盤

AM用直流
125V充電器

AM用直流
125V充電器
SA

直流
125V充電器

直流
125V充電器

MCC 6D-1-8

第燃
二料
入プ
口ー
弁ル
冷
却
浄
化
系
ろ
過
脱
塩
器

バ燃
イ料
パプ
スー
弁ル
（冷
Ｂ却
）浄
化
系
ろ
過
脱
塩
器

ポ燃
ン料
ププ
（ー
Ｂル
）冷
却
浄
化
系

MCC 6D-1-2

R/B B1F

非常用低圧母線 6D-1

動力変圧器

非常用電気設備【区分Ⅱ】

MCC：モータ・コントロール・センタ

C/B：コントロール建屋

非常用高圧母線 6D(6B)

C/B B1FD/G：直流125V蓄電池

：切替装置

：接続装置

：配線用遮断器：断路器

R/B：原子炉建屋（略語）：非常用ディーゼル発電機

D/G
：遮断器

：ガスタービン発電機

GTG

【凡例】

図2

使用済燃料プール監視設備

54-2-2R/B B1F

非常用電気設備【区分Ⅰ】

単線結線図（7 号炉）
監使
視用
カ済
メ燃
ラ料
貯
蔵
プ
ー
ル

直流125V
主母線盤

プ使
ー用
広ル済
域
水燃
位料
温貯
度蔵

C/B
MB2F

MCC 7C-1-4

R/B 3F

直流125V分電盤

C/B
B1F

R/B 4FR/B 3F

AM用MCC 7B

AM用
動力変圧器

代替所内電気設備

直流
125V充電器

監使
視用
カ済
メ燃
ラ料
用貯
空蔵
冷プ
装ー
置ル

交流120V
バイタル分電盤

C/B
B1F

MCC 7C-1-6

C/B B1F

交流120V
バイタル
電源装置

電源
車

直流
125V充電器

交流120V中央
制御室計測用
分電盤

交流120V中央
制御室計測用
主母線盤

C/B
B1F

MCC 7C-1-7

C/B B1F

C/B
B1F

緊急用
電源切替箱
接続装置7A

非常用低圧母線 7C-1

動力変圧器

非常用高圧
母線 7C

(7A)

冷残 第燃バ燃 出燃
却留 一料イ料 口料 ポ燃
水熱 入プパプ 弁プ ン料
ー ププ
出除 口ースール （ー口去 弁ル弁ル
冷 Ａル
冷（冷
弁系
却 ）冷
却Ａ却
熱
却
浄
浄）浄
交
浄
化
化 化
換
化
系
系 系
器
系
ろ
ろ ろ
（
過
過 過
Ａ
脱
脱 脱
）
塩
塩 塩
器
器 器

MCC 7C-1-2

R/B B1F

電源
車

D/G

R/B 2FC/B 2F
緊急用電源切替箱断路器

R/B 4F
AM用直流
125V充電器

水使
位用
・済
温燃
度料
（貯
蔵
）プ
ー
ル

ジ放使
・射用
低線済
レモ燃
ンニ料
ジタ貯
）（蔵
高プ
レー
ンル

HPAC MCC

第燃
二料
入プ
口ー
弁ル
冷
却
浄
化
系
ろ
過
脱
塩
器

R/B B1F
MCC 7D-1-2

バ燃
イ料
パプ
スー
弁ル
（冷
Ｂ却
）浄
化
系
ろ
過
脱
塩
器

ポ燃
ン料
ププ
（ー
Ｂル
）冷
却
浄
化
系

非常用低圧母線 7D-1

動力変圧器

非常用電気設備【区分Ⅱ】

MCC：モータ・コントロール・センタ

C/B：コントロール建屋

MCC 7D-1-7(予備)：直流125V蓄電池

：切替装置

：接続装置

：配線用遮断器

：断路器

：遮断器

R/B：原子炉建屋

非常用高圧
母線 7D

(7B)

D/G

（略語）

C/B B1F

R/B B1F

常設代替
交流電源設備：非常用ディーゼル発電機

D/G

R/B 3F

緊急用
電源切替箱
接続装置7BR/B B1F

GTG：ガスタービン発電機

GTG

【凡例】

MCC 7D-1-4

６号炉へ

緊急用
断路器

GTG

第一ガスタービン発電機

７号炉タービン
建屋南側

AM用直流
125V充電器

SA

(SA

)

図3

（その1）

（その2）

代替原子炉補機冷却系

単線結線図（6 号炉（7 号炉も同じ））

54-2-3

54-3
配置図：設計基準対象施設：重大事故等対処設備を示す。

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。

図1

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)
6 号炉 屋内配置図
54-3-1

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。

図2

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)
7 号炉 屋内配置図
54-3-2

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。

図3

燃料プール冷却浄化系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上 2 階）
54-3-3

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。

図4

燃料プール冷却浄化系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上 2 階）
54-3-4

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。

図5

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上 4 階）
54-3-5

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。

図6

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上中 3 階）
54-3-6

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。

図7

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上 3 階）
54-3-7

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。

図8

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上 2 階）
54-3-8

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。

図9

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上 1 階）

54-3-9

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。

図 10

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地下 2 階）
54-3-10

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。

図 11

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地下 3 階）

54-3-11

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。

図 12

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉タービン建屋地上 1 階）
54-3-12

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。

\

図 13

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6 号炉タービン建屋地下 1 階）
54-3-13

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。

図 14

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上 4 階）
54-3-14

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。

図 15

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上中 3 階）
54-3-15

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。

図 16

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上 3 階）
54-3-16

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。

図 17

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上 2 階）
54-3-17

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。

図 18

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上 1 階）
54-3-18

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。

図 19

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地下 2 階）
54-3-19

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。

図 20

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地下 3 階）
54-3-20

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。

図 21

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉タービン建屋地上 1 階）
54-3-21

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。

図 22

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（7 号炉タービン建屋地下 1 階）
54-3-22

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。

図 23

代替原子炉補機冷却系の機器配置図（6／7 号炉コントロール建屋地下 2 階）
54-3-23

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。

図 24

使用済燃料プール監視設備の機器配置図（6 号炉原子炉建屋地上 4 階）

54-3-24

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。

図 25

使用済燃料プール監視設備の機器配置図（7 号炉原子炉建屋地上 4 階）

54-3-25

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。

図 26

代替原子炉補機冷却系

接続口配置図（6/7 号炉）

54-3-26

54-4
系統図

図1

燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）
使用済燃料プールへ注水する場合の系統概要図

54-4-1

MO

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(B)

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(A)

残留熱除去系へ

復水貯蔵槽から

復水貯蔵槽から残留熱除去系から

MO

MO

MO MO

スキマ
サージ
タンク

MO

使用済燃料プール

常設スプレイヘッダ

重大事故等対処設備

ろ過脱塩器
(B)

ろ過脱塩器
(A)

スキマせき

原子炉補機冷却系(B)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(B)

原子炉補機冷却系(A)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(A)

ディフューザサイフォンブレーク孔

可搬型スプレイヘッダ

屋外

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

屋外接続口

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級及びA-2級）

（南）

屋外

扉

屋外

（東）

（北）

海

大容量送水車（海水取水用）

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

図 2 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）
使用済燃料プールへスプレイする場合の系統概要図

54-4-2

MO

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(B)

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(A)

残留熱除去系へ

復水貯蔵槽から

復水貯蔵槽から残留熱除去系から

MO

MO

MO MO

スキマ
サージ
タンク

MO

使用済燃料プール

常設スプレイヘッダ

重大事故等対処設備

ろ過脱塩器
(B)

ろ過脱塩器
(A)

スキマせき

原子炉補機冷却系(B)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(B)

原子炉補機冷却系(A)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(A)

ディフューザサイフォンブレーク孔

可搬型スプレイヘッダ

屋外

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

屋外接続口

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級及びA-2級）

（南）

屋外

扉

屋外

（東）

（北）

海

大容量送水車（海水取水用）

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

図 3 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）
使用済燃料プールへ注水する場合の系統概要図

54-4-3

MO

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(B)

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(A)

残留熱除去系へ

復水貯蔵槽から

復水貯蔵槽から残留熱除去系から

MO

MO

MO MO

スキマ
サージ
タンク

MO

使用済燃料プール

常設スプレイヘッダ

重大事故等対処設備

ろ過脱塩器
(B)

ろ過脱塩器
(A)

スキマせき

原子炉補機冷却系(B)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(B)

原子炉補機冷却系(A)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(A)

ディフューザサイフォンブレーク孔

可搬型スプレイヘッダ

屋外

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

屋外接続口

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級及びA-2級）

（南）

屋外

扉

屋外

（東）

（北）

海

大容量送水車（海水取水用）

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

図 4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）
使用済燃料プールへスプレイする場合の系統概要図

54-4-4MO

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(B)

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(A)

残留熱除去系へ

復水貯蔵槽から

復水貯蔵槽から残留熱除去系から

MO

MO

MO MO

スキマ
サージ
タンク

MO

使用済燃料プール

常設スプレイヘッダ

重大事故等対処設備

ろ過脱塩器
(B)

ろ過脱塩器
(A)

スキマせき

原子炉補機冷却系(B)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(B)

原子炉補機冷却系(A)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(A)

ディフューザサイフォンブレーク孔

可搬型スプレイヘッダ

屋外

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級又はA-2級）

屋外接続口

可搬型代替
注水ポンプ
（A-1級及びA-2級）

（南）

屋外

扉

屋外

（東）

（北）

海

大容量送水車（海水取水用）

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

防火水槽
又は
淡水貯水池

残留熱除去系から
復水貯蔵槽から

スキマせき
MO

スキマ
サージ
タンク

復水貯蔵槽から

サイフォンブレーク孔

使用済燃料プール
残留熱除去系へ

ディフューザ

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(A)

燃料プール冷却浄化系
熱交換器(A)
MO

MO MO

MO

ろ過脱塩器
(A)

ろ過脱塩器
(B)

MO
代替原子炉補機冷却系(A)
燃料プール冷却浄化系
熱交換器(B)

燃料プール冷却浄化系
ポンプ(B)

重大事故等対処設備
代替原子炉補機冷却系(B)

図5

燃料プール冷却浄化系

系統概要図(A 系を使用した場合)

54-4-5

図6

代替原子炉補機冷却系

54-4-6FT

ＲＨＲポンプ（Ａ）室空調機

ＲＨＲ熱交換器（Ａ）

FI （中央制御室）

ＲＨＲポンプ（Ａ）軸受
冷却器

ＣＡＭＳ（Ａ）サンプルクーラ

ＲＳＷポンプモータ軸受
冷却器（Ａ），（Ｄ）

ＲＣＩＣポンプ室空調機

ＳＰＣＵポンプ室空調機

ＨＥＣＷ冷凍機（Ａ），（Ｃ）

ＦＰＣ熱交換器（Ａ）

MO

ＡO

MO

FT

MO

MO

T/B

RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)RCW熱交換器(D)RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)RCW熱交換器(A)ＤＷＣ冷却器（Ｂ）（ＨＶＨ）

ＤＷＣ冷却器（Ａ）（ＨＶＨ）

Ｄ／Ｗ ＬＣＷサンプ冷却器

ＲＩＰモータ熱交換器
Ａ，Ｂ，Ｅ，Ｆ，Ｈ

Y/D

MO

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)

接続口

ＳＡ空気圧縮機 冷却器

ＩＡ空気圧縮機 冷却器

Ｒ／Ｂ ＬＣＷサンプ冷却器

ＲＩＰ ＭＧセット（Ａ）

ＣＵＷポンプ（Ａ）熱交換器

ＣＲＤポンプ（Ａ）油冷却器

ＣＵＷ非再生熱交換器（Ａ）

ＨＷＨ温水熱交換器（Ａ）

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)

接続口

MO

FI （中央制御室）

RCCV

MO

ＳＧＴＳ（Ａ）室空調機

ＦＰＣポンプ（Ａ）室空調機

ＦＣＳ（Ａ）室空調機

非常用Ｄ／Ｇ（Ａ）

MO

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

電源車

RCW
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ(Ａ)

重大事故等対処設備

熱交換器ユニット

MO

系統概要図(A 系を使用した場合)

海水

図7

6 号炉

使用済燃料プール監視設備の系統概要図

54-4-7

コ
ン
プ
レ
ッ
サ
ー

冷
却
器

使用済燃料貯蔵プール監視
カメラ用空冷装置

低レ
ン
ジ

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA)高レンジ

放射線モニタ

使用済燃料貯蔵プール

監視カメラ

使用済燃料貯蔵プール

使用済燃料プール

使用済燃料貯蔵ラック

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA広域）

原子炉建屋

指示計

指示計

指示計

表示

中央制御室

凡例

冷却空気

信号系

図8

7 号炉

使用済燃料プール監視設備の系統概要図

54-4-8

コ
ン
プ
レ
ッ
サ
ー

冷
却
器

使用済燃料貯蔵プール監視
カメラ用空冷装置

低 放射線モニタ
レン
ジ

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA広域）

使用済燃料プール

使用済燃料貯蔵ラック

使用済燃料貯蔵プール

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA)

高
レ
ン
ジ

監視カメラ

使用済燃料貯蔵プール

原子炉建屋

指示計

指示計

指示計

表示

中央制御室

凡例

冷却空気

信号系

54-5
試験及び検査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。

図1

可搬型代替注水ポンプ(A-1 級及び A-2 級)の試験及び検査概要図
54-5-1

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。

図2

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）図54-5-2

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。

図3

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）図54-5-3

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。

図4

燃料プール冷却浄化系ポンプ図（6 号炉）
54-5-4

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。

図5

燃料プール冷却浄化系ポンプ図（7 号炉）
54-5-5

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。

図6

燃料プール冷却浄化系熱交換器図（6 号炉）
54-5-6

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。

図7

燃料プール冷却浄化系熱交換器図（7 号炉）
54-5-7

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。

図8

代替原子炉補機冷却系熱交換器図（熱交換器ユニット（その 1））
54-5-8

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。

図9

代替原子炉補機冷却水ポンプ図（その 1）
54-5-9

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。

図 10 代替原子炉補機冷却系熱交換器図（熱交換器ユニット（その 2））
54-5-10

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。

図 11

代替原子炉補機冷却水ポンプ図（その 2）
54-5-11

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。

図 12

大容量送水車（熱交換器ユニット用）図54-5-12

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。

図 13

代替原子炉補機冷却系

系統性能検査（6 号炉 A 系）

54-5-13

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。

図 14

代替原子炉補機冷却系

系統性能検査（6 号炉 B 系）

54-5-14

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。

図 15

代替原子炉補機冷却系

系統性能検査（7 号炉 A 系）

54-5-15

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。

図 16

代替原子炉補機冷却系
54-5-16

系統性能検査（7 号炉 B 系）

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。

図 17

燃料プール冷却浄化系
54-5-17

系統性能検査（6 号炉）

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。

図 18

燃料プール冷却浄化系

54-5-18

系統性能検査（7 号炉）

図 19

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域及び SA）の試験及び検査概要図54-5-19
③

ヒータ

熱電対
検出器

絶縁抵抗測定ヒータ抵抗測定

ヒータ盤①熱電対検出器の点検として温度１点確認及び絶縁抵抗測定を実施（点検・検査）②記録計に模擬入力を実施し，ＳＰＤＳ表示装置までのループ試験を実施（点検・検査）③ヒータ盤において絶縁抵抗測定及びヒータ抵抗測定を実施（点検）①

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度(SA広域)

熱電対
検出器

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度(SA)

記録計

記録計

中央制御室

②

ＳＰＤＳ表示装置図 20

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）の試験及び検査概要図54-5-20

①

前置増幅器

模擬入力
（電圧電流発生装置）

演算装置①線源校正室にて，標準線源を用いて検出器の線源校正を実施（点検・検査）②記録計に模擬入力を実施し計器の校正を実施（点検）③演算装置に電圧電流発生器を接続し，演算装置から記録計及びＳＰＤＳ表示装置までのループ試験を実施（点検・検査）

放射線モニタ
検出器

③
②

記録計

ＳＰＤＳ表示装置

中央制御室

図 21 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ及び使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用
空冷装置の試験 及び検査概要図

54-5-21

②

空冷装置

制御ユ
ニット

中央制御室

監視モニタ

①使用済燃料貯蔵プール監視カメラの外観点検及び表示確認を実施（点検・検査）②空冷装置の外観点検及び動作確認を実施（点検・検査）①

赤外線カメラ

使用済燃料貯蔵
プール監視カメラ

原子炉建屋

54-6
容量設定根拠名称

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）

容量m3/h/台147（注1），（120（注2））

吐出圧力MPa[gage]

1.29（注1），（0.85（注2））

最高使用圧力MPa[gage]

2.0

最高使用温度

℃

60

原動機出力

kW/台

100

機器仕様に関する注記

注 1：要求値を示す
注 2：規格値を示す【設 定 根 拠 】
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，重大事故等時に以下の機能を有する。
燃料プール代替注水系として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，想定事故 1,想定事故 2 において想定する使用済燃料プールの水位の低下があった場合でも，使用済燃料プール内燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するために必要な注水流量を有する設計とする（以下「第 54 条第1 項対応」という）。
なお，可搬型スプレイヘッダ又は常設スプレイヘッダを使用する場合において，使用済燃料プール内
燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するために必要な流量を確保できる容量を有する
ものとして図 1 のとおり可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を 1 セット 4 台使用する。
また,使用済燃料プールからの大量の水の漏えい等により使用済燃料プールの水位が維持できない場
合でも，使用済燃料に直接スプレイすることで，燃料損傷を緩和するとともに，環境への放射性物質放出を可能な限り低減するために必要な容量を有する設計とする（以下「第 54 条第 2 項対応」という）。
なお，可搬型スプレイヘッダを使用する場合においては，燃料損傷を緩和するとともに，環境への放
射性物質放出を可能な限り低減するために必要な容量を有するものとして図 1 のとおり可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を 1 セット 4 台使用し，常設スプレイヘッダを使用する場合においては，図 2 のとおり
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）を 1 セット 1 台及び可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を 1 セット 3 台として使用する。
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）

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）
6号及び7号炉へ

淡水貯水池

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）

図1 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ／常設スプレイヘッダ）による注水，
燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）によるスプレイ 系統概要図

54-6-1

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。

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）

可搬型代替注水
ポンプ（A-1級）
6号及び7号炉へ

淡水貯水池

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）

図2 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）によるスプレイ 系統概要図

1. 容量 147m3/h（注 1）／120m3/h（注 2）
第 54 条第 1 項対応における可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の容量の要求値は，使用済
燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性評価解析（原子炉設置変更許可申請書添付書類十）において，有効性が確認されている可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の容量として，可搬型スプレイヘッダを使用する場合及び常設スプレイヘッダを使用する場合ともに，
45m3/h 以上とする。
また，第 54 条第 2 項対応における必要容量は補足説明資料「使用済燃料プール(SFP)スプ
レイ設備の冷却能力について」(54-6-18～33)で説明されている容量として，可搬型スプレ
イヘッダを使用する場合は 46m3/h 以上，常設スプレイヘッダを使用する場合は 147 m3/h とする。
以上より，必要流量が最大となる第 54 条 2 項対応において，常設スプレイヘッダを使用する場合の 147 m3/h を要求値とする。
なお，可搬搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される 120m3/h 以上を容量の公称値とする。
2. 吐出圧力 1.29MPa（注 1）／0.85MPa（注 2）
燃料プール代替注水系で使用する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吐出圧力は，
静水頭，ホース直線敷設の圧損，ホース湾曲による影響，機器及び配管・弁類圧損を基に設定する。

2.1 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第 54 条第 1 項対応の場合
6 号及び 7 号炉の複数あるホース敷設ルートのうち，使用するホース直線敷設の圧損，ホース湾曲による影響，機器及び配管・弁類圧損等を考慮した結果，最も保守的となる，を使用する場合の必要吐出圧力を代表として以下に示す。

54-6-2

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【7 号炉原子炉建屋大物搬入口の場合】
静水頭 約
MPa
ホース圧損 約MPa
ホース湾曲による影響 約
MPa
機器及び配管・弁類圧損 約MPa―――――――――――
合 計 約 0.74MPa※1※1※1：ホースについては保守的な想定で評価したものである。
湾曲の評価については 54-6-34,35 参照。
なお，詳細設計においては，作業性及び他設備との干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲でホースの敷設場所を適切に選定する。
2.2 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応の場合
6 号及び 7 号炉の複数あるホース敷設ルートのうち，使用するホース直線敷設の圧損，ホース湾曲による影響，機器及び配管・弁類圧損等を考慮した結果，最も保守的となる，を使用する場合の必要吐出圧力を代表として以下に示す。（第 54条第 2 項対応における保守的な流量として 46m3/h を用いて算出する。）【7 号炉原子炉建屋大物搬入口の場合】
静水頭 約
MPa
ホース圧損 約MPa
ホース湾曲による影響 約
MPa
機器及び配管・弁類圧損 約MPa―――――――――――
合 計 約 1.26MPa※1※1※1：ホースについては保守的な想定で評価したものである。
湾曲の評価については 54-6-34,35 参照。
なお，詳細設計においては，作業性及び他設備との干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲でホースの敷設場所を適切に選定する。
2.3 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 1 項対応の場合
6 号及び 7 号炉の複数ある接続口のうち，使用するホース直線敷設の圧損，ホース湾曲による影響，機器及び配管・弁類圧損等を考慮した結果，最も保守的となる，を使用する場合の必要吐出圧力を代表として以下に示す。
54-6-3

