東海第二発電所 審査資料
資料番号
SA 技-C-7 改 0
提出年月日
平成 30 年 4 月 20 日

東海第二発電所

技術的能力 比較表

平成 30 年 4 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。

下線部：今回提出資料
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：1.1 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】
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」とは、【解釈】
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

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

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。
東二の設計基準事故対処設備によ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。

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

る手段は，重大事故等対処設備又は自主対処設備に位置づけて整理を選定する。

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

東二は設備の違いからサポート系て，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）

故障として電源及び計装用空気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の喪失としている。

り制御棒が挿入されることから想定しない。
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

備考

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44 条の記載の整理に従い記載して・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
信号名称の相違

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

柏崎刈羽原子力発電所／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（レベル相違理由①⑧3）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（レベル２）の信号のみ。

止し，原子炉出力を抑制する。
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。

相違理由①

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

柏崎刈羽原子力発電所／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）(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。

相違理由①

相違理由①

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

東二は関連する設備やパラメータ

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におけるサプレッション・プール水温度とする。なお，不安定な出力振動（以下「中性の状態を確認し，ほう酸水注入を

ほう酸水注入系を起動させることとしている。

子束振動」という。）の発生を確認※２した場合は，ほう酸水注入系を速やかに起動させ実施することとしており，サプレ

ることとしている。

ッション・プール水温度による判断基準を設けている。なお，サプ
レッション・プール水温度の設定については，原子炉蒸気の凝縮性能維持のため設けられている。また，出力振動についても関連する
パラメータを確認し，ほう酸水を注入することとしている。

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・弁柏崎は高圧炉心注水配管からほう・高圧炉心注水系配管・弁・スパージャ

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※2：複数の平均出力領域計装指示値が2秒〜3秒周期で振動し，最大振幅が20％を超えた
場合又は複数の局所出力領域計装指示値が2秒〜3秒周期で振動し，最大振幅が10％を超えた場合に中性子束振動と判断する。

8

相違理由⑨
中性子束振動の判断基準を明記

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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）(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）※３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，自動又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※3：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。

引抜位置（全制御棒 02 位置）」としている。
設計の相違 柏崎は電動駆動によⅰ. 制御棒自動挿入

る制御棒の自動挿入をするが，東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

二は電動駆動を有していない。

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選定。

柏崎刈羽原子力発電所／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）
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
・非常用交流電源設備

柏崎は電動挿入する設備に記載

・燃料給油設備相違理由⑨

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

東二は水圧駆動する設備に記載

・制御棒

東二は水圧駆動する設備に記載

・制御棒駆動機構（電動駆動）

相違理由⑥・非常用交流電源設備

東二は水圧駆動する設備に記載(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

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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

・高圧炉心スプレイ系

東二の高圧炉心スプレイ系は柏崎の高圧炉心注水系に相当(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

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⑨

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相違理由⑦

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⑩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）と位置づけている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑪と示す。

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⑩
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。

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⑨⑩

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。

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。

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⑦⑨⑩
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。
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，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選定。

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，制御棒を手動にて挿入す

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

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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・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

東二の高圧炉心スプレイ系は柏崎る。

の高圧炉心注水系に相当

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※４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。

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）。
※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。

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

柏崎刈羽原子力発電所／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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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⑫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

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②
相違理由③

タイムチャートを第1.1−3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①⑫

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⑬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。

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①⑬

ム・スイッチにより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①⑬⑤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が全挿入位置とならず，最大未臨界引

東二は原子炉の冷温停止を達成す

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抜位置（全制御棒 02 位置）まで挿入されない場合は，ＡＴＷＳと判断し，運転員るための制御棒挿入状態としてEOP「反応度制御」への移行を指示する。

等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「全制御棒全挿入又は最大未臨界る。

引抜位置（全制御棒 02 位

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。

置）」としている。なお、柏崎は「ペアロッド 1 組又は制御棒 1 本
より多くの制御棒が未挿入の場合」としている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑭と示す。
相違理由②

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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 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，

備考
設備及び体制の違いによる記載内
容の相違

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

以降，同様の相違理由によるものの移行まで2分以内で可能である。

は相違理由⑮と示す。
相違理由②(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。

(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⑭

入されない場合。
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。
b. 操作手順

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。
ｂ．操作手順

相違理由⑫
相違理由②

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

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）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図に，概要図を第1.1

