東海第二発電所 審査資料
資料番号
SA 技-C-7 改 5
提出年月日
平成 30 年 5 月 2 日

東海第二発電所

技術的能力 比較表

平成 30 年 5 月
日本原子力発電株式会社

本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

目次

技術的能力比較表
1.

重大事故等対策1.0

重大事故等対策における共通事項

1.1

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

1.2

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

1.3

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

1.4

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手
順等

1.5

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

1.7

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

1.8

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等

1.9

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等

1.10

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等

1.11

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

1.12

工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等

1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等

1.14

電源の確保に関する手順等

1.15

事故時の計装に関する手順等

1.16

原子炉制御室の居住性等に関する手順等

1.17

監視測定等に関する手順等

1.18

緊急時対策所の居住性等に関する手順等

1.19

通信連絡に関する手順等
目−1

2.

大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他テロリズムへの対応における事項

2.1

可搬型設備等による対応

目−2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二重大事故等発生時及び大規模損壊発生時の対処に係る基本方針

重大事故等発生時及び大規模損壊発生時の対処に係る基本方針【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉施設において，重大事故に至るおそれがある事故（運転時の異常な過渡変化及発電用原子炉施設において，重大事故に至るおそれがある事故（運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故を除く。以下同じ。）若しくは重大事故（以下「重大事故等」と総称する。）

び設計基準事故を除く。以下同じ。
）若しくは重大事故（以下「重大事故等」と総称する。）が発生した場合又は大規模な自然災害若しくは故意による大型航空機の衝突その他のテロリズが発生した場合又は大規模な自然災害若しくは故意による大型航空機の衝突その他のテロリズ

ムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊が発生した場合における当該事故等に対処するため

ムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊が発生するおそれがある場合若しくは発生した場合に必要な体制の整備に関し，原子炉等規制法第４３条の３の２４第１項の規定に基づく保安規における当該事故等に対処するために必要な体制の整備に関し，原子炉等規制法第４３条の３

定等において，以下の項目が規定される方針であることを確認すること。

の２４第１項の規定に基づく保安規定等において，以下の項目が規定される方針であることを確認すること。

なお，申請内容の一部が本要求事項に適合しない場合であっても，その理由が妥当なものでなお，申請内容の一部が本要求事項に適合しない場合であっても，その理由が妥当なものであれば，これを排除するものではない。

あれば，これを排除するものではない。

【要求事項の解釈】【要求事項の解釈】

要求事項の規定については，以下のとおり解釈する。

要求事項の規定については，以下のとおり解釈する。

なお，本項においては，要求事項を満たすために必要な措置のうち，手順等の整備が中心と

なお，本項においては，要求事項を満たすために必要な措置のうち，手順等の整備が中心となるものを例示したものである。重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するためなるものを例示したものである。重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力には，以下の解釈において規定する内容に加え，設置許可基準規則に基づに必要な技術的能力には，以下の解釈において規定する内容に加え，設置許可基準規則に基づいて整備される設備の運用手順等についても当然含まれるものであり，これらを含めて手順書

いて整備される設備の運用手順等についても当然含まれるものであり，これらを含めて手順書等が適切に整備されなければならない。

等が適切に整備されなければならない。

また，以下の要求事項を満足する技術的内容は，本解釈に限定されるものではなく，要求事

また，以下の要求事項を満足する技術的内容は，本解釈に限定されるものではなく，要求事項に照らして十分な保安水準が達成できる技術的根拠があれば，要求事項に適合するものと判項に照らして十分な保安水準が達成できる技術的根拠があれば，要求事項に適合するものと判

断する。

断する。

1

備考

審査基準の改正に伴う反映

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東海第二福島第一原子力発電所の事故の教訓を踏まえた重大事故等対策の設備強化等の対策に加え，

東京電力ホールディングス株式会社福島第一原子力発電所の事故の教訓を踏まえた重大事故

重大事故に至るおそれがある事故若しくは重大事故が発生した場合又は大規模な自然災害若し等対策の設備強化等の対策に加え，重大事故に至るおそれがある事故若しくは重大事故が発生

くは故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる発電用原子炉施設の大規模な損壊した場合又は大規模な自然災害若しくは故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによが発生した場合における以下の重大事故等対処設備に係る事項，復旧作業に係る事項，支援にる発電用原子炉施設の大規模な損壊が発生するおそれがある場合若しくは発生した場合におけ係る事項及び手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備を考慮し，当該事故等に対る以下の重大事故等対処設備に係る事項，復旧作業に係る事項，支援に係る事項及び手順書の処するために必要な手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備等運用面での対策を整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備を考慮し，当該事故等に対処するために必要な手行う。また，1 号，2 号，3 号，4 号及び 5 号炉の原子炉圧力容器に燃料が装荷されていないこ

順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備等運用面での対策を行う。また，一部の敷とを前提とする。

地を共有する東海発電所は廃止措置中であり，原子炉圧力容器から取り出された全ての核燃料

備考
・社名の変更を反映

・審査基準の改正に伴う反映

・東海発電所の状況を記載

は敷地外に搬出済みである。
「(ⅱ)大規模「(ⅰ)重大事故等対策」について手順を整備し，重大事故等の対応を実施する。

「(ⅰ)重大事故等対策」について手順を整備し，重大事故等の対応を実施する。「(ⅱ)大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項」のな自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における事項」の「a. 可搬型設備等による対応」は「(ⅰ)重大事故等対策」の対応手順をもとに，大規模な損壊「a. 可搬型設備等による対応」は「(ⅰ)重大事故等対策」の対応手順をもとに，大規模な損壊が発生した場合も対応を実施する。また，様々な状況においても，事象進展の抑制及び緩和をが発生した場合も対応を実施する。また，様々な状況においても，事象進展の抑制及び緩和を行うための手順を整備し，大規模な損壊が発生した場合の対応を実施する。

行うための手順を整備し，大規模な損壊が発生した場合の対応を実施する。

また，重大事故等又は大規模損壊に対処し得る体制においても技術的能力を維持管理してい

また，重大事故等又は大規模損壊に対処し得る体制においても技術的能力を維持管理していくために必要な事項を，「核原料物質，核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律」に基づく原

くために必要な事項を，「核原料物質，核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律」に基づく原子炉施設保安規定等において規定する。

子炉施設保安規定等において規定する。

重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置については，技術的能力の審査基準で規定す重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置については，技術的能力の審査基準で規定する内容に加え，設置許可基準規則に基づいて整備する設備の運用手順等についても考慮したる内容に加え，「設置許可基準規則」に基づいて整備する設備の運用手順等についても考慮した

第 10−1 表に示す「重大事故等対策における手順書の概要」を含めて手順書等を適切に整備

表1.0.1に示す「重大事故等対策における手順書の概要」を含めて手順書等を適切に整備する。

する。

2

・呼称の相違柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
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東海第二1． 重大事故等対策

1.

1．0 重大事故等対策における共通事項

1.0 重大事故等対策における共通事項

重大事故等対策＜ 目 次 ＞

目

次

1．0．1 重大事故等への対応に係る基本的な考え方............ 1．0-1

1.0.1 重大事故等への対応に係る基本的な考え方.............. 1.0 1(1) 重大事故等対処設備に係る事項........................ 1．0-1(1)重大事故等対処設備に係る事項.......................... 1.0 1

a. 切り替えの容易性................................... 1．0-1

ａ．切り替えの容易性................................... 1.0 1

b. アクセスルートの確保............................... 1．0-1

ｂ．アクセスルートの確保............................... 1.0 1(2) 復旧作業に係る事項.................................. 1．0-2(2)復旧作業に係る事項.................................... 1.0 6

a. 予備品等の確保..................................... 1．0-2

ａ．予備品等の確保..................................... 1.0 6

b. 保管場所........................................... 1．0-3

ｂ．保管場所........................................... 1.0 7

c. アクセスルートの確保............................... 1．0-4

ｃ．アクセスルートの確保............................... 1.0 7(3) 支援に係る事項...................................... 1．0-4(3)支援に係る事項........................................ 1.0 7(4) 手順書の整備，教育・訓練の実施及び体制の整備........ 1．0-4(4)手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備...... 1.0-9

a. 手順書の整備....................................... 1．0-5

ａ．手順書の整備....................................... 1.0 9

b. 教育及び訓練の実施................................. 1．0-5

ｂ．教育及び訓練の実施................................. 1.0 14

c. 体制の整備......................................... 1．0-6

ｃ．体制の整備......................................... 1.0 16

1．0．2 共通事項.......................................... 1．0-8

1.0.2 共通事項............................................ 1.0 26(1) 重大事故等対処設備に係る事項........................ 1．0-8(1)重大事故等対処設備に係る事項.......................... 1.0 26

a. 切り替えの容易性................................... 1．0-8

ａ．切り替えの容易性................................... 1.0 26

b. アクセスルートの確保............................... 1．0-9

ｂ．アクセスルートの確保............................... 1.0 27(2) 復旧作業に係る事項.................................. 1．0-17(2)復旧作業に係る事項.................................... 1.0 34

a. 予備品等の確保..................................... 1．0-17

ａ．予備品等の確保..................................... 1.0 34

b. 保管場所........................................... 1．0-18

ｂ．保管場所........................................... 1.0 35

c. アクセスルートの確保............................... 1．0-18

ｃ．アクセスルートの確保............................... 1.0 35(3) 支援に係る事項...................................... 1．0-19(3)支援に係る事項........................................ 1.0 36(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備.... 1. 0-24

(4)手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備...... 1.0-40

a. 手順書の整備....................................... 1．0-24

ａ．手順書の整備....................................... 1.0 40

b. 教育及び訓練の実施................................. 1．0-34

ｂ．教育及び訓練の実施................................. 1.0 49

c. 体制の整備......................................... 1．0-42

ｃ．体制の整備......................................... 1.0 55

3

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
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東海第二＜ 添付資料 目次 ＞

添付資料 目次

添付資料 1.0.1

本来の用途以外の用途として使用する重大事故等に対処するための設備に添付資料1.0.1

係る切り替えの容易性について

備考

本来の用途以外の用途として使用する重大事故等に対処するための設備に係る切り替えの容易性について

添付資料 1.0.2

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

添付資料1.0.2

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

添付資料 1.0.3

予備品等の確保及び保管場所について

添付資料1.0.3

予備品等の確保及び保管場所について添付資料 1.0.4

外部からの支援について

添付資料1.0.4

復旧作業に必要な資機材及び外部からの支援について・記載内容を踏まえたタイトルに添付資料 1.0.5

重大事故等への対応に係る文書体系

添付資料1.0.5

重大事故等への対応に係る文書体系変更した。

添付資料 1.0.6

重大事故等対応に係る手順書の構成と概要について

添付資料1.0.6

重大事故等対策に係る手順書の構成と概要について

添付資料 1.0.7

有効性評価における重大事故対応時の手順について

添付資料1.0.7

有効性評価における重大事故対応時の手順について

添付資料 1.0.8

大津波警報発令時の原子炉停止操作等について

添付資料1.0.8

自然災害等の影響によりプラントの原子炉安全に影響を及ぼす可能性がある事象の対応について

・降下火砕物に係る対応を追記した
ため，タイトルを変更した。

添付資料 1.0.9

重大事故等の対処に係る教育及び訓練について

添付資料1.0.9

重大事故等対策の対処に係る教育及び訓練について

添付資料 1.0.10

重大事故等発生時の体制について

添付資料1.0.10

重大事故等発生時の体制について

添付資料 1.0.11

重大事故等発生時の発電用原子炉主任技術者の役割について

添付資料1.0.11

重大事故等発生時の発電用原子炉主任技術者の役割等について添付資料 1.0.12

福島第一原子力発電所の事故教訓を踏まえた対応について添付資料1.0.12

東京電力福島第一原子力発電所の事故教訓を踏まえた対応について添付資料 1.0.13

緊急時対策要員の作業時における装備について

添付資料1.0.13

災害対策本部要員の作業時における装備について資料資料 1.0.14

技術的能力対応手段と有効性評価比較表

添付資料1.0.14

技術的能力対応手段と有効性評価比較表

・組織名称の呼称の相違

技術的能力対応手段と手順等比較表

・記載の適正化

技術的能力対応手段と運転手順等比較表

・呼称の相違・他社発電所の事故のため社名を追記

添付資料 1.0.15

格納容器の長期にわたる状態維持に係る体制の整備について

添付資料1.0.15

原子炉格納容器の長期にわたる状態維持に係わる体制の整備について・記載内容を踏まえたタイトルに変添付資料 1.0.16

重大事故等発生時における停止号炉の影響について

添付資料1.0.16

重大事故等発生時における東海発電所及び使用済燃料乾式貯蔵設備の影響更した。東海第二発電所と同じ敷について

地内で影響を考慮すべき施設は，
東海発電所，使用済燃料乾式貯蔵設備

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東海第二

備考

1．0．1 重大事故等への対応に係る基本的な考え方

1.0.1 重大事故等への対応に係る基本的な考え方(1) 重大事故等対処設備に係る事項(1) 重大事故等対処設備に係る事項・記載の適正化

ａ．切替えの容易性（a.補足説明）

a. 切替えの容易性
本来の用途以外の用途（本来の用途以外の用途とは，設置している設備の本来の機能とは異

本来の用途以外の用途（本来の用途以外の用途とは，設置している設備の本来の機能とは異柏崎 6/7 では補給水系，消火系の操なる目的で使用する場合に，本来の系統構成とは異なる系統構成を実施し設備を使用する場合なる目的で使用する場合に，本来の系統構成とは異なる系統構成を実施し設備を使用する場合作が該当するが，東海第二発電所をいう。ただし，本来の機能と同じ目的で使用するために設置している可搬型設備を使用するをいう。ただし，本来の機能と同じ目的で使用するために設置している可搬型設備を使用する

は，左記に該当する重大事故等対処場合は除く。
）として重大事故等に対処するために使用する設備にあっては，通常時に使用す場合は除く。）として重大事故等に対処するために使用する設備にあっては，通常時に使用す設備はない。しかし，本項は設備にる系統から弁操作又は工具等の使用により速やかに切り替えられるように，当該操作等を明確る系統から弁操作又は工具等の使用により速やかに切り替えられるように，当該操作等を明確対する考え方を記載しているため，にし，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるために必要な手順等を整備するとともにし，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるために必要な手順等を整備するととも

柏崎 6/7 と同様の記載とした。東海に，確実に行えるよう訓練を実施する。

に，確実に行えるよう訓練を実施する。

第二発電所ではほう酸水系も切替操作が不要。他操作も，重大事故等対象設備を用いる手順等に該当しない

b. アクセスルートの確保

ｂ．アクセスルートの確保

が，自主対策設備としては切り替え想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重大事故等対処設備を運搬し，又は想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重大事故等対処設備を運搬し，又は他の設備の被害状況を把握するため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう，以下の実効

他の設備の被害状況を把握するため，発電所内の道路及び通路が確保できるように，以下の実・記載の適正化（よう→ように）性のある運用管理を実施する。

効性のある運用管理を実施する。

・アクセスルートの定義を記載。東を要するものがある。

屋外及び屋内において，想定される重大事故等の対処に必要な可搬型重大事故等対処設備の

海第二発電所は柏崎 6/7 と異な性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるものを除保管場所から設置場所及び接続場所まで運搬するための経路，他の設備の被害状況を把握する

り，敷地に遡上する津波の影響をく。
），溢水及び火災を想定しても，運搬，移動に支障をきたすことのないよう，迂回路も考慮

ための経路(以下「アクセスルート」という。)は，想定される自然現象，発電用原子炉施設の考慮してアクセスルートを設定すして複数のアクセスルートを確保する。

安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって，人為によるもの（故意によるもの

る必要があることを明記した。

を除く）
・溢水及び火災を想定しても，運搬，移動に支障をきたすことがないように，迂回路・記載の適正化（，→・）も考慮して複数のアクセスルートを確保する。

・記載の適正化（よう→ように）

屋外及び屋内において，アクセスルートは，想定される自然現象，発電用原子炉施設の安全

なお，東海第二発電所の敷地に遡上する津波の影響を受けた場合には，迂回路も含めた複数

・東海第二発電所は敷地に遡上するのアクセスルートの中から，運搬，移動に係る優位性を考慮したアクセスルートを抽出し，確津波を考慮した上で，アクセスル保する。

ートを確保する必要があるため。

5

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東海第二

備考

屋内及び屋外アクセスルートに対する自然現象については，網羅的に抽出するために，地

屋内及び屋外アクセスルートに対する自然現象については，網羅的に抽出するために，地・東海第二発電所の自然現象評価対

震，津波に加え，発電所敷地及びその周辺での発生実績の有無に関わらず，国内外の基準や文

震，津波に加え，発電所敷地及びその周辺での発生実績の有無に関わらず，国内外の基準や文象を反映。敷地に遡上する津波を献等に基づき収集した洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影

献等に基づき収集した洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影考慮する必要があるため。[添付資響，生物学的事象，森林火災等の事象を考慮する。これらの事象のうち，発電所敷地及びその響，生物学的事象，森林火災等の事象を考慮する。これらの事象のうち，発電所敷地及びその料 1.0.2（3.1 自然現象）]

周辺での発生の可能性，屋外アクセスルートへの影響度，事象進展速度や事象進展に対する時

周辺での発生の可能性，屋外アクセスルートへの影響度，事象進展速度や事象進展に対する時・6 条に準じたスクリーニングの相

間余裕の観点から，屋外アクセスルートに影響を与えるおそれがある事象として，地震，津間余裕の観点から，屋外アクセスルートに影響を与えるおそれがある事象として，地震，津違によるもの波，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪及び火山の影響を選定する。なお，森林火災の出火

波（基準津波を超え敷地に遡上する津波（以下「敷地に遡上する津波」という。
）を含む。
），

・森林火災を自然現象として選定し原因となるのは，たき火やタバコ等の人為によるものが大半であることを考慮し，森林火災に

洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，火山の影響，生物学的事象，森林火災及ているため，人為事象として選定

ついては，人為によるもの（火災・爆発）として選定する。地滑りについては，地震による影び高潮を選定する。

した理由は記載不要

響に包絡される。

・「地滑り」は立地的要因から「考慮する事象」に抽出していないた
め記載不要。

屋外及び屋内アクセスルートに対する発電所敷地又はその周辺において想定される発電用原

屋外及び屋内アクセスルートに対する発電所敷地又はその周辺において想定される発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意に子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるものを除く。
）については，網羅的に抽出するために，発電所敷地及びその周辺での発生よるものを除く。
）については，網羅的に抽出するために，発電所敷地及びその周辺での発生実績の有無に関わらず，国内外の基準や文献等に基づき収集した飛来物（航空機落下等），ダ

実績の有無に関わらず，国内外の基準や文献等に基づき収集した飛来物（航空機落下等），ダ

ムの崩壊，爆発，近隣工場等の火災，有毒ガス，船舶の衝突及び電磁的障害を考慮する。これ

ムの崩壊，爆発，近隣工場等の火災，有毒ガス，船舶の衝突及び電磁的障害を考慮する。これ

らの事象のうち，発電所敷地及びその周辺での発生の可能性，屋外アクセスルートへの影響

らの事象のうち，発電所敷地及びその周辺での発生の可能性，屋外アクセスルートへの影響度，事象進展速度や事象進展に対する時間余裕の観点から，屋外アクセスルートに影響を与え

度，事象進展速度や事象進展に対する時間余裕の観点から，屋外アクセスルートに影響を与えるおそれがある事象として火災・爆発（森林火災，近隣工場等の火災・爆発，航空機落下火災

るおそれがある事象として飛来物（航空機落下），ダムの崩壊，爆発，近隣工場等の火災，有等）及び有毒ガスを選定する。

毒ガス，船舶の衝突及び電磁的障害を考慮する。

また，重大事故等時の高線量下環境を考慮する。

また，重大事故等時の高線量下環境を考慮する。

6・6 条に準じたスクリーニングの相違によるもの。

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東海第二

可搬型重大事故等対処設備の保管場所については，設計基準事故対処設備の配置も含めて常可搬型重大事故等対処設備の保管場所については，設計基準事故対処設備の配置も含めて常設重大事故等対処設備と位置的分散を図る。また，屋外の可搬型重大事故等対処設備は複数箇設重大事故等対処設備と位置的分散を図る。また，屋外の可搬型重大事故等対処設備は複数箇所に分散して保管する。

所に分散して保管する。

重大事故等が発生した場合，事故収束に迅速に対応するため，屋外の可搬型重大事故等対処

備考

重大事故等が発生した場合，事故収束に迅速に対応するため，屋外の可搬型重大事故等対処 ・記載の相違（添付資料 1.0.2 と整合）設備の保管場所から使用場所まで運搬するアクセスルートの状況確認，取水箇所の状況確認及設備の保管場所から目的地まで運搬するアクセスルートの状況確認，取水箇所の状況確認及びびホース敷設ルートの状況確認を行い，併せて，軽油タンク，常設代替交流電源設備及びそのホース敷設ルートの状況確認を行い，あわせて，軽油貯蔵タンク，常設代替交流電源設備及び ・記載の適正化（あわせて）

他屋外設備の被害状況の把握を行う。

その他屋外設備の被害状況の把握を行う。

・設備名称の相違（軽油貯蔵タン
ク，可搬型設備用軽油タンク）

屋外アクセスルートに対する地震による影響（周辺構造物等の損壊，周辺斜面の崩壊及び道

屋外アクセスルートに対する地震による影響（周辺構造物等の損壊，周辺斜面の崩壊及び道

路面のすべり，不等沈下等），その他自然現象による影響（風（台風）及び竜巻による飛来

路面のすべり，液状化及び揺すり込みによる不等沈下，液状化に伴う浮き上がり並びに地中埋 ・東海第二発電所のアクセスルー

物，積雪並びに火山の影響）を想定し，複数のアクセスルートの中から状況を確認し，早期に設構造物の損壊），風（台風）及び竜巻による飛来物，積雪並びに火山の影響を想定し，複数

トに係る考慮すべき事項を具体的復旧可能なアクセスルートを確保するため，障害物を除去可能なホイールローダ等の重機を保のアクセスルートの中から状況を確認し，早期に復旧可能なアクセスルートを確保するため，に記載した。

管，使用し，それを運転できる要員を確保する。

障害物を除去可能なホイールローダ等の重機を保管，使用し，それを運転できる要員を確保する。

また，地震による屋外タンクからの溢水及び降水に対して，道路上への自然流下も考慮した
上で，溢水による通行への影響を受けない箇所にアクセスルートを確保する。
津波の影響については，基準津波による遡上域最大水位よりも高い位置にアクセスルートを確保する。

また，地震による屋外タンクからの溢水及び降水に対して，道路上への自然流下も考慮した
上で，溢水による通行への影響を受けないアクセスルートを確保する。
津波の影響については，防潮堤の中に設置し基準津波の影響を受けず，また，基準地震動Ｓ・東海第二発電所は敷地遡上津波をｓに対して影響を受けない若しくは重機等による復旧することにより，複数のアクセスルート

考慮する必要があることを踏ま（T.P.+8m）を確保する。

え，東海第二発電所の地震及び津波（敷地に遡上する津波）に対す

敷地に遡上する津波の影響については，敷地に遡上する津波の影響を受けない高所（T.P.

るアクセスルートの設定の考え方+11m）に，基準地震動Ｓｓの影響を受けないアクセスルートを少なくとも１ルート確保するこを，基準津波の影響及び敷地遡上とにより，可搬型重大事故等対処設備の保管場所及び緊急時対策所等から接続場所までの移津波の影響の有無の観点から記載

動・運搬を可能とする。

した。[添付資料 1.0.2(2.5.1 屋外
アクセスルート設定の考え方)]7

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

東海第二

備考

屋外アクセスルートは，発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事

屋外アクセスルートは，発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事

・屋外アクセスルートに有毒ガスの象であって人為によるもの（故意によるものを除く。
）のうち火災・爆発（森林火災，近隣工象であって人為によるもの（故意によるのを除く。
）のうち飛来物（航空機落下），爆発，近隣考慮要と評価したため，その対応

場等の火災・爆発，航空機落下火災等）及び有毒ガスに対して，迂回路も考慮した複数のアク

工場等の火災，有毒ガス及び船舶の衝突に対して，迂回路も考慮した複数のアクセスルートをを記載した。[添付資料 1.0.4]

セスルートを確保する。

確保する。有毒ガスに対しては，複数のアクセスルート確保に加え，防護具等の装備により通行に影響はない。
また，想定される自然現象のうち，高潮に対しては，通行への影響を受けない敷地高さにア
クセスルートを確保する。
洪水及びダムの崩壊については立地的要因により設計上考慮する必要はない。

・東海第二発電所のアクセスルート
において自然現象に対する特徴を記載した。 [添付資料 1.0.2]

なお，落雷に対しては道路面が直接影響を受けることはないため，生物学的事象に対しては容易に排除可能なため，電磁的障害に対しては道路面が直接影響を受けることはないためアク
セスルートへの影響はない。
屋外アクセスルートの周辺構造物等の損壊による障害物については，ホイールローダ等の重機による撤去あるいは複数のアクセスルートによる迂回を行う。

屋外アクセスルートの周辺構造物の損壊による障害物については，ホイールローダ等の重機による撤去あるいは複数のアクセスルートによる迂回を行う。

・記載の適正化（重機に係わる補足説明）「ホイルローダ等」･･･東海第二発

屋外アクセスルートは，基準地震動ＳＳの影響による周辺斜面の崩壊や道路面のすべりで崩電所も SA 設備としてホイルローダ

範囲に到達することを想定した上で，ホイールローダ等の重機による崩壊箇所の仮復旧を行

壊土砂が広範囲に到達することを想定した上で，ホイールローダ等の重機による崩壊箇所の復を所有。“等”に相当する自主設備

い，通行性を確保する。

旧を行い，通行性を確保する。

として油圧ショベル，ブルドーザを

屋外アクセスルートは，地震の影響による周辺斜面の崩壊や道路面のすべりで崩壊土砂が広所有
柏崎 6/7：(自主)ブルドーザ,ショ
ベルカー
不等沈下等による通行に支障がある段差の発生が想定される箇所においては，段差緩和対策等の実施，迂回又は砕石による段差箇所の仮復旧により，通行性を確保する。

液状化，揺すり込みによる不等沈下及び地中構造物の損壊に伴う段差の発生が想定される箇 ・東海第二発電所の敷地の特徴とし所においては，これらがアクセスルートに影響を及ぼす可能性がある場合は事前対策（路盤補て，前ページと同様に不等沈下の要強等）を講じる。想定を上回る段差が発生した場合は，迂回路を通行するか，ホイールローダ

因を記載。

等の重機による段差箇所の復旧と土のうによる段差解消対策により，通行性を確保する。

段差解消対策の追記。がれき撤去（ホイールローダ）及び土のう設置[添付資料 1.0.2 より]8柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
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屋外アクセスルート上の風（台風）及び竜巻による飛来物，積雪並びに火山の影響について

東海第二

備考

屋外アクセスルート上の風（台風）及び竜巻による飛来物に対してはホイールローダ等の重 ・記載の適正化（文章の構成上）は，ホイールローダ等の重機による撤去を行う。なお，想定を上回る積雪又は火山の影響が発機による撤去を行い，積雪又は火山の影響（降灰）に対しては，ホイールローダ等の重機によ ・記載の適正化

生した場合は，除雪又は除灰の頻度を増加させることにより対処する。また，凍結及び積雪にる除雪又は除灰を行う。また，アクセスルートには融雪剤を配備し，車両は凍結及び積雪に対 （道路→アクセスルート）

対して，道路については融雪剤を配備する。

処したタイヤを装着し通行性を確保する。なお，想定を上回る積雪又は火山の影響が発生した ・対処したタイヤ装着に関する対策
場合は，除雪又は除灰の頻度を増加させることにより対処する。

重大事故等が発生した場合において，屋内の可搬型重大事故等対処設備の保管場所に移動するためのアクセスルートの状況確認を行い，併せて，その他屋内設備の被害状況の把握を行を追記

重大事故等が発生した場合において，屋内の可搬型重大事故等対処設備までのアクセスルー ・記載の相違（添付資料 1.0.2 と整トの状況確認を行い，あわせて，その他屋内設備の被害状況の把握を行う。

合）う。

屋内アクセスルートは，地震，津波及びその他想定される自然現象による影響並びに発電用

屋内アクセスルートは，地震，津波（敷地に遡上する津波を含む。）及びその他想定される ・東海第二発電所は敷地遡上する津

原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意

自然現象による影響並びに発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事によるものを除く。
）に対して，外部からの衝撃による損傷の防止が図られた建屋内に確保す象であって人為によるもの（故意によるものを除く。）に対して，外部からの衝撃による損傷る。

の防止が図られた建屋内に確保する。

屋内アクセスルートは，重大事故等時に必要となる現場操作を実施する場所まで移動可能な

屋内アクセスルートは，重大事故等時に必要となる現場操作を実施する場所まで移動可能なルートを選定する。また，屋内アクセスルート上の資機材については，必要に応じて固縛又はルートを選定する。また，屋内アクセスルート上の資機材については，必要に応じて固縛又は転倒防止処置により，通行に支障をきたさない措置を講じる。

転倒防止処置により，通行に支障を来さない措置を講じる。

機器からの溢水が発生した場合については，適切な防護具を着用することにより，屋内アクセスルートを通行する。

波を考慮する必要があるため明記

機器からの溢水が発生した場合については，適切な防護具を着用することにより，屋内アクセスルートを通行する。

屋外及び屋内のアクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時及屋外及び屋内のアクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時及び作業時の状況に応じて着用する。停電時及び夜間時においては，確実に運搬，移動ができるび作業時の状況に応じて着用する。停電時及び夜間時においては，確実に運搬，移動ができる

ように，照明機器等を配備する。また，現場との連絡手段を確保し，作業環境を考慮する。

ように，可搬型照明装置を配備する。また，現場との連絡手段を確保し，作業環境を考慮する。

9・名称の違い柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 復旧作業に係る事項
重大事故等時において，重要安全施設の復旧作業を有効かつ効果的に行うため，以下の基本

東海第二(2) 復旧作業に係る事項
重大事故等時において，重要安全施設の復旧作業を有効かつ効果的に行うため，以下の基本

方針に基づき実施する。

方針に基づき実施する。

a. 予備品等の確保

ａ．予備品等の確保

重大事故等時の事故対応については，重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。

重大事故等時の事故対応については，重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。

事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効

事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効な手段であるため，以下の方針に基づき重要安全施設の取替え可能な機器，部品等の復旧作な手段であるため，以下の方針に基づき重要安全施設の取替え可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。

業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品をあらかじめ確保する。

・短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため

・短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。

・単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポート系設備を復旧す

回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポート系設備を復旧する。

る。

・復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討

・復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件を踏まえ，復旧作業の成し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する。

立性が高い設備を復旧する。

なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策

なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策

また，予備品の取替え作業に必要な資機材等として，がれき撤去等のためのホイールローダ

・追記[添付資料 1.0.4 の記載反映]

長期的に使用する設備を復旧する。

・単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能をについて継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努める。

備考について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保を行う。
また，予備品の取替え作業に必要な資機材等として，がれき撤去のためのホイールローダ

等の重機，夜間の対応を想定した照明機器等及びその他作業環境を想定した資機材を確保す等の重機，夜間の対応を想定した照明機器等及びその他作業環境を想定した資機材をあらかじる。

め確保する。

10

・追記[添付資料 1.0.4 の記載反映]

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b. 保管場所

東海第二

備考

ｂ．保管場所

予備品等については，地震による周辺斜面の崩壊，敷地下斜面のすべり，津波による浸水

予備品等については，地震による周辺斜面の崩壊，敷地下斜面のすべり，津波（敷地に遡・東海第二発電所は敷地遡上する等の外部事象の影響を受けにくい場所に当該重要安全施設との位置的分散を考慮した場所に上する津波を含む。
）による浸水等の外部事象の影響を受けにくい場所に当該重要安全施設

津波を考慮する必要があるため保管する。

との位置的分散を考慮した場所に保管する。

明記

c. アクセスルートの確保

ｃ．アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，発電所内の道路想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう，「(1)(b)アクセスルートの確保」と同じ実効性のある運用管理を

及び通路が確保できるように，「1.0.1(1)b.アクセスルートの確保」と同じ実効性のある運実施する。

用管理を実施する。

(3) 支援に係る事項(3) 支援に係る事項

重大事故等に対して事故収束対応を実施するため，発電所内であらかじめ用意された手段

重大事故等に対して事故収束対応を実施するため，発電所内であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備，予備品，燃料等）により，重大事故等対策を実施し，事故発生後 7 日（重大事故等対処設備，予備品，燃料等）により，重大事故等対策を実施し，事故発生後7日間は継続して事故収束対応を維持できるようにする。

間は継続して事故収束対応を維持できるようにする。

関係機関等と協議・合意の上，外部からの支援計画を定め，協力体制が整い次第，プラント

・呼称の相違関係機関等と協議及び合意の上，外部からの支援計画を定め，協力体制が整い次第，プラン ・記載の適正化（・→及び）メーカからは事故収束及び復旧対策に関する技術支援，協力会社からは事故収束及び復旧対策

トメーカ及び協力会社からは，事故収束手段及び復旧対策に関する技術支援や要員派遣等の支 ・東海第二発電所の締結内容を記載に必要な要員等の支援，燃料及び資機材の輸送支援並びに燃料供給会社からは燃料の供給支援

援並びに燃料供給会社からは燃料の供給を受けられるようにする。なお，資機材等の輸送に関を受けられるようにする。なお，資機材等の輸送に関しては，迅速な物資輸送を可能とするとしては，迅速な物資輸送を可能とするとともに中長期的な物資輸送にも対応できるように支援

ともに中長期的な物資輸送にも対応できるように支援計画を定める。

計画を定める。

他の原子力事業者からは，人員の派遣，資機材の貸与及び環境放射線モニタリングの支援を

他の原子力事業者からは，要員の派遣，資機材の貸与及び環境放射線モニタリングの支援を受けられるようにするほか，原子力緊急事態支援組織からは，被ばく低減のために遠隔操作可受けられるようにするほか，原子力緊急事態支援組織（以下「支援組織」という。
）からは，

能なロボット及び無線重機等の資機材並びに資機材を操作する人員及び発電所までの資機材輸被ばく低減のために遠隔操作可能なロボット及び無線重機等の資機材並びに資機材を操作する

送の支援を受けられるように支援計画を定める。

要員及び発電所までの資機材輸送の支援を受けられるように支援計画を定める。

11

・記載の相違（人員→要員）[添付資料 1.0.10]
・原子力緊急支援組織の活動内容を反映した。

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東海第二発電所外であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備と同種の設備，予備品，燃料

発電所外であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備と同種の設備，予備品，燃料等）について支援を受けることによって，発電所内に配備する重大事故等対処設備に不具合が等）について支援を受けることによって，発電所内に配備する重大事故等対処設備に不具合があった場合の代替手段及び燃料の確保を行い，継続的な重大事故等対策を実施できるよう事象あった場合の代替手段及び燃料等の確保を行い，継続的な重大事故等対策を実施できるよう事

発生後 6 日間までに支援を受けられる体制を整備する。

象発生後6日間までに支援を受けられる体制を整備する。

また，原子力事業所災害対策支援拠点から，発電所の支援に必要な資機材として，食糧，その他の消耗品及び放射線防護資機材を継続的に発電所へ供給できる体制を整備する。

備考

また，原子力事業所災害対策支援拠点から，発電所の支援に必要な資機材として，食料，その他の消耗品，汚染防護服等及びその他の放射線管理に使用する資機材を継続的に発電所へ供 ・資機材の名称の相違
給できる体制を整備する。

汚染防護服等は放射線防護資機材
等（タイベック，靴下，帽子，綿手袋，ゴム手袋等）を指す[添付資料 1.0.4]。

(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備
重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう，手順書を整備し，教育及び訓練を実施すると(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備
重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるように，手順書を整備し，教育及び訓練を実施する ・記載の適正化（よう→ように）

ともに，運転員，緊急時対策要員及び自衛消防隊（以下「重大事故等に対処する要員」といとともに，災害対策要員(当直（運転員），自衛消防隊を含む重大事故等に対処する要員から構う。
）を確保する等の必要な体制を整備する。

成される)を確保する等の必要な体制を整備する。

12・記載の相違（災害対策要員の定義）

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a. 手順書の整備
重大事故等時において，事象の種類及び事象の進展に応じて重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう手順書を整備する。
また，手順書は使用主体に応じて，運転員が使用する手順書（以下「運転操作手順書」と

東海第二

備考

ａ．手順書の整備
重大事故等時において，事象の種類及び事象の進展に応じて重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるように手順書を整備する。
また，手順書は使用主体に応じて，中央制御室及び現場で運転操作に対応する当直（運転 ・柏崎 6/7 との違いを示すため，運いう。
）及び緊急時対策要員が使用する手順書（以下「緊急時対策本部用手順書」という。
）

員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）が使用する手順書（以下「運転手順書」とい

転手順書及び災害対策本部の手順書を整備する。

う。
）及びそれ以外の災害対策要員が使用する手順書（以下「災害対策本部手順書」という。
）

が使用される場所を記載した。

を整備する。
さらに，緊急時対策本部用手順書は使用主体に応じて，緊急時対策本部が使用する手順（a.補足説明）書，緊急時対策本部のうち技術支援組織が使用する手順書及び緊急時対策本部のうち実施組

・「当直（運転員）」は，重大事故

織（当直（運転員）以外）が使用する手順書に分類して整備する。

等時に中央制御室及び現場において，当直として運転操作に対応する
運転員を示す。
・「災害対策本部手順等」には，支援組織が使用する手順書と災害対策本部が使用する手順書がある。
[添付資料 1.0.10]
・東海第二発電所の運転手順書は以下の手順書から構成される。
・非常時運転手順書(事象ベース)
・非常時運転手順書Ⅱ(徴候ベース)
・非常時運転手順書Ⅱ(停止時徴候ベース)
・非常時運転手順書Ⅲ(シビアアクシ
デント)
・ＡＭ設備別操作手順書

13

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東海第二

備考

（a）全ての交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失，安全系の機器若しくは計測器類の多(a) 全ての交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失，安全系の機器若しくは計測器類の多重故障又は複数号炉の同時被災等の過酷な状態において，限られた時間の中で 6 号及び 7

重故障又は東海発電所との同時被災等の過酷な状態において，限られた時間の中で東海・東海第二発電所の同時被災対象プ号炉の発電用原子炉施設の状態の把握及び実施すべき重大事故等対策の適切な判断に必要

第二発電所の発電用原子炉施設の状態の把握及び実施すべき重大事故等対策の適切な判

ラントは東海発電所となる。

な情報の種類，その入手の方法及び判断基準を整理し，運転操作手順書及び緊急時対策本断に必要な情報の種類，その入手の方法及び判断基準を整理し，運転手順書及び災害対部用手順書にまとめる。

策本部手順書にまとめる。

発電用原子炉施設の状態の把握が困難な場合にも対処できるよう，パラメータを計測す

発電用原子炉施設の状態の把握が困難な場合にも対処できるように，パラメータを計測

・名称の違い・重大事故等時に計器故障等が発生

る計器故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手順，パラメータの把握能力をする計器故障又は計器故障が疑われる場合に発電用原子炉施設の状態を把握するための（の可能性がある）した場合に超えた場合に発電用原子炉施設の状態を把握するための手順及び計測に必要な計器電源が手順，パラメータの把握能力を超えた場合に発電用原子炉施設の状態を把握するためのは，当直（運転員）は運転操作に喪失した場合の手順を運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に整備する。

手順及び計測に必要な計器電源が喪失した場合の手順を災害対策本部手順書に整備す

専念し，災害対策要員が対応する

る。

ため，その手順は災害対策本部手順書に定める。

具体的には，第 10−1 表に示す「重大事故等対策における手順書の概要」のうち「1.15
事故時の計装に関する手順等」の内容を含むものとする。

具体的には，表 1.0.1 に示す「重大事故等対策における手順書の概要」のうち「1.15・呼称の相違事故時の計装に関する手順等」の内容を含むものとする。

（b）炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐために，最優先すべき操作等を迷う(b) 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐために，最優先すべき操作等を迷うことなく判断し実施できるよう，あらかじめ判断基準を明確にした手順を以下のとおり運ことなく判断し実施できるように，あらかじめ判断基準を明確にした手順を以下のとお・記載の適正化（よう→ように）

転操作手順書又は緊急時対策本部用手順書に整備する。

り運転手順書に整備する。

・手順書名称の相違，運転操作に係わる判断基準は運転操作手順書に

原子炉停止機能喪失時においては，迷わずほう酸水注入を行えるよう判断基準を明確にした手順を整備する。
炉心の著しい損傷又は原子炉格納容器の破損を防ぐために注水する淡水源が枯渇又は使

原子炉停止機能喪失時においては，迷わずほう酸水注入を行えるように判断基準を明確にした手順を整備する。
炉心の著しい損傷又は原子炉格納容器の破損を防ぐために注水する淡水源が枯渇又は使用できない状況においては，設備への悪影響を懸念することなく，迷わず海水注入を行え用できない状況においては，設備への悪影響を懸念することなく，迷わず海水注入を行るよう判断基準を明確にした手順を整備する。

えるように判断基準を明確にした手順を整備する。

14

定めることを明記。

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東海第二原子炉格納容器圧力が限界圧力に達する前，又は，原子炉格納容器からの異常漏えいが原子炉格納容器圧力が限界圧力に達する前，又は，原子炉格納容器からの異常漏えいが発生した場合に，確実に格納容器圧力逃がし装置等の使用が行えるよう判断基準を明確に発生した場合に，確実に格納容器圧力逃がし装置等の使用が行えるよう判断基準を明確にした手順を運転操作手順書に整備する。

した手順を運転手順書に整備する。

備考（補足説明）
・東海第二発電所の炉心損傷前のベントについては，格納容器圧力逃がし装置によるベントと，耐圧強全交流動力電源喪失時等において，準備に長時間を要する可搬型重大事故等対処設備を

全交流動力電源喪失時等において，準備に長時間を要する可搬型重大事故等対処設備を化ベントを用いた減圧の２種類が必要な時期に使用可能とするため，準備に要する時間を考慮の上，手順着手の判断基準を必要な時期に使用可能とするため，準備に要する時間を考慮の上，手順着手の判断基準をある。なお，炉心損傷後のベント明確にした手順を整備する。

明確にした手順を整備する。

については，格納容器圧力逃がし装置によるベントのみ。

その他，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐために必要な各操作につい

その他，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐために必要な各操作については，重大事故等対処設備を必要な時期に使用可能とするため，手順着手の判断基準を明ては，重大事故等対処設備を必要な時期に使用可能とするため，手順着手の判断基準を確にした手順を整備する。

明確にした手順を整備する。

重大事故等対策時においては，設計基準事故時に用いる操作の制限事項は適用しないことを明確にした手順を整備する。
（c）重大事故等対策の実施において，財産（設備等）保護よりも安全を優先するという共通認識を持って行動できるよう，社長はあらかじめ方針を示す。
重大事故等時の運転操作において，当直副長が躊躇せず指示できるよう，財産（設備重大事故等対策時においては，設計基準事故時に用いる操作の制限事項は適用しないことを明確にした手順を整備する。
(c) 重大事故等対策の実施において，財産（設備等）保護より安全性を優先するという共通認識を持って行動できるように，社長はあらかじめ方針を示す。
重大事故等時の運転操作において，当直発電長が躊躇せず判断できるように，財産（設等）保護よりも安全を優先する方針に基づき定めた運転操作手順書を整備し，判断基準を備等）保護よりも安全を優先する方針に基づき定めた運転手順書を整備し，判断基準を

明記する。

明記する。

重大事故等時の発電所の原子力警戒本部又は緊急時対策本部（以下「発電所対策本部」

重大事故等時の災害対策本部活動において，重大事故等対策を実施する際に，災害対策・記載の適正化（よう→ように）・東海第二発電所は当直発電長が判断・名称の違い・体制名称の違いという。
）の活動において，重大事故等対策を実施する際に，発電所対策本部長は，財産本部長は，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針に従った判断を実施する。ま（東海第二発電所の重大事故等時（設備等）保護よりも安全を優先する方針に従った判断を実施する。また，財産（設備た，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針に基づいた災害対策本部手順書を整の対応活動に係わる呼称[添付資料等）保護よりも安全を優先する方針に基づき定めた緊急時対策本部用手順書を整備し，判備し，判断基準を明記する。

1.0.10]）

断基準を明記する。

15

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東海第二（d）重大事故等対策時に使用する手順書として，発電所内の運転員と緊急時対策要員が連携(d) 重大事故等時に使用する手順書として，発電所内の当直（運転員）及び重大事故等対応

し，事故の進展状況に応じて具体的な重大事故等対策を実施するため，運転操作手順書及要員（運転操作対応）並びにその他の災害対策要員が連携し，事故の進展状況に応じてび緊急時対策本部用手順書を適切に定める。

具体的な重大事故等対策を実施するため，運転手順書及び災害対策本部手順書を適切に

備考
・体制名称の違い[添付 1.0.10 の記載を反映]
・名称の違い(災害対策本部手順書)

定める。
運転操作手順書は，重大事故等対策を的確に実施するために，事故の進展状況に応じて構成し定める。
発電所対策本部は，運転員からの要請あるいは発電所対策本部の判断により，運転員の運転手順書は，重大事故等対策を的確に実施するために，事故の進展状況に応じて構成し定める。
災害対策本部は，当直（運転員）からの要請あるいは災害対策本部の判断により，当直事故対応の支援を行う。緊急時対策本部用手順書として，事故状況に応じた戦略の検討及（運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）の事故対応の支援を行う。災害対

び現場での重大事故等対策を的確に実施するための必要事項を明確に示した手順を定め

策本部手順書として，事故状況に応じた戦略の検討及び現場での重大事故等対策を的確る。

に実施するための必要事項を明確に示した手順を定める。

運転操作手順書は，事故の進展状況に応じて構成を明確化し，手順書相互間を的確に移行できるよう，移行基準を明確にする。
異常又は事故の発生時，警報発生時の措置に関する運転操作手順書により初期対応を行

運転手順書は，事故の進展状況に応じて構成を明確化し，手順書相互間を的確に移行できるように，移行基準を明確にする。

・体制名称の違い

・手順書名称の違い
・記載の適正化（よう→ように）異常又は事故発生時は，警報処置手順書により初期対応を行う。

・手順書名称の違い

警報処置手順書による対応において事象が進展した場合には，警報処置手順書から非常・手順書名称の違いう。
事象が進展した場合には，警報発生時の措置に関する運転操作手順書の記載に従い，異常時の操作に関する運転操作手順書（事象ベース）に移行する。

時運転手順書（事象ベース）に移行する。

東海第二発電所は，事象発生→進展に応じて，対応手順書が警報処
置手順書→非常時運転手順書となる。
・警報処置手順書のうち必要なものについてのみ，非常時運転手順書への移行に係わる記載がある。

警報発生時の措置に関する運転操作手順書及び異常時の操作に関する運転操作手順書

警報処置手順書及び非常時運転手順書（事象ベース）で対応中は，パラメータ（未臨界・東海第二発電所は，警報処置手順（事象ベース）による対応中は，パラメータ（未臨界性，炉心の冷却機能，原子炉格納容性，炉心の冷却機能及び原子炉格納容器の健全性）を常に監視し，あらかじめ定めた非書から進展し，非常時運転手順書

器の健全性）を常に監視し，異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）の導入

常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）の導入条件が成立した場合には，非常時運転手順書Ⅱ

Ⅱ（徴候ベース）に至らない場合

条件が成立した場合には，異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）に移行す（徴候ベース）に移行する。

は，非常時運転手順書（事象ベーる。

ス）にて処置16

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ただし，異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）の導入条件が成立した場

東海第二
ただし，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）の導入条件が成立した場合でも，原子炉ス

備考
・手順書名称の違い

合でも，原子炉スクラム時の確認事項等，異常時の操作に関する運転操作手順書（事象ベ

クラム時の確認事項等，非常時運転手順書（事象ベース）に具体的内容を定めている対・手順書名称の違いース）に具体的内容を定めている対応については異常時の操作に関する運転操作手順書

応については非常時運転手順書（事象ベース）を参照する。

・手順書名称の違い（事象ベース）を参照する。
異常又は事故が収束した場合は，異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）
に従い復旧の措置を行う。
異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）による対応で事故収束せず炉心損傷に至った場合は，緊急時における運転操作に関する手順書（シビアアクシデント）に移

異常又は事故が収束した場合は，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）に従い復旧の措置

・手順書名称の違いを行う。
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）による対応で事故収束せず炉心損傷に至った場合
は，非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）に移行する。

・手順書名称の違い
・手順書名称の違い

行する。
（e）重大事故等対策実施の判断基準として確認する水位，圧力，温度等の計測可能なパラメータを整理し，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に明記する。
重大事故等に対処するために発電用原子炉施設の状態を直接監視することが必要なパラメータを，あらかじめ選定し，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に整理する。
整理に当たっては，記録の可否，直流電源喪失時における可搬型計測器による計測可否等の情報を運転操作手順書に明記する。

(e) 重大事故等対策実施の判断基準として確認する水位，圧力，温度等の計測可能なパラメータを整理し，運転手順書及び災害対策本部手順書に明記する。
重大事故等に対処するために発電用原子炉施設の状態を直接監視することが必要なパラメータを，あらかじめ選定し，運転手順書及び災害対策本部手順書に整理する。
等の情報を運転手順書に明記する。
なお，発電用原子炉施設の状態を監視するパラメータが故障等により計測不能な場合

は，他のパラメータにて当該パラメータを推定する方法を緊急時対策本部用手順書に明記

は，他のパラメータにて当該パラメータを推定する方法を災害対策本部手順書に明記す

する。

る。

メータ等を緊急時対策本部用手順書に整理する。
有効性評価等にて整理した有効な情報について，運転員が監視すべきパラメータの選・手順書名称の違い

整理に当たっては，記録の可否，直流電源喪失時における可搬型計測器による計測可否

なお，発電用原子炉施設の状態を監視するパラメータが故障等により計測不能な場合

重大事故等対策実施時におけるパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目及び監視パラ

・手順書名称の違い

・手順書名称の違い
・手順書名称の違い

重大事故等対策実施時におけるパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目及び監視パラ
メータ等を災害対策本部手順書に整理する。
有効性評価等にて整理した有効な情報について，当直（運転員）が監視すべきパラメー

・手順書名称の違い
・体制名称の違い

定，状況の把握及び進展予測並びに対応処置の参考情報とし，運転操作手順書に整理すタの選定，状況の把握及び進展予測並びに対応処置の参考情報とし，運転手順書に整理

・手順書名称の違いる。また，有効性評価等にて整理した有効な情報について，緊急時対策要員が運転操作をする。また，有効性評価等にて整理した有効な情報について，災害対策本部要員が運転・体制名称の違い支援するための参考情報とし，緊急時対策本部用手順書に整理する。

操作を支援するためのパラメータ挙動予測や影響評価のための判断情報とし，災害対策・記載の適正化

本部手順書に整理する。

（参考情報→･･･ための判断情報）
・手順書名称の違い

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東海第二（f）前兆事象として把握ができるか，重大事故等を引き起こす可能性があるかを考慮して，(f) 前兆事象として把握ができるか，重大事故等を引き起こす可能性があるかを考慮して，設備の安全機能の維持及び事故の未然防止対策をあらかじめ検討しておき，前兆事象を確

設備の安全機能の維持及び事故の未然防止対策をあらかじめ検討しておき，前兆事象を確認した時点で事前の対応ができる体制及び手順を整備する。

認した時点で事前の対応ができる体制及び手順を整備する。

大津波警報が発令された場合，発電用原子炉を停止し，冷却操作を開始する手順を整備する。

大津波警報が発表された場合，原則として原子炉を停止し，冷却操作を開始する手順を

備考

・“原則”以外の例として，大津波整備する。また，引き波により取水ピット水位が循環水ポンプの取水可能下限水位まで警報が東海第二発電所を含む津波

低下した場合等，原子炉の運転継続に支障がある場合に，原子炉を手動停止する手順を予報区に発令されても，誤報や津整備する。

波到達までに発令が解除された場
合がある。[添付資料 1.0.8]
・取水ピット水位の変動によって原子炉を手動停止する手順を整備する旨を追記。

その他の前兆事象を伴う事象については，気象情報の収集，巡視点検の強化及び前兆事
象に応じた事故の未然防止の対応を行う手順を整備する。
b. 教育及び訓練の実施
重大事故等に対処する要員に対して，重大事故等時において，事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を確保するため，教育及び訓練を計画的

その他の前兆事象を伴う事象については，気象情報の収集，巡視点検の強化及び前兆事
象に応じた事故の未然防止の対応を行う手順を整備する。
ｂ．教育及び訓練の実施
災害対策要員が，重大事故等時において，事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ柔・体制名称の違い軟に対処するために必要な力量を確保するため，教育及び訓練を計画的に実施する。

に実施する。
必要な力量の確保に当たっては，通常時の実務経験を通じて付与される力量を考慮し，事必要な力量の確保に当たっては，通常時の実務経験を通じて付与される力量を考慮し，事故時対応の知識及び技能について，重大事故等に対処する要員の役割に応じた教育及び訓練

故時対応の知識及び技能について，災害対策要員の役割に応じた教育及び訓練を定められた・体制名称の違いを定められた頻度，内容で計画的に実施することにより，重大事故等に対処する要員の力量

頻度及び内容で計画的に実施することにより，重大事故等に対処する災害対策要員の力量の・体制名称の違いの維持及び向上を図る。

維持及び向上を図る。

重大事故等対策における中央制御室での操作及び動作状況確認等の短時間で実施できる操重大事故等対策における中央制御室での操作及び動作状況確認等の短時間で実施できる操作以外の作業や操作については，第 10−2 表に示す「重大事故等対策における操作の成立

作以外の作業や操作については，第1.0.2表に示す「重大事故等対策における操作の成立

・呼称の相違性」の必要な重大事故等に対処する要員数及び想定時間にて対応できるよう，教育及び訓練性」の必要な重大事故等に対処する要員数及び想定時間にて対応できるように，教育及び訓・記載の適正化（よう→ように）により，効率的かつ確実に実施できることを確認する。

練により，効率的かつ確実に実施できることを確認する。

18

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東海第二

備考

重大事故等に対処する要員に対して，重大事故等時における事象の種類及び事象の進展に

災害対策要員に対して，重大事故等時における事象の種類及び事象の進展に応じて的確か応じて，的確かつ柔軟に対処できるよう，重大事故等に対処する要員の役割に応じた教育及つ柔軟に対処できるように，各要員の役割に応じた教育及び訓練を実施し，計画的に評価す・記載の適正化（よう→ように）び訓練を実施し，計画的に評価することにより力量を付与し，運転開始前までに力量を付与ることにより力量を付与し，運転開始前までに力量を付与された災害対策要員を必要人数配・体制名称の違い

された重大事故等に対処する要員を必要人数配置する。

置する。

重大事故等に対処する要員を確保するため，以下の基本方針に基づき教育及び訓練を実施

重大事故等に対処する災害対策要員を確保するため，以下の基本方針に基づき教育及び訓・体制名称の違い

・体制名称の違いする。

練を実施する。

（a）重大事故等対策は，幅広い発電用原子炉施設の状況に応じた対策が必要であることを踏(a) 重大事故等対策は，幅広い発電用原子炉施設の状況に応じた対策が必要であることを踏

まえ，重大事故等に対処する要員の役割に応じて，重大事故等時の発電用原子炉施設の挙まえ，災害対策要員の役割に応じて，重大事故等時の発電用原子炉施設の挙動に関する・体制名称の違い

動に関する知識の向上を図ることのできる教育及び訓練等を実施する。

知識の向上を図ることができる教育及び訓練等を実施する。

・記載の適正化（の→が）（b）重大事故等に対処する要員の役割に応じて，重大事故等よりも厳しいプラント状態とな(b) 災害対策要員の役割に応じて，重大事故等よりも厳しいプラント状態となった場合でもった場合でも対応できるよう，重大事故等の内容，基本的な対処方法等，定期的に知識ベ対応できるように，重大事故等の内容，基本的な対処方法等，定期的に知識ベースの理・記載の適正化（よう→ように）ースの理解向上に資する教育を行う。

解向上に資する教育を計画的に行う・教育を確実に実施するため「計画・体制名称の違い的に」を追記
現場作業に当たっている緊急時対策要員が，作業に習熟し必要な作業を確実に完了でき

災害対策要員のうち，現場作業に当たっている災害対策要員（以下「重大事故等対応

るよう，運転員（中央制御室及び現場）と連携して一連の活動を行う訓練を計画的に実施要員」という。）が，作業に習熟し必要な作業を確実に完了できるように，当直（運転する。

員）（中央制御室及び現場）と連携して一連の活動を行う訓練を計画的に実施する。

重大事故等時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択等，実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための演習等を計画的に実施する。

重大事故等時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択等，実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための演習等を計画的に実施する。

（c）重大事故等時において復旧を迅速に実施するために，普段から保守点検活動を社員自ら(c) 重大事故等時において復旧を迅速に実施するために，普段から保守点検活動を社員自らが行って部品交換等の実務経験を積むこと等により，発電用原子炉施設及び予備品等につが行って部品交換等の実務経験を積むこと等により，発電用原子炉施設及び予備品等について熟知する。

いて熟知する。

（d）重大事故等時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，重大事故等時の事象進展(d) 重大事故等時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，重大事故等時の事象進展により高線量下になる場所を想定した事故時対応訓練，夜間及び降雨並びに強風等の悪天により高線量下になる場所を想定した事故時対応訓練，夜間及び降雨並びに強風等の悪天候下等を想定した事故時対応訓練等，様々な状況を想定し，訓練を実施する。

候下等を想定した事故時対応訓練等，様々な状況を想定し，訓練を実施する。

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・東海第二発電所の重大事故等対応要員を定義した（明確化）
・体制名称の違い

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東海第二（e）重大事故等時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，設備及び事故時用の資機(e) 重大事故等時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，設備及び事故時用の資機材等に関する情報並びにマニュアルが即時に利用できるよう，普段から保守点検活動等を材等に関する情報並びにマニュアルが即時に利用できるように，普段から保守点検活動

通じて準備し，それらの情報及びマニュアルを用いた事故時対応訓練を行う。

等を通じて準備し，それらの情報及びマニュアルを用いた事故時対応訓練を行う。

c. 体制の整備
重大事故等時において重大事故等に対応するための体制として，以下の基本方針に基づき重大事故等時において重大事故等に対応するための体制として，以下の基本方針に基づき整備する。

（a）重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織の役割分担及び責任者を定め，効(a) 重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織の役割分担及び責任者を定め，効重大事故等を起因とする原子力災害が発生するおそれがある場合又は発生した場合に，・記載の適正化（よう→ように）ｃ．体制の整備整備する。
果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。

備考

果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。
重大事故等を起因とする原子力災害が発生するおそれがある場合又は発生した場合に，事故原因の除去，原子力災害の拡大防止及びその他の必要な活動を迅速かつ円滑に行う

事故原因の除去，原子力災害の拡大防止及びその他の必要な活動を迅速かつ円滑に行う・非常時を宣言する名称の違いため，所長（原子力防災管理者）は，事象に応じて原子力警戒態勢又は緊急時態勢を発令ため，所長（原子力防災管理者）は，事象に応じて非常事態を宣言し，災害対策要員の・体制名称の違い

し，緊急時対策要員の非常召集及び通報連絡を行い，発電所に自らを本部長とする発電所

非常招集及び通報連絡を行い，発電所に自らを災害対策本部長とする発電所災害対策本（緊急時対策要員→災害対策要員）

対策本部を設置して対処する。

部（以下「災害対策本部」という。
）を設置して対処する。

（本部長→災害対策本部長）
・記載の適正化（召集→招集）

発電所対策本部は，重大事故等対策を実施する実施組織，実施組織に対して技術的助言

災害対策本部は，重大事故等対策を実施する実施組織，実施組織に対して技術的助言を

・体制名称の違い（発電所対策本部を行う技術支援組織及び実施組織が事故対策に専念できる環境を整える運営支援組織で編行う技術支援組織及び実施組織が事故対処に専念できる環境を整える運営支援組織で編→発電所災害対策本部）

成し，組織が効率的に重大事故等対策を実施できるよう，専門性及び経験を考慮した機能

成し，組織が効率的に重大事故等対策を実施できるように，専門性及び経験を考慮した・記載の適正化（よう→ように）班の構成を行う。また，各班の役割分担，対策の実施責任を有する班長を定め，指揮命令

作業班を構成する。また，各班には，役割に応じた対策の実施に関わる全責任を有し，・本部員，班長の責任範囲を明記。

系統を明確にし，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。

班長及び班員への必要な指示及び本部への報告を行う本部員と，事故対処に係る現場作[添付資料 1.0.10]

業等の責任を有し，班員に対する具体的な作業指示及び本部員への報告を行う班長を定める。指揮命令系統及び各班内の役割分担を明確にし，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。
これらの体制を平日勤務時間帯中だけでなく，夜間及び休日においても，重大事故等が発生した場合に速やかに対策を行うことができるように，整備する。
当社は，福島第一原子力発電所の事故から得られた教訓から原子力防災組織に適用すべ

一部の敷地を共有する東海発電所との同時被災の場合においては，災害対策要員は原則・常時，体制を整備していることを明記した。
・東海第二発電所は柏崎 6/7 のようき必要要件を定め，米国における非常事態対応のために標準化された Incident Commandとして，別組織として各発電所の事故収束対応ができる体制とする。ただし，安全上のに ICS は導入しないが，東海発電

System(ICS)を参考に，重大事故等の中期的な対応が必要となる場合及び発電所の複数の観点から，一部の災害対策要員は東海第二発電所及び東海発電所の対応を兼務する。

所は別の発電所であることから，発電用原子炉施設で同時に重大事故等が発生した場合に対応できる体制を整備する。

原則として，別組織により事故収束のための対応を行う。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
発電用原子炉主任技術者は，重大事故等時の発電所対策本部において，その職務に支障

東海第二発電用原子炉主任技術者は，重大事故等時の災害対策本部において，その職務に支障ををきたすことがないよう，独立性を確保する。発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対きたすことがないよう，独立性を確保する。発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策における発電用原子炉施設の運転に関し保安監督を誠実かつ最優先に行うことを任務と策における発電用原子炉施設の運転に関し保安の監督を誠実かつ最優先に行うことを任

する。

務とする。

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策において，発電用原子炉施設の運転に関し

発電用原子炉主任技術者は，重大事故時等対策において，発電用原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は，重大事故等に対処する要員（発電所対策本部長を含む。
）へ指示を保安上必要な場合は，重大事故等に対処する要員（災害対策本部長を含む。
）へ指示を行行い，発電所対策本部長は，その指示を踏まえ方針を決定する。

い，災害対策本部長はその指示を踏まえて事故の対処方針を決定する。

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）に重大事故等が発生した場合，緊急時対策要員

夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)に重大事故等が発生した場合，災害対策要員は発は発電用原子炉主任技術者が発電用原子炉施設の運転に関する保安の監督を誠実に行うこ

電用原子炉主任技術者が発電用原子炉施設の運転に関する保安の監督を誠実に行うこととができるよう，通信連絡設備により必要の都度，情報連絡（プラントの状況，対策の状ができるように,通信連絡設備により必要の都度，情報連絡(プラントの状況,対策の状況）を行い，発電用原子炉主任技術者は得られた情報に基づき，発電用原子炉施設の運転況)を行い，発電用原子炉主任技術者は得られた情報に基づき，発電用原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は指示を行う。

に関し保安上必要な場合は指示を行う。

6 号及び 7 号炉の発電用原子炉主任技術者については，重大事故等の発生連絡を受けた発電用原子炉主任技術者は，重大事故等の発生連絡を受けた後，速やかに災害対策本部

後，速やかに発電所対策本部に駆けつけられるよう，早期に非常召集が可能なエリア（柏に駆けつけられるように，早期に非常招集が可能なエリア（東海村又は隣接市町村）に崎市又は刈羽村）に 6 号及び 7 号炉の発電用原子炉主任技術者又は代行者をそれぞれ 1 名

発電用原子炉主任技術者又は代行者を配置する。

待機させる。
発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備に当たって，保安上必要な事項について確認を行う。

備考
・体制名称の違い

・体制名称の違い

・体制名称の違い
・記載の適正化（よう→ように）・東海第二発電所は単機プラントのため号機を記載しない
・地名
・東海第二発電所は１名を配置

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備に当たって，保安上必要な事項について確認を行う。

（b）実施組織は，事故対応手段の選定に関する当直（運転員）への情報提供等を行う班，事(b) 実施組織は，事故の影響緩和・拡大防止に係るプラントの運転操作を行う班（当直（運故の影響緩和及び拡大防止に関わるプラントの運転操作を行う当直（運転員），重大事故転員）を含む），事故の影響緩和・拡大防止に係る給水対応，電源対応，アクセスルート

等対処設備の準備と操作及び不具合設備の復旧等を行う班並びに火災発生時に消火活動を確保，拡散抑制対応及び不具合設備の応急補修対応を行う班，初期消火活動を行う自衛

行う自衛消防隊で構成し，重大事故等対策が円滑に実施できる体制を整備する。

消防隊を有する班で構成し，重大事故等対処を円滑に実施できる体制を整備する。

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・東海第二発電所の組織体制を記載

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）（c）実施組織は，複数号炉において同時に重大事故等が発生した場合においても対応できる組織とする。

東海第二(c) 実施組織は，一部の敷地を共有する東海発電所との同時被災においても対応できる組織とする。

備考
・東海発電所との同時被災時の対応。東海発電所は燃料がないた
め，重大事故は発生しないことを

発電所対策本部は，複数号炉の同時被災の場合において，情報の混乱や指揮命令が遅れ踏まえて「同時被災」と記載。

ることのないよう，発電所対策本部長が活動方針を示し，号炉ごとに配置された号機統括
は,対象号炉の事故影響緩和・拡大防止に関わるプラント運転操作への助言や可搬型重大事故等対処設備を用いた対応，不具合設備の復旧等の統括を行う。
東海発電所は廃止措置中であり，また，全燃料が搬出済みであるため重大事故等は発生しない。東海発電所において，非常事態等の事象（可能性のある事象を含む）が東海第・東海発電所の状況と，同時発災時における対応を記載。

二発電所と同時に発災し，各発電所での対応が必要となる場合には，災害対策本部は緊急時対策所及び通信連絡設備を共用して事故収束対応を行う。
東海発電所と共用する一部の常設重大事故等対処設備は，同一のスペース及び同一の端（補足説明）
・共用する常設重大事故等対処設備

末を使用するが，共用により悪影響を及ぼさないように，各発電所に必要な容量を確保

は「緊急時対策所遮蔽」，「緊急する設計としている。可搬型重大事故等対処設備についても，東海発電所及び東海第二発電時対策所非常用換気設備」，「常所に必要な容量を確保する設計としている。

設代替電源設備」，「衛星電話設

したがって，東海発電所との共用による東海第二発電所の事故収束対応への悪影響は無く，事故収束に係る対応を実施できる。

備（固定型）」「統合原子力防災
ネットワークに接続する通信連絡設備」がある。また，共用する可複数号炉の同時被災の場合において，必要な緊急時対策要員を発電所内に常時確保する

東海発電所との同時被災の場合において，必要な災害対策要員を東海発電所と東海第二搬型重大事故等対処設備は「緊急ことにより，重大事故等対処設備を使用して 6 号及び 7 号炉の炉心損傷防止及び原子炉格発電所とで，原則，別組織とし常時確保することにより，東海第二発電所の重大事故等時対策所非常用換気設備」，

納容器破損防止の重大事故等対策を実施するとともに，他号炉の被災対応ができる体制と対処設備を使用して東海第二発電所の炉心損傷防止及び原子炉格納容器破損防止の重大「（緊急時対策所の）酸素濃度する。

事故等対策を実施するとともに，東海発電所の被災対応ができる体制とする。

計，二酸化炭素濃度計」，「衛星電話設備（携帯型）」がある。

災害対策本部は東海発電所との同時被災の場合において，情報の混乱や指揮命令が遅れることのないよう両発電所を兼務し，他発電所への悪影響を及ぼす事故状況を把握した上で，各発電所の事故対応上の意思決定を行う災害対策本部長が活動方針を示し，各発・東海発電所は別発電所であるた電所に配置された災害対策本部長代理は対象となる発電所の事故影響緩和・拡大防止にめ，事故収束に係わる体制は別組

関わるプラント運転操作への助言や可搬型重大事故等対処設備を用いた対応，不具合設織とする。

備の復旧等の統括に専従することにより，事故収束に係る対応を実施できる。
また，災害対策本部のうち，広報及びオフサイトセンター対応に当たる要員並びにこれ・別組織のうち一部については，東らの対応を統括する災害対策本部長代理は，両発電所の状況に関する情報を統合して同海第二発電所と東海発電所の対応時に提供する必要があることから，東海発電所及び東海第二発電所の重大事故対応を兼を兼務することを記載した。

務する体制とする。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

発電用原子炉主任技術者は，号炉ごとに選任し，担当号炉のプラント状況把握及び事故

・東海第二発電所は単機プラントで対策に専念することにより，複数号炉の同時被災が発生した場合においても的確に指示をあるため，柏崎 6/7 の記載（炉主行う。

任の複数選任）は記載不要。

各号炉の発電用原子炉主任技術者は，複数号炉の同時被災時に，号炉ごとの保安監督を
誠実かつ最優先に行う。

発電用原子炉主任技術者は，東海第二発電所の保安の監督を，誠実かつ最優先に行い，重大事故等に対処する要員（災害対策本部長を含む。
）に保安上の指示を行う。

・記載表現の相違
・原子炉主任技術者の役割を記載。
（東海第二発電所に保安上の指示）

また，実施組織による重大事故等対策の実施に当たり，各号炉の発電用原子炉主任技術

また，実施組織による重大事故等対策の実施に当たり，発電用原子炉主任技術者は，・東海第二発電所は単機プラントで者は，発電所対策本部から得られた情報に基づき，保安上必要な場合は，重大事故等に対発電所対策本部から得られた情報に基づき，保安上必要な場合は，重大事故等に対処すあるため柏崎 6/7 の記載不要

処する要員（発電所対策本部長を含む。
）へ指示を行い，事故の拡大防止又は影響緩和を図る要員（災害対策本部長を含む。）へ指示を行い，事故の拡大防止又は影響緩和を図る。

る。

（d）発電所対策本部には，支援組織として技術支援組織と運営支援組織を設ける。

(d) 災害対策本部には，支援組織として技術支援組織と運営支援組織を設ける。

・体制名称の違い

・体制名称の違い

実施組織に対して技術的助言を行うための技術支援組織は，プラント状態の進展予測・実施組織に対して技術的助言を行うための技術支援組織は，技術班（事故状況の把握・評価等を行う班，発電所内外の放射線・放射能の状況把握及び影響範囲の評価等を行う班

評価，プラント状態の進展予測・評価，事故拡大防止対策の検討及び技術的助言等），放で構成する。また，実施組織が重大事故等対策に専念できる環境を整えるための運営支援

射線管理班（発電所内外の放射線・放射能の状況把握，影響範囲の評価，被ばく管理，（補足説明）

組織は，発電所対策本部の運営支援等を行う班，資材の調達及び輸送に関する一元管理等

汚染拡大防止措置等に関する技術的助言，二次災害防止に関する措置等），保修班（事故

・東海第二発電所の各班は本部長，を行う班，対外関係機関へ通報連絡等を行う班，対外対応情報の収集等を行う班で構成すの影響緩和・拡大防止に関する対応指示，不具合設備に関する応急復旧への技術的助

班長及び班員より構成されるが，る。

言，放射性物質の汚染除去等），運転班（プラント状態の把握，把握したプラント状態の

柏崎 6/7 の各班は班長及び班員か災害対策本部への報告，事故の影響緩和・拡大防止に関する対応指示及び技術的助言ら構成される。

等），消防班（初期消火活動に関する対応指示）で構成し，各班には必要な指示を行う本
部員と班長を配置する。
実施組織が重大事故等対策に専念できる環境を整えるための運営支援組織は，情報班（事故に関する情報収集・整理及び連絡調整，本店（東京）（以下「本店」という。）対策本部及び社外機関との連絡調整等），広報班（関係地方公共団体への対応，報道機関等への社外対応等に係る本店対策本部への連絡等を行う），庶務班（災害対策本部の運営，資機材の調達及び輸送，所内警備，避難誘導，医療(救護)に関する措置，二次災害防止に関する措置等）で構成し，各班には必要な指示を行う班長及び本部員を配置する。

23

・東海第二発電所の災害対策本部体制の呼称[添付資料 1.0.10]

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

東海第二

備考

（e）重大事故等対策の実施が必要な状況において，所長（原子力防災管理者）は，事象に応(e) 重大事故等対策の実施が必要な状況において，所長（原子力防災管理者）は，事象に応・宣言名称の違い

じて原子力警戒態勢又は緊急時態勢を発令し，緊急時対策要員の非常召集及び通報連絡をじて非常事態を宣言し，災害対策要員の非常招集及び通報連絡を行い，所長（原子力防・体制名称の違い行い，所長（原子力防災管理者）を本部長とする発電所対策本部を設置する。その中に実災管理者）を災害対策本部長とする災害対策本部を設置する。その中に実施組織及び支・記載の適正化（召→招）

施組織及び支援組織を設置し，重大事故等対策を実施する。

援組織を設置し，重大事故等対策を実施する。

・体制名称の違い

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でも，速やかに対策を行えるよう，発電所内に必要な重大事故等に対処する要員を常時確保する。

夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においては，重大事故等が発生した場合でも速やかに対策を行えるように，発電所内に災害対策要員を常時確保する。
発電所外から要員が参集するルートは，発電所正門を通行して参集するルートを使用す

・記載の適正化（よう→ように）・体制名称の違い
・東海第二発電所の発電所外からのる。発電所正門を通行した参集ルートが使用できない場合は，隣接事業所の敷地内の通災害対策要員の参集の特徴を記行を含む，当該参集ルート以外の参集ルートを使用して参集する。

載。（発電所外から参集する要員

隣接事業所の敷地内を通行して参集する場合は，隣接事業所の敷地内の通行を可能とした隣接事業所との合意文書に基づき，要員は隣接事業所の敷地内を通行して発電所に参は，隣接事業所の敷地内を通行することがある。

集するとともに，要員の通行に支障を来す障害物等が確認された場合には，当社が障害物の除去を実施する。
なお，地震の影響による通信障害等によって非常召集連絡ができない場合においても，地震の発生により発電所に自動参集する体制を整備する。
重大事故等が発生した場合に速やかに対応するため，6 号及び 7 号炉の重大事故等に対なお，地震の影響による通信障害等によって非常招集連絡ができない場合においても，地震の発生により発電所に自動参集する体制を整備する。
重大事故等が発生した場合に速やかに対応するため，東海第二発電所の重大事故等に対処する要員として，発電所内に緊急時対策要員 44 名，運転員 18 名，火災発生時の初期処する災害対策要員（初動）として，統括管理及び全体指揮を行う統括待機当番者 1

消火活動に対応するための自衛消防隊 10 名の合計 72 名を確保する。

名，重大事故等対応要員を指揮する現場統括待機者 1 名及び通報連絡等を行う通報連絡なお，6 号及び 7 号炉のうち，1 プラント運転中，1 プラント運転停止中においては，運転員を 13 名とし，また 2 プラント運転停止中においては，運転員を 10 名とする。

・記載の適正化（召→招）

・東海第二発電所は単機プラントであるため
・体制名称の違い，各職務と要員数

要員の災害対策要員（指揮者等）2 名，運転操作対応を行う当直（運転員）7 名，運転操を記載

作の助勢を行う重大事故等対応要員 3 名，給水確保及び電源確保対応を行う重大事故等[添付資料 1.0.10]

対応要員 12 名，放射線管理対応を行う重大事故等対応要員 2 名並びに火災発生時の初期消火活動に対応する自衛消防隊 11 名の合計 39 名を確保する。

・東海第二発電所の初動要員（敷地内待機）の動きを記載

重大事故等が発生した場合，緊急時対策要員は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所に参集し，各要員の任務に応じた対応を行う。

重大事故等が発生した場合，災害対策要員のうち初動の運転対応及び重大事故等対応を①重大事故等対応要員のうち運転操行う要員は中央制御室又は緊急時対策所に参集し，通報連絡，運転対応操作，給水確

作を行う要員 3 名：待機場所→中央

保，電源確保等の各要員の任務に応じた対応を行う。

制御室（直行）②情報班員 1 名：中央制御室に平時より常駐→そのまま活動開始③上記①②以外の要員：待機場所→
緊急時対策所24

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
重大事故等の対応で，高線量下における対応が必要な場合においても，重大事故等に対処する要員を確保する。
病原性の高い新型インフルエンザや同様に危険性のある新感染症等が発生し，所定の重東海第二重大事故等の対応で，高線量下における対応が必要な場合においても，災害対策要員を

備考
・体制名称の違い確保する。
病原性の高い新型インフルエンザや同様に危険性のある新感染症等が発生し，所定の災・体制名称の違い

大事故等に対処する要員に欠員が生じた場合は，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）

害対策要員に欠員が生じた場合は，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を含め災害・体制名称の違い

を含め重大事故等に対処する要員の補充を行うとともに，そのような事態に備えた重大事

対策要員の補充を行うとともに，そのような事態に備えた災害対策要員の体制に係る管・体制名称の違い

故等に対処する要員の体制に係る管理を行う。

理を行う。

重大事故等に対処する要員の補充の見込みが立たない場合は，原子炉停止等の措置を実施し，確保できる重大事故等に対処する要員で，安全が確保できる発電用原子炉の運転状

災害対策要員の補充の見込みが立たない場合は，原子炉停止等の措置を実施し，確保できる災害対策要員で，安全が確保できる原子炉の運転状態に移行する。

態に移行する。

・体制名称の違い
・体制名称の違い
・記載の適正化（発電用原子炉→原子炉）

また，あらかじめ定めた連絡体制に基づき，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を含めて必要な緊急時対策要員を非常召集できるよう，定期的に連絡訓練を実施する。

また，あらかじめ定めた連絡体制に基づき，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を含めて必要な災害対策要員を非常招集できるように，災害対策要員の対象者に対して計画的に通報連絡訓練を実施する。

・体制名称の違い
・記載の適正化（召→招）（よう→ように）・意思をもって訓練を実施することから以下の言葉を修正する。
（定期的→計画的）・訓練名称の違い（連絡訓練→通報連絡訓練）（f）発電所における重大事故等対策の実施組織及び支援組織の各班並びに当直（運転員）の(f) 発電所における重大事故等対策の実施組織及び支援組織の各班の機能は，上記（b）項及

機能は，上記(c-2)及び(c-4)のとおり明確にするとともに，責任者として配下の各班の監督

び（d）項のとおり明確にするとともに，各班には，役割に応じた対策の実施に関わる全・東海第二発電所体制の各職位の責任を有する統括，対策の実施責任を有する班長及び当直副長を配置する。

責任を有する本部員と，事故対処に係る現場作業等の責任を有する班長及び当直発電長

責任を記載。[添付資料 1.0.10]

・呼称の違いを定める。
（g）発電所対策本部における指揮命令系統を明確にするとともに，指揮者である発電所対策(g) 災害対策本部における指揮命令系統を明確にするとともに，指揮者である災害対策本部

本部長の所長（原子力防災管理者）が欠けた場合に備え，代行者と代行順位をあらかじめ長の所長（原子力防災管理者）が欠けた場合に備え，あらかじめ定めた順位に従い，副定め明確にする。また，統括，班長及び当直副長についても欠けた場合に備え，代行者と原子力防災管理者がその職務を代行する。また，災害対策本部の各班を統括する本部

代行順位をあらかじめ定め明確にする。

員，班長及び当直発電長についても欠けた場合に備え，代行者と代行順位をあらかじめ明確にする。

25

・体制呼称の違い
・体制名称の違い[添付資料 1.0.10]

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）（h）重大事故等に対処する要員が実効的に活動するための施設及び設備等を整備する。

東海第二(h) 災害対策要員が実効的に活動するための施設及び設備等を整備する。

重大事故等が発生した場合において，実施組織及び支援組織が定められた役割を遂行す

重大事故等が発生した場合において，実施組織及び支援組織が定められた役割を遂行するために，関係箇所との連携を図り，迅速な対応により事故対応を円滑に実施することがるために，関係箇所との連携を図り，迅速な対応により事故対応を円滑に実施することが必要なことから，支援組織が，発電所内外に通信連絡を行い関係箇所と連携を図るための必要なことから，支援組織が重大事故等対応に必要なプラントのパラメータを確認する

統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等（テレビ会議システムを含む。
）をための安全パラメータ表示システム（以下「ＳＰＤＳ」という。
），発電所内外に通信連備えた 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を整備する。

絡を行い関係箇所と連携を図るための統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設
備（テレビ会議システム，ＩＰ−電話機，ＩＰ−ＦＡＸ），衛星電話設備，無線連絡設備等を備えた緊急時対策所を整備する。

また，実施組織が，中央制御室，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び現場との連携を図るため，携帯型音声呼出電話設備等を整備する。

また，実施組織が，中央制御室，緊急時対策所及び現場との連携を図るため，携行型有

備考
・体制名称の違い

・設備名称の違い

・通信連絡設備「等」を具体的に記載した。
・設備名称の違い

線通話装置等を整備する。

これらは，重大事故等時において，初期に使用する施設及び設備であり，これらの施設

これらは，重大事故等時において，初期に使用する施設及び設備であり，これらの施設及び設備を使用することによって発電用原子炉施設の状態を確認し，必要な発電所内及び設備を使用することによって発電用原子炉施設の状態を確認し，必要な発電所内

外各所へ通信連絡を行う。

外各所へ通信連絡を行う。

（i）支援組織は，発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について，東京本(i) 支援組織は，発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について，本店対社の原子力施設事態即応センターに設置する本社の原子力警戒本部又は緊急時対策本部

策本部，国，関係地方公共団体等の発電所内外の組織への通報連絡を実施できるよう（以下「本社対策本部」という。
），国，関係自治体等の発電所内外の組織への通報連絡をに，衛星電話設備及び統合原子力防災ネットワークに接続する通信連絡設備等を配備実施できるよう，衛星電話設備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等

し，広く情報提供を行うことができる体制を整備する。

・組織名称の違い
・記載の適正化（関係自治体→関係地方共同団体）を配備し，広く情報提供を行うことができる体制を整備する。
発電所対策本部の支援組織は，本社対策本部と発電所対策本部間において，発電所の状災害対策本部の運営及び情報の収集を行う班が，本店対策本部との災害対策本部間にお ・体制名称の違い，組織名称の違い

況及び重大事故等対策の実施状況の情報共有を行う。また，報道発表及び外部からの問い

いて発電所の状況及び重大事故等対策の実施状況の情報共有を行う。また，報道発表及合わせ対応等については，本社対策本部で実施し，発電所対策本部が事故対応に専念でび外部からの問合せ等については，本店対策本部で実施し，発電所の災害対策本部が事

き，かつ，発電所内外へ広く情報提供を行うことができる体制を整備する。

故対応に専念でき，かつ，発電所内外へ広く情報提供を行うことができる体制を整備する。

26

・組織名称の違い，体制名称の違い

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）（j）重大事故等時に，発電所外部からの支援を受けることができるように支援体制を整備する。
発電所における原子力警戒態勢又は緊急時態勢発令の報告を受け，本社における原子力

東海第二(j) 重大事故等時に，発電所外部からの支援を受けることができるように支援体制を整備する。

発電所における警戒事態又は非常事態宣言の報告を受け，本店における本店警戒事態又 ・宣言名称の違い，組織名称の違い

警戒態勢又は緊急時態勢を発令した場合，速やかに東京本社の原子力施設事態即応センタ

は本店非常事態を発令した場合，速やかに本店内に発電所外部の支援組織である本店対ーに発電所外部の支援組織である本社対策本部を設置する。

策本部を設置する。

本社対策本部は，原子力部門のみでなく他部門も含めた全社（全社とは，東京電力ホールディングス株式会社及び各事業子会社のことをいう。
）での体制とし，発電所対策本部

備考

本店対策本部は，全社での体制とし，発電所の災害対策本部が重大事故等対策に専念できるように技術面及び運用面で支援する。

が重大事故等対策に専念できるよう技術面及び運用面で支援する。

・組織名称の違い
・組織名称の違い
・体制名称の違い
・当社は原子力専従会社であるため「原子力部門のみ」

本社対策本部は，福島第一原子力発電所の事故から得られた教訓から原子力防災組織に適用すべき必要要件を定めた体制とすることにより，社長を本社対策本部長とした指揮命社長を本店対策本部長とした指揮命令系統を明確にし，発電所の災害対策本部が重大事
故等対策に専念できる体制を整備する。

令系統を明確にし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できる体制を整備する。
本社対策本部長は，原子力災害対策特別措置法第 10 条通報後，原子力事業所災害対策
支援拠点の設営を指示する。
本社対策本部は，あらかじめ選定している施設の候補の中から，放射性物質が放出され

本店対策本部長は，原子力災害対策特別措置法第 10 条通報後，原子力事業所災害対策
支援拠点の設営を指示する。
本店対策本部は，あらかじめ選定している施設の候補の中から放射性物質が放出された
場合の影響等を考慮した上で原子力事業所災害対策支援拠点を指定し，必要な要員を派遣するとともに，発電所の事故収束対応を維持するために必要な燃料及び資機材等の支援遣するとともに，発電所の事故収束対応を維持するために必要な燃料及び資機材等の支を実施する。

援を実施する。

援が受けられる体制を整備する。

教訓より本店体制に係わる事項なし。

た場合の影響等を考慮した上で原子力事業所災害対策支援拠点を指定し，必要な要員を派

また，本社対策本部は，他の原子力事業者及び原子力緊急事態支援組織より技術的な支・福島第一原子力発電所の事故のまた，本店対策本部は，他の原子力事業者及び原子力緊急事態支援組織より技術的な支援が受けられる体制を整備する。

27

・体制名称の違い
・組織名称の違い
・組織名称の違い

・組織名称の違い

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）（k）重大事故等発生後の中長期的な対応が必要になる場合に備えて，社内外の関係各所と連携し，適切かつ効果的な対応を検討できる体制を整備する。
重大事故等への対応操作や作業が長期間にわたる場合に備えて，機能喪失した設備の部品取替えによる復旧手段を整備する。

東海第二

備考

(k) 重大事故等発生後の中長期的な対応が必要になる場合に備えて，社内外の関係各所と連携し，適切かつ効果的な対応を検討できる体制を整備する。
重大事故等への対応操作や作業が長期間にわたる場合に備えて，機能喪失した設備の部品取替えによる復旧手段を整備する。

また，重大事故等時に，機能喪失した設備の補修を実施するための作業環境の線量低減

また，重大事故等時に，機能喪失した設備の復旧を実施するための作業環境の線量低対策や，放射性物質を含んだ汚染水が発生した場合の対応等について，福島第一原子力発

減対策や，放射性物質を含んだ汚染水が発生した場合の対応等について，事故収束対応

電所における経験や知見を踏まえた対策を行うとともに，事故収束対応を円滑に実施するを円滑に実施するため，平時から必要な対応を検討できる協力体制を継続して構築すため，平時から必要な対応を検討できる協力体制を継続して構築する。

る。

28

・福島第一発電所の事故に係わる記載は記載せず柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1．0．2 共通事項

1．0．2 共通事項

(1) 重大事故等対処設備(1) 重大事故等対処設備① 切り替えの容易性① 切り替えの容易性【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において，本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために発電用原子炉設置者において，本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために使用する設備にあっては，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるために必要な手順

使用する設備にあっては，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるために必要な手順等が適切に整備されているか，又は整備される方針が適切に示されていること。

等が適切に整備されているか，又は整備される方針が適切に示されていること。

②アクセスルートの確保②アクセスルートの確保【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において，想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重

発電用原子炉設置者において，想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重

大事故等対処設備を運搬し，又は他の設備の被害状況を把握するため，工場又は事業所（以大事故等対処設備を運搬し，又は他の設備の被害状況を把握するため，工場又は事業所（以下「工場等」という。）内の道路及び通路が確保できるよう，実効性のある運用を行う方針

下「工場等」という。）内の道路及び通路が確保できるよう，実効性のある運用を行う方針

であること。

であること。

(1) 重大事故等対処設備に係る事項
a. 切替えの容易性

備考(1) 重大事故等対処設備に係る事項
ａ．切替えの容易性

本来の用途以外の用途（本来の用途以外の用途とは，設置している設備の本来の機能とは異

本来の用途以外の用途（本来の用途以外の用途とは，設置している設備の本来の機能とは異なる目的で使用する場合に，本来の系統構成とは異なる系統構成を実施し設備を使用する場合なる目的で使用する場合に，本来の系統構成とは異なる系統構成を実施し設備を使用する場合をいう。ただし，本来の機能と同じ目的で使用するために設置している可搬型設備を使用するをいう。ただし，本来の機能と同じ目的で使用するために設置している可搬型設備を使用する

場合は除く。
）として重大事故等に対処するために使用する設備にあっては，通常時に使用す場合は除く。）として重大事故等に対処するために使用する設備にあっては，通常時に使用する系統から弁操作又は工具等の使用により速やかに切り替えられるように，当該操作等を明確る系統から弁操作又は工具等の使用により速やかに切り替えられるように，当該操作等を明確にし，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるために必要な手順等を整備するとともにし，通常時に使用する系統から速やかに切り替えるために必要な手順等を整備するとともに，確実に行えるよう訓練を実施する。

に，確実に行えるよう訓練を実施する。

29（a.補足説明）・柏崎では補給水系，消火系の操作が該当するが，東海第二発電所
は，左記に該当する重大事故等対処設備はない。しかし，本項は設備に対する考え方を記載しているため，柏崎 6/7 と同様の記載とした。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ｂ. アクセスルートの確保

東海第二

備考

ｂ．アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重大事故等対処設備を運搬し，又は想定される重大事故等が発生した場合において，可搬型重大事故等対処設備を運搬し，又は他の設備の被害状況を把握するため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう，以下の実効

他の設備の被害状況を把握するため，発電所内の道路及び通路が確保できるように，以下の実性のある運用管理を実施する。

効性のある運用管理を実施する。

屋外及び屋内において，想定される重大事故等の対処に必要な可搬型重大事故等対処設備の

屋外及び屋内において，想定される重大事故等の対処に必要な可搬型重大事故等対処設備の保管場所から設置場所及び接続場所まで運搬するための経路，又は他の設備の被害状況を把握

保管場所から設置場所及び接続場所まで運搬するための経路，他の設備の被害状況を把握するするための経路（以下「アクセスルート」という。
）は，想定される自然現象，発電用原子炉ための経路(以下「アクセスルート」という。) は，想定される自然現象，発電用原子炉施設

施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるの安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるもの

ものを除く。
），溢水及び火災を想定しても，運搬，移動に支障をきたすことのないよう，迂回を除く），溢水及び火災を想定しても，運搬，移動に支障をきたすことがないように，迂回路路も考慮して複数のアクセスルートを確保する。

も考慮して複数のアクセスルートを確保する。

・記載の適正化（よう→ように）・記載の適正化（「又は」を削除）・記載の適正化（の→が）なお，東海第二発電所の敷地に遡上する津波の影響を受けた場合には，迂回路も含めた複数

・東海第二発電所は敷地に遡上すのアクセスルートの中から，運搬，移動に係る優位性を考慮したアクセスルートを抽出し，確る津波を考慮した上で，アクセ保する。

スルートを確保する必要がある

屋内及び屋外アクセスルートに対する自然現象については，網羅的に抽出するために，地

屋内及び屋外アクセスルートに対する自然現象については，網羅的に抽出するために，地震，津波に加え，発電所敷地及びその周辺での発生実績の有無に関わらず，国内外の基準や文

震，津波に加え，発電所敷地及びその周辺での発生実績の有無に関わらず，国内外の基準や文献等に基づき収集した洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影

献等に基づき収集した洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影

響，生物学的事象，森林火災等の事象を考慮する。これらの事象のうち，発電所敷地及びその響，生物学的事象，森林火災等の事象を考慮する。これらの事象のうち，発電所敷地及びその・6 条に準じたスクリーニングの相周辺での発生の可能性，屋外アクセスルートへの影響度，事象進展速度や事象進展に対する時

周辺での発生の可能性，屋外アクセスルートへの影響度，事象進展速度や事象進展に対する時違によるもの間余裕の観点から，屋外アクセスルートに影響を与えるおそれがある事象として，地震，津間余裕の観点から，屋外アクセスルートに影響を与えるおそれがある事象として，地震，津・森林火災を自然現象として選定し

波，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪及び火山の影響を選定する。なお，森林火災の出火

波（敷地に遡上する津波を含む。），洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，火山ているため，人為事象として選定原因となるのは，たき火やタバコ等の人為によるものが大半であることを考慮し，森林火災にの影響，生物学的事象，森林火災及び高潮を選定する。

した理由は記載不要

ためついては，人為によるもの（火災・爆発）として選定する。地滑りについては，地震による影・「地滑り」は立地的要因から「考響に包絡される。

慮する事象」に抽出していないた

屋外及び屋内アクセスルートに対する発電所敷地又はその周辺において想定される発電用原

屋外及び屋内アクセスルートに対する発電所敷地又はその周辺において想定される発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意に子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意に・6 条に準じたスクリーニングの相よるものを除く。
）については，網羅的に抽出するために，発電所敷地及びその周辺での発生よるものを除く。
）については，網羅的に抽出するために，発電所敷地及びその周辺での発生違によるもの実績の有無に関わらず，国内外の基準や文献等に基づき収集した飛来物（航空機落下等），ダ

実績の有無に関わらず，国内外の基準や文献等に基づき収集した飛来物（航空機落下等），ダ

ムの崩壊，爆発，近隣工場等の火災，有毒ガス，船舶の衝突及び電磁的障害を考慮する。これ

ムの崩壊，爆発，近隣工場等の火災，有毒ガス，船舶の衝突及び電磁的障害を考慮する。これ

らの事象のうち，発電所敷地及びその周辺での発生の可能性，屋外アクセスルートへの影響

らの事象のうち，発電所敷地及びその周辺での発生の可能性，屋外アクセスルートへの影響度，事象進展速度や事象進展に対する時間余裕の観点から，屋外アクセスルートに影響を与え

度，事象進展速度や事象進展に対する時間余裕の観点から，屋外アクセスルートに影響を与えるおそれがある事象として火災・爆発（森林火災，近隣工場等の火災・爆発，航空機落下火災

るおそれがある事象として飛来物（航空機落下），ダムの崩壊，爆発，近隣工場等の火災，有等）及び有毒ガスを選定する。

毒ガス，船舶の衝突及び電磁的障害を考慮する。

また，重大事故等時の高線量下環境を考慮する。

また，重大事故等時の高線量下環境を考慮する。

30

め記載しないため記載不要

・東二特有の敷地に遡上する津波についての考慮を記載

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
可搬型重大事故等対処設備の保管場所については，設計基準事故対処設備の配置も含めて常

東海第二

備考

可搬型重大事故等対処設備の保管場所については，設計基準事故対処設備の配置も含めて常設重大事故等対処設備と位置的分散を図る。また，屋外の可搬型重大事故等対処設備は複数箇設重大事故等対処設備と位置的分散を図る。また，屋外の可搬型重大事故等対処設備の保管場 ・東海第二発電所の可搬型重大事故

所に分散して保管する。

所は周囲を植生に囲まれていることから，防火帯の内側に設置した上で，森林からの離隔距離等対処設備の保管場所の周囲は植を確保し，複数箇所に分散して保管する。

生に囲まれていることを考慮し，森林からの防火帯及び離隔距離に（a）屋外アクセスルート(a) 屋外アクセスルートの確保係わる記載を追記。

重大事故等が発生した場合，事故収束に迅速に対応するため，屋外の可搬型重大事故等対重大事故等が発生した場合，事故収束に迅速に対応するため，屋外の可搬型重大事故等

処設備（可搬型代替注水ポンプ，可搬型代替交流電源設備，可搬型モニタリングポスト等）

対処設備（可搬型代替注水大型ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替交流電源

・設備名称の違いの保管場所から使用場所まで運搬するアクセスルートの状況確認，取水箇所の状況確認及び設備等）の保管場所から目的地まで運搬するアクセスルートの状況確認，取水箇所の状況

・記載の相違[添付資料 1.0.2 と整ホース敷設ルートの状況確認を行い，併せて，軽油タンク，常設代替交流電源設備及びその確認及びホース敷設ルートの状況確認を行い，あわせて軽油貯蔵タンク，可搬型設備用軽他屋外設備の被害状況の把握を行う。

油タンク，常設代替交流電源設備及びその他屋外設備の被害状況の把握を行う。

合]・記載の適正化（あわせて）・設備名称の相違（軽油貯蔵タン
ク，可搬型設備用軽油タンク）

屋外アクセスルートに対する地震による影響（周辺構造物等の損壊，周辺斜面の崩壊及び屋外アクセスルートに対する地震による影響（周辺構造物の損壊，周辺タンク等の損・東海第二発電所敷地形状上，周辺

道路面のすべり，不等沈下等），その他自然現象による影響（風（台風）及び竜巻による飛壊，周辺斜面の崩壊及び道路面のすべり，液状化及び揺すり込みによる不等沈下，地中埋斜面の崩壊は考慮不要のため記載

来物，積雪並びに火山の影響）を想定し，複数のアクセスルートの中から状況を確認し，早設構造物の損壊），風（台風）及び竜巻による飛来物，積雪，火山の影響を想定し，複数のせず。

期に復旧可能なアクセスルートを確保するため，障害物を除去可能なホイールローダ等の重アクセスルートの中から状況を確認し，早期に復旧可能なアクセスルートを確保するた・東海第二発電所アクセスルートに機を保管，使用し，それを運転できる要員を確保する。

め，障害物を除去可能なホイールローダ等の重機を保管，使用し，それを運転できる要員係る考慮すべき事項を具体的に記を確保する。

載した。（液状化及び揺すり込みによる，地中埋設構造物の損壊）

また，地震による屋外タンクからの溢水及び降水に対して，道路上への自然流下も考慮した上で，溢水による通行への影響を受けない箇所にアクセスルートを確保する。
津波の影響については，基準津波による遡上域最大水位よりも高い位置にアクセスルートを確保する。

また，地震による屋外タンクからの溢水及び降水に対して，道路上への自然流下も考慮した上で，溢水による通行への影響を受けない箇所にアクセスルートを確保する。
津波の影響については，防潮堤の中に設置し基準津波の影響を受けず，また，基準地震
動Ｓｓに対して影響を受けない，若しくは重機等による復旧することにより，複数のアクセスルート（T.P.+8m）を確保する。

・東海第二発電所は敷地遡上津波を考慮する必要があることを踏ま

敷地に遡上する津波の影響については，敷地に遡上する津波の影響を受けない高所え，東海第二発電所の地震及び津（T.P.+11m）に，基準地震動Ｓｓの影響を受けないアクセスルートを確保することによ波（敷地に遡上する津波）に対す

り，可搬型重大事故等対処設備の保管場所及び緊急時対策所等から接続場所までの移動・るアクセスルートの設定の考え方

運搬を可能とする。

を，基準津波の影響及び敷地遡上
津波の影響の有無の観点から記載した。[添付資料 1.0.2]

31

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
屋外アクセスルートは，発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある

東海第二
屋外アクセスルートは，発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある

備考
・屋外アクセスルートに有毒ガスの事象であって人為によるもの（故意によるものを除く。
）のうち，火災・爆発（森林火災，

事象であって人為によるもの（故意によるのを除く。
）のうち，飛来物（航空機落下），爆考慮要と評価したため，その対応

近隣工場等の火災・爆発，航空機落下火災等）及び有毒ガスに対して，迂回路も考慮した複発，近隣工場等の火災，有毒ガス及び船舶の衝突に対して，迂回路も考慮した複数のアクセを記載した。（化学物質漏えいに数のアクセスルートを確保する。

スルートを確保する。有毒ガスに対しては，複数のアクセスルート確保に加え，防護具等の対する防護具着用）[添付資料装備により通行に影響はない。

1.0.4]

また，想定される自然現象のうち，高潮に対しては，通行への影響を受けない敷地高さにアクセスルートを確保する。
洪水及びダムの崩壊については立地的要因により設計上考慮する必要はない。

・東海第二発電所のアクセスルート
において自然現象に対する特徴を記載。 [添付資料 1.0.2]

なお，落雷に対しては道路面が直接影響を受けることはないため，生物学的事象に対しては容易に排除可能なため，電磁的障害に対しては道路面が直接影響を受けることはないため
アクセスルートへの影響はない。
屋外アクセスルートの周辺構造物等の損壊による障害物については，ホイールローダ等の重機による撤去あるいは複数のアクセスルートによる迂回を行う。

屋外アクセスルートの周辺構造物等の倒壊による障害物については，ホイールローダ等の重機による撤去あるいは複数のアクセスルートによる迂回を行う。

屋外アクセスルートは，地震の影響による周辺斜面の崩壊や道路面のすべりで崩壊土砂が屋外アクセスルートは，地震の影響による周辺斜面の崩壊や道路面のすべりで崩壊土砂が広範囲に到達することを想定した上で，ホイールローダ等の重機による崩壊箇所の仮復旧を広範囲に到達することを想定した上で，ホイールローダ等の重機による崩壊箇所の復旧を行行い，通行性を確保する。

い，通行性を確保する。

不等沈下等による通行に支障がある段差の発生が想定される箇所においては，段差緩和対策等の実施，迂回又は砕石による段差箇所の仮復旧により，通行性を確保する。

屋外アクセスルート上の風（台風）及び竜巻による飛来物，積雪並びに火山の影響につい

不等沈下及び地中構造物の損壊に伴う段差の発生が想定される箇所においては，アクセス・東海第二発電所のアクセスルート

ルートに影響がある場合は事前対策（路盤補強等）を講じるが，想定を上回る段差が発生しにおける不等沈下等の影響を考慮た場合は，迂回路の通行又は土のうによる段差解消対策により，通行性を確保する。

した地盤対策を記載した。

屋外アクセスルート上の風（台風）及び竜巻による飛来物については，ホイールローダ等 ・記載の適正化（積雪並びに火山のては，ホイールローダ等の重機による撤去を行う。なお，想定を上回る積雪又は火山の影響の重機による撤去を行い，積雪並びに火山の影響（降灰）についてはホイールローダによる影響に対するホイールローダーのが発生した場合は，除雪又は除灰の頻度を増加させることにより対処する。また，凍結及び除雪又は除灰を行う。なお，想定を上回る積雪又は火山の影響が発生した場合は，除雪又は対処：除雪，除灰）積雪に対して，道路については融雪剤を配備し，車両については走行可能なタイヤを装着す

除灰の頻度を増加させることにより対処する。また，凍結及び積雪に対して，アクセスルー

ることにより通行性を確保する。

トについては融雪剤を配備し，車両は凍結及び積雪に対処したタイヤを装着し通行性を確保する。

・記載の適正化（道路→アクセスルート）
・対処したタイヤ装着に関する対策を追記

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

屋外アクセスルートの地震発生時における，火災の発生防止策（可燃物・危険物管理）及

屋外アクセスルートの地震発生時における，火災の発生防止策（可燃物・危険物管理）及び火災の拡大防止策（大量の可燃物を内包する変圧器の防油堤の設置）については，「火災

び火災の拡大防止策（大量の可燃物を内包する変圧器の防油堤の設置）については，「火災防護計画」に定める。

防護計画」に定める。

屋外アクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時及び作業時の状況に応じて着用する。
夜間時及び停電時においては，確実に運搬，移動ができるように，照明機器等を配備する。また，現場との連絡手段を確保し，作業環境を考慮する。
(b) 屋内アクセスルート

備考

屋外アクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時及び作業時の状況に応じて着用する。
夜間時及び停電時においては，確実に運搬，移動ができるように，可搬型照明を配備す

・名称の違いる。また，現場との連絡手段を確保し，作業環境を考慮する。
(b) 屋内アクセスルートの確保

重大事故等が発生した場合において，屋内の可搬型重大事故等対処設備（可搬型計測

重大事故等が発生した場合において，屋内の可搬型重大事故等対処設備（可搬型計測器，逃がし安全弁用可搬型蓄電池，中央制御室可搬型陽圧化空調機等）の保管場所に移動器，非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ等）の操作場所に移動するためのアクセス・抽出された設備の違いするためのアクセスルートの状況確認を行い，併せて，その他屋内設備の被害状況の把握

ルートの状況確認を行い，あわせてその他屋内設備の被害状況の把握を行う。

・記載の適正化（あわせて）を行う。
屋内アクセスルートは，自然現象として選定する地震，津波，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，火山の影響，生物学的事象による影響に対して，外部からの衝撃によ

屋内アクセスルートは，自然現象として選定する地震，津波（敷地に遡上する津波を含

・東海第二発電所は敷地遡上する津む。
），風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，火山の影響，生物学的事象，森林火災

及び波を考慮する必要があるため及び高潮に対して，外部からの衝撃による損傷の防止が図られた建屋内に確保する。

明記る損傷の防止が図られた建屋内に確保する。なお，森林火災の出火原因となるのは，たき・考慮すべき事象に対しての設計方

火やタバコ等の人為によるものが大半であることを考慮し，森林火災については，人為に針を記載よるもの（故意によるものを除く。）（火災・爆発）として選定する。

・森林火災を自然現象として考慮しまた，発電所敷地又はその周辺における発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因とまた，発電所敷地又はその周辺における発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるものを除く。
）として選定するなるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるものを除く。
）として選定する

飛来物（航空機落下），爆発，近隣工場等の火災，有毒ガス及び船舶の衝突に対して，外部火災・爆発（森林火災，近隣工場等の火災・爆発，航空機落下火災等）及び有毒ガスに対からの衝撃による損傷の防止が図られた建屋内に確保する。

して，外部からの衝撃による損傷の防止が図られた建屋内に確保する。

ているため，人為事象として選定した理由は記載不要
・考慮すべき事象に対しての設計方
針を記載

屋内アクセスルートは，重大事故等時に必要となる現場操作を実施する場所まで移動可
屋内アクセスルートは，重大事故等時に必要となる現場操作を実施する場所まで外部事象

能なルートを選定する。また，屋内アクセスルート上の資機材については，必要に応じてによる影響を考慮しても移動可能なルートを選定する。また，屋内アクセスルート上の資機

固縛又は転倒防止処置により，通行に支障を来たさない措置を講じる。地震及び津波（敷材については，必要に応じて固縛又は転倒防止処置により，通行に支障をきたさない措置を地に遡上する津波を含む。
）以外の自然現象に対しても，外部からの衝撃による損傷の防止講じる。

が図られたアクセスルートを設定する。

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・東海第二発電所のアクセスルート
設定の考え方柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
屋内アクセスルート周辺の機器に対しては火災の発生防止処置を実施する。火災防護対策については「添付書類八 1.6.1.2 火災発生防止に係る設計方針」に示す。
機器からの溢水が発生した場合については，適切な防護具を着用することにより，屋内ア
クセスルートを通行する。
屋内アクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時及び作業時

東海第二屋内アクセスルート周辺の機器に対しては火災の発生防止処置を実施する。火災防護対

備考・記載の整理の違い

策については「添付書類八 1.5.1.2 火災発生防止に係る設計方針」に示す。
機器からの溢水が発生した場合については，適切な防護具を着用することにより，屋内アクセスルートを通行する。
屋内のアクセスルートでの被ばくを考慮した放射線防護具の配備を行い，移動時及び作の状況に応じて着用する。停電時及び夜間時においては，確実に運搬，移動ができるよう業時の状況に応じて着用する。停電時及び夜間時においては，確実に運搬，移動ができるに，照明機器等を配備する。また，現場との連絡手段を確保し，作業環境を考慮する。

ように，可搬型照明装置を配備する。また，現場との連絡手段を確保し，作業環境を考慮する。

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・名称の違い柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 復旧作業① 予備品等の確保【要求事項】

東海第二(2)復旧作業①予備品等の確保【要求事項】

発電用原子炉設置者において，重要安全施設（設置許可基準規則第２条第９号に規定する発電用原子炉設置者において，重要安全施設（「設置許可基準規則」第２条第９号に規定す

重要安全施設をいう。）の取替え可能な機器及び部品等について，適切な予備品及び予備品

る重要安全施設をいう。
）の取替え可能な機器及び部品等について，適切な予備品及び予備品への取替のために必要な機材等を確保する方針であること。

への取替のために必要な機材等を確保する方針であること。

【解釈】

【解釈】

１ 「適切な予備品及び予備品への取替のために必要な機材等」とは，気象条件等を考慮した

１

機材，ガレキ撤去等のための重機及び夜間対応を想定した照明機器等を含むこと。

「適切な予備品及び予備品への取替のために必要な機材等」とは，気象条件等を考慮した
機材，ガレキ撤去等のための重機及び夜間対応を想定した照明機器等を含むこと。

② 保管場所②保管場所【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において，上記予備品等を，外部事象の影響を受けにくい場所に，位置的分散などを考慮して保管する方針であること。
③ アクセスルート【要求事項】

発電用原子炉設置者において，上記予備品等を，外部事象の影響を受けにくい場所に，位置的分散などを考慮して保管する方針であること。
③アクセスルートの確保
発電用原子炉設置者において，想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，工場等内の道路及び通路が確保できるよう，実効性のある運用管理を行う方