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【7 号炉原子炉建屋北側接続口の場合】
静水頭 約
MPa
ホース圧損 約
MPa ※1
ホース湾曲による影響 約
MPa ※1
機器類圧損 約MPa――――――――――――
合 計 約 0.46MPa※1 :ホースについては保守的な想定で評価したものである。
湾曲の評価については 54-6-34,35 参照。
なお，詳細設計においては，作業性及び他設備との干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲でホースの敷設場所を適切に選定する。
2.4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応の場合
吐出圧力の評価としては使用済燃料プールへの注水及びスプレイを行うポンプが支配的となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）
第 54 条第 2 項対応において使用済燃料プールへの注水及びスプレイを行うポンプとして使用しないことから，本評価においては淡水貯水池側可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）及び中継用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）のうち，吐出圧力の高い淡水貯水池側可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の評価を行う。
【淡水貯水池側可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の場合】
静水頭 約
MPa
ホース圧損 約
MPa ※1
ホース湾曲による影響 約
MPa ※1
機器類圧損 約MPa――――――――――――
合 計 約 1.29MPa※1 :ホースについては保守的な想定で評価したものである。
湾曲の評価については 54-6-34,35 参照。
なお，詳細設計においては，作業性及び他設備との干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲でホースの敷設場所を適切に選定する。
2.5 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吐出圧力以上より，必要吐出圧力が最大となる第 54 条 2 項対応において，常設スプレイヘッダを
54-6-4

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使用する場合の約 1.29MPa 以上を要求値とする。
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される性能である 0.85MPa 以上を吐出圧力の公称値とする。
図 3 に示すとおり，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，回転数を変更することで，容量及び吐出圧力の要求値を満足することが可能である。

図3

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）性能曲線

3.NPSH 評価
上記の吐出圧力の確認に加え，使用条件下においてポンプがキャビテーションを起こさないことを確認するため，NPSH の評価を行った。
なお，評価においては，接続口側の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の有効 NPSH が必要
NPSH を十分に上回るように，上流側の（淡水貯水池に近い側の）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転条件を設定した。
3.1 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第 54 条第 1 項対応の場合＜接続口側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第54 条第 1 項対応の場合の必要流量（45m3/h）及び吐出圧力（0.74MPa）を満足する 2400rpmとする。
54-6-5

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図4

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）NPSH

2400rpm において，必要流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の水頭に余裕
を見込み，
ｍとなる。
有効 NPSH は下記のとおり算出する。
有効 NPSH＝Ｈａ＋Ｈｎ＋Ｈｓ－Ｈｌ－ｈｓ・・・①

ここで，Ｈａ: 大気圧
Ｈｎ：上流側可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）吐出圧
Ｈｓ：吸込揚程（上流側可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）との高低差）
Ｈｌ：吸込圧損
ｈｓ：飽和蒸気圧水頭（0.8m（0.01MPa）：水源温度 40℃と想定）とする。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=
Ｈｓ=
Ｈｌ=
なお，吸込圧損を考慮したとしても，有効 NPSH が必要 NPSH を十分に上回るとなるよう，Ｈｎを設定した。
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。

54-6-6

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＜中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，接続口側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）に必要となる流量及び吐出圧力を満足する 2200rpm とする。2200rpm において，必要流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の水頭に余裕を見込み，m となる。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=Ｈｓ=Ｈｌ=
なお，淡水貯水池側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）と中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の設置高さに 30m 程度差があることにより，淡水貯水池側 可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）の運転条件を特別に定めなくても中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の有効 NPSH は十分に大きくなる。よって，評価においては保守的にＨｎ=とした。
この時，有効 NPSH（m）＞必要 NPSH（m）となることから，ポンプはキャビテー
ションを起こすことなく運転することが可能である。
＜淡水貯水池側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）に必要となる流量及び吐出圧力を満足する 2200rpm とする。2200rpm において，必要流量を確保するた
めの NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の必要 NPSH 曲線では流量が小さく確認できない領域である
ため，保守的に 2200rpm の曲線での最低記載値を採用しm とする。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=Ｈｓ=Ｈｌ=
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。
なお，大容量送水車（海水取水用）から直接，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）へ送水す
る場合については，大容量送水車（海水取水用）の吐出圧が可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吸込口に加わることにより，上記 NPSH 評価のうち吸込揚程が，淡水貯水池から取水する
場合よりも大きくなることから，淡水貯水池から取水する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の NPSH 評価に包絡される。

54-6-7

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3.2 燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応の場合＜接続口側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）第54 条第 2 項対応の場合の必要流量（46m3/h）及び吐出圧力（1.26MPa）を満足する 2800rpmとする。
2800rpm において，必要流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の水頭に余裕
を見込み，
ｍとなる。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=
Ｈｓ=
Ｈｌ=
なお，吸込圧損を考慮したとしても，有効 NPSH が必要 NPSH を十分に上回るとなるよう，Ｈｎを設定した。
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。
＜中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，接続口側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）に必要となる流量及び吐出圧力を満足する 2200rpm とする。2200rpm において，必要流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の水頭に余裕を見込み，m となる。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=Ｈｓ=Ｈｌ=
なお，淡水貯水池側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）と中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の設置高さに 30m 程度差があることにより，淡水貯水池側 可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）の運転条件を特別に定めなくても中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の有効 NPSH は十分に大きくなる。よって，評価においては保守的にＨｎ=とした。
この時，有効 NPSH（m）＞必要 NPSH（m）となることから，ポンプはキャビテー
ションを起こすことなく運転することが可能である。
＜淡水貯水池側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）に必要となる流量及び吐出圧力を満足する 2200rpm とする。2200rpm において，必要流量を確保するた
めの NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の必要 NPSH 曲線では流量が小さく確認できない領域である
54-6-8

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ため，保守的に 2200rpm の曲線での最低記載値を採用しm とする。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=Ｈｓ=Ｈｌ=
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。
なお，大容量送水車（海水取水用）から直接，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）へ送水す
る場合については，大容量送水車（海水取水用）の吐出圧が可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吸込口に加わることにより，上記 NPSH 評価のうち吸込揚程が，淡水貯水池から取水する
場合よりも大きくなることから，淡水貯水池から取水する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の NPSH 評価に包絡される。
3.3 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 1 項対応の場合＜接続口側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54条第 1 項対応の場合の必要流量（45m3/h）及び吐出圧力（0.46MPa）を満足する 2200rpm とする。
2200rpm において，必要流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の水頭に余裕
を見込み，
ｍとなる。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=
Ｈｓ=
Ｈｌ=
なお，吸込圧損を考慮したとしても，有効 NPSH が必要 NPSH を十分に上回るとなるよう，Ｈｎを設定した。
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。
＜中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，接続口側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）に必要となる流量及び吐出圧力を満足する 2200rpm とする。2200rpm において，必要流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の水頭に余裕を見込み，m となる。

54-6-9

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。

①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=Ｈｓ=Ｈｌ=
なお，淡水貯水池側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）と中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の設置高さに 30m 程度差があることにより，淡水貯水池側 可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）の運転条件を特別に定めなくても中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の有効 NPSH は十分に大きくなる。よって，評価においては保守的にＨｎ=とした。
この時，有効 NPSH（m）＞必要 NPSH（m）となることから，ポンプはキャビテー
ションを起こすことなく運転することが可能である。
＜淡水貯水池側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）に必要となる流量及び吐出圧力を満足する 2200rpm とする。2200rpm において，必要流量を確保するた
めの NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の必要 NPSH 曲線では流量が小さく確認できない領域である
ため，保守的に 2200rpm の曲線での最低記載値を採用しm とする。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=Ｈｓ=Ｈｌ=
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。
なお，大容量送水車（海水取水用）から直接，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）へ送水す
る場合については，大容量送水車（海水取水用）の吐出圧が可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吸込口に加わることにより，上記 NPSH 評価のうち吸込揚程が，淡水貯水池から取水する
場合よりも大きくなることから，淡水貯水池から取水する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の NPSH 評価に包絡される。
3.4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54 条第 2 項対応の場合
本評価については，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の容量設定根拠にて行う。
4. 最高使用圧力 2.0MPa
燃料プール代替注水系に必要となる可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吐出圧力は 1.29MPa
以上であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いた注水先への注水シナリオのうち，吐出圧力が最大となるのは格納容器下部注水系（可搬型）にて要求される吐出圧力（1.67MPa）
54-6-10

であり，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用圧力は 1.67MPa を上回る圧力として2.0MPa とする。
5. 最高使用温度 60℃
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の最高使用温度は，水源である淡水の温度が常温程度であるため，60℃とする。
6. 原動機出力 100kW/台
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の原動機については，必要な性能（消防法に基づく技術上の規格）を発揮する出力を有するものとして 100kW とする。

54-6-11

名称

可搬型代替注水ポンプ（A-1級）
3

容量m /h/台147（注1），（168（注2））

吐出圧力MPa[gage]

1.95（注1），（0.85（注2））

最高使用圧力MPa[gage]

2.0

最高使用温度

℃

60

原動機出力

kW/台

146

機器仕様に関する注記

注 1：要求値を示す
注 2：規格値を示す【設 定 根 拠】
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，重大事故等時に以下の機能を有する。
燃料プール代替注水系として使用する可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，想定事故 1,
想定事故 2 において想定する使用済燃料プールの水位の低下があった場合でも，使用済燃料
プール内燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するために必要な注水流量を有する設計とする（以下「第 54 条第 1 項対応」という）。
また,使用済燃料プールからの大量の水の漏えい等により使用済燃料プールの水位が維持できない場合でも，使用済燃料に直接スプレイすることで，燃料損傷を緩和するとともに，環境への放射性物質放出を可能な限り低減するために必要な容量を有する設計とする（以下「第 54 条第 2 項対応」という）。
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）
第 54 条第 2 項対応の場合の条件が最も保守的であり，図 5 の通り，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）を１セット１台及び可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を１セット 3 台使用する。

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）

可搬型代替注水
ポンプ（A-1級）
6号及び7号炉へ

淡水貯水池

図5

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）

燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）によるスプレイ
系統概要図54-6-12

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1. 容量 147m3/h（注 1）／168m3/h（注 2）
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の容量の要求値は，補足説明資料「使用済燃料プール(SFP)
スプレイ設備の冷却能力について」(54-6-18～33)で説明されている，常設スプレイヘッダを使用する場合の 147m3/h 以上とする。
なお，可搬搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される 168m3/h 以上を容量の公称値とする。
2. 吐出圧力 1.95MPa（注 1）／0.85MPa（注 2）
燃料プール代替注水系で使用する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の吐出圧力は，
静水頭，ホース直接敷設の圧損，ホース湾曲による影響，機器及び配管・弁類圧損を基に設定する。
6 号及び 7 号炉の複数あるホース敷設ルートのうち，使用するホース直線敷設の圧損，ホース湾曲による影響，機器及び配管・弁類圧損等を考慮した結果，最も保守的となる，を使用する場合の必要吐出圧力を代表として以下に示す。
【7 号炉 SFP 接続口（北）の場合】
静水頭 約
MPa
ホース圧損 約
MPa ※1
ホース湾曲による影響 約
MPa ※1
機器及び配管・弁類圧損 約MPa――――――――――――
合 計 約 1.95MPa※1：ホースについては保守的な想定で評価したものである。
湾曲の評価については 54-6-34,35 参照。
なお，詳細設計においては，作業性及び他設備との干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲でホースの敷設場所を適切に選定する。
以上より，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の吐出圧力の要求値は，約 1.95MPa 以上とする。
なお，可搬搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は消防法に基づく技術上の規格を満足するものを採用していることから，その規格上要求される性能である 0.85MPa 以上を吐出圧力の公称値とする。
図 6 に示すとおり，可搬搬型代替注水ポンプ（A-1 級）は，回転数を変更することで，容量及び吐出圧力の要求値を満足することが可能である。
54-6-13

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図6

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）性能曲線

3.NPSH 評価
上記の吐出圧力の確認に加え，使用条件下においてポンプがキャビテーションを起こさないことを確認するため，NPSH の評価を行った。
なお，評価においては，接続口側の可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の有効 NPSH が必要
NPSH を上回るように，上流側の（淡水貯水池に近い側の）可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転条件を設定した。
＜接続口側 可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）＞
図 6 より，ポンプの必要回転数は，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）第 54条第 2 項対応の場合の必要流量（147m3/h）及び吐出圧力（1.95MPa）を満足する 3600rpm とする。

54-6-14

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図7

可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）NPSH

3600rpm において，必要流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 7 の水頭に余裕
を見込み，
ｍとなる。
有効 NPSH は下記のとおり算出する。
有効 NPSH＝Ｈａ＋Ｈｎ＋Ｈｓ－Ｈｌ－ｈｓ・・・①

ここで，Ｈａ: 大気圧
Ｈｎ：上流側可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）吐出圧
Ｈｓ：吸込揚程（上流側可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）との高低差）
Ｈｌ：吸込圧損
ｈｓ：飽和蒸気圧水頭（0.8m（0.01MPa）：水源温度 40℃と想定）とする。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH は
となる。
Ｈｎ=
Ｈｓ=
Ｈｌ=
なお，吸込圧損を考慮したとしても，有効 NPSH が必要 NPSH を十分に上回るとなるよう，Ｈｎを設定した。
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビ
テーションを起こすことなく運転することが可能である。
54-6-15

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＜中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，接続口側 可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）に必要となる流量及び吐出圧力を満足する 2800rpm とする。2800rpm において，必要流量を確保するための NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の水頭に余裕を見込み，m となる。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=
Ｈｓ=
Ｈｌ=
なお，吸込圧損を考慮したとしても，有効 NPSH が必要 NPSH を十分に上回るとなるよう，Ｈｎを設定した。
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。
＜淡水貯水池側 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）＞
図 3 より，ポンプの必要回転数は，中継用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）に必要となる流量及び吐出圧力を満足する 2800rpm となる。2800rpm において，必要流量を確保するた
めの NPSH（必要 NPSH）は，図 4 の水頭に余裕を見込み，ｍとなる。
①式に以下の値を代入し，有効 NPSH を算出すると有効 NPSH はm となる。
Ｈｎ=Ｈｓ=Ｈｌ=
この時，有効 NPSH（ｍ）＞必要 NPSH（ｍ）となることから，ポンプはキャビテーションを起こすことなく運転することが可能である。
なお，大容量送水車（海水取水用）から直接，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）へ送水す
る場合については，大容量送水車（海水取水用）の吐出圧が可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吸込口に加わることにより，上記 NPSH 評価のうち吸込揚程が，淡水貯水池から取水する
場合よりも大きくなることから，淡水貯水池から取水する場合の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の NPSH 評価に包絡される。
4. 最高使用圧力 2.0MPa
燃料プール代替注水系に必要となる可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の吐出圧力は 1.95MPa以上であり，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の最高使用圧力は 1.95MPa を上回る圧力として 2.0MPa とする。

54-6-16

5. 最高使用温度 60℃
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の最高使用温度は，水源である淡水の温度が常温程度であるため，60℃とする。
6. 原動機出力 146kW/台
可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）の原動機については，必要な性能（消防法に基づく技術上の規格）を発揮する出力を有するものとして 146kW とする。

54-6-17

使用済燃料プール（SFP）スプレイ設備の冷却能力について
1．概要
SFP スプレイ設備の冷却能力は，SFP 水位が維持できない状態における燃料損傷の緩和を目的として，SFP 内燃料集合体の崩壊熱量を除去可能なスプレイ水量を確保する設計とする。
可搬型スプレイヘッダ及び常設スプレイヘッダの冷却能力は下記の設計方針により決定する。
（1）可搬型スプレイヘッダ
・SFP 内燃料集合体の崩壊熱量を水の潜熱及び顕熱によって除去可能な流量を確保
・NEI 06-12 の可搬型スプレイヘッダの必要スプレイ流量を満足すること・スプレイヘッダ１台で，SFP 内の全燃料集合体に対しスプレイ水を散布可能な放水範囲※１を確保※1 ：可搬型スプレイヘッダの必要スプレイ量は，事故後の現場状況に対する柔軟なスプレイヘッ
ダ配置を可能とするため，評価基準として，燃料集合体とスプレイヘッダ配置から定まるス
プレイ分布でなく，燃料全体へ散布可能な放水範囲を判断基準に用いる。

（2）常設スプレイヘッダ
・必要スプレイ流量として，SFP 内燃料集合体の崩壊熱量を水の潜熱及び顕熱によって除去可能な流量を確保・冷却に寄与するスプレイ流量は，燃料ラック内に入るスプレイ水のみとする
・スプレイ分布は，燃料集合体とスプレイヘッダ配置から定まるスプレイ分布として，取出し直後の燃料集合体を 2 炉心分※２保管可能なエリアを確保※2 ：発電用原子炉から全燃料（1 炉心分）を取出し，市松状に配置可能なことを考慮し，2 炉心分のエリアを確保54-6-18

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2.

可搬型スプレイヘッダの冷却能力（1）必要スプレイ量の評価
a．評価条件・ SFP 内の冷却水が流出して使用済燃料が全露出している状態を想定する。
・ 使用済燃料の崩壊熱量をスプレイ水により冷却できるスプレイ流量を算出する。
・ スプレイ水の顕熱は 40℃～100℃で 251.6kJ/kg(1980 年 JSME 蒸気表)・ スプレイ水の蒸発潜熱は 100℃,大気圧で 2256.9kJ/kg(1980 年 JSME 蒸気表)
・ 水の比容積は 40℃で 0.00100781m3/kg
・ 燃料集合体の熱出力（1～5 号炉）：
・ 燃料集合体の熱出力（6 号及び 7 号炉）：
b．SFP 内の合計崩壊熱量
SFP 内の総崩壊熱量として,6 号炉の評価結果を表 1 に,7 号炉の評価結果を表 2 に示す。また,SFP 内の合計崩壊熱量は下記のとおりとなる。
・6 号炉：12.039MW・7 号炉：12.062MW

54-6-19

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表1

取出
号炉

６

７

５

４

３

２

１

燃料取出直後の SFP 内燃料集合体の崩壊熱量（6 号炉）
照射期間
冷却時間
燃料体数
合計崩壊熱
[体]
[MW]
サイクル
時間 [s]
サイクル
時間 [s]
５
1.84×108３
1.29×108４
1.47×108３
1.29×1088
５
1.84×10２
8.57×1078
４
1.47×10２
8.57×1078
５
1.84×10１
4.37×1078
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
３
1.10×10０
8.64×1058２
7.36×10０
8.64×1058
１
3.68×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×105
合計
3202
12.03954-6-20

備考―

号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）―

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表2

取出
号炉

７

６

５

４

３

２

１

燃料取出直後の SFP 内燃料集合体の崩壊熱量（7 号炉）
照射期間
冷却時間
燃料体数
合計崩壊熱
[体]
[MW]
サイクル
時間 [s]
サイクル
時間 [s]
５
1.84×108３
1.29×108４
1.47×108３
1.29×1088
５
1.84×10２
8.57×1078
４
1.47×10２
8.57×1078
５
1.84×10１
4.37×1078
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
３
1.10×10０
8.64×1058２
7.36×10０
8.64×1058
１
3.68×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×1058
５
1.84×10１
4.37×1058
４
1.47×10１
4.37×1058
５
1.84×10０
8.64×1058
４
1.47×10０
8.64×105
合計
3236
12.06254-6-21

備考―

号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）―

c．必要スプレイ流量の評価式
SFP 内燃料体の崩壊熱をスプレイ水の気化熱によって取り除くために必要なスプレイ
流量 V1（m3/h）は，SFP 内燃料体の崩壊熱 Q による SFP 水の蒸散量に等しいとして,以下の式を用いて算出した。
V1＝Q÷（Hsh＋Hlh）×m×3600
Q ：SFP 内燃料集合体の合計崩壊熱[kW]Hsh ：水の顕熱（40℃～100℃）[kJ/kg]
Hlh ：飽和水の蒸発潜熱[kJ/kg]m：水の比容積[m3/kg]

d．評価結果
表 3 6 号及び 7 号炉の崩壊熱相当スプレイ流量
想定崩壊熱

崩壊熱相当スプレイ流量

6 号炉 全炉心燃料取出し後

17.412m3/h

7 号炉 全炉心燃料取出し後

17.446m3/he．まとめ
SFP の熱負荷が最大となるような組み合わせで使用済燃料を貯蔵した場合に，当該の使用済燃料の崩壊熱除去に必要なスプレイ流量は 6 号炉で 17.412m3/h,7 号炉で17.446m3/h である。
柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉において設置する，可搬型スプレイヘッダ 2 台により,上記流量及び NEI106-12 で要求されるスプレイ流量（200gpm≒46m3/h）を確保することで,上記
スプレイ流量を，満足することが可能である。
以上より,必要スプレイ流量は保守側の 46 m3/h 以上とする。

54-6-22

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（2）必要スプレイ流量に対する放水範囲について
a．可搬型スプレイヘッダの放水試験
下記放水条件で放水試験により，図 5 に示すスプレイ分布を満足することを確認している。
・放水角度（仰角）：30°・旋回角度：±40°・流量：800L/min（48m3/h）
・スプレイヘッダ元圧：0.5MPa
・試験時間：60sec
・φ210 ㎜の測定容器を並べ，放水量を確認

図8

可搬型スプレイヘッダの放水範囲

b．使用済燃料プールへの放水範囲
放水試験結果から，6 号及び 7 号炉では，通常時，SFP 周辺にスロッシング防止用の柵（高さ約 1m），燃料交換機が配置されているため，可搬型スプレイヘッダは図 9 及び図10 に示すように 2 箇所からスプレイすることで可搬型スプレイヘッダ１台により SFP 内の燃料集合体全てに対しスプレイすることが可能となる。

54-6-23

図9

可搬型スプレイヘッダのスプレイ範囲（南面からスプレイする場合）

図 10

可搬型スプレイヘッダのスプレイ範囲（北面からスプレイする場合）

54-6-24

（5）SFP からの漏えい時における遮蔽水位を確保可能な時間について
SFP からの漏えい時において，可搬型スプレイヘッダを配置する場合， SFP 周辺線量率が 10mSv/h 以下を満足するために必要な遮蔽水位（通常水位‐2.1m）までの水位低下時間とスプレイヘッダを配置する時間の関係を整理した。
通常水位から遮蔽水位までの SFP からの水位低下量は，6 号炉：481m3，7 号炉：489m3 である。
ここで，SFP からの漏えい量を 200gpm（46m3/h）とした場合，遮蔽水位到達までの時間は，
6 号炉：10.5 時間，7 号炉：10.6 時間となり，約 10 時間となる。一方で，原子炉建屋１階
から SFP のある原子炉建屋 4 階まで仮設ホースを配置する時間は，訓練実績として約 30 分
であることから，十分な時間的な余裕のある対応が可能である。