相違理由③−5図及び第1.1−6図に，原子炉出力−サプレッション・プール水温度相関曲線を第1.1−7

東二は関連する設備やパラメータ

図に，タイムチャートを第1.1−8図に示す。

の状態を確認し，ほう酸水注入を実施することとしており，サプレ
ッション・プール水温度による判断基準を設けている。なお，サプ
レッション・プール水温度の設定については，原子炉蒸気の凝縮性能維持のため設けられている。また，出力振動についても関連する
パラメータを確認し，ほう酸水を注入することとしている。
以降，同様の相違理由によるもの
は相違理由⑯と示す。

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東海第二①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備考
相違理由①⑫

動減圧機能の自動起動阻止操作を指示する。
②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①⑫⑬

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①⑬

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①の挿入操作の順で優先させる。
なお，ほう酸水注入系の起動操作は，サプレッション・プール水温度が原子炉出力−

相違理由⑯

サプレッション・プール水温度相関曲線の「ほう酸水注入系起動領域」に近接した場
合又は中性子束振動を確認した場合は速やかに行う。
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

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

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。

17

相違理由①⑬⑯

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東海第二⑥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

備考
相違理由⑯

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）ポンプの起動を指示する。
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

東二は原子炉隔離時冷却系の高温にサプレッション・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耐性（116℃）に余裕を考慮した対作を指示する。

応手順を記載。

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％未満に維持する。

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⑫⑬

柏崎刈羽原子力発電所／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）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⑬⑮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設備の違いにより対応手段に相違

・スクラムテストスイッチの操作がある
以降，同様の相違理由によるもの
は・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⑰と示す。

・スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズの引抜き操作

相違理由⑰
操作方法の相違
以降，同様の相違理由によるもの

・スクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作

は・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⑱と示す。

操作

相違理由⑮
相違理由⑫

・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

柏崎は制御棒手動挿入操作に対応
が含まれる
相違理由⑫

・制御棒手動挿入操作(制御棒自動挿入が作動しない場合)

・原子炉スクラム・リセット後のスクラム個別スイッチによるスクラム操作

柏崎は制御棒手動挿入操作に対応

・制御棒手動挿入操作が含まれる

・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⑱
相違理由⑫

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⑫発電長は，上記⑪の操作を実施中に全制御棒が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⑰
相違理由⑭

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。
相違理由⑫

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：1.1 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）
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⑮

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。

柏崎刈羽原子力発電所／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）(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①⑰

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「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

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，発電用原子相違理由①

炉を未臨界にするため，サプレッション・プール水温度が原子炉出力−サプレッション・プ

相違理由⑯

ール水温度相関曲線の「ほう酸水注入系起動領域」に近接した場合又は中性子束振動が確認された場合，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①⑰
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：1.1 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）
1.1.2.2 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須となるため手順のリンクを明確にしている。

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：1.1 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 1.1.1 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】
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉 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（2/2）

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。

柏崎刈羽原子力発電所／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

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

機能喪失を想定する設計基準事故対処設備

対応
手段

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

手順書

柏崎の「制御棒手動挿入」に係る自主対策設備

制御棒挿入（手動操作による制御棒挿入）

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」東二は制御棒挿入する設備の駆動源として，「水圧駆動」のみであ「電動駆動」の駆動源を有している。

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

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・
パイロット弁計器用空気系の排気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

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

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

東二は現場対応操作「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。

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

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
引抜配管ベント弁からの排水操作）
による原子炉出力抑制に相違がある。

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

記載は，ページ 24 に記載。

るが，柏崎は「水圧駆動」及び自主対策設備

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）

フロントライン系故障時

原子炉緊急停止系

対処設備

柏崎の「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」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※１

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）

原子炉出力
代替制御棒挿入機能による制御棒緊急挿入※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。

26

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）

平均出力領域計装
起動領域計装場合はページ数を記載。
（以下，第 1.1−2 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：1.1 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）
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ADS 及び SA−ADS 起動阻止状態表示灯

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

操作
操作

ほう酸水注入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

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」原子炉出力

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

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

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

操作
操作

事故時運転操作手順書（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（手動）制御棒手動挿入操作

事故時運転操作手順書（徴候ベース）「反応度制御」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

原子炉出力

平均出力領域モニタ
起動領域モニタプラント停止状態

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

非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）「反応度制御」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」操作

ADS 及び SA−ADS 起動阻止状態

操作

全制御棒全挿入ランプ
制御棒操作監視系

判断基準

プラント停止状態

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

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
局所出力領域計装
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