旧作業のため，工場等内の道路及び通路が確保できるよう，実効性のある運用管理を行う方針であること。

針であること。

重大事故等時において，重要安全施設の復旧作業を有効かつ効果的に行うため，以下の基本(2) 復旧作業に係る事項
重大事故等時において，重要安全施設の復旧作業を有効かつ効果的に行うため，以下の基本

方針に基づき実施する。

方針に基づき実施する。

ａ. 予備品の確保

ａ．予備品の確保

重大事故等時の事故対応については，重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。

・審査基準の改正に伴う反映【要求事項】

発電用原子炉設置者において，想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復(2) 復旧作業に係る事項

備考

重大事故等時の事故対応については，重大事故等対処設備にて実施することにより，事故収束を行う。

事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効な事故収束を継続させるためには，機能喪失した重要安全施設の機能回復を図ることが有効な手段であるため，以下の方針に基づき重要安全施設の取替え可能な機器，部品等の復旧作業を手段であるため，以下の方針に基づき重要安全施設の取替え可能な機器，部品等の復旧作業を優先的に実施することとし，そのために必要な予備品を確保する。

優先的に実施することとし，そのために必要な予備品をあらかじめ確保する。

35

・追記[添付資料 1.0.4 の記載反映]

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。

東海第二・短期的には重大事故等対処設備で対応を行い，その後の事故収束対応の信頼性向上のため長期的に使用する設備を復旧する。

・単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を・単一の重要安全施設の機能を回復することによって，重要安全施設の多数の設備の機能を回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポート系設備を復旧す

回復することができ，事故収束を実施する上で最も効果が大きいサポート系設備を復旧する。

る。

・復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討

・復旧作業の実施に当たっては，復旧が困難な設備についても，復旧するための対策を検討し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件を踏まえ，復旧作業の成し実施することとするが，放射線の影響，その他の作業環境条件を踏まえ，復旧作業の成立性が高い設備を復旧する。

立性が高い設備を復旧する。

なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努める。
また，予備品の取替え作業に必要な資機材等として，がれき撤去等のためのホイールローダ

備考

なお，今後も多様な復旧手段の確保，復旧を想定する機器の拡大，その他の有効な復旧対策について継続的な検討を行うとともに，そのために必要な予備品の確保に努める。
また，予備品の取替え作業に必要な資機材等として，がれき撤去のためのホイールローダ等等の重機，夜間の対応を想定した照明機器等及びその他作業環境を想定した資機材を確保すの重機，夜間の対応を想定した照明機器等及びその他作業環境を想定した資機材をあらかじめ ・追記[添付資料 1.0.4 の記載反映]

る。

確保する。

ｂ. 保管場所

ｂ．保管場所

予備品等については，地震による周辺斜面の崩壊，敷地下斜面のすべり，津波による浸水等

予備品等については，地震による周辺斜面の崩落，敷地下斜面のすべり，津波（敷地に遡上 ・東海第二発電所は敷地遡上津波をの外部事象の影響を受けにくい場所に当該重要安全施設との位置的分散を考慮した場所に保管する津波を含む。
）による浸水等の外部事象の影響を受けにくい場所に当該重要安全施設とのする。

位置的分散を考慮し保管する。

ｃ. アクセスルートの確保

ｃ．アクセスルートの確保想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，発電所内の道路及考慮する必要があることを明記。

想定される重大事故等が発生した場合において，設備の復旧作業のため，発電所内の道路及び通路が確保できるよう，「5.1.1.(2) アクセスルートの確保」と同じ実効性のある運用管理

び通路が確保できるように，「5.1.1（2）アクセスルートの確保」と同じ実効性のある運用管 ・記載の適正化（よう→ように）を実施する。

理を実施する。

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東海第二(3) 支援に係る事項(3)支援【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において，工場等内であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設

発電用原子炉設置者において，工場等内であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設

備，予備品及び燃料等）により，事故発生後７日間は事故収束対応を維持できる方針である

備，予備品及び燃料等）により，事故発生後7日間は事故収束対応を維持できる方針である

こと。

こと。

また，関係機関と協議・合意の上，外部からの支援計画を定める方針であること。

また，関係機関と協議・合意の上，外部からの支援計画を定める方針であること。

さらに，工場等外であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備，予備品及び燃料

さらに，工場等外であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備，予備品及び燃料等）により，事象発生後６日間までに支援を受けられる方針であること。

(3) 支援に係る事項

備考等）により，事象発生後6日間までに支援を受けられる方針であること。

(3) 支援に係る事項

重大事故等に対して事故収束対応を実施するため，発電所内であらかじめ用意された手段

重大事故等に対して事故収束対応を実施するため，発電所内であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備，予備品，燃料等）により，重大事故等対策を実施し，事故発生後 7 日（重大事故等対処設備，予備品，燃料等）により，重大事故等対策を実施し，事故発生後 7 日間は継続して事故収束対応を維持できるようにする。重大事故等の対応に必要な水源について間は継続して事故収束対応を維持できるようにする。重大事故等の対応に必要な水源について

は，淡水源に加え最終的に海水に切り替えることにより水源が枯渇することがないようにすは，淡水源に加え最終的に海水に切り替えることにより水源が枯渇することがないようにする。

る。

プラントメーカ，協力会社及びその他の関係機関とは平時から必要な連絡体制を整備する

プラントメーカ，協力会社及びその他の関係機関とは平時から必要な連絡体制を整備する等，協力関係を構築するとともに，あらかじめ重大事故等に備え，協議・合意の上，外部から等の協力関係を構築するとともに，あらかじめ重大事故等発生に備え，協議及び合意の上，外の支援計画を定め，重大事故等時の支援及び燃料の供給の協定を締結する。

部からの支援計画を定め，事故収束手段及び復旧対策に関する技術支援や要員派遣等の支援並
びに燃料の供給の協定を締結し，発電所を支援する体制を整備する。

重大事故等が発生した場合，発電所の原子力警戒本部又は緊急時対策本部（以下「発電所重大事故等発生後，本店対策本部が発足し，協力体制が整い次第，プラントメーカ及び協対策本部」という。
）が発足し，協力体制が整い次第，プラントメーカからは事故収束及び復力会社等から現場操作対応等を実施する要員の派遣，事故収束に向けた対策立案等の技術支

旧対策に関する技術支援，協力会社からは事故収束及び復旧対策に必要な要員等の支援，燃援や要員の派遣等，重大事故等発生後に必要な支援及び要員の運搬及び資機材の輸送につい料及び資機材の輸送支援並びに燃料供給会社からは燃料の供給支援を受けられるように支援て支援を迅速に得られるように支援計画を定める。

計画を定める。

37

・記載の適正化（・→及び）・東海第二発電所の締結内容を記載した。

・体制名称の違い
・東海第二発電所の締結内容を記載した

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東海第二資機材等の輸送に関しては，専用の輸送車両を常備した運送会社及びヘリコプタ運航会社

資機材等の輸送に関しては，専用の輸送車両を常備した運送会社及びヘリコプタ運航会社と協力協定を締結し，迅速な物資輸送を可能とするとともに，中長期的な物資輸送にも対応と協力協定を締結し，迅速な物資輸送を可能とするとともに，中長期的な物資輸送にも対応できるように支援計画を定める。

できるように支援計画を定める。

備考

原子力災害における原子力事業者間協力協定に基づき，他の原子力事業者からは，人員の原子力災害における原子力事業者間協力協定に基づき，他の原子力事業者からは，要員の派遣，資機材の貸与及び環境放射線モニタリングの支援を受けられるようにするほか，原子派遣，資機材の貸与及び環境放射線モニタリングの支援を受けられるようにするほか，原子・支援組織の活動を記載した。

力緊急事態支援組織からは，被ばく低減のために遠隔操作可能なロボット及び無線重機等の力緊急事態支援組織（以下「支援組織」という。
）からは，被ばく低減のために遠隔操作可・記載表現の違い

資機材並びに資機材を操作する人員及び発電所までの資機材輸送の支援を受けられるように能なロボット及び無線重機等の資機材並びに資機材を操作する要員及び発電所までの資機材支援計画を定める。

輸送の支援を受けられるように支援計画を定める。

発電所外であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備と同種の設備（電源車等），

発電所外であらかじめ用意された手段（重大事故等対処設備と同種の設備（電源車等），

予備品，燃料等）について支援を受けることによって，発電所内に配備する重大事故等対処

予備品，燃料等）について支援を受けることによって，発電所内に配備する重大事故等対処

設備に不具合があった場合の代替手段及び燃料の確保を行い，継続的な重大事故等対策を実設備に不具合があった場合の代替手段及び燃料の確保を行い，継続的な重大事故等対策を実施できるよう事象発生後 6 日間までに支援を受けられる体制を整備する。

施できるよう事象発生後 6 日間までに支援を受けられる体制を整備する。

また，原子力事業所災害対策支援拠点から，発電所の支援に必要な資機材として，食糧，
その他の消耗品及び放射線防護資機材を継続的に発電所へ供給できる体制を整備する。

また，原子力事業所災害対策支援拠点から，発電所の支援に必要な資機材として，食糧，
その他の消耗品及び放射線防護資機材を継続的に発電所へ供給できる体制を整備する。

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・名称の違い柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
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東海第二(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備(4)手順書の整備，訓練の実施及び体制の整備【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において，重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう，あらかじめ発電用原子炉設置者において，重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう，あらかじめ手順書を整備し，訓練を行うとともに人員を確保する等の必要な体制の適切な整備が行われ手順書を整備し，訓練を行うとともに人員を確保する等の必要な体制の適切な整備が行われているか，又は整備される方針が適切に示されていること。

ているか，又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 手順書の整備は，以下によること。

【解釈】
１

手順書の整備は，以下によること。

ａ） 発電用原子炉設置者において，全ての交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失，安ａ） 発電用原子炉設置者において，全ての交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失，安全系の機器若しくは計測器類の多重故障又は複数号機の同時被災等を想定し，限られた全系の機器若しくは計測器類の多重故障又は複数号機の同時被災等を想定し，限られた時間の中において，発電用原子炉施設の状態の把握及び実施すべき重大事故等対策につ時間の中において，発電用原子炉施設の状態の把握及び実施すべき重大事故等対策について適切な判断を行うため，必要となる情報の種類，その入手の方法及び判断基準を整いて適切な判断を行うため，必要となる情報の種類，その入手の方法及び判断基準を整理し，まとめる方針であること。

理し，まとめる方針であること。

ｂ） 発電用原子炉設置者において，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐたｂ） 発電用原子炉設置者において，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐた

めに最優先すべき操作等の判断基準をあらかじめ明確化する方針であること。（ほう酸めに最優先すべき操作等の判断基準をあらかじめ明確化する方針であること。（ほう酸

水注入系（ＳＬＣＳ），海水及び格納容器圧力逃がし装置の使用を含む。）

水注入系（ＳＬＣＳ），海水及び格納容器圧力逃がし装置の使用を含む。
）

ｃ） 発電用原子炉設置者において，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針が適切に示されていること。

ｃ） 発電用原子炉設置者において，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針が適切に示されていること。

ｄ） 発電用原子炉設置者において，事故の進展状況に応じて具体的な重大事故等対策を実ｄ） 発電用原子炉設置者において，事故の進展状況に応じて具体的な重大事故等対策を実施するための，運転員用及び支援組織用の手順書を適切に定める方針であること。な

施するための，運転員用及び支援組織用の手順書を適切に定める方針であること。な

お，手順書が，事故の進展状況に応じていくつかの種類に分けられる場合は，それらのお，手順書が，事故の進展状況に応じていくつかの種類に分けられる場合は，それらの構成が明確化され，かつ，各手順書相互間の移行基準を明確化する方針であること。

構成が明確化され，かつ，各手順書相互間の移行基準を明確化する方針であること。

39

備考

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

東海第二ｅ） 発電用原子炉設置者において，具体的な重大事故等対策実施の判断基準として確認さｅ） 発電用原子炉設置者において，具体的な重大事故等対策実施の判断基準として確認される水位，圧力及び温度等の計測可能なパラメータを手順書に明記する方針であるこれる水位，圧力及び温度等の計測可能なパラメータを手順書に明記する方針であること。また，重大事故等対策実施時のパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目及び監視と。また，重大事故等対策実施時のパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目及び監視パラメータ等を，手順書に整理する方針であること。

パラメータ等を，手順書に整理する方針であること。

ｆ） 発電用原子炉設置者において，前兆事象を確認した時点での事前の対応(例えば大津波警報発令時の原子炉停止･冷却操作)等ができる手順を整備する方針であること。

備考ｆ） 発電用原子炉設置者において，前兆事象を確認した時点での事前の対応（例えば大津波警報発令時や，降下火砕物の到達が予測されるときの原子炉停止･冷却操作）等ができ・審査基準の改正に伴う反映る手順を整備する方針であること。

(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備(4) 手順書の整備，教育及び訓練の実施並びに体制の整備
重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるように，手順書を整備し，教育及び訓練を実施する

・記載の適正化（よう→ように）

ともに，運転員，緊急時対策要員及び自衛消防隊（以下「重大事故等に対処する要員」といとともに，災害対策要員（当直（運転員），自衛消防隊を含む重大事故等に対処する要員から・東海第二発電所の体制の相違う。
）を確保する等の必要な体制を整備する。

構成される）を確保する等の必要な体制を整備する。

ａ. 手順書の整備

ａ．手順書の整備

重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう，手順書を整備し，教育及び訓練を実施すると重大事故等時において，事象の種類及び事象の進展に応じて重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるよう手順書を整備する。

重大事故等時において，事象の種類及び事象の進展に応じて重大事故等に的確かつ柔軟に対処できるように手順書を整備する。

また，手順書は使用主体に応じて，運転員が使用する手順書（以下「運転操作手順書」とい

また，手順書は使用主体に応じて，中央制御室及び現場で運転操作に対応する当直（運転・体制名称の違いう。
）及び緊急時対策要員が使用する手順書（以下「緊急時対策本部用手順書」という。
）を整員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）が使用する手順書（以下「運転手順書」とい・手順書名称の違い備する。

う。
）及びそれ以外の災害対策要員が使用する手順書（以下「災害対策本部手順書」という。
）
を整備する。

さらに，緊急時対策本部用手順書は使用主体に応じて，緊急時対策本部が使用する手順書，・東海第二発電所の災害対策本部手

緊急時対策本部のうち技術支援組織が使用する手順書及び緊急時対策本部のうち実施組織（当順書は分類化（分野毎に分けて）

直（運転員）以外）が使用する手順書に分類して整備する。

して管理しない。

40

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(a) 全ての交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失，安全系の機器若しくは計測器類の多(a) 全ての交流動力電源及び所内常設直流電源の喪失，安全系の機器若しくは計測器類の多重故障又は複数号炉の同時被災等の過酷な状態において，限られた時間の中で 6 号及び 7

重故障等又は敷地を一部共用する東海発電所との同時被災等の過酷な状態において，限ら号炉の発電用原子炉施設の状態の把握及び実施すべき重大事故等対策の適切な判断に必要れた時間の中で発電用原子炉施設の状態の把握及び実施すべき重大事故等対策の適切な判な情報の種類，その入手の方法及び判断基準を整理し，運転操作手順書及び緊急時対策本断に必要な情報の種類，その入手の方法及び判断基準を整理し，運転手順書及び災害対策部用手順書にまとめる。

本部手順書にまとめる。

備考
・説明名称の違い
・東海第二発電所の同時被災の対象
は東海発電所となる・体制名称の違い

発電用原子炉施設の状態の把握が困難な場合にも対処できるよう，パラメータを計測す

発電用原子炉施設の状態の把握が困難な揚合にも対処できるように，パラメータを計測す

る計器故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手順，パラメータの把握能力をる計器故障時に発電用原子炉施設の状態を把握するための手順，パラメータの把握能力を超えた場合に発電用原子炉施設の状態を把握するための手順及び計測に必要な計器電源が超えた場合に発電用原子炉施設の状態を把握するための手順及び計測に必要な計器電源が・手順書名称の違い喪失した場合の手順を運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に整備する。

喪失した場合の手順を災害対策本部手順書に整備する。

・重大事故等時に計器故障等が発生・記載の適正化（よう→ように）（の可能性がある）した場合には，当直（運転員）は運転操作に専念し，災害対策要員が対応する
ため，その手順は災害対策本部手順書に定める。
具体的には，第 5.1−1 表に示す「重大事故等対策における手順書の概要」のうち「1.15 事

具体的には，第1.0.1表に示す「重大事故等対策における手順書の概要」のうち「1.15事・呼称の違い（表番号）

故時の計装に関する手順等」の内容を含むものとする。

故時の計装に関する手順等」の内容を含むものとする。

(b) 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐために，最優先すべき操作等を迷う(b) 炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損防止のために，最優先すべき操作等を迷うことなく判断し実施できるよう，判断基準をあらかじめ明確にした手順を以下のとおり運ことなく判断し実施できるように，判断基準をあらかじめ明確にした手順を以下のとおり

・記載の適正化（よう→ように）

転操作手順書又は緊急時対策本部用手順書に整備する。

運転手順書に整備する。

・手順書名称の違い
・運転操作は当直（運転員）にて判断して実施することから，その手
順は運転手順書に整備し，災害対策本部手順書には記載しない。

原子炉停止機能喪失時においては，迷わずほう酸水注入を行えるよう判断基準を明確にした手順を整備する。

原子炉停止機能喪失時においては，迷わずほう酸水注入を行えるように判断基準を明確に・記載の適正化（よう→ように）した手順を整備する。

炉心の著しい損傷又は原子炉格納容器の破損を防ぐために注水する淡水源が枯渇又は使用

炉心の著しい損傷又は原子炉格納容器の破損を防ぐために注水する淡水源が枯渇又は使用できない状況においては，設備への悪影響を懸念することなく，迷わず海水注入を行えるよ

できない状況においては，設備への悪影響を懸念することなく，迷わず海水注入を行えるよう判断基準を明確にした手順を整備する。

うに判断基準を明確にした手順を整備する。

41

・記載の適正化（よう→ように）柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

原子炉格納容器圧力が限界圧力に達する前，又は，原子炉格納容器からの異常漏えいが原子炉格納容器圧力が限界圧力に達する前，又は，原子炉格納容器からの異常漏えいが発生した場合に，確実に格納容器圧力逃がし装置等の使用が行えるよう判断基準を明確に発生した場合に，確実に格納容器圧力逃がし装置等の使用が行えるように判断基準を明確

・記載の適正化（よう→ように）した手順を運転操作手順書に整備し，この運転操作手順書に従い，発電所対策本部長の権にした手順を運転手順書に整備し，この運転手順書に従い，災害対策本部長の権限と責任・手順書名称の違い

限と責任において，当直副長が格納容器圧力逃がし装置等によるベントを実施する。

において，当直発電長が格納容器圧力逃がし装置等によるベントを実施する。

・体制名称の違い
・東海第二発電所は当直発電長がベン

全交流動力電源喪失時等において，準備に長時間を要する可搬型重大事故等対処設備を

全交流動力電源喪失時等において，準備に長時間を要する可搬型重大事故等対処設備を必要な時期に使用可能とするため，準備に要する時間を考慮の上，手順着手の判断基準を必要な時期に使用可能とするため，準備に要する時間を考慮の上，手順着手の判断基準を明確にした手順を整備する。

明確にした手順を整備する。

その他，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐために必要な各操作につい

その他，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防ぐために必要な各操作については，重大事故等対処設備を必要な時期に使用可能とするため，手順着手の判断基準を明ては，重大事故等対処設備を必要な時期に使用可能とするため，手順着手の判断基準を明確にした手順を整備する。

確にした手順を整備する。

重大事故等対策時においては，設計基準事故時に用いる操作の制限事項は適用しないことを明確にした手順を整備する。
(c) 重大事故等対策の実施において，財産（設備等）保護よりも安全を優先するという共通認識を持って行動できるよう，社長はあらかじめ方針を示す。

ト実施（柏崎 6/7 はユニット責任者である
当直副長）

重大事故等対策時においては，設計基準事故時に用いる操作の制限事項は適用しないことを明確にした手順を整備する。
(c) 重大事故等対策の実施において，財産（設備等）保護よりも安全を優先するという共通認識を持って行動できるように，社長はあらかじめ方針を示す。

・記載の適正化（よう→ように）重大事故等時の運転操作において，当直副長が躊躇せず指示できるよう，財産（設備重大事故等時の運転操作において，当直発電長が躊躇せず指示できるように，財産（設等）保護よりも安全を優先する方針に基づき定めた運転操作手順書を整備し，判断基準を備等）保護よりも安全を優先する方針に基づき定めた運転手順書を整備し，判断基準を明

ト実施

明記する。

記する。

（柏崎 6/7 はユニット責任者である

・東海第二発電所は当直発電長がベン

当直副長）
・記載の適正化（よう→ように）42

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
重大事故等時の発電所対策本部の活動において，重大事故等対策を実施する際に，発電東海第二重大事故等時の発電所の災害対策本部の活動において，重大事故等対策を実施する際

所対策本部長は，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針に従った判断を実施すに，災害対策本部長は，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針に従った判断を実る。また，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針に基づき定めた緊急時対策本部

施する。また，財産（設備等）保護よりも安全を優先する方針に基づき定めた災害対策本

用手順書を整備し，判断基準を明記する。

部手順書を整備し，判断基準を明記する。

備考
・体制名称の違い
・手順書名称の違い(d) 重大事故等対策時に使用する手順書として，発電所内の運転員と緊急時対策要員が連携(d) 重大事故等対策時に使用する手順書として，発電所内の当直（運転員）と災害対策要員

・体制名称の違い

し，事故の進展状況に応じて具体的な重大事故等対策を実施するため，運転操作手順書及が連携し，事故の進展状況に応じて具体的な重大事故等対策を実施するため，運転手順書

・手順書名称の違い

び緊急時対策本部用手順書を適切に定める。

及び災害対策本部手順書を適切に定める。

運転操作手順書は，重大事故等対策を的確に実施するために，事故の進展状況に応じ

なお，災害対策本部手順書には，火山の影響（降灰），竜巻等の自然災害による重大事故

・東海第二発電所の火山影響等の自等対処設備への影響を低減させるため，火山灰の除灰及び竜巻時の固縛等の対処を行う手

然現象に対する対応方針を追記し順についても整備する。

た。（審査内容の反映）

運転手順書は，重大事故等対策を的確に実施するために，事故の進展状況に応じて，以て，以下のように構成し定める。

下のように構成し定める。

・警報発生時の措置に関する運転操作手順書

・警報処置手順書

中央制御室及び現場制御盤に警報が発生した際に，警報発生原因の除去あるいはプラン

中央制御室及び現場制御盤に警報が発生した際に，警報発生原因の除去あるいはプラン

トを安全な状態に維持するために必要な対応操作に使用トを安全な状態に維持するために必要な対応操作に使用・異常時の操作に関する運転操作手順書（事象ベース）

・非常時運転手順書（事象ベース）

単一の故障等で発生する可能性のある異常又は事故が発生した際に，事故の進展を防止

単一の故障等で発生する可能性のある異常又は事故が発生した際に，事故の進展を防止するために必要な対応操作に使用するために必要な対応操作に使用

43

・手順書名称の違い

・手順書名称の違い

・手順書名称の違い

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）

東海第二・非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）

事故の起因事象を問わず，異常時の操作に関する運転操作手順書（事象ベース）では対事故の起因事象を問わず，非常時運転手順書（事象ベース）では対処できない複数の設処できない複数の設備の故障等による異常又は事故が発生した際に，重大事故への進展

備の故障等による異常又は事故が発生した際に，重大事故への進展を防止するために必を防止するために必要な対応操作に使用要な対応操作に使用

・緊急時における運転操作に関する手順書（シビアアクシデント）
異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）で対応する状態から更に事象が進展し炉心損傷に至った際に，事故の拡大を防止し影響を緩和するために必要な対応操作に・非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）で対応する状態から更に事象が進展し炉心損傷に至備考・手順書名称の違い
・手順書名称の違い

・手順書名称の違い
・手順書名称の違いった際に，事故の拡大を防止し影響を緩和するために必要な対応操作に使用

使用・ＡＭ設備別操作手順書

・東海第二発電所のみの手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）及び非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）で使用する設備に対しての個別の操作内容を定めた手順
実施組織が重大事故等対策を的確に実施するためのその他の対応手順として，大気及び実施組織が重大事故等対策を的確に実施するためのその他の対応手順として，大気及び海洋への放射性物質の拡散の抑制，中央制御室，モニタリング設備，発電所対策本部並び海洋への放射性物質の拡散の抑制，中央制御室，モニタリング設備，発電所対策本部並びに通信連絡設備に関する手順書を定める。

に通信連絡設備に関する手順書を定める。

発電所対策本部は，運転員からの要請あるいは発電所対策本部の判断により，運転員の発電所の災害対策本部は，当直（運転員）からの要請あるいは災害対策本部の判断によ

・体制名称の違い

事故対応の支援を行う。緊急時対策本部用手順書として，事故状況に応じた戦略の検討及り，当直（運転員）の事故対応の支援を行う。災害対策本部手順書として，事故状況に応・手順書名称の違い

び現場での重大事故等対策を的確に実施するための必要事項を明確に示した手順を定めじた戦略の検討及び現場での重大事故等対策を的確に実施するための必要事項を明確に示る。

した手順を定める。

運転操作手順書は，事故の進展状況に応じて構成を明確化し，手順書相互間を的確に移行できるよう，移行基準を明確にする。

運転手順書は，事故の進展状況に応じて構成を明確化し，運転手順書相互間を的確に移行できるよう，移行基準を明確にする。

44

・手順書名称の違い

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
異常又は事故の発生時，警報発生時の措置に関する運転操作手順書により初期対応を行

東海第二

備考

異常又は事故の発生時，警報処置手順書により初期対応を行う。

・手順書名称の違い

警報処置手順書に基づく対応において事象が進展した場合には，警報処置手順書から非・手順書名称の違いう。
事象が進展した場合には，警報発生時の措置に関する運転操作手順書の記載に従い，異常時の操作に関する運転操作手順書（事象ベース）に移行する。

常時運転手順書（事象ベース）に移行する。

・警報処置手順書のうち必要なものについてのみ，非常時運転手順書への移行に係わる記載がある。

異常又は事故の発生時，警報発生時の措置に関する運転操作手順書により初期対応を行う。

警報処置手順書及び非常時運転手順書（事象ベース）で対応中に，非常時運転手順書Ⅱ・手順書名称の違い（徴候ベース）の導入条件が成立した場合には，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）に移行する。

ただし，異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）の導入条件が成立した場

ただし，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）の導入条件が成立した場合でも，原子炉ス

・手順書名称の違い

合でも，原子炉スクラム時の確認事項等，異常時の操作に関する運転操作手順書（事象ベ

クラム時の確認事項等，非常時運転手順書（事象ベース）に具体的内容を定めている対応

・手順書名称の違いース）に具体的内容を定めている対応については異常時の操作に関する運転操作手順書

については，非常時運転手順書（事象ベース）を参照する。

・手順書名称の違い（事象ベース）を参照する。
異常又は事故が収束した場合は，異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）
に従い復旧の措置を行う。
異常時の操作に関する運転操作手順書（徴候ベース）による対応で事故収束せず炉心損傷に至った場合は，緊急時における運転操作に関する手順書（シビアアクシデント）に移

異常又は事故が収束した場合は，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）に従い復旧の措置

・手順書名称の違いを行う。
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）による対応で事故収束せず炉心損傷に至った場合
は，非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）に移行する。

行する。

45

・手順書名称の違い
・手順書名称の違い

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(e) 重大事故等対策実施の判断基準として確認する水位，圧力，温度等の計測可能なパラメータを整理し，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に明記する。

東海第二

備考

(e) 重大事故等対策実施の判断基準として確認する水位，圧力，温度等の計測可能なパラメータを整理し，運転手順書及び災害対策本部手順書に明記する。

・手順書名称の違い

重大事故等に対処するために監視することが必要なパラメータのうち，発電用原子炉施重大事故等に対処するために把握することが必要なパラメータのうち，原子炉施設の状・記載の違い（発電用）

設の状態を直接監視するパラメータを，あらかじめ発電用原子炉施設の状態を監視するパ

態を直接監視するパラメータ（以下「主要なパラメータ」という。
）を，あらかじめ発電用・記載の違い（定義）

ラメータの中から選定し，運転操作手順書及び緊急時対策本部用手順書に整理する。

原子炉施設の状態を監視するパラメータの中から選定し，運転手順書及び災害対策本部手・手順書名称の違い

順書に整理する。
整理に当たっては，耐震性，耐環境性のある計測機器での確認の可否，記録の可否，直流電源喪失時における可搬型計測器による計測可否等の情報を運転操作手順書に明記す

整理に当たっては，耐震性，耐環境性のある計測機器での確認の可否，記録の可否，直流電源喪失時における可搬型計測器による計測可否等の情報を運転手順書に明記する。

・手順書名称の違いる。
なお，発電用原子炉施設の状態を監視するパラメータが故障等により計測不能な場合

なお，発電用原子炉施設の状態を監視するパラメータが故障等により計測不能な場合

は，他のパラメータにて当該パラメータを推定する方法を緊急時対策本部用手順書に明記

は，他のパラメータにて当該パラメータを推定する方法を災害対策本部手順書に明記す

する。

る。

重大事故等対策実施時におけるパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目及び監視パラ
メータ等を緊急時対策本部用手順書に整理する。

・手順書名称の違い

重大事故等対策実施時におけるパラメータ挙動予測，影響評価すべき項目及び監視パラ
メータ等を災害対策本部手順書に整理する。

・手順書名称の違い

有効性評価等にて整理した有効な情報について，運転員が監視すべきパラメータの選有効性評価等にて整理した有効な情報について，当直（運転員）が監視すべきパラメー

・体制名称の違い

定，状況の把握及び進展予測並びに対応処置の参考情報とし，運転操作手順書に整理すタの選定，状況の把握及び進展予測並びに対応処置の参考情報とし，運転手順書に整理す

・手順書名称の違いる。

る。

また，有効性評価等にて整理した有効な情報について，緊急時対策要員が運転操作を支援するための参考情報とし，緊急時対策本部用手順書に整理する。

また，有効性評価等にて整理した有効な情報について，災害対策要員が運転操作を支援するための参考情報とし，災害対策本部手順書に整理する。

46

・体制名称の違い
・手順書名称の違い

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(f) 前兆事象として把握ができるか，重大事故等を引き起こす可能性があるかを考慮して，(f) 前兆事象として把握ができるか，重大事故を引き起こす可能性があるかを考慮して，設備の安全機能の維持及び事故の未然防止対策をあらかじめ検討しておき，前兆事象を確

設備の安全機能の維持及び事故の未然防止対策をあらかじめ検討しておき，前兆事象を確認した時点で事前の対応ができる体制及び手順を整備する。

認した時点で事前の対応ができる体制及び手順を整備する。

備考

大津波警報が発令された場合，発電用原子炉を停止し，冷却操作を開始する手順を整備

大津波警報が発表された場合，原則として原子炉を停止し，冷却操作を開始する手順を

・“原則”以外の例として，大津波する。また，所員の高台への避難及び扉の閉止を行い，津波監視カメラ及び取水槽水位計整備する。また，所員の避難及び扉の閉止を行い，潮位計，取水ピット水位計及び津波監

警報が東海第二発電所を含む津波

による津波の継続監視を行う手順を整備する。

視カメラによる津波（敷地に遡上する津波を含む。
）の継続監視を行う手順を運転手順書及予報区に発令されても，誤報や津び災害対策本部手順書に整備する。また，引き波により取水ピット水位が循環水ポンプの波到達までに発令が解除される場

取水可能下限水位まで低下した場合等，原子炉の運転継続に支障がある場合に，原子炉を合がある。

手動停止する手順を整備する。

[添付資料 1.0.8]
・津波の監視手段として，潮位計及び取水ピットを追記した。
・取水ピット水位の変動によって原子炉を手動停止する手順を整備する旨を追記。

台風進路に想定される場合には，屋外設備の暴風雨対策の強化及び巡視点検を強化する
手順を整備する。
竜巻の発生が予想される場合には，車両の退避又は固縛の実施，クレーン作業の中止，

台風進路に想定される場合には，屋外設備の暴風雨対策の強化及び巡視点検を強化する
手順を運転手順書に整備する。
竜巻の発生が予想される場合には，車両の退避又は固縛の実施，クレーン作業の中止，

外部事象防護対象施設を内包する区画に設置する扉の閉止状態を確認する手順を整備す

外部事象防護対象施設を内包する区画に設置する扉の閉止状態を確認する手順を運転手順る。

書及び災害対策本部手順書に整備する。

その他の前兆事象を伴う事象については，気象情報の収集，巡視点検の強化及び前兆事
象に応じた事故の未然防止の対応を行う手順を整備する。

・整備する手順書名を追記。

・整備する手順書名を追記。

その他の前兆事象を伴う事象については，気象情報の収集，巡視点検の強化及び前兆事
象に応じた事故の未然防止の対応を行う手順を運転手順書及び災害対策本部手順書に整備する。

47・整備する手順書名を追記。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）【解釈】
２ 訓練は，以下によること。

東海第二

【解釈】
２

訓練は，以下によること。

ａ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策は幅広い発電用原子炉施設の状況に応ａ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策は幅広い発電用原子炉施設の状況に応じた対策が必要であることを踏まえ，その教育訓練等は重大事故等時の発電用原子炉施じた対策が必要であることを踏まえ，その教育訓練等は重大事故等時の発電用原子炉施設の挙動に関する知識の向上を図ることのできるものとする方針であること。

設の挙動に関する知識の向上を図ることのできるものとする方針であること。

ｂ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策を実施する要員の役割に応じて，定期ｂ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策を実施する要員の役割に応じて，定期的に知識ベースの理解向上に資する教育を行うとともに，下記３a）に規定する実施組織

的に知識ベースの理解向上に資する教育を行うとともに，下記 3a）に規定する実施組織

及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための演習等を計画する方針であること。

及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための演習等を計画する方針であること。

ｃ） 発電用原子炉設置者において，普段から保守点検活動を自らも行って部品交換等の実ｃ） 発電用原子炉設置者において，普段から保守点検活動を自らも行って部品交換等の実務経験を積むことなどにより，発電用原子炉施設及び予備品等について熟知する方針で務経験を積むことなどにより，発電用原子炉施設及び予備品等について熟知する方針で

あること。

あること。

ｄ） 発電用原子炉設置者において，高線量下，夜間及び悪天候下等を想定した事故時対応訓練を行う方針であること。

ｄ） 発電用原子炉設置者において，高線量下，夜間及び悪天候下等を想定した事故時対応訓練を行う方針であること。

ｅ） 発電用原子炉設置者において，設備及び事故時用の資機材等に関する情報並びにマニｅ） 発電用原子炉設置者において，設備及び事故時用の資機材等に関する情報並びにマニュアルが即時に利用できるよう，普段から保守点検活動等を通じて準備し，及びそれらュアルが即時に利用できるよう，普段から保守点検活動等を通じて準備し，及びそれらを用いた事故時対応訓練を行う方針であること｡

を用いた事故時対応訓練を行う方針であること｡

ｂ. 教育及び訓練の実施
重大事故等に対処する要員に対して，重大事故等時において，事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ柔軟に対処するために必要な力量を確保するため，教育及び訓練を計画的に実

備考

ｂ．教育及び訓練の実施
災害対策要員に対して，重大事故等時において，事象の種類及び事象の進展に応じて的確か

・体制名称の違い

つ柔軟に対処するために必要な力量を確保するため，教育及び訓練を計画的に実施する。

施する。
必要な力量の確保に当たっては，通常時の実務経験を通じて付与される力量を考慮し，事故

必要な力量の確保に当たっては，通常時の実務経験を通じて付与される力量を考慮し，事故時対応の知識及び技能について，重大事故等に対処する要員の役割に応じた教育及び訓練を定時対応の知識及び技能について，災害対策要員の役割に応じた教育及び訓練を定められた頻・体制名称の違いめられた頻度，内容で計画的に実施することにより，重大事故等に対処する要員の力量の維持

度，内容で計画的に実施することにより，災害対策要員の力量の維持及び向上を図る。

・体制名称の違及び向上を図る。

48

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
教育及び訓練の頻度と力量評価の考え方は，以下のとおりとし，この考え方に基づき教育訓練の計画を定め，実施する。
・重大事故等に対処する要員に対し必要な教育及び訓練を年1回以上実施し，評価すること
により，力量が維持されていることを確認する。

東海第二

備考

教育及び訓練の頻度と力量評価の考え方は，以下のとおりとし，この考え方に基づき教育訓練の計画を定め，実施する。
・災害対策要員に対し必要な教育及び訓練を年1回以上実施し，評価することにより，力量・体制名称の違いが維持されていることを確認する。

・重大事故等に対処する要員が力量の維持及び向上を図るためには，各要員の役割に応じた・災害対策要員が力量の維持及び向上を図るためには，各要員の役割に応じた教育及び訓練

教育及び訓練を受ける必要がある。各要員の役割に応じた教育及び訓練を計画的に繰り返を受ける必要がある。各要員の役割に応じた教育及び訓練を計画的に繰り返すことによ

すことにより，各手順を習熟し，力量の維持及び向上を図る。

り，各手順を習熟し，力量の維持及び向上を図る。

・重大事故等に対処する要員の力量評価の結果に基づき教育及び訓練の有効性評価を行い，・災害対策要員の力量評価の結果に基づき教育及び訓練の有効性評価を行い，年1回の実施

年1回の実施頻度では力量の維持が困難と判断される教育及び訓練については，年2回以上

頻度では力量の維持が困難と判断される教育及び訓練については，年2回以上実施する。

・体制名称の違い

・体制名称の違い実施する。
・重大事故等対策における中央制御室での操作及び動作状況確認等の短時間で実施できる操・重大事故等対策における中央制御室での操作及び動作状況確認等の短時間で実施できる操作以外の作業や操作については，第5.1−2表に示す「重大事故等対策における操作の成立

作以外の作業や操作については，表1.0.2に示す「重大事故等対策における操作の成立

・呼称の相違性」の必要な重大事故等に対処する要員数及び想定時間にて対応できるよう，教育及び訓性」の必要な重大事故等に対処する要員数及び想定時間にて対応できるように，教育及び・記載の適正化（よう→ように）練により，効率的かつ確実に実施できることを確認する。

訓練により効果的かつ確実に実施できることを確認する。

・教育及び訓練の実施結果により，手順，資機材及び体制について改善要否を評価し，必要・教育及び訓練の実施結果により，手順，資機材及び体制について改善要否を評価し，必要により手順，資機材の改善，教育及び訓練計画への反映を行い，力量を含む対応能力の向により手順，資機材の改善，教育及び訓練計画への反映を行い，力量を含む対応能力の向

上を図る。

上を図る。

重大事故等に対処する要員に対して，重大事故等時における事象の種類及び事象の進展に応

災害対策要員に対して，重大事故等時における事象の種類及び事象の進展に応じて的確かつ・体制名称の違い

じて，的確かつ柔軟に対処できるよう，重大事故等に対処する要員の役割に応じた教育及び訓柔軟に対処できるように，災害対策要員の役割に応じた教育及び訓練を実施し，計画的に評価 ・記載の適正化（よう→ように）練を実施し，計画的に評価することにより力量を付与し，運転開始前までに力量を付与されたすることにより力量を付与し，運転開始前までに力量を付与された災害対策要員を必要人数配 ・体制名称の違い

重大事故等に対処する要員を必要人数配置する。

置する。

49

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重大事故等に対処する要員を確保するため，以下の基本方針に基づき教育及び訓練を実施す

東海第二
災害対策要員を確保するため，以下の基本方針に基づき教育及び訓練を実施する。

備考
・体制名称の違いる。
計画（P），実施（D），評価（C），改善（A）のプロセスを適切に実施し，PDCA サイクル

計画（Ｐ）
，実施（Ｄ），評価（Ｃ），改善（Ａ）のプロセスを適切に実施し，ＰＤＣＡサイクル

を回すことで，必要に応じて手順書の改善，体制の改善等の継続的な重大事故等対策の改善をを回すことで，必要に応じて手順書の改善，体制の改善等の継続的な重大事故等対策の改善を

図る。

図る。

(a) 重大事故等対策は，幅広い発電用原子炉施設の状況に応じた対策が必要であることを踏(a) 重大事故等対策は，幅広い発電用原子炉施設の状況に応じた対策が必要であることを踏

まえ，重大事故等に対処する要員の役割に応じて，重大事故等時の発電用原子炉施設の挙まえ，災害対策要員の役割に応じて，重大事故等時の発電用原子炉施設の挙動に関する知動に関する知識の向上を図ることのできる教育及び訓練等を実施する。

識の向上を図ることのできる教育及び訓練等を実施する。

重大事故等時にプラント状態を早期に安定な状態に導くための的確な状況把握，確実及重大事故等時にプラント状態を早期に安定な状態に導くための的確な状況把握，確実及び迅速な対応を実施するために必要な知識について，重大事故等に対処する要員の役割にび迅速な対応を実施するために必要な知識について，災害対策要員の役割に応じた，教育

応じた，教育及び訓練を定期的に実施する。

及び訓練を計画的に実施する。

(b) 重大事故等に対処する要員の役割に応じて，重大事故等よりも厳しいプラント状態とな(b) 災害対策要員の各役割に応じて，重大事故等よりも厳しいプラント状態となった場合でった場合でも対応できるよう，重大事故等の内容，基本的な対処方法等，定期的に知識ベも対応できるように，重大事故の内容，基本的な対処方法等，定期的に知識ベースの理解

ースの理解向上に資する教育を行う。

向上に資する教育を行う。

・体制名称の違い

・体制名称の違い

・体制名称の違い

現場作業に当たっている緊急時対策要員が，作業に習熟し必要な作業を確実に完了でき

現場作業に当たっている災害対策要員が，作業に習熟し必要な作業を確実に完了できる

・体制名称の違い

るよう，運転員（中央制御室及び現場）と連携して一連の活動を行う訓練を計画的に実施ように，当直（運転員）（中央制御室及び現場）と連携して一連の活動を行う訓練を計画的

・体制名称の違いする。

に実施する。

重大事故等時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択等，実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための演習等を計画的に実施する。

重大事故等時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択等，実施組織及び支援組織の実効性等を総合的に確認するための訓練等を計画的に実施する。

・「演習」よりも広い意味を有する「訓練」（机上教育である演習と実動作による訓練）を記載した。

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東海第二運転員に対しては，知識の向上と手順書の実効性を確認するため，シミュレータ訓練又運転員に対しては，知識の向上と手順書の実効性を確認するため，シミュレータ訓練又は模擬訓練を実施する。シミュレータ訓練は，従来からの設計基準事故等に加え，重大事

は模擬訓練を実施する。シミュレータ訓練は，従来からの設計基準事故等に加え，重大事

故等に対し適切に対応できるよう計画的に実施する。また，重大事故等時の対応力を養成

故等に対し適切に対応できるように計画的に実施する。また，重大事故等時の対応力を養するため，手順に従った対応中において判断に用いる監視計器の故障や動作すべき機器の成するため，手順に従った対応中において判断に用いる監視計器の故障や動作すべき機器

不動作等，多岐にわたる機器の故障を模擬し，関連パラメータによる事象判断能力，代替の不動作等，多岐にわたる機器の故障を模擬し，関連パラメータによる事象判断能力，代手段による復旧対応能力等の運転操作の対応能力向上を図る。また，福島第一原子力発電

替手段による復旧対応能力等の運転操作の対応能力向上を図る。また，福島第一原子力発所の事故の教訓を踏まえ，監視計器が設置されている周囲環境条件の変化により，監視計

電所の事故の教訓を踏まえ，監視計器が設置されている周囲環境条件の変化により，監視器が示す値の変化に関する教育及び訓練を実施する。

計器が示す値の変化に関する教育及び訓練を実施する。

備考

・記載の適正化（よう→ように）

実施組織の緊急時対策要員に対しては，要員の役割に応じて，発電用原子炉施設の冷却実施組織の災害対策要員に対しては，要員の役割に応じて，発電用原子炉施設の冷却機機能の回復のために必要な電源確保及び可搬型重大事故等対処設備を使用した給水確保の能の回復のために必要な電源確保及び可搬型重大事故等対処設備を使用した注水確保の対・記載の違い（給水・注水）

対応操作を習得することを目的に，手順や資機材の取扱い方法の習得を図るための訓練

応操作を習得することを目的に，手順や資機材の取り扱い方法の習得を図るための訓練

・記載の適正化（取扱い→取り扱を，訓練ごとに頻度を定めて実施する。訓練では，訓練ごとの訓練対象者全員が実際の設を，訓練ごとに頻度を定めて実施する。訓練では，訓練ごとの訓練対象者全員が実際の設

備又は訓練設備を操作する訓練を実施する。

備又は訓練設備を操作する訓練を実施する。

・体制名称の違いい）

実施組織及び支援組織の緊急時対策要員に対しては，要員の役割に応じて，重大事故等

実施組織及び支援組織の災害対策要員に対しては，要員の役割に応じて，アクシデント

時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択，確実な指揮命令の伝達等の一連の発電

マネジメントの概要，重大事故等時のプラント状況の把握，的確な対応操作の選択，確実・教育概要を記載（「アクシデント

所対策本部機能，支援組織の位置付け，実施組織との連携及び手順書の構成に関する机上な指揮命令の伝達の一連の災害対策本部の機能，支援組織の位置付け，実施組織と支援組

マネジメントの概要」を追加）教育を実施する。

織の連携を含む災害対策本部の構成及び手順書の構成に関する机上教育とともに，災害対・体制名称の違い

策本部の各要員に応じて，災害対策に係る訓練を実施する。

・実施組織及び支援組織の災害対・体制名称の違い

策要員に対して，訓練も実施す(c) 重大事故等時において復旧を迅速に実施するために，普段から保守点検活動を社員自ら(c) 重大事故等時において復旧を迅速に実施するために，普段から保守点検活動を社員自らが行って部品交換等の実務経験を積むこと等により，発電用原子炉施設及び予備品等につが行って部品交換等の実務経験を積むこと等により，発電用原子炉施設及び予備品等について熟知する。

いて熟知する。

運転員は，通常時に実施する項目を定めた手順書に基づき，設備の巡視点検，定例試験及び運転に必要な操作を社員自らが行う。

運転員は，通常時に実施する項目を定めた手順書に基づき，設備の巡視点検，定期試験
及び運転に必要な操作を社員自らが行う。

51

ることを記載。

・試験名称の違い

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東海第二

備考

緊急時対策要員は，要員の役割に応じて，技能訓練施設にてポンプ，弁設備の分解点

災害対策要員は，要員の役割に応じて，研修施設にてポンプ，弁設備の分解点検，調・体制名称の違い

検，調整，部品交換等の実習を社員自らが実施することにより技能及び知識の向上を図

整，部品交換等の実習を社員自らが実施することにより技能及び知識の向上を図る。さら・施設名称の違いる。さらに，設備の点検においては，保守実施方法をまとめた手順書に基づき，現場におに，設備の点検においては，保守実施方法をまとめた社内規程に基づき，現場において，・図書名称の違い

いて巡視点検，分解機器の状況確認，組立状況確認及び試運転の立会確認を行うととも巡視点検，分解機器の状況確認，組立状況確認及び試運転の立会確認を行うとともに，工・図書名称の違いに，作業手順書の内容確認及び作業工程検討等の保守点検活動を社員自らが行う。

事要領書の内容確認及び作業工程検討等の保守点検活動を社員自らが行う。

重大事故等対策については，緊急時対策要員が，要員の役割に応じて，可搬型重大事故

重大事故等対策については，災害対策要員が，要員の役割に応じて，可搬型重大事故等等対処設備の設置，配管接続，ケーブルの敷設接続，放出される放射性物質の濃度・放射対処設備の設置，配管接続，ケーブルの敷設接続，放出される放射性物質の濃度，放射線線の量の測定及びアクセスルートの確保，その他の重大事故等対策の資機材を用いた対応の量の測定及びアクセスルートの確保，その他の重大事故等対策の資機材を用いた対応訓訓練を自らが行う。

練を自らが行う。

(d) 重大事故等時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，重大事故等時の事象進展(d) 重大事故時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，重大事故等時の事象進展ににより高線量下になる場所を想定した事故時対応訓練，夜間及び降雨並びに強風等の悪天

より高線量下になる場所を想定した事故時対応訓練，夜間及び降雨並びに強風等の悪天候

候下等を想定した事故時対応訓練等，様々な状況を想定し，訓練を実施する。

下等を想定した事故時等，様々な状況を想定し，訓練を実施する。

(e) 重大事故等時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，設備及び事故時用の資機(e) 重大事故等時の対応や事故後の復旧を迅速に実施するために，設備及び事故時用の資機材等に関する情報並びにマニュアルが即時に利用できるよう，普段から保守点検活動等を材等に関する情報並びに手順書・社内規程が即時に利用できるように，普段から保守点検

通じて準備し，それらの情報及びマニュアルを用いた事故時対応訓練を行う。

活動等を通じて準備し，それらの情報及びマニュアルを用いた事故時対応訓練を行う。

それらの情報及びマニュアルを用いて，事故時対応訓練を行うことで，設備資機材の保

それらの情報及び手順書・社内規程を用いて，事故時対応訓練を行うことで，設備資機

管場所，保管状態を把握し，取扱いの習熟を図るとともに，資機材等に関する情報及びマ材の保管場所，保管状態を把握し，取扱いの習熟を図るとともに，資機材等に関する情報

ニュアルの管理を実施する。

及びマニュアルの管理を実施する。

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・体制名称の違い

・図書名称の違い
・記載の適正化（よう→ように）・図書名称の違い

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東海第二

【解釈】

【解釈】

３ 体制の整備は，以下によること。

３体制の整備は，以下によること。

ａ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織

ａ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織の役割分担及び責任者などを定め，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備すの役割分担及び責任者などを定め，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する方針であること。

る方針であること。

ｂ） 実施組織とは，運転員等により構成される重大事故等対策を実施する組織をいう。

ｂ） 実施組織とは，運転員等により構成される重大事故等対策を実施する組織をいう。

ｃ） 実施組織は，工場等内の全発電用原子炉施設で同時に重大事故が発生した場合においｃ） 実施組織は，工場等内の全発電用原子炉施設で同時に重大事故が発生した場合においても対応できる方針であること。

ても対応できる方針であること。

ｄ） 支援組織として，実施組織に対して技術的助言を行う技術支援組織及び実施組織が重ｄ） 支援組織として，実施組織に対して技術的助言を行う技術支援組織及び実施組織が重大事故等対策に専念できる環境を整える運営支援組織等を設ける方針であること。

大事故等対策に専念できる環境を整える運営支援組織等を設ける方針であること。

ｅ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策の実施が必要な状況においては，実施ｅ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策の実施が必要な状況においては，実施

組織及び支援組織を設置する方針であること。また，あらかじめ定めた連絡体制に基づ組織及び支援組織を設置する方針であること。また，あらかじめ定めた連絡体制に基づき，夜間及び休日を含めて必要な要員が招集されるよう定期的に連絡訓練を実施するこき，夜間及び休日を含めて必要な要員が招集されるよう定期的に連絡訓練を実施することにより円滑な要員招集を可能とする方針であること。

とにより円滑な要員招集を可能とする方針であること。

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備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
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東海第二ｆ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策の実施組織及び支援組織の機能と支援

ｆ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等対策の実施組織及び支援組織の機能と支援

組織内に設置される各班の機能が明確になっており，それぞれ責任者を配置する方針で組織内に設置される各班の機能が明確になっており，それぞれ責任者を配置する方針で

あること。

あること。

ｇ） 発電用原子炉設置者において，指揮命令系統を明確化する方針であること。また，指ｇ） 発電用原子炉設置者において，指揮命令系統を明確化する方針であること。また，指揮者等が欠けた場合に備え，順位を定めて代理者を明確化する方針であること。

揮者等が欠けた場合に備え，順位を定めて代理者を明確化する方針であること。

ｈ） 発電用原子炉設置者において，上記の実施体制が実効的に活動するための施設及び設ｈ） 発電用原子炉設置者において，上記の実施体制が実効的に活動するための施設及び設備等を整備する方針であること。
ｉ） 支援組織は，発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について，適宜ｉ） 支援組織は，発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について，適宜

工場等の内外の組織へ通報及び連絡を行い，広く情報提供を行う体制を整える方針であ

工場等の内外の組織へ通報及び連絡を行い，広く情報提供を行う体制を整える方針であ

ること。

ること。

ｊ） 発電用原子炉設置者において，工場等外部からの支援体制を構築する方針であること。
ｋ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等の中長期的な対応が必要となる場合に備えて，適切な対応を検討できる体制を整備する方針であること。
c.

備等を整備する方針であること。

体制の整備
重大事故等時において重大事故等に対応するための体制として，以下の基本方針に基づき整備する。

ｊ） 発電用原子炉設置者において，工場等外部からの支援体制を構築する方針であること。
ｋ） 発電用原子炉設置者において，重大事故等の中長期的な対応が必要となる場合に備えて，適切な対応を検討できる体制を整備する方針であること。
ｃ．体制の整備
重大事故等時において重大事故等に対応するための体制として，以下の基本方針に基づき整
備する。

54

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織の役割分担及び責任者を定め，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。

東海第二
(a)

備考

重大事故等対策を実施する実施組織及びその支援組織の役割分担及び責任者等を定め，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。

重大事故等を起因とする原子力災害が発生するおそれがある場合又は発生した場合に，重大事故等を起因とする原子力災害が発生するおそれがある場合又は発生した場合に，事故原因の除去，原子力災害の拡大防止及びその他の必要な活動を迅速かつ円滑に行うた

事故原因の除去，原子力災害の拡大防止及びその他の必要な活動を迅速かつ円滑に行うため，所長（原子力防災管理者）は，事象に応じて原子力警戒態勢又は緊急時態勢を発令め，所長（原子力防災管理者）は，事象に応じて非常事態を宣言し，災害対策要員の非常・宣言名称の違い

し，緊急時対策要員の非常召集及び通報連絡を行い，所長（原子力防災管理者）を本部長

招集及び通報連絡を行い，所長（原子力防災管理者）を災害対策本部長とする災害対策本・体制名称の違いとする発電所対策本部を設置して対処する。

部を設置して対処する。

・記載の適正化（召→招）

所長（原子力防災管理者）は，発電所対策本部長として，発電所対策本部の統括管理を行い，責任を持って原子力防災の活動方針を決定する。

所長（原子力防災管理者）は，発電所の災害対策本部長として，災害対策本部の統括管理を行い，責任を持って原子力防災の活動方針を決定する。

発電所対策本部における指揮命令系統を明確にするとともに，指揮者である発電所対策

災害対策本部における指揮命令系統を明確にするとともに，指揮者である災害対策本部

本部長（原子力防災管理者）が不在の場合に備え，副原子力防災管理者の中からあらかじ長（原子力防災管理者）が不在の場合は，あらかじめ定めた順位に従い，副原子力防災管め定めた順位で代行者を指定する。

理者がその職務を代行する。

発電所対策本部は，重大事故等対策を実施する実施組織，実施組織に対して技術的助言

災害対策本部は，重大事故等対策を実施する実施組織，実施組織に対して技術的助言をを行う技術支援組織及び実施組織が事故対策に専念できる環境を整える運営支援組織で編行う技術支援組織及び実施組織が事故対策に専念できる環境を整える運営支援組織で編成

成する。

する。

通常時の発電所体制下での運転，日常保守点検活動の実務経験が発電所対策本部での事

・体制名称の違い

通常時の発電所体制下での運転，日常保守点検活動の実施経験が災害対策本部での事

・体制名称の違い
・災害対策本部長の代行者に係る東海第二発電所の運用を記載
・体制名称の違い

・体制名称の違い

故対応，復旧活動に活かすことができ，組織が効率的に重大事故等対策を実施できるよ

故対応，復旧活動に活かすことができ，組織が効果的に重大事故等対策を実施できるよう・記載の適正化（よう→ように）う，専門性及び経験を考慮した上で機能班の構成を行う。

に，専門性及び経験を考慮した作業班の構成を行う。

・体制名称の違い

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また，各班の役割分担，対策の実施責任を有する班長を定め，指揮命令系統を明確にし，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。

東海第二

備考

また，各班の役割分担，対策の実施責任を有する班長を定め，指揮命令系統を明確にし，効果的な重大事故等対策を実施し得る体制を整備する。

当社は，福島第一原子力発電所の事故から得られた教訓から原子力防災組織に適用すべ

災害対策本部は，災害対策本部長，災害対策本部長代理，本部員及び発電用原子炉主任

き必要要件を定め，米国における非常事態対応のために標準化された Incident Command技術者で構成される「本部」と，八つの作業班で構成され，役割分担に応じて対処する。

System(ICS)を参考に，重大事故等の中期的な対応が必要となる場合及び発電所の複数の災害対策本部において，指揮命令は災害対策本部長を最上位に置き，階層構造の上位か・東海第二発電所は単機プラントでら下位に向かってなされる。一方，下位から上位へは，実施事項等が報告される。東日本

あり，防災体制における指揮命令

大震災時のプラント対応の経験から，情報班員を中央制御室に平時から待機させ，重大事

系統が明確なため ICS は導入してい故等時にはプラント状況や中央制御室の状況を災害対策本部に報告する，また，各班の対ない。

発電用原子炉施設で同時に重大事故等が発生した場合に対応できる体制を整備する。

応状況についても各本部員より災害対策本部内に適宜報告されることから，常に綿密な情報の共有がなされる。
あらかじめ定めた手順に従って運転班（当直発電長）が行う運転操作や復旧操作につい・東海第二発電所の災害対策本部の構成を記載

・東海第二発電所の災害対策本部の各作業班は，本部員，班長，班員により構成される。

ては，当直発電長の判断により自律的に実施し，運転班本部員に実施の報告が上がってくることになる。
災害対策本部の機能を担う要員の規模は，対応する事故の様相及び事故の進展や収束の状況により異なるが，プルーム通過の前，プルーム通過中及びプルーム通過後でも，要員

・プルーム通過時の災害対策本部体の規模を拡大及び縮小しながら十分な対応が可能な組織とする。

制に係わる記載を追記

格納容器ベントに伴ってプルームが通過する際には，プルーム通過時においても，緊急時対策所，中央制御室待避室及び第二弁操作室にて監視及び操作に必要な災害対策要員を待機させる。それ以外の災害対策要員は，プルームが通過する前に原子力事業所災害対策支援拠点に一時退避するが，プルームが通過したと判断され次第，災害対策本部の体制がプルーム通過時の体制から重大事故時の対応体制に移行するのに合わせて，発電所に招集する。
東海発電所との同時被災の場合においては，災害対策本部の一部の要員は東海第二発電
所発電所及び東海発電所の重大事故対応を兼務して対応できる体制とする。

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東海第二発電用原子炉主任技術者は，重大事故等時の発電所対策本部において，その職務に支障

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等時の災害対策本部において，その職務に支障ををきたすことがないよう，独立性を確保する。発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対来すことがないように，独立性を確保する。発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策策における発電用原子炉施設の運転に関し保安監督を誠実かつ最優先に行うことを任務とにおける発電用原子炉施設の運転に関し保安監督を誠実かつ最優先に行うことを任務とす

する。

る。

備考
・体制名称の違い
・記載の適正化（よう→ように）発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策において，発電用原子炉施設の運転に関し

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策において，発電用原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は，重大事故等に対処する要員（発電所対策本部長を含む。
）へ指示を行

保安上必要な場合は，重大事故等に対処する要員（災害対策本部長を含む。
）へ指示を行・記載の違いい，発電所対策本部長は，その指示を踏まえ方針を決定する。

い，災害対策本部長は，その指示を踏まえ対処方針を決定する。

・体制名称の違い

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）に重大事故等が発生した場合，緊急時対策要員

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）に重大事故等が発生した場合，災害対策要員は

は発電用原子炉主任技術者が発電用原子炉施設の運転に関する保安の監督を誠実に行うこ

発電用原子炉主任技術者が発電用原子炉施設の運転に関する保安の監督を誠実に行うこととができるよう，通信連絡設備により必要の都度，情報連絡（プラントの状況，対策の状ができるように，通信連絡手段により必要の都度，情報連絡（プラントの状況，対策の状況）を行い，発電用原子炉主任技術者は得られた情報に基づき，発電用原子炉施設の運転況）を行い，発電用原子炉主任技術者は得られた情報に基づき，発電用原子炉施設の運転に関し保安上必要な場合は指示を行う。

に関し保安上必要な場合は指示を行う。

・体制名称の違い
・記載の適正化（よう→ように）

6 号及び 7 号炉の発電用原子炉主任技術者については，重大事故等の発生連絡を受けた発電用原子炉主任技術者は，重大事故等の発生連絡を受けた後，速やかに災害対策本部

・東海第二発電所は単機プラントで後，速やかに発電所対策本部に駆けつけられるよう，早期に非常召集が可能なエリア（柏に駆けつけられるように，早期に非常招集が可能なエリア（東海村又は隣接市町村）に発あるため，号機毎の複数の発電用

崎市又は刈羽村）に 6 号及び 7 号炉の発電用原子炉主任技術者又は代行者をそれぞれ 1 名

電用原子炉主任技術者又は代行者を待機させる。

原子炉主任技術者はいない。

待機させる。

・記載の適正化（よう→ように）・記載の適正化（召→招）
・東海第二発電所の立地隣接を記載
・東海第二発電所は１名が待機。

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備に当たって，保安上必要な事項について確認を行う。

発電用原子炉主任技術者は，重大事故等対策に係る手順書の整備に当たって，保安上必要な事項について確認を行う。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 実施組織は，号機統括を配置し，号機班，当直（運転員），復旧班，自衛消防隊により構成し，必要な役割の分担を行い重大事故等対策が円滑に実施できる体制を整備する。

東海第二

備考

(b) 実施組織は，当直（運転員）とともに，事故の影響緩和・拡大防止に係る運転上の措置

・東海第二発電所の実施組織の役割等を行う運転班，事故の影響緩和・拡大防止に係る給水対応，電源対応，アクセスルート
確保及び拡散抑制対応に係る可搬型重大事故等対処設備の準備と操作並びに不具合設備のを記載[添付資料 1.0.10]

応急補修対応を行う保修班及び初期消火活動を行う自衛消防隊を有する消防班で構成され，重大事故等対処を円滑に実施できる体制とし，各班には必要な指示を行う班長を配置する。
号機統括は，対象号炉に関する事故の影響緩和・拡大防止に関わる対応の統括を行う。
号機班は，当直（運転員）からの重要パラメータの入手，事故対応手段の選定に関する

・東海第二発電所は単機プラントで当直（運転員）への情報提供を行う。

あるため，号機統括は不在だが，当直（運転員）は，事故の影響緩和及び拡大防止に関わるプラントの運転操作を行う。

一部の敷地を共有する東海発電所

復旧班は，事故の影響緩和及び拡大防止に関わる可搬型重大事故等対処設備の準備と操との同時被災に対応できる災害対

作，及び不具合設備の復旧を行う。

策体制を構築する。（次ページ以

自衛消防隊は，火災発生時における消火活動を行う。

降に記載）

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

東海第二

備考

(c) 実施組織は，複数号炉において同時に重大事故等が発生した場合においても対応できる(c) 実施組織は，一部の敷地を共有する東海発電所との同時被災においても対応できる組織

・東海発電所との同時被災時の対組織とする。

とする。

応。東海発電所は燃料がないた

発電所対策本部は，複数号炉の同時被災の場合において，情報の混乱や指揮命令が遅れ

東海発電所は，廃止措置中であり，また，全燃料が搬出済みであるため重大事故等は発め，重大事故は発生しないことをることのないよう，発電所対策本部長が活動方針を示し，号炉ごとに配置された号機統括生しない。東海発電所において，非常事態等の事象（可能性のある事象を含む）が東海第踏まえて「同時被災」と記載。

は,対象号炉の事故影響緩和・拡大防止に関わるプラント運転操作への助言や可搬型重大事

二発電所ど同時に発災し，各発電所での対応が必要となる場合には，災害対策本部は，緊・東海発電所の状況と，同時発災時

故等対処設備を用いた対応，不具合設備の復旧等の統括を行う。

急時対策所及び通信連絡設備を共用して事故収束対応を行う。
東海発電所と共用する一部の常設重大事故等対処設備は，同一のスペース及び同一の端における対応を記載。
（補足説明）

末を使用するが，共用により悪影響を及ぼさないように，各発電所に必要な容量を確保す・共用する常設重大事故等対処設備る設計としている。可搬型重大事故等対処設備についても，東海発電所及び東海第二発電所には「緊急時対策所遮蔽」，「緊急必要な容量を確保する設計としている。

時対策所非常用換気設備」，「常従って，東海発電所との共用による東海第二発電所の事故収束対応への悪影響は無く，事故収束に係る対応を実施できる。

設代替電源設備」，「衛星電話設
備（固定型）」「統合原子力防災
ネットワークに接続する通信連絡

東海発電所との同時被災の場合においては，対応に当たる組織を東海発電所と東海第二設備」がある。また，共用する可発電所とで，原則，別組織とし，必要な緊急時対策要員を発電所内に常時確保することに搬型重大事故等対処設備は「緊急より同時被災に対応できる体制とする。

時対策所非常用換気設備」，「（緊急時対策所の）酸素濃度

災害対策本部は，東海発電所との同時被災の場合において，情報の混乱や指揮命令が遅計，二酸化炭素濃度計」，「衛星れることのないよう，両発電所を兼務し，他発電所への悪影響を及ぼす事故状況を把握し電話設備（携帯型）」がある。

た上で，各発電所の事故対応上の意思決定を行う災害対策本部長が活動方針を示し，各発電所に配置された災害対策本部長代理は対象となる発電所の事故影響緩和・拡大防止に関・東海発電所は別発電所であるたわるプラント運転操作への助言や可搬型重大事故等対処設備を用いた対応，不具合設備のめ，事故収束に係わる体制は原則

復旧等の統括に専従することにより，事故収束に係る対応を実施できる。

として別組織とする。

また，災害対策本部のうち広報及びオフサイトセンター対応に当たる要員並びにこれら・別組織のうち一部については，東の対応を統括する災害対策本部長代理は，両発電所の状況に関する情報を統合して同時に

海第二発電所と東海発電所の対応提供する必要があることから，東海発電所及び東海第二発電所の重大事故対応を兼務してを兼務することを記載した。

対応できる体制とする。

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

東海第二

備考

複数号炉の同時被災の場合において，必要な緊急時対策要員を発電所内に常時確保することにより，重大事故等対処設備を使用して 6 号及び 7 号炉の炉心損傷防止及び原子炉格
納容器破損防止の重大事故等対策を実施するとともに，他号炉の使用済燃料プールの被災対応ができる体制とする。
また，複数号炉の同時被災時において，当直（運転員）は号炉ごとの運転操作指揮を当

東海発電所との同時被災において，東海第二発電所の運転操作指揮を当直発電長が行・東海発電所との同時被災におけ直副長が行い，号炉ごとに運転操作に係る情報収集や事故対策の検討等を行うことによい，各発電所の運転操作及び事故状況に関わる情報収集や事故対策の検討等を行うことにる東海第二発電所災害対策本部

り，情報の混乱や指揮命令が遅れることのない体制とする。

より，情報の混乱や指揮命令が遅れることのない体制とする。

の体制を記載発電用原子炉主任技術者は，号炉ごとに選任し，担当号炉のプラント状況把握及び事故対策に専念することにより，複数号炉の同時被災が発生した場合においても的確に指示を行う。
各号炉の発電用原子炉主任技術者は，複数号炉の同時被災時に，号炉ごとの保安監督を
誠実かつ最優先に行う。

東海第二発電所の発電用原子炉主任技術者は，東海第二発電所の保安監督を誠実かつ，最優先に行う。

・単機プラントであるため同時発生の記載は無く，通報連絡体制についてのみ記載。

また，実施組織による重大事故等対策の実施に当たり，各号炉の発電用原子炉主任技術

一部の敷地を共有する東海発電所においては，重大事故等は発生せず，東海発電所との者は，発電所対策本部から得られた情報に基づき，重大事故等の拡大防止又は影響緩和に同時被災を考慮する必要が無いことから，東海第二発電所のみ発電用原子炉主任技術者を関し，保安上必要な場合は，重大事故等に対処する要員（発電所対策本部長を含む。
）へ指選任している。

示を行い，事故の拡大防止又は影響緩和を図る。

60

・東海発電所に係る主任技術者の選任に係わる記載をした。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(d) 発電所対策本部には，支援組織として技術支援組織と運営支援組織を設ける。
実施組織に対して技術的助言を行うための技術支援組織は，計画・情報統括を配置し，

東海第二(d) 災害対策本部には，支援組織として技術支援組織と運営支援組織を設ける。

備考
・体制名称の違い

実施組織に対して技術的助言を行うための技術支援組織は，事故状況の把握・評価，プ

・東海第二発電所の災害対策本部のラント状態の進展予測・評価，事故拡大防止対策の検討及び技術的助言等を行う技術班，

うち，技術支援組織の各作業班の計画・情報統括は，事故対応状況の把握及び事故対応方針の立案を行う。

発電所内外の放射線・放射能の状況把握，影響範囲の評価，被ばく管理，汚染拡大防止措役割

計画班は，プラント状態の進展予測・評価及びその評価結果の事故対応方針への反映を置等に関する技術的助言及び二次災害防止に関する措置等を行う放射線管理班，事故の影[添付資料 1.0.10]

計画班及び保安班で構成する。

行う。
保安班は，発電所内外の放射線・放射能の状況把握，影響範囲の評価，被ばく管理，汚染拡大防止措置に関する指示を行う。

響緩和・拡大防止に関する対応指示，技術的助言及び放射性物質の汚染除去等を行う保修班，プラント状態の把握及び災害対策本部への報告，事故の影響緩和・拡大防止に関する対応指示，不具合設備に関する応急復旧への技術的助言等を行う運転班，初期消火活動に関する対応及び指示等を行う消防班で構成する。

実施組織が重大事故等対策に専念できる環境を整えるための運営支援組織は，対外対応
統括及び総務統括を配置し，通報班，立地・広報班，資材班及び総務班で構成する。

実施組織が重大事故等対策に専念できる環境を整えるための運営支援組織は，事故に関する情報収集・整理及び連絡調整，本店対策本部及び社外機関との連絡調整等を行う情報

・東海第二発電所の災害対策本部の対外対応統括は，対外対応活動の統括を行う。

班，関係地方公共団体の対応，報道機関等の社外対応に係る本店対策本部への連絡等を行

うち，運営支援組織の各作業班の通報班は，対外関係機関へ通報連絡等を行う。

う広報班，災害対策本部の運営，資機材の調達及び輸送，所内警備，避難誘導，医療（救役割

立地・広報班は，自治体派遣者及び報道機関対応者の支援を行う。

護）に関する措置，二次災害防止に関する措置等を行う庶務班で構成する。

[添付資料 1.0.10]

総務統括は，発電所対策本部の運営支援の統括を行う。
資材班は，資材の調達及び輸送に関する一元管理を行う。
総務班は，要員の呼集，食糧・被服の調達，医療活動，所内の警備指示，一般入所者の避難指示等を行う。

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東海第二

備考

(e) 所長（原子力防災管理者）は，警戒事象（その時点では公衆への放射線による影響やそ(e) 所長（原子力防災管理者）は，警戒事象（その時点では，公衆への放射線による影響や・「原災法」の略称は本審査資料のおそれが緊急のものではないが，原子力災害対策特別措置法第 10 条第 1 項に基づく特

そのおそれが緊急のものではないが，原災法第10条第1項に基づく特定事象に至るおそれが定事象に至るおそれがある事象）においては原子力警戒態勢を，また，特定事象又は原子ある事象）においては警戒事態を，また，特定事象又は原災法第15条第1項に該当する事象

力災害対策特別措置法第 15 条第 1 項に該当する事象が発生した場合においては緊急時態が発生した場合においては非常事態を宣言し，災害対策要員の非常招集及び通報連絡を行・宣言名称の違い

勢を発令し，緊急時対策要員の非常召集及び通報連絡を行い，所長（原子力防災管理者）

い，所長（原子力防災管理者）を本部長とする発電所警戒本部又は災害対策本部を設置す・体制名称の違い

を本部長とする発電所対策本部を設置する。その中に実施組織及び支援組織を設置し，重る。その中に実施組織及び支援組織を設置し，重大事故等対策を実施する。

・記載の適正化（召→招）の前段で定義済み

大事故等対策を実施する。
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でも，速やかに対策を行えるよう，発電所内に必要な重大事故等に対処する要員を常時確保する。

夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，重大事故等が発生した場合でも，速やかに対策を行えるように，発電所内に必要な重大事故等に対処する要員を常時確保する。
災害対策本部（全体体制）が構築されるまでの間，統括待機当番者（副原子力防災管理・東海第二発電所の災害対策本部者）の指揮の下，当直（運転員）及び重大事故等対応要員を主体とした初動体制を確保のうち初動の体制に係わる記し，迅速な対応を図る。具体的には，統括待機当番者は関係箇所と通信連絡設備を用いて載。

情報連携しながら，当直（運転員）及び重大事故等対応要員へ指示を行う。当直（運転員）及び重大事故等対応要員は，統括待機当番者の指示の下，必要な重大事故等対策を行う。

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東海第二

備考

非常召集する緊急時対策要員への連絡については，自動呼出・安否確認システム又は電非常招集する災害対策要員への連絡については，一斉通報システム又は電話を活用す

・体制名称の違い話を活用する。なお，地震の影響による通信障害等が発生し，自動呼出・安否確認システる。なお，地震により通信障害等が発生し，一斉通報システム又は電話を用いて非常招集

・設備名称の違い

ム又は電話を用いて非常召集連絡ができない場合においても，新潟県内で震度 6 弱以上の連絡ができない場合においても，発電所周辺地域（東海村）で震度6弱以上の地震の発生に・東海第二発電所の立地地域の名称

地震の発生により，発電所に自動参集する体制を整備する。

より，災害対策要員は社内規程に基づき自動参集する体制を整備する。

重大事故等が発生した場合に速やかに対応するため，6 号及び 7 号炉の重大事故等に対重大事故等が発生した場合に速やかに対応するため，東海第二発電所発電所の重大事故

・東海第二発電所（単機プラント）

処する要員として，発電所内に緊急時対策要員 44 名，運転員 18 名，火災発生時の初期消等に対処する災害対策本部（初動体制）の要員として，統括管理及び全体指揮を行う統括に係る災害対策要員のうち初動体

火活動に対応するための自衛消防隊 10 名の合計 72 名を確保する。

待機当番者1名，重大事故等対応要員を指揮する現場統括待機者1名及び通報連絡等を行う制の要員を主な作業とともに記載

通報連絡要員の災害対策要員（指揮者等）2名，運転操作対応を行う当直（運転員）7名，した。

運転操作の助成を行う重大事故等対応要員3名，給水確保及び電源確保対応を行う重大事故[添付資料 1.0.10]

等対応要員12名，放射線管理対応を行う重大事故等対応要員2名並びに火災発生時の初期消火活動に対応するための自衛消防隊11名の合計39名を確保する。
また，参集する緊急時対策要員として，被災後 6 時間を目途に 40 名程度，被災後 10 時
間以内に 106 名を確保する。

また，参集する災害対策要員として，非常招集から2時間以内に，発電所敷地内に待機する39名を除く要員72名（拘束当番）を確保する。

なお，6 号及び 7 号炉のうち，1 プラント運転中，1 プラント運転停止中※においては，運転員を 13 名とし，また 2 プラント運転停止中 においては，運転員を 10 名とする。
※

・体制名称の違い

なお，中央制御室の当直（運転員）は，当直発電長，当直副発電長，当直運転員の計7名※１／直を配置している。なお，原子炉運転停止中については，当直（運転員）を5名／直とする。
※

発電用原子炉の状態が冷温停止（原子炉冷却材温度が 100℃未満）及び燃料交換の・参集する災害対策本部の要員数を記載。有効性評価において事故発
生から約 3 時間経過時に，参集す※1 原子炉の状態が冷温停止（原子炉冷却材温度が 100℃未満）及び燃料交換の期間

期間

る災害対策本部員に期待する業務が発生することから，参集の目安として 3 時間経過時が挙げられる。

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重大事故等が発生した場合，緊急時対策要員は，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所に参集し，要員の任務に応じた対応を行う。

東海第二重大事故等が発生した場合，災害対策要員は，非常招集から2時間後には，重大事故等対応に必要な要員111名以上が参集し，要員の任務に応じた対応を行う。

備考[添付資料 1.0.10]
・東海第二発電所の参集する要員に期待する時間を記載

他操作との流動性が少ない特定の力量を有する参集要員（重大事故等対応要員のうち電・東海第二発電所では流動性の少な源確保対応及び給水確保対応の要員，運転操作対応の要員）については，参集の確実さをい特異な作業を行う要員，を発電所向上させるために，その要員の居住地に応じてあらかじめ発電所近傍に待機させる。

近傍に待機させる運用とすることを発電所外から要員が参集するルートは，発電所正門を通行して参集するルートを使用す記載。

る。発電所正門を通行した参集ルートが使用できない場合は，隣接事業所の敷地内の通行を含む，当該参集ルート以外の参集ルートを使用して参集する。
隣接事業所の敷地内を通行して参集する場合は，隣接事業所の敷地内の通行を可能とした隣接事業所との合意文書に基づき，要員は隣接事業所の敷地内を通行して発電所に参集するとともに，要員の通行に支障を来す障害物等が確認された場合には，当社が障害物の除去を実施する。
重大事故等の対応で，高線量下における対応が必要な場合においても，重大事故等に対処する要員を確保する。
病原性の高い新型インフルエンザや同様に危険性のある新感染症等が発生し，所定の重大事故等に対処する要員に欠員が生じた場合は，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）

重大事故等の対応で，高線量下における対応が必要な場合においても，災害対策業務員

・体制名称の違い要員を確保する。
病原性の高い新型インフルエンザや同様に危険性のある新感染症等が発生し，事態に備えた体制に係る管理を行う。

を含め重大事故等に対処する要員の補充を行うとともに，そのような事態に備えた重大事
故等に対処する要員の体制に係る管理を行う。
重大事故等に対処する要員の補充の見込みが立たない場合は，原子炉停止等の措置を実

重大事故等に対処する要員の補充の見込みが立たない場合は，原子炉停止等の措置を実施し，確保できる重大事故等に対処する要員で，安全が確保できる発電用原子炉の運転状施し，確保できる重大事故等に対処する要員で，安全が確保できる原子炉の運転状態に移態に移行する。

行する。

また，あらかじめ定めた連絡体制に基づき，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を含めて必要な緊急時対策要員を非常召集できるよう，定期的に連絡訓練を実施する。

・記載の違い（発電用）

また，あらかじめ定めた連絡体制に基づき，夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）を・体制名称の違い

含めて必要な災害対策要員を非常招集できるように，計画的に通報連絡訓練を実施する。

・訓練名称の違い（連絡訓練・通報連絡訓練）

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東海第二(f) 発電所における重大事故等対策の実施組織及び支援組織の各班並びに当直（運転員）の(f) 発電所における重大事故等対策の実施組織及び支援組織の各班並びに当直（運転員）の機能は，上記 b.項及び d.項のとおり明確にするとともに，責任者として配下の各班の監督機能は，上記(a)項，(b)項及び(d)項のとおり明確にするとともに，責任者として本部員及責任を有する統括，対策の実施責任を有する班長及び当直副長を配置する。

び班長を，当直（運転員）の責任者として当直発電長を配置する。

備考

・東海第二発電所の当直（運転員）の責任者を記載(g) 重大事故等対策の判断については全て発電所にて行うこととし，発電所対策本部におけ(g) 重大事故等対策の判断については全て発電所にて行うこととし，災害対策本部における・体制名称の違い

る指揮命令系統を明確にするとともに，指揮者である発電所対策本部長の所長（原子力防指揮命令系統を明確にするとともに，指揮者である災害対策本部長の所長（原子力防災管・体制名称の違い

災管理者）が欠けた場合に備え，代行者と代行順位をあらかじめ定め明確にする。また，

理者）が欠けた場合に備え，代行者として副原子力防災管理者をあらかじめ定め明確にす

統括，班長及び当直副長についても欠けた場合に備え，代行者と代行順位をあらかじめ定る。また，災害対策本部の各班を統括する本部員，班長及び当直発電長についても欠けため明確にする。

場合に備え，代行者と代行順位をあらかじめ明確にする。

発電所対策本部長は，発電所対策本部の統括管理を行い，責任を持って，原子力防災の活動方針の決定を行う。
発電所対策本部長（原子力防災管理者）が欠けた場合は，副原子力防災管理者が，あらかじめ定めた順位に従い代行する。

災害対策本部長は，災害対策本部の統括管理を行い，責任を持って，原子力防災の活動

災害対策本部長（原子力防災管理者）が欠けた場合は，副原子力防災管理者が，あらかの職位の要員が下位の職位の要員の職務を兼務することとし，具体的な代行者の配置につ位の職位の要員が下位の職位の要員の職務を兼務することとし，具体的な代行者の配置にいては上位の職位の要員が決定することをあらかじめ定める。

ついては上位の職位の要員が決定することをあらかじめ定める。

(h) 重大事故等に対処する要員が実効的に活動するための施設及び設備等を整備する。

・体制名称の違い

じめ定めた順位に従い代行する。
本部員及び班長が欠けた場合は，同じ機能を担務する下位の要員が代行するか，又は上る。

・体制名称の違い

方針の決定を行う。

統括及び班長が欠けた場合は，同じ機能を担務する下位の要員が代行するか，又は上位

当直副長が欠けた場合は，当直長が当直副長の職務を兼務することをあらかじめ定め

・体制名称の違い

当直発電長が欠けた場合は，発電長代務者が中央制御室へ到着するまでの間，運転管理に当たっている当直副発電長が代務に当たることをあらかじめ定めている。
(h) 災害対策要員が実効的に活動するための施設及び設備等を整備する。

重大事故等が発生した場合において，実施組織及び支援組織が定められた役割を遂行す

重大事故等が発生した場合において，実施組織及び支援組織が定められた役割を遂行するために，関係箇所との連携を図り，迅速な対応により事故対応を円滑に実施することがるために，関係箇所との連携を図り，迅速な対応により事故対応を円滑に実施することが必要なことから，以下の施設及び設備を整備する。

必要なことから，以下の施設及び設備を整備する。

65

・東海第二発電所の当直発電長が欠けた場合の運転管理について記載。
・体制名称の違い

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東海第二

支援組織が，必要なプラントのパラメータを確認するための安全パラメータ表示システ

支援組織が，必要なプラントのパラメータを確認するための安全パラメータ表示システ，発電所内外に通信連絡を行い関係箇所と連携を図るための統合原子力防災ネム（SPDS）

ム（ＳＰＤＳ），発電所内外に通信連絡を行い関係箇所と連携を図るための統合原子力防災

ットワークを用いた通信連絡設備（テレビ会議システムを含む。
），衛星電話設備及び無線

ネットワークを用いた通信連絡設備（テレビ会議システム，ＩＰ−電話機，ＩＰ−ＦＡ

連絡設備を備えた 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を整備する。

Ｘ），衛星電話設備及び無線連絡設備等を備えた緊急時対策所を整備する。

実施組織が，中央制御室，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所及び現場との連携を図るた実施組織が，中央制御室，緊急時対策所及び現場との連携を図るため，携行型有線通話

め，携帯型音声呼出電話設備，無線連絡設備及び衛星電話設備を整備する。また，電源が装置，無線通話設備及び衛星電話設備等を整備する。また，電源が喪失し照明が消灯した

喪失し照明が消灯した場合でも，迅速な現場への移動，操作及び作業を実施し，作業内容

場合でも，迅速な現場への移動，操作及び作業を実施し，作業内容及び現場状況の情報共及び現場状況の情報共有を実施できるよう照明機器等を整備する。

有を実施できるようにヘッドライト及びＬＥＤライト等を整備する。

これらは，重大事故等時において，初期に使用する施設及び設備であり，これらの施設

これらは，重大事故等時において，初期に使用する施設及び設備であり，これらの施設又は設備を使用することによって発電用原子炉施設の状態を確認し，必要な発電所内外各又は設備を使用することによって発電用原子炉施設の状態を確認し，必要な発電所内外各所へ通報連絡を行い，また重大事故等対処のため，夜間においても速やかに現場へ移動す

所へ通報連絡を行い，また重大事故等対処のため，夜間においても速やかに現場へ移動する。

る。

(i) 支援組織は，発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について，東京本(i) 支援組織は，発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況について，本店対

備考

・東海第二発電所の設備を記載

・緊急時対策所に係る記載の違い
・設備名称の違い
・機器名称の違い

・組織名称の違い

社の原子力施設事態即応センターに設置する本社の原子力警戒本部又は緊急時対策本部

策本部，国，関係地方公共団体等の発電所内外の組織への通報連絡を実施できるように，・当社：原子力施設事態即応センタ（以下「本社対策本部」という。
），国，関係自治体等の発電所内外の組織への通報連絡を

衛星電話設備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等を配備し，広く情ーは本店対策本部内に設置実施できるよう，衛星電話設備及び統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備等

報提供を行うことができる体制を整備する。

東電：原子力施設事態即応センタを配備し，広く情報提供を行うことができる体制を整備する。

ー内に本社対策本部を設置・記載の適正化（自治体→地方公共団体）（よう→ように）発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況に係る情報は，発電所対策本部

発電用原子炉施設の状態及び重大事故等対策の実施状況に係る情報は，災害対策本部の・体制名称の違いの通報班にて一元的に集約管理し，発電所内で共有するとともに，本社対策本部と発電所情報班にて一元的に集約管理し，発電所内外で共有するとともに，本店対策本部と発電所・体制名称の違い

対策本部間において，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備の災害対策本部間において，衛星電話設備，統合原子力防災ネットワークを用いた通信連

及び安全パラメータ表示システム（SPDS）等を使用することにより，発電所の状況及び絡設備及び安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）等を使用することにより，発電所の重大事故等対策の実施状況の情報共有を行う。また，本社対策本部との情報共有を密にす

状況及び重大事故等対策の実施状況の情報共有を行う。また，本店対策本部との情報共有ることで報道発表，外部からの問い合わせ対応及び関係機関への連絡を本社対策本部で実を密にすることで報道発表，外部からの問い合わせ対応及び関係機関への連絡を本店対策施し，発電所対策本部が事故対応に専念でき，かつ，発電所内外へ広く情報提供を行うこ本部で実施し，災害対策本部が事故対応に専念でき，かつ，発電所内外へ広く情報提供をとができる体制を整備する。

行うことができる体制を整備する。

66

・組織名称の違い
・体制名称の違い

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

東海第二(j) 重大事故等時に，発電所外部からの支援を受けることができるように支援体制を整備す(j) 重大事故等時に,発電所外部からの支援を受けることができるように支援体制を整備す

る。

備考

る。

発電所において，警戒事象，特定事象又は原子力災害対策特別措置法第 15 条第 1 項に発電所において，警戒事象，特定事象又は原災法第15条第1項に該当する事象が発生した

該当する事象が発生した場合，所長（原子力防災管理者）は原子力警戒態勢又は緊急時態場合，所長（原子力防災管理者）は非常事態を宣言するとともに本店発電管理室長へ報告

・宣言名称の違い

勢を発令するとともに本社原子力運営管理部長へ報告する。

する。

・組織名称の違い

報告を受けた本社原子力運営管理部長は直ちに社長に報告し，社長は本社における原子

報告を受けた本店発電管理室長はただちに社長に報告し，社長は本店における非常事態

力警戒態勢又は緊急時態勢を発令する。本社原子力運営管理部長から連絡を受けた本社総を発令する。本店発電管理室長から連絡を受けた本店庶務班長は，本店における本店対策

務統括は，本社における緊急時対策要員を非常召集する。

本部組織の要員を非常招集する。

社長は，本社における原子力警戒態勢又は緊急時態勢を発令した場合，速やかに東京本

社長は，本店における非常事態を発令した場合，すみやかに本店対策本部を設置し，本・原災法：定義済み

・組織名称の違い

・宣言名称の違い

社の原子力施設事態即応センターに本社対策本部を設置し，本社対策本部長としてその職

店対策本部長としてその職務を行う。社長が不在の場合は，あらかじめ定めた順位に従・記載の適正化（すみやか）務を行う。社長が不在の場合は，あらかじめ定めた順位に従い，本社対策本部の副本部長

い，本店対策本部の副本部長がその職務を代行する。

・東海第二：原子力施設事態即応セン

がその職務を代行する。

ターは本店対策本部内に設置
東電：原子力施設事態即応センタ
ー内に本店対策本部を設置
・当社：原子力施設事態即応センタ
ーは本店対策本部内に設置
東電：原子力施設事態即応センタ
ー内に本社対策本部を設置

本社対策本部長は，本社対策本部の設置，運営，統括及び災害対策活動に関する統括管

本店対策本部長は，本店対策本部の設置，運営，統括及び災害対策活動に関する統括管理を行い，副本部長は本社対策本部長を補佐する。本社対策本部の各統括及び各班長は本理を行い，副本部長は本店対策本部長を補佐する。本店対策本部各班長は本店対策本部長

社対策本部長が行う災害対策活動を補佐する。

が行う災害対策活動を補佐する。

本社対策本部は，原子力部門のみでなく他部門も含めた全社（全社とは，東京電力ホールディングス株式会社及び各事業子会社（東京電力フュエル＆パワー株式会社，東京電力

本店対策本部は，全社での体制とし，発電所の災害対策本部が重大事故等対策に専念できるように支援する。

パワーグリッド株式会社，東京電力エナジーパートナー株式会社）のことをいう。
）での体制とし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できるよう技術面及び運用面で支援する。

67

・組織名称の違い

・体制名称の違い

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

本社対策本部は，福島第一原子力発電所の事故から得られた教訓から原子力防災組織に

本店対策本部は，福島第一原子力発電所の事故から得られた教訓から原子力防災組織に適用すべき必要要件を定めた体制とすることにより，社長を本社対策本部長とした指揮命適用すべき必要要件を定めた体制とすることにより，社長を本店対策本部長とした指揮命

・東海第二発電所災害対策本部体制

令系統を明確にし，発電所対策本部が重大事故等対策に専念できる体制を整備する。

令系統を明確にし，災害対策本部が重大事故等対策に専念できる体制を整備する。

による役割を記載。[添付資料・組織名称の違い

1.0.10]
本社対策本部は，復旧統括，計画・情報統括，対外対応統括，総務統括及び支援統括を配置し，発電所の復旧方法検討・立案等を行う復旧班，本社対策本部内での情報共有等を情報班は，事故に関する情報の収集，災害対策本部への指導・援助，本店対策本部内での連絡調整，社外関係機関との連絡・調整，法令上必要な連絡，報告等を行う。

（補足説明）

行う情報班，事故状況の把握・進展評価等を行う計画班，放射性物質の放出量評価等を行庶務班は，通信施設の確保，要員の確保，発電所の職場環境の整備，原子力事業者災害う保安班，関係官庁への通報連絡等を行う官庁連絡班，報道機関対応等を行う広報班，発対策支援拠点の立ち上げ，発電所の復旧活動に必要な資機材の調達・搬送，官庁への支援（柏崎） （東海第二）電所の立地地域対応の支援等を行う立地班，通信連絡設備の復旧・確保の支援等を行う通要請，他の原子力事業者からの支援受入調整，応援計画案の作成，各班応援計画の取りま̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲̲

信班，発電所の職場環境の整備等を行う総務班，現地医療体制整備支援等を行う厚生班，とめ等を行う。

・復旧班 ： 技術班

柏崎と東海第二発電所の対応する班

発電所の復旧活動に必要な資機材の調達・搬送等を行う資材班，原子力事業所災害対策支

広報班は，報道機関等との対応，広報関係資料の作成，応援計画案の作成等を行う。

・情報班 ： 情報班

援拠点の立ち上げ・運営等を行う後方支援拠点班，官庁への支援要請等を行う支援受入調技術班は，事故状況の把握・進展評価，発電所施設・環境調査施設の健全性確認，災害・計画班 ： 技術班

整班及び他の原子力事業者からの支援受入調整等を行う電力支援受入班で構成する。

対策本部が行う応急活動の検討，原子炉・燃料の安全に係る事項の検討，応援計画案の作・保安班 ： 放射線管理班成等を行う。

・官庁連絡班 ： 情報班

放射線管理班は，放射線管理に係る事項の検討，個人被ばくに係る事項の検討，応援計
本社対策本部長は，発電所における重大事故等対策の実施を支援するために，原子力災害対策特別措置法第 10 条通報後，原子力事業所災害対策支援拠点の設営を本社支援統括に指示する。

画の作成等を行う。

・広報班 ： 広報班
・立地班 ： 情報班，

保健安全班は，現地医療体制整備の支援，緊急被ばく医療に係る事項の検討，応援計画

原子力災害被災者案の作成等を行う。

対応チーム

原子力緊急時後方支援班は，原子力事業所災害対策支援拠点の整備・運営を行う。

・通信班 ： 庶務班

本店対策本部長は，発電所における重大事故等対策の実施を支援するために，原災法第・総務班 ： 庶務班

10条通報後，原子力事業所災害対策支援拠点の設営を本店庶務班長に指示する。

・厚生班 ： 庶務班，

本社支援統括は，あらかじめ選定している施設の候補の中から，放射性物質が放出され保健安全班

た場合の影響等を考慮した上で原子力事業所災害対策支援拠点を指定し，必要な要員を派・資材班 ： 庶務班

遣するとともに，発電所の事故収束対応を維持するために必要な燃料及び資機材等の支援

・後方支援拠点班 ：を実施する。

原子力緊急時後方支援班
本店庶務班長は，あらかじめ選定している施設の候補の中から，放射性物質が放出され・支援受入調整班 ：た場合の影響等を考慮した上で原子力事業所災害対策支援拠点を指定し，必要な要員を確保して，原子力緊急時後方支援班として派遣する。原子力緊急時後方支援班は，原子力事
業所災害対策支援拠点を設置・整備する。

原子力緊急時後方支援班
・電力支援受入班 ：
庶務班，原子力緊急時後方支援班

原子力事業所災害対策支援拠点の設置後は，本店庶務班長は発電所の事故収束対応を維持するために必要な燃料及び資機材等を原子力事業所災害対策拠点まで運搬し，原子力緊

原子力事業所災害対策支援拠点の設

急時後方支援班は，原子力事業所災害対策拠点に運搬された燃料及び資機材等を用いて，置に伴い，緊急時後方支援班を配置

発電所の事故状況に応じた支援を実施する。

する。

68

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.0 重大事故等対策における共通事項】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
また，本社対策本部は，他の原子力事業者及び原子力緊急事態支援組織より技術的な支援が受けられる体制を整備する。

東海第二また，本店庶務班長は，他の原子力事業者及び原子力緊急事態支援組織より技術的な支・体制名称の違い

援が受けられる体制を整備する。

(k) 重大事故等発生後の中長期的な対応が必要になる場合に備えて，本社対策本部が中心と(k) 重大事故等発生後の中長期的な対応が必要になる場合に備えて，本店対策本部が中心となり，プラントメーカ，協力会社を含めた社内外の関係各所と連携し，適切かつ効果的ななり，プラントメーカ及び協力会社を含めた社内外の関係各所と連携し，適切かつ効果的対応を検討できる体制を整備する。

な対応を検討できる体制を整備する。

重大事故等への対応操作や作業が長期間にわたる場合に備えて，機能喪失した設備の部

備考・記載の適正化（・→及び）重大事故等への対応操作や作業が長期間にわたる場合に備えて，機能喪失した設備の部品取替えによる復旧手段を整備するとともに，主要な設備の取替部品をあらかじめ確保す

品取替による復旧手段を整備するとともに，主要な設備の取替物品をあらかじめ確保する。

る。

また，重大事故等時に，機能喪失した設備の補修を実施するための作業環境の線量低減

また，重大事故等時に，機能喪失した設備の復旧を実施するための作業環境の線量低減

対策や，放射性物質を含んだ汚染水が発生した場合の対応等について，福島第一原子力発

対策や，放射性物質を含んだ汚染水が発生した場合の対応等について，事故収束対応を円電所における経験や知見を踏まえた対策を行うとともに，事故収束対応を円滑に実施する滑に実施するため，平時から必要な対応を検討できる協力体制を継続して構築する。

ため，平時から必要な対応を検討できる協力体制を継続して構築する。

・記載の違い（機能喪失した設備の復旧）
・福島第一発電所に係る記載は他社事案のため削除69

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

東海第二

備考

1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等＜＜ 目 次 ＞
1.1.1 対応手段と設備の選定

1.1.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

目 次 ＞

a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 原子炉緊急停止(a) 原子炉緊急停止(b) 原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制(b) 再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由①と示す。

(c) 自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止(c) 自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止(d) ほう酸水注入(d) ほう酸水注入(e) 制御棒挿入(e) 制御棒挿入(f) 原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑制(f) 原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑制(g) 重大事故等対処設備と自主対策設備(g) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b． 手順等

ｂ．手順等

1.1.2 重大事故等時の手順

1.1.2 重大事故等時の手順

1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) EOP「スクラム」（原子炉出力）(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）対応手順書名を正確に記載(2) EOP「反応度制御」(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」以降，同様の相違理由によるもの(3) 重大事故等時の対応手段の選択(3) 重大事故等時の対応手段の選択

は相違理由②と示す。

1.1.2.2 その他の手順項目について考慮する手順

1.1.2.2 その他の手順項目について考慮する手順

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において、運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉の運転を

発電用原子炉設置者において、運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉の運転を

緊急に停止することができない事象が発生するおそれがある場合又は当該事象が発生した場

緊急に停止することができない事象が発生するおそれがある場合又は当該事象が発生した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格合においても炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格

納容器の健全性を維持するとともに、発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等

納容器の健全性を維持するとともに、発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等

が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１

１

「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」と「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」とは、発電用原子炉を緊急停止していなければならない状況にもかかわらず、原子炉出力又は、発電用原子炉を緊急停止していなければならない状況にもかかわらず、原子炉出力又は原子炉圧力等のパラメータの変化から緊急停止していないことが推定される場合のこと

は原子炉圧力等のパラメータの変化から緊急停止していないことが推定される場合のこと

をいう。

をいう。

２

「発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）沸騰水型原子炉(BWR)及び加圧水型原子炉(PWR)共通ａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、手動による原子炉の緊急停止操作を実施すること。
（２）BWR

２「発電用原子炉を未臨界に移行するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）沸騰水型原子炉(BWR)及び加圧水型原子炉(PWR)共通ａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、手動による原子炉の緊急停止操作を実施すること。
（２）BWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがあるａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、原子炉出力を制御するため、原子炉冷却材再循環ポンプが自動停止しない場

場合」に、原子炉出力を制御するため、原子炉冷却材再循環ポンプが自動停止しない場

合は、手動で停止操作を実施すること。

合は、手動で停止操作を実施すること。

ｂ）十分な反応度制御能力を有するほう酸水注入設備（SLCS）を起動する判断基準を明確に定めること。
ｃ）発電用原子炉を緊急停止することができない事象の発生時に不安定な出力振動が検知された場合には、ほう酸水注入設備（SLCS）を作動させること。
（３）PWRｂ）十分な反応度制御能力を有するほう酸水注入設備（SLCS）を起動する判断基準を明確に定めること。
ｃ）発電用原子炉を緊急停止することができない事象の発生時に不安定な出力振動が検知された場合には、ほう酸水注入設備（SLCS）を作動させること。
（３）PWRａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがあるａ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、原子炉出力を抑制するため、補助給水系ポンプが自動起動しない場合又はタ場合」に、原子炉出力を抑制するため、補助給水系ポンプが自動起動しない場合又はタービンが自動停止しない場合は、手動操作により実施すること。

ービンが自動停止しない場合は、手動操作により実施すること。

ｂ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがあるｂ）上記１の「発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象のおそれがある場合」に、化学体積制御設備又は非常用炉心冷却設備による十分な量のほう酸水注入を場合」に、化学体積制御設備又は非常用炉心冷却設備による十分な量のほう酸水注入を実施すること。

実施すること。

2

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉を停止させるための設計基準事故対処設備

運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉を停止させるための設計基準事故対処設備

は，原子炉緊急停止系である。

備考

は，原子炉緊急停止系である。

この設備が機能喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力

この設備が機能喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに，発電用原子炉を未臨界にするためバウンダリ及び原子炉格納容器の健全性を維持するとともに，発電用原子炉を未臨界にするための対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

の対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

3柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.1.1 対応手段と設備の選定

1.1.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

運転時の異常な過渡変化により発電用原子炉の緊急停止が必要な状況における設計基準事
故対処設備として，原子炉緊急停止系を設置している。

備考

運転時の異常な過渡変化により発電用原子炉の緊急停止が必要な状況における設計基準事
故対処設備として，原子炉緊急停止系を設置している。

この設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故

この設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故

対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）

対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）

上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.1.1

上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.1−1

図表番号の附番ルールの相違

図）。

図）。

以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由③と示す。

重大事故等対処設備のほかに，設計基準事故対処設備による対応手段並びに柔軟な事故対※１応を行うための対応手段及び自主対策設備を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を選定する。

東二の設計基準事故対処設備による手段は重大事故等対処設備に位置付けているため。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由④と示す。

※ 1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況におい※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが， プラント状況によっては，事故対応て使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応にに有効な設備。

有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）

だけでなく，設置許可基準規則第四十四条及び技術基準規則第五十九条（以下「基準規則」

だけでなく，設置許可基準規則第四十四条及び技術基準規則第五十九条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，設計基準という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策

事故対処設備及び自主対策設備との関係を明確にする。

設備との関係を明確にする。

(2) 対応手段と設備の選定の結果

相違理由④(2) 対応手段と設備の選定の結果

機能喪失原因対策分析の結果，運転時の異常な過度変化時にフロントライン系故障とし機能喪失原因対策分析の結果，運転時の異常な過渡変化時にフロントライン系故障として，原子炉緊急停止系の故障を想定する。サポート系故障（電源喪失）は，原子炉緊急停止て，原子炉緊急停止系の故障を想定する。サポート系故障（電源喪失又は計器用空気喪失）

東二は設備の違いからサポート系

系の電源が喪失することにより制御棒が挿入されることから想定しない。

は，原子炉緊急停止系の電源又はスクラム弁の制御に用いる計器用空気が喪失することによ

故障として電源及び計装用空気系

り制御棒が挿入されることから想定しない。

の喪失としている。

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，

基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備，基準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及設計基準事故対処設備及び自主対策設備を以下に示す。

び自主対策設備を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備，設計基準事故対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第 1.1.1 表に整理す

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.1−1表に整理する。

る。

4

相違理由④
相違理由④
相違理由③

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 原子炉緊急停止

東海第二ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 原子炉緊急停止

運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉の運転を緊急に停止することができ

運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉の運転を緊急に停止することができない事象（以下「ATWS」という。）が発生するおそれがある場合又はATWSが発生した場ない事象（以下「ＡＴＷＳ」という。）が発生するおそれがある場合又はＡＴＷＳが発合に，原子炉手動スクラム又は代替制御棒挿入機能による制御棒の緊急挿入により，発生した場合に，原子炉手動スクラム又は代替制御棒挿入機能による制御棒の緊急挿入に

電用原子炉を緊急停止する手段がある。

より，発電用原子炉を緊急停止する手段がある。

ⅰ. 原子炉手動スクラム

備考ⅰ) 原子炉手動スクラム

見出し記号の附番ルールの相違

中央制御室からの原子炉手動スクラム操作により発電用原子炉を緊急停止する。

中央制御室からの原子炉手動スクラム操作により発電用原子炉を緊急停止する。

以降，同様の相違理由によるもの

原子炉手動スクラム操作により発電用原子炉を緊急停止する設備は以下のとおり。

原子炉手動スクラム操作により発電用原子炉を緊急停止する設備は以下のとおり。

は相違理由⑤と示す。

・手動スクラムボタン

・手動スクラム・スイッチ

相違理由①

・原子炉モードスイッチ「停止」

・原子炉モード・スイッチ「停止」

相違理由①

・制御棒

・制御棒

・制御棒駆動機構（水圧駆動）

・制御棒駆動機構

柏崎の制御棒駆動機構には「水圧」・「電動」があるが東二は「水圧駆動」のみであるため記載していない。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑥と示す。

・制御棒駆動系配管

・制御棒駆動系配管・弁第 44 条の記載の整理に従い記載し・制御棒駆動系水圧制御ユニット

・制御棒駆動系水圧制御ユニットている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑦と示す。

ⅱ. 代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入ⅱ) 代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入

相違理由⑤

代替制御棒挿入機能は，原子炉圧力高又は原子炉水位低（レベル 2）の信号により作代替制御棒挿入機能は，原子炉圧力高又は原子炉水位異常低下（レベル２）の信号

動し，自動で制御棒を緊急挿入する。また，上記「ⅰ. 原子炉手動スクラム」の対応手により作動し，自動で制御棒を緊急挿入する。また，上記「ⅰ) 原子炉手動スクラ

以降，同様の相違理由によるもの

段を実施しても全制御棒全挿入が確認できない場合は，中央制御室からの手動操作によム」の対応手段を実施しても全制御棒全挿入が確認できない場合は，中央制御室からは相違理由⑧と示す。

り代替制御棒挿入機能を作動させて制御棒を緊急挿入する。

の手動操作により代替制御棒挿入機能を作動させて制御棒を緊急挿入する。

相違理由⑤

5

信号名称の相違柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

代替制御棒挿入機能により制御棒を緊急挿入する設備は以下のとおり。

代替制御棒挿入機能により制御棒を緊急挿入する設備は以下のとおり。

・ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ

備考

相違理由⑦
東二は手動による原子炉の緊急停止操作に適合する手段として選定
している。

・制御棒

・制御棒

・制御棒駆動機構（水圧駆動）

・制御棒駆動機構

相違理由⑥・制御棒駆動系配管

・制御棒駆動系配管・弁相違理由⑦・制御棒駆動系水圧制御ユニット

・制御棒駆動系水圧制御ユニット

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係る設備が含まれるが，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設
備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑨と示す。

(b) 原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制
ATWS が発生した場合に，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能又は原子炉冷却材再循環ポンプの手動停止操作により，原子炉出力を抑制する手段がある。

(b) 再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，代替再循環系ポンプトリップ機能又は再循環系ポンプの手動停止操作により，原子炉出力を抑制する手段がある。

6

相違理由①
相違理由①

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

東海第二

備考

代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能は，原子炉圧力高又は原子炉水位低（レベル

代替再循環系ポンプトリップ機能は，原子炉圧力高又は原子炉水位異常低下（レベル3）の信号により 4 台，原子炉水位低（レベル 2）の信号により残り 6 台の原子炉冷却材

２）の信号により再循環系ポンプを自動で停止させて原子炉出力を抑制する。再循環系

東二は「代替再循環系ポンプトリ

再循環ポンプを自動で停止させて原子炉出力を抑制する。原子炉冷却材再循環ポンプが自

ポンプが自動で停止しない場合は，中央制御室からの手動操作により再循環系ポンプをップ機能」のうち原子炉水位に係動で停止しない場合は，中央制御室からの手動操作により原子炉冷却材再循環ポンプを停停止し，原子炉出力を抑制する。

る作動条件は原子炉水位異常低下

止し，原子炉出力を抑制する。

相違理由①⑧（レベル２）の信号のみ。

原子炉冷却材再循環ポンプの停止により原子炉出力を抑制する設備は以下のとおり。

再循環系ポンプの停止により原子炉出力を抑制する設備は以下のとおり。

相違理由①

・ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）

相違理由①

・再循環系ポンプ遮断器手動スイッチ

相違理由⑦・低速度用電源装置遮断器手動スイッチ

東二は再循環系ポンプを自動又は・再循環系ポンプ遮断器

手動で停止するために必要となる・低速度用電源装置遮断器

設備を重大事故等対処設備として選定している。

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備(c) 自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止

相違理由⑨(c) 自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止

ATWS が発生した場合に，自動減圧系の起動阻止スイッチにより自動減圧系及び代替自ＡＴＷＳが発生した場合に，自動減圧系の起動阻止スイッチにより自動減圧系及び過相違理由①

動減圧ロジック（代替自動減圧機能）による自動減圧を阻止し，発電用原子炉の自動減圧

渡時自動減圧機能による自動減圧を阻止し，発電用原子炉の自動減圧による原子炉圧力

相違理由①による原子炉圧力容器への冷水注水量の増加に伴う原子炉出力の急上昇を防止する手段が容器への冷水注水量の増加に伴う原子炉出力の急上昇を防止する手段がある。

ある。
自動減圧系の起動阻止スイッチにより原子炉出力の急上昇を防止する設備は以下のとおり。

自動減圧系の起動阻止スイッチにより原子炉出力の急上昇を防止する設備は以下のとおり。

・自動減圧系の起動阻止スイッチ

・自動減圧系の起動阻止スイッチ

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

7

相違理由⑨

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(d) ほう酸水注入
ATWS が発生した場合に，ほう酸水を注入することにより発電用原子炉を未臨界にする手段がある。

東海第二備考(d) ほう酸水注入
ＡＴＷＳが発生した場合に，ほう酸水を注入することにより発電用原子炉を未臨界にする手段がある。

上記「(b)原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制」の対応手段により原上記「(b) 再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制」の対応手段により原子炉出力