54-6-25

3. 常設スプレイヘッダの冷却能力（1）前提条件①燃料プールの状態
SFP は，燃料集合体の総発熱量が最大で保有水量が最小となるプールゲート閉の状態とする。また，SFP 内の崩壊熱量は，停止時最大として，発電用原子炉から全燃料（1 炉心分）を取出した直後で，号炉間輸送分を含めて全燃料ラックに燃料集合体を保管している状態を仮定し算出する。
②燃料集合体の配置
SFP 内の燃料集合体を取出し直後の燃料を配置する「高温燃料域」，号炉間輸送分を含めたその他の 1 サイクル以上冷却された燃料を配置する「低温燃料域」の 2 つのエリアに分け，「高温燃料域」は取出し直後の燃料を分散配置（市松配置）が可能な様に 2 炉心以上のエリアを確保する。
③燃料集合体の冷却期間
SFP 内の崩壊熱は，1 体当りの発熱量で定義し，高温燃料域は取出し直後の最大の崩壊
熱の燃料集合体で満たされ，低温燃料域は１サイクル冷却された燃料の最大の崩壊熱の燃料集合体で満たされているとする。
④必要スプレイ流量・単位面積当たりの必要スプレイ流量「高温燃料域」及び「低温燃料域」に対する崩壊熱を除去可能な単位面積当たりのスプレイ流量を確保する。
・必要スプレイ流量
必要スプレイ流量は，燃料ラック内に入るスプレイ流量とし，実機スケールの実証試
験により，燃料配置に応じた単位面積当たりの必要スプレイ流量を満足する流量を測定する。
（SFP 外へ漏れるスプレイ流量や，燃料ラック外表面に付着したスプレイ水による燃料ラックを介した伝熱，SFP 内部を冷却することによる輻射伝熱等は，崩壊熱の除去に寄与しないとする。
）
なお，本設備は可搬型の注水ポンプを使用することから，実際のスプレイ流量にばらつきが生じることが想定される。そこで，必要スプレイ流量に一定の設計範囲を設け，スプレイ流量にばらつきが生じた場合においても，一定のスプレイ分布を維持可能な設計とする。

54-6-26

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（2）SFP 内の崩壊熱量
a．評価条件・崩壊熱計算：May-Witt を使用
・１炉心取出しまでの期間：10 日間
・定期検査期間：70 日
・運転期間：426 日
・不確定性：May-Witt の不確定性として 10%を考慮
・最大照射期間：5 サイクル（1.84×108 秒）
・燃料集合体の熱出力（1～5 号炉）：
・燃料集合体の熱出力（6 号及び 7 号炉）：
b．評価結果
SFP 内の崩壊熱量として，6 号炉の評価結果を表 4 に，7 号炉の評価結果を表 5 に示す。
6 号及び 7 号炉の高温燃料域及び低温燃料域の燃料集合体 1 体当りの最大の崩壊熱量は，照射時間及び冷却時間に依存し，下記のとおり 6 号及び 7 号炉で同じ値となる。
・高温燃料域：・低温燃料域：

54-6-27

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表4
取出
号炉

６

７

５

４

３

２

１

サイクル
５
４
５
４
５
４
５
４
３
２
１
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４

照射期間
時間 [s]
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.10×108
7.36×108
3.68×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108

燃料取出直後の SFP 内燃料集合体の崩壊熱量（6 号炉）

サイクル
３
３
２
２
１
１
０
０
０
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０

冷却時間
時間 [s]
1.29×108
1.29×108
8.57×107
8.57×107
4.37×107
4.37×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105

燃料体数[体]

1 体当りの崩壊熱[MW／体]

備考―

号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）

54-6-28

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表5
取出
号炉

７

６

５

４

３

２

１

サイクル
５
４
５
４
５
４
５
４
３
２
１
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４
５
４

照射期間
時間 [s]
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.10×108
7.36×108
3.68×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108
1.84×108
1.47×108

燃料取出直後の SFP 内燃料集合体の崩壊熱量（7 号炉）

サイクル
３
３
２
２
１
１
０
０
０
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０
１
１
０
０

冷却時間
時間 [s]
1.29×108
1.29×108
8.57×107
8.57×107
4.37×107
4.37×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105
4.37×105
4.37×105
8.64×105
8.64×105

燃料体数[体]

1 体当りの崩壊熱[MW／体]

備考―

号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）号炉間輸送分
（1050 日冷却後）

54-6-29

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（3）単位面積当たりの必要スプレイ流量
a．評価方法
単位面積当たりの必要スプレイ流量は下記の評価条件に基づき，崩壊熱をスプレイ水により冷却可能な単位面積当たりのスプレイ流量を算出する。
・SFP 内の燃料集合体は全露出している状態を想定
・崩壊熱の除熱効果は，スプレイ水の顕熱冷却及び蒸発潜熱冷却のみを期待
・高温燃料域及び低温燃料域の崩壊熱量をスプレイ水により冷却できる単位面積当たりのスプレイ流量を算出
b．評価条件・スプレイ水の温度は保守的に 40℃と想定
・水の顕熱は 40℃～100℃で 251.6kJ/kg（1980 年 JSME 蒸気表）
・水の蒸発潜熱は 100℃，大気圧で 2256.9kJ/kg（1980 年 JSME 蒸気表）
・水の比容積は 40℃で 0.00100781m3/kg（1980 年 JSME 蒸気表）
・6 号及び 7 号炉のチャンネルボックスの面積は・SFP 面積は 6 号炉：，7 号炉：

c．評価式
単位面積当たりの必要スプレイ流量[m3/h/m2]は，以下の計算式を用いて評価を行う。
高温燃料域： VAH＝QH÷（Hsh＋Hlh）×m×3600÷Ach

低温燃料域： VAL＝QL÷（Hsh＋Hlh）×m×3600÷Ach

QH ：高温燃料の１体当りの最大崩壊熱[kW／体]QL ：低温燃料の１体当りの最大崩壊熱[kW／体]Hsh ：水の顕熱（40℃～100℃）[kJ/kg]
Hlh ：飽和水の蒸発潜熱[kJ/kg]m：水の比容積[m3/kg]

Ach ：チャンネルボックス１本当りの面積[m2／本]
d．評価結果
表66 号及び 7 号炉の単位面積当たりの必要スプレイ流量
単位面積当たりの必要スプレイ流量

高温燃料域（取出し直後）
低温燃料域（1 サイクル冷却後）

54-6-30

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（4）必要スプレイ流量a．測定方法
試験設備は，基準として床面を燃料頂部の高さと仮定し，実機寸法を模擬して図 11 のようにポンプ，流量計，流量調整弁，ヘッダ管，ノズルを設置した。また，足場とブルーシートにより SFP プール壁面を模擬することで，実機 SFP と同様のスプレイ状態で試験可能な考慮を実施した。

図 11 試験設備概要図

b．測定条件・スプレイ時間：2min
・測定容器開口面積：318 ㎜×318 ㎜

c．判定基準表7

スプレイ実証試験の判定基準

単位面積当たりの必要スプレイ流量

必要スプレイ範囲

高温燃料域

2 炉心以上の燃料

低温燃料域

全ての燃料

54-6-31d．測定結果①スプレイ状態の確認
試験のスプレイ状態について，スプレイ前の状況を図 12，スプレイ状態の状況を図13 に示す。
図 13 のスプレイ状態から，スプレイヘッダの複数のノズルからのスプレイ水は互いに衝突等の干渉がなく燃料域上部に均質に広がることが確認できる。

図 12 スプレイ前の状況（スプレイ量：0m3/h）

図 13

スプレイ状態の試験状況（スプレイ量：132m3/h）

54-6-32

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②必要スプレイ流量の測定結果
6 号炉の実証試験結果を表 8 に，7 号炉の実証試験結果を表 9 に示す。
6 号及び７号炉ともに，単位面積当たりの必要スプレイ流量を満足する高温燃料域を 2
炉心以上確保し，全てのエリアに対し低温燃料域の単位面積当たりの必要スプレイ流量を満足することが可能である。
また，必要スプレイ流量は，下記の範囲で上記単位面積当たりのスプレイ量を満足するスプレイ分布を一定に保つことが可能である。なお，7 号炉のスプレイ分布と燃料配置を示す。
・スプレイ流量：2200～2450L/min（132～147m3/h）

表8

スプレイ実証試験結果（6 号炉）

単位面積当たりの必要スプレイ流量

必要スプレイ範囲

高温燃料域

2.36 炉心分

低温燃料域

全燃料ラック
表9

スプレイ実証試験結果（7 号炉）

単位面積当たりの必要スプレイ流量

必要スプレイ範囲

高温燃料域

2.34 炉心分

低温燃料域

全燃料ラック

図 14

使用済燃料プールスプレイ時のスプレイ分布
54-6-33

ホースの湾曲による圧力損失に対する考え方について
消防用ホースの圧力損失の評価については，実際に配備するホースのメーカが様々であること，また，今後のホース調達先や年式等の種別による個体差等を考慮し，最も一般的な仕様である，『新・消防機器便覧「消防水力学」（東京消防庁監修，東京消防機器研究会編著）』における理論値を使用する。
消防用ホースの湾曲による圧力損失への影響について

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)

1 湾曲（90°）が 4 回発
生した場合

図 15

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)想定される消防ホースの引き回しパターン（イメージ）＜1 湾曲（90°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×v2/（2g）〇損失係数 fc
ホースの湾曲による損失係数は新・消防機器便覧に記載されている曲率半径1000mm における 90°湾曲時の損失係数である
fc=0.068･･･ (ⅰ)
を引用する。
〇流速 v
v=Q/A
・Q=流量について
流量は各使用条件に合わせた値を用いて評価を行う。
ここでは，例示として， 90［m3/h］の場合の計算を示す。
ホース 2 線で送水した場合，1 線あたり 45[m3/h]＝0.75[m3/min]となる。
・A＝管路の断面積について
A＝πr2 であることから，75A のホースを使用した場合を想定すると,
r=0.038［m］となる。よって，A=0.00454[m2]54-6-34

・流速 v=Q/A より
v=165.1982[m/min]= 2.7533[m/s] ･･･(ⅱ)
〇上記(ⅰ)(ⅱ)より，１湾曲（90°）あたりの圧力損失を求める。
hc＝fc×v2/(2g)より，重力加速度 9.8[m/s2]を用いて
hc＝0.068×(2.75332/(2×9.8))×3＝0.079[m]54-6-35

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名

称

燃料プール冷却浄化系

個数

基

容量（設計熱交換量）

MW/基

機器仕様に関する注記

熱交換器

2
約 1.9(注 1，2)
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
燃料プール冷却浄化系熱交換器は，設計基準対象施設が有する使用済燃料プールの除熱機能が喪失した場合においても，代替原子炉補機冷却系の熱交換器ユニットから供給される冷却水を通水することにより，使用済燃料プールに保管されている燃料の崩壊熱を除去できる設計とする。
この場合，燃料プール冷却浄化系はポンプ 1 台で運転し，熱交換器 1 基に冷却水を通水することで除熱を行う設計とする。
1.容量の設定根拠
設計基準対象施設としての熱交換量は，海水温度が 30℃，使用済燃料プール水温が52℃の場合において熱交換器 1 基あたり約 1.9MW であるが，重大事故等対処設備として使用する場合における熱交換量は，使用済燃料プール水温が約 77℃，燃料プール冷
却浄化系熱交換器への通水流量が燃料プール側の流量約 125m3/h，代替原子炉補機冷
却系側の流量約 110m3/h の場合において約 2.6MW である。設計基準対象施設として想定する条件での必要伝熱面積は 6 号炉約m2，7 号炉約m2 に対し，重大事故等対処設備として想定する条件での必要伝熱面積は 6 号炉約m2，7 号炉約m2 となる
ため，燃料プール冷却浄化系熱交換器の設計熱交換量は設計基準対象施設としての熱交換量約 1.9MW とする。

54-6-36

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名

称

熱交換器ユニット（その 1）

個数

式

容量（設計熱交換量）

MW/式

最高使用圧力3
約 23

MPa[gage] 淡水側

最高使用温度

℃

伝熱面積

m2/式

機器仕様に関する注記

淡水側

1.37 ／

海水側

1.4

70 又は 90／海水側

80 又は 50

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
熱交換器ユニット（その 1）は，重大事故等時の原子炉補機冷却系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
熱交換器ユニット（その 1）は 3 式設置し，熱交換器ユニット内に熱交換器 2 基を設置する。
1.個数，容量の設定根拠
熱交換器ユニット（その 1）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止
48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を 2 基の熱交換器で除去する容量として，約 23MW/式とする。
なお，熱交換器ユニット（その 1）の容量を上記のように設定することで，有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」のシナリオにおいて事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いて残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を行った場合，有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）代替循環冷却系を使用する
場合」のシナリオにおいて事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉圧
力容器への注水及び格納容器スプレイの同時運転を行った場合，又は有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のシナリオにおいて事故発生 20.5
時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器スプレ
イの同時運転を行った場合に，同時に代替原子炉補機冷却系を用いて燃料プール
冷却浄化系による使用済燃料プールの冷却を行った場合の冷却効果が確認されている。

54-6-37

2.最高使用圧力の設定根拠
2.1 淡水側
熱交換器ユニット（その 1）の淡水側の最高使用圧力は，原子炉補機冷却系の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa[gage]とする。
2.2 海水側
熱交換器ユニット（その 1）の海水側の最高使用圧力は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の締切揚程を考慮し，1.4MPa[gage]とする。
3.最高使用温度の設定根拠
3.1 淡水側
熱交換器ユニット（その 1）出口の最高使用温度は，冷却水の供給温度を考慮
し，70℃とする。熱交換器ユニット（その 1）入口の最高使用温度は冷却水の戻り温度を考慮し，90℃とする。
3.2 海水側
熱交換器ユニット（その 1）出口の最高使用温度は，海水の戻り温度を考慮
し，80℃とする。熱交換器ユニット（その 1）入口の最高使用温度は，原子炉補機冷却海水系に合わせ，50℃とする。

4.

伝熱面積の設定根拠
熱交換器ユニット（その 1）に設置される熱交換器 1 基当たりの必要伝熱面積
は，下記のように求める。
4.1 交換熱量
Ｑ＝C1・Wa・ρ1 ・(Ta1-Ta2)∴Ta1＝65.3
Ｑ＝C2・Wb・ρ2 ・(Tb1-Tb2)∴Tb1＝54.0
Ｑ ：熱交換器ユニット除熱能力
Wa ：淡水側流量
Wb ：海水側流量
Ta1 ：熱交換器ユニット淡水側入口温度
Ta2 ：熱交換器ユニット淡水側出口温度
Tb2 ：熱交換器ユニット海水側入口温度
Tb1 ：熱交換器ユニット海水側出口温度
ρ1 ：密度（淡水）ρ2 ：密度（海水）C1 ：比熱（淡水）C2 ：比熱（海水）54-6-38＝23.0MW（82,800,000 kJ/h）＝600m3/h＝840m3/h＝32.0℃＝30.0℃＝990.1kg/m3＝1017kg/m3＝4.18kJ/kg・K＝4.03kJ/kg・K

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4.2 対数平均温度差⊿t＝{(Ta1-Tb2)-(Ta2-Tb1)}／ln{(Ta1-Tb2)／(Ta2-Tb1)}＝5.38K⊿t ：対数平均温度差

4.3 伝熱係数
Uc ＝kW/(m2・K)

4.4 必要伝熱面積
Ａr ＝Ｑ／⊿t／Uc＝23000／5.38／
Ａｒ

／2

＝

m2 ≒

＝

m2

m2

：熱交換器の必要伝熱面積

熱交換器 2 基の必要伝熱面積は，×2

以上より，熱交換器ユニット（その 1）の伝熱面積は，約54-6-39m2/式とする。

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名

称

熱交換器ユニット（その 2）

個数式容量（設計熱交換量）

MW/式

最高使用圧力最高使用温度
伝熱面積

1
約 23

MPa[gage] 淡水側 1.37 ／
℃

淡水側

海水側

70 又は 90

／

1.4
海水側

80 又は 402

m /式

機器仕様に関する注記

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
熱交換器ユニット（その 2）は，重大事故等時の原子炉補機冷却系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
熱交換器ユニット（その 2）は 1 式設置し，熱交換器ユニット内に熱交換器 2 基を設置する。
1.個数，容量の設定根拠
熱交換器ユニット（その 2）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止
48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を 2 基の熱交換器で除去する容量として，約23MW/式とする。
なお，熱交換器ユニット（その 2）の容量を上記のように設定することで，有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」のシナリオにおいて事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いて残留熱除去系によるサプ
レッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を行った場合，有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）代替循環冷却系を使用する場合」のシナリオにおいて事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び格納容器スプレイの同時運転を行った場合，又は有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のシナリオにおいて事故発生 20.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納
容器スプレイの同時運転を行った場合に，同時に代替原子炉補機冷却系を用いて燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの冷却を行った場合の冷却効果が確認されている。

54-6-40

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2.最高使用圧力の設定根拠
2.1 淡水側
熱交換器ユニット（その 2）の淡水側の最高使用圧力は，原子炉補機冷却系の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa[gage]とする。
2.2 海水側
熱交換器ユニット（その 2）の海水側の最高使用圧力は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の最高使用圧力以上とし，1.4MPa[gage]とする。
3.最高使用温度の設定根拠
3.1 淡水側
熱交換器ユニット（その 2）出口の最高使用温度は，冷却水の供給温度を考慮
し，70℃とする。熱交換器ユニット（その 2）入口の最高使用温度は冷却水の戻り温度を考慮し，90℃とする。
3.2 海水側
熱交換器ユニット（その 2）出口及び入口の最高使用温度は，海水の戻り温度及び海水の供給温度を考慮し，出口 80℃，入口 40℃とする。
4.伝熱面積の設定根拠(1) 必要伝熱面積
熱交換器ユニット（その 2）に設置される熱交換器１基当たりの必要伝熱面積
は，設計熱交換量 11.61MW/基を満足するための性能計算で求められる
m2/基
とする。
必要伝熱面積は，設計熱交換量，伝熱板熱通過率及び高温側と低温側の温度差の平均値である対数平均温度差を用いて下記のように求める。

＝11.602×106 (＝11.61MW)＝

Ｑ ：設計熱交換量（W）
Ｋｏ ：伝熱板熱通過率（W/(m2･K)）

ΔＴ ：対数平均温度差（K）＝8.60（引用文献：「伝熱工学資料 改訂第 4 版」（1986 年 日本機械学会））熱交換器 2 基の必要伝熱面積は，

×2

＝

m2

以上より，熱交換器ユニット（その 2）の伝熱面積は，約54-6-41m2/式とする。

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なお，設計基準事故対処設備である残留熱除去系，原子炉補機冷却系，原子炉補機冷却海水系を使用した場合の，残留熱除去系熱交換器における交換熱量については，以下の条件において，約 8.2MW である。
・管側（サプレッション・プール水）流量：954m3/h（残留熱除去系定格流量）・胴側（原子炉補機冷却水）流量：1200m3/h
・管側（サプレッション・プール水）入口温度：52℃
・海水温度
：30℃
・(参考)原子炉補機冷却水系熱交換器伝熱面積：m2

上記で示した設計基準事故対処設備の交換熱量に対し，重大事故等対処設備である代
替原子炉補機冷却系を使用した場合の，残留熱除去系熱交換器における交換熱量については，以下の条件において，約 6.5MW である。
・管側（サプレッション・プール水）流量：954m3/h（残留熱除去系定格流量）・胴側（代替原子炉補機冷却水）流量：約 600m3/h
・管側（サプレッション・プール水）入口温度：52℃
・海水温度
：30℃
・（参考）熱交換器ユニット伝熱面積：約54-6-42m2

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名

称

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）

個数

台

2

3

容量

m /h/台300 以上（注 1）（300（注 2））

全揚程

m以上（注 1）（75（注 2））

最高使用圧力MPa[gage]

1.37

最高使用温度
原動機出力

℃
kW/台

70

機器仕様に関する注記

以上（注 1）（110（注 2））
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）は，重大事故等時の原子炉補機冷却系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）は 2 台設置する。
1.個数，容量の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を 600m3/hとし，容量 300 m3/h のポンプを 2 台設置する。
なお，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）の容量を上記のように設定することで，有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」のシナリオにおいて事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いて残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を行った場合，有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）代替循環冷却系を使用する場合」のシナリオにおいて事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び格納容器スプレイの同時運転を行った場合，又は有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のシナリオにおいて事故発生 20.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器スプレイの同時運転を行った場合に，同時に代替原子炉補機冷却系を用いて燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの冷却を行った場合の冷却効果が確認されている。
2.揚程の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）の揚程は，本系統が閉ループとなっていることから下記を考慮する。
【6 号炉のケース】
配管・機器圧力損失 ： 約m
上記から，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）の揚程は 75m とする。

3.最高使用圧力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）の最高使用圧力は，熱交換器ユニット（その 1）の最高使用圧力 1.37MPa[gage]とする。
54-6-43

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4.最高使用温度の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）の最高使用温度は，冷却水の戻り温度を考慮し，70℃とする。
5.原動機出力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）（容量 300m3/h）の必要軸動力は，以下のとおり約
kW となる。
P=10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）=10^(-3)×1,000×9.80665×（（300/3,600）×75）/（
=
kW
≒
kW

/100)

P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝300
H ： ポンプ揚程（m） ＝75（図 15 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝ （図 15 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））
以上より，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）の原動機出力は 110kW/台とする。

図 16

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 1）性能曲線

54-6-44

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名

称

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）

個数

台

容量

m3/h/台600 以上（注 1）（600（注 2））

全揚程

m以上（注 1）（75（注 2））

最高使用圧力MPa[gage]