操作

プラント停止状態

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

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

最終ヒートシンクによる冷却状態の確認

サプレッション・プール水温度
残留熱除去系系統流量
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

ほう酸水注入東二は関連する設備やパラメータの状態を確認し，ほう酸水注入を実施することとしており，サプレ
ッション・プール水温度による判断基準を設けている。なお，サプ
レッション・プール水温度の設定については，原子炉蒸気の凝縮性能維持のため設けられている。また，出力振動についても関連する

補機監視機能残留熱除去系ポンプ吐出圧力パラメータを確認し，ほう酸水を注入することとしている。

※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。

27

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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

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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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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31

備考

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備考

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33

備考

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備考
東二はＡＴＷＳ緩和設備概要図を記載。

34

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備考

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備考
東二「原子炉出力―サプレッション・プール水温度相関曲線」
東二は関連する設備やパラメータの状態を確認し，ほう酸水注入を実施することとしており，サプレ
ッション・プール水温度による判断基準を設けている。なお，サプ
レッション・プール水温度の設定については，原子炉蒸気の凝縮性能維持のため設けられている。また，出力振動についても関連する
パラメータを確認し，ほう酸水を注入することとしている。

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備考

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東海第二

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備考

（参考資料）
１．１ 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ
1
1
4

番号
相違理由①
相違理由②
相違理由③

4

相違理由④

5

相違理由⑤

5

相違理由⑥

5
5

相違理由⑦
相違理由⑧

6

相違理由⑨

11

相違理由⑩

11

相違理由⑪

15

相違理由⑫

15

相違理由⑬

15

相違理由⑭

16

相違理由⑮

16

相違理由⑯

19
19

相違理由⑰
相違理由⑱

内容
設備名称の相違
対応手順書名を正確に記載
図表番号の附番ルールの相違
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
備又は自主対処設備に位置づけて整理しているため。
見出し記号の附番ルールの相違
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。
44条の記載の整理に従い記載している。
信号名称の相違
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。
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。
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。
東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。
東二は原子炉の冷温停止を達成す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。
なお、柏崎は「ペアロッド1組又は制御棒1本より多くの制御棒が未挿入の場合」としている。
設備及び体制の違いによる記載内容の相違
東二は関連する設備やパラメータの状態を確認し，ほう酸水注入を実施することとしており，サプレッション・プール水温度による判断基準を設けている。なお，サプレッション・プール水温度の設定については，原子炉蒸気の凝縮性能維持のため設けられている。また，出力振動についても関連するパラメータを確認
し，ほう酸水を注入することとしている。
設備の違いにより対応手段に相違がある
操作方法の相違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：1.2 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

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

相違理由①

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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

ａ．現場手動操作による高圧代替注水系起動

備考

柏崎は審査基準である原子炉隔離時冷却系を選定している。
東二は原子炉隔離時冷却系と同等以上の効果を有する設備として高圧代替注水系を選定している。
以降，同様の相違理由によるものは相違理由②と示す。

(2) 復旧(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③と示す。
東二はｂ．
「代替直流電源設備に

c. 直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電

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④と示す。

2

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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

c. 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への緊急注水

備考

相違理由③
東二は代替電源の容量及び電源
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⑤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⑥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③

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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【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】
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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，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）
。

備考

相違理由③

相違理由⑥

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処設備を選定する（第 1.2.1 図）。

のは相違理由⑦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。

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：1.2 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③⑥
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抑制に期待しており，重大事故等ない。

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⑧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⑨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

・復水貯蔵槽・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑧・サプレッション・チェンバ・サプレッション・チェンバ

柏崎は重大事故等時の対処に用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・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のは相違理由⑩と示す。

柏崎刈羽原子力発電所／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

・復水補給水系配管

相違理由⑩

・高圧炉心注水系配管・弁相違理由⑩・給水系配管・弁・スパージャ

相違理由⑨・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③
相違理由③

※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⑨
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③
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。

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③

・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③

・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑧・復水貯蔵槽相違理由⑩

・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③
相違理由⑩

・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：1.2 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）
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③

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⑦

相違理由③

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力

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

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。

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。

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⑫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⑨は以下のとおり。
・常設高圧代替注水系ポンプ

相違理由③

・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑧

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：1.2 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）
・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⑬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
相違理由⑬