子炉出力を抑制した後，中央制御室からの手動操作により十分な反応度制御能力を有するを抑制した後，中央制御室からの手動操作により十分な反応度制御能力を有するほう酸

ほう酸水注入系を起動し，ほう酸水を注入することで発電用原子炉を未臨界にする。

水注入系を起動し，ほう酸水を注入することで発電用原子炉を未臨界にする。

ほう酸水注入系を起動させる判断基準は，ATWS 発生直後に行う原子炉冷却材再循環ポ

ほう酸水注入系を起動させる判断基準は，ＡＴＷＳ発生直後に行う再循環系ポンプのンプの停止操作及び自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止操作の実停止操作及び自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止操作の実施後施後とする。これにより，ATWS 発生時は，不安定な出力振動の発生の有無にかかわらずとする。これにより，ＡＴＷＳ発生時は，不安定な出力振動の発生の有無にかかわらず

ほう酸水注入系を起動させることとしている。

ほう酸水注入系を起動させることとしている。

相違理由①

相違理由①

ほう酸水注入により発電用原子炉を未臨界にする設備は以下のとおり。

ほう酸水注入により発電用原子炉を未臨界にする設備は以下のとおり。

・ほう酸水注入系ポンプ

・ほう酸水注入ポンプ

相違理由①

・ほう酸水注入系貯蔵タンク

・ほう酸水貯蔵タンク

相違理由①

・ほう酸水注入系配管・弁・ほう酸水注入系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

柏崎は高圧炉心注水配管からほう酸水を注入するため記載。東二は，ほう酸水注入系配管を使用。

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備8相違理由⑨

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(e) 制御棒挿入
ATWS が発生した場合に，上記「(a) 原子炉緊急停止」の対応手段を実施しても全制御
棒全挿入が確認できない場合は，自動又は手動操作により制御棒を挿入する手段がある。

東海第二

備考

(e) 制御棒挿入
ＡＴＷＳが発生した場合に，上記「(a) 原子炉緊急停止」の対応手段を実施しても全制御棒全挿入又は最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）※２が確認できない場合

東二は原子炉の冷温停止を達成す

は，手動操作により制御棒を挿入する手段がある。

るための制御棒挿入状態として「全制御棒全挿入又は最大未臨界
引抜位置（全制御棒“02”位置）」としている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑩と示す。

※2：冷温停止を達成するために必要な全制御棒を挿入しなければならない制御棒の挿入位置。
ⅰ. 制御棒自動挿入

相違理由⑥

原子炉スクラム信号又は代替制御棒挿入機能作動信号が発信されたにもかかわらず全制
御棒が緊急挿入しなかった場合においても,電動駆動にて全制御棒を自動で全挿入する。
電動駆動にて制御棒を自動で挿入する設備は以下のとおり。
・ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・制御棒操作監視系
・制御棒
・制御棒駆動機構（電動駆動）
・非常用交流電源設備ⅰ) 選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，選択制御棒挿入機構により選択された制御棒を挿入し原子炉出力を抑制する手段がある。
選択制御棒挿入機構により原子炉出力を抑制する設備は以下のとおり。
・選択制御棒挿入機構
・制御棒
・制御棒駆動機構
・制御棒駆動系配管・弁・制御棒駆動系水圧制御ユニット
・非常用交流電源設備
・燃料給油設備9

東二は「選択制御棒挿入機構」を
原子炉出力の抑制に有効な手段と判断して選定している。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 制御棒手動挿入
中央制御室でのスクラムテストスイッチ及び原子炉緊急停止系電源スイッチの操作，中央制御室からの手動操作による制御棒電動挿入により制御棒を挿入する。

東海第二ⅱ) 制御棒手動挿入

備考
相違理由⑤

中央制御室でのスクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜き操作，中央制御

東二は「スクラム・パイロット弁室からの手動操作による制御棒挿入，現場でのスクラム・パイロット弁計器用空気系

計器用空気系の排気操作」及びの排気操作，現場でのスクラム個別スイッチの操作又は現場での制御棒駆動水圧系引「制御棒駆動水圧系引抜配管ベン

抜配管ベント弁からの排水操作により制御棒を挿入する。

ト弁からの排水」による制御棒の挿入手段を整備している。柏崎とは設備構成に相違がある。
相違理由⑥

水圧駆動にて制御棒を手動で挿入する設備は以下のとおり。

制御棒を手動で挿入する設備は以下のとおり。

相違理由⑥・スクラムテストスイッチ

・スクラム個別スイッチ

相違理由①

・原子炉緊急停止系電源スイッチ

・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ

東二はヒューズ引抜き，柏崎は電源スイッチ操作によりスクラム・
パイロット弁電磁コイルの電源を遮断する。

・制御棒操作監視系

柏崎は電動挿入する設備に記載

・スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁

相違理由⑦

・制御棒

・制御棒

・制御棒駆動機構（水圧駆動）

・制御棒駆動機構

相違理由⑥・制御棒駆動系配管

・制御棒駆動系配管・弁相違理由⑦・制御棒駆動系水圧制御ユニット

・制御棒駆動系水圧制御ユニット

制御棒を手動で電動挿入する設備は以下のとおり。

相違理由⑥・制御棒操作監視系
・制御棒
・制御棒駆動機構（電動駆動）
・非常用交流電源設備

相違理由⑥・非常用交流電源設備
・燃料給油設備(f) 原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑制
ATWS が発生した場合に，原子炉圧力容器内の水位を低下させることにより原子炉出
力を抑制する手段がある。

(f) 原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑制
ＡＴＷＳが発生した場合に，原子炉圧力容器内の水位を低下させることにより原子炉出力を抑制する手段がある。

10

相違理由⑨

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東海第二上記「(b) 原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制」の対応手段を実施し

上記「(b) 再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制」の対応手段を実施しても，原ても，原子炉出力が高い場合又は発電用原子炉が隔離状態である場合は，中央制御室から子炉出力が高い場合又は発電用原子炉が隔離状態である場合は，中央制御室からの手動の手動操作にて原子炉圧力容器内の水位（原子炉冷却材の自然循環に必要な水頭圧）を低操作にて原子炉圧力容器内の水位（原子炉冷却材の自然循環に必要な水頭圧）を低下さ下させることにより，原子炉冷却材の自然循環量を減少させ，発電用原子炉内のボイド率せることにより，原子炉冷却材の自然循環流量を減少させ，発電用原子炉内のボイド率を上昇させて原子炉出力を抑制する。

を上昇させて原子炉出力を抑制する。

原子炉圧力容器内の水位低下操作により原子炉出力を抑制する設備は以下のとおり。

備考
相違理由①

原子炉圧力容器内の水位低下操作により原子炉出力を抑制する設備は以下のとおり。

・給水制御系

・給水制御系

・給水系（電動駆動原子炉給水ポンプ）

・給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）

原子炉出力が高い場合の原子炉圧

・原子炉隔離時冷却系

・原子炉隔離時冷却系

力容器内の水位低下に用いる手段としてタービン駆動給水ポンプを選定。

・高圧炉心注水系(g) 重大事故等対処設備と自主対策設備

・高圧炉心スプレイ系

相違理由①(g) 重大事故等対処設備と自主対策設備

原子炉緊急停止で使用する設備のうち，ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能），制御

原子炉緊急停止で使用する設備のうち，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能），棒，制御棒駆動機構（水圧駆動），制御棒駆動系配管及び制御棒駆動系水圧制御ユニット

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ，制御棒，制御棒駆動機構，制相違理由⑦

は重大事故等対処設備として位置付ける。

御棒駆動系配管・弁，制御棒駆動系水圧制御ユニット，非常用交流電源設備及び燃料給相違理由⑥⑦⑨

油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

東二は設計基準事故対処設備は重大事故等対処設備と定義している。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑪と示す。

また，非常用交流電源設備は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。

柏崎では，設計基準事故対処設備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準事故対処
設備を重大事故等対処設備（設計
基準拡張）と位置付けている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑫と示す。

11

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東海第二

備考

原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制で使用する設備のうち，ATWS 緩

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制で使用する設備のうち，ＡＴＷＳ緩和設備

相違理由①

和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）は重大事故等対処設備として位置付け（代替再循環系ポンプトリップ機能），再循環系ポンプ遮断器手動スイッチ，低速度用

相違理由①⑦る。

電源装置遮断器手動スイッチ，再循環系ポンプ遮断器，低速度用電源装置遮断器，非常

相違理由⑦⑨用交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑪

また，非常用交流電源設備は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。
自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止で使用する設備のうち，自動減圧系の起動阻止スイッチは重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑫
自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止で使用する設備のうち，
自動減圧系の起動阻止スイッチ，非常用交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対相違理由⑨⑪

処設備として位置付ける。
また，非常用交流電源設備は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。

相違理由⑫

ほう酸水注入で使用する設備のうち，ほう酸水注入系ポンプ，ほう酸水注入系貯蔵タン

ほう酸水注入で使用する設備のうち，ほう酸水注入ポンプ，ほう酸水貯蔵タンク，ほク，ほう酸水注入系配管・弁，高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ及び原子炉圧力容器

う酸水注入系配管・弁，原子炉圧力容器，非常用交流電源設備及び燃料給油設備は重大は重大事故等対処設備として位置付ける。

事故等対処設備として位置付ける。

また，非常用交流電源設備は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，発電用原子炉を緊急に停止できない場合においても原子炉出力を抑制し，発電用原子炉を未臨界にすることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・手動スクラムボタン，原子炉モードスイッチ「停止」

相違理由①
相違理由⑦⑨⑪
相違理由⑫

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，発電用原子炉を緊急に停止できない場合においても原子炉出力を抑制し，発電用原子炉を未臨界にすることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・手動スクラム・スイッチ，原子炉モード・スイッチ「停止」

運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉が自動で緊急停止しなかった場合

運転時の異常な過渡変化時において発電用原子炉が自動で緊急停止しなかった場に，手動スクラムボタンの操作及び原子炉モードスイッチを「停止」位置に切り替え

合に，手動スクラム・スイッチの操作及び原子炉モード・スイッチを「停止」位置

る操作により制御棒の緊急挿入を可能とするための設計基準事故対処設備であり，主に切り替える操作により制御棒の緊急挿入を可能とするための設計基準事故対処設

スクラム回路を共有しているため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

備であり，原子炉緊急停止系の回路を共有しているため，重大事故等対処設備とは位置付けない。

12

相違理由①
相違理由①
相違理由①

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東海第二・選択制御棒挿入機構
あらかじめ選択された制御棒を自動的に挿入する機能であり，ＡＴＷＳ発生時の状況によっては発電用原子炉の未臨界の達成又は維持は困難であるが，原子炉出力

備考
東二は「選択制御棒挿入機構」を
原子炉出力の抑制に有効な手段と判断して選定しているを抑制する手段として有効である。
・スクラムテストスイッチ

・スクラム個別スイッチ

全制御棒全挿入が完了するまでに時間を要するものの，当該スイッチを操作するこ

全制御棒全挿入が完了するまでに時間を要するものの，現場に設置してある当該とで制御棒の緊急挿入が可能であることから，制御棒を挿入する手段として有効であスイッチを操作することで制御棒の緊急挿入が可能であることから，制御棒を挿入る。

する手段として有効である。

・原子炉緊急停止系電源スイッチ

・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ

相違理由①
東二は現場操作，柏崎は中央制御室で操作する。

東二はヒューズ引抜き，柏崎は電原子炉緊急停止系の監視及び操作はできなくなるものの，当該電源スイッチを操作

全制御棒全挿入が完了するまでに時間を要するものの，スクラム・パイロット弁

源スイッチ操作によりスクラム・し，スクラムパイロット弁電磁コイルの電源を遮断することで，制御棒の緊急挿入が電磁コイルの電源を遮断することで，制御棒の緊急挿入が可能であることから，制パイロット弁電磁コイルの電源を可能であることから，制御棒を挿入する手段として有効である。

御棒を挿入する手段として有効である。

遮断する。

・制御棒駆動機構（電動駆動），制御棒操作監視系

・制御棒操作監視系

全制御棒全挿入が完了するまでに時間を要するものの，スクラムテストスイッチ若
しくは原子炉緊急停止系電源スイッチの操作により制御棒を水圧駆動で挿入完了する

全制御棒全挿入が完了するまでに時間を要するものの，制御棒を手動にて挿入す

相違理由⑥
相違理由⑥

る手段として有効である。

までの間，又はこれらの操作が実施できない場合に，電動駆動で制御棒を挿入する手段として有効である。なお，電動駆動で制御棒を挿入する手段には原子炉スクラム信号又は代替制御棒挿入機能作動信号による制御棒の自動挿入及び制御棒操作監視系にて選択した制御棒の手動挿入がある。
・スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁東二は「スクラム・パイロット弁

全制御棒全挿入が完了するまでに時間を要するものの，現場に設置してある計器

計器用空気系の排気操作」による

用空気系配管内の計器用空気を排出することで制御棒のスクラム動作が可能である

制御棒の挿入手段を整備していことから，制御棒を挿入する手段として有効である。

る。柏崎とは設備構成に相違がある。

・制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁からの排水操作で使用する制御棒駆動系配管・弁

東二は「制御棒駆動水圧系引抜配
管ベント弁からの排水」による制制御棒駆動系配管にホースを接続し，制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁から排御棒の挿入手段を整備している。

水するため，全制御棒全挿入が完了するまでに時間を要するが，制御棒を挿入する

柏崎とは設備構成に相違がある。

手段として有効である。

13

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・原子炉圧力容器内の水位低下操作で使用する設備

東海第二

備考

・原子炉圧力容器内の水位低下操作で使用する設備

耐震性がないものの，常用電源が健全であれば給水系（電動駆動原子炉給水ポン

耐震性がないものの，常用電源が健全であれば給水系（タービン駆動給水ポンプ

東二は原子炉出力が高い場合の原プ）による原子炉圧力容器への給水量の調整により原子炉圧力容器内の水位を低下で及び電動駆動給水ポンプ）による原子炉圧力容器への給水量の調整により原子炉圧

子炉圧力容器内の水位低下に用いきることから，原子炉出力を抑制する手段として有効である。なお，原子炉隔離時冷力容器内の水位を低下できることから，原子炉出力を抑制する手段として有効である手段としてタービン駆動給水ポ

却系又は高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水が行われている場合は，これる。なお，原子炉隔離時冷却系又は高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器へのンプを選定している。

らによる原子炉圧力容器内の水位制御を優先する。

注水が行われている場合は，これらによる原子炉圧力容器内の水位制御を優先す

相違理由①

る。
b. 手順等
上記「a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，ATWS 時における運転員による一連の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベース）（以下「EOP」という。）に定める（第 1.1.1 表）。

ｂ．手順等
上記「ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。
これらの手順は，ＡＴＷＳ時における運転員等※３による一連の対応として「非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）」及び「ＡＭ設備別操作手順書」に定める（第1.1−1表）。

東二は「技術的能力 1.0 重大事故対策における共通事項（添付資料
1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしているため。
相違理由②③

また，重大事故等時に監視が必要となる計器についても整理する（第 1.1.2 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器についても整備する（第1.1−2表）。
※3 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

1.1.2 重大事故等時の手順

1.1.2 重大事故等時の手順

1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) EOP「スクラム」（原子炉出力）(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）運転時の異常な過渡変化時において，原子炉自動スクラム信号が発信した場合又は原子炉手運転時の異常な過渡変化時において，原子炉自動スクラム信号が発信した場合又は原子炉

動スクラム操作を実施した場合は，原子炉スクラムの成否を確認するとともに，原子炉モード

手動スクラム操作を実施した場合は，原子炉スクラムの成否を確認するとともに，原子炉モ

スイッチを「停止」位置に切り替えることにより原子炉スクラムを確実にする。

ード・スイッチを「停止」位置に切り替えることにより原子炉スクラムを確実にする。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

原子炉自動スクラム信号が発信した場合又は原子炉手動スクラム操作をした場合。

原子炉自動スクラム信号が発信した場合又は原子炉手動スクラム操作をした場合。

14

相違理由③
運転員等の定義を追記。

相違理由②

相違理由①

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

東海第二ｂ．操作手順

備考
設備運用・設計，体制の違いに起因する記載の相違はあるが，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑬と示す。

EOP「スクラム」（原子炉出力）における操作手順の概要は以下のとおり。各手順の成功

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）における操相違理由②は，全制御棒全挿入ランプの点灯及び原子炉出力の低下により確認する。手順の対応フロー

作手順の概要は以下のとおり。各手順の成功は，制御棒の挿入状態（全制御棒全挿入ラン

相違理由⑩

を第 1.1.2 図に，タイムチャートを第 1.1.3 図に示す。

プの点灯等）及び原子炉出力の低下により確認する。手順の対応フローを第1.1−2図に，

相違理由③

タイムチャートを第1.1−3図に示す。

相違理由③①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に原子炉スクラム状況の①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉スクラム状況の確認を指確認を指示する。原子炉スクラムが成功していない場合は，原子炉手動スクラム操作及示する。原子炉スクラムが成功していない場合は，手動スクラム・スイッチによる原び手動による代替制御棒挿入操作を指示する。

子炉手動スクラム及び手動による代替制御棒挿入機能を作動させるように指示する。

②中央制御室運転員 A は，スクラム警報の発生の有無，制御棒の挿入状態及び原子炉出力の低下の状況を状態表示にて確認する。

②運転員等は中央制御室にて，スクラム警報の発生の有無，制御棒の挿入状態及び原子
炉出力の低下の状況を状態表示にて確認する。

相違理由①⑬
相違理由⑬
東二は運転員等の対応要員数をタ
イムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑭と示す。

③中央制御室運転員 A は，原子炉スクラムが成功していない場合は，原子炉手動スクラム
操作及び手動による代替制御棒挿入操作を実施する。
④中央制御室運転員 A は，原子炉モードスイッチを「停止」位置に切り替える。

③運転員等は中央制御室にて，原子炉スクラムが成功していない場合は，手動スクラ

相違理由①⑬⑭

ム・スイッチによる原子炉手動スクラムを実施する。
④運転員等は中央制御室にて，原子炉モード・スイッチを「停止」位置に切り替える。

相違理由①⑬⑭⑤運転員等は中央制御室にて，代替制御棒挿入機能を手動で作動させる。

柏崎は③に記載⑤当直副長は，上記④の操作を実施しても全制御棒全挿入とならず，未挿入の制御棒がペ⑥発電長は，上記⑤の操作を実施しても全制御棒全挿入位置とならず，最大未臨界引抜

相違理由⑩⑬

アロッド 1 組又は制御棒 1 本よりも多い場合は，ATWS と判断し，中央制御室運転員に位置（全制御棒“02”位置）まで挿入されない場合は，ＡＴＷＳと判断し，運転員等

柏崎は原子炉の冷温停止を達成す

EOP「反応度制御」への移行を指示する。

に非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」への移行を指示するための制御棒挿入状態としてる。

「ペアロッド 1 組又は制御 1 本より多くの制御棒が未挿入」として
いる。
相違理由②

15

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから EOP「反応度制御」への移行まで 1 分以内で可能である。

東海第二

備考

ｃ．操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，

相違理由⑬

作業開始を判断してから非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」へ

相違理由②の移行まで2分以内で可能である。

(2) EOP「反応度制御」ATWS 発生時に，発電用原子炉を安全に停止させる。
a. 手順着手の判断基準
EOP「スクラム」（原子炉出力）の操作を実施しても，ペアロッド 1 組又は制御棒 1 本よりも多くの制御棒が未挿入の場合。
なお，制御棒操作監視系の故障により，制御棒の位置が確認できない場合も ATWS と判断する。

(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」相違理由②

ＡＴＷＳ発生時に，発電用原子炉を安全に停止させる。
ａ．手順着手の判断基準
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）の操作を実相違理由②施しても，全制御棒が全挿入位置又は最大未臨界引抜位置（全制御棒“02”位置）まで挿

相違理由⑩

入されない場合。

柏崎は原子炉の冷温停止を達成す

なお，制御棒操作監視系の故障により，制御棒の位置が確認できない場合もＡＴＷＳと判断する。

るための制御棒挿入状態として「ペアロッド 1 組又は制御 1 本より多くの制御棒が未挿入」としている。

b. 操作手順ｂ．操作手順EOP「反応度制御」における操作手順の概要は以下のとおり。各手順の成功は，全制御棒

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」における操作手順の概要

相違理由②

全挿入ランプの点灯及び原子炉出力の低下により確認する。手順の対応フローを第 1.1.4 図

は以下のとおり。各手順の成功は，制御棒の挿入状態（全制御棒全挿入ランプの点灯等）

相違理由⑩に，概要図を第 1.1.5 図に，タイムチャートを第 1.1.6 図に示す。

及び原子炉出力の低下により確認する。手順の対応フローを第1.1−4図及び第1.1−5図

相違理由③に，概要図を第1.1−6図及び第1.1−7図に，タイムチャートを第1.1−8図に示す。

16

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に原子炉冷却材再循環ポ①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に平均出力領域計装の確認を指示

ンプ停止による原子炉出力の抑制操作，並びに自動減圧系及び代替自動減圧系の自動起し，平均出力領域計装指示値が3％以上の場合は，再循環系ポンプ停止による原子炉出動阻止操作を指示する。

力の抑制操作，並びに自動減圧系の起動阻止スイッチによる自動減圧系及び過渡時自相違理由①動減圧機能の自動起動阻止操作を指示する。

相違理由①②中央制御室運転員 A は，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による原子炉冷却材再②運転員等は中央制御室にて，代替再循環系ポンプトリップ機能による再循環系ポンプ

循環ポンプの自動停止状況を状態表示にて確認する。代替冷却材再循環ポンプ・トリッの自動停止状況を状態表示にて確認する。代替再循環系ポンプトリップ機能が作動しプ機能が作動していない場合又は原子炉冷却材再循環ポンプが部分台数のみ停止していていない場合は，手動操作により再循環系ポンプを停止する。

相違理由①⑬

相違理由①⑬⑭

る場合は，手動操作により停止していない原子炉冷却材再循環ポンプを停止する。
③中央制御室運転員 A は，自動減圧系及び代替自動減圧系の自動起動阻止操作を実施する。

③運転員等は中央制御室にて，自動減圧系の起動阻止スイッチによる自動減圧系及び過相違理由①⑬⑭

渡時自動減圧機能の自動起動阻止操作を実施する。

④当直副長は，原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力の抑制操作，並びに自動④発電長は，再循環系ポンプ停止による原子炉出力の抑制操作，並びに自動減圧系の起減圧系及び代替自動減圧系の自動起動阻止操作が完了したことを確認し，中央制御室運動阻止スイッチによる自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動阻止操作が完了

転員にほう酸水注入系の起動操作，原子炉圧力容器内の水位低下操作及び制御棒の挿入したことを確認し，運転員等にほう酸水注入系の起動操作，原子炉圧力容器内の水位操作を同時に行うことを指示する。同時に行うことが不可能な場合は，ほう酸水注入系

低下操作及び制御棒の挿入操作を同時に行うことを指示する。同時に行うことが不可の起動操作，原子炉圧力容器内の水位低下操作，制御棒の挿入操作の順で優先させる。

能な場合は，ほう酸水注入系の起動操作，原子炉圧力容器内の水位低下操作，制御棒

相違理由①⑬
相違理由⑬の挿入操作の順で優先させる。

⑤中央制御室運転員 A は，ほう酸水注入系ポンプ(A)又は(B)の起動操作（ほう酸水注入系⑤運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又は（Ｂ）の起動操作（ほう起動用キー・スイッチを「ポンプ A」位置（B 系を起動する場合は「ポンプ B」位置）

酸水注入系起動用キー・スイッチを「ＳＹＳ Ａ」位置（Ｂ系を起動する場合は「Ｓ相違理由①にすることで，ほう酸水注入系ポンプ吸込弁及びほう酸水注入系注入弁が全開となり，

ＹＳ Ｂ」位置）にすることで，ほう酸水貯蔵タンク出口弁及びほう酸水注入系爆破

相違理由①

ほう酸水注入系ポンプが起動し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始される。）を弁が全開となり，ほう酸水注入ポンプが起動し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が実施し，併せて，ほう酸水注入系タンク液位指示値の低下，平均出力領域モニタ指示値開始される。
）を実施し，併せて，ほう酸水貯蔵タンク液位指示値の低下，平均出力領

相違理由①

及び起動領域モニタ指示値の低下を確認する。

域計装指示値及び起動領域計装指示値の低下を確認する。

相違理由①

17

相違理由①⑬⑭

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東海第二

備考

⑥発電長は，運転員等に逃がし安全弁からの蒸気流入によるサプレッション・プール水

東二はサプレッション・プール水

温度の上昇を抑制するため，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ

温度の上昇を抑制し，原子炉隔離の起動を指示する。

時冷却系の高温耐性（116℃）に余⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）ポンプ

裕を考慮した対応手順を記載。

を起動する。
⑧発電長は，サプレッション・プール水温度指示値が106℃に近接した場合は，運転員等にサプレッション・チェンバを水源として運転している原子炉隔離時冷却系の停止操作を指示する。
⑨運転員等は中央制御室にて，手動操作により原子炉隔離時冷却系の停止操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A は，原子炉出力が 60%以上の場合又は発電用原子炉が隔離状態であ⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉出力が55％以上の場合又は発電用原子炉が隔離状る場合は，給水系（電動駆動原子炉給水ポンプ），原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注

態において原子炉出力が3％以上の場合は，給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動

原子炉出力が高い場合の原子炉圧水系による原子炉圧力容器への注水量を減少させ，原子炉圧力容器内の水位を低下させ駆動給水ポンプ），原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容

力容器内の水位低下に用いる手段

ることで原子炉出力を 3%以下に維持する。

器への注水量を減少させ，原子炉水位異常低下（レベル２）を下限とし，原子炉圧力としてタービン駆動給水ポンプを

容器内の水位を低下させることで原子炉出力を平均出力領域計装指示値で3％未満に維

選定。

持する。

相違理由①

原子炉出力を 3%以下に維持できない場合は，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低原子炉出力を3％未満に維持できない場合は，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位異（レベル 1.5）以上に維持するよう原子炉圧力容器内の水位低下操作を実施する。

常低下（レベル１）より＋500mm 〜 ＋1,500mmに維持するように原子炉圧力容器内の水位低下操作を実施する。

18

相違理由⑬⑭

相違理由⑬

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑦中央制御室運転員 A 及び B は，以下の操作により制御棒を挿入する。

東海第二⑪運転員等は中央制御室又は原子炉建屋原子炉棟にて，以下の操作により制御棒を挿入

備考
相違理由⑬⑭する。
・原子炉手動スクラム操作
・手動操作による代替制御棒挿入機能の作動・手動操作による代替制御棒挿入機能の作動

・スクラムテストスイッチの操作設備の違いにより対応手段に相違がある
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑮と示す。

・原子炉緊急停止系電源スイッチの操作

・手動操作による選択制御棒挿入機構の作動

相違理由⑮・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜き操作

操作方法の相違
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑯と示す。

・スクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作

相違理由⑮

・原子炉スクラム・リセット後の手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラム

相違理由⑬

操作

柏崎は制御棒手動挿入操作に対応が含まれる

・原子炉スクラム・リセット後の手動操作による代替制御棒挿入機能の作動

相違理由⑬
柏崎は制御棒手動挿入操作に対応が含まれる

・制御棒手動挿入操作(制御棒自動挿入が作動しない場合)⑧当直副長は，上記⑦の操作を実施中に制御棒をペアロッド１組以下まで挿入完了した場

・原子炉スクラム・リセット後のスクラム個別スイッチの操作

相違理由⑬

・制御棒手動挿入操作

相違理由⑬・制御棒駆動水圧系引抜配管ベント弁からの排水操作

相違理由⑮⑫発電長は，上記⑪の操作を実施中に全制御棒 全挿入位置又は最大未臨界引抜位置

合又は未挿入の制御棒を 16 ステップ以下（0 ステップが全挿入位置，200 ステップが全（全制御棒“02”位置）まで挿入完了した場合は，運転員等にほう酸水注入系の停止

引抜き位置）まで挿入完了した場合は，中央制御室運転員にほう酸水注入系の停止を指を指示する。

相違理由⑩⑬
相違理由⑬示する。
制御棒を挿入できなかった場合は，ほう酸水の全量注入完了を確認し，中央制御室運転

制御棒を挿入できなかった場合は，ほう酸水の全量注入完了を確認し，運転員等にほ

員にほう酸水注入系の停止を指示する。

う酸水注入系の停止を指示する。

19

相違理由⑬

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c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの各操作の所要時間は以下のとおり。

東海第二ｃ．操作の成立性

備考
相違理由⑬

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの各操作の所要時間は以下のとおり。

・原子炉冷却材再循環ポンプ手動停止：1 分以内

・代替再循環系ポンプトリップ機能の作動確認完了：1 分以内

・自動減圧系，代替自動減圧系の自動起動阻止：1 分以内

・自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の起動阻止操作完了：2分以内

・ほう酸水注入開始：1 分以内

・ほう酸水注入系の起動操作完了：4分以内
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）操作完了：15分以内

・原子炉圧力容器内の水位低下操作開始：1 分以内

・原子炉圧力容器内の水位低下操作開始：4分以内

・制御棒挿入操作開始：2 分以内
・スクラムテストスイッチ操作完了：約 7 分・代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入操作完了：13分以内
・選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制操作完了：14分以内
・原子炉緊急停止系電源スイッチ操作完了：約 10 分

・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ引抜き操作完了：27分以内
・原子炉スクラム・リセット後の原子炉手動スクラム操作完了：23分以内
・原子炉スクラム・リセット後の代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入操作完了：
34分以内
・制御棒手動挿入操作開始：139分以内
現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからの各操作の所要時間は以下のとおり。
・スクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作完了：72分以内
・スクラム個別スイッチによる制御棒挿入操作完了：139分以内
・制御棒駆動水圧系の引抜配管ベント弁からの排水操作完了：995分以内
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。

20

東二は現場対応があるため記載。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(3) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.1.7 図に示す。

東海第二

備考

(3) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.1−9図に示す。

運転時の異常な過渡変化時において，発電用原子炉の運転を緊急に停止すべき状況にもかか

運転時の異常な過渡変化時において，発電用原子炉の運転を緊急に停止すべき状況にもかわらず，全制御棒が発電用原子炉へ全挿入されない場合，EOP「スクラム」（原子炉出力）にかわらず，全制御棒が発電用原子炉へ全挿入されない場合，非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベー

従い，中央制御室から速やかに操作が可能である手動スクラムボタンの操作，手動による代替

ス）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）に従い，中央制御室から速やかに操作が可能で制御棒挿入操作及び原子炉モードスイッチの「停止」位置への切替え操作により，発電用原子ある手動スクラム・スイッチの操作，原子炉モード・スイッチの「停止」位置への切替え操炉を緊急停止させる。

作及び手動での代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入操作により，発電用原子炉を緊急

相違理由③
相違理由②
相違理由①⑮

停止させる。
手動スクラムボタンの操作，手動による代替制御棒挿入操作及び原子炉モードスイッチの手動スクラム・スイッチの操作，原子炉モード・スイッチの「停止」位置への切替え操作

相違理由①⑬「停止」位置への切替え操作を実施しても発電用原子炉の緊急停止ができない場合は，原子炉及び手動での代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入操作を実施しても発電用原子炉の緊

相違理由⑬

停止機能喪失と判断する。EOP「反応度制御」に従い，原子炉冷却材再循環ポンプ停止による急停止ができない場合は，原子炉停止機能喪失と判断する。非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベー

相違理由②

原子炉出力の抑制操作，並びに自動減圧系及び代替自動減圧系の自動起動阻止操作を行うととス）原子炉制御「反応度制御」に従い，再循環系ポンプ停止による原子炉出力の抑制操作，もに，発電用原子炉を未臨界にするため，ほう酸水注入系を速やかに起動させる。

並びに自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動阻止操作を行うとともに，発電用原子炉を未臨界にするため，ほう酸水注入系を速やかに起動させる。

また，原子炉出力を抑制するため，原子炉圧力容器内の水位低下操作を行う。

また，原子炉出力を抑制するため，原子炉圧力容器内の水位低下操作を行う。

さらに，制御棒挿入により発電用原子炉を未臨界にするため，スクラム弁の開閉状態に合わ

さらに，制御棒挿入により発電用原子炉を未臨界にするため，スクラム弁の開閉状態に合せた操作により全制御棒挿入操作を行う。

わせた操作により全制御棒挿入操作を行う。

21

相違理由①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.1.2.2 その他の手順項目について考慮する手順

東海第二1.1.2.2 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱手順
は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
非常用交流電源設備への燃料給油手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順は「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

備考

操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順は「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

22

東二は他条文で整備する左記操作が必要となるため手順のリンクを明確にしている。

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東海第二

備考

第 1.1.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

第1.1−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

柏崎との相違箇所については四角

対応手段，対処設備，手順書一覧（1/2）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／3）

点線枠にて示し，備考に理由を記（フロントライン系故障時）（フロントライン系故障時）載しているため下線を省略。

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

柏崎の記載が他ページに示される
場合はページ数を記載。

手動スクラム・スイッチ
原子炉モード・スイッチ「停止」
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプ
トリップ機能）※２
再循環系ポンプ遮断器手動スイッチ※２
低速度用電源装置遮断器手動スイッチ※２
再循環系ポンプ遮断器
低速度用電源装置遮断器
非常用交流電源設備
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

自動減圧系の起動阻止スイッチ
による原子炉出力急上昇防止

自動減圧系の起動阻止スイッチ
非常用交流電源設備
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制※1：発電用原子炉が自動で緊急停止しなかった場合に，手動スクラムボタンの操作及び原子炉モードスイッチを「停止」位置に切り替える操作により制御
棒の緊急挿入を可能とするための設計基準事故対処設備であり，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※3：代替制御棒挿入機能作動信号による制御棒の自動挿入機能がある。
※4：制御棒自動挿入は，運転員による操作不要の制御棒挿入機能である。

ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）※１，※２
ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）手動スイッチ※２
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット
非常用交流電源設備
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入フロントライン系故障時

原子炉緊急停止系

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止

非常用交流電源設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」

重大事故等
対処設備

自動減圧系の起動阻止スイッチ

対応
手段

東二は設計基準事故対処設備に対非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）

し，重大事故等対処設備（設計基準拡張）ではなく重大事故等対処
設備として位置付ける。
（以下，第 1.1−1 表は同様。
）

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

非常用交流電源設備

重大事故等
対処設備

原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制

フロントライン系故障時

ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能） ※2

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

非常用交流電源設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備

代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入

ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能） ※2
制御棒
制御棒駆動機構（水圧駆動）
制御棒駆動系配管
制御棒駆動系水圧制御ユニット

分類

自主対策設備

手動スクラムボタン ※1
原子炉モードスイッチ「停止」 ※1
制御棒
制御棒駆動機構（水圧駆動）
制御棒駆動系配管
制御棒駆動系水圧制御ユニット

原子炉緊急停止系

手順書

原子炉手動スクラム対処設備

自主対策設備

対応
手段

原子炉手動
スクラム

分類

※1：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※2：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

23

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）

東二は再循環系ポンプを自動又は非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」手動で停止するために必要となる設備を重大事故等対処設備として選定している。

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
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東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（2/2）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／3）（フロントライン系故障時）（フロントライン系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

ほう酸水注入ポンプ
ほう酸水貯蔵タンク※３
ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」東二は「選択制御棒挿入機構」を
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」判断し選定。

の操作」による制御棒の挿入手段を整備している。柏崎とは設備構成に相違がある。

東二は東二はヒューズ引抜き，柏
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」※1：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※2：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

24

原子炉出力の抑制に有効な手段と東二は「スクラム・個別スイッチ
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設備

制御棒挿入︵スクラム・パイロット弁
継電器用ヒューズの引抜き操作︶

自主対策設備原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑制

スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

自主対策設備

スクラム個別スイッチ
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

自主対策設備

選択制御棒挿入機構
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット
非常用交流電源設備
燃料給油設備※３

手順書

重大事故等対処設備

制御棒挿入︵スクラム個別スイッチの操作︶

原子炉緊急停止系

給水制御系
給水系（電動駆動原子炉給水ポンプ）
原子炉隔離時冷却系
高圧炉心注水系※1：発電用原子炉が自動で緊急停止しなかった場合に，手動スクラムボタンの操作及び原子炉モードスイッチを「停止」位置に切り替える操作により制御
棒の緊急挿入を可能とするための設計基準事故対処設備であり，重大事故等対処設備とは位置付けない。
※2：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※3：代替制御棒挿入機能作動信号による制御棒の自動挿入機能がある。
※4：制御棒自動挿入は，運転員による操作不要の制御棒挿入機能である。

対応
手段

制御棒挿入︵選択制御棒挿入機構
による原子炉出力抑制︶

フロントライン系故障時

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」自主対策設備

制御棒手動挿入︵電動挿入︶

制御棒操作監視系
制御棒
制御棒駆動機構（電動駆動）
非常用交流電源設備− ※4

自主対策設備

制御棒手動挿入︵水圧挿入︶

フロントライン系故障時

スクラムテストスイッチ
原子炉緊急停止系電源スイッチ
制御棒
制御棒駆動機構（水圧駆動）
制御棒駆動系配管
制御棒駆動系水圧制御ユニット

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」自主対策設備

制御棒自動挿入︵電動挿入︶ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）※2，※3
制御棒操作監視系
制御棒
制御棒駆動機構（電動駆動）
非常用交流電源設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

ほう酸水注入非常用交流電源設備

分類

ほう酸水注入

ほう酸水注入系ポンプ
ほう酸水注入系貯蔵タンク
ほう酸水注入系配管・弁
高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器

手順書

重大事故等
対処設備

原子炉緊急停止系

対処設備

備考

崎は電源スイッチ操作によりスク
ラム・パイロット弁電磁コイルの電源を遮断する。柏崎とは対応の方針に相違がある。

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東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／3）（フロントライン系故障時）
分類

対応
手段

手順書

柏崎の「制御棒手動挿入」に係る制御棒操作監視系
制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット
非常用交流電源設備
燃料給油設備※３

記載は，ページ 24 に記載。
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」東二は現場対応操作「スクラム・
制御棒
制御棒駆動機構
スクラム・パイロット弁計器用空気系配管・弁制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

自主対策設備

制御棒挿入︵スクラム・パイロット
弁計器用空気系の排気操作︶

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」ＡＭ設備別操作手順書

操作」による制御棒の挿入手段を整備している。柏崎とは設備構成に相違がある。

制御棒
制御棒駆動機構
制御棒駆動系配管・弁制御棒駆動系水圧制御ユニット

水圧系引抜配管ベント弁からの排非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」ＡＭ設備別操作手順書

水」による制御棒の挿入手段を整備している。柏崎とは設備構成に相違がある。

柏崎の「原子炉圧力容器内の水位自主対策設備

給水制御系
給水系（タービン駆動給水ポンプ及び電動駆動給水ポンプ）
原子炉隔離時冷却系
高圧炉心スプレイ系

低下操作による原子炉出力抑制」
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」※1：代替制御棒挿入機能は，運転員等による操作不要の制御棒挿入機能である。
※2：自動で作動させる機能及び中央制御室の操作スイッチにより手動で作動させる機能がある。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

25

パイロット弁計器用空気系の排気東二は現場対応操作「制御棒駆動
自主対策設備

制御棒挿入︵制御棒駆動水圧系
原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑制
引抜配管ベント弁からの排水操作︶

フロントライン系故障時

原子炉緊急停止系

対処設備

自主対策設備

制御棒挿入︵手動操作による制御棒挿入︶

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備に係る記載は，ページ 24 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.1.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

第 1.1−2 表 重大事故等対処に係る監視計器

柏崎との相違箇所については四角

監視計器一覧（1/2）

監視計器一覧（1／3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手段

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)EOP「スクラム」（原子炉出力）点線枠にて示し，備考に理由を記
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手段

スクラム発生の有無

スクラム警報スクラム要素原子炉自動スクラムに至るパラメータの変化

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域モニタ

原子炉手動スクラム
判断基準

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）

操作

原子炉スクラム発生の有無

スクラム警報原子炉スクラム要素

原子炉自動スクラムに至るパラメータの変化

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装原子炉手動スクラム

平均出力領域モニタ
原子炉出力
起動領域モニタ

代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入26

操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）

載しているため下線を省略。
柏崎の記載が他ページに示される

1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「スクラム」（原子炉出力）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「スクラム」（原子炉出力）代替制御棒挿入機能による制御棒緊急
挿入（手動）

監視パラメータ（計器）場合はページ数を記載。
（以下，第 1.1−2 表は同様。
）

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監視計器一覧（2/2）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)EOP「反応度制

重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手段

操作

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

RIP−ASD 受電遮断器開放状態

RIP−ASD 受電遮断器表示灯

原子炉冷却材再循環ポンプ運転状態

原子炉冷却材再循環ポンプ表示灯

原子炉出力

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」判断基準

再循環系ポンプ停止による原子炉出力抑制

未臨界の維持又は監視

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ
ほう酸水注入系ポンプ出口圧力
ほう酸水注入系タンク液位

原子炉冷却材浄化系運転状態

原子炉冷却材浄化系隔離弁表示灯

原子炉出力

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

原子炉隔離状態の有無

主蒸気隔離弁開閉表示灯

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量
高圧炉心注水系(B)系統流量
高圧炉心注水系(C)系統流量

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力
原子炉隔離時冷却系タービン排気圧力
原子炉隔離時冷却系タービン回転速度
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

代替制御棒挿入機能による制御棒緊
急挿入（手動）

原子炉出力

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」プラント停止状態

スクラム弁開閉表示
全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

操作
操作

ほう酸水注入事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑制操作
操作

制御棒手動挿入自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上
昇防止

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」再循環系ポンプ運転状態

再循環系ポンプ表示灯

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の起動阻止状態

自動減圧系及び過渡時自動減圧機能起動
阻止状態表示灯

プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

未臨界の維持又は監視

平均出力領域計装
起動領域計装ほう酸水注入ポンプ吐出圧力
ほう酸水貯蔵タンク液位

原子炉冷却材浄化系運転状態

原子炉冷却材浄化系隔離弁表示灯

ほう酸水注入操作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

操作

ADS 及び SA−ADS 起動阻止状態表示灯

操作

ADS 及び SA−ADS 起動阻止状態

自動減圧系の起動阻止スイッチによる原子炉出力急上昇防止

判断基準

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

プラント停止状態

操作

プラント停止状態

プラント停止状態

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」

判断基準

判断基準

原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制（手動）事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」備考

監視計器一覧（2／3）

対応手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」東海第二27

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備考

監視計器一覧（3／3）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

対応手段

監視パラメータ（計器）1.1.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」原子炉圧力容器内の水位低下操作による原子炉出力抑
制操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」選択制御棒挿入機構による原子炉出力抑制

平均出力領域計装
起動領域計装原子炉隔離状態の有無

主蒸気隔離弁開閉表示灯

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器への注水量

給水流量
原子炉隔離時冷却系系統流量
高圧炉心スプレイ系系統流量

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

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装プラント停止状態

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

原子炉出力

平均出力領域計装
起動領域計装原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

補機監視機能制御棒駆動水圧系駆動水ヘッダ差圧操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」原子炉出力低下操作による原子炉出力抑制」に係る監視計器は，ページ 27 に記載。

柏崎の「代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入（手動）」に係る監視計器は，ページ 27 に記載。
東二は「選択制御棒挿入機構」を原
子炉出力の抑制に有効な手段であると判断し選定。柏崎は水圧駆動と電動駆動による挿入手段がある。
柏崎の「制御棒手動挿入」に係る監視計器は，ページ 27 に記載。

制御棒手動挿入※1：原子炉自動スクラム信号の設定値については，添付資料 1.1.3 参照。

28

柏崎の「原子炉圧力容器内の水位

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東海第二

備考
柏崎との相違箇所については本文に記載しているため下線を省略。
柏崎の記載が他ページに示される
場合はページ数を記載。
（以下，図は同様。
）

29

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備考
柏崎は先行 PWR との比較のため補足を作成しており，東二は柏崎との比較となるため補足は作成して
いない。

30

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東海第二

31

備考

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

東海第二

備考

相違理由⑬

32

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東海第二

33

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二はサプレッション・プール水
温度の上昇を抑制し，原子炉隔離
時冷却系の高温耐性（116℃）に余裕を考慮した対応手順を記載。

34

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二はＡＴＷＳ緩和設備概要図を記載。

35

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

36

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑬

37

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

38

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
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1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

東海第二

備考

1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.2.1 対応手段と設備の選定

1.2.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

目 次 ＞

a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却(a) 高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備

東二は本項で使用する設備に自主対策設備はない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

b. サポート系故障時の対応手段及び設備

ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の発電用原子炉の冷却(a) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の発電用原子炉の冷却(b) 復旧(b) 復旧(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備

c. 監視及び制御

ｃ．監視及び制御(a) 監視及び制御(a) 監視及び制御(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備

d. 重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備

ｄ．重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備(a) 重大事故等の進展抑制(a) 重大事故等の進展抑制(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

e. 手順等

ｅ．手順等

1.2.2 重大事故等時の手順

1.2.2 重大事故等時の手順

1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水(1) 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

a. 中央制御室からの高圧代替注水系起動

ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動

b. 現場手動操作による高圧代替注水系起動

ｂ．現場手動操作による高圧代替注水系起動

1

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(2) 重大事故等時の対応手段の選択(2) 重大事故等時の対応手段の選択

1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順

1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉圧力容器への注水(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉圧力容器への注水

a.現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動(2) 復旧備考

ａ．現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動(2) 復旧a. 代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

ａ．代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

b. 可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

ｂ．代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

c. 直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電

東二はｂ．
「代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電」にて重大事故等対処設備として可搬型代替直流電源設備の可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器にて直流母線に直接給電出来る手段を整理している。
このため，直流給電車は整備しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(3) 重大事故等時の対応手段の選択(3) 重大事故等時の対応手段の選択

1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順

1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制(1) 重大事故等の進展抑制

a. ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水

ａ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水

b. 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水

ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水

備考

相違理由②
東二は代替電源の容量及び電源

c. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

系統構成の違いから，緊急注水
手順は整備しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。
(2) 重大事故等時の対応手段の選択(2) 重大事故等時の対応手段の選択

1.2.2.4 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.2.2.4 設計基準事故対処設備を使用した対応手順

東二は設計基準事故対処設備は重大事故等対処設備と定義している。
柏崎では，設計基準事故対処設
備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準事
故対処設備を重大事故等対処設
備（設計基準拡張）と位置づけている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

(1) 原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水(1) 原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水(2) 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水(2) 高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水

1.2.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

1.2.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

3

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】

東海第二1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基

発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷

準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１

１

「発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統喪失を想定し、原子炉隔離時冷却系（RCIC）若「発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）全交流動力電源喪失・常設直流電源系統喪失を想定し、原子炉隔離時冷却系（RCIC）若しくは非常用復水器（BWRの場合）又はタービン動補助給水ポンプ（PWRの場合）（以下

しくは非常用復水器（BWR の場合）又はタービン動補助給水ポンプ（PWRの場合）（以下「RCIC等」という。）により発電用原子炉を冷却するため、以下に掲げる措置又はこれら「RCIC 等」という。）により発電用原子炉を冷却するため、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等を整備すること。

と同等以上の効果を有する措置を行うための手順等を整備すること。

ａ）可搬型重大事故防止設備ａ）可搬型重大事故防止設備

ⅰ）現場での可搬型重大事故防止設備（可搬型バッテリ又は窒素ボンベ等）を用いた弁のⅰ）現場での可搬型重大事故防止設備（可搬型バッテリ又は窒素ボンベ等）を用いた弁の操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備

等）を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が容易に行える場等）を整備すること。ただし、下記（１）ｂ）ⅰ）の人力による措置が容易に行える場

合を除く。

合を除く。

ｂ）現場操作ⅰ）現場での人力による弁の操作により、RCIC等の起動及び十分な期間※の運転継続を行ｂ）現場操作ⅰ）現場での人力による弁の操作により、RCIC 等の起動及び十分な期間※の運転継続を行う手順等（手順及び装備等）を整備すること。

う手順等（手順及び装備等）を整備すること。

※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の※：原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。

冷却対策の準備が整うまでの期間のこと。

4

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ｃ）監視及び制御ⅰ）原子炉水位（BWR及びPWR）及び蒸気発生器水位（PWRの場合）を推定する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅱ）RCIC 等の安全上重要な設備の作動状況を確認する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅲ）原子炉水位又は蒸気発生器水位を制御する手順等（手順及び装備等）を整備するこ

東海第二ｃ）監視及び制御ⅰ）原子炉水位（BWR 及びPWR）及び蒸気発生器水位（PWR の場合）を推定する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅱ）RCIC 等の安全上重要な設備の作動状況を確認する手順等（手順、計測機器及び装備等）を整備すること。
ⅲ）原子炉水位又は蒸気発生器水位を制御する手順等（手順及び装備等）を整備するこ

と。

と。

（２）復旧

（２）復旧

ａ）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、注水（循環を含む。）すること及

ａ）原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において、注水（循環を含む。）すること及び原子炉を冷却できる設備に電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続

び原子炉を冷却できる設備に電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（BWRの場合）ができること。（BWR の場合）ｂ）電動補助給水ポンプに代替交流電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（PWRの場合）（３）重大事故等の進展抑制
ａ）重大事故等の進展を抑制するため、ほう酸水注入系（SLCS）又は制御棒駆動機構（CRD）
等から注水する手順等を整備すること。（BWRの場合）

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による冷却機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

備考ｂ）電動補助給水ポンプに代替交流電源を接続することにより、起動及び十分な期間の運転継続ができること。（PWR の場合）
（３）重大事故等の進展抑制
ａ）重大事故等の進展を抑制するため、ほう酸水注入系（SLCS）又は制御棒駆動機構（CRD）
等から注水する手順等を整備すること。（BWR の場合）

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による冷却機能である。

相違理由②

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

5

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.2.1 対応手段と設備の選定

1.2.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，発電用原子炉を冷却し炉心の著しい損

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，発電用原子炉を冷却し炉心の著しい損傷を防止するための設計基準事故対処設備として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系を設

傷を防止するための設計基準事故対処設備として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系

置している。

を設置している。

これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡

これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事張）と位置付け重大事故等の対処に用いるが 設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。
）上で，想定する故障に対能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.2−1図）。

処設備を選定する（第 1.2.1 図）。

備考

相違理由②

相違理由⑤

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

また，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を監視及び制御する対応手段

また，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を監視及び制御する対応手段

及び重大事故等対処設備，重大事故等の進展を抑制するための対応手段及び重大事故等対処設及び重大事故等対処設備，重大事故等の進展を抑制するための対応手段及び重大事故等対処設

備を選定する。

備を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を

選定する。

選定する。

※ 1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

な設備。

な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけ選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけ

でなく，設置許可基準規則第四十五条及び技術基準規則第六十条（以下「基準規則」という。）

でなく，設置許可基準規則第四十五条及び技術基準規則第六十条（以下「基準規則」という。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

を明確にする。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2)対応手段と設備の選定の結果
重大事故等対処設備（設計基準拡張）である原子炉隔離時冷却系又は高圧炉心注水系が健全であれば重大事故等の対処に用いる。

東海第二

備考

(2) 対応手段と設備の選定の結果
設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系又は高圧炉心スプレイ系が健全であれば重 相違理由②⑤
大事故等対処設備として重大事故等の対処に用いる。また，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時 東二は有効性評価の条件として，に発電用原子炉を冷却するために必要な設備として，逃がし安全弁（安全弁機能）を重大事故等 逃がし安全弁（安全弁機能）を原対処設備と位置付け，重大事故等の対処に用いる。なお，逃がし安全弁（安全弁機能）は，蒸気 子炉冷却材圧力バウンダリ高圧
圧力がスプリングの設定圧力に達すると自動開放することから，運転員等による操作を必要とし 時の注水確保のための圧力上昇ない。

抑制に期待しており，重大事故等対処設備と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

原子炉隔離時冷却系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

※２

原子炉隔離時冷却系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

東二は注水ラインとして原子炉隔離時冷却系のヘッドスプレイ
ノズルを使用していることを注記している。
柏崎は給水系のスパージャを使用している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

・原子炉隔離時冷却系ポンプ

・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）

・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ

相違理由⑦
柏崎は重大事故等時の対処に用・サプレッション・チェンバいる水源は復水貯蔵槽又はサプ
レッション・チェンバを用いる。
東二はサプレッション・チェンバ
水源は同等であるが，復水貯蔵タ
ンクは耐震が確保されていない
ため自主対策設備とし，重大事故等時の水源としては期待しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

7

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東海第二

備考

・復水補給水系配管

相違理由⑨・高圧炉心注水系配管・弁相違理由⑨・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑧

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・直流 125V 蓄電池 A

・所内常設直流電源設備

・直流 125V 充電器 A

相違理由②
相違理由②

※2：原子炉隔離時冷却系による発電用原子炉の冷却は，ヘッドスプレイノズルによる原子炉 相違理由⑧
圧力容器への注水である。
また，上記直流 125V 充電器 A への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。

また，所内常設直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備相違理由②
柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれるが，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないた
め記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

高圧炉心注水系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

高圧炉心スプレイ系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②

・高圧炉心注水系ポンプ

・高圧炉心スプレイ系ポンプ

相違理由②

・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑦・復水貯蔵槽相違理由⑨・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・高圧炉心注水系配管・弁・ストレーナ・スパージャ

・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ

・復水補給水系配管

相違理由②
相違理由⑨

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・原子炉補機冷却系

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系

東二は高圧炉心スプレイ系ポンプの冷却水として高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機用海水系より直接海水を送水する。
柏崎は原子炉補機冷却系にて熱交換された淡水を送水する。

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備8

相違理由⑩

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機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉

東海第二

備考

機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉

心注水系の故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源及び常設直流電源系

心スプレイ系の故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源及び常設直流電 相違理由②

統の喪失を想定する。

源系統の喪失を想定する。

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準

規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。

策設備を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第 1.2.1 表に整理する。

主対策設備と整備する手順についての関係を第1.2−1表に整理する。

a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却(a) 高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の故障により発電用設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の故障により原子炉の冷却ができない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し発電

発電用原子炉の冷却ができない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起用原子炉を冷却する手段がある。

動し発電用原子炉を冷却する手段がある。

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し発電用原子炉を冷却する手段がある。

相違理由⑥

相違理由②

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し発電用原子炉を冷却する手段がある。

これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧

これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧

力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，高圧代替注水系の運転を継続す

力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，高圧代替注水系の運転を継続する。

る。

ⅰ. 高圧代替注水系の中央制御室からの操作による発電用原子炉の冷却ⅰ) 高圧代替注水系の中央制御室からの操作による発電用原子炉の冷却

見出し記号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し発電用原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・高圧代替注水系ポンプ

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し発電用原子炉を冷却※３する設備相違理由⑧

は以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ

相違理由②

・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑦

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・復水貯蔵槽東海第二・サプレッション・チェンバ

備考
高圧代替注水系の水源として柏崎は復水貯蔵槽を用い給水系配管から注水する。
東二は高圧炉心スプレイ系入口
ラインをサクションとしたサプ
レッション・チェンバを用い原
子炉隔離時冷却系配管から注水する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（ 注水系） 配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁・復水補給水系配管
・高圧炉心注水系配管・弁相違理由⑫・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）

相違理由②⑫柏崎は 6 号炉と 7 号炉で注水系の接続先に違いがあるため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

・給水系配管・弁・スパージャ

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替直流電源設備

・常設代替直流電源設備

・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備

相違理由②・燃料給油設備

相違理由⑩

相違理由⑧

※3：高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却は，ヘッドスプレイノズルによる原子炉 相違理由⑧
圧力容器への注水である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

東海第二

備考

また，上記常設代替直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

東二は，常設代替交流電源設備
を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定し，
1 台予備を確保している。よって，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備

なお，6 号炉の注水配管は直接給水系に接続するが，7 号炉の注水配管は残留熱除去系

相違理由⑩
相違理由⑬

配管を経由して給水系に接続する。
ⅱ. 高圧代替注水系の現場操作による発電用原子炉の冷却現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し発電用原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・高圧代替注水系ポンプ

ⅱ) 高圧代替注水系の現場操作による発電用原子炉の冷却

相違理由⑪

現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し発電用原子炉を冷却※４す 相違理由⑧
る設備は以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ

相違理由②

・高圧代替注水系タービン止め弁

45 条の記載の整理に従い記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑦・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ相違理由⑫

・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁・高圧代替注水系（注水系）配管・弁

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

東海第二
相違理由⑫

・復水補給水系配管
・高圧炉心注水系配管・弁

備考

・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）

相違理由②⑫相違理由⑬・給水系配管・弁・スパージャ

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

相違理由⑧※4：高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却は，ヘッドスプレイノズルによる原子炉 相違理由⑧
圧力容器への注水である。
なお，6 号炉の注水配管は直接給水系に接続するが，7 号炉の注水配管は残留熱除去系

相違理由⑬

配管を経由して給水系に接続する。
(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
高圧代替注水系の中央制御室からの操作及び現場操作による発電用原子炉の冷却で使用(b) 重大事故等対処設備

相違理由①

高圧代替注水系の中央制御室からの操作及び現場操作による発電用原子炉の冷却で使用する設備のうち，高圧代替注水系ポンプ，復水貯蔵槽，高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁，する設備のうち，常設高圧代替注水系ポンプ，高圧代替注水系タービン止め弁，逃がし安全 相違理由②⑦⑨⑮

主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，高圧代替注水系（注水系）配弁（安全弁機能），サプレッション・チェンバ，高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁，主蒸気 相違理由⑨管・弁，復水補給水系配管，高圧炉心注水系配管・弁，残留熱除去系配管・弁（7号炉のみ），

系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，高圧代替注水系（注水系）配管・弁， 相違理由②⑨

給水系配管・弁・スパージャ，原子炉圧力容器，常設代替直流電源設備，可搬型直流電源設

高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁，原子 相違理由②⑨

備，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備は重大事故等対処設備として位置付

炉圧力容器，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備，常設代替交流電源設備，可 相違理由②ける。

搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及

相違理由⑩

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及

び高圧炉心注水系が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却することができ

び高圧炉心スプレイ系が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。

る。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策

相違理由②

相違理由①

設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑭

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

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東海第二b. サポート系故障時の対応手段及び設備

ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の発電用原子炉の冷却(a) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の発電用原子炉の冷却

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，設計基準事故対処設備である原全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，設計基準事故対処設備である原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による発電用原子炉の冷却ができない場合は，子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による発電用原子炉の冷却ができない場合は，

上記「a.(a)高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却」の手段に加え，現場での人力上記「ａ．(a) 高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却」の手段に加え，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系を起動し発電用原子炉を冷却する手段がある。

による弁の操作により原子炉隔離時冷却系を起動し発電用原子炉を冷却する手段がある。

この対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バ

この対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続す

ウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続す

る。

る。

ⅰ. 原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉の冷却現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系を起動し発電用原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ

備考ⅰ) 原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉の冷却

相違理由②

相違理由⑪

現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系を起動し発電用原子炉を冷却※５する設備は以下のとおり。

・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁

相違理由⑮・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑦・復水貯蔵槽相違理由⑨・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ

・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管

相違理由⑨・高圧炉心注水系配管・弁相違理由⑨・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑧

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器※5：原子炉隔離時冷却系による発電用原子炉の冷却は，ヘッドスプレイノズルによる原 相違理由⑧
子炉圧力容器への注水である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
また，上記原子炉隔離時冷却系を現場での人力による弁の操作で起動したことにより発生する排水を処理する手段がある。

東海第二
また，上記原子炉隔離時冷却系を現場での人力による弁の操作で起動したことにより発生する排水を処理する手段がある。

排水設備による排水で使用する設備は以下のとおり。

排水設備による排水で使用する設備は以下のとおり。

・水中ポンプ・水中ポンプ・ホース

・ホース

・仮設発電機・仮設発電機・燃料補給設備

・燃料給油設備(b) 復旧備考

相違理由②(b) 復旧

全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を

全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯

所内常設直流電源設備により給電している場合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇

相違理由②

渇する前に代替交流電源設備，可搬型直流電源設備及び直流給電車により原子炉隔離時冷却する前に代替交流電源設備及び代替直流電源設備により原子炉隔離時冷却系の運転継続に

相違理由②③系の運転継続に必要な直流電源を確保する手段がある。

必要な直流電源を確保する手段がある。

ⅰ. 代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電ⅰ) 代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電

常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により所内常設直流電源設備のう器を受電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して発電用原子炉を

ち直流125V充電器に給電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保し冷却する設備は以下のとおり。

て発電用原子炉を冷却※６する設備は以下のとおり。

・原子炉隔離時冷却系ポンプ

相違理由⑪
相違理由②⑭相違理由⑧・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）

・復水貯蔵槽

相違理由⑦
相違理由⑨

14

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

東海第二・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ

・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

備考・復水補給水系配管

相違理由⑨・高圧炉心注水系配管・弁相違理由⑨・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑧

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・所内蓄電式直流電源設備

・所内常設直流電源設備

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

相違理由②・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑭・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備相違理由⑩※6：原子炉隔離時冷却系による発電用原子炉の冷却は，ヘッドスプレイノズルによる原 相違理由⑧
子炉圧力容器への注水である。
なお，代替交流電源設備へ燃料を補給し，復水貯蔵槽へ水を補給することにより，原

なお，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備へ燃料を給油することによ

相違理由②，記載表現の相違

子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対り，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の東二はサプレッション・チェン

策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能である。

冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能でバを水源とした内部水源によるある。

循環のため，補給の必要なし。
柏崎は復水貯蔵槽を使用するため，補給が可能。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

ⅱ. 可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
可搬型直流電源設備により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して発電用原子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプⅱ) 代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
可搬型代替直流電源設備により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確※７保して発電用原子炉を冷却する設備は以下のとおり。

相違理由②
相違理由⑧

・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）

・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ相違理由②⑪

相違理由⑦
相違理由⑨

・サプレッション・チェンバ

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

東海第二・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ

備考・復水補給水系配管

相違理由⑨・高圧炉心注水系配管・弁相違理由⑨・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑧

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・所内蓄電式直流電源設備

・所内常設直流電源設備

相違理由②・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備

相違理由②・燃料給油設備相違理由⑩※7：原子炉隔離時冷却系による発電用原子炉の冷却は，ヘッドスプレイノズルによる原 相違理由⑧
子炉圧力容器への注水である。
なお，可搬型直流電源設備へ燃料を補給し，復水貯蔵槽へ水を補給することにより，原

なお，可搬型代替直流電源設備へ燃料を給油することにより，原子炉冷却材圧力バウ

子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対ンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまで策の準備が整うまでの期間， 原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能である。

の期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能である。

ⅲ. 直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電相違理由②⑯，記載表現の相違

相違理由③直流給電車により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して発電用原
子炉を冷却する設備は以下のとおり。
・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ
・原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・主蒸気系配管・弁・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ・復水補給水系配管
・高圧炉心注水系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器
・所内蓄電式直流電源設備
・直流給電車及び電源車

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東海第二なお，直流給電車へ接続する電源車へ燃料を補給し，復水貯蔵槽へ水を補給することに

備考
相違理由③

より，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することが可能である。
(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備(c) 重大事故等対処設備と自主対策設備

原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉の冷却で使用する設備のうち，復水貯

原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉の冷却で使用する設備のうち，原子

相違理由⑨

蔵槽，サプレッション・チェンバ及び原子炉圧力容器は重大事故等対処設備として位置付け

炉隔離時冷却系ポンプ，原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁，逃がし安全弁（安全弁機能），サ

相違理由⑦⑮る。

プレッション・チェンバ，主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁・ストレーナ，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁及び原子炉圧力容器は重大事故等対処設備として位置付ける。

また，原子炉隔離時冷却系ポンプ，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配

相違理由⑮

管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，復水補給水系配管，高圧炉心

相違理由⑮

注水系配管・弁及び給水系配管・弁・スパージャは重大事故等対処設備（設計基準拡張）とし相違理由⑤⑮て位置付ける。
復旧にて使用する設備のうち，復水貯蔵槽，サプレッション・チェンバ，原子炉圧力容器，

復旧にて使用する設備のうち，原子炉隔離時冷却系ポンプ，逃がし安全弁（安全弁機

相違理由⑦⑨

所内蓄電式直流電源設備，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び可搬型直流

能），サプレッション・チェンバ，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配相違理由⑮

電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，原子炉圧力容器，所内常相違理由②設直流電源設備，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，可搬型代替直流電源

相違理由⑩

設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
また，原子炉隔離時冷却系ポンプ，原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ，復水補給水系配管，高圧炉心

相違理由⑮

注水系配管・弁及び給水系配管・弁・スパージャは重大事故等対処設備（設計基準拡張）とし相違理由⑤⑮て位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により 全交流動力電源が喪失した場合，又は全交流動力電

以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源が喪失した場合，又は全交流動力電源の喪失に加えて常設直流電源系統が喪失した場合においても，発電用原子炉を冷却する源の喪失に加えて常設直流電源系統が喪失した場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。

ことができる。

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また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策

東海第二

備考

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策

設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

・排水設備

・排水設備

排水を行わなかった場合においても，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子排水を行わなかった場合においても，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系

炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することができるが，排水が可能であれば原子炉隔離時冷却系の運転継続時の運転を継続することができるが，排水が可能な場合は，原子炉隔離時冷却系の運転継続

間を延長できることから，原子炉隔離時冷却系の機能を維持する手段として有効である。

時間を延長できることから，原子炉隔離時冷却系の機能を維持する手段として有効である。

・第二代替交流電源設備

相違理由⑭

耐震性は確保されていないが， 常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・直流給電車相違理由③

給電開始までに時間を要するが，給電が可能であれば原子炉隔離時冷却系の運転に必要となる直流電源を確保できることから，発電用原子炉を冷却するための直流電源を確保する手段として有効である。
c. 監視及び制御

ｃ．監視及び制御(a) 監視及び制御(a) 監視及び制御

上記「a.(a)高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却」及び「b.(a)全交流動力電源喪失

上記「ａ．(a) 高圧代替注水系による発電用原子炉の冷却」及び「ｂ．(a) 全交流動力 東二の監視及び制御は審査基準及び常設直流電源系統喪失時の発電用原子炉の冷却」により発電用原子炉を冷却する際は，電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の発電用原子炉の冷却」により発電用原子炉を冷却す の要求事項である全交流動力電

発電用原子炉を冷却するための原子炉圧力容器内の水位を監視する手段がある。

る際は，発電用原子炉を冷却するための原子炉圧力容器内の水位を監視する手段がある。

源喪失時及び常設直流電源系統
喪失時を想定し「ｂ．(a) 全交
流動力電源喪失及び常設直流電
源系統喪失時の発電用原子炉の冷却」のみを選定する。

また，原子炉圧力容器へ注水するための高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系の作動状
況を確認する手段がある。

また，原子炉圧力容器へ注水するための高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系の作動状
況を確認する手段がある。

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東海第二さらに，発電用原子炉を冷却するための原子炉圧力容器内の水位を制御する手段がある。

さらに，発電用原子炉を冷却するための原子炉圧力容器内の水位を制御する手段がある。

監視及び制御に使用する設備（監視計器）は以下のとおり。

監視及び制御に使用する設備（監視計器）は以下のとおり。なお，現場計器について
は，ＳＳ機能維持を担保する設計である。

高圧代替注水系（中央制御室起動時）の監視計器

高圧代替注水系（中央制御室起動時）の監視計器

・原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）

・原子炉水位（広帯域，燃料域，ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）

備考

東二の現場計器はＳ Ｓ機能維持を担保する設計である旨を記載

柏崎の狭帯域は全交流電源及び常設直流電源喪失時においても電源を確保することが可能であるが，東二は電源が確保できないことから自主対策設備として選定しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

・原子炉圧力・原子炉圧力・原子炉圧力（SA）

・原子炉圧力（ＳＡ）

・高圧代替注水系系統流量・高圧代替注水系系統流量・復水貯蔵槽水位・サプレッション・プール水位・復水貯蔵槽水位（SA）

相違理由⑫
相違理由⑫

高圧代替注水系（現場起動時）の監視計器

高圧代替注水系（現場起動時）の監視計器

・原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）

・原子炉水位（広帯域※８，燃料域※８，ＳＡ広帯域※８，ＳＡ燃料域※８）

東二は現場監視可能を注記
相違理由⑰・高圧代替注水系系統流量

東二は，高圧代替注水系系統流量を設置し，高圧代替注水系（現場起動時）による原子炉への注水状態を監視する。

・可搬式原子炉水位計

・可搬型計測器

柏崎は，可搬式原子炉水位計により，原子炉への注水状態を監視する。

・高圧代替注水系ポンプ吐出圧力・常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力・高圧代替注水系タービン入口圧力・高圧代替注水系タービン入口圧力・高圧代替注水系タービン排気圧力・高圧代替注水系タービン排気圧力・高圧代替注水系ポンプ吸込圧力

・常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力

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相違理由②

相違理由②

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東海第二原子炉隔離時冷却系（現場起動時）の監視計器

原子炉隔離時冷却系（現場起動時）の監視計器

・原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）

・原子炉水位（広帯域※８，燃料域※８，ＳＡ広帯域※８，ＳＡ燃料域※８）・原子炉隔離時冷却系系統流量

備考
東二は現場監視可能を注記
東二は，原子炉隔離時冷却系系
統流量でも原子炉隔離時冷却系（現場起動時）による原子炉への注水状態を監視する。

・可搬式原子炉水位計

・可搬型計測器

柏崎は，可搬式原子炉水位計により，原子炉への注水状態を監視する。

・原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力・原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力

東二の原子炉水位は，中央制御・原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力

・原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力

室で可搬型計測器による監視が・可搬型回転計・可搬型回転計可能であるが，現場においても※8：中央制御室にて監視可能であるが，現場においても監視可能。
(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備

計測及び監視が可能。
相違理由①

監視及び制御にて使用する設備のうち，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），

監視及び制御にて使用する設備のうち，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），

原子炉水位（SA），原子炉圧力，原子炉圧力（SA），高圧代替注水系系統流量及び復水貯蔵

原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
，

相違理由②

槽水位（SA）は重大事故等対処設備として位置付ける。

高圧代替注水系系統流量，原子炉隔離時冷却系系統流量，サプレッション・プール水位，

東二は高圧代替注水系（現場起可搬型計測器，常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力，常設高圧代替注水系ポンプ入口圧動時）の監視計器及び可搬型計

力，高圧代替注水系タービン入口圧力，高圧代替注水系タービン排気圧力，原子炉隔離時

測器を重大事故等対処設備とし冷却系タービン入口圧力及び原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力は重大事故等対処設備とて位置付ける。

して位置付ける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備を用いて原子炉圧力容器内の水位及び高圧代替注水系の作動

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備を用いて原子炉圧力容器内の水位及び高圧代替注水系の作動状況を監視することにより，発電用原子炉を冷却するために必要な監視及び制御ができ状況を監視することにより，発電用原子炉を冷却するために必要な監視及び制御ができ

る。

る。

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東海第二

備考

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・原子炉水位（狭帯域），復水貯蔵槽水位，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系の現柏崎は左記計器を自主対策設備

場起動時に使用する現場監視計器と位置付ける。

高圧代替注水系の操作盤は中央制御室裏盤に設置されており，高圧代替注水系を中央

相違理由⑰

制御室裏盤から起動した際は，中央制御室表盤に設置されている原子炉水位（狭帯域）及び復水貯蔵槽水位は監視に適さないが，複数の計器で監視する手段としては有効である。なお，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系の現場起動時に使用する現場監視計
器は，中央制御室での監視はできないため重大事故等対処設備としては位置付けていな
いが，耐震性は有しており，現場起動時に原子炉圧力容器内の水位の監視及び制御を行う手段として有効である。
d. 重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備

ｄ．重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備(a) 重大事故等の進展抑制(a) 重大事故等の進展抑制

高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水により原子炉

高圧代替注水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器へ

圧力容器内の水位が維持できない場合は，重大事故等の進展を抑制するため，ほう酸水の注水により原子炉圧力容器内の水位が維持できない場合は，重大事故等の進展を抑制す

注入系，制御棒駆動系及び高圧炉心注水系により原子炉圧力容器へ注水する手段があ

るため，ほう酸水注入系及び制御棒駆動水圧系により原子炉圧力容器へ注水する手段がある。

る。

ⅰ. ほう酸水注入系による進展抑制
ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を実施する。
さらに，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクに水を補給すること
で，ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水ⅰ) ほう酸水注入系による進展抑制
ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入を実施する。
さらに，純水系を水源としてほう酸水貯蔵タンクに水を補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水を継続する。

を継続する。

相違理由②④相違理由⑪
相違理由②
柏崎は複数の補給手段を選定しているが，東二は純水系のみでの補給となる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。
東二は純水系のみでの補給となる

また，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系テストタンクに水を補給すること

ため，容量の多いほう酸水貯蔵タ

で，ほう酸水注入系テストタンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのンクを水源として選定。テストタ

注水も可能である。

ンクは容量が小さく水張りによる注水の継続性がないこと及び溢水のリスクを考慮し，自主対策設備に選定しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑲と示す。

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ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へほう酸水を注入する設備及び注水する設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入系ポンプ
・ほう酸水注入系貯蔵タンク

東海第二
ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へほう酸水を注入する設備及び注水する設備は以下のとおり。
・ほう酸水注入ポンプ

相違理由②

・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑦・ほう酸水貯蔵タンク

相違理由②

・ほう酸水注入系テストタンク
・ほう酸水注入系配管・弁

備考

相違理由⑲
・ほう酸水注入系配管・弁・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

柏崎は高圧炉心注水配管からほう酸水を注入する。東二は，ほう酸水注入系配管を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑳と示す。

・復水補給水系

相違理由⑱

・消火系

相違理由⑱

・純水補給水系

・純水系

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由②

相違理由⑭
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備22

相違理由⑩

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ⅱ. 制御棒駆動系による進展抑制
復水貯蔵槽を水源とした制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水を実施する。

東海第二ⅱ) 制御棒駆動水圧系による進展抑制
復水貯蔵タンクを水源とした制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水を実施

備考
相違理由②⑪相違理由②する。
制御棒駆動系により原子炉圧力容器へ注水する設備は以下のとおり。

制御棒駆動水圧系により原子炉圧力容器へ注水する設備は以下のとおり。

・制御棒駆動水ポンプ

・制御棒駆動水ポンプ

相違理由②・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑦・復水貯蔵槽・復水貯蔵タンク相違理由②・制御棒駆動系配管・弁・制御棒駆動水圧系配管・弁相違理由②・復水補給水系配管・弁・補給水系配管・弁

相違理由②

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・原子炉補機冷却系

・原子炉補機冷却系

・常設代替交流電源設備

・非常用交流電源設備

東二は非常用交流電源設備による電源確保が可能な場合に制御
棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水を行うこととしている。

・燃料給油設備・第二代替交流電源設備

相違理由⑩
相違理由⑭

ⅲ. 高圧炉心注水系緊急注水による進展抑制

相違理由④

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで高圧炉心注水系を一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への緊急注水を実施する。
高圧炉心注水系により原子炉圧力容器へ緊急注水する設備は以下のとおり。

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東海第二

備考
相違理由④

・高圧炉心注水系ポンプ
・復水貯蔵槽・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
・復水補給水系配管
・原子炉圧力容器
・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

ほう酸水注入系による進展抑制で使用する設備のうち，ほう酸水注入系ポンプ，ほう酸水

ほう酸水注入系による進展抑制で使用する設備のうち，ほう酸水注入ポンプ，逃がし安相違理由②⑦

注入系貯蔵タンク，ほう酸水注入系配管・弁，高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ，原子炉

全弁（安全弁機能），ほう酸水貯蔵タンク，ほう酸水注入系配管・弁，原子炉圧力容器，常相違理由②⑳

圧力容器，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備は重大事故等対処設備として設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備と相違理由⑩位置付ける。

して位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されていこれらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

る。
以上の重大事故等対処設備により，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における注水機能が喪失した場合においても，重大事故等の進展を抑制することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対以上の重大事故等対処設備により，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧時における注水機能が喪失した場合においても，重大事故等の進展を抑制することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

・ほう酸水注入系（原子炉圧力容器へ注水する場合）

・ほう酸水注入系（原子炉圧力容器へ注水する場合）

発電用原子炉を冷却するための十分な注水量が確保できず，加えてほう酸水注入系貯蔵

発電用原子炉を冷却するための十分な注水量が確保できず，加えてほう酸水貯蔵タ

相違理由②

タンク及びほう酸水注入系テストタンクへの補給ラインの耐震性が確保されていないが，ンクへの補給ラインの耐震性が確保されていないが，純水系からほう酸水貯蔵タンク

相違理由⑱⑲

復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンク又はほう酸水注入系テストタンに水を補給することができれば，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水が可

相違理由②⑱⑲

クに水を補給することができれば，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水が可能

能となることから，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展をとなることから，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制す

抑制する手段として有効である。

る手段として有効である。
・制御棒駆動系

・制御棒駆動水圧系

発電用原子炉を冷却するための十分な注水量が確保できず，加えて耐震性が確保さ

発電用原子炉を冷却するための十分な注水量が確保できず，加えて耐震性が確保されていないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制れていないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。

する手段として有効である。

24

相違理由②

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東海第二・高圧炉心注水系

備考
相違理由④

モータの冷却水がない状態での運転となるため運転時間に制限があり，十分な期間の運転継続はできないが，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時における重大事故等の進展を抑制する手段として有効である。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑭

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
e. 手順等

ｅ．手順等

上記「a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「b. サポート系故障時の対応手

上記「ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「ｂ．サポート系故障時の対応

段及び設備」，「c. 監視及び制御」及び「d. 重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設備」

手段及び設備」，「ｃ．監視及び制御」及び「ｄ．重大事故等の進展抑制時の対応手段及び設により選定した対応手段に係る手順を整備する。

備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベー「非常時運転手順書
これらの手順は，運転員等※９及び重大事故等対応要員の対応として，

東二は「技術的能力 1.0 重大事故

ス）（以下「EOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）」，「ＡＭ設備別操作手順書」

対策における共通事項（添付資料

1.2.1 表）。

及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.2−1表）。

1.0.10 重大事故等発生時の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
整備する対応手順書名の相違
相違理由⑥

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第 1.2.2 表，第 1.2.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第1.2−2表，第1.2−3表）
。

相違理由⑥

※9 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を記載

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.2.2 重大事故等時の手順

1.2.2 重大事故等時の手順

1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水(1) 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水

a. 中央制御室からの高圧代替注水系起動
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注

ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心ス 相違理由②

水系が故障により使用できない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し，プレイ系が故障により使用できない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

なお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）

なお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，から原子炉水位高（レベル８）の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，

ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把当該パラメータの値を推定する手順を整備する。

握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。

原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手等」にて整備する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

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

相違理由⑨

相違理由②

原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手順順等」にて整備する。

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

備考

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注 相違理由②
水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合。

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

東海第二(b) 操作手順

備考
設備運用・設計，体制の違いに起因する記載の相違はあるが，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

中央制御室からの高圧代替注水系起動手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第中央制御室からの高圧代替注水系起動手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.2.2 図及び第 1.2.3 図に，概要図を第 1.2.4 図に，タイムチャートを第 1.2.5 図に示す。

1.2−2図及び第1.2−3図に，概要図を第1.2−4図に，タイムチャートを第1.2−5図に示す。 相違理由⑥①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に中央制御室からの高圧①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に中央制御室からの高圧代替注水系 相違理由

代替注水系起動の準備開始を指示する。

起動の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系起動による原子炉圧力容器への注水に必要 東二は必要な電源の受電操作をな原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の電源の受電操作を実施する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの高圧代替注水系起動に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。

記載③運転員等は中央制御室にて，中央制御室からの高圧代替注水系起動に必要な電動弁及び 東二は運転員等の対応要員数を監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

タイムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
東二は本項②操作により電源が確保されたことを記載
相違理由⑪③中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの高圧代替注水系起動の系統構成として，④運転員等は中央制御室にて，中央制御室からの高圧代替注水系起動の系統構成として， 相違理由⑪

高圧代替注水系注入弁の全開操作を実施し，当直副長に中央制御室からの高圧代替注水

原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁の閉の確認及び高圧代替注水系注入弁及び 系統構成の違い

系起動の準備完了を報告する。

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の全開操作を実施し，発電長に中央制御室からの高圧 相違理由
代替注水系起動の準備完了を報告する。

なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気ライン

なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気ラインを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止め弁を全閉とする。

を隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を全閉とする。

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相違理由②

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）④当直副長は，中央制御室運転員に中央制御室からの高圧代替注水系起動及び原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，高圧代替注水系タービン止め弁を全開操作することにより高圧代替注水系を起動し，原子炉圧力容器への注水を開始する。

東海第二

備考

⑤発電長は，運転員等に中央制御室からの高圧代替注水系起動及び原子炉圧力容器への注 相違理由⑪
水開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，高圧代替注水系タービン止め弁を全開操作することにより 相違理由②⑪
高圧代替注水系を起動し，原子炉圧力容器への注水を開始する。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを高圧代替注⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを高圧代替注水 相違理由⑪

水系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し当直副長に報告す

系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し発電長に報告する 相違理由

るとともに，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レとともに，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ベル８）の間で維持する。

⑦当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼す

相違理由⑯

る。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて操作を実施した場合， 相違理由施した場合，作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始ま作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始まで10分以内 相違理由

で 15 分以内で可能である。

で可能である。

b. 現場手動操作による高圧代替注水系起動
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注

相違理由

ｂ．現場手動操作による高圧代替注水系起動
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心ス 相違理由②

水系が故障により使用できない場合において，中央制御室からの操作により高圧代替注水系をプレイ系が故障により使用できない場合において，中央制御室からの操作により高圧代替注水

起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，復水貯蔵

系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，サプ 相違理由⑨

槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

レッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

なお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）かなお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）

ら原子炉水位高（レベル 8）の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）

から原子炉水位高（レベル８）の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，及び可搬式原子炉水位計により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）及び可搬型計測器により監視する。また，これらの計測機器が故障 相違理由②能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。

又は計測範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。

原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水が東海第二(a) 手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注 相違理由②

できず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合で，中水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合

央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合。

で，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合。

(b) 操作手順
現場手動操作による高圧代替注水系起動手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを

備考(b) 操作手順
現場手動操作による高圧代替注水系起動手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを

第 1.2.2 図及び第 1.2.3 図に，概要図を第 1.2.4 図に，タイムチャートを第 1.2.6 図に示す。

第1.2−2図及び第1.2−3図に，概要図を第1.2−6図に，タイムチャートを第1.2−7図に示す。 相違理由⑥①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に現場手動操作による高圧代替注水①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に現場手動操作による高圧代替注水 相違理由

系起動の準備開始を指示する。
②現場運転員 E 及び F は，原子炉圧力容器内の水位を確認するため，原子炉建屋地上 1 階
北西通路（管理区域）の可搬式原子炉水位計の接続を実施し，当直副長に原子炉圧力容器

系起動の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，原子炉水位及び高圧代替注水系系統流量の計器端子台に可 相違理由
搬型計測器の接続を実施し，発電長に原子炉圧力容器内の水位を報告する。

相違理由②内の水位を報告する。
③現場運転員 C 及び D は，高圧代替注水系の駆動蒸気圧力が確保されていることを原子炉③運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，高圧代替注水系の駆動蒸気圧力が確保されている 相違理由

建屋地下 3 階原子炉隔離時冷却系ポンプ室（管理区域）の原子炉隔離時冷却系タービン

ことを原子炉建屋原子炉棟地下1階（管理区域）の高圧代替注水系タービン入口圧力指 相違理由

入口圧力指示値が規定値以上であることにより確認する。

示値が規定値以上であることにより確認する。

④現場運転員 C 及び D は，現場手動操作による高圧代替注水系起動の系統構成として，高④運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作による高圧代替注水系起動の系統構 相違理由

圧代替注水系注入弁を現場操作用のハンドルにて全開操作し，当直副長に高圧代替注水成として，原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁の閉を確認するとともに，高圧 相違理由

系現場起動による原子炉圧力容器への注水の準備完了を報告する。

代替注水系注入弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁を全開操作し，発電長に高圧代 相違理由
替注水系現場起動による原子炉圧力容器への注水の準備完了を報告する。

なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気ライン

なお，高圧代替注水系の駆動蒸気を確保するため原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気ラインを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止め弁を全閉とする。

を隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を全閉とする。

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相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑤当直副長は，現場運転員に現場手動操作による高圧代替注水系起動及び原子炉圧力容器への注水開始を指示する。また，中央制御室運転員に原子炉圧力容器内の水位の監視を

東海第二

備考

⑤発電長は，運転員等に現場手動操作による高圧代替注水系起動及び原子炉圧力容器への 相違理由
注水開始を指示する。

相違理由

指示する。
⑥現場運転員 C 及び D は，高圧代替注水系タービン止め弁を現場操作用のハンドルにて全⑥運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，高圧代替注水系タービン止め弁を現場操作用のハ 相違理由

開操作することにより高圧代替注水系を起動し，原子炉圧力容器への注水を開始する。

ンドルにて全開操作することにより高圧代替注水系を起動し，原子炉圧力容器への注水 相違理由②

また，原子炉建屋地下 2 階高圧代替注水系ポンプ室（管理区域）の現場監視計器によりを開始する。また，可搬型計測器により高圧代替注水系の作動状況を確認し，発電長に 相違理由②

高圧代替注水系の作動状況を確認し，現場運転員 E 及び F に作動状況に異常がないこと

作動状況に異常がないことを報告する。

相違理由を報告する。
⑦現場運転員 E 及び F は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉建屋地上 1⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを可搬型計測器 相違理由

階北西通路（管理区域）の可搬式原子炉水位計指示値の上昇により確認し，作動状況に異による原子炉水位指示値及び高圧代替注水系系統流量の上昇により確認し，作動状況に 相違理由

常がないことを当直副長に報告するとともに，高圧代替注水系タービン止め弁を現場操異常がないことを発電長に報告するとともに，原子炉建屋原子炉棟にて，高圧代替注水 相違理由

作用のハンドルにて操作することにより原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レ系タービン止め弁を現場操作用のハンドルにて操作することにより原子炉水位低（レベベル 8）の間で原子炉圧力容器内の水位を制御する。なお，可搬式原子炉水位計による監ル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で原子炉圧力容器内の水位を制御する。なお，

視ができない場合は，中央制御室運転員の指示に基づき，原子炉圧力容器内の水位を制

中央制御室にて可搬型計測器による原子炉水位及び高圧代替注水系系統流量の監視が 相違理由②御する。

できない場合は，原子炉建屋原子炉棟にて可搬型計測器により原子炉水位指示値を監視 相違理由
し，現場計器にて常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値を確認することで，原子炉圧力容器の水位を制御する。

⑧中央制御室運転員 A は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位指示値

東二は本項⑥手順で報告の上昇により確認し，当直副長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼す

相違理由⑯

る。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 4 名にて作業を実(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直 相違理由施した場合，作業開始を判断してから高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水開始ま運転員及び重大事故等対応要員）4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから現で約 40 分で可能である。

場手動操作による高圧代替注水系起動での原子炉圧力容器への注水開始まで58分以内で可 相違理由
能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。室温は円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整 相違理由②備する。室温は通常運転時と同程度である。

通常運転時と同程度である。

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相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.2.18 図に示す。
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水

東海第二(2) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.2 相違理由⑥−19図に示す。
レイ系が故障により使用できない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し炉圧力容器へ注水する。

原子炉圧力容器へ注水する。

操作により高圧代替注水系を起動し原子炉圧力容器へ注水する。

これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，高圧代替注水系の運転を継続する。

相違理由⑥

給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプ 相違理由②系が故障により使用できない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動し原子

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の備考

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉圧力容器へ注水する。

これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，高圧代替注水系の運転を継続する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順

1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉圧力容器への注水(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉圧力容器への注水

a. 現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注

備考

ａ．現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心ス 相違理由②

水系による原子炉圧力容器への注水ができず，中央制御室からの操作及び現場での人力によるプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができず，中央制御室からの操作及び現場での人力に弁の操作により高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代替注水系により原子炉圧力容

よる弁の操作により高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代替注水系により原子炉圧器内の水位を維持できない場合は，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却系を力容器内の水位を維持できない場合は，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷却起動し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

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

相違理由⑨

なお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）かなお，発電用原子炉を冷却するために原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）

ら原子炉水位高（レベル 8）の間で維持するように原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）

から原子炉水位高（レベル８）の間で維持するように原子炉水位（広帯域，燃料域，ＳＡ広帯及び可搬式原子炉水位計により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測範囲（把握域，ＳＡ燃料域）及び可搬型計測器により監視する。また，これらの計測機器が故障又は計測 相違理由②能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。

範囲（把握能力）を超えた場合，当該パラメータの値を推定する手順を整備する。

原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

原子炉水位の監視機能が喪失した場合の手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

また，現場手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動した場合は，潤滑油冷却器の冷却水をまた，現場手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動した場合は，潤滑油冷却器の冷却水確保するため，真空タンクドレン弁等を開操作することにより，原子炉隔離時冷却系ポンプ室を確保するため，真空タンク点検口を開放することにより，原子炉隔離時冷却系ポンプ室にに排水が滞留することとなるが，この排水を処理しなかった場合においても，原子炉冷却材圧

排水が滞留することとなるが，この排水を処理しなかった場合においても，原子炉冷却材圧

力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまで

力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまの期間，原子炉隔離時冷却系を水没させずに継続して運転できる。

での期間，原子炉隔離時冷却系を水没させずに継続して運転できる。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による原子炉隔相違理由②⑰相違理由

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による原子離時冷却系及び高圧炉心注水系での原子炉圧力容器への注水ができない場合において，中央制炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系での原子炉圧力容器への注水ができない場合にお 相違理由②

御室からの操作及び現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動できない場合，

いて，中央制御室からの操作及び現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動又は高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できできない場合，又は高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベルない場合。

３）以上に維持できない場合。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロ

東海第二

備考

(b) 操作手順
現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.2.2 図及び第 1.2.3 図に，概要図を第 1.2.7 図，第 1.2.8 図に，タイムチャート

ーを第1.2−2図及び第1.2−3図に，概要図を第1.2−8図，第1.2−9図に，タイムチャートを 相違理由⑥を第 1.2.9 図に示す。

第1.2−10図に示す。

［現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動（ 運転員操作）］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に現場手動操作による原子炉隔離時
冷却系起動の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長の依頼に基づき，緊急時対策本部に現場手動操作による原子炉隔離
時冷却系起動にて発生する排水の処理を依頼する。
③現場運転員 E 及び F は，原子炉圧力容器内の水位を確認するため，原子炉建屋地下 1 階
北西通路（管理区域）の可搬式原子炉水位計の接続を実施し，当直副長に原子炉圧力容

相違理由⑥【現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動（運転員操作）】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に現場手動操作による原子炉隔離時 相違理由
冷却系起動の準備開始を指示する。
②発電長は，災害対策本部長代理に現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動にて発生 相違理由
する排水の処理を依頼する。
③運転員等は中央制御室にて，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量の計器端子台 相違理由②に可搬型計測器の接続を実施し，発電長に原子炉圧力容器内の水位を報告する。

相違理由②

器内の水位を報告する。
④現場運転員 C 及び D は，原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気圧力が確保されていることを原④運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉隔離時冷却系の駆動蒸気圧力が確保されて 相違理由

子炉建屋地下 3 階原子炉隔離時冷却系ポンプ室（管理区域）の原子炉隔離時冷却系ターいることを原子炉建屋原子炉棟地下1階（管理区域）の原子炉隔離時冷却系タービン入 相違理由

ビン入口圧力指示値が規定値以上であることにより確認する。

口圧力指示値が規定値以上であることにより確認する。

⑤現場運転員 C 及び D は，原子炉隔離時冷却系タービン及びポンプに使用している潤滑油⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉隔離時冷却系タービン及びポンプに使用し 相違理由

冷却器の冷却水を確保するため，原子炉隔離時冷却系冷却水ライン止め弁，原子炉隔離ている潤滑油冷却器の冷却水を確保するため，原子炉隔離時冷却系真空タンク点検口の 相違理由

時冷却系真空タンクドレン弁，原子炉隔離時冷却系真空タンク水位検出配管ドレン弁及開放操作を実施後，原子炉隔離時冷却系潤滑油クーラ冷却水供給弁の全開操作を実施し，相違理由

び原子炉隔離時冷却系セパレータドレン弁の全開操作を実施し，当直副長に原子炉隔離

発電長に原子炉隔離時冷却系の冷却水確保完了を報告する。

相違理由

時冷却系の冷却水確保完了を報告する。
⑥現場運転員 C 及び D は，現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動の系統構成として，⑥運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動の系 相違理由

原子炉隔離時冷却系注入弁を現場操作用のハンドルにて全開操作するとともに，原子炉統構成として，原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁の全開を確認するとともに， 相違理由

隔離時冷却系タービングランド部からの蒸気漏えいに備え防護具（酸素呼吸器及び耐熱

原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁及び原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の全開操作を 相違理由服）を装着（現場運転員 E 及び F はこれを補助する）し，当直副長に現場手動操作によ実施後，原子炉隔離時冷却系タービングランド部からの蒸気漏えいに備え防護具（自給 相違理由②る原子炉隔離時冷却系起動の準備完了を報告する。

式呼吸用保護具及び耐火服）を装着し，発電長に現場手動操作による原子炉隔離時冷却 相違理由②
系起動の準備完了を報告する。

⑦当直副長は，現場運転員に現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動及び原子炉圧力容器への注水開始を指示する。また，中央制御室運転員に原子炉圧力容器内の水位の監⑦発電長は，運転員等に現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動及び原子炉圧力容器 相違理由
への注水開始を指示する。

視を指示する。

33

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧現場運転員 C 及び D は，原子炉隔離時冷却系タービン止め弁を現場操作用のハンドルに

東海第二

備考

⑧運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁を徐々に開操作す 相違理由て徐々に開操作することにより原子炉隔離時冷却系を起動し，原子炉隔離時冷却系ターることにより原子炉隔離時冷却系を起動し，原子炉隔離時冷却系タービンの回転数を可

ビンの回転数を可搬型回転計にて確認しながら規定回転数に調整する。また，原子炉建

搬型回転計にて確認しながら規定回転数に調整する。また，原子炉建屋原子炉棟地下2 相違理由

屋地下 3 階原子炉隔離時冷却系ポンプ室（管理区域）の現場監視計器により原子炉隔離

階原子炉隔離時冷却系ポンプ室（管理区域）の現場監視計器により原子炉隔離時冷却系

時冷却系の作動状況を確認し，現場運転員 E 及び F に作動状況に異常がないことを報告の作動状況を確認し，発電長に作動状況に異常がないことを報告する。

相違理由

する。
⑨現場運転員 E 及び F は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉建屋地下 1⑨運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを可搬型計測

相違理由

階北西通路（管理区域）の可搬式原子炉水位計指示値の上昇により確認し，作動状況に器による原子炉水位指示値及び原子炉隔離時冷却系系統流量指示値の上昇により確認

相違理由

異常がないことを当直副長に報告するとともに，原子炉隔離時冷却系過酷事故時蒸気止し，作動状況に異常がないことを発電長に報告するとともに，原子炉隔離時冷却系Ｓ

相違理由

め弁を現場操作用のハンドルにて操作することにより原子炉水位低（レベル 3）から原Ａ蒸気止め弁を現場手動操作にて操作することにより原子炉水位低（レベル３）から相違理由

子炉水位高（レベル 8）の間で原子炉圧力容器内の水位を制御する。なお，可搬式原子炉

原子炉水位高（レベル８）の間で原子炉圧力容器内の水位を制御する。なお，中央制

相違理由②

水位計による監視ができない場合は，中央制御室運転員の指示に基づき，原子炉圧力容

御室にて原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量の監視ができない場合は，原子

相違理由

器内の水位を制御する。

炉建屋原子炉棟にて可搬型計測器により原子炉水位指示値を監視し，現場計器にて原相違理由

子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力指示値を確認することで，原子炉圧力容器の水位を

相違理由

制御する。
相違理由

⑩中央制御室運転員 A は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼す

相違理由⑯

る。
［原子炉隔離時冷却系排水処理（緊急時対策要員操作）］【原子炉隔離時冷却系排水処理（重大事故等対応要員操作）】相違理由①緊急時対策本部は，緊急時対策要員に排水処理を指示する。

①災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に排水処理を指示する。

相違理由②緊急時対策要員は，排水処理に必要な発電機，制御盤，水中ポンプ，電源ケーブル，ホー②重大事故等対応要員は，排水処理に必要な発電機，水中ポンプ，電源ケーブル及びホ

相違理由

ス及びホース用吐出弁（吊り具含む）の準備を行い，6 号及び 7 号炉サービス建屋屋外入ースの準備を行い，原子炉建屋屋外まで移動する。

相違理由

口まで移動する。
③緊急時対策要員は，防護扉を開放する。

③重大事故等対応要員は，防護扉を開放する。

相違理由④緊急時対策要員は，防護扉手前に発電機を設置，6 号及び 7 号炉廃棄物処理建屋地上 1 階④重大事故等対応要員は，原子炉建屋屋外に発電機を設置，原子炉建屋原子炉棟地下2階

相違理由（管理区域）に制御盤を設置，原子炉建屋地下 3 階残留熱除去系ポンプ室(A)内（管理区（管理区域）の原子炉隔離時冷却系ポンプ室に水中ポンプ及びホースを設置，原子炉

相違理由域）の高電導度廃液系サンプ(A)に水中ポンプを設置，6 号及び 7 号炉コントロール建屋

建屋原子炉棟地下1階（管理区域）に電源ケーブルを搬入する。

相違理由
相違理由

地上 1 階（管理区域）に電源ケーブル及びホースを搬入する。
⑤緊急時対策要員は，発電機−制御盤間及び制御盤−水中ポンプ間の電源ケーブルを敷設し，制御盤及び水中ポンプ各端子へ電源ケーブルを接続する。

⑤重大事故等対応要員は，発電機−モータコントロールセンタ間及び発電機−水中ポン

相違理由

プ間の電源ケーブルを敷設し，モータコントロールセンタの各端子へ電源ケーブルを

相違理由

接続する。

34

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥緊急時対策要員は，原子炉建屋地下 3 階残留熱除去系(A)ポンプ室水密扉及び高電導度廃液系サンプ(D)室扉を開放し固縛する。
⑦緊急時対策要員は，水中ポンプの吐出側にホースを接続し，接続したホースを原子炉建
屋地下 3 階高電導度廃液系サンプ(D)室内（管理区域）の高電導度廃液系サンプ(D)まで

東海第二

備考

⑥重大事故等対応要員は，原子炉建屋原子炉棟地下 2 階 原子炉隔離時冷却系ポンプ室の 相違理由
水密扉を開放し固縛する。
⑦重大事故等対応要員は，水中ポンプの吐出側にホースを接続し，接続したホースを原子 相違理由
炉建屋原子炉棟地下2階 原子炉棟床ドレン・サンプまで敷設する。

敷設する。また，吐出口にホース用吐出弁を取付け固縛する。
⑧緊急時対策要員は，発電機を起動させるため，発電機本体から起動操作を行い発電機を起動させる。
⑨緊急時対策要員は，水中ポンプを起動させるため，制御盤から起動操作を行い水中ポンプを起動させ，高電導度廃液系サンプ(D)へ送水を開始する。

⑧重大事故等対応要員は，発電機を起動させるため，発電機本体から起動操作を行い発電 相違理由
機を起動させる。
⑨重大事故等対応要員は，水中ポンプを起動させるため，制御盤から起動操作を行い水中 相違理由
ポンプを起動させ，原子炉棟床ドレン・サンプへ送水を開始する。

相違理由⑩緊急時対策要員は，水中ポンプの運転状態を制御盤の状態表示にて確認する。

⑩重大事故等対応要員は，水中ポンプの運転状態を制御盤の状態表示にて確認する。

⑪緊急時対策要員は，排水処理を開始したことを緊急時対策本部に報告する。また，緊急⑪重大事故等対応要員は，排水処理を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。ま 相違理由時対策本部は当直長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 4 名及び緊急時対策

た，災害対策本部長代理は発電長に報告する。

相違理由
相違理由

(c) 操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直 相違理由

要員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉隔離時冷却系による原子運転員及び重大事故等対応要員）8名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原炉圧力容器への注水開始まで約 90 分，緊急時対策要員による排水処理開始まで約 180 分で可子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで125分以内，重大事故等対応要員 相違理由

能である。

による排水処理開始まで300分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具（酸素呼吸器及び耐熱服），照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具（自給式呼吸用保護具及び耐火服）， 相違理由②
照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

相違理由

所近傍に配備する。
原子炉隔離時冷却系ポンプ室に現場運転員が入室するのは原子炉隔離時冷却系起動時のみ原子炉隔離時冷却系ポンプ室に現場運転員が入室するのは原子炉隔離時冷却系起動時のとし，その後速やかに退室する手順とする。したがって，原子炉隔離時冷却系タービングラ

みとし，その後速やかに退室する手順とする。したがって，原子炉隔離時冷却系タービング

ンド部からの蒸気漏えいに伴う環境温度の上昇による運転員への影響はないものと考えておランド部からの蒸気漏えいに伴う環境温度の上昇による運転員への影響はないものと考えり，防護具（酸素呼吸器及び耐熱服）を確実に装着することにより本操作が可能である。

ており，防護具（自給式呼吸用保護具及び耐火服）を確実に装着することにより本操作が可 相違理由②
能である。

35

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 復旧a. 代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内

東海第二

備考

(2) 復旧ａ．代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内

蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池（直流 125V

常設直流電源設備により給電している場合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に 相違理由②

蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 A-2 及び AM 用直流 125V 蓄電池）が枯渇する前に常設代替交流電源

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備と 相違理由②

設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し，原子炉隔離して使用する可搬型代替低圧電源車により所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器に給 相違理由②⑭

時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。

電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。

なお，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷

なお，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が機能 東二は原子炉隔離時冷却系の水

却モード）が機能喪失している場合，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水が必喪失し，サプレッション・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超えると想定さ 源として，サプレッション・チ

要な間は原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽とする。

れる場合は，原子炉圧力容器への注水を低圧代替注水系（可搬型）に切り替える。

ェンバの他に復水貯蔵タンク自主対策設備として整備しているが，復水貯蔵タンクは使用できない場合があるため，低圧注水系を準備し，原子炉を減圧することで，低圧注水系による原子炉の注水を確保する手段としている。

(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流 125V 蓄電池(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な所内常設直流電 相違理由②A，直流 125V 蓄電池 A-2 及び AM 用直流 125V 蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測され源設備の蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合で，常設代替交流電源設備とる場合で，常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備が使して使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代 相違理由②

用可能な場合。

替低圧電源車が使用可能な場合。

(b) 操作手順
代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

(b) 操作手順
常設代替交流電源設備に関する手順及び可搬型代替交流電源設備に関する手順は「1.14相違理由②電源の確保に関する手順等」にて整備する。
(c) 操作の成立性
代替交流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

(c) 操作の成立性
常設代替交流電源設備に関する操作の成立性及び可搬型代替交流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

36

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

東海第二ｂ．代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

備考
相違理由②

全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内蓄

全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内

電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池（直流 125V 蓄電

常設直流電源設備により給電している場合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に

池 A，直流 125V 蓄電池 A-2 及び AM 用直流 125V 蓄電池）が枯渇する前に可搬型直流電源設備によ可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により原子 相違理由②

り原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。

炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。

なお，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷

なお，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が機能 東二は原子炉隔離時冷却系の水

却モード）が機能喪失している場合，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水が必喪失し，サプレッション・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超えると想定さ 源として，サプレッション・チ

要な間は原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽とする。

れる場合，原子炉圧力容器への注水を低圧代替注水系（可搬型）に切り替える。

ェンバの他に復水貯蔵タンク自主対策設備として整備しているが，復水貯蔵タンクは使用できない場合があるため，低圧注水系を準備し，原子炉を減圧することで，低圧注水系による原子炉の注水を確保する手段としている。

(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流 125V 蓄電(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な所内常設直流電 相違理由②

池 A，直流 125V 蓄電池 A-2 及び AM 用直流 125V 蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測源設備の蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合で，代替交流電源設備によりされる場合で，代替交流電源設備により直流電源を確保できない場合。

直流電源を確保できない場合。

(b) 操作手順
可搬型直流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

(b) 操作手順
可搬型代替直流電源設備に関する手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備す 相違理由②る。

37

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性
可搬型直流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整
理する。

東海第二

備考

(c) 操作の成立性
可搬型代替直流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」に 相違理由②て整理する。

c. 直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電

相違理由③

全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内
蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池（直流 125V
蓄電池 A，直流 125V 蓄電池 A-2 及び AM 用直流 125V 蓄電池）が枯渇する前に直流給電車により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。
なお，全交流動力電源の喪失により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷
却モード）が機能喪失している場合，原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水が必
要な間は原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽とする。
(a) 手順着手の判断基準
全交流動力電源喪失時，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流 125V 蓄電池
A，直流 125V 蓄電池 A-2 及び AM 用直流 125V 蓄電池が枯渇により機能が喪失すると予測される場合で，代替交流電源設備及び可搬型直流電源設備により直流電源を確保できない場合。
(b) 操作手順
直流給電車に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
(c) 操作の成立性
直流給電車に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(3) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第東海第二(3) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.2 相違理由⑥

1.2.18 図に示す。

−19図に示す。

a. 全交流動力電源及び常設直流電源系統が喪失した場合の対応

ａ．全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統が喪失した場合の対応

全交流動力電源及び常設直流電源系統の喪失により，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系

備考

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統の喪失により，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，中央制御室からの操作により高圧代替注水系

スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，中央制御室からの操作により高 相違理由②を起動し原子炉圧力容器へ注水する。

圧代替注水系を起動し原子炉圧力容器へ注水する。

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉圧力容器へ注水する。

中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合は，現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し原子炉圧力容器へ注水する。

いずれの操作によっても高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代替注水系により原子

いずれの操作によっても高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代替注水系により原

炉圧力容器内の水位を維持できない場合は，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離時冷子炉圧力容器内の水位を維持できない場合は，現場での人力による弁の操作により原子炉隔離

却系を起動し原子炉圧力容器へ注水する。

時冷却系を起動し原子炉圧力容器へ注水する。

これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。
b. 全交流動力電源のみ喪失した場合の対応
全交流動力電源が喪失し、原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内

これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。
ｂ．全交流動力電源のみ喪失した場合の対応
全交流動力電源が喪失し，原子炉隔離時冷却系の起動又は運転継続に必要な直流電源を所内

蓄電式直流電源設備により給電している場合は，所内蓄電式直流電源設備の蓄電池が枯渇する

常設直流電源設備により給電している場合は，所内常設直流電源設備の蓄電池が枯渇する前に 相違理由②

前に常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備と 相違理由②⑭を受電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水して使用する可搬型代替低圧電源車により所内常設直流電源設備のうち直流125V充電器に給 相違理由②する。

電し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。

代替交流電源設備による給電ができない場合は，可搬型直流電源設備により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。

代替交流電源設備による給電ができない場合は，可搬型代替直流電源設備として使用する可 相違理由②
搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。

代替交流電源設備及び可搬型直流電源設備による給電ができない場合は，直流給電車により相違理由③

原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して原子炉圧力容器へ注水する。
これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バ

これらの対応手段により，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。

ウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続する。

39

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順

1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制(1) 重大事故等の進展抑制

a. ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水
高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系及び原子

備考

ａ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水
高圧炉心スプレイ系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系及び 相違理由②

炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない

原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持で場合は，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほきない場合は，ほう酸水貯蔵タンクを水源としたほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほ 相違理由②

う酸水注入を実施する。

う酸水注入を実施する。

さらに，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクに補給することで，ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水を継続する。

さらに，純水系を水源としてほう酸水貯蔵タンクに補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを 相違理由②⑱
使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水を継続する。

また，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系テストタンクに補給することで，ほう酸

相違理由②
相違理由⑲

水注入系テストタンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水も可能である。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であり，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却

東海第二(a) 手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であり，高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷 相違理由②

系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合で，ほ却系及び高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上にう酸水注入系が使用可能な場合。

維持できない場合で，ほう酸水注入系が使用可能な場合。

(b) 操作手順
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.2.10 図に，タイムチャートを第 1.2.11 図に示す。

備考(b) 操作手順
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.2−11図に，タイムチャートを第1.2−12図に示す。

相違理由⑥［ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入］【ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にほう酸水注入系による原子炉圧力容①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にほう酸水注入系による原子炉圧力 相違理由

器へのほう酸水注入の準備開始を指示する。

相違理由②

容器へのほう酸水注入の準備開始を指示する。

②現場運転員 E 及び F は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に必要な柏崎は受電操作を実施

ポンプ及び電動弁の電源の受電操作を実施する。

東二は電源が確保されていることを確認③中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に②運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入に 相違理由⑪

必要なポンプ及び電動弁の電源が確保されたこと並びに監視計器の電源が確保されている

必要なポンプ及び電動弁の電源が確保されたこと並びに監視計器の電源が確保されてことを状態表示にて確認する。

いることを状態表示等にて確認する。

相違理由
柏崎は本項②操作にて電源が確保されたことを確認④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第代替電源設備は容量を設計で担二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，ほう酸水注入系が使用可能か保しているため，負荷容量確認

確認する。

は不要。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系ポンプの吸込圧力を確保するため，復水移

東二はほう酸水注入系の注入開送ポンプが運転中であり，復水移送ポンプ吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認

始を確認後，補給のための純水する。

系運転状態確認を本項⑤手順で
実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系ポンプ(A)又は(B)の起動操作（ほう酸水注