1.37

最高使用温度
原動機出力

℃
kW/台

70

機器仕様に関する注記

1以上（注 1）（200（注 2））
注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）は，重大事故等時の原子炉補機冷却系機能喪失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）は 1 台設置する。
1.個数，容量の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を 600m3/hとし，容量 600 m3/h のポンプを 1 台設置する。
なお，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）の容量を上記のように設定することで，有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」のシナリオにおいて事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いて残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を行った場合，有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）代替循環冷却系を使用する場合」のシナリオにおいて事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水及び格納容器スプレイの同時運転を行った場合，又は有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のシナリオにおいて事故発生 20.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器スプレイの同時運転を行った場合に，同時に代替原子炉補機冷却系を用いて燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの冷却を行った場合の冷却効果が確認されている。
2.揚程の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）の揚程は，本系統が閉ループとなっていることから下記を考慮する。
【6 号炉のケース】
配管・機器圧力損失 ： 約m
上記から，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）の揚程は 75m とする。

3.最高使用圧力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）の最高使用圧力は，熱交換器ユニット（その 2）の最高使用圧力に合わせ，1.37MPa[gage]とする。

54-6-45

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4.最高使用温度の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）の最高使用温度は，熱交換器ユニット（その 2）出口の最高使用温度に合わせて，70℃とする。
5.原動機出力の設定根拠
代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）（容量 600m3/h）の必要軸動力は，以下のとおり約
kW となる。
P=10^(-3)×ρ×g×（（Q／3,600）×H）／（η／100）=10^(-3)×1,000×9.80665×（（600/3,600）×75）/（
=
kW
≒
kW

/100)

P ： 必要軸動力（kW）
ρ ： 流体の密度（kg/m3） ＝1,000g ： 重力加速度（m/s2） ＝9.80665
Q ： ポンプ容量（m3/h） ＝600
H ： ポンプ揚程（m） ＝75（図 16 参照）
η ： ポンプ効率（％）＝約 （図 16 参照）（参考文献：「ターボポンプ用語」（JIS B 0131-2002））
以上より，代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）の原動機出力は 200kW/台とする。

図 17

代替原子炉補機冷却水ポンプ（その 2）性能曲線

54-6-46

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名称

大容量送水車（熱交換器ユニット用）
3

容量

m /h

840 以上（注 1）（900（注 2））

吐出圧力

MPa[gage]

0.47 以上（注 1）（1.25（注 2））

最高使用圧力MPa[gage]

1.3

最高使用温度

℃

60

原動機出力

kW/個

機器仕様に関する注記

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設定根拠】
大容量送水車（熱交換器ユニット用）は，重大事故等時の原子炉補機冷却系機能喪
失時に，残留熱除去系熱交換器の冷却を行うため設置する。
1.容量の設定根拠
大容量送水車（熱交換器ユニット用）の容量は，保守性を有した評価による原子炉停止 48 時間経過後の崩壊熱（約 23MW）を除去するために必要な流量を 840m3/hとし，900m3/h とする。
なお，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の容量を上記のように設定することで，有効性評価「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」のシナリオにおいて事故発生 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いて残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を行った場合，有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）代替循環冷却系を使用する場合」のシナリオにおいて事故発生 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器スプレイの同時運転を行った場合，又は有効性評価「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」のシナリオにおいて事故発生 20.5 時間
後に代替循環冷却系による原子炉格納容器下部への注水及び格納容器スプレイの同時運転を行った場合に，同時に代替原子炉補機冷却系を用いて燃料プール冷却
浄化系による使用済燃料プールの冷却を行った場合の冷却効果が確認されている。

2.吐出圧力の設定根拠
大容量送水車（熱交換器ユニット用）の吐出圧力は，下記を考慮する。
（6 号炉）①熱交換器ユニット内の圧力損失 ： 約
MPa②ホース直接敷設の圧損： 約MPa③ホース湾曲の影響： 約
MPa④機器類の圧力損失： 約MPa①～④の合計： 約
MPa54-6-47

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（7 号炉）①熱交換器ユニット内の圧力損失 ： 約
MPa②ホース直接敷設の圧損： 約MPa③ホース湾曲の影響： 約
MPa④機器類の圧力損失： 約MPa①～④の合計： 約
MPa
上記から，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の必要吐出圧力は 0.47MPa[gage]
以上とし，1.25MPa[gage]とする。

図 18

大容量送水車（熱交換器ユニット用）送水ポンプ性能曲線

上記の必要吐出圧力の確認に加え，使用条件下においてポンプがキャビテーションを起こさないことを確認した。
〈大容量送水車の NPSH 評価〉
大容量送水車（熱交換器ユニット用）は,取水路に投入した取水ポンプにより,取水される海水を送水ポンプを用いて送水する構造となっている。使用状態での各機器の54-6-48

配置イメージを図 19 に示す。この場合における海面は，通常時の平均海面では送水
ポンプの約 13.4m 下位，津波時の引き波と干潮との重畳を考慮した海面では送水ポン
プの約 17.2m 下位となる。また，取水ポンプは，キャビテーションの発生を防止するために，海面から 0.5m 以上水没させて使用する必要がある。
これを踏まえ，取水ポンプの吐出部のホースの長さが 23m であることから，ホースを最も伸ばした状態で取水ポンプを海中に設置する。これにより，海面が最も低い状態になった場合（大容量送水車から約 17.2m 下位）でも，ポンプ位置を調整することなく海水を取水することが可能である。
上記の設置状況に基づき，必要流量 840 m3/h を確保した場合における揚程である
31m に対し，必要揚程が約 19m であること，また，取水ポンプの吐出部のホース長が23m であるのに対し，最も海面が低い状態になった場合の高低差が約 17.2m であることから，吐出部のホースを最も伸ばした状態で取水ポンプを設置することにより，設
置高さを調整することなく，必要な揚程を確保することが可能である。

↑

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

熱交換器ユニットへ

T.M.S.L 12m

必要揚程 約19m

約17.2m

約13.4m

送水ポンプ

T.M.S.L 0.26m
取水ポンプ運転必要
最低水位約0.5m

T.M.S.L -3.5m

取水ポンプ

↑

（通常時の平均海面）

図 19

↑

（引き波及び干潮時）

大容量送水車（熱交換器ユニット用）概要図

3.最高使用圧力の設定根拠
大容量送水車（熱交換器ユニット用）の最高使用圧力は，ホースの最高使用圧力と同等の 1.3MPa[gage]とする。
54-6-49

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。

4.最高使用温度の設定根拠
大容量送水車（熱交換器ユニット用）の最高使用温度は，海水温度 30℃の余裕を考慮し，60℃とする。
5.原動機出力の設定根拠
原動機出力は，定格流量点 (
動力を考慮し，kW とする。

) での軸

54-6-50

ホースの湾曲による圧力損失に対する考え方について
消防用ホースの圧力損失の評価については，実際に配備するホースのメーカが様々であること，また，今後のホース調達先や年式等の種別による個体差等を考慮し，最も一般的な仕様である，『新・消防機器便覧「消防水力学」（東京消防庁監修，東京消防機器研究会編著）』における理論値を使用する。
消防用ホースの湾曲による圧力損失への影響について

１湾曲（45°）が 2 回発生した場合１湾曲（90°）が 3 回発生した場合図 20想定される消防ホースの引き回しパターン（イメージ）＜１湾曲（90°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×v2/（2g）〇損失係数 fc
ホースの湾曲による損失係数は新・消防機器便覧に記載されている曲率半径1000mm における 90°湾曲時の損失係数である
fc=0.068･･･(ⅰ)
を引用する。
54-6-51

〇流速 v
v=Q/A
・Q=流量について
大容量送水車流量は，840m3/h である。

・A=管路の断面積について
A＝πr2 であることから，r=管内径/2 となり，管内径 0.295m より,
r=0.1475。よって，A=0.06834[m2]・流速 v=Q/A より
v=204.8581[m/min]= 3.415[m/s] ･･･(ⅱ)
〇上記(ⅰ)(ⅱ)より，１湾曲（90°）あたりの圧力損失を求める。
hc＝fc×v2/(2g)より，重力加速度 9.8[m/s2]を用いて
hc＝0.068×(3.4152/(2×9.8))＝0.04046[m]54-6-52

・使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）（1）設置目的
使用済燃料プールの水位，水温について，使用済燃料プールに係る重大事故等
により変動する可能性のある範囲にわたり監視するため，使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA 広域）を設置する。
（2）設備概要
使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の検出信号は，熱電対からの起電力を，中央制御室の指示部にて温度信号に変換する処理を行った後，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）を中央制御室に指示し，記録する。（図 21 「使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の概略構成図」参
照）
中央制御室
熱電対
（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 21

使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の概略構成図

54-6-53

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）は，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備の機能を有しており，T.M.S.L.20180mm から 15 箇所に設置した液相及び気相の熱電対からの起電力を，中央制御室の指示部にて水位信号へ変換する処理を行った後，中央制御室に指示し，記録する。気相と液相の差温度を確認することにより間接的に水位を監視することができる。（図 22 「使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の概略構成図」参照）
中央制御室
指

示

指

示

記

録

熱電対
（注 1）

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 22

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の概略構成図（3）計測範囲
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の仕様を表 10 に，計測範囲を表11 に示す。
表10
名

称

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA広域）の仕様
種

類

計

測

範

囲

個

数

取 付 個 所

6 号炉：T.M.S.L.20180～

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA 広域）

熱電対

31170mm

6 号炉：17 号炉： T.M.S.L.20180～（検出点 14 箇所）

原子炉建屋

31123mm

7 号炉：1

地上 4 階

6 号炉：0～150℃（検出点 14 箇所）

7 号炉：0～150℃

54-6-54

表 11

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲
設計基準事故時*1

名

称

計測範囲
通常運転時*1

重大事故等時*1

関する考え方（運転時の異常な過渡変化時を含む）

炉心損傷前

炉心損傷後

T.M.S.L.31395mm
T.M.S.L.20180～

T.M.S.L.31395mm

31170mm（6 号炉）（6 号炉）

使用済燃料

T.M.S.L.20180～

T.M.S.L.31390mm

貯蔵プール

31123mm（7 号炉）（7 号炉）

計測範囲の設定に重大事故等により変動
通常水位から-1.2m(T.M.S.L.30195mm)（6 号炉）

する可能性のある使用（6 号炉）

T.M.S.L.31390mm

済燃料プール上部から通常水位から-1.2m(T.M.S.L.30190mm)（7 号炉）

底部近傍までの範囲に（7 号炉）（通常水位付近）

わたり水位を監視可能。

水位・温度
重大事故等により変動（SA 広域）する可能性のある使用
0～150℃

52℃以下

最大値：66℃

最大値：100℃
済燃料プールの温度を監視可能。

＊1：プラントの状態の定義は，以下のとおり。
・

通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の発電用原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。

・

運転時の異常な過渡変化時：発電用原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。

・

設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は稀であるが，発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。

・

重大事故等時：発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。

54-6-55

・使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）（1）設置目的
使用済燃料プールの水位について，使用済燃料プールに係る重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり監視するため，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）を設置する。
（2）設備概要
使用済燃料貯蔵プール温度（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール温度（SA）の検出信号は，熱電対からの起電力を，中央制御室の指示部にて温度信号に変換する処理を行った後，使用済燃料貯蔵
プール温度（SA）を中央制御室に指示し，記録する。
使用済燃料貯蔵プール水位（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，T.M.S.L.23420mm（6 号炉），T.M.S.L.23373mm（7 号炉）から 9 箇所に設置した液相及び気相の熱電対からの起電力を，中央制御室の指示部にて水位信号へ変換する処理を行った後，中央制御室に指示し，記録する。気相と液相の差温度を確認することにより間接的に水位を監視することができる。（図 23「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の概略構成図」参照）
中央制御室
熱電対
（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 23

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の概略構成図

54-6-56

（3）計測範囲
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の仕様を表 12 に，計測範囲を表 13に示す。
表12 使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の仕様
名

称

種

類

計

測

範

囲

個

数

取 付 個 所

6 号炉： T.M.S.L.23420～

使用済燃料貯蔵プール
水位・温度（SA）

熱電対

30420mm

6 号炉：17 号炉： T.M.S.L.23373～（検出点 8 箇所）

原子炉建屋

30373mm

7 号炉：1

地上 4 階

6 号炉：0～150℃（検出点 8 箇所）

7 号炉：0～150℃

表 13

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲
設計基準事故時*1

名

称

計測範囲
通常運転時*1

重大事故等時*1

関する考え方（運転時の異常な過渡変化時を含む）

計測範囲の設定に

炉心損傷前

炉心損傷後
重大事故等により変動

T.M.S.L.31395mm
T.M.S.L.23420～

T.M.S.L.31395mm

通常水位から-1.2m(T.M.S.L.30195mm)

する可能性のある使用（6 号炉）

済燃料プール上部から通常水位から-1.2m(T.M.S.L.30190mm)

使用済燃料貯蔵ラック（7 号炉）

上端近傍までの範囲に（6 号炉）
30420mm（6 号炉）（6 号炉）
T.M.S.L.31390mm

使用済燃料

T.M.S.L.23373～

T.M.S.L.31390mm（7 号炉）

貯蔵プール

30373mm（7号炉）（7 号炉）（通常水位付近）

水位・温度

わたり水位を監視可能。

（SA）

重大事故等により変動する可能性のある使用
0～150℃

52℃以下

最大値：66℃

最大値：100℃
済燃料プールの温度を監視可能。

＊1：プラントの状態の定義は，以下のとおり。
・

通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の発電用原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。

・

運転時の異常な過渡変化時：発電用原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。

・

設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は稀であるが，発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
重大事故等時：発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。

54-6-57

・使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（1）設置目的
使用済燃料プール上部の空間線量率について，使用済燃料プールに係る重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり監視するため，使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）を設置する。
（2）設備概要
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタは，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの検出信号は，使用済燃料プールエ
リアの放射線量率を電離箱を用いて電流信号として検出する。検出した電流信号を前置増幅器で増幅し，中央制御室の指示部にて放射線量率信号に変換する処理を行った後，放射線量率を中央制御室に指示し，記録する。（図 24 「使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの概略構成図」参照）

中央制御室
電離箱

前置増幅器
指

示

指

示

記

録

（注 1）

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置

設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図 24

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの概略構成図

54-6-58

（3）計測範囲
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの仕様を表 14 に，計測範囲を表 15 に示す。
表14
名

称

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ）

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの仕様

種

類

電離箱
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（低レンジ）

表 15

電離箱

計

測

範

囲

個

数

取 付 個 所

6 号炉：101～108mSv/h

6 号炉：1

原子炉建屋

7 号炉：101～108mSv/h

7 号炉：1

地上 4 階-26 号炉：10 ～10 mSv/h

6 号炉：1

原子炉建屋

7 号炉：10-3～104mSv/h

7 号炉：1

地上 4 階5

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの計測範囲
プラントの状態＊1 と予想変動範囲
設計基準事故時*1

名

称

計測範囲
通常運転時

*1

重大事故等時*1

関する考え方（運転時の異常な過渡変化時を含む）

計測範囲の設定に

炉心損傷前

炉心損傷後

101～108mSv/h（6 号炉）
重大事故時における使用
使用済燃料

101～108mSv/h

貯蔵プール（7 号炉）

済燃料プールの変動する－
放射線10-2～105mSv/h

モニタ（6 号炉）－-1

1.0×10 mSv/h 以下

範囲（5×10-2～107mSv/h）
について放射線量率を監視可能である。

10-3～104mSv/h（7 号炉）＊1：プラントの状態の定義は，以下のとおり。
・ 通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の発電用原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・ 運転時の異常な過渡変化時：発電用原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・ 設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は稀であるが，発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・ 重大事故等時：発電用原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，発電用原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。

54-6-5954-7
接続図

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。

図1

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)

第 54 条第 1 項対応 屋外接続図(淡水貯水池)
54-7-1

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図2

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
第 54 条第 1 項対応 屋外接続図(防火水槽)
54-7-2

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図3

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)

第 54 条第 2 項対応 屋外接続図(淡水貯水池)
54-7-3

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図4

燃料プール代替注水系(可搬スプレイヘッダ)

第 54 条第 2 項対応 屋外接続図(防火水槽)
54-7-4

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図5

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
6 号炉

屋内接続図(1/3)
54-7-5

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図6

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
6 号炉

屋内配置図(2/3)
54-7-6

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図7

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
6 号炉

屋内配置図(3/3)
54-7-7

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図8

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
7 号炉

屋内配置図(1/3)
54-7-8

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図9

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
7 号炉

屋内配置図(2/3)
54-7-9

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図 10

燃料プール代替注水系(可搬型スプレイヘッダ)
7 号炉

屋内配置図(3/3)
54-7-10

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図 11

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)

第 54 条第 1 項対応 屋外接続図(淡水貯水池)
54-7-11

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図 12

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)

第 54 条第 1 項対応 屋外接続図(防火水槽)
54-7-12

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図 13

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)

第 54 条第 2 項対応 屋外接続図(淡水貯水池)
54-7-13

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図 14

燃料プール代替注水系(常設スプレイヘッダ)

第 54 条第 2 項対応 屋外接続図(防火水槽)
54-7-14

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図 15

代替原子炉補機冷却系（可搬設備）接続図
54-7-15

54-8
保管場所図

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図1

保管場所図(位置的分散)
54-8-1

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図2

保管場所図(機器配置)(1/2)
54-8-2

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図3

保管場所図(機器配置)(2/2)
54-8-3

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図4

6 号炉

可搬型スプレイヘッダ・ホースの保管場所(1/2)
54-8-4

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図5

6 号炉

可搬型スプレイヘッダ・ホースの保管場所(2/2)
54-8-5

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図6

7 号炉

可搬型スプレイヘッダ・ホースの保管場所(1/2)
54-8-6

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図7

7 号炉

可搬型スプレイヘッダ・ホースの保管場所(2/2)

54-8-7

54-9
アクセスルート図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。

図1

図2

保管場所及びアクセスルート図（屋外）

地震・津波発生時のアクセスルート図（屋外）54-9-1

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図3

図4

森林火災発生時のアクセスルート図（屋外）

中央交差点が通行不能時のアクセスルート図（屋外）54-9-2

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図5

屋内アクセスルート図（1/8）

54-9-3

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図6

屋内アクセスルート図（2/8）

54-9-4

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図7

屋内アクセスルート図（3/8）

54-9-5

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図8

屋内アクセスルート図（4/8）

54-9-6

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図9

屋内アクセスルート図（5/8）

54-9-7

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図 10

屋内アクセスルート図（6/8）

54-9-8

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図 11

屋内アクセスルート図（7/8）
54-9-9

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図 12

屋内アクセスルート図（8/8）
54-9-10

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図 13 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（1/14）
54-9-11

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図 14 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（2/14）

54-9-12

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図 15 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（3/14）

54-9-13

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図 16 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（4/14）

54-9-14

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図 17 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（5/14）

54-9-15

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図 18 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（6/14）

54-9-16

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図 19 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（7/14）

54-9-17

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図 20 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（8/14）

54-9-18

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図 21 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（9/14）

54-9-19

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図 22 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（10/14）

54-9-20

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図 23 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（11/14）

54-9-21

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。

図 24 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（12/14）

54-9-22

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。

図 25 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（13/14）

54-9-23

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。

図 26 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置へのアクセスルート図（14/14）

54-9-24

54-10その他の燃料プール代替注水設備について

設備概要（自主対策設備を含む）
想定事故 1 及び想定事故 2 において想定する使用済燃料プールの水位の低下があった場合において使用済燃料プール内燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するための設備として，設計基準対処施設，重大事故等対処設備，自主対策設備に分類し，表 1 にまとめた。以下に，各設備について設備概要を示す。
表1

各系統の位置付けNo.