・復水補給水系配管
・高圧炉心注水系配管・弁・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ

相違理由③⑬柏崎は 6 号炉と 7 号炉で注水系・残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）の接続先に違いがあるため記載
相違理由⑨・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③・燃料給油設備相違理由⑪※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⑨
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／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）
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

柏崎は 6 号炉と 7 号炉で注水系

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の接続先に違いがあるため記載

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

相違理由⑪ⅱ) 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⑫

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⑨
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③

・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⑧・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ

相違理由⑬

・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

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：1.2 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
相違理由⑬

・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

相違理由③⑬柏崎は 6 号炉と 7 号炉で注水系・残留熱除去系配管・弁（7 号炉のみ）の接続先に違いがあるため記載
・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⑨※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⑨
圧力容器への注水である。
柏崎は 6 号炉と 7 号炉で注水系

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の接続先に違いがあるため記載

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③⑧⑩⑮

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⑩

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③⑩

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③⑩

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③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
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る。

相違理由⑪

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

相違理由③

る。
相違理由①

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。

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。

12

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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. 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，
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。

備考

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，相違理由③

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，現場での人力相違理由②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，高圧代替注水系の運転を継続する。

相違理由②

ⅰ)

相違理由②

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

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・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

相違理由②・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑧
相違理由⑩

・サプレッション・チェンバ・高圧代替注水系（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・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

する設備は以下のとおり。

・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ

※５

相違理由②

・高圧代替注水系（注水系）配管・弁

相違理由②

・高圧炉心スプレイ系配管・弁・ストレーナ

相違理由⑬

・原子炉隔離時冷却系（注水系）配管・弁

相違理由⑬

・復水補給水系配管

相違理由⑩

・高圧炉心注水系配管・弁相違理由⑬

・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⑨※5：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⑨
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）

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

備考
相違理由②

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。
・水中ポンプ・ホース
・仮設発電機・燃料補給設備(b) 復旧(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所

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

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③

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系

する前に代替交流電源設備又は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③④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⑫
相違理由③⑭相違理由⑨・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑧
相違理由⑩

・復水貯蔵槽14

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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⑩

・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⑨・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器
相違理由⑮

・所内蓄電式直流電源設備
・常設代替交流電源設備

・常設代替交流電源設備
相違理由⑭・第二代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備

・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備相違理由⑪※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⑨
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③，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保して発電用原子炉を冷却※７する設備は以下のとおり。

相違理由③
相違理由⑨

・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑧
相違理由⑩

・復水貯蔵槽・サプレッション・チェンバ相違理由③⑫・サプレッション・チェンバ

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：1.2 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・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⑩

・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⑨・原子炉圧力容器

・原子炉圧力容器
相違理由⑮

・所内蓄電式直流電源設備
・可搬型直流電源設備

・可搬型代替直流電源設備

相違理由③・燃料給油設備相違理由⑪※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⑨
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。

相違理由③⑯，記載表現の相違

相違理由④ⅲ. 直流給電車による原子炉隔離時冷却系への給電
直流給電車により原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な直流電源を確保して発電用原
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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柏崎刈羽原子力発電所／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④

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相違理由①

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

高圧代替注水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，常設高圧

相違理由②⑩⑮

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

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），サプレ

相違理由⑧⑮

る。

ッション・チェンバ，高圧代替注水系（蒸気系）配管・弁，主蒸気系配管・弁，原子炉隔相違理由②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

相違理由②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②

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⑥⑮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⑧⑩

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，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設備及び燃料給油設備は

相違理由⑪

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⑥⑮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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東海第二

備考
相違理由①

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。

相違理由②

・排水設備
排水を行わなかった場合においても，原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系の運転を継続することができるが，排水が可能であれば原子炉隔離時冷却系の運転継続時
間を延長できることから，原子炉隔離時冷却系の機能を維持する手段として有効である。

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。

相違理由④・直流給電車
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「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」 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，により発電用原子炉を冷却する際は，発電用原子炉を冷却するための原子炉圧力容器内の水 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。

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の作動状況を確認する手段があ
る。

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相違理由②

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東海第二

備考

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。 東二の現場計器はＳ Ｓ機能維持

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，現場計器についてを担保する設計である旨を記載

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）

相違理由②
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

相違理由⑬
相違理由⑬

・復水貯蔵槽水位（SA）
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③

相違理由③

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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

備考
相違理由②

・原子炉水位（狭帯域，広帯域，燃料域，SA）
・可搬式原子炉水位計
・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※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。