東海第二

備考

③運転員等は中央制御室にて，ほう酸水注入ポンプ（Ａ）又は（Ｂ）の起動操作（ほう酸 相違理由⑪

入系起動用キー・スイッチを「ポンプ A」位置（B 系を起動する場合は「ポンプ B」位置）

水注入系起動用キー・スイッチを「ＳＹＳ Ａ」位置（Ｂ系を起動する場合は「ＳＹＳにすることで，ほう酸水注入系ポンプ吸込弁及びほう酸水注入系注入弁が全開となり，ほＢ」位置）にすることで，ほう酸水貯蔵タンク出口弁及びほう酸水注入系爆破弁が全開 相違理由②

う酸水注入系ポンプが起動し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始される。）を実施となり，ほう酸水注入ポンプが起動し，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始され 相違理由②する。

る。
）を実施する。

⑦現場運転員 C 及び D は，原子炉建屋地上 3 階ほう酸水注入系貯蔵タンク室（管理区域）にて，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始されたことをほう酸水タンク液位指示値の低相違理由②④運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器へのほう酸水注入が開始されたことをほう 相違理由⑪
酸水貯蔵タンク液位指示値の低下により確認し，発電長に報告する。

下により確認し，当直副長に報告する。

相違理由②
相違理由

⑤運転員等は中央制御室にて，ほう酸水貯蔵タンクに補給するため，純水移送ポンプが柏崎は本項⑤手順で確認

運転中であり，純水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力指示値が約 0.74MPa［gage］以上であることを確認する。
［ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉圧力容器への継続注水］【ほう酸水貯蔵タンクを使用した原子炉圧力容器への継続注水】⑧当直副長は，原子炉圧力容器への継続注水が必要と判断した場合は，運転員にほう酸水注⑥発電長は，原子炉圧力容器への継続注水が必要と判断した場合は，運転員等にほう酸水 相違理由⑪

入系による原子炉圧力容器への継続注水の準備開始を指示する。

注入系による原子炉圧力容器への継続注水の準備開始を指示する。

※［ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入］の準備と※【ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入】の準備と併せ併せて実施する。

相違理由②て実施する。

⑨現場運転員 C 及び D は，ほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉圧力容器への継続注

柏崎は補給ラインの系統構成と水の系統構成として，ホースを接続（復水補給水系〜純水補給水系の間）し，復水補給水してホースを接続する。

系積算計出口ドレン弁，復水補給水系積算計出口ベントライン接続口止め弁，純水補給水

東二は既設の純水補給ラインを

系ほう酸水注入系ポンプエリア床除染用ホースコネクション止め弁及び純水補給水系使用するためホース接続不要。

MSIV/SRV ラッピング室床除染用ホースコネクション止め弁の全開操作を実施する。
⑩現場運転員 C 及び D は，ほう酸水注入系封水供給弁及びほう酸水注入系テストタンク純水⑦運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，ほう酸水貯蔵タンク純水補給ライン元弁の全開操 相違理由⑪⑲

供給元弁の全閉並びにほう酸水注入系ほう酸水貯蔵タンク補給水元弁の全開操作実施後，作実施後，発電長にほう酸水貯蔵タンクを使用した原子炉圧力容器への継続注水の準備 東二は本項⑦手順で準備完了を当直副長にほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉圧力容器への継続注水の準備完了

完了を報告する。

を報告する。

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報告している柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑪当直副長は，運転員にほう酸水注入系貯蔵タンクを使用した原子炉圧力容器への継続注水の開始を指示する。
⑫現場操作員 C 及び D は，ほう酸水注入系貯蔵タンク補給水入口弁を調整開とし，ほう酸水注入系貯蔵タンクに補給する。

東海第二

備考

⑧発電長は，運転員等にほう酸水貯蔵タンクを使用した原子炉圧力容器への継続注水の開 相違理由②⑪
始を指示する。
⑨運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，ほう酸水貯蔵タンク純水補給水弁を調整開とし， 相違理由⑪
ほう酸水貯蔵タンクに補給する。

⑬現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として，復水移送ポンプ吸込ラインの

相違理由②
相違理由⑱

切替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開操作）を実施する。
⑭当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。

相違理由⑱［ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉圧力容器への注水］

相違理由⑲①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②現場運転員 E 及び F は，ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ及び電動弁の電源の受電操作を実施する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ及び電動弁の電源が確保されたこと並びに監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，ほう酸水注入系が使用可能か確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，ほう酸水注入系ポンプ吸込圧力確保のため，復水移送ポン
プが運転中であり，復水移送ポンプ吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認する。
⑥現場運転員 C 及び D は， ほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉圧力容器への注水の系統構成として，ホースを接続（復水補給水系〜純水補給水系の間）し，復水補給水系
積算計出口ドレン弁，復水補給水系積算計出口ベントライン接続口止め弁， 純水補給水系
ほう酸水注入系ポンプエリア床除染用ホースコネクション止め弁及び純水補給水系
MSIV/SRV ラッピング室床除染用ホースコネクション止め弁の全開操作を実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑲

⑦現場運転員 C 及び D は， ほう酸水注入系封水供給弁及びほう酸水注入系テストタンク純水
供給元弁の全閉並びにほう酸水注入系テストタンク出口弁の全開操作完了後，当直副長にほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉圧力容器への注水の準備完了を報告する。
⑧当直副長は，運転員にほう酸水注入系テストタンクを使用した原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑨現場運転員 C 及び D は，ほう酸水注入系注入弁(A)又は(B)の全開操作を実施した後，ほう酸水注入ポンプ(A)又は(B)を起動する。原子炉建屋地上 3 階ほう酸水注入系貯蔵タンク室（管理区域）にて,ほう酸水注入ポンプ出口圧力指示値の上昇を確認後，速やかにほう酸水
注入系テストタンク純水供給元弁を調整開とし，ほう酸水注入系テストタンクに補給する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位指
示値及び復水貯蔵槽水位指示値により確認し，当直副長に報告する。
⑪現場運転員 C 及び D は復水移送ポンプの水源確保として，復水移送ポンプ吸込ラインの切替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開操作）を実施する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。
(c) 操作の成立性
上記の操作のうち，ほう酸水注入系貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水(c) 操作の成立性
上記の操作のうち，ほう酸水貯蔵タンクを水源とした原子炉圧力容器へのほう酸水注入

相違理由②

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

は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判 相違理由

にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉圧力容器へのほう酸水注入開始ま断してから原子炉圧力容器へのほう酸水注入開始まで2分以内で可能である。

で約 20 分で可能である。
さらに，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系貯蔵タンクに補給し，原子炉圧力容

相違理由
相違理由

さらに，純水系を水源としてほう酸水貯蔵タンクに補給し，原子炉圧力容器へ継続注水す 相違理由⑱器へ継続注水する場合は，1 ユニット当たり現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業る場合は，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判 相違理由

開始を判断してから原子炉圧力容器への継続注水準備完了まで約 65 分で可能である。

断してから原子炉圧力容器への継続注水準備完了まで60分以内で可能である。

また，復水補給水系等を水源としてほう酸水注入系テストタンクに補給し，原子炉圧力容

相違理由
相違理由⑲

器へ注水する場合は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場
運転員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉圧力容器への注水開始まで約 75 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整 相違理由②備する。室温は通常運転時と同程度である。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水
高圧炉心注水系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系及び原子東海第二ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由②

高圧炉心スプレイ系の機能喪失時又は全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系及び 相違理由②

炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない

原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持で場合は，原子炉補機冷却系により冷却水を確保し，復水貯蔵槽を水源とした制御棒駆動系によきない場合は，原子炉補機冷却系により冷却水を確保し，復水貯蔵タンクを水源とした制御棒 相違理由②る原子炉圧力容器への注水を実施する。

駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水を実施する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却 相違理由②により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合で，制御系及び高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維棒駆動系が使用可能な場合。

持できない場合で，制御棒駆動水圧系が使用可能な場合。

(b) 操作手順

相違理由②

相違理由②

(b) 操作手順

制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロ

制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応 相違理由②

ーを第 1.2.2 図及び第 1.2.3 図に，概要図を第 1.2.12 図に，タイムチャートを第 1.2.13

フローを第1.2−2図及び第1.2−3図に，概要図を第1.2−13図に，タイムチャートを第1.2− 相違理由⑥

図に示す。

14図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水の準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，制御棒駆動系の起動に必要なポンプ，監視計器の電源及び冷却水が確保されていることを状態表示にて確認する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に制御棒駆動水圧系による原子炉圧 相違理由②
力容器への注水の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水に必要な 相違理由②
ポンプ，電動弁，監視計器の電源及び冷却水が確保されていることを状態表示等にて確 記載方針の相違
認する。

相違理由②

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又電源構成の違い及び代替電源のは第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，制御棒駆動系が使用可能か確認す

容量により，代替電源ではなく，る。

非常用電源からの給電となるため，負荷容量確認は不要。

④当直副長は，中央制御室運転員に制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，制御棒駆動水ポンプ(A)の起動操作を実施し，制御棒駆動
水ポンプ(A)が起動したことを確認する。

③発電長は，運転員等に制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水開始を指示す

相違理由②⑪る。
④運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水ポンプの起動操作を実施し，制御棒駆動水ポ 相違理由②⑪
ンプが起動したことを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，制御棒駆動水圧系流量調整弁及び制御棒駆動水圧系駆動水 相違理由
圧力調整弁を開とする。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを制御棒駆動
系系統流量指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。

⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを制御棒駆動水 相違理由②
圧系系統流量指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。

⑦当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼す

相違理由
相違理由

る。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合， 相違理由施した場合，作業開始を判断してから制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水開始まで

作業開始を判断してから制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水開始まで4分以内 相違理由②

約 20 分で可能である。

で可能である。

c. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

相違理由
相違理由④

全交流動力電源喪失時において，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により高圧炉心注水系の電源を確保することで高圧炉心注水系を冷却水がない状態で一定時間運転し，復水貯蔵槽を水源とした原子炉圧力容器への緊急注水を実施する。
(a) 手順着手の判断基準
原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態であり，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系
により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合で，常設
代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備による非常用高圧母線 D 系への給電が可能となった場合。
(b) 操作手順
高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.2.2 図及び第 1.2.3 図に，概要図を第 1.2.14 図に，タイムチャートを第 1.2.15
図に示す。
※高圧炉心注水系ポンプを冷却水がない状態で運転する場合の許容時間が定められており，高圧炉心注水系ポンプ起動から運転許容時間を経過する前に停止し，高圧炉心注水系の機能を温存させる。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水の準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水に必
要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又は第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，高圧炉心注水系が使用可能か確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系ポンプ(B)の起動操作を実施し，高圧炉心
注水系ポンプ(B)吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認するとともに，当直副長に高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水の準備完了を報告する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑤当直副長は，中央制御室運転員に高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水の

備考
相違理由④

開始を指示する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(B)を全開として原子炉圧力容器への緊急注水を開始する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への緊急注水が開始されたことを原子炉
水位指示値の上昇及び高圧炉心注水系(B)系統流量指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。
⑧当直副長は，高圧炉心注水系ポンプの運転許可時間を経過する前に，中央制御室運転員に高圧炉心注水系ポンプ(B)を停止するよう指示する。
⑨中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(B)を全閉とし，高圧炉心注水系ポンプ(B)を停止する。
⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水開始まで約 25 分で可能である。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.2.18 図に示す。

東海第二

備考

(2) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.2 相違理由⑥−19図に示す。

原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態で，高圧代替注水系及び原子炉隔離時冷却系により原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態で，高圧代替注水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧 相違理由②

原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合は，常設代替交流電炉心スプレイ系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない 相違理由②

源設備等により非常用高圧母線の電源を確保し，高圧炉心注水系が健全であれば，高圧炉心注水

場合は，交流動力電源が確保され原子炉補機冷却系により冷却水を確保できれば制御棒駆動水圧 相違理由②系を冷却水がない状態で一定時間運転（緊急注水）することで重大事故等の進展を抑制する。高系による原子炉圧力容器への注水を実施する。原子炉補機冷却系により冷却水を確保できない場

圧炉心注水系が使用できない場合は，原子炉補機冷却系により冷却水を確保できれば制御棒駆動

合，又は常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により交流動力電源が確保 相違理由②

系による原子炉圧力容器への注水を実施する。原子炉補機冷却系により冷却水を確保できない場

できず，可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車により交流動力電源を確 相違理由②

合，又は常設代替交流電源等により非常用高圧母線の電源が確保できず，可搬型代替交流電源設

保した場合は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水を実施する。制 相違理由②

備により電源を確保した場合は，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注

御棒駆動水圧系及びほう酸水注入系は発電用原子炉を冷却するには十分な注水量を確保できな水を実施する。制御棒駆動系及びほう酸水注入系は発電用原子炉を冷却するには十分な注水量をいが，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対確保できないが，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧策の準備が整うまでの期間，重大事故等の進展抑制として使用する。

相違理由②時の冷却対策の準備が整うまでの期間，重大事故等の進展抑制として使用する。
なお，ほう酸水注入系により原子炉圧力容器へ注水する際の水源は，通常時の補給にて使用する純水補給水系が使用できない場合は，復水補給水系又は消火系から補給する。

なお，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器への注水を継続する場合は，ほう酸水貯蔵タンク 相違理由②⑲に純水系から補給することで，ほう酸水貯蔵タンクを使用したほう酸水注入系による原子炉圧力容器への継続注水を実施する。

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

東海第二1.2.2.4 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.2.2.4 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水(1) 原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水

備考
相違理由⑤

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

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

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

冷却系を起動し，復水貯蔵槽又はサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

水を実施する。

信号名称の相違
相違理由⑨

なお，原子炉隔離時冷却系の水源はサプレッション・チェンバを優先して用いるが，原子炉隔 相違理由⑨

原子炉隔離時冷却系の第一水源は復水貯蔵槽であり，LOCA 信号（原子炉水位低（レベル 1.5）

離時冷却系で用いることができる水源として自主対策設備である復水貯蔵タンクもある。サプレ 相違理由⑨又はドライウェル圧力高）かつサプレッション・チェンバ・プールの水位高信号の入力により第ッション・プール水枯渇，サプレッション・チェンバ破損又はサプレッション・プール水の温度 相違理由⑨

二水源であるサプレッション・チェンバに自動で切り替わる。残留熱除去系（サプレッション・が上昇することを考慮し，原子炉隔離時冷却系の確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔

チェンバ・プール水冷却モード）が機能喪失している場合，サプレッション・チェンバ・プール

離時冷却系の水源を復水貯蔵タンクに手動で切り替える。

相違理由②

水の温度が上昇することを考慮し，原子炉隔離時冷却系の確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽に手動で切り替える。
いずれの切替えにおいても，運転中の原子炉隔離時冷却系を停止することなく水源切替えが可能である。
なお，事前にサプレッション・チェンバ・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超えると想定された場合は，原子炉隔離時冷却系の水源切替スイッチを「CSP」位置にすることで，相違理由②
いずれの切替えにおいても，運転中の原子炉隔離時冷却系を停止することなく水源切替えが可能である。
サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については，「1.13
事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽に保持する。

重大 東二はサプレッション・チェン
バから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
a. 手順着手の判断基準
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。
b. 操作手順
原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.2.16 図に示す。

東海第二ａ．手順着手の判断基準
給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合。
ｂ．操作手順原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.2−15図に，タイムチャートを第1.2−16図に示す。

［原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動信号（原子

備考

相違理由⑥
柏崎は表題を記載①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉隔離時冷却系による原子炉圧 相違理由
力容器への注水開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レ 相違理由

炉水位低（レベル 2 若しくはレベル 1.5）又はドライウェル圧力高）により原子炉隔離時ベル２））により原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁，原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁及び 信号名称の相違

冷却系タービン止め弁，原子炉隔離時冷却系注入弁及び原子炉隔離時冷却系冷却水ライン

原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁が全開し，原子炉隔離時冷却系が起動したことを確認す 相違理由②

止め弁が全開し，原子炉隔離時冷却系が起動したことを確認する。

る。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）③中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉隔離時

東海第二

備考

③運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉隔離時冷 相違理由

冷却系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し当直副長に報告

却系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し発電長に報告する

するとともに，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レとともに，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベベル 8）の間で維持する。

ル８）の間で維持する。

④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。

相違理由

相違理由

［原子炉隔離時冷却系の水源切替え（サプレッション・チェンバから復水貯蔵槽の場合）］

相違理由⑨①当直副長は，中央制御室運転員にサプレッション・チェンバ・プール水の温度が原子炉隔離時冷却系の設計温度を超える前に原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッション・チェン
バから復水貯蔵槽へ切り替え，その後の原子炉隔離時冷却系の運転状態に異常がないことを確認するよう指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉隔離時冷却系の水源切替スイッチを「CSP」位置にすることで，原子炉隔離時冷却系復水貯蔵槽側吸込弁が全開，その後，原子炉隔離時冷却系サプレッション・チェンバ・プール側吸込隔離弁が全閉し，水源がサプレッション・チ
ェンバから復水貯蔵槽へ切り替わることを確認する。また，水源切替え後における原子炉
隔離時冷却系の運転状態に異常がないことを確認する。
c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。

ｃ．操作の成立性
上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作 相違理由
業開始を判断してから原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで3分以内で東二は SA 設備を使用した手順可能である。

については，時間及びタイムチ
ャートを示す整理としている。

操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

東二は操作の成立性にて明確に時間を記載しているため，記載
しない。

51

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水
高圧炉心注水系が健全な場合は，自動起動信号（原子炉水位低（レベル 1.5）又はドライウェ

東海第二

備考

(2) 高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水

相違理由②

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

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

ライウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により高圧炉心スプレイ系を起 相違理由②⑨

蔵槽又はサプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

高圧炉心注水系の第一水源は復水貯蔵槽であり，サプレッション・チェンバ・プールの水位高

なお，高圧炉心スプレイ系の水源はサプレッション・チェンバを優先して用いるが，高圧炉心 相違理由②⑨

信号の入力により第二水源であるサプレッション・チェンバに自動で切り替わる。残留熱除去系

スプレイ系で用いることができる水源として自主対策設備である復水貯蔵タンクもある。残留熱 相違理由⑨（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）が機能喪失している場合，サプレッション・

除去系（サプレッション・プール冷却系）が機能喪失している場合，サプレッション・プール水

チェンバ・プール水の温度が上昇することを考慮し，高圧炉心注水系の確実な運転継続を確保すの温度が上昇することを考慮し，高圧炉心スプレイ系の確実な運転継続を確保する観点から，高 相違理由②⑨

る観点から，高圧炉心注水系の水源を復水貯蔵槽に手動で切り替える。

圧炉心スプレイ系の水源を復水貯蔵タンクに手動で切り替える。

いずれの切替えにおいても，運転中の高圧炉心注水系を停止することなく水源切替えが可能である。

相違理由②
相違理由②

いずれの切替えにおいても，運転中の高圧炉心スプレイ系を停止することなく水源切替えが可 相違理由②
能である。

なお，事前にサプレッション・チェンバ・プール水の温度が高圧炉心注水系の設計温度を超えると想定された場合は，高圧炉心注水系の水源切替スイッチを「CSP」位置にすることで，高圧

サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については，「1.13

重大 東二はサプレッション・チェン

事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

炉心注水系の水源を復水貯蔵槽に保持する。

バから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については，「1.13
重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

a. 手順着手の判断基準
給水・復水系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。
b. 操作手順ａ．手順着手の判断基準
給水・復水系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合。
ｂ．操作手順高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。

高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。

相違理由②

概要図を第 1.2.17 図に示す。

概要図を第1.2−17図に，タイムチャートを第1.2−18図に示す。

相違理由⑥［高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動信号（原子柏崎は表題を記載①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に高圧炉心スプレイ系による原子炉圧 相違理由②
力容器への注水開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レ 相違理由

炉水位低（レベル 1.5） 又はドライウェル圧力高）により高圧炉心注水系ポンプが起動

ベル２）又はドライウェル圧力高）により高圧炉心スプレイ系ポンプが起動し，高圧炉心 相違理由②

し，高圧炉心注水系注入弁が全開となったことを確認する。

スプレイ系注入弁が全開となったことを確認する。

③中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを高圧炉心注水

相違理由②③運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを高圧炉心スプレ 相違理由②系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し当直副長に報告する

イ系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し発電長に報告するとともに，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベとともに，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ル８）の間で維持する。

④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。

相違理由

相違理由

52

，信号名称の相違

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

東海第二［高圧炉心注水系の水源切替え（サプレッション・チェンバから復水貯蔵槽の場合）］

備考
東二はサプレッション・チェン①当直副長は，中央制御室運転員にサプレッション・チェンバ・プール水の温度が高圧炉心注

バから復水貯蔵タンクへの水源

水系の設計温度を超える前に高圧炉心注水系の水源をサプレッション・チェンバから復水貯切替え手順については，「1.13

蔵槽へ切り替え， その後の高圧炉心注水系の運転状態に異常がないことを確認するよう指重大事故等の収束に必要となる示する。

水の供給手順等」にて整備する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系の水源切替スイッチを「CSP」位置にすることで， 高圧炉心注水系復水貯蔵槽側吸込弁が全開，その後，高圧炉心注水系サプレッショ
ン・チェンバ・プール側吸込隔離弁が全閉し，水源がサプレッション・チェンバから復水貯蔵槽へ切り替わることを確認する。また，水源切替え後における高圧炉心注水系の運転状態に異常がないことを確認する。
c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。

ｃ．操作の成立性

相違理由

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作 東二は SA 設備を使用した手順
業開始を判断してから高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで3分以内でについては，時間及びタイムチ可能である。

ャートを示す整理としている。

操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

東二は操作の成立性にて明確に時間を記載しているため，記載
しない。

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1.2.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

東海第二

備考

1.2.2.5 その他の手順項目について考慮する手順
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順については，「1.4 原子炉冷却材 東二は他条文で整備する左記操
圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。

作が必須となるため手順のリンクを明確にしている。

サプレッション・チェンバから復水貯蔵タンクへの水源切替え手順については，「1.13

重大事

故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
高圧代替注水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系ポンプ，ほう酸水注入系ポンプ，制御棒

非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替

駆動水ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備，交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，常設代替直流電源設備として使用する緊急用

第二代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び可搬型直流電源設備への燃料補給手順につい125V 系蓄電池又は可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流ては「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

器による高圧代替注水系，原子炉隔離時冷却系，制御棒駆動水ポンプ，電動弁及び中央制御室監視
計器類への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び非常 相違理由②用交流電源設備への燃料給油手順については，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて整備する。 相違理由②

復水貯蔵槽への水の補給手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」

相違理由⑯にて整備する。
原子炉水位の監視又は推定に係る計装設備に関する手順については「1.15 事故時の計装に関す

原子炉水位の監視又は推定に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装にる手順等」にて整備する。

関する手順等」にて整備する。

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第 1.2.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順
対応手段，対処設備，手順書一覧（1/6）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））
機能喪失を想定する
分類

設計基準事故対処設備

対処設備「水位確保」等（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する発電用原子炉の冷却）

いては記載を省略する。それ以復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
非常用交流電源設備 ※1

復水貯蔵槽

−
高圧炉心注水系ポンプ

原子炉補機冷却系
非常用交流電源設備 ※1

手順書※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

載しているため下線は省略する。
原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
サプレッション・チェンバ※１
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器所内常設直流電源設備※２
非常用交流電源設備※２
燃料給油設備※２

柏崎の記載が他ページに示され

高圧炉心スプレイ系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
サプレッション・チェンバ※１
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ス
トレーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発
電機用海水系
非常用交流電源設備※２
燃料給油設備※２※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

55

外の相違理由については四角点
線枠にて示し，備考に理由を記

重大事故等対処設備

対処設備

サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器

対処設備

る場合はページ数を記載する。
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

−

重大事故等

復水貯蔵槽

「水位確保」等

高圧炉心スプレイ系による発電用原子炉の冷却

高圧炉心注水系による発電用原子炉の冷却復水補給水系配管︵設計基準拡張︶パージャ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）
重大事故等対処設備

高圧炉心注水系配管・弁・ストレーナ・ス

設計基準事故対処設備

直流 125V 蓄電池 A
直流 125V 充電器 A

対処設備

原子炉圧力容器

重大事故等

サプレッション・チェンバ対応
手段

重大事故等対処設備

発電用原子炉の冷却重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

原子炉隔離時冷却系によるストレーナ︵設計基準拡張︶

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備

主蒸気系配管・弁全体を通して共通の相違理由②

原子炉隔離時冷却系による発電用原子炉の冷却事故時運転操作手順書（徴候ベース）

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁

第1.2−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順⑤⑦⑧⑨⑩⑫⑬⑭⑮⑰⑱⑳につ

手順書

原子炉隔離時冷却系ポンプ

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／6）

分類

対応
手段

東海第二

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
ＡＭ設備別操作手順書（以下，
第1.2−1 表において同様）

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（2/6）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／6）（フロントライン系故障時）（フロントライン系故障時）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

分類

対応
手段

対処設備

手順書

原子炉隔離時冷却系

高圧代替注水系ポンプ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

高圧炉心注水系

復水貯蔵槽「水位確保」等

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁

残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備 ※1
常設代替交流電源設備 ※1
可搬型代替交流電源設備 ※1
第二代替交流電源設備 ※1

自主対策設備
事故時運転操作手順書（徴候ベース）

復水貯蔵槽「水位確保」等
AM 設備別操作手順書

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁

復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領「HPAC 現場起動」※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

常設高圧代替注水系ポンプ
高圧代替注水系タービン止め弁
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
サプレッション・チェンバ※１
高圧代替注水系（蒸気系）配管・
弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
高圧代替注水系（注水系）配管・
弁
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ス
トレーナ
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁
原子炉圧力容器重大事故等対処設備

高圧代替注水系（注水系）配管・弁重大事故等対処設備

高圧代替注水系の現場操作による発電用原子炉の冷却

高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁主蒸気系配管・弁常設高圧代替注水系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
サプレッション・チェンバ※１
高圧代替注水系（蒸気系）配管・
弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
高圧代替注水系（注水系）配管・
弁
高圧炉心スプレイ系配管・弁・ス
トレーナ
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替直流電源設備※２
可搬型代替直流電源設備※２
常設代替交流電源設備※２
可搬型代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２

手順書

高圧炉心スプレイ系

高圧代替注水系の現場操作による発電用原子炉の冷却

高圧代替注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系

対処設備

重大事故等対処設備

高圧炉心注水系配管・弁

フロントライン系故障時

フロントライン系故障時

高圧代替注水系の中央制御室からの操作による発電用原子炉の冷却復水補給水系配管

重大事故等対処設備

高圧代替注水系（注水系）配管・弁対応
手段

高圧代替注水系の中央制御室からの操作による発電用原子炉の冷却

分類

備考※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

56

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

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東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（3/6）

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／6）（サポート系故障時）（サポート系故障時）

機能喪失を想定する
分類

設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁「水位確保」等

復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器

原子炉隔離時冷却系ポンプ

高圧炉心注水系配管・弁

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
所内蓄電式直流電源設備 ※1

可搬型代替交流電源設備 ※1
第二代替交流電源設備 ※1
設 自
備 主
対
策

︵設計基準拡張︶

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器
所内蓄電式直流電源設備 ※1
可搬型直流電源設備 ※1

重大事故等対処設備

可搬型直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

原子炉隔離時冷却系ポンプ
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・
ストレーナ
復水補給水系配管
高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ

全交流動力電源

重
対 大
処
事
設
備 故
等

原子炉隔離時冷却系ポンプ
原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
サプレッション・チェンバ※１
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁
原子炉圧力容器

手順書

水中ポンプ
ホース
仮設発電機
燃料給油設備※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
サプレッション・チェンバ※１
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器所内常設直流電源設備※２
常設代替交流電源設備※２
可搬型代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

57

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等対処設備

常設代替交流電源設備 ※1

代替交流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

給水系配管・弁・スパージャ

サポート系故障時

復水補給水系配管

対処設備

ストレーナ

重大事故等

代替交流電源設備によるサポート系故障時

原子炉隔離時冷却系への給電

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・︵設計基準拡張︶

主蒸気系配管・弁− ※1
重大事故等対処設備

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁常設直流電源系統

対処設備

自主対策設備全交流動力電源

全交流動力電源

自主対
策
設備

水中ポンプ
ホース
仮設発電機
燃料補給設備 ※1

多様なハザード対応手順「RCIC 現場起動（排水処理）」

給水系配管・弁・スパージャ

復水貯蔵槽「RCIC 現場起動」

対応
手段

重大事故等対処設備

ストレーナ

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

AM 設備別操作手順書

重大事故
等
対処設備

による発電用原子炉の冷却

原子炉隔離時冷却系の現場操作

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・︵設計基準拡張︶

主蒸気系配管・弁重大事故等対処設備

原子炉隔離時冷却系ポンプ

分類

原子炉隔離時冷却系の現場操作による発電用原子炉の冷却

全交流動力電源
常設直流電源系統

手順書

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（4/6）

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／6）（サポート系故障時）（サポート系故障時）
分類

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

− ※1

復水貯蔵槽
サプレッション・チェンバ

高圧炉心注水系配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器

サポート系故障時

復水補給水系配管

手順書

柏崎は代替電源による給電に係る全交流動力電源

所内蓄電式直流電源設備 ※1
直流給電車及び電源車 ※1※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

記載を比較表ページ 57 に記載。

原子炉隔離時冷却系ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
サプレッション・チェンバ※１
原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁
主蒸気系配管・弁
原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器所内常設直流電源設備※２
可搬型代替直流電源設備※２
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

主蒸気系配管・弁自主対策設 備

サポート系故障 時直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電

原子炉隔離時冷却系（蒸気系）配管・弁

ストレーナ

対処設備

手順書

原子炉隔離時冷却系ポンプ

原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁・対応
手段

代替直流電源設備による原子炉隔離時冷却系への給電

全交流動力電源

対処設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

備考※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

58

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

柏崎の直流給電車による原子炉
隔離時冷却系への給電
相違理由③

ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（5/6）

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／6）（監視及び制御）（監視及び制御）

機能喪失を想定する分類

対処設備「水位確保」等

の監視計器

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）※３

原子炉水位（狭帯域）
復水貯蔵槽水位AM 設備別操作手順書「HPAC 現場起動」−

原子炉水位（狭帯域）

高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
高圧代替注水系タービン入口圧力高圧代替注水系タービン排気圧力
高圧代替注水系ポンプ吸込圧力「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「RCIC 現場起動」

原子炉水位（狭帯域）※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※３

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

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉隔離時冷却系系統流量
可搬型計測器

原子炉隔離時冷却系タービン入口
圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧
力
可搬型回転計

自主対策設備原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力
可搬型回転計

自主対策設備

可搬式原子炉水位計

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
高圧代替注水系系統流量
可搬型計測器※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

59

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

重大事故等対処設備

原子炉隔離時冷却系︵現場起動時︶の監視計器

事故時運転操作手順書（徴候ベース）
重大事故等
対処設備

の監視計器

原子炉隔離時冷却系︵現場起動時︶

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）※３

自主対策設備

可搬式原子炉水位計

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

自主対策設備

監視及び制御の監視計器監視及び制御高圧代替注水系︵現場起動時︶

重大事故等
対処設備

「水位確保」等

高圧代替注水系︵現場起動時︶の監視計器

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

対処設備

重大事故等対処設備

自主対策設備

高圧代替注水系︵中央制御室起動時︶

原子炉水位（SA）

対応
手段

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

原子炉水位（燃料域）

重大事故等対処設備

原子炉水位（広帯域）

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）−

手順書

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

高圧代替注水系︵中央制御室起動時︶の監視計器

設計基準事故対処設備

分類
対応
手段

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（6/6）

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／6）（重大事故等の進展抑制）（重大事故等の進展抑制）

分類

設計基準事故対処設備

分類
対応
手段

対処設備

手順書

ほう酸水注入系ポンプ

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※1「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「SLC ポンプによる原子炉注水」

可搬型代替交流電源設備 ※1

自主対策
設備

第二代替交流電源設備 ※1

ほう酸水注入系ポンプ
ほう酸水注入系貯蔵タンク

復水補給水系
消火系

原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※1−

第二代替交流電源設備 ※1−

可搬型代替交流電源設備 ※1

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

復水貯蔵槽「水位確保」等

制御棒駆動系配管・弁
復水補給水系配管・弁「CRD による原子炉注水」

原子炉補機冷却系

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

復水貯蔵槽「水位確保」等

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

常設代替交流電源設備 ※1
第二代替交流電源設備 ※1※1：手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

自主対策設備による進展抑制

高圧炉心注水系緊急注水

高圧炉心注水系ポンプ

原子炉圧力容器

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

ほう酸水注入ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
ほう酸水貯蔵タンク※１
ほう酸水注入系配管・弁
純水系
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※２
可搬型代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

AM 設備別操作手順書「HPCF 緊急注水」

制御棒駆動水ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
復水貯蔵タンク※１
制御棒駆動水圧系配管・弁補給水系配管・弁
原子炉圧力容器
原子炉補機冷却系
非常用交流電源設備※２
燃料給油設備※２

自主対策設備

常設代替交流電源設備※1
第二代替交流電源設備※1

復水補給水系配管

ほう酸水注入ポンプ
逃がし安全弁（安全弁機能）※４
ほう酸水貯蔵タンク※１
ほう酸水注入系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※２
可搬型代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２

手順書

AM 設備別操作手順書

制御棒駆動水圧系による進展抑制

原子炉圧力容器自主対策設備

進展抑制

制御棒駆動系による制御棒駆動水ポンプ

対処設備

自主対策設備

純水補給水系

重大事故等の進展抑制

高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

自主対策設備

ほう酸水注入系による重大事故等の進展抑制

進展抑制︵注水︶

ほう酸水注入系配管・弁

ほう酸水注入系による進展抑制︵注水︶

ほう酸水注入系テストタンク

対応
手段

重大事故等対処設備

ほう酸水注入系による進展抑制︵ほう酸水注入︶

ほう酸水注入系配管・弁事故時運転操作手順書（徴候ベース）
重大事故等対処設備

ほう酸水注入系貯蔵タンク

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

ほう酸水注入系による進展抑制︵ほう酸水注入︶

機能喪失を想定する

備考※1：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。
※4：運転員等による操作不要の設備である。

60

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
ＡＭ設備別操作手順書

柏崎の高圧炉心注水系緊急注水による進展抑制相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.2.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

第1.2−2表 重大事故等対処に係る監視計器

全体を通して共通の相違理由②

監視計器一覧（1/5）

監視計器一覧（1／7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

判
断
基
準

電源

AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉圧力容器内の水位

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

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

操
作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
AM 設備別操作手順書

判
断
基
準

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

る。

原子炉圧力容器内の水位

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

高圧代替注水系タービン入口圧力高圧代替注水系タービン排気圧力
高圧代替注水系ポンプ吸込圧力

原子炉圧力容器への注水量

高圧代替注水系系統流量

直流 125V 主母線盤 A 電圧

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力(SA)

水源の確保
電源

AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力容器内の水位

可搬式原子炉水位計

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作

水源の確保

原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
補機監視機能1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（徴候ベース）
電源「水位確保」等
AM 設備別操作手順書「RCIC 現場起動」

判
断
基
準

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

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力容器内の水位

可搬式原子炉水位計

多様なハザード対応手順「RCIC 現場起動（排水処理）」

直流 125V 充電器盤 A-2 蓄電池電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉圧力容器内の水位

操作

可搬型回転計補機監視機能柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載。

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

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

操
作

載しているため下線は省略す

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

高圧代替注水系系統流量「HPAC 現場起動」

線枠にて示し，備考に理由を記

緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉圧力容器への注水量

いては記載を省略する。それ以外の相違理由については四角点

電源

原子炉圧力
原子炉圧力容器内の圧力

監視パラメータ（計器）1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
ａ．中央制御室からの高圧代替注水系起動

判断基準

原子炉圧力容器内の水位⑤⑦⑧⑨⑩⑫⑬⑭⑮⑰⑱⑳につ原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力61（以下，第 1.2−2 表は同様。
）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（2／7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）

柏崎の「現場手動操作による高1.2.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水
ｂ．現場手動操作による高圧代替注水系起動

圧代替注水系起動に係る監視計器」は，比較表ページ 61 に記
載。

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉圧力容器内の水位

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器への注水流量

高圧代替注水系系統流量（可搬型計測器）

補機監視機能常設高圧代替注水系ポンプ吐出圧力
高圧代替注水系タービン入口圧力高圧代替注水系タービン排気圧力
常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力

操作

電源

62

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（3／7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.2.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失時の原子炉圧力容器への注水
ａ．現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉圧力容器内の水位

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器への注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量（可搬型計測器）

補機監視機能原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吸込圧力
可搬型回転計操作

電源

63

柏崎の現場手動操作による原子炉隔離時冷却系起動に係る監視計器は，比較表ページ 61 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（2/5）

東海第二

備考

監視計器一覧（4／7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1)重大事故等の進展抑制
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
電源

M/C

C 電圧

M/C

D 電圧

P/C

C−1 電圧

1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制
ａ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入及び注水

P/C
D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

AM 設備別操作手順書「SLC ポンプによる原子炉注水」
判断基準
原子炉圧力容器内の水位

電源

メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。
）
２Ｃ電圧
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。
） ２Ｃ電圧Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

原子炉圧力容器内の水位

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

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」
等

水源の確保

純水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

補機監視機能ほう酸水注入ポンプ吐出圧力
純水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
復水貯蔵槽水位操作

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

補機監視機能ほう酸水注入系ポンプ出口圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

M/C C 電圧

「水位確保」等

電源

AM 設備別操作手順書
原子炉圧力容器内の水位

P/C C−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧

ＡＭ設備別操作手順書

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

原子炉補機冷却水系(A)系統流量

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

制御棒駆動系系統流量

補機監視機能制御棒駆動系充てん水ライン圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

操作

補機監視機能操作

判断基準「CRD による原子炉注水」

復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位
純水タンク水位

判断基準

水源の確保

64

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（3/5）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1)重大事故等の進展抑制
M/C D 電圧

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等「HPCF 緊急注水」

備考

監視計器一覧（5／7）

手順書

AM 設備別操作手順書

東海第二

電源
判
断
基
準

原子炉圧力容器内の水位

水源の確保

操
作

P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

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

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水流量

高圧炉心注水系(B)系統流量

補機監視機能高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」
等

柏崎の制御棒駆動系による原子炉圧力容器への注水に係る監視

電源Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

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

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力

監視パラメータ（計器）1.2.2.3 重大事故等の進展抑制時の対応手順(1) 重大事故等の進展抑制
ｂ．制御棒駆動水圧系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

補機監視機能原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

制御棒駆動水圧系系統流量

補機監視機能制御棒駆動系冷却水ライン流量

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作65

計器は，比較表ページ 62 に記載。

柏崎の高圧炉心注水系緊急注水による進展抑制相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（4/5）

東海第二

備考

監視計器一覧（6／7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.2.2.4 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（徴候ベース）

電源

直流 125V 主母線盤 A 電圧

1.2.2.4 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水「水位確保」等

判
断
基
準

原子炉圧力容器内の水位

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

判断基準

復水貯蔵槽水位
水源の確保

復水貯蔵槽水位（SA）
サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

操作

直流 125V 主母線盤２Ａ電圧

原子炉圧力容器内の水位

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

原子炉隔離時冷却系系統流量

補機監視機能原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉圧力容器への注水量

原子炉隔離時冷却系系統流量
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力

補機監視機能電源

原子炉隔離時冷却系タービン入口圧力
原子炉隔離時冷却系タービン排気圧力
原子炉隔離時冷却系タービン回転速度

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
ＡＭ設備別操作手順書

復水貯蔵槽水位
水源の確保

復水貯蔵槽水位（SA）
サプレッション・チェンバ・プール水位操作

66

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧(5/5)

東海第二

備考

監視計器一覧（7／7）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.2.2.4 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(2)高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（徴候ベース）

M/C D 電圧

「水位確保」等

M/C E 電圧電源

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.2.2.4 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(2) 高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水

P/C D−1 電圧
P/C E−1 電圧

電源

Ｍ／Ｃ ＨＰＣＳ電圧
直流125V主母線盤ＨＰＣＳ電圧

原子炉圧力容器内の水位

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

高圧炉心スプレイ系系統流量

補機監視機能高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

直流 125V 主母線盤 B 電圧
判
断基準

直流 125V 主母線盤 C 電圧

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
復水貯蔵槽水位

水源の確保

復水貯蔵槽水位（SA）
サプレッション・チェンバ・プール水位
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」
等

原子炉圧力容器への注水量

高圧炉心注水系(B)系統流量
高圧炉心注水系(C)系統流量

原子炉圧力容器内の水位

操作

ＡＭ設備別操作手順書
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力操作

補機監視機能復水貯蔵槽水位
水源の確保

復水貯蔵槽水位（SA）
サプレッション・チェンバ・プール水位

67柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

第 1.2.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

第1.2−3表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

給電元給電母線
対象条文
【1.2】

対象条文

供給対象設備
高圧代替注水系弁

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧
時に発電用原子炉を冷却するための手順等

供給対象設備

給電元
給電母線

常設代替直流電源設備

原子炉隔離時冷却系 弁

所内常設直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤
直流125V主母線盤２Ａ

高圧代替注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤

ほう酸水注入ポンプ・弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
モータコントロールセンタ２Ｃ系（以下「モータコントロールセン
タ」を「ＭＣＣ」という。）
ＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

可搬型直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

AM 用直流 125V
原子炉隔離時冷却系弁

備考

所内蓄電式直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
可搬型直流電源設備

直流 125V A 系
直流 125V A−2 系
AM 用直流 125V
ほう酸水注入系ポンプ・弁常設代替交流電源設備【1.2】
原子炉冷却材圧力バウンダ
リ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系
計測用 B 系

68

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎との相違箇所については本
文に記載しているため下線を省略。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載。
（以下，図は同様。
）

69

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 69 に記載

70

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は先行 PWR との比較のため補足を作成しており，東二は柏崎との比較となるため補足は作成していない。

71

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

72

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

73

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧⑫74

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

75

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は比較表ページ 74 に記載。
相違理由⑧⑫76

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 75 に記載。
相違理由

77

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧

78

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

79

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

80

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑱⑳81

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑲

82

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑱⑲83

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

84

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

85

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④

86

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由④

87

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑧⑨88

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は設計基準事故対処設備による重大事故等の対応についてもタイムチャートを作成。

89

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二の水源切替えは，技術的能力「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」に整備。

90

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理湯②⑨91

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は設計基準事故対処設備による重大事故等の対応についてもタイムチャートを作成。

92

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二の水源切替えは，技術的能力「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」に整備。

93

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

94

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表 94 ページに記載

95

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表 94 ページに記載

96

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

97

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

東海第二

備考

1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等＜＜ 目 次 ＞
1.3.1 対応手段と設備の選定

1.3.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

目 次 ＞

a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 代替減圧(a) 代替減圧(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

b. サポート系故障時の対応手段及び設備

ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a) 常設直流電源系統喪失時の減圧(a) 常設直流電源系統喪失時の減圧(b) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧(b) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧

東二は，単体で性状がわかるガ(c) 逃がし安全弁が作動可能な環境条件(c) 逃がし安全弁が作動可能な環境条件

スには「ガス」を付けないこと(d) 復旧(d) 復旧としている。

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

以降，同様の相違理由によるも

c. 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ｃ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備のは相違理由①と示す。

(a) 炉心損傷時における高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱の防止(a) 炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

d. インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応手段及び設備

ｄ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段及び設備(a) インターフェイスシステムLOCA発生時の対応(a) インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

e. 手順等

ｅ．手順等

1.3.2 重大事故等時の手順

1.3.2 重大事故等時の手順

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧(1) 代替減圧

a. 手動操作による減圧(2) 重大事故等時の対応手段の選択

ａ．手動操作による減圧(2) 重大事故等時の対応手段の選択

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順

1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧

a. 可搬型直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放

ａ．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放

備考

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。
柏崎は自動減圧機能及び逃がし弁機能を重大事故等対処設
備と位置付けているが，東二は自動減圧機能を重大事故等対処設備と位置付けている。
なお，逃がし弁機能については
逃がし弁用アキュムレータが自主対策設備のため，自主対策の手段となる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

b. 逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き）開放ｂ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放

c. 代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放

相違理由③
柏崎は常設直流電源系統喪失
時の対応手段として選定しているが，東二は窒素作動弁の駆動源喪失の対応手段として選定している（自動減圧系の窒素駆動源喪失を想定して設備選定しているため）。なお，東二は本対応設備を重大事故等対処設備に位置付けている。
柏崎は自主対策設備として位置付けている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧
a. 高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保

東海第二(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧

備考
相違理由①

ａ．非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保

相違理由①②③ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保

東二は非常用窒素供給系のボンベ供給圧力が低下した場合の対応手段として可搬型窒素供給装置（小型）を自主対策設
備として整備する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による逃がし安全弁（逃がし弁機能）開放(3) 復旧相違理由④(3) 復旧a. 代替直流電源設備による復旧

ａ．代替直流電源設備による復旧

b. 代替交流電源設備による復旧

ｂ．代替交流電源設備による復旧(4) 重大事故等時の対応手段の選択(4) 重大事故等時の対応手段の選択

1.3.2.3 炉心損傷時における高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順

1.3.2.3 炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順

1.3.2.4 インターフェイスシステムLOCA発生時の対応手順

1.3.2.4 インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順(1) EOP「原子炉建屋制御」(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「原子炉建屋制御」

対応手順書名を正確に記載
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

1.3.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

1.3.2.5 その他の手順項目について考慮する手順

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

1.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事

発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態であって、設計基準事

故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子故対処設備が有する発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要な手順等が炉格納容器の破損を防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること｡

【解釈】

【解釈】

１ 「炉心の著しい損傷」を「防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要

１「炉心の著しい損傷」を「防止するため、原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順

等をいう。

等をいう｡

（１）可搬型重大事故防止設備（１）可搬型重大事故防止設備ａ）常設直流電源系統喪失時において、減圧用の弁（逃がし安全弁（BWRの場合）又は、主蒸気ａ）常設直流電源系統喪失時において、減圧用の弁（逃がし安全弁（BWR の場合）又は、主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWRの場合））を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWR の場合））を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。

操作が行えるよう、手順等が整備されていること｡ｂ）減圧用の弁が空気作動弁である場合、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう可搬型コンプレッサー又は窒素ボンベを整備すること。
ｃ） 減圧用の弁が作動可能な環境条件を明確にすること。
（２）復旧
ａ）常設直流電源喪失時においても、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、代替電源による復旧手順等が整備されていること。
（３）蒸気発生器伝熱管破損（SGTR）

ｂ）減圧用の弁が空気作動弁である場合、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう可搬型コンプレッサー又は窒素ボンベを整備すること｡
ｃ）減圧用の弁が作動可能な環境条件を明確にすること｡（２）復旧
ａ）常設直流電源喪失時においても、減圧用の弁を作動させ原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、代替電源による復旧手順等が整備されていること｡（３）蒸気発生器伝熱管破損（SGTR）

ａ） SGTR発生時において、破損した蒸気発生器を隔離すること。隔離できない場合、加圧器逃ａ）SGTR 発生時において、破損した蒸気発生器を隔離すること。隔離できない場合、加圧器逃がし弁を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順がし弁を作動させること等により原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。（PWRの場合）等が整備されていること。（PWR の場合）

（４）インターフェイスシステム LOCA（ISLOCA）（４）インターフェイスシステムLOCA（ISLOCA）

ａ） ISLOCA発生時において、原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離すること。隔離でａ）ISLOCA 発生時において、原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離すること。隔離できない場合、原子炉を減圧し、原子炉冷却材の漏えいを抑制するために、逃がし安全弁（BWR

きない場合、原子炉を減圧し、原子炉冷却材の漏えいを抑制するために、逃がし安全弁（BWRの場合）又は主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWRの場合）を作動させること等により原の場合）又は主蒸気逃がし弁及び加圧器逃がし弁（PWR の場合）を作動させること等により原

子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること。

子炉冷却材圧力バウンダリの減圧操作が行えるよう、手順等が整備されていること｡

4

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉

炉の減圧機能は，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）による自動減圧機能（以下「自動減圧系」といの減圧機能は，逃がし安全弁（自動減圧機能）による自動減圧機能（以下「自動減圧系」という。）

う。）である。

である。

備考

相違理由③

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するた

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，め， 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する対処設備を整備しており，ここでは，これらの対処設

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧する対処設備を整備する。ここでは，これらの対処設備を活用し東二は対処設備の本格的な設備を活用した手順等について説明する。

た手順等について説明する。

置工事前であることから方針

インターフェイスシステム LOCA 発生時は，原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離す

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷箇所を隔離するることで原子炉冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離ができない場合は，逃がし安全ことで原子炉冷却材の漏えいを抑制する。なお，損傷箇所の隔離ができない場合は，逃がし安全弁に弁による減圧で原子炉冷却材の漏えいを抑制することとしており，これらの手順等について説明すよる減圧で原子炉冷却材の漏えいを抑制することとしており，これらの手順等について説明する。

を示し，他条文と整合を図る記
載とした。

る。
1.3.1 対応手段と設備の選定

1.3.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態にある場合

炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態にある場合は，は，発電用原子炉の減圧が必要である。発電用原子炉の減圧をするための設計基準事故対処設

発電用原子炉の減圧が必要である。発電用原子炉の減圧をするための設計基準事故対処設備とし備として自動減圧系を設置している。

て，自動減圧系を設置している。

この設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対

この設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処

処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第 1.3.1 図）。

定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.3−1図）。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

また，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損の防止及びイ
ンターフェイスシステム LOCA の対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損の防止及びイン
ターフェイスシステムＬＯＣＡの対応手段と重大事故等対処設備を選定する。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１

を重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を

選定する。

選定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

な設備。

な設備。

5

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけ

東海第二選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけ

でなく，設置許可基準規則第四十六条及び技術基準規則第六十一条（以下「基準規則」といでなく，設置許可基準規則第四十六条及び技術基準規則第六十一条（以下「基準規則」という。）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのう。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

関係を明確にする。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，自動減圧系の故障を想定する。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，自動減圧系の故障を想定する。

また，サポート系故障として，全交流動力電源喪失又は直流電源（常設直流電源若しくはまた，サポート系故障として，全交流動力電源喪失又は直流電源（常設直流電源若しくは常設直常設直流電源系統）喪失を想定する。

流電源系統）喪失を想定する。

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準規設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対備を以下に示す。

策設備を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自対策設備と整備する手順についての関係を第 1.3.1 表に整理する。

主対策設備と整備する手順についての関係を第1.3−1表に整理する。

a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 代替減圧(a) 代替減圧

設計基準事故対処設備である自動減圧系の故障により発電用原子炉の減圧ができない場合は，減圧の自動化又は中央制御室からの手動操作により発電用原子炉を減圧する手段がある。

備考

設計基準事故対処設備である自動減圧系の故障により発電用原子炉の減圧ができない場合
は，減圧の自動化又は中央制御室からの手動操作により発電用原子炉を減圧する手段があ
る。

6

相違理由⑦

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ⅰ. 減圧の自動化

東海第二ⅰ) 減圧の自動化

備考
見出し記号の附番ルールの相違以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

原子炉水位低（レベル 1）到達 10 分後及び残留熱除去系ポンプ運転（低圧注水モード）の場
合に，代替自動減圧機能により発電用原子炉を自動で減圧する。

原子炉水位異常低下（レベル１）到達10分後及び残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ又

信号名称の相違は低圧炉心スプレイ系ポンプが運転の場合に，過渡時自動減圧機能により発電用原子炉を

以降，同様の相違理由によるも自動で減圧する。

のは相違理由⑨と示す。
東二は過渡時自動減圧機能の作動信号に低圧炉心スプレイ
系ポンプ及び残留熱除去系（低圧注水系）ポンプの吐出圧力信号を使用している。
相違理由②

なお，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」における EOP「反なお，「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」における応度制御」対応操作中は，発電用原子炉の自動減圧による原子炉圧力容器への冷水注水量の増非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）原子炉制御「反応度制御」対応操作中は，発電用原子加に伴う原子炉出力の急上昇を防止するため，以下に記す「自動減圧系の起動阻止スイッチ」

炉の自動減圧による原子炉圧力容器への冷水注水量の増加に伴う原子炉出力の急上昇を防により自動減圧系及び代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能）による自動減圧を阻止する。

止するため，以下に記す「自動減圧系の起動阻止スイッチ」により自動減圧系及び過渡時
自動減圧機能による自動減圧を阻止する。

7

相違理由⑥
相違理由②

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
代替自動減圧機能による減圧の自動化で使用する設備は以下のとおり。

東海第二

備考

過渡時自動減圧機能による減圧の自動化で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②

・代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能）・過渡時自動減圧機能

相違理由②・自動減圧系の起動阻止スイッチ

・自動減圧系の起動阻止スイッチ

・逃がし安全弁（自動減圧機能付き C,H,N,T の 4 個）・逃がし安全弁（自動減圧機能※２：Ｂ，Ｃの2個）

逃がし安全弁を必要とする事
故シーケンスにて，原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するために必要となる容量が東二と柏崎に相違があるため、逃がし安全弁の個数に差異がある。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

8

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

東海第二・主蒸気系配管・クエンチャ

・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

備考

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

※2：18個の逃がし安全弁は全て逃がし弁機能を有している。そのうち7個が自動減圧機能を有している。
ⅱ. 手動操作による減圧

ⅱ) 手動操作による減圧

東二は逃がし安全弁の機能の内訳について記載している。
相違理由⑧中央制御室からの手動操作により逃がし弁機能用電磁弁又は自動減圧機能用電磁弁を中央制御室からの手動操作により逃がし弁機能用電磁弁又は自動減圧機能用電磁弁を作作動させ，アキュムレータに蓄圧された窒素ガスを逃がし安全弁に供給することにより逃が動させ，アキュムレータに蓄圧された窒素を逃がし安全弁に供給することにより逃がし安し安全弁を開放し，発電用原子炉を減圧する。また，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常全弁を開放し，発電用原子炉を減圧する。また，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，復水器の真空状態が維持できていれば，中央制御室からの手動操作によりタ用電源が健全で，主復水器の真空状態が維持できていれば，中央制御室からの手動操作に相違理由②

ービンバイパス弁を開操作し，発電用原子炉を減圧する。

よりタービン・バイパス弁を開操作し，発電用原子炉を減圧する。

相違理由②

9

相違理由①

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逃がし安全弁の手動操作による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁

東海第二

備考

逃がし安全弁の手動操作による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（逃がし弁機能）

相違理由③・逃がし安全弁（自動減圧機能）

相違理由③・主蒸気系配管・クエンチャ

・主蒸気系配管・クエンチャ

・逃がし弁機能用アキュムレータ

・逃がし弁機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

・所内蓄電式直流電源設備

・所内常設直流電源設備

相違理由②・常設代替直流電源設備

柏崎は第 57 条にて所内蓄電式
直流電源設備に常設代替直流電源設備を含む整理としているが，東二は所内常設直流電源
設備と常設代替直流電源設備を区別した整理をしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備

相違理由②・代替所内電気設備

代替所内電源設備には常設代
替直流電源設備に用いる緊急用電源切替盤が含まれている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

・燃料給油設備10

相違理由⑪

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
また，上記所内蓄電式直流電源設備への継続的な給電で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

東海第二また，上記所内常設直流電源設備への継続的な給電を使用する設備は以下のとおり。

備考
相違理由②

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

東二は，常設代替交流電源設備
を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定
し，1 台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備相違理由⑪

タービン・バイパス弁の手動操作による減圧で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②・タービンバイパス弁

・タービン・バイパス弁

相違理由②・タービン制御系

・タービン制御系

タービンバイパス弁の手動操作による減圧で使用する設備は以下のとおり。

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

代替減圧で使用する設備のうち，代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能），自動減圧

代替減圧で使用する設備のうち，過渡時自動減圧機能，自動減圧系の起動阻止スイッチ，

系の起動阻止スイッチ，逃がし安全弁，主蒸気系配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキュ

逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキュムレー

ムレータ，逃がし弁機能用アキュムレータ，所内蓄電式直流電源設備，可搬型直流電源設備，タ，非常用交流電源設備，所内常設直流電源設備，可搬型代替交流電源設備，常設代替直流相違理由③⑫

常設代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備は重大事故等対処設備として位置付け

電源設備，可搬型代替直流電源設備，代替所内電気設備，常設代替交流電源設備及び燃料給相違理由⑪⑬る。

油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由②③

東二は設計基準事故対処設備

また，非常用交流電源設備は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。

を重大事故等対処設備と定義している。
柏崎では，設計基準事故対処
設備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計
基準事故対処設備を重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置付けている。

11

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である自動減圧系が故障した
場合においても，発電用原子炉を減圧することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

東海第二

備考

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である自動減圧系が故障した場合においても，発電用原子炉を減圧することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策
設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
相違理由⑭

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機能用アキュムレータは，

東二は左記のとおり自主対策
設備と位置付ける。

耐震ＳクラスではなくＳＳ機能維持を担保できないが，窒素供給系が機能喪失した場合

以降，同様の相違理由によるもで逃がし弁機能用アキュムレータ（容量：1回）に駆動源が確保されている場合は，逃のは相違理由⑮と示す。

がし安全弁（逃がし弁機能）により発電用原子炉を減圧することができるため，逃がし
安全弁（自動減圧機能）の代替減圧手段として有効である。
・タービンバイパス弁，タービン制御系

・タービン・バイパス弁，タービン制御系
炉心損傷前において，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，主復炉心損傷前において，主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，復水器の真空状態が維持できていれば，逃がし安全弁の代替手段として有効である。

相違理由②
相違理由②

水器の真空状態が維持できていれば，逃がし安全弁の代替手段として有効である。

b. サポート系故障時の対応手段及び設備

ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a) 常設直流電源系統喪失時の減圧(a) 常設直流電源系統喪失時の減圧

常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源が喪失し，発電用原子炉の常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源が喪失し，発電用原子

減圧ができない場合は，可搬型直流電源設備又は逃がし安全弁用可搬型蓄電池により逃がし安全

炉の減圧ができない場合は，可搬型代替直流電源設備又は逃がし安全弁用可搬型蓄電池によ

相違理由②弁の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する手段がある。

り逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する手段がある。

相違理由③

12

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

また，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源が確保できない場合においても，代替逃がし安全

備考

相違理由④

弁駆動装置により逃がし安全弁を作動させて発電用原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ. 可搬型直流電源設備による逃がし安全弁機能回復ⅰ) 可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

相違理由②⑧可搬型直流電源設備により逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必要な直流電源を確

可搬型代替直流電源設備により逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源

保し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。なお，を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。

東二は重大事故等対処設備で可搬型直流電源設備による直流電源の供給準備が整うまでの期間は，常設代替直流電源設備になお，可搬型代替直流電源設備による直流電源の供給準備が整うまでの期間は，常設代替

ある逃がし安全弁（自動減圧機て逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動直流電源設備にて逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃が能）の機能を回復させる。柏崎

減圧機能なし）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。

し安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。

は重大事故等対処設備である

相違理由②③

逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の機能を回復させる。

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁機能回復で使用する設備は以下のとおり。

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②

・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備

相違理由②・AM 用切替装置（SRV）

・代替所内電気設備

相違理由⑬

・常設代替直流電源設備

・常設代替直流電源設備

・逃がし安全弁（自動減圧機能なし）

・逃がし安全弁（自動減圧機能）

・主蒸気系配管・クエンチャ

・主蒸気系配管・クエンチャ

・逃がし弁機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

相違理由③

・燃料給油設備

相違理由⑪

13

相違理由③

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。
逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復で使用する設備は以下のとおり。

東海第二ⅱ) 逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復
逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する。

備考
相違理由⑧
相違理由③
相違理由③

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復で使用する設備は以下のとおり。

・逃がし安全弁用可搬型蓄電池

・逃がし安全弁用可搬型蓄電池

・逃がし安全弁（自動減圧機能付き）

・逃がし安全弁（自動減圧機能）

・主蒸気系配管・クエンチャ

・主蒸気系配管・クエンチャ・自動減圧機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

14

相違理由③

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

東海第二ⅲ. 代替逃がし安全弁駆動装置による減圧

備考
相違理由④

代替逃がし安全弁駆動装置により逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の電磁弁排気ポートへ

東二の「非常用逃がし安全弁駆窒素ガスを供給し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし）を開放して発電用原子炉を減圧する。

動系による原子炉減圧」は 17

代替逃がし安全弁駆動装置による減圧で使用する設備は以下のとおり。

頁に記載

・高圧窒素ガス供給系（代替逃がし安全弁駆動装置）
・逃がし安全弁（自動減圧機能なし D,E,K,U の 4 個）・主蒸気系配管・クエンチャ(b) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧逃がし安全弁の作動に必要な逃がし弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能用アキュム(b) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧

相違理由①

逃がし安全弁の作動に必要な逃がし弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能用アキュム

レータの供給圧力が喪失した場合は，高圧窒素ガス供給系により逃がし安全弁の駆動源を確保

レータの供給圧力が喪失した場合は，非常用窒素供給系により逃がし安全弁（自動減圧機

相違理由②③

し，逃がし安全弁の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する手段がある。

能）の駆動源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を相違理由③減圧する手段がある。
ⅰ. 高圧窒素ガス供給系による窒素ガス確保

ⅰ) 非常用窒素供給系による窒素確保

相違理由②

逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供給源を不活性ガス系から高圧窒素ガス供給系に逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な窒素の供給源が窒素供給系から非常用窒切り替えることで窒素ガスを確保し，発電用原子炉を減圧する。また，逃がし安全弁の駆動源

素供給系に切り替わることで窒素を確保し，発電用原子炉を減圧する。また，逃がし安全

相違理由①を高圧窒素ガス供給系から供給している期間において，逃がし安全弁の作動に伴い窒素ガスの弁（自動減圧機能）の駆動源を非常用窒素供給系高圧窒素ボンベから供給している期間に東二は自動で窒素供給系から圧力が低下した場合は，予備の高圧窒素ガスボンベに切り替えることで窒素ガスを確保し，発おいて， 逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に伴い窒素の圧力が低下した場合は，予非常用窒素供給系に切替が行

電用原子炉を減圧する。

備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベに切り替えることで窒素を確保し，発電用原子炉をわれる。柏崎は手動操作が含ま

減圧する。

れている。

相違理由①②③

相違理由②③相違理由③相違理由①②15

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
高圧窒素ガス供給系による窒素ガス確保で使用する設備は以下のとおり。
・高圧窒素ガスボンベ

東海第二

備考

非常用窒素供給系による窒素確保で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②

・非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ

相違理由②

・逃がし安全弁（自動減圧機能）

第 46 条の記載に従い整理して・主蒸気系配管・クエンチャいる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

・高圧窒素ガス供給系配管・弁・非常用窒素供給系配管・弁・自動減圧機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

・逃がし弁機能用アキュムレータ

相違理由②
相違理由③

・所内常設直流電源設備

相違理由⑯・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・代替所内電気設備
・燃料給油設備ⅱ) 可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保
逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を非常用窒素供給系からの供給している期間中において，逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に伴い窒素の圧力が低下した場合は，可搬型窒素供給装置（小型）により窒素を確保し，発電用原子炉を減圧する。
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型窒素供給装置（小型）・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ
・非常用窒素供給系配管・弁・自動減圧機能用アキュムレータ
・所内常設直流電源設備

16

相違理由⑤

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

東海第二・可搬型代替交流電源設備

備考
相違理由⑤

・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・代替所内電気設備
・燃料給油設備
ⅲ) 非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧

相違理由④逃がし安全弁の作動に必要なアキュムレータ（逃がし弁機能用及び自動減圧機能用）の柏崎の「代替逃がし安全弁駆動

供給圧力が喪失した場合は，非常用逃がし安全弁駆動系により逃がし安全弁（逃がし弁機

装置による減圧」は 15 頁に記能）の電磁弁排気ポートへ窒素を供給し，逃がし安全弁（逃がし弁機能）を開放して発電

載用原子炉を減圧する。また，非常用逃がし安全弁駆動系による逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に伴い窒素の圧力が低下した場合は，予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒
素ボンベに切り替えることで窒素を確保する。
非常用逃がし安全弁駆動系による減圧で使用する設備は以下のとおり。
・非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
・逃がし安全弁（逃がし弁機能※３：Ａ，Ｇ，Ｓ，Ｖの4個）
・主蒸気系配管・クエンチャ
・非常用逃がし安全弁駆動系配管・弁・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備※3：18個の逃がし安全弁は全て逃がし弁機能を有している。そのうち自動減圧機能を有していない4個の逃がし安全弁を非常用逃がし安全弁駆動系に用いる。

17

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 逃がし安全弁が作動可能な環境条件想定される重大事故等時の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることがで

東海第二

備考

(c) 逃がし安全弁が作動可能な環境条件想定される重大事故等時の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，逃がし安全弁の作動に必要な圧力の窒素ガスを供給可能な設計としている。

きるように，逃がし安全弁の作動に必要な圧力の窒素を供給可能な設計としている。

相違理由①

ⅰ. 逃がし安全弁の背圧対策

ⅰ) 逃がし安全弁の背圧対策

相違理由⑧

想定される重大事故等時の環境条件を考慮して，原子炉格納容器内の圧力が設計圧力の 2 倍想定される重大事故等時の環境条件を考慮して，原子炉格納容器内の圧力が設計圧力のの状態（620kPa[gage]）となった場合においても確実に逃がし安全弁を作動させることができ2倍の状態（620kPa［gage］）となった場合においても確実に逃がし安全弁を作動させるこるよう，あらかじめ供給圧力を設定する。

とができるよう，あらかじめ供給圧力を設定する。

逃がし安全弁の背圧対策として，窒素ガスの供給圧力を設定するために使用する設備は以下のとおり。

逃がし安全弁の背圧対策として，窒素の供給圧力を設定するために使用する設備は以下

相違理由①

のとおり。

・高圧窒素ガスボンベ

・非常用窒素供給系

相違理由②・高圧窒素ガス供給系配管・弁・非常用逃がし安全弁駆動系

相違理由⑯(d) 復旧
全交流動力電源喪失又は常設直流電源喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合
は，代替電源により逃がし安全弁の機能を復旧させて発電用原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ. 代替直流電源設備による復旧
代替直流電源設備（可搬型直流電源設備又は直流給電車）により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。

(d) 復旧
全交流動力電源喪失及び常設直流電源喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合
は，代替電源により逃がし安全弁の機能を復旧させて発電用原子炉を減圧する手段がある。
ⅰ) 代替直流電源設備による復旧
可搬型代替直流電源設備により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし
安全弁の機能を復旧する。

相違理由⑧
東二は代替直流電源設備として可搬型代替直流電源設備を整備。直流給電車は整備しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

代替直流電源設備による復旧で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型直流電源設備

代替直流電源設備による復旧で使用する設備は以下のとおり。
・可搬型代替直流電源設備

相違理由②・燃料給油設備相違理由⑪・直流給電車及び電源車

相違理由⑰

18

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 代替交流電源設備による復旧
常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を受電し，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧す

東海第二ⅱ) 代替交流電源設備による復旧
常設代替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により直流125V充電器を受電し，逃

備考
相違理由⑧
相違理由②⑭がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。

る。
代替交流電源設備による復旧で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

代替交流電源設備による復旧で使用する設備は以下のとおり。
・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑭・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由⑪(e) 重大事故等対処設備と自主対策設備

常設直流電源系統喪失時の減圧で使用する設備のうち，可搬型直流電源設備，AM 用切替装置

常設直流電源系統喪失時の減圧で使用する設備のうち，可搬型代替直流電源設備，代替所

相違理由⑭（SRV），常設代替直流電源設備，逃がし安全弁，主蒸気系配管・クエンチャ，逃がし弁機能用

内電気設備，常設代替直流電源設備，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエ

相違理由③

アキュムレータ，逃がし安全弁用可搬型蓄電池及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故

ンチャ，自動減圧機能用アキュムレータ，逃がし安全弁用可搬型蓄電池及び燃料給油設備は相違理由⑪

等対処設備として位置付ける。

重大事故等対処設備として位置付ける。

逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧で使用する設備のうち，高圧窒素ガスボ

逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧で使用する設備のうち，非常用窒素供給系

相違理由②

ンベ，高圧窒素ガス供給系配管・弁，自動減圧機能用アキュムレータ及び逃がし弁機能用アキ

高圧窒素ボンベ，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ，非常用窒素

相違理由③ュムレータは重大事故等対処設備として位置付ける。

供給系配管・弁，自動減圧機能用アキュムレータ，所内常設直流電源設備，可搬型代替交流

相違理由⑯

電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備，代替所内電気設備，非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ，逃がし安全弁（逃がし弁機能），非常用逃がし安全弁駆動系配管・弁及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。
逃がし安全弁が作動可能な環境条件で使用する設備のうち，高圧窒素ガスボンベ及び高圧窒
素ガス供給系配管・弁は重大事故等対処設備として位置付ける。
復旧で使用する設備のうち，可搬型直流電源設備，常設代替交流電源設備及び可搬型代替交
流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

逃がし安全弁が作動可能な環境条件で使用する設備のうち，非常用窒素供給系及び非常用

相違理由②

逃がし安全弁駆動系は重大事故等対処設備として位置付ける。
復旧で使用する設備のうち，可搬型代替直流電源設備，常設代替交流電源設備，可搬型代
替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

19

相違理由②
相違理由⑪

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は直流電源喪失が発生した場合においても，発電用原子炉を減圧することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

東海第二

備考

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は直流電源喪失が発生した場合においても，発電用原子炉を減圧することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策
設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

・高圧窒素ガス供給系（代替逃がし安全弁駆動装置）

相違理由④

現状の設備では系統構成（フランジ取外し，ホース取付け）を原子炉建屋原子炉区域で実施しなければならず，事象の進展によってはアクセス困難となる可能性があるが，逃がし安全弁を作動させる手段として有効である。
・直流給電車相違理由⑰

給電開始までに時間を要するが，給電が可能であれば逃がし安全弁の作動に必要となる直流電源を確保できることから，発電用原子炉を減圧するための直流電源を確保する手段として有効である。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑭

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・可搬型窒素供給装置（小型）
可搬型窒素供給装置（小型）による窒素確保まで時間を要するが，逃がし安全弁（自動減圧機能）に窒素を供給可能であれば，重大事故等の対処に必要となる窒素を確保できることから有効な手段である。
c. 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ｃ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) 炉心損傷時における高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱の防止(a) 炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止

炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態である場合において，高圧溶融物放炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態である場合において，高圧溶融物

出/格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損を防止するため，逃がし安全弁の手放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損を防止するため，逃がし安全弁

動操作により発電用原子炉を減圧する手段がある。

の手動操作により発電用原子炉を減圧する手段がある。

高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱の防止で使用する設備は以下のとおり。

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の防止で使用する設備は以下のとおり。

20

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・逃がし安全弁

東海第二・逃がし安全弁（逃がし弁機能）

備考
相違理由③

・逃がし安全弁（自動減圧機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ

・主蒸気系配管・クエンチャ

・逃がし弁機能用アキュムレータ

・逃がし弁機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ
・所内常設直流電源設備

相違理由⑯・可搬型代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・燃料給油設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

原子炉格納容器の破損の防止で使用する設備のうち，逃がし安全弁，主蒸気系配管・クエン

原子炉格納容器の破損を防止で使用する設備のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能），主

相違理由③

チャ，逃がし弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能用アキュムレータは重大事故等対処設

蒸気系配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキュムレータ，所内常設直流電源設備，可搬型

相違理由③

備として位置付ける。

代替交流電源設備，常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備及び燃料給油設備は重相違理由⑯

大事故等対処設備として位置付ける。

以上の重大事故等対処設備により，炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態

以上の重大事故等対処設備により，炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状である場合においても，発電用原子炉を減圧することで，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直態である場合においても，発電用原子炉を減圧することで，高圧溶融物放出／格納容器雰囲

接加熱による原子炉格納容器の破損を防止することができる。

気直接加熱による原子炉格納容器の破損を防止することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策
設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・逃がし弁機能用アキュムレータ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機能用アキュムレータは，
耐震ＳクラスではなくＳＳ機能維持を担保できないが，窒素供給系が機能喪失した場合で逃がし弁機能用アキュムレータ（容量：1回）に駆動源が確保されている場合は，逃がし安全弁（逃がし弁機能）により発電用原子炉を減圧することができるため，逃がし
安全弁（自動減圧機能）の代替減圧手段として有効である。

21

相違理由⑮

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東海第二d. インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応手段及び設備

ｄ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段及び設備(a) インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応(a) インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応

備考

インターフェイスシステム LOCA 発生時に，漏えい箇所の隔離操作を実施するものの隔離でインターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時に，漏えい箇所の隔離操作を実施するものの隔きない場合，原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいする。原子炉格納容器外への漏えいを離できない場合，原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいする。原子炉格納容器外への漏抑制するため，逃がし安全弁及びタービンバイパス弁により発電用原子炉を減圧するとともえいを抑制するため，逃がし安全弁又はタービン・バイパス弁により発電用原子炉を減圧す

使用方法の相違に，弁の隔離操作により原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離する手段がある。

るとともに，弁の隔離操作により原子炉冷却材の漏えい箇所を隔離する手段がある。

東二は逃がし安全弁又はター
ビン・バイパス弁にて減圧する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。
相違理由②

なお，原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離に使用する設備は，系統に原子炉圧力が負荷され東二は開閉実施時に加圧される状態での電動弁の開閉試験を実施する場合に，系統が過圧される可能性がある系統の隔離る可能性がある系統の隔離弁弁を選定している。

を選定。

また，原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ漏えいし原子炉建屋原子炉区域内の圧力が上昇し東二はインターフェイスシス

た場合において，原子炉建屋ブローアウトパネルが開放することで，原子炉建屋原子炉区域内

テム LOCA 発生時の環境評価かの圧力及び温度の上昇を抑制し，環境を改善する手段がある。

ら，原子炉建屋原子炉棟内の環

なお，原子炉建屋ブローアウトパネルは開放設定圧力に到達した時点で自動的に開放する設境改善を必要としないため，ブ

備であり，運転員による開放操作は必要としない。

ローアウトパネルによる環境を改善する手段として選定していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑲と示す。

インターフェイスシステム LOCA 発生時における発電用原子炉の減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時における発電用原子炉の減圧で使用する設備は以下のとおり。
・逃がし安全弁（自動減圧機能）

相違理由③

・逃がし安全弁（逃がし弁機能）
・主蒸気系配管・クエンチャ

・主蒸気系配管・クエンチャ

・逃がし弁機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

・自動減圧機能用アキュムレータ

・逃がし弁機能用アキュムレータ

・タービンバイパス弁

・タービン・バイパス弁

・タービン制御系

・タービン制御系

22

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
インターフェイスシステム LOCA 発生時における原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心注水系注入隔離弁

東海第二

備考

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時における原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する設備は以下のとおり。
・高圧炉心スプレイ系注入弁

東二は開閉実施時に加圧され・原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁る可能性がある系統の隔離弁

・低圧炉心スプレイ系注入弁を選定。

・残留熱除去系Ａ系注入弁

柏崎は漏えいの発生確率の高・残留熱除去系Ｂ系注入弁

い高圧系を選定している。

・残留熱除去系Ｃ系注入弁
インターフェイスシステム LOCA 発生時における原子炉建屋原子炉区域内の圧力及び温度の相違理由⑲

上昇抑制並びに環境改善で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉建屋ブローアウトパネル(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

インターフェイスシステム LOCA 発生時における発電用原子炉の減圧で使用する設備のうち，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時における発電用の原子炉の減圧で使用する設備

逃がし安全弁，主蒸気系配管・クエンチャ，逃がし弁機能用アキュムレータ及び自動減圧機能のうち，逃がし安全弁（自動減圧機能），主蒸気系配管・クエンチャ，自動減圧機能用アキ相違理由③

用アキュムレータは重大事故等対処設備として位置付ける。

ュムレータ，高圧炉心スプレイ系注入弁，原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁，低圧炉心スプ

東二は隔離に使用する注入弁

レイ系注入弁，残留熱除去系Ａ系注入弁，残留熱除去系Ｂ系注入弁及び残留熱除去系Ｃ系注を重大事故等対処設備と位置

入弁は重大事故等対処設備として位置付ける。

付けている。

インターフェイスシステム LOCA 発生時における原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離で使用する高圧炉心注水系注入隔離弁は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。

柏崎は設計基準事故対処設備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準事
故対処設備を重大事故等対処
設備（設計基準拡張）と位置付けている。
インターフェイスシステム LOCA 発生時における原子炉建屋原子炉区域内の圧力及び温度の相違理由⑲

上昇抑制並びに環境改善で使用する原子炉建屋ブローアウトパネルは重大事故等対処設備として位置付ける。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

23

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二以上の重大事故等対処設備により，インターフェイスシステム LOCA が発生した場合におい以上の重大事故等対処設備により，インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生した場合にても， 発電用原子炉を減圧することで，原子炉冷却材の原子炉格納容器外への漏えいを抑制

おいても，発電用原子炉を減圧することで， 原子炉冷却材の原子炉格納容器外への漏えいすることができる。

を抑制することができる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

備考

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策
設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・逃がし弁機能用アキュムレータ

相違理由⑮

逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動に使用する逃がし弁機能用アキュムレータは，
耐震ＳクラスではなくＳＳ機能維持を担保できないが，窒素供給系が機能喪失した場合で逃がし弁機能用アキュムレータ（容量：1回）に駆動源が確保されている場合は，逃がし安全弁（逃がし弁機能）により発電用原子炉を減圧することができるため，逃がし
安全弁（自動減圧機能）の代替減圧手段として有効である。
・タービンバイパス弁，タービン制御系

・タービン・バイパス弁，タービン制御系
主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，主復水器の真空状態が維持

主蒸気隔離弁が全開状態であり，かつ常用電源が健全で，復水器の真空状態が維持できていれば，発電用原子炉を減圧する手段として有効である。

できれば，発電用原子炉を減圧する手段として有効である。

24

相違理由②
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
e. 手順等

東海第二

備考

ｅ．手順等

上記「a.フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「b.サポート系故障時の対応手段及び上記「ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」，「ｂ．サポート系故障時の対応手設備」，「c.原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」及び「d.インターフェイ

段及び設備」，「ｃ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」及び「ｄ．イスシステム LOCA 発生時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

ンターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベース）（以下「EOP」といこれらの手順は，運転員等※４及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書

東二は「技術的能力 1.0 重大う。），事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）（以下「SOP」という。）及び AM 設備別操Ⅱ（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」

事故対策における共通事項（添作手順書に定める（第 1.3.1 表）。

及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.3−1表）。

付資料 1.0.10

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.3.2 表，第 1.3.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.3−2表，第1.3−3表）。

重大事故等発生時の体制について）」より,
当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員
が重大事故の対応に当たることとしているため。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑳と示す。
整備する対応手順書名の相違
相違理由⑦※4 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

25

相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.3.2 重大事故等時の手順

1.3.2 重大事故等時の手順

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧(1) 代替減圧

a. 手動操作による減圧

備考

ａ．手動操作による減圧発電用原子炉の冷温停止への移行又は低圧注水系を使用した注水への移行を目的として，逃発電用原子炉の冷温停止への移行又は低圧で原子炉注水が可能な系統による原子炉注水へ設備運用・設計，体制等の違い

がし安全弁又はタービンバイパス弁を使用した中央制御室からの手動操作による発電用原子の移行を目的として，逃がし安全弁又はタービン・バイパス弁を使用した中央制御室からのに起因する記載の相違はある

炉の減圧を行う。

手動操作による発電用原子炉の減圧を行う。

が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由②

また，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損防止を目的とまた，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損防止を目的として，逃がし安全弁を使用した中央制御室からの手動操作による発電用原子炉の減圧を行う。

して，逃がし安全弁を使用した中央制御室からの手動操作による発電用原子炉の減圧を行う。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

ⅰ. 発電用原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場合

ⅰ) 発電用原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場合

相違理由⑧・復水器が使用可能であり，タービンバイパス弁の開操作が可能な場合

・主復水器が使用可能であり，タービン・バイパス弁の開操作が可能な場合。

相違理由②・復水器が使用不可能であるが，逃がし安全弁の開操作が可能な場合

・主復水器が使用不可能であるが，逃がし安全弁の開操作が可能な場合。

相違理由②ⅱ) 急速減圧の場合

ⅱ.急速減圧の場合
・低圧注水系 1 系以上又は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上若しくは代替注水系
2 系以上の起動※1

・低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系1系統以上の起動※１により原子炉により原子炉圧力容器への注水手段が確保され，逃がし安全弁の開操

相違理由⑧
相違理由

圧力容器への注水手段が確保され，逃がし安全弁の開操作が可能な場合。

作が可能な場合・逃がし安全弁が使用できない場合は，復水器が使用可能で，タービンバイパス弁の開操・逃がし安全弁が使用できない場合は，主復水器が使用可能で，タービン・バイパス弁の開操作が可能な場合。

作が可能な場合

26

相違理由
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 炉心損傷後の減圧の場合

東海第二ⅲ) 炉心損傷後の減圧の場合

備考
相違理由⑧

［低圧注水手段がある場合］【低圧注水手段がある場合】

相違理由⑧

・高圧注水系は使用できないが，低圧注水系 1 系※2 以上が使用可能である場合で，逃がし安全・高圧注水系統は使用できないが，低圧注水系統1系※２以上が使用可能である場合

相違理由

弁の開操作が可能な場合

で，逃がし安全弁の開操作が可能な場合。

［注水手段がない場合］【注水手段がない場合】

・原子炉圧力容器への注水手段が確保できず，原子炉圧力容器内の水位が規定水位（有効燃料・原子炉圧力容器への注水手段が確保できず，原子炉圧力容器内の水位が規定水位

棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置）に到達した場合で，逃がし安全弁の開操作が（燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した場合で，逃がし安可能な場合

全弁の開操作が可能な場合。

相違理由⑧
相違理由

※1:「低圧注水系 1 系以上又は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上若しくは代替注水系※1：「低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系1系統以上の起動」とは，2 系以上の起動」とは，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水が可能な系統である

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水が可能な系統である高圧炉心スプ

高圧炉心注水系，残留熱除去系（低圧注水モード）及び給水・復水系のうち 1 系以上起動

レイ系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系）及び給水・復水系すること，また，それができない場合は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上起動，のうち1系統以上起動すること，また，それができない場合は低圧代替注水系

相違理由②

若しくは低圧代替注水系（常設），消火系及び低圧代替注水系（可搬型）のうち 2 系以上（常設），代替循環冷却系，消火系，補給水系及び低圧代替注水系（可搬型）

東二は代替循環冷却系を原子起動することをいう。

のうち1系統以上起動すること。

炉圧力容器へ注水に用いる手

なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に到達した場合

相違理由
相違理由②

段として選定。

は，低圧代替注水系（常設）のポンプ 1 台又は代替注水系１系のみの起動であっても発電用原子炉の減圧を行う。
※2:「低圧注水系 1 系」とは，残留熱除去系（低圧注水モード），給水・復水系，低圧代替注※2：「低圧注水系統1系」とは，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水

水系（常設），消火系又は低圧代替注水系（可搬型）のいずれか 1 系をいう。

系），給水・復水系，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）のいずれか1系をいう。

27

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 操作手順
逃がし安全弁又はタービンバイパス弁を使用した手動操作による減圧手順の概要は以下のと

東海第二

備考

(b) 操作手順
逃がし安全弁又はタービン・バイパス弁を使用した手動操作による減圧手順の概要は以下

相違理由②おり。手順の対応フローを第 1.3.2 図，第 1.3.3 図及び第 1.3.4 図に示す。

のとおり。手順の対応フローを第1.3−2図，第1.3−3図，第1.3−4図及び第1.3−5図に示

相違理由⑦［タービンバイパス弁による減圧］す。

相違理由②⑧①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員にタービンバイパス弁を手動で開操作し，発電用原子炉を減圧するよう指示する。

【タービン・バイパス弁による減圧】

相違理由②⑳①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にタービン・バイパス弁を手動で開操作し，発電用原子炉を減圧するよう指示する。

②a 判断基準ⅰ：発電用原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場合②ａ判断基準ⅰ）：発電用原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場合

相違理由⑧

中央制御室運転員 A は，原子炉冷却材温度変化率が 55℃/h を超えないようにタービン

運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材温度変化率が55℃／hを超えないようにター

東二は運転員等の対応要員数

バイパス弁を手動で開閉操作し，発電用原子炉を減圧する。

ビン・バイパス弁を手動で開閉操作し，発電用原子炉を減圧する。

をタイムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由②②b 判断基準ⅱ：急速減圧の場合②ｂ判断基準ⅱ）：急速減圧の場合

中央制御室運転員 A は，タービンバイパス弁を手動で開操作し，発電用原子炉の急速減

運転員等は中央制御室にて，タービン・バイパス弁を手動で開操作し，発電用原子炉の圧を行う。

急速減圧を行う。

28

相違理由⑧
相違理由②⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［逃がし安全弁による減圧］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に逃がし安全弁を手動で東海第二【逃がし安全弁による減圧】相違理由⑧①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし安全弁を手動で開操作

相違理由⑳

開操作し，発電用原子炉を減圧するよう指示する。
②a 判断基準ⅰ：発電用原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場合

し，発電用原子炉を減圧するように指示する。
②ａ判断基準ⅰ) ：発電用原子炉を冷温停止に移行するために減圧する場合

中央制御室運転員 A は，原子炉冷却材温度変化率が 55℃/h を超えないように逃がし安運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材温度変化率が55℃／hを超えないように逃

全弁を手動で開閉操作し，発電用原子炉を減圧する。

がし安全弁を手動で開閉操作し，発電用原子炉を減圧する。

b② 判断基準ⅱ：急速減圧の場合

備考②ｂ判断基準ⅱ) ：急速減圧の場合

相違理由⑧
相違理由⑳
相違理由⑧

中央制御室運転員 A は，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）8 個を手動で開操作し，発運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁（自動減圧機能）7個を手動で開操作し，電用原子炉の急速減圧を行う。

発電用原子炉の急速減圧を行う。

逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を 8 個開放できない場合は，自動減圧機能を有する

逃がし安全弁（自動減圧機能）を7個開放できない場合は，自動減圧機能を有する逃相違理由②

逃がし安全弁とそれ以外の逃がし安全弁を合わせて 8 個開放する。

がし安全弁とそれ以外の逃がし安全弁を合わせて7個開放する。

相違理由⑩②c 判断基準ⅲ：炉心損傷後の減圧の場合②ｃ判断基準ⅲ）：炉心損傷後の減圧の場合

中央制御室運転員 A は，逃がし安全弁（自動減圧機能付き又は逃がし弁機能）2 個を手

運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁（自動減圧機能）2個を手動で開操作し，動で開操作し，発電用原子炉を減圧する。

発電用原子炉を減圧する。

相違理由②⑳

相違理由⑧
相違理由③⑳

逃がし安全弁（自動減圧機能）2個を手動で開放できない場合は，逃がし安全弁（逃逃がし安全弁（自動減圧機能）

がし弁機能）を手動で開操作し，発電用原子炉を減圧する。

手動開不可時の操作を記載③中央制御室運転員 A は，サプレッション・チェンバ・プール水の温度上昇防止のため，③運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プール水の温度上昇防止のため，残留相違理由②⑳

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

熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱を相違理由②

ン・チェンバ・プール水の除熱を行う。

行う。

相違理由②

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 操作の成立性

東海第二

備考

(c) 操作の成立性

上記の操作は，中央制御室運転員 1 名で対応が可能である。

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名で対応が可能である。

作業開始を判断してから手動操作による減圧を開始するまでの所要時間は下記のとおり。

作業開始を判断してから手動操作による減圧を開始までの所要時間は下記のとおり。

・タービンバイパス弁による減圧：1 分以内

・タービン・バイパス弁による減圧 ：3分以内

・逃がし安全弁による減圧・逃がし安全弁による減圧：1 分以内(2) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.3.16 図に示す。

相違理由⑳
相違理由②

：1分以内

(2) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.3−19図に示す。

相違理由⑦
相違理由⑦

自動減圧系機能喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，低圧注水系，低圧代替注水系（常自動減圧機能喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，低圧で原子炉注水が可能な系統又は相違理由設）又は代替注水系による原子炉圧力容器への注水準備が完了し，復水器が使用可能であれば低圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水準備が完了し，主復水器が使用可能であればター相違理由②タービンバイパス弁により発電用原子炉を減圧する。復水器が使用不可能であれば逃がし安全

ビン・バイパス弁により発電用原子炉を減圧する。主復水器が使用不可能であれば逃がし安全弁

相違理由②

弁により発電用原子炉を減圧する。また，原子炉水位低（レベル 1）到達 10 分後及び残留熱除により発電用原子炉を減圧する。また，原子炉水位低異常低下（レベル１）到達10分後及び残留相違理由⑨去系ポンプ運転（低圧注水モード）の場合は，代替自動減圧機能が自動で作動し発電用原子炉を熱除去系（低圧注水系）ポンプ又は低圧炉心スプレイ系ポンプが運転の場合は，過渡時自動減圧

東二は過渡時自動減圧機能の減圧する。

機能が自動で作動し発電用原子炉を減圧する。

作動信号に低圧炉心スプレイ
系ポンプ及び残留熱除去系（低圧注水系）ポンプの吐出圧力信号を使用している。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧
a. 可搬型直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放

東海第二

備考

1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧
ａ．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放

相違理由②③常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，可搬型直流電源設備

常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，可搬型代替直流電源相違理由②③

により逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により逃がし安全弁（自動減圧機

東二は直流電源を詳細に記載。

動減圧機能なし）を開放して発電用原子炉を減圧する。なお，可搬型直流電源設備による直流能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放して発電用原子相違理由③

電源の供給準備が整うまでの期間は，常設代替直流電源設備にて逃がし安全弁（自動減圧機能

炉を減圧する。なお，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬相違理由②③なし）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし）を開放して発電型整流器による直流電源の供給準備が整うまでの期間は，常設代替直流電源設備として使用す

東二は直流電源を詳細に記載。

用原子炉を減圧する。

る緊急用125V系蓄電池にて逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を確保し，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

発電用原子炉の減圧状況の確認については，中央制御室又は原子炉建屋地下 1 階計装ラック

発電用原子炉の減圧状況の確認については，中央制御室の計器にて確認が可能である。

室（管理区域）にて確認が可能であるため，いずれかの計器で確認する。

東二は，「1.15 事故時の計装に関する手順等」で整備する計器及び可搬型計測器で測定可能ある。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

(a)手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態において，以下の条件が全て成立した場合。

(a) 手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態におい相違理由て，以下の条件が全て成立した場合。

・炉心損傷前の発電用原子炉の減圧は，低圧注水系 1 系以上又は低圧代替注水系（常設）の・炉心損傷前の発電用原子炉の減圧は，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水

ポンプ 2 台以上若しくは代替注水系 2 系以上の起動※1 により原子炉圧力容器への注水手

系1系統以上の起動※１により原子炉圧力容器への注水手段が確保されている場合。炉心段が確保されている場合。炉心損傷後の発電用原子炉の減圧は，高圧注水系が使用できな

損傷後の発電用原子炉の減圧は，高圧注水系統が使用できない場合で，低圧注水系統1

い場合で，低圧注水系 1 系※2 以上が使用可能である場合，又は原子炉圧力容器内の水位系※２以上が使用可能である場合，又は原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効が規定水位（有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置）に到達した場合。

長底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した場合。

相違理由

相違理由

・逃がし安全弁（自動減圧機能なし）作動用の窒素ガスが確保されている場合。

・逃がし安全弁（自動減圧機能）作動用の窒素が確保されている場合。

相違理由②③・逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の作動に必要な直流電源を常設代替直流電源設備か・逃がし安全弁（自動減圧機能）の作動に必要な直流電源を常設代替直流電源設備から給相違理由②③

ら給電可能な場合。

電可能な場合。

31

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由

※1:「低圧注水系 1 系以上又は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上若しくは代替注水系※1：「低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系1系統以上の起動」とは，2 系以上の起動」とは，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水が可能な系統である

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水が可能な系統である高圧炉心スプ

高圧炉心注水系，残留熱除去系（低圧注水モード）及び給水・復水系のうち 1 系以上起動

レイ系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系）及び給水・復水系すること，また，それができない場合は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上起動，のうち1系統以上起動すること，また，それができない場合は低圧代替注水系

相違理由②

若しくは低圧代替注水系（常設）， 消火系及び低圧代替注水系（可搬型）のうち 2 系以上（常設），代替循環冷却系，消火系，補給水系及び低圧代替注水系（可搬型）

東二は代替循環冷却系を原子起動することをいう。

のうち1系統以上起動すること。

炉圧力容器へ注水に用いる手

なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に到達した場合相違理由②段として選定。

は，低圧代替注水系（常設）のポンプ 1 台又は代替注水系１系のみの起動であっても発電用原子炉の減圧を行う。
※2:「低圧注水系 1 系」とは，残留熱除去系（低圧注水モード），給水・復水系，低圧代替注※2：「低圧注水系統1系」とは，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水

水系（常設），消火系又は低圧代替注水系（可搬型）のいずれか 1 系をいう。

相違理由②系），給水・復水系，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）のいずれか1系をいう。

(b) 操作手順(b) 操作手順

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放手順の概要は以下のとお

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放手順の概要は以下のと相違理由③り。手順の対応フローを第 1.3.3 図に，概要図を第 1.3.5 図に，タイムチャートを第 1.3.6 図

おり。手順の対応フローを第1.3−3図に，概要図を第1.3−6図に，タイムチャートを第1.3

相違理由⑧

に示す。

−7図に示す。

32

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に可搬型直流電源設備による逃がし
安全弁（自動減圧機能なし）開放の準備開始を指示する。

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による逃がし安全弁（自動減圧機能）開

備考
相違理由③⑳
東二は直流電源を詳細に記載。

放の準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に可搬型直流電源設備による直流電源の復旧を依頼する。

②発電長は，災害対策本部長代理に可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器による直流電源の復旧を依頼する。

相違理由②
東二は直流電源を詳細に記載。

③当直副長は，可搬型直流電源設備による直流電源の復旧が完了するまでの間，逃がし安③発電長は，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整

全弁により発電用原子炉を減圧するため，運転員に常設代替直流電源設備による逃がし

流器による直流電源の復旧が完了するまでの間，逃がし安全弁により発電用原子炉を減

東二は直流電源を詳細に記載。

安全弁(自動減圧機能なし)開放の準備開始を指示する。

圧するため，運転員等に常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池によ

相違理由②

る逃がし安全弁（自動減圧機能）開放の準備開始を指示する。

東二は直流電源を詳細に記載。

相違理由②

相違理由③
［逃がし安全弁の駆動源（電源）確保及び開放操作］④a［中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室の ATWS/RPT 盤に原子炉圧力（可搬計測④運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力の計器端子台に可搬型計測器を接続し，原子炉

相違理由②

圧力容器内の圧力を確認する。

器）を接続し，原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
［現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
現場運転員 C 及び D は，原子炉建屋地下 1 階計装ラック室（管理区域）の原子炉圧力（現場計器）にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
⑤a 中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室の AM 用切替装置（SRV）で，125V DC 分電⑤運転員等は中央制御室にて，緊急用電源切替盤で逃がし安全弁の制御回路電源を所内常盤側の逃がし安全弁用供給電源 NFB を開放し，125V AM 分電盤側の逃がし安全弁用供設直流電源設備から常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池への切り給電源 NFB を投入し， 当直副長に常設代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動替えを実施し，発電長に常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池によ減圧機能なし）開放の準備完了を報告する。

る逃がし安全弁（自動減圧機能）開放の準備完了を報告する。

33

相違理由②
東二は直流電源を詳細に記載。
相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥a 当直副長は，中央制御室運転員に常設代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放を指示する。

東海第二⑥発電長は，運転員等に常設代替直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放を指示する。

備考
相違理由③⑳
東二は直流電源を詳細に記載。

⑦a 当直副長は，中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は中央制御室運転員に，現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は現場運転員に発電用原子⑦発電長は，原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は運転員等に，発電用原子炉の減圧

相違理由③

状況の確認を指示する。

炉の減圧状況の確認を指示する。
⑧a 中央制御室運転員 A 及び B は，逃がし安全弁（自動減圧機能なし）を手動で開操作し，発電用原子炉の減圧を開始する。

⑧運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁（自動減圧機能）を手動で開操作し，発電用原子炉の減圧を開始する。

相違理由③
東二は直流電源を詳細に記載。

⑨a［中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
中央制御室運転員 A 及び B は，発電用原子炉の減圧が開始されたことを中央制御室の⑨運転員等は中央制御室にて，発電用原子炉の減圧が開始されたことを，接続した可搬型

記載理由

計測器の原子炉圧力指示値の低下により確認し，発電長に報告する。

ATWS/RPT 盤に接続した原子炉圧力（可搬計測器）指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員 C，D，E 及び F に報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となるまで継続監視する。
［現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
現場運転員 C 及び D は，発電用原子炉の減圧が開始されたことを原子炉建屋地下 1 階
計装ラック室（管理区域）の原子炉圧力（現場計器）指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員 E 及び F に報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となるまで継続監視する。
⑩a 中央制御室運転員 A 及び B，又は現場運転員 C 及び D は，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となったことを確認し，当直副長に発電用原子炉の減圧が完了したことを報告する。
［逃がし安全弁の開保持用の駆動源（高圧窒素ガス）確保操作］

東二は逃がし全弁（自動減圧機④b 現場運転員 C 及び D は，常設代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能な能付き）を使用するため窒素のし）開放の系統構成として，高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁の全閉操作

系統構成が不要のため必要なを実施する。

し。柏崎は逃がし安全弁（自動なお，高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁の操作場所は原子炉建屋原子炉区

減圧機能なし）の弁も使用する域であり，事象の進展によりアクセス困難となった場合は，全閉操作は実施しない。

ため系統構成が必要。

⑤b 現場運転員 E 及び F は，常設代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）
開放の系統構成として，高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)の全開操
作及び高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全開操作を実施する。

34

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑥b 現場運転員 E 及び F は，原子炉建屋地上 4 階北西通路，南西通路にて，窒素ガスボ
ンベ出口圧力指示値が規定値以上であることを確認し，高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全閉操作を実施する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，相違理由

名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから常設代替直流電源設備による逃がし安全

作業開始を判断してから常設代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放ま相違理由③

弁（自動減圧機能なし）開放まで約 35 分で可能である。

で21分以内で可能である。

また，可搬型直流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

また，可搬型代替直流電源設備に関する操作の成立性は，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。ま

東二は中央制御室操作のため,た，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。室温は通常運記載をしていない。

転時と同程度である。
b. 逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き）開放ｂ．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放

相違理由②

常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，現場多重伝送盤にて常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，中央制御室にて逃が

相違理由

逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし

し安全弁（自動減圧機能）の作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし安全弁

相違理由②

安全弁（自動減圧機能付き）を開放して発電用原子炉を減圧する。

（自動減圧機能）を開放して発電用原子炉を減圧する。

相違理由②

発電用原子炉の減圧状況の確認については，中央制御室又は原子炉建屋地下 1 階計装ラック

発電用原子炉の減圧状況の確認については，中央制御室の計器にて確認が可能である。

相違理由

室（管理区域）にて確認が可能であるため，いずれかの計器で確認する。

(a) 手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態において，以下の条件が全て成立した場合。

(a) 手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作ができない状態において，以下の条件が全て成立した場合。

・炉心損傷前の発電用原子炉の減圧は，低圧注水系 1 系以上又は低圧代替注水系（常設）・炉心損傷前の発電原子炉の減圧は，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系のポンプ 2 台以上若しくは代替注水系 2 系以上の起動※1 により原子炉圧力容器への注水手

1系統以上の起動※１により原子炉圧力容器への注水手段が確保されている場合。炉心損段が確保されている場合。炉心損傷後の発電用原子炉の減圧は，高圧注水系が使用できな

傷後の発電用原子炉の減圧は，高圧注水系統は使用できない場合で，低圧注水系統1系

い場合で，低圧注水系 1 系※2 以上が使用可能である場合，又は原子炉圧力容器内の水位が※２

規定水位（有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置）に到達した場合。

底部から燃料有効長の20％高い位置）に到達した場合。

以上が使用可能である場合，又は原子炉圧力容器内の水位が規定水位（燃料有効長

35

相違理由

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

・逃がし安全弁（自動減圧機能付き）作動用の窒素ガスが確保されている場合。

・逃がし安全弁（自動減圧機能）作動用の窒素が確保されている場合。

相違理由②※1:「低圧注水系 1 系以上又は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上若しくは代替注水※1：「低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系1系統以上の起動」とは，原子相違理由

系 2 系以上の起動」とは，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水が可能な系統

炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水が可能な系統である高圧炉心スプレイ系，である高圧炉心注水系，残留熱除去系（低圧注水モード）及び給水・復水系のうち 1 系

低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系）及び給水・復水系のうち1系統以以上起動すること，また，それができない場合は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台

上起動すること，また，それができない場合は低圧代替注水系（常設），代替循環

相違理由②以上起動，若しくは低圧代替注水系（常設），消火系及び低圧代替注水系（可搬型）の冷却系，消火系，補給水系及び低圧代替注水系（可搬型）のうち1系統以上起動する

東二は代替循環冷却系を原子

うち 2 系以上起動することをいう。

こと。

炉圧力容器へ注水に用いる手

なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に到達した場

相違理由②段として選定。

合は，低圧代替注水系（常設）のポンプ 1 台又は代替注水系 1 系のみの起動であっても発電用原子炉の減圧を行う。
※2:「低圧注水系 1 系」とは，残留熱除去系（低圧注水モード），給水・復水系，低圧代替※2：「低圧注水系統 1 系」とは，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系），

注水系（常設），消火系又は低圧代替注水系（可搬型）のいずれか 1 系をいう。

相違理由②

給水・復水系，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）のいずれか 1 系をいう。

(b) 操作手順(b) 操作手順

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き）開放手順の概要は以逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能（自動減圧機能）開放手順の概要は

相違理由②

下のとおり。手順の対応フローを第 1.3.3 図に，概要図を第 1.3.7 図に，タイムチャートを第以下のとおり。手順の対応フローを第1.3−3図に，概要図を第1.3−8図に，タイムチャート

相違理由⑦

1.3.8 図に示す。

を第1.3−9図に示す。

相違理由⑦①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き）開放の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放の準備開始を指示する。

②［中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室の ATWS/RPT 盤に原子炉圧力（可搬計測器）を接続し，原子炉圧力容器内の圧力を確認する。

相違理由⑳
相違理由②
柏崎は表題を記載②運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力の計器端子台に可搬型計測器を接続し，原子炉

相違理由

圧力容器内の圧力を確認する。

［現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］

柏崎は表題を記載

現場運転員 C 及び D は，原子炉建屋地下 1 階計装ラック室（管理区域）の原子炉圧力（現場

東二は中央制御室操作のため,計器）にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する。

記載をしていない。

36

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

③現場運転員 C 及び D は，逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付

東二は逃がし安全弁（自動減圧き）開放の系統構成として，高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁の全閉操作を実施機能）で対応するため，記載をする。

していない。

なお，高圧窒素ガス供給系常用窒素ガス供給止め弁の操作場所は原子炉建屋原子炉区域であり，事象の進展によりアクセス困難となった場合は，全閉操作は実施しない。
④現場運転員 E 及び F は，逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き）開放の系統構成として，高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)の全開操作及び高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全開操作を実施する。
⑤現場運転員 E 及び F は，原子炉建屋地上 4 階北西通路，南西通路にて，窒素ガスボンベ出口
圧力指示値が規定値以上であり，逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の駆動源が確保されていることを確認する。
⑥現場運転員 E 及び F は，多重伝送現場盤内の逃がし安全弁（自動減圧機能付き）作動回路に，③運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁作動回路に逃がし安全弁用可搬型蓄電池及び逃がし安全弁用可搬型蓄電池及び仮設ケーブルを接続し，当直副長に逃がし安全弁用可搬型

電源ケーブルを接続し，発電長に逃がし安全弁用可搬型蓄電池（自動減圧機能）開放の相違理由②

蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き）開放の準備完了を報告する。

準備完了を報告する。

相違理由②⑦当直副長は，現場運転員に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能付き）の開放を指示する。
⑧当直副長は，中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は中央制御室運転員に，現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は現場運転員に発電用原子炉の減圧状④発電長は，運転員等に逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放を指示する。
⑤発電長は，原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は運転員等に，発電用原子炉の減圧

相違理由②⑧⑳

相違理由②⑧⑳
相違理由②
相違理由⑧⑳

状況の確認を指示する。

況の確認を指示する。
⑨現場運転員 E 及び F は，多重伝送現場盤に接続した逃がし安全弁用可搬型蓄電池の操作により逃がし安全弁（自動減圧機能付き）を開放し，発電用原子炉の減圧を開始する。

⑥運転員等は中央制御室にて，接続した逃がし安全弁用可搬型蓄電池の操作により逃がし
安全弁（自動減圧機能）を開放し，発電用原子炉の減圧を開始する。

37

相違理由⑧
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二柏崎は表題を記載⑩［中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
中央制御室運転員 A 及び B は，発電用原子炉の減圧が開始されたことを中央制御室のATWS/RPT 盤に接続した原子炉圧力（可搬計測器）指示値の低下により確認し，当直副長並び

備考⑦運転員等は中央制御室にて，発電用原子炉の減圧が開始されたことを，接続した可搬型

相違理由②⑧

計測器の原子炉圧力指示値の低下により確認し，発電長に報告する。

に現場運転員 C，D，E 及び F に報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となるまで継続監視する。
［現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］

柏崎は表題を記載

現場運転員 C 及び D は，発電用原子炉の減圧が開始されたことを原子炉建屋地下 1 階計装ラ

東二は中央制御室操作のため,ック室（管理区域）の原子炉圧力（現場計器）指示値の低下により確認し，当直副長並びに記載をしていない

現場運転員 E 及び F に報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となるまで継続監視する。
⑪現場運転員 E 及び F は，原子炉建屋地上 4 階北西通路，南西通路にて，窒素ガスボンベ出口
圧力指示値が規定値以上であることを確認し，高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全閉操作を実施する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B，又は現場運転員 C 及び D は，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし
安全弁による減圧完了圧力となったことを確認し，当直副長に発電用原子炉の減圧が完了したことを報告する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開

4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃始を判断してから逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放まがし安全弁（自動減圧機能付き）開放まで約 55 分で可能である。

で55分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

相違理由

東二は中央制御室操作のため,

また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。室温は通記載をしていない

常運転時と同程度である。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由④

c. 代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，代替逃がし安全弁駆動装置により逃がし安全弁（自動減圧機能なし D,E,K 又は U）の電磁弁排気ポートへ窒素ガスを供給し，逃がし安全弁（自動減圧機能なし D,E,K 又は U）を開放して発電用原子炉を減圧する。
発電用原子炉の減圧状況の確認については，中央制御室又は原子炉建屋地下 1 階計装ラック室（管理区域）にて確認が可能であるため，いずれかの計器で確認する。
(a) 手順着手の判断基準
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁を中央制御室から遠隔操作できない状態において，以下の条件が全て成立した場合。
・低圧注水系 1 系以上又は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上若しくは代替注水系 2 系
以上の起動※1 により原子炉圧力容器への注水手段が確保されている場合。
・逃がし安全弁（自動減圧機能なし）作動用の窒素ガスが確保されている場合。
※1:「低圧注水系 1 系以上又は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上若しくは代替注水系 2系以上の起動」とは，原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時での注水が可能な系統である高圧炉心注水系，残留熱除去系（低圧注水モード）及び給水・復水系のうち 1 系以上起動すること，また，それができない場合は低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台以上起動，若しく
は低圧代替注水系（常設），消火系及び低圧代替注水系（可搬型）のうち 2 系以上起動することをいう。
なお，原子炉格納容器パラメータ又は原子炉圧力容器内の水位が規定値に到達した場合は，低圧代替注水系（常設）のポンプ 1 台又は代替注水系１系のみの起動であっても発電用原
子炉の減圧を行う。

39

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

東海第二(b) 操作手順（A 系使用の例）

備考
相違理由④

代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放手順の概要は以下のとおり。
手順の対応フローを第 1.3.3 図に，概要図を第 1.3.9 図に，タイムチャートを第 1.3.10
図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放の準備開始を指示する。
②［中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室の ATWS/RPT 盤に原子炉圧力（可搬計測器）を接続
し，原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
［現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
現場運転員 C 及び D は，原子炉建屋地下 1 階計装ラック室（管理区域）の原子炉圧力（現場計器）にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する。
③現場運転員 C 及び D は，代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）
開放の系統構成として，代替逃がし安全弁駆動装置のホース接続用フランジへ仮設ホースを接続し，高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス供給弁後弁(A)，高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス PCV 第一隔離弁(A)及び高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス PCV 第二隔離弁(A)の全開操作を実施する。
④現場運転員 E 及び F は，代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）
開放の系統構成として，高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス排気止め弁(A)の全閉操作を実施し，当直副長に代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）開放の準備完了を報告する。
⑤当直副長は，現場運転員に代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし安全弁（自動減圧機能なし）の開放を指示する。
⑥当直副長は，中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は中央制御室運転員に，現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合は現場運転員に発電用原子炉の減圧状況の確認を指示する。
⑦現場運転員 E 及び F は，高圧窒素ガス供給系重大事故時用窒素ガス(A)供給弁を開操作し，発電用原子炉の減圧を開始する。
⑧［中央制御室にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］
中央制御室運転員 A 及び B は，発電用原子炉の減圧が開始されたことを中央制御室の ATWS/RPT
盤に接続した原子炉圧力（可搬計測器）指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員
C，D，E 及び F に報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となるまで継続監視する。