系統

設計基準対象施設

重大事故等対処設備

自主対策設備1

燃料プール冷却浄化系

〇

―

―

2

残留熱除去系（燃料プール冷却モード）

〇

―

―

5

燃料プール代替注水系

―

〇

―

6

消火系による燃料プール注水

―

―

〇

（1）燃料プール冷却浄化系【設計基準対象施設】
燃料プール冷却浄化系の系統概要を図 1 に示す。
燃料プール冷却浄化系は，燃料プール冷却浄化系ポンプ 2 台，熱交換器 2 基，ろ過脱塩器 2 基，スキマサージタンク 2 基及び配管･弁類･計測制御機器より構成され，以下のプロセスにより使用済燃料プールの冷却機能を担う。
① プール水はスキマせきと波よけ溝からサージタンクへ流れ込み，ポンプにより加圧される。
② プール水中の種々の不純物を，ろ過脱塩器に保持されたイオン交換樹脂により連続ろ過脱塩して除去する。
③ プール水温度を熱交換器により所定の温度以下に維持する。
④ 熱交換器を出たプール水は燃料プールの戻りディフューザを通してプールに戻される。

（2）残留熱除去系（燃料プール冷却モード）【設計基準対象施設】
残留熱除去系（燃料プール冷却モード）の系統概要を図 2 に示す。
残留熱除去系（燃料プール冷却モード）は，設計上の交換燃料より多くの燃料が発電用原子炉からプールに取り出される場合，燃料プール冷却浄化系の熱交換器の熱除去量を超える崩壊熱が生じるため，残留熱除去系ポンプ，熱交換器を用いて燃料プー
ル冷却浄化系によるプール冷却を補助し，燃料プールを所定の温度以下に保つ。

54-10-1

図1

燃料プール冷却浄化系

系統概要（6 号炉の例）

54-10-2

図2

残留熱除去系（燃料プール冷却モード）

系統概要（6 号炉の例）（3）燃料プール代替注水系【重大事故等対処設備】
燃料プール代替注水系の系統概要を補足説明資料 54-4-2 に示す。
①

燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）は，設計基準対象施設である残留熱除去系（燃料プール冷却モード）及び燃料プール冷却浄化系の有する使用済燃料プールの冷却機能喪失又は残留熱除去系ポンプによる使用済
燃料プールへの補給機能が喪失し，又は使用済燃料プールに接続する配管の破損等により使用済燃料プール水の小規模な漏えいにより使用済燃料プールの水位が低下した場合に，使用済燃料プール内燃料体等を冷却し，臨界の防止及び放射線の遮蔽を目的として設置するものである。
また，大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損
傷の進行緩和，及び臨界の防止を目的として設置するものである。なお，燃料損傷時には使用済燃料プール内燃料体等の上部全面にスプレイすることによりできる限り環境への放射性物質の放出を低減する。
本系統は，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）及び（A-2 級），計測制御装置，及び水源である防火水槽，淡水貯水池，若しくは海水，流路であるホース，
可搬型スプレイヘッダ，注入先である使用済燃料プール等から構成される。

②

燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）は，設計基準対象施設である残留熱除去系（燃料プール冷却モード）及び燃料プール冷却浄化系の有する使用済燃料プールの冷却機能喪失又は残留熱除去系ポンプによる使用済燃料プールへの補給機能が喪失し，又は使用済燃料プールに接続する配管の破損等により使用済燃料プール水の小規模な漏えいにより使用済燃料プールの水位が低下した場合に，使用済燃料プール内燃料体等を冷却し，臨界の防止
及び放射線の遮蔽を目的として設置するものである。なお，燃料損傷時には54-10-3

使用済燃料プール内燃料体等の上部全面にスプレイすることによりできる限
り環境への放射性物質の放出を低減する。
また，大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合において，使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損
傷の進行緩和，及び臨界の防止を目的として設置するものである。
本系統は，可搬型代替注水ポンプ（A-1 級）及び（A-2 級），計測制御装置，及び水源である防火水槽，淡水貯水池，若しくは海水，流路である燃料プール代替注水系配管，常設スプレイヘッダ，注入先である使用済燃料プール等から構成される。

（4）消火系による燃料プール注水【自主対策設備】
消火系による燃料プール注水の設備概要を図 3 に示す。
消火系による使用済燃料プールへの注水は，想定事故 1 及び想定事故 2 において想定する使用済燃料プールの水位の低下があった場合において使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止するため，ディーゼル駆動消火ポンプ等を用い，全交流電源が喪失した場合でも，高台に配備した代替交流電源設備
からの給電により，中央制御室から遠隔で弁操作し，ろ過水タンクを水源として，消火系配管，復水補給水系配管及び残留熱除去系配管を経由して使用済燃料プールへ注
水し，使用済燃料プール内の燃料体等を冷却し，放射線を遮蔽し，及び臨界を防止する機能を有する。

54-10-4

MO

使用済燃料貯蔵プール

スキマ
サージ
タンク

U43-F065

ろ過水ﾀﾝｸ

G41-F033
U43-F064
ＤＤ消火ﾎﾟﾝﾌﾟ

G41-F023

MO

MO

E11-F015

E11-F014A

MO

MO

P13-F067

P13-F066

MO

RCCV

E11-F014B

FDW(A)ﾗｲﾝ

Ｋ６
ＣＳＰ

MO

ＲＰＶ

MO
E11-F032A
E11-F005A
MO
MO

MUWC(A)

E11-F032B
E11-F005B
MUWC(B)
S/C

MUWC(C)

図3

消火系による燃料プール注水

54-10-5

系統概要（6 号炉の例）

54-11

使用済燃料プール監視設備

1． 使用済燃料プールの監視設備について使用済燃料プールの温度，水位及びプール上部の空間線量率を監視する検出器の計測結果の指示又は表示及び記録する計測装置を設置する。使用済燃料貯蔵プ
ール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）及び使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）は，重大事故等時に変動する
可能性のある範囲にわたり監視することを目的として設置する。
また，使用済燃料貯蔵プール監視カメラは，重大事故等時の使用済燃料プールの状態を監視するために設置する。
なお，全交流動力電源喪失した場合でも，代替電源設備からの給電を可能とし，中央制御室で監視可能な設計とする。
2． 設備概要について
2.1 使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）(1)水位計測について
使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）は，設計基準対象施設及び重大事故等対処
設備の機能を有しており，T.M.S.L.20180mm から 15 箇所に設置した液相及び気相の熱電対からの起電力を，中央制御室の指示部にて水位信号へ変換する処理を行った後，中央制御室に指示し，記録する。気相と液相の差温度を確認することにより間接的に水位を監視することができる。
（図 1 「使用済燃料貯蔵プール水位（SA広域）の概略構成図」参照）
中央制御室
指

示

指

示

記

録

熱電対
（注 1）

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図1

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の概略構成図

54-11-1

（設備仕様）計 測 範 囲 ： 6 号炉

T.M.S.L.20180 ～ 31170mm（液相）
T.M.S.L.31575mm（気相）
7 号炉 T.M.S.L.20180 ～ 31123mm（液相）
T.M.S.L.31575mm（気相）個
数 ： 6 号炉 1 個
7 号炉 1 個
設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階

54-11-2

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）は第五十四条第１項で要求される想定事
故（第 37 条解釈 3-1(a)想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇
し，蒸発により水位が低下する事故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故））及び第五十四条第２項で要求される使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下する事故を考慮し，使用済燃料プール
底部近傍（6 号炉:T.M.S.L.20180mm，7 号炉：T.M.S.L.20180mm）から使用済燃料プール上端近傍（6 号炉：T.M.S.L.31170mm，7 号炉：T.M.S.L.31123mm）を計測範囲とする。
（図 3 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の計測範囲（6 号炉）」
及び図 4 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の計測範囲（7 号炉）」参照）(2)温度計測について
使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）は，設計基準対象施設及び重大事故等対処
設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の検出信号は，熱電対からの起電力を，中央制御室の指示部にて温度信号に変換する処理を行った後，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）を中央制御室に指示し，記録する。
（図 2 「使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の概略構成図」参照）

中央制御室
熱電対
（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図2

使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）の概略構成図

54-11-3

（設備仕様）計 測 範 囲 ： 6 号炉
7 号炉

0～150℃
0～150℃個

数 ： 6 号炉 1 個（検出点 14 箇所）
7 号炉 1 個（検出点 14 箇所）
設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階

なお，第五十四条第 1 項で要求される想定事故は第 37 条解釈 3-1(a)想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事
故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故）であり，水位が低下した場合の最低水位（有効性評価：使用済燃料プール水浄化冷却系配管が破断した場合の水 位（6 号炉：
T.M.S.L.30195mm，7 号炉：T.M.S.L.30190mm）においても温度計測できる設置位置とする。また，第五十四条第 2 項で要求される使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下する事故においても温度計測ができる設置位置とする。
（図 3 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図（6 号炉）」及び図 4 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図（７号炉）」参照）●：熱電対
T.M.S.L.31700

単位：mm

T.M.S.L.31575

T.M.S.L.31395（通常水位）
T.M.S.L.30983（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.31170

T.M.S.L.30195（想定事故1，2における
最低水位）

計測
範囲

T.M.S.L.24420
使用済燃料
貯蔵ラック
T.M.S.L.20180
T.M.S.L.19880（底部）

図3

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図（6 号炉）

54-11-4

●：熱電対T.M.S.L.31700

単位：mm
T.M.S.L.31390（通常水位）

T.M.S.L.31575

T.M.S.L.30890（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.31123

T.M.S.L.30190（想定事故1，2における
最低水位）

計測
範囲

T.M.S.L.24373
使用済燃料
貯蔵ラック
T.M.S.L.20180
T.M.S.L.19880（底部）

図 4 使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）の概略構成図（7 号炉）

54-11-5

2.2 使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）(1)水位計測について
使用済燃料貯蔵プール水位（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，
T.M.S.L.23420mm（6 号炉），T.M.S.L.23373mm（7 号炉）から 9 箇所に設置した液相及び気相の熱電対からの起電力を，中央制御室の指示部にて水位信号へ変換する処理を行った後，中央制御室に指示し，記録する。気相と液相の差温度を確認することにより間接的に水位を監視することができる。
（図 5 「使用済燃料貯蔵プール水位（SA）の概略構成図」参照）

中央制御室
熱電対
（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図5

使用済燃料貯蔵プール水位（SA）の概略構成図（設備仕様）
計 測 範 囲

：

6 号炉
7 号炉

個

数

T.M.S.L.23420 ～ 30420mm（液相）
T.M.S.L.31575mm（気相）
T.M.S.L.23373 ～ 30373mm（液相）
T.M.S.L.33700mm（気相）：

6 号炉 1 個
7 号炉 1 個
設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階
使用済燃料貯蔵プール水位（SA）は，第五十四条第 1 項で要求される想定事故（第37 条解釈 3-1(a)想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故））及び第五十四条第 2 項
54-11-6

で要求される使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下する事故を考慮し，使用済燃料貯蔵ラック上端付近（6 号炉：T.M.S.L.23420mm，7 号炉：T.M.S.L.23373mm）から使用済燃料プー
ル上端付近（6 号炉：T.M.S.L.30420mm，7 号炉：T.M.S.L.30373mm）を計測範囲とする。
（図 7 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲（6 号炉）」及
び図 8 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲（7 号炉）」参照）

54-11-7

(2)温度計測について
使用済燃料貯蔵プール温度（SA）は，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール温度（SA）の検出信号は，熱電対からの起電力を，中央制御室の指示部にて温度信号に変換する処理を行った後，使用済燃料貯蔵プール温度（SA）を中央制御室に指示し，記録する。
（図 6 「使用済燃料貯蔵プール温度（SA）の概略構成図」参照）
中央制御室
熱電対
（注 1）

指

示

記

録

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図6

使用済燃料貯蔵プール温度（SA）の概略構成図（設備仕様）
計 測 範 囲 ： 6 号炉
7 号炉

0～150℃
0～150℃個

数 ： 6 号炉 1 個（検出点 8 箇所）
7 号炉 1 個（検出点 8 箇所）
設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階

なお，第五十四条第 1 項で要求される想定事故は第 37 条解釈 3-1(a)想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事
故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故）であり，水位が低下した場合の最低水位（有効性評価：使用済燃料プール水浄化冷却系配管が破断した場合の水位（ 6 号炉：
T.M.S.L.30195mm，7 号炉：T.M.S.L.30190mm）においても温度計測できる設置位置とする。また，第五十四条第２項で要求される使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下する事故においても温度計測ができる設置位置とする。
（図 7 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の概略構成図（6 号炉）」及び図 8 「使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の概略構成図（7 号炉）」参照）
54-11-8単位：mm●：熱電対

T.M.S.L.31700
T.M.S.L.31575

T.M.S.L.31395（通常水位）
T.M.S.L.30983（サイフォンブレーク孔）
T.M.S.L.30195（想定事故1，2における最低水位）

T.M.S.L.30420

計測
範囲

T.M.S.L.24420
T.M.S.L.23420

使用済燃料
貯蔵ラック

T.M.S.L.19880（底部）

図7

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲（6 号炉）
単位：mm
●：熱電対

T.M.S.L.33700

T.M.S.L.31700

T.M.S.L.31390（通常水位）
T.M.S.L.30890（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.30373
T.M.S.L.30190（想定事故1，2における
最低水位）
計測
範囲

T.M.S.L.24373
T.M.S.L.23373

使用済燃料
貯蔵ラック

T.M.S.L.19880（底部）

図8

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）の計測範囲（7 号炉）

54-11-9

2.3 使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタは，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの検出信号は，使用済燃料プールエリアの放射線量率を電離箱を用いて電流信号として検出する。検出した電流信号を前置増幅器で増幅し，中央制御室の指示部にて放射線量率信号に変換する処理を行った後，放射線量率を中央制御室に指示し，記録する。
なお，事故時においても，より広範囲の計測を可能とするため高レンジと低レン
ジの放射線モニタを設置する。
（図 9 「使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの概略
構成図」参照）
電離箱

中央制御室

前置増幅器

指

示

指

示

記

録

（注 1）

（注 2）

（注 1）記録計（注 2）緊急時対策支援システム伝送装置
設計基準対象施設
重大事故等対処設備
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備

図9

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタの概略構成図（設備仕様）（高レンジ）
計 測 範 囲 ： 6 号炉
7 号炉
個

数 ： 6 号炉
7 号炉

101～108mSv/h
101～108mSv/h
1個
1個

設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階（低レンジ）
計 測 範 囲 ： 6 号炉
7 号炉
個

数 ： 6 号炉
7 号炉

10-2～105mSv/h
10-3～104mSv/h
1個
1個

設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階

54-11-10

放射線管理用計測装置の計測範囲は，作業従事者に対する放射線防護の観点より，
原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階における線量当量率限度を考慮した設計とする。
原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階における遮蔽設計区分は，使用済燃料プール区域の遮蔽区分 C（C<0.05mSv/h）となりこれらを考慮した計測範囲とする。
計 測 範 囲の 下限 値 は上 記 設 計区 分 C の上 限 線 量当 量率 を 計測 で き る範 囲
（10-2mSv/h≦計測範囲）とする。計測範囲の上限値は，使用済燃料プール区域の遮蔽区分 C（C<0.05mSv/h）が計測可能な測定範囲であること，かつ，重大事故等時に使用済燃料プール水位の異常な低下が発生し，使用済燃料が露出した場合に想定される最大線量率を計測できる範囲（～108mSv/h）とする。（図 10 「水位と放射線線量率の関係（6 号炉）」及び図 11 「水位と放射線線量率の関係（7 号炉）」参照）

図 10

水位と放射線線量率の関係（6 号炉）

54-11-11図 11

水位と放射線線量率の関係（7 号炉）

54-11-12

2.4 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ(1)使用済燃料貯蔵プール監視カメラ
使用済燃料貯蔵プール監視カメラは，重大事故等対処設備の機能を有しており，使用済燃料プール及びその周辺の状態が確認できるよう高所に設置し，燃料貯蔵設
備に係る重大事故等時において，使用済燃料プールの状態を監視する。また，照明がない場合や蒸気雰囲気下においても使用済燃料プールの状態が監視できるよう
赤外線監視カメラである。使用済燃料貯蔵プール監視カメラの映像信号は，制御ユニットを介し中央制御室の監視モニタに表示する。（図 12 「使用済燃料貯蔵プー
ル監視カメラの概略構成図」参照）
中央制御室
赤外線カメラ
制御

表示

ユニット

（監視モニタ）

使用済燃料貯蔵プ
ール監視カメラ用
空冷装置

緊急時対策所
表示（監視モニタ）（注 1）緊急時対策所までは無線通信（注 2）本設備は全て重大事故等対処設備

図 12

使用済燃料貯蔵プール監視カメラの概略構成図（設備仕様）個
数 ： 6 号炉
7 号炉

1個
1個

設 置 場 所 ： 原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ監視範囲（図 13 「使用済燃料貯蔵プール監
視カメラの視野概略図」参照）

54-11-13

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。

図 13

使用済燃料貯蔵プール監視カメラの視野概略図(2) 使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置は，重大事故等対処設備の機能を有しており，コンプレッサー，冷却器及びホース等で構成し，燃料貯蔵設備に係る重大事故等時に使用済燃料貯蔵プール監視カメラの耐環境性向上用の空気を供給する。（図 14 「使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置の構成図」参照）

54-11-14

二次格納施設外

原子炉建屋原子炉区域（非管理区域）（管理区域）

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用
空冷装置

コンプレッサー

冷却器

使用済燃料

図 14

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置の構成図(3)蒸気雰囲気下での使用済燃料貯蔵プール監視カメラの監視性確認について
蒸気雰囲気下（沸騰したヤカンの蒸気に加え，空焚きした鍋に水を注いだ状態）と蒸気なし状態において，可視カメラと赤外線カメラの映像を比較した結果，可視カメラにおいては，蒸気雰囲気下では蒸気によるレンズの曇りによって，状態把握が困難であるが，赤外線カメラは大きな影響は見られなかったことから，赤外線カ
メラにおいては，蒸気雰囲気下でも状態監視可能である。
また，使用済燃料貯蔵プール監視カメラは耐環境性向上のため使用済燃料貯蔵プ
ール監視カメラ用空冷装置で冷却を行うが，使用済燃料貯蔵プール監視カメラが設置されている原子炉建屋原子炉区域内地上 4 階の温度は 100℃と想定されることか
ら温度差により結露の発生が考えられる。赤外線カメラのレンズ表面に結露なしの状態と，レンズ表面に結露を模擬した状態のカメラ映像を比較した結果，結露ありの場合についても結露なしの状態と変化が見られないことから，赤外線カメラにおいては，カメラのレンズ表面に結露が発生した場合にも状態監視可能である。（図15 「可視カメラと赤外線カメラの状態監視及び結露発生状態での状態監視｣参照）

54-11-15

① 可視カメラ② 赤外線カメラ③ 赤外線カメラのレンズに結露を模擬

図 15 可視カメラと赤外線カメラの状態監視及び結露発生状態での状態監視
54-11-16

3. 大量の水の漏えいその他要因により当該使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備について使用済燃料プールからの大量の水の漏えいその他の要因により当該使用済燃料
プールの水位が異常に低下する事象においては，使用済燃料プールの水位及び温度，
空間線量率による監視を継続し，水位監視を主としながら必要に応じて，使用済燃料貯蔵プール監視カメラにより使用済燃料プールの状態を監視する。
・使用済燃料プール水位の異常な低下事象時における水位監視については，使用済
燃料プール底部までの水位低下傾向を把握するため，使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）を配備する。
･使用済燃料プール水位の異常な低下事象時における空間線量率については，使用済燃料プール区域の空間線量の上昇や使用済燃料プール水の蒸散による環境状態の悪化を想定した，使用済燃料貯蔵プール放射線モニタにて空間線量率を計測する。
【水位監視】
使用済燃料プールの燃料貯蔵設備に関わる重大事故等により変動する可能性のある範囲にわたり水位監視を行う。
【温度監視】
水位監視を主として，使用済燃料貯蔵プール温度（SA 広域）にて温度監視を行う。（温度は沸騰による蒸発状態では，使用済燃料プール水の温度変化がないことから，必要に応じて監視する。）【空間線量率監視】
使用済燃料プール区域の空間線量率を把握するために線量率監視を行う。

使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備については（図 16 「使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備概略図」に示す。

54-11-17

T.M.S.L.31700
使用済燃料プール入口配管

T.M.S.L.31395（６号炉）
T.M.S.L.31390（７号炉）（通常水位）

水事
位象
低発
下生

⑥

① 【想定事故1】
冷却系及び注水系
の故障

①

②

③ ④ ⑤

② 【想定事故2】
系統配管等の破断想定事故1,2水位低下
T.M.S.L.30195（６号炉）
T.M.S.L.30190（７号炉）

使用済燃料貯蔵ラック上端
T.M.S.L.24420（６号炉）
T.M.S.L.24373（７号炉）

使用済燃料
貯蔵ラック

③ 異常な
水位低下

T.M.S.L.20180

T.M.S.L.19880：測定範囲A（水位，水温監視共に重要な範囲）：測定範囲B（水位監視が重要な範囲）①：使用済燃料貯蔵プール水位計（SA）②：使用済燃料貯蔵プール温度計（SA）③：使用済燃料貯蔵プール水位計（SA広域）④：使用済燃料貯蔵プール温度計（SA広域）⑤：使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ⑥：使用済燃料貯蔵プール監視カメラ

図 16

使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合の監視設備概略図

54-11-18

4.

使用済燃料プール監視設備の重大事故等対処設備の設計基準対象施設への影響防止対策(1) 使用済燃料プール水位
設計基準対象施設（使用済燃料貯蔵プール水位）と重大事故等対処設備（使用済燃料貯蔵プール水位（SA広域，SA））は，通常時の系統構成を変えることなく重大事故等対処設備としての系統構成ができる設計としており，設計基準
対象施設に悪影響を与えない設計とする。また，電源についても遮断器又はヒューズによって電気的な分離を実施する設計とする。
重大事故等対処設備については，現場検出器から中央制御室まで，電線管による独立したケーブルを敷設する設計とする。
(2) 使用済燃料プール温度
設計基準対象施設（使用済燃料貯蔵プール温度，燃料プール水冷却浄化系ポンプ入口温度）と重大事故等対処設備（使用済燃料貯蔵プール温度（SA広域，SA））は，通常時の系統構成を変えることなく重大事故等対処設備としての系
統構成ができる設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計とする。また，電源についても遮断器又はヒューズによって電気的な分離を実施する設計とする。
重大事故等対処設備については，現場検出器から中央制御室まで，電線管による独立したケーブルを敷設する設計とする。
(3) 使用済燃料プール上部の空間線量率
設計基準対象施設（燃料貯蔵プールエリア放射線モニタ，原子炉区域換気空調系排気放射線モニタ，燃料取替エリア排気放射線モニタ）と重大事故等対処
設備（使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ））は，通常時の系統構成を変えることなく重大事故等対処設備としての系統構成ができる設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計とする。また，電源についても遮断器又はヒューズによって電気的な分離を実施する設計とする。
重大事故等対処設備については，現場検出器から中央制御室まで，電線管による独立したケーブルを敷設する設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計とする。
これら重大事故等対処設備は，原子炉建屋原子炉区域内地上4階に設置しており，重大事故等対処設備の周辺には火災の発生源となる物は除去されており，ケーブルは電線管により敷設しており火災に伴う設計基準対象施設とは共通要因によって機能喪失しないよう考慮した設計とする。
また，当該エリアは火災の感知区域となっており感知された場合には初期消火が実施される。
重大事故等対処設備（検出器）からの信号は，微弱な電流であり重大事故等
対処設備が火災源になるとは考えられず，かつ，信号ケーブルは電線管によって独立して敷設する設計としており，設計基準対象施設に悪影響を与えない設計となっている。
電源についてもそれぞれ異なる箇所から供給しており，設計基準対象施設に対して多様性を考慮した設計とする。
54-11-19

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重大事故等対処設備は，共通要因（火災，地震，溢水）により設計基準対象
施設の安全機能と同時に機能が損なわれることがない設計とする。
（図 17「6 号炉 使用済燃料プール監視設備の配置図」及び図 18「7 号炉 使
用済燃料プール監視設備の配置図」参照。）

図 17

6 号炉

使用済燃料プール監視設備の配置図

54-11-20

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図 18

7 号炉

使用済燃料プール監視設備の配置図

54-11-21

参考資料 1
熱電対による水位計測について
1.