東二の原子炉水位は，中央制御室で可搬型計測器による監視が可能であるが，現場においても計測及び監視が可能。

(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

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②③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，サプレッション・プール水位，可搬型計測器，常設高圧代替注

東二は高圧代替注水系（現場起水系ポンプ吐出圧力，常設高圧代替注水系ポンプ入口圧力，高圧代替注水系タービン入口動時）の監視計器及び可搬型計

圧力及び高圧代替注水系タービン排気圧力は重大事故等対処設備として位置付ける。

測器を重大事故等対処設備とし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て位置付ける。

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

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。
柏崎は左記計器を自主対策設備

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。

と位置付ける。

・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場相違理由⑰

起動時に使用する現場監視計器
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。

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東海第二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圧力高圧代替注水系，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

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，ほう酸水注入系，制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

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。

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

備考

相違理由⑤
相違理由③⑤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

相違理由⑫
相違理由③

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。

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。

を継続する。

以降，同様の相違理由によるものは相違理由⑱と示す。
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

東二は純水系のみでの補給となる

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注ため，容量の多いほう酸水貯蔵タ

水も可能である。

ンクを水源として選定。テストタ
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。

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

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③

・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑧・ほう酸水貯蔵タンク

相違理由③
相違理由⑲

・ほう酸水注入系テストタンク
・ほう酸水注入系配管・弁・ほう酸水注入系配管・弁・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。

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東海第二

備考

・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⑭・可搬型代替交流電源設備
・燃料給油設備

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。

相違理由③ⅱ) 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

相違理由⑪
相違理由⑫
相違理由③

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③・逃がし安全弁（安全弁機能）

相違理由⑧・復水貯蔵槽・復水貯蔵タンク相違理由③・制御棒駆動系配管・弁・制御棒駆動水圧系配管・弁・復水補給水系配管・弁・補給水系配管・弁・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

相違理由③

相違理由③

・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

相違理由⑪
相違理由⑭

・第二代替交流電源設備

相違理由⑤ⅲ. 高圧炉心注水系緊急注水による進展抑制
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・高圧炉心注水系ポンプ

備考
相違理由⑤

・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③⑧

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③⑳

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⑪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③

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③⑱⑲

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。

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相違理由③

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東海第二・高圧炉心注水系

備考
相違理由⑤

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」，「ｄ．重大事故等の進展抑制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。

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⑦

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⑦※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

24

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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③

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⑩

相違理由③

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③
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／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) 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⑦①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⑫
相違理由⑫

③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， 系統構成の違い

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 相違理由

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
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 相違理由③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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柏崎刈羽原子力発電所／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）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⑫
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③⑫
常設高圧代替注水系ポンプを起動し，原子炉圧力容器への注水を開始する。

東二は設備名を記載し，柏崎は系統名を記載している。

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⑫

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

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 2 名（操作者及び確認者）にて操作を実施した場合，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(c) 操作の成立性
上記の操作は，運転員等（当直運転員）2名にて操作を実施した場合，作業開始を判断し 相違理由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分以内で可能である。

で 15 分以内で可能である。
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
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③

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⑩

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③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／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
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③

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⑦①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③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

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，高相違理由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：1.2 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全開操作するこ 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。

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。また，可搬型

相違理由③

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，発電長に作動状況に異常がないこと 相違理由③

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 相違理由

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，中央制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できな御する。

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し，現 相違理由

相違理由③

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。
東二は本項⑥手順で報告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の上昇により確認し，当直副長に報告する。

相違理由⑯⑨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 1 名及び現場運転員 4 名にて作業を実(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，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③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

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⑦−16図に示す。

相違理由⑦

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③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

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。
条文要求である現場操作は全交

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流動力電源喪失及び常設直流電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。

源系統喪失を想定した場合の手段であるため，東二は「現場での人力操作による高圧代替注水
系起動」手順をサポート系故障時のみに整備する。
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。

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

ａ．現場手動操作による高圧代替注水系起動

備考

相違理由②

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

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③

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，原子炉圧力容器内の水位を維持できない場 相違理由②

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が起動できない場合は，現場での人 相違理由②

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による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，サプレッション・チェンバを水源とした原 相違理由②

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。

子炉圧力容器への注水を実施する。

相違理由②

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③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。
相違理由②