40

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二［現場にて原子炉圧力容器内の圧力を確認する場合］

備考
相違理由④

現場運転員 C 及び D は，発電用原子炉の減圧が開始されたことを原子炉建屋地下 1 階計装ラック室（管理区域）の原子炉圧力（現場計器）指示値の低下により確認し，当直副長並びに現場運転員 E 及び F に報告するとともに，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧
完了圧力となるまで継続監視する。
⑨中央制御室運転員 A 及び B，又は現場運転員 C 及び D は，原子炉圧力容器内の圧力が逃がし安全弁による減圧完了圧力となったことを確認し，当直副長に発電用原子炉の減圧が完了した
ことを報告する。
(c)操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから代替逃がし安全弁駆動装置による逃がし
安全弁（自動減圧機能なし）開放まで約 40 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

41

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2)逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧
a.高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保
不活性ガス系からの窒素ガスの供給が喪失し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガスの供

東海第二(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保
窒素供給系からの窒素の供給が喪失し，逃がし安全弁の作動に必要な窒素の供給圧力が低下

備考
相違理由①
相違理由②③
相違理由①②

給圧力が低下した場合，供給源を高圧窒素ガスボンベに切り替えて逃がし安全弁の駆動源をした場合，供給源が非常用窒素供給系に自動で切り替わることで逃がし安全弁（自動減圧機

相違理由②③確保する。

能）の駆動源を確保する。

東二は自動で窒素供給系から非常用窒素供給系に切替が行われる。柏崎は手動操作が含まれている。

また，高圧窒素ガスボンベから供給している期間において，高圧窒素ガス供給系出口のボ

また，非常用窒素供給系から供給している期間において，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ

相違理由②

ンベ圧力が低下した場合，高圧窒素ガスボンベ（待機側）へ切り替え，使用済みの高圧窒素ガ

圧力が低下した場合，使用済みの非常用窒素供給系高圧窒素ボンベを予備の非常用窒素供給系

相違理由②

スボンベを予備の高圧窒素ガスボンベと取り替える。

高圧窒素ボンベと取り替える。

(a)手順着手の判断基準［不活性ガス系から高圧窒素ガス供給系への切替え］
高圧窒素ガス供給系ドライウェル入口圧力低警報が発生した場合。

(a) 手順着手の判断基準【窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え】
自動減圧系作動用アキュムレータ圧力低警報が発生した場合。

42

相違理由②
相違理由②

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［高圧窒素ガスボンベの切替え及び取替え］
高圧窒素ガスボンベから逃がし安全弁作動用の窒素ガスを供給している期間において，高圧
窒素ガス供給系窒素ガスボンベ出口圧力低警報が発生した場合。
(b) 操作手順
高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保手順の概要は以下のとおり。概要図を
第 1.3.11 図に，タイムチャートを第 1.3.12 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全
弁駆動源確保の開始を指示する。

東海第二【非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ切替え】
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（自動減圧機能）作動用の窒素を供給している期間において，高圧窒素ボンベ圧力低警報が発生した場合。

備考
相違理由②
相違理由①②③
相違理由②(b) 操作手順
非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.3−10図に，タイムチャートを第1.3−11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保の開始を指示する。

相違理由②③
相違理由⑧
相違理由②
相違理由③

②中央制御室運転員 A 及び B は，高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の操作ス②運転員等は中央制御室にて，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ供給止め弁が全開したこ

イッチを全閉位置から全開位置とし，高圧窒素ガスボンベによる供給に切り替わることを高とを確認する。あわせて，非常用窒素供給系供給圧力が 1.10MPa［gage］以上であるこ

東二の具体的数値を記載。

圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)の全閉及び高圧窒素ガス供給系非常用とを確認し，発電長に報告する。

東二は非常用窒素供給系高圧

相違理由

窒素ガス(A)，(B)供給弁の全開により確認する。あわせて，高圧窒素ガス供給系 ADSＰ入口圧

ボンベ供給止め弁は圧力調整

力指示値が規定値以上であることを確認し，高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁弁であるため自動開となる(A)，(B)の操作スイッチを自動位置から全開位置とし当直副長に報告する。

が，柏崎は手動で開閉操作を

なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，手動操作にて高圧窒素ガス供給系実施する。

常用窒素ガス供給止め弁の全閉操作を実施し，高圧窒素ガス供給系常用･非常用窒素ガス連絡弁(A)，(B)及び高圧窒素ガス供給系非常用窒素ガス(A)，(B)供給弁の全開操作を実施する。

43

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

東海第二

備考

③当直副長は，高圧窒素ガスボンベから逃がし安全弁作動用の窒素ガスを供給している期間に③発電長は，非常用窒素供給系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（自動減圧機能）作動用

相違理由②③おいて，高圧窒素ガス供給系窒素ガスボンベ出口圧力低警報が発生した場合，現場運転員にの窒素を供給している期間において，高圧窒素ボンベ圧力低警報が発生した場合，運転相違理由②高圧窒素ガスボンベ（待機側）への切替え及び使用済みの高圧窒素ガスボンベの取替えを指員等に予備の非常用窒素供給系高圧窒素ボンベへの切替え及び使用済みの非常用窒素供

相違理由②

示する。

給系高圧窒素ボンベの取替えを指示する。

④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に新たに高圧窒素ガスボンベの確

東二は運転員等の対応にて実保を依頼する。

施する。

⑤現場運転員 C，D，E 及び F は，高圧窒素ガスボンベを使用側から待機側へ切り替える。

柏崎は使用，待機，予備のボン
ベを設置している。

⑥現場運転員 C，D，E 及び F は，予備ボンベラックに配備している高圧窒素ガスボンベと使用済みの高圧窒素ガスボンベを取り替える。
⑦現場運転員 C 及び D は，高圧窒素ガスボンベを取り替え後，高圧窒素ガス供給ラインのリー
クチェックを実施し，当直副長に高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保が完了④運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，予備ボンベラックに配備している非常用窒素供給
系高圧窒素ボンベと使用済みの非常用窒素供給系高圧窒素ボンベを取り替える。
⑤運転員等は，発電長に非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確

相違理由②
相違理由②
相違理由③

保が完了したことを報告する。

したことを報告する。
(c) 操作の成立性作業開始を判断してから，高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保完了までの必要な要員及び所要時間は以下のとおり。
・高圧窒素ガスボンベによる逃がし安全弁駆動源確保(c) 操作の成立性作業開始を判断してから，非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源
確保完了までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え

中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 2 名にて作業を実施した場合は約20 分で可能である。
・高圧窒素ガスボンベ（待機側）への切替え及び使用済み高圧窒素ガスボンベの取替えによる逃

相違理由③中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，2分以内で可能である。
・非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ切替え

手順名の相違相違理由
東二は現場操作不要
相違理由②

がし安全弁駆動源確保
現場運転員 4 名にて作業を実施した場合は約 60 分で可能である。

中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2

相違理由

名にて作業を実施した場合は282分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

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

44

相違理由②

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東海第二
ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベからの供給している期間において，非常用窒素供給系高圧
窒素ボンベ圧力が低下した場合，可搬型窒素供給装置（小型）からの供給に切り替えて逃がし
安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保する。
(a) 手順着手の判断基準
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（自動減圧機能）作動用の窒素を供給している期間中において，高圧窒素ボンベ圧力低警報が発生した場合。
(b) 操作手順
可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保手順の概要
は以下のとおり。概要図を第1.3−12図に，タイムチャートを第1.3−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための準備を依頼する。
②発電長は，運転員等に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホース接続及び系統構成（非常用窒素供給系
高圧窒素ボンベの隔離操作含む）を指示する。
③運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟及び原子炉建屋原子炉棟にて，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホースの接続及び系統構成（非常用窒素供給系高圧窒素ボンベの隔離操作含む）を実施
し，発電長に報告する。
④発電長は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための窒素供給用ホースの接続及び系統構成が完了したことを連絡する。

45

備考
相違理由⑤

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

東海第二⑤災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための準備を指示する。
⑥重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置（小型）と原子炉建屋南側の接続口に窒素供給用ホースを取り付ける。
⑦重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源を確保するための準備が完了したことを報告する。
⑧災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源の供給開始を連絡する。
⑨災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源の供給開始を指示する。
⑩重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）への駆動源供給のための系統構成を実施し，可搬型窒素供給装置（小型）を起動する。
⑪重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源へ供給を開始し，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置（小型）により逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源へ供給を開始したことを報告する。
⑫災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源の確保が完了したことを連絡する。
⑬発電長は，運転員等に可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源が確保されていることの確認を指示する。
⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，非常用窒素供給系供給圧力指示値が1.10MPa［gage］を超え，可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源が確保されたことを確認し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性
上記の操作は，現場対応を運転員等（当直運転員）2名及び重大事故等対応要員2名にて実施した場合，作業開始を判断してから可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源確保完了まで305分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。室温は通常運転時と同程度である。

46

備考
相違理由⑤

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

東海第二ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による逃がし安全弁（逃がし弁機能）開放
逃がし安全弁の作動に必要なアキュムレータ（逃がし弁機能用及び自動減圧機能用）の供給圧力が喪失した場合は，非常用逃がし安全弁駆動系により逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能なしＡ，Ｇ，Ｓ及びＶ））の電磁弁排気ポートへ窒素を供給し，逃がし安全弁（逃がし弁機能（自動減圧機能なしＡ，Ｇ，Ｓ及びＶ））を開放して発電用原子炉を減圧する。なお，中央制御室からの遠隔操作ができない場合，現場での手動操作を実施する。
(a) 手順着手の判断基準【非常用逃がし安全弁駆動系の中央制御室からの遠隔操作】
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の駆動源である窒素供給系及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の駆動源である非常用窒素供給系の窒素が喪失し，中央制御室からの遠隔操作による発電用原子炉の減圧ができない場合。
【非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替え】
非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベから逃がし安全弁（逃がし弁機能）へ作動用の窒素供給期間中に，高圧窒素ボンベ圧力低警報が発生した場合(b) 操作手順
非常用逃がし安全弁駆動系による逃がし安全弁（逃がし弁機能） 開放手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.3−14図に，タイムチャートを第1.3−15図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系による逃がし安全弁（逃がし弁機能） 開放の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，非常用逃がし安全弁駆動系窒素ブローライン隔離弁を閉とする。なお，中央制御室からの遠隔操作により閉にできない場合は，原子炉建屋原子炉棟にて現場手動操作により非常用逃がし安全弁駆動系窒素ブローライン隔離弁を閉とする。
③運転員等は，発電長に非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧の準備が完了したことを報告する。
④発電長は，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧を指示する。

47

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑤運転員等は中央制御室にて，非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給弁及び非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給ライン隔離弁を開とする。なお，中央制御室からの遠隔操作により開にできない場合は，原子炉建屋原子炉棟にて現場手動操作により非常用逃がし安全弁
駆動系窒素供給弁及び非常用逃がし安全弁駆動系窒素供給ライン隔離弁を開とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力の低下により発電用原子炉の減圧が開始されたことを確認し，発電長に報告する。
⑦発電長は，運転員等に非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベによる逃がし安全弁（逃がし弁機能）への窒素供給中に，非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベの圧力が低下した場合に，予備ボンベラックに配備している予備の非常用逃がし安全弁駆動系
高圧窒素ボンベと使用済みの非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベの取替えを指示する。
⑧運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベを運搬し，使用済みの非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベと予備の非常用逃がし
安全弁駆動系高圧窒素ボンベを取り替える。
⑨運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，使用済みの非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボ
ンベを予備の非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ取替えを実施し，発電長に報告する。
(c) 操作の成立性作業開始を判断してから，非常用逃がし安全弁駆動系による逃がし安全弁（逃がし弁機能）開放までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，4分以内で可能である。
・非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替え
現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ切替えによる原子炉減圧開始まで120分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

48

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(3) 復旧a. 代替直流電源設備による復旧
常設直流電源喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，代替直流電源設備により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。

東海第二

備考

(3) 復旧ａ．代替直流電源設備による復旧
常設直流電源喪失により逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場合，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により逃がし安全弁の作動に必要な直相違理由②
東二は直流電源を詳細に記載。

流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。
(a) 手順着手の判断基準
常設直流電源喪失により，直流 125V 主母線(A)系及び(B)系の電圧喪失を確認した場合において，可搬型直流電源設備又は直流給電車いずれかの設備からの給電が可能な場合。

(a) 手順着手の判断基準
常設直流電源喪失により，直流125V主母線盤２Ａ及び直流125V主母線盤２Ｂの電圧喪失を確認した場合において，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び相違理由②
東二は直流電源を詳細に記載。

可搬型整流器からの給電が可能な場合。
(b) 操作手順(b) 操作手順

代替直流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

代替直流電源設備に関する手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

逃がし安全弁は，中央制御室からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により対応する。

逃がし安全弁は，中央制御室からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により対応する。

(c) 操作の成立性
代替直流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

(c) 操作の成立性
代替直流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

また，逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1

また，逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧操作は，中央制御室対応を運転員等（当直名にて作業を実施した場合，可搬型直流電源設備又は直流給電車いずれかの設備による直流電運転員）1名にて作業を実施した場合，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替

源の復旧が完了してから逃がし安全弁の開放まで約 1 分で可能である。

低圧電源車及び可搬型整流器による直流電源の復旧が完了してから逃がし安全弁の開放まで1分以内で可能である。

49

相違理由
。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 代替交流電源設備による復旧

東海第二

備考

ｂ．代替交流電源設備による復旧

全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場

全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，逃がし安全弁の減圧機能が喪失した場

合，代替交流電源設備により充電器を受電し，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源を確保し合，代替交流電源設備により直流125V充電器を受電し，逃がし安全弁の作動に必要な直流電源て逃がし安全弁の機能を復旧する。

を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，直流 125V 主母線(A)系及び(B)系の電圧

全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失し，直流125V主母線盤２Ａ及び直流125V

喪失を確認した場合において，常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備又は可搬型代替

主母線盤２Ｂの電源喪失を確認した場合において，常設代替交流電源設備として使用する常交流電源設備いずれかの設備からの給電が可能な場合。

設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車いず

相違理由②
東二は直流電源を詳細に記載

相違理由②
東二は交流電源を詳細に記載。

れかの設備からの給電が可能な場合。

(b) 操作手順(b) 操作手順

代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

代替交流電源設備に関する手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

逃がし安全弁は，中央制御室からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により対応する。

逃がし安全弁は，中央制御室からの遠隔操作が可能であり，通常の運転操作により対応する。

(c) 操作の成立性
代替交流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

(c) 操作の成立性
代替交流電源設備に関する操作の成立性は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整理する。

また，逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名にて作

また，逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）

業を実施した場合，代替交流電源設備による直流電源の復旧が完了してから逃がし安全弁の開1名にて作業を実施した場合，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置

放まで約 1 分で可能である。

又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車による直流電源の復旧が完了してから逃がし安全弁の開放まで1分以内で可能である。

50

相違理由
東二は交流電源を詳細に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(4) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.3.16 図に示す。

東海第二(4) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.3
常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，可搬型代替直流電源設備とし備が完了するまでの間は常設代替直流電源設備を使用）若しくは逃がし安全弁用可搬型蓄電池て使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器（給電準備が完了するまでの間は常設代替

により直流電源を確保して逃がし安全弁を作動させるか，又は代替逃がし安全弁駆動装置によ直流電源設備として使用する緊急用125V系蓄電池を使用） 若しくは逃がし安全弁用可搬型蓄電

り逃がし安全弁を作動させて発電用原子炉を減圧する。

池により直流電源を確保して逃がし安全弁を作動させる。

車により直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。

相違理由⑦−19図に示す。

常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，可搬型直流電源設備（給電準常設直流電源喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，可搬型直流電源設備又は直流給電

備考

常設直流電源喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，可搬型代替直流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器により直流電源を確保して逃がし安全弁の相違理由②
東二は直流電源を詳細に記載。

東二は直流電源を詳細に記載。
相違理由⑰

機能を復旧する。
全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失した場合，常設代替交流電源設備，第二代

全交流動力電源喪失が原因で常設直流電源が喪失した場合，常設代替交流電源設備として使用

替交流電源設備又は可搬型代替交流電源設備により充電器を充電し，直流電源を確保して逃がする常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車に相違理由⑭

し安全弁の機能を復旧する。

より直流125V充電器を充電し，直流電源を確保して逃がし安全弁の機能を復旧する。

東二は直流電源を詳細に記載。

逃がし安全弁作動用窒素ガスの喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，高圧窒素ガス供逃がし安全弁の作動に必要な窒素の喪失により逃がし安全弁が作動しない場合，非常用窒素供給系の高圧窒素ガスボンベにより窒素ガスを確保し，逃がし安全弁を作動させて発電用原子炉

給系又は可搬型窒素供給装置（小型）により窒素を確保するか，非常用逃がし安全弁駆動系によを減圧する。

り逃がし安全弁（逃がし弁機能）を作動させて発電用原子炉を減圧する。

なお，逃がし安全弁の背圧対策として，想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ窒素ガスの供給圧力を設定する。

なお，逃がし安全弁の背圧対策として，想定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ窒素の供給圧力を設定する。

51

東二は交流電源を詳細に記載。

相違理由②
相違理由②④⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.3.2.3 炉心損傷時における高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順

東海第二1.3.2.3 炉心損傷時における高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止する手順

炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合において，高圧溶融物放出/格

炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合において，高圧溶融物放出／

納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損を防止するため，逃がし安全弁を使用した中格納容器雰囲気直接加熱による原子炉格納容器の破損を防止するため，逃がし安全弁を使用した

央制御室からの手動操作による発電用原子炉の減圧を行う。

中央制御室からの手動操作による発電用原子炉の減圧を行う。

原子炉格納容器の破損を防止するための手動操作による発電用原子炉の減圧手順については

原子炉格納容器の破損を防止するための手動操作による発電用原子炉の減圧手順については「1.3.2.1(1)a.手動操作による減圧」にて整備する。

「1.3.2.1(1)ａ.手動操作による減圧」にて整備する。

1.3.2.4 インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応手順

1.3.2.4 インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順(1) EOP「原子炉建屋制御」

備考(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「原子炉建屋制御」

インターフェイスシステム LOCA 発生時は，原子炉冷却材圧力バウンダリ機能が喪失し，原子インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉冷却材圧力バウンダリ機能が喪失し，原炉格納容器外へ原子炉冷却材の漏えいが生じる。したがって，原子炉格納容器外への漏えいを

子炉格納容器外へ原子炉冷却材の漏えいが生じる。したがって，原子炉格納容器外への漏えいを停止するための破断箇所の隔離，保有水を確保するための原子炉圧力容器への注水が必要とな停止するための破断箇所の隔離，保有水を確保するための原子炉圧力容器への注水が必要とな

る。

る。

相違理由⑥

破断箇所の特定又は隔離ができない場合は，逃がし安全弁及びタービンバイパス弁により破断箇所の特定又は隔離ができない場合は，逃がし安全弁又はタービン・バイパス弁により発相違理由②⑱

発電用原子炉を減圧することで，原子炉建屋への原子炉冷却材の漏えいを抑制し，破断箇所の電用原子炉を減圧することで，原子炉建屋原子炉棟への原子炉冷却材の漏えいを抑制し，破断箇

相違理由②

隔離を行う。

所の隔離を行う。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

非常用炉心冷却系の吐出圧力上昇，原子炉建屋内の温度上昇若しくはエリア放射線モニタの

非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系の吐出圧力上昇，原子炉水位のパラメータ変

東二では原子炉隔離時冷却系

指示値上昇等漏えいが予測されるパラメータの変化，又は漏えい関連警報の発生によりインタ

化，原子炉建屋原子炉棟内の温度上昇若しくはエリア放射線モニタの指示値上昇等漏えいがが非常用炉心冷却系に含まれーフェイスシステム LOCA の発生を判断した場合。

予測されるパラメータの変化，又は漏えい関連警報の発生によりインターフェイスシステムていないため記載する

ＬＯＣＡの発生を判断した場合。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由②
東二では有効性評価にてイン
ターフェイス LOCA 発生の判断に原子炉水位を用いていることから明記している。

52

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b.操作手順EOP「原子炉建屋制御」における操作手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.3.13
図及び第 1.3.14 図に，タイムチャートを第 1.3.15 図に示す。

東海第二

備考

ｂ．操作手順非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「原子炉建屋制御」における操作手順の概要は以下のと相違理由⑥おり。手順の対応フローを第1.3−16図及び第1.3−17図に，タイムチャートを第1.3−18図に

相違理由⑦

示す。
① 当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，インターフェイスシステム LOCA の発生を判断し，中央制御室運転員に原子炉手動スクラムの実施並びに破断箇所の特定及び隔離を指示①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生を判断し，運転員等に破断箇所の特定及び隔離を指示する。

する。

相違理由⑳
東二は破断箇所の隔離ができない場合に原子炉スクラムを実施し、柏崎は隔離操作と並行して原子炉スクラムを実施する。

53

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

東海第二②運転員等は中央制御室にて，発生した警報及びパラメータの変化から，破断箇所の特定及び中央制御室からの遠隔操作にて隔離を実施する。
③発電長は，運転員等に破断箇所の隔離ができない場合は，原子炉スクラム及び主蒸気隔離
弁の閉操作を指示する。

備考
インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡ発生の判断後は東二と柏崎で設備の相違が起因となり対応方針に差異が生まれて④運転員等は中央制御室にて，原子炉スクラム及び主蒸気隔離弁の閉操作を実施する。

いる。それに伴い対応手順に⑤発電長は，運転員等に原子炉建屋ガス処理系の停止操作及び中央制御室非常用換気系の起相違があるため，手順を分け

動操作を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉建屋ガス処理系の停止操作及び中央制御室非常用換気系の起動操作を実施する。

て記載する。
主な対応方針の違いについて
以下に示す。

⑦発電長は，運転員等に原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉注水が・東二は破断箇所の隔離が出可能な系統又は低圧代替注水系を1系統以上の起動後，発電用原子炉の減圧操作及び残留

来ない場合に原子炉スクラム

熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の起動操作を指示する。

を実施するが，柏崎は隔離操⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉注水が可能な系統又は低圧代替注水系を1系統以上の起動操作を実施する。

作と並行して原子炉スクラムを実施する・⑨運転員等は中央制御室にて，逃がし安全弁により原子炉急速減圧を行い，発電用原子炉の・東二は原子炉ガス再循環系

減圧を実施することで，原子炉建屋原子炉棟への原子炉冷却材漏えい量を抑制する。逃ががあるため原子炉建屋ガス処

し安全弁による減圧ができない場合，主蒸気隔離弁が開可能であれば，主復水器を使用し理系を停止するが，柏崎は原たタービン・バイパス弁による発電用原子炉の減圧を実施する。

子炉建屋ガス処理系を起動する。
・東二は急速減圧後に残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）を起動するが，柏崎は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を起動する。

54

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

東海第二⑩運転員等は逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧を実施した場合，中央制御室にて，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の起動操作を実施する。
⑪発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位異常低下（レベル２）から原
子炉水位低（レベル３）の間で維持するように指示する。

備考
インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡ発生の判断後は東二と柏崎で設備の相違が起因となり対応方針に差異が生まれて⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉いる。それに伴い対応手順に注水が可能な系統又は低圧代替注水系により，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位異常

相違があるため，手順を分け低下（レベル２）から原子炉水位低（レベル３）の間に維持し，発電長に報告する。

て記載する。

⑬発電長は，運転員等に漏えい箇所の隔離を指示する。

主な対応方針の違いについて⑭運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，現場手動操作による漏えい箇所の隔離を実施し，原以下に示す。

子炉冷却材圧力バウンダリからの漏えいを停止する。
⑮発電長は，運転員等に原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持するように指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態で，低圧で原子炉・東二は破断箇所の隔離が出来ない場合に原子炉スクラムを実施するが，柏崎は隔離操作と並行して原子炉スクラム

注水が可能な系統又は低圧代替注水系により，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低を実施する・（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間に維持する。

・東二は原子炉ガス再循環系があるため原子炉建屋ガス処
理系を停止するが，柏崎は原子炉建屋ガス処理系を起動する。
・東二は急速減圧後に残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）を起動するが，柏崎は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を起動する。

55

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東海第二

備考

②中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉手動スクラムを実施する。また，発生した警報及びパ

インターフェイスシステムＬ

ラメータの変化から，破断箇所の特定及び中央制御室からの遠隔操作による隔離を実施する。

ＯＣＡ発生の判断後は東二と③当直副長は，破断箇所の特定及び中央制御室からの遠隔操作による隔離を実施できない場合

柏崎で設備の相違が起因とな

は，中央制御室運転員に非常用ガス処理系の起動操作，及び低圧注水系 2 系以上又は代替注

り対応方針に差異が生まれて水系の起動操作を指示する。

いる。それに伴い対応手順に④中央制御室運転員 A 及び B は，非常用ガス処理系の起動操作，及び低圧注水系 2 系以上又は相違があるため，手順を分け

代替注水系の起動操作を実施する。

て記載する。

⑤当直副長は，非常用ガス処理系の起動，及び低圧注水系 2 系以上又は代替注水系の起動後，主な対応方針の違いについて

運転員に発電用原子炉の減圧操作，原子炉水位低下操作及び原子炉建屋環境悪化（建屋温度，

以下に示す。

建屋圧力，建屋放射線量）抑制操作の開始を指示する。

・東二は破断箇所の隔離が出a

来ない場合に原子炉スクラム⑥ 復水器使用可能の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，逃がし安全弁及びタービンバイパス弁により発電用原子炉を実施するが，柏崎は隔離操の急速減圧を行い，大気圧まで減圧することで，原子炉建屋への原子炉冷却材漏えい量を抑作と並行して原子炉スクラム制する。

を実施する・b

・東二は原子炉ガス再循環系

中央制御室運転員 A 及び B は，逃がし安全弁により発電用原子炉の急速減圧を行い，減圧完があるため原子炉建屋ガス処

了圧力まで減圧することで，原子炉建屋への原子炉冷却材漏えい量を抑制する。

理系を停止するが，柏崎は原⑥ 復水器使用不可能の場合⑦中央制御室運転員 A 及び B は，低圧注水系 2 系以上又は代替注水系により原子炉圧力容器内

子炉建屋ガス処理系を起動すの水位を原子炉水位低（レベル 1）から原子炉水位低（レベル 1.5）の間で維持する。

る。

⑧中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉区域換気空調系排気放射線モニタ指示値及び燃料取替

・東二は急速減圧後に残留熱エリア排気放射線モニタ指示値が制限値以下の場合，原子炉区域･タービン区域換気空調系の除去系（サプレッション・プ

起動操作を実施し，原子炉建屋環境（建屋温度，建屋圧力，建屋放射線量）の悪化を抑制する。

ール冷却系）を起動するが，⑨現場運転員 C 及び D は，中央制御室からの遠隔操作により破断箇所を隔離できない場合は，柏崎は残留熱除去系（原子炉

蒸気漏えいに備え防護具（酸素呼吸器及び耐熱服）を装着し（現場運転員 E 及び F は装着補停止時冷却モード）を起動す助を行う），原子炉建屋（管理区域）にて隔離弁を全閉することで原子炉冷却材圧力バウンダる。

リからの漏えいを停止する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，各種監視パラメータの変化から破断箇所の隔離が成功していることを確認し，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を起動し，発電用原子炉からの除熱を行う。

56

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c.操作の成立性

東海第二

備考

ｃ．操作の成立性

上記の操作のうち，中央制御室からの隔離操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名

上記の操作のうち，中央制御室からの隔離操作を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実

相違理由⑳（操作者及び確認者）にて作業を実施した場合，インターフェイスシステム LOCA 発生から破断施した場合，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生から破断箇所の隔離完了まで12分以内で相違理由

箇所の隔離完了まで 15 分以内で可能である。

可能である。

相違理由

中央制御室からの隔離操作を実施ができない場合の現場での隔離操作は，1 ユニット当たり中中央制御室からの隔離操作を実施できない場合の現場での隔離操作は，運転員等（当直運転相違理由⑳央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 4 名にて作業を実施した場合，イン員）2名及び運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名にて作業を実施した場合，イ

相違理由⑳

ターフェイスシステム LOCA 発生から破断箇所の隔離完了まで約 240 分で可能である。

ンターフェイスシステムＬＯＣＡ発生から破断箇所の隔離完了まで300分以内で可能である。

相違理由

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具（酸素呼吸器及び耐熱服），照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備

東二では放射線防護具及び自する。なお，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，漏えいした水の滞留及び蒸気によ

給式呼吸用保護具を用いるこる高湿度環境が想定されるため，現場での隔離操作は環境性等を考慮し，自給式呼吸用保護具

ことしている。

を着用する。
［中央制御室からの遠隔隔離操作の成立性］
インターフェイスシステム LOCA が発生する可能性のある操作は，定例試験として実施する非常用炉心冷却系電動弁手動開閉試験における原子炉注入弁の手動開閉操作である。

（中央制御室からの遠隔隔離操作の成立性）
インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する可能性のある操作は，定期試験として実施
する非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系電動弁作動試験における原子炉注入弁の手動

相違理由⑧
記載表現の相違
相違理由

開閉操作である。
上記試験を行う際は，系統圧力を監視し上昇傾向にならないことを確認しながら操作

上記試験を行う際は，系統圧力を監視し上昇傾向にならないことを確認しながら操作し，し，系統圧力が上昇傾向になった場合は速やかに原子炉注入弁の閉操作を実施することと系統圧力が上昇傾向になった場合は速やかに原子炉注入弁の閉操作を実施することとしていしている。しかし，隔離弁の隔離失敗等により系統圧力が異常に上昇し，低圧設計部分のる。しかし，隔離弁の隔離失敗等により系統圧力が異常に上昇し，低圧設計部分の過圧を示

過圧を示す警報及び漏えい関連警報が発生した場合は，同試験を実施していた非常用炉心す警報及び漏えい関連警報が発生した場合は，同試験を実施していた非常用炉心冷却系及び冷却系でインターフェイスシステム LOCA が発生していると判断することで漏えい箇所及び隔離

原子炉隔離時冷却系でインターフェイスシステムＬＯＣＡが発生していると判断することですべき遠隔操作弁の特定が容易となり，中央制御室からの遠隔隔離操作を速やかに行うことが漏えい箇所及び隔離すべき遠隔操作弁の特定が容易となり，中央制御室からの遠隔隔離操作可能である。

を速やかに行うことが可能である。

57

相違理由

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［現場での隔離操作の成立性］
隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートの環境を考慮しても，現場での隔離操作は可能である。
［溢水の影響］隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートは，インターフェイスシステム LOCA により漏えいが発生する機器よりも上層階に位置し，溢水の影響を受けない。
［インターフェイスシステム LOCA の検知について］

東海第二

備考
相違理由⑧

（現場隔離操作の成立性）
隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートの環境を考慮しても，現場での隔離操作は可能である。

相違理由⑧（溢水の影響）隔離操作場所及び隔離操作場所へのアクセスルートは，インターフェイスシステムＬＯＣ
Ａにより漏えいが発生する機器よりも上層階に位置し，溢水の影響を受けない。
（インターフェイスシステムＬＯＣＡの検知について）

相違理由⑧

インターフェイスシステム LOCA 発生時は，原子炉格納容器内外のパラメータ等によりインタインターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時は，原子炉格納容器内外のパラメータ等によりーフェイスシステム LOCA と判断する。非常用炉心冷却系ポンプ設置室は原子炉建屋内においてインターフェイスシステムＬＯＣＡと判断する。非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系

相違理由

各部屋が分離されているため，床漏えい検出器，監視カメラ及び火災報知器により，漏えい箇所のポンプ室は，原子炉建屋原子炉棟内において各部屋が分離されているため，床漏えい検出

相違理由②を特定するための参考情報の入手並びに原子炉建屋の状況確認が可能である。

器及び火災報知器により，漏えい場所を特定するための参考情報の入手が可能である。

東二ではポンプ室内に監視カ
メラが無いため原子炉建屋の状況確認はできない。

1.3.2.5 その他の手順項目について考慮する手順
逃がし安全弁，中央制御室監視計器類への電源供給手順及び可搬型代替直流電源設備，常設代

1.3.2.5 その他の手順項目について考慮する手順
逃がし安全弁，非常用逃がし安全弁駆動系，電動弁及び監視計器への電源供給手順及び可搬型窒

替交流電源設備，第二代替交流電源設備及び可搬型代替交流電源設備への燃料補給手順について

素供給装置（小型），常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び可搬型代替直流電源設備 相違理由⑤⑭⑰

は，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

及び非常用交流電源設備への燃料給油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」に整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

東二は事故時に操作の判断，確認に係る計器設備に関する手順を技術的能力「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備することを記載。

58

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
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第 1.3.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順対応手段，
対処設備，手順書一覧（1/4）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

自動減圧系

対処設備

備考

第1.3−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

全体を通して共通の相違理由

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／7）②③⑩⑪⑫⑬⑭⑯については（フロントライン系故障時）記載を省略する。それ以外の相分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

にて示し，備考に理由を記載し

設備

自主対策

フロントライン系故障時

重大事故等
対処設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

自動減圧系

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「減圧冷却」

柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
−※１

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ

自主対策設備

自主対策設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

重大事故等対処設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備※３
常設代替直流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
代替所内電気設備
燃料給油設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３

重大事故等対処設備

手動操作による減圧︵逃がし安全弁の手動操作による減圧︶︵設計基準拡張︶

タービンバイパス弁
タービン制御系
手動操作による減圧︵タービンバイパス弁︶

過渡時自動減圧機能
自動減圧系の起動阻止スイッチ
逃がし安全弁（自動減圧機能）※２
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

手動操作による減圧︵逃がし安全弁︶

減圧の自動化

対処設備

減圧の自動化

フロントライン系故障時

第二代替交流電源設備 ※3

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「減圧冷却」

違理由については四角点線枠ているため下線は省略する。

非常用交流電源設備

逃がし安全弁主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ
自動減圧機能用アキュムレータ
所内蓄電式直流電源設備 ※3
可搬型直流電源設備 ※3
常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3対応
手段− ※1，※2
重大事故等

代替自動減圧ロジック（代替自動減圧機能）
自動減圧系の起動阻止スイッチ
逃がし安全弁（自動減圧機能付き
C,H,N,T の 4 個）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ

手順書

東海第二

重大事故等対策要領※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順は「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:想定される重大事故等時の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定している。
※5:原子炉建屋ブローアウトパネルは，開放設定圧力に到達した時点で自動的に開放する設備であり，運転員による操作は不要である。

※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。

59（以下，第 1.3−1 表は同様。）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／7）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

ページ 59 に記載。

タービン・バイパス弁
タービン制御系

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。

60

柏崎のタービン・バイパス弁による減圧に係る記載は，比較表

自主対策設備

手動操作による減圧︵タービン・バイパス弁の手動操作による減圧︶

フロントライン系故障時

自動減圧系

対応
手段

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対応設備，手順書一覧（2／4）

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／7）（サポート系故障時）（サポート系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

サポート系故障時

AM 設備別操作手順書「AM 用切替装置又はバッテリーによる SRV 開放」

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

所内常設直流電源設備（常設直流電源系統）

AM 設備別操作手順書「SRV 駆動源確保」

逃がし安全弁用可搬型蓄電池
逃がし安全弁（自動減圧機能）※４
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ

重大事故等対処設備

AM 設備別操作手順書「代替 SRV 駆動装置による SRV 開放」事故時運転操作手順書(徴候ベース）
重大事故等対処設備

高圧窒素ガス供給系による窒素ガス確保逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復

事故時運転操作手順書(徴候ベース）※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順は「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:想定される重大事故等時の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定している。
※5:原子炉建屋ブローアウトパネルは，開放設定圧力に到達した時点で自動的に開放する設備であり，運転員による操作は不要である。

可搬型代替直流電源設備※３
代替所内電気設備
常設代替直流電源設備
逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

AM 設備別操作手順書「AM 用切替装置又はバッテリーによる SRV 開放」

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

自主対策設備代替 逃がし安全弁
駆動装置による減圧

高圧窒素ガスボンベ
高圧窒素ガス供給系配管・弁自動減圧機能用アキュムレータ
逃がし弁機能用アキュムレータ

対応
手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）

逃がし安全弁用可搬型蓄電池
逃がし安全弁（自動減圧機能付き）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ

高圧窒素ガス供給系(代替逃がし安全弁駆動装
置）
逃がし安全弁（自動減圧機能なし
D,E,K,U の 4 個）
主蒸気系配管・クエンチャ

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

可搬型直流電源設備 ※3
AM 用切替装置（SRV）
常設代替直流電源設備
逃がし安全弁（自動減圧機能なし）
主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ

手順書

重大事故等
対応設 備

逃がし安全弁用可搬型蓄電池
による逃がし安全弁機能回復

サポート系故障時
−

対処設備

重大事故等
対応設 備

可搬型直流電源設備による逃がし安全弁機能回復

常設直流電源系統

分類
対応手段

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。

61

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対応設備，手順書一覧（3／4）

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／7）（サポート系故障時）（サポート系故障時）

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備手順書

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備− ※4

可搬型直流電源設備 ※3− ※3

逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用窒素供給系配管・弁自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
常設代替直流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
代替所内電気設備
燃料給油設備※３
可搬型窒素供給装置（小型）

非常用逃がし安全弁駆動系高圧窒素ボンベ
逃がし安全弁（逃がし弁機能）※５
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用逃がし安全弁駆動系配管・弁常設代替直流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

ＡＭ設備別操作手順書

相違理由⑤

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

重大事故等対策要領
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領−※６※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。

62

較表ページ 61 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等対処設備

非常用窒素供給系
非常用逃がし安全弁駆動系

柏崎の高圧窒素ガス供給系による窒素確保に係る記載は，比重大事故等対処設備※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順は「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:想定される重大事故等時の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定している。
※5:原子炉建屋ブローアウトパネルは，開放設定圧力に到達した時点で自動的に開放する設備であり，運転員による操作は不要である。

非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ
逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
非常用窒素供給系配管・弁自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
常設代替直流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
代替所内電気設備
燃料給油設備※３

手順書

自主対
策設備

非常用逃がし安全弁駆動系による 逃がし安全弁の背圧
原子炉減圧
対策

第二代替交流電源設備 ※3

対処設備

重大事故等対処設備

サポート系故障時

−

自主対策
設備

代替交流電源設備
による復旧

重大事故等
対処設備

常設代替交流電源設備 ※3
可搬型代替交流電源設備 ※3

可搬型窒素供給装置︵小型︶による
窒素確保

自主対策
設備

代替直流電源設備による復旧

サポート系故障時

直流給電車及び電源車 ※3対応
手段

重大事故等対処設備

高圧窒素ガスボンベ
高圧窒素ガス供給系配管・弁

分類

重大事故等
対処設備

全交流動力電源
常設直流電源

対処設備

重大事故等
対処設備

逃がし安全弁の
背圧対策

−

対応手段

非常用窒素供給系による窒素確保

分類

備考

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／7）（サポート系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

柏崎の代替直流電源設備による復旧に係る記載は，比較表

可搬型代替直流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

所内常設直流電源設備のうち蓄電池及び充電器（常設直流電源）

代替直流電源設備による復旧

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機等（全交流動力電源）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

ページ 62 に記載。
相違理由⑰

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書

サポート系故障時

重大事故等対策要領

柏崎の代替交流電源設備による復旧に係る記載は，比較表

常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

所内常設直流電源設備のうち蓄電池（常設直流電源）

代替交流電源設備による復旧

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機等（全交流動力電源）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。

63

ページ 62 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

対応手段，対処設備，手順書一覧（4/4）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（6／7）（原子炉格納容器の破損防止，インターフェイスシステム LOCA 発生時）

（原子炉格納容器の破損防止）
分類

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」

自主対策設備高圧炉心注水系注入隔離弁
重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶発生時

原子炉冷却材の漏えい箇所の隔離−

対処設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
所内常設直流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
常設代替直流電源設備※３
可搬型代替直流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＡＭ初期対応」
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ

自主対策設備

事故時運転操作手順書(徴候ベース）「原子炉建屋制御」等

−

対応
手段

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

原子炉格納容器の破損防止

重大事故等
対処設備

タービンバイパス弁
タービン制御系

手順書

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

炉心損傷時における高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱の防止

逃がし安全弁主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ
自動減圧機能用アキュムレータ

逃がし安全弁主蒸気系配管・クエンチャ
逃がし弁機能用アキュムレータ
自動減圧機能用アキュムレータ

発電用原子炉の減圧

インターフェイスシステム
L
O
C
A

対処設備

重大事故等対処設備

高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱の防止

原子炉格納容器の破損防止

−

対応手段

備考

重大事故等対策要領※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。

重大事故等対処設備

原子炉建屋原子炉区域内の圧力上昇抑制及び環境改善

原子炉建屋ブローアウトパネル ※5※1:代替自動減圧機能は，運転員による操作不要の減圧機能である。
※2:自動減圧系の起動阻止スイッチの手順は「1.1 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4:想定される重大事故等時の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるよう，あらかじめ供給圧力を設定している。
※5:原子炉建屋ブローアウトパネルは，開放設定圧力に到達した時点で自動的に開放する設備であり，運転員による操作は不要である。

64

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／7）（インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

柏崎のインターフェイスシス
テム LOCA 発生時に係る記載は，比較表ページ 64 に記載。

重大事故等対処設備

相違理由⑲

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「原子炉建屋制御」
重大事故等対策要領

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
逃がし弁機能用アキュムレータ
タービン・バイパス弁
タービン制御系

自主対策設備

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時−

逃がし安全弁（自動減圧機能）
主蒸気系配管・クエンチャ
自動減圧機能用アキュムレータ
高圧炉心スプレイ系注入弁
原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
低圧炉心スプレイ系注入弁
残留熱除去系Ａ系注入弁
残留熱除去系Ｂ系注入弁
残留熱除去系Ｃ系注入弁※1：運転員による操作不要の減圧機能である。
※2：過渡時自動減圧機能の対象はＢ及びＣである。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※4：逃がし安全弁用可搬型蓄電池は逃がし安全弁（自動減圧機能）7個のうち2個に接続する。
※5：非常用逃がし安全弁駆動系の対象はＡ，Ｇ，Ｓ及びＶである。
※6：選定される重大事故等の環境条件においても確実に逃がし安全弁を作動させることができるように，あらかじめ供給圧力を設定している。

65

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
第1.3.2表 重大事故等対処に係る監視計器
監視計器一覧（1/6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)代替減圧
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「減圧冷却」

補機監視機能原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

補機監視機能復水器器内圧力

補機監視機能原子炉圧力容器内の圧力

原子炉格納容器内の水位

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

サプレッション・チェンバ・プール水温度

補機監視機能復水器器内圧力

監視パラメータ（計器）

原子炉圧力容器内の水位にて示し，備考に理由を記載し
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
代替循環冷却系ポンプ吐出圧力消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
給水系ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水器真空度
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

補機監視機能復水器真空度

補機監視機能

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

66

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力容器内の水位記載を省略する。それ以外の相違理由については四角点線枠

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧
ａ．手動操作による減圧

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の温度

原子炉圧力容器内の圧力

操作

原子炉圧力容器内の水位
操作

高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
RFP 吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力
復水器器内圧力

補機監視機能

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」等

判断基準

判
断
基
準

注水手段の確保（運転状態）

全体を通して共通の相違理由②③⑩⑪⑫⑬⑭⑯については

1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧
ａ．手動操作による減圧

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の水位

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「急速減圧」

手順書

備考

重大事故等対処に係る監視計器

重大事故等の対応に必要となる監視項目

操作

操
作

第1.3−2表
監視計器一覧（1／6）

判断基準

判
断
基
準

高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
RFP 吐出ヘッダ圧力
復水器器内圧力東海第二

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

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

補機監視機能復水器真空度ているため下線は省略する。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.3−2 表は同様。）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（2／6）

監視計器一覧（2/6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)代替減圧
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器内の温度

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器温度67

注水手段の確保（運転状態）

原子炉圧力容器内の水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

原子炉圧力容器内の圧力操作

操作
原子炉格納容器内の放射線量率

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

監視パラメータ（計器）1.3.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 代替減圧
ａ．手動操作による減圧

判断基準

判断基準

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

監視計器一覧（3/6）
手順書

重大事故等の対応に必要となる監視項目

東海第二
監視計器一覧（3／6）

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)常設直流電源系統喪失時の減圧
事故時運転操作手順書（徴候ベース）
電源
AM 設備別操作手順書「AM 用切替装置又はバッテリーによる SRV 開放」

高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)出口圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力（可搬計測器）
原子炉圧力（現場計器）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等

電源

直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

駆動源の確保

非常用窒素供給系供給圧力

注水手段の確保（運転状態）

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

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

ＡＭ設備別操作手順書

操作
補機監視機能高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)出口圧力

1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧
b．逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放

事故時運転操作手順書（徴候ベース）
電源

AM 設備別操作手順書「AM 用切替装置又はバッテリーによる SRV 開放」

高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)出口圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「急速減圧」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力（可搬計測器）
原子炉圧力（現場計器）操作
補機監視機能直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

駆動源の確保

非常用窒素供給系供給圧力

注水手段の確保（運転状態）

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

ＡＭ設備別操作手順書
操作原子炉圧力容器内の圧力

電源

判断基準

判断基準
補機監視機能直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A−2 蓄電池電圧

監視パラメータ（計器）1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 常設直流電源系統喪失時の減圧
a．可搬型代替直流電源設備による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放

操作

原子炉圧力容器内の圧力

直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A−2 蓄電池電圧

判断基準

判断基準
補機監視機能備考

高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)出口圧力68

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

監視計器一覧（4/6）

備考

監視計器一覧（4／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)常設直流電源系統喪失時の減圧
事故時運転操作手順書（徴候ベース）
電源

判断基準

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力（可搬計測器）
原子炉圧力（現場計器）操作
補機監視機能1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2)逃がし安全弁の作動に必要な窒素ガス喪失時の減圧

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力

ＡＭ設備別操作手順書
1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保【非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ切替え】
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
高圧窒素ボンベ圧力低警報「急速減圧」等
駆動源の確保
非常用窒素供給系供給圧力
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

操作

SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ(A)出口圧力
SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ(B)出口圧力
SRV 緊急時強制操作用窒素ガス(A)圧力SRV 緊急時強制操作用窒素ガス(B)圧力

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

非常用窒素供給系供給圧力

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ(A)出口圧力
SRV 緊急時強制操作用窒素ガスボンベ(B)出口圧力
SRV 緊急時強制操作用窒素ガス(A)圧力SRV 緊急時強制操作用窒素ガス(B)圧力
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

監視パラメータ（計器）1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ａ．非常用窒素供給系による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保【窒素供給系から非常用窒素供給系への切替え】
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
自動減圧系作動用アキュムレータ圧力低警報「急速減圧」等
駆動源の確保操作

補機監視機能直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 充電器盤 A−2 蓄電池電圧

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

AM 設備別操作手順書「代替 SRV 駆動装置による SRV 開放」

非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力ＡＭ設備別操作手順書

事故時運転操作手順書（徴候ベース）
判断基準

AM 設備別操作手順書「SRV 駆動源確保」

東海第二補機監視機能高圧窒素ガス供給系 ADS(A)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 ADS(B)入口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(A)出口圧力
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ(B)出口圧力

判断基準

操作

補機監視機能高圧窒素ガス供給系 ドライウェル入口圧力低警報
高圧窒素ガス供給系 窒素ガスボンベ出口圧力低警報

1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ｂ．可搬型窒素供給装置（小型）による逃がし安全弁（自動減圧機能）駆動源確保
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）
高圧窒素ボンベ圧力低警報「急速減圧」等
駆動源の確保
非常用窒素供給系供給圧力操作

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

相違理由⑤

非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力

補機監視機能非常用窒素供給系供給圧力

ＡＭ設備別操作手順書

判断基準

1.3.2.2 サポート系故障時の対応手順(2) 逃がし安全弁の作動に必要な窒素喪失時の減圧
ｃ．非常用逃がし安全弁駆動系による逃がし安全弁（逃がし弁機能）開放
非常時運転手順書Ⅱ
高圧窒素ボンベ圧力低警報（徴候ベース）
非常用窒素供給系供給圧力「急速減圧」等
駆動源の確保
非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ圧力ＡＭ設備別操作手順書

69

操作

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」

非常用逃がし安全弁駆動系供給圧力
非常用逃がし安全弁駆動系窒素ボンベ圧力

補機監視機能非常用逃がし安全弁駆動系供給圧力
非常用逃がし安全弁駆動系窒素ボンベ圧力

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

監視計器一覧（5/6）
手順書

東海第二

備考

監視計器一覧（5／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.3.2.4 インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応手順

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「原子炉建屋制御」等
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」

格納容器バイパスの監視

判断基準

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
格納容器内圧力（D/W）
ドライウェル雰囲気温度
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
RHR ポンプ室雰囲気温度
RCIC ポンプ室雰囲気温度
RCIC 機器室雰囲気温度
エリア放射線モニタ
ドライウェルサンプ水位

漏えい関連警報

RHR ポンプ(A)室床漏えい
RHR ポンプ(B)室床漏えい
RHR ポンプ(C)室床漏えい
HPCF(B)ポンプ室床漏えい
HPCF(C)ポンプ室床漏えい
RCIC ポンプ室床漏えい
RCIC 蒸気管圧力低RCIC 蒸気管流量大CUW 差流量大

格納容器バイパスの監視

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力
RHR ポンプ室雰囲気温度
RCIC ポンプ室雰囲気温度
RCIC 機器室雰囲気温度
エリア放射線モニタ
プロセス放射線モニタ
・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

格納容器バイパスの監視
判断基準

操作

補機監視機能1.3.2.4 インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「原子炉建屋制御」

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「原子炉建屋制御」

漏えい関連警報操作

70

格納容器バイパスの監視

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
ドライウェル圧力
ドライウェル雰囲気温度
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力【漏えい検知】
LDS RHR EQUIP AREA TEMP HI
LDS RHR EQUIP ROOMS AMBIENT TEMP HI
LDS RCIC EQUIP AREA TEMP HI
LDS RCIC PIPE AREA TEMP HI
LDS CUW ROOMS TEMP HI
LDS CUW ROOMS AMBIENT TEMP HI
原子炉建屋内放射線モニタ警報【床漏えい警報】
RHR PUMP A(B,C) AREA FLOODING
RHR Hx A(B) AREA FLOODING
LPCS PUMP AREA FLOODING
HPCS PUMP AREA FLOODING
RCIC PUMP AREA FLOODING【漏えい検知】
RCIC STEAM LINE BREAK ⊿P HIGHLDS CUW ⊿F HIGH OR CONT. TROUBLE
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
原子炉隔離時冷却系ポンプ吐出圧力【漏えい検知】
LDS RHR EQUIP AREA TEMP HI
LDS RHR EQUIP ROOMS AMBIENT TEMP HI
LDS RCIC EQUIP AREA TEMP HI
LDS RCIC PIPE AREA TEMP HI
LDS CUW ROOMS TEMP HI
LDS CUW ROOMS AMBIENT TEMP HI
原子炉建屋内放射線モニタ警報
プロセス放射線モニタ警報

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

監視計器一覧（6/6）

東海第二

備考

監視計器一覧（6／6）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.3.2.4 インターフェイスシステム LOCA 発生時の対応手順

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「原子炉建屋制御」等
原子炉圧力容器への注水量

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「R/B 制御」

補機監視機能水源の確保

原子炉格納容器内の温度

操
作

補機監視機能原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(B)吐出圧力
高圧炉心注水系ポンプ(C)吐出圧力

補機監視機能サプレッション･チェンバ･プール水位
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
サプレッション・チェンバ・プール水温度
残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度
原子炉補機冷却海水系ポンプ(A)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(C)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(D)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(E)吐出圧力
原子炉補機冷却海水系ポンプ(F)吐出圧力

監視パラメータ（計器）1.3.2.4 インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応手順(1) 非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「原子炉建屋制御」

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「原子利建屋制御」

復水器器内圧力71

残留熱除去系系統流量
低圧炉心スプレイ系系統流量
高圧炉心スプレイ系系統流量
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン狭帯域用）
残留熱除去系ポンプ吐出圧力
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
高圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力
常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位
代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

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

補機監視機能復水器真空度

漏えい関連警報【漏えい検知】
ISOLATION SYS MS LINE PRESS LOWISOLATION SYS MS LINE FLOW HIGHLDS CUW ⊿F HIGH OR CONT. TROUBLE
RCIC STEAM LINE BREAK ⊿P HIGHLDS MS TUNNEL TEMP HI
LDS T/B MS LINE TEMP HI【床漏えい警報】
HPCS PUMP AREA FLOODING
RCIC PUMP AREA FLOODING
LPCS PUMP AREA FLOODING
RHR PUMP A(B,C) AREA FLOODING
RHR Hx A(B) AREA FLOODING
R/B EAST SUMP PUMP AREA FLOODING
R/B WEST SUMP PUMP AREA FLOODING【原子炉建屋サンプ液位警報】
R/B FD SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B ED SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B SD SUMP A(B) LEVEL HI-HI OR POWER FAILURE
R/B OD SUMP A(B) LEVEL HI OR HI-HI OR POWER
FAILURE【原子炉建屋サンプ温度警報】
R/B ED SUMP A OR B TEMP HIGH
【原子炉建屋内異常漏えい警報】
R/B FD SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
R/B ED SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
R/B SD SUMP A(B) LEAKAGE HIGH
【圧力警報】
HPCS SPRAY HEAD TO TOP OF CORE-PLATE ⊿P HIGH
HPCS PUMP SUCTION PRESS HI/LO
RCIC PUMP SUCTION PRESS HIGH
RHR INJECTION VALVE ⊿P LOW
RHR PUMP DISCH PRESS ABNORMAL HI/LO
RHR SHUTDOWN HEADER PRESS HIGH
LPCS INJECTION VALVE ⊿P LOW
LPCS PUMP ABNORMAL HI/LO DISCH PRESS
火災報知器警報
原子炉建屋内ダストモニタ警報

操作

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
高圧炉心注水系(B)系統流量
高圧炉心注水系(C)系統流量

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

第 1.3.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
対象条文

【1.3】
原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

給電元
給電母線

供給対象設備

逃がし安全弁

備考

第 1.3−3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

柏崎との相違箇所については四

給電元
給電母線

角点線枠にて示し，備考に理由

対象条文

供給対象設備

所内蓄電式直流電源設備
可搬型直流電源設備
逃がし安全弁用可搬型蓄電池
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流 125V A 系
直流 125V A−2 系
直流 125V B 系
AM 用直流 125V

中央制御室監視計器類

東海第二逃がし安全弁

所内常設直流電源設備
常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型代替直流電源設備
緊急用直流125V主母線盤
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤【1.3】
原子炉冷却材圧力バウンダ
リを減圧するための手順等

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源72を記載しているため下線を省
略。
相違理由⑫

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

73

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

74

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は比較表 73 ページ，74 ページに記載。

75

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は先行 PWR との比較のため補足を作成しており，東二は柏崎との比較となるため補足は作成していない。

76

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

77

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

78

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

79

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

80

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

81

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

82

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

83

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

84

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④

85

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④

86

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

87

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

88

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

東海第二

備考

相違理由⑤

89

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑤

90

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④

91

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
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東海第二

備考

相違理由④

92

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東海第二

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備考

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東海第二

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備考

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東海第二

備考

相違理由

95

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東海第二

96

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等】
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東海第二

97

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

東海第二
1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.4.1 対応手段と設備の選定

1.4.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

a. 発電用原子炉運転中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 低圧代替注水

備考

目 次 ＞

ａ．発電用原子炉運転中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 低圧代替注水

見出し記号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) サポート系故障時の対応手段及び設備(b) サポート系故障時の対応手段及び設備

相違理由①

ⅰ. 復旧

ⅰ) 復旧

相違理由①

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由①(c) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備(c) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備

ⅰ. 低圧代替注水ⅰ) 低圧代替注水相違理由①

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由①

b. 発電用原子炉停止中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 低圧代替注水ｂ．発電用原子炉停止中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 低圧代替注水

相違理由①ⅱ) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

原子炉除熱（自主対策設備）として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

柏崎は発電用原子炉運転中のフロントライン系故障時の対応手段及び設備と同様のため，記載なし。

(b) サポート系故障時の対応手段及び設備(b) サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 復旧

ⅰ) 復旧

相違理由①

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由①

c. 手順等

ｃ．手順等

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.4.2 重大事故等時の手順

1.4.2 重大事故等時の手順

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 低圧代替注水

備考

ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）(c) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

東二は残留熱除去系の有する格納容器除熱機能を代替する
内部水源設備として,代替循環
冷却系を新設する。代替循環冷
却系は原子炉が低圧時に注水が可能な設備であるため，低圧注水手段として対応手順を整備する。
柏崎の低圧代替注水系（常設）と代替循環冷却系は，同じ復水移送ポンプを使用しており，代替循環冷却系は原子炉格納容
器内の減圧及び除熱として整理している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

(c) 消火系による原子炉圧力容器への注水(d) 消火系による原子炉圧力容器への注水

相違理由①(e) 補給水系による原子炉圧力容器への注水

東二は補給水系を原子炉注水設備（自主対策設備）として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

b. 重大事故等時の対応手段の選択

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順
a. 復旧(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考

(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（低圧注水系）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

東二は残留熱除去系が有する機能を明記している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

(b) 低圧炉心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

東二は低圧炉心スプレイ系が設置されており，原子炉注水設
備として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

b. 重大事故等時の対応手段の選択(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
a. 低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却(b) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却(b) 消火系による残存溶融炉心の冷却(c) 消火系による残存溶融炉心の冷却(d) 補給水系による残存溶融炉心の冷却(c) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水/海水）
b. 重大事故等時の対応手段の選択

相違理由④(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）
ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順

1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

b. 重大事故等時の対応手段の選択

相違理由③

ａ．低圧代替注水

東二は表題を記載。

ｂ．原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

相違理由②(a) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

相違理由②

ｃ．重大事故等時の対応手段の選択

3

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順
a. 復旧(a) 残留熱除去系電源復旧後の発電用原子炉からの除熱
b. 重大事故等時の対応手段の選択
1.4.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

東海第二

備考

(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）電源復旧後の発電用原子炉からの除熱

相違理由⑤

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
1.4.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順

東二は設計基準事故対処設備
は重大事故等対処設備と定義している。
柏崎では，設計基準事故対処設
備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準
事故対処設備を重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置づけている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

(1) 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水(1) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

(2) 低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水

相違理由⑥(2) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱(3) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱

相違理由⑧1.4.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.4.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

4

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】

東海第二1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等【要求事項】

発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって、設計基準

発電用原子炉設置者において、原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態であって、設計基準

事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整

原子炉格納容器の破損を防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

【解釈】

１ 「炉心の著しい損傷」を「防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却ａ）可搬型重大事故防止設備の運搬、接続及び操作に関する手順等を整備すること。
（２）復旧
ａ）設計基準事故対処設備に代替電源を接続することにより起動及び十分な期間の運転継続ができること。
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（低圧注水モード）による冷却機能である。
また，発電用原子炉停止中において， 設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による崩壊熱除去機能である。

備考１「炉心の著しい損傷」を「防止するため、発電用原子炉を冷却するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。
（１）原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却ａ）可搬型重大事故防止設備の運搬、接続及び操作に関する手順等を整備すること。
（２）復旧
ａ）設計基準事故対処設備に代替電源を接続することにより起動及び十分な期間の運転継続ができること。
原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による冷却機能である。

相違理由⑥⑧

また，発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能である。

相違理由⑧

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止する

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するため，発電用原子炉を冷却する対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活用した手順等ため，発電用原子炉を冷却する対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等につ東二は対処設備の設置工事をについて説明する。

いて説明する。

未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記
載とした。

5

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.4.1 対応手段と設備の選定

1.4.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，発電用原子炉を冷却し炉心の著しい損傷

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，発電用原子炉を冷却し炉心の著しい損傷

及び原子炉格納容器の破損を防止するための設計基準事故対処設備として残留熱除去系（低圧注及び原子炉格納容器の破損を防止するための設計基準事故対処設備として残留熱除去系（低圧注水モード）を設置している。

水系）及び低圧炉心スプレイ系を設置している。

発電用原子炉停止中において，発電用原子炉内の崩壊熱を除去するための設計基準事故対処設
備として残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を設置している。

備考

相違理由⑥⑧

発電用原子炉停止中において，発電用原子炉内の崩壊熱を除去するための設計基準事故対処設
備として残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を設置している。

相違理由⑧

これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）

これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故 相違理由⑦と位置付け重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能， 相違理由⑦

代替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。
）上で，想定する故障に対応で原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備をきる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.4−1図）。

選定する（第 1.4.1 図）。

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

また，炉心の著しい損傷，溶融が発生し，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を選

また，炉心の著しい損傷，溶融が発生し，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合において，原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び重大事故等対処設備を選定する。
重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を選

定する。

定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において※1

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効

な設備。

な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけ選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけ

でなく，設置許可基準規則第四十七条及び技術基準規則第六十二条（以下「基準規則」という。）

でなく，設置許可基準規則第四十七条及び技術基準規則第六十二条（以下「基準規則」という。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係をの要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確にする。

明確にする。

6

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 対応手段と設備の選定の結果
重大事故等対処設備（設計基準拡張）である残留熱除去系（低圧注水モード又は原子炉停止時冷却モード）が健全であれば重大事故等の対処に用いる。

東海第二

備考

(2) 対応手段と設備の選定の結果
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）若しくは低圧炉心スプレイ系又は残 相違理由⑦⑧⑥
留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対処 相違理由⑧⑦に用いる。

残留熱除去系（低圧注水モード）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

残留熱除去系（低圧注水系）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

相違理由⑧

東二は残留熱除去系熱交換器
を流路に用いるため設備と位置付ける。
柏崎も東二同様に流路に用いるが，配管に含めることで残留熱除去系熱交換器は設備と位置付けない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

・給水系配管・弁・スパージャ

東二の残留熱除去系（低圧注水系）の原子炉圧力容器に注水は注水ノズルを使用している。
柏崎の残留熱除去系（低圧注水モード）残留熱除去系スパージ
ャ及び給水系スパージャを使用している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

7

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・原子炉補機冷却系

東海第二

備考

・残留熱除去系海水系ポンプ

東二は残留熱除去系及び低圧・残留熱除去系海水系ストレーナ

炉心スプレイ系の冷却水として，残留熱除去系海水系を設置している。なお，柏崎は原子炉
補機冷却系を残留熱除去系冷却水として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備

・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

なお，残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

なお，残留熱除去系（低圧注水系）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としての 相違理由⑧み用いる。
低圧炉心スプレイ系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

相違理由⑩
相違理由⑥

・低圧炉心スプレイ系ポンプ
・サプレッション・チェンバ
・低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・非常用交流電源設備
４
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱で使用する設備は以下のとおり。

・燃料給油設備
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱で使用する設備は以下の 相違理由⑧とおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

8

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

東海第二・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ

備考

相違理由⑪
相違理由⑪

・再循環系配管・弁東二の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は再循環系配管を使用する。
柏崎は再循環系としての配管は有しておらず，残留熱除去系
として配管設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・原子炉補機冷却系
・非常用交流電源設備

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑫

・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由⑫

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備相違理由⑬

機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（低圧注水モード及機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（低圧注水系）及 相違理由⑧

び原子炉停止時冷却モード）の故障を想定する。また，サポート系故障として，全交流動力電源喪び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）並びに低圧炉心スプレイ系の故障を想定する。また，サ 相違理由⑧⑥

失又は原子炉補機冷却系の故障を想定する。

ポート系故障として，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障を想定する。

さらに，炉心溶融後，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合を想定する。

さらに，炉心溶融後，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合を想定する。

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準

規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。

策設備を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第 1.4.1 表に整理する。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.4−1表に整理する。

a. 発電用原子炉運転中の対応手段及び設備

ａ．発電用原子炉運転中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 低圧代替注水
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水モード）の故障により発電用原子炉

相違理由⑫ⅰ) 低圧代替注水

相違理由⑨

相違理由①

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の故 相違理由⑧⑥の冷却ができない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型）及び消火系

障により発電用原子炉の冷却ができない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水により発電用原子炉を冷却する手段がある。

系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により発電用原子炉を冷却する手段 相違理由③④がある。

9柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅰ) 低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却

東海第二

備考

(ⅰ) 低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却

低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

低圧代替注水系（常設）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

東二は低圧代替注水系を新設

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽

し，常設設備として代替淡水貯・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁槽を水源とする常設低圧代替
注水系ポンプを使用するが，柏崎は既設の復水貯蔵槽を水源とする復水補給水系を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁東二の低圧代替注水は対応手・給水系配管・弁・スパージャ

段毎に使用する注水配管が決・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

まっているが，柏崎は全ての対
応手段に対し，残留熱除去系（低圧注水モード）及び高圧炉
心注水系の注水配管を使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。
相違理由⑪

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・非常用交流電源設備

東二の低圧代替注水系（常設）は常設代替交流電源設備で給電するが，柏崎は常設代替交流
電源設備の他，可搬型代替交流
電源設備，非常用電源設備，代替所内電気設備で給電する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

10柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は，常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定
し，1 台予備を確保しているため，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱示す。
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑰・代替所内電気設備

相違理由⑰
・燃料給油設備(ⅱ)低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却相違理由⑬(ⅱ) 低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却

低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由⑧・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑧

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬型設備による注水・淡水貯水池・代替淡水貯槽等に使用する水源として西側
淡水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬型設備による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策
設備）を新設し，「1.13 重大事
故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑲と示す。

11

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・ホース・接続口

東海第二
・ホース

備考
東二は第 47 条の設備の整理で接続口を低圧代替注水系配管に含めることとしている。

・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑮・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁相違理由⑯・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備

相違理由⑰・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑱・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑰
・燃料給油設備相違理由⑧

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

柏崎はあらかじめ敷設したホ

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

ースを使用することを記載しする場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可ているが，東二はホースをあら搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

かじめ敷設する前提ではないため記載していない。

また，低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，低圧代替注水系（可搬型）による発電用原子炉の冷却は，西側淡水貯水設備又 相違理由⑲は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

12

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(ⅲ) 代替循環冷却系による発電用原子炉の冷却

備考
相違理由③

代替循環冷却系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅲ)消火系による発電用原子炉の冷却(ⅳ) 消火系による発電用原子炉の冷却相違理由①

消火系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

消火系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由⑧・多目的タンク

東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑳示す。

13

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・消火系配管・弁

東海第二

備考

・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁

柏崎は復水補給水系を経由する。

・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｂ系配管・弁相違理由⑯・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑱・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑰
・燃料給油設備(ⅴ) 補給水系による発電用原子炉の冷却補給水系による発電用原子炉の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備

14

相違理由⑧
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備
低圧代替注水で使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系配管・

東海第二

備考

ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備
低圧代替注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧 相違理由⑮③⑯

弁，残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ，残留熱除去系(A)配管・弁，給水系配管・弁・代替注水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設 相違理由⑯

スパージャ，高圧炉心注水系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型

備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース， 相違理由⑧⑲

代替交流電源設備，代替所内電気設備，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続

低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は 相違理由⑰⑧

口及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

重大事故等対処設備として位置付ける。

防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】相違理由⑲1b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。非常用交流電源設備は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水モード）が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却すること 相違理由⑧⑥ができる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・代替循環冷却系ポンプ

相違理由③

残留熱除去系の有する原子炉格納容器からの除熱機能を代替することを目的に設置した設備であり，発電用原子炉が高圧状態から低圧注水に移行することを考慮した注水量としていないため，低圧注水への移行段階での炉心損傷を防止するための注水量としては十分ではない場合があるが，低圧で注水が可能な設備であるため，低圧注
水手段としては有効である。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース
敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり， 東二は可搬型代替注水大型ポ
使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替 ンプを使用した代替残留熱除循環冷却系が使用可能となれば，発電用原子炉を冷却する手段として有効である。

去系海水系を新規配備し，残留熱除去系又は代替循環冷却系に冷却水を供給できる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 示す。

15

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁東海第二・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，消火系配管・弁備考
相違理由⑧⑳

耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必 東二は常設低圧代替注水系ポ

耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）と同等の機能（流量）を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による要な火災が発生していない場合において，発電用原子炉を冷却する手段として有効で ンプ，可搬型代替注水中型ポン消火が必要な火災が発生していない場合において，発電用原子炉を冷却する手段としある。

て有効である。

プ及び可搬型代替注水大型ポンプの設計仕様が同等の機能（容量）を有さないため異なる。（例：低圧代替注水系（常設）柏崎 125m3/h/台，東二 200
m3/h/台）以降，同様の相違理由によるものは相違理由 示す。

東二は注入する配管による制・残留熱除去系(C)配管・弁・スパージャ，高圧炉心注水系(B)及び(C)配管・弁・スパー
ジャ※1

限はなく，各注入配管には監視

当該配管を用いた注水手段は使用に制限（原子炉圧力容器への注水流量が少ない，

計器が設置されている。

注水流量の監視ができない，現場での系統構成が必要）があるが，残留熱除去系(A)及び(B)配管から注水ができない場合において，発電用原子炉を冷却する手段として有効である。
※1：高圧炉心注水系配管・弁・スパージャのうち，復水移送ポンプの吸込ライン（復水貯蔵槽下部の非常用ライン）の配管・弁は重大事故等対処設備であるが，原
子炉圧力容器への注水ラインの配管・弁・スパージャは自主対策設備として位置付ける。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑱

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク，補給水系配管・弁耐震性は確保されていないが，使用可能であれば発電用原子炉を冷却する手段として有効である。

16

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 復旧

東海第二

備考

(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 復旧

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，設計基準事故対処設備である

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，設計基準事故対処設備であ 相違理由⑫

残留熱除去系（低圧注水モード）による発電用原子炉の冷却ができない場合は，「(a)ⅰ.

る残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系による発電用原子炉の冷却ができ 相違理由⑧低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いてない場合は，「(a)ⅰ) 低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用いて緊 相違理由①⑱

非常用所内電気設備へ電源を供給し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。
） 相違理由⑧

冷却水を確保することで残留熱除去系（低圧注水モード）を復旧し，発電用原子炉を冷却を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給し，残留熱除する手段がある。

去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保することで残相違理由⑫

留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系を復旧し，発電用原子炉を冷却する手 相違理由⑧⑥段がある。
常設代替交流電源設備，第二代替交流電源設備及び代替原子炉補機冷却系へ燃料を補給

常設代替交流電源設備及び代替残留熱除去系海水系へ燃料を給油し，電源の供給を継続 相違理由⑱

し，電源の供給を継続することにより，残留熱除去系（低圧注水モード）を十分な期間， 運することにより，残留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系を十分な期間，運 相違理由⑧⑥

転継続することが可能である。

転継続することが可能である。

また，発電用原子炉停止後は発電用原子炉からの除熱を長期的に行うため，残留熱除去

また，発電用原子炉停止後は発電用原子炉からの除熱を長期的に行うため，残留熱除去

系（原子炉停止時冷却モード）に移行する。残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）に系（原子炉停止時冷却系）に移行する。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）については， 相違理由⑧

ついては，「b.(b)ⅰ.復旧」にて整理する。

「ｂ．(b)ⅰ) 復旧」にて整理する。

(ⅰ)代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水モード）の復旧
代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

(ⅰ) 代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水系）の復旧

相違理由⑧

代替交流電源設備による残留熱除去系（低圧注水系）の復旧で使用する設備は以下の 相違理由⑧とおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ

相違理由①

・残留熱除去系熱交換器

相違理由⑩・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

相違理由⑪

・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑪

17

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・原子炉補機冷却系

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑫

・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由⑫

・緊急用海水ポンプ

相違理由

・緊急用海水系ストレーナ

相違理由

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由

・ホース

相違理由

・代替原子炉補機冷却系

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑱・第二代替交流電源設備
・燃料給油設備
なお，残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

相違理由⑬

なお，残留熱除去系（低圧注水系）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路 相違理由⑧としてのみ用いる。
(ⅱ) 代替交流電源設備による低圧炉心スプレイ系の復旧
代替交流電源設備による低圧炉心スプレイ系の復旧で使用する設備は以下のとおり。
・低圧炉心スプレイ系ポンプ
・サプレッション・チェンバ
・低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備

18

相違理由⑩
相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備
復旧で使用する設備のうち，サプレッション・チェンバ，原子炉圧力容器，代替原子炉
補機冷却系及び常設代替交流電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

東海第二ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

備考
相違理由①

復旧で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ，サプレッション・チェンバ，残留熱 相違理由⑩
除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ，原子炉圧力容器，残留熱除去系海 相違理由⑫
水系ポンプ，残留熱除去系海水系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレー 相違理由⑫
ナ，常設代替交流電源設備，低圧炉心スプレイ系ポンプ，低圧炉心スプレイ系配管・弁・ 相違理由⑥
ストレーナ・スパージャ及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑬

また，残留熱除去系ポンプ，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ，給水系

相違理由⑪

配管・弁・スパージャ及び原子炉補機冷却系は重大事故等対処設備（設計基準拡張）とし相違理由⑫⑦て位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系が故障 相違理由⑫
した場合においても，発電用原子炉を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

相違理由

敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により残留熱除去系（低圧注水系）又は低圧炉心スプレイ系が使用可能となれば，発電用原子炉を冷却する手段として有効である。
相違理由⑱

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
(c) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備
ⅰ. 低圧代替注水
炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存(c) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手段及び設備
ⅰ) 低圧代替注水相違理由①

炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存する場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型）及び消火系により残存する場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火 相違理由③

した溶融炉心を冷却する手段がある。

系及び補給水系により残存した溶融炉心を冷却する手段がある。

19

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅰ)低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

東海第二

備考

(ⅰ) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

相違理由⑮

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽

相違理由⑮・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑮・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁相違理由⑯・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・高圧炉心注水系配管・弁

相違理由⑯・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑱・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑰・代替所内電気設備

相違理由⑰
・燃料給油設備(ⅱ)低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却

相違理由⑬(ⅱ) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由⑧・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑧

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

相違理由⑲

・淡水貯水池・代替淡水貯槽

相違理由⑲・ホース・接続口

・ホース

東二は第 47 条の設備の整理で接続口を低圧代替注水系配管に含めることとしている。

・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・低圧代替注水系配管・弁相違理由⑮・低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・残留熱除去系Ｃ系配管・弁相違理由⑯・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑯

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑱・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑰
・燃料給油設備20

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ

柏崎はあらかじめ敷設したホ

敷設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用

ースを使用することを記載しする場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可ているが，東二はホースをあら搬のホースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

かじめ敷設する前提ではないため記載していない。

また，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却は，代替淡水貯槽又は西側淡 相違理由⑲
水貯水設備の淡水だけでなく，海水も利用できる。
(ⅲ) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却

相違理由③

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・代替循環冷却系ポンプ
・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器
・代替循環冷却系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
・原子炉圧力容器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系ストレーナ
・緊急用海水ポンプ
・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備
・燃料給油設備(ⅲ)消火系による残存溶融炉心の冷却(ⅳ) 消火系による残存溶融炉心の冷却

相違理由①

消火系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

消火系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由⑧・多目的タンク

相違理由⑳

21

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

東海第二・消火系配管・弁・復水補給水系配管・弁・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

使用配管の相違・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

相違理由⑱
・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備
・燃料補給設備相違理由⑰

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑯
相違理由⑯

・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備

備考

相違理由⑰
・燃料給油設備(ⅴ) 補給水系による残存溶融炉心の冷却

相違理由⑧
相違理由④

補給水系による残存溶融炉心の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・原子炉圧力容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備
低圧代替注水で使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系配管・ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由①

低圧代替注水で使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水貯槽，低圧 相違理由⑮⑯

弁，残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ，残留熱除去系(A)配管・弁，給水系配管・弁・代替注水系配管・弁，残留熱除去系Ｃ系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設 相違理由⑯

スパージャ，高圧炉心注水系配管・弁，原子炉圧力容器，常設代替交流電源設備，可搬型

備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース， 相違理由⑧⑲

代替交流電源設備，代替所内電気設備，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続

低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパージャ，可搬型代替交流電源設備，代替循環冷却系ポ 相違理由⑰⑧③

口及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

ンプ，サプレッション・チェンバ，残留熱除去系熱交換器，代替循環冷却系配管・弁，残 相違理由⑧③⑫
留熱除去系配管・弁・ストレーナ，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除去系海水系スト 相違理由⑫
レーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ及び燃料給油設備は重大事故等対処 相違理由 ⑧設備として位置付ける。

22

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東海第二防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解

備考
相違理由⑲

釈】1b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。
これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合においても，残存した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

以上の重大事故等対処設備により，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合においても，残存した溶融炉心を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

相違理由

敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により代替
循環冷却系が使用可能となれば，残存した溶融炉心を冷却する手段として有効である。
相違理由⑧⑳

・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，消火系配管・弁相違理由

耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプ及び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）と同等の機能（流量）を有することから，重大事故等へ対処するために消火系による耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必

消火が必要な火災が発生していない場合において，残存した溶融炉心を冷却する手段

要な火災が発生していない場合において，残存した溶融炉心を冷却する手段として有として有効である。

効である。

・第二代替交流電源設備

相違理由⑱

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
相違理由④・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク，補給水系配管・弁耐震性は確保されていないが，使用可能であれば，残存した溶融炉心を冷却する手段として有効である。

23

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東海第二b. 発電用原子炉停止中の対応手段及び設備

ｂ．発電用原子炉停止中の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 低圧代替注水
発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止

備考

相違理由①

ⅰ) 低圧代替注水
発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止

時冷却モード）の故障により発電用原子炉からの除熱ができない場合は，低圧代替注水系

時冷却系）の故障により発電用原子炉からの除熱ができない場合は，低圧代替注水系（常 相違理由⑧（常設），低圧代替注水系（可搬型）及び消火系により発電用原子炉を冷却する手段があ設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系により発電用原子 相違理由③④

る。

炉を冷却する手段がある。

これらの対応手段で使用する設備は，「a.(a)ⅰ.低圧代替注水」で選定した設備と同様である。

これらの対応手段で使用する設備は，「ａ．(a)ⅰ)

低圧代替注水」で選定した設備と 相違理由①

同様である。
ⅱ) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱
非常用電源が使用可能な場合において，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱ができない場合に，原子炉冷却材浄化系により発電用原子炉からの除熱を行う手段がある。
(ⅰ) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱
原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱で使用する設備は以下のとおり。
・原子炉冷却材浄化系ポンプ
・原子炉圧力容器
・原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器
・再循環系配管・弁・原子炉冷却材浄化系配管・弁・給水系配管・弁・原子炉補機冷却系ポンプ
・原子炉補機冷却系熱交換器
・原子炉補機冷却系配管・弁・補機冷却系海水系ポンプ

24

相違理由②

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東海第二

備考

ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

東二は対応手段として自主対

低圧代替注水で使用する設備において，重大事故対処設備としての位置付けは，「ａ． 策設備を選定していることか(a)ⅰ) 低圧代替注水」で選定した設備と同様である。

ら，重大事故等対処設備と自主

これらの選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されてい 対策設備について記載の整理る。
以上の設備により，発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設備である残留熱を行う。

以上の重大事故等対処設備により，発電用原子炉停止中において，設計基準事故対処設 相違理由⑧

除去系（原子炉停止時冷却モード）が故障した場合においても，発電用原子炉を冷却する備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合においても，発電用原子炉

ことができる。

を冷却することができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対 東二は対応手段として自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

策設備を選定していることか・原子炉冷却材浄化系，原子炉補機冷却系ポンプ，原子炉補機冷却系熱交換器，原子炉 ら，重大事故等対処設備と自主
補機冷却系配管・弁，補機冷却系海水系ポンプ対策設備について記載の整理

原子炉運転停止直後の発電用原子炉からの除熱を行うための十分な熱交換量が確 を行う。
保できず，耐震性は確保されていないが，原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器への原 相違理由②子炉補機冷却系の通水が可能であれば，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の崩壊
熱除去機能が喪失した場合において，発電用原子炉からの除熱を行う手段として有効である。
(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 復旧
発電用原子炉停止中において，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，(b) サポート系故障時の対応手段及び設備

相違理由①

ⅰ) 復旧

相違理由⑫

発電用原子炉停止中において，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障によ 相違理由⑧

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子り，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子 相違理由①⑱⑰

炉からの除熱ができない場合は，「(a)ⅰ.低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交流電

炉からの除熱ができない場合は，「(a)ⅰ)

源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供給し，原子炉補電源設備を用いて緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ

機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除去系（原子炉２Ｄへ電源を供給し，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系に 相違理由⑧停止時冷却モード）を復旧し，発電用原子炉からの除熱を行う手段がある。

より冷却水を確保することで残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を復旧し，発電用原子低圧代替注水」の手段に加え，常設代替交流 相違理由⑧炉からの除熱を行う手段がある。
常設代替交流電源設備， 第二代替交流電源設備及び代替原子炉補機冷却系へ燃料を補給

相違理由⑫

相違理由⑱

常設代替交流電源設備及び代替残留熱除去系海水系へ燃料を給油し，電源の供給を継続 相違理由⑧

し，電源の供給を継続することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を十分することにより，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を十分な期間，運転継続することな期間，運転継続することが可能である。

が可能である。

25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅰ)代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の復旧
代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

東海第二(ⅰ) 代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の復旧

相違理由⑧

代替交流電源設備による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の復旧で使用する設備 相違理由⑧は以下のとおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・スパージャ

・残留熱除去系配管・弁・給水系配管・弁・スパージャ
・原子炉補機冷却系

備考

相違理由⑪
相違理由⑪

・再循環系配管・弁相違理由⑭

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑫

・残留熱除去系海水系ストレーナ
・代替原子炉補機冷却系

・緊急用海水ポンプ

相違理由

・緊急用海水系ストレーナ
・可搬型代替注水大型ポンプ・ホース
・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑱・燃料給油設備26

相違理由⑬

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備
復旧で使用する設備のうち，原子炉圧力容器，代替原子炉補機冷却系及び常設代替交流
電源設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

東海第二

備考

ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備
復旧で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ，原子炉圧力容器，残留熱除去系熱交 相違理由⑫
換器，残留熱除去系配管・弁，再循環系配管・弁，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除 相違理由⑭⑫
去系海水系ストレーナ，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系ストレーナ，常設代替交流電源 相違理由
設備及び燃料給油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

相違理由⑬⑦
相違理由⑪

また，残留熱除去系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・スパージ
ャ，給水系配管・弁・スパージャ及び原子炉補機冷却系は重大事故等対処設備（ 設計基準

相違理由⑪⑫⑦拡張）として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系が故障した場合においても，発電用原子炉からの除熱を行うことができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系が故障 相違理由⑫
した場合においても，発電用原子炉からの除熱を行うことができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

相違理由

敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が使用可能となれば，発電用原子炉からの除熱を行う手段として有効である。
相違理由⑱

・第二代替交流電源設備
耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

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c. 手順等
上記「a. 発電用原子炉運転中の対応手段及び設備」及び「b. 発電用原子炉停止中の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

東海第二
ｃ．手順等

備考
相違理由①

上記「ａ．発電用原子炉運転中の対応手段及び設備」及び「ｂ．発電用原子炉停止中の対応
手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベー

これらの手順は，運転員等※２及び重大事故等対応要員の対応として，「非常時運転手順書Ⅱ 東二は「技術的能力 1.0 重大事ス）（以下「EOP」という。），事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）（以下「SOP」（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビア 故対策における共通事項（添付という。），事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）（以下「停止時 EOP」という。），AM

アクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.4−1

資料 1.0.10 重大事故等発生時

設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第 1.4.1 表）。

表）。

の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対策要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 示す。
整備する手順書名の相違

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.4.2 表，第 1.4.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.4−2表，第1.4−3表）
。

相違理由⑨

※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員の定義を追記。

28

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東海第二1.4.2 重大事故等時の手順

1.4.2 重大事故等時の手順

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 低圧代替注水
給水・復水系，高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，残留熱除去系（低備考ａ．低圧代替注水
給水・復水系，高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，残留熱除去系（低圧注水モード）が故障により使用できない場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系

圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系が故障により使用できない場合は，低圧代替注水系（常設） 相違理由⑧⑥（可搬型）及び消火系による原子炉圧力容器への代替注水を同時並行で準備する。

及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手段を同時並行で準備する。

東二は準備に時間がかかる低圧代替注水系（可搬型）について並行準備を行う。
柏崎は全ての注水手段について同時並行で準備し，複数ある
注水手段の中で優先順位を整理する。

原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合は，上記代替注水手段のうちポンプ 1 台以上を起原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可 東二の全ての注水系統を記載

動し，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉圧力容器への注水を開搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の手段のうち低圧で原子炉圧力容器への注水可 東ニの注水手段は系統数で記始する。

能な系統1系統以上を起動し，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子 載する。
炉圧力容器への注水を開始する。

また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，低圧代替注水系（常設）のポンプ 2 台

また，原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の場合は，低圧代替注水系（常設），低圧代替注

以上又は上記代替注水手段のうち 2 系以上を起動し，注水のための系統構成が完了した時点で，水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補給水系の手段のうち低圧で原子炉圧力容器へ 相違理由③④

逃がし安全弁による発電用原子炉の減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水を開始する。原子の注水可能な系統1系統以上を起動し，注水のための系統構成が完了した時点で，逃がし安全

炉圧力容器への注水に使用する手段は，準備が完了した代替注水手段のうち，低圧代替注水系

弁による発電用原子炉の減圧を実施し，原子炉圧力容器への注水を開始する。原子炉圧力容器（常設），消火系，低圧代替注水系（可搬型）の順で選択する。

への注水に使用する手段は，準備が完了した手段のうち，低圧代替注水系（常設），代替循環

相違理由③

冷却系，消火系，補給水系及び低圧代替注水系（可搬型）の順で選択する。

相違理由③④

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合
は，上記注水手段及び代替注水手段のうち使用できる手段にて原子炉圧力容器へ注水する。

なお，原子炉圧力容器内の水位が不明になる等，発電用原子炉を満水にする必要がある場合
は，上記注水手段及び代替注水手段のうち使用できる手段にて原子炉圧力容器へ注水する。

29

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由①

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

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注 東二の原子炉隔離時冷却系は力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合において，低圧代替注

水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場 非常用炉心冷却系に含まれな※1

水系（常設）及び注入配管が使用可能な場合 。

合において，低圧代替注水系（常設）が使用可能な場合※１。

いが，柏崎は非常用炉心冷却系に含まれる。

※1:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。
ⅱ. 操作手順※1：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。
ⅱ) 操作手順

相違理由⑲
相違理由①
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手

低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.4.2 図及び第 1.4.4 図に，概要図を第 1.4.7 図に，タイムチャート

順の対応フローを第1.4−2図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−8図に，タイムチャート 相違理由⑨を第 1.4.8 図から第 1.4.11 図に示す。

を第1.4−9図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に低圧代替注水系（常設）による原
子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

相違理由⑨①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧代替注水系（常設）による 相違理由
原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。また，原子炉冷却材喪失事象が確認さ 原子炉冷却材喪失事象発生時れた場合は，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉を指示する。

の対応措置を記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

②運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水 東二は必要な電源の受電操作に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁の電源の受電操作を実施する。また，原子炉冷却材 を記載（中央制御室の緊急用電喪失事象が確認された場合は，原子炉冷却材浄化系吸込弁を全閉とする。

源切替盤にて実施）
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
東二は運転員等の対応要員数
をタイムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由

30

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）②中央制御室運転員 A 及び B は，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

東海第二

備考

③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水 相違理由に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保さ柏崎は本項②操作にて電源がする。

れていることを状態表示等にて確認する。

確保されたことを確認
監視計器に電源確保の状態表
示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，

東二は代替電源設備は容量を第二ガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，低圧代替注水系（常設）

設計で担保しているため，負荷が使用可能か確認する。

容量確認は不要。

④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

柏崎は原子炉圧力容器への注断弁の全閉操作を実施する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプ（2 台）の起動操作を実施し，復水移送ポ
ンプ吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認する。

水流量確保④運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（常設）の使用モードを選択し，低圧代 相違理由⑮

替注水系（常設）を起動操作した後，常設低圧代替注水系ポンプの起動，及び常設低 相違理由⑮
圧代替注水系ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認すると 相違理由⑮
ともに常設低圧代替注水系系統分離弁，原子炉注水弁及び原子炉圧力容器注水流量調 東二は判断に必要な情報とし整弁が自動開したことを確認する。

て数値を記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑮

31

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑥a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑥b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作を実施する。
⑥c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は残留熱除去系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。
⑥d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑥e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。
⑦当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が復水移送ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，運転員に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

⑤発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

a⑧ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

相違理由
相違理由⑯

⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｃ系注入弁の全開操作を実施する。

b⑧ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由
相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑧c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑧d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(B)の全開操作を実施する。
⑧e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)の全開操作を実施する。

32⑯

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑨a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

東海第二

備考

⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注 相違理由⑯中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子 相違理由

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，

炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水 相違理由⑮

当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原

位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。

⑮

相違理由

子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉

なお，原子炉圧力容器への注水と原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合は，原 東二の残留熱除去系Ｃ系は注

格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系注入弁(B)を全閉後，残留熱除去系格

子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器内へのスプレイに必要な系統構成を行い，原子 水機能のみであり，原子炉格納納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)を全開して炉圧力容器への注水と原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

スプレイを実施する。

容器内へのスプレイ時は弁の切り替えは不要。原子炉格納容
器内へのスプレイは必要な系
統構成を実施し，原子炉圧力容器への注水と同時に行える。

⑨b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

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

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位
指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑩現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として復水移送ポンプ吸込ラインの柏崎は吸込ラインの切替えで切替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開操作）を実施する。

復水貯蔵槽の保有水量を最大限に使用する。

⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼す⑧発電長は，運転員等に代替淡水貯槽の補給を指示する。

る。

33

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性

残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した低圧代替注水系（常設）に

上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断 相違理由⑯

よる原子炉圧力容器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及びしてから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで9分以内で可能 相違理由⑯確認者）にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）によである。

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

相違理由⑯

残留熱除去系(A)注入配管使用の場合:12 分以内

相違理由⑯

残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した低圧代

相違理由⑯

替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転
員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始までの所要時間は以下のとおり。
残留熱除去系(C)注入配管使用の場合 :約 40 分

相違理由⑯

高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合:約 25 分

相違理由⑯

高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合:約 30 分

相違理由⑯

その後，現場運転員 2 名にて復水移送ポンプの水源確保操作を実施した場合，15 分以内

東二の代替淡水貯槽の補給にで可能である。

ついては，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
なお，プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。

なお，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指 相違理由⑯

揮のもと運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから低圧代 相違理由⑯

替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで9分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

東二は中央制御室のみの操作る。室温は通常運転時と同程度である。

であるため記載なし。

34

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b)低圧代替注水系（可搬型） による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）

東海第二(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準

備考

相違理由①

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

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び非常用炉心冷却系による原子炉圧力容器への注 東二の原子炉隔離時冷却系は力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合において，低圧代替注

水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場 非常用炉心冷却系に含まれな※1

水系（可搬型）及び注入配管が使用可能な場合 。

合において，低圧代替注水系（可搬型）が使用可能な場合※１。

いが，柏崎は非常用炉心冷却系に含まれる。
相違理由⑲※1:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場※1：設備に異常がなく，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確保さ 相違理由⑲合。

ⅱ. 操作手順
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。

れている場合。

ⅱ) 操作手順相違理由①

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）手順の概要は 東二は手順名を記載

手順の対応フローを第 1.4.2 図及び第 1.4.4 図に，概要図を第 1.4.12 図及び第 1.4.18 図

以下のとおり。手順の対応フローを第1.4−2図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−10図 相違理由⑨に，タイムチャートを第 1.4.13 図から第 1.4.17 図及び第 1.4.19 図に示す。

及び第1.4−12図に，タイムチャートを第1.4−11図，第1.4−13図及び第1.4−14図に示す 東二は複数ある注水系統と接（残留熱除去系Ｃ系配管を使用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所東側 続口について，手順の差異を整接続口による原子炉圧力容器への注水及び低圧炉心スプレイ系配管を使用する原子炉建 理する。
屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の手順は，手順⑦以外同様。
）。

35

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［交流電源が確保されている場合］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，

東海第二【交流動力電源が確保されている場合】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配

備考
相違理由⑧
相違理由

管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプレイ系配管を使用した 相違理由
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

相違理由⑧

ホース接続及び起動操作を依頼する。
③運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注 相違理由
水に必要な残留熱除去系Ｃ系注入弁又は低圧炉心スプレイ系注入弁の電源の受電操作を実施する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮断弁の全閉操作を実施する。

④運転員等は中央制御室にて，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注 相違理由
水に必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保

相違理由

されていることを状態表示等にて確認する。

相違理由⑤発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等

相違理由⑯に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。 原子炉圧力容器への注水流量確保⑤現場運転員 C 及び D は，MUWC 接続口内側隔離弁(B)又は MUWC 接続口内側隔離弁(A)のど

東二外部水源に係わる手順にちらかを選択し全開操作を実施する（当該弁は遠隔手動弁操作設備のためリンク機構をついては，「1.13

取り外し，弁操作を行う）。

の収束に必要となる水の供給

なお，上記の送水ライン以外にも，原子炉建屋原子炉区域にて接続口から復水補給水系

手順等」にて整備する。

配管までホースを敷設し送水するラインがある。

相違理由⑯

a

⑥ 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は残留熱除去系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。

相違理由⑯

b

⑥ 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(B)の全開操作を実施する。

相違理由⑯

c

⑥ 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。

36

重大事故等

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑦a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作及び原子炉圧力指示値
が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，残留熱除去系
洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。
⑦b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作及び原子炉圧力指示値
が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，残留熱除去系
洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑦c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力指示値が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，現場運転員 C 及び D は残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑦d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力指示値が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，現場運転員 C 及び D は高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(B)の全開操作を実施する。
⑦e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力指示値が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，現場運転員 C 及び D は高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)の全開操作を実施する。
⑥ａ残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所 使用する系統と接続口の各組
東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合
運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を全開とする。

37

合せを毎に手順に整理する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑥ｂ低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器へ 使用する系統と接続口の各組の注水の場合

合せを毎に手順に整理する。

運転員等は中央制御室にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ系注入弁及び原子炉圧
力容器注水流量調整弁を全開とする。
⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告⑦発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器へ 相違理由の注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを報告する。

する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，運転員が選択した送水ラインからの可搬型代
替注水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩当直副長は，中央制御室運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確認を指示する。
⑪緊急時対策要員は，運転員が選択した送水ラインから送水するため，MUWC 接続口外側隔⑧災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代 相違理由
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告するとともに重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑨重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中 相違理由

離弁 1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちらかの全開操作を実施し，型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，高所送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告す

西側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を全開とし，低圧代替注る。

水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確認を指示する。

38

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑫a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

東海第二

備考

⑪運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注 相違理由⑯中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）又は低圧代替注水系原 相違理由⑯

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，

子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子炉水位 相違理由

当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原

指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原 相違理由⑮

子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。

※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉格納容器内にスプレイする場合は， 残留熱除去系注入弁(B)を全閉後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)を全開してスプレイを実施する。
b⑫ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原
子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑫c 残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位
指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

⑫発電長は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が開始されたこ 相違理由とを災害対策本部長代理に報告する。

39⑮

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［全交流動力電源が喪失している場合］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，

東海第二

備考

【全交流動力電源が喪失している場合】①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配相違理由

管・弁の接続口への低圧代替注水系（可搬型）の接続を依頼する。
②発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｃ系配管又は低圧炉心スプレイ系配管を使用した 相違理由 ⑯
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

相違理由

ホース接続及び起動操作を依頼する。
③中央制御室運転員 A は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水に必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。

③運転員等は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水に必要な監視 相違理由
計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

④現場運転員 C 及び D は，復水補給水系バイパス流防止として復水補給水系原子炉建屋復

原子炉圧力容器への注水流量

水積算計バイパス弁の全閉操作を実施する。

確保⑤現場運転員 C 及び D は，MUWC 接続口内側隔離弁(B)又は MUWC 接続口内側隔離弁(A)のどち

東二外部水源に係わる手順にらかを選択し全開操作を実施する（当該弁は遠隔手動弁操作設備のためリンク機構を取ついては，「1.13

り外し，弁操作を行う）。

の収束に必要となる水の供給

なお，上記の送水ライン以外にも，原子炉建屋原子炉区域にて接続口から復水補給水系

手順等」にて整備する。

配管までホースを敷設し送水するラインがある。
⑥a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系注入弁(B)及び残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。
⑥b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系注入弁(A)及び残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑥c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系注入弁(C)及び残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑥d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(B)及び高圧炉心注水系洗浄用補給水止め
弁(B)の全開操作を実施する。

40

重大事故等

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑥e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(C)及び高圧炉心注水系洗浄用補給水止め
弁(C)の全開操作を実施する。
⑦緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を行い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑧当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，中央制御室運転員に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧④発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等

相違理由⑯に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の系統構成を指示する。 相違理由

力容器への注水の確認を指示する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，運転員が選択した送水ラインからの可搬型代

相違理由⑯

替注水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩緊急時対策要員は，運転員が選択した送水ラインから送水するため，MUWC 接続口外側隔
離弁 1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちらかの全開操作を実施し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑤ａ残留熱除去系Ｃ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所 使用する系統と接続口の各組
東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合

合せを毎に手順に整理する。

運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉注水弁，残留熱除去系Ｃ系注入弁及び原
子炉圧力容器注水流量調整弁の全開操作を実施する。
⑤ｂ低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器へ 使用する系統と接続口の各組の注水の場合運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉注水弁，低圧炉心スプレイ系注入弁及び原子炉圧力容器注水流量調整弁を全開とする。
⑥発電長は，災害対策本部長代理に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水するための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了したことを報告する。
⑦災害対策本部長代理は，発電長に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代
替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告するとともに重大事故等対応要員に低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。

41

合せを毎に手順に整理する。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑧重大事故等対応要員は，低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を全開とし，低圧代替注
水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水の確認を指示する。
a⑪ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A は， 原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量

相違理由⑯⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧代替注 相違理由

（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直

水系原子炉注水流量（常設ライン用），（常設ライン狭帯域用）又は低圧代替注水系原 相違理由⑮

副長に報告する。現場運転員 C 及び D は，中央制御室運転員の指示に基づき原子炉圧力子炉注水流量（可搬ライン用），（可搬ライン狭帯域用）指示値の上昇及び原子炉水位

容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。

b⑪ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。現場運転員 C 及び D は，中央制御室運転員の指示に基づき原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑪c 残留熱除去系(C)及び高圧炉心注水系(B)，(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。現場運転員 C 及び D は，中央制御室運転員の指示に基づき原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

⑪発電長は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が開始されたこ 相違理由とを災害対策本部長代理に報告する。

42⑮

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東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性

ⅲ. 操作の成立性
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作のうち，運転員が実施す発電用原子炉運転中において，上記の操作手順は作業開始を判断してから，低圧代替注る原子炉建屋での各注入配管の系統構成を，交流電源が確保されている場合は 1 ユニット

水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて，全交流動力

下のとおり。

相違理由

電源が喪失している場合は 1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合の所要時間は以下のとおり。
［交流電源が確保されている場合］
残留熱除去系(A)(B)注入配管使用の場合：約 25 分
残留熱除去系(C)注入配管使用の場合：約 65 分高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合 ：約 30 分
高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合 ：約 55 分

【交流動力電源が確保されている場合】

東二は水源と接続口に対して【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉

所要時間を示し、柏崎は使用す圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）

る注入配管に対して所要時間

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実を示している。

施した場合，215分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉
圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）［全交流動力電源が喪失している場合］
残留熱除去系(A)注入配管使用の場合：約 135 分

東海第二

備考【全交流動力電源が喪失している場合】

東二は水源と接続口に対して【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉圧力容器への所要時間を示し、柏崎は使用す

残留熱除去系(B)(C)注入配管使用の場合 ：約 85 分

注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）

る注入配管に対して所要時間

高圧炉心注水系(B)(C)注入配管使用の場合：約 75 分

・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名及び重大事故等を示している対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，165分以内で可能である。
【現場操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【現場操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。
また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作のうち，緊急時対策要員が実施する屋外での可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水操作に必要な 1 ユ
ニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］
緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］
緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始まで約 330 分で可能である。

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

東海第二

備考

なお，発電用原子炉停止中の当直要員の体制において，上記の操作手順は，作業開始を 東二は水源と接続口に対して判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水開始までの必要な 所要時間を示し、柏崎は水源と要員数及び所要時間は以下のとおり。

敷設されてあるホースの使用【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉 可否に対して所要時間を示し
圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）ている。

・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉
圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を 相違理由⑧る。可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬 相違理由⑧分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作
業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇におけ 相違理由⑧
る作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

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東海第二(c) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水ⅰ) 手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，代替循環冷却系が使用可能な場合※１。
※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている場合。
ⅱ) 操作手順
代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり（代替循
環冷却系Ｂ系による原子炉圧力容器への注水手順も同様）。手順の対応フローを第1.4−2
図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−15図に，タイムチャートを第1.4−16図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水に必
要な残留熱除去系Ａ系ミニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁及び残留熱除去系Ａ系注入弁の電源の受電操作を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水に必
要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていること並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注水配管分離弁，残留熱除去系Ａ系ミ
ニフロー弁，残留熱除去系熱交換器（Ａ）出口弁及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）バ
イパス弁を全閉とするとともに代替循環冷却系ポンプ（Ａ）入口弁及び代替循環冷却系Ａ系テスト弁を全開とする。
⑤運転員等は中央制御室にて，代替循環冷却系ポンプ（Ａ）を起動し，代替循環冷却系
ポンプ吐出圧力指示値が約1.2MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。
⑥発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に代替循環冷却系Ａ系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施した後，代替
循環冷却系Ａ系注入弁の全開操作を実施するとともに，代替循環冷却系Ａ系テスト弁の全閉操作を実施する。

46

備考
相違理由⑳

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

東海第二⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを代替循環冷 相違理由⑳
却系原子炉注水流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉
水位高（レベル８）に維持する。
ⅲ) 操作の成立性
発電用原子炉運転中において，上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断した後，冷却水を確保してから代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内で可能である。
さらに，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから代替
循環冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内で可能である。

47

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
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東海第二

備考

(d) 消火系による原子炉圧力容器への注水(c) 消火系による原子炉圧力容器への注水
ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由①

給水・復水系，非常用炉心冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器へ給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系，低圧代替注水系（常設）及び 東二の原子炉隔離時冷却系はの注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子 非常用炉心冷却系に含まれな※1

場合において，消火系及び注入配管が使用可能な場合 。ただし，重大事故等へ対処する

炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，消火系が使用可能な場合※１。た いため記載。

ために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

だし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場 柏崎は非常用炉心冷却系に含
合。

まれる。
相違理由③

※1:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が 東二は手順内で電源が確保さ確保されている場合。

れていることを確認する。
柏崎は手順内で電源の受電を
実施する。
相違理由⑳

ⅱ. 操作手順
消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローをⅱ) 操作手順相違理由①

消火系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを

第 1.4.2 図及び第 1.4.4 図に，概要図を第 1.4.20 図に，タイムチャートを第 1.4.21 図か

第1.4−2図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−17図に，タイムチャートを第1.4−18図に 相違理由⑨ら第 1.4.24 図に示す。

示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉圧力容器へ 相違理由の注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要なポンプ， 東二は手順内で電源が確保さ電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。

れていることを確認する。
柏崎は手順内で電源の受電を実施する。

③運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を全閉とする。

東二は補助ボイラ冷却水の冷却水に消火系を使用している。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による原子炉圧力容器への注水準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。

④発電長は，運転員等に消火系による原子炉圧力容器への注水準備のため，ディーゼル 相違理由①駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐出 東二はディーゼル駆動消火ポ
ヘッダ圧力指示値が約0.79MPa［gage］以上であることを確認する。

48

ンプ起動後の状況確認を記載

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東海第二③a 残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

備考
相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
③b 残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 E 及び F は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉圧力容器への注水に必要な電動弁の相違理由⑯

電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は， 復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮

相違理由⑯

断弁の全閉操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉圧力容器への注水の系統構成として，相違理由⑯

復水補給水系消火系第 1，第 2 連絡弁の全開操作を実施する。
⑦a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑦b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(A)の全開操作を実施する。
⑦c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。
⑦d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(B)の全開操作を実施する。
⑦e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，高圧炉心注水系注入弁(C)の全開操作を実施する。
なお，電源が確保できない場合，現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系注入弁(C)の現場での手動全開操作を実施する。
⑧5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。ま相違理由⑯

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉圧力容器への注水開始を

相違理由⑯

緊急時対策本部に報告する。

49

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑩当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力がディーゼル駆動消火ポンプの吐出圧力以下であることを確認後，運転員に消火系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

東海第二⑥発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等

相違理由①に消火系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

a⑪ 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

備考

相違理由⑯
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁及び残留熱除去系Ｂ系 相違理由⑧
注入弁の全開操作を実施する。

⑪b 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(A)の全開操作を実施する。
⑪c 残留熱除去系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は， 残留熱除去系洗浄水弁(C)の全開操作を実施する。
⑪d 高圧炉心注水系(B)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(B)の全開操作を実施する。
⑪e 高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

現場運転員 C 及び D は，高圧炉心注水系洗浄用補給水止め弁(C)の全開操作を実施する。
⑫a 残留熱除去系(B)注入配管使用の場合
中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水

相違理由⑯⑧運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去 相違理由①⑧

系流量（RHR B 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告す

当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原るとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レ

子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ベル８）の間で維持する。

※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉

なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系注入弁(B)を全閉後，残留熱除去系格

子炉格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全閉後，残留熱除去系

納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)を全開してＢ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開としてスプレイを 相違理由⑧

スプレイを実施する。

実施する。

b

⑫ 残留熱除去系(A)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原
子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑫c 残留熱除去系(C)，高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)注入配管使用の場合

相違理由⑯

中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを原子炉水位
指示値の上昇により確認し，当直副長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原
子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉圧力容器への注水が開始

相違理由⑯されたことを緊急時対策本部に報告する。

50

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧力容

東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由①

発電用原子炉運転中において，上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名にて作業を 相違理由⑯器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運

実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで56 相違理由

転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系分以内で可能である。

による原子炉圧力容器への注水開始まで約 30 分で可能である。
残留熱除去系(C)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧力容器への注水操作は，1

相違理由⑯

ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員 4 名及び 5 号炉
運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで約 40 分で可能である。
高圧炉心注水系(B)又は高圧炉心注水系(C)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧

相違理由⑯

力容器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現
場運転員 4 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで約 30 分で可能である。
なお，原子炉圧力容器への注水が不要と判断し，原子炉格納容器内へのスプレイを実施 東二は原子炉圧力容器への注する場合，原子炉格納容器内へのスプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから 水が不要と判断し，原子炉格納
原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで5分以内で可能である。

容器内へのスプレイを実施す

さらに，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の る場合を整理
指揮のもと運転員等（当直運転員）3名により実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで56分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を 相違理由⑧整備する。室温は通常運転時と同程度である。
(e) 補給水系による原子炉圧力容器への注水ⅰ) 手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系，非常用炉心冷却系，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合において，補給水系が使用可能な場合※１。
※1：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。

51

相違理由④

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

東海第二ⅱ) 操作手順
補給水系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロー
を第1.4−2図及び第1.4−4図に，概要図を第1.4−19図に，タイムチャートを第1.4−20図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉圧力容器への注水に必要なポン
プ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
③発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑤重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施し，災害対策本部長
代理に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑥運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡ライン止め弁を全開とする。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁を全閉とする。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁を全開とする。
⑨発電長は，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水準備のため，復水移送ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧
力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑪発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に補給水系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

52

備考
相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施後，注水が開 相違理由④
始されたことを残留熱除去系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，
原子炉格納容器内にスプレイを実施する場合は，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ
弁を全開としてスプレイを実施する。
ⅲ) 操作の成立性
発電用原子炉運転中において，上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名及び重大事
故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注水開始まで110分以内で可能である。
なお，原子炉圧力容器への注水が不要と判断し，原子炉格納容器内へのスプレイを実施する場合，原子炉格納容器内へのスプレイに必要な負荷の電源切替え操作を実施してから原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで5分以内で可能である。
さらに，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）3名及び重大事故等対応要員4名により実施し，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注水開始まで110分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

53

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4.32 図に示す。
外部電源，代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合，復水貯蔵槽が使用可能で

東海第二

備考

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4−35図に示す。

相違理由⑨

外部電源，常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が使 相違理由⑧⑮

あれば低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水する。復水貯蔵槽が使用できない

用可能であれば低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水する。代替淡水貯槽が使 相違理由⑮

場合，消火系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。

用できない場合，代替循環冷却系，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可搬型）により原 相違理由③④
子炉圧力容器へ注水する。

交流電源が確保できない場合，現場での手動操作により系統構成を実施し，消火系又は低圧
代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。
なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ対処

交流動力電源が確保できない場合，現場での手動操作により系統構成を実施し，消火系又は 相違理由⑧低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水する。
なお，消火系による原子炉圧力容器への注水は，重大事故等へ対処するために消火系による 柏崎固有の記載するために消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水タンクの使用可能

消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの使用可能 相違理由⑧⑳が確認できた場合に実施する。

が確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切り替えに時間を要 相違理由④
することから，消火系による原子炉圧力容器への注水ができず復水貯蔵タンクの使用可能が確認できた場合に実施する。

低圧代替注水を実施する際の注入配管の選択は，中央制御室からの操作が可能であって，注水流量が多いものを優先して使用する。優先順位は以下のとおり。

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施する際の系統の選択は，常設低圧代替 相違理由③
注水系ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系と配管を共有しない系統を優先して使用す 設備系統の違いによる相違る。優先順位は以下のとおり。