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の計測性能(1) 検出原理
使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）は，金属シースとヒータ線・熱電対の間に絶縁材を充てん封入したヒータ付熱電対を使用した水位計である。ヒータ
付熱電対の検出点が気中にあるときにヒータを加熱すると，熱電対が検出する
温度はヒータ加熱時間にほぼ比例して上昇する。一方，検出点が水中にあるときにヒータを加熱すると，熱電対が検出する温度はヒータ加熱開始後，数十秒で飽和する（図 1）。これは気中と水中とで熱伝達率が異なっているためである。
この特性を利用して，ヒータ加熱開始前後の熱電対の温度変化から検出点が水中にあるか気中にあるかを判定する。検出点をプールの深さ方向に複数並べる
ことによって検出点の配置間隔でプール水位を計測することができる。
ヒータ加熱開始後 30 秒以上で水中／気中を判定することが可能だが，確実に水中／気中を判定するため，ヒータ加熱時間は 60 秒とする。
また，ヒータ付熱電対は，ヒータを加熱しない状態では，通常の熱電対と同様に温度を計測することが可能である。

図1

熱電対（ヒータ付）による水位検出原理

54-11-22

(2) 事故時の計測性能の信頼性について
使用済燃料プールの重大事故等時において，プール水温の上昇に伴う沸騰による水位低下が想定される。その場合は，気相部分の熱電対が蒸気に覆われることが想定されるため，そのような状態を模擬した試験を実施している。
試験容器内に水位計を設置し，水温を 100℃まで加熱（沸騰状態）した状態か
ら水位を低下させた試験を実施している。
ヒータ付熱電対の応答性について,図 2 の点線囲みの箇所において，水位を低下させて JP2（真ん中の温度計）温度計の挙動を確認する。
JP2 温度計が水面下（水中）の場合は温度上昇すること無く水温を測定しているが,検出器が水面以上（気中）となった場合はヒータによる加熱で温度が顕著に上昇し始めることが確認されており，検出点をヒータで加熱することにより水中／気中の判定は可能であるといえる。なお，ヒータ ON による水位判定は約60 秒であり，その後ヒータ OFF することで，水中にある熱電対の指示値は，ヒータ ON 前の水温に約 60 秒で復帰する。
（図2 「高温状態の試験結果」参照。）

図2

高温状態の試験結果(3) 温度計及び水位計としての機能維持について
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）は，熱電対による温度にて水温及び水位を測定する二つの機能を持つ。
温度計に関しては液相にある 14 箇所の温度を測定することで多重性を持つ設計とする。また，ヒータ付きの熱電対であるが全ての熱電対に対して同時にヒータを使用することはないため使用済燃料プールの温度については連続して測定が可能である。
54-11-23

水位計に関しては，気相と液相の差温度を確認することにより水位を監視することができる。また，ヒータで加熱することによって熱電対の温度上昇によって熱電対が気相又は液相にあるのか判定が可能である。
ヒータ加熱によって水温測定が不可能とならないように，各熱電対に対して
順番に一定時間ヒータ ON／OFF を繰り返して実施することで，同時に水位及び温度計測が可能な設計とする（14 個の熱電対を上から交互に 2 グループに分けて，1 分間ヒータ ON を繰り返して約 7 分で 1 周させる計画）。
なお，第五十四条第 1 項で要求される想定事故（第 37 条解釈 3-1(a)想定事
故 1（冷却機能又は注水機能喪失により水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故）及び(b)想定事故 2（サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し水位が低下する事故））における水位の低下速度は表 1のとおりと想定しており，上記の計測間隔（ヒータ ON）で水位をとらえることは問題ないと考える。
表1

想定事故時における使用済燃料プールの水位低下速度
水位低下速度
7 分間での水位低下
想定事故 1
約 0.08m/h
約 10mm
想定事故 2
約 0.29m/h
約 34mm
想定事故 2
約 3.5m/h
約 409mm（配管全周破断を想定）※水位低下速度及び 7 分間での水位低下は燃料有効長冠水部以上の水位での値を示す。

54-11-24

2.

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の水位設定点について(1) 目的
使用済燃料プールの重大事故等が発生した場合に，使用済燃料貯蔵プー
ル水位（SA 広域）において使用済燃料プール底部まで 14 個の温度計（熱電対）にて使用済燃料プールの水位を検知する。
使用済燃料プールの水位検出点としては以下の目的を把握できるように検出点を設ける設計とする。
・使用済燃料プールの水位低下を早期に検知すること。
・使用済燃料プールの水位低下時にサイフォンブレーク孔が有効に機能しているか把握すること。
・使用済燃料プールの水位低下時に代替注水設備が有効に機能しているか把握すること。
・使用済燃料の露出有無（燃料損傷の可能性）を把握すること。
・使用済燃料プール底部付近の水位検知の有無を把握すること。
(2) 使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の水位設定点について
使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の各水位設定点は,検出点の単一故障や水位低下又は上昇傾向を把握可能とするため,下図（図 3「使用済燃料貯蔵プー
ル水位（SA 広域）の水位設定点（6 号炉）」及び図 4「使用済燃料貯蔵プール水
位（SA 広域）の水位設定点（7 号炉）」）のとおり設定する。

T.M.S.L.31395（通常水位）
T.M.S.L.30983

検出点
TMSL

検知目的

31575

水中にある検出器とのリファレンス用

31170

プール水位低下を早期検知

30920

サイフォンブレーク孔が有効に効いていれば，この水位まで早期低下しないため，計測可能とする

30420

上記検出点のバックアップ

29920

サイフォンブレークが停止し，13時間以内に注水が有効に実施されていればこの水位まで早期低下しないため，計測可能とする。

29420

上記検出点のバックアップ

28420

水位低下・上昇の傾向管理（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.30195（想定事故2）

使用済
制御棒

27420
T.M.S.L.24420

使用済
燃料

T.M.S.L.20360

T.M.S.L.19880

図3

同上

26420

原子力災害対策指針 全面緊急事態の判断基準のレベル

25420

使用済燃料の露出有無の確認（燃料が損傷する可能性を把握）

24420

同上

23420

同上

21420

同上

20180

プール底部付近の水位有無を把握

使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の水位設定点（6 号炉）

54-11-25

T.M.S.L.31390（通常水位）
T.M.S.L.30890

検出点
TMSL

検知目的

31575

水中にある検出器とのリファレンス用

31123

プール水位低下を早期検知

30873

サイフォンブレーク孔が有効に効いていれば，この水位まで早期低下しないため，計測可能とする

30373

上記検出点のバックアップ

29873

サイフォンブレークが停止し，13時間以内に注水が有効に実施されていればこの水位まで早期低下しないため，計測可能とする。

29373

上記検出点のバックアップ

28373

水位低下・上昇の傾向管理（サイフォンブレーク孔）

T.M.S.L.30190（想定事故2）

使用済
制御棒

27373
T.M.S.L.24373

使用済
燃料

T.M.S.L.20360

T.M.S.L.19880

同上

26373

原子力災害対策指針 全面緊急事態の判断基準のレベル

25373

使用済燃料の露出有無の確認（燃料が損傷する可能性を把握）

24373

同上

23373

同上

21373

同上

20180

プール底部付近の水位有無を把握

図 4 使用済燃料貯蔵プール水位（SA 広域）の水位設定点（7 号炉）

54-11-26

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参考資料 2
使用済燃料プール監視設備の耐環境性
1.

重大事故時における使用済燃料プール監視計器の耐環境性について
使用済燃料プールで重大事故等が発生した場合に，計器周辺の環境が高温，高湿度となる可能性を考慮し，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域），使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA），使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ），使用済燃料貯蔵プール監視カメラの機能健全性を評価する。
表1

使用済燃料プール事故時環境下での監視計器の健全性について
環境条件＊[想定変動範囲]

計器仕様

水
位
水
温

空
間
線
量

状
態
監
視

使用済燃料貯蔵 プ ー ル 水
位 ・ 温 度 （ SA
広域，SA）

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ(高レ
ンジ・低レンジ)

使用済燃料貯蔵プール監視
カメラ

評価

補

足

総合
評価

温度

100℃

～100℃

○

温度 100℃環境下での機能健全性を試験にて確認済み。

○

湿度

防水

～100%

○

使用環境にて試験を実施し機能維
持確認済。

○

放射線

－

～480Gy○検出部の構成材料が無機物で構成されているため，問題ない。

○

温度

100℃

～100℃

○

湿度

防水

～100%

○

8

温度 100℃環境下での機能健全性を試験にて確認済み。
耐環境性試験にて蒸気で機能維持確認済。
重大事故当時に想定される空間線
量率を把握できる。
耐環境性試験にて℃で機能維持確認済。雰囲気温度 100℃の環境での使用も想定し，空気による冷却等により，耐環境性向上を図
る。

○
○

放射線

～10 mSv/h
1×106Gy～480Gy

○

温度

≦50℃

～100℃

△

湿度

防水(IP65：
噴流水に対
する保護)

～100%

○

防水機能であり問題ない。

○△

重大事故当時に想定される空間線量での機能健全性を確認済み。
なお，重大事故等時の環境条件を考慮し，空冷カバー等の遮蔽効果
により，耐環境性向上を図る。

○

放射線～480Gy○○＊現時点で想定している変動範囲であり，今後見直す予定あり

表 1 より耐環境試験においても計器の監視機能は維持されており，機能の健全性に問題ない。なお，使用済燃料貯蔵プール監視カメラは耐環境試験の温度条件にて，機能健全性が確認維持されなかったことから，使用済燃料貯蔵プール監視
カメラ用空冷装置を設置し，耐環境性の向上を図る。

54-11-27

54-12

使用済燃料プールサイフォンブレーク孔の健全性について柏崎刈羽 6,7 号炉使用済燃料プールサイフォンブレーク孔の健全性について（1）配管強度への影響について
ディフューザ配管は，設計・建設規格，JSME S NC1-2005 におけるクラス３配管に該当する。クラス 3 配管への穴補強の適用の条件は PPD-3422 より，「(1)平板以外の管に設ける穴であって，穴の径が 61mm 以下で，かつ，管の内径の 4 分の 1 以下の穴を設ける場合」に該当することから，穴の補強が不要と規定されており，設計上サイフォンブレーク孔設置がディフューザ配管強度へ与える影響はない。
また，当該配管は耐震 S クラスで設計されていることから，十分な耐震性を有している。
（2）人的要因による機能阻害について
サイフォンブレーク孔は，操作や作動機構を有さない開口のみであることから，誤操作や故障により機能喪失することはない。そのため，使用済燃料プール水のサイフォン現象による流出が発生した場合においても，操作や作業を実施することなく，サイフォンブレーク孔レベルまで水位低下することで自動的にサイフォン現象を止めることが可能である。
（3）異物による閉塞について
使用済燃料プールは燃料プール冷却浄化系の「スキマサージタンク」及び「ろ過脱塩器」により，下記の不純物を除去し水質基準を満足する設計となっており，
不純物によるサイフォンブレーク孔の閉塞を防止することが可能である。
・プール水面上の空気中からの混入物
・プールに貯蔵される燃料及び機器表面に付着した不純物
・燃料交換時に炉心から出る腐食生成物と核分裂生成物
・燃料交換作業，その他の作業の際の混入物
・プール洗浄後の残留化学洗浄液又はフラッシング水a．スキマサージタンクによる異物除去について
スキマサージタンクには，約 30mm×100mm の異物混入防止ストレーナが設置されており，使用済燃料プール水面に浮かぶ塵等の比較的大きな不純物を除去することが可能である。
b．ろ過脱塩器による異物除去について
ろ過脱塩器は，カチオン樹脂とアニオン樹脂及びイオン交換樹脂により使用済燃料プール水を浄化する設備である。
このろ過脱塩器のエレメントは目開き約 25μm 程度であり，サイフォンブレ
ーク孔の寸法φ15mm を閉塞させるような不純物の除去が可能である。
ｃ．使用済燃料プールの巡視について
使用済燃料プールは，運転員により，1 回／1 日の巡視をすることとなっており，サイフォンブレーク孔を閉塞させる可能性がある浮遊物等がないことを確認することができる。このような巡視で浮遊物等を発見及び除去することにより，異物による閉塞を防止することが可能である。
54-12-1

（4）落下物干渉による変形
サイフォンブレーク孔は図 1 に示すとおり，配管鉛直部に設けられており，落下物が直接干渉することはなく，サイフォンブレーク孔が変形して閉塞することは考えにくい。
4．サイフォンブレーク孔の健全性確認方法について
サイフォンブレーク孔については，定期的なパトロール（1 回／週）を実施し，目視により穴の閉塞がないことを確認する。

図1

サイフォンブレーク孔の設置状況

54-12-2

54-13

使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

柏崎刈羽 6,7 号炉使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

柏崎刈羽 6，7 号炉の使用済燃料プールでは，ボロン添加ステンレス鋼製ラックセ
ルに燃料が貯蔵される。使用済燃料プールには，通常は限られた体数の新燃料と使用済燃料が貯蔵されるが，臨界設計については新燃料及びいかなる燃焼度の燃料を貯蔵しても十分安全側の評価を得るように，炉心装荷時の無限増倍率として 1.30 を仮定している。また，プール水温，ラック製造公差，ボロン添加率，ラックセル内燃料配置それぞれについて最も結果が厳しくなる状態で評価している。
仮に使用済燃料プール水が沸騰や喪失した状態，使用済燃料プールスプレイが作動する状態を想定し，プールの水密度が減少した場合を考えると，ラックセル内で中性子を減速する効果が減少し，実効増倍率を低下させる効果がある。一方，ラックセル
間では水及びラックセルによる中性子を吸収する効果が減少するため，隣接ラックへの中性子の流れ込みが強くなり，実効増倍率を増加させる効果が生じる。
低水密度状態を想定した場合の使用済燃料プールの実効増倍率は上記の 2 つの効果のバランスにより決定されるため，ラックの材質及びピッチの組み合わせによっては通常の冠水状態と比較して臨界評価結果が厳しくなる可能性がある。
そこで，柏崎刈羽 6，7 号炉の使用済燃料プールにおいて水密度を 1.0～0.0g/cm3と変化させて実効増倍率を計算したところ，中性子の強吸収体であるラックセル中のボロンの効果により，実効増倍率を増加させる効果である隣接ラックへの中性子の流れ込みが抑制されることから，水密度の減少に伴い実効増倍率は単調に減少する結果が得られた。このため，水密度が減少する事象が生じた場合でも未臨界は維持されることを確認した。
なお，解析には米国オークリッジ国立研究所（ORNL）により米国原子力規制委員会（NRC）の原子力関連許認可評価用に作成された 3 次元多群輸送計算コードであり，米国内及び日本国内の臨界安全評価に広く使用されている SCALE システムを用いた。

54-13-1

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柏崎刈羽 6 号炉

角管型ラックの計算体系

柏崎刈羽 6 号炉

格子型ラックの計算体系

54-13-2

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柏崎刈羽 7 号炉

角管型ラックの計算体系

54-13-3

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実効増倍率の水密度依存性（柏崎刈羽 6 号炉）

実効増倍率の水密度依存性（柏崎刈羽 7 号炉）

54-13-4

54-14

燃料プール冷却浄化系の位置づけについて柏崎刈羽 6,7 号炉燃料プール冷却浄化系の位置づけについて
取水機能喪失又は全交流動力電源喪失を含む重大事故が発生した場合，発電用原子炉側の対応だけでなく使用済燃料プールの冷却も必要となる。
使用済燃料プールに対する重大事故等対処設備及び対策については以下のとおり
であり, 燃料プール冷却浄化系は除熱機能を持つ重大事故等対処設備として位置づけている。
・注水機能：燃料プール代替注水系
・漏えい停止機能：サイフォンブレーク孔，運転員による隔離操作
・除熱機能：燃料プール冷却浄化系※※ 重大事故等時に設計基準事故対処設備である原子炉補機冷却系の復旧ができず，使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合においても，代替原子炉補機
冷却系を用いて，使用済燃料プール内に貯蔵する使用済燃料から発生する崩壊熱を除熱することを目的として設ける系統である。

54-14-1

＜参考＞1. 有効性評価及び 43 条 1-1 での各事故シーケンスグループに対する燃料プール冷却浄化系
有効性評価及び 43 条 1-1 で想定する重大事故等では,各重大事故等対処設備及び対応により事故事象を安定状態まで収束できることを確認しており, 表 1 に示すように「想定事故 1 及び想定事故 2」以外の事故シーケンスグループでは使用済燃料プー
ル冷却系等を用いた使用済燃料プールの除熱機能に,「想定事故 1 及び想定事故 2」では燃料プール代替注水系等を用いた使用済燃料プールの注水機能によって冷却を実施している。
使用済燃料プールは図 1 に示すように原子炉建屋原子炉区域内に配置されており，
原子炉建屋原子炉区域内の環境条件を想定する上でその影響を考慮する必要がある。
ただし,上記のように「想定事故 1 及び想定事故 2」以外の事故シーケンスグループでは燃料プール冷却浄化系による使用済燃料プールの冷却が維持されるため（代替原子炉補機冷却系，常設代替交流電源設備の準備のための一時的な喪失除く），原子炉建屋原子炉区域内の環境が大きく悪化することはない。
なお，取水機能，交流動力電源喪失時において代替原子炉補機冷却系，常設代替
交流電源設備を使用する際，燃料プール冷却浄化系についても負荷として考慮しており，発電用原子炉側の事故対応と並行して使用済燃料プールの冷却を行うことが可能である。
原子炉建屋
使用済燃料プール

原子炉圧力容器

図 1．原子炉建屋内の使用済燃料プールの位置

54-14-2

表 1．各事故シーケンスグループと使用済燃料プールの冷却機能事故シーケンスグループ
使用済燃料プー 使用済燃料プー
ル冷却に関する ルの除熱機能の重大事故等対処有無
設備
1
高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)※１
有2
高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)※１
有3
全交流電源喪失(長期 TB)※２
有4
全交流電源喪失(TBU)※２
有5
全交流電源喪失(TBD)※２
有6全交流電源喪失(TBP)※２
有7
崩壊熱除去機能喪失(取水機能喪失)※２
有8
崩壊熱除去機能喪失(RHR 故障)※１
有9
原子炉停止機能喪失(TC)※１
有10 LOCA 時注水機能喪失(中小 LOCA)※１有
11 格納容器バイパス（ISLOCA）※１
有
12 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 ※２
有
納容器過圧・過温）(代替循環冷却を使用する場合)13 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 ※２
有
納容器過圧・過温）(代替循環冷却を使用しない場合)
14 水素燃焼※２
有15 格納容器雰囲気直接加熱(DCH）※３
有16 溶融燃料-冷却材相互作用(FCI）※３
有
17 格納容器直接接触－－
18 溶融炉心・コンクリート相互作用※３
有（MCCI）
19 想定事故１
機能喪失を想定 無※４
20 想定事故２
機能喪失を想定 無※４
21 停止中の原子炉 崩壊熱除去機能喪※１
有失22 停止中の原子炉 全交流電源喪失※２有23 停止中の原子炉 冷却材喪失※１
有
24 停止中の原子炉 反応度の誤投入※１有※１ 使用済燃料プール冷却系（原子炉補機冷却系，外部電源又は非常用 D/G）
※２ 使用済燃料プール冷却系，代替原子炉補機冷却系，常設代替交流電源設備※３ 使用済燃料プール冷却系，代替原子炉補機冷却系，非常用 D/G※４ 使用済燃料プールへの注水機能である燃料プール代替注水系を用いる
No

54-14-3

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２．使用済燃料プール冷却機能喪失時のプール水温の変化について
原子炉運転中及び停止中の重大事故等時における使用済燃料プール内の燃料の崩
壊熱及び冷却機能喪失時の水温の変化を以下に示す。表 2 に示すとおり，事故シーケ
ンスグループによっては全交流動力電源喪失，取水機能喪失により一時的に使用済燃料プールの冷却機能が喪失するが,使用済燃料プールの水温が「保安規定の運転上の制限」,「 重大事故等時に燃料プール冷却浄化系の健全性確保が確認されている温度」に到達するまでの時間はガスタービン発電機又は代替原子炉補機冷却系のインサー
ビスの時間と比べて十分長く，原子炉建屋原子炉区域内の環境が悪化する前に使用済
燃料プールの冷却開始が可能である。
なお，取水機能又は全交流動力電源喪失を含む事故シーケンスグループにおいて使用済燃料プール内の温度が上昇する事象後半※に使用する原子炉建屋原子炉区域内の設備の一例として，残留熱除去系ポンプの環境温度を表 3 に示す。
※ 原子炉運転中の使用済燃料プールの想定で水温が 100℃に到達する時間 56 時間
以降
表 2．使用済燃料プール内の燃料の崩壊熱及び冷却機能喪失時の水温の変化
発電用
使用済燃料プール内の燃料 使用済燃料 使用済燃 使用済燃 使用済燃料
原子炉の崩壊熱
プールの状 料プール 料プール プール水温
の状態
態
水温が
水温が
が 100℃に[MWt]
想定
65℃※1 に 77℃※2 に 到達する時到達する 到達する
間
時間
時間
・直前の定期検査
で取り出された プールゲー
燃料（停止７０日 ト閉状態
原子炉
約
2.6
後）
約 23 時間 約 34 時間 約 56 時間
運転中
・１炉心を除きラ 初期水温
※3
40℃
ックに燃料が満たされた状態
原子炉
停止中
・１炉心を除きラ プールゲー
ト閉状態
（炉心
約 1.6
ックに燃料が満
約 30 時間 約 49 時間 約 84 時間
初期水温
燃料取※4
たされた状態※545℃
出前）※１ 保安規定の運転上の制限※２ 重大事故等時に燃料プール冷却浄化系の健全性確保が確認されている温度※３ 運転中の SFP 水温実績（32℃～38℃）より 40℃を設定(設備故障等による一時的な温度上昇除く)※４ 発電用原子炉の状態が燃料交換の場合は想定事故１，２に包絡される。また，起動時においては原子炉運転中とほぼ同等となる※５ 停止時の SFP 水温実績（27℃～45℃）より 45℃を設定
表 3．残留熱除去系ポンプの環境温度
設計基準事故時
重大事故等時54-14-4