また，現場手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動した場合は，潤滑油冷却器の冷却水を確保するため，真空タンクドレン弁等を開操作することにより，原子炉隔離時冷却系ポンプ室に排水が滞留することとなるが，この排水を処理しなかった場合においても，原子炉冷却材圧
力バウンダリの減圧対策及び原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時の冷却対策の準備が整うまでの期間，原子炉隔離時冷却系を水没させずに継続して運転できる。
(a) 手順着手の判断基準(a) 手順着手の判断基準

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による原子炉隔

全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により中央制御室からの操作による原子炉隔

離時冷却系及び高圧炉心注水系での原子炉圧力容器への注水ができない場合において，中央制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ず，原子炉圧力容器内

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，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，中央制御室からの操作

相違理由②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）以上に維持できにより高圧代替注水系を起動できない場合。

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

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

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。

を第 1.2.9 図に示す。
柏崎は表題を記載［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。

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②
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

相違理由②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②③⑫
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③

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②⑫

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

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。

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

相違理由②
相違理由②

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
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
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，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②⑫

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，発電長に現場手 相違理由②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

動操作による原子炉圧力容器への注水の準備完了を報告する。

る原子炉隔離時冷却系起動の準備完了を報告する。

系統構成の違い
相違理由
相違理由②

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 東二は駆動蒸気ラインを隔離すを隔離する必要がある場合は，原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を閉とする。
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る必要がある場合の手順を記載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②⑫
注水開始を指示する。

視を指示する。

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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）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

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全開操作するこ 相違理由②⑫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。また，可搬型

相違理由②③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

計測器により高圧代替注水系の作動状況を確認し，発電長に作動状況に異常がないこと 相違理由②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を報告する。

相違理由②
相違理由

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 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

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高圧代替注水系系統流量の上昇により確認し，作動状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，原子炉建屋原子炉棟にて，高圧代

相違理由②

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）から原替注水系タービン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。な相違理由②③

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，原子炉圧力容お，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監視ができない場合

相違理由

器内の水位を制御する。

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し，現場計

相違理由②⑫

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。
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。
相違理由②

［原子炉隔離時冷却系排水処理（緊急時対策要員操作）］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。
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
入口まで移動する。
③緊急時対策要員は，防護扉を開放する。
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（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
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。

33

柏崎刈羽原子力発電所／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

備考
相違理由②

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。
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。
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，緊急時対策本部は当直長に報告する。
(c) 操作の成立性(c) 操作の成立性

上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 1 名，現場運転員 4 名及び緊急時対策

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）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 相違理由②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②

能である。

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，放射線防護具，照明及び通信連絡設備を整 相違理由③備する。室温は通常状態と同程度である。

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

相違理由②とし，その後速やかに退室する手順とする。したがって，原子炉隔離時冷却系タービングラ
ンド部からの蒸気漏えいに伴う環境温度の上昇による運転員への影響はないものと考えており，防護具（酸素呼吸器及び耐熱服）を確実に装着することにより本操作が可能である。

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）(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③

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③

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③⑭

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③A，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③

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③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「1.1435電源の確保に関する手順等」にて整理する。

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）
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

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③

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③

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③る。

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：1.2 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③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④

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。

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）(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⑦1.2.18 図に示す。

−16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③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相違理由②

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，高圧代替注水系の運転を継続する。

相違理由②

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③

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③⑭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③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り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③
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。
相違理由④

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。

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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）

東海第二1.2.2.3 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③

炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）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③

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③⑱
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。

相違理由③
相違理由⑲

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③

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。

相違理由⑦

概要図を第1.2−8図に，タイムチャートを第1.2−9図に示す。

相違理由⑦［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】

相違理由③①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。

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⑫

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相違理由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。

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／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⑫

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

相違理由③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③

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③

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④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⑫
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③
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。
相違理由③［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⑫

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。

て実施する。
相違理由⑫⑱⑨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
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，復水補給水柏崎は補給ラインの系統構成と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

してホースを接続する。

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

東二は既設の純水補給ラインを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。

使用するためホース接続不要。

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⑲

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。

41

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③⑫
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⑫⑱
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。

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：1.2 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

備考
相違理由⑲

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③

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。

相違理由

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

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名にて実施した場合，作業開始を判断して 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。

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③備する。室温は通常運転時と同程度である。

43

柏崎刈羽原子力発電所／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③

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③

炉隔離時冷却系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（レベル 3）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③

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③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③

相違理由③

(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③

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1.2−10図に，タイムチャートを第1.2− 相違理由⑦