優先①：残留熱除去系(B)注入配管（中央制御室からの操作が可能）

優先①：代替循環冷却系Ａ系

優先②：残留熱除去系(A)注入配管（中央制御室からの操作が可能）

優先②：代替循環冷却系Ｂ系

優先③：残留熱除去系(C)注入配管
優先④：高圧炉心注水系(B)注入配管
優先⑤：高圧炉心注水系(C)注入配管

54

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二

備考

(2) サポート系故障時の対応手順

a. 復旧

ａ．復旧

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

相違理由⑤

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，残留熱除去系（低圧注水モード）

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（低圧注水系） 相違理由⑫⑧

による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流及び低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電 相違理由⑥⑱

電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系（低圧注水系）の電源を復 相違理由⑤⑫

により冷却水を確保することで，残留熱除去系（低圧注水モード）にて原子炉圧力容器へ注旧し，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保 相違理由⑫

水する。

することで，残留熱除去系（低圧注水系）にて原子炉圧力容器へ注水を実施する。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

相違理由⑧

なお，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

相違理由⑱

また，残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系に関する手順等については，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 C 系又は D 系の受電が完了し，残留熱除去系（低圧注水モード）が使用可能な状態※1 に復旧された場合。

相違理由⑫ⅰ) 手順着手の判断基準
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受相違理由①

電され，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（低 相違理由⑱
圧注水系）が使用可能な状態※１に復旧された場合。

東二は受電経路具体的に示す。
相違理由⑧※1:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保さされている状態。

れている状態。

55

相違理由⑫

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順
残留熱除去系(B)（低圧注水モード）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水手順の概要は

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水手順の概要は以 相違理由⑧

以下のとおり（残留熱除去系(A)（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水手順も下のとおり（残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系によ同様)。概要図を第 1.4.25 図に，タイムチャートを第 1.4.26 図に示す。

る原子炉圧力容器への注水手順も同様）。概要図を第1.4−21図に，タイムチャートを第1.4 以降，同様の相違理由によるも−22図に示す。

優先する号機の相違のは相違理由 と示す。
相違理由⑨

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系(B)（低圧
注水モード）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（低圧注水モード）の起動に必要なポン①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（低圧注水系）Ａ 相違理由
系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

⑧

相違理由⑧

②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系の起動に必要なポンプ， 相違理由

プ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに補機冷却水が確保されて電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに冷却水が確保されているこ 相違理由⑫

いることを状態表示にて確認する。

とを状態表示等にて確認する。

⑧

相違理由

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又代替電源設備は容量を設計では第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，残留熱除去系(B)（低圧注水モード）

担保しているため，負荷容量確が使用可能か確認する。

認は不要。

④中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプ(B)の起動操作を実施し，残留熱除去③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動操作を実施し，残留熱 相違理由①系ポンプ(B)吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認後，当直副長に残留熱除去系

除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上であることを確認後，発電長に(B)（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。

残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。

⑤当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が残留熱除去系ポンプ(B)の吐出圧力以下であるこ④発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等とを確認後，中央制御室運転員に，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力に，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

相違理由

相違理由

容器への注水開始を指示する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系注入弁(B)を全開として原子炉圧力容器への注水を開始する。

⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系注入弁を全開として原子炉圧力容器へ 相違理由の注水を開始する。

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去 相違理由

系(B)系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告

系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告す 相違理由

するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レるとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ベル８）の間で維持する。

56

⑧

⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉

東海第二

備考

なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原 相違理由①

格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系注入弁(B)を全閉後，残留熱除去系格

子炉格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系Ａ系注入弁を全閉後，残留熱除去系 相違理由

納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)を全開してＡ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開してスプレイを実 相違理由⑧

スプレイを実施する。

施する。

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

相違理由①

発電用原子炉運転中において，上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を 東二は原子炉の状態を記載

実施した場合，作業開始を判断してから残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧実施した場合，作業開始を判断してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容 相違理由① ⑧

力容器への注水開始まで 15 分以内で可能である。

器への注水開始まで2分以内で可能である。

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

相違理由

なお，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指 相違理由
揮のもと運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水開始まで2分以内で可能である。

57

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(b) 低圧炉心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水
全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（低圧注水系）
及び低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により低圧炉心スプレイ系の電源を復旧し，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保すること
で，低圧炉心スプレイ系にて原子炉圧力容器へ注水を実施する。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置に関する手順等については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系に関する手順等について
は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電され，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃの受電が完了し，残留熱除去系（低圧注水系）が復旧できず，低圧炉心スプレイ系が使用可能な状態※１に復旧された場合。
※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保されている状態。
ⅱ) 操作手順
低圧炉心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.4−23図に，タイムチャートを第1.4−24図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系の起動に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていること並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。

58

備考
相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
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東海第二③運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系ポンプの起動操作を実施し，低圧炉 相違理由⑥
心スプレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上であることを確認後，発電長に低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。
④発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下であることを確認後，運転員等に低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水の開始を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，低圧炉心スプレイ系注入弁を全開として原子炉圧力容器への注水を開始する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧炉心ス
プレイ系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
ⅲ) 操作の成立性
発電用原子炉運転中において，上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで2分以内で可能である。
なお，発電用原子炉停止中の当直要員の体制においては，中央制御室対応は発電長の指揮のもと運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してから低圧炉
心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで2分以内で可能である。

59

備考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4.32 図に示す。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保できた場合，原子炉

東海第二

備考

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第相違理由⑨

1.4−35図に示す。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により交流動力電源が確保で相違理由⑱

補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（低圧注水モード）により原子炉圧力容器へ注きた場合，残留熱除去系海水系の運転が可能であれば残留熱除去系（低圧注水系）により原子 相違理由⑫⑧

水する。

炉圧力容器へ注水する。また，残留熱除去系（低圧注水系）が復旧できず，残留熱除去系海水相違理由⑥系の運転が可能であれば低圧炉心スプレイ系により原子炉圧力容器へ注水する。
原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系（低残留熱除去系海水系の運転ができない場合，緊急用海水系を運転し，残留熱除去系（低圧注 相違理由

圧注水モード）により原子炉圧力容器へ注水するが，代替原子炉補機冷却系の設置に時間を要水系）により原子炉圧力容器へ注水する。緊急用海水系の運転ができない場合，代替残留熱除 相違理由

することから，低圧代替注水系（常設）等による原子炉圧力容器への注水を並行して実施する。

去系海水系を設置し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器へ注水するが，代替 柏崎は代替原子炉補機冷却系

発電用原子炉停止後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉から残留熱除去系海水系の設置に時間を要することから，低圧代替注水系（常設）等による原子炉 の設置に時間を要することかの除熱を実施する。

圧力容器への注水を並行して実施する。原子炉運転停止後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷 ら並行して実施することを明却系）による原子炉除熱を実施する。

60記。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順

東海第二

備考

(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順

炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，溶融炉心が原子炉圧力容器を破損し原子炉

炉心の著しい損傷，溶融が発生した場合において，溶融炉心が原子炉圧力容器を破損しペデス 相違理由⑧

格納容器下部へ落下した場合，格納容器下部注水系により原子炉格納容器下部へ注水することでタル（ドライウェル部）へ落下した場合，格納容器下部注水系によりペデスタル（ドライウェル 相違理由⑧

落下した溶融炉心を冷却するが，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存した場合は，低圧代替注水部）へ注水することで落下した溶融炉心を冷却するが，原子炉圧力容器内に溶融炉心が残存したにより原子炉圧力容器へ注水することで残存した溶融炉心を冷却し，原子炉圧力容器から原子炉

場合は，低圧代替注水により原子炉圧力容器へ注水することで残存した溶融炉心を冷却し，原子格納容器への放熱を抑制する。

炉圧力容器から原子炉格納容器への放熱を抑制する。

a. 低圧代替注水

ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却
ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準

相違理由①

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

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

した場合において，低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水が可能な場合

※2

※２

。

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

※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デ 東二は各水温計兼デブリ落下

容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認する。

ブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇 検知用及び堆積検知用の検出又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水器を設置し，水温の上昇又は指温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

示値の喪失により原子炉圧力容器の破損を判断する。
柏崎は原子炉圧力，格納容器内
圧力，ドライウェル雰囲気温度
指示値の上昇により判断する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量3※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要 相違理由⑧3（140m /h，35〜70m /h）が確保され， 更に低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力な流量（130m３／h，80m３／h）が確保され，更に低圧代替注水系（常設）により原子 設備設計の違いによる相違

容器への注水に必要な流量（30m3/h）が確保できる場合。

炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場合。

なお，十分な注水流量が確保できない場合には溶融炉心の冷却を優先し効果的な注水

なお，十分な注水流量が確保できない場合には原子炉格納容器内へのスプレイを優 相違理由⑯箇所を選択する。

先する。

ⅱ. 操作手順
低圧代替注水系(常設)による残存溶融炉心の冷却については，「(1)a.(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水」の操作手順のうち，残留熱除去系(B)注入配管

ⅱ) 操作手順
低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却については，｢(1)ａ．(a)替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水｣の操作手順と同様である。

及び残留熱除去系(A)注入配管を使用した手順と同様である。

61

相違理由①
低圧代
相違理由⑯

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
なお，手順の対応フローを第 1.4.6 図に示す。また，概要図は第 1.4.7 図，タイムチャートは第 1.4.8 図と同様である。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて作業を

東海第二

備考

なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。また，概要図は第1.4−8図，タイムチャ 相違理由⑨
ートは第1.4−9図と同様である。

相違理由⑨ⅲ) 操作の成立性

相違理由①

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

実施した場合，作業開始を判断してから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器へしてから低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水開始まで9分以内で 相違理由⑯の注水開始までの所要時間は以下のとおり。

可能である。

相違理由⑯

残留熱除去系(B)注入配管使用の場合:12 分以内

相違理由⑯

残留熱除去系(A)注入配管使用の場合:12 分以内

相違理由⑯

その後，現場運転員 2 名にて復水移送ポンプの水源確保操作を実施した場合，15 分以内

東二の代替淡水貯槽の補給にで可能である。

ついては，「1.13

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

重大事故等の収束に必要となる水の供給る。

手順等」にて整備する。
(b) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却

相違理由③ⅰ) 手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）が使用できず，代替循環冷却系による原子炉
圧力容器への注水が可能な場合※２。
※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。
※2：代替循環冷却系により原子炉格納容器内へのスプレイに必要な流量（150m３／h）を確保し，さらに原子炉圧力容器への注水量（100m３／h）が確保できる場合。
ⅱ) 操作手順
代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却については，｢(1)ａ．(c)

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水｣の操作手順と同様である。
なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。概要図は第1.4−15図，タイムチャート
は第1.4−16図と同様である。

62

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

東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断 相違理由③
してから代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで41分以内で可能である。
(c) 消火系による残存溶融炉心の冷却(b) 消火系による残存溶融炉心の冷却
ⅰ. 手順着手の判断基準

相違理由①ⅰ) 手順着手の判断基準※1

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化

により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）が使用できず，消火系による原子炉圧力容器
※2

相違理由①

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系が使用できず，消火系に 相違理由③への注水が可能な場合 。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要

よる原子炉圧力容器への注水が可能な場合※２。ただし，重大事故等へ対処するために消火な火災が発生していない場合

系による消火が必要な火災が発生していない場合。

※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，格納※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デ 相違理由

容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認する。

ブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要 相違理由⑧（140m3/h，35〜70m3/h）が確保され，更に消火系により原子炉圧力容器への注水に必な流量（130m３／h，80m３／h）が確保され，更に消火系により原子炉圧力容器への注3

３

設備設計の違いによる相違

３

要な流量（30m /h）が確保できる場合。

水に必要な流量（14m ／h〜50m ／h）が確保できる場合。

なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的な注水箇

なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先 相違理由⑯

所を選択する。

する。

ⅱ. 操作手順
消火系による残存溶融炉心の冷却については，「(1)a.(c) 消火系による原子炉圧力容器への注水」の操作手順のうち，残留熱除去系(B)注入配管又は残留熱除去系(A)注入配管をⅱ) 操作手順
消火系による残存溶融炉心の冷却については，｢(1)ａ．(d)相違理由①
消火系による原子炉圧力容器への注水｣の操作手順と同様である。

相違理由①
相違理由⑯

使用した手順と同様である。
なお，手順の対応フローを第 1.4.60 に示す。また，概要図は第 1.4.20 図，タイムチャートは第 1.4.21 図と同様である。
ⅲ. 操作の成立性
残留熱除去系(B)又は残留熱除去系(A)の注入配管を使用した消火系による原子炉圧力容器への注水操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運

なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。また，概要図は第1.4−17図，タイムチ
ャートは第1.4−18図と同様である。
ⅲ) 操作の成立性

相違理由⑨
相違理由⑨
相違理由①

上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断 相違理由
してから消火系による原子炉圧力容器への注水開始まで56分以内で可能である。

相違理由

転員 2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系
による原子炉圧力容器への注水開始まで約 30 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を 相違理由⑧整備する。室温は通常運転時と同程度である。

63⑯

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東海第二

備考

(d) 補給水系による残存溶融炉心の冷却

相違理由④ⅰ) 手順着手の判断基準
原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化※１により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設），代替循環冷却系及び消火系が使用できず，補給水系による原子炉圧力容器への注水が可能な場合※２。
※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。
※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要な流量（130m３／h，80m３／h）が確保され，更に補給水系により原子炉圧力容器への注水に必要な流量（14m３／h〜50m３／h）が確保できる場合。
なお，十分な注水流量が確保できない場合には，原子炉格納容器内へのスプレイを優先する。
ⅱ) 操作手順
補給水系による残存溶融炉心の冷却については，｢(1)ａ．(e)補給水系による原子炉

圧力容器への注水｣の操作手順と同様である。
なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。また，概要図は第1.4−19図，タイムチ
ャートは第1.4−20図と同様である。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系による原子炉圧力容器への注水開始まで110分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

64

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水/海水）
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二

備考

(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）ⅰ) 手順着手の判断基準※1

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化

により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（常設）及び消火系が使用できず，低圧代替注水系（可※2搬型）による原子炉圧力容器への注水が可能な場合 。

原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化

相違理由①
※１

により原子炉圧力容器の破損を判断した場合において，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水が可能な場 東二は低圧代替注水系（可搬合※２。

型）の準備を低圧代替注水系（常設）と同時並行で実施する。

※1:｢原子炉圧力容器の破損によるパラメータの変化｣は，原子炉圧力指示値の低下，格納※1：「原子炉圧力容器の破損によるパラメータ変化」は，格納容器下部水温（水温計兼デ 相違理由

容器内圧力指示値の上昇，ドライウェル雰囲気温度指示値の上昇により確認する。

ブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）の上昇
又は格納容器下部水温（水温計兼デブリ落下検知用）若しくは格納容器下部水温（水温計兼デブリ堆積検知用）指示値の喪失により確認する。

※2:原子炉格納容器内へのスプレイ及び原子炉格納容器下部への注水に必要な流量※2：原子炉格納容器内へのスプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）への注水に必要 相違理由⑧（140m3/h，35〜70m3/h）が確保され，更に低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧な流量（130m３／h，30m３／h〜80m３／h）が確保され，更に低圧代替注水系（可搬型） 設備設計の違いによる相違

力容器への注水に必要な流量（30m3/h）が確保できる場合。

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

なお，十分な注水流量が確保できない場合は溶融炉心の冷却を優先し効果的な注水箇

なお，十分な注水流量が確保できない場合は原子炉格納容器内へのスプレイを優先 相違理由⑯

所を選択する。

する。

ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却については，「(1)a.(b) 低圧代替

低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）については，｢(1)注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）」の操作手順（交流電源がａ．(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）｣の操確保されている場合）のうち，残留熱除去系(B)注入配管又は残留熱除去系(A)注入配管を作手順【交流動力電源が確保されている場合】と同様である。

相違理由①
相違理由⑧

使用した手順と同様。ただし，MUWC 接続口内側隔離弁の操作については，リンク機構を取

東二では操作手順に差異がな

り外さず，MUWC 接続口内側隔離弁(B)の場合は屋外（緊急時対策要員）にて，MUWC 接続口

いため記載していない

内側隔離弁(A)の場合は非管理区域（運転員）にて遠隔手動弁操作設備を使用して行う。
なお，手順の対応フローを第 1.4.6 図に示す。また，概要図は第 1.4.12 図，タイムチャートは第 1.4.17 図及び第 1.4.27 図に示す。

なお，手順の対応フローを第1.4−7図に示す。概要図は第1.4−10図，タイムチャート
は第1.4−11図と同様である。

65

相違理由⑨
相違理由⑨

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却操作のうち，運転員が実施する原子炉建屋での各注入配管の系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由①

上記の操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容 相違理由
器への注水開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合の所要時間は以下のとおり。

東二は所要時間の中に注入配管の系統構成が含まれている

残留熱除去系(A)(B)注入配管使用の場合：約 20 分
また，低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却操作のうち，緊急時対策要

東二は水源と接続口に対して員が実施する屋外での低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却操作に必要な 1

所要時間を示し、柏崎は水源とユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。

敷設されてあるホースの使用可否に対して所要時間を示している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由

［防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］

相違理由

緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合 ］

相違理由

緊急時対策要員 6 名にて実施した場合 約 330 分
低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却操作は，作業開始を判断してから低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却開始まで約 330 分で可能である。

66

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉 相違理由
圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｃ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉 相違理由
圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口によ 相違理由
る原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（低圧炉心スプレイ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口によ 相違理由
る原子炉圧力容器への注水の場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を 相違理由⑧る。可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十整備する。低圧代替注水系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬 相違理由⑧分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇におけ 相違理由⑧
る作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

67

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4.32 図に示す。
代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合，復水貯蔵槽が使用可能であれば低圧

東海第二

備考

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4−35図に示す。

相違理由⑨

常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が使用可能であ 相違理由⑧⑮

代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水し，残存した溶融炉心を冷却する。復水貯蔵

れば低圧代替注水系（常設）により原子炉圧力容器へ注水し，残存した溶融炉心を冷却する。 相違理由⑮

槽が使用できない場合，消火系又は低圧代替注水系（可搬型）により原子炉圧力容器へ注水し，代替淡水貯槽が使用できない場合，代替循環冷却系，消火系，補給水系又は低圧代替注水系（可 相違理由③④

残存した溶融炉心を冷却する。

搬型）により原子炉圧力容器へ注水し，残存した溶融炉心を冷却する。
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水手段については，低圧代替注水系 東二は低圧代替注水系（常設）（常設）による原子炉圧力容器への注水手段と同時並行で準備する。

及び低圧代替注水系（可搬型）

また，低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），代替循環冷却系，消火系及び補 を同時並行で準備する。また，給水系の手段のうち原子炉圧力容器への注水可能な系統1系統以上を起動し，注水のための系 注水のための系統構成が完了
統構成が完了した時点で，その手段による原子炉圧力容器への注水を開始する。

した時点で，その手段を使用した注水を開始する旨を明記している。

なお，消火系による原子炉圧力容器へ注水は，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ対処す

なお，消火系による原子炉圧力容器へ注水は，重大事故等へ対処するために消火系による消るために消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水タンクの使用可能が火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの使用可能が 柏崎固有の記載確認できた場合に実施する。

確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切替えに時間を要する 相違理由⑧⑳
ことから，消火系による原子炉圧力容器への注水ができず復水貯蔵タンクの使用可能が確認で 相違理由④
きた場合に実施する。

低圧代替注水を実施する際の注入配管の選択は，注水流量が多いものを優先して使用する。
優先順位は以下のとおり。

代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水を実施する際の系統の選択は，常設低圧代替
注水系ポンプによる代替格納容器スプレイ冷却系と配管を共有しない系統を優先して使用す 設備系統の違いによる相違る。優先順位は以下のとおり。

優先①：残留熱除去系(B)注入配管

優先①：代替循環冷却系Ａ系

優先②：残留熱除去系(A)注入配管

優先②：代替循環冷却系Ｂ系

68

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東海第二1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順

1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

備考

東二は表題を記載

ａ．低圧代替注水
発電用原子炉停止中に低圧注水系が機能喪失した場合の対応手順については「1.4.2.1(1)a.(a)発電用原子炉停止中に原子炉圧力容器への注水する機能が喪失した場合の対応手順について 東二は原子炉停止中において低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水」，「1.4.2.1(1)a.(b)低圧代替注水系（可は「1.4.2.1(1)ａ．(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水」，「1.4.2.1(1) 高圧注水系の高圧炉心スプレ搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水/海水）」及び「1.4.2.1(1)a.(c)消火系による原子ａ．(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）」，「1.4.2.1(1) イ系も期待するので原子炉圧

炉圧力容器への注水」の対応手順と同様である。

ａ．(c) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水」，「1.4.2.1(1)ａ．(d) 消火系による 力容器への注水としている。
原子炉圧力容器への注水」及び「1.4.2.1(1)ａ．(e)補給水系による原子炉圧力容器への注水」 相違理由③④⑨の対応手順と同様である。
なお，手順の対応フローを第 1.4.5 図に示す。

なお，手順の対応フローを第 1.4.−5 図及び 1.4−6 図に示す。

相違理由⑨ｂ．原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

相違理由②(a) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，非常用電源が使用可能であれば原子炉冷却材浄化系ポンプを起動して原子炉除熱を実施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱ができない場合において，原子炉冷却材浄化系が使用可能な場合※１。
※1：設備に異常がなく，電源及び冷却水が確保されている場合。
ⅱ) 操作手順
原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.4−25
図に，タイムチャートを第1.4−26図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱の準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉建屋付属棟にて，原子炉保護系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。

69

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東海第二④運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱に必要なポンプ， 相違理由②電動弁及び監視計器の電源が確保されていること並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器温度調整弁の温度設定が40℃であることを確認する。
⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系吸込弁が全開であることを確認する。
⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系内側隔離弁，原子炉冷却材浄化系外側隔離弁及び原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁を全開とする。
⑧運転員等は，発電長に原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱の準備が完了したことを報告する。
⑨発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）及び原子炉冷却材浄化系ポン
プ（Ｂ）の起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）メカシールパージ水ラ
イン仕切弁を全開とする。
⑪運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）メカシールパ
ージ水ライン調整弁を調整開とし，メカシールパージ流量を調整する。
⑫運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）を起動し，原子炉冷却材浄化系系統流量指示値の上昇を確認する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器バイパス弁を調整開とし，原子炉冷却材浄化系ミニフロー弁を全閉とする。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）メカシールパージ水ラ
イン仕切弁を全開とする。
⑮運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）メカシールパ
ージ水ライン調整弁を調整開とし，メカシールパージ流量を調整する。
⑯運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ）を起動し，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器バイパス弁を調整開とする。

70

備考柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
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東海第二⑰運転員等は，原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ａ）及び原子炉冷却材浄化系ポンプ（Ｂ） 相違理由②の起動が完了したことを発電長に報告する。
⑱発電長は，運転員等に原子炉冷却材浄化系再生熱交換器のバイパス運転による原子炉
除熱を指示する。
⑲運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，原子炉冷却材浄化系再生熱交換器バイパス弁を全開とする。
⑳運転員等は中央制御室にて，原子炉冷却材浄化系原子炉戻り弁を全閉として，原子炉
冷却材浄化系原子炉出口温度指示値の上昇が緩和したことを確認し，発電長に報告する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱開始まで202分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
ｃ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4−35図に示す。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失した場合，常用電源が使用可能であれば原子炉冷却材浄化系により原子炉除熱する。

71

備考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二

備考

(2) サポート系故障時の対応手順

a. 復旧

ａ．復旧

(a) 残留熱除去系電源復旧後の発電用原子炉からの除熱(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）電源復旧後の発電用原子炉からの除熱

相違理由⑤

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，残留熱除去系（原子炉停止時冷全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（原子炉停止時 相違理由⑫

却モード）による発電用原子炉からの除熱ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第冷却系）による発電用原子炉からの除熱ができない場合は，常設代替交流電源設備により残 相違理由⑧⑱

二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉

留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の電源を復旧し，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又 相違理由⑤⑫

補機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）にては代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（原子炉停止時冷 相違理由 ⑧

発電用原子炉からの除熱を実施する。

却系）にて発電用原子炉からの除熱を実施する。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

なお，常設代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて 相違理由⑱
整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系に関する手順等は「1.5

他逐条に整理する内容を記載

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 C 系又は D 系のⅰ) 手順着手の判断基準
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃが受電 東二は受電経路具体的に示す。

受電が完了し，残留熱除去系（ 原子炉停止時冷却モード）が使用可能な状態※1 に復旧されされ，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（原子た場合。

炉停止時冷却系）が使用可能な状態※１に復旧された場合。

※1:設備に異常がなく，電源及び補機冷却水が確保されており，原子炉水位指示値が原子※1：設備に異常がなく，電源及び冷却水が確保されており，原子炉水位指示値が原子炉水 相違理由⑫

炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持され，かつ原子炉圧力位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持され，かつ原子炉圧力指指示値が規定値以下の状態。

示値が0.93MPa［gage］以下の状態。

72

相違理由⑧

相違理由

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）電源復旧後の発電用原子炉からの除熱手順

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系電源復旧後の発電用原子炉からの除熱手順の 相違理由⑧の概要は以下のとおり（残留熱除去系(A)（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉

概要は以下のとおり（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による発電用原子炉から 相違理由⑧からの除熱手順も同様）。概要図を第 1.4.28 図に，タイムチャートを第 1.4.29 図に示す。

の除熱手順も同様）。概要図を第1.4−27図に，タイムチャートを第1.4−28図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷 相違理由
却系）Ａ系による発電用原子炉からの除熱準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室及び原子炉屋付属棟にて，原子炉保護系電源の復旧を実施する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器隔離を復旧する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）の起動に必

相違理由⑨
相違理由⑧
東二は原子炉保護系電源の復
旧及び格納容器隔離の復旧操作を記載④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系の起動に必要 相違理由⑧

要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源並びに補機冷却水が確保されていること，原子なポンプ，電動弁及び監視計器の電源並びに冷却水が確保されていること，原子炉水炉水位指示値が原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持され位指示値が原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持されていること，原子炉圧力指示値が原子炉停止時冷却モードインターロック解除の設定値ていることを状態表示等にて確認する。

以下であることを状態表示にて確認する。

東二は判断基準で設定値以下であることを確認する。

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又東二の常設代替交流電源設備

は第二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷は容量を設計で担保している却モード）が使用可能か確認する。

ため，負荷容量確認は不要。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁を全閉と 柏崎は本項⑤操作で実施する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）による発電⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁を全閉とするとともに 相違理由

用原子炉からの除熱の系統構成として，残留熱除去系ポンプ S/P 水吸込隔離弁(B)，残留

再循環系ポンプ（Ａ）が停止していることを確認し，再循環系ポンプ（Ａ）出口弁を 相違理由⑭

熱除去系最小流量バイパス弁(B)を全閉，残留熱除去系停止時冷却内側，外側隔離弁(B)，

全閉とする。

残留熱除去系ポンプ炉水吸込弁(B)，残留熱除去系注入弁(B)の全開操作を実施する。

⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を全閉とする。

系統構成の相違⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系外側隔離弁の全開操作を実施するとともに 柏崎は本項④操作で隔離弁を残留熱除去系内側隔離弁の全開操作を実施する。

73

全開としている。

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東海第二⑤現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系封水ポンプ(B)吸込弁，残留熱除去系封水ポンプ(B)

備考
東二は本項⑤操作で実施

吐出弁，残留熱除去系封水ポンプ(B)最小流量吐出弁の全閉操作を実施する。
⑥現場運転員 E 及び F は，残留熱除去系封水ポンプ(B)及び残留熱除去系最小流量バイパス

東二は残留熱除去系ポンプ停弁(B)の MCC 電源｢切｣操作を実施する

止時冷却注入弁を調整開とし最低流量を確保した状態でポンプを起動することから，ミニ
フロー弁は開とならない。また，開になった場合においても中央制御室の状態表示で監視が可能であり，停止時冷却注入弁の流量上昇操作にて閉とすることが可能であるため隔離操作は実施しない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
⑨運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁の全 柏崎は本項⑤操作で実施
開操作を実施するとともに残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁を調整開とする。

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）運転の準備完了を当直副長に報告する。
⑧当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系(B)（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱開始を指示する。

⑩運転員等は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系運転の準備完了を発電長に報 相違理由告する。
⑪発電長は，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による発電用原子炉 相違理由
からの除熱開始を指示する。

⑨中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプ(B)の起動操作を実施し，残留熱除去⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動操作を実施し，残留熱 相違理由

系ポンプ(B)の吐出圧力が上昇したことを残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力にて確認後，除去系ポンプ（Ａ）の吐出圧力が上昇したことを残留熱除去系ポンプ吐出圧力にて確 相違理由

残留熱除去系熱交換器出口弁(B)を調整開し，発電用原子炉からの除熱を開始する。

認後，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を調整開し，発電用原子炉からの除熱を開 相違理由
始する。

⑩中央制御室運転員 A 及び B は，発電用原子炉からの除熱が開始されたことを残留熱除去⑬運転員等は中央制御室にて，発電用原子炉からの除熱が開始されたことを残留熱除去 相違理由

系(B)系統流量指示値の上昇及び残留熱除去系(B)熱交換器入口温度指示値の低下により系系統流量指示値の上昇及び残留熱除去系熱交換器入口温度指示値の低下により確確認し，当直副長に報告する。

認し，発電長に報告する。

74

相違理由

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ⅲ. 操作の成立性

東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性

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

上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名にて作業を実施し 相違理由

転員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから残留熱除去系（原子炉停止時た場合，作業開始を判断してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子 相違理由⑧冷却モード）による発電用原子炉からの除熱開始まで 20 分以内で可能である。

炉からの除熱開始まで147分以内で可能である。

なお，プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮の相違理由

もと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
b. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4.32 図に示す。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保できた場合，原子炉

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を 相違理由⑧整備する。室温は通常運転時と同程度である。
ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.4−35図に示す。
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により交流動力電源が確保で

相違理由⑨
相違理由⑱

補機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）により発電用原子

きた場合，残留熱除去系海水系の運転が可能であれば残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に 相違理由⑧炉からの除熱を実施する。

より発電用原子炉からの除熱を実施する。

原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系（原残留熱除去系海水系が運転できない場合，緊急用海水系を運転し，残留熱除去系（原子炉停 相違理由⑫

子炉停止時冷却モード）により発電用原子炉からの除熱を実施するが，代替原子炉補機冷却系

止時冷却系）により発電用原子炉からの除熱を実施する。緊急用海水系の運転ができない場合， 相違理由⑫⑱の設置に時間を要することから，低圧代替注水系（常設） 等による原子炉圧力容器への注水を

代替残留熱除去系海水系を設置し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉

並行して実施する。

の除熱を実施するが，代替残留熱除去系海水系の設置に時間を要することから，低圧代替注水系（常設）等による原子炉圧力容器への注水を並行して実施する。

75

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

東海第二

備考

1.4.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.4.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順

相違理由⑦(1) 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水(1) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水

相違理由⑧

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

残留熱除去系（低圧注水系）が健全な場合は，自動起動（原子炉水位異常低下（レベル１）又 相違理由⑤，信号名称の相違による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去系（低圧注水モード）を起動し，はドライウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により残留熱除去系（低圧 相違理由⑧

サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。

注水系）を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。 相違理由⑧

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）以上に維持できない場合。

給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への 相違理由⑧
注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合。

b. 操作手順
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。

ｂ．操作手順残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり 相違理由⑧⑯（残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系による原子炉圧力容 相違理由⑯

概要図を第 1.4.30 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動信号（原器への注水手順も同様）。概要図を第1.4−29図に，タイムチャートを第1.4−30図に示す。

相違理由⑯⑨①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（低圧注水系）による 相違理由
原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。

相違理由⑧②運転員等は中央制御室にて，手動起動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レ 相違理由

子炉水位低（レベル 1）又はドライウェル圧力高）により残留熱除去系ポンプが起動し，

ベル１）又はドライウェル圧力高）により残留熱除去系ポンプ（Ａ）が起動し，残留熱除残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が規定値以上となったことを確認後，当直副長に残去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上となったことを確認後，発電長に残留 相違理由

留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。

熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。

③当直副長は，原子炉圧力容器内の圧力が規定圧力以下となったことを確認後，中央制御
室運転員に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水開始を指示⑧，信号名称の相違

相違理由⑯
相違理由⑧

③発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下となったことを確認後，運転員等に 相違理由
残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

相違理由⑧

する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの手動操作，又は自動起動信号（原子炉④運転員等は中央制御室にて，手動操作，又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル 相違理由

，信号名称の相違

水位低（レベル 1）及び原子炉圧力低，又はドライウェル圧力高及び原子炉圧力低）によ

１）又はドライウェル圧力高）により残留熱除去系Ａ系注入弁が全開となったことを確認 相違理由⑯，インターロックのり残留熱除去系注入弁が全開となったことを確認する。

する。

76

相違

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

東海第二

備考

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを残留熱除去系系 相違理由

系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，当直副長に報告す

統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するととも 相違理由

るとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の

ル 8）の間で維持する。

間で維持する。

※原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子炉

なお，原子炉圧力容器内の水位が維持され原子炉圧力容器への注水が不要となる間，原子 相違理由①

格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系注入弁を全閉後，残留熱除去系格納

炉格納容器内にスプレイする場合は，残留熱除去系Ａ系注入弁を全閉後，残留熱除去系Ａ 相違理由⑯

容器冷却流量調節弁及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁を全開してスプレイ

系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開としてスプレイを実 相違理由⑧を実施する。

施する。

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

ｃ．操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して 相違理由
から残留熱除去系（低圧注水系）よる原子炉圧力容器への注水開始まで3分以内で可能である。 相違理由
(2) 低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水
低圧炉心スプレイ系が健全な場合は，自動起動（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライ
ウェル圧力高）による作動，又は中央制御室からの手動操作により低圧炉心スプレイ系ポンプを起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施する。
ａ．手順着手の判断基準
給水・復水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持できない場合。
ｂ．操作手順低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.4−31図に，タイムチャートを第1.4−32図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に低圧炉心スプレイ系ポンプによる原子炉圧力容器への注水準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，手動起動操作又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高）により低圧炉心スプレイ系ポンプが起動し，低圧炉心ス
プレイ系ポンプ吐出圧力指示値が1.66MPa［gage］以上となったことを確認後，発電長に低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水準備完了を報告する。
③発電長は，原子炉圧力指示値が4.90MPa［gage］以下となったことを確認後，運転員等に
低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始を指示する。

77

相違理由⑥

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東海第二

備考

④運転員等は中央制御室にて，手動操作又は自動起動信号（原子炉水位異常低下（レベル１） 相違理由⑥
又はドライウェル圧力高）により低圧炉心スプレイ系注入弁が全開となったことを確認する。
⑤運転員等は中央制御室にて，原子炉圧力容器への注水が開始されたことを低圧炉心スプレ
イ系系統流量指示値の上昇及び原子炉水位指示値の上昇により確認し，発電長に報告するとともに原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
ｃ．操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水開始まで2分以内で可能である。
(2) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱
残留熱除去系が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系（原子炉停止時(3) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留 相違理由⑤冷却モード）を起動し，発電用原子炉からの除熱を実施する。

熱除去系（原子炉停止時冷却系）を起動し，発電用原子炉からの除熱を実施する。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

原子炉水位指示値が原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持され，かつ原子炉圧力指示値が規定値以下の場合。
b. 操作手順
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.4.31 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉水位指示値が原子炉水位低（レベル 3）から原子炉
水位高（レベル 8）の間で維持されていること，原子炉圧力指示値が原子炉停止時冷却モ

相違理由①⑧相違理由⑧原子炉水位指示値が原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持され，かつ原子炉圧力指示値が0.93MPa［gage］以下の場合。

相違理由

ｂ．操作手順残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による発電用原子炉からの除熱手順の概要は以下 相違理由⑧⑪のとおり（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂ系による原子炉除熱手順も同様）。概要図

相違理由⑪⑨を第1.4−33図に，タイムチャートを第1.4−34図に示す。

相違理由⑨①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系） 相違理由
Ａ系による発電用原子炉からの除熱準備開始を指示する。

⑧

相違理由⑪⑧②運転員等は中央制御室にて，原子炉水位指示値が原子炉水位低（レベル３）から原子炉水 相違理由①
位高（レベル８）の間で維持されていることを状態表示等にて確認する。

相違理由

ードインターロック解除の設定値以下であることを確認する。
③運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系レグシールライン弁を全閉とす

柏崎は本項④操作で実施る。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）入口弁を全閉とするとともに再循 相違理由⑭
環系ポンプ（Ａ）が停止していることを確認し，再循環系ポンプ（Ａ）出口弁を全閉とする。

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東海第二

備考

⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を全閉とする。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系外側隔離弁の全開操作を実施するとともに残留
熱除去系内側隔離弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却ライン入口弁の全開操作を実施するとともに残留熱除去系ポンプ（Ａ）停止時冷却注入弁を調整開とする。
③中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱の系統構成として，残留熱除去系ポンプ S/P 水吸込隔離弁，残留熱除去系最小流量バイパス弁を全閉、残留熱除去系停止時冷却内側，外側隔離弁，残留熱除去系ポンプ炉水吸込弁，残留熱除去系注入弁の全開操作を実施する。
④現場運転員 C 及び D は，残留熱除去系封水ポンプ吸込弁，残留熱除去系封水ポンプ吐出弁，残留熱除去系封水ポンプ最小流量吐出弁の全閉操作を実施する。
⑤現場運転員 E 及び F は，残留熱除去系封水ポンプ及び残留熱除去系最小流量バイパス弁

相違理由の MCC 電源｢切｣操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転の準備完
了を当直副長に報告する。
⑦当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱開始を指示する。

⑧運転員等は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系運転の準備完了を発電長に報告す 相違理由①
る。

相違理由

⑨発電長は，運転員等に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａ系による発電用原子炉から 相違理由①⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動操作を実施し，残留熱除去 相違理由①

ンプ吐出圧力指示値が上昇したことを確認後，残留熱除去系熱交換器出口弁を調整開し，系ポンプ（Ａ）吐出圧力指示値が上昇したことを残留熱除去系ポンプ吐出圧力にて確認後， 相違理由⑪

発電用原子炉からの除熱を開始する。

残留熱除去系熱交換器（Ａ）入口弁を調整開し，発電用原子炉からの除熱を開始する。

相違理由⑪⑨中央制御室運転員 A 及び B は，発電用原子炉からの除熱が開始されたことを残留熱除去⑪運転員等は中央制御室にて，発電用原子炉からの除熱が開始されたことを残留熱除去系系 相違理由①系系統流量指示値の上昇及び残留熱除去系熱交換器入口温度指示値の低下により確認

統流量指示値の上昇及び残留熱除去系熱交換器入口温度指示値の低下により確認し，発電 相違理由

し，当直副長に報告する。

長に報告する。

相違理由

ｃ．操作の成立性

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

上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名にて作業を実施した場 相違理由

4 名にて操作を実施した場合，操作開始を判断してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

合，作業開始を判断してから残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの 相違理由⑧による発電用原子炉からの除熱開始まで 20 分以内で可能である。

除熱開始まで147分以内で可能である。

相違理由

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備 相違理由
室温は通常運転時と同程度である。

⑧⑪の除熱開始を指示する。

⑧中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプの起動操作を実施し，残留熱除去ポc. 操作の成立性⑧⑪

する。室温は通常運転時と同程度である。

79⑪

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1.4.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系への代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順は，「1.5 最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
復水貯蔵槽，防火水槽及びろ過水タンクへの水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代

東海第二

備考

1.4.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順について 相違理由⑫は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽への水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替

替注水ポンプ（A−2 級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供

注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

給手順等」にて整備する。

収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

復水移送ポンプ，残留熱除去系ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並び相違理由⑧⑮⑲

重大事故等の非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代 東二は詳細な電源を明確にしに第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，ディーゼル駆動消火ポンプ，可搬

替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車による常設低圧代替注水系ポンプ，代替循環 ている。相違理由③⑮

型代替注水ポンプ（A−2 級）への燃料補給手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」

冷却系ポンプ，復水移送ポンプ，残留熱除去系ポンプ，低圧炉心スプレイ系ポンプ，電動弁及び監 相違理由⑥にて整備する。

視計器への電源供給手順並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬 東二は詳細な電源を明確にし型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水 ている。
中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14電源の確保に関する手順等」に整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15
等」にて整備する。

事故時の計装に関する手順

東二は操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順を「1.15
事故時の計装に関する手順等」に整備する。

80

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東海第二

備考

第 1.4.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

第1.4−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

全体を通して共通の相違理由

対応手段，対処設備，手順書一覧（1/8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／9）⑤⑦⑧⑩⑪⑫⑬⑭⑮⑯⑰⑱⑲（重大事故等対処設備（設計基準拡張））（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する発電用原子炉の冷却）⑳

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

対応
手段

対処設備

手順書

重大事故等対処設備

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等

四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省略する。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.4−1 表は同様。）

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

低圧炉心スプレイ系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

重大事故等
対処設備

−

低圧炉心スプレイ系
による発電用原子炉の冷却

原子炉圧力容器る。
それ以外の相違理由については

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「減圧冷却」等
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」

設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

残留熱除去系︵原子炉停止時冷却モード︶による発電用原子炉からの除熱

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・スパージャ
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉補機冷却系 ※3
非常用交流電源設備 ※2

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等
対処設備

サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器分類

残留熱除去系︵低圧注水系︶による発電用原子炉の冷却残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ※6
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉補機冷却系 ※3
非常用交流電源設備 ※2

手順書
重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

残留熱除去系︵低圧注水モード︶
による発電用原子炉の冷却重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

−

対処設備

については記載を省略す※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン(復水貯蔵槽下部の非常用ライン)の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

残留熱除去系ポンプ
原子炉圧力容器
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備

残留熱除去系︵原子炉停止時冷却系︶による発電用原子炉からの除熱

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制
御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

81

相違理由⑥

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

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（2/8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／9）（発電用原子炉運転中のフロントライン系故障時）（発電用原子炉運転中のフロントライン系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対応
手段

対処設備

重大事故等対処設備

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※２
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

低圧炉心スプレイ系

代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

自主対策設備代替循環冷却系による発電用原子炉の冷却※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン(復水貯蔵槽下部の非常用ライン)の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

可搬型代替注水中型ポンプ※２
可搬型代替注水大型ポンプ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパー
ジャ
残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※２
可搬型代替交流電源設備※２
燃料給油設備※２

重大事故等対処設備

多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注水）」※1

残留熱除去系（低圧注
水系）

低圧代替注水系︵可搬型︶による発電用原子炉の冷却

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉注水」

フロントライン系故障時

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

自主対策
設備

防火水槽 ※1，※5
淡水貯水池 ※1，※5
残留熱除去系(C)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(B)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(C)配管・弁・スパージャ
第二代替交流電源設備 ※2

AM 設備別操作手順書「MUWC による原子炉注水」

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

非常用交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

事故時運転操作手順書（徴候ベース)「水位確保」等

自主対策
設備

低圧代替注水系︵可搬型︶による発電用原子炉の冷却

フロントライン系故障時

残留熱除去系(C)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(B)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(C)配管・弁・スパージャ
第二代替交流電源設備 ※2

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

非常用交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備

低圧代替注水系︵常設︶による発電用原子炉の冷却復水移送ポンプ
復水貯蔵槽 ※1
復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系配管・弁 ※4
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備分類

低圧代替注水系︵常設︶による発電用原子炉の冷却

残留熱除去系（低圧注水
モード）

手順書

対処設備

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

82

相違理由③

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東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（3/8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／9）（発電用原子炉運転中のフロントライン系故障時）（発電用原子炉運転中のフロントライン系故障時）対応
手段

残留熱除去系（低圧注水
モード）

対処設備

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

フロントライン系故障時対処設備

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※２
多目的タンク※２
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

83

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

重大事故等対策要領

残留熱除去系（低圧注水系）
低圧炉心スプレイ系

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設備※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン(復水貯蔵槽下部の非常用ライン)の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

対応
手段

自主対策設備

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる原子炉注水」
自主対策設備消火系による発電用原子炉の冷却

フロントライン系故障時

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水タンク ※1
消火系配管・弁復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(C)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(B)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(C)配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

手順書

補給水系による発電用原子炉の冷却機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

消火系による発電用原子炉の冷却

分類

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

相違理由④

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（4/8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／9）（発電用原子炉運転中のサポート系故障時）（発電用原子炉運転中のサポート系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対応
手段

AM 設備別操作手順書「RHR(A)による原子炉注水」「RHR(B)による原子炉注水」

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース

手順書

自主対策設備

サポート系故障時

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

全交流動力電源
残留熱除去系海水系

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース

自主対策設備代替交流電源設備による
低圧炉心スプレイ系の復旧

低圧炉心スプレイ系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
低圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ・スパージャ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン（復水貯蔵槽下部の非常用ライン）の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

対処設備

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

自主対策
設備

第二代替交流電源設備 ※2

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

代替交流電源設備による残留熱除去系︵低圧注水モード︶の復旧

サポート系故障時

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スパージャ※6
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉補機冷却系 ※3

分類

代替交流電源設備による残留熱除去系︵低圧注水系︶の復旧

サプレッション・チェンバ
原子炉圧力容器代替原子炉補機冷却系 ※3
常設代替交流電源設備 ※2

手順書

重大事故等
対処設備

全交流動力電源
原子炉補機冷却系

対処設備

備考※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

84

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（5/8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／9）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）

分類

対応
手段

対応
手段

対処設備

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※２
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

可搬型代替注水大型ポンプ※１ホース※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

85

ＡＭ設備別操作手順書

相違理由③

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策設備※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン（復水貯蔵槽下部の非常用ライン）の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」

重大事故等対策要領

重大事故等対処設備

代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる原子炉注水」

可搬型代替注水中型ポンプ※２
可搬型代替注水大型ポンプ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパー
ジャ
残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

重大事故等対処設備−

低圧代替注水系︵可搬型︶による残存溶融炉心の冷却

多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注水）」※1

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉注水」

事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「RPV 制御」
自主対策設備消火系による
残存溶融炉心の冷却ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水タンク ※1
消火系配管・弁復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

AM 設備別操作手順書「MUWC による原子炉注水」

自主対策
設備

防火水槽 ※1，※5
淡水貯水池 ※1，※5
第二代替交流電源設備 ※2

事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「RPV 制御」

事故時運転操作手順書（シビアア
クシデント）「RPV 制御」
重大事故等対処設備

低圧代替注水系︵可搬型︶による残存溶融炉心の冷却可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

自主対策
設備

第二代替交流電源設備 ※2

分類

重大事故等対処設備

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽 ※1
復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系配管・弁 ※4
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備

手順書

重大事故等対処設備

低圧代替注水系︵常設︶による残存溶融炉心の冷却

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合

−

対処設備

低圧代替注水系︵常設︶による残存溶融炉心の冷却機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

備考

重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／9）（溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

自主対策設備

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」

融炉心の冷却」に係る記載は，比較表ページ 85 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領−

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

相違理由④
自主対策設備補給水系による残存溶融炉心の冷却

溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合

消火系による残存溶融炉心の冷却

柏崎の「消火系による残存溶
ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※２
多目的タンク※２
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

86

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（6/8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／9）（発電用原子炉停止中のフロントライン系故障時）（発電用原子炉停止中のフロントライン系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

対処設備

可搬型代替注水中型ポンプ※２
可搬型代替注水大型ポンプ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁
低圧炉心スプレイ系配管・弁・スパー
ジャ
残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
代替循環冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉圧力容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

重大事故等対処設備

ＡＭ設備別操作手順書

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

相違理由③
自主対策設備※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

87

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等

重大事故等対策要領

重大事故等対処設備※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン（復水貯蔵槽下部の非常用ライン）の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※２
低圧代替注水系配管・弁残留熱除去系Ｃ系配管・弁
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

代替循環冷却系による発電用原子炉の冷却多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注
水）
」※1

対処設備

低圧代替注水系︵可搬型︶による発電用原子炉の冷却

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

対応
手段

低圧代替注水系︵常設︶による発電用原子炉の冷却

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉注水」

フロントライン系故障時

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」

自主対策
設備

防火水槽 ※1，※5
淡水貯水池 ※1，※5
残留熱除去系(C)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(B)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(C)配管・弁・スパージャ
第二代替交流電源設備 ※2

AM 設備別操作手順書「MUWC による原子炉注水」

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

非常用交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備

低圧代替注水系︵可搬型︶による発電用原子炉の冷却可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」

自主対策
設備

フロントライン系故障時

残留熱除去系(C)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(B)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(C)配管・弁・スパージャ
第二代替交流電源設備 ※2

分類

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

非常用交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備

低圧代替注水系︵常設︶による発電用原子炉の冷却復水移送ポンプ
復水貯蔵槽 ※1
復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系配管・弁 ※4
原子炉圧力容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備

手順書

備考

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（7/8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（8／9）（発電用原子炉停止中のフロントライン系故障時）（発電用原子炉停止中のフロントライン系故障時）対応
手段

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

対処設備

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（停止時徴候
ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

対処設備

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※２
多目的タンク※２
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

ＡＭ設備別操作手順書

相違理由④
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

相違理由②※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

88

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等

重大事故等対策要領

自主対策設備原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

原子炉冷却材浄化系ポンプ
原子炉圧力容器原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器
再循環系配管・弁
原子炉冷却材浄化系配管・弁給水系配管・弁原子炉補機冷却系ポンプ
原子炉補機冷却系熱交換器
原子炉補機冷却系配管・弁補機冷却系海水系ポンプ

手順書

自主対策設備

フロントライン系故障時※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン（復水貯蔵槽下部の非常用ライン）の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

対応
手段

自主対策設備

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる原子炉注水」
自主対策設備消火系による発電用原子炉の冷却

フロントライン系故障 時

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水タンク ※1
消火系配管・弁復水補給水系配管・弁残留熱除去系(B)配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(A)配管・弁給水系配管・弁・スパージャ
残留熱除去系(C)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(B)配管・弁・スパージャ
高圧炉心注水系(C)配管・弁・スパージャ
原子炉圧力容器
非常用交流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

手順書

補給水系による発電用原子炉の冷却機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

消火系による発電用原子炉の冷却

分類

備考

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制
御」ＡＭ設備別操作手順書

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（8/8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（9／9）（発電用原子炉停止中のサポート系故障時）（発電用原子炉停止中のサポート系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」

残留熱除去系海水系

対処設備

残留熱除去系ポンプ
原子炉圧力容器
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁再循環系配管・弁
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース

手順書

自主対策設備※1:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※4:復水移送ポンプの吸込ライン（復水貯蔵槽下部の非常用ライン）の配管・弁が対象※5:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※6:残留熱除去系（低圧注水モード）は熱交換機能に期待しておらず，熱交換器は流路としてのみ用いるため，配管に含むこととする。

代替交流電源設備による残留熱除去系︵原子炉停止時冷却系︶の復旧

サポート系故障時

全交流動力電源

自主対策
設備

第二代替交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備︵設計基準拡張

サポート系故障時

代替交流電源設備による残留熱除去系︵原子炉停止時冷却モード︶の復旧

AM 設備別操作手順書「RHR(A)による原子炉除熱」「RHR(B)による原子炉除熱」
残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・スパージャ
給水系配管・弁・スパージャ
原子炉補機冷却系 ※3

対応
手段

重大事故等対処設備

原子炉圧力容器代替原子炉補機冷却系 ※3
常設代替交流電源設備 ※2

手順書

重大事故等
対処設備

全交流動力電源
原子炉補機冷却系

対処設備

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

89

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

第 1.4.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

第1.4−2表 重大事故等対処に係る監視計器

全体を通して共通の相違理由

監視計器一覧（1/9）

監視計器一覧（1／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
a.低圧代替注水
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

判断基準

AM 設備別操作手順書「MUWC による原子炉注水」

原子炉圧力容器内の水位

多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注水）」

判断基準

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉注水」

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力容器内の水位

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

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

操作

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
防火水槽
淡水貯水池

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能可搬型代替注水ポンプ吐出圧力

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

原子炉圧力容器内の水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

90⑳

については記載を省略する。
それ以外の相違理由については
四角点線枠にて示し，
備考に理由
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」
を「Ｐ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

水源の確保

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

操作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

電源

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）⑤⑦⑧⑩⑪⑫⑬⑭⑮⑯⑰⑱⑲

を記載しているため下線を省略する。
柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.4−2 表は同様。
）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
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東海第二

備考

監視計器一覧（2／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン
狭帯域用）

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作91

柏崎の「低圧代替注水系（可搬型）による原子炉圧力容器への注水（淡水／海水）」に係る監視計器は，比較表ページ
90 に記載。

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東海第二

備考

監視計器一覧（3／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(c) 代替循環冷却系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

相違理由③

原子炉圧力容器内の水位

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

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作92

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監視計器一覧（2/9）

東海第二

備考

監視計器一覧（4／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(d) 消火系による原子炉圧力容器への注水

1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
a.低圧代替注水

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
原子炉圧力容器内の水位AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる原子炉注水」

水源の確保

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

操作

原子炉圧力容器内の水位

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

判断基準

判断基準

電源

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

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作93

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東海第二

備考

監視計器一覧（5／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ａ．低圧代替注水(e) 補給水系による原子炉圧力容器への注水

原子炉圧力容器内の水位

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

相違理由④

ＡＭ設備別操作手順書

操作94

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監視計器一覧（3/9）

東海第二

備考

監視計器一覧（6／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(2)サポート系故障時の対応手順
a.復旧
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等

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

補機監視機能原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

水源の確保

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

AM 設備別操作手順書「RHR(A)による原子炉注水」「RHR(B)による原子炉注水」
判断基準
操作

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力

水源の確保

サプレッション・チェンバ・プール水位

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（低圧注水系）電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

原子炉圧力容器内の水位

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

最終ヒートシンクの確保

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作95

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（7／17）。
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(b) 低圧炉心スプレイ系電源復旧後の原子炉圧力容器への注水

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

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

最終ヒートシンクの確保

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

低圧炉心スプレイ系系統流量

補機監視機能低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

相違理由⑥

操作

96

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（4/9）

東海第二

備考

監視計器一覧（8／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(3)溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
a.低圧代替注水
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

AM 設備別操作手順書「MUWC による原子炉注水」

判断基準
操作

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ吐出圧力(A)
復水移送ポンプ吐出圧力(B)
復水移送ポンプ吐出圧力(C)

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(a) 低圧代替注水系（常設）による残存溶融炉心の冷却

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の温度

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

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書

操作97

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（9／17）
1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(b) 代替循環冷却系による残存溶融炉心の冷却

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の温度

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

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

代替循環冷却系原子炉注水流量

補機監視機能代替循環冷却系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」

相違理由③

ＡＭ設備別操作手順書

操作98

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（5/9）

東海第二

備考

監視計器一覧（10／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(3)溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
a.低圧代替注水
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる原子炉注水」

判断基準
操作

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(c) 消火系による残存溶融炉心の冷却

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の温度

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書

操作99

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（11／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(d) 補給水系による残存溶融炉心の冷却判断基準

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」

相違理由④

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の温度

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作

100

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（6/9）

東海第二

備考

監視計器一覧（12／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(3)溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
a.低圧代替注水
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

AM 設備別操作手順書「消防車による原子炉注水」

多様なハザード対応手順「消防車による送水（原子炉注水）
」
判断基準
操作

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
防火水槽
淡水貯水池

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能可搬型代替注水ポンプ吐出圧力

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

監視パラメータ（計器）1.4.2.1 発電用原子炉運転中における対応手順(3) 溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存する場合の対応手順
ａ．低圧代替注水(e) 低圧代替注水系（可搬型）による残存溶融炉心の冷却（淡水／海水）

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の温度

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

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（可搬ライン狭帯域用）

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−４」
ＡＭ設備別操作手順書

操作

101

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（13／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
ｂ．原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱(a) 原子炉冷却材浄化系による発電用原子炉からの除熱

判断基準

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

補機監視機能Ｍ／Ｃ ２Ｂ−２電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｂ−２電圧
原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

最終ヒートシンクの確保

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

ＡＭ設備別操作手順書

操作

102

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（7/9）

東海第二

備考

監視計器一覧（14／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）電源復旧後の発電用原子炉からの除熱

1.4.2.2 発電用原子炉停止中における対応手順(2)サポート系故障時の対応手順
a.復旧
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」
原子炉圧力容器内の水位AM 設備別操作手順書「RHR(A)による原子炉除熱」「RHR(B)による原子炉除熱」

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

原子炉圧力容器内の水位

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

判断基準

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力容器温度
残留熱除去系(A)熱交換器入口温度
残留熱除去系(B)熱交換器入口温度

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
残留熱除去系熱交換器入口温度

補機監視機能原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量

最終ヒートシンクの確保

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

最終ヒートシンクの確保

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

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

電源

原子炉圧力容器内の水位

原子炉圧力容器内の圧力

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「電源供給回復」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」
等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉圧力容器内の温度

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

操作

103

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（8/9）

東海第二

備考

監視計器一覧（15／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉圧力容器への注水事故時運転操作手順書（徴候ベース）「水位確保」等
原子炉圧力容器内の水位監視パラメータ（計器）1.4.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(1) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉圧力容器への注水
原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

操作

原子炉圧力容器内の水位

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

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」
等

水源の確保

サプレッション・プール水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(C)熱交換器入口冷却水流量

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
M/C E 電圧
P/C C−1 電圧
P/C D−1 電圧
P/C E−1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧

水源の確保

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器への注水量

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力

水源の確保

サプレッション・チェンバ・プール水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉圧力容器内の圧力

判断基準

判断基準

補機監視機能重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

104

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（16／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.4.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(2) 低圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

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

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器への注水量

低圧炉心スプレイ系系統流量

水源の確保

サプレッション・プール水位

補機監視機能低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「水位確保」等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」
等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「注水−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

相違理由⑥

操作

105

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（9/9）

東海第二

備考

監視計器一覧（17／17）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ(計器)1.4.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(2)残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「減圧冷却」等
事故時運転操作手順書（停止時徴候ベース）「SFP 原子炉水位・温度制御」

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
残留熱除去系(A)熱交換器入口温度
残留熱除去系(B)熱交換器入口温度
残留熱除去系(C)熱交換器入口温度

補機監視機能原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(C)熱交換器入口冷却水流量

電源

原子炉圧力容器内の水位

M/C C 電圧M/C D 電圧
M/C E 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
P/C E-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系(A)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量
残留熱除去系(C)熱交換器入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
残留熱除去系熱交換器入口温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器内の圧力

原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度
残留熱除去系熱交換器出口温度
残留熱除去系系統流量相違理由⑫
非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「減圧冷却」
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時原子炉水位制御」
等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

操作

原子炉圧力容器内の圧力

監視パラメータ（計器）1.4.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(3) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱

判断基準

原子炉圧力容器内の圧力

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

原子炉水位（狭帯域）
原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（SA）
原子炉水位（停止域）
原子炉水位（定検時水張用）

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

106

相違理由⑫

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎との相違箇所については四第 1.4.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
対象条文

【1.4】
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

給電元
給電母線

供給対象設備

復水移送ポンプ

第1.4−3表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
対象条文

供給対象設備

常設低圧代替注水系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

低圧代替注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。
）

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｍ／ＣＭ／Ｃ ２ＣＭ／Ｃ ２Ｄ

残留熱除去系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

低圧炉心スプレイ系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｍ／ＣＭ／Ｃ ２Ｃ

低圧炉心スプレイ系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系

代替循環冷却系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ

代替循環冷却系 弁

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

MCC C 系
MCC D 系（6 号炉のみ）
AM 用 MCC
残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備

M/C C 系
M/C D 系
残留熱除去系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC
中央制御室監視計器類

記載しているため下線を省略。

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
AM 用 MCC
復水補給水系弁

給電元
給電母線

角点線枠にて示し，
備考に理由を【1.4】
原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

107

相違理由⑮

相違理由③⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

108

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は比較表ページ 108 に記載

109

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

110

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は先行 PWR との比較のため補足を作成しており，東二は柏崎との比較となるため補足は作成していない。

111

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

112

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

113

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

114

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

115

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

116

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

117

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮⑯118

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

119

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

120

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

121

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

122

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は原子炉運転中と原子炉運転停止中の運転員等の要員数が異なるため，原子炉運転停止中のタイムチャートを記
載する。

123

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮⑯⑲

124

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯⑲
相違理由125

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯⑲
相違理由126

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

127

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

128

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

129

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

130

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑮⑯⑲131

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯⑲
相違理由132

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑲
相違理由

133

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑲
東二は原子炉運転中と原子炉運転停止中の運転員等の要員数が異なるため，原子炉運転停止中のタイムチャートを記
載する。

134

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑲
東二は原子炉運転中と原子炉運転停止中の運転員等の要員数が異なるため，原子炉運転停止中のタイムチャートを記
載する。

135

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

136

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

137

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由③

東二は原子炉運転中と原子炉運転停止中の運転員等の要員数が異なるため，原子炉運転停止中のタイムチャートを記
載する。

138

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯⑳139

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

140

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

141

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

142

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑯
相違理由

143

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は原子炉運転中と原子炉運転停止中の運転員等の要員数が異なるため，原子炉運転停止中のタイムチャートを記
載する。

144

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④

145

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④

146

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由④
東二は原子炉運転中と原子炉運転停止中の運転員等の要員数が異なるため，原子炉運転停止中のタイムチャートを記
載する。

147

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑪⑫148

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

149

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は原子炉運転中と原子炉運転停止中の運転員等の要員数が異なるため，原子炉運転停止中のタイムチャートを記
載する。

150

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑥

151

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑥

152

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑥
東二は原子炉運転中と原子炉運転停止中の運転員等の要員数が異なるため，原子炉運転停止中のタイムチャートを記
載する。

153

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二のフロントライン故障時対応手順のタイムチャートと同様。
（比較表ページ 125〜126）
相違理由

154

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

155

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由②

156

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑫

157

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由

158

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑪⑫159

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は設計基準事故対処設備による重大事故等の対応についてもタイムチャートを作成。

160

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑥

161

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑥

162

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑪③⑭163

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は設計基準事故対処設備による重大事故等の対応についてもタイムチャートを作成。

164

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

165

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は比較表ページ 165 に記載。

166

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

167

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

東海第二

備考

1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.5.1 対応手段と設備の選定

1.5.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

目 次 ＞

a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送(a) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備

東二は本項で使用する設備に自主対策設備はない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由①と示す。

b. サポート系故障時の対応手段及び設備

ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(a) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

c. 手順等

ｃ．手順等

1.5.2 重大事故等時の手順

1.5.2 重大事故等時の手順

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流電源が健全である場合）(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）

a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

b. 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）

a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

b. 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(3) 重大事故等時の対応手段の選択(3) 重大事故等時の対応手段の選択

1

東二は交流動力電源で統一

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順

1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送

備考

a. 代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

ａ．緊急用海水系による冷却水確保

東二残留熱除去系冷却水の代替

b. 大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水

ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水確保

設備として，緊急用海水系（緊急確保

用海水ポンプ）,代替残留熱除去系海水系（可搬型代替注水大型ポンプ）により残留熱除去系へ直接海水を送水する手段がある。
柏崎は代替原子炉補機冷却系（代替原子炉補機冷却海水ポンプ，大容量送水車）を設置しており，代替原子炉補機冷却系により原子
炉補機冷却系を間接的に冷却する手段と直接原子炉補機冷却系に海水を送水する手段がある。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由②と示す。

(2) 重大事故等時の対応手段の選択(2) 重大事故等時の対応手段の選択

1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.5.2.3 設計基準事故対処設備を使用した対応手順

東二は設計基準事故対処設備は重大事故等対処設備と定義している。柏崎では，設計基準事故対
処設備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準
事故対処設備を重大事故等対処
設備（設計基準拡張）と位置づけている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由③と示す。

(1) 原子炉補機冷却系による補機冷却水確保(1) 残留熱除去系海水系による冷却水確保

東二は残留熱除去系の冷却水と1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

して残留熱除去系海水系，柏崎は原子炉補機冷却系を設置。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由④と示す。

2

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等【要求事項】【要求事項】

発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送す

発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損る機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するため傷が発生する前に生ずるものに限る。
）を防止するため、最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

に必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】
１ 「最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

【解釈】
１「最終ヒートシンクへ熱を輸送するために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

（１）炉心損傷防止（１）炉心損傷防止ａ）取水機能の喪失により最終ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWR において

ａ）取水機能の喪失により最終ヒートシンクが喪失することを想定した上で、BWRにおいては、サプレッションプールへの熱の蓄積により、原子炉冷却機能が確保できる一定の期間内は、サプレッションプールへの熱の蓄積により、原子炉冷却機能が確保できる一定の期間内に、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒートシンク（UHS）の繋ぎ込み及び最終的なに、十分な余裕を持って所内車載代替の最終ヒートシンク（UHS）の繋ぎ込み及び最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場

熱の逃がし場への熱の輸送ができること。加えて、残留熱除去系(RHR)の使用が不可能な場合について考慮すること。

合について考慮すること。

また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。
設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能は，残留熱除去系（原子炉停

備考

また、PWR においては、タービン動補助給水ポンプ及び主蒸気逃がし弁による２次冷却系からの除熱により、最終的な熱の逃がし場への熱の輸送ができること。
設計基準事故対処設備が有する最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）， 止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ

設備名称の相違

原子炉補機冷却系による冷却機能である。

以降，同様の相違理由による冷却系）並びに残留熱除去系海水系による冷却機能である。

ものは相違理由⑤と示す。

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著し

これらの機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送するためい損傷が発生する前に生ずるものに限る。
）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送するための対処設備を整備しており，ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

の対処設備を整備する。ここでは，この対処設備を活用した手順等について説明する。

東二は対処設備の本格的な設置工事前であることから方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

3

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

東海第二1.5.1 対応手段と設備の選定

1.5.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

備考

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるもの

炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に生ずるものに限る。）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送する必要がある。最終ヒートシンクへに限る。
）を防止するため，最終ヒートシンクへ熱を輸送する必要がある。最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設計基準事故対処設備として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプ

熱を輸送するための設計基準事故対処設備として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
，残留

相違理由⑤

レッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード），原子炉補機冷却

熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）並相違理由④⑤系を設置している。

びに残留熱除去系海水系を設置している。

相違理由④

これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）

これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，これらを重大事故等の対処に用いるが，設と位置付け重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因

有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。
）上で，想定する対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定す

故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.5−1図）
。

相違理由③

図表番号の附番ルールの相違る（第 1.5.1 図）。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備※１を選

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段と自主対策設備

定する。

定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において

※1

※１

を選

自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な

設備。

設備。

選定した重大事故等対処設備により技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけで選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけでなく，設置許可基準規則第四十八条及び技術基準規則第六十三条（以下「基準規則」という。）のなく，設置許可基準規則第四十八条及び技術基準規則第六十三条（以下「基準規則」という。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明

要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明

確にする。

確にする。

(2) 対応手段と設備の選定の結果
重大事故等対処設備（設計基準拡張）である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッ(2) 対応手段と設備の選定の結果
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッ

相違理由③⑤

ション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）が健全であれば重大事

ション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が健全であれば重大事故 相違理由⑤

故等の対処に用いる。

等対処設備として重大事故等の対処に用いる。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からの除熱で使用する設備は以下
のとおり。

相違理由③

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉からの除熱で使用する設備は以下の 相違理由⑤とおり。

4

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

東海第二・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

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

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

備考
相違理由⑤

するための手順等」における「残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による発電用原子炉からするための手順等」における「残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による発電用原子炉から 相違理由⑤の除熱」にて整理する。

の除熱」にて整理する。

残留熱除去系（ サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却 相違理由⑤系）による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。

・残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）

相違理由⑤

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

相違理由⑤

これらの対応手段及び設備は，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」におけるこれらの対応手段及び設備は，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」における「残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェ

「残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱」及

ンバ・プールの除熱」及び「残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器

び「残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ」にて整 相違理由⑤

内へのスプレイ」にて整理する。

理する。

重大事故等対処設備（設計基準拡張）である原子炉補機冷却系が健全であれば重大事故等の対処
に用いる。

相違理由⑤

設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系が健全であれば重大事故等対処設備とし 相違理由③④て重大事故等の対処に用いる。

原子炉補機冷却系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

残留熱除去系海水系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

相違理由④・原子炉補機冷却海水ポンプ

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由④

・原子炉補機冷却水ポンプ
・原子炉補機冷却系配管・弁・海水ストレーナ

相違理由④
・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由④

・残留熱除去系海水系配管・弁相違理由④・原子炉補機冷却系サージタンク

相違理由④

・原子炉補機冷却水系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

相違理由④・海水貯留堰・非常用取水設備

相違理由④

・スクリーン室

相違理由④

・取水路

相違理由④

・補機冷却用海水取水路

相違理由④・補機冷却用海水取水槽

相違理由④

5

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・非常用交流電源設備

東海第二

備考

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設
備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（原子炉停止時冷機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）

却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷 相違理由⑤の故障を想定する。また，サポート系故障として，原子炉補機冷却系の故障又は全交流動力電源

却系）の故障を想定する。また，サポート系故障として，残留熱除去系海水系の故障又は全交流 相違理由④喪失を想定する。

動力電源喪失を想定する。

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準

規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備を以下に示す。

策設備を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第 1.5.1 表に整理する。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.5−1表に整理する。

a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送(a) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送

ⅰ. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショⅰ) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

相違理由⑥

見出し記号の附番ルールの相違

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サ 以降，同様の相違理由によるもン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）が故障等により最プレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障等に のは相違理由⑧と示す。

終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒート

より最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒ 相違理由⑤

シンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。

ートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。

6

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

この対応手段及び設備は，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順

この対応手段及び設備は，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」における「格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて等」における「格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱」にて選定する対応手段及び設備と同様である。

選定する対応手段及び設備と同様である。

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器圧力逃がし装置
ⅱ . 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

備考

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・格納容器圧力逃がし装置ⅱ) 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

相違理由⑧

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サ 相違理由⑤ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）が故障等により最プレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障等に 相違理由⑤

終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク

より最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，耐圧強化ベント系により最終ヒートシ（大気）へ熱を輸送する手段がある。

ンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備は以下のとおり。
・耐圧強化ベント系配管・弁第 48 条の記載に従い整理して・耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁・第一弁（Ｓ／Ｃ側）

いる。

・耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁・第一弁（Ｄ／Ｗ側）

相違理由⑤・耐圧強化ベント系一次隔離弁

相違理由⑤・耐圧強化ベント系二次隔離弁・遠隔手動弁操作設備

・遠隔人力操作機構

相違理由⑤・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

東二のベント弁は電動駆動の・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁ため操作用ボンベ使用による空気駆動弁操作なし。柏崎は隔離弁に空気駆動弁を使用しており，制御電源や操作ボンベが必要。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

7

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）・原子炉格納容器（ サプレッション・チェンバ，真空破壊弁を含む）

東海第二

備考

・原子炉格納容器（サプレッション・チェンバを含む）

相違理由⑤

・真空破壊弁相違理由⑤

・不活性ガス系配管・弁・不活性ガス系配管・弁・非常用ガス処理系配管・弁・原子炉建屋ガス処理系配管・弁相違理由⑤・主排気筒（内筒）

・非常用ガス処理系排気筒

相違理由⑤

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

東二は，常設代替交流電源設

・第二代替交流電源設備

備を常設代替高圧電源装置 5台で定格とし，故障や点検を想定し，1 台予備を確保しているため，柏崎で記載している
自主対策設備は設置していな
い。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備

第 48 条の記載に従い整理・常設代替直流電源設備

第 48 条の記載に従い整理・可搬型直流電源設備

第 48 条の記載に従い整理・燃料給油設備

格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとする。

相違理由⑦

格納容器ベントを実施する際の設備とラインの優先順位は以下のとおりとする。
優先①：格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側ベント

相違理由⑤

優先②：格納容器圧力逃がし装置によるＤ／Ｗ側ベント

相違理由⑤

優先③：耐圧強化ベント系による W/W ベント

優先③：耐圧強化ベント系によるＳ／Ｃ側ベント

相違理由⑤

優先④：耐圧強化ベント系による D/W ベント

優先④：耐圧強化ベント系によるＤ／Ｗ側ベント

相違理由⑤

優先①：格納容器圧力逃がし装置によるウェットウェルベント（以下「W/W ベント」という。）
優先②：格納容器圧力逃がし装置によるドライウェルベント（以下「D/W ベント」という。）

8

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 現場操作
格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の隔離弁（ 空気駆動弁，電動駆動弁）の東海第二ⅲ) 現場操作備考
相違理由⑧

格納容器圧力逃がし装置の隔離弁（電動駆動弁）の駆動源や制御電源が喪失した場合， 相違理由⑨駆動源や制御電源が喪失した場合，隔離弁を遠隔で手動操作することで最終ヒートシンク

隔離弁を遠隔で手動操作することで最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する手段がある。

（大気）へ熱を輸送する手段がある。なお，隔離弁を遠隔で手動操作するエリアは原子炉建

なお，隔離弁を遠隔で手動操作するエリアは原子炉建屋付属棟又は原子炉建屋廃棄物処理 相違理由⑤

屋内の原子炉区域外とする。

棟の二次格納施設外とする。

格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系の現場操作で使用する設備は以下のとお

格納容器圧力逃がし装置の現場操作で使用する設備は以下のとおり。

相違理由⑤・遠隔人力操作機構

相違理由⑤

り。
・遠隔手動弁操作設備
・遠隔空気駆動弁操作用ボンベ

相違理由⑨・遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁

相違理由⑨

9

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のう
ち，格納容器圧力逃がし装置は重大事故等対処設備として位置付ける。

東海第二(b) 重大事故等対処設備

備考
相違理由①

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のう
ち，格納容器圧力逃がし装置は重大事故等対処設備として位置付ける。

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，耐圧耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱で使用する設備のうち，耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁，耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁，遠隔手動弁操作設備，強化ベント系配管・弁，第一弁（Ｓ／Ｃ側），第一弁（Ｄ／Ｗ側），耐圧強化ベント系一次隔

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ，遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁，原子炉格納容器（サプレ

離弁，耐圧強化ベント系二次隔離弁，遠隔人力操作機構，原子炉格納容器（サプレッショ 相違理由⑤⑨

ッション・チェンバ，真空破壊弁を含む），不活性ガス系配管・弁，非常用ガス処理系配管・ン・チェンバを含む），真空破壊弁，不活性ガス系配管・弁，原子炉建屋ガス処理系配管・ 相違理由⑤

弁，主排気筒（内筒），常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設

弁，非常用ガス処理系排気筒，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備及び燃料給相違理由⑦

備，常設代替直流電源設備及び可搬型直流電源設備は重大事故等対処設備として位置付け

油設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

48 条の記載従い整理。

相違理由⑤

る。
現場操作で使用する設備のうち，遠隔手動弁操作設備，遠隔空気駆動弁操作用ボンベ及び遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁は重大事故等対処設備として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ

現場操作で使用する設備のうち，遠隔人力操作機構は重大事故等対処設備として位置付 相違理由⑤
ける。

相違理由⑨

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系 相違理由⑤ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）の使用が不可能な場合（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の使用がにおいても最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送できる。

不可能な場合においても最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送できる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設

相違理由⑤

相違理由①

備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑩

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. サポート系故障時の対応手段及び設備(a) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送
ⅰ. 代替原子炉補機冷却系による除熱

東海第二

備考

ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備(a) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送
ⅰ) 緊急用海水系による除熱

相違理由②⑧

設計基準事故対処設備である原子炉補機冷却系が故障等又は全交流動力電源喪失により設計基準事故対処設備である残留熱除去系海水系が故障等又は全交流動力電源喪失に 相違理由④

最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，代替原子炉補機冷却系により最終ヒートシ

より最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，緊急用海水系により最終ヒートシンク 相違理由②

ンク（海）へ熱を輸送する手段がある。

（海）へ熱を輸送する手段がある。

代替原子炉補機冷却系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

緊急用海水系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②・熱交換器ユニット

・緊急用海水ポンプ

相違理由②・大容量送水車（ 熱交換器ユニット用）

・緊急用海水系配管・弁相違理由②・代替原子炉補機冷却海水ストレーナ

・緊急用海水系ストレーナ

相違理由②

・ホース

相違理由②

・原子炉補機冷却系配管・弁・サージタンク

・残留熱除去系海水系配管・弁・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・海水貯留堰・非常用取水設備

相違理由②
相違理由④

・スクリーン室

相違理由④

・取水路

相違理由④

・可搬型代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

東二は常設である緊急海水系

・燃料補給設備

・燃料給油設備に給電する。柏崎は可搬型の熱交換器ユニットに給電する。

代替原子炉補機冷却系と併せて設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止

緊急用海水系と併せて設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却 相違理由②時冷却モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレ 相違理由⑤モード ）により最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

イ冷却系）により最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合は，常設代替交流電

相違理由⑤

なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで残留熱源設備により緊急用メタルクラッド開閉装置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／ 東二では詳細の電源経路を記

除去系を復旧する。

Ｃ」という。
）を受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給 載。
することで残留熱除去系を復旧する。

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

東海第二

備考

残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

相違理由⑤

・残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）

相違理由⑤

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

相違理由⑤

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備
ⅱ. 大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱
上記「1.5.1(2)b.(a)ⅰ.代替原子炉補機冷却系による除熱」の代替原子炉補機冷却系が故相違理由⑩ⅱ) 代替残留熱除去系海水系による除熱

相違理由②⑧

上記「1.5.1(2)ｂ．(a)ⅰ)緊急用海水系による除熱」の緊急用海水系が故障等により最 相違理由②⑧

障等により最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，大容量送水車（熱交換器ユニッ

終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合は，代替残留熱除去系海水系により最終ヒートシ 相違理由②ト用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプにより原子炉補機冷却系へ直接海水を送水する

ンク（海）へ熱を輸送する手段がある。

手段がある。
大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱で代替残留熱除去系海水系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

相違理由②

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由②使用する設備は以下のとおり。
・大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプ
・代替原子炉補機冷却海水ストレーナ

相違理由②

・ホース

・ホース

・原子炉補機冷却系配管・弁・残留熱除去系海水系配管・弁相違理由②・緊急用海水系配管・弁相違理由②・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・海水貯留堰・非常用取水設備

相違理由④

・スクリーン室

相違理由④

・取水路

相違理由④

・可搬型代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・移動式変圧器
・燃料補給設備

東二では詳細な電源経路を記載。

・燃料給油設備12

相違理由⑤

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプと併せて設計

東海第二

備考

代替残留熱除去系海水系と併せて設計基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停 相違理由②⑦

基準事故対処設備である残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェン

止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容 相違理由⑤

バ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）により最終ヒートシンク（海）器スプレイ冷却系）により最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

相違理由⑤へ熱を輸送する。
なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合は，常設代替交流電

なお，全交流動力電源喪失により残留熱除去系が起動できない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用高圧母線へ電源を供給することで残留熱源設備により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄ 相違理由⑩除去系を復旧する。

へ電源を供給することにで残留熱除去系を復旧する。

東二では詳細な電源経路を記
載

残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

残留熱除去系による除熱で使用する設備は以下のとおり。

・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

相違理由⑤

・残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）

相違理由⑤

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

相違理由⑤

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑩

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備
代替原子炉補機冷却系による除熱で使用する設備のうち，熱交換器ユニット，大容量送水

東海第二(b) 重大事故等対処設備と自主対策設備

緊急用海水系による除熱で使用する設備のうち，緊急用海水ポンプ，緊急用海水系スト 相違理由②④⑤

車（熱交換器ユニット用），代替原子炉補機冷却海水ストレーナ，ホース，原子炉補機冷却系

レーナ，緊急用海水系配管・弁，残留熱除去系海水系配管・弁，残留熱除去系熱交換器，非配管・弁・サージタンク，残留熱除去系熱交換器，海水貯留堰，スクリーン室，取水路，可搬

常用取水設備，常設代替交流電源設備，燃料給油設備，残留熱除去系（原子炉停止時冷却型代替交流電源設備及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位置付ける。

系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレ

代替原子炉補機冷却系と併せて使用する設備のうち，常設代替交流電源設備は重大事故等

備考イ冷却系）は重大事故等対処設備として位置付ける。

対処設備として位置付ける。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）は重大事故等対処設備(設計基準拡張)として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合においても，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止できる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため,自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプ（移動式変圧器

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，最終ヒートシンクへ熱を輸送できない場合においても，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止できる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備と位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

相違理由②

を含む）
原子炉補機冷却系の淡水側に直接海水を送水することから，熱交換器の破損や配管の敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使

柏崎は原子炉補機冷却系淡水腐食が発生する可能性があるが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッショ用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により残留熱除 側に海水送水による熱交換器

ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）と併せて使用する

去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）又は残留 の破損等が発生する危惧、東ことで最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する手段として有効である。

熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能となれば，最終ヒートシンク（海）へ

二は敷地に遡上する津波によ熱を輸送する手段として有効である。

るアクセスルート復旧の危惧
を記載。
相違理由⑤

・第二代替交流電源設備

相違理由⑩

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において， 重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 手順等
上記「a. フロントライン系故障時の対応手段及び設備」及び「b. サポート系故障時の対応
手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベー

東海第二

備考

ｃ．手順等
上記「ａ．フロントライン系故障時の対応手段及び設備」及び「ｂ．サポート系故障時の対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員等※２及び重大事故等対応要員の対応として「非常時運転手順書Ⅱ 東二は「技術的能力 1.0 重大ス）（以下「EOP」という。），AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビア 事故対策における共通事項

1.5.1 表）。

アクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.5−1（添付資料 1.0.10 重大事故表）。

等発生時の体制について）」より，当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故等の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。
対応手順書名を正確に記載
相違理由⑥

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.5.2 表，第 1.5.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整備する（第1.5−2表，第1.5−3表）
。

相違理由⑥

※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を追記。

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

東海第二1.5.2 重大事故等時の手順

1.5.2 重大事故等時の手順

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流電源が健全である場合）(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）

a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納備考

東二は交流動力電源で統一

ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸 格納容器ベント停止条件の違場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考

素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能 いによる記載内容の相違。

慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器 以降，同様の相違理由による後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場 ものは相違理由⑫と示す。

全閉する。

合は，第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮し 相違理由⑤
た上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，フィルタ装置出口弁については， 第一弁を全 相違理由⑤
閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷

※1

前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合。

(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ⅰ) 手順着手の判断基準
炉心損傷

※１

前において，外部水源による原子炉格納容器内の冷却により，サプレッショ

相違理由⑧
相違理由⑭

ン・プール水位が上昇し，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達し 東二は対応フローに従いサプ
た場合，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力 レッション・プール水位により（279kPa[gage]）以下に維持できない場合。

格納容器ベントの準備を開始。
柏崎は原子炉格納容器内の圧力により準備を開始する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。

※1:｢炉心損傷｣は，格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相 相違理由⑤

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが 相違理由⑤

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

確認した場合。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の手順は以下のとお

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由⑧

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の手順は以下のとおり。手順対応フローを第 1.5.3 図に，概要図を第 1.5.4 図に，タイムチャートを第 1.5.5 図

り。手順対応フローを第1.5−2図に，概要図を第1.5−4図に，タイムチャートを第1.5−5 相違理由⑥

及び第 1.5.6 図に示す。

図に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑧以外は同様）］【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑦以外は同様）】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側か 設備運用・設計，体制の違いに起チェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，らの格納容器ベントの準備を開始するよう運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納 因する記載の相違はあるが，実態

格納容器圧力逃がし装置によるウェットウェル（以下「W/W」という。）側からの格納容

容器ベントができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう として記載内容に違いはない。

器ベントの準備を開始するよう運転員に指示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッ

指示する）
。

相違理由⑤

以降，同様の相違理由によるもション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限を越えている場合はドライウェル（以下のは相違理由⑭と示す。

「D/W」という。）側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

相違理由⑤②当直長は， 当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置に②発電長は，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準 相違理由⑭

よる格納容器ベントの準備開始を報告する。
③現場運転員 C 及び D は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な電動弁備開始を報告する。
③運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な 東二は運転員等の対応要員数の電源の受電操作を実施する。

電動弁の電源切替え操作を実施する。

をタイムチャートに示す。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

④中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な④運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な 相違理由⑭⑮

電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示

電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表 相違理由⑭にて確認する。

示等にて確認する。

監視計器に電源確保の状態表示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲

東二は格納容器圧力逃がし装内であること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認す

置使用時の水位低下量は設計る。

にて担保しているため，水張
り不要。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系（以下「AC

東海第二

備考

⑤運転員等は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系の隔離信号が発生してい 相違理由⑪⑭⑮

系」という。）隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，AC 系隔離信号のる場合は，中央制御室にて，不活性ガス系隔離信号の除外操作を実施する。

除外操作を実施する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント系 相違理由⑪⑭⑮

が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，耐圧強化ベ 柏崎は，格納容器ベント時に弁及び非常用ガス処理系出口 U シール隔離弁の全閉操作，並びに耐圧強化ベント弁，非ント系二次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁及び換気空調系二次隔離弁の全 影響がある非常用ガス処理系

常用ガス処理系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換閉を確認する。

気空調系第二隔離弁の全閉， 及びフィルタ装置入口弁の全開を確認する。

の弁を閉とするため，非常用
ガス処理系を停止するものと推測されるが，東二は格納容器ベント時に原子炉建屋ガス処理系と接続している系統の隔離弁のみを閉とするため，運転中であっても影響はない。

18

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑧ａ W/W ベントの場合

東海第二⑦ａＳ／Ｃ側ベントの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）の全開操作を実施する。

備考
相違理由⑤
相違理由⑤⑪⑭⑮

供給弁を全開とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）の全開操作を実施する。
⑧ｂ D/W ベントの場合⑦ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を全開第一弁（Ｓ／Ｃ側）の開操作ができない場合は，運転員等は中央制御室にて，第一弁 相違理由⑤⑪⑭⑮とすることで駆動空気を確保し，一次隔離弁（ドライウェル側） の全開操作を実施する。

（Ｄ／Ｗ側）の全開操作を実施する。

⑨現場運転員 C 及び D は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタベント大気放出⑧運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告 相違理由⑪⑭⑮

ラインドレン弁を全閉とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了をする。

当直副長に報告する。
⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン⑨発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を災害対策本部長 相違理由⑭

ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。

代理に報告する。

⑪当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い,当直長に報告する。
また，当直長は原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン

相違理由⑭

トの開始を緊急時対策本部に報告する。
⑩発電長は，格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常 東二はサプレッション・プール
水位＋6.5mに到達した後，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示 水位とサプレッション・チェン
値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，格納容器圧力逃がし装置による バ圧力にて格納容器ベント開格納容器ベントの開始を災害対策本部長代理に報告する。
⑬当直副長は，格納容器ベント開始圧力（310kPa[gage]）に到達する時間，原子炉格納容器⑪発電長は，運転員等に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント開始を指示す

内の圧力上昇率を考慮し，中央制御室運転員に格納容器ベント開始を指示する。

る。

始を判断する。柏崎は格納容器内の圧力により判断する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑭中央制御室運転員 A 及び B は，二次隔離弁を調整開（流路面積約 70%開）とし，格納容器

東海第二

備考

⑫運転員等は中央制御室にて，第二弁の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置に 相違理由⑤⑪⑭⑮

圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操作ができない場合

よる格納容器ベントを開始する。なお，第二弁の開操作ができない場合は，第二弁バは，二次隔離弁バイパス弁を調整開（流路面積約 70%開）とし，格納容器圧力逃がし装置

イパス弁の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始

による格納容器ベントを開始する。

する。

なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
⑮中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さ⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さ 相違理由⑤⑪⑭⑮

れたことを格納容器内圧力指示値の低下及びフィルタ装置入口圧力指示値の上昇によりれたことをドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並び確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器にフィルタ装置圧力及びフィルタ装置スクラビング水温度指示値の上昇により確認

ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

するとともに，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）指示値の上昇を確認し，発電長に報告する。また，発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

⑯当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。

柏崎固有の操作⑰現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。

柏崎固有の操作⑱中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値を確認し，水位

東二は格納容器圧力逃がし装調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実置使用時の水位低下量は設計施するよう緊急時対策本部に依頼する。

にて担保しているため，水張り不要。

⑲中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却 相違理由⑪⑫⑭⑮

系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び系による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウ

原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格ェル側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。

納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa

一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ.操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 40 分で可能である。

東海第二ⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備開始を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数
及び所要時間は以下のとおり。

備考
相違理由⑧
東二は操作する弁毎に要員数と所要時間を整理する。

・中央制御室からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，5分以内で可能である。
・中央制御室からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，5分以内で可能である。
格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの第二弁操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，2分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作を中央制御室にて実施した場合，5分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達後，第二弁操作を中央制御室にて実施した場合，2分以内で可能である。
【Ｄ／Ｗ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を中央制御室にて実施した場合，5分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達後，第二弁操作を中央制御室にて実施した場合，2分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

東二は中央制御室操作であるる。室温は通常運転時と同程度である。

ため記載しない。

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東海第二(b) フィルタ装置スクラビング水補給

備考
柏崎は「1.5.2.1(1)a.(d) フフィルタ装置の水位が通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り，下限水位である ィルタ装置水位調整（水張1,325mm に到達する前に，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽又は淡水タンクを水源とした可 り）」にて整理。
搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置へ水張りを実 （比較表ページ 36）
施する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
フィルタ装置水位指示値が 1,500mm 以下の場合。
ⅱ) 操作手順
フィルタ装置スクラビング水補給手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.5−6 図に，タイムチャートを第 1.5−7 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラ
ビング水補給の準備開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置スクラビング水補給の準備開始を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水補給の準備開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給に必要な監視計器の電 相違理由⑯
源が確保されていることを状態表示等により確認し，フィルタ装置スクラビング水補
給の準備完了を発電長に報告する。
⑤発電長は，フィルタ装置スクラビング水補給の準備完了を災害対策本部長代理に報告する。
⑥重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替 東二で新規配備する可搬型代
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの配備及びホースを接続し，フィルタ 替注水大型ポンプは，様々な装置スクラビング水補給の準備完了を災害対策本部長代理に報告する。

手段に用いるため，使用目的を併記する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。

⑦災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給の準備完了を発電長に報告する。
⑧発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を依頼する。
⑨災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を重大事故等対応要員に指示する。

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東海第二

備考

⑩重大事故等対応要員は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替 柏崎は「1.5.2.1(1)a.(d) フ
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，格納容器圧力逃がし装 ィルタ装置水位調整（水張
置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁の全開操作を実施し，フィ り）」にて整理。
ルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型
代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑪災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを発電長に報告する。
⑫運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水補給が開始されたことをフ
ィルタ装置水位指示値の上昇により確認した後，通常水位（水位低）である2,530mm以上まで補給されたことを確認し，発電長に報告する。
⑬発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置スクラビング水補給の停止を依頼する。
⑭災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの停止を重大事故等対応要員に指示する。
⑮重大事故等対応要員は格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にて，フィルタベント装置補給水ライン元弁を全閉とした後，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長代理に報告する。
⑯災害対策本部長代理は，フィルタ装置スクラビング水補給として使用する可搬型代替
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水を停止したことを発電長に報告する。

23（比較表ページ 36）

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東海第二

備考

ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してからフィルタ装置スクラビング水補給の開始までの 柏崎は「1.5.2.1(1)a.(d) フ
必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

ィルタ装置水位調整（水張【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置スクラビング り）」にて整理。
水補給】（水源：代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，180 分以内で可能である。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置スクラビング
水補給】（水源：淡水タンク）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，165 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，フィルタ装置スクラビ
ング水補給として使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤ
ライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

24（比較表ページ 36）

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東海第二(c) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

備考
柏崎は「1.9 水素爆発による原格納容器ベント停止後における水の放射線分解によって発生する可燃性ガス濃度の上昇 子炉格納容器の破損を防止すを抑制，及び原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型窒素供給装置により原子 るための手順等」にて整備
炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
格納容器ベント停止可能※１と判断した場合。
※1：残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能，可燃性ガス
濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能と判断した場合で，原子炉格納容器内の圧力が 310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度が 171℃未
満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場合。
ⅱ) 操作手順
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。
概要図を第 1.5−8 図に，タイムチャートを第 1.5−9 図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
②災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入をするための接続口を発電長に報告する。なお，格納容器窒素供給ライン接続口は，接続口蓋開放作業を必要としない格納容器窒素供給ライン東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置をＳ／Ｃ側用に1台，Ｄ／Ｗ側用に1台の準備及び可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車1台の準備を重大事故等対応要員に指示する。
④重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車を原子炉建屋東側屋外に配備した後，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車にケーブルを接続するとともに，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。また，可搬型窒素供給装置を原子炉建屋西側屋外に配備した場合は，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付ける。
⑤重大事故等対応要員は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを災害対策
本部長代理に報告する。

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東海第二

備考

⑥災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ 柏崎は「1.9 水素爆発による原／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を発電長に報告する。

子炉格納容器の破損を防止す⑦災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器（Ｓ／Ｃ側及びＤ るための手順等」にて整備／Ｗ側）内への不活性ガス（窒素）注入の開始を重大事故等対応要員に指示する。
⑧重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の全開操作を実施し，原子炉格納容器内への不活性ガ
ス（窒素）注入を開始したことを，災害対策本部長代理に報告する。
⑨災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを発電長に報告する。
⑩発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全閉による格納容器ベント停止を指示する。
⑪運転員等は，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，運転員等に残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱開始を指示する。また，原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御※２するように指示する。
⑬運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱を開始した後，原子炉格納容器内の圧力を310kPa［gage］（1Pd）〜13.7kPa［gage］の間で制御する。
⑭運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入によりドラ
イウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）注入が完了したことを発電長に報告する。
⑮発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全開による格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを指示する。
⑯運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全開操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを発電長に報告する。
⑰発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始したことを災害対策
本部長代理に報告する。

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備考

⑱発電長は，可燃性ガス濃度制御系が起動可能な圧力まで原子炉格納容器内の圧力が低 柏崎は「1.9 水素爆発による原下したことを確認し，運転員等に可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水 子炉格納容器の破損を防止す
素・酸素濃度制御を指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御を実施し，発電長に報告する。
⑳発電長は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を災害対策本部長代理に依頼する。
災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を重大事故等対応要員に指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外又は原子炉建屋西側屋外にて，窒素ガス補給弁（Ｓ／Ｃ側及びＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，原子炉格納容器内への不活性ガ
ス（窒素）注入を停止した後，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器内への不活性ガス（窒素）注入の停止を発電長に報告する。
発電長は，運転員等に第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）全閉による格納容器ベント停止を指示する。
運転員等は中央制御室にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，格納容器ベントを停止したことを発電長に報告する。
※2：原子炉格納容器内の圧力が245kPa［gage］（0.8Pd）又は原子炉格納容器内の温度が150℃到達で原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作において，作業開始を判断してから原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【格納容器窒素供給ライン西側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】
・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて作業を実施した場合，135 分以内で可能である。
【格納容器窒素供給ライン東側接続口を使用した原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換の場合】
・現場対応を重大事故等対応要員 6 名にて作業を実施した場合，115 分以内で可能ある。

27

るための手順等」にて整備

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備考

なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリ 柏崎は「1.9 水素爆発による原アの被ばく線量率は低く，作業は可能である。

子炉格納容器の破損を防止す

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を るための手順等」にて整備整備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。
(d) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

柏崎は「1.5.2.1(1)a.(f) 格

格納容器ベントを実施した際には，原子炉格納容器内に含まれる非凝縮性ガスがフィル 納容器圧力逃がし装置停止後
タ装置を経由して大気へ放出されることから，フィルタ装置内での水素爆発を防止するた の窒素ガスパージ」にて整め，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内を不活性ガス（窒素）で置換する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換が終了した場合。
ⅱ) 操作手順
フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換手順の概要は以下のとおり。
概要図を第1.5−10図に，タイムチャートを第1.5−11図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換を依頼する。
②災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備開始を重大事故等対応要員に指示する。
③重大事故等対応要員は，原子炉建屋西側屋外へ可搬型窒素供給装置を配備し，接続口の蓋を開放した後，窒素供給用ホースを接続口に取り付け，フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入をするための準備が完了したことを災害対策本部長代理に報告する。
④災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入の開始を重大事故等対応要員に指示する。
⑤重大事故等対応要員は原子炉建屋西側屋外にて，フィルタベント装置窒素供給ライン
元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置内への不活性ガス（窒素）注入を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。

28

理。
（比較表ページ 40）

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東海第二

備考

⑥災害対策本部長代理は，可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒 柏崎は「1.5.2.1(1)a.(f) 格素）置換を開始したことを発電長に報告する。

納容器圧力逃がし装置停止後⑦発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水温度の確認を指示する。

の窒素ガスパージ」にて整⑧運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃※１以下で理。

あることを確認し，発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度計を起動するように指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度計を起動し，発電長に報告するとともに，フィルタ装置入口水素濃度指示値を監視する。
※1：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビ
ング水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。
ⅲ) 操作の成立性
上記の現場対応を重大事故等対応要員6名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置内への不活性ガス（窒素）置換開始まで135分以内で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，窒素供給用ホース等の接続は速やかに作業ができるように，可搬型窒素供給装置の保管場所に使用工具及び窒素供給用ホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

29（比較表ページ 40）

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東海第二

備考

(e) フィルタ装置スクラビング水移送

柏崎は「1.5.2.1(1)a.(e) フ

水の放射線分解により発生する水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するため， ィルタ装置水位調整（水抜フィルタ装置スクラビング水をサプレッション・チェンバへ移送する。移送ポンプの電源 き）」及び「1.5.2.1(1)a.(h)は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源 ドレン移送ライン窒素ガスパ設備として使用する可搬型代替低圧電源車から受電可能である。
ⅰ) 手順着手の判断基準ージ」にて整理。
（比較表ページ 39,44）

フィルタ装置スクラビング水温度指示値が55℃※１以下において，フィルタ装置水位が規定値以上確保されている場合。
※1：可搬型窒素供給装置出口温度と同程度の温度とし，さらにフィルタ装置スクラビン
グ水温度が上昇傾向にないことの確認により冷却が完了したと判断できる温度。
ⅱ) 操作手順
フィルタ装置スクラビング水移送手順の概要は以下のとおり。なお，水源から接続口へのフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
概要図を第1.5−12図に，タイムチャートを第1.5−13図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備開始を依頼する。
②災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りの準備開始を指示する。
③発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送の準備開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要なポンプ，電 相違理由⑯
動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により確認し，発電長に報告する。
⑤発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成を指示する。

30

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東海第二⑥運転員等は中央制御室にて，フィルタベント装置移送ライン止め弁を全開とする。

備考
柏崎は「1.5.2.1(1)a.(e) フ⑦運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，フィルタベント装置ドレン移送ライン切替 ィルタ装置水位調整（水抜弁（Ｓ／Ｃ側）を全開とする。

き）」及び「1.5.2.1(1)a.(h)⑧運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水移送に必要な系統構成が完了したことを ドレン移送ライン窒素ガスパ
発電長に報告する。
⑨発電長は，運転員等にフィルタ装置のスクラビング水移送を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計
測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。
⑪運転員等は，フィルタ装置のスクラビング水移送が完了したことを発電長に報告する。
⑫発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備が完了したことを報告する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りの準備が完了した
ことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を報告する。
⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポン
プ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にてフィルタベント装置補給水ライン元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑰災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを報告する。
⑱発電長は，運転員等にフィルタ装置水位を確認するように指示する。
⑲運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置水位指示値が通常水位（水位低）である
2,530mm以上まで水張りされたことを確認し，発電長に報告する。

31ージ」にて整理。
（比較表ページ 39,44）

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東海第二

備考

⑳発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水 柏崎は「1.5.2.1(1)a.(e) フ
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水の停止を依頼する。

ィルタ装置水位調整（水抜

災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置水張りとして使用する可 き）」及び「1.5.2.1(1)a.(h)搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの停止を指示する。

ドレン移送ライン窒素ガスパ

重大事故等対応要員は，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にてフィルタベント装 ージ」にて整理。
置補給水ライン元弁を全閉とした後，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替 （比較表ページ 39,44）
注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを停止し，災害対策本部長代理に報告する。
災害対策本部長代理は，発電長にフィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水
中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水停止を報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄のため，スクラビ
ング水移送を指示する。
運転員等は中央制御室にて，移送ポンプを起動した後，フィルタ装置水位指示値が計
測範囲下端である180mmまで低下したことを確認し，移送ポンプを停止する。
運転員等は，フィルタ装置スクラビング水移送ラインの洗浄が完了したことを発電長に報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置入口水素濃度を確認するように指示する。
運転員等は中央制御室にて，フィルタ装置入口水素濃度指示値が可燃限界未満であることを確認し，発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長代理にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を依頼する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員にフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）による置換の停止を指示する。
重大事故等対応要員は原子炉建屋東側屋外にて，フィルタベント装置窒素供給ライン
元弁を全閉とし，フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換を停止する。
重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告する。
災害対策本部長代理は，発電長に可搬型窒素供給装置によるフィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換の停止を報告する。
発電長は，運転員等にフィルタ装置出口弁を全閉とするように指示する。
運転員等は，格納容器圧力逃がし装置格納槽付属室にてフィルタ装置出口弁を全閉とし，発電長に報告する。

32

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東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
柏崎は「1.5.2.1(1)a.(e) フ

上記の操作のうちフィルタ装置スクラビング水移送については，中央制御室対応を運転 ィルタ装置水位調整（水抜員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合， き）」及び「1.5.2.1(1)a.(h)作業開始を判断してからフィルタ装置スクラビング水移送開始まで54分以内で可能であ ドレン移送ライン窒素ガスパる。

ージ」にて整理。

また，フィルタ装置水張りについては，フィルタ装置スクラビング水移送完了からフィ （比較表ページ 39,44）
ルタ装置水張り開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置水張り】（水源：
代替淡水貯槽）・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，180 分以内で可能である。
【フィルタ装置スクラビング水補給ライン接続口を使用したフィルタ装置水張り】（水源：
淡水タンク）
・現場対応を重大事故等対応要員 8 名にて作業を実施した場合，165 分以内で可能である。
フィルタ装置スクラビング水移送ライン洗浄については，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，フィルタ装置水張り完了からフィルタ装置
スクラビング水移送ライン洗浄開始まで4分以内で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであるため，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，ホース等の接続を速やかに作業できるように，フィルタ装置水張りとして使用する可搬型代替注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用
工具及びホースを配備する。車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いる
ことで，暗闇における作業性についても確保する。室温は通常運転時と同程度である。

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東海第二(b) 原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）

備考
相違理由⑨

残留熱除去系の機能が喪失し，格納容器圧力逃がし装置により大気を最終ヒートシンクとして熱を輸送する場合，空気駆動弁である一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドラ
イウェル側）を全開とし，格納容器ベントラインを構成する必要があり，通常の駆動空気供給源である計装用圧縮空気系が喪失した状況下では遠隔空気駆動弁操作用ボンベが駆動源となる。常設ボンベの圧力が低下した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換することで，一次隔離弁の駆動圧力を確保する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
格納容器圧力逃がし装置の系統構成及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施中，各隔離弁の駆動源である遠隔空気駆動弁操作用ボンベの圧力が規定値以下となった場合。
ⅱ. 操作手順
原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.7 図に，タイムチャートを第 1.5.8 図に示す。
［一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，現場運転員に一次隔離弁（サプレッション・
チェンバ側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベを，使用済みボンベから予備ボンベへの交換を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，予備ボンベを予備ボンベラックから運搬する。
③現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気ボンベ
出口弁及びボンベ本体の弁を全閉とし，使用中ボンベを取り外し，予備ボンベを接続する。
④現場運転員 C 及び D は，ボンベ本体の弁を全開とし，ボンベ接続部から一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気ボンベ出口弁までのリークチェックを実施する。
⑤現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気ボンベ
出口弁を全開にする。
⑥現場運転員 C 及び D は，使用済みボンベをボンベラックへ収納する。

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東海第二⑦現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）遠隔空気駆動弁操

備考
相違理由⑦

作用ボンベの交換完了を当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，予備ボンベの確保を緊急時対策本部に依頼する。
［一次隔離弁（ドライウェル側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，現場運転員に一次隔離弁（ドライウェル側）
遠隔空気駆動弁操作用ボンベを，使用済みボンベから予備ボンベへの交換を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，予備ボンベを予備ボンベラックから運搬する。
③現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気ボンベ出口弁及びボンベ本体の弁を全閉とし，使用中ボンベを取り外し，予備ボンベを接続する。
④現場運転員 C 及び D は，ボンベ本体の弁を全開とし，ボンベ接続部から一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気ボンベ出口弁までのリークチェックを実施する。
⑤現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気ボンベ出口弁を全開にする。
⑥現場運転員 C 及び D は，使用済みボンベをボンベラックへ収納する。
⑦現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベの交換完了を当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，予備ボンベの確保を緊急時対策本部に依頼する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからボンベ交換終了まで約 45 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。室温は通常運転時と同程度である。

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東海第二(c) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

備考
設備及び体制の違いによる記

格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置の水位調整準備として，乾燥状態で保管され載内容の相違。

ているドレン移送ポンプへ水張りを実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
残留熱除去系の機能が喪失した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りの手順は以下のとおり。概要図を第 1.5.9 図に，タイムチャートを第 1.5.10 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へドレン移送ポンプ
水張りを指示する。
②緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ入口弁を全開操作し，FCVS
フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全開した後，FCVS フィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁を開操作することで系統内のエア抜きを実施し，エア抜き完了後，FCVS フィルタベント装置移送ポンプテストライン止め弁を全閉操作する。
③緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプ水張りの完了を緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからフィルタ装置ドレン移送ポンプ水張りの完了まで 45 分以内で可能である。
なお，屋外における本操作は，格納容器ベント実施前の操作であることから，作業エリアの環境による作業性への影響はない。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，照明及び通信連絡設備を整備する(d) フィルタ装置水位調整（水張り）フィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ

東二は「1.5.2.1(1)a.(b) フ

インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

ィルタ装置スクラビング水補ⅰ. 手順着手の判断基準

給」にて整理。

フィルタ装置の水位が通常水位を下回ると判断した場合。

（比較表ページ 22）

ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水張り）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.11 図に，タイムチャートを第 1.5.12 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水張り）の準備開始を指示する。

36

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東海第二

備考

②a 防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開した水張りの場合又は淡水貯水池

東二は「1.5.2.1(1)a.(b) フ

から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，ィルタ装置スクラビング水補あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）

給」にて整理。

緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて，可搬型代替注水ポンプ（A（比較表ページ 22）−2 級）を配備し，防火水槽又は淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）へ，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からフィルタ装置補給水接続口へそれぞれ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
②b 事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を使用した水張りの場合（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）
緊急時対策要員は，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からフィルタベント装置補給水接続口へ送水ホースを接続し，フィルタ装置水位調整（水張り）の準備完了を緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置水位調整（水張り）の開始を指示する。
④緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）起動と FCVS フィルタベント装置給水ライン元弁の全開操作を実施し，フィルタ装置への給水が開始されたことを，フィルタ
ベント遮蔽壁附室の FCVS 計器ラックにて，フィルタ装置水位指示値の上昇により確認
し，給水開始を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策要員は，フィルタ装置水位指示値が規定水位に到達したことを確認し，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級） 停止操作，FCVS フィルタベント装置給水ライン元弁の全閉操作及びフィルタ装置補給水接続口送水ホースの取外し操作を実施する。
⑥緊急時対策要員は，緊急時対策本部へフィルタ装置水位調整（水張り）の完了を報告する。

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東海第二

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(b) フⅲ. 操作の成立性
防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開したフィルタ装置水位調整（水張ィルタ装置スクラビング水補り）操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判給」にて整理。

断してから水源と送水ルートの特定〜可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備〜送水準備（比較表ページ 22）〜フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了まで約 125 分で可能である。
淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を展開したフィルタ装置水位調整（水張り）（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから水源と送水ルートの特
定〜可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備〜 送水準備〜フィルタ装置補給用接続口使用
による可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約 65 分，フィルタ装置水位調
整（水張り）完了まで約 125 分で可能である。
また，事前に他の対応手段により設置した可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）を使用したフィルタ装置水位調整（水張り）（淡水貯水池を水源とし，あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）操作は，1 ユニット当たり，緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した
場合，作業開始を判断してから可搬型代替注水ポンプ位置（A−2 級）と送水ルートの確認〜送水準備〜フィルタ装置補給用接続口使用による可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による注水開始まで約 95 分，フィルタ装置水位調整（水張り）完了まで約 155 分で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，本操作における作業
エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(e) フィルタ装置水位調整（水抜き）

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(e) フ

格納容器ベントにより原子炉格納容器内から排気されたガスが格納容器圧力逃がし装置のィルタ装置スクラビング水移

配管内及びフィルタ装置内で凝縮し，その凝縮水がフィルタ装置に溜まることでフィルタ装送」にて整理。

置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィルタの差圧が設（比較表ページ 30）

計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィ
ルタの差圧が設計上限差圧に到達すると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置水位調整（水抜き）手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.13 図に，タイムチャートを第 1.5.14 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水抜き）の準備開始を指示する。
②緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及びFCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後，FCVS
フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開操作する。また，フィル
タベント遮蔽壁附室にて，ドレン移送ポンプの電源が確保されていることを FCVS 現場制
御盤のドレン移送ポンプ運転状態ランプにより確認する。
③緊急時対策要員は，フィルタ装置水位調整（水抜き）の系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。
④緊急時対策本部は，緊急時対策要員へフィルタ装置水位調整（水抜き）の開始を指示する。
⑤緊急時対策要員は，ドレン移送ポンプ A 又は B の起動操作を実施し，FCVS フィルタベン
ト装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁の増開操作により，ポンプ吐出側流量を必要流量に調整する。また，フィルタ装置からの排水が開始されたことをフィルタベント遮
蔽壁附室 FCVS 計器ラックのフィルタ装置水位指示値の低下により確認し，フィルタ装置
水位調整（水抜き）が開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑥緊急時対策要員は，フィルタ装置水位指示値が通常水位に到達したことを確認後，ドレン移送ポンプを停止し，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁，
FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作する。