「想定事故１及び想定事故２」においては, 使用済燃料プール冷却系の機能喪失に伴い,プール水温が事象発生約７時間後 100℃に到達し原子炉建屋原子炉区域内の環境は悪化する。ただし,現場環境の悪化は常設スプレイヘッダを用いた燃料プール
代替注水系（可搬型）の注水機能,使用済燃料貯蔵プール水位・温度計等の監視設備の機能を阻害するものではない。また, 可搬型スプレイヘッダを用いた燃料プール
代替注水系（可搬型）においても,現場環境が悪化する前に設置を行うことで注水が可能である。
以上より重大事故等の「想定事故１及び想定事故２」について現場環境は悪化する
ものの，必要な機能は維持され,それ以外の各事故シーケンスグループに対して使用済燃料プール水温が「保安規定の運転上の制限」,「重大事故等時に燃料プール冷却
浄化系の健全性確保が確認されている温度」に到達する前にプール冷却の開始が可能であり, 原子炉建屋原子炉区域内の環境が大きく悪化することはない。

54-14-5

54-15

各号炉の弁名称及び弁番号

条文適合性資料本文中の機器名称覧に記載の弁名称については，説明資料の構成上，略称等が用いられている場合がある。これらの記載名称と各号炉に設置されている弁の正式名称及び弁番号の関係について，下表のとおり整理する。
【燃料プール代替注水系】
表 1 機器名称覧に記載の弁名称と，正式名称及び弁番号の関係について
条文

54条

統一名称

6号炉
弁名称

7号炉
弁番号

弁名称

弁番号

SFP接続口建屋内元弁

R/B南側外壁外部注水接続端第二止P13-F199
め弁

建屋内南側貫通接続口元弁

P13-F128

SFP接続口建屋外元弁

R/B南側外壁外部注水接続端第一止P13-F198
め弁

建屋外南側貫通接続口元弁

P13-F126

使用済燃料プール外部注水R/B北 使用済燃料プール外部注水R/B北側
G41-F201
側注水ライン元弁
注水ライン元弁

使用済燃料プール外部注水R/B北側
G41-F201
注水ライン元弁

使用済燃料プール外部注水R/B東 使用済燃料プール外部注水R/B東側
G41-F204
側注水ライン元弁
注水ライン元弁

使用済燃料プール外部注水R/B東側
G41-F204
注水ライン元弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器第一入口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩装置
G41-MO-F005A
第一入口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器第G41-MO-F005A
一入口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器第二入口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩装置
G41-MO-F005B
第二入口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器第G41-MO-F005B
二入口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器出口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩装置
G41-MO-F012
出口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器出G41-MO-F013
口弁

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器バイパス弁(A)

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩装置
G41-MO-F021A
バイパス弁(A)

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器バ
イパス弁(A)

G41-MO-F021A

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器バイパス弁(B)

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩装置
G41-MO-F021B
バイパス弁(B)

燃料プール冷却浄化系ろ過脱塩器バ
イパス弁(B)

G41-MO-F021B

燃料プール冷却浄化系熱交換器(A)出口弁

燃料プール冷却浄化系熱交換器出口
G41-F014A
弁（A)

燃料プール冷却浄化系熱交換器(A)出口弁

G41-F015A

燃料プール冷却浄化系熱交換器(B)出口弁

燃料プール冷却浄化系熱交換器出口
G41-F014B
弁（B)

燃料プール冷却浄化系熱交換器(B)
出口弁

G41-F015B

54-15-1

【代替原子炉補機冷却系】
表 2 機器名称覧に記載の弁名称と，正式名称・弁番号の関係について
条文

統一名称

6号炉

7号炉

弁名称

弁番号

弁番号

代替冷却水供給止め弁(A)代替冷却系供給ライン北側接続
口隔離弁(A)

P21-F266

代替冷却水供給止め弁

P21-F143

代替冷却水戻り止め弁(A)代替冷却系戻りライン北側接続
口隔離弁(A)

P21-F267

代替冷却水排水止め弁

P21-F144

熱交換器ユニット流量調整弁

熱交換器ユニット流量調整弁

P27-F102

熱交換器ユニット流量調整弁

P27-F102

残留熱除去系熱交換器(A)冷却水 残留熱除去系熱交換器(A)冷却水
P21-MO-F013A
出口弁
出口弁

残留熱除去系熱交換器(A)冷却水
P21-MO-F042A
出口弁

常用冷却水供給側分離弁(A)

常用冷却水供給側分離弁(A)P21-MO-F074A

常用冷却水供給側分離弁(A)P21-MO-F016A

常用冷却水戻り側分離弁(A)

常用冷却水戻り側分離弁(A)P21-MO-F082A

常用冷却水戻り側分離弁(A)P21-MO-F037A

可燃性ガス濃度制御系室空調機 可燃性ガス濃度制御系(A)室空調
P21-F038A(A)出口弁機冷却水出口弁

可燃性ガス濃度制御系室空調機
P21-F058A(A)出口弁

格納容器雰囲気モニタラック(A) 格納容器内雰囲気モニタ系冷却P21-F034A
出口弁
器(A)冷却水出口弁

格納容器雰囲気モニタラック(A)P21-F132A
出口弁

格納容器内雰囲気モニタ系(A)室 格納容器内雰囲気モニタ系(A)室
P21-F058A
空調機冷却水出口弁
空調機冷却水出口弁
54条

弁名称

-

-

燃料プール冷却浄化系ポンプ室 燃料プール冷却浄化系ポンプ(A)P21-F032A
空調機(A)出口弁
室空調機冷却水出口弁

燃料プール冷却浄化系ポンプ室
P21-F060A
空調機(A)出口弁

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
P21-F030A(A)出口弁
(A)冷却水出口弁

燃料プール冷却浄化系熱交換器
P21-F051A(A)出口弁

燃料プール冷却浄化系ポンプ(A) 燃料プール冷却浄化系ポンプ(A)P21-F116A
軸受冷却器冷却水出口弁
軸受冷却器冷却水出口弁--

非常用ガス処理系室空調機(A)出 非常用ガス処理系室(A)空調機冷
P21-F036A
口弁
却水出口弁

非常用ガス処理系室空調機(A)出P21-F062A
口弁

残留熱除去系ポンプ室空調機(A) 残留熱除去系ポンプ(A)室空調機
P21-F040A
出口弁
冷却水出口弁残留熱除去系ポンプ室空調機(A)P21-F045A
出口弁

残留熱除去系ポンプ(A)冷却水出 残留熱除去系ポンプ(A)モータ軸
P21-F042A
口弁
受冷却器冷却水出口弁

残留熱除去系ポンプ(A)冷却水出P21-F202A
口弁

残留熱除去系ポンプ(A)メカニカ 残留熱除去系ポンプ(A)メカニカ
P21-F044A
ルシール冷却器冷却水出口弁
ルシール冷却器冷却水出口弁
サプレッションプール浄化系ポ サプレッションプール浄化系ポP21-F070
ンプ室空調機出口弁
ンプ室空調機冷却水出口弁
サプレッションプール浄化系ポ サプレッションプール浄化系ポP21-F114
ンプ軸受冷却器冷却水出口弁
ンプ軸受冷却器冷却水出口弁
原子炉隔離時冷却系ポンプ室空 原子炉隔離時冷却系ポンプ室空P21-F046
調機出口弁
調機冷却水出口弁--

サプレッションプール浄化系ポP21-F110
ンプ室空調機出口弁--

原子炉隔離時冷却系ポンプ室空P21-F112
調機出口弁（次頁に続く）54-15-2

条文

統一名称

6号炉

7号炉

弁名称

弁番号

弁名称

弁番号

原子炉補機冷却水系ポンプ(A)吸 原子炉補機冷却水系ポンプ(A)吸P21-F015A
込弁
込弁

原子炉補機冷却水系ポンプ(A)吸P21-F001A
込弁

原子炉補機冷却水系ポンプ(D)吸 原子炉補機冷却水系ポンプ(D)吸P21-F015D
込弁
込弁

原子炉補機冷却水系ポンプ(D)吸P21-F001D
込弁

換気空調補機非常用冷却水系冷 換気空調補機非常用冷却水系冷P21-F028A
凍機(A)冷却水温度調節弁後弁
凍機(A)冷却水出口弁

換気空調補機非常用冷却水系冷P21-F055A
凍機(A)冷却水温度調節弁後弁

換気空調補機非常用冷却水系冷 換気空調補機非常用冷却水系冷P21-F028C
凍機(C)冷却水温度調節弁後弁
凍機(C)冷却水出口弁

換気空調補機非常用冷却水系冷P21-F055C
凍機(C)冷却水温度調節弁後弁

原子炉補機冷却海水ポンプ(A)電動機軸受出口弁--

原子炉補機冷却海水ポンプ(A)電P21-F222A
動機軸受出口弁

原子炉補機冷却海水ポンプ(D)電動機軸受出口弁--

原子炉補機冷却海水ポンプ(D)電P21-F222D
動機軸受出口弁

サージタンク(A)換気空調補機非 換気空調補機非常用冷却水系降P21-F053A
常用冷却水系側出口弁
水管(A)タイライン止め弁

サージタンク(A)換気空調補機非P21-F067A
常用冷却水系側出口弁

代替冷却水供給第二止め弁(B)代替冷却系供給ライン隔離弁(B) P21-F268

代替冷却水供給第二止め弁(B)P21-F148

代替冷却水戻り第二止め弁(B)代替冷却系戻りライン隔離弁(B) P21-F269

代替冷却水戻り第二止め弁(B)P21-F147

残留熱除去系熱交換器(B)冷却水 残留熱除去系熱交換器(B)冷却水
P21-MO-F013B
出口弁
出口弁

残留熱除去系熱交換器(B)冷却水
P21-MO-F042B
出口弁

常用冷却水供給側分離弁(B)

常用冷却水供給側分離弁(B)P21-MO-F074B

常用冷却水供給側分離弁(B)P21-MO-F016B

常用冷却水戻り側分離弁(B)

常用冷却水戻り側分離弁(B)P21-MO-F082B

常用冷却水戻り側分離弁(B)P21-MO-F037B

54
条
54条
可燃性ガス濃度制御系室空調機 可燃性ガス濃度制御系(B)室空調
P21-F038B(B)出口弁機冷却水出口弁

可燃性ガス濃度制御系室空調機
P21-F058B(B)出口弁

格納容器雰囲気モニタ系ラック 格納容器内雰囲気モニタ系冷却P21-F034B(B)出口弁器(B)冷却水出口弁

格納容器雰囲気モニタラック(B)P21-F132B
出口弁

燃料プール冷却浄化系ポンプ室 燃料プール冷却浄化系ポンプ(B)P21-F032B
空調機(B)出口弁
室空調機冷却水出口弁

燃料プール冷却浄化系ポンプ室
P21-F060B
空調機(B)出口弁

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
P21-F030B(B)出口弁(B)冷却水出口弁

燃料プール冷却浄化系熱交換器
P21-F051B(B)出口弁

燃料プール冷却浄化系ポンプ(B) 燃料プール冷却浄化系ポンプ(B)P21-F116B
軸受冷却器冷却水出口弁
軸受冷却器冷却水出口弁--

非常用ガス処理系室空調機(B)出 非常用ガス処理系室(B)空調機冷
P21-F036B
口弁
却水出口弁

非常用ガス処理系室空調機(B)出P21-F062B
口弁

残留熱除去系ポンプ室空調機(B) 残留熱除去系ポンプ(B)室空調機
P21-F040B
出口弁
冷却水出口弁残留熱除去系ポンプ室空調機(B)P21-F045B
出口弁

高圧炉心注水系ポンプ(B)冷却器 高圧炉心注水系ポンプ(B)モータ
P21-F050B
冷却水出口弁軸受冷却器冷却水出口弁

高圧炉心注水系ポンプ(B)冷却水
P21-F206B
出口弁

高圧炉心注水系ポンプ室空調機 高圧炉心注水系ポンプ(B)室空調
P21-F048B(B)出口弁機冷却水出口弁

高圧炉心注水系ポンプ室空調機
P21-F047B(B)出口弁

原子炉補機冷却水系ポンプ(B)吸 原子炉補機冷却水系ポンプ(B)吸P21-F015B
込弁
込弁

原子炉補機冷却水系ポンプ(B)吸P21-F001B
込弁

原子炉補機冷却水系ポンプ(E)吸 原子炉補機冷却水系ポンプ(E)吸P21-F015E
込弁
込弁

原子炉補機冷却水系ポンプ(E)吸P21-F001E
込弁

原子炉補機冷却海水ポンプ(B)電動機軸受出口弁

原子炉補機冷却海水ポンプ(B)電P21-F222B
動機軸受出口弁--（次頁に続く）54-15-3

条文

統一名称
原子炉補機冷却海水ポンプ(E)電動機軸受出口弁

6号炉
弁名称

7号炉
弁番号

弁名称

弁番号

-

原子炉補機冷却海水ポンプ(E)電P21-F222E
動機軸受出口弁

換気空調補機非常用冷却水系冷 換気空調補機非常用冷却水系冷P21-F028B
凍機(B)冷却水温度調節弁後弁
凍機(B)冷却水出口弁

換気空調補機非常用冷却水系冷P21-F055B
凍機(B)冷却水温度調節弁後弁

換気空調補機非常用冷却水系冷 換気空調補機非常用冷却水系冷P21-F028D
凍機(D)冷却水温度調節弁後弁
凍機(D)冷却水出口弁

換気空調補機非常用冷却水系冷P21-F055D
凍機(D)冷却水温度調節弁後弁-

格納容器内雰囲気モニタ系(B)室 格納容器内雰囲気モニタ系(B)室P21-F058B
空調機冷却水出口弁
空調機冷却水出口弁--

残留熱除去系ポンプ(B)モータ軸 残留熱除去系ポンプ(B)モータ軸
P21-F042B
受冷却器冷却水出口弁
受冷却器冷却水出口弁

-

-

48条
54
条

残留熱除去系ポンプ(B)冷却水出 残留熱除去系ポンプ(B)メカニカ
P21-F044B
口弁
ルシール冷却器冷却水出口弁
高圧炉心注水系ポンプ(B)メカニ 高圧炉心注水系ポンプ(B)メカニ
P21-F052B
カルシール冷却器冷却水出口弁 カルシール冷却器冷却水出口弁
サージタンク(B)換気空調補機非 換気空調補機非常用冷却水系降P21-F053B
常用冷却水系側出口弁
水管(B)タイライン止め弁

54-15-4

残留熱除去系ポンプ(B)冷却水出P21-F202B
口弁--

サージタンク(B)換気空調補機非P21-F067B
常用冷却水系側出口弁

55 条

発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための設備

目次
55-1
55-2
55-3
55-4
55-5
55-6
55-7
55-8

SA 設備基準適合性
配置図
系統図
試験及び検査容量設定根拠接続図
アクセスルート図
その他設備

一覧表

55-1
SA 設備基準適合性 一覧表

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
SA 設備基準適合性 一覧表（可搬型）
55 条：発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための設備

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），放水砲，泡原液混合装置，泡原液搬送車，放射性物質吸着材，汚濁防止膜，小型船舶（汚濁防止膜設置用）

類型化
区分

屋外

Ｄ

（有効に機能を発揮する）－

環境温度・湿度・圧力／
屋外の天候／放射線

第
1
号

環
境
条
件
に
お
け
る
健
全
性

荷重
海水

海水を通水又は海で使用

Ⅰ

他設備からの影響(周辺機器等からの悪影響により機能を失う
おそれがない）－電磁波による影響（電磁波により機能が損なわれない）

－

関連資料

55-2 配置図，55-6 接続図

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）
第
2
号
第
1
項

操作性
放水砲，泡原液混合装置，泡原液搬送車
汚濁防止膜，小型船舶（汚濁防止膜設置用）
放射性物質吸着材
関連資料

第
3
号

試験・検査
(検査性，系統構成・外部入力)

第
5
号

第
43
条

第
3
項

ポンプ，ファン，圧縮機

Ａ

放水砲，泡原液混合装置，泡原液搬送車
汚濁防止膜，小型船舶（汚濁防止膜設置用）
放射性物質吸着材

その他

Ｍ

55-4 試験及び検査（本来の用途として使用）

関連資料
系統設計

他設備から独立Ａｃ

その他(飛散物)

－

対象外

関連資料

55-3 系統図

設置場所
関連資料

55-2 配置図，55-6 接続図

第1号

可搬 SA の容量

その他設備

第
2
号

可搬 SA の接続性

第3号

異なる複数の接続箇所の確保

第
4
号

設置場所

第
5
号

保管場所

第
6
号

アクセスルート

第
7
号

対象外

55-3 系統図

第6号

現場操作（設置場所）

関連資料

Ａａ

Ｃ

55-5 容量設定根拠
常設設備と接続しない

関連資料

対象外

55-2 配置図，55-6 接続図
常設設備と接続しない

関連資料

対象外

55-2 配置図，55-6 接続図（放射線量の高くなるおそれの少ない場所を選定）

関連資料

－

55-2 配置図，55-6 接続図
屋外(共通要因の考慮対象設備なし)

関連資料

Ｂｂ

55-2 配置図
屋外アクセスルートの確保

関連資料

共
通
要
因
故
障
防
止

Ｂc
Ｂg

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）

切り替え性

悪
影
響
防
止

Ｂc
Ｂd

55-3 系統図，55-6 接続図

関連資料
第
4
号

現場操作（設備の運搬・設置）
現場操作（操作スイッチ操作）
現場操作（設備の運搬・設置）
現場操作（接続作業）

Ｂ55-7 アクセスルート図

環境条件，自然現象，外部人為
事象，溢水，火災サポート系要因
関連資料

同一機能の設備なし

対象外

サポート系なし

対象外

本文

55-1-1

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。

55-2
配置図

図 2-1

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）配置図
55-2-1

図 2-2放水砲・泡原液混合装置・搬送車配置図
55-2-2

図 2-3放射性物質吸着材配置図

55-2-3

図 2-4

汚濁防止膜・小型船舶（汚濁防止膜設置用）配置図
55-2-4

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。

55-3
系統図

図 3-1

大気への放射性物質の拡散抑制

55-3-1

概略系統図

図 3-2海洋への放射性物質の拡散抑制

55-3-2

概略系統図

図 3-3

航空機燃料火災への泡消火

55-3-3

概略系統図

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。

55-4
試験及び検査図 4-1

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）・放水砲・泡原液混合装置
試験系統図
55-4-1

図 4-2

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）

55-4-2

外観図

図 4-3

泡原液搬送車55-4-3

外観図

図 4-4放射性物質吸着材
55-4-4

外観図

図 4-5汚濁防止膜

55-4-5

外観図

図 4-6汚濁防止膜

55-4-6

外観写真

図 4-7小型船舶（汚濁防止膜設置用）

55-4-7

外観図

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。

55-5
容量設定根拠名称

大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）

量

m3/h

900（注 1），（900（注 2））

力

MPa[gage]1.25（注 1），（1.25（注 2））

最 高 使 用 圧 力

MPa[gage]

1.3

最 高 使 用 温 度℃

60

原 動 機 出 力

kW/個

流
吐

出

圧

機器仕様に関する注記

注 1：要求値を示す
注 2：公称値を示す【設 定 根 拠】
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において発電所外への放射性物質の拡散を抑制すること及び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に対応するため，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）は以下の機能を有する。
大気への放射性物質の拡散抑制として使用する大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）は，
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷に至った場合において，発電所外への放射性物質の拡散を抑制するために設置する。
その際，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）は，海を水源として，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）に付属されている取水ポンプにより取水口から取水し，ホースにより放水砲と接続でき，送水ポンプで送水することで，原子炉建屋屋上へ放水できる設計とする。大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲は，設置場所を任意に設定し，複数の方向から
原子炉建屋屋上へ向けて放水できる設計とする。
航空機燃料火災への泡消火として使用する大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）は，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を消火するために設置する。
その際，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）は，海を水源として，大容量送水車に付属されている取水ポンプにより取水口から取水し，ホースにより放水砲及び泡原液混合装置と接続でき，送水ポンプで送水することで，泡消火薬剤と混合しながら原子炉建屋屋上又は周辺に放水できる設計とする。
なお，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）は，6 号及び 7 号炉共用で基数の半数の 1 台，
故障時及び保守点検による待機除外時のバックアップ用として 1 台の合計 2 台を保管する。

55-5-11. 圧力・流量
吐出圧力 1.25MPa[gage] （流量 900m3/h）
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）は，大気への放射性物質の拡散抑制又は航空機燃料
火災への泡消火として使用するため，原子炉建屋屋上又は原子炉建屋周辺に放水する必要がある。容量設定に当たっては，高所（原子炉建屋屋上）への放水を考慮して設定した。なお，原
※1
子炉建屋屋上（地上高約）へ網羅的に放水するために必要となる，放水砲への送水圧
力・流量は，，900m3/h である。

図 5-1

図 5-2

射程と射高の関係（ノンアスピレートノズル）

射程と射高の関係（ノンアスピレートノズル）（泡消火放水）※1：※2：本曲線は，実放射計測のデータから割り出した理論値（平均値）であり，射程は無風時を想定している。
（日本機械工業株式会社）

55-5-2

・ホース敷設等による圧力損失を考慮
ホースの敷設は，放水砲によって複数方向（タービン建屋と接している西側以外の方向）から放水ができること，並びに，複数の取水箇所から取水できるとともに，その時の被害状
況や火災の状況を勘案して柔軟な対応ができるよう複数のルート（敷地北側又は南側）が選択できるよう設定する。
なお，取水箇所の選定としては，ホース敷設長さや津波に対する頑健性を考慮すると，防潮堤内側から取水することを第一優先として考えるが，万が一，防潮堤内の取水口が使用できない場合も想定し，防潮堤外側からの取水を考慮したホース敷設ルートも設定する。
ホース敷設の圧力損失の評価は，防潮堤内及び防潮堤外からの取水を考慮し，ホース敷設
ルートが保守的になる敷設ルートを考慮して算出した。
（１）防潮堤内側
防潮堤内側のホース敷設ルートのうち保守的となる，6 号炉取水路から取水し，敷地北側を経由して，7 号炉原子炉建屋南東側からの放水を想定した場合の圧力損失を以下に示す。
放水砲必要圧力
ホース直接敷設の圧損（300A 50m×19 本）※1※2
ホース湾曲の影響（90°湾曲 3 回，45°湾曲 4 回）※1
機器類圧損―――――――――――
合 計 約 1.212MPa[gage]（２）防潮堤外側
防潮堤外側のホース敷設ルートのうち保守的となる，7 号炉取水口から取水し，6 号
炉原子炉建屋付近からの放水を想定した場合の圧力損失を以下に示す。
放水砲必要圧力
ホース直接敷設の圧損（300A 50m×14 本）※1※2
ホース湾曲の影響（90°湾曲 4 回，45°湾曲 2 回）※1
敷地高さの影響
機器類圧損―――――――――――
合 計 約 1.247MPa[gage]※1：ホースの圧力損失及び湾曲の評価については，55-5-6～8 参照。
詳細設計においては，重大事故等時のホースの取り回し，作業性，他設備の干渉を考慮し，ポンプ容量を変更しない範囲で適切に選定する。
※2：ホースの予備は，ホースの長さごとに各 1 本以上確保する。
※3：大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）設置高さ（T.M.S.L.3m）と放水砲設置高さ（T.M.S.L.12m）

55-5-3

の水頭から算出

2. 最高使用圧力(1.3MPa[gage])
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）送水ポンプは，ホースの最高使用圧力と同等の1.3MPa[gage]とする。
3. 最高使用温度(60℃)
放水砲を重大事故等時において使用する場合の最高使用温度は 60℃とする。
4. 原動機出力
原動機出力は，定格流量点
し，とする。

での軸動力を考慮

55-5-4

1. ホースの湾曲や余長の圧力損失に対する考え方
ホースの圧力損失の評価については，今後のホース調達先や年式等の種別による個体差等を考慮し，最も一般的な仕様である，『新・消防機器便覧「消防水力学」（東京消防庁監修，東京消防機器研究会編著）』における理論値を使用する。
1-1.