図に示す。

11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③
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③，記載方針の相違
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 相違理由③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③⑫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③⑫
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③
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③

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⑤

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⑤

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(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⑦−16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③

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③

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③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③

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③

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③

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 相違理由③

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。

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③⑲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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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⑥

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

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⑩

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⑩

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⑩

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③

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，
相違理由③

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，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。

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

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／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
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1.2−12図に，タイムチャートを第1.2−13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⑦
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 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

び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 相違理由③

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。

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⑩①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。
東二は操作の成立性にて明確に

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。

時間を記載しているため，記載
しない。

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：1.2 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) 高圧炉心注水系による原子炉圧力容器への注水

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

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

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 相違理由③

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 信号名称の相違

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

相違理由③⑩

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③⑩（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③

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③⑩

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③
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。

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

炉心注水系の水源を復水貯蔵槽に保持する。

重大事故等の収束に必要となる
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

水の供給手順等」にて整備する。

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③

概要図を第 1.2.17 図に示す。

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。

相違理由⑦［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③
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③

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高圧炉心スプレ 相違理由③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

51

，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：1.2 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［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。

52

柏崎刈羽原子力発電所／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）
1.2.2.5 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）による原子炉注水手順については，「1.4 原子炉冷却材圧力バウンダ 東二は他条文で整備する左記操
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③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。

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。

53

（参考資料）
１．２ 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ
1

番号
相違理由①

2

相違理由②

2

相違理由③

2

相違理由④

3

相違理由⑤

3

相違理由⑥

6

相違理由⑦

7

相違理由⑧

7

相違理由⑨

7

相違理由⑩

8

相違理由⑪

9

相違理由⑫

10

相違理由⑬

11

相違理由⑭

11

相違理由⑮

15

相違理由⑯

19

相違理由⑰

21

相違理由⑱

21

相違理由⑲

21

相違理由⑳

内容
東二は本項で使用する設備に自主対策設備はない。
柏崎は審査基準である原子炉隔離時冷却系を選定している。
東二は原子炉隔離時冷却系と同等以上の効果を有する設備として高圧代替注水系を選定している。
設備名称の相違
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。
東二は代替電源の容量及び電源系統構成の違いから，緊急注水
手順は整備しない。
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。
図表番号の附番ルールの相違
東二は有効性評価の条件として，逃がし安全弁（安全弁機能）
を原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時の注水確保のための圧力上昇抑制に期待しており，重大事故等対処設備と位置付ける。
東二は注水ラインを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。
柏崎は重大事故等時の対処に用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。
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。
見出し記号の附番ルールの相違
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。
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。
45条の記載の整理に従い記載している。
東二はサプレッション・チェンバを水源とした内部水源による循環のため，補給の必要なし。
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。
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。
東二は純水系のみでの補給となるため，容量の多いほう酸水貯蔵タンクを水源として選定。テストタ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。
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。

（参考資料）
１．２ 比較表の相違理由一覧

24

相違理由

26

相違理由

26

相違理由

26

相違理由

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。
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。
東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。
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ため「状態表示等」と記載。

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）
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

相違理由③
柏崎は常設直流電源系統喪失

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．非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ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

炉の減圧機能は，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。）である。

う。） 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。
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

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。

※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

柏崎刈羽原子力発電所／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）
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。

※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。

8

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。

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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。

ⅱ. 手動操作による減圧

ⅱ) 手動操作による減圧

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
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相違理由②③

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。

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。

・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。
・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

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（自動替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，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。

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。

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

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。

13

相違理由③

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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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東海第二

備考
相違理由④

ⅲ. 代替逃がし安全弁駆動装置による減圧
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頁に記載

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。
・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
相違理由①②③

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②③相違理由③相違理由①②15

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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

相違理由②
相違理由③

・逃がし弁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
・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

柏崎刈羽原子力発電所／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・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高圧窒素ボンベ逃がし安全弁（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
相違理由⑰

・直流給電車及び電源車

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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境改善を必要としないため，ブ

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

ローアウトパネルによる環境備であり，運転員による開放操作は必要としない。

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
相違理由⑲

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。
相違理由⑲

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。

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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

備考

ａ．手動操作による減圧

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②

ⅱ.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・バイパス弁作が可能な場合の開操作が可能な場合。

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

相違理由
相違理由②

段として選定。

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。
※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

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図及び第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②⑧