39

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東海第二⑦緊急時対策要員は，緊急時対策本部へフィルタ装置水位調整（水抜き）の完了を報告す

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(e) フる。

ィルタ装置スクラビング水移

ⅲ. 操作の成立性

送」にて整理。

上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始（比較表ページ 30）を判断してからフィルタ装置水位調整（水抜き）完了まで約 150 分で可能である。なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(f) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

東二は「1.5.2.1(1)a.(d) フ

格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分

ィルタ装置内の不活性ガス

解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝（窒素）置換」にて整理。

縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸（比較表ページ 28）

い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
格納容器圧力逃がし装置を停止した場合。
ⅱ. 操作手順
格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ手順の概要は以下のとおり。概要図を
第 1.5.15 図に，タイムチャートを第 1.5.16 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断に基づき，当直長に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成を開始するよう依頼するとともに，緊急時対策要員に格納
容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの準備の開始を指示する。
②当直副長は，中央制御室運転員に格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系
統構成開始を指示する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統
構成として，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側），一次隔離弁（ドライウェル側）
及び耐圧強化ベント弁の全閉確認，並びにフィルタ装置入口弁の全開確認後，二次隔離弁を全開操作し，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの系統構成完了を当直副長に報告する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を全開操作する。また，中央制御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備にて二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全開する手段がある。

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

東海第二④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパ

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(d) フージの系統構成完了を緊急時対策本部に報告する。

ィルタ装置内の不活性ガス⑤緊急時対策要員は，原子炉建屋外壁南側（屋外）へ可搬型窒素供給装置を配備し送気ホー（窒素）置換」にて整理。

スを接続口へ取り付け，窒素ガスパージの準備完了を緊急時対策本部に報告する。

（比較表ページ 28）⑥緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスパージの開始を指示する。
⑦緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の開操作により窒素ガスの供給を開始するとともに，緊急時対策本部に窒素ガスパージの開始を報告する。
⑧緊急時対策本部は，窒素ガスパージの開始を当直長に報告するとともに，緊急時対策要員に水素濃度測定のためのサンプリングポンプの起動を指示する。
⑨緊急時対策要員は，原子炉建屋非管理区域内サンプリングラックにて，系統構成，工具準
備及びサンプリングポンプの起動を実施するとともに，緊急時対策本部にサンプリング
ポンプの起動完了を報告する。
⑩緊急時対策本部は，サンプリングポンプの起動完了を当直長に報告するとともに，フィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の監視を依頼する。
⑪当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度を監視するよう指示する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置入口圧力によりフィルタ装
置入口配管内の圧力が正圧であることを確認する。また，フィルタ装置水素濃度により水素濃度が許容濃度以下まで低下したことを確認し，窒素ガスパージ完了を当直副長に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部へ窒素ガスパージ完了を報告する。
⑭緊急時対策本部は，緊急時対策要員へ窒素ガス供給の停止操作を指示するとともに，当直長にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を依頼する。
⑮緊急時対策要員は，FCVS PCV ベントラインフィルタベント側 N2 パージ用元弁の全閉操作を実施し，緊急時対策本部に窒素ガス供給の停止を報告する。
⑯当直副長は，中央制御室運転員にフィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続監視を指示する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガス供給停止後のフィルタ装置入口圧力指示値及びフィルタ装置水素濃度指示値が，窒素ガスパージ完了時の指示値と差異が発生しないことを継続的に監視する。

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

東海第二

備考

⑱当直長は，当直副長からの依頼に基づき，フィルタ装置の入口圧力及び水素濃度の継続

東二は「1.5.2.1(1)a.(d) フ

監視をもって格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージの完了を緊急時対策本部

ィルタ装置内の不活性ガスに報告する。

（窒素）置換」にて整理。

⑲当直副長は，窒素ガスパージ完了後の系統構成を開始するよう運転員に指示する。

（比較表ページ 28）⑳中央制御室運転員 A 及び B は，窒素ガスパージ完了後の系統構成として，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。また，中央制
御室からの操作以外の手段として，遠隔手動弁操作設備にて二次隔離弁又は二次隔離弁
バイパス弁を全閉する手段がある。
現場運転員 C 及び D は，窒素ガスパージ完了後の系統構成として，水素バイパスライン
止め弁を全閉とし，系統構成完了を当直副長に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置
停止後の窒素ガスパージ完了まで約 270 分で可能である。その後，中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて窒素ガスパージ完了後の系統構成を実施した場合，約 15 分で可能である。
なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，本操作における作業
エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
(g) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整

東二はベント開始後 7 日間はフィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水されることでス

スクラビング水の水位調整がクラバ水の pH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を補給する。

不要のため，記載なし。

ⅰ. 手順着手の判断基準
排気ガスの凝縮水により，フィルタ装置の水位が上限水位に到達すると判断し，排水を行った場合。
ⅱ. 操作手順
フィルタ装置スクラバ水 pH 調整の手順は以下のとおり。概要図を第 1.5.17 図に，タイ
ムチャートを第 1.5.18 図に示す。

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東海第二①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へスクラバ水の pH 測

備考
東二はベント開始後 7 日間は定及び薬液補給の準備開始を指示する。

スクラビング水の水位調整が②緊急時対策要員は，pH 測定の系統構成として，フィルタベント装置 pH 入口止め弁及びフ不要のため，記載なし。

ィルタベント装置 pH 出口止め弁を全開操作した後，pH 計サンプリングポンプを起動させ，サンプリングポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。また，フィルタベント
遮蔽壁南側（屋外）へ薬液補給用として可搬型窒素供給装置，ホース，補給用ポンプ及び薬液を配備するとともに，系統構成を行い，緊急時対策本部に薬液補給の準備完了を報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員にフィルタ装置への薬液補給の開始を指示する。
④緊急時対策要員は，薬液補給のためホース接続及び FCVS フィルタベント装置給水ライン
元弁を全開操作し，補給用ポンプを起動，所定量の薬液を補給するとともに，補給用ポンプの起動完了を緊急時対策本部に報告する。
⑤緊急時対策本部は，当直長にスクラバ水の pH 値及び水位を確認するよう依頼する。
⑥当直副長は，スクラバ水の pH 値及び水位を確認するよう中央制御室運転員に指示する。
⑦中央制御室運転員 A は，FCVS 制御盤のフィルタ装置スクラバ水 pH 及びフィルタ装置水位によりスクラバ水の pH 値及び水位を確認するとともに，フィルタ装置スクラバ水 pH 指
示値が規定値であることを当直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，スクラバ水の pH 値及び水位，並びにフィルタ装置への薬液補給の完了を緊急時対策本部に報告する。
⑨緊急時対策本部は，緊急時対策要員に薬液補給の停止及び pH 測定の停止を指示する。
⑩緊急時対策要員は，薬液補給を停止するため，補給用ポンプを停止し，FCVS フィルタベ
ント装置給水ライン元弁を全閉操作する。また，pH 測定を停止するため，pH 計サンプリ
ングポンプを停止，フィルタベント装置 pH 入口止め弁及びフィルタベント装置 pH 出口
止め弁を全閉操作し，緊急時対策本部へフィルタ装置スクラバ水 pH 調整の完了を報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び緊急時対策要員 6 名にて作業を実施した場合，作業開始の判断をしてからフィルタ装置スクラバ水 pH 調整完了まで約 85分で可能である。なお，炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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東海第二(h) ドレン移送ライン窒素ガスパージ

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(e) フフィルタ装置水位調整（水抜き）後，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生

ィルタ装置スクラビング水移する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水送」にて整理。

をサプレッション・チェンバに排水する。

（比較表ページ 30）

ⅰ. 手順着手の判断基準
フィルタ装置水位調整（水抜き）完了後又はドレンタンク水抜き完了後。
ⅱ. 操作手順
ドレン移送ライン窒素ガスパージの概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.19 図に， タ
イムチャートを第 1.5.20 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員へドレン移送ライン
窒素ガスパージの準備開始を指示する。
②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁南側（屋外）にて，可搬型窒素供給装置を配備
し，排水ライン接続口に可搬型窒素供給装置からの送気ホースを接続する。また，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレ
ンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作し，ドレン移送ライン窒素ガスパージの準備完了を緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給開始を指示する。
④緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレンライン N2 パージ用元弁を全開操作
し，窒素ガスの供給を開始するとともに，緊急時対策本部にドレン移送ライン窒素ガスパージの開始を報告する。
⑤緊急時対策本部は，緊急時対策要員に窒素ガスの供給停止を指示する。
⑥緊急時対策要員は，FCVS フィルタベント装置ドレンライン N2 パージ用元弁を全閉操作
し，窒素ガスの供給を停止する。また，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉操作し，ドレン移送ポンプ出口ライン配管内が正圧で維持されていることをドレン移送
ライン圧力により確認し，ドレン移送ライン窒素ガスパージが完了したことを緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからドレン移送ライン窒素ガスパージ完了まで約 135 分で可能である。なお，
炉心損傷がない状況下での格納容器ベントであることから，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。

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東海第二

備考
東二は「1.5.2.1(1)a.(e) フ

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

ィルタ装置スクラビング水移る。

送」にて整理。
(i) ドレンタンク水抜き（比較表ページ 30）

ドレンタンクが水位高に到達した場合は，よう素フィルタの機能維持のため排水を実施す

東二はドレンタンクがないたる。

め，記載なし。

ⅰ. 手順着手の判断基準
ドレンタンクが水位高に到達すると判断した場合。
ⅱ. 操作手順
ドレンタンク水抜きの概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.21 図に，タイムチャートを
第 1.5.22 図に示す。
①緊急時対策本部は，手順着手の判断基準に基づき，緊急時対策要員にドレンタンク水抜きを指示する。
②緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室にてドレン移送ポンプの電源が確保されていることを FCVS 現場制御盤ドレン移送ポンプ運転状態ランプにより確認する。また，
ドレンタンク水抜きの系統構成として FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全閉，FCVS フィルタベント装置ドレンタンク出口止め弁を遠隔手
動弁操作設備にて全開，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全開操作した後，
FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁を微開操作し，ドレン移送
ポンプ A 又は B を起動する。その後，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側
第一止め弁の増開操作によりポンプ吐出側流量を必要流量に調整し，ドレンタンク内の水をサプレッション・チェンバへ排水開始したことを緊急時対策本部に報告する。
③緊急時対策要員は，フィルタベント遮蔽壁附室 FCVS 計器ラックのドレンタンク水位にて排水による水位の低下を確認し，ドレン移送ポンプを停止した後，FCVS フィルタベント
装置ドレンタンク出口止め弁を遠隔手動弁操作設備にて全閉，FCVS フィルタベント装置
ドレン移送ポンプ吐出側第一止め弁，FCVS フィルタベント装置ドレン移送ポンプ吐出側
第二止め弁及び FCVS フィルタベント装置ドレンライン二次格納施設外側止め弁を全閉，
FCVS フィルタベント装置遮蔽壁内側ドレン弁を遠隔手動弁操作設備にて全開操作し，ドレンタンク水抜きの完了を緊急時対策本部に報告する。

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東海第二ⅲ. 操作の成立性

備考
東二はドレンタンクがないた

上記の操作は，1 ユニット当たり緊急時対策要員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始

め，記載なし。

を判断してからドレンタンク水抜き完了まで約 80 分で可能である。なお，炉心損傷がない
状況下での格納容器ベントであることから，本操作における作業エリアの被ばく線量率は低く，作業は可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
b. 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸 相違理由⑫⑭

場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考

素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能

慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場

全閉する。

合は，第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，耐圧強化ベント系二次隔離弁については，第一弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

(a) 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷

※1

前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合で，格納容器圧力逃がし装置が機能
喪失

※2

した場合。

(a) 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱ⅰ) 手順着手の判断基準
炉心損傷※１前において，外部水源による原子炉格納容器内の冷却により，サプレッショ 東二は使用できる設備を具体
ン・プール水位が上昇し，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達し 的に記載た場合に，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失※２した場合，又は原子炉格納容器内の冷却 相違理由⑬を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない 相違理由⑤⑭
場合で，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合。

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

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

当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

確認した場合。
※2:｢格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。

※2：｢格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり。

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり。

手順の対応フローを第 1.5.3 図に，概要図を第 1.5.23 図に，タイムチャートを第 1.5.24 図

手順の対応フローを第1.5−2図に，概要図を第1.5−14図に，タイムチャートを第1.5−15

及び第 1.5.25 図に示す。

図に示す。

備考
相違理由⑧
相違理由⑥

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑪以外は同様）］【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑧以外は同様）】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，耐圧強化ベント系によるＳ／Ｃ側からの格納 相違理由⑭

チェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，容器ベントの準備を開始するよう運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベント

耐圧強化ベント系による W/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう運転員に指ができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）
。

相違理由⑤

示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限を越えている場合は D/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による除熱準備開始を緊急時対策本部に報告する。
③現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁②発電長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントによる除熱準備開始を災害対策本部 相違理由⑪⑭⑮
長代理に報告する。
③運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁の 相違理由⑭
電源切替え操作を実施する。
④運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な電動弁の 相違理由⑪⑭⑮⑯の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等により

認する。

確認する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の確認として，AC 系隔離信号が発生している場合は，格納容器補助盤にて，AC 系隔離信号の除外操作を実施する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系⑤運転員等は，格納容器ベント前の確認として，不活性ガス系の隔離信号が発生している 相違理由⑪⑭⑮
場合は，中央制御室にて，不活性ガス系隔離信号の除外操作を実施する。
⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系排 相違理由⑪⑭⑮

が運転中であれば非常用ガス処理系を停止し，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離風機（Ａ）及び（Ｂ）の操作スイッチ隔離操作，非常用ガス処理系フィルタトレイン（Ａ）

弁及び非常用ガス処理系出口 U シール隔離弁の全閉操作，並びに非常用ガス処理系第一出口弁及び非常用ガス処理系フィルタトレイン（Ｂ）出口弁の全閉操作，並びに原子炉

隔離弁，換気空調系第一隔離弁，非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁

建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁，の全閉確認を実施する。

換気空調系二次隔離弁の全閉を確認する。

⑦現場運転員 C 及び D は，フィルタ装置入口弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすること
で，フィルタ装置入口弁の駆動源を確保し，当直副長に報告する。
⑧中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタ装置入口⑦運転員等は中央制御室にて，計器用空気系系統圧力指示値が約0.52MPa［gage］以下の場 相違理由⑪⑭⑮
合又は計器用空気系系統圧力指示値が確認できない場合は，バックアップ窒素供給弁を全開とする。

弁の全閉操作を実施する。現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備によりフィルタ
装置入口弁の全閉操作を実施する。
⑨現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁を全開とすることで，耐圧強化ベント弁の駆動源を確保し，当直副長に報告する。

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東海第二

備考

⑩中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント弁の全開操作を実施する。
⑪ａ W/W ベントの場合⑧ａＳ／Ｃ側ベントの場合

相違理由⑤

中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，一次隔離弁（サプ

運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，第一弁（Ｓ／Ｃ側） 相違理由⑪⑮

レッション・チェンバ側）操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保することで，一次隔の全開操作を実施する。

離弁（ サプレッション・チェンバ側）の全開操作を実施する。
⑪ｂ D/W ベントの場合⑧ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，一次隔離弁（ドラ

第一弁（Ｓ／Ｃ側）の開操作ができない場合は，運転員等は中央制御室にて，格納容器 相違理由⑤

イウェル側）操作用空気供給弁を全開とし駆動源を確保することで，一次隔離弁（ドライ

ベント前の系統構成として，第一弁（Ｄ／Ｗ側）の全開操作を実施する。

ウェル側）の全開操作を実施する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備完了を緊急時対策本部に報告する。

⑨運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を発電長 相違理由⑪⑮に報告する。
⑩発電長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備完了を災害対策本部長代理に 相違理由⑪⑮
報告する。

⑭当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い，当直長に報告する。

相違理由⑭

また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑮当直長は，当直副長からの依頼に基づき， 耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始
を緊急時対策本部に報告する。

⑪発電長は，格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常水 相違理由⑭⑰
位＋6.5mに到達した後，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を災害対策本部長代理に報告する。

⑯当直副長は，格納容器ベント開始圧力（310kPa[gage]）に到達する時間，原子炉格納容器⑫発電長は，運転員等に耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を指示する。

相違理由⑪⑰内の圧力上昇率を考慮し，中央制御室運転員に耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を指示する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，二次隔離弁を調整開（流路面積約 70%開）とし，耐圧強化
ベント系による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二⑬運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔 相違理由⑪⑭⑮⑰
離弁の全開操作を実施し，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。

次隔離弁バイパス弁を調整開（流路面積約 70%開）とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。

相違理由⑪⑭⑮⑰

なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑱中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたこ

東海第二

備考

⑭運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたこと 相違理由⑤⑪⑭⑮とを格納容器内圧力指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。また，当直長はをドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並びに耐圧強化

耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告す

ベント系放射線モニタ指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。また，発電長は，る。

耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

⑲当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。

柏崎固有の操作⑳現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。

柏崎固有の操作中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑮運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系 相違理由⑤⑪⑭⑮

系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子び酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライ

炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器 判断基準を東二は詳細に記載

ウェル側）の全閉操作を実施し，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを停止する。一

負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに運転員等に原子炉格納容器内の圧力310kPa

次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

度が可燃限界未満であることを確認することにより，第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ／Ｗ側）の全閉操作を実施し，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを停止する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 55 分で可能である。

東海第二ⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備開始を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数
及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，11分以内で

備考
相違理由⑧
相違理由⑪⑭⑮
東二は操作する弁毎に要員数
及び所要時間を整理している。

可能である。
・中央制御室からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，11分以内で可能である。
格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・中央制御室からの耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁操作の場合
中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，4分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作を中央制御室にて実施した場合，11分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達後，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の操作を中央制御室にて実施した場合，4分以内で可能である。
【Ｄ／Ｗ側ベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を中央制御室にて実施した場合，11分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達後，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の操作を中央制御室にて実施した場合，4分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

東二は現場操作なし。

る。室温は通常運転時と同程度である。

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東海第二

備考
東二のベント弁は電動駆動の(b) 原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）
残留熱除去系の機能が喪失し，耐圧強化ベント系により大気を最終ヒートシンクとして熱ため操作用ボンベ使用によるを輸送する場合，空気駆動弁である一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェ

空気駆動弁操作なし。

ル側）及び耐圧強化ベント弁を全開とし，格納容器ベントラインを構成する必要があり，通常の駆動空気供給源である計装用圧縮空気系が喪失した状況下では遠隔空気駆動弁操作用ボン
ベが駆動源となる。常設ボンベの圧力が低下した場合に，常設ボンベと予備ボンベを交換することで，一次隔離弁及び耐圧強化ベント弁の駆動圧力を確保する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
耐圧強化ベント系の系統構成及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施中，各隔離弁の駆動源である遠隔空気駆動弁操作用ボンベの圧力が規定値以下となった場合。
ⅱ. 操作手順
原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）の手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.7 図に，タイムチャートを第 1.5.8 図に示す。
［一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］
操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(b)原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）」の操作手順と同様である。
［一次隔離弁（ドライウェル側） 遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］
操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(b)原子炉格納容器ベント弁駆動源確保（予備ボンベ）」の操作手順と同様である。
［耐圧強化ベント弁遠隔空気駆動弁操作用ボンベ交換］①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，現場運転員に耐圧強化ベント弁遠隔空気駆
動弁操作用ボンベを，使用済みボンベから予備ボンベへの交換を指示する。
②現場運転員 C 及び D は，予備ボンベを予備ボンベラックから運搬する。
③現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁及びボンベ本体の弁を全閉とし，使用中のボンベを取り外し，予備ボンベを接続する。
④現場運転員 C 及び D は，ボンベ本体の弁を全開とし，ボンベ接続部から耐圧強化ベント
弁操作用空気ボンベ出口弁までのリークチェックを実施する。

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東海第二

備考

⑤現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁操作用空気ボンベ出口弁を全開にする。

東二のベント弁は電動駆動の⑥現場運転員 C 及び D は，使用済みボンベをボンベラックへ収納する。

ため操作用ボンベ使用による⑦現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁遠隔空気駆動弁操作用ボンベの交換終了を当空気駆動弁操作なし。

直副長に報告する。
⑧当直長は，当直副長からの依頼に基づき，予備ボンベの確保を緊急時対策本部に依頼する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからボンベ交換終了まで約 45 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。室温は通常運転時と同程度である。
(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸 相違理由⑭

場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考

素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能 東二は判断基準を詳細に記慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については， 一次隔離弁を全と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器 載。

閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合

内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場に全閉する。

合は，第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，フィルタ装置出口弁については，第一弁を全 相違理由⑤⑭
閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

全交流動力電源喪失時は，現場手動にて系統構成を行うとともに原子炉建屋原子炉区域の系
統構成は事前に着手する。

全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合は，現場手動にて系統構成を行 相違理由⑭う。

柏崎は系統構成を事前に実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
ⅰ. 手順着手の判断基準

東海第二(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）ⅰ) 手順着手の判断基準［原子炉建屋原子炉区域の系統構成］

要である［格納容器ベント準備］
力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合。

相違理由⑧
柏崎は現場での系統構成が必

全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合。
炉心損傷※1 前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧

備考

相違理由⑭
炉心損傷※１前において，全交流動力電源喪失時に外部水源による原子炉格納容器内の相違理由⑤⑬

冷却により，サプレッション・プール水位が上昇し，サプレッション・プール水位指示値
が通常水位＋5.5mに到達した場合，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格
納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニ 相違理由⑤※1:｢炉心損傷｣は，格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内

タが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

雰囲気放射線レベル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。
ⅱ. 操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱の手順は以下のとおり。手順対応フローを第 1.5.3 図に，概要図を第 1.5.26 図に， タイムチャートを第 1.5.27ⅱ) 操作手順
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下の相違理由⑧とおり。手順対応フローを第1.5−2図に，概要図を第1.5−16図に，タイムチャートを第1.5−17図に示す。

相違理由⑥

図及び第 1.5.28 図に示す。
【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑦以外は同様）】［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑨以外は同様）］①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃が①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉建屋原子炉区域の系統構成を現場運転員に指示する。

し装置による格納容器ベントの準備を依頼する。

相違理由⑤
相違理由⑪⑭②災害対策本部長代理は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備のた②現場運転員 E 及び F は，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理

め，第二弁操作室に重大事故等対応要員を派遣し，発電長に報告する。

系出口 U シール隔離弁の全閉操作を実施する。

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相違理由⑪⑭⑮

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）③当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・

東海第二

備考

③発電長は，格納容器圧力逃がし装置によるＳ／Ｃ側からの格納容器ベントの準備を開 相違理由⑤⑭

チェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，始するよう運転員等に指示する。
（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベントができない場合は，格納容器圧力逃がし装置による W/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう運転

Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

員に指示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・プール水位外部水

相違理由⑬

源注水制限を越えている場合は D/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に格納容器圧力逃がし装置に④発電長は，災害対策本部長代理に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの準 相違理由⑪⑭

よる格納容器ベントの準備開始を報告する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な備開始を報告する。
⑤運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントに必要な 相違理由⑪⑭⑮

監視計器の電源が確保されていることを確認する。

監視計器の電源が確保されていることを確認する。

⑥中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値が通常水位範囲

相違理由⑭内であること及びフィルタ装置ドレン移送ポンプの水張りが完了していることを確認する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として，耐圧強化ベント弁，⑥運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，原子炉建屋ガス処 相違理由⑤⑪⑭⑮

非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁の全閉，並びにフィルタ装置入

理系一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁，換気空調系一次隔離弁及び換気口弁の全開を確認する。

空調系二次隔離弁の全閉を確認する。

⑧現場運転員 E 及び F は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系第一隔

相違理由⑭

離弁及び換気空調系第一隔離弁の全閉を確認する。
⑨ａ W/W ベントの場合⑦ａＳ／Ｃ側ベントの場合

相違理由⑤

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ サプレッション・チェンバ側）を遠隔手動弁操作

運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構による操 相違理由⑤⑪⑭⑮

設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，作で全開とする。

直流電源が健全である場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁を現場で手動開し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更に一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）逆操作用空気
排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁及び一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を全開する手段がある。

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柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑨ｂ D/W ベントの場合

東海第二

備考

⑦ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）を遠隔手動弁操作設備による操第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁 相違理由⑤⑪⑭⑮

作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健（Ｄ／Ｗ側）を遠隔人力操作機構による操作で全開とする。

全である場合は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を現場で手動開し，一次隔離弁（ドライウェル側）を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更に一次隔離弁（ドライウェル側）逆操作用空気排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（ドライウェル側）
操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（ドライウェル側）を全開す
る手段がある。
⑩現場運転員 C 及び D は，フィルタベント大気放出ラインドレン弁を全閉とし，格納容器⑧運転員等は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を発電長に報告 相違理由⑤⑪⑭⑮

圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を当直副長に報告する。
⑪当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベンする。
⑨発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント準備完了を災害対策本部長 相違理由⑪⑭⑮

ト準備完了を緊急時対策本部に報告する。

代理に報告する。

⑫当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い,当直長に報告する。

相違理由⑪⑭

また，当直長は原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベン⑩発電長は，格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常 相違理由⑪⑬⑭⑮

トの開始を緊急時対策本部に報告する。

水位＋6.5mに到達した後，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示
値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントの開始を災害対策本部長代理に報告する。

⑭当直副長は，格納容器ベント開始圧力（310kPa[gage]）に到達する時間，弁操作に必要な⑪発電長は，重大事故等対応要員に格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント開始 相違理由⑪⑭

時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，運転員に格納容器ベント開始を指示すを指示する。

る。
⑮現場運転員 C 及び D は，二次隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約 70%⑫重大事故等対応要員は第二弁操作室にて，第二弁を遠隔人力操作機構にて全開とし， 相違理由⑤⑪⑭⑮

開）とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。第二弁の開操作ができな

作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積い場合は，第二弁バイパス弁を遠隔人力操作機構にて全開とし，格納容器圧力逃がし

約 70%開）とし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを開始する。

装置による格納容器ベントを開始する。

なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は東二は全開する手順である。

二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。

55

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑯中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さ

東海第二

備考

⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始さ 相違理由⑤⑪⑭⑮

れたことを格納容器内圧力指示値の低下及びフィルタ装置入口圧力指示値の上昇によりれたことをドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並び確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器にフィルタ装置圧力及びフィルタ装置スクラビング水温度指示値の上昇により確認

ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

するとともに，フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）指示値の上昇を確認し，発電長に報告する。また，発電長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

⑰当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。

柏崎固有の操作⑱現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。

柏崎固有の操作⑲中央制御室運転員 A 及び B は，FCVS 制御盤にてフィルタ装置水位指示値を確認し，水位

東二は格納容器圧力逃がし装調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実置使用時の水位低下量は設計施するよう緊急時対策本部に依頼する。

にて担保しているため，水張り不要。

⑳中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑭運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却 相違理由⑤⑪⑫⑭⑮

系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及系による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系によるび酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライ

原子炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格

ウェル側）を全閉するよう現場運転員に指示する。

納容器負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，格納容器ベント停止判断をする。

現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（サプレッション・チェ

⑮運転員等は原子炉建屋付属棟にて，遠隔人力操作機構により第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ 相違理由⑤⑪⑭⑮

ンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施する。

／Ｗ側）の全閉操作を実施する。

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更相違理由⑭に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バ
イパス弁を全閉するよう現場運転員に指示する。
現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス

相違理由⑭

弁の全閉操作を実施する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置によⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備開始を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数
及び所要時間は以下のとおり。

る原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 70 分で可能である。

56

相違理由⑧
相違理由⑤⑪⑭⑮

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・現場からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合

備考
相違理由⑤⑪⑭⑮

現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，125分以内で可能

東二は中央制御室から遠隔操である。

作できない場合を記載。

・現場からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
格納容器ベント判断基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・現場操作（第二弁）遠隔操作不可の場合）
現場対応を重大事故等対応要員3名にて作業を実施した場合，30分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃ側ベント】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作を現場にて実施した場合，125分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，ドライ
ウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達後，第二弁操作を現場にて実施した場合，30分以内で可能である。
（総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：155分以内）【Ｄ／Ｗ側ベント】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を現場にて実施した場合，140分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，ドライ
ウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達後，第二弁操作を現場にて実施した場合，30分以内で可能である。
（総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：170分以内）
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

57

相違理由⑤

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
遠隔手動弁操作設備の操作については，操作に必要な工具はなく通常の弁操作と同様であるため，容易に実施可能である。

東海第二遠隔人力操作機構については，速やかに操作ができるように，汎用電動工具（電動ド

備考
相違理由⑤⑭ライバ）を操作場所近傍に配備する。

また，作業エリアにはバッテリー内蔵型 LED 照明を配備しており，建屋内常用照明消灯

また，作業エリアには蓄電池内蔵型照明を配備しており，建屋内常用照明消灯時にお時における作業性を確保しているが，ヘッドライト及び懐中電灯をバックアップとして携ける作業性を確保しているが，ヘッドライト及びＬＥＤライトをバックアップとして携

行する。

行する。

相違理由⑤

室温は通常運転時と同程度である。
(b) フィルタ装置スクラビング水補給

柏崎は「1.5.2.1(2)a.(d) フフィルタ装置の水位が通常水位（水位低）である 2,530mm を下回り，下限水位である ィルタ装置水位調整（水張1,325mm に到達する前までに，西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽又は淡水タンクを水源と り）」にて整理。
した可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによりフィルタ装置へ水 （比較表ページ 59）
張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(b) フィルタ装置スクラビング水補給」の操作手順と同様である。
(c) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換
格納容器ベント停止後における水の放射線分解によって発生する可燃性ガス濃度の上

柏崎は「1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止す

昇を抑制，及び原子炉格納容器の負圧破損を防止するため，可搬型窒素供給装置により原 るための手順等」にて整備
子炉格納容器内を不活性ガス（窒素）で置換する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(c) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換」の操作手順と同様である。
(d) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

柏崎は「1.5.2.1(2)a.(e) 格

格納容器ベントを実施した際には，原子炉格納容器内に含まれる非凝縮性ガスがフィル 納容器圧力逃がし装置停止後
タ装置を経由して大気へ放出されることから，フィルタ装置内での水素爆発を防止するた の窒素ガスパージ」にて整め，可搬型窒素供給装置によりフィルタ装置内を不活性ガス（窒素）で置換する。

理。

なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(d) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素） （比較表ページ 59）
置換」の操作手順と同様である。
(e) フィルタ装置スクラビング水移送

柏崎は「1.5.2.1(2)a.(d) フ

水の放射線分解により発生する水素がフィルタ装置内に蓄積することを防止するため， ィルタ装置水位調整（水抜フィルタ装置スクラビング水をサプレッション・チェンバへ移送する。移送ポンプの電源 き）」及び「1.5.2.1(2)a.(g)は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型代替交流電源 ドレン移送ライン窒素ガスパ設備として使用する可搬型代替低圧電源車から受電可能である。

ージ」にて整理。

なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)ａ．(e) フィルタ装置スクラビング水移送」の （比較表ページ 59,60）
操作手順と同様である。

58

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

東海第二(b) フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り

備考
設備及び体制の違いによる記

格納容器ベント中に想定されるフィルタ装置の水位調整準備として，乾燥状態で保管され載内容の相違。

ているドレン移送ポンプへ水張りを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(c)フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」の操作手順と同様である。
(c) フィルタ装置水位調整（水張り）東二は「1.5.2.1(2)a.(b) フフィルタ装置の水位が通常水位を下回り下限水位に到達する前に，フィルタ装置補給水ラ

ィルタ装置スクラビング水補インからフィルタ装置へ水張りを実施する。

給」にて整理。

なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(d)フィルタ装置水位調整（水張り）」の操作（比較表ページ 58）

手順と同様である。
(d) フィルタ装置水位調整（水抜き）

東二は「1.5.2.1(2)a.(e) フ

格納容器ベントにより原子炉格納容器内から排気されたガスが格納容器圧力逃がし装置のィルタ装置スクラビング水移

配管内及びフィルタ装置内で凝縮し，その凝縮水がフィルタ装置に溜まることでフィルタ装送」にて整理。

置の水位が上限水位に到達すると判断した場合，又はフィルタ装置金属フィルタの差圧が設（比較表ページ 58）

計上限差圧に到達すると判断した場合はフィルタ装置機能維持のためフィルタ装置の排水を実施する。ドレン移送ポンプの電源は，代替交流電源設備から受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(e)フィルタ装置水位調整（水抜き）」の操作
手順と同様である。
(e) 格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ

東二は「1.5.2.1(2)a.(d) フ

格納容器ベント停止後において，スクラバ水に貯留された放射性物質による水の放射線分

ィルタ装置内の不活性ガス

解にて発生する水素ガス及び酸素ガスを排出する。また，フィルタ装置上流側の残留蒸気凝（窒素）置換」にて整理。

縮によりフィルタ装置上流側配管内が負圧となることにより，スクラバ水が上流側配管に吸（比較表ページ 58）

い上げられることを防止するため，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスによるパージを実施する。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(f)格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ」の操作手順と同様である。

59

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東海第二

備考
東二はベント開始後 7 日間は(f) フィルタ装置スクラバ水 pH 調整
フィルタ装置水位調整（水抜き）によりスクラバ水に含まれる薬液が排水されることでス

スクラビング水の水位調整がクラバ水の pH が規定値よりも低くなることを防止するため薬液を補給する。

不要のため，記載なし。

なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(g)フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」の操作手
順と同様である。
(g) ドレン移送ライン窒素ガスパージ

東二は「1.5.2.1(2)a.(e) フフィルタ装置水位調整（水抜き）後，フィルタ装置排水ラインの水の放射線分解により発生

ィルタ装置スクラビング水移する水素ガスの蓄積を防止するため，窒素ガスによるパージを実施し，排水ラインの残留水送」にて整理。

をサプレッション・チェンバに排水する。

（比較表ページ 58）

なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(h)ドレン移送ライン窒素ガスパージ」の操作
手順と同様である。
(h) ドレンタンク水抜き

東二はドレンタンクがないた

ドレンタンクが水位高に到達した場合は，よう素フィルタの機能維持のため排水を実施す

め，記載なし。

る。ドレン移送ポンプの電源は，代替交流電源設備から受電可能である。
なお，操作手順については，「1.5.2.1(1)a.(i)ドレンタンク水抜き」の操作手順と同様である。

60

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b. 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納

東海第二

備考

ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，耐圧強化ベント系により最終ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素・酸 相違理由⑤⑬⑭

場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考

素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器負圧破損防止機能が使用可能

慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉と判断した場合，並びに原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合に内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認した場

全閉する。

合は，第一弁を全閉し，格納容器ベントを停止することを基本として，その他の要因を考慮した上で総合的に判断し，適切に対応する。なお，耐圧強化ベント系二次隔離弁については，第一弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に1系統回復する等，より安定的な状態になった場合に全閉する。

全交流動力電源喪失時は，現場手動にて系統構成を行うとともに原子炉建屋原子炉区域の系
統構成は事前に着手する。

全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合は，現場手動にて系統構成を行 相違理由⑭う。

柏崎は事前に系統構成を実施する。

(a) 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
ⅰ. 手順着手の判断基準(a) 耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）ⅰ) 手順着手の判断基準［原子炉建屋原子炉区域の系統構成］

相違理由⑧
柏崎は表題を記載。

全交流動力電源喪失時に，早期の電源復旧が見込めない場合。
［格納容器ベント準備］
炉心損傷※1 前において，原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧相違理由⑭
炉心損傷※１前において，全交流動力電源喪失時に外部水源による原子炉格納容器内の冷 相違理由⑤⑬⑭

力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合で，格納容器圧力逃がし装置が機能却により，サプレッション・プール水位が上昇し，サプレッション・プール水位指示値が通喪失※2 した場合。

常水位＋5.5mに到達した場合に格納容器圧力逃がし装置が機能喪失※２した場合，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合に，格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相
当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが 相違理由⑤※1:｢炉心損傷｣は，格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内

使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

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

※2：｢格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。

※2:｢格納容器圧力逃がし装置が機能喪失」とは，設備に故障が発生した場合。

61

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり。

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由⑧

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱手順の概要は以下のとおり。

手順の対応フローを第 1.5.3 図に，概要図を第 1.5.29 図に，タイムチャートを第 1.5.30 図

手順対応フローを第1.5−2図に，概要図を第1.5−18図に，タイムチャートを第1.5−19図 相違理由⑥

及び第 1.5.31 図に示す。

に示す。

［W/W ベントの場合（D/W ベントの場合，手順⑩以外は同様）］【Ｓ／Ｃ側ベントの場合（Ｄ／Ｗ側ベントの場合，手順⑥以外は同様）】①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉建屋原子炉区域の系統構成を現場運

相違理由⑤
柏崎固有の操作

転員に指示する。
②現場運転員 E 及び F は，非常用ガス処理系フィルタ装置出口隔離弁及び非常用ガス処理

柏崎固有の操作系出口 U シール隔離弁の全閉操作を実施する。
③当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，原子炉格納容器内の水位がサプレッション・①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，耐圧強化ベント系によるＳ／Ｃ側からの格納 相違理由⑤⑭

チェンバ・プール水位外部水源注水制限（ベントライン-1m）以下であることを確認し，容器ベントの準備を開始するよう運転員等に指示する（Ｓ／Ｃ側からの格納容器ベント

耐圧強化ベント系による W/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう運転員に指ができない場合は，Ｄ／Ｗ側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。

示する（原子炉格納容器内の水位がサプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限を越えている場合は D/W 側からの格納容器ベントの準備を開始するよう指示する）。
④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による除熱準備開始を緊急時対策本部に報告する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。
⑥中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント前の系統構成として非常用ガス処理系第二隔離弁及び換気空調系第二隔離弁の全閉を確認する。

②発電長は，耐圧強化ベント系による除熱準備開始を災害対策本部長代理に報告する。

相違理由⑪⑭③運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントに必要な監視計器 相違理由⑪⑭⑮の電源が確保されていることを確認する。
④運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系排 相違理由⑤⑪⑭⑮
風機（Ａ）及び（Ｂ）の操作スイッチ隔離操作，並びに原子炉建屋ガス処理系一次隔離弁，換気空調系一次隔離弁，原子炉建屋ガス処理系二次隔離弁，換気空調系二次隔離弁の全閉を確認する。
⑤運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス 相違理由⑤⑪⑭⑮⑦現場運転員 E 及び F は，格納容器ベント前の系統構成として，非常用ガス処理系第一隔離弁，換気空調系第一隔離弁の全閉を確認する。

処理系フィルタトレイン（Ａ）出口弁及び非常用ガス処理系フィルタトレイン（Ｂ）出
口弁の全閉とする。

⑧現場運転員 C 及び D は，格納容器ベント前の系統構成として，フィルタ装置入口弁を遠柏崎固有の操作

隔手動弁操作設備による操作で全閉とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健全である場合は，フィルタ装置入口弁の駆動空気を確保し，フィルタ装置入口弁を中央制御室の操作により全閉する手段がある。
更にフィルタ装置入口弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，フィルタ装置入口弁操作用
空気ボンベ出口弁及びフィルタ装置入口弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，フィルタ装置入口弁を全閉する手段がある。

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東海第二⑨現場運転員 C 及び D は，耐圧強化ベント弁を遠隔手動弁操作設備による操作で全開とす

備考
柏崎と操作順の相違

る。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健全である場合
は，耐圧強化ベント弁の駆動空気を確保し，耐圧強化ベント弁を中央制御室の操作により全開する手段がある。更に耐圧強化ベント弁逆操作用空気排気側止め弁を全閉，耐圧強化
ベント弁操作用空気ボンベ出口弁及び耐圧強化ベント弁操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，耐圧強化ベント弁を全開する手段がある。
⑩ａ W/W ベントの場合⑥ａＳ／Ｃ側ベントの場合

相違理由⑤

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を遠隔手動弁操作

運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構による操作 相違理由⑤⑪⑭⑮

設備による操作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，で全開とする。

直流電源が健全である場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁を現場で手動開し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更に一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）逆操作用空気
排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気供給弁及び一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を全開する手段がある。
⑩ｂ D/W ベントの場合⑥ｂＤ／Ｗ側ベントの場合

相違理由⑤

現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（ドライウェル側）を遠隔手動弁操作設備による操第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，運転員等は原子炉建屋付属棟にて，第一弁（Ｄ 相違理由⑤⑪⑭⑮

作で全開とする。また，遠隔手動弁操作設備による操作以外の手段として，直流電源が健／Ｗ側）を遠隔人力操作機構による操作で全開とする。

全である場合は，一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気供給弁を現場で手動開し，一次隔離弁（ドライウェル側）を中央制御室の操作にて全開する手段がある。更に一次隔離弁（ドライウェル側）逆操作用空気排気側止め弁を全閉，一次隔離弁（ドライウェル側）
操作用空気供給弁及び一次隔離弁（ドライウェル側）操作用空気排気側止め弁を全開することで電磁弁排気ポートへ駆動空気を供給し，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側）を全開する手段がある。
⑪中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を当直⑦運転員等は，耐圧強化ベント系による格納容器ベント準備完了を発電長に報告する。

相違理由⑤⑪⑭⑮

副長に報告する。
⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備完了を緊急時対策本部に報告する。

⑧発電長は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントの準備完了を災害対策本部長代理に 相違理由⑤⑪⑭⑮
報告する。

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東海第二

備考
相違理由⑪⑭⑬当直副長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報収集を適宜行い，当直長に報告する。
また，当直長は，原子炉格納容器内の圧力に関する情報を，緊急時対策本部に報告する。
⑭当直長は，当直副長からの依頼に基づき，耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始
を緊急時対策本部に報告する。

⑨発電長は，格納容器ベント判断基準であるサプレッション・プール水位指示値が通常水 相違理由⑪⑬⑭⑮
位＋6.5mに到達した後，ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達したことを確認し，耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を災害対策本部長代理に報告する。

⑮当直副長は，格納容器ベント開始圧力（310kPa[gage]）に到達する時間，弁操作に必要な⑩発電長は，運転員等に耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を指示する。

相違理由⑪⑭⑮

時間，原子炉格納容器内の圧力上昇率を考慮し，運転員に耐圧強化ベント系による格納容器ベント開始を指示する。
⑯現場運転員 C 及び D は，二次隔離弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約 70%⑪運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント 相違理由⑤⑪⑭⑮

開）とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操作がで系二次隔離弁を電動弁ハンドル操作にて全開とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベ 東二は弁を全開とする運用

きない場合は，二次隔離弁バイパス弁を遠隔手動弁操作設備にて調整開（流路面積約 70%ントを開始する。

開）とし，耐圧強化ベント系による格納容器ベントを開始する。なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
⑰中央制御室運転員 A 及び B は，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたこ⑫運転員等は中央制御室にて，耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたこと 相違理由⑤⑪⑭⑮とを格納容器内圧力指示値の低下により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，をドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値の低下，並びに耐圧強化

耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告す

ベント系放射線モニタ指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。また，発電長は，る。

耐圧強化ベント系による格納容器ベントが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

⑱当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。
⑲現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。
⑳中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却⑬運転員等は中央制御室にて，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系 相違理由⑤⑪⑫⑭⑮

系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及による原子炉格納容器内の除熱機能が1系統回復し，可燃性ガス濃度制御系による原子 東二は停止判断基準を記載

び酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライ

炉格納容器内の水素・酸素濃度制御機能及び可搬型窒素供給装置による原子炉格納容器ウェル側）を全閉するよう現場運転員に指示する。

負圧破損防止機能が使用可能な場合，並びに運転員等に原子炉格納容器内の圧力310kPa［gage］（1Pd）未満，原子炉格納容器内の温度171℃未満及び原子炉格納容器内の水素濃度が可燃限界未満であることを確認することにより，格納容器ベント停止判断をする。

64

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現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により一次隔離弁（サプレッション・チェ

東海第二

備考

⑭運転員等は原子炉建屋付属棟にて，遠隔人力操作機構により第一弁（Ｓ／Ｃ側又はＤ 相違理由⑪⑭⑮

ンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施する。

／Ｗ側）の全閉操作を実施する。

中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更相違理由⑪⑭に 1 系統回復する等，より安定的な状態になった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バ
イパス弁を全閉するよう現場運転員に指示する。
現場運転員 C 及び D は，遠隔手動弁操作設備により二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス

相違理由⑪⑭弁の全閉操作を実施する。
ⅲ. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運
転員 4 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱開始まで約 135 分で可能である。

ⅲ) 操作の成立性
格納容器ベント準備を判断してから格納容器ベント準備完了までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・現場からの第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，125分以内で可能である。
・現場からの第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作の場合
現場対応を運転員等（当直運転員）3名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
格納容器ベント基準到達から格納容器ベント開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。
・現場からの耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁操作の場合
現場対応を重大事故等対応要員3名にて作業を実施した場合，12分以内で可能である。
【Ｓ／Ｃベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持できない場合に，第一弁（Ｓ／Ｃ側）操作を現場にて実施した場合，125分以内で可能である。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，ドライ
ウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達後，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の操作を現場にて実施
した場合，12分以内で可能である。
（総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：137分以内）

65

相違理由⑧
東二は操作する弁毎に要員数
及び所要時間を整理している。

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東海第二

備考

【Ｄ／Ｗベントの場合】
サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.5mに到達後，又は原子炉格納容器内 東二は操作する弁毎に要員数の冷却を実施しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（279kPa[gage]）以下に維持で及び所要時間を整理していきない場合に，第一弁（Ｄ／Ｗ側）操作を現場にて実施した場合，140分以内で可能であ る。
る。また，サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達し，ドライウェル
圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が310kPa［gage］（1Pd）に到達後，耐圧強化ベント系一次隔離弁及び耐圧強化ベント系二次隔離弁の操作を現場にて実施した場
合，12分以内で可能である。
（総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備す

時間：152分以内）る。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設

室温は通常運転時と同程度である。

備を整備する。
室温は通常運転時と同程度である。
(3) 重大事故等時の対応手段の選択
相違理由⑥

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.5.37 図に示す。
残留熱除去系が機能喪失した場合は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の除熱を実施する。格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合は耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内の除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による格納容器ベントは，弁の駆動電源及び空気源がない場合，現場での手動操作を行う。

(3) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.5 相違理由⑭−26図に示す。
残留熱除去系が機能喪失した場合は，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧 相違理由⑭及び除熱を実施する。格納容器圧力逃がし装置が機能喪失した場合は耐圧強化ベント系により原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による格納容器ベントは，弁の駆動電源及び空なお，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系を用いて，格納容器ベントを実施する際

気源がない場合，現場での手動操作を行う。

には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できる W/W を経由する経路を第一優先とする。W/W ベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，D/W を経由してフィルタ装置を通る経路を第二優先とする。

相違理由⑤⑭
なお，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系を用いて，格納容器ベントを実施する際には，スクラビングによる放射性物質の排出抑制を期待できるＳ／Ｃ側ベントを第一優先とする。Ｓ／Ｃ側ベントラインが水没等の理由で使用できない場合は，Ｄ／Ｗを経由してフィルタ装置を通る経路を第二優先とする。

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東海第二1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順

1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送

a. 代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
原子炉補機冷却系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使用した発電用原子炉からの除熱，

ａ．緊急用海水系による冷却水確保

備考

相違理由②

残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使用した発電用原子炉からの除 相違理由④

原子炉格納容器内の除熱及び使用済燃料プールの除熱ができなくなるため，代替原子炉補機冷

熱及び原子炉格納容器内の除熱ができなくなるため，残留熱除去系海水系の系統構成を行い， 東二の残留熱除去系は海水直却系を用いた補機冷却水確保のため，原子炉補機冷却系の系統構成を行い，代替原子炉補機冷緊急用海水系により冷却水を供給する。

却系により補機冷却水を供給する。

接冷却のため，使用済燃料プールの除熱は原子炉補機冷却系を使用している。

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されてい常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源が相違理由⑩る場合に，冷却水通水確認後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード，サプレッション・チェ

確保されている場合に，冷却水通水確認後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去 相違理由⑤

ンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）を起動し，最終ヒートシンク（海）系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）を起動し，へ熱を輸送する。

最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

原子炉補機冷却系の故障又は全交流動力電源の喪失により原子炉補機冷却系を使用できない場合。
(b) 操作手順

残留熱除去系海水系の故障又は全交流動力電源の喪失により残留熱除去系海水系を使用 相違理由④
できない場合。
(b) 操作手順

代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順の概要は以下のとおり。

緊急用海水系Ａ系による冷却水確保手順の概要は以下のとおり。

手順の対応フローを第 1.5.2 図に，概要図を第 1.5.32 図に，タイムチャートを第 1.5.33 図

手順の対応フローを第1.5−3図に，概要図を第1.5−20図に，タイムチャートを第1.5− 相違理由⑥

に示す。

相違理由②

21図に示す。

ⅰ. 運転員操作

柏崎は表題を記載（本手順は A 系使用の場合であり，B 系使用時については手順⑥を除いて同様である。）（本手順はＡ系使用の場合であり，Ｂ系使用時についても同様である。
）

相違理由⑭

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替原子炉補機冷却系による補機①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に緊急用海水系による冷却水確保

相違理由②⑪⑭

冷却水確保の準備開始を指示する。

の準備開始を指示する。

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東海第二②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に代替原子炉補機冷却系によ

備考
相違理由②⑭

る補機冷却水確保の準備のため，熱交換器ユニットの配備及び主配管（可搬型）の接続を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。

②運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系による冷却水確保に必要な電動弁の電源切

相違理由②⑤⑪⑭⑮

替え操作を実施する。

④中央制御室運転員 A 及び B は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保に必要な電③運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系による冷却水確保に必要な電動弁の電源が動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示に確保されたこと，並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示て確認する。

等にて確認する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の自動閉信

相違理由②⑤⑪⑭⑮

東海固有の操作号の除外を実施する。
⑤運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ室空調機を起動する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の中央制御
室側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.32 図参照）

東海固有の操作⑥運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系による冷却水確保の中央制御室側系統構成で 相違理由②⑪⑭⑮
ある残留熱除去系−緊急用海水系系統分離弁（Ａ）及び残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の全閉操作を実施し，発電長に報告する。

⑥現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の非管理区域側系

相違理由②⑭

統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.32 図参照）B 系使用時は，熱交換器ユニットの繋ぎ込み箇所が，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁の後になる
ため，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁については系統構成対象外とする。（A 系使用時は，原子炉補機冷却水系熱交換器（A/D）冷却水出口弁の前に繋ぎこむ）⑦現場運転員 C 及び D は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保の管理区域側系統

相違理由②⑭構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.32 図参照）
⑧緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保のための熱交換器ユニ

相違理由②⑭ットの配備及び主配管（可搬型）の接続完了について緊急時対策本部に報告する。また，
緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替原子炉補機冷却系による補機冷却水供給

相違理由②⑭開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩緊急時対策要員は，熱交換器ユニット内の代替原子炉補機冷却水ポンプを起動し，代替

相違理由②⑭

原子炉補機冷却系による補機冷却水供給開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

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東海第二ⅱ. 緊急時対策要員操作（補機冷却水供給）

備考
相違理由②⑭①緊急時対策要員は，緊急時対策本部から荒浜側又は大湊側高台資機材置場へ移動する。
②緊急時対策要員は，熱交換器ユニット，大容量送水車（熱交換器ユニット用）等の健全性確認を行う。
③緊急時対策要員は，熱交換器ユニット，大容量送水車（熱交換器ユニット用）等を荒浜側
又は大湊側高台資機材置場からタービン建屋近傍屋外に移動させる。
④緊急時対策要員は，可搬型の主配管（淡水用ホース及び海水用ホース）の敷設及び接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，電源ケーブルの敷設及び接続を行う。
⑥緊急時対策要員は，熱交換器ユニット等の淡水側の水張りに向け系統構成のための弁の開閉操作を行う。
⑦緊急時対策要員は，中央制御室運転員 A 及び B と連絡を密にし，熱交換器ユニット等の淡水側の水張りのため代替冷却水供給止め弁の開操作を行う。
⑧緊急時対策要員は，熱交換器ユニット等の淡水側の水張り範囲内におけるベント弁の開操作及び代替冷却水戻り止め弁の開操作を行い， 配管内の空気抜きを実施する。
⑨緊急時対策要員は，淡水側の水張り範囲内において漏えいのないことを確認する。
⑩緊急時対策要員は，可搬型代替交流電源設備の起動操作を行う。
⑪緊急時対策要員は，熱交換器ユニット等の海水側の水張りに向け系統構成のための弁の開閉操作を行う。
⑫緊急時対策要員は，熱交換器ユニット等の海水側の水張りのため大容量送水車（熱交換器ユニット用）を起動させる。
⑬緊急時対策要員は，海水側の水張り範囲内におけるベント弁の開操作を行い，配管内の空気抜きを実施する。
⑭緊急時対策要員は，海水側の水張り範囲内において漏えいのないことを確認する。
⑮緊急時対策要員は，緊急時対策本部及び当直長に熱交換器ユニットによる補機冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑯緊急時対策要員は，中央制御室運転員 A 及び B と連絡を密にし，熱交換器ユニット内の代替原子炉補機冷却水ポンプを起動し，補機冷却水の供給を行う。
⑰緊急時対策要員は，熱交換器ユニット出口流量調整弁の開操作を行い，代替 RCW ポンプ
吐出圧力指示値が規定値となるよう開度を調整する。

⑦運転員等は中央制御室にて，緊急用海水ポンプ（Ａ）を起動し，冷却水の供給を行

相違理由②⑪⑭⑮

う。
⑧運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）の全開操作を相違理由②⑪⑭⑮

行い，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）指示値の上昇を確認する。
⑨運転員等は中央制御室にて，緊急用海水系ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）の全開操作を行
い，緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）指示値の上昇を確認する。

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相違利湯②⑭

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東海第二⑱緊急時対策要員は，熱交換器ユニット及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転状

備考
相違理由②⑭態を継続して監視する。

(c) 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名，現場運転員 2 名及び緊急時対策要員 13 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員操作の系統構成完了まで約(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて作業を実施した場合，作業開始を判断し相違理由②⑤⑪⑭てから緊急用海水系による冷却水供給開始まで24分以内で可能である。

255 分，緊急時対策要員操作の補機冷却水供給開始まで約 540 分で可能である。
なお，炉心の著しい損傷が発生した場合において代替原子炉補機冷却系を設置する場合，

東二は中央制御室からの操作業時の被ばくによる影響を低減するため，緊急時対策要員を 2 班体制とし，交替して対応作。

する。
プラント停止中の運転員の体制においては，中央制御室対応は当直副長の指揮のもと中央制御室運転員 1 名にて作業を実施する。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
室温は通常運転時と同程度である。

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b. 大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水

東海第二ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水確保

備考
相違理由②

確保
原子炉補機冷却系の機能が喪失した場合，残留熱除去系を使用した除熱戦略ができなくな

残留熱除去系海水系の機能が喪失した場合，緊急用海水系が使用できない場合は，残留熱除 相違理由④るため，代替原子炉補機冷却系により補機冷却水を確保するが，代替原子炉補機冷却系熱交去系を使用した発電用原子炉からの除熱及び原子炉格納容器内の除熱ができなくなるため，残換器ユニットが機能喪失した場合は，原子炉補機冷却系の系統構成を行い，大容量送水車（熱留熱除去系海水系の系統構成を行い，代替残留熱除去系海水系により冷却水を供給する。

交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプにより，原子炉補機冷却系に海水を注入することで補機冷却水を供給する。
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源が確保されて常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源が相違理由②⑩⑭

いる場合に，冷却水通水確認後，目的に応じた運転モードで残留熱除去系（原子炉停止時冷却確保されている場合に，冷却水通水確認後，目的に応じた運転モードで残留熱除去系（原子炉 東二は電源確保の優先を記

モード，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）

停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器 載。

を起動し，最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

スプレイ冷却系）を起動し，最終ヒートシンク（海）へ熱を輸送する。

(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］

表題を記載

代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合。

相違理由②［代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合］
代替原子炉補機冷却系熱交換器ユニットが機能喪失した場合で，大容量送水車（熱交換器ユニット用）が故障等により使用できない場合。
(b) 操作手順
大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却

表題を記載
残留熱除去系海水系機能喪失又は全交流動力電源喪失により残留熱除去系海水系が機能 相違理由②⑭
喪失した場合で，緊急用海水系が故障等により使用できない場合。
(b) 操作手順
代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順の概要は以下のとおり（代替残留熱除去 相違理由②⑥⑭

水確保手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.5.2 図に，概要図を第 1.5.34 図系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した残留熱除去系 東二は接続口を詳細に記載に，タイムチャートを第 1.5.35 図に示す。

海水系Ａ系への冷却水送水手順を示す。代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口又は代替

ⅰ. 運転員操作［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］

残留熱除去系海水系西側接続口を使用した残留熱除去系海水系Ｂ系への冷却水送水手順も（本手順は A 系使用の場合であり，B 系使用時については手順⑥を除いて同様である。ま同様。ただし，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系西側

た，代替原子炉補機冷却海水ポンプを使用した場合においても操作手順は同様である。）

接続口を使用した手順は，手順⑪以外は同様。
）。手順の対応フローを第1.5−3図に，概要図

相違理由⑥を第1.5−22図に，タイムチャートを第1.5−23図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の準備開始を指示する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に代替残留熱除去系海水 相違理由②⑪
系による冷却水確保の準備開始を依頼する。

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東海第二②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に大容量送水車（熱交換器ユ②災害対策本部長代理は，プラントの被災状況に応じて代替残留熱除去系海水系による

ニット用）による補機冷却水確保の準備として，大容量送水車（熱交換器ユニット用）

冷却水確保のため，水源から代替残留熱除去系海水系の接続口を決定し，発電長に使の配備，ホースの接続を依頼する。

用する代替残留熱除去系海水系接続口を報告する。なお，代替残留熱除去系海水系接備考
相違理由②⑪⑭

続口は，接続口蓋開放作業を必要としない代替残留熱除去系海水系東側接続口を優先する。
③災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替残留熱除去系海水系による冷却水確 東二固有の操作
保のため，使用する水源から代替残留熱除去系海水系の接続口を指示する。
④重大事故等対応要員は，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプを海に配置し，可搬型代替注水大型ポンプ付属の水中ポンプユニットを設置する。
⑤重大事故等対応要員は，海から代替残留熱除去系海水系の接続口までホースの敷設を実施する。
⑥発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の準備を指示する。
③現場運転員 C 及び D は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保に必要な電動弁の電源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水

相違理由②⑪⑭⑮⑦運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系による冷却水確保に必要な電動弁 相違理由②⑪⑭⑮の電源切替え操作を実施する。
⑧運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系による冷却水確保に必要な電動弁 相違理由②⑪⑭⑮⑯

確保に必要な電動弁の電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されているこの電源が確保されたこと，及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にてとを状態表示にて確認する。

確認する。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水

柏崎固有の操作確保の中央制御室側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.34 図参照）
⑥現場運転員 C 及び D は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の非管理区域側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.34 図参照）B 系使用時
は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の繋ぎ込み箇所が，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口弁の後になるため，原子炉補機冷却水系熱交換器（B/E）冷却水出口
弁については系統構成対象外とする。
（A 系使用時は，原子炉補機冷却水系熱交換器（A/D）
冷却水出口弁の前に繋ぎこむ）

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東海第二⑦現場運転員 C 及び D は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の備考
柏崎固有の操作

管理区域側系統構成を実施し，当直副長に報告する。（第 1.5.34 図参照）
⑧緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保のための大容量送水車（熱交換器ユニット用）の配備，主配管（可搬型）の接続完了について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水供給開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水供給開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
ⅱ. 緊急時対策要員操作

柏崎は緊急時対策要員の操作［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］

手順を詳細に記載①緊急時対策要員は，緊急時対策本部から荒浜側又は大湊側高台資機材置場へ移動する。
②緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）等の健全性確認を行う。
③緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）を荒浜側又は大湊側高台資機材置場からタービン建屋近傍屋外に移動させる。
④緊急時対策要員は，ホースの敷設及び接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，緊急時対策本部及び当直長に大容量送水車（熱交換器ユニット用）による補機冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑥緊急時対策要員は，中央制御室運転員 A 及び B と連絡を密にし，大容量送水車（ 熱交
換器ユニット用）を起動し，補機冷却水の供給を行う。
⑦緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の吐出圧力にて必要流量が確保されていることを確認する。
⑧緊急時対策要員は，ホース等の海水通水範囲について漏えいのないことを確認する。
⑨緊急時対策要員は，大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転状態を継続して監視する。

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東海第二

備考

［代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合］

柏崎は緊急時対策要員の操作①緊急時対策要員は，緊急時対策本部から荒浜側又は大湊側高台資機材置場へ移動する。

手順を詳細に記載②緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプ等の健全性確認を行う。
③緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプ等を荒浜側又は大湊側高台資機材置場からタービン建屋近傍屋外に移動させる。
④緊急時対策要員は，ホースの敷設及び接続を行う。
⑤緊急時対策要員は，電源ケーブルの敷設及び接続を行う。
⑥緊急時対策要員は，可搬型代替交流電源設備の起動操作を行う。
⑦緊急時対策要員は，緊急時対策本部及び当直長に代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑧緊急時対策要員は，中央制御室運転員 A 及び B と連絡を密にし，代替原子炉補機冷却海水ポンプを起動し，補機冷却水の供給を行う。
⑨緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプの吐出圧力にて必要流量が確保されていることを確認する。
⑩緊急時対策要員は，ホース等の海水通水範囲について漏えいのないことを確認する。
⑪緊急時対策要員は，代替原子炉補機冷却海水ポンプの運転状態を継続して監視する。
⑨発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の系統構成を指示す 東二固有の操作る。
⑩運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁の自動閉信号の除外を実施する。
⑪ａ代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁を全開とする。
⑪ｂ代替残留熱除去系海水系西側接続口を使用した冷却水（海水）確保の場合
運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系−緊急用海水系系統分離弁（Ａ）を全閉とし，残留熱除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁，緊急用海水系ＲＨＲ熱交換器隔離弁（Ａ）
及び緊急用海水系ＲＨＲ補機隔離弁（Ａ）を全開とする。
⑫運転員等は，発電長に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の系統構成が完了した
ことを報告する。
⑬重大事故等対応要員は，災害対策本部長代理に代替残留熱除去系海水系による冷却水確保の準備が完了したことを報告する。
⑭災害対策本部長代理は，発電長に代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプによる冷却水の送水開始を報告する。

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

東海第二

備考

⑮災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替残留熱除去系海水系として使用する 東二固有の操作
可搬型代替注水大型ポンプの起動を指示する。
⑯重大事故等対応要員は，代替残留熱除去系海水系西側接続口，代替残留熱除去系海水系
Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口の弁が全閉していることを確認した後，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプを起動し，ホース内の水張り及び空気抜きを実施する。
⑰重大事故等対応要員は，ホース内の水張り及び空気抜きが完了した後，代替残留熱除去系海水系西側接続口，代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口の弁を全開とし，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代
替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部長代理に報告する。
⑱災害対策本部長代理は，発電長に代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注
水大型ポンプにより冷却水の送水を開始したことを報告する。
⑲発電長は，運転員等に代替残留熱除去系海水系により冷却水の供給が開始されたことを確認するように指示する。
⑳運転員等は中央制御室にて，代替残留熱除去系海水系により冷却水の供給が開始された
ことを残留熱除去系海水系系統流量指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。
発電長は，災害対策本部長代理に代替残留熱除去系海水系により冷却水の供給が開始されたことを報告する。
災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に代替残留熱除去系海水系として使用する
可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御するように指示する。
重大事故等対応要員は，可搬型代替注水大型ポンプ付きの圧力計にて圧力指示値を確認
し，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの回転数を制御
し，災害対策本部長代理に報告する。

(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性［大容量送水車（熱交換器ユニット用）使用の場合］
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者），現場運転員
2 名及び緊急時対策要員 8 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員による

上記の操作は，作業開始を判断してから代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水） 相違理由②⑭
供給開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

系統構成完了まで約 255 分，緊急時対策要員による大容量送水車（熱交換器ユニット用）を使用した補機冷却水供給開始まで約 300 分で可能である。

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東海第二【代替残留熱除去系海水系Ａ系東側接続口又は代替残留熱除去系海水系Ｂ系東側接続口に

備考
相違理由②⑭

よる冷却水（海水）確保の場合】
・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，370分以内で可能である。
【代替残留熱除去系海水系西側接続口による冷却水（海水）確保の場合】

相違理由②⑭・中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，310分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，速やかに作業が開始できるよう，使用する資機材は作業場所近傍に配備する。
室温は通常運転時と同程度である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を 相違理由②⑤⑭
整備する。また，ホース等の接続は速やかに作業ができるように，代替残留熱除去系海水系として使用する可搬型代替注水大型ポンプの保管場所に使用工具及びホースを配備する。
車両の作業照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保する。

［代替原子炉補機冷却海水ポンプ使用の場合］

表題を記載

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

相違理由②⑭

2 名及び緊急時対策要員 11 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから運転員による系統構成完了まで約 255 分，緊急時対策要員による代替原子炉補機冷却海水ポンプ）を使用した補機冷却水供給開始まで約 420 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。
また，速やかに作業が開始できるよう， 使用する資機材は作業場所近傍に配備する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.5.37 図に示す。
原子炉補機冷却系が機能喪失した場合は，代替原子炉補機冷却系により海へ熱を輸送する手段を確保し，残留熱除去系を使用して原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱を行う。
代替原子炉補機冷却系が故障等により熱を輸送できない場合は，大容量送水車（ 熱交換器ユニ

東海第二

備考

(2) 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.5 相違理由⑥−26図に示す。
残留熱除去系海水系が機能喪失した場合は，緊急用海水系により海へ熱を輸送する手段を確保 相違理由②⑤⑮
し，残留熱除去系を使用して原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱を行う。
緊急用海水系が故障等により熱を輸送できない場合は，代替残留熱除去系海水系により海へ熱 相違理由②ット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプにより原子炉補機冷却系へ直接海水を送水し，残留を輸送する手段を確保し，残留熱除去系を使用して原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱除去系を使用して原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱を行う。

熱を行う。

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東海第二

備考

1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.5.2.3 設計基準事故対処設備を使用した対応手順

相違理由③(1) 原子炉補機冷却系による補機冷却水確保(1) 残留熱除去系海水系による冷却水確保

相違理由④

原子炉補機冷却系が健全な場合は，自動起動信号による作動，又は中央制御室からの手動操作

残留熱除去系海水系が健全な場合は，自動起動信号による作動，又は中央制御室からの手動操 相違理由④により原子炉補機冷却系を起動し， 原子炉補機冷却系による補機冷却水確保を行う。

作により残留熱除去系海水系を起動し，残留熱除去系海水系による冷却水確保を行う。

a. 手順着手の判断基準

ａ．手順着手の判断基準

残留熱除去系を使用した原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱が必要な場合。
b. 操作手順
原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.5.36 図に示す。

残留熱除去系を使用した原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の除熱が必要な場合。
ｂ．操作手順残留熱除去系海水系Ａ系による冷却水確保手順の概要は以下のとおり。（残留熱除去系海水 相違理由④⑥
系Ｂ系による冷却水確保手順も同様）。概要図を第1.5−24図に，タイムチャートを第1.5−25
図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に原子炉補機冷却系による補機冷却水確保開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動信号（原子①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系海水系による冷却水確保

相違理由⑪⑭開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，中央制御室からの手動起動操作，又は自動起動信号（残留熱除 相違理由⑪⑭⑮

炉水位低（レベル 1）又はドライウェル圧力高）により待機中の原子炉補機冷却海水ポンプ

去系ポンプ等の起動）により残留熱除去系海水系ポンプ（Ａ）及び（Ｃ）が起動し，残留熱及び原子炉補機冷却水ポンプの起動，並びに原子炉補機冷却系熱交換器冷却水出口弁及び除去系熱交換器（Ａ）海水流量調整弁が全開したことを確認する。

残留熱除去系熱交換器冷却水出口弁の全開を確認する。
③中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉補機冷却系による補機冷却水確保が開始されたことを原子炉補機冷却系系統流量指示値の上昇及び残留熱除去系熱交換器入口冷却水流量指示③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系海水系Ａ系による冷却水確保が開始されたことを 相違理由⑪⑭⑮
残留熱除去系海水系系統流量指示値の上昇により確認し，発電長に報告する。

値の上昇により確認し当直副長に報告する。
c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる中央制御室からの遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

ｃ．操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場合，作業開始を判断して 相違理由⑪⑭⑮
から残留熱除去系海水系による冷却水供給開始まで4分以内で可能である。

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1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格納容器内の除熱手順は，「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系ポンプ，電動弁，中央制御室監視計器類への電源供給手順及び電源車への燃料補給
手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

東海第二

備考

1.5.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
格納容器圧力逃がし装置及び代替循環冷却系を用いた原子炉格納容器内の除熱手順は，「1.7
原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型
代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車による残留熱除去系海水系ポンプ，緊急

相違理由⑭
相違理由⑤⑩⑭

用海水ポンプ，移送ポンプ，電動弁及び監視計器への電源供給手順並びに可搬型代替注水中型ポ
ンプ，可搬型代替注水大型ポンプ，可搬型窒素供給装置として使用する窒素供給装置用電源車，
常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置及び可搬型代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車への燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）手順については，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ
低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード）手順については，「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）手順については，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）手順については，「1.6

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。

可燃性ガス濃度制御系による原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度制御手順については，「1.9
水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等」にて整備する。

相違理由⑤⑭
東二は可燃性ガス濃度制御系
による原子炉格納容器内の水

西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽への水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替

素及び酸素濃度制御の具体的

注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13 重大事故等のな手順を技術的能力「1.9 水

収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

素爆発による原子炉格納容器操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15
等」にて整備する。

事故時の計装に関する手順の破損を防止するための手順等」に，代替淡水貯槽に補給するす具体的な手順を技術的能力「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」に，操作の判断，確認に係る計器設備に関する手順を技術的能力「1.15 事故時の計装に関する手順等」に整備することを記載。

79

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東海第二

備考

第 1.5.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

第1.5−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

全体を通して共通の相違理由

対応手段，対処設備，手順書一覧（1/5）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／4）②③④⑤⑦⑨⑩については記（重大事故等対処設備（設計基準拡張））（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原子炉除熱及び原子炉載を省略する。それ以外の相違

格納容器内の除熱）

理由については四角点線枠に

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

分類
対処設備

手順書

手順書

柏崎の記載が他ページに示され非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢減圧冷却｣

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※１

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書※1：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

80て示し，備考に理由を記載しているため下線は省略する。

重大事故等対処設備

残留熱除去系︵サプレッション・プール冷却系︶による原子炉格納容器内の除熱設計基準事故対処設備−

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

残留熱除去系︵サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ冷却モード︶による原子炉格納容器内の除熱※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」「PCV 圧力制御」等

対処設備

重大事故等対処設備

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

残留熱除去系︵原子炉停止時冷却モード︶による発電用原子炉からの除熱

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶−

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）※2
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
※2

対応
手段

残留熱除去系︵原子炉停止時冷却系︶による発電用原子炉からの除熱

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）※1

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

る場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.5−1 表において同様）

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東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（2/5）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／4）（重大事故等対処設備（設計基準拡張））（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原子炉除熱及び原子炉格納容器内の除熱）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

手順書

分類

対応
手段

対処設備

手順書

柏崎の「残留熱除去系（サプ
レッション・チェンバ・プー
ル水冷却モード及び格納容器

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）※２

重大事故等対処設備

設計基準事故対処設備※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

重大事故等対処設備

海水貯留堰
スクリーン室取水路

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

残留熱除去系︵格納容器スプレイ冷却系︶による原子炉格納容器内の除熱

原子炉補機冷却海水ポンプ
原子炉補機冷却水ポンプ
原子炉補機冷却系配管・弁・海水ストレーナ
原子炉補機冷却系サージタンク
原子炉補機冷却水系熱交換器
補機冷却用海水取水路
補機冷却用海水取水槽
非常用交流電源設備 ※3

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

原子炉補機冷却系による除熱

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

−

対応
手段

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書−

残留熱除去系海水系ポンプ
残留熱除去系海水系ストレーナ
残留熱除去系海水系配管・弁残留熱除去系熱交換器
非常用取水設備
非常用交流電源設備※５
燃料給油設備※５

重大事故等対処設備

残留熱除去系海水系による除熱

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書※1：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

81

スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内の除熱」に係る記載は比較表ページ 80 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（3/5）

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／4）（フロントライン系故障時）（フロントライン系故障時）

分類

対応
手段

対処設備

手順書

格納容器圧力逃がし装置

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

重大事故等対処設備

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））
」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））
」「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
ポンプ

重大事故等対処設備

格納容器圧力逃がし装置※３

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

耐圧強化ベント系配管・弁第一弁（Ｓ／Ｃ側）
第一弁（Ｄ／Ｗ側）
耐圧強化ベント系一次隔離弁
耐圧強化ベント系二次隔離弁
遠隔人力操作機構
原子炉格納容器（サプレッション・
チェンバを含む）
真空破壊弁
不活性ガス系配管・弁
原子炉建屋ガス処理系配管・弁
非常用ガス処理系排気筒常設代替交流電源設備※５
可搬型代替交流電源設備※５
燃料給油設備※５

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

柏崎の「現場操作」に係る記

遠隔人力操作機構

重大事故等対処設備

自主対策
設備

現場操作

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））
」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））
」「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボ
ンベ]」

対処設備

重大事故等対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

対応
手段

耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ
水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜き）」「フィルタベント停止後の N2 パージ」
「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」
「ドレン移送ライン N2 パージ」
「ドレンタンク水抜き」

フロントライン系故障時

フロントライン系故障時

耐圧強化ベント系（W/W）配管・弁耐圧強化ベント系（D/W）配管・弁
遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁
原子炉格納容器（サプレッション・チェン
バ，真空破壊弁を含む）
不活性ガス系配管・弁
非常用ガス処理系配管・弁
主排気筒（内筒）
常設代替交流電源設備※3
可搬型代替交流電源設備※3
代替所内電気設備※3
常設代替直流電源設備※3
可搬型直流電源設備※3

第二代替交流電源設備※3

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

重大事故等対処設備

残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ
冷却モード）

分類

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱能喪失を想定する
設計基準事故対処設備

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※1：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

82

載は比較表ページ 83 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（4/5）（フロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード及び格納容器スプレイ
冷却モード）
全交流動力電源

対処設備

手順書

遠隔手動弁操作設備
遠隔空気駆動弁操作用ボンベ
遠隔空気駆動弁操作設備配管・弁事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

重大事故等対処設備

現場操作

フロントライン系故障時

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））
」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））
」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））
」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））
」「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」

多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ
水張り」「フィルタベント水位調整（水張り）」「フィルタベント水位調整（水抜き）」「フィルタベント停止後の N2 パージ」
「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」
「ドレン移送ライン N2 パージ」
「ドレンタンク水抜き」※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

83

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（5/5）

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／4）（サポート系故障時）（サポート系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

原子炉補機冷却系
全交流動力電源

対処設備

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

手順書

サポート系故障時

緊急用海水ポンプ
緊急用海水系配管・弁
緊急用海水系ストレーナ
残留熱除去系海水系配管・弁残留熱除去系熱交換器
非常用取水設備
常設代替交流電源設備※５
燃料給油設備※５
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※１
残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）※２
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

多様なハザード対応手順「代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保」「大容量送水車による補機冷却水確保」

可搬型代替注水大型ポンプ
ホース
残留熱除去系海水系配管・弁
緊急用海水系配管・弁残留熱除去系熱交換器
非常用取水設備
常設代替交流電源設備※５
燃料給油設備※５
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※１
残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）※２
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）※２

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

自主対策設備代替残留熱除去系海水系による除熱

自主対策設備

AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機冷却水（B）確保」

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等

重大事故等対策要領

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等

ＡＭ設備別操作手順書

残留熱除去系海水系

自主対策
設備

大容量送水車︵熱交換器ユニット用︶又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる除熱

大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代
替原子炉補機冷却海水ポンプ
代替原子炉補機冷却海水ストレーナ
ホース
原子炉補機冷却系配管・弁残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）※1
残留熱除去系（サプレション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）※2
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モー
ド）※2
海水貯留堰
スクリーン室取水路
常設代替交流電源設備※3
第二代替交流電源設備※3
可搬型代替交流電源設備※3
移動式変圧器
燃料補給設備※3

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

サポート系故障時

第二代替交流電源設備※3

対処設備

重大事故等対処設備

緊急用海水系による除熱

AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機冷却水（B）確保」

多様なハザード対応手順「熱交換器ユニットによる補機冷
却水確保」

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）※1
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）※2
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モー
ド）※2

対応
手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等
重大事故等対処設備

代替原子炉補機冷却系による除熱

熱交換器ユニット
大容量送水車（熱交換器ユニット用）
代替原子炉補機冷却海水ストレーナ
ホース
原子炉補機冷却系配管・弁・サージタンク
残留熱除去系熱交換器
海水貯留堰
スクリーン室取水路
常設代替交流電源設備※3
可搬型代替交流電源設備※3
燃料補給設備※3

手順書

備考

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等」にて整備する。
※4：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※5：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

※1:手順は「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

84

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

東海第二

備考

第 1.5.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

第1.5−2表 重大事故等対処に係る監視計器
監視計器一覧（1／10）

監視計器一覧（1/8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流電源が健全である場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流 125V 主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

ＡＭ設備別操作手順書
操作最終ヒートシンクの確保

操作

AM 設備別操作手順書「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」

判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

補機監視機能隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能

操作

原子炉格納容器内の温度②③④⑤⑦⑨⑩については記載を省略する。それ以外の相違理由については四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線は省略す
る。

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の温度全体を通して共通の相違理由
重大事故等の対応に必要となる監視項目

遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力85

柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載する。
（以下，第 1.5−2 表において同様）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

操作
判断基準
判断基準
操作
操作
判断基準
操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

操作
判断基準

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

フィルタ装置水位

フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

補機監視機能フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量−

補機監視機能フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(c) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

フィルタ装置水位

補機監視機能最終ヒートシンクの確保

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

操作

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

補機監視機能−ＡＭ設備別操作手順書

判断基準

操作

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N2 パージ」

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量−

補機監視機能−フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力原子炉格納容器内の酸素濃度
最終ヒートシンクの確保−

補機監視機能監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(b) フィルタ装置スクラビング水補給

判断基準 操作判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水抜き）」

最終ヒートシンクの確保

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流電源が健全である場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水張り）」

備考

監視計器一覧（2／10）

監視計器一覧（2/8）

多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

東海第二

−

フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位−−

操作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

補機監視機能ドレンタンク水位

補機監視機能ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量86

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度
残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

柏崎は「1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止す
るための手順等」にて整備

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東海第二

備考

監視計器一覧（3／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(d) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

判断基準

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度

柏崎の「格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ」に係る監視計器は比較表ページ
86 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書

操作
判断基準

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱(e) フィルタ装置スクラビング水移送
最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作87

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置入口水素濃度

柏崎の「フィルタ装置水位調整（水抜き）」に係る監視計器は比較表ページ 86 に記載。

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備考

監視計器一覧（4／10）

監視計器一覧（3/8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流電源が健全である場合）
b.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

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

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）
格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

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

最終ヒートシンクの確保

耐圧強化ベント系放射線モニタ

判断基準

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

補機監視機能遠隔空気駆動弁操作用ボンベ出口圧力

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣
ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

耐圧強化ベント系放射線モニタ

補機監視機能

計器用空気系系統圧力操作

操作

原子炉格納容器内の水素濃度

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉格納容器内の放射線量率

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

東海第二

AM 設備別操作手順書「PCV ベント弁駆動源確保[予備ボンベ]」操作

88

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（5／10）

監視計器一覧（4/8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

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

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉格納容器内の水素濃度

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣
ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の水位判断基準

AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（フィルタベント使用（D/W））」

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(a) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
監視パラメータ（計器）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

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

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ

操作

原子炉格納容器内の水位

89

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置圧力
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（5/8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
a.格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）

操作
判断基準
判断基準
操作
操作
判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタ装置スクラバ水 pH 調整」

操作

多様なハザード対応手順「ドレン移送ライン N2 パージ」

多様なハザード対応手順「ドレンタンク水抜き」

補機監視機能補機監視機能補機監視機能補機監視機能−フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置水位

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(c) 原子炉格納容器内の不活性ガス（窒素）置換

フィルタ装置水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

フィルタ装置水位
フィルタ装置金属フィルタ差圧

フィルタ装置水位
フィルタ装置ドレン移送流量−

補機監視機能ＡＭ設備別操作手順書

ＡＭ設備別操作手順書

−

操作

判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント停止後の N パージ」−

フィルタ装置水素濃度・フィルタ装置入口水素濃度
・フィルタ装置出口水素濃度
フィルタ装置入口圧力原子炉格納容器内の酸素濃度
最終ヒートシンクの確保−

補機監視機能−フィルタ装置スクラバ水 pH
フィルタ装置水位

判
断
基
準

−

操
作

補機監視機能ドレン移送ライン圧力

判
断
基
準

補機監視機能ドレンタンク水位

操作

補機監視機能ドレンタンク水位
フィルタ装置ドレン移送流量

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(b) フィルタ装置スクラビング水補給

判断基準

操
作

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水抜き）」

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準 操作判断基準

多様なハザード対応手順「フィルタベント水位調整（水張り）」

備考

監視計器一覧（6／10）

手順書

多様なハザード対応手順「フィルタ装置ドレン移送ポンプ水張り」

東海第二

−

90

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度
残留熱除去系系統流量
代替循環冷却系格納容器スプレイ流量

柏崎は「1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止す
るための手順等」にて整備

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（7／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(d) フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換

判断基準

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

最終ヒートシンクの確保

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度

柏崎の「格納容器圧力逃がし装置停止後の窒素ガスパージ」に係る監視計器は比較表ページ
90 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書

操作
判断基準

1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
ａ．格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）(e) フィルタ装置スクラビング水移送
最終ヒートシンクの確保

操作91（水抜き）」及び「ドレン移送

フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置水位

移送ライン窒素ガスパージ」にフィルタ装置水位
フィルタ装置スクラビング水温度
フィルタ装置入口水素濃度

90 に記載。

ＡＭ設備別操作手順書
最終ヒートシンクの確保

柏崎の「フィルタ装置水位調整

係る監視計器は比較表ページ

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（6/8）

東海第二

備考

監視計器一覧（8／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2)最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（全交流動力電源喪失時の場合）
b.耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」
AM 設備別操作手順書「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（S/C））」「炉心損傷前 PCV ベント（耐圧強化ライン使用（D/W））」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(2) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流動力電源が健全である場合）
ｂ．耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

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

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢ＰＣＶ圧力制御｣

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内水素濃度

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気
温度

最終ヒートシンクの確保

耐圧強化ベント系放射線モニタ

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の水素濃度

格納容器内水素濃度(A)
格納容器内水素濃度(B)
格納容器内水素濃度（SA）

操作

原子炉格納容器内の酸素濃度

格納容器内酸素濃度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

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

最終ヒートシンクの確保

耐圧強化ベント系放射線モニタ

操作

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
AM 用直流 125V 充電器盤蓄電池電圧92

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（7/8）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

監視パラメータ（計器）1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1)最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送
a.代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保
b.大容量送水車（熱交換器ユニット用）又は代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷却水確保
事故時運転操作手順書（徴候ベース）
ドライウェル雰囲気温度「S/P 温度制御」等
原子炉格納容器内の温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機冷却水（B）確保」

格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
RCW サージタンク水位(A)水位
RCW サージタンク水位(B)水位

最終ヒートシンクの確保

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量操作

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等
非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」
等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

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

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

最終ヒートシンクの確保

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

1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送
ｂ．代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

原子炉格納容器内の温度

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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

最終ヒートシンクの確保

原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

補機監視機能大容量送水車吐出圧力

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」
等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

93

操作

操作

補機監視機能代替 RCW ユニット入口温度
代替 RCW ポンプ(A)吸込圧力
代替 RCW ポンプ(B)吸込圧力
代替 RCW ポンプ(A)吐出圧力
代替 RCW ポンプ(B)吐出圧力
代替 RSW ポンプ出口圧力
大容量送水車吐出圧力

判断基準

判断基準

多様なハザード対応手順「代替原子炉補機冷却海水ポンプによる補機冷
却水確保」「大容量送水車による補機冷却水確保」

監視パラメータ（計器）1.5.2.2 サポート系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（海）への代替熱輸送
ａ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

操作

水源の確保

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

判断基準

原子炉格納容器内の圧力
判断基準

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

AM 設備別操作手順書「代替 Hx による補機冷却水（A）確保」「代替 Hx による補機冷却水（B）確保」

備考

監視計器一覧（9／10）

手順書

多様なハザード対応手順「熱交換器ユニットによる補機冷却水確保」

東海第二

原子炉格納容器内の温度

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

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
監視計器一覧（8/8）

東海第二

備考

監視計器一覧（10／10）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)原子炉補機冷却系による補機冷却水確保

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.5.2.3 設計基準事故対処設備を使用した対応手順(1) 残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等
原子炉圧力容器内の温度

原子炉格納容器内の圧力

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

格納容器内圧力(D/W)
格納容器内圧力(S/C)

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度

非常時運転手順書Ⅱ（停止時徴候ベース）「停止時崩壊熱除去制御」
等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

原子炉圧力容器の温度

原子炉圧力容器の温度

原子炉格納容器内の温度

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

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

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

ＡＭ設備別操作手順書

操作RCW サージタンク水位(A)水位
RCW サージタンク水位(B)水位
RCW サージタンク水位(C)水位

操作

水源の確保

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）｢Ｓ／Ｐ温度制御｣等

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の温度

原子炉圧力容器温度

94

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東海第二

備考

第 1.5.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

第1.5−3表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備

柏崎との相違箇所については四

対象条文
【1.5】
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

給電元
給電母線

供給対象設備
格納容器圧力逃がし装置

対象条文

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

供給対象設備不活性ガス系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」
を「ＭＣＣ」という。
）
ＭＣＣ ２Ｄ系

格納容器圧力逃がし装置 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｄ系

耐圧強化ベント系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

緊急用海水ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｍ／ＣAM 用 MCC
AM 用直流 125V
不活性ガス系弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
常設代替直流電源設備
可搬型直流電源設備

MCC C 系
AM 用 MCC
直流 125V B 系
AM 用直流 125V

非常用ガス処理系弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備【1.5】
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

給電元
給電母線

MCC C 系
MCC D 系

代替原子炉補機冷却系（熱交換器ユニッ
ト）

緊急用海水系 弁

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

残留熱除去系海水系 弁

常設代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

可搬型代替交流電源設備

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC

中央制御室監視計器類を記載しているため下線を省
略。

相違理由⑨

相違理由②④

代替原子炉補機冷却系（熱交換器ユニッ
ト）
原子炉補機冷却系弁

角点線枠にて示し，備考に理由

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備

計測用 A 系電源
計測用 B 系電源95

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

96

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は先行 PWR との比較のため補足を作成しており，東二は柏崎との比較となるため補足は作成していない。

97

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

98

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

99

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

100

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は比較表ページ 100 に記載。

101

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑭

102

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は「フィルタ装置水位調
整（水張り）」比較表ページ
116 に記載。

103

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は「フィルタ装置水位調
整（水張り）」比較表ページ
117〜119 に記載。
相違理由⑭

104

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は「1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止す
るための手順等」にて整備。

105

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は「1.9 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止す
るための手順等」にて整備。

106

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は「格納容器圧力逃がし
装置停止後の窒素ガスパージ」比較表ページ 122〜123 に
記載。

107

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は「格納容器圧力逃がし
装置停止後の窒素ガスパージ」比較表ページ 124 に記
載。
相違理由⑭

108

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は「フィルタ装置水位調整（水抜き）」比較表ページ
120 に記載。

109

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は「フィルタ装置水位調整（水抜き）」比較表ページ
121 に記載。
相違理由⑭

110

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

柏崎は「フィルタ装置水位調整（水抜き）」比較表ページ
121 に記載。
相違理由⑭

111

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑨

112

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑨

113

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二はフィルタ装置使用後，水の放射線分解により発生す
る水素の影響を考慮し，フィ
ルタ装置スクラビング水をサプレッション・プールへ移送
後にスクラビング水移送配管の洗浄を行い，満水保管とし
ている。

114

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二はフィルタ装置使用後，水の放射線分解により発生す
る水素の影響を考慮し，フィ
ルタ装置スクラビング水をサプレッション・プールへ移送
後にスクラビング水移送配管の洗浄を行い，満水保管とし
ている。

115

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置スクラ
ビング水補給」比較表ページ
103 に記載。

116

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置スクラ
ビング水補給」比較表ページ
104 に記載。
相違理由⑭

117

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置スクラ
ビング水補給」比較表ページ
104 に記載。
相違理由⑭

118

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置スクラ
ビング水補給」比較表ページ
104 に記載。
相違理由⑭

119

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置スクラ
ビング水移送」比較表ページ
109 に記載。

120

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置スクラ
ビング水移送」比較表ページ
110，111 に記載。
相違理由⑭

121

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換」比較表ページ 107 に記載。

122

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換」比較表ページ 107 に記載。

123

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は「フィルタ装置内の不活性ガス（窒素）置換」比較
表ページ 108 に記載。
相違理由⑭

124

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二はベント開始後 7 日間はスクラビング水の水位調整が不要のため，記載なし。

125

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二はベント開始後 7 日間はスクラビング水の水位調整が不要のため，記載なし。

126

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二はフィルタ装置使用後，水の放射線分解により発生す
る水素の影響を考慮し，フィ
ルタ装置スクラビング水をサプレッション・プールへ移送
後にスクラビング水移送配管の洗浄を行い，満水保管としているため，窒素ガスパージは実施しない。

127

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二はフィルタ装置使用後，水の放射線分解により発生す
る水素の影響を考慮し，フィ
ルタ装置スクラビング水をサプレッション・プールへ移送
後にスクラビング水移送配管の洗浄を行い，満水保管としているため，窒素ガスパージは実施しない。

128

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は格納容器圧力逃がし装置にドレンタンクがないため，
記載なし。

129

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

東二は格納容器圧力逃がし装置にドレンタンクがないため，
記載なし。

130

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

131

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 131 に記載。

132

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑭

133

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

134

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 134 に記載。

135

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑭

136

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

137

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 137 に記載。

138

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑭

139

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由②

140

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 140 に記載。

141

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由②
相違理由⑭

142

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由②

143

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は比較表ページ 143 に記載。

144

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由②
相違理由⑭

145

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由④

146

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎はタイムチャートを示していないため空欄。

147

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

148

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

東海第二
1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等＜ 目 次 ＞＜

1.6.1 対応手段と設備の選定

1.6.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方(2) 対応手段と設備の選定の結果(2) 対応手段と設備の選定の結果

目 次 ＞

a. 炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備

ａ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 代替格納容器スプレイ

備考ⅰ) 代替格納容器スプレイ

見出し記号の附番ルールの相違以降，同様の相違理由によるものは相違理由①示す。

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備(b) サポート系故障時の対応手段及び設備(b) サポート系故障時の対応手段及び設備

相違理由①

ⅰ. 復旧

ⅰ) 復旧

相違理由①

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由①

1

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二b. 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ｂ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

備考

ⅰ. 代替格納容器スプレイⅰ) 代替格納容器スプレイ

相違理由①

ⅱ. 格納容器代替除熱ⅱ) 格納容器代替除熱

相違理由①ⅲ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由①(b) サポート系故障時の対応手段及び設備(b) サポート系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 復旧

ⅰ) 復旧

相違理由①

ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

相違理由①

c. 手順等

ｃ．手順等

1.6.2 重大事故等時の手順

1.6.2 重大事故等時の手順

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 代替格納容器スプレイ

ａ．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由①(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由①
東二は補給水系を代替格納容器スプレイ（自主対策設備）として整備する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水/海水）(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／
海水）

2

相違理由①

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

b. 重大事故等時の対応手段の選択(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

備考

相違理由①

(2) サポート系故障時の対応手順

a. 復旧

ａ．復旧

(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

設備名称の相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由③と示す。

b. 重大事故等時の対応手段の選択

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 代替格納容器スプレイ

ａ．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水/海水）(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由①②(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／

相違理由①

海水）
b. 格納容器代替除熱ｂ．格納容器代替除熱(a) ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱(a) ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替除熱

c. 重大事故等時の対応手段の選択

ｃ．重大事故等時の対応手段の選択

3

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二(2) サポート系故障時の対応手順

a. 復旧

ａ．復旧

(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

b. 重大事故等時の対応手段の選択

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択

1.6.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

備考

1.6.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順

相違理由③

東二は設計基準事故対処設備
は重大事故等対処設備と定義している。
柏崎では，設計基準事故対処設
備が健全で重大事故等の対処に用いる際，これらの設計基準
事故対処設備を重大事故等対処設備（設計基準拡張）と位置づけている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由④と示す。

(1) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ(1) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由③(2) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チ(2) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱

相違理由③ェンバ・プールの除熱
1.6.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

1.6.2.4 その他の手順項目について考慮する手順

4

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

1.6 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等【要求事項】【要求事項】

１ 発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能

１

発電用原子炉設置者において、設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切にされていること。

示されていること。

２ 発電用原子炉設置者は、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損２を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるためを防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

に必要な手順等が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。

【解釈】

備考

発電用原子炉設置者は、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損【解釈】

１ 第１項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」

１

及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させ及び第２項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置をるために必要な手順等」とは、以下に掲げる措置又はこれらと同等以上の効果を有する措置を行うための手順等をいう。

行うための手順等をいう。

（１）炉心の著しい損傷を防止するための原子炉格納容器の冷却等（１）炉心の著しい損傷を防止するための原子炉格納容器の冷却等第１項に規定する「原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等」

ａ）設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉ａ）設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合において炉心の著しい損傷を防止するため、格納容器スプレイ代替注水設備により、原子炉格納容器心の著しい損傷を防止するため、格納容器スプレイ代替注水設備により、原子炉格納容器

内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

内の圧力及び温度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

（２）原子炉格納容器の破損を防止するための原子炉格納容器の冷却等（２）原子炉格納容器の破損を防止するための原子炉格納容器の冷却等

ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納

ａ）炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、格納容器スプレイ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の容器スプレイ代替注水設備により、原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

濃度を低下させるために必要な手順等を整備すること。

設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能は，残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による冷却機能である。
この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる対処設備を整備している。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合においても原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉
格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる対処設備を整備している。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

設計基準事故対処設備が有する原子炉格納容器内の冷却機能は，残留熱除去系（格納容器スプレ
イ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による冷却機能である。

相違理由③

この機能が喪失した場合においても炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる対処設備を整備する。
また，炉心の著しい損傷が発生した場合においても原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる対処設備を整備する。
ここでは，これらの対処設備を活用した手順等について説明する。

5

東二は対処設備の設置工事を未だ実施していないため方針を示し，他条文と整合を図る記載とした。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二1.6.1 対応手段と設備の選定

1.6.1 対応手段と設備の選定(1) 対応手段と設備の選定の考え方(1) 対応手段と設備の選定の考え方

備考

炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる必要がある。

炉心の著しい損傷を防止するため，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる必要があ

また，炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため，原子炉格る。また，炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため，

納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる必要がある。原子炉格納容器内を冷原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる必要がある。原子炉格却するための設計基準事故対処設備として，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプ

納容器内を冷却するための設計基準事故対処設備として，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷

相違理由③

レッション・チェンバ・プール水冷却モード）を設置している。

却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を設置している。

相違理由③

これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，これらを重大事故等対処設備（設計基準拡張）

これらの設計基準事故対処設備が健全であれば，重大事故等の対処に用いるが，設計基準事と位置付け重大事故等の対処に用いるが，設計基準事故対処設備が故障した場合は，その機能を代故対処設備が故障した場合は，その機能を代替するために，設計基準事故対処設備が有する機替するために，設計基準事故対処設備が有する機能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因

能，相互関係を明確にした（以下「機能喪失原因対策分析」という。）上で，想定する故障に対策分析」という。）上で，想定する故障に対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定す対応できる対応手段及び重大事故等対処設備を選定する（第1.6−1図）。

る（第 1.6.1 図）。

相違理由④

図表番号の附番ルールの相違
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑤と示す。

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※1 を選定

重大事故等対処設備のほかに，柔軟な事故対応を行うための対応手段及び自主対策設備※１を

する。

選定する。

※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用※1 自主対策設備：技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況においてすることは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。

使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備。

選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。）だけで選定した重大事故等対処設備により，技術的能力審査基準（以下「審査基準」という。
）だけなく，設置許可基準規則第四十九条及び技術基準規則第六十四条（以下「基準規則」という。）のでなく，設置許可基準規則第四十九条及び技術基準規則第六十四条（以下「基準規則」とい要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備との関係を明確う。
）の要求機能を満足する設備が網羅されていることを確認するとともに，自主対策設備とのにする。

関係を明確にする。

6

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) 対応手段と設備の選定の結果
重大事故等対処設備（設計基準拡張）である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード又はサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）が健全であれば重大事故等の対処に用いる。

東海第二

備考

(2) 対応手段と設備の選定の結果
設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系

相違理由③④（サプレッション・プール冷却系）が健全であれば重大事故等対処設備として重大事故等の対相違理由③④処に用いる。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は以下のとおり。

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内の除熱で使用する設備は相違理由③

以下のとおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ

・格納容器スプレイ・ヘッダ

東二はスプレイヘッダを残留熱除去系と位置付けている。柏
崎は原子炉格納容器の設備に位置付けている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑥と示す。

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・原子炉補機冷却系

・残留熱除去系海水系ポンプ

東二は残留熱除去系ポンプ及・残留熱除去系海水系ストレーナ

び残留熱除去系熱交換器の冷却水として，残留熱除去系海水系を設置している。なお，柏崎は原子炉補機冷却系を残留熱除去系冷却水として使用する。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑦と示す。

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備

柏崎は非常用交流電源設備に燃料に係わる設備が含まれる
が，東二は非常用交流電源設備に燃料給油設備は含まれていないため記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑧と示す。

7

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェ
ンバ・プールの除熱で使用する設備は以下のとおり。

東海第二
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱で使

備考
相違理由③

用する設備は以下のとおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・原子炉補機冷却系

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑦

・残留熱除去系海水系ストレーナ
・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備
・燃料給油設備8

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（格納容器スプレイ

機能喪失原因対策分析の結果，フロントライン系故障として，残留熱除去系（格納容器スプ

冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の故障を想定する。また，サポ

レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の故障を想定する。また，

相違理由③ート系故障として，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障を想定する。

サポート系故障として，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障を想定する。

相違理由⑦

設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基準規設計基準事故対処設備に要求される機能の喪失原因から選定した対応手段及び審査基準，基則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自主対策設

準規則からの要求により選定した対応手段と，その対応に使用する重大事故等対処設備及び自備を以下に示す。

主対策設備を以下に示す。

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び自主

なお，機能喪失を想定する設計基準事故対処設備，対応に使用する重大事故等対処設備及び対策設備と整備する手順についての関係を第 1.6.1 表に整理する。

自主対策設備と整備する手順についての関係を第1.6−1表に整理する。

a.炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備

ａ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ. 代替格納容器スプレイⅰ) 代替格納容器スプレイ

設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の故障により原設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の故障により

子炉格納容器内の除熱ができない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系及び原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる

系，補給水系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内の圧手段がある。

力及び温度を低下させる手段がある。

(ⅰ)代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却(ⅰ) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却で使用する設代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

備は以下のとおり。

9

相違理由⑤

相違理由①
相違理由③
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

・復水移送ポンプ

・常設低圧代替注水系ポンプ

東二は代替格納容器スプレイ

・復水貯蔵槽・代替淡水貯槽系の常設設備として，代替淡水・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁貯槽を水源とする常設低圧代・残留熱除去系配管・弁・代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁替注水系ポンプを使用するが，・格納容器スプレイ・ヘッダ

・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ

柏崎は復水貯蔵槽を水源とす

・高圧炉心注水系配管・弁る復水補給水系を使用するため配管等構成にも相違がある。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑨と示す。

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・非常用交流電源設備

東二は常設代替交流電源設備
のみで給電が可能であるが，柏崎は常設代替交流電源設備の他，非常用電源設備より給電される。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑩と示す。

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

東二は，常設代替交流電源設備
を常設代替高圧電源装置 5 台で定格とし，故障や点検を想定
し，1 台予備を確保している。
よって，柏崎で記載している自主対策設備は設置していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑪と示す。

・可搬型代替交流電源設備

相違理由⑩・代替所内電気設備

相違理由⑩・燃料給油設備10

相違理由⑩

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)消火系による原子炉格納容器内の冷却

東海第二

備考

(ⅱ) 消火系による原子炉格納容器内の冷却消火系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

消火系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・ろ過水タンク

・ろ過水貯蔵タンク

相違理由③

・多目的タンク

東二はろ過水貯蔵タンクを代替する淡水タンクとして，多目的タンクを設置している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑫と示す。

・消火系配管・弁・消火系配管・弁

柏崎は復水補給水系の配管を・復水補給水系配管・弁使用している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑬と示す。
・残留熱除去系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ

相違理由⑥

・格納容器スプレイ・ヘッダ
・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・非常用交流電源設備

・非常用交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備

相違理由⑩・燃料補給設備

・燃料給油設備11

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(ⅲ) 補給水系による原子炉格納容器内の冷却補給水系による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。
・復水移送ポンプ
・復水貯蔵タンク・補給水系配管・弁・消火系配管・弁・残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ
・原子炉格納容器
・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備12

備考
相違理由①②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅲ)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却

東海第二(ⅳ) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

備考
相違理由①

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却で使用する設備は以下のとおり。

・可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）・可搬型代替注水中型ポンプ

相違理由③

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由③

・防火水槽

・西側淡水貯水設備

東二は可搬設備による注水等

・淡水貯水池・代替淡水貯槽に使用する水源として西側淡
水貯水設備及び代替淡水貯槽（代替淡水源:重大事故等対処設備）を新設。柏崎は可搬設備
による注水等に使用する水源として防火水槽及び淡水貯水池（代替淡水源：自主対策設備）を新設し，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手
順等」【解釈】1b）項を満足するための代替淡水源（措置）と位置付ける。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑭と示す。

・ホース・接続口

・ホース

東二は接続口を低圧代替注水
系配管に含めることで設備に位置付けない。

・復水補給水系配管・弁・低圧代替注水系配管・弁

東二は低圧代替系、代替格納容・代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁器スプレイ冷却系の配管･弁を使用するが、柏崎は・復水補給
水系配管・弁を使用する系統に相違がある。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑮と示す。

・残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ

・残留熱除去系配管・弁・格納容器スプレイ・ヘッダ

13

相違理由⑥

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・原子炉格納容器

備考

・原子炉格納容器
相違理由⑩

・非常用交流電源設備
・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備

・第二代替交流電源設備

相違理由⑪・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備

・代替所内電気設備

相違理由⑩・燃料補給設備

・燃料給油設備14

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

なお，防火水槽を水源として利用する場合は，淡水貯水池と防火水槽の間にあらかじめ敷

柏崎はあらかじめ敷設したホ

設したホースを使用して淡水貯水池から淡水を補給する。淡水貯水池を水源として利用するースを使用することを記載し場合はあらかじめ敷設したホースを使用するが，当該ホースが使用できない場合は可搬のホているが，東二はホースをあらースにて淡水貯水池からの直接送水ラインを構成する。

かじめ敷設する前提ではないため記載していない。

また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却は，防火水槽又は淡水貯水池の淡水だけでなく，海水も利用できる。

なお，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内の冷却は，西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽の淡水だけでなく，海水も利用できる。

15

相違理由⑭

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ.重大事故等対処設備と自主対策設備

東海第二ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

備考
相違理由①

代替格納容器スプレイで使用する設備のうち，復水移送ポンプ，復水貯蔵槽，復水補給水系

代替格納容器スプレイで使用する設備のうち，常設低圧代替注水系ポンプ，代替淡水配管・弁，残留熱除去系配管・弁，格納容器スプレイ・ヘッダ，高圧炉心注水系配管・弁，原貯槽，低圧代替注水系配管・弁，代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁，残留熱除去系

子炉格納容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備，代替所内電気設備，可搬型

Ｂ系配管・弁・スプレイヘッダ，原子炉格納容器，常設代替交流電源設備，可搬型代替

代替注水ポンプ（A−2 級），ホース・接続口及び燃料補給設備は重大事故等対処設備として位

注水大型ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ，西側淡水貯水設備，ホース，残留熱除去

相違理由③⑥⑮

置付ける。

系配管・弁・スプレイヘッダ，可搬型代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等

相違理由③

相違理由⑨

対処設備として位置付ける。
防火水槽及び淡水貯水池は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】相違理由④⑭1b)項を満足するための代替淡水源（措置）として位置付ける。非常用交流電源設備は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器ス

以上の重大事故等対処設備により，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格納プレイ冷却モード）が故障した場合においても，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させ

容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が故障した

ることができる。

場合においても，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることができる。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

16

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁東海第二・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，消火系配管・弁備考
相違理由③⑫

耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプと同等の機能（流量）を有することから，重耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が東二では常設低圧代替注水系

大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合において，原

必要な火災が発生していない場合において，原子炉格納容器内を冷却する手段としポンプ，可搬型代替注水中型ポ

子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。

て有効である。

ンプ及び可搬型代替注水大型ポンプの設計仕様が同等の機能（容量）を有するとは言えな
いため，柏崎と同様な記載は困難である。（例：低圧代替注水系（常設）柏崎 125m3/h/台，東二 200 m3/h/台）
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑯と示す。

・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク，補給水系配管・弁耐震性は確保されていないが，使用可能であれば原子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。

17

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二・第二代替交流電源設備

備考
相違理由⑪

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有効である。
(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 復旧(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 復旧

相違理由①

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，設計基準事故対処設備である残留

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，設計基準事故対処設備で相違理由⑦

熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

ある残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プ

相違理由③による原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，「(a)ⅰ.代替格納容器スプレイ」の手段にール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，「(a)ⅰ) 代替格納容器

相違理由①

加え，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源をスプレイ」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用いて緊急用メタルクラッド開閉装

相違理由⑪

供給し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除置（以下「メタルクラッド開閉装置」を「Ｍ／Ｃ」という。
）を受電した後，緊急用Ｍ／

東二は受電経路を具体的に示

去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を

ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給し，残留熱除去系海水系，緊急用海水す。

復旧し，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。

系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保することで残留熱除去系（格納容器

東二は残留熱除去系海水系のスプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を復旧し，原子代替設備として，常設の緊急用

炉格納容器内の圧力及び温度を低下させる手段がある。

海水ポンプを使用した緊急用
海水系及び可搬型代替注水大型ポンプを使用した代替残留熱除去系海水系を新設し，残留熱除去系に冷却水を供給できる。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑰と示す。
相違理由⑦
相違理由③

18

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅰ)代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の復旧

東海第二(ⅰ) 代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の復旧

代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

代替交流電源設備による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の復旧で使用す

備考
相違理由③
相違理由③

る設備は以下のとおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ

相違理由⑥

・格納容器スプレイ・ヘッダ
・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・原子炉補機冷却系

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑦

・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由⑦

・緊急用海水ポンプ

相違理由⑰・緊急用海水系ストレーナ

相違理由⑰

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑰

・ホース

相違理由⑰

・代替原子炉補機冷却系

・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
・第二代替交流電源設備

相違理由⑪・燃料給油設備19

相違理由⑧

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(ⅱ)代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

東海第二(ⅱ) 代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の復旧

備考
相違理由③

の復旧
代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の復旧で使用する設備は以下のとおり。

代替交流電源設備による残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の復旧で相違理由③使用する設備は以下のとおり。

・残留熱除去系ポンプ

・残留熱除去系ポンプ

・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系熱交換器

・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・残留熱除去系配管・弁・ストレーナ

・原子炉格納容器・原子炉格納容器

・原子炉補機冷却系

・残留熱除去系海水系ポンプ

相違理由⑦

・残留熱除去系海水系ストレーナ

相違理由⑦

・緊急用海水ポンプ

相違理由⑰・緊急用海水系ストレーナ

相違理由⑰

・可搬型代替注水大型ポンプ

相違理由⑰

・ホース

相違理由⑰

・代替原子炉補機冷却系

・常設代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
相違理由⑪・第二代替交流電源設備
・燃料給油設備20

相違理由⑧

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

東海第二ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

備考
相違理由①

復旧で使用する設備のうち，サプレッション・チェンバ，格納容器スプレイ・ヘッダ，原子復旧で使用する設備のうち，残留熱除去系ポンプ，サプレッション・チェンバ，残留

炉格納容器，代替原子炉補機冷却系及び常設代替交流電源設備は重大事故等対処設備として位熱除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・スプレイヘッダ，原子炉格納置付ける。また，残留熱除去系ポンプ，残留熱除去系熱交換器，残留熱除去系配管・弁・スト容器，残留熱除去系海水系ポンプ，残留熱除去系海水系ストレーナ，緊急用海水ポン