ホースの曲がりや余長による圧力損失への影響について

１湾曲（45°）が２回発生した場合１湾曲（90°）が３回発生した場合図 5-3

想定されるホースの引き回しパターン（イメージ図）＜１湾曲（90°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×(v2/(2g))
〇損失係数 fc
ホースの湾曲による損失係数は新・消防便覧上の曲率半径1,000mm で 90°における fc=0.068････(ⅰ)を引用する。
〇流速 v
v=Q/A
・Q=流量について
大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）流量は，900m3/h である。
・A＝管路の断面積について
A＝πr2 であることから，r=管内径/2 となり，管内径 0.295m
より，r=0.1475。よって，A=0.06834[m2]55-5-5

・流速 v=Q/A より
v= 3.659[m/s] ････(ⅱ)○ (ⅰ)(ⅱ)より，１湾曲（90°）あたりの圧力損失を求める
hc＝fc×(v2/(2g))より，重力加速度 9.8[m/s2]として＝0.068×(3.6592/(2×9.8))＝0.04645[m]＜１湾曲（45°）あたりの圧力損失 hc＞
hc＝fc×(v2/(2g))○損失係数 fc
ホースの湾曲による損失係数は新・消防便覧上の曲率半径1,000mm で 45°における fc=0.034････(ⅲ)を引用する。
○上記(ⅱ)(ⅲ)より，１湾曲（45°）あたりの圧力損失を求める
hc＝fc×(v2/(2g))より，重力加速度 9.8[m/s2]として＝0.034×(3.6592/(2×9.8))＝0.02323[m]55-5-6

表 5-1

使用ホース口径

300A

ホース長さと圧力損失の関係

送水流量[m3 /h]
ホース連結本数（送水距離）
1 （50m）
2 （100m）
3 （150m）
4 （200m）
5 （250m）
6 （300m）
7 （350m）
8 （400m）
9 （450m）
10 （500m）
11 （550m）
12 （600m）
13 （650m）
14 （700m）
15 （750m）
16 （800m）
17 （850m）
18 （900m）
19 （950m）
20 （1000m）

55-5-7900
圧力損失[MPa]
0.011
0.022
0.033
0.044
0.055
0.066
0.077
0.088
0.099
0.110
0.121
0.132
0.143
0.154
0.165
0.176
0.187
0.198
0.209
0.220

2. 原子炉建屋への放水の網羅性について
原子炉建屋への放水は，大気への放射性物質の拡散抑制のための放水，及び，泡消火放水があるが，射程の短い泡消火放水による原子炉建屋への放水の網羅性について検討する。
原子炉建屋は，原子炉建屋屋上（地上高）と原子炉建屋屋上（地上高）と高さに違いがあることから，放水方向によって，射程距離が異なる（図 5-4～10 参照）。以下に，射程距離を整理する。また，原子炉建屋
屋上に放水された泡消火薬剤は，原子炉建屋屋上で拡がる効果に期待できる。
① 原子炉建屋東側から西向きの放水：（放水砲から

② 原子炉建屋東側から西向きの放水（原子炉建屋屋上（地上高（放水砲から））：の範囲）③ 原子炉建屋北側又は南側からの放水：

図 5-4

の範囲）

（放水砲から

原子炉建屋断面図（6 号及び 7 号炉）
55-5-8の範囲）

(1)原子炉建屋に対する放水曲線（放射性物質拡散抑制）

図 5-5

図 5-6

原子炉建屋東側からの放水曲線

原子炉建屋東側から原子炉建屋屋上（地上高図 5-7）への放水曲線

原子炉建屋北側又は南側からの放水曲線
55-5-9(2)原子炉建屋に対する放水曲線（泡消火）

図 5-8

図 5-9

原子炉建屋東側からの放水曲線

原子炉建屋東側から原子炉建屋屋上（地上高

図 5-10）への放水曲線

原子炉建屋北側又は南側からの放水曲線
55-5-10

上記の検討から，6 号及び 7 号炉の放水範囲を，図 5-11 に示す。また，
放水砲による放水に対して，干渉する可能性がある設備である所内変圧器
及び排気筒についても考慮した。所内変圧器の高さは地面から 10ｍ程度であることから，放水に対して干渉することはない。また，主排気筒については，放水砲を排気筒と干渉しない位置に設置することで，放水に対する影響はない。以上のことから，原子炉建屋屋上部に対する，放水の網羅性は確保されている。

図 5-116 号及び 7 号炉放水範囲図

55-5-11

名

称

放水砲

最 高 使 用 圧 力

MPa[gage]

0.9

最 高 使 用 温 度℃

60【設 定 根 拠】
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において発電所外への放射性物質の拡散を抑制すること及び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に対応するため放水砲は，以下の機能を有する。
系統構成は，大気への放射性物質の拡散抑制として，放水砲は，ホースにより海を水源とす
る大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）と接続することにより，原子炉建屋屋上へ放水できる設計とする。大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）及び放水砲は，設置場所を任意に設定し，複数の方向から原子炉建屋屋上へ向けて放水できる設計とする。
航空機燃料火災への泡消火として，放水砲は，ホースにより海を水源とする大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）に接続し，泡原液と混合しながら，原子炉建屋屋上又は周辺へ放水できる設計とする。
放水砲の保有数は，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用）に合わせて，6 号及び 7 号炉共用で基数の半数の 1 台，故障時及び保守点検による待機除外時のバックアップ用として 1 台の合計 2 台を保管する。
1. 最高使用圧力(0.9MPa[gage])
放水砲を重大事故等時において使用する場合の最高使用圧力は，原子炉建屋屋上（地上
高約 38m）への放水が可能な圧力を満足する値である，メーカーが規定する 0.9MPa[gage]とする。
2. 最高使用温度(60℃)
放水砲を重大事故等時において使用する場合の最高使用温度は 60℃とする。

55-5-12

名

称
幅

高

汚濁防止膜
北放水口側
：140
取水口側（3 箇所）：80
北放水口側：6
取水口側（3 箇所）：8

m/箇所
さ

m

【設 定 根 拠】
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷に至った場合において発電所外への放射性物質の拡散を抑制するため汚濁防止膜は，以下の機能を有する。
汚濁防止膜は，敷地内から海洋への伝搬経路である，取水路及び放水路（一部排水路含む）に設置することで，大気への放射性物質の拡散を抑制するため放水砲による放水を実施した場
合において，放水によって取り込まれた放射性物質の海洋への拡散を抑制できる設計とする。
また，汚濁防止膜の設置は，放射性物質拡散抑制機能の信頼性向上のため，2 重に設置することとし，破れ等の破損時のバックアップとして各設置箇所に対して予備 2 本を確保する。
1．幅（1）5～7 号炉放水口付近
放水口付近を囲うために必要な汚濁防止膜の幅は，約 100m である。そのため，重大事故等時に放水口付近に設置する汚濁防止膜の幅は，1 本あたりの幅が約 20m の汚濁防止膜を 7本使用し，約 140m とする。
（2）5 号，6 号及び 7 号炉取水口付近
取水口付近を囲うために必要な汚濁防止膜の幅は，約 55m である。そのため，重大事故等時に取水口付近に設置する汚濁防止膜の幅は，1 本あたりの幅が約 20m の汚濁防止膜を 4本使用し，約 80m とする。
2．高さ
（1）5～7 号炉放水口付近
重大事故等時に放水口付近に設置する汚濁防止膜の高さは，満潮時の高さを考慮しても，海底（T.M.S.L.約-4m）まで届く高さである約 6m とする。
（2）5 号，6 号及び 7 号炉取水口付近
重大事故等時に取水口付近に設置する汚濁防止膜の高さは，満潮時の高さを考慮しても，海底（T.M.S.L.約-5.5m）まで届く高さである約 8m とする。

55-5-13

凡例
汚濁防止膜

図 5-12取水口の外形図

図 5-13北放水口の外形図

55-5-14参考資料
放射性物質吸着材の容量及び吸着率について
放射性物質吸着材は，敷地内から海洋への伝搬経路である，排水路に設置すること
で，大気への放射性物質の拡散を抑制するため放水砲による放水を実施した場合において，放水によって取り込まれた放射性物質の海洋への拡散を抑制できる設計とする。
1. 6 号及び 7 号炉雨水排水路集水桝用放射性物質吸着材容量
雨水排水路集水桝に 6 号及び 7 号炉で各 1 箇所に設置する。
放射性物質吸着材の容量は，雨水排水路集水桝に設置可能な量でかつ，放水によって生じた汚染水が排水可能な形状又は設置方法により空隙を確保した設計とする。
①設置場所の寸法
6 号及び 7 号炉雨水排水路集 縦：2.5，横：2.5，高さ※1：約 1.2
水桝寸法（m）※1：排水配管上端を集水桝の高さとした。
※2：詳細設計中であり変更の可能性がある。

②放射性物質吸着材の容量
放射性物質吸着材は，セシウムを吸着するプルシアンブルー類縁体の表面を水が流れることによりセシウムを吸着する。放射性物質吸着材は，上記雨水排水路集水桝に設置可能であり，その寸法から，放射性物質吸着材の容量を以下のとおりとする。なお，この場合の空隙率は，およそ 33%となる。
放射性物質吸着材容量（kg） ユニット体積 5m3 ×放射性物質吸着材密度約200kg/m3＝約 1,000kg／1 箇所※：詳細設計中であり変更の可能性がある。

2. 5 号炉雨水排水路集水桝及びフラップゲート入口用放射性物質吸着材容量
放水砲による放水の通常の排水ルートは 6 号及び 7 号炉の雨水排水路であるが，流路の閉塞・損傷又は排水可能な流量以上の雨水が流れた際には，当該雨水排水路から溢れる。その場合， 5 号炉の雨水排水路及びフラップゲートを経由して海に流れ込むこととなる。
①設置場所寸法
5 号炉雨水排水路集水桝寸法 縦：1.95，横：1.95，高さ※1：約 1.3（m）
フラップゲート寸法（m）
縦：2.0，横：2.0，高さ※1：約 1.0（3 箇所）※1：排水配管上端を集水桝の高さとした。
※2：詳細設計中であり変更の可能性がある。

55-5-15②放射性物質吸着材の容量
放射性物質吸着材は，上記雨水排水路集水桝に設置可能な放射性物質吸着材ユニットであり，その寸法から，放射性物質吸着材の容量を以下のとおりとする。なお，
この場合の空隙率は，およそ 37～49％となる。
放射性物質吸着材容量（kg） ユニット体積 2.5m3×放射性物質吸着材密度約200kg/m3＝約 500kg／1 箇所※：詳細設計中であり変更の可能性がある。

3. 放射性物質吸着材の吸着率（参考値）
吸着率（放射性物質吸着材 1g に対して，吸着される Cs 量（破過値）。）は，設計値※としてと設定している。
※ 測定方法は，セシウムを添加させた水溶液中に放射性物質吸着材を入れ吸着率を測定する。試験条件は，Cs 添加濃度 1,000ppm，固液比 100，吸着時間 24 時間。運用としては，汚染水が放射性物質吸着材を通過する際に，放射性物質吸着材と接触することでセシウ
ムを吸着させる。当該測定条件は，実際の運用と異なる条件のため，値は参考値として扱う。

55-5-16

名称

泡原液混合装置

最 高 使 用 圧 力

MPa[gage]

1.3

最 高 使 用 温 度℃

60【設 定 根 拠】
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に対応するため泡原液混合装置
は，以下の機能を有する。
泡原液混合装置は，航空機燃料火災に対応するため，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），
放水砲及び泡原液搬送車に接続することで，泡消火薬剤を混合して放水できる設計とする。なお，6 号及び 7 号炉共用で基数の半数の 1 台，及び，故障時及び保守点検による待機除外時のバックアップ用として 1 台の合計 2 台を保管する。
1. 最高使用圧力(1.3MPa[gage])
泡原液混合装置を重大事故等時において使用する場合の最高使用圧力は，原子炉建屋屋
上（地上高約 38m）への放水が可能な圧力以上を満足する値である，メーカーが規定する 1.3MPa[gage]とする。
2. 最高使用温度(60℃)
泡原液混合装置を重大事故等時において使用する場合の最高使用温度は，60℃とする。

55-5-17

名

称

泡原液搬送車L4,000

最 高 使 用 圧 力

MPa[gage]

0.02

最 高 使 用 温 度

℃

60

容

量

【設 定 根 拠】
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に対応するため泡原液搬送車は，
以下の機能を有する。
泡原液搬送車は，航空機燃料火災に対応するため，大容量送水車（原子炉建屋放水設備用），
放水砲及び泡原液混合装置に接続することで泡消火できる設計とする。なお，6 号及び 7 号炉
共用で基数の半数の 1 台，及び，故障時及び保守点検による待機除外時のバックアップ用として 1 台の合計 2 台を保管する。
1. 容量(4,000L)
泡原液の容量は，空港に配備されるべき防災レベル等について記載されている，国際民間航空機関（ICAO）発行の空港業務マニュアル（第１部）（以下，「空港業務マニュアル」という。）を基に設定する。
設定に当たっては，空港業務マニュアルで離発着機の大きさにより空港カテゴリーが定められており，最大であるカテゴリー10 を適用する。また，保有している泡消火薬剤は，1％
水成膜泡消火薬剤であり，空港業務マニュアルでは性能レベル B に該当する。
空港カテゴリー10 かつ性能レベル B の泡消火薬剤に要求される混合溶液の放射量は672m3/h であり，発泡に必要な水の量は 32.3m3 である。
必要な泡原液は，32.3m3×1％＝323L に対して，空港業務マニュアルでは 2 倍の量 323L×2＝646L を保有することが規定されている。
以上より，必要保有量 646L に対して，泡原液搬送車のタンクに収まる 4,000L を泡原液容量として設定した。
なお，航空機衝突による航空機燃料火災に対応するため，泡消火薬剤を 1%混合しながら
900m3/h で泡消火を実施することから，4,000L の泡原液で約 27 分間泡消火が可能である。
2. 最高使用圧力(0.02MPa[gage])
積載する泡原液の水頭及び空間部の気圧を考慮して 0.02MPa[gage]とする。
3. 最高使用温度(60℃)
泡原液混合装置を重大事故等時において使用する場合の最高使用温度は， 60℃とする。

55-5-18

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。

55-6
接続図

図 6-16 号炉ホース敷設例

55-6-1

図 6-27 号炉ホース敷設例

55-6-2

○汚染水の流出経路及び対策概要
１．発生する汚染水とその流出経路
発電所外への放射性物質の拡散を抑制するため，6 号及び 7 号炉の原子炉建屋への放水により発生した汚染水は，屋上から建屋雨水路を経由して，6 号及び 7号炉近傍の構内の雨水排水路に導かれ，雨水排水路集水桝を経由し，北放水口に至る。
その他の海洋への経路の可能性としては，上記雨水排水路の閉塞・損傷又は排水可能な流量以上の雨水が流れた際に，敷地に排水が溢れ，5 号炉の雨水排水路又は防潮堤下部のフラップゲートを経由し，北放水口及び取水口に通じる経路が想定される。
２．放射性物質の拡散抑制対策
放射性物質が発電所外へ拡散することを抑制するため，以下の対策を実施する。海洋への拡散抑制対策として用いる放射性物質吸着材及び汚濁防止設置位
置を図 6-3 に，海洋への放射性物質の拡散抑制手順の流れを図 6-4 に示す。
（１）6 号及び 7 号炉雨水排水路集水桝へ放射性物質吸着材の設置
放水砲による大気への放射性物質の拡散抑制を実施する必要がある場合
は，原子炉建屋への放水により汚染した水が，原子炉建屋雨水路を経由して，6 号及び 7 号炉近傍の構内の雨水排水路に導かれることになるため，下流の雨水排水路集水桝 2 箇所を優先させ，放射性物質吸着材を設置し，放射性物質の拡散を抑制する。
（図 6-3-①, 図 6-4-①）（２）その他海洋への経路への放射性物質吸着材の設置（１）のとおり，原子炉建屋への放水により発生した汚染水の海洋までの主要な経路となる雨水排水路集水桝に放射性物質吸着材を設置することとしているが，当該雨水排水路の損傷等により，汚染水が敷地に溢れた場合に，その他の海洋への経路の可能性がある。具体的流路としては，5 号炉の雨水排水路及び防潮堤下部のフラップゲートであるが，5 号炉の雨水排水路集水桝及びフラップゲート入口に放射性物質吸着材を設置し，放射性物質の拡散を抑制する。
（図 6-3-②, 図 6-4-②）（３）北放水口への汚濁防止膜の設置
その後，汚濁防止膜の設置が可能な状況（大津波警報，津波警報が出ていない又は解除された）な場合，汚濁防止膜を設置する。なお， 6 号及び 7 号炉への放水により発生した汚染水は，各号炉の雨水排水路を経由し，北放水口に導かれるため，北放水口に汚濁防止膜を設置する。
（図 6-3-③, 図 6-4-③）（４）取水口への汚濁防止膜の設置
6 号及び 7 号炉雨水排水路の閉塞・損傷又は排水可能な流量以上の雨水が流れた際には，敷地に排水が溢れ，5 号炉の雨水排水路又は防潮堤下部のフラッ

55-6-3

プゲートを経由し，北放水口及び取水口に導かれる。また，放水によって，原
子炉建屋の内部に滞留した汚染水は，原子炉建屋からタービン建屋を経由して
建屋外へ通じる配管によって，取水及び放水ピットを通じ取水路及び放水路へと流出し，最終的に海洋へ流出する。そのため，前項の対策に加え，取水口へも汚濁防止膜を設置することで，放射性物質の拡散を抑制する。ただし，原子炉建屋の内部に滞留した汚染水が海洋へ流出するのは，放射線管理区域と非管理区域の境界壁，原子炉建屋及びタービン建屋の外壁，建屋外へ通じる配管等，複数の障壁の損傷が重畳した場合に限られ，障壁の通過には時間余裕があると考えられる。
（図 6-3-④, 図 6-4-④）（５）北放水口及び取水口への汚濁防止膜の設置（2 重目）
それぞれ 1 重目の汚濁防止膜を設置完了後，放射性物質拡散抑制機能の信頼性向上のため，2 重目の汚濁防止膜を設置する。
（図 6-3-⑤, 図 6-4-⑤）
なお，（２），（３）の作業は，異なる要員で対応できる場合は，並行して作業を実施することが可能である。

図 6-3

放射性物質吸着材及び汚濁防止膜の設置位置図

55-6-4

図 6-4海洋への放射性物質の拡散抑制手順の流れ

55-6-5

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。

55-7
アクセスルート図柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉『可搬型重大事故等対処設備保管場所及びアクセスルートについて』より抜粋

図 7-1

保管場所及びアクセスルート図

55-7-1

図 7-2

地震・津波発生時のアクセスルート図

図 7-3

森林火災発生時のアクセスルート図

55-7-2

図 7-4中央交差点が通行不能時のアクセスルート図

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その他設備

1.その他設備
1.1 原子炉建屋放水設備を使用する際の監視設備
大気への放射性物質の拡散を抑制するため，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に，ガンマカメラ又はサーモカメラを用いて原子炉建屋から漏えいする放射性物質又は放射性物質とともに放出される水蒸気等の熱源を監視する。なお，本設備は事業者の自主的な取り組みで設置するものである。
1.2 航空機燃料火災に対する初期消火設備（初期対応における延焼防止処置）
原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災が発生した場合に，化学消防自動車単独，又は，化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び大型化学高所
放水車により初期対応における延焼防止処置を実施する。なお，本設備は事業者の自主的な取り組みで設置するものである。
本系統は，使用可能な淡水源がある場合は，防火水槽や消火栓（淡水タンク）を水源とし，使用可能な淡水源がない場合は，海水を使用する。
大型化学高所放水車を使用する場合は，泡消火薬剤備蓄車を接続するとともに，化
学消防自動車又は，水槽付消防ポンプ自動車にて水源から取水し，大型化学高所放水車に送水する。（図 8-1）
化学消防自動車を使用する場合は，単独，又は，泡消火薬剤備蓄車を接続し，化学消防自動車にて水源から取水し，泡消火を実施する。（図 8-2）

図 8-1

大型化学高所放水車による泡消火

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図 8-2

化学消防自動車による泡消火

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