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

備考

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

相違理由⑧
相違理由⑳

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。

b

ｂ

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，相違理由②⑳

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⑩② 判断基準ⅱ：急速減圧の場合②c 判断基準ⅲ：炉心損傷後の減圧の場合② 判断基準ⅱ) ：急速減圧の場合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

29

柏崎刈羽原子力発電所／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

(c) 操作の成立性(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1.3−21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。

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：１．３ 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
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

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。

東二は，「1.15 事故時の計装に関する手順等」で整備する計室（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。

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※２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。

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

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）作動用の窒素ガス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

※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

相違理由
相違理由②

段として選定。

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。
※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1.3−8図に，タイムチャートを第1.3

相違理由⑧

に示す。

−9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,記載をしていない。

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。
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1系※２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（燃料有効長底部

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。

から燃料有効長の20％高い位置）に到達した場合。

35

相違理由

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）

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）作動用の窒素ガス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相違理由②

段として選定。

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。
※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1.3−10図に，タイムチャー

相違理由⑦

1.3.8 図に示す。

トを第1.3−11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。

続し，原子炉圧力容器内の圧力を確認する。

相違理由②
柏崎は表題を記載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

相違理由⑳②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。

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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。
相違理由②⑧⑳⑥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。

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相違理由⑧
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）

東海第二⑩［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
柏崎は表題を記載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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東海第二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

備考
相違理由④

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。

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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。

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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。

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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)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1.3−12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，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

相違理由

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

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。
柏崎は使用，待機，予備のボン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。

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⑤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。
⑥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，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

柏崎刈羽原子力発電所／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
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1.3−14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，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

柏崎刈羽原子力発電所／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。屋内作業の室温は通常状態と同程度である。

46

備考
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）

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（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。安全弁（逃がし弁機能）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（逃がし安全弁機能） 開放手順の概要は以下のとおり。概要図を第1.3−16図に，タイムチャートを第1.3−17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（逃がし安全弁機能） 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交換を指示する。
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の入れ替えを実施する。
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に切り替えを実施し，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。室温は通常状態と同程度である。

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⑦−21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。
東二は交流電源を詳細に記載。

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（自動減圧機能）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

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系統圧力，原子炉水位のパラメータ変化，原

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

子炉建屋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予測されるパラ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。

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ＬＯＣＡの発生ていないため記載するを判断した場合。

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

柏崎刈羽原子力発電所／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1.3−18図及び第1.3−19図に，タイムチャートを第1.3−20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。

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する。

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

柏崎刈羽原子力発電所／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

柏崎刈羽原子力発電所／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

柏崎刈羽原子力発電所／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

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相違があるため，手順を分け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 系以上又はて記載する。

代替注水系の起動操作を実施する。

主な対応方針の違いについて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，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

子炉建屋ガス処理系を起動す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る。

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。
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。

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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

柏崎刈羽原子力発電所／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）［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］東海第二備考（現場隔離操作の成立性）

相違理由⑧

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］

相違理由⑧

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
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

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⑤⑭⑰

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

１．３ 比較表の相違理由一覧

比較表ﾍﾟｰｼﾞ

ｱｽﾀﾘｽｸ番号内容
東二は，単体で性状がわかるガスには「ガス」を付けないこととしている。
設備名称の相違
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。
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。

1

相違理由①

2

相違理由②

2

相違理由③

2

相違理由④

3

相違理由⑤

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。

3
5
7
7

相違理由⑥
相違理由⑦
相違理由⑧
相違理由⑨

対応手順書名を正確に記載
図表番号の附番ルールの相違
見出し記号の附番ルールの相違
信号名称の相違8

相違理由⑩

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。

9

相違理由⑪

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。

10

相違理由⑫

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。

10

相違理由⑬

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。

11

相違理由⑭

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。

12

相違理由⑮

東二は左記のとおり自主対策設備と位置付ける。

16

相違理由⑯

第46条の記載に従い整理している。

18

相違理由⑰

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。

22

相違理由⑱

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。

22

相違理由⑲

東二はインターフェイスシステムLOCA発生時の環境評価から，原子炉建
屋原子炉棟内の環境改善を必要としないため，ブ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。

25

相違理由⑳

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の対応に当たることとしているため。

26

相違理由

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。

28

相違理由

東二は運転員等の対応要員数をタイムチャートに示す。

31

相違理由

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。

52

相違理由

東二では原子炉隔離時冷却系が非常用炉心冷却系に含まれていないため記載する（参考資料）