相違理由⑦⑰

レーナ及び原子炉補機冷却系は重大事故等対処設備（設計基準拡張）として位置付ける。

プ，緊急用海水系ストレーナ，常設代替交流電源設備及び燃料給油設備は重大事故等対

相違理由⑧

相違理由⑥

処設備として位置付ける。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系が故障した場合においても，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。
以上の重大事故等対処設備により，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系が故相違理由⑦

障した場合においても，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させることができる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・可搬型代替注水大型ポンプ，ホース

相違理由⑰

敷地に遡上する津波が発生した場合のアクセスルートの復旧には不確実さがあり，使用できない場合があるが，可搬型代替注水大型ポンプによる冷却水供給により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）が使用可能となれば，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。
・第二代替交流電源設備

相違理由⑪

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有
効である。

21

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

東海第二

備考

b. 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備

ｂ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備(a) フロントライン系故障時の対応手段及び設備

ⅰ.代替格納容器スプレイ
炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去系（格ⅰ) 代替格納容器スプレイ

相違理由①

炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事故対処設備である残留熱除去

納容器スプレイ冷却モード）の故障により原子炉格納容器内の除熱ができない場合は，代替格

系（格納容器スプレイ冷却系）の故障により原子炉格納容器内の除熱ができない場合

相違理由③

納容器スプレイ冷却系（常設），消火系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ

相違理由②

炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる手段がある。

冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる手段がある。

なお，原子炉圧力容器の破損前に代替格納容器スプレイを実施することで，原子炉格
納容器内の温度上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境条件を緩和することができる。ただし，本操

なお，原子炉圧力容器の破損前に代替格納容器スプレイを実施することで，原子炉格
納容器内の温度上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境条件を緩和することができる。

東二は代替格納容器スプレイを実施しない場合，原子炉格納作を実施しない場合であっても，評価上，原子炉圧力容器底部が破損に至るまでの間，逃がし安

容器内温度が上昇し，逃がし安全弁は発電用原子炉の減圧機能を維持できる。

全弁の減圧機能に影響がでる
可能性がある。

これらの対応手段で使用する設備は，「a.(a)ⅰ.代替格納容器スプレイ」で選定した設備と同様である。

これらの対応手段で使用する設備は，「ａ．(a)ⅰ)
した設備と同様である。

22

代替格納容器スプレイ」で選定

相違理由①

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ⅱ.格納容器代替除熱

東海第二ⅱ) 格納容器代替除熱

備考
相違理由①

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供

非常用交流電源設備を用いてＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給することで原相違理由③給することで原子炉補機冷却系を復旧し，ドライウェル冷却系により原子炉格納容器内の除熱

子炉補機冷却系を復旧し，ドライウェル内ガス冷却装置により原子炉格納容器内の除熱

相違理由③を行う手段がある。

を行う手段がある。

東二は受電経路を具体的に示す。

(ⅰ)ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱(ⅰ) ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替除熱

ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱で使用する設備は以下のとおり。

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替除熱で使用する設備は

相違理由③
相違理由③

以下のとおり。
・ドライウェル冷却系送風機・ドライウェル内ガス冷却装置送風機

相違理由③・ドライウェル冷却系冷却器

・ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル

相違理由③

・原子炉格納容器
・原子炉補機冷却系

・原子炉補機冷却系

・非常用交流電源設備

相違理由⑩・常設代替交流電源設備

相違理由⑩・第二代替交流電源設備

相違理由⑪・燃料給油設備23

相違理由⑧

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ⅲ. 重大事故等対処設備と自主対策設備
代替格納容器スプレイで使用する設備において，重大事故等対処設備の位置付けは，「a.(a)ⅱ.重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様である。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

東海第二ⅲ) 重大事故等対処設備と自主対策設備

備考
相違理由①

代替格納容器スプレイで使用する設備において，重大事故等対処設備の位置付けは，「ａ．(a)ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様である。

相違理由①

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計基準事

以上の重大事故等対処設備により，炉心の著しい損傷が発生した場合において，設計

故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障した場合においても，基準事故対処設備である残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障した場合にお原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させることができる。

いても，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させることが

相違理由③

できる。
また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設
備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水タンク，消火系配管・弁また，以下の設備はプラント状況によっては事故対応に有効な設備であるため，自主対策設備として位置付ける。あわせて，その理由を示す。
・ディーゼル駆動消火ポンプ，ろ過水貯蔵タンク，多目的タンク，消火系配管・弁相違理由③⑫

耐震性は確保されていないが，復水移送ポンプと同等の機能（流量）を有することから，重耐震性は確保されていないが，重大事故等へ対処するために消火系による消火が相違理由⑯

大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合において，原

必要な火災が発生していない場合において，原子炉格納容器内を冷却し，放射性物

東二は放射性物質の濃度を低子炉格納容器内を冷却する手段として有効である。

質の濃度を低下させる手段として有効である。

下させる目的も記載（柏崎も他に記載している）ページ 26

24

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

東海第二・復水移送ポンプ，復水貯蔵タンク，補給水系配管・弁

備考
相違理由②

耐震性は確保されていないが，使用可能であれば，原子炉格納容器内を冷却し，放射性物質の濃度を低下させる手段として有効である。
・ドライウェル冷却系

・ドライウェル内ガス冷却装置

耐震性は確保されておらず，除熱量は小さいが，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電

耐震性は確保されていないが，非常用交流電源設備により原子炉補機冷却系を復源設備により原子炉補機冷却系を復旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びドライウェル

旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びドライウェル内ガス冷却装置送風機の冷却系送風機の起動が可能である場合，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。

起動が可能である場合，原子炉格納容器内を除熱する手段として有効である。

また，ドライウェル冷却系送風機が停止している場合においても，冷却水の通水を継続する

また，ドライウェル内ガス冷却装置送風機が停止している場合においても，冷却ことにより，ドライウェル冷却系冷却器のコイル表面で蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧水の通水を継続することにより，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルの表面で力上昇を緩和することが可能である。

蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧力上昇を緩和することが可能である。

・第二代替交流電源設備相違理由③相違理由⑩⑪

相違理由③

相違理由⑪

耐震性は確保されていないが，常設代替交流電源設備と同等の機能を有することから，健全性が確認できた場合において，重大事故等の対処に必要な電源を確保するための手段として有
効である。

25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ. 復旧

東海第二

備考

(b) サポート系故障時の対応手段及び設備
ⅰ) 復旧

相違理由①

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，設計基準事故対処設備である残留

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，設計基準事故対処設備で相違理由⑦

熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

ある残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プ

相違理由③が使用できない場合は，「(a)ⅰ.代替格納容器スプレイ」の手段に加え，常設代替交流電源設

ール冷却系）が使用できない場合は，「(a)ⅰ) 代替格納容器スプレイ」及び「(a)ⅱ)

相違理由①

備又は第二代替交流電源設備を用いて非常用所内電気設備へ電源を供給し，格納容器代替除熱」の手段に加え，常設代替交流電源設備を用いて緊急用Ｍ／Ｃを受電

相違理由⑪

した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄへ電源を供給し，残留熱除去系

東二は受電経路を具体的に示原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで残留熱除去系

海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保することで残留す。相違理由⑦⑰（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を復旧

熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却

相違理由③

し，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる手段がある。

系）を復旧し，原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させる手段がある。

これらの対応手段で使用する設備は，「a.(b)ⅰ.復旧」で選定した設備と同様である。

これらの対応手段で使用する設備は，「ａ．(b)ⅰ)
ある。

26

復旧」で選定した設備と同様で

相違理由①

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 重大事故等対処設備と自主対策設備
復旧で使用する設備において，重大事故等対処設備，重大事故等対処設備（設計基準拡張）
及び自主対策設備の位置付けは，「a.(b)ⅱ.重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様であ

東海第二ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備
復旧で使用する設備において，重大事故等対処設備及び自主対策設備の位置付けは，「ａ．(b)ⅱ) 重大事故等対処設備と自主対策設備」と同様である。

備考
相違理由①
相違理由④
相違理由①

る。
これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

これらの機能喪失原因対策分析の結果により選定した設備は，審査基準及び基準規則に要求される設備が全て網羅されている。

以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプレ以上の重大事故等対処設備により，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残相違理由③

ッション・チェンバ・プール水冷却モード）が全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故

留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が全交流動力電源喪失又は残留熱除去系

相違理由⑦

障により使用できない場合においても，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及びサプ

海水系の故障により使用できない場合においても，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷

レッション・チェンバ・プール水冷却モード）を復旧し，原子炉格納容器内の圧力及び温度並

却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を復旧し，原子炉格納容器

びに放射性物質の濃度を低下させることができる。

内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度を低下させることができる。

27

相違理由③

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c. 手順等
上記「a.炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備」及び「b.原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

東海第二

備考

ｃ．手順等
上記「ａ．炉心の著しい損傷防止のための対応手段及び設備」及び「ｂ．原子炉格納容器の破損を防止するための対応手段及び設備」により選定した対応手段に係る手順を整備する。

これらの手順は，運転員及び緊急時対策要員の対応として事故時運転操作手順書（徴候ベース）「非常時運転手順書Ⅱ
これらの手順は，運転員等※２及び重大事故等対応要員の対応として，

東二は「技術的能力 1.0 重大（以下「EOP」という。），事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）（以下「SOP」という。），（徴候ベース）」，「非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）」，「ＡＭ設備別操作手順書」

事故対策における共通事項（添AM 設備別操作手順書及び多様なハザード対応手順に定める（第 1.6.1 表）。

及び「重大事故等対策要領」に定める（第1.6−1表）。

付資料 1.0.10

重大事故等発生時の体制について）」より,当直運転員と重大事故等対応要員のうち運転操作対応要員が重大事故の対応に当たることとしている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。
整備する手順書名の相違
また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第 1.6.2 表，第 1.6.3 表）。

また，重大事故等時に監視が必要となる計器及び給電が必要となる設備についても整理する（第1.6−2表，第1.6−3表）
。

相違理由⑤

※2 運転員等：運転員（当直運転員）及び重大事故等対応要員（運転操作対応）をいう。

運転員等の定義を追記。

28

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東海第二1.6.2 重大事故等時の手順

1.6.2 重大事故等時の手順

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 代替格納容器スプレイ

備考

ａ．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障により使用できない場合は，復水貯蔵槽

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

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

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

スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・プー

東二のスプレイマネージメン

ル水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はトは早期な格納容器ベントをスプレイの起動／停止を行う。

回避するためにサプレッショ

はスプレイの起動/停止を行う。

相違理由③⑨ン・プール水位についても考慮している。
以降，同様な相違理由によるものは相違理由⑲と示す。
ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ.手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイができ※1ない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合

で，原子炉格納相違理由①

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイができな※１

い場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合

相違理由③

で，原子炉格納

容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。

容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。

※1:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

相違理由⑨※2:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧力，サ

相違理由③

格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又プレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰

はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動

囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起の判断基準（第 1.6.4 表）に達した場合。

動の判断基準（第1.6−4表）に達した場合。

29

相違理由⑤

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ⅱ.操作手順東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由⑤
相違理由①
設備運用・設計，体制等の違いに起因する記載の相違はある
が，実態として記載内容に違いはない。
以降，同様な相違理由によるものは相違理由⑳と示す。

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は下のとおり。手順の対応フローを第 1.6.2 図から第 1.6.5 図に，概要図を第 1.6.7 図に，タイ以下のとおり。手順の対応フローを第1.6−2図から第1.6−3図及び第1.6−5図に，概要図を

相違理由⑤

ムチャートを第 1.6.8 図に示す。

第1.6−9図に，タイムチャートを第1.6−10図に示す。

相違理由⑤①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に代替格納容器スプレイ冷却①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（常相違理由⑱⑳系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。

設）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。

②中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器②運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器

内へのスプレイに必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表内へのスプレイに必要な残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施する

東二は必要な電源の受電操作示にて確認する。

とともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイにを記載（中央制御室の緊急用電

必要な電動弁の電源が確保されたこと並びにポンプ及び監視計器の電源が確保されている

源切替盤にて実施）

ことを状態表示等にて確認する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
東二は運転員等の対応要員数
をタイムチャートに示す。
以降，同様な相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由⑱⑳
柏崎は本項②操作にて電源が確保されたことを確認
監視計器に電源確保の状態表
示がない場合，指示値により確認するため「状態表示等」と記載。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

30

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東海第二

備考

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機，第二東二は代替電源設備は容量をガスタービン発電機又は電源車の負荷容量確認を依頼し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設計で担保しているため，負荷設）が使用可能か確認する。

容量確認は不要。

④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮断弁

柏崎は原子炉格納容器への注の全閉操作を実施する。
⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水移送ポンプの起動操作を実施し，復水移送ポンプ吐出圧
力指示値が規定値以上であることを確認する。

水流量確保③運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の使用モードを選択

相違理由⑨⑱⑳

し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の起動操作を実施した後，常設低圧代替注水系

相違理由⑨

ポンプ吐出圧力指示値が約2.0MPa［gage］以上であることを確認する。

相違理由⑨
東二は指示値の明確化
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

31

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東海第二

備考

⑥当直副長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6.4 表に基づきドライウェル又はサプレ

東二の代替格納容器スプレイ

ッション・チェンバ・プールを選択し，中央制御室運転員に系統構成開始を指示する。

冷却系（常設）によるスプレイ
先として，スプレイによる除熱効果が低いサプレッション・チ
ェンバを設計上考慮していない。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
④運転員等は中央制御室にて，常設低圧代替注水系系統分離弁，代替格納容器スプレイ注水

相違理由⑨中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器

弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁が自動開したことを確認し，代替格納容器スプレ

相違理由⑨

内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除イ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。

相違理由⑨⑦a ドライウェルスプレイ（以下「D/W スプレイ」という。）の場合

去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施し，当直副長に代替格納容器スプレイ

相違理由⑨

冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。
⑦b サプレッション・チェンバ・プールスプレイ（以下「S/P スプレイ」という。）の場合

相違理由⑨中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器

相違理由⑨内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全開操作を相違理由⑨実施し，当直副長に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプ
レイの準備完了を報告する。
⑧当直副長は，運転員に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのス
プレイ開始を指示する。
⑨中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系流量（RHRB 系代替注水流量）指示値が 140m /hとなるよう残留熱除去系洗浄水弁(B)を調整開とし，原子炉格納容器内へのスプレイを開始⑤発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内への相違理由⑨⑱⑳

スプレイ開始を指示する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全開操作を実施し，原相違理由⑨⑱⑳

子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器へのスプレイが開始されたことを低圧代替注

納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，当直副

水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の相違理由③

長に報告する。

低下並びに原子炉格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。

相違理由⑱

32

相違理由③⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

なお，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従い，サプ

東二は早期格納容器ベントを回レッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，連続スプレイによる原子炉格納容器内へのス避するためサプレッション・プ

プレイの制御を実施する。

ール水位の上昇を抑制できる連続スプレイを選定している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。

なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

また，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サプレッェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6.4 表）

ション・チェンバ雰囲気温度，サプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのス

相違理由⑤（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気

プレイを停止する。その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライ

相違理由③

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレ

ウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水

イ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に再度到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達再開する。

し，サプレッション・プール水位指示値が原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準

相違理由⑤⑲（第 1.6−4 表）に到達していない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。
※S/P スプレイから D/W スプレイへの切替えが必要となった場合は，残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施する。
※D/W スプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系注入※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格

は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系注入弁

納容器冷却ライン隔離弁(B)の全閉操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

⑪現場運転員 C 及び D は，復水移送ポンプの水源確保として，復水移送ポンプ吸込ラインの切

相違理由③
相違理由③
柏崎は吸込ラインの切替えで替え操作（復水補給水系常/非常用連絡 1 次，2 次止め弁の全開操作）を実施する。

復水貯蔵槽の保有水量を最大限に使用する。
東二の代替淡水貯槽は切換えを伴わず最大限利用できるので操作不要。

⑫当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に復水貯蔵槽の補給を依頼する。

⑧発電長は，運転員等に代替淡水貯槽の補給を指示する。

33

相違理由⑨⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ.操作の成立性

東海第二備考ⅲ) 操作の成立性

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

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

相違理由①

施した場合，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納してから代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ開相違理由⑱

容器内へのスプレイ開始まで 25 分以内で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水移送始まで11分以内で可能である。

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

34

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障により使用できず，代替格納容器スプレ

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ

相違理由③

イ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，ろ過水タンクを水源とし

レイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，ろ過水貯蔵タン

相違理由⑱

た消火系により原子炉格納容器内にスプレイする。

ク又は多目的タンクを水源とした消火系により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・

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

プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量のはスプレイの起動/停止を行う。

調整又はスプレイの起動／停止を行う。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に※1

よる原子炉格納容器内へのスプレイができず，消火系が使用可能な場合

で，原子炉格納容器

相違理由⑲

相違理由①

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）※１による原子炉格納容器内へのスプレイができず，消火系が使用可能な場合

相違理由③

で，原子炉

内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※2。ただし，重大事故等へ対処するために消火格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。ただし，重大事故等へ対処

系による消火が必要な火災が発生していない場合。

するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

※1:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が相違理由⑫確保されている場合。
※2:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧

格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサ力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・

プレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基

チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内

準（第 1.6.4 表）に達した場合。

へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−4表）に達した場合。

35

相違理由⑤

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ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。手順の対応フロー

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。手順の対応

を第 1.6.2 図から第 1.6.5 図に，概要図を第 1.6.9 図に，タイムチャートを第 1.6.10 図に示

フローを第1.6−2図から第1.6−5図に，概要図を第1.6−11図に，タイムチャートを第

相違理由⑤

す。

1.6−12図に示す。

相違理由⑤①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に消火系による原子炉格納容器内への①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に消火系による原子炉格納容器

スプレイの準備開始を指示する。

相違理由⑱⑳

内へのスプレイの準備開始を指示する。

②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に消火系による原子炉格納容器

東二は④で実施

内へのスプレイの準備のため，ディーゼル駆動消火ポンプの起動を依頼する。
③現場運転員 C 及び D は，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な電動弁の電東二は電源が確保されている源の受電操作を実施する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な電動②運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示にて確認

ポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認す

する。

る。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮断

相違理由⑱⑲⑳
相違理由③運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。

相違理由⑱④発電長は，運転員等に消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの準備のため，

柏崎は②で実施

弁の全閉操作を実施する。
ディーゼル駆動消火ポンプの起動を指示する。
⑤運転員等は中央制御室にて，ディーゼル駆動消火ポンプを起動し，消火系ポンプ吐

東二は指示値を記載

出ヘッダ圧力指示値が約 0.79MPa［gage］以上であることを確認する。
⑥当直副長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6.4 表に基づきドライウェル又はサプ⑥発電長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6−4 表に基づきドライウェル又はレッション・チェンバ・プールを選択し，中央制御室運転員に系統構成開始を指示する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成とサプレッション・チェンバを選択し，運転員等に系統構成を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構して，復水補給水系消火系第 1，第 2 連絡弁の全開操作を実施する。

成として，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁の全開操作を実施する。

36

相違理由⑤⑱⑳
相違理由⑱
相違理由⑤⑱⑳
相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑧aD/W スプレイの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系
格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施し，当直副長に消火系による原子炉格納容
器内へのスプレイの準備完了を報告する。
⑧bS/P スプレイの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全開操作を実施
し，当直副長に消火系による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。
⑨5 号炉運転員は，ディーゼル駆動消火ポンプの起動完了について緊急時対策本部に報告する。
また，緊急時対策本部は当直長に報告する。
⑩当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始
を緊急時対策本部に報告する。
⑪当直副長は，中央制御室運転員に消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始を指示す⑧発電長は，運転員等に消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始を指示する。
⑫中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系洗浄水弁(B)を全開とし，原子炉格納容器内へ

相違理由⑱

る。
⑨運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ 相違理由③⑱⑳のスプレイを開始する。

系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開とし，原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

⑬中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを残納容器への注水量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉格納容器内

留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉の水位の上昇により確認し，当直副長に報告する。

格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。

相違理由③⑱⑳

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。
なお，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第 1.6−4 表）に従い，サプレッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，連続スプレイによる原子炉格
納容器内へのスプレイの制御を実施する。
なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

また，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6.4 表）

プレッション・チェンバ雰囲気温度，サプレッション・プール水位指示値が，原子に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気

炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，ドライウェル圧力，サプレッショ

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレ

ン・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温イ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に再度到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動再開する。

の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達し，サプレッション・プール水位指示値が原
子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達していない場合
は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。

37

相違理由

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
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東海第二

備考

※S/P スプレイから D/W スプレイへの切替えが必要となった場合は，残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施する。
※D/W スプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系注入※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった

相違理由③

弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格

場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及び残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃスプレ

相違理由③

納容器冷却ライン隔離弁(B)の全閉操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

イ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉

相違理由③

圧力容器へ注水する。
⑭当直長は，当直副長からの依頼に基づき，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

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

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び現場対応を運転員等（当直運転員）2

2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉格

名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから消火系による原子炉格納容器内へ

納容器内へのスプレイ開始まで約 30 分で可能である。

のスプレイ開始まで58分以内で可能である。

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

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

38

相違理由①
相違理由⑱⑳

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
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東海第二(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

備考
相違理由②

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・
プール水位の上昇を考慮し，原子炉格納容器内へのスプレイ流量の調整又はスプレイ起動／停止を行う。
ⅰ) 手順着手の判断基準
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合において，補給水系が使用可能な場合※１で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。
※1：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。
※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・
チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−4表）に達した場合。
ⅱ) 操作手順
補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第1.6−2図から第1.6−5図に，概要図を第1.6−13図に，タイムチャートを第1.6−14図に示す。

39

相違理由⑲

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に補給水系による原子炉格納容
器内へのスプレイの準備開始を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイに必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
③発電長は，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えを依頼する。
④災害対策本部長代理は，重大事故等対応要員に連絡配管閉止フランジの切り替えを指示する。
⑤重大事故等対応要員は，連絡配管閉止フランジの切り替えを実施し，災害対策本部長代理に連絡配管閉止フランジの切り替えが完了したことを報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。
⑥運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，補給水系−消火系連絡ライン止め弁の全開操作を実施する。
⑦運転員等はタービン建屋にて，補助ボイラ冷却水元弁の全閉操作を実施する。
⑧運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系消火系ライン弁の全開操作を実施する。
⑨発電長は，運転員等に復水移送ポンプの起動を指示する。
⑩運転員等は中央制御室にて，復水移送ポンプを起動し，復水移送ポンプ吐出ヘッダ
圧力指示値が約0.84MPa［gage］以上であることを確認する。
⑪発電長は，運転員等に補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ開始を指示す
る。

40

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑫運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系
Ｂ系Ｓ／Ｃスプレイ弁の全開操作を実施する。
⑬運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを残留熱除去系系統流量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉
格納容器内の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。
なお，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従い，サプレッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，連続スプレイによる原子炉格
納容器内へのスプレイの制御を実施する。また，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度，サプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基
準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。
その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気
温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示
値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達
し，サプレッション・プール水位指示値が原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判
断基準（第 1.6−4 表）に到達していない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。
※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ｂ系Ｓ／Ｃス
プレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名
及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系
による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで111分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

41

備考
相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水/海

東海第二

備考

(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／

相違理由①

水）

海水）

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が故障により使用できず，代替格納容器ス

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ

相違理由③

プレイ冷却系（常設）及び消火系により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，代替

レイ冷却系（常設），消火系及び補給水系により原子炉格納容器内へのスプレイができな

相違理由②

格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。

い場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。

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

スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・

相違理由⑲

プール水位の上昇及び原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動／停止を行う。

なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の接なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水中型ポンプ，可搬

続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

型代替注水大型ポンプの接続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由①

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイがでび消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合において，代替格納容器スプきない場合において，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※１で，レイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※1 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断

相違理由③

※２

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合。

基準に到達した場合※2。

相違理由③
東二は代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）の準備を代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）と同時並行で実施する。

※1:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

※1：設備に異常がなく，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が確保さ

相違理由⑭

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

力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・

相違理由③

バ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へ

チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内

相違理由⑤のスプレイ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に達した場合。

へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−4表）に達した場合。

相違理由⑤

ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

相違理由①

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.6.2 図から第 1.6.5 図に，概要図を第 1.6.11

概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.6−2 図から第 1.6−3 図及び第 1.6−5 図

相違理由⑤図及び第 1.6.14 図に，タイムチャートを第 1.6.12 図，第 1.6.13 図及び第 1.6.15 図に示に，概要図を第 1.6−15 図及び第 1.6−17 図に，タイムチャートを第 1.6−16 図及び第相違理由⑤，東二は複数ある注す。

1.6−18 図に示す（残留熱除去系Ｂ系配管を使用する原子炉建屋西側接続口，高所西側接

水系統と接続口について，手順

続口又は高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイ及び残留熱除去系Ａ系配の差異を整理する。

管を使用する原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの手順は，手順⑦以外は同様。
）。

42

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

［交流電源が確保されている場合］[交流電源が確保されている場合]①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配相違理由⑱⑳管・弁の接続口への代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）の接続を依頼する。

相違理由③による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に代替格納容器スプレイ冷却系（可②発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｂ系配管又は残留熱除去系Ａ系配管を使用した搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。

備開始を指示する。

③中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容③運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉

器内へのスプレイに必要な電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示に

格納容器内へのスプレイに必要な残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除て確認する。

去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の電源切替え操作を実施する。また，代替格納容器スプ相違理由③⑱⑳

相違理由⑱⑳
相違理由

レイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイに必要な電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状態表示等にて確認する。
④中央制御室運転員 A 及び B は，復水補給水系バイパス流防止としてタービン建屋負荷遮断弁

柏崎は原子炉格納容器への注の全閉操作を実施する。

水流量確保⑤現場運転員 C 及び D は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成として，MUWC 接続口内側隔離弁(B)又は MUWC 接続口内側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する（当該弁は遠隔手動弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を行う）。
なお，上記の送水ライン以外にも，原子炉建屋原子炉区域にて接続口から復水補給水系配管までホースを敷設し送水するラインがある。
⑥当直副長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6.4 表に基づきドライウェル又はサプレ④発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容ッション・チェンバ・プールを選択し，中央制御室運転員に系統構成開始を指示する。

器内へのスプレイの系統構成開始を指示する。

43

相違理由⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑦aD/W スプレイの場合

東海第二

備考

⑤ａ残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所
東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容

運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉

相違理由⑱⑳

器内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)，残留熱除格納容器内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁，

相違理由②

去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)及び残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施し，当直

代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁の全開操作を実

相違理由②⑱⑳

副長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備施し，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へ完了を報告する。

のスプレイの準備完了を報告する。

⑦bS/P スプレイの場合⑤ｂ残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容

運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉

相違理由⑱⑳

器内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)及び残留熱

格納容器内へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁，

相違理由②

除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施する。

代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁の全開操作を実

相違理由②⑱⑳

施し，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。
⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を行⑥発電長は，災害対策本部長代理に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原

い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。ま子炉格納容器内へのスプレイのための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了した

相違理由③

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。

ことを報告する。

相違理由⑱⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，運転員が選択した送水ラインからの可搬型代替注⑦災害対策本部長代理は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使水ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼する。

相違理由③⑱⑳

相違理由③⑱⑳

用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を相違理由③

報告するとともに重大事故等対応要員に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）と相違理由③⑱⑳

して使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指

相違理由③

示する。
⑩当直副長は，中央制御室運転員に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納⑧発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容

容器内へのスプレイの確認を指示する。

相違理由⑱⑳

器内へのスプレイの確認を指示する。

⑪緊急時対策要員は，運転員が選択した送水ラインから送水するため，MUWC 接続口外側隔離弁⑨重大事故等対応要員は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可

1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちらかの全開操作を実施し，送水開

搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋

相違理由③

始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

西側接続口，高所西側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁の全相違理由③

開操作を実施し，送水開始について災害対策本部長代理に報告する。また，災害対相違理由⑱

策本部長代理は発電長に報告する。

44

相違理由③⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑫中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを低納容器への注水量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉格納容器内

圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器の水位の上昇により確認し，当直副長に報告する。

スプレイ流量（可搬ライン用）指示値の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の備考

相違理由③⑱⑳
相違理由③低下並びに原子炉格納容器の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
なお，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第 1.6−6 表）に従

相違理由⑤

い，サプレッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，連続スプレイによる原子炉格

相違理由

なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

納容器内へのスプレイの制御を実施する。また，サプレッション・チェンバ圧力，ェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6.4 表）

ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度，サに到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力

プレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレ

その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気

イ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に再度到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを

温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示

再開する。

値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達
し，サプレッション・プール水位指示値が原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判

相違理由⑤

断基準（第 1.6−4 表）に到達していない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを相違理由③⑤

再開する。
※S/P スプレイから D/W スプレイへの切替えが必要となった場合は，残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施する。
※D/W スプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系注入※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となっ相違理由③

弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格

た場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除相違理由③

納容器冷却ライン隔離弁(B)の全閉操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

去系Ｂ系注入弁の全開操作を実施又は残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全相違理由③⑳

閉操作を実施後，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）よる原子⑪発電長は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのス

炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

プレイが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

45

相違理由③⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

［全交流動力電源が喪失している場合］[全交流動力電源が喪失している場合]①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，災害対策本部長代理に低圧代替注水系配相違理由⑱⑳管・弁の接続口への代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）の接続を依頼する。

相違理由③による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。
②当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に代替格納容器スプレイ冷却系（可②発電長は，運転員等に残留熱除去系Ｂ系配管又は残留熱除去系Ａ系配管を使用した搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備のため，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準の配備，ホース接続及び起動操作を依頼する。

備開始を指示する。

③中央制御室運転員 A は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へ③運転員等は中央制御室にて，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉のスプレイに必要な監視計器の電源が確保されていることを確認する。

格納容器内へのスプレイに必要な監視計器の電源が確保されていることを状態表示

相違理由③⑱⑳

相違理由⑱⑳
相違理由等にて確認する。
④当直副長は，原子炉格納容器内のスプレイ先を第 1.6.4 表に基づきドライウェル又はサプレ④発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容ッション・チェンバ・プールを選択し，現場運転員に系統構成開始を指示する。

相違理由⑱⑳

器内へのスプレイの系統構成開始を指示する。

⑤現場運転員 C 及び D は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの系統構成として，MUWC 接続口内側隔離弁(B)又は MUWC 接続口内側隔離弁(A)のどちらかを選択し全開操作を実施する（当該弁は遠隔手動弁操作設備のためリンク機構を取り外し，弁操作を行う）。
なお，上記の送水ライン以外にも，原子炉建屋原子炉区域にて接続口から復水補給水系配管までホースを敷設し送水するラインがある。
⑥現場運転員 C 及び D は，復水補給水系バイパス流防止として復水補給水系原子炉建屋復水積

柏崎は原子炉格納容器への注算計バイパス弁の全閉操作を実施する。

水流量確保

46

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

東海第二

備考

⑤ａ残留熱除去系Ｂ系配管を使用した原子炉建屋西側接続口，高所西側接続口又は高所
東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合

現場運転員 C 及び D は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内

運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁，代替格

相違理由⑱⑳へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)，残留熱除去系

納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁の全開操作を実施す

相違理由②

格納容器冷却ライン隔離弁(B)及び残留熱除去系洗浄水弁(B)の全開操作を実施し，当直副る。

相違理由②⑱⑳

長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。
⑦bS/P スプレイの場合⑤ｂ残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合

現場運転員 C 及び D は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内

運転員等は原子炉建屋原子炉棟にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁，代替格

相違理由⑱⑳へのスプレイの系統構成として，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)及び残留熱除去

納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ流量調整弁の全開操作を実施す

相違理由②

系洗浄水弁(B)の全開操作を実施し，当直副長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）にる。

相違理由②⑱⑳

よる原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。
⑧緊急時対策要員は，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の配備，ホース接続及び起動操作を行⑥発電長は，災害対策本部長代理に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原

い，可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水準備完了を緊急時対策本部に報告する。ま子炉格納容器内へのスプレイのための原子炉建屋原子炉棟内の系統構成が完了した

た，緊急時対策本部は当直長に報告する。

ことを報告する。

⑨当直長は，当直副長からの依頼に基づき，運転員が選択した送水ラインから可搬型代替注水⑦災害対策本部長代理は，発電長に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使ポンプ（A−2 級）による送水開始を緊急時対策本部に依頼する。
⑩当直副長は，中央制御室運転員に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイの確認を指示する。

相違理由③⑱⑳
相違理由③
相違理由③⑱⑳

用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプによる送水開始を相違理由③

報告するとともに重大事故等対応要員に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）と相違理由③⑱⑳

して使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプの起動を指

相違理由③

示する。

⑪緊急時対策要員は，運転員が選択した送水ラインから送水するため，MUWC 接続口外側隔離弁
1(B)，2(B)又は MUWC 接続口外側隔離弁 1(A)，2(A)のどちらかの全開操作を実施し，送水開始について緊急時対策本部に報告する。また，緊急時対策本部は当直長に報告する。

⑧重大事故等対応要員は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可相違理由③⑱⑳

搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを起動した後，原子炉建屋

相違理由③

西側接続口，高所西側接続口，高所東側接続口又は原子炉建屋東側接続口の弁を全相違理由③開とし，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプにより送水を開始したことを災害対策本部

相違理由⑱

長代理に報告する。また，災害対策本部長代理は，発電長に報告する。

相違理由⑱⑨発電長は，運転員等に代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容
器内へのスプレイの確認を指示する。

47

相違理由⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑫中央制御室運転員 A は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格納容器⑩運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを低への注水量の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並びに原子炉格納容器内の水位

圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）又は低圧代替注水系格納容器

相違理由③の上昇により確認し，当直副長に報告する。

スプレイ流量（可搬ライン用）の上昇，原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下並

相違理由③

相違理由③⑱⑳

びに原子炉格納容器の水位の上昇により確認し，発電長に報告する。
なお，運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判相違理由③

断基準（第 1.6−6 表）に従い，サプレッション・チェンバ圧力の制御範囲内で，連相違理由③⑤

続スプレイによる原子炉格納容器内へのスプレイの制御を実施する。また，サプレ
なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

ッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サプレッショ

相違理由③ェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6.4 表）ン・チェンバ雰囲気温度，サプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器

相違理由③に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止するよう現場運転員に指示する。

内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子炉格納容器

相違理由③⑤

その後，格納容器内圧力（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプ内へのスプレイを停止するよう運転員等に指示する。その後，ドライウェル圧力，

相違理由③

レッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェ

相違理由③

炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に再度到達した場合は，原子炉格

ンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内への相違理由③

納容器内へのスプレイを再開する。

スプレイ起動の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達し，サプレッション・プール水

相違理由③⑤位指示値が原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達し相違理由③⑤ていない場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。
※S/P スプレイから D/W スプレイへの切替えが必要となった場合は，残留熱除去系格納容器
冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施する。
※D/W スプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，残留熱除去系注入※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった

相違理由③

弁(B)の全開操作を実施後，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)及び残留熱除去系格

場合は，残留熱除去系Ｂ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系

相違理由③

納容器冷却ライン隔離弁(B)の全閉操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

Ｂ系注入弁の全開操作を実施又は残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁の全閉操作

相違理由③⑳を実施後，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。
⑬当直長は，当直副長からの依頼に基づき，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原⑪発電長は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのス

子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。

プレイが開始されたことを災害対策本部長代理に報告する。

48

相違理由③⑱⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作のうち，

東海第二ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によ

備考
相違理由①
相違理由③

運転員が実施する原子炉建屋での系統構成を，交流電源が確保されている場合は 1 ユニット当る原子炉格納容器内へのスプレイ開始までの必要な要員数及び所要時間は以下のとお

相違理由⑱

たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて，全交流動力電源が

り。

相違理由⑱

喪失している場合は 1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名及び現場運転員 2 名にて作業を実相違理由⑳施した場合の所要時間は以下のとおり。

交流電源が確保されている場合：約 25 分

[交流動力電源が確保されている場合]

東二は交流動力電源が確保さ【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子れているか否かで整理する。

全交流動力電源が喪失している場合：約 100 分

炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）

また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作の・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業をうち，緊急時対策要員が実施する屋外での可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）による送水操作に必要な 1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］
緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］
緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分

実施した場合，215分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作は，作業開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプ
レイ開始まで約 330 分で可能である。

実施した場合，535分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。

49

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

[交流動力電源が喪失している場合]

東二は交流動力電源が確保さ【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内れているか否かで整理する。

へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，215分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の作業は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名及び重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【現場操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の作業は，運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）6名及び重大事故等対応要員8名にて実施した場合，320分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備

相違理由③

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業を整備する。代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中

相違理由③

スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であ

相違理由③

り，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

相違理由③

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

50

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6.26 図に示す。

東海第二

備考

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6−29図に示す。

相違理由⑤

外部電源，代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合，復水貯蔵槽が使用可能であ

外部電源，常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽が相違理由③⑨れば代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイする。復水貯蔵槽

使用可能であれば代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイ

相違理由⑨が使用できない場合，消火系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器

する。代替淡水貯槽が使用できない場合，消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ冷却

相違理由②内にスプレイする。

系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。

交流電源が確保できない場合，現場での手動操作により系統構成を実施し，消火系又は代替格
納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。

交流動力電源が確保できない場合，現場での手動操作により系統構成を実施し，消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイす

相違理由②

る。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ手段につい東二は代替格納容器スプレイては，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ手段と同冷却系（常設）及び代替格納容時並行で準備する。

器スプレイ冷却系（可搬型）をまた，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ

同時並行で準備する。また，ス

冷却系（可搬型）の手段のうち原子炉格納容器内へのスプレイ可能な系統1系統以上を起動

プレイのための系統構成が完し，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉格納容器内へのスプレ了した時点で，その手段を使用

イを開始する。

したスプレイを開始する旨を明記している。

なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ

なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，重大事故等へ対処するために消火対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水タンクの使用

系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの相違理由⑫可能が確認できた場合に実施する。

使用可能が確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切替えに

相違理由②

時間を要することから，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合に実施する。

51

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順

東海第二

備考

(2) サポート系故障時の対応手順

a. 復旧

ａ．復旧

(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，残留熱除去系（格納容器スプレイ

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（格納容器ス

相違理由⑦

冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は，常設代替交流電源設備

プレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は，常設代替交流電

相違理由③又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源を復旧し，残留熱

相違理由⑦⑪

子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系により冷却水を確保すること

相違理由③⑰にて原子炉格納容器内にスプレイする。

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

相違理由③

スプレイ作動後は原子炉格納容器内の圧力が負圧とならないように，スプレイ流量の調整又はスプレイの起動/停止を行う。
なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

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

相違理由⑲

停止を行う。
なお，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置に関する手順等は，相違理由⑪「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系に関する手順等は，「1.5
最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

52

相違理由⑦⑰

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

東海第二

備考

ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準

相違理由①

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 D 系の受電が完了

常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が使用可能な状態※1 に復旧された場合で，電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去※2

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合 。

※１系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能な状態に復旧された場合で，原子炉格納容

相違理由⑪
東二は受電経路具体的に示す。
相違理由③

器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※２。
※1:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保され※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保さている状態。
※2:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），

れている状態。
※2：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧

相違理由③

格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・

相違理由③はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動

チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内

相違理由③の判断基準（第 1.6.4 表）に達した場合。

へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−4表）に達した場合。

相違理由⑤

53

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプ

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系電源復旧後の原子炉格納容器内へのス

レイ手順の概要は以下のとおり。手順の対応フローを第 1.6.2 図から第 1.6.5 図に，概要図をプレイ手順の概要は以下のとおり。（残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系に

以降，同様の相違理由によるも第 1.6.16 図に，タイムチャートを第 1.6.17 図に示す。

よる原子炉格納容器内へのスプレイ手順も同様。）。手順の対応フローを第1.6−2図かのは相違理由 と示す。

ら第1.6−5図に，概要図を第1.6−19図に，タイムチャートを第1.6−20図に示す。

相違理由③⑤①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系(B)（格納容器

優先する号機の相違①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（格納容器スプ相違理由⑱⑳

レイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。

相違理由③②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）の起動に②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による相違理由③⑱

必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに補機冷却水が確保

原子炉格納容器内へのスプレイに必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源が確保

相違理由⑳されていることを状態表示にて確認する。

されていること，並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認する。

相違理由⑦

スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。

③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又は第代替電源設備は容量を設計で二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却担保しているため，負荷容量確モード）が使用可能か確認する。

認は不要。

④中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプ(B)の起動操作を実施し，残留熱除去系③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動操作を実施し，残留ポンプ(B)吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認後，当直副長に残留熱除去系(B)

熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上であることを確認後，発電長

相違理由（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告すに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプ

相違理由③⑳

る。

レイの準備完了を報告する。

相違理由①⑱⑤当直副長は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.4 表）に基づき④発電長は，運転員等に原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第1.6原子炉格納容器内のスプレイ先を選択し，中央制御室運転員に残留熱除去系(B)（格納容器ス−4表）に基づき原子炉格納容器内へのスプレイ先を選択し，残留熱除去系（格納容相違理由①⑤⑱

プレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの開始を指示する。

器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの開始を指示する。

相違理由

54

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥aD/W スプレイの場合

東海第二⑤ａＤ／Ｗスプレイ又はＳ／Ｃスプレイの場合

備考
相違理由⑱⑳

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)の全開操作を実

運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系

東二では D/W スプレイと S/C ス

施し，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)を調整開として原子炉格納容器内へのスプ

Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開として原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。

プレイの片方又は両方を行う

レイを開始する。

場合があり２ケースを記載している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由

⑥bS/P スプレイの場合
中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)を全開として原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。
⑤ｂＤ／Ｗスプレイ及びＳ／Ｃスプレイの場合

相違理由

運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及び残留熱除去系
Ａ系Ｓ／Ｃスプレイ弁を全開として原子炉格納容器内へのスプレイを開始する。
⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を全閉とする。

東二では系統構成を手順で示している⑦中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格⑦運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを残相違理由①⑱

納容器への注水量の上昇並びに原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，当直留熱除去系系統流量の上昇並びに原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確

相違理由⑳

副長に報告する。

認し，発電長に報告する。なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による

東二では残留熱除去系（格納容

原子炉格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。

器スプレイ冷却系）に流量調整弁が無い

なお，格納容器内圧力（S/C），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

なお，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度，サ

相違理由③ェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6.4 表）

プレッション・チェンバ雰囲気温度，サプレッション・プール水位指示値が，原子相違理由③に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6−4 表）に到達した場合は，原子

相違理由⑤（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気

炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，ドライウェル圧力，サプレッショ

相違理由③

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレ

ン・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温相違理由③

イ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に再度到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動

相違理由⑤

再開する。

の判断基準（第 1.6−4 表）に再度到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由⑤を再開する。
※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった

残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁(B)，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁(B)及

場合は，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｃスプレイ弁の全閉操作を

相違理由③

び残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁(B)の全閉操作を実施後，残留熱除去系注入隔離

実施後，残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水す

相違理由③

弁(B)の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

る。

相違理由③

55

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由①

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

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

相違理由⑱

施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉

してから残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレ

相違理由③

格納容器内へのスプレイ開始まで 15 分以内で可能である。

イ開始まで7分以内で可能である。

相違理由⑳(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

相違理由③

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，残留熱除去系（サプレッション・チ

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（サプレッシ

相違理由⑦ェンバ・プール水冷却モード）（以下「残留熱除去系（S/P 冷却モード）」という。）によるサ

ョン・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱ができない場合は，常設代替

相違理由③

プレッション・チェンバ・プールの除熱ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替

交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源を復旧し，相違理由⑪

交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却

残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系より冷却水を確保するこ

相違理由⑦⑪系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（S/P 冷却モード）にてサプレッション・チェ

とで，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）にてサプレッション・プールの除相違理由③

ンバ・プールの除熱を実施する。

熱を実施する。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

なお，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置に関する手順等は，相違理由⑪「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系に関する手順等について 相違理由⑦⑰
は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

56

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二ⅰ) 手順着手の判断基準

ⅰ. 手順着手の判断基準
常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により非常用高圧母線 C 系又は D 系の受電※1が完了し，残留熱除去系（S/P 冷却モード）が使用可能な状態に復旧された場合。

※1:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保され常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受

残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱手順の概要は以下のと
おり。

相違理由①
相違理由⑪

電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去

東二は受電経路具体的に示す。

系（サプレッション・プール冷却系）が使用可能な状態※１に復旧された場合。

相違理由③※1：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保さ

相違理由⑦ている状態。
ⅱ. 操作手順

備考

れている状態。
ⅱ) 操作手順
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系電源復旧後のサプレッション・
プールの除熱手順の概要は以下のとおり。（残留熱除去系（サプレッション・プール冷相違理由①
東二は残留熱除去系が有する機能を明記。

却系）Ｂ系によるサプレッション・プールの除熱手順も同様。）。

手順の対応フローを第 1.6.4 図に，概要図を第 1.6.18 図に，タイムチャートを第 1.6.19 図に示す。
①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系(A)（S/P 冷却手順の対応フローを第1.6−4図に，概要図を第1.6−21図に，タイムチャートを第1.6

相違理由⑤−22図に示す。
①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系（サプレッショモード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱の準備開始を指示する。

ン・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プールの除熱の準備開始を指示す

相違理由③⑱⑳
相違理由③る。
②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）の起動に必要なポンプ，②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系

電動弁及び監視計器の電源が確保されていること，並びに補機冷却水が確保されていることによるサプレッション・プールの除熱に必要なポンプ，電動弁及び監視計器の電源を状態表示にて確認する。

が確保されていること，並びに冷却水が確保されていることを状態表示等にて確認

相違理由③⑱
相違理由する。
③当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又は第代替電源設備は容量を設計で二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，残留熱除去系ポンプ(A)及び残留熱除去系封担保しているため，負荷容量確

水ポンプ(A)が使用可能か確認する。

認は不要。

④中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプ(A)の起動操作を実施する。

③運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動操作を実施する。

相違理由①⑱⑤中央制御室運転員 A 及び B は，当直副長に残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）によるサプレ④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］

相違理由①⑱

ッション・チェンバ・プールの除熱の準備完了を報告する。

57以上であることを確認後，発電長に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却

東二は指示値を記載

系）Ａ系によるサプレッション・プールの除熱の準備完了を報告する。

相違理由⑳

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）⑥当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）によるサプレッション・

東海第二⑤発電長は，運転員等に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるチェンバ・プールの除熱開始を指示する。

備考
相違理由①③⑳

サプレッション・プールの除熱開始を指示する。

⑦中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系試験用調節弁(A)を調整開とし，原子炉格納容⑥運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系テスト弁の全開及び残留熱除去系熱器への注水量の上昇及びサプレッション・チェンバ・プール水の温度の低下によりサプレッ

交換器（Ａ）バイパス弁を全閉とし，残留熱除去系系統流量の上昇及びサプレッシ

ション・チェンバ・プールの除熱が開始されたことを確認する。

ョン・プール水の温度の低下によりサプレッション・プールの除熱が開始されたこ

相違理由①⑱⑳とを確認する。
ⅲ. 操作の成立性

ⅲ) 操作の成立性

相違理由①

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

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

相違理由⑱

施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）によるサプレッション・チ

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

相違理由③ェンバ・プールの除熱開始まで 15 分以内で可能である。

プールの除熱開始まで2分以内で可能である。

相違理由⑳

58

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6.26 図に示す。

東海第二

備考

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6−29図に示す。

相違理由⑤

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保できた場合，原子炉補常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により交流動力電源が確保で相違理由⑪

機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び S/P 冷却モード）

きた場合，残留熱除去系海水系の運転が可能であれば残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却相違理由③⑦により原子炉格納容器内の除熱を実施する。原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替原子系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により原子炉格納容器内の除熱を

相違理由③

炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び S/P 冷却モード）によ実施する。残留熱除去系海水系の運転ができない場合は，緊急用海水系を運転し，残留熱除相違理由⑦

り原子炉格納容器内の除熱を実施するが，代替原子炉補機冷却系の設置に時間を要することから，

去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によ

相違理由③

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格納容器内へのスプレイを並行して実施す

る原子炉格納容器内の除熱を実施する。緊急用海水系が運転できない場合は，代替残留熱除相違理由⑦⑰る。

去系海水系を設置し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレ

相違理由③

ッション・プール冷却系）による原子炉格納容器内の除熱を実施するが，代替残留熱除去系

相違理由⑦⑰海水系の設置に時間を要することから，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等により原子柏崎は代替原子炉補機冷却系

炉格納容器内へのスプレイを並行して実施する。

の設置に時間を要することか
ら並行して実施することを明記59

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

東海第二1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順

a. 代替格納容器スプレイ

備考

ａ．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ

炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

相違理由③が故障により使用できない場合は，復水貯蔵槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷却系（常が故障により使用できない場合は，代替淡水貯槽を水源とした代替格納容器スプレイ冷却

相違理由⑨設）により原子炉格納容器内にスプレイする。

系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイする。

ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準※1

炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による格納容器スプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能な場合※2 で，原
※3

相違理由①
※１

炉心損傷を判断した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）によ

相違理由③

る原子炉格納容器スプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）が使用可能

子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合 。

な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３。

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

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタ

東海第二では 10 倍を含めて炉（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

心損傷と判断するため「以上」相違理由③としている。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由 と示す。
相違理由③
※2:設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵槽）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源及び水源（代替淡水貯槽）が確保されている場合。

※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内

格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値

へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−5表）に達した場合。

が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6.5 表）に達した場合。

相違理由⑨
相違理由⑤
相違理由⑤

60

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

東海第二ⅱ) 操作手順

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイについては，

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイについて「1.6.2.1(1)a.(a)代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレ

は，「1.6.2.1(1)ａ．(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器イ」の操作手順と同様である。ただし，スプレイの停止，再開及び流量は，原子炉格納容器内

内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，スプレイの停止及び再開は，原子へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.5 表）に従い実施する。

炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。原子

備考
相違理由①

相違理由⑤

炉格納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する判断基準（第1.6−6表）に従い実施する。
なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に示す。また，概要図は第 1.6.7 図，タイムチャート
は第 1.6.8 図と同様である。

ⅲ. 操作の成立性

なお，手順の対応フローを第1.6−6図から第1.6−8図に示す。また，概要図は第1.6−
9図，タイムチャートは第1.6−10図と同様である。

ⅲ) 操作の成立性

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

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

容器内へのスプレイ開始まで 25 分以内で可能である。その後，現場運転員 2 名にて復水移送始まで11分以内で可能である。

相違理由⑤
相違理由⑤

相違理由①
相違理由⑱
相違理由⑳

ポンプの水源確保を実施した場合，15 分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

相違理由⑳

室温は通常運転時と同程度である。

61

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

東海第二

備考

(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

故障により使用できず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレが故障により使用できず，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，ろ過水タンクを水源とした消火系により原子炉格納容器内にスプレイする。

イできない場合は，ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクを水源とした消火系により原子炉

相違理由③
相違理由③⑫

格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・

相違理由⑲

プール水位の上昇を考慮し，原子炉格納容器内へのスプレイの流量調整又はスプレイの起動／停止を行う。
ⅰ. 手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

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

炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイができず，消火系が代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイができず，使用可能な場合※2 で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※3。ただ消火系が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達しし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していない場合。

た場合※３。ただし，重大事故等へ対処するために消火系による消火が必要な火災が発生

相違理由①
相違理由③

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

相違理由③

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタ

相違理由③（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

相違理由③※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（ろ過水タンク）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（ろ過水貯蔵タンク又は多目的タンク）が相違理由③⑫確保されている場合。
※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内

格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部温度指示値

へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−5表）に達した場合。

相違理由⑤が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6.5 表）に達した場合。
ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順

消火系による原子炉格納容器内へのスプレイについては，「1.6.2.1(1)a.(b)消火系による原消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順については，「1.6.2.1(1)ａ．(b)子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，スプレイの停止，再開及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，スプ

流量は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.5 表）に従い実施する。

レイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第1.6−

相違理由①

相違理由⑤

5表）に従い実施する。
なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に示す。また，概要図は第 1.6.9 図，タイムチャート
は第 1.6.10 図と同様である。

なお，手順の対応フローを第1.6−6図から第1.6−8図に示す。また，概要図は第1.6−
11図，タイムチャートは第1.6−12図と同様である。

62

相違理由⑤
相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性

東海第二ⅲ) 操作の成立性

備考
相違理由①

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

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名

相違理由⑱

2 名及び 5 号炉運転員 2 名にて作業を実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉格にて作業を実施し，作業開始を判断してから消火系による原子炉格納容器内へのスプレ

相違理由⑳

納容器内へのスプレイ開始まで約 30 分で可能である。

イ開始まで58分以内で可能である。

相違理由⑳

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

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

63

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

備考
相違理由②

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が故障により使用できず，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合は，復水貯蔵タンクを水源とした補給水系により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・
プール水位の上昇を考慮し，原子炉格納容器内へのスプレイの流量調整又はスプレイの起動／停止を行う。
ⅰ) 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※１において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系），代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができず，補給水系が使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３。
※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。
※2：設備に異常がなく，電源及び水源（復水貯蔵タンク）が確保されている場合。
※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−5表）に達した場合。
ⅱ) 操作手順
補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順については，「1.6.2.1(1)ａ．(c)補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，原
子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動，停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。
なお，手順の対応フローを第1.6−6図から第1.6−8図に示す。また，概要図は第1.6−
13図，タイムチャートは第1.6−14図と同様である。
ⅲ) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員）2名
及び重大事故等対応要員4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから補給水系
による原子炉格納容器内へのスプレイ開始まで111分以内で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。

64

相違理由⑲

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水/海水）

東海第二(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／

備考
相違理由①

海水）
炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）

炉心の著しい損傷が発生した場合において，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

相違理由③が故障により使用できず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系により原子炉格納が故障により使用できず，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系及び補給水系に相違理由②

容器内にスプレイできない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納より原子炉格納容器内にスプレイできない場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬容器内にスプレイする。

型）により原子炉格納容器内にスプレイする。
スプレイ作動後は外部水源による原子炉格納容器内へのスプレイでのサプレッション・

相違理由⑲

プール水位の上昇を考慮し，原子炉格納容器内へのスプレイの流量調整又はスプレイの起動／停止を行う。
なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）の接なお，本手順はプラント状況や周辺の現場状況により可搬型代替注水中型ポンプ，可搬

続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

型代替注水大型ポンプの接続先を複数ある接続口から任意に選択できる構成としている。

ⅰ.手順着手の判断基準

ⅰ) 手順着手の判断基準

相違理由③

相違理由①

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

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

替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができる原子炉格納容器内へのスプレイができず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が東二は代替格納容器スプレイ

ず，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）が使用可能な場合※2 で，原子炉格納容器内への使用可能な場合※２で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合

冷却系（可搬型）の準備を代※３

替格納容器スプレイ冷却系※3

スプレイ起動の判断基準に到達した場合 。

。

相違理由③

（常設）と同時並行で実施する。
※1:格納容器内雰囲気放射線レベル（CAMS）で原子炉格納容器内のガンマ線線量率が，設計※1：ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相違理由③

基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベ相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタ

相違理由③ル（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，燃料及び水源（防火水槽又は淡水貯水池）が確保されている場合。

※2：設備に異常がなく，電源，燃料及び水源（西側淡水貯水設備又は代替淡水貯槽）が相違理由⑭確保されている場合。
※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，原子炉格納容器内（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度又は原子炉圧力容器下鏡部へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−5表）に達した場合。

温度指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第 1.6.5 表）に達した
場合。

65

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅱ. 操作手順
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイについては，

東海第二ⅱ) 操作手順

備考
相違理由①

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイについ「1.6.2.1(1)a.(c)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレては，「1.6.2.1(1)ａ．(d)代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納イ（淡水/海水）」の操作手順のうち，［交流電源が確保されている場合］の操作手順と同様で容器内へのスプレイ（淡水／海水）」の操作手順のうち[交流電源が確保されている場合]ある。ただし，MUWC 接続口内側隔離弁の操作については，リンク機構を取り外さず，MUWC 接続の操作手順と同様である。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，口内側隔離弁(B)の場合は屋外（緊急時対策要員）にて，MUWC 接続口内側隔離弁(A)の場合は非原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実施する。

相違理由⑤

管理区域（運転員）にて遠隔手動弁操作設備を使用して行う。また，スプレイの停止，再開及原子炉格納容器内へのスプレイの制御は，原子炉格納容器内へのスプレイ制御に関する

東二はスプレイ制御の判断基

び流量は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.5 表）に従い実施す判断基準（第1.6−7表）に従い実施する。

準を用いる。

る。
なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に，概要図は第 1.6.11 図に，タイムチャートは第 1.6.13
図及び第 1.6.20 図に示す。

相違理由①

相違理由⑤
なお，手順の対応フローを第1.6−6図から第1.6−8図に，概要図は第1.6−15図に，タイムチャートは第1.6−16図に示す。

66

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
ⅲ. 操作の成立性
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作のうち，運転員が実施する原子炉建屋での系統構成を 1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者

東海第二ⅲ) 操作の成立性
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ開始ま

備考
相違理由①
相違理由⑱⑳での必要な要員数及び所要時間は以下のとおり。

及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合の所要時間は約 20 分である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作のうち，緊急時対策要員が実施する屋外での代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作に必要な 1 ユニット当たりの要員数及び所要時間は以下のとおり。
［防火水槽を水源とした送水］
緊急時対策要員 3 名にて実施した場合：約 125 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できる場合）］
緊急時対策要員 4 名にて実施した場合：約 140 分［淡水貯水池を水源とした送水（あらかじめ敷設してあるホースが使用できない場合）］【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）

所要時間を示し，柏崎は使用す・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にる注入配管に対して所要時間て作業を実施した場合，215分以内で可能である。
炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：西側淡水貯水設備）

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ操作は，作業・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にレイ開始まで約 330 分で可能である。

を示している。

【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ｂ系配管を使用した高所西側接続口による原子緊急時対策要員 6 名にて実施した場合：約 330 分
開始を判断してから代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプ

東二は水源と接続口に対してて作業を実施した場合，140分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：代替淡水貯槽）・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，535分以内で可能である。
【中央制御室からの操作（残留熱除去系Ａ系配管を使用した原子炉建屋東側接続口による原子炉格納容器内へのスプレイの場合）】（水源：西側淡水貯水設備）
・上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名，現場対応を重大事故等対応要員8名にて作業を実施した場合，320分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，放射線防護具，照明及び通信連絡設備

相違理由③

可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）からのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業を整備する。代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）として使用する可搬型代替注水中

相違理由⑳

スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプからのホースの接続は，汎用の結合金具であり，十分な作業スペースを確保していることから，容易に実施可能である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及び懐中電灯を用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

また，車両の作業用照明，ヘッドライト及びＬＥＤライトを用いることで，暗闇における作業性についても確保している。室温は通常運転時と同程度である。

67

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

ｂ．格納容器代替除熱ｂ．格納容器代替除熱(a) ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱(a) ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替除熱

相違理由①③

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格納容器内へのスプレイ及び残留熱

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格納容器内へのスプレイ及び残留除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の復旧ができず，原子炉格納容器からの除熱手段が熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の復旧ができず，原子炉格納容器からの除熱手段が相違理由③ない場合に，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により原子炉補機冷却系の電ない場合に，非常用交流電源設備により原子炉補機冷却系の電源を復旧し，原子炉格納容相違理由⑪源を復旧し，原子炉格納容器内へ冷却水通水後，ドライウェル冷却系送風機を起動して原子器内へ冷却水通水後，ドライウェル内ガス冷却装置送風機を起動して原子炉格納容器内の相違理由③

炉格納容器内の除熱を行う。

除熱を行う。

相違理由③

ドライウェル冷却系送風機を停止状態としても，原子炉格納容器内の冷却水の通水を継続

ドライウェル内ガス冷却装置送風機を停止状態としても，原子炉格納容器内の冷却水のすることで，ドライウェル冷却系冷却器コイル表面で蒸気を凝縮し，原子炉格納容器内の圧通水を継続することで，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイル表面で蒸気を凝縮し，原力の上昇を緩和する。

子炉格納容器内の圧力の上昇を緩和する。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
ⅰ. 手順着手の判断基準
発電用原子炉の注水機能が喪失し，代替格納容器スプレイ及び残留熱除去系による原子炉格
納容器内の除熱ができず，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により原子炉補機

なお，非常用交流電源設備に関する手順等は，「1.14

電源の確保に関する手順等」にて

相違理由③

相違理由⑪

整備する。
ⅰ) 手順着手の判断基準
代替格納容器スプレイ及び残留熱除去系による原子炉格納容器内の除熱ができず，非常

相違理由①
相違理由③

用交流電源設備により原子炉補機冷却系が復旧可能である場合。

冷却系が復旧可能である場合。
ⅱ. 操作手順ⅱ) 操作手順相違理由①

ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱手順の概要は以下のとおり。手順のドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替除熱手順は以下のとお

相違理由③

対応フローを第 1.6.6 図に，概要図を第 1.6.21 図及び第 1.6.22 図に，タイムチャートを第り。手順の対応フローを第 1.6−6 図及び第 1.6−8 図に，概要図を第 1.6−23 図に，タ相違理由⑤1.6.23 図に示す。

イムチャートを第 1.6−24 図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員にドライウェル冷却系による原子炉格納①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等にドライウェル内ガス冷却装置

容器内の代替除熱の準備開始を指示する。

相違理由③⑳による原子炉格納容器内の代替除熱の準備開始を指示する。

②現場運転員 C 及び D は，ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱に必要な送柏崎は必要な電源の受電操作

風機，電動弁の電源の受電操作を実施する。

を記載③中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱に必②運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内

相違理由③

要な送風機，電動弁の電源が確保されたこと及び監視計器の電源が確保されていることを状の代替除熱に必要な送風機，電動弁及び監視計器の電源が確保されていることを状

相違理由

態表示にて確認する。

態表示等にて確認する。

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

東海第二

備考

④当直長は，当直副長からの依頼に基づき，緊急時対策本部に第一ガスタービン発電機又は第代替電源設備は容量を設計で二ガスタービン発電機の負荷容量確認を依頼し，ドライウェル冷却系が使用可能か確認す

担保しているため，負荷容量確

る。

認は不要。

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱の系

東二は隔離信号の除外操作は

統構成前準備として，ESF 盤区分Ⅰ及び区分Ⅱにて隔離信号の除外操作を実施する。
⑥当直副長は，中央制御室運転員にドライウェル冷却系の冷却水通水開始を指示する。

⑤で実施。
③発電長は，運転員等にドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替

相違理由①③⑳

除熱の系統構成を指示する。
⑦中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱の系④運転員等は中央制御室にて，原子炉補機冷却水系隔離弁，ドライウェル内ガス冷却

統構成（冷却水通水操作）として，原子炉補機冷却系格納容器外側供給隔離弁(A)，(B)，外装置送風機原子炉補機冷却水系入口弁及びドライウェル内ガス冷却装置送風機原子側戻り隔離弁(A)，(B)及び内側戻り隔離弁(A)，(B)の全開操作を実施し，原子炉補機冷却水

炉補機冷却水系出口弁を開とし，ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイルへの冷却系系統流量指示値の上昇を確認し，当直副長に報告する。

水通水を開始する。

⑧中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系送風機起動前準備として，常用換気空調⑤運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置送風機の起動阻止信号が系盤にてリレー引抜きにより，起動阻止隔離信号を除外する。

発信している場合は除外操作を実施する。

相違理由①③

相違理由①③⑳
柏崎は隔離信号の除外操作は⑤で実施。

⑨当直副長は，中央制御室運転員にドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱の⑥発電長は，運転員等にドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替開始を指示する。
⑩中央制御室運転員 A 及び B は，ドライウェル冷却系送風機(A)，(B)及び(C)の起動操作を実除熱の開始を指示する。
⑦運転員等は中央制御室にて，ドライウェル内ガス冷却装置送風機を起動し，原子炉

施し，原子炉格納容器内の圧力の上昇率が緩和することを確認する。
ⅲ. 操作の成立性

相違理由①③⑳

格納容器内の圧力及び原子炉格納容器内の温度の上昇が緩和することを確認する。
ⅲ) 操作の成立性

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

上記の操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施した場

員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してからドライウェル冷却系による原子炉格合，作業開始を判断してからドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代

納容器内の代替除熱開始まで約 45 分で可能である。

替除熱開始まで10分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

相違理由①③⑳
相違理由⑳
相違理由①
相違理由⑱

相違理由⑳

室温は通常運転時と同程度である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6.26 図に示す。

東海第二ｃ．重大事故等時の対応手段の選択

備考
相違理由①

重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6−29図に示す。

外部電源，代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合，復水貯蔵槽が使用可能であ

外部電源，常設代替交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，代替淡水貯槽がれば代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイする。復水貯蔵槽

使用可能であれば代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器内にスプレイが使用できない場合，消火系又は代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器

する。代替淡水貯槽が使用できない場合，消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ冷却内にスプレイする。

系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイする。
交流動力電源が確保できない場合，現場での手動操作により系統構成を実施し，消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により原子炉格納容器内にスプレイす

相違理由⑤
相違理由⑨
相違理由②⑨東二の交流動力電源が確保できない場合の操作を記載。

る。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ手段につい東二は代替格納容器スプレイては，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ手段と同冷却系（常設）及び代替格納容時並行で準備する。

器スプレイ冷却系（可搬型）をまた，代替格納容器スプレイ冷却系（常設），消火系，補給水系及び代替格納容器スプレイ

同時並行で準備する。また，ス

冷却系（可搬型）の手段のうち原子炉格納容器内へのスプレイ可能な系統1系統以上を起動

プレイのための系統構成が完し，注水のための系統構成が完了した時点で，その手段による原子炉格納容器内へのスプレ了した時点で，その手段を使用

イを開始する。

したスプレイを開始する旨を明記している。

なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，発電所構内（大湊側）で重大事故等へ

なお，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイは，重大事故等へ対処するために消火対処するために消火系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水タンクの使用

系による消火が必要な火災が発生していないこと及びろ過水貯蔵タンク又は多目的タンクの可能が確認できた場合に実施する。

使用可能が確認できた場合に実施する。また，補給水系は連絡配管閉止フランジの切替えに

東二の消火系と補給水系は閉時間を要することから，消火系による原子炉格納容器内へのスプレイができない場合に実施

止フランジで系統分離していする。

るため，使用にあたっては時間を要する。

外部電源，常設代替交流電源設備等により交流電源が確保できた場合，原子炉補機冷却系を復外部電源，非常用交流電源設備により交流動力電源が確保できた場合，原子炉補機冷却系

旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びドライウェル冷却系送風機の起動による原子炉格納を復旧し，原子炉格納容器内への冷却水通水及びドライウェル内ガス冷却装置送風機の起動

容器内の除熱を実施する。

による原子炉格納容器内の代替除熱を実施する。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）(2) サポート系故障時の対応手順
a. 復旧(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

東海第二

備考

(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

炉心の著しい損傷が発生した場合において，全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故

炉心の著しい損傷が発生した場合において，全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水相違理由⑦

障により，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ系の故障により，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内への相違理由③ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により残留熱除去系の電スプレイができない場合は，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置

相違理由⑪

源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系により冷却水を確保することで，残により残留熱除去系の電源を復旧し，残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱

相違理由⑦⑰

留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）にて原子炉格納容器内にスプレイする。

除去系海水系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）

相違理由③

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

相違理由⑲

停止を行う。

なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

なお，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置に関する手順等は，相違理由⑪「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系に関する手順等について 他逐条に整理する内容を記載
は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

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

東海第二ⅰ) 手順着手の判断基準

備考
相違理由①

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

炉心損傷を判断した場合※１において，常設代替交流電源設備として使用する常設代替り非常用高圧母線 D 系の受電が完了し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）が使用

高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／

東二は受電経路具体的に示す。

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

Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）が使用可能な状態※２

相違理由③

※3

場合 。

相違理由⑪

に復旧された場合で，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※３。

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

相違理由③

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタ

相違理由③（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

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

れている状態。

※3:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W）又※3：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧力は格納容器内圧力（S/C）指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動

1.6.5 表）に達した場合。

の判断基準（第1.6−5表）に達した場合。

ⅱ. 操作手順相違理由⑦ⅱ) 操作手順

残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内の除熱については，「1.6.2.1(2)a.(a)残留熱除

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

去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ」の操作手順と同様である。ただし，スプレについては，「1.6.2.1(2)ａ．(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのス

イの停止及び再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.5 表）にプレイ」の操作手順と同様である。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び到達した場合に行う。

再開は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動，停止の判断基準（第1.6−5表）に従い実

相違理由③
相違理由⑤
相違理由①
相違理由③（手順書名の相違）

相違理由⑤

施する。
なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に示す。また，概要図は第 1.6.16 図，タイムチャー
トは第 1.6.17 図と同様である。
ⅲ. 操作の成立性

なお，手順の対応フローを第1.6−6図から第1.6−8図に示す。また，概要図は第1.6−
19図，タイムチャートは第1.6−20図と同様である。
ⅲ) 操作の成立性

相違理由⑤
相違理由⑤
相違理由①

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

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

相違理由⑱

施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(B)（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉

してから残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレ

相違理由③

格納容器内へのスプレイ開始まで 15 分以内で可能である。

イ開始まで7分以内で可能である。

円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，照明及び通信連絡設備を整備する。

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

東海第二

備考

(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

全交流動力電源喪失又は原子炉補機冷却系の故障により，残留熱除去系（S/P 冷却モード）に

全交流動力電源喪失又は残留熱除去系海水系の故障により，残留熱除去系（サプレッシ

相違理由③⑦

よるサプレッション・チェンバ・プールの除熱ができない場合は，常設代替交流電源設備又は第ョン・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱ができない場合は，常設代替

相違理由③

二代替交流電源設備により残留熱除去系の電源を復旧し，原子炉補機冷却系又は代替原子炉補交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により残留熱除去系の電源を復旧し，相違理由⑪

機冷却系により冷却水を確保することで，残留熱除去系（S/P 冷却モード）にてサプレッション・

残留熱除去系海水系，緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系より冷却水を確保するこ

相違理由⑦⑰

チェンバ・プールの除熱を実施する。

とで，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）にてサプレッション・プールの除相違理由③

熱を実施する。
なお，常設代替交流電源設備及び第二代替交流電源設備に関する手順等は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

なお，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置に関する手順等は，相違理由⑪「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系に関する手順等について 他逐条に整理する内容を記載
は，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

73

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

東海第二ⅰ) 手順着手の判断基準

備考
相違理由①

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

炉心損傷を判断した場合※１において，常設代替交流電源設備として使用する常設代替り非常用高圧母線 C 系又は D 系の受電が完了し，残留熱除去系（S/P 冷却モード）が使用可能

高圧電源装置により緊急用Ｍ／Ｃを受電した後，緊急用Ｍ／ＣからＭ／Ｃ ２Ｃ又はＭ／

東二は受電経路具体的に示す。

な状態※2 に復旧された場合。

Ｃ ２Ｄの受電が完了し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が使用可能な

相違理由③

※２

状態

相違理由⑪

に復旧された場合。

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

相違理由③

準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合，又は格納容器内雰囲気放射線レベル相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタ

相違理由③（CAMS）が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で 300℃以上を確認した場合。

が使用できない場合に原子炉圧力容器温度で300℃以上を確認した場合。

※2:設備に異常がなく，電源，補機冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保され※2：設備に異常がなく，電源，冷却水及び水源（サプレッション・チェンバ）が確保さている状態。
ⅱ. 操作手順
残 留 熱 除 去 系 電 源 復 旧後 の サ プ レ ッ シ ョ ン ・チ ェ ン バ ・ プ ー ル の 除熱 に つ い て は ，れている状態。
ⅱ) 操作手順
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）電源復旧後のサプレッション・プー

「1.6.2.1(2)a.(b)残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・チェンバ・プールの除熱」の操ルの除熱については，「1.6.2.1(2)ａ．(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッショ

作手順と同様である。

ン・プールの除熱」の操作手順と同様である。

なお，手順の対応フローを第 1.6.6 図に示す。また，概要図は第 1.6.18 図，タイムチャー
トは第 1.6.19 図と同様である。
ⅲ. 操作の成立性

相違理由③

なお，手順の対応フローを第1.6−6図及び第1.6−8図に示す。また，概要図は第1.6−
21図，タイムチャートは第1.6−22図と同様である。
ⅲ) 操作の成立性

相違理由①
相違理由③（手順書名の相違）
相違理由③
相違理由⑤
相違理由⑤
相違理由①

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

上記の操作は，運転員等（当直運転員）1名にて作業を実施し，作業開始を判断してか

相違理由⑱

施し，作業開始を判断してから残留熱除去系(A)（S/P 冷却モード）によるサプレッション・チ

ら残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プールの相違理由③ェンバ・プールの除熱開始まで 15 分以内で可能である。

除熱開始まで2分以内で可能である

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
b. 重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6.26 図に示す。

東海第二

備考

ｂ．重大事故等時の対応手段の選択
重大事故等時の対応手段の選択方法は以下のとおり。対応手段の選択フローチャートを第1.6−29図に示す。

相違理由⑤

常設代替交流電源設備又は第二代替交流電源設備により交流電源が確保できた場合，原子炉補常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置により交流動力電源が確保で相違理由⑪

機冷却系の運転が可能であれば残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び S/P 冷却モー

きた場合，残留熱除去系海水系の運転が可能であれば残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却

相違理由⑦ド）により原子炉格納容器内の除熱を実施する。原子炉補機冷却系の運転ができない場合，代替系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により原子炉格納容器内の除熱を

相違理由③

原子炉補機冷却系を設置し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード及び S/P 冷却モード）実施する。残留熱除去系海水系が運転できない場合，緊急用海水系を運転し，残留熱除去系

相違理由⑰により原子炉格納容器内の除熱を実施するが，代替原子炉補機冷却系の設置に時間を要すること（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により原相違理由③から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格納容器内へのスプレイを並行して子炉格納容器内の除熱を実施する。緊急用海水系の運転ができない場合，代替残留熱除去系実施する。

海水系を設置し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により原子炉格納容器内の除熱を実施するが，代替残留熱除去系海水系の設置に時間を要することから，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）等による原子炉格
納容器内へのスプレイを並行して実施する。

75

相違理由③

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

東海第二

備考

1.6.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順

1.6.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順

相違理由④(1)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ(1) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由③

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

相違理由③

り残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）を起動し，サプレッション・チェンバを水源としり残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）を起動し，サプレッション・チェンバを水源とし相違理由③た原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

た原子炉格納容器内へのスプレイを実施する。

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

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

a. 手順着手の判断基準

東二では流量調整弁が無いことから記載無し

ａ．手順着手の判断基準※1

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合 。

原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達した場合※１。

※1:「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，格納容器内圧力（D/W），格※1：「原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準に到達」とは，ドライウェル圧力，サ

相違理由③

納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰

相違理由③

プレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断

囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ起相違理由③

基準（第 1.6.4 表）に達した場合。

動の判断基準（第1.6−4表）に達した場合。

相違理由⑤

b. 操作手順
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ手順の概要は以下のとおり。概要図を第 1.6.24 図に示す。

ｂ．操作手順残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順

相違理由③の概要は以下のとおり。ただし，原子炉格納容器内へのスプレイの停止及び再開は，原子炉

A 系を先に書く理由：東二では格納容器内へのスプレイ起動，停止の判断基準（第1.6−4表）に従い実施する（残留熱除去判断基準によって使用する手系（格納容器スプレイ冷却系）Ｂ系による原子炉格納容器内へのスプレイ手順も同様。
）。

順が違う。

概要図を第1.6−25図に，タイムチャートを第1.6−26図に示す。

76

相違理由⑤

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプの起動操作を実施し，残留熱除去系ポン
プ吐出圧力指示値が規定値以上であることを確認後，当直副長に残留熱除去系（格納容器ス

東海第二①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動

備考
相違理由⑱⑳を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動し，残留熱除去系ポンプ
吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上であることを確認し，発電長に報告する。

相違理由⑱⑳
相違理由⑱⑳

プレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの準備完了を報告する。
③当直副長は，原子炉格納容器内へのスプレイ起動・停止の判断基準（第 1.6.4 表）に基づき③発電長は，運転員等に原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−4表）に

相違理由⑤⑱⑳

原子炉格納容器内のスプレイ先を選択し，中央制御室運転員に残留熱除去系（格納容器スプ

従い原子炉格納容器内のスプレイ先を選択し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却相違理由⑱⑳

レイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイの開始を指示する。

系）Ａ系による原子炉格納容器内へのスプレイの開始を指示する。

相違理由③

a

ａ

④ D/W スプレイの場合④ Ｄ／Ｗスプレイ又はＳ／Ｃスプレイの場合

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁の全開操作を実施

運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁又は残留熱除去系Ａ系

し，残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁を調整開として原子炉格納容器内へのスプレイを

Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。

相違理由⑱⑳

開始する。

④bS/P スプレイの場合

相違理由

中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁を全開として原子炉格
納容器内へのスプレイを開始する。
④ｂＤ／Ｗスプレイ及びＳ／Ｃスプレイの場合

相違理由

運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及び残留熱除去系Ａ系
Ｓ／Ｃスプレイ弁を開とする。
⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉とする。

東二では系統構成を手順で示
している

77

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

⑤中央制御室運転員 A 及び B は，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを原子炉格⑥運転員等は中央制御室にて，原子炉格納容器内へのスプレイが開始されたことを残留熱

相違理由⑱⑳

納容器への注水量の上昇並びに原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，当直除去系系統流量の上昇並びに原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下により確認し，発相違理由⑱⑳

副長に報告する。

電長に報告する。なお，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容

東二では残留熱除去系（格納容器内へのスプレイは，流量調整が不可能である。

器スプレイ冷却系）に流量調整弁が無い

なお，格納容器内圧力（D/W），サプレッション・チェンバ気体温度又はサプレッション・チ

なお，ドライウェル圧力，ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ雰囲気ェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止の判断基準（第 1.6.4 表）

温度又はサプレッション・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレイ停止のに到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止する。その後，格納容器内圧力判断基準（第1.6−4表）に到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイを停止す（D/W），格納容器内圧力（S/C），ドライウェル雰囲気温度，サプレッション・チェンバ気る。その後，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，ドライウェル雰囲気

相違理由③

体温度又はサプレッション・チェンバ・プール水位指示値が，原子炉格納容器内へのスプレ

温度，サプレッション・チェンバ雰囲気温度又はサプレッション・プール水位指示値

相違理由③

イ起動の判断基準（第 1.6.4 表）に再度到達した場合は，原子炉格納容器内へのスプレイをが，原子炉格納容器内へのスプレイ起動の判断基準（第1.6−4表）に再度到達した場合再開する。

は，原子炉格納容器内へのスプレイを再開する。

※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合は，※原子炉格納容器内へのスプレイ実施中に原子炉圧力容器への注水が必要となった場合

残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁及び残留は，残留熱除去系Ａ系Ｄ／Ｗスプレイ弁及びＳ／Ｃスプレイ弁の全閉操作を実施後，相違理由③

熱除去系 S/P スプレイ注入隔離弁の全閉操作を実施後，残留熱除去系注入弁の全開操作を

残留熱除去系Ａ系注入弁の全開操作を実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

相違理由③

実施し，原子炉圧力容器へ注水する。

78

相違理由③

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）
c. 操作の成立性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施する。操作スイッチによる遠隔操作であるため，速やかに対応できる。

東海第二

備考

ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応は運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断し相違理由⑱⑳た後，冷却水を確保してから残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容
器内へのスプレイ開始まで7分以内で可能である。

(2) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェ
ンバ・プールの除熱
残留熱除去系（S/P 冷却モード）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去
系（S/P 冷却モード）を起動し，サプレッション・チェンバ・プールの除熱を実施する。
a. 手順着手の判断基準(2) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱

相違理由③

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）が健全な場合は，中央制御室からの手動操作により残留熱除去系を起動し，サプレッション・プールの除熱を実施する。

相違理由③

ａ．手順着手の判断基準
下記のいずれかの状態に該当した場合。

下記のいずれかの状態に該当した場合。

・逃がし安全弁開固着・逃がし安全弁開固着

・サプレッション・プール水温度指示値が32℃以上

相違理由③

・サプレッション・チェンバ・プール水の温度が規定温度以上

・サプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が82℃以上

相違理由③

・サプレッション・チェンバの気体温度が規定温度以上
b. 操作手順
残留熱除去系（S/P 冷却モード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱手順の概要
は以下のとおり。
概要図を第 1.6.25 図に示す。

ｂ．操作手順相違理由③

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプレッション・プールの除熱手順の概要は以下のとおり（残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ｂ系による
サプレッション・プールの除熱手順も同様。
）。
概要図を第1.6−27図に，タイムチャートを第1.6−28図に示す。

①当直副長は，手順着手の判断基準に基づき，中央制御室運転員に残留熱除去系（S/P 冷却モード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱の準備開始を指示する。
②中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系ポンプの起動操作を実施する。

①発電長は，手順着手の判断基準に基づき，運転員等に残留熱除去系ポンプ（Ａ）の起動を指示する。
②運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系ポンプ（Ａ）を起動し，残留熱除去系ポンプ

相違理由⑱⑳

吐出圧力指示値が0.81MPa［gage］以上であることを確認した後，発電長に報告する。

数値の明確化③中央制御室運転員 A 及び B は，当直副長に残留熱除去系（S/P 冷却モード）によるサプレッ

東海操作手順②で記載されてション・チェンバ・プールの除熱の準備完了を報告する。
④当直副長は，中央制御室運転員に残留熱除去系（S/P 冷却モード）によるサプレッション・
チェンバ・プールの除熱の開始を指示する。

相違理由⑱⑳いる③発電長は，運転員等に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）Ａ系によるサプ

相違理由③⑱

レッション・プールの除熱の開始を指示する。
④運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系Ａ系テスト弁を開とする。

柏崎手順⑤にて記載⑤運転員等は中央制御室にて，残留熱除去系熱交換器（Ａ）バイパス弁を閉とする。

東二では系統構成を手順で示
している。

79

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二⑤中央制御室運転員 A 及び B は，残留熱除去系試験用調節弁を調整開とし，原子炉格納容器へ⑥運転員等は中央制御室にて，サプレッション・プールの除熱が開始されたことを残留熱の注水量の上昇及びサプレッション・チェンバ・プール水の温度の低下によりサプレッショ除去系系統流量の上昇及びサプレッション・プール水の温度の低下により確認し，発電

ン・チェンバ・プールの除熱が開始されたことを確認する。

長に報告する。

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

備考
相違理由③⑱⑳

ｃ．操作の成立性
上記の中央制御室対応は運転員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断し相違理由⑱⑳た後，冷却水を確保してから残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレ
ッション・プールの除熱開始まで2分以内で可能である。

1.6.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系への代替原子炉補機冷却系による補機冷却水確保手順は，「1.5 最終ヒートシンク
へ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

1.6.2.4 その他の手順項目について考慮する手順
残留熱除去系海水系，緊急用海水系及び代替残留熱除去系海水系による冷却水確保手順につい相違理由⑪⑰ては，「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。

復水貯蔵槽，防火水槽及びろ過水タンクへの水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型

西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽への水の補給手順並びに水源から接続口までの可搬型代替

代替注水ポンプ（A−2 級）による送水手順については，「1.13 重大事故等の収束に必要となる水

注水中型ポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプによる送水手順については，「1.13 重大事故等のの供給手順等」にて整備する。

収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。

相違理由⑪⑰

復水移送ポンプ，残留熱除去系ポンプ，電動弁及び中央制御室監視計器類への電源供給手順並

非常用交流電源設備，常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置又は可搬型

びに第一ガスタービン発電機，第二ガスタービン発電機，電源車，ディーゼル駆動消火ポンプ及代替交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車による常設低圧代替注水系ポンプ，復水ている。

び可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）への燃料補給手順については，「1.14 電源の確保に関する手移送ポンプ，ドライウェル内ガス冷却装置送風機，残留熱除去系ポンプ，電動弁及び監視計器へ

相違理由⑦⑨順等」にて整備する。

の電源供給手順並びに常設代替交流電源設備として使用する常設代替高圧電源装置，可搬型代替

東二は詳細な電源を明確にし交流電源設備として使用する可搬型代替低圧電源車，非常用交流電源設備，可搬型代替注水中型ている。

東二は詳細な電源を明確にしポンプ及び可搬型代替注水大型ポンプへの燃料給油手順については，「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順については，「1.15 事故時の計装に関する手順等」にて整備する。

東二は操作の判断，確認に係る計装設備に関する手順を「1.15
事故時の計装に関する手順等」に整備する。

80

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

第 1.6.1 表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

東海第二

備考

第1.6−1表 機能喪失を想定する設計基準事故対処設備と整備する手順

全体を通して共通の相違理由

対応手段，対処設備，手順書一覧（1/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（1／8）④⑥⑦⑧⑨⑩⑪⑫⑬⑭⑮⑰に（重大事故等対処設備（設計基準拡張））（設計基準事故対処設備が健全であれば重大事故等対処設備として使用する原子炉格納容器内の除ついては記載を省略する。それ熱）

以外の相違理由については四分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

手順書

分類
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等(
重大事故等対処設備)※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

手順書

略する。
柏崎の記載が他ページに示さ
残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・
スプレイヘッダ
原子炉格納容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉格納容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

81

角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線は省

重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器対処設備

重大事故等対処設備−

残留熱除去系︵サプレッション・プール冷却系︶によるサプレッション・プールの除熱設計基準事故対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

重大事故対処設備︵設計基準拡張︶

残留熱除去系︵サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード︶
によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶−

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1
非常用交流電源設備 ※2

重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器対応手段

残留熱除去系︵格納容器スプレイ冷却系︶
による原子炉格納容器内の除熱

重大事故対処設備︵設計基準拡張︶

残留熱除去系 格納容器スプレイ冷却モード
による原子炉格納容器内の除熱

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1
非常用交流電源設備 ※2

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

れる場合はページ数を記載する。（以下，第 1.6−1 表において同様）

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（2/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（2／8）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

AM 設備別操作手順書「MUWC による PCV スプレイ」

非常用交流電源設備 ※2

フロントライン系故障

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

第二代替交流電源設備 ※2
自主対策
設備

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※２
低圧代替注水系配管・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイ
ヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷
却系）

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる PCV スプレイ」

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※２
多目的タンク※２
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイ
ヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

自主対策設備消火系による原子炉格納容器内の冷却事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

自主対策設備消火系による
原子炉格納容器内の冷却ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水タンク ※3
消火系配管・弁復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可 搬型 代 替 交 流 電 源 設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

対処設備

重大事故等対処設備

重大事故等対処設備

フロントライン系故障時

代替格納容器スプレイ冷却系︵常設︶による原子炉格納容器内の冷却復水移送ポンプ
復水貯蔵槽 ※3
復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
高圧炉心注水系配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備

手順書

対応
手段

代替格納容器スプレイ冷却系︵常設︶による原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却モード）

対処設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

備考

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

82

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（3／8）

対応手段，対処設備，手順書一覧（3/7）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）（炉心損傷前のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

対処設備

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

AM 設備別操作手順書「消防車による PCV スプレイ」

対処設備

手順書

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイ
ヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

可搬型代替注水中型ポンプ※２
可搬型代替注水大型ポンプ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

重大事故等対処設備※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）代替格納容器スプレイ冷却系︵可搬型︶による原子炉格納容器内の冷却

自主対策
設備

フロントライン系故障

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷
却系）

相違理由②

自主対策設備

多様なハザード対応手順「消防車による送水（格納容器スプレ
イ）」※1

非常用交流電源設備 ※2

防火水槽 ※3，※4
淡水貯水池 ※3，※4
第二代替交流電源設備 ※2

対応
手段

手順書

重大事故等対処設備

フロントライン系故障時

代替格納容器スプレイ冷却系︵可搬型︶による原子炉格納容器内の冷却可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※2
可 搬型 代 替 交 流 電 源 設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

補給水系による原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）分類

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

83

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（4/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（4／8）（炉心損傷前のサポート系故障時）（炉心損傷前のサポート系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応手段

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

重大事故等対処設備

残留熱除去系海水系

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉格納容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

自主対策設備

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」等
ＡＭ設備別操作手順書

自主対策
設備

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース

自主対策設備

第二代替交流電源設備 ※2※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・
スプレイヘッダ
原子炉格納容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース

代替交流電源設備による残留熱除去系︵サプレッション・プール冷却系︶の復旧

重大事故等
対処設備

代替交流電源設備による残留熱除去系︵サプレッション
・チェンバ・プール水冷却モード︶の復旧

AM 設備別操作手順書「RHR(A)による S/P 除熱」「RHR(B)による S/P 除熱」

サポート系故障

自主対策
設備

サポート系故障 時

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

対処設備

重大事故等対処設備

AM 設備別操作手順書「RHR(B)による PCV スプレイ」

第二代替交流電源設備 ※2

サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2対応
手段

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

代替交流電源設備による残留熱除去系︵格納容器スプレイ冷却モード︶の復旧

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1

分類

代替交流電源設備による残留熱除去系︵格納容器スプレイ冷却系︶の復旧

サプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2

手順書

重大事故等
対処設備

全交流動力電源
原子炉補機冷却系

対処設備

備考

重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

84

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（5/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（5／8）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

分類
対応手段

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

AM 設備別操作手順書「MUWC による PCV スプレイ」

非常用交流電源設備 ※2

フロントライン系故障

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

第二代替交流電源設備 ※2
自主対策
設備

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽※２
低圧代替注水系配管・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイ
ヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷
却系）

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる PCV スプレイ」

ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水貯蔵タンク※２
多目的タンク※２
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイ
ヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

自主対策設備消火系による原子炉格納容器内の冷却事故時運転操作手順書（シビアアクシ
デント）「RPV 制御」「PCV 制御」
自主対策設備消火系による
原子炉格納容器内の冷却ディーゼル駆動消火ポンプ
ろ過水タンク ※3
消火系配管・弁復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備 ※2
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2
可 搬型 代 替 交 流 電 源 設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

対処設備

重大事故等対処設備

重大事故等対処設備

フロントライン系故障時

代替格納容器スプレイ冷却系︵常設︶による原子炉格納容器内の冷却復水移送ポンプ
復水貯蔵槽 ※3
復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
高圧炉心注水系配管・弁
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※2
可搬型代替交流電源設備 ※2
代替所内電気設備

手順書

対応
手段

代替格納容器スプレイ冷却系︵常設︶による原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）

対処設備

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

備考

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

85

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（6/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（6／8）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応手段

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

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

AM 設備別操作手順書「消防車による PCV スプレイ」

多様なハザード対応手順「消防車による送水（格納容器スプレ
イ）」※1

非常用交流電源設備 ※2

自主対策
設備

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷
却系）

AM 設備別操作手順書「DW クーラ代替除熱（RCW−A 系）」「DW クーラ代替除熱（RCW−B 系)」※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

対処設備

復水移送ポンプ
復水貯蔵タンク※２
補給水系配管・弁
消火系配管・弁残留熱除去系Ｂ系配管・弁・スプレイ
ヘッダ
原子炉格納容器
非常用交流電源設備※３
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

可搬型代替注水中型ポンプ※２
可搬型代替注水大型ポンプ※２
西側淡水貯水設備※２
代替淡水貯槽※２
ホース
低圧代替注水系配管・弁代替格納容器スプレイ冷却系配管・弁残留熱除去系配管・弁・スプレイヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備※３
可搬型代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領

重大事故等対処設備

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

代替格納容器スプレイ冷却系︵可搬型︶による原子炉格納容器内の冷却自主対策設備

ドライウェル冷却系による原子炉格納容器内の代替除熱

ドライウェル冷却系送風機
ドライウェル冷却系冷却器
原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2
第二代替交流電源設備 ※2

フロントライン系故障

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

防火水槽 ※3，※4
淡水貯水池 ※3，※4
第二代替交流電源設備 ※2対応
手段

自主対策設備

重大事故等対処設備

フロントライン系故障時

代替格納容器スプレイ冷却系︵可搬型︶による原子炉格納容器内の冷却可搬型代替注水ポンプ（A−2 級）
ホース・接続口
復水補給水系配管・弁残留熱除去系配管・弁格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器
常設代替交流電源設備 ※2
可 搬型 代 替 交 流 電 源 設 備 ※2
代替所内電気設備
燃料補給設備 ※2

手順書

補給水系による原子炉格納容器内の冷却残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード）

対処設備

備考

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書
重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

86

相違理由②

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

対応手段，対処設備，手順書一覧（7／8）（炉心損傷後のフロントライン系故障時）
分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対処設備

ドライウェル内ガス冷却装置送風機
ドライウェル内ガス冷却装置冷却コイ
ル
原子炉格納容器
原子炉補機冷却系
非常用交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

自主対策設備

ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替除熱

フロントライン系故障

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷
却系）

対応
手段

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

87

柏崎は比較表ページ 86 に記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二対応手段，対処設備，手順書一覧（7/7）

対応手段，対処設備，手順書一覧（8／8）（炉心損傷後のサポート系故障時）（炉心損傷後のサポート系故障時）

分類

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

分類
対応手段

AM 設備別操作手順書「RHR(B)による PCV スプレイ」

外部電源系及び非常用ディーゼル発電機（全交流動力電源）AM 設備別操作手順書「RHR(A)による S/P 除熱」「RHR(B)による S/P 除熱」

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉格納容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

手順書

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

重大事故等対処設備

残留熱除去系海水系

重大事故等対策要領

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデン
ト）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

※１

自主対策
設備

可搬型代替注水大型ポンプ
ホース

自主対策設備

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶※1:手順は「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2:手順は「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。
※3:手順は「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※4:「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」【解釈】1 b)項を満足するための代替淡水源（措置）

残留熱除去系ポンプ
サプレッション・チェンバ※２
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ・
スプレイヘッダ
原子炉格納容器
残留熱除去系海水系ポンプ※１
残留熱除去系海水系ストレーナ
緊急用海水ポンプ※１
緊急用海水系ストレーナ
常設代替交流電源設備※３
燃料給油設備※３

可搬型代替注水大型ポンプ※１
ホース

代替交流電源設備による残留熱除去系︵サプレッション・プール冷却系︶の復旧

対処設備

重大事故等

代替交流電源設備による残留熱除去系︵サプレッション
・チェンバ・プール水冷却モード︶の復旧

第二代替交流電源設備 ※2

サポート系故障

自主対策
設備

サポート系故障時

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1

事故時運転操作手順書（シビアアクシ
デント）

対処設備

自主対策設備

第二代替交流電源設備 ※2

サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2対応
手段

重大事故等対処設備

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

重大事故等対処設備︵設計基準拡張︶

代替交流電源設備による残留熱除去系︵格納容器スプレイ冷却モード︶の復旧

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系熱交換器
残留熱除去系配管・弁・ストレーナ
原子炉補機冷却系 ※1

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

代替交流電源設備による残留熱除去系︵格納容器スプレイ冷却系︶の復旧

サプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉格納容器代替原子炉補機冷却系 ※1
常設代替交流電源設備 ※2

手順書

重大事故等
対処設備

全交流動力電源
原子炉補機冷却系

対処設備

備考

重大事故等対策要領※1：手順については「1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等」にて整備する。
※2：手順については「1.13 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等」にて整備する。
※3：手順については「1.14 電源の確保に関する手順等」にて整備する。

88

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

第 1.6.2 表 重大事故等対処に係る監視計器

東海第二

備考

第 1.6−2 表 重大事故等対処に係る監視計器

全体を通して共通の相違理由

監視計器一覧（1／15）

監視計器一覧（1/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書④⑥⑦⑧⑨⑩⑪⑫⑬⑭⑮⑰に重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書
監視パラメータ（計器）監視パラメータ（計器）1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
a．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
a.代替格納容器スプレイ
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉圧力容器内の温度

AM 設備別操作手順書「MUWC による PCV スプレイ」
原子炉格納容器内の圧力

原子炉格納容器内の温度

原子炉圧力容器温度

判断基準

判断基準

電源

水源の確保

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

操作

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

水源の確保

操作

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力（以下，第 1.6−2 表は同様。
）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用パワーセンタ（以下「パワーセンタ」を「Ｐ／Ｃ」という。
）電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

89

を記載しているため下線は省

原子炉格納容器内の圧力
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

角点線枠にて示し，備考に理由略する。

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

サプレッション・チェンバ・プール水位以外の相違理由については四原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）

原子炉圧力容器内の水位

原子炉格納容器内の水位

ついては記載を省略する。それ柏崎の記載が他ページに示される場合はページ数を記載。

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（2／15）

監視計器一覧（2/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
a．代替格納容器スプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
a.代替格納容器スプレイ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉圧力容器内の温度

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる PCV スプレイ」

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の圧力復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

水源の確保

操作

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉圧力容器温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位

操作

原子炉格納容器内の水位90柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（3／15）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
a．代替格納容器スプレイ(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由②

判断基準

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作91

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（4／15）

監視計器一覧（3/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
a．代替格納容器スプレイ(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
a.代替格納容器スプレイ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉圧力容器内の温度

AM 設備別操作手順書「消防車による PCV スプレイ」
原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

多様なハザード対応手順「消防車による送水（格納容器スプレイ）」

原子炉格納容器内の圧力復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
防火水槽
淡水貯水池

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

操作

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能可搬型代替注水ポンプ吐出圧力

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ラ
イン用）

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器への注水量

判断基準

判断基準

水源の確保

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉圧力容器温度92

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

監視計器一覧（4/14）

東海第二

備考

監視計器一覧（5／15）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2)サポート系故障時の対応手順
a.復旧
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

補機監視機能原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系(B)熱交換器入口冷却水流量

AM 設備別操作手順書「RHR(B)による PCV スプレイ」

判断基準

電源

原子炉格納容器内の圧力

判断基準

原子炉圧力容器内の温度

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

操作

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系(B)系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

水源の確保

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作93

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

監視計器一覧（5/14）

東海第二

備考

監視計器一覧（6／15）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(b) 残留熱除去系電源復旧後のサプレッション・プールの除熱

1.6.2.1 炉心の著しい損傷防止のための対応手順(2)サポート系故障時の対応手順
a.復旧
事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

原子炉格納容器内の温度

AM 設備別操作手順書「RHR(A)による S/P 除熱」「RHR(B)による S/P 除熱」

電源

原子炉格納容器内の水位

原子炉格納容器内の温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

最終ヒートシンクの確保

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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」等

水源の確保

サプレッション・プール水位

ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度
残留熱除去系熱交換器出口温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

サプレッション・チェンバ・プール水温度
残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

操作

操作

最終ヒートシンクの確保

原子炉格納容器内の温度

判断基準

判断基準
最終ヒートシンクの確保

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

サプレッション・チェンバ・プール水位

94

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（7／15）

監視計器一覧（6/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
a．代替格納容器スプレイ(a) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
a.代替格納容器スプレイ
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）

補機監視機能常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力

水源の確保

代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の放射線量率

AM 設備別操作手順書「MUWC による PCV スプレイ」

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

水源の確保

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の温度

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能水源の確保

操作

原子炉格納容器内の圧力

復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力
復水移送ポンプ(A)吐出圧力
復水移送ポンプ(B)吐出圧力
復水移送ポンプ(C)吐出圧力
復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）

95

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（8／15）

監視計器一覧（7/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
a．代替格納容器スプレイ(b) 消火系による原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
a.代替格納容器スプレイ

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能消火系ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

ろ過水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の放射線量率

AM 設備別操作手順書「消火ポンプによる PCV スプレイ」

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

水源の確保

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の温度

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
ろ過水タンク水位操作

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能ディーゼル駆動消火ポンプ吐出圧力

水源の確保

ろ過水タンク水位

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の圧力

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

96

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（9／15）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
a．代替格納容器スプレイ(c) 補給水系による原子炉格納容器内へのスプレイ

相違理由②

判断基準

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能復水移送ポンプ吐出ヘッダ圧力

水源の確保

復水貯蔵タンク水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作97

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（10／15）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視計器一覧(8/14)
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
a．代替格納容器スプレイ(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器内へのスプレイ（淡水／海水）

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
a.代替格納容器スプレイ

事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

原子炉格納容器内の放射線量率

監視パラメータ（計器）

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
緊急用直流125V主母線盤電圧

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器への注水量

低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（可搬ラ
イン用）

水源の確保

西側淡水貯水設備水位
代替淡水貯槽水位

AM 設備別操作手順書「消防車による PCV スプレイ」
原子炉圧力容器温度
・原子炉圧力容器下鏡部温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

多様なハザード対応手順「消防車による送水（格納容器スプレイ）」

判断基準

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

水源の確保

判断基準

原子炉圧力容器内の温度

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

復水貯蔵槽水位
復水貯蔵槽水位（SA）
防火水槽
淡水貯水池

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器への注水量

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）

補機監視機能可搬型代替注水ポンプ吐出圧力

水源の確保

防火水槽
淡水貯水池

操作

原子炉格納容器内の圧力

操作

98柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（11／15）

監視計器一覧（9/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1) フロントライン系故障時の対応手順
b．格納容器代替除熱(a) ドライウェル内ガス冷却装置による原子炉格納容器内の代替除熱

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(1)フロントライン系故障時の対応手順
b.格納容器代替除熱
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

AM 設備別操作手順書「DW クーラ代替除熱（RCW−A 系)」「DW クーラ代替除熱（RCW−B 系)」

断判基準
原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

判断基準

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

補機監視機能Ｍ／Ｃ ２Ｂ−２電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｂ−２電圧
原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

補機監視機能原子炉補機冷却系ポンプ吐出ヘッダ圧力ＡＭ設備別操作手順書
原子炉格納容器内の温度

補機監視機能原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量

操作

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

操作

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

補機監視機能原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量

99

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（12／15）

監視計器一覧（10/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(a) 残留熱除去系電源復旧後の原子炉格納容器内へのスプレイ

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2)サポート系故障時の対応手順
a.復旧
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）「RPV 制御」「PCV 制御」

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(A)（S/C）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル(B)（S/C）

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

水源の確保

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

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

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

AM 設備別操作手順書「RHR(B)による PCV スプレイ」
原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

補機監視機能原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量

電源

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

判断基準

判断基準

原子炉格納容器内の温度

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系(B)系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

操作

100

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（13／15）

監視計器一覧（11/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2) サポート系故障時の対応手順
ａ．復旧(b) 残留熱除去系復旧後のサプレッション・プールの除熱

1.6.2.2 原子炉格納容器の破損を防止するための対応手順(2)サポート系故障時の対応手順
a.復旧
事故時運転操作手順書（シビアアクシデント）
原子炉格納容器内の温度
AM 設備別操作手順書「RHR(A)による S/P 除熱」「RHR(B)による S/P 除熱」

電源

原子炉格納容器内の水位

M/C C 電圧M/C D 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉格納容器内の放射線量率

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
緊急用Ｐ／Ｃ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧
緊急用直流 125V 主母線盤電圧

最終ヒートシンクの確保

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

水源の確保

サプレッション・プール水位

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度
残留熱除去系熱交換器出口温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

判断基準

判断基準
最終ヒートシンクの確保

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

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等
ＡＭ設備別操作手順書

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・チェンバ・プール水温度

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力

原子炉格納容器内の水位操作

操作
最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

101柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（14／15）

監視計器一覧（12/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(1)残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器内へのスプレイ

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「PCV 圧力制御」等

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

判断基準

原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量

M/C D 電圧
M/C E 電圧P/C D-1 電圧
P/C E-1 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧

原子炉格納容器内の圧力格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）

原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度

判断基準

電源

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(1) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による原子炉格納容器内へのスプレイ

原子炉格納容器内の温度

補機監視機能重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

原子炉圧力容器内の水位

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

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

水源の確保

サプレッション・プール水位

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流125V主母線盤２Ｂ電圧

原子炉格納容器内の圧力

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力原子炉格納容器内の温度

ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「ＰＣＶ圧力制御」等
非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

操作

ＡＭ設備別操作手順書
原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力

原子炉格納容器内の水位

サプレッション・チェンバ・プール水位

操作

102

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（15／15）

監視計器一覧（13/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

監視パラメータ（計器）1.6.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(2)残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

原子炉格納容器内の温度

判断基準
最終ヒートシンクの確保

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

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度
サプレッション・チェンバ雰囲気温度

電源

Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
Ｐ／Ｃ ２Ｄ電圧
直流125V主母線盤２Ａ電圧
直流 125V 主母線盤２Ｂ電圧

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系海水系系統流量

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「Ｓ／Ｐ温度制御」等

水源の確保

サプレッション・プール水位

非常時運転手順書Ⅲ（シビアアクシデント）「除熱−１」等

原子炉格納容器内の温度

サプレッション・プール水温度

最終ヒートシンクの確保

残留熱除去系熱交換器入口温度
残留熱除去系熱交換器出口温度

原子炉格納容器への注水量

残留熱除去系系統流量

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力

水源の確保

サプレッション・プール水位

M/C C 電圧M/C D 電圧
M/C E 電圧
P/C C-1 電圧
P/C D-1 電圧
P/C E-1 電圧
直流 125V 主母線盤 A 電圧
直流 125V 主母線盤 B 電圧
直流 125V 主母線盤 C 電圧

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度

ＡＭ設備別操作手順書

操作原子炉格納容器内の水位監視パラメータ（計器）1.6.2.3 設計基準事故対処設備による対応手順(2) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プールの除熱

判断基準

電源

重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

サプレッション・チェンバ・プール水位

103柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

監視計器一覧（14/14）
重大事故等の対応に必要となる監視項目

手順書

東二の「残留熱除去系（サプ監視パラメータ（計器）レッション・プール冷却系）

1.6.2.3 重大事故等対処設備（設計基準拡張）による対応手順(2)残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるサプレッション・チェンバ・プールの除熱事故時運転操作手順書（徴候ベース）「S/P 温度制御」等

原子炉格納容器内の温度

補機監視機能操作
最終ヒートシンクの確保

原子炉格納容器内の水位によるサプレッション・プー
ルの除熱」操作に係る監視計

サプレッション・チェンバ・プール水温度器は，比較表ページ 103 に記

残留熱除去系ポンプ(A)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(B)吐出圧力
残留熱除去系ポンプ(C)吐出圧力載。

残留熱除去系熱交換器(A)入口温度
残留熱除去系熱交換器(B)入口温度
残留熱除去系熱交換器(C)入口温度
残留熱除去系熱交換器(A)出口温度
残留熱除去系熱交換器(B)出口温度
残留熱除去系熱交換器(C)出口温度
残留熱除去系(A)系統流量
残留熱除去系(B)系統流量
残留熱除去系(C)系統流量
原子炉補機冷却水系(A)系統流量
原子炉補機冷却水系(B)系統流量
原子炉補機冷却水系(C)系統流量
残留熱除去系熱交換器(A)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(B)入口冷却水流量
残留熱除去系熱交換器(C)入口冷却水流量
原子炉補機冷却水系熱交換器(A)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(B)出口冷却水温度
原子炉補機冷却水系熱交換器(C)出口冷却水温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

104柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

第 1.6.3 表 審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
対象条文
【1.6】
原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

給電元
給電母線

供給対象設備
復水移送ポンプ

東海第二第 1.6−3 表
対象条文

審査基準における要求事項ごとの給電対象設備
供給対象設備

常設低圧代替注水系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｐ／Ｃ低圧代替注水系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用モータコントロールセンタ（以下「モータコントロールセンタ」を「ＭＣＣ」という。
）

代替格納容器スプレイ冷却系 弁常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣ

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備
緊急用Ｍ／ＣＭ／Ｃ ２ＣＭ／Ｃ ２Ｄ

残留熱除去系 弁

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
緊急用ＭＣＣＭＣＣ ２Ｃ系
ＭＣＣ ２Ｄ系

中央制御室監視計器類

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
直流125V主母線盤２Ａ
直流125V主母線盤２Ｂ
緊急用直流125V主母線盤

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系（6 号炉のみ）
AM 用 MCC

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備
M/C C 系
M/C D 系

残留熱除去系弁【1.6】
原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
MCC D 系
AM 用 MCC

中央制御室監視計器類

給電元
給電母線

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
MCC C 系
AM 用 MCC

復水補給水系弁

備考

常設代替交流電源設備
可搬型代替交流電源設備
計測用 A 系電源
計測用 B 系電源

105

柏崎との相違箇所については四角点線枠にて示し，備考に理由を記載しているため下線を省
略。
相違理由⑨

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

106

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

107

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎はスプレイ流量を制御しない。
東二は格納容器の圧力及び温度のマネージメントとして流量を制御する。

108

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎はスプレイ流量を制御しない。
東二は格納容器の圧力及び温度のマネージメントとして流量を制御する。

109

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

110

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

111

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は先行 PWR との比較のため補足を作成しており，東二は柏崎との比較となるため補足は作成していない。

112

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

113

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

114

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

115

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

116

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

117

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 117 に記載。

118柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 117 に記載。

119

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑨

120

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

121

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑫⑬122

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

123

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由②

124

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由②

125

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑭

126

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二のタイムチャートは比較
表ページ 128 に記載。

127

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

128

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

129

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑭

130

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

131

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎のタイムチャートは比較
表ページ 131 に
記載。
相違理由⑳

132

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑦

133

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

134

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑦

135

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

136

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二はタイムチャートを比較
表ページ 128，129 に記載。

137

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は原子炉補機冷却系がすべてのドライウェル内ガス冷
却装置冷却コイルに冷却水を供給できる。

138

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は概要図を比較表ページ
138 に記載。

139

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考

相違理由⑳

140

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑦

141

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）によるタイム
チャートを示す。

142

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
相違理由⑦

143

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
東二は残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）によるタイム
チャートを示す。

144

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

145

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 145 にて
記載。

146

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

147

備考

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

備考
柏崎は比較表ページ 147 にて
記載。

148

柏崎刈羽原子力発電所／東海第二発電所 技術的能力比較表【対象項目：１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 設置変更許可申請書 再補正（平成 29 年 12 月 18 日）

東海第二

149

備考